การทดสอบอัตราส่วนรอบหม้อแปลงไฟฟ้า (TTR) เป็นหนึ่งในขั้นตอนการวินิจฉัยหลักสำหรับประเมินสภาพทางไฟฟ้าและแม่เหล็กของขดลวดและแกนกลางของหม้อแปลงไฟฟ้ากำลัง การทดสอบนี้ดำเนินการตลอดวงจรชีวิตของหม้อแปลงทั้งหมด ตั้งแต่การทดสอบรับรองที่โรงงาน (FAT) การทดสอบตามประเภท การทดสอบรับรองหน้างาน (SAT) ไปจนถึงการดำเนินงานและบำรุงรักษาตามปกติ
หม้อแปลงไฟฟ้าใหม่และเก่ามีความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญในวัตถุประสงค์ ขั้นตอน และการตีความผลการทดสอบ ซึ่งส่วนใหญ่เกิดจากความแตกต่างในสภาพอุปกรณ์ สภาพแวดล้อมการทดสอบ และมาตรฐานทางเทคนิค บทความนี้วิเคราะห์ความแตกต่างเหล่านี้โดยอ้างอิงมาตรฐานสากล (IEC 60076, IEEE C57.12) และกรณีศึกษาจริง เพื่อเป็นข้อมูลอ้างอิงสำหรับการบำรุงรักษาและการประเมินความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้า
สำหรับ หม้อแปลงไฟฟ้าใหม่ เป้าหมายหลักคือ การตรวจสอบความสอดคล้อง เพื่อให้มั่นใจว่าอัตราส่วนรอบขดลวด ตำแหน่งแท็ปเชนเจอร์ และกลุ่มเวกเตอร์ตรงกับข้อกำหนดการออกแบบอย่างเคร่งครัด ตามมาตรฐาน GB 50150-2016 และ IEC 60076-1 ค่าความเบี่ยงเบนของอัตราส่วนที่วัดได้ที่แท็ปพิกัดไม่ควรเกิน ±0.5% ซึ่งเป็นการรับประกันความสอดคล้องของผลิตภัณฑ์ก่อนนำไปใช้งาน
ในทางตรงกันข้าม สำหรับ หม้อแปลงไฟฟ้าเก่า จะเน้นที่ การวินิจฉัยสภาพ เป้าหมายคือการระบุข้อบกพร่องแฝงที่สะสมระหว่างการทำงาน เช่น ไฟฟ้าลัดวงจรระหว่างรอบ การออกซิไดซ์ของแท็ปเชนเจอร์ หรือการเสื่อมสภาพของวงจรแม่เหล็ก โดยการเปรียบเทียบผลการวัดล่าสุดกับบันทึกในอดีต แม้ว่าช่วงค่าความเบี่ยงเบนที่ยอมรับได้จะยังคงเดิม แต่การวิเคราะห์แนวโน้มมีความสำคัญ crucial การเปลี่ยนแปลงของค่าอัตราส่วนอย่างค่อยเป็นค่อยไป มักบ่งชี้ถึงการผิดรูปของขดลวดหรือการสึกหรอของจุดสัมผัส
การทดสอบ หม้อแปลงไฟฟ้าใหม่ ให้ความสำคัญกับประสิทธิภาพและความแม่นยำ โดยทั่วไปจะใช้เครื่องทดสอบ TTR แบบอัตโนมัติเต็มรูปแบบ โดยใช้วิธีสมดุลบริดจ์หรือวิธีกระตุ้นแรงดันต่ำเพื่อวัดอัตราส่วน เฟส และขั้วพร้อมกัน เครื่องมือสมัยใหม่สามารถทำความแม่นยำได้สูงถึง ±0.2% รองรับการวัดสามเฟสพร้อมกัน และสร้างรายงานมาตรฐานอัตโนมัติ
ตัวอย่างเช่น ในระหว่างการทำ FAT ของหม้อแปลงไฟฟ้ากระจายแรงดัน 35 kV เครื่องทดสอบอัตโนมัติแบบดิจิทัลสามารถวัดตำแหน่งแท็ปทั้งหมดได้ภายในเวลาไม่ถึง 20 นาที โดยผลลัพธ์จะถูกบันทึกลงในฐานข้อมูลการตรวจสอบโดยตรง
อย่างไรก็ตาม การทดสอบ หม้อแปลงไฟฟ้าเก่า ต้องคำนึงถึงผลกระทบจากอายุการใช้งานและปัญหาที่อาจเกิดขึ้นกับจุดสัมผัส มักจะใช้วิธีการผสมผสานระหว่าง วิธีโวลต์มิเตอร์คู่แบบดั้งเดิมกับการตรวจสอบด้วยเครื่องมือสมัยใหม่ เนื่องจากอุปกรณ์เก่าอาจมีขั้วต่อที่ออกซิไดซ์หรือแท็ปเชนเจอร์สึกหรอทางกล การใช้แรงดันทดสอบที่สูงขึ้นเล็กน้อย (เช่น 250 V แทน 100 V) จะช่วยลดความไม่สมดุลทางแม่เหล็กและเพิ่มความแม่นยำ
ในกรณีของหม้อแปลงไฟฟ้า 110 kV ที่ใช้งานมาแล้ว 15 ปี วิธีโวลต์มิเตอร์คู่ตรวจพบความเบี่ยงเบนของอัตราส่วนเฟส C ถึง 1.8% ต่อมา การทดสอบ TTR แบบอัตโนมัติได้ระบุตำแหน่งของข้อบกพร่องที่จุดสัมผัสแท็ปเชนเจอร์ที่สึกหรอ ซึ่งยืนยันประสิทธิผลของแนวทางการวินิจฉัยแบบผสมผสานนี้
สำหรับหม้อแปลงไฟฟ้าใหม่ ค่าความคลาดเคลื่อนมักเกี่ยวข้องกับกระบวนการผลิต เช่น เกิดจากข้อผิดพลาดในการพันขดลวด การประกอบแทปเชนเจอร์ที่ไม่ดี หรือการวางตำแหน่งทางกลที่ไม่แม่นยำ
ในกรณีหนึ่ง หม้อแปลงไฟฟ้าใหม่ 10 kV แสดงค่าความคลาดเคลื่อนของอัตราส่วน 1.2% ในการทดสอบก่อนส่งมอบ (FAT) การตรวจสอบพบว่าการสัมผัสระหว่างขั้วต่อของแทปเชนเจอร์ไม่สมบูรณ์ หลังจากขัดเงาและขันแน่นใหม่ ค่าความคลาดเคลื่อนลดลงเหลือ 0.3% ซึ่งเป็นไปตามขีดจำกัดการยอมรับของมาตรฐาน GB และ IEC ยิ่งไปกว่านั้น สำหรับหม้อแปลงขนาดใหญ่ การทดสอบที่แรงดันกระตุ้น 250 V จะให้ค่าอ่านที่เสถียรกว่าที่ 100 V เนื่องจากการทำให้แกนแม่เหล็กอิ่มตัวดีขึ้น
สำหรับหม้อแปลงไฟฟ้าเก่า ค่าความคลาดเคลื่อนส่วนใหญ่เกิดจากการสึกหรอจากการใช้งานและความเครียดทางความร้อนหรือทางไฟฟ้า ปัจจัยสำคัญได้แก่:
การเสื่อมสภาพของฉนวนขดลวดหรือการลัดวงจรระหว่างรอบ ซึ่งทำให้อัตราส่วนการพันขดลวดจริงเปลี่ยนแปลงไป
หน้าสัมผัสของแทปเชนเจอร์เกิดออกซิเดชัน นำไปสู่ความต้านทานการสัมผัสที่ไม่เสถียรและค่าอัตราส่วนที่อ่านได้ไม่ถูกต้อง
การสูญเสียในแกนแม่เหล็กเพิ่มขึ้นหรือคุณสมบัติทางแม่เหล็กเสื่อมลง ซึ่งส่งผลต่อการคู่ควบทางแม่เหล็กและทำให้การวัดไม่เสถียร
ตัวอย่างเช่น หม้อแปลงไฟฟ้า 35 kV ที่ใช้งานมา 20 ปี แสดงให้เห็นค่าความคลาดเคลื่อนของอัตราส่วนเพิ่มขึ้นจาก 0.2% เป็น 1.5% การถอดประกอบยืนยันการผิดรูปของขดลวดเล็กน้อยซึ่งเกิดจากแรงลัดวงจรในอดีต แสดงให้เห็นถึงความจำเป็นของการติดตามแนวโน้มอัตราส่วนเป็นระยะ
หม้อแปลงไฟฟ้าใหม่ ปฏิบัติตามมาตรฐาน GB/T 1094.1-2013, IEC 60076 และ ANSI C57.12 อย่างเคร่งครัด ค่าที่วัดได้จะถูกเปรียบเทียบโดยตรงกับข้อมูลบนแผ่นป้ายชื่อ และหากมีความคลาดเคลื่อนเกินขีดจำกัดที่กำหนด หม้อแปลงนั้นจะไม่ผ่านเกณฑ์สำหรับการจ่ายไฟเข้าสู่ระบบ ผลการทดสอบทำหน้าที่หลักเป็นเอกสารการยอมรับและบันทึกข้อมูลพื้นฐานทางเทคนิค
สำหรับหม้อแปลงไฟฟ้าเก่า การทดสอบจะดำเนินการตามรหัสการทดสอบป้องกัน DL/T 596-2021 หรือ IEEE Std C57.152-2013 โดยใช้เกณฑ์สองทาง: การปฏิบัติตามขีดจำกัดมาตรฐานและการเปรียบเทียบกับข้อมูลในอดีต แม้ว่าขีดความคลาดเคลื่อนที่ยอมรับได้ (±0.5%) จะเหมือนกัน แต่อัตราการเปลี่ยนแปลงระหว่างการทดสอบต่อเนื่องกันเป็นตัวบ่งชี้การวินิจฉัยหลัก
โดยทั่วไป การเปลี่ยนแปลง≤2% เมื่อเทียบกับผลการทดสอบก่อนหน้าที่อุณหภูมิเดียวกัน ถือว่ายอมรับได้ ในโครงการปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้า หม้อแปลงไฟฟ้าเก่า 10 kV จำนวนสิบตัวถูกทดสอบซ้ำในช่วงเวลาห้าปี พบว่าสองตัวมีอัตราการเปลี่ยนแปลงของอัตราส่วนต่อปีเกิน 0.8% ส่งผลให้มีการเปลี่ยนหม้อแปลงเหล่านั้นล่วงหน้าและหลีกเลี่ยงการขัดข้องระหว่างการทำงานในอนาคต
การทดสอบอัตราส่วนการพันขดลวด (TTR) แม้จะมีหลักการเดียวกัน แต่ให้จุดประสงค์ทางเทคนิคที่แตกต่างกันสำหรับหม้อแปลงไฟฟ้าใหม่และเก่า การทดสอบหม้อแปลงไฟฟ้าใหม่เพื่อรับประกันคุณภาพการผลิตและความสอดคล้องกับการออกแบบ ในขณะที่การทดสอบหม้อแปลงไฟฟ้าเก่ามุ่งเน้นไปที่การตรวจหาการเสื่อมสภาพและป้องกันการหยุดทำงานที่ไม่ планиไว้ การทำความเข้าใจความแตกต่างเหล่านี้ในวัตถุประสงค์ เครื่องมือวัด แหล่งที่มาของข้อผิดพลาด และการวิเคราะห์ข้อมูล ช่วยให้ทีมบำรุงรักษาสามารถจัดการวงจรชีวิตของหม้อแปลงไฟฟ้าให้เหมาะสมได้ตามมาตรฐานสากลสมัยใหม่
บทความอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง:
ทำไมการทดสอบความต้านทานสัมผัสจึงต้องใช้กระแส 100A ขึ้นไป?
อันตรายและการแก้ไขปัญหาความต้านทานสัมผัสเกินกำหนดในเซอร์กิตเบรกเกอร์หรือสวิตช์แรงดันสูง
วิธีการวัดความต้านทานสัมผัสโดยไม่ต้องปรับเปลี่ยนวงจร?
วิธีการทดสอบความต้านทานสัมผัสของสวิตช์เกียร์แรงดันสูงหรือเซอร์กิตเบรกเกอร์อย่างถูกต้อง?
ทำไมความต้านทานสัมผัสเกินกำหนดจึงเกิดขึ้นในวงจรรองทางไฟฟ้า?
รายการตรวจสอบการทดสอบการรับรองและการบำรุงรักษาสถานีย่อย 110kV/220kV มีอะไรบ้าง?
เครื่องทดสอบหม้อแปลงเพิ่มเติมจาก Kingrun
บริษัท คิงรัน ทรานสฟอร์เมอร์ อินสตรูเมนท์ จำกัด
