сопротивление сухих трансформаторов

Когда говорят о сопротивлении сухих трансформаторов, многие сразу думают о паспортных данных — обмотка, изоляция, стандартные тесты. Но в реальности, на объекте, всё часто упирается в мелочи, которые в каталогах не напишут. Например, как ведёт себя активное сопротивление обмоток после нескольких лет работы в пыльном цеху, или почему при, казалось бы, нормальных замерах всё равно возникает перегрев в определённых точках. Это не просто цифры, это история каждой конкретной установки.

От теории к практике: почему паспортные значения — лишь отправная точка

В документации на сухой трансформатор, скажем, от того же ООО Хэнань Цзиньюй Электрик (их сайт, кстати, https://www.jydq.ru, полезно иногда глянуть на актуальные модели), всегда указаны нормированные значения сопротивления обмоток. Берёшь мегомметр, проводишь приёмо-сдаточные испытания — всё в пределах. И кажется, что вопрос закрыт. Но вот случай: поставили трансформатор 10 кВ в вентилируемом помещении, но с высокой влажностью весной и осенью. Через два сезона начинаются проблемы с дистанционным мониторингом — датчики показывают рост сопротивления изоляции в нерабочие часы. В чём дело? Оказалось, конденсат оседал на не самых очевидных местах — на контактных группах вводов, где есть микротрещины в покрытии. Паспортное сопротивление самой обмотки было в норме, а вот путь утечки по поверхности — уже нет.

Это к тому, что смотреть надо не только на обмотку, но и на всю систему в сборе. У того же производителя, ООО Хэнань Цзиньюй Электрик, в линейке продуктов как раз есть распределительные и сухие трансформаторы для разных условий. Но даже самая хорошая конструкция требует правильного места установки. Частая ошибка — считать, что раз трансформатор сухой, его можно поставить куда угодно. Нет, пыль с целлюлозного или деревообрабатывающего производства — это отдельный враг. Она слоем ложится, гигроскопична, и со временем может создать мостики, которые серьёзно снизят поверхностное сопротивление.

Поэтому первый практический вывод: замеры сопротивления изоляции нужно делать не только между обмотками и землёй, но и между фазами по поверхности, особенно на открытых токоведущих частях. И делать это регулярно, в разных погодных условиях. Цифра в протоколе — это снимок момента. А нам нужна динамика.

Температурный дрейф и его последствия для диагностики

Ещё один момент, который часто упускают из виду — зависимость сопротивления от температуры. Все знают, что медь и алюминий нагреваются — сопротивление растёт. Но на что это влияет в диагностике? Приведу пример. При плановом ТО на подстанции замерили сопротивление обмоток НН трансформатора. Значение было на 15% выше, чем при прошлом замере полгода назад. Первая мысль — деградация контактов, возможная проблема с пайкой или ослабление соединения. Начали разбирать, искать... А причина оказалась банальнее: предыдущий замер делали зимой, в холодном помещении, а нынешний — в летний жаркий день, трансформатор был под нагрузкой и ещё не остыл. Активное сопротивление обмотки выросло в основном из-за температуры, а не из-за дефекта.

Отсюда правило: всегда фиксировать температуру обмоток или окружающей среды при замере сопротивления постоянному току (сопротивления обмоток). И приводить значения к одной температуре, обычно к 20°C, для сравнения. В инструкциях к трансформаторам, в том числе и от JYDQ, это есть, но на практике этим часто пренебрегают, особенно в спешке. А потом тратятся часы на ложные поиски неисправностей.

Более тонкий эффект — неравномерный нагрев. Если в одной из фаз сопротивление после приведения к общей температуре всё равно стабильно выше, это уже серьёзный сигнал. Возможно, неравномерность охлаждения, а может, и внутренняя проблема, например, в переходных контактах переключателя ответвлений. Такое было на одном из старых трансформаторов 35 кВ — разница в 8% по фазам в итоге привела к обнаружению подгоревшего контакта на ДРР.

Влияние качества монтажа и первых пусков

Очень многое зависит от того, как трансформатор смонтировали и ввели в работу. Казалось бы, подключил кабели, проверил фазировку — и вперёд. Но есть нюансы, напрямую влияющие на будущее сопротивление изоляции. Один из критичных этапов — первый прогрев после долгой транспортировки или хранения в сыром месте. Если трансформатор хранился на открытом складе, в обмотках может быть влага. И если сразу дать полную нагрузку, есть риск. Правильнее — провести постепенный прогрев малыми нагрузками или даже внешним нагревом, чтобы влага вышла постепенно, не создав локальных перенапряжений в изоляции.

Мы как-то столкнулись с ситуацией на новом объекте, где стояли сухие трансформаторы. После монтажа провели стандартные высоковольтные испытания — всё прошло. Но при первом включении под нагрузку сработала защита от перегрева через несколько часов. Оказалось, при монтаже сильно пережали гибкие связи (шинки) между трансформатором и распределительным устройством. Место контакта стало локальной точкой повышенного сопротивления, которая грелась и давала ложный сигнал датчикам на трансформаторе. Пришлось всё отключать, перебирать соединения, замерять падение напряжения на каждом контакте. Мелочь, а остановила пуск на сутки.

Поэтому сейчас всегда настаиваю на замере контактных сопротивлений всех болтовых соединений после окончательной затяжки. И не доверять только динамометрическому ключу — он даёт момент, но не показывает качество контакта. Лучший индикатор — микроомметр, но на практике часто обходятся измерением падения напряжения токовыми клещами. Это уже лучше, чем ничего.

Долгосрочные наблюдения и старение изоляции

Со временем даже у качественного сухого трансформатора характеристики меняются. Речь не о внезапных отказах, а о медленной деградации. Мониторинг сопротивления изоляции — один из ключевых методов предсказательного обслуживания. Но тут важно не просто снимать значения, а строить тренд. Например, если сопротивление изоляции медленно, но неуклонно снижается на 5-7% в год — это повод задуматься о состоянии системы охлаждения и чистоте. Возможно, нужна более частая очистка от пыли.

Интересный случай из практики связан с трансформаторами, работающими в сети с большим количеством высших гармоник (частотные приводы, дуговые печи). Со временем мы заметили, что у них несколько иначе стареет изоляция обмоток. Вибрации от гармоник, микроперегревы — всё это в долгосрочной перспективе может приводить к микротрещинам в лаковой изоляции проводов. Это не сразу видно по сопротивлению, но если проводить диагностику тангенсом дельта угла диэлектрических потерь, то можно уловить начальные изменения. К сожалению, для сухих трансформаторов такой метод не так распространён, как для масляных, но на критичных объектах его стоит внедрять.

Производители, такие как ООО Хэнань Цзиньюй Электрик, конечно, закладывают запас прочности. Но ресурс изоляции всё равно конечен. И здесь сопротивление — не абсолютный показатель, а относительный. Его ценность — в сравнении с предыдущими замерами на том же самом оборудовании, в схожих условиях. Заведи журнал, записывай температуру, влажность, нагрузку на момент замера — через несколько лет это будет бесценная информация для принятия решения о ремонте или замене.

Ошибки при замерах и их интерпретации

Ну и куда же без человеческого фактора. Самый частый косяк — нестабильность контакта измерительных щупов. Особенно при замере малых активных сопротивлений обмоток НН. Кажется, прижал плотно, но если есть окислы или краска, получаешь завышенное значение. Приходится зачищать контактные площадки, иногда даже до металла. Ещё один момент — влияние наводок и остаточного заряда. После отключения от сети в трансформаторе может остаться заряд, особенно если есть ёмкостные связи. Перед замером сопротивления изоляции нужно обязательно разрядить обмотки на землю. Не все это делают, а потом удивляются, почему показания ?плывут?.

Была история, когда молодой специалист замерил сопротивление изоляции между обмоткой ВН и землёй, получил значение ниже допустимого. Паника, вызов ремонтной бригады. Те приехали, перемерили своим прибором, предварительно прогрев трансформатор инфракрасной лампой (была сырая погода) и тщательно разрядив обмотки — значение оказалось в полтора раза выше нормы. Всё дело было в поверхностной влаге и методике. Так что инструмент и подготовка — это половина дела.

И последнее — не стоит слепо доверять автоматическим диагностическим системам. Они хороши для непрерывного мониторинга и сигнализации о резких изменениях. Но когда нужно понять причину плавного изменения сопротивления сухих трансформаторов, без человеческого глаза, опыта и, зачастую, без дополнительных проверок ?на месте? не обойтись. Ни одна система не почистит радиаторы от пыли и не подтянет ослабший контакт. Техника — это инструмент в руках того, кто понимает, что именно он измеряет и почему это значение могло измениться.