Термографическое обследование силовых трансформаторов является дополнительным методом диагностики, который применяется совместно с хроматографией и физико-химическимианализами масла, регламентными испытаниями и др.  Это вызвано тем, что температурные сигналы на поверхности бака трансформатора связаны с внутренними дефектами косвенным образом, так как обусловлены характером теплопередачи в магнитопроводе и обмотках, а также наличием нескольких источников тепловыделения: вихревых токов и потерь тепла в различных токоведущих частях. 

Тепловизионный контроль может выявить признаки следующих неисправностей в работе трансформаторного оборудования:
• возникновение магнитных полей рассеяния за счет нарушения изоляции элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.),
• нарушения в работе систем охлаждения (маслонасосов, фильтров, вентиляторов и т.п.),
• изменения внутренней циркуляции масла в баке (образование застойных зон), в частности, у трансформаторов с большим сроком службы,
• нагревы внутренних контактов обмоток с выводами трансформатора,
• витковые замыкания в обмотках,
• нарушения в работе термосифонных фильтров,
• дефекты высоковольтных вводов.

Трансформатор представляет собой совокупность технических устройств, выполняющих единый технологический процесс, но работающих в разных температурных режимах, поэтому последовательность его тепловизионного обследования должна включать в себя нескольких этапов. Hиже рассмотрен этап обследования бака трансформатора:

1) Выполняется покадровая сьёмка термограмм начиная с верхней части крайней фазы по направлению к нижней части противоположной фазы с наложением кадров друг на друга около 10% размера. Таким образом ведется процесс съемки всей поверхности бака, включая маслонасосы, маслопроводы и другие узлы. Термографической съемке подвергается вся доступная для этого поверхность бака по периметру.

2) Обследуется тепловое состояние болтов крепления колокола и днища бака (если имеется доступ. Наличие перегрева свидетельствует о возможном нарушении изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, амортизаторов, прессующих колец; местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода.

3) Необходимо выполнить сравнение значений температур на крышке бака, измеренные тепловизором, с данными датчика температуры, а так же с допустимыми значениями температуры верхних слоёв масла с учётом типа системы охлаждения. В соответствии с п.5.3.12 ПТЭ температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке должна быть не выше:
- у трансформаторов и реакторов с охлаждением ДЦ - 75 °С,
- с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д - 95 °С,
- у трансформаторов с охлаждением Ц - 70 °С (на входе в маслоохладитель).

В трансформаторах с системами охлаждения М и Д разность между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора составляет 20-35 °С. Перепад температур масла по высоте бака в трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц находится в пределах 4-8 °С

Приведённые выше параметры температур трансформаторов характерны для установившегося режима работы. При проведении ИК диагностики необходимо учитывать то, что постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений трансформаторов находится в пределах 4 - 7 минут, а постоянные времени всего трансформатора - от 1,5 до 4,5 часов.

4) Локальные нагревы боковых стенок бака трансформатора в районе обмоток связанны с местным перегревом отдельных катушек обмотки; перегревы стенок в области вводов связаны с нарушением контактных соединений отводов обмоток; наличие холодных областей на поверхности бака связано с образованием застойных зон масла, вызванных разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием или конструктивными недостатками. Неравномерность распределения тепловых потерь по обмотке может являться одной из причин возникновения местных перегревов, вызывающих ускоренное старение изоляции витков обмоток.

5)   Контроль трансформаторного оборудования необходимо осуществлять с нескольких точек обзора (минимальное количество точек съемки - 4, максимальное - зависит от расположения и типа системы охлаждения), обеспечивающих видимость всего токоведущего контура и конструктивных элементов объекта с учетом его конструктивных особенностей.

Отдельными этапами проводится тепловизионный контроль устройств системы охлаждения, адсорбционных и термосифонных фильтров, переключающих устройств, контактов и изоляции высоковольтных вводов, контроль элементов обогрева шкафов. 

Перегрев шпильки вывода 0,4 кВ по причине ухудшения контактного соединения	Оценка эффективности системы охлаждения ДЦ по перепаду температур с учётом параметров окружающей среды

Нагрев локального участка на дне трансформаторного бака из-за нарушения изоляции магнитопровода

Этапы диагностики трансформаторов, а так же условия обследования, нормативная документация, требования к средствам измерений и персоналу, меры безопасности при проведении обследования подробно рассматриваются в нашем обучающем курсе «ТВК в электроэнергетике». Подробнее узнать программу курса вы можете у наших менеджеров по телефону +7 (343) 318-01-52