تلفات ترانسفورماتورها

تلفات ترانسفورماتورها

به طور کلی توان در ترانسفورماتورها به دو صورت تلف می شود.
الف – تلفات مسی یا اهمی
به علت وجود مقاومت اهمی در سیم پیچ ها در اثر عبور جریان الکتریکی مقداری از توان به صورت حرارت در سیم پیچ ها از بین می رود.
ب – تلفات هسته آهنی
توان در هسته به سه صورت تلف می شود که عبارتند از:
1- تلفات فراری یا پراکندگی: مقداری از فلوی مغناطیسی بدون آنکه در داخل هسته و در سیم پیچ ثانویه مفید واقع شود به بیرون از هسته نشت کرده و پراکنده می شود و باعث کاهش توان می گردد.
2- تلفات فوکو : در اثر تغییرات فلوی مغناطیسی در هسته ، جریانی به نام جریان فوکو در هسته ایجاد می شود که بر طبق قانون لنز با جریان به وجود آورنده خود مخالفت می کند و باعث کاهش آن می شود.بنابراین با کاهش جریان ، توان ترانسفورماتور افت پیدا می کند.جریان فوکو یک جریان گردابی است و باعث گرم شدن هسته نیز می شود.برای کاهش جریان فوکو، هسته را ار ورقه هایی که نسبت به همدیگر عایق هستند می سازند.
3- تلفات هیسترزیس : تلفات هیسترزیس تلفاتی است که در اثر کاهش و افزایش حوزه مغناطیسی در هسته به وجود می آید. به این ترتیب که ، جریان درلحظه ای که مثبت است حوزه مغناطیسی در یک جهت معین در هسته به وجود می آید و وقتی که جهت جریان عوض شد ، جهت حوزه مغناطیسی نیز عوض می شود.در نتیجه عوض شدن جهت حوزه مقداری از حوزه که در قسمت مثبت هسته باقی مانده بود ، باید حذف شود و جهت تغییر کند.این مقدار باقی مانده را پس ماند مغناطیسی می گویند.حذف پس ماند مغناطیسی و عوض شدن جهت آن و ادامه این عمل باعث تلفات هیسترزیس می شود.به زبان ساده وقتی جریان تغییر جهت می دهد مولکول های هسته نیز تغییر جهت می دهند و در این تغییر جهت مولکول ها بین آنها اصطکاک به وجود آمده و باعث گرم شدن هسته می شود.این عمل موجب تلفات هیسترزیس می گردد
ساختمان ترانسفور ماتور

ترانسفورماتورها را با توجه به کاربرد و خصوصیات آنها میتوان به سه دسته کوچک، متوسط و بزرگ دستهبندی کرد. ساختمان ترانسفورماتورهای بزرگ و متوسط بهدلیل مسائل فاظتی و عایقبندی و امکانات موجود، نسبت به انواع کوچک آن پیچیدهتر است. اجزاء تشکیل دهنده یک ترانسفورماتور به شرح زیر است:
هسته ترانسفورماتور

هسته ترانسفورماتور متشکل از ورقههای نازکی است که سطح آنها با توجه به قدرت ترانسفور ماتورها محاسبه میشود. برای کم کردن تلفات آهنی هسته ترانسفور ماتور را نمیتوان بهطور یکپارچه ساخت. بلکه معمولاً آنها را از ورقههای نازک فلزی که نسبت به یکدیگر عایق هستند، میسازند این ورقهها از آهن بدون پسماند با آلیاژی از سیلیسیم (حداکثر ۴.۵ درصد) که دارای قابلیت هدایت الکتریکی و قابلیت هدایت مغناطیسی زیادی است ساخته میشوند . زیاد بودن مقدار سیلیسیم، باعث شکننده شدن ورقها میشود. برای عایق کردن ورقهای ترانسفورماتور، در گذشته از یک کاغذ نازک مخصوص که در یک سمت این ورقه چسبانده میشد، استفاده میکردند، اما امروز در هنگام ساختن و نورد این ورقهەا یک لایه نازک اکسید فسفات یا سیلیکات به ضخامت ۲ تا ۲۰ میکرون بهعنوان عایق بر روی آنها مالیده میشود، که باعث پوشاندن روی ورقهها میگردد. علاوه بر این، از لاک مخصوصی نیز برای عایق کردن یک طرف ورقهها استفاده میشود. تمامی ورقههای ترانسفور ماتور دارای یک لایه عایق هستند. در هنگام محاسبه سطح مقطع هسته باید سطح آهن خالص را منظور کرد. ورقههای ترانسفور ماتورها را به ضخامتهای ۰.۳۵ و ۰.۵ میلیمتر و در اندازههای استاندارد میسازند. باید دقت کرد که سطح عایق شدهٔ ورقههای ترانسفور ماتور همگی در یک جهت باشند (مثلاً همه به طرف بالا) علاوه بر این تا حد امکان نباید در داخل قرقره فضای خالی باقی بماند. لازم به ذکر است ورقهها با فشار داخل قرقره جای بگیرند تا از ارتعاش و صدا کردن آنها نیز جلوگیری شود.

مزایا هسته ترانس آهن :

• 1- فراوانی
• 2- پایین بودن قیمت
• 3- عمر زیاد
• 4- فرم دهی آسان
معایب هسته ترانس آهن :

• 1- خاصیت القایی کم
• 2- ضد آب نبودن
• 3- وزن زیاد
• 4- تولید نویز بالا
سیم پیچ ترانسفور ماتور

معمولاً برای سیمپیچ اولیه و ثانویه ترانسفور ماتور از هادیهای مسی با عایق (روپوش) لاکی استفاده میکنند، که با سطح مقطع گرد و اندازههای استاندارد وجود دارند و با قطر آنها مشخص میشوند. در ترانسفور ماتورهای پرقدرت از هادیهای مسی که بهصورت تسمه هستند استفاده میشوند و ابعاد این گونه هادیها نیز استاندارد است.
سیم پیچی ترانسفور ماتور به این ترتیب است که سر سیمپیچها را بهوسیله روکش عایقها از سوراخهای قرقره خارج میکنند، تا بدین ترتیب سیمها، قطع (خصوصاً در سیمهای نازک و لایههای اول) یا زخمی نشوند، علاوه بر این بهتر است رنگ روکشها نیز متفاوت باشد تا در ترانسفور ماتورهای دارای چندین سیم پیچ، بهراحت بتوان سر هم سیمپیچ را مشخص کرد. بعد از اتمام سیمپیچی یا تعمیر سیمپیچها ترانسفور ماتور باید آنها را با ولتاژهای نامی خودشان برای کنترل و کسب اطمینان از سالم بودن عایق بدنه و سیمپیچهای اولیه و ثانویه آزمایش کرد.
محاسبه نيروهاي جريان اتصال كوتاه در سيم پيچ ترانسفورماتور

محاسبه نيروهاي اتصال كوتاه وارد برسيم پيچهاي ترانسفورماتورها همواره از مسائل مورد توجه مهندسين طراح ترانسفورماتور بوده است . امروزه با افزايش سطح اتصال كوتاه شبكه‌ها و همچنين نياز به استفاده از ترانسفورماتورهائي با قدرت بالاتر، اين مسئله اهميت بيشتري يافته است . جهت محاسبه نيروي وارد بر سيم‌پيچهاي ترانسفورماتور ابتدا مي‌بايستي چگالي شار مغناطيسي در پنجره ترانسفورماتور بر روي سيم‌پيچ محاسبه گرديده و سپس با انتگرال گيري حاصلضرب اين مقدار در بردار جريان، بردار نيرو در هر نقطه محاسبه گردد. همانگونه كه اشاره رفت محاسبه چگالي شار مغناطيسي قدم اوليه جهت محاسبه نيرو مي‌باشد . در اين مقاله جهت محاسبه چگالي شار مغناطيسي ابتدا پتانسيل مغناطيسي برداري محاسبه گرديده و سپس با استفاده از آن، چگالي شار مغناطيسي بدست آمده است . محاسبه پتانسيل مغناطيسي برداري با استفاده از دو روش حل معادلات ماكسول با كمك توابع تغييريافته بسل و حل معاملات ماكسول از طريق روش اجزا محدود صورت پذيرفته است و مقايسه‌اي مابين اين دو روش به عمل آمده است . البته از آنجا كه اين مسئله خاص داراي تفارنهاي چندي است ، ابتدا معادلات ساده شده پتانسيل مغناطيسي برداري محاسبه گرديده و سپس با استفاده از اين معادلات كه حال ديگر در فضاي دو بعدي مطرح مي‌باشند، جهت دو روش فوق الذكر استفاده بعمل آمده است . با محاسبه پتانسيل مغناطيسي برداري، چگالي شار مغناطيسي در هر نقطه از پنجره ترانسفورماتور و نهايتا نيروي وارد بر هر نقطه محاسبه گرديده است .
گروه برداری اتصالات

اصولاً در ترانسفورماتورها بین ولتاژ اولیه و ثانویه ، اختلاف فازی حاصل می شود که مقدار آن ، بستگی به طریقه اتصال بین سیم پیچ های مختلف داخل ترانسفورماتور دارد . پس ابتدا باید نحوه اتصالات سیم پیچ های اولیه و ثانویه را مشخص نمود .
برای مشخص نمودن اتصالات سیم پیچ های ترانسفورماتور از حروف اختصاری استفاده می شود . به این ترتیب که اتصال ستاره با Y ، اتصال مثلث با D و اتصال زیگزاگ را با Z نشان می دهند . در ضمن اگر اتصال مورد نظر در طرف فشار قوی باشد ، با حروف بزرگ و اگر در طرف فشار ضعیف باشد ، با حروف کوچک نمایش می دهند ؛ مثلاً اتصال ستاره – ستاره با Yy و یا اتصال مثلث – زیگزاگ با Dz مشخص می شود ( لازم به ذکر است که حروف معرف اتصال طرف ولتاژ بالا یا فشار قوی ، در ابتدا ، و حروف معرف اتصال طرف ولتاژ پایین ، بعد از آن قرار می گیرد ) . حال اگر در طرف ستاره یا زیگزاگ ، مرکز ستاره یا زیگزاگ ، زمین شده باشد ، متناسب با اینکه اتصال مربوطه در طرف ولتاژ بالا یا پایین باشد ، به ترتیب از حروف N یا n استفاده می شود ؛ مثلاً Yzn یعنی اتصال ستاره – زیگزاگ که مرکز زیگزاگ ، زمین شده است و اتصال ستاره در طرف ولتاژ بالا ، و زیگزاگ در طرف ولتاژ پایین است .
بعلاوه در ترانسفورماتورها ، هر فاز اولیه با فاز مشابه اش در ثانویه ، اختلاف فاز مشخصی دارد که جزء خصوصیات آن ترانسفورماتور به شمار می آید ؛ مثلاً ممکن است این زاویه 0، 30 ، 150 ، 180 و … باشد . برای آنکه زاویۀ مذکور ، اختلاف فاز را برای هر ترانسفورماتور مشخص نمایند به صورت مضربی از عدد 30 تبدیل می کنند و مضرب مشخص شده را در جلوی حروف معرف اتصالات طرفین ترانسفورماتور می آورند . مثلاً مشخصه YNd11 بیانگر اتصال اولیه ستاره با مرکز ستاره زمین شده و ثانویه ، مثلث است که اختلاف زاویه بین اولیه و ثانویه برابر 330 می باشد . به این عدد گروه ترانسفورماتور می گویند .
به طور کلی مطابق استاندارد IEC76-4 ، نوع اتصالات ترانسفورماتورها می تواند مطابق یکی از اعداد 11،10،8،7،6،5،4،2،1،0 باشد . اصولاً اتصالات ترانسفورماتورها به چهار دستۀ مجزا تقسیم می شوند که عبارتند از :
1. دستۀ یک : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه 0،4 یا 8 هستند .
2. دستۀ دوم : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه 2،6 یا 10 هستند .
3. دستۀ سوم : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه 1 یا 5 هستند .
4. دستۀ چهارم : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه 7 یا 11 هستند .
اما دو موضوع مهم در گروه و اتصال ترانسفورماتورها ، تعیین گروه آنها با توجه به نوع اتصال ، و یا یافتن نوع اتصال سیم پیچ ها با توجه به دانستن گروه ترانسفورماتور می باشد .
الف ) تعیین گروه ترانسفورماتور با توجه به معلوم بودن اتصالات سیم پیچ ها
این موضوع را با شرح یک مثال بیان می کنیم . فرض کنید که اتصالات سیم پیچ های ترانسفورماتور ، به صورت ستاره – مثلث و مطابق با شکل زیر باشد . ابتدا بر روی این اتصالات ، سرهای ورودی و خروجی سیم پیچ ها با U,V,W (برای سیم پیچ اولیه) و u,v,w (برای سیم پیچ ثانویه) مشخص می شوند . سپس بردار نیروی محرکه تمام سیم پیچ ها را از انتهای هر فاز به سمت ابتدای هر فاز رسم می نماییم . لازم به ذکر است که سر سیم پیچ ها به معنای ابتدای فاز خواهد بود و طبعاً سر دیگر سیم پیچ ها به معنای انتهای فاز می باشد

برای یافتن گروه ترانسفورماتور ، دو دایره متحدالمرکز با قطرهای متفاوت رسم می کنیم و ساعت های 1 تا 12 را بر روی آن مشخص می سازیم . ابتدا بر روی دایره بزرگتر ، بردارهای ولتاژ سیم پیچ های اولیه رسم می شود . در اینجا با توجه به اتصال اولیه به صورت ستاره ، بردارهای OU ، OV و OW بر روی ساعت های 12 (یا صفر) ، 4 و 8 رسم می گردد . توجه شود که بین سرهای خروجی ، 4 ساعت یا 120 درجه اختلاف فاز می باشد . سپس نوبت به ترسیم بردارهای ولتاژ سیم پیچ های ثانویه می رسد . با توجه به اتصال مثلث سیم پیچ های ثانویه ، باید بردار ولتاژ vu در راستای بردار ولتاژ OU اولیه ، بردار ولتاژ wv ثانویه هم راستا با بردار ولتاژ OV اولیه ، و بردار ولتاژ uw ثانویه در راستای بردار ولتاژ OW اولیه رسم گردد . البته بردارهای هم راستا باید به گونه ای رسم شوند که اولاً بین سرهای خروجی ، معادل 4 ساعت اختلاف فاز داشته باشد ، و ثانیاً توالی فاز uvw (در جهت عقربه های ساعت) در ثانویه رعایت شود . حال با توجه به موقعیت ولتاژ u ثانویه که بر روی عدد 1 قرار گرفته است ، در می یابیم که گروه این نوع اتصال ، معادل 1 می باشد . به عبارت دیگر ، بین ولتاژ اولیه و ثانویه ، 30 درجه اختلاف فاز وجود دارد .
ب) تعیین اتصال سیم پیچ های ترانسفورماتور با توجه به معلوم بودن گروه آن
مشابه قسمت قبل ، این موضوع را با مثالی بیان می کنیم . فرض کنید که می خواهیم اتصال ترانسفورماتور Yd11 را رسم نماییم . در شکل زیر نحوه یافتن اتصالات یک ترانسفورماتور Yd11 نشان داده شده است

در این روش بر روی نمودار دایره ای ، و با توجه به اتصال سیم پیچ اولیه ، بردارهای ولتاژ OU ، OV و OW رسم می شود . سپس با توجه به گروه 11 ترانسفورماتور ، بردارهای uv ، vw و wu (با در نظر گرفتن این نکته که سر u روی عدد 11 ، سر v روی عدد 3 ، و سر w بر روی عدد 7 قرار گیرد) رسم می شود . پس از رسم نمودار دایره ای ، سیم پیچ اولیه و اتصالات آن رسم می شود و بر روی آن ، بردارهای ولتاژ مشخص می گردد . حال با توجه به مطالب گفته شده ، کافی است که سرهای خروجی را در ثانویه ترانسفورماتور تعیین نماییم . انتخاب سرهای خروجی باید به گونه ای صورت گیرد تا بردارهای ولتاژ سیم پیچ های اولیه و ثانویه با بردارهای ولتاژ اولیه و ثانویه بر روی نمودار ، یکسان باشد . در نهایت باید سرهای همنام u ، v و w ثانویه به هم متصل گردند تا اتصال مثلث کامل گردد که این روند در شکل نشان داده شده است .
قرقره ترانسفور ماتور

برای حفاظت و نگهداری از سیم پیچهای ترانسفورماتور خصوصاً در ترانسفورماتورهای کوچک باید از قرقره استفاده نمود. جنس قرقره باید از مواد عایق باشد. قرقره معمولاً از کاغذ عایق سخت، فیبرهای استخوانی یا مواد ترموپلاستیک میسازند. قرهقرههائی که از جنس ترموپلاستیک هستند، معمولاً یک تکه ساخته میشوند ولی برای ساختن قرقرههای دیگر آنها را در چند قطعه تهیه و سپس بر روی همدیگر سوار میکنند. بر روی دیوارههای قرقره باید سوراخ یا شکافی ایجاد کرد تا سر سیمپیچ از آنها خارج شود.
اندازه قرقره باید با اندازهٔ ورقههای ترانسفورماتور متناسب باشد و سیمپیچ نیز طوری بر روی آن پیچیده شود، که از لبههای قرقره مقداری پائینتر قرار گیرد تا هنگام جا زدن ورقههای ترانسفور ماتور، لایهٔ روئی سیم پیچ صدمه نبیند. اندازه قرقرههای ترانسفور ماتورها نیز استاندارد هستند، اما در تمام موارد، با توجه به نیاز، قرقره مناسب را میتوان طراحی کرد.
نکات قابل توجه قبل از حمل ترانسهای قدرت

پس از پایان مراحل ساخت و انجام موفقیتآمیز آزمایشات کارخانهای، قبل از جابهجائی ترانسفورماتور، از محلی به محل دیگر و قبل از بارگیری باید اقدامات زیر به روی ترانسفور ماتور انجام گیرد، بهمنظور کاهش ابعاد و وزن ترانسفورماتور و نیز از نظر فنی و محدودیّتهای ترافیکی، باید تجهیزات جنبی ترانسفورماتور کنسرواتور(منبع انبساط)، بوشینگها و… باز و بهطور جداگانه بستهبندی و آماده حمل گردند. اما خود ترانسفورماتور به طریق زیر حمل میگردد.
▪ حمل با روغن: ترانسفورماتورهای کوچک و ترانسفورماتورهائی که وزن و ابعاد آنها مشکلاتی را از نظر حمل ایجاد نمینمایند، معمولاً با روغن حمل میگردند. در این حال سطح روغن باید حدوداً ۱۵ سانتیمتر پایینتر از درپوش اصلی (سقف) ترانسفورماتور قرار داشته باشد.
توجه:
فاصله ۱۵ سانتیمتری فوقالذکر در مورد کلیه ترانسفورماتورها یکسان نبوده و توصیه میشود و به دستورالعمل کارخانه سازنده مراجعه شود.
لازم به ذکر است که در هنگام حمل روغن، قسمت فعال (Active Part) ترانسفورماتور باید کاملاً در داخل روغن قرار گیرد.
بهمنظور جلوگیری از نفوذ رطوبت و هوا به داخل ترانسفورماتور، فضای بین روغن و سقف ترانسفورماتور را با هوای خشک و یا گاز نیتروژن با فشار حدود ۲/۰ بار در هوای ۲۰ درجه پر میکنند. لازم به ذکراست که گاز نیتروژن باید کاملاً خشک باشد، در این حالت با نصب یک محفظه سیلیکاژل بسته (آببندی شده) بر روی ترانسفورماتور عمل جذب رطوبت انجام میشود. ضمناً جهت جلوگیری از پاشیدن روغن به داخل سیلیکاژل در طول حمل از یک وسیله حفاظتی استفاده میشود.
▪ حمل بدون روغن: ترانسفورماتورهای بزرگ بدون روغن حمل میگردند. در این موارد پس از تخلیه روغن، ترانسفورماتور را با هوای خشک (دارای رطوبت کمتر از ppmv ۲۵ و نقطه میعان کمتر از ۶۰ ـ درجه سانتیگراد) یا با نیتروژن (با درجه خلوص ۹.۹۹%) پر میکنند. لازم به ذکر است که در این حالت نیز در طول حمل باید فشار هوا یا نیتروژن بهطور مرتب کنترل گردد.
نکات قابل توجه و مهم در نصب و قبل از راه اندازی:

۱- کنترل ضربهنگار
۲- کنترل فشار هوا
۳- کنترل نقطه شبنم و اکسیژن
۴- کنترل استقرار ترانسفورماتور بر روی فوندانسیون
۵-کنترل تجهیزات جنبی ترانسفورماتور شامل بوشینگ، سیستم خنک کننده، رادیاتور، فن، پمپ، کنسرواتور و ملحقات آن
۶- سیستم تنفسی
۷- شیر اطمینان
۸- ترمومترها شامل ترمومتر روغن (کالیبره کردن ترمومتر) و ترمومتر سیم پیچ
۹- تپ چنجر
۱۰- رلهبو خهلتس
روغن ترانسفور ماتور

روغنهای ترانسفور ماتور عمدتاً ترکیبات پیچیدهای از هیدروکربنهای مشتق از نفت خام میباشند و به جهت دارا بودن خواص مورد نیاز، این نوع روغنها جهت ترانسفورماتورها مناسبتر تشخیص داده شدهاند.
خواص مورد نیاز برای روغنهای ترانسفور ماتور بهطور خلاصه عبارتند از:
▪ عایق کاری الکتریکی
▪ انتقال حرارت
▪ قابلیت خاموش کردن قوسالکتریکی
▪ پایداری شیمیائی
▪ سیل کردن ترانسفورماتور
▪ جلوگیری از خوردگی
▪ در مورد سفارش خرید روغن برای ترانسفورماتورها دو مورد مهم را مدنظر قرار میدهیم.
▪ انتخاب نوع روغن ترانسفورماتور
نوع روغن و کیفیت آن، براساس طراحی ترانسفورماتورها میباشد. بهعنوان مثال در یکی از بررسیها نوعی چسب که در داخل ترانسفورماتور بهکار برده شده بود توسط روغن ترانس حل گردید و باعث شد که ذرات چسب داخل روغن پراکنده شود و منجر به کاهش دیالکتریک روغن گردد. مورد دیگری که مورد آزمایش قرار گرفت، این بود که کاتالیزور مس و آهن باعث از بین بردن روغن تشخیص داده شده است. بنابراین نوع ترانسفورماتور و مواد به کار رفته در آن درتعیین نوع و کیفیت روغن آن تأثیر زیادی دارد.
آلودگی روغن ترانفسورماتورها:

بهطور کلی دو نوع آلودگی اصلی در روغن ترانسفور ماتورها عبارتند از:
۱- مواد معلق در روغن
۲- آب
۳- اکسیداسیون روغن
پس از شناسائی مؤلفههای روغن با آزمایشهای مختلف، تصمیم به تصفیه یت تعویض روغن اتخاذ میگردد.
بهطور کلی ۳ نوع آزمایش کلی بر روی روغن ترانسفورماتور انجام میگیرد که عبارتند از:
۱- آزمونهای فیزیکی
۲- آزمونهای شیمیائی
۳- آزمونهای قسمتهای الکتریکی
برخی از آزمایشهائی که باید روی روغن ترانسفورماتورها، انجام گیرد در زیر آمده است.
۱- تست اسیدیته
۲- تست گازهای حل شده در روغن
۳- تست کشش سطحی
۴- تست بیفنیل پلی کلرید (pcb)
تست ولتاژ شکست:

روغن ترانسفورماتورها معمولاً باید دارای ضریب شکست بیشتر از ۵۰ کیلو ولت باشند، که با انجام آزمایش ولتاژ شکست، نسبت به اندازهگیری آن اقدام میگردد. اگر این شاخص تا حد مشخصی کمتر از ۵۰ کیلو ولت باشد میتوان با تصفیه روغن موجود آن را اصلاح کرد، در غیر این صورت باید نسبت به تعویض روغن اقدام نمود.
آنالیز گاز کروماتورگرافی:

با توجه به اینکه مولکولهای روغن از ترکیبات هیدروکربن ساخته شدهاند، حرارت یا شکست الکتریکی میتواند باعث شکست مولکولهای روغن و تولید گازهای قابل اشتعالی مثل متان، اتیلن، اتان و سایر گازها شود، که در دراز مدت انفجار ترانسفورماتور را در پی خواهد داشت. تحلیل گاز کروماتوگرافی به اندازهگیری میزان گازهای تولید شده در روغن ترانسفورماتور و آنالیز آنها میپردازد.
تکنولوژی ساخت

ساخت ترانسفورماتورهای فشار قوی فاقد روغن، در طول عمر یکصد ساله ترانسفور ماتورها، یک انقلاب محسوب میشود. ایده استفاده از کابل با عایق پلیمر پلیاتیلن، بهجای هادیهای مسی دارای عایق کاغذی از ذهن یک محقق سوئدی به نام پرفسور Mats lijon تراوش کرده است.
تکنولوژی استفاده از کابل بهجای هادیهادی مسی دارای عایق کاغذی، نخستین بار در سال ۱۹۹۸ در یک ژنراتور فشار قوی بهنام Power Former بهکار گرفته شد. در این ژنراتور بر خلاف سابق که از هادیهای شمشی (مستطیلی) در سیمپیچی استاتور استفاده میشد، از هادیهای گرد استفاده شده است. همانطور که از معادلات ماکسول استنباط میشود، هادیهای سیلندری، توزیع میدانالکتریکی متقارنی دارند. بر این اساس ژنراتوری میتوان ساخت که برق را با سطح ولتاژ شبکه تولید کند بهطوری که نیاز به ترانسفورماتور افزاینده نباشد. در نتیجه این کار، تلفات الکتریکی به میزان ۳۰ درصد کاهش مییابد.
در یک کابل پلیمری فشار قوی، میدان الکتریکی در داخل کابل باقی میماند و سطح کابل دارای پتانسیل زمین میباشد. در عین حال میدان مغناطیسی لازم برای کار ترانسفورماتور تحت تأثیر عایق کابل قرار نمیگیرد. در یک ترانسفورماتور خشک، با استفاده از تکنولوژی کابل، امکانات تازهای برای بهینه کردن طراحی میدانهای الکتریکی و مغناطیسی، نیروهای مکانیکی و تنشهای گرمائی فراهم کرده است.
در فرآیند تحقیقات و ساخت ترانسفورماتور خشک، در مرحله نخست یک ترانسفورماتور آزمایشی تک فاز با ظرفیت ۱۰ مگا ولتآمپر (Dry former)، طراحی، ساخته و آزمایش گردید.
Dry former اکنون در سطح ولتاژهای از ۳۶ تا ۱۴۵ کیلوولت و ظرفیت تا ۱۵۰ مگاولت آمپر وجود دارد.
ویژگیهای ترانسفورماتورهای خشک

با پیشرفت تکنولوژی امکان ساخت ترانسفورماتورهای خشک با بازدهی بالا فراهم شده است.
ترانسفورماتور خشک دارای ویژگیهای منحصر به فردی است از جمله:
۱- به روغن برای خنک شدن، یا بهعنوان عایق الکتریکی نیاز ندارد. سازگاری این نوع ترانسفورماتور با طبیعت و محیط زیست یکی از مهمترین ویژگیهای مهم آن است. بهدلیل عدم وجود روغن، خطر آلودگی خاک و منابع آب زیرزمینی و همچنین احتراق و خطر آتشسوزی کم میشود.
با حذف روغن و کنترل میدانهای الکتریکی که در نتیجه آن خطر ترانسفورماتور از نظر ایمنی افراد و محیط زیست کاهش یافته است. امکانات تازهای را از نظر محل نصب ترانسفورماتور فراهم کرده است. به این ترتیب امکان نصب ترانسفورماتور خشک در نقاط شهری و جاهائی که از نظر زیست محیطی حساس هستند، وجود دارد.
۲- در ترانسفورماتور خشک بهجای بوشینگ چینی در قسمتهای انتهائی از عایق سیلیکن را بر (Silicon rubber) استفاده میشود. به این ترتیب خطر ترک خوردن چینی بوشینگ و نشت بخار روغن از بین میرود.
۳- کاهش مواد قابل اشتعال، نیاز به تجهیزات گسترده آتشنشانی را کاهش میدهد. بنابراین از این دستگاهها در محیطهای سرپوشیده و نواحی سرپوشیده شهری نیز میتوان استفاده کرد.
۴- با حذف روغن در ترانسفورماتور خشک، نیاز به تانکهای روغن، سنجه سطح روغن، آلارم گاز و ترمومتر روغن کاملاً از بین میرود. بنابراین کار نصب آسانتر شده و تنها شامل اتصال کابلها و نصب تجهیزات خنک کننده خواهد بود.
۵- از دیگر ویژگیهای ترانسفورماتور خشک، کاهش تلفات الکتریکی است. یکی از راههای کاهش تلفات و بهینه کردن طراحی ترانسفورماتور، نزدیک کردن ترانسفورماتور به محل مصرف انرژی تا حد ممکن است تا از مزایای انتقال نیرو به قدر کافی بهرهبرداری شود. با بهکارگیری ترانسفورماتور خشک این امر امکانپذیر است.
۶- اگر در پست، مشکل برق پیش آید، خطری متوجه عایق ترانسفور ماتور نمیشود. زیرا منبع اصلی گرما یعنی تلفات در آن تولید نمیشود. بهعلاوه چون هوا واسطه خنک شدن است و هوا هم مرتب تعویض و جابهجا میشود، مشکلی از بابت خنک شدن ترانسفورماتور بروز نمیکند.
سیستم نمایش و مدیریت ترانسفورماتورها (TMMS)

سیستم TMMS (Transformer Monitoring Management System) فارادی یک سیستم نمایش و مدیریت ترانسفورماتور است.
سیستم TMMS براساس جمعآوری اطلاعات بحرانی بهرهبرداری ترانسفورماتور و تجزیه و تحلیل آنها عمل مینماید.
سیستم TMMS با تجزیه و تحلیل اطلاعات قادر خواهد بود که ضمن تفسیر عملکرد ترانسفورماتور عیبهای آن را تشخیص داده و اطلاعات لازم برای تصمیمگیری را در اختیار بهرهبردار قرار دهد.
اطلاعات بهرهبرداری که برای فرآیند نمایش و مدیریت ترانسفورماتورها مورد نیاز بوده و توسط سنسورهای مخصوص جمعآوری میگردند به شرح زیر میباشند.
گازهای موجود در روغن ترانسفورماتورهمراه با ئیدران

▪ آب موجود در روغن ترانسفورماتور همراه با Acquaoil ۳۰۰
▪ جریان بار ترانسفورماتور
▪ دمای نقاط مختلف ترانسفورماتور
▪ وضعیت تپ جنچر ترانسفورماتور
▪ سیستم خنک کنندگی ترانسفورماتور
اطلاعات بهرهبرداری فوق جمعآوری شده و بههمراه سایر اطلاعات موجود بهطور مستمر تجزیه و تحلیل شده تا بتوانند اطلاعات زیر را درباره وضعیت بهرهبرداری ترانسفورماتور تهیه نمایند.
▪ شرایط عمومی و کلی ترانسفورماتور
▪ ظرفیت بارگیری ترانسفورماتور
▪ میل و شدت تولید گاز و جباب در داخل روغن ترانسفورماتور
▪ ملزومات نگهداری ترانسفورماتور
سیستم TMMS فارادی را میتوان برای ترانسفورماتورهای موجود بهکار برد و همچنین میتوان آن را در ساختمان ترانسفورماتورهای جدید طراحی و نصب نمود.
ارتقاء سیستم TMMS فارادی با افزودن سنسورهای اضافی میتوانید باعث ارتقاء عملکرد آن برای مواد زیر گردید.
▪ حداکثر نمودن ظرفیت بارگذاری ترانسفورماتور برای بهرهبرداری اقتصادی و بهینه
▪ تشخیص عیب و توصیه راه حل در ترانسفورماتورها
▪ مدیریت عمر ترانسفورماتور و افزایش آن
▪ تکمیل و توسعه فرایند و عملیاتی مدیریت ترانسفورماتورها با کمک اطلاعات اضافی تهیه شده در زمان حقیقی
▪ کاهش و حذف خروجی ترانسفورماتورها بهصورت برنامهریزی شده و یا ناشی از خطا
▪ آشکارسازی علائم اولیه پیدایش خطا در ترانسفورماتورها
▪ نمایش مراحل تکامل و شکلگیری شرایط پیدایش خطا
ترانسفورماتورها سازگار با هارمونیک ترانسفورماتورهای عامل K

هارمونیکهای تولید شده توسط بارهای غیر خطی میتوانند مشکلات حرارتی و گرمائی خطرناکی را در ترانسفورماتورهای توزیع استاندارد ایجاد نمایند. حتی اگر توان بار خیلی کمتر از مقدار نامی آن باشد، هارمونیکها میتوانند باعث گرمای بیش از حد و صدمه دیدن ترانسفورماتورها شوند. جریانهای هارمونیکی تلفات فوکو را به شدت افزایش میدهند. بههمین دلیل سازندهها، ترانسفورماتورهای تنومندی را ساختهاند تا اینکه بتوانند تلفات اضافی ناشی از هارمونیکها را تحمل کنند. سازندهها برای رعایت استاندارد یک روش سنجش ظرفیت، بهنام عامل K را ابداع کردهاند. عامل K نشان دهنده مقدار افزایش در تلفات فوکو است. بنابراین ترانسفورماتور عامل K میتواند باری به اندازه ظرفیت نامی ترانسفورماتور را تغذیه نماید مشروط بر اینکه عامل K بار غیر خطی تغذیه شده برابر با عامل K ترانسفورماتور باشد. مقادیر استاندارد عامل K برابر با ۴، ۹، ۱۳، ۲۰، ۳۰، ۴۰، ۵۰ میباشند. این نوع ترانسفورماتورها عملاً هارمونیک را از بین نبرده تنها نسبت به آن مقاوم میباشند.
ترانسفورماتور (HMT (Harmonic Mitigating Transformer نوع دیگری از ترانسفورماتورهای سازگار با هارمونیک ترانسفورماتورهای HMT هستند که از صاف شدن بالای موج ولتاژ بهواسطه بریده شدن آن جلوگیری میکند HMT، طوری ساخته شده است که اعو جاج ولتاژ سیستم و اثرات حرارتی ناشی از جریانهای هارمونیک را کاهش میدهد. HMT این کار از طریق حذف فلوها و جریانهای هارمونیکی ایجاد شده توسط بار در سیم پیچیهای ترانسفورماتور انجام میدهد.
چنانچه شبکههای توزیع نیروی برق مجهز به ترانسفورماتورهای HMT گردند میتوانند همه نوع بارهای غیر خطی (با هر درجه از غیر خطی بودن) را بدون اینکه پیامدهای منفی داشته باشند، تغذیه نمایند. به همین دلیل در اماکنی که بارهای غیر خطی زیاد وجود دارد از ترانسفورماتور HMT به صورت گسترده استفاده میشود.
مزایای ترانسفورماتور HMT

▪ میتوان از عبور جریان مؤلفه صفر هارمونیکها (شامل هارمونیکهای سوم، نهم و پانزدهم) در سیم پیچ اولیه، از طریق حذف فلوی آنها در سیم پیچیهای ثانویه جلوگیری کرد.
▪ترانسفورماتورهای HMT با یک خروجی در دو مدل با شیفت فازی متفاوت ساخته میشوند. وقتی که هر دو مدل با هم بهکار میروند، میتوانند جریانهای هارمونیک پنجم، هفتم، هفدهم و نوزدهم را در قسمت جلوئی شبکه حذف کنند.
▪ ترانسفورماتورهای HMT با دو خروجی میتوانند مؤلفه متعادل جریانهای هارمونیک پنجم، هفتم، هفدهم و نوزدهم را در داخل سیم پیچیهای ثانویه حذف کنند.
▪ ترانسفورماتورهای HMT با سه خروجی میتوانند مؤلفه متعادل جریانهای هارمونیک پنجم، هفتم، یازدهم و سیزدهم را در داخل سیم پیچی ثانویه حذف کنند.
▪ کاهش جریانهای هارمونیکی در سیمپیچیهای اولیه HMT باعث کاهش افت ولتاژهای هارمونیکی و اعو جاج مربوطه میشود.
کاهش تلفات توان بهعلت کاهش جریانهای هارمونیکی بهعبارت دیگر ترانسفورماتور HMT باعث ایجاد اعو جاج ولتاژ خیلی کمتری در مقایسه با ترانسفورماتورهای معمولی یا ترانسفورماتور عامل K میشود.
ساختار ميكروسكوپي ورقهاي فولاد سيليسيم‌دار هسته ترانسفورماتور در مراحل مختلف توليد توسط اچانت‌هاي مختلف
ورقهاي فولاد سيليسيم‌دار با بافت و ساختار ويژه، در ترانسفورماتورها مورد استفاده قرار مي‌گيرند. فرآيند توليد ورقهاي فولاد الكتريكي از مراحل مختلفي تشكيل مي‌شود و از آنجا كه عدم دقت در انجام هر مرحله مي‌تواند منجر به توليد ورق با كيفيت نامناسب گردد، لذا كنترل دقيق هر مرحله حايز اهميت خاص مي‌باشد. يكي از بهترين روشها براي كنترل كيفيت در هر مرحله انجام آزمايشهاي ساده متالوگرافي به منظور مشخص نمودن ساختار مي‌باشد.
ترانسفورماتورهاي ابررساناي دماي بالا(HTS)

توجه جدي به ترانسفورماتورهاي ابررسانا از زمان شناخت ابررساناهاي دماي پايين LTS (اعم از Nb-Ti و Nb3-Sn)از اوايل دهه 1960 آغاز شد . مطالعاتي که در آن زمان بر روي اين ترانسفورماتورها انجام شد ، نشان دهنده آن بود که جهت بهره برداري موثر از اين ترانسفور ماتورها ، بايد آنها را در دماي 4.2 K نگه داشت که فراهم کردن چنين شرايطي ضمن پيچيدگيهاي فني ، از نظر اقتصادي نيز مقرون به صرفه نبود . به همين دليل تحقيقات و پژوهشها بسوي کشف موادي با قابليت ابررسانايي در دماهاي بالاتر ، معطوف گرديد .
کشف ابررساناهاي دماي بالا يا HTS 1 در سال 1986 به طور قابل ملاحظه اي چشم انداز استفاده از ابررساناها را در سيستم قدرت الکتريکي تغيير داد ، زيرا دماي بحراني Tc در اين ابررساناها به طور چشمگيري افزايش يافته بود . تلفات پايين و قابليت حمل جريان بالا در هاديهاي HTS سبب مي شود تا تجهيزات الکتريکي داراي بازده کاري بهتر و توان بالاتر ساخته شوند . علاوه بر آن تجهيزات ساخته شده با مواد HTS از نظر سازگاري محيط زيستي نيز مقبوليت بيشتري دارند که از آن جمله ميتوان از ترانسفورماتورهاي HTS که در آنها روغن بکار نرفته است، اشاره شود. همچنین پتانسيل و کشش بازار جهاني براي ترانسفورماتورهاي ابررسانا بيش از 1 ميليارد دلار مي باشد. علي رغم مزاياي ذکر شده کماکان موانع جدي براي توسعه کاربرد HTS در صنعت برق وجود دارد که مهمترين آنها ابتدا سيستم خنک کنندگي و دوم نرخ کارکرد به هزينه هادي HTS مي باشد.به عبارتي، جهت توسعه کاربرد هاديهاي HTS ، لازمست که هزينه اين هاديها ، حتي الامکان کم شود . اين هاديها جهت مصارف گوناگون ميتوانند بکارروند مثل : کابلهاي قدرت ، ترانسفورماتورها ، موتورها و محدودکننده هاي جريان خطا (SCFCL).در زير به بررسي کاربرد HTS در ترانسفورماتور خواهيم پرداخت.
ترانسفورماتورهاي HTS

ترانسفورماتورها يكي از مهمترين عناصر شبكه هاي انتقال و توزيع هستند . در ترانسفورماتورها انرژي الكتريكي در مس سيم پيچها ، آهن هسته ، تانك ترانس و سازه هاي نگهدارنده به صورت حرارت تلف مي شود . حتي در زمانيكه ترانسفورماتور بدون بار است ، در هسته تلفات بي باري(NL) بوجود مي آيد. اخيراً با جايگزيني فلزات بي شكل و غير بلوري (Amorphous) به جاي آهن سيليكوني در هسته ترانسفورماتورهاي توزيع با قدرت نامي كوچكتر از KVA 100 ، تلفات بي باري باز هم كاهش يافته است . اين كار هنوز در مورد ترانسفورماتورهاي بزرگ با قدرت نامي بزرگتر از KVA 500 انجام نشده است .
اگر چه براي هر ترانسفورماتور ، 1 درصد توان نامي آن به عنوان توان تلفاتي در نظر گرفته مي شود ، اما بايد توجه داشت كه آزادسازي بخش كوچكي از اين تلفات در طول عمر ترانسفورماتور صرفه جوئي كلاني را به همراه خواهد داشت . در ترانسفورماتورهاي قدرت معمول ، تقريباً 80 درصد از كل تلفات ، مربوط به تلفات بارداري ترانسفورماتور است كه از اين 80% ، سهم تلفات اهمي سيم پيچها 80% بوده و 20% ديگر مربوط به تلفات ناشي از جريانهاي فوكو و شارهاي پراكنده است . لذا تلاشهاي زيادي جهت كاهش تلفات بارداري صورت ميگيرد.در ابررساناها به علت عدم وجود مقاومت اهمي در برابر جريان ، تلفات اهمي برابر با صفر است . لذا با استفاده از ابررسانا در ترانسفورماتورها ، تلفات کل ترانسفورماتور ، کاهش قابل ملاحظه اي خواهد يافت .
تلاشهايي که جهت توسعه ترانسفورماتورهاي ابررسانا انجام ميگردد، صرفاً به خاطر مسايل اقتصادي و کاهش هزينه کل نيست . يکي ديگر از دلايل طرح اين مبحث آنست که در مراکز پرتراکم شهري ، رشد مصرف 2 درصدي ساليانه به معني نياز به افزايش سيستمهاي موجود است . از طرفي بسياري از پستهاي توزيع به صورت سرپوشيده (Indoor) بوده و در کنار ساختمانها نصب شده اند . در اين نوع پستها همانند ديگر پستهاي توزيع از ترانسهاي روغني استفاده مي شود که استفاده از روغن ، مشکلات و خطرات زيست محيطي و ايمني مربوط به خود را دارد . در حاليکه در ترانسفورماتورهاي ابررسانا ، ماده خنک کننده نيتروژن است که خطري براي افراد و موجودات زنده نداشته ، به علاوه خطر آتش سوزي نيز وجود ندارد .به همين لحاظ خنک کننده مورد استفاده در ترانسفورماتورهاي ابررسانا، به هيچ عنوان قابل مقايسه با روغنهاي قابل اشتعال و مواد شيميايي همچون PCB نيست .
همانطور که ذکر شد ،توجه جدي به ترانسفورماتورهاي ابررسانا از زمان شناخت ابررساناهاي دماي پايين LTS (اعم از Nb-Ti و Nb3-Sn) از اوايل دهه 1960 آغاز شد .اما مطالعاتي که در آن زمان بر روي اين ترانسفورماتورها انجام شد ، نشان داد که جهت بهره برداري از اين ترانسفورماتورها بايد آنها را در دماي 4.2 Kنگه داشت که انجام چنين کاري اقتصادي نيست .
پروژه هاي ترانسفورماتورهاي HTS در جهان

پس از کشف مواد HTS در سال 1986 ، تحقيقات جهت امکان عملي ساخت ترانسفورماتورهاي HTS شروع شد . تحقيقات در سال 1994 نشان داد در صورت استفاده از ترانسفورماتورهاي HTS در محدوده قدرت تا MVA 500 ، ميزان صرفه جويي در هزينه ، 70% و کاهش وزن آنها 40% نسبت به ترانسفورماتورهاي معمولي خواهد بود .
در ژاپن به دليل تراکم بالاي جمعيت ، يکي از فوايد اساسي ترانسفورماتورهاي HTS ، کاهش قابل ملاحظه وزن و حجم آنهاست . همانطوريکه کابلهاي HTS قابليت انتقال بيشتر توان را از طريق کانالهاي موجود دارا هستند ، ترانسفورماتورهاي HTS نيز ميتوانند در فضاي موجود ، قدرت بيشتري نسبت به ترانسفورماتورهاي معمولي تأمين کنند . به همين دليل در ژاپن کوچک شدن فضاي اشغال شده و وزن ترانسفورماتورها به عنوان مهمترين مزيت اين نوع ترانسفورماتورها مطرح است
در اروپا ، علاقه به استفاده از ترانسفورماتورهاي کوچک HTS در قطارهاي سريع السير ، رشد روز افزوني يافته است . پتانسيل و کشش بازار جهاني براي ترانسفورماتورهاي ابررسانا بيش از 1 ميليارد دلار مي باشد .
مقايسه فنی بين ترانسفورماتورهاي معمولي و HTS

براي درک بهتر ترانسفورماتور HTS ، در اين قسمت آنرا با يک ترانسفورماتور روغني مقايسه مي کنيم .بر اين اساس ، يک ترانس معمولي روغني MVA 100 ، سه فاز ، Hz 50 و kV 22/66 طراحي شد .پارامترهاي طراحي ترانس روغني معمولي در جدول (1) آورده شده است. يک ترانسفورماتور HTS نيز براساس مقادير مشابه و درصد امپدانس 5/7% مانند ترانسفورماتور روغني معمولي طراحي شده است . سيم پيچ فشار قوي 5 لايه دارد و هر لايه 98 دور دارد .در حاليکه سيم پيچ فشار ضعيف شامل سه لايه 163 دوري است . استحکام مکانيکي سيم پيچهاي HTS بايد به اندازه سيم پيچهاي ترانسفورماتور روغني باشد.براي اين اين منظور از نوارهاي استيل با اندازه هاي برابر نوار HTS استفاده شد . پارامترهاي طراحي ترانسفورماتور HTS در جدول(1) زير آورده شده است .
جدول (1).مشخصات ترانسفورماتورهاي مورد مطالعه
سيستم خنک کنندگي هسته
با توجه به پارامترهاي بالا ، ترانسفورماتور روغني و ترانسفورماتور HTS در جدول (1) مقايسه شده اند . چگالي شار در هسته داراي مقدار T 73/1 براي هر دو ترانس است . اندازه پنجره هسته در ترانسفورماتور HTS حدود 15% کوچکتر از يک ترانس معمولي است . وزن هسته ترانسفورماتور HTS حدود 15% سبک تر از يک ترانس معمولي است . بازده ترانسفورماتور HTS 91/99 % است که حدود 3/0% بزرگتر از يک ترانسفورماتور معمولي است .
جدول(2) . مقايسه ترانسفورماتورهاي مورد مطالعه
ترانسفورماتور HTS
ترانسفورماتور روغني معمولي

عملکرد ترانسفورماتور در سطوح مختلف نقش کلیدی و موثری در حفظ پایداری و ارتقای قابلیت اطمینان شبکه قدرت دارد، اما عوامل متعددی از قبیل بهره‌برداری غلط، عدم انجام سرویس و تعمیرات به موقع که ناشی از عدم دسترسی به اطلاعات جامع درخصوص ترانسفورماتور است، موجب به وجود آمدن شرایط بحرانی برای آن می‌شود. این شرایط بحرانی علاوه بر اینکه منجر به کاهش طول عمر ترانسفورماتورها (پیری زودرس) و یا تحمیل هزینه‌های تعمیرات و تعویض قطعات آن می‌شود، بعضاً موجب از مدار خارج شدن ترانسفوماتورها و به دنبال آن محدودیت در انتقال قدرت در شبکه می‌شود. با توجه به اهمیت ترانسفورماتور، در سالهای اخیر کنترل بهینه آن در دنیا مورد توجه قرار داشته است و برای رسیدن به این هدف سیستم‌های مانیتورینگ On-Line ترانسفورماتور که بر پایه استخراج پارامترهای ترانسفورماتور و پردازش و آنالیز آنها عمل می‌کنند طراحی و ساخته شده‌اند. هرچند دستگاه‌های متداول حفاظتی ترانسفورماتور شامل انواع رله‌ها، ترمومتر، برقگیر و … برای تشخیص و حفاظت از خطا در شبکه استفاده می‌شوند، اما به دلیل اهمیت موضوع، امروزه مراقبت از ترانسفورماتور دامنه وسیع‌تری پیدا کرده و شامل انواع روش‌های حفاظتی و نگهداری بازدارنده و تشخیص عیوب قریب‌الوقوع شده است. در حقیقت بسیاری از بهره‌برداران علاقمند هستند که از وضعیت داخل ترانسفورماتورهای قدرت باخبر شوند. به این ترتیب علاوه بر جلوگیری از وارد آمدن خسارات جدی به ترانسفورماتور، با اطلاع‌رسانی به موقع می‌توان موجب تداوم انتقال انرژی الکتریکی شد. به طور کلی می‌توان به مزایای زیر درخصوص بکارگیری از سیستم مانیتورینگ On-Line اشاره کرد:
– افزایش قابلیت اطمینان به ترانسفورماتور با حداقل‌سازی قطعی‌های ناخواسته
– کاهش ضرر ناشی از انرژی توزیع نشده و یا پرداخت خسارت به مشترکان
– امکان اعمال تعمیرات براساس شرایط واقعی و نیز کاهش هزینه‌های ناشی از خطاهای غیر منتظره و در نتیجه کاهش هزینه‌های تعمیر و نگهداری
– بهره‌برداری از ظرفیت ترانس
– افزایش طول عمر بهره‌برداری از ترانس که موجب به تعویق انداختن سرمایه‌گذاری برای جایگزینی ترانسفورماتور یا بهینه‌سازی آن می‌شود.
معماری کلی سیستم مانیتورینگ On-line ترانسفورماتور طراحی شده در پژوهشگاه نیرو در سیستم مانیتورینگ On-line ترانسفورماتور، اطلاعات از بخش‌های مختلف ترانس به صورت سیگنال‌های آنالوگ و از تابلوهای کنترل ترانس و کنترل تپ چنجر و … به صورت سیگنال‌های آنالوگ و دیجیتال جمع‌آوری می‌شود. اطلاعات جمع‌آوری شده از این بخش‌ها وارد تابلویی به نام Junction-Box می‌شود. این تابلو که در محوطه بیرونی پست قرار می‌گیرد،
از یک‌سری ترمینال جهت دسته‌بندی اطلاعات تشکیل شده است. سپس اطلاعات دسته‌بندی شده از طریق کابل‌های پررشته به صورت گروه‌های ورودی دیجیتال، ورودی آنالوگ و خروجی دیجیتال به اتاق کنترل ارسال می‌شود. در اتاق کنترل اطلاعات به کارت‌های دیجیتال و آنالوگ سیستم کنترل وارد شده و توسط CPU پردازش‌های لازم بر روی آنها انجام می‌شود. جهت دسترسی به یک‌سری امکانات دیگر نظیر مشاهده On-Line، ذخیره‌سازی و آنالیز، اطلاعات به یک کامپیوتر صنعتی ارسال می‌شود.
قابلیت‌های سیستم‌های مانیتورینگ On-Line ترانسفورماتور

در ادامه، به معرفی قابلیت‌ها و امکانات سیستم مانیتورینگ On-line ترانسفورماتور که در پست 230 کیلوولت کن بر روی ترانسفورماتور T4 اجرا شده، می‌پردازیم.
– اندازه‌گیری دماهای بالا و پایین روغن: دمای روغن یکی از پارامترهای مهم ترانسفورماتور است که به عنوان مبنای کنترل ورود و خروج فن‌ها و صدور فرامین آلارم و تریپ حرارتی درنظر گرفته می‌شود. در سیستم‌های قدیمی این دما فقط در قسمت بالای روغن اندازه‌گیری می‌شد، اما در سیستم مانیتورینگ On-Line به منظور افزایش دقت درمحاسبات، دما در دو قسمت مختلف ترانسفورماتور یکی در قسمت بالای روغن و دیگری در قسمت پایین، اندازه‌گیری و نمایش داده می‌شود. در این سیستم دمای روغن علاوه بر موارد ذکر شده، پارامتر اساسی در محاسبه دمای نقطه داغ سیم‌پیچ نیز است.
– محاسبه دمای نقطه داغ سیم‌پیچ: از دیگر دماهای با اهمیت در ترانسفورماتورها، دمای نقطه داغ سیم‌پیچ است که مشابه دمای روغن پارامتر کنترل کننده سیستم خنک کننده و صدور فرامین آلارم و تریپ حرارتی است. از سوی دیگر از آنجایی که استرسهای حرارتی یکی از مهمترین عوامل زوال عایقی ترانسفورماتورها است و داغ‌ترین نقطه سیم‌پیچ ترانسفورماتور محتمل‌ترین مکان برای شکست عایقی است، بنابراین مهمترین عامل محدودکننده بارگذاری ترانسفورماتور است و تعیین دقیق آن سبب می‌شود ارزیابی بهتری از قابلیت بارگذاری، عمر از دست رفته و عمر باقیمانده ترانسفورماتور امکان‌پذیر شود. سه روش اصلی به شرح زیر برای تعیین دمای نقطه داغ وجود دارد: – اندازه‌گیری مستقیم (حسگر فیبر نوری)
– شبیه‌سازی دمای نقطه داغ
– محاسبه با استفاده از مدل‌های حرارتی استاندارد
روش‌ اندازه‌گیری مستقیم با استفاده از فیبر نوری دقیق‌ترین روش موجود است. اما به علت هزینه بالا و قابلیت اطمینان نسبتاً پایین و حساسیت و شکنندگی، حسگرهای فیبر نوری هنوز به طور گسترده مورد استفاده قرار نگرفته است و بیشتر در تحقیقات آزمایشگاهی به کار می‌رود. نکته دیگری که درباره این حسگرها باید گفت این است که نصب آنها تنها در هنگام ساخت یا تعمیرات ترانسفورماتور امکان‌پذیر است.
در ترانسفورماتورهای موجود، این دما از طریق قرار دادن یک ترمومتر دمایی و به روش شبیه‌سازی بدست می‌آید. مشکل این نوع تجهیزات این است که صحت دمای اندازه‌گیری شده و نقاط تنظیم به دقت دماسنج و همچنین توانایی تکنسین بستگی دارد. دقت این ترمومترها که توسط پست‌های حرارتی در کارخانه کالیبره می‌شود معمولاً حدود 2 تا 3 درجه سانتیگراد است و با گذشت زمان ممکن است به 5 تا 10 درجه سانتیگراد هم تغییر یابد که در این زمان باید مجدداً کالیبره شود.
به دلایل ذکر شده در سیستم مانیتورینگ On-line ترانسفورماتور، به جای روش شبیه‌سازی، دمای سیم پیچ از طریق یک‌سری محاسبات طبق استاندارد IEC که متناسب با شرایط مختلف خنک‌کنندگی ترانسفورماتور است، به دست می‌آید.
اندازه‌گیری و نمایش ولتاژ و بار و توان: ولتاژ و جریان و توان ترانسفورماتور در بخش‌های HV، LV اندازه‌گیری و در سیستم مانیتورینگ نمایش داده می‌شود. علاوه بر آن به کمک این مقادیر توان راکتیو و ضریب توان محاسبه می‌شود.
محاسبه پیری حرارتی عایق ترانسفورماتور: در سیستم مانیتورینگ On-line ترانسفورماتور، پیری حرارتی عایق ترانسفورماتور بر پایه دمای نقطه داغ سیم پیچ محاسبه می‌شود.
آشکارسازی گازهای محلول: یکی از خطاها و اشکالات موجود در ترانسفورماتور تولید گازهای مضر محلول در روغن در اثر عواملی از جمله تخلیه جزئی، حرارت ناشی از افزایش بارگیری و .. است. در حال حاضر برای شناسایی این اشکالات، از روغن ترانسفورماتور به صورت دوره‌ای نمونه‌برداری و در آزمایشگاه آنالیز می‌شود. از آنجائی که برنامه نمونه‌گیری و آنالیز روغن در دوره‌های زمانی معین انجام می‌شود ممکن است بعضی از خطاها آشکار نشود و یا اینکه بر طبق این برنامه ثابت دوره‌ای، انجام تست پس از به وجود آمدن یک شرایط بحرانی برای ترانسفورماتور انجام شود. در سیستم مانیتورینگ On-Line با قراردادن یک دستگاه آشکارساز گاز در روغن می‌توان مقدار گاز را به طور پیوسته اندازه‌گیری و نمایش داد و در صورت بروز خطا توسط این دستگاه آلارم مناسب تولید کرد. علاوه بر اینکه به کمک این دستگاه می‌توان خطاها را در زمان تولید آشکار کرد، خطاهای در حال پیشرفت در ترانسفورماتور نیز از طریق نرخ تغییرات گازهای تولید شده مشخص می‌شود و از این راه می‌توان از بوجود آمدن خطرات جدی بر روی ترانسفورماتور جلوگیری کرد.
اندازه‌گیری رطوبت در روغن: رطوبت به عنوان یکی از عوامل مخرب، نقش مهمی در کاهش عمر عایقی ترانسفورماتور دارد. عمر حرارتی کاغذ متناسب با مقدار رطوبت آن است به طوری که اگر مقدار رطوبت کاغذ دو برابر شود عمر آن به نصف کاهش می‌یابد. از طرف دیگر افزایش رطوبت در نواحی با شدت میدان الکتریکی بالا موجب کاهش آستانه شروع تخلیه جزئی و افزایش شدت آن شده و در نهایت موجب وارد شدن خسارات جدی به ترانسفورماتور می‌شود. در ترانسفورماتورها معمولاً مقداری رطوبت در طی فرآیند خشک کردن باقی می‌ماند که به مرور زمان این مقدار در اثر رطوبت هوا و تجزیه روغن و مواد سلولزی بیشتر می‌شود. در حال حاضر روغن ترانسفورماتور به صورت دوره‌ای نمونه‌برداری و در صورت لزوم به کمک دستگاه oiltreatment تصفیه می‌شود. از آنجائی که این نمونه‌برداری به صورت دوره‌ای است ممکن است در زمان مناسب انجام نشود و خسارات جدی به سیستم عایقی ترانسفورماتور وارد شود. در سیستم مانیتورینگ On-Line با توجه به اهمیت رطوبت، دستگاهی برای اندازه‌گیری آن قرار داده می‌شود که به طور مداوم مقدار رطوبت روغن را اندازه‌گیری می‌کند. در این سیستم در صورت افزایش رطوبت با تولید آلارم، بهره‌بردار جهت انجام تست دوره‌ای مطلع می‌‌شود.
کنترل سیستم خنک‌کنندگی: سیستم خنک‌کنندگی ترانسفورماتور یکی از مهمترین بخش‌های آن است که کنترل آن باید از طریق سیستم مانیتورینگ ترانسفورماتور به صورت بهینه انجام شود. هدف از این کنترل قراردادن ترانسفورماتور در دمای نسبتاً ثابتی است. برای رسیدن به این هدف در تعیین دمای ترانسفورماتور باید دقت کافی اعمال شود. در این سیستم دمای بالای روغن توسط سنسور حرارتی با دقت بالا اندازه‌گیری و دمای نقطه داغ سیم پیچ با توجه به بار و دمای محیط محاسبه می‌شود. با استفاده از این مقادیر پیش فرض برای کنترل سیستم خنک‌کننده، فرامین کنترلی مناسب برای راه‌اندازی سیستم از طریق PLC به مدارات فرمان ارسال می‌شود.
پیش‌بینی زمان سرویس تجهیزات سیستم خنک‌کننده: تعمیرات و سرویس به موقع تجهیزات خنک‌کننده ترانسفورماتور نقش به سزائی در عملکرد صحیح این سیستم دارد. در حال حاضر سرویس تجهیزات به صورت دوره‌ای انجام می‌شود. ولی از طریق سیستم مانیتورینگ ترانسفورماتور با اندازه‌گیری مدت زمان روشن بودن هر یک از فن‌ها زمان مورد نیاز برای سرویس این تجهیزات برحسب شرایط و نیاز واقعی مشخص می‌شود.
اندازه‌گیری دمای روغن تپ‌چنجر: تپ‌چنجر یکی از بخش‌های مهم و اساسی ترانسفورماتور است که سلامت آن تاثیر مستقیمی در عملکرد ترانسفورماتور دارد. طی نتایج بررسی‌های به عمل آمده از تحقیقات آماری برای شناسایی خطاهای ترانسفورماتور مشخص شده که بخش عظیمی از این خطاها مربوط به بخش تپ‌چنجر آن است. یکی از مشکلات تپ‌چنجر کثیفی کنتاکت‌ها و ایجاد گرمای اضافی در روغن است که این افزایش گرما باعث کربنیزه‌شدن روغن و ایجاد آلودگی بیشتر شده که در نهایت کاهش قدرت عایقی روغن را به همراه دارد. به همین دلیل یکی از روش‌های شناسایی خطا در تپ‌چنجر اندازه‌گیری دما به صورت پیوسته است. از آنجایی که تانک تپ‌چنجر به صورت مکانیکی به تانک اصلی کوپل شده است، بنابراین اختلاف بین دمای تپ‌چنجر و تانک اصلی می‌تواند به عنوان معیاری برای شناسایی خطاهای آن باشد.
نمایش Tap-Position ترانسفورماتور: یکی از پارامترهای قابل اندازه‌گیری ترانسفورماتور مقدار تپ آن می‌باشد. علاوه بر نمایش این مقدار در سیستم مانیتورینگ از آن در محاسبات نیز استفاده می‌شود.
پیش‌بینی زمان سرویس قطعات تپ‌چنجر: سلامت تپ‌چنجر نقش کلیدی در صحت عملکرد ترانسفورماتور دارد. قطعات تپ‌چنجر در هنگام عملکرد ناشی از تغییر تپ و یا در اثر خوردگی ناشی از جریان فرسوده شده و نیاز به سرویس و یا تعویض دارند. این سرویس باید در زمان مناسبی انجام شود، تا عملکرد ترانسفورماتور تحت تاثیر خرابی تپ‌چنجر قرار نگیرد. در سیستم مانیتورینگ به کمک ثبت تعداد عملکردهای انجام شده و انجام محاسبات می توان زمان سرویس و یا تعویض قطعات را پیش‌بینی کرد.
تعیین عملکرد رله‌های حفاظتی: به منظور ارزیابی صحیح‌تر از وضعیت ترانسفورماتور سیگنال‌های حفاظتی ترانسفورماتور از تابلوهای موجود پست استخراج و در سیستم ثبت می‌شود.
محاسبه ظرفیت اضافه بار: در شرایط کارکرد نرمال شبکه، بارگیری از ترانسفورماتور باید در محدوده بار نامی آن انجام شود، اما در شرایط بحرانی شبکه، شرایطی به وجود می‌آید که پذیرش اضافه بارگیری از ترانسفورماتور اجتناب‌پذیر است. از آنجائی که بارگیری بیشتر از مقدار نامی موجب افزایش دما و متعاقب آن افزایش پیری‌ ترانسفورماتور و در درازمدت موجب وارد شدن خسارات جدی به آن می‌شود بنابراین قبول این اضافه بارگیری باید در زمان محدود و با توجه به شرایط دمایی واقعی انجام شود به طوری که عمر ترانسفورماتور تحت تاثیر آن قرار نگیرد. تحقق این امر بدون وجود یک سیستم مانیتورینگ On-Line ترانسفورماتور که به طور پیوسته مقادیر دما و بارگیری را ثبت می‌کند، غیر عملی است. در سیستم مانیتورینگ On-Line به این منظور برای ترانسفورماتور قابلیتی با عنوان محاسبه ظرفیت اضافه بار که بر پایه اندازه دمای محیط، دمای روغن و دمای نقطه داغ سیم‌پیچ عمل می‌کند در نظر گرفته می‌شود. در گذشته جهت بارگیری از ترانسفورماتورها از جداول ثابت و تقریبی استفاده می‌شد که موجب افزایش خطرات ناشی از اعمال آن می‌شد. ولی امروزه می‌توان از قابلیت‌های سیستم مانیتورینگ On-line ترانسفورماتور برای تشخیص حدود مجاز بارگیری استفاده کرد. برای این منظور برنامه‌ای با عنوان بارگیری از ترانسفورماتور تهیه شده و به کمک این برنامه که براساس شرایط واقعی ترانسفورماتور در شروع بارگیری عمل می‌کند مشخص می‌شود ترانسفورماتور بار را تا چه مدت زمانی می‌تواند تحمل کند تا به شرایط بحرانی نرسد و یا به کمک این برنامه مشخص می‌شود که در یک بازه زمانی معین تا چه باری می‌توان به ترانسفورماتور اعمال کرد.
گفتنی است با اندازه‌گیری و تحلیل این اطلاعات به طور کلی می‌توان به اهدافی نظیر زیر دست یافت:
– تعیین وضعیت Active part
– کنترل سیستم خنک‌کنندگی
– تعیین وضعیت تپ‌چنجر
علاوه بر قابلیت‌های ارایه شده برحسب تقاضا قابلیت‌های زیر و یا هر امکان قابل اجرای دیگری که مورد نیاز باشد می‌تواند در سیستم اضافه شود:
– تعیین خطاهای مکانیکی تپ‌چنجر
– مانیتورینگ بوشینگ
– تعیین وضعیت مدار سیستم خنک‌کننده
– اندازه‌گیری سطح روغن
ویژگی‌های سیستم مانیتورنیگ On-line ترانسفورماتور

به طور کلی می‌توان به ویژگی‌های زیر درخصوص سیستم طراحی شده اشاره کرد:
– اندازه‌گیری پیوسته مقادیر
– ثبت مقادیر اندازه‌گیری شده و توانایی تهیه گزارش از آنها
– توانایی انجام عملیات محاسباتی دقیق و پیشرفته
– امکان تنظیم آستانه‌های مورد نیاز برای آلارم و تریپ
– قابلیت توسعه‌های آتی در نرم‌افزار و سخت‌افزار
– قابلیت انعطاف در تعیین معماری سیستم
– سازگاری با شرایط آب و هوایی مناطق گرم و مرطوب
نمونه اجرا شده: یک نمونه از سیستم مانیتورینگ ترانسفورماتور با مشخصات ذکر شده پس از گذراندن موفقیت‌آمیز تست‌هایی نظیر ESD و EFT و نیز تست‌های عملکردی بر روی یکی از ترانسفورماتورهای 230 کیلوولت پست کن در برق منطقه‌ای تهران نصب شده است.
موارد کاربرد: از آنجایی که بروز خطا در ترانسفورماتورها و عدم شناسایی به موقع آنها بعضاً باعث خروج ترانسفورماتورها از شبکه قدرت و یا کاهش عمر عایقی آنها و در نهایت وارد شدن خسارات اقتصادی و کاهش قابلیت اطمینان می‌شود از این رو استفاده از سیستم‌های مانیتورینگ On-Line به منظور پیشگیری و یا تشخیص به موقع عیوب، در ترانسفورماتورهای مهم شبکه قدرت و صنایعی نظیر فولاد بسیار مثمرثمر خواهد بود.