Einführung eines Online-Überwachungssystems für Transformatoren

I. Zentrale Systemüberwachungsparameter und entsprechende Überwachungsmodule

II. allgemeine Systemarchitektur

1. die Wahrnehmungsschicht (Datenerfassungsschicht)

• KernkomponenteVerschiedene Arten von Spezialsensoren, Datenerfassungseinheiten (DAUs).
  • Beispiele: Sensoren für gelöste Gase im Öl (z. B. Halbleiter, Infrarotspektroskopie), Teilentladungssensoren (z. B. Hochfrequenzstromsensoren HFCT, Ultraschallsensoren), Öltemperatursensoren (Platinwiderstände PT100), Erdstromsensoren (Roche-Spulen).
• FunktionalitätDirekter Kontakt oder unmittelbare Nähe zum Transformator, Umwandlung von "physikalischen/chemischen Größen" (z. B. Gaskonzentration, Temperatur, Strom) in "elektrische Signale" (analog oder digital), Vorfilterung, Verstärkung und Datenvorverarbeitung zur Reduzierung von Störungen.

2. die Transportschicht (Datenübertragungsschicht)

• KernkomponenteKommunikationsmodule (z. B. 4G/5G, LoRa, Ethernet, Lichtwellenleiter), Datengateways.
• Auswahl der Übertragungsmethode::
  • Kurze Entfernungen innerhalb des Umspannwerks: Priorität habenFaser(hohe Resistenz gegen elektromagnetische Störungen und hohe Übertragungsraten) oder Industrial Ethernet;
  • Abgelegene Gebiete/dezentrale Transformatoren: mit4G/5G oder LoRa(Drahtlose Übertragung, keine Verkabelung erforderlich, große Reichweite);
• FunktionalitätDas System ist so konzipiert, dass es Überwachungsdaten von der sensorischen Ebene an die obere Ebene der Analyseplattform in "sicherer Echtzeit" überträgt und gleichzeitig die umgekehrte Kontrolle unterstützt (z. B. Fernkalibrierung von Sensoren, Initiierung von Probenahmen).

3. die Anwendungsschicht (Datenverarbeitungs- und Präsentationsschicht)

• KernkomponenteMonitoring Mainframe, Cloud-Plattform, Datenanalyse-Software, Mensch-Maschine-Schnittstelle (HMI).
• Kernfunktionalität::
  1. DatenspeicherungSpeichert historische Überwachungsdaten (in der Regel 1-3 Jahre lang) und unterstützt Abfragen, Export und Rückverfolgbarkeit;
  2. DatenanalyseAutomatische Identifizierung von Anomalien durch die "Threshold Judgement Method", "Trend Analysis Method" und "Troubleshooting Models" (z.B. IEC Triple Ratio Method, David's Triangle Method);
     • Beispiel: Wenn die C₂H₂-Konzentration im Öl plötzlich ansteigt (Überschreitung des Schwellenwerts von 1μL/L), stellt das System fest, dass möglicherweise ein Fehler bei der Bogenentladung vorliegt;
  3. Alarme und WarnungenBenachrichtigung des Betriebspersonals über Anomalien durch "Ton- und Lichtalarm (lokal), SMS / APP-Push (remote), Pop-up-Fenster der Überwachungszentrale" usw., wobei zwischen "Frühwarnung" (anormaler Trend) und "Alarm "(Parameter, der die Norm überschreitet);
  4. VisualisierungDurch das Dashboard, Kurven (wie z.B. Öltemperatur-Änderungskurve, Gaskonzentrations-Trendgrafik), Ausrüstungsstatus-Symbole, wird der Gesundheitszustand des Transformators intuitiv dargestellt, um das Betriebs- und Wartungspersonal bei der Fernüberwachung zu unterstützen.

III. wichtige Punkte für die Installation des Systems

1. vorbereitende Maßnahmen vor der Installation

• Überprüfung der GeräteauswahlVergewissern Sie sich, dass die Spezifikationen der Sensoren und Kommunikationsmodule zum Transformator passen (z. B. muss der Gas-in-Öl-Sensor mit dem Transformatoröltyp kompatibel sein, und der Temperatursensor deckt einen Bereich von - 40 bis 120 °C ab);
• Vor-Ort-BesichtigungBestätigen Sie die Lage der Klemmen des Transformators, der Ölsammelstellen und der Erdungsklemmen, vermeiden Sie starke elektromagnetische Störquellen (z. B. Sammelschienen, Überspannungsableiter) und planen Sie die Ausrichtung der Sensoren und Kabel;
• SicherheitsmaßnahmeHandhabung des "Arbeitsscheins" für das Umspannwerk, Überprüfung des Stroms nach einem Stromausfall, Aufhängen des Erdungsdrahtes und Sicherstellung, dass der Installateur isoliert und geschützt ist (isolierte Handschuhe, isolierte Schuhe).

2) Beispiel für die Installation eines Kernmoduls

3. die Inbetriebnahme nach der Installation

• Signal-KalibrierungKalibrieren Sie den Sensor mit einer Standardsignalquelle (z. B. Standardgas, Standardstrom), um sicherzustellen, dass der Fehler innerhalb des zulässigen Bereichs liegt (z. B. Gaskonzentrationsfehler ≤ ±51 TP3T);
• KommunikationstestsSimulieren Sie die Datenübertragung und prüfen Sie auf Paketverlust und Verzögerung (Verzögerung ≤ 10s);
• Prüfung der VerknüpfungDie "analoge Signalüberschreitung" wird künstlich eingestellt, um zu überprüfen, ob die Alarmfunktion normal ausgelöst wird (z.B. SMS-Push, Ton- und Lichtalarm).

IV. tägliche Nutzung, Betrieb und Wartung des Systems

1. tägliche Inspektionen (1 pro Woche)

• OrtsbesichtigungSuchen Sie nach Ölleckagen und losen Sensoren, normalen Kontrollleuchten (keine Fehlerleuchten) und gebrochenen Kabeln;
• FernwahrnehmungPrüfen Sie, ob die Echtzeitdaten normal sind (z. B. Öltemperatur stimmt mit der Umgebungstemperatur überein, keine anormalen Alarme) und ob die Speicherung der historischen Daten durch die Plattform vollständig ist.

2. regelmäßige Wartung (alle 3-6 Monate)

• Sensor-KalibrierungGassensoren in Öl müssen mit "Standardgas" kalibriert werden (um Drift zu vermeiden), und Teilentladungssensoren müssen hinsichtlich ihrer Empfindlichkeit neu kalibriert werden;
• ÖlprobenvergleichVergleichen Sie die online überwachte Gaskonzentration im Öl mit den Offline-Ergebnissen im Labor. Wenn die Abweichung zu groß ist (z. B. mehr als 10%), sollten Probleme mit dem Sensor oder den Rohrleitungen untersucht werden;
• Reinigung und BefestigungReinigen Sie die Oberflächen des Sensors und des Gateways von Staub und ziehen Sie die Kabelstecker fest (um zu verhindern, dass sie sich lockern, was zu Signalunterbrechungen führen könnte);
• Software-WartungAktualisierung der Version der Analysesoftware und Aktualisierung des Fehlerdiagnosemodells (z. B. Hinzufügen von Algorithmen nach Industriestandard).

3. die Fehlersuche (unmittelbar nach dem Alarm)

• Schritt 1: Bestätigen Sie die Echtheit des AlarmsFehlersuche: Suchen Sie zunächst nach "Fehlalarmen" (z. B. Sensorausfall, Kommunikationsunterbrechung), die durch eine Inspektion vor Ort oder einen Neustart des Geräts überprüft werden können;
• Schritt 2: Lokalisieren Sie den FehlerWenn es sich um einen echten Alarm handelt, kombiniert mit einer umfassenden Beurteilung mehrerer Parameter (z. B. "C₂H₂ erhöht + lokale Entladung erhöht", ist die Wahrscheinlichkeit eines Kurzschlusses der Wicklung gegeben);
• Schritt 3: Entsorgung und AufzeichnungBenachrichtigung des Wartungspersonals für die Wartung vor Ort und nach der Fehlerbehebung Aufzeichnung des Entsorgungsvorgangs im System zur Aktualisierung der Gerätedatei.

V. Systemanwendungswerte und Überlegungen

1. grundlegende Werte

• UnfallverhütungFrühzeitige Erkennung latenter Fehler (z. B. örtliche Überhitzung), um einen Transformatorbrand oder eine Explosion zu vermeiden und Ausfallverluste zu verringern;
• Kosten senken und Effizienz steigernErsetzt die traditionelle "periodische Offline-Prüfung" (z. B. alle 6 Monate Ölproben ins Labor bringen), reduziert die Arbeitskosten und verlängert die Wartungsintervalle;
• DatenunterstützungSammlung langfristiger Betriebsdaten als Grundlage für die "Zustandsinstandhaltung" von Transformatoren (anstelle der Instandhaltung nach festen Zyklen) und die Optimierung von Betriebs- und Instandhaltungsstrategien.

2. vorsichtsmaßnahmen

• Kein Ersatz für Offline-TestsOnline-Überwachung: Die Online-Überwachung ist ein "Echtzeit-Überwachungsinstrument", das alle 1-2 Jahre durch Offline-Tests (z. B. dielektrischer Verlust, Spannungsfestigkeitsprüfungen) ergänzt werden muss;
• Anti-Interferenz-DesignDie elektromagnetische Umgebung des Umspannwerks ist komplex, und es ist notwendig, die Kabelabschirmung und die Erdung (unsymmetrische Erdung) während der Installation gut auszuführen, um Datenverzerrungen durch elektromagnetische Störungen zu vermeiden;
• AnpassungWählen Sie den geeigneten Sensor und die Schutzklasse (z. B. IP65 oder höher) entsprechend der Leistung des Transformators (z. B. 110 kV, 220 kV) und der Betriebsumgebung (z. B. im Freien, in feuchten Gebieten).