Haupttransformator Ölstand Fernübertragung Transformator Ölstand Messgerät Funktion technische Anforderungen

I. Kernbestandteile

1. Ölstandssensor (Feldaufnahmeeinheit)
   Es wird auf dem Transformatorentank oder dem Öllagerschrank installiert und ist das Herzstück der Signalerfassung. Die wichtigsten Typen sind wie folgt:
   • Schwimmer-SensorenDer Schwimmer wird zum Heben und Senken des Ölstands verwendet, um die mechanische Struktur (z. B. Magnet) anzutreiben, die den Reedschalter oder das Hall-Element zur Ausgabe einer Schaltgröße (Alarm bei hohem und niedrigem Ölstand) oder einer analogen Größe (kontinuierlicher Ölstand 4-20 mA) auslöst.
   • Kapazitive SensorenDurch den Unterschied der Dielektrizitätskonstante des Öl-/Gasmediums wird die Änderung des Ölstands in eine Änderung des Kapazitätswerts umgewandelt, der durch den Schaltkreis in ein elektrisches Standardsignal umgewandelt wird, das sich an hohe Temperaturen und starke elektromagnetische Umgebungen mit hoher Präzision anpasst.
   • Ultraschall-SensorenBerührungslose Messung, berechnet den Ölstand durch Senden von Ultraschallwellen und Empfangen der vom Flüssigkeitsstand reflektierten Wellen, geeignet für Situationen, in denen es nicht ratsam ist, einen Kontaktsensor zu installieren.
2. Signalübertragungseinheit
   • Übertragungsmedium: meist verwendetAbgeschirmte Kabel(anti-elektromagnetische Interferenz), oder in digitale Signale (RS485, Ethernet) für die Übertragung über Mess- und Steuergeräte (z.B. intelligente Terminals) im Transformatorgehäuse umgewandelt.
   • Signalart:
     • Analog: 4-20mA (Mainstream, Anti-Interferenz-Fähigkeit, entsprechend dem Ölstand 0-100%);
     • Schaltmenge: 2-3 Gruppen (entsprechend niedrigem Ölstand, normalem Ölstand, hohem Ölstand/Überlaufalarm);
     • Digital: Übertragung über Modbus, IEC 61850 und andere Protokolle, die Fernkonfiguration und -kalibrierung unterstützen.
3. Fernüberwachungseinheit
   Empfangen Sie das gesendete Signal und setzen Sie es um:
   • Echtzeitanzeige: Anzeige des Ölstands als Zahlenwert, Balkendiagramm oder Analoganzeige in der Überwachungsschnittstelle;
   • Alarmverknüpfung: Wenn der Ölstand den Grenzwert überschreitet (Ölmangel bei niedrigem Ölstand, Ölüberlauf bei hohem Ölstand), werden akustische und visuelle Alarme, Protokollierung und sogar die Verknüpfung der Transformatorschutzlogik ausgelöst (z. B. Blockierung der Spannungsregelung durch niedrigen Ölstand);
   • Historische Rückverfolgbarkeit: Speichert Ölstandsdaten und unterstützt die Trendanalyse (z. B. zur Ermittlung eines langsamen Ölaustritts).

II. wesentliche technische Anforderungen

1. Umweltanpassung
   Sensoren müssen die hohe Temperatur des Transformators Betrieb (in der Regel - 30 ℃ ~ 100 ℃), starke elektromagnetische Störungen (Transformator Leckage), und mit explosionsgeschützten, Öl-Korrosionsbeständigkeit (Edelstahl, Fluor-Kautschuk und anderen Materialien) zu widerstehen.
2. Messgenauigkeit
   Der Fehler muss in der Regel ≤±1% (Skalenendwert) sein, um Fehlalarme oder nicht erkannte Alarme (z. B. geringfügige Leckagen können nicht erkannt werden) aufgrund mangelnder Genauigkeit zu vermeiden.
3. Redundanz und Verlässlichkeit
   • Kritische Transformatoren können mit einer "Doppelsensor"-Redundanz ausgelegt werden, um einen einzelnen Ausfallpunkt zu vermeiden;
   • Signalkabel müssen unabhängig von Hochspannungskabeln verlegt werden, um Signalverzerrungen durch elektromagnetische Störungen zu vermeiden.
4. Temperaturkompensation
   Transformator-Öl-Volumen Veränderungen mit der Temperatur kann dazu führen, dass "falsche Ölstand" (wie Öl-Temperatur steigen Ölstand zu steigen scheint), ein Teil der Sensor eingebauten Temperaturkompensation Funktion, durch die Öl-Temperatur-Signal zur Korrektur der Ölstand Messwert, um sicherzustellen, dass die Daten wahr ist.

III. häufige Probleme und Behandlung

IV. Auswirkungen auf die Anwendung

• SicherheitsschutzEchtzeit-Überwachung von Ölmangel (was zu Isolierungs-/Wärmeableitungsfehlern führt), Ölverschmutzung (was zu Brandrisiken führt) und rechtzeitige Auslösung von Alarmen;
• Optimierung der AbläufeReduzierung der Häufigkeit manueller Inspektionen und Vorhersage abnormaler Ölstandstrends (z. B. chronische Leckagen) anhand historischer Daten;
• Unbeaufsichtigte AnpassungUnterstützung der wichtigsten Zustandsdaten für den unbeaufsichtigten Betrieb von Umspannwerken im Einklang mit den Anforderungen der Entwicklung intelligenter Netze.

Wie wählt man die richtige Ölstands-Telemetrielösung für seinen Haupttransformator?

Klären Sie zunächst die Parameter des Transformatorenkerns (Grundvoraussetzung)

1. Transformatorleistung und Spannungsebene
   • Transformatoren mit großer Kapazität (≥110kV) oder wichtige Stationstransformatoren (z. B. Haupttransformatoren in Knotenpunkt-Umspannwerken): höhere Zuverlässigkeit ist erforderlich und wird empfohlen.Redundanz für zwei Sensoren(z. B. kapazitive Primär- und Backup-Sensoren), um einen einzigen Fehlerpunkt zu vermeiden, der zu einem Ausfall der Überwachung führen könnte;
   • Kleine und mittlere Kapazitäten (35 kV und darunter) oder Verteiltransformatoren: Die Lösung kann durch die Wahl eines einzigen Sensors (z. B. Schwimmer) vereinfacht werden, um die Kosten zu senken.
2. Typ des Ölkonservierungsmittels
   Die Struktur des Ölkonservators bestimmt, wie die Sensoren montiert werden, und muss genau aufeinander abgestimmt sein:

   Typ des Ölkonservierungsmittels	Strukturelle Merkmale	Empfohlene Sensortypen	caveat
   Offener Ölkonservator	Der direkte Kontakt mit der Atmosphäre macht es anfällig für Verunreinigungen/Dämpfe.	Schwimmerausführung (mit Dichtungsstruktur), Kondensatorausführung	Die Sensoren müssen regelmäßig auf Verschmutzungsresistenz überprüft werden
   Kapsel-/Membranöl-Lagerschränke	Öl ist von der Atmosphäre isoliert und hat eine innere elastische Kapsel	Kapazitiv (berührungslos), ultraschallbasiert	Vermeiden Sie direkte Reibung zwischen Sensor und Kapsel, um Bruch zu vermeiden.
   Wellöl-Konservator	Metallbalg zieht sich zur Regulierung des Ölstands zurück	Kapazitiv (Seitenmontage), magnetostriktiv	Der Sensor muss an den Expansions- und Kontraktionshub des Faltenbalgs angepasst werden.

II. die Anpassung an die Umweltbedingungen des Standorts (Hauptbelastungsfaktoren)

1. Temperaturbereich
   • Kalte Regionen (wie der Nordosten, Nordwesten): Wählen Sie kältebeständige Sensoren (Betriebstemperatur ≥ -40 ℃), um zu vermeiden, dass Schwimmer-Typ-Sensoren aufgrund der niedrigen Temperatur Vereisung verklemmt;
   • Umgebung mit hohen Temperaturen (z. B. im Freien im Süden, geschlossene Anlage): Wählen Sie einen kapazitiven oder Ultraschalltyp mit einer Temperaturbeständigkeit ≥120℃, um die Alterung der Kunststoffteile bei hohen Temperaturen zu vermeiden.
2. Intensität der elektromagnetischen Störungen (EMI)
   Magnetische Streuungen des Transformatorgehäuses und elektromagnetische Strahlung von Hochspannungskabeln können die Signalübertragung beeinträchtigen und müssen beachtet werden:
   • Sensoren: Bevorzugtkapazitiv(hohe Widerstandsfähigkeit gegenüber elektromagnetischen Störungen), vermeiden Sie die Wahl des Schwimmer-Typs mit Hall-Elementen (empfindlich gegenüber Magnetfeldstörungen);
   • Übertragungskabel: muss seinAbgeschirmtes Twisted Pair(z. B. RVVP-Typ), und unabhängige Verlegung (entfernt von 10kV und mehr Hochspannungskabeln), beide Enden einer guten Erdung (Erdungswiderstand ≤ 4Ω).
3. Verschmutzungs- und Explosionsschutzanforderungen
   • Verschmutzte Außenbereiche (z. B. Industriegebiete, Küsten): Das Sensorgehäuse muss ausgewählt werden.IP65 und höher(staubdicht, regensicher), Materialschwerpunkt Edelstahl (korrosionsbeständig);
   • Explosionsgeschützte Umgebungen (z. B. chemische Umspannwerke): müssen verwendet werdenEx d IIB T4 und höherer Explosionsschutzgraddes Sensors, um die Gefahr durch elektrische Funken zu vermeiden.

III. die Definition von Funktionalität und O&M-Anforderungen (Kernziele)

1. Anforderungen an die Messgenauigkeit
   • Präzisionsüberwachung (z. B. Wartung des Haupttransformators): Auswahl vonkapazitiv oder magnetostriktiv(Fehler ≤ ±0,5% FS), unterstützt die kontinuierliche Ölstandsüberwachung zur Trendanalyse;
   • Basisalarm (nur hoher und niedriger Ölstand): wählbarSchwimmer(Fehler ≤±2% FS), niedrige Kosten, um die Nachfrage nach Schalt-Alarme werden kann.
2. Signalübertragung und Kompatibilität
   Notwendigkeit der Abstimmung mit dem Fernüberwachungssystem (z. B. SCADA, Back Office), um das Problem der "Signalinkompatibilität" zu vermeiden:
   • Konventionelle Umspannwerke (analog): Auswahl von4-20mA AnalogausgangDie Sensoren werden direkt an die SPS oder RTU angeschlossen;
   • Intelligente Umspannwerke (auf Basis der Digitalisierung): Unterstützung auswählenIEC 61850/MODBUS-ProtokolleDie digitalen Sensoren werden über Ethernet oder RS485 mit dem intelligenten Terminal verbunden, um die Interoperabilität der Daten zu gewährleisten.
3. Alarm- und Verknüpfungsanforderungen
   • Grundlegende Anforderungen: Unterstützung von mindestens 2 Sätzen von Schaltausgängen für "Alarm niedriger Ölstand" (Ölmangel) und "Alarm hoher Ölstand" (Ölüberlauf);
   • Erweiterte Anforderungen: zu unterstützenAlarm bei plötzlicher Änderung des Ölstands(z. B. schnelles Absinken des Ölstands in kurzer Zeit wird als Ölleckage gewertet) und die Schutzlogik des Gestänges (z. B. niedriger Ölstand blockiert die Regelung der Spannung unter Last).
4. Funktion zur Temperaturkompensation
   Transformatoröl aufgrund von Temperaturschwankungen wird "falsche Ölstand" (Öltemperatur steigt → Ölvolumen Expansion → Ölstand falsch hoch), müssen bestätigen, ob der Sensor mit demEingebaute Temperaturkompensation::
   • Im Freien oder bei Szenarien mit großen Temperaturunterschieden (Tag/Nacht-Temperaturunterschied ≥ 20°C): Es müssen Sensoren mit Temperaturkompensation (z.B. kapazitiv + PT100-Temperaturerfassung) gewählt werden, um echte Ölstandsdaten zu gewährleisten;
   • Umgebung mit konstanter Innentemperatur: kann ohne erzwungene Temperaturkompensation vereinfacht werden.

IV. Abwägung von Zuverlässigkeit und Kosten (wirtschaftliche Eignung)

1. Erstinvestition vs. Betriebs- und Wartungskosten

   Art des Programms	Anfängliche Kosten	Schwierigkeit von Betrieb und Wartung	Anwendbare Szenarien
   Typ Schwimmer (schaltend)	(den Kopf) senken	Mittel (erfordert regelmäßige Inspektion der mechanischen Komponenten)	Kleine bis mittlere Kapazität, grundlegende Alarmierungsanforderungen
   Kapazitiv (analog)	Mitte	Gering (kein mechanischer Verschleiß)	Große Kapazität, präzise Überwachung, starke elektromagnetische Umgebung
   Ultraschall (digital)	Ihr (Ehrentitel)	Niedrig (berührungslose Messung)	Ölkonservator mit spezieller Struktur (z.B. gewellt), explosionsgeschützte Umgebung

2. Kompromisse bei der Redundanzgestaltung
   • Nicht kritische Umspannwerke (z. B. Verteilerkästen): ein Sensor + Ersatzkabel, keine Redundanz erforderlich;
   • Kritische Umspannwerke (z. B. Knotenpunktstationen, Haupttransformatoren von Kraftwerken): müssen mit zwei Sensoren ausgestattet sein (unabhängige Stromversorgung, unabhängige Übertragung) und auf verschiedene Mess- und Steuergeräte aufgeteilt werden, um "ein Backup, eine Nutzung" zu gewährleisten.

V. Überprüfung der Konformität und Kompatibilität (endgültige Garantien)

1. Einhaltung von NormenWählen Sie Produkte, die den Industriestandards entsprechen, wie z.B. "DL/T 1502-2016 Technical Conditions for Transformer Oil Level Monitoring Devices", um nicht-standardisierte Produkte zu vermeiden, die nicht an das Stromüberwachungssystem angeschlossen werden können;
2. SchnittstellenkompatibilitätVergewissern Sie sich, dass die Stromversorgung des Sensors (in der Regel DC24V) und die Signalschnittstelle (z. B. 4-20mA-Terminal, RS485-Schnittstelle) mit dem Mess- und Steuergerät vor Ort kompatibel sind, um Nacharbeiten aufgrund von "Schnittstellenfehlern" zu vermeiden;
3. Dienstleistungen der HerstellerBevorzugt werden Hersteller, die sich in der Energiewirtschaft bewährt haben, die eine Inbetriebnahme vor Ort (z. B. Ölstandskalibrierung) und einen After-Sales-Schutz (z. B. 1 Jahr Garantie) bieten, um das Risiko eines späteren Betriebs und einer späteren Wartung zu verringern.

Zusammenfassung: Auswahlentscheidungsprozess

1. Bestätigen Sie die Parameter des Transformators (Kapazität, Typ des Ölkonservators) → 2. bewerten Sie die Umgebung des Standorts (Temperatur, elektromagnetisch, explosionssicher) → 3. definieren Sie die funktionalen Anforderungen (Genauigkeit, Übertragung, Alarme) → 4. wägen Sie Kosten und Zuverlässigkeit ab → 5. überprüfen Sie die Konformität und Kompatibilität.