Integriertes Online-Überwachungssystem für Transformatoren
IN-200 Transformator Umfassendes Online-Überwachungssystem
System-Einführung
Das integrierte Online-Überwachungssystem für Transformatoren besteht aus verschiedenen Arten von intelligenten Messfühlern, einer integrierten Überwachungseinheit und einem Hintergrundüberwachungssystem. Das System kann gleichzeitig die lokale Hochfrequenz-Entladung, die lokale Hochfrequenz-Entladung, die lokale Ultraschall-Entladung, den Erdungsstrom des Kerns/der Klemme, die Schwingungsdaten, die Lastdaten, die Öltemperaturdaten usw. überwachen. Gleichzeitig kann es auf das Gas im Öl, die Infrarotabbildung der wichtigsten Teile/ die faseroptische Temperaturmessung usw. zugreifen und das integrierte Zustandsbewertungsmodell verwenden, um die Parameter aus mehreren Quellen für die Analyse zu integrieren, um eine umfassende Überwachung und Zustandsbewertung des Betriebszustands der Transformator-/Reaktorausrüstung zu erreichen. Zustandsbewertung von Transformator-/Reaktoranlagen.
Parameter der Ausrüstung
| UHF-Lokalverstärker-Bandbreite | 200MHz ~ 1,5GHz | HF-Lokalverstärker-Bandbreite | 3MHz ~ 30MHz |
| RF-Lokalverstärker-Bandbreite | 100MHz ~ 1GHz | Bandbreite der lokalen Ultraschall-Entladung | 80kHz ~ 200kHz |
| Bereich der Schwingungsbeschleunigung | -10g ~ +10g | Ableitstrom der Gehäuseisolierung | 2mA ~ 1000mA |
| Bandbreite des HF-Lokalverstärkers im Gehäuse | 3MHz ~ 30MHz | Betriebsleistung | AC220V ±10% |
| Kommunikationsprotokolle | DL/T860 (IEC61850) | Außenstruktur | 19"-Standardgehäuse oder kundenspezifisch |
| eingebautes Modell | Modelle zur Zustandsbewertung, Modelle zur Alterung der Isolierung, Modelle zum Gesundheitsindex | Umweltanpassung | Umgebungstemperatur: -40℃ ~ +70℃; Umgebungsfeuchtigkeit: 0 ~ 95% (keine Kondensation) |
Transformator integrierte Online-Überwachungssystem durch die "mehrdimensionale Datenerfassung → stabile Übertragung → intelligente Verarbeitung → genaue Analyse → Frühwarnung Push → Betrieb und Wartung zu unterstützen" sechs Links, um Echtzeit-Kontrolle des Transformators Betriebszustand zu erreichen:
Die folgenden Parameter sind für das Netz gemeinsam, die Funktion kann individuell angepasst werden, die neuesten Informationen und Preis kontaktieren Sie uns zu erhalten].
1. kollaborative Datenerfassung mit mehreren Modulen (Front-End-Sensing-Schicht)
Das System stützt sich auf wichtige Transformatorenstandorte imSpezialisierte Sensoren und ÜberwachungseinheitenSammlung von Kernparametern in Echtzeit, die den Zustand der Anlage widerspiegeln und mehrere Dimensionen wie Elektrik, Ölqualität, Mechanik usw. abdecken, insbesondere:
- Erfassung elektrischer ParameterNullstromwandler (zur Überwachung des vollen Gehäusestroms), Hochfrequenzsensor für die lokale Entladung (zur Erfassung des internen lokalen Entladungssignals), Vibrationssensor (zur Erfassung der Vibrationsfrequenz des Eisenkerns/der Wicklung), zur Erfassung von Daten wie 2mA-1000mA Strom, lokales Entladungsimpulssignal, Vibrationsamplitude usw., die Abtastfrequenz kann bis zu 1MHz erreichen, um Echtzeit und Integrität der Daten sicherzustellen;
- Erfassung der ÖlqualitätsparameterDie Gasüberwachungseinheit im Öl analysiert kontinuierlich den Gehalt an gelöstem H₂, CH₄, C₂H₂ und anderen charakteristischen Gasen im Transformatorenöl durch den Gaschromatographiesensor (Nachweisgenauigkeit bis zu 0,1μL/L), und gleichzeitig erfasst der Öltemperatursensor die Daten der Öltemperatur (Messbereich - 40℃~+100℃, Genauigkeit ±0,5℃);
- Erfassung der IsolationsparameterDas Gehäuseüberwachungsmodul sammelt Isolationsleistungsdaten wie die Gehäusekapazität (100pF-50.000pF) und den dielektrischen Verlustwert (0,001-0,3) über die dielektrische Verlustmesseinheit und überwacht gleichzeitig den Kern-/Klemmenerdungsstrom (Genauigkeit ±1%), um festzustellen, ob die Isolierung gealtert oder defekt ist.
2. fälschungssichere Datenübertragung (Datenübertragungsschicht)
Die Rohdaten, die durch dieDrahtgebundene + drahtlose DoppelübertragungEs handelt sich um einen stabilen Upload zum System-Backend, der die Zuverlässigkeit der Daten in der komplexen Stromumgebung garantiert:
- drahtgebundene ÜbertragungEs verwendet abgeschirmte verdrillte Zweidrahtleitungen oder Glasfaserkabel, passt sich an Modbus, DL/T860 (IEC 61850) und andere Standard-Kommunikationsprotokolle der Energiewirtschaft an, hat eine Übertragungsrate von 100 Mbit/s, eine starke Fähigkeit, elektromagnetische Störungen zu verhindern, und eignet sich für den Anschluss fester Anlagen in Umspannwerken;
- drahtlose ÜbertragungFür neue Energiekraftwerke im Freien und andere ungünstige Verkabelungsszenarien unterstützt es die drahtlose 4G/5G- oder LoRa-Kommunikation mit einer Übertragungsdistanz von bis zu 5 km (LoRa-Modus), einer Datenpaketverlustrate von ≤0,1% und einer Funktion zur kontinuierlichen Übertragung an Haltepunkten zur Vermeidung von Datenverlusten;
- Vorverarbeitung der DatenGleichzeitige Datenfilterung (zur Beseitigung elektromagnetischer Störungen) und Formatkonvertierung (in das JSON/XML-Format) während des Übertragungsvorgangs, wodurch die Grundlage für die nachfolgende Verarbeitung geschaffen wird.
3. intelligente Datenverarbeitung (Datenverarbeitungsschicht)
Das System-Backend (lokaler Server oder Cloud-Plattform) führt die Datenübertragung durchReinigung, Integration und LagerungAufbau strukturierter Datenbanken:
- DatenbereinigungAusreißer-Erkennungsalgorithmen (z. B. 3σ-Prinzip) eliminieren ungültige Daten (z. B. Stromwerte, die außerhalb des zulässigen Bereichs liegen, plötzliche Temperaturänderungen), die durch Sensorausfälle oder Übertragungsstörungen verursacht werden, und behalten gültige Proben bei;
- DatenintegrationIntegration der Daten von verschiedenen Überwachungsmodulen entsprechend der Zuordnung "Gerätenummer - Erfassungszeit - Parametertyp" zur "Statusdatendatei" eines einzelnen Transformators und Unterstützung der Abfrage historischer Daten entsprechend der zeitlichen Dimension (Minute/Stunde/Tag);
- DatenspeicherungVerteilte Datenbank (z.B. MySQL-Cluster) zur Datenspeicherung, lokale Speicherkapazität ≥ 1 TB (unterstützt 3 Jahre historische Datenaufbewahrung), unbegrenzte Erweiterung des Cloud-Speichers und Datensicherungsfunktion (tägliches automatisches Backup, Aufbewahrung von 7 Tagen Backup-Dateien).
4. gemeinsame Multi-Algorithmus-Analyse (Datenanalyseschicht)
passieren (eine Rechnung oder Inspektion etc.)Industriemodelle + KI-AlgorithmenDie verarbeiteten Daten werden eingehend analysiert, um den Betriebszustand des Transformators und mögliche Risiken zu ermitteln:
- Analyse des SchwellenwertvergleichsVergleich der Echtzeit-Parameter mit nationalen/industriellen Standard-Grenzwerten (z. B. GB/T 17623-2017 "Gaschromatographische Bestimmung des Gehalts an gelösten Gaskomponenten in Isolieröl"), z. B. wenn der C₂H₂-Gehalt im Öl mehr als 5 μL/L beträgt, wird dies als "potenzieller Entladungsfehler" gekennzeichnet;
- Analyse der TrendprojektionenAuf der Grundlage historischer Daten werden Algorithmen wie lineare Regression und neuronale LSTM-Netzwerke eingesetzt, um den Trend von Schlüsselparametern (z. B. wöchentlicher Anstieg der Öltemperatur, monatliche Änderungsrate des dielektrischen Verlusts) vorherzusagen und sich langsam entwickelnde Fehler (z. B. Alterung der Isolierung) im Voraus zu erkennen;
- Multiparameter-KorrelationsanalyseKombinieren Sie mehrere Parameter, um die Art des Fehlers umfassend zu bestimmen, z. B. "Öltemperatur steigt + H₂-, CH₄-Gehalt im Öl steigt + Schwingungsamplitude wird größer" kann als "Kernüberhitzungsfehler" bestimmt werden, um die Fehleinschätzung eines einzelnen Parameters zu vermeiden.
5) Hierarchische Warnung und Push (Frühwarn- und Reaktionsschicht)
Basierend auf den Ergebnissen der Analyse drückt das SystemSchwere des VersagensLösen Sie hierarchische Warnungen aus und leiten Sie diese über mehrere Kanäle an das O&M-Personal weiter:
- FrühwarnklassifizierungEinstellung "Normal (grün) - Achtung (gelb) - Frühwarnung (orange) - Notfall (rot)" vier Warnstufen, z.B. "der dielektrische Verlustwert ist etwas höher als der Standard (0,02-0,03)" löst eine gelbe Warnung aus, "die lokale Entladung Zum Beispiel "der dielektrische Verlustwert ist etwas höher als der Standard (0,02-0,03)" löst die gelbe Warnung aus, "das lokale Emissionssignal steigt plötzlich an und der C₂H₂ im Öl überschreitet den Standard" löst die rote Warnung aus;
- Frühwarnung auslösenDie folgenden vier Methoden werden unterstützt: SMS, APP-Push, Pop-up-Fenster der O&M-Plattform sowie akustischer und optischer Alarm (lokal im Umspannwerk). Der Push-Inhalt enthält "Gerätenummer, Warnstufe, abnormale Parameter, mögliche Fehlertypen und empfohlene Bearbeitungsmaßnahmen", z. B. "#1 Haupttransformatorgehäuse dielektrischer Verlustwert 0,035 ( Frühwarnung), es wird empfohlen, den Isolationszustand innerhalb von 24 Stunden vor Ort zu überprüfen";
- Aufzeichnungen zur FrühwarnungAutomatische Aufzeichnung des Auslösezeitpunkts, der Parameterdaten und der Verarbeitungsergebnisse jeder Warnung, wodurch eine Aufzeichnung "Warnung - Entsorgung - Kreislauf" entsteht, die für die spätere Rückverfolgbarkeit und die Optimierung der Betriebsabläufe praktisch ist.
6. die Unterstützung von O&M-Entscheidungen (Anwendungsebene)
Das System übersetzt die Analyseergebnisse und Frühwarninformationen inUmsetzbare O&M-Empfehlungenund hilft den Energieversorgungsunternehmen, eine "moderne Instandhaltung" zu erreichen:
- Bericht zur LagebeurteilungMonatlicher "Betriebszustandsbewertungsbericht" wird automatisch für einzelne/mehrere Transformatoren erstellt und enthält Trendgrafiken der wichtigsten Parameter, Frühwarnstatistiken, Fehlerrisikostufe (niedrig/mittel/hoch), Bewertung des Gerätezustands (1-100 Punkte);
- Betrieb und Wartung LösungsempfehlungenEmpfehlen Sie spezifische Maßnahmen für Frühwarnsituationen, z. B. "Notabschaltung für Wartungsarbeiten" bei roter Warnung, "Erhöhung der Häufigkeit von Inspektionen (von 1 pro Woche auf 1 pro Tag)" bei gelber Warnung;
- Vorhersage der Lebensdauer von GerätenAuf der Grundlage von Langzeitdaten über die Isolierung und die Ölqualität in Verbindung mit der Betriebsdauer des Geräts wird die verbleibende Lebensdauer des Transformators vorhergesagt (Genauigkeit ±1 Jahr), so dass die Daten den Austausch des Geräts unterstützen (z. B. wird empfohlen, Transformatoren mit einer Betriebsdauer von 15 Jahren und alternder Isolierung vorrangig zu ersetzen).
Gewährleistung der Wirksamkeit der Überwachung und der Praktikabilität von Betrieb und Wartung
- AktualitätDas kürzeste Datenerfassungsintervall beträgt bis zu 1 Sekunde, und die Verzögerung von der Erfassung bis zur Frühwarnung beträgt ≤30 Sekunden, so dass eine frühzeitige Erkennung von Fehlern gewährleistet ist;
- GenauigkeitDurch die redundante Erfassung mit mehreren Sensoren (z. B. Einsatz von zwei Stromwandlern in einem Röhrensatz) und die Kreuzvalidierung mit mehreren Algorithmen liegt die Datenfehlerrate bei ≤2%, wodurch Fehleinschätzungen und fehlende Beurteilungen vermieden werden;
- automatischEs ist kein menschliches Eingreifen im gesamten Prozess erforderlich, von der Datenerfassung bis zur Berichterstellung erfolgt alles automatisch, was die Personalkosten für Betrieb und Wartung reduziert;
- KompatibilitätUnterstützung von Schnittstellen zu Energieverteilungssystemen (z. B. SCADA) und Betriebs- und Wartungsmanagementplattformen, um die gemeinsame Nutzung von Daten und ein integriertes Management zu ermöglichen, und Anpassung an verschiedene Marken und Spannungsebenen von Transformatoren (110kV-1000kV).
