Introducción al sistema de supervisión en línea de transformadores

发布时间：11 de septiembre de 2025 07:37:52

El sistema de monitorización en línea de la tensión es un módulo de sensor, adquisición de datos, transmisión y análisis, los parámetros de estado clave del transformador de funcionamiento para llevar a caboControl continuo en tiempo realLa función principal del sistema inteligente es descubrir fallos latentes en los equipos (como envejecimiento del aislamiento, descargas parciales, sobrecalentamiento, etc.) a tiempo para evitar cortes repentinos de suministro eléctrico y, al mismo tiempo, prolongar la vida útil de los equipos y reducir los costes de explotación y mantenimiento. Su aplicación abarca todos los escenarios de suministro de energía dependiente de transformadores en sistemas de energía y empresas industriales, y es el componente central del moderno sistema de mantenimiento basado en el estado (CBM) de equipos de energía.

I. Parámetros básicos de supervisión del sistema y módulos de supervisión correspondientes

El estado de funcionamiento del transformador está determinado por múltiples dimensiones, diferentes módulos de monitorización están diseñados para diferentes tipos de fallos, los módulos básicos comunes son los siguientes:

 

Módulo de control Parámetros básicos de control Finalidad de la supervisión (correlación de los tipos de fallos)
Control en línea de los gases disueltos en el petróleo H₂, CH₄, C₂H₂, C₂H₄, C₂H₆, CO, CO₂ Diagnóstico de sobrecalentamiento del aceite/papel aislante, descargas parciales, descargas de arco (por ejemplo, cortocircuito de los devanados, puesta a tierra multipunto del núcleo de hierro, mal contacto del cambiador de tomas bajo carga).
Control en línea de las descargas parciales Volumen de descarga, número de descargas, fase de descarga Detección de descargas parciales causadas por defectos internos del aislamiento (por ejemplo, burbujas de aire, impurezas, rotura del aislamiento), prevención de averías del aislamiento.
Control en línea del estado del aceite Pérdida dieléctrica (tanδ), tensión de ruptura, humedad Evaluar el grado de deterioro de las propiedades aislantes del aceite aislante y determinar si el aceite está húmedo, contaminado u oxidado.
Control de la temperatura del aceite y de la carga Temperatura del aceite superior, temperatura del punto caliente del devanado, corriente de carga Supervisión del estado de calentamiento de los equipos, evitando el envejecimiento acelerado del aislamiento por sobrecarga y ayudando en la programación de la carga.
Control de la corriente de tierra en el núcleo Corriente de bucle de tierra del núcleo Diagnóstico de los fallos a tierra multipunto del núcleo (que pueden provocar un sobrecalentamiento localizado del núcleo y quemar el aislamiento).
Control del aislamiento de la carcasa Pérdida dieléctrica de la carcasa, capacitancia, corriente de fuga Detección de envejecimiento, humedad o averías internas en el aislamiento de los pasatapas para evitar daños en el transformador causados por explosiones en los pasatapas.

II. Arquitectura general del sistema

Los sistemas de supervisión en línea de los transformadores suelen utilizar "arquitectura distribuida por niveles", que se divide en 3 capas de abajo arriba para garantizar la precisión de la recogida de datos, la estabilidad de la transmisión y la profesionalidad del análisis:

1. Capa de percepción (capa de adquisición de datos)

  • componente básicoVarios tipos de sensores especializados, unidades de adquisición de datos (DAU).
    • Ejemplos: sensores de gases disueltos en el petróleo (por ejemplo, semiconductores, espectroscopia infrarroja), sensores de descargas parciales (por ejemplo, sensores de corriente de alta frecuencia HFCT, sensores ultrasónicos), sensores de temperatura del petróleo (resistencias de platino PT100), sensores de corriente de tierra (bobinas Roche).
  • funcionalidadContacto directo o proximidad al transformador, conversión de "magnitudes físicas/químicas" (por ejemplo, concentración de gas, temperatura, corriente) en "señales eléctricas" (analógicas o digitales), filtrado previo, amplificación y tratamiento previo de los datos para reducir las interferencias.

2. Capa de transporte (capa de comunicación de datos)

  • componente básicoMódulos de comunicación (por ejemplo, 4G/5G, LoRa, Ethernet, fibra óptica), pasarelas de datos.
  • Selección del método de transmisión::
    • Distancias cortas dentro de la subestación: se da prioridad afibra(gran resistencia a las interferencias electromagnéticas y altas velocidades de transmisión) o Ethernet industrial;
    • Zonas remotas/transformadores descentralizados: con4G/5G o LoRa(Transmisión inalámbrica, no requiere cableado, amplia cobertura);
  • funcionalidadEl sistema está diseñado para transmitir datos de seguimiento desde la capa sensorial a la capa superior de la plataforma de análisis de forma "segura y en tiempo real", al tiempo que admite el control inverso (por ejemplo, calibración remota de los sensores, inicio del muestreo).

3. Capa de aplicación (procesamiento de datos y capa de presentación)

  • componente básico: mainframe de supervisión, plataforma en la nube, software de análisis de datos, interfaz hombre-máquina (HMI).
  • funcionalidad básica::
    1. almacenamiento de datosAlmacenamiento de datos históricos de seguimiento: almacena los datos históricos de seguimiento (que suelen conservarse de 1 a 3 años) y permite su consulta, exportación y trazabilidad;
    2. análisis de datos: Identificación automática de anomalías mediante el "Método del Juicio de Umbral", el "Método de Análisis de Tendencias" y los "Modelos de Resolución de Problemas" (por ejemplo, el Método del Triple Ratio de la CEI o el Método del Triángulo de David);
      • Ejemplo: Si la concentración de C₂H₂ en el aceite aumenta repentinamente (superando el valor umbral de 1μL/L), el sistema determina que puede existir un fallo de descarga de arco;
    3. Alertas y avisosNotificar al personal de O&M las anomalías mediante "alarma sonora y luminosa (local), SMS / APP push (remoto), ventana emergente del centro de supervisión", etc., distinguiendo entre "alerta temprana" (tendencia anormal) y "alarma "(parámetro que supera la norma);
    4. VisualizaciónTablero de mandos: A través del tablero de mandos, las curvas (como la curva de cambio de temperatura del aceite, el gráfico de tendencia de concentración de gas), los iconos de estado del equipo, presentan de forma intuitiva el estado de salud del transformador, ayudan al personal de operación y mantenimiento a visualizarlo de forma remota.

III. Puntos clave para la instalación del sistema

La calidad de la instalación afecta directamente a la precisión de la monitorización, es necesario seguir estrictamente el principio de "instalación basada en el apagón, la seguridad es lo primero", los pasos básicos y las precauciones son los siguientes:

1. Preparación previa a la instalación

  • Comprobación de la selección de equiposCompruebe que las especificaciones de los sensores y los módulos de comunicación coinciden con las del transformador (por ejemplo, el sensor de gas en aceite debe ser compatible con el tipo de aceite del transformador, y el rango del sensor de temperatura debe ser de -40~120°C);
  • encuesta in situComprobación: confirme la ubicación de los terminales del transformador, los puertos de recogida de aceite (puntos de recogida de muestras de aceite) y los terminales de conexión a tierra, evite fuentes intensas de interferencias electromagnéticas (por ejemplo, barras colectoras, descargadores de sobretensión) y planifique la dirección de los sensores y los cables;
  • medida de seguridadManejar la "ficha de trabajo" de la subestación, comprobar la alimentación después de un corte de corriente, colgar el cable de tierra y asegurarse de que el instalador está aislado y protegido (guantes aislantes, zapatos aislantes).

2. Ejemplo de instalación de un módulo central

módulo (en software) posición de montaje Consideraciones clave
Sensor de gas en aceite Válvula de recogida del depósito del transformador / Parte inferior de la traviesa de aceite 1. El orificio de recogida de aceite debe estar situado en la parte inferior central del depósito (el flujo de aceite es estable y es menos probable que se acumule gas);
2. Las conexiones de las tuberías deben sellarse (para evitar fugas de aceite y entrada de aire), y deben instalarse válvulas para facilitar los cambios de aceite en una fase posterior;
3. Mantenga el sensor alejado de fuentes de calor y de la luz solar directa.
Sensor HFCT de descarga parcial Transformador Neutro / Tierra 1. El sensor está enfundado en un cable de tierra, cerca del armario, para reducir las interferencias electromagnéticas;
2. El blindaje del cable está conectado a tierra en un extremo para evitar la introducción de señales parásitas.
Sensor de temperatura del aceite Capa superior del depósito (medición de la temperatura del aceite de la capa superior), enterramiento del bobinado 1. El sensor superior de temperatura del aceite se inserta a una profundidad de ≥100mm para asegurar el contacto con el aceite;
2. El sensor de bobinado debe preinstalarse en la fábrica del transformador (tipo empotrado), y sólo se conecta la línea de señal in situ.
pasarela de comunicaciones Sala de control de subestación / Armario impermeable exterior 1. Manténgase alejado de equipos de alta tensión (distancia de seguridad ≥ 1,5 m);
2. Acceso estable a la red eléctrica (se recomienda utilizar un SAI para evitar cortes y desconexiones).

3. Puesta en servicio tras la instalación

  • Calibración de señales: Calibre el sensor con una fuente de señal estándar (por ejemplo, gas estándar, corriente estándar) para asegurarse de que el error se encuentra dentro del rango permitido (por ejemplo, error de concentración de gas ≤ ±51 TP3T);
  • pruebas de comunicaciones: Simula la transmisión de datos y comprueba la pérdida de paquetes y el retardo (retardo ≤ 10s);
  • Pruebas de vinculaciónAjuste artificialmente la "señal analógica excedente" para verificar si la función de alarma se activa normalmente (por ejemplo, pulsación de SMS, alarma sonora y luminosa).

IV. Uso diario y funcionamiento y mantenimiento del sistema

El sistema de monitorización en línea no se "instala sin gestión", se requiere un funcionamiento y mantenimiento regulares para garantizar un funcionamiento fiable a largo plazo, los puntos centrales son los siguientes:

1. Inspecciones diarias (1 por semana)

  • inspección localComprobar si hay fugas de aceite y sensores sueltos, si las luces indicadoras de funcionamiento son normales (no hay luces de avería encendidas) y si los cables están rotos;
  • visión remotaComprobar si los datos en tiempo real son normales (por ejemplo, la temperatura del aceite coincide con la temperatura ambiente, no hay alarmas anormales) y si el almacenamiento de datos históricos está completo a través de la plataforma.

2. Mantenimiento periódico (cada 3-6 meses)

  • Calibración del sensorLos sensores de gas en aceite deben calibrarse con "gas estándar" (para evitar la deriva) y los sensores de descarga parcial deben recalibrarse para comprobar su sensibilidad;
  • comparación de muestras de aceiteCompare la concentración de gas en el aceite monitorizada en línea con los resultados obtenidos fuera de línea en el laboratorio. Si la desviación es demasiado grande (por ejemplo, más de 10%), deben investigarse los problemas del sensor o de las tuberías;
  • Limpieza y fijaciónLimpie el polvo de las superficies del sensor y de la pasarela y apriete los conectores de los cables (para evitar que se aflojen y puedan interrumpir la señal);
  • mantenimiento del softwareMejora de la versión del software de análisis y actualización del modelo de diagnóstico de fallos (por ejemplo, añadiendo algoritmos estándar del sector).

3. Solución de problemas (inmediatamente después de la alarma)

  • Paso 1: Confirmar la autenticidad de la alarmaEn primer lugar, detecte las "falsas alarmas" (por ejemplo, fallo del sensor, interrupción de la comunicación), que pueden verificarse mediante una inspección in situ o reiniciando el dispositivo;
  • Paso 2: Localizar la avería: Si se trata de una alarma real, combinada con un juicio global multiparamétrico (por ejemplo, "C₂H₂ elevado + descarga local aumentada", la probabilidad es un cortocircuito del bobinado);
  • Paso 3: Eliminación y registro: Avise al personal de mantenimiento para que realice el mantenimiento in situ y, una vez solucionado el problema, registre el proceso de eliminación en el sistema para actualizar el archivo de salud del equipo.

V. Valores y consideraciones sobre la aplicación del sistema

1. Valores fundamentales

  • prevención de accidentesDetección precoz de fallos latentes (por ejemplo, sobrecalentamiento localizado) para evitar que el transformador se queme o explote y reducir las pérdidas por interrupción del servicio;
  • reducir costes y aumentar la eficacia: Sustituye a las tradicionales "pruebas periódicas fuera de línea" (por ejemplo, llevar muestras de aceite al laboratorio cada 6 meses), lo que reduce los costes de mano de obra y amplía los intervalos de servicio;
  • Soporte de datosMantenimiento: acumular datos de funcionamiento a largo plazo que sirvan de base para el "mantenimiento en condiciones" de los transformadores (en lugar del mantenimiento de ciclo fijo) y optimizar las estrategias de funcionamiento y mantenimiento.

2. Precauciones

  • No hay sustituto para las pruebas offlineLa supervisión en línea es una "herramienta de supervisión en tiempo real" que debe complementarse con pruebas fuera de línea (por ejemplo, pérdida dieléctrica, pruebas de resistencia a la tensión) cada 1-2 años;
  • diseño antiinterferenciasEl entorno electromagnético de la subestación es complejo, y es necesario realizar un buen trabajo de apantallamiento y puesta a tierra de los cables (puesta a tierra de un solo extremo) durante la instalación para evitar la distorsión de los datos causada por interferencias electromagnéticas;
  • AdaptaciónSeleccione el sensor y la clase de protección adecuados (por ejemplo, IP65 o superior) en función de la capacidad del transformador (por ejemplo, 110 kV, 220 kV) y del entorno de funcionamiento (por ejemplo, exteriores, zonas húmedas).

Sistema de supervisión en línea integrado en el transformador

En conclusión.Sistema de supervisión en línea de transformadoresSe trata de una importante encarnación de la inteligencia de los sistemas de energía modernos, cuyo núcleo es mediante la "percepción en tiempo real - análisis inteligente - alerta oportuna", lograr que el transformador pase de la "revisión pasiva" a la "alerta activa". El núcleo es realizar la transformación del transformador de "mantenimiento pasivo" a "alerta activa" a través de "percepción en tiempo real - análisis inteligente - alerta oportuna", para garantizar la seguridad y estabilidad del suministro eléctrico.