Sistema de supervisión en línea de transformadores

发布时间：9 de agosto de 2025 10:39:30

El sistema de monitorización en línea de transformadores es un sistema inteligente para la monitorización en tiempo real del estado de funcionamiento de los transformadores y la alerta temprana de fallos en los sistemas eléctricos. Consigue una monitorización continua de los parámetros clave del transformador mediante la integración de sensores, transmisión de datos, análisis y tecnologías de diagnóstico, mejorando así la fiabilidad de los equipos y reduciendo las pérdidas por cortes de energía. A continuación se presenta una introducción detallada desde la composición del núcleo, los parámetros de monitorización, el principio de funcionamiento, las aplicaciones funcionales y otros aspectos:[La siguiente es la información de la red, los detalles específicos del precio del producto en contacto con nosotros para].

I. Componentes básicos del sistema

El sistema de supervisión en línea del transformador consta deCapa de sensores, capa de adquisición de datos, capa de comunicación, capa de procesamiento de datos y capa de aplicación.Consta de cuatro partes, cada una de las cuales funciona conjuntamente para completar la supervisión y el análisis del estado:

1. Capa de sensores

Responsable de la recogida directa de diversos tipos de parámetros de estado del transformador, es el "órgano sensor" del sistema. Entre los sensores utilizados habitualmente se incluyen:

 

  • Sensores de gasDetección de gases característicos (por ejemplo, metano, etileno, acetileno, etc.) disueltos en el aceite del transformador para determinar el envejecimiento o el fallo del aislamiento.
  • Sensor de descarga parcialAdquisición de señales de descarga localizadas en el interior del transformador (característica precoz de los defectos de aislamiento) mediante ultrasonidos o acoplamiento electromagnético.
  • sensor de temperaturaControl de la temperatura del bobinado (sensor de fibra óptica, antiinterferencias electromagnéticas), temperatura del aceite (resistencia de platino), temperatura ambiente.
  • Sensor de nivel de aceite / presión de aceiteControlar el nivel del depósito de combustible (para evitar quedarse sin combustible) y la presión del aceite (para reflejar el estado de circulación del circuito de combustible).
  • Sensores de corriente / tensiónRecopilación de la corriente y la tensión de funcionamiento del transformador (para calcular el índice de carga y determinar el estado de sobrecarga).
  • Sensores de vibraciónVigilancia de las vibraciones del núcleo o del bobinado (que reflejan fallos mecánicos como holguras, deformaciones, etc.).

2. Capa de adquisición de datos

Las señales brutas (por ejemplo, corrientes débiles, tensiones, ondas sonoras) emitidas por los sensores se procesan y convierten en señales digitales. El equipo básico esUnidad de adquisición de datos (DAU)...las características incluyen:

 

  • Filtrado de la señal (para eliminar las interferencias electromagnéticas), amplificación (para mejorar las señales débiles);
  • Conversión analógico-digital (conversión de señales analógicas en digitales);
  • Calibración preliminar de los datos (eliminación de valores atípicos).

3. Capa de comunicaciones

Se encarga de transmitir los datos digitales recogidos al centro de procesamiento de datos, que se divide encomunicación por cableresponder cantandocomunicaciones inalámbricasDos categorías:

 

  • Por cable: Ethernet, fibra óptica (para transmisión de corta distancia y gran ancho de banda en subestaciones), bus RS485 (bajo coste, alta inmunidad a las interferencias);
  • Inalámbrico: LoRa, NB-IoT (WAN de baja potencia para zonas remotas), 5G (alto tiempo real, admite la transmisión masiva de datos).

4. Capa de procesamiento de datos y aplicación

El "cerebro" del sistema, a través de la plataforma de software para lograr el almacenamiento de datos, análisis, diagnóstico y toma de decisiones. Las funciones básicas incluyen:

 

  • amplia base de datosAlmacenamiento de datos: Almacena datos históricos y en tiempo real (por ejemplo, MySQL, Oracle);
  • motor de análisisAnálisis de tendencias de datos, diagnóstico de fallos mediante algoritmos (por ejemplo, redes neuronales, sistemas expertos);
  • Interfaz hombre-máquina (HMI)Visualización del estado del transformador (por ejemplo, en la Web o en la pantalla de supervisión) mediante gráficos, mensajes de alarma, etc.

II. Principales parámetros de control e importancia

Las averías de los transformadores están relacionadas principalmente conEnvejecimiento del aislamiento, sobrecalentamiento, daños mecánicosEn este sentido, la supervisión en línea debe centrarse en los siguientes parámetros:

 

Parámetros de control Supervisión de objetos importancia central
Gas disuelto en el petróleo (DGA) Composición y concentración de gas en el aceite aislante Refleja el envejecimiento del aceite/papel aislante (por ejemplo, el vinilo corresponde a un sobrecalentamiento a alta temperatura), fallos del arco (el acetileno es un gas característico).
descarga parcial Piezas aisladas como bobinados, casquillos, etc. Señales tempranas de defectos de aislamiento (por ejemplo, un aumento de la descarga puede provocar una avería).
Temperatura de bobinado Núcleo, bobinado Superar las temperaturas permitidas acelera el envejecimiento del aislamiento (por ejemplo, temperatura límite 105°C para un aislamiento de clase A).
Temperatura del aceite / Nivel de aceite Aceite aislante en el depósito La alta temperatura del aceite refleja una mala disipación del calor; el bajo nivel de aceite puede provocar la exposición del aislamiento
Corriente de tierra del núcleo Circuito de tierra del núcleo Normal ≤ 100mA, demasiado grande indica que la puesta a tierra multipunto del núcleo de hierro (puede producir sobrecalentamiento por corrientes parásitas).
Pérdida de carcasa / Capacitancia Carcasa de alta presión El aumento de la pérdida dieléctrica y la capacitancia anormal reflejan la humedad o el envejecimiento del aislamiento de la carcasa.

III. Principios de funcionamiento

El sistema sigue "Detección - Transmisión - Análisis - Toma de decisiones" proceso en bucle cerrado:

 

  1. Detección en tiempo realLos parámetros de estado del transformador se recogen continuamente mediante sensores (por ejemplo, datos DGA cada 10 minutos, control de descarga parcial en tiempo real);
  2. transmisión de datosLa capa de adquisición envía las señales digitales procesadas al centro de datos a través de la red de comunicaciones;
  3. análisis inteligente (religión)La plataforma compara los datos en tiempo real con umbrales estándar (por ejemplo, DL/T 722-2014 Guidelines for Analysis and Judgement of Dissolved Gases in Transformer Oil), y juzga el estado junto con las tendencias históricas (por ejemplo, la tasa de crecimiento de la concentración de gas);
    • Ejemplo: Si la concentración de acetileno es >5 μL/L y sigue aumentando, puede existir un fallo de descarga de arco;
  4. Alerta precoz y toma de decisionesCuando los parámetros son anormales, el sistema dispara alarmas (sonoras y luminosas, SMS, pulsación de APP) y da sugerencias de diagnóstico (por ejemplo, "sugiere parar y revisar la carcasa"), lo que ayuda al personal de O&M en la toma de decisiones.

IV. Funciones principales

  1. Control y visualización en tiempo realLos parámetros (por ejemplo, curva de temperatura del aceite, gráfico circular de concentración de gas) se muestran en tiempo real a través de la interfaz de supervisión, lo que permite la supervisión centralizada de varios dispositivos;
  2. Aviso y diagnóstico de averíasAlerta precoz de parámetros anormales (por ejemplo, "alerta de sobretemperatura del devanado") y algoritmos para localizar el tipo de fallo (por ejemplo, "fallo de sobrecalentamiento" "envejecimiento del aislamiento");
  3. Evaluación del estado y predicción de la vida útilEvaluar la salud del equipo basándose en datos a largo plazo (por ejemplo, "Índice de salud 85/100") y predecir la vida útil restante (por ejemplo, "Se espera que funcione con seguridad durante 5 años");
  4. Trazabilidad de datos históricos: Almacena varios años de datos de seguimiento y permite consultar las variaciones de los parámetros durante un periodo de tiempo determinado (por ejemplo, "análisis de las temperaturas máximas del petróleo en el verano de 2024");
  5. Gestión remota de operacionesEl personal de O&M puede comprobar el estado a distancia a través de teléfonos móviles u ordenadores, eliminando la necesidad de inspecciones in situ (especialmente aplicable a subestaciones remotas).

V. Escenarios de aplicación

  • central eléctricaControl del transformador principal (el equipo central que conecta el generador a la red);
  • (transformador) subestaciónTransformadores de alta tensión de 110 kV y superiores (por ejemplo, subestaciones de 220 kV y 500 kV);
  • empresa industrialTransformadores de grandes instalaciones para las industrias siderúrgica, química y otras (para garantizar el funcionamiento continuo de las líneas de producción);
  • metrosubestaciones de tracción ferroviaria de alta velocidad y transformadores principales de metro (para evitar interrupciones de los viajes debidas a cortes).

VI. Ventajas sobre las pruebas tradicionales

dimensión de comparación Pruebas tradicionales fuera de línea (cortes periódicos de electricidad) Sistemas de vigilancia en línea
actualidad Los intervalos largos (por ejemplo, una vez al año) dificultan la detección oportuna de fallos inesperados. Vigilancia en cualquier condición meteorológica, respuesta en tiempo real a las anomalías
Repercusiones de los cortes de electricidad Requiere interrupciones para las pruebas, lo que afecta a la fiabilidad del suministro eléctrico Sin necesidad de cortes de electricidad ni interrupción del funcionamiento normal
aviso precoz de avería Depende del juicio manual con un gran desfase Alertas automáticas para detectar peligros con semanas o meses de antelación
costes (fabricación, producción, etc.) Inspección manual + elevado coste de las pérdidas por cortes de electricidad Inversión inicial elevada pero bajos costes de mantenimiento a largo plazo

VII. Tendencias de desarrollo

Con la mejora inteligente del sistema eléctrico, el sistema de monitorización en línea de transformadores se está desarrollando en las siguientes direcciones:

 

  • Fusión profunda de IAMejora de la precisión del diagnóstico de fallos (por ejemplo, diferenciación entre "descargas parciales" y "señales perturbadoras") mediante aprendizaje automático (por ejemplo, modelos de aprendizaje profundo);
  • Integración de IoTConexión con el sistema de supervisión de otros equipos de la subestación (por ejemplo, disyuntores, transformadores) para lograr análisis colaborativos del estado de toda la estación;
  • La detección inalámbrica está muy extendidaReducción del cableado y de los costes de instalación con sensores pasivos (por ejemplo, tecnología de captación de energía);
  • gemelo digitalEl modelo virtual del transformador se construye para simular el estado de funcionamiento mediante datos en tiempo real, con el fin de realizar la gestión de todo el ciclo de vida de la "vinculación virtual y real".

 

El sistema de monitorización en línea de transformadores Inotera es una tecnología clave para garantizar el funcionamiento seguro y estable del sistema eléctrico, y su aplicación puede reducir significativamente la probabilidad de avería del transformador, y proporcionar un apoyo importante para la construcción de una "red inteligente fuerte".
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