Sistema de supervisión en línea integrado en el transformador
IN-200 Sistema integral de supervisión en línea de transformadores
Introducción del sistema
El sistema de monitorización en línea integrado del transformador consta de varios tipos de sensores de detección inteligentes, una unidad de monitorización integrada y un sistema de monitorización de fondo. El sistema puede supervisar simultáneamente la descarga local de alta frecuencia del transformador/reactor, la descarga local de radiofrecuencia, la descarga local ultrasónica, la corriente de tierra del núcleo/clamp, la información de vibración, la información de carga, la información de temperatura del aceite, etc., y, al mismo tiempo, puede acceder al gas en el aceite, a las imágenes infrarrojas de las piezas clave/medición de temperatura por fibra óptica, etc., y utilizar el modelo de evaluación de estado incorporado para integrar los parámetros de múltiples fuentes para el análisis a fin de lograr la supervisión exhaustiva y la evaluación de la salud del estado de funcionamiento del equipo del transformador/reactor. evaluación de la salud del equipo transformador/reactor.
Parámetros del equipo
| Ancho de banda del amplificador local UHF | 200MHz ~ 1,5GHz | Ancho de banda del amplificador local de HF | 3MHz ~ 30MHz |
| Ancho de banda del amplificador local de RF | 100MHz ~ 1GHz | Ancho de banda de descarga local ultrasónica | 80 kHz ~ 200 kHz |
| Margen de aceleración de las vibraciones | -10g ~ +10g | Corriente de fuga del aislamiento de la carcasa | 2mA ~ 1000mA |
| Ancho de banda del amplificador local de HF con carcasa | 3MHz ~ 30MHz | Potencia de funcionamiento | AC220V ±10% |
| protocolos de comunicación | DL/T860 (IEC61850) | estructura externa | Chasis estándar de 19" o personalizado |
| modelo integrado | Modelos de evaluación del estado, modelos de envejecimiento del aislamiento, modelos de índices de salud | adaptación medioambiental | Temperatura ambiente: -40℃ ~ +70℃; Humedad ambiente: 0 ~ 95% (sin condensación) |
Sistema integrado de monitorización en línea del transformador a través de los seis enlaces "adquisición de datos multidimensional → transmisión estable → procesamiento inteligente → análisis preciso → empuje de alerta temprana → soporte de operación y mantenimiento", para lograr el control en tiempo real del estado de funcionamiento del transformador:
Los siguientes parámetros son comunes a la red, la función se puede personalizar, la información más reciente y el precio en contacto con nosotros para obtener].
1. Recogida de datos colaborativa multimódulo (capa de detección front-end)
El sistema se basa en ubicaciones de transformadores clave desplegados en elSensores especializados y unidades de controlRecopilación en tiempo real de parámetros básicos que reflejan el estado de los equipos y que abarcan múltiples dimensiones, como la eléctrica, la calidad del aceite, la mecánica, etc., en concreto:
- Adquisición de parámetros eléctricosTransformador de corriente de flujo cero (para monitorizar toda la corriente de la carcasa), sensor de descarga local de alta frecuencia (para detectar la señal de descarga local interna), sensor de vibración (para captar la frecuencia de vibración del núcleo de hierro/bobinado), para recoger datos como la corriente de 2mA-1000mA, la señal de impulso de descarga local, la amplitud de vibración, etc., la frecuencia de muestreo puede alcanzar hasta 1MHz, para garantizar el tiempo real y la integridad de los datos;
- Adquisición de parámetros de calidad del aceiteLa unidad de monitorización de gases en el aceite analiza continuamente el contenido de H₂, CH₄, C₂H₂ disueltos y otros gases característicos en el aceite del transformador a través del sensor de cromatografía de gases (precisión de detección de hasta 0,1μL/L), y al mismo tiempo, el sensor de temperatura del aceite recoge los datos de la temperatura del aceite (rango de medición - 40℃~+100℃, precisión ±0,5℃);
- Adquisición de parámetros de aislamientoEl módulo de supervisión de la carcasa recopila datos sobre el rendimiento del aislamiento, como la capacitancia de la carcasa (100pF-50000pF) y el valor de pérdida dieléctrica (0,001-0,3) a través de la unidad de medición de pérdida dieléctrica, y supervisa simultáneamente la corriente de puesta a tierra del núcleo/la pinza (precisión ±1%) para determinar si el aislamiento está envejecido o defectuoso.
2. Transmisión de datos a prueba de manipulaciones (capa de enlace de datos)
Los datos brutos recogidos mediante elTransmisión dual por cable + inalámbricaSe trata de una carga estable al backend del sistema, lo que garantiza la fiabilidad de los datos en el complejo entorno energético:
- transmisión por cableAdopta par trenzado apantallado o fibra óptica, se adapta a Modbus, DL/T860 (IEC 61850) y otros protocolos de comunicación estándar de la industria energética, con una velocidad de transmisión de 100 Mbps, fuerte capacidad antiinterferencias electromagnéticas, y es adecuado para la conexión de equipos fijos en subestaciones;
- transmisión inalámbricaPara centrales eléctricas de nueva energía en exteriores y otros escenarios de cableado incómodo, admite comunicación inalámbrica 4G/5G o LoRa, con una distancia de transmisión de hasta 5 km (modo LoRa), una tasa de pérdida de paquetes de datos de ≤0,1% y una función de transmisión continua en puntos de interrupción para evitar la pérdida de datos;
- Preprocesamiento de datosFiltrado simultáneo de datos (para eliminar el ruido de las interferencias electromagnéticas) y conversión de formato (a formato JSON/XML) durante el proceso de transmisión, sentando las bases para el tratamiento posterior.
3. Tratamiento inteligente de datos (capa de tratamiento de datos)
El backend del sistema (servidor local o plataforma en la nube) realiza la transmisión de datosLimpieza, integración y almacenamientoCreación de bases de datos estructuradas:
- Limpieza de datosAlgoritmos de detección de valores atípicos: los algoritmos de detección de valores atípicos (por ejemplo, el principio 3σ) eliminan los datos no válidos (por ejemplo, valores de corriente fuera de rango, cambios bruscos de temperatura) causados por fallos de los sensores o perturbaciones de la transmisión, y conservan las muestras válidas;
- integración de datosIntegrar los datos de diferentes módulos de vigilancia según la asociación "Número de dispositivo - Hora de recogida - Tipo de parámetro" para formar el "Fichero de datos de estado" de un solo transformador, y soportar la consulta de datos históricos según la dimensión temporal (minuto/hora/día);
- almacenamiento de datos: Adopta una base de datos distribuida (por ejemplo, un clúster MySQL) para almacenar datos, capacidad de almacenamiento local ≥ 1 TB (admite 3 años de retención de datos históricos), el almacenamiento en la nube admite una expansión ilimitada y, al mismo tiempo, tiene función de copia de seguridad de datos (copia de seguridad automática diaria, conserva un archivo de copia de seguridad de 7 días).
4. Análisis conjunto multialgoritmo (capa de análisis de datos)
aprobar (una factura o inspección, etc.)Modelos industriales + algoritmos de IALos datos procesados se analizan en profundidad para determinar el estado operativo del transformador y los posibles riesgos:
- Análisis comparativo de umbrales: Comparar los parámetros en tiempo real con los umbrales estándar nacionales / industriales (por ejemplo, GB/T 17623-2017 "Determinación por cromatografía de gases del contenido de componentes gaseosos disueltos en el aceite aislante"), por ejemplo, si el contenido de C₂H₂ en el aceite es superior a 5 μL/L, se marca como "Fallo de descarga potencial";
- Análisis de las proyecciones de tendenciasBasándose en datos históricos, se utilizan algoritmos como la regresión lineal y la red neuronal LSTM para predecir la tendencia de los parámetros clave (por ejemplo, el aumento semanal de la temperatura del aceite, la tasa de cambio mensual del valor de pérdida dieléctrica) e identificar con antelación los fallos de desarrollo lento (por ejemplo, el envejecimiento del aislamiento);
- Análisis de correlación multiparámetroCombinar varios parámetros para determinar de forma exhaustiva el tipo de avería, por ejemplo, "la temperatura del aceite aumenta + el contenido de H₂, CH₄ en el aceite aumenta + la amplitud de la vibración aumenta" puede determinarse como "avería de sobrecalentamiento del núcleo", para evitar el juicio erróneo de un solo parámetro.
5. Alerta jerárquica y empuje (capa de respuesta de alerta temprana)
Basándose en los resultados del análisis, el sistema presionaGravedad del falloActive alertas jerárquicas y envíelas al personal de O&M a través de múltiples canales:
- Clasificación de la alerta rápidaConfiguración "Normal (verde) - Atención (amarillo) - Alerta temprana (naranja) - Emergencia (rojo)" cuatro niveles de advertencia, por ejemplo, "el valor de pérdida dieléctrica es ligeramente superior a la norma (0,02-0,03)" activa la advertencia amarilla, "la descarga local...". Por ejemplo, "el valor de pérdida dieléctrica es ligeramente superior a la norma (0,02-0,03)" activa la advertencia amarilla, "la señal de emisión local aumenta repentinamente y el C₂H₂ en el aceite supera la norma" activa la advertencia roja;
- impulsar la alerta rápidaSe admiten los cuatro métodos siguientes: SMS, push de APP, ventana emergente de la plataforma de O&M y alarma sonora y luminosa (local de la subestación), y el contenido del push contiene "número de equipo, nivel de alerta, parámetros anormales, posibles tipos de fallo y medidas de tratamiento recomendadas", por ejemplo, "valor de pérdida dieléctrica de la carcasa del transformador principal #1 0,035 ( Alerta temprana), se recomienda verificar in situ el estado del aislamiento en un plazo de 24 horas";
- Registros de alerta tempranaRegistre automáticamente la hora de activación, los datos de los parámetros y los resultados del procesamiento de cada advertencia, formando un registro de "advertencia - eliminación - bucle cerrado", lo que resulta conveniente para la posterior trazabilidad y optimización de O&M.
6. Apoyo a las decisiones de O&M (capa de aplicación)
El sistema traduce los resultados del análisis y la información de alerta rápida enRecomendaciones prácticas de O&Mayudando a las empresas eléctricas a conseguir un "mantenimiento de vanguardia":
- Informe de evaluación de la situaciónInforme mensual de evaluación del estado de funcionamiento: se genera automáticamente un "Informe de evaluación del estado de funcionamiento" mensual para transformadores individuales o múltiples, que contiene gráficos de tendencias de los parámetros clave, estadísticas de alerta temprana, nivel de riesgo de avería (bajo / medio / alto) y una puntuación del estado del equipo (1-100 puntos);
- Recomendaciones sobre soluciones de funcionamiento y mantenimientoRecomendación de medidas específicas para situaciones de alerta temprana: por ejemplo, "Parada de emergencia por mantenimiento" para la alerta roja, "Aumentar la frecuencia de las inspecciones (de 1 a la semana a 1 al día)" para la alerta amarilla;
- Predicción de la vida útil de los equiposA partir de los datos a largo plazo sobre el aislamiento y la calidad del aceite, combinados con la vida útil del equipo, se predice la vida útil restante del transformador (precisión ±1 año), lo que proporciona datos de apoyo para la sustitución del equipo (por ejemplo, se recomienda sustituir prioritariamente los transformadores que funcionen durante 15 años y cuyo aislamiento esté envejecido).
Garantizar la eficacia del control y la viabilidad del funcionamiento y el mantenimiento.
- actualidadEl intervalo más corto de recogida de datos es de hasta 1 segundo, y el retardo desde la recogida hasta la emisión de la alerta temprana es de ≤30 segundos, lo que garantiza la detección temprana de fallos;
- precisiónMediante la adquisición redundante multisensor (como el despliegue de 2 transformadores de corriente en un conjunto de tubos) y la validación cruzada multialgoritmo, la tasa de error de los datos es ≤2%, lo que evita los errores de apreciación y omisión de juicio;
- automáticoNo se requiere intervención humana en todo el proceso, desde la recogida de datos hasta la generación de informes se realizan automáticamente, lo que reduce el coste de mano de obra de funcionamiento y mantenimiento;
- compatibilidadApoyar la interconexión con sistemas de despacho de energía (por ejemplo, SCADA) y plataformas de gestión de operación y mantenimiento para lograr el intercambio de datos y la gestión integrada, y adaptarse a diferentes marcas y niveles de tensión de los transformadores (110kV-1000kV).
