Control de los gases disueltos en el petróleo (DGA) Es la tecnología básica para la alerta temprana de fallos internos de los transformadores, y las principales vías tecnológicas son la cromatografía, la electroquímica y la espectroscopia fotoacústica. La cromatografía logra la detección de la concentración mediante la separación precisa de los gases en el aceite, el método electroquímico obtiene directamente el contenido de gas con la ayuda de sensores especializados, y la espectrometría fotoacústica no requiere gas portador ni consumibles, y puede lograrDetección rápida y simultánea de varios gasesEl sistema también puede utilizarse para predecir la vida útil restante del equipo, y es más estable a largo plazo. Analizando la composición y los cambios de concentración de gases característicos como el hidrógeno, el metano, el acetileno, etc., puede determinar con precisión los tipos de averías, como el sobrecalentamiento interno y las descargas parciales, y parte del sistema también puede combinar algoritmos de IA para predecir la vida útil restante del equipo, proporcionando datos de apoyo para la transformación de los modos de funcionamiento y mantenimiento de "revisión periódica" a "revisión a demanda". "La tecnología es aplicable a todos los niveles de tensión. La tecnología es aplicable a transformadores de todos los niveles de tensión, y es especialmente "esencial" para garantizar la seguridad en equipos clave como los transformadores principales de subestaciones clave.

Control de descargas parciales Centrado en la captación de las señales de descarga generadas por defectos de aislamiento en el interior del transformador, el núcleo se basa en el método ultrasónico y el método de frecuencia ultraalta (UHF). El método ultrasónico recibe la señal de vibración mecánica generada por la descarga, combinada con la diferencia de tiempo de propagación para lograr la localización del punto de descarga; el método UHF recibe la señal electromagnética en el proceso de descarga, debido a que la interferencia del campo se concentra en la banda de baja frecuencia, suCapacidad antiinterferente especialmente buenaEl sistema puede utilizarse para detectar la posición del objetivo con una precisión de 10 centímetros. La detección combinada acústico-eléctrica puede controlar la precisión de posicionamiento dentro de los 10 cm, y también buscar automáticamente la frecuencia de detección con la mejor relación señal-ruido, evitando la influencia de las interferencias de comunicación. Esta tecnología es de gran importancia para transformadores de alta tensión de 220 kV y superiores, especialmente para evaluar el estado del aislamiento de equipos recién puestos en servicio y detectar a tiempo el deterioro latente del aislamiento.

Control de la temperatura del bobinado Principalmente a través deDetección por fibra óptica fluorescenteCon la detección de infrarrojos para lograr, de los cuales la detección de fibra óptica fluorescente es la opción principal para la supervisión actual de alta precisión. La detección de fibra óptica fluorescente se basa en las características de temperatura de los materiales fluorescentes, a través de la medición del tiempo de decaimiento de la fluorescencia para calcular la temperatura, se puede implantar directamente en el devanado para controlar la temperatura del punto caliente, la precisión de la medición es tan alta como ±1 ℃; al mismo tiempo, la propia fibra óptica no es conductora, no tiene componentes metálicos, puede estar en el...Funcionamiento seguro en entornos electromagnéticos intensos y de alta tensiónTambién admite la medición simultánea de varios canales para obtener información sobre la distribución de la temperatura de los devanados. La detección por infrarrojos puede estimar indirectamente la temperatura de los devanados mediante el control de la temperatura de la superficie del depósito, sin necesidad de un complicado proceso de instalación, y es fácil de manejar. Ambas tecnologías son de gran valor en transformadores de gran potencia y en escenarios en los que se requiere un control preciso de la carga para garantizar que las cargas de los equipos se encuentran dentro de los límites de seguridad mediante datos de temperatura en tiempo real.

Control del estado del aceite Reflejando directamente las propiedades aislantes del aceite del transformador y el grado de deterioro, el núcleo a través del sensor de pérdida dieléctrica, sensor de humedad para lograr la detección de los parámetros clave. El sensor de pérdida dieléctrica mide con precisión el valor de pérdida dieléctrica del aceite, el sensor de humedad captura el contenido de humedad traza del aceite, y parte del sistema se puede integrar con múltiples módulos para sincronizar la adquisición de una serie de parámetros de aceite en una sola muestra. Al mismo tiempo, los algoritmos de aprendizaje automático pueden combinarse con el establecimiento de modelos de evaluación de fallos para mejorar aún más la precisión del diagnóstico, y todo el proceso de supervisión sin mantenimiento complejo, puede captar las tendencias de calidad del aceite en tiempo real. Esta tecnología es especialmente adecuada para transformadores con deterioro de la calidad del aceite en entornos exteriores húmedos, y puede proporcionar una alerta temprana del riesgo de fallos de aislamiento causados por problemas de calidad del aceite.

A la hora de elegir un modelo, puede priorizar la configuración en función de sus necesidades: si tiene un presupuesto limitado, puede dar prioridad a la combinación deControl DGA + control de descargas parcialesLa combinación de ambas puede cubrir la mayoría de las necesidades de aviso de fallos internos. Para la renovación de transformadores antiguos, pueden seleccionarse la medición de temperatura por infrarrojos, la DGA electroquímica y otras soluciones que no requieran cortes de energía; para los transformadores de nueva puesta en servicio, se recomienda integrar la medición de temperatura por fibra óptica fluorescente y la supervisión de descargas locales por UHF, para lograr un conocimiento más exhaustivo del estado. En definitiva, es necesario tener en cuenta el nivel de tensión del transformador, el entorno de funcionamiento y las características de la carga para garantizar que el sistema de supervisión se ajuste con precisión a las necesidades reales.