Introduction du système de surveillance en ligne des transformateurs

I. Paramètres de surveillance du système central et modules de surveillance correspondants

II. architecture générale du système

1. couche de perception (couche d'acquisition des données)

• composante essentielleLes capteurs : divers types de capteurs spécialisés, unités d'acquisition de données (DAU).
  • Exemples : capteurs de gaz dissous dans l'huile (par exemple, semi-conducteurs, spectroscopie infrarouge), capteurs de décharge partielle (par exemple, capteurs de courant à haute fréquence HFCT, capteurs à ultrasons), capteurs de température de l'huile (résistances en platine PT100), capteurs de courant de terre (bobines Roche).
• FonctionnalitéContact direct ou proximité immédiate avec le transformateur, conversion de "grandeurs physiques/chimiques" (par exemple, concentration de gaz, température, courant) en "signaux électriques" (analogiques ou numériques), filtrage préliminaire, amplification et prétraitement des données afin de réduire les interférences.

2. la couche transport (couche de communication des données)

• composante essentielleModules de communication (par exemple 4G/5G, LoRa, Ethernet, fibre optique), passerelles de données.
• Sélection de la méthode de transmission: :
  • Courtes distances à l'intérieur de la sous-station : la priorité est donnée àfibre(haute résistance aux interférences électromagnétiques et taux de transmission élevés) ou Ethernet industriel ;
  • Zones éloignées/transformateurs décentralisés : avec4G/5G ou LoRa(transmission sans fil, pas de câblage nécessaire, large couverture) ;
• FonctionnalitéLe système est conçu pour transmettre les données de surveillance de la couche sensorielle à la couche supérieure de la plate-forme d'analyse de manière "sécurisée et en temps réel", tout en prenant en charge le contrôle inverse (par exemple, l'étalonnage à distance des capteurs, le déclenchement de l'échantillonnage).

3. la couche d'application (traitement des données et couche de présentation)

• composante essentielleLes services d'analyse de données : ordinateur central de surveillance, plateforme cloud, logiciel d'analyse de données, interface homme-machine (IHM).
• fonctionnalité de base: :
  1. stockage des donnéesLe système d'archivage des données : il stocke les données de surveillance historiques (généralement conservées pendant 1 à 3 ans) et permet l'interrogation, l'exportation et la traçabilité des données ;
  2. l'analyse des donnéesIdentification automatique des anomalies par la "méthode du jugement de seuil", la "méthode d'analyse des tendances" et les "modèles de dépannage" (par exemple, la méthode du triple rapport de la CEI, la méthode du triangle de David) ;
     • Exemple : si la concentration de C₂H₂ dans l'huile augmente soudainement (dépassant la valeur seuil de 1μL/L), le système détermine qu'un défaut de décharge d'arc peut exister ;
  3. Alertes et avertissementsLes systèmes d'alerte et d'alarme : Notifier les anomalies au personnel d'exploitation et de maintenance par le biais d'une alarme sonore et lumineuse (locale), d'un message SMS/application (à distance), d'une fenêtre contextuelle du centre de surveillance, etc. "(paramètre dépassant la norme) ;
  4. VisualisationLe tableau de bord, les courbes (telles que la courbe de variation de la température de l'huile, le graphique de tendance de la concentration de gaz), les icônes d'état de l'équipement, présentent intuitivement l'état de santé du transformateur, ce qui permet au personnel d'exploitation et de maintenance de le visualiser à distance.

III. Points clés pour l'installation du système

1. préparation à l'installation

• Rapprochement de la sélection des équipementsLes caractéristiques des capteurs et des modules de communication doivent correspondre à celles du transformateur (par exemple, le capteur de gaz dans l'huile doit être compatible avec le type d'huile du transformateur et la plage de température du capteur doit être comprise entre - 40 et 120 °C) ;
• enquête sur placeLes points de prélèvement d'huile (points de collecte des échantillons d'huile) et les bornes de mise à la terre, éviter les sources importantes d'interférences électromagnétiques (par exemple, les barres omnibus, les parafoudres) et planifier la direction des capteurs et des câbles ;
• mesure de sécuritéLes tâches de l'installateur sont les suivantes : manipuler le "ticket de travail" de la sous-station, vérifier l'alimentation après une coupure de courant, accrocher le fil de mise à la terre et veiller à ce que l'installateur soit isolé et protégé (gants isolés, chaussures isolées).

2. exemple d'installation du module de base

3. la mise en service après l'installation

• Étalonnage du signalÉtalonner le capteur avec une source de signal standard (par exemple, gaz standard, courant standard) pour s'assurer que l'erreur se situe dans la plage admissible (par exemple, erreur de concentration de gaz ≤ ±51 TP3T) ;
• essais de communicationLes résultats de l'étude sont les suivants : simuler la transmission de données et vérifier la perte de paquets et le retard (retard ≤ 10s) ;
• Test de liaisonSignal de dépassement analogique : Régler artificiellement le "signal de dépassement analogique" pour vérifier si la fonction d'alarme est déclenchée normalement (par exemple, SMS, alarme sonore et lumineuse).

IV. l'utilisation quotidienne, le fonctionnement et l'entretien du système

1) Inspections quotidiennes (1 par semaine)

• inspection localeLes contrôles sont effectués sur la base des critères suivants : fuites d'huile, capteurs desserrés, voyants normaux de la passerelle (pas de voyants d'anomalie allumés) et câbles rompus ;
• visualisation à distanceVérifier si les données en temps réel sont normales (par exemple, la température de l'huile correspond à la température ambiante, il n'y a pas d'alarmes anormales) et si le stockage des données historiques est complet par le biais de la plate-forme.

2. entretien périodique (tous les 3 à 6 mois)

• Étalonnage du capteurLes capteurs de gaz dans l'huile doivent être étalonnés avec un "gaz standard" (pour éviter toute dérive) et les capteurs de décharge partielle doivent être réétalonnés en termes de sensibilité ;
• comparaison des échantillons d'huileComparer la concentration de gaz dans l'huile contrôlée en ligne avec les résultats obtenus hors ligne en laboratoire. Si l'écart est trop important (par exemple, plus de 10%), il convient d'examiner les problèmes liés au capteur ou à la tuyauterie ;
• Nettoyage et fixationNettoyez les surfaces du capteur et de la passerelle de la poussière et resserrez les connecteurs de câble (pour éviter un desserrage qui pourrait entraîner une interruption du signal) ;
• maintenance des logicielsMise à jour de la version du logiciel d'analyse et mise à jour du modèle de diagnostic des défaillances (par exemple, ajout d'algorithmes standard de l'industrie).

3) Dépannage (immédiatement après l'alarme)

• Étape 1 : Confirmer l'authenticité de l'alarmeLes "fausses alarmes" (par exemple, défaillance du capteur, interruption de la communication) peuvent être vérifiées par une inspection sur place ou par un redémarrage de l'appareil ;
• Étape 2 : Localiser le défautS'il s'agit d'une alarme réelle, combinée à un jugement global multiparamétrique (par exemple, "C₂H₂ élevé + décharge locale accrue", la probabilité est un court-circuit de l'enroulement) ;
• Étape 3 : Élimination et enregistrementLes opérations de mise au rebut sont enregistrées dans le système afin de mettre à jour le dossier médical de l'équipement.

V. Valeurs et considérations relatives à l'application du système

1. les valeurs fondamentales

• la prévention des accidentsDétection précoce des défauts latents (par exemple, surchauffe localisée) afin d'éviter la combustion ou l'explosion du transformateur et de réduire les pertes dues à l'arrêt de l'exploitation ;
• réduire les coûts et accroître l'efficacitéLe contrôle de la qualité : Il remplace les "tests périodiques hors ligne" traditionnels (par exemple, l'envoi d'échantillons d'huile au laboratoire tous les six mois), ce qui permet de réduire les coûts de main-d'œuvre et d'allonger les intervalles de service ;
• Soutien aux donnéesLes transformateurs doivent être entretenus en fonction de leur état (au lieu d'être entretenus selon un cycle fixe) et les stratégies d'exploitation et de maintenance doivent être optimisées.

2) Précautions

• Rien ne remplace les essais hors ligneLe contrôle en ligne est un "outil de contrôle en temps réel" qui doit encore être complété par des essais hors ligne (par exemple perte diélectrique, essais de résistance à la tension) tous les 1 à 2 ans ;
• conception anti-interférenceLes câbles doivent être blindés et mis à la terre (mise à la terre simple) pendant l'installation afin d'éviter la distorsion des données causée par les interférences électromagnétiques ;
• AdaptationSélectionnez le capteur et la classe de protection appropriés (par exemple IP65 ou supérieur) en fonction de la capacité du transformateur (par exemple 110kV, 220kV) et de l'environnement de fonctionnement (par exemple extérieur, zones humides).