Système de surveillance en ligne intégré au transformateur
Système complet de surveillance en ligne des transformateurs IN-200
Introduction du système
Le système intégré de surveillance en ligne des transformateurs se compose de divers types de capteurs intelligents, d'une unité de surveillance intégrée et d'un système de surveillance en arrière-plan. Le système peut surveiller simultanément la décharge locale à haute fréquence du transformateur/réacteur, la décharge locale à radiofréquence, la décharge locale à ultrasons, le courant de terre du noyau/de la pince, les informations sur les vibrations, les informations sur la charge, les informations sur la température de l'huile, etc., et en même temps, il peut accéder au gaz dans l'huile, à l'imagerie infrarouge des pièces clés/à la mesure de la température des fibres optiques, etc., et utiliser le modèle intégré d'évaluation de l'état pour intégrer les paramètres multisources pour l'analyse afin de réaliser la surveillance complète et l'évaluation de l'état de santé de l'équipement du transformateur/réacteur. évaluation de l'état de santé de l'équipement du transformateur/réacteur.
Paramètres de l'équipement
| Largeur de bande de l'amplificateur local UHF | 200 MHz ~ 1,5 GHz | Largeur de bande de l'amplificateur local HF | 3MHz ~ 30MHz |
| Largeur de bande de l'amplificateur local RF | 100MHz ~ 1GHz | Largeur de bande de la décharge locale ultrasonique | 80kHz ~ 200kHz |
| Plage d'accélération des vibrations | -10g ~ +10g | Courant de fuite de l'isolation de l'enveloppe | 2mA ~ 1000mA |
| Largeur de bande de l'amplificateur local HF en boîtier | 3MHz ~ 30MHz | Puissance de fonctionnement | AC220V ±10% |
| les protocoles de communication | DL/T860 (IEC61850) | structure externe | Châssis 19" standard ou personnalisé |
| modèle intégré | Modèles d'évaluation de l'état, modèles de vieillissement de l'isolation, modèles d'indices de santé | l'adaptation à l'environnement | Température ambiante : -40℃ ~ +70℃ ; Humidité ambiante : 0 ~ 95% (pas de condensation) |
Le système intégré de surveillance en ligne des transformateurs s'appuie sur les six liens suivants : acquisition de données multidimensionnelles → transmission stable → traitement intelligent → analyse précise → alerte précoce → soutien à l'exploitation et à la maintenance, afin de contrôler en temps réel l'état de fonctionnement du transformateur :
Les paramètres suivants sont communs au réseau, la fonction peut être personnalisée, les dernières informations et le prix nous contacter pour obtenir].
1) Collecte collaborative de données multi-modules (couche de détection frontale)
Le système s'appuie sur les emplacements clés des transformateurs déployés dans les régions de l'Union européenne.Capteurs et unités de surveillance spécialisésIl s'agit d'une collecte en temps réel de paramètres clés reflétant l'état de l'équipement, couvrant de multiples dimensions telles que l'électricité, la qualité de l'huile, la mécanique, etc :
- Acquisition de paramètres électriquesTransformateur de courant à flux nul (pour surveiller le courant total du boîtier), capteur de décharge locale à haute fréquence (pour détecter le signal de décharge locale interne), capteur de vibration (pour capturer la fréquence de vibration du noyau de fer/du bobinage), pour collecter des données telles que le courant 2mA-1000mA, le signal d'impulsion de décharge locale, l'amplitude de la vibration, etc., la fréquence d'échantillonnage peut atteindre 1MHz, pour garantir le temps réel et l'intégrité des données ;
- Acquisition des paramètres de qualité de l'huileL'unité de surveillance des gaz dans l'huile analyse en continu la teneur en H₂ dissous, CH₄, C₂H₂ et autres gaz caractéristiques dans l'huile de transformateur par le capteur de chromatographie en phase gazeuse (précision de détection jusqu'à 0,1 μL/L), et en même temps, le capteur de température de l'huile recueille les données de la température de l'huile (plage de mesure - 40℃~+100℃, précision ±0,5℃) ;
- Acquisition des paramètres d'isolationLe module de surveillance de l'enveloppe recueille les données de performance de l'isolation telles que la capacité de l'enveloppe (100pF-50 000pF) et la valeur de perte diélectrique (0,001-0,3) par le biais de l'unité de mesure de la perte diélectrique, et surveille simultanément le courant de mise à la terre du noyau/de la pince (précision ±1%) afin de déterminer si l'isolation est vieillie ou défectueuse.
2. transmission de données à l'épreuve des manipulations (couche liaison de données)
Les données brutes collectées par l'intermédiaire duDouble transmission filaire et sans filIl s'agit d'un téléchargement stable vers le backend du système, qui garantit la fiabilité des données dans l'environnement électrique complexe :
- transmission par câbleIl adopte une paire torsadée blindée ou une fibre optique, s'adapte à Modbus, DL/T860 (IEC 61850) et à d'autres protocoles de communication standard de l'industrie de l'énergie, avec un taux de transmission de 100 Mbps, une forte capacité d'anti-interférence électromagnétique, et convient à la connexion d'équipements fixes dans les sous-stations ;
- transmission sans filPour les centrales électriques extérieures à énergie nouvelle et d'autres scénarios de câblage peu pratiques, il prend en charge la communication sans fil 4G/5G ou LoRa, avec une distance de transmission allant jusqu'à 5 km (mode LoRa), un taux de perte de paquets de données ≤0,1%, et une fonction de transmission continue aux points d'arrêt pour éviter la perte de données ;
- Prétraitement des donnéesLe système d'information sur la santé (SIS) permet de filtrer les données (pour éliminer le bruit des interférences électromagnétiques) et de les convertir (au format JSON/XML) pendant le processus de transmission, jetant ainsi les bases d'un traitement ultérieur.
3) Traitement intelligent des données (couche de traitement des données)
Le backend du système (serveur local ou plateforme en nuage) exécute les données de transmission.Nettoyage, intégration et stockagela construction de bases de données structurées :
- Nettoyage des donnéesLes algorithmes de détection des valeurs aberrantes (par exemple, le principe 3σ) éliminent les données non valides (par exemple, les valeurs de courant hors plage, les changements soudains de température) causées par les défaillances des capteurs ou les perturbations de la transmission, et conservent les échantillons valides ;
- intégration des donnéesLes données d'un transformateur peuvent être intégrées à celles de différents modules de surveillance en fonction de l'association "numéro d'appareil - heure de collecte - type de paramètre" pour former le "fichier de données d'état" d'un transformateur unique, et permettre l'interrogation des données historiques en fonction de la dimension temporelle (minutes/heures/jours) ;
- stockage des donnéesLe stockage en nuage permet une expansion illimitée, et la fonction de sauvegarde des données (sauvegarde automatique quotidienne, conservation des fichiers de sauvegarde pendant 7 jours).
4. l'analyse conjointe multi-algorithmes (couche d'analyse des données)
faire passer (un projet de loi, une inspection, etc.)Modèles industriels + algorithmes d'IALes données traitées sont analysées en profondeur pour déterminer l'état de fonctionnement du transformateur et les risques potentiels :
- Analyse comparative des seuils: Comparer les paramètres en temps réel avec les seuils normalisés nationaux / industriels (par exemple GB/T 17623-2017 "Détermination par chromatographie en phase gazeuse de la teneur en composants gazeux dissous dans l'huile isolante"), par exemple si la teneur en C₂H₂ dans l'huile est supérieure à 5 μL/L, elle est signalée comme un "défaut de décharge potentielle" ;
- Analyse des projections de tendancesSur la base des données historiques, des algorithmes tels que la régression linéaire et le réseau neuronal LSTM sont utilisés pour prédire la tendance des paramètres clés (par exemple, l'augmentation hebdomadaire de la température de l'huile, le taux de changement mensuel de la valeur de la perte diélectrique) et identifier à l'avance les défauts à développement lent (par exemple, le vieillissement de l'isolation) ;
- Analyse de corrélation multiparamétriqueCombinaison de plusieurs paramètres pour déterminer le type de défaut, par exemple, "la température de l'huile augmente + la teneur en H₂, CH₄ de l'huile augmente + l'amplitude des vibrations devient plus importante" peut être déterminée comme un "défaut de surchauffe du cœur", afin d'éviter toute erreur d'appréciation d'un seul paramètre.
5. l'alerte et la poussée hiérarchiques (couche d'alerte précoce et de réaction)
Sur la base des résultats de l'analyse, le système presseGravité de la défaillanceDéclencher des alertes hiérarchiques et les transmettre au personnel d'exploitation et de maintenance par le biais de plusieurs canaux :
- Classification des alertes précocesRéglage "Normal (vert) - Attention (jaune) - Alerte précoce (orange) - Urgence (rouge)" quatre niveaux d'alerte, par exemple, "la valeur de la perte diélectrique est légèrement supérieure à la norme (0,02-0,03)" déclenche l'alerte jaune, "décharge locale" déclenche l'alerte jaune, "la valeur de la perte diélectrique est légèrement supérieure à la norme (0,02-0,03)" déclenche l'alerte jaune. Par exemple, "la valeur de la perte diélectrique est légèrement supérieure à la norme (0,02-0,03)" déclenche l'avertissement jaune, "le signal d'émission locale augmente soudainement et le C₂H₂ dans l'huile dépasse la norme" déclenche l'avertissement rouge ;
- lancer des alertes précocesLes quatre méthodes suivantes sont prises en charge : SMS, APP push, fenêtre contextuelle de la plate-forme O&M et alarme sonore et lumineuse (locale de la sous-station). Le contenu du push contient "le numéro de l'équipement, le niveau d'alerte, les paramètres anormaux, les types de défaut possibles et les mesures de traitement recommandées", par exemple, "#1 valeur de perte diélectrique du boîtier du transformateur principal 0,035 (alerte précoce), il est recommandé de vérifier l'état de l'isolation sur le site dans les 24 heures". Alerte précoce), il est recommandé de vérifier l'état de l'isolation sur site dans les 24 heures" ;
- Fiches d'alerte précoceEnregistrement automatique de l'heure de déclenchement, des données paramétriques et des résultats du traitement de chaque avertissement, formant un enregistrement "avertissement - élimination - boucle fermée", ce qui est pratique pour la traçabilité ultérieure et l'optimisation des opérations de maintenance et d'entretien (O&M).
6. l'aide à la décision en matière d'exploitation et de gestion (couche application)
Le système traduit les résultats de l'analyse et les informations relatives à l'alerte précoce enRecommandations exploitables en matière d'exploitation et de gestionLe programme de maintenance de l'UE aide les compagnies d'électricité à réaliser une "maintenance de pointe" :
- Rapport d'évaluation du statutLe rapport mensuel d'évaluation de l'état de fonctionnement est généré automatiquement pour un ou plusieurs transformateurs. Il contient des graphiques de tendance des paramètres clés, des statistiques d'alerte précoce, le niveau de risque de défaillance (faible / moyen / élevé) et une évaluation de l'état de santé de l'équipement (1-100 points) ;
- Recommandations de solutions pour le fonctionnement et l'entretienRecommandation de mesures spécifiques pour les situations d'alerte précoce, par exemple "Arrêt d'urgence pour maintenance" pour l'alerte rouge, "Augmenter la fréquence des inspections (de 1 par semaine à 1 par jour)" pour l'alerte jaune ;
- Prévision de la durée de vie des équipementsLa durée de vie restante du transformateur est prédite (précision ±1 an) sur la base des données à long terme relatives à l'isolation et à la qualité de l'huile, combinées à la durée de vie de l'équipement, ce qui permet de justifier le remplacement de l'équipement (par exemple, il est recommandé de remplacer en priorité les transformateurs qui fonctionnent depuis 15 ans et dont l'isolation est vieillissante).
Garantir l'efficacité du contrôle et la praticité de l'exploitation et de l'entretien
- actualitéL'intervalle de collecte de données le plus court est d'une seconde, et le délai entre la collecte et le déclenchement de l'alerte est de ≤30 secondes, ce qui garantit une détection précoce des défaillances ;
- précisionGrâce à l'acquisition redondante de plusieurs capteurs (comme le déploiement de deux transformateurs de courant dans un ensemble de tuyaux) et à la validation croisée de plusieurs algorithmes, le taux d'erreur des données est ≤2%, ce qui permet d'éviter les erreurs d'appréciation et les omissions de jugement ;
- automatiqueAucune intervention humaine n'est nécessaire dans l'ensemble du processus, de la collecte des données à la génération des rapports, qui se fait automatiquement, ce qui réduit les coûts de main-d'œuvre liés à l'exploitation et à la maintenance ;
- la compatibilitéAssurer l'interface avec les systèmes de répartition de l'énergie (par exemple SCADA) et les plates-formes de gestion de l'exploitation et de la maintenance pour permettre le partage des données et la gestion intégrée, et s'adapter aux différentes marques et aux différents niveaux de tension des transformateurs (110kV-1000kV).
