Surveillance des gaz dissous dans le pétrole (DGA) Il s'agit de la technologie de base pour l'alerte précoce des défauts internes des transformateurs, et les principales voies technologiques comprennent la chromatographie, l'électrochimie et la spectroscopie photoacoustique. La chromatographie permet de détecter la concentration grâce à une séparation précise des gaz présents dans l'huile, la méthode électrochimique permet d'obtenir directement la teneur en gaz à l'aide de capteurs spécialisés, et la spectrométrie photoacoustique ne nécessite pas de gaz vecteur ni de consommables et permet d'atteindre les objectifs suivantsDétection rapide et simultanée de plusieurs gazLe système peut également être utilisé pour prédire la durée de vie restante de l'équipement et est plus stable à long terme. En analysant la composition et les changements de concentration des gaz caractéristiques tels que l'hydrogène, le méthane, l'acétylène, etc., il peut déterminer avec précision les types de défauts tels que la surchauffe interne et les décharges partielles, et une partie du système peut également combiner des algorithmes d'intelligence artificielle pour prédire la durée de vie restante de l'équipement, en fournissant des données à l'appui de la transformation des modes d'exploitation et de maintenance de la "révision régulière" à la "révision à la demande". "La technologie est applicable à tous les niveaux de tension. La technologie est applicable aux transformateurs de tous les niveaux de tension et est particulièrement "essentielle" pour assurer la sécurité des équipements clés tels que les transformateurs principaux dans les sous-stations clés.

Surveillance des décharges partielles Pour capturer les signaux de décharge générés par les défauts d'isolation à l'intérieur du transformateur, le noyau s'appuie sur la méthode ultrasonique et la méthode à ultra-haute fréquence (UHF). La méthode ultrasonique reçoit le signal de vibration mécanique généré par la décharge, combiné à la différence de temps de propagation pour localiser le point de décharge ; la méthode UHF reçoit le signal électromagnétique dans le processus de décharge, parce que l'interférence du champ est concentrée dans la bande des basses fréquences, sonCapacité anti-interférence particulièrement bonneLe système peut être utilisé pour détecter la position de la cible à 10 centimètres près. La détection combinée acoustique-électrique peut contrôler la précision du positionnement à 10 cm près et rechercher automatiquement la fréquence de détection présentant le meilleur rapport signal-bruit, évitant ainsi l'influence des interférences de communication. Cette technologie est très importante pour les transformateurs à haute tension de 220 kV et plus, en particulier pour évaluer l'état de l'isolation des équipements nouvellement mis en service et détecter à temps les détériorations latentes de l'isolation.

Contrôle de la température du bobinage Principalement par le biais deDétection par fibre optique fluorescenteAvec la détection infrarouge, la détection par fibre optique fluorescente est le choix principal pour la surveillance actuelle de haute précision. La détection par fibre optique fluorescente est basée sur les caractéristiques de température des matériaux fluorescents ; la mesure du temps de décroissance de la fluorescence permet de calculer la température ; elle peut être directement implantée dans l'enroulement pour surveiller la température du point chaud ; la précision de la mesure peut atteindre ±1 ℃ ; en même temps, la fibre optique elle-même n'est pas conductrice, il n'y a pas de composants métalliques, elle peut donc être dans la zone d'influence de l'industrie.Fonctionnement sûr dans des environnements fortement électromagnétiques et à haute tensionIl permet également la mesure simultanée de plusieurs canaux afin d'obtenir des informations sur la distribution de la température des enroulements. La détection infrarouge permet de calculer indirectement la température des enroulements en surveillant la température de surface de la cuve, sans nécessiter un processus d'installation compliqué et en étant facile à utiliser. Ces deux technologies sont très utiles dans les transformateurs à usage intensif et dans les scénarios où un contrôle précis de la charge est nécessaire pour s'assurer que les charges de l'équipement sont dans des limites sûres grâce à des données de température en temps réel.

Contrôle de l'état de l'huile Reflétant directement les propriétés isolantes de l'huile de transformateur et le degré de détérioration, le cœur du transformateur est équipé d'un capteur de perte diélectrique et d'un capteur d'humidité qui permettent de détecter les paramètres clés. Le capteur de perte diélectrique mesure avec précision la valeur de perte diélectrique de l'huile, le capteur d'humidité capture la trace d'humidité de l'huile, et une partie du système peut être intégrée à plusieurs modules pour synchroniser l'acquisition d'un certain nombre de paramètres de l'huile dans un seul échantillon. Parallèlement, des algorithmes d'apprentissage automatique peuvent être combinés à l'établissement de modèles d'évaluation des défauts pour améliorer encore la précision du diagnostic, et l'ensemble du processus de surveillance, sans maintenance complexe, peut saisir en temps réel les tendances de la qualité de l'huile. Cette technologie est particulièrement adaptée aux transformateurs dont la qualité de l'huile se détériore dans des environnements extérieurs humides, et peut fournir une alerte précoce sur le risque de défaillance de l'isolation causée par des problèmes de qualité de l'huile.

Lors de la sélection d'un modèle, vous pouvez privilégier sa configuration en fonction de la priorité de la demande : si vous disposez d'un budget limité, vous pouvez privilégier sa combinaison avecSurveillance de la DGA + surveillance des décharges partiellesLa combinaison des deux peut couvrir la plupart des besoins en matière d'alerte de défaillance interne. Pour la rénovation des anciens transformateurs, la mesure de la température par infrarouge, la DGA électrochimique et d'autres solutions qui ne nécessitent pas de coupure de courant peuvent être choisies ; pour les transformateurs nouvellement mis en service, il est recommandé d'intégrer la mesure de la température par fibre optique fluorescente et la surveillance de la décharge locale par UHF, afin d'obtenir une connaissance plus complète de l'état du transformateur. Enfin, il est nécessaire de prendre en compte le niveau de tension du transformateur, l'environnement opérationnel et les caractéristiques de la charge pour s'assurer que le système de surveillance correspond bien aux besoins réels.