Qu'est-ce que la surveillance en ligne des décharges partielles de transformateurs ? Principe de la décharge partielle et détails de la méthode de détection

• Définition de la localisationLa décharge partielle est un phénomène de décharge qui se produit dans une zone localisée du système d'isolation du transformateur, mais pas dans l'ensemble du milieu isolant. C'est le premier signe de détérioration de l'isolation qui, s'il n'est pas contrôlé, continuera à se développer jusqu'à la rupture de l'isolation.
• Méthode de contrôle en ligneLe système de surveillance en ligne de la décharge partielle du transformateur consiste à installer le corps du transformateur sur le capteur, 24 heures sur 24, pour capturer la décharge locale générée par des signaux ultrasoniques, de courant à haute fréquence et d'ondes électromagnétiques à ultra-haute fréquence, afin de réaliser une surveillance non intrusive en temps réel.
• Fusion multi-capteursUn seul capteur ne peut capter que des bandes de fréquences partielles des signaux d'émission locaux. Les systèmes modernes de surveillance des émissions locales utilisent généralement une combinaison de capteurs trois-en-un (ultrasons, courant à haute fréquence et ultra-haute fréquence), couvrant ainsi une plus large gamme de bandes de fréquences de détection.
• cartographie diagnostiqueLe système convertit les signaux de DP en profil de décharge partielle résolue en phase (PRPD) et en profil de séquence d'impulsions résolue en phase (PRPS), identifiant le type et la gravité de la décharge en fonction des caractéristiques du profil.
• Installation non-stopMontage non intrusif des capteurs - les capteurs à ultrasons sont montés à l'extérieur de la cuve du transformateur et les capteurs de courant à haute fréquence sont montés sur le fil de terre, ce qui élimine la nécessité d'une coupure de courant.

1) Mécanismes des décharges partielles

Le système d'isolation d'un transformateur se compose de divers matériaux tels que l'huile isolante, le papier isolant et le carton isolant. De minuscules fentes d'air ou des impuretés peuvent subsister au cours du processus de fabrication, et les matériaux isolants vieilliront progressivement et produiront des défauts au cours du fonctionnement. Lorsque l'intensité du champ électrique dans ces zones défectueuses dépasse l'intensité du champ de claquage local, une décharge partielle se produit.

Bien que l'énergie des décharges partielles soit beaucoup plus faible que celle d'une rupture complète, chaque décharge cause de petits dommages irréversibles au matériau isolant. Accumulés sur une longue période, ces petits dommages s'étendent progressivement et conduisent finalement à une défaillance complète du système d'isolation. Ce processus peut durer des mois, voire des années, ce qui laisse de nombreuses fenêtres d'alerte précoce pour la surveillance en ligne.

2. trois méthodes de détection des noyaux

3. flux de travail pour le contrôle des rejets localisés

3.1 Acquisition du signal

Le capteur reçoit en permanence le signal de décharge locale généré à l'intérieur du transformateur. Le système prend en charge l'acquisition simultanée de plusieurs canaux (généralement 4 ou 6 canaux) et la carte d'acquisition à grande vitesse numérise le signal à un taux d'échantillonnage élevé pour garantir la capture de la forme d'onde complète de l'impulsion de DP.

3.2 Séparation des signaux et filtrage

L'environnement de la sous-station est soumis à de nombreuses interférences électromagnétiques - signaux de téléphones portables, talkies-walkies, transitoires des opérations de commutation, etc. peuvent générer des réponses sur les capteurs. Le système sépare le véritable signal de décharge locale des interférences environnementales grâce à des algorithmes de filtrage numérique et de reconnaissance des formes, ce qui constitue l'une des principales difficultés techniques du système de surveillance des lignes locales.

3.3 Génération de graphiques et diagnostic

Les signaux de DP séparés sont comptés en trois dimensions : phase, amplitude et taux de répétition pour générer une carte PRPD tridimensionnelle. Les différents types de décharges (décharges internes, décharges de surface, décharges corona, décharges en suspension) ont des distributions de caractéristiques différentes sur la carte PRPD, et l'algorithme de diagnostic détermine les types de décharges en conséquence.

3.4 Suivi des tendances et alertes

Le système suit en permanence l'évolution de l'amplitude, de la fréquence et du type des rejets, et envoie automatiquement des alertes au personnel d'exploitation et de maintenance lorsque les indicateurs dépassent les seuils fixés ou lorsque la tendance s'accélère de manière anormale.

4. la valeur de la surveillance des radios locales

Les décharges partielles sont le premier signal détectable d'un défaut d'isolation d'un transformateur. Alors que la chromatographie de l'huile détecte les produits chimiques du défaut et que la surveillance de la température détecte les effets thermiques du défaut, la surveillance des décharges locales détecte directement l'événement de décharge lui-même - c'est le signal le plus précoce sur la ligne temporelle.

Pour les transformateurs où les problèmes d'isolation constituent le principal risque (par exemple, les transformateurs anciens, les transformateurs soumis à des chocs de surtension fréquents), la surveillance des décharges locales constitue l'alerte précoce la plus sensible. Les décharges peuvent être assez graves au moment où l'acétylène est détecté par chromatographie à l'huile, et la surveillance des décharges locales peut capturer des signaux au stade embryonnaire d'une décharge.

5. questions fréquemment posées

5.1 Q. Qu'est-ce qui est le plus important, la surveillance des émissions locales ou la surveillance par chromatographie en phase gazeuse ?

R : Les deux méthodes couvrent des dimensions de faille différentes et ne sont pas interchangeables. La décharge locale examine directement l'événement de décharge, tandis que la chromatographie en phase gazeuse examine les produits gazeux produits par le défaut. Pour les défauts de décharge dus à des défauts d'isolation, la décharge locale est détectée plus tôt ; pour les défauts de surchauffe, la chromatographie à l'huile est plus efficace. La solution idéale consiste à utiliser les deux en même temps.

5.2 Q. Y a-t-il un taux élevé de fausses alarmes dans la surveillance des radios locales ?

R : Les premiers systèmes de surveillance par radio locale présentaient un taux élevé de fausses alarmes, principalement en raison de l'environnement électromagnétique complexe et des nombreux signaux d'interférence sur le site. Avec le développement du filtrage numérique et de la technologie de reconnaissance des formes, la capacité de suppression des interférences des systèmes modernes s'est considérablement améliorée. La validation croisée multi-capteurs permet également de réduire le taux de fausses alarmes.

5.3 Q. Les trois tests doivent-ils être utilisés en même temps ?

R : Pas nécessairement. La combinaison de deux capteurs (ultrasons + courant haute fréquence) peut déjà répondre aux besoins de la plupart des scénarios. La méthode UHF a une plus grande capacité anti-interférence mais est plus complexe à installer, et est généralement utilisée pour les transformateurs critiques ou les sites avec des environnements électromagnétiques particulièrement complexes. La combinaison de capteurs peut être sélectionnée en fonction des besoins réels du transformateur et des conditions du site.

5.4 Q : L'installation de capteurs de décharge locaux nécessite-t-elle une coupure du transformateur ?

R : Les capteurs à ultrasons et les capteurs de courant à haute fréquence peuvent être installés sans coupure de courant. Le capteur à ultrasons est monté directement sur la paroi du réservoir, le capteur de courant à haute fréquence peut être monté sur le câble de mise à la terre. Les capteurs intégrés à très haute fréquence doivent être préinstallés lors de la fabrication du transformateur ou installés pendant la maintenance en cas de coupure de courant.

5.5 Q : Comment lire une carte des rejets locaux ? Comment puis-je savoir de quel type de rejet il s'agit ?

R : L'axe horizontal du diagramme PRPD est la phase de la fréquence industrielle, l'axe vertical est l'amplitude de la décharge et les couleurs représentent la fréquence de la décharge. Les décharges internes apparaissent généralement dans les premier et troisième quadrants de la phase, les décharges le long de la surface sont plus largement réparties et les décharges corona sont concentrées près du pic de tension. Le logiciel de diagnostic identifie automatiquement le type de décharge et le personnel d'exploitation et de maintenance peut également porter des jugements empiriques sur la morphologie des tracés.

6) Recommandations pour la sélection

6.1 Il est recommandé d'équiper les transformateurs principaux de 220kV et plus d'un programme trois-en-un ultrasons + courant haute fréquence + UHF.

6.2 Des solutions à capteur unique à ultrasons sont disponibles pour les transformateurs de distribution généraux, qui sont moins coûteux et plus faciles à installer.

6.3 Choisissez un système doté de capacités de diagnostic par fusion multi-capteurs plutôt que d'afficher simplement les données de plusieurs capteurs côte à côte.

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