Introdução ao sistema de monitoramento on-line do transformador

发布时间：11 Setembro 2025 07:37:52

O sistema de monitoramento on-line de tensão é um sensor, aquisição de dados, módulo de transmissão e análise, os principais parâmetros de status do transformador operacional para realizarMonitoramento contínuo e em tempo realA função principal do sistema inteligente é descobrir falhas latentes no equipamento (como envelhecimento do isolamento, descarga parcial, superaquecimento etc.) a tempo de evitar interrupções repentinas de energia e, ao mesmo tempo, prolongar a vida útil do equipamento e reduzir os custos de operação e manutenção. Sua aplicação abrange todos os cenários de fornecimento de energia dependentes de transformadores em sistemas de energia e empresas industriais, e é o componente principal do sistema moderno de manutenção baseada em condições (CBM) de equipamentos de energia.

I. Parâmetros de monitoramento do sistema principal e módulos de monitoramento correspondentes

O status operacional do transformador é determinado por várias dimensões; diferentes módulos de monitoramento são projetados para diferentes tipos de falhas; os módulos principais comuns são os seguintes:

 

Módulo de monitoramento Parâmetros principais de monitoramento Objetivo do monitoramento (correlacionar tipos de falhas)
Monitoramento on-line de gases dissolvidos em óleo H₂, CH₄, C₂H₂, C₂H₄, C₂H₆, CO, CO₂ Diagnóstico de superaquecimento do óleo/papel isolante, descargas parciais, descargas de arco (por exemplo, curto-circuito dos enrolamentos, aterramento multiponto do núcleo de ferro, mau contato do comutador de derivação em carga)
Monitoramento on-line de descargas parciais Volume de descarga, número de descargas, fase de descarga Detecção de descargas parciais causadas por defeitos internos no isolamento (por exemplo, bolhas de ar, impurezas, quebra do isolamento), prevenção de falhas no isolamento
Monitoramento on-line das condições do óleo Perda dielétrica (tanδ), tensão de ruptura, umidade Avalie o grau de deterioração das propriedades de isolamento do óleo isolante e determine se o óleo está úmido, contaminado ou oxidado.
Monitoramento da temperatura do óleo e da carga Temperatura máxima do óleo, temperatura do ponto quente do enrolamento, corrente de carga Monitoramento do status de aquecimento do equipamento, evitando o envelhecimento acelerado do isolamento devido à sobrecarga e auxiliando na programação de carga.
Monitoramento da corrente de aterramento do núcleo Corrente de loop de terra do núcleo Diagnóstico de falhas de aterramento multiponto no núcleo (que podem levar ao superaquecimento localizado do núcleo e à queima do isolamento)
Monitoramento do isolamento da carcaça Perda dielétrica do invólucro, capacitância, corrente de fuga Detecção de envelhecimento, umidade ou avarias internas no isolamento das buchas para evitar danos ao transformador causados por explosões de buchas

II. arquitetura geral do sistema

Os sistemas de monitoramento on-line de transformadores normalmente usam “arquitetura distribuída em camadas”, que é dividido em três camadas, de baixo para cima, para garantir a precisão da coleta de dados, a estabilidade da transmissão e o profissionalismo da análise:

1. camada de percepção (camada de aquisição de dados)

  • componente principalVários tipos de sensores especializados, unidades de aquisição de dados (DAUs).
    • Exemplos: sensores de gás dissolvido no óleo (por exemplo, semicondutor, espectroscopia infravermelha), sensores de descarga parcial (por exemplo, sensores de corrente de alta frequência HFCT, sensores ultrassônicos), sensores de temperatura do óleo (resistores de platina PT100), sensores de corrente de terra (bobinas Roche).
  • funcionalidadeContato direto ou proximidade com o transformador, conversão de “quantidades físicas/químicas” (por exemplo, concentração de gás, temperatura, corrente) em “sinais elétricos” (analógicos ou digitais), filtragem preliminar, amplificação e pré-processamento de dados para reduzir a interferência.

2. camada de transporte (camada de comunicação de dados)

  • componente principalMódulos de comunicação (por exemplo, 4G/5G, LoRa, Ethernet, fibra óptica), gateways de dados.
  • Seleção do método de transmissão：
    • Distâncias curtas dentro da subestação: a prioridade é dada afibra(alta resistência à interferência eletromagnética e altas taxas de transmissão) ou Ethernet industrial;
    • Áreas remotas/transformadores descentralizados: com4G/5G ou LoRa(Transmissão sem fio, sem necessidade de fiação, ampla cobertura);
  • funcionalidadeO sistema foi projetado para transmitir dados de monitoramento da camada sensorial para a camada superior da plataforma de análise de forma “segura e em tempo real”, ao mesmo tempo em que oferece suporte ao controle reverso (por exemplo, calibração remota de sensores, início de amostragem).

3. camada de aplicativo (camada de processamento de dados e apresentação)

  • componente principalMonitoramento de mainframe, plataforma em nuvem, software de análise de dados, interface homem-máquina (HMI).
  • funcionalidade principal：
    1. armazenamento de dadosArmazena dados históricos de monitoramento (normalmente retidos por 1 a 3 anos) e oferece suporte a consultas, exportação e rastreabilidade;
    2. análise de dadosIdentificação automática de anomalias por meio do “Threshold Judgement Method”, “Trend Analysis Method” e “Troubleshooting Models” (por exemplo, IEC Triple Ratio Method, David's Triangle Method);
      • Exemplo: Se a concentração de C₂H₂ no óleo aumentar repentinamente (excedendo o valor limite de 1μL/L), o sistema determinará que pode haver uma falha de descarga de arco;
    3. Alertas e avisosNotificação de anormalidades ao pessoal de O&M por meio de “alarme sonoro e luminoso (local), envio de SMS / APP (remoto), janela pop-up do centro de monitoramento” etc., distinguindo entre “aviso antecipado” (tendência anormal) e “alarme ” (parâmetro que excede o padrão);
    4. VisualizaçãoInterface de usuário: Por meio do painel de controle, curvas (como a curva de mudança de temperatura do óleo, gráfico de tendência de concentração de gás), ícones de status do equipamento apresentam intuitivamente o status de saúde do transformador, dando suporte à equipe de operação e manutenção para visualização remota.

III. Pontos-chave para a instalação do sistema

A qualidade da instalação afeta diretamente a precisão do monitoramento; é necessário seguir rigorosamente o princípio “baseado na instalação de blackout, segurança em primeiro lugar”; as principais etapas e precauções são as seguintes:

1. preparação para a pré-instalação

  • Verificação da seleção de equipamentosConfirme se as especificações dos sensores e dos módulos de comunicação são compatíveis com o transformador (por exemplo, o sensor de gás no óleo precisa ser compatível com o tipo de óleo do transformador e a faixa do sensor de temperatura abrange - 40~120°C);
  • pesquisa no localConfirme a localização dos terminais do transformador, das portas de coleta de óleo (pontos de coleta de amostras de óleo) e dos terminais de aterramento, evite fontes fortes de interferência eletromagnética (por exemplo, barramentos, protetores contra surtos) e planeje a direção dos sensores e cabos;
  • medida de segurançaManuseie o “bilhete de trabalho” da subestação, verifique a energia após a falha de energia, pendure o fio de aterramento e certifique-se de que o instalador esteja isolado e protegido (luvas e sapatos isolados).

2) Exemplo de instalação do módulo principal

módulo (em software) posição de montagem Principais considerações
Sensor de gás em óleo Válvula de captação do tanque do transformador / Parte inferior do dormente de óleo 1. a porta de coleta de óleo precisa estar localizada na parte central inferior do tanque (o fluxo de óleo é estável e a probabilidade de acúmulo de gás é menor);
2) As conexões da tubulação precisam ser vedadas (para evitar vazamento de óleo e entrada de ar), e as válvulas devem ser instaladas para facilitar a troca de óleo em um estágio posterior;
3. mantenha o sensor longe de fontes de calor e da luz solar direta.
Sensor HFCT de descarga parcial Neutro/terra do transformador 1. o sensor é revestido com um fio de aterramento, próximo ao gabinete, para reduzir a interferência eletromagnética;
2) A blindagem do cabo é aterrada em uma extremidade para evitar a introdução de sinais de interferência.
Sensor de temperatura do óleo Camada superior do tanque (medição da temperatura do óleo da camada superior), enterramento do enrolamento 1. o sensor de temperatura do óleo superior é inserido a uma profundidade de ≥100 mm para garantir o contato com o óleo;
2) O sensor de enrolamento deve ser pré-instalado na fábrica do transformador (tipo embutido), e somente a linha de sinal é conectada no local.
gateway de comunicação Sala de controle da subestação / Gabinete externo à prova de chuva 1. mantenha-se afastado de equipamentos de alta tensão (distância de segurança ≥ 1,5 m);
2) Acesso estável à energia (recomenda-se a fonte de alimentação UPS para evitar cortes e desconexões de energia).

3. comissionamento pós-instalação

  • Calibração de sinalCalibre o sensor com uma fonte de sinal padrão (por exemplo, gás padrão, corrente padrão) para garantir que o erro esteja dentro da faixa permitida (por exemplo, erro de concentração de gás ≤ ±51 TP3T);
  • testes de comunicaçãoSimulação de transmissão de dados e verificação de perda de pacotes e atraso (atraso ≤ 10s);
  • Teste de ligaçãoAlarme analógico: Defina artificialmente o “sinal analógico excedente” para verificar se a função de alarme é acionada normalmente (por exemplo, envio de SMS, alarme sonoro e luminoso).

IV. uso diário e operação e manutenção do sistema

O sistema de monitoramento on-line não é “instalado sem gerenciamento”, é necessário realizar operação e manutenção regulares para garantir uma operação confiável a longo prazo:

1. inspeções diárias (1 por semana)

  • Inspeção localVerifique se há vazamentos de óleo e sensores soltos, luzes indicadoras de entrada normais (sem luzes de falha acesas) e cabos quebrados;
  • visualização remotaDados em tempo real: verifique se os dados em tempo real estão normais (por exemplo, a temperatura do óleo corresponde à temperatura ambiente, sem alarmes anormais) e se o armazenamento de dados históricos está completo por meio da plataforma.

2. manutenção periódica (a cada 3-6 meses)

  • Calibração do sensorOs sensores de gás em óleo precisam ser calibrados com “gás padrão” (para evitar desvios) e os sensores de descarga parcial precisam ser recalibrados quanto à sensibilidade;
  • comparação de amostras de óleoCompare a concentração de gás no óleo monitorado on-line com os resultados off-line no laboratório. Se o desvio for muito grande (por exemplo, mais de 10%), deve-se investigar problemas no sensor ou na tubulação;
  • Limpeza e fixaçãoLimpe a poeira das superfícies do sensor e da porta de entrada e aperte os conectores dos cabos (para evitar que se soltem, o que poderia causar interrupção do sinal);
  • manutenção de softwareAtualize a versão do software de análise e atualize o modelo de diagnóstico de falhas (por exemplo, adicione algoritmos padrão do setor).

3. solução de problemas (imediatamente após o alarme)

  • Etapa 1: Confirmar a autenticidade do alarmeSolução de problemas: Primeiro, solucione os “alarmes falsos” (por exemplo, falha do sensor, interrupção da comunicação), que podem ser verificados por inspeção no local ou reinicialização do dispositivo;
  • Etapa 2: Localizar a falhaSe for um alarme real, combinado com um julgamento abrangente de vários parâmetros (por exemplo, “C₂H₂ elevado + descarga local aumentada”, a probabilidade é de um enrolamento de curto-circuito);
  • Etapa 3: Descarte e registroNotifique o pessoal de manutenção para manutenção no local e, após a solução de problemas, registre o processo de descarte no sistema para atualizar o arquivo de integridade do equipamento.

V. Valores e considerações sobre a aplicação do sistema

1. valores essenciais

  • prevenção de acidentesDetecção antecipada de falhas latentes (por exemplo, superaquecimento localizado) para evitar a queima ou a explosão do transformador e reduzir as perdas com interrupções;
  • reduzir custos e aumentar a eficiênciaTeste periódico off-line: Substitui o tradicional “teste periódico off-line” (por exemplo, levar amostras de óleo ao laboratório a cada 6 meses), reduzindo os custos de mão de obra e estendendo os intervalos de manutenção;
  • Suporte de dadosAcumular dados operacionais de longo prazo para fornecer uma base para a “manutenção de condições” do transformador (em vez de manutenção de ciclo fixo) e otimizar as estratégias de operação e manutenção.

2. cuidados

  • Não há substituto para os testes off-lineO monitoramento on-line é uma “ferramenta de monitoramento em tempo real” que ainda precisa ser complementada por testes off-line (por exemplo, perda dielétrica, testes de resistência à tensão) a cada um ou dois anos;
  • design anti-interferênciaProteção do cabo: O ambiente eletromagnético da subestação é complexo, e é necessário fazer um bom trabalho de blindagem e aterramento do cabo (aterramento de terminação única) durante a instalação para evitar a distorção de dados causada por interferência eletromagnética;
  • AdaptaçãoSelecione o sensor e a classe de proteção adequados (por exemplo, IP65 ou superior) de acordo com a capacidade do transformador (por exemplo, 110kV, 220kV) e o ambiente operacional (por exemplo, ao ar livre, áreas úmidas).

Sistema de monitoramento on-line integrado ao transformador

Em conclusão.Sistema de monitoramento on-line do transformadorÉ uma importante incorporação da inteligência do sistema de energia moderno, cujo núcleo é por meio de “percepção em tempo real - análise inteligente - aviso oportuno”, para que o transformador passe de “revisão passiva” a “aviso ativo”. O núcleo é realizar a transformação do transformador de "manutenção passiva" para "aviso ativo" por meio de "percepção em tempo real - análise inteligente - aviso oportuno", para garantir a segurança e a estabilidade do fornecimento de energia.