5 рекомендуемых решений для контроля температуры масляных трансформаторов

1. механический термометр уровня масла/намотки (OTI/WTI)

Механические термометры являются наиболее распространенными устройствами контроля в истории масляных трансформаторов и обычно поставляются в качестве стандартного оборудования с завода. Принцип их работы не зависит от электроники, а основан на физическом тепловом расширении и сжатии.

Технические принципы и ограничения

Термометр уровня масла (OTI) приводит стрелку в движение за счет расширения жидкости в термочувствительном корпусе. Термометр обмоток (WTI) фактически является “тепловым симулятором”. Он основан на OTI и получает ток нагрузки от трансформатора тока (ТТ), который приводит в действие нагревательный резистор внутри прибора. Температура, отображаемая манометром, - это не непосредственно измеренная температура обмотки, а расчетное значение “температура верхнего слоя масла + смоделированное повышение температуры”.

Почему этот подход не работает в современной сети? Это связано с тем, что он разработан на основе идеальной тепловой модели. Если внутри трансформатора происходит закупорка масляного контура и плохой локальный отвод тепла из-за скопления пыли в радиаторе, модель теплового моделирования становится недействительной, и нормальные значения, отображаемые измерителем, могут маскировать реальную внутреннюю неисправность, связанную с перегревом.

2. Электронный мониторинг платинового ТДС Pt100

С ростом популярности систем SCADA, требующих аналоговой передачи данных на внутреннюю станцию, датчики Pt100 начинают широко использоваться. Используя характеристику линейного изменения сопротивления платинового металла при изменении температуры, температура преобразуется в электрический сигнал.

Проблемы в электромагнитной среде

Несмотря на высокую точность Pt100, в условиях высокого ЭМП в масляном трансформаторе датчик с металлическим проводником становится приемной антенной для мешающих сигналов. Несмотря на использование экранированных проводов, сильные магнитные поля могут вызвать скачки сигнала. Еще более серьезной проблемой является изоляция. Для размещения металлического датчика глубоко внутри высоковольтной обмотки в несколько сотен киловольт требуется чрезвычайно высокий уровень изоляционной обработки, а любой дефект изоляции может привести к аварии с пробоем, поэтому Pt100 обычно можно устанавливать только в низкопотенциальных зонах или на стенке масляного бака.

3. Инфракрасная термография

Инфракрасная технология использует закон Стефана-Больцмана для регистрации распределения инфракрасного излучения на поверхности объекта. Она подразделяется на ручное патрулирование и он-лайн мониторинг окон.

Разрыв между поверхностью и внутренним миром

Температура корпуса трансформатора составляет всего 50°C, могли ли внутренние обмотки нагреться до 90°C? Ответ - да. Самый большой недостаток инфракрасной технологии заключается в том, что она не может проникать через металл. Масляные трансформаторы имеют полностью закрытые металлические баки, которые полностью блокируют внутреннее излучение. Инфракрасная камера может быть использована только для обнаружения неплотных соединений корпуса, засорения радиатора или перегрева бака вихревыми токами и других внешних дефектов, для принятия решения о сроке службы трансформатора по показателям сердечника - “температура горячей точки обмотки”, инфракрасная технология помочь не может.

4. Беспроводная пассивная поверхностная акустическая волна (ПАВ)

Технология SAW позволяет решить проблему высоковольтной изоляции. Датчик является пассивным и передает данные о температуре, генерируя эхо от радиочастотного сигнала, получаемого от считывающего устройства.

Проблема с эффектом клетки Фарадея

Бак трансформаторного масла представляет собой идеальную клетку Фарадея, которая оказывает чрезвычайно сильное экранирующее воздействие на беспроводные радиочастотные сигналы. Хотя эту проблему можно решить, добавив антенну внутрь бака, сложная структура сердечника и обоймы внутри трансформатора, а также среда трансформаторного масла будут создавать многолучевые эффекты и затухание микроволновых сигналов. Кроме того, спектр электромагнитных волн, генерируемых частичными разрядами внутри трансформатора, может перекрыть рабочую полосу частот ПАВ, что приведет к резкому снижению отношения сигнал/шум и серьезной потере пакетов данных.

5. флуоресцентная волоконно-оптическая система измерения температуры (рекомендуется)

Технология флуоресцентного оптоволоконного измерения температуры в настоящее время позволяет безопасно проникать в сердечник масляного трансформатора для достижения “прямого измерения горячих точек обмотки”. Она основана на принципе послесвечения редкоземельных флуоресцентных материалов, не имеет ничего общего с интенсивностью света, только с температурой.

Как сохранить стабильность мониторинга в течение 30 лет в экстремальных условиях высокого давления, сильного магнитного поля и химической коррозии?

• Искробезопасная изоляция: Оптическое волокно изготовлено из кварца (SiO2), который является внутренне изолирующим материалом и обладает превосходным сопротивлением ползучести. Оно может быть непосредственно вмонтировано между высоковольтными обмотками трансформаторов 110 кВ или даже 500 кВ без опасения пробоя изоляции.
• Электромагнитная устойчивость: На передачу оптического сигнала не влияют электромагнитные помехи (EMI/RFI), а данные о температуре всегда стабильны и надежны, независимо от того, подвергался ли трансформатор ударам короткого замыкания или грозовым перенапряжениям.
• Устойчивость к масляной коррозии: Волоконно-оптический зонд со специальной тефлоновой (PTFE) или PEEK оболочкой устойчив к длительному погружению в трансформаторное масло, не стареет, не загрязняет масло и рассчитан на срок службы, совпадающий со сроком службы корпуса трансформатора.
• Без калибровки: Время жизни флуоресценции - это физическое свойство материала, которое не дрейфует со временем, не требуя перекалибровки на весь срок службы и минимального обслуживания.

Углубленное сравнение технических параметров пяти программ мониторинга

Можно ли определить состояние трансформатора только по температуре верхнего слоя масла?

Очевидно, что нет. Согласно IEC 60076-7, скорость старения трансформатора в основном определяется температурой самой горячей точки обмотки. Существует разница температур между верхней температурой масла и горячей точкой обмотки, и эта разница температур нелинейно изменяется в зависимости от нагрузки. Мониторинг только температуры масла подобен тому, как врач измеряет температуру тела, не глядя на томограмму, - очень легко пропустить диагностику внутренних локализованных очагов перегрева.

Почему мониторинг “горячих точек” является ключом к повышению нагрузочной способности трансформатора?

Многие трансформаторы работают на номинальной мощности 60%-70% в течение длительного времени, что приводит к огромным простоям. Это происходит потому, что эксплуатационный и обслуживающий персонал не может точно определить истинную внутреннюю температуру, не решаясь увеличить нагрузку. Если установлена флуоресцентная оптоволоконная система измерения температуры, которая может видеть реальные данные горячей точки 95℃ или 105℃ в режиме реального времени, эксплуатационный и обслуживающий персонал может смело осуществлять динамическое увеличение мощности в пределах безопасного диапазона, использовать потенциал оборудования и создавать прямые экономические выгоды.

Часто задаваемые вопросы (FAQ)