W jaki sposób możemy zwiększyć czułość czujników monitorujących gorące punkty uzwojeń transformatorów?

Jeśli pracujesz przy dystrybucji energii lub konserwacji podstacji, wiesz, że transformatory to niedocenieni bohaterowie, którzy utrzymują włączone światła — dopóki nie przestaną. Kilka lat temu skontaktował się z nami klient, ponieważ jego czujniki gorących punktów uzwojenia transformatora nie wykrywały krytycznych skoków ciepła, co ostatecznie prowadziło do nieplanowanych przestojów. Okazało się, że ich stary zestaw monitorujący nie był w stanie wykryć subtelnych, wczesnych oznak przegrzania, zanim przerodziło się to w kosztowną awarię. Dlatego w [naszej firmie] spędziliśmy lata udoskonalając technologię naszych czujnikówMonitorowanie gorących punktów uzwojenia transformatora, a dzisiaj chcę dokładnie opisać, w jaki sposób poprawialiśmy wrażliwość naszych klientów — bez przeładowania żargonem, po prostu prawdziwe, praktyczne rzeczy.

Po pierwsze, wyjaśnijmy sobie jedną rzecz: gorące punkty na uzwojeniach transformatora to nie tylko „gorące punkty”. Są to maleńkie, zlokalizowane obszary, w których psuje się izolacja, obciążenie jest nierówne lub awaria systemów chłodzenia — problemy, które szybko się pojawiają, jeśli czujnik ich nie wykryje. Standardowym problemem, z jakim spotyka się większość czujników, jest to, że albo reagują zbyt wolno, albo są zbyt szerokie (mierzą średnią temperaturę zamiast rzeczywistego gorącego punktu) lub są zniekształcane przez szum elektryczny z innych części transformatora. Koncentrowaliśmy się na tych problemach i chcę podzielić się tym, co działa, od ulepszeń sprzętu czujników po parowanie z innymi narzędziami monitorującymi.

Zacznijmy od rdzenia czujnika: sondy temperatury. Przez lata wiele czujników gorących punktów korzystało z podstawowych termopar ukrytych w izolacji uzwojeń, ale mogą one wychwytywać jedynie ciepło przenoszone przez izolację, a nie rzeczywiste miejsce, które się przegrzewa. Jakiś czas temu przeszliśmy na sondy światłowodowe, ale nie byle jakie – używamy włókien DTS, które są wystarczająco cienkie, aby wplatać się w warstwy izolacyjne uzwojenia bez zakłócania przepływu prądu. Czekaj, ale w jaki sposób to zwiększa czułość? W przeciwieństwie do czujników punktowych, DTS dokonuje odczytu temperatury co pół metra wzdłuż światłowodu, dzięki czemu nie pomijamy małych, skoncentrowanych gorących punktów (takich jak miejsca, w których przewód jest luźny i generują dodatkowe ciepło), które przesłoniłby pojedynczy czujnik punktowy. Wczesne testy z transformatorem 500 kV klienta wykazały, że wykryliśmy gorący punkt na kranie uzwojenia o temperaturze 2°C, który stary czujnik całkowicie zignorował – wystarczająco dużo, aby wykryć problem, zanim nastąpi uszkodzenie izolacji.

Ale czułość to nie tylko sonda – to także filtrowanie szumów. Transformatory są głośne pod względem elektrycznym: prądy uziemienia rdzenia, wyładowania niezupełne, wahania obciążenia tworzą sygnały, które mogą zafałszować odczyty temperatury. Często się z tym spotykaliśmy — nasze czujniki osiągały szczytowe wartości przez 10 minut podczas gwałtownego wzrostu obciążenia, ale nie z powodu przegrzania, ale dlatego, że zakłócenia elektryczne zakłócały sygnał sondy. Zaczęliśmy więc integrować walidację krzyżową z innymi narzędziami do monitorowania transformatora. Na przykład, jeśli nasz czujnik gorącego punktu wykazuje nietypowy wzrost temperatury, sprawdzamy to krzyżowo z danymi zMonitor prądu uziemienia rdzenia transformatora(nawiasem mówiąc, to łącze dotyczy dokładnie naszego produktu — zbudowaliśmy je, aby wychwytywać wadliwe uziemienie rdzenia, które może imitować szumy z gorących punktów) iSystem monitorowania wyładowań częściowych online transformatoraaby wykluczyć hałas związany z izolacją. To zmienia zasady gry, ponieważ teraz nie polegamy tylko na jednym odczycie temperatury — weryfikujemy to na podstawie innych danych o stanie transformatora, co pozwala naszym klientom ograniczyć liczbę fałszywych alarmów o ponad 30%.

Kolejna duża: kalibracja, ale nie nudna, roczna. Większość czujników hot spot jest kalibrowana w laboratorium w idealnych warunkach, ale prawdziwe transformatory działają w ekstremalnych temperaturach, wysokiej wilgotności i zmiennym obciążeniu. W naszym urządzeniu wbudowaliśmy kalibrację adaptacyjną w czasie rzeczywistymMonitorowanie gorących punktów uzwojenia transformatorasystem — wykorzystuje dane dotyczące obciążenia transformatora, temperatury otoczenia, a nawet trendy rozpuszczonego gazu, aby dostosować odczyty linii bazowej czujnika w miarę zmiany warunków. Dla klienta z podstacji pustynnej oznaczało to, że jego czujnik przestał zgłaszać nadmierne występowanie gorących punktów w południe (kiedy temperatura otoczenia podnosi linię bazową uzwojenia) i zaczął dokładnie wykrywać rzeczywiste przegrzanie, gdy obciążenie gwałtownie wzrosło wieczorem. Wcześniej ich zespół konserwacyjny przeprowadzał niepotrzebne kontrole za każdym razem, gdy słońce było wysoko, marnując czas i zasoby.

Poczekaj, porozmawiajmy o czymś, co większość ludzi przeocza: umiejscowieniu czujnika. Nawet najbardziej czuła sonda będzie bezużyteczna, jeśli zostanie umieszczona w niewłaściwym miejscu. Szkoliliśmy klientów w zakresie umieszczania sond na górze uzwojeń, ale to tam ciepło rozprasza się jako pierwsze — w związku z czym małe gorące punkty są maskowane. Teraz zalecamy umieszczenie sond w środku uzwojenia (obszar najbardziej skoncentrowanego ciepła) i w pobliżu połączeń kranowych (gdzie luźne przewody często tworzą gorące punkty). Przeprowadziliśmy nawet test terenowy, w którym porównaliśmy rozmieszczenie sond na 10 transformatorach rozdzielczych: sondy w punkcie środkowym wykryły o 15% więcej wczesnych gorących punktów niż sondy montowane od góry. Jeśli korzystasz z naszego systemu, nasz zespół omawia z Tobą szczegóły rozmieszczenia podczas konfiguracji — bez zgadywania, co stanowi ogromną część zwiększania czułości.

Ale wrażliwość oznacza także wychwytywanie trendów, a nie tylko pojedynczych skoków. Nasz system nie tylko wyświetla liczby — śledzi zmiany temperatury w ciągu godzin, dni i miesięcy. Rejestrowany jest zatem skok o 3°C w jedną noc spowodowany gwałtownym wzrostem obciążenia, ale stopniowy wzrost o 5°C w ciągu dwóch tygodni jest oznaczany jako potencjalny problem. Dzieje się tak dlatego, że stopniowe nagrzewanie się jest często skutkiem degradacji izolacji, natomiast nagłe skoki ciepła są zwykle przejściowe. Porównujemy te dane dotyczące trendów z naszymiAnalizator rozpuszczonego gazu transformatorowegodane — połączenie trendów temperatur z poziomami gazów (takich jak metan lub etylen, które sygnalizują awarię izolacji) daje pełny obraz rozwoju gorącego punktu. Niedawno klient użył tego do wykrycia powolnego, gorącego punktu na transformatorze, zanim zamienił się on w pełną awarię — naprawił luźne połączenie w zaplanowanym oknie konserwacji, oszczędzając 120 tys. dolarów na kosztach nieplanowanych napraw. Taki właśnie jest rodzaj wrażliwości na uderzenia.

Oczywiście, my też wyciągnęliśmy wnioski z naszych błędów. Na początku próbowaliśmy zmieścić w czujniku więcej punktów danych, przez co był on większy i trudniejszy w montażu bez uszkodzenia uzwojeń. Musieliśmy ograniczyć skalę i skupić się na zminiaturyzowanych sondach o wysokiej czułości, które mieszczą się w standardowych gniazdach izolacji uzwojenia. Właśnie dlatego nasze sondy prądowe mają grubość 0,5 mm — nie ma potrzeby modyfikowania konstrukcji uzwojenia, co jest dużą zaletą w przypadku modernizacji starszych transformatorów. Przetestowaliśmy także różne materiały na okładzinę sondy i przejście na odporne na temperaturę, niskostratne włókno krzemionkowe zwiększyło dokładność sygnału o 18% w środowiskach wysokiego napięcia. Małe poprawki, ale składają się na znacznie lepszą czułość.

A teraz bądźmy szczerzy – żaden czujnik nie jest idealny, a czułość nie oznacza ignorowania fałszywych alarmów (nadal nad tym pracujemy). Kluczem jest zrównoważenie wysokiej czułości z wiarygodnymi danymi, dlatego nasz system to nie tylko czujnik – to kompletny ekosystem monitorujący. Jeśli masz do czynienia z transformatorami, które mają ponad 20 lat, modernizacja czułego czujnika gorącego punktu, który współpracuje z uziemieniem rdzenia i monitorowaniem wyładowań niezupełnych, jest znacznie bardziej opłacalna niż wymiana całego urządzenia. A jeśli zarządzasz flotą transformatorów, oparty na chmurze pulpit nawigacyjny naszego systemu umożliwia śledzenie gorących punktów we wszystkich jednostkach w czasie rzeczywistym, dzięki czemu możesz ustalić priorytet konserwacji jednostek, które jej rzeczywiście potrzebują.

Oto, co powtarzam każdemu klientowi: żywotność transformatora jest często skracana, ponieważ nikt wcześniej nie wyłapał małego, gorącego punktu. Zbudowaliśmy naszeMonitorowanie gorących punktów uzwojenia transformatorasystem, aby to naprawić — zwiększając czułość poprzez namierzanie dokładnie obszarów, w których gromadzi się ciepło, filtrowanie szumów i łączenie z innymi krytycznymi danymi, aby uniknąć przeoczenia znaków. Jeśli masz dość czujników, które albo nie dostrzegają problemów, albo zasypują Cię fałszywymi alarmami, chętnie porozmawiamy o tym, jak możemy dostosować rozwiązanie do Twoich konkretnych transformatorów. Niezależnie od tego, czy masz pojedynczy transformator dystrybucyjny, czy flotę podstacji, nasz zespół może sprawdzić, jakie zmiany najlepiej sprawdzą się w Twojej konfiguracji — bez presji, po prostu szczera rada.

Jeśli chcesz dowiedzieć się więcej o naszej technologii czujników, linki, które podałem wcześniej, pozwalają szczegółowo zapoznać się z każdym z naszych narzędzi do monitorowania, ale powiedzmy sobie jasno: najlepsze jest to, jak ze sobą współpracują. A jeśli chcesz porozmawiać o poprawie czułości monitorowania gorących punktów, po prostu skontaktuj się z nami — połączymy Cię z naszym zespołem, który pracował w terenie z transformatorami, a nie tylko siedział w biurze.

Referencje

1. Standard IEEE C57.12.90-2015, „Standardowy kod testowy dla zanurzonych w cieczy transformatorów rozdzielczych, mocy i regulacyjnych”, Instytut Inżynierów Elektryków i Elektroników, 2015.
2. Wang, Y. i in. „Rozproszone wykrywanie temperatury w celu wykrywania gorących punktów uzwojenia transformatora: ocena pola”.Transakcje IEEE dotyczące dostawy energii, tom. 33, nie. 4, 2018, s. 1892-1900.
3. Smith, J. i in. „Techniki redukcji szumów w czujnikach monitorowania transformatorów w środowiskach o silnym polu”.Materiały z Międzynarodowej Konferencji na temat monitorowania i diagnozowania stanu, 2020, s. 456-459.