Güç trafosu izleme: yalnızca veri toplama değil, aynı zamanda karar verme sistemi 

Onlar hakkında konuştuklarındagüç transformatörlerinin izlenmesi, çoğu kişi ekrandaki grafikleri ve "her şeyi kendileri ölçen" sensörleri hemen hayal ediyor. Temeli bu elbette ama en büyük hata, bir ekipman seti satın aldığınızı, kurduğunuzu ve artık sizin için çalıştığını düşünmektir. Aslında bu hikayenin sadece başlangıcı. Ana iş, verileri yorumlamak, neden-sonuç ilişkileri kurmak ve en zoru, hangi sapmaların gerçekten kritik olduğunu ve hangilerinin şimdilik basit bir şekilde ele alınabileceğini belirlemektir. Trafo merkezlerinin pahalı bir sisteme sahip olduğunu sık sık görüyorum, ancak buna üç ayda bir bakıyorlar ve ancak o zaman bir rapor oluşturuyorlar. Daha sonra trafonun aniden? başarısız olur. İzleme, hipertansif bir hastanın kan basıncını kontrol etmek gibi günlük bir rutindir. Okumalar normal olabilir ancak gidişat zaten endişe verici.

Sıcaklıktan gazlara: izlenmesi gerçekten önemli olan şey

Klasiklerle başlayalım - sıcaklık, çünkü doğru ölçüm noktalarının seçimi, güç transformatörlerinin izlenmesinin önemli bir parçasıdır. Sadece üst kapağın sıcaklığını ölçmek yeterli değildir. Sargılar arasındaki sıcaklık gradyanları, aktif parçanın sıcaklığı ve ekipmanın sıcak noktalarındaki değerler kritiktir. Şehir trafo merkezlerinden birinde bir durumla karşılaştık: trafo mahfazasına monte edilen sensörler sabit bir 65°C gösterdi, ancak periyodik termal görüntüleme araştırmalarının (çevrimiçi olarak gerçekleştirilmeyen) diferansiyel analizi, otobüs temas alanında yerel aşırı ısınmayı ortaya çıkardı. İnceleme üzerine, sebebin gevşek bir kontak bağlantısı olduğu ortaya çıktı. Çevrimiçi izleme sistemi bunu tespit edemedi çünkü sensörler, belirli bir nesnenin özelliklerini hesaba katmayan standart bir düzene göre monte edilmişti. Bundan sonra, teşhis verimliliğini artırmak için sensör yerleştirme şemasının değiştirilmesi gerekti.

Bir sonraki katman gaz koruması ve kromatografik analizdir. DGA (Çözünmüş Gaz Analizi) yağlı transformatörlerin olmazsa olmazıdır. Ancak burada da pek çok tuzak var. Tek bir fazla hidrojen veya metana körü körüne güvenemezsiniz. Temel oranlara bakmanız gerekir: C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6 oranları. Onlara dayanarak, Rogers veya Dornenburg'a göre bir kusur sınıflandırması oluşturulmuştur. Çoğu zaman laboratuvarlar yorum yapmadan konsantrasyonları içeren bir tablo gönderirler. Ve operasyonel personel her zaman bunu nasıl okuyacağını bilmiyor. Enerji şirketlerindeki müşterilerimiz için her zaman test geçmişini ve trend grafiklerini içeren bir transformatör kartı yapıyoruz; dinamikleri görmenin tek yolu budur. Etilendeki (C2H4) keskin bir artış, yağın 700°C'nin üzerindeki sıcaklıklarda termal bozunmasının kesin bir işaretidir ve genellikle zayıf temasla ilişkilendirilir. Ve asetilen (C2H2) zaten bir deşarjdır.

Ve hafife alınan üçüncü parametre, güç transformatörlerinin izlenmesindeki nemdir. Yağ ve kağıt yalıtımındaki nem ana düşmandır: elektriksel dayanımı azaltır ve yaşlanmayı hızlandırır. Çevrimiçi nem sensörleri kaprislidir ve kalibrasyon gerektirir. Genişleticideki çiğlenme noktasının izlenmesi iyi bir göstergedir. Önemli olan mutlak değer değil, değişimin hızıdır: hızlı bir artış sızıntıya veya selüloz ayrışmasına işaret eder.

?Ütü? ve “yazılım”: teklifler denizinde nasıl boğulmamak

Piyasa, basit telemetri modüllerinden karmaşık yapay zeka platformlarına kadar güç transformatörlerini izlemeye yönelik sistemlerle doludur. Seçim göreve bağlıdır. Kritik nesneler için (merkezi trafo merkezleri, enerji yoğun endüstriler) röle koruması, soğutma, gaz analizi ve kısmi deşarjlardan elde edilen verileri birleştiren entegre bir sisteme ihtiyaç vardır. Örneğin, bazen Qualitrol veya Weidmann ürünleri gibi ortaklarımızın çözümlerini Rusya düzenlemelerine ve çalışma koşullarına uyarlayarak seçiyoruz.

Ancak 6-10/0,4 kV dağıtım ağları için sıklıkla fazla ödeme yapmanın bir anlamı yoktur. Burada noktasal çözümler daha etkilidir: GSM üzerinden veri iletimi ile sıcaklık ve yük takibi. Önemli olan, cihazın güvenilir olması ve operasyonel akım devrelerindeki donmalarımıza ve voltaj düşüşlerimize "hayatta kalması". Çoğu zaman donanım yazılımını nasıl "uçtuğunu" veya güç kaynağının arızalandığını gördüm. Yani şimdi içerideyizWenzhou Qiaonasen Elektrik Ekipmanları Co, LtdMüşterilerimiz için ekipman seçerken her zaman güzel broşürlere değil, iklim odalarındaki test raporlarına ve benzer tesislerin gerçek incelemelerine bakıyoruz. Web sitemizhttps://www.qnasen.ruYüksek ve alçak gerilimin iletimi ve dağıtımına yönelik çözümler konusunda uzmanlaşmış bir şirketi temsil etmemize rağmen, izleme sisteminin ayrı bir ürün değil, genel altyapının bir parçası olduğunun bilincindeyiz. Mevcut SCADA ve otomatik proses kontrol sistemleriyle arayüz oluşturması gerekiyor.

En büyük baş ağrısı, özellikle ekipmanın farklı üretim yıllarına sahip olması durumunda, farklı sistemlerden gelen verileri entegre etmektir. Eski transformatörlerde analog sensörler bulunabilirken, yeni transformatörlerde dijital çıkışlar bulunabilir. Ağ geçitlerini ve dönüştürücüleri kullanmanız gerekir. Ve burada genellikle değişim protokolleriyle ilgili bir sorun ortaya çıkar. IEC 61850 iyidir ancak birçok site hala Modbus RTU'yu kullanmaktadır. Şirketimizin uzmanları çoğu zaman uyumlu ekipmanı seçerek ve veri alışverişinin kurulmasına yardımcı olarak "entegratör" olarak hareket etmek zorundadır.

Kısmi deşarjlar: deneyim gerektiren ince teşhisler

Kısmi deşarj (PD) izlemesi birinci sınıftır. Pahalı ve kurulumu zordur, ancak bazen yalıtımda gelişen bir kusuru erken bir aşamada yakalamanın tek yolu budur. CR gerçeğini kaydetmenin ölüm cezası olmadığını anlamak önemlidir. Deşarjın türünü belirlemek gerekir: iç, yüzey, korona. Bunu yapmak için darbe şeklini, faz dağılımını ve ağ voltajıyla bağlantıyı analiz edin.

Bir şekilde 110 kV'luk bir transformatöre kalıcı bir PD izleme sistemi kurduk. Arka plan yükseltilmiş ancak sabitti. Altı ay sonra, belirli bir voltaj aşamasında karakteristik dürtü kümeleri ortaya çıktı. Analiz, bariyer boyunca yüzey deşarjlarının işaretlerini gösterdi. Dahili bir inceleme sırasında (onarım için çıkardıklarında), katı yalıtımın yüzeyinde iz izleri buldular - sızdıran contadan nem girişi. Sürekli izleme olmasaydı, kusur daha da gelişerek arızaya kadar varabilirdi.

Ancak burada güç transformatörlerini izlemek için nüanslar var. Tristör sürücülerinden veya komşu ekipmanlardan kaynaklanan güçlü parazit, faydalı sinyali tamamen "tıkayabilir". Yüksek frekanslı akım transformatörleri (HFCT'ler) dikkatli bir şekilde kurulmalı ve karmaşık filtreleme algoritmaları kullanılmalıdır. Bu bir "kutu" çözümü değildir - her durum bireyseldir.

Uygulama ve ekonomi: izlemenin ne zaman işe yaradığı ve ne zaman yaramadığı

Sistemin uygulanması bir sermaye masrafıdır. Onları haklı çıkarmak için kelimelere güvenmiyoruz. Ana tasarruf, acil durum kesintilerinin ve maliyetli onarımların önlenmesidir. Bir güç transformatörünü değiştirmenin veya elden geçirmenin maliyeti, izleme sisteminin maliyetinden birkaç kat daha yüksektir. Ancak tam olarak hesaplamanız gerekiyor: yetersiz enerji tedarikinden kaynaklanan hasar nedir, cezalar nelerdir, acil durum ekibinin maliyeti, lojistik.

İkinci nokta bakımın optimizasyonudur. Rutin bakımdan "takvime göre mi?" geçiş gerçek duruma (TOFS) dayalı bakıma. Bu, malzemelerden, işçilik maliyetlerinden ve daha da önemlisi gereksiz ekipman kapanmalarından tasarruf sağlar. Örneğin gaz ve nem analizi stabil ise yağ temizleme servis aralığını uzatmak güvenlidir.

Ve üçüncü, daha az belirgin olan nokta, hizmet ömrünün uzatılmasıdır. Yetkiligüç transformatörlerinin izlenmesiKritik aşırı ısınmaya izin vermeden yükü kontrol etmenize ve böylece yalıtımın yaşlanmasını yavaşlatmanıza olanak tanır. Bu, yeni ekipmana yapılan sermaye yatırımlarının doğrudan ertelenmesidir. Projelerimizde müşterinin dikkatini her zaman şuna odaklıyoruz: bu bir gider değil, güvenilirliğe yapılan bir yatırım ve büyük maliyetlerin ertelenmesidir.

Hatalar ve sonuçlar: saha çalışmasının bana öğrettikleri

Pratikte her şey yolunda gitmedi. Kaliteyi artırmak amacıyla trafo tankına titreşim sensörleri yerleştirdiğimiz bir proje vardı.güç transformatörlerinin izlenmesive manyetik devrenin durumunu erken aşamalarda teşhis edin. Cihazlardan gelen okumaların garip ve kararsız olduğu ortaya çıktı - bunlar büyük ölçüde soğutma fanlarının çalışmasına ve hatta dışarıdaki rüzgarın yönüne bağlıydı (trafo merkezi açık tipteydi). Sonunda, yararlı teşhis bilgilerinin çıkarılması mümkün olmadı ve sensörlerin satın alınması ve kurulumu için gereken fonlar boşa gitti. Bu durumdan çıkan sonuç basittir: tüm teşhis yöntemleri evrensel değildir. Titreşim analizi dönen makineler için harika sonuç verir, ancak transformatörler için uygulaması çok sınırlıdır ve gerçek nesnelerde nadiren elde edilebilen ideal çevre koşullarının yaratılmasını gerektirir.

Veri aktarımında farklı bir hikaye. İletişim kanalından tasarruf edip radyo modemi zorlu araziye sahip bir bölgeye kurduk. Paket kayıpları %40'a ulaştı. Veriler boşluklarla geldi, trendler çarpık inşa edildi. Bunu yeniden yapmak ve optik fiber döşemek zorunda kaldık. Artık bu katı bir kuraldır: önce iletişim kanalının güvenilirliğini değerlendirin, ardından donanımı seçin.

Belki de çıkarılmaya değer ana sonuç, izleme sisteminin karar vermediğidir. Sadece bilgi veriyor. Anahtar bağlantı, özet verilere bakan, belirli bir transformatörün geçmişini, çalışma koşullarını bilen ve dengeli bir sonuca varabilen bir kişi, bir mühendistir. Teşhis koymak ve sonuç çıkarmak için kullanılan otomatik sistemler iyidir, ancak bunlar yalnızca bir yardımcı olmalı ve bir uzmanın yerine geçmemelidir. Bu nedenle tanıtımgüç transformatörlerinin izlenmesi, sadece “rapor oluştur” butonunun ekranın neresinde olduğunu göstermek değil, eş zamanlı olarak personel yetiştirmek, süreçlerin fiziğini anlatmak gerekiyor. Bu olmadan herhangi bir sistem, en pahalısı bile işe yaramaz bir oyuncağa dönüşür.