Solutions de surveillance de l’état des transformateurs de puissance immergés dans l’huile 2026: Systèmes intégrés de détection PHM et fibre optique

Dans l’environnement à enjeux forts des services publics de l’électricité, le Transformateur de puissance immergé dans l'huile reste l’actif le plus critique et le plus gourmand en capital. Passer d’une maintenance réactive à Pronostics et gestion de la santé (PHM) est essentiel pour assurer la fiabilité du réseau et optimiser la durée de vie des actifs.

Ce guide technique détaille l'architecture complète du PHM, se concentrant exclusivement sur la conception spécifique et les signatures de défauts des Transformateurs immergés dans l'huile haute tension. L’objectif est de fournir une référence aux gestionnaires d’actifs sur les évaluation de l'état de santé du transformateur et stratégies de maintenance prédictive.

1. Transformateurs de puissance immergés dans l'huile: Définir les actifs de base dans Transmission haute tension.

Le transformateur de puissance immergé dans l'huile est une machine électrique statique sophistiquée qui utilise le principe de l'induction électromagnétique pour convertir les niveaux de tension alternative sans altérer la fréquence.. Sa prédominance dans les opérations de services publics à grande échelle est principalement due à sa capacité à gérer des valeurs nominales MVA extrêmement élevées et des tensions de plusieurs centaines de kilovolts., où l'huile fournit le refroidissement et la rigidité diélectrique nécessaires.

1.1. Fonctionnalité de base dans Transmission de puissance

La fonction première est double: Intensification en fin de génération pour minimiser les pertes de courant et de ligne I²R lors de la transmission longue distance, et réduction ultérieure dans les sous-stations pour faciliter la distribution régionale et locale. Sans la haute efficacité et la fiabilité de transformateurs principaux immergés dans l'huile, les réseaux modernes ne pouvaient pas assurer la fourniture d’électricité sur de longues distances.

1.2. Le rôle de l'huile diélectrique dans les performances

L'huile de transformateur, qu'il s'agisse d'un fluide d'ester minéral ou synthétique, sert d'isolant principal, possédant une constante diélectrique élevée pour résister à des tensions élevées. Surtout, il agit comme le principal fluide de transfert thermique, faire circuler la chaleur des enroulements internes et du noyau vers les radiateurs externes, garantir que les températures des composants internes restent dans des limites de fonctionnement sûres et protéger directement l'isolation cellulosique.

2. Composants d'ingénierie clés de Transformateurs de puissance immergés dans l'huile.

Comprendre la structure est la base d’une stratégie efficace gestion de la santé. Les défaillances proviennent souvent de l'interaction entre les températures, électrique, et contraintes mécaniques sur ces pièces internes.

2.1. L'ensemble du noyau magnétique et Stratification à faible perte

Le noyau est construit à partir de haute qualité, tôles d'acier au silicium à grains orientés laminées à froid pour fournir un chemin magnétique à faible réluctance. Pour atténuer les échauffements parasites, chaque feuille est recouverte d'une fine couche isolante. Le processus d'assemblage, impliquant une pression d'empilage et de serrage précise, est essentiel pour contrôler le bruit et les vibrations induits par la magnétostriction, ayant un impact direct sur l'intégrité mécanique surveillée par un appareil de surveillance des vibrations.

2.2. L'ensemble de bobinage et Système d'isolation cellulosique

Les enroulements sont des conducteurs en cuivre isolés avec du papier, formant le composant le plus vulnérable à la chaleur. La conception (par ex., disque continu pour haute tension, hélicoïdal pour basse tension) est choisi pour gérer les forces de court-circuit. L'isolation en papier est le facteur limitant la durée de vie du transformateur, avec sa dégradation thermique suivie par la DGA et le Appareil de détection à fibre optique à fluorescence.

2.3. Le système pétrolier: Conservateur, Reniflard, et Radiateurs

Le réservoir du conservateur s'adapte à l'expansion et à la contraction du volume de l'huile dues aux changements de température.. Le reniflard utilise du gel de silice pour éliminer l'humidité de l'air entrant dans le conservateur., ce qui est essentiel pour empêcher l’humidité de pénétrer dans l’huile isolante. Les radiateurs et les pompes à huile constituent le système de refroidissement, géré par le système de surveillance de la température basé sur des mesures d'huile de surface.

3. Transformateurs de distribution immergés dans l'huile: Classement et application.

Tout en partageant une conception fondamentale commune, transformateurs immergés dans l'huile sont classés en fonction de leur refroidissement et du type de fluide isolant utilisé, chacun ayant un impact sur leur profil opérationnel et les stratégies de surveillance requises.

3.1. Classification par méthode de refroidissement (CEI 60076)

Les méthodes de refroidissement déterminent la capacité de dissipation thermique du transformateur et sa capacité de surcharge à court terme.:

3.1.1. ONAN (Huile Naturelle, Air Naturel)

S'appuie uniquement sur la circulation naturelle de l'huile et la convection de l'air sur les radiateurs. Utilisé pour les transformateurs de distribution immergés dans l'huile de petite et moyenne taille où le coût initial et la faible maintenance sont prioritaires.

3.1.2. MARCHE ARRÊT (Huile Naturelle, Force aérienne)

Ajoute des ventilateurs à air forcé aux radiateurs pour augmenter la capacité de refroidissement, atteignant généralement un 30-40% augmentation de la puissance nominale. Le fonctionnement du ventilateur est géré par un contrôleur basé sur les relevés de température d'huile supérieurs de l'appareil de surveillance de la température..

3.1.3. OFAF / Impair (Huile forcée, Force aérienne / Flux dirigé)

Utilise des pompes à huile et des ventilateurs forcés pour obtenir la plus haute efficacité de refroidissement. Indispensable pour les très gros transformateurs principaux haute tension, utilisant souvent un flux d'huile dirigé pour cibler et refroidir directement les points chauds du bobinage, ce qui rend la détection par fibre optique par fluorescence particulièrement cruciale.

3.2. Classification par fluide isolant

Le type de fluide détermine la sécurité incendie et l'impact environnemental, affectant l'emplacement d'installation:

3.2.1. Huile minérale

Le fluide traditionnel et le plus courant en raison de ses excellentes propriétés électriques et de son faible coût. Il est inflammable et nécessite des systèmes d'extinction d'incendie, ce qui en fait le choix dominant pour les sous-stations extérieures.

3.2.2. Fluides à base d'esters naturels ou synthétiques

Ces fluides sont biodégradables et possèdent un point d'incendie élevé, offrant une sécurité renforcée. Ils sont de plus en plus utilisés dans les zones écologiquement sensibles ou dans les installations intérieures., offrant une alternative plus sûre tout en conservant les avantages du refroidissement de l'huile.

4. Le Architecture PHM: Modules de base d'un Système de gestion de la santé des transformateurs.

Un système sophistiqué de gestion de la santé des transformateurs (THMS) intègre les données de plusieurs appareils de détection pour fournir une évaluation complète de l'état. L'architecture est structurée en une couche de détection, une communication & Couche de traitement, et une couche application.

4.1. La couche de détection (Acquisition de données)

Cette couche est constituée de tous les capteurs et transducteurs primaires installés directement sur le transformateur. Il comprend les capteurs PD, Appareil DGA, Capteurs à fibre optique fluorescents, et jauges conventionnelles. Son rôle clé est de convertir avec précision les phénomènes physiques (chaleur, gaz, vibration, décharge électrique) en signaux électriques ou optiques fiables.

4.2. La couche de traitement (Renseignement local & Filtrage des données)

Cette couche, comprenant généralement des IED (Appareils électroniques intelligents) ou des concentrateurs de données locaux, effectue le conditionnement du signal, horodatage des données, et filtrage initial des données. Les fonctions critiques incluent le calcul des lignes de tendance pour le DGA et l'application d'une analyse spectrale aux signaux PD.. Cette couche garantit que le flux massif de données est réduit à des informations exploitables avant d'être transmis au système central..

4.3. La couche application (Diagnostique & Pronostic)

La plateforme centrale de surveillance, situé dans la salle de contrôle ou dans le cloud, héberge le logiciel THMS. Il applique des algorithmes avancés (comme les Triangles de Duval pour la DGA, et modèles thermiques CEI/IEEE) pour le diagnostic et le pronostic des pannes. Cette couche visualise le transformateur “indice de santé” et génère des alertes d'alerte précoce, guider la prise de décision de l’opérateur en matière de planification de maintenance prédictive.

5. Système d'alerte précoce de décharge partielle: Diagnostic multi-capteurs de Défauts d'isolation.

Décharge partielle (PD) est une décharge électrique qui ne comble que partiellement l'isolation entre les conducteurs. C'est le précurseur le plus fiable d'une défaillance catastrophique de l'isolation.. Le système d'alerte précoce PD utilise une fusion de capteurs pour obtenir une localisation précise et à haute sensibilité.

5.1. Stratégie de déploiement multi-capteurs

Un suivi efficace de la DP nécessite une approche complémentaire:

5.1.1. Transformateurs de courant haute fréquence (Le HFCT)

Installé sur la connexion neutre ou les traversées, Les capteurs HFCT capturent les impulsions de courant haute fréquence générées par PD. Ils sont efficaces pour détecter les décharges dans les zones des traversées et des bornes..

5.1.2. Ultra-haute fréquence (UHF) Capteurs

Les capteurs UHF sont généralement installés via des vannes de vidange d'huile ou des ports d'inspection. Ils captent les ondes électromagnétiques générées par les PD au sein du pétrole, offrant une excellente sensibilité et immunité au bruit externe, ce qui les rend idéaux pour surveiller les transformateurs principaux haute tension.

5.1.3. Émission acoustique (Æ) Capteurs

Monté sur les parois du réservoir du transformateur, Les capteurs AE détectent les ondes ultrasonores produites par l'activité PD. En mesurant le décalage horaire d’arrivée (TDOA) des ondes sonores en plusieurs points, le système peut trianguler l'emplacement 3D précis de la source de décharge (par ex., dans l'ensemble d'enroulement inférieur ou dans le noyau).

5.2. Procédure de diagnostic et de localisation

Le processus de surveillance implique une séquence procédurale critique:

Étape 1: Capture et filtrage du signal

Les capteurs capturent en continu des données brutes, qui passe à travers des filtres numériques pour supprimer le bruit externe (par ex., radio, couronne). La synchronisation avec la fréquence industrielle est essentielle pour tracer l'activité PD sur le cycle de phase (Modèle PRPD).

Étape 2: Reconnaissance de formes PRPD

La décharge partielle résolue en phase (PRPD) les modèles sont analysés pour classer le type de décharge (par ex., couronne, Annuler la décharge, décharge en surface), ce qui permet de déduire la nature physique du défaut.

Étape 3: Détermination de l'emplacement

Si l'activité PD est confirmée, les capteurs AE’ Les données TDOA sont utilisées pour localiser l'emplacement physique. Une tendance confirmée et localisée de la DP est un déclencheur obligatoire pour une interruption pour maintenance prédictive et une inspection interne..

6. Analyse des gaz dissous (DGA) Appareil: Diagnostic en temps réel des défauts thermiques internes.

L'analyse des gaz dissous (DGA) L'appareil est la pierre angulaire de l'évaluation de l'état chimique des transformateurs de puissance immergés dans l'huile.. Il fournit une preuve irréfutable d’un échauffement interne, arc électrique, ou un stress électrique excessif.

6.1. Principe technique du Appareil DGA

Le système DGA en ligne extrait en continu un petit échantillon d’huile, sépare les gaz dissous à l'aide d'une membrane ou du vide, et analyse la concentration des gaz défectueux (H2, CH4, C2H6, C2H4, C2H2, CO, CO2) en utilisant des techniques très sensibles telles que la chromatographie en phase gazeuse ou la spectroscopie photo-acoustique. Les données résultantes sont automatiquement normalisées aux conditions standard pour une tendance cohérente.

6.2. Interprétation à l'aide des ratios diagnostiques

Le rapport des gaz spécifiques fournit la signature du défaut, suivant les normes établies de l'industrie:

Étape 1: Tendance de la concentration de gaz

Les taux de production journaliers ou horaires sont surveillés. Toute augmentation exponentielle du total des gaz combustibles (JCC) justifie une alerte immédiate.

Étape 2: Méthode du triangle de Duval

La méthode du Triangle de Duval utilise les ratios de Méthane, Éthylène, et acétylène pour classer définitivement le défaut en catégories comme thermique à basse température (T1), thermique à haute température (T3), ou arc à haute énergie (D2). Cette classification est cruciale pour orienter le diagnostic ultérieur des pannes et les actions de maintenance prédictive..

Étape 3: Analyse du furane (Marqueur chimique avancé)

Les systèmes DGA avancés surveillent également les composés furanniques, qui sont des sous-produits directs de la dégradation du papier cellulosique. La concentration de furane sert de marqueur fiable pour la durée de vie utile de l’isolant en papier..

7. Détection par fibre optique fluorescente: Valeur inégalée dans Surveillance des points chauds des enroulements.

Le Appareil de détection à fibre optique à fluorescence est la solution ultime pour mesurer la véritable température du point chaud de l'enroulement (TVH), qui est la contrainte thermique directe sur l'isolation en papier. Cet appareil est indispensable dans les transformateurs principaux haute tension.

7.1. Impératif technique: Le 6-Règle de vieillissement des degrés

Le vieillissement de l'isolation suit la loi d'Arrhenius: pour chaque augmentation de température de 6°C au-dessus de la température de référence de l’isolation, la durée de vie du papier est réduite de moitié. Seulement en connaissant la TVH précise, qui peut être 10-20°C plus élevée que l'huile supérieure, les opérateurs peuvent-ils gérer avec précision la consommation thermique de l’actif et prévenir un vieillissement prématuré.

7.2. Pourquoi la fibre optique n'est pas négociable dans les transformateurs immergés dans l'huile

Capteurs métalliques conventionnels (Pt100 ou thermocouples) ne peuvent pas être placés à l’intérieur de l’ensemble d’enroulement haute tension car leurs conducteurs métalliques compromettraient la structure d’isolation huile/papier, conduisant à un échec catastrophique. Les capteurs à fibre optique fluorescents sont entièrement non métalliques et insensibles aux champs électromagnétiques intenses, leur permettant d'être intégrés en toute sécurité à l'emplacement HST pendant le processus d'enroulement.

7.3. Paramètres système et étapes de déploiement

Spécification du système:

Plage de température: -40°C à 260°C. Exactitude: ±1°C. Temps de réponse: Moins de 1 deuxième. Capacité des canaux: 1 À 64 points par unité de traitement.

Déploiement étape par étape:

1. Intégration du capteur: La sonde à fibre optique est fixée directement sur le conducteur en cuivre à l'emplacement du point chaud prévu. (généralement la partie supérieure de l'enroulement basse tension). 2. Routage des prospects: La fibre est soigneusement acheminée hors de l'ensemble d'enroulement, assurer de grands rayons de courbure pour éviter les contraintes. 3. Scellage: La fibre est scellée via un système conçu sur mesure, passage résistant à la pression qui maintient l'intégrité du joint du réservoir d'huile. 4. Traitement du signal: La fibre est connectée à l'appareil central de surveillance de la température pour l'acquisition des données et la transmission au THMS..

8. Système d'évaluation de l'état des bagues: Prédire la défaillance de l'isolation via la détection composite.

Les traversées sont responsables d'un pourcentage important de défaillances explosives des transformateurs. Le système d'évaluation de l'état des bagues utilise des mesures électriques non intrusives pour évaluer l'état du diélectrique interne..

8.1. Mesurer Capacité et Tan Delta

Le système mesure la capacité (C1) et le facteur de dissipation diélectrique (Alors Delta) de l'isolation de la traversée. Détérioration (par ex., pénétration d'humidité, activité de décharge partielle) fait augmenter à la fois C1 et Tan Delta. En suivant ces tendances en temps réel, le système fournit une alerte précoce et claire en cas de rupture imminente de l'isolation, permettant un remplacement par maintenance prédictive en temps opportun.

8.2. Principe de mesure relative

Souvent, un “somme des courants” la méthode est utilisée, où les courants de fuite des traversées triphasées sont additionnés. Un changement dans l'équilibre indique un défaut dans une bague spécifique. Le système calcule les courants individuels et les angles de phase pour fournir un diagnostic clair et sans équivoque.

9. Surveillance vibratoire et acoustique: Évaluation du serrage des enroulements et de la stabilité du noyau.

L’état mécanique est crucial pour la capacité de résistance aux pannes. Le système de surveillance des vibrations et de l'acoustique suit l'état physique du noyau et des enroulements..

9.1. Signatures vibratoires et relâchement du bobinage

La vibration primaire est à deux fois la fréquence fondamentale (100Hz/120 Hz) à cause de la magnétostriction. Toutefois, des changements dans le niveau de vibration RMS global ou l'émergence de fréquences de bande latérale indiquent une dégradation mécanique. Le relâchement de la structure de serrage du bobinage est une préoccupation majeure, car cela réduit la capacité du transformateur à résister aux forces de court-circuit, une condition diagnostiquée en analysant le spectre des vibrations.

9.2. Surveillance acoustique et Analyse d'impression de bruit

Des microphones haute sensibilité sont utilisés pour capturer la signature acoustique de l'unité. Des sons anormaux ressemblant à des clics brusques (souvent associé au mécanisme PD ou OLTC) ou bourdonnement excessif (lié à la saturation du noyau/à la polarisation DC) sont automatiquement signalés. Le système conserve une empreinte historique du bruit pour identifier immédiatement les écarts par rapport aux conditions de fonctionnement normales..

10. Surveillance du courant de terre des noyaux et des pinces: Prévenir la surchauffe locale interne.

L'intégrité du système de mise à la terre interne est essentielle pour empêcher les courants vagabonds qui provoquent un échauffement localisé.. Le système de surveillance du courant de terre du noyau et des pinces utilise des capteurs à micro-courant très sensibles.

10.1. Le risque de Mise à la terre multipoint

Le noyau du transformateur est conçu pour être mis à la terre en un seul point. L’émergence d’un deuxième point d’ancrage (par ex., en raison d'un défaut d'isolation entre le noyau et le réservoir, ou un corps étranger métallique) crée une boucle fermée. Cette boucle induit un courant circulant, conduisant à une surchauffe localisée de l'acier du noyau, ce qui peut rapidement accélérer la décomposition de l'huile et les dommages à l'isolation, une condition confirmée par des niveaux élevés de CO et de CO2 dans les données DGA.

10.2. Capteur de micro-courant Technologie

Des capteurs de micro-courant très sensibles sont placés sur le noyau dédié et les sangles de mise à la terre. Puisque le courant normal est proche de zéro, tout courant alternatif mesurable en régime permanent (généralement au-dessus de 100 mA) déclenche une alerte précoce immédiate. Il s'agit d'un appareil de diagnostic de défauts simple mais extrêmement efficace pour la structure métallique interne..

11. Évaluation de l'état de santé du transformateur: Modes de défaillance courants et Signatures de diagnostic.

L'objectif du THMS est de fusionner les données de tous les sous-systèmes pour obtenir une évaluation de l'état fiable et holistique.. Les modes de défaillance sont classés selon leur origine.

11.1. Défauts thermiques et Signature DGA

Ce sont les défauts les plus courants, généralement causé par une charge excessive, mauvais refroidissement, ou mauvais contacts.

Procédure de diagnostic:

1. Étape 1 (Confirmation): La détection par fibre optique fluorescente confirme que la température réelle de l'enroulement est excessive, ou DGA présente des niveaux élevés d'éthylène (C2H4) et méthane (CH4) (thermique supérieur à 700°C).

2. Étape 2 (Cause première): La différence de température entre l'huile supérieure et l'huile inférieure suggère une inefficacité du refroidissement., ou le moniteur de courant de mise à la terre du noyau indique un échauffement localisé dû aux courants de circulation.

11.2. Défauts électriques et Signatures diélectriques

Ces défauts incluent une décharge partielle, arc électrique, et rupture d'isolation.

Procédure de diagnostic:

1. Étape 1 (Détection): Système d'alerte précoce PD (UHF/AE) rapporte une activité soutenue, et/ou DGA présente des niveaux élevés d'acétylène (C2H2) (arc électrique/défaut de haute énergie).

2. Étape 2 (Emplacement): Les capteurs AE fournissent une estimation de localisation 3D. Un saut correspondant dans la valeur Tan Delta d'évaluation de l'état de la bague indique un défaut dans la zone de connexion des bornes..

11.3. Défauts mécaniques et Signatures acoustiques

Ces défauts sont liés à une dégradation structurelle, affectant principalement la capacité de tenue aux courts-circuits.

Procédure de diagnostic:

1. Étape 1 (Alerte initiale): La surveillance vibratoire et acoustique signale une augmentation des fréquences non fondamentales ou un écart significatif par rapport à la référence de bruit établie..

2. Étape 2 (Confirmation): La corrélation de l'anomalie de vibration avec les données du moniteur d'état OLTC confirme si le problème est un défaut du mécanisme du changeur de prises ou un desserrage réel de l'enroulement/du noyau.. Aucune activité de la DGA ne laisse penser que le défaut est purement mécanique.

12. Retour sur investissement quantifiable: L’analyse de rentabilisation pour Pronostics et gestion de la santé (PHM).

L'investissement dans un système PHM complet pour transformateurs de puissance immergés dans l'huile se justifie par des rendements significatifs en matière de protection des actifs et d’efficacité opérationnelle.

12.1. Maximiser Espérance de vie des actifs et Évaluation de l'isolation

En surveillant en permanence le HST via la détection par fibre optique fluorescente, les opérateurs évitent “6-Règle du degré” peine, prolonger la durée de vie de l'isolant cellulosique. Le système PHM génère un véritable indice de santé de l'isolation, optimiser le calendrier de maintenance prédictive de l’actif et prolonger les délais entre les révisions majeures.

12.2. Activation Évaluation dynamique sûre et Optimisation de la charge

Connaître la TVH réelle permet une charge dynamique sûre au-delà de la valeur nominale lorsque la température ambiante est basse.. Cette fonctionnalité évite des investissements inutiles dans de nouvelles infrastructures simplement pour répondre aux pics de demande., un avantage crucial pour les transformateurs de distribution immergés dans l'huile desservant des charges urbaines fluctuantes.

12.3. Réduire Coûts d'entretien et Pannes forcées

La capacité du système PHM à fournir une alerte précoce en cas de panne (par ex., Pointes PD ou DGA) permet aux opérateurs de planifier des réparations pendant les périodes non critiques. Cette transition d'une maintenance réactive coûteuse à une maintenance planifiée, la maintenance prédictive réduit considérablement les coûts de main-d'œuvre et élimine l'énorme pénalité financière associée aux pannes forcées.

FAQ: Transformateur immergé dans l'huile PHM et Maintenance prédictive.

Ces questions courantes portent sur les aspects techniques et opérationnels de la maintenance des transformateurs de puissance haute tension..

Des questions sur Transformateur immergé dans l'huile Opération:

T1. Pourquoi la température du point chaud sinueux est-elle (TVH) plus critique que la température supérieure de l'huile?

Un: Le HST est le point de température le plus élevé de tout le transformateur., généralement trouvé dans la section d'enroulement supérieure. Puisque le vieillissement de l’isolation est une fonction exponentielle de la température, la TVH est le principal déterminant de la durée de vie du transformateur. La température supérieure de l'huile est une mesure globale qui peut être en retard sur le HST de 10°C à 20°C., ce qui en fait un paramètre inadéquat pour un chargement dynamique sûr.

T2. Quelle est la limite de température standard pour l'huile supérieure dans un transformateur de puissance principal?

Un: Selon les normes CEI, la température supérieure de l'huile est généralement limitée à 95°C (alarme à 85°C), tandis que la limite HST est généralement de 98°C ou 105°C selon la classe d'isolation. Dépasser ces limites, même brièvement, active le “6-Règle du degré” et accélère considérablement la dégradation du papier.

T3. L'utilisation d'huile ester dans un transformateur immergé dans l'huile modifier la stratégie de surveillance requise?

Un: Les huiles esters ont un point d’inflammabilité plus élevé et sont respectueuses de l’environnement, mais la stratégie PHM reste la même. L'interprétation DGA peut nécessiter des coefficients de gaz spécialisés, et la détection par fibre optique est tout aussi essentielle, comme papier isolant (le diélectrique solide) est toujours le composant qui limite la vie.

T4. Comment fonctionne le système de refroidissement (ONAN contre. OFAF) affecter le évaluation du statut?

Un: Les systèmes OFAF utilisent des pompes et des ventilateurs forcés, ce qui signifie qu'une défaillance de l'appareil de surveillance du système de refroidissement peut entraîner une, excursions rapides de température. L'évaluation de l'état de l'OFAF doit intégrer les données sur le courant du moteur de la pompe et la vitesse du ventilateur pour garantir que la capacité d'évacuation de la chaleur est intacte..

Des questions sur PHM et systèmes d’alerte précoce:

Q5. Quel est le précurseur de défaut le plus fiable détecté par un appareil de maintenance prédictive?

Un: Les précurseurs les plus critiques sont les décharges partielles soutenues (PD) activité et augmentation rapide de l'acétylène (C2H2) niveaux de gaz dans la DGA. Les deux indiquent une panne électrique à haute énergie pouvant conduire à une explosion., rendant le système d'alerte précoce PD et l'appareil DGA indispensables.

Q6. Comment sont les données du Système d'évaluation de l'état des bagues utilisé dans PHM?

Un: Le système fournit une estimation cruciale du délai de défaillance. Un important, augmentation soutenue dans le delta de Tan (Facteur de dissipation diélectrique) est une alarme de haute priorité qui dicte un, arrêt programmé pour le remplacement de la traversée, prévenir une panne catastrophique coûteuse et dangereuse.

Q7. Le Système de surveillance des vibrations détecter les défauts OLTC?

Un: Oui. Le système de surveillance des vibrations est très efficace pour diagnostiquer le changeur de prises en charge (OLTC) défauts. Il analyse la « bosse » mécanique’ signature lors des changements de prises. Les écarts par rapport à la signature de base indiquent des problèmes mécaniques comme une mauvaise tension du ressort, usure des contacts, ou un mauvais séquencement du commutateur de dérivation.

Q8. Pourquoi le courant de terre du noyau est-il uniquement un courant alternatif?

Un: Le noyau ne devrait subir une tension alternative induite que si une deuxième masse est présente, créer un courant alternatif circulant (Courants de Foucault). Un courant CC important sur la sangle de terre indiquerait un chemin CC externe séparé, mais la composante AC est la signature du défaut terre multipoint interne.

Des questions sur Détection par fibre optique fluorescente:

Q9. Quels sont les avantages de Capteurs à fibre optique fluorescents par infrarouge (Et) caméras?

Un: Les caméras infrarouges ne peuvent mesurer que la température de la surface du réservoir externe ou du terminal., ce qui est un mauvais indicateur de la température interne de l'enroulement. Les capteurs à fibre optique sont physiquement intégrés à l'intérieur de l'enroulement pour mesurer le véritable point chaud., fournir des données très précises et immédiates essentielles à la gestion de la santé. Ils sont également insensibles à l'émissivité des réservoirs et aux changements environnementaux..

Q10. La haute précision est-elle (±1°C) du système de fibre optique nécessaire à un grand transformateur?

Un: Oui, la haute précision est essentielle. Compte tenu de la règle du vieillissement des 6 degrés, même une erreur de mesure de 1°C peut entraîner une 10% À 15% erreur dans la durée de vie restante calculée du transformateur. La haute précision garantit une évaluation précise de l'état et évite le vieillissement prématuré de l'isolation en papier..

Q11. Peut Capteurs à fibre optique fluorescents être installé sur un transformateur déjà en service?

Un: L'installation nécessite généralement de vidanger l'huile et de soulever l'ensemble noyau/enroulement hors du réservoir. (une refonte majeure). Bien que possible, il est plus rentable de spécifier et d'installer la détection par fibre optique pendant la phase de fabrication initiale d'un nouveau transformateur de puissance immergé dans l'huile.

Q12. Combien de canaux de détection sont généralement requis pour un Transformateur principal haute tension?

Un: Un minimum de 6 À 9 les chaînes sont recommandées: un pour la TVH de chacune des trois phases (Bobinage HT ou BT, selon la conception), et d'autres pour le noyau et l'huile haut/bas afin de fournir un profil thermique complet. Notre appareil de surveillance de la température est capable d'intégrer jusqu'à 64 chaînes pour une couverture complète.

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