Jak zmierzyć temperaturę uzwojenia transformatora-INNO

Dlaczego uzwojenia transformatora wymagają pomiaru temperatury

Najważniejszym czynnikiem decydującym o sejfie jest najwyższa temperatura uzwojeń transformatora, ekonomiczna eksploatacja, i żywotność transformatorów. Starzenie się spowodowane przegrzaniem konstrukcji izolacyjnej w najgorętszym miejscu uzwojenia może przerodzić się w uszkodzenie całego transformatora. Dlatego producenci transformatorów i działy operacyjne muszą pilnie monitorować temperaturę gorących punktów transformatora. Dlatego, Standard IEEE C57.12.00-2000 wymaga możliwości określenia temperatury i lokalizacji hotspotów.

Transformatory mocy są jednym z najważniejszych urządzeń w sieci przesyłowej energii elektrycznej, a ich wydajność ma ogromne znaczenie dla niezawodnej pracy całej sieci elektroenergetycznej. In a power transformer, a portion of the electrical energy is converted into heat generated by the transformer. Although this heat is relatively small compared to the total energy converted by the entire transformer, it can cause a significant temperature rise in the transformer. This thermal effect not only leads to a decrease in the insulation capacity and lifespan of the transformer, but also is a limiting factor for the actual operation of the transformer. Dlatego, studying the temperature field of transformers, especially the hot spot temperature, is of great significance. As is well known, the capacity of a transformer is directly proportional to its economic and technical indicators. Dlatego, with the continuous progress of new processes and technologies, poziom napięcia i indywidualna moc transformatorów mocy będą nadal rosły. W miarę stopniowego wzrostu jednofazowej wydajności transformatorów, problemy termiczne w transformatorach stają się coraz pilniejsze do rozwiązania. Przegrzanie uzwojeń transformatora powoduje nie tylko przyspieszone starzenie się izolacji i wpływa na jej żywotność, ale powoduje także wypadki złośliwe w wyniku lokalnego przegrzania uzwojeń, zarówno w kraju, jak i za granicą. Wypadki te spowodowały ogromne straty ekonomiczne w produkcji przemysłowej i miały ogromny niekorzystny wpływ na społeczeństwo. Dlatego problem nagrzewania transformatorów coraz bardziej przyciąga uwagę działów projektowania i użytkowania transformatorów.

Światłowodowy pomiar temperatury uzwojenia transformatora

Projektowanie termiczne dużych uzwojeń transformatorów zawsze polegało głównie na obliczeniu średniego wzrostu temperatury uzwojenia transformatora do oleju. Aby uzyskać wzrost temperatury gorącego punktu uzwojenia, wzory empiryczne można jedynie wykorzystać do jej oszacowania. Wraz ze wzrostem wymagań użytkowników dotyczących bezpiecznej eksploatacji transformatorów, konstrukcja termiczna oparta na średnim wzroście temperatury cewki nie może już zagwarantować niezawodności transformatorów. Ze względu na starzenie się spowodowane przegrzaniem lokalnej struktury izolacyjnej w najgorętszej części uzwojenia, może dojść do uszkodzenia całego transformatora. Dlatego, bezpieczeństwo, operacja gospodarcza, a żywotność transformatora zależy głównie od najwyższej temperatury uzwojenia transformatora. Dlatego, dokładne monitorowanie temperatury gorącego punktu uzwojeń transformatorów stało się gwarancją bezpiecznej i ekonomicznej eksploatacji transformatorów. Tradycyjne metody pomiaru temperatury uzwojeń transformatorów mocy obejmują pomiar temperatury rezystancji termicznej, pomiar temperatury termopary, i pomiar temperatury w podczerwieni. Jednakże, uzwojenie jest narażone na trudne warunki, takie jak wysokie napięcie, wysoka temperatura, i niezwykle silne zakłócenia elektromagnetyczne. Termistory i termopary przesyłają sygnały metalowymi drutami i są podatne na zakłócenia elektromagnetyczne. Ponadto, Druty metalowe są przez długi czas narażone na działanie oleju izolacyjnego i po starzeniu są podatne na zwarcia. Wewnątrz transformatorów nie można instalować termometrów na podczerwień. Obecnie, they can only be used to measure the surface of oil tanks and the outer surface of transformers such as bushings, and the measurement results are affected by environmental temperature. Dlatego, there is an urgent need for a new measurement method. Obecnie, countries around the world are generally shifting their focus to using fiber optic probes to directly measure the temperature of hotspots. Installing a fiber optic thermometer on a transformer does not significantly increase the overall production cost of the transformer, so foreign transformer manufacturers and operating departments widely adopt this technology.