Überwachung von Leistungstransformatoren: nicht nur Datenerfassung, sondern ein Entscheidungssystem 

Wenn sie darüber redenÜberwachung von LeistungstransformatorenViele stellen sich sofort Grafiken auf dem Bildschirm und Sensoren vor, die „alles selbst messen“? Dies ist natürlich die Grundlage, aber der größte Fehler besteht darin, zu glauben, dass Sie eine Reihe von Geräten gekauft, installiert und jetzt für Sie funktionieren. Tatsächlich ist dies erst der Anfang der Geschichte. Die Hauptarbeit besteht darin, die Daten zu interpretieren, Ursache-Wirkungs-Beziehungen aufzubauen und, was am schwierigsten ist, festzustellen, welche Abweichungen wirklich kritisch sind und welche zunächst einfach beachtet werden können. Ich sehe oft, dass Umspannwerke über ein teures System verfügen, es sich aber einmal im Quartal ansehen und erst dann einen Bericht erstellen. Dann sind sie überrascht, als der Transformator ?plötzlich? scheitert. Die Überwachung ist eine tägliche Routine, wie die Kontrolle des Blutdrucks eines Bluthochdruckpatienten. Die Messwerte mögen normal sein, aber der Trend ist bereits alarmierend.

Von der Temperatur bis zu Gasen: Was es wirklich zu verfolgen gilt

Beginnen wir mit dem Klassiker – der Temperatur, denn die richtige Wahl der Messpunkte ist ein wichtiger Bestandteil der Überwachung von Leistungstransformatoren. Es reicht nicht aus, einfach nur die Temperatur der oberen Abdeckung zu messen. Kritisch sind die Temperaturgradienten zwischen den Wicklungen, die Temperatur des Aktivteils und die Werte an den Hotspots der Betriebsmittel. Wir hatten einen Fall in einem der städtischen Umspannwerke: Am Transformatorgehäuse installierte Sensoren zeigten stabile 65 °C an, aber eine Differenzanalyse der regelmäßigen Wärmebilduntersuchungen (die nicht online durchgeführt wurden) ergab eine lokale Überhitzung im Buskontaktbereich. Bei der Untersuchung stellte sich heraus, dass die Ursache ein Wackelkontakt war. Das Online-Überwachungssystem konnte dies nicht erkennen, da die Sensoren nach einem Standarddesign montiert waren, das die Eigenschaften eines bestimmten Objekts nicht berücksichtigte. Danach musste das Schema der Sensorplatzierung geändert werden, um die Diagnoseeffizienz zu verbessern.

Die nächste Ebene ist der Gasschutz und die chromatographische Analyse. DGA (Dissolved Gas Analysis) ist ein Muss für Öltransformatoren. Aber auch hier gibt es jede Menge Fallstricke. Einem einzigen Überschuss an Wasserstoff oder Methan kann man nicht blind vertrauen. Sie müssen sich die Schlüsselverhältnisse ansehen: Verhältnisse C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6. Darauf aufbauend wird eine Fehlerklassifizierung nach Rogers oder Dornenburg erstellt. Oftmals senden Labore einfach eine Tabelle mit Konzentrationen ohne Interpretation. Und das Betriebspersonal kann es nicht immer lesen. Für unsere Kunden aus Energieunternehmen erstellen wir stets eine Transformatorkarte mit Testhistorie und Trenddiagrammen – nur so ist die Dynamik erkennbar. Ein starker Anstieg des Ethylengehalts (C2H4) ist ein sicheres Zeichen für eine thermische Zersetzung des Öls bei Temperaturen über 700 °C, die häufig mit einem schlechten Kontakt einhergeht. Und Acetylen (C2H2) ist bereits eine Entladung.

Und der dritte unterschätzte Parameter ist die Feuchtigkeit bei der Überwachung von Leistungstransformatoren. Feuchtigkeit in Öl- und Papierisolierungen ist der Hauptfeind: Sie verringert die elektrische Festigkeit und beschleunigt die Alterung. Online-Feuchtigkeitssensoren sind launisch und erfordern eine Kalibrierung. Die Überwachung des Taupunktes im Expander ist ein guter Indikator. Dabei kommt es nicht auf den absoluten Wert an, sondern auf die Geschwindigkeit der Veränderung: Ein schneller Anstieg signalisiert Austritt oder Zellstoffabbau.

?Eisen? und „Software“: Wie man nicht in einem Meer von Angeboten untergeht

Der Markt ist überschwemmt mit Systemen zur Überwachung von Leistungstransformatoren: von einfachen Telemetriemodulen bis hin zu komplexen KI-Plattformen. Die Wahl hängt von der Aufgabe ab. Für kritische Objekte – zentrale Umspannwerke, energieintensive Industrien – ist ein integriertes System erforderlich, das Daten aus Relaisschutz, Kühlung, Gasanalyse und Teilentladungen kombiniert. Beispielsweise wählen wir manchmal Lösungen von Partnern wie Qualitrol- oder Weidmann-Produkte aus und passen sie an russische Vorschriften und Betriebsbedingungen an.

Aber für Verteilungsnetze von 6-10/0,4 kV macht es keinen Sinn, oft zu viel zu bezahlen. Hier sind Punktlösungen effektiver: Temperatur- und Lastüberwachung mit Datenübertragung per GSM. Die Hauptsache ist, dass das Gerät zuverlässig ist und unsere Fröste und Spannungsabfälle in Betriebsstromkreisen „überlebt“. Ich habe oft gesehen, wie die Firmware „fliegt“ oder die Stromversorgung ausfällt. Jetzt sind wir also dabeiWenzhou Qiaonasen Electrical Equipment Co., LtdBei der Auswahl von Geräten für Kunden achten wir immer nicht auf schöne Prospekte, sondern auf Testberichte in Klimakammern und echte Bewertungen ähnlicher Anlagen. Unsere Websitehttps://www.qnasen.ruObwohl wir ein auf Lösungen für die Übertragung und Verteilung von Hoch- und Niederspannung spezialisiertes Unternehmen vertreten, verstehen wir, dass das Überwachungssystem kein separates Produkt, sondern Teil der gesamten Infrastruktur ist. Es muss mit bestehenden SCADA- und automatisierten Prozessleitsystemen verbunden werden.

Das größte Problem besteht darin, Daten aus verschiedenen Systemen zu integrieren, insbesondere wenn die Geräte aus unterschiedlichen Baujahren stammen. Alte Transformatoren verfügen möglicherweise über analoge Sensoren, neue über digitale Ausgänge. Sie müssen Gateways und Konverter verwenden. Und hier entsteht oft ein Problem mit Austauschprotokollen. IEC 61850 ist gut, aber viele Standorte verwenden immer noch Modbus RTU. Die Spezialisten unseres Unternehmens müssen oft als solche „Integratoren“ fungieren, kompatible Geräte auswählen und bei der Einrichtung des Datenaustauschs helfen.

Teilentladungen: subtile Diagnostik, die Erfahrung erfordert

Die Überwachung der Teilentladung (TE) ist erstklassig. Teuer und schwierig einzurichten, aber manchmal ist dies die einzige Möglichkeit, einen entstehenden Defekt in der Isolierung frühzeitig zu erkennen. Es ist wichtig zu verstehen, dass die Aufzeichnung der Tatsache einer CR kein Todesurteil ist. Es ist notwendig, die Art der Entladung zu bestimmen: intern, oberflächlich, korona. Analysieren Sie dazu die Impulsform, die Phasenverteilung und den Zusammenhang mit der Netzspannung.

Wir haben irgendwie ein permanentes TE-Überwachungssystem an einem 110-kV-Transformator installiert. Der Hintergrund war erhöht, aber stabil. Sechs Monate später traten in einer bestimmten Spannungsphase charakteristische Impulshäufungen auf. Die Analyse zeigte Anzeichen von Oberflächenentladungen entlang der Barriere. Bei einer Inneninspektion (bei der Auslagerung zur Reparatur) wurden Spuren von Kriechspuren auf der Oberfläche der Feststoffisolierung festgestellt – Feuchtigkeitseintritt durch eine undichte Dichtung. Ohne ständige Überwachung würde sich der Defekt bis zum Ausfall weiterentwickeln.

Aber hier gibt es Nuancen bei der Überwachung von Leistungstransformatoren. Starke Störungen durch Thyristorantriebe oder benachbarte Geräte können das Nutzsignal komplett „verstopfen“. Hochfrequenz-Stromwandler (HFCTs) müssen sorgfältig installiert und komplexe Filteralgorithmen verwendet werden. Dabei handelt es sich nicht um eine „Box“-Lösung – jeder Fall ist individuell.

Praxis und Wirtschaftlichkeit: Wann sich Monitoring lohnt und wann nicht

Die Implementierung des Systems ist ein Kapitalaufwand. Um sie zu rechtfertigen, zählen wir nicht in Worten. Die größten Einsparungen liegen in der Vermeidung von Notausfällen und kostspieligen Reparaturen. Die Kosten für den Austausch oder die Überholung eines Leistungstransformators sind um ein Vielfaches höher als die Kosten für das Überwachungssystem. Aber man muss genau kalkulieren: Wie groß ist der Schaden durch die Unterversorgung mit Energie, wie hoch sind die Bußgelder, wie hoch sind die Kosten für die Einsatzkräfte, die Logistik.

Der zweite Punkt ist die Optimierung der Wartung. Übergang von der routinemäßigen Wartung „nach Kalender“? zur Wartung basierend auf dem Ist-Zustand (TOFS). Dies spart Material, Arbeitskosten und vor allem unnötige Gerätestillstände. Wenn beispielsweise die Gas- und Feuchtigkeitsanalyse stabil ist, ist es sicher, das Wartungsintervall für die Ölreinigung zu verlängern.

Und der dritte, weniger offensichtliche Punkt ist die Verlängerung der Lebensdauer. KompetentÜberwachung von Leistungstransformatorenermöglicht die Steuerung der Last, ohne dass es zu einer kritischen Überhitzung kommt, und verlangsamt dadurch die Alterung der Isolierung. Dabei handelt es sich um einen direkten Aufschub von Kapitalinvestitionen in neue Geräte. Bei unseren Projekten richten wir die Aufmerksamkeit des Kunden immer darauf: Dies ist kein Aufwand, sondern eine Investition in die Zuverlässigkeit und die Verschiebung großer Kosten.

Fehler und Schlussfolgerungen: Was mich die Feldarbeit gelehrt hat

In der Praxis lief nicht alles reibungslos. Es gab ein Projekt, bei dem wir Vibrationssensoren an einem Transformatorkessel anbrachten, in der Hoffnung, die Qualität zu verbessernÜberwachung von Leistungstransformatorenund diagnostizieren Sie den Zustand des Magnetkreises im Frühstadium. Die Messwerte der Geräte erwiesen sich als seltsam und instabil – sie hingen stark vom Betrieb der Kühlventilatoren und sogar von der Windrichtung draußen ab (das Umspannwerk war offen). Letztendlich war es nicht möglich, nützliche Diagnoseinformationen zu extrahieren, und die Mittel für den Kauf und die Installation von Sensoren wurden verschwendet. Die Schlussfolgerung aus dieser Situation ist einfach: Nicht alle Diagnosemethoden sind universell. Die Vibrationsanalyse eignet sich hervorragend für rotierende Maschinen, für Transformatoren ist ihre Anwendung jedoch sehr begrenzt und erfordert die Schaffung idealer Umgebungsbedingungen, die bei realen Objekten selten erreicht werden können.

Anders sieht es bei der Datenübertragung aus. Wir haben beim Kommunikationskanal gespart und das Funkmodem in einem Gebiet mit schwierigem Gelände installiert. Die Paketverluste erreichten 40 %. Die Daten waren lückenhaft, die Trends waren schief aufgebaut. Wir mussten es neu machen und Glasfaser verlegen. Dies ist nun eine eiserne Regel: Bewerten Sie zuerst die Zuverlässigkeit des Kommunikationskanals und wählen Sie dann die Hardware aus.

Und die wichtigste Schlussfolgerung, die es vielleicht wert ist, gezogen zu werden, ist, dass das Überwachungssystem keine Entscheidungen trifft. Sie gibt nur Auskunft. Das entscheidende Bindeglied ist eine Person, ein Ingenieur, der sich die zusammenfassenden Daten ansieht, die Geschichte eines bestimmten Transformators und seine Betriebsbedingungen kennt und eine ausgewogene Schlussfolgerung ziehen kann. Automatische Diagnosesysteme und die Generierung von Schlussfolgerungen sind gut, aber sie sollten nur ein Assistent sein und keinen Ersatz für einen Experten. Daher EinführungÜberwachung von Leistungstransformatoren, ist es notwendig, gleichzeitig das Personal zu schulen, die Physik der Prozesse zu erklären und nicht nur zu zeigen, wo sich die Schaltfläche „Bericht erstellen“ auf dem Bildschirm befindet. Ohne dies wird jedes System, selbst das teuerste, zu einem nutzlosen Spielzeug.