Monitoraggio dei trasformatori di potenza: non solo raccolta dati, ma un sistema decisionale 

Quando ne parlanomonitoraggio dei trasformatori di potenza, molti immaginano subito grafici sullo schermo e sensori che “misurano tutto da soli?” Questa, ovviamente, è la base, ma l'errore più grande è pensare di aver acquistato un set di apparecchiature, di averlo installato e ora funziona per te. In realtà, questo è solo l’inizio della storia. Il lavoro principale è interpretare i dati, costruire relazioni di causa-effetto e, cosa più difficile, determinare quali deviazioni sono veramente critiche e quali possono essere semplicemente affrontate per ora. Vedo spesso come le sottostazioni abbiano un sistema costoso, ma lo controllano una volta al trimestre e solo allora per generare un rapporto. Poi rimangono sorpresi quando il trasformatore ?improvvisamente? fallisce. Il monitoraggio è una routine quotidiana, come controllare la pressione sanguigna di un paziente iperteso. I valori potrebbero essere normali, ma la tendenza è già allarmante.

Dalla temperatura ai gas: cosa è veramente importante monitorare

Cominciamo con il classico: la temperatura, perché la scelta corretta dei punti di misurazione è una parte importante nel monitoraggio dei trasformatori di potenza. Non è sufficiente misurare semplicemente la temperatura del coperchio superiore. I gradienti di temperatura tra gli avvolgimenti, la temperatura della parte attiva e i valori nei punti caldi delle apparecchiature sono critici. Abbiamo avuto un caso in una delle sottostazioni cittadine: i sensori installati sull'alloggiamento del trasformatore hanno mostrato una temperatura stabile di 65°C, ma l'analisi differenziale dei rilevamenti periodici di immagini termiche (che non sono state effettuate online) ha rivelato un surriscaldamento locale nell'area di contatto dell'autobus. Dopo l'ispezione, si è scoperto che il motivo era una connessione di contatto allentata. Il sistema di monitoraggio online non lo ha rilevato perché i sensori erano montati secondo uno schema standard che non teneva conto delle caratteristiche di un particolare oggetto. Successivamente, lo schema di posizionamento del sensore ha dovuto essere modificato per migliorare l’efficienza diagnostica.

Il livello successivo è la protezione dai gas e l'analisi cromatografica. La DGA (analisi dei gas disciolti) è un must per i trasformatori di olio. Ma anche qui ci sono molte insidie. Non puoi fidarti ciecamente di un singolo eccesso di idrogeno o metano. È necessario esaminare i rapporti chiave: rapporti C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6. Sulla base di essi viene costruita una classificazione dei difetti secondo Rogers o Dornenburg. Spesso i laboratori inviano semplicemente una tabella con le concentrazioni, senza interpretazione. E il personale operativo non sempre sa leggerlo. Per i nostri clienti delle aziende energetiche, realizziamo sempre una scheda del trasformatore con una cronologia dei test e grafici di tendenza: questo è l'unico modo per vedere le dinamiche. Un forte aumento dell'etilene (C2H4) è un segno sicuro della decomposizione termica dell'olio a temperature superiori a 700°C, spesso associata a uno scarso contatto. E l'acetilene (C2H2) è già uno scarico.

E il terzo parametro sottovalutato è l'umidità nel monitoraggio dei trasformatori di potenza. L'umidità nell'olio e nella carta isolante è il nemico principale: riduce la resistenza elettrica e accelera l'invecchiamento. I sensori di umidità online sono capricciosi e richiedono la calibrazione. Il monitoraggio del punto di rugiada nell'espansore è un buon indicatore. Non è il valore assoluto che è importante, ma la velocità di variazione: un rapido aumento segnala perdite o decomposizione della cellulosa.

?Ferro? e “software”: come non affogare in un mare di offerte

Il mercato è invaso da sistemi per il monitoraggio dei trasformatori di potenza: dai semplici moduli di telemetria alle complesse piattaforme di intelligenza artificiale. La scelta dipende dal compito. Per gli oggetti critici - sottostazioni centrali, industrie ad alta intensità energetica - è necessario un sistema integrato che combini i dati provenienti dalla protezione dei relè, dal raffreddamento, dall'analisi dei gas e dalle scariche parziali. Ad esempio, a volte selezioniamo soluzioni da partner, come i prodotti Qualitrol o Weidmann, adattandole alle normative e alle condizioni operative russe.

Ma per le reti di distribuzione 6-10/0,4 kV non ha senso pagare spesso più del dovuto. Qui le soluzioni puntuali sono più efficaci: monitoraggio della temperatura e del carico con trasmissione dati tramite GSM. La cosa principale è che il dispositivo è affidabile e "sopravvive" alle nostre gelate e alle cadute di tensione nei circuiti di corrente operativi. Molte volte ho visto come "vola" il firmware o come si interrompe l'alimentazione. Quindi ora ci siamoWenzhou Qiaonasen Materiale Elettrico Co.,LtdQuando selezioniamo le attrezzature per i clienti, non guardiamo sempre belle brochure, ma rapporti di prova nelle camere climatiche e recensioni reali di strutture simili. Il nostro sito webhttps://www.qnasen.ruSebbene rappresentiamo un'azienda specializzata in soluzioni per la trasmissione e distribuzione di alta e bassa tensione, comprendiamo che il sistema di monitoraggio non è un prodotto separato, ma parte dell'infrastruttura complessiva. Deve essere interfacciato con gli SCADA esistenti e con i sistemi automatizzati di controllo dei processi.

Il problema più grande è l'integrazione dei dati provenienti da sistemi diversi, soprattutto se l'apparecchiatura è di anni di produzione diversi. I vecchi trasformatori possono avere sensori analogici, quelli nuovi possono avere uscite digitali. Devi usare gateway e convertitori. E qui spesso sorge un problema con i protocolli di scambio. Lo standard IEC 61850 è valido, ma molti siti utilizzano ancora Modbus RTU. Gli specialisti della nostra azienda spesso devono agire come “integratori”, selezionando le apparecchiature compatibili e aiutando a impostare lo scambio di dati.

Scariche parziali: diagnosi sottili che richiedono esperienza

Il monitoraggio delle scariche parziali (PD) è di prim’ordine. Costoso e difficile da installare, ma a volte questo è l'unico modo per individuare tempestivamente un difetto di isolamento in fase di sviluppo. È importante capire che registrare il fatto di una CR non è una condanna a morte. È necessario determinare il tipo di scarica: interna, superficiale, corona. Per fare ciò, analizzare la forma dell'impulso, la distribuzione delle fasi e la connessione con la tensione di rete.

In qualche modo abbiamo installato un sistema di monitoraggio PD permanente su un trasformatore da 110 kV. Lo sfondo era elevato, ma stabile. Sei mesi dopo, in una certa fase di tensione sono comparsi caratteristici gruppi di impulsi. Le analisi hanno evidenziato segni di scariche superficiali lungo la barriera. Durante un'ispezione interna (quando lo stavano portando fuori per le riparazioni), hanno trovato tracce di tracciamento sulla superficie dell'isolamento solido: ingresso di umidità attraverso una guarnizione che perde. Se non fosse per un monitoraggio costante, il difetto si svilupperebbe ulteriormente, fino al guasto.

Ma qui ci sono delle sfumature nel monitoraggio dei trasformatori di potenza. Forti interferenze provenienti da azionamenti a tiristori o apparecchiature vicine possono "intasare" completamente il segnale utile. I trasformatori di corrente ad alta frequenza (HFCT) devono essere installati con attenzione e devono essere utilizzati algoritmi di filtraggio complessi. Questa non è una soluzione "scatola": ogni caso è individuale.

Pratica ed economia: quando monitorare conviene e quando no

L’implementazione del sistema è una spesa in conto capitale. Per giustificarli, non contiamo a parole. Il risparmio principale consiste nella prevenzione di tempi di inattività di emergenza e di costose riparazioni. Il costo della sostituzione o della revisione di un trasformatore di potenza è molte volte superiore al costo del sistema di monitoraggio. Ma bisogna calcolare esattamente: quali sono i danni derivanti dalla carenza di energia, quali sono le multe, il costo della squadra di emergenza, la logistica.

Il secondo punto è l’ottimizzazione della manutenzione. Passaggio dalla manutenzione ordinaria “secondo calendario?” alla manutenzione basata sulle condizioni effettive (TOFS). Ciò consente di risparmiare sui materiali, sui costi di manodopera e, soprattutto, su inutili fermi macchina. Ad esempio, se l'analisi del gas e dell'umidità è stabile, è sicuro estendere l'intervallo di manutenzione per la pulizia dell'olio.

E il terzo punto, meno ovvio, è l'estensione della durata di servizio. Competentemonitoraggio dei trasformatori di potenzaconsente di controllare il carico senza consentire surriscaldamenti critici e quindi di rallentare l'invecchiamento dell'isolamento. Si tratta di un differimento diretto degli investimenti di capitale in nuove attrezzature. Nei nostri progetti focalizziamo sempre l’attenzione del cliente su questo: non è una spesa, è un investimento in affidabilità e dilazione di grandi costi.

Errori e conclusioni: cosa mi ha insegnato il lavoro sul campo

Non tutto è andato liscio nella pratica. C'era un progetto in cui abbiamo inserito sensori di vibrazione su un serbatoio del trasformatore, sperando di migliorare la qualitàmonitoraggio dei trasformatori di potenzae diagnosticare le condizioni del circuito magnetico nelle fasi iniziali. Le letture dei dispositivi si sono rivelate strane e instabili: dipendevano fortemente dal funzionamento delle ventole di raffreddamento e persino dalla direzione del vento all'esterno (la sottostazione era di tipo aperto). Alla fine non è stato possibile ricavare informazioni diagnostiche utili e i fondi per l’acquisto e l’installazione dei sensori sono andati sprecati. La conclusione da questa situazione è semplice: non tutti i metodi diagnostici sono universali. L'analisi delle vibrazioni funziona benissimo per le macchine rotanti, ma per i trasformatori la sua applicazione è molto limitata e richiede la creazione di condizioni ambientali ideali, che raramente possono essere raggiunte negli oggetti reali.

La storia è diversa con il trasferimento dei dati. Abbiamo risparmiato sul canale di comunicazione e abbiamo installato il radio modem in una zona con terreno difficile. Le perdite di pacchetti hanno raggiunto il 40%. I dati presentavano lacune, le tendenze erano costruite in modo storto. Abbiamo dovuto rifarlo e posare la fibra ottica. Ora questa è una regola ferrea: valutare prima l'affidabilità del canale di comunicazione e poi scegliere l'hardware.

E la conclusione principale che forse vale la pena trarre è che il sistema di monitoraggio non prende decisioni. Dà solo informazioni. L'anello chiave è una persona, un ingegnere, che guarda i dati riepilogativi, conosce la storia di un particolare trasformatore, le sue condizioni operative e può trarre una conclusione equilibrata. I sistemi automatici per la diagnosi e la generazione di conclusioni sono buoni, ma dovrebbero essere solo un assistente e non un sostituto di un esperto. Pertanto, introducendomonitoraggio dei trasformatori di potenza, è necessario formare contemporaneamente il personale, spiegare la fisica dei processi e non solo mostrare dove si trova il pulsante “genera rapporto” sullo schermo. Senza questo, qualsiasi sistema, anche il più costoso, si trasforma in un giocattolo inutile.