Światłowodowe czujniki temperatury umieszcza się w wybranych miejscach uzwojenia, gdzie spodziewane są wysokie temperatury pracy lub lokalne gorące punkty. Pozycje wynikają z geometrii uzwojenia, chłodzenia, rozkładu prądu, budowy izolacji i projektu cieplnego transformatora. Nie ma uniwersalnego miejsca odpowiedniego dla każdej konstrukcji. Rozmieszczenie sond trzeba uzgodnić z wymaganiami mechanicznymi, izolacyjnymi i trasą wyprowadzenia włókien do przyrządu.
W przypadku transformatorów zanurzonych w oleju sondy światłowodowe są zwykle osadzane lub umieszczane w strukturze uzwojenia podczas produkcji transformatora, w pobliżu wybranych lokalizacji gorących punktów przewodnika lub uzwojenia. W przypadku transformatorów suchych sondy mogą być umieszczone w wybranych miejscach uzwojeń lub w dostępnych strukturach uzwojenia, w zależności od konstrukcji transformatora.
W punktowym światłowodowym czujniku temperatury opartym na fluorescencji, pojedyncza sonda mierzy jeden określony punkt temperatury, a światłowód przenosi sygnał z uzwojenia do przyrządu monitorującego. Umiejscowienie nigdy nie jest pozycją stałą, uniwersalną – określa je projektant lub producent transformatora na podstawie projektu termicznego i konstrukcji uzwojenia.
Gdzie zwykle umieszcza się światłowodowe czujniki temperatury w uzwojeniach transformatora?
Typowe lokalizacje czujników temperatury uzwojenia transformatora mogą obejmować wybrane obszary gorących punktów uzwojenia, lokalizacje w pobliżu przewodów, które mają działać w wyższej temperaturze, górne obszary uzwojenia, gdzie w niektórych konstrukcjach warunki termiczne mogą być bardziej rygorystyczne, oraz wybrane środkowe lub dolne pozycje uzwojenia, gdzie wymagana jest weryfikacja termiczna. Czujniki można również umieszczać w miejscach uzwojeń WN, uzwojeń NN lub w określonych sekcjach uzwojenia zidentyfikowanych na podstawie obliczeń termicznych lub doświadczenia projektowego.
W wielu konstrukcjach transformatorów wyższe obszary uzwojeń mogą być ważne ze względu na interakcję między stratami, przepływem oleju i chłodzeniem, ale faktyczna lokalizacja gorących punktów różni się w zależności od projektu uzwojenia i chłodzenia. Nie ma jednej pozycji, która ma zastosowanie do każdego transformatora, dlatego rozmieszczenie powinno zawsze opierać się na konkretnym projekcie termicznym, a nie na ogólnej zasadzie.
Dlaczego czujnik jest zwykle umieszczany w pobliżu krętego, gorącego punktu?
Jedną z głównych wartości bezpośredniego pomiaru temperatury uzwojenia jest to, że rejestruje on rzeczywistą temperaturę fizyczną w wybranym przewidywanym obszarze gorącego punktu, a nie wartość szacunkową. Na lokalizację gorących punktów uzwojenia wpływa gęstość prądu, straty w przewodniku, straty błądzące, skuteczność chłodzenia, cyrkulacja oleju, geometria uzwojenia i struktura izolacji.
Z tego powodu lokalizacja czujnika powinna reprezentować znaczący punkt pomiaru temperatury, a nie tylko lokalizację łatwo dostępną. Wybór punktu pomiarowego odpowiadającego oczekiwanemu zachowaniu termicznemu transformatora sprawia, że pomiar jest przydatny do monitorowania gorących punktów uzwojenia.
Czy czujniki są zawsze instalowane na górze uzwojenia?
Nie. W niektórych konstrukcjach transformatorów górny obszar uzwojenia może stanowić ważny obszar temperaturowy, ale lokalizacja gorącego punktu nie jest powszechnie ustalona na górze uzwojenia. Rzeczywista lokalizacja zależy od rodzaju uzwojenia, przepływu oleju, kanałów chłodzących, układu przewodów, rozkładu obciążenia i sposobu chłodzenia transformatora.
Dlatego niektórzy producenci transformatorów umieszczają sondy na kilku wysokościach uzwojenia, zamiast polegać na jednym punkcie pomiarowym w górnym uzwojeniu, co pozwala raczej obserwować rozkład temperatury wzdłuż uzwojenia niż zakładać.
Czy czujniki należy instalować w uzwojeniu WN, uzwojeniu nn, czy w obu uzwojeniach?
Zależy to od projektu transformatora i celów monitorowania. System monitorowania może obejmować uzwojenie WN, uzwojenie NN, oba uzwojenia, wybrane fazy lub wybrane sekcje uzwojenia, w zależności od obliczonego zachowania termicznego, prądu uzwojenia, geometrii przewodu, warunków chłodzenia, wartości znamionowych transformatora i celu monitorowania.
Nie ma ogólnej zasady stwierdzającej, że uzwojenie WN lub uzwojenie NN jest zawsze bardziej gorące – różni się to w zależności od konstrukcji transformatora, a decyzja powinna zostać podjęta po szczegółowej analizie termicznej dla tego urządzenia.
Dlaczego wykorzystuje się wiele pozycji czujnika?
Pojedynczy punkt temperatury nie może reprezentować stanu całego uzwojenia. Wykorzystuje się wiele punktów pomiarowych do wykrywania różnych faz, różnych wysokości uzwojeń, lokalizacji uzwojeń WN i NN, różnych stref termicznych i wybranych lokalizacji gorących punktów zidentyfikowanych podczas projektowania transformatora.
Jest to podstawa wielopunktowego monitorowania temperatury, gdzie każda punktowa sonda światłowodowa zwykle odpowiada jednemu kanałowi pomiarowemu w wielokanałowym przyrządzie do monitorowania temperatury , umożliwiając jednoczesną obserwację kilku lokalizacji uzwojeń.
Typowe lokalizacje czujników światłowodowych w transformatorze
| Obszar pomiarowy | Dlaczego można monitorować | Rozważanie wyboru |
|---|---|---|
| Górny obszar uzwojenia | Potencjalny obszar wysokiej temperatury w niektórych konstrukcjach | Konstrukcja chłodzenia i uzwojenia |
| Środkowy obszar nawijania | Weryfikacja profilu temperatury | Geometria uzwojenia i przepływ oleju |
| Dolny obszar uzwojenia | Monitorowanie dystrybucji ciepła | Ścieżka chłodzenia i struktura uzwojenia |
| Uzwojenie WN | Wybrany punkt monitorowania elektrycznego/termicznego | Konstrukcja termiczna transformatora |
| Uzwojenie niskiego napięcia | Wybrany punkt monitorowania termicznego | Konstrukcja prądowa i uzwojenia |
| Różne fazy | Porównanie zachowania temperatury fazowej | Układ faz transformatora |
| Wiele sekcji uzwojenia | Zbuduj pełniejszy profil termiczny | Dostępne kanały monitorowania |
Są to możliwe lokalizacje pomiarowe, a nie obowiązkowe pozycje czujników dla każdego transformatora.
Gdzie jest umieszczona końcówka sondy?
Końcówkę czujnikową należy zazwyczaj umieścić blisko wybranego miejsca pomiaru uzwojenia. W zależności od konstrukcji transformatora może to odbywać się pomiędzy przewodami uzwojenia a konstrukcjami izolacyjnymi, w obrębie przekładki lub wyznaczonego kanału czujnika, w sąsiedztwie wybranego przewodu lub w zaprojektowanym miejscu pomiaru uzwojenia.
Konkretne odległości montażowe, metody zaciskania i prześwity izolacyjne są określane przez producenta transformatora w ramach projektu uzwojenia. Sam światłowód prowadzony jest od punktu detekcyjnego przez zabezpieczoną ścieżkę zaprojektowaną dla konstrukcji uzwojenia, co opisano szerzej w Jak dobrać odpowiednią długość światłowodu dla światłowodowego czujnika temperatury .
Kiedy czujniki światłowodowe instaluje się w uzwojeniach transformatora?
W przypadku uzwojeń transformatorów zanurzonych w oleju sondy są zwykle integrowane podczas produkcji transformatora lub montażu uzwojenia. Po zakończeniu uzwojenia, zamontowaniu izolacji i zamknięciu zbiornika dostęp do wewnętrznego uzwojenia jest bardzo ograniczony.
Z tego powodu rozmieszczenie czujników i prowadzenie włókien są zwykle planowane na etapie projektowania i produkcji transformatora, a nie ustalane później na miejscu.
Czy czujniki światłowodowe można dodać do istniejącego transformatora?
Zależy to od tego, co jest mierzone. Do pomiaru temperatury wewnętrznego uzwojenia zazwyczaj nie można po prostu dodać czujników do uzwojenia już ukończonego transformatora zanurzonego w oleju, ponieważ umieszczenie czujnika w uzwojeniu wewnętrznym wymaga fizycznego dostępu do konstrukcji uzwojenia podczas montażu.
Z drugiej strony monitorowanie transformatora modernizacyjnego może obejmować dostępne punkty temperatur, takie jak górna temperatura oleju lub inne dostępne temperatury sprzętu. Monitorowania dostępnych punktów po modernizacji nie należy mylić z wbudowanym czujnikiem wewnętrznego uzwojenia, który jest planowany na etapie produkcji.
Umiejscowienie czujnika w transformatorach zanurzonych w oleju
W transformatorach zanurzonych w oleju sondę czujnikową należy umieścić w miejscach wybranych podczas projektowania termicznego transformatora, biorąc pod uwagę kanały chłodzące uzwojenie i przepływ oleju, natomiast światłowód należy poprowadzić w stronę odpowiedniego przepustu transformatora, a następnie do zewnętrznego przyrządu monitorującego.
To podejście do bezpośredniego pomiaru temperatury uzwojenia opisano bardziej szczegółowo w , w jaki sposób mierzona jest temperatura uzwojenia transformatora , a ogólne zastosowanie opisano na stronie monitorowania temperatury transformatora .
Umiejscowienie czujnika w transformatorach suchych
Transformatory suche nie są identyczne z transformatorami zanurzonymi w oleju pod względem rozmieszczenia czujników. W zależności od konstrukcji transformatora sondy mogą być umieszczone na uzwojeniu fazowym, na powierzchni cewki, w wewnętrznym obszarze uzwojenia, na wybranym odcinku przewodu lub uzwojenia, lub w pobliżu miejsca regulatora temperatury.
Sondy światłowodowe można umieszczać w wybranych miejscach uzwojenia, gdzie przydatna jest bezpośrednia detekcja optyczna, izolacja galwaniczna lub odporność na zakłócenia elektromagnetyczne. Czujniki Pt100 są powszechnie stosowane w wielu systemach kontroli temperatury transformatorów suchych, natomiast czujniki światłowodowe można rozważyć tam, gdzie wymagana jest bezpośrednia detekcja optyczna, izolacja galwaniczna lub specjalne warunki pomiaru wysokiego napięcia.
Ile czujników światłowodowych potrzeba w uzwojeniach transformatora?
Wymagana ilość czujników zależy od liczby faz, liczby monitorowanych uzwojeń, liczby interesujących wysokości uzwojeń, celu monitorowania, rozmiaru transformatora, konstrukcji termicznej i dostępnych kanałów monitorowania.
W systemach światłowodowych transformatorów zanurzonych w oleju często stosuje się konfiguracje wielokanałowe, takie jak 6, 8, 9, 12 lub 16 kanałów, podczas gdy monitorowanie światłowodów transformatorów suchych może zwykle wykorzystywać 3, 4, 6 lub 7 kanałów. Są to typowe konfiguracje systemu, a nie obowiązkowa liczba sond – rzeczywista liczba czujników powinna odpowiadać rzeczywistym punktom pomiarowym zdefiniowanym dla konkretnego transformatora.
Czy każdy czujnik potrzebuje własnego kanału monitorowania?
Tak. W punktowym światłowodowym systemie monitorowania temperatury każda aktywna sonda pomiarowa zwykle wykorzystuje jeden kanał pomiarowy. Na przykład sześć wybranych punktów pomiaru uzwojenia wymaga sześciu aktywnych kanałów czujników w instrumencie monitorującym.
Jeśli spodziewana jest przyszła rozbudowa, można wcześniej wybrać instrument monitorujący o większej przepustowości kanałów. Planowanie kanałów opisano bardziej szczegółowo w , ile kanałów potrzeba do monitorowania temperatury światłowodu .
Jak konstrukcja transformatora wpływa na rozmieszczenie czujnika?
Na umiejscowienie czujnika ma bezpośredni wpływ kilka aspektów konstrukcji transformatora, w tym:
- Geometria uzwojenia
- Konstrukcja uzwojenia tarczowego, warstwowego lub foliowego
- Kanały chłodzące i kierunek przepływu oleju
- Projekt izolacji
- Układ przewodów
- Lokalizacja uzwojenia WN/NN
- Układ faz
- Oczekiwany rozkład ciepła
Rozmieszczenie czujników powinno być zgodne z projektem termicznym transformatora, a nie ogólnym schematem rozmieszczenia stosowanym w każdym urządzeniu.
Bezpośredni pomiar temperatury uzwojenia w porównaniu z szacowaną temperaturą uzwojenia
| Metoda | Co reprezentuje | Typowe zastosowanie |
|---|---|---|
| Wbudowany czujnik światłowodowy | Rzeczywista temperatura w wybranym fizycznym punkcie uzwojenia | Bezpośrednie monitorowanie temperatury uzwojenia |
| Wskaźnik temperatury uzwojenia | Obliczona/symulowana temperatura uzwojenia na podstawie temperatury oleju i obciążenia, w zależności od projektu systemu | Tradycyjne monitorowanie transformatora |
| Metoda oporowa | Średnia temperatura uzwojenia | Testowanie transformatora |
| Czujnik temperatury oleju | Temperatura oleju transformatorowego | Monitorowanie temperatury oleju |
Sonda światłowodowa mierzy temperaturę dokładnie w wybranym punkcie pomiarowym. Nie reprezentuje średniej temperatury całego uzwojenia i nie podaje automatycznie maksymalnej temperatury w całym uzwojeniu.
Co wyróżnia dobry punkt pomiaru temperatury uzwojenia?
Dobry punkt pomiaru temperatury uzwojenia powinien reprezentować ważne pod względem termicznym miejsce uzwojenia, odpowiadać analizie termicznej transformatora lub doświadczeniu projektowemu, pod względem mechanicznym nadawać się do integracji czujnika, umożliwiać chronione prowadzenie włókien i zapewniać przydatne informacje o temperaturze do ciągłego monitorowania.
Limity rozmieszczenia i zasięgu
1. Zakładając, że każdy transformator ma tę samą lokalizację gorącego punktu. Pozycja gorącego punktu różni się w zależności od konstrukcji uzwojenia i chłodzenia, dlatego nie należy jej kopiować z innego projektu.
2. Umieszczaj czujnik tylko tam, gdzie instalacja jest najłatwiejsza. Dogodna lokalizacja nie zawsze oznacza punkt mający znaczenie termiczne.
3. Wykorzystanie jednego punktu pomiarowego do przedstawienia każdego uzwojenia i fazy. Pojedynczy czujnik nie jest w stanie opisać stanu całego transformatora.
4. Wybór lokalizacji sond bez uwzględnienia trasy światłowodu. Punkt detekcyjny musi także zapewniać praktyczną i zabezpieczoną ścieżkę do przepustu.
5. Wybór ilości czujników przed określeniem wymaganych punktów pomiarowych uzwojeń. Liczba kanałów powinna być zgodna z planem pomiarowym, a nie odwrotnie.
Jakie informacje są potrzebne przed wyborem pozycji czujnika?
- Typ transformatora
- Wersja w oleju lub na sucho
- Parametry transformatora
- Liczba faz
- Struktura uzwojenia WN/NN
- Konstrukcja uzwojenia
- Oczekiwany region gorących punktów
- Liczba punktów pomiarowych
- Wysokości pomiarowe
- Ilość sond
- Prowadzenie światłowodów
- Długość włókna
- Miejsce przelotu
- Lokalizacja przyrządu monitorującego
- Wymagana ilość kanałów
- Wymagane wyjście komunikacyjne