Światłowodowy monitoring temperatury transformatora piecowego

• Transformator pieca przepuszcza duży prąd do obwodu pieca, więc straty uzwojenia, warunki ogrzewania i chłodzenia połączeń wpływają bezpośrednio na jego zachowanie termiczne. Temperatura jest jedną z niewielu mierzalnych wielkości, która odzwierciedla je wszystkie na raz.
• Przewody uzwojenia i wybrane lokalizacje gorących punktów to pozycje pomiarowe dostarczające najwięcej informacji, ponieważ starzenie się izolacji i naprężenia termiczne koncentrują się tam, gdzie lokalna temperatura jest najwyższa, a nie tam, gdzie jest najłatwiejszy do zmierzenia.
• Odczyty obudowy, powierzchni oleju lub otoczenia nie odzwierciedlają w pełni temperatury wewnętrznej uzwojenia. Gradienty temperatury pomiędzy uzwojeniem a otoczeniem mogą być znaczne.
• Fluorescencyjne czujniki światłowodowe są przystosowane do środowisk o wysokim napięciu, silnym polu elektromagnetycznym i określonych wewnętrznych punktów pomiarowych, ponieważ punkt detekcji nie ma przewodnika elektrycznego.
• Jedna fluorescencyjna sonda światłowodowa mierzy jeden określony punkt temperatury. Jest to wykrywanie punktowe, a nie rozproszone.
• Kilka punktów uzwojenia lub połączeń wymaga kilku sond i pasujących kanałów pomiarowych. Liczba kanałów jest zgodna z planem pomiarów, a nie stałą liczbą.
• W zależności od projektu system temperaturowy łączy się z przyrządem monitorującym, RS485 / Modbus RTU, a następnie ze sterownikiem PLC lub SCADA.

Monitorowanie temperatury transformatora pieca zaczyna się od niewygodnego faktu: miejsca, które mają największe znaczenie pod względem termicznym, są zwykle tymi, do których najtrudniej dotrzeć. Uzwojenia znajdują się wewnątrz zbiornika lub obudowy, otoczone izolacją, kanałami chłodzącymi oraz silnymi polami elektrycznymi i magnetycznymi. Lektura wzięta z zewnątrz coś ci mówi, ale jest to lektura z zewnątrz.

Co wyróżnia monitorowanie temperatury transformatora pieca?

Praca transformatora piecowego różni się od zwykłej usługi dystrybucyjnej głównie prądem. Transformator wysokoprądowy zasilający obwód pieca działa przy dużym obciążeniu elektrycznym i w zależności od procesu pieca, obciążenie to może być ciągłe, cykliczne lub szybko się zmieniać. Straty w uzwojeniach i połączeniach wysokoprądowych rosną wraz z obciążeniem, a powstałe ciepło musi opuścić dowolną ścieżkę chłodzenia przewidzianą w projekcie.

Głównym problemem jest lokalne ogrzewanie. Temperatura uzwojenia nie jest jednolita: przewody w górnej części uzwojenia, obszary o ograniczonym przepływie chłodzenia i obszary w pobliżu połączeń przewodów mogą być cieplejsze niż przeciętnie. Punkty połączeń przewodzące bardzo duży prąd wytwarzają własne ciepło, jeśli rezystancja styku nie jest niska. Nie każdy transformator piecowy ma ten sam schemat działania, dlatego każdy plan monitorowania musi zaczynać się od rzeczywistego projektu i obowiązków, a nie od ogólnego szablonu.

Temperatura otoczenia i temperatura powierzchni obudowy są przydatne, ale nie mogą reprezentować każdego wewnętrznego punktu uzwojenia. Bezpośrednie monitorowanie temperatury transformatora staje się przydatne, gdy temperatury wewnętrznego uzwojenia nie można wiarygodnie przedstawić na podstawie samych pomiarów obudowy lub otoczenia. Dlatego monitorowanie temperatury transformatora pieca zwykle koncentruje się na niewielkiej liczbie celowo wybranych punktów wewnętrznych, popartych pomiarami zewnętrznymi, jeśli są one wystarczające.

Gdzie wydziela się ciepło w transformatorze pieca?

Ciepło powstaje tam, gdzie prąd napotyka opór i gdzie chłodzenie jest najsłabsze. Lokalizacje, które zazwyczaj warto ocenić to:

• Przewody uzwojenia, w których generowane są straty miedzi zależne od obciążenia
• Wybrane lokalizacje gorących punktów uzwojenia zidentyfikowane przez projektanta transformatora
• Obszary połączeń uzwojenia do przewodu
• Zaciski i przyłącza wysokoprądowe
• Regiony objęte przepływem chłodzenia, np. obszary w pobliżu wlotów i wylotów chłodzenia, tam gdzie ma to zastosowanie
• Inne określone lokalizacje, które projekt transformatora oznacza jako istotne termicznie

Gorące punkty nie znajdują się w uniwersalnej pozycji. Ich lokalizacja zależy od geometrii uzwojenia, układu chłodzenia, rozkładu prądu i historii obciążenia, dlatego rozmieszczenie czujników musi być zgodne z projektem transformatora i oceną techniczną. Wytyczne dotyczące umiejscowienia czujnika temperatury w uzwojeniach transformatora obejmują ogólną logikę, a transformator piecowy dodaje do tego własne miejsca połączeń wysokoprądowych.

Różnica pomiędzy zdefiniowaną pozycją gorącego punktu a nieznaną ma tutaj znaczenie. Kiedy podczas prac projektowych zostanie zidentyfikowany prawdopodobnie najgorętszy obszar, bezpośrednie monitorowanie gorącego punktu umieszcza sondę w tym miejscu. Tam, gdzie lokalizacja jest naprawdę niepewna, pojedyncza sonda nie jest w stanie jej znaleźć. Wybór kilku punktów jest decyzją projektową, a nie czymś, co czujnik robi samodzielnie.

Typowe przyczyny przegrzania transformatora pieca

Przegrzanie transformatora pieca rzadko ma jedną, czystą przyczynę. Długotrwałe lub nienormalne obciążenie zwiększa straty uzwojenia. Gwałtowne zmiany obciążenia, powstające w procesie pieca, powodują zmianę temperatury szybciej, niż reaguje układ chłodzenia. Degradacja układu chłodzenia, w tym zablokowane lub ograniczone ścieżki chłodzenia, problemy z wentylatorem lub pompą tam, gdzie występują te elementy, a także zanieczyszczenia zmniejszające rozpraszanie ciepła, powodują, że przy tym samym obciążeniu wytwarzają się wyższe temperatury niż wcześniej. Słabe połączenia elektryczne zwiększają lokalną rezystancję styków. Dodatkowe straty związane z harmonicznymi mogą mieć miejsce, gdy proces zasilania lub pieca generuje harmoniczne. Listę uzupełniają problemy z instalacją i wentylacją.

Dane dotyczące temperatury nie pozwalają na identyfikację każdej z tych przyczyn. Trend rosnący w krętym punkcie mówi, że coś się zmieniło; zapisy obciążenia, stan układu chłodzenia, pomiary elektryczne i wyniki kontroli razem wyjaśniają co. Trend temperatury, obciążenie, kontrola i dane elektryczne stanowią bardziej wiarygodną podstawę oceny niż sama temperatura. Informacje na temat gorących punktów transformatora i sposobu ich monitorowania dają ogólny obraz.

Metody pomiaru temperatury transformatora pieca

Żadna pojedyncza metoda nie obejmuje każdego miejsca pomiaru na transformatorze pieca. Każdy ma miejsca, w których działa dobrze i takie, w których nie.

RTD/Pt100

Czujniki RTD to konwencjonalne czujniki kontaktowe, które w wielu normalnych lokalizacjach stanowią rozsądny wybór. Wykorzystują przewodniki elektryczne pomiędzy elementem czujnikowym a przyrządem, dlatego wymagania dotyczące izolacji i sposób instalacji mają znaczenie, szczególnie w pobliżu części pod wysokim napięciem lub silnych pól. Tam, gdzie lokalizacja jest dostępna, a środowisko elektryczne jest możliwe do zarządzania, czujniki RTD często spełniają wymagania bez trudności.

Termopary

Termopary są szeroko stosowane, a łańcuch pomiarowy jest prosty. Opierają się również na przewodnikach metalicznych, więc siła otaczającego środowiska elektrycznego może mieć wpływ na to, czy termopara pasuje do danego punktu pomiarowego. Jest to kwestia wyboru zastosowania, a nie werdykt dotyczący typu czujnika.

Obrazowanie w podczerwieni i termowizyjne

Pomiar w podczerwieni przydatny jest w przypadku powierzchni dostępnych oraz do okresowych kontroli: tulei, połączeń magistrali, złączy zewnętrznych, powierzchni obudów. Ograniczenie jest wbudowane w metodę. Odczytuje powierzchnie, które widzi, ale nie może bezpośrednio odczytać wbudowanej lokalizacji uzwojenia. Kompromisy omówiono bardziej szczegółowo w porównaniu punktowego i bezdotykowego pomiaru temperatury .

Fluorescencyjne światłowodowe czujniki temperatury

Fluorescencyjne światłowodowe czujniki temperatury mierzą temperaturę w określonym punkcie fizycznym, czyli końcówce czujnika. Połączenie pomiędzy końcówką a przyrządem jest optyczne, zatem w punkcie pomiarowym nie ma metalowego przewodnika elektrycznego. Dlatego używa się ich do wbudowanych pomiarów uzwojeń oraz w lokalizacjach wysokiego napięcia i silnych zakłóceń elektromagnetycznych. Temperaturę wyznacza się na podstawie zachowania fluorescencji materiału czujnikowego, co stanowi podstawę pomiaru temperatury na podstawie czasu życia fluorescencji . Granice są równie jasne: każda sonda obejmuje jeden punkt, a pozycje wykrywania muszą być określone z wyprzedzeniem.

Porównanie metod pomiaru temperatury

Wybór metody zależy od miejsca pomiaru, izolacji elektrycznej, dostępu fizycznego, środowiska EMI, liczby wymaganych punktów, architektury integracji, wymaganej dokładności i wymaganej reakcji. Transformator często wykorzystuje więcej niż jedną metodę: światłowód w określonych punktach wewnętrznych, konwencjonalne czujniki temperatury oleju, powietrza lub obudowy oraz inspekcja w podczerwieni dostępnych połączeń zewnętrznych.

Pomiar temperatury uzwojenia transformatora w piecu bezpośrednim

Temperatura uzwojenia nazywa się trzema różnymi czynnikami i nie można ich stosować zamiennie. Obliczoną lub wywnioskowaną temperaturę uzwojenia wyprowadza się z innych pomiarów, takich jak obciążenie i temperatura oleju lub powierzchni, przy użyciu modelu. Temperatura powierzchni to wartość, którą czujnik lub kamera odczytuje na dostępnej powierzchni zewnętrznej. Bezpośredni pomiar temperatury w określonym punkcie uzwojenia polega na tym, że czujnik fizycznie w tym miejscu odczytuje własną temperaturę.

Pomiar bezpośredni nie oznacza automatycznego wykrywania każdego możliwego gorącego punktu. Sonda fluorescencyjna mierzy fizyczne położenie końcówki czujnikowej i nic więcej. Jedna fluorescencyjna sonda światłowodowa mierzy jeden określony punkt temperatury. Wiele zdefiniowanych punktów uzwojenia wymaga wielu sond i odpowiednich kanałów pomiarowych.

W przypadku transformatora piecowego oznacza to, że jakość pomiaru w dużym stopniu zależy od decyzji o tym, gdzie umieścić końcówki. Pakietowy układ, taki jak pakiet światłowodowego monitorowania temperatury uzwojenia transformatora zapewnia sondy, światłowód i przyrząd jako zestaw, ale pozycje pochodzą z projektu transformatora. Obowiązują zasady leżące u podstaw pomiaru temperatury uzwojenia transformatora , z dodatkowym naciskiem na połączenia wysokoprądowe i obciążenie pieca.

Jak działa fluorescencyjny pomiar temperatury za pomocą światłowodu

Pomiar czasu życia fluorescencji opiera się na materiale czujnikowym na końcówce sondy, którego zanik fluorescencji zmienia się wraz z temperaturą. Łańcuch pomiarowy przebiega w następującej kolejności:

• Światło wzbudzenia jest przesyłane światłowodem do materiału czujnikowego.
• Materiał pochłania go i emituje fluorescencję.
• Fluorescencja powraca wzdłuż światłowodu do fotodetektora.
• Detektor rejestruje przebieg zaniku po ustaniu wzbudzenia.
• Przyrząd wyznacza czas życia fluorescencji na podstawie tego zaniku światła.
• Zależność kalibracyjna przekształca czas życia na wartość temperatury.

Wielkość zależna od temperatury to czas zaniku, a nie ilość odbitego światła. To rozróżnienie jest praktyczne. Odbita lub zwrócona moc optyczna może zmieniać się w zależności od zgięcia światłowodu, stanu złącza lub zmiany źródła, natomiast czas życia fluorescencji jest cechą czasową zaniku i nie zależy w ten sam sposób od bezwzględnej mocy optycznej. Kalibracja wiąże czas życia fluorescencji danego materiału czujnikowego z temperaturą, a demodulacja to przetwarzanie sygnału, które przekształca wykryty zanik w wartość czasu życia fluorescencji.

Wzbudzenie, reakcja zaniku i kalibracja to właściwości materiału czujnikowego i instrumentu, dlatego ta sama zasada pojawia się we wszystkich zastosowaniach w światłowodowym pomiarze temperatury . W transformatorze piecowym użyteczną konsekwencją jest to, że włókno przenoszące sygnał jest dielektryczne, więc sama ścieżka optyczna nie wprowadza metalicznej ścieżki elektrycznej do obszaru uzwojenia.

Wielopunktowy monitoring uzwojeń transformatora pieca

Duże lub złożone transformatory piecowe mogą wymagać więcej niż jednego punktu pomiarowego, ponieważ pojedynczy punkt nie może opisać kilku uzwojeń, faz i obszarów połączeń. Możliwe zainteresowania obejmują wiele pozycji uzwojenia, poszczególne fazy, obszary termiczne związane z wlotem i wylotem, w których układ chłodzenia sprawia, że ​​jest to istotne, złącza wysokoprądowe i wybrane lokalizacje połączeń.

Liczba kanałów odpowiada rzeczywistym punktom pomiarowym. Nie ma ustalonej liczby, która pasowałaby do każdego transformatora piecowego; określa to plan pomiarów, a plan pochodzi z projektu. Logika konfiguracji planowania kanałów czujnika światłowodowego dla uzwojeń transformatora została omówiona osobno, a wielopunktowego monitorowania temperatury jako podejście systemowe wyjaśnia, w jaki sposób niezależne punkty są zbierane razem. Po stronie przyrządu wielokanałowy światłowodowy przetwornik temperatury odczytuje kilka sond i raportuje każdą z nich jako niezależną wartość temperatury.

Typowa architektura monitoringu światłowodowego transformatora piecowego

Ścieżka sygnału rozpoczyna się od fluorescencyjnej sondy światłowodowej w określonym miejscu uzwojenia lub połączenia. Światłowód z przedłużeniem, jeśli wymaga tego trasowanie, przenosi sygnał optyczny z transformatora do przetwornika temperatury lub demodulatora. Jednostka ta przetwarza sygnał fluorescencji na wartości temperatury i zasila instrument monitorujący. Jeśli przyrząd to obsługuje, RS485 / Modbus RTU przesyła dane dotyczące temperatury dalej do systemu PLC lub SCADA.

INNO dostarcza część tego łańcucha zajmującą się pomiarem temperatury fluorescencji. Nie jest to dostawca systemu sterowania piecem ani dostawcy SCADA instalacji. Sygnały temperatury integrują się ze sterowaniem lub monitorowaniem wyższego poziomu zgodnie z interfejsami projektu, a logika alarmów jest zdefiniowana przez wymagania projektu. Rozwiązania dla światłowodowych systemów monitorowania temperatury obejmują opcje przyrządów, a integracja PLC i SCADA opisuje, w jaki sposób dane docierają do instalacji.

Typowe parametry fluorescencji światłowodu INNO

Typowa konfiguracja światłowodu fluorescencyjnego INNO. Typowe wartości w zależności od konfiguracji sondy i systemu monitorowania.

Rzeczywista konfiguracja zależy od konstrukcji sondy, miejsca pomiaru, metody instalacji i instrumentu monitorującego.

Wybór konfiguracji monitorowania temperatury transformatora pieca

Najpierw zdefiniuj lokalizacje pomiarów

Wybór rozpoczyna się od projektu transformatora, a nie od katalogu czujników. Pozycje gorących punktów uzwojenia, liczba punktów, to, czy każda lokalizacja jest osadzona, czy dostępna, a także to, które połączenia wymagają pomiaru, wynikają z projektu transformatora i oceny technicznej. Lokalizacje dostępne po montażu można wykorzystać innymi metodami; lokalizacje wewnątrz uzwojenia to miejsca, w których czujniki optyczne zyskują swoje miejsce.

Określ strukturę sondy i trasowanie włókien

Średnica sondy, długość światłowodu i zabezpieczenie mechaniczne zależą od miejsca umieszczenia sondy i sposobu, w jaki włókno opuszcza transformator. Trasowanie wymaga przemyślenia: w jaki sposób włókno przechodzi przez strukturę uzwojenia, jak jest chronione przed uszkodzeniami mechanicznymi, jak radzą sobie z ograniczeniami związanymi z zginaniem i instalacją oraz jak to wszystko pasuje do sekwencji montażu transformatora. Granice zgięcia i szczegóły zabezpieczeń należy sprawdzić w odniesieniu do konkretnej konfiguracji sondy i światłowodu.

Dopasuj liczbę kanałów do rzeczywistych punktów pomiarowych

Jeden punkt oznacza jedną sondę. Wiele punktów oznacza wiele kanałów. Plan obejmujący osiem lokalizacji pomiarowych wymaga ośmiu sond i przepustowości kanałów dla ośmiu, niezależnie od standardowego rozmiaru opakowania. Rozpoczęcie od listy punktów, a następnie wybranie instrumentu pozwala uniknąć zakupu pojemności niezgodnej z planem.

Zdefiniuj wymagania dotyczące monitorowania i komunikacji

Strona monitorowania obejmuje lokalny pomiar temperatury, monitorowanie wielokanałowe oraz to, czy dane trafiają do RS485 / Modbus RTU, PLC lub SCADA. Logikę alarmów określają wymagania projektu, dlatego ustawienia pochodzą od projektanta transformatora i operatora, a nie od dostawcy czujnika.

Potwierdź wymagania instalacyjne przed montażem transformatora

Wbudowany czujnik światłowodowy uzwojenia jest łatwiejszy do zaplanowania na etapie projektowania lub produkcji transformatora niż po ograniczeniu dostępu. Po zmontowaniu i zamknięciu uzwojeń dotarcie do punktów wewnętrznych może nie być możliwe, a wykonalność modernizacji zależy od konkretnego transformatora. Części takie jak komponenty instalacji światłowodowej transformatora wspierają prowadzenie, przejście i ochronę światłowodu i najlepiej je określić wspólnie z producentem transformatora.

Przykładowa konfiguracja monitorowania temperatury transformatora pieca

Poniższa tabela przedstawia przykładową konfigurację techniczną, a nie projekt klienta. Pokazuje, w jaki sposób różne typy czujników mogą korzystać z jednego planu monitorowania.

Kiedy światłowodowy pomiar temperatury ma sens

Fluorescencyjny czujnik światłowodowy sprawdza się, gdy projekt obejmuje:

• Pomiar bezpośredni w punktach uzwojenia
• Wymagania dotyczące izolacji elektrycznej w punkcie wykrywania
• Środowisko wysokiego napięcia, gdzie czujnik światłowodowy w pobliżu sprzętu wysokiego napięcia jest częstym powodem wyboru sond optycznych lub szerzej monitorowania temperatury sprzętu wysokonapięciowego
• Silne pola elektromagnetyczne, temat poruszany w pomiar temperatury w silnych polach elektromagnetycznych
• Zdefiniowane wewnętrzne punkty pomiarowe
• Wiele optycznych kanałów pomiarowych
• Zastosowania, w których metalowe okablowanie czujnika jest niepożądane

W kilku sytuacjach czujnik światłowodowy jest niepotrzebny. Zwykły pomiar temperatury otoczenia nie jest do tego potrzebny. Prosty, dostępny pomiar powierzchni przy niskim napięciu rzadko to uzasadnia. Niedrogie pomiary typu HVAC są lepiej obsługiwane przez konwencjonalne czujniki. Wszędzie tam, gdzie konwencjonalne czujniki spełniają już wymagania elektryczne, dotyczące dostępu i dokładności, pozostają one całkowicie rozsądnym wyborem. Warto zaplanować dodatkowe sondy światłowodowe w miejscach, w których konwencjonalne czujniki nie mieszczą się.

Informacje dotyczące monitorowania transformatora pieca dla zapytania ofertowego

Przegląd techniczny żądania monitorowania transformatora pieca zwykle wymaga następujących elementów:

• Typ i zastosowanie transformatora
• Znamionowe warunki pracy dostępne w konstrukcji transformatora
• Liczba zamierzonych punktów pomiarowych
• Miejsca pomiaru uzwojenia lub połączenia
• Wymagany zakres temperatur
• Wymagana struktura sondy
• Wymagana długość włókna
• Wymagana liczba kanałów
• Interfejs komunikacyjny
• Wymóg integracji PLC / SCADA
• Etap instalacji i ograniczenia dotyczące trasy

Na początek wystarczy jeszcze częściowa lista; brakujące elementy można uzupełnić w miarę opracowywania planu pomiarów. W konstrukcjach wypełnionych olejem można również uwzględnić konfigurację światłowodowego systemu monitorowania temperatury transformatora zanurzonego w oleju , a wybór sondy rozpoczyna się od opcji fluorescencyjnej światłowodowej sondy temperatury .

Definiowanie odpowiedniego systemu monitorowania temperatury transformatora pieca

Zachowanie termiczne transformatora pieca zależy od projektu i wymagań eksploatacyjnych, dlatego plan monitorowania musi zacząć się od tego. Kręte gorące punkty nie zawsze mogą być reprezentowane przez pomiary otoczenia lub powierzchni, a bezpośredni pomiar w wybranych punktach wypełnia tę lukę. Fluorescencyjny czujnik światłowodowy zapewnia bezpośredni pomiar temperatury w określonych punktach, z liczbą i położeniem czujników zgodnych z inżynierią transformatorową. Przyrząd monitorujący i interfejs komunikacyjny są następnie zgodne z wymaganiami zakładu.

INNO łączy fluorescencyjne światłowodowe czujniki temperatury z kompatybilnymi wielokanałowymi przyrządami monitorującymi do pomiaru uzwojenia transformatora i pomiaru temperatury wysokiego napięcia.

Projekty dotyczące nowej konstrukcji transformatora, rozmieszczenia czujników uzwojenia lub monitorowania wielokanałowego mogą być omawiane przez zespół inżynierów INNO pod kątem planowanych punktów pomiarowych, liczby kanałów i wymagań dotyczących interfejsu systemowego.