Измерение температуры с помощью оптоволоконных датчиков в трансформаторах: мониторинг «горячих точек», монтаж и выбор каналов

Дата публикации:27 сентября 2026 г., 10:05:00

  • Что это такое: При волоконно-оптическом измерении температуры полностью диэлектрические флуоресцентные датчики устанавливаются непосредственно внутри обмоток трансформатора, что позволяет считывать фактическую температуру в «горячей точке», а не оценивать её на основе температуры масла на поверхности и тепловой модели.
  • Почему это важно: Температура в зоне наибольшего нагрева определяет скорость старения целлюлозной изоляции. Каждое повышение температуры на 6–7 °C выше расчетной температуры в зоне наибольшего нагрева примерно вдвое увеличивает скорость старения изоляции.
  • Как это работает: Световой импульс возбуждает редкоземельный люминофор на конце зонда. Время затухания флуоресценции люминофора изменяется в зависимости от температуры, и демодулятор преобразует его в показание, не подверженное влиянию электромагнитных помех и высокого напряжения.
  • Установка: Датчики устанавливаются на заводе в процессе сборки обмотки, прокладываются через масляные или воздушные каналы и выводятся через герметичную проходную пластину в стенке бака к блоку контроля.
  • Выбор канала: Небольшим распределительным трансформаторам обычно требуется 3–4 канала, трансформаторам средней мощности — 6–8, а крупным повышающим трансформаторам генераторного типа или агрегатам напряжением 500 кВ — 8–16 и более, в зависимости от количества фаз, обмоток и схемы охлаждения.
  • Результат: Монитор обеспечивает локальное отображение информации, управление реле сигнализации и отключения, управление вентилятором охлаждения, а также связь с системой SCADA по интерфейсу RS485/Modbus или в соответствии со стандартом IEC 61850.

Содержание

1. Почему важна температура «горячей точки» трансформатора

1.1 «Горячие точки» определяют срок службы изоляции

Срок службы трансформатора определяется сроком службы его бумажной изоляции. Целлюлоза разрушается под воздействием тепла, влаги и кислорода, причем тепла является доминирующим фактором. Самая горячая точка в обмотке, обычно расположенная в верхней части низковольтной или высоковольтной обмотки, где масло или воздух наиболее нагреты, а утечка магнитного потока наиболее сильна, изнашивается быстрее всего. Именно это место определяет, когда изоляция достигнет конца срока службы.

В таких руководствах по нагрузке, как IEC 60076-7 и IEEE C57.91, для расчёта относительного старения используется температура «горячей точки». Для бумаги без термической модификации эталонная температура «горячей точки» составляет 98 °C; при превышении этого значения скорость старения примерно удваивается с каждым повышением температуры на 6 °C. Для бумаги с термической модификацией эталонная температура составляет 110 °C. Полную информацию о проектных ограничениях см. в нашем руководстве по Предельные значения нагрева трансформатора и номинальные характеристики.

1.2 Проблема с расчётными значениями «горячих точек»

Традиционные индикаторы температуры обмотки не измеряют температуру самой обмотки. Они измеряют температуру масла на верхнем уровне и используют нагревательный элемент, питаемый от трансформатора тока, для моделирования градиента температуры между обмоткой и маслом. Этот метод "тепловизионного анализа" основан на заводских данных, полученных в ходе тепловых испытаний, и предполагает стационарные условия. При быстрых изменениях нагрузки, перегрузках, гармонических токах, сбоях в системе охлаждения или износе системы охлаждения расчётное значение может отличаться от реального «горячего места» на 10 °C или более.

Прямое измерение устраняет эту неопределённость. Именно поэтому прямое мониторинг горячих точек обмоток трансформатора теперь предусмотрено для крупных силовых трансформаторов, критически важных объектов генерации и трансформаторов, которые, как ожидается, будут работать на мощностях, близких к номинальным или превышающих их. Неконтролируемые «горячие точки» также являются одной из основных первопричин, рассмотренных в нашей статье о Причины перегрева трансформатора, признаки и меры по предотвращению.

2. Как работает оптоволоконное измерение температуры

2.1 Принцип затухания флуоресценции

В большинстве датчиков обмоток трансформаторов используется метод измерения времени жизни флуоресценции. На конце зонда находится небольшое количество люминофора на основе редкоземельных элементов. Демодулятор посылает по волокну короткий световой импульс, который поглощается люминофором, после чего он начинает светиться. После прекращения возбуждения свечение затухает экспоненциально. Постоянная времени затухания зависит только от температуры люминофора.

Поскольку измерение основано на времени, а не на интенсивности света, на него не влияют изгиб волокна, потери в разъемах или старение источника света. Зонд не требует повторной калибровки в течение всего срока службы и может переставляться между каналами одного и того же демодулятора.

2.2 Почему оптоволокно подходит для использования внутри трансформатора

  1. Полностью диэлектрический: Зонд и волокно не содержат металла, поэтому они не искажают электрическое поле и не создают траекторию частичного разряда между обмотками.
  2. Защита от электромагнитных помех: Сильные магнитные и электрические поля внутри резервуара не оказывают влияния на световые сигналы.
  3. Совместимость с маслом: Материалы оболочки, такие как ПТФЭ и полиимид, обладают химической стойкостью в минеральном масле, натуральных и синтетических эфирах при рабочих температурах.
  4. Небольшой размер: Зонды диаметром 2–3 мм вставляются в пазы распорок и охлаждающие каналы без изменения конструкции обмотки.

Тот же принцип применяется к распределительным устройствам, шинам и другому оборудованию, находящемуся под напряжением, как объясняется в нашем обзоре измерение температуры при высоком напряжении.

3. Волоконно-оптические и традиционные методы измерения температуры

В приведенной ниже таблице сравниваются распространенные методы контроля температуры трансформатора.

Метод Что измеряет этот прибор Точность определения «горячих точек» Реакция на изменение нагрузки Внутренняя обмотка
Индикатор температуры масла (OTI) Максимальная температура масла Только косвенно Медленный (постоянная времени по маслу) Нет
Индикатор температуры обмотки (WTI, тепловое изображение) Верхний слой нефти + моделируемый градиент Ориентировочно, ±5–15 °C Умеренный Нет
PT100 / термопара Температура в конкретной точке Хорошо, но только при низком потенциале Быстро Не в высоковольтных обмотках (металлических)
Флуоресцентный волоконно-оптический зонд Фактическая точка максимального нагрева обмотки Прямой, ±1 °C Быстро (<1 с) Да

Механические индикаторы по-прежнему играют важную роль в качестве резервной защиты. Такие изделия, как Индикатор температуры масла BWY-802/803A и Индикатор температуры обмотки BWR-04/06AJTH часто устанавливаются вместе с оптоволоконной системой. Подробное сравнение см. в Датчик температуры масла и датчик температуры обмотки.

4. Компоненты системы и технические параметры

4.1 Основные компоненты

  1. Оптико-волоконные датчики температуры: Устанавливается в обмотку. Доступны следующие варианты: датчики с полиимидной оболочкой для обмоток, бронированные датчики для обмоток, погруженных в масло и в целом флуоресцентные волоконно-оптические датчики температуры.
  2. Проходник в стенке резервуара: Герметичный, маслонепроницаемый проходник, обеспечивающий прохождение волокон через стенку резервуара без утечек.
  3. Удлинительные кабели: Удлинительные кабели для оптоволоконных линий связи проходит от стенки резервуара до шкафа контроля.
  4. Демодулятор / передатчик: Преобразует оптический сигнал в температуру, например, 3-канальный оптоволоконный датчик температуры или а 6-канальный демодулятор флуоресцентного сигнала.
  5. Хост для отображения и управления: Отображает показания, управляет реле и взаимодействует с системами SCADA, такими как встроенный хост дисплея или Прибор с ЖК-дисплеем.

4.2 Типовые технические характеристики

Параметр Типичное значение
Принцип измерения Время жизни флуоресценции (время затухания)
Диапазон измерения от -40 °C до +200 °C
Точность ±1 °C
Резолюция 0,1 °C
Время отклика <1 с на канал
Диаметр зонда 2–3 мм
Оболочка зонда ПТФЭ / полиимид / армированный
Диэлектрическая прочность щупа >100 кВ
Количество каналов на единицу 1, 3, 4, 6, 8, 12, 16, до 64
Длина волокна (зонд + удлинитель) Настраиваемый, как правило, 1–20 м
Результаты 4–20 мА, реле сигнализации/отключения, управление вентиляторами
Коммуникация RS485 Modbus RTU, Ethernet, IEC 61850 (опционально)
Источник питания Переменный ток 85–265 В или постоянный ток 24 В
Калибровка Не требуется в течение всего срока службы

Указанные значения являются типовыми; окончательные технические характеристики следует сверять с техническим паспортом выбранной модели.

5. Установка волоконно-оптических датчиков в трансформаторах

5.1 Когда следует устанавливать

Датчики обмотки устанавливаются на трансформаторном заводе в процессе намотки и сборки активных частей. Установка датчиков в уже готовую обмотку, как правило, невозможна без демонтажа бака и перенамотки, поэтому данное требование следует включить в технические условия заказа. В существующих трансформаторах датчики уровня масла в верхней части бака и поверхностные датчики можно установить во время капитального ремонта, а система контроля температуры, уровня и давления масла может быть установлен без доступа к внутренним частям.

5.2 Пошаговая инструкция по установке

  1. Найдите проблемные места: Разработчик трансформатора использует тепловые расчеты или CFD для определения дисков или витков, которые, как ожидается, будут нагреваться сильнее всего; обычно это верхние 10–20% каждой обмотки.
  2. Подготовьте распорки: В радиальной или осевой прокладке вырезается паз, благодаря чему наконечник щупа находится в прямом контакте с изоляцией проводника без механического напряжения.
  3. Установите датчик: Кончик щупа вставляется и закрепляется с помощью прессованного картона или скотча. Наилучшие показания получаются при контакте с проводящей бумагой.
  4. Прокладка оптоволокна: Волокно прокладывается вдоль конструкции намотки и зажима с плавными изгибами (как правило, не более минимального радиуса изгиба, указанного поставщиком), в обход острых кромок и зон высоких полевых напряжений.
  5. Пройти сквозь стенку резервуара: Все волокна выходят через специальную проходную пластину, обычно расположенную на крышке резервуара или на верхней боковой стенке, с маслонепроницаемым уплотнением.
  6. Проверьте перед сушкой: Перед сушкой в паровой фазе проверьте наличие сигнала на каждом канале, а затем повторите проверку после сушки и после наполнения резервуара.
  7. Комиссия на месте: Подключите удлинительные кабели, установите сигнализацию, проверьте показания во время испытания в режиме нагрева и подключите систему к системе SCADA.

5.3 Рекомендации по установке

  • По возможности установите как минимум один запасной датчик на каждую обмотку; вышедший из строя внутренний датчик впоследствии заменить невозможно.
  • Пронумеруйте каждое волокно по фазе и витку на обоих концах проходного изолятора.
  • Защитите наружные волокна с помощью кабелепровода или бронированного кабеля на участке между резервуаром и шкафом управления.
  • Запишите показания термодатчиков во время заводских испытаний в режиме нагрева для проверки точности тепловой модели.

Более подробная информация о размещении датчиков приведена в датчики измерения температуры «горячих точек» обмоток трансформатора.

6. Руководство по выбору канала

6.1 Факторы, определяющие количество каналов

  1. Количество фаз и обмоток: Каждая фаза каждой основной обмотки (высоковольтной, низковольтной, третичной) может иметь свою собственную «горячую точку».
  2. Номинальная мощность и критичность трансформатора: Более крупные и важные агрегаты требуют большего количества точек измерения и резервирования.
  3. Конструкция системы охлаждения: В системах охлаждения ONAN, ONAF, OFAF и ODAF происходят изменения в тех местах, где образуются «горячие точки».
  4. Ориентиры: Каналы для верхнего и нижнего масла, сердечника и окружающей среды помогают составить полную картину теплового состояния.
  5. Резервные каналы: Дополнительные датчики служат для компенсации возможных повреждений датчиков при производстве.

6.2 Рекомендуемые настройки каналов

Тип трансформатора Типичная оценка Рекомендуемые каналы Типичные места установки датчиков
Распределительный трансформатор сухого типа ≤ 2,5 МВА 3–4 По одной на каждую фазу обмотки низкого напряжения + сердечник/окружающая среда
Распределительный трансформатор в масляной ванне ≤ 20 МВА 3–6 По одной на каждую фазу обмотки низкого или высокого напряжения + верхний уровень масла
Трансформатор средней мощности 20–100 МВА 6–8 Высокое и низкое напряжение на фазу + масло для верхней части + запасные части
Трансформатор большой мощности / ГСУ > 100 МВА 8–16 Высоковольтное, низковольтное, третичное оборудование на каждую фазу + масло + сердечник + запасные части
Преобразователь / высоковольтный постоянный ток / тяговый трансформатор Связанные с проектом 12–32+ Обмотки клапанов, несколько «горячих точек», выводы
Станция с несколькими трансформаторами Несколько единиц 32–64 Централизованный мониторинг всех агрегатов

6.3 Соответствие каналов оборудованию

7. Области применения масляных и сухих трансформаторов

7.1 Масляные трансформаторы

В масляных установках датчики должны выдерживать воздействие горячего масла, сушку в паровой фазе при температуре около 130 °C и длительное погружение в масло. В стандартной комплектации предусмотрены датчики в бронированном корпусе или с PTFE-покрытием, а также маслонепроницаемый проходник. Данные о «горячих точках» часто сочетаются с анализ растворенных газов, поскольку при перегреве выделяются характерные газы, такие как этилен и метан. Подробнее об этом можно узнать на сайте мониторинг масляных трансформаторов страница.

7.2 Трансформаторы сухого типа

Трансформаторы с литой изоляцией и трансформаторы сухого типа VPI имеют более высокие предельные значения класса изоляции (класс F — 155 °C, класс H — 180 °C), однако они охлаждаются менее эффективно и чувствительны к перегрузкам. Датчики устанавливаются в обмотке низкого напряжения или в охлаждающих каналах — по одному на каждую фазу. Специализированные контроллеры, такие как IB-S201, IB-L201 и IB-Q201 обеспечивать управление вентиляторами и сигнализацией. Более подробную информацию см. в контроль температуры трансформатора сухого типа и интеллектуальная система онлайн-мониторинга состояния трансформаторов сухого типа.

Пункт В масляной ванне Сухого типа
Оболочка зонда ПТФЭ / армированный, маслостойкий ПТФЭ / полиимид
Проходник для резервуара Обязательно, герметичный для масла Не требуется
Типичные каналы 3–16 3–4
Типичная настройка сигнализации горячая точка 105–115 °C 130–150 °C (класс F)
Возможна модернизация Зонды для намотки: нет; масляные зонды: да Возможны ограниченные измерения с помощью канальных датчиков

8. Настройки сигнализации, управление охлаждением и интеграция с системами

8.1 Типовые уровни сигнализации

Значения сигнализации и отключения должны соответствовать проектным данным производителя и применимым рекомендациям по нагрузке. В таблице приведены типичные исходные значения для масляных трансформаторов с бумагой повышенной термостойкости.

Функция Типичные настройки «горячей точки» Действие
Этап охлаждения 1 80–85 °C Запустить первую группу вентиляторов или насосов
Этап охлаждения 2 90–95 °C Начать вторую группу
Сигнализация 110–120 °C Сигнал тревоги в систему SCADA, проверка оператором
Поездка 130–140 °C Сбой или ограничение потребления электроэнергии

8.2 Интеграция с системой мониторинга состояния

Данные с точек доступа на основе оптоволоконных технологий наиболее ценны в рамках комплексной системы мониторинга. Их можно сочетать с мониторинг частичных разрядов, онлайн-DGA, мониторинг втулок и Мониторинг OLTC. В совокупности они охватывают основные виды отказов трансформатора. См. наш Руководство по стратегии мониторинга состояния трансформаторов и полный решение для мониторинга трансформаторов.

8.3 Использование данных «горячих точек» для динамической нагрузки

Благодаря данным о фактической температуре в «горячих точках» операторы могут загружать трансформаторы ближе к их реальной тепловой мощности в часы пиковой нагрузки, в чрезвычайных ситуациях или при высокой выработке энергии из возобновляемых источников, одновременно отслеживая степень износа. Это зачастую позволяет отложить капиталовложения в новые агрегаты. Данные система мониторинга и управления на основе флуоресцентных оптоволоконных технологий обеспечивает это за счет регистрации трендов и расчета срока службы.

9. Типичные отрасли и области применения

Узнайте больше в мониторинг силовых трансформаторов и мониторинг изоляции трансформатора.

10. Часто задаваемые вопросы

10.1 Можно ли установить оптоволоконные датчики в уже установленный трансформатор?

Датчики температуры обмоток обычно устанавливаются на заводе. На трансформаторах, находящихся в эксплуатации, их можно установить только при демонтаже активной части в ходе капитального ремонта или перемотки. Датчики температуры масла и системы внешнего мониторинга можно дооснастить гораздо проще.

10.2 How many fiber optic channels does my transformer need?

As a rule of thumb, allow at least one probe per phase on the winding expected to run hottest, plus top oil and one spare. Small units need 3–4 channels, medium units 6–8, and large power transformers 8–16 or more. Final numbers should come from the transformer designer's thermal calculation.

10.3 Do fiber optic probes affect transformer insulation?

No. The probes are fully non-metallic and made from materials compatible with transformer oil and pressboard. They are designed and tested to withstand the dielectric stresses inside the winding without creating partial discharge.

10.4 Do the sensors need periodic calibration?

Fluorescence lifetime sensors measure decay time, which is a physical property of the phosphor. They do not drift with fiber losses or light source ageing and do not need recalibration during normal service.

10.5 How long do fiber optic temperature probes last?

Probes are designed to match the service life of the transformer, typically 25–40 years, when installed correctly and protected from mechanical damage during manufacturing.

10.6 Can the system replace a traditional winding temperature indicator?

It can provide the primary hot spot reading and control functions, but many utilities keep a mechanical индикатор температуры намотки и индикатор температуры масла as independent backup protection.

10.7 What communication protocols are supported?

Standard options include 4–20 mA outputs, dry-contact relays and RS485 Modbus RTU. Ethernet and IEC 61850 are available for digital substations.

Get the Right Fiber Optic Monitoring System for Your Transformer

Choosing probe type, channel count and integration approach at the design stage decides how much value you get from hot spot data over the life of the transformer. Our engineers can review your transformer rating, cooling design and monitoring goals, then recommend a complete configuration from probes to SCADA interface.