Der Betreiber der Umspannstation stellt fest, dass der DGA-Trend der 15 MVA-Einheit im vierteljährlichen Bericht von ”normal” auf ”Vorsicht” gewechselt hat. Wasserstoff stieg von 45 auf 130 ppm, während auch Ethylen nachgewiesen wurde. Keine der Alarmmeldungen wurde aktiviert, und es kam zu keinem Auslösen. Das Warnsystem hat jedoch seine Arbeit effektiv erledigt.
Dieser Artikel behandelt, wie die regelmäßige Wartung von Transformatoren mit einem klaren Fehlermeldesystem ergänzt werden kann. Solche Systeme verfügen über verschiedene Erkennungsstufen, Alarmeinstellungen und damit verbundene Kosten. Sie werden die genauen Werte der Alarme, Reaktionen und Kosten des Systems erfahren.
Ein Mechanismus zur Fehlermeldung von Transformatoren umfasst vier Erkennungsstufen: visuelle Inspektion/Betriebsabläufe, die täglich durchgeführt werden, eine Vielzahl von Ölanalysen in festgelegten Intervallen, Temperatur- und Lasttrends sowie die Echtzeitüberwachung wichtiger Einheiten. Die Alarmstufen entsprechen den Verhältnissen gemäß IEEE C57.104 und IEC 60599.
Was ein Fehlermeldemechanismus ist und warum er wichtig ist
Das Fehlererkennungssystem besteht aus Sensoren, Tests, Grenzwerten und Verfahren, die anzeigen, dass ein Transformator ausfällt, während es noch möglich ist, einzugreifen. Der Grund, warum dieses System funktioniert, ist, dass die meisten Fehler schrittweise auftreten: Die Isolierung verschleißt über Jahre, Feuchtigkeit sammelt sich über Monate, Öl verschlechtert sich allmählich, und die Gaskonzentration steigt, bevor der Ausfall eintritt. Die Hauptaufgabe des Warnsystems besteht darin, diese stillen Veränderungen den Benutzern aufmerksam zu machen. Die Bedeutung des oben genannten Systems liegt darin, dass der Austausch eines Transformators $250.000–$1,5 Millionen im Fall von Mittelspannungs-Transformatoren kostet, zuzüglich Ausfallverluste von $50.000–$2 Millionen pro Ereignis, während die Kosten des Systems nur Hunderte oder sogar Tausende von Dollar pro Jahr und Einheit betragen. Somit rechtfertigt bereits ein vermiedener Ausfall die Investition in das Warnsystem. Infolgedessen gelingt es Energieunternehmen, die das System in der Praxis erfolgreich nutzen, die Mehrheit der ungeplanten Ausfälle in geplante umzuwandeln.
Stufe 1: Tägliche Wartung als erste Warnschicht
Die geringste Investition und die effektivste präventive Schicht wird täglich vom Betriebspersonal durchgeführt. Tatsächlich kann sie bestimmte physikalische Parameter identifizieren, die von keinen Sensoren gemessen werden können. Die folgenden Aufgaben sind in der täglichen Checkliste für in Öl eingetauchte Transformatoren enthalten:
- Ölstand im Vergleich zur Temperatur. Der Ölstand im Konservator muss der Temperatur am Öl-Temperatursensor entsprechen. Wenn es keine Übereinstimmung gibt, entweder das Öl ausläuft oder der Entlüfter beschädigt ist.
- Geräusch. Ein ständiges Summen ist normal; wenn es im Hintergrund etwas Neues gibt, bedeutet das Alarm. Geräusche können sich aufgrund von lockeren Kernbolzen oder Ausrüstungsteilen oder aufgrund von Entladungen ändern.
- Temperatur. Die Oberöltemperatur sollte im Vergleich zum Stromverbrauch registriert werden. Wenn die Oberöltemperatur steigt, während der Stromverbrauch konstant bleibt, bedeutet dies, dass Kühlung oder interne Verluste auftreten könnten.
- Durchführungen. Überprüfen Sie, ob Risse, Durchschläge oder Ölleckagen vorhanden sind. Überprüfen Sie auch, ob die Anschlussverbindung überlastet ist.
- Entlüfter. Wenn das Gel rosa geworden ist, bedeutet das, dass es mit Feuchtigkeit gesättigt ist.
- Fenster des Buchholz-Relais. Jede Ansammlung von Gas in diesem Fenster ist ein Alarm.
- Leckagen und Ölflecken auf dem Boden. Neue Ölflecken auf dem Boden deuten auf Ausfälle in Bezug auf den Leckfluss in das Öl hin.
Jede Beobachtung wird aufgezeichnet. Ein Protokoll oder ein CMMS-Eintrag verursacht keine Kosten, sondern dokumentiert Trends, die höhere Warnstufen ermöglichen.
Stufe 2: Periodische Öl- und elektrische Tests
Regelmäßige Bewertungen zeigen, was das Auge nicht wahrnehmen kann. Im Folgenden sind die entscheidenden Bewertungen und ihre Warnstufen aufgeführt:
| Test | Häufigkeit | Normal | Warnung | Aktionsniveau |
|---|---|---|---|---|
| DGA (gelöste Gasanalyse) | Jährlich; alle 6 Monate für kritische Einheiten | TDCG < 720 ppm | 720–1.920 ppm oder steigende Rate | > 1.920 ppm: untersuchen; > 4.630: außer Betrieb nehmen |
| Durchschlagspannung des Öls | Jährlich | > 40–60 kV | 30–40 kV | < 30 kV: Öl filtern oder ersetzen |
| Ölfeuchtigkeit | Jährlich | < 15–20 ppm | 20–30 ppm | > 30–40 ppm: trocknen und Eindringung finden |
| Isolationswiderstand (Megger) | Jährlich / vierteljährlich | > 1.000 MΩ (HV) | Fallender Trend zwischen den Tests | < 100–500 MΩ: austrocknen und erneut testen |
| Furananalyse (Papieralterung) | Alle 1–3 Jahre | Niedrige Furanwerte | Steigender Trend | Hoch: Papier spröde, planen Sie Arbeiten zum Lebensende |
| Säuregehalt / IFT | Jährlich | Niedriger Säuregehalt, hoher IFT | Steigender Säuregehalt | Hoch: Ölregenerierung erforderlich |
Die verwendete Prüftechnik besteht darin, mit einer älteren Probe zu vergleichen, anstatt nur mit dem absoluten Wert. Eine Probe, die von 40 auf 120 ppm Wasserstoff in jährlichen Tests gestiegen ist, löst einen Alarm aus, obwohl ihr Wert die Grenze nicht überschreitet.
Stufe 3: Trendanalyse und Zustandsbewertung
Einzelne Proben können einen falschen Eindruck von etwas vermitteln, während Trends dies nicht können. Stufe 3 ist verantwortlich für die systematische Durchführung von Trendanalysen.
- Gasgenerationsraten: Die Gasgenerationsrate oder die Gassteigerungsrate (in ppm pro Monat) dient als erster Alarm, da sie normalerweise am empfindlichsten ist. IEEE C57.104 empfiehlt, nicht nur TDCG kontinuierlich zu messen, sondern auch verschiedene Gasgenerationsraten dazwischen.
- Lastgeschichte: Analysieren Sie Temperatur- und Lastdaten, um herauszufinden, welche Anlagen nahe ihrer Entwurfstemperatur arbeiten und schneller altern als andere.
- Kapitalisierte Zustandsbewertung: Nehmen Sie die DGA-Bedingung, die Ölqualität, die Daten der elektrischen Tests, das Alter und die Lastgeschichte und integrieren Sie diese in eine Zustandsbewertung, die Ihre Flotte einstuft und Ihnen hilft, den nächsten Test oder die nächste Inspektion zu entscheiden.
- Saisonalität: Wenn eine Anlage nur im Sommer warnt, könnte sie Probleme mit den Kühlreserven haben und keine Isolationsfehler.
Unterstützt durch Software für das Anlagenmanagement kann die obige Information automatisch von einem Computer verarbeitet werden, der Testergebnisse konsumiert, die Raten berechnet, Probleme hervorhebt und Benachrichtigungen an den verantwortlichen Ingenieur sendet. Selbst ein einfaches Excel-Dokument, das von einem Techniker erstellt wurde, kann 80 Prozent des Wertes demonstrieren.
Stufe 4: Online-Überwachung für kritische Einheiten
Durch die Bereitstellung ständiger Warnungen in den wichtigsten Systemen, bei denen ein Ausfall äußerst intolerabel oder kostspielig wäre, spielt das Online-Überwachungssystem eine Schlüsselrolle in deren Wartung. Dies sind die Parameter, die Sensoren in solchen Systemen normalerweise überwachen:
| Online-Überwachung | Warnung, die es bereitstellt | Typische Kosten (installiert) | Vorlaufzeit vor dem Ausfall, die es gibt |
|---|---|---|---|
| Online-DGA-Monitor | Kontinuierlicher Gastrend, frühzeitige Fehlergasdetektion | $8.000–$60.000 | Wochen bis Monate |
| Teilentladungsmonitor | PD-Aktivität in pC, Isolationsfehler | $5.000–$30.000 | Monate |
| Temperatur- / Lastmonitor | Überlast- und Kühlungsdegradation | $2.000–$8.000 | Wochen |
| Buchholz + Gasansammlungsmonitor | Interne Fehlergasansammlung | $500–$3.000 | Stunden bis Tage |
| OLTC-Monitor | Mechanischer Verschleiß, Antriebsprobleme | $3.000–$15.000 | Wochen bis Monate |
Ein Online-Überwachungssystem für ein äußerst wichtiges System würde etwa $25.000 – $120.000 kosten, zusätzlich zu etwa $1.000 – $8.000 pro Jahr für Plattform- und Wartungsgebühren.
Alarmgrenzen festlegen, die funktionieren
Die Schwellenwerte für Alarme sollten einen geeigneten Kompromiss zwischen zwei Arten von Fehlern bieten: enge Schwellenwerte führen dazu, dass der Prozess überfluteter Warnungen nicht ernst genommen wird, und weite Schwellenwerte versagen darin, die wachsenden Fehler zu erkennen. IEEE-Standards enthalten wertvolle Bezugspunkte zu den genannten Ebenen:
| Zustand | TDCG-Bereich (ppm) | Typische Indikatorgase | Empfohlene Maßnahmen |
|---|---|---|---|
| Normal | < 720 | Keine Steigerung | Geplante Probenahme fortsetzen |
| Vorsicht | 720–1,920 | H2, CH4 steigend | Häufiger Probenahme, untersuchen |
| Hoch | 1,920–4,630 | Ethylen, CO steigend | Detaillierte Untersuchung planen |
| Schwerwiegend | > 4.630 | Acetylen vorhanden | Überlegen, aus dem Betrieb zu nehmen |
Hier sind einige praktische Ideen, wie man die Schwellenwerte festlegt:
- Verwenden Sie Standard-Schwellenwerte. Die IEEE C57.104 bietet die aufgeführten Kategorien. Die IEC60599-Standards beschreiben die klassischen Kategorien.
- Alarm für die Steigerungsrate bereitstellen. Die, die Gase erzeugen und überwacht werden sollten, auch wenn alle Schwellenwerte noch innerhalb der Grenzen liegen. Einige Unternehmen starten Alarme, wenn sie mindestens die doppelte Steigerungsrate der Fehlergaskonzentration beobachten.
- Implementieren Sie gestaffelte Reaktionen. Alarmstufe 1: Eine Untersuchung ist erforderlich. Alarmstufe 2: Maßnahmen müssen innerhalb von Wochen ergriffen werden, und die Probenahmefrequenz sollte erhöht werden. Alarmstufe 3: Entfernen Sie die Ausrüstung aus dem Betriebskreis oder intervenieren Sie sofort.
- Stellen Sie sicher, dass Ihre Alarme auf die einzigartige Geschichte der Flotte zugeschnitten sind.
Das Warnreaktionsprotokoll
Jeder Alarm muss eine dokumentierte Reaktion haben, andernfalls könnte er nur ein Geräusch ohne echte Bedeutung bleiben. Erstellen Sie ein Verfahrenshandbuch:
- Registrieren und erkennen Sie den Alarm im CMMS mit einer verantwortlichen Person für den Alarm.
- Analysieren Sie die Informationen: ob sie niveau- oder ratenbasiert oder ein Online-Sensorsignal sind, vergleichen Sie sie mit früheren Daten und der Last der Ausrüstung.
- Nehmen Sie Proben und bestätigen Sie dies mit DGA- und Ölqualitätsprüfungen, wenn es sich um einen Online-DGA-Alarm handelt; nehmen Sie eine Probe, um die Messung zu bestätigen.
- Klassifizieren Sie es gemäß IEEE C57.104 / IEC 60599 und finden Sie die wahrscheinliche Reparaturart.
- Bewegen Sie es auf die richtige Ebene: Erhöhen Sie die Probenahmeraten, arrangieren Sie eine Inspektion oder nehmen Sie die Ausrüstung außer Betrieb.
- Überprüfen Sie: Vergleichen Sie die Reaktion mit dem ursprünglichen Alarm.
Das Handbuch stellt sicher, dass kein Alarm ignoriert wird, da jedes gefundene Problem die Systemsicherheit erhöht.
| Warnstufe | Auslöser | Eigentümer | Zielreaktionszeit |
|---|---|---|---|
| Gelb | Vorsichtsbande, langsame Gasrate | Wartungsingenieur | 1–2 Wochen |
| Orange | Hohe Bandbreite oder steigende Rate | Asset-Manager | Innerhalb von Tagen |
| Rot | Schwerwiegende Band- oder Buchholz-Ereignis | Betriebsleiter | Sofort |
Wartungsdaten in Frühwarnungen umwandeln
Die Effektivität des Warnsystems hängt von der Datenreinheit ab. Hier sind einige gute Praktiken, die die Effektivität des Warnsystems verbessern können:
- Dokumentieren Sie die Testbedingungen für jede entnommene Probe: die Last, die Öltemperatur und die Umgebungstemperatur, da die Konzentration von Gas und Feuchtigkeit bei unterschiedlichen Temperaturen variiert.
- Verwenden Sie ein identisches Labor, um Inkonsistenzen zwischen den Laboren in den jährlichen Daten zu beseitigen.
- Haben Sie ein zentrales Repository für die Maschinenhistorie, einschließlich Inbetriebnahmeprüfungen, Daten aus DGA, Reparaturen, Überlastungen usw.
- Integrieren Sie Daten in den Wartungsplan, sodass Warnungen die Erstellung von Arbeitsaufträgen auslösen, anstatt dass eine E-Mail an jemanden gesendet wird, der möglicherweise einen Tag frei hat.
Dadurch wird eine konsistente Datenlage aus jedem jährlichen DGA-Test viel mehr als eine bürokratische Formalität.
Kosten der Warnschichten
Die Kosten der Warninfrastruktur sind im Vergleich zu den Verlusten, die sie verhindert, gering. Die Kosten werden auf etwa $50.000 pro Jahr für jede Flotte von 100 Verteilungseinheiten geschätzt.
| Schicht | Typische jährliche Kosten | Was es verhindert |
|---|---|---|
| Tägliche Betreiber-Rundgänge (10 Min/Tag) | $300–$1.500 | Lecks, Kühlfehler, sichtbare Schäden |
| Jährliches DGA + Ölqualitäts-Paket | $350–$900 pro Einheit | Isolationsfehler, Feuchtigkeit, Verunreinigung |
| Jährliche elektrische Tests (IR, Verhältnis usw.) | $300–$1.500 | Wicklungs- und Isolationsverschlechterung |
| Online-Überwachungs-Suite (kritische Einheiten) | $25.000–$120.000 (Capex) + $1.000–$8.000/Jahr | Kontinuierliche Fehlergas- und PD-Eskalation |
| Vermeidung von Ersatz (20–60 MVA) | — (spart $250K–$1.5M) | Katastrophaler Ausfall |
Die ganze Geschichte ist die Lücke in den Zahlen: Die Kosten einer vollständigen Warninfrastruktur für eine Flotte von 100 Verteilungseinheiten belaufen sich auf etwa $50.000–150.000 pro Jahr. Im Gegenzug belaufen sich die potenziellen Kosten für den Ersatz eines verbrannten Mittelspannungs-Transformators auf $250.000–1,5 Millionen.
Häufige Fallstricke in Warnsystemen
- Alarmmüdigkeit: Betreiber schenken Alarmen keine Beachtung, dank schlecht eingestellter Alarmgrenzen. Verwenden Sie immer gestaffelte Alarmstufen und überprüfen Sie die Alarmstatistiken einmal pro Quartal.
- Ignorieren von Basisdrift: Das Nichtanpassen der DGA-Messwerte des aktuellen Jahres an die des letzten Jahres in Bezug auf Last und Temperatur führt zu falschen Mustern.
- Mangel an Engagement: Jeder Alarm wird zu keinem Alarm, wenn nicht erwähnt wird, wer darauf reagieren muss.
- Den Fokus auf Sensoren legen und die Grundlagen vergessen: Kein Online-Monitor kann gute Verbindungen, saubere Durchführungen und die korrekte Einstellung des Schutzes übertreffen.
- Verzögerung der Maßnahmen: Die häufigste Ursache für vermeidbare Transformatorenausfälle ist nicht das Verpassen des Alarms, sondern die Verzögerung bei der Durchführung von Korrekturmaßnahmen, nachdem er gesehen wurde.
Häufig gestellte Fragen
Was sind die Hauptwarnzeichen eines beginnenden Transformatorfehlers?
Die auffälligsten Anzeichen sind erhöhte Gaswerte während der DGA (Wasserstoff, Ethylen, Acetylen), ein Anstieg der Temperaturwerte bei konstanter Last, niedrigere Öl-Zerfallsspannungswerte und höhere Ölfeuchtigkeitsgehalte sowie neue Geräusche oder visuelle Hinweise, die während der täglichen Inspektionen gewonnen wurden. Laut den IEEE C57.104 Standards müssen TDCG-Werte von über 720 ppm oder Gaswerte, die sich von einer einmaligen Probenahme zur nächsten verdoppelt haben, mit Vorsicht behandelt werden.
Wie oft sollte ein Transformator getestet werden, um frühzeitige Warnungen zu geben?
Ein ordnungsgemäß funktionierender Transformator sollte alle 1-3 Jahre einer DGA unterzogen werden; hingegen müssen Leistungstransformatoren jährlich getestet werden. Im Falle einer Warnung, Überlastung oder Buchholz-Auslösung ist es am besten, sofortige Tests durchzuführen und diese in den folgenden 3-6 Monaten fortzusetzen, um alle relevanten Informationen zu sammeln. Online-Überwachungsgeräte können uns zwischen $25.000 und $120.000 kosten, scheinen jedoch, da sie eine kontinuierliche Überwachung bieten, das Geld wert zu sein.
Was ist der Unterschied zwischen einer Warnung und einem Alarm in der Transformatorüberwachung?
Eine Warnung zeigt an, dass etwas nicht stimmt, und daher ist eine Untersuchung in festgelegten Intervallen erforderlich (zum Beispiel DGA, die Werte von 720-1920 ppm TDCG zeigt). Ein Alarm hingegen zeigt ein kritisches Niveau an, wie 1.920 ppm TDCG, Buchholz-Auslösung oder das Ansteigen der Öltemperatur in den Bereich von 90–95°C, und es muss sofort gehandelt werden. Warnungen werden vom Wartungspersonal behandelt, während Alarme von der Betriebsabteilung behandelt werden.
Wie viel kostet ein Wartungs- und Warnprogramm für Transformatoren?
Für einen mittelgroßen Transformator liegen die Kosten für die Durchführung einer umfassenden Wartung sowie DGA, Ölqualitätsprüfung und elektrische Tests im Laufe des Jahres normalerweise bei etwa $1500–$5000. Darüber hinaus kosten uns die Online-Monitore $25.000-$120.000, zusätzlich zu den jährlichen Kosten. Im Vergleich zu den möglichen Ersatzkosten von $250.000–$1.500.000 scheint es jedoch ein gutes Geschäft zu sein, Geld für das Programm auszugeben.
Kann die Online-Überwachung die Ölprobenahme ersetzen?
Nein, obwohl kontinuierliche Online-DGA-Überwachungsgeräte helfen, Trends zu verfolgen und Probleme zu verhindern, ist die Labor-DGA immer noch der beste Weg, um die Öleigenschaften hinsichtlich Genauigkeit und Gasberechnung zu messen. Es ist eine gute Praxis, den Betrieb der Online-Geräte zu überwachen, aber immer bestätigende Tests in Laboren für signifikante Ergebnisse, die durch Online-Tests erhalten wurden, durchzuführen.
Referenzen
- IEEE C57.104: Leitfaden zur Interpretation von Gasen, die in ölgetauchten Transformatoren erzeugt werden — Die Referenz für DGA-Schwellenwerte und Zustandsklassifizierung.
- IEC 60599: Leitfaden zur Interpretation von DGA in mineralölimprägnierten Geräten — Internationaler Rahmen für die Gasinterpretation in gealterten Geräten.
- IEC 60422: Aufsicht und Wartungsleitfaden für mineralische Isolieröle — Ölqualitätsgrenzen und Hinweise zur Überwachungsfrequenz.
- IEC 60076-7: Lastleitfaden für ölgefüllte Transformatoren — Temperaturgrenzen und Lastanleitungen, die Warnschwellen informieren.
- CIGRÉ — Technische Broschüren zur Zustandsüberwachung und zum Transformatorvermögensmanagement.
- IEEE — Daten der Zuverlässigkeitsarbeitsgruppe und Überwachungsstandards für Transformatoren.
- Jiangsu Subian Electric Power — IEC 60076-konformer Transformatorenhersteller, der monitoring-fähige Designs und Wartungsanleitungen unterstützt.
Fazit
Eine Erkennungstechnik für Transformatorfehler besteht nicht nur aus einem Sensor oder Test, sondern aus vielen kombinierten Systemen. Es gibt physische Symptome, die während täglicher Inspektionen erfasst werden, chemische Reaktionen, die durch Tests identifiziert werden, sowie Trendanalysen, die die gesammelten Informationen sinnvoll machen, und fortlaufende Überwachung, die von bestimmten Transformatoren benötigt wird. Schwellenwerte werden aus dem IEEE C57.104 Standard sowie IEC 60599 entnommen und unterschiedliche Reaktionen werden über Protokolle sichergestellt.
- Tägliche Inspektionen, Tests, Trends und fortlaufende Überwachung sind notwendig, um eine vollständige Abdeckung dessen zu haben, was überwacht werden muss.
- Gestufte Schwellenwerte sind festzulegen, zusammen mit Alarmen bei steigendem Wert, mit vierteljährlichen Überprüfungen.
- Auf jeden Alarm gemäß den Protokollen reagieren, mit dokumentiertem Verantwortlichen für das Verfahren.