Lokale Heißstellen entstehen dort, wo Verlustleistung und Wärmeabfuhr innerhalb einer Transformatorwicklung ungünstig zusammenwirken. Thermische Modelle schätzen die Heißstellentemperatur; eingebettete Sonden messen direkt an ausgewählten Stellen. Für die Überwachung müssen die erwarteten kritischen Positionen aus der thermischen Auslegung abgeleitet werden.
Die Hot-Spot-Temperatur ist wichtig, da ein einzelner oberer Öl- oder Durchschnittstemperaturwert möglicherweise nicht den heißesten Teil der Wicklung darstellt. Die Temperaturverteilung innerhalb eines Transformators ist nicht gleichmäßig und der lokale Spitzenwert führt zu thermischer Belastung und Alterung der Isolierung.
Transformator-Heißstellen können indirekt durch thermische Modelle oder Wicklungstemperaturindikatoren oder direkt an ausgewählten Stellen mithilfe eingebetteter faseroptischer Temperatursensoren überwacht werden.
Was ist ein Transformer-Hotspot?
Ein Transformator-Hotspot ist der lokalisierte Bereich innerhalb des Transformators, der eine höhere Temperatur erreicht als die umliegenden Wicklungs- oder Ölbereiche. Es handelt sich um einen lokalen Wert, nicht um eine Beschreibung der gesamten Wicklung.
Eine Wicklung kann eine durchschnittliche Temperatur haben, die akzeptabel erscheint, während ein lokaler Bereich bei einer höheren Temperatur arbeitet. Die beiden Werte beschreiben unterschiedliche Dinge: Der Durchschnitt zeigt den gesamten thermischen Zustand und der Hot Spot zeigt die kritische lokale Temperatur. Im Normalbetrieb kann es zu einem lokalen Hotspot kommen, da Wärmeerzeugung und Kühlung nicht vollkommen gleichmäßig sind. Ob die Temperatur akzeptabel ist, hängt von der Transformatorkonstruktion, der Belastung und den geltenden Betriebsgrenzen ab, und die Hot-Spot-Temperatur steht in engem Zusammenhang mit der thermischen Alterung der Isolierung.
Wo treten Transformator-Heißstellen auf?
Mögliche Hotspot-Bereiche können sein:
- Ausgewählte Wicklungswindungen
- Wicklungsabschnitte mit höheren lokalen Verlusten
- Bereiche mit eingeschränkter Ölzirkulation
- Leitertransposition oder Strukturbereiche
- Wicklungsleitungen oder elektrische Verbindungen
- Andere stromführende Orte, je nach Ausführung
Es gibt keinen universellen festen Hotspot-Standort für jeden Transformator. Die wahrscheinliche Position hängt von der Wicklungsgeometrie, der Stromverteilung, der Last, den Verlusten, der Kühlung und dem Ölfluss ab und wird normalerweise anhand des Transformatordesigns und der thermischen Analyse bestimmt. Der Standort kann sich auch je nach Betriebszustand ändern.
Was verursacht Hot Spots in Transformatoren?
Laststrom- und I2R-Verluste
Mit zunehmendem Laststrom nehmen die Leiterverluste zu und die Wicklungstemperatur steigt. Da in den Leitern Lastverluste entstehen, sind Wicklungen ein Hauptbereich für erhöhte Temperaturen, obwohl auch andere stromführende Verbindungen oder Strukturen eine lokale Erwärmung entwickeln können.
Wirbelstrom und Streuverluste
Lokale elektromagnetische Bedingungen können zu zusätzlichen Verlusten in Leitern und in nahegelegenen Metallstrukturen führen. Diese Verluste verteilen sich nicht gleichmäßig, sodass sie in einigen Regionen mehr Wärme verursachen als in anderen.
Ungleichmäßige Kühlung
Die Wärmeabfuhr erfolgt selten gleichmäßig. Zu den beitragenden Faktoren gehören:
- Ölflussverteilung
- Wirksamkeit des Kühlkanals
- Lokaler Luftstrom in Trockentransformatoren
- Betrieb der Kühlanlage
Wicklungsgeometrie und Stromverteilung
Unterschiedliche Wicklungsabschnitte erzeugen oder leiten die Wärme möglicherweise nicht gleichmäßig ab. Leiteranordnung, Abschnittsposition und Stromverteilung haben alle Einfluss darauf, wo sich die Wärme konzentriert.
Überlastung oder hohe Betriebslast
Eine höhere Belastung erhöht die thermische Belastung des Dämmsystems. Der Betrieb über der Nennlast ist ein zu bewältigender thermischer Belastungszustand und bedeutet keinen unmittelbaren Schaden.
Lokaler Anschluss oder Kontaktheizung
Eine Verbindung mit hohem Widerstand oder eine stromführende Verbindung kann zu örtlicher Erwärmung führen. Dies ist einer von mehreren möglichen Auslösern und wird normalerweise getrennt von der normalen Wicklungserwärmung behandelt.
Warum unterscheidet sich die Hot-Spot-Temperatur von der durchschnittlichen Wicklungstemperatur?
Durch die Mittelung wird die Temperaturverteilung geglättet. Bei der thermischen Überwachung von Transformatoren werden mehrere Temperaturwerte verwendet, die jeweils etwas anderes darstellen:
- Umgebungstemperatur: die Umgebungslufttemperatur.
- Obere Öltemperatur: die Temperatur des Transformatoröls in der Nähe des oberen Bereichs des Tanks oder an einer bestimmten Messstelle.
- Durchschnittliche Wicklungstemperatur: die durchschnittliche Temperatur der Wicklungsleiter oder der Wicklungsmasse.
- WTI-Wert: normalerweise eine geschätzte oder simulierte Wicklungstemperatur, abgeleitet aus der Öltemperatur plus laststrombezogener Kompensation, abhängig vom Gerätedesign.
- Hot-Spot-Temperatur: die lokalisierte maximale oder nahezu maximale Wicklungstemperatur an einer bestimmten kritischen Stelle.
- Direkte faseroptische Temperatur: die tatsächliche Temperatur am physischen Sondenstandort.
| Temperaturwert | Was es darstellt | Hauptbeschränkung |
|---|---|---|
| Durchschnittliche Wicklungstemperatur | Durchschnittliche Leitertemperatur | Kann lokale Spitzen verbergen |
| Obere Öltemperatur | Öltemperatur an einem definierten Ort | Entspricht nicht direkt dem gewundenen Hotspot |
| WTI-Wert | Geschätzte Wicklungstemperatur | Abhängig vom Modell und der Kompensationsmethode |
| Direkte Glasfasermessung | Temperatur am Sondenstandort | Stellt nur den installierten Punkt dar |
Zeigt die obere Öltemperatur den Hotspot des Transformators an?
Nein, nicht direkt. Die obere Öltemperatur liefert nützliche Informationen über den thermischen Zustand des Transformators, ist jedoch nicht dasselbe wie die Temperatur an heißen Stellen in der Wicklung.
Der Wicklungs-Hotspot kann je nach Belastung, Wicklungsdesign, Temperaturgradient und Kühlbedingungen erheblich von der Öltemperatur abweichen. Die Größe dieser Differenz ist für jeden Transformator und Betriebszustand spezifisch und sollte daher nicht als fester Offset behandelt werden.
Wie wird die Hot-Spot-Temperatur des Transformators geschätzt?
Traditionelle Methoden kombinieren Messwerte mit Berechnungen. Sie verwenden normalerweise:
- Eine Wicklungstemperaturanzeige
- Ein thermisches Modell
- Strom laden
- Obere Öltemperatur
- Ein berechneter Wärmegradient
Diese Methoden schätzen die Hot-Spot- oder Wicklungstemperatur, anstatt den Leiter direkt an der heißesten physikalischen Stelle zu messen. Die Schätzung wird weiterhin häufig verwendet und kann bei korrekter Konfiguration für die Transformatorüberwachung effektiv sein.
Wie schätzt ein Wicklungstemperaturindikator die Hot-Spot-Temperatur?
Ein Wicklungstemperaturindikator (WTI) simuliert oder schätzt im Allgemeinen die Wicklungstemperatur. Die typische Logik kombiniert die Öltemperatur mit einer laststrombezogenen thermischen Kompensation. Das Instrument fügt dem Öltemperaturmesswert einen berechneten Temperaturinkrement basierend auf dem Strom hinzu.
Ein herkömmlicher WTI misst die Temperatur des Wicklungsleiters normalerweise nicht direkt. Die Genauigkeit hängt davon ab, wie gut die Kompensation zum tatsächlichen Transformator passt. Die zugehörige Öltemperaturanzeige (OTI) misst nur die Öltemperatur.
Wie schätzen thermische Modelle Transformator-Heißstellen ab?
Thermische Modelle nutzen gemessene und berechnete Eingaben wie Last, Strom, Öltemperatur, thermische Konstanten und Transformatorkonstruktionsparameter, um die Wicklungs- oder Hot-Spot-Temperatur abzuschätzen.
Vorteile: Es ist kein eingebetteter Wicklungssensor erforderlich und das Modell unterstützt eine kontinuierliche Zustandsüberwachung.
Einschränkungen: Die Ausgabe hängt von Modellannahmen, Transformatorparametern, Eingabegenauigkeit und Betriebsbedingungen ab. Ein Modell ist nur so repräsentativ wie seine Eingaben.
Wie können faseroptische Sensoren Heißstellen in Transformatoren direkt überwachen?
Faseroptische Sonden können während der Transformatorherstellung an ausgewählten Wicklungsstellen installiert werden. Die Messkette ist einfach:
Faseroptische Sonde → Optische Faser → Temperaturüberwachungsinstrument → Temperaturdaten
Die Sonde misst direkt die Temperatur an ihrem installierten physischen Standort; Dieser Standort stellt nur dann einen Hot-Spot-Kandidaten dar, wenn er im Rahmen des Transformatordesigns und der thermischen Analyse ausgewählt wurde. Seine Vorteile sind die direkte Punktmessung, ein elektrisch isolierter Erfassungspfad, die Beständigkeit gegen elektromagnetische Störungen entlang des optischen Pfads, die Eignung für Hochspannungswicklungsumgebungen und die Möglichkeit, mehrere Punkte zu messen.
Der Sensor lokalisiert den Hotspot nicht automatisch. Die Platzierung der Sonde muss zuvor ausgewählt werden, sodass der Messwert nur so repräsentativ ist wie die gewählte Position.
INNO liefert faseroptische Punktsonden und Mehrkanal-Auswertegeräte für direkte Temperaturmessungen an ausgewählten Stellen von Transformatorwicklungen. Dabei kommt fluoreszenzbasierte faseroptische Punktmessung zum Einsatz. Typische Konfigurationen bieten etwa −40 bis 260 °C Messbereich, etwa ±0,5 bis ±1 °C Genauigkeit, eine Ansprechzeit unter 1 s und etwa 0–20 m Faserlänge. Die tatsächlichen Werte hängen von Konfiguration und Projektanforderungen ab.
Wo sollten faseroptische Temperatursensoren in Transformatorwicklungen platziert werden?
Die Platzierung sollte sich am Transformatordesign, der vorhergesagten Hot-Spot-Position, der thermischen Berechnung, der Wicklungsgeometrie, dem Kühldesign und der Erfahrung des Herstellers orientieren. Mehrere Sonden können an mehreren möglichen Hotspot-Regionen statt an einer angenommenen Position platziert werden.
Warum mehrere Temperatursensoren anstelle von einem verwenden?
Eine Sonde entspricht einem physikalischen Punkt und ein einzelner Punkt kann nicht die Temperaturverteilung einer gesamten Wicklung darstellen. Mehrpunktüberwachung kann Folgendes bieten:
- Vergleich zwischen kurvenreichen Standorten
- Informationen zur Wärmeverteilung
- Identifizierung von Regionen mit höherer Temperatur
- Redundanz und Gegenprüfung
- Besseres Verständnis bei unterschiedlichen Belastungen
Mehr Sensoren sind nicht automatisch besser. Die Kanalanzahl sollte auf dem Transformatordesign und den Überwachungszielen basieren.
Wie viele Glasfaserkanäle werden für die Hot-Spot-Überwachung von Transformatoren verwendet?
Bei INNO-Projekten können gängige Öltransformatorkonfigurationen je nach Transformatordesign, Anzahl der Wicklungen, Anzahl der Phasen, ausgewählten Messpunkten und Projektanforderungen 6/8/9/12/16 Kanäle umfassen. Hierbei handelt es sich um praktische Konfigurationsmuster, nicht um branchenweit vorgeschriebene Kanalzahlen. Je nach Instrument sind möglicherweise weitere benutzerdefinierte Kanäle möglich.
Direkte Hot-Spot-Messung im Vergleich zur geschätzten Hot-Spot-Temperatur
| Methode | Messbasis | Direkt oder geschätzt | Hauptvorteil | Hauptbeschränkung |
|---|---|---|---|---|
| Top-Oil-Sensor | Öltemperatur | Direkte Ölmessung | Einfache thermische Referenz | Kein direkter, kurvenreicher Hotspot |
| WTI | Öltemperatur + Lastkompensation | Geschätzt | Weit verbreitet | Abhängig von Simulation und Konfiguration |
| Thermisches Modell | Last + Öl + Transformatorparameter | Geschätzt | Kontinuierlich berechnete Hot-Spot-Schätzung | Hängt von den Modelleingaben ab |
| Eingebetteter Glasfasersensor | Sonde an einer ausgewählten Wicklungsstelle | Direkte Punktmessung | Misst den tatsächlich installierten Standort | Misst nur die ausgewählte Sondenposition |
Jede Methode liefert unterschiedliche thermische Informationen und viele Transformatorüberwachungsarchitekturen verwenden mehr als eine.
Können faseroptische Sensoren Wicklungstemperaturanzeiger ersetzen?
Nicht unbedingt in jedem Projekt. Faseroptische Sensoren und WTI erfüllen unterschiedliche Rollen. Eine faseroptische Sonde ermöglicht eine direkte physikalische Punktmessung, während ein WTI eine geschätzte Wicklungstemperatur basierend auf thermischer Simulation und Kompensation liefert. Einige Projekte verwenden beides und die Wahl hängt von der Transformatorspezifikation, der Benutzerpraxis und den Überwachungszielen ab.
Was passiert, wenn sich die Transformatorlast ändert?
Wenn sich die Last ändert, ändern sich die Leiterverluste. Die Öltemperatur ändert sich im Allgemeinen langsamer, daher reagiert die Wicklungstemperatur möglicherweise anders als die Öltemperatur und auch die lokale Hot-Spot-Temperatur kann sich ändern. Sowohl der Ort als auch die Größe des Hot Spots können je nach Betriebszustand variieren, weshalb nicht davon ausgegangen werden sollte, dass ein Messwert bei einer Laststufe auch bei einer anderen gilt.
Wie wirkt sich die Kühlung auf Transformator-Heißstellen aus?
Die Kühlung hat großen Einfluss darauf, wie Wärme von den Wicklungen, dem Öl, dem Kern und den Strukturen abgeführt wird. Zu den relevanten Faktoren gehören die natürliche Ölzirkulation, die erzwungene Ölzirkulation, der Lüfterbetrieb, der Pumpenbetrieb, Kühlkanäle und der Luftstrom. Eine ungleichmäßige oder unzureichende lokale Wärmeabfuhr kann zu einer höheren lokalen Temperatur führen, selbst wenn die Gesamtöltemperatur normal aussieht.
Wie werden Hot Spots in Öltransformatoren überwacht?
Die allgemeine Überwachung kombiniert mehrere der folgenden Elemente:
- Obere Öltemperatur
- WTI
- Thermisches Modell
- Eingebettete faseroptische Sensoren
- Transformator-Überwachungssystem
Eingebettete faseroptische Sonden werden häufig bei der Herstellung von Transformatoren installiert. Nach dem Bau des Transformators ist der direkte Einbau von Sensoren direkt in die internen Wicklungspositionen im Allgemeinen deutlich schwieriger, sodass die Entscheidung am besten bereits in der Entwurfsphase getroffen wird.
Wie werden Hot Spots in Trockentransformatoren überwacht?
Trockentransformatoren verwenden kein Isolieröl, daher konzentriert sich die Überwachung auf Wicklungen, Spulen, den Kern und ausgewählte strukturelle Stellen. PT100/RTD-Sensoren sind üblich. Faseroptische Sensoren können verwendet werden, wenn elektrische Isolierung, Widerstandsfähigkeit gegen elektromagnetische Störungen oder direkte Messung an ausgewählten Punkten erforderlich sind. Beide Ansätze sind gültig und die Wahl hängt vom Design und den Überwachungsanforderungen ab.
Wie können Transformator-Hotspot-Daten in ein Überwachungssystem integriert werden?
Das faseroptische Auswertegerät oder das Transformatorüberwachungsgerät kann die Daten für die lokale Anzeige, Alarme, Trendaufzeichnung, SPS, SCADA oder eine Plattform zur Überwachung des Transformatorzustands verwenden. Zu den möglichen Integrationsoptionen gehören RS485 mit einem unterstützten Protokoll wie Modbus RTU, 4-20 mA, Alarmrelais und Ethernet / TCP/IP, abhängig vom ausgewählten Instrument. Nicht jedes Modell unterstützt jede Schnittstelle. Bestätigen Sie daher die erforderlichen Ausgaben in der Spezifikationsphase.
Was sollte neben der Hot-Spot-Temperatur des Transformators überwacht werden?
Je nach Transformatortyp und Projekt kann die Hot-Spot-Temperatur zusammen mit Folgendem überwacht werden:
- Obere Öltemperatur
- Wicklungstemperatur
- Strom laden
- Umgebungstemperatur
- Kühlsystemstatus
- Ölzustand / DGA
- Buchsenzustand
- Teilentladung
- OLTC-Bedingung
Die Hot-Spot-Temperatur ist ein Teil der Transformatorzustandsüberwachung und am nützlichsten, wenn sie zusammen mit diesen anderen Parametern gelesen wird.
Welche Informationen werden benötigt, um die Hot-Spot-Überwachung von Transformatoren zu planen?
- Transformatortyp
- In Öl getaucht oder trocken
- Transformerbewertung
- Anzahl der Phasen
- Wicklungsanordnung
- Erwartete Hotspot-Standorte
- Anzahl der Erfassungspunkte
- Erforderliche Kanäle
- Probe-Installationsphase
- Glasfaser-Routing
- Überwachung des Gerätestandorts
- Erforderliche Kommunikationsschnittstelle
- SPS-/SCADA-Anforderung
- Alarmanforderung
Typische Transformator-Hot-Spot-Überwachungsarchitektur
Architektur 1: Oberölsensor → WTI / Überwachungsgerät → SCADA
Architektur 2: Transformatorlast + Öltemperatur → Thermisches Modell → Geschätzte Hot-Spot-Temperatur
Architektur 3: Eingebettete Glasfasersonden → Mehrkanal-Temperaturüberwachung → SPS-/SCADA-/Transformator-Überwachungssystem
Diese Methoden können auch in einer Überwachungsarchitektur kombiniert werden, wobei jede eine andere Sicht auf den thermischen Zustand liefert.
Häufige Missverständnisse bei der Hotspot-Überwachung von Transformatoren
1. Die obere Öltemperatur ist die Hot-Spot-Temperatur der Wicklung.
Nein. Sie repräsentieren unterschiedliche thermische Standorte.
2. Eine Wicklungstemperaturanzeige misst direkt die Temperatur des Wicklungsleiters.
Ein traditioneller WTI schätzt oder simuliert im Allgemeinen die Wicklungstemperatur.
3. Der Transformator-Hotspot befindet sich immer am selben physischen Standort.
Der Standort hängt vom Design und den Betriebsbedingungen ab.
4. Eine faseroptische Sonde misst die gesamte Wicklung.
Eine Punktsonde misst einen physischen Standort.
5. faseroptische Sensoren finden automatisch den heißesten Punkt.
Sondenpositionen müssen vor dem Betrieb ausgewählt werden.
6. Mehr Kanäle sind immer besser.
Die Kanalanzahl sollte mit dem Transformatordesign und dem Überwachungsziel übereinstimmen.
7. Die direkte Erfassung macht thermische Modelle überflüssig.
Direkte und geschätzte Methoden können unterschiedliche Informationen liefern und können zusammen verwendet werden.