Wo werden faseroptische Sensoren in Transformator­wicklungen eingebaut?

Faseroptische Temperatursensoren werden an ausgewählten Wicklungsstellen eingebaut, an denen hohe Betriebstemperaturen oder lokale Heißstellen erwartet werden. Die Positionen ergeben sich aus Wicklungsgeometrie, Kühlung, Stromverteilung, Isolieraufbau und thermischer Auslegung des Transformators.

Bei in Öl getauchten Transformatoren werden faseroptische Sonden während der Transformator­herstellung üblicherweise in die Wicklungs­struktur eingebettet oder positioniert, in der Nähe ausgewählter Leiter- oder Wicklungs-Heißstellen. Bei Trocken­transformatoren können die Sonden je nach Transformator­konstruktion an ausgewählten Wicklungs­stellen oder innerhalb zugänglicher Wicklungs­strukturen positioniert werden.

Bei der fluoreszenz­basierten punktuellen faseroptischen Temperatur­messung misst eine einzelne Sonde einen definierten Temperatur­punkt und die optische Faser überträgt das Signal von der Wicklung weg zu einem Auswertegerät. Die Platzierung ist niemals eine feste, universelle Position – sie wird vom Transformator­designer oder -hersteller auf der Grundlage des thermischen Designs und der Wicklungs­struktur definiert.

Wo werden faseroptische Temperatur­sensoren normalerweise in Transformator­wicklungen platziert?

Übliche Platzierungsorte für Temperatur­sensoren in Transformator­wicklungen können ausgewählte Hot-Spot-Bereiche der Wicklung, Orte in der Nähe von Leitern sein, von denen erwartet wird, dass sie bei höheren Temperaturen betrieben werden, obere Wicklungs­bereiche, in denen die thermischen Bedingungen bei manchen Konstruktionen strenger sein können, und ausgewählte mittlere oder untere Wicklungs­positionen, an denen eine thermische Überprüfung erforderlich ist. Sensoren können auch an Orten der Hochspannungs­wicklung, Niederspannungs­wicklung oder bestimmten Wicklungs­abschnitten platziert werden, die durch thermische Berechnungen oder Konstruktionserfahrung identifiziert wurden.

Bei vielen Transformator­designs können höhere Wicklungs­bereiche aufgrund der Wechselwirkung zwischen Verlusten, Ölfluss und Kühlung wichtig sein, aber die tatsächliche Hot-Spot-Position variiert je nach Wicklungs- und Kühlungsdesign. Es gibt keine einheitliche Position, die für jeden Transformator gilt, daher sollte die Platzierung immer auf dem spezifischen thermischen Design und nicht auf einer allgemeinen Regel basieren.

Warum wird der Sensor normalerweise in der Nähe einer heißen Stelle mit Windungen platziert?

Einer der Hauptvorteile der direkten Wicklungs­temperatur­messung besteht darin, dass sie die tatsächliche physikalische Temperatur an einem ausgewählten vorhergesagten Hot-Spot-Bereich erfasst und nicht einen geschätzten Wert. Die Lage des Wicklungs-Heißstellen wird durch Stromdichte, Leiterverluste, Streuverluste, Kühleffektivität, Ölzirkulation, Wicklungs­geometrie und Isolationsstruktur beeinflusst.

Aus diesem Grund sollte der Sensorstandort einen aussagekräftigen thermischen Messpunkt darstellen und nicht nur einen leicht erreichbaren Ort. Die Auswahl eines Messpunkts, der dem erwarteten thermischen Verhalten des Transformators entspricht, macht die Messung für die Überwachung von Wicklungs-Heißstellen nützlich.

Sind Sensoren immer oben in der Wicklung installiert?

Nein. Bei einigen Transformator­konstruktionen kann der obere Wicklungs­bereich ein wichtiger Temperatur­bereich sein, die Hotspot-Position ist jedoch nicht überall auf der Oberseite der Wicklung festgelegt. Der tatsächliche Standort hängt vom Wicklungstyp, dem Ölfluss, den Kühlkanälen, der Leiteranordnung, der Lastverteilung und der Kühlmethode des Transformators ab.

Einige Transformator­hersteller platzieren daher Sonden auf mehreren Wicklungshöhen, anstatt sich auf einen einzigen Messpunkt in der oberen Wicklung zu verlassen, wodurch die Temperatur­verteilung entlang der Wicklung beobachtet und nicht angenommen werden kann.

Sollten Sensoren in der HV-Wicklung, der LV-Wicklung oder beiden installiert werden?

Das hängt vom Transformator­design und den Überwachungszielen ab. Ein Überwachungs­system kann die Hochspannungs­wicklung, die Niederspannungs­wicklung, beide Wicklungen, ausgewählte Phasen oder ausgewählte Wicklungs­abschnitte abdecken, abhängig vom berechneten thermischen Verhalten, dem Wicklungsstrom, der Leitergeometrie, den Kühlbedingungen, der Transformator­leistung und dem Überwachungsziel.

Es gibt keine allgemeine Regel, die besagt, dass die HV-Wicklung oder die LV-Wicklung immer heißer ist – dies variiert je nach Transformator­design und die Entscheidung sollte sich an der spezifischen thermischen Analyse für dieses Gerät orientieren.

Warum werden mehrere Sensorpositionen verwendet?

Ein einzelner Temperatur­punkt kann nicht den Zustand einer gesamten Wicklung darstellen. Mehrere Messpunkte werden verwendet, um unterschiedliche Phasen, unterschiedliche Wicklungshöhen, Hoch- und Niederspannungs­wicklungs­positionen, unterschiedliche Wärmezonen und ausgewählte Heißstellen abzudecken, die während der Transformator­konstruktion identifiziert wurden.

Dies ist die Grundlage der Mehrpunkt-Temperatur­überwachung, bei der jede punktförmige faseroptische Sonde normalerweise einem Messkanal am Mehrkanal-Temperatur­überwachungs­gerät entspricht, wodurch mehrere Wicklungs­stellen gleichzeitig beobachtet werden können.

Typische Standorte von faseroptische Sensoren in einem Transformator

Dies sind mögliche Messorte, keine obligatorischen Sensorpositionen für jeden Transformator.

Wo ist die Sondenspitze positioniert?

Die Messspitze muss im Allgemeinen in der Nähe der ausgewählten Wicklungs­messstelle positioniert werden. Abhängig vom Transformator­design kann dies zwischen Wicklungs­leitern und Isolationsstrukturen, innerhalb eines Abstandshalters oder eines bestimmten Sensorkanals, neben einem ausgewählten Leiter oder innerhalb einer vorgesehenen Wicklungs­messstelle liegen.

Spezifische Montageabstände, Pressmethoden und Isolationsabstände werden vom Transformator­hersteller im Rahmen der Wicklungs­konstruktion festgelegt. Die optische Faser selbst wird durch einen geschützten Pfad, der für die Wicklungs­struktur konzipiert ist, vom Messpunkt weggeführt. Weitere Informationen finden Sie unter Auswahl der richtigen Faserlänge für einen faseroptischen Temperatur­sensor.

Wann werden faseroptische Sensoren in Transformator­wicklungen eingebaut?

Bei Anwendungen mit in Öl getauchten Transformator­wicklungen werden Sonden im Allgemeinen während der Transformator­herstellung oder der Wicklungs­montage integriert. Sobald die Wicklung abgeschlossen, die Isolierung montiert und der Tank geschlossen ist, ist der Zugang zur internen Wicklung äußerst eingeschränkt.

Aus diesem Grund werden Sensorstandorte und Faserführung normalerweise während der Entwurfs- und Herstellungsphase des Transformators geplant und nicht erst später vor Ort entschieden.

Können faseroptische Sensoren zu einem vorhandenen Transformator hinzugefügt werden?

Dies hängt davon ab, was gemessen wird. Für die Messung der internen Wicklungs­temperatur können Sensoren im Allgemeinen nicht einfach an der Wicklung eines bereits fertiggestellten Öltransformators angebracht werden, da die Platzierung der internen Wicklungs­sensoren während der Montage physischen Zugang zur Wicklungs­struktur erfordert.

Die Überwachung eines nachgerüsteten Transformators kann hingegen zugängliche Temperatur­punkte wie das obere Öl oder andere zugängliche Gerätetemperaturen abdecken. Die nachträgliche Überwachung zugänglicher Punkte sollte nicht mit der integrierten internen Wicklungs­erkennung verwechselt werden, die in der Fertigungsphase geplant wird.

Sensorplatzierung in Öltransformatoren

Bei in Öl getauchten Transformatoren sollte die Messsonde an Stellen positioniert werden, die während der thermischen Auslegung des Transformators unter Berücksichtigung der Wicklungs­kühlkanäle und des Ölflusses ausgewählt werden, während die optische Faser zu einer geeigneten Transformator­durchführung und dann zum externen Auswertegerät geführt wird.

Dieser Ansatz zur direkten Messung der Wicklungs­temperatur wird ausführlicher in Wie wird die Temperatur der Transformator­wicklung gemessen beschrieben, und die Gesamtanwendung wird auf der Seite Überwachung der Transformator­temperatur behandelt.

Sensorplatzierung in Trocken­transformatoren

Trocken­transformatoren sind hinsichtlich der Sensorplatzierung nicht identisch mit Öltransformatoren. Abhängig von der Transformator­struktur können Sonden an einer Phasenwicklung, an der Spulenoberfläche, innerhalb eines internen Wicklungs­bereichs, an einem ausgewählten Leiter oder Wicklungs­abschnitt oder in der Nähe der Position des Temperatur­reglers positioniert werden.

Faseroptische Sonden können an ausgewählten Wicklungs­stellen positioniert werden, an denen direkte optische Erfassung, elektrische Isolierung oder Widerstands­fähigkeit gegen elektro­magnetische Störungen nützlich sind. PT100-Sensoren werden üblicherweise in vielen Trocken­transformator-Temperatur­regelsystemen verwendet, während faseroptische Sensoren dort in Betracht gezogen werden können, wo direkte optische Erfassung, elektrische Isolierung oder spezielle Hochspannungs­messbedingungen erforderlich sind.

Wie viele faseroptische Sensoren werden in Transformator­wicklungen benötigt?

Die erforderliche Sensoranzahl hängt von der Anzahl der Phasen, der Anzahl der überwachten Wicklungen, der Anzahl der interessierenden Wicklungshöhen, dem Überwachungsziel, der Transformator­größe, dem thermischen Design und den verfügbaren Überwachungskanälen ab.

In Öl getauchte Transformator-Glasfasersysteme verwenden oft Mehrkanal­konfigurationen wie 6, 8, 9, 12 oder 16 Kanäle, während die Trocken­transformator-Glasfaserüberwachung üblicherweise 3, 4, 6 oder 7 Kanäle verwendet. Dabei handelt es sich um gängige Systemkonfigurationen, nicht um obligatorische Sondenanzahlen – die tatsächliche Sensoranzahl sollte mit den tatsächlichen Messpunkten übereinstimmen, die für den jeweiligen Transformator definiert sind.

Benötigt jeder Sensor einen eigenen Überwachungskanal?

Ja. In einem punktuellen faseroptischen Temperatur­überwachungs­system verwendet jeder aktive Messfühler normalerweise einen Messkanal. Beispielsweise erfordern sechs ausgewählte Wicklungs­messpunkte sechs aktive Sensorkanäle am Überwachungs­gerät.

Wenn eine zukünftige Erweiterung erwartet wird, kann im Voraus ein Überwachungs­gerät mit höherer Kanalkapazität ausgewählt werden. Die Kanalplanung wird ausführlicher unter Wie viele Kanäle benötigen Sie für die faseroptische Temperatur­überwachung.

Wie wirkt sich das Transformator­design auf die Sensorplatzierung aus?

Die Sensorplatzierung wird direkt von mehreren Aspekten des Transformator­designs beeinflusst, darunter:

• Wicklungs­geometrie
• Scheiben-, Schicht- oder Folienwickelkonstruktion
• Kühlkanäle und Ölflussrichtung
• Isolierungsdesign
• Leiteranordnung
• HV-/LV-Wicklungsort
• Phasenanordnung
• Erwartete Wärmeverteilung

Die Sensorplatzierung sollte dem thermischen Design des Transformators folgen und nicht einem generischen Platzierungsdiagramm, das auf jede Einheit angewendet wird.

Direkte Messung der Wicklungs­temperatur im Vergleich zur geschätzten Wicklungs­temperatur

Eine faseroptische Sonde misst die Temperatur genau am ausgewählten Messpunkt. Es stellt keine Durchschnittstemperatur für die gesamte Wicklung dar und meldet nicht automatisch die maximale Temperatur überall in der Wicklung.

Was macht einen guten Wicklungs­temperatur­messpunkt aus?

Ein guter Wicklungs­temperatur­messpunkt sollte eine thermisch wichtige Wicklungs­stelle darstellen, der thermischen Analyse oder Konstruktionserfahrung des Transformators entsprechen, mechanisch für die Sensorintegration geeignet sein, eine geschützte Faserführung ermöglichen und nützliche Temperatur­informationen für die laufende Überwachung liefern.

Platzierungs- und Abdeckungsgrenzen

1. Vorausgesetzt, jeder Transformator hat den gleichen Hotspot-Standort. Die Hotspot-Position variiert je nach Wicklungs- und Kühldesign und sollte daher nicht aus einem anderen Projekt kopiert werden.

2. Platzieren Sie den Sensor nur dort, wo die Installation am einfachsten ist. Ein günstiger Standort stellt nicht immer einen thermisch sinnvollen Punkt dar.

3. Verwendung eines Messpunkts zur Darstellung jeder Wicklung und Phase. Ein einzelner Sensor kann nicht den Zustand des gesamten Transformators beschreiben.

4. Auswahl der Sondenstandorte ohne Berücksichtigung der Faserführung. Der Messpunkt muss außerdem einen praktischen und geschützten Weg zur Durchführung ermöglichen.

5. Auswahl der Sensormenge vor Definition der erforderlichen Wicklungs­messpunkte. Die Kanalanzahl sollte dem Messplan folgen, nicht umgekehrt.

Welche Informationen sind vor der Auswahl der Sensorpositionen erforderlich?

• Transformatortyp
• In Öl getaucht oder trocken
• Transformerbewertung
• Anzahl der Phasen
• HV-/LV-Wicklungs­struktur
• Wickelkonstruktion
• Erwartete Hotspot-Region
• Anzahl der Messpunkte
• Messhöhen
• Probenmenge
• Glasfaser-Routing
• Faserlänge
• Durchführungsort
• Überwachung des Gerätestandorts
• Erforderliche Kanalanzahl
• Erforderliche Kommunikations­ausgabe