Öl- und Trockentransformatoren stellen unterschiedliche Anforderungen an die Temperaturmessung. Ihre Isoliersysteme, Kühlkonzepte und Wicklungsaufbauten unterscheiden sich. Deshalb sind Messstellen und Auswertungsverfahren nicht unverändert von einem Typ auf den anderen übertragbar.
In Öl getauchte Transformatoren überwachen typischerweise Temperaturen wie die Temperatur des oberen Öls und die Wicklungs- oder Wicklungs-Hotspot-Temperatur. Die Wicklungstemperatur kann mithilfe eines Wicklungstemperaturindikators oder eines thermischen Modells geschätzt oder direkt an ausgewählten internen Punkten mithilfe eingebetteter faseroptischer Temperatursonden gemessen werden. Trockentransformatoren verwenden kein Isolieröl, daher konzentriert sich die Temperaturüberwachung hauptsächlich auf die Wicklungs-, Spulen-, Kern- oder andere ausgewählte Gerätetemperaturen. PT100-/RTD-Sensoren werden üblicherweise in Trockentransformator-Temperaturregelsystemen verwendet, während faseroptische Temperatursensoren dort eingesetzt werden können, wo direkte optische Erfassung, elektrische Isolierung oder Hochspannung/Beständigkeit gegen elektromagnetische Störungen erforderlich sind.
Kurz gesagt: Öltransformatoren müssen sowohl den Öl- als auch den thermischen Zustand der Wicklung überwachen, während sich Trockentransformatoren hauptsächlich auf die Wicklungs- und Spulentemperaturen konzentrieren, da kein Isolieröl vorhanden ist. Die richtige Methode hängt davon ab, was tatsächlich gemessen werden muss – Öltemperatur, durchschnittliche Wicklungstemperatur, geschätzter Hotspot oder tatsächliche Temperatur an einem ausgewählten physikalischen Wicklungspunkt.
Welche Temperaturen werden in einem Öltransformator gemessen?
Ein in Öl getauchter Transformator überwacht üblicherweise die Temperatur des oberen Öls, bei Bedarf ausgewählte Öltemperaturen, die Wicklungstemperatur, die Wicklungs-Hotspot-Temperatur und die direkte interne Wicklungstemperatur, wenn eingebettete Sensoren verwendet werden.
Die Öltemperatur ist nicht dasselbe wie die Wicklungstemperatur. Der Wicklungsleiter kann je nach Last, Kühlung und Wicklungsdesign bei einer anderen Temperatur als das umgebende Öl betrieben werden, daher werden beide Größen typischerweise separat verfolgt und nicht als ein Wert behandelt.
Welche Temperaturen werden in einem Trockentransformator gemessen?
Trockentransformatoren enthalten kein Isolieröl, daher konzentriert sich die Überwachung auf die Wicklungstemperatur, die Spulentemperatur, die Phasenwicklungstemperatur und bei Bedarf auf ausgewählte Kern- oder Strukturtemperaturen.
Diese Transformatoren verwenden typischerweise PT100-/RTD-Sensoren, die an einen Trockentransformator-Temperaturregler angeschlossen sind. Für ausgewählte Direktwicklungsmesspunkte können auch faseroptische Sonden verwendet werden, obwohl diese nicht für jede Trockentransformatorinstallation erforderlich sind.
Temperaturmessung von Öltransformatoren im Vergleich zu Trockentransformatoren auf einen Blick
| Element | Öltransformator | Trockentransformator |
|---|---|---|
| Primäres Kühlmedium | Öl / Öl und externes Kühlsystem | Luft / Natur- oder Umluft je nach Design |
| Haupttemperaturziele | Öl und Wicklung | Hauptsächlich Wicklung / Spule |
| Öltemperaturmessung | Ja | Nicht anwendbar |
| Gemeinsame Wicklungsmessung | WTI / thermische Schätzung / direkte Sensoren | PT100 / RTD / Direktsensoren |
| Direkte interne Messung | Eingebettete Glasfasersonden möglich | Glasfaser / RTD je nach Design |
| Typischer Controller | Transformator-Auswertegerät / WTI / OTI | Trocken-Temperaturregler |
| Sensorinstallation | Oft bei der Herstellung von Transformatoren geplant | Hängt vom Wicklungs-/Spulen- und Controller-Design ab |
| Mehrpunktüberwachung | Verfügbar | Verfügbar |
Die tatsächlichen Sensoranordnungen hängen vom Transformatordesign und den Überwachungszielen ab.
Wie wird die Öltemperatur in einem Öltransformator gemessen?
Die Temperatur des oberen Öls wird üblicherweise mithilfe eines Temperatursensors oder einer Öltemperaturanzeige gemessen, die so positioniert ist, dass sie die Öltemperatur in der Nähe des oberen Teils des Transformators anzeigt. Dieser Wert kann für Temperaturanzeige, Alarme, Kühlsteuerung und allgemeine Transformatorüberwachung verwendet werden.
Die Öltemperatur entspricht nicht direkt der höchsten Temperatur des Wicklungsleiters. Es liefert nützliche Informationen über den gesamten thermischen Zustand des Transformators, die Wicklungstemperatur muss jedoch separat beurteilt werden.
Wie wird die Wicklungstemperatur in einem Öltransformator gemessen?
Die Temperatur der Wicklung eines Öltransformators wird im Allgemeinen durch einen von drei Ansätzen angegangen:
Wicklungstemperaturanzeige. Ein WTI schätzt oder simuliert die Wicklungstemperatur im Allgemeinen anhand der Öltemperatur plus laststrombezogener Wärmekompensation, abhängig vom Gerätedesign. Der Wicklungsleiter wird nicht direkt gemessen.
Thermisches Modell. Basierend auf der Last, der Öltemperatur und den thermischen Eigenschaften des Transformators wird ein thermisches Modell verwendet, um einen geschätzten Wicklungs- oder Hot-Spot-Temperaturwert zu erstellen.
Eingebetteter faseroptischer Temperatursensor. Eine eingebettete Sonde misst direkt die tatsächliche Temperatur am ausgewählten physischen Wickelpunkt und nicht einen geschätzten oder simulierten Wert.
Wie wird die Wicklungstemperatur in einem Trockentransformator gemessen?
PT100-/RTD-Sensoren werden üblicherweise an ausgewählten Wicklungs- oder Spulenstellen platziert und an einen Temperaturregler angeschlossen. Je nach Modell kann der Controller zur Anzeige, Alarmierung, Lüftersteuerung, Auslöseausgabe oder Kommunikation verwendet werden.
Faseroptische Sonden können für die direkte Wicklungsmessung, Hochspannungsstandorte, Umgebungen mit starken elektromagnetischen Feldern oder Anwendungen verwendet werden, bei denen elektrisch isolierte Messungen bevorzugt werden. PT100 bleibt eine praktische, ausgereifte und weit verbreitete Option für viele herkömmliche Trockentransformatorinstallationen.
WTI vs. PT100 vs. faseroptischer Temperatursensor
| Methode | Typische Anwendung | Was es misst | Hauptmerkmal |
|---|---|---|---|
| WTI | Öltransformator | Geschätzte / simulierte Wicklungstemperatur | Nützlich für die thermische Überwachung herkömmlicher Transformatoren |
| PT100 / RTD | Trockentransformatoren und zugängliche Temperaturpunkte | Temperatur am Sensorstandort | Ausgereifter elektrischer Temperatursensor |
| Faseroptische Sonde | Ölgetauchte oder trockene Wickelanwendungen | Tatsächliche Temperatur am ausgewählten physischen Erfassungspunkt | Elektrische Isolierung und Beständigkeit gegen elektromagnetische Störungen |
Direkte Wicklungstemperaturmessung vs. Temperaturschätzung
Direkte Messung bedeutet, dass sich der Sensor physisch an einem ausgewählten Wickelpunkt befindet. Die geschätzte Temperatur wird aus der Öltemperatur, dem Laststrom, einem thermischen Modell und anderen Transformatorparametern und nicht aus einem direkten physikalischen Messwert abgeleitet.
| Messungstyp | Ergebnis | Typische Methode |
|---|---|---|
| Direkte Punkttemperatur | Tatsächliche Temperatur am ausgewählten Punkt | Faseroptische Sonde / geeigneter eingebetteter Sensor |
| Geschätzte Wicklungstemperatur | Berechneter thermischer Wert | WTI / thermisches Modell |
| Durchschnittliche Wicklungstemperatur | Durchschnittliches thermisches Wicklungsergebnis | Widerstandsmethode |
Ein direkter Sensor misst immer noch nur den ausgewählten physikalischen Punkt, nicht jeden Punkt in der Wicklung. Es sollte nicht als automatische Messung der absolut heißesten Stelle im Transformator interpretiert werden.
Wie unterscheidet sich die Sensorplatzierung?
Bei in Öl getauchten Transformatoren kann die Sensorplatzierung ausgewählte Wicklungs-Hotspot-Bereiche, eingebettete interne Wicklungspositionen, Ölmesspositionen und die Verlegung in Richtung einer Durchführung umfassen. Bei Trockentransformatoren kann die Platzierung eine Phasenwicklung, eine Spule, eine ausgewählte Wicklungsoberfläche oder einen internen Punkt sowie die vom Temperaturregler erforderlichen Sensorpositionen umfassen.
Keiner der Transformatortypen verwendet eine feste Installationsposition für jedes Design – die Platzierung sollte der spezifischen Wicklungs- und Kühlstruktur folgen. Weitere Einzelheiten zur typischen Auswahl dieser Standorte finden Sie in einem Begleitartikel zur Platzierung von faseroptische Sensoren in Transformatorwicklungen.
Wie unterscheidet sich die Sensorinstallation?
Bei in Öl getauchten Transformatoren müssen eingebettete faseroptische Wicklungssonden normalerweise während der Herstellung oder Wicklungsmontage geplant werden, da der interne Zugang sehr eingeschränkt wird, sobald die Wicklung und der Tank fertiggestellt sind.
Bei Trockentransformatoren kann die Sensoranordnung auch während der Herstellung integriert werden, während einige zugängliche Sensorpositionen je nach Transformatorkonstruktion einfacher zu warten sind. In beiden Fällen sollten interne eingebettete Messungen vor der Endmontage geplant und nicht erst nachträglich hinzugefügt werden.
Wie viele Temperatursensoren werden normalerweise verwendet?
Die Anzahl der Sensoren hängt vom Transformatortyp, der Anzahl der Phasen, den überwachten Wicklungen, den Messhöhen, den interessierenden Hotspot-Standorten und dem allgemeinen Überwachungsziel ab.
Öltransformator-Glasfasersysteme verwenden häufig 6, 8, 9, 12 oder 16 Kanäle als übliche Konfigurationsmuster. Faseroptische Temperaturregler mit Trockentransformator verwenden üblicherweise 3, 4, 6 oder 7 Kanäle. Hierbei handelt es sich um gängige Konfigurationsmuster und nicht um verbindliche Industriestandards. Die tatsächliche Sensoranzahl sollte mit den tatsächlichen Messpunkten übereinstimmen, die für den jeweiligen Transformator definiert sind.
Wie unterscheidet sich die Mehrkanal-Temperaturüberwachung?
Bei Öltransformatoren kann die Mehrkanalüberwachung mehrere Wicklungsorte, Phasen, HV-/LV-Wicklungsabschnitte und unterschiedliche Wicklungshöhen abdecken. Bei Trockentransformatoren kann die Mehrkanalüberwachung drei Phasen, mehrere Wicklungspunkte und zusätzliche Gerätetemperaturpunkte abdecken.
In beiden Fällen verwendet eine punktförmige faseroptische Sonde normalerweise einen Messkanal. In einem separaten Artikel wird erläutert, wie die erforderliche Kanalanzahl für ein faseroptische Temperaturüberwachungssystem ermittelt wird.
Wie unterscheidet sich die Faserlänge zwischen den beiden Transformatortypen?
In Öltransformatoren kann die Faser einen längeren internen Weg zurücklegen – von der Wicklung über die interne Führung bis zu einer Durchführung und dann zum externen Instrument. Bei Trockentransformatoren ist der Überwachungsregler je nach Ausführung häufig näher an der Wicklung oder Spule positioniert, was jedoch nicht bei jeder Installation der Fall ist.
Für viele Transformatoranwendungen sind 3–5 m ein praktischer Anfangsreferenzwert für die Faserlänge, und typische faseroptische Sondenkonfigurationen unterstützen je nach Sondenstruktur und Projektanforderungen etwa 0–20 m. Hierbei handelt es sich eher um eine Routing-Überlegung als um eine feste Regel, die an den Transformatortyp gebunden ist, und sie wird ausführlicher in einem speziellen Leitfaden zur Auswahl der Faserlänge für einen faseroptischen Temperatursensor behandelt.
Wie unterscheiden sich Alarm- und Kontrollfunktionen?
Die Überwachung von Öltransformatoren kann mit Kühlventilatoren, Ölpumpen, Alarmen, Transformatorüberwachungssystemen und der SPS-/SCADA-Integration interagieren. Trockenregler können Temperaturanzeige, Lüftersteuerung, Alarmausgang, Auslösefunktionen und Kommunikation verwalten.
Die verfügbaren Funktionen hängen vom ausgewählten Auswertegerät oder Controller ab und nicht vom Transformatortyp selbst. Je nach Produkt können die Schnittstellen RS485, Modbus RTU, Analogausgänge oder Alarmrelais sein.
Wann ist eine faseroptische Temperaturmessung sinnvoll?
In Öltransformatoren eignet sich die faseroptische Erfassung für die direkte Wicklungs-Hot-Spot-Messung, eingebettete Wicklungserfassung, Hochspannungsumgebungen und die interne Mehrpunktüberwachung. In Trockentransformatoren ist es nützlich für die direkte Wicklungserkennung, elektrische Isolierung, Hochspannungswicklungspositionen, Umgebungen mit starken elektromagnetischen Feldern und spezielle Überwachungsanforderungen.
Faseroptische Sensoren ergänzen jeden herkömmlichen Transformator-Temperatursensor, statt ihn automatisch zu ersetzen. Die Wahl hängt davon ab, was das Überwachungsziel tatsächlich erfordert.
Welche Temperaturmessmethode sollten Sie wählen?
Wenn eine Öltemperatur erforderlich ist, sollte eine geeignete Methode zur Messung der Öltemperatur verwendet werden. Wenn eine herkömmliche geschätzte Wicklungstemperatur ausreicht, kann ein WTI- oder thermisches Modell geeignet sein. Wenn die tatsächliche Temperatur an einem ausgewählten internen Wicklungspunkt benötigt wird, kann eine eingebettete Glasfasermessung angebracht sein.
Für die herkömmliche Wicklungssteuerung von Trockentransformatoren ist PT100 / RTD mit einem Temperaturregler üblich. Wenn eine elektrische Isolierung oder eine direkte optische Messung erforderlich ist, kann neben oder anstelle herkömmlicher Sensoren auch eine faseroptische Temperaturmessung in Betracht gezogen werden.
Temperaturüberwachung von Öltransformatoren vs. Trockentransformatoren nach Anwendung
| Anforderung | Öltransformator | Trockentransformator |
|---|---|---|
| Öltemperatur | Wichtig | Nicht anwendbar |
| Wicklungstemperatur | Wichtig | Primäres Überwachungsziel |
| Geschätzter Hotspot | Üblicherweise möglich durch WTI/Modell | Hängt vom Überwachungsdesign ab |
| Direkte Wicklungspunktmessung | Eingebettete optische Sonde | Optischer oder geeigneter Kontaktsensor |
| Gemeinsamer konventioneller Sensor | Ölindikator / WTI | PT100 / RTD |
| Glasfasermessung | Nützlich für direkte interne Punkte | Nützlich für die Messung isolierter Wicklungen |
| Multi-Channel-Überwachung | Ja | Ja |
Welche Informationen sind erforderlich, um eine Methode zur Überwachung der Transformatortemperatur auszuwählen?
- Transformatortyp
- In Öl getaucht oder trocken
- Transformerbewertung
- Anzahl der Phasen
- Wicklungsstruktur
- Zu messende Temperaturpunkte
- Anforderung an die Öltemperatur
- Anforderung an die Wicklungstemperatur
- Direkte oder geschätzte Messung
- Anzahl der Erfassungspunkte
- Faserlänge
- Erforderliche Kanäle
- Überwachung des Gerätestandorts
- Erforderliche Alarmfunktionen
- Erforderliche Kommunikationsschnittstelle
- SPS-/SCADA-Integrationsanforderung
Häufige Missverständnisse bei der Messung der Transformatortemperatur
Öltemperatur und Wicklungstemperatur sind gleich. Sie repräsentieren unterschiedliche thermische Orte und der Wicklungsleiter kann von der umgebenden Öltemperatur abweichen.
WTI misst direkt den Wicklungsleiter. Ein WTI stellt je nach Design üblicherweise eine simulierte oder geschätzte Wicklungstemperatur dar, nicht einen direkten Leiterwert.
Trockentransformatoren verwenden nur einen Temperatursensor. Die Anzahl der Sensoren hängt von der Anzahl der Phasen und den erforderlichen Messpunkten ab.
Eine faseroptische Sonde misst die gesamte Wicklung. Eine Punktsonde misst einen definierten physischen Ort, nicht die gesamte Wicklung.
Öltransformatoren und Trockentransformatoren verwenden die gleiche Sensoranordnung. Ihre Kühl-, Isolations- und Messziele unterscheiden sich, daher unterscheidet sich auch die Sensoranordnung.