Ofentransformatoren mit faseroptischen Sensoren thermisch überwachen

• Ein Ofentransformator leitet starken Strom in den Ofenkreis, sodass sich Wicklungs­verluste, Anschlussheiz- und Kühlbedingungen direkt auf sein thermisches Verhalten auswirken. Die Temperatur ist eine der wenigen messbaren Größen, die alle auf einmal widerspiegelt.
• Wicklungs­leiter und ausgewählte Heißstellen sind die aussagekräftigsten Messpositionen, da sich Isolationsalterung und thermische Spannung dort konzentrieren, wo die lokale Temperatur am höchsten ist, und nicht dort, wo sie am einfachsten zu messen ist.
• Gehäuse-, Öloberflächen- oder Umgebungsmesswerte geben nicht vollständig die interne Wicklungs­temperatur wieder. Temperatur­gradienten zwischen der Wicklung und der Außenseite können erheblich sein.
• Fluoreszenz­basierte faseroptische Sensoren eignen sich für Hochspannungs­umgebungen, Umgebungen mit starken elektro­magnetischen Feldern und definierte interne Messpunkte, da der Messpunkt keinen elektrischen Leiter hat.
• Eine fluoreszierende faseroptische Sonde misst einen definierten Temperatur­punkt. Es handelt sich um Punkterkennung, nicht um verteilte Erkennung.
• Mehrere Wicklungs- oder Verbindungspunkte erfordern mehrere Sonden und passende Messkanäle. Die Kanalanzahl folgt dem Messplan, nicht einer festen Zahl.
• Je nach Projekt verbindet sich das Temperatur­system mit einem Auswertegerät, RS485 / Modbus RTU und weiter mit SPS oder SCADA.

Bei Ofentransformatoren liegen die thermisch entscheidenden Messstellen häufig im schwer zugänglichen Inneren. Die Wicklungen sind von Isolierung und Kühlkanälen umgeben und hohen elektrischen sowie magnetischen Feldern ausgesetzt. Eine Messung an der Außenseite liefert ergänzende Informationen, erfasst aber nicht unmittelbar die Temperatur im Wicklungsinneren.

Was macht die Temperatur­überwachung von Ofentransformatoren anders?

Der Betrieb von Ofentransformatoren unterscheidet sich vom normalen Verteilungsdienst hauptsächlich im Strom. Ein Hochstromtransformator, der einen Ofenstromkreis speist, arbeitet mit hoher elektrischer Belastung, und je nach Ofenprozess kann diese Belastung anhaltend, zyklisch oder schnell wechselnd sein. Die Verluste in den Wicklungen und in den Hochstromanschlüssen steigen mit der Last, und die entstehende Wärme muss über den von der Konstruktion vorgesehenen Kühlpfad abgeführt werden.

Die lokale Erwärmung ist das Hauptproblem. Die Wicklungs­temperatur ist nicht einheitlich: Leiter in der Nähe der Oberseite einer Wicklung, Bereiche mit eingeschränktem Kühlfluss und Bereiche in der Nähe von Leitungsanschlüssen können überdurchschnittlich wärmer werden. Verbindungsstellen mit sehr hohem Strom erzeugen ihre eigene Wärme, wenn der Kontaktwiderstand nicht niedrig ist. Nicht jeder Ofentransformator folgt dem gleichen Betriebsmuster, daher muss jeder Überwachungsplan auf der tatsächlichen Konstruktion und dem tatsächlichen Betrieb basieren und nicht auf einer generischen Vorlage.

Umgebungstemperatur und Gehäuseoberflächentemperatur sind nützlich, sie können jedoch nicht jeden internen Wicklungspunkt darstellen. Die direkte Überwachung der Transformator­temperatur ist nützlich, wenn die interne Wicklungs­temperatur allein durch Gehäuse- oder Umgebungsmessungen nicht zuverlässig dargestellt werden kann. Die Temperatur­überwachung von Ofentransformatoren konzentriert sich daher in der Regel auf eine kleine Anzahl bewusst ausgewählter interner Punkte, unterstützt durch externe Messungen, sofern diese ausreichend sind.

Wo entsteht Wärme in einem Ofentransformator?

Wärme entsteht dort, wo Strom auf Widerstand trifft und wo die Kühlung am schwächsten ist. Die Standorte, die normalerweise eine Bewertung wert sind, sind:

• Wicklungs­leiter, bei denen lastabhängige Kupferverluste entstehen
• Ausgewählte Wicklungs-Hotspot-Standorte, die vom Transformator­entwickler identifiziert wurden
• Wicklungs-Leiter-Verbindungsbereiche
• Klemmen und Hochstrom-Anschlusspunkte
• Regionen, die vom Kühlstrom betroffen sind, wie etwa Bereiche in der Nähe von Kühleinlässen oder -auslässen, sofern zutreffend
• Andere definierte Orte, die das Transformator­design als thermisch relevant kennzeichnet

Hot Spots befinden sich nicht an einer universellen Position. Ihr Standort hängt von der Wicklungs­geometrie, der Kühlanordnung, der Stromverteilung und dem Lastverlauf ab. Daher muss die Platzierung der Sensoren dem Transformator­design und der technischen Bewertung entsprechen. Anleitungen zur Platzierung von Temperatur­sensoren in Transformator­wicklungen decken die allgemeine Logik ab, und ein Ofentransformator fügt darüber seine eigenen Hochstrom-Anschlussstellen hinzu.

Hier kommt es auf den Unterschied zwischen einer definierten und einer unbekannten Hotspot-Position an. Wenn die Entwurfsarbeit eine wahrscheinlich heißeste Region identifiziert, platziert die direkte Hot-Spot-Überwachung eine Sonde an dieser Position. Wo der Standort wirklich unsicher ist, kann eine einzelne Sonde ihn nicht finden. Die Auswahl mehrerer Punkte ist eine Designentscheidung, nicht etwas, was der Sensor alleine tut.

Häufige Ursachen für eine Überhitzung des Ofentransformators

Eine Überhitzung des Ofentransformators hat selten eine einzige saubere Ursache. Anhaltende oder anormale Belastung erhöht die Wicklungs­verluste. Schnelle Lastschwankungen dort, wo sie durch den Ofenprozess erzeugt werden, führen zu einer schnelleren Temperatur­verschiebung, als das Kühlsystem reagiert. Eine Verschlechterung des Kühlsystems, einschließlich blockierter oder eingeschränkter Kühlwege, Probleme mit Lüftern oder Pumpen, sofern diese Komponenten vorhanden sind, und Verunreinigungen, die die Wärmeableitung verringern, führen dazu, dass bei gleicher Last höhere Temperaturen als zuvor entstehen. Schlechte elektrische Verbindungen erhöhen den lokalen Kontaktwiderstand. Oberschwingungsbedingte zusätzliche Verluste können dort auftreten, wo der Versorgungs- oder Ofenprozess Oberschwingungen erzeugt. Installations- und Belüftungsprobleme runden die Liste ab.

Temperatur­daten identifizieren nicht jede dieser Ursachen für sich. Ein steigender Trend an einem Wendepunkt zeigt Ihnen, dass sich etwas geändert hat; Lastaufzeichnungen, Kühlsystemstatus, elektrische Messungen und Inspektionsergebnisse erklären zusammen, was. Temperatur­trend plus Last plus Inspektion plus elektrische Daten sind eine zuverlässigere Beurteilungsgrundlage als die Temperatur allein. Hintergrundinformationen zu Transformator-Heißstellen und wie sie überwacht werden, vermitteln einen allgemeinen Überblick.

Methoden zur Messung der Temperatur von Ofentransformatoren

Keine einzige Methode deckt jeden Messort an einem Ofentransformator ab. Bei jedem gibt es Stellen, an denen es gut funktioniert, und Stellen, an denen es nicht funktioniert.

Widerstands­thermometer / Pt100

Widerstands­thermometer sind herkömmliche Kontaktsensoren und an vielen normalen Standorten eine gute Wahl. Sie verwenden elektrische Leiter zwischen dem Sensorelement und dem Instrument, daher sind Isolations­anforderungen und Installationsvorkehrungen wichtig, insbesondere in der Nähe von Hochspannungs­teilen oder starken Feldern. Wenn der Standort zugänglich und die elektrische Umgebung beherrschbar ist, erfüllen Widerstands­thermometer diese Anforderung oft problemlos.

Thermoelemente

Thermoelemente sind weit verbreitet und die Messkette ist einfach. Sie basieren außerdem auf metallischen Leitern, sodass die Stärke der umgebenden elektrischen Umgebung Einfluss darauf haben kann, ob ein Thermoelement für einen bestimmten Messpunkt geeignet ist. Das ist eine Frage der Anwendungswahl, kein Urteil über den Sensortyp.

Infrarot- und Wärmebildgebung

Infrarotmessungen sind nützlich für zugängliche Oberflächen und für regelmäßige Inspektionen: Durchführungen, Busverbindungen, Außenverbindungen, Gehäuseoberflächen. Die Einschränkung ist in die Methode integriert. Es liest Oberflächen, die es sehen kann, und kann eine eingebettete Wicklungs­stelle nicht direkt lesen. Die Kompromisse werden im Vergleich von punktueller und berührungsloser Temperatur­messung ausführlicher behandelt.

Fluoreszenz­basierte faseroptische Temperatur­sensoren

Fluoreszenz­basierte faseroptische Temperatur­sensoren messen die Temperatur an einem definierten physikalischen Punkt, der Messspitze. Die Verbindung zwischen der Spitze und dem Instrument ist optisch, sodass am Messpunkt kein metallischer elektrischer Sensorleiter vorhanden ist. Aus diesem Grund werden sie für eingebettete Wicklungs­messungen und an Hochspannungs­standorten mit starken elektro­magnetischen Störungen eingesetzt. Die Temperatur wird aus dem Fluoreszenz­verhalten des Sensormaterials abgeleitet, das die Grundlage der Fluoreszenz­lebensdauer-Temperatur­messung bildet. Die Grenzen sind ebenso klar: Jede Sonde deckt einen Punkt ab und die Erfassungs­positionen müssen im Voraus festgelegt werden.

Vergleich der Temperatur­messmethoden

Die Auswahl der Methode hängt vom Messort, der elektrischen Isolierung, dem physischen Zugang, der EMI-Umgebung, der Anzahl der erforderlichen Punkte, der Integrationsarchitektur, der erforderlichen Genauigkeit und der erforderlichen Reaktion ab. Ein Transformator verfügt oft über mehr als eine Methode: Glasfaser an definierten internen Punkten, herkömmliche Sensoren für Öl-, Luft- oder Gehäusetemperatur und Infrarotprüfung für zugängliche externe Verbindungen.

Direkte Messung der Wicklungs­temperatur des Ofentransformators

Drei verschiedene Dinge werden als Wicklungs­temperatur bezeichnet und sind nicht austauschbar. Die berechnete oder abgeleitete Wicklungs­temperatur wird mithilfe eines Modells aus anderen Messungen wie Last und Öl- oder Oberflächentemperatur abgeleitet. Die Oberflächentemperatur ist das, was ein Sensor oder eine Kamera an einer zugänglichen Außenseite misst. Bei der direkten Temperatur­messung an einem definierten Wickelpunkt misst ein Sensor physisch an diesem Ort seine eigene Temperatur.

Direkte Messung bedeutet nicht, dass jeder mögliche Hotspot automatisch erkannt wird. Eine Fluoreszenz­sonde misst die physische Position ihrer Sensorspitze und nichts anderes. Eine faseroptische Fluoreszenz­sonde misst einen definierten Temperatur­punkt. Mehrere definierte Wickelpunkte erfordern mehrere Sonden und entsprechende Messkanäle.

Für einen Ofentransformator bedeutet dies, dass die Qualität der Messung stark von der Entscheidung abhängt, wo die Spitzen platziert werden. Eine Paketanordnung wie ein Paket zur Überwachung der faseroptischen Temperatur mit Transformator­wicklung stellt die Sonden, die Faser und das Instrument als Satz bereit, die Positionen ergeben sich jedoch aus dem Transformator­design. Es gelten die Grundsätze der Messung der Transformator­wicklungs­temperatur, mit zusätzlichem Schwerpunkt auf Hochstromanschlüssen und Ofenbelastung.

So funktioniert die fluoreszenz­basierte faseroptische Temperatur­messung

Die Messung der Fluoreszenz­lebensdauer basiert auf einem Sensormaterial an der Sondenspitze, dessen Fluoreszenz­abfall sich mit der Temperatur ändert. Die Messkette läuft in dieser Reihenfolge ab:

• Anregungslicht wird durch die Faser zum Sensormaterial geschickt.
• Das Material absorbiert es und emittiert Fluoreszenz.
• Die Fluoreszenz kehrt entlang der Faser zu einem Fotodetektor zurück.
• Der Detektor zeichnet die Abklingwellenform auf, nachdem die Anregung stoppt.
• Das Instrument extrahiert die Fluoreszenz­lebensdauer aus diesem Zerfall.
• Eine Kalibrierungsbeziehung wandelt die Lebensdauer in einen Temperaturwert um.

Die temperatur­bezogene Größe ist die Abklingzeit, nicht die Menge des zurückgegebenen Lichts. Diese Unterscheidung ist praktisch. Die reflektierte oder zurückgegebene optische Leistung kann sich je nach Faserbiegung, Steckerzustand oder Quellenschwankung verschieben, während die Lebensdauer ein Zeitmerkmal des Abfalls ist und nicht in gleicher Weise von der absoluten optischen Leistung abhängt. Die Kalibrierung verknüpft die Lebensdauer eines bestimmten Sensormaterials mit der Temperatur, und die Demodulation ist die Signalverarbeitung, die den erkannten Abfall in einen Lebensdauerwert umwandelt.

Anregung, Abklingreaktion und Kalibrierung sind Eigenschaften des Sensormaterials und des Instruments, weshalb bei der faseroptischen Temperatur­messung anwendungsübergreifend das gleiche Prinzip auftritt. Bei einem Ofentransformator besteht die nützliche Konsequenz darin, dass die das Signal übertragende Faser dielektrisch ist, sodass der optische Pfad selbst keinen metallischen elektrischen Pfad in den Wicklungs­bereich einführt.

Mehrpunkt­überwachung für Ofentransformator­wicklungen

Große oder komplexe Ofentransformatoren benötigen möglicherweise mehr als einen Messpunkt, da ein einzelner Punkt nicht mehrere Wicklungen, Phasen und Anschlussbereiche beschreiben kann. Mögliches Interesse umfasst mehrere Wicklungs­positionen, einzelne Phasen, einlass- und auslassbezogene thermische Bereiche, in denen die Kühlanordnung dies relevant macht, Hochstromverbindungen und ausgewählte Anschlussorte.

Die Kanalanzahl richtet sich nach den tatsächlichen Messpunkten. Es gibt keine feste Anzahl, die zu jedem Ofentransformator passt; Der Messplan gibt es vor, und der Plan ergibt sich aus dem Entwurf. Die Konfigurationslogik für Kanalplanung für faseroptische Sensoren für Transformator­wicklungen wird separat behandelt, und Mehrpunkt-Temperatur­überwachung als Systemansatz erklärt, wie unabhängige Punkte zusammengefasst werden. Auf der Instrumentenseite liest ein mehrkanaliger faseroptischer Temperatur­transmitter mehrere Sonden und meldet jede als unabhängigen Temperaturwert.

Typische Architektur der faseroptischen Überwachung für Ofentransformatoren

Der Signalweg beginnt an der Fluoreszenz-Lichtwellenleitersonde an einem definierten Wicklungs- oder Verbindungspunkt. Eine optische Faser mit einem Verlängerungsanschluss dort, wo die Verlegung dies erfordert, überträgt das optische Signal aus dem Transformator zu einem Temperatur­transmitter oder Demodulator. Diese Einheit wandelt das Fluoreszenz­signal in Temperatur­werte um und speist ein Auswertegerät. Sofern das Gerät dies unterstützt, überträgt RS485/Modbus RTU die Temperatur­daten an ein SPS- oder SCADA-System weiter.

INNO liefert die Fluoreszenz­temperatur­messseite dieser Kette. Es handelt sich nicht um einen Ofensteuerungssystem- oder Anlagen-SCADA-Lieferanten. Temperatur­signale werden je nach Projektschnittstellen in übergeordnete Steuerungen oder Überwachungen integriert und die Alarmlogik wird durch die Projektanforderungen definiert. Vereinbarungen für faseroptische Temperatur­überwachungs­systeme decken die Instrumentenoptionen ab, und SPS- und SCADA-Integration beschreibt, wie die Daten die Anlagenseite erreichen.

Typische INNO-fluoreszenz­basierte Faseroptikparameter

Typische INNO-fluoreszenz­basierte Faseroptikkonfiguration. Typische Werte abhängig von Sonden- und Überwachungs­systemkonfiguration.

Die tatsächliche Konfiguration hängt von der Sondenstruktur, dem Messort, der Installationsmethode und dem Auswertegerät ab.

Auswahl einer Temperatur­überwachungskonfiguration für den Ofentransformator

Definieren Sie zuerst die Messorte

Die Auswahl beginnt mit dem Transformator­design, nicht mit dem Sensorkatalog. Die Positionen der Wicklungs-Heißstellen, die Anzahl der Punkte, ob jeder Standort eingebettet oder zugänglich ist und welche Verbindungen gemessen werden müssen, ergeben sich aus dem Transformator­design und der technischen Bewertung. Orte, die nach der Montage zugänglich sind, können andere Methoden verwenden; An Stellen innerhalb der Wicklung verdient die optische Sensorik ihren Platz.

Sondenstruktur und Faserführung bestimmen

Sondendurchmesser, Faserlänge und mechanischer Schutz hängen davon ab, wo die Sonde sitzt und wie die Faser den Transformator verlässt. Über die Leitungsführung muss nachgedacht werden: wie die Faser durch die Wicklungs­struktur verläuft, wie sie vor mechanischer Beschädigung geschützt wird, wie mit Biege- und Installationsbeschränkungen umgegangen wird und wie all dies in die Reihenfolge der Transformator­montage passt. Biegegrenzen und Schutzdetails sollten anhand der spezifischen Sonden- und Faserkonfiguration bestätigt werden.

Kanalanzahl an tatsächliche Messpunkte anpassen

Ein Punkt bedeutet eine Sonde. Mehrere Punkte bedeuten mehrere Kanäle. Ein Plan, der acht Messorte auflistet, erfordert acht Sonden und eine Kanalkapazität für acht, unabhängig von der Standardpaketgröße. Wenn man von der Punkteliste ausgeht und dann das Instrument auswählt, vermeidet man den Kauf von Kapazitäten, die nicht mit dem Plan übereinstimmen.

Überwachungs- und Kommunikations­anforderungen definieren

Die Überwachungsseite umfasst die lokale Temperatur­erfassung, die Mehrkanal­überwachung und ob Daten an RS485 / Modbus RTU, eine SPS oder SCADA gesendet werden. Die Alarmlogik wird durch die Projektanforderungen bestimmt, daher kommen die Einstellungen vom Transformator­entwickler und Betreiber, nicht vom Sensorlieferanten.

Bestätigen Sie die Installationsanforderungen vor dem Zusammenbau des Transformators

Die faseroptische Sensorik mit eingebetteten Wicklungen lässt sich einfacher bei der Entwicklung oder Herstellung von Transformatoren planen, als wenn der Zugang eingeschränkt wird. Sobald die Wicklungen zusammengebaut und eingeschlossen sind, ist es möglicherweise nicht mehr möglich, interne Punkte zu erreichen, und die Durchführbarkeit einer Nachrüstung hängt vom jeweiligen Transformator ab. Teile wie Transformer-Glasfaserinstallationskomponenten unterstützen die Verlegung, den Durchgang und den Schutz der Glasfaser und werden am besten zusammen mit dem Transformator­hersteller spezifiziert.

Beispielkonfiguration für die Temperatur­überwachung eines Ofentransformators

Die folgende Tabelle ist eine beispielhafte technische Konfiguration, kein Kundenprojekt. Es zeigt, wie verschiedene Sensortypen einen Überwachungsplan teilen können.

Wenn faseroptische Temperatur­messung sinnvoll ist

Fluoreszenz­basierte faseroptische Sensorik passt, wenn das Projekt Folgendes umfasst:

• Direkte Messung an Wickelpunkten
• Anforderungen an die elektrische Isolation am Messpunkt
• Eine Hochspannungs­umgebung, in der faseroptische Sensoren in der Nähe von Hochspannungs­geräten ein häufiger Grund für die Wahl optischer Sonden oder allgemeiner Temperatur­überwachung von Hochspannungs­geräten ist
• Starke elektro­magnetische Felder, ein Thema, das unter Temperatur­messung in starken elektro­magnetischen Feldern
behandelt wird
• Definierte interne Messpunkte
• Mehrere optische Messkanäle
• Anwendungen, bei denen eine metallische Sensorverkabelung unerwünscht ist

Eine faseroptische Erfassung ist in mehreren Situationen nicht erforderlich. Für die normale Messung der Umgebungstemperatur ist dies nicht erforderlich. Eine einfache, zugängliche Oberflächenmessung bei niedriger Spannung rechtfertigt dies selten. Eine kostengünstige HVAC-Messung ist mit herkömmlichen Sensoren besser möglich. Überall dort, wo herkömmliche Sensoren bereits die Anforderungen an Elektrik, Zugang und Genauigkeit erfüllen, bleiben sie eine durchaus vernünftige Wahl. An den Stellen, an denen herkömmliche Sensoren nicht passen, lohnt sich die zusätzliche Planung von faseroptischen Sonden.

Informationen zur Überwachung von Ofentransformatoren für eine Ausschreibung

Eine technische Überprüfung einer Anforderung zur Überwachung eines Ofentransformators erfordert normalerweise Folgendes:

• Transformatortyp und Anwendung
• Nennbetriebsbedingungen verfügbar aus der Transformator­konstruktion
• Anzahl der vorgesehenen Messpunkte
• Wicklungs- oder Verbindungsmessorte
• Erforderlicher Temperatur­bereich
• Erforderliche Sondenstruktur
• Erforderliche Faserlänge
• Erforderliche Anzahl Kanäle
• Kommunikations­schnittstelle
• SPS-/SCADA-Integrationsanforderung
• Installationsphase und Routing-Einschränkungen

Eine unvollständige Liste reicht immer noch aus, um zu beginnen; Die fehlenden Posten können im Zuge der Erstellung des Messplans ausgeglichen werden. Bei ölgefüllten Designs kann auch die Konfiguration des faseroptische Temperatur­überwachungs­systems für Öltransformatoren in Betracht gezogen werden, und die Sondenauswahl beginnt mit den Fluoreszenz-faseroptische Temperatur­sonden-Optionen.

Definition des richtigen Temperatur­überwachungs­systems für Ofentransformatoren

Das thermische Verhalten des Ofentransformators hängt von der Konstruktion und dem Betriebsbetrieb ab, daher muss der Überwachungsplan dort beginnen. Windende Heißstellen können nicht immer durch Umgebungs- oder Oberflächenmessungen dargestellt werden, und direkte Messungen an ausgewählten Punkten schließen diese Lücke. Die faseroptische Fluoreszenz­messung ermöglicht eine direkte Temperatur­messung an diesen definierten Punkten, wobei Anzahl und Position der Sensoren der Transformator­technik folgen. Das Überwachungs­gerät und die Kommunikations­schnittstelle folgen dann den Anlagenanforderungen.

INNO kombiniert fluoreszierende faseroptische Temperatur­sensoren mit kompatiblen Mehrkanal-Auswertegeräten für die Messung von Transformator­wicklungen und Hochspannungs­temperaturen.

Projekte, die ein neues Transformator­design, die Platzierung von Wicklungs­sensoren oder eine Mehrkanal­überwachung umfassen, können mit dem INNO-Ingenieurteam mit den vorgesehenen Messpunkten, der Kanalanzahl und den Systemschnittstellenanforderungen besprochen werden.