Eine Wicklungstemperaturanzeige mit thermischem Abbild (WTI) und eine faseroptische Sonde liefern auf unterschiedlichen Wegen Informationen zur Wicklungstemperatur. Die WTI schätzt sie aus anderen Größen; die Sonde misst an einem definierten Punkt. Geeignetheit und Einbaumöglichkeiten hängen vom Überwachungsziel, der Konstruktion sowie von Neubau oder Nachrüstung ab.
- WTI schätzt normalerweise die Wicklungstemperatur anhand der Öltemperatur und der lastbezogenen Kompensation.
- Faseroptische Sensoren messen die Temperatur direkt am physischen Sondenstandort.
- WTI erfordert normalerweise keinen in die Wicklung eingebetteten Sensor.
- Faseroptische Sonden werden normalerweise während der Transformatorherstellung an ausgewählten Wicklungsstellen installiert.
- WTI ist praktisch für die Anzeige der Wicklungstemperatur herkömmlicher Transformatoren sowie für Alarm- und Steuerfunktionen.
- Die faseroptische Erfassung ist besonders nützlich, wenn eine direkte Hot-Spot-Messung und eine elektrisch isolierte Erfassung erforderlich sind.
Leitfaden zur Überwachung der Transformatorwicklungstemperatur
- WTI vs. faseroptischer Temperatursensor
- Funktionsweise einer Transformatorwicklungstemperaturanzeige
- So funktioniert die Messung der Glasfaserwicklungstemperatur
- Direkte vs. geschätzte Transformatorwicklungstemperatur
- Transformer-Hot-Spot-Überwachung
- Neue Transformator- und Retrofit-Anwendungen
- Auswahlhilfe für die Temperaturüberwachung von Transformatoren
- Anzahl der Glasfasersensorkanäle
- SPS-/SCADA-Integration
- INNO-Glasfasertransformator-Temperaturüberwachung
- FAQ zur Transformatorwicklungstemperatur
WTI vs. faseroptischer Temperatursensor: Hauptunterschiede
| Vergleich | Transformatorwicklungstemperaturanzeige | Faseroptischer Temperatursensor |
|---|---|---|
| Messmethode | Geschätzte / simulierte Wicklungstemperatur | Direkte Punkttemperaturmessung |
| Primäre Eingabe | Öltemperatur + lastabhängige Kompensation | Optische Reaktion der eingebetteten Sonde |
| Innere Wicklung prüfen | Normalerweise nein | Ja, für direkte Wicklungsmessung |
| Hot-Spot-Messung | Geschätzt | Direkt an der ausgewählten Sondenposition |
| Elektrisches Signal am Erfassungspunkt | Konventionelle elektrische Messarchitektur | Optischer Erfassungspfad |
| EMI-Störfestigkeit | Abhängig vom System und der Verkabelung | Hohe Störfestigkeit entlang des optischen Erfassungspfads |
| Installationsphase | Geeignet für herkömmliche Überwachungs- und Nachrüstarchitekturen | Am besten während der Transformatorherstellung für eingebettete Wicklungsmessungen planen |
| Mehrpunktmessung | Normalerweise nicht die gleiche Art der direkten Mehrpunkt-Wicklungserkennung | Mehrere Sonden können mehrere physische Standorte überwachen |
| SPS / SCADA | Verfügbar über das Überwachungsgerät, je nach Konfiguration | Verfügbar über das Auswertegerät, je nach Konfiguration |
Der Hauptunterschied ist nicht nur die Genauigkeit. Dabei handelt es sich um eine geschätzte Wicklungstemperatur im Vergleich zur direkten physikalischen Punktmessung.
Wie funktioniert eine Transformatorwicklungstemperaturanzeige?
Ein herkömmliches WTI nutzt die Öltemperatur zusammen mit einer laststrombezogenen thermischen Kompensation, um eine simulierte Wicklungstemperatur zu bilden. Abhängig vom WTI-Design kann dies Folgendes umfassen:
- Transformatoröltemperatur
- Laststromeingang oder Stromwandlersignal
- Heizung oder elektronischer Wärmeausgleich
- Eine konfigurierte thermische Beziehung für den Transformator
Bei einem herkömmlichen WTI wird normalerweise kein Temperatursensor direkt am Wicklungsleiter angebracht. Das Ergebnis ist eine Schätzung der Wicklungstemperatur, kein Messwert am Leiter.
WTI wird weiterhin häufig verwendet, da es eine praktische Anzeige der Wicklungstemperatur ermöglicht, ohne dass Sensoren in die Wicklung eingebettet werden müssen. Je nach Modell kann es lokale Anzeige, Alarm- oder Auslösekontakte, Kühlsteuerung und Integration mit einem Überwachungssystem unterstützen.
Wie funktioniert ein Wicklungstemperatursensor für Glasfasertransformatoren?
Die Messkette besteht aus vier Elementen:
Faseroptische Sonde → Optische Faser → Temperaturüberwachungsinstrument → Temperaturdaten
Die Sonde wird an einer ausgewählten Wicklungsstelle installiert und misst direkt die Temperatur an diesem physikalischen Punkt. Die Faser überträgt ausschließlich optische Signale und das Auswertegerät wandelt die optische Reaktion in Temperaturdaten um. INNO verwendet zu diesem Zweck fluoreszenzbasierte punktförmige faseroptische Temperaturmessung.
Für Transformatorwicklungen ergeben sich folgende praktische Vorteile:
- Direkte Messung ausgewählter Punkte
- Elektrische Trennung
- Hohe Beständigkeit gegen elektromagnetische Störungen entlang des optischen Erfassungspfads
- Eignung für Hochspannungswicklungsumgebungen
- Überwachung mehrerer Wickelstandorte
Direkte vs. geschätzte Messung der Transformatorwicklungstemperatur
Geschätzte Messantworten: „Wie hoch dürfte die Wicklungstemperatur basierend auf anderen gemessenen Bedingungen sein?“ Antwort der direkten Punktmessung: „Wie hoch ist die tatsächliche Temperatur an diesem installierten Messpunkt?“
| Frage | WTI | Faseroptischer Sensor |
|---|---|---|
| Wird der Wicklungsleiter direkt gemessen? | Nein, normalerweise geschätzt | Ja, am installierten Sondenpunkt |
| Sind eingebettete Sonden erforderlich? | Nein | Ja, für interne direkte Wicklungserkennung |
| Kann es mehrere kurvenreiche Orte unabhängig voneinander anzeigen? | Nicht als direkt eingebettete Punktmessungen | Ja, mit mehreren Sonden |
| Erkennt es automatisch den wahren Hotspot? | Nein | Nein |
Die letzte Zeile ist wichtig. Eine faseroptische Sonde misst den Ort, an dem sie installiert ist. Es durchsucht die Wicklung nicht nach dem heißesten Punkt, sondern misst ausgewählte mögliche Hotspot-Standorte.
WTI vs. Glasfasersensor für die Hot-Spot-Überwachung von Transformatoren
Wo eine direkte physikalische Hot-Spot-Temperatur erforderlich ist, liefern eingebettete Glasfasersonden Informationen, die ein herkömmliches WTI nicht direkt misst. Dieser Wert hängt von der korrekten Sondenplatzierung ab, die durch Folgendes festgelegt wird:
- Transformatorwicklungsdesign
- Vorhergesagte Hotspot-Regionen
- Thermische Berechnung
- Kühlendes Design
- Herstellererfahrung
WTI bleibt für die geschätzte Wicklungstemperatur und für konventionelle Steuerungs- und Schutzarchitekturen nützlich. Einige Transformatorüberwachungssysteme verwenden beide Methoden. Informationen zu den Ursachen und Standorten von Hot Spots finden Sie im Leitfaden „Was Hot Spots in Transformatoren verursacht und wie sie überwacht werden“.
WTI oder Glasfasersensor für neue Transformatoren und Retrofit-Projekte?
Neue Transformer-Projekte
Während der Herstellung können faseroptische Sonden an ausgewählten Wicklungsstellen eingebettet werden, bevor die Transformatormontage abgeschlossen ist. Das passt:
- Neue Leistungstransformatoren
- GSU-Transformatoren
- Hochwertige Transformatoren
- Transformatoren, die eine direkte Hot-Spot-Überwachung der Wicklung erfordern
- Projekte, die eine Mehrpunkt-Direktmessung erfordern
Nicht jeder neue Transformator benötigt eine integrierte Glasfasersensorik. Es handelt sich um eine Spezifikationsentscheidung.
Nachrüstung vorhandener Transformatoren
Der Einbau neuer Sonden direkt in die internen Wicklungsstellen nach dem Bau ist im Allgemeinen viel schwieriger. Für bestehende Transformatoren bleibt je nach vorhandener Konstruktion oft ein WTI, ein Top-Oil-Sensor, eine externe Überwachung oder ein thermisches Modell die praktische Option.
Wenn der Transformator bereits über eingebettete Glasfasersonden verfügt, kann das Auswertegerät oder die externe Integrationsarchitektur nach Bestätigung der Sondenkompatibilität und der Stecker-/Schnittstellenanforderungen aktualisiert werden.
So wählen Sie zwischen einem WTI- und einem faseroptischen Temperatursensor
| Projektanforderung | relevantere Option |
|---|---|
| Grundlegende Wicklungstemperaturanzeige | WTI |
| Nachrüstung vorhandener Transformatoren | WTI / thermische Überwachung oft praktischer |
| Direkt ausgewählte Wicklungstemperatur | Faseroptischer Sensor |
| Direkte Hotspot-Kandidatenmessung | Faseroptischer Sensor |
| Mehrere interne Wickelpunkte | Mehrkanal-Glasfaserüberwachung |
| Hochspannungs-/starke EMI-Erfassungspunkt | Faseroptischer Sensor |
| Kühlungssteuerung/traditionelle Transformatoranzeige | WTI könnte geeignet sein |
| Benötigt sowohl geschätzte als auch direkte thermische Daten | WTI + Glasfaserüberwachung |
Die endgültige Auswahl richtet sich nach dem Transformatordesign und dem Überwachungsziel, nicht nach einer festen Rangfolge.
Wie viele faseroptische Sensoren werden für die Überwachung der Transformatorwicklungstemperatur benötigt?
Eine Punktsonde entspricht normalerweise einem aktiven Messkanal. Die Anzahl der Sonden hängt von den Transformatorphasen, der Anzahl der Wicklungen, der Anzahl der ausgewählten Hot-Spot-Kandidaten und dem Überwachungsziel ab.
Übliche INNO-Konfigurationen für Öltransformatoren umfassen 6/8/9/12/16 Kanäle. Hierbei handelt es sich eher um praktische Konfigurationsmuster als um verbindliche Industriestandards. Der Leitfaden dazu, wie viele Kanäle Sie für die faseroptische Temperaturüberwachung benötigen, behandelt die Kanalplanung ausführlicher.
Können WTI und faseroptische Temperaturüberwachung mit SPS oder SCADA verbunden werden?
Bei einem WTI hängt es von den Ausgängen des ausgewählten WTI oder Überwachungsgeräts ab. Bei der Glasfaserüberwachung erfolgt die Kommunikation über das Auswertegerät und nicht direkt über die optische Sonde.
Mögliche Systemschnittstellen sind:
- RS485 mit einem unterstützten Protokoll wie Modbus RTU
- 4-20 mA
- Alarmrelais
- Ethernet / TCP/IP
- KANN, sofern unterstützt
Verfügbare Schnittstellen hängen von Modell und Konfiguration ab. Nicht jedes Modell bietet jede Ausgabe.
INNO Glasfaser-Transformator-Wicklungstemperaturüberwachung
INNO bietet fluoreszenzbasierte punktförmige faseroptische Temperatursensoren und Mehrkanal-Auswertegeräte für Transformatorwicklungen und ausgewählte Hot-Spot-Temperaturmessungen.
- Punktlichtwellenleitersonden für ausgewählte Wicklungsstellen
- Elektrisch isolierter optischer Erfassungspfad
- Mehrkanal-Überwachungskonfigurationen
- Benutzerdefinierte Sonden- und Faserlängenoptionen
- SPS-/SCADA-Integration durch kompatible Auswertegeräte
- OEM-/ODM-Unterstützung für Transformatorhersteller
Typische INNO-Punktsonden-Referenzen umfassen einen Temperaturbereich von etwa -40 bis 260 °C, eine Genauigkeit von etwa ±0,5 bis ±1 °C, eine Reaktion unter 1 s und eine Faserlänge von etwa 0–20 m, abhängig von der Sonde, dem Instrument und der Projektkonfiguration.
Welche Informationen sollten Sie für die Auswahl der Transformatortemperaturüberwachung bereitstellen?
- Transformatortyp
- In Öl getaucht oder trocken
- Neuer Transformator oder Nachrüstung
- Anzahl der Phasen
- Anzahl der Windungen
- Erwartete Erfassungsorte
- Anzahl der direkten Messpunkte
- Erforderliche Kanäle
- Faserführung/erforderliche Länge
- WTI-Anforderung
- SPS-/SCADA-Anforderung
- Alarmanforderung