Die Wicklungstemperatur eines Transformators lässt sich an ausgewählten Stellen direkt messen oder aus Öltemperatur, Laststrom und thermischem Verhalten abschätzen. Konventionelle Wicklungstemperaturanzeigen und Rechenmodelle liefern überwiegend Schätzwerte. Eingebettete Punktsonden können dagegen die tatsächliche Temperatur an ihrem Einbauort erfassen.
Verschiedene Methoden beantworten unterschiedliche Fragen: durchschnittliche Wicklungstemperatur, geschätzte Wicklungstemperatur, geschätzte Hot-Spot-Temperatur und tatsächliche Temperatur an einem ausgewählten Wicklungspunkt. Diese vier Konzepte hängen zusammen, sind aber nicht dasselbe Maß.
Direkte Mess- und Schätzmethoden
| Methode | Direkt oder indirekt | Was es misst | Online-Überwachung | Typische Verwendung |
|---|---|---|---|---|
| Eingebettete faseroptische Sonde | Direkt | Temperatur am ausgewählten internen Wickelpunkt | Ja | Hot-Spot / interne Wicklungsüberwachung |
| Wicklungstemperaturanzeige (WTI) | Indirekt | Simulierte oder angezeigte Wicklungstemperatur | Ja | Herkömmliche Transformatorüberwachung/Kühlungssteuerung |
| Thermisches Modell | Indirekt | Berechnete Wicklungs-Hotspot-Temperatur | Ja | Transformatorüberwachungssysteme |
| Widerstandsmethode | Aus dem Widerstand abgeleitete indirekte/durchschnittliche Temperatur | Durchschnittliche Wicklungstemperatur | Normalerweise testbasiert | Erwärmungsprüfungen / Transformatorprüfungen |
| Widerstandsthermometer / Pt100 | Direkt an der Sensorposition, wo das Design dies zulässt | Ausgewählter physischer Punkt | Ja | Üblich bei einigen Trockentransformatoranordnungen |
| Infrarot | Direkte Oberflächenmessung | Zugängliche Außenfläche | Ja / periodisch | Oberflächeninspektion, nicht interne Wicklungs-Heißstellen |
Was bedeutet eigentlich „Transformatorwicklungstemperatur“?
Durchschnittliche Wicklungstemperatur
Die durchschnittliche Gesamttemperatur der Wicklung, die aus Methoden wie der Änderung des Wicklungswiderstands abgeleitet werden kann.
Wicklungs-Hot-Spot-Temperatur
Die lokalisierte Position innerhalb der Wicklung, an der voraussichtlich die höchste Temperatur erreicht wird, oder ein Ort von besonderem thermischen Interesse – ein Schlüsselwert bei der thermischen Überwachung von Transformatoren.
Gemessene Punkttemperatur
Die tatsächliche Temperatur an der physischen Stelle, an der ein Sensor installiert ist.
Berechnete/angezeigte Wicklungstemperatur
Ein aus Öltemperatur, Laststrom und einem thermischen Modell abgeleiteter oder simulierter Wert.
Diese Werte hängen zusammen, sind aber nicht dasselbe Maß.
Methode 1: Wicklungstemperaturanzeige (WTI)
Misst ein WTI direkt die Wicklungstemperatur? In vielen traditionellen Transformatordesigns nein.
Ein herkömmlicher WTI verwendet typischerweise eine Temperaturlampe oder einen Sensor, der sich auf die Öltemperatur bezieht, kombiniert mit einem Stromtransformatoreingang und einem Heizelement oder Kompensationsmechanismus, um den Anstieg der Wicklungstemperatur relativ zur Öltemperatur zu simulieren. Moderne elektronische Geräte können stattdessen einen Stromeingang und eine gemessene obere Öltemperatur verwenden, um die Wicklungstemperatur elektronisch zu berechnen.
WTI-Ausgänge werden üblicherweise für lokale Temperaturanzeige, Alarme, Lüftersteuerung, Pumpensteuerung und Transformatorkühlungssteuerung verwendet. Ein WTI stellt nicht unbedingt den tatsächlich heißesten Leiterpunkt in der Wicklung dar.
Methode 2: Thermische Transformatormodelle
Moderne Transformatorüberwachungssysteme können die Hot-Spot-Temperatur der Wicklung anhand gemessener Betriebsdaten und eines thermischen Modells abschätzen. Zu den typischen Eingaben können die Temperatur des oberen Öls, der Laststrom, der Last- und Kühlstatus des Transformators sowie transformatorspezifische thermische Parameter gehören.
Die Ausgaben können eine berechnete Wicklungstemperatur, eine geschätzte Hot-Spot-Temperatur oder Informationen zur thermischen Belastung umfassen.
Dieser Ansatz hat praktische Vorteile: Er erfordert nicht an jedem Standort einen internen elektronischen Sensor, unterstützt eine kontinuierliche Online-Überwachung und kann in Systeme zur Zustandsüberwachung von Transformatoren integriert werden. Eine berechnete Hot-Spot-Temperatur bleibt jedoch eine Modellausgabe und keine direkte physikalische Messung am Wickelpunkt.
Methode 3: Wicklungswiderstandsmessung
Der Widerstand der Kupfer- oder Aluminiumwicklung ändert sich mit der Temperatur. Durch den Vergleich des gemessenen Wicklungswiderstands mit einem Referenzwert kann die durchschnittliche Wicklungstemperatur ermittelt werden.
Diese Methode wird üblicherweise für Werkstests, Temperaturanstiegstests und ggf. Inbetriebnahme- oder Diagnosetests verwendet.
Ein wichtiger Unterschied: Die Widerstandsmessung liefert eine durchschnittliche Wicklungstemperatur, nicht den tatsächlichen lokalen Hotspot der Wicklung. Die Methode ist für die Transformatorprüfung wertvoll, wird jedoch normalerweise nicht zur kontinuierlichen Online-Punkttemperaturüberwachung innerhalb einer unter Spannung stehenden Wicklung verwendet.
Methode 4: Direkte Messung mit faseroptischen Temperatursonden
Fluoreszenzbasierte punktförmige faseroptische Temperatursonden messen ausgewählte Wicklungsstellen direkt, wenn das Transformatordesign eingebettete optische Sonden zulässt.
Der typische Signalpfad ist: faseroptischer Temperaturfühler → Lichtwellenleiter → Transformatordurchführung / -führung → Temperaturtransmitter oder Auswertegerät. Die Messspitze wird während der Transformatorherstellung oder der Wicklungsmontage an einer ausgewählten Wicklungsstelle positioniert.
| Parameter | Typischer Wert |
|---|---|
| Temperaturbereich | -40 bis 260 °C |
| Genauigkeit | ±0,5 bis ±1 °C |
| Reaktionszeit | <1 s |
| Sondendurchmesser | Ungefähr 2–3 mm |
| Faserlänge | Üblicherweise je nach Transformatorabmessungen und Instrumentenposition konfiguriert |
Genaue Spezifikationen hängen von der Sondenkonfiguration ab.
Warum faseroptische Sensoren in Transformatorwicklungen verwendet werden
- Elektrisch isolierter Erfassungspfad
- Hohe Störfestigkeit gegenüber elektromagnetischen Störungen
- Kleine Sondenstruktur, geeignet für kompakte Wickelräume
- Direkte Messung an ausgewählten Wickelpositionen
- Lichtwellenleiter können vom internen Messpunkt zu einem externen Auswertegerät geleitet werden
- Mehrere Erfassungspunkte können gleichzeitig überwacht werden
Wo werden faseroptische Temperatursonden installiert?
Die Sondenpositionen werden während der Transformatorkonstruktion auf der Grundlage des erwarteten thermischen Verhaltens und des Messziels bestimmt. Zu den allgemeinen Interessengebieten können ausgewählte Wicklungs-Hotspot-Standorte, Wicklungsabschnitte, bei denen eine höhere thermische Belastung zu erwarten ist, phasenspezifische Messpositionen sowie obere, mittlere oder untere Wicklungsstandorte gehören, wie durch das thermische Design des Transformatorherstellers definiert.
Die endgültige Anzahl und Position der Messpunkte hängt vom Transformatordesign, der Wicklungsanordnung und den Überwachungszielen ab.
Methode 5: RTD- oder PT100-Messung in Transformatoranwendungen
RTD-/PT100-Sensoren werden häufig zur Temperaturüberwachung von Transformatoren und elektrischen Geräten eingesetzt, insbesondere dort, wo leitfähige Sensorverkabelung sicher integriert werden kann.
In Trockentransformatoren werden diese Sensoren häufig zur Überwachung der Wicklungstemperatur, Phasentemperaturmessung, Temperaturregler, Lüftersteuerung sowie Alarm- oder Auslösefunktionen verwendet. Die Platzierung des Sensors hängt vom Isolationsdesign des Transformators und der Konstruktion des Herstellers ab.
Die faseroptische Messung wird attraktiver, wenn eine elektrische Isolierung am Erfassungsort wichtig ist, starke elektromagnetische Störungen vorhanden sind oder eine leitende Verkabelung innerhalb der Wicklungsstruktur unerwünscht ist.
Können Infrarotkameras die Wicklungstemperatur von Transformatoren messen?
Nicht die interne Wicklungstemperatur eines geschlossenen Transformators.
Infrarotmessungen können für zugängliche Oberflächen wie externe Anschlüsse, Durchführungen, Klemmen, Kühlkomponenten und zugängliche Trockentransformatoroberflächen nützlich sein. Es kann jedoch nicht direkt durch den Transformatorkessel oder die Isolationsstruktur hindurch heiße Stellen in den Wicklungen erkennen.
Wicklungstemperaturmessung bei Öltransformatoren
Traditionelle Überwachung: obere Öltemperatur, WTI, Laststrom, Kühlstatus.
Moderne Überwachung: obere Öltemperatur, elektronisches thermisches Modell, faseroptische Wicklungssonden, sofern installiert, Mehrkanal-Temperaturüberwachung und Integration von SPS-/SCADA-/Transformatorüberwachung.
Direkte interne Messungen erfordern normalerweise den Einbau von Sonden während der Transformatorherstellung oder bei größeren internen Arbeiten.
Trockentransformator-Wicklungstemperaturmessung
Trockentransformatoren verwenden üblicherweise eine direkte Wicklungs- oder Spulentemperaturmessung mit in die Transformatorkonstruktion integrierten Temperatursensoren, darunter PT100-/RTD-Sensoren, faseroptische Sonden, Mehrkanal-Temperaturregler, Lüftersteuerung, Alarm- und Auslöseausgänge.
RTD-/PT100-Sensoren sind weit verbreitet und mit vielen Trockentransformator-Temperaturreglern kompatibel. Die faseroptische Erfassung ist nützlich, wenn elektrische Isolierung, starke elektromagnetische Störungen oder eine direkte optische Erfassung bevorzugt werden. faseroptische Sensoren ersetzen nicht unbedingt in jedem Fall PT100.
Direkte Messung im Vergleich zur berechneten Wicklungstemperatur
| Vergleich | Direkter eingebetteter Sensor | WTI/Thermisches Modell |
|---|---|---|
| Messquelle | Physikalischer Erfassungspunkt in der Wicklung | Öltemperatur, Laststrom, thermische Simulation |
| Tatsächlicher physischer Punkt | Ja | Nein – geschätzt |
| Hot-Spot-Schätzung | Hängt von der Sondenplatzierung ab | Konzipiert zur Schätzung von Heißstellen |
| Installationsvoraussetzung | Normalerweise während der Herstellung | Standardtransformatorinstrumentierung |
| Online-Überwachung | Ja | Ja |
| Mehrpunktfähigkeit | Ja, über mehrere Sonden | Normalerweise ein einzelner berechneter Wert |
| Elektrische Isolierung | Ja (Glasfaser) | Nicht zutreffend |
| Beste Verwendung | Tatsächliche Temperatur an einem bestimmten Ort | Geschätzte Wicklungs-/Hot-Spot-Temperatur anhand der Betriebsbedingungen |
Direktsensoren antworten: „Wie hoch ist die Temperatur an diesem bestimmten Ort?“ Die Antwort thermischer Modelle lautet: „Wie hoch ist die geschätzte Wicklungs- oder Hot-Spot-Temperatur basierend auf den Betriebsbedingungen des Transformators?“ Die beiden Ansätze können sich gegenseitig ergänzen.
Wie viele Wicklungstemperatursensoren werden benötigt?
Die erforderliche Anzahl an Sonden hängt von der Anzahl der Phasen, der Wicklungskonfiguration, der Transformatorgröße, den identifizierten thermischen Standorten, den Redundanzanforderungen, dem Überwachungsziel und den verfügbaren Instrumentenkanälen ab.
Eine faseroptische Punktsonde repräsentiert im Allgemeinen einen definierten Temperaturort. Mehrere Sonden können an einen Mehrkanal-faseroptische Temperaturtransmitter, ein Transformator-Temperaturüberwachungsgerät oder ein Transformator-Zustandsüberwachungssystem angeschlossen werden.
Wie werden Wicklungstemperaturdaten verwendet?
Wicklungstemperaturdaten können die lokale Anzeige, Hochtemperaturalarme, Auslöselogik (sofern erforderlich), Kühlgebläsesteuerung, Pumpensteuerung und die Integration in ein Transformatorüberwachungssystem, SPS oder SCADA, einschließlich Datenprotokollierung und Trendanalyse, unterstützen.
Je nach Auswertegerät umfassen die Ausgangsoptionen üblicherweise RS485, Modbus RTU, 4–20 mA und Alarmrelaisausgänge.
Welche Methode zur Messung der Wicklungstemperatur passt zu jeder Situation?
| Messbedarf | Geeignete Methodenrichtung | Was es bietet |
|---|---|---|
| Werksseitiger Temperaturanstiegstest | Widerstandsmethode + andere Testmessungen | Durchschnittliche Wicklungstemperatur |
| Kontinuierliche Oberöl-/Wicklungsanzeige | WTI | Simulierte / angezeigte Wicklungstemperatur |
| Geschätzter kurvenreicher Hotspot | Thermisches Modell | Berechnete Hot-Spot-Temperatur |
| Direkte interne Wicklungstemperatur | Eingebettete faseroptische Sonden | Tatsächliche Temperatur an ausgewählten internen Punkten |
| Wicklungstemperatur des Trockentransformators | Widerstandsthermometer / Pt100 oder faseroptische Sonden | Direkte Punkttemperatur im Regler integriert |
| Hochspannungs-/starke EMI-Wicklungsmessung | Eingebettete faseroptische Sonden | Elektrisch isolierte Direktmessung |
| Oberflächeninspektion | Infrarotmessung | Nur zugängliche Oberflächentemperatur |
| SPS-/SCADA-Transformatorüberwachung | Thermisches Modell, WTI oder faseroptische Instrumentenausgabe | Integrierte Überwachungsdaten |
Was sollte vor der Auswahl einer Methode zur Messung der Wicklungstemperatur überprüft werden?
- Öltransformator oder Trockentransformator?
- Neuer Transformator oder vorhandener Transformator?
- Direkte Messung oder berechnete Temperatur erforderlich?
- Durchschnittliche Wicklungstemperatur oder ausgewählte Hot-Spot-Temperatur?
- Wie viele Wicklungsstandorte müssen überwacht werden?
- Wird der Sensor während der Transformatorherstellung installiert?
- Ist eine elektrische Isolierung erforderlich?
- Ist eine starke EMI vorhanden?
- Erforderliche Sondengröße?
- Erforderliche Faser-/Kabellänge?
- Erforderliche Überwachungskanäle?
- Lokale Anzeige erforderlich?
- RS485 / Modbus erforderlich?
- 4–20 mA-Ausgang erforderlich?
- Alarmrelais erforderlich?
- Kühlungssteuerung erforderlich?
- SPS-/SCADA-Integration erforderlich?
Grenzwerte jeder Wicklungstemperaturmethode
„Eine Wicklungstemperaturanzeige misst direkt den Wicklungsleiter.“ Herkömmliche WTI-Systeme simulieren oder schätzen häufig die Wicklungstemperatur, anstatt den Leiter direkt zu messen.
„Obere Öltemperatur ist dasselbe wie Wicklungstemperatur.“ Sie hängen zusammen, repräsentieren jedoch unterschiedliche thermische Orte und Bedingungen.
„Die Widerstandsmessung gibt die Hot-Spot-Temperatur der Wicklung an.“ Die Widerstandsmessung stellt in erster Linie die durchschnittliche Wicklungstemperatur dar.
„Infrarotkameras können die Temperatur der inneren Wicklung messen.“ Sie können zugängliche Oberflächen messen, aber durch die Transformatorstruktur hindurch können sie die heißen Stellen der inneren Wicklung nicht direkt erkennen.
„Ein Temperatursensor reicht für jeden Transformator.“ Die Anzahl und Lage der Messpunkte hängt von der Transformatorkonstruktion und den Überwachungszielen ab.