Dauerhafte thermische Belastung beschleunigt die Alterung des Isoliersystems eines Transformators. Zellulosepapier und Isolieröl verändern sich im Betrieb; die Geschwindigkeit hängt wesentlich von der Temperatur ab. Besonders relevant sind lokale Wicklungsheißstellen: Dort kann die Isolierung schneller altern, als eine mittlere Temperatur des Transformators vermuten lässt.
Die Alterung von Transformatoren, wie derselbe Prozess im amerikanischen Englisch geschrieben wird, hängt nicht einfach davon ab, wie viele Jahre eine Einheit bereits im Einsatz ist. Zwei gleichaltrige Transformatoren können je nach Belastung, Kühlung und Wartung eine sehr unterschiedliche verbleibende Isolationslebensdauer aufweisen. Die Wicklungstemperatur und der dahinterliegende Temperaturverlauf sind eine der nützlichsten Informationen zum Verständnis dieses Unterschieds.
Was ist Transformer-Alterung?
Die Alterung von Transformatoren ist die allmähliche physikalische und chemische Verschlechterung des Isolationssystems im Laufe der Zeit. In einem typischen Öltransformator sind die Hauptmaterialien Zellulose (Papier und Pressspan) und Isolieröl. Zusammen bilden sie das Öl-Papier-Isoliersystem, das die Wicklungen elektrisch getrennt und mechanisch unterstützt.
Zellulose ist das Hauptproblem bei der Alterung von Leistungstransformatoren. Öl kann während der Lebensdauer eines Transformators gefiltert, aufbereitet oder ersetzt werden, aber das um die Leiter gewickelte Papier kann praktisch nicht ersetzt werden, ohne die Wicklung zu erneuern. Wenn sich das Papier verschlechtert, verliert es an mechanischer Festigkeit, und dieser Verlust ist ein zentraler Grund dafür, dass der Isolationszustand oft die praktische Grenze für die Lebensdauer des Transformators festlegt.
Es hilft, das chronologische Alter vom Isolationszustand zu unterscheiden. Ein Transformator, der bei moderaten Temperaturen, effektiver Kühlung und geringer Feuchtigkeit betrieben wurde, weist nach vielen Jahren möglicherweise nur eine geringe Verschlechterung der Isolierung auf. Ein anderes gleichaltriges Gerät, das häufig hoher Belastung, eingeschränkter Kühlung oder Feuchtigkeitseintritt ausgesetzt war, befindet sich möglicherweise in einem ganz anderen Zustand. Das Alter ist ein Ausgangspunkt, kein Maß für den Zustand.
Thermische Belastung ist der Faktor, den Ingenieure während des Betriebs am direktesten beobachten und steuern können. Aus diesem Grund erhalten Wicklungstemperatur und Hot-Spot-Temperatur bei Diskussionen über die Alterung von Leistungstransformatoren so viel Aufmerksamkeit.
Warum Temperatur die Alterung von Transformatoren beschleunigt
Die chemischen Reaktionen, die Zellulose abbauen, laufen mit steigender Temperatur schneller ab. Eine höhere Isolationstemperatur führt zu einem schnelleren Abbau der Zellulose-Molekülstruktur, was wiederum zu einem schnelleren Verlust der mechanischen Festigkeit und einer kürzeren Lebensdauer der Isolation führt. Die Beziehung ist nicht linear: Der Effekt eines bestimmten Temperaturanstiegs ist bei höheren Temperaturen größer.
Möglicherweise sehen Sie einfache Faustregeln, die besagen, dass sich die Lebensdauer der Isolierung für jede festgelegte Gradzahl halbiert. Diese Regeln hängen vom Referenzmodell, der Art der Isolierung und den angenommenen Bedingungen ab und sollten daher nicht als universelle Tatsachen betrachtet werden. Belastungsleitfäden wie IEC 60076-7 und IEEE C57,91 beschreiben thermische Modelle und Alterungsberechnungen für Öltransformatoren. Jede quantitative Lebensdauerberechnung sollte auf der spezifischen Norm, dem Modell und den Parametern basieren, die für den betreffenden Transformator gelten.
Last und Verluste
Wärme in einem Transformator entsteht durch Verluste. Der Laststrom erzeugt Verluste in den Wicklungen, und ein höherer Strom erhöht diese Verluste und die erzeugte Wärme. Dadurch steigt die Wicklungstemperatur über die Temperatur des umgebenden Öls.
Die Belastung ist jedoch nicht der einzige Einfluss auf das thermische Verhalten. Umgebungstemperatur, Streuverluste in Bauteilen, der Zustand des Öls und der Zustand des Kühlsystems beeinflussen alle, wie viel der erzeugten Wärme die Wicklung verlässt und wie heiß die Isolierung letztendlich wird.
Kühlleistung
Die Kühlung bestimmt, wie effektiv die Wärme von den Wicklungen und dem Kern abgeführt wird. Je nach Transformatorkonstruktion kann es sich hierbei um eine natürliche Ölzirkulation, eine erzwungene Ölströmung, Kühler, Lüfter oder Pumpen handeln. Wenn die Kühlleistung nachlässt, beispielsweise aufgrund eines blockierten Luftstroms, verschmutzter Kühler oder eines ausgefallenen Lüfters, können die Temperaturen bei gleicher Last spürbar höher sein.
Zwei Transformatoren, die die gleiche Last tragen, können daher unterschiedliche Isolationstemperaturen aufweisen. Dies ist einer der Gründe, warum der Lastverlauf allein die thermische Alterung nicht beschreibt und warum Temperaturdaten Informationen liefern, die aktuelle Messungen nicht liefern können.
Wicklungstemperatur, Hot-Spot-Temperatur und Top-Oil-Temperatur
Diese drei Begriffe werden oft miteinander vermischt, beschreiben aber unterschiedliche Dinge. Die obere Öltemperatur wird im oberen Teil des Öls gemessen. Unter Wicklungstemperatur versteht man üblicherweise die Temperatur der Wicklungsleiter oder der umgebenden Isolierung. Die Hot-Spot-Temperatur der Wicklung ist die höchste Temperatur innerhalb der Wicklung und im Allgemeinen der relevanteste Wert für die Alterung der Isolierung.
| Temperaturparameter | Was es darstellt | Wie es erhalten wird | Warum es für das Altern wichtig ist |
|---|---|---|---|
| Obere Öltemperatur | Öltemperatur im oberen Teil des Tanks | Direkt gemessen, normalerweise mit einer Sonde oder einem Sensor im oberen Ölbereich | Gibt die Basisöltemperatur an, zu der der Anstieg der Wicklungstemperatur addiert wird, stellt jedoch nicht jede Wicklungsposition dar |
| Wicklungstemperatur | Allgemeine Temperatur der Wicklung, oft als Schätzwert | Wird üblicherweise aus der oberen Öltemperatur und dem Laststrom mithilfe eines Wicklungstemperaturindikators (WTI) oder eines thermischen Modells berechnet | Gibt die thermische Belastung der Wicklungsisolierung an, basierend auf berechneten oder simulierten Werten |
| Wicklungs-Hotspot-Temperatur | Die höchste Temperatur innerhalb der Wicklung | Berechnet mit einem thermischen Modell oder direkt gemessen, wo eine Sonde an der relevanten Stelle installiert ist | Stellt die thermisch am stärksten beanspruchte Isolierung dar und beeinflusst daher stark die lokale Alterungsrate |
| Direkte Glasfaser-Wicklungstemperatur | Tatsächliche Punkttemperatur an der Position der Sonden-Sensorspitze | Gemessen mit einer faseroptischen Sonde, die an einer ausgewählten Wicklungsstelle installiert ist | Gibt gemessene Temperaturdaten an diesem Ort an, die mit berechneten Werten verglichen werden können |
Die Temperatur des oberen Öls kann nicht jede Wicklungsstelle darstellen, da die Wicklung erheblich heißer sein kann als das Öl oben im Tank und dieser Unterschied sich mit der Last ändert. WTIs und thermische Modelle liefern nützliche berechnete oder simulierte Informationen zur Wicklungstemperatur, während direkte Sonden Temperaturdaten von ausgewählten physischen Standorten liefern. Die beiden Ansätze beantworten verwandte, aber unterschiedliche Fragen.
Weitere Informationen zu Überwachungsansätzen finden Sie in unserem Überblick über die Überwachung der Transformatortemperatur.
Warum heiße Stellen in der Wicklung für die Lebensdauer der Transformatorisolierung wichtig sind
Die Isolierung altert nicht gleichmäßig. Die Alterungsrate richtet sich nach der lokalen Temperatur, sodass der Bereich der Wicklung mit der höchsten Temperatur normalerweise am meisten zum Verlust der Lebensdauer der Isolierung beiträgt. Aus diesem Grund ist ein gewundener Hotspot für die Alterung wichtiger als eine Durchschnittstemperatur, die heiße und kühle Regionen miteinander verbindet.
In diesem Zusammenhang bezeichnet ein Hotspot die heißeste Stelle innerhalb der Wicklung, nicht einen warmen Punkt auf der Tankoberfläche. Lokale thermische Spannungen können sich aufgrund der Wärmeerzeugung und der Art und Weise, wie Öl um die Leiter fließt, an bestimmten Wicklungspositionen konzentrieren. Die Ursachen werden ausführlicher in unserem Artikel über Was verursacht Hot Spots in Transformatoren behandelt. Hier geht es also einfach um den Zusammenhang mit der Alterung: Ein kleiner Bereich, der ständig heißer wird, kann einen viel fortgeschritteneren Zustand der Papierverschlechterung erreichen als der Rest der Wicklung.
Dies hat praktische Konsequenzen. Wenn eine Temperaturschätzung oder -messung den lokalen Hot-Spot-Wert zu niedrig angibt, kann auch die thermische Belastung der Isolierung unterschätzt werden. Wenn die Hot-Spot-Temperatur bekannt und nicht berechnet werden muss, liefert die direkte Hot-Spot-Überwachung an ausgewählten Wicklungsstandorten Messdaten zum Vergleich.
Wie Transformator-Isolierpapier altert
Die Alterung der Transformatorisolierung ist hauptsächlich auf die Alterung der Zellulose zurückzuführen. Cellulose besteht aus langen Polymerketten, die durch thermischen Abbau nach und nach in kürzere Ketten zerfallen. Mit der Verkürzung der Ketten wird das Papier schwächer und spröder, was seine Fähigkeit verringert, den im Betrieb auftretenden mechanischen Belastungen, beispielsweise bei Kurzschlüssen, standzuhalten.
Die Alterung des Transformatorisolationspapiers wird durch mehrere zusammenwirkende Prozesse vorangetrieben:
- Thermischer Abbau: Durch hohe Temperaturen werden die Zelluloseketten direkt abgebaut, und dies ist der Kern der thermischen Alterung von Transformatoren.
- Feuchtigkeit: Wasser im Papier beschleunigt den Abbau und wird selbst als Nebenprodukt des Prozesses freigesetzt, sodass sich die Alterung von selbst verstärken kann.
- Sauerstoff und Oxidation: Sauerstoff im Öl fördert die Oxidation von Öl und Papier und erzeugt Säuren und andere Nebenprodukte, die die Isolierung weiter angreifen.
Das Öl-Papier-System verhält sich als Ganzes. Zersetztes Öl kann Säuren und Feuchtigkeit enthalten, die das Papier angreifen, und Papierabbauprodukte gelangen in das Öl. Aus diesem Grund werden der Ölzustand und der Papierzustand bei Zustandsbewertungen gemeinsam berücksichtigt.
Der Polymerisationsgrad (DP) ist ein Indikator zur Beschreibung des Zustands von Cellulose, da er die durchschnittliche Länge der Celluloseketten widerspiegelt. Sie wird im Allgemeinen anhand von Papierproben geschätzt oder aus zugehörigen Indikatoren abgeleitet. Die Interpretation eines DP-Werts erfordert die Referenzkriterien einer anerkannten Norm oder Richtlinie und sollte zusammen mit anderen Zustandsinformationen bewertet werden und nicht allein zur Beurteilung eines Transformators herangezogen werden.
Die Temperatur ist wichtig, aber nicht der einzige Alterungsfaktor
Die Temperatur hat einen starken Einfluss auf die Alterungsgeschwindigkeit der Isolierung, wirkt jedoch mit anderen Faktoren zusammen. Würde man die Temperatur als Gesamtbild betrachten, wäre die Alterung des Transformators unvollständig.
| Faktor | Beziehung zum Altern |
|---|---|
| Temperatur | Eine höhere Isolationstemperatur beschleunigt den chemischen Abbau von Zellulose und Öl. |
| Feuchtigkeit | Wasser in Papier und Öl beschleunigt die Zersetzung und kann die Durchschlagsfestigkeit verringern. |
| Sauerstoff | Fördert die Oxidation von Öl und Papier und bildet saure Nebenprodukte. |
| Ölzustand | Kontaminiertes oder oxidiertes Öl kann Feuchtigkeit und Säuren transportieren, die das Papier angreifen. |
| Ladeverlauf | Dauer und Grad der vergangenen Belastung bestimmen, wie viel thermischer Stress sich angesammelt hat. |
| Kühlleistung | Ändert, wie viel Wärme abgeführt wird und damit die Temperatur, die bei einer bestimmten Last erreicht wird. |
| Isolierungszustand | Eine bereits beschädigte Isolierung kann anders auf weitere thermische und mechanische Belastungen reagieren. |
Diese Faktoren interagieren. Beispielsweise macht Feuchtigkeit eine bestimmte Temperatur schädlicher und eine höhere Temperatur führt dazu, dass Feuchtigkeit aus dem Papier in das Öl gelangt. Aufgrund dieser Wechselwirkungen sind Temperaturdaten am nützlichsten, wenn sie zusammen mit den anderen Elementen in der Tabelle gelesen werden.
Wie wird die Alterung des Transformators überwacht?
Kein einzelner Sensor kann die Alterung von Transformatoren vollständig messen. Alterung ist das über Jahre hinweg akkumulierte Ergebnis vieler Einflüsse, daher stützt sich die Beurteilung auf verschiedene Arten von Informationen:
- Temperaturverlauf, einschließlich Oberöl- und Wicklungstemperaturen
- Hotspot-Temperatur der Wicklung, berechnet oder gemessen
- Ölzustandsanzeigen
- Analyse gelöster Gase (DGA)
- Feuchtigkeit in Öl und Isolierung
- Furananalyse
- Isolationszustandsprüfungen
- Betriebs- und Ladehistorie
Die Temperaturüberwachung trägt einen Teil zu diesem Bild bei: wie viel thermische Belastung die Isolierung ausgesetzt war und wie sich diese Belastung je nach Belastung und Kühlbedingungen ändert. Die anderen Methoden in der Liste beschreiben den resultierenden Zustand von Öl und Papier. Zusammengenommen bilden sie eine ausgewogenere Grundlage für die Zustandsbeurteilung als jede einzelne von ihnen einzeln.
Direkte Wicklungstemperaturmessung und thermische Alterung
Die Wicklungstemperatur wird oft eher geschätzt als gemessen. Gängige Ansätze nutzen zur Berechnung der Wicklungstemperatur die Temperatur des oberen Öls, den Laststrom, ein thermisches Modell oder einen WTI. Diese Methoden sind weit verbreitet und liefern nützliche Informationen, das Ergebnis ist jedoch ein berechneter Wert, der auf Modellannahmen basiert. Einen Vergleich der Methoden finden Sie in unserem Artikel über wie die Temperatur der Transformatorwicklung gemessen wird.
Die direkte Punkterkennung funktioniert anders. Eine Sonde wird mit ihrer Messspitze an einer ausgewählten Wicklungsstelle installiert und die Messung liefert die tatsächliche Temperatur an diesem Punkt. Bei einer fluoreszenzbasierten faseroptischen Sonde wird die Temperatur aus dem Fluoreszenzverhalten des Materials an der Messspitze abgeleitet und die optische Faser überträgt das Signal aus dem Transformator.
Für Wicklungsanwendungen bietet ein faseroptischer Wicklungstemperatursensor mehrere Eigenschaften, die zur Umgebung passen:
- Direkte Temperaturmessung an einem ausgewählten Ort
- Elektrische Trennung des optischen Erfassungspfads
- Hohe Beständigkeit gegen elektromagnetische Störungen
- Mehrpunktkonfigurationen mit mehreren unabhängigen Sonden
Wo mehrere Wicklungsstandorte langfristige Temperaturdaten benötigen, können mehrere Sonden an ein Öltransformator-Temperaturüberwachungssystem angeschlossen werden, das die Kanäle gemeinsam aufzeichnet und verfolgt, wie sie sich je nach Last und Kühlbedingungen ändern.
Diese Sensoren messen nicht die Alterung der Isolierung. Sie liefern tatsächliche Wicklungstemperaturdaten und Hot-Spot-Temperaturdaten an den ausgewählten Messstellen sowie Temperaturtrends bei wechselnder Last und Kühlung. Diese Daten sind ein Input für die Bewertung der thermischen Belastung und für das Verständnis der Bedingungen, unter denen der Transformator altert.
Wichtig: Die Punktmessung lokalisiert nicht automatisch jeden Hotspot
Eine fluoreszierende faseroptische Temperatursonde misst den physischen Ort, an dem ihre Messspitze installiert ist. Es handelt sich nicht um einen verteilten Sensor, und die Faser zwischen der Sensorspitze und dem Instrument misst die Temperatur nicht entlang ihrer Länge. Ein Taster misst eine definierte Position.
Faseroptische Sonden können die Temperatur an ausgewählten oder zuvor identifizierten Wicklungsstellen direkt messen, einschließlich Stellen, von denen erwartet wird, dass sie thermisch kritisch sind. Sie finden einen unbekannten Hotspot nicht automatisch. Wenn mehrere Standorte eine direkte Messung erfordern, sind mehrere Sonden erforderlich.
Die Sensorplatzierung muss daher bei der Entwicklung, Herstellung und Werksprüfung des Transformators oder bei einer technischen Überprüfung zugänglicher Messstellen berücksichtigt werden. Interne Wicklungssonden können im Allgemeinen nicht nachträglich zu einem in Betrieb befindlichen Öltransformator hinzugefügt werden.
Neue Transformatoren im Vergleich zu vorhandenen Transformatoren
Die praktischen Optionen unterscheiden sich zwischen einem neuen und einem bereits in Betrieb befindlichen Transformator.
Neue Transformatoren: Direktwicklungssonden können vor der Endmontage geplant werden, wenn das Transformatordesign dies zulässt. Die Sondenpositionen können mit dem Konstrukteur vereinbart, während der Herstellung verlegt und gesichert und während der Werksprüfung überprüft werden.
Bestehende Transformatoren: Der Zugang zur internen Wicklung ist in der Regel eingeschränkt und es kann nicht davon ausgegangen werden, dass interne Sonden nachgerüstet werden können. Die Temperaturbewertung kann sich stärker auf vorhandene Instrumente, Top-Ölmessungen, einen WTI, externe Messungen und alle bereits verfügbaren Überwachungspunkte stützen.
Welche Temperaturdaten sind für die Alterungsbewertung von Transformatoren nützlich?
Unterschiedliche Datenquellen beantworten unterschiedliche Fragen. Bei der folgenden Tabelle handelt es sich nicht um eine Rangliste, da jeder Eintrag einen anderen Beitrag zur Alterungsbewertung leistet.
| Messung/Indikator | Was angezeigt wird | Direkt oder indirekt | Hauptbeschränkung |
|---|---|---|---|
| Obere Öltemperatur | Öltemperatur im oberen Teil des Tanks | Direkte Ölmessung, indirekt zum Aufwickeln | Stellt keine lokalen Wicklungstemperaturen dar |
| WTI / thermisches Modell | Berechnete oder simulierte Wicklungstemperatur | Indirekt | Hängt von Modellannahmen und Kalibrierung ab |
| Faseroptische Sonde mit Direktwicklung | Tatsächliche Temperatur an einer ausgewählten Wicklungsstelle | Direkt | Misst nur einen Punkt und die Platzierung muss geplant werden |
| Mehrere Wickelsonden | Temperaturen an mehreren ausgewählten Orten | Direkt | Deckt nur die Stellen ab, an denen Sonden installiert sind |
| Ladeverlauf | Wie stark der Transformator im Laufe der Zeit belastet wurde | Indirekter Indikator für thermische Belastung | Erfasst weder den Kühlzustand noch die lokale Temperatur |
| DGA-/Ölzustandsanzeigen | Gas- und Öleigenschaften, die eine Verschlechterung oder Fehler widerspiegeln | Indirekt | Zeigt den resultierenden Zustand, nicht die Temperatur, die ihn verursacht |
| Furan-/Isolierungsbewertung | Indikatoren im Zusammenhang mit der Papierverschlechterung | Indirekt | Die Interpretation hängt von der Ölhistorie und den Referenzkriterien ab |
Schlussfolgerung
Die Alterung des Transformators wird stark von den thermischen Bedingungen des Isolationssystems beeinflusst, und der Effekt ist dort am größten, wo die Temperaturen am höchsten sind. Die Hot-Spot-Temperatur der Wicklung liefert Informationen, die die durchschnittliche Öltemperatur allein nicht vollständig darstellen kann, weshalb sie in Diskussionen über die thermische Lebensdauer von Transformatoren eine so wichtige Rolle spielt.
Direkte Punktmessung liefert tatsächliche Temperaturdaten an ausgewählten physischen Standorten und kann mit berechneten Werten aus einem WTI- oder thermischen Modell verglichen werden. Es misst nicht das Altern selbst. Temperaturdaten sollten zusammen mit Feuchtigkeit, Ölzustand, Belastungsverlauf und anderen Informationen zum Transformatorzustand berücksichtigt werden.
Wenn Wicklungstemperatur- oder Hot-Spot-Messungen Teil eines Transformatorüberwachungsprojekts sind, kann INNO dabei helfen, die Messorte, die Sondenkonfiguration und die erforderlichen Überwachungskanäle zu überprüfen.
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