Temperatura punktu gorącego uzwojenia jest wartością lokalną, odmienną od temperatury górnej warstwy oleju i średniej temperatury uzwojenia. Model cieplny szacuje ją na podstawie obciążenia, temperatury oleju i otoczenia oraz parametrów cieplnych. Sonda światłowodowa mierzy temperaturę na końcówce, w określonym miejscu uzwojenia.
- Model oblicza stan cieplny z danych wejściowych; sonda mierzy w miejscu montażu.
- Jedna sonda mierzy jeden zdefiniowany punkt. Niezależne pomiary wielu punktów wymagają kilku sond.
- Znaczenie wyniku zależy od lokalizacji; sonda nie wykrywa automatycznie nieznanego najgorętszego miejsca.
- Pomiary pomagają weryfikować i korygować model, a model szacuje stan między opomiarowanymi punktami.
Czym jest temperatura punktu gorącego?
Punkt gorący to najcieplejszy obszar uzwojenia, który wpływa na starzenie papierowej izolacji. Temperatura górnej warstwy oleju opisuje olej w określonym miejscu, a średnia temperatura uzwojenia może nie ujawniać lokalnych maksimów. Wiarygodność obliczenia zależy od tego, czy parametry i warunki pracy odpowiadają badanemu transformatorowi.
| Wielkość | Opis | Metoda uzyskania | Interpretacja |
|---|---|---|---|
| Temperatura górnego oleju | Olej w określonym górnym miejscu | Czujnik lub wskaźnik w oleju | To nie temperatura przewodnika; różnica względem punktu gorącego się zmienia. |
| Średnia temperatura uzwojenia | Średnia temperatura przewodnika | Metoda rezystancyjna podczas testu | Wygładza lokalne maksima. |
| Obliczony punkt gorący | Modelowane maksimum cieplne uzwojenia | Model z obciążenia, oleju, otoczenia i parametrów | Wynik jest miarodajny, jeśli dane opisują ten transformator. |
| Odczyt sondy | Temperatura w zainstalowanym punkcie | Sonda fluorescencyjna w uzwojeniu | Odpowiada maksimum tylko przy właściwym rozmieszczeniu. |
Szacowanie temperatury przez model cieplny
Obliczenia łączą temperaturę otoczenia, przyrost temperatury górnej warstwy oleju oraz gradient temperatury gorącego punktu uzwojenia. Stałe czasowe, wykładniki i znamionowe przyrosty pochodzą z badań lub wartości normowych; zmiana stopnia chłodzenia wymaga innych parametrów. Przy dostępnych danych model może zapewniać ciągłe oszacowanie również w jednostkach bez sond. Odchylenia od założeń, np. nagła zmiana obciążenia lub chłodzenia, powodują błąd resztowy.
Co mierzy wbudowana sonda światłowodowa?
Sonda fluorescencyjna mierzy temperaturę na końcówce: światło wzbudzające dociera do materiału fluorescencyjnego, a przyrząd przelicza czas zaniku sygnału na temperaturę. Tor optyczny nie przewodzi prądu. INNO stosuje pomiar punktowy, a nie rozłożony na całej długości włókna. Położenie sondy określa się podczas projektowania i produkcji uzwojenia.
Pomiar bezpośredni a estymacja modelowa
| Aspekt | Model cieplny | Wbudowana sonda światłowodowa |
|---|---|---|
| Podstawa | Obliczenia z obciążenia, temperatur i parametrów | Pomiar optyczny w fizycznym miejscu |
| Wynik | Oszacowany stan cieplny | Temperatura zmierzona w opomiarowanym punkcie |
| Zakres | Zachowanie reprezentowane przez model | Jeden zdefiniowany punkt na sondę |
| Główne ograniczenie | Zależność od założeń i danych wejściowych | Zależność od położenia i liczby sond |
Dlaczego położenie sondy ma znaczenie
Geometria uzwojenia, kanały chłodzące i przepływ oleju wpływają na miejsca największego nagrzewania. Sondy należy umieszczać w obszarach wskazanych przez analizę cieplną. Porównując wyniki, trzeba pamiętać, że sonda mierzy konkretny punkt przewodnika, a model może przedstawiać równoważny stan punktu gorącego.
Dane terenowe: model i odniesienie światłowodowe
Badanie z 2026 r. opublikowane w Discover Artificial Intelligence objęło latem transformator blokowy ONAF 100 MVA, 220 kV. W pięciodniowym okresie oceny podstawowy model dynamiczny uzyskał MAE 8,35 °C; model fizyczny z uwzględnieniem strat harmonicznych 4,18 °C; model hybrydowy z korektą resztową 1,87 °C (RMSE 2,34 °C; R² 0,972). Punktem odniesienia był najwyższy prawidłowy odczyt dostępnych kanałów światłowodowych. Wynik dotyczy tej jednostki i warunków badania, a nie wszystkich modeli IEC.
| Metoda | MAE (°C) | RMSE (°C) | R² |
|---|---|---|---|
| Dynamiczny model cieplny IEC (wariant bazowy autorów) | 8,35 | 9,87 | – |
| Model fizyczny uwzględniający widmo | 4,18 | – | – |
| Hybrydowy model fizyczno-danych | 1,87 | 2,34 | 0,972 |
Co pokazują wyniki
Średnia referencyjna z włókien wyniosła 76,69 °C, a bazowa według IEC 85,16 °C, czyli o 8,47 °C więcej. Przy progu 98 °C model hybrydowy wykrył 12 z 13 przekroczeń zarejestrowanych przez światłowody [2].
Czego nie można z nich wywnioskować
Wynik dotyczy jednej jednostki i jednego letniego okresu z wahaniami obciążenia fotowoltaicznego oraz silnymi odkształceniami prądu. Nie ujawniono położeń sond ani danych kalibracyjnych, więc nie można oddzielić wpływu montażu. Model hybrydowy również wykorzystywał pomiary światłowodowe do aktualizacji parametrów.
Łączenie pomiarów z modelami
Projekt cieplny wskazuje miejsca pomiaru, próba wzrostu temperatury zapewnia pierwsze porównanie, a dane eksploatacyjne pozwalają zestawić odczyty z modelem przy rzeczywistym obciążeniu. Utrzymująca się różnica może uzasadniać sprawdzenie parametrów, chłodzenia, harmonicznych lub położenia sondy. Bez wbudowanych sond model pozostaje narzędziem estymacji; przy sondach odczyty opisują opomiarowane punkty, a model uzupełnia obraz pomiędzy nimi.
Konfiguracja INNO do pomiaru uzwojeń
Opublikowane parametry sondy do transformatorów olejowych obejmują zakres −40 do +260 °C, rozdzielczość 0,1 °C i dokładność ±1 °C; wynikowa konfiguracja zależy od zgodnej sondy i przyrządu. Wielokanałowy przetwornik IF-C obsługuje 1–64 kanały, akwizycję poniżej 1 s, RS485/Modbus, opcjonalne wyjścia analogowe i dwa przekaźniki alarmowe. System dla transformatorów olejowych można skonfigurować w zakresie 1–18 kanałów. Należy sprawdzić kartę wybranego wariantu.
Do konsultacji przygotuj typ i moc transformatora, układ uzwojeń, przewidywane strefy gorące, liczbę punktów, trasę i długość włókna oraz wymagane interfejsy. Zobacz stronę monitorowania temperatury transformatorów lub skontaktuj się z INNO.
Źródła
- IEC 60076-7:2018, Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers.
- Cao, S. (2026). Online power-transformer hot-spot estimation via spectrum-aware physics-data hybrid learning. Discover Artificial Intelligence, 6, 1673. DOI: 10.1007/s44163-026-02632-y.
- Abdali et al. (2023), Novel hotspot temperature prediction of oil-immersed distribution transformers: An experimental case study. IEEE Transactions on Industrial Electronics, 70(7), 7310–7322. DOI: 10.1109/TIE.2022.3206690.
- Abdali, A., Abedi, A., Masoumkhani, H., Mazlumi, K., Rabiee, A., & Guerrero, J. M. (2023). Magnetic-thermal analysis of distribution transformer: Validation via optical fiber sensors and thermography. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 153, 109346. DOI: 10.1016/j.ijepes.2023.109346.
- González-Cagigal, M. A., Rosendo-Macías, J. A., & Gómez-Expósito, A. (2023). Parameter estimation for hot-spot thermal model of power transformers using unscented Kalman filters. Journal of Modern Power Systems and Clean Energy, 11(2), 634–642. DOI: 10.35833/MPCE.2022.000439.