Empfohlene 5 Lösungen für die Temperaturüberwachung von ölgefüllten Transformatoren

1. mechanisches Ölstands-/Wicklungsthermometer (OTI/WTI)

Mechanische Thermometer sind die am häufigsten verwendeten Überwachungsgeräte in der Geschichte der Öltransformatoren und gehören in der Regel zur Standardausrüstung ab Werk. Ihr Funktionsprinzip beruht nicht auf der Elektronik, sondern auf der physikalischen Wärmeausdehnung und -kontraktion.

Technische Grundlagen und Grenzen

Das Ölstandsthermometer (OTI) treibt den Zeiger durch die Ausdehnung der Flüssigkeit in der temperaturempfindlichen Verpackung an. Das Wicklungsthermometer (WTI) ist eigentlich ein “thermischer Simulator”. Es basiert auf dem OTI und nimmt einen Laststrom von einem Stromwandler (CT) auf, der einen Heizwiderstand im Inneren des Geräts antreibt. Bei der vom Messgerät angezeigten Temperatur handelt es sich nicht um die direkt gemessene Wicklungstemperatur, sondern um einen berechneten Wert aus “oberer Öltemperatur + simuliertem Temperaturanstieg”.

Warum wird dieser Ansatz im modernen Netz gestreckt? Der Grund dafür ist, dass das Gerät auf der Grundlage eines idealen thermischen Modells entwickelt wurde. Wenn es im Transformator zu einer Blockierung des Ölkreislaufs und einer schlechten lokalen Wärmeableitung aufgrund von Staubansammlungen im Kühler kommt, wird das thermische Simulationsmodell ungültig, und die vom Messgerät angezeigten Normalwerte können den tatsächlichen internen Überhitzungsfehler verschleiern.

2. elektronische Überwachung mit Pt100 Platin-RTD

Mit der zunehmenden Verbreitung von SCADA-Systemen, die eine analoge Übertragung an das Backend erfordern, werden Pt100-Sensoren immer häufiger eingesetzt. Unter Ausnutzung der Eigenschaft der linearen Änderung des Widerstands von Platinmetall bei Temperaturänderungen wird die Temperatur in ein elektrisches Signal umgewandelt.

Herausforderungen in der elektromagnetischen Umwelt

Trotz der hohen Genauigkeit des Pt100 wird der Metallleitersensor in der hohen EMF-Umgebung eines ölgefüllten Transformators zu einer Empfangsantenne für Störsignale. Trotz der Verwendung von abgeschirmten Drähten können starke Magnetfelder das Signal überspringen lassen. Ein noch schwerwiegenderes Problem ist die Isolierung: Eine Metallsonde tief im Inneren einer Hochspannungswicklung von mehreren hundert Kilovolt zu platzieren, erfordert ein extrem hohes Maß an Isolierung, und jeder Isolationsfehler kann zu einem Durchschlagsunfall führen, so dass der Pt100 in der Regel nur in Niederspannungszonen oder an der Wand des Öltanks montiert werden kann.

3. die Infrarot-Thermografie

Die Infrarottechnik nutzt das Stefan-Boltzmann-Gesetz, um die Verteilung der Infrarotstrahlung auf der Oberfläche eines Objekts zu erfassen. Sie wird unterteilt in Handüberwachung und Online-Fensterüberwachung.

Der Unterschied zwischen Oberfläche und Innenleben

Das Gehäuse des Transformators hat nur eine Temperatur von 50 °C, könnten die inneren Wicklungen 90 °C erreicht haben? Die Antwort lautet: Ja. Das größte Manko der Infrarottechnik ist, dass sie kein Metall durchdringen kann. Ölgefüllte Transformatoren haben vollständig geschlossene Metalltanks, die die interne Strahlung vollständig blockieren. Die Infrarotkamera kann nur verwendet werden, um lockere Gehäuseverbindungen, blockierte Kühlkörper oder eine Überhitzung des Tanks durch Wirbelströme und andere externe Defekte zu erkennen, für die Entscheidung über die Lebensdauer des Transformators der Kernindikatoren - “Wicklungs-Hotspot-Temperatur” - kann die Infrarottechnik nicht helfen.

4. drahtlose passive akustische Oberflächenwellen (SAW)

Mit der SAW-Technologie wird versucht, das Problem der Hochspannungsisolierung zu lösen. Der Sensor ist passiv und überträgt Temperaturdaten, indem er ein Echo des vom Lesegerät empfangenen HF-Signals erzeugt.

Probleme mit dem Faraday-Käfig-Effekt

Der Öltank des Transformators ist ein perfekter Faradayscher Käfig, der eine extrem starke Abschirmwirkung auf drahtlose HF-Signale hat. Obwohl das Problem durch das Hinzufügen einer Antenne im Inneren des Tanks gelöst werden kann, führen die komplexe Kern- und Klammerstruktur im Inneren des Transformators und das Transformatorölmedium zu Mehrwegeffekten und zur Abschwächung von Mikrowellensignalen. Darüber hinaus kann das elektromagnetische Wellenspektrum, das durch Teilentladungen im Transformator erzeugt wird, das Betriebsfrequenzband des SAW abdecken, was zu einer starken Verringerung des Signal-Rausch-Verhältnisses und einem erheblichen Verlust von Datenpaketen führt.

5. fluoreszierendes faseroptisches Temperaturmesssystem (empfohlen)

Die fluoreszierende faseroptische Temperaturmesstechnik ist derzeit in der Lage, sicher in den Kern des ölgefüllten Transformators einzudringen, um eine “direkte Messung der heißen Stellen der Wicklung” zu erreichen. Sie basiert auf dem Prinzip des Nachleuchtens von Seltenerd-Leuchtstoffen und hat nichts mit der Lichtintensität, sondern nur mit der Temperatur zu tun.

Wie lässt sich die Überwachungsstabilität über 30 Jahre unter den extremen Bedingungen von hohem Druck, starkem Magnetfeld und chemischer Korrosion aufrechterhalten?

• Eigensichere Isolierung: Der Lichtwellenleiter besteht aus Quarz (SiO2), der von Haus aus isolierend ist und eine hervorragende Kriechstromfestigkeit aufweist. Sie kann direkt zwischen den Hochspannungswicklungen von 110-kV- oder sogar 500-kV-Transformatoren eingebettet werden, ohne dass ein Isolationsdurchbruch zu befürchten ist.
• Elektromagnetische Störfestigkeit: Die optische Signalübertragung wird nicht durch elektromagnetische Störungen (EMI/RFI) beeinträchtigt und die Temperaturdaten sind immer stabil und zuverlässig, unabhängig davon, ob der Transformator Kurzschlussstößen oder Blitzüberspannungen ausgesetzt ist.
• Widerstandsfähig gegen Ölkorrosion: Die faseroptische Sonde mit spezieller Teflon- (PTFE) oder PEEK-Ummantelung ist beständig gegen langfristiges Eintauchen in Transformatorenöl, altert nicht, verunreinigt das Öl nicht und ist für eine Lebensdauer ausgelegt, die mit der des Transformatorgehäuses synchron ist.
• Kalibrierungsfrei: Die Fluoreszenzlebensdauer ist eine physikalische Eigenschaft des Materials, die im Laufe der Zeit nicht abweicht und keine Neukalibrierung während der Lebensdauer und nur minimale Wartung erfordert.

Detaillierter Vergleich der technischen Parameter der fünf Überwachungsprogramme

Ist es möglich, den Zustand eines Transformators allein anhand der oberen Öltemperatur zu bestimmen?

Offensichtlich nicht. Nach IEC 60076-7 wird die Alterungsrate eines Transformators hauptsächlich durch die Temperatur des heißesten Punktes der Wicklung bestimmt. Es gibt einen Temperaturunterschied zwischen der oberen Öltemperatur und dem heißen Punkt der Wicklung, und dieser Temperaturunterschied variiert nichtlinear mit der Last. Wenn man nur die Öltemperatur überwacht, ist das so, als würde ein Arzt die Körpertemperatur messen, ohne sich die Computertomographie anzusehen, denn es ist sehr leicht, die Diagnose von internen, lokalisierten Überhitzungsherden zu verpassen.

Warum ist die “Hot Spot”-Überwachung der Schlüssel zur Verbesserung der Transformatorlastkapazität?

Viele Transformatoren laufen lange Zeit mit ihrer Nennleistung von 60%-70%, was zu großen ungenutzten Anlagen führt. Dies liegt daran, dass das Betriebs- und Wartungspersonal die tatsächliche Innentemperatur nicht genau erfassen kann und sich nicht traut, die Last zu erhöhen. Wenn ein fluoreszierendes faseroptisches Temperaturmesssystem installiert wird, das die tatsächlichen Hotspot-Daten von 95℃ oder 105℃ in Echtzeit anzeigen kann, ist das Betriebs- und Wartungspersonal in der Lage, eine dynamische Kapazitätserhöhung innerhalb des Sicherheitsbereichs mutig durchzuführen, das Potenzial der Anlage zu nutzen und direkte wirtschaftliche Vorteile zu schaffen.

Häufig gestellte Fragen (FAQ)