Druck, Widerstand und faseroptische Thermometer verstehen

Der zuverlässige Betrieb eines Öltransformator Die Leistung eines Transformators hängt maßgeblich von der Stabilität des internen Isolieröls und der Wicklungstemperaturen ab. Überhitzung ist eine Hauptursache für beschleunigte Isolationsalterung, Leistungsverschlechterung und letztendlich Ausfälle. Daher ist die Temperaturüberwachung einer der grundlegendsten und kritischsten Aspekte des Betriebs und der Wartung von Transformatoren. Von traditionellen mechanischen Thermometern bis hin zu modernen intelligenten Glasfasersystemen – die Geschichte der Thermometerentwicklung spiegelt die Evolution der Transformatorenüberwachungstechnologie von passiver Beobachtung hin zu aktiver Frühwarnung wider.

 

Dieser Artikel gibt einen systematischen Überblick über die gängigen Thermometertypen für ölgekühlte Transformatoren und bietet eine detaillierte Analyse ihrer Funktionsprinzipien und Anwendungsszenarien.

 

Kapitel 1: Der „Stammbaum“ der Thermometer – Ein detaillierter Blick auf drei Haupttypen

Basierend auf Messprinzipien und Einbauort werden Thermometer für ölgekühlte Transformatoren primär in die folgenden drei Kategorien unterteilt. Zusammen bilden sie ein dreidimensionales Überwachungsnetzwerk, das von der Öltemperatur an der Oberfläche bis zu den Hotspots der Wicklungen reicht.

 

1. Druckthermometer (Fernablesethermometer)

Funktionsprinzip: Es handelt sich um ein klassisches mechanisches Instrument, das auf thermischer Ausdehnung/Kontraktion und der Übertragung von Flüssigkeits-/Gasdruck basiert. Das System besteht aus drei Teilen:

 

Temperaturfühler (Sensor): Wird in das Öl oben im Transformatorbehälter eingesetzt und ist mit einem temperaturempfindlichen Medium (z. B. Flüssigkeit, Gas oder niedrigsiedende Flüssigkeit) gefüllt.

 

Kapillarröhrchen: Ein langes, dünnes Metallröhrchen, das den Messkolben mit dem Manometerkopf verbindet und mit einem Druckübertragungsmedium gefüllt ist.

 

Manometerkopf (Anzeige): Er ist an der Wand des Transformatorkessels oder am Schaltschrank montiert, unter Umständen mehrere Meter vom Messfühler entfernt. Sein Kern besteht aus einem Bourdon-Rohr – einem gebogenen, elastischen Metallrohr. Erhitzt sich der Messfühler, wird die Druckänderung im Inneren über die Kapillare auf das Bourdon-Rohr übertragen, wodurch dieses sich verformt. Diese Verformung bewegt einen Zeiger über ein Gestänge und zeigt so die Temperatur an.

 

Hauptmerkmale:

 

Rein mechanisch, benötigt keine externe Stromversorgung, ausgezeichnete Immunität gegen elektromagnetische Störungen, sehr hohe Zuverlässigkeit.

 

Der Messkopf kann zur bequemen Ablesung vor Ort entfernt montiert werden.

 

Typischerweise ausgestattet mit 1-2 einstellbaren Kontakten für Übertemperaturalarm- und Auslösefunktionen.

 

Genauigkeit und Reaktionsgeschwindigkeit sind im Vergleich zu elektronischen Systemen relativ geringer, und das Kapillarröhrchen ist anfällig für mechanische Beschädigungen.

 

Typische Anwendung: Das primäre Überwachungs- und Alarmgerät für die Öltemperatur an der Oberseite, eine nahezu standardmäßige Funktion bei allen ölgekühlten Transformatoren.

 

2. Widerstandsthermometer (RTD, z. B. PT100)

Funktionsprinzip: Es basiert auf der Eigenschaft eines Leiters, sich mit der Temperatur zu ändern. Das gebräuchlichste Messelement ist ein Platin-Widerstandsthermometer, wobei PT100 einen Widerstand von 100 Ohm bei 0 °C bezeichnet. Sein Widerstand ändert sich präzise und linear mit der Temperatur.

 

Systemkomponenten:

 

Platin-RTD-Sonde: Sie ist in einem Thermometerschacht oben am Transformator installiert und in Öl eingetaucht.

 

Messbrücke und Messumformer: Oft in eine intelligente Steuereinheit integriert. Eine präzise Schaltung misst den Widerstand des PT100 und wandelt ihn in ein standardisiertes 4-20-mA-Stromsignal oder ein digitales Signal um.

 

Hauptmerkmale:

 

Hohe Messgenauigkeit, Signale können über große Entfernungen übertragen werden, gute Störfestigkeit.

 

Das Ausgangssignal ist ein standardisiertes elektrisches Signal, das sich problemlos in Automatisierungsplattformen wie SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) und DCS (Distributed Control Systems) zur zentralen Fernüberwachung integrieren lässt.

 

Oft wird es zusammen mit dem Druckthermometer installiert und dient als redundantes oder präziseres Mittel zur Fernüberwachung und Protokollierung der Öltemperatur.

 

Typische Anwendung: Wird zur Fernübertragung und digitalen Überwachung der Öloberflächentemperatur verwendet, dem Eckpfeiler moderner automatisierter, unbemannter Umspannwerke.

 

3. Temperaturmesssystem für Glasfaserwicklungen (Modernste direkte „Hot-Spot“-Messung)

Funktionsprinzip: Dies ist derzeit die direkteste und fortschrittlichste Technologie zur Überwachung der Wicklungstemperatur. Sie basiert auf den physikalischen Gesetzen von Faser-Bragg-Gittern.

 

Faser-Bragg-Gitter-Sensor (FBG-Sensor): Mithilfe eines Lasers wird eine periodische Änderung des Brechungsindex (ein Gitter) in ein Segment einer speziellen optischen Faser eingebracht. Seine wichtigste Eigenschaft: Licht einer bestimmten Wellenlänge (Bragg-Wellenlänge) wird reflektiert, und diese reflektierte Wellenlänge verschiebt sich linear mit Änderungen der Temperatur (oder Dehnung) an der Stelle des Gitters.

 

Messverfahren: Ein flexibles Glasfaserkabel mit mehreren FBG-Sensoren wird während der Transformatorenfertigung direkt zwischen die Isolierschichten der Hochspannungswicklungen an den vorhergesagten heißesten Stellen eingebettet. Das System emittiert Breitbandlicht und kann durch Analyse der von jedem Gitter reflektierten Wellenlänge die absolute Temperatur an verschiedenen Punkten innerhalb der Wicklung präzise und in Echtzeit ermitteln.

 

Hauptmerkmale:

 

Die Temperatur des Wicklungs-Hotspots wird direkt gemessen, nicht indirekt geschätzt. Dadurch werden die authentischsten und zuverlässigsten Daten gewonnen.

 

Eigensicher: Optische Fasern bestehen aus Siliziumdioxid, sind isolierend, hochspannungsfest und immun gegen elektromagnetische Störungen und arbeiten auch in starken elektromagnetischen Feldern stabil.

 

Verteilte Messung: Eine einzelne Faser kann Dutzende von Messpunkten beherbergen, wodurch eine vollständige thermische Kartierung der Wicklung ermöglicht wird.

 

Schlüsselfaktor für die dynamische Belastbarkeit und Lebensdauerbewertung von Transformatoren.

 

Typische Anwendung: Große, kritische Transformatoren (z. B. Höchstspannungstransformatoren, Umrichtertransformatoren), intelligente Umspannwerke, die ein Lastmanagement erfordern.

 

Kapitel 2: Erläuterung wichtiger Konzepte – Öltemperatur am oberen Ende vs. Wicklungstemperatur

Dies ist ein entscheidendes Konzept und der Ausgangspunkt für die Auswahl des Thermometertyps.

 

Öltemperatur am oberen Ende des Tanks: Sie misst die Öltemperatur am oberen Ende des Tanks. Sie spiegelt die thermische Gesamtlast des Transformators wider, weist jedoch eine thermische Verzögerung auf. Bei Laständerungen ändert sich die Wicklungstemperatur am schnellsten, gefolgt von der Öltemperatur. Druckthermometer und Widerstandsthermometer (RTD) messen diese Temperatur.

 

Wicklungstemperatur: Bezeichnet den heißesten Punkt im gesamten Transformator, typischerweise im oberen Bereich der Niederspannungswicklung. Sie ist der wichtigste Parameter für die Alterungsrate der Isolierung und die Belastbarkeit. Herkömmliche Messmethoden können sie nicht direkt messen, sondern verwenden stattdessen einen Wicklungstemperaturanzeiger (WTI), der sie mithilfe der „Öloberflächentemperatur + Stromkorrektur“ simuliert/schätzt. Nur die faseroptische Messung ermöglicht eine direkte und präzise Messung.