In einer rotierenden Maschine versagt die Isolierung, weshalb sich der Großteil dieses Materials mit Teilentladungen befasst. Das Video fasst sechs technische Webinare zu Motoren und Generatoren zusammen, zur gekapselten Stromschiene, die sie mit dem Transformator verbindet, und dazu, was die Lastzyklen der erneuerbaren Energien mit Maschinentransformatoren machen.
Das Wichtigste
- Die RTD-Fühler, die ohnehin in der Statorwicklung sitzen, können auch Teilentladungen erfassen, und der Vergleich ihrer Messwerte lokalisiert den Fehler.
- An der Stromschiene arbeitet ein Stromsensor im Erdungspfad auf Erdpotenzial und zeigt an, von welcher Seite der Verbindungsstelle die Entladung kommt.
- In einem realen Fall waren die Entladungen bereits mindestens zwei Monate lang angestiegen, bevor es zur ersten Temperaturauslösung kam.
- In Batteriespeichern und Windparks sieht der Transformator keine gleichmäßige Last mehr, sondern einen Lastzyklus, und jeder Abschnitt davon beansprucht etwas anderes.
- Feuchtigkeit wandert temperaturabhängig zwischen Papier und Öl: Derselbe Transformator zeigt kalt 10 ppm und warm über 100.
Teilentladungen: ein winziger Strom in einem schmalen Fenster
Eine Entladung in einem Hohlraum verursacht einen kleinen Spannungseinbruch über dem Prüfling, und die Ladung, die ihn ausgleicht, ist ein hochfrequenter Stromimpuls. Dieser Impuls ist das, was das Messgerät tatsächlich misst. Veröffentlichte Arbeiten verorten die beste Erfassung zwischen 30 kHz und 30 MHz; oberhalb von 30 MHz ist nur noch ein kleiner Teil des Signals verfügbar. Das Frequenzband ist wichtiger als die Empfindlichkeit: Wer im falschen Fenster misst, findet nichts, so gut das Messgerät auch sein mag.
Die Sensoren stecken bereits in der Wicklung
Der Gedanke, der sich durch drei dieser Sitzungen zieht, ist, dass die RTD-Fühler im Stator, die in der Wicklung eingebetteten Temperaturfühler, zugleich als Teilentladungssensoren dienen. Sie sind empfindlicher als ein Koppelkondensator, weil das Element eine gewisse Wicklungslänge abdeckt, während ein Koppelkondensator punktuell misst. Das Verfahren greift nicht in die Verdrahtung der RTD-Fühler ein, sodass die Temperaturmessung unbeeinflusst bleibt, und je nach Größe der Maschine gibt es in der Regel zwei bis sechs RTD-Fühler pro Phase. Die für Koppelkondensatoren entwickelten Regeln zur Mustererkennung gelten weiterhin; nur die Empfindlichkeit ist anders.
Der höchste Messwert liegt am nächsten am Fehler
Das liefert etwas, womit sich die konventionelle Prüfung schwertut: die Ortung. An jedem RTD-Fühler rund um den Stator messen, die Beträge Nut für Nut vergleichen, den Fehler in der Nähe des höchsten Messwerts lokalisieren, diese Nut über die Zeit verfolgen und vor dem Stillstand handeln, nicht währenddessen. Die konventionelle Alternative ist eine Koronasonde, für die die Maschine geöffnet werden muss und die nur den Bereich erreicht, an den man physisch herankommt.
Die Stromschiene: nichts bewegt sich, warum also überwachen?
Es ist ein inertes System ohne bewegliche Teile, so lautet der übliche Einwand. Doch die verschraubten Verbindungen werden an jedem Betriebstag der Anlage thermisch zyklisch belastet. Lockere Verbindungen entstehen durch Temperaturwechsel und falsches Anzugsmoment; hochohmige Verbindungen durch Oberflächenfilme, Oxide oder Verlust der Beschichtung; flexible Verbinder sind die übliche Fehlerstelle; Risse in den Dehnungsausgleichern lassen Feuchtigkeit eindringen. Und rund drei Viertel der Ausfälle an diesen Betriebsmitteln hängen mit der Isolierung zusammen.
Der dort eingesetzte Sensor ist elegant. Ein Stromsensor im Erdungspfad erfasst hochfrequente Impulse an der Metalloberfläche der Kapselung. Er befindet sich auf Erdpotenzial, sodass bei der Installation keine Hochspannungsgefahr besteht, er ist nicht invasiv (keine Änderung an der Stromschiene selbst), und die Polarität des Impulses unterscheidet die Maschinenseite von der Schienenseite. Er wird mit Temperatur, Feuchte und Druck im Gehäuse kombiniert.
Ein Fall: zwei Monate Vorwarnung in den Entladungen
Ein Trennschalter wurde sowohl auf Teilentladungen als auch auf Temperatur überwacht. Zwei Auslösungen erfolgten, als die Temperatur ihren Sollwert überschritt, doch der steile Anstieg der Entladungen hatte mindestens zwei Monate früher begonnen. Der Ausfall trat an den Ecken auf, bedingt durch den Skin-Effekt. Die Temperatur hat ihn bestätigt; die Entladungen haben ihn vorhergesagt.
Der Maschinentransformator: der, der sich nicht in einer Woche tauschen lässt
Der Maschinentransformator (Blocktransformator) wird anders behandelt als ein Netztransformator, weil er sich nicht auf die Schnelle ersetzen lässt und nie ruht. Das Öl berührt jedes Bauteil des Aktivteils, sodass die Gase über alles Auskunft geben, und ein plötzlicher Anstieg der gelösten Gase ist der beste Indikator für einen beginnenden Fehler. Etwa 90 % der Zeit verhält sich die Einheit völlig normal; für die übrigen 10 % gibt es das Überwachungsgerät, und eine engmaschige Überwachung kann sie bis zu einer geplanten Abschaltung in Betrieb halten. Aus Kostengründen empfehlen die Sitzungen einen Ein- oder Zwei-Gas-Monitor für eine ganze Flotte statt eines vollständigen Analysators an einer einzigen Einheit.
Lastzyklen der Erneuerbaren: jede Beanspruchung trifft etwas anderes
Ein Transformator in einem Batteriespeicher oder einer Windkraftanlage hat kein gleichmäßiges Lastprofil mehr. Er hat einen Lastzyklus:
| Beanspruchung | Was sie angreift |
|---|---|
| Temperaturwechsel | Alterung der Isolierung |
| Oberschwingungen | Wirbelstromerwärmung, zusätzliche Temperaturerhöhung |
| Feuchtigkeitswanderung | verringerte Durchschlagfestigkeit |
| Durchgangskurzschlüsse | mechanische Verschiebung der Wicklung |
| Schnelle Laständerungen | thermische Ermüdung |
| Hohe dV/dt | Beanspruchung der Isolierung |
Konventionelle Transformatoren wurden für eine relativ stabile Belastung ausgelegt; diese Lastzyklen sind grundlegend anders.
Warum die Probe täuscht: 10 ppm kalt, 137 warm
Fast das gesamte Wasser befindet sich in der festen Isolierung, nicht im Öl, und Erwärmung treibt es aus dem Papier ins Öl. Eine 50-MVA-Einheit kann bei 20 °C 10 ppm und bei 80 °C 137 ppm anzeigen: Das Wasser hat sich nicht verändert, nur die Temperatur. Deshalb sehen Betreiber unter Last ppm-Spitzen nach einer „unbedenklichen“ kalten Probe. Die relative Sättigung online berücksichtigt die Temperatur automatisch; ein ppm-Wert aus dem Labor tut das nicht.
Was in der Praxis schiefgeht
- Einen Transformator mit Lastzyklen der Erneuerbaren wie einen konventionellen behandeln.
- Sich nur auf Öl- und Wicklungsthermometer verlassen, bei schlechter Sicht auf den Heißpunkt (Hotspot).
- Oberschwingungen ignorieren: verdeckte Überhitzung und beschleunigte Alterung.
- Statische Alarmgrenzwerte: Fehlalarme oder übersehene Ereignisse.
- Keine Referenzdaten aus der Inbetriebnahme, sodass kein Langzeittrend möglich ist.
Worin sich die sechs Sitzungen einig sind
- In rotierenden Maschinen versagt die Isolierung, daher sind Teilentladungen die Messgröße.
- Im richtigen Frequenzfenster messen, sonst findet das Messgerät nichts.
- Die Sensoren sind oft schon eingebaut: die RTD-Fühler im Stator nutzen.
- Die Stromschiene ist nicht inert: Verschraubte Verbindungen werden jeden Tag zyklisch belastet.
- Die Lastzyklen der Erneuerbaren sind ein anderes Problem, kein kleineres.
Passende Geräte
Der Monitor für rotierende Maschinen RMM von Dynamic Ratings und der PD Profiler überwachen Teilentladungen im Betrieb; das übrige Sortiment finden Sie unter Teilentladungserkennung. Für Maschinentransformatoren siehe den Transformatormonitor E3 und den Wasserstoffsensor GRIDSCAN5000. Wenn Sie Ihre Anlage besprechen möchten, kontaktieren Sie unsere Ingenieure.