Temperaturmessung im Hochspannungsbereich: Verfahren und Sensoren

• Temperaturmessung bei Hochspannung erfordert einen Sensor und ein Messverfahren, die in der Nähe starker elektrischer und magnetischer Felder sowie großer elektrischer Potentialunterschiede sicher betrieben werden können.
• Glasfaser-Temperatursensoren eignen sich besonders gut für die direkte Messung im Inneren von Transformatoren, Generatoren und anderen Hochspannungsanlagen, da der Messpunkt elektrisch passiv und unempfindlich gegenüber elektromagnetischen Störungen sein kann.
• Widerstandsthermometer und Thermoelemente werden nach wie vor häufig eingesetzt, wenn die elektrische Isolierung, die Verkabelung und elektromagnetische Störungen angemessen kontrolliert werden können.
• Infrarot-Wärmebildgebung eignet sich für die berührungslose Überprüfung der Oberflächentemperatur, kann jedoch in der Regel nicht direkt unzugängliche Hotspots im Inneren der Wicklung messen.
• Das Beste Hochspannungs-Temperatursensor Das hängt davon ab, ob es sich um eine interne oder externe Messung handelt, ob sie punkt- oder flächenbezogen, dauerhaft oder vorübergehend ist und ob eine direkte elektrische Trennung erforderlich ist.
• Bei kritischen Anlagen kann die Kombination aus direkter Temperaturerfassung, thermischen Modellen, Lastdaten und Zustandsüberwachung ein umfassenderes thermisches Gesamtbild liefern, als wenn man sich allein auf eine einzige Messung stützt.

Temperaturmessung bei Hochspannung unterscheidet sich grundlegend von der herkömmlichen industriellen Temperaturmessung. Die Temperatur selbst lässt sich zwar ohne Weiteres erfassen, doch die elektrischen Gegebenheiten im Umfeld des Sensors können die Installation, Isolierung oder Wartung herkömmlicher Messverfahren erschweren.

Transformatorwicklungen, Generatorwicklungen, Drosseln, Schaltanlagen, Sammelschienen und Hochspannungsprüfgeräte können in starken elektromagnetischen Feldern und bei elektrischen Spannungen betrieben werden, die den Einsatz von metallischen Sensoren und herkömmlichen Verkabelungen an bestimmten Messstellen unmöglich machen. Ingenieure müssen daher nicht nur den Temperaturbereich und die Genauigkeit berücksichtigen, sondern auch elektrische Isolierung, EMI-Störfestigkeit, Sensorposition, Zugang zur Installation und Systemintegration.

In diesem Leitfaden werden die wichtigsten Methoden zur Temperaturmessung in Hochspannungsanlagen verglichen und erläutert, wann Temperaturüberwachung mittels Glasfaser, sollten elektrische Kontaktsensoren, Infrarotmessungen oder eine berechnete thermische Überwachung in Betracht gezogen werden.

Inhaltsverzeichnis

• 1. Was versteht man unter Temperaturmessung bei Hochspannung?
• 2. Warum ist die Temperaturmessung in Hochspannungsanlagen so schwierig?
• 3. Verfahren zur Temperaturmessung bei Hochspannung
• 4. Vergleich von Hochspannungs-Temperatursensoren
• 5. Glasfaser-Temperatursensoren für die Hochspannungsmessung
• 6. Anwendungen zur Temperaturmessung im Hochspannungsbereich
• 7. Auswahl eines Hochspannungs-Temperatursensors
• 8. Anordnung und Einbau der Sensoren
• 9. Normen und veröffentlichte technische Nachweise
• 10. Architektur eines Temperaturüberwachungssystems für Hochspannungsanlagen
• 11. Beispiele für Konfigurationen zur Temperaturüberwachung im Hochspannungsbereich
• 12. Häufige Fehler bei der Temperaturmessung im Hochspannungsbereich
• 13. Häufig gestellte Fragen
• 14. Schlussfolgerung

1. Was versteht man unter Temperaturmessung bei Hochspannung?

1.1 Definition der Temperaturmessung bei Hochspannung

Temperaturmessung bei Hochspannung Bezieht sich auf die Temperaturmessung an oder im Inneren elektrischer Anlagen, bei denen hohe elektrische Spannungen, starke elektrische Felder, Magnetfelder oder Schaltstörungen die Auswahl und Installation der Sensoren beeinflussen.

Das Ziel kann so einfach sein wie die Überprüfung der Temperatur einer externen Verbindung oder so anspruchsvoll wie die Messung der Temperatur eines Leiters, der in einer unter Spannung stehenden Transformatorwicklung eingebettet ist.

Diese beiden Situationen erfordern sehr unterschiedliche Technologien zur Temperaturmessung.

1.2 Welche Temperaturen werden in Hochspannungsanlagen gemessen?

Zu den typischen Messobjekten gehören:

• Heißstellen in Transformatorwicklungen
• Temperatur des Transformatoröls
• Temperatur der Generator- und Motorwicklungen
• Temperatur der Sammelschiene und der elektrischen Anschlüsse
• Temperatur der Schaltanlagenkontakte und Kabelanschlüsse
• Temperatur der Reaktorwicklung
• Temperatur des Leistungselektronikmoduls
• Temperatur des Hochspannungs-Laborprüfobjekts
• Einlass- und Auslasstemperatur des Kühlsystems

Die Wahl des richtigen Sensors hängt stark davon ab, ob die zu messende Temperatur an einer zugänglichen Oberfläche oder tief im Inneren des Geräts vorliegt.

1.3 Direkte vs. indirekte Hochspannungs-Temperaturmessung

A direkte Temperaturmessung platziert ein Sensorelement an oder ganz in der Nähe der physikalischen Stelle von Interesse. Ein eingebetteter Wicklungssensor ist ein gutes Beispiel dafür.

Bei einer indirekten Methode wird der thermische Zustand anhand eines anderen Parameters geschätzt oder abgeleitet. So lässt sich beispielsweise die Temperatur eines Hotspots in einer Transformatorwicklung anhand der Last, der Öltemperatur und eines thermischen Modells abschätzen.

Beide Ansätze können von Nutzen sein. Die direkte Messung liefert die Temperatur am tatsächlichen Sensorstandort, während thermische Modelle kontinuierlich die Bedingungen an Orten abschätzen können, an denen die Installation eines Sensors nicht praktikabel ist.

2. Warum ist die Temperaturmessung in Hochspannungsanlagen so schwierig?

2.1 Elektrische Isolierung bei der Temperaturmessung im Hochspannungsbereich

Ein herkömmlicher Widerstandsthermometer (RTD) oder ein Thermoelement enthält leitfähige Materialien und erfordert eine elektrische Verkabelung. Befindet sich die Messstelle in der Nähe eines Leiters mit hoher Spannung, muss der gesamte Messkreis so ausgelegt sein, dass zwischen Sensor, Kabel, Signalaufbereiter und Datenerfassungsgerät eine ausreichende elektrische Isolierung gewährleistet ist.

Das bedeutet jedoch nicht, dass Widerstandsthermometer oder Thermoelemente nicht in Hochspannungsanlagen eingesetzt werden können. An geeigneten Stellen finden sie breite Anwendung. Die entscheidende Frage ist, ob ein metallisches Messelement und elektrische Anschlussdrähte mit dem jeweiligen Messort kompatibel sind.

2.2 Elektromagnetische Störungen und Temperatursensoren

Transformatoren, Generatoren, Umrichter und Hochstromleiter können starke elektromagnetische Felder erzeugen. Schaltgeräte und Leistungselektronik können zusätzliches elektrisches Rauschen verursachen.

Elektrische Temperatursignale erfordern daher unter Umständen eine Abschirmung, Erdung, Isolierung und eine sorgfältige Kabelführung.

Ein EMI-unempfindlicher Temperatursensor Ein auf optischer Übertragung basierendes Verfahren kann viele dieser Probleme mit Signalstörungen vermeiden, da die Temperaturdaten über eine Glasfaser statt über eine herkömmliche elektrische Messschaltung übertragen werden.

2.3 Interne Hochspannungs-Temperaturmessung

Einige der wertvollsten Temperaturdaten sind zugleich am schwersten zugänglich.

Ein Hotspot in einer Transformatorwicklung kann sich beispielsweise innerhalb der Isolierung und der Wicklungsstrukturen befinden, die nach der Fertigung nicht mehr zugänglich sind. Bei einer Infrarot-Oberflächenprüfung kann man nicht durch den Transformatorbehälter und das Öl hindurchsehen, um diese Stelle im Inneren zu messen.

Aus diesem Grund muss die direkte interne Überwachung in der Regel bereits bei der Konstruktion oder Herstellung der Geräte eingeplant werden. Eingebettete Glasfaser-Temperatursensoren für Transformatorwicklungen sind eine Möglichkeit für diese Art von Messung.

3. Verfahren zur Temperaturmessung bei Hochspannung

3.1 Temperaturmessung mittels Glasfaser

Temperaturmessung mittels Glasfaser verwendet am Messpunkt optische Signale anstelle von elektrischen Signalen. Je nach Messtechnik kann die Temperatur die Fluoreszenzlebensdauer, die reflektierte Wellenlänge, die optische Streuung oder eine andere optische Eigenschaft beeinflussen.

Für Hochspannungs-Punktmessungen ist die fluoreszenzbasierte Messtechnik besonders nützlich, da eine kleine Temperatursonde an einer ausgewählten Stelle angebracht werden kann, während sich das elektronische Auslesegerät in sicherer Entfernung vom Hochspannungs-Messpunkt befindet.

Eine vollständige Mehrkanal-Glasfaser-Temperaturmesssystem kann mehrere direkte Temperaturmesspunkte von einem Gerät oder mehreren überwachten Zonen erfassen.

3.2 RTD-Temperaturmessung in Hochspannungsanlagen

Widerstandstemperatursensoren messen die Temperatur anhand der vorhersehbaren Änderung des elektrischen Widerstands eines Messmaterials, in der Regel Platin.

RTDs finden breite Anwendung, da sie eine stabile industrielle Temperaturmessung ermöglichen. Sie eignen sich für zahlreiche Messungen an Transformatorenöl, Gehäusen, Motoren und in Prozessanlagen, bei denen der Sensor und die Verkabelung sicher integriert werden können.

Wenn jedoch ein RTD direkt in einem Bereich mit sehr hohem elektrischem Potential installiert werden müsste, werden die elektrische Isolierung und die leitfähige Verkabelung zu wichtigen technischen Aspekten.

3.3 Temperaturmessung mit Thermoelementen

Thermoelemente messen die Temperatur mithilfe einer thermoelektrischen Spannung, die durch unterschiedliche Leiter erzeugt wird.

Sie sind robust, weit verbreitet und für viele industrielle Temperaturbereiche geeignet. Sie eignen sich weiterhin für Laboruntersuchungen, Geräteoberflächen und Orte, an denen der Einbau elektrischer Sensoren zulässig ist.

Wie RTDs sind jedoch auch Thermoelemente elektrisch leitfähig. Bei Messungen in der Nähe von Hochspannungsleitern müssen die Signalintegrität, die Erdung und die Isolierung berücksichtigt werden.

3.4 Infrarot- und Wärmebildtechnik für Hochspannungsanlagen

Die Infrarot-Thermografie ist eine der nützlichsten berührungslosen Methoden zur Hochspannungsprüfung.

Zu den typischen Zielen gehören:

• Sammelschienenverbindungen
• Elektrische Anschlüsse
• Anschlüsse an Schaltanlagen
• Buchsen
• Kabelanschlüsse
• Zugängliche Transformatoroberflächen

Der größte Vorteil besteht darin, dass die Prüfung oft durchgeführt werden kann, ohne dass ein Sensor physisch am unter Spannung stehenden Leiter angebracht werden muss.

Ebenso wichtig ist die Einschränkung: Infrarotsysteme erfassen in erster Linie zugängliche Oberflächen. Die Ergebnisse können zudem von der Emissivität, dem Betrachtungswinkel, der Entfernung, Reflexionen und den Umgebungsbedingungen abhängen.

Die Infrarotprüfung ergänzt daher die integrierte Temperaturmessung, anstatt sie zu ersetzen, wenn sich der eigentliche Wärmepunkt im Inneren des Geräts befindet.

3.5 Berechnete und modellbasierte Temperaturüberwachung

Thermische Modelle bieten eine weitere Methode, wenn keine direkten Messungen möglich sind.

Bei Transformatoranwendungen können Parameter wie Last, Umgebungsbedingungen, Öltemperatur, Wicklungsgradienten und Kühlzustand zur Abschätzung der internen thermischen Bedingungen herangezogen werden.

Dieser Ansatz ist ein wichtiger Bestandteil von Temperaturüberwachung von Transformatoren und kann mit Direktsensoren kombiniert werden, um das prognostizierte und das gemessene Temperaturverhalten zu vergleichen.

4. Vergleich von Hochspannungs-Temperatursensoren

Messverfahren	Kontakt / Berührungslos	Elektrisches Signal am Sensor	EMI-Störfestigkeit	Interne Messung	Typische Hochspannungsanwendung
Fluoreszenz-Lichtleitersensor	Kontakt	Kein herkömmliches elektrisches Signal am Messpunkt	Hervorragend	Geeignet für die eingebettete Punktmessung	Transformator- und Generatorwicklungen, Hochspannungsprüfgeräte
FBG-Glasfasersensor	Kontakt	Kein herkömmliches elektrisches Signal am Messpunkt	Hervorragend	Geeignet bei entsprechender Sensorverpackung	Mehrpunkt-Temperatur- und Strukturmessung
RTD	Kontakt	Ja	Installationsabhängig	Möglich, sofern die elektrische Auslegung dies zulässt	Öl-, Oberflächen-, Gehäuse- und konventionelle industrielle Messtechnik
Thermoelement	Kontakt	Ja	Installationsabhängig	Möglich, sofern die elektrische Auslegung dies zulässt	Prüfung und industrielle Temperaturmessung
Infrarot / Wärmebildtechnik	Berührungslos	Berührungsloser Sensor	Basiert nicht auf einem elektrischen Sensorsignal	Normalerweise nur oberflächlich	Anschlüsse, Sammelschienen, Klemmen und zugängliche Oberflächen
Thermisches Modell	Berechnet	Am berechneten Punkt ist kein direkter Sensor erforderlich	Gilt nicht für die Berechnung selbst	Geschätzt statt direkt gemessen	Bewertung von Hotspots und Belastung bei Transformatoren

Die Tabelle zeigt, warum es nicht die eine “beste” Lösung gibt” Hochspannungs-Temperatursensor. Die richtige Methode hängt davon ab, was tatsächlich gemessen werden muss.

5. Glasfaser-Temperatursensoren für die Hochspannungsmessung

5.1 Warum Glasfaser-Temperatursensoren in Hochspannungsumgebungen funktionieren

Der Hauptvorteil eines Glasfaser-Temperatursensor für Hochspannung ist der Unterschied zwischen dem optischen Messpunkt und herkömmlichen elektronischen Messgeräten.

Die Sonde und die Faser können aus dielektrischen Materialien bestehen, während optische Signale die Messdaten an ein Auslesegerät übertragen, das sich außerhalb des kritischen Hochspannungsbereichs befindet.

Dadurch weist die faseroptische Sensorik mehrere praktische Eigenschaften auf:

• Störfestigkeit gegenüber elektromagnetischen Störungen im optischen Messweg
• Kein herkömmlicher elektrischer Messstrom an der Messstelle
• Eignung für starke elektrische und magnetische Felder
• Kleine Messsonden für eingebettete Messungen
• Ferninstallation elektronischer Messgeräte
• Mehrkanal-Punkttemperaturüberwachung

5.2 Fluoreszenz-Lichtleitfaser-Temperatursensoren

Die wichtigste Glasfaser-Temperaturmesstechnik von INNO ist fluoreszenzbasierte Punktabtastung.

An der Sondenspitze befindet sich ein fluoreszierendes Sensor-Material. Es wird optisch angeregt, woraufhin seine Fluoreszenzreaktion abklingt. Die Abklingzeit ändert sich mit der Temperatur, sodass das Auslesegerät die optische Reaktion in einen Temperaturwert umwandeln kann.

Bei diesem Verfahren wird ein bestimmter Punkt gemessen; es sollte nicht mit der verteilten Temperaturmessung verwechselt werden.

Für Installationen, bei denen einzelne Fühler erforderlich sind, siehe die Fluoreszierende Glasfaser-Temperatursensoren.

5.3 Punktförmige Glasfasermessung im Vergleich zur verteilten Temperaturmessung

Punkt- und verteilte Glasfaser-Temperaturmessung lösen unterschiedliche Probleme.

Merkmal	Punktförmiger Glasfasersensor	DTS
Messergebnis	Temperatur an ausgewählten Messstellen	Temperaturprofil entlang der Messfaser
Typische Entfernung	Bestimmte lokale Messpunkte	Lange, weit verzweigte Routen
Typische Anwendung	Heißstellen in Transformatorwicklungen, Generatoren, Hochspannungskomponenten	Kabel, Tunnel, Rohrleitungen und ausgedehnte Infrastruktur
INNO-Schwerpunkt	Fluoreszenzbasierte Punktabtastung	Nicht die hier behandelte Haupttechnologie

Bei einer Transformatorwicklung kann es sinnvoller sein, die Temperatur an mehreren sorgfältig ausgewählten Hot-Spot-Stellen zu kennen, als ein langes, über den gesamten Bereich verteiltes Temperaturprofil zu erstellen.

5.4 Mehrkanalige Temperaturmessung mit Glasfaser

Hochspannungsanlagen weisen häufig mehr als einen thermisch kritischen Punkt auf.

Ein Transformator benötigt unter Umständen mehrere Wicklungstemperaturfühler. Bei einem Generator kann eine Überwachung über mehrere Statorschlitze oder Phasen hinweg erforderlich sein. In einem Laborsystem kann eine gleichzeitige Messung bei mehreren isolierten elektrischen Potentialen erforderlich sein.

INNO bietet Systeme an, die von kompakten Sensormodulen bis hin zu Plattformen mit einer höheren Kanalanzahl reichen, darunter ein 3-Kanal-Glasfaser-Temperaturtransmitter und ein 64-Kanal-Temperaturmesssystem mit fluoreszierenden Glasfasern.

Die erforderliche Kanalanzahl sollte sich nach dem Ziel der thermischen Messung richten und nicht einfach durch eine Maximierung der Sensoranzahl bestimmt werden.

6. Anwendungen zur Temperaturmessung im Hochspannungsbereich

6.1 Temperaturmessung an der Hochspannungswicklung eines Transformators

Transformatorwicklungen sind eines der deutlichsten Beispiele dafür, warum die optische Temperaturmessung so wertvoll ist.

Der Hotspot in der Wicklung kann sich innerhalb der Isolationsstruktur bei hohem elektrischem Potential und in einer starken elektromagnetischen Umgebung befinden. Bei einer Messung an der Außenfläche lässt sich diese Stelle nicht direkt erkennen.

Eingebettet Glasfaser-Temperatursensoren zur Überwachung von Hotspots in Transformatorwicklungen kann die Temperatur direkt an ausgewählten Stellen im Inneren messen.

Informationen zum vollständigen Anwendungsdesign finden Sie unter Überwachung von Hotspots in Transformatorwicklungen und Überwachung von Öltransformatoren.

6.2 Temperaturmessung bei Ölgefüllten Transformatoren

Ein Öltransformator weist mehrere unterschiedliche thermische Größen auf, die nicht als ein und dieselbe Messgröße betrachtet werden sollten:

• Umgebungstemperatur
• Öltemperatur am Boden
• Maximale Öltemperatur
• Durchschnittliche Wicklungstemperatur
• Berechneter Wicklungs-Hotspot
• Direkte Wicklungstemperatur an den Stellen der eingebetteten Sensoren

Ein Glasfasersystem kann für direkte Wicklungsmessungen eingesetzt werden, während herkömmliche Geräte den Ölzustand und andere Parameter des Transformators überwachen.

Für eine umfassendere Überwachung dient die System zur Überwachung von Temperatur, Füllstand und Druck von Transformatoröl kann die integrierte Wicklungsüberwachung ergänzen.

6.3 Temperaturmessung bei Trockentransformatoren

Auch bei Trockentransformatoren ist eine Temperaturüberwachung erforderlich, doch kann sich die Überwachungsarchitektur erheblich von der bei flüssigkeitsgekühlten Geräten unterscheiden.

Herkömmliche Temperaturregler finden breite Anwendung bei der Anzeige der Wicklungstemperatur, der Lüftersteuerung und der Alarmierung. INNO bietet Systeme wie beispielsweise das IB-S201 Temperaturüberwachungs- und -regelgerät für Trockentransformatoren.

Glasfasermessungen kommen auch dann in Betracht, wenn eine direkte Messung an Orten erforderlich ist, die starken elektromagnetischen Feldern ausgesetzt sind oder bei denen elektrische Isolationsauflagen gelten.

Siehe Temperaturüberwachung bei Trockentransformatoren für die Überwachungsarchitektur auf Anwendungsebene.

6.4 Temperaturmessung an Generator- und Motorwicklungen

Große Generatoren und Motoren zeichnen sich durch hohe Ströme, starke Magnetfelder und dicht gepackte Wicklungsstrukturen aus. Aufgrund dieser Eigenschaften stellen sie einen weiteren wichtigen Anwendungsbereich für elektrisch isolierte Sensorik dar.

Glasfaser-Temperatursonden können während der Geräteherstellung an ausgewählten Stellen der Wicklung positioniert werden, an denen direkte, in die Wicklung integrierte Messungen erforderlich sind.

Diese Anwendung ist besonders relevant in Stromerzeugung, wo der thermische Zustand des Generators Einfluss auf Entscheidungen bezüglich der Auslastung und Wartung der Anlagen haben kann.

6.5 Temperaturüberwachung von Umspannwerken und Hochspannungsanlagen

Umspannwerke enthalten zahlreiche thermisch kritische Komponenten, darunter Transformatoren, Schaltanlagen, Anschlüsse, Sammelschienen, Kabelanschlüsse und andere Hochspannungsbaugruppen.

Es gibt keine einzelne Sensortechnologie, die für alle diese Anwendungen ideal ist.

Die Infrarotprüfung kann sich für zugängliche Oberflächen als wirksam erweisen, während permanente Kontaktsensoren für geschlossene oder kontinuierlich überwachte Stellen besser geeignet sein können. Eingebettete Glasfasersensoren erweisen sich dort als vorteilhaft, wo die Messung galvanisch getrennt oder innerhalb der Hochspannungsanlage platziert werden muss.

Siehe den größeren Zusammenhang Anwendung zur Überwachung von Umspannwerken für den Überwachungskontext auf Systemebene.

6.6 Hochspannungsprüfungen und Labormessungen

In Hochspannungslabors sind häufig Temperaturmessungen erforderlich, während ein Prüfobjekt unter Spannung steht oder starken elektromagnetischen Feldern ausgesetzt ist.

Ein metallisches Sensorkabel kann je nach Versuch den Versuchsaufbau beeinflussen, unerwünschte Strompfade erzeugen oder Messrauschen verursachen.

Durch einen optischen Sensor bleibt das Temperaturmesselement vom herkömmlichen elektrischen Datenerfassungssystem isoliert, wodurch sich die faseroptische Temperaturmessung für dielektrische Prüfungen, Hochfeldversuche und elektrisch potentialfreie Bauteile eignet.

7. Auswahl eines Hochspannungs-Temperatursensors

7.1 Auswahl des Sensors nach Messort

Die erste Frage sollte nicht lauten: “Welcher Temperatursensor hat die besten technischen Daten?”

Die erste Frage sollte lauten:

Wo muss die Temperatur eigentlich gemessen werden?

Zum Beispiel:

• Zugängliche Sammelschienenoberfläche → Infrarot- oder Kontaktsensorik könnten funktionieren.
• Eine Temperaturmessung des Öls im oberen Teil des Transformators → im Vergleich zu herkömmlichem Öl kann sinnvoll sein.
• Eine interne Transformatorwicklung → mit integrierter Glasfasersensorik könnte vorzuziehen sein.
• Lange Stromkabelstrecke → eine dezentrale Messung könnte besser geeignet sein.
• Schwebendes Hochspannungs-Prüfobjekt → Eine elektrisch passive optische Erfassung könnte die Isolierung vereinfachen.

7.2 Bewertung des elektrischen Potenzials und der elektromagnetischen Störungen (EMI)

Befindet sich die Messstelle elektrisch nahe am Erdpotential und sind elektromagnetische Störungen beherrschbar, kann ein herkömmlicher Industriesensor durchaus geeignet sein.

Befindet sich der Messpunkt direkt in einer Hochspannungswicklung oder einer elektrisch potentialfreien Struktur, so ist ein Dielektrikum Hochspannungs-Temperatursensor wird dadurch viel attraktiver.

7.3 Unterscheidung zwischen Einpunkt- und Mehrpunktmessung

Ein einkanaliges Messsystem reicht aus, wenn nur ein kritischer Punkt überwacht werden muss. INNO bietet ein Einkanaliges Glasfaser-Temperaturmessmodul für kompakte Punktmesskonfigurationen.

Geräte mit mehreren Phasen, Wicklungen oder thermischen Zonen erfordern unter Umständen ein Mehrkanalsystem.

Die Anzahl der Sensoren sollte sich nach folgenden Kriterien richten:

• Anzahl der thermisch kritischen Zonen
• Phasenanordnung
• Erforderliche Redundanz
• Voraussichtliche Bewegung des Hotspots
• Ergebnisse des thermischen Modells
• Ziel der Überwachung

7.4 Anforderungen an Temperaturbereich, Genauigkeit und Ansprechverhalten prüfen

Der Temperaturbereich allein sollte nicht ausschlaggebend für die Auswahl des Sensors sein.

Die technischen Anforderungen sollten Folgendes umfassen:

• Erforderlicher Betriebstemperaturbereich
• Messunsicherheit oder Genauigkeitsziel
• Erforderliche Wiederholbarkeit
• Anforderung an die Reaktionszeit
• Langfristige Kalibrierungsstabilität
• Abmessungen des Sensors
• Faserlänge
• Mechanischer Schutz
• Umweltverträglichkeit

Die genauen Werte sollten anhand des Datenblatts der ausgewählten Sensor- und Auslesegerätkonfiguration überprüft werden.

7.5 Kommunikations- und Steuerungsanforderungen prüfen

Temperaturmessungen müssen häufig in ein größeres Überwachungs- oder Steuerungssystem eingebunden werden.

Je nach gewähltem INNO-Modell und Konfiguration kann die Integration industrielle Schnittstellen wie RS485, Modbus, analoge Signale oder Relaisausgänge umfassen.

A Fluoreszierendes Glasfaser-Temperaturüberwachungs- und -regelsystem can combine temperature acquisition with monitoring and control functions where required.

8. High Voltage Temperature Sensor Placement and Installation

8.1 Sensor Position Can Matter More Than Sensor Accuracy

A highly accurate sensor in the wrong location can provide less useful information than a slightly less accurate sensor positioned at the true thermal point of interest.

This is particularly important in windings because temperature is not uniformly distributed.

An optical sensor records the temperature at its own physical location. It cannot automatically determine whether an uninstrumented location elsewhere in the winding is hotter.

8.2 Use Thermal Analysis to Select Measurement Points

For critical high-voltage equipment, probe placement can be supported by:

• Electromagnetic loss calculation
• Thermal network modeling
• Computational fluid dynamics
• Previous temperature-rise testing
• Winding design experience
• Known cooling-flow paths

This approach is more reliable than installing sensors at equal distances without considering the actual thermal design.

8.3 Protect Fiber Optic Sensors During Installation

The optical sensing principle may be immune to EMI, but the physical fiber still requires correct mechanical installation.

Installation checks should include:

• Minimum bending radius
• Protection from crushing
• Probe fixing method
• Fiber lead routing
• Connector cleanliness
• Insulation compatibility
• Channel identification
• Continuity verification before final assembly

For mechanically demanding transformer installations, an Gepanzerter Glasfaser-Temperatursensor für die Wicklungen von Öltransformatoren can be considered.

9. High Voltage Temperature Measurement Standards and Engineering Evidence

9.1 IEEE C57.165-2024 Temperature Measurement Guide

IEEE C57.165-2024, Guide for Temperature Measurements for Liquid-Immersed Transformers and Reactors, specifically addresses temperature measurement in liquid-immersed transformers and reactors.

The guide recognizes winding temperature as central to transformer thermal performance and discusses temperature measurement for windings and other transformer structures.

This is important for high-voltage temperature monitoring because it reinforces a basic engineering principle: reliable thermal control and analysis depend first on obtaining meaningful temperature information from the equipment.

9.2 IEC 60076-7 and Fiber Optic Transformer Temperature Measurement

IEC 60076-7:2018 is the loading guide for mineral-oil-immersed power transformers. It addresses operating temperatures, thermal aging and transformer thermal models.

The 2018 edition also includes guidance related to the number of fiber optic sensors used for temperature-rise testing, demonstrating that embedded optical temperature measurement is an established technique in transformer thermal evaluation.

9.3 IEEE C57.91-2025 Transformer Loading and Temperature

IEEE C57.91-2025 is the current IEEE guide for loading mineral-oil-immersed transformers and step-voltage regulators.

It addresses loading above nameplate rating, ambient conditions, cooling techniques, transformer temperature criteria and temperature calculation methods.

For online monitoring, this provides context for why load, cooling state and measured temperature should be evaluated together.

9.4 Published 20 MVA Transformer with 12 Fiber Optic Measurement Points

A published IEEE Sensors Journal study demonstrated a multipoint fiber optic sensing network integrated into a 20 MVA power transformer.

The system used 12 internal temperature sensing points distributed across locations including windings, cellulose insulation, the magnetic circuit and cooling-oil regions.

The significance of this example is not that every transformer needs 12 sensors. It demonstrates that multi-point optical temperature measurement has been physically integrated into large power transformer structures for continuous internal thermal monitoring.

9.5 Published 110 kV Transformer Fiber Optic Monitoring Example

Another published IEEE conference paper described fiber optic temperature monitoring applied to an 110 kV oil-immersed transformer.

The reported system operated for approximately 10 months, demonstrating direct internal optical temperature measurement under real transformer operating conditions.

This example used FBG rather than fluorescence sensing, but it remains useful evidence for the broader engineering feasibility of optical sensors inside high-voltage transformers.

9.6 A 20-Sensor Study Shows Why Probe Placement Matters

A 2023 IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement study evaluated transformer thermal performance using 20 optical fiber sensors together with computational fluid dynamics.

The study found that a point temperature measurement does not necessarily represent the maximum critical temperature elsewhere in a transformer winding. Winding arrangement and oil-flow distribution influenced the thermal pattern and therefore the optimal sensor locations.

This supports an important rule for Temperaturmessung bei Hochspannung:

Sensor technology and sensor placement must be engineered together.

10. Architektur eines Temperaturüberwachungssystems für Hochspannungsanlagen

A typical permanent optical monitoring architecture can be represented as:

Temperature Probe → Optical Fiber → Fiber Optic Interrogator → Temperature Processing → Alarm Logic → PLC / SCADA / Monitoring Platform

10.1 High Voltage Temperature Sensor

The probe is installed at the temperature measurement location. Its construction depends on the application, insulation environment and required mechanical protection.

10.2 Optical Fiber and Extension Cable

The optical fiber transfers the sensing signal from the probe to the monitoring electronics.

Where additional routing length or connection flexibility is required, a Verlängerungskabel für Glasfaser-Temperatursensoren can form part of the installation.

10.3 Fiber Optic Temperature Interrogator

The interrogator generates the optical excitation, detects the returned optical signal and calculates temperature.

Different applications can use compact modules such as the IF-G3 3-Kanal-Glasfaser-Temperaturmessmodul or larger multi-channel instruments.

10.4 Local Display and Remote Monitoring

Where operators require local temperature indication, systems can include a LCD-Anzeigegerät zur Temperaturmessung mittels Glasfaser.

For remote condition monitoring, the temperature values can be integrated into control systems or higher-level transformer monitoring platforms.

11. Beispiele für Konfigurationen zur Temperaturüberwachung im Hochspannungsbereich

11.1 Example: Three-Phase Transformer Winding Monitoring

Consider an illustrative three-phase transformer where both HV and LV windings are considered thermally important.

Design Item	Illustrative Configuration
Phases	3
Monitored Windings per Phase	HV + LV
Temperature Points per Winding	2 selected locations
Total Measurement Points	3 × 2 × 2 = 12
Messverfahren	Embedded point fiber optic sensing
Ziel der Überwachung	Compare phase, winding and hot-spot temperature trends

This is an illustrative configuration, not a requirement. Actual sensor count should follow transformer thermal design and the monitoring objective.

11.2 Example: One Critical High Voltage Measurement Point

Some applications do not need a large monitoring system.

A laboratory test setup or electrically isolated component may require only one critical temperature point. In this case, a compact single-channel optical measurement module can be simpler and more economical than installing a large multi-channel platform.

11.3 Example: High Channel Count Temperature Monitoring

A research platform, large transformer, generator or industrial thermal test can require dozens of simultaneous temperature points.

A 64-channel platform allows the monitoring architecture to collect a much denser temperature map, but adding sensors is useful only when the additional measurement locations have a clear engineering purpose.

The objective should be better thermal information, not simply a higher channel count.

12. Häufige Fehler bei der Temperaturmessung im Hochspannungsbereich

12.1 Selecting a Sensor Only by Accuracy

Accuracy is important, but it is only one part of high-voltage sensor selection. Electrical isolation, EMI immunity, mechanical installation and actual probe location can have a greater effect on whether the measurement is useful.

12.2 Assuming Infrared Measurement Can See Internal Hot Spots

Thermal cameras are powerful diagnostic tools, but they generally measure accessible surfaces. A transformer tank surface temperature is not the same as the temperature of an internal winding conductor.

12.3 Assuming Fiber Optic Sensors Automatically Find the Hottest Point

A fiber optic sensor directly measures its installed location. It does not automatically find the true maximum temperature elsewhere in the equipment.

Thermal modeling and engineering knowledge should guide sensor placement.

12.4 Ignoring Mechanical Fiber Protection

EMI immunity does not mean mechanical immunity. Fibers can still be damaged by excessive bending, crushing, pulling or poor routing.

12.5 Using Too Few Temperature Points

A single measurement point may not represent a thermally complex three-phase system.

Where temperature distribution can vary significantly by phase, winding or cooling zone, multi-point monitoring should be considered.

12.6 Installing Too Many Sensors Without a Thermal Plan

The opposite problem also occurs. Installing dozens of probes without understanding likely hot spots can produce large amounts of data without improving diagnostic value.

Measurement points should be linked to identifiable thermal risks.

12.7 Treating Temperature as the Only Condition Indicator

Temperature is important, but high-voltage equipment can develop electrical, insulation and mechanical problems that are not fully represented by temperature alone.

For transformers, broader Transformatorüberwachung may combine thermal information with Analyse von gelöstem Gas, Überwachung von Teilentladungen, Buchsenüberwachung und OLTC-Überwachung.

13. Frequently Asked Questions About High Voltage Temperature Measurement

13.1 What is high voltage temperature measurement?

High voltage temperature measurement is the measurement of temperature on or inside equipment operating in high electrical potential or strong electromagnetic environments. Sensor selection must therefore consider electrical isolation and EMI in addition to normal temperature specifications.

13.2 Which temperature sensor is best for high voltage equipment?

There is no universal best sensor. Fiber optic sensors are particularly suitable for direct electrically isolated measurements, RTDs and thermocouples remain useful in appropriate electrical locations, and infrared systems are effective for accessible surface inspections.

13.3 Why are fiber optic temperature sensors used in high-voltage equipment?

Fiber optic sensors transmit measurement information optically and can use electrically passive sensing probes. This makes them suitable for strong electromagnetic fields and locations where conventional electrical sensor wiring creates isolation challenges.

13.4 Are fiber optic temperature sensors immune to EMI?

The optical sensing and transmission path is inherently immune to electromagnetic interference because the measurement signal is carried by light rather than an electrical current. The complete monitoring system still requires correct installation and electronic equipment design.

13.5 Can fiber optic sensors measure transformer winding temperature directly?

Yes. A properly installed embedded fiber optic sensor measures temperature directly at its physical location in the transformer winding. See the dedicated Glasfaser-Temperaturmesssystem für Öltransformatoren.

13.6 Can infrared cameras measure transformer winding hot spots?

Normally not directly inside a closed oil-immersed transformer. Infrared systems observe accessible surface radiation, while the winding hot spot is located inside the transformer. Infrared inspection remains valuable for bushings, connections, terminals and external surfaces.

13.7 What is the difference between a fiber optic temperature sensor and an RTD?

A fiber optic sensor measures temperature using an optical response and transmits the measurement optically. An RTD measures the change in electrical resistance of a sensing element. Both can provide accurate temperature measurement, but their electrical characteristics and installation requirements are different.

13.8 How many fiber optic temperature sensors are required?

The quantity depends on equipment geometry, phases, winding design, predicted hot spots, required redundancy and monitoring objectives. There is no universal number that applies to every transformer or high-voltage system.

13.9 Can fiber optic temperature sensors connect to PLC or SCADA systems?

Yes, when the selected interrogator provides the required industrial communication interface. Depending on model and configuration, systems may provide RS485, Modbus, analog outputs, relay outputs or other integration options.

13.10 Is fiber optic temperature measurement the same as DTS?

No. Fluorescence-based fiber optic temperature sensing used for transformer and high-voltage hot-spot monitoring is typically a point measurement technology. DTS measures a distributed temperature profile along a length of sensing fiber.

13.11 Can high voltage temperature sensors be retrofitted?

It depends on the measurement location. External or accessible sensors may often be retrofitted. A sensor that must be embedded deep inside a transformer winding is usually easier to install during manufacturing or major refurbishment.

13.12 What data should be monitored together with high voltage temperature?

Depending on the equipment, useful supporting data can include load current, ambient temperature, cooling-system status, oil temperature, alarms and condition-monitoring parameters such as DGA or partial discharge. Combining these measurements provides better operating context than temperature alone.

14. Conclusion: High Voltage Temperature Measurement and Sensor Selection

Temperaturmessung bei Hochspannung requires more than choosing a sensor with the correct temperature range. Engineers must consider electrical potential, electromagnetic interference, measurement location, sensor installation, mechanical protection and monitoring-system architecture.

RTDs and thermocouples remain effective conventional temperature sensors where electrical wiring can be safely integrated. Infrared thermography provides valuable non-contact inspection of accessible high-voltage surfaces. Thermal models provide estimated internal temperatures when direct sensing is unavailable.

For direct temperature measurement inside high-voltage, strong electromagnetic or electrically isolated environments, Glasfaser-Temperatursensoren provide an important alternative. Fluorescence-based point sensing is particularly suitable when temperature must be measured at selected transformer winding, generator winding or high-voltage equipment hot spots.

Published transformer studies using 12 internal optical sensing points in a 20 MVA transformer, optical sensing in a 110 kV transformer, and experiments using 20 optical probes combined with CFD analysis also demonstrate why both optical sensing technology and probe positioning matter in real thermal measurement systems.

For system selection, explore INNO's fiber optic temperature monitoring solutions, multi-channel fiber optic temperature measurement systems und power transformer monitoring applications.

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Technical References

• IEEE C57.165-2024 — IEEE Guide for Temperature Measurements for Liquid-Immersed Transformers and Reactors.
• IEC 60076-7:2018 — Power Transformers – Part 7: Loading Guide for Mineral-Oil-Immersed Power Transformers.
• IEEE C57.91-2025 — IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators.
• IEEE Sensors Journal, 2008 — Multipoint Fiber-Optic Hot-Spot Sensing Network Integrated Into High Power Transformer for Continuous Monitoring.
• China International Conference on Electricity Distribution, 2014 — Online hot-spot temperature monitoring using optical fiber sensing in a 110 kV oil-immersed transformer.
• IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, 2023 — Evaluation of power transformer thermal performance and optical sensor positioning using CFD simulations and temperature-rise testing.