Temperatur von Hotspots in Transformatorwicklungen: Messung, Überwachung und Sensoren

Veröffentlichungsdatum:6. September 2026, 12:04:22 Uhr

  • Temperatur an den Hotspots der Transformatorwicklungen ist die höchste lokale Temperatur innerhalb einer stromführenden Wicklung und der sie umgebenden Isolierung und nicht die Durchschnittstemperatur der gesamten Wicklung.
  • Die Temperatur am Hotspot kann berechnet anhand thermischer Transformator-Modelle oder direkt an ausgewählten Stellen mithilfe integrierter Temperatursensoren gemessen.
  • Ein herkömmlicher Wicklungstemperaturanzeige (WTI) liefert in der Regel einen indirekten Temperaturwert, während ein eingebauter Sensor die Temperatur an seinem tatsächlichen physikalischen Standort misst.
  • Glasfaser-Wicklungstemperatursensoren sind besonders nützlich für Direktmessungen im Inneren von Hochspannungstransformatoren, da der Messpunkt elektrisch passiv und unempfindlich gegenüber elektromagnetischen Störungen bleiben kann.
  • Zuverlässig Überwachung von Hotspots an Transformatoren Das hängt von der Sensorplatzierung, der Wicklungsgeometrie, der Belastung, dem Ölfluss, den Kühlbedingungen und der gewählten Überwachungsmethode ab – nicht nur von der Genauigkeit des Sensors.

Überwachung Temperatur an der heißesten Stelle der Transformatorwicklung ist ein wichtiger Bestandteil des Wärmemanagements und der Zustandsbeurteilung von Transformatoren. Die Öloberflächentemperatur, die durchschnittliche Wicklungstemperatur und der tatsächliche Hotspot in der Wicklung beschreiben unterschiedliche thermische Zustände und sollten daher nicht als austauschbare Messgrößen betrachtet werden.

Für moderne Transformatorüberwachung, … können Ingenieure berechnete thermische Modelle, herkömmliche Wicklungstemperaturanzeigen und direkt eingebettete Sensoren kombinieren. In diesem Leitfaden wird erläutert, wie sich diese Methoden unterscheiden, wo sich Hotspots in der Wicklung bilden, wie Sensoren positioniert werden sollten und wann direkte Überwachung von Hotspots in Transformatorwicklungen bietet weitere Informationen.

Inhaltsverzeichnis

1. Was versteht man unter der Temperatur eines Hotspots in einer Transformatorwicklung?

1.1 Definition der Temperatur an den Hotspots der Transformatorwicklungen

Temperaturmesssystem für Glasfaserwicklungen in Öltransformatoren

Temperatur an den Hotspots der Transformatorwicklungen bezeichnet einen begrenzten Bereich der Wicklung, in dem die Temperatur des Leiters und der Isolierung höher ist als in den umgebenden Bereichen. Es handelt sich um einen lokalen thermischen Zustand und nicht einfach um eine andere Bezeichnung für die Transformatoröltemperatur oder die durchschnittliche Wicklungstemperatur.

Eine Wicklung besteht aus zahlreichen Leitern, Isolierschichten, Abstandshaltern und Kühlkanälen. Stromverluste erzeugen in der gesamten Wicklung Wärme, die jedoch nicht immer gleichmäßig verteilt ist. Schwankungen bei den Leiterverlusten, der Ölzirkulation, der Wicklungsgeometrie und der lokalen Kühlung können zu Bereichen mit höheren Temperaturen führen.

Da es sich um einen lokalen Hotspot handelt, ist eine Temperaturmessung nur dann aussagekräftig, wenn die physikalische Lage bekannt ist. Ein Sensor, der 50 mm vom tatsächlich heißesten Leiter entfernt installiert ist, kann eine andere Temperatur anzeigen, obwohl beide Messungen innerhalb derselben Wicklung erfolgen.

1.2 Temperatur am Hotspot im Vergleich zur durchschnittlichen Wicklungstemperatur

Durchschnittliche Wicklungstemperatur stellt die Wicklung als Ganzes dar, während Temperatur am Hotspot des Transformators betrifft den Bereich mit der höchsten lokalen Temperatur. Durchschnittswerte sind für die Prüfung von Transformatoren und die thermische Bewertung hilfreich, doch kann die lokale Erwärmung über den Durchschnittswert hinausgehen.

Diese Unterscheidung ist ein Grund dafür, dass direkt Glasfaser-Temperatursensoren zur Überwachung von Hotspots in Transformatorwicklungen werden in Anwendungen eingesetzt, bei denen Ingenieure Temperaturdaten von bestimmten Stellen innerhalb der Wicklung benötigen.

1.3 Temperatur des Transformator-Hotspots im Vergleich zur Öloberflächentemperatur

Die Oberflächentemperatur des Öls gibt Auskunft über den thermischen Zustand des Transformatoröls im oberen Bereich des Tanks. Sie ist ein wichtiger Betriebsparameter, sollte jedoch nicht als tatsächlicher Heißpunkt der Wicklung interpretiert werden.

Temperaturparameter Was es bedeutet Typisches Messverfahren „Hot Spot“ bei der Direktwicklung?
Umgebungstemperatur Umgebung des Transformators Umgebungssensor Nein
Maximale Öltemperatur Öltemperatur im oberen Tankbereich Öltemperaturanzeige / -sensor Nein
Durchschnittliche Wicklungstemperatur Durchschnittliche thermische Bedingungen der Wicklung Berechnung, Widerstandsmethode oder indirekter Nachweis Nein
Temperatur am Wicklungs-Hotspot Lokaler Hochtemperaturbereich in der Wicklung Wärmetechnische Berechnung oder integrierter lokaler Sensor Ja, bei Messung an der ausgewählten Hotspot-Position

Für die herkömmliche Öltemperaturanzeige eignen sich Produkte wie beispielsweise ein Temperaturanzeige für Transformatoröl dienen einem anderen Zweck als die integrierte Wicklungstemperaturmessung.

2. Warum die Temperatur an den Hotspots eines Transformators von Bedeutung ist

2.1 Temperatur an den Hotspots von Transformatoren und Alterung der Isolierung

Die Isolierung von Transformatoren ist während ihrer gesamten Lebensdauer elektrischen, mechanischen und thermischen Belastungen ausgesetzt. Die lokale Wicklungstemperatur ist daher für die Beurteilung der thermischen Alterung von Bedeutung, insbesondere bei ölgefüllten Transformatoren mit fester Isolierung auf Zellulosebasis.

Die Norm IEC 60076-7 befasst sich mit dem Betrieb von Transformatoren unter dem Gesichtspunkt der Betriebstemperatur und der thermischen Alterung, während die Norm IEEE C57.91 Leitlinien zur Belastung enthält, die Temperaturkriterien für Transformatoren, Belastungsbedingungen, Kühleffekte und Überlegungen zur Lebensdauer berücksichtigen.

Für einen Ingenieur ist der praktische Aspekt ganz einfach: Zwei Transformatoren mit ähnlicher Belastung entwickeln möglicherweise nicht identische Innentemperaturen, wenn sich ihre Wicklungsauslegung, ihre Kühlbedingungen, ihre Umgebungsbedingungen oder ihre Betriebsgeschichte unterscheiden.

2.2 Temperatur an der Überhitzungsstelle bei Überlastung des Transformators

Wenn die Belastung des Transformators zunimmt, ändern sich auch die Leitungsverluste und die Erwärmung der Wicklung. Da die Wicklung, das Öl und das Kühlsystem unterschiedliche thermische Zeitverläufe aufweisen, folgt die Temperatur im Inneren der Wicklung nicht unbedingt dem gleichen Verlauf wie die Temperatur des oberen Öls.

Dies ist insbesondere bei vorübergehenden Überlastungen, schnellen Lastwechseln oder Übergängen im Kühlsystem von Bedeutung. A Temperaturüberwachungssystem für Transformatoren kann mehrere Temperatureingänge kombinieren, anstatt sich auf eine einzige Füllstandsmessung zu verlassen.

2.3 Hot-Spot-Temperatur bei der Zustandsüberwachung von Transformatoren

Die Temperatur sollte ebenfalls im Zusammenhang mit anderen Indikatoren für den Zustand des Transformators berücksichtigt werden. Thermische Belastung ist nur einer von mehreren möglichen Faktoren, die zur Verschlechterung des Transformators beitragen können.

Je nach Kritikalität des Transformators kann eine umfassendere Überwachungsstrategie Folgendes umfassen: Online-Analyse gelöster Gase, Überwachung von Teilentladungen an Transformatoren, Buchsenüberwachung, und OLTC-Überwachung.

Die Temperatur an einem Hotspot lässt sich daher am besten als Teil eines umfassenderen Gesamtbildes des Transformatorzustands nutzen und nicht als isolierter Diagnosewert.

3. Wo tritt die Temperatur an den Hotspots der Transformatorwicklungen auf?

3.1 Geometrie der Transformatorwicklungen und lokale Hotspots

Es kann nicht davon ausgegangen werden, dass sich der Wicklungs-Hotspot in jedem Transformator an derselben geometrischen Stelle befindet. Seine Position hängt von der jeweiligen elektromagnetischen und thermischen Auslegung ab.

Zu den wichtigsten Einflüssen zählen:

  • Geometrie der Hoch- und Niederspannungswicklungen
  • Leiterabmessungen und Stromdichte
  • Axiale und radiale Kühlkanäle
  • Ölströmungsverteilung
  • Lokale Wirbel- und Streuverluste
  • Dämmstoffdicke und Wärmewiderstand
  • Wicklungsbefestigung und mechanische Konstruktionen
  • Kühlmodus des Transformators

3.2 Axiale und radiale Temperaturverteilung

Temperaturänderungen können sowohl in axialer als auch in radialer Richtung durch eine Wicklung hindurch auftreten. Ein Bereich nahe dem oberen Teil einer Wicklung kann unter bestimmten Kühlbedingungen wärmer sein, doch die Annahme, dass die höchste axiale Position stets den tatsächlichen Hotspot darstellt, kann zu einer ungünstigen Sensorplatzierung führen.

Ebenso können innere und äußere Wicklungsbereiche unterschiedliche Verluste und Ölströmungsverhältnisse aufweisen. Der zu erwartende Hotspot sollte daher nach Möglichkeit anhand transformatorspezifischer thermischer Auslegungsdaten ermittelt werden.

3.3 Kühlkanäle und Ölfluss

Der Ölfluss ist ein wesentlicher Bestandteil des thermischen Verhaltens in einem Ölgefüllter Transformator. Lokale Einschränkungen, eine ungleichmäßige Strömungsverteilung oder Änderungen im Kühlbetrieb können die Temperaturverteilung in der Wicklung verändern.

Dies ist ein Grund, warum ein Sensor mit Direktwicklung nicht unabhängig von der Transformatorauslegung betrachtet werden sollte. Die Qualität von Messung von Hotspots an Transformatoren Das hängt sowohl von der Leistungsfähigkeit des Sensors ab als auch davon, ob die Sonde tatsächlich in der Nähe eines thermisch relevanten Bereichs positioniert ist.

4. Wie wird die Temperatur an den Hotspots eines Transformators gemessen?

Es gibt zwei grundlegende technische Ansätze, um Informationen über die Temperatur von Hotspots in Transformatorwicklungen zu erhalten: berechnete Temperatur und direkte lokale Temperaturmessung.

4.1 Indirekte Messung von Hotspots an Transformatoren

Indirekte Methoden leiten das thermische Verhalten der Wicklung aus Parametern wie der Transformatorauslastung, der Öltemperatur und den thermischen Eigenschaften ab. Herkömmliche Wicklungstemperaturanzeigen und thermische Softwaremodelle sind weit verbreitet, da sie keinen Sensor erfordern, der physisch im Hot-Spot-Bereich der Wicklung eingebettet werden muss.

A Temperaturanzeige für Transformatorwicklungen, … erfüllt beispielsweise eine andere Messfunktion als eine integrierte Glasfasersonde.

4.2 Direkte Messung der Wicklungstemperatur des Transformators

Direkte Temperaturmessung an der Wicklung verwendet einen Sensor, der an einer ausgewählten Stelle innerhalb oder in der Nähe der Wicklung angebracht ist. Der gemessene Wert gibt die Temperatur an dieser Stelle zu diesem Zeitpunkt an.

Bei Hochspannungswicklungen können herkömmliche elektrisch leitfähige Messverfahren zu Problemen hinsichtlich der Isolierung und der elektromagnetischen Auslegung führen. Dies hat zum Einsatz elektrisch passiver Glasfaser-Temperatursensoren für Transformatorwicklungen.

4.3 Berechnete vs. direkte Hot-Spot-Temperatur des Transformators

Faktor Berechneter Hotspot Direkte lokale Messung
Bewertungsgrundlage Thermisches Modell und Betriebsparameter Physikalischer Temperatursensor
Tatsächlicher Sensor in der Wicklung Nicht erforderlich Erforderlich für die eingebettete Messung
Temperatur Standort Geschätzter Standort des Modells Tatsächlicher Sensorstandort
Nachrüstpotenzial Im Allgemeinen einfacher Für die Installation eingebetteter Wicklungen ist unter Umständen ein Zugang für Fertigungszwecke oder umfangreiche Sanierungsarbeiten erforderlich.
Entwurfsabhängigkeit Hängt von den Modellparametern ab Hängt stark von der korrekten Platzierung des Sensors ab
Hauptwert Kontinuierliche thermische Schätzung Direkte Beobachtung ausgewählter interner Standorte

Keine der beiden Methoden sollte automatisch als überlegen angesehen werden. In kritischen Anwendungsfällen können berechnete und direkt gemessene Temperaturen gemeinsam genutzt werden, um sich gegenseitig ergänzende Informationen zu liefern.

5. Berechnung von Hotspots in Transformatoren und thermische Modelle

5.1 Eingabewerte für die Berechnung von Hotspots in Transformatoren

Ein thermisches Modell eines Transformators kann statt einer einzelnen gemessenen Temperatur mehrere Betriebsgrößen berücksichtigen. Zu den typischen Eingangsgrößen oder Modellparametern können gehören:

  • Laststrom oder Lastfaktor
  • Umgebungstemperatur
  • Öl-Spitzentemperatur
  • Temperaturgradient zwischen Wicklung und Öl
  • Kühlmodus und Status des Kühlsystems
  • Thermische Zeitkonstanten
  • Transformatorspezifische Auslegungsparameter

Diese Variablen helfen dabei, die Innentemperaturen zu schätzen, die bei einem in Betrieb befindlichen Transformator sonst nicht ermittelt werden können.

5.2 IEC 60076-7 und thermische Belastung von Transformatoren

IEC 60076-7:2018 bietet Leitlinien zur Belastung von in Mineralöl getauchten Leistungstransformatoren und behandelt den Betrieb unter verschiedenen Umgebungstemperaturen und Lastbedingungen, Betriebstemperaturen, thermische Alterung sowie thermische Modelle.

Die Norm ist daher für die Beurteilung des Zusammenhangs zwischen der Transformatorauslastung und dem thermischen Verhalten relevant. In einem Artikel zum Thema Online-Überwachung sollte eine normgerechte Berechnung jedoch nicht als Ersatz für transformatorspezifische technische Daten herangezogen werden.

5.3 IEEE C57.91 und die Temperatur an den Hotspots von Transformatoren

IEEE C57.91-2025 ist der aktuelle IEEE-Leitfaden zur Auslegung von mit Mineralöl gefüllten Transformatoren und Stufenspannungsreglern. Er enthält Methoden zur Bewertung von Belastungseffekten, Temperaturkriterien, Kühleffekten sowie Beispiele für Temperaturberechnungen.

Für die Auslegung von Überwachungssystemen bieten diese Normen einen Rahmen. Die tatsächlichen Alarmgrenzwerte und Entscheidungen zur Belastung sollten sich jedoch weiterhin nach den Vorgaben des Transformatorherstellers, der Auslegung des Isolationssystems und den geltenden Projektspezifikationen richten.

5.4 Einschränkungen bei der Berechnung von Hotspots in Transformatoren

Thermische Berechnungen hängen von den Modellannahmen ab. Bei realen Transformatoren können sich die Kühlleistung, die Umgebungsbedingungen, die lokale Ölströmung, Fertigungstoleranzen und die Belastungsmuster ändern.

Ein berechneter Hotspot sollte daher als technische Schätzung verstanden werden. Die direkte Messung der Wicklungstemperatur kann an ausgewählten Punkten eine unabhängige Temperaturerfassung liefern, hat jedoch auch ihre eigenen Einschränkungen: Der Sensor misst nur dort, wo er physisch installiert ist.

6. Direkte Temperaturmessung an Transformatorwicklungen

Lösungen zur Temperaturüberwachung mittels Glasfaser

6.1 Eingebaute Temperatursensoren für Transformatorwicklungen

Ein eingebetteter Temperaturfühler wird in der Regel im Bereich des erwarteten Hotspots der Wicklung vorgesehen. Diese Planung sollte vor der Wicklungsmontage erfolgen, da der Sensor physisch in die Isolationsstruktur der Wicklung integriert werden muss.

Bei der Herstellung neuer Transformatoren bietet dies die Möglichkeit, die Position der Sensoren bereits vor der Endmontage mit thermischen Berechnungen und Wicklungszeichnungen abzustimmen.

6.2 Warum die Position des Sensors eine Rolle spielt

Ein grundlegendes Prinzip der Technik lautet:

Ein Temperatursensor misst seine eigene physikalische Position; er ermittelt nicht automatisch den absolut heißesten Punkt im Transformator.

Nehmen wir beispielsweise an, ein Dreiphasentransformator verfügt über 12 eingebettete Temperatursensoren. Sind die Sensoren über ausgewählte axiale und radiale Bereiche verteilt, erhält das Überwachungssystem 12 direkte Temperaturmesswerte. Dies beweist jedoch nicht, dass an keiner nicht mit Sensoren ausgestatteten Stelle eine höhere Temperatur herrscht.

Aus diesem Grund sollte die Platzierung der Sensoren nach Möglichkeit auf der thermischen Auslegung des Transformators, bisherigen Erfahrungen oder den Ergebnissen von Temperaturanstiegstests basieren.

6.3 Direkte Messung und Validierung des thermischen Modells

Direkte Messungen können zudem mit berechneten Werten verglichen werden. Wenn das thermische Modell einen bestimmten Temperaturverlauf der Wicklung vorhersagt, eingebettete Sonden unter vergleichbaren Lastbedingungen jedoch wiederholt einen anderen Verlauf anzeigen, stehen den Ingenieuren zusätzliche Informationen zur Verfügung, um Annahmen, Sensorpositionen oder das Kühlverhalten zu untersuchen.

Dieser kombinierte Ansatz kann nützlichere Informationen liefern, als wenn berechnete und gemessene Temperaturen als konkurrierende Technologien betrachtet würden.

7. Vergleich von Temperatursensoren für Transformatorwicklungen

bwr2-Transformator-Wicklungstemperaturanzeige

7.1 Wicklungstemperaturanzeige für Transformatoren

A Anzeige der Wicklungstemperatur ist eine gängige Lösung zur Temperaturanzeige und -regelung bei Transformatoren. Je nach Ausführung kann das Gerät eine lokale Anzeige sowie Ausgänge für Alarme oder die Kühlungssteuerung bereitstellen.

INNO bietet WTI-Optionen auf Transformatoren an, wie zum Beispiel die BWR-04/06AJTH Temperaturanzeige für Transformatorwicklungen und BWR2-Wicklungstemperaturanzeige.

7.2 RTD-Temperatursensoren

Widerstandsthermometer (RTDs) messen die Temperatur anhand der vorhersehbaren Änderung des elektrischen Widerstands des Messelements. Sie finden breite Anwendung in der industriellen Temperaturmesstechnik, doch aufgrund ihrer metallischen Messelemente und Verkabelung müssen in Hochspannungsumgebungen entsprechende elektrische und isolationstechnische Aspekte berücksichtigt werden.

7.3 Thermoelemente

Thermoelemente erzeugen eine thermoelektrische Spannung, die von der Temperaturdifferenz abhängt. Aufgrund ihres einfachen Aufbaus und ihrer breiten industriellen Verwendung eignen sie sich für viele Anwendungen, sind jedoch nach wie vor elektrisch leitende Sensoren.

7.4 Glasfaser-Wicklungstemperatursensoren

A Glasfaser-Wicklungstemperatursensor überträgt den Messwert optisch, anstatt auf ein metallisches elektrisches Signal am Messpunkt zurückzugreifen. Dies ist insbesondere im Inneren von Transformatorwicklungen von Vorteil, wo elektrische Isolierung und Störfestigkeit gegenüber elektromagnetischen Feldern wichtig sind.

Verfahren Direkte lokale Messung Elektrisches Signal am Messpunkt Berücksichtigung von EMI Typische Rolle eines Transformers
Thermisches Modell Nein Am Hotspot ist kein Sensor erforderlich Gilt nicht für das Modell selbst Berechnete Hotspot-Schätzung
WTI Typischerweise indirekt Hängt von der Ausführung ab Abhängig von der Systemauslegung Anzeige/Regelung der Wicklungstemperatur
RTD Ja, am Aufstellungsort Ja Muss geprüft werden Allgemeine Temperaturmessung an Transformatoren
Thermoelement Ja, am Aufstellungsort Ja Muss geprüft werden Temperaturmessung in der Industrie
Glasfasersensor Ja, am Aufstellungsort Am Messpunkt ist kein metallisches Messsignal erforderlich Besonders gut geeignet für Umgebungen mit starker elektromagnetischer Störung (EMI) Integrierte Überwachung von Hotspots in Wicklungen

8. Glasfasersensoren zur Überwachung von Hotspots in Transformatoren

Fiber-Optic-Temperature-Monitoring-System

8.1 Warum werden Glasfasersensoren in Transformatorwicklungen eingesetzt?

Die faseroptische Messtechnik ist besonders dort von Nutzen, wo sich ein elektrischer Temperatursensor nur schwer sicher integrieren lässt. Die optische Sonde kann als elektrisch passives Messelement ausgelegt werden, während sich die optoelektronische Ausleseeinheit außerhalb des Hochspannungswicklungsbereichs befindet.

Typische Gründe für die Verwendung eines Glasfaser-Temperaturüberwachungssystem Dazu gehören:

  • Starke elektromagnetische Felder
  • Hohe elektrische Spannungsunterschiede
  • Direkte Messung an ausgewählten Stellen der Wicklung
  • Bedarf an kleinen eingebetteten Messsonden
  • Mehrpunkt-Temperaturüberwachung von Transformatoren
  • Integration in Fernüberwachungssysteme

8.2 Fluoreszenz-Temperaturmessung mit Glasfasern

Die fluoreszenzbasierte Glasfasermesstechnik ist eine Technologie zur Punkt-Temperaturmessung. Ein fluoreszierendes Material an der Sondenspitze wird optisch angeregt, und das Messgerät wertet die temperaturabhängige Fluoreszenzreaktion aus.

Dieser Ansatz sollte nicht mit der verteilten Temperaturmessung verwechselt werden. Bei Hotspots in Transformatorwicklungen besteht das Ziel in der Regel darin, Temperaturdaten an ausgewählten kritischen Stellen zu erfassen, anstatt ein durchgehendes Temperaturprofil entlang kilometerlanger Glasfaserleitungen zu messen.

8.3 Optionen für Glasfasersonden für Transformatorwicklungen

Unterschiedliche mechanische Umgebungsbedingungen bei Transformatoren können unterschiedliche Sondenkonstruktionen erfordern. Bei eingebetteten Wicklungsinstallationen ist eine Temperatursensor aus Polyimid-Lichtleitfaser kann gewählt werden, wenn eine kompakte, mit der Wicklung kompatible Sondenkonstruktion erforderlich ist.

Für Anwendungen, die einen zusätzlichen mechanischen Schutz erfordern, ist ein Gepanzerter Glasfaser-Temperatursensor für die Wicklungen von Öltransformatoren bietet eine weitere Produktkonfiguration.

Bei der richtigen Auswahl sollten die Wicklungsstruktur, der Platzbedarf für die Verlegung, die mechanische Beanspruchung, die Ölverträglichkeit und das Verlegeverfahren berücksichtigt werden, anstatt sich ausschließlich nach dem Temperaturbereich zu richten.

9. Anordnung der Sensoren zur Erfassung von Hotspots in Transformatorwicklungen

Transformer-Temperature-Indicator

9.1 Vor dem Einbau von Wicklungstemperatursensoren die thermische Auslegung berücksichtigen

Die Platzierung der Messsonden sollte idealerweise auf der Grundlage der prognostizierten Temperaturverteilung erfolgen und nicht nach willkürlichen Abständen. Transformatorenkonstrukteure können anhand von Wicklungsberechnungen, Analysen der elektromagnetischen Verluste, Analysen des Ölflusses und früherer Testdaten Bereiche mit voraussichtlich hohen Temperaturen identifizieren.

Eine sinnvolle Vorgehensweise ist:

  1. Ermitteln Sie thermisch kritische Wicklungen.
  2. Schätzen Sie die wahrscheinlichen axialen und radialen Hot-Spot-Zonen ab.
  3. Wählen Sie mehrere repräsentative Messpunkte aus.
  4. Überprüfen Sie die mechanischen und isolatorischen Einschränkungen.
  5. Verlegen Sie die Glasfasern so, dass die Wickelbaugruppe nicht beeinträchtigt wird.
  6. Überprüfen Sie alle Kanäle, bevor der Transformator endgültig geschlossen wird.

9.2 Wie viele Glasfasersensoren benötigt ein Transformator?

Es gibt keine allgemeingültige Anzahl von Sensoren, die für jeden Transformator geeignet ist. Die Anzahl der Sensoren hängt von der Nennleistung des Transformators, der Phasenanzahl, der Wicklungsanordnung, dem Überwachungszweck und der erforderlichen Redundanz ab.

Betrachten wir zum Beispiel ein Beispielhafte Konfiguration zur Überwachung eines Dreiphasentransformators mit jeweils zwei relevanten Wicklungen pro Phase. Ingenieure könnten zwei Temperaturmessstellen an jeder überwachten Wicklung auswählen, was zu folgendem Ergebnis führt:

3 Phasen × 2 überwachte Wicklungen × 2 Messstellen = 12 Messpunkte.

Dies ist lediglich ein technisches Beispiel und keine allgemeingültige Vorgabe. Bei einem anderen Transformator sind möglicherweise weniger Punkte erforderlich, während bei einer großen oder thermisch komplexen Konstruktion deutlich mehr Punkte gerechtfertigt sein könnten.

Für Anwendungen, die viele Messpunkte erfordern, ist ein Mehrkanal-Glasfaser-Temperaturmess- und -überwachungssystem kann die Temperaturkanäle zentralisieren.

9.3 Checkliste für die praktische Installation von Glasfasersonden

  • Überprüfen Sie vor Abschluss der Wicklung die voraussichtliche Lage des Hotspots.
  • Vergewissern Sie sich, dass die Messspitze an der vorgesehenen Messstelle positioniert ist.
  • Vermeiden Sie übermäßiges Verbiegen oder Quetschen der Fasern.
  • Schützen Sie die Glasfaserkabel beim Aufwickeln, beim Zusammenpressen und bei der Montage.
  • Die Kompatibilität mit den Isolationskonstruktionen der Transformatoren ist sicherzustellen.
  • Kennzeichnen Sie jede Sonde und jeden Überwachungskanal eindeutig.
  • Überprüfen Sie die optische Durchgängigkeit, bevor Sie zu unzugänglichen Baugruppenabschnitten gelangen.
  • Überprüfen Sie die gesamte Messkette vor der endgültigen Inbetriebnahme.

10. Architektur eines Systems zur Überwachung von Hotspots in Transformatoren

Eine vollständige System zur Überwachung der Wicklungstemperatur von Transformatoren enthält in der Regel mehr als nur den eingebauten Sensor.

Eingebettete Glasfasersonde → Glasfaser → Temperaturabfragegerät → Temperaturdaten → Alarm / Logik → SPS oder SCADA

10.1 Eingebetteter Glasfaser-Temperaturfühler

Die Sonde dient als lokaler Messpunkt. Ihr mechanischer Aufbau und ihre Positionierung müssen auf die jeweilige Wicklungsanwendung abgestimmt sein.

10.2 Glasfaser-Temperaturmessgerät

Der Abfrage-Sensor sorgt für die optische Anregung, erfasst die zurückgesendete optische Antwort und wandelt diese in Temperaturdaten um. Die Systeme können je nach Anzahl der zu überwachenden Wicklungsstellen für unterschiedliche Kanalzahlen konfiguriert werden.

Wenn weniger Messpunkte erforderlich sind, kann eine 3-Kanal-Glasfaser-Temperaturmessumformer zur Überwachung von Leistungstransformatorwicklungen kann sinnvoll sein. Bei größeren Installationen können Mehrkanal-Plattformen zum Einsatz kommen.

10.3 Lokale Anzeige- und Überwachungsschnittstelle

Anwendungen, die eine lokale Anzeige erfordern, können eine Host mit integrierter Glasfaser-Temperaturanzeige oder eine Systemkonfiguration mit lokaler Temperaturanzeige.

10.4 Integration von SPS und SCADA

Die Temperaturdaten der Transformatorwicklungen lassen sich in eine umfassendere Überwachungsarchitektur für Anlagen oder Umspannwerke integrieren. Je nach gewählter Produktkonfiguration bieten industrielle Systeme Schnittstellen wie RS485, Modbus, analoge Signale oder Relaisausgänge.

Die genauen Kommunikationsschnittstellen sollten stets anhand des ausgewählten Modells überprüft werden, anstatt sie bei jedem Glasfaserüberwachungsgerät einfach vorauszusetzen.

11. Temperatur an den Hotspots des Transformators, Belastung und Alterung der Isolierung

11.1 Laständerungen – Temperatur der Transformatorwicklungen

Die Temperatur der Transformatorwicklungen unterliegt Schwankungen. Bei Laständerungen ändern sich die Leiterverluste, doch die Temperaturen der Wicklungen, des Öls und des Kühlsystems reagieren mit unterschiedlichen thermischen Zeitkonstanten.

Das bedeutet, dass bei einem Transformator, der einer kurzen Hochlastphase ausgesetzt ist, ein anderes Verhältnis zwischen Wicklungstemperatur und Öloberflächentemperatur auftreten kann als bei einer langfristigen Last im stationären Zustand.

11.2 Betrieb des Kühlsystems und Hotspots im Transformator

Cooling condition is also important. Changes in natural or forced cooling affect the rate at which heat is removed from the winding and oil.

A thermal monitoring strategy should therefore consider not only measured temperature but also cooling-system status, load and ambient condition. This broader approach is especially valuable for Überwachung von Leistungstransformatoren.

11.3 Transformer Hot Spot Temperature and Thermal Aging

Both IEC and IEEE loading guidance connect operating temperature with transformer insulation life assessment. Higher thermal stress can accelerate insulation aging, but the relationship depends on insulation system, moisture, oxygen, operating history and other conditions.

For this reason, fixed rules such as “every temperature increase of X degrees always halves transformer life” should not be applied without considering the standard, insulation system and assumptions behind the calculation.

12. Technische Beispiele für die Überwachung von Hotspots an Transformatoren

12.1 Illustrative 12-Point Transformer Winding Monitoring Configuration

Consider a new three-phase oil-immersed power transformer where the design team wants direct temperature information from both HV and LV windings.

Transformer Arrangement Three-phase
Monitored Windings HV and LV
Sensing Points per Winding 2 illustrative locations
Total Measurement Points 12
Measurement Type Direct embedded point temperature sensing
Ziel der Überwachung Compare critical winding temperatures across phases and winding positions

The 12-point arrangement is not a standard requirement. It demonstrates how channel count can be derived from the monitoring objective.

If thermal modeling indicates additional critical zones, the system may use more channels. INNO also provides higher-channel-count configurations such as a 64-Kanal-Temperaturmesssystem mit fluoreszierenden Glasfasern for applications requiring substantially more sensing points.

12.2 Example: Comparing Direct and Calculated Temperature

Suppose a monitoring system records temperatures at 12 embedded locations while the transformer monitoring software simultaneously calculates winding hot-spot temperature from load and oil-temperature data.

Instead of expecting both values to be numerically identical, engineers should compare:

  • Temperature trend during load increases
  • Temperature trend during cooling transitions
  • Phase-to-phase differences
  • Difference between HV and LV windings
  • Measured-versus-calculated trend over repeated operating cycles

A persistent change in this relationship can be more informative than looking at a single temperature snapshot.

12.3 Example: Combining Winding and Oil Temperature Monitoring

Direct winding temperature does not eliminate the value of oil monitoring. A complete thermal picture can combine embedded winding sensors with an System zur Überwachung von Öltemperatur, Ölstand und Öldruck.

This allows the operator to distinguish between local winding heating and broader changes in transformer oil or tank conditions.

13. Häufige Fehler bei der Überwachung von Transformator-Hotspots

13.1 Treating Top Oil Temperature as Winding Hot Spot Temperature

Top oil and winding hot spot describe different parts of the transformer thermal system. One should not simply substitute for the other.

13.2 Assuming One Sensor Always Measures the Hottest Location

A single embedded sensor gives one direct measurement point. If the actual hot spot shifts because of loading or cooling conditions, another winding location may become warmer.

13.3 Installing Sensors Without Thermal Design Input

Adding more sensors does not automatically improve monitoring quality if they are positioned in thermally unimportant areas. Probe quantity and probe location should be considered together.

13.4 Ignoring Fiber Routing and Mechanical Protection

The fiber lead must survive transformer winding assembly and long-term service. Excessive bending, crushing, poor lead-out routing or mechanical damage can compromise the measurement channel even when the temperature sensing principle itself is correct.

13.5 Comparing Calculated and Direct Temperatures Without Considering Location

A calculated hot-spot temperature represents a modeled thermal quantity. A direct sensor represents a physical location. A numerical difference between them is not automatically evidence that one measurement is wrong.

13.6 Using Unverified Alarm Thresholds

Alarm and trip settings should be based on transformer design, insulation system, manufacturer recommendations, operating strategy and applicable standards. A generic alarm value copied from another transformer should not be treated as universally applicable.

14. Wie wählt man eine Methode zur Überwachung von Hotspots an Transformatoren aus?

14.1 Use Calculated Transformer Hot Spot Monitoring When

  • Embedded winding access is unavailable.
  • The transformer is already in service.
  • Load and thermal-model inputs are available.
  • The monitoring objective is continuous thermal estimation.

14.2 Use a Winding Temperature Indicator When

  • A conventional transformer temperature indication method is required.
  • Local indication, alarm or cooling control is part of the design.
  • Direct embedded winding measurement is not necessary.

14.3 Use Direct Fiber Optic Winding Temperature Measurement When

  • The transformer is new or accessible during major refurbishment.
  • Direct winding temperature information is required.
  • Measurement points are located in high-voltage or strong electromagnetic environments.
  • Thermal-model validation is valuable.
  • Multiple winding hot-spot locations need to be observed directly.

For these applications, a dedicated Glasfaser-Temperaturmesssystem für Öltransformatoren can combine embedded probes and external monitoring electronics.

14.4 Use Combined Transformer Thermal Monitoring When

For critical transformers, direct and indirect monitoring can complement each other.

A combined approach may include:

  • Öl-Spitzentemperatur
  • Berechneter Wicklungs-Hotspot
  • Direct embedded winding temperature
  • Load data
  • Cooling-system status
  • Ölstand und Öldruck
  • DGA or partial discharge data where required

This architecture provides more context than any individual measurement channel.

15. Frequently Asked Questions About Transformer Winding Hot Spot Temperature

15.1 What is transformer winding hot spot temperature?

Transformer winding hot spot temperature is the highest local temperature within the winding and associated insulation region. It differs from average winding temperature and top-oil temperature because it represents a localized thermal condition.

15.2 What is the difference between top oil temperature and winding hot spot temperature?

Top-oil temperature represents transformer oil near the upper tank region. Winding hot-spot temperature represents a local high-temperature region within a winding. The winding hot spot can therefore be significantly different from the oil temperature measured elsewhere in the transformer.

15.3 How is transformer hot spot temperature calculated?

Transformer hot spot calculations typically use operating and thermal parameters such as load, ambient or oil temperature, winding gradients, cooling conditions and thermal time constants. IEC 60076-7 and IEEE C57.91 provide recognized loading and thermal guidance for applicable transformer types.

15.4 Does a winding temperature indicator directly measure the transformer hot spot?

A conventional WTI generally provides an indirect winding temperature indication rather than placing a physical sensor at the actual internal winding hot spot. Its role should therefore be distinguished from direct embedded sensor measurement.

15.5 Can fiber optic sensors directly measure transformer winding temperature?

Yes. An embedded fiber optic probe can directly measure temperature at the physical location where the sensing tip is installed. This is why fiber optic winding hot-spot sensors are used for selected internal measurement points.

15.6 Are fiber optic temperature sensors affected by transformer electromagnetic fields?

Fiber optic sensing transmits optical rather than conventional electrical measurement signals at the sensing point, making it highly suitable for environments with strong electromagnetic fields. The complete system still requires correct engineering and installation outside the sensing region.

15.7 How many fiber optic temperature sensors should be installed in a transformer?

There is no universal number. Sensor quantity depends on transformer design, phases, winding arrangement, predicted hot spots, channel redundancy and monitoring objectives. A three-phase transformer may use several sensors per winding, but the final layout should be based on the specific thermal design.

15.8 Where should transformer winding temperature sensors be installed?

They should be installed near predicted thermally critical winding locations. Thermal calculations, winding geometry, cooling-path design and previous temperature-rise experience can all help determine suitable positions.

15.9 Can embedded winding temperature sensors be retrofitted into an existing transformer?

Installing a sensor directly inside an existing winding is usually much more difficult than planning the sensor during transformer manufacturing. Major refurbishment may provide access in some projects, but retrofit feasibility depends on transformer construction and the required measurement location.

15.10 What is the best method for transformer hot spot monitoring?

There is no single method that is best for every transformer. Thermal calculation is valuable for continuous estimation, WTI provides conventional winding temperature indication, and embedded fiber optic sensors provide direct measurements at selected internal locations. Critical transformers can benefit from combining these methods.

16. Conclusion: Transformer Winding Hot Spot Temperature Monitoring

Temperatur an den Hotspots der Transformatorwicklungen is a local thermal quantity that should be distinguished from average winding temperature and top-oil temperature. Engineers can estimate it through transformer thermal models or directly measure selected winding locations using embedded temperature sensors.

Calculated monitoring is practical and valuable for continuous thermal assessment, while direct transformer winding temperature measurement provides physical temperature data from the installed sensing points. Neither approach eliminates the importance of correct transformer thermal design.

For high-voltage and strong electromagnetic environments, electrically passive fiber optic probes provide a practical method of obtaining direct winding temperature data. Their effectiveness, however, depends heavily on correct hot-spot prediction, sensor placement, fiber routing and system integration.

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