Analyse von Diagnosemethoden für Erdungsfehler im Kern von 35 kV Verteilungstransformatoren

35 kV Verteilungstransformatoren: Analyse und Diagnosemethoden für Kernerdungsfehler

35 kV Verteilungstransformatoren sind übliche kritische Geräte in Stromversorgungssystemen, die wichtige Aufgaben der Elektrizitätsübertragung übernehmen. Allerdings haben sich während des langfristigen Betriebs Kernerdungsfehler zu einem Hauptproblem entwickelt, das die stabile Funktion der Transformatoren beeinträchtigt. Kernerdungsfehler wirken sich nicht nur auf die Energieeffizienz der Transformatoren und die Erhöhung der Wartungskosten aus, sondern können auch ernstere elektrische Ausfälle verursachen.

Mit dem Alter der Stromversorgungsgeräte nimmt die Häufigkeit von Kernerdungsfehlern allmählich zu, wodurch eine verstärkte Fehlerdiagnose und -behandlung im Betrieb und Wartung dieser Geräte erforderlich wird. Obwohl es derzeit bestimmte Diagnosemethoden gibt, bestehen noch technische Engpässe wie geringe Detektionseffizienz und schwierige Fehlerlokalisierung. Es besteht ein dringender Bedarf an der Erforschung und Anwendung präziserer, empfindlicherer Fehlerdiagnosetechnologien, um die Betriebssicherheit der Geräte zu verbessern und die Stabilität und Sicherheit des Stromversorgungssystems zu gewährleisten.

1 Analyse der Ursachen und Eigenschaften von Kernerdungsfehlern in 35 kV Verteilungstransformatoren

1.1 Gemeinsame Ursachen von Kernerdungsfehlern

In 35 kV Verteilungstransformatoren werden normalerweise Isoliermaterialien zwischen den Kernen verwendet, um eine Isolation zu gewährleisten. Allerdings führen innerhalb des langfristigen Betriebs elektrische Felder und Temperaturen zur allmählichen Ver alterung der Isoliermaterialien, insbesondere unter Hochspannung und hohen Temperaturen, wo die Isolierleistung schnell nachlässt. Mit fortschreitender Ver alterung sinkt der Isolationswiderstand, und Isolierdefekte in bestimmten Bereichen können Mehrfacherdungsfehler bilden.

Während des langfristigen Betriebs erfahren Transformatoren unvermeidlich mechanische Vibrationen. Besonders bei starken Lastschwankungen kann die Vibration zu einer relativen Verschiebung des Kerns und der Kernbefestigungsteile führen. Lockernde Kernklammern oder beschädigte Isoliermaterialien können Erdungsfehler auslösen. Fertigungsfehler bei Transformator-Kernen sind ebenfalls wichtige Ursachen für Kernerdungsfehler. Bei der Herstellung können Unebenheiten in der Isolierbeschichtung, Borsten an Siliciumstahlplatten oder unzureichende Kernbearbeitungsgenauigkeit lokale Isolierschäden verursachen. Solche Defekte konzentrieren sich oft in den erdenden Teilen des Transformators. Wenn die elektrische Feldverteilung im Kern ungleichmäßig ist, kann es zu partiellen Entladungen kommen.

1.2 Elektrische Eigenschaften und Gefahren von Fehlern

Die direkteste elektrische Eigenschaft von Kernerdungsfehlern ist ein erhöhter Erdstrom. Nach dem Auftreten eines Erdungsfehlers zeigt der Erdstrom typischerweise Strömungsschwankungen mit harmonischen Komponenten, besonders in den hochfrequenten Bereichen oberhalb von 50 Hz. Beim Auftreten von Fehlern erscheint das Wellenbild des Erdstroms oft nicht-sinusförmig, mit größeren Amplituden der harmonischen Komponenten.

Eine weitere typische Eigenschaft von Kernerdungsfehlern ist die partielle Entladung. Nach dem Versagen des Isoliermaterials konzentriert sich das elektrische Feld in den beschädigten Bereichen, was zu Koroneneutragungen und partiellen Entladungen führt. Partielle Entladungen erzeugen in der Regel hohe Frequenz-Stromimpulse mit Frequenzbereichen, die normalerweise zwischen 3-30 MHz liegen. Stromsignale in diesem Frequenzbereich können mit speziellen Hochfrequenz-Stromtransformatoren (HFCT) erfasst und analysiert werden.

Eine weitere durch Kernerdungsfehler ausgelöste elektrische Eigenschaft ist der Temperaturanstiegeffekt. Aufgrund von Wirbelstromverlusten am Fehlerpunkt steigt die lokale Temperatur. Dieser Temperaturanstiegeffekt schadet nicht nur direkt den Isoliermaterialien, sondern kann auch Überhitzungen in bestimmten Bereichen des Kerns verursachen.

1.3 Auswirkungen der Fehler auf den Transformatorbetrieb

Kernerdungsfehler führen zu einem erhöhten Erdstrom, was wiederum zusätzliche Verluste im Transformatorkern verursacht. Kernverluste bestehen hauptsächlich aus Wirbelstromverlusten und Hystereseverlusten. Wenn Erdungsfehler auftreten, führt eine ungleichmäßige magnetische Flussverteilung im Inneren des Transformators zu signifikant erhöhten Wirbelstromverlusten in bestimmten Bereichen. Dies reduziert nicht nur die Energieeffizienz des Transformators, sondern kann auch erheblich die Betriebskosten erhöhen. Die gesteigerten Kernverluste verschlimmern die Überhitzung des Transformators und beeinflussen weiterhin den langfristigen stabilen Betrieb.

Partielle Entladungen und Temperaturanstiegsphänomene, die durch Kernerdungsfehler verursacht werden, beschleunigen das Altern der inneren Isoliermaterialien in Transformatoren. Während des Alters der Isolierung nimmt der Widerstand der Isolierschichten allmählich ab, und die elektrische Isolationsfähigkeit versagt zunehmend. Wenn die Isolierung vollständig versagt, kann dies lokale Kurzschlüsse oder ernstere vollständige Kurzschlussevents auslösen.

Kernerdungsfehler führen nicht nur zu einer Verringerung der elektrischen Leistungsfähigkeit, sondern beeinflussen auch die chemische Zusammensetzung des Transformatoröls. Wenn der Kern erdet, führen partielle Entladungen und Überhitzungen zu einer Erhöhung der internen Öltemperatur, was zu Veränderungen der gelösten Gasbestandteile im Öl, insbesondere zu einem ungewöhnlichen Anstieg des Methan- (CH4) und Ethylengehalts (C2H4), führt.

2 Diagnosemethoden und technischer Vergleich für Kernerdungsfehler

2.1 Traditionelle Diagnosemethoden

Die DC-Widerstands-Methode ist eine der traditionellen Diagnosemethoden für Kernerdungsfehler, die hauptsächlich das Vorhandensein von Fehlern durch die Messung des Isolationswiderstands zwischen Kern und Erde beurteilt. Diese Methode setzt Gleichspannung an und misst das Verhältnis von Strom zu Spannung, um den Isolationswiderstand zu berechnen. Ideal sollte der Isolationswiderstand des Kerns einen hohen Wert aufweisen; wenn der Widerstand unter einen bestimmten Schwellwert fällt, kann dies auf einen Erdungsfehler hinweisen.

Die Methode der Gleichstromwiderstandsmessung kann jedoch keine genaue Lokalisierung von Fehlern erreichen. Die Messergebnisse können nur die durchschnittliche Isolierleistung des gesamten Kerns widerspiegeln und nicht spezifische Fehlerbereiche bestimmen. Diese Methode hat auch eine gewisse Verzögerung, insbesondere wenn die Isolierungsalterung noch keine erheblichen Widerstandsänderungen verursacht hat, was die frühe Fehlererkennung unwirksam macht. Darüber hinaus kann die Methode der Gleichstromwiderstandsmessung keine Informationen über die Art der Fehler liefern, und detaillierte Fehlermerkmale können aus den Messdaten nicht effektiv extrahiert werden.

Die Ölchromatographieanalyse detektiert Veränderungen in den gelösten Gasbestandteilen im Transformatorenöl, um auf die Art der Fehler zu schließen. Diese gelösten Gase werden in der Regel produziert, wenn Entladungen, Überhitzungen oder andere elektrische Ausfälle innerhalb des Transformators auftreten. Gemeinsame Gasbestandteile im Transformatorenöl umfassen Methan (CH4), Ethylen (C2H4), Ethan (C2H6) usw. Veränderungen in den Gas-Konzentrationen können den Betriebsstatus des Transformators widerspiegeln. 

Durch den Vergleich der Konzentrationen der gelösten Gase im Öl mit den Arten der Fehler ist es möglich, vorläufig festzustellen, ob ein Kern-Erde-Fehler im Transformatoren aufgetreten ist. Die Ölchromatographieanalyse hat eine relativ verzögerte Reaktion; nachdem ein Fehler aufgetreten ist, dauert es Zeit, bis sich die gelösten Gase anreichern, was die Aktualität der Fehlerdiagnose einschränkt. Darüber hinaus kann die Ölchromatographieanalyse keine genauen Fehlerorte oder spezifische Merkmale liefern, sondern zeigt nur durch Veränderungen der Gas-Konzentrationen Fehler an. Bei kleineren oder intermittierenden Fehlern kann die Diagnose durch Ölchromatographieanalyse verzögert sein und nicht zeitnah auf das Auftreten von Fehlern reagieren.

2.2 Moderne Instrumentendetektionstechnologien

Die Technologie zur Detektion von partiellen Entladungen basiert auf dem Prinzip von Hochfrequenz-Stromtransformator (HFCT), indem Entladungspuls-Signale, die durch Kern-Erde-Fehler verursacht werden, erfasst und analysiert werden, um Fehler zu diagnostizieren. Wenn Kern-Erde-Fehler auftreten, entstehen partielle Entladungen, die hochfrequente Strompulse an den Stellen der Isolierschäden erzeugen. Diese Stromsignale manifestieren sich typischerweise als hochfrequenter Rausch- oder Puls-Signale mit Frequenzbereichen, die normalerweise zwischen 3-30 MHz liegen. 

Durch die Installation von Hochfrequenz-Stromsensoren an der Erdleitung des Transformators können partielle Entladungssignale in Echtzeit erfasst werden. Diese Technologie kann partielle Fehlerpunkte effizient lokalisieren, hat eine hohe Empfindlichkeit und kann Fehler in frühen Stadien erkennen. Die Detektion von partiellen Entladungen kann kleinere Fehler, die durch Isolieralterung oder mechanische Schäden verursacht werden, effektiv identifizieren und genaue Fehlerdiagnoseinformationen liefern. Durch die Analyse von partiellen Entladungssignalen kann die Schwere und Entwicklungstrend der Fehler bewertet werden, wodurch entsprechende Wartungs- oder präventive Maßnahmen getroffen werden können.

Die Infrarot-Thermografietechnologie verwendet Infrarot-Thermografiegeräte, um lokale Temperaturanstieg-Bereiche im Kern zu detektieren, um festzustellen, ob Erdefehler vorhanden sind. Nachdem Erdefehler in Transformatoren aufgetreten sind, verursachen Wirbelstromverluste in lokalen Bereichen Temperaturerhöhungen, besonders signifikante Temperaturerhöhungen in der Nähe von Fehlerstellen. Die Infrarot-Thermografietechnologie kann die Echtzeit-Temperaturverteilung auf der Oberfläche des Kerns erhalten und die Existenz von Fehlern durch Temperaturunterschiede bestimmen. Normalerweise, wenn Temperaturunterschiede 10°C überschreiten, ist eine fokussierte Untersuchung dieses Bereichs erforderlich. Der Vorteil dieser Technologie liegt darin, dass sie Temperaturänderungen ohne Kontakt detektieren kann, mit schneller Messgeschwindigkeit, was sie für schnelle Vor-Ort-Detektion geeignet macht.

Die Hochfrequenz-Stromdetektionsmethode verwendet Rogowski-Spulen, um Hochfrequenz-Stromänderungen in Erdleitungen zu messen, normalerweise im Frequenzbereich von 500 kHz bis 2 MHz. Diese Hochfrequenzströme werden durch Entladungsprozesse verursacht, die durch Kern-Erde-Fehler verursacht werden. Durch die Detektion von Stromsignalen in diesem Frequenzbereich kann die Existenz von Fehlern effektiv identifiziert werden. Im Vergleich zur Technologie zur Detektion von partiellen Entladungen hat die Hochfrequenz-Stromdetektion eine höhere Empfindlichkeit und kann extrem schwache Fehlersignale erfassen. Die Verwendung von Rogowski-Spulen für kontaktlose Messungen vereinfacht nicht nur die Installation, sondern verbessert auch die Messgenauigkeit. Diese Technologie eignet sich besonders für Bereiche, die direkt schwer zugänglich sind, und kann Online-Detektion ohne Beschädigung der Ausrüstung durchführen.

3 Optimierung des Fehlerdiagnoseprozesses und Fallanalyse

3.1 Empfehlungen für optimierte Diagnoseprozesse

Bei der Diagnose von Kern-Erde-Fehlern sollte der erste Schritt eine vorläufige Sichtung mittels Infrarot-Thermografietechnologie sein. Infrarot-Thermografiegeräte können schnell Temperaturverteilungskarten der Transformatorenoberfläche erhalten, was den Diagnosepersonal hilft, mögliche abnormale Temperaturanstieg-Bereiche zu identifizieren. Sobald die vorläufige Sichtung potenzielle Fehlerbereiche identifiziert hat, sollte der nächste Schritt die Kombination von Hochfrequenz-Stromdetektion und partiellen Entladungsdetektionstechnologien für präzise Tests sein.

Die Hochfrequenz-Stromdetektionsmethode erfasst Änderungen des Erdstroms im Frequenzband von 500 kHz bis 2 MHz mithilfe von Rogowski-Spulen, um Kern-Erde-Fehlerbereiche effektiv zu identifizieren. Die Technologie zur Detektion von partiellen Entladungen überwacht Entladungspuls-Signale in Echtzeit mithilfe von HFCT-Sensoren, analysiert Entladungsfrequenz und -intensität, um die Standorte der Fehlerpunkte weiter zu bestätigen.

Nach der Durchführung der Hochfrequenz-Strom- und partiellen Entladungsdetektion sollte der letzte Schritt die Verifizierung und Analyse der Fehlerschwere durch Ölchromatographieanalyse sein. Durch die Detektion von gelösten Gasen im Transformatorenöl, insbesondere Veränderungen in der Konzentration von Methan (CH4), Ethylen (C2H4) und anderen Gasen, kann die Natur des Fehlers weiter bestätigt werden. Bei schwerwiegenden Kern-Erde-Fehlern wird in der Ölchromatographie ein abnorm erhöhtes Gasgehalt angezeigt. Die Kombination von Ölchromatographiedaten mit anderen Detektionsergebnissen ermöglicht eine umfassende Bewertung des Fehlereinflusses und bietet Grundlage für nachfolgende Reparaturarbeiten.

3.2 Typische Falldiagnose

Während des Betriebs in einer Umspannstation bemerkten Wartungspersonal einen signifikant erhöhten Erdstrom in einem 35 kV-Verteilungstransformator, der weit über den normalen Werten lag. Die Überwachungsdaten zeigten, dass der Erdstrom 5 A erreichte, während unter normalen Bedingungen der Erdstrom weniger als 100 mA betragen sollte. Die Herausforderung bestand darin, dass trotz des anomalen Anstiegs des Erdstroms keine offensichtlichen äußeren physischen Fehlerindikationen vorhanden waren. Traditionelle elektrische Diagnosemethoden wie die Gleichstromwiderstandsmessung und die Ölchromatographieanalyse konnten keine klaren Informationen über den Fehlerort liefern.

Um das Problem des Erdungsfehlers im Transformatorkern zu lösen, setzten die Wartungspersonal mehrere moderne Diagnosetechnologien ein. Zuerst verwendeten sie einen FLIR T640 Infrarotthermografiegerät für eine vorläufige Prüfung, um schnell Bereiche mit Temperaturanstieg im Kern und den zugehörigen Komponenten zu lokalisieren. Dann nutzten sie PD-Tech HFCT Hochfrequenz-Stromsensor, um den Erdungsstrom zu überwachen. Schließlich verwendeten sie PD-Tech Teilentladungs-Detektoren, um Entladungssignale zu testen und zu analysieren und den Fehlerpunkt zu lokalisieren. Die Testergebnisse sind in Tabelle 1 dargestellt.

Tab.1 Erkennungsergebnisse von Transformatorfehlern

Basierend auf den Ergebnissen der Infrarot-Thermografie erreichte die Temperaturdifferenz in der Nähe der Kern-Klemmkomponenten 12°C und überstieg damit den normalen Bereich, was eine mögliche Überhitzung in diesem Bereich anzeigt. Die Echtzeitmessung mit Hochfrequenz-Stromsensoren zeigte einen Erdschlussstrom von 5 A, was deutlich über dem Normalwert von 100 mA liegt und darauf hindeutet, dass ein Fehler im Transformator entstanden ist. Weitere partielle Entladungsprüfungen ergaben starke Schwankungen der Hochfrequenz-Stromsignale im Frequenzbereich von 4,5-18 MHz, wobei sich die Entladungsintensität ständig erhöhte, was darauf schließen lässt, dass der Fehlerpunkt an der Kern-Klemmvorrichtung liegt und der Fehler sich verschlimmert.

Die endgültige Bestätigung des Fehlerpunkts erfolgte an der Isolierungspatte der Kern-Klemmkomponente. Das Isoliermaterial war aufgrund langjähriger Betriebszeit gealtert, was zu geringfügigen Isolierschäden führte, die den Erdschlussfehler auslösten. Die Fehlerbehebung umfasste den Austausch der Isolierungspatte, und nachfolgende Tests bestätigten, dass der Erdschlussstrom wieder normal war, der Fehler beseitigt wurde und das Gerät wieder stabil betrieben werden konnte.

Dieser Fall zeigt, dass die Kombination von Infrarot-Thermografietechnologie, partieller Entladungsprüfung und Hochfrequenz-Strommessung die Effizienz und Genauigkeit der Diagnose von Kern-Erdschlussfehlern effektiv verbessern kann. Im Rahmen der tatsächlichen Wartungsprozesse sollten Fachkräfte diese Technologien regelmäßig für eine gemeinsame Diagnose verwenden, um die sichere und stabile Betriebsweise der Transformatoren sicherzustellen.

4 Fazit

Bei der Diagnose von Kern-Erdschlussfehlern kann die kombinierte Anwendung mehrerer moderner Diagnostiktechnologien die Genauigkeit der Fehlerortung und die Diagnoseeffizienz erheblich verbessern. Durch die synergetischen Effekte von Hochfrequenz-Strommessung, partieller Entladungsanalyse und Infrarot-Thermografie können potenzielle Geräterisiken in frühen Stadien erkannt und Fehlerquellen präzise identifiziert werden, was die Stillstandszeiten reduziert und die Lebensdauer der Transformatoren verlängert.

In Zukunft wird mit der kontinuierlichen Entwicklung und Anwendung neuer Prüftechnologien die Diagnose und Wartung von Kern-Erdschlussfehlern effizienter und präziser, was die Stabilität und Sicherheit der Stromversorgungssysteme gewährleistet.