Ein vollständiger Leitfaden zur akustischen Erkennung von Teilentladungen

Einführung

Teilentladungen in Stromwandler-Isolationssystemen sind die zuverlässigste Frühwarnung vor einem drohenden Isolationsversagen - und die Erkennung von Schallemissionen ist die praktischste Methode zur Erkennung aktiver Teilentladungen in installierten Stromwandlern in der Energieverteilung, ohne die Geräte außer Betrieb zu nehmen. Ein Stromwandler, der sich intern aktiv entlädt, teilt seinen sich verschlechternden Zustand durch akustische Ultraschallsignale mit, die sich durch das Isolationsmedium und das Gehäuse ausbreiten - Signale, die sich mit dem piezoelektrischer Sensor¹ Ausrüstung, interpretierbar mit der richtigen Methodik und umsetzbar mit der richtigen Wartungsreaktion, und das alles ohne eine einzige Minute geplanter Ausfallzeit.

Die direkte Antwort lautet: Die akustische Erkennung von Teilentladungen in Stromverteilungswandlern funktioniert durch die Erkennung von Ultraschalldruckwellen - typischerweise im Bereich der Ultraschall-Frequenzbereich² - Diese Technik ist für die Wartung von installierten Stromwandlern besonders wertvoll, da sie nicht invasiv ist, keine Unterbrechung des Sekundärkreises erfordert, unter Spannung durchgeführt werden kann und Informationen über den Standort liefert, die elektrische Teilentladungsmessverfahren nicht liefern können. So können Wartungsteams zwischen internen Stromwandler-Isolationsdefekten, die dringend ausgetauscht werden müssen, und externen Koronaquellen, die keinen Eingriff in den Stromwandler erfordern, unterscheiden.

Für Wartungsingenieure in der Energieverteilung, Spezialisten für die Bewertung des Isolationszustands und Zuverlässigkeitsteams, die für das Management der Stromwandlerflotte verantwortlich sind, bietet dieser Leitfaden den kompletten technischen Rahmen für die Erkennung von Teilentladungen durch akustische Emissionen - von der Physik der akustischen Signalerzeugung über die Sensorauswahl, die Messmethodik und die Signalinterpretation bis hin zur Entscheidungsfindung bei der Wartung.

Inhaltsübersicht

• Was ist eine Teilentladung in CT-Isoliersystemen und wie funktioniert die Erkennung von Schallemissionen?
• Wie wählt und positioniert man Schallemissionssensoren für die CT-Teilentladungsdetektion?
• Wie führt man eine strukturierte CT-Messkampagne für akustische Teilentladungen durch?
• Wie interpretiert man Schallemissionssignale und trifft CT-Wartungsentscheidungen?
• Häufig gestellte Fragen zur akustischen Erkennung von Teilentladungen in Stromwandlern für die Energieverteilung

Was ist eine Teilentladung in CT-Isoliersystemen und wie funktioniert die Erkennung von Schallemissionen?

Eine Teilentladung ist eine elektrische Entladung, die nur einen Teil der Isolierung zwischen den Leitern überbrückt - sie stellt keinen vollständigen Durchschlagspfad zwischen dem Hochspannungsleiter und der Erde dar, sondern baut das die Entladungsstelle umgebende Isoliermaterial nach und nach ab, bis sich schließlich ein vollständiger Durchschlagspfad bildet. In CT-Isolationssystemen - ob Öl-Papier, Gießharz-Epoxid oder SF₆-Gas - ist die Teilentladung der primäre Degradationsmechanismus, der ein Isolationssystem über einen Zeitraum, der je nach Entladungsintensität und Isolationstyp von Monaten bis zu Jahren reicht, von gebrauchsfähig zu ausgefallen umwandelt.

Die Physik der Teilentladung in der CT-Isolation

Teilentladungen treten an Schwachstellen in der Isolierung auf - Hohlräume in Gießharz, Gasblasen in Öl-Papier-Isolierungen, Delaminierungsgrenzen, metallische Einschlüsse und Bereiche mit lokal erhöhter elektrischer Feldspannung. An diesen Stellen übersteigt das lokale elektrische Feld die Durchschlagsfestigkeit des Isolationsmediums innerhalb des Defekts - typischerweise ein gasgefüllter Hohlraum, dessen Durchschlagsfestigkeit viel geringer ist als die der umgebenden festen oder flüssigen Isolierung.

Wenn das lokale Feld die Durchschlagsfestigkeit des Hohlraums übersteigt, kommt es zu einer schnellen Entladung im Hohlraum, die Nanosekunden bis Mikrosekunden dauert. Diese Entladung:

• Elektrisch: Erzeugt einen Stromimpuls im Primärkreis und einen entsprechenden induzierten Impuls im Sekundärkreis - die Grundlage der elektrischen TE-Messverfahren
• Thermisch: Setzt Energie an der Entladestelle frei, verkohlt das umgebende Isoliermaterial und vergrößert den Hohlraum über aufeinanderfolgende Entladezyklen
• Akustisch: Erzeugt eine schnelle lokale Druckänderung - einen mechanischen Impuls -, der sich von der Entladungsstelle als Schallwelle durch das umgebende Isolationsmedium und das CT-Gehäuse ausbreitet

Die akustische Emission einer Teilentladung ist ein breitbandiger Druckimpuls mit einem hohen Energiegehalt im Ultraschallfrequenzbereich von 20-500 kHz. Das Signal breitet sich durch das Isoliermedium des Stromwandlers - Öl, Harz oder Gas - und durch die Wände des Stromwandlergehäuses aus, wobei es sich mit zunehmender Entfernung abschwächt und an Materialgrenzflächen reflektiert wird, bis es die Außenfläche des Stromwandlers erreicht, wo es von einem piezoelektrischen Kontaktsensor erfasst werden kann.

Die wichtigsten technischen Parameter für die Erkennung akustischer Teilentladungen durch CT:

• Frequenzbereich der Schallemission: 20-300 kHz für interne CT PD; Spitzenenergie typischerweise bei 80-150 kHz für Öl-Papier-CT-Isolierung; 100-250 kHz für Gießharz-CT-Isolierung
• Geschwindigkeit der Signalausbreitung: 1.400-1.500 m/s in Transformatorenöl; 2.500-3.500 m/s in Gießharz-Epoxid; 5.100 m/s in Stahlgehäuse - Geschwindigkeitsunterschiede ermöglichen Quellenortung durch Time-of-Arrival-Methoden
• Signalabschwächung: 6-12 dB pro 100 mm in Öl; 15-25 dB pro 100 mm in Gießharz; die Dämpfung nimmt mit der Frequenz zu - niedrigere Frequenzanteile breiten sich weiter von der Entladungsquelle aus
• Erkennungsschwelle: Minimale nachweisbare TE-Ladungsäquivalente von etwa 100-500 pC für piezoelektrische Kontaktsensoren auf dem CT-Gehäuse; die elektrische TE-Messung ist empfindlicher (5-10 pC), erfordert jedoch einen sekundären Schaltkreiszugang
• Frequenzgang des Sensors: Breitbandige piezoelektrische Sensoren: 20-300 kHz flacher Frequenzgang; piezoelektrische Resonanzsensoren: Spitzenempfindlichkeit bei 150 kHz ±20%; Resonanzsensoren bieten eine höhere Empfindlichkeit bei der Entwurfsfrequenz, verpassen aber Signale außerhalb des Resonanzbandes
• Anwendbare Normen: IEC 60270³ (elektrische TE-Messung - Referenzverfahren), IEC 62478 (Hochspannungsprüfverfahren - Schallemission), IEC 60599 (Analyse gelöster Gase - ergänzendes Diagnoseverfahren)

Der Vorteil der akustischen Emissionserkennung gegenüber der elektrischen TE-Messung bei Wartungsarbeiten vor Ort:

Die elektrische TE-Messung nach IEC 60270 ist die Referenzmethode für die TE-Quantifizierung - sie liefert kalibrierte Ladungsmessungen in Pikocoulomb und ist die Methode, die für die Werksabnahmeprüfung verwendet wird. Die elektrische TE-Messung vor Ort erfordert jedoch Zugang zum Sekundärstromkreis des Stromwandlers, einen kalibrierten Koppelkondensator und eine rauschfreie Messumgebung - Bedingungen, die in einem unter Spannung stehenden Umspannwerk nur selten erreicht werden können. Die Schallemissionsdetektion erfordert lediglich einen physischen Zugang zur Oberfläche des Stromwandlergehäuses - sie kann bei voll erregtem Stromwandler, unter Last, ohne Änderung des Sekundärkreises und in einer Umgebung mit elektromagnetischem Rauschen durchgeführt werden, die eine elektrische TE-Messung im Feld unpraktisch macht.

Wie wählt und positioniert man Schallemissionssensoren für die CT-Teilentladungsdetektion?

Sensorauswahl und -positionierung sind die beiden einflussreichsten Variablen für die Qualität der akustischen TE-Erkennung - ein korrekt ausgewählter Sensor an der falschen Position wird interne TE-Signale übersehen, und ein korrekt positionierter Sensor mit dem falschen Frequenzgang wird eher externe Störungen als interne Entladungen erkennen.

Sensorauswahl für die akustische CT-TD-Detektion

Piezoelektrische Kontaktsensoren (Primärmethode):
Piezoelektrische Kontaktsensoren werden gegen die CT-Gehäuseoberfläche gepresst und erfassen akustische Wellen, die durch die Gehäusewand übertragen werden. Sie bieten die höchste Empfindlichkeit für die interne TE-Erkennung und sind die Standardmethode für akustische TE-Untersuchungen in CT.

Auswahlkriterien:

• Frequenzbereich: 50-200 kHz für in Öl getauchte Stromwandler; 80-300 kHz für Gießharz-Stromwandler - die höhere Dämpfung von Gießharz erfordert eine höhere Frequenzempfindlichkeit, um Signale von der Entladungsquelle zu erkennen, bevor sie auf das Grundrauschen abgeschwächt werden
• Empfindlichkeit: Mindestens -65 dB ref 1 V/μbar für die zuverlässige Erkennung von TE-Quellen in Entfernungen von bis zu 300 mm durch Öl hindurch; mindestens -55 dB für Gießharzanwendungen
• Kompatibilität der Gehäuse: Magnetischer Montagesockel für ferromagnetische CT-Gehäuse - sorgt für gleichbleibende Kopplungskraft und wiederholbare Sensorpositionierung zur Trendüberwachung; Klebeverbindung für nicht ferromagnetische Gehäuse

Luftgestützte Ultraschallsensoren (Ergänzende Methode):
Berührungslose Ultraschallsensoren erkennen Luftschallemissionen von Oberflächenkorona und externen TE-Quellen. Sie werden eingesetzt, um externe Korona - die starke Luftschallsignale, aber schwache Kontaktsignale erzeugt - von interner TE zu unterscheiden, die starke Kontaktsignale, aber schwache Luftschallsignale erzeugt.

Sensorpositionierung für verschiedene CT-Typen

In Öl getauchte CT (Porzellan- oder Kompositbuchse):

• Primäre Sensorposition: Untere Tankwand, 50-100 mm über dem Tankboden - akustische Ölsignale von internen TE-Quellen breiten sich nach unten aus und konzentrieren sich am Tankboden; diese Position maximiert das Signal-Rausch-Verhältnis für die interne TE-Erkennung
• Position des Sekundärsensors: Mittlere Tankwand im 90° Winkel zum Primärsensor - ermöglicht zweidimensionale Quellenortung durch Vergleich der Eintreffzeit
• Vermeiden: Oberfläche der Buchse - externe Korona auf der Oberfläche der Buchse erzeugt starke akustische Signale, die die internen PD-Signale überdecken, wenn der Sensor auf der Buchse positioniert ist

Gießharz-CT (Epoxid-gekapselt):

• Primäre Sensorposition: Basis des CT-Gehäuses, direkt auf der Epoxidoberfläche - Gießharz hat eine höhere akustische Dämpfung als Öl, so dass der Sensor so nah wie möglich an der erwarteten TE-Quelle platziert werden muss (typischerweise an der Schnittstelle der Hochspannungsleiter oder der Kern-Harz-Schnittstelle)
• Sekundäre Sensorpositionen: In 120°-Abständen um den CT-Körper herum - ermöglicht eine Drei-Punkt-Quellenortung für harzgekapselte CTs
• Kopplungsmedium: Akustisches Kopplungsgel für Gießharz zwingend erforderlich - durch die Oberflächenrauhigkeit von Epoxidharz entstehen Luftspalten, die hochfrequente Signale ohne Kopplungsgel stark dämpfen

Überprüfung der Kupplungsqualität

Vor der Aufzeichnung von TE-Messungen muss die Qualität der akustischen Kopplung überprüft werden:

$SNR_{Kopplung} = 20 \mal \log_{10}\links(\frac{V_{Signal}}{V_{Rauschen}}\rechts) \geq 6 \text{ dB}$

Bringen Sie einen Bleistiftminenbruch (Hsu-Nielsen-Quelle) auf der CT-Gehäuseoberfläche 100-200 mm vom Sensor entfernt an - dies erzeugt einen breitbandigen akustischen Impuls, der die korrekte Ankopplung des Sensors und den intakten Signalpfad verifiziert. Ein korrekt gekoppelter Sensor zeigt eine saubere Impulsantwort mit einem SNR ≥ 6 dB über dem Hintergrundrauschen.

Wie führt man eine strukturierte CT-Messkampagne für akustische Teilentladungen durch?

Eine strukturierte akustische TE-Messkampagne für eine Stromwandlerflotte in der Energieverteilung erfordert ein definiertes Messprotokoll, das einen Vergleich zwischen den Stromwandlern, zwischen den Messperioden und zwischen dem zu prüfenden Stromwandler und einer bekannten gesunden Referenz ermöglicht - denn absolute akustische Signalpegel sind ohne Kontext bedeutungslos; es sind relative Pegel und Trends, die eine Verschlechterung der Isolierung erkennen lassen.

Schritt 1: Festlegung von Basis-Messungen

Bevor die akustische TE-Erkennung verschlechterte Stromwandler identifizieren kann, müssen für jeden Stromwandler in der Flotte Basismessungen unter bekannten, gesunden Bedingungen durchgeführt werden:

• Erfassen Sie den Ausgangswert bei der Inbetriebnahme oder den letzten bekannten gesunden Zustand: Messung und Dokumentation des akustischen Signalpegels, des Frequenzspektrums und des phasenaufgelösten Musters für jeden Stromwandler zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme oder unmittelbar nach einer bestätigten gesunden Isolationsprüfung
• Dokumentieren Sie die Messbedingungen: Aufzeichnung der Primärspannung, des Primärstroms, der Umgebungstemperatur und der Wetterbedingungen - akustische TE-Signalpegel variieren mit der Spannung (TE-Eingangsspannung) und der Temperatur (die Viskosität der Isolierung beeinflusst die Signalausbreitung in Öl)
• Stellen Sie eine Flottenreferenz her: Identifizierung der statistischen Verteilung der akustischen Signalpegel in der gesamten CT-Flotte - CTs mit Signalpegeln, die mehr als 6 dB über dem Flottenmedian liegen, müssen unabhängig vom absoluten Pegel untersucht werden

Schritt 2: Festlegung der Messreihenfolge und -häufigkeit

• Jährliche Erhebung für KVs, die älter als 15 Dienstjahre sind: Die Verschlechterung der Isolierung beschleunigt sich in der zweiten Hälfte der Lebensdauer des Stromwandlers; jährliche akustische PD-Messungen bieten eine ausreichende zeitliche Auflösung, um eine Verschlechterung zu erkennen, bevor sie ein kritisches Niveau erreicht.
• 6-monatliche Umfrage für KVs mit bekannten Isolationsproblemen: CTs, die in der vorangegangenen Untersuchung erhöhte Schallpegel aufwiesen, CTs mit abnormalen Analyse gelöster Gase⁴ Ergebnisse und Stromwandler, bei denen es zu thermischen Überlastungen gekommen ist
• Unmittelbare Überwachung nach Störungsereignissen: Jeder Stromwandler, der einem Durchgangsfehlerstrom von mehr als 50% des Bemessungskurzzeitstroms ausgesetzt war, muss innerhalb von 30 Tagen akustisch auf TE untersucht werden - die thermische Belastung durch den Fehlerstrom kann eine Verschlechterung der Isolierung auslösen, die sich innerhalb von Wochen nach dem Fehlerereignis als TE manifestiert

Schritt 3: Ausführen des Messprotokolls

1. Bereiten Sie die Messumgebung vor: Aufzeichnung des Umgebungsgeräuschpegels bei an das Stromwandlergehäuse gekoppeltem Sensor, aber getrennter Signalquelle - damit wird die Rauschuntergrenze für die SNR-Berechnung festgelegt; wenn das Umgebungsgeräusch -40 dBV im Messfrequenzband überschreitet, müssen die Geräuschquellen ermittelt und beseitigt werden, bevor Sie fortfahren.
2. Sensor an definierten Positionen anbringen: Verwenden Sie die für den CT-Typ spezifische Positionierung, die in Schritt 1 des Abschnitts über die Sensorauswahl festgelegt wurde; tragen Sie das Kopplungsgel für Gießharz-CTs auf; überprüfen Sie die Kopplungsqualität mit dem Hsu-Nielsen-Quellentest
3. Aufzeichnung der Wellenform im Zeitbereich: Erfassung von mindestens 10 Sekunden kontinuierlicher akustischer Signale an jeder Sensorposition - ausreichend, um mehrere Netzfrequenzzyklen zu beobachten und phasenkorrelierte TE-Aktivitäten zu erkennen
4. Frequenzspektrum aufzeichnen: FFT-Analyse der erfassten Wellenform; Identifizierung von Spitzenfrequenzkomponenten; Vergleich mit dem Basisspektrum - neue Frequenzkomponenten oberhalb der Basislinie weisen auf eine neue PD-Aktivität hin
5. Datensatz phasenaufgelöstes pd-Muster⁵: Synchronisierung der akustischen Messung mit der Phase der Netzfrequenzspannung unter Verwendung eines Referenzspannungssignals; Aufzeichnung der Amplitude des akustischen Ereignisses in Abhängigkeit vom Phasenwinkel - die Form des PRPD-Musters identifiziert den Typ der PD-Quelle
6. Anwendung der Multisensor-Analyse der Ankunftszeit: Wenn zwei oder mehr Sensoren gleichzeitig eingesetzt werden, zeichnen Sie die Ankunftszeitdifferenz (TDOA) der akustischen Signale zwischen den Sensorpositionen auf - dies ermöglicht die Berechnung der Quellenposition

Schritt 4: Berechnung des Quellenstandorts

Für zwei Sensoren an bekannten Positionen auf dem CT-Gehäuse:

$\Delta d = v_{oil} \mal \Delta t$

Wo $\Delta t$ ist die gemessene Zeitdifferenz der Ankunft und $v_{Öl}$ die akustische Ausbreitungsgeschwindigkeit in Öl (1.450 m/s) ist. Die Quelle liegt auf einer Hyperbel, die durch die konstante Weglängendifferenz $\Delta d$ - Bei drei oder mehr Sensoren ergibt der Schnittpunkt mehrerer Hyperbeln eine Punktquelle.

Bei einem CT mit bekannter interner Geometrie kann mit drei Sensoren und einer sorgfältigen TDOA-Messung eine Quellenortungsgenauigkeit von ±20-50 mm erreicht werden - ausreichend, um zwischen einer TE-Quelle an der Schnittstelle des Hochspannungsleiters (höchst kritisch), der Schnittstelle zwischen Kern und Isolierung (mittlerer Schweregrad) und der Tankwand (geringster Schweregrad) zu unterscheiden.

Anwendungsszenarien

• Jährliche Erhebung über den Stromverteilungsumspannwerk-Fuhrpark: Piezoelektrische Kontaktsensoren an der unteren Tankwand; Amplituden- und Spektrumsmessung mit einem Sensor; Vergleich mit der Basislinie der Flotte; Markierung von CTs mit einem Anstieg von >6 dB gegenüber der Basislinie für eine nachfolgende Multisensor-Messung
• Bewertung des Zustands der gealterten CT-Isolierung (>20 Jahre Betrieb): Einsatz mehrerer Sensoren mit PRPD-Analyse; Lokalisierung der TDOA-Quelle; Korrelation mit den Ergebnissen der Analyse gelöster Gase; Wartungsentscheidungen auf der Grundlage kombinierter akustischer und chemischer Nachweise
• Bewertung der CT-Isolierung nach einem Fehler: Sofortige Einzelsensor-Überwachung innerhalb von 30 Tagen nach dem Störungsereignis; Vergleich mit der Basislinie vor der Störung; erhöhte Signalpegel lösen ein beschleunigtes Überwachungsprogramm aus
• Neue CT Commissioning Baseline: Vollständige Multisensor-Messung bei Inbetriebnahme; PRPD-Muster als Referenz aufgezeichnet; Frequenzspektrum dokumentiert; Ergebnisse in CT Asset Management Record als Lebenszeit-Baseline gespeichert

Wie interpretiert man Schallemissionssignale und trifft CT-Wartungsentscheidungen?

Rahmen für die Signalauswertung

Bei der Interpretation von akustischen TE-Signalen muss zwischen vier Signalkategorien unterschieden werden, die sich in den Amplitudenbereichen überschneiden, aber deutlich unterschiedliche Frequenzspektren, phasenaufgelöste Muster und Auswirkungen auf die Wartung haben:

Kategorie 1: Innere Leere Entleerung (am kritischsten)

• Akustische Eigenschaften: Wiederholte Impulse mit 2× Netzfrequenz-Wiederholrate (zwei Entladungsereignisse pro Spannungszyklus - eines bei der positiven Halbperiode, eines bei der negativen); Spitzenfrequenz 80-150 kHz; Signal bei Kontaktsensor stärker als bei Luftsensor
• PRPD-Muster: Symmetrische Cluster bei 45° und 225° Phasenlage (positive und negative Spannungsspitzen); Amplitudenverteilung folgt Gaußscher Verteilung innerhalb jedes Clusters
• Auswirkungen auf die Wartung: Aktive Verschlechterung der internen Isolierung - Austausch beim nächsten geplanten Ausfall einplanen; Überwachungsfrequenz bis zum Austausch auf monatlich erhöhen

Kategorie 2: Ableitung der Oberflächenverfolgung (hoher Schweregrad)

• Akustische Eigenschaften: Unregelmäßiges Impulsmuster; Leistungs-Frequenz-Korrelation vorhanden, aber asymmetrisch; Spitzenfrequenz 50-100 kHz; Signal sowohl mit Kontakt- als auch mit Luftbildsensoren nachweisbar
• PRPD-Muster: Asymmetrische Cluster - stärker in einem Halbzyklus als im anderen; unregelmäßige Amplitudenverteilung, die auf ein unregelmäßiges Entladungsverhalten hinweist
• Auswirkungen auf die Wartung: Verschlechterung der Oberflächenisolierung - typischerweise an der Schnittstelle Buchse-Flansch oder Kern-Harz-Grenzfläche; Austausch erforderlich; nicht über den nächsten geplanten Stillstand hinausschieben

Kategorie 3: Externe Korona (niedriger CT-Schweregrad)

• Akustische Eigenschaften: Kontinuierliches Zischen anstelle von diskreten Impulsen; starkes Luftsignal; schwaches oder fehlendes Kontaktsignal; Spitzenfrequenz 20-50 kHz
• PRPD-Muster: Konzentriert an Spannungsnulldurchgängen (90° und 270°); sehr gleichmäßige Amplitudenverteilung
• Auswirkungen auf die Wartung: Externe Korona von benachbarten Leitern, Isolatoren oder Hardware - keine Verschlechterung der CT-Isolierung; externe Koronaquelle untersuchen und korrigieren; kein CT-Austausch erforderlich

Kategorie 4: Mechanische Vibrationen und Interferenzen (keine PD)

• Akustische Eigenschaften: Kontinuierliches Signal bei Netzfrequenz und Oberwellen (50 Hz, 100 Hz, 150 Hz); keine Korrelation mit der Spannungsphase; Signal am Kontaktsensor vorhanden, aber nicht phasenkorreliert
• PRPD-Muster: Gleichmäßige Verteilung über alle Phasenwinkel - keine Phasenkorrelation
• Auswirkungen auf die Wartung: Mechanische Vibration durch Magnetostriktion, lose Komponenten oder externe mechanische Quellen - kein TE-Signal; keine Bedenken hinsichtlich der Isolierung; untersuchen Sie die mechanische Quelle, wenn der Vibrationspegel erhöht ist

Flussdiagramm für Wartungsentscheidungen

Korrelation mit ergänzenden diagnostischen Methoden

Die akustische TE-Detektion liefert die aussagekräftigste Felddiagnose - ihre Schlussfolgerungen werden jedoch durch die Korrelation mit ergänzenden Methoden verstärkt:

• Analyse gelöster Gase (DGA): Die Erzeugung von Wasserstoff (H₂) und Methan (CH₄) in in Öl getauchten CTs bestätigt eine aktive PD; Acetylen (C₂H₂) weist auf eine hochenergetische Bogenentladung hin; die Korrelation zwischen dem Anstieg des akustischen Signalpegels und der DGA-Gaserzeugungsrate bestätigt eine interne Entladungsquelle
• Wärmebildtechnik (Infrarot): Heiße Stellen auf der Oberfläche des CT-Gehäuses deuten auf Widerstandserwärmung durch die Verfolgung von Entladungspfaden hin; die Korrelation mit akustischen Signalen an derselben Stelle bestätigt die Aktivität der Oberflächenentladung
• Elektrische TE-Messung (IEC 60270): Liefert eine kalibrierte Ladungsmessung in pC - erforderlich für die endgültige Bewertung des Schweregrads; wird während eines geplanten Stromausfalls durchgeführt, wobei der Stromwandler stromlos und der Sekundärkreis zugänglich ist

Häufige Fehler bei der Interpretation

• Alle erhöhten akustischen Signale werden auf eine interne PD zurückgeführt: Externe Korona von benachbarten Geräten ist die häufigste Ursache für falsch-positive akustische TE-Anzeigen in Umspannwerken; vergleichen Sie immer Kontakt- und Luftsensorsignale, bevor Sie auf eine interne TE schließen.
• Ersetzungsentscheidungen allein auf der Grundlage der Amplitude einer Einzelmessung treffen: Ein einzelner erhöhter Amplitudenwert ohne PRPD-Musteranalyse, Frequenzspektrenvergleich und Basislinienkorrelation liefert keine ausreichenden Beweise für eine Ersatzentscheidung; die akustische PD-Bewertung erfordert ein komplettes Signalcharakterisierungspaket
• Ignorieren akustischer Signale unterhalb der “Alarmschwelle”: Ein Signal, das heute 3 dB über der Basislinie und bei der nächsten Messung 4 dB über der Basislinie liegt, ist besorgniserregender als ein Signal, das 6 dB über der Basislinie liegt, aber stabil ist - der Trend ist aussagekräftiger als der absolute Wert.
• Durchführung einer akustischen TE-Messung unmittelbar nach einem Spannungsübergang oder einem Schaltvorgang: Schaltvorgänge erzeugen akustische Signale, die in ölgetränkten Stromwandlern minutenlang anhalten können; nach jedem Schaltvorgang sollten mindestens 30 Minuten verstreichen, bevor mit akustischen TE-Messungen begonnen wird

Schlussfolgerung

Die Erkennung von Teilentladungen durch akustische Emissionen ist die am besten einsetzbare Zustandsüberwachungstechnik für installierte Stromwandler in der Energieverteilung - sie erfordert keinen Ausfall, keinen Zugriff auf sekundäre Stromkreise, keine spezielle Infrastruktur in der Umspannstation und keine Änderungen am Stromwandler oder den angeschlossenen Stromkreisen. Der Wert der Technik liegt nicht in der Erkennung der Teilentladung zu einem einzigen Zeitpunkt - er liegt in der Festlegung einer Basislinie für jeden Stromwandler in der Flotte, in der Entwicklung des akustischen Signalpegels über aufeinanderfolgende Messkampagnen und in der Verwendung des phasenaufgelösten Musters und Frequenzspektrums zur Unterscheidung der internen Leerraumentladung, die einen dringenden Austausch erfordert, von der externen Korona, die keinen Eingriff am Stromwandler erfordert. Bei der Verwaltung des Stromwandlerbestands in der Energieverteilung ist die Erkennung von Teilentladungen durch Schallemissionen die Instandhaltungsinvestition, die die reaktive Reaktion auf Stromwandlerausfälle - Notaustausch nach einem unerwarteten Isolationsausfall - in ein geplantes Anlagenmanagement umwandelt, bei dem sich verschlechternde Stromwandler bereits Monate vor dem Ausfall erkannt und während geplanter Stillstände ausgetauscht werden, ohne dass das Sicherheitsrisiko, der Schutzausfall und die Kosten für die Notfallbeschaffung eines ungeplanten Stromwandlerausfalls entstehen.

Häufig gestellte Fragen zur akustischen Erkennung von Teilentladungen in Stromwandlern für die Energieverteilung

1. Verstehen Sie die zugrundeliegende Technologie piezoelektrischer Sensoren, die in der akustischen Hochfrequenzüberwachung eingesetzt werden. ↩

2. Erforschen Sie die spezifischen Ultraschallfrequenzen, die durch elektrische Entladungen erzeugt werden. ↩

3. Hier finden Sie die offizielle Norm IEC 60270 für die konventionelle elektrische Teilentladungsmessung. ↩

4. Erfahren Sie, wie die Analyse gelöster Gase die Verschlechterung der Isolierung durch chemische Indikatoren im Öl erkennt. ↩

5. Detaillierter Leitfaden zur Interpretation von phasenaufgelösten Teilentladungsmustern zu Diagnosezwecken. ↩