DE60314830T2

DE60314830T2 - Verfahren zur Diagnose eines Fehlers in einer Transformatorwindung

Info

Publication number: DE60314830T2
Application number: DE60314830T
Authority: DE
Inventors: Simon Ryder
Original assignee: Areva T&D SAS
Current assignee: Grid Solutions SAS
Priority date: 2002-12-10
Filing date: 2003-12-08
Publication date: 2008-03-13
Anticipated expiration: 2023-12-09
Also published as: US7034547B2; FR2848300A1; ATE366940T1; CN1532554A; EP1429150A3; FR2848300B3; BR0305838A; CN1291233C; US20040164745A1; BRPI0305838B1; CA2452400C; CA2452400A1; DE60314830D1; EP1429150A2; EP1429150B1

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Diagnose eines Fehlers in einer Transformatorwicklung, bei dem eine Übertragungsfunktion bzw. FRA (Frequence Response Analysis im Angelsächsischen) angewendet wird. Die vorliegende Erfindung ist insbesondere auf Leistungstransformatoren abgestimmt.
Leistungstransformatoren (wie etwa Transformatoren mit Primärspannungen von mehreren hundert kV und Leistungsabgaben von wenigen MVA bis mehreren hundert MVA) sind äußerst kostspielige Vorrichtungen bei Verbindungssystemen von Übertragungsnetzwerken. Es ist somit sehr nützlich, diese Transformatoren so lange wie möglich in Betrieb halten zu können, wobei ein Ausfall oder ein Fehler im Transformator schwerwiegende wirtschaftliche Folgen aufgrund des Stillstands des Verteilungsnetzwerks haben kann.
Ferner können Fehler, wie etwa Kurzschlüsse, eine Explosions- bzw. Brandgefahr hervorrufen.
Es ist somit sehr wichtig, einen vorhandenen Fehler ermitteln zu können, der mit der Wicklung eines Transformators zusammenhängt.
Eine bekannte Lösung für dieses Problem besteht darin, ein Diagnoseverfahren mit Übertragungsfunktion anzuwenden, die gewöhnlich FRA (Frequence Response Analysis im Angelsächsischen) genannt wird. Diese Technik besteht darin, die Impedanz einer Transformatorwicklung über einen breiten Frequenzbereich zu messen und das Ergebnis dieser Messungen mit einer Referenzeinheit zu vergleichen. Um die Impedanz in Abhängigkeit von der Frequenz zu messen, kann eine Frequenzabtastung unter Verwendung eines sinusförmigen Signals erfolgen.
1 zeigt somit ein prinzipielles Schema für einen Schaltkreis 1 zur Frequenzanalyse einer Impedanz, die der Impedanz einer zu messenden Transformatorwicklung entspricht.
Der Schaltkreis 1 enthält:

– einen Netzanalysator 2,
– drei Prüfimpedanzen gleichen Wertes Z1,
– eine Impedanz ZT, die der Impedanz einer zu messenden Transformatorwicklung entspricht.

Der Netzanalysator 2 erzeugt ein Messsignal S. Das Messsignal S ist ein frequenzabgetastetes sinusförmiges Signal. Die Impedanzen Z1 sind beispielsweise die Impedanzen der Messkabel und haben im allgemeinen einen Wert von 50 Ohm. R ist das zwischen dem ersten Ende von ZT und der Masse gemessene Signal. T ist das zwischen dem zweiten Ende von ZT und der Masse gemessene Signal. Der Analysator 2 stellt dann in Abhängigkeit von der Frequenz die Spannungsverstärkung k dar, die durch die nachfolgende Beziehung definiert ist: k = 20log10(tR )
Die Verstärkung k enthält die Informationen, die zur Analyse der Impedanz ZT erforderlich sind, und lautet:
Bei einer Impedanz Z1 gleich 50 Ohm, ergibt sich somit:
Die Impedanz wird über einen sehr breiten Frequenzbereich gemessen, der von wenigen Hz bis zu etwa 10 MHz reichen kann.
Es muss die gleiche Messung an einer Referenzwicklung erfolgen. Diese Referenzwicklung kann entweder eine andere Phase sein, für die angenommen wird, dass kein Fehler vorliegt, oder aber die gleiche Wicklung ohne zuvor gemessenen Fehler, oder auch die Wicklung eines identischen Transformators. Es ergibt sich somit auch eine Verstärkung k' in Abhängigkeit von der Frequenz, die dieser Referenzwicklung entspricht.
Eine erste Lösung besteht somit darin, die Unterschiede zwischen den k und k' darstellenden Kurven in Abhängigkeit von der Frequenz visuell zu prüfen. Diese Lösung ist jedoch mit bestimmten Problemen behaftet.
Die durch einen Experten erfolgte visuelle Prüfung kann nämlich mit großer Subjektivität behaftet sein und an Transparenz mangeln.
Eine zweite Lösung besteht darin, statistische Indikatoren zu berechnen, mit denen die Unterschiede zwischen den beiden Kurven nachgewiesen werden können. Derartige statistische Indikatoren sind beispielsweise bei unterschiedlichen Frequenzbereichen berechnete Korrelationskoeffizienten.
Die Verwendung dieser statistischen Indikatoren bringt jedoch auch bestimmte Probleme mit sich.
Somit können bestimmte Fehler nicht identifiziert werden; dies ist beispielsweise der Fall bei Erdung des Magnetkreises des Transformators oder bei einem Ausgleichsstrom, der eine Erwärmung der Wicklung erzeugt.
Ebenso kann diese Verwendung statistischer Indikatoren dazu führen, manche Fehler zu verwechseln; beispielsweise kann eine falsche Erdung des Transformatorkessels mit einer Beschädigung der Wicklung verwechselt werden.
Ein Verfahren aus dem vorbekannten Stand der Technik ist in S.A. Ryder "Methods for comparing frequency response analysis measurements", Conf. Rec. 2002 IEEE Int. Symp. On Electrical Insulation, Boston, MA USA, 7.-10.04.2002 beschrieben.
Die vorliegende Erfindung zielt darauf ab, ein Verfahren zur Diagnose eines Fehlers in einer Transformatorwicklung bereitzustellen, mit dem zugleich die Anzahl an erfassbaren Fehlern erhöht werden kann und die verschiedenen Fehler voneinander unterschieden werden können.
Dazu schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Diagnose eines Fehlers in einer Transformatorwicklung nach Anspruch 1 vor, das zumindest folgende Schritte umfasst:

– Messen der Impedanz der Wicklung in Abhängigkeit von der Frequenz, wobei die Messung in Form einer ersten Spannungsverstärkung dargestellt wird,
– Vergleichen der Impedanzmessung mit einer Referenzmessung, die in Form einer zweiten Spannungsverstärkung dargestellt wird, wobei der Vergleich einen Schritt zum Berechnen von drei ersten Parameter beinhaltet, wobei jeder der drei ersten Parameter ein Korrelationskoeffizient der ersten und der zweiten Verstärkung in drei verschiedenen Frequenzbereichen ist,

Durch die Erfindung werden die drei Korrelationskoeffizienten mit der relativen Schwankung zumindest eines vierten Parameters kombiniert, wodurch bestimmte Fehler identifiziert werden können, die nicht durch die Werte der Korrelationskoeffizienten erfasst worden sind. Je nach Wert der relativen Schwankung dieses vierten Parameters, kann eine Ungewissheit zwischen verschiedenen möglichen Fehlern behoben werden.
Vorteilhaft ist der vierte Parameter ausgewählt aus der Gruppe Mindestverstärkung, Grundresonanzfrequenz bzw. Anzahl der über eine vorbestimmte Frequenz hinaus vorhandenen Resonanzfrequenzen.
Vorteilhaft wird die Mindestverstärkung für eine Frequenz von unter 10 kHz bestimmt.
Die Mindestverstärkung definiert sich somit als Mindestwert, der von der Spannungsverstärkung k angenommen wird, wie dies anhand von 1 in Abhängigkeit von der Messfrequenz beschrieben ist; die zu ermittelnde Mindestverstärkung ist die Mindestverstärkung bei einer Frequenz von unter 10 kHz. Es kann nämlich vorkommen, dass die Verstärkung einen Mindestwert bei einer höheren Frequenz annimmt, jedoch ist dieser Wert für die Identifizierung der Fehler weniger relevant.
Vorteilhaft sind die drei verschiedenen Frequenzbereiche [1 kHz-10 kHz], [10 kHz-100 kHz] bzw. [100 kHz-1 MHz].
Es zeigt sich nämlich, dass die bei unter 1 kHz berechneten Korrelationskoeffizienten weniger relevant sind und dass die bei über 1 MHz berechneten wenig zuverlässige Informationen bieten.
Gemäß einer besonders vorteilhaften Ausführungsform umfasst das Verfahren einen Schritt zum Ermitteln der relativen Schwankung zumindest eines fünften und eines sechsten Parameters, wobei der fünfte und der sechste Parameter kennzeichnend für den Transformator sind, wobei die relative Schwankung durch Vergleichen der ersten und der zweiten Verstärkung erhalten wird.
Bei dieser Ausführungsform ist der vierte Parameter die Mindestverstärkung, der fünfte Parameter die Grundresonanzfrequenz und der sechste Parameter die Anzahl der über eine vorbestimmte Frequenz hinaus vorhandenen Resonanzfrequenzen.
In äußerst vorteilhafter Weise umfasst das Verfahren einen Schritt zum Ermitteln einer Mehrzahl von Diagnosecodes, wobei jeder dieser Codes die Zugehörigkeit eines der Parameter zu einem vorbestimmten Wertebereich angibt.
Gemäß der letztgenannten Ausführungsform umfasst das Verfahren einen Schritt zum Ermitteln eines vorhandenen Fehlers und zum Identifizieren des Fehlers in Abhängigkeit von der Mehrzahl an Diagnosecodes.
Vorteilhaft erfolgt der Schritt zum Ermitteln eines vorhandenen Fehlers und zum Identifizieren des Fehlers durch Vergleichen der Mehrzahl von Codes mit Codes, die in einer Nachschlagtabelle aufgezeichnet sind.
Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung einer erfindungsgemäßen Ausführungsform, die sich nur beispielhaft und keineswegs einschränkend versteht.
In den nachfolgenden Figuren zeigt:
1 schematisch einen Schaltkreis zur Frequenzanalyse einer Impedanz,
2 schematisch einen Dreiphasentransformator, und
3 die jeweiligen Verstärkungen in Abhängigkeit von der Frequenz zweier Hochspannungswicklungen von zwei Phasen eines Dreiphasentransformators.
1 wurde bereits im Zusammenhang mit dem Stand der Technik beschrieben. Die nachfolgend erläuterten FRA-Messungen erfolgten stets ausgehend von einem Analyseschaltkreis, wie er in 1 dargestellt ist.
2 stellt schematisch einen Dreiphasentransformator 3 dar.
Der Dreiphasentransformator 3 enthält:

– einen Magnetkreis 4,
– einen Kessel 5,
– drei Niederspannungswicklungen 6,
– drei Hochspannungswicklungen 7.

Jedes Hoch- und Niederspannungswicklungspaar entspricht einer Phase des Transformators, die einem Kern 9 des Kreises 4 zugeordnet ist. Die drei Phasen des Transformators werden nachfolgend mit A, B bzw. C bezeichnet.
Der Magnetkreis 4 und der Kessel 5 sind über eine Verbindung 8 verbunden und an die Masse angelegt.
Es können drei Impedanzmessungen jeweils für die Hoch- und Niederspannung erfolgen.
Wenn somit ein Fehler in einer der Hochspannungswicklungen des Transformators vermutet wird, wird die Leistung dieser Wicklung in Abhängigkeit von der Frequenz gemessen, es erfolgt die gleiche Messung für eine weitere Hochfrequenzwicklung und es werden die jeweiligen Leistungen dieser beiden Wicklungen verglichen. Es sei angemerkt, dass eine dritte Messung auch möglich ist, indem die dritte Hochfrequenzwicklung verwendet wird.
Es sei angemerkt, dass auch ein Vergleich zwischen den Messungen an der fehlervermuteten Wicklung und den Messungen erfolgen kann, die zuvor an der gleichen Wicklung durchgeführt wurden. Es kann auch ein Vergleich zwischen den Messungen an der fehlervermuteten Wicklung und einer äquivalenten Wicklung eines anderen Transformators gleicher Gestalt erfolgen.
Beispielhaft zeigt 3 die jeweiligen Leistungen k und k' von zwei Hochspannungswicklungen mit jeweiligen Phasen C und A eines Dreiphasentransformators, wie er in 2 dargestellt ist.
Die Leistungen k und k' sind für eine Frequenz von 10 Hz bis 1 MHz dargestellt.
Es wird ein vorhandener Fehler an der Hochfrequenzwicklung der Phase C angenommen, die der Leistung k entspricht.
Um einen eventuell vorhandenen Fehler zu ermitteln und letzteren zu diagnostizieren, umfasst das erfindungsgemäße Verfahren das Berechnen von sechs Parameter.
Die ersten drei Parameter sind Korrelationskoeffizienten ρ₁, ρ₂ und ρ₃ von k und k', die bei den drei Frequenzbereichen [1 kHz-10 kHz], [10 kHz-100 kHz] und [100 kHz-1 MHz] berechnet wurden.
Es sei daran erinnert, dass der Korrelationskoeffizient ρ für zwei Einheiten mit n Zahlen X {x₁, x₂, ..., x_n} und Y {y₁, y₂, ..., y_n} definiert wird durch die Beziehung:
Der vierte Parameter wird als die relative Änderung der Mindestleistung CR_k in Niederfrequenz bestimmt, d. h. bei einem Frequenzwert von unter 10 kHz. Somit wird mit k_m die Mindestleistung der zu untersuchenden Impedanz und mit k'_m die Mindestleistung der Referenzimpedanz bezeichnet, wobei der Koeffizient der relativen Änderung der Mindestleistung CR_k bestimmt wird durch die Beziehung:
Der fünfte Parameter wird als die relative Änderung der Grundresonanzfrequenz CR_f definiert. Die Grundresonanzfrequenz ist die erste Resonanzfrequenz einer jeden Leistung k und k'. Werden mit f und f' die jeweiligen Grundresonanzfrequenzen der Leistungen k und k' bezeichnet, dann wird der Parameter CR_f bestimmt durch die Beziehung: CRf = ff' .
Der sechste Parameter wird als die relative Änderung der Anzahl der Resonanzfrequenzen zwischen 100 kH und 1 MHz bestimmt. Werden mit n und n' die Anzahl der jeweiligen Resonanzfrequenzen von k und k' zwischen 10 kHz und 1 MHz bezeichnet, so wird der Parameter CR_k bestimmt durch die Beziehung: CRn= nn'
Jeder Messung der Leistung k verglichen mit einer Messung der Referenzleistung k' entspricht somit eine Sechsergruppe von Parametern {ρ₁, ρ₂, ρ₃, CR_k, CR_f, CR_n}.
Diese Parameter können entweder unter Verwendung einer Datenverarbeitungseinrichtung oder von einem Anwender einer MSExcel^®-Oberfläche oder eines anderen Rechenprogramms berechnet werden.
Durch Berechnen dieser Parameter für die in 3 dargestellten Kurven ergibt sich somit:
ρ₁= 0,7483
ρ2 = 0,9797
ρ₃ = 0,8577
CR_k = 0,9717
CR_f' = 1
CR_n = 1,8333.

Anschließend wird jedem dieser Werte ein Code zugeordnet; die Gesamtheit dieser Codes ist in der nachfolgenden Tabelle 1 zusammengefasst. Tabelle 1

Parameter	Werte	Codes
ρ (gültig für sämtliche Frequenzbereiche)	Normalbereich	0
	> 0,7000	1
	< 0,7000	2
CR_f	< Normalbereich	9
	Frequenzunterdrückung	8
	Normalbereich	0
	Normalbereich – 1,25	1
	1,25-1,5	2
	1,5-5	3
	> 5	4
CR_k	> Normalbereich	9
	Normalbereich	0
	> 0,8	1
	0,2-0,8	2
	< 0,2	3
CR_n	Normalbereich	0
CR_n	> Normalbereich	1

Somit können jeder Sechsergruppe {ρ_i, ρ₂ _, ρ₃, CR_k, CR_f, CR_n} sechs Codes zugeordnet werden.
Der Ausdruck "Normalbereich" bedeutet, dass der Parameter innerhalb eines sogenannten normalen Schwankungsbereichs liegt.
Dieser normale Schwankungsbereich hängt von der für die Referenzmessung verwendeten Wicklung ab. In Tabelle 2 sind die Normalschwankungen für den Fall zusammengefasst, dass für die Untersuchungsmessung und für die Referenzmessung die gleiche Wicklung verwendet wird.
Tabelle 2
In Tabelle 3 sind die Normalschwankungen für den Fall dargestellt, dass eine unterschiedliche Wicklung für die Referenzmessung verwendet wird (wie im Falle von 3).
Tabelle 3
Die Parameter {ρ₁, ρ₂, ρ₃, CR_k, CR_f, CR_n} für die in 3 dargestellten Kurven ergeben damit den Code: 101001.

Wenn die sechs Codes bestimmt sind, umfasst das erfindungsgemäße Verfahren einen Schritt zum Vergleichen dieser sechs Codes mit in einer Nachschlagtabelle abgelegten Codes, wie sie in Tabelle 4 dargestellt ist. Tabelle 4

Fehlerart	ρ₁	ρ₂	ρ₃	CR_f	CR_k	CR_n
1) kein Fehler	0	0	0	0	0	0
2) falsche Erdung des Kessels (hoher Widerstand)	0	0	0-1	0	0	0
3) fehlende Erdung des Kessels	0	0	0-1	0-9	0-1	0
4) fehlende Erdung des Magnetkreises	0	0	0	0-9	0-1	0
5) geschlossene Schleife geerdet	0	0	0	0-9	0	0
6) geschlossene Schleife an Schwimmpotential	0	0	0-1	0-9	0	0
7) zusätzliche Kurzschlusswindung (gleiche Phase)	0-1-2	0	0	3	2-3	0
8) Fehler zwischen Wicklungs-anschlüssen (beeinträchtigte Untersuchungswicklung)	0-1-2	0-1-2	0-1-2	8	3	0
9) Fehler zwischen Wicklungsanschlüssen (weitere Wicklung einer gleichen Phase beeinträchtigt)	0-1-2	0-1-2	0	8	3	0
10) eine Kurzschlusswindung	0-1-2	0	0	0	0-1-2	0
11) mehrere Kurzschlusswindungen	0-1-2	0-1	0-1	4	2	0
12) Kurzschluss an der einzigen angrenzenden Phase	0-1	0	0	2	0	0
13) Kurzschluss an einer anderen Phase als der einzigen angrenzenden Phase	0-1	0	0	1	0	0
14) verschobene Wicklung bzw. Knickung der Innenwicklung	0-1	0-1	0	0	0	0
15) beschädigte Wicklung	0	0	0-1	0	0	0-1
16) verschobene und beschädigte Wicklung	0-1	0-1	0-1	0	0	0-1
17) Stromflussfehler	0-1-2	0-1-2	0-1-2	0-1	9	0
18) einer der Anschlüsse der Messwicklung geerdet	1-2	0-1	0-1	0	0	0-1
19) einer der Anschlüsse einer anderen Phase als die der Messwicklung geerdet	1-2	0-1-2	0	9-0	0-1-2	0-1
20) einer der Anschlüsse einer anderen Wicklung gleicher Phase wie die Messwicklung geerdet	0	0	0-1	0	0	0-1

Der Vergleich zwischen den berechteten Parameter und der Nachschlagtabelle, wie sie in Tabelle 4 dargestellt ist, kann mit einem in einer Matlab^®-Umgebung ablaufenden Datenverarbeitungsprogramm erfolgen.
Die nachfolgende Erläuterung der Fehler erfolgt anhand von 2.
Die Fehler 2 und 3 entsprechen Erdungsfehlern des Kessels 5; bei Fehler 3 handelt es um eine fehlende Erdung und bei Fehler 2 um eine Erdung mit hohem Widerstand zwischen Kessel 5 und Erdung (über 50 Ohm).
Fehler 4 entspricht einer fehlenden Erdung des Magnetkreises 4, d. h. einer Unterbrechung der Verbindung 8.
Fehler 5 und 6 entsprechen Ausgleichsstromschleifen, die an die Erde bzw. an ein Schwimmpotential angelegt sind; diese Schleifen führen zu einer Erhitzung des Transformators.
Fehler 7 entspricht einer vorhandenen zusätzlichen Windung, die einen Kurzschluss an der Phase hervorruft, zu welcher die zu untersuchende Wicklung gehört.
Fehler 8 entspricht einem Fehler zwischen den Anschlüssen der zu untersuchenden Wicklung, d. h. einem Kurzschluss der gesamten Wicklung.
Fehler 9 entspricht einem Fehler zwischen den Anschlüssen einer Wicklung, die zu der gleichen Phase wie die zu untersuchende Wicklung gehört.
Fehler 10 entspricht einem Kurzschluss, der an einer Windung der Wicklungen vorliegt, die zu der gleichen Phase wie die zu untersuchende Wicklung gehört. Dieser Fehler erzeugt eine Erhitzung des Transformators.
Fehler 11 entspricht einem Kurzschluss, der an mehreren Windungen vorliegt, die zu der gleichen Phase wie die zu untersuchende Wicklung gehören. Dieser Fehler erzeugt eine Erhitzung des Transformators.
Fehler 12 entspricht einem Kurzschlussfehler, wie etwa einem Kurzschluss zwischen Windungen, zwischen Anschlüssen oder an einer zusätzlichen Windung. Er gibt an, dass der Fehler an einer Phase neben derjenigen liegt, an welcher die Messung durchgeführt wurde, und dass die Phase, an welcher der Fehler liegt, die einzige angrenzende Phase ist, d. h. unmittelbar neben der Phase, wo die Messung durchgeführt wurde. Wenn somit der Fehler am mittleren Kern liegt, führt die Untersuchung der weiteren Phasen zu diesem Code, da die mittlere Phase ja die einzige Phase ist, die unmittelbar neben der linken und der rechten Phase liegt.
Fehler 13 entspricht auch einem Kurzschlussfehler, wie etwa einem Kurzschluss zwischen Windungen, zwischen Anschlüssen oder an einer zusätzlichen Windung. Er gibt jedoch an, dass der Fehler nicht an einer einzigen Phase liegt, die sich unmittelbar neben der Phase befindet, an welcher die Messung durchgeführt wurde. Wenn somit der Fehler am linken Kern liegt, führt die Untersuchung der mittleren Phasen zu diesem Code, da ja zwei Phasen unmittelbar neben der mittleren Phase bestehen, und nicht nur eine einzige.
Fehler 14 entspricht einer axialen Verschiebung der zu untersuchenden Wicklung, ohne dass jedoch letztere bereichsweise zu sehr beschädigt wäre, oder aber einer Knickung einer Innenwicklung.
Fehler 15 entspricht einer bereichsweisen mechanischen Beschädigung an der zu untersuchenden Wicklung.
Fehler 16 kumuliert die Fehler 14 und 15.
Fehler 17 entspricht einem Stromflussfehler in der zu untersuchenden Wicklung. Dieser Stromflussfehler kann mit einem Messkontaktfehler zusammenhängen.
Fehler 18 entspricht der Erdung eines der Anschlüsse der zu untersuchenden Wicklung.
Fehler 19 entspricht der Erdung eines der Anschlüsse einer Wicklung, die zu einer anderen Phase als die zu untersuchende Wicklung gehört.
Fehler 20 entspricht der Erdung eines der Anschlüsse einer Wicklung, die sich von der zu untersuchenden Wicklung unterscheidet, jedoch zur gleichen Phase gehört.
Die Fehler 18, 19 und 20 sind eher Messfehler.
Bei Vergleich der den Kurven aus 3 zugeordneten Codes 101001 mit den in Tabelle 4 aufgeführten Fehlern ist somit auf das Vorliegen eines Fehlers vom Typ 16 oder 18 zu schließen. Ein Messproblem vom Typ 18 kann ausgeschlossen werden, indem die Messung wiederholt wird und auf das Vorliegen eines Fehlers vom Typ 16 geschlossen wird oder nicht, d. h. einer verschobenen und beschädigten Wicklung.
Selbstverständlich ist die Erfindung nicht auf die soeben beschriebene Ausführungsform beschränkt.
Die mit Softwaremitteln durchzuführenden Schritte zum Berechnen der Parameter und Nachschlagen in der Nachschlagtabelle können insbesondere auch von Bedienpersonen durchgeführt werden.
Ebenso wurden die Werte der Codes nur beispielhaft angegeben, können jedoch auch durch andere Werte ersetzt werden, die auf weitere Softwareeinrichtungen abgestimmt sind.

Claims

Verfahren zur Diagnose eines Fehlers in einer Transformatorwicklung mit folgenden Schritten: – Messen der Impedanz der Wicklung in Abhängigkeit von der Frequenz, wobei die Messung in Form einer ersten Spannungsverstärkung (k) dargestellt wird, – Vergleichen der Impedanzmessung mit einer Referenzmessung, die in Form einer zweiten Spannungsverstärkung (k') dargestellt wird, wobei der Vergleich einen Schritt zum Berechnen von drei ersten Parameter beinhaltet, wobei jeder der drei ersten Parameter ein Korrelationskoeffizient (ρ₁, ρ₂, ρ₃) der ersten und der zweiten Verstärkung (k, k') in drei verschiedenen Frequenzbereichen ist, wobei das Verfahren dadurch gekennzeichnet ist, dass es umfasst: – einen Schritt zum Ermitteln der relativen Schwankung zumindest eines vierten Parameters (CR_k, CR_f, CR_n), wobei der vierte Parameter eine physikalische Kenngröße des Transformators ist, wobei die relative Schwankung durch Vergleichen der ersten und der zweiten Verstärkung (k, k') erhalten wird, – einen Schritt zum Zuordnen eines Diagnosecodes zu jedem der drei ersten Parameter und zu der relativen Schwankung des vierten Parameters, – einen Schritt zum Ermitteln eines vorhandenen Fehlers und zum Identifizieren des Fehlers durch Vergleichen eines jeden Diagnosecodes mit abgelegten Codes.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der vierte Parameter ausgewählt ist aus der Gruppe Mindestverstärkung, Grundresonanzfrequenz bzw. Anzahl der über eine vorbestimmte Frequenz hinaus vorhandenen Resonanzfrequenzen.
Verfahren nach dem vorangehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet, dass die Mindestverstärkung für eine Frequenz unter 10 kHz bestimmt wird.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die drei verschiedenen Frequenzbereiche [1 kHz-10 kHz], [10 kHz-100 kHz] bzw. [100 kHz-1 MHz] sind.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass es einen Schritt zum Ermitteln der relativen Schwankung zumindest eines fünften und eines sechsten Parameters umfasst, wobei der fünfte und der sechste Parameter kennzeichnend für den Transformator sind, wobei die relative Schwankung durch Vergleichen der ersten und der zweiten Verstärkung erhalten wird.
Verfahren nach dem vorangehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet, dass der vierte Parameter die Mindestverstärkung ist, wobei der fünfte Parameter die Grundresonanzfrequenz und der sechste Parameter die Anzahl der über eine vorbestimmte Frequenz hinaus vorhandenen Resonanzfrequenzen ist.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass jeder Diagnosecode die Zugehörigkeit eines der Parameter zu einem vorgestimmten Wertebereich angibt.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Referenzcodes in einer Nachschlagtabelle abgelegt sind.