Potential von VLF-TE-Messung zur Statordiagnose an Hydrogeneratoren

Konferenz: VDE-Hochspannungstechnik 2018 - ETG-Fachtagung
12.11.2018 - 14.11.2018 in Berlin, Deutschland

Tagungsband: ETG-Fb. 157: VDE-Hochspannungstechnik

Seiten: 5Sprache: DeutschTyp: PDF

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Autoren:
Brügger, Thomas (Fachkommission für Hochspannungsfragen, Zürich, Schweiz)
Ranninger, Udo; Öttl, Fabian; Krüger, Michael (OMICRON electronics GmbH, Österreich)

Inhalt:
Schon in den 60er Jahren des letzten Jahrhunderts wurde die VLF-Prüfung (mit VLF, Very Low Frequency, wird gemeinhin eine Frequenz von 0.1 Hz bezeichnet) als Alternative zu den zuvor schon an Statoren angewandten DC-Prüfungen untersucht. Es war von Anfang an klar, dass die Spannungsverteilung im Generatorstab-Isoliersystem bei 0.1 Hz den Verhältnissen im Betrieb wesentlich näherkam als bei DC-Prüfungen. In der Einleitung werden Untersuchungen erwähnt, in denen Durchschlagsversuche an betriebsgealterten Stäben für 50/60-Hz und VLF ähnliche Durchschlagsmechanismen durch die Hauptisolierung verursachten, wohingegen bei DC wesentlich andere Durchschlagspfade beobachtet wurden. Der Fokus der vorliegenden Untersuchung liegt auf der Anwendbarkeit der Teilentladungs- (TE-)Diagnose an Statoren bei VLF-Prüffrequenz. Dazu werden typische Isolierungsfehler numerisch simuliert, um frequenzbedingte Unterschiede des TE-Verhaltens zu untersuchen. Die Implikationen dieser Simulationen decken sich gut mit TE-Messungen an einem kompletten Stator sowie Einzelstäben. Für die TE-Messungen konnte ein kommerzielles TE-Messsystem ohne weitere Anpassungen eingesetzt werden. Es wird gezeigt, dass die VLF-TE-Messung für praktisch bedeutsame Fehlerstellen (z.B. Schäden des Nutglimmschutzes oder des Endenglimmschutzes) aus prinzipiellen Gründen wesentlich weniger sensitiv als die Messung bei Betriebsfrequenz ist. Für die derzeit eingesetzten Glimmer/ Kunstharz-Isoliersysteme wird deshalb die TE-Messung im Bereich der Betriebsfrequenz unverzichtbar bleiben.