Einsatz von faseroptischen Sensoren für die Design

Einsatz von faseroptischen Sensoren für die Design Validie-rung und Zustandsüberwachung an großen elektrischen Ma-schinenT. Bosselmann, M. Villnow, M. Willsch, Corp. Techn., Siemens AG, Erlangen, S. Strack, J. R. Weidner, Generator Engineering, Siemens AG, Mülheim a. d. Ruhr, Deutschland

KurzfassungDer stark wachsende Anteil volatiler erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung und die daraus resultierenden ver-schärften Netzanforderungen (ENTSO-E Grid Code) verlangen eine höhere Flexibilität in der Betriebsweise konventio-neller Kraftwerke. Für eine bessere Ausnutzung des Generators bei gleichzeitig hoher Verfügbarkeit und langer Le-bensdauer ist das thermische und dynamische Verhalten der Ständerwicklung von ausschlaggebender Bedeutung. AmBeispiel eines Generators im Spitzenlastbetrieb wird das Schwingungsverhalten und die strukturmechanischen Auswir-kungen auf den Ständerwickelkopf bei Lastwechseln gezeigt. Die Verwendung von optischen FBG-Technologien undderen messtechnische Anwendung werden anhand eines Generator Typtest vorgestellt. Die direkte Erfassung der Kup-ferleitertemperatur auf Hochspannungspotential in der Ständerwicklung liefert wichtige Angaben zur Verifizierung derRechenmodelle für die thermische und mechanische Auslegung sowie über Ermüdungsprozesse im Material bezüglichelektrischer und mechansicher Eigenschaften

Die dauerhafte Online-Überwachung der Wickelkopfschwingungen und der maximalen Kupferleitertemperatur erlaubtes, bei gleichzeitiger hoher Ausnutzung der indirekt gekühlten Ständerwicklungen und trotz der gestiegenen Material-beanspruchungen im Mittel- und Spitzenlastbetrieb auch weiterhin eine Lebensdauer der Generatoren von über 30 Jah-ren sicherzustellen.

Keywords: faseroptische Sensoren, FBG Technologie, Zustandsüberwachung, online Monitoring, elektrische Maschi-nen,

1 Einleitung

Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien an derStromerzeugung erfordert eine höhere Flexibilität in derBetriebsweise konventioneller Kraftwerke. Zusammenmit dem verschärften Wettbewerb im liberalisierten Er-zeugungsmarkt führt dies zu gestiegenen technischen An-forderungen an die modernen Kraftwerksblöcke und de-ren Kernkomponente mit der größten Energiedichte, demTurbogenerator.

1.1 Auswirkungen der zukünftigen Netzvorgabenauf den Generatorbetrieb

Im neuen ENTSO-E Grid Code [1] werden neben den fle-xibleren Netzbedingen auch die schärferen Anforderun-gen an die Generatoren (Requirements for Generators)genau beschrieben. Zukünftig werden die Generatorenhöhere induktive und insbesondere kapazitive Blindleis-tung Q/Pmax bei gleichzeitiger Überspannung bzw. Unter-spannung U/UN liefern müssen.

Zudem muss der Generator nach dem neuen Grid Codeinnerhalb von nur 30 s eine Regelleistung von bis zu 10%seiner Bemessungsleistung jederzeit zur Verfügung stel-len können [1]. Dies entspräche einem sehr hohen Last-gradienten von 120 MW/min bei einem 600 MW Kraft-werksblock. Das derzeit modernste GuD-Kraftwerk mit61% Wirkungsgrad erreicht einen maximalen Lastgradi-enten von 35 MW/min zwischen 100 MW und 500 MWLeistung [2]. Die Spitzenlast- und Regelfähigkeit der Ge-neratoren muss also noch weiter gesteigert werden.

1.2 Notwendigkeit der Betriebsüberwachung mitmoderner Sensorik

Für eine bessere Ausnutzung des Generators zur Steige-rung der Regelfähigkeit bei gleichzeitig hoher Verfügbar-keit und langer Lebensdauer ist das thermische und dy-namische Verhalten der Ständerwicklung und des Blech-paketes von ausschlaggebender Bedeutung. Mit der ge-nauen Kenntnis der maximalen Kupferleitertemperaturbei den verschiedenen Betriebszuständen in Verbindungmit dem dynamischen Verhalten der Ständerwickelköpfeließe sich die thermische, mechanische und elektrischeAuslegung indirekt gekühlter Generatorständer optimie-ren. Zudem könnte die Betriebsbeanspruchung dauerhaftüberwacht werden. Alterungsbedingte Veränderungenund die Auswirkungen von zeitweisen Überbeanspru-chungen ließen sich dann frühzeitig erkennen. Eine um-fassende Online-Überwachung mit moderner Sensorik zurErfassung sich entwickelnder Schäden ist bei den zukünf-tigen volatilen Netzzuständen unerlässlich.

Bild 1 stellt den konstruktiven Aufbau eines wasserstoff-gekühlten Turbogenerators für eine Bemessungsleistungvon 500 MVA dar. Es werden die wesentlichen BauteileLäufer, Blechpaket und Ständerwicklung gezeigt, die ineinem druckfesten Gehäuse eingebaut sind.

Das Betriebsverhalten der Ständerwicklung einschließlichdes Wickelkopfbereichs und des Blechpakets mit den ra-dialen Kühlgaszonen sollte einer Online-Überwachungunterzogen werden. Dies wird auch durch die langjährigeSchadensstatistik für Turbogeneratoren bestätigt.

18. GMA/ITG-Fachtagung Sensoren und Messsysteme 2016 506

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Bild 1 Längsschnitt eines indirekt wasserstoffgekühltenTurbogenerators für eine Scheinleistung von 500 MVA

1.3 Statistik der StänderwicklungsschädenDie vom Verband der Großkraftwerksbetreiber VGB ge-führte Schadensdatenbank für Generatoren zeigt die rela-tive Schadenshäufigkeit an den einzelnen Komponentender im Betrieb befindlichen Turbogeneratoren [3]. Bild 2zeigt die prozentuale Aufteilung der registrierten Schädenan Generatorständern nach der Art des Bauteils und derUrsachenkategorie.

Bild 2 Schäden an Generatorständern gemäß VGB-Datenbank (aus [3])

Ursachen sind die hohen thermischen, thermo-mechanischen und dynamisch-mechanischen Beanspru-chungen der Ständerwicklungen beim An- und Abfahrenbzw. bei schnellen Lastwechseln der in Mittel- und Spit-zenlast betriebenen Generatoren. [5].

2 Anforderungen an die Sensoren in Genera-torwicklungen

Um die genannten Ziele zu erreichen, ist die direkte Mes-sung des Schwingungsverhaltens und der Leitertempera-turen der Ständerwicklungen während des Betriebes er-forderlich.

Die technischen Anforderungen an die Sensoren in Tur-bogeneratoren sind:

Unempfindlichkeit gegenüber den Störeinflüssen durchhohe elektromagnetische Wechselfelder im Bereich desBlechpaketes, des Luftspaltes und der Ständerwickel-köpfe;Außergewöhnlich gute Hochspannungsfestigkeit inner-halb der Ständerwicklung und im Wickelkopfbereich;Mechanische Festigkeit gegenüber dauerhafter Vibrati-on mit einfacher und insbesondere doppelter Netzfre-quenz, sowie sporadischen transienten Stoßkräften;

Thermische Dauerbeständigkeit bis zur Temperaturklas-se 155 (F) je nach Einsatzbereich des Sensors;Hohe thermomechanische Beanspruchungen durch sehrschnelle Lastwechsel im Mittel- und Spitzenlastbetriebdes Generators, insbesondere bei neuem Grid Code;Gesicherte Langzeitstabilität der Signalanzeige durchAusschluss jeglicher undefinierter Systemdrift.

Da sich die Ständerwicklungen bei Betrieb auf Hochspannungspotential befinden, ist eine Überwachung derWickelkopfschwingungen und der Leitertemperaturen mitfaseroptischen Sensoren das einzige Verfahren, mit demdie Sensoren exakt am gewünschten Messpunkt installiertwerden können.

3 Betriebsbeanspruchung der Ständerwickelköp-fe von Generatoren

Der gesamte Wickelkopfbereich eines Generatorständersunterliegt während des Kraftwerksbetriebs hohen thermi-schen, elektrischen und mechanischen Beanspruchungen.Entscheidend sind die anregenden Kräfte durch die elekt-romagnetischen Felder der Wicklung und durch die mag-netisch bedingte Blechpaketverformung [6].

Mit einer auf die jeweilige Konstruktion zugeschnittenenModellbildung und FEM-Rechenverfahren kann daskomplexe Schwingungsverhalten der Wickelköpfe beiLastbetrieb und bei Störfällen berechnet werden [7, 8].

Zu den dynamischen Wickelkopfschwingungen kommendie thermomechanischen Relativbewegungen und Dilata-tionsspannungen hinzu, die zwischen den verschiedenenMaterialien bei schnellen Lastwechseln entstehen.

Die beschriebenen wechselseitigen Abhängigkeiten wir-ken auf die strukturmechanischen Belastungen der einzel-nen Wickelkopfkomponenten, wie Wicklungsstäbe, Stütz-ringe, Distanzierungen und Bandagen.

Nach Jahrzehnte langem Betrieb, in letzter Zeit häufigMittel- und Spitzenlast, kann es durch die vielen Last-wechselbeanspruchungen zu Lockerungen und Abrieb-staub im Wickelkopf kommen Bild 3.

Bild 3 Wickelkopf eines alten Generators mit weißem Ab-riebstaub durch Lockerung des LeiterverbandesBild 4 zeigt die Wickelkopfbeanspruchung eines 600-MVA-Generators bei normalem Leistungsbetrieb und beikraftwerksnahem mehrpoligem Kurzschluss. Mit Hilfe


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der vektoriell dargestellten maximalen Streckenlastenwird die hohe Belastung der verschiedenen Materialienim Wickelkopf verdeutlicht [9].

Normalbetrieb zweipoliger KurzschlussBild 4 Lokale vektoriell dargestellte Streckenlasten imGeneratorwickelkopf bei Normalbetrieb und bei einemkraftwerksnahen zweipoligen Kurzschluss

4 Wickelkopfschwingungsmessung mit faseropti-schen Sensoren

Eine Lockerung im Wickelkopfgewölbe kann mit einerOnline-Überwachung der Veränderungen im Schwin-gungsverhalten frühzeitig erkannt werden. Dafür werdenfaseroptische Beschleunigungssensoren eingesetzt.

4.1 Funktionsweise und InstallationDas Funktionsprinzip der faseroptischen Schwingungs-sensoren (Fiber Optic Accelerometer FOA) beruht auf derLichtintensitätsmodulation durch Änderung der Reflexi-onseigenschaften. Eine kleine Masse auf der Glasfasererfährt durch die Sensorbewegung eine Beschleunigungund somit eine zeitabhängige Auslenkung, welche überdas in Bild 5 dargestellte Wirkprinzip die Lichtintensitätmoduliert. Durch Opto-Elektrische-Konverter undSignalkonditionierer kann dieses Signal einer Schwin-gungsanalyse zur Verfügung gestellt werden.

Bild 5 Funktionsweise faseroptischer Beschleunigungs-sensoren nach dem Prinzip der Reflexionsmodulation amschwingenden Faserende

Bild 6 Faseroptischer Beschleunigungssensor (links) und(rechts) Durchführung für H2-gekühlte Generatoren

Eine Ausführung der Beschleunigungssensoren (FOA)zeigt Bild 6 (linkes Foto). Bei wasserstoffgekühlten Ge-neratoren werden die Sensordurchführungen in druckfesteGehäuseplatten eingebaut.

Die Applikation der Beschleunigungssensoren erfolgt anden Stirnseiten der Wicklungsstäbe, an denen die größtenSchwingungsamplituden in radialer und tangentialerRichtung zu erwarten sind, Bild 7.

indirekt luftgekühlt indirekt H2-gasgekühlt [10]Bild 7 Applikation von faseroptischen Beschleunigungs-sensoren an den Scheitelverbindungen bei indirekt ge-kühlten Ständerwicklungen

Die Einbauposition wird u.a. durch eine Modalanalysefestgelegt, Bild 8 rote Markierungen.

Für die leistungsabhängige Betriebsdiagnostik und Onli-ne-Überwachung der Wickelkopfschwingungen hat derEinsatz der FOA neue Analyse und Bewertungsverfahrenermöglicht, die die strukturmechanischen Aussagen derModalanalyse - lokale Eigenfrequenzen - nutzen. [9].

Bild 8 Positionierung von sechs radial (r) und zwei tan-gential (t) messenden faseroptischen Schwingungssenso-ren im schaltseitigen Wickelkopf eines Generatorständers

4.2 Dauerüberwachung und Trendanalyse

Die Beanspruchung des Generatorwickelkopfes resultiertaus der Wechselwirkung zwischen den betriebsbedingtenKraftanregungen und den strukturmechanischen Eigen-schaften der verschiedenen Materialen. Daher ist eineDauerüberwachung mit entsprechender Trendanalyse zur

Anschlüsse zu denSchaltleitungen

Anschlüsse zu denSchaltleitungen


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Früherkennung von Veränderungen im Schwingungsver-halten, die auf lokale Lockerungen hindeuten könnten,besonders wichtig.

Bild 9 stellt die Beeinflussung der Wickelkopfschwin-gungen durch die netzbedingte Wirkleistungsänderung imVerlauf eines Tages vom Start mit Netzsynchronisationgegen 4 Uhr bis zur Abschaltung abends um 23 Uhr dar.Mit der Leistungssteigerung nehmen die Wickelkopf-schwingungen stromabhängig zu. Sie erreichen beiSchwachlast von 100 MW höhere Werte als im thermi-schen Gleichgewicht bei hoher Leistung (400 MW).Die schnelle Leistungsabsenkung von 400 MW bis zurAbschaltung und Netztrennung mit einem steilen negati-ven Lastgradienten von 15 MW/min führt trotz des absin-kenden Ständerstromes zu einem Anstieg der Schwin-gungsamplituden im Wickelkopf aufgrund thermo-mechanischer Effekte und geänderten kombinierten An-regungsvektoren. Wenn der Generatorständer wieder ineinen thermisch ausgeglichenen Zustand gelangt, verrin-gern sich auch die Wickelkopfschwingungen und dienormale Stromabhängigkeit gewinnt an Bedeutung.

Eine Dauerüberwachung mit ähnlichen Erkenntnissenfindet mittlerweile auch an Großantrieben für die Öl&GasIndustrie statt [12].

5 Anwendung von Faser-Bragg-Gitter Sensorenbei Generatoren

Eine sehr vielseitige Technologie zur Erfassung verschie-denster Messgrößen an Generatoren sind optische Faser-Bragg-Gitter (FBG) als Messwertaufnehmer.

5.1 Funktionsprinzip von Bragg-Sensoren

Faser-Bragg-Gitter (FBG) werden mit Hilfe eines starkenUV-Lasers und einer Phasenmaske als feine Ringstruktu-ren ni im definierten Abstand d auf einem kurzen Ab-schnitt eines Lichtwellenleiters (LWL) eingeprägt (Bild10). Das von der breitbandigen Lichtquelle in den Licht-wellenleiter eingestrahlte Licht wird an dem Gitter mit

einer spezifischen Wellenlänge reflektiert, die dem Git-terabstand d entspricht. Über den Koppler wird das reflek-tierte Licht dem Spektrometer zugeführt, das Wellenlängebzw. Wellenlängenverschiebung auswertet. Ändert sichder Gitterabstand d durch den Messparameter, z.B. dieTemperatur, wird die Wellenlänge verschoben.

Bild 10 Funktionsprinzip faseroptischer Sensoren miteingeprägten Bragg-Gitter-Strukturen (Bragg-Sensoren)

Es können auf einem LWL mehrere FBG-Sensoren mitjeweils spezifischer Reflexionsfrequenz seriell angeordnetwerden. Das Beispiel in Bild 10 zeigt einen LWL, aufdem drei Sensoren mit unterschiedlicher Gitterfrequenzeingeprägt sind. Für die Messung der Kupferleitertempe-ratur von Wicklungsstäben werden 12 Sensoren auf einereinzigen Faser seriell angeordnet (FBG-Array).

5.2 FBG-Dehnungssensor im WickelkopfDurch Dehnung des FBG gedehnt ändert sich die reflek-tierte Lichtwellenlänge proportional. Die Bragg-Wellenlänge wird im Spektrometer ausgewertet und in dielokale Dehnung des FBG-Messpunktes umgerechnet.

Durch Aufkleben des FBG-Sensors auf dem Messobjekterhält man einen faseroptischen Dehnungssensor (FBG-DMS). Diese werden im Wickelkopfbereich von Turbo-

Bild 9 Abhängigkeit der Wickelkopfschwingungen vom Betriebszustand des Generators im Verlaufe eines Tages

Wirkleistung

BlindleistungStänderstrom

Netzsynchronisation Schwingungssignale von 6 FOA


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generatoren verwendet, um die Dehnung an mechanischstark beanspruchten Stellen zu erfassen [13]. Bild 11 zeigtdie Applikation von drei FBG-DMS an der Stirnseiten-verbindung im Ständerwickelkopf eines Generators imPrüffeld. Beim Stoßkurzschlussversuch, der zur Typprü-fung nach IEC-Standard [14] gehört, wurde die lokalemechanische Beanspruchung gemessen.

Bild 11 Optische Dehnungssensoren (St 21, 22, 23) ander Stirnseitenverbindung im Generatorwickelkopf

Bild 12 Dehnungsmessung mit FBG (Bild 15) währendeines Stoßkurzschlussversuchs am Generator im Prüffeld

Bild 12 gibt den dynamischen Verlauf der Dehnung anden drei Sensoren St 21, 22 und 23 während der Stoß-kurzschlussbeanspruchung in zwei verschiedenen Zeitauf-lösungen wieder. Die tangentiale Biegebeanspruchung (St22, St 23) des schmalen Oberlagestabes im Krümmungs-bereich ist erkennbar stärker als die radiale Verformung.

Neben Dehnung können die FBG-Sensoren auch anderemechanische Größen wie beispielsweise Druckkraft,Spaltmaß, oder Durchbiegung messen.

5.3 FBG-Sensoren für magnetische MessgrößenMagnetische Wechselfelder lassen sich mit FBG-Sensoren messen. Hierzu werden magnetostriktive Mate-rialen –sogenanntes MetGlas (metallische Glas) oderTerfenol™ - mit FBG-Sensoren versehen [15]. Diesekleinen Sensoren können in Generatorwickelköpfen aneinzelnen Wicklungsstäben angebracht werden, ohne dieelektrische Festigkeit negativ zu beeinflussen (Bild 13).Sie messen somit an zuvor ausgewählten Leiterstäben di-rekt die magnetischen Wechselfelder, die für die dyna-misch-mechanische Auslegung des Wickelkopfgewölbesentscheidend sind.

Bild 13 Wickelkopfausschnitt eines Generators mit in-stallierten magnetischen FBG-Sensoren in vier Positionen

Bild 14 zeigt einen gemäß Bild 13 mit vier magnetischenFBG-Sensoren im Evolventenbereich ausgestatteten Lei-terstab und die im betreffenden Wickelkopfausschnittaufgenommene Magnetfeldverteilung als Farbskala inmT. Diese Messung dient der Validierung der magneti-schen Feldberechnungsprogramme.

Bild 14 Messung der Magnetfeldverteilung an Genera-torwicklungsstäben mit magnetostriktiven FBG-Sensoren

5.4 Messung derWicklungstemperatur

FBG ändern die reflektierte Bragg-Wellenlänge mit derTemperatur. Für eine störungsfreie Messung müssenDehnungen durch eine entsprechende Sensorkonstruktionvom FBG entkoppelt werden. Dazu wird ein dünnes Glas-röhrchen als Gehäuse benutzt, in dem sich das FBG freibewegen kann. Diese Technik wurde vor Jahren entwi-ckelt und an Generator-wicklungsstäben mit thermischenZyklen und unter Hochspannung erprobt [16, 17].

Bei einem Prüffeldprobelauf für einen neuen großen luft-gekühlten Generator wurden insgesamt 151 FBG-Temperatur-sensoren für die Messung der Kupferleiter-temperatur im Nutbereich, im Bereich der Wickelköpfeund an den Stromdurchführungen eingesetzt. Es wurdenzwei Ziele verfolgt:

Validierung des Rechenprogramms für die thermischeAuslegung der indirekt gekühlten Ständerwicklung.

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Erprobung eines Online-Messverfahrens zur Überwa-chung der maximalen Kupferleitertemperatur bei ver-schiedenen Betriebszuständen zwecks Vermeidung ei-ner langfristigen thermischen Schädigung der Hoch-spannungsisolierung.

5.4.1 Einbau der FBG-Temperatursensoren in dieWicklungsstäbe

Bei Generatorständern wird die Wicklungstemperaturgemäß IEC 60034-3 [14] mit mindestens sechs Nutther-mometern in der Distanzierungsleiste zwischen demOber- und dem Unterstab gemessen. In Bild 15 ist einNutquerschnitt des Ständerblechpaketes mit der Positionder Nutwiderstandsthermometer (PT 100) dargestellt.

Die Lage der für den Prüffeldprobelauf installierten Tem-peratursensoren im Nutbereich zeigt Bild 15. Insgesamtwurden eingebaut:

FBG Sensorarray mit 12 axial über die Kühlzonenverteilten, genau ausgewählten Messpositionen in vierOber- und drei Unterstäben der Ständerwicklung

FBG Sensorarray mit 7 Messstellen in der Distanzie-rung zwischen Ober- und Unterstab

Sechs klassische Nutwiderstandsthermometer in derDistanzierung zwischen Ober- und Unterstab

Bild 15 Nutquerschnitt mit Ober- und Unterstab derStänderwicklung und Lage der Temperatursensoren

Auf der Schmalseite des Kupferleiters, wurde direkt aufdem Kupfer ein dünner Isolierstoffstreifen mit integrierterGlaskapillare und insgesamt 12 in Reihe liegenden FBG-Temperatursensoren fixiert, Bild 16. Anschließend wurdedie Hochspannungsisolierung aus Glimmerbändern auf-gewickelt [18]. Dito wurden auch in Ober- und Unterlage-Evolventen jeweils 5 FBG-Sensoren installiert. Es istmöglich einzelne FBG-Sensoren an verschiedenen Stelleninnerhalb des Teilleiterverbandes in feine Nuten und Zwi-schenisolierungen einzubetten, um einen direkten Kontaktzum Kupferleiter zu erreichen [19].

Bild 16 Kupferleiterstab der Ständerwicklung mit FBG-Temperatursensoren im aufgeklebtem Isolierstoffstreifen,und Querschnitt des isolierten Wicklungsstabes

5.4.2 Temperaturverteilung bei Generatorbetrieb

Bei dem Probelauf wurden unterschiedliche Belastungs-zustände erzeugt, um die Generatorkennlinien aufzuneh-men. Bei annähernd thermischer Beharrung wurden dieTemperaturverteilungen in der Wickelkopf- und Blechpa-ketregion der Ständerwicklung registriert. Bild 17 zeigtdie axiale Verteilung der Kupferleitertemperatur im Wi-ckelkopfbereich der Oberlagestäbe (top) und der Unterla-gestäbe (bott) zwischen der stirnseitigen Schaltverbin-dung (lead end - links) und dem Eintritt in das Blechpaket(core end - rechts). Die fünf FBG-Sensorpositionen sindgrün markiert.

Bild 17 Axiale Verteilung der Kupferleitertemperatur imWickelkopf (normierte Werte)

Die Analyse der Messwerte liefert folgende Ergebnisse:- Die höchste Kupfertemperatur tritt an der stirnseitigen

Laschenverbindung zwischen Ober- und Unterstabdurch die darin induzierten Wirbelstromverluste auf,

- Die niedrigste Temperatur wird im radial gut gekühltenMittelbereich erzielt.

- Erneute Temperaturzunahme zum Blechpaket hin we-gen der dort herrschenden höheren Magnetfelder.

- Zwischen den einzelnen Wicklungsstäben, die in ver-schiedenen radialen Positionen liegen, treten wegen lo-kaler Magnetfelder Temperaturunterschiede auf.

FBG Sensorarray auf dem Kupferleiterdes Unterstabes

FBG Sensorarray in der Distanzierungzwischen Ober- und Unterstab

FBG Sensorarray auf dem Kupferleiterdes OberstabesKupferleiter

Kupferleiter

Hochspannungsisolierung

Nutwiderstandsthermometer PT 100


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Im Blechpaketbereich wird die Verteilung der Kupferlei-tertemperaturen durch die Kühlluftzonen bestimmt. InBild 18 sind die axialen Temperaturverläufe fürOberlage- und Unterlagestäbe sowie die Nutthermometerin der Distanzierungsleiste (Zwischenschieberleiste) füreine der beiden axial symmetrischen Generatorhälftendargestellt. Die Analyse der Messwerte zeigt:- Die maximale Kupferleitertemperatur tritt an den Ober-

lagestäben auf. Die Ursachen sind höhere elektromagne-tischen Verluste durch die Querfelder des Läufers undwärmere Kühlluft in Läufernähe durch die Strömungs-vermischung im Luftspalt.

- Das gemäß IEC-Standard eingebaute Nutthermometerweicht von der maximale Kupferleitertemperatur imOberstab deutlich ab (bis zu 30 K). Es ist ungeeignet zurlokalen Heißpunktüberwachung der Wicklung.

- Die eingesetzten FBG-Arrays liefern ein detailliertesAbbild der tatsächlichen Temperaturverteilung am Lei-ter des Wicklungsstabes (Heißpunkt).

Bild 18 Vergleich der axialen Kupferleitertemperaturen(FBG-Sensoren) von Ober- und Unterstäben mit den An-zeigen der Nutthermometer in der Zwischenschieberleiste

Die genaue Temperaturmessung mit den FBG-Sensorendirekt auf den Kupferleitern liefert eine gute Basis zurValidierung des komplexen Berechnungsprogramms fürden Wickelkopf- und Nutbereich. Sie kann zur Verifizie-rung der thermischen und mechanischen Auslegung ver-wandt werden.

Die faseroptischen FBG-Sensoren haben den Prüffeldbe-trieb ohne Ausfall sicher überstanden. Die Einbauweiseauf den Schmalseiten der Leiterstäbe ist für eine Dauer-überwachung im Kraftwerksbetrieb geeignet.

In einem brasilianischen Wasserkraftgenerator mit einerLeistung von 175 MW werden sechs FBG Temperatur-sensoren zur Überwachung der Ständerwicklungstempera-tur bereits seit 10 Monaten erfolgreich eingesetzt [20].Durch die direkte Messung der Wicklungstemperaturkonnte nachgewiesen werden, dass keine überhöhte ther-mische Beanspruchung auf die Hochspannungsisolierungim Nutbereich eingewirkt hat.

6 Zeitaufgelöste Rotormessung

Im Rahmen der Generatortyptests kam die Frage nach derberührungslosen Messung der Oberflächentemperatur desRotors auf, Bild 19, [21].

Bild 19 Darstellung eines Generator-Rotors

Hierzu wurde ein Niedertemperatur Pyrometer entwickelt.Da die Oberflächentemperatur bei Nenndrehzahl mit ho-her Ortsauflösung abgetastet werden sollte, schieden her-kömmliche pyroelektrische oder bolometrische Verfahrenaus. Das Pyrometer hat ein optisches Frontend, bestehendaus einem Dickkern LWL mit Linse vorn, schmal genug,um durch einen Kühlschlitz des Blechpakets geschobenzu werden und die Wärmestrahlung von der Oberflächeaufzunehmen und an einen InGaAs Detektor zu leiten,Bild 20. Ein breitbandiger Transimpedanzverstärker lie-fert ein der Wärmestrahlung proportionales Signal. Übereine entsprechende Kalibrierung kann damit die Tempera-tur in einem Bereich von 70°C – 200°C ermittelt werden.Die untere Temperatur ist durch das Eigenrauschen derDetektoreinheit begrenzt.

Bild 20 Niedertemperatur-Pyrometer mit hoher Zeitauflö-sung, schematisch

Das Pyrometer wurde bei mehreren Probeläufen einge-setzt und hat die Oberflächentemperatur ortsaufgelöstgemessen. In Bild 21 ist sehr gut das Temperaturprofilmit den ausgeprägten Höckern der Pole zu erkennen.

Bild 21 Temperaturprofil einer Rotoroberfläche aufge-nommen bei 3000 Upm


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7 Zusammenfassung und Ausblick

Anhand praktischer Beispiele ist dargestellt worden, dassdie faseroptische Sensorik aufgrund ihrer Unempfindlich-keit gegenüber den hohen elektrischen und magnetischenFeldern, die insbesondere bei großen Generatoren be-triebsbedingt herrschen, verschiedenste Messaufgabensehr gut übernehmen kann. Für die Überwachung undAnalyse des Betriebsverhaltens der Generatoren unter denzukünftig verschärften Anforderungen der neuen Netzbe-triebsvorgaben des ENTSO-E Network Codes könneninsbesondere die faseroptischen Schwingungsmessungenim Wickelkopf und die direkte Erfassung der Kupferlei-tertemperatur in der Ständerwicklung genutzt werden.

Die Langzeitüberwachung der Wickelkopfschwingungenermöglicht es, frühzeitig auf etwaige Veränderungen imSchwingungsverhalten zu reagieren und so die Betriebssi-cherheit und Verfügbarkeit des Generators zu verbessern.

Der breite Anwendungsbereich der FBG-Sensoren beiTemperatur- und Dehnungsmessungen, sowie die Mög-lichkeit der Messung hoher magnetischer Wechselfelderunter Verwendung von magnetostriktiven Basismateria-lien versprechen zukünftig ein erhebliches Einsatzpotenti-al bei großen Generatoren [22].

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[20] Martelli, C.; Vagner da Silva, E.; de Morais Sousa, K.;Mezzadri, F.; Somenzi, J.; Crespin, M.; Kalinowski, J.;Cardozo da Silva, J. C.: Temperature sensing in a 175 MWpower generator, Proc. of 22nd Intern. Conf. On OpticalFiber Sensors 2012, Vol. 8421, Paper 2F

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