TECHNISCHES GEBIET

Die vorliegende Offenbarung betrifft eine Messdatenverarbeitungsvorrichtung zum Verarbeiten von Ölmessdaten einer Vielzahl von Öltransformatoren und ein Messsystem umfassend eine Messdatenverarbeitungsvorrichtung und eine Vielzahl von Öltransformator- Messmodulen.

HINTERGRUND

Elektrische Öltransformatoren sind Leistungstransformatoren, die meist in Energieverteilungsnetzen eingesetzt werden. Solche Öltransformatoren sind beispielsweise aus der DE202008017356U1 bekannt. Öltransformatoren umfassen einen mit Öl gefüllten Transformatorkessel, in dem der Transformatorkern mit Primär- und Sekundärwicklungen angeordnet ist. Zur Isolation können die Primär- und Sekundärwicklungen mit einem Zellulosepapier umwickelt sein. Das Öl dient als elektrisches Isolationsmedium und als Kühlmedium zum Abführen von während des Transformatorbetriebes entstehender Verlustwärme. In Abhängigkeit der betriebsbedingten Öltemperatur vergrößert und verkleinert das Öl sein Volumen. Man spricht dabei auch von einem „Atmen" des Öltransformators.

Öltransformatoren umfassen meist ein oberhalb des Transformatorkessels angeordnetes und über einen Strömungskanal mit dem Transformatorkessel verbundenes Ölausdehnungsgefäß. Mit Hilfe des Ölausdehnungsgefäßes können Volumenveränderungen des Öls ausgeglichen werden. Das Ölausdehnungsgefäß dient zur Aufnahme eines Ölvolumens, das aufgrund der thermischen Ausdehnung des Öls bei Temperaturschwankungen im Transformator aufgrund von Laständerungen oder Änderungen der Umgebungstemperatur entsteht. Im Inneren des Ölausdehnungsgefäßes kann eine mit Luft gefüllte, kompressible Membran angeordnet sein. Je nach Ausdehnungszustand des im Transformator befindlichen Öls wird die Membran komprimiert, wobei der Innenraum des Transformatorkessels, des Ölausdehnungsgefäßes und der Strömungskanals ein geschlossenes System bilden. Zur Überwachung des Ölstands im Ölausdehnungsgefäß kann ein magnetischer Ölstandanzeiger (MOG) verwendet werden.

Mit zunehmender Alterung des Öltransformators wird das Öl durch Feuchtigkeit und Fasermaterialien im Isoliermaterial der Wicklungen verunreinigt. Außerdem können gelöste Gase, die durch chemische Reaktionen im Öl entstehen, das Öl verunreinigen. Um einen sicheren Betrieb zu gewährleisten und Betriebsunterbrechungen bzw. Stromausfälle zu vermeiden, muss das Öl in regelmäßigen Abständen kontrolliert und wenn nötig ausgetauscht werden.

Die Überwachung des Öls erfolgt üblicherweise auf eine der folgenden Weisen: Eine Ölprobe wird manuell aus dem Transformator entnommen und zur Analyse in ein Labor geschickt. In dem Labor erfolgen dann Prüfungen des Isolationswiderstands und der dielektrischen Durchschlagsspannung des Öls. Ferner kann im Labor eine Furan-Analyse vorgenommen werden. Alternativ ist es bekannt, das Öl in regelmäßigen Abständen in einem Messgerät zu analysieren. So kann eine Gaschromatographie vorgenommen werden, die jedoch den Nachteil hat, dass sie zeit- und kostenintensiv ist und von einem Fachmann durchgeführt werden muss. Des Weiteren kann eine photoakustische Spektroskopie durchgeführt werden.

Bekannte Techniken zur Überwachung des Öls in einem Öltransformator weisen ferner die folgenden Nachteile auf: einige Techniken sind nicht nachrüstbar und erfordern einen relativ hohen Personalaufwand zur Installation und Konfiguration der Messvorrichtungen. Oft ist es auch notwendig, dass der Transformator während der Installation der Messvorrichtungen nicht betrieben wird und abgeschaltet werden muss. Des Weiteren kann es bei bekannten Messtechniken zu Beeinflussungen durch elektromagnetische Impulse kommen. So können Messsensoren, die direkt an die Oberfläche des Haupttanks des Transformators angebracht sind, durch Teilentladungen beeinflusst werden. Solche Teilentladungen können elektromagnetische Impulse im Ultrahochfrequenzbereich (300 MHz bis 3 GHz) erzeugen, was zu Messfehlern bzw. Messungenauigkeiten in den Messvorrichtungen führen kann. Auch die Umgebungs- und/oder Oberflächentemperatur des Transformators kann zu Problemen führen. Elektronische Messvorrichtungen, die beispielsweise in der Nähe des Schenkel- und Jochbereichs des Transformators betrieben werden, sind hohen Temperaturen ausgesetzt (Temperaturanstieg des Öls aufgrund von Hochspannungslasten). Die erhöhte Temperatur kann dazu führen, dass die Messvorrichtungen nicht mehr richtig funktionieren, was zu Messfehlern bzw. Messungenauigkeiten bis hin zu Messvorrichtungsausfällen führen kann. Messvorrichtungen, die Ölproben aus einem Auslassventil am Boden des Öltransformatorhaupttanks sammeln, können ferner mit kontaminierten Partikeln vermischt sein. Fasern und Feuchtigkeit aus den Isoliermaterialien können sich mit dem Öl verbinden und dazu führen, dass sich Rückstände am Boden des Transformators absetzen. Die in diesem Bereich entnommenen Ölproben sind oft durch Rückstände verunreinigt, was zu einer ungenauen Analyse der Ölqualität führen kann.

Nachteilig bei bekannten Techniken zur Überwachung der Ölqualität in einem Öltransformator ist ferner, dass eine Vielzahl von Öltransformatoren in einem Energieversorgungsnetz eingesetzt werden, die Ölqualität jedes Öltransformators der Vielzahl von Öltransformatoren jedoch nur einzeln betrachtet wird.

KURZER ABRISS

Der vorliegenden Offenbarung liegt die Aufgabe zugrunde, eine verbesserte Technik zum Verarbeiten von Ölmessdaten von Öltransformatoren bereitzustellen.

Zur Lösung dieser Aufgabe wird eine Messdatenverarbeitungsvorrichtung zum Verarbeiten von Ölmessdaten einer Vielzahl von Öltransformatoren offenbart, die Folgendes umfasst: eine erste Kommunikationseinheit, die dazu eingerichtet ist, Ölmessdaten der Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, wobei die Ölmessdaten Information betreffend eine Ölqualität der Öltransformatoren umfassen, eine zweite Kommunikationseinheit, die dazu eingerichtet ist, Transformatorlastdaten der Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, eine Speichervorrichtung, die dazu eingerichtet ist, die empfangenen Ölmessdaten und Transformatorlastdaten als Zeitreihendaten zu speichern, und eine Verarbeitungsvorrichtung, die dazu eingerichtet ist, die gespeicherten Ölmessdaten und Transformatorlastdaten zu verarbeiten.

Bei der Messdatenverarbeitungsvorrichtung kann es sich um einen Cloud-Rechner handeln. Entsprechend kann es sich bei der ersten und der zweiten Kommunikationseinheit um Kommunikationsmittel handeln, die dazu eingerichtet sind, über das Internet und/oder ein drahtloses Netzwerk (beispielsweise ein Mobilfunknetz) mit einer Vielzahl von Sendemodulen zu kommunizieren. Insbesondere kann die erste Kommunikationseinheit dazu eingerichtet sein, mit einer Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen zu kommunizieren. Die zweite Kommunikationseinheit kann dazu eingerichtet sein, über das Internet und/oder ein drahtloses Netzwerk (beispielsweise ein Mobilfunknetz) mit Vorrichtungen zur Messung von Leistungsflüssen in Unterstationen, digitalen Logbüchern und/oder intelligenten Vorrichtungen (Smart Meter), die an Öltransformatoren angeschlossen sind, zu kommunizieren. Alternativ oder zusätzlich kann die zweite Kommunikationseinheit auch dazu eingerichtet sein, mit der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen zu kommunizieren. Die erste Kommunikationseinheit und die zweite Kommunikationseinheit können auch als eine Kommunikationseinheit ausgebildet sein.

Bei der Speichervorrichtung kann es sich um eine Datenbank in der Cloud handeln, die dazu eingerichtet ist eine Vielzahl von Messdaten als Zeitreihendaten zu speichern. Die Verarbeitungsvorrichtung kann ebenfalls in der Cloud realisiert und dazu eingerichtet sein, die erste Kommunikationseinheit, die zweite Kommunikationseinheit und die Speichervorrichtung zu steuern. Beispielsweise handelt es sich bei der

Verarbeitungsvorrichtung um einen Cloud-Rechen- und Steuerungsvorrichtung.

Bei den empfangenen Ölmessdaten handelt es sich um Daten, aus denen eine Ölqualität von Öltransformatoren, insbesondere von Öltransformatoren mit einem Ölausdehnungsgefäß, abgeleitet werden können. Bei dem Öltransformator kann es sich um jede Bauart eines Öltransformators handeln, der ein Ölausdehnungsgefäß zum Ausgleich von Volumenänderungen des Transformatoröls aufweist. Die Form des Ölausdehnungsgefäß ist auf keine bestimmte Form beschränkt. Das Ölausdehnungsgefäß kann beispielsweise als Zylinder, Quader, Würfel oder Prisma ausgebildet sein. Bei dem Ölausdehnungsgefäß kann es sich um einen Dehnradiator, ein Ausdehnungsgefäß mit Stickstoffpolster oder mit Gummisack bzw. Gummimembran handeln. In dem Ölausdehnungsgefäß kann sich insbesondere eine kompressible Membran befinden, die in Abhängigkeit von dem Ölstand in dem Ölausdehnungsgefäß komprimiert wird bzw. sich dekomprimiert. In dem Transformatorkessel befindet sich der Transformator mit Kern und Spulen in einem Ölbad. Bei der Verbindung des Transformatorkessels mit der ersten Öffnung in dem Ölausdehnungsgefäß durch den Strömungskanal kann ein Buchholz-Schutzrelais in dem Strömungskanal vorgesehen sein. Weitere Komponenten, wie verschiedene Hohlräume, können in dem Strömungskanal vorgesehen sein. Bei dem Transformatorkessel, dem Strömungskanal und/oder dem Ölausdehnungsgefäß kann es sich um Stahlkonstruktionen handeln.

Bei der Ölqualität kann es sich um in der Norm IEC 60422 definierte Qualitätsmerkmale handeln. Insbesondere kann die Verarbeitungsvorrichtung dazu eingerichtet, mit Hilfe der empfangenen Daten, Informationen betreffend die Farbe, den Wassergehalt und/oder den Säuregehalt des Öls zu erlangen, basierend auf welchen eine Aussage zur Qualität des Öls in dem Öltransformator getroffen werden kann. Beispielsweise werden die Daten verwendet, um den Brechungsindex und/oder den Verlustfaktor des Öls zu bestimmen. Bei den empfangenen Transformatorlastdaten der Vielzahl von Öltransformatoren kann es sich um die elektrische Leistung handeln, die durch den jeweiligen Öltransformator fließt. Da die Ölmessdaten und die Transformatorlastdaten als Zeitreihendaten, d.h., über der Zeit, gespeichert werden ist es möglich, eine Historie-basierte Datenverarbeitung auszuführen.

Die Verarbeitungsvorrichtung kann ferner dazu eingerichtet ist, die Vielzahl von Öltransformatoren basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten und gespeicherten Transformatorlastdaten in eine erste Öltransformatorklassifizierung zu klassifizieren. So kann durch die Klassifizierung jeder der Vielzahl von Öltransformatoren in eine Gruppe klassifiziert werden, wodurch es möglich ist, die Ölqualität und die Kapazität jedes Öltransformators in ein Verhältnis zu setzen. Die Klassifizierung kann insbesondere in Echtzeit erfolgen. Dadurch ist es möglich, die Öltransformatoren entsprechend ihrer Klassifizierung gezielt zur Netzlastoptimierung, insbesondere zu Netzstabilisierung, einzusetzen. So ist es denkbar, dass nur Öltransformatoren, die in eine bestimmte Gruppe klassifiziert wurden, in für die Netzstabilität kritischen Unterstation und/oder Transformatorstation eingesetzt bzw. zugeschaltet werden.

Die Messdatenverarbeitungsvorrichtung kann ferner eine erste Ausgabevorrichtung umfassen, die dazu eingerichtet ist, Information betreffend die erste Öltransformatorklassifizierung an eine erste Steuerungsvorrichtung zum Steuern eines Lastflusses in einem Energieversorgungsnetz, welches die Vielzahl von Öltransformatoren umfasst, zu senden. Bei der ersten Ausgabevorrichtung kann es sich beispielsweise um eine Kommunikationsvorrichtung handeln, die dazu eingerichtet ist, Steuerungsdaten an die erste Steuerungsvorrichtung zu senden. Bei der ersten Steuerungsvorrichtung kann es sich um eine Laststeuerungstechnik (Leistungselektronik) in einer Unterstation und/oder Transformatorstation handeln, die in Abhängigkeit von der empfangenen Information elektrische Lasten in dem Energieversorgungsnetz steuert. Da die Messdatenverarbeitungsvorrichtung die Information von einer Vielzahl von Öltransformatoren gespeichert hat ist es möglich, ein Gesamtsteuerung der Energieflusses in dem Energieversorgungsnetz zu optimieren. Beispielsweise ist es möglich, die Leistungsflüsse einzelner Öltransformatoren in einem Energieversorgungsnetz individuell zu steuern um die Netzstabilität in dem Energieversorgungsnetz zu optimieren. Die Steuerung und Optimierung können dabei in der Verarbeitungsvorrichtung erfolgen.

Die Verarbeitungsvorrichtung kann ferner dazu eingerichtet ist, basierend auf der ersten Öltransformatorklassifizierung eine Lastflussberechnung von Hochspannungsleitungen und Transformatorstationen in einem Energieversorgungsnetz, welches die Vielzahl von Öltransformatoren umfasst, auszuführen. Die Lastflussberechnung kann zur Planung und/oder Analyse des Energieversorgungsnetzes eingesetzt werden. Mit der Lastflussberechnung können komplexe Betriebsspannungen an Netzknoten ermittelt, darauf basierend komplexe Leistungsflüsse über Netzzweige berechnet und entsprechend Leistungssteuerungen vorgenommen werden. Mit Hilfe der Lastflussberechnung können insbesondere Ausfallsituationen durchgespielt werden. Bei der Überprüfung des sogenannten N-l-Kriteriums kann beispielsweise überprüft werden, ob bei Ausfall eines Betriebsmittels in dem Energieversorgungsnetz, insbesondere eines Öltransformators in dem Energieversorgungsnetz, durch eine Neuaufteilung des Leistungsflusses eine störungsfreie Fortführung des Netzbetriebes sichergestellt werden kann oder nicht. Diese Lastflussberechnung kann insbesondere in Echtzeit erfolgen und Echtzeit-Laststeuerungen nach sich ziehen. Die zweite Kommunikationseinheit kann ferner dazu eingerichtet sein, Transformator- Perfomance-Messdaten der Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, die Speichervorrichtung kann ferner dazu eingerichtet sein, die empfangenen Transformator- Perfomance-Messdaten als Zeitreihendaten zu speichern, und die Verarbeitungsvorrichtung kann ferner dazu eingerichtet sein, basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten, Transformatorlastdaten und/oder Transformator-Perfomance-Messdaten Unregelmäßigkeiten der Vielzahl von Öltransformatoren zu bestimmen. Bei den Transformator-Perfomance- Messdaten handelt es sich um Daten betreffend die Leistung des Transformators über der Zeit. Insbesondere wird unter Berücksichtigung einer konstanten Last (kV) eines Öltransformators die Leistung des Öltransformators über die Zeit gemessen.

Die Transformator-Performance kann insbesondere mit Hilfe eines Verhältnis-Tests erfolgen, der die induzierten Spannungen an den Hoch- und Niederspannungsanschlüssen von Transformatoren misst und dann die tatsächliche Transformatorspannung berechnet. Verhältnismessungen werden an allen Anzapfungen durchgeführt und berechnet, indem der Wert der induzierten Spannung durch den Wert der angelegten Spannung dividiert wird. Bei Verhältnisprüfungen an dreiphasigen Transformatoren wird das Verhältnis jeweils für eine Phase berechnet.

Werden Unregelmäßigkeiten erkannt, beispielweise durch Vergleich aktueller Ölmessdaten, Transformatorlastdaten und/oder Transformator-Perfomance-Messdaten mit früheren Ölmessdaten, Transformatorlastdaten und/oder Transformator-Perfomance-Messdaten oder mit vorgegebenen Schwellenwerten, so wird ein Öltransformator als möglichweise fehlerhaft gemeldet. Entsprechend kann dieser Öltransformator vorgezogen gewartet, unmittelbar abgeschaltet, insbesondere fernabgeschaltet, und/oder den Leistungsfluss-Weg betreffend umgangen werden.

Die Verarbeitungsvorrichtung kann ferner dazu eingerichtet sein, basierend auf den bestimmten Unregelmäßigkeiten der Vielzahl von Öltransformatoren Arten von Unregelmäßigkeiten der Vielzahl von Öltransformatoren zu bestimmen. Beispielsweise können die Arten von Unregelmäßigkeiten Transformator-Isolationsunregelmäßigkeiten und/oder Transformator-Lichtbogenunregelmäßigkeiten umfassen. So können Datenprofile (sogenannte „Fingerprints") vergangener Unregelmäßigkeiten, d.h. Arten von Unregelmäßigkeiten, erstellt und diese mit aktuellen Daten verglichen werden, wobei bei Übereinstimmung erkannt werden kann, welche Art von Unregelmäßigkeit gerade, d.h., in Echtzeit, an einem Öltransformator auftritt. Entsprechend kann dieser Öltransformator vorgezogen gewartet, unmittelbar abgeschaltet, insbesondere fernabgeschaltet, und/oder den Leistungsfluss-Weg betreffend umgangen werden. Für die Bestimmung der Arten von Unregelmäßigkeiten kann in der Verarbeitungsvorrichtung eine auf künstliche Intelligenz (KI) basierendes Lernmodul vorgesehen sein, mit dessen Hilfe basierend auf historischen Daten die Bestimmung der Arten von Unregelmäßigkeiten optimiert wird.

Gemäß einer Weiterbildung kann die Messdatenverarbeitungsvorrichtung ferner eine dritte Kommunikationseinheit, die dazu eingerichtet ist, Umweltdaten und/oder geographische Daten betreffend die Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, umfassen, wobei die Speichervorrichtung dazu eingerichtet ist, die empfangenen Umweltdaten und/oder geographische Daten zu speichern und die Verarbeitungsvorrichtung dazu eingerichtet ist, die Vielzahl von Öltransformatoren basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten, Transformatorlastdaten, Umweltdaten und/oder geographische Daten in eine zweite Öltransformatorklassifizierung zu klassifizieren. Die zweite Öltransformatorklassifizierung kann Verwaltern als Empfehlungsdaten zur Verfügung gestellt werden. Die Verwalter können dann das Modell und die Marke der Transformatoren auf der Grundlage der empfohlenen Daten auswählen. Die dritte Kommunikationseinheit kann dazu eingerichtet sein, über das Internet und/oder ein drahtloses Netzwerk (beispielsweise ein Mobilfunknetz) mit Vorrichtungen zur Bestimmung von Umweltdaten und/oder geographische Daten zu kommunizieren. Die dritte Kommunikationseinheit kann auch dazu eingerichtet sein, mit der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen zu kommunizieren. Die ersten, zweiten und/oder dritten Kommunikationseinheiten können als eine Kommunikationseinheit ausgebildet sein. Bei den Umweltdaten kann es sich beispielsweise um Wetter-, Luftfeuchtigkeits-, Sonneneinstrahlungs- und/oder Temperaturdaten handeln. Bei den geographischen Daten kann es sich beispielsweise um Längen- und Breitenkoordinaten handeln. Wenn sich beispielsweise zwei Öltransformatoren unterschiedlicher Bauarten A und B an einem Ort mit niedriger Temperatur befinden und beide Öltransformatoren A und B bei einer konstanten Last ohne Probleme arbeiten, aber der Öltransformator A aufgrund der niedrigen Temperatur Probleme mit der Ölkondensation bekommt, so kann dieses Problem in der Speichervorrichtung gespeichert werden. Bei der Speichervorrichtung kann es sich um eine Cloud-Speichervorrichtung handeln, oder die Speichervorrichtung kann mit einer Cloud- Speichervorrichtung in Kommunikationsverbindung stehen. Mit Hilfe der aufgezeichneten historischen Daten (einschließlich der Probleme) kann dann in Zukunft Öltransformator A (d.h., der Bauart A) von einem Ort mit niedriger Temperatur ausgeschlossen werden.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform kann die Verarbeitungsvorrichtung dazu eingerichtet sein, basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten und Transformatorlastdaten Vorhersagen in Echtzeit betreffend eine Lebensdauer von Bauteilen der Vielzahl von Öltransformatoren zu berechnen. Insbesondere kann die Verarbeitungsvorrichtung dazu eingerichtet sein, die Vorhersagen basierend auf Verschlechterungen der Ölqualität in den Ölmessdaten zu berechnen. Die Verschlechterung der Ölqualität steht im Verhältnis zur elektrischen Last des Öltransformators. So kann beispielsweise berücksichtigt werden, ob eine Verschlechterung der Ölqualität kurzfristig, beispielsweise im Sekunden- oder Minutenbereich, exponentiell, und/oder zufällig erfolgt. Dazu kann Verglichen werden, ob die Ölmessdaten vorgegebene Schwellenwerte übersteigen.

Ferner kann die Messdatenverarbeitungsvorrichtung eine vierte Kommunikationseinheit umfassen, die dazu eingerichtet ist, Daten betreffend einer Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, wobei die Speichervorrichtung dazu eingerichtet ist, die empfangene Daten betreffend die Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren zu speichern, und die Verarbeitungsvorrichtung dazu eingerichtet ist, die Vorhersagen basierend auf den Daten betreffend die Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren zu berechnen.

Die vierte Kommunikationseinheit kann dazu eingerichtet sein, über das Internet und/oder ein drahtloses Netzwerk (beispielsweise ein Mobilfunknetz) mit Vorrichtungen zur Bestimmung von Daten betreffend eine Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren zu kommunizieren. Die vierte Kommunikationseinheit kann auch dazu eingerichtet sein, mit der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen zu kommunizieren. Die ersten, zweiten, dritten und/oder vierten Kommunikationseinheiten können ferner als eine Kommunikationseinheit ausgebildet sein. Die Daten betreffend die Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren können beispielsweise durch entsprechende Sensoren in den Öltransformatoren bestimmt werden. Entsprechend kann die Lebensdauer von Bauteilen, wie beispielsweise Wicklungen und Isolationen, der Vielzahl von Öltransformatoren vorhergesagt und unerwartet bald ausfallende Bauteile ersetzt werden. Dazu kann auch hier überprüft werden, ob die empfangenen Daten vorgegebene Schwellenwerte übersteigen.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform kann die Messdatenverarbeitungsvorrichtung eine fünfte Kommunikationseinheit umfassen, die dazu eingerichtet ist, Information betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen der Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, wobei die Speichervorrichtung dazu eingerichtet ist, die empfangene Information betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen zu speichern, die Verarbeitungsvorrichtung dazu eingerichtet ist, die Vielzahl von Öltransformatoren basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten, Transformatorlastdaten und/oder der Information betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen in eine dritte Öltransformatorklassifizierung zu klassifizieren, und die Messdatenverarbeitungsvorrichtung eine zweite Ausgabevorrichtung umfasst, die dazu eingerichtet ist, Information betreffend die dritte Öltransformatorklassifizierung an eine zweite Steuerungsvorrichtung zum Steuern eines Lastflusses in einem Energieversorgungsnetz, welches die Vielzahl von Öltransformatoren umfasst, zu senden. Bei der zweiten Ausgabevorrichtung kann es sich beispielsweise um eine Kommunikationsvorrichtung handeln, die dazu eingerichtet ist, Steuerungsdaten an die zweite Steuerungsvorrichtung zu senden. Bei der ersten Steuerungsvorrichtung und der zweiten Steuerungsvorrichtung kann es sich um die gleiche Steuerungsvorrichtung handeln. Alternativ oder zusätzlich kann die dritte Öltransformatorklassifizierung Netz-Verwaltern als Empfehlungsdaten zur Verfügung gestellt werden. Die Netz-Verwalter können dann das Modell und die Marke der Transformatoren auf der Grundlage der empfohlenen Daten auswählen.

Die fünfte Kommunikationseinheit kann dazu eingerichtet sein, über das Internet und/oder ein drahtloses Netzwerk (beispielsweise ein Mobilfunknetz) mit Vorrichtungen zur Bestimmung von Information betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen der Vielzahl von Öltransformatoren zu kommunizieren. Die fünfte Kommunikationseinheit kann auch dazu eingerichtet sein mit der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen zu kommunizieren. Die ersten, zweiten, dritten, vierten, und/oder fünften Kommunikationseinheiten können ferner als eine Kommunikationseinheit ausgebildet sein. Die ersten bis fünften Kommunikationseinheiten können als Software, d.h. Programmode ausgebildet sein, die vorbestimmte Befehle zur Realisierung der Kommunikation ausführt.

Die vorliegende Offenbarung betrifft ferner ein Messsystem umfassend eine Messdatenverarbeitungsvorrichtung, insbesondere eine der vorstehend beschriebenen Messdatenverarbeitungsvorrichtungen, und eine Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen, wobei jedes Öltransformator-Messmodul eine Vorrichtung zum Erlangen von Ölmessdaten und eine Modul-Kommunikationseinheit umfasst, wobei die Ölmessdaten Informationen betreffend eine Ölqualität der Öltransformatoren umfassen und die Modul- Kommunikationseinheit dazu eingerichtet ist, die Ölmessdaten an die erste Kommunikationseinheit der Messdatenverarbeitungsvorrichtung zu senden.

Die Vorrichtung zum Erlangen von Ölmessdaten kann eine Zelle zum Aufnehmen von Öl, Mittel zum Befördern von Öl aus dem Ölausdehnungsgefäß in die Zelle (beispielsweise eine elektrische Pumpe mit einem Schlauch), eine Antenne (beispielsweise eine Vivaldi-Antenne) zum Beaufschlagen des Öls in der Zelle mit einem Messsignal und einen mit der Antenne elektrisch verbundenen Sensor (beispielsweise einen Sensor umfassend einen Ultrabreitband- Basisband-Sender, einen Ultrabreitband-Basisband-Empfänger und ein digitales Backend) zum Messen einer Ölqualität des Öltransformators umfassen. Der Sensor kann insbesondere dazu eingerichtet sein, Signale, insbesondere elektromagnetische Signale, mit einer Frequenz von 1 Hz bis 3000 GHz zu erzeugen und an die Antenne zu senden, welche die Signale in das Öl sendet. Signale mit einer Frequenz von 1 Hz bis 3000 GHz werden dann über die Antenne von dem Sensor empfangen. Die Wechselwirkung von elektromagnetischen Wellen mit Frequenzen von 1 Hz bis 3000 GHz haben die Vorteile, dass sie für Menschen im Allgemeinen keine gesundheitlichen Risiken hervorrufen und dennoch gute Messergebnisse liefern. Noch bessere Messergebnisse können erzielt werden, wenn der Sensor dazu eingerichtet ist, Signale mit einer Frequenz von 3,1 GHz bis 10,6 GHz zu erzeugen, zu Senden und zu Empfangen. Insbesondere kann der Sensor dazu eingerichtet sein, im Ultrabreitband- (UWB) Bereich betrieben zu werden.

Die Mittel zum Befördern von Öl aus dem Ölausdehnungsgefäß in die Zelle können einen zumindest teilweise in dem Ölausdehnungsgefäß angeordneten Schlauch und/oder ein Rohr mit einem ersten Ende, das in das Öl in dem Ölausdehnungsgefäß reicht, und einem zweiten Ende, das mit der Zelle verbunden ist, und eine Pumpe zum Pumpen des Öls aus dem Ölausdehnungsgefäß in die Zelle umfassen. Die Pumpe ist vorzugsweise außerhalb des Ölausdehnungsgefäßes angeordnet. Durch diese Ausführungsform kann eine Ölqualitätsbestimmung mit minimalen Ölkontakt realisiert werden. Wird das Öl durch die Zelle gepumpt, so ist ferner ein weiterer Schlauch und/oder ein weiters Rohr vorgesehen, der/das das Öl wieder in das Ölausdehnungsgefäß und/oder ein Auffanggefäß pumpt.

Die Modul-Kommunikationseinheiten der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen können dazu eingerichtet sein, über eine Edge- oder Fog-Schicht, die ein Hypersicheres Gateway verwendet, mit der ersten Kommunikationseinheit der Messdatenverarbeitungsvorrichtung zu kommunizieren. Ferner ist es denkbar, dass jede der ersten bis fünften Kommunikationseinheiten über das Hypersichere Gateway mit den Öltransformator- Messmodulen kommunizieren.

Das Messsystem kann ferner eine Vielzahl von Öltransformatoren, insbesondere mit jeweils einem Ölausdehnungsgefäß, umfassen, wobei an oder in jedem Öltransformator ein Öltransformator-Messmodul der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen zum Messen der Ölqualität eines Öltransformators lösbar angebracht ist. Jedes Öltransformator-Messmodul kann ferner dazu eingerichtet sein, die Ölqualität des Öltransformators mit Hilfe von Messsignalen mit einer Frequenz von 1 Hz bis 3000 GHz, vorzugsweise mit einer Frequenz von 3,1 GHz bis 10,6 GHz, zu messen. So kann das Öltransformator-Messmodul einen berührungslosen Nahfeldsensor für dielektrische Spektroskopie umfassen. Das Öltransformator-Messmodul kann auch dazu eingerichtet sein, Breitband-Dielektrische- Spektroskopie (BDS) auszuführen.

Der Öltransformator und/oder das Öltransformator-Messmodul kann ferner einen Temperatur-, Gas- und/oder Vibrationssensor umfassen. Der Temperatur-, Gas- und/oder Vibrationssensor kann an oder in dem Ölausdehnungsgefäß bzw. dem Öltransformator- Messmodul angeordnet sein. Insbesondere kann der Sensor dazu eingerichtet sein, Abnormalitäten des von dem Öltransformator erzeugten Gases zu erkennen. Der Sensor kann auch zusätzliche Sensor- und Elektronikkomponenten umfassen, die einen regulären Betrieb und einen Zustand des Öltransformators überwachen. Entsprechen kann die Modul- Kommunikationseinheit dazu eingerichtet sein, diese Messdaten an die erste Kommunikationseinheit der Messdatenverarbeitungsvorrichtungen zu senden.

Die oben beschriebenen Aspekte und Varianten können kombiniert werden, ohne dass dies explizit beschrieben ist. Jede der beschriebenen Ausgestaltungsvarianten ist somit optional zu jeder Ausgestaltungsvariante oder Kombinationen davon zu sehen. Die vorliegende Offenbarung ist somit nicht auf die einzelnen Ausgestaltungen und Varianten in der beschriebenen Reihenfolge oder einer bestimmten Kombination der Aspekte und Ausgestaltungsvarianten beschränkt.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

Weitere Vorteile, Einzelheiten und Merkmale der hier beschriebenen Systeme und Vorrichtungen ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung von Ausführungsbeispielen und der Figuren.

Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Messsystems mit einer Messdatenverarbeitungsvorrichtung und einer Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen;

Fig. 2 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Öltransformators;

Fig. 3 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Ölausdehnungsgefäßes mit einem Öltransformator-Messmodul; und

Fig. 4 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Öltransformator-Messmoduls.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG

Die Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Messsystems mit einer Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 und einer Vielzahl von Öltransformator- Messmodulen 60. Die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 ist dazu eingerichtet, über eine Edge- oder Fog- Schicht, die ein Hypersicheres Gateway (85) verwendet, mit einer Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen 60, von den vier Module 60 beispielhaft gezeigt sind, zu kommunizieren. Die Öltransformator-Messmodule 60 sind an jeweiligen Öltransformatoren 70 angebracht. Die Öltransformatoren 70 sind Bestandteil eines elektrischen Energieversorgungsnetzes (in Fig. 1 nicht gezeigt).

Die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 umfasst eine erste Kommunikationseinheit 21, die dazu eingerichtet ist, Ölmessdaten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen. Die Ölmessdaten umfassen Information betreffend eine Ölqualität der Öltransformatoren 70. Die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 umfasst ferner eine zweite Kommunikationseinheit 22, die dazu eingerichtet ist, Transformatorlastdaten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen, eine Speichervorrichtung 30, die dazu eingerichtet ist, die empfangenen Ölmessdaten und Transformatorlastdaten als Zeitreihendaten zu speichern, und eine Verarbeitungsvorrichtung 40, die dazu eingerichtet ist, die gespeicherten Ölmessdaten und Transformatorlastdaten zu verarbeiten. Die Verarbeitungsvorrichtung 40 ist ferner dazu eingerichtet ist, die Vielzahl von Öltransformatoren 70 basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten und Transformatorlastdaten in eine erste Öltransformatorklassifizierung zu klassifizieren.

Die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 umfasst ferner eine erste Ausgabevorrichtung 51, die dazu eingerichtet ist, Information betreffend die erste Öltransformatorklassifizierung an eine Steuerungsvorrichtung 100 zum Steuern eines Lastflusses in dem Energieversorgungsnetz, welches die Vielzahl von Öltransformatoren 70 umfasst, zu senden. Bei der Steuerungsvorrichtung 100 handelt es sich um eine Laststeuerungstechnik in einer Transformatorstation (in Fig. 1 nicht gezeigt), die in Abhängigkeit von der empfangenen Steuerungsbefehlen elektrische Lasten in dem Energieversorgungsnetz steuert. Die Verarbeitungsvorrichtung 40 ist ferner dazu eingerichtet ist, basierend auf der ersten Öltransformatorklassifizierung eine Lastflussberechnung von Hochspannungsleitungen und Transformatorstationen in dem Energieversorgungsnetz mit der Vielzahl von Öltransformatoren 70 auszuführen.

Die zweite Kommunikationseinheit 22 kann dazu eingerichtet sein, über das Internet, ein Mobilfunknetz und/oder das Gateway 85 mit Vorrichtungen zur Messung von Leistungsflüssen in Unterstationen, digitalen Logbüchern und/oder intelligenten Vorrichtungen, die an die Öltransformatoren 70 angeschlossen sind (in Fig. 1 nicht gezeigt), zu kommunizieren, um die Transformatorlastdaten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen. Alternativ oder zusätzlich kann die zweite Kommunikationseinheit 22 dazu eingerichtet sein, über das Gateway 85 mit der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen 60 zu kommunizieren, um die Transformatorlastdaten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform ist die zweite Kommunikationseinheit 22 dazu eingerichtet ist, Transformator-Perfomance-Messdaten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen, die Speichervorrichtung 30 dazu eingerichtet, die empfangenen Transformator-Perfomance-Messdaten als Zeitreihendaten zu speichern, und die Verarbeitungsvorrichtung 40 dazu eingerichtet, basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten, Transformatorlastdaten und/oder Transformator-Perfomance-Messdaten Unregelmäßigkeiten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu bestimmen. Die Verarbeitungsvorrichtung 40 ist insbesondere dazu eingerichtet, basierend auf den bestimmten Unregelmäßigkeiten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 Arten von Unregelmäßigkeiten der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu bestimmen. Bei den Arten von Unregelmäßigkeiten kann es sich beispielsweise um Transformator- Isolationsunregelmäßigkeiten und/oder Transformator-Lichtbogenunregelmäßigkeiten handeln.

Optional umfasst die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 eine dritte Kommunikationseinheit 23, die dazu eingerichtet ist, Umweltdaten und/oder geographische Daten betreffend die Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen, wobei die Speichervorrichtung 30 dazu eingerichtet ist, die empfangenen Umweltdaten und/oder geographische Daten zu speichern und die Verarbeitungsvorrichtung 40 dazu eingerichtet ist, die Vielzahl von Öltransformatoren 70 basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten, Transformatorlastdaten, Umweltdaten und/oder geographische Daten in eine zweite Öltransformatorklassifizierung zu klassifizieren. So kann die Verarbeitungsvorrichtung 40 Netz-Verwaltern Empfehlungsdaten zur Verfügung stellen, basierend auf welchen die Netz- Verwalter das Modell und die Marke der Transformatoren auf der Grundlage der empfohlenen Daten auswählen können.

Optional umfasst die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 eine vierte Kommunikationseinheit 24, die dazu eingerichtet ist, Daten betreffend einer Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu empfangen, wobei die Speichervorrichtung 30 dazu eingerichtet ist, die empfangene Daten betreffend die Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu speichern, und die Verarbeitungsvorrichtung 40 dazu eingerichtet ist, die Vorhersagen basierend auf den Daten betreffend die Zugfestigkeit von Papierisolatoren und/oder Lichtbögen in Wicklungen der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu berechnen. Die Verarbeitungsvorrichtung 40 ist gemäß dieser Ausführungsform dazu eingerichtet, basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten und Transformatorlastdaten Vorhersagen in Echtzeit betreffend eine Lebensdauer von Bauteilen der Vielzahl von Öltransformatoren 70 zu berechnen. Insbesondere ist die Verarbeitungsvorrichtung 40 dazu eingerichtet ist, die Vorhersagen basierend auf Verschlechterungen der Ölqualität in den Ölmessdaten zu berechnen.

Weiter optional umfasst die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 eine fünfte Kommunikationseinheit 25, die dazu eingerichtet ist, Information betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen der Vielzahl von Öltransformatoren zu empfangen, wobei die Speichervorrichtung 30 dazu eingerichtet ist, die empfangenen Informationen betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen zu speichern, und die Verarbeitungsvorrichtung 40 dazu eingerichtet ist, die Vielzahl von Öltransformatoren basierend auf den gespeicherten Ölmessdaten, Transformatorlastdaten und/oder der Informationen betreffend Transformatorausfällen und/oder Stromausfällen in eine dritte Öltransformatorklassifizierung zu klassifizieren

Weiter optional umfasst die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 eine zweite Ausgabevorrichtung 52, die dazu eingerichtet ist, Information betreffend die dritte Öltransformatorklassifizierung an die Steuerungsvorrichtung 100 zum Steuern eines Lastflusses in einem Energieversorgungsnetz, welches die Vielzahl von Öltransformatoren 70 umfasst, zu senden.

Für eine gesicherte Kommunikation zwischen der Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 und der Vielzahl von Öltransformator-Messmodulen 60 ist das Hypersichere Gateway 85 vorgesehen. Daher wird eine mehrschichtige Architektur in Betracht gezogen, die eine loT-, eine Edge-/Fog- und eine Cloud-Ebene umfasst, um eine dezentrale Datenverarbeitungsstruktur zu beschreiben, die sich zwischen der Cloud und den Geräten befindet, die Daten produzieren. Diese flexible Struktur ermöglicht es den Nutzern, Ressourcen, einschließlich Anwendungen und der von ihnen erzeugten Daten, an logischen Orten zu platzieren, um die Leistung zu verbessern. Dazu befinden sich die Öltransformator- Messmodule 60 in einer Internet of Things- (loT) Schicht, das Hypersichere Gateway 85 in einer Edge/Fog-Schicht und die Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 in einer Cloud- Schicht. So kann jede der ersten bis fünften Kommunikationseinheiten 21 bis 25 dazu eingerichtet sein, über das Hypersichere Gateway 85 mit der Vielzahl von Öltransformator- Messmodulen 60 zu kommunizieren.

Die Öltransformator-Messmodule 60 agieren in der IoT-Schicht als loT- Wahrnehmungsschicht in einem intelligenten Netz. Die Edge/Fog-Schicht ermöglicht eine sichere Kommunikation zwischen IoT-Schicht und Cloud-Schicht. Dazu ist die Edge/Fog- Schicht zur Ausführung von Autorisierungen, doppelten Zertifikatsauthentifizierungen und Datenvorverarbeitungen zur Erkennung von Anomalien eingerichtet. Ferner wird eine hohe Verfügbarkeit und Ausfallsicherheit eines Netz-/Transformator-Überwachungsverfahrens gewährleistet. Des Weiteren ist es möglich, eine Doppelvirtualisierung auszuführen, da diese Schicht durch die Virtualisierungstechnik befähigt wird, von verbundenen Umgebungen zu einer anderen zu migrieren und eine Kaskadierung fehlerhafter Daten durch die Migration des Systems zu vermeiden. Dies geschieht durch die Migration von Funktionen und Daten von dedizierter Hardware, die kompromittiert wurde, auf eine andere Hardware.. Die Cloud- Schicht dient zur Bereitstellung von Anwendungen zur Überwachung, Analyse historischer Daten, künstliche Intelligenz-basierten Anwendungen, und Visualisierungen.

Für den Aufbau einer sicheren Netzwerkkommunikation können entweder Transmission Control Protocol (TCP)- und/oder User Datagram Protocol (UDP)-basierte Protokolle für den Datentransport von der physikalischen Schicht in die Edge-Schicht und von der Edge-Schicht zur Cloud-Schicht ein beliebiges TCP und/oder Internet Protocol (IP)-basiertes Kommunikationsprotokoll verwendet werden. Darüber hinaus können für die Protokolle Netze mit extrem niedrigen Latenzzeiten, wie die 5. Generation (5G) der Mobilfunktechnologie oder zukunftssichere zellulare IoT-Standards, wie LTE-M oder Narrowband-IoT, verwendet.

In der Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10 kann ferner ein Künstliche Intelligenz (KI)- Modul (in Fig. 1 nicht gezeigt) vorgesehen sein, mit dessen Hilfe die in der Speichervorrichtung 30 gespeicherten Daten optimiert werden können. Ferner können KI- und Maschinenlernfunktionen für andere Kommunikationseinheiten bereitgestellt werden.

Die Fig. 2 zeigt ein Ausführungsbeispiel eines Öltransformators 70. Der Öltransformator 70 umfasst einen Transformatorkessel 71 und ein Ölausdehnungsgefäß 72. Ein Strömungskanal 73 verbindet den Transformatorkessel 71 mit einer Öffnung in dem Ölausdehnungsgefäß 72. Die Öffnung ist an einem unteren Ende des Ölausdehnungsgefäßes 72 angeordnet. Der Transformatorkessel 71 umfasst eine entsprechende Öffnung. In dem Transformatorkessel 71 ist der Transformator 74 auf Standklötzen 75 in einem Ölbad 78 gelagert. Das Ölausdehnungsgefäß 72 ist in der Fig. 2 beispielhaft oberhalb des Transformatorkessels 71 in einer zylindrischen Form dargestellt. Andere Formen (z.B. Quader, Würfel oder Prisma) und Anordnungen (auf gleicher Höhe wie der Transformatorkessel 71, weiter oberhalb, etc.) des Ölausdehnungsgefäßes 72 sind denkbar.

In dem Strömungskanal 73 und dem Gehäuse des Ölausdehnungsgefäßes 72 befindet sich Öl 78. Das Ölausdehnungsgefäß 72 dient zur Aufnahme von Öl 78 aufgrund einer thermischen Ausdehnung des Öls 78 bei Temperaturschwankungen im Transformator 74, hervorgerufen durch Laständerungen oder Änderungen der Umgebungstemperatur. Wie durch die Oberfläche 79 des Öls in dem Ölausdehnungsgefäß 72 angedeutet, ändert sich entsprechend der Ölstand in dem Ölausdehnungsgefäß 72. Das in dem Ölausdehnungsgefäß 72 befindliche Öl komprimiert in Abhängigkeit von dem Ölstand in dem Ölausdehnungsgefäß 72 eine Membran 80, welche bei fallendem Ölstand 79 wieder dekomprimiert wird. An einem oberen Ende des Ölausdehnungsgefäßes 72 ist in einer Öffnung ein Überdruckventil 81 zum Auslassen von überschüssigem Gas vorgesehen. Der Übersichtlichkeit halber sind weitere Komponenten des Öltransformators 70, wie beispielsweise der Transformatorkern, die Spulen und ein Buchholz-Schutzrelais, in der schematischen Darstellung der Fig. 2 nicht gezeigt. Alternativ zu der Ausführungsform des Ölausdehnungsgefäßes 72 mit der Membran 80 kann auch ein Ölausdehnungsgefäß vom Typ Atmoseal oder einem anderen Typ vorgesehen sein.

Die Fig. 3 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Ölausdehnungsgefäßes 72 mit einem Öltransformator-Messmodul. Bei dem Ölausdehnungsgefäß 72 handelt es sich um das in der Fig. 2 gezeigte Ölausdehnungsgefäß 72, wobei gleiche Bezugszeichen der Figs. 2 und 3 die gleichen Elemente betreffen.

In der in der Fig. 3 gezeigten Anordnung umfasst das Öltransformator-Messmodul eine Zelle

90 zum Aufnehmen von Öl 78 aus dem Ölausdehnungsgefäß 72, Mittel 91, 92 zum Befördern von Öl 78 aus dem Ölausdehnungsgefäß 72 in die Zelle 90, eine Antenne 93 zum Beaufschlagen des Öls 78 in der Zelle 90 mit einem Messsignal, und einen mit der Antenne 93 elektrisch verbundenen Sensor 94 zum Messen einer Ölqualität des Öltransformators 70.

Die Mittel 91, 92 zum Befördern von Öl 78 aus dem Ölausdehnungsgefäß 72 in die Zelle 90 umfassen einen zumindest teilweise in dem Ölausdehnungsgefäß 72 angeordneten Schlauch

91 mit einem ersten Ende, das in das Öl 78 in dem Ölausdehnungsgefäß 72 reicht, und einem zweiten Ende, das mit der Zelle 90 verbunden ist, und eine elektrische Pumpe 92 zum Pumpen des Öls 78 aus dem Ölausdehnungsgefäß 72 in die Zelle 90. Der Schlauch 91 erstreckt sich durch eine Öffnung 95, wobei die Zelle 90 außerhalb des Ölausdehnungsgefäßes 72 an der Öffnung 95 angeordnet ist. In der Fig. 3 ist ein Mindestölstand 79 in dem Ölausdehnungsgefäß 72 eingezeichnet, wobei der Schlauch 91 derart ausgebildet ist, dass das erste Ende des Schlauchs 91 immer unterhalb des Mindestölstandes 79 reicht.

Die Pumpe 92 pumpt Öl 78 aus dem Ölausdehnungsgefäß 72 in die Zelle 90. Es ist ferner denkbar, dass die Pumpe 92 das Öl 78 durch die Zelle 90 pumpt, d.h., das Öl 78 wieder in das Ölausdehnungsgefäß 72 zurückgeführt wird. Gemäß einer alternativen Ausführungsform (nicht gezeigt) ist die Zelle 90 in dem Ölausdehnungsgefäß 72, insbesondere oberhalb eines maximalen Ölfüllstandes des Ölausdehnungsgefäßes 72 angeordnet. Die Antenne 93 ist beispielsweise an einer Außenwand der Zelle 90 angebracht und elektrisch über ein Kabel mit dem Sensor 94 verbunden. In diesem Ausführungsbeispiel ist die Antenne 93 als eine mäanderförmige Transceiver-Vivaldi-Antenne ausgebildet.

Der Sensor 94 umfasst einen Basisband-Sender 96, einen Basisband-Empfänger 97, ein digitales Backend 98 und eine Modul-Kommunikationseinheit 62. Der Basisband-Sender 96 erzeugt gepulste Anregungssignale für die Antenne 93, wobei reflektierte Signale an den Basisband-Empfänger 97 weitergeleitet werden. Das digitale Backend 98 steuert das Senden und Empfangen der Signale durch den Basisband-Sender 96 und den Basisband-Empfänger 97. Dabei ist der Sensor 94 dazu eingerichtet, über die Antenne 93 gepulste Signale mit einer Frequenz von 1 Hz bis 3000 GHz zu Senden und zu Empfangen. Bevorzugt arbeitet das System im Ultra-Breitbandbereich, sodass der Sensor 94 dazu eingerichtet ist, über die Antenne 93 Signale mit einer Frequenz von 3,1 GHz bis 10,6 GHz zu Senden und zu Empfangen. Der Sensor 94 sendet und empfängt über die Antenne 93 Messsignale, mit deren Hilfe die Qualität des Öls 78 in dem Ölausdehnungsgefäß 72 bestimmt werden kann.

Die Modul-Kommunikationseinheit 62 ist dazu eingerichtet, mit einer Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10, insbesondere der in der Fig. 1 gezeigten Messdatenverarbeitungsvorrichtung 10, zu kommunizieren.

In dem Ölausdehnungsgefäß 72 ist ferner einen Temperatur-, Gas- und/oder Vibrationssensor 99 angeordnet. Der Temperatur-, Gas- und/oder Vibrationssensor 99 ist dazu eingerichtet, Messdaten an den Sensor 94 zu senden. Dazu kann der Temperatur-, Gas- und/oder Vibrationssensor 99 eine Kommunikationseinheit umfassen, die eine Kommunikation mit dem Sensor 94, insbesondere der Modul-Kommunikationseinheit 62, ermöglicht. Die Kommunikationseinheit des Sensors 99 kann bei der Öffnung 95 angeordnet sein und beispielsweise eine kabelgebundene Verbindung zu dem Sensor 94 bereitstellen. Ist der Temperatur-, Gas- und/oder Vibrationssensor 99 als Gassensor ausgebildet, so kann er dazu eingerichtet sein, Abnormalitäten des von dem Öltransformator 70 erzeugten Gases zu erkennen. Der Sensor 99 kann auch zusätzliche Sensor- und Elektronikkomponenten umfassen, die einen regulären Betrieb und einen Zustand des Öltransformators 70 überwachen.

Die Fig. 4 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels eines Öltransformator-Messmoduls 60. Bei dem Öltransformator-Messmodul 60 kann es sich um eines der in den Figs. 1 und 3 gezeigten Öltransformator-Messmodule handeln. Das Öltransformator-Messmodul 60 umfasst eine Vorrichtung zum Erlangen von Ölmessdaten 61 und eine Modul-Kommunikationseinheit 62. Die Vorrichtung zum Erlangen von Ölmessdaten 61 umfasst eine Zelle 90 zum Aufnehmen von Öl aus einem Ölausdehnungsgefäß, Mittel 91, 92 zum Befördern von Öl aus dem Ölausdehnungsgefäß in die Zelle 90, eine Antenne 93 zum Beaufschlagen des Öls in der Zelle 90 mit einem Messsignal, und einen mit der Antenne 93 elektrisch verbundenen Sensor 94 zum Messen einer Ölqualität eines Öltransformators. Die Mittel zum Befördern von Öl aus dem Ölausdehnungsgefäß in die Zelle 90 umfassen eine elektrische Pumpe 92 und einen mit der Zelle 90 verbundenen Schlauch 91. Somit kann eine verbesserte Technik zum Verarbeiten von Ölmessdaten von Öltransformatoren 70 bereitgestellt werden.

In den vorgestellten Ausführungsbeispielen sind unterschiedliche Merkmale und Funktionen der vorliegenden Offenbarung getrennt voneinander sowie in bestimmten Kombinationen beschrieben worden. Es versteht sich jedoch, dass alle oder einige dieser Merkmale und Funktionen, wo dies nicht explizit ausgeschlossen ist, miteinander frei kombinierbar sind.