Experten-Leitfaden: Leistungstransformator-Wartung, Diagnose & Monitoring – Lebensdauer verlängern

Wartung von Leistungstransformatoren – Diagnose und Monitoring

Einführung

Als statische Maschinen ohne bewegliche Teile sind Transformatoren sehr zuverlässig und bei richtiger Wartung 40 Jahre oder länger einsetzbar. Da sie bei Überlast nicht auslösen oder durchbrennen (außer unter Extrembedingungen), werden sie häufig überlastet und weit über ihre Kapazität hinaus betrieben.

Dennoch verursachen Nutzung und Alterung elektrischer Anlagen – wie bei anderen Anlagen – normale Verschlechterung, beschleunigt durch feindliche Umgebung, Überlast, schwere Lastzyklen.

Weitere Verschlechterungsursachen: Laständerungen/-zusätze, Schaltungsänderungen, falsch eingestellte/gewählte Schutzeinrichtungen, veränderte Spannungsbedingungen.

Geräteausfall ist nicht unvermeidlich, wenn ein Prüf- und präventives Wartungsprogramm etabliert ist.

Ein regelmäßiges präventives Wartungsprogramm kann Ausfallrisiko und Folgeprobleme minimieren, latente Fehler erkennen und ist der erste Schritt zur Fehlersuche.

Sichtprüfung von Leistungstransformatoren

Häufigste Aufmerksamkeit: Sichtprüfung – hauptsächlich allgemeiner äußerer Zustand und Kühlsystem.

Leistungstransformatoren müssen regelmäßig inspiziert werden, um Probleme frühzeitig zu erkennen und vor größeren Reparaturen zu beheben.

Inspektionen routinemäßig, meist wöchentlich, Frequenz variiert je nach Unternehmen und Transformator. Bei Verdacht auf Problem: häufiger.

Tabelle 1 zeigt erforderliche Sichtprüfungen für allgemeinen äußeren Zustand und Kühlsystem.

Transformator-Diagnose und Monitoring

Transformator-Monitoring = Online-Messtechniken, Fokus auf Datenerfassung zur Transformatorintegrität, nicht auf Dateninterpretation.

Techniken variieren nach Sensor, gemessenen Parametern, Messverfahren. Monitoring-Geräte dauerhaft am Transformator → müssen zuverlässig und kostengünstig sein.

Wicklungs- und Stufenschalter (OLTC) Ausfälle dominieren → Monitoring fokussiert auf Parameter zur Bewertung von Wicklung und Stufenschalter.

Gelöste Gase im Öl und Teilentladungen (PD) – gängige Parameter für Wicklungs- und Isolationszustand.

Temperatur und Vibration – Monitoring für OLTC-Zustand.

Abb. 1: Statistische Ausfallverteilung bei Öltransformatoren.

Übliche Parameter für Wicklungen/Isolation: PD, gelöste Gase im Öl; für OLTC: Temperatur und Vibration.

Haupt-Monitoring-Einheiten:

• Öltemperatur-Monitoring
• Ölstand-Monitoring
• Gas-im-Öl-Monitoring
• OLTC-Betriebs-Monitoring
• Überlast-Monitoring

Daten von Sensoren/Einheiten → digitale/analoge Signale → Echtzeitkommunikation mit Mensch-Maschine-Schnittstelle und Datenerfassung.

Gelöste-Gas-im-Öl-Analyse (DGA) – effektives Diagnosewerkzeug für Betriebsprobleme.

Typischerweise im Labor (teure Geräte) zur Gasgehaltsbestimmung. Um Risiko verpasster Inkipientfehler durch lange Probenintervalle zu senken: Monitoring-Techniken für Warnungen bei Gasart/-konzentrationsänderungen. Konventionelle DGA nach Warnung. Tabelle 2: Transformatorgase und Quellen.

Extraktion gelöster Gase aus Isolieröl, Messung von sechs Gaskomponenten bei niedrigem Pegel → Erkennung lokaler Überhitzung oder teilweiser elektrischer Entladung je nach Analysedaten → Unfallverhütung vor Eintritt.

Plan präventiver Wartungsmaßnahmen und Inspektionen

Wartungshäufigkeit nach Zuverlässigkeitsanforderungen und Herstellerempfehlungen.

Wartungsaktivitäten pro Anlagensegment zu verschiedenen Zeiten, aber Großindustrien: 1–2× jährlich Gesamtstillstand für Wartung.

NETA^[1] Standard MTS-2007 Anhang B zeigt zeitbasierten Wartungsplan und Matrix (Tabelle 3). Matrix als Leitfaden anerkannt.

Spezifischer Zustand, Kritikalität, Zuverlässigkeit müssen für korrekte Anwendung bestimmt werden. Matrixanwendung + historische Testdaten und Trends → qualitatives elektrisches präventives Wartungsprogramm.

Für Transformatoren: Mindesthäufigkeit Wartungstests im selben Standard (Tabelle 4).

Wartungsaktivitäten (sicht/mechanisch; elektrische Tests; Testwerte) pro Gerät in NETA Standard ATS-2009, für Transformatoren zusammengefasst (Tabelle 5).

Präventive Wartungsmaßnahmen zusammengefasst:

• Routineinspektionen
• Probenahme
• Tests
• Reparatur

• Kleinreparaturen
• Mittelreparaturen
• Großreparaturen und Generalüberholungen^[2]

• Dokumentation und Datenerfassung

Tabelle 6: Übliche Aktivitäten pro Wartungstyp.

Gängige tragbare Prüfgeräte für Transformatorwartung:

• Multimeter
• Zangenmessgeräte
• Spannungsprüfer
• Messwandler-Prüfgeräte
• Relais- und Zählerprüfgeräte
• Isolationsprüfer (MEGGER^[3])
• Erdungsprüfgeräte
• Infrarotkamera^[4] (siehe Infrarotthermografie)

Ölanalyse und Probenahme

Während Wartungsperiode oder nach Großreparatur: Ölprobe entnehmen für Tests nach IEC^[5] Norm 60296 für FAT (Werksabnahmetests).

Tests: Grenzflächenspannung (IFT), Säurezahl, Viskosität, Dichte, Flammpunkt, Brennpunkt, Pourpoint, Feuchtigkeit, Dielektrische Festigkeit, Verlustfaktor (tan δ), Farbe.

Vorsichtsmaßnahmen bei Probenahme (Kontaminationsvermeidung):

1. Hilfsprobenahmeventil nutzen, nicht kleines Ablassventil-Seitenventil (Abb. 2).
2. Ablassventil spülen (Abb. 3).
3. Schlauch und Spritze spülen, Kolben nicht zurückziehen – leichten Gegendruck ausüben, Flüssigkeitsdruck Spritze füllen lassen (Abb. 4). Keine Blasen in gefüllter Spritze (spätere Blasen nicht entfernen).

Gelöste-Gas-im-Öl-Analyse (DGA)

DGA – eines der wertvollsten Diagnosewerkzeuge. Beurteilt Zustand eines ölgefüllten Transformators durch Analyse der in Kühl-/Isoliermedium gelösten Gase.

Etablierte, kosteneffektive Technik – wesentliche Infos aus einfacher, nicht-destruktiver Probe. Normalerweise Labormessung, Online-Geräte verfügbar.

Ergebnisse zeigen viel über Gesundheit des Öls und seine Isoliereigenschaften: aktueller Zustand, Veränderungen, Degradation durch Überlast/Alterung, beginnende Kleinfehler, wahrscheinliche Ursache großer Ausfälle.

Hinweis: Schwere Fehler können freie Gase erzeugen, die sich im Buchholz-Relais sammeln.

Transformator-Tests für Wartung & Diagnose

Tabelle 7: Gesamte Transformator-Zustandsbewertungsmethodik – Verknüpfung Routinewartung und Diagnose.

Isolator (Bushing) Test

Bei Isolatoren mit Potentialabgriff: Kapazität zwischen Isolatorkopf und Unterabgriff (C1) und zwischen Abgriff und Erde (C2) messen. Zur Bestimmung Isolatorverluste: Verlustfaktortests. C2 ≫ C1.

Isolatoren ohne Potentialabgriff: vom Isolatorkopfleiter gegen Erde. Vergleich mit Werks-/Vorversuchen → Verschlechterung erkennen.

Ca. 90 % der Isolatorausfälle auf Feuchteeintritt zurückzuführen – erkennbar an steigendem Verlustfaktor.

Sweep Frequency Response Analysis (SFRA)

Frequency Response Analysis (SFRA)^[6]: Messung der Wicklungsimpedanz über breiten Frequenzbereich, Vergleich mit Referenzsatz. Abweichungen → möglicher Schaden, weitere Untersuchung nötig. Erfordert Netzwerkanalysator für Signalgenerierung, Messung, Auswertung.

Ultraschall- und Schall-Fehlerdetektion

Anwendung bei markant steigendem Wasserstoff in DGA.

Hohe Wasserstoffbildung → Teilentladung im Transformator. Auch Methan, Ethan, Ethylen können steigen. Acetylen bei Lichtbogenbildung.

Schwingungsanalyse

Schwingungsanalyse allein sagt nicht viele Transformatorfehler voraus, aber nützliches Zusatzwerkzeug zur Zustandsbewertung.

Schwingungen durch: lose Kernpakete, lose Wicklungen, Schirmprobleme, lose Teile, defekte Lager an Ölkühlpumpen/-lüftern. Quelle sorgfältig bewerten! Oft: lockere Abdeckungen, Türen, Schrauben in Schalttafeln oder außen → fälschlich als innerer Defekt diagnostiziert.

Kernisolationswiderstand

Voraussetzung: absichtliche Kernderdung trennen.

Kann schwierig sein, evtl. Öl ablassen. Bei manchen Transformatoren: Kernderdungen nach außen durch isolierte Durchführungen → leicht zugänglich.

Erwartete Isolationswiderstandswerte:

• Neutransformatoren: > 1000 MΩ
• Betriebsalte Transformatoren: > 100 MΩ

Werte 10–100 MΩ → mögliche Isolationsschädigung Kern/Erde. Werte < 10 MΩ → zerstörende Zirkulierströme möglich, weitere Untersuchung nötig.

Infrarotthermografie

Infrarotthermografie (IR) – berührungslos und zerstörungsfrei zur Problemerkennung in elektrischen Systemen.

Alle elektrischen/mechanischen Geräte strahlen Wärme als elektromagnetische Strahlung ab. Infrarotkameras (empfindlich für thermische Strahlung) detektieren/messen Temperaturunterschiede zwischen Oberflächen.

Abnormale/unerwartete Thermalmuster → Hinweis auf Geräteprobleme, die zu Ausfall, Versagen oder Brand führen können.

IR-Analyse üblicherweise alle 2–3 Jahre, unter Last und Volllast (wenn möglich), spezielle Bedingungen können jährliche IR erfordern.

Nach Wartung/Tests: IR durchführen → prüfen, ob getrennte Verbindungen ordnungsgemäß wiederhergestellt. Bei Werksheizlauf: IR-Ergebnisse als Basis für spätere Vergleiche.

Transformator-Komponenten für IR-Analyse:

• Behälter (Tank)
• Kühler und Kühlsystem
• Isolatoren (Bushings)
• OLTC

Behälter (Tank)

Ungewöhnlich hohe Außentemperaturen oder untypische Thermalmuster → interne Probleme: niedriger Ölstand, Streuströme, blockierte Kühlung, lose Schirme, Stufenschalterprobleme etc.

Abnormale Temperaturen beschädigen/zerstören Isolierung → verkürzen Lebensdauer. IR-Inspektion findet Überhitzung/fehlerhafte Muster. IR-Scanning/Analyse erfordert geschultes, erfahrenes Personal.

Kühler und Kühlsystem

Kühler mit IR-Kamera prüfen, untereinander vergleichen.

Kalter Kühler/Abschnitt → Ventil geschlossen oder Kühler/Abschnitt verstopft.

Sichtprüfung zeigt offene Ventile → betroffenen Kühler/Abschnitt isolieren, entleeren, ausbauen, Verstopfung beseitigen.

Transformator mit reduzierter Kühlung → Nutzlebensdauer drastisch verkürzt (Temperaturanstieg nur 8–10 °C → Lebensdauer halbiert).

Isolatoren (Bushings)

a) Ölstand

IR-Scans zeigen niedrigen Ölstand → sofortige Außerbetriebnahme und Austausch.

Ursache: Dichtung am Isolatorboden defekt → Öl in Transformator. Obere Dichtung wahrscheinlich auch defekt → Luft und Feuchtigkeit gelangen nach oben.

Zu hoher Ölstand → Bodendichtung defekt, Ölhöhe vom Ausdehnungsbehälter oder Stickstoffdruck drückt Öl nach oben.

Weitere Ursache: Obere Dichtung undicht → Wasser eindringt, verdrängt Öl nach oben.

Über 90 % der Isolatorausfälle auf Wassereintritt durch obere Dichtung zurückzuführen.

Isolatoren katastrophal versagend – oft Wirts-Transformator und Umgebungsgeräte zerstörend, Gefahr für Personal. Vorherige IR-Scans mit aktuellem vergleichen.

b) Isolatoranschlüsse

Isolatoren haben zwei interne Verbindungen: eine im Kopf, eine tiefer an den Transformatorwicklungen. Beide extern sichtbar: Kopfanschluss oberer Teil, Wicklungsanschluss an Basis.

Risse in bestimmten Isolatoren → Beeinträchtigung elektrischer und mechanischer Festigkeit.

Bei Oberflächenfeuchte: geringer Ableitstrom über Oberfläche → Temperaturerhöhung 1–2 °C. Bei Riss: Ableitstrom fließt im Riss, nicht über Oberfläche → Isolator erscheint leicht kälter.

Wird Riss schwerwiegend → Temperaturanstieg sichtbar.

OLTC (Stufenschalter unter Last)

OLTC-Deckeltemperatur sollte gleich Transformator-Temperatur sein.

Wärmequelle im OLTC-Gehäuse → deutlich heißer als angezeigte Temperatur.

Externes OLTC-Fach nicht wärmer als Transformatorgehäuse. Wenn wärmer → wahrscheinliche Erwärmung interner Stufenkontakte.

Schwierigkeit: Nicht alle Stufen während Inspektion angeschlossen → Ergebnisse ev. nicht aussagekräftig.

^[1] NETA: InterNational Electrical Testing Association (USA). ^[2] Nach schwerem internem Fehler oder alle 8–10 Jahre kontinuierlicher Betrieb, v. a. bei schweren Überlastzyklen oder externen Kurzschlüssen. Durch spezialisiertes Personal. ^[3] MEGGER Markenname, Gerät unter diesem Namen bekannt. ^[4] Siehe Kapitel 7: Infrarotthermografie. ^[5] IEC: Internationale Elektrotechnische Kommission. ^[6] Nur wenn Test während FAT (Werksabnahmetests) durchgeführt.