Online-Transformatorüberwachung ist eine Lösung, die besonders in Industriebetrieben, Umspannwerken, Photovoltaik-Freiflächenanlagen, Rechenzentren und überall dort nützlich ist, wo ein Transformatorausfall einen kritischen Prozess zum Stillstand bringen kann. Dieser Artikel zeigt, warum man einen Transformator online überwachen sollte, welche Parameter am wichtigsten sind und wie man das Thema bei einer gesamten Flotte von Geräten angeht. Besondere Aufmerksamkeit widmen wir der Temperatur, der Feuchtigkeit und der Last, da diese drei Bereiche sehr viel über die tatsächlichen Arbeitsbedingungen des Transformators aussagen.

Ihr Transformator kann jahrelang arbeiten, ohne besondere Aufmerksamkeit auf sich zu ziehen.

Er steht in der Station, versorgt den Betrieb, den Photovoltaikpark, das Logistikzentrum oder einen Ladepark.

Er gibt einen charakteristischen, gleichmäßigen Ton von sich, sein Gehäuse bleibt geschlossen, und der Bediener sieht ihn bei Inspektionen und Kontrollen.

Alles scheint in Ordnung zu sein.

Im Inneren finden jedoch ständig Prozesse statt, die mit bloßem Auge nicht sichtbar sind. Die Isolierung altert unter Temperatureinfluss. Die Last ändert sich je nach Tageszeit und dem Charakter der Anlagenarbeit. Feuchtigkeit kann zwischen Öl und Zelluloseisolierung wandern. Das Kühlsystem kann allmählich an Effizienz verlieren. Eine einzelne Abweichung bedeutet oft noch kein ernstes Problem, aber ein sich wiederholender Trend sollte die für die Geräteerhaltung Verantwortlichen interessieren.

Ein Transformatorausfall kommt selten aus dem Nichts. In der Regel sendet er vorher Warnsignale. Sie müssen nur gesammelt, verglichen und richtig interpretiert werden.

Das ist die Aufgabe des Online-Transformator-Monitorings.

Energeks sind Mittelspannungstransformatoren – aus der Perspektive des Herstellers und Anbieters von Energielösungen wissen wir, dass die Übergabe des Geräts an den Betrieb eine Phase abschließt.

Später beginnt der tägliche Betrieb: wechselnde Lasten, hohe Umgebungstemperaturen, Betrieb auf engem Raum, Überlastungen und Entscheidungen, die oft unter Zeitdruck getroffen werden.

Das Online-Transformator-Monitoring ermöglicht die kontinuierliche Überwachung von Temperatur, Last, Feuchtigkeit, Ölstand und anderen Betriebsparametern. Durch die Echtzeit-Datenanalyse können Überlastungen, Überhitzung, Kühlungsprobleme und Anzeichen von Isolationsalterung frühzeitig erkannt werden, wodurch das Risiko von Ausfällen und ungeplanten Stillständen reduziert wird. In diesem Artikel betrachten wir dieses Thema genauer.

Lesezeit: etwa 15 Minuten.

Was bedeutet Online-Transformatorüberwachung?

Online-Transformatorüberwachung bedeutet die kontinuierliche Beobachtung des Geräts während seines normalen Betriebs. Der Transformator muss nicht abgeschaltet, geöffnet oder jedes Mal von einem Techniker aufgesucht werden, wenn wir seinen Zustand überprüfen möchten. Sensoren sammeln Daten, das System übermittelt sie an die entsprechende Software, und der Bediener erhält ein Bild vom Betrieb des Geräts mit seiner Historie, Trends und Alarmen.

Das klingt einfach, aber in der Praxis geht es um viel mehr als die Anzeige einiger Zahlen auf einem Bildschirm.

Der Transformator arbeitet unter wechselnden Bedingungen. Morgens kann die Last gering sein, mittags startet der Betrieb weitere Produktionslinien, und abends sinkt der Stromverbrauch wieder. Bei einem Photovoltaikpark hängt die Situation von der Sonneneinstrahlung ab. In einem Logistikzentrum spielt der Arbeitsrhythmus des Lagers eine Rolle, und bei der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge kann die Last innerhalb weniger Minuten stark ansteigen.

Gleichzeitig ändern sich die Öltemperatur, die Umgebungstemperatur, der durch die Wicklungen fließende Strom und die Belastung des Kühlsystems. Wenn dazu noch Feuchtigkeit, verschmutzte Kühler, ungleiche Phasenbelastung oder ein sich verschlechternder Isolationszustand kommen, reicht ein einzelner Messwert nicht mehr aus. Es wird eine Betriebshistorie benötigt.

Und genau diese Historie schafft das Online-Monitoring.

Die Öltemperatur zeigt, wie der Transformator mit der Wärme zurechtkommt

Die Öltemperatur gehört zu den wichtigsten Parametern, die bei Öltransformatoren überwacht werden. Das Öl isoliert die spannungsführenden Teile und leitet die beim Betrieb von Kern und Wicklungen entstehende Wärme ab. Kurz gesagt: Der Transformator erzeugt Wärme, und das Öl hilft, sie aus dem Inneren des Geräts abzuführen.

Wenn der Transformator mit einer höheren Last arbeitet, steigen die Verluste und die Öltemperatur beginnt zu steigen. Das Phänomen an sich ist völlig normal. Besorgniserregend wird es, wenn die Temperatur zu schnell ansteigt, lange anhält oder bei ähnlichen Betriebsbedingungen höhere Werte erreicht als zuvor.

Stellen wir uns einen Transformator vor, der über mehrere Monate bei einer Last von 70 % arbeitete und eine Öltemperatur von etwa 55–60 °C aufwies. Wenn die Temperatur bei gleicher Last später auf 68–70 °C ansteigt, sendet das System ein sehr konkretes Signal an das Instandhaltungsteam. Die Ursache könnte eine verschmutzte Kühlung, ein eingeschränkter Ölfluss, ein Problem mit dem Ventilator, ein Anstieg der Umgebungstemperatur oder eine Veränderung der Einbaubedingungen sein.

Ohne Historie ist ein solcher Messwert nur eine Zahl. Mit Historie wird er zu einer diagnostischen Information.

Wichtig ist auch die Dauer der erhöhten Temperatur. Ein fünfzehnminütiger Lastspitzenwert und eine achtstündige Arbeit bei hoher Temperatur haben eine völlig andere Bedeutung für die Isolierung. Die Überwachung zeichnet beide Ereignisse auf und ermöglicht die Rekonstruktion des tatsächlichen Betriebsverlaufs des Geräts.

Wicklungstemperatur und heißester Punkt

Die Öltemperatur sagt viel über die Bedingungen im Behälter aus, zeigt aber nicht immer die heißeste Stelle im Transformator an. In den Wicklungen können lokale Bereiche mit höherer Temperatur auftreten, die als heißester Punkt bezeichnet werden.

Die Temperatur des heißesten Punktes ist für die Beurteilung der Isolationsalterung von großer Bedeutung. Isoliermaterialien altern nicht im gesamten Gerät gleichmäßig. Die thermisch am stärksten beanspruchten Bereiche arbeiten unter schwierigeren Bedingungen als die Stellen mit niedrigerer Temperatur.

Je nach Transformator-Konstruktion kann die Wicklungstemperatur oder die des heißesten Punktes direkt gemessen oder auf der Grundlage der Öltemperatur, des Laststroms und eines thermischen Modells des Geräts bestimmt werden. In beiden Fällen benötigt das System Daten aus mehreren Bereichen, damit die Interpretation sinnvoll ist.

Wenn die Öltemperatur korrekt erscheint, das Modell jedoch eine ungewöhnlich hohe Temperatur des heißesten Punktes anzeigt, kann das Team die Lastverteilung, den Kühlzustand und die Betriebsbedingungen überprüfen. Eine solche Information ist besonders wertvoll bei Geräten, die nahe ihrer Nennleistung betrieben werden.

Der Transformator muss sich nicht sofort aufgrund einer erhöhten Temperatur abschalten. Die Isolierung kann jedoch schneller altern, und weitere Überlastungen werden die Sicherheitsmarge allmählich verringern. Die Überwachung ermöglicht es, diesen Prozess zu beobachten, anstatt erst nach einem Ausfall davon zu erfahren.

Die Umgebungstemperatur gibt den Messwerten den richtigen Kontext

Die Umgebungstemperatur mag wie ein nebensächlicher Parameter erscheinen. Ohne sie ist es jedoch schwierig, die Arbeit des Kühlsystems richtig zu beurteilen.

Ein Transformator, der bei einer Umgebungstemperatur von 12 °C arbeitet, hat völlig andere Wärmeabgabebedingungen als ein Gerät in einer aufgeheizten Halle oder einem Container, in dem die Temperatur 35 °C übersteigt. Dieselbe Öltemperatur kann in einem Fall normalen Betrieb bedeuten und in einem anderen eine thermische Überlastung.

Eine hohe Umgebungstemperatur verringert die Kühlmöglichkeiten. Wenn der Transformator zusätzlich in einem Raum mit eingeschränkter Belüftung steht, kann sich die Wärme um den Behälter herum stauen. Unter solchen Bedingungen erwärmt sich das Gerät schneller und kehrt langsamer auf seine Dauertemperatur zurück.

Die Kombination von Umgebungstemperatur mit Öltemperatur und Last ermöglicht es zu beurteilen, ob die Reaktion des Transformators den Bedingungen angemessen ist. Das System kann auch saisonale Veränderungen erkennen. Im Sommer werden die Temperaturen höher sein, im Winter niedriger, aber das Gerät sollte sich gemäß einem vorhersehbaren Muster verhalten.

Strom und Spannung zeigen die tatsächlichen elektrischen Bedingungen

Die Stromüberwachung ermöglicht die Prüfung, wie viel Energie tatsächlich durch den Transformator fließt. Die Projektdokumentation zeigt die Nennleistung und die erwarteten Betriebsbedingungen. Erst die Betriebsmessungen zeigen den Alltag.

Der Strom kann sich sehr schnell ändern. In einem Produktionsbetrieb steigt er beim Start von Maschinen und Fertigungslinien. In einer Anlage mit vielen Wechselrichtern hängt er von der Energieerzeugung und dem Verbraucherbetrieb ab. In der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge können mehrere gleichzeitige Ladevorgänge einen kurzen, aber intensiven Spitzenwert verursachen.

Das System zeichnet solche Ereignisse auf und ermöglicht es festzustellen, ob sie sporadisch auftreten oder sich täglich wiederholen.

Die Spannung liefert weitere Informationen. Ihre Schwankungen, Asymmetrie oder ungewöhnliche Werte können auf Netzprobleme, eine falsche Verbraucherkonfiguration oder Bedingungen hinweisen, die die Transformatorlast beeinflussen. Bei der Spannungsanalyse können auch die Energiequalität, Oberschwingungen und kurzzeitige Störungen berücksichtigt werden.

Nicht jede Anlage benötigt eine gleich umfangreiche Analyse der Energiequalität. In einem Betrieb mit vielen Antrieben, Gleichrichtern, Wechselrichtern und Stromrichtern kann ein solcher Messumfang jedoch sehr wichtige Informationen über die Transformatorbelastung liefern.

Wirk- und Blindleistung helfen, den Charakter der Last zu verstehen

Der Strom allein sagt, wie viel Energie durch das Gerät fließt. Wirk- und Blindleistung helfen zu verstehen, wie diese Energie genutzt wird.

Die Wirkleistung ist für die tatsächliche Arbeit der Verbraucher verantwortlich: den Antrieb von Motoren, die Versorgung von Maschinen, die Beleuchtung, die Heizung oder das Laden von Batterien. Die Blindleistung steht unter anderem im Zusammenhang mit der Arbeit von induktiven und kapazitiven Geräten. Sie verrichtet keine nutzbare Arbeit in dem Sinne wie die Wirkleistung, beeinflusst aber den in der Anlage fließenden Strom und die Transformatorbelastung.

In einem Betrieb kann sich herausstellen, dass die Wirkleistung auf einem moderaten Niveau bleibt, die Blindleistung jedoch hoch ist. Der Transformator muss dann einen höheren Strom leiten, was zu Verlusten und Erwärmung führt.

Die Überwachung ermöglicht es, diese Zusammenhänge über die Zeit zu beobachten. Es kann überprüft werden, ob bestimmte Geräte oder Prozesse einen Anstieg der Blindleistung verursachen, ob das Problem zu einer bestimmten Tageszeit auftritt und ob Kompensationsmaßnahmen den erwarteten Effekt bringen.

Der Leistungsfaktor zeigt, wie effizient die Infrastruktur genutzt wird

Der Leistungsfaktor, bezeichnet als cos φ, beschreibt die Beziehung zwischen Wirk- und Scheinleistung. Je niedriger sein Wert, desto größer ist der Anteil der Blindleistung an der gesamten elektrischen Belastung.

Ein hoher Leistungsfaktor bedeutet eine vorteilhaftere Nutzung der verfügbaren Transformatorleistung. Ein niedriger Leistungsfaktor kann zu einem erhöhten Strom, höheren Verlusten und einer Einschränkung der verfügbaren Lastreserve führen.

Für den Betreiber einer Transformatorflotte können die Daten zum cos φ beim Vergleich von Standorten nützlich sein. Ein Betrieb kann eine ähnliche Wirkleistung wie ein anderer beziehen, aber den Transformator aufgrund eines höheren Blindleistungsanteils stärker belasten.

Diese Art von Informationen hilft bei Entscheidungen über die Blindleistungskompensation, die Lastverteilung und die Planung einer zukünftigen Anlagenerweiterung.

Asymmetrie der Phasenbelastung

In einer idealen Welt wäre jede Phase gleichmäßig belastet. In realen Anlagen sind die Verbraucher jedoch unterschiedlich verteilt, einige arbeiten zyklisch, andere starten unabhängig voneinander.

Wenn eine Phase deutlich stärker belastet ist als die anderen, kann dies zu ungleichmäßiger Erwärmung und einer Verschlechterung der Betriebsbedingungen führen. Eine langanhaltende Asymmetrie beeinflusst auch die Spannungsqualität und kann ein Signal für ein Problem auf der Verbraucherseite sein.

Die Überwachung jeder Phase ermöglicht es zu erkennen, ob das Ungleichgewicht vorübergehend oder dauerhaft ist. Im ersten Fall kann es auf einen normalen Arbeitszyklus zurückzuführen sein. Im zweiten Fall lohnt es sich, die Lastverteilung, die Anlagenkonfiguration und die an die einzelnen Phasen angeschlossenen Geräte zu überprüfen.

Dies ist besonders wichtig in komplexen Betrieben, wo sich die Last mit der Arbeit vieler unabhängiger Verbraucher ändert.

Ölstand und Dichtheit des Systems

Bei einem Öltransformator steht der Ölstand in direktem Zusammenhang mit der Sicherheit der Isolierung und der Kühlung. Ein Absinken des Ölstands kann auf eine Undichtigkeit des Kessels, der Leitungen, der Durchführungen, der Kühler oder des Konservatorsystems zurückzuführen sein.

Eine geringfügige Veränderung bedeutet nicht immer eine unmittelbare Gefahr. Wenn der Stand über mehrere Wochen allmählich sinkt, kann das System helfen, die Geschwindigkeit des Verlusts zu bestimmen. Wenn der Abfall plötzlich erfolgt, sollte der Alarm zu einer schnellen Kontrolle führen.

Wichtig ist auch der Einfluss der Temperatur. Das Öl ändert sein Volumen mit der Temperatur, daher kann sein Stand je nach Betriebsbedingungen natürlicherweise variieren. Die Überwachung ermöglicht es, den Ölstand mit der Temperatur zu vergleichen und eine normale Volumenänderung von einer potenziellen Undichtigkeit zu unterscheiden.

Bei Transformatoren mit Konservator spielen die Standanzeiger und das Atemsystem eine zusätzliche Rolle. Daten von diesen Elementen können das Bild ergänzen und die Beurteilung erleichtern, ob sich das Gerät korrekt verhält.

Feuchtigkeit im Öl und in der Isolierung

Feuchtigkeit hat einen großen Einfluss auf den Zustand des Transformator-Isoliersystems. Sie kann die Papieralterung beschleunigen, die dielektrische Festigkeit des Öls verringern und das Verhalten des Geräts bei höherer Last beeinflussen.

Quellen für Feuchtigkeit können Undichtigkeiten, das Atemsystem, Dichtungen, Transport-, Lager- und Wartungsbedingungen sein. Wasser kann auch zwischen dem Öl und den Zellulosematerialien im Transformator wandern.

Die Interpretation der Messung erfordert die Berücksichtigung der Temperatur. Die Feuchtigkeit verteilt sich nicht völlig statisch in der Isolierung. Bei Temperatur- und Laständerungen ändern sich auch die Gleichgewichtsbedingungen zwischen Öl und Papier.

Daher ist die Feuchtigkeitsüberwachung am wertvollsten, wenn die Daten zusammen mit der Öltemperatur, der Temperatur des heißesten Punktes und der Last analysiert werden. Dann kann beobachtet werden, ob der Feuchtigkeitsgehalt stabil ist, steigt, auf Überlastungen reagiert oder saisonale Schwankungen aufweist.

Im Öl gelöste Gase

Im Öl gelöste Gase entstehen durch Prozesse im Inneren des Transformators. Ihr Vorhandensein bedeutet nicht immer einen schwerwiegenden Defekt, aber bestimmte Gase und die Geschwindigkeit ihres Anstiegs können auf Überhitzung, Teilentladungen, Zellulosedegradation oder einen Lichtbogen hinweisen.

Die DGA-Analyse kann laborgestützt anhand von Ölproben durchgeführt werden. Bei Transformatoren mit hoher Leistung oder hoher Kritikalität kann ein Online-Analysator eingesetzt werden, der ausgewählte Gase kontinuierlich überwacht.

Ein solches System ersetzt nicht das Labor oder die Erfahrung des Ingenieurs. Es liefert jedoch Informationen zwischen den einzelnen Untersuchungen. Wenn die Konzentration eines bestimmten Gases schneller zu steigen beginnt als zuvor, kann der Betreiber eine zusätzliche Untersuchung, eine Lastreduzierung oder eine Gerätekontrolle planen.

In der Transformator-Diagnostik ist die Veränderungsrate von großer Bedeutung. Ein einzelnes Ergebnis kann schwer zu interpretieren sein. Eine Reihe von Ergebnissen, die einen klaren Trend zeigen, sagt viel mehr aus.

Zustand der Ventilatoren und Pumpen

Das Kühlsystem kann einen sehr guten Entwurf und eine ausreichende Leistung haben, aber seine Wirksamkeit hängt von der tatsächlichen Funktion der Ventilatoren, Pumpen, Thermostate, Steuerungen und des Stromversorgungssystems ab.

Die Überwachung kann zeigen, wann die Ventilatoren eingeschaltet wurden, wie lange sie arbeiten und ob sich die Temperatur wie erwartet ändert. Wenn die Ventilatoren über einen langen Zeitraum laufen und die Öltemperatur dennoch steigt, sind die Ursachen weiter zu suchen. Möglich sind ein Problem mit dem Luftstrom, eine verschmutzte Kühlung, die Ölpumpe oder der Sensor.

Bei einer Transformatorflotte kann der Vergleich der Kühlungsarbeit sehr aufschlussreich sein. Wenn ein Transformator bei ähnlicher Last die Ventilatoren deutlich häufiger startet als die anderen, zeigt das System einen Unterschied, der geklärt werden sollte.

Vibrationen und ungewöhnliche Geräusche

Ein Transformator emittiert einen charakteristischen Ton, der unter anderem mit der Kernarbeit, der Magnetostriktion und dem Laststrom zusammenhängt. Eine Veränderung des Geräuschs oder das Auftreten ungewöhnlicher Vibrationen kann auf mechanische Probleme, lose Teile, eine Veränderung der Kernarbeit oder Unregelmäßigkeiten in den Wicklungen hinweisen.

Das Geräusch allein ist schwer ausschließlich auf der Grundlage des subjektiven Eindrucks einer Person zu beurteilen. Ein Bediener wird sagen, der Transformator "brumme etwas lauter", ein anderer wird alles für normal halten. Vibrationssensoren und eine Frequenzanalyse ermöglichen den Vergleich des aktuellen Signals mit früheren Messungen.

Nicht jede Geräuschveränderung bedeutet einen Schaden. Es zählen die Wiederholbarkeit, die Richtung der Veränderung und die Übereinstimmung mit anderen Parametern.

Teilentladungen

Teilentladungen sind lokale elektrische Phänomene, die an Stellen auftreten, an denen die Isolierung nicht ordnungsgemäß arbeitet. Sie können mit Hohlräumen, Verunreinigungen, Isolationsschäden oder einer lokalen Überbeanspruchung des elektrischen Feldes zusammenhängen.

Ihr Nachweis erfordert geeignete Sensoren und eine anspruchsvolle Interpretation. Die Überwachung von Teilentladungen wird vor allem bei Geräten mit hohem Wert, großer Bedeutung für das System oder erhöhtem Ausfallrisiko eingesetzt.

Die frühzeitige Erkennung solcher Phänomene ermöglicht eine genauere Diagnostik und die Planung von Maßnahmen. Bei einem Transformator, der einen kritischen industriellen Prozess versorgt, kann dies darüber entscheiden, ob die Abschaltung während eines geplanten Stillstands oder mitten in der normalen Produktion erfolgt.

Schutzalarme und Ereignishistorie

Die Überwachung sollte auch Alarme und das Ansprechen von Schutzsystemen aufzeichnen. Die Information über einen aktiven Alarm ist wichtig, aber noch größeren Wert hat die Historie.

Es kann überprüft werden, ob der Alarm zum ersten Mal auftritt oder sich seit mehreren Monaten wiederholt. Er kann mit Temperatur, Last und Kühlzustand verglichen werden. Es kann gesehen werden, ob die Parameter nach einem bestimmten Ereignis auf das vorherige Niveau zurückgekehrt sind.

Dadurch wird jedes Ereignis aufgezeichnet und kann bei der nächsten Analyse verwendet werden. Das Gedächtnis des Geräts hängt nicht davon ab, ob gerade jemand vor Ort war und das Ergebnis in einem Notizbuch festgehalten hat.

Der Überwachungsumfang sollte dem tatsächlichen Risiko entsprechen

Nicht jeder Transformator benötigt ein ausgefeiltes System mit Gasanalyse, Vibrationen und Teilentladungen.

Ein kleiner Verteilungstransformator, der in einer leicht zugänglichen Halle arbeitet, benötigt möglicherweise nur die Kontrolle von Temperatur, Last und grundlegenden Alarmen. Bei einer größeren Einheit, die eine Produktionslinie versorgt, ist es sinnvoll, den Ölstand, den Kühlzustand und die Trendanalyse hinzuzufügen. Ein Transformator in einem Krankenhaus, einem Rechenzentrum, einem Stahlwerk oder einem großen Umspannwerk kann einen wesentlich breiteren Diagnoseumfang erfordern.

Zu berücksichtigen sind die Leistung des Geräts, sein Alter, seine Betriebshistorie, die Art der Last, die Verfügbarkeit von Reserve, die Lieferzeit eines neuen Transformators, die Umgebungsbedingungen und die Kosten eines Stillstands.

Bei einer Flotte ist ein schrittweises Modell besonders nützlich. Die wichtigsten Geräte erhalten eine umfangreiche Überwachung, die übrigen werden mit einem Basissatz von Parametern beobachtet. Alle Daten fließen jedoch in ein gemeinsames System, sodass die Arbeit der einzelnen Einheiten verglichen und Geräte, die sich anders verhalten als die übrigen, schnell erkannt werden können.

Das Online-Monitoring macht dann Sinn, wenn die Daten zu Maßnahmen führen. Der Bediener sollte wissen, was ein Alarm bedeutet, wer ihn analysiert und welche Schritte zu unternehmen sind. Dann bilden Sensoren, Kommunikation und Software ein praktisches Instandhaltungswerkzeug und nicht nur einen weiteren Tab im System, den niemand ansieht.

Warum reichen die Transformator-Schutzeinrichtungen nicht aus?

Schutzeinrichtungen sind unerlässlich.

Sie schützen den Transformator und die Anlage in Situationen, in denen ein Weiterbetrieb zu einem schweren Schaden führen könnte. Sie reagieren auf bestimmte Störungszustände: Kurzschlüsse, Überlastungen, übermäßige Temperatur, Ölstandsabfall oder andere gefährliche Phänomene.

Ihre Funktion ist interventionistisch.

Die Überwachung liefert ein umfassenderes Bild.

Sie zeichnet die Betriebsbedingungen vor dem Alarm, während des Alarms und nach seinem Auftreten auf. Sie zeigt nicht nur, dass die Temperatur einen bestimmten Wert überschritten hat, sondern auch, ob ähnliche Ereignisse in den letzten Wochen aufgetreten sind. Es kann überprüft werden, bei welcher Last das Problem auftritt, wie schnell die Temperatur steigt und ob das Kühlsystem korrekt reagiert.

Ein Transformator kann über einen längeren Zeitraum unter Bedingungen arbeiten, die kein sofortiges Ansprechen der Schutzeinrichtung auslösen. Regelmäßige Überlastungen, unzureichende Kühlung oder erhöhte Feuchtigkeit können den Isolationszustand allmählich verschlechtern. Das Gerät versorgt weiterhin die Verbraucher, aber seine Sicherheitsmarge wird immer kleiner.

Gerade solche Prozesse sind aus Sicht des Online-Monitorings besonders wichtig. Sie ermöglichen es, auf eine Verhaltensänderung des Geräts zu reagieren, bevor die Situation ein Niveau erreicht, das eine Notabschaltung erfordert.

Wie Temperatur die Transformatorarbeit beeinflusst

Die Temperatur ist einer der am einfachsten zu messenden und nützlichsten diagnostischen Parameter.

Bei einem Öltransformator isoliert das Öl die Wicklungen und leitet die Wärme von ihnen ab. Die im Kern und in den Wicklungen verlorene Energie wandelt sich in Wärme um, die an die Umgebung abgegeben werden muss. Bei höherer Last steigen die Verluste und mit ihnen die Temperatur.

Der Temperaturanstieg bei höherer Last ist ein natürliches Phänomen. Wichtig ist die Art und Weise, wie das Gerät auf die Veränderung der Bedingungen reagiert.

Nehmen wir an, der Transformator arbeitete am Montag bei einer Last von 70 %, und die Öltemperatur stabilisierte sich bei 58 °C. Eine Woche später stieg die Temperatur bei ähnlicher Last auf 66 °C. Das muss noch keinen Defekt bedeuten, ist aber eine Information, die überprüft werden sollte. Die Ursache könnte eine höhere Umgebungstemperatur, eine verschmutzte Kühlung, ein eingeschränkter Ölfluss, ein Problem mit dem Ventilator oder eine Veränderung der Installationsbedingungen sein.

Die Überwachung ermöglicht es, folgende Werte miteinander zu vergleichen:

• die Last,

• die Öltemperatur,

• die Umgebungstemperatur,

• die Dauer der erhöhten Temperatur,

• den Zustand des Kühlsystems,

• die Historie früherer Messungen.

Ein solcher Datensatz ergibt ein viel vollständigeres Bild als ein einzelner Messwert, der bei einem Technikerbesuch aufgenommen wurde.

Eine hohe Temperatur beschleunigt die Isolationsalterung. Jeder Transformator hat bestimmte Betriebsbedingungen, aber ein langfristiger Betrieb bei erhöhter Temperatur kann seine tatsächliche Lebensdauer verkürzen. Daher sollte das System auch die Dauer der Last- und Temperaturbelastung aufzeichnen. Ein kurzzeitiger Lastspitzenwert und ein mehrstündiger Betrieb bei hoher Temperatur haben unterschiedliche Auswirkungen auf das Gerät.

Ist die Überwachung der Wicklungstemperatur wichtiger als die der Öltemperatur?

Beide Messungen sind notwendig, da sie verschiedene Aspekte desselben Prozesses zeigen.

Die Öltemperatur gibt Aufschluss über die thermischen Bedingungen im Behälter. Die Wicklungstemperatur oder die berechnete Temperatur des heißesten Punktes ermöglicht eine bessere Beurteilung der Isolationsbelastung und der lokalen Erwärmung.

Bei vielen Transformatoren wird die Temperatur des heißesten Punktes nicht direkt gemessen. Sie wird auf der Grundlage der Öltemperatur, des Laststroms, der Gerätekennlinie und eines thermischen Modells bestimmt. In umfangreicheren Systemen können zusätzliche Sensoren oder Lösungen für eine genauere Beurteilung des Wicklungszustands eingesetzt werden.

Der heißeste Punkt ist besonders wichtig, da die lokale Temperatur höher sein kann als der an anderer Stelle im Behälter gemessene Wert. In den heißesten Bereichen altert die Isolierung schneller.

Wenn das Überwachungssystem die Öltemperatur, die Last und die Umgebungsbedingungen kennt, kann es beurteilen, ob der aktuelle Betrieb des Geräts innerhalb des erwarteten thermischen Profils liegt. Eine Abweichung von diesem Profil kann auf eine Veränderung der Kühleffizienz, ein mechanisches Problem oder eine ungewöhnliche Lastverteilung hinweisen.

Wie die Last den Transformator beeinflusst

Ein Transformator arbeitet unter Bedingungen, die sich sehr dynamisch ändern können.

In einem Produktionsbetrieb steigt die Last beim Start von Maschinen. In einem automatischen Lager hängt sie von der Intensität der Fördersysteme ab. In einer mit Ladestationen ausgestatteten Einrichtung kann der Stromverbrauch je nach Anzahl der gleichzeitig geladenen Fahrzeuge variieren. Auf einem Photovoltaikpark hängen die Last und der Energiefluss von der Erzeugung der Wechselrichter und der Netzkonfiguration ab.

Die Projektannahmen zum durchschnittlichen Stromverbrauch mögen auf dem Papier vernünftig aussehen, aber der tatsächliche Betrieb kann ein völlig anderes Profil ergeben.

Die Lastüberwachung zeigt:

• wann Spitzen auftreten,

• wie lange sie andauern,

• wie oft sie sich wiederholen,

• ob die Last gleichmäßig zwischen den Phasen verteilt ist,

• wie der Transformator thermisch reagiert,

• ob saisonale Überlastungen auftreten.

Beispielsweise kann ein Transformator eine durchschnittliche Last von 65 % haben, aber täglich zwei Stunden lang bei 105 % arbeiten. Der Tagesdurchschnitt sieht sicher aus, aber die sich wiederholenden Spitzen beeinflussen die Temperatur und die Isolationsalterung.

Ein zusätzlicher Punkt ist die Phasenunsymmetrie. Eine ungleichmäßige Last kann zu einem lokalen Temperaturanstieg und einer Verschlechterung der Betriebsbedingungen führen. Die Überwachung jeder Phase ermöglicht es zu erkennen, dass das Problem einen bestimmten Teil der Anlage betrifft und nicht den gesamten Transformator.

Warum Feuchtigkeit im Transformator so wichtig ist

Feuchtigkeit beeinflusst das Öl, das Isolierpapier und die allgemeine Festigkeit des Isoliersystems.

Sie kann durch Undichtigkeiten, das Atemsystem, beschädigte Dichtungen, unsachgemäß durchgeführte Wartungsarbeiten oder unsachgemäße Transport- und Lagerbedingungen in den Transformator eindringen. Wasser kann auch während des Betriebs innerhalb der Isoliermaterialien entstehen oder wandern.

Die Zelluloseisolierung absorbiert Feuchtigkeit. Ihre Anwesenheit kann die Papierdegradation beschleunigen, die dielektrische Festigkeit des Öls verringern und das Risiko unerwünschter Phänomene bei Überlastung erhöhen. Bei hoher Temperatur und entsprechender Feuchtigkeitskonzentration kann auch das Risiko der Bildung von Gasblasen im Öl bestehen.

Feuchtigkeit verhält sich im Transformator nicht völlig statisch. Ihre Verteilung hängt von der Temperatur, der Last, der Ölart und dem Isolationszustand ab. Wasser kann zwischen Öl und Papier wandern. Das Ergebnis einer zu einem bestimmten Zeitpunkt entnommenen Probe spiegelt nicht immer den vollständigen Zustand des gesamten Isoliersystems wider.

Daher sollte die Feuchtigkeitsüberwachung zusammen mit der Temperatur und der Last analysiert werden. Nur dann kann gesehen werden, ob eine bestimmte Veränderung ein konstanter Trend, eine Reaktion auf eine Änderung der Betriebsbedingungen oder das Ergebnis einer fehlerhaften Messung ist.

CIGRE weist darauf hin, dass bei der Feuchtigkeitsinterpretation unter anderem die Öltemperatur, die Temperatur des heißesten Punktes, die Last, die Kühlungsart und die Art des Atemsystems zu berücksichtigen sind. Ein solcher Ansatz ermöglicht eine bessere Beurteilung der Isolationsalterung und des mit einer Überlastung verbundenen Risikos.

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Wie werden die im Öl gelösten Gase analysiert?

Im Transformatoröl können sich Gase ansammeln, die durch Prozesse im Inneren des Geräts entstehen. Ihre Art, Konzentration und Anstiegsgeschwindigkeit liefern Informationen über potenzielle Probleme.

Die DGA-Analyse umfasst unter anderem Wasserstoff, Methan, Ethan, Ethylen, Acetylen, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid. Bestimmte Gase können mit Ölüberhitzung, Zellulosedegradation, Teilentladungen oder einem Lichtbogen in Verbindung gebracht werden.

Die traditionelle Laboranalyse basiert auf der periodischen Entnahme von Ölproben. Sie ist eine wichtige diagnostische Methode und bildet nach wie vor die Grundlage vieler Transformator-Wartungsverfahren. Das Online-Monitoring ermöglicht es, Veränderungen zwischen den Laboruntersuchungen zu beobachten.

Bei einem großen Transformator, der in einer kritischen Anlage arbeitet, kann die kontinuierliche Gasanalyse von besonderer Bedeutung sein. Ein schneller Anstieg einer bestimmten Komponente kann eine zusätzliche Kontrolle, die Entnahme einer Probe, eine Lastreduzierung oder die Vorbereitung einer geplanten Abschaltung auslösen.

Die DGA erfordert eine fachkundige Interpretation. Es reicht nicht aus, auf eine einzige Zahl zu schauen und eine sofortige Austausch des Geräts zu beschließen. Analysiert werden die Historie, die Veränderungsrate, die Gasverhältnisse, die Laborergebnisse, die Temperatur, die Last und andere Symptome.

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Wie funktioniert ein Transformator-Überwachungssystem?

Ein Überwachungssystem besteht aus mehreren zusammenarbeitenden Ebenen.

Die erste wird von den Sensoren gebildet. Sie erfassen Temperatur, Strom, Spannung, Feuchtigkeit, Ölstand, Gase oder Vibrationen.

Die zweite Ebene ist für die Erfassung und Übertragung der Daten verantwortlich. Ein Kommunikationsmodul oder ein industrielles Gateway kann eine Vorverarbeitung der Messungen durchführen, Störungen filtern, Daten lokal speichern und an ein übergeordnetes System übermitteln. Je nach Infrastruktur kommen unter anderem Ethernet, Modbus TCP, MQTT, das Mobilfunknetz oder eine Integration in ein SCADA-System zum Einsatz.

Die dritte Ebene umfasst die Analyse. Die Software vergleicht die Werte mit den Alarmgrenzen, verfolgt Trends und kann Abweichungen vom typischen Verhalten des jeweiligen Geräts erkennen.

Die vierte Ebene dient der Darstellung und Alarmbearbeitung. Der Bediener kann eine Information in einem Panel, per E-Mail, SMS oder App erhalten. Bei verteilten Anlagen ist die Möglichkeit des Fernzugriffs besonders wichtig.

Den größten Wert hat ein System, das dem Instandhaltungsteam verständliche Informationen liefert. Ein Alarm sollte das Gerät, den Parameter, den Beginn des Problems, die Veränderungsrate und die Dringlichkeitsstufe anzeigen.

1. Sensoren und Messungen

Die erste Ebene des Systems befindet sich direkt am Transformator. Die Sensoren erfassen die wichtigsten Betriebsparameter: Öl- und Wicklungstemperatur, Strom, Spannung, Belastung, Feuchtigkeit, Ölstand, gelöste Gase und Vibrationen. Hier entstehen die Daten, die den tatsächlichen Zustand des Geräts abbilden.

2. Datenerfassung und -übertragung

Die erfassten Messwerte werden an ein Kommunikationsmodul oder ein industrielles Gateway weitergeleitet. Das Gerät kann Störungen vorfiltern, Daten lokal speichern und sie über Ethernet, Modbus TCP, MQTT, Mobilfunk oder ein bestehendes SCADA-System übertragen.

3. Analyse und Interpretation

In der dritten Ebene erhalten die Daten ihre eigentliche Bedeutung. Die Software vergleicht die aktuellen Werte mit den festgelegten Alarmschwellen, analysiert Trends und prüft, ob sich der Transformator ähnlich wie zuvor verhält. Das System kann einen allmählichen Temperaturanstieg, eine ungewöhnliche Belastung oder eine Veränderung von Parametern erkennen, selbst wenn der jeweilige Alarmgrenzwert noch nicht überschritten wurde.

4. Darstellung und Reaktion

Die letzte Ebene stellt dem Bedienpersonal die Informationen bereit. Die Ergebnisse können in einem Dashboard, einer Anwendung oder einem SCADA-System angezeigt oder per E-Mail, SMS beziehungsweise Benachrichtigung versendet werden. Ein gut konfigurierter Alarm nennt den konkreten Transformator, den betroffenen Parameter, den Beginn des Problems, die Änderungsgeschwindigkeit und die Dringlichkeitsstufe. Dadurch weiß das Team, ob eine weitere Beobachtung ausreicht, zusätzliche Diagnostik erforderlich ist oder sofort reagiert werden muss.

Sollte das System nur auf das Überschreiten von Grenzwerten reagieren?

Grenzwerte sind die Grundlage, aber die alleinige Schwellenwertkontrolle kann unzureichend sein.

Das System kann so konfiguriert werden, dass es bei Überschreitung einer bestimmten Temperatur, eines Stroms oder eines Feuchtigkeitsgehalts einen Alarm auslöst. In vielen Fällen ist auch die Überwachung der Veränderungsgeschwindigkeit nützlich.

Wenn die Temperatur innerhalb weniger Minuten um einige Grad gestiegen ist, kann die Bedeutung eines solchen Ereignisses eine andere sein als bei einem Anstieg um denselben Wert über mehrere Stunden. Wenn die Feuchtigkeit über viele Wochen allmählich zunimmt, sollte das System den Trend anzeigen, auch wenn sie noch nicht den Alarmwert erreicht hat.

Drei Informationsebenen sind nützlich:

• ein Informationssignal, das die Veränderung dokumentiert,

• eine Warnung, die eine Analyse erfordert,

• ein kritischer Alarm, der eine schnelle Reaktion erfordert.

Die Alarmeinstellung sollte die Dauer des Wertes, die Hysterese und die Lastabhängigkeit berücksichtigen. Ohne dies kann das System auf jede vorübergehende Veränderung reagieren und eine große Anzahl von Fehlalarmen erzeugen.

Zu viele unwichtige Benachrichtigungen schwächen die Aufmerksamkeit des Teams. Der Bediener muss sicher sein, dass ein Alarm tatsächlich Aufmerksamkeit erfordert.

Macht das Online-Monitoring bei einer gesamten Transformatorflotte Sinn?

Bei einer größeren Anzahl von Geräten ermöglicht das Online-Monitoring die Ordnung einer enormen Menge an Informationen.

Bei einem einzigen Transformator können regelmäßige Kontrollgänge, Öluntersuchungen, Thermografie und Inspektionen eine ausreichende Kontrolle gewährleisten. Bei einem Dutzend oder mehreren Dutzend Einheiten steigt das Risiko, dass das Team eine Veränderung übersieht, die sich zwischen den Besuchen entwickelt.

Die Flotte kann auf Betriebe, Stationen, PV-Parks und Ladepunkte verteilt sein. Jeder Transformator kann eine andere Leistung, ein anderes Alter, eine andere Betriebshistorie und eine andere Bedeutung für den Prozess haben. Ein zentrales System ermöglicht es, die Informationen an einem Ort zu sammeln.

Der Bediener kann den Zustand der gesamten Flotte überprüfen und dann zu einem ausgewählten Standort und einem bestimmten Gerät wechseln. Es ist möglich, Transformatoren ähnlicher Leistung und Konstruktion zu vergleichen. Es ist ersichtlich, welche Geräte die meisten Alarme haben, welche am nächsten an der Lastgrenze arbeiten und wo die Temperatur schneller steigt als bei vergleichbaren Einheiten.

Ein solches System hilft auch, Probleme zu erkennen, die für mehrere Geräte gemeinsam sind. Wenn die Transformatoren am selben Standort ähnliche Temperaturprofile aufweisen, könnte die Ursache in der Belüftungsart, der Umgebungstemperatur oder den Einbaubedingungen liegen. Wenn sich nur eine Einheit anders verhält, ist die Wahrscheinlichkeit größer, dass es sich um ihren individuellen technischen Zustand handelt.

Wie plant man die Überwachung einer Transformatorflotte?

Die Überwachung einer Transformatorflotte beginnt mit einer einfachen Frage: Welche Geräte benötigen wirklich ständige Aufmerksamkeit und welche können unter grundlegender Aufsicht ruhig arbeiten?

Wenn an jeden Transformator alle möglichen Sensoren angeschlossen werden, entsteht eine beeindruckende Datenmenge. Aber was nützt das, wenn der Bediener täglich Hunderte von Diagrammen betrachtet, von denen die meisten nichts verändern? Ein Überwachungssystem soll bei Entscheidungen helfen und dem Instandhaltungsteam keinen digitalen Marathon durch Dashboards bescheren.

Eine gut geplante Flottenüberwachung sollte der Struktur des Infrastrukturmanagements entsprechen. Die für das gesamte Energievermögen verantwortliche Person benötigt ein anderes Bild als der Techniker, der einen bestimmten Transformator analysiert. Der eine blickt auf die gesamte Karte, der andere schaut sich die Details eines bestimmten Geräts an.

Drei Informationsebenen

Auf der höchsten Ebene sollte der Manager die gesamte Flotte schnell und übersichtlich sehen. Wie viele Transformatoren arbeiten ordnungsgemäß? Wo sind aktive Alarme aufgetreten? Welche Standorte erfordern eine Reaktion? Betrifft das Problem ein Gerät oder vielleicht mehrere Transformatoren, die unter ähnlichen Bedingungen arbeiten?

Eine solche Ansicht sollte nicht wie das Cockpit eines Flugzeugs aussehen, das sich auf einen Start zum Mars vorbereitet. Ausreichend ist eine lesbare Karte der Standorte, der Gerätestatus, die Anzahl der Alarme, ihre Dringlichkeitsstufe und die Information, welche Einheiten von ihrem typischen Verhalten abweichen.

Wenn neunundneunzig Transformatoren stabil arbeiten und einer seit einigen Tagen bei ähnlicher Last eine erhöhte Temperatur aufweist, sollte das System diese Information in den Vordergrund rücken. Der Bediener sollte sie nicht unter Hunderten von grünen Kontrollleuchten suchen müssen. Grün ist angenehm, aber in der Menge kann es einen kleinen roten Problemfall wirksam verstecken.

Die zweite Ebene betrifft die konkrete Station, den Betrieb oder den Standort. Hier ist das Zusammenspiel mehrerer Geräte von Bedeutung. Ihre Last, Temperaturen, die Aktivität der Kühlsysteme und die Alarmhistorie können verglichen werden. Eine solche Ansicht hilft zu erkennen, ob sich die Last gleichmäßig verteilt oder ob ein Transformator einen zu großen Teil der Arbeit übernimmt.

Beispiel: Drei Transformatoren in einem Betrieb arbeiten bei ähnlicher Umgebungstemperatur. Zwei halten die Öltemperatur bei 55 °C, der dritte erreicht bei vergleichbarer Last 68 °C. Das ist noch kein technisches Urteil, aber ein sehr guter Grund, die Kühlung, den Luftstrom, die Kühlerverschmutzung, die Sensoranzeige und die tatsächlichen Betriebsbedingungen zu überprüfen.

Auf der dritten Ebene befindet sich der konkrete Transformator. Hier sind Details gefragt: Temperaturdiagramme, Strom- und Lastdaten, Informationen über Ölstand, Feuchtigkeit, Ventilatorbetrieb, Ergebnisse der Öluntersuchungen, Informationen über Inspektionen, gemeldete Störungen und die Historie der durchgeführten Maßnahmen.

Der Techniker sollte nicht nur sehen können, dass ein Alarm aufgetreten ist, sondern auch, wann er begann, wie lange er dauerte und was in der Zwischenzeit mit dem Gerät geschah. Ein Alarm ohne Kontext gleicht der Nachricht: „Etwas stimmt nicht“. Die Historie ermöglicht es bereits, eine konkrete Frage zu stellen: Was genau hat sich verändert und was könnte diese Veränderung verursacht haben?

Zuerst die Kritikalität, dann die Sensoren

Vor der Auswahl des Überwachungsumfangs sollte eine Kritikalitätsanalyse für jeden Transformator durchgeführt werden. Das klingt sehr formell, aber in der Praxis geht es darum festzustellen, wie sehr eine bestimmte Einheit dem Unternehmen das Leben schwer machen kann, wenn sie plötzlich ausfällt.

Versorgt der Transformator eine Halle oder die gesamte Produktionslinie? Würde sein Ausfall den technologischen Prozess, den Serverraum, das Kühlsystem oder die Ladeinfrastruktur zum Stillstand bringen? Gibt es einen Reservetransformator? Wie lange würde die Lieferung eines neuen Geräts dauern? Kann es ohne Umbau des Fundaments und der gesamten Anlage eingebaut werden?

Auch der Standort ist zu berücksichtigen. Ein Transformator in der Nähe eines Betriebs, in dem das Service-Team rund um die Uhr verfügbar ist, befindet sich in einer anderen Situation als ein Gerät, das auf einem entfernten Photovoltaikpark, in schwierigem Gelände oder in einer Station arbeitet, deren Anreise Planung und Abschaltungen erfordert.

Auch die Historie ist von Bedeutung. Wenn das Gerät früher Probleme mit Temperatur, Feuchtigkeit, Undichtigkeiten, dem Stufenschalter oder dem Kühlsystem hatte, sollte es nicht wie ein neuer, seit Jahren stabil arbeitender Transformator behandelt werden.

Hinzu kommen die Kosten eines Stillstands. An einem Ort bedeutet eine einstündige Unterbrechung ein paar Telefonate und eine Verschiebung des Arbeitsplans. An einem anderen kann sie den Produktionsstillstand, den Verlust einer Materialcharge, die Unterbrechung der Energieversorgung oder die Notwendigkeit der Inbetriebnahme einer teuren Ersatzstromversorgung bedeuten.

Nicht jeder Transformator benötigt die gleiche Überwachung

Nach der Kritikalitätsanalyse können die Transformatoren in mehrere Gruppen eingeteilt werden.

Die wichtigsten Einheiten erhalten eine umfangreiche Überwachung. In ihrem Fall kann die Beobachtung der Öltemperatur und des heißesten Punktes, der Last, des Ölstands, der Feuchtigkeit, des Kühlzustands, der Schutzalarme und bei ausreichend großer Leistung auch der gelösten Gase, Vibrationen oder Teilentladungen gerechtfertigt sein.

Die zweite Gruppe umfasst Geräte, die für den Prozess wichtig sind, aber über eine teilweise Reserve oder einen leichteren Servicezugang verfügen. Hier kann eine Überwachung der Temperatur, des Stroms, der Spannung, der Last, der grundlegenden Alarme und der Kühlungsarbeit sinnvoll sein. Wenn die Daten einen besorgniserregenden Trend zeigen, kann die Diagnostik ausgeweitet oder eine zusätzliche Untersuchung geplant werden.

Die dritte Gruppe sind Einheiten mit geringerer Kritikalität, die unter vorhersehbaren Bedingungen arbeiten und für das Personal leicht zugänglich sind. In diesem Fall reicht oft eine Kontrolle der grundlegenden Parameter, ein Alarmregister und eine periodische Trendanalyse aus.

Ein solcher Ansatz vermeidet zwei Extreme. Das erste besteht darin, jeden Transformator mit dem gesamten Diagnosekatalog auszustatten, obwohl niemand die gewonnenen Daten später analysiert. Das zweite reduziert die Überwachung auf eine einzige Kontrollleuchte, die fünf Jahre lang grün leuchtet, bis sie eines Tages zusammen mit dem Transformator erlischt.

Der Vergleich zählt, nicht die Zahl allein

Bei einer Flotte ist die Vergleichbarkeit der Geräte besonders wertvoll. Ein Transformator sollte nicht ausschließlich anhand eines einzigen universellen Grenzwerts beurteilt werden. Es ist sinnvoll zu prüfen, wie er sich im Vergleich zu seiner eigenen Historie und im Vergleich zu ähnlichen Einheiten verhält.

Wenn alle Transformatoren einer Gruppe ähnlich auf einen Anstieg der Umgebungstemperatur reagieren, handelt es sich wahrscheinlich um ein normales Phänomen. Wenn einer von ihnen schneller warm wird als die anderen, sieht die Situation anders aus.

Ähnlich verhält es sich mit Alarmen. Zwei Geräte können fünf Alarme pro Monat haben, aber im einen Fall handelt es sich um kurze Warnungen im Zusammenhang mit einer kurzzeitigen Lastspitze, im anderen um sich wiederholende Signale über Temperaturanstieg und Kühlungsprobleme. Die bloße Anzahl der Alarme reicht nicht aus. Es werden ihr Kontext, ihre Dauer und ihr Zusammenhang mit anderen Parametern benötigt.

Die Überwachung muss mit einer Entscheidung enden

Das beste Überwachungssystem ist nicht das, das die meisten Daten anzeigt. Es ist das System, das bei der Entscheidung hilft, was als nächstes zu tun ist.

Ein Alarm sollte eine bestimmte Dringlichkeitsstufe haben. Bei einem Informationssignal genügt die Aufzeichnung des Ereignisses und die Beobachtung des Trends. Bei einer Warnung kann eine Analyse durch das Instandhaltungsteam oder die Planung einer zusätzlichen Messung erforderlich sein. Ein kritischer Alarm sollte eine klar definierte Prozedur auslösen: Lastreduzierung, Kontrolle vor Ort, Vorbereitung der Abschaltung oder Umschaltung auf Reserve.

Jeder Alarm sollte das konkrete Gerät, den Parameter, den Beginn des Problems, die Veränderungsrate und die Bedingungen, unter denen es auftrat, angeben. Es ist gut, wenn das System auch vorschlägt, welche Maßnahmen zuvor ergriffen wurden und ob eine ähnliche Situation in der Vergangenheit aufgetreten ist.

Die Überwachung einer Transformatorflotte sollte also wie ein gut organisiertes Team funktionieren. Oben zeigt es ein Bild der gesamten Infrastruktur. Darunter ermöglicht es die Analyse einer bestimmten Station. Am Ende führt es den Techniker zu einem Gerät, einem Trend und einer Entscheidung.

Wie führt man die Transformatorüberwachung Schritt für Schritt ein?

Zuerst muss festgelegt werden, welches Problem das System lösen soll. In einem Betrieb steht die Überwachung von Überlastungen im Vordergrund. In einem anderen ist die Fernbeobachtung verteilter Geräte die Priorität. Bei einem großen Netztransformator können gelöste Gase, Feuchtigkeit und die Temperatur des heißesten Punktes wichtig sein.

Dann werden die Sensoren, die Kommunikationsart und der Integrationsumfang mit dem bestehenden Automatisierungssystem ausgewählt. In dieser Phase sollte geprüft werden, welche Signale bereits verfügbar sind und welche eine zusätzliche Instrumentierung erfordern.

Nach der Inbetriebnahme sollte das System Basisdaten sammeln. Einige Wochen normalen Betriebs helfen, das typische Temperatur-, Last- und Kühlungsprofil festzulegen. Erst auf dieser Grundlage können die Alarme richtig eingestellt werden.

Der nächste Schritt ist die Reaktionsprozedur. Jeder Alarm sollte einer verantwortlichen Person und einer bestimmten Vorgehensweise zugeordnet sein. Das Team sollte wissen, wann eine Beobachtung ausreicht, wann eine zusätzliche Untersuchung durchzuführen ist und wann eine Lastreduzierung oder die Vorbereitung einer Abschaltung erforderlich ist.

Ein Überwachungssystem ohne Reaktionsprozedur bleibt nur eine Datenquelle. Sein Wert entsteht dann, wenn die Daten zu einer konkreten Betriebsentscheidung führen.

Ist das Online-Transformator-Monitoring wirtschaftlich sinnvoll?

Die Wirtschaftlichkeit hängt vom Verhältnis zwischen den Einführungskosten und den Ausfallfolgen ab.

Ein Stillstand kann den Produktionsstopp, den Verlust von Verkaufserlösen, Probleme bei der Vertragserfüllung, Kosten für die Anmietung eines Ersatztransformators, Transport-, Service- und Wiederanlaufkosten bedeuten.

Das Monitoring rechtfertigt sich besonders bei Transformatoren, die:

• kritische Prozesse versorgen,

• unter hoher oder wechselnder Last arbeiten,

• sich an schwer zugänglichen Standorten befinden,

• zu einer verteilten Flotte gehören,

• deren Austausch mit einer langen Lieferzeit verbunden ist,

• eine Fehlerhistorie aufweisen,

• ohne Reservegerät sind.

Bei einem kleineren Transformator mit geringer Kritikalität kann eine grundlegende Überwachung von Temperatur, Strom und Alarmen ausreichen. Bei einem großen Gerät in einer Schlüsselstation wird der Diagnoseumfang wesentlich umfangreicher sein.

Die beste Entscheidungsgrundlage ist eine Risikoanalyse. Der Preis des Systems sollte mit dem Wert des geschützten Prozesses und den möglichen Stillstandskosten verglichen werden.

Welche Parameter sollten zuerst überwacht werden?

Für die meisten Anlagen sind die Temperatur, die Last und der Zustand des Kühlsystems ein guter Ausgangspunkt.

Die Temperatur zeigt die thermischen Bedingungen der Transformatorarbeit. Die Last erklärt, woraus diese Bedingungen resultieren. Der Zustand der Ventilatoren, Pumpen und anderer Kühlelemente ermöglicht die Beurteilung, ob das Gerät die Wärme ordnungsgemäß abführt.

Bei Öltransformatoren sollte auch die Überwachung des Ölstands und der Feuchtigkeit in Betracht gezogen werden. Bei Einheiten mit hoher Leistung oder Kritikalität kann der Einsatz einer Online-DGA, der Messung von Teilentladungen und der Vibrationsanalyse gerechtfertigt sein.

Die Auswahl sollte sich aus der Konstruktion des Geräts, der Betriebsweise und den Konsequenzen eines möglichen Ausfalls ergeben. Jede zusätzliche Funktion ist dann sinnvoll, wenn die Daten im Instandhaltungsprozess genutzt werden.

Was ist zu beachten?

Das Online-Transformator-Monitoring ermöglicht die Beobachtung des Geräts während seines tatsächlichen Betriebs. Es zeigt Temperatur, Last, Feuchtigkeit und andere Parameter in Echtzeit, sodass Trends erkannt und auf Veränderungen rechtzeitig reagiert werden kann.

Bei einem einzelnen Transformator hilft das System, die Diagnostik zu ordnen und das Risiko zu verringern, ein Problem zu übersehen. Bei einer gesamten Flotte wird es zu einem Werkzeug für das Energieanlagenmanagement. Es erleichtert den Vergleich von Einheiten, die Festlegung von Prioritäten, die Planung von Inspektionen und die Entscheidungsfindung für den weiteren Betrieb.

Ein Transformator kann über viele Jahre ordnungsgemäß arbeiten, aber sein Zustand ändert sich mit Temperatur, Last, Feuchtigkeit und Umgebungsbedingungen. Je mehr wir über diese Veränderungen wissen, desto leichter ist es, die Wartung zu planen, Stillstände zu begrenzen und das Gerät sicher zu betreiben.

Energeks liefert Öl- und Gießharztransformatoren, die auf die tatsächliche Last, die Arbeitsbedingungen und die Bedeutung der Anlage abgestimmt sind. Bei der Auswahl des Geräts können unter anderem die Anforderungen an Kühlung, Widerstandsfähigkeit gegen Feuchtigkeit und Staub, Brandschutz, Geräuschpegel, verfügbarer Platz und das geplante Überwachungssystem berücksichtigt werden.

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Quellen:

1. CIGRE – Online moisture monitoring of transformers for ageing assessment

2. IEC – The Establishment and Design of Standard for Condition Monitoring in Power Systems

3. Hitachi Energy – TXpert Ready CoreSense M10 online DGA analyzer