In diesem Artikel erklären wir, was Teilentladungen (Partial Discharges – PD) sind, warum sie entstehen, welche Symptome sie hervorrufen können und wie sie gemessen werden. Wir zeigen auch, warum der bloße Wert in Picocoulomb nicht ausreicht, um das Risiko zu beurteilen.

Das Licht funktioniert.

Der Kühlschrank kühlt.

Der Wasserkocher kocht Wasser.

Nichts zündet, nichts raucht, niemand rennt nach einem Feuerlöscher.

Man könnte also annehmen, dass alles in Ordnung ist.

Stellen Sie sich nun vor, dass in einer Steckdose ein sehr kleines, kaum wahrnehmbares Funkeln auftritt. Nicht jedes Mal. Manchmal bei höherer Belastung.

Manchmal dann, wenn es in der Wohnung feucht ist. Manchmal nur für einen Bruchteil einer Sekunde.

Würden Sie dann immer noch davon ausgehen, dass es kein Problem gibt?

Wahrscheinlich nicht.

Bei einem Transformator können Teilentladungen (PD) eine ähnliche Rolle spielen. Sie sind klein, kurzlebig und bei einer Standardkontrolle oft unsichtbar.

Sie verursachen nicht sofort einen spektakulären Durchschlag oder eine sofortige Abschaltung des Geräts.

Stattdessen schwächen sie die Isolierung allmählich.

Ein bisschen wie eine Undichtigkeit im Dach. Ein einziger Tropfen wird das Gebäude nicht zerstören. Wenn es jedoch tagtäglich, über viele Monate hinweg, tropft, beginnt die Konstruktion durchzuweichen. Es entsteht Feuchtigkeit, Schimmel, Materialschäden und eine immer größere Rechnung für die Sanierung.

Bei Teilentladungen ist es ähnlich. Ein einzelner Impuls muss keine Katastrophe bedeuten. Sich wiederholende Impulse können jedoch darauf hinweisen, dass im Inneren des Transformators ein kleiner, unsichtbarer Degradationsmechanismus am Werk ist.

Und genau deshalb lohnt es sich, PD zu erkennen, solange der Transformator noch in Betrieb ist.

Dieses Material richtet sich an Personen, die für die Instandhaltung von Transformatoren, Transformatorstationen, Schaltanlagen und Industrieanlagen verantwortlich sind. Es ist auch für Planer, Investoren und alle, die besser verstehen möchten, was in der Isolierung von Hoch- und Mittelspannungsgeräten vor sich geht, von Nutzen.

Nach der Lektüre wird es leichter fallen, die folgenden Fragen zu beantworten:

Bedeutet jedes PD einen Defekt?

Welche Symptome sollten Alarm schlagen?

Was ist der Unterschied zwischen einer Offline-Messung und einem Online-Monitoring?

Warum ersetzt eine Ölanalyse die PD-Messung nicht?

Wie unterscheidet man eine echte Teilentladung von einer Störung?

Was tun, wenn die Ergebnisse sich verschlechtern?

Lesezeit: etwa 9 Minuten.

Teilentladung – ein kleiner Funke mit großem Potenzial

Ein Transformator arbeitet durch den kontrollierten Energiefluss zwischen den Wicklungen. Die Isolierung trennt die unter unterschiedlichen Potenzialen stehenden Teile und sorgt dafür, dass der Strom dorthin fließt, wo er soll.

Unter idealen Bedingungen verteilt sich das elektrische Feld gleichmäßig. Die Isolierung behält ihre Eigenschaften, und das Gerät arbeitet ohne unerwünschte Phänomene.

Die Realität ist weniger elegant.

Im Isolationsmaterial können sich kleine Gasbläschen befinden. Es können Schichtablösungen, Mikrorisse, Verunreinigungen oder Stellen mit ungeeigneter Geometrie entstehen. Manchmal ist das Problem auf Alterung, Feuchtigkeit, mechanische Spannungen oder ungünstige Betriebsbedingungen zurückzuführen.

An einer solchen Stelle kann die elektrische Feldstärke lokal zu hoch werden. Es kommt dann zu einer kurzen Entladung.

Diese erfasst nicht den gesamten Weg zwischen den Elektroden. Deshalb sprechen wir von einer unvollständigen oder Teilentladung.

Das ist ein bisschen wie ein Funke, der in einem defekten Ladegerät überspringt. Es kommt noch nicht zum vollständigen Kurzschluss, aber das Material erhält bereits das Signal, dass seine besten Jahre allmählich zu Ende gehen könnten.

Im Transformator dauert eine einzelne Entladung sehr kurz. Das Problem ist die Häufigkeit des Auftretens und der Ort, an dem das Phänomen auftritt. Wenn die Impulse in einem Bereich der kritischen Isolierung auftreten, können sie das Material allmählich zerstören und Pfade schaffen, auf denen sich später weitere Entladungen leichter ausbreiten.

Wo können in einem Transformator Teilentladungen auftreten?

Teilentladungen brauchen kein großes Loch oder einen sichtbaren Schaden.

Manchmal reicht ein mikroskopisch kleiner Raum, in dem die lokalen elektrischen Bedingungen von denen im übrigen Isolationsmaterial abweichen.

Ein typischer Ort sind Gasbläschen in der festen Isolierung.

Gas hat eine geringere elektrische Festigkeit als gut ausgeführte Papier-, Harz- oder Ölisolierung. In einem kleinen Hohlraum kann daher eine Entladung entstehen, obwohl die gesamte Isolationsstruktur äußerlich noch einwandfrei erscheint.

Man kann dies mit einem Bürgersteig vergleichen.

Der größte Teil seiner Oberfläche ist stabil, aber unter einem Abschnitt hat sich ein kleiner Hohlraum gebildet. Ein Passant mag es nicht bemerken. Ein Auto wird ebenfalls ohne Probleme darüberfahren. Jede weitere Belastung wird den Schaden jedoch vertiefen.

Ein Problem kann auch an scharfen Kanten, unsachgemäß ausgeführten Verbindungen und Stellen auftreten, an denen sich das elektrische Feld stärker konzentriert als vorgesehen.

Bei der Konstruktion von Hochspannungsanlagen hat die Geometrie eine enorme Bedeutung.

Ein spitzes, leitendes Element kann ähnlich wie die Spitze einer Stecknadel unter Druck wirken. Die Kraft verteilt sich nicht gleichmäßig. Sie konzentriert sich auf eine sehr kleine Fläche.

Im elektrischen Feld bedeutet dies eine lokale Erhöhung der Spannungsbeanspruchung.

Teilentladungen können auch mit Schichtablösungen zusammenhängen.

Wenn sich zwischen den Isolationselementen ein Spalt bildet, verändert sich die Art der Feldverteilung. Das Material arbeitet nicht mehr als eine einheitliche Barriere.

Mit der Zeit kann eine Stelle entstehen, an der die PD-Aktivität bei jedem Spannungszyklus wiederkehrt.

Auch Feuchtigkeit hat hier viel zu sagen. Papierisolierung verliert unter Feuchtigkeitseinfluss einen Teil ihrer Eigenschaften, und Alterungsprozesse können sich beschleunigen.

In Öltransformatoren wandert die Feuchtigkeit in Abhängigkeit von Temperatur und Betriebsbedingungen zwischen Öl und fester Isolierung.

Daher verhält sich ein Transformator nicht unter allen Bedingungen gleich.

Derselbe Transformator kann bei niedriger Temperatur eine andere Aktivität zeigen als bei hoher Last und wieder eine andere nach längerem Betrieb in einer feuchten Umgebung.

Warum bleiben PD lange unbemerkt?

Teilentladungen haben eine besonders unangenehme Eigenschaft: Sie können sich ohne spektakuläre Symptome entwickeln.

Der Transformator kann weiterhin Energie übertragen.

Die Spannungen können innerhalb der zulässigen Grenzen liegen. Die Temperatur kann normal erscheinen. Die Schutzsysteme müssen nicht reagieren.

Das ist ein bisschen wie bei einem Auto, das sehr langsam Luft aus einem Reifen verliert.

Tage lang bemerkt der Fahrer nichts. Das Auto fährt. Das Lenkrad funktioniert. Das Radio spielt. Erst nach einiger Zeit erscheint die Meldung, dass etwas nicht stimmt.

Im Falle eines Transformators kann das erste Signal eine Veränderung der Ölanalyse-Ergebnisse, ein Anstieg der vom Überwachungssystem registrierten Impulszahl oder das Auftreten eines ungewöhnlichen Musters im phasenaufgelösten Messbild sein.

Manchmal sind charakteristische Geräusche, lokale Vibrationen oder Veränderungen der Parameter von Hilfseinrichtungen zu beobachten. Dies sind jedoch nicht immer vorhandene Symptome. Das Fehlen von hörbarem Lärm bedeutet nicht das Fehlen von PD.

Der Mensch hört einen Teil des Frequenzspektrums. Messgeräte können Phänomene erfassen, die Nanosekunden dauern. Das ist ein bisschen so, als würde man versuchen, die Arbeit eines Servers zu beurteilen, indem man hört, ob der Computer den richtigen Ton von sich gibt. Wenn nichts zu hören ist, bedeutet das noch lange nicht, dass alles perfekt funktioniert.

Am wertvollsten sind daher nicht einzelne Beobachtungen, sondern über die Zeit gesammelte Daten.

Wenn das Messergebnis stabil bleibt, ist die Situation möglicherweise weniger besorgniserregend als bei einem Gerät, bei dem die Aktivität allmählich zunimmt. Der Trend zeigt die Richtung. Eine einzelne Zahl zeigt nur den Moment.

DGA-Analyse – was man aus dem Öl erfahren kann

Bei Öltransformatoren ist die Analyse der gelösten Gase (Dissolved Gas Analysis – DGA) ein wichtiges Diagnosewerkzeug.

Bei einigen Prozessen im Inneren des Transformators entstehen Gase. Ihre Art und ihre Anteile können Informationen über mögliche Überhitzung, Lichtbögen, Isolationsalterung oder Entladungsaktivität liefern.

Das Öl kann in diesem Fall als eine Art Chronik des Geräts betrachtet werden.

Es beschreibt nicht jedes Ereignis minutiös, bewahrt aber Spuren von Prozessen, die im Inneren des Kessels stattgefunden haben.

Die DGA ist sehr nützlich, sollte aber nicht als direkter Ersatz für eine PD-Messung betrachtet werden.

Die Ölanalyse kann darauf hindeuten, dass im Transformator ein elektrisches Phänomen auftritt.

Sie zeigt jedoch nicht immer dessen genaue Position. Sie sagt auch nicht alles über die Impulsfrequenz, deren phasenaufgelöste Verteilung oder darüber aus, ob sich die Quelle an der Durchführung, der Wicklung, einer Verbindung oder einem anderen Teil der Isolierung befindet.

Die besten Ergebnisse liefert die Kombination von Daten. Wenn die DGA auf elektrische Aktivität hinweist und die PD-Messung ein wiederkehrendes Impulsmuster zeigt, wird die Diagnose zuverlässiger. Wenn zusätzlich eine akustische oder UHF-Methode einen bestimmten Bereich anzeigt, können die weiteren Maßnahmen präziser geplant werden.

Eine einzelne Untersuchung ist ein Hinweis. Mehrere übereinstimmende Untersuchungen beginnen, eine Geschichte zu erzählen.

Wie werden Teilentladungen gemessen?

Die Grundlage klassischer Messungen ist die elektrische Methode, die in der Norm IEC 60270 beschrieben wird. Die aktuelle Norm IEC 60270:2025 befasst sich mit der ladungsbezogenen Messung von Teilentladungen bei Wechselspannungen bis 500 Hz sowie bei Gleichspannung. Sie beschreibt unter anderem Messgrößen, Prüfanordnungen, die Kalibrierung und Methoden zur Unterscheidung von Entladungen und externen Störungen.

Einer der am häufigsten verwendeten Parameter ist die sogenannte scheinbare Ladung, ausgedrückt in Picocoulomb, also pC.

An dieser Stelle ist Vorsicht geboten. Die scheinbare Ladung ist keine einfache Messung der gesamten Prozessenergie. Sie ist ein Wert, der auf der Grundlage des Ansprechens eines bestimmten Messsystems auf den Entladungsimpuls bestimmt wird.

Man kann dies mit einer Lärmmessung in einem Gebäude vergleichen. Ein Mikrofon, das an einer Wand angebracht ist, registriert einen anderen Wert als ein Mikrofon, das direkt neben der Schallquelle platziert ist. Wenn zusätzlich die Raumakustik verändert wird, werden auch die Ergebnisse unterschiedlich sein.

Ähnlich funktioniert die PD-Messung. Das Ergebnis wird beeinflusst durch die Konstruktion des Transformators, die Entfernung zur Quelle, die Art der Geräteanschaltung, die Abschirmung, die Impedanz des Systems und den Störpegel.

Wichtig ist auch das PRPD-Diagramm (Phase Resolved Partial Discharge), also die Darstellung der Impulse in Bezug auf die Spannungsphase. Es ermöglicht die Analyse, in welchen Teilen des Spannungszyklus die Entladungen auftreten.

Ein solches Bild kann helfen, den Typ des Phänomens zu erkennen. Innere Entladungen, Oberflächenentladungen, Koronaentladungen und externe Störungen erzeugen oft unterschiedliche Muster.

Man sollte das PRPD-Diagramm jedoch nicht wie einen Automaten behandeln, der nach einem einzigen Blick ein Urteil fällt. Die Interpretation erfordert den Vergleich mit anderen Parametern und die Kenntnis des spezifischen Geräts.

Offline-Messung und Online-Monitoring – Untersuchung und Live-Überwachung

Eine Offline-Messung wird nach dem Abschalten des Transformators durchgeführt. Das Gerät ist vom Netz getrennt, und die Messbedingungen können kontrolliert werden.

Dies ähnelt einer Inspektion des Autos in der Werkstatt. Der Mechaniker kann das Fahrzeug anheben, die Teile von unten prüfen, die Messgeräte anschließen und den Test unter Bedingungen durchführen, bei denen viele Variablen kontrolliert werden können.

Bei einer Offline-Messung kann die Spannung schrittweise erhöht, die Einsetzspannung (Inception Voltage) der PD bestimmt, die Entladungsintensität beobachtet und die Spannung, bei der die Aktivität erlischt, überprüft werden.

Eine solche Untersuchung liefert wertvolle Informationen, insbesondere nach der Herstellung des Transformators, nach einer Reparatur oder vor der Inbetriebnahme des Geräts.

Sie hat jedoch eine Einschränkung. Der Transformator arbeitet dann nicht in seiner täglichen Umgebung. Es liegt keine tatsächliche Last an, die Netzstörungen können anders sein, und Temperatur und Betriebsbedingungen unterscheiden sich von denen im regulären Betrieb.

Das Online-Monitoring ermöglicht es, den Transformator während des normalen Betriebs zu beobachten. Sensoren können hochfrequente Impulse, Signale in den Erdungsleitungen oder elektromagnetische Wellen erfassen.

Dies ähnelt der Beobachtung eines Autos während der täglichen Fahrt. Man kann sehen, wie es sich beim Beschleunigen, unter Last, im Stau und auf langen Strecken verhält. Die Werkstattuntersuchung ist wichtig, aber der tägliche Betrieb offenbart manchmal Dinge, die auf dem Prüfstand nicht sichtbar sind.

Das Online-Monitoring ermöglicht die Erfassung von Aktivitätsänderungen während Lastanstiegen, Schaltvorgängen, Temperaturschwankungen und Störungen im System.

Seine Herausforderung ist das Messrauschen. In der Nähe des Transformators arbeiten Schaltanlagen, Wechselrichter, Wandler, Automatisierungssysteme und andere Geräte. Jedes kann PD-ähnliche Signale erzeugen.

Daher sollte ein Online-System nicht nur die Amplitude analysieren, sondern auch den Zeitpunkt des Impulses, die Wiederholbarkeit, die Phasenabhängigkeit, die Unterschiede zwischen den Sensoren und die Richtung der Veränderungen.

UHF-, akustische und HFCT-Messungen

Die klassische elektrische Messung zeigt an, dass eine bestimmte Aktivität im System vorhanden ist. In vielen Fällen müssen wir jedoch wissen, wo sich die Quelle genau befindet.

Eine Methode, die bei der Lokalisierung hilft, ist UHF. Teilentladungen erzeugen elektromagnetische Impulse hoher Frequenz. Geeignete Sensoren können diese Impulse an verschiedenen Punkten des Transformators erfassen.

Wenn das Signal die Sensoren zu unterschiedlichen Zeiten erreicht, kann die Position der Quelle abgeschätzt werden. Das ist ein bisschen wie die Bestimmung des Ortes eines Feuerwerks anhand der Differenz zwischen dem Zeitpunkt, an dem wir den Blitz sehen, und dem Zeitpunkt, an dem der Knall uns erreicht. Im Transformator geschieht alles viel schneller, aber das Prinzip des Zeitvergleichs bleibt ähnlich.

Eine weitere Methode sind akustische Messungen. Eine Teilentladung kann eine mechanische Welle erzeugen, die sich durch das Öl und die Konstruktion des Transformators ausbreitet. Auf dem Kessel angebrachte Sensoren registrieren die Signale, und ihr Vergleich hilft, den Aktivitätsbereich zu identifizieren.

Hier kann man das Beispiel des Klopfens an eine Wand verwenden. Wenn jemand von einer Seite des Gebäudes klopft, ist das Geräusch in der Nähe der Quelle lauter und in der Ferne leiser. Der Transformator ist natürlich ein weitaus komplexeres Objekt als eine Zimmerwand, da die Signale von Konstruktionselementen reflektiert und auf dem Weg gedämpft werden können.

Es werden auch HFCT-Sensoren (High Frequency Current Transformer) eingesetzt, die auf Erdungsleitungen montiert werden. Sie registrieren hochfrequente Impulse im Zusammenhang mit der Entladungsaktivität.

Die CIGRE weist darauf hin, dass sich konventionelle und unkonventionelle Methoden ergänzen können.

Eine Methode kann das Signal erfassen, eine andere seinen Charakter bestätigen, und eine dritte kann bei der Bestimmung der Position helfen.

Bedeutet ein hoher PD-Wert immer eine ernsthafte Gefahr?

Das ist eine der am häufigsten gestellten Fragen und gleichzeitig eine, die sich nur schwer mit einem einzigen Satz beantworten lässt.

Teilentladungen werden im Kontext beurteilt. Der Wert in Picocoulomb ist wichtig, aber er sagt nicht alles aus.

Von Bedeutung sind die Konstruktion des Transformators, die Art der Isolierung, die Nennspannung, der Ort der Entladungen und das Verhalten des Signals bei Spannungsänderungen.

Stellen Sie sich die Körpertemperatur vor. Ein Ergebnis von 38 Grad kann bei einem Erwachsenen nach körperlicher Anstrengung etwas anderes bedeuten als bei einem Kind und wieder etwas anderes in Verbindung mit anderen Symptomen. Die Zahl selbst ist wichtig, aber ohne Kontext bleibt sie unvollständig.

Ähnlich verhält es sich mit PD.

Ein Transformator mit einem moderaten, stabilen Aktivitätsniveau kann eine Beobachtung und weitere Untersuchungen erfordern. Ein Transformator mit einem niedrigeren Niveau, das sich jedoch innerhalb weniger Monate deutlich verschlechtert, kann eine größere diagnostische Herausforderung darstellen.

Besorgniserregend sollten Situationen sein, in denen die Aktivität zunimmt, ein neues Phasenmuster auftritt, sich die Position des Signals ändert oder die PD-Ergebnisse mit ungünstigen Veränderungen in der Ölanalyse übereinstimmen.

Man sollte auch bedenken, dass nicht jeder Impuls eine echte interne Entladung ist. Die Signalquelle kann eine externe Störung, eine unsachgemäße Erdung, ein loses Teil, der Betrieb benachbarter Geräte oder ein Messkonfigurationsfehler sein.

Daher sollte die Interpretation des Ergebnisses der Arbeit eines guten Detektivs ähneln. Eine Spur ist interessant. Mehrere Spuren, die zum selben Ort führen, beginnen, einen Beweis zu ergeben.

Wie zerstört PD die Isolierung?

Eine Teilentladung ist kurz, aber sie kann aggressiv sein.

Sich wiederholende Impulse verursachen lokale thermische, chemische und mechanische Einwirkungen. In der Isolierung entstehen Mikroschäden, Zersetzungsprodukte und Bereiche mit geringerer Festigkeit.

Der Prozess kann mit einem Riss in der Windschutzscheibe eines Autos verglichen werden. Anfangs ist er klein und behindert die Fahrt nicht. Wenn das Auto jedoch regelmäßig über unebene Straßen fährt, kann sich der Riss verlängern und verzweigen.

In der Isolierung spielen Spannungszyklen, Temperatur, Vibrationen und elektromagnetische Kräfte eine ähnliche Rolle.

Irgendwann entstehen Pfade, auf denen sich weitere Entladungen leichter ausbreiten können. Der Schaden kann einen immer größeren Bereich umfassen, bis es schließlich zum Durchschlag kommt.

In Öltransformatoren können Entladungen zur Zersetzung des Öls und zur Gasbildung führen. In der Papierisolierung kann sich ein Alterungsprozess entwickeln, der ihre mechanische und elektrische Festigkeit beeinträchtigt.

Das Wichtigste ist, dass ein Defekt oft nicht an dem Tag beginnt, an dem das Schutzsystem anspricht. Das Schutzsystem mag das letzte Kapitel einer Geschichte sein, die viele Monate zuvor mit kleinen, ignorierten Impulsen begann.

Was tun nach dem Erkennen von PD-Aktivität?

Der erste Schritt ist die Bestätigung des Ergebnisses. Die Messung sollte wiederholt oder durch eine andere Methode ergänzt werden, insbesondere wenn der Störpegel hoch war.

Anschließend sollte das Ergebnis mit früheren Messungen verglichen werden. Wenn die Historie des Geräts nicht verfügbar ist, sollte die erste Messung als Referenzpunkt für zukünftige Untersuchungen betrachtet werden.

Der nächste Schritt ist die Bestimmung des Charakters und der Position der Aktivität. Je nach Situation können eine UHF-Messung, eine akustische Methode, HFCT, eine zusätzliche DGA-Analyse oder eine spezialisierte Offline-Untersuchung eingesetzt werden.

Erst dann können Betriebsentscheidungen getroffen werden.

Manchmal reicht eine Erhöhung der Messhäufigkeit aus. In anderen Fällen kann eine Lastreduzierung, die Planung einer Inspektion, die Überprüfung der Durchführungen, die Analyse des Erdungssystems oder die Vorbereitung einer Reparatur erforderlich sein.

Wenn sich die Quelle in einem kritischen Isolationsbereich befindet und eine zunehmende Aktivität aufweist, erfordert der weitere Betrieb des Transformators eine besonders sorgfältige Bewertung.

Es lohnt sich nicht, auf Rauch, Brandgeruch oder einen spektakulären Lichtbogen zu warten. Dann wird aus der Diagnostik eine Schadensanalyse, und die Planungsmöglichkeiten sind viel geringer.

Diagnostik und Praxis

Teilentladungen erinnern daran, dass der Zustand eines Transformators besser beurteilt werden sollte, bevor das Problem zu einem Defekt wird. Ein einzelner Impuls bedeutet nicht immer eine sofortige Abschaltung des Geräts. Er verdient jedoch immer Aufmerksamkeit, insbesondere wenn sein Pegel steigt, sich der Signalcharakter ändert oder das Ergebnis eine Bestätigung in der Ölanalyse und anderen diagnostischen Untersuchungen findet.

Die richtige Entscheidung erfordert Kontext, Messhistorie und Kenntnis des spezifischen Geräts. Von Bedeutung sind der PD-Pegel, sein Trend, die Phasenabhängigkeit, die Position und der Einfluss der Betriebsbedingungen.

Der Transformator kann weiterhin funktionieren und gleichzeitig Warnsignale senden.

So wie ein Auto trotz langsam entweichender Luft aus dem Reifen weiterfahren kann.

So wie ein Dach gut aussehen kann, obwohl es an einer Stelle beginnt, Wasser durchzulassen.

Eine professionelle Diagnostik ermöglicht es, früher zu reagieren und die nächsten Schritte mit größerer Gelassenheit zu planen.

Genau hier beginnt der Wert einer guten Partnerschaft.

Wenn Sie eine neue Transformatorstation planen, eine bestehende Infrastruktur modernisieren oder eine Investition mit Photovoltaik, Energiespeicher oder Elektromobilität vorbereiten, lohnt es sich, das Gespräch mit den technischen Parametern und den tatsächlichen Anforderungen des Projekts zu beginnen.

Prüfen Sie die verfügbaren Mittelspannungstransformatoren.

Die Verfügbarkeit des Geräts kann den Weg von der Investitionsentscheidung bis zur Inbetriebnahme verkürzen.

Sehen Sie, welche Trafos wir ab Lager verfügbar haben.

Ein guter Transformator sollte kein zufälliges Element einer Bestellung sein.

Er sollte zum gesamten System, seiner Last, seiner Betriebsweise und seiner geplanten Entwicklung passen.

Denn in der Energietechnik ist der wertvollste Alarm derjenige, der früh genug kommt, um eine ruhige Reaktion planen zu können.

Und die beste Zusammenarbeit beginnt noch früher – bei der richtigen Auswahl des Geräts.

Quellen:

IEC 60270:2025, High voltage test techniques, Charge based measurement of partial discharges

CIGRE, Guidelines for partial discharge detection using conventional and unconventional methods

IEEE Guide for the Electrical Measurement of Partial Discharges in High Voltage Bushings and Instrument Transformers