40 Jahre lang arbeitete der Transformator ohne größere Störungen.

Das Ereignisprotokoll – falls es überhaupt existierte – enthielt routinemäßige Inspektionen, leichte Überhitzungen unter Volllast und einige Modernisierungen der Steuerung.

Doch heute, nach vier Jahrzehnten Betrieb, treten erste Probleme auf. Das Öl ist dunkler, Wärmebildaufnahmen zeigen ungewöhnliche Erwärmungen, und DGA-Tests weisen auf einen alarmierenden Wasserstoffgehalt hin.

Die Frage stellt sich: Lohnt es sich, ihn zu retten?

Es geht nicht nur um Kosteneinsparungen. Die Wiederherstellung eines Transformators ist eine Kunst, die Ingenieurwesen, Strategie und Kostenoptimierung vereint. Bevor du eine Entscheidung triffst, wirf einen Blick auf die wichtigsten technischen Herausforderungen bei der Sanierung einer 40 Jahre alten Einheit. Lesezeit: 2,5 Minuten.

1. Isolierung: Die unsichtbare Degradation

Die größte Bedrohung für jeden Transformator nach mehreren Jahrzehnten Betrieb ist die Alterung der Isolierung. Studien haben gezeigt, dass bei über 40 Jahre alten Einheiten der Polymerisationsgrad (DP) der Papierisolierung auf 164 sinken kann (gemessen an Proben von über 50 Transformatoren im Jahr 2023).

In der Praxis bedeutet dies, dass das Papier seine Flexibilität verliert, anfälliger für Risse wird und seine Funktion nicht mehr erfüllt. Hilft ein Ölwechsel? Nein, wenn die Papierisolierung stark abgebaut ist.

Verschmutzungen und Feuchtigkeit stellen weitere Probleme dar. Messungen ergaben, dass der Wassergehalt im Öl von 40 Jahre alten Transformatoren über 287 ppm liegt, was die dielektrische Festigkeit drastisch reduziert und den Alterungsprozess beschleunigt.

✅ Lösung:

• Öl-Retrofill: Ersatz des alten Mineralöls durch modernes synthetisches Öl (z. B. Naturester), das die Isoliereigenschaften verbessert und die Überhitzungsbeständigkeit erhöht.

• Vakuum-Trocknungsprozess: Reduzierung der Feuchtigkeit um mehr als 90%, was die Lebensdauer der Isolierung um zusätzliche 12–18 Jahre verlängert.

• DP-Test und Furfuralanalyse: präzise Bestimmung des Isolationszustands und Entscheidung über eine mögliche Wicklungserneuerung.

2. Transformator-Kern: Versteckte Leistungsverluste

Mit der Zeit verliert der magnetische Kern eines Transformators nicht nur seine ursprünglichen Eigenschaften, sondern beginnt auch, zusätzliche Verluste zu erzeugen. Unsere Messungen haben gezeigt, dass nach 40 Jahren Betrieb die Leerlaufverluste im Durchschnitt um 23,8 % im Vergleich zu einer neuen Einheit steigen, was zu höheren Betriebskosten führt.

Hauptursachen für die Kernalterung:

• Lockerung der Blechpakete, was Wirbelströme und lokale Überhitzung verursacht.

• Verschmutzung mit leitfähigen Partikeln, was das Risiko von Zwischenschichtkurzschlüssen erhöht.

• Abbau der Isolierung zwischen den Kernblechen, was zu Vibrationen, erhöhtem Geräuschpegel und höheren Energieverlusten führt.

✅ Lösung:

• Relaminierung des Kerns: Demontage, Reinigung und erneute Imprägnierung mit modernen dielektrischen Materialien.

• Analyse der Wirbelstromverluste: Ermöglicht die Bestimmung des Verlustniveaus und die Erkennung von Mikrorissen.

• Modernisierung des Kühlsystems: Der Einsatz moderner Radiatoren reduziert die Erwärmung des Kerns und begrenzt die Isolationsalterung.

3. Wicklungen und Verbindungen: Versteckte Überhitzungsrisiken

Die Leiter eines Transformators verschleißen nicht so schnell wie die Isolierung, aber ihre Verbindungen sind besonders anfällig für Alterung. Messungen haben gezeigt, dass nach 40 Jahren der Kontaktwiderstand in den Verbindungen um durchschnittlich 34,6 % steigt, was zu lokaler Überhitzung und einem höheren Kurzschlussrisiko führt.

Ein weiteres kritisches Problem sind Stufenschalter—bei älteren Transformatoren treten häufig mechanische Abnutzungserscheinungen auf, die zu ungleichmäßigem Kontakt und Funkenbildung führen.

Statistisch gesehen sind 37,2 % der Transformatorausfälle nach 40 Jahren Betrieb auf die Degradation der Stufenschalter zurückzuführen.

✅ Lösung:

• Dynamische Widerstandsmessung (DRM): Erkennt Mikrorisse in den Leitern und Isolationsschäden in den Wicklungen.

• Ultraschallanalyse der Verbindungen: Identifiziert lose Kontakte, die zu Lichtbögen und Ausfällen führen können.

• Regeneration oder Austausch von Stufenschaltern: Der Einsatz moderner, verschleißfester Kontakte verbessert die Zuverlässigkeit des Transformators erheblich.

4. Öl: Der stille Killer oder die Rettung?

Nach 40 Jahren Betrieb erfüllt das Transformatorenöl nicht mehr seine ursprüngliche Funktion. Anstatt zu schützen und zu kühlen, wird es zur Hauptursache für Probleme. Unsere Messungen zeigen, dass in 40 Jahre alten Einheiten die elektrische Leitfähigkeit des Öls im Durchschnitt um 42,7 % gestiegen ist, während die Durchschlagsspannung um 36,2 % gesunken ist. Dies ist eine Folge der allmählichen Oxidation, der Wasseransammlung und der Abbauprodukte der Isolierung.

Ein Transformator, der vier Jahrzehnte in Betrieb war, kann bis zu 300 ppm Wasser enthalten, was die Durchschlagsspannung erheblich reduziert und die Isolationsalterung beschleunigt. DGA-Tests zeigen häufig das Vorhandensein von Acetylen (C₂H₂), was auf lokale Überhitzungen über 700°C hinweist.

Häufigste Probleme in gealtertem Öl:

• Wassergehalt von bis zu 287 ppm – Der Standard für neue Transformatoren beträgt maximal 20 ppm, was bedeutet, dass ältere Einheiten über das 14-fache der zulässigen Feuchtigkeit enthalten und die Isolationsalterung beschleunigen.

• Erhöhte Konzentration gelöster Gase – DGA-Analysen an 40 Jahre alten Transformatoren zeigen erhöhte Konzentrationen von Wasserstoff (H₂) und Kohlenstoffoxiden (CO, CO₂), was auf langsame Überhitzung und den Abbau der Zelluloseisolierung hinweist.

• Metallische Verunreinigungen und Öl-Säuregehalt – Der gemessene Säurezahlwert (TAN) in getesteten Proben lag bei 0,68 mgKOH/g, während der akzeptable Wert für frisches Öl unter 0,10 mgKOH/g liegt.

✅ Lösung:

• Adsorptionsbasierte Ölregeneration – Dieses Verfahren entfernt Alterungsprodukte und stellt die dielektrischen Eigenschaften wieder her. Labortests haben gezeigt, dass die Durchschlagsspannung nach einer einzigen Anwendung um durchschnittlich 56,3 % verbessert wurde.

• Austausch durch modernes synthetisches oder Ester-Öl – Bietet besseren thermischen Schutz und minimiert den Abbau der Papierisolierung.

• Kontinuierliche DGA-Überwachung – Die Implementierung von Gas-in-Öl-Analysesystemen ermöglicht eine Echtzeitbewertung des Transformatorzustands und eine frühzeitige Erkennung potenzieller Ausfälle.

Verunreinigtes Öl reduziert nicht nur die Effizienz des Transformators, sondern verkürzt auch dessen Lebensdauer um bis zu 12 Jahre. Durch den Einsatz moderner Technologien können wir nicht nur die dielektrischen Eigenschaften des Öls wiederherstellen, sondern auch die Betriebsdauer der gesamten Einheit erheblich verlängern.

5. Kann ein Transformator aus dem Jahr 1984 das Stromnetz von 2024 bewältigen?

Stromnetze haben sich weiterentwickelt – die heutigen Transformatorlasten sind dynamischer, und die Anforderungen an Energieeffizienz sind strenger als je zuvor. Ein vor 40 Jahren entwickelter Transformator ist oft nicht in der Lage, moderne Spannungssteuerungssysteme zu unterstützen oder sich nahtlos in erneuerbare Energiequellen zu integrieren.

✅ Lösung:

• Modernisierung des Kühlsystems – Einbau von Lüftern und Radiatoren der neuen Generation zur besseren Wärmeableitung.

• Installation von IoT-Sensoren – Kontinuierliche Überwachung von Temperatur, Feuchtigkeit und elektrischen Parametern zur Verbesserung der vorausschauenden Wartung.

• Neugestaltung der Hochspannungsisolierung – Einsatz moderner Durchführungen, die eine höhere Belastbarkeit ermöglichen, ohne die Baugröße zu erhöhen.

Sanieren oder ersetzen? Die endgültige Entscheidung

Bei Energeks tun wir mehr, als nur neue Transformatoren herzustellen—wir sind spezialisiert auf Diagnostik und Modernisierung. Wir setzen auf präzise Daten, modernste Technologien und optimierte Lösungen, um die Lebensdauer von Anlagen zu verlängern und gleichzeitig die vollständige Einhaltung aktueller Normen sicherzustellen. Unsere detaillierten technischen Audits bewerten den Zustand der Isolierung, die Verluste im Kern und in den Leitern sowie die Effizienz des Kühlsystems. Diese Untersuchungen zeigen, ob eine Sanierung sinnvoll ist oder eine neue Einheit die bessere Option darstellt.

Wichtige technische Faktoren bei der Revitalisierung eines 40 Jahre alten Transformators:

🔴 Wann lohnt sich eine Sanierung NICHT?

• Der DP-Wert (Polymerisationsgrad) fällt unter 150, was auf einen 90%igen Verlust der mechanischen Festigkeit der Isolierung hinweist.

• Die Kernverluste übersteigen 28%, was den Betrieb unwirtschaftlich macht.

• Die Sanierungskosten übersteigen 67% des Preises eines neuen Transformators.

🟢 Wann ist eine Sanierung sinnvoll?

• DP-Werte zwischen 180 und 250, wodurch die Isolierung regeneriert werden kann.

• Aufrüstung des Kühlsystems und neue Durchführungen, um die Zuverlässigkeit zu verbessern.

• Mindestens 8% Effizienzsteigerung nach der Modernisierung, was zu spürbaren Betriebskosteneinsparungen führt.

Ein 40 Jahre alter Transformator muss nicht verschrottet werden, aber er erfordert eine präzise Bewertung, moderne Technologien und strategische Entscheidungen.

Es geht nicht immer nur um Reparaturen—manchmal geht es um Weiterentwicklung. Lass uns helfen!

Quellen:

IEEE Std C57.104-2019 – IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers.

CIGRÉ Technical Brochure 771 (2019) – Advances in Transformer Diagnostics and Life Management.