Die Gewährleistung der Zuverlässigkeit, Effizienz und Langlebigkeit von Transformatoren hängt von einer ordnungsgemäßen Prüfung und Diagnose des Transformatoröls ab. Transformatoröl fungiert sowohl als Isoliermedium als auch als Kühlmittel. Mit der Zeit kann seine Leistung jedoch durch hohe Temperaturen und thermische Belastung, chemischen Zerfall, Lichtbögen, eindringende Feuchtigkeit und Partikelverunreinigungen beeinträchtigt werden.

Durch regelmäßige Ölprüfungen an Leistungstransformatoren lassen sich Fehler wie Überhitzung und Verschlechterung der Isolierung frühzeitig erkennen, bevor sie zu kostspieligen Ausfällen führen. Diese Diagnose ist für Anlagenverwalter und Wartungsfachleute, die eine optimale Leistung des Transformators sicherstellen möchten, unverzichtbar.

Warum regelmäßige Transformatoröltests unerlässlich sind

Transformatoröl ist für den sicheren und effizienten Betrieb von Transformatoren von zentraler Bedeutung. Es isoliert stromführende Komponenten, leitet Wärme ab und schützt vor Feuchtigkeit und Verunreinigungen. Ohne regelmäßige Prüfungen kann eine Verschlechterung unbemerkt bleiben, was zu einer verringerten Durchschlagsfestigkeit, einer verringerten Kühlleistung und einer verkürzten Lebensdauer des Transformators führt.

Die wichtigsten Gründe, warum regelmäßige Öltests wichtig sind, sind:

· Vorbeugende Fehlererkennung: Erkennen von Problemen wie Feuchtigkeitsaufnahme, Lichtbogenbildung, Zelluloseabbau oder Isolationsfehlern, bevor es zu Ausfällen kommt.

· Betriebssicherheit und Compliance: Aufrechterhaltung der Ölqualität innerhalb der von ASTM, IEC und anderen Branchenrichtlinien festgelegten Standards, um einen sicheren Betrieb zu gewährleisten.

· Kostenoptimierung: Proaktive Wartung ist wirtschaftlicher als Notfallreparaturen oder der Austausch von Komponenten.

Kerntests für die Transformatoröldiagnose

Ein umfassendes Testprogramm umfasst in der Regel die folgenden wichtigen Bewertungen:

1. Visuelle und physische Inspektion

Erste Kontrollen zeigen Verfärbungen, Trübungen oder Schlammbildung. Physikalische Eigenschaften wie Viskosität, Dichte und Flammpunkt werden gemessen, um die Betriebskonformität sicherzustellen. ASTM D1524 (relative Dichte), ASTM D92 (Flammpunkt) und ASTM D1500 (Farbbewertung) werden häufig herangezogen.

2. Dielektrischer Durchschlagspannungstest (BDV)

Dieser Test quantifiziert die Widerstandsfähigkeit von Öl gegenüber elektrischer Belastung. Eine Hochspannungsrampe wird so lange angelegt, bis das Öl zwischen Standardelektroden elektrisch versagt. Gemäß den Normen IEC 60156 und ASTM D877/D1816 wird durch wiederholte Tests (typischerweise fünf Durchläufe) die mittlere Durchschlagspannung ermittelt. Ein niedriger BDV-Wert weist auf das Vorhandensein von Verunreinigungen wie Feuchtigkeit, Partikeln oder Abbauprodukten hin.

3. Analyse gelöster Gase (DGA)

DGA identifiziert in Öl gelöste Gase wie Wasserstoff, Methan, Ethylen und Acetylen, um Überhitzung, Lichtbogenbildung oder Teilentladungen zu erkennen. Verschiedene Normen wie IEC 60599 und IEEE C57.104 definieren Konzentrationsschwellenwerte und Gasverhältnisinterpretationen, die eine genaue Diagnose von Art und Schwere der Fehler ermöglichen.

4. Feuchtigkeitsgehaltstest

Wasser verringert die Durchschlagsfestigkeit und kann zu Schäden an der Feststoffisolierung führen. Der Feuchtigkeitsgehaltstest oder Karl-Fischer-Titrationstest misst die Feuchtigkeit in ppm (parts per million) und dient als Grundlage für Entscheidungen wie Entgasung oder Austausch.

5. Säure (Neutralisationswert / TAN)

Öloxidation führt zur Säurebildung. Die Gesamtsäurezahl (TAN), üblicherweise gemäß ASTM D974, quantifiziert den Säuregehalt. Öl mit einem Gehalt von mehr als 0,25 mg KOH/g gilt als verdorben.

6. Grenzflächenspannung (IFT)

Dieser Test misst die Beständigkeit des Öls gegenüber Schlamm- und Schadstoffbildung und wird häufig zusammen mit Säuretests zur Bewertung der Ölqualität verwendet. Saubere Öle liegen zwischen 40 und 50 Dyn/cm, während Werte unter ~24 Dyn/cm auf eine Verunreinigung oder Schlammbildung hinweisen.

7. Furan-Analyse

Dadurch werden Furanverbindungen erkannt, die auf eine Verschlechterung der Zelluloseisolierung hinweisen. Hohe Furanwerte deuten häufig auf eine thermische Alterung oder mechanische Verschlechterung der Papierisolierung hin.

Best Practices für die Prüfung von Transformatoröl

1. Stellen Sie die richtigen Probenahmetechniken sicher

Die richtige Probenahme ist für den gesamten Testprozess von entscheidender Bedeutung, da minderwertige Proben zwangsläufig zu irreführenden Ergebnissen führen. Eine wichtige Voraussetzung hierfür ist die Verwendung sauberer, gut verschlossener Gefäße, idealerweise 500-ml-Glasflaschen mit Polycone-Verschluss. Weitere wichtige Richtlinien sind:

· Überlassen Sie die Probenahme qualifiziertem Personal im eigenen Haus oder externen Experten.

· Verwenden Sie nach Möglichkeit spezielle Probenahme-Kits mit Stopfen, Edelstahlrohren und fusselfreien Tüchern.

· Entleeren Sie mindestens 500 ml Öl, bevor Sie die Testprobe entnehmen.

·  Notieren Sie die Öltemperatur bei der Probenahme, da dies für genaue Feuchtigkeitsmessungen unerlässlich ist.

· Proben sofort versiegeln, beschriften und vor Licht und Hitze schützen.

2. Zusammenarbeit mit akkreditierten Laboren

Wählen Sie zertifizierte Labore für ASTM-, IEC- und ISO-konforme Prüfungen. Akkreditierte Einrichtungen verwenden standardisierte Methoden, die Zuverlässigkeit gewährleisten – z. B. ASTM D877 für Durchschlagspannung, D3612 für DGA. Überprüfen Sie stets die Kalibrierung, den Akkreditierungsstatus und die Bearbeitungszeit des Labors.

3. Überwachen Sie Kernparameter und ermitteln Sie deren Trends

Priorisieren Sie Tests, die die wertvollsten prädiktiven Erkenntnisse liefern, wie z. B. BDV-, DGA-, Feuchtigkeits-, Säure-, IFT- und Furan-Tests. Verfolgen Sie außerdem die Messwerte im Laufe der Zeit, um Trendprobleme zu erkennen, da allmähliche Veränderungen selbst innerhalb akzeptabler Werte auf sich entwickelnde Fehler hinweisen können.

4. Führen Sie detaillierte Aufzeichnungen

Bewahren Sie Testergebnisse, Probenahmedaten, Umgebungsbedingungen, Gerätelastdaten und Wartungsmaßnahmen in geeigneter Weise und an einem geeigneten Ort auf. Trendanalysen dieser Daten können die Bewertung und Planung des Anlagenzustands unterstützen. Korrelieren Sie Öltests mit Ereignissen wie der Überholung eines Generators, um die Gesamtintegrität des Systems zu beurteilen.

5. Implementieren Sie Online-Überwachung für kritische Anlagen

Um eine Echtzeitdiagnose zu ermöglichen, profitieren kritische Transformatoren von Online-Monitoren, die Feuchtigkeit, DGA, BDV und Temperatur messen. Diese Systeme liefern Frühwarnungen und reduzieren die Abhängigkeit von regelmäßigen Probenahmen.

6. Ergreifen Sie rechtzeitig Maßnahmen aufgrund der Diagnoseergebnisse

Wenn Tests Auffälligkeiten anzeigen – z. B. steigender Acetylenspiegel, niedriger BDV-Wert oder hohe Feuchtigkeit –, müssen Sie schnell reagieren. Mögliche Abhilfemaßnahmen sind:

· Ölfiltration oder -verarbeitung

· Trocknungssysteme und Entgasungstürme

· Teilweiser Ölersatz oder -rückgewinnung

· Korrekturelle Transformatorwartung (z. B. Stufenschalterwartung, Durchführungsaustausch)

Eine Verzögerung der Maßnahmen kann die Verschlechterung beschleunigen und das Ausfallrisiko erhöhen.

7. Planen Sie Tests basierend auf der Kritikalität

Nehmen Sie einen risikoinformierten Zeitplan an:

· Kritische Transformatoren: vierteljährliche oder halbjährliche Tests.

· Unkritische Einheiten: jährlich oder zweijährlich, je nach Belastung und Betriebsbeanspruchung.

Halten Sie sich bei der Festlegung der Intervalle an die IEEE-, ASTM- und versorgungsspezifischen Anlagenrichtlinien.

Umfassender Test-Workflow

1. Vorbereitung der Vorprobenahme: planen, isolieren, bereinigen.

2. Probe entnehmen: Spülen und dann in einem verschlossenen Behälter auffangen.

3. Feldprüfungen: Führen Sie bei Bedarf eine grundlegende DGA oder BDV vor Ort durch.

4. An das Labor liefern: mit Temperaturdaten und Nachweiskette.

5. Verarbeitung & Analyse: Das Labor führt eine vollständige Testreihe durch.

6. Prüfbericht: Parameter und Trends auswerten.

7. Schadensbegrenzungsplanung: Korrekturmaßnahmen definieren.

8. Aktualisierungen aufzeichnen: Erkenntnisse in Asset-Management-Systeme einspeisen.

Integration mit Transformator-Wartungsprogrammen

Öltests sind nur ein Teil einer robusten Strategie für den Zustand von Transformatoren. Erwägen Sie, die Öldiagnose durch Folgendes zu ergänzen:

· Sichtprüfungen: Achten Sie auf Korrosion am Tank, Lecks, Lackzustand und Buchsenintegrität.

· Thermografische Untersuchungen: Erkennen Sie anomale Hotspots an Durchführungen, Stufenschaltern und Verbindungen.

· Offline-Elektrotests: wie Leistungsfaktor-/Megger-Tests, Windungszahl- und Wobbelfrequenzanalyse für ausführlichere Gesundheitsprüfungen.

· Vibration und Lärm: Verfolgen Sie abnormale Signale im Transformatorbehälter.

· Dokumentation und Personalschulung: Stellen Sie sicher, dass das Probenahme- und Wartungspersonal ordnungsgemäß geschult ist.

Dieser mehrgleisige Ansatz identifiziert Fehler auf Isolations-, Wicklungs- oder Kernebene.

Abschluss

Die Prüfung und Diagnose von Transformatoröl ist ein unverzichtbarer Bestandteil der Anlagenzuverlässigkeit, -leistung und -sicherheit. Ein ganzheitliches Programm zur vorbeugenden Wartung kann das Ausfallrisiko drastisch reduzieren, die Lebensdauer verlängern und im Vergleich zu reaktiven Reparaturen nach einem Ausfall bessere Ergebnisse und Kosteneinsparungen erzielen. Mit sorgfältiger Dokumentation, strukturierten Zeitplänen und geschultem Personal trägt die Prüfung von Transformatoröl proaktiv zu operativer Exzellenz bei.