Zweiter Frühling für Leistungstransformatoren

Lebensverlängernde Maßnahmen und Monitoring für Transformatoren

Es wird immer wichtiger, trotz des Alterns von Leistungstrafos die Betriebssicherheit zu gewährleisten. Alles reduziert sich auf die Frage: Neukauf oder Werterhaltung? Die Reparatur oder Ertüchtigung in einem Trafowerk macht häufig Sinn, etwa bei umfangreichen Erneuerungen, bei Parameterverbesserungen oder wenn Zustand „wie neu“ erreicht werden soll.

11. Februar 2003

Nach mehreren Jahrzehnten Betriebszeit nähert sich auch für Leistungstransformatoren, den Schlüsselkomponenten im elektrischen Netz, meist das Ende ihrer Nutzungsdauer. Nun steigt vor allem das Betriebsrisiko in den Versorgungsnetzen der EVU. Fällt zum Beispiel ein Maschinentransformator aus, entstehen sofort hohe Kosten - nicht nur durch den defekten Transformator, sondern vor allem durch den Ausfall an Kraftwerksleistung. Auch der plötzliche Ausfall von Netzkuppeltransformatoren an wichtigen Netzknotenpunkten kann - zumindest zeitweise - einen stark eingeschränkten Netzbetrieb und damit hohe finanzielle Verluste verursachen. Andererseits werden durch die Deregulierung die Energieversorgungsunternehmen aufgrund des verstärkten Wettbewerbs gezwungen, die Wartungskosten zu reduzieren, Stillstandszeiten zu minimieren um die teuren Betriebsmittel effizienter zu nutzen. Deshalb werden Neuanschaffungen so weit wie möglich nach hinten geschoben. Dieses gilt besonders für Leistungstransformatoren, die bis zu 10 Mio. € kosten.

Wenn Neuanschaffungen gar nicht erst zur Diskussion stehen, müssen Ingenieure, die für den Netzbetrieb verantwortlich sind, Wege beschreiten, die ein Verlängern der Betriebszeit von Leistungstransformatoren zulassen. Eine mögliche Lösung ist die Werterhaltung und Lebensverlängerung. Wie das erreicht werden kann, wurde Mitte Juni auf dem Fachsymposium „Transformer Life Management“ in Nürnberg diskutiert.

Genaue Kenntnisse über technischen Zustand

„Es gibt unterschiedliche Wege, die zur Werterhaltung von Leistungstransformatoren führen“, sagte der wissenschaftliche Tagungsleiter Prof. Dr.-Ing. habil. Hossein Borsi, Universität Hannover (Schering-Institut) zu Beginn der Veranstaltung und stellte sämtliche zur Verfügung stehenden elektrischen, dielektrischen oder chemischen Diagnoseverfahren für Transformatoren vor. Diese Wege müssten nach einer gründlichen Analyse der konkreten Zustände im Netz auch konsequent beschritten werden. Nach Prof. Borsi wäre es sinnvoll, die unterschiedlichen Messverfahren und Methoden von Fall zu Fall zu bestimmen und dann entsprechend anzuwenden. „Die Betrachtung der Schadenstatistik der EVU und die Tatsache, dass viele der heute installierten Transformatoren bereits ein hohes Alter erreicht haben, machen Monitoring und genaue Diagnosen notwendig. Die Ursachen für die Schäden, die zumeist im Aktivteil oder in den Stufenschaltern auftreten, sind aber so vielfältig, dass sie nur durch optimale Messverfahren erkannt werden können.“

So reicht zum Beispiel bei der Suche nach dem Wassergehalt in der Zellulose - dem Hauptfeind eines jeden Trafos - das Spektrum der Messverfahren von der Gas-in-Öl-Analyse (DGA) über die PDC-Analyse zur Bestimmung des Alterungszustandes der Isolierung bis hin zu modernen Monitoring-Systemen, sozusagen als Frühwarn- und Erkennungssystem. Letztere informieren über den Zustand, unterstützen damit die Investitionsplanung, ermöglichen eine bedarfsorientierte Wartung und senken so Betriebskosten, weil sie einen schnellen Blick auf betriebsrelevante Daten wie Öltemperatur, Strom- und Spannungswerte, Lufttemperatur, Hot Spot, Luftdruck oder DGA zulassen. Damit wird es möglich, die Alterung der Papierisolierung genau abzuschätzen. Nach Ansicht von Prof. Borsi wäre es in diesem Zusammenhang aber wünschenswert, wenn künftige Monitoring-Systeme modular aufgebaut sind. Sie könnten an jeden Transformator entsprechend seiner Größe und Bedeutung angepasst werden. Darüber hinaus sollten sie auch in der Lage sein, unterschiedliche Signale aufzunehmen und zu gewichten, um diese Daten für eine Diagnose bereitzustellen.

In dieselbe Richtung denkt auch Prof. Andreas Küchler von der FH Würzburg-Schweinfurt-Aschaffenburg, Fachbereich Elektrotechnik. Für die Zustandsbewertung von Transformatorisolationen ist laut Küchler die Erfassung des Wassergehaltes in der festen Isolation von besonderer Bedeutung. Um den Wassergehalt möglichst genau zu bestimmen, wurde in den Labors der FH an Transformator-Isolationsmodellen aus Barrieren und Ölkanälen die Eignung verschiedener dielektrischer Messgrößen untersucht. Die Einflüsse von Schichtungsverhältnis und Wassergehalt konnten besonders gut durch Messung der Polarisations- und Depolarisationsströme (PDC) unterschieden werden. Die Stromverläufe charakterisieren als Sprungantworten das dielektrische System und dienen der Ableitung diagnostischer Größen. Die an Modellen gewonnenen Ergebnisse ermöglichen die Bewertung realer Transformatoren und die Absicherung werterhaltender Wartungsmaßnahmen.

Leistungstransformatoren würden oft in unbekanntem Alterungszustand betrieben, weil es für die Bewertung der festen Isolation keine akzeptierte Methode gibt. Es besteht nach Prof. Küchler deshalb ein starkes Interesse an dielektrischer Diagnostik, insbesondere für die Bestimmung des Wassergehaltes in den Transformerboard-Barrieren.

Wasser im Trafo schnell beseitigen

Nach erfolgter Diagnose sollten rechtzeitig gezielte Maßnahmen eingeleitet werden, um wichtige Transformatoren vor Schäden zu schützen. Nach Ansicht von Dr. Thomas Leibfried, Leiter Technology im Trafowerk Nürnberg der Siemens AG, und Silvio Truant (Artec Energie- und Umwelttechnik, Leegebruch bei Berlin) sollte ein Transformator ab einem bestimmten Wassergehalt in der Feststoffisolation getrocknet werden, wenn er noch einige Jahre sicher zu betreiben ist. Dazu gäbe es eine ganze Reihe von Möglichkeiten. Die Ölumlaufvakuumtrocknung in Kombination mit Niederfrequenzerwärmung der Wicklungen (LFH-Technik) stelle eine für den Betreiber kostengünstige Lösung dar.

Truant: „Die Ausfallzeit eines Transformators kann dadurch von einigen Wochen oder gar Monaten bei der konventionellen Ölumlauftrocknung auf rund acht Tage reduziert werden. Gerade durch die kurze Abschaltzeit ist die Ölumlaufvakuumtrocknung in Kombination mit der LFH-Technik insbesondere bei Kraftwerks- und Industrietransformatoren eine interessante Alternative zu den herkömmlichen Trocknungsverfahren.“

Die Befürchtung, diese Art der Trocknung sei zu „hart“, kann nach Trunat durch die Erfahrungen bei 23 Trocknungen in fünf Jahren nicht bestätigt werden. Im Gegenteil - mindestens einer der bereits getrockneten Transformatoren war nach der Trocknung einem transformatornahen Netzkurzschluss ausgesetzt und hat diesen schadlos überstanden. Kein Beweis, dass die Aktivteiltrocknung zu keinen nennenswerten Schrumpfungseffekten führt, aber ein deutlicher Hinweis in diese Richtung.

Monitoring für Stufenschalter

Weil auch Stufenschalter bei zunehmender Einsatzdauer den ordentlichen Betrieb gefährden können, waren sie ebenfalls Thema des Nürnberger Symposiums. Jürgen Schwarz (Vertrieb Monitoring) und Johannes Gebauer (Sachgebietsleiter Service) von der Maschinenfabrik Reinhausen in Regensburg erläuterten, dass nicht zuletzt durch den Kostendruck auf EVU das Interesse wächst, Monitoring-Einheiten nachzurüsten. Durch den Übergang von festen Inspektionsintervallen auf zustandsabhängige Wartung könne mit einer erheblichen Reduktion der Inspektionen gerechnet werden. Das sei auch der Grund, so Schwarz, dass die Maschinenfabrik Reinhausen eine Retrofit-Lösung für das Stufenschalter-Monitoring entwickelt habe.

Bei der Entwicklung dieses Systems wurde besonderer Wert darauf gelegt, den Aufwand für die Nachrüstung zu minimieren und die im Einsatz befindlichen Komponenten der Stufenschaltereinrichtung beizubehalten, so Schwarz. Die Monitoring-Einheit selbst ist in einem eigenen Schaltschrank untergebracht. Beispiele für die Nachrüstung eines Stufenschalter-Monitoring-Systems konnte Schwarz nennen: Es waren eine im Jahr 2000 durchgeführte Retrofit-Lösung an einem 20 Jahre alten Transformator (400 MVA, 400 kV) bei einem nordeuropäischen Energieversorgungsunternehmen, und jüngst die Nachrüstung eines 30 Jahre alten 266-MVA-Maschinentransformators (420 kV/20 kV) bei einem deutschen EVU.

Es wird immer wichtiger, bei zunehmender Alterung der eingesetzten Leistungstrafos die Betriebssicherheit zu gewährleisten. Deshalb reduziert sich schließlich alles auf die Frage Neukauf oder Werterhaltung? Die Reparatur oder Ertüchtigung in einem Trafowerk - vorzugsweise beim Originalhersteller - macht nach Aussagen von Dr. Klaus Eckholz, bei der Siemens AG Leiter Technik Transformatoren, häufig Sinn. So zum Beispiel bei umfangreichen Erneuerungen, bei Parameterverbesserungen und wenn ein möglichst neuwertiger Zustand erreicht werden soll.

Welcher Weg letztendlich eingeschlagen wird, müssen die Verantwortlichen für den Netzbetrieb von Fall zu Fall entscheiden. Volker Seitz, bei RWE-Net Leiter des Technik Center, brachte es auf den Punkt: „Instandsetzungsmaßnahmen nach Störungen oder besondere Einzelmaßnahmen auf Grund von Zustandserfassungen müssen für jeden Leistungstransformator gesondert wirtschaftlich betrachtet werden und sind nicht Inhalt der Regelinstandhaltungen. Zukünftige Änderungen der Netzführung und der Netztopologie verlangen deshalb Verbesserungen in der Zustandserfassung und Zustandsbewertung an Leistungstransformatoren.“

Erschienen in Ausgabe: 09/2002