Ich habe 15 Jahre lang Energieversorger in ganz Afrika bei der Beschaffung und Inbetriebnahme unterstützt.Ölgekühlte LeistungstransformatorenUnd wenn ich eines gelernt habe, dann dies: Spannungsbedingte Ausfälle kündigen sich selten an. Sie treten in Form plötzlicher Netzzusammenbrüche, Transformatorexplosionen oder Notfallbeschaffungen mit extrem langen Lieferzeiten und hohen Kosten auf. Die Betreiber, die solche Krisen vermeiden, haben eine gemeinsame Gewohnheit: Sie führen Spannungsprüfungen vor der Inbetriebnahme und anschließend in regelmäßigen Abständen durch. Dieser Artikel beschreibt die fünf Prüfungen, die ich jedem nigerianischen Betreiber von Öltransformatoren mit einer Leistung von 100 kVA bis 2500 kVA empfehle.

1. Teilentladungsprüfung – Isolationsfehler erkennen, bevor sie auftreten

Die Teilentladungsprüfung (TE-Prüfung) ist die aussagekräftigste Methode zur Spannungsprüfung von ölgekühlten Transformatoren. Eine Teilentladung ist eine kleine elektrische Entladung, die innerhalb des Öls auftritt. Transformatorisolierung Wenn das lokale elektrische Feld die Durchschlagsfestigkeit der Öl- oder Papierisolierung überschreitet, kommt es zu Teilentladungen. Da die Entladung nicht die gesamte Distanz zwischen den Leitern überbrückt, tritt nicht sofort ein Ausfall ein – die Isolierung wird jedoch fortschreitend geschädigt. Über Wochen oder Monate nimmt die Teilentladungsaktivität zu, bis es schließlich zum vollständigen Durchschlag kommt.

In Nigeria, wo Netzspannungsschwankungen häufig vorkommen und die Umgebungstemperaturen regelmäßig 35 °C übersteigen, schreitet die Alterung der Isolierung beschleunigt voran. Wir haben Umspannwerke in Lagos, Kano und Port Harcourt mit Transformatoren beliefert, und ich kann Ihnen versichern, dass Betreiber, die Teilentladungsprüfungen (TE-Prüfungen) durchführten, den Verschleiß 6–18 Monate vor einem kritischen Zeitpunkt erkannten. Da das nigerianische Stromnetz Spannungseinbrüchen und -anstiegen ausgesetzt ist, die die Transformatorisolierung belasten, ist die Teilentladungsaktivität im Vergleich zu stabileren Netzen tendenziell erhöht.

So funktioniert der Test: Ein Teilentladungs-Koppler ist an die Durchführungen des Transformators angeschlossen, und der Transformator wird mit Betriebsspannung betrieben. Der Koppler erfasst elektrische Impulse im Piko-Coulomb-Bereich (pC). Die Prüfung wird typischerweise mit dem 1,5-Fachen der Nennspannung zwischen Phase und Erde durchgeführt.

Akzeptanzkriterien: Bei neuen Transformatoren sollten die Teilentladungspegel je nach Spannungsklasse unter 100–300 pC liegen. Bei in Betrieb befindlichen Transformatoren wird üblicherweise ein Schwellenwert von 500 pC als Eingreiftipp verwendet. Bei PD-Werten über 1000 pC empfehle ich eine sofortige Untersuchung. — die Wahrscheinlichkeit eines unmittelbar bevorstehenden Scheiterns ist hoch.

Entsprechend IEEE Gemäß den Normen sollten Teilentladungsprüfungen bei der Werksabnahmeprüfung, nach dem Transport, vor der Inbetriebnahme und jährlich für kritische Transformatoren durchgeführt werden. Für nigerianische Umspannwerke, in denen die Umgebungsbedingungen die Alterung beschleunigen, empfehle ich halbjährliche Prüfungen anstelle des standardmäßigen jährlichen Prüfplans. Die Prüfgeräte reichen von einfachen Teilentladungsdetektoren bis hin zu hochentwickelten Systemen, die Teilentladungsquellen innerhalb der Wicklung lokalisieren können. Selbst eine einfache Prüfung liefert verwertbare Daten – man benötigt kein hochentwickeltes System, um festzustellen, ob ein Problem vorliegt.

2. Leistungsfaktorprüfung – Erkennung von Feuchtigkeits- und Ölverschmutzungen

Die Leistungsfaktorprüfung ist ein etabliertes Verfahren zur Spannungsmessung, das die dielektrischen Verluste im Isolationssystem von Transformatoren erfasst. Bei Anlegen einer Wechselspannung von typischerweise 10 kV gibt der Leistungsfaktor – in Prozent ausgedrückt – an, wie viel Energie in der Isolation als Wärme abgeführt statt gespeichert und wieder abgegeben wird. Ein niedriger Leistungsfaktor bedeutet saubere und trockene Isolation. Ein steigender Leistungsfaktor deutet auf Veränderungen im Öl oder Papier hin.

Da in Nigeria im Süden ein feuchtes, tropisches Klima und im Norden semiaride Bedingungen herrschen, ist das Eindringen von Feuchtigkeit in Transformatorenkessel ein ständiges Problem. Selbst abgedichtete Transformatoren nehmen mit der Zeit Feuchtigkeit auf, und da Feuchtigkeit eine etwa 80-mal höhere Dielektrizitätskonstante als Elektronen besitzt, ist dies besonders problematisch. TransformatorenölDaher führen bereits geringe Mengen zu einem drastischen Anstieg der dielektrischen Verluste. Die Folge sind Erwärmung, beschleunigte Alterung und schließlich Ausfall.

Akzeptanzkriterien: Ein Leistungsfaktor unter 0,5 % deutet auf einen guten Isolationszustand hin. Werte zwischen 0,5 % und 1,0 % legen eine Überwachung und gegebenenfalls eine Trocknungsbehandlung nahe. Ein Leistungsfaktor über 1,0 % bei einer Prüfspannung von 10 kV deutet auf Feuchtigkeitseintritt oder Ölverunreinigung hin. Die Behandlung sollte unverzüglich beginnen. Ölprobenahme und -analyse sollten parallel erfolgen.

So wird der Test durchgeführt: Der Transformator ist spannungsfrei und vom Netz getrennt. Ein Leistungsfaktormessgerät legt 10 kV Wechselspannung an und misst den resultierenden Strom, wobei der kapazitive Anteil vom ohmschen Anteil (Verlustanteil) getrennt wird. Der Leistungsfaktor wird als Kosinus des Phasenwinkels zwischen angelegter Spannung und Strom berechnet. Moderne digitale Messgeräte berechnen diesen Wert direkt und zeigen das Ergebnis in Prozent an.

Eines rate ich Anwendern immer: Die Leistungsfaktormessung liefert die besten Ergebnisse bei einer standardisierten Temperatur – typischerweise 20 °C oder 40 °C – und muss auf diese Temperatur korrigiert werden, falls die Messung bei einer anderen Umgebungstemperatur durchgeführt wird. Da sich die Ölviskosität mit der Temperatur ändert, können Rohmesswerte, die bei 35 °C Umgebungstemperatur ermittelt wurden, künstlich erhöht erscheinen. Prüfen Sie daher immer, ob Ihr Messgerät die Temperaturkorrektur automatisch vornimmt.

3. Überprüfung des Windungsverhältnisses – Sicherstellung der Integrität des Magnetkreises

Die Prüfung des Übersetzungsverhältnisses (TTR) bestätigt, dass das tatsächliche Spannungsverhältnis des Transformators den Angaben auf dem Typenschild entspricht. Bei einem 33/0,415-kV-Transformator sollten 415 V auf der Niederspannungsseite im Leerlauf etwa 33 kV auf der Hochspannungsseite ergeben. Jede signifikante Abweichung deutet auf ein Problem hin.

Die häufigsten Ursachen für Abweichungen des Windungszahlverhältnisses sind Wicklungsverformungen durch Kurzschlusskräfte, Kontaktprobleme am Stufenschalter und kurzgeschlossene Windungen. Wenn ein Transformator im nigerianischen Stromnetz einen schweren Kurzschluss erleidet – was häufiger vorkommt, als den Betreibern lieb ist –, können die elektromagnetischen Kräfte die Wicklungen physikalisch verformen. Da die elektromagnetische Kraft bei einem Kurzschluss proportional zum Quadrat des Stroms ist, können selbst moderate Fehler Kräfte in Tonnen-pro-Quadratmeter-Stärke auf die Leiter ausüben. Bei wiederholten Kurzschlüssen verformt dies die Wicklung und verändert die effektive Windungszahl.

So funktioniert der Test: Ein TTR-Prüfgerät legt eine Wechselspannung mit niedriger Spannung an eine Wicklung an und misst die induzierte Spannung an der anderen Wicklung. Das Verhältnis von angelegter zu gemessener Spannung ergibt das Windungsverhältnis. Der Test wird an jeder Stufenschalterposition durchgeführt, um die korrekte Funktion des Stufenschaltermechanismus zu überprüfen.

Akzeptanzkriterien: Die Toleranz des Übersetzungsverhältnisses muss über alle Gewindebohrerpositionen hinweg innerhalb von ±0,5 % des Nennwerts liegen.Die meisten Versorgungsspezifikationen, einschließlich derjenigen, auf die verwiesen wird, NERC Für die Inbetriebnahme von Umspannwerksanlagen ist diese Genauigkeit erforderlich. Eine Abweichung von mehr als ±0,5 % deutet entweder auf ein Problem mit dem Stufenschalter oder auf eine Wicklungsverformung hin, die weitere Untersuchungen erfordert.

Ein praktischer Punkt, den ich immer wieder betone: Die TTR-Prüfung ist sicher und zerstörungsfrei – sie arbeitet mit niedriger Spannung und niedrigem Strom und belastet die Isolation nicht. Sie kann an bereits in Betrieb befindlichen Transformatoren im Rahmen der routinemäßigen Wartung durchgeführt werden. Ich empfehle sie nach jedem größeren Kurzschlussereignis im Transformatorzuleitungsnetz und bei den jährlichen Wartungsbesuchen.

3.1 Warum die Drift des Kurvenverhältnisses in heißen Klimazonen eine größere Rolle spielt

Nigerianische Netzbetreiber stehen vor einem zusätzlichen Problem, das Betreiber in gemäßigten Klimazonen nicht kennen: Umgebungstemperaturen von 35 °C und mehr führen dazu, dass Transformatoren einen größeren Teil des Jahres heißer laufen. Da die Belastbarkeit von Transformatoren bei hohen Umgebungstemperaturen reduziert wird, verringert sich die effektive thermische Reserve. Dies bedeutet, dass eine Wicklung, die durch Kurzschlusskräfte verformt wurde, unter Last schneller ihre thermische Belastungsgrenze erreicht. Die Kombination aus mechanischer Verformung durch Fehler und erhöhten Betriebstemperaturen macht die TTR-Prüfung in Nigeria besonders wichtig. Ich rate meinen Kunden in Jos oder Kano – wo die Umgebungstemperaturen hoch sind und die Netzstabilität gefährdet ist – daher stets, die TTR-Prüfung alle sechs Monate statt jährlich durchzuführen.

4. Stoßspannungsprüfung – Validierung der mechanischen Wicklungsfestigkeit

Bei der Stoßspannungsprüfung wird ein Hochspannungsstoß an die Transformatorwicklungen angelegt und das resultierende Schwingungssignal mit einer werkseitig aufgenommenen Referenzwellenform verglichen. Diese Prüfung bestätigt, dass die Wicklung während des Transports, der Installation oder nachfolgender Kurzschlüsse keine mechanischen Schäden erlitten hat.

Da Transformatoren Blitzüberspannungen in Übertragungsleitungen standhalten müssen, ist die Wicklungsisolierung mit einem Basisisolationsniveau (BIL) ausgelegt. Stoßspannungsprüfungen bestätigen die Unversehrtheit der mechanischen Integrität der Wicklung – ihre Fähigkeit, den enormen elektromagnetischen Kräften bei Kurzschlüssen zu widerstehen. Bei Verformungen oder Verschiebungen der Wicklung zeigen sich charakteristische Veränderungen im Auslauf oder im Scheitelpunkt der Stoßwelle.

Testparameter: Die Standardimpulsform beträgt 1,2/50 μs – das heißt, die Welle erreicht ihren Spitzenwert in 1,2 Mikrosekunden und fällt in 50 Mikrosekunden auf die Hälfte ab. Die Prüfspannung beträgt typischerweise 75 % der Betriebsschwelle (BIL) für die Qualitätsprüfung bzw. 100 % der Betriebsschwelle (BIL) für die vollständige Abnahmeprüfung.

Worauf wir achten: Das Oszillogramm der Prüfspannung und des Differenzstroms (bzw. der Spannung an einem Referenzpunkt) muss innerhalb einer Toleranzgrenze mit den Werksvorgaben übereinstimmen. Da die Wicklung als komplexes RLC-Netzwerk wirkt, verändert jede Kapazitätsänderung zwischen den Windungen oder zwischen den Wicklungen das Signal. Mechanische Verschiebungen der Wicklung verändern die Kapazitätsverteilung und führen zu einer messbaren Änderung des Signals.

Akzeptanzkriterien: Die aufgezeichnete Wellenform muss innerhalb einer Toleranz von ±5 % der werkseitigen Referenzkurve für dieselbe Polarität liegen. Jede Abweichung außerhalb dieses Bereichs erfordert eine Untersuchung – typischerweise eine vollständige Reihe dielektrischer Prüfungen und eine Sichtprüfung der Wicklungen, sofern der Transformator zugänglich ist.

Für nigerianische Netzbetreiber ist die Prüfung auf Stoßimpulsfestigkeit besonders relevant, da die Übertragungsleitungen im nationalen Stromnetz Blitzeinschlägen ausgesetzt sind und der Transformator Stoßereignissen standhalten muss, ohne auszufallen. Ich empfehle, alle Transformatoren über 500 kVA vor der ersten Inbetriebnahme einem Impulstest zu unterziehen.und nach jedem Vorfall mit einem schwerwiegenden Fehler im Zuleitungsnetz. Diese Prüfung wird mit speziellen Hochspannungsprüfgeräten durchgeführt und sollte von einem qualifizierten Labor oder Prüfdienstleister durchgeführt werden.

5. Leerlaufverlustmessung – Bestätigung der Kerneffizienz und Erkennung von Kernschäden

Die Leerlaufverluste, auch Eisenverluste genannt, sind die Leistung, die der Transformator im Leerlauf bei Nennspannung aufnimmt. Sie setzen sich hauptsächlich aus Hystereseverlusten und Wirbelstromverlusten im Kernstahl sowie einem geringen Anteil der Kernklemmung und der Wicklungen zusammen. Die Leerlaufverluste werden bei der Werksprüfung gemessen und müssen bei der Abnahmeprüfung vor Ort verifiziert werden.

Bei der Anlieferung eines Transformators und während seiner gesamten Betriebsdauer gibt die Leerlaufverlustmessung Aufschluss darüber, ob der Kern beschädigt oder abgenutzt ist. Da der Kernstahl aus präzise kornorientiertem Elektroblech gefertigt wird, führen Beschädigungen beim Transport, unzureichende Vakuumierung des Kessels während der Installation oder die Alterung der Isolierung zwischen den Blechen zu erhöhten Wirbelstromverlusten. Eine Kernabnutzung erhöht zudem das Kerngeräusch – ein Transformator mit ungewöhnlichem Geräuschpegel kann auf Kernprobleme hinweisen.

Akzeptanzkriterien: Bei einem typischen 1000-kVA-Transformator deuten Leerlaufverlustwerte unter 1,2 kW auf gesundes Kernmaterial hin.Werte über 1,5 kW für dieselbe Einheit deuten auf Kernschäden hin. Die wahrscheinlichsten Ursachen sind eine beschädigte Blechisolierung, lockere Kernverbindungen oder Ausgleichsströme in den Kesselwänden. Moderne Transformatoren mit höherwertigem, kornorientiertem Stahl sollten Leerlaufverluste aufweisen, die 15–30 % niedriger sind als bei Transformatoren aus den 1990er-Jahren. Daher müssen Alter und Konstruktionsstandard des Geräts bei der Auswertung der Ergebnisse berücksichtigt werden.

So wird der Test durchgeführt: Die Sekundärwicklung des Transformators bleibt offen. Die Primärwicklung wird mit Nennspannung, typischerweise mit der Nennfrequenz von 50 Hz, bestromt. Ein Wattmeter misst die aufgenommene Wirkleistung. Der Test dauert in der Regel 30–60 Minuten, damit der Kern einen thermischen Gleichgewichtszustand erreicht, da die Leerlaufverluste temperaturabhängig sind.

Aus Beschaffungssicht rate ich meinen Kunden stets, den Prüfbericht zur Leerlaufverlustmessung im Werk als Teil der Angebotsunterlagen anzufordern. (Weltbank)Technische Standards für den Energiesektor Bei der Beschaffung von Ausrüstung in Entwicklungsländern müssen Werksprüfzeugnisse vorgelegt werden und die Ergebnisse der Vor-Ort-Prüfung müssen innerhalb einer vereinbarten Toleranz der Werkswerte liegen – typischerweise ±10 %. Weicht der Messwert vor Ort um mehr als 10 % vom Werkswert ab, wird eine formelle Untersuchung eingeleitet.

Zusammenfassung – Eine Testsequenz für nigerianische Umspannwerke

Die fünf oben beschriebenen Prüfungen bilden eine umfassende Diagnosebatterie für ölgekühlte Transformatoren im Leistungsbereich von 100 kVA bis 2500 kVA. Jede Prüfung kann zwar einzeln durchgeführt werden, ihre Aussagekraft ist jedoch am größten, wenn sie in einer koordinierten Abfolge in festgelegten Intervallen durchgeführt werden. Nachfolgend die von mir empfohlene Abfolge, basierend auf internationalen Standards und meiner Erfahrung in der Lieferung von Transformatoren an afrikanische Märkte:

Bei der Werksabnahme (vor dem Versand): Teilentladungsprüfung, Leistungsfaktorprüfung, Überprüfung des Windungszahlverhältnisses, Stoßspannungsprüfung und Leerlaufverlustmessung. Fordern Sie das vollständige Prüfzertifikat beim Hersteller an.

Bei der Standortabnahme (vor der Inbetriebnahme): Wiederholte Überprüfung des Übersetzungsverhältnisses, Teilentladungsprüfung und Leerlaufverlustmessung, um sicherzustellen, dass Transport und Handhabung keine Schäden verursacht haben. Ergebnisse mit den Werksvorgaben vergleichen.

Während des Betriebs – in regelmäßigen Abständen: Für nigerianische Umspannwerke, in denen die Umgebungstemperaturen den Großteil des Jahres über 35 °C liegen, empfehle ich, das standardmäßige 12-monatige Prüfintervall zu halbieren – kritische Transformatoren über 500 kVA sollten alle sechs Monate geprüft werden. Leistungsfaktorprüfung und Überprüfung des Übersetzungsverhältnisses eignen sich am besten für eine häufige Prüfung. Teilentladungsprüfung und Leerlaufverlustmessung können jährlich durchgeführt werden, sofern sich der Transformator nicht an einem kritischen Standort befindet.

Nach einem Fehlerereignis: Die Überprüfung des Übersetzungsverhältnisses und die Teilentladungsprüfung sollten unmittelbar nach jedem schwerwiegenden Fehler im Zuleitungsnetz oder Kurzschlussereignis an der Transformatorsammelschiene durchgeführt werden. Bei einem schweren Fehler ist außerdem eine Stoßspannungsprüfung ratsam.

Was Sie Ihren Transformatorenlieferanten fragen sollten

Bei der Bewertung von Angeboten für Transformatoren rate ich Betreibern stets, folgende Unterlagen als Teil des technischen Angebotspakets anzufordern: vollständige Werksprüfzeugnisse inklusive Teilentladungsdaten, Leistungsfaktorwerten, Übersetzungsverhältnissen an allen Stufenschalterstellungen, Impulsprüfkurven und Leerlaufverlustmessungen. Da die meisten namhaften Hersteller diese für Transformatoren ab einer Nennleistung von 500 kVA bereitstellen, sollte das Fehlen eines vollständigen Prüfpakets seitens eines Anbieters umgehend Fragen zu dessen Qualitätssicherungsprozessen aufwerfen.

Wir empfehlen Betreibern außerdem, vor der Anlieferung des Transformators vor Ort eine Partnerschaft mit einem qualifizierten Hochspannungsprüflabor in Nigeria oder Westafrika einzugehen. Mehrere internationale Prüfunternehmen betreiben mobile Labore in der Region, und einige nigerianische Universitäten mit elektrotechnischen Fakultäten bieten Transformatorprüfungen an. Ein vor der Inbetriebnahme abgeschlossener Prüfvertrag beseitigt das häufige Problem, die Abnahmeprüfungen vor Ort nicht rechtzeitig terminieren zu können.

Abschluss

Spannungsprüfungen sind keine reine Pflichterfüllung, sondern eine diagnostische Disziplin, die Betreiber, die ihre Transformatorenflotten proaktiv verwalten, von solchen unterscheidet, die lediglich auf Störungen reagieren. Nigerianische Stromnetzbetreiber, die alle fünf Prüfungen durchführen – Teilentladungsprüfung, Leistungsfaktorprüfung, Überprüfung des Windungsverhältnisses, Stoßspannungsprüfung und Leerlaufverlustmessung – werden die überwiegende Mehrheit der Isolations- und Kernprobleme erkennen, bevor diese zu Netzstörungen führen. IEEE Felddaten und NERC Zuverlässigkeitsberichte und proaktive Diagnosetestprogramme reduzieren die durch Transformatorausfälle bedingten erzwungenen Ausfallraten um bis zu 80 %. Diese Zahl deckt sich mit meinen Erfahrungen aus unseren Projekten in Subsahara-Afrika.

Die Vorabinvestitionen in die Prüfung – in Ausrüstung, Laborverträge und geschultes Personal – sind nur ein Bruchteil der Kosten für einen Notfalltransformatoraustausch zuzüglich der sozialen und wirtschaftlichen Kosten eines vermeidbaren Netzzusammenbruchs. Prävention ist nicht teuer; Notfallmaßnahmen hingegen schon. Diesen Grundsatz habe ich in 15 Jahren in dieser Branche schmerzlich erfahren müssen, und ich gebe ihn jedem Betreiber mit auf den Weg, der sich mit einem vermeidbaren Transformatorproblem an uns wendet.

Benötigen Sie technische Beratung zur Auswahl des passenden ölgekühlten Transformators für Ihr Projekt in Nigeria? Oder möchten Sie ein Prüfprotokoll für Ihre bestehende Transformatorenflotte besprechen? Dann wenden Sie sich direkt an unser Team. Wir haben bereits geliefert.Leistungstransformatoren UndDreiphasen-Ölbadeinheiten Wir arbeiten mit Energieversorgungsunternehmen in ganz Afrika zusammen und verstehen die anspruchsvollen Bedingungen des nigerianischen Stromnetzes.