Warum sollte man eine Trafo-Isolieröluntersuchung durchführen?

Für den sicheren Betrieb von ölgefüllten Transformatoren ist ein gesundes Isolieröl DAS wichtigste Kriterium. Alterung und Feuchtigkeitsbelastung des Isolieröls durch starke Beanspruchung und thermische Einflüsse, können zum Totalausfall des Trafos und somit zum Stillstand der Produktion führen. Enorme Schäden durch Stillstandzeiten und Datenverluste in der EDV sind die Folge.

Gesetzliche Vorgabe: In der DIN EN 60422 „Richtline zur Überwachung und Wartung von Isolierölen auf Mineralölbasis in elektrischen Betriebsmitteln“ gültig seit 01.05.2009 sind die Überprüfungsintervalle von 2 bis max. 6 Jahren festgeschrieben.

Inspektion / Thermografie des Öltrafos und des Gießharztrafos

Im Zuge der Isolierölentnahme erfolgt eine detaillierte Inspektion des Trafos.
Die thermografische Untersuchung des Trafos führt fehlerhafte "heiße Stellen"  oder Kabelüberlastungen zu Tage. Die Betriebstemperatur des Trafos während der Probennahme ist für die Feuchtigkeitsbestimmung bei der späteren Untersuchung des Isolieröls unbedingt erforderlich. Fehlt die Temperaturangabe ist keine fehlerfreie Beurteilung möglich.

Farbzahl des Isolieröls, ISO 2049 (FT) und Reinheit, DIN EN 60296
Frisches bzw. intaktes Isolieröl ist frei von Schwebstoffen und klar bis gelblich in der Farbe. Dunkles Isolieröl ab Farbzahl 4, Verunreinigungen durch Bodensatz oder Schwebstoffe im Öl sind ein Hinweis auf eine starke Beanspruchung bzw. eine fortgeschrittene Alterung des Isolieröls.

Durchschlagsspannung, VDE 0370
Die Durchschlagsspannung ist der Kennwert für die Eignung  des Isolieröls, welcher der elektrischen Beanspruchung widerstehen muss. Die Bestimmung stellt eine Untersuchungsmethode zur Prüfung physikalischer Verunreinigungen durch Wasser und andere Stoffe dar. Die Beurteilung des Ergebnisses aus dieser Untersuchung erfolgt unter Berücksichtigung der Trafotemperatur bei der Probennahme.

Wassergehalt / Feuchtigkeit, IEC 81
Bei einem Trafo mit Ausdehnungsgefäß schwankt das Volumen des Isolieröls abhängig von der Temperatur. Kühlt der Trafo und damit das Isolieröl ab, sinkt das Ölvolumen und es wird die Umgebungsluft in das Ausdehnungsgefäß gesaugt. Mit steigender Auslastung des Trafos steigt auch wieder die Öltemperatur und damit auch das Ölvolumen. Die vorher eingesaugte Umgebungsluft wird aus dem Ausdehner ausgestoßen. Bei diesem Vorgang gelangt die Feuchtigkeit der Luft in den Innenraum (Kessel) des Trafos. Mit der Feuchtigkeit wird die Isoliereigenschaft des Öls erheblich beeinflußt, so dass es zu Überschlägen im Aktivteil, bis hin zum Totalausfall des Trafos kommen kann.

Eine meist unterschätzte Ursache für Feuchtigkeit im Transformator ist Wasser als Abbauprodukt der Zellulose (Festisolation des Kerns) und des Öls. Auch bei Hermetik-Transformatoren kann das altersbedingte Entstehen von Feuchtigkeit durch die Zersetzung der Zellulose nur verzögert, aber nicht verhindert werden.

Neutralisationszahl, DIN EN 62021-1
Während der Alterung des Isolieröls entstehen Oxide und nach und nach polare Abbauprodukte. Diese verschlechtern die dielektrischen Eigenschaften des Isolieröls. Schreitet die Alterung des Isolieröls weiter vor bilden sich Schlämme und Schlammablagerungen auf den Wicklungen des Trafokerns. Hierdurch wird die notwendige Wärmeabfuhr verhindert. Dieser Wärmestau lässt die Zellulose sehr stark altern. Um die Schädigung des Trafos durch entstehende Säure frühzeitig zu erkennen bieten wir die Ermittlung der Neutralisationszahl an.

Grenzflächenspannung, ASTM D 971
Die Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser ist ein Maß für die Menge polarer Bestandteile im Isolieröl. Das Ergebnis der Untersuchung gibt ein Indiz auf die Alterung des Isolieröls. Im Laufe der Betriebszeit des Isolieröls nimmt die Grenzflächenspannung in Folge der Bildung sauerstoffhaltiger, hydrophiler Alterungsprodukte ab (Oxidation)

Dielektrischer Verlustfaktor, DIN EN 60247
Der dielektrische Verlustfaktor tan δ 90° C gibt Hinweise auf die dielektrschen Verluste des Isolieröls im Betrieb des Transformators. Er ist von der Feuchte und polaren Oxidationsprodukten des Isolieröls abhängig.

Furan-Bestimmung, DIN EN 61198
Die Papierzersetzung wird hauptsächlich durch Temperatur, Sauerstoff und Wassergehalt bewirkt. Durch diese kann man Rückschlüsse auf den Zustand der Festisolation des Trafos schließen.

Gas-in-Öl-Analyse (DGA), DIN EN 60567
Die Analyse im Öl gelöster Gase (Gas-in-ÖI-Analyse, DGA) ermöglicht eine Kontrolle des Transformators in elektrischer und thermischer Hinsicht. Bereits vorhandene Defekte oder Teilentladungen werden hierdurch aufgedeckt.

PCB-Gehalt, DIN EN 12766-1
PCB (Polychlorierte Biphenyle)ist eine hoch toxische Substanz die stark krebserregend ist und in Transformatoren als Kühl- und Isoliermittel verwendet wurde. Gemäß der PCB-Verbotsordnung mussten PCB-belastete Transformatoren bis spätestens zum 31.12.1999 ausgetauscht und entsorgt worden sein. Außerdem muss der Transformator mit einem leicht erkennbaren Warnschild mit der Aufschrift „PCB“ gekennzeichnet werden, damit die Feuerwehr im Brandfall vor dem toxischen Tränkmittel gewarnt wird und geeignete Schutzmaßnahmen einleiten kann.

Es gelten die nachfolgend aufgeführten Grenzwerte:
PCB-Gehalt kleiner 20 ppm. nach LAGA: PCB-freies Betriebsmittel.
PCB-Gehalt größer 20 ppm. nach LAGA: PCB-belastetes Betriebsmittel. Kennzeichnungspflicht, darf jedoch weiter betrieben werden.
PCB-Gehalt größer 50 ppm. nach LAGA: PCB-belastetes Betriebsmittel muss ausgetauscht und entsorgt werden.