Checkliste zur Überwachung von Leistungstransformatoren: Parameter, Sensoren, Alarme und Kommunikation

Veröffentlichungsdatum:30. September 2026, 10:12:19 Uhr

Ein Überwachungssystem für Leistungstransformatoren ist nur so gut wie die Entscheidungen, die bei seiner Spezifizierung getroffen werden. Fehlt ein wichtiger Parameter, wird ein Sensor an der falschen Stelle installiert, sind die Alarmschwellen zu niedrig eingestellt oder gelangen die Daten gar nicht erst in die Leitwarte, vermittelt das System ein falsches Gefühl der Sicherheit. Diese Checkliste fasst diese Entscheidungen an einem Ort zusammen, sodass Ingenieure, Anlagenmanager und Projektteams den Überwachungsumfang vor dem Kauf, während der Planung und bei der Inbetriebnahme überprüfen können.

Die Checkliste ist in vier Teile gegliedert: welche Parameter zu überwachen sind, welche Sensoren zu verwenden sind, wie Alarme und Abschaltungen einzustellen sind und wie die Daten zu übermitteln sind. Sie gilt in erster Linie für ölgefüllte Leistungstransformatoren ab etwa 10 MVA, doch die meisten Punkte lassen sich auf Verteilungs- und Industrieanlagen übertragen. Eine umfassendere Einführung in das Thema finden Sie in unserer Übersicht über Lösungen zur Transformatorüberwachung.

Inhaltsverzeichnis

Schritt 1: Festlegen des Überwachungsumfangs

Transformatorüberwachung – Architektur des Überwachungssystems

Bevor Sie sich für eine bestimmte Hardware entscheiden, sollten Sie sich darüber einigen, warum der Transformator überwacht wird und in welchem Umfang sich eine Überwachung lohnt. Eine 500-MVA-Generator-Aufwärtstransformatoranlage und ein 20-MVA-Industrietransformator erfordern sehr unterschiedliche Investitionsaufwände.

Punkt auf der Checkliste Zu beantwortende Fragen
☐ Kritikalität Was passiert, wenn dieser Transformator ausfällt? Gibt es ein Ersatzgerät oder eine Redundanzanlage? Wie lange würde der Austausch dauern?
☐ Alter und Zustand Ist es neu, befindet es sich in der Mitte seiner Lebensdauer oder nähert es sich dem Ende seiner Lebensdauer? Gibt es bekannte Probleme aus früheren Tests, DGA-Ergebnissen oder Inspektionen?
☐ Profil wird geladen Ist die Anlage stark ausgelastet, zyklisch belastet oder ist mit Überlastungen zu rechnen? Wird sie mit Strom aus variablen erneuerbaren Energiequellen gespeist?
☐ Standortbedingungen Ist der Standort besetzt oder wird er ferngesteuert betrieben? Wie hoch sind die Umgebungstemperatur, die Luftfeuchtigkeit, die Höhe über dem Meeresspiegel und die Schadstoffbelastung?
☐ Vorhandene Ausrüstung Welche Messgeräte, Relais und Sensoren sind bereits installiert? Können sie wiederverwendet oder integriert werden?
☐ Ziele Ist das Ziel der Schutz, die dynamische Belastung, die Verlängerung der Lebensdauer, die zustandsorientierte Instandhaltung oder alles zusammen?

Eine praktische Möglichkeit, den Umfang anzupassen, besteht darin, Transformatoren in Stufen zu gruppieren. Die Basisüberwachung umfasst Temperaturen, Ölstand und Schutzeinrichtungen. Die Standardüberwachung umfasst zusätzlich die Online-DGA-Analyse und die Kühlungssteuerung. Die umfassende Überwachung umfasst darüber hinaus die Überwachung von Durchführungen, Teilentladungen und Stufenschaltern. Unser Leitfaden zu Methoden und Strategien zur Zustandsüberwachung von Transformatoren erläutert diesen stufenweisen Ansatz ausführlicher.

Schritt 2: Parameter-Checkliste

In der folgenden Tabelle sind die Parameter aufgeführt, die bei Leistungstransformatoren am häufigsten überwacht werden, welche Informationen sie jeweils liefern und welche Priorität ihnen empfohlen wird. "Unverzichtbare" Parameter sollten bei fast jedem Leistungstransformator überwacht werden. "Empfohlene" Parameter sind bei den meisten kritischen Anlagen gerechtfertigt. "Optionale" Parameter hängen von den jeweiligen Risiken ab.

Thermische Parameter

Parameter Was sich daraus ergibt Priorität
☐ Temperatur des oberen Öls Gesamtwärmeverhalten, Kühlleistung Unverzichtbar
☐ Temperatur am Heißpunkt der Wicklung Alterungsrate der Isolierung, Überlastfähigkeit Unverzichtbar
☐ Umgebungstemperatur Richtwerte für Temperaturanstiegs- und Belastungsberechnungen Unverzichtbar
☐ Öl-Temperatur am Boden Kühlerwirkungsgrad, Ölzirkulation Empfohlen
☐ Einlass- und Auslasstemperatur des Kühlers Verstopfte oder defekte Heizkörper und Wärmetauscher Optional

Die Temperatur ist die Grundlage der Transformatorüberwachung, da sie die Lebensdauer der Isolierung unmittelbar beeinflusst. Der Unterschied zwischen Öl- und Wicklungsmessungen wird in unserem Artikel zum Thema Öltemperaturanzeigen im Vergleich zu Wicklungstemperaturanzeigen, und die zugrunde liegenden Auslegungsgrenzen werden in Grenzwerte und Nennwerte für den Temperaturanstieg von Transformatoren.

Elektrische Parameter und Lastparameter

Parameter Was sich daraus ergibt Priorität
☐ Laststrom (pro Phase) Belastungsgrad, Unwucht, Eingabe für thermische Modelle Unverzichtbar
☐ Spannung Risiko einer Übererregung, Leitfaden für die Überwachung von Durchführungen Empfohlen
☐ Obertöne Zusätzliche Verluste und Erwärmung durch nichtlineare Lasten Optional
☐ Erdungsstrom im Kern und an der Klemme Mehrere Erdungspunkte, Kriechströme Empfohlen

Parameter zur Isolierung und zum Ölzustand

Parameter Was sich daraus ergibt Priorität
☐ Gelöste Gase (DGA) Überhitzung, Lichtbogenbildung, Teilentladung, Papierzerfall Unverzichtbar für kritische Einheiten
☐ Feuchtigkeit im Öl Feuchte Isolierung, Undichtigkeiten, verminderte Durchschlagfestigkeit Empfohlen
☐ Durchführungs-Kapazität und Tangens Delta Durchschlag in der Kondensatorschicht, Feuchtigkeit in den Durchführungen Empfohlen ab ca. 110 kV
☐ Teilentladung Isolationsfehler, Hohlräume, Oberflächenkriechströme Empfohlen für Hochspannungsgeräte oder Geräte, bei denen ein Defekt vermutet wird

Informationen zu den Isolationsparametern finden Sie in unserem Überwachung der Transformatorisolierung Bewerbungsseite und unser Leitfaden zu Überwachung von Teilentladungen in Transformatoren.

Mechanische und Hilfsparameter

Parameter Was sich daraus ergibt Priorität
☐ Ölstand im Haupttank und im Ausgleichsbehälter Leckagen, Probleme mit der Wärmeausdehnung Unverzichtbar
☐ Status des Buchholz-Relais und des plötzlichen Druckrelais Interne Verwerfungen, Gasansammlung Unverzichtbar
☐ Status der Druckentlastungsvorrichtung Schwerwiegende interne Fehler Unverzichtbar
☐ Status von Lüfter und Pumpe Kühlungsausfälle, Motorstörungen Unverzichtbar für Geräte mit Zwangskühlung
☐ OLTC-Stellungsposition, Betriebszählerstand und Daten des Antriebsmotors Verschleiß an den Kontaktstellen, Probleme mit dem Mechanismus, übermäßiger Betrieb Empfohlen, wenn ein OLTC eingebaut ist
☐ Zustand der Entlüftung Gesättigtes Silikagel, Eindringen von Feuchtigkeit in den Konservierungsraum Optional
☐ Vibrations- oder akustische Signale Lose Wicklungen oder Kern, mechanische Verformung Optional

Falls Sie noch nicht sicher sind, welche Fehler für Ihren Fuhrpark am wichtigsten sind, bietet unser Leitfaden zu Ausfallarten bei Transformatoren ordnet jeden Ausfallmechanismus den Parametern zu, mit denen er erkannt wird.

Schritt 3: Checkliste zur Sensorauswahl

Jeder Parameter lässt sich in der Regel auf mehr als eine Weise messen. Die richtige Wahl hängt von den Anforderungen an die Genauigkeit ab, davon, ob der Transformator neu ist oder bereits in Betrieb ist, und davon, wie die Daten verwendet werden sollen.

Temperatursensoren

Sensortyp Maßnahmen Stärken Einschränkungen
Öltemperaturanzeige (Zeigerthermometer mit Pt100) Öl-Spitzentemperatur Einfache, bewährte, lokale Anzeige und Kontakte Misst nur den Ölstand, nicht die Wicklungen
Anzeige der Wicklungstemperatur (Wärmebild) Berechneter Hotspot aus Öltemperatur und einem CT-Heizelement Kostengünstig, nachrüstbar Simuliert, nicht direkt; die Genauigkeit hängt von der Konfiguration und den Daten aus dem Heißlauf ab
Fluoreszierende Glasfasersensoren Temperatur am Hotspot der Direktwicklung Direkte Messung, unempfindlich gegenüber Hochspannung und elektromagnetischen Störungen, schnelle Ansprechzeit Die Sonden müssen während der Herstellung oder bei einer umfassenden Überholung eingebaut werden.
Pt100-Widerstandssensoren Öl-, Umgebungs- und Kühlertemperaturen Präzises, standardmäßiges 3- oder 4-Leiter-Signal Darf nicht auf unter Spannung stehende Wicklungen gelegt werden

Punkte der Checkliste:

Einen ausführlichen Vergleich der Messverfahren für Hotspots finden Sie unter Temperaturmessung an Hotspots in Transformatorwicklungen und Sensoren und unser Glasfaser-Temperaturmesssystem für Öltransformatoren.

Öl-, Isolations- und Zusatzsensoren

  • ☐ DGA-Monitor-Typ. Wählen Sie zwischen Ein-Gas-Messgeräten (in der Regel für Wasserstoff oder ein Gasgemisch), Mehrgas-Messgeräten oder Vollspektrum-Messgeräten. Bei kritischen Transformatoren ist in der Regel ein Mehrgas-Messgerät sinnvoll, das Diagnosemethoden wie das Duval-Dreieck unterstützt. Siehe unsere Online-DGA-Überwachungssystem und der Artikel, in dem verglichen wird, Online-DGA mit Ölprobenahme.
  • ☐ Feuchtigkeitssensor. Prüfen Sie, ob die Feuchtigkeit bereits im DGA-Messgerät erfasst wird oder ob hierfür eine separate Sonde erforderlich ist. Notieren Sie die Öltemperatur an derselben Stelle, um aussagekräftige Ergebnisse zu erhalten.
  • ☐ Buchsensoren. Überprüfen Sie die Typen der Testanschlüsse und verwenden Sie Adapter mit integriertem Schutz. Die Überwachungssystem für Transformator-Durchführungen misst Kapazität, Tangens Delta und Leckstrom in Echtzeit.
  • ☐ Teilentladungssensoren. Entscheiden Sie sich zwischen UHF-Sensoren an Ablassventilen oder dielektrischen Fenstern, HFCT-Sensoren an Erdungsleitungen und einer Durchführungs-Abzweigkupplung. Siehe unsere Online-Überwachungssystem für Teilentladungen an Transformatoren.
  • ☐ OLTC-Sensoren. Geben Sie den Motorstrom oder die Motorleistung, die Schaltstellung sowie die Öltemperatur des Umschalters an. Siehe OLTC-Online-Überwachungssystem für Transformatoren.
  • ☐ Ölstand und Öldruck. Verwenden Sie Messumformer mit analogen oder digitalen Ausgängen anstelle von reinen Kontakten, damit Trends aufgezeichnet werden können. Siehe unsere System zur Überwachung von Temperatur, Füllstand und Druck von Transformatoröl.
  • ☐ Strom- und Spannungssignale. Stellen Sie sicher, dass für das Überwachungssystem Sekundärsignale von CT und VT mit geeigneter Belastung und Isolierung zur Verfügung stehen.

Schritt 4: Checkliste für die Einstellung von Alarmen und Auslöseschwellen

Die Alarmeinstellungen sollten stets den Empfehlungen des Transformatorherstellers und den Belastungsrichtlinien des Betreibers entsprechen. Die nachstehenden Werte sind typische Ausgangswerte, die sich aus der gängigen Praxis sowie den Belastungsrichtlinien IEC 60076-7 und IEEE C57.91 ableiten. Sie ersetzen nicht die konstruktionsspezifischen Grenzwerte.

Temperaturalarm

Parameter Typische Stufe 1 (Kühlung oder Alarm) Typische Stufe 2 (hoher Alarm) Typische Reise
Öl-Spitzentemperatur Etwa 75 °C bis 85 °C Etwa 85 °C bis 95 °C Etwa 95 °C bis 105 °C
Wickel-Hotspot Etwa 95 °C bis 105 °C Etwa 110 °C bis 120 °C Etwa 130 °C bis 140 °C
Start der Kühlphase Lüfter und Pumpen werden üblicherweise in Abhängigkeit von der Wicklungs- oder Öloberflächentemperatur gestuft, beispielsweise die erste Stufe bei etwa 65 °C bis 75 °C und die zweite Stufe etwa 10 K höher.

Zur Orientierung gibt die Norm IEC 60076-7 einen Hot-Spot-Grenzwert von 120 °C für normale zyklische Belastung und 140 °C für langfristige Notfallbelastung bei thermisch nicht verbessertem Papier an, wobei der maximale Öltemperaturwert bei 105 °C liegt. Die tatsächlichen Einstellungen liegen in der Regel darunter, um eine Sicherheitsmarge zu gewährleisten.

Alarme zur Zustandsüberwachung

Parameter Alarmgrundlage Quelle
Gelöste Gase Absolute Konzentrationswerte sowie Anstiegsrate pro Gas IEEE C57.104, IEC 60599
Feuchtigkeit im Öl Absolute ppm-Werte und relative Sättigung, korrigiert um Temperatur und Spannungsklasse IEC 60422, Herstellerangaben
Buchse C1 und Tangens Delta Veränderung gegenüber dem Ausgangswert, zum Beispiel einige Prozent für C1 oder eine Verdopplung von tan delta IEEE C57.152, Herstellerangaben
Teilentladung Amplitude, Wiederholungsrate und Trend, mit Rauschunterdrückung IEC 60270, Standort-Baseline
Kern-Erdstrom In der Praxis liegt dieser Wert in vielen Versorgungsbetrieben üblicherweise bei etwa 100 mA, angepasst an die Auslegung Praxis des Eigentümers, Beschränkungen des Herstellers

Checkliste für die Alarmauslegung

  • ☐ Vor jeder Auslösung sind mindestens zwei Alarmstufen (Warnung und Hochalarm) zu verwenden.
  • ☐ Fügen Sie Änderungsratenalarme für DGA-, Durchführungs- und Temperaturtrends hinzu. Schnelle Änderungen sind oft wichtiger als absolute Werte.
  • ☐ Stellen Sie die Hysterese und die Zeitverzögerungen so ein, dass ein Alarmflattern während normaler Lastzyklen verhindert wird.
  • ☐ Legen Sie fest, welche Alarme fest mit den Schutzvorrichtungen verdrahtet sind und welche lediglich zu Informationszwecken dienen. Die Auslösung sollte auf bewährten, unabhängigen Geräten basieren.
  • ☐ Weisen Sie jedem Alarm einen Verantwortlichen und ein Reaktionsverfahren zu, einschließlich der Angabe, wer benachrichtigt wird und innerhalb welcher Frist.
  • ☐ Nach der Inbetriebnahme sollte eine Einlernphase vorgesehen werden, um Ausgangswerte für die Zustandsparameter zu ermitteln, bevor die Schwellenwerte verschärft werden.
  • ☐ Überprüfen Sie die Alarmeinstellungen nach größeren Ereignissen wie Durchschlägen, Überlastungen, Ölwechseln oder Reparaturen.

Wenn man versteht, wodurch Temperaturalarmauslösungen ausgelöst werden, kann man diese sinnvoll einstellen. Unser Leitfaden zur Überhitzung von Transformatoren behandelt die häufigsten Ursachen und frühen Symptome.

Schritt 5: Checkliste für Kommunikation und Integration

Überwachungsdaten haben nur dann einen Wert, wenn sie die Personen und Systeme erreichen, die darauf reagieren. Die Kommunikation sollte ebenso sorgfältig festgelegt werden wie die Sensoren.

Schnittstelle Typische Anwendung Anmerkungen
Potentialfreie Kontakte (Relaisausgänge) Alarme, Abschaltungen, Kühlungssteuerung Einfach und robust; unverzichtbar für Schutzfunktionen
Analogausgänge 4–20 mA Temperatur- und Füllstandsdaten an RTUs oder SPSen Weit verbreitet, ein Wert pro Signalpaar
Modbus RTU (RS-485) / Modbus TCP Datenaustausch mit lokalen Steuerungen und SCADA Einfach und üblich: Scheckregister frühzeitig überprüfen
IEC 61850 Digitale Schaltanlagen, Integration mit Schutz-IEDs Unterstützt standardisierte logische Knoten für die Transformatorüberwachung; fordern Sie die ICD-/CID-Dateien an
DNP3 / IEC 60870-5-104 Fernsteuerungsverbindungen zu den Leitstellen der Energieversorger In Nordamerika bzw. Europa weit verbreitet

Checkliste für die Integration

  • ☐ Überprüfen Sie das vom Umspannwerksautomatisierungssystem und der Leitstelle verwendete Protokoll.
  • ☐ Besorgen Sie sich vor der Werksabnahmeprüfung Punktlisten, Registerkarten oder IEC 61850-Konfigurationsdateien.
  • ☐ Die Zeit auf allen Überwachungsgeräten synchronisieren, beispielsweise über SNTP oder IEEE 1588 PTP, damit Ereignisse miteinander in Zusammenhang gebracht werden können.
  • ☐ Legen Sie fest, wo Daten gespeichert werden, wie lange sie aufbewahrt werden und wer darauf zugreifen darf.
  • ☐ Cybersicherheitsmaßnahmen wie Netzwerksegmentierung, rollenbasierte Zugriffsrechte, sicherer Fernzugriff und Patch-Management unter Einhaltung von Normen wie IEC 62351 und IEC 62443 umsetzen.
  • ☐ Bereitstellung einer lokalen Anzeige in der Schaltanlage für das Bedienpersonal, z. B. einer Host für die Temperaturanzeige über Glasfaser oder Instrument mit LCD-Anzeige, sodass die Schlüsselwerte auch bei einem Kommunikationsausfall sichtbar bleiben.
  • ☐ Führen Sie Daten von Temperatur-, DGA-, Durchführungs-, PD- und OLTC-Überwachungssystemen auf einer Plattform zusammen, damit Zusammenhänge leicht erkennbar sind. Sehen Sie sich unsere Überwachung von Leistungstransformatoren Anwendungsseite für integrierte Architekturen.

Schritt 6: Checkliste für Installation und Inbetriebnahme

  • ☐ Überprüfen Sie jeden Sensor anhand der Zeichnungen, einschließlich der Kanalnummern und der Sondenkennungen.
  • ☐ Überprüfen Sie vor und nach dem Befüllen des Tanks die Durchgängigkeit der Glasfasersonde und die Signalstärke.
  • ☐ Überprüfen Sie, ob die Sensorwerte plausibel sind: Alle Öltemperaturen liegen bei einem stromlosen Transformator nahe der Umgebungstemperatur, und der Ölstand stimmt mit der Anzeige am Konservator überein.
  • ☐ Vor der Einschaltung die Offline-Testergebnisse für Durchführungen, DGA und Feuchtigkeit als Ausgangswerte erfassen.
  • ☐ Prüfen Sie jeden Alarm- und Abschaltkontakt durchgehend, vom Sensor bis zur Anzeige im Kontrollraum.
  • ☐ Testen Sie die Logik zur Kühlungssteuerung, einschließlich der Stufenregelung für Lüfter und Pumpen sowie der Ausfallsicherung.
  • ☐ Überprüfen Sie die Kommunikation mit SCADA, einschließlich Punktzuordnung, Skalierung, Qualitätskennzeichen und Zeitstempeln.
  • ☐ Dokumentieren Sie alle Einstellungen, Firmware-Versionen und Netzwerkkonfigurationen.
  • ☐ Schulung des Zugpersonals und des Wartungspersonals hinsichtlich der Anzeigen, Alarmsignale und Reaktionsabläufe.

Schritt 7: Checkliste für Betrieb und Wartung

Häufigkeit Aufgaben
Täglich oder kontinuierlich ☐ Aktive Alarme überprüfen ☐ Kommunikationsstatus prüfen ☐ Auf plötzliche Trendänderungen achten
Monatlich ☐ Temperatur- und Lastverläufe überprüfen ☐ DGA-Verläufe überprüfen ☐ Funktion des Kühlsystems überprüfen
Jährlich ☐ Online-DGA mit Laborproben vergleichen ☐ Indikatoren und Messumformer kalibrieren oder überprüfen ☐ Alarm- und Abschaltkontakte testen ☐ Auf Firmware- und Sicherheitsupdates prüfen
Bei geplanten Betriebsunterbrechungen ☐ Offline-Prüfungen der Durchführungen und Isolierungen zur Validierung der Online-Daten ☐ Überprüfung der Sensorverkabelung und der Tankdurchführungen ☐ Austausch von Verbrauchsmaterialien wie DGA-Monitorfiltern oder Trägergas
Nach den Veranstaltungen ☐ Daten nach Durchgangsfehlern, Überlastungen oder Auslösungen der Schutzvorrichtungen überprüfen ☐ Alarmeinstellungen neu bewerten, wenn sich der Zustand des Transformators geändert hat

Häufige Fehler, die es zu vermeiden gilt

  • Es wird ausschließlich auf die berechnete Wicklungstemperatur abgestellt. Wärmebildanzeigen sind zwar nützlich, können jedoch insbesondere bei schnellen Lastwechseln oder bei geänderter Kühlung deutlich vom tatsächlichen Hotspot abweichen.
  • Die Chance im Bereich Glasfaser verpassen. Direkte Hot-Spot-Sensoren müssen bereits bei der Herstellung oder bei größeren Reparaturen eingebaut werden. Werden sie beim Kauf nicht vorgesehen, ist diese Möglichkeit für Jahrzehnte verpasst.
  • Daten kaufen, ohne einen Plan für die Reaktion darauf zu haben. Alarme, für die kein Verantwortlicher, kein Verfahren und kein Eskalationspfad festgelegt sind, werden oft ignoriert.
  • Alarme ohne Basiswerte einstellen. Zustandsparameter wie DGA-, PD- und Durchführungswerte variieren von Einheit zu Einheit. Feste, allgemeine Schwellenwerte führen entweder zu Fehlalarmen oder dazu, dass Fehler übersehen werden.
  • Die Kommunikation bis zum Schluss aufschieben. Protokollabweichungen und fehlende Registerzuordnungen gehören zu den häufigsten Ursachen für Verzögerungen bei der Inbetriebnahme.
  • Parameter isoliert überwachen. Ein einzelner steigender Wert kann mehrdeutig sein. Durch die Korrelation von Temperatur-, Last-, DGA- und Durchführungsdaten lassen sich weitaus zuverlässigere Diagnosen stellen.

Häufig gestellte Fragen

Welche Mindestüberwachungsfunktionen sollte jeder Leistungstransformator aufweisen?

Zumindest: Öloberflächentemperatur, Wicklungstemperatur (berechnet oder direkt gemessen), Ölstand, Buchholz- und Druckentlastungsvorrichtungen sowie der Status des Kühlsystems. Bei kritischen Transformatoren sollten zudem eine Online-DGA-Überwachung und eine direkte Messung von Hotspots in den Wicklungen vorhanden sein.

Lohnt sich die direkte Hotspot-Messung mit Glasfasertechnik?

Bei großen oder stark belasteten Transformatoren ist dies in der Regel der Fall. Die direkte Messung ermöglicht eine sichere dynamische Belastung, überprüft die thermische Auslegung und erkennt Kühlungsprobleme schnell. Die Kosten für den Sensor sind gering im Vergleich zum Wert des Transformators und der zusätzlichen Belastbarkeit, die dadurch sicher erschlossen werden kann.

Welches Kommunikationsprotokoll soll ich wählen?

Nutzen Sie die Funktionen, die das Automatisierungssystem der Schaltanlage und die Leitwarte bereits unterstützen. Für neue digitale Schaltanlagen wird IEC 61850 bevorzugt, während Modbus für die lokale Integration nach wie vor weit verbreitet ist. Die meisten Überwachungssysteme bieten mehrere Protokolle an; prüfen Sie daher frühzeitig die Kompatibilität.

Kann ein bestehender Transformator mit einer Überwachungsfunktion nachgerüstet werden?

Ja. Online-DGA, Buchsenüberwachung, Teilentladungssensoren, OLTC-Überwachung, Ölstand- und Öldrucksensoren sowie modernisierte Temperaturanzeigen können alle nachgerüstet werden. Eine wesentliche Ausnahme bilden Hot-Spot-Sensoren für Direktwicklungen, da hierfür in der Regel ein Zugang zum aktiven Teil erforderlich ist.

Wie oft sollten die Alarmeinstellungen überprüft werden?

Überprüfen Sie diese nach der Inbetriebnahme, sobald Referenzwerte festgelegt sind, anschließend mindestens einmal jährlich sowie nach jedem größeren Ereignis, jeder Reparatur oder jeder Änderung der Belastungsrichtlinien.

Planen Sie Ihr Transformatorüberwachungsprojekt gemeinsam mit unseren Ingenieuren

Ganz gleich, ob Sie ein Überwachungssystem für einen neuen Transformator planen oder Ihren bestehenden Bestand modernisieren möchten – unser Team unterstützt Sie gerne bei der Festlegung der Parameter, der Auswahl der Sensoren, der Konfiguration von Alarmstrategien und der Integration der Daten in Ihre Steuerungssysteme. Wir unterstützen Projekte für Stromnetzbetreiber, Stromerzeugung, erneuerbare Energien und Umspannwerke, sowie Überwachung von Transformatoren in Umspannwerken und Temperaturüberwachung von Transformatoren Anwendungen.

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