Überwachung der Transformatorisolierung: Was lässt sich online überwachen?

Veröffentlichungsdatum:7. Oktober 2026, 15:54:38 Uhr

  • Online messbar: gelöste Gase (DGA), Feuchtigkeit im Öl, Teilentladungen (PD), Durchführungs-Kapazität und Tangens Delta, Hot-Spot-Temperatur der Wicklung sowie Erdungsstrom von Kern und Klemme.
  • Geschätzte Online-Zeit: Feuchtigkeit im Papier (berechnet anhand von Öldaten) und Todesfälle (berechnet anhand der Hot-Spot-Historie). Beides sind indirekte Werte.
  • Nur offline: Isolationswiderstand und Polarisationsindex, Leistungsfaktor der Wicklung, FDS/DFR, SFRA, Furananalyse, Papier-DP sowie Laboruntersuchungen zur Ölqualität.
  • Die besten Einsteigersensoren: Online-DGA mit Feuchtigkeitsmessung, anschließend Hot-Spot-Erkennung mittels Glasfasertechnik, dann Isolationsüberwachung, gefolgt von Teilentladungen und Kernerdstrom.
  • Faustregel: Online-Daten erkennen Veränderungen frühzeitig und kontinuierlich, während Offline-Tests die Alarme bestätigen und genaue Referenzwerte liefern. Beides ist erforderlich.

Inhaltsverzeichnis

1. Komponenten des Isolationssystems: Wickelpapier, Pressspan, Öl, Buchsenkerne und Gießharz

Der Zustand der Transformatorisolierung ist entscheidend

Sechs Bestandteile eines ölgekühlten Isolationssystems

Kupfer und Stahl nutzen sich kaum ab. Papier, Pressspan, Öl und Harz altern ab dem Tag der Inbetriebnahme kontinuierlich, und ihr Ausfall führt in der Regel zu einem Kurzschluss, einem internen Lichtbogen und einem längeren Ausfall.

  • Leiterisolierung: Papier, das um die Wicklungsleiter gewickelt ist und die Windungen und Scheiben voneinander trennt.
  • Hauptisolierung: Abschirmungen aus Pressspan, Abstandshalter und Ölkanäle zwischen den Wicklungen sowie zwischen den Wicklungen und dem Kern oder dem Tank.
  • Isolieröl: füllt jede Lücke aus, durchdringt das Papier und leitet Wärme ab.
  • Isolierung der Buchse: Mit Öl oder Harz imprägnierte Papierkondensatorkerne, bei denen die Leiter durch die Tankwand geführt werden.
  • Isolierung des Stufenschalters: Isolierung im Inneren des OLTC-Wahlschalters und des Umleiters.
  • Kernisolierung: Laminate und die Isolierung zwischen dem Kern und seiner Klemmkonstruktion.

Bei Trockenausführungen werden Öl und Papier durch Harzguss oder vakuumdruckimprägnierte (VPI) Isolierung ersetzt, und die Kühlung erfolgt durch Luft. Die Überwachungsprinzipien bleiben ähnlich, doch ändern sich die Parameter, wie in Abschnitt 12 erläutert.

2. Alterungsbelastungen bei Isolierungen und die Online-Sensoren, die diese erfassen

Bezug auf Belastung und Indikator

Stress Auswirkungen auf die Isolierung Online-Indikatoren
Thermisch Bricht Zelluloseketten auf, verringert die Festigkeit des Papiers Temperatur am Brandherd, CO und CO₂, Berechnung der Todesopferzahl
Feuchtigkeit Beschleunigt die Alterung, verringert die Durchschlagfestigkeit, erhöht das Risiko der Blasenbildung Feuchtigkeit im Öl, geschätzte Feuchtigkeit im Papier
Sauerstoff und Oxidation Bildet Säuren und Schlamm, beschleunigt die Alterung von Papier Vorwiegend Laboruntersuchungen, einige indirekte Anzeichen anhand der DGA
Elektrik PD greift die Isolierung an, was zu Kriechströmen und Durchschlägen führt PD-Monitor, Wasserstoff und Acetylen in der DGA, Tan-Delta-Wert der Durchführung
Mechanik Kurzschlusskräfte und Vibrationen führen dazu, dass sich die Isolierung löst oder Risse bekommt Begrenzte Online-Möglichkeiten, hauptsächlich Offline-Tests

Spannungen wirken zusammen

Wärme beschleunigt die Feuchtigkeitsabgabe, Feuchtigkeit senkt die Entladungsschwelle, und bei der Entladung entstehen Gas und weitere Wärme. Zusammenfassung Fehlerarten bei Transformatoren und Erkennungsmethoden zeigt, wie diese Ketten letztendlich zu tatsächlichen Ausfällen führen.

3. Vergleichstabelle Online- und Offline-Messgeräte: DGA-Monitor, Feuchtigkeitssensor, PD-Sensor und FDS-Prüfgerät

Tabelle mit Kurzantworten

Indikator Online-Überwachung Was sich daraus ergibt
Gelöste Gase Ja, erwachsen Aktive Fehler in der Öl- und Papierindustrie: Teilentladungen, Lichtbogenbildung, Überhitzung
Feuchtigkeit im Öl Ja, erwachsen Feuchtigkeit des Öls und, nach Schätzung, des Papiers
Teilentladung Ja, ausgereift, erfordert eine fachgerechte Einrichtung Lokalisierte Isolationsfehler vor dem Durchschlag
Durchführungs-Kapazität und Tangens Delta Ja, erwachsen Zustand der Isolierung des Buchsenkondensators
Temperatur am Wicklungs-Hotspot Ja, erwachsen Thermische Alterungsrate und kumulativer Lebensdauerverlust
Kern- und Klemmungs-Erdstrom Ja, ganz einfach Fehler in der Kernisolierung und unbeabsichtigte Erdung
Dielektrische Eigenschaften von Öl Begrenzte, neu aufkommende Sensoren Ölverschmutzung und Alterung
Papier-Polymerisationsgrad (DP) Nein, indirekt geschätzt Mechanische Festigkeit und verbleibende Lebensdauer des Papiers
Furane im Öl Hauptsächlich im Labor Zersetzung von Papier
Isolationswiderstand und Polarisationsindex Nein, offline Allgemeiner Trockenheits- und Sauberkeitszustand der Dämmung
Wicklungsleistungsfaktor / tan delta Nein, offline Gesamtzustand der Wicklungsisolierung
Frequenzbereichsspektroskopie (FDS/DFR) Nein, offline Feuchtigkeitsgehalt von festen Dämmstoffen

Wie die Methoden zusammenpassen

Jede Online-Methode deckt einen Teilbereich des Themas „Isolierung“ ab. Ein strukturierter Überwachung der Transformatorisolierung Das Programm kombiniert mehrere davon und verknüpft die Ergebnisse mit Offline-Prüfungsterminen.

4. Online-DGA-Monitor: Signaturen gelöster Gase bei Öl- und Papierfehlern

Gasanzeigen

DGA ist der am häufigsten verwendete Online-Isolationsindikator. Defekte in Öl und Papier erzeugen charakteristische Gase, die sich im Öl lösen und von einem Online-Messgerät kontinuierlich erfasst werden.

Gas Typische Fehleranzeige
Wasserstoff (H₂) Teilentladung – ein frühes Anzeichen für zahlreiche Fehler
Acetylen (C₂H₂) Lichtbogenbildung oder hochenergetische Entladung – selbst bei geringen Werten gefährlich
Methan, Ethan, Ethylen Thermische Verwerfungen mit steigender Temperatur
CO, CO₂ Papierverschmutzung, die zu irreversiblen Schäden führt

Auslegungs- und Auswahlkriterien

  • Normen: IEEE C57.104 und IEC 60599 unter Verwendung von Gaskonzentrationen, Anstiegsraten und grafischen Methoden wie dem Duval-Dreieck.
  • Änderungsrate: kontinuierliche Trenddaten aus einer Online-DGA-Überwachungssystem für Transformatoröl ermöglicht frequenzbasierte Alarme, mit denen die periodische Abtastung nicht mithalten kann.
  • Einzelgas vs. Mehrgas: Wasserstoff- oder Mischgasgeräte eignen sich für das Screening, während Mehrgasgeräte eine vollständige Fehlerklassifizierung ermöglichen. Praktische Einzelheiten finden Sie in Online-DGA-Überwachung von Transformatoren.

5. Online-Sensor zur Messung des Feuchtigkeitsgehalts in Öl: Schätzungen der relativen Sättigung und der Papierfeuchte

Warum Feuchtigkeit wichtig ist

Nasses Papier kann bei gleicher Temperatur um ein Vielfaches schneller altern als trockenes Papier. Sehr nasse Isolierung kann zudem bei Überlastungen Blasen bilden, was zu einem dielektrischen Durchschlag führen kann.

So funktioniert die Online-Feuchtemessung

  • Messwerte: relative Sättigung (%RS) des Öls und die Öltemperatur, anhand derer der Wassergehalt in ppm berechnet wird.
  • Kostenvoranschlag auf Papier: Da der größte Teil des Wassers im Papier und nicht im Öl enthalten ist, schätzen die Systeme die Papierfeuchte anhand der Ölfeuchte und der Temperatur unter Verwendung von Gleichgewichtsgleichungen.
  • Zuverlässigkeitsbedingung: Die Messwerte sind am genauesten, wenn der Transformator eine Zeit lang bei relativ konstanter Temperatur gelaufen ist, da sich das Wasser nur langsam zwischen Papier und Öl bewegt.

Was Trends verraten

  • Allmählicher Feuchtigkeitsanstieg aufgrund undichter Dichtungen oder eines gesättigten Entlüftungsventils.
  • Nasses Papier, aus dem Wasser austritt, wenn sich der Transformator erwärmt.
  • Wirksamkeit von Trocknungsbehandlungen im Zeitverlauf.
  • Risiko der Blasenbildung bei geplanten Überlastungen.

Der Feuchtigkeitsgehalt wird in der Regel mit dem DGA-Gerät oder einer speziellen Sonde gemessen. Die kombinierten Ölmesswerte lassen sich in Zustandsüberwachung von Transformatoröl, zusammen mit Temperatur-, Füllstands- und Druckdaten.

6. Teilentladungssensoren: UHF-Antenne, HFCT, Durchführungs-Abzweigkupplung und akustische Sonde

Was ist PD?

Eine Teilentladung ist ein lokal begrenzter elektrischer Durchschlag, der nicht den gesamten Isolationsabstand überbrückt. Sie tritt an Hohlräumen, scharfen Kanten, verunreinigten Oberflächen und Schwachstellen auf. Jeder Impuls ist zwar winzig, doch eine anhaltende Teilentladung greift die Isolation an und gehört zu den häufigsten Vorläufern eines dielektrischen Versagens.

Methoden zur Online-Erkennung von PD

Verfahren Sensor und Standort Stärken Einschränkungen
UHF Antenne über Ablassventil oder dielektrisches Fenster Gute Störfestigkeit, der Tank schirmt Störungen ab Es sind Tanköffnungen erforderlich, was die Kalibrierung in pC erschwert
HFCT Aufstecksensor am Neutralleiter, am Kernleiter oder am Tankerderleiter Einfache Nachrüstung Empfindlicher gegenüber Außengeräuschen
Kupplung mit Buchsengewinde Messung mit Durchsteck-Prüfbohrern Entspricht weitgehend den Grundsätzen der Norm IEC 60270, nutzt die Hardware des Durchführungsüberwachungssystems Erfordert Wasserhahnadapter und Rauschunterdrückung
Akustik Piezoelektrischer Sensor an der Tankwand Hilft dabei, die Ursache des PD zu lokalisieren Das Signal wird abgeschwächt, beeinflusst durch mechanisches Rauschen

Systemvoraussetzungen

Eine erfolgreiche Überwachung hängt von der Rauschunterdrückung, der Mustererkennung und den Basislinienmessungen ab. Die Kombination mehrerer Verfahren in einem Online-Überwachungssystem für Teilentladungen an Transformatoren verbessert die Erkennung und die Identifizierung der Quelle und Überwachung von Teilentladungen in Transformatoren erläutert jede Methode ausführlich.

7. Buchsen-Gewindeadapter: Überwachung von Kapazität und Tangens Delta

Warum Buchsen eine eigene Überwachung verdienen

Durchführungen gehören zu den am häufigsten ausfallanfälligen Isolationskomponenten, und Ausfälle verlaufen oft sehr heftig. Die Isolation von Durchführungen lässt sich zudem besonders einfach online überwachen, da der Messanschluss direkten Zugriff auf den Strom durch die Hauptisolierung ermöglicht.

Messwerte

  • Kapazität (C1): steigt an, wenn Kondensatorschichten kurzgeschlossen werden, was auf einen fortschreitenden Durchschlag im Kern hindeutet.
  • Tan delta: nimmt mit Feuchtigkeit, Verunreinigungen und thermischer Alterung zu.
  • Leckstrom: kombiniert beide Effekte, und bei der Summenstrom- oder Referenzmethode wird dies genutzt, um Änderungen in einer beliebigen Phase zu erkennen.

Der kontinuierliche Vergleich mit Referenzwerten und zwischen den einzelnen Phasen macht die Methode so aussagekräftig. A Überwachungssystem für Transformator-Durchführungen automatisiert diesen Vergleich und löst Trendwarnungen aus.

8. Glasfaser-Temperatursensor: Heißstellen in der Wicklung und thermische Alterungsrate

Die Temperatur bestimmt die Alterungsgeschwindigkeit

Hitze beschädigt die Isolierung nicht plötzlich, sondern bestimmt, wie schnell sie altert. Gemäß IEC 60076-7 verdoppelt sich die Alterungsrate von nicht thermisch verbessertem Papier in etwa mit jedem Anstieg der Hot-Spot-Temperatur um 6 K über 98 °C. Die Hot-Spot-Messung ist daher die direkteste Online-Methode, um zu verfolgen, wie schnell sich die Lebensdauer der Isolierung verringert.

Warum sich Glasfasersonden für Wicklungen eignen

  • Direkte Ablesung: In der Wicklung platzierte Sonden messen den Hotspot ohne thermisches Modell.
  • Dielektrisch und EMI-unempfindlich: Da die Spitze metallfrei ist, können die Messspitzen sicher an unter Spannung stehenden Teilen eingesetzt werden. Die Begründung hierfür wird in Hochspannungs-Temperaturmessung.
  • Sondenoptionen: Polyimid-Lichtleitersensoren für Transformatorwicklungen Sie eignen sich für Harz- und Trockenwicklungen, während andere Fluoreszenzsonden für ölgekühlte Ausführungen vorgesehen sind.

Berechnete Ergebnisse

  • Momentane relative Alterungsrate.
  • Gesamtzahl der Todesopfer seit Inbetriebnahme.
  • Sichere Überlastkapazität für eine bestimmte Dauer.
  • Risiko der Blasenbildung in Verbindung mit Feuchtigkeitsdaten.

Die Grenzwerte und Belastungsregeln sind zusammengefasst in Grenzwerte und Nennwerte für den Temperaturanstieg von Transformatoren.

9. Stromzange: Überwachung des Kern- und Erdungsstroms mittels Stromzange

Was das Signal anzeigt

Die Kerne von Leistungstransformatoren werden absichtlich an einer einzigen Stelle geerdet. Wenn die Kernisolierung versagt und sich ein zweiter Erdungspfad bildet, führen zirkulierende Ströme zu lokaler Überhitzung und Gasbildung.

Messung und Schwellenwerte

  • Sensor: Stromzangen am Kern und Erdungsleitungen – einfach und kostengünstig.
  • Normalwerte: sehr gering. Viele Versorgungsunternehmen prüfen Werte ab etwa 100 mA, wobei der richtige Schwellenwert vom jeweiligen Design abhängt.
  • Bestätigung: Ein ansteigender Kernerdstrom in Verbindung mit thermischen Gasen im DGA ist ein deutliches Anzeichen für einen Kernisolationsfehler.

10. Ölstandsmessumformer, Drucksensor, OLTC-Überwachungsgerät und Überspannungsrekorder

Ergänzende Online-Indikatoren

  • Öl-Dielektrizitätssensoren: Schätzung der dielektrischen Eigenschaften des Öls oder des Verschmutzungsgrades. Da diese Methode weniger etabliert ist als die DGA und Feuchtigkeitssensoren, sollte sie nur als Ergänzung betrachtet werden.
  • Aufzeichnung von transienten Überspannungen: Die Aufzeichnung von Blitzschlägen und Schaltstößen trägt dazu bei, plötzliche Veränderungen bei den Messwerten von Teilentladungen (PD), Gasanalyse (DGA) oder Durchführungen zu erklären.
  • OLTC-Zustand: Störungen im Stufenschalter erzeugen Gas und Wärme, die die Diagnose des Haupttanks verfälschen. Ein OLTC-Online-Überwachungssystem hilft dabei, diese Effekte voneinander zu trennen.
  • Ölstand und Öldruck: Ein niedriger Ölstand kann die Isolierung freilegen, und Druckveränderungen in versiegelten Einheiten können auf eine Gasbildung hindeuten. Siehe den System zur Überwachung von Temperatur, Füllstand und Druck von Transformatoröl für typische Sensorsätze.

11. Offline-Prüfgeräte: Isolationsprüfgerät, FDS/DFR-Analysator, SFRA-Set und Furan-Laboranalyse

Tests, die offline bleiben

Test Warum es offline ist Wann sollte die Untersuchung durchgeführt werden?
Wicklungsisolationswiderstand und Polarisationsindex Erfordert eine Gleichstrom-Prüfspannung an einem stromlosen Gerät Inbetriebnahme, planmäßige Stillstände, nach Ereignissen
Wicklungsleistungsfaktor / tan delta Erfordert Isolierung und eine geregelte Prüfspannung Inbetriebnahme und planmäßige Stillstände
Frequenzbereichsspektroskopie (FDS/DFR) Erfordert stromlose Wicklungen und Niederfrequenzmessungen Wenn die Feuchtigkeit von Papier genau bestimmt werden muss
Sweep-Frequenzganganalyse (SFRA) Erkennt mechanische Verformungen der Wicklung, erfordert eine Abschaltung Nach Kurzschlüssen, Transport oder Standortwechsel
Furananalyse und Papier-DP Erfordert eine Laboranalyse einer Öl- oder Papierprobe In regelmäßigen Abständen zur Alterungsprüfung: DP während der internen Inspektion
Ölqualitätsprüfungen Durchschlagspannung, Säuregehalt und Grenzflächenspannung werden im Labor gemessen Alle ein bis paar Jahre

Beide Ansätze kombinieren

Die Online-Überwachung erkennt Veränderungen frühzeitig und kontinuierlich. Offline-Tests liefern genaue Referenzwerte, bestätigen Alarme und messen Eigenschaften, die mit Sensoren nicht erfasst werden können. Der Vergleich Online-DGA im Vergleich zur Ölprobenentnahme zeigt, wie sich die beiden ergänzen.

12. Überwachung der Trockenisolierung: Temperaturregler, Feuchtigkeitssensor und Teilentladungsdetektor

Parameter, die Öldaten ersetzen

Trockenlaufende Anlagen enthalten kein Öl, daher entfallen die DGA-Prüfung und die Ölfeuchtigkeitsmessung. Die Überwachung konzentriert sich auf folgende Punkte:

  • Wickeltemperatur: bestimmt die Alterung von Harzen und Lacken und wird durch die Isolationsklasse begrenzt.
  • Teilentladung: insbesondere bei Gussharz-Bauteilen, bei denen Hohlräume und Risse die häufigsten Mängel darstellen.
  • Luftfeuchtigkeit und Kondensation: kann beim Wiedereinschalten eines stromlosen Transformators zu Oberflächenkriechstrom führen.
  • Staub und Verunreinigungen: die Oberflächenableitung begünstigen und den Kühlluftstrom behindern.
  • Lüfterbetrieb: Ein Ausfall der Kühlung führt zu einem raschen Anstieg der Wicklungstemperatur.

Controller-Optionen

Panel-Steuerungen wie die IB-S201 Temperaturüberwachungs- und -regelgerät für Trockentransformatoren Temperatur- und Lüftersteuerung lokal vornehmen. Projekte, die umfangreichere Zustandsdaten benötigen, können eine Intelligentes Online-Zustandsüberwachungssystem für Trockentransformatoren.

13. Prioritätsmatrix: DGA-Überwachung vs. Hot-Spot-Sensor vs. Durchführungsüberwachung vs. PD-System

Empfohlene Reihenfolge der Installation

Priorität Online-Messung Grund
1 DGA mit Feuchtigkeit Deckt mit einem einzigen Gerät das breiteste Spektrum an Isolationsfehlern ab
2 Temperatur am Wicklungs-Hotspot Bestimmt die Alterungsrate und die Belastbarkeit; bitte beim Kauf angeben, damit eine direkte Messung erfolgen kann
3 Überwachung von Buchsen Hohe Ausfallfolgen, unkompliziert bei höheren Spannungen
4 Teilentladung Nützlich für Hochspannungsgeräte, verdächtige Geräte und nach dem Auftreten von Teilentladungssignaturen bei der DGA-Prüfung
5 Kern-Erdstrom Kostengünstig, sinnvoll, wenn Kernbrüche ein bekanntes Risiko darstellen

Anpassung der Reihenfolge

  • Spannungsklasse: Eine höhere Spannung erhöht den Wert der Teilentladungs- und Durchführungsüberwachung.
  • Alter und Vorgeschichte: Bei älteren Geräten, bei denen in der Vergangenheit Probleme mit Gas oder Feuchtigkeit aufgetreten sind, sollten die DGA- und Feuchtigkeitssensoren nach oben verlegt werden.
  • Folgen eines Ausfalls: Kritische oder schwer zu ersetzende Einheiten rechtfertigen den vollständigen Satz. Die Abstimmung des Umfangs auf die Kritikalität wird behandelt in Methoden und Strategien zur Zustandsüberwachung von Transformatoren.

14. FAQ: Fragen zur Isolationsüberwachung von Transformatoren

Kann der Isolationswiderstand online überwacht werden?

Nicht im herkömmlichen Sinne. Für Isolationswiderstands- und Polarisationsindexprüfungen ist eine Gleichspannung an stromlosen Wicklungen erforderlich. Die Überwachung von Gasentladungen (DGA), Feuchtigkeit, Teilentladungen (PD) und Durchführungen liefert stattdessen kontinuierlich Informationen zur Isolation.

Lässt sich die verbleibende Lebensdauer von Papierisolierungen online messen?

Nicht direkt. Bei der Papier-DP ist eine physische Probe erforderlich. Online-Systeme schätzen den Zustand des Papiers anhand des Temperaturverlaufs an den Hotspots sowie der Feuchtigkeits- und CO/CO₂-Trends; diese Schätzungen können anhand einer Furananalyse im Labor überprüft werden.

Mit welcher Online-Messung lassen sich die meisten Isolationsprobleme erkennen?

DGA deckt den breitesten Bereich ab, einschließlich Teilentladungen, Lichtbogenbildung, Überhitzung und Papierzerfall. Die Ergebnisse lassen sich durch die Kombination mit Daten zu Hot-Spot-Temperaturen und Feuchtigkeit verbessern.

Ist eine PD-Überwachung notwendig, wenn ich bereits an DGA leide?

DGA erkennt Teilentladungen indirekt anhand von Wasserstoff und anderen Gasen, kann jedoch weder die Quelle lokalisieren noch das Entladungsmuster darstellen. Die direkte Teilentladungsüberwachung bietet eine zusätzliche Frühwarnfunktion, insbesondere für Hochspannungstransformatoren und Anlagen mit vermuteten Mängeln.

Ersetzt die Online-Überwachung die Offline-Isolationsprüfung?

Nein. Die Online-Überwachung verringert die Häufigkeit von Ausfällen und erkennt sich schnell entwickelnde Fehler, während Offline-Prüfungen wie die Messung des Leistungsfaktors der Wicklungen, FDS und SFRA weiterhin unverzichtbar sind, um Ausgangswerte zu ermitteln und eine detaillierte Diagnose zu erstellen.

Wie genau ist die Online-Schätzung der Papierfeuchte?

Die Genauigkeit hängt von einer konstanten Temperatur und dem Gleichgewicht zwischen Öl und Papier ab. Verwenden Sie Schätzwerte, um Risiken und Trendänderungen einzustufen, und bestätigen Sie diese mit einem FDS/DFR-Test, bevor Sie eine Entscheidung bezüglich der Trocknung treffen.

Welche Sensoren können an einem in Betrieb befindlichen Transformator nachgerüstet werden?

DGA- und Feuchtigkeitsmessgeräte an Entleerungsventilen, HFCT- und akustische Teilentladungssensoren, Durchführungsadapter sowie aufsteckbare Kernerdungssensoren können alle im Betrieb oder während einer kurzen Abschaltung nachgerüstet werden. Glasfasersonden werden in der Regel bereits bei der Herstellung oder beim Neuwickeln eingebettet.

Wie wähle ich ein Isolationsüberwachungsgerät für meine Transformatoren aus?

Erfassen Sie die Nennleistung, die Spannungsklasse, das Alter, die Ölprüfhistorie und die Ausfallfolgen, dann die Daten an das Entwicklungsteam senden für ein abgestimmtes Überwachungskonzept.