Kurzschlussfestigkeit von Großtransformatoren

Um hier eine umfassende Information über den Zustand etwa der Kanäle der Unterspannungswicklung, der Steigungsausgleichsringe oder der Oberspannungsstammwicklung in Bezug auf Auswirkungen der axialen und radialen Kurzschlusskräfte zu erlangen, müsste der Aktivteil vollständig zerlegt werden. Nach dem erneuten Zusammenbau, wäre ein solcher Transformator allerdings als ein anderer zu betrachten, den man folglich einer erneuten Prüfung bezüglich der Kurzschlussfestigkeit zu unterziehen hätte. Mit anderen Worten: Es müssten sämtliche für die Kurzschlussfestigkeit entscheidenden Fertigungsprozesse, wie beispielsweise Trocknung und Pressung, wiederholt werden. Allerdings lehrt die Erfahrung, dass der rechnerische Nachweis ausreicht, um die Betriebssicherheit zu gewährleisten.

Folgen von Kurzschlussbelastungen

Ein elektrischer Strom in einem Leiter erzeugt nach dem Gesetz von Biot und Savart ein Magnetfeld um diesen. Je nach der Stromrichtung ziehen zwei stromdurchflossene Leiter einander an oder stoßen einander ab (Bild 1). Dabei ist die auf die Leiter wirkende elektromagnetische Kraft F den Strömen I₁ und I₂ in den Leitern direkt propor­tional. Diesen Kräften unterliegen auch die Leiter einer jeden Wicklung, weshalb bei Aktivteilen der in Rede stehenden Transformatoren die mechanische Festigkeit durch Zugstangen, Abstützungen u. a. m. sicherzustellen ist.

Hinzu kommt, dass jeder elektrische Strom die Leiter erwärmt, wofür zunächst die Stromdichte im Leiter maßgeblich ist. Dabei wird eine natürliche Grenze seitens der thermischen Belastbarkeit der Materialien von Leiter und Isolation vorgegeben, innerhalb derer keine substanziellen Veränderungen eintreten.

Es handelt sich hierbei um eine Grenze, die durch angemessene Kühlung ausgeweitet werden kann, was man bei der Konstruktion von Transformatoren selbstverständlich berücksichtigt. Beim Nennstrom bleibt jeder entsprechend konstruierte Transformator thermisch und mechanisch stabil. Demgegenüber stellt ein Kurzschluss eine thermische wie auch mechanische äußerst kritische Belastung dar, denn hierbei wird der zulässige Dauerstrom um ein Vielfaches überschritten. Für die thermische Belastung ist ausschließlich die Dauer des Kurzschlusses entscheidend; bei kurzfristiger Abschaltung wird im Allgemeinen eine unzulässige Temperaturerhöhung und mithin die Zerstörung der Isolation verhütet.

Anders verhält es sich dagegen mit der überstrombedingten mechanischen Belastung, denn die mechanischen Kräfte werden unverzüglich nach Kurzschlusseintritt wirksam. Zwar werden sie bei neuen Transformatoren üblicherweise von der Konstruktion aufgefangen, doch kann es dennoch zu par­tiellen Verformungen kommen. Das Bild 2 zeigt beispielsweise, wie die einzelnen Windungen der Oberspannungswicklung aufgrund starker axialer Kräfte gegeneinander gekippt sind. In diesem Fall war die Isolation zum Kurzschlusszeitpunkt genügend elastisch, um die Bewegung unbeschädigt zu überstehen. Wohl ist die Wicklung verformt, doch hat sie keinen unmittelbaren Schaden erlitten, weshalb sie eingeschränkt weiterbetrieben werden kann. Es ist davon auszugehen, dass es weltweit sehr viele Transformatoren mit solchermaßen verformter Wicklung gibt, wovon die Betreiber gar nichts wissen, zumal die Funktion dadurch mitnichten beeinträchtigt ist.

Gefährlicher sind indes Verformungen, bei denen die Isolation partiell aufbricht. Davon vermittelt Bild 3 einen Eindruck; es zeigt eine Unterspannungsspule mit durch radiale Kurzschlusskräfte verformter Wicklung. Allerdings ist es nicht zu Windungsschlüssen oder Überschlägen gekommen, da kein Kontakt zwischen Leitern entstanden ist und das Isolieröl ausreichend durchschlagsfest war. Trotz dieses Vorschadens hätte man den Transformator zunächst weiterbetrieben, da er keinerlei Anlass zu Beanstandungen bot. Außerplanmäßige Betriebszustände, wie etwa Schaltspannungen, erhöhter Wassergehalt im Öl u. a. m., können aber zu spontanem Ausfall mit energiereichem Lichtbogen führen.

Somit ist für die Kurzschlussfestigkeit von Transformatoren nicht allein die Konstruk­tion ausschlaggebend, sondern auch der Alterungsgrad der Isolation, die bei Öltransformatoren üblicherweise aus Papier besteht. Dabei ist der mit fortschreitender Betriebsdauer sinkende DP-Grad (= durchschnittlicher Polymerisationsgrad) – bei neuen Wicklungen ist von DP > 1000 auszugehen – ein entscheidender Parameter.

Zur Sache spricht Bild 4; es zeigt eine Unterspannungsspule, deren DP-Grad der Papierisolation alterungsbedingt bereits unter 200 gesunken war, nach einer Kurzschlussbelastung. In diesem Fall sind erste Windungsschlüsse erkennbar. Der Transformator wurde durch Auslösung des Buchholzschutzes vom Netz getrennt, da ein Windungsschluss in der dritten Wicklungslage der Unterspannungsspule unter Lichtbogenentwicklung dafür Spaltgase erzeugt hatte. Es handelt sich hier schon um einen ausgeprägten Schaden (Bild 5), der allerdings erst nach dem Abwickeln der oberen Wicklungslagen feststellbar war, da es zu keinen größeren Abschmelzungen von Leiterkupfer gekommen war und sich mithin keine Kupferperlen am Boden unterhalb der Spule befanden.

Ursache des Schadens war ein äußerer dreiphasiger Kurzschluss mit Lichtbogenerscheinung am nachgeschalteten Leistungsschalter der 30-kV-Anlage des Stromabnehmers. Auf solche Schäden an Schaltanlagen werden wir noch in einer späteren Ausgabe der »ema« eingehen.

Ausblick

Die Kurzschlussfestigkeit der hier in Rede stehenden Transformatoren wird von allen Herstellern gewährleistet, die entsprechend unserer Vorschriften arbeiten. Dies schließt allerdings nicht aus, dass es an Großtransformatoren durch Kurzschlussbelastung zu bleibenden Verformungen an Wicklungen kommt. Bei neuen Transformatoren sind solche Belastungen zumeist unschädlich, aber angesichts fortschreitender Alterung der ­Papierisolation sind größere Schäden nicht auszuschließen, vor allem wenn bereits Vorschäden eintraten.

Ein Beispiel für eine solche Vorschädigung ist in Bild 6 wiedergegeben. Hier sind von oben radiale Verformungen an der Wicklung wie auch in axialer Richtung am Tragzylinder zwischen den Abstützungen der Spule deutlich erkennbar. Derartige Veränderungen beeinträchtigen Großtransformatoren im Allgemeinen nicht in ihrer Funktion. Sie werden auch von heutzutage üblichen Überwachungssystemen, wie Buchholz, Differential- oder Überstromschutz u. a. m., nicht erfasst. Künftig werden aber vermutlich die deutlich vielseitigeren Monitoringsysteme eher erforderlich sein, um solche Veränderungen an Aktivteilen nicht nur zu erfassen, sondern auch zu protokollieren und auszuwerten. Im Hinblick auf die Betriebssicherheit von solchen Transformatoren, deren Anzahl im Rahmen der Energiewende immer größer werden wird, wäre dies zweifellos sehr hilfreich.

So sollte man bei Öltransformatoren immer wieder Ölproben ziehen und diese im Fachlabor untersuchen lassen. Damit stellt man nicht nur sicher, dass das Isolieröl, das von Natur aus hygroskopisch ist, keinen zu hohen Wasseranteil im Hinblick auf die Durchschlagsfestigkeit besitzt, sondern kann auch sich anbahnende Schäden teilweise erkennen. Auch abschmelzendes Kupfer findet sich als erhöhter Anteil im Öl. Alternde ­Papierisolationen zeigen sich durch erhöhte Furananteile im Öl, da diese Furane als Zersetzungsprodukt von Zellulose entstehen.

Eines sollte man aber auf gar keinen Fall: Transformatoren bei der Instandhaltung vernachlässigen. Sie unterliegen zwar keinem direkt sichtbaren Verschleiß, altern aber sehr wohl und unterliegen auch dauernden Einflüssen des Betriebes in jedem Netz. Wenn sich der Transformator erst durch »Arbeitsverweigerung« selbst in Erinnerung bringt, dann ist das in der Regel mit relativ großen Folgen verbunden, weil dann sehr oft weitreichend die erforderliche elektrische Energie fehlt.