Schutz für ölgefüllte Transformatoren: Buchholz-Relais, Überstrom- und Differenzschutz – Spezifikationen, die Käufer kennen sollten

Ein Einkaufsleiter eines chilenischen Bergbauunternehmens kontaktierte uns im Juli mit einer Frage, die häufiger gestellt wird, als Käufer erwarten: Wenn er einen 15-MVA- ölgetränkte Transformatoren transformator aus unserer Fabrik bestellte, war der Schutz bereits inklusive, oder musste er ihn separat beschaffen? Die kurze Antwort lautet: beides. Am Tank montierte Geräte werden zusammen mit dem Gerät ausgeliefert; doch die Relaiseinstellungen, Stromwandler-Übersetzungsverhältnisse (CT ratios) und Auslöselogik werden gemeinsam mit dem Schutztechniker des Käufers festgelegt – und die meisten Störungen vor Ort, bei denen wir hinzugezogen werden, gehen auf diese Übergabe zurück, nicht auf den Transformator selbst.

Schutz existiert aus einem einzigen Grund: Ein interner Fehler erzeugt Energie, die der Tank nicht dauerhaft aufnehmen kann. Bei einer typischen Impedanz von 7 % kann ein Kurzschluss mit direktem metallischem Kontakt an den Klemmen den Strom auf mehr als das Vierzehnfache der Nennstromstärke steigern. Ein Wicklungskurzschluss innerhalb des Tanks leitet diese Energie innerhalb von Millisekunden in das Isolieröl. Die Aufgabe der Schutzvorrichtung besteht darin, das Ereignis frühzeitig – elektrisch, hydraulisch oder thermisch – zu erkennen und das Gerät abzuschalten, bevor der Tank platzt oder das Öl entzündet wird.

 

Welcher Schutz tatsächlich bei einem ölgekühlten Transformator geliefert wird

Transformatorschutz an einem ölgetränkte Transformatoren teilt sich in zwei Gruppen auf. Erstens Geräte, die direkt am Tank montiert sind: das Buchholz-Gasrelais in der Leitung zwischen Haupttank und Ausgleichsbehälter, eine Druckentlastungseinrichtung auf dem Tankdeckel, Ölt- und Wicklungstemperaturanzeiger mit Alarmkontakten sowie ein Ölstandsanzeiger. Zweitens externe Schutzrelais in einem Schaltschrank oder einer Umspannwerksverteilung: Überstrom-, Differenz- und Erdfehlfunktionen, die den Leistungsschalter auf der Primärseite auslösen.

Diese Aufteilung ist für Käufer entscheidend. Die am Tank montierten Geräte gehören zum Lieferumfang des Transformators – das Werk installiert, verdrahtet und prüft sie. Das externe Relaisschutzkonzept wird üblicherweise in der projektspezifischen Schutzphilosophie festgelegt, und dessen Einstellungen obliegen dem Versorgungsunternehmen oder dem Schutztechniker des EPC. Die häufigste Lücke, die wir beobachten: Der Käufer geht davon aus, dass der werkseitige Lieferumfang auch die Abstimmung der Relais umfasst, während der Schutztechniker annimmt, der Transformator sei mit einem vollständig verdrahteten Schutzschaltschrank geliefert worden. Beide Annahmen sind falsch, wodurch die Inbetriebnahme stockt.

 

Das Buchholz-Relais: Das einzige Gerät, das in den Tank hineinschaut

Die Buchholz-Relais ist in der Leitung zwischen Haupttank und Ausgleichsbehälter installiert und mit Öl gefüllt, solange der Betrieb normal verläuft. Es erkennt zwei verschiedene Störungsmerkmale. Langsame Störungen – wie Isolationsalterung, eine lockere Verbindung oder kleine Teilentladungen – erzeugen Gas, das aufsteigt und sich in der Relaiskammer sammelt. Sobald das Gasvolumen die Schwelle der ersten Stufe erreicht, senkt sich ein Schwimmer und schließt den Alarmkontakt. Gewaltsame Störungen, wie ein Kurzschluss zwischen zwei Phasen in den Wicklungen, bewirken einen Ölstrom durch die Leitung. Dieser Strom kippt eine Klappe und schließt den Auslösekontakt nahezu augenblicklich – deutlich schneller, als jede nachgeschaltete elektrische Messung reagieren könnte.

In unserer Prüfzelle jedes Buchholz-Relais wird vor der Montage auf dem Prüfstand getestet. Wir leiten Luft über den Öleinlass ein, um zu überprüfen, ob der Alarm-Schwimmer bei dem angegebenen Gasvolumen anspricht; anschließend führen wir einen Störimpulstest durch, um zu bestätigen, dass der Auslösekontakt schließt und die Verdrahtung bis zur Verteilerklemme reicht. Die Verdrahtung des Kontakts wird fotografiert und in die FAT-Dokumentation eingefügt, da an einem abgelegenen Standort eine falsch verdrahtete Alarmkontaktleitung einem Techniker einen ganzen Tag lang das Nachverfolgen kostet. Das klingt nach einer kleinen Sache. Es ist genau diese Art kleiner Sache, die entscheidet, ob ein erster Fehler als Alarm oder als unnötiger Auslösevorgang registriert wird.

Das Einbaudetail ist der Punkt, an dem Gasrelais ihren Ruf erwerben. Das Relais muss waagerecht montiert werden, wobei sein Pfeil zum Ausgleichsbehälter (Conservator) zeigt – denn in normalem Betrieb fließt das Öl in diese Richtung, und auch das Gas wandert auf diesem Weg. Wir besuchten einmal eine Anlage, bei der das Relais mit Flanschdichtungen eingebaut worden war, die eine sichtbare Luftblase eingeschlossen hatten; innerhalb einer Woche löste der Alarm aus, ausgelöst durch angesammeltes Gas, das niemals aus einem Fehler stammte. Der Ölabnahmepunkt und das Prüfventil des Relais sind die beiden Armaturen, deren Lage vor dem Verkasten des Geräts unbedingt ermittelt werden sollte, da beide innerhalb des ersten Betriebsjahres genutzt werden.

 

Überstrom- und Differenzschutz: Was die Gerätenummern bedeuten

Der externe Relaisschutz verwendet ANSI/IEEE-Gerätenummern, und die drei Nummern, auf die Sie bei nahezu jeder Bestellung für Verteilungsanlagen stoßen werden, lauten 50, 51 und 87T. 50ist ein sofort wirkender Überstromschutz: Er löst bei Kurzschlussströmen, die weit über der Last liegen, sehr schnell aus. 51ist eine zeitverzögerte Überstromschutzfunktion: Sie koordiniert sich mit nachgeschalteten Geräten, sodass ein Fehler auf einem Abzweig am Abzweig und nicht am Transformator beseitigt wird. 87T ist ein Transformatordifferentialschutz: Er vergleicht den Strom, der in die Primärwicklung eintritt, mit dem Strom, der die Sekundärwicklung verlässt, wobei beide Ströme über Stromwandler (CTs) auf beiden Seiten gemessen werden; bei Unstimmigkeit zwischen beiden Strömen erfolgt ein Auslösen – dies ist die schnellste zuverlässige Methode, Wicklungsfehler innerhalb des Transformatorgehäuses zu erkennen.

Die IEEE-Leitfaden zum Schutz von Leistungstransformatoren (IEEE C37.91-2021) definiert seinen Anwendungsbereich als dreiphasige Einheiten mit einer Nennleistung über 5 MVA, die oberhalb von 10 kV betrieben werden, und empfiehlt ab dieser Leistungsstufe ein vollständiges Schutzkonzept – einschließlich Differentialschutz. Darunter sind Sicherungen oder koordinierte Überstromrelais übliche Praxis, weshalb ein kleiner Verteilungstransformator selten mit Differentialschutz ausgestattet ist, während ein 15-MVA-Leistungstransformator dies unbedingt benötigt. Falls Ihr Schutztechniker für eine Einheit über dieser Leistungsstufe keinen Differentialschutz gefordert hat, fragen Sie nach dem Grund. Der Leitfaden ist öffentlich zugängliches Referenzmaterial und lohnt sich vor Ihrer nächsten RFQ durchzulesen.

Die Einstilosphilosophie ist ein eigenes Thema, aber eine Kennzahl gehört in den Wortschatz jedes Käufers: der Transformator-Einschaltstromstoß. Wenn ein ölgetränkte Transformatoren transformator eingeschaltet wird, kann der Magnetisierungsstrom in den ersten Zyklen das Achtfache bis Zwölffache des Nennstroms erreichen, bevor er abklingt. Ein sofort wirkendes Überstromelement, das unter diesem Wert eingestellt ist, löst bei jeder normalen Einschaltung aus. Deshalb werden 50-Elemente oberhalb des Einschaltstromstoßes eingestellt oder kurzfristig beim Schließen gesperrt, weshalb 51-Elemente mit dem nachgeschalteten Speiseleiterschutz koordiniert werden und weshalb Differenzschutzrelais harmonische Sperrung verwenden – sie ignorieren den Einschaltstromstoß, erkennen aber gleichzeitig einen echten inneren Fehler. Diese Einstellungen wählt nicht Ihr Lieferant, sondern Ihr Schutztechniker. Was das Transformatorwerk liefern muss, sind die Prüfdaten – Impedanz, Sättigungskurve, Leerlaufverlust –, die die Koordinationsstudie ermöglichen.

 

Druckentlastung, Temperatur und Ölstand: Der Rest des Schutzkonzepts

Drei weitere am Tank montierte Geräte verdienen eine Erwähnung in Ihrer Spezifikation. Das Druckentlastungsgerät entlastet den Tank, falls der Innendruck schneller ansteigt, als der Gasrelais reagieren kann – man kann es sich als mechanisches Sicherheitsventil der Anlage vorstellen. Der Ölt-Emperaturanzeiger und der Wicklungstemperaturanzeiger verfügen über Alarm- und Auslösekontakte, die üblicherweise auf die Oberflächentemperatur des Öls eingestellt sind, die einem durchschnittlichen Wicklungs-Temperaturanstieg von 65 K bei der Konstruktion entspricht. Und die Ölstandsanzeige mit Tiefstandalarm erfasst langsame Leckagen, die ein Gasrelais nicht bemerken kann, denn ein leer laufender Ausgleichsbehälter ist in der Regel ein Wartungsproblem, bevor es zu einem Schutzereignis kommt.

Ein RFQ-Punkt hier: Fordern Sie die Kontaktliste an. Geben Sie an, wie viele Ersatz-Alarm- und -Auslösekontakte jedes Gerät bereitstellen muss, ob die Kontakte für die Gleichspannungssteuerspannung Ihres Schaltschranks ausgelegt sind (üblich sind 24, 48, 110 oder 220 V DC) und ob der Verteilkasten Anschlussklemmen, eine Heizung sowie Kabelverschraubungsplatten enthält. Nachträgliches Einbauen von Kontakten nach Auslieferung ist unverhältnismäßig teuer. Ihre Angabe kostet lediglich eine Zeile in der RFQ.

 

Werksprüfungen, die belegen, dass der Schutz funktioniert

Schutz ist nur so gut wie die Verkabelung dahinter – daher prüfen wir zweimal: Zunächst erfolgen die üblichen elektrischen Prüfungen gemäß IEEE C57.12.00 : Übersetzungsverhältnis, Polarität, Wicklungswiderstand, Leerlauf- und Lastverlust, Impedanz sowie Durchschlagprüfungen. Danach folgen die Schutzprüfungen, die niemals auf einer Standard-Prüfliste für Routineprüfungen erscheinen: Überprüfung der Stromwandlerpolarität und des Stromwandlerübersetzungsverhältnisses, Kontinuitätsprüfung von jedem Alarmkontakt bis zu den Anschlussklemmen des Verteilkastens sowie eine Primärstrom-Einspeisungsprüfung, bei der wir Strom durch die Stromwandler leiten, um nachzuweisen, dass das Relais den korrekten Betrag und die richtige Richtung erfasst.

 

 

Letztes Jahr bat ein externer Prüfer eines Kunden darum, eine Primärinjektion an einer 20-MVA-Einheit zu beobachten, die für Südostasien bestimmt war. Der Test enthüllte, dass ein Stromwandlersekundär im Verteilerkasten mit umgekehrter Polarität verdrahtet war. Da der Fehler im Werk entdeckt wurde, ließ er sich innerhalb von zwei Stunden beheben. Hätte man ihn vor Ort entdeckt, wäre bei der ersten Inbetriebnahme ein Fehlfunktion des Differenzschutzes aufgetreten – und damit eine Schadensregulierungsgesprächssituation, die niemand führen möchte. Deshalb verdient der Schutzabschnitt im FAT denselben Stellenwert wie die Verlustangaben im Prüfbericht.

Numerische Relais übernehmen heute Aufgaben, für die früher eine Wand aus elektromechanischen Geräten erforderlich war; zudem übertragen viele Projekte Relaisdaten über Modbus oder IEC 61850 statt ausschließlich über einen Trockenkontakt. Unabhängig vom gewählten Protokoll bleibt die werkseigene Frage unverändert: Wurde die Schutzschleife vollständig – vom Stromwandler-Anschluss bis zur Auslösespule des Leistungsschalters – getestet? Ein Relais kann perfekt konfiguriert sein und dennoch nicht auslösen, wenn der Sekundärkreis eines Stromwandlers unterbrochen ist oder ein Auslöseleiter am falschen Anschluss angeschlossen wurde – weshalb die End-to-End-Prüfung während der FAT um eine Größenordnung kostengünstiger ist als dieselbe Prüfung vor Ort.

 

Sechs Fragen für Ihre RFQ

1. Welche Schutzgeräte sind werkseitig montiert und verdrahtet, und welche werden lose geliefert?
2. Buchholz-Relais: Marke und Modell; werden Alarm- und Auslösestufen am Prüfstand getestet, mit Fotos im FAT-Dokument?
3. Stromwandler (CTs): Übersetzungsverhältnis, Genauigkeitsklasse (eine Schutzklasse wie beispielsweise 5P20) sowie Polarisierungsschaltbild in den Zeichnungen enthalten?
4. Verfügen Temperatur-, Ölstand- und Druckmessgeräte über Ersatzkontakte für eine spätere SCADA-Anbindung?
5. Enthält der Werksprüfbericht die Primärstromprüfung (CT) und die Kontinuitätsprüfung der Kontakte oder nur die üblichen elektrischen Prüfungen?
6. Welche Schutzdokumentation wird mit dem Gerät geliefert – Schaltpläne, Relaishandbücher, Prüfzertifikate?

Hier ist der praktische Grund dafür: Ein Netzbetreiber, mit dem wir im Nahen Osten zusammenarbeiten, standardisiert jede Umspannwerksbestellung auf eine einzige Relaisplattform und einen einzigen Satz von Kontaktspezifikationen. Für uns bedeutet diese Standardisierung denselben Verdrahtungsplan, dieselbe Prüfprozedur und dieselbe Ersatzteilliste für jedes Gerät – was die FAT verkürzt und die Übergabe an sein Inbetriebnahmeteam vorhersehbar macht.

Ryan Electric fertigt seit 2007 Verteilungs- und Leistungstransformatoren in einer 120.000-m²-Anlage; die seit 2023 bestehende Partnerschaft mit Eaton stellt sicher, dass unsere Beschaffung von Komponenten und unsere FAT-Disziplin den Erwartungen globaler Versorgungsunternehmen entsprechen. Die oben genannten Verfahren stützen sich auf 37 Patente sowie Zertifizierungen durch UL, CSA, IEEE, DEKRA und CNAS – keines davon ersetzt die Einstellungen Ihres Schutztechnikers, doch alle erleichtern ihm seine Arbeit.

Wenn Sie einen ölgetränkte Transformatoren für ein Versorgungs-, Bergbau- oder Industrieprojekt spezifizieren, senden Sie uns bitte Ihre Lastdaten, die Systemspannung und Ihre Schutzphilosophie zusammen mit Ihrer Anfrage. Unsere Ingenieure bestätigen vor Auftragserteilung den Umfang des Schutzes, das Prüfprogramm und das Dokumentationspaket. Nutzen Sie unsere Kontaktseite oder fordern Sie direkt ein Angebot an – wir antworten mit konkreten Antworten, nicht mit einem Prospekt.

Über den Autor : Dieser Leitfaden wurde vom Engineering- und Exportteam von Ryan Electric verfasst, einem in China ansässigen Transformatorhersteller, der 2007 gegründet wurde. Das Team unterstützt Versorgungsunternehmen, EPC-Unternehmen und industrielle Käufer in Nordamerika, Südostasien, dem Nahen Osten und Afrika mit Anwendungsengineering, Zertifizierungsunterstützung und Werksprüfungsunterlagen.