Warum die Innenstadt andere Regeln setzt

Die Umspannwerke im Großraum Mexiko-Stadt liegen mitten in sehr dicht besiedelten Stadtteilen, teils als Innenraumanlagen, teils im Freien. Beide Aufstellarten führen zu derselben Frage: Was passiert bei einem inneren Fehler mit Kesselschaden, wenn die nächste Wohnbebauung wenige Meter entfernt steht?

Bei mineralölgefüllten Leistungstransformatoren lautet die Antwort in der Regel: bauliche Kompensation. Brandwände, Abstandsflächen, Ölauffangwannen, in Innenräumen häufig eine Löschanlage. Jede dieser Maßnahmen kostet Fläche, die in einer Innenstadt am teuersten ist — und Geld, das an anderer Stelle im Netz fehlt.

Die Zielsetzung des Programms

Die Modernisierung verfolgte drei Ziele gleichzeitig: sicherere Anlagen, geringere Umweltbelastung und eine höhere Zuverlässigkeit des Netzes. Der beauftragte Hersteller, ein Gemeinschaftsunternehmen von GE und Xignux und einer der großen Transformatorenbauer Amerikas, erfüllte alle drei über die Flüssigkeit: Ein synthetischer Ester bringt einen deutlich höheren Brandpunkt als Mineralöl mit und ist zugleich biologisch abbaubar. Das Brandrisiko sinkt erheblich, und eine Bodenkontamination durch austretende Flüssigkeit ist praktisch ausgeschlossen.

Geliefert wurden Leistungstransformatoren mit 36, 48 und 60 MVA für 230/23/15 kV, ausgeführt mit oberspannungsseitigem Laststufenschalter. Nach Abschluss des Programms erfüllen die Umspannwerke die aktualisierten technischen, ökologischen und sicherheitstechnischen Vorgaben des Versorgers.

Ein Argument, das der Betreiber selbst formuliert

Aus Sicht der CFE war der Anlass klar benannt: Transformatorbrände sind gefährlich und richten große Schäden an, besonders bei Innenraumaufstellung und in dicht besiedelten Gebieten. Deshalb wurde in die Sicherheit der Anlagen investiert — mit einer Technik, die sich in anderen Ländern bereits bewährt hatte.

Dieser Satz beschreibt sinngemäß die Entscheidungslage, in der sich auch viele deutsche Netzbetreiber befinden. Innerstädtische Umspannwerke sind hier regelmäßig eingehaust, stehen unter oder neben Wohn- und Gewerbenutzung und lassen sich baulich kaum erweitern. Der vergleichbare Fall aus den USA ist das unterirdische Umspannwerk in Milwaukee, das unter einem Wohn- und Geschäftshaus liegt.

Was ein Serienprogramm anders macht

Der eigentliche Hebel dieses Projekts liegt nicht in der einzelnen Anlage, sondern in der Menge. Wer über 50 Transformatoren nach einem einheitlichen Standard beschafft, erreicht drei Dinge auf einmal:

• einheitliche Brandschutzkonzepte über alle Standorte statt Einzelfallprüfungen,
• eine gemeinsame Ersatzteil- und Vorratshaltung für Flüssigkeit und Zubehör,
• vergleichbare Analysenwerte, weil alle Anlagen dieselbe Flüssigkeit führen.

Für den Bodenschutz gilt derselbe Skaleneffekt. Wo in Deutschland die AwSV über Auffangvorrichtungen und Rückhaltevolumen entscheidet, wirkt eine flottenweite Festlegung der Flüssigkeit unmittelbar auf die Bauaufgabe — der Hintergrund dazu steht unter Umweltschutz.

Einordnung für deutsche Planer

Mexiko-Stadt zeigt, dass die Umstellung nicht auf Verteiltransformatoren beschränkt ist. Auch in der Leistungsklasse oberhalb von 30 MVA und bei einer Oberspannung von 230 kV ist der synthetische Ester eine ausgeführte Standardlösung — mit Stufenschalter, mit Innenraumaufstellung und im Seriengeschäft. Was das für den Brandschutz konkret bedeutet, ist dort zusammengefasst.

Steht bei Ihnen die Erneuerung innerstädtischer Umspannwerke an? Wir unterstützen bei der Spezifikation der Isolierflüssigkeit, bei der Abstimmung mit Herstellern und bei der Bewertung der baulichen Folgen — sprechen Sie uns an.

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Zwei Aufgaben, ein Flüssigkeitstyp

An Bord der Schiffe arbeiten Transformatoren mit Bemessungsleistungen von 4,4 bis 16 MVA bei einer Oberspannung von 11 kV. Sie erfüllen zwei getrennte Aufgaben:

• Antrieb. Die großen 16-MVA-Einheiten nehmen die Leistung der Dieselgeneratorsätze auf und speisen die Azipod-Antriebe. Diese Transformatoren laufen im Dauerbetrieb; ihre Zuverlässigkeit bestimmt die Manövrierfähigkeit des Schiffes.
• Bordverteilung. Die kleineren Einheiten versorgen das Schiff als schwimmendes Hotel — Beleuchtung, Küchen, Unterhaltung und die übrige Bordtechnik.

Beide Gruppen sind mit derselben Flüssigkeit gefüllt. Das vereinfacht Vorratshaltung, Probenahme und Bewertung erheblich, ein Punkt, der bei Anlagen ohne Landanschluss schwerer wiegt als an Land.

Warum Ester im Schiffbau

Auf einem Schiff wirken drei Randbedingungen zusammen, die an Land selten gleichzeitig auftreten: Der Raum ist knapp, die Fluchtwege sind begrenzt, und im Brandfall gibt es keinen Ort, an den man die Menschen bringen könnte. Eine Isolierflüssigkeit mit hohem Brandpunkt ist daher keine Komfortentscheidung, sondern Teil des Sicherheitskonzepts. Shell MIDEL 7131 ist ein synthetischer Ester nach DIN EN 61099 und in die Brandklasse K nach IEC 61100 eingeordnet.

Hinzu kommt der Gewässerschutz. Was im Maschinenraum austritt, kann im Havariefall ins Meer gelangen; eine leicht und vollständig biologisch abbaubare Flüssigkeit begrenzt die Folgen. Die weiteren Einsatzfelder im maritimen Bereich — von Bohrinseln bis zu Marineschiffen — sind unter Anwendungen im Meeres- und Wasserbereich zusammengefasst.

Eine Historie, die als Nachweis taugt

Die Geschichte beginnt mit der MS Amsterdam, gebaut im Jahr 2000 auf der Werft Fincantieri in Marghera. Zuletzt wurde die Flüssigkeit 2009 an Bord der MS Nieuw Amsterdam eingesetzt. Zwischen diesen beiden Schiffen liegen neun Jahre Neubauten, in denen die Reederei bei ihrer Entscheidung geblieben ist.

Für die Bewertung einer Isolierflüssigkeit ist genau das der belastbarste Maßstab. Ein einzelnes Projekt beweist, dass etwas funktioniert. Eine Reihe gleichartiger Schiffe über ein Jahrzehnt hinweg zeigt, dass es sich im Betrieb bewährt hat — sonst wäre beim nächsten Neubau umspezifiziert worden. Wie sich eine solche Entwicklung über noch längere Zeiträume darstellt, beschreibt der Beitrag zur Wartung von Shell MIDEL 7131.

Zustandsüberwachung über die gesamte Flotte

Weil die Transformatoren für den Schiffsbetrieb kritisch sind, werden die Flüssigkeiten regelmäßig kontrolliert. Insgesamt sind 46 Einheiten in diese Überwachung eingebunden. Das technische Team des Herstellers unterstützt bei der Auslegung der Gas-in-Öl-Analysen und der übrigen Zustandswerte und stimmt die Bewertung mit dem Transformatorenhersteller ab, bevor sie an den Betreiber zurückgeht.

Dieses Zusammenspiel aus Betreiber, Transformatorenhersteller und Flüssigkeitsseite ist übertragbar auf jede Anlage, bei der Geschäftskontinuität über der Investitionsrechnung steht. Wichtig ist dabei, dass Grenzwerte und Auswertelogik für Esterflüssigkeiten festgelegt sind, bevor der erste auffällige Befund vorliegt — nicht danach.

Sie betreiben Transformatoren an Bord, auf Plattformen oder in anderen Anlagen ohne Ausweichmöglichkeit? Wir unterstützen bei Flüssigkeitsauswahl, Probenahmekonzept und Bewertung der Analysenwerte — nehmen Sie Kontakt auf.

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Die Ausgangslage

Der Betrieb fertigt hochwertige Güter; der Transformator versorgt die Produktion. Aufgestellt war er innerhalb des Gebäudes, in geringer Entfernung zu einer Gasflaschenlagerung. Mineralöl ist brennbar und hat einen vergleichsweise niedrigen Brandpunkt. Ein innerer Fehler mit Kesselschaden hätte damit eine erhebliche Brandlast unmittelbar neben Druckgasbehältern freigesetzt.

Der Betreiber ließ die Handlungsmöglichkeiten prüfen. Bei einer solchen Konstellation kommen grundsätzlich drei Wege in Frage: den Transformator versetzen, die Gasflaschenlagerung verlegen, oder die Brandlast im Transformator selbst beseitigen. Die ersten beiden Varianten bedeuten Baumaßnahmen, Genehmigungen und längere Eingriffe in den Betrieb. Die dritte betrifft nur den Kesselinhalt.

Warum die Flüssigkeit die einfachste Stellschraube war

Die Entscheidung fiel auf das Retrofilling: Das Mineralöl wurde durch Shell MIDEL 7131 ersetzt, einen synthetischen Ester mit einem Brandpunkt von über 300 °C und Einstufung in die Brandklasse K. Damit ändert sich nicht die Aufstellung, sondern das, was im Schadensfall überhaupt brennen kann.

Zwei Nebeneffekte kamen hinzu:

• Die Flüssigkeit ist biologisch abbaubar und nicht toxisch, was die Anforderungen an Auffangvorrichtungen und den Umgang mit Leckagen entspannt.
• Der Transformator kann bei höheren Betriebstemperaturen gefahren werden, was die Zuverlässigkeit im Alltagsbetrieb erhöht.

In Deutschland ist derselbe Gedankengang über die Gefährdungsbeurteilung erreichbar: Wo Abstände zu brennbaren oder druckführenden Stoffen baulich nicht herstellbar sind, ist die Verringerung der Brandlast die verbleibende wirksame Maßnahme. Der Zusammenhang ist unter Brandschutz ausführlicher dargestellt.

Ein Tag Stillstand, im Weihnachtsfenster

Ausgeführt wurde die Arbeit von einem Shell MIDEL Service Partner. Um die Produktion nicht zu stören, fand sie während der Betriebsruhe zwischen den Jahren statt und war innerhalb einer eintägigen Abschaltung abgeschlossen.

Der Ablauf war unspektakulär und genau deshalb bemerkenswert: Das alte Mineralöl wurde in geeignete Behälter abgelassen, vom Standort abtransportiert und nach den Vorgaben der zuständigen Umweltbehörde entsorgt. Anschließend wurde Shell MIDEL 7131 nach den Vorgaben des Herstellers in den Transformator eingebracht. Kurz nach Abschluss der Arbeiten ging die Anlage wieder in Betrieb.

Für die Terminplanung in deutschen Betrieben ist das die entscheidende Botschaft: Ein Retrofilling passt in ein ohnehin geplantes Stillstandsfenster — Betriebsferien, Revision, Umbauwochenende. Es braucht kein eigenes Projekt mit langer Vorlaufzeit, sondern einen Platz im vorhandenen Instandhaltungsplan.

Was der Fall wirtschaftlich zeigt

Die Begründung des Betreibers zielte weniger auf den Transformator als auf den Betrieb dahinter. Ein Transformatorbrand in einer hochwertigen Fertigung bedeutet nicht nur den Schaden am Betriebsmittel, sondern Produktionsausfall, Umsatzverlust und Imageschaden. Gemessen daran ist der Flüssigkeitstausch eine kleine Maßnahme mit großer Hebelwirkung — dieselbe Rechnung, die auch hinter dem Thema Geschäftskontinuität steht.

Wie sich derselbe Ansatz in anderen Fertigungsumgebungen darstellt, zeigt der Überblick zu Transformatoren in der Industrie.

Haben Sie Transformatoren in kritischer Nachbarschaft zu Gefahrstoffen, Lagern oder Produktionsanlagen? Wir prüfen, ob sich das Risiko über die Isolierflüssigkeit lösen lässt, und planen den Eingriff in Ihr Stillstandsfenster — sprechen Sie uns an.

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Ein Nahverkehrsnetz mit hoher Taktdichte

New Jersey Transit ist der drittgrößte Verkehrsdienstleister der Vereinigten Staaten und betreibt Bus, Eisenbahn und Stadtbahn in einem Einzugsgebiet von rund 13.500 Quadratkilometern. Das Netz verbindet New Jersey mit New York und Philadelphia und befördert täglich Tausende Fahrgäste. Auf den elektrifizierten Abschnitten kommen Lokomotiven der Baureihen ALP46 und ALP46A zum Einsatz, deren Traktionstransformatoren für 25 kV beziehungsweise 12 kV ausgelegt sind.

Leistung im knappen Bauraum

Die Transformatoren stammen von ABB und sind mit Shell MIDEL 7131 gefüllt. Die Flüssigkeit war dabei kein nachträglicher Austausch, sondern Teil der Auslegung: Sie ermöglichte es, die geforderte Leistung in einem Gerät unterzubringen, das klein genug für den vorhandenen Platz auf der Lokomotive ist.

Der Zusammenhang ist derselbe, der auch im stationären Bereich gilt. Eine Flüssigkeit mit höherer zulässiger Betriebstemperatur erlaubt eine höhere thermische Ausnutzung des aktiven Teils — was sich entweder in mehr Leistung bei gleicher Baugröße oder in weniger Baugröße bei gleicher Leistung niederschlägt. Die Grundlagen dazu stehen im Beitrag zum Hochtemperaturbetrieb nach IEC 60076-14.

Der härteste Lastfall: dichter Takt und Nutzbremsung

Die Lokomotiven im Netz von New Jersey Transit haben einen der anspruchsvollsten Betriebszyklen überhaupt. Häufige Halte bedeuten harte Beschleunigungs- und Bremsvorgänge, die den Traktionstransformator stark beanspruchen. Dazu kommt die Nutzbremsung, die Energie über den Transformator zurück ins Netz speist. Das Ergebnis sind sehr große Lastschwankungen und damit erhebliche thermische Wechselbeanspruchung der Isolierflüssigkeit.

Unter diesen Bedingungen hat sich die Flüssigkeit über mehr als zehn Betriebsjahre bewährt — ohne dass in dieser Zeit Wartung an der Füllung erforderlich war. Für ein Fahrzeug, dessen Verfügbarkeit den Fahrplan bestimmt, ist das der eigentliche wirtschaftliche Gewinn. Was hinter dem geringen Wartungsbedarf steckt und wo dessen Grenzen liegen, ist im Beitrag zum Wartungsaufwand beschrieben.

Zustandsüberwachung per Gas-in-Öl-Analyse

Wartungsarm heißt nicht unbeobachtet. Um den Zustand der Transformatoren und die Güte der Flüssigkeit im laufenden Betrieb zu verfolgen, wurden regelmäßig Proben gezogen und mittels Gas-in-Öl-Analyse untersucht. Bei der Auslegung der Ergebnisse unterstützte das technische Team des Herstellers; auf dieser Grundlage konnte der Betreiber ein belastbares Überwachungskonzept für seine gesamte Fahrzeugflotte aufsetzen.

Dieser Punkt verdient Beachtung, weil die Bewertung von Gas-in-Öl-Ergebnissen bei Esterflüssigkeiten nicht denselben Grenzwerten folgt wie bei Mineralöl. Wer eine Flotte umstellt oder neu beschafft, sollte die Auswertelogik von Anfang an mitplanen und nicht erst beim ersten auffälligen Befund.

Übertragung auf deutsche Fahrzeugtechnik

Im deutschsprachigen Raum ist Ester im Schienenfahrzeug seit Langem gängige Praxis — von Triebzügen bis zu Güterzuglokomotiven. Die Argumente sind dieselben wie in New Jersey: Brandschutz im Fahrgastbereich, Leistungsdichte und Verfügbarkeit. Ausführlicher dazu der Überblick zu Transformatoren auf der Schiene und das Beispiel der Güterzuglokomotiven der Baureihe 185.

Sie betreiben oder beschaffen Schienenfahrzeuge und wollen die Isolierflüssigkeit bewerten lassen? Wir unterstützen bei Spezifikation, Probenahmekonzept und Auswertung — nehmen Sie Kontakt auf.

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Der Standort gibt die Anforderungen vor

Blue Mountain ist das größte Bergresort Kanadas und empfängt jährlich mehr als 1,5 Millionen Gäste. Der Transformator ist ein kritisches Betriebsmittel: Er versorgt die Beschneiungsanlagen und die Liftanlagen. Fällt er aus, steht der Betrieb.

Hinzu kommt die Lage. Das Resort liegt am Niagara Escarpment, einem Landschaftsschutzraum, dessen Erhalt das Unternehmen als Teil seines Auftrags versteht. Für die Auswahl der Isolierflüssigkeit ergab sich daraus eine dreifache Anforderung: brandsicher, biologisch abbaubar und kaltstartfähig.

Warum synthetischer statt natürlicher Ester

Der Hersteller, ein Transformatorenbauer aus Ontario, bietet für seine Geräte sowohl natürliche als auch synthetische Ester an. Für dieses Projekt fiel die Wahl auf den synthetischen Ester, und der Grund war die Kälte: Shell MIDEL 7131 hat einen Stockpunkt von −56 °C. Wenn der Transformator an einem Frostmorgen am Berg anlaufen muss, ist das der Kennwert, der zählt.

Diese Abwägung ist auch für deutsche Projekte relevant, wenn auch selten in dieser Schärfe. Natürliche Ester wie Shell MIDEL eN 1204 nach DIN EN 62770 sind bei Umgebungstemperaturen im mitteleuropäischen Bereich unproblematisch; bei Freiluftaufstellung in Mittelgebirgslagen, bei unbeheizten Stationen und bei Anlagen, die nach längerem Stillstand unter Last gehen, lohnt der Blick auf das Kälteverhalten. Wie sich das bei einem Großtransformator darstellt, zeigt der Fall des 420-kV-Kaltstarts bei TransnetBW.

Umweltschutz als Beschaffungskriterium

Die zweite Anforderung war der Gewässer- und Bodenschutz. Ein synthetischer Ester ist leicht und vollständig biologisch abbaubar; im Leckagefall bleibt kein persistenter Schadstoff im Boden. Für den Betreiber war das der Punkt, an dem sich die eigenen Umweltziele und die technische Auswahl trafen.

In Deutschland führt dieselbe Überlegung über die AwSV: In Wasserschutzgebieten, an Gewässern und in Überschwemmungsgebieten bestimmt die Wassergefährdungsklasse der Flüssigkeit, welche Rückhaltevorrichtungen gefordert werden. Die Auswahl der Flüssigkeit ist damit keine reine Umweltgeste, sondern hat unmittelbar bauliche und wirtschaftliche Folgen — nachzulesen unter Umweltschutz und am Beispiel des Berliner Wasserschutzgebiets.

Neubau statt Nachrüstung

Bemerkenswert an diesem Projekt ist, dass die Entscheidung vor der Beschaffung fiel und nicht danach. Der Transformator wurde von Anfang an mit Shell MIDEL 7131 gebaut und ausgeliefert. Das ist der aufwandsärmste Weg: Keine spätere Umstellung, keine Restölproblematik, keine zusätzliche Abschaltung. Der Hersteller konnte die Auslegung direkt auf die Flüssigkeit abstimmen, und der Betreiber bekam eine Anlage, die seine Anforderungen an Brandschutz, Umweltverträglichkeit und Kaltstart in einem Gerät vereint.

Wer ohnehin vor einer Ersatzbeschaffung steht, sollte die Flüssigkeit deshalb bereits in die technische Spezifikation schreiben, statt sie später zu tauschen.

Planen Sie eine Neuanlage in empfindlicher Umgebung oder in exponierter Lage? Wir unterstützen Sie bei der Spezifikation der Isolierflüssigkeit und der Abstimmung mit dem Transformatorenhersteller — sprechen Sie uns an.

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Ein Netz unter Wachstumsdruck

Der Versorger, früher unter dem Namen NDPL geführt, betreibt das Verteilnetz im Norden und Nordwesten Delhis und versorgt damit rund fünf Millionen Menschen. Wie andere indische Netzbetreiber in Ballungsräumen steht er unter starkem Nachfragedruck und hat mehrere Programme zur Verbesserung des Verteilnetzes aufgelegt.

Bei der Bestandsaufnahme fiel eine große Zahl mineralölgefüllter Transformatoren auf, die in dicht bebauten Lagen stehen — teilweise in den Kellergeschossen von Wohngebäuden. Für die Bewohner bedeutet das eine Brandlast im Haus. Ein Konzept zur Risikominderung war erforderlich, ohne den Bestand auszutauschen.

Die Entscheidung: Flüssigkeitstausch statt Neubeschaffung

Gemeinsam mit dem Hersteller entstand ein Plan, eine Reihe von Verteiltransformatoren in den kritischsten Stadtbereichen auf Shell MIDEL 7131 umzustellen. Betroffen waren Einheiten mit 11 kV Oberspannung und typischen Bemessungsleistungen um 630 kVA — die Klasse, die in deutschen Netzen die Ortsnetzstation prägt.

Der Weg über das Retrofilling hat hier zwei Vorteile, die zusammenwirken: Er lässt die vorhandene Anlage im Betrieb, und er senkt die Brandlast am Aufstellort, ohne dass Brandwände, Auffangwannen oder Löschanlagen nachgerüstet werden müssen. Shell MIDEL 7131 ist ein synthetischer Ester nach DIN EN 61099 und in die Brandklasse K nach IEC 61100 eingeordnet.

21 Transformatoren, konsequent in der Werkstatt umgestellt

Insgesamt wurden 21 Transformatoren umgestellt, darunter Einheiten aus Kellerräumen von Wohngebäuden. Tata entschied sich bewusst gegen die Umstellung vor Ort: Die Transformatoren wurden in die eigene Werkstatt gebracht, dort vollständig entleert, gespült und mit Shell MIDEL 7131 neu befüllt.

Das Verfahren entsprach den Vorgaben des Herstellers und erwies sich als sehr wirksam. Der Restanteil an Mineralöl lag in den meisten Fällen unter drei Prozent. Dieser Wert ist kein Nebenaspekt, sondern der eigentliche Prüfstein: Je geringer der Restölanteil, desto sicherer bleibt der Brandpunkt der Füllung im Bereich der Brandklasse K. Wer den Nachweis später gegenüber Versicherer oder Sachverständigem führen muss, sollte ihn über eine Probe aus dem Kessel führen.

Werkstatt oder vor Ort — wann sich was lohnt

• Werkstatt: bestmögliche Spülung, niedrigster Restölanteil, kontrollierte Bedingungen. Setzt voraus, dass der Transformator ausgebaut und transportiert werden kann und eine Ersatzversorgung zur Verfügung steht.
• Vor Ort: kürzere Abschaltzeit, kein Transport, geeignet für schwer zugängliche oder fest eingebaute Einheiten — dafür sind mehr Spülgänge nötig, um denselben Restölanteil zu erreichen.

In Delhi war der Transport möglich, also wurde der sauberere Weg gewählt. Wie die Alternative aussieht, wenn eine Anlage nicht bewegt werden kann, zeigt der Fall der britischen Wohnhochhäuser, deren Kellerstationen vor Ort umgestellt wurden.

Bedeutung für deutsche Betreiber

Ortsnetzstationen in Wohngebäuden sind auch hierzulande verbreitet, besonders in Innenstädten und bei Nachverdichtung. Wo eine Station im Haus liegt, entscheidet die Wahl der Isolierflüssigkeit unmittelbar über die Brandlast — und damit über das, was an baulichem Brandschutz überhaupt gefordert werden muss.

Sie haben Ortsnetzstationen in bewohnten Gebäuden und wollen wissen, welche davon sich für einen Flüssigkeitstausch eignen? Wir bewerten den Bestand anhand von Alter, Ölanalysen und Zugänglichkeit — melden Sie sich bei uns.

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Ausgangslage: ein Netz mit über 8.000 Verteiltransformatoren

CESC versorgt rund drei Millionen Kunden im Raum Kolkata und deckt Erzeugung, Übertragung und Verteilung ab. Im Netz stehen mehr als 8.000 Verteiltransformatoren, die Mehrzahl davon im Bereich zwischen 315 und 500 kVA — also genau in der Leistungsklasse, die auch in deutschen Stadtnetzen die Regel ist.

Seit 1990 setzt der Betreiber in dicht besiedelten Lagen Gießharztransformatoren ein; inzwischen sind rund 25 Prozent des Bestands Trockentransformatoren. Die Suche nach einer Alternative hatte damit einen klaren Anlass: Mineralöl gilt als brandgefährdet, Gießharz als kostspielig. Esterbefüllte Transformatoren sollten beide Nachteile vermeiden.

Zwei Pilotanlagen in sensibler Umgebung

Ausgewählt wurden zwei Transformatoren mit je 400 kVA und 11/6 kV, beide im laufenden Betrieb vor Ort umgestellt:

• ein neu installierter Transformator in einer Kunststofffabrik innerhalb eines dicht bewohnten Quartiers,
• ein Transformator in einer Fertigungswerkstatt in unmittelbarer Nachbarschaft zu einer Schule.

In beiden Fällen ging es um dieselben drei Ziele: Brandsicherheit, Umweltschutz und der sichere Betrieb bei hohen Temperaturen.

Die drei Gründe, die den Ausschlag gaben

Brandpunkt. Shell MIDEL 7131 hat einen Brandpunkt von 316 °C gegenüber rund 170 °C bei Mineralöl. In bewohnter oder anderweitig empfindlicher Umgebung ist das der entscheidende Unterschied — ein synthetischer Ester nach DIN EN 61099 fällt in die Brandklasse K nach IEC 61100.

Biologische Abbaubarkeit. Der synthetische organische Ester ist als leicht und vollständig biologisch abbaubar eingestuft. Für deutsche Betreiber ist das vor allem dort relevant, wo die AwSV Auffangvorrichtungen verlangt oder Anlagen in Wasserschutzgebieten stehen — siehe dazu das Berliner Programm im Wasserschutzgebiet.

Feuchtetoleranz. Esterflüssigkeiten vertragen eingedrungenes Wasser deutlich besser als Mineralöl. In Regionen mit hoher Luftfeuchte oder ausgeprägten Regenzeiten steigt dadurch die Betriebssicherheit. Warum das so ist und was es für das Isolierpapier bedeutet, steht im Beitrag zur Feuchtetoleranz von Esterflüssigkeiten.

Ergebnis und Einordnung

Nach umfangreichen Prüfungen durch CESC sind beide Transformatoren vollständig in Betrieb. Der Hersteller begleitete das Vorhaben von der ersten Bewertung bis zur Wiederinbetriebnahme und verweist darauf, dass sich die Umstellung auch wirtschaftlich rechnet: Die Transformatoren sollen länger nutzbar sein und auf einem höheren Niveau arbeiten als zuvor.

Bemerkenswert ist an diesem Fall weniger die Zahl der Anlagen als die Fragestellung. Hier hat ein Netzbetreiber nicht ein Einzelproblem gelöst, sondern eine Technologieentscheidung für einen großen Bestand vorbereitet. Wer vor derselben Wahl steht, findet die sachliche Gegenüberstellung im Beitrag Gießharz oder Esterflüssigkeit.

Planen Sie eine Grundsatzentscheidung für Ihren Verteiltransformatorenbestand? Wir rechnen Ihnen die Varianten für Ihre Leistungsklassen und Aufstellsituationen durch — sprechen Sie uns an.

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Warum ausgerechnet dieser Transformator

Die Einheit im Souk ist ein Verteiltransformator mit 1,5 MVA und 11 kV Oberspannung. Sie war stark ausgelastet; der Schleppzeiger des Temperaturmessgeräts wies Höchstwerte von 118 °C aus. Mineralöl hat einen Brandpunkt von typischerweise 170 °C. Zwischen dem gemessenen Betriebsmaximum und der Temperatur, ab der das Isolieröl dauerhaft brennt, lag damit nur eine schmale Reserve. Käme ein innerer Fehler mit Kesselschaden hinzu, stünde in einer Ladenpassage mit dauerhaftem Publikumsverkehr ein Brandereignis im Raum.

Genau diese Konstellation — alte Anlage, hohe Last, Aufstellung in einem öffentlich zugänglichen Gebäude — findet sich in deutschen Netzen ebenso: in Passagen, Bahnhöfen, Parkebenen und Kellerstationen unter Wohnbebauung.

Zustandsprüfung vor dem Flüssigkeitstausch

Vor der Umstellung stand eine Bewertung des Transformators selbst. Grundlage waren im Wesentlichen die Furanwerte aus der Ölanalyse, mit denen sich der Alterungszustand der Zellulose abschätzen lässt. Der Gedanke dahinter ist schlicht: Ein Flüssigkeitstausch verbessert den Brandschutz, er verjüngt aber keine verbrauchte Feststoffisolierung. Nur ein Transformator mit tragfähiger Restlebensdauer rechtfertigt den Aufwand. Ergänzend erhielt der Betreiber eine ausführliche Anleitung für das Retrofilling, die Schritt für Schritt durchgesprochen wurde.

Neun Stunden zwischen Ladenschluss und Ladenöffnung

Um den Geschäftsbetrieb im Souk nicht zu stören, begannen die Arbeiten gegen 23:00 Uhr. Um 08:00 Uhr war der Transformator wieder zugeschaltet, rechtzeitig zur Öffnung der Läden. Dieses Zeitfenster war kürzer, als es üblicherweise empfohlen wird. Deshalb wurde der Ablauf eng überwacht, und zwei Fachleute des Herstellers begleiteten die Arbeiten vor Ort und berieten die Ingenieure des Versorgers.

Für die Planung heißt das zweierlei:

• Eine Umstellung über Nacht ist machbar, wenn Vorprüfung, Material und Personal vollständig bereitstehen.
• Ein verkürzter Ablauf ist kein Normalfall, sondern eine bewusste Entscheidung, die fachliche Begleitung und zusätzliche Kontrollen erfordert.

Was die Nachkontrolle zeigte

Nach dem Retrofilling wurden Proben aus dem Transformator im Labor untersucht. Der Brandpunkt der Flüssigkeit im Kessel lag deutlich über dem Ausgangswert — der entscheidende Nachweis, dass das Restmineralöl den Brandschutzvorteil nicht aufzehrt. Shell MIDEL 7131 ist als synthetischer Ester nach IEC 61100 in die Brandklasse K eingeordnet; für die Anerkennung dieser Einstufung nach einem Flüssigkeitstausch ist der gemessene Brandpunkt im Kessel das maßgebliche Kriterium, nicht das Datenblatt der Neuflüssigkeit.

Übertragbar auf deutsche Anlagen

Für Betreiber hierzulande ist der Fall vor allem in drei Punkten anschlussfähig: Er zeigt, dass ein Verteiltransformator im laufenden Umfeld ohne Ersatzbeschaffung entschärft werden kann, dass die Vorprüfung über den Sinn des Projekts entscheidet, und dass sich der Brandschutz durch die Wahl der Isolierflüssigkeit verbessern lässt, ohne am Gebäude zu bauen. Vergleichbar gelagert ist der bereits beschriebene Fall aus dem britischen Einzelhandel, wo die Flüssigkeit gleich für eine ganze Filialkette festgelegt wurde.

Sie betreiben Transformatoren in Publikumsbereichen und wollen wissen, ob eine Umstellung in einem einzelnen Nachtfenster realistisch ist? Wir sehen uns die Ölanalysen und die Anlagensituation an und sagen Ihnen, was sich in der verfügbaren Zeit umsetzen lässt — nehmen Sie Kontakt auf.

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Die Ausgangslage

Der Versicherer forderte, eine Umspannstation an einem städtischen Standort zu überprüfen. Zwei mineralölgefüllte Transformatoren mit 25 kV und 6,9 kV standen unmittelbar neben dem Gebäude, in dem die übrige Stationstechnik untergebracht ist – einschließlich der kritischen Schaltanlage. Nach Auffassung des Versicherers waren bauliche Änderungen nötig, damit die Station den aktuellen bau- und brandschutzrechtlichen Anforderungen entspricht.

Zwei Vorschläge, ein deutlicher Unterschied

Ein Ingenieurbüro begutachtete den Standort und legte zwei Varianten vor:

• Brandwand zwischen Gebäude und Transformatoren. Die teurere Variante – und technisch nicht ohne Folgen: Die Wand hätte die Verbindung zwischen den Transformatoren und den übrigen Anlagenteilen der Station erschwert.
• Austausch der Isolierflüssigkeit. Ersatz des Mineralöls in beiden Transformatoren durch eine schwer entflammbare Flüssigkeit, also Retrofilling.

Der Betreiber entschied sich für den Flüssigkeitstausch mit Shell MIDEL eN 1204. Ausschlaggebend war neben dem Brandverhalten der Pourpoint von −31 °C, der den natürlichen Ester für kalte Standorte geeignet macht. Damit entfielen die hohen Kosten für den Umbau und die Beeinträchtigungen durch eine größere Baustelle auf dem Gelände.

Der Ablauf vor Ort

Die Umstellung dauerte zwei aufeinanderfolgende Tage – gegenüber mehreren Wochen Bauzeit für eine Brandwand:

• Das Mineralöl wurde abgelassen und zur Aufbereitung in die Werkstatt des ausführenden Betriebs gebracht.
• Wicklungen und Kessel wurden mit Shell MIDEL Flüssigkeit gespült, die Spülflüssigkeit anschließend vollständig entfernt.
• Danach erfolgte die Befüllung mit Shell MIDEL eN 1204.
• Ein qualifizierter Shell MIDEL Service Partner setzte eine Filteranlage ein und führte den Flüssigkeitswechsel bei etwa 70 °C durch – der Temperaturbereich, der sich dafür bewährt hat.

Die Produktionsausfälle blieben entsprechend gering, und die Transformatoren erfüllen seither die brandschutztechnischen Anforderungen des Versicherers.

Was der Vergleich zeigt

Die beiden Varianten unterscheiden sich nicht nur im Preis, sondern in der Art des Eingriffs. Eine Brandwand ist eine dauerhafte bauliche Veränderung, die Zugänge, Kabelwege und spätere Instandhaltung beeinflusst – im geschilderten Fall hätte sie genau die Verbindungen erschwert, die den Betrieb der Station ausmachen. Der Flüssigkeitstausch dagegen verändert nichts an der Anlagenanordnung; er setzt an der Ursache an, nämlich an der brennbaren Füllung. Wer beide Wege gegenüberstellt, sollte deshalb nicht nur die Angebotssummen vergleichen, sondern auch, was nach Abschluss der Maßnahme baulich fest steht.

Warum das auch hier funktioniert

Der Abstand zwischen Transformator und Nachbarbebauung ist in deutschen Stationen genauso häufig das Problem. Wo der Abstand nicht vergrößert werden kann, lässt ihn die Umstellung auf eine Flüssigkeit der Brandklasse K nach IEC 61100 in einem anderen Licht erscheinen – IEC 61936 knüpft die Aufstellbedingungen ausdrücklich an die Flüssigkeit. Wie das gegenüber einem Versicherer belegt wird, zeigt auch der Fall GSK Montrose.

Haben Sie eine Auflage auf dem Tisch und suchen den günstigeren Weg? Wir prüfen, ob Shell MIDEL eN 1204 Ihre Anforderung erfüllt, und nennen Ihnen Aufwand und Dauer – nehmen Sie Kontakt auf.

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Die Ausgangslage: Gießharz stößt an Grenzen

Lange Zeit waren Turmtransformatoren in Windenergieanlagen Gießharztransformatoren. Mit steigenden Nennleistungen und höheren Spannungen wurde diese Technik jedoch nicht mehr in jedem Fall passend. Hinzu kam, dass die Zuverlässigkeit von Gießharzausführungen nach mehreren aufsehenerregenden Ausfällen im Feld in Frage gestellt wurde. Gebraucht wurde eine flüssigkeitsgefüllte Lösung.

Erster Schritt: SLIM mit Silikonöl

Der Hersteller CG Power – damals noch unter dem Namen Pauwels – entwickelte zusammen mit DuPont einen kompakten Transformator mit einem sehr konkreten Maßstab: Er musste durch die Tür am Fuß eines modernen Mehrmegawatt-Turms passen. Die Bauform bekam den Namen SLIM. Gefüllt wurde die erste Baureihe mit Silikonöl, da dieses als Flüssigkeit der Brandklasse K gute Hochtemperatureigenschaften mitbringt.

Zwei Schwächen blieben: Silikonöl ist praktisch nicht biologisch abbaubar, und es neigt dazu, an Dichtungen auszutreten. Beides wiegt in der Windenergie schwer – viele Anlagen stehen in ökologisch empfindlichen Gebieten oder auf See.

Zweiter Schritt: Bio-SLIM mit Shell MIDEL 7131

Der Hersteller suchte nach einer umweltverträglicheren Füllung und kam zu Shell MIDEL 7131. Der synthetische Ester ist leicht biologisch abbaubar und hat damit im Leckagefall erheblich geringere Auswirkungen; zugleich ist er mit den meisten Dichtungswerkstoffen besser verträglich, so dass Undichtigkeiten seltener auftreten. Die neue Baureihe heißt Bio-SLIM.

Der Hersteller der Flüssigkeit war an der Entwicklung unmittelbar beteiligt – mit Laborprüfungen zur Materialverträglichkeit und mit Langzeitversuchen zum Verhalten von Shell MIDEL 7131 bei hoher Temperatur. Zugleich musste ein Markt für den flüssigkeitsgefüllten Windenergietransformator überhaupt erst entstehen, denn das Feld war bis dahin von Gießharz beherrscht.

Was die Flüssigkeit für die Baugröße bedeutet

• In der zweiten Entwicklungsstufe wurde die Bauform kleiner als die Silikonausführung – bei gleicher oder höherer Leistung.
• Möglich war das durch die besseren thermischen und elektrischen Eigenschaften von Shell MIDEL 7131 im Vergleich zu Silikonöl.
• Mehrere tausend Bio-SLIM-Transformatoren sind heute weltweit in Betrieb.
• Die aktuellen Ausführungen reichen bis 7 MVA und bis zu einer höchsten Spannung von 72,5 kV.

Einordnung für deutsche Projekte

Die Entwicklung erklärt, warum die Frage Gießharz oder Esterflüssigkeit bei Turmtransformatoren heute meist zugunsten des Esters ausfällt: Die Bauform wäre ohne die Flüssigkeit nicht möglich. Synthetische Ester nach DIN EN 61099 erfüllen dabei die Brandklasse K nach IEC 61100 – in einem Turm, der im Brandfall als Kamin wirkt, ist das der entscheidende Punkt.

Ob Neuanlage oder Austausch im Bestand: Wir liefern Shell MIDEL 7131 für Projekte der erneuerbaren Energien und beraten zur Auslegung. Sprechen Sie uns an.

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