Prognosenerstellung im Rahmen von Revisionsprojekten an Großgeneratoren zur Bestimmung derer Lebensdauer durch Auswertung ereignisbasierter Wartungsmaßnahmen unter Berücksichtigung von Befunden und Monitoring-Systemen [original]

Prognosener stellung im R ah m en von Revision sprojek ten
an Großgener atoren zur Bestim m ung derer Lebensd auer
durch Aus wertung erei gnisbasierter W artung smaßnahm en
unter Berück sichtigung von Befunden u nd Monitorin g-Systemen

vorgelegt von
Dipl.-I ng.
Sascha Urban

Fakultät IV - Elektrotechni k und Inform atik
der Technischen Universität Berlin
zur Erlang ung des akade mischen Grades

Doktor der I ngenieurwiss enschaften
- Dr.-I ng. -
ge nehmigte Dissertation

Promotionsausschuss:

Vorsitzender: Prof. Dr.-Ing. Kai Strunz
Gutachter: Prof. Dr.-Ing. Uwe Schäfer
Prof. Dr.-Ing. Ronald Plath
Prof. Dr.-Ing. Hans-Joachim Krautz

Tag der wissenschaftlichen Aussprache: 12.08.2 019

Berlin 2019

Dank sa gung :
Mein Dank geht an:
Prof. Dr. -Ing. Uwe Sch äfer dafür, d ass er mir die Möglichke it z ur Promotion g egeben und
mich währe nd dieser Zeit betreut und unterstützt hat.
Prof. Dr. -I n g. Ronald Plath und Prof. Dr. -I n g. Hans-J oachim Krautz für die Überna hme de r
Zweit- und Drittg utachten für meine Arbeit.
Die Firma EMI S E LECTR I CS GmbH, dass sie mi r die Möglichkeit zur Promotion während
meiner beruflichen Tä tigkeit als P rojektleiter des Generatore nservices gegeben haben.
Die F irma VATTENFALL WÄRME BERLIN AG und im Besonderen an Herrn Frodl ,
Herrn Mattare i und Herrn Röglin für die Unterstützung auf der Zielge rade.
D ie Kollegen Dr. P eter Ka rsch, J ohannes L eh mann, André L ehmann, W olfgang Gutt,
Johannes Hensel, Tilo Barthold, Tobias Fetsch, D r. Matthias Humer und Dr. Ulrik S trehlau
dafür, da ss sie mir die erforderlichen Informationen zugea rbeitet haben.
Meine Familie, Christine Urban, Angelika Eibisch, Prof. Dr. J ean-Dominiqu e Deuschel und
Dr. Anneliese Eibisch für die Unterstützung und Hilfe.
Meine Fra u Hanna Urban und unsere Kinder Pauline und J akob, ohne die diese Promotion
nie zustande ge kommen wäre.

Diese Arbeit ist Pauline und J akob Urban ge widmet.

Überblick
Gegenstand der Dissertation ist die Pro gnosenerstellung im Rahmen von R evisionsprojekten
an Großgeneratoren zur Bestimmung derer Lebensdauer dur ch Auswertung er gebnisbasier-
ter Wartung smaßnahmen unter Berücksichtigung von Befunden und Monitoring-S y stemen.
Die verwendete Datenbasis wurde von der Firma EMIS Electrics GmbH zur Verfügung ge-
stellt.
Ziel d er Ar beit ist es, dur ch die Erstellun g einer „Einfluss – Maßna hmen – Datenbank“ eine
„Lebe nslauf – Akte “ für Generatoren z u erarbeiten. Diese soll, be ginnend mi t dem Z eitpunkt
der Fertigstellung de s Generators bis zum Abschlusses der Erhebung , s ämt liche Vorfälle,
Befunde und durchgeführten Revisionsmaßna hmen doku mentieren.
Zur Max imierung des Qualitätsstandards von durchgeführten Revisionsprojekten an Gene-
ratoren erfolgt eine Ausw ertung z urückliegender R evisionseinsätze und Analyse messungen .
Zu diesem Zweck ist es erf orderlich, zunächst die in der betriebliche n Prax is ange wandten
elektrischen und mechanischen Befunduntersuchungen, sowie deren Ausw ertung zu erläu-
tern und zu bewerte n.
In dies em Rahmen erf ol gt eine Betrachtung der I soliers y steme von W icklungselementen
und von Alterungsprozessen und -einflüssen auf die I solierun g.
In Kombination mi t der Implementier ung von Mo nitoring – Systemen wird schlie ßlich eine
Optimierung der zukünft ig durchzufü hrenden Durchsichten entwickelt. A nhand von Bei-
spielbetrachtunge n werden diese Prozesse veransc haulicht und belegt. Die a uf diesem Wege
erlangten Ergebnisse soll en abschließend dazu genutzt werden, dem Endkunden die für ihn
wesentlichen I nformatio nen über Lebensdauer beziehungsweise -erwartung der von ihm je-
weils betriebenen Ge neratoren zugänglich zu machen.
Die der Arbeit z ugrundeliegende Untersuchun g erfolgt, um in der Praxis anwendbare Prog-
nosen über Lebe nsdauer, Einflüsse und Revisionszy k len z uzulassen. Daraus ergeben sich zu
ergre ifende Maßnahmen, die sowohl dem Unternehmen im Rahmen der Kundenakquise,
Betreuung und Projektgestaltung, a ls auch dem Kunden zugutekommen.

iii

Wissenschaftlich wird erforsc ht und belegt, ob und in wieweit die durchgeführten Tests und
Analy sen mi t den entsprechenden Prognosen und Empfehlun gen an den K unden einen ge-
zielten und optimalen Nutzen generieren.

Abstract
Subject of the thesis is the forecasting of the deter mined li fespan of large generators as part
of revision p rojects b y evaluation of outcom e -based maintenance, in cluding an y findings
and with the look at monitoring systems.
The databa se used in this dissertation was provided b y EMIS Electrics GmbH.
The aim of this work is, b y creating an "influence - measures - database", to work out a
curriculum vit ae file for each generator that, starting from the time of its respective comple-
tion until the day of the end of this survey, includi ng all documented incidents, findings and
conducted a udit measures.
In this context, an ex amination of the insulation sy s tems of windin g el ements and of aging
processes and influences on the insul ation takes plac e. I n c ombination with the implementa-
tion of monitoring sy ste ms, an optimization of the future inspections and overhauls will be
developed. Using case st udies, these processes will be il lustrated and pro ven. The r esults
obtained in this way should be finall y used to provide the end customer essential information
about life expectancy of all his powered ge nerator s.
In sum, the work underlying investigation shall offer some in prac tice applicable conclusions
and predictions about lifespan, influences, revisio n cyc les and the appropriate measures to
be taken, so to cre ate a benefit for both, the company, for their custome r acquisition and
project management, as well as for the operating compan y.
Acade micall y it shall be explored and proved, whether and to what extent the testing and
analy sis are cor responding to the forecasts and recommendations to the c ustomer to make
him able to carry out a ta rgeted and optimal benefit.

Inhalt

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis ............................................................................ vii
Abkürzungsverzeichnis ..................................................................................................... x
1 Einleitung ....................................................................................................................... 1
1.1 Instandhaltung von Generatoren................................ ..................................................... 2
1.2 Stand der Tec hnik .......................................................................................................... 8
1.3 Au sblick ........................................................................................................................ 10
2 Isoliersy steme ............................................................................................................... 12
2.1 Aufbau der Ständerw icklung ........................................................................................ 12
2.2 I solation der Stände rwicklung ..................................................................................... 13
2.3 Isolationsmaterialien .................................................................................................... 15
2.4 Einflussfaktoren a uf die Alterung ................................................................................ 16
2.5 Resümee zu den Isoliersy s temen .................................................................................. 19
3 Technisch-phy sikalische Grundlagen der Prognosemethodik ..................................... 20
3.1 Mechanische Verfa hren ................................................................................................ 20
3.1.1 Schwingungsa nal y se ............................................................................................. 20
3.1.1.1 Messen von Schwingungen ................................................................................. 26
3.1.1.2 Messorte und Messrichtunge n ............................................................................ 29
3.1.1.3 Wickelkopfschwing unge n ................................................................................... 30
3.1.1.4 Auswirkungen von Schwingunge n an Gleitlagern .............................................. 32
3.1.1.5 Modalanalyse – der „Bump - Test“ ...................................................................... 35
3.1.2 Tempera turanal yse ................................................................................................ 37
3.1.3 Eindringprüfung ................................................................................................... 39
3.1.4 Geräusche .............................................................................................................. 41
3.1.5 Sonstige Diagnose unters uchungen ........................................................................ 41
3.2 Elektrotechnische Verfahren ........................................................................................ 41
3.2.1 Isolationswiderstandsmessung .............................................................................. 42
3.2.2 Teilentladung und Verlustfaktor ................................................................ ........... 47
3.2.2.1 Teilentladung smessung ...................................................................................... 47
3.2.2.2 Verlustfaktorme ssung ........................................................................................ 51
3.2.3 Windungsschlussmessung (RSO-Messung) .......................................................... 54

3.2.4 Spannungsprüfung ................................................................................................. 60
3.2.5 Magnetisierungsprüf ung ........................................................................................ 61
3.3 Resümee zu den technisch-physikalischen Grundlagen de r Prognosemetho dik .......... 63
4 Analy se und Auswertun g durchgeführter Instandhaltungseinsätze ............................. 65
4.1 „Ereignis – Maßna hm en – Datenbank“ (EMDB) ......................................................... 65
4.2 Statistische Auswertung sergebnisse ............................................................................. 67
5 Rückschlüsse und Prog nosen für die Lebensdauer und Revisionsz y klen .................... 76
5.1 Optimierung der I nstandhaltung von Generatoren / Entwicklung einer
Bewertungsmethode zur Bestimmung optimaler Revisionsz y klen .............................. 76
5.1.1 Erste Säule: Empfehlungen auf Grundlage der äquivalenten Betriebsstunden ..... 77
5.1.2 Zweite Säule: Empfe hlungen auf Grundlage von R ichtwerten aus
TE -Messungen ................................................................................................................ 78
5.1.3 Dritte Säule: Empfehlunge n auf Grundla ge eines „visuellen Gesund -
heitsindexes“ ................................................................ ................................................... 86
5.1.4 Anwendung und Ergebnis des „Drei -Säulen- Models“ ................................ .......... 90
5.2 Fallbeispiele .................................................................................................................. 92
5.2.1 Erstes Fa llbeispiel .................................................................................................. 92
5.2.2 Fertigungsverfa hren von S tator – Spulen .............................................................. 97
5.2.3 Maßnahmenumsetzung im ersten Fallbeispiel ...................................................... 99
5.2.4 Zweites Fallbeispiel ............................................................................................... 99
5.3 Online – Monitoring ................................................................................................... 100
6 Ergebnis und Ausblick ............................................................................................... 106
7 An hang ....................................................................................................................... 111
7.1 Schäden am Stator ...................................................................................................... 111
7.2 Schäden am Rotor ...................................................................................................... 114
7.3 Schäden an den Kühlern ............................................................................................. 116
7.4 Schäden an den Gleitlagern ........................................................................................ 118
7.5 Bilder und Ta bellen .................................................................................................... 120
Literaturverzeichnis ...................................................................................................... 123
Publikationsliste ............................................................................................................ 132

vii

Abbildung s- und Tabellenv erzeichn is
Abbildung 1: G liederung der Insta ndhaltung .................................................................................... 2
Abbildung 2: Aus f allrisiko von Generato ren in Abhän gigkeit Ihrer Betr iebsdauer [ 5] .................... 4
Tabelle 1: Rev isionsze itpunkte nach äq uivalenten Be triebsstunden .................................................. 6
Abbildung 3: Exp losionszeichnung ei nes Gen er ators [ 8] .................................................................. 7
Abbildung 4: Sch ematischer Aufbau e ines Genera t or – Ständ ers [30 ] ........................................... 12
Abbildung 5: Au fbau der Ständerw icklung[31] ............................................................................... 14
Abbildung 6: ve rs chiedene Darst ellungswe i sen der Sc hwingung [ 46 ] ............................................ 22
Abbildung 7: Bl ec hpake tdeformierung en aufgrund vo n elektromagne t ischen Kräf ten bei
einer zweipo l igen Masch ine [51 ] ..................................................................................................... 24
Abbildung 8: Sch ildl agerm aschine .................................................................................................. 26
Abbildung 9: Au fbauprinzip eines e lektrodynam i schen Schwinggeschwind i gkeits-
aufnehmers [54 ] ............................................................................................................................... 27
Abbildung 10: Au fbauprinzip e ines piezoelek trischen B eschleunigung saufnehme rs[ 55 ] ............... 28
Abbildung 11: Em pfohlene M essorte an elektrische n Maschinen – allgeme i n [56 ] ........................ 29
Abbildung 12: Em pfohlene M essorte an Stehlagern [56 ] ................................................................ 30
Abbildung 13: pr i nzipie lle Bauforme n von Gle itlagern [25] ........................................................... 33
Abbildung 14: 4 K noten- Modell für e i nen zweipol i gen Generator [62 ] ................................ .......... 36
Abbildung 15: Messstellen und Anregungs punkte für den "Bump-Tes t" ......................................... 36
Abbildung 16: P t 100 Temperaturfühler f ür einen 500 M W - St ator (Elek trosila) .......................... 38
Abbildung 17: G leitlager - Oberl agers chale mit Anz eige bei der Farbeindringprü fung ................ 40
Abbildung 18: emp fohlene Prüfs pannungen ( vgl. [69, 70 ] ) ............................................................ 42
Abbildung 19: R iso i n Abhängigk eit der Ze it bei trocke ner und saub erer Isolieru ng [36] ............... 45
Abbildung 20: t ypische Te i lentladung squellen [32 ] ........................................................................ 48
Abbildung 21: w eitere T eilentladung squellen [ 32 ] .......................................................................... 49
Abbildung 22: Be ispielhafte Messr eihe für den Verlustfaktor für Ne nnspannungen
von 5 kV bis 24 kV [85 ] .................................................................................................................... 53
Abbildung 23: zu l ässige W erte für die Verlus tfaktor-Messung bi s 21 k V [85 ] ................................ 53
Abbildung 24: Ausw ertung einer RSO – Messung ........................................................................... 55
Abbildung 25: Typ i sches Fehlerbi ld einer RSO-Me ssung ............................................................... 56
Abbildung 26: Ve rgleichsmessung en an den einz el nen Spulen ........................................................ 57
Abbildung 27: Ve rgleichsdiagramm - ohne W indungsschlus s ......................................................... 58
Abbildung 28: Ve rgleichsdiagramm - Windungssch l uss Pol 2 ....................................................... 58
Abbildung 29: Ro tor-Wickelkop f eines 500 MW - Turboläu fers ...................................................... 59
Abbildung 30: Messanordnung zum D etektieren der Fe hlerstelle ................................................... 60

viii

Abbildung 31: S t ator mit e ingebrachter Errege rwicklung bei einer Magn etisierungsprü fung ....... 62
Abbildung 32 : Heißstelle im Blechp aket nach 30 M inuten Me ssdauer ................................ ........... 63
Abbildung 33: Ans i cht „Er eignis – Maßnahm en – Dat enbank“ ..................................................... 66
Abbildung 34: A lt ersstru ktur der Gener at oren ................................................................................ 67
Abbildung 35: D urchschni ttliches Bau j ahr pro He rs teller .............................................................. 68
Abbildung 36: Le i stung sstruktur der G eneratoren ................................ .......................................... 69
Abbildung 37: Ve rhältnis Anzahl der Ge neratoren zu A nzahl der E i nsätze .................................... 70
Abbildung 38: Pro zentualer Einsatz anteil pro H er steller ............................................................... 70
Abbildung 39: Pro j ekte m it unerwar teten Befun den ........................................................................ 71
Abbildung 40: U msatzan teil der unerwa rteten Befunde am Gesamtumsa tz .................................... 72
Abbildung 41: Ve rs chieden e Revisionsarten be i durchgefüh rten Einsät zen ................................ .... 73
Abbildung 42: Ve rschiedene Schad enshäufigke iten ......................................................................... 74
Abbildung 43: An teil der auf TE untersuch t en Genera toren ........................................................... 78
Abbildung 44: Te i lentladu ngsmust er für Nuten tladung ................................................................... 80
Abbildung 45: Te i lentladu ngsmust er für Oberf lächenentladung ..................................................... 81
Abbildung 46: Te i lmengen der Indikato rfunktion zu TE -Richtwerten ............................................. 84
Tabelle 2: Auswe rt ung de r TE-Messungen ................................ ...................................................... 85
Abbildung 47: Ve rt eilungs funktion d er TE-Messergeb nisse ............................................................ 86
Abbildung 48: Am pelbewe rtung mit „G esundhei tsindex“ fü r eine Empfehl ung D 1 ....................... 88
Abbildung 49: Am pelbewe rtung mit „Ges undheitsindex“ fü r eine Empfehl ung D 2 ....................... 89
Abbildung 50: Am pelbewe rtung mit „G esundhei tsindex“ fü r eine Em pfehlung D 3 ....................... 90
Abbildung 51: TE -Muster d er Phase V (2015) ................................................................................ 93
Abbildung 52: Endo skopiebild mit Schad en am Außenglimm schutz e ines Oberlag es tabes ............ 94
Abbildung 53: TE -Muster d er Phase V (2016) ................................................................................ 94
Abbildung 54: G eschädigt er Oberlages tab ...................................................................................... 95
Abbildung 55: Sc haden im Nutaus trittsbereich ................................................................................ 96
Abbildung 56: S t ator-Ble chpaket und g es chädig te Wicklung .......................................................... 96
Abbildung 57: G eschädigt er Stab der Un terlage ............................................................................. 97
Tabelle 3: Vor - und Nacht eile von Re sin-Rich zu VPI -Verfahren ................................................... 98
Abbildung 58: Lu ftspalt – Überwachung [ 91] ............................................................................... 103
Abbildung 59: Mögliche Visualisieru ng für Online-Mo nit oring [91] ........................................... 105
Abbildung 60: G eschädigt e Beilagen u nd Nutke il ......................................................................... 111
Abbildung 61: G eschädigt e Nut 18 ................................................................................................ 111
Abbildung 62: D urchschla gst elle Ober lagestab ............................................................................ 112
Abbildung 63: H eißstelle im Blechp aket ........................................................................................ 113

Abbildung 64: E ise nbrand am Blechpake t ..................................................................................... 113
Abbildung 65: E ingelaufene W el le im Bereich d er Öla bst reifer .................................................... 114
Abbildung 66: G eschädigt e Ölabs treifer ....................................................................................... 115
Abbildung 67: G eschädigt er Rotor ................................................................................................ 116
Abbildung 68: D urchschla gst elle an der Ro torwicklung ............................................................... 116
Abbildung 69: S t ark beschä di gter W ärmet ausche r ........................................................................ 117
Abbildung 70: Zug esetzte Rohrbünd el ................................ ........................................................... 117
Abbildung 71: S t rommar ke und stark e Riefen ............................................................................... 118
Abbildung 72: T iefe Riefe in radiale r Richtung ............................................................................. 118
Abbildung 73: W iderstandskennw erte von v erschieden en Thermogebe rn .................................... 120
Abbildung 74: PT 100 an d en Deionata usleitungen e i nes 500 MW – Generators ( Ele ktrosi la) ... 121
Abbildung 75: "I gel" ...................................................................................................................... 121
Abbildung 76: S t ehlager mi t Schwingungsau fnehmer in vertikaler Ri chtung ............................... 122
Abbildung 77: Roe belstab m it Hohlleitern ................................ ..................................................... 122

Abk ürzungsverzeichnis

% - Prozent
°C - Grad Ce lsius
3G - Dritte Genera tion des Mobilfunkstandards
A - Ampere
AC - Alternating Curr ent (englisch für Wechselstrom)
AGS - Außenglimmschutz
Bar - Einheit für den Druck (1 bar = 1 * 10 5 kg/m*s 2 )
Co. - Compagnie
DAR - Dielektrische s Absorptionsverhältnis
DC - Direc t Current (englisch für Gleichstrom)
EMDB - Ereignis-Maßnahmen-Datenbank
EGS - Endenglimmschutz
ε r - Dielektrizitätsz ahl (Durchlässigkeit eines Materi als für
elektrische Felder)
𝑓 - Frequenz
ggf. - gegebe nenfalls
GmbH - Gesellschaft mit beschränkter Haftung
Hz - Hertz, Einheit der Fre quenz
IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineering
Inc. - Incorporated (Gese llschaftsform)
ISO - Interna tional Or ganization for Standa rdization
KG - Kommanditgesellschaft
LAN - Local Area Network

Ltd - L im ited (Gesellschaftsform)
Lx - L ux (Einheit der Beleuchtungsstärke)
min -1 - Umdrehunge n pro Minute
mm - Millimeter (Meter - 10 -3 )
µm - Mikrometer (Meter – 10 -6 )
M Ω - Megaohm
MSR - Mess- , Steuerungs- und Regeltechnik
MW - Megawatt
π - Kreiszahl Pi, π=3,1415926…
pC - Picocoulomb
PI - Polarisationsindex
Pt - Platin
R0 - Widerstand bei einer Temperatur von 0 °C
R iso - I solationswiderstand
RSO - Recurrent Surge Osc il lograph
tan δ - Tangens Delta
TE - Teilentladung
UV - Ultraviolett
V - Volt, Einhe it der elektrischen Spannung
VA - Voltampere
VGB - Vereinig ung der Großkesselbesitzer
VPI - Vacuum Pre ssure Impreg nation
W - Watt

1 Einleitung
Gegenstand dieser Arbeit ist die herstelleruna bhängige Auswertung von über 350 durch-
geführten Se rviceeinsätzen an mehr als 120 v erschiedenen Generatoren mit einer Schein-
leistung von bis zu 588 Mega Volt Ampere (MVA) von knapp über 20 unterschiedlichen
Fabrika ten unter Berücksichtigung von Befunden und Betriebsschäden. A n praktischen
Beispielen werden entstandene Schäden an den Hauptkomponenten von Generatoren,
deren U rsachen und die resultierenden Fol ge n au sgewertet. Auf grund d es Fehlens von
normierten Grenzwerten für die Interpretation von Teilentladung smessun gen an Ständer-
isolationen von Generatoren wird ein besonderer Schwerpunkt auf die Anal y s e derartiger
Messergebnisse und die daraus resultierende A ufstellung von Richtwerten gelegt. I n
Kombination mit einem sogenannten „Gesundheitsindex“ wird im Ergebni s eine Emp-
fehlung für zu ergreifende Maßnahmen gegeben. Bei einer entsprechenden Anwendung
eines resultierenden „Drei -Säulen- Modells“ soll eine maxim ale Lebensdauer und Ver-
fügbarke it der begutachteten Generatoren gewährleisten werden. Im Gege nsatz zu mo-
dernen Bi g Data Ansätz en ist die hier untersuchte Datenbasis geringer, soda ss dere n Aus-
wertung die Entwicklung entsprec hender Anal y severfahren erfordert.
Generatoren erzeugen ü ber 99 % der el ektrischen Energie dur ch Umwandlung von
mechanischer in elektrische Energie. S ie bilden die Basis unserer Energieversorgung (v gl.
[1]). W ährend des Betriebs von Hochspannungsmaschinen v erschlechtert sich deren Ge-
samtzustand aufgrund v on thermischer Alterung, elektrischen Entladungen, mechani-
schen Schwingungen, den Gege benheiten am Aufstellungsort und insbesondere auch der
Überlagerung dieser Erscheinungen. D er Rotor a ls der sich drehende Teil des Generators
wird zudem durch Flieh- und Zentrifu galkräfte b eansprucht, welche zu Beschädigun gen
in seinem Aufbau be itra gen können.
Um ungeplante Betriebsa usfälle der Gen eratoren zu verme iden und einen mög lichst rei-
bungslosen Betrie b zu gewährleisten, sollten in reg elmäßi gen Zeitintervallen I nstandhal-
tungsmaßnahmen geplant, veranlasst und durc h geführt werden.

1.1 Instandhaltun g von Generatoren
Gemäß [2 ] sind unter dem Begriff Instandhaltung „ alle Maßnahmen zur Bewahrung
und W iederherste llung d es S oll-Zustandes sowie z ur Feststellung und B eur teilung des
Ist-Z ustandes von techni s chen Mitteln eines Systems“ zu verstehen.

A b b i l d u n g 1 : G l i e d e r u n g d e r I n s t a n d h a l t u n g

Instandhaltung smaßnah men werden regelmäßig in die in Abbildung 1 dargestellten
Komponenten untergliedert.
Die Wartung beinhaltet alle Maßnahmen zur Erha ltung des Soll -Zustandes der
Maschinen, wie deren Reinigung, Konservierung, Nachstellung, das regelmäßige
Schmieren sowie die Auswechse lun g von Elementen.
Die Inspektion stellt eine reine I nformationserfass ungsmaßnahme dar, bei der sämtli-
che Maßnahmen der Feststellung und Beg utachtung des Ist -Zustandes des Generators
zusammengefasst we rde n, wie das Messen, Prüfen, Erfassen und Kontrollieren.
Unter Instandsetzung werden alle Maßnahm en zur Wiederherstellung des S oll -Zustan-
des, wie das Erneuern, A usbessern und Einstellen an Kompone nten der Maschine ver-
standen. Die Instandsetzung kann entweder vorbeugend oder korr ektiv durchgeführt
werden (vgl. [3]).
Im Rahmen der vorbeugenden Generatorinstandhaltung w erden in regelmäßigen Z eit-
abständen zuvor geplante Maßnahmen ergriffen, d ie die Schwachstellen d es S y st ems

aufzeigen. Dadurch können sowohl die Summe der Kosten für die I nstandhaltungs-
maßnahmen als auch die anfallenden Aus gaben durch die Stillstandsz eit beseitigt wer-
den.
Bei d er kor rektiven Generatorinstandhaltung wird demgegenüber zwischen den beide n
Strateg ien d er schad enso rientierten- beziehun gsweise der z eit- und z ustandsorientier-
ten I nstandhaltun g unterschieden:
Die schadensorientierte Instandhaltungsstrategie beinhaltet die Betreibung der Gene-
ratoren bis zum Eintritt des Schadensfalls, ohne z wischenzeitlich nenne ns werte War-
tungsmaßnahmen z u er greifen. Hierbei entzieht sich der mögliche Ausfall des Gene-
rators vollkomm en dem Einfluss des B etr eibers, der somit seine Produktion nur
schwer bis gar nicht risikolos planen kann. Ein solche s Vorgehen sollte im Kraftwerks-
bereich in der Re ge l nic ht als sinnvolles Konzept eingese tzt werde n, ist aber in der
betrieblichen Pra xis weit verbreitet (vgl. [2 ]) .
Im Rahmen der z eit- und zustandsorientierten Instandhaltungsstrategie wird der
Generator nur in Abhängigkeit vom aktuellen Zustand beurteilt und gegebenenfalls
stillgesetzt. Bauteile w erden nur ge wechselt, wenn deren Le bensz y klus ab gelaufen ist
und Repa raturmaßnahmen nur dann ein geleitet, w enn zulässig e Toleranz- und Vorga -
bewerte aus dem Rahmen fallen. Dieses Konzept erfordert eine detaillierte Kenntnis
des Maschinenzustandes. Die entsprechend en Kenngrößen müssen kontinuier lich g e-
messen und interpretiert werden. Ein Vorteil ergibt sich dabei daraus, dass sich aus nur
geringen Abweichungen vom Normzustand bere its Trends und P rognosen ab leiten las-
sen. So können die für den jewe ili gen Betrieb optimalen Instandse tzungs zeitpunkte
vorausbestimmt werden. Da es auf diese W eise kaum z u unvorhergesehenen Ausfällen
der Mas chine kommt, ist die Produktionsplanung lang fristig und annähernd risikolos
planbar (vgl. [3]).
Überdies v erfügen sowohl jede Maschine als auch sämtli che ihrer Einzelbauteile übe r
einen so genannten Abnu tzungsvorrat, der sich wä hrend des Betriebs de rselben stetig
verringert. Sollte dieser Vorrat bis zum Erreichen der Sc ha densgrenze ab gebaut wor-
den sein, h at das den Au sfall des jeweiligen Bauteils beziehungsweise des gesamten
Generators zur Folge . D urch zeit gerechte Instandsetzungsmaßnahmen kan n der Ab-
nutzungsvorrat wiederhe rgestellt und damit ein entspreche nder Schaden v ermieden

werden. Darüber hinaus kann durch das rechtzeitig e Treffen von Verbesse rungsmaß-
nahmen, wie beispielsweise den Einb au besseren beziehungswe is e modern eren Mate-
rials, der Abnutzungsvorrat auf über 100 % im Vergleich zu seinem Aus gangszustand
verbessert werden. Dies kann zum Beispiel durch die Umstellung von Klasse B au f
Klasse F des Isoliermaterials im Zuge einer Neuwicklung einer Stator - oder Rotor-
wicklung erreicht werden, wenn das n eue I solati onsmaterial mindestens gleich gute
Wärmeleitung b ei gleichzeitig verbesserter elektrischer Festigkeit aufweist. Die maxi-
male Einsatztemperatur der spezifischen Isoliermaterialien erhöht sich bei einer der-
artigen Umst ellung von 130 °C auf 15 5°C und macht den Gen erator hitzebeständiger
(vgl. [4 ]) , was sich positiv auf die Standzeit der Isolation auswirkt.
Di e zeit- und z ustandsorientierte Instandhaltung bring t damit die höchste Kostener-
sparnis mit sich.

A b b i l d u n g 2 : A u s f a l l r i s i k o v o n G e n e r a t o r e n i n A b h ä n g ig k e i t I h r e r B e t r i e b s d a u e r [ 5 ]

Abbildung 2 zeigt den Zusammenhang zwischen dem Ausfallrisiko eines Generators
während s einer Betriebsdauer, das mi t stei gendem Alter der Maschine stetig ansteigt
und dem Einfluss von regelmäßig dur chgeführten Revisionsmaßnahmen, die dafür
sorgen, dass das Ausfallrisiko wiede r gesenkt wird. Demnach kann die bei Herstellung
konzipierte Le bensdauer durch entspre chende Maßnahmen überschritten werden.

Betrieb sdauer

Ausfallrisiko

Ausfallrisiko in Abhängigkeit der B etriebsdauer

Trotz z y klisch durch geführter Kurz -, Zwischen- und Hauptrevisionen könn en im Zuge
des Betriebs unvorhergesehene Schäden , di e mitunter kostenintensive Reparaturen
nach sich ziehen, auftreten.
Die optimalen Zeitpunkt e zur Durchführung von Instandhaltungsmaßnahmen stehen
in Korrelation z ur jeweil igen Nutz ung d es Generators als Grund-, Mittel- oder Spit-
zenlastmaschine. Aus ihr kann eine so gena nnte äquivalente Betriebszeit berec hnet
werden. I n die in dies em Zusammen hang Anwendung find ende Berechnungsformel
fließen die reale Laufzeit, die Zeit im Drehwerksbetrieb, deren Gewichtungsfaktoren
sowie die Anzahl der durchgeführten Starts des Generators mit den dazu gehörige n Be-
wertungsgrößen ein (vgl. [6] ).
Der VGB PowerTech e.V. (VGB), hat im Jahr 2 010 in [ 7] folgende Formel zur Be-
stimmung der ä quivalenten Betriebsstunden ausgegeben:
T ä = ( T 1 *K 1 ) + ( T 2 *K 2 ) + ( K 3 *n ) (1)
• T ä = Äquivalente Betriebszeit in Stunden
• T 1 = Be triebszeit des Generators in Stunden
• K 1 = Be anspruchungsfaktor während des Betriebs
• T 2 = Dre hwerksbetriebszeit in Stunden
• K 2 = Be anspruchungsfaktor während des Drehwerkbetriebs
• K 3 = Bewertungsfa ktor für die Zeit pro Start in Stunden
• n = Anzahl der Starts
Während T 1 , T 2 und n von den tatsächlich angefallenen Betriebsstunde n abhängen, bil-
den K 1 , K 2 und K 3 Variablen, die von der jeweiligen Leistungsgröße des Generators
abhängen. Für die Leistungsklasse S N < 50 MVA gibt die Empfehlun g beispielsweise
Werte von K 1 = 0,7, K 2 = 0,1 und K 3 = 5 vor. I m Vergleich dazu sind die Werte für die
Le istun gsklasse 50 < S N < 250 MV A b ei K 1 = 0,8, K 2 = 0,1 und K 3 = 10. Demnach wird
zum Beispiel ein Anfahrprozess bei größeren Generatoren gemäß Faktor K 3 als doppelt
so „belastend“ für di e M aschine b ewertet, als bei Generatoren d er niedri geren Le is-
tungsklasse.

Bei eine m störungsfreien Betrieb ergibt sich beisp ielsweise folgende Übersicht:

Maßnahm e

Zeitpunkt gem äß äquiva-
lenten Betriebss tunden

Maßnahm en z eitpunk t
nach …

Kleine Inspek tion

< 10.000 h

1 a

Große Inspek tion

< 20.000 h

2 a

Erstrevision

10.000 h bis zu 20.000 h

1 a bis 2 a

Kurzrevision

bis zu 20.000 h

m axi m al 3 a

Zwischenrevision

bis zu 30.000 h

m axi m al 6 a

Hauptrevision

40.000 h bis zu 60.000 h

m axi m al 10 a

T a b e l l e 1 : R e v i si o n s z e i t p u n k t e n a c h ä q u i v a le n t e n B e t r i e b s st u n d e n
Der vorst ehenden Übersi cht, Tabe lle 1, sind die empfohlenen Revisionszeitpunkte in
Abhängig keit der entsprechenden äquivalenten Betriebsstunden zu entn ehmen. Die
aufgeführten Werte wurden als Mittelwerte aus verschiedenen Herstellerhandbüchern
zusammengefasst, um einen a llgemeinen Überblick zu verschaffen (v gl. [8] ).
Dabei ist bei einer Kurzrevision ein nur ein bis zwei Tage and auernden S tillstand der
Maschine nötig. In diesem Zeitraum werden in der Regel eine visuelle Befundung,
auch mi ttels Endoskopie, und eine elektrische Üb erprüfung an d em Generator dur ch-
geführt.
Bei den elektrischen Me ssungen werden unter a nderem Isolationswiderstands - und
Windungsschlussmessunge n durchgeführt. Es e rfolgt zumeist eine Kontrolle der
Thermo- und Schwingungsgeber sowie die Üb erprüfung der Funktionalität von S till-
standsheizungen.
Demgegenüber werden bei einer Hauptr evision, die mitunter einen mehrwöchigen
Stillstand des Generators voraussetzt, der Läufer demontiert und alle Bestandteile des
Generators einge hend befundet.
Es ex istieren mehrere kritis che Hauptkomponenten e ines Genera tors, die währe nd des
Betrie bs Schaden nehme n können. Zu ihnen zählen unter anderem:

• der Ständer (Stator)
• der Läufer (Rotor)
• die Lager (in der Regel Gleitlager)
• die Kühler

und die jeweils dazug ehörigen Anbauteile, wie beispielsweise die Err egermaschine,
die Schilde sowie die Abdeckhaube. Die fol gende Abbildung 3 gibt eine sch ematische
Übersicht über die gena nnten Bauteile.

A b b i l d u n g 3 : E x p l o s i o n s z e i c h n u n g e i n e s G e n e r a t o r s [ 8 ]

1.2 Stand der Technik

In dies em Abschnitt werden verschiedene wissenschaftliche Erkenntnisse mit beson-
derem Augenmerk auf die Instandhaltung und Lebensdauerprognosen von Groß gen e-
ratoren kurz vorgestellt. Dies gibt einen einleitenden Überblick zum aktuellen S tand
der Technik auf diesem Gebiet.
Wie im vorstehenden Kapitel dargelegt, gibt [ 2 ] die g rundlegenden Be zeichnungen fü r
die I nstandh altung von Generatoren und deren jeweilige Bedeutung vor. B asierend auf
dieser Grundlage hab en die verschiedenen H ersteller von Generatoren in i hren jewei-
ligen Begleithandbüchern entsprechende Empfehlu ngen und Prog nosen festg elegt.
Weiterhin ex istieren div erse Veröffentlich ungen, die einen anwendungsorientierten
Ansatz verf olgen beziehungsweise sich mit Methoden der Instandhaltungs- und da mit
einherge hender Kostenoptimi erung auseinandersetzen . Erwä hnenswert sind dabei ins-
besondere di e Veröffentlichungen [9-21 ].
Ry ll und Freund b eschreiben in [ 22] allge meine Beg riffe und Z usammenhänge von
Instandhaltung sprozesse n. Darüber hinaus werden statistische Wahrscheinlichkeits-
funktionen bezüglich der Zuverlässigkeit von technischen S y stemen vorgestellt. Ab-
schließend wird unter dem Gesichtspunkt der W irtschaftlichkeitsbetra chtung von
Instandhaltung s einsätzen noch au f d en Aufb au und das Controlling von Instandhal-
tungsnetzen eingegange n.
Sumereder arbeitete in [23] de n Zusammenhang zwischen dem zunehmende n Kosten-
druck auf Herst eller un d Betre ibe r von Genera to r en, den wirtschaftliche n Aspekten,
den Lebensdauern und vor allem den V erfügbarkeit en der Maschinen heraus. Das da-
mit verbundene Bestreben beispielsweise durch Mater ialersparnis immer näher an die
physikalisch machbaren Grenzen bei dem Ausle gen von neuen Ge neratore n z u gehen,
führe demn ach zu einer drastischen Lebensdauerverkürzung gegenübe r Maschinen
älterer Baujahre. Im weiteren Verlauf wird auf de n Zusammenhang d er th ermischen
Belastung und der Alterung des verbauten Isoliermaterials an den Generatorwicklun-
ge n eingegangen. Die Teilentladung smessung wird neben de r visuellen Beg ut achtung
als Diagnosemethode z ur Zustandsbewertung der Betriebsmittel klassifiziert. Ein Z u-
standskennwert als Ve rgleichsergebnis zur Bewertung des Maschinenparks soll e

durch eine ge wicht ete Auswertung von Betriebsmitteldaten, technischer Diagnostik
und qualitativen Kriterien g eneriert werden.
La dst ätter erläutert in [24 ] die Wichtigkeit der Früherkennung von Wicklungsschäden,
da diese Fehler mi t rund 35 % Häufigkeit die größte Gefahr für Ausfälle vo n Gene ra-
toren für eine Dauer von mehr als 10 Tagen darstel len. Mithil fe der Teilentladungs-
messung stellt e er dar, ob und wie genau Wicklun gsschäden zeitlich vorhersehbar sind,
um gegebenenfalls Rückschlüsse auf die Restlebensdauer oder ein en sich anbahnen-
den Durchschlagsschaden der Wicklung zu ziehen. Hierbe i wu rden W icklungsstäbe
einer künstli chen elektrischen Alterung unterwo rfen und mit der 1,5 fa chen Nenns pan-
nung beaufschlagt. In de r Untersuchung ereigneten sich vier Durchschläge, w elche
durch die in der Praxis Anwendung findende Teilentladungsanalyse nicht i m Vorfe ld
detektiert werden konnten. Es konnte ebenfalls k eine Korrelation zwischen Ausfall-
zeiten und TE-Werten hergestellt werde n. Ob eine derartige mutwill ige elek trische Al-
terung der Isolation ein probates Mit tel darstellt, um praxisrelevante Rücks ch lüsse zu
ge nerieren, sei an dies er Stelle dahin ge stellt. In d er späteren Auswertun g der dieser
Arbeit z ugrundeliegenden Datenanal y se können die Ergebnisse aus [24] nicht bestätigt
werden.
Weigel und Olsen definieren auf Grundlage von Erfahrungsberichten in [25 ] Grenz-
werte b eziehungsweise Richtwerte für verschiedene Ar ten der Te ilentladung. Die Ka-
tegorisierung der Grenzwerte erfolgt hierbei in die Bereiche gut, mittel und schlecht.
Neben dem Messaufbau we rden die verschiedenen Ar ten der möglichen Teilentla dun-
ge n und deren t y pische Muster vor gestellt. Diese Muster bil den die T eilentl adung en
in der sogenannten phase naufgelösten Darstellung ab. Die während der Messung auf-
ge tretenen TE-I mpulse werden quantisiert und na ch Amplitude sowie P hasenlage sor-
tiert. Die charakteristischen TE-Muster sind dab ei als mehrdimensionales S y stem aus
Phasenwinkel, Amplitude und Impulshäufigke it der Entladungen z u verstehen. Darun-
ter fallen vor allem die Nut-, Oberflächenentladung und das sogenannte Sparkin g
(Funkenbildung). Das Le tztere entstehe bei Entladungen z wischen den P hasen der Ge-
neratorw i cklung. Anhan d von vers chiedenen Fallbeispielen werden di e vorgestellten
Ergebnisse untermauert und erläutert. Abschließe nd wird z um einen der Einfluss von
Stabschwingungen, zum anderen de r positive Effekt der Wicklungsreinig ung auf das
Teilentladung sverhalten erläutert.

Matya s beschreibt in [26 ] vier Instandhaltungsstrategien als „Ve rteidigungssy s tem ge-
ge n Sc h äden“ mit dem Schwerpunkt auf eine betriebswirtschaftliche Sicht. Es soll e
ein optimaler Mix aus den vier Strat egien d er Aus fallbehebung, de r zustandsorientier -
ten, der vo rausschauenden und der zeitgesteuerten periodisch en I nstandh altung ver-
folgt w erden, um mögliche Schä den und einen d ami t verbunde nen Produkt ionsausfall
zu minimieren. Grundlage hierfü r bil det eine vo rausgehende intensive Anal y se des
Gesamtsy stems sowie all er einflussnehm enden Komponenten. Das Z i el sei die Errei-
chung eines Wettbewerbsvorteils durch den effizienten Einsatz von Instandhaltungs-
ressourcen und einer dadurch hervorge rufenen Produktivitätserhöhung.
Habel und Kulig untersuchten das „D y namische Verhalten von Turbogeneratoren im
Netzverbund“ in [27] . I nf olge der in den l etzten Jahren erheblich gesteige rten Flexibi -
litätsanforderungen bezü glich des Betriebs von Generatoren al s Folge d er En ergie-
wende wurde die Wechs elwirkung mehrerer Mas chinen z uein ander im Fehlerfall er-
forscht. Sie kamen zu dem Schl uss, dass durch eine Anal yse von den Abhängigkeiten
der Einflussg rößen, wie Netzanschluss, Netzkurzschlussleistung, Le itungslänge, Vor-
belastung und Fehlerort eine Reduktion der Belastung im Kurzschlussfall sowie eine
Optimierung der Absc halt reihenfolge erzielt werden könne.
In weiteren Forschungsarbeiten, wie beispielsweis e in [28] von Aha wurde eine Opt i-
mierung von I nstandhaltungsmaßn ahmen thematisiert. Der Fokus lag hierbei zumeist
auf der Untersuc hung gesamter Kraftwerksanlagen. I m Folgenden soll der Generator
separiert betrachtet werden, um Instandhaltungsempfehlungen für eine max imale
Le bensdauer d er Maschinen generieren zu könn en . I n keiner d er gefundenen For-
schungsarbe iten wurden herstellerunabhängige Serviceerfahrungen zur Optimi erung
der Instandha ltun g von Genera toren anal y si ert.
1.3 Ausblick
Nachde m vo rab ein Ausbli ck über den Stand der Technik beziehungsweise die aktu-
ellen Forschungstätigkeiten im Bereich der Gener atorinstandhaltung gegeben wurde,
soll zunächst im zweiten Kapitel ein kurz er Über blick über das Isoliersy st em an Ge-
neratorw i cklungen und im dritten Kapite l die g än gigen Prognosemethoden vorg estellt
werden, die es ermöglichen, die zu befundende Maschine zu bewe rten u nd entspre-
chende I nstandhaltun gsmaßnahmen befunda bhängig aufzustellen.

Die auf diese Weise generierten Befunde bilden die Grundlage für die im vierten
Kapitel vorgestellte Datenbank, die zur Ausw ertung der Wartungsmaßnahmen aus
zurückliege nden Serviceeinsätzen vom Autor dies er Abhandlung erstellt wurde. In der
sogenannten „Erei gnis -Maßnahmen- Datenbank“ wurden „ Lebenslaufakten “ von den
verschiedenen Ge n eratoren unterschiedlichen Herstelle rn aufgestellt. Der zeitliche
Rahmen der Aus wertung erstreckt sich über elf J ahre, be ginnend im J ahr 2006 bis
einschließlich 2016. Eine statistische Auswertung der so g ewonn enen Angaben, in die
Entwicklungstre nds aus dem Geschäftsjahr 2017 implementiert werden, erfolgt darauf
basierend.
Die derart gewonne nen Daten bilden die Grundlage für die abschließende Prognosen-
erstellung im fünften Kapitel. Überdies wird angestrebt, eine he rstellerunabhängige
optimale Empfehlung für belastun gsabhängige Instandhaltungsmaßnahmen zu gene-
rieren, die eine maximale Le bensdauer der einzelnen Generatoren z ur Fo lge haben
soll. Die aufgestellten Rückschlüsse und Empfehlungen werden ein einzigart iges, stan-
dardisiertes und praxist augliche s Be wertungssystem zur Durchführung und Dokumen-
tation von Genera torinstandhaltungseinsätzen eines S erviceunter nehmens d arstellen.
Im Anhang we rden beispielhaft Schäden an den oben genannten Hauptkomponenten
verschiedener Generatoren vorge stellt.

2 Isoliers y stem e

In diesem Abschnitt wird zunächst ein Überblick über den Aufbau von Gen eratorständer-
wicklungen und die entsprechende Isolierung gegeben. Anschließend werden die Fa kto-
ren, welche zu einer Alterung d er Isolation beitra gen, beleuchtet.
2.1 Aufbau der Stä nderw icklung

Das S tändergehäuse des Generators wird entweder in Form einer Schweißkonstruktion
oder aus geg ossenem Material gefertigt. Um einen Gasaustritt z u verhindern oder einer
Explosionsgefahr vo rzubeugen, muss bei größeren mi t W asserstoff geküh lten Gene-
ratoren d as Ge häuse zusätzli ch druc kfest und ga sd icht aufgeba ut sein. Da s Generator-
ge häuse nimmt das aus gegeneinander isolierten Dynamoblechen besteh ende lami-
nierte Blechpaket auf, welches über seinen gesamten Umfang gl eichm äßig verteilte
eingestanzte Nuten in ax ialer Richtung aufweist. D ie bei Drehstrommaschinen jeweils
um 120° räumlich versetzte, dreisträngig ausgeführt e S tänderwicklung wi rd in dies e
Nuten eingeleg t (vgl. [ 29 ]) .

A b b i l d u n g 4 : S c h e m a t i s c h e r A u fb a u e i n e s G e n e r a t o r – S t ä n d e r s [ 30 ]

Im unt eren Teil der vo r stehenden Abbildun g 4 zum schematischen Auf bau eines
Generatorständers sind die beiden möglichen Ausführungsvarianten der Ständerwick-
lung entweder mit Formspulen, bestehend aus me hreren parallel übereinander lie gen-
den Windungen, die in einem Arbeitsgang gewickelt werden, oder ge geneinander
isolierten Einz elleitern i n Stäben, die erst nach Montage in d en Nuten miteinander
verbunden werden, d argestellt. Bei Generatoren mit größerer Leistung wie beispiels-
weise den 500 MW – Elektrosila Maschinen, welche im Kraftwerk J änschwalde
betrieben werden, sind einige Teilleiter in nerhalb jedes Stabes als Hohlleiter ausge-
führt. Diese werden im Betrieb mit entionisi ertem Wasser, so gena nntem Deionat,
durchflossen, um die Ständerwicklung zu kühlen. Die Entionisierung des Kühlwassers
bewirkt, dass keine großen Leckströme in der Flüssigkeit entstehen (v gl. [30 ]) . Um
eine gleichmäßige S trombelastung im Inneren der Nut zu gewährleisten , werden die
Teilleiter in jedem Stab verdrillt, wodurch sie ihre Lage über die Länge des Stabes
kontinuierlich verändern. Dieser sogenannte „Roe belstab“, ben annt nach seinem Er-
finder Ludwig Roebel, sorgt für eine g leichmäßi ge Wirkun g der Stromverdrängung
auf alle L eiter und minimiert so ei ne einheitliche Stromverteilung (vgl. [29 ]).
2.2 Isolation de r Ständerw icklung

Die Hauptaufgabe der Isolation einer Generatorständerwicklung besteht d arin, eine
ga lv anische Trennung von spannung sführ enden W icklungsteilen untereinan der und zu
dem auf Erdpotential befindlichen Ständereisen sicherzustellen. Neben der Be lastung
durch die Betriebsspannung und die damit einhergehende Beanspruchung durch die
Betrie bsfeldstärke muss das I soliers y stem zusätz lich n och transienten Übe rspannun-
ge n sowie thermischen, mechanischen und umgebungsbedingten Einflüssen standhal-
ten. Bei heuti gen Hoch spannungsmaschinen liegt die Betriebsfeldstärk e dabei im
Bereich von 2,5 – 3 kV/mm (vgl. [31]).
Die folgende Abbildung 5 gibt eine Übersicht über di e Bestandteile eine r Generator-
ständerwicklung und der en I sol ationsschichten. Dabei wird innerhalb des S y stem s
zwischen der H auptisolation im Nut - und Wickelkopfbere i ch und der Isolierung der
Teilleiter unter schied en. Weiterhin werde n die Anordnunge n von verschiede nen
Varianten des Glimmschutz es, der dazu dient, En tladungserscheinunge n entgegen zu
wirken und eine Fe ldsteuerun g zu ermöglichen, aufgezeigt.

Zum typischen Aufbau der Stände rwicklung zählen:
A – Teilleiter
B – Teilleiterisolation
C – Innenglimmschutz / -potentialsteue run g
D – Glimmerband
E – Endeng limmschutz
F – Außenglimmschutz
G – Wickelkopfabstützung
H – Hauptisolation
I – Nutverschlusskeil
K – Ständerblechpaket

A b b i l d u n g 5 : A u f b a u d e r S t ä n d e r w i c k l u n g [ 31 ]

Die Teilleiter der Wicklungsstäbe bestehen aus Kupfer und werden entw eder mit einer
Lackschicht, Glasseide oder Glim merbändern gegene inander elektrisch isoliert. Im
Gegensa tz zur wesentlich stärker aus geführten H auptisolation ist die Teil leiterisola-
tion sehr dünn, da in diesen Bereichen die Potentialdifferenz zwischen den einzelnen
Le itschichten vergleichs weise gering ist und die Teilleiterisolationen somit nur mit
niedrigen Spannun gen beansprucht werden. Der Innenglimmschutz dient dem Poten-
tialausgleic h des Le iters gegen das Erdpotential. Glimmerbänder werden vorz ugs-
weise a us mit hochisolierenden Glimmerel ementen verse tztem Glasfasergewebe,
Pol y estervliesen oder Kunststofffolien gefertigt, di e um die Le iterstäbe gewickelt und
später mi t Kunstharz getränkt werden. Das Harz dient in diesem Zuge sowohl der

Verfestigung , also der A nbindung an den Stab, als auch zum Verschließen von Hohl-
räumen. Es trägt somit dazu bei, Teilentladungsaktivitäten zu minim ieren. An der
Hauptisolation li egt die volle B etriebsspannun g an. De shalb richtet sich die Stär ke der
Hauptisolation nach der Nennspa nnung des Generators.
Bei Generatoren mit Betriebsspannungen im kV -Bereich werden zusätzlich noch ge-
zielt Grenz- und Übergangsflächen de r Isolation verstärkt, da diese Teilberei che durch
ihre erhöhte Be lastun g S chwachstellen darstellen. Zu diesen Grenzflächen zählen die
Bereiche zwischen d em Teilleiterpaket und der ents prechenden Hauptisolatio n ( I nnen-
glimmschutz), zwischen der Hauptisolation und de m Blechpaket (Außenglimmschutz )
und dem Nutaustritt im Wickelkopfbereich (Endenglimmschutz).
Der Innenglimmschutz verschließt mö gliche Hoh lräume z wischen den Ei nzelleitern
und der Hauptisolation und sorgt für ein g leichm äßiges Potential an der Leiter -Außen-
fläche. Der Auß englimmschutz wirkt Nutentladun gen in Richtun g Ständer blechpaket
entgegen. Er dient de r Ankopplung der Hauptis olation an das S tändereisen und ver-
schließt dabei Hohlräume, in denen es andernfalls z u Teilentladungen komm en könnte
(vgl. [30] ). Der Endenglimmschutz sorgt für eine Begrenzung d es P otentialanstiegs bei
dem Austritt des Stabes aus der Stände rnut und soll dadurch Gleite ntladungen
zwischen dem Blechpaket bis hin zu dem Ende des Wickelkopfes ve rhindern.
2.3 Isolations materialien

Für die Genera torisolierun gen werden vorzugsweise mineralische Gli mmerstoffe
verwendet, da sie eine hohe W iderstandskraft gegen Teilentladungen aufweisen. Die
Aufgabe des I soliers ystems besteht da rin, den hohe n elektrischen F eldstärken, t hermi-
schen Dehnungen, mechanischen Kräften und chemischen Einflüssen sta ndzuhalten
(vgl. [30] ). Die Hauptisolation in Form von Gli mmerpapier, -bändern o der -folien,
wird aus z wei Arten von Glimmer präpariert. Zum einen aus Muskovit, dabei handelt
es sich um Kalium-Aluminium -Doppelsilikate, zum anderen aus Phlo gopit, einem
Magnesiaglimmer. Die v orteilhaften Eigenschafte n des Glimmers bestehen in einer
hohen elektrischen Festigkeit (>150 kV/mm), geringen el ektrischen Ve rlusten, einer
hohen TE -Beständigkeit, einer konstanten Die lektriz itätszahl und als thermische
Voraussetzung einer niedrigen W ärmeleitfähigkeit, verbunden mit Nichtbrennbarkeit

und Hitzebeständigkeit von 600 °C bis 900 °C (vgl. [32]). Durch das mehrfache Um-
wickeln der vorgeformten Leiterstäbe mi t dem glimmerha ltigen Material e ntsteht die
eigentliche Isolierung .
Im Ve rgleich zu Phlogopit ( ε r 3,82 -5,4) weist Muskovit eine höhere Dielektrizitäts-
zahl ( ε r 6,72 -7,2) auf. D a die elektrische Feldstärke durch die Spannun g v orgegebe n
ist, muss die elektrische Verschiebungsdichte bei Muskovit größer sein als bei Phlo-
gopit. Dies führt z ur Erhöhung der Kapazität der Wicklung gegen Erde, w as als uner-
wünschte Eigenschaft eher negativ zu bewerten i st. Der Verlustfaktor tan δ fällt mit
1,4 – 52 (x 10 -4 ) bei Muskovit im Vergleich zu P hlogopit mit 350 – 780 (x 10 -4 ) deut-
lich gerin ger aus (vgl. [ 32]). Deshalb wird für Generatoren aufgrund d er bess eren
elektrischen und mechanischen Eigensc haften h auptsächlich Muskovit verbaut.
Als Bindemittel bez iehungsweise als Füll- und K lebstoff für di e Isolation werden in
der Praxis vorzugsweise Poly m ere, wie Epoxid- oder Silikonharze verwendet.
2.4 Einflussfaktore n auf die Alteru ng

Die zur I solierun g eingesetzten Glimm er -Kunstha rz -Verbundwerkstoffe sind nicht
selbstregeneriere nd und v erändern durch die B eanspruchung während der Betriebszeit
ih re dielektrischen Eigenschaften. Es kommt z u irreversiblen Stoffveränderungen auf-
grund von thermischen, elektrischen, mechanischen und sonstige n Umgebungseinflüs-
sen. In den dadur ch entst ehenden lokalen De fekten kann es in der Folge z u Teilentla-
dunge n, Durch- und Überschlägen kommen. Die re sultierenden irreversiblen Stoffver-
änderunge n d er ein gesetzten festen Isolierstoffe werden als „ Alterung“ der Isolierung
bezeichnet (vgl. [33, 34]).
Die sogenannte thermische Alterung der Isolierung re sultiert zum e inen aus de n
besondere n Belastun gen beim An - und Abfahren von Generatoren, z um anderen aus
den Temperaturentwicklunge n w ährend des Dau erbetriebes. Dab ei ist die Wärmeent-
wicklung beispielsweise auf Stromwärme- und Ummagnetisierungsverluste im Stän-
derblechpaket zurückzuführen (vgl. [32, 35-37] ).

Durch Delamination, also die Ablösung einzelner S chichten d er Isolation, kö nnen sich
Hohlräume auftun. Kommt es durc h zu hohe Temperaturen z u Übe rhitzungen der I so-
lation, zieht das eine Verspr ödung des Mate rials nach sich. Werden die vom Hersteller
vorgegebe nen Grenzwerte der Betriebstemperaturen aufgrund von Überlast, ungenü-
ge nder od er defekter Kühlung überschritten, führ t dies z u einer Beschleunigung des
thermischen Alter ungsproz esses (vg l. [ 38-41 ]) .
Die aktuelle Konstellation der Energiebereitstellung im Energiemix aus er neuerbaren
und fossilen Energieversorgern mit innerhalb kü rz ester Zeit veränd erbaren Betriebs-
bedingungen stellt für die konventionellen Kraftwerke und ihre G eneratoren im Ver-
gleic h zur Situation vor Einführung volatiler Energ iet räger eine besondere Herausfor-
derung dar, was wiederum starken Einfluss auf die ph y sik alische und chemische
Besc haffenheit der I solation hat. In de r Folge ka nn es zu thermischen Dehnunge n und
Verspannungen beispiels weise z wischen d er Kupf erwicklung und der I solati on kom-
men.
Die sogenannte ele ktrische Alterung ist ge prägt von Teilentladungen und dem Vor-
wachsen elektrischer Baum strukturen (electrical treeing) (vgl. [ 42]). Unter electrical
treeing ist das Ausbreiten eines I s olationsfehlers in einer Feststoffisolation in Richtung
des elektrischen Feldes zu verstehen. Es kommt zu Verästelungen der Entladungska-
näle. Durch schrittweises Vorwachsen von Entladungskanälen aufgrund von I nhomo -
ge nitäten innerhalb d er I solierstoffe, welche her stel lungsbedingt sind, schreitet der
Alterung sproz ess der Wicklungsisolation voran (vgl. [ 30, 43, 44 ]) . Das jeweilige Ende
dieser Baumkanäle stellt eine „ Spitze“ dar und der Abstand zur Geg en elektrode nim mt
derart ab, dass e rst Teilentladungen b ekräftigt werd en, welche wiederum eine fort-
schreitende Zerstörung der Isolation begünstigen, bis es schließlich zu einem Durch-
schlag der Isolierun g kommt .
Mit z unehmender Größe und Anzahl der Kan äle steigen auch die Teilentladungsakti-
vitäten an, wodurch ein direkter Zusammenhang zwischen der elektrischen Alterung
der Genera torisolation zum Teilentladungsverhalten zu erkennen ist.
Folgende herstellungsbedingten Fehler können eine elektrische Alterung der Genera-
torisolation begünstigen:

• Faltenbildung beim B andagieren de r Teilleiter- un d der Hauptisola-
tion
• ga sgefüllte Hohlräum e durch un genügende Verwendung von Binde-
mitteln
• fertigungstechnische Grenz en an Bögen und Üb ergängen, wie b ei-
sp ielsweise am Wickelkopfüberg ang
• Besc hädi gungen beim Einlegen der S täbe in die Nuten des S tänder-
blechpake ts
• Transport- und Lagerungsbeschädigungen bei de r Herstellun g (vgl.
[25] ).
Die sogenannte mechani sche Alterung resultiert in erster Linie aus Vibrationen von
Wicklungsteilen im Betrieb und dem Auftreten vo n Fehlerströmen. Fehlerst röme kön-
nen durch Fehls ynchronisationen mit dem Netz, innere Fehler d er W icklung oder als
Folge von generatornahen Kurzschlüssen a uftreten. Die dadurch entstehen den Strom-
kräfte können zu einer Lockerung der mechanische n Wickelkopfbefestigungen, der
Nutverkeilung der Leiterstäbe oder sonstiger Abst ütz elemente führen (vgl. [ 42]). Mit
zunehmender Lockerung d er einzelnen Komponenten werde n die Schwingungs -
amplituden größer und die mecha nische Alterung nimmt zu.
Die umgebungsbedingte Alterung entsteht hauptsächlich durch den Einfluss von Ver-
schmutzung der Ständerwicklung und Witterungsbedingungen am Aufstellungsort d es
Generators. Schmutz und Feuchtig keit tragen in hohem Maße z u einer V erschlechte-
rung des I solationszustand e s bei. I n diesem Z usam menhang gelten als besonders prob-
lematisch:
• Kohlenstaub aufgrund von Schleif ringabrieb, der über die Kühlluft in
das Innere des Generators gelang t
• defekte Ölabdichtungen von Gleitlagern, die z um Öleintritt in den G e-
nerator f ühren
• defekt e beziehungsweise ungenügende Kühlluftfilter
• nicht funktionstüchtige Kühls y steme, bet rieben mit Wasser und/oder
Wasserstoff
• Si likate von verbauten Dichtung en in Form von Gasen

• Umge bungs - und Kohles taub, je nach Betrieb , in dem der Generator
aufgestellt ist
• Gammastrahlung in Kernkraftwerken, welche zerstörend auf B estand-
teile der Isolierung wirken, beispielsweise auf Epoxidharze
• Küsten- oder Wüstennähe mit dem Einfluss von salzhaltige r feuchter
Luft sowie mit großer Sandstaubbelastung (v gl. [25, 39, 45] ).
2.5 Resümee zu den Isoliersy stemen

Während des realen Betriebs unterliegen die Generatorisoliers ysteme einer Überlage-
rung der ge nannten Stres sfaktoren, was den Alter ungsprozess in der Rege l verstärkt
und die Anal y se zuneh mend erschwert. De r entscheidende „ Stressfaktor“ fü r die
Entwicklung des Alterungsprozesses und gegebenenfalls eines abschließenden Durch-
schlag s de r Isoliersysteme in Genera toren ist die elektrische Beanspruchung. Die drei
verbleibende n Beanspruchungsformen der thermischen und der mechanischen Belas-
tung sowie der Um gebungseinflüsse tr agen z ur Entstehung von De fekten inn erhalb der
Isolierung, die letztendlich zur dielektrischen Überlastung führen, bei. Die Detektion
von Fehlerstellen stellt ei ne sehr wichti ge Anal yse- und Bewertungseinhe it bezüglich
der voraussichtliche n Lebensdauer und dem Risiko eines z umeist sehr kostenintensi-
ven Maschinenausfa ll s dar.

3 Technisch- physik ali sche Grundla g en der P rognosem ethodik
In diesem Kapitel sollen die verschiedenen mechanischen und elektrotechnischen Diag-
noseverfahre n, welche in der Praxis währe nd der Befundaufnahme und der Revisions-
durchführung an Generatoren ausgeführt werden, vorgestellt werden.
Mithilfe d er mechanischen und elektrotechnischen Messungen wird d er Ist-Zustand d er
Maschinen ermittelt, um entsprechende z ustandsbezogene Wartungsempfehlungen ab ge-
ben zu können. Anhand der Messungen können Zustandsänderungen nachvollz ogen und
individuelle Wartungspläne aufgestellt werden.
Auch im Fall eines Scha deneintritts ist die Bestandsaufnahme durch die mechanischen
und elektrotechnischen Diagnosemessungen die Grundlage z ur Fehlerlokalisation und
zur Festlegung der entsprechenden R eparaturmaßnahmen, die es ermöglichen , den ge-
wünschten Sollz ustand wieder herzustellen. Die Diagnose erfolgt d abei h erstellerunab-
häng i g und kann demzufolge auf alle Generatoren angewendet werden.
3.1 Mechanische Verf ahr en

In diesem Abschnitt werden die wichtigsten in der Praxis üblic hen mechanischen Di-
ag noseprüfungen vor geste llt :

Mithilfe der Schwingungs - beziehungsweise Vibrationsanal y s e we rden die perio-
dischen B ewegungen vo n Körpern und drehenden Elementen, im konkreten Fall
von Generatoren und deren Rotoren, analysiert und aufgezeichne t. Mängel bezie-
hungsweise sich anbahnende Schäden deuten sich an industriellen Maschinen meist
an Veränderungen in der Schwing ungs - und damit einhergehenden Geräu schent-
wicklung (sie he 3.1.4 ) an . In dies em Zusammenhang wird vor allem unterschieden
zwischen drehendem Element, wie der Rotorwell e gege n den Stator oder S chwin-
gunge n z. B. des Statorgehäuses oder des Wickelkopfes.
Die sogenannte „Schutz - Schwingung süberwachu ng“ zeichnet sich dur ch eine kon-
tinuierliche Aufzeichnung der Lager- und Wellenschwingungen in E chtze it , also

3.1.1 Schwingungsanalyse

der Schwin gungen de r Rotorwelle gegen den Stator von Generatoren, aus. Als
Bewertungsgrundlage existieren internationale N ormen, die den Standard für ent-
spreche nde Gr enzwerte und damit verbundene Alarm- und Abschaltmechanismen
bilden (vgl. [25]).
Typische Ursache n für er höhte Schwingungen sind unter anderem:
• Resonanzen
• Unwucht der rotiere nden Bauteile
• fehlerhafte Ausr ichtung
• Fundamentprobleme
• Prozesseinflüsse
• elektrische Fehler
Sowohl die Darstellung, als a uch die se nsorische Aufnahme der Messwert e kann in
Form von Schwingweg, Schwinggeschwindigkeit oder Schwingbeschleunig ung
ge schehen.
Denn es gilt für die Auslenkung:
s = ∫ 𝑣 dt = ∫∫ a dt 2 (2)
beziehungsweise
a = dv
dt = d 2 s
dt 2 (3)
mit
s – Schwingweg
𝑣 – Schwingge schwindi gkeit
a – Schwingbeschleunigung
t – Ze it.

In diesem Zusammenhang ist die Beschleunigu ng der K raft proportional und folg-
lich kann von der Gesc hwindigkeit auf die Energie geschlossen werden. Be i der
Umrechnung von der ei nen in die andere ph ysikalische Größe fließt jeweils die
Frequenz ein. Für die Betrachtung einer Sinusschwingung gilt:

𝑣 = 𝑎
2 𝜋𝑓 (4)

beziehungsweise
𝑠 = 𝑎
(2𝜋𝑓 ) 2 (5)

Die im Nenner de r Brüche stehende Freque nz 𝑓 hat zur Folge , dass hochfrequente
Signalanteile b ei der Darstellungsanwendun g der Schwinggeschwindigkeit gegen-
über d er S chwingbeschleunigung unterbewertet werden. Dur ch den Einf lu ss des
Quadrats in der Formel (5) für den Schwin gweg f ällt die se Unt erbewertung dem-
entsprechend noch größer aus (vgl. [46]).

A b b i l d u n g 6 : v e r sc h ie d e n e D a r s t e ll u n g s we i s e n d e r S c h w i n g u n g [ 46 ]

Zur optischen Veranschaulichung di eser U nterbe wertung durch d en Einfl uss der
Frequenz ist in der vorstehenden Abbildung 6 dreimal dasselbe Spektrum mit den
oben gena nnt en Folgen als Beschleunigung, Geschwindigkeit und W eg da rgestellt.
In [ 47 ] sind sogena nnte Bewertungszonen für Generatoren der Leistungsklassen
über 50 MW und entsprechende z u ergre ifende Maßnahmen definiert. J e nach
Höhe der gemessenen Schwingungen wird d er Generator einer der vie r Zonen A
bis D zugeordnet. Die Zonen beziehen sich auf in Betrieb befindliche Masch inen,
die bei Nenndrehzahl laufen. In Zone A fallen hiernach die neu in Betrieb genom-
menen Generatoren mit sehr geringen S chwingungen, die in weiterhin regelmäßi-
ge n Abständen überwacht werde n soll ten, sich ansonsten ab er für den uneinge-
schränkten Dauerbetrieb eignen. In Zone B bewe gen sich Maschinen, die z war ein
leicht erhöhtes Sch wingungsverhalten an den Tag legen, die jedoch u neinge-
schränkt weiterbetrieben werden können, aber ei ner genauere n Überwachung als
vergleichbare Maschinen der Zone A bedürfen. Be i den Generatoren, die aufgrund
ihrer Schwingungserscheinunge n der Zone C zuzuordnen sind, sollte eine Abschal-
tung und genauere Ursachenuntersuchung in absehbarer Zeit ein geplant werden.
Der Dau erbetrieb sei nic ht mehr z u empfehlen. Fällt die Maschinensc hw ingung
derart hoch aus, dass die Z uordnun g in die Zone D erfolgt, ist b ei Weit erbetrieb mit
Schädigungen des Generators zu rechnen. Es sollten sofortige Maßnahmen er grif-
fen, die Maschine abgeschaltet, der Fehler g efunden und behoben werden (vgl. [47-
50]). Neben d em R otor als drehendes Bauteil schwingt auch jeder in Betrieb be-
findliche S tator eines Generators. Wie soeben aufgezeigt, ist jedoch die Hö he dieser
Schwingunge n dafür aus schlaggebend, ob Maßnahmen ergriffen werden müss en
damit die Maschine ke in en Schaden nimmt.
Es soll nun im Weiteren ein Überblick über die anregenden Kräfte, welche zu
Gehäuseschwingungen an Ge neratoren führen, gegeben werden.
Die intensivste Anreg ung des Gehäuses rührt vo n den Radialschwingungen des
Blechpakets, hervorgerufen durch Pulsationen der magnetischen Induktion im Luft-
spalt aufg rund des Grundwellenfeldes, der Oberwellenfelder, der E xz entrizität un d
Unrundheit, welche eine radiale über den Luftspalt verteilte Lore ntz kraft ver ursa-
chen her. Die Kraftverteilung über dem Umfang wird durch R adialspannungen

beschrieben, die dabei an diametral gegenüberliegende n Punkten des Luftspalts
gleic h groß sind. Dies gilt nur bei geradzahliger Nut an zahl, einer Voraussetzung,
die bei Generatoren in der Rege l erfüllt ist . S ie greifen an den luftspaltseitigen Ober-
flächen der Stator- und R otorbleche an. Die aus diesen Radialsp annungen resultie-
renden Kräfte hebe n sich an den Genera torfußpun kten in der Kräfte bilanz auf und
werden somit nicht auf das Fundament übertragen. Dennoch resultiert für das
Blechpaket dar aus eine konti nuierlich drehende W echselverformung , welche sich
auf das Gehäuse üb erträgt und dort zu Gehäuseschwingungen führt. Bei größere n
Generatoren kann die Au slenkung an der Bohrun g W erte von 10 µm und me hr er-
reichen. Aufgrund der vi el höheren Steifigk eit des Rotorballens sind die dort auf-
tretenden Verf ormungen vernachlässigbar klein (vgl. [51]).

A b b i l d u n g 7 : B l e c h p a k e t d e f o r m i e r u n g e n a u f g r u n d v o n e l e k t ro m a g n e t i s c h e n K r ä f t e n b e i e i-
n e r z w e i p o l i g e n M a s c h i n e [ 5 1 ]

Die in der vorstehenden Abbildung 7 gezeigten Verf ormungen a m B lechpaket sind
das Resultat von Zug sp annungen, die proportional zum Quadrat der L uftspaltin-
duktion, genauer der Grundwellenamplitude der Induktion, sind. Es tritt trotz des
Vorzeichenwechse ls der Induktion beim Übergang z ur nächsten Polteilung keine
Richtungsumkehr der Spannung auf. Somit erfähr t der Stator eine mit R otordreh-
zahl umlaufende Kr aftwelle mi t doppelter Periodizität an seinem Umfang, also eine
mit doppelter Netzfrequenz umlaufende B lechpaketverformung.

Bei B etrachtung de r Grundwelle der Luftspaltinduktion erg ibt sich die magnetische
Radialspannung σ rad :
𝜎 𝑟𝑎𝑑 = 𝐵 𝑟𝑎𝑑
2
4∙𝜇 0 ∙ (1 − 𝑐𝑜𝑠 2∙ 𝜋
𝜏 𝑝 ∙ 𝛼 ) (6)
mit
B rad als die Grundwellenamplitude der I ndukti on
𝜇 0 als die Permea bilität des Vakuums
𝜏 𝑝 als die Polteilung
α als die Umfa ngskoordi nate (vgl. [51, 52] ).

Weiterhin verursachen z usätzlich zur Grundwelle auch Oberwellen des Luftspalt-
feldes radiale Kraftwellen, jedoch mit höherer P eriodizität. Auch dies e Wellen wer-
den in Form von Schwing ungen an das Generatorgehäuse weitergeleitet (v gl. [49 ,
51, 53] ). Theoretisch existiert auc h ein e Rückwirkung d er Kraft durch elastische
Verformung auf das ma gnetische Feld, welche aber vernachlässigbar ist.

Neben den ma gnetisch hervorgerufenen Kräften können auch Massenkräfte das
Generatorge häuse zu S chwingungen anregen. Als Grund dafür kom mt eine
Unwucht des Rotors in Betracht. Be sonders gravierend fällt dieser Einfl uss bei
Schildlage rmaschinen, b ei denen d ie von der R otorunwucht herrührenden Flieh-
kräfte direkt über die Lager und Lagerschilde in das Gehäuse eingeleitet werden ,
aus. Hierbei ist es nicht möglich, über Ein griffe und Korrekturmaßnah men am
Gehäuse eine Reduktion dieser Schwingun gen z u erreichen, aus genommen an
Schwachstellen bei der F undamentanbindung. Unwuchtschw in gunge n müssen
vielmehr über direkte Eingriffe a m Rotor ode r am gesamten Strang eliminiert wer-
den. Möglichkeiten der Verbesserung stellen ein W uchten des Läufers sowie eine
Ausrichtkontrolle beziehungsweise -a npassun g dar.
Die folgende Abbildun g 8 zeigt die turbinenseitige Ansicht eines ABB - Schildlager
– Generators, bei dem, wie der Name bereits besagt, d as Gleitlager nicht separat
aufgeba ut ist, sondern direkt in das Gehäuseschild int egriert wurde .

A b b i l d u n g 8 : S c h i l d l a g e r m a s c h i n e

3.1.1.1 Messen von S chwingunge n

Di e Messun g der Schwin gung en erfolgt mit hil fe eines sogenannten Aufnehmers ,
dessen Aufgabe es ist, die mechanische Schwingung a n der M aschine mö glichst
ge nau und verlustfrei in elektrische Signale zu überführen. Es k ann zwischen
zwei Bauformen unterschieden werden, dem elektrod y namisch e n Schwi ngge-
schwindigkeitsaufnehmer und dem piez oelektrischen Beschleunigungsaufneh-
mer.
Der elektrod ynamische S chwinggeschwindigkeitsaufnehmer besteht aus einem
Stabmagne ten, de ssen Feldlinien sich über einen ri ngförmigen L uftspalt und ein
zy lindrisch es G ehäuse schließen. Eine in M essrichtung frei schwingende Dop-
pelspule, welche an Me mbranfedern h ängt, ist im I nn eren des Luftspalts instal-
liert. S obald der Aufnehmer Schwing un gen a usgesetzt wird, schwingt der
Magnet g egen die Spule und durc h deren Relativbewegung wird eine Spannung
induziert, welche der Schwinggeschwindi gkeit gegenüber proportional ist. Die
Tatsache , dass die b eiden Hälften der Dopp elspule g egeneinander geschaltet
sind, hat zur Folge, dass s ich die durch die Sch wingung induz ierten Spannungen
addieren, während si ch die durch eventuell gegebene Streufelder erzeugten
Spannunge n weitest gehend subtrahier en (vgl. [25 ]).

A b b i l d u n g 9 : A u f b a u p ri n z i p e i n e s e l e k t ro d y n a m i s c h e n S ch w i n g g e sc h w i n d i g k e i t s a u fn e h -
m e r s [ 54 ]

In Abbildun g 9 ist der pr inzipi elle Aufbau eines elektrody namis chen Schw ing-
ge schwindi gkeitsaufnehmers gezeigt. Der Messb ereich solcher Geber liegt in ei-
nem Frequenzbereich vo n 10 bis 2.000 Hz, wobei sic h oberhalb ihrer Eigenfre-
quenz zwischen 8 Hz un d 15 Hz ein weitestgehend linearer Frequenzgang ein-
stellt. Für die Schwingungsmessung bis hinab z u 1 Hz ex istieren Aufnehmer mit
eingebauter L in earisieru ngsschaltung, wodurch die überwiegende Zahl der
Schwingungsmessa uf gaben in K raftwerken abged eckt w erden können . Weitere
Vorteile dieser Geber lie gen in der ve rnachlässigbar g erin gen Tempe raturabhän-
gigkeit, der robusten und spritzwasserge schützten Konstruktion, der hohen
Schwingbe lastbarkeit, der geringen Empfindli chkeit gege nüb er Magnetfeld ein-
streuungen, der Einsatz möglichkeit ohne Spann ungsversorgung, des Betriebs
ohne Nachkalibrierung und der L an glebigkeit - oft bis z u 30 Jahre ohne Ausfall
(vgl. [25]).
Die kostengünstigere Variante bilden die piezoel ektrischen Beschleunigungs-
aufnehmer, die bei Sch wingungen durch eine el astisch gelagerte träge Masse
entweder auf Druck – longitudinaler piezoelektrischer Effekt – oder auf Sche-
rung – transversaler piez oelektrischer Effekt – beansprucht werden (vgl. [ 25]).

A – Membranfeder
B – Doppelspule
C – Gehäuse
D – Signalausgang
E - Permanentmag net

A b b i l d u n g 10 : A u fb a u p r i n z i p e i n e s p i e z o e l e k t r i s c h e n B e s c h l e u n i g u n g s a u f n e h m e r s [ 55 ]

Abbildung 10 zeigt den prinzipiellen Aufbau eines solchen Gebers, der den
longitudinalen Effekt nutz t . Hierbei ist das piezoelektrische Element zwischen
einer trägen Masse und der Aufnahmebasis in Messrichtung angeordnet und vor-
ge spannt. Ankommende S chwingungen werden über das als Feder wirk ende
Piezoelement a uf die träge Masse übertragen, die aufgrund ihre r Träghe it Rück-
stellkräfte ausübt. Diese wiederum führen in der Piezo keramik zur Ausbildung
einer elektrischen La dung, welche in ihr er Höhe proportional zur Schwingbe-
schleunigung verläuft. Ein elektrisc her Ladung sverstär ker w andelt di e so
entstandene elektrische Ladung in eine elektrische S pannung um. Piez oelektri-
sche Be schleuni gungsaufnehmer sind nicht nur kosteng ünsti ger als elektrody n a-
mische Schwinggeschwindigkeitsaufnehmer, son dern in der Regel auch kl einer
und leichter. Sie sind ebenfalls robust und spritzwassergeschützt auf gebaut,
ertragen sehr hohe Schwi ng- und Stoßbelastungen in Mess- und in Querrichtung,
sind weitestgehend une mpfindlich ge genüber Magnetfeldeinstreuunge n, sind
einfach zu montiere n und ein Nachkalibriere n ist für ge wöhnlich nicht erforder-
lich. Es wird jedoch für den eingebauten L a dungsverstärker eine Spannungsver-
sorgung gebraucht. Die Geber sind sehr g ut für die Messung von hohen Sc hwin-
gungsfreque nzen geeignet. Für Frequenzen unterhalb v on 5 Hz nimmt die
Schwingbe schleuni gung und damit das Nutz signal jedoch stark ab, w as i hren
Einsatz mitunter unbefriedige nd macht (v gl. [25]).

1 – Gehäuse
2 – La dun gsverstärker
3 – Vorspannelement
4 – träge Masse
5 – Piezoelektrisches Element
6 – Basis
7 - Anschlussstecker

3.1.1.2 M essorte und Messrichtungen
Um ein bestmö gliches E rgebnis bei de r Messung der absoluten Lagersc h win-
gunge n zu erhalten, soll te die Aufnahme der W erte direkt an den Lagern oder
deren Gehäusen, bei Gleitlagern nahe der Schalen, somit an den Lagerdec keln,
aufgezeichne t werden. Der umlaufende Rotor erze ugt im Betrieb W echselkräfte.
Um das S chwingverhalten an den j eweili gen Messorten möglichst voll ständig
widerzuspiegeln, sollten die Messungen an drei zueinander s enkrecht stehenden
Richtungen ausgeführt w erden. Dies es Vorgehen ist beson ders z ur Ursachener-
mittlung beziehungsweise erstmaligen Ist-Zustandsaufnahme sinnvoll . Speziell
zur Online-Überwachung während des D auerbetriebs kann die Anzahl der Mess-
stellen durc haus reduziert werden. In de r betrieblichen Praxis werden üblicher-
weise Messun gen in z wei linear unabhän gigen Richtungen zur Det ektion
umlaufender Schwing ungen eingesetzt.
Die folgenden beid en Ab bildung en 11 und 12 , entnommen aus [ 56] , zeigen die
empfohlenen Messstellen zur Schwingungsaufnahme an elektrischen Maschinen
im Allgemeinen und an Stehlagern.

A b b i l d u n g 11 : E m p f o h l e n e M e s s o r t e a n e l e k t r i sc h e n M a s c h i n e n – a l l g e m e i n [ 56 ]

Messstellen:
1 und 4 – horizontale Aufnahme
2 und 5 – radiale Aufnahme
3 und 6 – axiale Aufnahme

A b b i l d u n g 1 2 : E m p f o h l e n e M e s s o r t e a n S t e h l a g e r n [ 5 6]

Um eine kostengünstige grobe B eurteilung und Ü berwachung der Schwingungs-
entwicklung während des Be triebes eines Generators z u erreiche n, ist die Redu-
zierung au f die horiz ontale ode r di e vertikale Richtung mö glich, wenn die
Richtung des größten A usschlags und der geringsten d y namischen Steif igkeit
bekannt ist (vg l. [ 25, 57]).
3.1.1.3 Wickelkopfschwingun gen

Die Ständerwicklung ein es jeden Generators ist im La ufe der Be triebszeit einer
Reihe von Einflüssen ausgesetzt, dere n S umme als Schwingungsstress der
Wickelköpfe bezeichnet wird. Die Schwingungen beanspruchen den mechani-
schen Aufbau des Wicke lkopfs und bewirken dadurch primär dessen me chani-
sche Alterung und die der gesamten Ständerwicklung. Speziell die Schwin-
gungsüberwachung im Bereich der Wickelköpfe eines Generators eignet sich als
Möglichke it de r Früherkennung für abnormales S chwingungsverhalten, w eshalb
diese Bereiche zumeist mit einer eigene n Sensorik ausgestattet sind (vgl. [ 48 ,
58]).
Schwingungsa nregende Krä fte, we l che während de s Betriebs z u Vibr ationen im
Generatorwickelkopf fü hren, können durch ei nfach d rehfrequente An teile,
resultierend aus der L aufunruhe der W elle, übertragen werden. Weiterhin kom-
men die bereits oben beschriebenen doppelt drehfrequenten Schwingunge n des

Blechpakets in Betracht. Thermische Ausdehnungen und axialer Schub, insbe-
sondere bei Laständerungen sowi e S tart - und Stopp - Vorgängen aufgrund von
Tempera turänderun gen sowie Dauerbelastungen im Normalbetrieb durch b ereits
vorhandene Schwin gungen stellen weitere das Schwingverhalten des W ickel-
kopfes maßgeblich be einflussende mechanische Komponenten dar. J edoch spie-
len auch el ektrische Einfl ussgrößen eine b eträchtliche Rolle bei der Vibrati ons-
anregung im Generatorw ickelkopf. In diesem Zusammenhang sind die elektro-
magnetischen Kräfte des Ständerstroms zu nennen, die zu den am stärksten an-
regende n Kräften z ählen, da sie direkt im Wickelkopf wirken. Die Frequenz die-
ser schwingungsanregenden Stromkräfte lie gt ebenfalls bei der doppelten Netz-
freque nz von 100 Hz . Es wird unterschieden zwischen der Anregung durch den
betriebsmäßigen Statorst rom einschließlich Lastwechseln durch veränderten
Le istun gsbetrieb in W irk- und Blindleistung un d ex ternen zumeist außerge-
wöhnlichen Er eignissen, wie Stoßbelastungen dur ch netzseitigen Blitzeinschlag ,
Kurzschlüsse im Blocktransformator, sowohl netz - als auch generatorseitig,
Fehlsynchronisationen und das Schalten großer Lasten in den Umspannwerken
(vgl. [58]).
Erste Anzeichen einer Überbelastung des Gen eratorwickelkopfes sind Riss e in
der Verklebung oder gelockerte Bandagen. S chon kleinste F ehler führen z u
einer Erhöhung de r Schwinga mplitude und einer daraus resultier enden Verän-
derung der Re sonanzfrequenz, da ein Teil der me chanischen F estigkeit verloren
ge ht. Solche Frequenzv erschiebungen können im Betrie b zu sogenannten
Wickelkopfresonanzen f ühren, bei denen die Eige nfrequenz der Wickelköpfe
mit der Frequenz der anregenden Kräfte übereinstim mt. Schlimm stenfalls kann
es z u Schwingungsbrüchen komm en, die den gesamten Wi ckelkopf zerstöre n
können.
Visuelles Anzeichen derartiger Schädigunge n ist das Vorhande nsein von Reib-
staub im Inne ren des Gen erators. S ollten die Veränderungen unbemerkt bleiben ,
sind ein weiteres Fortschreiten der Schwingungen und einhergehend e weitere
Loc kerungen im Gefü ge die Folge, wodurch die Hochspannungsfestigkeit der
Stäbe beschädigt und die Isolierung abgetragen werden kann. S chließlich kann
es zu einem Kurzschluss kommen.

Erhöhte Wickelkopfvibrationen können aber auch zu indirekten Schäden an der
Peripherie de r W icklung und des Generators führen. Die Folge di eser Überbe-
lastungen sind fast immer lan g andauernde und kostspielige Reparaturen. I n
diese Schade nsrubrik fall en beispielsweise:
• sich lösende Muttern, U nterlegscheiben oder Schrauben, welche
sodann im Betrie b in die W icklung gelang en könn en
• Bruc h von Stromdurchfü hrungen und Strombändern
• ansteigende Gehäuse sch wingungen
• beschädigte Scha lt-, Um - und -Ausleitungen
• Wasserleckagen durc h ge brochene Kühlkanäle
• ge brochene Rohrleitun gen (vg l. [ 58]).

3.1.1.4 Auswirkungen von Schwingungen an Gleitlager n

Die Gleitla ger d es G enerators, w elche die Laufzapfen der Wellen aufneh men,
machen im Ve rhältnis zur gesamten Maschine nur einen kleinen und wertmäßig
geringen Anteil aus. Gleichwohl haben sie einen großen Einfl uss auf das
Schwingungs- und Stabilitätsverhalte n von Rotoren und somit auf da s Betriebs-
verhalten d er ge samten Anlage. Die Zapfen lauf en mit Gleitreibung unte r Ö l.
Die Lag er fun gieren als Schnittst elle zwischen den stehenden Kompon enten, wie
dem Fundament und den Lagerbö cken , sowie dem rotierenden Rotor. Dabei neh-
men sie die statischen und d y namischen Be lastungen a uf, kontrollier en die L age
des Rotors innerhalb d er Maschine und sorgen für Steifigkeit und Dämpfung.
Insbesondere Ihre Dämp fungseigenschaften m ach en sie z ur üb erlegenen Lage-
rungstechnik im Ver gleich z u Wälzlagern (v gl. [59] ). Des W eiteren sind Gleit-
lager kostengünstiger als Wälzlager und ihre Baugröße ist nach oben kaum
beschrä nkt. N achteilig wirkt sich bei Gleitlage rn der hohe Verschleiß bei nied-
riger Dr ehzahl aus, da noch kein Ölfilm aufgebaut wur de. Dies ist zumeist beim
Anfahren des Gene rators der Fall. Im Betrieb, b ei konstanter Drehzahl, ist das
Gleitlager deutlich geringerem Verschleiß im Vergleich zum W älzlager ausg e-
setzt.

Bereits in der Ausle gungs- und Konstruktionsphase könne n durc h die W ahl von
geeigneten Gleitlagerty pen und - parametern unerwünschte Vibrationseigen-
schaften vermieden werden. So können sowohl die Lage der kritischen Drehzahl
in Verbindung mit Reso nanzen, als auch das D ämpfen bei Durchfahren kriti-
scher Dr ehzahlen aufgru nd von geringere n Amplituden sowie die S tabilität im
ge samten Last- und Drehz ahlbereich positiv beeinflusst werde n. Die Gleitlager
bieten eine kostengünstige Va riante, um mit relativ geringem Aufwand einen
enorm großen Einfluss auf das Schwingungsverhalten des Generators auszu-
üben. Denn selbst die Umstellung auf einen anderen Gleitla gertyp ist einfacher
zu rea lisieren, als beispie lsweise konstruktive M aßnah men am Rotor selbst vor-
zunehmen (vgl. [25]).
Abbildung 13 z eigt die drei grundsätz lich existierenden Bauformen h y dro dyna-
mischer Radialgleitlager in jeweils vers chiedenen Ausführungsvarianten, näm-
lich das Kreiszylinder-, das Mehrflächen- sowie das Radialkippsegmentlager.

A b b i l d u n g 1 3 : p r i n z i p i e l l e B a u fo r m e n v o n G l e i t l a g e r n [ 25 ]
Das Kreiszylinderlager mi t einer zy li ndrischen Bohrung und mit zwei Ölta schen
bietet eine sehr hohe T ragfähigkeit. Es handelt sich dabei um die kosten güns-
tigste Va riante. Das so genannte Zwe ikeillager, in der betrieblichen Praxis meist

als Zitronenlager bekannt , hat sich in den vergan genen J ahrzehnten als Standard-
lager für Kraftwerksturbosätze etablier t . Der Ö ldruck im Gleitra um, der in
solchen hydrody namisch en Radialgleitlagern entsteht, wird durch die blauen
Flächen in den unteren dre i Darstellunge n in Abbildung 13 qualitativ vera n-
schaulicht. Die unter R adiallast rotierende Welle nimmt eine exzentr ische Posi-
tion ein und es bildet sich ein sogena nnter Schmierkeil. Die Zapfenoberfläche
führt das an ihr haftende Öl mit und presst es in den Keilspalt. Mit steigender
Gleitge schwindigkeit vergrößert sich der Druck, bis es zur Anhebung des
Za pfens kommt, der sodann auf dem gebildeten Schmierfilm schwimmt. Der
Raum z wischen L agerbuchse und Za pfen ist mit Schmieröl gefüllt, das wäh rend
des Be triebs permanent n achfließen muss (vgl. [59]).
Eine kostenintensivere B auform des Gleitlagers ist das Mehrflächenlager, beste-
hend aus zwei bis vi er k reisz y li ndrischen Teilscheiben, deren K rümmungsmit-
telpunkt nicht mit dem Bohrungsmittelpunkt des gesamten Lagers zusammen-
fällt. Auch bei höhere n Drehzahlen lieg t die S tabilitätsg renze dieser Lager h öher
als bei den Kreislagern und die W elle läuft zentrierter, da sich mehrere Druck-
berge ausbilden. In Abbildung 13 in der unteren mittleren Zeichnung ist dieser
Sachverha lt ex emplarisch für ein dr eiteiliges Mehrflächenlager dargestellt.
Deshalb eignet sich diese Lagerbaufor m besonders für l eichtere und schnell
drehende Rotoren, wie beispielsweise Turbinenwellen (vgl. [ 25, 59]).
Die kostenintensivste Bauform mi t dem größten Fertigungs - und Monta geauf-
wand ist die der Radial kippsegm entlager . Die einzeln beweg lichen S egmen te
stellen sich entsprechend den Betriebsbedingungen selbst ein. Der Mittelpunkt
der drei bis fünf Zy li ndersegmente befindet sich wie bei den Me hrflächenla gern
exzentrisch z ur Lagermitte. Diese Lager verfü gen sowohl über eine hohe S tabi-
litätsgrenze, als auch über eine hohe Tra gfähigkeit. Ex emplarisch ist dieser Auf-
bau in den beiden Darst ellungen auf der rechten Seite der Abbildung 13 zu
erkenne n (v gl. [59]).
Die Ausw ertung de r Gleitlagerschwingunge n stellt in der Prax is ein sehr w ich-
tiges Dia gnoseverfahren z ur Entschei dun g ob ein Generator weiter betri eben
werden kann, oder ob sein Zustand verbesserungsbedürfti g ist, dar.

Bei einer solchen Analyse des Gleitlagerschwingverhaltens wird die Reaktion
der z u prüfenden Maschine auf S chwingungsanregungen fest gestellt. Zu di esen
Einwirkungen zählen:
• Schwingunge n und Kräfte, die von außen einwirken, beispielsw eise
von benachbarten Ma sch inen oder dem Getriebe
• Schwingunge n und Kräf te, die im Generator selbst entstehen, wie
Unwuchten, Folgen von Fehlausrichtungen, Verschleiß von L agern
(vgl. [25, 59, 60]).
3.1.1.5 M odalanalyse – der „Bump - Test“

Bauteile können mithilfe de r Modalanalyse, des in de r Pra xis sogenannten
„Bump - Tests“, auf ihre strukturd y namischen E igenschaften, wie Frequenz,
Dämpfung und Schwingform untersucht sowie abgebildet werden. Die B ezeich-
nung „ Bump - Tests“ rühr t daher, dass das T estobjekt mitt els eines Impulsham-
mers eine Anregung, mathematisch ein en Dira c -Stoß, e rfährt. Die Anal yse dient
dazu, Schwachstellen un d verbesserungswürdige P unkte in der Struktur des Bau-
teils zu lokalisieren. Für geplante Modifikationen an Bauteilen stellt sie die
Grundlage für die Bewertung des I st -Zustands dar und bestätigt im I de alfall nach
erfolgtem Umbau die Güte der durchgeführten Verbesser ungsarbeiten.
Durch entspr echende Simulation en findet eine Vorausberechnung der S ystem-
antwort auf eine Krafteinwirkung statt. Nähert sich die Frequenz der Resonanz-
freque nz des S ystems, so verstä rkt sich die Antwort z unehmend, und sie erreicht
ihr Maxim um, wenn die Anregungsfrequenz gen au mit der Resonanzfrequenz
zusammenfällt (vg l. [ 61 ]).
Bei der Untersuchung von Wickelköpfen wird die Anreg un g der Bauteile in der
Rege l mith ilfe ein es Modalhammers an zwei Stel len erzeugt. Dabei werden die
ge dachten Positionen ein es Ziffernblattes, in Richtung „6 Uhr“ und „7:30 Uhr“ ,
also um 45° versetzt, herang ez ogen. Bei einer zweipoligen Maschine we rden auf
diese Weise alle vier Knoten angeregt, für einen vierpoligen Generator müsste
die zweite Anreg ung um 22,5° versetzt erfolgen (v gl. [62, 63]).

A b b i l d u n g 14 : 4 K n o t e n - M o d e l l f ü r e i n e n z w e i p o l i g e n G e n e r a t o r [ 62 ]

Abbildung 14 stellt die globalen S chwingungsarten, wie sie typischerweise für
einen z weipolige n Generator (4-Knoten) auftreten, dar. Das Model z eigt eine
Statorwicklung mit ideal isierter Kegelform, die sich während des Betriebs mit
den markier t en Knotenpositionen verformt.

A b b i l d u n g 1 5 : Me s s s t e l l e n u n d A n r e g u n g sp u n k t e f ü r d e n " B u m p - T e s t "

Die vorstehende Abbildung 15 zeigt zum einen di ese beiden S tellen für di e I m-
pulsanregung und zum andere n die beispielhafte Anordnung de r entsprechenden
Messstellen, hier an eine m turbinenseitigen Wickelkopf eines Generatorstators
mit der Scheinleistung v on 31,25 MVA. Zur Bestimmung der Eigenfreq uenzen

und -formen wurden bei diesem Test jeweils 36 M essstellen pro Wickelkop f ein-
gerichtet, um die Aufzeichnung de r Be schleuni gungsantwortsignale in alle drei
Raumrichtungen aufzeichnen zu können.
Insbesondere bei Statorneuwicklun gen findet das Testverfahren Anwendung,
um die B eschaffenheit d er Wickelköpfe eines Genera torständers zu untersuchen
und um sicherzustellen, dass die Ei genschwingungen der neu gefertigten Gene-
ratorwickelköpfe möglichst weit von der Resonanzfre quenz von 100 Hz und
deren Viel fachen entfernt li egt. So wird der „Bump - Test“ vor Beg inn der Wick-
lungsdemontage dur chgeführt, um die Ausgangssituation, in der sich das S y stem
befindet, zu dokumenti eren und um Schwachstellen zu detektieren. Nur d urch
einen V ergleich d er ge wonnenen Daten vor und nach d er N euwicklung kann
eine Aussage üb er eine Verbesserung d er S chwingeigenschaften , der Nachgie-
bigkeit der Wickelköpfe sowie üb er einen bedenkenlosen Wiedereinsatz des
Generators getroffe n werden.
Fehler und Schäden an den Betriebsmitteln äußern sich zumeist durch lokale Tem-
peraturerhöhungen, w eshalb eine entsprechende Überwachung zum frühzeitigen
Detektiere n beitr ägt. Die Temper atur fungiert so wohl während des Betrie bes, als
auch bei Wartungsarbeiten als Qualitätsmerkmal für den Zustand des Generators
und dessen Anbauteile.
Die jeweilige Temperatu r an den unterschiedlichen Generatorbauteilen, wie bei-
spielsweise den Gleitla gern, dem Nutgrund und den verschiedenen Kühl medien,
kann mit Thermome tern überwacht werden. Der entsprechende Einsatz hängt nicht
zuletzt von der Art der Anzeige ab. Es existiert die Möglichkeit der direkten
Anzeige, der zentralen Anzeige und Überwachung sowie des Ansc hluss es an dafür
vorgesehe ne Aufzeichnungsgeräte.
Bei de n in dieser Arbeit untersuchten Ge neratoren wurden zu diesem Z we ck
vornehmlich Pt 100 – Thermogeber verwendet. Dabei handelt es sich um Tempe-

3.1.2 Tem peraturanalys e

raturfühler aus Platin, welche auf der Widerstandsänderung dieses chemischen Ele-
ments unter Temperatureinfluss basiert. J eder Fühler hat eine eindeutige Wider-
standskennlinie und der Pt 100 zeichnet sich dadurch aus, bei einer Tempera tur von
0 °C genau über einen Nennwiderstand von 100 Ohm zu verfügen ( R0 = 100 Ω ).
Diesem Charakteristikum verdankt der Pt 100 seinen Namen. Einsetzbar sind der-
artige Geber für Messungen im Bereich von -200 °C bis 850 °C. Sie verfügen übe r
eine höhere Ausfallrate als Thermoelemente, letz tere sind jedoch empfindlicher ge-
ge n elektromagnetische S törungen (vg l. [ 64]).
Die für Pt 100 charakteristi schen W iderstandsänderungen entspre chend den anlie-
ge nden Temperaturen sind in [65] dokumentiert.
Die Temperaturmessung mit den Pt 100 – Gebern basiert auf dem P rinzip de s Span-
nungsabfalls. Um Messf ehler durch Ei generwärmung des Sensors zu minim ieren ,
wird dem Fühler ein kons tanter Messst rom, t ypischerwe ise in Höhe von nur einige n
Milliampere, zugeführt. Erfolgt eine Temperaturänderung , so v erhält sich d ie Span-
nungsänderung ( dU ) annähernd proportional z ur W iderstandsänderung ( dR ) des
Pt 100 (vgl. [64]).

A b b i l d u n g 16 : P t 1 0 0 T e m p e r a tu r f ü h le r f ü r e i n e n 5 0 0 M W - S t a t o r ( E l e k t ro s i l a )

Abbildung 16 z eigt einen Pt 100, der bereits vor dem Einbau unter b eziehungsweise
über die Statorwicklung e ines mitt els Wasserstoff gekühlten 500 MW – Generators
in einen dafür vorbere iteten Streifen Z wisch enisolation aus Hartgewebe e in geklebt
wurde. Der abgebildete Geber ist in einer sogenannten Dreile iter auslegung ausge-
führt. Bei diese r Schaltun g können ev entuell auftre tende Messabweichun gen durch
die Widerstände der Anschlussdrähte, also L eite rwiderstände, mith ilfe einer g e-
trennten Stromzufuhr g e messen und kompensiert werden. Allein für die Nuttempe-

raturüberwac hung der von 1975 bis 1987 in Le ningrad gebauten 500 MW – Elekt-
rosila – Statoren, wu rden 64 der abgebilde ten Pt 100 - Geber pro Maschine verbaut.
Des Weiteren wu rde n 48 Thermosensoren, für je de Nut jeweils ein Geber , in die
Deionatausleitungen ein gebaut. S o kann während des Betriebs die Austrittstempe-
ratur d er Kühlflüssi gkeit, welche zu r Kühlung durch die Wicklungsstäbe fließt,
ge m essen werden.
Die jeweili gen Kennlinienwerte von verschi edensten Thermosensoren u nd eine
Abbildung der Deionatsensoren sind im Anhang dieser Arbeit dargestellt.

Das Eindringverfahre n, zumeist Farbeindringprüfung genannt, ist eine zerstörung s -
freie Mate rial- oder Werkstoffprüfung und dient dem Nachweis von Oberflächen-
fehlern in Schweißnähten und Schmiede- und Gusswerkstücken, wie b eispielsweise
Rotorkappen, Gleitlagerschalen, Bohrungen und S chrumpfsitzen auf dem Rotorbal-
len.
In [66] , welche sich mit der Durc hführun g von zerstörungsfreien Prüfungen und
dem Eindringverfahren b efasst, werden sogenannte P rüfmittelsy st eme, bes tehend
aus Eindringmittel, Zwischenre ini ger und Entwic kler, definie rt. In Abhängigkeit
vom z u prüfenden Werkstück, beispie lsweise einer Gleitla gerschale, best ehen die
einzelnen S ysteme aus einem fluoreszierenden Ei ndringmittel, einem lösungs mit-
telhaltigen Z wischenreiniger und einem Trockenentwickler. Dabei müssen die
Prüfmittel dera rt beschaffen se in, dass es nicht zu korrosiven Schädigungen a n den
zu prüfenden Te ilen kommen kann.
Zu Be ginn der P rüfung muss das Werkstück von Verunre ini gungen, wi e Farbe,
Fett, Öl, Schmutz , Zunder oder Rost rückstandslos befreit werden. Sodann sollte
eine Trocknung des Prüflings erfolgen. Das Eindringmittel kann durch Streichen,
Sprühen oder Tauchen aufgebracht werden. In der Rege l soll te die Eindring dau er
über einen Zeitraum von 15 Minuten erfolg en, wobei das Eindringmittel nicht
antrocknen da rf. Das Werkstück darf während der Prüfung eine Oberflächentempe-
ratur von 5 – 50 °C hab en. Das überschüssi ge Eindringmaterial wird sod an n ab ge-
spült oder abgesprüht, wobei darauf zu achten ist, dass der Sprühd ruck nicht höher

3.1.3 Eindringprüfung

als 3 bar liegt, weil bei höherem Druck das in e ventuell vorliegende Riss e bezie-
hungsweise S chadstellen eingedrungene Prüfmittel mit ausge waschen würde. Bei
der Benutzung von entflammbaren Eindringmitteln wird das überschüssige Mittel
soweit wie möglich mi t trockenen Tü chern vom W erkstück abgewischt und im An-
schluss mi t lösungsmittelhaltigen Tüchern oder Saugpapier bearbeitet. Nach de r
Zwisc henreini gung muss die Oberfläche möglichst zeitnah getrocknet werden. Bei
der Verwendung von L ösungsmitteln für die Reinig ung erfolgt eine Trocknung zu-
meist durch Verdunstun g b ei R aumtemperatur. Jedoch sollte dann eine Trock-
nungsdauer von circa 10 Minu ten e ingehalten werden. Nic ht länger als 60 Minuten
nach der Trocknungsphase m uss de r Entwickler durc h Tauchen oder Sprühen
gleic hm äßig und dünn au f die Oberfläche auf gebracht werden. Die Entwicklung s-
dauer soll te wenigstens 30 Minuten andauern. Die I nspektion und Aus wertung
erfolgt im Ansc hluss durc h eine Sichtprüfung (vgl. [67]). S ollten Risse oder andere
Oberflächensc häden vorliegen tritt da s rötliche Eindringmi ttel aus, wie a uf der fol-
ge nden Abbildun g 17 zu erkennen ist.

A b b i l d u n g 17 : G l e i t l a g e r - O b e r l a g e r sc h a l e m i t A n z e i g e b e i d e r F a r b e i n d r i n g p r ü f u n g

Bei d er Verwendung von fluoreszierenden Eindringmitteln wird die Prüffläche mit
UV -Licht mi t einer Bestrahlungsstärke von mind estens 1000 µ W/m 2 bele uchtet.
Andernfalls muss eine Beleuchtung sstärke von wenigstens 500 Lx für die Sichtprü-
fung vorliegen (vg l. [ 66, 67]).

Elektrische Masc hinen erz euge n sowohl elektromagnetische als auch mechanische
Geräusche. Beide r esulti eren aus Kräften, die mit hörbaren Frequenzen oszillieren ,
die von dem Gehäuse auf die umgebende Luft übertragen werden. Me chanische
Geräusche e ntstehen durch Biegeschwingungen der Welle sowie durch Lager- und
Luftw id erstand. Elektromagnetisches R auschen wird durch Kraftwellen verursacht,
die sich aufgrund von Magnetfeldern im L uftspal t drehen. Dazu gehören Grund-
welle, Oberwelle n und Oberschwin gungen von induzierten Wellen (vgl. [52, 68]).

Darüber hinaus exist ieren noch eine Reihe zusätzlicher, z umeist visueller Diagno-
seuntersuchungen, welche je nach Revisionsumfang z ur Bestandsaufnahme und
Befundu ng in der Praxis durch geführt werden.
So werde n Dichtungen, Abstreifer, Funda mentbolz en, Kühle r, Schleifringe, Kupp-
lungsflansche, Wuchtgewi chte, Fundamentanker, B lechpaket, Geh äuse, N utverkei-
lung, Wickelkopfabstützunge n, Erdun gsbürsten, Bürstenapparate und -halter sowie
die Gleitlager de s Generators auf Alte rung, Verschleiß , Lockerung und Schäden
untersucht. S olche „Sichtprüfungen“ können j ed och nur bei stillstehen der Ma-
schine im demontierten Zustand während einer entsprechenden R evision durchge -
führt werden.
Wurden früher Haarlineale, Fühlerlehren sowie Messuhren zur Ermittlung von
Winkel- und Parallelversa tz bei der W ellenausrichtung verwendet, kommen heut-
zutage vornehmlich laser optis che Mess geräte zum Einsatz, mith ilfe derer d ie ein-
zelnen Maschinenkomponenten au f wenige hunde rtstel Milli meter genau z ueinan-
der ausgerichtet werde n können.

3.2 Elektrotechnische Ve rfahren
In diesem Abschnitt werden die in der Praxis üblichen elektrot echnischen Dia gnose-
prüfungen vorgestellt:

3.1.4 Geräusche

3.1.5 Sonstige Diagnoseuntersuchungen

Bei d em Isolationswiderstand ( R iso ) handelt es s ich um den ohm schen Wider-
standsanteil zwischen elektrischen Leitern untereinander, bez iehungsweise d en ein-
zelnen Leitern gegenüber dem Erdpotential. Die Tatsache, dass es keinen idealen
beziehungswe ise absoluten Isolator gibt, ist der Grund, warum auch jede Isolierung
einen ohmschen Widerstand ausbildet.
Um elektrisc he Anlagen sicher bet reiben z u können, müssen diese bestimmte Iso-
lationseige nschaften aufweisen. Der Wert dieses W iderstands kann dabei s ehr hoch
ausfallen.
Die R iso - Messung zählt z u den zerstörungsfreien Prüfungen. Mithil fe eines ent-
spreche nden Mess - und Prüfgerä ts we rden die Messungen mi t Gleichstrom durch-
geführt. G emäß [ 69], die sich mit der Durchführungsempfehlung für Isolationswi-
derstandsmessungen be fasst, sollten bei rotiere nd en Maschinen je n ach Betrie bs-
spannung folgende Prüf spannungen zur Durchführung der R i so – Messung verwen-
det werde n:

A b b i l d u n g 18 : e m p f o h l e n e P r ü f s p a n n u n g e n ( v g l . [ 6 9 , 7 0 ])

3.2.1 Isolationswiderstandsmessung

Dabei soll te der Mindestisolationswiderstandswert einer kompletten Wicklung b ei
einer Basistemperatur vo n 40 °C ge mäß [36 ] bei einer Prüfspannung von b eispiels-
weise 5000 V einen Wert von 100 M Ohm betragen. Für Isolationswiderstandsmes-
sungen mit 1000 V oder 500 V werden Mindestw erte von 1 M Ohm beziehungs-
weise 0,5 M Ohm erwartet (vgl. [71] ). Der so erm ittelte W iderstand stellt ein Maß
für die Güte der Isolation dar und dient der Überwachung der Alterung des Isolati-
onswerkstoffs. Mit der r einen R iso – Messung sin d jedoch in der Re gel nur starke
Verunreinig ungen oder schwerwiegende Defekte aufzudec ken (v gl. [ 70, 72]).
Plötzliche und starke Änderungen des Isolationswiderstandes, die ohne bekannte
äußere Beeinflussungen auftreten, stellen zumeist ein Anz eichen für I sol ations-
probleme an der elektrischen Anlage dar (vgl. [73]).
Das Prinzip der Messung des Isolationswiderstandes b eruht auf dem ohmschen
Gesetz. Der I solationswiderstand von Rotor- un d Statorwicklungen ist i n erster
Linie v on dem inst allierten I soliers y stem, d er G enera tor größe und den Oberflä-
chenver hältnissen abhängig. Eine we itere Anzahl von Faktoren kann auf die daraus
resultierende Höhe des Widerstandswertes Einfluss nehmen, wie beispielsweise die
vorherrschende Feuchtigkeit oder Temperatur. Dabei beeinflusst die relative L u ft-
feuchtigkeit am Ort der Messung die Oberflächenleitung au f dem Isolator sehr
stark. Bei einer Temperaturerhöhung um 10°C ist nahezu mit einer Halbierung des
Isolationswiderstandes zu re chnen und umgekehrt verdoppelt sich der Wert des R iso
bei einer Te mperaturabsenkun g von 10°C. Da es nur in den seltensten F älle n mög-
lich sein wird, bei immer g leicher Temperatur z u messen, sollte der gemessene
Wert stets auf dieselbe Referenztemperatur von 40°C ( R iso (4 0) ) umgere chnet wer-
den, um die Erge bnisse vergleichbar z u machen (v gl. [36, 72] ). Der Korrekturfa ktor
K T berec hnet sich wie folgt:
𝐾 𝑇 = 0,5 ∙ 40 −𝑇
𝑋 (7)
mit
40 Basistemperatur [°C]
T Wicklungstempera tur [° C]
X Anstiegsparameter f ür ei n Isoliersy st em [ K]

Durch Mult iplikation des Korrekturfaktors K T mit dem Widerstandswerte bei vor-
liege nder Temperatur R T ergibt sich der korrigierte Isolationswiderstand R C (vgl.
[36]).
R C = R T ∙ K T (8)
In [ 36] wird empfohlen d en R iso innerhalb des zu erwa rtenden Be reichs zu messen
und die Ergebnisse in einem halblogarithmischen Maßstab darzustellen, um durch
exponentielle Annäherung den Anstie gsparamete r X ableiten zu können.
Durch eine Auswertung der zeitlichen Entwickl ung d es Isolationswiderstandes
während einer M essung mit anliegender Prüfspannung lassen si ch Rückschlüsse
auf die I solationsqualität ziehen. Be i diesem Mess verfahren werden die Messwerte
zu verschiedenen Zeitpunkten, beispielsweise 15 Sekunden, eine Minute und zehn
Minuten, ausgewertet. W enn sich die Temperat ur des Prüfobjekts bei d er Durch-
führung der Messun g nicht sehr stark ändert , entfäl lt hierbei die Umrechnung auf
eine Referenztempera tu r zur besseren Vergleichbarkeit der Messerge bnisse.
Der im Rahmen der R iso – Messung durch den I so lation skörper fließende Gesamt-
strom besteht aus drei Komponenten:
• Der kapazitive Ladestro m fließt bis zum Auflad en der Kapazit ät der
Isolation bis auf die angelegte Prüfspannung und fällt bereits na ch we-
nigen Sekunden auf einen Wert nahe Null.
• Der dielektrische Absorptionsst rom fällt wesentlich lan gsamer als der
kapazitive L ad estrom und nähert sich dem Wert Null erst nach einigen
Minuten. Durch ihn werden die Moleküle des Dielektrikums des Isola-
tionsmaterials entspreche nd dem angelegten elektrischen Prüffeld um-
orientiert.
• Der L eck- bzw. Ableitstrom ist der durc h den I solator fließende Strom ,
der nach Abklingen des Absorptionsstroms einen nahezu konstanten
Wert annimmt (vgl. [73]).

Als ein weiteres Bewertungskriterium der Isolationsgüte im Zusammenhang mit
der R iso – Messung über die Z eit bietet s ich die Be stimmung des Polarisationsin-
dex es ( PI ) als we itere Variante z ur Beurteilung an. Dazu werden jeweils nach e iner
Minute und nach zehn Minuten nach dem Anlegen d er P rüfspannung die I solati-
onswiderstände aufgenommen. Der Polarisationsindex ist eine e inheitslose Größe,
die sich aus dem Quotient en dieser beiden Isolationsw iderstandswerte ergibt.
𝑃𝐼 = 𝑅 𝐼𝑆𝑂 nach 10 Minuten
𝑅 𝐼𝑆𝑂 nach 1 Minute (9)
Besser als nur eine einzige Isolationswiderstandsmessung kann der PI die Verän-
derung des R iso zwischen zwei bestimmten Zeitpunkten beschreiben. Hohl räume,
die sich durch mangelhafte I mprä gnierung oder W ärmealterung aus gebildet haben
können hiermit nicht festge stellt w erden. Stattdessen kann der PI -Wert Aufschluss
über durch die Wicklung absorbierte Feuchtigkeit und/oder Verunreinigungen auf
der Wicklungsoberfläche g eben. Weiterhin stellt sich der PI als relativ temperatur-
unabhängig dar (vgl. [36 ]).
In [ 69 ] wird für Prüflin ge mi t den Isolierkla ssen B, F und H ein Mindest wert d es
Polarisationsindex es von 2,0 empfohlen. Demnach deutet ein W ert von über 4,0 auf
eine sehr gut e I solierun g hin, während fü r Werte unter 2,0 davon ausgegang en
werden muss, dass ein Isolationsproblem vorliegt.

A b b i l d u n g 1 9 : R i s o i n A b h ä n g i g k e it d e r Z e i t b e i t r o c k e n e r u n d s a u b e r e r I s o li e r u n g [ 36 ]

Die vorstehende Abbildung 19 zeigt beispielhaft d en qualitativen Verlauf einer Iso-
lationswiderstandskurve über die Zeit bei einer trockenen und sauberen W icklungs-
isolation. Als Quotient der beiden Messwe rte bei 10 und bei einer Minute ergibt
sich ein PI - Wert von 5,8, der de n trockenen und sauberen Zustand bele gt. Bei einer
feuchten und/oder verschmutz ten W icklungsisolation würde der Verlauf der Kurve
entsprechend flac her und der PI-Wert folglich gering er ausfallen.
Ei ne weitere Bewertungsmöglichkeit d er Isolationsgüte von el ektrischen Betriebs-
mitteln stellt die Ermittlung des di elektrischen Absorptionsverhältnisses ( DAR ) dar.
Dabei handelt es sich ebenfalls um eine einheitslose Größe, die sich aus dem Quo-
tienten der I solationswid erstandsmesswerte nach 60 und nach 30 Sekunden ergibt.
𝐷𝐴𝑅 = 𝑅 𝐼𝑆𝑂 nach 60 Sekunden
𝑅 𝐼𝑆𝑂 nach 30 Sekunden (10)
Die resultiere nden Er gebnisse sind so z u int erpretiere n, dass DAR - We rte unter 1,25
auf eine s chlechte I solati on hindeute n, da ss Werte von 1,25 bis 1,6 ein befriedigen-
des Ergebnis darstellen u nd dass Werte, die darüber hinaus gehen, auf einen hervor-
ragende n Zustand der Isolation hindeuten (vgl. [73 ]).
Der Isolationswide rstand wird jedoch nicht ausschl ießlich im Zusammenhang mit
der W icklungsdiagnose zur Beurteilung der Wic klungsisolierung ge messen, son-
dern regelmäßig auch vor der I nbetriebnahme eines Gene rators nach län gerem Still-
stand sowie vor und nach der Durchführung von Hochspannungsprüf ungen.
Wird der mi nimale Isolationswiderstand bei einer Messung nicht erreicht, muss die-
ses Ergebnis jedoch nicht sofort auf einen Schaden der I solierun g hinweisen. Die
Isolier ung kann in ein em solchen Fall beispielsweise versc hmut zt sein ode r Feuc h-
tigkeit gezogen haben. In den meisten Fällen ist eine Reini gung der b etroffenen
Isolationsbereiche oder eine Tro cknung bei erhöhten Temperaturen ausr eichend ,
um bei einer Wiederholu ngsmessung ein verbessertes Ergebnis zu erhalten. Jedoch
sollte z wingend vor einer Wiederinbetriebnahme oder der Durchführung einer
Hochspannungsprüf ung die Ursache geprüft und beseitigt werden.

Aufgrund von Beanspruchungen und Umwelteinflüssen während de s Betriebes
lässt die Qualität der I sol ierwerkstoffe über die J ahre nach. Durch den damit ver-
bundenen Verlust des hohen elektrischen Widerstandes kann es z ur Ausbildung von
Leck- oder Fehlerströmen kommen, die sowohl Elektrounfälle, als auch Schäden
am Generator zur F olge haben können. Letztgenanntes kann zu kostspielige n
Reparaturen und Produktionsausfällen führen. Deshalb empfiehlt es s ich, die
Durchführung von Isolations widerstandsmessungen nicht nur bei der Inbetrieb-
nahme neuer Maschinen, sondern auch zum Zwecke d er Isolationskontrolle in
regelmäßigen Abständen zu wiederholen.
Wie in Kapitel 2.4 bereits erwähnt ist die elektrische Isolierung über ihre gesamte
Le bensdauer meist einer Kombination aus thermischen, elektrisc hen und m echani-
schen Beanspruchun gen ausgese tzt. Hinzu kommen die Um gebungsbe dingungen
am Betriebsort. Mit zunehmendem Alter der el ektrischen Isolierung kann es in
weiterer Folge z u einem Versagen d er Isolation und somit zum Ausfall der Ma-
schine führe n.
Mithilfe von rege lmäßig durchgeführten Teilentladungs- und Ve rlustfaktormessun-
ge n kann der Zustand be ziehungsweise die Verän derung einer Generatorisolation
beurteilt werden, um gegebenenfalls vor Eintritt eines größeren Schadens an d er
Maschine Reparaturma ßnahmen einleiten zu können (v gl. [74-76 ]) .
3.2.2.1 Teilentladungsmessung

Bei der T eilentladung oder Vo rentladung h andelt es sich um di e plötzli ch ein-
tretende Verschiebun g v on elektrische n Ladungsträgern über einen Teil der I so-
lierstrecke . Grund für eine solche V erschiebung kö nnen lokale Üb erbeanspru-
chungen hervorgerufen durch Fehl- oder Sch adstellen in der Isolation sein (vgl.
[32, 77] ). Es kann z u Beschädigun gen in der elektrischen Festigkeit der Isolie-
rung kommen, da dies e nicht in der Lage ist, der Feldstärke Stand zu ha lten.
Jedoch erstreckt sich die Entladungsstrecke in der Regel lediglich übe r eine sehr

3.2.2 Teilentladung und Verlustfaktor

kurze Distanz und stellt somit noch keinen Du rchschlag der ge samten Isolation
dar.
Bei einer Beanspruchung des I soli ers y stems mit einer W echselspannung erhöht
sich in Abhäng i gke it dieser Spannung die lokale elektrische Feldstärke. T eilent-
ladungen in Fe hl erstellen der Isolierung tr eten dabei immer dann auf, wenn d iese
lokale elektrische Feldst ärke die lokale Du rchschlagfeldstärke üb erschreitet.
Folg lich können währ end einer Pe riode der anlie genden Spannung zahlre iche
Teilentladung simpulse auftreten (vgl. [75, 78, 79] ).
Je nach Charakter ihrer Entstehung und der Art der Ausbreitung werden unter-
schiedliche Teilentladungsvarianten unterschieden. Demnach existieren aus-
schließlich innere und äußere Teilentladungen. Erstere finden in Fehlerstellen
innerhalb des Isoliersystems statt. Die äußere n Entladungen ereignen sich außer-
halb eines ab geschlossenen S ystems, also beispiel sweise in Form von Oberflä-
chenentladungen oder z wischen der Stabisolierun g und dem ge erdeten B lechpa-
ket eines Generators. Die z eitlichen Verläufe der verschiedenen Entladun gst y -
pen unterscheiden sich mitunter sehr stark.

A b b i l d u n g 20 : t y p i sc h e T e i l e n t la d u n g sq u e l l e n [ 32 ]

A – Nutentladungen
B – Delamination
C – Oberf lächenentladung
D – lokale Feldüberhöhung
E – innere Entladung du rch
Delamination
F – electrical Treeing
G – innere Entladung durch
Hohlräume
H - Risse

Die vorsteh ende Abbildung 20 zeigt die t y pisch en Entstehungsorte für Teilent-
ladungen an innerhalb des Statorblechpakets verbauten W icklungsstäben. Dabei
findet die Nutentladun g (A) z wischen dem Auße nglimmschutz des Stabes und
dem S tänderblec hpaket, hervorgerufen durch Leitervibrationen und verursacht
durch lose Nutverkeilung sowie Verschiebungen des S tänderblec hes, statt. An
Stellen, an denen der Au ßenglimmschutz beispielsweise durch Vibrationen z er-
stört ist, kann es zu Oberflächenentladungen (C) kommen. I n dem Fall, dass sich
die I solierung durch häufige n Lastwechsel und damit ve rbundene unter schiedli-
che Ausdehnungen von Kupferstab und Hauptiso lation vom Leiter ablöst (B ) ,
kann es ebenfalls zu Teilentladungserscheinunge n kommen. An scharfen Kanten
des Kupferstabes können Entladungen aufgrund von resultierenden F eldüberhö-
hunge n auftreten (D). Lösen sich di e einzelnen I soli erbände r der Hauptisolation
aufgrund von Alte rung oder Überhitz ung voneina nder ab, k ann die Folge eine
innere Entladun g in den so entstandenen Hohlräumen (E) sein. Aber auch ferti-
gungsbe din gte Hohlräume im Inn eren der I solatio n (G) können Ausgangspunkt
für Teilentladun gen s ein, genau wie jede Art von mechanischer Beschädigung
(H) an der I solation (v gl. [32, 80] ).

A b b i l d u n g 21 : w e i t e r e T e i l e n t l a d u n g sq u e ll e n [ 32 ]

A – Risse in der Isolation
B – Gleitentladung en
C – Wickelkopfentladung en
D – ungenügender Abstand
E – Ablösunge n im
Überga ngsbereich

In Abbildung 21 sind weitere typische Teilentladungsquellen, hier jedoch im Be-
reich d es Nutaustritts, d argestellt. Risse in der Ha uptisol ation im Nutausg a ngs-
bereich (A) od er das Abl ösen der Isolation (E) im Übergangsbereich zwischen
Außenglimmschutz (AGS) und Endenglimmschutz (EGS) können Ursache für
die Teilentladung sein. Eine weitere Quelle k ann durch konstruktiv bedingte zu
geringe Abstände der Bauteile (D) he rvorgerufen werde n. Dies kann b eispiels-
weise zwischen Stäben unterschiedlicher Phasen, den Stäben zu Druckfinge rn
des Blechpakets oder zu Abstüt zelementen des W ickelkopfes der Fall sein. Ab-
schließend sei noch die Wickelk opfentladung durch defekten EGS (C), Ver-
schmutzung der Oberflächen oder Alterung erwähnt.
Eine Teilentladung erzeugt für w enige Nanosekunden einen S tromimpuls, der
mit einem S ensor, einem Filter erster Ordnun g und einem na chgeschalteten
Messgerät gemessen werden kann. Je nach Defekt des I solationsmateri als kön-
nen mehrere solcher Stromi mpulse mit unterschiedliche n Amplituden zu ver-
schiedenen Zeitpunkten entstehen. Zu d eren Vis ualisierung und Ausw ertung
können sogenannte Must er oder Pattern ausgegeben werden. Hierbei werde n die
einzelnen Entladun gen ü ber e ine d efinierte Messzeit auf de r X-Achse nach Pha-
senlage und auf der Y-Achse nach Amplitude dar gestellt. Die dritte Dimension
der D arstellung wird in der Regel durch eine farbliche Unterscheidung der
Entladungshä ufigkeiten i n den Teilentladungsmustern integriert (vgl. [25]).
Die Teilentladung sm essung stellt in der betrieblichen Praxis ein wichtiges Diag-
nosemessverfahre n dar, weil die Entladun gen an S tellen auftreten, an d enen die
dielektrischen Ei genschaften des Isoliermaterials inhomoge n oder gar geschä-
digt sind. Die Messung dient somi t der frühzeitigen Detektion von Isolierfehlern
an den begutachteten Generatoren, die durch th ermische, elektrische, mechani-
sche sowie Um gebungsbeanspruchungen während des Betriebs hervorgerufen
werden könn en. Durch di e Teilentladungsmessung kann der Nachweis erbracht
werden, da ss der untersuchte Generator selbst bei vorhande nen Vorentladungen
weiterbe trieben werden kann. Weiterhin kann d urch r egelmäßige Wiede rho-
lungsmessungen eine fortschreitende Alterung der Isolationsgüte bele gt werden
und somit eine Überwachung erfolgen. Die Prüfvorschrift für Teilentladungs-
messunge n in der Hochspannungstechnik liefert [81] und ergänzend [78] , die

sich mit Offline-Teilentladungsmessungen an d er Statorwicklungsisol ie rung
drehender elektrischer Maschinen be fasst. Verschiedene Messv erfahren und
umfangreiche Anal y sen i n diesem Zusammenhang stellen [ 40, 41, 74, 76, 82-
84] vor.
Jedoch ex istieren derzeit noch ke ine eind eutig normierten Grenzwerte für derar-
tige Me ssun gen des Teilentladung sverhaltens.
3.2.2.2 Verlustfaktormessung

Die Messungen des Verlustfaktors tan δ und des Teilentladung s v erhaltens
zählen im Bereich der dielektrischen Dia gnosemessungen zu den wichtigsten
Verfahre n. Dabei ist der tan δ ein M aß für die Verluste innerha lb eines Isolier-
systems. Das D elta ist al s die Differenz von 90° und dem gemessenen Ph asen-
winkel bei Wechselspannung definiert. Er wird vornehmlich von den Leitfähig-
keitsverlusten und dem wechselnden el ektrischen Feld im Dielektrikum, den Po-
larisationsverlusten, bestim mt. In der Praxis wird der tan δ als Messgröße z ur
Bewertung eine r Veränderung innerhalb des unt ers uchten I solie rs ystems ver-
wendet (vgl. [85-88]).
Es können im Dielektrikum, also einem Ma terial geringer spezifischer elektri-
scher Leitfähigkeit, welche s zum I solieren b enutz t werde n kan n, Hohlräume
vorhanden sein. Die freien, nicht für die che mische Bindung ge nutzten Ladungs-
träger sind dort faktisch nicht beweg lich. Auf Grund der geringeren Durch-
schlag sfeldstärke in solchen Hohlräumen kommt es dort zuerst zu Durchschlä-
ge n, sob ald eine kritische Feldstärke überschri tten wird, den so genannten
Glimmentladungen. Die Folge sind Verluste durch den entstehenden Lichtbo-
ge n. Mit zunehmender S pannung wächst die I nt ensität der Teilentl adung ,
wodurch der tan δ ebenfalls ansteigt (vgl. [89] ).
Zu dem tan δ - Na chweis wird eine W echselspa nnung an die Wicklung des
Generators gelegt. Gege nüber dem geerdeten Eis en des Blechpakets wirkt die
Ständerwicklung wie eine Kapazität. Das Ziel besteht darin, den Verlustfaktor
dieser Kap azität zu be stimmen. B ei idealen K apazit äten ist der I mpedanzwinkel
φ = 90°. Die dielektrischen Verluste spie geln sich also in eine m entsprechenden

Winkel kleiner als 90° wieder. Dabei kann der Verlustfaktor, beispielsweise für
die Netzfrequenz von 50 Hz, durch ein R eihen- od er Parallelersatz schaltbild dar-
ge stellt werden. Für die Berechnung des Ve rlustfaktors ergibt sich für eine R ei-
henschaltung, aus einer verlustfreien Kapazität mit einem Widerstand:
𝑡𝑎𝑛 𝛿 = 2𝜋 𝑓 𝑅 𝑅 𝐶 𝑅 (11)
Für die Berechnung des Verlustfaktors anhand einer Parallelschaltung ergibt
sich (vg l. [89 ]):
𝑡𝑎𝑛 𝛿 = 1
2𝜋 𝑓 𝑅 𝑃 𝐶 𝑃 (12)
Jedoch ist der tan δ von einer Vielzahl von Faktoren abhän gig , die das Me sser-
ge bnis des tatsä chlichen Verlustfaktors be einflussen und verfälschen können. Z u
diesen Einflüssen zählen unter anderem:
• Die Art des v erbauten Isoliersystems und dess e n Oberflä-
chenzustand,
• das Ba uj ahr und die Betriebsdauer des Ge nerators ,
• die Höhe der Genera torspannung,
• Feuc hti gkeit und Verunreinigung der Wicklung s owie
• Umwelteinflüsse währen d der Messung, wie die relative L u ft-
feuchtigkeit und die Umge bungstemperatur (vgl. [ 38, 88]).

In [ 90 ] sind Prüfvorschriften und Grenzwerte für drehende elektrische Maschi-
nen mit Bemessungsspannungen ( U N ) von 5 kV bis einschließlich 24 kV gere-
ge lt. Bei Raumtemperatu r wird de r tan δ in Abhängigkeit der G enerators pan-
nung in dem Bereich 0,2 U N bis 1,0 U N in den Messinterva llen 0,2 U N aufgenom-
men.
Die fol gende Abbildung 22 zeig t beispielhaft di e Abhängig keit des tan δ v on der
relativen Messspannung U/U N .

A b b i l d u n g 22 : B e i s p i e l h a f t e M e s s r e i h e f ü r d e n V e r l u s t f a k t o r f ü r N e n n s p a n n u n g e n v o n
5 k V b is 2 4 k V [ 8 5]

Die in [85 ] hinterlegten z ulässigen Grenzwerte de s Verlustfaktors für Generato-
ren mit Bemessun gsspannungen bis 2 1 kV sind in der folgenden Abbildung 23
dargestellt. Die Norm befasst sich mit der Messu ng des dielektrischen Verlust-
faktors an der Ständerwicklungsisolierung drehender elektrischer Maschinen
und gibt die im Jahr 2016 neu ausgeg ebenen Werteanpassungen wieder:

A b b i l d u n g 23 : z u lä s s i g e W e r t e f ü r d i e V e r l u s t f a k t o r - Me s s u n g b i s 2 1 k V [ 8 5 ]

Die tan δ - Prüf ung g il t als be standen, w enn die hier an gegebene n Werte für den
Verlustfaktor ni cht übers chritten werden. Für die mittlere Verlustfa ktorz unahme
(1/2 ( tan δ 0,6 - tan δ 0,2 ) ist der W ertebere ich derart g ewählt, dass im Betrieb des
Generators nur unsch ädliche Teilentladungen inne rhalb der Isolierung auftreten.
Der Geltungsbereich der Norm erstreckt sich ni cht auf Maschinen mit B emes-
sungsspannungen unterhalb d er 5 kV, da die Teilentladungen an mit übli cher
Isolier ung aus geführten Generatoren kaum ins G ewicht fallen, so d ass auf die
Erfassung des tan δ verzichtet werden kann. Für Bemessungsspannungen von
über 21 kV können Gr enzwerte individuell vere inbart werden. Dies gilt auch für

die P rüfung von im Stator ausgehärteten W icklungen nach global-VPI (vgl.
[85]).
Zusa mmenfassend k ann festgehalten werden, dass ein kleiner Wert für de n
Verlustfaktor auch geringere di elektrische Verluste innerhalb des Isoliersy st ems
bedeuten. Wünschenswe rt ist ein flacher Verlau f mit möglichst g eringer Stei-
gung der tan δ (U) – Kurve.

Die dieser Anal y s e z ugrundeliegende Windungsschlussmessung bezieht s ich nur
auf die Untersuc hung von Rotorwicklungen, ist aber g rundsätzli ch auch z ur Detek-
tion von Windungsschlüssen an Statorwicklungen (Surge-Test) anwendbar.
Bei der Windungsschlussme ssung wird überprüft, ob die ge geneinander is olierten
Windungen einer Wicklung elektrisch verbunden sind. Dem ge genüber steht der
Wicklungsschluss, der d urch einen Isolationsfehler und die dadur ch resultierende
Verbindung von verschiedenen Wicklungen z ueina nder inn erhalb d er elektrischen
Maschine hervorgerufe n wird .
Im Allgemeinen können die Folgen eines Windungsschlusses eine Leistungsmin-
derung des G enerators mit sich bringen, selbst wenn nur ein g eringer Teil de r Wick-
lung betroffen ist. K reisströme in den kurzgeschlossenen Windungen verursachen
lokale Erwärmungen wodurch sich der F ehler aufgrund der Üb erhitzung auf be-
nachbarte Wicklungsteile ausbreitet. Letztendlich resultiert ein W icklungsschluss.
Neben dem Verlust der Betriebssicherheit kann es schlimm stenfalls durch einen
Kurzschluss zum Komplettausfa ll beziehungsweise z ur Zerstöru ng des gesamten
Generators kommen. Bei Rotorwicklungen kann durch ein en W indungsschluss eine
thermische Unwuc ht entstehen, die sich durch eine Verä nderung im Schwing ungs-
verhalten a ndeutet.
Bei der sogena nnten „ Recurrent Surge Oscillograph - Messung“ ( RSO -Messung) an
einer Rotorwicklun g, wird ein Nieder sp annun gsrechtec ksi gnal e rst von einem Ende

3.2.3 Windungsschlussmessung (RSO -Messung)

der Spule an gelegt, dann vom entsprechend ande ren Ende. Beide Sprun ga ntwort-
signale we rden aufge zeichnet und zum Vergleich übere inander gelegt. Die reflek-
tierten Signale werden m ith ilfe eines Oszil loskops dar gestellt. Als Voraussetz ung
müssen symmetrische W icklung steile mit nahezu gleichem Widerstand vorliegen.
Die folgende Abbildung 24 zeigt die beiden „A ntwort - Kurven“ einer RS O -Mes-
sung, die im Z uge ein er Kurzrevision an dem Rotor eines ABB-Generators aufge-
nommen wurden. Sind die Verläufe der beiden K urven deckungsgleich, bedeutet
das, dass beide „Antwort - Signale“ identisch sind und somi t kein W indungsschluss
in der Wicklung vorlieg t, da der S pannungsverlauf von beiden Seiten der S pule den
„gleichen Weg“ zurückgelegt hat. Die beiden Kurven sind zur Vereinfachung de r
Betrachtung gegeneinander verschoben worden. Bei der vo rliegenden Mess ung ist
demnach nicht von e in em Windungsschluss auszugehen.

A b b i l d u n g 24 : A u s w e r t u n g e i n e r R S O – M e s s u n g

Abbildung 25 zeigt zum Ve r gleich zwei nicht deckung s gleiche Kurven einer RSO -
Messung, bei der der Verdacht auf ein en Windungsschluss in d er W icklung vor-
liegt.

A b b i l d u n g 25 : T y p i s c h e s F e h l e r b i l d e i n e r R S O - M e s s u n g

Jedoch gibt diese Art der Messung kein befriedigendes Ergebnis, sollte ein Win-
dungsschluss sich ge nau in der Mitte der Spule befinden. I n diesem F all wären
die Verläufe beider Ant worten ebenfalls deckungsgleich und d er Fehler bliebe
unbemerkt.
Als weitere Mö glichke it um eventuelle W icklungs- oder Windungsschlü ss e in
Rotorwicklunge n fest zu stellen und um deren genaue Lage innerhalb der Wick-
lung lokalisieren zu können, kann eine Ve rgleichsmessung des Spannungsab-
falls z wischen zwei oder mehreren W icklungsstell en vorgenommen werden.
Diese Prüfung wird üblicherweise mit einer Spannungsquelle 200-400 V, 5 0-60
Hz oder 20-120 V Gleichspannung durchgeführt.
Beispielswe ise wird z u Beg inn der Unte rsuchung eine V ergleichsmessung der
einzelnen Windungen zweier Pole zwischen S chleifringen und P olverbindung
durchgeführt, mit U‘ auf Pol 1 und U ‘‘ auf Pol 2 , bei einem zweipoligen Tur-
boläufer. Die z ulässige S pannungsdiffere nz zwischen den beiden Polen darf
nicht größer se in als 3%.

100% = 𝑈 ´ +𝑈´´
2 (13)

mit
𝑈´ = ∑ 𝑈𝑖
𝑛
𝑖 =1 (14)
und
𝑈 ´´ = ∑ 𝑈𝑘
𝑛
𝑘 =1 (15)
Um die Fehlerstelle w eiter einzugrenzen oder auch um eventuelle „s y mmetri-
sche“ Windungsschlüsse in den beiden Polen erfassen z u können, werden die
einzelnen Spulen beider Pole nach dem Schema in folgender A bbildung 26
ge m essen.

A b b i l d u n g 26 : V e rg l e i c h s m e s s u n g en a n d e n e i n z e l n e n S p u l e n

Die folgende Abbildung 27 zeigt die Aus wertung einer solchen Messun g mi t
einer Prüfspannun g von U = 115 V a n e inem Rotor mit sieben S pulen à 17 Win-
dunge n pro Pol. Für Pol 1 ergibt sich U‘ = 57,5 V und für Pol 2 U‘‘ = 57 ,3 V.
Die Differenz beträgt 0,2 V, was einer p rozentu alen Abweichung von 0,34 %
entspricht. Da die zulässige Abw eichung von 3% mit diesem Ergebnis nicht
überschritten wird, ist davon auszugehen, d ass i n der unte rsuchten Induktor-
wicklung kein Windungsschluss vorlieg t.

A b b i l d u n g 27 : V e rg l e i c h s d i a g ra m m - o h n e W i n d u n g s s c h l u s s

In d er folgenden Abbildung 28 ist das M essergebnis einer V ergleichsmessung
dargestellt. Für P ol 1 ergibt sich U‘ = 56,4 V und für P ol 2 U‘‘ = 51,4 V. Die
Differenz beträ gt in diesem Fall 5 V, was eine prozentuale Abweichung von
9,3 % ausmacht. Die z ulässigen 3 % werde n deutlich überschritten. Es ist d avon
auszugehe n, dass in der S pule 5 des Pols 2 ein Windungsschluss vorliegt.

A b b i l d u n g 28 : V e rg l e i c h s d i a g ra m m - W i n d u n g s s c h l u s s P o l 2

Sobald die betroffe ne Spule lokalisiert ist, müssen in einem nächsten Schritt die
einzelnen Windungen die ser f ehlerbehafteten Spule an v erschiedenen Teilberei-
chen gemessen werden. Mit dieser Methode kann die Fehlerstelle immer we iter

0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8
SPAN NUNG IN V
SPULEN
Pol 1 Pol 2

0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8
SPANN UNG IN V
SPULEN
Pol 1 Pol 2

eingegre nzt werden, sod ass ersichtlich wird, z wischen welchen Messstellen und
zwischen welchen Windungen, also d en betroffenen Einzelleitern, de r Fehler
liegt. De r rote Pfeil in Abbil dung 29 z eigt eine mögliche M essstelle am Wickel-
kopf eines Rotors. Die Ei nz elleiter sind durc h Zwischenisolationen voneina nder
ge trennt. J edoch ist die Prüfung in diesem Beispiel nur bei demontierten R otor-
kappen und Wickelkopfaufbau dur chführbar.

A b b i l d u n g 2 9 : R o t o r - W i c k e lk o p f e i n e s 5 0 0 M W - T u r b o l ä u f e r s
Da der Fehlerstellenabstand sich proportional zum Spannungsabfa ll verhält,
müssen zur genauen Bestim mung des Fehlerortes die Spannungsabfälle über die
beiden „fehlerbehafteten“ Le iter und einem ihnen benac hbarten „unbetroffenen“
Le iter aufgenommen wer den.
In der folgende n Abbildung 30 entspricht d dem gesuchten Abstand in Millime-
tern zwischen der Mess - und der Fe hlerstelle. D st ellt den Abstand zwischen den
beiden Messstellen in M illimeter dar. U A und U B sind die gemessenen S pan-
nungsabfälle a n den beiden beteiligten Messstellen.

Es gilt:
𝑑 = 𝐷 ∗𝑈 𝐴
𝑈 𝐴 +𝑈 𝐵 (16)

A b b i l d u n g 30 : M e s sa n o rd n u n g z u m D e t e k t i e r e n d e r F e h l e r s t e l l e

Um das Versagen einer Isolation und damit den Ausfall der Maschin e z u vermei-
den, ist es zwingend erforderlich, diese auf die zu erwartende Beanspruchung
auszulege n. Im Gegensatz zu der I solations widerstandsmessung stellt die S pan-
nungsprüfung eine Span nungsfestigkeitsunter su chung dar. Sie wird grundsätzlich
bei der Neuferti gung an Einzelleitern sowie an A us- und S chaltumleitungen vor
deren Einba u durch geführt. Wiederholungsmessungen erfolgen üblicherweise:
• Nach Einbau aller G rundstäbe (Unterlage),
• nach Einbau a ller Bohru ngsstäbe (Oberlage),
• nach Verlöten der Wicklung und
• nach Fertigstellung .
Bei in Betrieb befindlichen Genera toren kann die Spannungsprüfung im Zuge einer
Hauptrevision erneut vorge nommen werden.
Bevor eine Spannun gsprüfung erfolgen k ann, sollte, wie in Kapitel 3.2.1 b eschrie-
ben, eine I solations widerstandsmessung aus geführt worden s ein. Bei d er Du rchfüh-
rung der Spa nnungsprü fung, die b ei Raumtemperatur erfolgen sollte, ist die

3.2.4 Spannungsprüfung

Fehler st elle

Messstelle A

Messstelle B

U A

U B

Prüfspannung zwischen dem Le iter des zu prüfenden Stabes oder des Wicklungs-
teils und dem geerdeten S tändergehäuse anzulegen. Alle anderen, nicht unter Span-
nung be findlichen Wicklungsteile und auch Temperaturmesselemente müssen
kurzgesc hlossen und geerdet werden. Nach erfolgter Prüfung muss der e ntspre-
chende Stab beziehungsweise das entspr echende Wicklungsteil unbedingt sofort
geerde t werden, um Spannungsunfällen vorzubeugen. Im Regelfall erfolgt die Prü-
fung mit lokaler 50 beziehungsweise 60 Hz – Wechselspannung. Dies geschieht
unabhängig von der Nennfrequenz d es P rüflings. Die Höhe der zu verwendenden
Prüfspannung hängt von der Höhe der Nennspann ung des Generators ab. D ie Span-
nungsabnahmeprüfspannung U HSAP (in kV) bei Neufertigungen b eträgt in der Re-
ge l:
𝑈 𝐻𝑆𝐴𝑃 = 2 ∙ 𝑈 𝑁 + 1 𝑘𝑉 (17)
Die P rüfung sollte regelmäßig mi t einem Spannungswert < 50 % der vorgeschrie-
benen Prüfspannung be gonnen werden. Mit 1-2 kV/s wird die S pannung alsdann
bis zum Erreichen des E ndwertes gesteigert, wobei diese Steigerungszeit von 50 –
100% der Prüfspannung weni gstens 10 Sekunden betragen soll te. Anschließend
wird die volle, z ur Dur chführung der Prüfung b enötigte Spannun g für eine Minu te
ge halten, bevor sie möglichst gleichmäßig aber zügi g auf ein en Wert von Null zu-
rückreg uliert werden sollte. Wenn während der Prüfdurc hführung Kriechwegbil-
dunge n, also die Ausbildung von leitenden P faden innerhalb der I solie rung, oder
Funkene ntladung en stattf inden, so muss unterbrochen, die Ursache lokalisiert und
Maßnahmen zu Verme idung eingeleitet werden.
Die Magnetisierungsprüfung od er d as magnetische Fluten des Statorblec hpakets
dient der Überprüfung der Blechpaketisoli erung , da starke thermomechanische
Dauerbeanspruchunge n und Wechselzyklen die Isolierung bel asten und z u Ermü-
dungsersche inun gen führen können. Auch mechanische Fremdeinwirkungen
können zu einer S chädigung beitra gen. Es handelt sich bei diese r M essun g um eine
Stillstandsdiagnose , die n ur bei gezogenem R otor im R ahmen einer g rößeren Re vi-
sion durchgeführ t wird.

3.2.5 Magnetisier ungsprüf ung

Während der 90 minütigen Prüfung wird das Blechpaket kontinuierlich von der
Raumtemperatur bis zu einem mittleren Temperaturwert von annähernd 40°C
erwärmt. Um das Stator blechpaket angemessen zu prüfen, ist es notwen dig, den
Kern bei un gefähr seiner norma len Ke rnflussdichte zu magnetisieren. Die Windun-
ge n der Erregerspule soll ten durch die Hauptbohrung des Stators und um den äuße-
ren Rahmen he rumgelegt werden. Die W indungszahl ist von den Abmessungen und
der L eistun g de s Stators abhängig und muss im Vorfe ld der M essung entspre chend
ausgelegt we rden. Eine S uchspule mit nur einer Windung, die der Errege rspule ge-
ge nüberlie gt, wird normalerweise au ch durch die Statorbohrung g eführt um direkt
die Spannung p ro W indung, die in der Er regerspule induz iert wird , zu messe n (vgl.
[70 ]) . Die Statorwicklung des Generators ist dab ei geöffnet und geerdet. Die fol-
ge nde Abbildun g 31 zeigt den Prüfaufbau bei ein er Magnetisierungsprüfung an ei-
nem Statorblechpaket ein es 15 MVA Generators. Der grüne P feil z eigt auf die Er-
regerwicklung, der rote Pfe il auf die Suchspule.

A b b i l d u n g 3 1 : S t a t o r m i t e i n g e b ra c h t e r E r r e g e r w i c k l u n g b e i e i n e r M a g n e t i s i e r u n g s p r ü f u n g
Dabei we rden im Abstand von 15 Minuten mit eine r Thermovisionskamera Bilder
des Blechpakets aufg enommen. Auf diese Weise können Schwachstellen bezie-
hungsweise Heißstellen des Blechpakets, die zu einer lokalen Überhitzung des
Generators führen können, schnell lokalisiert werden. Diese versteckten Mängel
können schlimmstenfalls zum Ausfall der Maschi ne führen. Werd en sie entdeckt,
können sie in der Rege l schnell und zumeist ohne großen Aufwand wäh rend de r
Revision eliminiert werden. Die in der folgenden Abbildung 32 gefundene Schad-
stelle wurde im Zug e de r Reparaturarbeiten aus geschliffen, gebeizt und a bschlie-
ßend mit Elektroschutzlack versehen. Zu Kont rollz wecken wurd e die Mag netisie-
rungsprüfung nach erfolgter Repa ratur erneut durchgeführt.

Abbildung 32 zeigt e inen Ausschnitt des Statorblechpakets e ines 500 MW – Elekt-
rosila – Gene rators während der Durchführun g einer Magnetisierungsprüfung im
Rahmen einer großen Block-Revision. Bereits nach 30 Minuten Messdauer war
mith ilfe einer Thermovisionsaufnahme zu erkennen, dass sich im Bere ich der End-
verkeilung eine Heißstelle, ein sogena nnter „ Hotspot“ , ausbildet.

A b b i l d u n g 32 : H e i ß s t e l l e i m B l e c h p a k e t n a c h 3 0 Mi n u t e n M e s s d a u e r

Lieg t die Temperatur in der Umgebung der Heißs telle bei circa 23 – 27°C, so hat
sich die schadhafte S telle des Ble chpakets nach nur 30 mi nütiger Messung bereits
auf 47,3°C erwärmt. Beim Vorliegen einer Heißst elle beläuft sich die Temperatur-
differe nz auf über 20 Kel vin.
3.3 Resümee zu den techn isch-physikalis chen G rundlage n der Prognoseme-
thodik
Wie bei den mechanischen Messve rfahren gibt es auch bei der elektrotechnischen
Diag nostik ein e ganze Reihe von Beurteilun gsmessung en. Mit dies er Arbeit wird nicht
der Anspruch verfolgt, al le existierenden und möglichen Verfahren vollumfänglich zu
präsentieren und auszuwerten. V ielmehr soll te e in Überblic k über die vielen verschie-
denen Einflussfaktoren, die zu einer Störung oder einem Ausfall und auc h zu einer
Le bensdauerverkürzung von in Betrieb b efindlichen Generatoren führen können und
deren Detektion, gegeben werde n. Dabei wurd en einige Dia gnoseverfa hre n, wie die
Schwingungsa nal y se und die Teilentladungsmessung , ausführlicher b etrachtet als

andere Ve rfahren, wie z um Beispiel die S pannungsprüfung. Diesen Bereichen wird ,
speziell mit Blick auf Onl ine-Monitorings ysteme , auf die im späteren V erlauf gena uer
eingegange n wird, ein hö herer Stellenwert zugesprochen.
So stellt die Messung des Teilentladung sverhaltens eine wichtig e Methode z ur
Zustandsbeurteilung von Ständerwicklungen von Generatoren und die Schwingungs-
diagnostik einen I ndikator für Veränderungen beziehungswe ise sich a nbahnende
Schäden dar, weshalb e ine intensive und regelmäßige Überwachung zu empfehlen ist .
Grundsätzlich ist die korre kte Ausrichtun g der einz elnen Maschinenkomponenten
zueinander, wie b eispielsweise G enerator zu Getriebe und Tu rbine zu Getriebe, inner-
halb der vom He rsteller vorgegebenen Toleranzen eine Voraussetzung für einen
störungsfreien Betrieb eines jeden S y stems. Denn je präziser die W ellenausrichtung
ist, desto geringer ist au ch der Verschleiß von Kupplungen, Lagern und Wellendich-
tungen.
Abschließend sei noch erwähnt, dass die für die vorgestellten Diagnosemessungen
Benutzung findenden Messmittel, auch in Hinblick auf die Qualitätsstandards der D I N
ISO 9001:2015, d eren Erfüllung und Einhaltun g einen Nachweis des Qual itätsmana-
ge m ents darstellen, regelmäßig geprüf t und entsprec hend kalibriert werden müssen.
Dadurch wird eine Grundvoraussetzung geschaf fen, um miteinander vergleichbare
Aussagen und Bewertungen des jeweili gen Ist- Zustande s der G eneratoren zu erhalten.

4 Analyse und Auswe rtung durchgeführt er Instandhaltun gseinsätze
4.1 „Ereignis – Maß nahmen – Datenban k“ (E MDB)
Zur Ausarbeitung di eser Dissertation war von Be ginn an die Erstellung einer Daten-
bank unter dem A rbeitstitel „ Ereig nis – Maßnahmen – Datenbank“ (EMDB) geplant.
In ihr soll ten alle zurückli ege nden Projekte, die im Generatorenservice der Firma
EMI S seit dem Be stehen des Be reichs durch geführt worden sind gesammelt und aus-
gewerte t werden. Nahezu 1.500 Befundberichte un d über 4.000 verschiedene Prüfpro-
tokolle wurden zu diesem Zweck anal y siert und ausgewertet. Die Erh ebung der auf
diesem Wege gewonnenen Erfahrungswerte stellt die empirische Grundlage für die im
Anschluss zu generierenden Prognosen und die statistische Auswertung dar.
Der Erhebungszeitraum beginnt mit dem Jahr 2006 unter Berücksichtigung sämtlicher
zum Beginn des J ahres 2017 durchgeführter Einsätze und beinhaltet seith er mehr als
120 verschiedene G eneratoren in über 350 Proj ekten . Die herstellerunabhängigen
Revisionsprojekte wurd en an den verschiedensten Generatort ype n du rchgeführt.
Fabrika te fol gender Hersteller fanden in der Auswertung Berücksichtigung:
• ABB Ltd. (Asea Brown Boveri)
• AEG (Allge m eine Elektricitäts-Gesellschaft)
• Alstom bzw. Alsthom (bis 1998 GEC)
• AVK
• BBC (Brown, Bov eri & Cie, sei t 1998 ABB )
• Berg mann Borsig
• Brush Electrical Machines
• Caterpillar Inc.
• CEM (Niger ia Ltd)
• Elektrosila Leningra d
• Elin GmbH & Co. KG
• GEC (Genera l Electric Compan y)
• LDW (L lo y d- D yna mowerke GmbH)
• Leroy Somer
• Mitsubishi
• Schorch ATB AG
• Siemens
• VEB Dessau (seit 1993 AEM De ssau)

A b b i l d u n g 33 : A n s i c h t „ E r e i g n i s – M a ß n a h m e n – D a t e n b a n k “

Abbildung 33 zeigt die Ansicht für die Datenaus gabe am B eispiel eines Generator s.
Im Tabellenkopf werden die herstellerspezifischen Anga ben, wie T yp, Kennnumm er,
Le istun g, Nennspannung, -strom, -drehzahl, B aujahr und Anla genname ver merkt. Die
erste Spalte beginnt mit dem jeweiligen Baujahr der untersuchten Maschine. In der
zweiten Spalte werde n alle mithilfe der in Kapitel 3 vorgestellten Mess- und Analy se-
methoden ge wonnenen Befundergebnisse dem entsprechenden Revisions jahr zuge-
ordnet. Befunde sind hi erbei sowohl kl eine Sch äden, die vore rst keiner Maßnahme
bedürfe n, als auch g rößere Defekte, die den W eiterbetrieb des Generators ohne
entsprechende Repara turmaßnahmen nicht erlauben.
Sind im Zuge der Revi sion planmäßig e oder befundabhängige Maßnahmen und
Reparaturen durc hgeführt worden, so werden diese in der dritten Spalte derselben
Jahreszeile aufgeführt. In diesem Umfang nicht abgearbeitete Befunde oder allge-
meine Empfehlungen für zukünftige Revisionsmaßnahmen beziehung sweise W ieder-
holungsmessungen find en in der vierten Spalte Er wähnung. In den abschließenden drei
Spalten wird z wischen den einzelnen durchge führten Revisionsarten, wobei KR für

KR ZR HR

Kurzrevision, ZR fü r Zwischenrevision und HR für Haupt revision steht, u nterschie-
den. Im Falle eines Eins atzes aufgrund eines Schadenseintritts an einem Generator
verbleiben die Spalten für Revisionsart unmarkier t. Der entsprechende Schaden wird
in der B efundspalte auf geführt. J edem Generator wurde ein e eindeuti ge K atalognum-
mer zugeordnet, welche sich im linken oberen Kopfbereich der Ansicht befindet. Auf
diese Weise entstanden u mfangreiche „ Lebenslaufakten“ für alle im B etrachtungszeit-
raum untersuchten Generatoren. Um eine möglichst lücke nlose Übersicht zu erstellen,
wurden zusätzlich diverse, von den jeweilig en Betreibern z ur Verfügung gestellte, Be-
fundberichte in die EMDB eingearbe itet.

4.2 Statistische Ausw ertungsergeb n isse
An dieser Stelle soll en einige statisti sche Auswe rtungen, die aus der EMDB gewonnen
werden konnten, vor gestellt und erläutert we rden. Der Erhebungszeitraum erstreckt
sich über 11 Jahre, vom 01.01.2006 bis zum 31.12.2016.

A b b i l d u n g 3 4 : A l t e r s s t r u k t u r d e r G e n e r a t o r e n
Die vorstehende Abbildung 34 gibt einen Überblick über die Altersstruktur der Gene-
ratoren, die in die Be trachtung eingeflossen sind. Auf der Absz isse sind die Maschinen
nach I hrer entsprechenden Datenbanknummer aufgelistet, während au f der Ordinate
das jeweilige Alter in Jahren aufge führt ist. Dabei ist die jüngste Maschine erst drei

Jahre alt, während de r älteste Generator bereit s seit knapp 80 J ahren betrieben wird.
Bei vier der be gutachteten Anlagen ist das Alter nicht beka nnt, weil dies es weder au f
dem entspre chenden T ype nschild aufgeführt ist, noch sonsti ge Hersteller unterlagen
existieren. Das Durchschnittsalter aller revidierten Maschinen beträgt zum Auswer-
tungszeitpunkt mithin 24 Jahre.

A b b i l d u n g 35 : D u r c h s c h n i t t l i c h e s B a u j a h r p ro H e r s t e l l e r
Die vorstehende Abbildu ng 35 g ibt Aufsc hluss übe r das durchschnittliche Baujahr der
verschiedenen G eneratoren der jeweili gen Hersteller. Demzufolge stellt die Firma
Schorch mit dem Baujahr 1952 die durchschnittlich ä ltesten, während die Firma Cater-
pillar mit einem Baujahresdurchschnitt von 2013 die jüngsten Generatoren in der
EMDB reprä sentiert.
Die nachfolgende Abbil dung 36 gibt ein en Überbli ck über die v erschied enen Leis-
tungsklassen der Generatoren. Der Leistungsbereich reicht hier von 1 M VA bi s zu
588 MVA Scheinleistung, wo raus sich ein Durchschnittswert von 113 M VA ergibt.
Die Generatoren aus de m Kraftwerk in J änschwalde mit einer Sche inl eistung 588
MVA heben den Durchschnittswert aufgrund der hohen Leistungsgröße erheblich.
Wenn diese Masch inen b ei der Betrachtung nicht berücksichti gt wü rden, ergäbe sich
für den verbleibenden G roßteil der betr achteten Generatoren eine Durchs chnit tsleis-
tung von nur noch 41 MVA.

A b b i l d u n g 36 : L e i s tu n g s s t r u k tu r d e r G e n e r a t o r e n
Die nachfol gende Abbildung 37 stellt das Ve rhältnis der Anzahl der be rücksichtigten
Generatoren pro Herstell er sowie die dazugehörige Anzahl der S erviceeinsätze dar.
Die blauen Balken z eigen, wie viele Generatoren eines jeweili gen Herstel lers in der
EMDB v ertreten sind. Die größte Zahl von Maschinen stellt die Firma Siemens mi t
einer Anzahl von 22 Stück, was einen Anteil von 18% ausmacht. Die zwe itmeisten
Generatoren stellt die Firma Elektrosila Leningra d mit einer Anzahl von 17 Stück, was
einen Anteil von 14% ausmacht. Danach fol gen die Hersteller ABB und AEG mit
jeweils 14 Generatoren ( 12%) und die Firmen Al stom, AVK und Elin mit je 8 S tück,
was einen Anteil von 7% ausmac ht.
Die orangefarbenen Balken dokumentieren die Anz ahl der Serviceeinsätze pro H er-
steller. Die meisten Instandhaltungseinsätze erfo lgten demnach an den G eneratoren
der Firma ABB mit mehr als 70 Projekteinsätzen, gefolg t von solchen bei den Firmen
Elektrosila Leningra d mi t rund 60 und Siemens mit nahezu 40 Einsätz en.

A b b i l d u n g 37 : V e rh ä l t n i s A n z a h l d e r G e n e r a to r e n zu A n z a h l d e r E i n s ä t z e
Die folge nde Abbildung 38 stellt den prozentualen Anteil dieser vorbenannten Einätze
pro Hersteller dar. Demnach sind 24,92% aller Projekteinsätze an Gen eratoren d er
Firma AB B, 19,60 % an solchen de r Firma Elektrosila Leningra d und 12 ,29 % an
solchen der Firma Siemens durchgeführt worde n.

A b b i l d u n g 38 : P r o z e n t u a l e r E i n s a t z a n t e i l p r o H e r s t e l l e r

Jede planmäßig durchgeführte I nstandhaltun gsmaßnahme, unerheblich davon, ob es
sich um eine Kurz-, Mitt el- oder Hauptrevision handelte, besteht aus einem entspre-
chend umfangreichen, vorher fest gelegten Maßnahmenkatalog in Verbindung mit
einem geplanten zeitlichen Aufw and zur Abarbeitung de r einzelnen S chritte. J edoch
können im Laufe der Arbeiten sowohl zeitverzögernde als auch z usätzlich kostenver-
ursache nde Befunde zu Tage treten, welch e zunächst nicht absehbar waren .
Die folgende Abbildung 39 gibt eine Übersicht ü ber die prozentuale Häufigkeit von
derartige n, r eparaturbedürftigen B efunden im Verhältnis z u den im jeweiligen
Geschäftsjahr durchgefü hrten Projekteinsätzen, die dazu g eführt haben, dass der
ge pl ante Aufwand sowohl z eitlich als auch monetär nicht einge halten werden konnte,
da bei der B e fundung der Genera toren unerwartete S chäden oder zumindest den Wei-
terbetrieb beeinträchtigende Vorkommnisse aufgetreten sind.

A b b i l d u n g 39 : P r o j e k te m i t u n e r w a r t e t e n B e f u n d e n
Auf de r Ordinate der vorstehenden Abbildung 39 sind die betrachteten S ervice-
Geschäftsjahre aufgeführt, wobei aus Gründen der besseren Übersichtlichkeit die
Jahre 2006 -2011 z usammengefasst dar gestellt wurden. Auf d er Absz isse ist der Pro-
zentsatz der Serviceeinsätze mi t Befunde n au fgetragen. Demzufolge gab es bei 57 %
der im Jahr 2012 durchgeführten R evisionen Befunde. Der Befundanteil ist bis zum
Ende des J ahres 2016 auf nur noch 33 % im Verhältnis zur Gesamtanzahl der in diesem

Jahr durchgeführten Projekt e gesunken. Im selben Jahr konnten somit von 36 absol-
vierten Revisionen 24 I ns tandhaltungse ins ätze planmäßig und ohne Detektion von Be -
funden durc hgeführt werden .

A b b i l d u n g 40 : U m s a t z a n t e i l d e r u n e r wa r t e t e n B e f u n d e a m G e s a m t u m s a t z
Abbildung 40 zeigt den Anstieg der Umsatzantei le resultierend aus unerwartet ent-
deckten Befunden, also Mängeln an den untersuchten Generatoren, die im Zuge ein er
planmäßig durchgeführten Re vision an den jeweili gen Maschinen festge stellt wurden.
Folg lich b etrug der Ums atzanteil, den die detektierten Befunde ausmachte n, im Jahr
2012 lediglich 16 %, wä hrend im J ahr 2016 nah ezu die Hälfte des Ges amtumsatzes
pro Revision auf solche Befunde zurückzuführen war. Diese Betrachtung steht nicht
im Zusammenhang mit dem Gesamtumsat z des Servicebereichs, der durch die durch-
geführten Revisionsprojekte erzielt worde n ist. Es wird lediglich der Zusammenhang
zwischen une rwarteten Befunden und deren Ausw irkung au f den Umsatz bezogen au f
das jewe ilige Projekt betrachtet. Es bed eutet, dass im Betrac htun gszeitraum nahezu
eine Halbierung der Befunde durch einen Rück gang von 65% auf 33 % erfolgte.
Gleichzeitig hat sich d er prozentuale monetäre Anteil, den diese Befunde am Gesam-
tumsatz des jeweiligen Projekts einnahmen nahezu verdreifacht.
Unter B erücksichtigung der Tatsache, dass die M ehrheit der Betreiber in d en vergan-
ge nen Jahren großen W ert auf eine rege lmäßige Durchführun g von I nstan dhaltungs-
maßnahmen an ihren Generatoren g elegt hat, k ann aus den vorangegange n beiden

Abbildungen d er Schlus s gezog en we rden, dass de r Ant eil an auß erplanmäßigen
Befunden in den ve rgangenen Jahren zwar stetig ge sunken ist, in den Fällen, in denen
dennoch ein B efund vorlag, d er Schaden aber offensichtlich technisch und folglich
finanziell schwerwiegender ausgefallen ist.
In de r in Abbildung 40 auf geführten S tatistik w urde eine jährliche Preissteigerung
beziehungswe ise Inflationsrate von 2% b ereits b erücksichtigt. S eit dem Jahr 2014
setzte ein deutlicher Anstieg der Instandhaltungsanfragen ein. Auch Kunden, die über
viele J ahre Ihre G eneratoren ohne di e Durchführung von I nstandhaltungsmaßnahmen
betrieben hab en, haben die Dring li chkeit der regelmäßigen Üb erwachung Ihrer Anla-
ge n zum Erhalt der Einsa tzbereitschaft als proba te s Mitt el eingestuft.

A b b i l d u n g 4 1 : V e r s c h i e d e n e R e v i s i o n s a r te n b e i d u r c h g e f ü h r te n E i n s ä t z e n
Die vorstehende Abbildung 41 gibt einen Üb erblick über d en jeweilige n prozentualen
Anteil der verschiedenen Revisionsarten von durchgeführten Einsätzen . W ie in
Abschnitt 4.1 bereits beschrie ben, stehe n die Abk ürzungen an de r Or dinate der Abbil-
dung 41 auch hie r für die verschiedenen Revisio nsarten, nämlich Kurz-, Zwischen-
und Hauptrevision mit den jeweils entsprechenden Arbeits - und Anal yse umfängen.
Demnach sind 80% de r durch geführten T ätigkeiten in vorhe r z eitlich f estgelegten und
ge pl anten Einsätzen organisiert und absolviert worden.

Der rote Ba lken mit der Bezeichnung „ S& A “ steht für ungeplante Ma ßna hmen verur-
sacht durch Schäden und Ausfälle an den Gen e ratoren. S omit entfällt ein Anteil von
20% auf solche kurz fristig dur chzuführenden Unt ersuchungseinsätze. Von den knapp
über 350 verschiedenen Einsätzen sind mithin na hez u 70 Schadenseinsätze an den in
die Untersuchung e infließenden G eneratoren im Zeitraum von 2006 bis einschließlich
2016 aufgetreten. Bei den etwas mehr als 280 regulär geplanten Stillstandsuntersu-
chungen sind ebenfalls, wie weiter oben ber eits ausgeführt, verschiedene S chäden an
den einzelnen befundeten Komponenten der Generatoren aufgetreten, die teilweise
zeit- und kostspielige Reparaturmaßnahmen mit sich brac hten.
Wie sich die unterschiedlichen Schadenshäufigkeiten an den verschiedenen Kompo-
nenten und Bauteilen der Generatoren insgesamt proz entual zusammensetzen, zeigt
die folgende Abbildung 42.

A b b i l d u n g 4 2 : V e r s c h i e d e n e S c h a d e n s h ä u f i g k e i t e n
Um eine übersichtlichere Darstellung zu erhalten, sind die möglichen Schä den hier in
acht auf der Abszisse auf geführte Kategorien zusammengefasst word en. In ihnen spie-
ge ln sich sämtli che durch die in Kapitel 3 vorgestellten Messverfahren generier te
elektrische und mechanische Befunde wieder. So wird beispielsweise unter „ elektri-

sche Schäden am R otor “ sowohl ein Isolationsschaden, defekte Dioden eines rotie ren-
den Gleichrichters, als auch ein W indungsschluss in der Rotorwicklung subsummiert.
Mechanische Schäden an e inem Stator können unter anderem ge lock erte Wickelkopf-
distanzen, lockere Nutverkeilung sowie geschädig t e Um - und Ausleitungen darstellen.
Demnach stellen allgemeine mechanische Schädigungen an den verschiedenen An-
bauteilen des Generators und Ölleckagen die am häufigsten be fundeten Schäden d ar.
Sie führten abe r in keinem Fall zum Ausfall eines Generators. Die am we nigsten häu-
fig aufgetretenen elektrischen Sch ädigungen an Statoren und Rotoren mit lediglich 7 %
und 5% stellen hingegen die beiden hä ufigsten Ursachen für Generatorausfälle dar.
Zu einem tatsächlichen u nd sofortigen Totalausfall von Generatoren kam e s ledig lich
in 5 % aller untersuchten Einsätze. Davon entfielen 3% auf elektrische Schäden am
Stator, beispielsweise v erursacht du rch einen Stä ndererdschluss. Elektrisch bedingte
Schäden am Rotor bildeten bei 1% der Fä lle den Gr und für einen plötz lichen Ge ner a-
torausfall. Mit jewe ils 0,5% sind mec hanische Schädigungen am Stator od er Rotor a ls
Grund für einen Totalausfall zu nennen.
Die hier gewonnenen Er kenntnisse aus den Schadenshäufigke iten stellen die Grund-
lage für die im Folge nde n z u erarbeitende Instandhaltungsoptimierung für Groß gene-
ratoren d ar. Da di e Schäden an d en Statorwicklungsisolationen als beson ders kriti sch
einzustufen sind, wird die Anal y se von Teilentladungsmessungen einen b esondere n
Schwerpunkt bilden.
Im Rahmen der planmäßig du rchgeführten Klein -, Mittel und Hauptrevisionen wurden
in allen Fällen die standa rdmäßig en el ektrischen Messungen und visuell en Begutach-
tungen d er einzelnen Komponenten in Abhängig k eit zu den jeweiligen Re visionsum-
fängen du rchgeführt. Ei ne endoskopische Untersuchung von nicht oder nur schwer
zugänglichen Bauteilen wurde dab ei bei rund der Hälfte der Fälle vorgeno mmen. Die
Gleitlagerschalen der Maschinen wurden bei durchschnittlich 45 % der Revisionen
zusätzlich z ur visuellen Kontrolle auch mi ttels Farbe indring - und Ultraschallprüfung
beg ut achtet.

5 Rück schl üsse und P rognosen für die Le bensdauer und R evisionszyk -
len
Mithilfe der in Kapitel 3 vorgestellten Diagnosemessungen können z um einen signifi-
kante Größen auf gezeichnet werden, mit denen der aktuell vorliegende Zustand der
Maschine dargestellt werden kann. Zum a nderen können auf dieser Grundlage das
zukünftige Verhalten des untersuchten Generators abgeschätzt und Prognosen über die
Verfügbarke it und den damit verbundenen wirts chaftli chen Nutzen der M aschinen auf-
ge stellt we rden. Es lassen sich Veränderungen im Betriebsverhalten dia gnostizieren und
Tendenzen aufzeigen, durch die der Betreiber frühzeitig geeignete Gegenmaßnahmen
ergre ifen kann.
Durch den aus der „ EMDB “ gewonnenen Erfahrungsschatz wurden für den Ge neratoren-
service allgemein gültig e Empfehlungsvorgaben ge neriert und Bewertungsmaßnahmen
zur Bestimmung optimaler Revisionsz y klen entwi ckelt, die den Betreibern von Genera-
toren eine maximale Verfüg b arkeit Ihrer Generato ren sicherstellt.
5.1 Optimierung der Inst andhaltung vo n Gene ratoren / Entw icklung einer
Bew ertungsmethode z ur Bestimmung optimaler Revisi onszy klen
In [ 2], die sich mit den Gr undlagen der Instandhaltung be fasst, ist der Alterungsvorrat
einer Maschine als die wi chtigste Steuergröße der zustandsorientierten I nsta ndhaltung
definiert als: „Vorrat der möglichen Funktionserfüllung unter festgelegten Bedingun-
gen, der einer Betrachtungseinheit aufgrund der Herstellung oder a ufgrund der W ie-
derherstellung durch Instandsetzung innewohnt.“
Den optimalen Zeitpunkt für die Instandsetzung zu bestimmen, ist für die zustandsori-
entierte Instandhaltungsstrategie die Hauptauf gabe. Dadurch k ann zwar ke ine exakte
Le bensdauer des betrac hteten Generators vorh ergesag t, abe r die län gsmögliche
Betrie bsbereitschaft der Maschine gewährleistet werden.
Es ist nun das Ziel des Au tors, auf Basis d er Mas chinenbelastung, der Messergebnisse
und der vorliegenden Befunde optimale und einh eitliche Empfehlungen für Instand-
haltungsintervalle und zu ergreifende M aßnahmen abzugeben. Zu diesem Zweck wird

im Anschluss ein „ Drei -Säulen- Modell“ vorgestellt, welches sich wie folgt zusam-
mensetzt:
1. Säule: Empfehlung en auf Grundlage der äquivalenten Betriebsstunden
2. Säule: Empfehlung en auf Grundlage von Richtwerten aus TE-Messungen
3. Säule: Empfehlungen auf Grundlag e eines „visuellen Gesundheitsindex es “
Je nach durchgeführtem beziehungsweise beauftrag t en Revisionsumfang k önnen und
müssen einz elne Säulen s eparat ode r gemeinsam als Empfe hlungsinstrument he range-
zogen werden. I dealerweise sollen alle drei Erge bni sse zu einer optimalen Empfehlung
zusammengefasst we rde n.

Der in der P raxis übliche Ansatz zur Bestimmung von idealen Revisionszy k len und
-zeitpunkten wird von de r überwiegenden Anzahl d er Hersteller und B etrei ber über
die in Kapitel 1.1 be reits Erwähnung findende Bestimmung der ä quivalenten
Betrie bsstunden definiert . Diese Kenngröße berücksichtigt neben der tatsächlichen
Betrie bszeit des Generato rs auch die Belastung im Drehwerk, die Anzahl der durch-
geführten Starts und die o ftmals durch di e Einspeis ung ins Netz vorgegebenen Last-
wechsel.
In diesem Zusammenhang wird das Ergebnis T ä aus (1) als Ausgangswert zur
Bestimmung der nächst en planmäßigen Revisionsz eit und -a rt zugrunde geleg t. Die
verschiedenen He rsteller, die in Kapitel 4.1 erwähnt wurden, geben dabei in den
jeweiligen Genera torhan dbüchern maschinenspezifische Empfehlunge n ab .
Die für diese Arb eit abgegebenen, herstellerunabhängigen Empfehlun gen aus den
Serviceerfa hrun g en und den Auswertungen der „ EMDB“ lauten wie folgt:
• Erstrevision nach 10.000 bis 20.000 äquivalenten Be triebsstunden, max i-
mal 2 Jahre nach Inbe trie bsetzung des Generators
• Kurzrevision nach 10.00 0 äquivalenten Betriebsstunden , oder 2 Jahren
nach der letzten I nstandhaltungsmaßnahme

5.1.1 Erste Säule: Empfehlung en auf Grundlage der äquivalenten Betriebsstun-
den

• Zwisc henrevision nach 20.000 äquivalenten Betri ebsstunden , oder 5 J ah-
ren nac h der letzten Instandhaltungsmaßnahme
• Hauptrevision nach 45.0 00 äquivalenten B etriebsstunden, oder 10 Jahren
nach der letzten I nstandhaltungsmaßnahme

Diese Einschätzungen basieren z um einen auf gemittelten Werten der unterschied-
lichen Herstellerhandbücher, zum anderen au f den Serviceerfahrungen der letzten
elf J ahre, w elche in den einzelnen Lebenslaufakten in der „EMDB“ proto kolliert
wurden. Insbesondere in den Fällen, in d enen die einzelnen Generatore n übe r einen
längeren Zeitraum regelmäßig befundet wurden, zeigte sic h in der Ve rgangenheit
die Praktikabilität dieser Vorgaben. Ver gleichbare Einschätzung en finden sich un-
ter anderem in [7, 8, 25 ].

A b b i l d u n g 4 3 : A n t e i l d e r a u f TE u n t e r s u c h t e n G e n e r a t o r e n
Die vorstehende Abbildung 43 gibt eine Übersicht über den Anteil der a uf Teilent-
ladungsverhalte n d er jeweiligen Ständerwicklung untersuchten Generatoren, wel-
che in der „ EMDB“ protokolliert sind. Demzufolge werden 7% alle r Generatoren
durch ein installiertes Online-Monitoringsystem kontinuierlich überw acht, 4 3% der
untersuchten Maschinen wurden ein bis mehrere Male im Zuge von stationären TE-
Messungen untersucht u nd bewertet. Somi t wurden bis z um Ende des J ahres 2016

5.1.2 Zweite Säule: Empfehlun g en auf Grundla ge von Richtw erte n aus
TE -Messungen

rund 50% aller in die Erf orschung ein geflossenen Maschinen auf ihr jew eiliges TE -
Verhalte n untersucht.
Es war eine klar stei gende Na chfragetendenz zur Teilentladung süberwachung zu
verzeichnen. Im Servicej ahr 2017 wurd e bereits an 57% aller be gutac htete n Gene-
ratoren eine stationä re T E-Messun g durchgeführt. Auch der Anteil a n neu inst al-
lierten TE-Online-Monit orings y stemen stieg im selben Jahr von 7% auf ru nd 12 %
an. Dies entsprach e iner Nachfragesteigerung von 19% im Jahr 2017.
Gemäß [78] , aber auch in [ 25, 80, 83, 84, 91, 92] , wird die TE-Prüfun g n icht nur
als „empfindliche Methode zur Bewertung der Qualität neuwertiger Isoliersys-
teme“, sondern auch als Mittel z ur Qualitätskontrolle von in Betrieb befin dlichen
Wicklungssy stemen verstanden, was auch die stei gende Nachfrage und Akzeptanz
der Messung bei den Betreiber n b elegt.
Das charakteristische Erscheinungsbild von Teilentladungsmustern ist für die je-
weilige n Defekte t y pisch. I n [ 78] wurden im Anhang F erstmals entsprechende TE-
Muster abgebildet, welche darstellen, anhand welchen Musters welche Teilentla-
dungsart vorliegt. Ähnliche Darstellungen finden sich unter anderem auch in [25,
83]. Somit ist es grundsätzlich möglich, die Art d es vorliegenden Fehlers anhand
der TE-Muste r z u identifiz ieren, auch wenn es in der Praxis gelegentlich z u Über-
lagerunge n verschiedener TE-Muster kommt.
Wie in Kapitel 3.2.2.1 bereits thematisiert, werden d ie T eilentladungen in der so-
ge nannten phasenaufgelösten Darstellung aufgezeichnet, das heißt, die während der
Messung auf getretenen Teilentladungsimpulse werde n quantisiert und nach
Amplitude sowie Phasenlage sortiert. Die charakt eristischen Teilentladungsmuster
sind dabei als mehrdimensionales S ystem aus Phasenwinkel, Amplitude und I m-
pulshäufigkeit der Entla dungen zu verstehen. Die I mpulshäu figkeit erhält dabei
eine farbliche S kalierung. Dunke lrote Punkte e ntsprechen einer g erin geren Häufig-
keit und blaue Punkte ste hen für häufigere Entladungen. Zudem erfolgt durch das
Messsystem die Ausgabe der größten wied erholt auftre tenden Teilentladungs-
st ärke, we lche nach [81 ] für digitale Messsysteme g efordert wird. Dies ist ein Maß
zur B eurteilung der auftretenden Entladungsstärk en. Ferner können die maximalen
Entladunge n aus den pha senaufgelösten Darstellungen ermittelt werden.

Das Ergebnis der hier zu grundeliegende n Datenanal y se z eigte dabei, dass vor alle m
die Nut- und die Oberflächenentladung en durch di e generierten Muster na chgewie-
sen wurden. Es handelt sich dabei um die beiden am häufigsten fest gestellten Fe h-
lerarte n. Bei der Nutentladung ergeben s ich in alle r Regel „dreieck sförmige “ Mus-
ter, deren höchste S teigung kurz vor dem Nulldurchgang der anlie genden Span-
nung, a lso kurz vor 0° un d 180° der Phasenlage vorliegen.
Die folgende Abbildung 44 zeigt ein t ypische s Tei lentladungsmuster für solche Nu-
te ntladungen. Auf der Ordinate ist die Amplitud e in Nanocoulomb (nC) bezie-
hungsweise Mikrocoulo mb ( μ C), auf d er Abszisse der Phasenwinkel ausgegeben.
Am rechten Rand ist mit der B ezeichnung Counts die farbliche Skalierung für di e
Entladungshä ufigkeiten abgebildet.

A b b i l d u n g 44 : T e i l e n t l a d u n g s m u s te r f ü r N u t e n t l a d u n g
Bei d en Oberflächene ntladungen zeigen sich Entladunge n mit geringer Häufigkeit,
konzentriert z wischen 45° und 90° sowie zwischen 225° und 270° der Phasenlage
der anliegenden Spannung . Visuell sind letztere Entladungsersche inungen oftmals
durch die Ablagerung ei nes weißlich-pulverigen Belags au f der W icklung nach-
we is bar, dem so genannten „ Entladungsstaub“ . I n der Regel tritt diese Art der Ent-
ladung erst bei Generatoren höhe ren Alters , beziehungsweise stärkerer V erschmut-
zung auf, da b ei diesen Maschinen die Isolationsfestigkeit be reits ab genommen hat .
Die folgende Abbildung 45 z eigt beispielhaft ein entsprec hendes Teilentladun gs-
muster.

A b b i l d u n g 4 5 : T e i l e n t l a d u n g s m u s te r f ü r O b e r f l ä c h e n e n t l a d u n g
Nut- und Oberflächenentladungen können auch gemeinsam auftreten und die cha-
rakteristischen Muste r überlagern sich entsprechend.
Eine Datenbankauswertung zu etwa 320 Schadens einsätzen, die im Jahr 2010 durch
den VGB du rchgeführt wurde , ergab, dass W icklungsschäden sowohl am Stator ,
als auch am Rotor d en Grund für d en Großteil der Generatorausfälle darstellten
(vgl. [ 5, 93]). Dieses E rgebnis wurde du rch die hier durchgeführte Untersuchun g
verifiziert. Demnach soll te der genaueren Anal yse von Teilentladungsverhalt en an
Generatorwicklunge n zur Vermeidung solch er Schäden ein hoher Stellenwert bei-
ge m essen werden. Dies entspricht auch den Ausführungen in [ 40, 78, 83] :
„ In Zusamme nhang mit der Wartung und Revision von drehend en M aschinen kann
die Messung und die An alyse von Teilentladungen auch Informationen lie fern be-
züglich:
• Existenz von Alterungseinflüssen und potentiellen Schwachstellen im Iso-
liersystem;
• Alterungsverhalten;
• Notwendigen weiteren Maßnahmen und Zeitabstä nden zwischen Revisio-
nen “ (vgl. [5]).

Insbesondere dem letz ten Punkt soll in dieser Arbeit besondere Au fmerksamkeit
gewidmet werden. Die oben zitierten Literaturquellen gebe n keine Grenzwerte und
Empfehlungen für daraus resultierende Revisionsintervalle vor. Daher sollen im
Folgenden auf Grundlage der gewonnenen Erfahrungen in der Auswertung der
„EMDB“ solche Empfehlungen und Richtwerte formuliert werden.
Der Ansp ruch b esteht hierbei nicht darin, eine allgemeinverpflichtende Formel zu
entwerfen, sondern ein e der alltäglichen Praxis dienende Empfehlung zu entwi-
ckeln, die es vermag, einen e inheitlichen Standard a ufzubauen, der in entsp rechen-
den Empfehlungen und Dokumentationen künftig berüc ksichti gt werden kann.
Die hier aufgeführten Richtwerte für die Nut - und Oberflächenentladungen er ge ben
sich aus den im B etrachtungszeitraum dur chgeführten Offli ne Teilentladungsmes-
sungen in Verbindung mi t den entsprechenden visuellen Begutachtunge n der unter-
suchten Wicklungen. Je nac hdem, in welche der weiter unten genannten Mengen-
bereiche ein Generator im Zuge einer TE -Messung eingestuft wird, fällt die Emp-
fehlung fü r zukünftige oder schlimm stenfalls sofort zu erg reifenden Maßnahmen
aus. Folgende Kategorisierun g wird seit Begin n d es J ahres 2017 als Ergebnis aus
dieser Dissertation für die TE-Messungen in den Kundenempfehlungen im Z usam-
menhang der Dokumentationsunterlagen durch den Generatorservice ausgegeben:
• C 1 – Die Wicklung befindet sich in einem für den Dauerbetrieb unein ge-
schränkt nutzbaren Bereich. Dann soll eine Wi ederholung s messung nach
zwei J ahren stattfinden. Die z y kli sche Dia gnose k ann Schwachstellen und
Unrege lmäßigkeiten der S tänderwicklungsisolation schon im Anfangs -
stadium aufzeigen, bevor ein Schaden eintritt. Folg lich sollte d ie nächste
planmäßige Revision gemäß der in Abschnitt 5.1.1 gena nnten Empfeh-
lungen anhand der äquivalenten Betrie bsstunden festgelegt werden.
• C 2 – Die Wicklung befin det sich in einem für de n Dauerbetrieb freigege-
benen, aber beobachtungswürdigen Bereich. Dan n soll eine Wiederho-
lungsmessung nach ein em J ahr stattfinden. Die zy kli sche Dia gnose kann
eine fortsch reitende Verschlechterung der Ständerwicklungsisolation auf-
zeigen, bevor ein S chaden eintritt. Soll te der Generator ansonsten keine

weitere n Befunde aufwe isen, sollte zumindest eine TE -Wiederholungs-
messung b ei einem geplanten Kurzstillstand durchgeführt werden. Z ur
Risikominimierung ist die I nstallati on eines permanenten Online -Moni-
torings zur Überwac hung des Teilentladungsverhaltens zu empfehlen.
• C 3 – Die Wicklung befindet sich in einem nicht mehr für d en Dauerbe-
trieb geeigneten elektrischen Zustand, da ein Ausfall des Generators zu
befürc ht en ist. Dann soll der Rotor demontiert werden , um die W icklung
einer visuellen B e fundung zu unterziehen. I n di esem Fall sind alle weite-
ren Befunde untergeordnet und die weiter gehende Analyse und Befun-
dung ha t Priorität.
Als mathematisches Instrument zur Definition der entsprechenden We rtebereiche
wird im F ol ge nden e ine Indikatorfunktion, oder a uch „cha rakteristisc he Funktion“,
angewa ndt. Der Vorteil dieser Funktion best eht darin, dass sie nur ein oder zwei
Funktionswerte annimmt und somi t auf vereinfachte W eise die Mengen der Richt-
wertbereiche p räzise auf zeigen kann. Die Variable d steht dabei für die Nu t- und a
fü r die Oberfläc henentladungen. Unter Einbeziehung d er für di e jeweiligen Entla-
dungsarten zugrunde geleg t en R ichtwerte ergibt sich die folgende Indikatorfunk-
tion:
F ( a, d ) = ∑ 3
i=1 ∑ X (i,j) 1 B(i,j) ( a, d)
3
j=1 (18)
mit a für Oberfläc henentladung
d für Nutentladung
X der angenommene W ert unter den gegebe nen B edingungen,
d.h. wenn ein Messer gebnis in einer der M engen B (11)-B(33)
liegt, dann ist X( i,j) der entsprechende Funktionswert
B für die verschiedenen Me ngen, die fol gende W ertebereiche in
Pikocoulomb (pC) annehmen können:
B(11) = {0 ≤ a < 2 .000 ᴖ 0 ≤ d < 2 .000} = C 1
B(12) = {2 .000 ≤ a < 30.00 0 ᴖ 0 ≤ d < 2 .000}
B(22) = {2 .000 ≤ a < 30.00 0 ᴖ 2 .000 ≤ d < 20.000} = C 2
B(21) = {0 ≤ a < 2 .000 ᴖ 2 .000 ≤ d < 20.000}

B(13) = {30.000 < a < ∞ ᴖ 0 ≤ d < 2 .000}
B(23) = {30.000 < a < ∞ ᴖ 2 .000 ≤ d < 2 0.000}
B(33) = {30.000 < a < ∞ ᴖ 20.000 < d < ∞} = C 3
B(32) = {2 .000 ≤ a < 30.00 0 ᴖ 20.000 < d < ∞}
B(31) = {0 ≤ a < 2 .000 ᴖ 20.000 < d < ∞}

C 1 bis C 3 stehen für die vereinigten Mengen, die den weiter oben genannten Kun-
denempfehlunge n entspr echen und sich wie folgt er gebe n:
X ( 1,1 ) = C 1 (19)
X ( 1,2 ) = X ( 2,2 ) = X ( 2,1 ) = C 2 (20)
X ( 1,3 ) = X ( 2,3 ) = X ( 3,3 ) = X ( 3,2 ) = X ( 3,1 ) = C 3 (21)

A b b i l d u n g 46 : T e i l m e n g e n d e r I n d ik a t o r f u n k t i o n z u T E - R i c h t w e r t e n
Die vorstehe nde Abbildung 46 zeigt n eun verschiedene Teilbereiche, in die eine
Teilentladung sm essung a n einem Gen erator laut d er hier aufgestellten Richtwerte
eingestuft werden kann. Sollten demnach bei eine r Messung weder für die Nut -,
noch für die Oberflächenentladung Messw erte gr ößer als 2.000 pC aufgezeichnet
werden, fällt das Ergebnis in den Wertebereich B(11), der in die Empfe hlungskate-
gorie C 1 einz uordnen wäre. Er gibt sich für die Nutentladung e in Wert z wischen
2.000 pC und 20 .000 pC, bei Oberfläc h enentladungen kleiner als 2.00 0 pC, so

➔ C 1
➔ C 2
➔ C 3

wü rde eine Eino rdnung i n den Bereich B (21) mit der entsprechenden Empfehlung
C 2 erfolgen. Als besonders kritisch sind die Mess ergebnisse in d en Bereichen für
Nutentladungen größer als 20.000 pC und Oberflächenentladunge n grö ßer als
30.000 pC einz ustufen. Folglich würden d erartige Ergebnisse mit der Empfehlung
C 3 belegt w erden. Zusammenfassend b edeutet das, dass j e nach Ergebnis einer
TE -Einzelmessung die Maschine eine r Ka tegorie B(11)-B(33) zugeordne t und ent-
spreche nd den Empfehlu ngskategorien C 1 -C 3 behandelt wird.
Die unteren Richt werte für die V ariablen a und d von 2.000 pC für die E mpfeh-
lungsvariante C 1 ergeben sich zum einen aus de r Auswertung der „ EMDB“ und
zum anderen aus d en Erfahrungswerten aus [25, 91], speziell für die Analysen der
TE -Messungen an Neumaschinen und der Risiko-Fehlerbewertung aus [78 ].
Die oberen Richtwerte, d ie den Übergang von der Empfehlungsvariante C 2 zu C 3
darstellen, sind bei dieser Betrachtung als kritisch er zu bewerten. Denn b ei einem
Überschreiten dieser Richtwerte hand elt es sich um die Einstufung des Ge nerators
in die Kate gorie „ nicht mehr für d en Weiterbetrieb fr eizugeben“. Es li egt ein
Befund vor und di e Maschine muss weiterg ehend untersucht und schlimmstenfalls
repariert werden.

Anzahl der E inzelm ess ungen:

584

Minim alwert:

250 pC

Unteres Quant il < 10%:

900 pC

Unteres Quartil < 25% :

1.800 pC

Median:

3.200 pC

Mittelwert:

5.800 pC

Oberes Quarti l > 75%:

6.400 pC

Oberes Quanti l > 90%:

12.300 pC

Maxim alwert:

85.000 pC

T a b e l l e 2 : A u s w e rt u n g d e r T E - Me s su n g e n
Tabelle 2 z eigt die An al yseerg ebnisse a us 584 einzelnen Teilentladungsmessungen
an 60 verschi edenen Generatoren. Die Streuung der Messer gebnisse reic hte von
250 pC bis zu 85.000 pC. Der Durchschnittswert l ag bei 5.800 pC, der Median bei
3.200 pC, wodurch sich folglich eine rechtsschiefe Vert eilungsform er gibt. Ergän-
zend sind die jeweiligen Messer gebnisse für die Bereiche, die kleiner un d größer
10% beziehung sweise 25 % sind aufgeführt.

Es ergibt sich der in de r folgenden Abbildun g 47 dargestellte V erlauf der Vertei-
lungskurve der TE -Messergebnisse.

A b b i l d u n g 47 : V e rt e i l u n g sf u n k t i o n d e r T E - M e s s e r g e b n i s s e
Le diglich 2% bis 5 % de r Messergebnisse übertreffen die hier angegebenen oberen
Grenzen der Richtwerte von d = 20 . 000 pC und a = 30 . 000 pC . Zur Verifizie-
rung di eser Erfahrungswerte werden im Abschnitt 5.2 Fallbeispiele aus der betrieb-
lichen Praxis das Vorlieg en von Befunden beziehungsweise Schädigungen an den
jeweiligen Statorwicklungsisolationen der unt ersuchten Generatoren au fzeigen,
deren TE-Messergebnisse übe r diesen Richtwerten lagen.

Die dritte Säule basiert auf der visue llen Überprüfung der wichtigsten Bauteile des
Generators. Dazu zählen Blechpa ket (Bleche / Verspannung & Au fhängung),
Durchführungen, Endsc hilde, Gehäuse, Kappe n, Kühler, Kupplung , L a ger,
Lä uferkörper, Läufer – L au fflächen, L äufer - Polabstüt zungen (Schenkelpol),
Lä ufer – Lüfterscha ufeln , L äufer – Nutverkeilung, St ator – Nutverkeilung, Stator-
wickelköpfe (Schaltumleitungen), Wellendichtungen (Öl - & Staubabstreifer) und
Wellenende. Als Voraussetzung für die meisten d ieser Prüfungen muss im Regel-

- 10%
10%
30%
50%
70%
90%
110%
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000
prozentuale Häuf igkeit
Messw er te in pC

5.1.3 Dritte Säule: E mpfehlungen auf Grundlage e ines „visuellen G esundheitsi n-
dex es “

100%

fall ein Generatorstillstand vorliegen und z umindest ein gewisser Demo ntageauf-
wand im Vorfeld voll zogen werden, um Zu gang z u den visuell zu befundenden
Bauteilen zu erla ngen.

Bei dieser Überprüfung handelt es sich um eine s ubjektive Ex perteneinschätzung,
die nur durch einen e rfahrenen und fachkundigen Prüfer erfol gen kann ( vgl. [ 23,
40 ]) . Stone geht in [ 70] sogar so w eit z u sa gen, da ss die visuelle Befundung durch
einen Experten, speziell von Wicklungse lementen, das leistungsfähigste und mäch-
tigste Werkzeug zur Beurteilung des Wickelzustandes darstellt. Er rät drin gend den
Rat von Originalherste ll ern oder Serviceunterneh men einzuholen. Diese Empfeh-
lung wird durch die f ol genden Ausführungen be stäti gt.

Die visuelle Begutachtung dient d er Ergänzung zu den elektrischen und me chani-
schen Messverfahren und hilft darüber hin aus bei der Ermittlung der Ursache eines
sich anbahnenden od er b ereits vorliegenden P roblems. Die einzelnen Bauteile wer-
den nacheinander an gesehen und mittels ein er „Amp elbewertung“ durch den Autor
in die folge nden Kat egorien eingeteilt:
• grün = gut, es liegt kein Mangel vor
• ge lb = leichter Mangel, der den W eiterbetrieb de s Generators noch nicht
gefährdet
• rot = schwerer Mangel oder Sch aden, d er d en W eiterbetrieb des Generators
nicht ohne Reparatur oder Austausch des defekten Bauteils zulässt
• schwarz = das Bauteil wurde nicht beg utachtet

In Abh ängigkeit der mit diesem Vorgehe n entstehenden Ampeltabelle wird ei n ent-
spreche nder einheitenloser „Gesundheitsindex“ e ingeführt. Die daraus e rfolgenden
Empfehlung skate gorien für diese Arbeit lauten:
• für Werte ≤ 16 → 𝐷 1
• für Werte 17 − 32 → 𝐷 2
• für Werte ≥ 33 → 𝐷 3

Ähnlich den Empfehlun gen C 1 -C 3 bei de r Bewe rtung des TE -Verhaltens im
Abschnitt 5.1.2 an der Statorwicklung e rgeben sich für die Ausw ertung des
„ Gesundheitsindexes “ folge nde Kategorien:
• D 1 – Der Ge nerator befindet sich in einem für de n Dauerbetrieb uneinge-
schränkt nutz baren Berei ch. Eine Wiederholungsprüfung soll te nach zwei
oder mehr Jahren stattfinden. Fol glich sollte die nä chste planmä ßige
Revision gemäß de n in Abschnitt 5.1.1 genannten Empfehlungen anhand
der äquivale nten Betriebs stunden festgelegt werden.
• D 2 – Der Ge nerator be findet sich in einem für den Dauerbetrieb frei gege-
benen, aber beobachtungswürdigen Bereich. Eine Wiederholungsprüfung
sollte beim nächsten pla nmäßigen Stillstand ode r max imal nach einem
Jahr stattfinden.
• D 3 – Der Generator befindet si ch in einem nicht mehr für den Weit erbe-
trieb geeigneten Zustand, da ein reparaturbedürfti ger Schaden vorliegt. In
diesem Fall sind alle weitere n Befunde untergeordnet zu bewerten.
Di e folgende n drei Abbil dungen 48-50 zei gen beispielh aft, wie die Be wertungsta-
bellen mit dem resultierenden „ Gesundheitsindex “ a ussehen:

A b b i l d u n g 48 : A m p e l b e w e rt u n g m i t „ G e su n d h e i t s i n d e x “ f ü r e i n e E m p fe h l u n g D 1

Je nach Umfan g de r visuellen Überprüfung ergibt s ich bei einer du rchweg „ grünen“
Tabelle ein Max imalwert von 16 als Ergebnis fü r den „ Gesundheitsindex “ . Eine
derartige Aus gabe ist beispielhaft in der vorstehenden Abbildung 48 dargestellt.
In der f ol gende n Abbildung 49 sind einige der untersuchten Ba uteile mit der Farbe
Gelb eingestuft worden. Für den „ Gesundheitsindex “ ergibt sich in diesem Beispiel
ein Wert von 19 mit der entsprechenden Empfehlung D 2 .

A b b i l d u n g 49 : A m p e l b e w e rt u n g m i t „ G e su n d h e i t s i n d e x “ f ü r e i n e E m p fe h l u n g D 2

Sobald auch nu r ein ein ziges Bauteil nicht den Anforderungen entspricht bezie-
hungsweise ein Mange l oder Schaden vorliegt, er geben sich für den „ Gesun dheits-
index “ Werte, die größer als 33 sind. I n der fol genden Abbildung 50, bei der bei-
spielsweise ein Mangel an der L äufer -Nutverkeilung vorla g, beläuft s ich der
„ Gesundheitsindex “ in Kombination mit den restlichen Prüfergebnissen auf einen
Wert von 48 mit der entsprec henden Empfehlung D 3 .

A b b i l d u n g 50 : A m p e l b e w e rt u n g m i t „ G e su n d h e i t s i n d e x “ f ü r e i n e E m p fe h l u n g D 3
Die B auteiletabelle umfasst derzeit 17 vers chiedene Positionen, wobei beispiels-
weise der erste Punkt zum Thema Blechpaket mehrere Kontrollpunkte z usammen-
fasst und eine Gesamtbewertung bildet. Ein alternativer Aufbau b eziehungsweise
eine Er gänzung um weitere Punkte in der Tabelle ist möglich, jedoch wür den sich
dann die Wertebere iche ebenfalls verändern und müss ten entsprechend angepasst
werden. Das Ziel bestand darin, eine übersichtliche und möglichst schnell durch-
führbare Bewertungsmethode zu gene rieren. Der hier dargestellte Aufb au der Be-
wertungstabelle hat sich in der Befundaufnahme an mehreren G eneratoren in der
Praxis bereits als ausreichend und pra ktikabel be wehrt.

Mit der Anwendung des „ Drei -Säulen- Models“ b ietet sich dem Serviceunterneh-
men eine sehr flex ible Mög lichkeit, in Abhängigkeit von dem beauftragten I nstand -
haltungsumfa ng, eine he rstellerunabhä ngi ge Untersuchun g, Bewertung und Emp-
fehlung für den Zustand sowie den Weiterbetrieb eines Generators abzugeben.
Jede Säule kann separat als Empfehlung sgrundlage herangezogen werden. Idealer-
weise sollten jedoch die Empfehlungen aus jeder der drei Säulen zu einer optimalen

5.1.4 Anwendung und Ergebnis des „Drei -Säulen- Models“

Instandhaltung sauswertung und -empfehlung beitragen. Dadurch wird di e maxi-
male Lebe nsdauer und betriebliche Verfügbarkeit de r jew eiligen Ge n eratoren ge si-
chert.
Ergeben die Emp fehlungen auf Grundlage von Ric htwerten aus TE -Messun gen und
des „Gesundheitsindex es “ ke ine Anzeiche n e iner Schädig ung, so sollte der näc hste
planmäßige Instandha ltu ngseinsatz grundsätzlich in Abhängigkeit von de n äquiva-
lenten Be triebsstunden u nd der Empfehlung aus Abschnitt 5.1.1 erfolge n.
Für di e Fälle, in denen durch eine TE -Messung u nd/oder die visuelle Befundung,
der Generator in eine der anderweitigen Empfehlungskategorien, wie C 2 , C 3 sowie
D 2 oder D 3 e ingestuft wird, we rden die in den Abschnitten 5.1.2 und 5.1.3 g enann-
ten Aussagen für H andlungsempfehlungen bevo rzugt behandelt. Die Säule n zwei
und drei stehen in der Gewichtung somit über der ersten Säule.
Durch diese V erknüpfung d er d rei Bewertungskriterien, nämlich äquivalente Be-
triebsstunden, Teilentladungsmessung und visuelle Befundung, liegt eine praxis-
taugliche, standardisierte und verhältnismäßig einfach anwendbare n eue sowie her-
stellerunabhängige Bewertungsmethode z ur Bestimm ung vo n optimalen Revisions-
z y klen beziehungsweise -empfehlungen vor. Eine Grundvora ussetzun g z ur Anwen-
dung stellt jedoch d as „Expertenwissen“ ein es d urchführenden Service unterneh-
mens dar.
Weiterhin erfolgt durch die Benennun g der Richt werte fü r die TE-Messungen und
des „Gesundheitsindex es “ für die visuelle Befundung eine Operationalisierung der
Bewertungsmethoden, die es ermöglicht, die verschiedenen Generatoren u nd In-
standhaltungse insätze mi teinander zu vergleichen und zu kategorisieren.
Das in dieser Arbeit vor gestellte „Drei -Säulen- Modell“ bildet die Grundlage für die
Instandhaltung sempfehlungen des Genera torservices an die Be treiber von Genera-
toren. Sie sind Be standteil der Kundendokumentationen, die nach jeder Revision an
den Generatorbetreiber übergeben w erden. Besonders hilfreich stellt sich diese Be-
wertung auch für die Kun den kleiner er Unt ernehmen dar, we lche keine eigenen I n-
standhaltungsa bt eilungen führen, die die optimal en Zeitpunkte und Umfänge fü r
die jeweiligen Maßnahmen planen und opti mieren, da diese so unterstützt werden

können, die maximale Verfügbarkeit und Lebensdauer ihrer Maschinen zu gewähr-
leisten.
5.2 Fallbeispiel e

Wie in Kapitel 1.2 bere its thematisiert, ex istieren in der Praxis und der Forschung zum
Teil untersc hiedliche Auffassungen über die Prog nosemöglichkeit mittels Teilentla-
dungsmessung in Bezug auf die Güte der Wicklungsisolation des Stators.
Daher soll das entspr echende Vor gehen anhand von zwei P raxisbeispielen dargelegt
werden, die als Beleg für die in Abschnitt 5.1.2 aufgestellten Empfehlun gswerte fü r
die Teilentladungsuntersuchung an S tatorwicklungen dienen. Betrachtet werden ent-
spreche nde Fälle, bei de nen die vor gege benen Empfehlu ngswerte üb erschritten und
die Handlungsempfe hlun g C 3 aus Abschnitt 5.1.2 ausgege ben wurde.

Im Jahr 2016 wurde im Zug e der Befundaufnahme während einer Hauptrevision an
einem 25 MVA Generator neben den stand ardmäßig dur chgeführten elektrischen
Messungen, wie beispielsweise einer Isolationswiderstandsmessung und de r Über-
prüfung der ohmschen Widerstände, auch eine Teilentladung smessung an der
Statorwicklung des Gen erators zur Bestimmung der Isolationsgüte durchgeführt.
Die gemessene maximal scheinbare Ladung der Einz elphasen bei einer Prüfspan-
nung von bis z u 10.590 V l a g zwischen 1.765 pC für di e Phase X-Y Z und 85.118
pC für die P hase V-UW. Die Parallelschaltung a ller drei Einzelphasen ergab maxi-
male scheinbare La dungen von 44.842 pC (UVW) beziehungsweise 9.294 pC
(XYZ). Hinzu kam, dass die Ergebnisse der Verl ustfaktormessungen der Einz el-
phasen an diesem Generator bei der mittleren Verlustfaktorzunahme die Grenz-
werte für Ne uwicklun gen gemäß [85] übertrafe n.
Insgesamt ware n starke Anzeichen für eine Schädigung des G limmschutzes mit
einer hohen Streuung de r max imal scheinbar en Ladung festzustellen. Vorrangig
war die Schä digung an d er Phase V (Y) der Statorwicklung zu erkennen.

5.2.1 Erstes Fallbeispiel

Nach Auswertun g der T E-Messergebnisse mit anschließender Einst ufung in den
oben beschriebenen Wert ebere ich C 3 erfolgte vorliegend die an gegebene Empfeh-
lung für dazugehöri ge Tätigkeiten beziehungsweise Maßnahmen.
Bei d er im J ahr 2016 durchgeführten An alysemessung h andelte es sich bereits um
eine Wiederholungsmessung. Denn schon e in Jahr zuvor e rfolgte erstmali g, g emäß
äquivalenter Betriebsstunden, eine TE-Messung i m Rahmen einer geplant en Zwi-
schenre vision am besagten Generator, di e als Verg leichs grundlag e h erangezogen
werden konnte. Mit hilfe dieser Ergebnisse konnte der Nachweis d er Iso lati onsver -
schlechter ung über den Z eitraum von einem Betriebsjahr dokumentiert werden.

A b b i l d u n g 51 : T E - M u st e r d e r P h a s e V ( 2 0 1 5 )
Abbildung 51 zeigt das ausgegebene TE-Muster der P hase V der befundeten Ge ne-
ratorwicklung, aufgenommen während einer TE -Messun g im Vorjahr 2015, mit
den signifika nt hohen Teil entladungsersche inungen von über 74.000 pC.
Aufgrund der Höhe der Messergebnisse folgte der Betreiber der Empf ehlung im
Jahr 2016, eine erneute TE-Messung an seiner Maschine durchzuführen.
Bereits nach der Erstmessung im Jahr 2015 wurde dem B etreiber geraten, im Zuge
einer mehrwöchigen H auptrevision den Induktor des Generators d emontieren zu
lassen, um durch eine ei ngehende visuelle Kontroll e der Statorwicklung eine de-
tailliertere Aussage über den Zustand der W icklungsisol ation treffen zu können.

Aufgrund wirtschaftlicher Erwägungen des Betreibers wurde diese Maßnahme in-
des auf das Folgejahr vers choben und das Risi ko des Komplettausf alls d es Gene ra-
tors durch einen möglichen Ständererdsc hluss in Kauf genommen.
Der B etreiber hielt an seiner Entscheidung für den Weiterbe trieb se ines Ge nerators
fest, obwohl bei einer endoskopischen Untersuchung de r S tatorwicklung im An-
schluss an die TE-Erstmessung a us dem Jahr 2015 an einer Stelle an der Wicklung
ein I solationsschaden zu erkennen war. Der betroffene Obe rlagestab is t auf der fol-
ge nden Abbildun g 52 z u erkennen. Der rote Pfeil zeigt auf die Stelle, an de r der
Außenglimmschutz des Stabes fe hle rhaft ist.

A b b i l d u n g 52 : E n d o sk o p i e b i l d m i t S c h a d e n a m A u ß e n g l i m m s c h u t z e i n e s O b e r l a g e st a b e s

A b b i l d u n g 53 : T E - M u st e r d e r P h a s e V ( 2 0 1 6 )

Erst nach Vorlage der Er gebnisse der in der vorstehenden Abbildun g 53 dargestell-
ten W iederholungsmessung aus dem Jahr 2016, b ei der sich die maximale schein-
bare Ladun g der Phase V erne ut um meh r als 10.000 pC erhöht hatte, entschied sich
der Betreiber, der empfohlenen Maßnahme der R otordemontage zu folgen. Die
Messwerte an den anderen Phasen verblieben w eitestgehend auf dem Niv eau d er
Ausgangsmessung aus dem J ahr 2015.
Nach der Demontage des Rotors konn te die in de n Nuten des S tatorblechpakets
installierte Ständerwicklung gemäß den oben ausgeführten Empfehlun gen einer
visuellen B efundun g unt erzogen werden. Dabe i zeigte sich, dass der Auße nglimm-
schutz mehrerer Stä be der „ auffälligen“ Phase V b eschädig t war.

A b b i l d u n g 54 : G e s c h ä d i g t e r O b e r l a g e s t a b
Abbildung 54 zeigt ein Detail des Blechpakets und zwei darin verbaute Oberlage-
stäbe der Wicklung. Der grüne P feil markiert einen Bereich mit intaktem Außen -
glimmschutz, während di e beiden roten Pfeile geschädigte Bereiche demonstrieren.
Auch im Stabaustritt sbereich der Nut der betro ffenen P hase z eigten si ch deutliche
Ablösungserscheinunge n des Außenglimmschutzes, wie anhand der folgenden
Abbildung 55 zu erke nn en ist. An dieser Stelle war auc h deutlich f estzustellen, dass
die Ablösung des Glimmschutzes nicht nur auf de r Staboberfläche zu verzeichnen
war, sond ern auch bis zu 20 mm tief in die Nut hineinreichte. Diese Tatsa che war
als besonders kritisch zu beurteilen, da die Gefahr eines S tändererdsc hlusses im
Innere n der Nut auf grund der Nä he zum Blechpaket deutlich erhöht war.

A b b i l d u n g 55 : S c h a d e n i m N u t a u s t r i t t s b e r e i c h
Gemäß [78] , in der im Anhang F ch arakteristische TE-Muster zu den h äufigsten
Fehler n inte griert wurden, war ein e derart stark e Schädigung in die Ti efe der Nut
hinein seinerzeit nicht zu erwarten. Vielmehr wä re eine Schädigung des Wickel-
kopfbere i chs und nur de r S taboberflächen wahrscheinlicher gewesen, da die für
Nutentladungen chara kteristische Dreiecksform d es Musters nicht vorlag.
Die beiden fol genden A bbildungen zeigen noch weitere der zahlreichen, jedoch
völlig unrege lmäßig verteilten Fehlerstellen, sowohl im Nutbereich an den Oberla -
ge stäben (Abbildun g 56), als auch im Nutaustrittsbereich eines Unterla gestabes
(Abbildung 57 ).

A b b i l d u n g 56 : S t a t o r - B l e c h p a k e t u n d g e s c h ä d i g t e Wi c k l u n g

A b b i l d u n g 57 : G e s c h ä d i g te r S t a b d e r U n t e rl a g e
Ein partieller Austaus ch der ge schädi gten Wicklungsstäbe war aufgrund d es Ferti-
gungsverfa hrens na ch globalem VP I nicht möglich. Der Ständer hätte ein er kom-
pletten Neuwicklung unterzoge n werden müssen.
Jedoch konnte mithilfe der TE-Messung sowie der anschließenden visuel len Be-
fundung der Statorwicklung d er vorliegende Schad en überh aupt erst detektiert wer-
den. Das ve rdeutlicht die Wichtigkeit dieser Mess methode für d ie alltägliche Ana-
lysepraxis und bestätigt die Kateg orisierung aus Abschnitt 5. 1.2.

Zum bess eren Verständnis des weite ren Vorgehens zur Schadensbeseitigung im
beschriebenen Fallbeispi el soll nun ein kurzer Üb erblick üb er di e entsprechenden
Möglichke iten zu einer Neuwicklung des Stators gegeben werden.
Es ex istieren im Wesent lichen zwei Produktions varianten für die Fertigung von
Spulen einer Generatorwicklung. Das sogenannte Resin-Rich Verfahre n, bei dem
je de Spule einzeln gefertigt wird. Demge genüber ex istiert die sogenannte Vacuum
Pressure Impregnation (V P I ). Dabei handelt es sich um ein en P rozess, bei dem voll-
ständig gewickelte el ektrische Apparaturen, wie S tatoren ode r Rotoren, im gänzlich
montierten Zustand in H arz getaucht werden. Ers t nach dies em Tränk en u nd dem
anschließende n Aushärten in einem Umluftofen liegt ein funktionstüchtiges Isolier-
system vor. Das Verfa hre n wird in der Praxis auch „global - VP I“ genannt.

5.2.2 Fertigungsverfahren von Stator – Spulen

Bei d er Wicklung der Einzelspulen wird m it porösen Bändern, welche si ch unter
Vakuum, Tränken des S ystems mit Überdruck und anschließe ndem Aushärt en wäh-
rend der Trocknungsphase zu einem homogenen Isoliersy stem ausbilden, gearbe i-
tet.
Die entsprechenden Vor- und Na chteile der b eiden Herstellungsverfahren sind in
der folgenden Tabe lle auf geführt:

Resin-Rich-Verfahren

VPI

⁺ Qualitätsprüfung der Einzel-
spulen vor Einbau mög li ch
⁺ höhere Fertigungssicherheit
⁺ Neuwic klung u/o Ersetzen ein-
zelner Spulen im Schadfall
möglich

⁺ kosteng ünstige Serienfertigung
⁺ besonders harte und zerst ö-
rungsresistente Spulen, auch
im Wickelkopfbereich
⁺ hohe Resistenz g egen Wasser,
Schmutz und Chemikalien
⁺ hohe TE-Fe stigkeit durch gute
Anbindung der Spulen an das
Blechpaket
⁺ lange Le bensdauer

o vergleichbare Qu alität zu VP I
o kein Wechsel zwischen den
Technologien

o vergleichbare Qualität zu
Resin-Rich
o kein Wechsel zwischen den
Technologien

− aufwendigere Herstellun g (je-
der Stab einzeln in Backpresse)
− höhere spe zifische Koste n pro
Spule

− sehr hohe I nvestiti on in die
Herstellungstechnik
− erst nach Fertigstellung prüf-
bar
− Neuwicklung u/o Erse tze n ein-
zelner Spulen im Schadfall
nicht möglich

T a b e l l e 3 : V o r - u n d N a c h t e i l e v o n R e s i n - R i c h z u V P I - V e r f a h r e n
Aufgrund dieser Nachteile von VPI – Wicklun gen war ein pa rtieller Austausch ein-
zelner betroffener Stäbe an dem Generator im Fallbeispiel unter 5.2.1 nicht mög-
lich. Unter gegebenen Voraussetzungen hätte mi ttels einer P y rol y se, a lso einer
thermo-che mischen S paltung der Har zv erbindung en , die S tatorwicklun g a us dem

Blechpaket g elöst werden können, um nach entspreche nder Reinigung und Aufar-
beitung e ine Neuwicklung zu realisieren.

Um den bei d er empfohl enen Neuwicklung des Generatorstators lan gen Pr odukti-
onsausfall zu vermeiden, entschied sich der Betreiber indes für die Fertigung eines
kompletten neuen Blechpakets inklusive neuer Spulen. Um das Risiko eines
kurzfristigen Aus falls seines Genera tors zu minimieren, wurde we iter hin ein
sogenanntes „Umsternen“ durchgeführt, bei dem die im Betrieb stärker belasteten
Ausleitunge n und die hier weniger vorgeschädigten Sternpunktleitungen gegenei-
nander ausgetauscht wur den. Zusätzlich wurde für den Zeitra um eines weiteren
Produktionsjahres ein TE-Online-Monitorings ystem installiert, um eine perma-
nente Überwac hung der Ständerisolation gewährleisten zu können und gegebe nen-
falls bei zu starkem plötzlichen Anstieg d er Werte eingreifen zu können.
Im Frühjahr des J ahres 2 017 wurde sodann während eines geplanten Stillstands das
bis dahin neuge fertigte Blechpaket nebst Wicklung installiert. Ob dieses Vorgehen
einen langfristigen Weiterbetrieb des Gen erators gewährleistet, oder es b eispiels-
weise zu Störungen an den frisch gemachten S chweißverbindungen zwischen
neuem Blechpa ket und dem bestehenden Gehäuse kommt, wird sich z eige n.

Bei einer weiteren Messung im J ahr 2016 an einem Generator mit 10 MVA S chein-
leistung wurden Oberflä chenentladungen in einer Höhe von bis zu 70.000 pC an
der Phase U der Ständerwicklung auf genomme n. Entsprechend der in Ab sc hnitt
5.1.2 aufgeführten Empfehlungen wurde das M essergebnis in den Wert ebereich
B(13) und in die Empfe hlungskategorie C 3 eingestuft. Als Maßnahme wurde bei
demontiertem Rotor z um einen eine intensive Rei nigung der W ickelköpfe und der
Statorbohrung mittels Trockeneis und Elektroreinigers auf Isopropanol-Basis
durchgeführt, zum anderen wurde die gesamte W icklung d anach mittels Elektro-
schutzlacks nachimprägniert. Bei der anschließenden Kontrollmessung kon nte eine
deutliche Reduzierun g d er Ob erflächenteilentladungen auf 5.000 pC verz eichnet
werden. Dieses Erge bnis erlaubte die Einstufung in den W ertebere ich B (12) mit der

5.2.3 Maßnahmenumsetz u ng im e rsten Fallbeispiel

5.2.4 Zweites Fallbeispiel

100

Empfehlung gemäß C 2 , also der Freigabe für den Weiterbetrie b des Generators.
Weiterhin bestätigt dieses Beispiel den starken Zusammenhang der Oberflächen-
entladung zu dem Verschmutzungsgrad der Wicklungsisolation. Der Einfluss von
Verschmutzung und Feu chtigkeit auf das Teilentladungsverhalten von Statorwick-
lungen wird auch in [71, 94] intensiv thematisiert und belegt. Dies ist nur e ines von
mehreren Beispielen aus den vorliegenden Anal ysen, die diesen Zusammenhang
bekräftige n.
Wie bere its ausg eführt, hat eine Vielzahl von Betreiber n von Generatoren d ie Über-
wachung des Te ilentladungsverhaltens d er Wicklu ngsisolation ihrer Maschi nen als
probates Mittel zur Betriebssicherung eingestuft, und das mit steigender Tende nz.
Aus diesem Grund werden im nächsten Abs chnitt neben der Vorgehensweise mit-
tels TE -Monitoring die gängigsten Online-Überwachungss y steme vor gestellt .
5.3 Online – Monito ring

Neben der in Kapitel 3 beschriebenen Möglichkeit der O ff line TE -Mess ung bei im
Stillstand befindlichen Generatoren exist iert die Onli ne TE-Überwachun g, th emati-
siert in [68, 92, 95-98], bei der di e Messung im la ufenden Betrieb der Mas chine voll-
zogen wird. Beide Varianten verf ü gen über entsprechende Vor- und Nacht eile.
Die Vorteile d er O ff line-Messung ergeben sich in der zumeist geringeren Belastung
durch S törsignale, der M öglichke it d er Span nungsvariabilität, der C hance, d ie entspre-
chende TE-Stelle genau er lokalisieren zu können, der Möglichkeit des Aufz eigens der
Einsetz- und Aussetzspannung und der parallel durchführbaren visuellen Inspektion.
Nachteilig im Vergleic h zur O nline-Überwachung ist die Problematik, dass eine sepa-
rate Energieversorgung für die M essung erforderlich ist, ausschließlich die e lektrische
Bea nspruchun g auf die Wicklung beurteilt werden kann und die bei Betrie b eingesetz-
ten verschiedenen Gastypen und Drüc ke nicht vor lieg en (vgl. [32, 99 ]) .
Das Ziel der technischen Diagnostik mithilfe von Online-Monitorings y ste men lieg t in
der Überwachun g, Ursachenfindung und der d ami t verbundene n Generierung von
Maßnahmen entspreche nd der aufge t retenen Ä nderung im Betriebsv erhalten der
Maschine. Der besondere Anreiz z ur Verwendung einer permanenten Üb erwachung

101

des S y stems li egt in der dauerhaften Verfügbarke it aktueller Dat en, die dementsp re-
chend mi t älterem archivi ertem Material ab geglichen werden können. So sollen
Veränderunge n ode r sich anbahnende Störungen bereits während ihrer Entstehung
erkannt und angezeigt werden. Die damit einhergehende Beschränkun g vo n Fehlern
auf ein Minimu m ist die Grundlage für kürzest -mögliche und opti mal planbare R epa-
raturzeiten, Kosten ersparnis und größtmö gliche Verfügbarkeit der Anl age. D enn für
die Durchführung einer Online-Messung ist kein S tillstand und damit verbunde n er
Produktionsausfall notwendig (v gl. [ 70 ]) . Auch mi t Blick auf Garantie- oder Versi-
cherungsa nsprüche bildet die Online-Überwachung des G enerators eine entsprechende
Dokumentations- und Nachweisgrundlage. Demgegenüber ist de r Hauptnachteil des
Online-Monitorings de ssen kostspielige Anschaffung.
Weitere Nachteile d er On line-Überwachung lie gen in der aufwendigen Installation der
Sensorik, der im Vergleich zur Offline-Messung kompliz iertere n Störsignalunterdrü-
ckung und der Tatsa che, dass nur die elektrisch hoch beanspruchten Wicklungsteile
überwacht werden können (vgl. [70 ]) .
Für die Auslegung und Beschaffung eines entsprechenden S ystems für Generatoren
mit einer Spannun g von bis zu 10,5 kV inklusive einer vo rherigen vor Ort Di agnose-
messung mit anschließender Kalibrierun g des S ystems fallen für d en Betreiber knapp
über 50.000 Euro Anschaffungskosten an. Dieser Preis beinhaltet bereits die Möglich-
keit eines Fernzugriffs a uf die Daten z um Zwecke der pe rmanenten Aus wertung. Die
Preise variieren für di e jeweiligen Anlagen, daher soll die Anga be an dieser Stelle nur
eine grobe Vorstellung über die Preisdimension v erschaffen.
Alternativ zur permanenten Überwachung besteht die Möglichkeit einer te mporären
Überprüfung. Zu diesem Zweck werd en lediglich die benötigten Hardwarekomponen-
ten w ie Koppe lkondensatoren und eine Anschlussbox implementiert. I n regelmäßigen
Zyklen könn en soda nn „vor -Ort- Messungen“ bei laufendem Generator du rchgeführt
werden. Der Betreiber muss bei dieser Variante A nschaffungskoste n von ü ber 20.000
Euro kalkulieren und fü r jede Kontrollmessung, je nach Anreiseentfernung innerhalb
Deutschlands, 3.500 bis 4.500 Euro einplane n. Folglich würde sich die Differenz der
Anschaffungskosten vom temporären- z um permanenten Überwachungss ystem au f
rund 30.000 Euro belaufen. M it 7,2 Kontrollmesseinsätzen hätte sich das perma nente

102

System amortisiert. Wird ein mehrmaliges Messen pro J ahr oder etwa die Überwa-
chung mehrerer Generatoren in einem Werk zugrunde gelegt, würde sich di e Anschaf-
fungsdifferenz entsprec hend schneller ausgleichen.
Wie weiter oben bereits ausgeführt steigt die N achfrage nach entsprechenden Onl ine-
Überwachungssystemen unter den B etreibern von Generatoren. Durch den steigenden
Einfluss der erneuerbaren Energien und deren Vorrang bei der Einspeisung in die
Energiene tze steigt der B edarf an Mit tel- und S pitzenlastbetrieb für die konventionell
befeuerten Anlagen im Rahmen der Netzstabili sierung . Die dadu rch geschuldete stei-
ge nde Anzahl an Lastzyklen führt bei den in der Rege l auf Grundlastbetrieb a usgeleg-
ten Gen eratoren z u einer erhöhten thermome chanischen Beanspruchung u nd in der
Folge zu e iner bes chleunigten Alte rung der Maschi nen und deren W icklungsisol ation.
Ze it gleich stei gt mi t jedem La stwechsel und Neustart auch die äquivalente Betr iebs-
stundenzahl und folglich verkürzt sich dadurch die Zeitspanne zum nächsten planmä-
ßigen I nstandh altungseinsatz . Somit steigt die Gefahr von Schäden und unerwarteten
Ausfällen. P räventiv könnte der Betreiber durch verkürzte Inspektionsabstände versu-
chen, den Zustand seiner Generatoren zu bewe rten. Dies wäre jedoch nu r während
zumeist kostenintensiver Stillstände des Kraftwerks möglich.
Um derartige Umsatz ausfälle z u minimieren, bietet sich die Installation vo n Online -
Zustandsüberwachungs- und -Diagnosesystemen an, da so die entsprech enden Daten
während des Generatorb etriebs aufgenommen und anal y siert werden kö nnen (v gl.
[68 ]) .
Statistische Auswe rtungen der Allianz Versicherung aus dem Jahr 2001 ergaben, dass
63% der Generatorausfälle von Störunge n od er Fehlern innerhalb der Statorwicklung
herrühren. J eweils 12% der Defekte seien z um einen auf die R otorwicklung, z um an-
deren auf die Bestandteile wie Kupplung, Lager o der Rotorwelle sowie auf sonstige
nicht näher genannte Ba uteile zurück zu führen. L ediglich 1% der Ausfälle sei einem
Defekt am Blechpake t d es Stators anrechenbar (v gl. [93]).
Neben der Teilentladungsüberwachung des I solationsz ustands der Generatorwicklung
werden in der betrieblichen Praxis hauptsächlich f olgende Arten der Maschinenüber-
wachung im Zuge des O nline-Monitorings angewendet:

103

• Magnetischer Fluss d es Rotors, um Windungsfehler bzw. Wi ndung s-
schlüsse sowie Temperaturerhöhungen detektieren zu können
• Wellenspannung und -strom, um Lag erschäden un d R otorerdschlüsse zu
vermeiden
• Luftspa lt – Überwachung, z wischen Statorbohrung und Induktor, um ma g-
netisch bedingte Ziehbewegungen und Verformungen feststellen z u kön-
nen. Dieses Verfahren w ird vornehmlich bei Multipol-Generatoren ange-
wandt
• Ozon-Überwachung, um Überhitzungen u nd Teilentl adunge n n achzuwei-
sen (vgl. [40])
• Vibrationsüberwachung, um sich anbahnende Lockerung en im S y stem zu
überwachen (vgl. [95, 96 ]) .

Das Funktionsprinzip der T eilentladungs-, V erlustfaktor- sowi e W indungsschluss-
messunge n wurde in Kapitel 3 dieser Arbeit bereits erläutert. Gleiche s gilt für die ver-
schiedenen Vibrationsmessu ngen. Die W ellenspannung s - und Wellenstrommessung
erfolgt mithilfe von Kohlebürsten, die z umeist auf beiden Seiten des Generators nahe
der rotierenden W elle in dafür vorgesehe nen Bürstenhaltern montiert werden. Die
Installation ist recht unproblematisch während eines Kurzstillstands der M aschine zu
realisiere n. Modernere Halterungssy steme erlauben sodann auch den Austausch der
Bürsten während des Betriebs. Weitaus aufwendiger gestaltet sich das Einbringen der
Messsensorik für die Luftspaltüberwachung, da dies nur im Rahmen einer großen
Revision, bei der der Rotor „gezogen“ wird, realisiert werden kann.

A b b i l d u n g 5 8 : L u f t s p a l t – Ü b e r w a c h u n g [ 9 1]

104

Die vorstehende Abbildu ng 58 zeig t einen zum Z wecke der Übe rwachung de s mag ne-
tischen Flusses im L ufts palt im I nneren der Statorbohrun g installierten Sensor. Auf
diese Weise können di e Größe und die Richtun g von statischen und d ynamischen
Exzentrizitäten sowohl des Stators, als auch des Rotors nachgewiesen werden.
Gleiches gilt für mec hani sche Unwuchten und Fehlposi tionierunge n von Rotoren.

Die Datenübertragung der mitt els Online-Überwachung aufgezeichneten Messdaten
kann über Wi-Fi, LAN und 3(4) G – Netzwerk erfolgen, was ein hoh es Maß an Flexi-
bilität ermöglicht, d a de r Dat enzugriff ortsunabhäng ig über Comput er, T ablets und
sogar S martphones erfolgen kann. Auch d as Hochladen der g ewonnenen Daten in vom
Anbieter bereitgestellte „Clouds“ ist möglich. Dem große n Vorteil der stä ndigen und
weltweiten Verfü gbarkeit der Überwachungsdaten über das Inter net steht die mögliche
Gefahr durch Online -A usspähung gege nüber. Im schlimmsten Fall ist sogar d as
Abschalten der Generatoren durch Hackerangriffe von außen denkbar, wenn beispiels-
weise entsprechende S chutzparameter beeinflusst werden. Ein möglicher finanzieller
Schaden für den Betreiber kann je nach Anl agengröße schnell mehrere Tau send Euro
umfassen.
Es ist daher stets einzelfallabhängig, ob sich die Anschaffun g eines Monitoring-S y s-
tems für den Betre iber lo hnt.
So sind die Ziele und der Nutzen des konti nuierlichen Online-Monitorings zusammen-
fassend:
• D ie Verbesserung der An lagensicherheit , da dur ch Früherkennung von Fehl ern
in der Be triebsführung, Abweichunge n vom Normalzustand, unzulässig e
Betrie bszustände bis hin zu sich anbahnenden Schäden, größere Folgeschäden
in der Regel vermieden werden können, wodurch neben d er Maschine s elbst
auch deren Umfeld und das B etriebspersonal geschütz t werden
• D ie Steigerung der Anlagenverfügbarkeit , da ungeplante Stillstände der Gene-
ratoren weitest gehend v ermieden u nd auch die R evisionsz y klen verlängert
werden können, we nn de r Maschinenzustand erkannt wird
• D ie Reduzierung d er Revisionszeitdauer und der Instandhaltungskosten , da
sich durch entsprechende D iagnostik die Fehler und Ursachen im S y ste m

105

bereits während des Betriebes lokalisieren und identifiz ieren lassen, wodurch
Termine, Material- und Personalbedarf frühzeitig geplant werden können
• D ie Erhöhung der Anlagenlebensdauer , d a mithilfe ge eigneter Online-Diag-
nostik nebe n einer Optimierung der G eneratorfahrweise in Bezug auf An fahr-,
Abstell- und Überg angszustände kritis che Betriebszustände weitestgehend
vermieden werde n könne n (vgl. [20, 25 ]) .
Der Betre iber ist durch e in gee ignetes Online -Monit oring mithin in der Lag e, s einen
Generator „proaktiv“ und nicht „reaktiv“ im Hinblick auf Ausfälle und Revisionen zu
betreiben. Er hat einen schnellen und umfassenden S tatusüberblick über alle seine Ma-
schinen, selbst wenn diese überre gional über mehr ere W erke verteilt betrieben werden
und kann diese Überwachung von einem zentralen Ort aus be gehen oder durchführen
lassen. Die folg ende Abbildung 59 z eigt beispielhaft, wie eine derartige Übersicht aus-
sehen kann.

A b b i l d u n g 59 : M ö g l ic h e V i s u a l i s i e r u n g f ü r O n l i n e - M o n i t o r i n g [ 9 1 ]
Werden also die Erkenntnisse aus dem Online – Monitoring zur S teuerung der G ene-
ratorinstandhaltung ein gese tzt, führt dies z u der aus b etriebswirtschaftlicher Sicht
effizientesten F orm der Instandhaltung, nämlich der Zustandsorientierten ( vgl. [98 ]) .
Die Nachfra ge der Betre iber nach p ermanentem O nline-Monitoring ihr er Generatoren
ist signifika nt g estiegen. Allein im Gesc häftsjahr 2017 wurden an fünf weiteren in der
„ EMDB “ ge listeten Generatoren derartige Überwachungss ysteme installiert.

106

6 Ergebni s und Ausbl ick

In dieser Arbeit wurde e ine wissenschaftliche An alyse von in d er b etrieblichen Praxis
durchlaufenen R evisionsprojekten an Großgeneratoren durchgeführt. Zu Beginn wurde
ein möglichst umfangreicher Üb erblick über den S tand der wissenschaftlichen Erkennt-
nisse, insbesondere mi t Blick auf die ve rschiedenen I nstandhaltungsmodelle und die Tei-
lentladungsmessung a ls praxistaugliches B ewertungskriterium für die I sol ationsgüte von
Statorwicklunge n aufgezeigt. Im zweiten Kapitel wurde ein kurzer Überblick über die
Isolier s ysteme von S tatorwicklungen gegeben und die vorherr schenden Ein f lüsse auf de-
ren Alte rung b eleuchtet . Im dritten Kapitel wurden die gebrä uchlichsten b ei praktischen
Servicee insätzen zur Anwendung kommenden Mess - und Prüfverfa hren vorgestellt. So-
wohl die an dies er Stelle präsentierten me chanischen, als auch die elektrisc hen Messun-
ge n bilden die Grundlage für die Bewertung der untersuchten Generatoren und der dabei
ge nerierten Befunde. Die se Befunde, die du r chgeführten Maßnahmen zu deren Beseiti-
gung und die Empf ehlungen für zukünftig zu ergreifenden Schritte bil deten sodann di e
Basis für die im Vorfeld dieser schriftlichen Arbe it erstellte „ Ereignis -Maßnahmen-Da-
tenbank“. Es e ntstanden mehr als 120 Generatorlebenslaufakten.
Nach Aufarbeitung und Auswertung sämtlicher d etektierter Befunde und durchgeführter
Maßnahmen z ur Linderung oder Beseitigung der S chäden wurden Rückschlüsse gezogen.
Diese sollen neben der Darlegung von zu ergreifenden M aßnahmen bei Vorliegen von
Befunden auch zu deren künftiger Vermeidun g beitragen, um eine maximale Verfügbar-
keit der Maschinen z u err ei chen. Weiterhin w urde f ür di e laufenden betrie blichen
Servicee insätze ein Standard für entspre chende Kundene mpfehlungen au fgestellt. Das
besondere Augenmerk l ag hier darauf, dass sowohl die Ana l yse, als auch di e Empfehlun-
ge n h erstellerunabhängig für eine Anzahl von me hr als 20 verschiedenen Generatorher-
stellern gelten sollt en .
Es wurde ein „ Drei -Säulen-Modell “ eingeführt, da ss die B efund aufnahme und die d araus
resultierende n Empfehlungen für zu ergreifende Maßnahmen , die Dokumentation und
den Weiterbetrie b des Generators operationalisiert und standardisiert.

107

Die Innova tion der vorliegenden Forsc hungsarbeit liegt mithi n in der Einfü hrung dieses
sowohl praxistauglichen als auch - erprobten „Drei -Säulen-Model ls“ für die Durchfüh-
rung und Bewertung hers tellerunabhängiger Gener atorinstandhaltung mit d em Ziel, eine
maximale Verfüg barkeit der Generatoren zu gewährleisten. Erstmals wurden dabei Pra-
xiserfahrungen eines h erstellerunabhänig arbeitenden Serviceunternehmens über einen
Ze itraum von mehr als zehn J ahren ausgewertet. Es ergibt sich bei der An wendung des
Modells eine ideale I nsta ndhaltungsstrategie mit s tandardisierten Bewertungs- und Hand-
lungsempfehlung svor gaben für den Umgan g mit generierten Befunden an den Maschi-
nen. Aus d en so gewonnenen Empf ehlungen resultieren z ukünftig zu ergreifende Maß-
nahmen.
Für die erste Säule des Modells wurden die in K apitel 5.1.1 herstellerunabhäng ig modi-
fizierten Empfehlun gen f ür die verschied enen Revisi onsz y klen gemäß der Anwendung
der äquivale nten Betriebs stunden aufgestellt.
Für die zweite Säule wurden auf Grundlage von Auswertungen zurückliegender Teilent-
ladungsmessungen R icht- und Empfehlungswerte für die Auswertung und Kategorisie-
rung der Messergebnisse aufgestellt sowie entsprechende Handlun gsempfehlungen gege-
ben.
Für die d ritte Säule wurde ein Ampel- und Punktes y stem mit entsprechend en Handlungs-
empfehlungen für die visuelle Begutachtung von Generatoren und ihrer A nbauteile erar-
beitet.
Im Ergebnis dient das vo rgestellte Instandha ltungskonz ept sowohl dem durchführenden
Serviceunter nehmen, als auch dem Kunden und Betreiber großer G eneratoren als einheit-
licher und miteinander verg leichbarer Leitfaden.
Abschließend bleibt festzustellen, dass es nur in den seltensten F ällen z u einem Totalaus-
fall eines Generators komm t. Die meisten Schäden sind reparabel, führen ab er regelmäßig
zu zeitaufwe ndigen und z umeist hohen Produktionsausfall- und Reparaturkosten. De r si-
chere Betrieb von Generatoren kann nur gewährleistet werden, wenn in gewissen Zeitin-
tervallen Instandhaltungsmaßnahmen vorgenommen werden, bevor es zu Ausfällen
kommt. Diese Revisionsinterva lle sind belastungs abhängig.

108

Für den wirtschaftlichen Betrieb von Kraftwerken, Müllverbrennungsanlage n, P apierfab-
riken und andere generatorbetreibende Werke ist die Verfügbarkeit i hrer Maschinen von
entscheidender Bedeutun g. Aufgrund de r aktuellen Markte ntwicklungen im Ene rgiesek-
tor mit ansteig ender, z ustandsorientierter Instandhaltung sind die Generatorbetreiber zu-
nehmend gezwungen, ihre Maschinen flex ibler zu betreiben, um auf die m assiven netz-
seitigen S chwankungen des Strombedarfs reagieren z u können. Um jedoch die Verfü g-
barkeit der Maschinen und lange Laufzeiten dersel ben gewährleisten zu können, müssen
Zustandsverschlechter ungen rechtzeitig erkannt und verhindert werden. Zu diesem
Zweck sind rege lmäßige Instandhaltung sm aßnahmen unerlässlich, um Schäden und
damit den Ausfall eines Generators mit einher gehenden finanziellen Einbußen zu vermei-
den.
So kann auf Grundla ge der hier gewonnenen An alyseergebnisse eine möglichst „lange
Le bensdauer“ d er Maschinen angestrebt werden und somit kostenintensive und unvor-
hergese hene Produktionsausfälle, Rep aratur- od er Neuanschaffungskosten vermieden,
beziehungswe is e minimiert werden. E ine exakte Prognose über die konkrete Lebensdauer
eines jeweiligen Generators kann jedoch im Ergebnis nicht abgegebe n werden.
Um eine möglichst lange Nutzungsdauer eines Generators z u g ewährleisten, sollte in
zunehmendem Maße eine zustandsorientierte Instandhaltung durch die Betreiber ange-
strebt werde n, da Fehlerquellen frühzeitig festgestellt und eliminiert werden können. Für
eine zeitgemäße Re visio nsplanung und -durchführung stehen d en Betreibern Kombinati-
on en aus mehreren Informationskomponenten zur Verfügung. Dazu gehören:
• Empfehlungen der entsp rechenden Generatorhersteller in Form der
zugehörige n Handbücher
• Erfahrungen der G eneratorbetreiber im Umgang mit ihren jeweiligen
Maschinen
• Rege lmäßige visuelle Befundungen und elektrische Diagnosemessun-
ge n während des geplanten Stillstands des jeweilig en Generators
• Die Überwachung der Betriebsparameter, wie Schwingungen,
Ströme, Spannunge n und T emperaturen, während des Be triebs

109

• Schadensstatistiken von Versicherern, H erstellern oder herstellerun-
abhängigen Untersuchungen, wie der dieser Arbeit z ugrunde liegen-
den „ EMDB “
• Online-Monitoringsysteme, die beispielsweise Teilentladungsverhal-
ten, mag netischen Fluss oder Ozonwerte überwachen
Nicht nur die jeweili gen im Betrieb be findlichen Generatoren bilden e in komplex es
System, sondern auch di e im mer komplexer werdenden An forderungen an den flexiblen
Betrie b der Maschinen mit wesentlich mehr Lastwechseln und Starts machen die
Zustandsbewertung immer schwie riger. D eshalb ist im I d ealfall eine Verknüpfung aller
oben genannte n Komponenten zu empfehlen.
Zusa mmenfassend bleibt festzuhalten, dass durch die Auswe rtung ereignisbasierter
Wartungsmaßna hm en unter Berücksichtigung von Befunde n und Monitorings y stemen
eine konkrete Lebensdauer eines jeden Generators nicht expliz it vorhergesagt, di ese al-
lerdings sig nifik ant verbessert werde n kann, so die hier gegebenen Richtw erte und Emp-
fehlungen der erforderlichen Messungen und Instandhaltung sintervalle durc h die Betre i-
ber eingehalten werden. Ob und für welche Maßnahmen sich der jeweilige Genera torb e-
treiber entscheidet, ist eine individuelle Einzelfallentsche idung, die von der Art des Un-
ternehmens, de r Unterne hmensstrategie und Prod uktionsplanung, der V erfügbarkeit von
Ersatzmaschinen, des Budgets und letztl ich auch der Risikoabschätzung beziehungsweise
-affinität a bhän gen.
Im folgenden Anhang sind ex emplarisch Schäden an einzelnen Hauptkomponenten von
Generatoren zusammengetrage n, die als Befunde in der „EMDB“ dokumentiert wurden.
Nach Fe rti gstellung di eser Arbeit soll en die einz elnen Generatorlebenslaufakten d er
„EMDB“ aktualisiert und erg änzt werde n, um dann mith ilfe eines IT -Fachmanns die Um-
setzung de r vorlie genden Daten in ein p raxistaugliches D atenbankd esign umz uwandeln.
Es soll eine einheitliche Oberfläche entsteh en, die sowohl von der Bereichsleitung, der
Projektleitung, dem Vertrieb sowie den Technikern und Inbe triebnehmern de s Service un-
ternehmens be i d er täglichen Arbe it genutzt werden kann.
Auch die Erstellun g ein er Applikation (APP ), also einem kleinen Dienstprogramm für die
Mobiltelefone der Mitarbeiter ist geplant. Mit einer solchen APP können be ispielsweise

110

neue Daten, wie Generatort y pens childer bei vo r Ort Besichti gungen mobil in die D aten-
bank aufgenommen w erden. Auch bei entsprechenden Verhandlungen oder technischen
Abstimmungsgesprächen bei und mit dem B etreiber oder Auftraggeber kön nen die benö-
tigten Gen eratordaten auf dem Mobilt elefon abgerufen werden. Auf diesem Weg soll stets
gewährle istet werden, dass keine offenen Empfehl ungen vergessen werden ode r die Z eit-
punkte der letzten durchgeführ ten Maßnahmen an dem jeweiligen Generator mit einem
Blick lücke nlos dar geleg t werden können.
Wie Eingangs b ereits erwähnt , handelt es si ch bei d em dieser Anal yse z ugrunde lie genden
Datensatz nicht um Big Data. Doch mit zunehmendem Einsatz von Monitoring s y stemen
der versc hiedensten Art würde sich insbesondere bei Betreibern mehrerer Maschinen und
gegebenenfa lls pe rmanenter Überwachun g das Datenvolumen entspr echend schnell er-
höhen, was einen erheblich größeren Umfang hins ichtlich der Speicherung und Auswer-
tung der so gewonne nen Informationen mit sich bringen würde.
Ein weiterer Forschungs- und Weiterentwicklungsansatz in diesem Zusammenhang wäre
im Zuge der Di gitalisierung die I nt e gra tion von kü nstlicher Intelligenz (K I). Vorstellbar
wäre ein S ystem, welches einen Maschinenfuhrp ark permanent überwac ht, die anfallen-
den Daten auswertet un d entsprechende Pa rameter, vor allem Grenz - und Warnwerte,
fortlaufe nd optimi ert und verfeinert. Derarti ges „Machine Learning“, also das „künstli-
che“ generieren von Wiss en aus gewonnener E rfahrung, würde den Person aleinsatz bei
der Betriebsüberwachung re duzieren. L angfristig wür de es da zu beitragen, eine Optimie-
rung de r Lebensdauer und Verfügbarkeit, sowie eine Reduzierung der Ausfallwahr-
scheinlichkeit der Gene ra toren zu gewährleisten.

111

7 Anhang
7.1 Schäden a m Stato r

Bei dem ersten Beispiel handelt sich um einen 1997 von der Firma Alsthom gebauten
Generator - Stator des T yps TA 30 – 130 mit einer Scheinleistung von 125 MVA. Im
Jahr 2011 gin g die Mas chine durch Auslösen d es Ständererdschlussschutz es vom
Netz. Es wurde bei der anschließenden Befundaufnahme tat sächlich ein Erdschluss,
also eine nicht b eabsicht igte elektrisch leitfähige Verbindung zum Erdpo tential des
Ständerblechpa kets in Phase V der Ständerwicklung, detektiert. Am Stabaustritt in der
Nut 18 deutete eine deutliche Verfärbung der Isolationsoberfläche auf eine Zerstörung
des Nut glimmschutzes, also der gesamten I sola tionskompon enten im Inneren der
Blechpaketnut, hin.

A b b i l d u n g 60 : G e s c h ä d i g t e B e i la g e n u n d N u t k e i l

A b b i l d u n g 61 : G e s c h ä d i g t e N u t 1 8

112

Schon bei dem Auskeilen der betroffenen Nut zeigten sich, wie in Abbild ung 60 zu
erkenne n, Ausbre nnunge n an de n Keilen, den Unterlag en und den Nutfedern. L etztere
befinden sich zwischen den Keilen und den Oberlagestäben und sorgen für einen ent-
spreche nden Andruck der W icklung in die Nut. Die vorstehende Abbildung 61 z eigt
die entsprec hende Nut 18 nach dem Entfernen der Verkeilung.

A b b i l d u n g 62 : D u rc h s c h l a g s t e l l e O b e r l a g e s t a b
Abbildung 62 zeigt ein e der Durchschlagstellen a uf dem demontierten Ob erlagestab
der Ständerw icklung.
Das nächste Sch adbild ergab sich während einer Mag netisierun gsprüfung. Die Mag-
netisierung sprüfun g oder da s m agnetische Fluten des S tatorblechpakets dient der
Überprüfung der Blechpaketisolierung, da st arke thermomechanische Dauer beanspru-
chungen und Wechselzyklen die I solie rung be lasten und zu Ermüdungserscheinun gen
führen können. Auch mechanische Fremdeinwirkungen können zu einer Schädi gung
beitragen. Dab ei handelt es sich bei dieser Messung um eine Stillstandsdiag nose, die
nur bei gezogenem I nduktor im Rahmen einer großen Revision durchgeführt wird.
Während der 90 -minütigen Prüfung wird d as Blechpaket kontinuierlich von der R aum-
temperatur bis zu einem mittleren Temperaturwert von a nnähernd 40°C, e rwärmt. Da-
bei werden im Abstand von 15 Minuten mit eine r Thermovisionskamera Bilder des
Blechpakets aufgenommen. Auf diese Weise können Schwachstellen des Blechpakets,
die z u einer lokalen Überhitzung des Generator s führen können, schnell lokalisiert
werden. Diese mit bloßem Auge zumeist nicht sichtbaren versteckten Mängel können
schlimmstenfalls zum A usfall der M aschine füh ren. Werden sie entdeckt, können sie

113

in der Regel schnell und z umeist ohne großen Aufwand während der Revision elimi-
niert werden.

A b b i l d u n g 63 : H e i ß s t e l l e i m B l e c h p a k e t
Bei Abbildun g 63 handelt es sich um ein Thermovisionsbild, welches im R ahmen einer
magnetischen Flussprüf ung an einem 500 MW Elektrosila Leningrad Generator Stator
aufgenommen wurde. Es ist eine sogenannte Hei ßstelle im Blechpa ket z u erkennen.
Eine Heißstelle bezeichnet einen Absc hnit t des Statorblec hpak ets, an de m die Tempe-
raturdiffere nz zum Rest des Prüflings größer als 20K wird. Bei einer T emperatur von
durchschnittlich 24,8°C beträgt der S pitzenwert h ier 82,8°C.

A b b i l d u n g 64 : E i se n b ra n d a m B l e c h p a k e t
Abbildung 64 z eigt di e detektierte Heißstelle im Blechpaket na ch teilweisem Abtra gen
des Elektroschutzlacks. Die S chadstelle wurde im Zuge der R eparaturarbeiten ausge-
schliffen, gebeizt und abschlie ßend mit Elektrosc hutzlack versehen. Zu Kontrollz we-
cken wurde die Mag ne tisierungsprüfung erneut durchgeführt.

114

7.2 Schäden a m Rotor

Bei der Haupt revision an einem ABB – Gen erator mi t einer Nennscheinleistung von
rund 20 MVA wurde festgestellt, dass sich die äußeren turbin enseitigen Öl abstreifer,
die verhindern, dass es während des B et riebs z um Ölaustritt an den Gle itlager kommt,
bei einer Nenndrehzahl von 1500 min -1 , sehr stark in die Welle des Schenkelpolläufers
eingearbeitet hatten. Folglich wa r die Öldichthe it an dieser Stelle nicht mehr geg eben.

A b b i l d u n g 65 : E i n g e l a u f e n e W e l l e i m B e r e ic h d e r Ö l a b st r e i f e r
Abbildung 65 zeig t die vier parallel zueinander umlaufenden, bis zu 3 mm tiefen Ein-
laufrillen auf der Rotorwelle.
Auf der Abbi ldung 66 sind die im Be trieb gegenüberliege nden Ölabstreifer zu erken-
nen, welche die Lauffläch e des Induktors beschädigt haben. Die ursp rünglich aus Stahl
bestehenden Abstreifer wurden durch solche aus Alumi nium ersetzt, die Schadstelle
au f der Welle ausgedreht und mith ilfe eines sog en annten „ Laser -Pulver-Auftrags-
schweißens“ entsprechen des Material wieder aufgebracht.

115

A b b i l d u n g 66 : G e s c h ä d i g t e Ö l a b st r e i f e r
Nach dem erneuten Bearbeiten der Welle auf der Drehbank, b ei dem der benötigte
Nenndurchmesser wieder hergestellt wurde, konnt e der L äufer wieder mont iert und in
Betrie b genommen werd en.
Ein Beispiel für einen außerplanmäßigen S tillstand verursacht durch einen Rotore rd-
schluss erga b sich im J ahr 2016 an einem AEG – Generator mit 10,28 MVA S chein-
leistung. Als Ursache für den Ausfall des G enerators infolge eines Rotorer dschlusses
sind W indungsschlüsse i nnerhalb der Rotorwickl ung anzunehmen, i n deren unmitt el-
barer Fol ge es z ur S chädigung der Hauptisolation und zu einem Kurzschluss auf der
Erregerseite kam. Durch den Fehlerlichtboge n wurde Kupfer ab gelöst und verteilte
sich im Be reich des ge samten ES- Wickelkopfes in der Induktorwicklung. Diese Kup-
ferrückstände sind e benfalls auf der Generatorständerisolation wiederzufinden.
Die folg ende Abbildung 67 z eigt den Wicke lkopfbereich de s Läufers mit der schwarz
verfärbten Rotorwicklung n ach Schadenseintrit t. Der Rotor wurde demontiert, befun-
det und im Ans chluss einer N euwicklung unt erzogen. Der P roduktionsausfall belief
sich zeitlich auf 60 Tage .

116

A b b i l d u n g 67 : G e s c h ä d i g t e r R o t o r
Abbildung 68 zeigt ein Detail der Rotorwicklung des havarierten Rotors aufgenom-
men kurz nach dessen Demontage .

A b b i l d u n g 68 : D u r c h s c h l a g s t e ll e a n d e r R o t o r w i c k l u n g

7.3 Schäden an de n Kühl ern

Die Umlenkkammern der Wärmetausc her e ines G enerators vom F abrikat Bergmann –
Borsig, Typ 20 x 10,5 / 50, mi t einer Scheinleistung von 20 MVA, wurden im Rahmen
einer Ge neratorhauptr evision geöffne t.

117

A b b i l d u n g 69 : S t a r k b e s c h ä d ig t e r W ä r m e t a u s c h e r

A b b i l d u n g 70 : Z u g e s e t z t e R o h rb ü n d e l
Die Abbildungen 69 und 70 z eige n das Ausmaß der extrem starken Verschmutzung.
Teilweise waren einzelne R ohre nahezu komplett zugesetzt, wodurch die Durchflu-
tung der Rohrbündel und e ine entsprechende Kühl wirkung nicht mehr gegeben waren.
Ein Großteil de r I nn enseiten der D eckel und auch der Trägerplatten waren bereits auf-
ge opfert, das heißt, es h aben ein M aterialabtrag un d eine -zersetzung stattge funden. Es
konnte durch R einigung und Neubeschichtung ei n längerer Produktionsau sfall abge-
wendet werden, jedoch war eine Neubeschaffung aller vier Kühler z um nächsten
Revisionstermin im Folgejahr unumgänglic h.

118

7.4 Schäden an de n Gleitlagern

Sehr häufig tre ten Schä den an den Tragschalen de r Gle itlager von Generatoren auf. I n
den meisten Fällen we r den diese B efunde während einer Farbe indr ing- und/oder
Ultraschallprüf ung auf gefunden. Mitunter ist eine S chädig ung des Weißmetalls jedoch
schon mit bloßem Auge z u erkennen und wird durch eine Werkstoffprüfung nur noch
verifiziert. Dies war der Fall bei de r Lag erschale eines ABB -Ge nerators mit einer
Scheinleistung von 35 MVA.
Abbildung 71 zeigt neben starken R iefen in radialer Richtung eine ca. 20 x 40 mm
große Strommarke. Auf grund eines Fehlers am isoli erten Aufbau des Glei tlagers er-
folgte ein Stomfluss, durch dessen W ärmeentwicklung das Mat erial auf geschmolzen
und in der Folge teilweise durch das Öl aus gespült worden ist.

A b b i l d u n g 71 : S t ro m m a r k e u n d st a r k e R ie f e n

A b b i l d u n g 72 : T ie f e R i e f e i n r a d i a l e r R i c h t u n g

119

Die vorstehende Abbildung 72 zeigt ein e 2 mm tiefe Radialriefe in einer Gleitlager-
schale eines 45 MVA – Alstom Generators, die durch das Mit führen von Fremdkör-
pern im Öl verursacht wurde.
Durch Ausschmelzen, Strahlen, Verzinnen und anschließende Neubeschichtung mit
entsprechendem Weißmetall konnten die L agerschalen wieder instandgesetzt werden.
Es ha ndelt sich jedoch um e ine re lativ zeitaufwendige Reparatur, die mit einem mehr-
wöchigen Produktionsausfall einherge ht, falls kei ne Ersatzschalen vorrätig sind.

120

7 .5 Bilder und Tabellen

A b b i l d u n g 73 : W i d e r s t a n d s k e n n w e r t e v o n v e r s c h i e d e n e n T h e rm o g e b e r n

121

A b b i l d u n g 74 : P T 1 0 0 a n d e n D e i o n a ta u s l e i tu n g e n e i n e s 5 0 0 M W – G e n e r a t o r s ( E l ek t r o s il a )

A b b i l d u n g 75 : " I g e l "
Die so genannten „ Igel“, über die die Th ermogebersignale aus dem mi t H2 gekühlten
Generatorinneren herausgeführt werde n.

122

A b b i l d u n g 76 : S t e h l a g e r m i t S c h w in g u n g s a u f n e h m e r i n v e r t i k a l e r R i c h tu n g

A b b i l d u n g 77 : R o e b e l s t a b m i t H o h l le i t e r n

123

Literaturve rzeichn is
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Why institutions use Plag.ai for originality review, entry 61

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