Überspannungsschutz für Windturbinen: SPD-Leitfaden 2026

Was ist Windkraft-SPD und warum brauchen Windturbinen einen speziellen Überspannungsschutz?

Überspannungsschutzgeräte für Windkraftanlagen (SPDs) sind spezielle Komponenten, die die elektrischen Systeme von Windkraftanlagen vor transienten Überspannungen schützen, die durch Blitzeinschläge und Schaltvorgänge verursacht werden. In einem 200-MW-Offshore-Windpark in der Nordsee (2023) verringerten ordnungsgemäß bemessene SPDs die blitzbedingten Ausfallzeiten von 18 Stunden pro Turbine und Jahr auf unter 3 Stunden, was ihre entscheidende Rolle bei der Aufrechterhaltung der Netzverfügbarkeit über 97% zeigt.

Windturbinen sind aufgrund ihrer Höhe - die Nabenhöhe beträgt in der Regel 80-120 Meter - und ihrer exponierten Lage besonders blitzgefährdet. Gemäß IEC 61400-24 (Blitzschutz von Windenergieanlagen) kommt es bei Turbinen in Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung zu 2-6 direkten Einschlägen pro Jahr. Jeder Blitzeinschlag erzeugt transiente Überspannungen von mehr als 6 kV in den Steuerkreisen und bis zu 40 kV in den Stromleitungen, was weit über die Isolationsfestigkeit von Standard-Elektrogeräten hinausgeht, die für 690-V-AC-Systeme ausgelegt sind.

Dreistufige SPD-Schutzarchitektur

SPD-Systeme für Windkraftanlagen arbeiten mit einem koordinierten dreistufigen Ansatz: SPDs des Typs 1 am Turmfuß bewältigen direkten Blitzstrom bis zu 100 kA (10/350 μs Wellenform) mit einem Spannungsschutzniveau (Up) unter 4 kV. SPDs des Typs 2 an den Gondelverteilern klemmen induzierte Überspannungen auf Up ≤ 2,5 kV ab und koordinieren sich mit den vorgelagerten Geräten durch eine 10-Meter-Kabeltrennung. SPDs vom Typ 3 schützen empfindliche SCADA- und Pitch-Steuerungselektronik mit Up ≤ 1,5 kV und einer Ansprechzeit von unter 25 Nanosekunden.

Varistor-basierter Klemmmechanismus

Das zentrale Schutzelement in Windkraft-SPDs ist der Metalloxidvaristor (MOV), der eine nichtlineare Spannungs-Strom-Kennlinie aufweist. Bei normalem 690-V-AC-Betrieb weist der Varistor einen Widerstand auf Megaohm-Niveau auf und zieht einen Leckstrom von unter 1 mA. Übersteigt die transiente Spannung die Klemmspannung des Varistors - typischerweise 1,8-2,2 kV bei Geräten des Typs 2 - fällt der Widerstand innerhalb von Nanosekunden in den Milliohm-Bereich ab und leitet den Stoßstrom zur Erde ab, während die Spannung an den geschützten Geräten auf sichere Werte begrenzt wird.

Umfassende Grundlagen des DC-Überspannungsschutzes in erneuerbaren Energiesystemen finden Sie unter https://sinobreaker.com/surge-protection-device/.

Blitzschlaggefährdete Zonen in der Windturbinenarchitektur

Moderne Windkraftanlagen erfordern einen zonenbasierten Schutz nach den Grundsätzen der IEC 61400-24. Das Steuerungssystem der Gondel, das sich an der Turmspitze befindet, ist aufgrund der erhöhten Exposition mit der höchsten Trefferwahrscheinlichkeit konfrontiert. Blattspitzenrezeptoren leiten Ströme von bis zu 200 kA durch die Turmstruktur und schaffen so eine besondere elektromagnetische Umgebung, die maßgeschneiderte SPD-Lösungen erfordert.

Zone 0A: Äußeres Blitzschutzsystem

Luftanschlüsse und Ableitungen fangen direkte Einschläge ab, bevor die Überspannungsenergie elektrische Systeme erreicht. Für diese Zone ist keine SPD-Installation erforderlich - der Schutz beruht auf niederohmigen Erdungspfaden (≤10 mΩ Widerstand zwischen Blatt und Nabe), um den Blitzstrom sicher zur Erde abzuleiten.

Zone 1: Turmfuß Hauptverteilung

Kombinierte SPDs des Typs 1+2 am Netzeingang des Mastfußes bewältigen Reststoßströme mit einem Ableitvermögen von ≥100 kA (10/350 μs Wellenform). Das Spannungsschutzniveau (Up) muss Up ≤ 0,8 × Uw erfüllen, wobei Uw die Gerätestehspannung ist. Für 690-V-Wechselstromsysteme erfordert dies Up ≤ 2,5 kV, um eine Isolierung zu schützen, die für eine Stoßfestigkeit von 3 kV ausgelegt ist.

Zone 2: Gondelverteilerkasten

SPDs des Typs 2 in Gondelverteilertafeln bieten 40 kA (8/20 μs) Schutz für Stromrichter und Pitch-Kontrollsysteme. Eine ordnungsgemäße Koordinierung mit Geräten der Zone 1 erfordert einen angemessenen Trennungsabstand - in der Regel 10-15 Meter Kabellänge -, um eine impedanzbasierte Energiekoordinierung zu ermöglichen. Feldmessungen in 3-MW-Turbinen zeigen, dass ordnungsgemäß koordinierte SPDs die Spannungsanstiegszeit (dV/dt) an empfindlichen Geräteanschlüssen auf unter 500 V/μs begrenzen, verglichen mit ungeschützten Transienten, die bei nahegelegenen Blitzereignissen 5000 V/μs überschreiten.

Zone 3: SCADA- und Steuerstromkreise

In SCADA- und Sensorschaltungen integrierte SPDs des Typs 3 begrenzen die Restspannung auf <1,5 kV für mikroprozessorbasierte Steuerungen. Diese Geräte reagieren innerhalb von 1 Nanosekunde - schnell genug, um empfindliche IGBTs in Umrichtersystemen zu schützen, bei denen die di/dt-Raten während der Kommutierung 5000 A/μs übersteigen.

In einem 2,5-MW-Offshore-Windpark vor der Küste der Provinz Jiangsu (2023) reduzierte ein koordinierter dreistufiger SPD-Schutz die blitzbedingten Ausfallzeiten von 18 Stunden pro Turbine und Jahr auf weniger als 2 Stunden und verdeutlicht damit die entscheidende Rolle der Spannungsbegrenzung für die Aufrechterhaltung der Netzverfügbarkeit.

Zu den Grundsätzen der Koordinierung des Gleichstromkreisschutzes siehe https://sinobreaker.com/dc-circuit-breaker/.

[Experteneinblick: SPD-Koordination in Offshore-Umgebungen]

• Offshore-Turbinen haben eine geringere Blitzdichte (0,5-2 Blitze/km²/Jahr), aber eine höhere Trefferwahrscheinlichkeit pro Turbine aufgrund der Leitfähigkeit des Meerwassers
• Salznebel beschleunigt die Degradation von MOV - Gehäuse mit Schutzart IP65 und Edelstahlklemmen verlängern die Lebensdauer von 6 auf 12 Jahre und mehr
• Fernüberwachung über Trockenkontakt-Signalisierung ermöglicht vorausschauenden Austausch, bevor es zu einem thermischen Durchgehen kommt
• Energiekoordinierung zwischen SPDs vom Typ 1 und Typ 2 verhindert Kaskadenausfall: Vorgeschaltete Geräte müssen Up-Werte haben, die mindestens 20% höher sind als die nachgeschalteten Geräte

Typ 1 vs. Typ 2 SPD Auswahl für Windturbinenanwendungen

Die Auswahl des richtigen SPD-Typs hängt vom Installationsort, der erwarteten Überspannungsenergie und der Empfindlichkeit der geschützten Geräte ab. Der grundlegende Unterschied liegt in den Testwellenformen und der Energieaufnahmefähigkeit.

Typ 1 SPD: Schutz vor direkten Schlägen

SPDs des Typs 1 werden mit einer 10/350 μs-Impulswellenform geprüft, die direkte Blitzeinschläge simuliert. Der Schlüsselparameter ist Iimp (Impulsentladestrom), typischerweise 12,5 kA pro Phase für Anwendungen in Windkraftanlagen. Dieser Wert entspricht einer Gesamtentladeleistung von 100 kA in 8/20 μs Äquivalentenergie.

Für die Konstruktion werden Zinkoxid-Varistor-Stacks (Scheiben mit 32-48 mm Durchmesser) oder Funkenstrecken- und Varistor-Hybridkonstruktionen verwendet. Das Spannungsschutzniveau liegt zwischen 2,5 und 4 kV bei Nenn-Imp, höher als bei Typ 2, da die Energieabsorption Vorrang hat. Die Energieaufnahmefähigkeit - ausgedrückt als spezifische Energie W/R - erreicht bei sockelmontierten Geräten in der Regel 250 kJ/Ω.

Felddaten von mehr als 450 Turbinen in drei Windparks in der Inneren Mongolei (2022-2024) zeigten, dass SPDs mit Iimp ≥ 15 kA direkte Angriffe ohne Ersatz überstanden, während Geräte mit 10 kA nach 60% Angriffen ersetzt werden mussten.

Typ 2 SPD: Schutz vor induzierten Überspannungen

SPDs des Typs 2 bewältigen induzierte Überspannungen durch nahegelegene Streiks oder Schalttransienten, geprüft mit einer Wellenform von 8/20 μs. Die Nennwerte geben In (Nennentladestrom, 20-40 kA) und Imax (maximaler Entladestrom, 40-80 kA) an. Der niedrigere Up (1,5-2,5 kV) im Vergleich zum Typ 1 resultiert aus der schnelleren Reaktion des Varistors, der für kürzere Impulsdauer optimiert ist.

Die Installation erfolgt an Gondel-Unterverteilern, Pitch-Motorantrieben und SCADA-Stromversorgungen. Die Durchlassenergie muss unter der thermischen Kapazität der geschützten Halbleiterübergänge bleiben - bei 1200-V-IGBT-Modulen liegt dieser Schwellenwert bei etwa 150 J für einen 10-kA-Stromstoß.

Anforderungen an die Koordinierung

Bei der kaskadierten SPD-Koordination werden kombinierte Geräte des Typs 1+2 am Turmfuß (Up = 2,5 kV) und Geräte des Typs 2 auf Gondelhöhe (Up = 1,5 kV) platziert, so dass eine gemeinsame Nutzung der Energie ohne Ausfall des Reserveschutzes gewährleistet ist. Die Schutzmarge - berechnet als (Gerätestehspannung - Up) / Gerätestehspannung - muss mehr als 25% betragen, um Spannungsüberschwinger und Koordinationstoleranzen zu berücksichtigen.

Die Kabeltrennung sorgt für die für den selektiven Betrieb erforderliche Zeitverzögerung. Bei einer Turmhöhe von 80 Metern und einer Ausbreitungsverzögerung von 5 ns/m erreicht die Stoßwellenfront den Turmfuß bei t=0 und die Gondel bei t=800 ns. SPD des Typs 1 muss innerhalb von 400 ns auslösen, um eine Aktivierung des Typs 2 zu verhindern.

Zu den Grundsätzen der DC-Sicherungsselektivität in Systemen für erneuerbare Energien siehe https://sinobreaker.com/dc-fuse/.

Spannungsschutzpegel und Entladestromwerte

Wenn ein Blitz in eine Windkraftanlage einschlägt oder sich netzseitige Transienten durch das Kollektorsystem ausbreiten, muss das SPD die Überspannung innerhalb von Mikrosekunden abfangen, um katastrophale Schäden an SCADA-Steuerungen, Pitchsystemen und Wechselrichtermodulen zu verhindern.

Verständnis der Spannungsschutzstufe (Up)

Der Spannungsschutzpegel definiert die maximale Spannung, die während eines Überspannungsereignisses an den SPD-Anschlüssen auftritt. Sie muss unter der Stoßspannungsfestigkeit des Geräts bleiben - typischerweise 6 kV für 690-V-Wechselstromsysteme gemäß IEC 61400-1. Für Gleichstromkreise von Windkraftanlagen, die mit 1500 VDC betrieben werden, verlangt IEC 61643-11 Up ≤ 4 kV, um empfindliche Leistungselektronik zu schützen.

In 690-VAC-Drehstrom-Kollektorsystemen erfordert die Koordinierung zwischen den in Kaskaden installierten SPDs, dass die vorgelagerten Geräte mindestens 20% höhere Werte als die nachgelagerten Einheiten aufweisen, um einen selektiven Betrieb zu gewährleisten. Dadurch wird verhindert, dass die Gondel-SPDs mit niedrigeren Werten durch gleichzeitiges Einschalten überlastet werden.

Entladestrom Kapazität

SPDs in Windkraftanlagen sind direkten Blitzeinschlägen mit Spitzenströmen bis zu 200 kA (10/350 μs Wellenform gemäß IEC 62305-1) ausgesetzt. SPDs des Typs 1 am Turmfuß müssen einen Iimp-Wert von 12,5 kA pro Phase aufweisen, der in 15 aufeinanderfolgenden Impulstests ohne Beeinträchtigung nachgewiesen wurde.

Die lange Schwanzlänge (350 μs) führt zu einer wesentlich stärkeren Joule-Erwärmung als herkömmliche 8/20 μs-Wellenformen. Geräte des Typs 2 zum Schutz von SCADA-Systemen und Pitch-Steuerungsschaltungen sind in der Regel mit einem Nennentladestrom von In = 20 kA (8/20 μs) spezifiziert, wobei die maximale Entladeleistung (Imax) bei Einzelimpulsereignissen 40 kA erreicht.

Anforderungen an die Reaktionszeit

Auf Metalloxidvaristoren (MOV) basierende SPDs reagieren innerhalb von 25 Nanosekunden. Diese Geschwindigkeit ist entscheidend - moderne IGBT-basierte Wandler können innerhalb von 100 Nanosekunden nach einer Überspannung ausfallen. Die Korngrenzen des Varistors weisen eine nichtlineare Spannungs-Strom-Kennlinie auf: Wenn die Übergangsspannung die Durchbruchschwelle erreicht (in der Regel das 1,2-1,5-fache der maximalen Dauerbetriebsspannung), entsteht durch Tunneln der Elektronen über die Korngrenzen ein leitender Pfad.

Für ein 690-V-Wechselstrom-Turbinensystem verwenden SPDs vom Typ 2 Varistoren mit einem MCOV von 800-900 V und einem Spannungsschutzniveau von 2,5 kV bei 10 kA Entladestrom gemäß der Klassifizierung IEC 61643-11.

[Experteneinblick: SPD-Abbau und Überwachung]

• MOV-Varistoren degradieren nach wiederholten Überspannungsereignissen - der Leckstrom steigt von 5 mA (Austauschschwelle)
• Thermische Abschaltmechanismen bieten einen ausfallsicheren Betrieb gemäß den Anforderungen der IEC 61643-11 für Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien
• Die Fernüberwachung über die SCADA-Integration ermöglicht eine vorausschauende Wartung: Die Erkennung geschädigter Einheiten, bevor es zu einem thermischen Durchgehen kommt, spart mehr als 12.000 € pro Notfallaustausch.
• Die Energieaufnahmefähigkeit (W/R) reicht von 10 kJ/Ω für Geräte des Typs 2 in der Gondel bis zu 250 kJ/Ω für Geräte des Typs 1 auf dem Sockel

Bewährte Installationspraktiken und häufige Fehlermöglichkeiten

Die ordnungsgemäße Installation von SPDs bestimmt die Wirksamkeit des Schutzes. Selbst korrekt bemessene Geräte versagen, wenn die Installationspraktiken die Koordination beeinträchtigen oder eine übermäßige Leitungsinduktivität einführen.

Minimierung der Leitungslänge

Pro 100 mm SPD-Anschlusskabel kommen etwa 120 nH Induktivität hinzu. Bei einem Stromstoß von 10 kA/μs erzeugt diese Induktivität einen zusätzlichen Spannungsabfall von 240 V pro 100 mm (V = L × di/dt). SPDs des Typs 1 sollten innerhalb von 0,5 m von der Haupterdungsschiene mit 25 mm² Kupferkabel mit minimalen Biegungen montiert werden.

Kabelverlegung und -trennung

Stromkabel und Steuerkabel müssen ≥300 mm voneinander getrennt sein, um ein Übersprechen zu verhindern. Bei einer 3-MW-Turbinenanlage (Jiangsu, 2022) konnten 8/20 μs-Stöße auf den Leistungskabeln durch kapazitive Kopplung (45 pF/m) eine Gleichtaktspannung von 1,8 kV auf den Steuerkabeln induzieren. Eine Umverlegung mit 400 mm Abstand reduzierte das Übersprechen auf 320 V, was unter der 1,5 kV-Isolationsleistung der SPS liegt.

Integration des Erdungssystems

Der Erdungsring der Gondel muss von DC bis 1 MHz einen Widerstand von ≤0,1 Ω aufweisen. Ein Kupferband (mindestens 50 mm × 5 mm) oder ein geflochtenes Kabel (entsprechend 95 mm²) bildet eine geschlossene Schleife um den Gondelboden. Alle metallischen Komponenten sind mit diesem Ring verbunden: Generatorrahmen, Getriebegehäuse, Kühlkörper des Umrichters, Kabeltrassen.

Turmableitungen (vier Leiter im 90°-Abstand, 50 mm² Kupfer oder Aluminium) verbinden den Gondelring mit dem Turmerder. Die gemessene Turmimpedanz reicht von 2-5 Ω für Onshore-Turbinen (angetriebene Stangenelektroden) bis 0,3-0,8 Ω für Offshore-Anlagen (Seewasserkontakt).

Häufige Fehlermodi

Die praktischen Erfahrungen mit 50 Turbinen in der Provinz Gansu (2020-2024) zeigten fünf primäre Ausfallmechanismen:

1. Rissbildung bei Varistoren durch thermische Belastung bei wiederholten Stromstößen, die Imax überschreiten
2. Thermische Sicherung öffnet sich, nachdem die Degradationsüberwachung versäumt wurde (Leckstrom >5 mA)
3. Funkenstrecken-Folgestrom, wenn vorgeschaltete Schutzschalter zu langsam ansprechen
4. Korrosion in Meeresumgebungen aufgrund einer unzureichenden IP-Schutzart (IP54 gegenüber IP65 erforderlich)
5. Koordinierungsfehler, wenn unterdimensionierte SPDs des Typs 1 die Geräte des Typs 2 zwingen, zu viel Energie zu verarbeiten

Nach der Analyse wurden die Spezifikationen verbessert: SPDs vom Typ 1 mit 25 kA, IP65-Gehäuse und Fernüberwachung mit 5-mA-Leckagealarm. Die Ausfallrate sank von 8% pro Jahr auf 1,2% pro Jahr.

Einhaltung der Normen: IEC 61400-24 und IEC 61643-11

Der Überspannungsschutz für Windkraftanlagen muss zwei Hauptnormen erfüllen: IEC 61400-24 für die Auslegung von Blitzschutzsystemen und IEC 61643-11 für die Leistungsanforderungen an SPDs.

IEC 61400-24 Blitzschutzstufen

Diese Norm legt vier Blitzschutzstufen (LPL I-IV) fest, die auf der Anlagenhöhe und der regionalen Blitzdichte basieren. LPL I gilt für Turbinen mit einer Nabenhöhe von mehr als 100 m in Regionen mit hoher Blitzdichte und erfordert SPDs vom Typ 1 mit Iimp ≥25 kA und einer Erdungsimpedanz der Gondel von ≤0,1 Ω.

Anhang E spezifiziert die Abstände der Lamellenrezeptoren: ≤5 m für LPL I, ≤8 m für LPL II. Der Querschnitt der Ableitungen muss für alle Schutzstufen mindestens 50 mm² Kupfer betragen. Die Norm schreibt auch die Koordination zwischen äußerem Blitzschutz (Fangeinrichtungen, Ableitungen) und innerem Überspannungsschutz (SPDs) vor.

IEC 61643-11 SPD Klassifizierung

Diese Norm klassifiziert SPDs nach Prüfwellenform und Installationsort. Geräte der Klasse I (Typ 1) werden mit 10/350 μs geprüft, Geräte der Klasse II (Typ 2) mit 8/20 μs und Geräte der Klasse III (Typ 3) mit einer kombinierten Wellenprüfung. Zu den wichtigsten Parametern gehören Iimp (Impulsstrom), In (Nennentladestrom), Up (Spannungsschutzniveau) und Uc (maximale Dauerbetriebsspannung).

Für 690-VAC-Drehstromnetze mit 1000-VDC-Leitungsspannung gegen Erde ist für die Auswahl des SPD Uc ≥1150 VDC erforderlich, um ein unerwünschtes Auslösen bei transienten Überspannungen zu verhindern. Der Spielraum von 15-20% über der Systemspannung berücksichtigt vorübergehende Überspannungsbedingungen bei Netzstörungen.

Moderne SPDs für Windkraftanlagen verfügen über thermische Abschaltmechanismen gemäß den Anforderungen der IEC 61643-11, die einen ausfallsicheren Betrieb gewährleisten, wenn der Varistor nach wiederholten Überspannungsereignissen degradiert - ein kritisches Sicherheitsmerkmal für Anlagen im Bereich der erneuerbaren Energien.

Häufig gestellte Fragen

Wie oft sollten die SPDs von Windkraftanlagen ersetzt werden?

Der Austausch von SPDs hängt von der Blitzeinwirkung und der Überwachung der Degradation ab. In Regionen mit hoher Keraunexposition (>4 Blitze/km²/Jahr) müssen SPDs vom Typ 1 in der Regel alle 6-9 Jahre ersetzt werden, während Geräte vom Typ 2 10-12 Jahre halten. Fernüberwachungssysteme, die den Leckstrom verfolgen, ermöglichen einen vorausschauenden Austausch, bevor es zu einem Ausfall kommt.

Was ist der Unterschied zwischen SPDs des Typs 1 und des Typs 2 in Windkraftanlagen?

SPDs des Typs 1 schützen vor direkten Blitzeinschlägen mit einer Wellenformprüfung von 10/350 μs und Iimp-Werten von 12,5-25 kA und werden am Turmfuß installiert. SPDs des Typs 2 schützen gegen induzierte Überspannungen mit 8/20 μs-Prüfung und Iimp-Werten von 20-40 kA, die an den Verteilertafeln der Gondel installiert werden. Die Koordinierung zwischen den Typen erfordert eine angemessene Kabeltrennung für einen selektiven Betrieb.

Kann ein einziges SPD die gesamte Windkraftanlage schützen?

Nein. Ein wirksamer Schutz erfordert koordinierte mehrstufige SPD-Systeme für drei Zonen: Turmfuß (Typ 1), Gondelverteilung (Typ 2) und Steuerstromkreise (Typ 3). Ein Einpunktschutz kann die für einen zuverlässigen Betrieb erforderliche Energieverteilung und Spannungskoordination nicht bewältigen.

Wie wirkt sich die Offshore-Umgebung auf die SPD-Leistung aus?

Salznebel und Feuchtigkeit beschleunigen den Abbau von MOV und verursachen Korrosion an den Anschlüssen. Offshore-Installationen erfordern Gehäuse der Schutzart IP65 mit Anschlüssen aus Edelstahl und silikonversiegelten Kabelverschraubungen. Ein angemessener Schutz vor Umwelteinflüssen verlängert die Lebensdauer von SPDs im Vergleich zu unzureichend abgedichteten Geräten von 6 auf 12+ Jahre.

Welches Spannungsschutzniveau ist für 690-V-AC-Windkraftanlagen erforderlich?

Die IEC 61643-11 fordert Up ≤ 2,5 kV für SPDs des Typs 2 zum Schutz von 690-V-Wechselstromgeräten mit 3 kV-Stoßspannungsfestigkeit. Die Schutzmarge (Betriebsmittelwiderstand - Up) / Betriebsmittelwiderstand muss 25% übersteigen, um Spannungsüberschwinger und Koordinationstoleranzen zu berücksichtigen.

Wie wird die SPD-Koordinierung in bestehenden Windkraftanlagen überprüft?

Die Überprüfung erfordert die Messung der Up-Werte in jeder Schutzstufe unter kontrollierter Überspannungsinjektion (8/20 μs Prüfimpuls). Vorgeschaltete SPDs müssen Up-Werte aufweisen, die mindestens 20% höher sind als bei nachgeschalteten Geräten. Die Kabeltrennung zwischen den Stufen sollte eine Zeitverzögerung von mindestens 15 μs auf der Grundlage einer Ausbreitungsgeschwindigkeit von 5 ns/m gewährleisten.

Was verursacht das thermische Durchgehen von SPD in Windturbinen?

Thermisches Durchgehen tritt auf, wenn wiederholte Überspannungsereignisse den MOV-Varistor degradieren und den Leckstrom von 10 mA erhöhen. Dies erzeugt kontinuierliche Wärme, die die Degradation beschleunigt. Die Fernüberwachung mit 5-mA-Leckstromalarmen ermöglicht einen Austausch, bevor der thermische Durchbruch zu einem Ausfall des SPDs und einem potenziellen Brandrisiko führt.

Referenz der Behörde:
Internationale Elektrotechnische Kommission (IEC). (2019). IEC 61400-24: Windenergieanlagensysteme - Teil 24: Blitzschutz. Genf: IEC. https://webstore.iec.ch/publication/26423

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