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Die Analyse gelöster Gase (Dissolved Gas Analysis, DGA) erkennt und quantifiziert im Isolieröl von Transformatoren gelöste Gase, um entstehende Fehler zu erkennen, bevor es zu einem katastrophalen Ausfall kommt. Wenn Transformatorenöl und Zelluloseisolierung einer anormalen Belastung ausgesetzt sind - sei es durch Überhitzung, Lichtbogenbildung oder Teilentladung - brechen molekulare Bindungen auf und setzen charakteristische Gase frei, die einen diagnostischen Fingerabdruck für Wartungstechniker erstellen.
In Feldeinsätzen mit mehr als 200 Leistungstransformatoren von 35 kV bis 500 kV hat DGA stets die früheste Warnung vor sich entwickelnden Fehlern geliefert - oft 6 bis 18 Monate, bevor herkömmliche Diagnosemethoden Anomalien erkennen. Durch diese Vorlaufzeit werden reaktive Wartungsarbeiten in geplante Eingriffe umgewandelt.
Die der DGA zugrunde liegende Physik beruht auf der thermischen und elektrischen Zersetzung von Isoliermaterialien. Unterschiedliche Energieniveaus brechen unterschiedliche chemische Bindungen auf, was erklärt, warum jede Fehlerart eine andere Gassignatur erzeugt.
Bei Temperaturen unter 300 °C entstehen bei der Ölzersetzung hauptsächlich Wasserstoff (H₂) und Methan (CH₄). Teilentladungen, d. h. elektrische Fehler mit geringer Energie, die in Gashohlräumen oder an den Grenzflächen zwischen Öl und Papier auftreten, führen bei diesen relativ niedrigen Temperaturen zur Wasserstoffbildung. Tests an Mittelspannungs-Verteilungstransformatoren haben gezeigt, dass Wasserstoffbildungsraten von 50-200 ppm/Jahr oft auf eine sich entwickelnde Teilentladung ohne unmittelbare Ausfallgefahr hinweisen.
Wenn die thermische Belastung auf 500-700 °C ansteigt, wird Ethylen (C₂H₄) zum dominierenden Kohlenwasserstoff. Örtlich begrenzte heiße Stellen durch zirkulierende Strömungen, blockierte Kühlkanäle oder sich verschlechternde Verbindungen schaffen die Voraussetzungen für die Ethylenbildung. Wenn die Ethylenkonzentration 100 ppm übersteigt und sich schnell bildet, ist eine sofortige Untersuchung erforderlich.
Acetylen (C₂H₂) erfordert Lichtbogentemperaturen von mehr als 700 °C für eine signifikante Bildung. Selbst Spurenkonzentrationen von 2-5 ppm rechtfertigen eine Untersuchung, da Acetylen während des normalen Transformatorbetriebs selten auftritt. Dieses Gas dient als definitiver Marker für hochenergetische elektrische Fehler.
Kohlenmonoxid (CO) und Kohlendioxid (CO₂) entstehen eher durch den Abbau von Zellulose in der Papierisolierung als durch den Abbau von Öl. Das CO₂/CO-Verhältnis gibt Aufschluss über den Schweregrad des Abbaus: Verhältnisse unter 3 deuten in der Regel auf eine beschleunigte Alterung hin, die ein Eingreifen erfordert, während Verhältnisse über 7 auf eine normale thermische Alterung hindeuten.
Der Sauerstoff- und Stickstoffgehalt ist zwar nicht das eigentliche Fehlergas, gibt aber Aufschluss über die Integrität von Konservierungsmitteln und Dichtungen. Ein erhöhter Sauerstoffgehalt beschleunigt die Oxidation des Öls und die Schlammbildung, wodurch andere Zersetzungsmechanismen verstärkt werden.
Jedes gelöste Gas erzählt eine spezifische Geschichte über die internen Transformatorbedingungen. Das Verständnis dieser Signaturen ermöglicht eine präzise Fehlererkennung.
Wasserstoff (H₂) bildet sich bei den niedrigsten Fehlerenergien, typischerweise über 150°C. Zu den Hauptquellen gehören Teilentladungen in Öl oder an Öl-Papier-Grenzflächen, Koronaentladungen in Gastaschen und Funkenbildung mit niedriger Energie durch schwebende Potentiale. Die Erfahrung in der Praxis zeigt, dass alternde Porzellandurchführungen oft zu einer allmählichen Wasserstoffzunahme durch Korona an abgebauten kapazitiven Gradierschichten führen.
Methan (CH₄) zeigt eine thermische Zersetzung zwischen 150-300°C an. Häufige Ursachen sind zirkulierende Ströme in Kernblechen, mangelhafte Verbindungen in Kernerdungsbändern und Überhitzung kleinerer Verbindungen. Methan allein ist nur selten ein Anzeichen für dringende Probleme, aber eine Überwachung ist gerechtfertigt.
Ethane (C₂H₆) tritt bei mäßiger thermischer Belastung zwischen 300-500°C auf. Die Quellen überschneiden sich mit Methan, allerdings in höherer Intensität: verstopfte Kühlkanäle, sich verschlechternde Stufenschalterkontakte unter Last und örtlich begrenzte heiße Stellen in der Wicklung.
Ethylen (C₂H₄) erfordert Temperaturen von 500-700°C, was auf eine starke Überhitzung hinweist. Überhitzte Leiter, kurzgeschlossene Kernbleche und schadhafte Durchführungsverbindungen erzeugen erhebliches Ethylen. Steigende Ethylentrends erfordern unabhängig von der absoluten Konzentration eine ernsthafte Untersuchung.
Acetylen (C2H2) ist das kritischste Fehlergas, das sich nur bei Temperaturen über 700 °C bildet - Bedingungen, die mit Lichtbogenfehlern und hochenergetischen Entladungen einhergehen. Selbst Spurenkonzentrationen von 2-5 ppm rechtfertigen eine Untersuchung, da Acetylen im Normalbetrieb nur selten auftritt.
Kohlenmonoxid (CO) und Kohlendioxid (CO₂) signalisieren speziell den Abbau von Zellulose. Bei der thermischen Alterung der Papierisolierung entstehen beide Gase, wobei das Verhältnis den Schweregrad angibt. Rasch ansteigende CO-Werte - insbesondere über 50 ppm/Monat - deuten auf einen beschleunigten Papierverfall hin, der die Lebenserwartung von Transformatoren verkürzt.
Sauerstoff (O₂) und Stickstoff (N₂) weisen auf atmosphärische Belastung hin. Bei versiegelten Transformatoren sollte der Sauerstoffgehalt unter 3.000 ppm bleiben. Erhöhter Sauerstoff beschleunigt die Oxidation und erzeugt säurehaltige Nebenprodukte, die die Papierisolierung angreifen.
[Experteneinblick: Fallstricke bei der Gasinterpretation]
- Laststufenschalter (LTCs) mit Lichtbogenkontakten, die sich das Haupttanköl teilen, erzeugen während des normalen Schaltvorgangs Acetylen - überprüfen Sie immer den LTC-Typ, bevor Sie die C₂H₂-Daten interpretieren.
- Bei bestimmten Ölsorten können Wasserstoff und Methan entstehen, ohne dass es zu Fehlern kommt; Festlegung von Basiswerten für bestimmte Ölmarken
- Die jüngste Ölverarbeitung (Entgasung, Filterung) unterdrückt vorübergehend die Gaskonzentration, wodurch möglicherweise entstehende Fehler verdeckt werden.
- Überhitzung durch externe Quellen (Sonneneinstrahlung auf exponierte Tanks) kann thermische Gase erzeugen, die nicht mit internen Fehlern zusammenhängen
Drei primäre Methoden wandeln Rohgaskonzentrationen in Fehlerdiagnosen um. Jede bietet je nach Komplexität des Fehlers unterschiedliche Vorteile.
Schlüssel Gas Methode bietet die schnellste Bewertung vor Ort, indem es feststellt, welches einzelne Gas die höchste Konzentration oder die schnellste Anstiegsrate aufweist. Dominanter Wasserstoff deutet auf eine Teilentladung hin. Dominantes Ethylen deutet auf schwere thermische Fehler hin. Überwiegendes Acetylen deutet auf Lichtbogenbildung hin. Diese Methode eignet sich gut für eindeutige Fälle, hat aber Probleme mit gemischten Fehlersignaturen, bei denen mehrere Degradationsmechanismen gleichzeitig wirken.
Rogers-Verhältnisse nutzen mathematische Beziehungen zwischen Gaspaaren - CH₄/H₂, C₂H₆/CH₄, C₂H₄/C₂H₆ und C₂H₂/C₂H₄ - um Fehler in vordefinierte Codes einzuordnen. Der systematische Ansatz verringert die Subjektivität der Interpretation. Rogers Ratios liefern jedoch häufig “keine Diagnose”-Ergebnisse, wenn die Verhältnisse außerhalb der festgelegten Grenzen liegen, was bei beginnenden oder gemischten Fehlern häufig vorkommt.
Duval-Dreieck stellt die relativen Prozentsätze von Methan, Ethylen und Acetylen auf dreieckigen Koordinaten dar. Sieben Zonen innerhalb des Dreiecks entsprechen bestimmten Verwerfungstypen:
Die Duval-Methode kann mit gemischten Fehlern besser umgehen als Verhältnismethoden und wird von vielen Versorgungsunternehmen akzeptiert. Erweiterungen wie das Duval-Dreieck 4, das Dreieck 5 und das Pentagon berücksichtigen spezielle Geräte wie Laststufenschalter und Nebenschlussdrosseln.
IEEE C57.104-2019 betont die absoluten Konzentrationsniveaus mit einem vierstufigen Bedingungsstatus (Bedingung 1-4), während IEC 60599 konzentriert sich auf Gasverhältnisse und typische Konzentrationsbereiche. Die meisten Versorgungsunternehmen wenden hybride Ansätze an, d. h. sie verwenden IEC-Verhältnismethoden zur Fehlererkennung in Kombination mit absoluten Schwellenwerten nach IEEE für die Alarmauslösung.
| Verfahren | Beste Anwendung | Primäre Einschränkung |
|---|---|---|
| Schlüssel Gas | Schnelles Feldscreening | Misses gemischte Fehler |
| Rogers-Verhältnisse | Systematische Klassifizierung | Häufige “keine Diagnose”-Ergebnisse |
| Duval-Dreieck | Gemischte Fehlererkennung | Erfordert mindestens drei Gasdaten |
| IEEE C57.104 | Absolute Schwellenalarme | Weniger Fehlertypenspezifität |
| IEC 60599 | Ratio-basierte Diagnose | Erfordert Erfahrung im Dolmetschen |
Die Ergebnisse von DGA-Laboruntersuchungen sind wenig aussagekräftig, wenn keine kontextgerechten Alarmstufen festgelegt werden. Der folgende Rahmen spiegelt die gängige Praxis der Versorgungsunternehmen für Mineralöltransformatoren wider, obwohl die spezifischen Schwellenwerte je nach Spannungsklasse, Alter und Kritikalität der Anlage variieren.
| Gas | Normal (ppm) | Vorsicht (ppm) | Warnung (ppm) | Kritisch (ppm) |
|---|---|---|---|---|
| H₂ | <100 | 100-200 | 200-500 | >500 |
| CH₄ | <50 | 50-100 | 100-150 | >150 |
| C₂H₆ | <30 | 30-60 | 60-100 | >100 |
| C₂H₄ | <50 | 50-100 | 100-200 | >200 |
| C₂H₂ | <2 | 2-10 | 10-35 | >35 |
| CO | <500 | 500-700 | 700-1,000 | >1,000 |
| CO₂ | <5,000 | 5,000-8,000 | 8,000-12,000 | >12,000 |
Diese Werte sind allgemeine Richtwerte für Transformatoren ≤69 kV. Bei Anlagen der Übertragungsklasse werden häufig engere Grenzwerte verwendet.
Absolute Konzentrationen sagen nur einen Teil der Wahrheit. Die Gasbildungsrate gibt oft eine frühere Warnung:
Trending erfordert einheitliche Probenahmeintervalle. Bei kritischen Transformatoren sind in der Regel vierteljährliche Probenahmen erforderlich, bei Verteilungstransformatoren können jährliche Intervalle verwendet werden. Online-DGA-Monitore rechtfertigen ihre Kosten bei kritischen Anlagen, bei denen eine frühzeitige Erkennung Ausfälle in Millionenhöhe und Produktionsausfälle verhindert.
Standardschwellenwerte erfordern eine Anpassung für:
Ingenieure, die neue ölgefüllte Geräte spezifizieren, profitieren davon, die DGA-Grundlagen zu verstehen, wenn sie die Optionen aus einer Verteilungstransformatorhersteller. Die Qualität des Ausgangsöls und die Wahl der Konstruktion - Temperaturanstiegsklasse der Wicklung, Effizienz des Kühlsystems, Isoliermaterialien - haben einen direkten Einfluss auf das langfristige Gasbildungsprofil.
[Experteneinblick: Alarmlogik in der Praxis]
- Lösen Sie niemals Alarme bei Überschreitung von Einzelproben aus; verlangen Sie eine Bestätigungsprobe innerhalb von 2-4 Wochen
- Änderungsratenalarme erfassen sich schnell entwickelnde Fehler, die noch nicht die absoluten Schwellenwerte überschritten haben
- Flottennormalisierung - Vergleich einzelner Einheiten mit den Durchschnittswerten der Bevölkerung - identifiziert Ausreißer, selbst wenn alle Einheiten in “normale” Bereiche fallen
- Dokumentieren Sie Alarmreaktionen und Ergebnisse, um die Schwellenwerte auf der Grundlage der tatsächlichen Fehlerkorrelation zu verfeinern.
Die Qualität der Proben bestimmt den diagnostischen Wert. Verunreinigte oder unsachgemäß behandelte Proben führen zu irreführenden Ergebnissen, die unnötige Eingriffe auslösen oder echte Fehler übersehen können.
Vorbereitung vor der Probenahme: Spülen Sie das Probenahmeventil mit 200-500 mL Öl, bevor Sie die Analyseprobe entnehmen. Dadurch werden stehendes Öl und Ventilverunreinigungen entfernt. Verwenden Sie gasdichte Glasspritzen oder Metallbehälter, die für die DGA-Probenentnahme vorgesehen sind; Kunststoffbehälter lassen Gas durch.
Minimierung der Luftexposition: Schließen Sie die Probenahme schnell ab. Luft, die während der Entnahme in der Probe gelöst wird, erhöht künstlich die Sauerstoff- und Stickstoffwerte und verdünnt möglicherweise die Fehlergaskonzentrationen. Füllen Sie die Behälter vollständig, so dass kein Leerraum entsteht.
Versand und Lagerung: Versenden Sie die Proben innerhalb von 24-48 Stunden nach der Entnahme. Eine längere Lagerung ermöglicht eine fortgesetzte Gasentwicklung und atmosphärischen Austausch. Extreme Temperaturen während des Versands können die Gaslöslichkeitsgleichgewichte verändern.
Grundlegende Einrichtung: Bei neuen Transformatoren sollte innerhalb von 3-6 Monaten nach der Inbetriebnahme eine Basis-DGA-Messung durchgeführt werden. Dadurch werden die anfänglichen Gaskonzentrationen erfasst, bevor sich die Betriebsbelastung akkumuliert, und es werden Referenzpunkte für künftige Trends ermittelt.
Integration der Online-Überwachung: Kontinuierliche DGA-Monitore mit photoakustischer Spektroskopie oder Wärmeleitfähigkeitsdetektion erreichen Nachweisgrenzen von 1-5 ppm bei stündlichen oder täglichen Messzyklen. Diese Systeme eignen sich hervorragend zur Erfassung vorübergehender Fehlerzustände, die bei den vierteljährlichen Probenahmen möglicherweise nicht erfasst werden. Die Integration mit SCADA ermöglicht eine automatische Alarmierung und Trendvisualisierung.
Für Anlagen, die sowohl ölgefüllte Transformatoren als auch vorgeschaltete Schaltanlagen verwalten, erstreckt sich die für eine effektive DGA erforderliche Diagnosedisziplin natürlich auch auf das Verständnis der Wartungsanforderungen für Mittelspannungsschutzgeräte. Ölfreie Technologien wie die von a Hersteller von Vakuum-Leistungsschaltern beseitigen Probleme mit gelösten Gasen in Schaltanlagen und bieten gleichzeitig einen zuverlässigen Transformatorschutz.
DGA-Ergebnisse sind für eine umfassende Zustandsbewertung nur selten ausreichend. Der Querverweis von Gasdaten mit anderen Diagnosemethoden verbessert die Fehlerlokalisierung und die Eingriffsentscheidungen.
Tests der Ölqualität Ergänzen Sie die DGA, indem Sie die Integrität der Isolierung aus verschiedenen Blickwinkeln bewerten. Der Feuchtigkeitsgehalt wirkt sich auf die Durchschlagsfestigkeit aus und beschleunigt die Alterung des Papiers - korrelieren Sie erhöhte Feuchtigkeit mit CO/CO₂-Trends, die auf eine Verschlechterung des Papiers hinweisen. Der Säuregehalt (Neutralisationszahl) zeigt die Ansammlung von Oxidationsnebenprodukten. Die Grenzflächenspannung sinkt mit dem Abbau des Öls und lässt sich mit Indikatoren für thermische Spannungen vergleichen.
Elektrische Tests Lokalisierung von Fehlern, die DGA erkennt. Messungen des Wicklungswiderstands identifizieren Verbindungsprobleme, die durch thermische Gassignaturen angezeigt werden. Die Prüfung des Leistungsfaktors zeigt Verunreinigungen der Isolierung oder Feuchtigkeit auf. Die Überprüfung des Windungsverhältnisses bestätigt die Integrität der Wicklung, wenn DGA potenzielle Fehler zwischen den Windungen anzeigt.
Wärmebildtechnik während des Betriebs identifiziert externe heiße Stellen - lockere Verbindungen, blockierte Kühler, Mängel im Kühlsystem -, die zur Bildung von Thermogasen beitragen. Durch die Korrelation der thermografischen Befunde mit den DGA-Trends werden die Grundursachen ermittelt.
Erkennung von Teilentladungen mit Ultraschall validiert wasserstoffdominante DGA-Ergebnisse durch Bestätigung aktiver TE-Quellen. Akustische Methoden können manchmal die Entladungsaktivität auf bestimmte Buchsen, Stufenschalter oder Wicklungsbereiche eingrenzen.
Das Verständnis der physikalischen Zusammenhänge bei der Fehlererkennung in Transformatoren schafft eine diagnostische Intuition, die für alle Energieanlagen gilt. Die zugrunde liegenden Prinzipien Vakuum-Schaltbetrieb-Kontakttrennung, Lichtbogenlöschung, dielektrische Erholung - stellen analoge diagnostische Herausforderungen bei Schaltgeräten dar, für die unterschiedliche Messverfahren gelten.
Der Aufbau eines ganzheitlichen Zustandsbewertungsprogramms bedeutet, dass Sie Korrelationen zwischen den Diagnosemethoden für Ihre spezifische Transformatorenflotte herstellen. Mit der Zeit ergeben sich Muster: Bestimmte Gassignaturen sagen zuverlässig bestimmte elektrische Testanomalien voraus, bestimmte Ölqualitätstrends gehen Veränderungen der Gaserzeugung voraus, und die Ergebnisse der Wärmebildtechnik erklären ansonsten rätselhafte DGA-Ergebnisse.
Externe Referenz: IEC 60076 - Normen für Leistungstransformatoren IEC 60076
Jährliche Probenahmen eignen sich für die meisten Verteilertransformatoren, die unter normalen Bedingungen betrieben werden. Bei Anlagen, die erhöhte Gaswerte aufweisen oder häufig überlastet werden, kann jedoch eine vierteljährliche Überwachung erforderlich sein, bis sich die Trends stabilisieren.
Online-Monitore zeichnen sich durch kontinuierliche Trends und die Erfassung vorübergehender Ereignisse aus, messen aber in der Regel weniger Gase als eine vollständige Laboranalyse; die meisten Versorgungsunternehmen setzen die Online-Überwachung für kritische Anlagen ein und behalten die regelmäßige Laborbestätigung bei.
Wasserstoff warnt aufgrund seiner niedrigen Bildungstemperatur am frühesten vor sich entwickelnden Problemen, während Acetylen - selbst in Spuren - die dringendste Reaktion erfordert, da es auf aktive Lichtbögen hinweist.
Ältere Transformatoren akkumulieren Hintergrundgaswerte durch kumulative thermische Alterung; bei der Interpretation sollten die aktuellen Werte mit den anlagenspezifischen historischen Trends verglichen werden und nicht nur mit allgemeinen Bevölkerungsschwellenwerten.
Die Ölverarbeitung (Entgasung, Filtration, Aufbereitung) unterdrückt vorübergehend den Gehalt an gelösten Gasen; die Proben nach der Verarbeitung bilden neue Basiswerte, und ein rascher Gasanstieg danach kann darauf hindeuten, dass die Verarbeitung zuvor verdeckte Verwerfungsaktivitäten freilegt.
Natürliche Esterflüssigkeiten erzeugen andere Gasbildungsmuster als Mineralöl, mit im Allgemeinen höherer Streugasbildung und anderen Temperatur-Gas-Korrelationen; die Interpretation erfordert es, dass esterspezifische Leitlinien anstelle von Standard-Mineralölschwellenwerten verwendet werden.
Die DGA identifiziert zuverlässig aktive Abbauprozesse, kann aber die verbleibende Lebensdauer nicht genau vorhersagen. Die Furan-Analyse (Messung von Nebenprodukten des Papierabbaus) in Kombination mit der DGA-Trendanalyse liefert eine bessere Lebensdauerabschätzung als jede der beiden Methoden allein.
