Leitfaden zur Auswahl und Beschaffung von Online-Messgeräten für gelöste Gase in Transformatorenöl (mit technischem Vergleich)

• Das Gerät (DGA) ist ein Präzisionsmessgerät zur Zustandsüberwachung, das direkt an den Ölkreislauf großer Leistungstransformatoren angeschlossen wird und durch automatische Online-Probenahme die Konzentration von Fehlergasen in Echtzeit erfasst.

• Das Gerät überwindet die zeitliche Verzögerung herkömmlicher Offline-Tests und verfügt über eine Rund-um-die-Uhr-Echtzeitüberwachung sowie eine extrem hohe Messempfindlichkeit.

• Solche Systeme werden vor allem an zentralen Knotenpunkten eingesetzt, an denen besonders hohe Anforderungen an die Versorgungssicherheit gestellt werden, um katastrophale Stromausfälle zu verhindern, die durch verborgene Teilentladungen oder Überhitzung verursacht werden.

Was ist ein System zur Analyse gelöster Gase (DGA) in Transformatoröl?

Bei langjährigem Betrieb unter komplexen Betriebsbedingungen kommt es bei Stromtransformatoren aufgrund thermischer und elektrischer Belastungen zu einer Zersetzung des internen Isolieröls und des festen Isolierpapiers, wodurch ein bestimmter Anteil an gelösten Gasen freigesetzt wird. Um diese winzigen chemischen Veränderungen zu erfassen, hat sich die Technologie zur Verwaltung von Stromnetzanlagen von den früheren regelmäßigen manuellen Probenahmen, die zur Offline-Analyse an Labore geschickt wurden, zu hochintegrierten Online-Überwachungsgeräten weiterentwickelt. Zu den derzeit auf dem Markt vorherrschenden Technologien zählen die klassische Ölchromatographie, die hochmoderne photoakustische Spektroskopie, die auf dem Prinzip der Infrarotabsorption basierende Ölspektroskopie sowie innovative Technologien zur Detektion von Gruppen mit geringem Ölgehalt. Diese technologischen Ansätze zeichnen sich jeweils durch unterschiedliche Stärken hinsichtlich der Systemempfindlichkeit, der laufenden Wartungskosten und der Unterdrückung von Kreuzstörungen aus, verfolgen jedoch ein gemeinsames Ziel: die Bereitstellung von Daten in Echtzeit für die moderne Fehlerdiagnose bei Transformatoren, um dem Betriebspersonal des Stromnetzes dabei zu helfen, potenzielle Fehler frühzeitig zu erkennen.

Welche charakteristischen Gase kann ein Online-Überwachungsgerät für Transformatoren erkennen?

Isolieröl und Isolierpapier setzen bei unterschiedlichen Fehlerarten und Energieklassen völlig unterschiedliche charakteristische Gasgemische frei. Ein hochwertiges Online-Überwachungsgerät ist in der Regel in der Lage, die folgenden sieben wichtigsten Gase präzise zu quantifizieren:

• Wasserstoff (H₂): Ein Gas, das als Frühwarnzeichen für Teilentladungen, Lichtbögen oder Feuchtigkeit und Erwärmung im Isolieröl dient.

• Methan (CH₄) und Ethan (C₂H₆): Diese entstehen in der Regel in großen Mengen bei einer Niedrigtemperaturüberhitzung im Inneren eines Transformators.

• Ethylen (C₂H₄): Das wichtigste Kohlenwasserstoffgas, das bei der Überhitzung von blankem Metall bei hohen Temperaturen entsteht.

• Acetylen (C₂H₂): Der gefährlichste Indikator, der auf eine hochenergetische Lichtbogenentladung mit Temperaturen von mehreren tausend Grad oder auf schwere Teilentladungen hinweist.

• Kohlenmonoxid (CO) und Kohlendioxid (CO₂): Ein ungewöhnlicher Anstieg der Konzentrationen dieser beiden Gase deutet direkt auf Feuchtigkeit oder eine beschleunigte Alterung des Isolierkartons hin.

Durch den präzisen Abgleich der Verhältnisverhältnisse dieser Gase in der Messkammer lassen sich mit solchen Geräten die ursprünglich komplexen chemischen Veränderungen in intuitive Warnsignale umwandeln, wodurch die blinden Flecken herkömmlicher manueller Isolierölprüfungen weitgehend ausgeglichen werden.

Prinzip sowie Vor- und Nachteile herkömmlicher chromatographischer Überwachungssysteme für Transformatoröl

Das traditionelle Online-Überwachungssystem für Ölchromatographie, das seit vielen Jahren in Stromnetzen weit verbreitet ist, umfasst einen strengen Arbeitsablauf, der die Online-Zirkulationsprobenahme, die hocheffiziente Trennung von Öl und Gas sowie die präzise Trennung und quantitative Analyse der Gase beinhaltet. Die Anlage nutzt ein Vakuumentgasungsverfahren, um das Gasgemisch zu extrahieren und zu trennen; anschließend werden die Gase mit hochreinem Trägergas in eine thermostatisierte Chromatographiesäule geleitet, wo die verschiedenen Moleküle aufgrund ihrer unterschiedlichen Adsorptionsfähigkeit nacheinander getrennt und quantifiziert werden. Die Ölchromatographie-Technologie zeichnet sich durch eine extrem hohe Messgenauigkeit aus und gilt in verschiedenen Richtlinien zur Fehlerdiagnose als Maßstab. Bei der Beschaffung ist jedoch zu berücksichtigen, dass der Betrieb zwangsläufig auf eine hochreine Trägergasquelle angewiesen ist und die Chromatographiesäulen einer Alterung unterliegen; der Verbrauch von Verbrauchsmaterialien und die Notwendigkeit regelmäßiger Kalibrierungen führen zu relativ hohen Wartungskosten.

Warum sind photoakustische Spektroskopie und Ölspektroskopie bei Einkäufern so beliebt?

Um die Schwachstellen herkömmlicher Überwachungssysteme – den Verbrauch von Trägergas und die Wartung der Chromatographiesäulen – endgültig zu überwinden, hat sich die photoakustische Spektroskopie im Zuge der intelligenten Modernisierung als bahnbrechende Technologie etabliert. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um eine hochentwickelte Weiterentwicklung der Ölspektroskopie, bei der ein Infrarotlaser mit einer bestimmten Wellenlänge direkt auf das freigesetzte Gasgemisch gerichtet wird. Wenn bestimmte Kohlenwasserstoffmoleküle die entsprechenden Photonen absorbieren, kommt es zu einer thermischen Ausdehnung, die wiederum Schallwellen auslöst. Durch die Erfassung dieser Schallwellen mit hochempfindlichen Mikrofonen lässt sich die genaue Konzentration berechnen. Da keinerlei Trägergas benötigt wird und das Problem der Alterung der Chromatographiesäulen entfällt, ermöglicht diese Technologie einen “wirklich verbrauchsmaterialfreien” Betrieb, verlängert die wartungsfreien Intervalle auf mehrere Jahre und ist damit zum neuen Favoriten bei der Beschaffung für High-End-Umspannwerke und unbemannte Standorte geworden.

Auswahl von Systemen zur Online-Überwachung von Transformatoren: Vergleichstabelle zwischen Ölchromatographie, photoakustischer Spektroskopie und Technologien für Transformatoren mit geringem Ölgehalt

Bei der Auswahl und Beschaffung von Geräten müssen die Betriebs- und Wartungskosten sowie die Messgenauigkeit umfassend abgewogen werden. In den letzten Jahren hat sich neben der Vollkomponenten-Chromatographie und -Spektroskopie auch die Technik der Teilölanalyse (bei der eine äußerst geringe Ölprobe entnommen und eine kombinierte Analyse nach Schlüsselgasgruppen durchgeführt wird) als neuer Trend etabliert, der Effizienz und Kosten in Einklang bringt.

Wie trifft man die richtige Wahl bei begrenztem Budget? Das hervorragende Preis-Leistungs-Verhältnis von Einkomponenten-Wasserstoffsensoren

In bestimmten kostenkritischen Szenarien, bei Transformatoren mit geringer Leistung oder bei der Sanierung veralteter Stromnetze kann der Einsatz von Vollkomponentensystemen an Budgetgrenzen stoßen. In solchen Fällen bieten auf Halbleiter- oder elektrochemischer Basis arbeitende Einkomponenten-Wasserstoffsensoren eine kostengünstige Kompromisslösung. Denn unabhängig davon, ob es sich um einen thermischen oder einen elektrischen Fehler handelt, ist Wasserstoff oft das erste Vorläufergas, das entsteht und sich am schnellsten ausbreitet. Zwar können diese Sensoren keine detaillierte „David-Dreieck“-Diagnose liefern, doch bieten sie äußerst empfindliche Schwellenwertalarme bei frühen, noch schwachen Überhitzungen und stellen somit eine hervorragende erste Verteidigungslinie zur Abfangung von Anfangsfehlern dar.

Welche Probleme lassen sich mit DGA-Geräten mit intelligentem Fehlerdiagnosesystem lösen?

Moderne High-End-Online-Überwachungsgeräte sind nicht mehr nur Sensoren, sondern intelligente Endgeräte, in denen Big-Data-Analysen und Algorithmen des maschinellen Lernens tiefgreifend integriert sind. Das System wendet automatisch Theorien wie die Rogers-Ratio-Methode aus den IEC-Normen an, um die Analyseergebnisse einer gründlichen Bewertung zu unterziehen. Bei der Auswahl führen Geräte mit Expertensystemen eine mehrdimensionale Korrelationsanalyse der Konzentrationstrends der Bestandteile mit der Transformatorauslastung und der Öltemperatur an der Oberfläche durch. Dadurch werden Fehler aus Einzelmessungen effektiv herausgefiltert, und selbst früheste Anzeichen von thermischer Alterung des Isolierpapiers oder winzige Teilentladungen werden präzise erkannt, was den Aufwand für die manuelle Datenanalyse erheblich reduziert.

Anforderungen und Hinweise zur Installation von Online-Überwachungsgeräten für Transformatoren

Die Genauigkeit der Geräte hängt in hohem Maße von einer sorgfältigen Installation vor Ort ab. Bei der Montage muss sichergestellt werden, dass das System für die Ölentnahme und den Rückfluss vom Transformator selbst bis zu den Überwachungsgeräten absolut dicht ist. Jede noch so geringe Undichtigkeit, die zu einem Unterdruck führt, kann das Eindringen von Außenluft zur Folge haben und schwerwiegende Fehldiagnosen verursachen. Gleichzeitig muss die Verlegung der Leitungen den strömungstechnischen Anforderungen entsprechen, um tote Ölzonen konsequent zu vermeiden und sicherzustellen, dass bei jeder Entnahme eine aktive Ölprobe gewonnen wird. Der Auftraggeber sollte bei der Abnahme die Qualität der Leitungsverlegung als entscheidenden Bewertungsmaßstab heranziehen.

Wie lässt sich nach dem Kauf ein langfristig stabiler Betrieb gewährleisten? Leitfaden zur Wartung und Kalibrierung der Geräte

Für Geräte unterschiedlicher technischer Auslegung sind maßgeschneiderte Betriebs- und Wartungsstrategien erforderlich. Bei Ölchromatographiesystemen müssen die Mikrometerfilter streng nach den Vorschriften ausgetauscht und die Kalibrierung mit Standardgemischen durchgeführt werden. Bei photoakustischen Spektrometern mit verbrauchsmaterialfreiem Design müssen dennoch regelmäßig die Dämpfung der Infrarotlichtquelle und die Empfindlichkeit des Mikrofonverstärkers überprüft werden. Der jährliche Abgleich der Gerätedaten mit den von zertifizierten Labors ausgestellten Offline-Prüfberichten ist von entscheidender Bedeutung, um sicherzustellen, dass dieses System zuverlässige Daten für Entscheidungen bei Notfallreparaturen liefert.

FAQ: Häufig gestellte Fragen zu Beschaffung und Produktauswahl

1. Können die manuellen Isolierölprüfungen im Labor vollständig entfallen, nachdem am Transformator ein Online-Überwachungsgerät installiert wurde?

Sie können nicht vollständig abgeschafft werden. Der zentrale Vorteil von Online-Überwachungsgeräten besteht darin, dass sie ungewöhnliche Gasentwicklungstrends rund um die Uhr in Echtzeit erfassen. Nach Auslösung eines Alarms wegen einer schwerwiegenden Überschreitung der Grenzwerte schreiben die Sicherheitsvorschriften jedoch vor, dass manuell Proben entnommen und zur hochpräzisen Offline-Überprüfung an ein Labor geschickt werden müssen; beide Verfahren ergänzen sich gegenseitig.

2. Wie soll man sich bei der Auswahl eines neuen Umspannwerks zwischen der herkömmlichen Ölchromatographie und der neuen photoakustischen Spektroskopie entscheiden?

Beide Technologien haben ihre jeweiligen optimalen Anwendungsbereiche. Die traditionelle Ölchromatographie-Technologie hat eine lange Tradition und eignet sich für Standorte mit guter Verkehrsanbindung und einfacher Beschaffung von Verbrauchsmaterialien. Die photoakustische Spektroskopie hingegen ermöglicht einen wirklich verbrauchsmaterialfreien Betrieb und ist äußerst störungsunempfindlich, wodurch der spätere Aufwand für manuelle Wartung und Betrieb erheblich reduziert wird; sie eignet sich daher besonders gut für unbemannte Standorte.

3. Warum löst das System sofort einen Alarm der höchsten Stufe aus, wenn es äußerst geringe Mengen (einige ppm) an Acetylen feststellt?

Die Bildung von Acetylen erfordert extrem hohe Temperaturen (in der Regel über 800 °C). Selbst wenn die Sonde nur geringste Mengen an Acetylen erfasst, ist dies ein eindeutiger Beweis dafür, dass im Inneren des Transformators äußerst zerstörerische Hochenergie-Lichtbögen oder schwere Teilentladungen auftreten. Da solche Störungen sehr leicht zu Explosionen führen können, sind die Schwellenwerte äußerst streng festgelegt.

4. Muss bei der Installation solcher Online-Überwachungsgeräte der Haupttransformator zwingend abgeschaltet werden?

Dies hängt von der Konfiguration der Ventile vor Ort ab. Sofern bereits ein standardmäßiges, störungsfreies Probenahmeventil vorgesehen ist, können einige Geräte mit Rückschlagschutz-Schnellkupplung unter Spannung vorschriftsmäßig installiert werden. Um jedoch absolute Sicherheit zu gewährleisten oder falls bei den vorhandenen Ventilen die Gefahr von Leckagen besteht, entscheiden sich die meisten Unternehmen dennoch dafür, die Installation während einer stromfreien Wartungsphase des Transformators durchzuführen.

5. Reicht der Einbau eines einzigen Wasserstoffsensors aus, um eine umfassende Fehlerdiagnose des Transformators durchzuführen?

Nein. Ein einzelner Wasserstoffsensor ist zwar ein hervorragender Frühwarner, kann jedoch die genauen Anteile verschiedener Gase nicht bestimmen. Nur wenn vollständige Messdaten vorliegen, lässt sich mithilfe der Verhältnismethode eine gründliche Diagnose der Fehlerursache durchführen.

6. Wie wirkt sich die Entgasungseffizienz im Inneren der Online-Messgeräte auf die Genauigkeit der endgültigen Analyse aus?

Der Entgasungsschritt ist der kritische Punkt des Verfahrens. Sollte es zu einer Verstopfung der Entgasungsvorrichtung (oder der Mikroextraktionskammer der Gruppe mit geringem Ölgehalt) kommen, können die gelösten Gase nicht proportional extrahiert werden, wodurch die nachfolgenden Gasproben ihre Repräsentativität verlieren und es zu erheblichen Verzerrungen der Analysedaten kommt.

7. Die Hintergrundkonzentrationen bestimmter Kohlenwasserstoffgase schwanken je nach Jahreszeit leicht – ist das normal?

Das ist normal. Die Löslichkeit von Gasen in Isolieröl wird stark von der Temperatur beeinflusst. Bei hohen Temperaturen im Sommer sinkt die Löslichkeit, sodass ein Teil der Gase entweicht; bei niedrigen Temperaturen im Winter steigt die Löslichkeit wieder an. Hochentwickelte Überwachungsalgorithmen berücksichtigen automatisch die Öltemperatur als Variablen, um solche thermodynamischen Störungen auszugleichen.