Notfallstufen bei Transformatorfehlern erkennen: Hintergrundinformationen für Instandhaltungsteams

Die Erkennung von Transformatorfehlern hat sich im Laufe des letzten Jahrhunderts erheblich weiterentwickelt, vom rudimentären Buchholz-Relais der 1920er Jahre bis hin zu den modernen hoch entwickelten Systemen zur Online-Analyse gelöster Gase (DGA). Diese technologischen Fortschritte haben zwar unsere Möglichkeiten zur Überwachung des Transformatorzustands erheblich verbessert, sie bringen jedoch auch eine Herausforderung mit sich: Wie lässt sich feststellen, welche Notfallstufe tatsächlich herrscht, wenn ein Alarm ausgelöst wurde?

Für die Instandhaltungsteams ist diese Herausforderung alles andere als theoretisch. Eine falsche Klassifizierung von Transformatorfehlern hat schwerwiegende Auswirkungen auf die Betriebskosten und Sicherheit. Wird ein geringfügiges Problem fälschlicherweise als kritisch eingestuft, werden Ressourcen für unnötige Notfallmaßnahmen verschwendet. Im Gegensatz dazu kann ein schwerwiegender Fehler, der unterschätzt wird, katastrophale Fehlfunktionen verursachen, die zu einer irreversiblen Beschädigung des Transformators, Kollateralschäden und Sicherheitsrisiken für das Personal führen können.

Die finanziellen Auswirkungen dieser Fehleinstufungen sind erheblich. Unnötige Notfallreaktionen können Versorgungsunternehmen Zehntausende von Euro pro Vorfall kosten, während ein verhängnisvoller Transformatorausfall Millionen kosten kann.

Kategorisierung bei der Wartung – eine Herausforderung

Wartungsteams, die für Transformatorenflotten verantwortlich sind, müssen sich mit verschiedenen häufig auftretenden Szenarien auseinandersetzen, was verdeutlicht, wie schwierig es ist, Fehler verlässlich einer bestimmten Kategorie zuzuordnen. Eine typische Situation ist der Erhalt eines Alarms eines Wasserstoffüberwachungssystems, ohne dass der Schweregrad des Fehlers klar ersichtlich ist. Ohne zusätzliche Daten greifen Wartungsteams oft auf konservative Reaktionen zurück und behandeln viele Alarme als potenziell ernst.

Herkömmliche Fehlerdetektoren tragen aufgrund ihrer inhärenten Einschränkungen zu dieser Herausforderung bei. Die kostengünstige Wasserstoffüberwachung erkennt eine Vielzahl von Fehlern, ohne deren Art oder Schwere zu unterscheiden. Auch bei der Fähigkeit von Verbundgasdetektoren, zwischen verschiedenen Fehlertypen zu unterscheiden, gibt es ähnliche Limitationen. Vorhandene Überwachungssysteme mit Fehlerdetektoren, die Acetylen erkennen können – hierbei handelt es sich um den kritischen Indikator für hochenergetische Fehler mit Lichtbogenbildung – weisen eine schlechte Empfindlichkeit (> 3 ppm) auf, die über dem im technischen Merkblatt 783 der CIGRE empfohlenen Schwellenwert von 2 ppm liegt.

Diese Einschränkungen führen zu einer „Fehlalarm-Ermüdung“. Wie in CIGRE TB 783 festgestellt wurde, „werden solche Fehlalarme aufgrund von freien Gasen viel häufiger auftreten als echte Alarme durch Lichtbogenbildung. Nach wiederholten Fehlalarmen könnte der Bediener verleitet sein, diese zu ignorieren.“ Diese Normalisierung der Abweichungen führt zu einer gefährlichen Situation, in der Instandhaltungsteams für Alarme desensibilisiert werden.

Hochenergetische Lichtbogenfehler, die Acetylen erzeugen, entwickeln sich oft schnell und können zu verheerendem Transformatorenversagen führen, wenn sie nicht sofort angegangen werden. CIGRE TB 783 warnt: „Lichtbögen werden möglicherweise nur mit fortgeschrittenen Werten wahrgenommen, wenn sich innerhalb kurzer Zeit größere Acetylen- und Wasserstoffspitzen bilden, manchmal zu spät, um einen katastrophalen Ausfall zu vermeiden, wenn Lichtbögen in Wicklungen auftreten ...“. In der Praxis war dies zu beobachten, als ein InsuLogix G2 in einem kritischen Rechenzentrum einen Anstieg der Acetylenwerte von 0 ppm auf ca. 30 ppm aufzeichnete. Leider war das InsuLogix nicht mit SCADA verbunden und der Transformator fiel nach etwa sechs Monaten aus – eine Situation, die sich möglicherweise hätte verhindern lassen.

Die Auswirkungen einer Fehlklassifizierung auf die Ressourcen

Die Fehlklassifizierung von Transformatorfehlern führt zu einer Kaskade von Ressourcenineffizienzen. Wenn unkritische Probleme Notfalleinsätze auslösen, werden Wartungsteams unnötig beansprucht und Ressourcen von geplanten Aktivitäten abgezogen. Diese ungeplanten Eingriffe sind in der Regel mit hohen Kosten verbunden, die sie Überstunden, Mobilisierung von Notfallausrüstung und mögliche Produktionsunterbrechungen erfordern.

Eine verzögerte Reaktion auf wirklich kritische Probleme führt zu einem noch größeren finanziellen Risiko. Ein großer Transformatorausfall kann Kosten in Millionenhöhe für Ersatzgeräte, Notfallreparaturen und Energieumverteilung verursachen. Für industrielle Betriebe sind die Kosten, die durch Produktionsverluste aufgrund eines ungeplanten Ausfalls entstehen, häufig höher als die Kosten für den Ersatz der Anlagen.

Neben finanziellen Aspekten führt eine Fehleinstufung auch zu erheblichen Risiken für die Sicherheit des Personals. Hochenergetische Lichtbogenfehler können zu schwerwiegenden Transformatorfehlern führen und möglicherweise Brände, Explosionen oder Öllecks verursachen. Wartungsteams können sich unbeabsichtigt in Gefahr bringen, wenn der Fehler unterschätzt wurde.

Die Kosten für die Ölprobenahme stellen weitere versteckte Kosten einer Fehlklassifizierung dar. Fehlen eindeutige Fehleranzeigen, so weichen Instandhaltungsteams häufig auf eine vermehrte manuelle Ölprobenahme und Laboranalyse aus. Die Untersuchung eines Notfallalarms kann die Entnahme, den Transport die Analyse und die Berichterstellung zu Ölproben umfassen und Kosten von mehreren hundert bis mehreren tausend Euro verursachen. Ein Versorgungsunternehmen mit Hunderten von Transformatoren kann jährlich mehrere zehntausend Euro für Ölproben ausgeben, die durch eine präzisere Online-Überwachung vermieden werden könnten.

Eine aufschlussreiche Fallstudie stammt von einem Versorgungsunternehmen, das kürzlich sein Online-DGA-Überwachungsprogramm durch den Austausch mehrerer Dutzend Mischgasmonitore durch InsuLogix G2-Systeme aufgerüstet hat. Früher konnten Mischgasmonitore allgemeine Gastrends erkennen, jedoch nicht zwischen den Fehlertypen unterscheiden, was zu einem Standard-Reaktionsprotokoll für alle Alarme führte. Seit der Implementierung von Überwachungssystemen, die in der Lage sind, Acetylen mit hoher Präzision gezielt zu erkennen, wird von einer deutlichen Verbesserung der Wartungseffizienz berichtet. Acetylen-spezifische Alarme ermöglichten eine eindeutige Notfallklassifikation und damit angemessene Reaktionen auf der Grundlage des tatsächlichen Risikos.

Moderne Ansätze für die Notfallklassifizierung

Die Weiterentwicklung der Fehlerklassifizierung für Transformatoren konzentrierte sich auf die Konzeption anspruchsvollerer Gasüberwachungsansätze, wobei sich die Empfindlichkeit gegenüber Acetylen als wichtiges Unterscheidungsmerkmal herausstellte. Acetylen ist ausgesprochen wertvoll, da es sich nur bei Temperaturen über 500 °C bildet und somit ein eindeutiger Indikator für hochenergetische Fehler, einschließlich Lichtbogenbildung, ist.

Moderne Überwachungssysteme mit Präzision für die Acetylen-Detektion auf Laborniveau (0,5 ppm Empfindlichkeit) haben die Notfallklassifizierung verändert. Diese Empfindlichkeitsstufe ermöglicht die Erkennung hochenergetischer Fehler in der Frühphase, oft Wochen bevor weniger empfindliche Systeme diese erkennen.

Das Verhältnis zwischen Wasserstoff- und Acetylenkonzentrationen liefert wertvolle diagnostische Informationen. Wenn das Wasserstoffniveau ansteigt, ohne dass Acetylen hinzukommt, weist dies typischerweise auf Fehler mit geringerem Energieniveau hin, wie z. B. Teilentladungen oder lokale Überhitzungen. Wenn Acetylen jedoch neben Wasserstoff auftritt, insbesondere wenn der Acetylenspiegel schnell ansteigt, weist dies auf einen energiereichen Fehler hin, der dringend behoben werden muss.

Das technische Merkblatt 783 der CIGRE weist ausdrücklich darauf hin, dass „im Falle eines D1 oder D2 Lichtbogenfehlers in Wicklungen, der potenziell den gefährlichsten Fehler in Transformatoren darstellt, der typische IEC/CIGRE-Wert von Acetylen, der erkannt werden sollte, ca. 2 ppm beträgt.“ Dadurch wird ein klarer Grenzwert für die frühzeitige Erkennung kritischer Störlichtbögen festgelegt. Dies zeigt, wie wichtig Überwachungssysteme sind, die in der Lage sind, Acetylen auf diesem Niveau und idealerweise darunter zu erkennen. Es ist wichtig zu beachten, dass nur etwa 6 ppm Wasserstoff zusammen mit diesen 2 ppm Acetylen gebildet werden. Ein Anstieg von 6 ppm Wasserstoff kann jedoch mit den Monitortypen M1 und M2, die Metallschicht- oder Metalloxidsensoren oder elektrochemische Zellen verwenden, nicht zuverlässig erkannt werden, da diese relativ hohe Nachweisgrenzen von typischerweise ≥ 25 ppm aufweisen.

Implementierung effektiver Reaktionsverfahren

Eine effektive Notfallklassifizierung ist nur dann von Nutzen, wenn sie mit geeigneten Notfallmaßnahmen kombiniert wird. Der Schlüssel zur erfolgreichen Implementierung liegt in der Integration erweiterter Überwachungsfunktionen in bestehende Instandhaltungsprogramme. Diese Integration beginnt mit der Zuordnung der einzelnen Stufen der Notfallklassifizierung zu spezifischen Instandhaltungsabläufen, die bereits in der Organisation eingerichtet sind.

Bei Nutzung des InsuLogix G2 könnte der Transformatorbetreiber die folgenden abgestuften Reaktionsprotokolle berücksichtigen, die sich nach den Gasleveln richten. Hier weisen die Instandhaltungsteams Ressourcen proportional zum tatsächlichen Risiko zu. Es darf nie vergessen werden, dass sich verschiedene Transformatoren in unterschiedlichen Zuständen befinden können. Ein praktisches Beispiel kann folgendermaßen aussehen:

• Wurde Wasserstoff oberhalb der Alarmschwelle, jedoch kein Acetylen festgestellt, sind innerhalb von 48 Stunden Ölproben zu entnehmen.
• Bei einem Anstieg der Acetylen-Konzentration von nicht nachweisbar auf 0,5–2 ppm müssen innerhalb von maximal 24 Stunden zusätzliche diagnostische Tests durchgeführt werden.
• Bei einem Anstieg von nicht nachweisbar auf 2–5 ppm müssen so schnell wie möglich zusätzliche diagnostische Tests durchgeführt werden. 
• Bei einem Anstieg der Acetylen-Konzentration von nicht nachweisbar auf > 5 ppm oder einem schnellen Anstieg der Änderungsrate (RoC) der Acetylen-Konzentration sind Notfallmaßnahmen für einen möglichen Transformatorausfall umzusetzen.

Die Branchenrichtlinien von CIGRE, IEC und IEEE liefern detaillierte Informationen zur Interpretation von Fehlern, empfehlen Maßnahmen und sollten befolgt werden. Das oben beschriebene mehrstufige Reaktionsprotokoll ist spezifisch für die Verwendung des InsuLogix G2 Acetylen-, Wasserstoff- und Feuchtigkeitsüberwachungsgeräts und dient nur als Beispiel.

Eine überzeugende Fallstudie stammt aus einer großen industriellen Ölraffinerie, in der routinemäßige Labortests 1,5 ppm Acetylen in einem kritischen Transformator erkannt haben. Da die Vorlaufzeit für den Austausch eines Transformators mehr als 2,5 Jahre beträgt, setzte das Unternehmen ein hochempfindliches Acetylen-Überwachungssystem mit Nutzung des InsuLogix G2 ein, um den Acetylen-Gehalt zwischen den Labortests kontinuierlich zu verfolgen. Dadurch konnte der Kunde die Lebensdauer dieses Transformators verlängern und den Austausch hinauszögern.

Die Raffinerie implementierte ein Reaktionsprotokoll, das speziell auf Acetylenwerte kalibriert wurde. Bei vordefinierten Schwellenwerten werden nun bestimmte Instandhaltungsmaßnahmen ausgelöst. Wenn die Acetylenwerte schwankten, wurden die Messungen durch eine Laboranalyse bestätigt, was die Genauigkeit des Überwachungssystems sicherstellt. Besonders bemerkenswert ist, dass in einigen Fällen die Wasserstoffkonzentrationen unter 40 ppm blieben – ein Wert, der bei einer reinen Wasserstoffüberwachung keinen Alarm ausgelöst hätte, obwohl Acetylen vorhanden ist, das auf einen sich entwickelnden Hochenergiefehler hindeutet.

Fazit

Eine exakte Klassifizierung von Transformatorfehlern bietet drei miteinander verbundene Vorteile: Kostenreduzierung durch die Verringerung der Anzahl vermeidbarer Notfallreaktionen bei gleichzeitiger Verhinderung verheerender Ausfälle, Verbesserung der Sicherheit, da Wartungsteams genaue Informationen über den Schweregrad erhalten, und Ressourcenoptimierung, da sich die Teams auf Informationen über den Transformatorzustand verlassen und fundierte Entscheidungen über die Priorisierung von Aufgaben treffen können.

Organisationen, die ihre Klassifizierung von Transformatorfehlern verbessern möchten, sollten verschiedene praktische nächste Schritte unternehmen. Beginnen Sie mit der Bewertung Ihrer vorhandenen Online-Überwachungsgeräte (falls vorhanden), insbesondere im Hinblick auf die Empfindlichkeit bei der Acetylen-Detektion. Wenn Ihre Transformatoren noch nicht mit einem Überwachungsgerät ausgestattet sind, sollten Sie ein System mit der höchstmöglichen Empfindlichkeit für Acetylen und einer separaten Detektion von Wasserstoff und Acetylen in Betracht ziehen. Entwickeln Sie als Nächstes einen klaren Rahmen für die Klassifizierung von Notfällen mit definierten Schwellenwerten und entsprechenden Reaktionsprotokollen. Integrieren Sie diese Klassifizierungen schließlich in vorhandene Vorrichtungen für Ihr Instandhaltungsmanagement, um eine einheitliche Anwendung im gesamten Unternehmen zu gewährleisten.

Durch die Implementierung einer präzisen Überwachung in Verbindung mit einer eindeutigen Notfallklassifizierung können Wartungsteams die Transformatorversorgung von einer reaktiven, mit Unsicherheiten verbundenen Aufgabe in einen sicheren, proaktiven Ansatz umwandeln, der sowohl die Zuverlässigkeit als auch die Ressourcenverwendung optimiert.