Schließen der Lücke in der Online-DGA-Überwachung
Zusammenfassung
Eine frühzeitige Fehlererkennung und eine klare Einschätzung des Schweregrads sind für die Priorisierung der Instandhaltung und die Vermeidung von Transformatorausfällen von entscheidender Bedeutung. Obwohl die Analyse der gelösten Gase (DGA) die bevorzugte Methode zur Fehlererkennung und Diagnose ist, sind Online-Überwachungslösungen oft entweder zu teuer oder bieten nur begrenzten diagnostischen Wert. Dies schränkt den Smart-Grid-Ansatz ein, bei dem alle kritischen Transformatoren eines Netzes in Echtzeit mit zentraler Software überwacht werden könnten.
Dieser Artikel stellt eine kosteneffiziente Online-Überwachungsstrategie vor, die Wasserstoff (H₂), Acetylen (C₂H₂) und gelöste Feuchtigkeit nutzt. Dies wurde durch den Einsatz der Tunable-Diode-Laser-Spektroskopie zur präzisen Messung von Acetylen in der Transformatorüberwachung ermöglicht. Während Wasserstoff eine breite Früherkennung ermöglicht, ist Acetylen ein Indikator für Hochenergie-Fehler, und Feuchtigkeit zeigt Risiken für Isolierung und Dielektrikum an. Unterstützt durch thermodynamische Gasbildungsprinzipien und Feldmessungen erreicht dieser Ansatz eine starke diagnostische Abdeckung, die mit Fehlererkennungsmethoden allein auf Basis von Wasserstoff, Wasserstoff und Kohlenmonoxid oder zusammengesetzter Gasüberwachung nicht möglich ist.
1. Einführung
Unerwartete Transformatorausfälle können zu Stromausfällen, Geräteschäden und kostspieligen Reparaturen führen. Während die Offline-Analyse der gelösten Gase (DGA) im Labor weiterhin die entscheidende Methode zur Beurteilung des Gesundheitszustands der in Betrieb befindlichen Transformatoren und zur Fehlerdiagnose darstellt, wird die Online-DGA-Überwachung von Transformatorbetreibern – und zunehmend von Versicherern – bereits als wesentlich für die Sicherstellung der Zuverlässigkeit von Hochspannungsnetzen anerkannt. Dies liegt daran, dass die Online-Analyse gelöster Gase (DGA) in digitalen Energiesystemen Vorteile bietet, die traditionelle Labortests ergänzen, insbesondere bei der Erkennung schnell entstehender Fehler, die zwischen den periodischen Offline-Ölproben auftreten.
Bereits die frühen Online-Systeme der 1990er Jahre haben den Wert der kontinuierlichen Transformatorüberwachung gezeigt. Ihr Design konzentrierte sich jedoch meist auf die Verwendung von Wasserstoff als „Frühwarnindikator“ für Anomalien.
Um die diagnostische Leistungsfähigkeit zu verbessern, einschließlich der Möglichkeit, den Trend von Acetylen als Gas mit höchstem Risiko zu erkennen und zu messen, wurden später Multi-Gas-Online-Monitore entwickelt, die detaillierte Einblicke in Fehlertypen und -schweregrade bieten. Obwohl sie als Goldstandard gelten, erschweren ihre Kosten und Komplexität einen flächendeckenden Einsatz, insbesondere bei großen Anlagenflotten oder abgelegenen Standorten.
Um eine breitere Abdeckung und Risikominderung auf Flottenebene zu erreichen, haben viele Transformatorbetreiber einfachere Ein-Gas-, Zwei-Gas- oder zusammengesetzte Gasüberwachungen eingeführt. Dieser Ansatz bringt jedoch mehrere Herausforderungen mit sich:
- Fehlalarme durch nicht fehlerbedingte Wasserstoffbildung (Streugasbildung, Alterung des Öls oder Probenfehler) [3].
- Mehrdeutige Interpretation von Kohlenmonoxid (CO), da CO sowohl durch unkritische Öloxidation als auch durch kritische Zellulosezersetzung entstehen kann [4].
- Verzögerte oder unterbliebene Erkennung schwerer elektrischer Fehler, wenn Lichtbogengase wie Acetylen nicht überwacht werden.
Zudem überdeckt die Überwachung von Gasgemischen das Verhalten einzelner Gase und verhindert so eine eindeutige Fehlerdiagnose.
Daher besteht bei den Betreibern von Transformatoren ein wachsender Bedarf an:
- Früherkennung von sich entwickelnden Zuständen, die zu katastrophalen Ausfällen führen könnten, sodass Betreiber entscheiden können, ob Untersuchungsteams und Wartungspersonal im Notfallmodus eingesetzt werden sollen; und
- Erschwinglichkeit und Einfachheit, um eine größere Anzahl von Transformatoren überwachen zu können.
Mit anderen Worten benötigen Transformatorbetreiber eine DGA-Überwachungslösung, die effektiv, zuverlässig und kostengünstig ist.
2. DGA – Hintergrund und diagnostische Prinzipien
Die Analyse der gelösten Gase (DGA) von Transformatoröl basiert auf dem Prinzip, dass elektrische und thermische Belastungen innerhalb von Transformatoren die Isoliermaterialien – sowohl Öl als auch Festisolierung – zersetzen und dabei Gase erzeugen, die charakteristisch für Art und Schwere des Fehlers sind.
2.1 Ursprung und Bedeutung von gelösten Gasen
Jedes Gas hat einen Diagnosewert, wie in Tabelle 1 beschrieben.
| Gas | Gasquelle | Diagnostischer Wert |
|---|---|---|
| Wasserstoff (H₂) | Energiearme Erwärmung, Teilentladungen, Lichtbögen, Streugasbildung etc. | Frühwarnung, aber nicht sehr spezifisch |
| Acetylen (C₂H₂) | Lichtbögen, Hochenergie-Entladungen | Ein eindeutiger Hinweis auf schwere elektrische Fehler/hohe Temperatur |
| Methan (CH₄) | Energiearme thermische Fehler | Kontext für thermische Fehler |
| Ethan (C₂H₆) | Leichte Überhitzung | Kontext für thermische Fehler |
| Ethylen (C₂H₄) | Thermische Fehler bei hohen Temperaturen | Kontext für starke Überhitzung |
| Kohlenmonoxid (CO) | Zellulosezersetzung, Öloxidation | Indikator für Alterung der Isolierung, jedoch anfällig für Fehlalarme |
| Kohlendioxid (CO₂) | Öl- und Zellulosezersetzung, Oxidation | Indikator für Alterung der Isolierung |
| Sauerstoff (O₂)/Stickstoff (N₂) | Lufteintritt | Leckerkennung und atmosphärische Kontamination |
2.2 Thermodynamische Grundlage der Gasbildung bei Fehlern
Die Gasbildung in Transformatoren folgt der thermodynamischen Zersetzung von Isoliermaterialien unter unterschiedlichen Belastungsniveaus. Abbildung 1 erläutert die grundlegenden Mechanismen, durch die unterschiedliche Energiemengen zur Bildung bestimmter Gase führen.
Das in Abbildung 1 beschriebene vereinfachte thermodynamische Modell zur Gasbildung bestätigt Folgendes:
- H₂ und CH₄ entstehen bei relativ niedrigen thermischen Aktivierungsenergien.
- C₂H₆ und C₂H₄ erfordern eine höhere Energie, was typisch für eine mäßige Überhitzung ist.
- Die Bildung von C₂H₂ erfordert den höchsten Energieeintrag und korreliert direkt mit Lichtbögen und Hochenergie-Fehlern.
| Energieniveau | Gasbildung | Typischer Fehlertyp |
|---|---|---|
| Niedrig (Corona, Teilentladung) | H₂, CH₄ | Teilentladung, Streugasbildung |
|
Mittel (Überhitzung, Hotspots) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Thermische Fehler (T1, T2) |
|
Hoch (Lichtbogen, starke Überhitzung) |
C₂H₂ |
Lichtbögen, Hochenergie-Entladungen und thermische Fehler (T3) |
Zwar liefern alle Gase und die Verhältnisse zwischen einigen von ihnen diagnostische Informationen, doch sind H₂ und C₂H₂ für die Früherkennung schwerwiegender Fehler von entscheidender Bedeutung. Aus Abbildung 1 und Tabelle 2 geht hervor, dass Wasserstoff und Acetylen die beiden wichtigsten Gase sind, die mit elektrischen Fehlern und Hochtemperaturbedingungen in Verbindung stehen.
Feuchtigkeit spielt, obwohl kein Gas, eine wesentliche Rolle bei der Beurteilung des Isolationszustands und der Vorhersage des Risikos eines dielektrischen Ausfalls.
2.3 Begründung für die Überwachung von H₂, C₂H₂ und Feuchtigkeit
Die Fokussierung auf H₂, C₂H₂ und gelöste Feuchtigkeit erfüllt den Bedarf der Betreiber nach einer Überwachungsstrategie, die eine Risikominderung auf Flottenebene sowie die Priorisierung von Untersuchungs- und Wartungsmaßnahmen ermöglicht. Dies kann durch das Erkennen von Anomalien und die Klärung des Schweregrads von Fehlern wie folgt erreicht werden:
- Wasserstoff (H₂) – ein universeller Frühindikator für viele Fehler, einschließlich Teilentladungen, energiearmer Erwärmung und auch unkritischer Streugasbildung.
- Acetylen (C₂H₂) – bestätigt das Vorhandensein von Lichtbögen oder Hochenergie-Entladungen bei Überhitzung über etwa 700 °C. C₂H₂ entsteht selten unter unkritischen Bedingungen und ist daher, im Gegensatz zu anderen Gasen, ein eindeutiger diagnostischer Parameter.
- Feuchtigkeit – gibt Aufschluss über die Alterung der Isolierung und das Risiko eines dielektrischen Durchschlags oder der Blasenbildung unter thermischer Belastung.
Durch die Kombination aus früher Fehlererkennung, klarer Diagnostik und Kosteneffizienz bietet diese Methodik eine praktikable und skalierbare Lösung zum Schutz von Transformatorflotten in modernen Energieversorgungsnetzen.
3. Verbindung von Theorie und praktischer Erfahrung
Neben der Entwicklung der etablierten geometrischen Modelle für die DGA-Diagnose hat Dr. Michel Duval ein thermodynamisches Modell formuliert, das die Gasentwicklung bei verschiedenen Temperaturen sowie die mit diesen Gasen verbundenen Spannungen charakterisiert. Das Modell wird in [5] beschrieben und in Abbildung 2 dargestellt.
In einer separaten Untersuchung stellte eine koreanische Forschungsgruppe [6] einen Zusammenhang zwischen verschiedenen Spannungszuständen und der Ausfallwahrscheinlichkeit her.
Tabelle 3 integriert die koreanische Studie, Tabelle C.3 „Auftreten von durch DGA identifizierten Fehler- oder Belastungsarten“ [8] sowie die Schlüsselgasmethode.
|
|
| Gase vs. Fehler/Belastung | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂H₂ (%) | Ausfallwahrscheinlichkeit (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| TE | 95 | 2 | 2 | 1 | 0 | 1 |
| S | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 |
| T1 | 46,7 | 23,3 | 23,3 | 6,7 | 0 | 4 |
| O | 40 | 20 | 24 | 16 | 0 | 0 |
| C | 33,3 | 16,7 | 20,8 | 25 | 4,2 | 0 |
| T2 | 29,2 | 12,5 | 16,7 | 33,3 | 8,3 | 6 |
| T3 | 25 | 8,3 | 12,5 | 41,7 | 12,5 | 30 |
| D2 | 40 | 4 | 8 | 16 | 32 | 40 |
| D1 | 50,7 | 2,2 | 3,6 | 7,2 | 36,2 | 13 |
Die wichtigste Schlussfolgerung aus der Tabelle lautet, dass zwei Gase – Acetylen und Wasserstoff – durchgängig mit allen dokumentierten Ausfallfällen in Verbindung stehen. In den meisten Fällen, in denen Ausfälle auftraten, fungierte Acetylen als Hauptvorläufer und zeigte zuverlässig das Vorhandensein von Hochrisiko-Fehlerzuständen mit potenziell katastrophalen Auswirkungen an. Wasserstoff lieferte einen ergänzenden diagnostischen Mehrwert, indem er zusätzliche Ausfallmodi erfasste, die nicht ausschließlich durch Acetylen identifiziert wurden.
Diese Beobachtung stützt die Entwicklung der im Abschnitt „Diagnoseablauflogik“ dargelegten Diagnosestrategie.
4. Diagnoseablauflogik
Die vorgeschlagene Entscheidungslogik für die Online-Überwachung integriert Messungen von H₂, C₂H₂ und Feuchtigkeit, um klare und umsetzbare Handlungsempfehlungen bereitzustellen. Die vorgeschlagenen Schwellenwerte und Maßnahmen sind in Tabelle 4 beschrieben.
| Zustand | Wasserstoff (ppm) | Acetylen (ppm) | Empfehlung |
|---|---|---|---|
| Kein Alarm | <50 UND <0,5 | Überwachung fortsetzen | |
| Nicht kritischer Alarm | >50 UND <0,5 | Labor-DGA einplanen | |
| Kritischer Alarm – möglicherweise beginnender Fehler durch elektrische Entladung | <50 UND >0,5 | Labor-DGA innerhalb von maximal 24 Stunden einplanen | |
| Kritischer Alarm – Dauerfehler* | >50 UND >15 | Dringende Inspektion und Labor-DGA einplanen; Lastreduzierung oder Abschaltung vorbereiten | |
| Kritischer Alarm – schneller Anstieg | > 10 ppm/Stunde | > 1 ppm/Stunde |
Sofortige Reaktion und Untersuchung; Notabschaltung erwägen |
|
Erhöhte Feuchtigkeit im Isoliersystem birgt das Risiko der Entstehung von Schäden (oder einer Verschlimmerung bereits bestehender Schäden). |
|||
*In den ersten Betriebsjahren eines Transformators gilt: Wenn Wasserstoff >25 ppm UND Acetylen >5 ppm, wird empfohlen, eine dringende Inspektion und eine Labor-DGA einzuplanen sowie eine Lastreduzierung oder Abschaltung vorzubereiten.
Im Normalbetrieb ist keine Maßnahme erforderlich, während ein erhöhter Wasserstoffgehalt eine Offline-DGA zur Untersuchung möglicher energiearmer Fehler auslöst. Gleichzeitige Anstiege von Wasserstoff und Acetylen oder ein schneller Anstieg beider Gase führen zu sofortigen Instandsetzungsmaßnahmen, um schwere Ausfälle zu verhindern. Dieser Ansatz ermöglicht zeitnahe Eingriffe und minimiert unnötige Ausfälle.
In Kombination mit der Überwachung von Wasserstoff und Acetylen liefert die Feuchtemessung wichtige Erkenntnisse zur dielektrischen Reserve und zum Isolationsstress und vervollständigt damit das Bild, das zur Bewertung sowohl der Eintrittswahrscheinlichkeit als auch der potenziellen Schwere von Transformatorausfällen erforderlich ist.
5. Wirtschaftliche Analyse
Tabelle 5 – Vergleich der diagnostischen Abdeckung und Kosten von Online-DGA-Überwachungskonfigurationen
| Überwachungstyp | Geschätzte Kosten (relative Preise) | Abdeckung schwerer Fehler | Bemerkung |
|---|---|---|---|
| 9-Gas | €€€€ | ~95–98 % | Beste Diagnostik, hohe Kosten |
| Zusammengesetztes 4-Gas-System | €€ | ~80–90 % | Guter Kompromiss, jedoch geringe Spezifität |
| H₂ + CO | €–€€ | ~60–75 %* | Häufig verwendet, jedoch geringe Spezifität |
| H₂ | € | ~60–75 %*,** | Erfordert vor der Diagnose eine Offline-DGA |
| H₂ + C₂H₂ (vorgeschlagen) | €€ | ~80–90 % | Hoher Nutzen und hohe Spezifität; erkennt Lichtbogenfehler mit vergleichbarer Leistung wie vollständige Diagnosesysteme. |
* Abdeckung nach Offline-Tests; ** Einige Versorger berichten von nur 50–60 % Fehlerabdeckung
In Tabelle 5 werden die diagnostische Abdeckung und die relativen Kosten verschiedener Online-DGA-Konfigurationen verglichen.
Die prozentuale Abdeckung stellt die geschätzte Erkennungsfähigkeit für schwere Fehlerzustände dar, basierend auf veröffentlichten Daten und Erfahrungen aus der Industrie. Die Kostenangaben sind relativ und spiegeln die typischen Marktpreise für die jeweilige Überwachungsart wider.
Während Lösungen auf Basis von Wasserstoff allein sowie H₂ + CO eine grundlegende Fehlererkennung mit eingeschränkter Spezifität ermöglichen, verbessert die Ergänzung um Acetylen die Fähigkeit zur Identifikation hochriskanter Entladungsfehler erheblich, ohne die Komplexität und Kosten vollständiger Multi-Gas-Systeme.
Tabelle 5 zeigt, dass die Erweiterung der Anzahl und Art der überwachten Gase die Fehlererkennungsfähigkeit verbessert, wobei H₂ + C₂H₂ einen ausgewogenen Ansatz zwischen Fehlererkennung, diagnostischer Leistungsfähigkeit und Systemerschwinglichkeit bietet.
Anwendungsfälle des Ansatzes zur Überwachung von Wasserstoff, Acetylen und Feuchtigkeit
Da Online-DGA-Geräte sowohl zur Überwachung einzelner geschädigter Transformatoren als auch zur Risikoreduzierung auf Flottenebene durch den Einsatz an allen kritischen Transformatoren unabhängig vom aktuellen Zustand verwendet werden, kann der Ansatz der Überwachung von Wasserstoff, Acetylen und Feuchtigkeit in folgenden Fällen eingesetzt werden:
- kritische, jedoch gesunde Umspannwerkstransformatoren – Risikominderung auf Flottenebene
- gesunde Transformatoren in Erzeugung und Übertragung – Risikominderung auf Flottenebene
- gesunde industrielle und andere unternehmenskritische Transformatoren – Risikominderung auf Flottenebene
- kritische, jedoch gesunde Anlagen im Bereich erneuerbare Energien – Risikominderung auf Flottenebene
- gasbildende Transformatoren, bei denen keine vollständige Echtzeit-DGA-Diagnostik erforderlich ist – Überwachung bei begrenztem Budget
6. Fazit
Da führende Versorgungsunternehmen beginnen, Strategien zur Risikominderung auf Flottenebene für Netztransformatoren mittlerer Leistung umzusetzen, wird der Bedarf an einem ausgewogenen Kosten-Nutzen-Überwachungsansatz zunehmend deutlich.
Die in diesem Artikel vorgestellte Überwachungsstrategie H₂ + C₂H₂ + Feuchtigkeit bietet die entscheidende Fehlererkennung und diagnostische Abdeckung zur Vermeidung kritischer Netztransformatorausfälle bei einem Kostenniveau, das erstmals eine flächendeckende Implementierung und echte Risikoreduktion ermöglicht. In Kombination mit dem Branchenstandard für finale Entscheidungen – der Laborölprüfung – unterstützt dieser Ansatz eine der derzeit effektivsten verfügbaren Strategien zur Netztransformatorüberwachung.
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Acknowledgement
This article benefited substantially from the input and expertise of Mr. Marius Grisaru, consultant and electric oil diagnostics expert.
Bibliography
[1] Wagner HH. Pennsylvania TCG Transformer Fault-Gas Continuous Monitor. Doble Conference Index of Minutes. Sec. 6-701; 1967.
[2] Duval M. Dissolved Gas Analysis, It Can Save Your Transformer. IEEE Electric Insulation Magazine 1989; 5:22-27.
[3] Grisaru M. Transformer maintenance: Hydrogen–the most measured and monitored transformer parameter. Transformers Magazine. 2018; 5(4):42-49.
[4] Höhlein-Atanasova I, Frotscher R. Carbon oxides in the interpretation of dissolved gas analysis in transformers and tap changers. IEEE Electr Insul Mag. 2010; 26(6):22-26.
[5] Ongoing Activities at IEEE, IEC and CIGRE on DGA. EPRI-TSUG Conference, St. Louis; 2013.
[6] Jung JR, et al. Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) diagnostic methods with estimation of fault location for power transformer based on field database; 2016
[7] CIGRE Technical Brochure 783. DGA Monitoring Systems; 2019
[8] CIGRE Technical Brochure 771. Advances in DGA interpretation. 2019
