Prüfnorm: ASTM D3612-02, VDE0370-9:1994-06, VDE0370-7:1999-12
Messbereich: 0-10.000
Einheit: µl/l (ppm)
Probenmenge: 5 ml

Ermittelt:
Gelöste Gase in Transformatorenölen 
H₂, O₂, N₂, CO₂, CO, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂
 

Die Analyse von Gasen, die im Transformatorenöl in gelöster Form vorhanden sind, erfolgt mit einem gezielt dafür entwickelten PerkinElmer Clarus 680 mit einem TurboMatrix 40 Headspace-Sampler. 

Mit dem Analyseverfahren werden Fehler in elektrischen Betriebsmitteln bewertet mit dem Ziel, rechtzeitig Gegenmaßnahmen einzuleiten. Die Gas-in-Öl-Analyse ist die am häufigsten durchgeführte Analyse für die Überwachung von Transformatoren. Sie bietet nicht nur bei der Fehlererfassung viele Vorteile:

• Sehr gute Aussagekraft über den Zustand eines Transformators
• Rechtzeitige Erkennung entstehender Fehler
• Condition Monitoring von neuen und instandgesetzten Anlagen
• Planbarkeit von Maßnahmen. 

Das Grundprinzip der Gas-in-Öl-Analyse beruht auf der Fähigkeit des Isolieröls, nicht nur Luft aus der Atmosphäre, sondern auch Spaltgase zu lösen. Diese entstehen nicht nur bei natürlicher Alterung von Öl und Isolatormaterialien, sondern besonders auch beim Auftreten von thermischen oder elektrischen Fehlern in Transformatoren. Aus der Menge der im jeweiligen Öl gelösten Gase und deren Zunahme im Laufe der Zeit (Trendanalyse) kann auf das Ausmaß des Fehlers geschlossen werden. 

Die Spaltgase, auch Schadgase genannt, entstehen einerseits aufgrund von elektrischen Entladungen mit hoher Energie bzw. durch Teilentladungen. Andererseits kann auch eine örtliche Überhitzung die Ent­stehung von Schadgasen verursachen. Werden bei der Analyse des Transformatorenöls Schadgase entdeckt, deutet dies auf Fehlerquellen im Transformator hin.

Messbar sind diese gelösten Gase nur mit einem Gaschromatographen (GC). Für korrekte Messergebnisse darf die Ölprobe nicht mit Luftsauerstoff in Verbindung kommen. Daher wird das Öl schon bei der Probenentnahme in eine gasdichte 20ml-Glasspritze abgefüllt. Eine gekrimpte Headspaceflasche wird mit Argon luftfrei gespült. Aus der Spritze werden 5 ml der Probe über den 3-Wege-Hahn mittels Kanüle direkt eingespritzt. Im Sampler werden die Gase bei 80°C aus der Probe ausgetrieben und anschließend im GC-Ofen schrittweise bis auf 200°C erhitzt. Die austretenden Gase werden mithilfe von Argon (Trägergas) durch eine „Säule“ (ca. 10 m langes, gewickeltes Glas­röhrchen) gespült. In Abhängigkeit von der Struktur des jeweiligen Gases verweilen diese unterschiedlich lang an der Oberfläche der Säule. Um eine saubere Auftrennung zu ermöglichen, sind zwei unterschiedliche Säulen im Einsatz. Detektoren erkennen die einzelnen Komponenten und zeichnen entsprechende Chromatogramme auf. Je größer die Fläche unter einem Peak ist, umso größer ist der Anteil der entsprechenden Komponente.

Folgende Schadgase werden mittels des Chromatographen ermittelt: H₂ (Wasserstoff), O₂ (Sauerstoff), N₂ (Stickstoff), CH₄ (Methan), CO (Kohlenmonoxid), CO₂ (Kohlendioxid), C₂H₆ (Ethan), C₂H₄ (Ethen/Ethylen), C₂H₂ (Ethin/Acetylen).

Im Laborbericht werden die jeweiligen Einzelwerte und ihre Summe in µl/l bzw. ppm angegeben. Eine Analyse ist in regelmäßigen Abständen empfehlenswert, damit über eine Trendbeobachtung auf Veränderungen zeitnah reagiert werden kann.

Je nach Intensität der einzelnen Gase wird zwischen unterschiedlichen Fehlertypen differenziert. Aus den entsprechenden Fehlertypen können verschiedene Rückschlüsse hinsichtlich der Folgen für das Öl bzw. die Papierisolierung gezogen werden. Die Ausgabe dieser Werte und deren Diagnose erfolgt im Laborbericht nach einem in der VDE-Norm beschriebenen Auswerteverfahren.

Zusätzlich zu den Werten für die Schadgase wird im Laborbericht das Duval-Dreieck abgebildet. Damit kann visualisiert werden, welcher Fehlertyp vorliegt. Bei erhöhten Konzentrationen kann mit diesem Tool eine zusammenfassende Aussage generiert werden.

Beispiel: Bei einer DGA-Analyse wurden anhand der ppm-Angaben folgende Anteile errechnet: Ethylen (C2H4) = 36.8%, Acetylen (C₂H₂) = 21.1%, Methan (CH₄) = 42.1%. 

Diese Werte werden parallel zu den Seitenlinien in ein gleichschenkliges Duval-Dreieck eingetragen. Der Punkt, in dem sich die drei Linien schneiden, liegt in einem Feld mit den in der Tabelle aufgeführten Fehlertypen. Somit kann ein Rückschluss auf den vorliegenden Fehlertyp, im Falle des Beispiels = D1,  gezogen werden.

Richtwerte, bei deren Überschreitung eine häufigere Analyse ratsam ist:

Prüfnorm: IEC 60247, ASTM D924
Messbereich: tan δ bis 1x10-⁶
Probenmenge: 40 ml

Ermittelt:
Verlustfaktor tan δ relative Dielektrizitätszahl ε_r.

Der mit einem Baur DTL-C gemessene dielektrische Verlustfaktor tan δ gibt Hinweise über die Höhe der beim Betrieb auftretenden dielektrischen Verluste im Transformatorenöl. Er ist definiert als Quotient aus dem in einem Messkreis fließenden Wirk- und Blindstrom. 
Bei der Bestimmung des dielektrischen Verlustfaktors wird davon ausgegangen, dass Strom und Spannung in einem Wechselstromkreis einer Phasenverschiebung unterliegen. Begründet ist diese Phasenänderung darin, dass sich Moleküle im Isolieröl nicht mehr entsprechend dem alternier­enden elektrischen Feld ausrichten können. Für die Bestimmung des tan δ wird die Messzelle des Geräts mit 40 ml Öl befüllt und auf normgerechte 90°C aufgeheizt. An den beiden Elektroden der Messzelle, die mit einem Abstand von 2 mm angeordnet sind, wird bei einer Frequenz von 50 Hz eine Prüfspannung von 2.000 V angelegt. Der dielektrische Verlustfaktor ist dimensionslos. Er wird im Laborbericht als tan δ mit einem entsprechenden Zahlenwert angegeben. 

ei der Ölalterung entstehen polare Bestandteile im Öl, die zu einem Phasenversatz und damit zu di­elektrischen Verlusten im Isolieröl führen. Auch Verunreinigungen wie Wasser, aufgelöste Isolier­lacke und -papiere, können polar wirken und dadurch den dielektrischen Verlustfaktor beeinflussen. Die von der Temperatur abhängige Viskosität – und damit die Größe der Moleküle – beeinflusst neben der Ölalterung und den Verunreinigungen zusätzlich den tan δ entscheidend. Die Summe dieser Veränder­ungen wird als tan δ ausgegeben. Gleichzeitig wird bei der Messung auch die Dielektrizitätszahl εr bestimmt, die für die Auslegung der meisten Online-Ölsensoren benötigt wird.

Eine starke negative Entwicklung des Verlustfaktors weist auf eine unerwünschte Wärmeentwicklung innerhalb der Isolierflüssigkeit und der festen Isolation hin, die letztendlich zum thermischen Durchschlag führen kann. Daher ist dieser Test sehr aussage­kräftig für eine Beurteilung des Zustands der komplexen Isolationsanordnung eines Transformators.

Wertebereiche für den tan δ

Prüfnorm: ASTM D971–99, DIN 53914
Messbereich: 0 - 300 mN/m
Einheit: mN/m (milliNewton/Meter)
Probenmenge: 20 ml

Ermittelt:
Die Grenzflächen­spannung zwischen Wasser und Öl.

Bei der Oxidation und Alterung von Ölen, die stark beansprucht werden oder über mehrere Jahre im Einsatz sind, bilden sich unlösliche, polare Bestandteile. Die Grenzflächenspannung kann diese im Öl detektieren. Sie ermöglicht so eine Aussage über die Alterung und die Restnutzungsdauer des Öles.

Zur Bestimmung mit dem Lauda TD 3 Tensiometer wird ein Prüfzylinder mit je 20 ml destilliertem Wasser und dem zu prüfenden Transformatorenöl befüllt. Aufgrund der Dichteunterschiede bilden sich rasch zwei Phasen, wobei das schwerere Wasser die untere Phase bildet und das Isolieröl oben aufschwimmt. Frisches Transformatorenöl ist unpolar. Im Gebrauchtöl haben sich polare Bestandteile gebildet, welche sich im Bereich der Grenzschicht von Wasser (polar) und Öl (unpolar) an­lagern. Durch die Wechselwirkung der Alterungsprodukte mit dem Wasser wird die Grenzflächenspannung der beiden Phasen Wasser/Öl beeinflusst. In das Wasser-Öl-Gemisch wird der Lecomte Du Noüy-Ring, der an einem Faden an einer Waage befestigt ist, abgesenkt. Durch Absenken des Zylinders wird der Ring zunächst durch das Wasser, und weiter durch die Grenzphase zwischen Wasser und Öl, ins Öl gezogen. Die bei der Phasenänderung in der Grenzfläche auftretende Kraft wird gemessen.

Im Laborbericht wird die Grenzflächenspannung in mN/m  angegeben. Ist ihr Wert im Vergleich zum Frischöl bzw. der vorhergehenden Probe stark gesunken, liegt eine Alterung des Öls vor. In der Diagnose werden dann durch den Ingenieur entsprechende Gegenmaßnahmen, wie eine Regenerierung oder ein Ölwechsel, empfohlen.