Wie erkennt man Alterung in einem Öltransformator?

Ölgetauchte Transformatoren sind kritische und langlebige Vermögenswerte in elektrischen Energiesystemen. Wie alle Geräte unterliegen sie jedoch Alterungsprozessen, die letztendlich die Zuverlässigkeit und Sicherheit beeinträchtigen können. Die proaktive Erkennung der Alterung ist für eine fundierte Wartung, eine Planung der Lebensverlängerung und die Verhinderung katastrophaler Ausfälle von entscheidender Bedeutung.
Warum Altern erkennen?
Die primären Isoliermaterialien in einem Öltransformator sind das Isolieröl und die feste Isolierung auf Zellulosebasis (Papier, Pressspan). Durch die Alterung werden diese Materialien zersetzt, wodurch ihre Durchschlagsfestigkeit und mechanische Integrität verringert werden. Eine unkontrollierte Verschlechterung kann zu einer verringerten Belastbarkeit, Teilentladungen und letztendlich zu einem dielektrischen Ausfall führen.

Wichtige Erkennungsmethoden:

Isolierölanalyse (die primäre Diagnoseflüssigkeit):

Analyse gelöster Gase (DGA): Dies ist der Eckpfeiler der Überwachung des Transformatorzustands. Wenn sich Dämmstoffe thermisch und elektrisch zersetzen, entstehen charakteristische Gase, die im Öl gelöst sind. Zu den wichtigsten Gasen gehören:

Wasserstoff (H?): Allgemeiner Indikator für Teilentladung oder thermische Fehler.

Methan (CH?), Ethan (C?H?), Ethylen (C?H?): Zeigt in erster Linie den thermischen Abbau von Öl an (niedrige, mittlere bzw. hohe Temperatur).

Acetylen (C?H?): Starker Indikator für Lichtbögen oder thermische Fehler bei sehr hohen Temperaturen (> 700 ° °C).

Kohlenmonoxid (CO) und Kohlendioxid (CO?): Primäre Indikatoren für die Verschlechterung der Isolierung von Zellulose (Papier), insbesondere thermische Alterung und Überhitzung. Steigender CO/CO? Werte sind signifikante Alterungsmarker.

Analyse von Furanverbindungen: Beim Abbau der Zelluloseisolierung entstehen spezifische chemische Verbindungen, sogenannte Furane (z. B. 2-Furfuraldehyd). Die Messung der Furankonzentration im Öl ermöglicht eine direkte, quantitative Bewertung des Polymerisationsverlustgrads (DP) im Papier, der direkt mit seiner verbleibenden mechanischen und dielektrischen Festigkeit korreliert.

Säuregehalt (Neutralisationszahl): Bei der Alterung sowohl des Öls als auch der Zellulose entstehen saure Nebenprodukte. Eine steigende Säurezahl beschleunigt den Abbau sowohl des Öls als auch des Papiers und bildet eine Rückkopplungsschleife. Die Verfolgung des Säuregehalts ist von entscheidender Bedeutung.

Feuchtigkeitsgehalt: Wasser ist ein starker Beschleuniger der Zellulosealterung und verringert die Durchschlagsfestigkeit. Die Überwachung des Feuchtigkeitsgehalts im Öl (und die Schätzung des Feuchtigkeitsgehalts in der festen Isolierung) ist von entscheidender Bedeutung. Auch alterndes Papier setzt gebundenes Wasser frei.

Dielektrische Festigkeit / Durchbruchspannung: Misst die Fähigkeit des Öls, elektrischen Belastungen standzuhalten. Kontaminations- und Alterungsnebenprodukte können diesen Wert senken.

Grenzflächenspannung (IFT): Misst das Vorhandensein polarer Verunreinigungen und löslicher Alterungsnebenprodukte im Öl. Ein abnehmender IFT weist auf Kontamination und/oder fortgeschrittenen Ölabbau hin.

Elektrische Tests:

Leistungsfaktor / Dissipationsfaktor (Tan Delta): Misst die dielektrischen Verluste im Isoliersystem (Öl und Feststoff). Ein zunehmender Leistungsfaktor weist auf eine Verschlechterung der Isolationsqualität aufgrund von Feuchtigkeit, Verunreinigungen oder alternden Nebenprodukten hin, die die Leitfähigkeit erhöhen.

Wickelwiderstand: Obwohl er in erster Linie zur Erkennung von Kontaktproblemen dient, können erhebliche Veränderungen im Laufe der Zeit manchmal mit einer Verschlechterung korrelieren.

Frequenzganganalyse (FRA): Erkennt in erster Linie mechanische Verformungen (Verschiebungen, Lockerheit) innerhalb der Wicklungsstruktur. Obwohl es sich nicht um eine direkte chemische Alterungsmaßnahme handelt, kann eine starke Alterung die mechanische Integrität beeinträchtigen und möglicherweise durch FRA erkennbar sein.

Messung von Polarisations-/Depolarisationsstrom (PDC)/Rückgewinnungsspannung (RVM): Diese fortschrittlichen dielektrischen Reaktionstechniken liefern detaillierte Informationen über den Feuchtigkeitsgehalt und den Alterungszustand der Zelluloseisolierung und ergänzen die Furananalyse.

Physische Inspektions- und Wartungsaufzeichnungen:

Visuelle Inspektion (wenn möglich intern): Bei internen Inspektionen (z. B. nach der Ölverarbeitung oder zur Reparatur) kann die direkte Untersuchung des Kerns, der Wicklungen und der Strukturelemente physikalische Zeichen der Alterung wie sprödes Papier, Schlammablagerungen, Korrosion oder Kohlenstoffverfolgung aufdecken.

Ölinspektion: Visuelle Überprüfung des Öls auf Klarheit, Farbe (Verdunkelung kann auf Alterung hinweisen) und das Vorhandensein von Sedimenten oder Schlamm.

Belastungsverlauf: Die Überprüfung historischer Belastungsprofile, insbesondere von Überlastungsperioden, liefert einen Kontext für die thermische Belastung der Isolierung.

Betriebstemperaturaufzeichnungen: Anhaltend hohe Betriebstemperaturen beschleunigen die Alterungsrate von Zellulose erheblich.

Ein integrierter Ansatz ist unerlässlich:

Kein einzelner Test liefert ein vollständiges Bild des Alterungszustands eines ölgetauchten Transformators. Eine wirksame Erkennung beruht auf einer zustandsbasierten Überwachungsstrategie:

Ausgangslage: Ermitteln Sie die Anfangswerte durch umfassende Tests nach der Inbetriebnahme oder größeren Wartung.

Trend: Führen Sie regelmäßige Tests durch (insbesondere DGA, Furane, Feuchtigkeit, Säuregehalt, Leistungsfaktor) und analysieren Sie die Ergebnisse im Laufe der Zeit. Erhebliche Abweichungen vom Ausgangswert oder etablierten Trends sind kritische Alterungsindikatoren.

Korrelation: Querverweisergebnisse aus verschiedenen Tests. Zum Beispiel steigendes CO/CO? und steigende Furane bestätigen den Zelluloseabbau deutlich. Hohe Feuchtigkeit in Kombination mit hohem Säuregehalt beschleunigt die Alterung.

Expertenanalyse: Die Interpretation komplexer Datensätze, insbesondere DGA-Muster und kombinierter Ergebnisse, erfordert Fachwissen. Industriestandards (IEC, IEEE, CIGRE) bieten Richtlinien, aber der Kontext ist entscheidend.

Die Erkennung der Alterung in Öltransformatoren ist ein vielschichtiger Prozess, der auf regelmäßigen, anspruchsvollen Ölanalysen (DGA, Furane, Feuchtigkeit, Säuregehalt) basiert und durch wichtige elektrische Diagnosen (Leistungsfaktor, dielektrische Reaktion) und Kontextdaten (Last, Temperatur, Inspektionen) unterstützt wird. Durch die systematische Implementierung und Trendanalyse dieser Methoden können Betreiber den Zustand ihrer Anlagen genau beurteilen, fundierte Entscheidungen hinsichtlich der Wartung (wie Ölaufbereitung oder -trocknung) treffen, Risiken managen und die verbleibende Nutzungsdauer dieser wichtigen Komponenten des Stromnetzes optimieren. Eine wachsame Überwachung ist der Schlüssel zur Gewährleistung der anhaltenden Zuverlässigkeit und Sicherheit alternder Öltransformatoren.