Echtzeit-Transformator-Gasüberwachung zur Unterstützung der zustandsbasierten Wartung

Ein Leistungstransformator kann die größte einzelne Investition in einem elektrischen System sein, doch er versagt auf vorhersehbare und vermeidbare Weise. Selbst bevor ein Transformator auslöst, brennt oder katastrophal ausfällt, hat der Zerfall seines Isolieröls aufgrund thermischer und elektrischer Belastung begonnen, was spezifische Gase produziert, die sich im Öl lösen. Zu diesen Gasen gehören Wasserstoff aus Teilentladungen, Ethylen, das aufgrund von Überhitzung produziert wird, und Acetylen aus Lichtbogenbildung, unter anderem. Traditionell ist die Analyse gelöster Gase das Studium der Gase, die in einer Isolierflüssigkeit produziert werden, ähnlich wie Blutuntersuchungen. Mit der Echtzeit-Analyse gelöster Gase hingegen entwickelt sich der Prozess von nur einem jährlichen Laborbesuch zu einer kontinuierlichen Gesundheitsüberwachung, bei der der Transformator zeigt, ob ein Fehler entsteht, wie schnell er wächst und wann Maßnahmen erforderlich sind.

Dieser Leitfaden hebt den Prozess der Echtzeit-Überwachung von Transformatorgasen hervor, welche Gase zu beachten sind und deren Bedeutung, die Technologien, die in Echtzeit-Überwachungssystemen verwendet werden, Vorteile für Anlagenbesitzer und wie man Überwachungssysteme etabliert, die eine gute Rendite bieten.

Antwort: Der Echtzeit-Service zur Überwachung von Transformatorgasen kann kontinuierlich die Konzentrationen der typischerweise im Transformatoröl vorhandenen Gase (wie Wasserstoff, Methan, Ethan, Ethylen, Acetylen, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid) analysieren, indem Online-Gasüberwachungssysteme verwendet werden (entweder in Form von Gaschromatographie oder über photoakustische/infrarote Spektroskopie oder durch den Einsatz von wasserstoffspezifischen Sensoren). Jedes dieser Gase ist ein Indikator für einen der Fehler, unter denen der Transformator leidet. Bei kritischen Transformatoren kann der Einsatz von Online-Monitoren erhebliche Einsparungen bringen, da die Notwendigkeit für Wartung auf der Grundlage von Notwendigkeit und nicht einfach nach Kalender erfolgt, wodurch ungeplante Ausfälle ganz vermieden werden.

Was ist die Echtzeit-Überwachung von Transformatorgasen?

Die Echtzeit-Überwachung von Transformatorgasen ist ein Prozess zur kontinuierlichen Messung der Konzentration gelöster Gase im Isolieröl eines arbeitenden Transformators, ohne ihn offline zu nehmen. Die Verbindung erfolgt über das Ölsystem des Transformators – in der Regel über das Ablassventil oder ein spezielles Probenventil – um kontinuierlich Öl oder Gas in vorgegebenen Intervallen innerhalb eines Zeitrahmens von Minuten bis Stunden zu entnehmen. Das Öl oder Gas wird analysiert, und die Messwerte werden angezeigt und/oder an ein SCADA- oder Anlagenmanagementsystem übertragen.

Die Online-Methode der DGA ist die am häufigsten angewandte Diagnosetechnik im Energiesektor für ölgefüllte Transformatoren. Versorgungsunternehmen sind an die Offline-Methode gewöhnt, bei der Ölproben in bestimmten Intervallen (in der Regel einmal im Jahr) entnommen und an ein Labor geschickt werden, um eine Woche später ein Gaschromatogramm zurückzubekommen. Die Online-Methode bietet alle Funktionen der softwarebasierten DGA, während sie kontinuierlich Prozessdaten verarbeitet, wodurch viele zeitaufwändige Schritte entfallen und die Änderungsrate der freigesetzten gelösten Gase als eines der frühesten Warnzeichen, die ein Transformator liefern kann, bereitgestellt wird.

Die Gase: Was jedes einzelne Ihnen sagt

Transformatorenöle und Papier setzen eine begrenzte Reihe von wichtigen diagnostischen Gasen frei, während sie unter elektrischem Stress abbauen. Die Gas-“Signatur” wird bestimmt, indem sowohl die vorhandenen Gase als auch ihre Konzentrationen zueinander identifiziert werden.

Gas	Typische Ursache	Fehler-Signatur
Wasserstoff (H2)	Teilentladung, Korona, Niedrigenergiefehler	Führender früher Indikator; oft das erste Gas, das ansteigt
Methan (CH4)	Niedertemperatur-Wärmefehler	Steigt bei Überhitzung unter ~300°C
Ethan (C2H6)	Mäßiger thermischer Stress	Paart sich mit Methan in thermischen Signaturen
Ethen (C2H4)	Hochtemperatur-Wärmefehler (300-700°C)	Dominant in schweren Hotspots
Acetylen (C2H2)	Lichtbogen, Hochenergieentladung	Die gefährlichste Signatur; zeigt Lichtbogen an
Kohlenmonoxid (CO)	Zellulose (Papier) Abbau	Ansteigendes CO signalisiert überhitzte Isolierung
Kohlendioxid (CO2)	Normale Alterung plus Zellulosedruck	CO2/CO-Verhältnis hilft, den Fehler zu altern

Nur zwei Regeln zu lernen ist wichtiger als das Auswendiglernen einer Tabelle mit Beispiel-Fehlergasen. Erstens ist es wichtig zu verstehen, dass die Gas-Muster wichtiger sind als jedes einzelne Gas. Zum Beispiel ist ein Transformator mit niedrigen Wasserstoff- und Methanwerten nicht so schwerwiegend wie ein Transformator, der einen Anstieg des Acetylens zeigt. Zweitens ist der Trend wichtiger als die spezifische Zahl einer Gas-Konzentration. Ein Transformator kann Gase in akzeptablen Konzentrationen gemäß IEEE C57.104 haben, aber wenn die Konzentrationen jeden Monat eine Verdopplung zeigen, stellt dies eine viel dringlichere Situation dar als eine, die in den letzten zwei oder drei Jahren stabile höhere Gas-Konzentrationen aufweist.

Wie Online-DGA funktioniert: Sensortechnologien

Die Preis-Leistungs-Abwägungen zwischen verschiedenen bewährten Techniken, die in Online-DGA-Monitoren verwendet werden, umfassen:

• Gaschromatographie (GC): ein Labor-Goldstandard, der für seine Online-Anpassungsfähigkeit bekannt ist. Sie nutzt ein Trägergas, das das extrahierte Gas durch chromatographische Säulen bewegt, wo Gase nach molekularen Eigenschaften getrennt und nacheinander detektiert werden. Die Multi-Gas-Online-GCs bieten Ihnen das vollständige Paket der Schlüsselgase (H2, CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CO und CO2) und machen es zur genauesten Variante von Online-Monitoren.
• Photoakustische und Infrarotspektroskopie (PAS/IR): Gasmoleküle absorbieren Infrarotfrequenzen mit spezifischer Absorption, die sowohl die Gasmessung als auch die Identifizierung ermöglicht. Die PAS-Technologie bietet hohe Zuverlässigkeit über längere Zeiträume mit weniger Wartung, was für längere Zeiträume von Vorteil ist. Derzeit bieten die Multi-Gas-Systeme ein vollständiges Spektrum an Schlüsselgasen.
• Wasserstoffspezifische Sensoren: gelten als eine der günstigeren Varianten mit dem Potenzial, dass Wasserstoff zuerst freigesetzt wird, unter mehreren verschiedenen Methoden der Fehlererkennung (Teilentladung, Lichtbogen, Überhitzung erzeugen alle H2). Es gibt einen großen Wert bei Wasserstoffmonitoren, die signifikante Frühwarninformationen liefern und kostengünstiger sind als Multi-Gas-Geräte.

Die Probenahme ist ebenso wichtig wie die Sensorik: Das Gerät muss in der Lage sein, eine repräsentative Gasprobe aus dem Öl zu entnehmen (Headspace- oder Vakuumprobenahmetechniken werden am häufigsten verwendet) und der Monitor muss kalibriert, installiert und betrieben werden, um zuverlässige Daten zu erfassen – ein nicht kalibrierter Monitor ist schlimmer als gar kein Monitor, da er den Herstellern falsches Vertrauen gibt. Unser Leitfaden zu den Grundlagen der Transformatorölprüfung behandelt die Grundlagen der Probenahme hinter jedem Überwachungsprogramm.

Dateninterpretation: Standards und Methoden

Der Prozess zur Bestimmung der Ursache von Rohgas-Konzentrationen umfasst die Bestimmung notwendiger Parameter unter Verwendung verschiedener Methoden, anstatt nur eine zu verwenden, wie von IEEE C57.104 und dem Duval-Dreieck festgelegt.

• Der IEEE C57-Standard ist die Grundlage, auf der solche Methoden basieren, nämlich zulässige Gasgrenzen aufgrund von ölgetauchten Transformatoren für vier Bedingungen (Bedingung 1 = normal; Bedingung 4 = dringende Maßnahmen), die mit ihrer Zusammenstellung der erforderlichen Richtlinien für die Probenahme für jede Bedingung und was von den Betreibern erwartet wird, verbunden sind. Die Version des Standards von 2019 sieht vor, dass für Bedingung 1 eine Probenahmerate von einem Jahr festgelegt werden muss, während vier Monate für Bedingung 2 vorgeschrieben sind, und Bedingung 3 eine Probenahmefrequenz von einem Monat haben wird, während wöchentliche Probenahmen für Bedingung 4 erfolgen müssen.
• Die Duval-Dreieck-Methode verwendet eine visuelle Darstellungsmethode (IEC 60599), die Fehlertypen basierend auf dem relativen Prozentsatz von drei Gasarten – Methan, Ethylen und Acetylen – vorhersagt, die unter die Kategorien Teilentladung, Niedrig-/Hochenergieentladung und thermischer Fehler fallen,
• Die Verhältnis-Methode nutzt die Doernenburg-, Rogers- und IEC 60599-Methoden zur Fehleridentifikation basierend auf dem Verhältnis von Gaspaaren gemäß den Tabellen.
• Die Schlüsselgas-Methode berücksichtigt mögliche Ströme basierend auf dem dominierenden Gas; zum Beispiel, welches der vier Gase H2, C2H4 und CO vorherrscht, wobei die Schlussfolgerung über den spezifischen Fehlertyp gezogen wird.
• Die Trendanalyse-Methode der Echtzeitüberwachung misst die Rate der Gasgeneration als entscheidenden Faktor für effektive Entscheidungsfindung.

Keine Methode kann isoliert arbeiten, daher nutzen erfahrene Inspektoren ihr Fachwissen, um die Ansätze zu kombinieren und einen Kontext für bessere Entscheidungsfindung zu bieten. Für eine praktische Anleitung zur Auswertung von DGA-Berichten, unser DGA-Interpretationsleitfaden führt durch einen echten Gasbericht von Anfang bis Ende.

Von der Überwachung zur zustandsbasierten Wartung

Die zustandsbasierte Wartung verlässt sich nicht auf den Kalender für Wartungspläne, sondern konzentriert sich darauf, was im Inneren des einzelnen Geräts geschieht. Einfach ausgedrückt, man wird nicht angewiesen, “jeden Transformator jedes Jahr zu inspizieren und das Öl jedes Jahr zu testen, egal in welchem Zustand er sich befindet”. Stattdessen wird einem gesagt, “alles kontinuierlich zu beobachten, etwas zu tun, wenn die Daten anzeigen, dass es Zeit ist, etwas zu tun, und die Häufigkeit der Probenahme anzupassen, wie es der Zustand diktiert. Genauer gesagt:

• Transformatoren werden nicht berührt und Budgets sowie Arbeitsstunden werden in Geräte umgeleitet, die Aufmerksamkeit erfordern.
• Geräte erzeugen Gasüberwachung und spezielle Untersuchungen werden durchgeführt, bei denen schnelle Probenahmen zusammen mit Wärmebildgebung, Ölqualitätsprüfungen (einschließlich Feuchtigkeit nach der Karl-Fischer-Methode, Durchschlagspannung, Furananalyse des Papiers usw.) und akustischen (Teilentladungsprüfungen) Diagnosen durchgeführt werden, um die Problembereiche an Transformatoren zu lokalisieren.
• Geräte alarmieren Systeme über bestimmte Maßnahmen, die ergriffen werden müssen – die Last wird neu zugewiesen, Ersatzteile stehen bereit, Ausfälle werden geplant und Geräte werden spannungsfrei geschaltet (wenn Produkte einen signifikanten Anstieg der Acetylenproduktion anzeigen).

Im Wesentlichen hat sich das Wartungsprogramm in einen Entscheidungsbaum verwandelt, der auf dem System basiert, das das Asset überwacht, was Asset-Manager mit “prädiktiver” Wartung im Gegensatz zur “reaktiven” Wartung meinen. Da die Gasgenerationsraten das informativste Parameter sind, ist es die kontinuierliche Online-Datenübertragung, die den Entscheidungsbaum ermöglicht, da eine jährliche Probe nicht anzeigen kann, ob die Gasgenerierung beschleunigt wird. Für Hinweise zum umfassenderen Inspektionsprogramm, das die Überwachung umgibt, siehe unsere Wartungscheckliste für Transformatoren.

Der Geschäftsnutzen: Vorteile und Amortisation

Die Vorteile von Echtzeit-Gasüberwachungssystemen sind spezifisch und wirtschaftlich entscheidend, wo die kritischen Anlagen eingesetzt werden.

• Fehlererkennung in einem frühen Stadium – Mängel wie Teilentladung, Hotspots oder lose Verbindungen können Monate vor einem Ausfall erkannt werden, sodass die Reparaturen nahezu kostenfrei durchgeführt werden können.
• Vermeidung von Zwangsausfällen – unvorhergesehene Ausfälle von Transformatoren können zu Produktionsverlusten führen. Die Kosten eines Zwangsausfalls sind viel höher als der bloße Preis des Überwachungssystems. Laut der Forschung des EPRI (Electric Power Research Institute) kann gesagt werden, dass selbst ein einzelner vermiedener Zwangsausfall die Kosten des Überwachungsprogramms decken könnte.
• Bessere Nutzung von Ressourcen – Wartung und Probenahme sollten sich nur auf Anlagen konzentrieren, die Hilfe benötigen, um Ressourcen effizient zu nutzen.
• Längere Lebensdauer der Anlagen – wenn die Überhitzung des Transformators erkannt wird, bevor sie Schäden an der Isolierung verursacht, wird der Transformator mehrere Jahre halten.
• Sicherheit - Die Erkennung der Gassignatur weist auf das Auftreten eines Lichtbogenfehlers hin, was den Bedienern ermöglicht, präventive Maßnahmen zu ergreifen.
• Entscheidungen auf Faktenbasis treffen - Änderungen der Last oder der Kauf und Austausch von Transformatoren sollten auf den historischen Zustandsdaten basieren und nicht nur auf Vermutungen.

Es gilt als sicher und bewährte Praxis, alle wichtigen Transformatoren mit Echtzeit-Überwachungssystemen auszustatten und diese Technologie nicht bei weniger kritischen Einheiten zu verwenden und sich nur auf jährliche Tests zu verlassen. Unsere Transformatorüberwachungslösungen Seite zeigt, wie Überwachungs-Hardware und -Dienstleistungen typischerweise für solche Flotten gebündelt werden.

Lösungen und Branchenprogramme

Ein vollständiges Echtzeit-Überwachungssystem besteht aus vier Schichten. In der Industrie kann jede Schicht in verschiedenen Maßstäben implementiert werden.

• Echtzeit-DGA-Analysatoren - Einzelgas-Wasserstoffanalysatoren für Budgetflotten und Mehrgas-GC/PAS-Techniken für kritische Einrichtungen. Vorherrschende Hersteller sind Qualitrol und seine Wettbewerber wie Vaisala und Serveron/TM8, Morgan Schaffer und Camlin.
• Integrierte Transformatorüberwachungssysteme - Ansammlung von DGA in einer Plattform zusammen mit der Überwachung der Öltemperatur und der Wickeltemperatur des Transformators usw. (z. B. Cambridge und Siemens).
• Die Schnittstelle zu SCADA-/Asset-Management-Systemen, wo die Ergebnisse in die Managementkontrollsysteme der Anlage in Bezug auf Alarme und Dashboards integriert werden, wo CBM-Entscheidungen getroffen werden.
• Dienstleistung, die DGA-Interpretation und Laboruntersuchungen als Grundlage für zukünftige Implementierungen umfasst.

In Solar- und Windkraftwerken umfasst das erste Paket Haupttransformatoren und Generator-Hochspannungstransformatoren, während in der Industrie das Paket Speise- und Fertigungstransformatoren verwenden könnte. Die Quintessenz ist: “Überwachen Sie, wofür Sie absolut zuverlässige Daten benötigen, und überwachen Sie, was Sie sich leisten können zu verlieren.” Für Hilfe bei der Dimensionierung eines Programms für Ihre Flotte kontaktieren Sie unser Team - und beginnen Sie mit unserer Über-Seite um zu sehen, wie wir die Auswahl und Überwachung von Transformatoren für Eigentümer in verschiedenen Branchen unterstützen.

Häufig gestellte Fragen

Welche Gase erkennt DGA und was bedeuten sie?

Ein vollständiges DGA-Programm misst sieben wesentliche Gase, nämlich Wasserstoff - was auf eine Teilentladung hinweist, Methan und Ethan für milde thermische Zusammenbrüche, Ethylen für Überhitzung bei hohen Temperaturen, Acetylen für Lichtbogenbildung und Kohlenmonoxid/Kohlenstoffdioxid für die Degradation von Papierdielektrika. Abhängig von der Präsenz und den Trends dieser Gase kann man den Grund und das Ausmaß des Fehlers bestimmen, anstatt nur die individuelle Konzentrationszahl eines dieser Gase zu verwenden.

Wie oft sollte Transformatorenöl entnommen werden?

Laut IEEE C57.104-2019 besagt der Standard, dass die Öle von Transformatoren jährlich im Falle von Zustand 1 (normaler Zustand), vierteljährlich für Zustand 2, monatlich für Zustand 3 und wöchentlich für Zustand 4 entnommen werden sollten. Neu in Betrieb genommene Transformatoren können im ersten Quartal monatlich zur Probenahme aufgerufen werden.

Ist die Online-DGA-Überwachung die Kosten wert?

Für kritische Transformatoren ist die Investition lohnenswert. Denn der Produktionsausfall, zusätzlich zu den Kosten für Ersatzteile, im Falle von ungeplanten Ausfällen würde die Investitionskosten für den Monitor leicht übersteigen. Für Hilfstransformatoren ist eine Laborprobe mindestens einmal im Jahr oder vierteljährlich die beste Praxis.

Was ist der Unterschied zwischen zustandsbasierter und präventiver Wartung?

Präventive Wartung erfolgt nach einem vorab festgelegten Zeitplan, unabhängig von einem gemessenen Zustand der Ausrüstung. Daher verwendet MBM aktuelle Messungen (die aktuellen Gastrends, Lasten und/oder Testergebnisse), um Maßnahmen zu ergreifen, sodass die gesunde Ausrüstung unberührt bleibt und sich weiterentwickelt. Somit spart CBM Geld für alle durchgeführten Arbeiten. Die Einführung der Echtzeit-Gasüberwachung ist die informative Schicht, die es ermöglicht, CBM zu nutzen.

Referenzen

• IEEE Technology Navigator — Übersicht über die Analyse gelöster Gase
• Power Prognosis — Integrierte DGA-Interpretation basierend auf IEEE C57.104
• REIG — Feldleitfaden zur DGA von Solarplant-Transformatoren (Probenfrequenz, Duval, Amortisation)
• Springer — Online-Analyse gelöster Gase: Möglichkeiten, Erfahrungen, Einschränkungen
• Megger — Wie man DGA-Ergebnisse zur Gesundheit von Transformatoren interpretiert

Fazit

Mit der Echtzeit-Gasdetektion von Transformatoren verwandelt sich das wertvolle Gut der elektrischen Installation von einer Black Box ohne Informationen in einen Patienten mit einem Elektrokardiogramm. Die gelösten Gase, die im Transformatorenöl enthalten sind, darunter Wasserstoff, Methan, Ethan, Ethylen, Acetylen und Kohlenstoffoxide, sind Frühwarnsignale, die sich über die Jahre in der DGA-Nutzung und den Standards sowie der Verwendung von Werkzeugen zur Interpretation bewährt haben, um die Signale in Wartungsentscheidungen umzuwandeln. Der Übergang von der Verwendung periodischer Laborproben zu einer Echtzeit-Online-Überwachung bringt einen entscheidenden Vorteil mit sich, nämlich die Änderungsrate. In diesem Fall liegt der entscheidende Vorteil darin, entweder die Erkennung eines Problems zu routinemäßigen Kosten zu erreichen oder zu erkennen, dass es durch einen ungeplanten Ausfall existiert hat. Es ist wichtig, den Geschäftsnutzen zu beachten, der mit dem ersten vermiedenen Ausfall für den Eigentümer eines kritischen Transformators abgeschlossen und abgeschlossen ist.