Kurzfassung:
Die Analyse gelöster Gase (DGA) hat in den letzten Jahren große Fortschritte gemacht. Um die Konsistenz der Ergebnisse zu gewährleisten, müssen mehrere Verfahren und Abläufe eingehalten werden. Die DGA hilft der Branche, weil sie Laboratorien in die Lage versetzt, ihre Verfahren zu überprüfen und Ergebnisse zu garantieren – Ergebnisse, auf die man sich verlassen kann.
Die Analyse gelöster Gase (DGA) ist seit mehr als 30 Jahren ein Branchenstandard für das Erkennen und Bestimmen von Fehlern in Transformatoren. Die Ende der 1960er-Jahre entwickelte DGA ist weltweit als wichtigstes Werkzeug anerkannt, um katastrophale Ausfälle von Leistungstransformatoren zu verhindern. Die Entnahme einer Ölprobe ist nur der erste Schritt bei der Beurteilung des Betriebszustands dieser großen Betriebsmittel. In großen Transformatoren dient das Öl als Kühl- und als Isoliermittel. Man könnte es das Blut eines Transformators nennen. So wie ein Arzt eine Blutuntersuchung durchführt, um den Gesundheitszustand zu bestimmen, verfügt der DGA-Ingenieur über die Mittel, den Gesundheitszustand von Transformatoren zu bestimmen. Eine Frage wird immer wieder gestellt: Die Analyse wird durchgeführt – aber sind die Ergebnisse gültig?
Die Analyse gelöster Gase ist als Branchenstandard für die Bestimmung beginnender Fehler in Transformatoren anerkannt. Sofern das Verfahren korrekt eingehalten wird, liefern die gewonnenen Ergebnisse die Informationen, die für eine fundierte Entscheidung über den Betriebszustand eines Transformators nötig sind. Die Ausrüstung für die DGA-Überwachung ist inzwischen jedoch deutlich preiswerter und einfacher zu bedienen, und immer mehr Laboratorien bieten diese Dienstleistung an. Für die Branche ist das gut, kann aber gleichzeitig schädlich sein, denn die Ergebnisse dieser neuen Laboratorien bieten möglicherweise nicht dieselbe Verlässlichkeit wie die langjährig etablierter Häuser.
Es gibt drei anerkannte DGA-Normen und dazu eine neue, die in den letzten Jahren viel Anerkennung gefunden hat. Alle vier Verfahren benötigen eine Ölprobe. Die Probe wird so behandelt, dass die in ihr enthaltenen Gase entfernt oder extrahiert werden. Getrennt werden die Gase mit einem Gaschromatographen (GC). Der GC ist ein präzises Analyseinstrument aus einem Ofen, mehreren Säulen und einem, zwei oder drei Detektoren. Das aus den Proben gewonnene Gas wird in den GC eingespritzt, wo die Säulen die Gase trennen. Die Säulen werden im Ofen auf konstanter Temperatur gehalten, was die Trennung der Gase unterstützt. Verlassen die getrennten Gase die Säulen, treten sie in den Detektorstrom ein, der sie quantifizieren kann. Der GC ist einfach zu kalibrieren, sobald Ofentemperatur, Trägergasströme und Detektorempfindlichkeit festgelegt sind. Die DGA-Analyse umfasst einen weiteren Schritt: die Extraktion der Gase. Das ist der Teil der Analyse, in dem die meisten Fehler entstehen können und für den ein Kalibrierstandard erforderlich ist.
Das Ende der 1960er-Jahre entwickelte Vakuumextraktionsverfahren war die erste anerkannte ASTM-Norm für die Analyse der im Öl gelösten Gase, die DGA. Im Kern zieht es die Gase aus dem Öl heraus. Wird das Öl in ein Vakuum eingebracht, werden die darin gelösten Gase frei und können aufgefangen und anschließend in einen GC eingespritzt werden. Dieses Verfahren hat einige Probleme: zum einen das Hochvakuumsystem, zum anderen das eingesetzte Quecksilber. Wegen der Effizienz des Extraktionsvorgangs wird nur eine kleine Probenmenge benötigt; hier genügt eine Spritze mit 30 cc Öl. Sobald das Öl dem Vakuum ausgesetzt ist, werden die frei werdenden Gase isoliert. Mit Quecksilber als Kolben werden die Gase komprimiert und auf Atmosphärendruck gebracht. Danach lassen sie sich in einen Gaschromatographen einspritzen. Solange der Apparat einwandfrei arbeitet, ist das System sicher. Wie erwähnt ist es gemeinsam mit dem Hochvakuum jedoch ein Punkt, der Aufmerksamkeit verlangt, und das System muss vorsichtig gehandhabt werden. Quecksilber ist vielen Menschen unbehaglich, doch es ist vollständig eingeschlossen und der Techniker muss nicht befürchten, damit in Berührung zu kommen. Es liegt zudem in elementarer Form vor und ist deshalb wesentlich sicherer im Umgang.
Eine Anmerkung zu den Proben, bevor wir fortfahren: Die Analyse kann nur so gut sein wie die gewonnene Probe. Sachgerechte Probenahmeverfahren sind einzuhalten. Eine Ölprobe aus einem Transformator zu ziehen kann ein einfacher Vorgang sein, doch es ist stets sicherzustellen, dass das Ablassventil ordentlich freigespült wurde. Dort steht Öl, das nicht am Ölumlauf des Transformators teilnimmt. Es muss genügend Öl durch das Ventil fließen, um dieses Standöl zu entfernen. Liegt das Ventil am Boden des Transformators, kann sich dort eine große Menge Sediment oder freies Wasser befinden. Auch hier gilt: sicherstellen, dass das Ventil ordentlich freigespült ist. Ebenso sind die Probenbehälter zu spülen, und zwar mit dem Öl, das aus dem Transformator abgelassen wird. Nach dem Freispülen des Ablassventils wird etwas weiteres Transformatoröl verwendet, um die Probenbehälter zu spülen. In Kanada und den USA ist die Glasspritze das Gefäß der Wahl: Sie ist bequem zu handhaben und lässt sich leicht transportieren.
The Stripping Method (das Trennverfahren) wurde in den 1990er-Jahren von der ASTM anerkannt. Dieses Verfahren vermeidet Hochvakuum-Entgasungsapparate und Quecksilber. Die Ölproben werden direkt in das Instrument eingespritzt, wo ein Stickstoffstrom mit dem Öl in Kontakt tritt. Der Stickstoff treibt die übrigen Gase heraus, die in den Strom zum Gaschromatographen gelangen. Das klingt nach einem viel einfacheren Verfahren, doch auch es hat Probleme: zum einen die Effizienz der Extraktion, zum anderen die deutlich höhere Komplexität der Maschine.
Um die einwandfreie Funktion sicherzustellen, muss ein Ölstandard eingesetzt werden, der die bestmögliche Extraktionseffizienz belegt. Zur Kalibrierung des Gaschromatographen ist ein Kalibriergas zu verwenden.
Headspace wurde kürzlich von der ASTM-Norm als Verfahren zur Bestimmung gelöster Gase in Transformatorenöl anerkannt. Wie bei The Stripping Method (dem Trennverfahren) ist kein Hochvakuumsystem erforderlich.
Die gewonnenen Ölproben werden in Fläschchen gegeben, die zuvor mit Argon gespült werden. Sobald das Öl eingefüllt ist, wird über dem Öl ein Argonpolster aufrechterhalten. Die Volumina von Öl und Gas müssen exakt eingehalten werden. Die Fläschchen werden eine bestimmte Zeit geschüttelt, sodass das im Öl gelöste Gas in das Gaspolster entweichen kann. Dieses Gaspolster, der Headspace, wird anschließend in den Gaschromatographen geleitet, wo die Analyse gelöster Gase erfolgt. Die diesem Verfahren eigenen Schwierigkeiten sind, dass das Ölvolumen genau stimmen muss, dass die Temperatur des Schüttelbades auf dem optimalen Wert zu halten ist und dass der Druck konstant bleiben muss.
Um der Ergebnisse völlig sicher zu sein, muss ein Ölstandard durch das Instrument geführt werden, der die Extraktionseffizienz belegt – genau wie beim Trennverfahren. Das Verfahren Shake Test ® ist neu und von der ASTM noch nicht anerkannt, seine Grundsätze entsprechen aber denen des Headspace. Die Ölproben werden mit einer Shake Test ®-Spritze gewonnen. Die Ölprobe ist größer als bei den anderen Verfahren, doch die für die Analyse benötigte Ausrüstung ist wesentlich einfacher zu handhaben. Die Shake Test ®-Spritze ist eine Spritze mit 100 cc. Zur Extraktion der Gase mischt der Techniker das Öl in der Spritze mit einer festgelegten Menge CO2-freier Luft. Das dauert etwa eine Minute. Anschließend wird die Spritze an einen tragbaren GC angeschlossen, in dem die Analyse der Gase erfolgt.
Dieses Verfahren erlaubt es, das Labor im Notfall ins Feld zu bringen, denn benötigt werden nur der GC, der tragbar ist, ein Notebook und die Spritze. Die vollständige Analyse lässt sich vor Ort in weniger als fünf Minuten durchführen. Zur Extraktion der Gase genügen die besonders konstruierten und kalibrierten Spritzen. Das mit dem Instrument gelieferte Kalibriergas ist für die Kalibrierung des GC zusammengesetzt, und die Kalibrierwerte der darin enthaltenen Gase sind speziell auf diese Spritzen abgestimmt. Solange der Techniker das Shake Test ®-Verfahren einhält, ist ein Ölstandard nicht erforderlich. Um völlig sicher zu sein, bestätigt ein Ölstandard dieses Verfahren jedoch genauso wie die anderen.
Der in unseren Laboratorien bei Morgan Schaffer entwickelte Ölstandard True North steht nun zur Verfügung, um Laboratorien bei der Kalibrierung ihrer Ausrüstung zu unterstützen. Auch Transformatorbetreiber können ihn nutzen, um sicherzugehen, dass ihr Labor die DGA-Analyse korrekt ausführt. Der Bedarf an einem Ölstandard zeigte sich, als einige unserer Kunden gleichzeitig entnommene Ölproben aus ihren Transformatoren an verschiedene Laboratorien schickten. Die Ergebnisse wurden in Zweifel gezogen, denn sie stimmten nicht überein und lagen nicht einmal innerhalb der erwarteten Streuung. Alle paar Jahre schickte die ASTM einen Ringversuch an viele der führenden Laboratorien Nordamerikas und übersandte ihnen Proben der von ihr hergestellten Ölstandards. Als die Ergebnisse eintrafen, zeigte sich, dass noch mehr Anstrengung nötig war, um sicherzustellen, dass die Laboratorien die richtigen Kalibrierverfahren und -abläufe einhielten. Ein Schlüssel zur Lösung dieses Problems war, der Branche einen zertifizierten DGA-Ölstandard verfügbar zu machen.
True North war ein Projekt, das zwei Jahre in Anspruch nahm. Ziel war ein Standard, der stabil ist, sich leicht in alle Welt transportieren lässt und preiswert ist – nicht nur in der Herstellung, sondern wirtschaftlich genug, damit Laboratorien ihn täglich oder wöchentlich einsetzen können. Die erste Hürde war die Herstellung des Standards. Bekannte Mengen der verschiedenen Fehlergase zu gewinnen, um sie im Öl zu lösen, war keine leichte Aufgabe. Morgan Schaffer begann mit frischem Voltesso 35, einem der in Kanada gängigen Transformatorenisolieröle. Mit einem eigens konstruierten Entgasungsapparat wurde praktisch das gesamte Gas aus dem Öl entfernt. Schwierig war, das Gas in das Öl zu bekommen. Das Öl wurde daraufhin in Behälter gefüllt, die Ausdehnung und Zusammenziehen erlaubten; so konnte das Gas bei Atmosphärendruck in das Öl eintreten. Es ist bekannt, dass Transformatorenöl unter ultravioletter Strahlung Fehlergas bildet oder verliert. Die Behälter mussten daher vor Licht geschützt werden, während das Öl das Gas aufnahm, und ebenso während der Lagerung. Die Lagerung war ein weiteres Thema: Würde der Standard während der Lagerung instabil und änderten sich die Gasgehalte im Öl durch Reaktionen, wäre das selbstverständlich nicht hinnehmbar. Es zeigte sich, dass der Standard bei einem Gehalt von 100 ppm im Öl über einen Zeitraum von Monaten nicht stabil blieb. Für die Lieferung von True North an unsere Kunden genügte es, das Öl in Spritzen umzufüllen und so zu transportieren. Um die Ergebnisse des Standards zu gewährleisten, muss das Öl innerhalb von vier Wochen nach Erhalt analysiert werden.
True North wurde an eine Reihe von Laboratorien in Kanada geschickt. Die teilnehmenden Laboratorien führten die DGA-Analyse nach der anerkannten Norm ASTM D-3612 durch. Diese Laboratorien arbeiteten nach einem der drei Verfahren: Vakuumextraktion, Trennverfahren und Headspace. Die erzielten Ergebnisse waren nicht sehr beruhigend. In einigen Fällen wurde eine Abweichung von mehr als 90 % gegenüber den erwarteten Ergebnissen zurückgemeldet. Das zeigte, dass die Abläufe nicht eingehalten und die Kalibrierungen nicht korrekt ausgeführt wurden. Die Kalibrierung des Gaschromatographen ist ein einfacher Vorgang, doch da die Extraktion des Gases aus dem Öl der erste Schritt der Analyse ist, muss auch die Extraktion überprüft werden. Genau hier wird True North den Laboratorien helfen, ihre Ausrüstung zu vereinheitlichen, wovon die Branche insgesamt profitiert. Die Ergebnisse einer Analyse gelöster Gase dienen wichtigen und kostspieligen Entscheidungen. Sind die Ergebnisse nicht verlässlich, können falsche und teure Entscheidungen getroffen werden – und sie werden getroffen.
Der neueste Fortschritt bei der Fehlererkennung in Transformatoren ist die Entwicklung von Online-Systemen, die Transformatoren fortlaufend auf beginnende Fehler überwachen. Der Wasserstoffmonitor Calisto ist dafür ausgelegt, Transformatoren dauerhaft auf die Bildung von Wasserstoff und Wasser zu überwachen. Wasserstoff entsteht bei allen Transformatorfehlern und ist ein Schlüsselgas, mit dem sich entstehende Defekte ankündigen lassen. Wasser schädigt die Feststoffisolierung von Transformatoren und ist auf ein Minimum zu begrenzen. Die Überwachung dieser beiden Komponenten schafft eine zusätzliche Sicherheitsebene für den Betrieb des Betriebsmittels. Eine praktische Eigenschaft des Calisto ist, dass keine Kalibrierung erforderlich ist. Ein True North-Standard ist damit nicht nötig. Andere Online-Systeme verlangen dagegen eine Kalibrierung. Die Brennstoffzellentechnik ist seit vielen Jahren im Einsatz, erfordert aber weiterhin eine Kalibrierung vor Ort. Die Transformator-Pflegeeinheit (transformer nursing unit) und der Online-GC für Transformatoren sind die neuen Entwicklungen, die eine vollständige DGA für fragliche Transformatoren bieten werden. Diese Ausrüstung zur Transformatorüberwachung ist allerdings sehr teuer und wird nur an äußerst kritischen Einheiten eingesetzt. Solche Geräte benötigen zudem eine fortlaufende Kalibrierung; ein Ölstandard wäre nützlich, um ihre Funktion zu gewährleisten. Zusammenfassend hat die Analyse gelöster Gase in den letzten Jahren große Fortschritte gemacht. Um die Konsistenz der Ergebnisse zu gewährleisten, müssen mehrere Verfahren und Abläufe eingehalten werden. Der DGA-Standard True North wird der Branche helfen, weil er Laboratorien in die Lage versetzt, ihre Verfahren zu überprüfen und verlässliche Ergebnisse zu garantieren.