Rechner für Feuchtigkeit im Öl: ppm, relative Sättigung, IEC 60422:2024 und IEEE C57.106-2015

Was dieser Rechner leistet

Er rechnet den Wassergehalt eines Mineralöls zwischen Milligramm pro Kilogramm (was eine Karl-Fischer-Titration liefert) und relativer Sättigung in Prozent (was eine kapazitive Online-Sonde liefert) bei der angegebenen Temperatur um. Er berechnet zwei Größen, die fast nie im Prüfbericht stehen: die Löslichkeit des Öls bei dieser Temperatur und die Sättigungstemperatur, unterhalb derer dasselbe Wasser als freies Wasser auftritt. Und er bewertet das Öl nach der gewählten Norm, in zwei Reitern: IEC 60422:2024, die es je nach Betriebsmittelkategorie als gut, mäßig oder schlecht einstuft, für Wasser und fünf weitere Routineprüfungen; und IEEE C57.106-2015, die die Grenzwerte für Wasser und die übrigen Prüfungen je Spannungsklasse für Öl im Betrieb, Neuöl oder aufbereitetes Öl sowie für Stufenschalter angibt und mit ihrem Anhang B abschätzt, wie stark der Durchschlag sinkt, wenn das Öl abkühlt.

Warum ppm-Werte täuschen

Das im Öl gelöste Wasser ist nicht wegen seiner absoluten Menge von Bedeutung, sondern dadurch, wie nahe es das Öl an die Sättigung bringt. Und die Löslichkeit hängt äußerst stark von der Temperatur ab. Für neues Mineralöl gilt:

log₁₀(Ws) = 7,0895 − 1567 / T

mit T in Kelvin und Ws in mg/kg. Das ist Formel 1 der IEEE C57.106-2002 (nach Bruce, Christie und Griffen), bekannt als Oommen-Kurve, und eine der Literaturkurven in Bild 1 der IEC 60422:2024 (A = 7,09; B = 1567). Das Bild zeigt, wie stark sie voneinander abweichen: Ihr Mittelwert ist A = 7,11 und B = 1585, und die Norm legt keine davon fest. Sie ergibt etwa 55 mg/kg bei 20 °C, 243 bei 60 °C und 449 bei 80 °C.

Die praktische Konsequenz: Eine Analyse mit 25 mg/kg, entnommen bei warmem Transformator, wirkt beruhigend – 10 % Sättigung bei 60 °C –, doch dasselbe Wasser liegt bei 45 % Sättigung, wenn die Maschine auf 20 °C abkühlt. Deshalb ist eine Probe ohne notierte Öltemperatur wenig aussagekräftig, und deshalb liefern Online-Sonden die relative Sättigung und nicht ppm.

Die Formel gilt für neues Mineralöl. Gealtertes oder oxidiertes Öl löst mehr Wasser, und IEC 60422:2024 weist darauf hin, dass der Unterschied bei stark oxidierten Ölen groß sein kann und es keine allgemeingültige Formel gibt. Ausgehend von den mg/kg einer Karl-Fischer-Titration wäre die tatsächliche Sättigung etwas niedriger als berechnet: Das Ergebnis liegt auf der sicheren Seite. Ausgehend von einer Sondensättigung ist es umgekehrt: Die tatsächlichen mg/kg wären etwas höher, und eine Bewertung in mg/kg fällt zu günstig aus.

Die Sättigungstemperatur

Sie ist die nützlichste Zahl dieses Rechners und diejenige, die selten berechnet wird. Ausgehend vom gemessenen Wassergehalt gibt sie an, bei welcher Temperatur dieses Öl 100 % Sättigung erreichen würde. Unterhalb davon kann freies Wasser auftreten – das ist es, was die Durchschlagfestigkeit tatsächlich einbrechen lässt und Ausfälle beim Kaltstart oder nach einem längeren Stillstand im Winter verursacht.

Ein Transformator mit 40 mg/kg erreicht die Sättigung bei etwa 12 °C. Steht er in einem Raum, dessen Temperatur darunter fällt, ist das Risiko nicht theoretisch.

Bewertung nach IEC 60422:2024

Die IEC 60422:2024 ist der Leitfaden für die Überwachung und Wartung von Mineralisolierölen in elektrischen Betriebsmitteln. Der Rechner wendet die Ausgabe 5.0 von 2024 an, die Grenzwerte für gut, mäßig und schlecht nach Betriebsmittelkategorie angibt, nach der höchsten Spannung für Betriebsmittel (Um) und mit einer Tabelle je Betriebsmittelart:

• Transformatoren und Drosseln (Tabelle 5): A, über 170 kV oder jede Spannung bei versorgungskritischen Anlagen; B, über 72,5 kV bis 170 kV; C, bis 72,5 kV (Verteilung) und Bahntransformatoren. Wasser gut unter 15, 20 und 30 mg/kg und schlecht über 20, 30 und 40; Durchschlagspannung gut über 60, 50 und 40 kV und schlecht unter 50, 40 und 30; dazu Säurezahl, Verlustfaktor und spezifischer Widerstand bei 90 °C sowie Grenzflächenspannung, die für inhibiertes und nicht inhibiertes Öl verschieden ist.
• Mess- und Schutzwandler (Tabelle 7): D, über 170 kV, und E, bis 170 kV. Nur Wasser (Grenzen bei 20 und 30 mg/kg bzw. bei 30 und 40) und Verlustfaktor (0,01 und 0,10 bzw. 0,10 und 0,30).
• Lastumschalter von Laststufenschaltern (Tabelle 6), Kategorie F: Wasser gut unter 15 mg/kg und schlecht über 40 im Sternpunkt bzw. über 30 im Dreieck oder am Leitungsende; die Durchschlagspannung ist nur gut (mindestens 30 bzw. 40 kV) oder schlecht.
• Leistungsschalter und Schaltanlagen (Tabelle 8): G, über 72,5 kV, und H, bis 72,5 kV. Wasser, Durchschlagspannung und Säurezahl.
• Durchführungen (Tabelle 9): K, über 170 kV, und L, bis 170 kV. Wasser, Durchschlagspannung und Verlustfaktor.

Die Tabellen 6 bis 9 behandeln nicht alle Prüfungen: Für den Rest verweisen sie auf die passende Kategorie in Tabelle 5, und der Rechner kennzeichnet sie mit „Siehe Tabelle 5“. Gegenüber der Ausgabe 2013 geht die Kategorie O in A auf, der Verlustfaktor der Messwandler über 170 kV ändert sich auf 0,01 und 0,10, und Laststufenschalter, Leistungsschalter und Durchführungen kommen mit eigenen Tabellen hinzu.

Was die Zustände bedeuten: gut, Probenahme und Prüfung im normalen Rhythmus genügen; mäßig, die Alterung ist bereits erkennbar, häufigeres Prüfen ist ratsam; schlecht, es liegt eine ungewöhnliche Alterung vor und eine Abhilfemaßnahme wie Trocknung, Aufbereitung oder Regenerierung des Öls ist zu prüfen. Der Rechner bewertet nur die ausgefüllten Prüfungen und fasst mit der ungünstigsten zusammen. Ein Wert genau auf einer Bereichsgrenze zählt als mäßig.

Vier Vorbehalte. Wasser gilt bei Betriebstemperatur, wird immer zusammen mit der Durchschlagspannung gelesen, und die Norm verlangt, nicht auf ein einzelnes Ergebnis hin zu handeln, sondern die Probe zu wiederholen. Unter 35 °C diffundiert Wasser zu langsam, um sich dem Gleichgewicht mit dem Papier zu nähern, und der Rechner weist darauf hin; bei sehr heißem Öl in hoch belasteten Transformatoren kann der schnelle Feuchteaustausch höhere Werte ergeben. Für den Trend desselben Betriebsmittels normiert Anhang C, informativ und als bisherige Praxis dargestellt, das Wasser auf 20 °C mit f = 2,24·e^(−0,04·ts): 10 mg/kg bei 40 °C entsprechen 4,5. Das gilt nur bei einer Probe mit 35 °C oder mehr und wird nicht mit den Tabellen verglichen. Und die Abschätzung der Papierfeuchte liegt außerhalb der Norm.

Für die relative Sättigung gibt Tabelle B.1 Richtwerte für die Online-Messung bei Betriebstemperatur: unter 10 % trockener Transformator; zwischen 10 % und 20 % gegenüber einem neuen Gerät erhöhte Feuchte, mit dem Risiko sinkender Durchschlagspannung bei einem Kaltstart oder beim Abkühlen nach hoher Last; und über 20 % feucht, mit verringerter Durchschlagspannung, wobei eine Trocknung der festen Isolierung zu prüfen ist. Die Norm gibt sie für eine Beobachtung von mindestens einem Monat an; der Rechner wendet sie auf die Sättigung bei Öltemperatur an, und bei einer einzelnen Probe ist sie nur ein Anhaltspunkt.

Bewertung nach IEEE C57.106-2015

IEEE C57.106-2015 ist der IEEE-Leitfaden für Abnahme und Wartung von isolierendem Mineralöl, die übliche Referenz in Nordamerika. Der Rechner wendet die Ausgabe 2015 an, die die Ausgabe 2006 überarbeitet und das Wasserkriterium geändert hat: Es gibt keinen Höchstwert nach mittlerer Öltemperatur mehr wie in Tabelle 5 der Ausgabe 2002, sondern einen festen Höchstwert in mg/kg je Spannungsklasse, und die Abschätzung der Papierfeuchte entfällt.

Im Reiter wählen Sie die Tabelle nach dem Zustand des Öls:

• Tabelle 3, Öl im Betrieb: höchstens 35, 25 und 20 mg/kg Wasser bis 69 kV, von 69 bis 230 kV und ab 230 kV; Durchschlag nach ASTM D1816 von mindestens 23, 28 und 30 kV bei 1 mm oder 40, 47 und 50 kV bei 2 mm; Verlustfaktor höchstens 0,5 % bei 25 °C und 5 % bei 100 °C; Grenzflächenspannung mindestens 25, 30 und 32 mN/m; und Säurezahl höchstens 0,20, 0,15 und 0,10 mg KOH/g. Der Durchschlag nach ASTM D877 (25 kV) gilt nur für Drosselspulen und Regler, nicht für Transformatoren.
• Tabelle 4, aufbereitetes oder regeneriertes Öl, nach dem Befüllen und vor dem Einschalten: Wasser 35, 20 und 15 mg/kg (ab 230 kV möglichst unter 10), Durchschlag 25, 30 und 35 kV bei 1 mm oder 45, 55 und 60 kV bei 2 mm, Grenzflächenspannung 35 mN/m und Säurezahl 0,05 mg KOH/g.
• Tabelle 2, Neuöl in neuen Betriebsmitteln oder nach dem Befüllen, vor dem Einschalten: Wasser 20, 10 und 10 mg/kg, Verlustfaktor 0,05 % bei 25 °C, Grenzflächenspannung 38 mN/m und Säurezahl 0,03 mg KOH/g.
• Tabellen 6 und 7, Stufenschalter: Neuöl vor dem Einschalten und Öl im Betrieb, mit eigenen Grenzwerten für die Sternpunktseite und für die Leitungsseite bis 69 kV und über 69 kV (im Betrieb Wasser 40, 30 und 25 mg/kg).

Für Öl im Betrieb wendet der Rechner die Einteilung aus Abschnitt 4.2.1 an: Klasse I, wenn alles eingehalten ist; Klasse II, wenn nur Durchschlag oder Wasser nicht eingehalten sind – dann empfiehlt der Leitfaden die Aufbereitung durch Filtration oder Vakuumtrocknung; und Klasse III, wenn etwas anderes nicht eingehalten ist – dann empfiehlt er die Regeneration mit Bleicherde oder den Austausch des Öls sowie das Wiederherstellen des Inhibitors. Der Durchschlag nach ASTM D1816 ist nicht mit IEC 60156:2025 bei 2,5 mm vergleichbar; ein Wert wird daher nicht von einem Reiter in den anderen übernommen.

Die Norm warnt in jeder Tabelle, dass diese mg/kg bei niedriger Temperatur zu hoch sein können, weil die Sättigung beim Abkühlen steigt. Dafür verknüpft ihr Anhang B (informativ, für Neuöl) die Sättigung mit dem Durchschlag nach ASTM D1816 bei 2 mm: Er berechnet die Sättigung mit Ws = 10^(7,42 − 1670/(273,16 + t)) und den relativen Durchschlag mit 0,95·e^(−(%RS/63,15)²) + 0,05. Im Beispiel der Norm entsprechen 15 mg/kg einer Sättigung von 18 % bei 30 °C und 74 % bei 0 °C, und ein bei 30 °C gemessener Durchschlag von 50 kV fiele beim Einschalten bei 0 °C auf etwa 15 kV. Der IEEE-Reiter führt diese Rechnung mit der zweiten Temperatur aus; für das Einschalten im kalten Zustand verweist die Norm auf IEEE C57.93-2019.

Berechnungsbeispiel

Es handelt sich um den von CIGRE veröffentlichten Betriebsfall (Tabelle 3 desselben Artikels): Transformator mit 15 Jahren Betriebszeit, Probe mit 21,5 mg/kg, entnommen bei 57 °C Öltemperatur, Durchschlagspannung 57 kV. Diese Werte sind beim Öffnen des Rechners voreingestellt.

• Löslichkeit bei 57 °C: 220 mg/kg → Sättigung 9,8 %: trocken nach Tabelle B.1 der IEC 60422:2024 (unter 10 %), wenn auch an der Grenze.
• Löslichkeit bei 20 °C: 55,5 mg/kg → Sättigung 38,8 %: Kühlt die Einheit ab, liegt sie weit über den 20 % der Tabelle B.1.
• Sättigungstemperatur: −1,0 °C.

CIGRE gibt 38,7 % und 9,7 % an; der Unterschied beruht lediglich auf Rundung. Die dortige Schlussfolgerung ist dieselbe, die das Werkzeug zeigt: Im Labor bei 20 °C gemessen, erscheint das Öl wesentlich feuchter, als es in der Maschine ist.

Mit der Bewertung nach IEC 60422:2024: In einem Transformator der Kategorie A sind die 21,5 mg/kg schlecht (die Grenze liegt bei 20) und die 57 kV mäßig; in Kategorie B wird das Wasser mäßig und der Durchschlag gut; in C sind beide gut. Dasselbe Öl ändert seinen Zustand je nach Maschine, in der es sich befindet. Nach IEEE C57.106-2015 und für Öl im Betrieb (Tabelle 3) liegt der Höchstwert ab 230 kV bei 20 mg/kg: Das Wasser ist nicht zulässig, und wenn dies der einzige Mangel ist, ist das Öl Klasse II und muss aufbereitet werden. Zwischen 69 und 230 kV (25 mg/kg) und bis 69 kV (35 mg/kg) ist es zulässig. Nach Anhang B steigt die Sättigung von 9,3 % bei 57 °C auf 41 % bei 20 °C, und der Durchschlag fiele beim Abkühlen auf etwa 69 % des Messwerts.

Was dieser Rechner nicht leistet

Er sagt nicht, wie viel Wasser im Papier steckt, wo der größte Teil liegt und was getrocknet werden muss; die IEC 60422:2024 klammert diese Abschätzung aus. Das Gleichgewicht zwischen Papier und Öl braucht Tage oder Wochen und hängt von Temperatur und Lastgeschichte ab, daher ist die Abschätzung der Papierfeuchte aus einer einzelnen Ölprobe unzuverlässig. Die Temperaturkorrektur der Durchschlagspannung im IEEE-Reiter ist die aus Anhang B der IEEE C57.106-2015, informativ und mit neuem Öl ermittelt: Sie zeigt den Trend und ersetzt keine Prüfung bei dieser Temperatur. Ester und Silikonöle, deren Löslichkeit und Grenzwerte anders sind, deckt er nicht ab, und er ersetzt nicht den Laborbericht.

Womit gemessen wird

Der Wassergehalt wird im Labor durch Karl-Fischer-Titration bestimmt, die relative Sättigung mit kapazitiven Sonden, die im Ölkreislauf installiert sind – so lässt sich der Verlauf verfolgen statt nur eine Momentaufnahme. Der Analysator für Isolieröl und die übrigen Messgeräte für Öl decken den Prüfteil ab, Trocknung und Entgasung den Behandlungsteil. Ist das Öl feucht, empfiehlt es sich, auch die Analyse gelöster Gase heranzuziehen: Der Abbau des Papiers hinterlässt Spuren im CO und CO₂.