Rechner für Gas-in-Öl-Analyse: Duval-Dreiecke und -Pentagone, IEC 60599 und IEEE

Was dieser Rechner leistet

Er nimmt die Konzentrationen aus der Gaschromatographie in ppm und wendet jedes Auswerteverfahren in einer eigenen Registerkarte an, sodass sie sich vergleichen lassen, ohne sie zu vermischen:

• Übersicht: das Ergebnis aller Verfahren in einer Tabelle.
• Duval-Dreiecke 1 bis 7 und Duval-Pentagone 1 und 2, mit dem Punkt in der Grafik.
• IEC 60599:2022: Tabelle 1 je nach Betriebsmittel, vereinfachtes Schema der Tabelle 2, typische Werte aus Anhang A, Anstiegsraten, CO₂/CO, O₂/N₂ und C₂H₂/H₂.
• IEEE C57.104-2019: DGA-Status 1, 2 oder 3 mit den Tabellen 1 bis 4 nach Alter des Transformators und O₂/N₂-Verhältnis, Änderungen zwischen Analysen und Raten per Regression über mehrere Analysen.
• IEEE C57.104-2008: Zustände 1 bis 4, Probenahmeintervall nach Tabelle 3, Liter Gas pro Tag die Verhältnisse nach Rogers und Doernenburg und das Schlüsselgasverfahren.
• IEEE C57.146-2005: Schwellen und Schlüsselgase für Silikontransformatoren.

Mit den vorherigen Analysen und ihrem Datum (bis zu fünf) ergänzt der Rechner die Änderungen und die Bildungsraten, die eigentlich entscheidenden Größen. Stammt die Probe aus freiem Gas des Buchholz-Relais, rechnet er sie mit den Ostwald-Koeffizienten der IEC 60599 in das gelöste Äquivalent um.

Woher die Gase kommen

Jeder Schädigungsmechanismus im Transformator spaltet bestimmte Moleküle und andere nicht — deshalb identifiziert das Gasgemisch den Fehler:

• Wasserstoff (H₂): entsteht bei fast allem und tritt bei Teilentladungen zuerst auf.
• Methan und Ethan (CH₄, C₂H₆): mäßige Erwärmung des Öls.
• Ethylen (C₂H₄): starke Erwärmung, oberhalb von 300 °C.
• Acetylen (C₂H₂): Lichtbogen. Erfordert Temperaturen über 700 °C und entsteht auf keinem anderen Weg.
• Kohlenmonoxid und -dioxid (CO, CO₂): Abbau der Zellulose, also des Isolierpapiers.

DGA-Status nach IEEE C57.104-2019

Die Ausgabe 2019 stuft nicht mehr den Transformator mit festen Grenzwerten ein, sondern die Analyse in drei Status, auf Grundlage der Statistik eines großen Transformatorenbestands.

• Status 1: niedrige Gaswerte, keine Anzeichen von Gasbildung. Routineprobenahme.
• Status 2: ein Gas zwischen Tabelle 1 (90. Perzentil) und Tabelle 2 (95. Perzentil) oder ein bestätigter Anstieg zwischen Analysen. Untersuchen und häufiger beproben.
• Status 3: ein Gas über Tabelle 2 oder eine Bildungsrate über Tabelle 4. Wahrscheinlich aktive Gasbildung.

Die Tabellen 1 und 2 hängen vom Alter des Transformators (unbekannt, 1 bis 9, 10 bis 30 oder über 30 Jahre) und vom O₂/N₂-Verhältnis (bis 0,2 oder darüber) ab; ohne O₂ und N₂ gilt der Abschnitt über 0,2. Tabelle 3 legt die maximale Änderung zwischen zwei aufeinanderfolgenden Analysen fest: wird sie überschritten, ist innerhalb eines Monats eine Bestätigungsprobe nötig. Tabelle 4 legt die maximale Rate in ppm/Jahr fest, berechnet per linearer Regression der letzten 3 bis 6 Analysen der letzten zwei Jahre bei mindestens vier Monaten Vorgeschichte; bei Acetylen zählt jeder Anstieg.

Der Rechner wendet außerdem die Kriterien aus Anhang D.8 zu CO und CO₂ an (hohes CO ohne Kohlenwasserstoffe deutet auf Öloxidation, nicht auf einen Papierfehler) und weist darauf hin, dass der Leitfaden bei allen Gasen unter Tabelle 1 davon abrät, die Fehlerart zu bestimmen.

Zustände nach IEEE C57.104-2008

Der Rechner ordnet die Analyse mit Tabelle 1 der Ausgabe 2008 einem von vier Zuständen zu. Sie hat die Werte von 1991 korrigiert und ist für Geräte ohne Vorgeschichte nach wie vor die verbreitetste Referenz in der Praxis. Maßgebend ist das ungünstigste Gas oder das gesamte brennbare Gas, nicht der Mittelwert.

Mit der vorherigen Analyse liefert Tabelle 3 das Probenahmeintervall und das Vorgehen anhand des gesamten brennbaren Gases und seiner Bildungsrate (unter 10, 10 bis 30 oder über 30 ppm pro Tag). Mit dem Ölvolumen wird zusätzlich Gleichung (1) angewendet: mehr als 2,8 Liter brennbares Gas pro Tag deuten auf einen aktiven Fehler hin.

Die Ausgabe 2019 hat diesen Ansatz durch den im vorigen Abschnitt beschriebenen DGA-Status ersetzt. Der Rechner wendet beide Ausgaben an, jede in ihrer eigenen Registerkarte.

IEC 60599

Die Norm verwendet drei Quotienten — C₂H₂/C₂H₄, CH₄/H₂ und C₂H₄/C₂H₆ — und eine Tabelle, die sie sechs Fehlerarten zuordnet: PD (Teilentladungen), D1 und D2 (Entladungen geringer und hoher Energie) sowie T1, T2 und T3 (thermische Fehler unter 300 °C, zwischen 300 und 700 °C und über 700 °C). Passen die Verhältnisse in keine Zeile, meldet der Rechner das und wendet das vereinfachte Schema der Tabelle 2 an, das zumindest Teilentladungen, Entladungen und thermische Fehler unterscheidet.

Die CH₄/H₂-Grenze für Teilentladungen hängt vom Betriebsmittel ab: 0,1 bei Transformatoren, 0,2 bei Messwandlern und 0,07 bei Durchführungen, für die es außerdem ein eigenes vereinfachtes Schema gibt (Tabelle A.10). Im Stufenschalterraum gilt Tabelle 1 nicht: dort werden das Duval-Dreieck 2 und das Verhältnis C₂H₄/C₂H₂ verwendet.

Der Rechner vergleicht jedes Gas mit den typischen 90-%-Werten aus Anhang A und, mit der vorherigen Analyse, die Anstiegsrate mit Tabelle A.3. Liegen alle Gase am unteren Ende der typischen Werte, ist die Analyse normal, und die Norm rät von einer Diagnose mit den Verhältnissen ab. Drei Hilfsverhältnisse ergänzen die Auswertung: CO₂/CO (Beteiligung des Papiers), O₂/N₂ (Sauerstoffverbrauch, unter 0,3) und C₂H₂/H₂ (über 2, Verunreinigung aus dem Stufenschalter).

Duval-Dreiecke

Jedes Dreieck nimmt drei Gase, drückt sie als Anteil an ihrer Summe aus und setzt den Punkt in ein in Zonen unterteiltes Dreiecksdiagramm. Der Rechner zeichnet jedes Dreieck aus denselben Ungleichungen, mit denen er den Punkt einordnet; Zeichnung und Diagnose können sich also nicht widersprechen.

• Dreieck 1 (CH₄, C₂H₄, C₂H₂): das klassische Dreieck der IEC 60599 für Mineralöl. Grenzen: 98 % CH₄ für PD; 4, 13, 15 und 29 % C₂H₂; 20, 23, 40 und 50 % C₂H₄. Die Zone DT umfasst Mischungen aus thermischen und elektrischen Fehlern.
• Dreieck 2 (dieselben Gase): für das Öl ölgefüllter Laststufenschalter, in denen der Lichtbogen zum Normalbetrieb gehört. Zone N für Normalbetrieb und Zonen D1, X1, X3, T2 und T3 für abnormalen Betrieb.
• Dreieck 3: Dreieck 1 mit drei für jede alternative Flüssigkeit verschobenen Grenzen.
• Dreiecke 4 und 5: für Niedertemperaturfehler in Mineralöl. Dreieck 4 nutzt H₂, CH₄ und C₂H₆; Dreieck 5 CH₄, C₂H₄ und C₂H₆. Sie trennen die Streugasung des Öls (S), die Überhitzung unter 250 °C (O) und Hot Spots mit Papierverkohlung (C). Nach IEEE C57.104-2019 gilt Dreieck 4 für Fehler, die Dreieck 1 als PD, T1 oder T2 einstuft, und Dreieck 5 für T2- oder T3-Fehler.
• Dreiecke 6 und 7: die Entsprechungen von 4 und 5 für den natürlichen Ester FR3, dessen Streugasung deutlich mehr Ethan bildet.

Quellen: IEC 60599:2022 (Bilder B.3 und B.4) und M. Duval, The Duval Triangle for LTCs, alternative fluids and other applications (2009). Die Dreiecke 4 und 5 folgen den Tabellen D.3 und D.4 der IEEE C57.104-2019.

Duval-Pentagone

Das Pentagon (Duval und Lamarre, 2014) nutzt alle fünf Kohlenwasserstoffe gleichzeitig. Jedes Gas hat seine Achse vom Mittelpunkt (0 %) zur Ecke (100 %), in dieser Reihenfolge: H₂, C₂H₆, CH₄, C₂H₄ und C₂H₂. Die fünf Anteile bilden ein unregelmäßiges Polygon, und der Punkt der Analyse ist dessen Schwerpunkt, der nie über 40 % einer Achse hinausgeht. Die Zonengrenzen sind die aus Anhang D der IEEE C57.104-2019.

• Pentagon 1: die sechs Grundfehler (PD, D1, D2, T1, T2, T3) und die Streugasung S.
• Pentagon 2: dieselben Entladungen, aber die thermischen Fehler werden in T3-H (nur im Öl), C (mit Papierverkohlung) und O (Überhitzung unter 250 °C) aufgeteilt.

Sie ersetzen die Dreiecke 1, 4 und 5 nicht. Stimmen Pentagone und Dreiecke nicht überein, ist eine Fehlermischung die wahrscheinlichste Erklärung.

Rogers, Doernenburg und Schlüsselgase

Das sind die beiden Verhältnisverfahren der IEEE C57.104-2008. Rogers verwendet CH₄/H₂, C₂H₂/C₂H₄ und C₂H₄/C₂H₆ und ordnet einen von sechs Fällen zu, von Gerät normal bis thermischer Fehler über 700 °C. Doernenburg verwendet vier Verhältnisse (CH₄/H₂, C₂H₂/C₂H₄, C₂H₂/CH₄ und C₂H₆/C₂H₂) und prüft vor der Diagnose, ob genug Gas vorhanden ist: übersteigt kein Schlüsselgas das Doppelte seines Grenzwerts L1 oder überschreiten weder Ethan noch CO den Wert L1, liegt kein Fehler vor (Bild 4), und hat ein Verhältnis kein Gas über L1, ist es nicht aussagekräftig. Für freies Gas aus dem Relais gelten die Gasraum-Spalten.

Das Schlüsselgasverfahren (Bild 3) vergleicht die Anteile der sechs brennbaren Gase mit vier typischen Profilen — überhitztes Öl (Ethylen), überhitzte Zellulose (CO), Teilentladungen (Wasserstoff) und Lichtbogen (Acetylen) — und zeigt das ähnlichste zusammen mit dem gemessenen Hauptgas an.

Silikontransformatoren

IEEE C57.146-2005 gibt eigene Schwellen für Silikon an: 200 ppm H₂, 100 CH₄, 1 C₂H₂, 30 C₂H₄ und C₂H₆, 3.000 CO, 30.000 CO₂ und 3.361 gesamtes brennbares Gas. Darunter normale Überwachung; darüber erneute Probenahme zur Bestätigung und Bestimmung der Fehlerart. Der Rechner vergleicht außerdem die Anteile der brennbaren Gase mit den vier Schlüsselgasprofilen des Leitfadens (überhitztes Silikon, überhitzte Zellulose, Teilentladungen und Lichtbogen) und zeigt das ähnlichste an. In Silikon kann jede Menge Acetylen auf ein ernstes Problem hinweisen.

Gelöstes Beispiel

Leistungstransformator mit H₂ 180, CH₄ 95, C₂H₆ 30, C₂H₄ 210, C₂H₂ 4 und CO 320 ppm.

• Gesamtes brennbares Gas: 839 ppm. Zustand 2 nach Summe, Wasserstoff und Acetylen, Zustand 4 nach Ethylen, das über 200 ppm liegt: das ungünstigste Gas entscheidet.
• IEC 60599: C₂H₂/C₂H₄ = 0,02; CH₄/H₂ = 0,53; C₂H₄/C₂H₆ = 7,0. Wasserstoff übersteigt den höchsten typischen Wert (150 ppm), die Verhältnisse sind also aussagekräftig, passen aber in keine Zeile der Tabelle 1; Tabelle 2 ergibt einen thermischen Fehler.
• Duval-Dreieck 1: CH₄ 31 %, C₂H₄ 68 %, C₂H₂ 1 %, Zone T3. Da es weder PD noch T1 oder T2 ist, sind die Dreiecke 4 und 5 nicht anzuwenden.
• Pentagon 1: Zone T3. Pentagon 2: T3-H, thermischer Fehler im Öl ohne Hinweis auf Papierverkohlung.

Bewertung: thermischer Fehler über 700 °C mit etwas Acetylen, das eine engmaschige Überwachung erfordert. Typischer Verdacht ist eine schlechte innere Verbindung oder ein Kreisstrom im Kern oder im Kessel.

Was dieser Rechner nicht leistet

Er weiß nicht, ob die Probe richtig entnommen wurde, ob das Gerät erst kürzlich nach einer Reparatur oder Entgasung wieder in Betrieb ging, und kennt seine Vorgeschichte nur so weit, wie die eingegebene vorherige Analyse reicht. Die typischen Werte der IEC 60599 sind in vielen Netzen beobachtete Bereiche: empfehlenswert ist, die des eigenen Bestands zu berechnen. Und alle grafischen Verfahren liefern auch ohne tatsächliche Gasbildung eine Zone; die Diagnose ist nur sinnvoll, wenn die Gase und ihre Anstiegsrate über den typischen Werten liegen.

Womit gemessen wird

Die Analyse führt ein Labor an einer Ölprobe durch, oder ein Analysator für Isolieröl direkt in der Anlage. Bei kritischen Einheiten ist die Online-Überwachung die Alternative: Wasserstoff- und Gas-in-Öl-Sensoren melden eine Trendänderung zwischen zwei Probenahmen, statt die halbjährliche Analyse abzuwarten. Die Ölaufbereitung — Trocknen und Entgasen — ist die andere Hälfte der Arbeit.