Die Gas-in-Öl-Analyse

Bestimmung des thermischen und elektrischen Zustandes

Transformatoren spielen bei der Erzeugung und bei Verteilung von elektrischer Energie eine entscheidende Rolle. Den Betreibern sollte deshalb daran gelegen sein, den Betriebszustand des Umspanners rasch zu erkennen und Fehlerzustände schnell und genau zu erfassen. Die Analyse der im Öl gelösten Gase (DGA) ist heute eines der am häufigsten angewandten Diagnoseverfahren zur Erkennung und Bewertung von Fehlern in ölgefüllten elektrischen Betriebsmitteln. Grundlage ist die Eigenschaft des Isolieröls Spaltgase zu bilden, die bei der natürlichen Alterung oder bei thermischen und elektrischen Fehlern aus dem Öl oder den Zellulosewerkstoffen entstehen und diese neben atmosphärischer Luft auch zu lösen. Die Extraktion der Gase aus dem Öl und deren quantitative Bestimmung führt zu einer Beurteilung des Transformators hinsichtlich seines thermischen und elektrischen Zustandes. Die DGA ermöglicht es, sowohl schleichende als auch akute Defekte frühzeitig zu erkennen und sie durch typische Schlüssel- und Begleitgase zu identifizieren [1,2]. Die zeitliche Entwicklung der Gaskonzentrationen führt zu einer Trendanalyse (Langzeitgasverhalten), die es erlaubt, geeignete Maßnahmen frühzeitig einzuleiten.

Durchführung der Analyse

Voraussetzung für eine aussagekräftige Analyse ist eine normgerechte, technisch einwandfreie Entnahme einer repräsentativen Ölprobe. Grundsätzlich sind drei verschiedene Behältnisse zur Probenentnahme vorgesehen [3]: gasdichte Spritze, Probenzylinder (Metall oder Glas) und Flasche (Metall oder Glas). Im Regelfall werden Flasche und Spritze bevorzugt. Flaschen, insbesondere Aluminiumflaschen, haben den Vorteil, dass durch die Bruchsicherheit ein unproblematischer Einsatz vor Ort sowie ein konventioneller Transport möglich sind und, dass infolge des großen Probenvolumens auch Ölproben mit geringem Gasgehalt (z.B. Abnahmeprüfungen bei Neufertigungen) genau untersucht werden können [4]. Glasspritzen bieten sich bei elektrischen Betriebsmitteln mit einem nur geringem Ölvolumen (z.B. Wandlern) an. Die Gas-in-Öl-Analyse wird in zwei Etappen durchgeführt; zunächst werden die gelösten Gase aus dem Öl extrahiert und diese dann gaschromatographisch analysiert.

Extraktion der Gase aus dem Öl

Der erste Schritt bei der Durchführung der DGA ist die Entgasung der Ölprobe. In DIN EN 60567 sind die nachfolgenden Verfahren detailliert beschrieben: mehrperiodische Vakuumextraktion mittels Töplerpumpe, Vakuumextraktion durch Partialentgasung, Stripping-Extraktionsmethode und Headspace-Methode.

Gaschromatographische Bestimmung

Im zweiten Schritt der Gas-in-Öl-Analyse wird die gaschromatographische Untersuchung des extrahierten Gasgemisches durchgeführt. Neben den atmosphärischen Gasen Stickstoff (N2) und Sauerstoff (O2) werden auch die Spaltgase Kohlendioxid (CO2), Kohlenmonoxid (CO), Wasserstoff (H2), Methan (CH4), Acetylen (C2H2), Ethylen (C2H4) und Ethan (C2H6) qualitativ und quantitativ bestimmt [5]. Propylen (C3H6) und Propan (C3H8) geben bei Überlagerung verschiedener Fehlerursachen weitere wertvolle Hinweise für eine sinnvolle Interpretation der DGA. Zur qualitativen und quantitativen Bestimmung der Einzelkomponenten wird das extrahierte Gas in den Gaschromatographen injiziert. Mittels eines internen Trägergases (mobile Phase) werden Schlüssel- und Begleitgase durch eine Trennsäule (stationäre Phase) transportiert. Verschiedene physikalische und chemische Eigenschaften der einzelnen Gase führen zu unterschiedlichen Wechselwirkungen mit der Oberfläche im inneren der Säule und damit zu unterschiedlichen Laufzeiten der einzelnen Gaskomponenten. Die am Ende der Trennsäule austretenden “Gaskomponenten“ werden durch Detektoren erfasst und als Chromatogramm ausgegeben. Der am häufigsten verwendete Detektor ist der Flammenionisationsdetektor (FID), der für alle brennbaren Gase eingesetzt werden kann. Er verbrennt die Gase in einer Wasserstoff-Flamme und registriert die durch Ionisation entstehende Leitfähigkeitsänderung in der Flamme. Kohlendioxid und Kohlenmonoxid werden zuvor katalytisch zu Methan reduziert und können so ebenfalls auf diese Weise bestimmt werden. Wasserstoff, der als Brenngas im FID eingesetzt wird, kann deshalb so nicht erfasst werden. Sauerstoff, Stickstoff und Wasserstoff werden mit einem Wärme- leitfähigkeitsdetektor (WLD) bestimmt. Die Zuordnung der Signale (Peaks) zu den einzelnen Gasen erfolgt durch Vergleich mit Referenzgasen, die quantitative Auswertung durch Integration der Flächen der im Chromatogramm enthaltenen Signale und Vergleich mit einem Eichgas bekannter Konzentration.

Interpretation des Messergebnisses

Auch während eines normalen Betriebes entstehen durch thermischen Abbau des Öl-/ Zellulosedielektrikums charakteristische Gase, die im Öl gelöst werden. Dieses Gasverhalten darf folglich nicht als Fehler interpretiert werden, sondern muss als “typische Gasbildung“ bei normaler Alterung betrachtet werden. Weicht das Ergebnis der DGA vom üblichen Bild der “natürlichen“ Alterung ab, muss überprüft werden, ob ein Fehler (schleichend oder akut) vorliegt. In der Praxis unterscheidet man zwischen thermischen und elektrischen Fehlern. Thermische Überhitzung an einer Heißstelle (Hot Spot) führt zur Pyrolyse der Kohlenwasserstoffe. Dabei werden für verschiedene Temperaturbereiche charakteristische Schlüsselgase gebildet, die von weiteren, weniger charakteristischen Gasen begleitet werden. Unterhalb von 300°C entsteht hauptsächlich Propylen, begleitet von Ethylen. Bei einer Heißstelle im Temperaturbereich von 300°C bis 700°C entsteht hauptsächlich Ethylen, begleitet von Propylen und geringeren Anteilen an Methan und Wasserstoff. Oberhalb von 700 °C wird vorrangig Ethylen gebildet, begleitet von Methan und geringeren Anteilen von Wasserstoff und Propylen, ab 1000°C auch Acetylen. Elektrische Entladungen mit hoher Energiedichte (Lichtbogen und Funkenentladungen) bewirken die Abspaltung von Wasserstoff und Acetylen, begleitet von Methan und Ethylen. Teilentladungen mit niedriger Energiedichte führen überwiegend zur Bildung von Wasserstoff und Methan sowie geringer Anteile von Ethan und Propan als typische Begleitgase. Ist bei elektrischen Fehlern feste Isolation beteiligt, werden, weit über das bei normalem natürlichem Zelluloseabbau bekannte Maß hinaus, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid als Zersetzungsprodukte gebildet. Die im Öl messbaren Gaskonzentrationen hängen nicht nur von der Art, der Energie und der Dauer des Fehlers ab, sondern auch vom Volumen des diese Gase aufnehmenden Öles. Deshalb steht bei der Beurteilung des Analyse-Ergebnisses mehr die Verteilung der Gase im Vordergrund, als deren absolute Konzentration. In der Vergangenheit wurde versucht, dies durch Bildung von Quotienten näher zu beschreiben [1,2]. Der letzte Ansatz wurde in der DIN EN 60599 [5] beschrieben und legt die Quotienten C2H2/C2H4, CH4/H2 und C2H4/C2H6 einem sehr allgemeinen Interpretations- schema zugrunde [5]. Außerdem wird auch das Verhältnis CO2/CO betrachtet, da dies einen Hinweis geben kann, ob feste Isolation in Mitleidenschaft gezogen worden ist, oder nicht. Grundsätzlich sollte auch diese Norm und das damit verbundene Interpretationsschema nur als Leitfaden betrachtet werden, das eine langjährige Erfahrung bei der Durchführung und Beurteilung von Gas-in-Öl-Analysen nicht ersetzen kann. Die endgültige Interpretation der Gas-in-Öl-Analyse und jede Entscheidung über sich daraus ergebende Maßnahmen sollte nur mit technisch kompetenter Beurteilung durchgeführt werden [5].

Literatur

1. Müller R., Soldner K. und Schliesing H., Elektrizitätswirtschaft 76 (11), pp. 345-349 (1977)
2. Dörnenburg E. und Hutzel O., ETZ-A 98 (3), pp. 211-215 (1977)
3. DIN EN 60567 Ölgefüllte elektrische Betriebsmittel - Probennahme von Gasen und Analyse freier und gelöster Gase - Anleitung
4. DIN EN 61181 Mineralölgefüllte elektrische Betriebsmittel - Anwendung der Gasanalyse für gelöste Gase (DGA) auf Werksprüfungen von elektrischen Betriebsmitteln
5. DIN EN 60599 In Betrieb befindliche, mit Mineralöl imprägnierte elektrische Geräte - Leitfaden zur Interpretation der Analyse gelöster und freier Gase