Zur Bestimmung des Zustandes von Transformatoren gibt es zahlreiche Methoden. Neben elektrischen Messungen gilt die Ölanalyse als eine der gängigsten und wichtigsten Methoden für die Zustandsbewertung und Überwachung an ölisolierten Transformatoren. Was genau eine Standardölanalyse beinhaltet und in welchen Intervallen diese durchgeführt werden sollte, wird in diesem zweiten Teil unserer Newsletters erläutert. 

Umfang der Standardölanalyse

Ziel dieser Untersuchung ist es, Rückschlüsse auf den Zustand des Isolieröls zu ziehen. Hierbei spielen die physikalischen und chemischen Eigenschaften des Öls eine Rolle. In diesem Abschnitt werden die unterschiedlichen Parameter, welche analysiert und bewertet werden, im Detail erklärt.

Farbzahl und Reinheit:

Die Farbe des Isolieröls wird nach der ISO 2049 (ASTM Scala) für Mineralöle bestimmt. Je nach Alter und Belastung (z. B. durch Lichtbögen beim Umschalten) verfärbt sich das Öl. Neues Isolieröl sollte weiß bis hellgelb, klar und frei von jeglichen Schwebstoffen sein. Bei der Farbskala gilt ein Wert ≤ 6 als in Ordnung. Insbesondere das Öl im Lastumschalter zeigt häufig schnell starke Verfärbungen an, da hier das Öl durch die Lichtbogenbildung beim Umschalten sehr stark belastet wird.

Durchschlagsspannung:

Die Durchschlagsspannung beschreibt direkt die Isolationsfähigkeit des Isolieröls und ist damit eines der auschlaggebendsten Kriterien für den Einsatz des Isolieröls. Die Prüfung erfolgt nach der IEC 60156 (VDE 0370) meist in vollautomatischen Geräten. Der Aufbau besteht aus zwei Kugelelektroden, die nach der IEC 60156 eine Abstand von 2,5 mm haben, in einem Gefäß, dass mit dem zu prüfenden Öl gefüllt wird. Die Spannung wird solange erhöht bis es zu einem Durchschlag kommt und eben diese Durchschlagsspannung erreicht ist. Es werden mehrere Versuchsreihen durchgeführt und erfahrungsgemäß gibt es bei dieser Messung eine große Streuung der Ergebnisse. Die Durchschlagsspannung ist maßgeblich von der relativen Feuchtigkeit des Isolieröls abhängig. Typischerweise werden bei neuem Isolieröl Werte von 50-70 kV bei 2,5 mm erreicht

Wassergehalt:

Der Wassergehalt im Öl beeinflusst maßgeblich die Isolationsfähigkeit. Des Weiteren führt ein hoher Wassergehalt zu einer beschleunigten Alterung des Öls und des Papiers. Zu beachten ist auch, das ohne externe Quelle bei der Zersetzung von Papier (Zellulose) und Öl bereits Wasser entstehen kann. Dieser Prozess beschleunigt sich selbst, daher sollte der Wassergehalt immer so gering wie möglich gehalten werden. Der Wasserhalt wird in ppm gemessen und im Labor mit Hilfe der Karl-Fischer-Titration bestimmt. Für die Messung in Online-Monitoringsystemen werden üblicherweise kapazitive Sensoren eingesetzt. Je nach Art des Isolieröls ist die spezifische Wasserkapazität unterschiedlich, wie wir bereits in dem ersten Teil dieser Reihe erwähnt haben (Ölanalyse für Transformatoren - Teil 1: So gelingt die richtige Entnahme der Ölprobe). Aus diesem Grund ist es auch bei der Einsendung einer Ölprobe wichtig, die Art des Öls anzugeben, um die Werte korrekt  interpretieren zu können. Liegt der Wassergehalt über der Wasserkapazität des Öls, befindet sich freies Wasser im Öl, welches direkt in das Papier gelangen kann. Dort kann es dann zu Zersetzungsprozessen kommen. Es ist zu beachten, dass im kalten Zustand des Transformators das meiste Wasser im Papier gespeichert ist, daher sind Rückschlüsse auf den Wassergehalt im gesamten Isolationssystem nur bedingt möglich. Da die Durchschlagsspannung im direkten Zusammenhang mit der relativen Feuchtigkeit im Öl steht, kann aus den Werten der Temperatur und der des Feuchtigkeitsgehaltes im Öl sehr zuverlässig auf die Isolationsfähigkeit geschlossen werden. Diesen Umstand kann man sich in Online-Monitoringsystemen zu Nutze machen, um ohne regelmäßige Ölproben Rückschlüsse auf die Durchschlagsspannung ziehen zu können. Sollte ein zu hoher Wassergehalt festgestellt werden, sollte das Öl einer Trocknung unterzogen werden, um eine vorzeitige und beschleunigte Alterung zu verhindern.

Neutralisationszahl / Säuregehalt

Die Neutralisationszahl beschreibt den Säuregehalt im Isolieröl. Ein hoher Säuregehalt beschleunigt die Zersetzung der eingesetzten Materialien. Die Werte werden nach der IEC 62021 mittels einer Titration mit Kalilauge und Farbindikation bestimmt. Angegeben werden die Werte in mg kOH/g (Milligramm Kalilauge pro Gramm Öl). Je nach Spannungsebene wird ein Maximalwert von 0,2 – 0,3 mg KOH/g gefordert.

Grenzflächenspannung:

Die Grenzflächenspannung des Isolieröls wird stark durch die Alterung, wie Zersetzung in weitere Bestandteile, beeinflusst und ist daher ein wichtiges Kriterium für den Alterungszustand. Eine starke Abnahme der Grenzflächenspannung kann auf eine Alterung hindeuten. Ermittelt wird sie mit Hilfe der Ring-Methode Du-Noüy in Form von Tensiomentern, wobei es hier das schnelle, dafür ungenauere Verfahren nach ASTM D971 gibt, oder das Aufwendigere nach der EN 14210. Die Methoden unterscheiden sich hauptsächlich in der Dauer und Häufigkeit der Versuche bis zum Erreichen eines Ergebnisses. Bei der Ring-Methode nach Du-Noüy wird ein waagerecht liegender Ring von oben in das Öl eingetaucht. Dabei wird die Kraft, die durch die benetzende Flüssigkeit entsteht, gemessen. Daraus ergibt sich dann ein Wert für die Grenzflächenspannung in mN/m.

 

Dielektrischer Verlustfaktor (tanδ):

Der dielektrische Verlustfaktor beschreibt die Verluste, welche über das Öl als Dielektrikum zwischen den Wicklungen untereinander und der Erde entstehen. Am Beispiel der Wicklungen gegen Erde bilden diese eine Kapazität, bei der das Öl das Dielektrikum ist. Die kapazitiven Ströme haben eine ideale Phasenverschiebung von 90° zu der angelegten Wechselspannung von 50 Hz. Die ohmschen Verluste, zum Beispiel durch eine hohen Feuchtigkeitsgehalt im Öl, verzerren diesen Winkel nun. Dieser Winkel (δ) kann viel genauer als der Absolute Strom bestimmt werden und wird durch die Berechnung als Tangens deutlicher lesbar. Neben der Feuchtigkeit haben auch die Zersetzungsprodukte bei der Alterung des Öls eine Einfluss auf diesen Wert. Der dielektrische Verlustfaktor wird bei 90 °C und 50 Hz bestimmt und sollte ≤ 0,5 sein. Der dielektrische Verlustfaktor wird auch in anderen Bereichen, wie bei der Zustandsbewertung von Durchführungen, eingesetzt.

Aus allen diesen Parametern kann sowohl auf den Alterungszustand, wie zum Beispiel die Zersetzung, als auch auf die Isolationsfähigkeit geschlossen werden. Der Fokus liegt hierbei rein auf den Zustand des Isolieröls. Für eine Fehlersuche beziehungsweise Indikation innerhalb des Transformators wird weiterführend eine Analyse der im Öl gelösten Gase durchgeführt. Diese wird im dritten Teil unserer Reihe näher beleuchtet.

 

Intervalle für die Standardölanalyse

Die Prüfintervalle sind in der IEC 60422 (VDE 0370-2) beschrieben und richten sich nach der Art des Betriebsmittels und in welcher Spannungsebene dieses eingesetzt wird. Für Transformatoren sind hier von insgesamt acht Kategorien nur vier relevant. Die nachfolgende Tabelle gibt Ihnen einen Überblick über die empfohlenen Intervalle für die Standardölanalyse.

 

Es ist allerdings zu beachten, dass sich das Intervall auch nach der Vorgeschichte und dem Zustand richten sollte. Nur dann ist gewährleistet, dass Auffälligkeiten zeitnah entdeckt werden. Außerdem können so Trendentwicklungen besser beobachtet werden.