Verwendung von Online-DGA zum Schutz des End-of-Life-Betriebs eines Transformators

Diese Fallstudie untersucht die Erkennung schwerwiegender Fehler sowie den gesamten Prozess und das Verfahren zur Überwachung während der letzten Betriebsmonate eines alten Transformators – seines End of Life. Die Studie zeigt, wie ein Versorgungsunternehmen den Online-DGA-Monitor von Vaisala einsetzen konnte, um den Transformator systematisch zu überwachen, dann aus dem Betrieb zu nehmen und ihn zu ersetzen, bevor es zu irgendwelchen bedeutenden Ausfällen kam oder das Personal einem Sicherheitsrisiko ausgesetzt wurde. Darüber hinaus bietet der Fall Einblicke, wie wichtig es ist, dass ein Transformator bis zum Ende seiner Lebensdauer ordnungsgemäß funktioniert – was die Kapitalrendite durch einen Online-DGA-Monitor belegt.

Vorgeschichte

Dieser Fall handelt von einem Energieversorger im Süden der USA. Dabei geht es um einen 100-MVATransformator, der mit einem präventiven Spartransformator ausgestattet ist, der 1958 von Pennsylvania Transformer hergestellt wurde. Der Transformator mit Stickstoff-MAG verfügte über eine Mineralölisolierung und ein ONAN/ONAF-Kühlsystem.

Der Transformator funktionierte in den ersten 50 Jahren ohne nennenswerte Probleme, bis 2010 die ersten Gasbildungsmuster auftraten. Die Situation blieb bis 2013 stabil, als ein unbekanntes Ereignis eine erhebliche Gasbildung verursachte. In wenigen Wochen stieg z. B. der Ethylengehalt von 35 auf 100 ppm.

Aufgrund der gebildeten Gase wurde zunächst nur ein Hochtemperaturfehler in Öl vermutet. Es wurde nicht als dramatischer Fehler angesehen, das heißt, nicht in Zusammenhang mit den Wicklungen des Transformators. Papier war somit nicht beteiligt, da in der DGAAnalyse kein signifikanter Anstieg von Kohlenmonoxid, Kohlendioxid oder Ethan festgestellt wurde. Der Transformator wurde unter häufigere DGA-Verlaufskontrolle gestellt und die Situation wieder sta bilisiert. Später im Jahr 2017 wurde ein weiteres erhebliches Gasbildungsereignis beobachtet. Dieses stabilisierte sich dann wieder.

Im Herbst 2018 wurde der Transformator verlegt und sein Öl entgast. Die erste problematische DGA-Probe am neuen Standort wurde im Mai 2019 entnommen. Die Gaskonzentrationen stiegen weiter an, und der Transformator wurde zur genaueren Untersuchung abgeschaltet. Zu diesem Zeitpunkt war das vermutete fehlerhafte Teil der präventive Spartrans-formator des Laststufenschalters, der Öl mit dem Haupttank teilte. Die Untersuchung mit einem Inspektionsgerät ergab jedoch keine sichtbaren Gasquellen. Aber selbst mit dem Inspektionsgerät war der visuelle Zugang sehr eingeschränkt. Nach der Untersuchung wurde der Transformator wieder eingeschaltet, ohne Tertiärlast. Die Gase blieben einige Monate lang niedrig und stabil, bis zum Oktober 2019. Anfang Februar 2020 wurde der Transformator erneut mit dem Inspektionsgerät untersucht, und dabei wurden einige deutliche kohlenstoffartige Ablagerungen auf den Oberflächen des präventiven Spartransformators entdeckt (Abbildung 1).

Montage des Online-DGAMonitors für umfassendere Analyse

Die Herausforderung bei der Interpretation der Gasbildung und ihres Schweregrads in den letzten Jahren bestand darin, dass die Probenahmehäufigkeit zwischen den tatsächlichen Gasbildungsmustern nicht auf einem ausreichenden Niveau erreicht und gehalten werden konnte, um den genauen Zeitpunkt der Ereignisse zu ermitteln. Ob es sich um einen allmählichen Anstieg der Gase oder um einzelne Vorfälle handelte, konnte nicht gesagt werden. Um das herauszufinden, wurde der Transformator im Oktober 2019 mit einem Online-DGAMonitor ausgestattet. So konnte das Wartungsteam des Energieversorgers die Gasbildung genauer verfolgen und den sicheren Betrieb des Transformators bis zu seinem Austausch gewährleisten. Gleichzeitig wurden häufigere DGAProben genommen, um die Leistung des Monitors zu bewerten.

Interessanterweise konnte durch die Online-Monitordaten klar festgestellt werden, dass die Gasbildungsmuster keine stetigen Zunahmen waren, sondern mit eindeutigen Schritten begannen. Dies deutete darauf hin, dass es sich um einzelne Vorfälle handelte. Das wurde durch die Ergebnisse des Vergleichs der Gasbildung mit der Last weiter gestützt – es wurde kein Zusammenhang ermittelt. Bemerkenswert bei dieser Analyse war, dass der Transformator eine Übertragungsaufgabe übernahm und somit die Last stabil und eher niedrig blieb, nur 40 % der Nennleistung auf dem Typenschild. Dieses Detail und diese Analyse wurden durch die (stündlichen) Echtzeitdaten des Online-DGA-Monitors ermöglicht.

„Austausch war bereits ein Thema bei uns. Wir wussten, dass ein Problem vorlag, aber alle zwei Wochen wurden Proben genommen. Insbesondere beobachteten wir eine Entwicklung in der Acetylengasbildung, von der angenommen wurde, dass sie mit dem präventiven Spartransformator im Transformator in Verbindung steht. Wir konnten aufzeigen, dass sich das Problem weiterentwickelte – und kein fixer Zustand blieb – und eher früher als später angegangen werden muss. Sobald die Acetylengasbildung einen bestimmten Punkt erreicht hatte, wurde die Anlage außer Betrieb genommen.“

Support Engineer beim Energieversorger

Anfang Januar 2020 zeigte der Online-DGA-Monitor dann, dass sich das Gasbildungsmuster erneut in eine kontinuierliche und beschleunigte Zunahme der Gasbildung änderte – ein klares Anzeichen dafür, dass sich der Fehler weiterentwickelte und schwerwiegender wurde. Aufgrund dieses Zustands – der auf ein sehr hohes Risiko eines unmittelbar bevorstehenden Ausfalls hinweist – entschied sich der Energieversorger, den Transformator dauerhaft außer Betrieb zu nehmen.

Diagnose basierend auf DGA

Wie bei den früheren LaborDGA-Ergebnissen zeigten die Daten des Online-DGA-Monitors, dass die CO- und CO2-Werte während des gesamten Überwachungszeitraums stabil blieben (Abbildung 2). Das deutete darauf hin, dass Isolierpapier nicht an den Fehlerereignissen beteiligt war. Das dominierende Gas war immer Ethylen, was auf einen thermischen Fehler hinweist. Eine detailliertere Analyse mit Duval-Drei- und Fünfecken deutet auf einen sehr hohen Temperaturfehler, T3, nur in Öl hin (Abbildungen 3 und 4).

In den letzten zehn Jahren könnte ein Teil der Gasbildung durch Blitzstoßspannungen oder Last der Leitung aufgrund eines Fehlers verursacht worden sein, da der Zeitpunkt mit Gewittern übereinstimmte und die Leitung als getroffen bestätigt wurde. Diese Hypothese wurde dadurch gestützt, dass die Sekundärseite des präventiven Spartransformators an eine ungeschirmte 69-kV-Leitung angeschlossen war.

Die Gasbildungsereignisse, insbesondere die jüngsten, die vom Online-DGAMonitor zeitlich erfasst und verfolgt wurden, ereigneten sich jedoch, als es keine Leitungsfehler oder Gewitter gab. 

Dies war ein starkes Anzeichen dafür, dass ein interner Fehler vorlag und sich weiterentwickelte. Erwähnenswert ist, dass der Online-DGA-Monitor der sogenannte Schlüssel bei dieser Feststellung war.

Abbildung 3. Einige DGA-Datenpunkte des Monitors, die den relativen Anteil von Methan, Ethylen und Ethan gemäß dem Duval-Dreieck 5 während des Überwachungszeitraums zeigen. Fehlerhinweis: Hochtemperatur, thermischer Fehler, T3.

Nachträgliche Analyse

Nachdem der Transformator endgültig aus dem Betrieb genommen wurde, wurden sein Tank geöffnet und seine Innenteile gründlich untersucht. Es ließen sich weder offensichtliche Anzeichen von Überhitzung in den aktiven Hauptteilen des Transformators noch starke Verfärbungen feststellen, die auf eine Papierverschlechterung in den Wicklungen des präventiven Spartransformators hindeuten würden.

(Abbildung 5. Die Kernblechschnitte des präventiven Spartransformators, die während der nachträglichen Analyse freigelegt wurden. >)

Die deutlichsten Anzeichen einer hohen Temperaturbelastung waren am unteren und mittleren Teil der Holzabstandshalter neben der Mitte des präventiven Spartransformators. An ihren Innenflächen trat eine starke Karbonisierung auf. Dies bestätigt, dass es mehrere separate Vorfälle gab, die in unterschiedlichen Abständen Gase bildeten, wie das DGA-Gasbildungsmuster in den Online-Überwachungsdaten zeigt (siehe Abbildung 2).

Holzkarbonisierung und dominierendes Ethylengas zusammen mit steigendem Wasserstoff- und Acetylengehalt wiesen auf eine Fehlerstellentemperatur von über 700 °C hin. In Anbetracht der Jahrzehnte, in denen dieser Transformator ohne bekannte thermische Probleme in Betrieb war, wurde angenommen, dass die jüngsten Gasbildungsmuster relativ schnell sich entwickelnde Fehler anzeigten, die möglicherweise ursprünglich durch die früheren nachfolgenden Leitungsfehler herbeigeführt wurden.

(Abbildung 6. Karbonisierung auf den Oberflächen der Holzabstandshalter neben der Mitte des präventiven Spartransformators. >)

Fazit

Während die Offline-DGA-Probenahme potenzielle interne Fehler identifizieren kann, können nur kontinuierliche Online-DGA-Überwachungstools sowohl Gasbildung in Echtzeit als auch die tatsächlichen Gasbildungsmuster erkennen und eine echte Fehlererkennung und -analyse ermöglichen. Diese Informationen sind äußerst wertvoll, um rechtzeitige Entscheidungen über Wartungsmaßnahmen zu treffen. Sie sind wichtig für Anlagenmanager*innen, die über die technische Lebensdauer und den aktuellen Zustand der Anlagen Bescheid wissen müssen, insbesondere wenn ein Fehler sofortige Wartungsmaßnahmen oder einen Austausch erfordert oder länger andauern kann. Und wenn die Anlage in Betrieb bleibt, ist es für das Wartungsteam wichtig sofort zu wissen, ob der Betrieb im Fehlerüberwachungsstatus sicher ist.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Online-DGAÜberwachung von Transformatoren im End-of-Life-Betrieb oder in „aktiven Fehlerentwicklungsphasen“ ein entscheidendes Mittel darstellt, um Energieversorgern einen sicheren Transformatorbetrieb zu gewährleisten, und zwar bis eine Reparatur durchführbar oder ein Austausch erforderlich ist.