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Explosionsgefahr in Transformatoren durch „thermisches Durchgehen“

Bild 1. Typische Temperaturkorrekturen des dielektrischen Verlustfaktors

Bild 2. DFR/FDS-Prüfaufbau

Bild 3. DFR/FDS-Tan-Delta-Messungen an vier verschiedenen Transformatoren mit einem Feuchtigkeitsgehalt, der von 0,3 % bis 3,4 % reicht

Bild 4. Feuchtigkeitsanalyse (Mods) für zwei Transformatoren mit unterschiedlicher Ölqualität und Feuchtigkeitsgehalt

Bild 5. Dielektrischer Verlustfaktor gegen Temperatur für Durchführungen mit unterschiedlichem Feuchtigkeitsgehalt

Die Isolation und ihr Zustand ist ein wichtiger Aspekt für die Betriebssicherheit von Leistungstransformatoren, Generatoren, Kabel und anderen Hochspannungseinrichtungen. In einem Leistungstransformator wird unter anderem auch mit flüssigem Öl isoliert. Deshalb besteht bei Transformatoren mit einem hohen Feuchtigkeitsgehalt im Isolieröl ein hohes Explosionsrisiko bei höheren Lasten. Der Grund: das sogenannte „thermische Durchgehen“ bei zu hohen Temperaturen in Durchführungen und Kabeln mit hohem dielektrischen Verlustfaktor.

Ein gebräuchliches Verfahren zur Messung der Isolation prüft die Kapazität und den Verlust-/Leistungsfaktor bei 50/60 Hz. Diese Prüfungen werden normalerweise bei 10 kV und Betriebstemperatur durchgeführt; es gibt jedoch auch Prüfungen mit variabler Spannung (Kippspannung) sowie Prüfungen, bei denen der Tan Delta gegen die Temperatur gemessen wird. Die Analyse basiert auf historischen Statistiken und dem Vergleich mit Werkswerten. Da die Isolationseigenschaften temperaturabhängig sind, muss für Messungen, die nicht bei 20 °C durchgeführt werden können, ein Temperaturausgleich verwendet werden. Das übernimmt normalerweise ein vordefinierter Tabellenwert innerhalb einer bestimmten Geräteklasse (Tabelle 1).

Typische Temperatur-Korrekturwerte werden in Bild 1 gezeigt. Es ist offensichtlich, dass sich die gegebenen Werte den Richtlinien nur annähern. IEEE 62-1995 stellt daher fest: „Während die Leistungsfaktoren für die älteren Transformatoren auch <0,5 % (20 °C) sein werden, können Leistungsfaktoren zwischen 0,5 % und 1,0 % (20 °C) akzeptiert werden; Leistungsfaktoren >1,0 % (20 °C) sollten jedoch unbedingt nachgeprüft werden.“

Die dielektrische Frequenzganganalyse
1995 wurden die ersten Vor-Ort-Geräte für die Dielectric Frequenzy Response (DFR) und die Frequenzy Domain Spectroscopy (FDS) an Transformatoren, Durchführungen und Kabeln eingeführt (Bild 2). Seither gab es zahlreiche Weiterentwicklungen in diesen leistungsfähigen Technologien. Inzwischen erklären mehrere internationale Projekte und Berichte die dielektrische Frequenzganganalyse zur besten Methode zur Beurteilung des Feuchtigkeitsgehalts im Isolieröl von Leistungstransformatoren (Bild 3 und Bild 4).
Bei DFR-Prüfungen werden die Kapazität und der Verlust-/Leistungsfaktor gemessen. Das Messprinzip und der Aufbau sind im Prinzip das Gleiche wie für das 50/60-Hz-Prüfen. Jedoch werden die Isolationseigenschaften im Bereich von mHz bis kHz gemessen. Die Ergebnisse werden als Kapazität bzw. als Tan-Delta/Leistungsfaktor gegen die Frequenz dargestellt. Die Fähigkeit des DFR, den dielektrischen Verlustfaktor als Funktion der Frequenz zu messen, gibt dem Anwender ein leistungsfähiges Werkzeug zur Diagnoseprüfung in die Hand.
Die beiden Kurven in Bild 4 stellen zwei Transformatoren dar. Beide haben den gleichen dielektrischen Verlustfaktor bei 60 Hz, aber einen unterschiedlichen Alterungszustand. Transformator 1 (rot) hat gutes Öl, muss aber getrocknet werden. Transformator 2 (schwarz) hat einen geringen Feuchtigkeitsgehalt, benötigt aber einen Ölwechsel oder eine Ölaufbereitung.

Diagnose von Durchführungen
Die Alterung von Hochspannungsdurchführungen ist ein Problem – sowohl für Hersteller als auch für Energieversorger. Um solche alterungsbedingten Durchführungsprobleme zu entdecken, bevor sie zu Ausfällen führen, können verschiedene Methoden eingesetzt werden. Dazu gehören in erster Linie die Online-Überwachung und die Offline-Diagnosemessung.
Herkömmliches 50/60-Hz-Prüfen des dielektrischen Verlustfaktors/Leistungsfaktors kann einen wichtigen Hinweis auf den Alterungszustand bzw. auf den Grad der Feuchtigkeit im Öl liefern, besonders dann, wenn wie in Bild 5 gezeigt, das Prüfen bei verschiedenen Temperaturen durchgeführt wird.

Bild 6. Dielektrischer Verlustfaktor der Durchführung als Funktion der Temperatur. Gemessene und konvertierte Daten im Vergleich zu veröffentlichten Daten

Bild 7. Temperaturkorrektur für Transformatoren in verschiedenen Zuständen

Bild 8. Standard-Temperaturkorrektur im Vergleich mit individueller Temperaturkorrektur für Beispiele von GE-Durchführungen vom Typ U

Tabelle 1: Typische Leistungsfaktor-Messerte bei 20°C

Ein erhöhter dielektrischer Verlustfaktor bei höheren Temperaturen ist ein sicheres Zeichen für Probleme in der Durchführung. Diese Probleme können im schlimmsten Fall bis zu einer Explosion führen – versursacht durch das sogenannte „thermische Durchgehen“. Ein hoher dielektrischer Verlustfaktor bei höheren Temperaturen führt zur Erhitzung der Durchführung. Diese wiederum erhöht den dielektrischen Verlust und verursacht zusätzliches Erhitzen; so wird der dielektrische Verlust immer weiter erhöht und die Durchführung explodiert schließlich.

Die DFR-Messungen und -Analysen samt Modellierung des Isolationssystems beziehen die Temperatur mit ein. Eine neue Vorgehensweise besteht nun darin, die DFR-Messungen durchzuführen und deren Ergebnisse in den dielektrischen Verlustfaktor bei 50/60 Hz und als Funktion der Temperatur umzuwandeln. Diese Technik bietet viele Vorteile, zum Beispiel eine erhebliche Vereinfachung und Abkürzung des Messverfahrens. Anstelle des zeitintensiven Erhitzens und Abkühlens der Durchführung und mehreren Messvorgängen bei verschiedenen Temperaturen, wird eine DFR-Messung durchgeführt und die Ergebnisse in 50/60-Hz-Tan-Delta-Werte als Funktion der Temperatur umgewandelt.
Wird diese Technik bei echten DFR-Messungen an Durchführungen angewandt, liefert sie Ergebnisse, wie in Bild 6 gezeigt wird. Zwei Durchführungen, „OK“ und „Schlecht“, werden mit den Werten des Herstellers verglichen. Bei der „schlechten“ Durchführung wird geschätzt, dass sie einen Feuchtigkeitsgehalt von ca. 4 % hat. Sie sollte deshalb als gefährdet betrachtet werden.

Individuelle Temperaturkorrektur
Temperaturkorrektur-Tabellen, wie in IEEE C57.12.90, liefern Werte, die einen durchschnittlichen Zustand annehmen; sie sind aber für einen einzelnen Transformator oder eine einzelne Durchführung nicht korrekt. Diese Tatsache ist bekannt. Einige Versorgungsunternehmen versuchen deshalb die Anwendung der Temperaturkorrektur zu vermeiden. Sie empfehlen deshalb, Messungen innerhalb eines schmalen Temperaturbereichs (Bild 7) durchzuführen.
DFR und die patentierte Technik der Datenumwandlung in Temperaturabhängigkeit ermöglichen es jetzt, einen präzisen und individuellen Temperaturausgleich vorzunehmen. Bei einer guten Komponente ist die Temperaturabhängigkeit schwach. Sobald aber die Komponente älter und/oder schlechter wird, wird der Temperaturkorrekturfaktor immer größer. Das bedeutet: Die Temperaturkorrektur ist eine Funktion des Alterungszustands.
Beispiele der individuellen Temperaturkorrektur für Durchführungen und Leistungstransformatoren werden in Bild 8 und Bild 7 gezeigt. Die Tabellendaten der Hersteller gelten nur für neue Durchführungen. Sobald Alterungseffekte bei der Durchführung sichtbar werden, erhöht sich auch die Temperaturabhängigkeit. Schlechte Durchführungen haben eine große Temperaturkorrektur.
Wie in Bild 7 ersichtlich, hat jeder Transformator seine eigene, individuelle Temperaturkorrektur. Neue Geräte haben eine „negative“ Korrektur für geringfügig erhöhte Temperaturen. Deshalb werden sie unterschiedliche Ergebnisse anzeigen, wenn die Standard-Tabelle verwendet wird. Gealterte Transformatoren zeigen das gleiche Verhalten wie die Standard-Tabellen, aber mit einer stärkeren Temperaturabhängigkeit im Vergleich zu den IEEE-Durchschnittswerten.

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Autor: Matz Öhlen ist Produkt- und Marketing-Manager der Megger Schweden AB in Täby/Schweden.

Autor: Dr. Peter Werelius ist Applikations- und Produkt-Manager der Megger Schweden AB in Täby/Schweden.