Transformatorenöl Im Zustand von Wasser kann es während Transport, Lagerung und Nutzung des Transformators durch äußere Einflüsse oder durch Oxidation des Öls selbst zu Wassereintritt kommen. Das entstehende Wasser liegt in zwei Zuständen vor: zum einen als freies Wasser, zum anderen als in Wasser gelöste, feinste Partikel. Die Isolierfasern bestehen aus Glucosemolekülen (C₆H₁₂O₆). Dringt Wasser in die Fasern ein, verringert es deren Anziehungskraft, fördert deren Hydrolyse in niedermolekulare Substanzen und reduziert die mechanische Festigkeit und den Polymerisationsgrad der Fasern.

Derzeit, LeistungstransformatorTransformatoren gehören nicht nur zu den wichtigsten und teuersten Komponenten von Stromversorgungssystemen, sondern auch zu denjenigen, die am häufigsten Störungen verursachen. Vor einem plötzlichen Transformatorausfall führen Isolationsverschlechterungen und latente Fehler unter Betriebsspannung zu einer Reihe von Effekten und Signalen wie Licht, Elektrizität, Geräuschen, Wärme und chemischen Veränderungen. Daher sollten im In- und Ausland neben regelmäßigen vorbeugenden Wartungsmaßnahmen auf Basis von Prüfverfahren auch vorausschauende Wartungsstrategien mittels Online-Überwachung erforscht werden, um potenzielle Fehler oder Defekte in Echtzeit oder regelmäßig zu erkennen und zu diagnostizieren. Der Feuchtigkeitsgehalt des Transformatorisolationsöls ist ebenfalls ein Parameter zur Bestimmung der Isolationsqualität. Intelligente Online-Diagnosegeräte für Transformatoren erfassen und analysieren automatisch den Wassergehalt im Öl, ermitteln die Fehlerursache und bieten Lösungen. So können Anwender versteckte Gefahren im Transformator rechtzeitig beheben und Unfälle verhindern.

1. Zustand und Schädlichkeit von Feuchtigkeit im Transformatorenöl

Während des Transports, der Lagerung und der Nutzung des Transformators können Verunreinigungen von außen eindringen oder es kann zur Oxidation des Öls selbst kommen, wodurch Wasser entsteht. Das entstehende Wasser kann in folgenden Zuständen vorliegen:

Zum einen handelt es sich um freies Wasser. Zum anderen kann es zu äußerem Wassereintritt kommen, beispielsweise wenn sich das Öl nicht leicht mit Wasser verrühren lässt. Dies hat zwar keinen Einfluss auf die Durchschlagspannung des Öls, lässt diese aber dennoch nicht zu und deutet darauf hin, dass sich gelöstes Wasser im Öl befinden könnte. In diesem Fall ist eine sofortige Behandlung erforderlich.

Zweitens lösen sich extrem feine Partikel in Wasser. Diese gelangen meist aus der Luft ins Öl und reduzieren dessen Durchschlagspannung erheblich. Dadurch erhöhen sich die Verluste im Medium; das Öl muss vakuumgefiltert werden.

Drittens, emulgiertes Wasser. Eine mangelhafte Ölraffination, die Alterung des Öls durch Langzeitbetrieb oder eine Verunreinigung des Öls durch Emulsionen verringern die Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser. Dadurch vermischen sich Öl und Wasser und bilden einen emulgierten Zustand. In diesem Fall wird ein Demulgator hinzugefügt.

Der Nachteil besteht darin, dass die Durchschlagspannung von Ölprodukten sinkt. Bei einer Konzentration von 100–200 mg/kg sinkt die Durchschlagspannung auf 1,0 kV. Die im Öl enthaltenen Faserverunreinigungen absorbieren leicht Wasser und bilden unter Einwirkung des elektrischen Feldes leitfähige „Brücken“ zwischen den Elektroden, wodurch es leichter zu Durchschlägen kommt.

Der zweite Faktor ist die Erhöhung des Verlustfaktors des Mediums. Suspensionen emulgierten Wassers haben den größten Effekt und sind nicht homogen. Das Molekül der Isolierfaser besteht aus Glucose (C₆H₁₂O₆). Dringt Wasser in die Fasermoleküle ein, verringert es deren Anziehungskraft, fördert deren Hydrolyse zu niedermolekularen Substanzen und reduziert die mechanische Festigkeit und den Polymerisationsgrad der Faser. Experimente zeigen, dass bei 120 °C die Feuchtigkeit in der Isolierfaser um das 1-fache ansteigt, die mechanische Festigkeit der Faser jedoch um die Hälfte abnimmt. Steigt die Temperatur, steigt der Wassergehalt im Öl, während der Wassergehalt in der Faser sinkt; sinkt die Temperatur, verhält es sich umgekehrt. Daher sollte der Feuchtigkeitsgehalt im Öl und somit die Alterung der Isolierfaser überwacht werden. Viertens fördert Wasser die Korrosionsfähigkeit organischer Säuren und beschleunigt die Korrosion von Metallteilen. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass ein höherer Wassergehalt im Öl die Alterung des Öls selbst, die Alterung der Geräteisolierung und die Korrosion von Metallteilen beschleunigt. Daher ist es notwendig, den Wassergehalt im Öl, insbesondere den Gehalt an gelöstem Wasser, zu überwachen.

2. Prüfverfahren zur Bestimmung der Feuchtigkeit im Transformatorenisolationsöl

Die Auswertung der Luftfeuchtigkeit in Isoliermaterial Die Feuchtigkeit im Isolieröl ist ein wichtiger Faktor für die Zuverlässigkeit und Lebensdauer von Transformatoren. Sie ändert sich ständig und kann die Qualität beeinträchtigen. Zudem sammelt sich der größte Teil der Feuchtigkeit im Isolierpapier. Die Feuchtigkeit beeinflusst die Durchschlagfestigkeit fester und flüssiger Isolierstoffe sowie die Alterungsrate von Zellulose-Isoliermaterialien und die Neigung zur Blasenbildung bei Überlastung.

Umgebungstemperatur, Last, Alterung, Leckagen und andere Faktoren können zu ständigen Feuchtigkeitsänderungen führen. Daher sind eine kontinuierliche Überwachung und Diagnose der zyklischen Temperaturschwankungen des Transformators erforderlich. Dies gilt insbesondere für überlastete oder lastspitzenbeaufschlagte Transformatoren. Die Gesamtfeuchtigkeit im Isoliersystem des Transformators wird durch den Feuchtigkeitsgehalt der Zellulose und der Flüssigkeit bestimmt. Das Feuchtigkeitsverhältnis zwischen Isolierpapier und Isolieröl hängt ausschließlich von der Temperatur ab. Mit steigender Temperatur erhöht sich die Wasserlöslichkeit im Isolieröl (die Wasseraufnahmekapazität der Lösung), und Wasser diffundiert vom Isolierpapier in das Isolieröl.

Bei sinkender Temperatur verläuft der Prozess umgekehrt, jedoch ist der Wasserfluss vom flüssigen Medium zum festen Isoliermaterial recht langsam. Daher ist der Wassergehalt des Isolieröls während der Abkühlung höher als während der Erwärmung. Um die Feuchtigkeitsverteilung im Transformator genau zu erfassen, ist es daher notwendig, die Position des Geräts in seinem Temperaturzyklus zu kennen. Um die tatsächliche Feuchtigkeit des Isolierpapiers durch Überwachung des Feuchtigkeitsgehalts im flüssigen Medium zu bestimmen, muss sich der Transformator in einem relativ stabilen Temperaturzustand befinden.

Der relative Wassersättigungsgrad des Isolieröls muss standardisiert werden, da die Feuchtigkeit im Isolieröl eng mit Temperaturänderungen zusammenhängt und im Transformator-Hauptgehäuse ein bestimmter Temperaturgradient herrscht (üblicherweise ist der obere Teil des Gehäuses wärmer als der untere). Zur Standardisierung ermittelt die Expertensystemanalyse den prozentualen relativen Sättigungsgrad am Boden. Dieser Wert kann anhand der vom Sensor gemessenen Temperatur und dessen Messposition bestimmt werden.

Die Analyse geht davon aus, dass die Temperatur an der Oberseite des Transformators 10 °C höher ist als an der Unterseite. Wird eine andere Messstelle als die Ober- oder Unterseite verwendet, muss die Temperaturabweichung angegeben werden. Anhand der relativen Feuchtigkeitssättigung und der gemessenen Temperatur ermittelt das Expertensystem einen bestimmten Prozentsatz der relativen Sättigung für die Feuchtigkeitsberechnung des Isolierpapiers. Es ist wichtig zu beachten, dass diese Berechnung auf einer Einzelmessung basiert und die tatsächliche Feuchtigkeitskonzentration des Isolierpapiers möglicherweise nicht widerspiegelt, insbesondere nach einer starken Temperaturänderung des Transformators.

Stellt das Expertensystem fest, dass sich der Transformator im Gleichgewicht befindet (das Isolierpapier gibt weder Feuchtigkeit ab noch nimmt es auf), wird ein zweiter relativer Sättigungsgrad berechnet. Dieser Wert entspricht dem Mittelwert der letzten 30 Messungen des relativen Sättigungsgrades im Gleichgewichtszustand. Die oben erfassten Temperatur- und Schwankungsdaten dienen als Kriterien für die Feststellung, ob sich der Transformator im Gleichgewicht befindet oder nicht.

Wir verfügen über verschiedene Prüfgeräte für Transformatorenöl, wie z. B.: Grenzflächenspannungsprüfer, Ölpartikelzähler, Pourpoint-Prüfgeräte usw. Bei Fragen kontaktieren Sie uns bitte.