So lassen sich Transformatorfehler frühzeitig mithilfe der Gasanalyse erkennen

Veröffentlichungsdatum:5. November 2026, 18:28:53 Uhr

  • Mithilfe der Gasanalysetechnik (DGA) lassen sich sich anbahnende thermische und elektrische Fehler anhand der Gase erkennen, die sie im Transformatoröl erzeugen.
  • Sehr frühe Verwerfungen können möglicherweise zu wenig Gas freisetzen, um eine deutliche Konzentrationsänderung zu bewirken.
  • Die Gasförderrate und deren Entwicklung sind oft aussagekräftiger als eine einzelne Ölprobe.
  • Die Online-DGA verkürzt den Abstand zwischen den Messungen und kann Veränderungen schneller aufzeigen.
  • Daten zu Teilentladungen, Wicklungstemperatur, Feuchtigkeit und Schutzart können Anomalien aufzeigen, die sich allein durch die DGA möglicherweise nicht erklären lassen.
  • Eine frühzeitige Fehlerdiagnose funktioniert am besten, wenn mehrere Zustandsindikatoren zeitlich miteinander korreliert werden.

Inhaltsverzeichnis

Wie DGA Transformatorfehler frühzeitig erkennt

dga

Thermische und elektrische Belastungen lösen chemische Bindungen in Mineralöl und – bei höheren Energieniveaus – in Zellulosedämmung auf. Die Fragmente verbinden sich wieder zu Gasen, die sich im Öl lösen. Bei Aktivitäten mit geringer Energie entstehen in der Regel Wasserstoff (H₂) und Methan (CH₄). Bei heißeren Störungszonen kommen Ethan (C₂H₆) und Ethylen (C₂H₄) hinzu. Durch Lichtbogenbildung kann Acetylen (C₂H₂) entstehen, während überhitztes Papier Kohlenmonoxid (CO) und Kohlendioxid (CO₂) freisetzt.

Eine einzelne Liste von Gasen sagt für sich genommen wenig aus. Bei der Fehlerdiagnose von Transformatoren sind vier Faktoren von entscheidender Bedeutung:

  • Schwerpunkt: Wie viel von jedem Gas ist derzeit im Öl enthalten?.
  • Erzeugungsrate: wie schnell die Konzentration der einzelnen Gase ansteigt.
  • Gasverteilung: welche Gase gemeinsam aufsteigen und in welchem Verhältnis.
  • Entwicklung im Zeitverlauf: ob es sich bei der Veränderung um einen Schritt, eine Stagnationsphase oder einen beschleunigten Anstieg handelt.

Einen umfassenderen Überblick über die Methoden zur Gasbildung und -auswertung finden Sie in unserem Artikel zum Thema Analyse von gelöstem Gas in Transformatoren. CO und CO₂ entstehen auch durch normale Alterungsprozesse, daher hängt ihre Bedeutung vom Trend und vom Kontext ab.

Warum manche frühe Fehler möglicherweise übersehen werden

Anfängliche Transformatorfehler sind per Definition geringfügig. Ein Fehler kann tatsächlich vorliegen und dennoch ein Signal hinterlassen, das zu schwach ist, um sich von den bereits im Öl vorhandenen Hintergrundgasen abzuheben. Die Gründe dafür sind meist physikalischer Natur und liegen nicht in einer Schwäche der Methode.

Grund Warum der DGA möglicherweise ein schwaches Signal anzeigt Was Sie außerdem überprüfen sollten
Niedrigenergieentladung Geringer Anstieg des Gasverbrauchs, der im Rahmen der normalen Streuung liegen kann PD-Trend, wiederholte DGA
Lokale Überhitzung Langsames thermisches Gaswachstum Temperatur, Belastung, Kühlung
Zeitweise auftretender Fehler Die Gaserzeugung wird zwischen den Ereignissen unterbrochen Online-Trends, Schutzmaßnahmen
Langes Abtastintervall Zwischen zwei Proben kann ein plötzliches Ereignis eintreten und sich entwickeln Online-DGA, Ereignisprotokolle
Gasverdünnung und Ölzirkulation Gas vermischt sich mit einer großen Ölmenge, und die Zirkulation beeinflusst, wie schnell es sich ausbreitet Kühlmodus, Pumpenstatus, Entnahmestelle
Fehlerortung und Transformatorauslegung Es kann eine Weile dauern, bis Gas aus einem Riss tief in der Wicklungsstruktur das Probenöl erreicht. Konstruktionsprüfung, sonstige Sensoren
Messempfindlichkeit und Grundlinienschwankungen Geringfügige Abweichungen können sich in der Genauigkeit des Analysegeräts oder in der üblichen Streuung zwischen verschiedenen Labors verbergen Vergleich nach derselben Methode, längerer Trend

Eine langsame Gasbildung ist der unauffälligste Fall. Es kann Monate dauern, bis sich ein Hotspot, der pro Woche nur wenig Ethylen produziert, von der Grundlinie abhebt, und bei einer einmal jährlich entnommenen Probe lässt sich die Steigung möglicherweise gar nicht erkennen.

All dies bedeutet nicht, dass die DGA unzuverlässig ist. Es bedeutet vielmehr, dass die Empfindlichkeit in einem frühen Stadium praktischen Grenzen unterliegt und ein unauffälliges Ergebnis zu einem bestimmten Messzeitpunkt nicht beweist, dass das Isolationssystem störungsfrei ist. Je nach Transformatorauslegung dauert es bei manchen Fehlern länger als bei anderen, bis sie eine lesbare Spur im Öl hinterlassen.

Welche Gase aus Verwerfungen sind von Bedeutung?

Wasserstoff tritt oft als Erstes auf, da das Molekül klein ist und unter vielen verschiedenen Belastungsarten entsteht, darunter Teilentladungen und allgemeine Überhitzung. Ein Anstieg des Wasserstoffgehalts ist ein Anhaltspunkt, um auch die anderen Gase zu untersuchen, aber kein endgültiges Urteil.

Methan, Ethan und Ethylen folgen der thermischen Belastung. Methan und Ethan treten häufig bei Überhitzung bei niedrigeren Temperaturen auf, während Ethylen mit steigender Temperatur an Bedeutung gewinnt. Die Verhältnisse zwischen diesen Stoffen und deren zeitliche Entwicklung sagen mehr aus als jeder einzelne Wert.

Acetylen verdient besondere Beachtung, da es häufig mit sehr hohen Temperaturen oder Lichtbogenbildung in Verbindung gebracht wird. Es muss jedoch im Zusammenhang mit den anderen Gasen und dem Trend interpretiert werden: Eine Spurenmenge, die konstant bleibt, ist anders zu bewerten als eine, die stetig ansteigt. CO und CO₂ deuten auf eine Beteiligung von Zellulose hin, obwohl sich beide Gase auch durch normale Alterung ansammeln.

Auswertungsrahmen wie IEC 60599, IEEE C57.104 und das Duval-Dreieck helfen dabei, Gasmuster in Fehlerkategorien umzuwandeln. Es gibt keinen universellen ppm-Alarmschwellenwert, der für jedes Gerät geeignet ist, da Alter, Bauart, Belastungsgeschichte und bisherige Ölbehandlung den Normalzustand eines bestimmten Transformators beeinflussen.

Online-DGA im Vergleich zu regelmäßigen Ölprobenahmen

Periodische Probenahmen liefern einzelne Momentaufnahmen. Die Online-DGA liefert eine kontinuierliche oder hochfrequente Aufzeichnung. Ein sich entwickelnder Fehler kann sich zwischen zwei Laborprobenahmen erheblich verändern, und die Labordaten allein geben keinen Aufschluss darüber, wie oder wann dies geschieht.

Was Online-Messungen zusätzlich bieten:

  • Trend und Veränderungsrate, nicht nur ein Wert.
  • Ereigniserkennung bei einem sprunghaften Anstieg der Gaserzeugung nach einem Durchgangsfehler, einem Schaltvorgang oder einer Lastschwankung.
  • Fernalarm für unbeaufsichtigte Standorte.
  • Historischer Vergleich mit der eigenen Basislinie der Einheit.

Die praktischen Vor- und Nachteile werden in unserem Vergleich von Online-DGA im Vergleich zur Ölprobenentnahme. Die Online-DGA ersetzt keine Laboranalyse. Laboruntersuchungen bleiben die Referenzmethode und decken Ölqualitätsparameter ab, die ein Online-Gerät nicht erfasst. Die meisten Ingenieure nutzen beides, wobei das Labor jeden Alarm bestätigt.

Nicht jeder Transformator erfordert eine kontinuierliche Gasüberwachung. Dies hängt von der Kritikalität, dem Alter und der bisherigen Warnhistorie ab, wie in unserem Leitfaden zu Online-DGA-Überwachung von Transformatoren.

Fehler, bei denen eine DGA-Analyse nicht ausreicht

Der DGA-Wert spiegelt hauptsächlich die Zersetzung von Öl und Isoliermaterial wider, die mit thermischen und elektrischen Vorgängen zusammenhängt. Bei einigen abnormalen Zuständen entsteht entweder nur wenig Gas, oder es ist eine weitere Messung erforderlich, um das tatsächlich auftretende Gas zu erklären.

Zustand DGA-Wert Zusätzliche Überwachung
Frühe Parkinson-Krankheit Es können H2-Veränderungen auftreten, das Signal kann jedoch schwach sein PD-Überwachung
Überhitzung der Wicklung Es können heiße Gase entstehen Temperaturüberwachung an Hotspots
Kühlungsbedingter Qualitätsverlust Kann sich indirekt auf die Gaserzeugung auswirken Temperatur- und Kühlungsüberwachung
Feuchtigkeit Nicht allein anhand des Fehlergases diagnostiziert Überwachung des Feuchtigkeitsgehalts in Öl
Zustand der Buchse Eingeschränkt, es sei denn, der Defekt betrifft das Öl im Haupttank Überwachung von Buchsen
OLTC-Zustand Ein Wechsel der Gase kann die Auswertung des Haupttanks erschweren, wenn die Ölsysteme miteinander verbunden sind OLTC-Überwachung
Mechanische Anomalien Es entsteht möglicherweise kein charakteristisches Gasmuster Elektrische und mechanische Diagnosetests

Jede Methode liefert unterschiedliche Befunde. Die PD-Überwachung ersetzt die DGA nicht, und die DGA ersetzt die PD-Überwachung nicht.

Kombination von DGA mit Temperatur-, PD- und Isolationsüberwachung

Ein steigender Ethylen-Trend ist aussagekräftiger, wenn die Oberöl- und Wicklungstemperaturen gleichzeitig angestiegen sind, und weniger aussagekräftig, wenn die Last konstant war und das Kühlsystem einwandfrei funktionierte. Ein Anstieg des Wasserstoffgehalts ist aussagekräftiger, wenn ein PD-Sensor in denselben Wochen Aktivitäten aufzeichnet. Werden die Parameter gemeinsam betrachtet (DGA, Temperatur, PD, Feuchtigkeit, Last, Schutzprotokolle), lässt sich die Liste möglicher Erklärungen schnell eingrenzen.

Ein praktikabler Ablauf für die Überprüfung:

DGA-Trend → Korrelation zwischen Temperatur und Belastung → Gegenprüfung von PD und Alarm → Zustandsbewertung → Wartungspriorität

Wenn Gase auf eine thermische Störung hindeuten, direkt Überwachung von Hotspots in Transformatorwicklungen kann zeigen, ob die Wicklungstemperatur diesen Verdacht bestätigt. Wenn Wasserstoff vorangeht, Überwachung von Teilentladungen an Transformatoren können Aufschluss darüber geben, ob eine Entladungsaktivität vorliegt. Keines der beiden Verfahren allein bestätigt eine Diagnose. Sie verschieben jedoch das Beweiskumulus.

Diese mehrschichtige Sichtweise bildet den Kern von Zustandsüberwachung von Transformatoren: Sensoren, die verschiedene physikalische Effekte messen, wobei die Daten auf einer Zeitachse abgeglichen werden, sodass der Ingenieur erkennen kann, was sich gleichzeitig verändert hat.

Online-DGA-Überwachungssystem

Ein Online-DGA-Überwachungssystem entzieht dem zirkulierenden Öl Gas und analysiert es automatisch vor Ort. Die folgenden Zahlen stammen von der INNOFZ-Produktseite.

Parameter Spezifikation Warum dies für die frühzeitige Fehlererkennung wichtig ist
Erkannte Gase H₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, CO, CO₂ Umfasst sowohl den Abbau von Öl als auch von Zellulose
Niedrigste Nachweisgrenzen C2H2: 0,1 μl/l; CH4, C2H6, C2H4: 0,5 μl/l; H2: 2 μl/l Legt fest, wie gering eine Veränderung sein darf, die der Analysator erkennen kann
Abtastzyklus Einstellbar, mindestens ≤ 2 Stunden Verkürzt die Blindintervalle zwischen den Messungen
Analysemethode Gaschromatographie (TCD / FID); dynamische Vakuum-Membranentgasung Trennung einzelner Gase im Laborverfahren
Kommunikation RS-485 (MODBUS RTU/TCP), IEC 61850, RJ-45-Ethernet; optional 4–20 mA Überträgt Gasverläufe zusammen mit anderen Daten in das SCADA-System
Datenspeicherung ≥ 10 Jahre an Bord Unterstützt lange Basislinien und die Überprüfung langsamer Trends
Feuchtigkeit im Öl Optional, 1–100 μL/L Fügt eine Isolationsanzeige hinzu, die bei einem Fehlergas nicht angezeigt werden kann

Wie auf der Seite beschrieben, wird das Gerät über die Ölventile an einem unter Spannung stehenden Transformator installiert. A DGA-Überwachungsgerät für Transformatoren muss bei der Inbetriebnahme und bei Alarmen noch im Labor bestätigt werden und eignet sich am besten als eine von mehreren Informationen, die zusammen das oben beschriebene Gesamtbild ergeben.

Checkliste zur frühzeitigen Erkennung von Transformatorfehlern

Überprüfen Warum das wichtig ist
Betrachten Sie den DGA-Trend, nicht einen einzelnen Messwert Ein einzelner Wert reicht nicht aus, um eine Störung von normalen Streuungen zu unterscheiden
Gasproduktionsraten vergleichen Ein schnell steigender kleiner Wert kann wichtiger sein als ein stabiler hoher Wert
Überprüfung der Transformatorlast Gasänderungen folgen oft auf Laständerungen
Vergleichen Sie die Oberöl- und Wicklungstemperaturen Prüft, ob eine thermische Erklärung zutrifft
PD-Alarme prüfen Das Wachstum von Wasserstoff könnte eine elektrische Ursache haben
Feuchtigkeitsdaten überprüfen Wasser beeinflusst das Dämmverhalten und die Alterungsgeschwindigkeit
Verlauf des Schutzrelais prüfen Durchgangsfehler und Auslösungen können plötzliche Gasanstiege erklären
Mit früheren Laborergebnissen vergleichen Überprüft den Offset des Analysators und die Langzeitentwicklung
Achten Sie auf plötzliche Veränderungen mehrerer Parameter Gleichzeitige Veränderungen bei mehreren Indikatoren haben ein größeres Gewicht
Alters und Kritikalität des Transformators bewerten Legt fest, wie schnell eine Nachverfolgung erfolgen soll

Häufig gestellte Fragen

Kann die DGA frühe Transformatorfehler übersehen?

Ja, das ist möglich. Sehr energiearme Verwerfungen, eine langsame Gasentwicklung, lange Probenahmeintervalle und die Lage der Verwerfung können dazu führen, dass frühe Gassignale unterhalb der Nachweisgrenze einer einzelnen Probe bleiben. Durch Trendanalysen und kürzere Messintervalle lässt sich dieses Risiko verringern.

Welche Transformatorfehler lassen sich mit DGA am schwersten erkennen?

Frühe Teilentladungen, intermittierende Fehler sowie Zustände, bei denen nur wenig Gas entsteht – wie beispielsweise bestimmte mechanische oder feuchtigkeitsbedingte Probleme –, lassen sich allein anhand der DGA-Messung in der Regel nur schwer erkennen. Andere Überwachungsmethoden schließen diese Lücken.

Ist die Online-DGA besser als regelmäßige Ölprobenahmen?

Die Online-DGA liefert dichtere Daten und schnellere Alarmmeldungen. Regelmäßige Laborprobenahmen liefern Ergebnisse in Referenzqualität und eine umfassendere Palette an Öltests. Beide Verfahren ergänzen sich gegenseitig.

Welche Überwachungsmethoden sollten bei der DGA angewendet werden?

Wicklungs- und Öltemperatur, Teilentladungen, Feuchtigkeit im Öl, Lastdaten und Schutzprotokolle gehören dazu. Die Überwachung von Durchführungen und OLTCs ergänzt die Abdeckung dort, wo diese Komponenten von Bedeutung sind.