Zustandsüberwachung von Transformatoröl: DGA, Feuchtigkeit, Temperatur, Füllstand und Druck

Veröffentlichungsdatum:5. Oktober 2026, 16:59:45 Uhr

Isolieröl wird oft als das Lebenselixier eines Transformators bezeichnet, und dieser Vergleich ist durchaus zutreffend. Das Öl zirkuliert durch alle Teile des aktiven Kerns und der Wicklungen, leitet Wärme ab, isoliert Hochspannungsteile und bindet die Nebenprodukte von Alterung und Störungen. So wie eine Blutuntersuchung viel über die Gesundheit eines Menschen aussagt, so verrät auch das Öl viel über den inneren Zustand des Transformators, ohne dass der Tank geöffnet werden muss.

Dieser Leitfaden behandelt die fünf ölbezogenen Parameter, die für die Online-Überwachung am wichtigsten sind: gelöste Gase, Feuchtigkeit, Temperatur, Ölstand und Druck. Für jeden einzelnen Parameter wird erläutert, welche Informationen er liefert, wie er gemessen wird, wie die Messwerte zu interpretieren sind und wie die Parameter zusammenwirken, um ein umfassendes Bild vom Zustand des Öls und der Isolation zu vermitteln.

Inhaltsverzeichnis

Warum die Gesundheit der Ölindustrie wichtig ist

In einem Öltransformator erfüllt Mineralöl oder eine alternative Flüssigkeit wie beispielsweise natürlicher oder synthetischer Ester gleich drei Aufgaben:

  • Dämmung. Öl füllt die Zwischenräume zwischen den Wicklungen, zwischen den Wicklungen und dem Tank sowie innerhalb der Papierisolierung aus und sorgt so für einen Großteil der Durchschlagfestigkeit der Konstruktion.
  • Kühlung. Öl leitet Wärme von den Wicklungen und dem Kern zu den Kühlkörpern oder Kühlern weiter, entweder durch natürliche Konvektion oder durch erzwungene Zirkulation.
  • Diagnostik. Gase, Wasser und Alterungsprodukte lösen sich im Öl auf, sodass dessen Zusammensetzung Aufschluss darüber gibt, was im Tank vor sich geht.

Wenn sich der Zustand des Öls verschlechtert, leiden alle drei Funktionen darunter. Feuchtigkeit verringert die Durchschlagfestigkeit und beschleunigt die Alterung des Papiers. Durch Oxidation entstehen Säuren und Schlamm, die die Kühlkanäle verstopfen. Ein zu niedriger Ölstand kann stromführende Teile freilegen oder das Kühlsystem unterversorgen. Deshalb ist der Zustand des Öls ein Eckpfeiler von Überwachung von Öltransformatoren.

Parameter Die zentrale Frage, auf die sie eine Antwort gibt Typischer Online-Sensor
Gelöste Gase Gibt es eine aktive interne Störung, und um welche Art handelt es sich? Online-DGA-Monitor
Feuchtigkeit Ist die Dämmung nass oder wird sie immer nasser? Kapazitiver Feuchtigkeitssensor
Temperatur Wie stark ist der Transformator ausgelastet, und funktioniert die Kühlung einwandfrei? Pt100-Fühler, Öltemperaturanzeigen
Ölstand Ist genügend Öl vorhanden, und funktioniert das Konservierungssystem? Magnetischer Füllstandsmesser mit Messumformer
Druck Liegt eine Gasansammlung oder ein plötzliches inneres Ereignis vor? Druckmessumformer, Buchholz- und Schnelldruckrelais

Analyse gelöster Gase (DGA)

dga-überwachungssystem-plakat

Woher die Gase kommen

Wenn Öl und Papier durch Hitze oder elektrische Entladungen belastet werden, zerfallen ihre Moleküle und bilden charakteristische Gase. Art und Anteil der Gase geben Aufschluss über die Art und den Schweregrad des Fehlers.

Gas Hauptbegleitverwerfung
Wasserstoff (H2) Teilentladung, die auch bei den meisten anderen Verwerfungen auftritt
Methan (CH4) und Ethan (C2H6) Niedertemperatur-thermische Fehler in Öl
Ethylen (C2H4) Thermische Verwerfungen bei höheren Temperaturen, etwa über 300 °C
Acetylen (C2H2) Lichtbogenbildung und hochenergetische Entladungen oder sehr heiße thermische Fehler
Kohlenmonoxid (CO) und Kohlendioxid (CO2) Zersetzung von Zellulose-Dämmstoffen (Papier)

Auswertung der DGA-Ergebnisse

Bei der DGA-Auswertung werden drei Faktoren berücksichtigt: die Konzentration der einzelnen Gase, die Geschwindigkeit, mit der diese ansteigt, sowie die Verhältnisse zwischen den Gasen. Zu den etablierten Richtlinien zählen IEEE C57.104 und IEC 60599 sowie grafische Methoden wie die Duval-Dreiecke und -Fünfecke. In der Praxis sind zwei Grundsätze von entscheidender Bedeutung:

  • Die Veränderungsraten sind wichtiger als die absoluten Werte. Ein Transformator mit mäßig erhöhten, aber stabilen Gaswerten ist in der Regel weniger dringlich als einer, bei dem die Gaswerte von einem niedrigen Niveau aus schnell ansteigen.
  • Acetylen verdient besondere Beachtung. Schon geringe Mengen an frischem Acetylen können auf Lichtbogenbildung hindeuten und rechtfertigen in der Regel eine rasche Untersuchung.

Arten von Online-DGA-Monitoren

Typ Was damit gemessen wird Am besten geeignet für
Einzelgas oder Gasgemisch Wasserstoff, manchmal zusammen mit CO oder einem kombinierten Wert Frühwarnung bei Einheiten mittlerer Kritikalität
Mehrgas Mehrere wichtige Gase, oft mit Feuchtigkeit Kritische Transformatoren, bei denen eine Fehlerklassifizierung erforderlich ist
Vollspektrum Alle wichtigen Fehlergase, vergleichbar mit Laboranalysen Äußerst kritische oder verdächtige Einheiten

Ein Mehrgas- Online-DGA-Überwachungssystem für Transformatoröl liefert kontinuierliche Daten mit einer ausreichenden Auflösung, um die Entwicklung von Störungen Stunde für Stunde zu verfolgen. Um zu verstehen, wie sich die Online-Überwachung von der periodischen Stichprobenentnahme unterscheidet, lesen Sie unseren Online-Vergleich: DGA vs. Ölprobenahme und unser Leitfaden zu Online-DGA-Überwachung von Transformatoren. Beachten Sie, dass die OLTC-Kammern beim normalen Schalten Gase erzeugen, sodass ein Leck zwischen dem OLTC und dem Haupttank die DGA-Ergebnisse verfälschen kann. Unser OLTC-Online-Überwachungssystem hilft dabei, diese Effekte voneinander zu trennen.

Feuchtigkeit im Öl

Warum Feuchtigkeit so schädlich ist

Wasser ist einer der schädlichsten Verunreinigungen in einem Transformator. Es verringert die Durchschlagfestigkeit des Öls, erhöht die dielektrischen Verluste, beschleunigt die Alterung der Papierisolierung und kann bei plötzlichen Überlastungen Blasen bilden, wodurch die Gefahr eines Überschlags entsteht. Feuchtigkeit stammt aus drei Quellen: Restwasser aus der Herstellung, Eindringen durch undichte Dichtungen und Entlüftungsöffnungen sowie Wasser, das durch die Alterung des Papiers selbst entsteht.

ppm im Vergleich zur relativen Sättigung

Der Feuchtigkeitsgehalt in Öl lässt sich auf zwei Arten ausdrücken, und es ist wichtig, den Unterschied zu verstehen:

  • Absoluter Wassergehalt in ppm (mg/kg) ist die Menge an Wasser, die im Öl gelöst ist.
  • Relative Sättigung (%RS oder Wasseraktivität) ist der Wassergehalt, ausgedrückt als Prozentsatz der Wassermenge, die das Öl bei seiner aktuellen Temperatur aufnehmen könnte.

Die Fähigkeit von Öl, Wasser zu binden, steigt mit zunehmender Temperatur stark an. Mineralöl kann bei 20 °C zwar nur einige Dutzend ppm binden, bei 60 °C jedoch ein Vielfaches davon. Dieselben 20 ppm können daher in heißem Öl unbedenklich sein, in kaltem Öl hingegen bereits nahe an der Sättigungsgrenze liegen. Die relative Sättigung gibt direkt an, wie nahe das Öl daran ist, freies Wasser abzugeben. Aus diesem Grund messen die meisten Online-Feuchtesensoren diese Größe und berechnen den ppm-Wert anhand der Temperatur.

Feuchtigkeitsgleichgewicht von Öl und Papier

Der größte Teil des Wassers in einem Transformator ist im Papier gebunden, nicht im Öl – oft um ein Vielfaches, sogar um das Hundertfache oder mehr. Wenn sich der Transformator erwärmt, wandert Wasser aus dem Papier ins Öl, und beim Abkühlen wandert es wieder zurück. Durch die kontinuierliche Überwachung der Feuchtigkeit in Verbindung mit der Öltemperatur kann das System den Feuchtigkeitsgehalt im Papier abschätzen – und genau dieser Wert ist ausschlaggebend für die Alterung der Isolierung und das Risiko der Blasenbildung.

Auswertung von Feuchtigkeitsmesswerten

  • Vergleichen Sie ppm-Werte nur bei ähnlichen Temperaturen oder verwenden Sie Werte, die gemäß IEC 60422 auf 20 °C korrigiert wurden.
  • Die Norm IEC 60422 legt Grenzwerte fest, die mit steigender Spannungsklasse strenger werden. Bei Hochspannungstransformatoren gelten Werte unter etwa 10 bis 15 mg/kg (korrigiert auf 20 °C) allgemein als gut.
  • Ein stetiger Anstieg der Feuchtigkeit bei gleichbleibenden Temperaturen deutet auf das Eindringen von Feuchtigkeit durch Dichtungen oder eine gesättigte Entlüftung hin.
  • Ein Feuchtigkeitsgehalt, der beim Erwärmen stark ansteigt und beim Abkühlen wieder sinkt, deutet darauf hin, dass feuchtes Papier Wasser abgibt.

Einen umfassenderen Überblick über den Zustand der Isolierung finden Sie in unserem Überwachung der Transformatorisolierung Seite.

Öltemperatur

Die Öltemperatur gibt Aufschluss darüber, wie stark der Transformator beansprucht wird und wie gut sein Kühlsystem funktioniert. Sie beeinflusst zudem die chemischen Vorgänge im Öl selbst: Oxidation, Schlammbildung und die Freisetzung von Wasser aus dem Papier beschleunigen sich mit steigender Temperatur.

Was soll gemessen werden?

  • Öl-Spitzentemperatur ist das heißeste Öl im Tank und die wichtigste Eingangsgröße für die Belastungsberechnungen und die Kühlungsregelung.
  • Öltemperatur am Boden zeigt, wie effektiv die Kühler Wärme abführen.
  • Kühler-Einlass- und -Auslasstemperaturen dabei helfen, verstopfte Heizkörper oder defekte Pumpen zu erkennen.
  • Umgebungstemperatur dient als Referenzwert für den Temperaturanstieg.

Die Öloberflächentemperatur wird in der Regel mit einem Pt100-Sensor oder einem Zeigerthermometer in einer Thermometertasche am Tankdeckel gemessen. Geräte wie das BWY-802/803A Temperaturanzeige für Transformatoröl und die BWY2-Öltemperaturanzeige bieten eine lokale Anzeige, Alarmkontakte und analoge Ausgänge für die Fernüberwachung.

Öltemperatur im Vergleich zur Wicklungstemperatur

Die Öltemperatur ist nicht mit der Wicklungstemperatur gleichzusetzen. Der heißeste Punkt der Wicklung kann bei Volllast 20 K oder mehr über der höchsten Öltemperatur liegen, und genau dieser heiße Punkt bestimmt die Alterung des Papiers. Die Überwachung der Öltemperatur sollte daher mit einer Messung der Wicklungstemperatur kombiniert werden, idealerweise durch eine direkte Messung mit einem Glasfaser-Temperaturmesssystem für Öltransformatoren. Die Unterschiede werden in unserem Artikel zum Thema Öltemperaturanzeigen im Vergleich zu Wicklungstemperaturanzeigen.

Typische Grenzwerte

Die Norm IEC 60076-7 empfiehlt einen oberen Ölgrenzwert von 105 °C für eine Belastung über die Nennleistung hinaus, und die Norm IEEE C57.91 verwendet einen vergleichbaren Grenzwert. Versorgungsunternehmen legen Alarmschwellen in der Regel deutlich darunter fest, häufig im Bereich von etwa 85 °C bis 95 °C, wobei die genauen Werte von der Auslegung und den Belastungsrichtlinien abhängen. Die Werte für den Auslegungstemperaturanstieg werden behandelt in Grenzwerte und Nennwerte für den Temperaturanstieg von Transformatoren.

Ölstand

Das Ölvolumen ändert sich mit der Temperatur; bei Mineralöl dehnt es sich um etwa 0,071 TP3T bis 0,081 TP3T pro Kelvin aus. In einem großen Transformator bedeutet dies eine Volumenänderung von Tausenden Litern zwischen kaltem und warmem Zustand. Der Konservator, ein über dem Haupttank angebrachter Behälter, gleicht diese Ausdehnung aus und hält den Haupttank dabei vollständig gefüllt.

Warum der Ölstand wichtig ist

  • Niedriges Niveau kann das Buchholz-Relais, die Durchführungen oder sogar die Wicklungen freilegen, wodurch die Isolierung und die Kühlung beeinträchtigt werden. Dies deutet in der Regel auf ein Leck hin.
  • Hohes Niveau Dies kann dazu führen, dass Öl durch die Entlüftungsöffnung überläuft, und könnte auf eine Überfüllung oder einen Riss im Ausgleichsbehälter hindeuten, wodurch Öl in einen unerwarteten Bereich gelangt.
  • Füllstand, der nicht von der Temperatur abhängt deutet auf eine verstopfte Leitung, ein defektes Messgerät oder ein Problem mit dem Konservierungsbeutel oder der Membran hin.

Effektive Überwachung des Ölstands

Herkömmliche magnetische Ölstandsanzeigen bieten eine lokale Ablesung sowie Kontakte für den unteren und oberen Füllstand. Für die Zustandsüberwachung ist eine Anzeige mit einem kontinuierlichen analogen oder digitalen Ausgang wesentlich nützlicher, da sie es dem System ermöglicht, den tatsächlichen Füllstand mit dem für die aktuelle Öltemperatur erwarteten Füllstand zu vergleichen. Eine allmähliche Abweichung deckt langsame Leckagen auf, lange bevor der Niedrigstandalarm ausgelöst wird. Eine separate Füllstandsüberwachung wird auch für das OLTC-Konservatorfach empfohlen.

Druck- und Gasschutzvorrichtungen

Druckbezogene Vorrichtungen erfüllen zwei Zwecke: den Schutz vor schwerwiegenden internen Störungen und die Frühwarnung vor Gasbildung.

Gerät Funktion Was dies bedeutet
Buchholz-Relais (Gas) Fängt freigesetztes Gas auf und erkennt Ölstöße in der Leitung zum Auffangbehälter Langsame Gasansammlung (Alarm) oder plötzlicher Ölaustritt aufgrund eines schwerwiegenden Defekts (Auslösung)
Druckschalter für plötzlichen Druckanstieg Erkennt einen raschen Druckanstieg im Tank Interne Lichtbogenfehler
Druckentlastungsvorrichtung Öffnet sich, um den Druck abzulassen und einen Tankbruch zu verhindern Schwerwiegende interne Fehler
Druckmessumformer Misst kontinuierlich den Druck im Tank oder im Gasraum Trends bei versiegelten und mit Stickstoff gespülten Konstruktionen, Gaserzeugung, Dichtheit

Druck in gekapselten Transformatoren

Bei gekapselten Transformatoren und solchen mit Stickstoffspülung findet kein Austausch zwischen dem Konservator und der Atmosphäre statt, sodass sich ihr Innendruck entsprechend der Öltemperatur ändert. Eine kontinuierliche Drucküberwachung bei diesen Bauarten bestätigt, dass die Dichtung intakt ist und sich der Druck wie erwartet an die Temperatur anpasst. Ein im Laufe der Zeit sinkender Druck deutet auf ein Leck hin, während ein Druckanstieg, der schneller erfolgt, als es die Temperaturerhöhung rechtfertigt, auf eine Gasbildung im Inneren des Tanks hindeuten kann.

Das in einem Buchholz-Relais gesammelte Gas sollte stets analysiert werden. Seine Zusammensetzung hilft in Verbindung mit den DGA-Ergebnissen dabei, zwischen harmloser Luft und Fehlergasen zu unterscheiden. Eine kombinierte System zur Überwachung von Temperatur, Füllstand und Druck von Transformatoröl führt diese Messwerte zusammen und liefert kontinuierliche Trenddaten anstelle von Alarmen, die nur bei Kontakt ausgelöst werden.

Laboruntersuchungen von Öl, die die Online-Überwachung ergänzen

Online-Sensoren erfassen die Parameter, die sich schnell ändern oder kontinuierlich überwacht werden müssen. Andere Öleigenschaften ändern sich nur langsam und lassen sich nach wie vor am besten im Labor messen, in der Regel alle ein bis mehrere Jahre, je nach Kritikalität und Zustand.

Laboruntersuchung Was sich daraus ergibt
Durchbruchspannung Durchschlagfestigkeit, beeinflusst durch Wasser und Partikel
Säuregehalt (Neutralisationszahl) Oxidationsprodukte, die Papier angreifen und Schlamm bilden
Grenzflächenspannung Vorzeitige Oxidation und polare Verunreinigungen
Dielektrischer Verlustfaktor Verunreinigungen und Alterungsprodukte
Farbe und Aussehen Allgemeine Alterung und Verunreinigung
Furananalyse Zersetzung der Papierisolierung und verbleibende Lebensdauer des Papiers
Inhibitorgehalt Verbleibender Oxidationsschutz in Ölen mit Inhibitoren
Korrosiver Schwefel und Partikel Risiko von Leiterkorrosion und Problemen mit dem Dielektrikum

Laborproben dienen zudem der regelmäßigen Überprüfung von Online-DGA- und Feuchtigkeitssensoren. Erhebliche Abweichungen zwischen den Online- und den Laborergebnissen sollten untersucht werden, bevor man sich auf eines der beiden Ergebnisse verlässt.

Die Parameter gemeinsam lesen

Jeder Parameter ist für sich genommen nützlich, doch die aussagekräftigsten Diagnosen ergeben sich aus ihrer gegenseitigen Verknüpfung. Die folgende Tabelle zeigt häufige Muster.

Beobachtetes Muster Wahrscheinliche Erklärung Vorgeschlagene Maßnahme
Die Ethylen- und Methankonzentrationen steigen mit der Belastung und der Öltemperatur an Thermische Störung, z. B. eine mangelhafte Verbindung oder ein Zirkulationsstrom Die DGA-Überwachung verstärken, Anschlüsse und Erdung des Kerns überprüfen
Gase steigen unabhängig von der Belastung auf Mögliche Entladungsaktivität oder Erdschluss im Kern Teilentladung und Kernerdstrom prüfen
Neues Acetylen mit Buchholz-Gaswarner Lichtbogenbildung im Tankinneren Dringende Untersuchung, Ausserbetriebnahme in Erwägung ziehen
CO und CO2 Anstieg bei hoher Öltemperatur Überhitzung von Papier und beschleunigte Alterung Lade- und Kühlvorgänge überprüfen, Wicklungs-Hotspot kontrollieren
Die Luftfeuchtigkeit steigt bei gleichbleibenden Temperaturen stetig an Wassereintritt durch Dichtungen oder einen durchnässten Entlüftungsstutzen Dichtungen und Entlüftung prüfen, Öltrocknung planen
Ölstand im Verhältnis zur Temperaturkurve Langsames Ölleck Leckage vor Auslösen des Niedrigstandalarms lokalisieren und beheben
In einem geschlossenen System steigt der Druck schneller als die Temperatur Gasbildung im Tank DGA und Gasanalyse prüfen
Die Öloberflächentemperatur ist höher als für die Belastung erwartet Störungen im Kühlsystem, wie z. B. ausgefallene Lüfter oder verstopfte Kühler Kühlsystem überprüfen

Einige dieser Muster überschneiden sich mit Teilentladungen und Wicklungsproblemen, daher funktioniert die Überwachung des Ölzustands am besten in Verbindung mit einer Online-Überwachungssystem für Teilentladungen sowie die direkte Messung der Wicklungstemperatur. Unser Leitfaden zu Ausfallarten bei Transformatoren und Leitfaden zur Überhitzung von Transformatoren Beschreiben Sie die zugrunde liegenden Fehler genauer.

Entwicklung eines Systems zur Überwachung des Ölzustands

Umfang nach Kritikalität des Transformators

Stufe Typische Transformatoren Empfohlene Ölüberwachung
Grundlagen Kleinere oder weniger wichtige Einheiten Öltemperatur, Füllstandskontakte, Buchholz-Schalter und Überdruckventil, regelmäßige DGA-Untersuchungen im Labor
Standard Typische Umspannwerk-Transformatoren Die oben genannten Funktionen sowie Online-DGA für Einzelgase oder Gasgemische, Feuchtigkeitsmessung, kontinuierliche Füllstands- und Druckmessung
Umfassend Kritische Netz- und Generator-Hochspannungstransformatoren Zusätzlich dazu: Multi-Gas-Online-DGA, vollständiges Temperaturprofil und Korrelationsanalyse

Überlegungen zur Gestaltung

  • Probenahmestelle. Bringen Sie den DGA-Sensor und die Feuchtigkeitssensoren an einer Stelle an, an der der Ölfluss repräsentativ ist, und vermeiden Sie dabei Totzonen in der Nähe von Ventilen, an denen keine Zirkulation stattfindet.
  • Temperaturkompensation. Erfassen Sie die Öltemperatur am Feuchtigkeitssensor, damit die Messwerte normiert werden können.
  • Kontinuierliche Ausgänge. Bevorzugen Sie Füllstands- und Druckmessgeräte mit analogen oder digitalen Ausgängen, damit Trends analysiert werden können, und behalten Sie gleichzeitig unabhängige Kontakte für Schutzzwecke bei.
  • Integration. Führen Sie alle Ölparameter über Modbus, IEC 61850 oder ähnliche Protokolle zusammen mit den Lastdaten auf einer Plattform zusammen, damit Zusammenhänge leicht erkennbar sind.
  • Ausgangswerte. Entnehmen Sie bei der Inbetriebnahme Laborproben und nutzen Sie diese, um die Online-Sensoren zu überprüfen und Alarmschwellenwerte festzulegen.
  • Alarmstrategie. Kombinieren Sie absolute Grenzwerte mit Alarmen zur Änderungsrate und legen Sie für jeden davon ein klares Reaktionsverfahren fest.

Hinweise dazu, wie sich die Ölüberwachung in eine umfassende Überwachungsstrategie einfügt, finden Sie in unserem Artikel zum Thema Methoden und Strategien zur Zustandsüberwachung von Transformatoren und unser Lösungen zur Analyse von gelöstem Gas.

Häufig gestellte Fragen

Welcher Ölparameter ist für die Online-Überwachung am wichtigsten?

Gelöste Gase liefern in der Regel die aussagekräftigsten Informationen, da sie die meisten Arten innerer Defekte bereits in einem frühen Stadium aufdecken. Bei kritischen Transformatoren sollten neben der DGA-Überwachung auch die Feuchtigkeit und die Öltemperatur überwacht werden, da diese Faktoren die Alterung der Isolierung stark beeinflussen.

Warum ändert sich der Feuchtigkeitsgehalt im Öl mit der Temperatur?

Öl kann bei höheren Temperaturen mehr Wasser aufnehmen, und bei Temperaturänderungen wandert Wasser zwischen Papier und Öl hin und her. Wenn sich der Transformator erwärmt, wandert Wasser aus dem Papier ins Öl. Beim Abkühlen kehrt das Wasser wieder ins Papier zurück. Aus diesem Grund müssen Feuchtigkeitsmesswerte stets in Verbindung mit der Öltemperatur ausgewertet werden.

Kann die Online-DGA die Labor-Ölanalyse ersetzen?

Das Online-DGA-System liefert kontinuierlich Gasdaten und Frühwarnungen, doch für Untersuchungen wie den Säuregehalt, die Grenzflächenspannung, die Durchbruchspannung und Furanen sowie für die regelmäßige Überprüfung der Online-Sensoren sind nach wie vor Laboranalysen erforderlich.

Was bedeutet ein Buchholz-Alarm?

Ein Buchholz-Alarm deutet in der Regel darauf hin, dass sich freies Gas im Relais angesammelt hat. Dabei kann es sich um Luft handeln, die bei kürzlich durchgeführten Ölwechseln eingedrungen ist, aber auch um Fehlergas, das auf ein internes Problem zurückzuführen ist. Das Gas sollte entnommen und analysiert und die DGA-Ergebnisse überprüft werden, bevor der Transformator als sicher für den weiteren Betrieb eingestuft wird.

Ist die Ölzustandsüberwachung bei mit Ester gefüllten Transformatoren relevant?

Ja. Es werden zwar dieselben Parameter überwacht, doch die Auswertung fällt unterschiedlich aus. Esterflüssigkeiten enthalten deutlich mehr Wasser als Mineralöl und können zu unterschiedlichen Gasmustern führen; daher sollten die Sensoren und Diagnosegrenzwerte auf die jeweilige Flüssigkeit abgestimmt sein.

Überwachen Sie den Zustand Ihres Transformatoröls mit Zuversicht

Wir bieten Online-DGA-Überwachungssysteme, Öltemperaturanzeigen, Füllstands- und Drucküberwachung sowie glasfaserbasierte Wicklungstemperaturmesssysteme an, die zusammen einen umfassenden Überblick über den Zustand des Öls und der Isolierung liefern. Unsere Lösungen unterstützen Stromnetzbetreiber, Stromerzeugung, Öl und Gas Einrichtungen und Umspannwerke, sowie Überwachung von Transformatoren in Umspannwerken und Temperaturüberwachung von Transformatoren Projekte.

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