Tillståndsbedömning av krafttransformatorer med potentiellt korrosiv olja.

Tillståndsbedömning av krafttransformatorer med potentiellt korrosiv olja. En analys av kopparledare och isolationspapper. Mikael Forsell Högskoleingenjör, Elkraftteknik 2018 Luleå tekniska universitet Institutionen för teknikvetenskap och matematik

Sammanfattning Det har på senare år varit ett hett ämne med tillsatsen DBDS. DBDS (dibendydisulfid) är en antioxidant som har tillsatts tidigare vid raffineringsprocessen av transformatorolja. Det gjordes för att kunna raffinera hårdare och öka produktionstakten, men man slutade med det 2009. De flesta forskare anser idag att DBDS innebär en reell risk under specifika förhållanden. Det har enligt tillverkare havererat transformatorer värden över till följd av kopparsulfider i isolationspapper. Detta beror till huvudsak på att DBDS sönderdelas vid rätt förutsättningar och reagerar med kopparen i transformatorn. Kopparsulfider bildas och lägger sig huvudsakligen på isolationspapperet vilket leder till minskad elektrisk isolation. Detta förekommer främst hos transformatorer som har belastats hårt, vilket har lett till kostsamma avbrott som följd. Tillgänglig information har studerats gällande bakgrund till transformatorn, fel relaterat till kopparsulfider, påverkande faktorer på den eventuella kopparsulfidbildningen som DBDS kan leda till samt kända åtgärder och prover man använder sig av för att undvika haveri. Projektet har skett i samarbete med Sweco och Vattenfall Vattenkraft. I analysdelen har CCD prov från Vattenfall Vattenkraft, studerats för att undersöka om det finns korrelationer till motsvarande Isoleroljeprov och Gas prov. Det framkommer att det finns potentiella samband mellan DBDS koncentrationen och utseende på ledare och isolationspapper. Nyckelord: Transformator, DBDS, CCD prov, DGA, isoleroljeanalys. 1

Abstract In recent years, it has been a hot topic with the addition of DBDS to transformer oil. DBDS has been added in the past in the refining process, but this practice ended in 2009. Most researchers believe that DBDS is a problem under specific conditions. According to manufacturers, transformers have failed all over the world as a result of copper sulfides in insulation paper. This is mainly because DBDS decomposes under specific conditions, and reacts with the copper in the transformer winding. Copper sulfides are formed and are precipitated in the insulation paper, which leads to reduced electrical insulation. This occurs mainly with transformers that have been heavily loaded. This has resulted in costly interruptions. Available information has been gathered regarding the background to the transformer, failures related to copper sulfides, influencing factors on the possible copper sulfide, well-known measures and samples used to avoid failure. The project has been carried out in collaboration with Sweco and Vattenfall Vattenkraft. In the analysis section, CCD samples from Vattenfall Vattenkraft have been studied to investigate whether there is a correlation with Vattenfall s corresponding oil and gas sample. It appears that there is potential link between DBDS concentration and appearance on conductors and insulation paper. Keywords: Transformer, DBDS, CCD sample, DGA, insulation oil. 2

Förord Examensarbetet är den sista och avslutande delen i utbildningen till högskoleingenjör i elkraftteknik. Utbildningen omfattar 180 HP och ges av Luleå Tekniska Universitet. Examensarbetet har utförts i samarbete med Sweco och Vattenfall Vattenkraft. Båda parter har bidragit med handledare med stor kompetens, teknisk erfarenhet och två studiebesök till Vattenfalls petrokemiska laboratorium i Älvkarleby. Sweco har även bidragit med kontor och diverse material, Vattenfall med utlåning av protokoll, kopparledare och isolationspapper. Tusen tack till alla som bidragit till projektet: Markus Eriksson (Sweco, Handledare) för din snabba återkoppling, engagemang, korrekturläsning, tekniska och praktiska stöd. Anna-Maria Stridsman (Sweco, Jr Handledare) för ditt engagemang, positiva inställning och praktiska hjälp. Mikael Wassner (Vattenfall) för ditt engagemang, tekniska stöd, korrekturläsning och all hjälp på Älvkarleby Petrokemiska Laboratorium. Patrik Stenlund (Vattenfall) för ditt tekniska stöd och studiebesök på Stornorrfors Kraftstation. Mats O Dahlund ABB Ludvika för ditt tekniska stöd. Magnus Erbing ABB Ludvika för ditt tekniska stöd och material som bidragit till examensarbetet. Jag vill också passa på att tacka alla inblandade lärare för stort engagemang och hjälp under både studietid och examensarbete: Anders Larsson, Math Bollen, Martin Lundmark, Sarah Rönnberg. Till sist vill jag tacka min familj för ert stöd, omtanke och värme. 3

Innehåll Introduktion... 2 Bakgrund... 2 Mål... 2 Metod... 2 Avgränsning... 3 Inledning... 3 Transformatorns funktion... 4 Transformatorns åldring... 4 Verkningsgrad och förluster... 4 Tomgångsförluster... 4 Belastningsförluster... 4 Transformatorns uppbyggnad... 5 Transformatorn... 5 Genomföringar... 5 Kärnan... 5 Lindningar... 5 Isolering... 5 Oljeisolation... 5 Isolationspapper... 5 Lackförsegling... 6 Tank och expansionskärl... 6 Kylning... 6 Lindningskopplare... 6 Transformatorns drifttemperatur... 7 Övertoner... 7 Överbelastning... 7 Hot spots... 7 Transformatorlindningarnas svettsskarvar... 7 Fel relaterat till utfällningen kopparsulfider... 8 Kortslutning... 8 Genomslag... 8 Partial discharge... 8 Ljusbåge... 8 Termiska fel... 8 4

Elektrisk transient... 8 Kopplingstransient... 8 Åsktransient... 9 Uppkomst av fel orsakade av korrosivt svavel hos Transformatorer innehållande DBDS.... 9 Risker hos transformatorolja innehållande DBDS... 10 Sulfider i oljan... 10 Kopparsulfid( Cu2S)... 10 Dibensyldisulfid... 10 Temperatur... 10 Koncentrationen... 11 Partial discharge & elektriska fält... 11 Syrenivå... 13 Oljans Vattenhalt... 13 Oljans ålder & gaskkoncentration... 13 Smitta av DBDS vid oljebyte... 13 Mätningar Vattenfall gör för att motverka bildningen av kopparsulfider och förebygga haveri... 14 Temperaturmätning... 14 Gasanalys... 14 Väte (H2)... 15 Metan (CH4)... 15 Etan (C2H6)... 15 Eten (C2H4)... 15 Acetylen (C2H2)... 16 Kolmonoxid (CO)... 16 Koldioxid (CO2)... 16 Isoleroljeanalys... 16 Okulärbesiktning... 16 Färg... 16 Vattenhalt... 17 Inhibitorhalt... 17 Korrosivitetsmätning... 17 Neutralisationstal (Syra tal)... 17 Dielektrisk förlustfaktor (tanδ)... 18 Genomslagshållfasthet... 18 Gränsytspänning... 18 5

Isolationsmätning (Furanmätning)... 18 Kända åtgärder vid upptäckt av korrosiv olja... 19 Metallpassivatorer... 19 Irgamet39... 19 Regenerering... 20 Regenerering med avsvavling.... 20 Oljebyte... 20 Transformatorbyte... 21 Analysen... 22 Introduktion... 22 Genomförande av analys... 22 Hypoteser... 25 Resultat... 26 Hypotes (9.3.1): DBDS koncentration i oljan påverkar färgen på kopparledare vid CCD prov 26 Hypotes (9.3.1.1) Färgen på oljan är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov. 27 Hypotes (9.3.1.2) Kopparsulfider är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov. 28 Hypotes (9.3.1.3) Har de ljusa isolationspapperen vid CCD proven bedömts korrosiva genom att ledare haft blandad karaktär med grå eller svarta partier.... 28 Hypotes (9.3.2 ) Genom att titta på både kopparledare och isolationspapper vid CCD prov kan man bestämma hur mycket DBDS som sönderdelats i intermediat eller kopparsulfider vilket skulle beskriva förloppet av DBDS nedbrytningen... 29 Hypotes (9.3.2.3) Ledare som efter CCD prov placeras i färgkategori koppar och mässing har en högre andel partiklar på utsidan än insidan av isolationspapperet... 31 Hypotes (9.3.2.4) Ledare som efter CCD prov uppvisar blandad färgkaraktär har högre andelar partiklar på insidan av isolationspapperet... 31 (9.3.3) Mässingsfärgen på ledaren som uppkommer efter CCD prov beror på att inhibitorhalten överstiger 0.3 procent... 32 Osäkerhetsanalys... 33 Diskussion... 34 Hypotes (9.3.1) DBDS koncentrationen i oljan påverkar färgen på kopparledare vid CCD prov. 34 Hypotes (9.3.1.1-9.3.1.3) Färgen på oljan är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov... 34 Hypotes (9.3.2) Genom att titta på både kopparledare och isolationspapper kan man bestämma hur mycket DBDS som sönderdelats i intermediat eller reagerat och bildat kopparsulfider. Vilket skulle beskriva förloppet av DBDS nedbrytningen... 35 6

12.3.1 Rapportskrivarens tankegångar... 35 Hypotes (9.3.2.3) Ledare som vid CCD prov placeras i kategorier koppar och mässings färg har en högre andel partiklar på utsidan än insidan av isolationspapperet... 37 Hypotes (9.3.2.4) Ledare som efter CCD prov uppvisarblandad färgkaraktär har högre andelar partiklar på insidan av isolationspapperet... 37 Hypotes (9.3.3) Mässingsfärgen på ledare som uppkommer efter CCD prov beror på att inhibitorhalten överstiger 0.3%... 37 Övrigt... 37 Slutsats... 38 Med tanke på den stora osäkerheten bör det göras ytterligare utredning i mer kontrollerad miljö och utgående från större dataunderlag.... 38 Förslag till ytterligare utredning.... 39 Referenser... 40 Appendix... 43 Tomgångsförluster... 43 Ekvivalenta kretsen... 43 Kärnan... 44 Lindningar... 45 Resistivitet... 45 Isolationspapper... 46 Kylning... 46 Lindningskopplare... 47 Hot spot... 47 Svetsskarvar... 48 Furan mätning... 48 7

Förkortningar och viktiga termer CCD: Covered Conductor Deposition. Ett relativt nytt standardiserat test som går ut på att analysera missfärgningar på en kopparledare och isolationspapper som tillsammans sänkts ner i den provade oljan under förhöjd temperatur. DBDS: Dibendydisulfid. En antioxidant som tillsatts i transformatorolja för att kunna raffinera den hårdare. DGA: Disolved Gas Analysis. Ett gas-prov analyseras för att bestämma gaskoncentrationen i transformatoroljan för att kunna göra en tillståndsbedömning på transformatorn. Intermediat Intermediat snabbar på förloppet utan att själv förbrukas och kan alltså anses som reaktivt. Intermediat är så stabilt att de kan isoleras. Förloppet som sker har en relativt lång livslängd i förhållande till övergångstillstånd. Intermediat är ett ämne som först är en produkt av en reaktion för att sedan själv blir reaktant. Isoleroljeprov: Ett prov som tas på oljan för att kunna göra en tillståndsbedömning på transformatorn. Korrosion Korrosion är ett fenomen som förekommer genom att ett material (normalt då metall) sönderdelas genom en vanligtvis elektro kemisk reaktion. Då korrosiv olja används i denna rapport syftar det till att oljan underlättar processen för att kopparen ska utfällas och lossna från lindningen. För att oljan ska kunna bli korrosiv krävs det reaktiva ämnen inuti oljan. Dessa reaktiva ämnen binder med kopparen för att söka en mera stabil form, i detta fall kopparsulfider. Ett CCD prov syftar till att man bedömer huruvida en olja är korrosiv eller inte. PD: Partial Dishcharge. Partial discharge (PD) är en elektrisk urladdning vilket uppkommer vid genombrott av det dielektriska fältet. 1

Introduktion Bakgrund Tillverkare av krafttransformatorolja har sedan början av 1970-talet tillsatt antioxidationsmedlet dibensyldisulfid (DBDS) för att man ville öka produktionstakten för framställande av transformatorolja. Raffineringsprocessen för naftenoljan (transformatoroljan) tog alltför lång tid i relation till efterfrågan. Metoden hade tidigare använts för att framställa bas-olja (smörjolja) vilket då gett goda resultat. Problematiken med DBDS i transformatorolja blev först känt på tidigt 2000-tal då det i Brasilien havererat relativt nya transformatorer. När dessa transformatorer demonterades, upptäcktes svavel på lindningar och isolationspapper. Det visade sig att DBDS kan reagera med koppar vilket då leder till en utfällning av kopparsulfid. Kopparsulfider ansamlas kring isolationspapper och minskar den elektriska isolationen mellan lindningsvarven vilket till slut kan resultera i en varvtalskortslutning. Omkring 2009 slutade man använda tillsatsen. DBDS är inte ansett som ett problem vid låga belastningar och låga temperaturer på transformatorn. Inom Vattenfall Vattenkraft finns ett antal transformatorer som är tillverkade under aktuell tidsperiod. Som en del av det kontinuerliga underhållet av transformatorer tas regelbundet oljeprov som analyseras i ett antal prover. Ett av proverna benämns CCD (Covered Conductor Deposition) och går ut på att analysera missfärgningar på en kopparledare och isolationspapper som tillsammans sänkts ner i oljeprovet under förhöjd temperatur. För närvarande nyttjas provet enbart till att avgöra huruvida oljan är korrosiv eller ej. Examensarbetets beställare har noterat att kopparledare och papper kan ha vida varierande utseende efter utfört prov. Mål Primära mål Projektets huvudmål är att utreda vilka slutsatser som kan dras om en transformatorolja utifrån analys av kopparledare och papper från CCD-prov (Covered Conductor Deposition). Resultatet kan sedan tillämpas på ett urval av Vattenfall Vattenkrafts enheter. Sekundära mål I mån av tid skulle utredas även: Finns det någon tydlig korrelation mellan DBDS-halt och utfällning av kopparsulfider? Påverkar PD (partial discharge), hastigheten för bildandet av kopparsulfider? Metod För att bättre förstå problemställningen insamlas kunskap via litteraturstudie samt resonemang tillsammans med handledare och kontakt med tillverkare. Vid två tillfällen besöks Vattenfalls petrokemiska laboratorium i Älvkarleby för att erhålla handledning av expert samt för att insamla data ur lokalt arkiv. I synnerhet utvecklas kunskap kring CCD-provet. Historiska provprotokoll av oljor för utvalda transformatorer analyseras. Data för DGA (Dissolved Gas Analysis) och oljeisolerprovet förs in i kalkylblad. Dessa data ska sedan jämföras med utfällningen av kopparsulfid på isolationspapper och kopparledare. 2

Avgränsning Projektet avser endast oljeisolerade krafttransformatorer producerade mellan 1970-2009. Samt belysa uppkomsten av fel med DBDS inblandat. Projektet avser endast krafttransformatorer som under 2017 testats för DBDS. Dessa tester genomfördes inom ett separat projekt av Vattenfall Vattenkraft. CCD- Provet och kopparanalysen kommer att tillämpas endast på Vattenfall Vattenkrafts berörda krafttransformatorer med märkeffekt mellan 15 500 MVA. Dessa transformatorer belastas normalt hårdare än distributionstransformatorer och reaktion av DBDS är klart mer sannolik. Transformatorerna i projektet har valts ut för dess potentiella reaktion med DBDS. Eftersom CCD provet är en färskvara kommer rapportskrivaren att förlita sig mycket på de tidigare bedömningar som gjorts. Har proverna bedömts som korrosiva kommer det antas att detta är kopparsulfider. Rapporten kommer inte att fördjupa sig i de kemiska reaktionerna som berör bildandet av kopparsulfid eller fördjupa sig i analysmetoder av DGA-resultat. Det kommer inte heller att vid analys behandla fler parametrar än de data som finns tillgängligt på Vattenfalls databas. Rapporten kommer inte att behandla rekonditionering. Inledning Rapporten kommer bara att ytligt behandla de bakomliggande faktorerna för problemställningen. De kommer istället att under rapportens gång refereras till appendix, för ytterligare information. Transformatorer Transformatorn är en fundamental byggsten i dagens elnät. Transformatorns primära uppgift är att transformera en spänning till en annan. Detta sker genom elektromagnetisk induktion. Generellt konstrueras transformatorer för de specifika förhållanden, såväl elektriska som miljömässiga, som råder på den tänkta installationsplatsen. Detta gäller i synnerhet generatortransformatorer som installeras på kraftverk som länk mellan generator och elnät. Således kan en havererad transformator vara svår att ersätta med kostsamma driftavbrott som följd. 3

Transformatorns funktion Tillståndet hos en transformator beror på ett samspel mellan konstruktion, belastningsgrad, tid och temperatur. Därför kommer dessa delar att behandlas översiktligt. Transformatorns åldring En krafttransformator är en stor investering. Därför utförs underhållsarbete och mätningar kontinuerligt för att undvika haveri. Hos Vattenfall Vattenkraft förväntas en livslängd på en transformator överstiga 40 år. Då transformatorn utsätts för belastning, ökar temperaturen i lindningar och olja (Jacobsson, et al., 2016). Temperatur och tid är de faktorer som påverkar nedbrytningen av isolationsmaterialen, vilket leder till sämre genomslagshållfasthet. När genomslagshållfastheten minskar med tiden uppstår till slut en kortslutning. Detta definierar transformatorns livslängd (Bérubé & Aubin, 2007). Kraftpapperets dielektriska styrka påverkas negativt av kopparsulfider, vilket kan leda till minskad livslängd hos transformatorn. Verkningsgrad och förluster Verkningsgrad är ett uttryck för förhållande mellan aktiv in effekt och uteffekt η= P2 P1. Transformatorns verkningsgrad styrs av flera parametrar: (Cronqvist, 2003-01-01)& (Winders & Winders, Jr, 2002) Transformatorkärnans material och konstruktion. Transformatorlindningens area och dess konduktivitet. Transformatorns konstruktion där bland annat genomföringar, kopplingar/skarvar och isolationsförmåga inkluderas. Transformatorns förluster kan generellt delas upp i två delar. Tomgångsförluster De består till största del av järnförluster. Järnförluster uppkommer huvudsakligen på grund av hysteres och virvelströmsförluster inuti transformatorns kärna. Dessa motsvarar grovt uppskattat ca 10-15 % av alla förluster hos en transformator. Men påverkas såklart mycket av hur stor del av tiden transformatorn är högt/lågt belastad. För ytterligare information om hysteres och virvelströmsförluster se Appendix A.1 TomgångsförlusterTomgångsförluster Belastningsförluster Belastningsförlusterna delas vanligtvis in i tre kategorier. R I 2 (resistiva) förluster Förluster på grund av strömförträngningen i ledare Ytterligare virvelströmmar i andra konstruktionsdelar (läckflöden) Dessa motsvarar ca 85-90% av alla förluster. Utöver detta tillkommer det dielektriska förluster men dessa är små och brukar försummas ifall isolationen är fullgod. Belastnings och tomgångs förluster representeras ofta i den ekvivalenta kretsen. För ytterligare information se Appendix,A.2 4

Transformatorns uppbyggnad Transformatorn Transformatorn består av minst en statisk järnkärna (se Figur 3-1) med två eller flera lindade ledare (Winders & Winders, Jr, 2002). Genom att applicera en växelström induceras ett pulserande magnetiskt flöde Φ. Det pulserande flödet kommer i sin tur att inducera en spänning på sekundärsidan. Primärspänningens storlek beror på spänningskällan. Sekundärspänningens storlek beror på förhållandet av lindningsvarv mellan primär- och sekundärlindningarna, samt primärspänningens inspänning. - FIGUR 3-1, TRANSFORMATORN I SIN ENKLASTE FORM Genomföringar När laddningar transporteras genom en elektrisk ledare alstras ett elektriskt fält. Det fältets potential är avgränsat med kapasitans mot sin omgivning. För att undvika läckströmmar, överslag och urladdningar, isoleras genomföringen (ABB, 2008). Kärnan Kärnans främsta uppgift är att överföra energi från primärlindning till sekundärlindning. För att göra denna överföring så effektiv som möjligt, är valet gällande material och konstruktion viktigt. För ytterligare information se Appendix A.3 Lindningar På grund av kopparens höga konduktivitet samt acceptabla kostnad består de allra flesta krafttransformatorlindningar av koppar. Hur transformatorlindningen lindas beror i stor utsträckning på det specifika ändamålet för transformatorn, vilket i sin tur påverkar isolationsuppbyggnaden. För ytterligare information se appendix A.4 Isolering Oljeisolation Oljan i en transformator är producerad för sin specifika uppgift. Syftet är att elektriskt isolera transformatorn samt fungera som en värmeavledare. Oljan är en mineralolja med låg viskositet och hög elektrisk isolationsförmåga. Isolationspapper Lindningarna i den oljeisolerade transformatorn behöver elektriskt isoleras ifrån varandra (ABB, 2017) (Tronstad, 2015). Detta kan göras med isolationspapper, lack eller en kombination av de två. 5

Isolationspapperet (speciellt impregnerat papper) lindas noggrant flera lager kring ledaren. På så vis, kan man undvika kortslutning, men även ge ett mekaniskt stöd åt transformatorn. För ytterligare information se Appendix A.6 Lackförsegling Lindningen på en krafttransformator utsätts för elektrisk, mekanisk och termisk stress. För att skydda lindningen ytterligare kan ett tunt lager lack strykas utanpå transformatorlindningen. Lacken är normalt en polyamid, vars syfte är främst att elektriskt isolera lindningen. De aktiva partiklarna som DBDS kan sönderfalla i kan inte reagera med lacken. I en transformator med lackade ledare förekommer dock andra områden som inte är lackerade och där reaktion mellan DBDS och koppar kan ske. Tank och expansionskärl Tanken är den behållare som innesluter kärnan, lindningarna och den isolerande oljan. Ovanför tanken finns normalt ett expansionskärl som hanterar den volymändring som sker vid temperaturvariationer på oljan. Kylning De aktiva effektförlusterna som sker då det passerar ström genom transformatorn leder till ökad temperatur i transformatorn. För att olja eller skyddande isolation inte ska skadas, skapas ett kylflöde i tanken. Oljan cirkuleras runt i flödet för att avleda värmen från lindningar och olja till ett externt kylmedium. För ytterligare information se Appendix A.7. Lindningskopplare Lindningskopplare finns normalt bara vid systemtransformatorer, men då projektet även innefattar en systemtransformator så behandlas även detta översiktligt i Appendix A.8 6

Transformatorns drifttemperatur När en transformator belastas, alstras värme (För ytterligare information se Appendix A.5). Värmen sprids sedan till systemets olika kylmedium, där temperaturdifferensens storlek, samt kylmediumets förmåga att överföra värmeenergi, påverkar kylningsförmågan. Därför är en låg oljetemperatur av yttersta vikt. IEC60071 har en standardiserad drifttemperaturökning på 65 K (vid 20 C årlig medeltemperatur av kylmedium). Förhöjd temperatur leder till ett accelererande förlopp av isolationsmaterialens åldring samt ökad risk för bildandet av kopparsulfider (Bérubé & Aubin, 2007). Övertoner Övertoner kan beskrivas som multiplar av sinuskurvans grundfrekvens. Övertoner uppkommer normalt av olinjära laster då dessa drar en olinjär ström. Strömmen distorderar spänningens sinuskurva över nätimpedansen enligt ohms lag. Hos transformatorn uppkommer två huvudsakliga problem gällande övertoner (Eriksson.D, 2013). Eftersom virvelströmsförluster ökar med kvadraten av frekvensen leder övertoner ofta till värmeproblem. Det andra problemet gällande övertoner uppstår då transformatorn är deltakopplad. Då kan multiplar av 3e ton cirkulera i transformatorn, vilket kan leda till lindningsöverhettning. Det beror på att tredje ton är en nollföljdskomponent och deltakopplingen inte har någon nollpunkt. Vid extrema fall av övertoner krävs nedklassning av transformatorn. Överbelastning Om transformatorn är underdimensionerad i förhållande till effektuttaget kan den överbelastas. Detta kan till exempel förekomma vid högt effektuttag av generatortransformatorer eller ifall en systemtransformator går sönder. Då kan hela effekten matas genom en annan parallellkopplad transformator (SVK, 2009). Normalt kan en transformator hantera viss form av överlast under en kortare tid men det resulterar i värmeutveckling inuti transformatorn. Då temperaturen i oljan ökar minskar temperaturdifferensen mot lindningen och då även effektiviteten i kylningen. Vid en sådan situation ökar risken för hotspots och termiska problem i transformatorn där både kopparsulfidbildningen och den termiska åldringen kan accelerera (Roham & Al-Yakoubi, 2012). Hot spots Transformatorns belastningsförmåga begränsas huvudsakligen av kopparlindningens drifttemperatur (Bérubé & Aubin, 2007). Lindningens drifttemperatur bestäms utifrån medeltemperaturen på lindningen, där hot spottemperaturen representerar den absolut hetaste punkten på lindningen. För ytterligare information se Appendix A.9. Transformatorlindningarnas svettsskarvar Transformatorlindningen är normalt allt för lång för att konstrueras i ett stycke (Weidemann, 2016) (Arvidsson, 2013). Därför krävs det att flera kopparledningar sammanfogas med hjälp av svetsning. De svetsskarvar som då uppkommer kommer att vid konstruktion variera gällande kvalitet. Om skarven är ojämn eller porös ökar det elektriska motståndet i skarven varpå en ökning i temperatur sker. Temperaturökningen kan leda till att kopparsulfider bildas och ett accelererande av nedbrytning av den elektriska isolationen. För ytterligare information se Appendix A.10. 7

Fel relaterat till utfällningen kopparsulfider Föreliggande utredning behandlar endast fel i vilka DBDS varit en bidragande faktor. Därmed är endast fel orsakade av korrosiv olja, med nedsatt isolationsförmåga och elektriska fel som följd, av intresse. Kortslutning En kortslutning är då två föremål med olika potential fysiskt berör varandra utan någon begränsande del. Vid ett sådant tillfälle uppstår en snabb och stor strömökning. Om en stor krafttransformator kortsluter på sekundärlindningen så leder det till ett haveri (Cronqvist, 2003-01-01) (Roham & Al- Yakoubi, 2012) antingen på delar eller hela transformatorn. Genomslag Om den elektriska potentialen eller fältstyrkan överstiger isolationens dielektriska styrka uppstår ett genomslag. Spänningen som krävs för genomslag kallas för genombrottsspänning. Partial discharge Partial discharge (PD) är en elektrisk urladdning vilket uppkommer vid genombrott av det dielektriska fältet. Ofta sker PD på mycket små områden och resulterar i dielektrisk nedbrytningen hos isolationsmedium. Detta är ett vanligt förekommande fel i transformatorn (Sarathi & Swati, 2017). Då transformatorn åldras uppkommer det ofta en variation i den elektriska hållfastheten. Detta kan leda till PD. Hur ofta PD förekommer, beror främst på problemområden, temperatur, tryck och fukt (Niasar, 2012). Exempel på problemområden kan tillexempel vara vid start eller avslutande del av kraftpapperslindningen, övriga brister i kraftpappersisolationen eller i gasbubblor i oljan. Detta resulterar i lokal minskad dielektrisk styrka. En ökning av förekomsten PD kan vara tecken på att förändringar sker inuti transformatorn. Trots detta finns ingen tydlig känd korrelation till den förväntade livslängden hos transformatorn. Om PD förekommer frekvent i en transformator leder det till temperaturökning. Ljusbåge Om en transformatorolja minskar sin dielektriska styrka, alternativt att en överspänning sker, finns risk att spänningspotentialen överstiger den dielektriska styrkan. Vid en sådan situation kommer en ström löpa genom oljan. Strömmen värmer upp oljan som vid höga temperaturer joniseras o övergår i plasma. De fria elektronerna gör att plasman har en hög konduktivitet. Därigenom sker en strömrusning, vilket i sin tur genererar ytterligare värme och förloppet förvärras tills transformatorn bortkopplas eller havererar. Termiska fel Vid hot spottområden hos transformatorn kan temperaturen bli så hög att gaser som etylen, eten och metan bildas inuti transformatoroljan. Dessa gaser har lägre dielektrisk styrka vilket resulterar i risk för ökad förekomst av PD, ytterligare temperaturhöjning och genomslag. Ofta utrustas transformatorer med gasvakt som kopplar bort transformatorn då gaskoncentrationerna plötsligt ökar. Elektrisk transient En transient kan beskrivas som en tillfällig och snabb elektrisk amplitudsförändring. Det finns generellt två typer av transienter: Kopplingstransient Kopplingstransient är den mest vanligt förekommande. Fenomenet uppstår normalt vid in- och urkoppling av induktiva och kapacitiva laster. 8

Vid en studie (Cornick & Kunji, 1993) mätte man flera olika typer av transienter vid transformatorn för att utreda hur stigtider och amplitud förändras. Det som framkommer där är att speciellt vakuumbrytare vid frånkoppling genererar både hög amplitud (4,9 p.u.) och kort stigtid (10-20ns). Detta i relation till det standardiserade 1,2 µs för en transient. I studien beskrivs vakuumbrytarens frånkopplingstransient som ca 60 gånger mer skadlig för transformatorn i förhållande till en 4,9 p.u, 1,2/50 µs impulsvåg. Detta kan leda till överslag vid nedsatt isolationsförmåga på kraftpapperet. Åsktransient Åsktransienter uppkommer när blixten slår ned. Antingen i direkt anslutning av transformatorn eller i överliggande nät. Spänningsökningen kan överstiga 500 kv och generera en ström överstigande 5 ka. Om en överspänning uppstår hos en transformator kan det leda till genomslag på den elektriska isolationen, vid kopparsulfid depositioner så ökar risken ytterligare (Yabo, et al., 2017). När isolationsförmågan i kraftpapperet har ett isolationsvärde motsvarande ett genomsnittligt åldrande av 20 år i drift ökar risken för genomslag av isolationen vid åska med 13 % jämfört med en ny transformator (Yabo, et al., 2017). Uppkomst av fel orsakade av korrosivt svavel hos Transformatorer innehållande DBDS. Transformatorns livslängd är kraftigt beroende av den flytande och fasta isolationen (Vinu, et al., 2017). När transformatorn är i drift utsätts både den fasta och flytande isolationen för elektrisk, kemisk och termisk stress. När transformatoroljan innehåller DBDS kan det leda till utfällningar av kopparsulfider. Detta kan i sin tur leda till försämrade isolerande egenskaper hos kraftpapperet. När detta sker ökar risken för PD, fullständigt genomslag och kortslutning. 9

Risker hos transformatorolja innehållande DBDS Sulfider i oljan Transformatorn innehåller trots sin initiala renhet en viss andel svavel. Svavlet återfinns i kolväteföreningar inuti oljan (Yabo, et al., 2017). Normal ligger koncentrationshalten mellan 0,001-0,5 %. Trots den stora mängden olja inuti krafttransformatorer anses detta inte vara en signifikant risk i sammanhanget. Kopparsulfid( Cu 2 S) Kopparsulfid (Cu 2 S) bildningen i transformatorer (Amaro, et al., 2015) anses ha varit en av de huvudsakliga anledningarna till den minskade elektriska isolationen av kraftpapperet. Isolationsförmågan minskas i takt med att pappret utsätts för kopparsulfiddepositioner. Då den elektriska isolationen avtar uppstår läckströmar. Fortsätter depositionsbildningen isolerar tillslut papperet nästan inte alls och ett elektriskt fel kan uppstå. En annan konsekvens för Cu 2 S depositioner, är att den termiska ledningsförmågan är högre än hos kraftpapperet vilket kan leda till hot spots vilket termiskt bryter ned pappret ytterligare. Dibensyldisulfid Som tidigare nämnts är DBDS är ett antioxidationsmedel som har tillsatts vid framställning av naftenolja (transformatorolja) mellan 1970-2009. Detta gjordes för att öka produktionstakten vid tillverkning av naftenbasolja vilken är basen för de transformatoroljor som behandlas här. Raffineringshastigheten var inte i relation till efterfrågan, därför tillsattes DBDS som möjliggjorde raffinering med högre temperatur. Detta för att utvinna oljan snabbare. Konsekvensen av detta blev först känt tidigt 2000-tal då det i Brasilien havererat relativt nya transformatorer. När dessa transformatorer demonterades, upptäcktes svavel på lindningar och isolationspapper. Faktumet att DBDS skulle vara en stabil partikel började ifrågasättas. På senare tid visar det sig att DBDS anses som den huvudsakliga orsaken till kopparsulfidansamlingar i kraftpapper (Ende, et al., 2016). Det finns enligt (Martin, et al., 2018) flera troliga påverkande faktorer till korrosivitet orsakat av DBDS. Temperatur Koncentration Partial discharge (PD) & Elektriska fält Syre Temperatur Stabiliteten hos DBDS påverkas av temperatur. Redan vid 80 C (se Figur 6-1) kan bindningar i DBDS brytas och bilda bland annat merkaptaner (Martin, et al., 2018). Merkaptan partiklarna är normalt mycket reaktiva och kan då reagera med kopparen. När detta sker, bildas kopparsulfid. Om temperaturen ökar med 10 C så resulterar det i en fördubbling av bildandet av kopparsulfider. 10

FIGUR 6-1, DBDS NEDBRYTNNG AV TEMPERATUR INSPIRERAD AV (MARTIN, ET AL., 2018) DBDS kan också på andra sätt reagera med kopparen men den kemiska reaktionen kommer inte beskrivas närmare här. Koncentrationen I en publikation (Kato, et al., 2011) presenteras en studie. I studien mättes DBDS koncentrationer med ASTM1275 (se 7.3.5 Korrosivitetsmätning ). Där jämförs hur många timmar som krävs för att uppvisa korrosivitet för respektive testad DBDS koncentration. Där verifieras det att koncentrationen av DBDS påverkar med vilken takt korrosiviteten uppstår. När reaktionen för bildandet av kopparsulfider startat blir hastigheten proportionell till DBDS koncentrationen (Ende, et al., 2016). Den hastigheten påverkas sedan av övriga angivna anledningar. FIGUR 6-2, EFFEKT AV KOPPARSULFIDUTFÄLLNINGAR ENLIGT ASTM1275 INSPIRERAT AV (MARTIN, ET AL., 2018) Partial discharge & elektriska fält I en experimentell studie (Ende, et al., 2016) undersöks det hur PD och elektriska fält påverkar kopparsulfid depositioner. Observationerna visade att vid elektriska fält uppkom en ökning av bildandet av kopparsulfider. Nedan, i Figur 6-3 visas hypotesen som presenteras i studien. Den visar hur förloppet för utfällningen kopparsulfider skulle kunna bli påverkat i ett elektriskt fält. 11

FIGUR 6-3, HYPOTES OM HUR ELEKTISKA FÄLT PÅVERKAR MÄNGDEN KOPPARSULFIDER INSPIRERAD AV (ENDE, ET AL., 2016) Vid ett andra experiment som presenteras i studien (Ende, et al., 2016) sänktes vid den första etappen två prover kopparlindningar inlindat i isolationspapper ned i två separata behållare innehållande olja fri från DBDS. Dessa fick sedan under 20 dagar utsättas av en temperatur på 130 C. Detta för att kopparlindning och isolationspapper skulle uppvisa tecken på åldring vilket krävs för att kunna generera en ihållande PD som normalt inte förekommer vid nya lindningar. Efter detta byttes oljan ut till ny olja och 400 ppm DBDS tillsattes. De båda proverna försänktes i de två behållare innehållande DBDS och olja där de båda proven utsattes för 130 C men med den skillnaden att ett av proven också utsattes för en ihållande PD. Detta pågick 56 timmar tills kraftpapperet var helt nedbrutet. Sedan jämfördes kopparsulfidkoncentrationen på kopparlindningarna genom EDX (Energy-dispersive X-ray spectroscopy). Resultatet visade att det blev en kraftig ökning av andelen bildade kopparsulfider. Fenomenet tros enligt (Ende, et al., 2016) bero huvudsakligen på den elektrokemiska erosionen och den höga temperaturen som PD orsakat. Liten påverkan tros syran som skapas vid åldrandet av oljepappersisoleringen bidragit med. Samt att det elektriska fältet kan ha förvärrat kopparkorrosionen. FIGUR 6-4, HYPOTES OM HUR PD PÅVERKAR KOPPARSULFID UTFÄLLNINGEN INSPIRERAT AV (ENDE, ET AL., 2016) 12

Syrenivå Vid en studie (Qian & Su, 2013) injicerades kväve och syre i åtta provrör. Fyra provrör med ny olja och fyra med gammal olja. I alla dessa provrör hade man placerat en kopparbit. Provet upphettades till 120 C under 72 timmar. De provrör som injicerats med syre resulterade i att kopparbiten hade en högre koncentration av svavel än de övriga. Detta indikerar att syrenivån kan påverka korrosiviteten. Oljans Vattenhalt Vatten i oljan uppkommer oundvikligen då transformatorn är i drift. Det beror på huvudsakligen på kondens som uppstår via temperaturförändringar i oljan, men även isolationsdegradering bidrar till att öka koncentrationen vatten. Vatteninnehållet kan förekomma fritt eller bundet till fasta partiklar (tillexempel cellulosan i kraftpapper) där den största andelen av vattnet ansamlas i kraftpapperet. Beroende på kondition på oljan samt andelen vatten leder detta till flera eller alla av följande konsekvenser: - Minskad genomlagshållfasthet i oljan - påverkan på den fasta isolationen - accelererande åldringshastighet för fasta och flytande isolationsmedium - minskad livslängd för transformatorn (IEC, 2013). Därför torkas i regel oljan kontinuerligt. Vid nya transformatorer är en torkanordning med silicagel ofta standardutrustning. Redan vid så låga värden som 20-30ppm börjar det anmärkas på för höga vattenhalter. Oljans ålder & gaskkoncentration När transformatoroljan blir äldre, ökar andelarna gas i oljan. Vätgas, eten, etan och metan kan förekomma trots att transformatorn inte har något fel. Smitta av DBDS vid oljebyte Transformatorer omsätter under en livslängd varierande mängd olja. Detta beror på initial oljevolym, driftförhållanden för transformatorn, konstruktion och temperaturvariationer. Läckage kan uppstå och oljeprover tas och därför fylls också transformatoroljan upp. Vid sådana situationer finns det risk att transformatorn trots initial renhet smittas av DBDS. I rapporten antas att DBDS koncentrationen har varit konstant vid raffinering under den tidsperiod den tillsattes. 13

Mätningar Vattenfall gör för att motverka bildningen av kopparsulfider och förebygga haveri. När en transformator lämnat produktionen, börjar transformatorn att åldras. Trots att transformatorn initialt antas vara helt rena från främmande molekyler uppkommer nya partiklar i takt med att isolation och olja reagerar. Isolationsmaterialen bryts ned och bland annat korrosivitet kan uppstå i oljan. I vilken takt detta sker beror i stor grad på temperaturen. Därför mäts temperaturen kontinuerligt. För att bestämma tillståndet hos transformatorn behövs flertalet prover. Proverna kan delas in i två huvudgrupper. Gasanalys (DGA, Dissolved Gas Analysis) och Isoleroljeanalys. Mätresultaten utvärderas utifrån innehåll samt jämförs med tidigare mätningar för att utläsa eventuella trender. Detta görs normalt hos Vattenfall 1-4 gånger/år. Indikerar mätresultaten något som misstänks som fel ökas i regel provtagningsfrekvensen för att generera mer data. Om åtgärd krävs upprättas en åtgärdsplan. Temperaturmätning Som tidigare nämnts beror transformatorns åldringshastighet och bildandet av kopparsulfider i stor utsträckning på temperatur. Därför mäts temperaturen på olja och/eller lindning kontinuerligt. Vilka instrument och hur många mätpunkter som mäter skiljer sig beroende på storlek på transformator och när den är producerad. Det förekommer allt från mekaniska temperaturmätare till optiska sensorer. Gasanalys Vattenfall utför kontinuerligt DGA (Dissolved Gas Analysis) enligt IEC 60599. Vid gasanalysen undersöks koncentrationen av följande ämnen: Väte H 2 Metan CH 4 Etan C 2 H 6 Eten C 2 H 4 Acetylen C 2 H 2 Kolmonoxid CO Koldioxid CO 2 Gasernas koncentrationer delas in i fyra olika undergrupper. Tröskelnivå Under dessa nivåer bedöms tillståndet vara normalt och ingen vidare analys görs. Ökning Anger en ökning i koncentration jämfört med föregående analys. Överstiger ökningen den fastslagna siffran bör en specialist kopplas in för att skapa en åtgärdsplan, exempelvis med mer frekventa gasanalyser. Varselnivå Då koncentrationsnivån uppnått denna nivå är det möjligen ett fel inuti transformatorn. En specialist behöver bli kontaktad för att skapa en plan för vilka åtgärder som krävs. Fel-nivå Då koncentrationsnivån uppnått denna nivå, är det sannolikt ett fel. Omedelbar kontakt med specialist krävs. 14

Då gasprovet är taget, sammanställs data. Om problematiska koncentrationer av dessa gaser, återfinns i transformatoroljan finns det risk att koncentrationsfördelningen indikera ett eller flera, av följande fel; elektriskt fel, hög temperatur eller PD urladdning. Det finns enligt (Hamrick, 2010) fyra vanligt förekommande standardiserade metoder för att tolka koncentrationsfördelningen av gaserna. Duvals triangel (IEC) Dornenburg ratio metoden (Ansi/IEE) Rogers ratio metoden (Ansi/IEEE) Ratio metoden (IEC) Det beräknade resultatet av modellerna, indikerar vissa typiska fel hos den berörda transformatorn. Hur detta beräknas skiljer sig mellan de olika metoderna och kommer inte behandlas här. Väte (H 2 ) Väte kan indikera PD eller ljusbågsbildning inuti transformator. Av alla oljeförbränningsprocesser krävs det lägst energi för bildandet av vätgas. Vätgasen bildas när kolvätebindningarna inuti transformatoroljan delas. Detta sker i de flesta felprocesser men vid PD-problem kommer vätgaskoncentrationen att vara dominerande. Tröskelnivå 20ppm Ökning 50ppm Varselnivå 200ppm Fel-nivå 400ppm Metan (CH 4 ) Metan kan indikera gnistbildning. Gnistbildning är en mycket kort elektrisk urladdning. Gnistbildningen innehåller mera energi än tillexempel PD vilket gör att när gnistbildning sker bildas bland annat metan. Metankoncentrationen kan sedan mätas vid en DGA. Tröskelnivå 10ppm Ökning 20ppm Varselnivå 50ppm Fel-nivå 100ppm Etan (C 2 H 6 ) Etan kan indikera en förhöjd hot spot temperatur inuti transformatorn. När värmefel förekommer inuti transformatorn utvecklas normalt etan, eten, väte och metan. Tröskelnivå 10ppm Ökning 20ppm Varselnivå 50ppm Fel-nivå 100ppm Eten (C 2 H 4 ) Eten kan indikera allvarlig överhettning inuti transformatorn. Vid värmefel utvecklas normalt både eten, väte, metan och etan. När temperaturen ökar även andelen eten. 15

Tröskelnivå 20ppm Ökning 50ppm Varselnivå 200ppm Fel-nivå 400ppm Acetylen (C 2 H 2 ) Acetylen kan indikera på ljusbågsfel inuti transformatorn. En ljusbåge har hög energitäthet vilket gör att förutom väte bildas acetylen. Acetylenkoncentrationen kan sedan mätas vid en DGA. Ljusbågefel är mycket allvarligt problem som fort kan leda till haveri. Därför krävs det mycket små koncentrationer av acetylen för att åtgärder ska sättas in. Tröskelnivå 1ppm Ökning N/Appm Varselnivå 3/30ppm Fel-nivå 10/100ppm De rader som har två värden innebär icke gemensamt respektive gemensamt expansionsutrymme för eventuell lindningskopplare. Kolmonoxid (CO) Kolmonoxid kan indikera att kraftpapperet utsätts för höga temperaturer. Tröskelnivå 300ppm Ökning 400ppm Varselnivå 1000ppm Fel-nivå 2000ppm Koldioxid (CO 2 ) Koldioxid kan indikera att kraftpapperet utsätts för höga temperaturer. Tröskelnivå 5000ppm Ökning 4000ppm Varselnivå 20000ppm Fel-nivå 40000ppm Isoleroljeanalys För att bestämma konditionen hos den isolerade oljan, tas isoleroljeprov. Detta görs normalt i samband med gasprovet. Transformatorägare tar ett prov enligt IEC 60475 vilket skickas på analys. Hos Vattenfall sker detta 1-2 gånger/år och följande tester görs. Okulärbesiktning Ett tränat öga kan se förändringar hos oljan. Tillexempel slam, fasta föroreningar, partiklar, färg osv. Detta kan ge en första indikation på att någonting är fel. Färg Färgen är inte direkt relevant vid transformatordiagnostik, men den används till viss mån för att bestämma åldrandet av transformatoroljan. Vattenfall använder sig normalt av det standardiserade 16

testet ASTM D1500. I kombination med övriga diagnostiska verktyg kan färgen ha viss betydelse (ABB, u.d.). Vattenhalt Då transformatorn är i drift uppkommer fukt. Eftersom att det finns en stark korrelation mellan vattenhalten i oljan och vattenhalten i kraftpapperet (ABB, u.d.) samt att omfördelning av fukten som sker kontinuerligt (på grund av temperaturförändring), ger ett prov av oljan god insikt i vattenmängd i både transformatorolja och isolationspapper. Vattenfall använder sig normalt av det standardiserade provet ASTM D6304 för att kontrollera vattenkoncentrationen i oljan. Inhibitorhalt En transformatorolja innehåller naturligt en antioxidant DBP och för att oxidationen av transformatoroljan ska utvecklas ännu långsammare tillsätts ytterligare en inhibitor, DBPC. För att inhibitorn ska ha fortsatt effekt krävs det att summan av koncentrationen av antioxidanter är tillräckligt hög. Detta övervakas regelbundet för möjlighet till förebyggande underhållsåtgärder. Vattenfall använder sig normalt av det standardiserade provet IEC 60666 för att kontrollera koncentrationen Inhibitorhalt i transformatoroljan. Korrosivitetsmätning Sedan upptäckten av problemet med korrosiv olja. Har standardiseringsorgan utvecklat flertalet olika standardiserade mätningar gällande detta. Vattenfall använder sig i huvudsak av IEC 62535 CCD prov. ASTM D1275B Testet utförs genom att man sänker en kopparbit i 220 ml av oljeprovet (Lewand, 2007). Behållaren försluts och värms till 150 C under 48 timmar. Utfällningen jämförs sedan med en standardiserad färgskala för att avgöra koncentrationen korrosivt svavel. Metoden är initialt utvecklad för flygbränsle. DIN 51353 Ett standardiserat test som utförs genom att man placerar en silverremsa nedsänkt i oljeprovet. Behållaren försluts och upphettas till 100 C under 18 timmar. Sedan undersöks den grad av missfärgning som silverremsan uppvisar. Missfärgningen indikerar mängden svavel i oljan. Denna test används om man vet att silverkontakter eller dylikt förekommer i transformatorn. CCD-Prov IEC 62535 är ett standardiserat prov för att fastställa oljans korrosivitet. Provet går till så att man ansamlar oljeprovet i en behållare. Sedan förs en kopparledare inlindad i kraftpapper ned i oljan. Behållaren försluts och värms till en temperatur på 150 C under 78 timmar. Resultatet jämförs sedan mot en referenskopparledare omlindat av kraftpapper som har genomgått samma procedur. Men med den skillnaden att den kopparledaren varit nedsänkt i en icke korrosiv olja. Det som studeras är skillnaden på mängden av kopparsulfidavlagringar på kraftpapper samt färgskillnaden mellan de två kopparledarna. Neutralisationstal (Syra tal) Neutralisationstal kan mätas enligt flera standarder. Vattenfall använder normalt ASTMD664 men även (IEC 62021) tycks vara vanligt förekommande. När en olja oxiderar (åldras) ökar syrakoncentrationen i oljan. Syra i samband med vatten och andra fasta föroreningar påverkar den dielektriska styrkan i oljan. Syran kan också bidra till att bryta ned cellulosa (kraftpapper) och leda till korrosion på metalldelar inuti transformatorn (IEC, 2013). Syranivån ger en god uppfattning om oljans åldringsprocess. För att motverka detta tillsätts en 17

inhibitor. Syratalet är den mängd kaliumhydroxid som krävs för att neutralisera syrorna i ett gram olja (IEC62021). Detta indikerar därför vilket åldersstadie transformatoroljan befinner sig i. Dielektrisk förlustfaktor (tanδ) Här mäts de isolationsförluster som isoleroljan ger upphov till. Förlusterna beror till största del på den elektriska ledningsförmågan inuti transformatoroljan. Det kan ge indikation på koncentrationen metalljoner och syror (ABB, u.d.). Vattenfall använder sig normalt av det standardiserade testet IEC 60247 för mätningar av den dielektriska förlustfaktorn. Genomslagshållfasthet När en transformatorolja åldras minskar den elektriska isolationen. Där det är främst främmande partiklar och fukt som ökar konduktiviteten i oljan. Detta testas i en speciell testrigg. I testriggen placerar man transformatoroljan och exponerar oljan för konstant ökad amplitud tills genomslag sker. Detta görs 6 gånger där medelvärdet fastställer genomslaghållfastheten i oljan. Sedan beräknas standardavvikelsen av de respektive genomslagen för att säkerställa testets tillförlitlighet. Enheten mäts i kv/2,5mm. Vid denna typ av test använder Vattenfall sig normalt av det standardiserade testet IEC 60156. Gränsytspänning Flertalet standardiseringar finns ute på marknaden, för att bestämma gränsytspänningen i en vätska. Vattenfall använder sig normalt av ISO6295 men även ASTM D971-99 tycks vara vanligt förekommande bland andra aktörer. Gränsytspänningen mäts i skiktet mellan olja och vatten. Detta indikerar koncentrationen föroreningar och andra nedbrytningsprodukter. Detta ses som ett bra komplement till neutralisationstalet (syratal) (ABB, u.d.). Isolationsmätning (Furanmätning) DP värdet är ett mått på medelvärdet av de glukos-monomer som finns i cellulosakedjan (se A.6 Isolationspapper för ytteligare information). Det vill säga den mekaniska hållfastheten i kraftpapperet. Så för att uppskatta DP värdet på kraftpapperet tas det prover på oljan. Vattenfall gör dessa prover 1-2 gånger/år samt använder sig normalt av den standardiserade mätningen ASTM D5837. Se Appendix A.11 för ytterligare information. 18

Kända åtgärder vid upptäckt av korrosiv olja Om isolationsoljan testats positiv för DBDS och/eller visat utslag vid CCD prov finns flertalet åtgärder för att förebygga samt minska risken för fel. Dessa åtgärder beskrivs översiktligt nedan. Rekonditionering är i praktiken en filtrering och avgasning av oljan (ABB, 2013). Eftersom en vanlig filtrering och avgasning av oljan inte är behjälplig mot oljelösliga oxidationsämnen utelämnas den i beskrivningarna nedan. Metallpassivatorer Metallpassivatorer är en åtgärd som är till för att motverka uppkomsten av korrosiv koppar (Siemens, u.d.) men hur bra det fungerar i praktiken föreligger det delade meningar om. Metallpassivatorer består normalt av bensotriazolbasföreningar som reagerar med kopparlindningens yta. Den lägger sig som ett skyddande lager mot kopparen. Detta för att isolera och skydda lindningen. Den skyddande effekt som detta ger avtar med tiden vilket gör att koncentrationen av metallpassivatorn behöver övervakas kontinuerligt. Irgamet39 Vid uppkomsten av korrosiv olja är den mest rekommenderade metallpassivatorn irgamet39 (Wiklund, et al., 2007). Irgamet39 har använts i detta sammanhang sedan 2005. Resultatet har varit skiftande. På grund av den splittrade åsikter angående effekterna av metallpassivatorer, samt att det inte förekommer i de transformatorer som behandlas i analysdelen kommer de bara att behandlas ytligt. Två faktorer påverkar stabiliteten av Irgamet39, är tid och temperatur. Tester har visat att temperaturen har en stor inverkan på nedbrytningshastigheten av Irgamet39 (Martins, 2014). Vid studien hettade man upp Irgamet39 till 85 C respektive 145 C. Resultaten visas i diagrammet i Figur 8-1 nedan. På grund utav nedbrytningen som sker av Irgament 39 krävs det regelbunden kontroll av koncentrationen vilket i sin tur resulterar i ökade kostnader. Om hot spotområdet i transformatorn uppvisar höga temperaturer kan problem uppstå med Irgamet39s skyddande effekt. FIGUR 8-1, KONCENTRATIONEN AV IRGAMET39 I OLJA SOM FUNKTION AV TID VID 85 C RESPEKTIVE 145 C BILD INSPIRERAD AV (MARTINS, 2014) 19

Regenerering Regenerering är en process där man renar oljan med hjälp av olika filter (ABB, 2013). Fördelen med denna metod är att transformatorn under hela processen kan vara i drift. Detta görs genom (se Figur 8-2 nedan) att man låter tempererad olja ledas genom blekjordskolonner. Blekjordskolonnerna fungerar som ett kemiskt filter där de mest polära komponenterna fastnar på blekjorden. Efter blekjorden passerats leds oljan genom ytterligare ett filter med avgasare för att filtrera bort partiklar. Då oljan sedan är renad leds den tillbaka in i transformatorn. Detta upprepas tills önskat resultat är uppnått. De oxidationsprodukter och vatten som fastnar på blekjorden kan sedan förbrännas och blekjorden användas igen. Regenerering kräver tid och resurser vilket gör att processen blir kostsam. Det krävs normalt en oljemassa på 10000kg för att regenerering ska vara ekonomiskt försvarbart jämfört med byte av oljan. Det innebär i praktiken oljeisolerade krafttransformatorer större än ca. 70 MVA. FIGUR 8-2, ABB FÖRENKLAD BILD AV REGENERERING (ABB, 2013). 1 OLJAN PUMPAS FRÅN TANKEN; 2 OLJAN VÄRMS UPP TILL LAGOM TEMPERATUR FÖR REGENERERING; 3 OLJAN FLYTER GENOM KOLONNER MED BLEKJORD; 4 OLJAN FILTRERAS OCH AVGASAS; 5 OLJAN LEDS TILLBAKA TILL TRANSFORMATORN. Regenerering med avsvavling. Med samma utrustning som vid regenerering kan även DBDS och andra kopparsulfidbildande ämnen avlägsnas från transformatorn. Detta förbättrar dock inte alltid oljans status. Vid vissa fall har det lett till att oljan blivit mer korrosiv efter regenerering, då i vissa fall fritt svavel upptäckts efter regenerering. Detta beror på att regenereringen påverkas av en mängd faktorer där oljans åldringsgrad, svavelinnehåll, utrustningens design, typ av blekjord, underhållsrutiner och transformatorns belastning spelar in i resultatet. Skulle oljan ha förorenats av fritt svavel, så går det enligt ABB att avlägsna genom en ny korrekt utförd regenerering (ABB, 2013). Oljebyte Under 80-talet var oljebyte en allmänt vedertagen underhållsåtgärd vad gäller kontaminerad olja (Maina, 2011). Idag är det både ekonomiska, och de miljömässiga konsekvenser som tas i beaktande innan eventuellt oljebytet sker (Siemens, u.d.). Detta ger dock i vissa fall en avsevärd förbättring gällande korrosivitet och DBDS-koncentration (Se Figur 8-3,Figur 8-3,). Om en transformator varit i drift med korrosiv olja, kan de bildade kopparsulfiderna ansamlas både i kraftpapperet och i botten på transformatorn. Dessa ansamlingar går inte avlägsnas fullständigt. Vilket leder till varierande resultat beroende på transformatorns konstruktion och kontaminationsfaktor. För att oljebytet ska vara ekonomiskt och miljömässigt försvarbart sker oljebyten normalt på transformatorer som har ett 20

oljeinnehåll som understiger 10000kg. Detta innebär också att det handlar om transformatorer med effekt understigande 70MVA. FIGUR 8-3, NORMALISERADE VÄRDEN AV KORROSIVITET (ASTM D1275-B) OCH DBDS KONCENTRATION SOM FUNKTION AV TID VID FULLSTÄNDIGT OLJEBYTE. BILD INSPIRERAD AV : (TRANSFORMER SURVEILLANCE FOLLOWING CORROSIVE SULFUR REMEDIAL PROCEDURES) Transformatorbyte Om en transformator innehållande korrosiv olja och är i slutskedet av sin förväntade livslängd kan ett tidigareläggande av transformatorbyte vara ett alternativ. Detta avvägs individuellt utifrån varje specifikt fall. 21

Analysen Introduktion Vid ett CCD prov tittar man på papper och ledare. Bedömningen svarar normalt ja eller nej avseende korrosivitet. På ledaren tittar man efter svarta eller gråsvarta partier. På isolationspapperet söker man efter ett skimmer. Provet anses vara betraktat som färskvara. I Figur 9-1 nedan visas ett referensprov taget 2018. Alla prov utöver detta är från transformatoroljor i drift. Bakgrund till analys FIGUR 4-1 REFERENS CCD PROV TAGET 2018 Vattenfall har ett antal krafttransformatorer vars olja testades för DBDS-koncentration under 2017. Resultatet för dessa prov visar på DBDS-koncentrationer från <1 till 110 PPM. Av dessa undersöktes majoriteten av de testade transformatorerna. Som tidigare beskrivits tas det av Vattenfall Vattenkraft regelbundet isoleroljeprov samt DGA enligt de standarder som finns. Dessa resultat har dokumenterats av Vattenfall och protokollen finns lagrade elektroniskt. Sedan 2010 har Vattenfall även sparat kopparledare och isolationspapper från CCD prov. Analysens syfte är att titta på protokoll och CCD prov för att söka korrelationer. Rapportskrivaren kommer i hög grad förlita sig på den bedömning som gjorts initialt vid bedömning av CCD prov. Genomförande av analys Vid Vattenfalls petrokemiska laboratorium i Älvkarleby insamlades kopparledare och isolationspapper från utförda CCD prov. Dessa fotograferades, studerades, namngavs och sorterades in i mappar, uppdelade per transformator. Därefter inhämtades DGA och Isoleroljeprotokoll. Dessa data strukturerades och sorterades i Excell. Strukturen upprättas för respektive transformator i kronologisk ordning. Kopparledare och korresponderande isolationspapper delas upp i kategorier avseende färg. Färgskala 1 Kopparledare delas in i följande kategorier; Blandad färg (se bild nedan) Brunröd färg (se bild nedan) 22

Kopparröd färg (se bild nedan) Röd färg (se bild nedan) Röd mässingsfärg (se bild nedan) Mässingsfärg (se bild nedan) Färgkategori 1 (Ledare efter CCD prov) FIGUR 9-52, LEDARE REFERENS VID CCD PROV FÄRGSKALA 1 23

Isolationspapperen delas in i följande kategorier; Ljust (Se bild nedan) Brunt (Se bild nedan) Brunsvart (Se bild nedan) Svart (Se bild nedan) Färgkategori (Isolationspapper efter CCD prov) FIGUR 9-63, KATEGORISERING ISOLATIONSPAPPER Dessa kategorier förs in i Excell och för att kunna följa transformatorn över tid samt se eventuella korrelationer mot specifika företeelser skapas ett nytt Excell dokument. Det dokumentet sammanställer data för alla transformatorer. För att nu kunna göra rättvisa bedömningar utreds vilka transformatorer som har varit regenererade alternativ oljebytta till det datumet CCD provet togs. Sammanställning av detta förs in i Excell. Hypoteser antas och för att kunna motbevisa/se samband på ett effektivt sätt används programmet Mini-tab. För att kunna analysera kopparledarens mässings färg, infördes en ny färgskala för ledarna. Färgskala 2 Kopparledare delas in i följande kategorier; Blandadfärg (se bild nedan) Blandad/Mässings färg (se bild nedan) 24

Mässing färg (se bild nedan) Koppar/Mässings färg (se bild nedan) Kopparfärg (se bild nedan) Färgkategori 2 (Ledare efter CCD prov) För att sammanställa iakttagelserna på ett tydligt vis skapas ytterligare en färgskala Färgskala 3 Blandad (se ovan) Koppar/mässing en sammanställning av antingen helt mässing, helt koppar eller en kombination av de två (se ovan) Hypoteser Hypoteserna numreras och kommer att följa med hela vägen genom rapporten. (9.3.1) DBDS koncentration i oljan påverkar färgen på kopparledare vid CCD prov. (9.3.1.1) Färgen på oljan är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov. (9.3.1.2) Kopparsulfider är det enda som påverkar färgen på papper vid CCD prov. (9.3.1.3) Har ljusa isolationspapperen efter ett CCD prov bedömts som korrosivt. Antas bedömningen gjorts genom att ledare haft blandad karaktär med grå eller svarta partier. (9.3.2) Genom att titta på både kopparledare och isolationspapper vid CCD prov kan man bestämma hur mycket DBDS som sönderdelats i intermediat eller kopparsulfider vilket skulle beskriva förloppet av DBDS nedbrytningen. (9.3.2.3) Ledare som vid CCD prov placeras i kategorier kopparfärg och mässingfärg har en högre andel partiklar på utsidan än insidan av isolationspapperet. (9.3.2.4) Ledare som efter CCD prov uppvisar blandad färgskaraktär har högre andelar partiklar på insidan av isolationspapperet. (9.3.3) Mässingsfärgen på ledaren som uppkommer efter CCD prov beror på att inhibitorhalten överstiger 0.3%. 25

Resultat Hypotes (9.3.1): DBDS koncentration i oljan påverkar färgen på kopparledare vid CCD prov Nedan i figur 10-1 ser vi hur den genomsnittliga färgen på kopparledare vid CCD prov korrelerar mot DBDS koncentrationen mätt 2017. Varje punkt motsvarar en genomsnittlig färg på ledare för en transformator. Vi kan konstatera att DBDS koncentrationer 50-110PPM tycks generera blandad karaktär efter ett CCD prov. Detta gäller även blandad koppar- och mässingfärg där ledaren har tydliga inslag av grå samt svarta partier. FIGUR 10-1, DOTTPLOT: FÄRG PÅ KOPPARLEDARE MOT DBDS KONCENTRATION MÄTT 2017 MED FÄRGSKALA 1 SAMT GENOMSNITTLIG FÄRG ÖVER TID FÖR RESPEKTIVE TRANSFORMATOR. I Figur 10-2 nedan ser vi medelvärdet för DBDS koncentrationen mätt 2017 mot alla CCD prov enligt Färgskala 2 2010-2017. Det som vi ser är att trots fler stickprov, följer det samma mönster. Höga DBDS koncentrationer 2017 visar blandad karaktär på ledare efter CCD prov. Medelvärdet för DBDS koncentrationen för mässing/koppar färgade ledare ligger lågt och rent kopparfärgade ledare ligger mycket nära noll. 26

FIGUR 10-2, GENOMSNITTLIG DBDS KONCENTRATION (C13)2017 FÖR ALLA PROV VID RESPEKTIVE FÄRG PÅ KOPPARLEDARE VID CCD PROV FÄRGSKALA 2(C11) Hypotes (9.3.1.1) Färgen på oljan är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov. Eftersom att CCD proven kan anses som färskvara kan det bara undersökas om prov varit bedömda som korrosiva vid provtillfället där kopparsulfiden antas lägga sig som ett skimmer på isolationspapperet. För att undersöka om färgen på papperet har någonting att göra med kopparsulfider utreds om CCD prov i större mån bedömts som korrosivt vid mörka isolationspapper vid CCD prov än ljusa. I Figur 10-3 och 10-4 kan vi se att finns annat än oljans färg som påverkar färgen på papperet vid CCD. FIGUR 10-3, MEDELVÄRDE AV ALLA PROVER (ASTM1500) SOM GETT FÄRGRESULTAT PÅ OLJAN >2 ISOLATIONSPAPPER MED FÄRGSKALA 1 27

FIGUR 10-4, MEDELVÄRDE AV ALLA PROVER (ASTM1500) SOM GETT FÄRG RESULTAT PÅ OLJAN >2 ISOLATIONSPAPPER MED FÄRGSKALA 1 Hypotes (9.3.1.2) Kopparsulfider är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov. I tabell 10-2-1 nedan ser vi en ökning gällande både bruna och mörka papper vid bedömt korrosivt prov. Korrosiv Isolationspapperfärg Antal Nej Ljus 12 Nej Brun 3 Nej Mörk 0 Korrosiv Ja Ljus 32 Ja Brun 21 Ja Mörk 12 Hypotes (9.3.1.3) Har de ljusa isolationspapperen vid CCD proven bedömts korrosiva genom att ledare haft blandad karaktär med grå eller svarta partier. Vid ljusa isolationspapper antas inget skimmer alternativt lite skimmer ha förekommit vid CCD-Prov. Då antas bedömningen ha gjorts på ledare. Korrosiv Isolationspapper Ledarfärg Antal Ja Ljus Blandad 28 Ja Ljus Mässing 4 Ja Ljus Koppar 0 28

Hypotes (9.3.2 ) Genom att titta på både kopparledare och isolationspapper vid CCD prov kan man bestämma hur mycket DBDS som sönderdelats i intermediat eller kopparsulfider vilket skulle beskriva förloppet av DBDS nedbrytningen Nedan följer en samanställning av alla färger på isolationspapper där proverna är tagna mellan 2010-2017. Dessa är indelade i tre grupper: Ljus(Figur 10-5), Brun(Figur 10-6), Svart(svartbrun och mörkbrun)(figur 10-7). Notera att DBDS koncentrationen hos alla transformatorer är mätt vid ett tillfälle 2017. Färgen på olja, kopparledare och isolationspapper är relaterat mot varje specifikt provdatum. Notera här också att alla prov, förutom de som efter ett CCD prov uppvisat ljus kopparfärg eller ljus mässingfärg på ledaren, har nästintill uteslutande bedömts som korrosiva. Här är det också viktigt att veta att dessa tre tabeller är bara fåtalet parametrar som behandlats under analysdelen. I Figur 10.5-10.8 undersöks endast om DBDS koncentrationen kan antas ha något samband för hur isolationspapper och ledare ser ut efter ett CCD prov. Här går också att notera att färgen på oljan (kategorin längst till höger) ej behöver påverka färgen på ledarens korresponderande isolationspapper efter ett CCD prov. FIGUR 10-5, SAMMANSTÄLLNING AV ALLA LJUSA ISOLATIONSPAPPER 29

FIGUR 10-6, SAMMANSTÄLLNING AV ALLA ISOLATIONSPAPPER SOM ÄR BRUNA FIGUR 10-7, SAMMANSTÄLLNING AV ALLA ISOLATIONSPAPPER SOM ÄR SVARTA SVART BRUNA ELLER MÖRKBRUNA FIGUR 10-8, SAMMANSTÄLLNING FÖR ALLA KOMBINATIONER AV LEDARE OCH ISOLATIONSPAPPER KORRELERAT MOT DBDS KONCENTRATION MÄTT 2017 ENLIGT FÄRGSKALA 3 Ovan i Figur 10-8 ser vi en sammanställning av isolationspapper och kopparledare mot DBDS koncentration mätt 2017. Där ser vi hur ledare med blandad färgkaraktär har korresponderande ljusa och bruna isolationspapper men ingen av ledarna har korresponderande mörka isolationspapper. DBDS koncentrationen för ledare med blandad färgkaraktär efter ett CCD prov ligger mellan 50-110PPM. CCD prov med ledare som uppvisar kopparfärg eller mässingfärg har både korresponderande ljusa, bruna och mörka isolationspapper samt låga DBDS koncentrationer. 30

Hypotes (9.3.2.3) Ledare som efter CCD prov placeras i färgkategori koppar och mässing har en högre andel partiklar på utsidan än insidan av isolationspapperet Nedan i Figur 10-2 ser vi två av de kontrollerade proven som bedömts som korrosiva vid CCD prov. Färgen på ledare till vänster är koppar/mässing och ledare till höger är koppar. Det vill säga nästintill opåverkade ledare. Tittar vi på papperets utsida har det en kraftig beläggning vilket stärker tesen att partiklarna som påverkar papperets färg redan funnits i oljan när provet togs. När dessa båda prov togs så bedömdes de som korrosiva. Därför kommer rapportskrivaren anta att de partiklar som ses på utsidan av isolationspapperet bör vara kopparsulfider. Alternativt kopparsulfider i en kombination med andra oxidationsprodukter som ej är behandlade i denna rapport. FIGUR 10-2, UTFÄLLNINGEN LÄGGER SIG TYDLIGT PÅ UTSIDAN AV PAPPERET VID LEDARE SOM EFTER CCD-PROV HAR KOPPAR OCH MÄSSINGSFÄRG OCH BEDÖMT SOM KORROSIVT VID INITIAL BEDÖMNING Hypotes (9.3.2.4) Ledare som efter CCD prov uppvisar blandad färgkaraktär har högre andelar partiklar på insidan av isolationspapperet Nedan i Figur 10-3 ser vi två prov som bedömts som korrosiva vid CCD prov. Färgen på båda ledare bedöms som blandad karaktär, alltså påverkade ledare. Det är också tydligt att utfällningen på de båda proven är koncentrerad till papperets insida. Detta tycks indikera på intermediat i oljan eller en sönderdelning av DBDS till följd av CCD provets höga temperatur. 31

FIGUR 10-3, BILD AV TVÅ OLIKA LEDARE MED BLANDAD FÄRGKARAKTÄR MED EN MÖRKARE BELÄGGNING PÅ INSIDAN AV DET KORRESPONDERANDE PAPPERET OCH BEDÖMT SOM KORROSIV VID INITIAL BEDÖMNING (9.3.3) Mässingsfärgen på ledaren som uppkommer efter CCD prov beror på att inhibitorhalten överstiger 0.3 procent Initialt i projektet antogs en hypotes om att inhibitorhalter över 0.3 % skulle ge mässingsfärg vid CCD prov. Det kan bekräftas att så är inte är fallet. Vi kan alltså förkasta den hypotesen. I hypotesen delades kopparledare in i uppskattad procent mässingsfärg (C2) på kopparledare.. I Figur 10-4 kan man se medelvärdet för respektive procentsats uppskattat mässingsfärg. FIGUR 10-4, ALLA LEDARE MED ANTYDAN TILL MÄSSINGSFÄRG SOM FUNKTION AV INHIBITORHALT (%) (BLANDADE LEDARE EXKLUDERADE) 32

Osäkerhetsanalys Osäkerheten vid analysen kan anses stor och beror på en mängd faktorer. Det är få prov CCD provet är normalt en färskvara vilket kan göra att prov som bedömts korrosiva vid provtillfället nu skulle bedömas som ej korrosiv. Rapportskrivaren kommer förlita sig i stor grad på de ansvarig CCD testare gjort som bedömning vid provtillfället. Att tidigare prover bedömts felaktigt. Nivåer för isoleroljans parametrar mäts via en bottenventil vilket resulterar i att koncentrationen föroreningar kan påverkas av transformatorns konstruktion. Transformatorerna har belastats olika över tid. Lindningen och oljans temperatur har skilt sig över tid mellan olika transformatorer. Transformatorerna befinner sig på olika geografiska positioner med olika omgivningsförhållanden. Risk för att transformatorer smittats med DBDS vid oljepåfyllning Risk att initial koncentration DBDS inte är lika hos alla transformatorer. Risk att andra parametrar som inte är behandlade i rapporten påverkar. Risk för att antagandet om eventuell regenerering inte stämmer. Andra oxidationsprodukter påverkar CCD provet och kan inte upptäckas vid inspektion av DGA och isoleroljeprov vilket leder till fel slutsatser. Diskrepansen i forskning leder till att det är svårt att värdera den informationen som förvärvats under projektets gång och utifrån detta möjligt drar fel slutsatser 33

Diskussion Huruvida DBDS och kopparsulfidbildning innebär ett reellt problem eller inte är ett laddat ämne. Även om en kraftig majoritet av de material som under projektet bearbetats visar på att det är ett reellt problem, så har rapportskrivaren varit i kontakt med en forskare som påstår att DBDS inte ens är ett problem samt kommit i kontakt med rapporter som vill mena på att problemet är något uppförstorat. Det finns avvikande åsikter angående DBDS och kort sagt så finns det en diskrepans i forskarvärlden gällande detta. När detta presenteras, ska man ha följande i åtanke. Rapportskrivaren har ingen bakomliggande kemisk kunskap, all kunskap gällande ämnet har förvärvats under rapporttiden. Rapporten har sedan korrekturlästs av en kemist som är insatt innom området. Även om CCD provet är ett standardiserat prov har provet ifrågasatts av vissa. Detta då CCD provet är beroende av den mänskliga faktorn och förmågan att bedöma korrekt kan variera. En annan kritik har (Arvidsson, 2010) uttryckt i en artikel: chlorine has been found to promote corrosion on copper conductors surfaces. This corrosion effect is often mis-interpreted as corrosive sulfur by the CCD-method launched not long ago. Hypotes (9.3.1) DBDS koncentrationen i oljan påverkar färgen på kopparledare vid CCD prov. Utifrån resultatet så finns det indikationer på att koncentrationer DBDS påverkar om kopparledaren uppvisar huvudsakligen blandad färg, mässingfärg eller kopparfärg efter ett CCD prov. Vid 50-110ppm DBDS visar alla kopparledare blandad eller delvis blandad färgkaraktär efter CCD prov. Vid 15ppm ser vi att kopparledare är nära mässingsfärg men har fortfarande lite blandad färgkaraktär efter ett CCD prov. Under dessa nivåer är ledarna antingen mässings eller kopparfärgade efter CCD provet. Ytterligare utredning krävs och hypotes 9.3.1.2 tillkommer. För att utesluta att färgen på isolationspapperna bara beror på vilken färg oljan har stödhypoteserna 9.3.1.1-9.3.1.3 skapats. Hypotes (9.3.1.1-9.3.1.3) Färgen på oljan är det enda som påverkar färgen på papperet vid CCD prov Utifrån resultatet från provningen blir den samlade uppfattningen att hypotesen 9.3.1.1 kan motbevisas. Anledningen är att det finns andra faktorer som tycks påverkar färgen på isolationspapperet vid ett CCD prov, än just färgen på oljan. Därför antar rapportskrivaren att detta är kopparsulfider som bidrar till färgen på papperet, detta då med avseende på att de CCD prov som behandlats under den här delen av analysen, var bedömda som korrosiva av ansvarig för CCD provet när provet togs. Men med tanke på andra oxidationsprodukter, kan det inte anses som en slutsats att kopparsulfider eller oxiderade kopparsulfider är det enda som färgat papperet. 34

Hypotes (9.3.2) Genom att titta på både kopparledare och isolationspapper kan man bestämma hur mycket DBDS som sönderdelats i intermediat eller reagerat och bildat kopparsulfider. Vilket skulle beskriva förloppet av DBDS nedbrytningen Utifrån studien konstateras följande; Ledare med blandad färgkaraktär har vid DBDS provet 2017 visat koncentrationer på 50-110ppm. Dessa ledare återfinns bara i kategorierna bruna eller ljusa isolationspapper. Transformator 5 har svart papper vid CCD prov trots en färg 0 i oljan samt transformator 18 och 11 har vid några prover färg 3,5 i oljan och fortfarande ljusa papper. Detta är i linje med resultatet i hypotes prövning 9.3.1.1. 9.3.1.3 12.3.1 Rapportskrivarens tankegångar Dessa transformatorer är vid provtillfället handplockade för att de ansetts som korrosiva vid CCD prov. Ett CCD prov som är ansett korrosivt görs geneom en sammanvägning av uppvisande av gråa eller svarta partier på ledare alternativt ett skimmer på isolationspapper eller en kombination av de två. Med detta i åtanke och utifrån resultat så konstateras det att ledare som efter CCD prov uppvisar blandad färgkaraktär på ledare, har vid prov visat sig innehålla DBDS koncentrationer mellan 50-110ppm 2017. Detta skulle då påvisa att DBDS koncentrationer i oljan påverkar färgen ledaren uppvisar efter ett CCD prov. Granskar vi alla papper som finns tillgängligt i studien, ser vi att det återfinns allt från ljusa nästan oförändrade papper till mörkt svarta. Då papperen är mörka efter prov, uppvisar korresponderande ledare koppar- eller mässingsfärg. Då ledaren uppvisar blandad färgkaraktär efter ett CCD prov har de korresponderande papperen varit ljusa eller bruna. Det finns vissa fall i studien där mässingsfägade och kopparfärgade ledare finns i kombination med ljusa eller bruna papper. Där främst ljusa isolationspapper i kombination med kopparfärgade ledare ej resulterat i korrosivbedömning. Det finns några få undantag i studien där mässingsfärgade och kopparfärgade ledare i kombination med ljusa isolationspapper har stundtals bedömts som korrosiva vid CCD prov. Där både den mänskilga faktorn alternativt DBDS smittat olja kan vara tänkbara förklaringar. Har vi en olja som smittats och orsakat låga koncentrationer av DBDS som sönderfallit och bildat koppar sulfider betyder det troligen att vid sådana CCD prov har bedömningen inte gjorts på ledare då dessa varit kopparfärgade. Utan det bör ha funnits ett skimmer på papperet vid provtillfället, som resulterat i att provet bedömts som korrosivt. Vid studien så framkommer en hypotes om att CCD provet potentiellt kan indikera transformatorernas DBDS progression samt hur reaktionsförloppet kommit olika långt inuti transformatorn. För att beskriva denna hypotes och den eventuella progressionen för sönderdelningen av DBDS delas förloppet in nummer där förloppet utvecklas över tid. 1 är det initiala förloppet då ingen progression av sönderdelad DBDS antas skett och 4 den situation där all DBDS reagerat och bildat kopparsulfid. Notera att progressionen av sönderdelningen för DBDS kräver en aktiveringsenergi som är tillräcklig för reaktion. 1. Om vi antar en oljeisolerad transformtor med substantiell DBDS koncentration i oljan vid det initiala skedet. Så återfinns naturligtvis de ursprungliga DBDS koncentrationerna i oljan och ingen kopparsulfid har bildats. När då ojan tappas för att utföra CCD provet, finns det risk att 35

den DBDS som finns i oljan sönderdelas på grund av CCD provets höga temperatur. Redan vid så låga temperaturer som 80 grader kan bindningen hos DBDS sönderdelas och bilda tillexempel benzylmerkaptan. Benzylmekraptan är en liten partikel som med hjälp av oljan potentiellt skulle kunna tränga igenom isolationspapperet och reagera med den starkt polära kopparen och inte med den mindre polära cellulosan. Vid en sådan situation bör också utfällningen ske på insidan av isolationspapperet, vilket bekräftas i hypotes 9.3.2.4. 2. Om vi nu antar samma transformator men att DBDS sönderfallet initierats i oljan, men intermediatet ännu inte fått en extensiv reaktion med kopparen, kan vi anta en situation där det troligen finns en viss andel intermediat i oljan och en liten/ nästintill obefintlig andel kopparsulfid i oljan och även på isolationspapperet i transformatorn. Kopparsulfidkoncentrationen påverkas troligt dels av mängden utfällda kopparsulfider i isolationspapperet men också av vilket flöde oljan har och tiden som förflutit sedan reaktion. Det som då förväntas efter CCD provet tagits är att kopparledaren uppvisar en blandad färgkaraktär. Antingen på grund av den kvarvarande andelen DBDS som sönderdelas i CCD provet. Alternativt till resultat av de intermediat som oljan inehåller, vilken ej ännu hunnit reagera med kopparen i transformatorn innan tappning. Eftersom att oljan då främst inehåller intermediat och DBDS samt försumbara koncentrationer kopparsulfid kan vi förvänta oss att det korresponderande pappereret troligt är ljust eller ljust brunt och inte skimrar på papperets yttre kant. Notera dock att det kan finnas viss risk för att det finns andra påverkande faktorer (eventuella oxidationsprodukter som påverkar) eller andra faktorer som inte behandlats i rapporten. För att bekräfta eller dementera detta krävs ytterligare studier 3. Om vi antar samma transformator med olja som fortfarande har substantiell DBDS koncentration. Där DBDS fortlöpande sönderfaller i intermediat, som i sin tur börjar reagera med kopparen i transformatorn, kommer vi fortlöpande få en ökad kopparsulfidkoncentration i oljan. Det som då förväntas är en transformator olja som inehåller DBDS, intermediat och kopparsulfid. Då kan vi förvänta oss ett CCD prov där ledaren uppvisar den blandade färgkaraktären som också återfanns i förlopp (1). Det antas även att korresponderande isolationspapper bör ha ett skimmer på papperets utsida på grund av kopparsulfid koncentrationen i oljan. Att beläggningen tycks ansamlas på papperets utsida kan bero på kopparsulfidens di-pol karaktär där då kopparsulfidens minuspol attraherar av dels den något polära cellulosan men också av den mer polära kopparen. Papperet skulle hypotetiskt kunna antas agera som ett nät som inte kopparsulfiden kan tränga igenom. Att Kopparsulfiden skulle fastna på isolationspapperets yttre kant. Kunde bekräftats vid okulär inspektion i hypotes 9.3.2.3. CCD provet sker under hög temperatur, där då potentiellt temperaturen kan underlätta för partikelvandringen. 4. Antar vi fortfarande samma transformator där progressionen av DBDS sönderfallet pågått tills intermediatet reagerat med kopparen inuti transformatorn. Då har troligen kopparsulfid och andra partiklar redan bildats. Därför kan vi anta en olja med hög koncentration av kopparsulfider, försumbar andel intermediat och diverse oxidationsprodukter i oljan. Vilket antas leda till ett CCD prov där resultatet blir att kopparsulfiden fastnar på papperets utsida, vilket möjligen kan påverka isolationspapperets färg antingen initialt eller med oxidation över 36

tid. Det antas också att ledare är mässing eller kopparfärgade efter CCD prov där då små eller inga koncentrationer DBDS eller intermediat påverkar ledaren. Notera här att mässingsfärg finns med i ASTM1275 där det då eventuellt kan gå att finna svar om varför mässingsfärgen uppkommer och sedan utreda vad det innebär vid ett CCD prov. 5. Antar vi en olja utan eller med mycket små koncentrationer DBDS eller intermediat kan vi förvänta oss att efter ett CCD prov har ledaren fortsatt kopparfärg eventuellt gåt lätt mot mässing samt har ett korresponderande isolationspapper utan skimmer. Hypotes (9.3.2.3) Ledare som vid CCD prov placeras i kategorier koppar och mässings färg har en högre andel partiklar på utsidan än insidan av isolationspapperet Utifrån resultatet kan det konstateras att detta stämde för att fem av fem kontrollerade objekt. Hypotes (9.3.2.4) Ledare som efter CCD prov uppvisarblandad färgkaraktär har högre andelar partiklar på insidan av isolationspapperet Utifrån resultatet kan det konstateras att detta stämde för fem av fem kontrollerade objekt Hypotes (9.3.3) Mässingsfärgen på ledare som uppkommer efter CCD prov beror på att inhibitorhalten överstiger 0.3% Utifrån resultatet konstateras att hypotesen kan motbevisas. Inhibitorhalt överstigande 0.3 resulterar inte i mässingsfärg. Övrigt Via samtal med en transformatortillverkare har det framkommit, att vid en studie är det tidigare undersökt om varför utfällningen ibland hamnar på kopparen och ibland på papperet. Enligt uppgiftslämnaren skulle detta bero på om transformatorn innehöll inhibitor eller inte. Detta är inte undersökt närmare då alla objekt som är analyserade har en koncentration av inhibitor. Inhibitorhalten hos de analyserade transformatorerna varierar mellan 0.2-0.4%. 37

Slutsater Trots hög osäkerhet, finns det indikationer om samband mellan DBDS och hur CCD provet ser ut. Följande slutsatser har ändå gjorts. Ledare som efter CCD prov uppvisar blandad färgkaraktär och korresponderande ljusa isolationspapper utan skimmer, kan möjligt innebära höga DBDS koncentrationer i oljan, samt att förloppet inte nödvändigtvis fått DBDS att reagera med lindningen inuti transformatorn. Reaktionen misstänks då potentiellt ske i CCD provets höga temperatur. Vilket hypotetiskt innebär att oljor kan bedömas som korrosiva trots att de inte är det. Ledare som efter CCD prov uppvisar blandad färgkaraktär med eller utan grå/svarta partier och korresponderande bruna/mörka isolationspapper med skimmer, kan potentiellt innebära DBDS koncentrationer/intermediat i olja och reaktion med lindning inuti transformator har då potentiellt skett. Ledare som efter CCD prov uppvisar mässingfärg, kopparfärg eller dessa kombinerat, samt stora utfällningar skimmer på korresponderande papper kan potentiellt innebära att reaktion med DBDS i transformator redan skett. Ledare som efter CCD prov uppvisar mässingsfärg, kopparfärg eller dessa kombinerat samt korresponderande isolationspapper utan skimmer betyder troligen att det inte finns DBDS koncentrationer i transformatorn. Vid blandad färgkaraktär på ledare efter CCD prov, kan beläggningen huvudsakligen ses på insidan av papperet. Detta indikerar att oljan innehåller DBDS, alternativt intermediat vilket leder till slutsats 1&2. Vid mässingfärg eller kopparfärg på ledare efter CCD prov, samt korresponderande mörka papper återfinns beläggningen huvudsakligen på papperets utsida. Dessa prover har också bedömds korrosiva vid provtillfället. Detta indikerar att kopparsulfiden antas finnas i transformatoroljan och att reaktionen redan skett, vilket leder till slutsats 2&3. Stämmer detta skulle det potentiellt gå att titta på både kopparledare och isolationspapper och därigenom erhålla en indikation, om vilket stadie det eventuella förloppet av bildandet av kopparsulfider transformatorn befinner sig i. Vid upptäckt av blandad färgkaraktär på ledare och lätt skimmer på isolationspapperets yttre kant efter ett CCD prov, kan det eventuellt vara fördelaktigt att sätta in åtgärder innan problemet utvecklats fullständigt. Här finns det risk för att varierande oljeflöde, oxidationsprodukter och andra bidragande ämnen kan ställa till svårigheter vid bedömningen. Med tanke på den stora osäkerheten bör det göras ytterligare utredning i mer kontrollerad miljö och utgående från större dataunderlag. Rapportskrivaren finner inga övriga samband eller tecken på samband, gällande varken isoleroljevärden och värden från DGA i relation till kopparledare och isolationspapper. 38

Vidare kan kommenteras att mässingfärg finns i färgskalan för det standardiserade provet ASTM 1275 där det är representerat 2d- 3a. Se 7.3.5 Korrosivitetsmätning. Förslag till ytterligare utredning. Eftersom osäkerheten i analysdelen är hög kan ytterligare utredning krävas för att stärka eller dementera rapportens slutsatser. Påverkar oljans flöde i transformatorn oljans kopparsulfid koncentration vid reaktion. Utreda om inhibitorhalten eventuellt påverkar vart beläggningen ansamlas vid CCD provet genom att jämföra korrosiva oljor med och utan inhibitor. Utreda om ovan givna antagande stämmer under mer kontrollerade former. Där osäkeheten kan anses liten och stickproven är något fler. Utreda om driftförhållanden påverkar inhibitorhalten som då skulle generera mässingsfärg. Utreda varför mässingfärgen 2d-3a enligt ASTM 1275 uppstår på ledare efter CCD prov Utreda om en regenereringsprocess genererar mässingsfärg på ledare efter CCD prov Utreda om till exempel andra koncentrationer såsom klor, kisel eller övriga partiklar/oxidationsprodukter kan generera mässingsfärg Vid framtida skrotning eller utbyte av dessa transformatorer, kontrollera hur de verkliga förhållandena i transformatorn ser ut i relation till ovan nämnda hypotes 8.4.1.2 Fastställa att det är kopparsulfider som finns ansamlat på papper och kopparledare vid korrosiva prov. Utreda huruvida rena kopparsulfider påverkar färgen på isolationspapper både initialt och över tid. 39

Referenser ABB, 2008. Transformatorgenoföringar - Installations och underhållsanvisning.. Ludvika: ABB. ABB, 2010. Transformer Handbook. Zurich: ABB. ABB, 2013. Regenerering av transformatorolja för ett hållbart samhälle. Västerås: ABB. ABB, 2017. Analys av papper. [Online] Available at: http://www.abb.com/product/ap/db0003db004283/c1257399006bc806c12573b5004310e8.aspx ABB, u.d. Produktinformation Gasanalys och kontroll av oljekonditionen i transformatorer och reaktorer. Ludvika: ABB. Amaro, P., Facciotti, M. & Lewin, P., 2015. Investigation of the electrical and chemical processes causing the failure event in a copper sulfide related transformer failure. Seattle, WA, USA, IEEE. Andersson, A., 2015. Utredning av variablerna som påverkar storleken på brytspänningen i lindningskopplare.. Trollhättan: 0Examensarbete Högskolan i väst. Arvidsson, L., 2010. Consequences of State of the Art Transformer. San diego, IEEE. Arvidsson, L., 2013. The investigation of the real reason behind the failiure of a very large step up transformer containing DBDS. Abu dabi, IEEE. Arvidsson, L., Haugli, J.-P. & Ravnemyhr, E., 2014. A Reason for "Corrosive Sulfur" Failures. Bled Slovenia, IEEE. ASTM, 2005. Standard Test Method for Furanic Compounds in Electrical Insulating Liquids by High Performance Liquid Chromatography (HPLC). West Conshohocken: ASTM. Behnam, G., 2008. Användning av programvaran templife analys av överbelastbarheten hos ett urval av Vattenfall Västnäts krafttransformatorer. Trollhättan: Exjobb : Högskolan i Trollhättan. Bérubé, J.-N. & Aubin, J. A., 2007. Transformer winding hot spot temperature determination. Electirc Energy T&D Magazine, 1 Mars/April. Cheim, L., Platts, D. & Prevost, T., 2012. Furan analysis for liquid power transformers. IEEE Electrical Insulation Magazine, 1 Mars/April. Cornick, K. & Kunji, A., 1993. Nanosecond Switching Transient Record In a Mining Transformer Installation. u.o.:ieee Transactions on Power Delivery. Cronqvist, A., 2003-01-01. Elkrafthandboken Elmaskiner. u.o.:liber. Emsley, A., Xiao, X., Heywood, R. & Ali, M., 2000. Degradation of cellulosic insulaiton in power transformers. Part2 : Formation of furan products in insulating oil. IEE Proceedings - Science, Measurement and Technology, 1 Maj, pp. 110-114. Ende, H., Lijun, Y. & Rui Jin, L., 2016. Effect of an electric field on copper sulphide deposition in oilimpregnated power transformers. IET Electric Power Applications, 21 Mars, pp. 155-160. Eriksson, D., 2013. Utredning om förekomsten och inverkan av övertoner i Umeås centrala elnät.. Umeå: Exjobb : Umeå Universitet. Eriksson, M., 2013. Specificering av produktions-transformatorer. Östersund: Examensarbete. 40

Godin Scheutz, A., 2016. Tillståndsbedömning av krafttransformatorer i stamnätet-en rekomendation av mättekniker. Stockholm: Examensarbete. Hamrick, L., 2010. Dissolved Gas Analysis. US: Neta World. IEC, 2013. IEC 60422. Geneve: IEC. IEEE, 2016. IEEE Guide for the Use of Dissolved Gas Analysis Applied to Factory Temperature Rise Tests for the Evaluation of Mineral Oil-Immersed Transformers and Reactors. u.o.:ieee (standard). Jacobsson, K. A., Lindström, S. & Öhlén, C., 2016. Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. Fjärde upplagan red. Stockholm: Liber. Kanno, K., u.d. Analysis of Furfural in insulating oil. Tokyo: GL Sciences Inc.. Kato, F. o.a., 2011. Effects of DBDS concentration and heating duration on copper sulfide formation in oil-immersed transformer insulation.. IEEE Trans. Dielectr.Electr.Insul, 6 November, pp. 1869-1876. Lewand, L., 2007. Testing for Corrosive Sulfur Effects. u.o.:netaworld. Lewand, L. & Reed, S., 2008. Destruction of Dibenzyl Disulfide in Transformer Oil. Boston, Massachusetts, USA, Doble Engineering Company. Maina, R., 2011. Transformer Surveilance Following Corrosive Sulfur Remedial Procedures. IEEE Transactions on Power Delivery, pp. 2391-2397. Martin, D., Samarasinghe, W. M. S. C. & Ma, H., 2018. A review on influencing factors of sulphur corrosion and metal passivation in power transformers. Melbourne, IEEE. Martins, M., 2014. Experimental study of the thermal stability of irgamet 39 and dibenzyl disulfide in the laboratory and in transformers in service. IEEE Electrical Insulation Magazine, 1 Juli-Augsti, pp. 28-33. Niasar, M. G., 2012. Partial Dischage Signatures of Defects In Insulation Systems Consisting of Oilinpregnated Paper. Stockholm: IEEE-KTH Examensarbete. Qian, Y. & Su, W., 2013. Research on influencing factors of corrosive. IEEJ Trans Electr. and Electron, Vol 8, pp. 546-549. Roham, E. & Al-Yakoubi, M., 2012. Underhåll och övervakning av distributionstransformatorer. Kalmar,Växsjö: Exjobb:Kalmar Universitet. Sarathi, R. & Swati, K., 2017. Understanding corona activity in nanoparticles dispersed transformer oil under harmonic AC voltages. Toyohashi, Japan, IEEE. Siemens, u.d. Corrosive sulfur in transformer oil Technical bulletin on problems, consequences and recommendations for treatment. u.o.:siemens. SVK, 2009. Rapport till regeringen : Stamnätets tekniskt-ekonimiska dimensionering, Stockholm: SVK. Tronstad, I., 2015. Ageing and corrotion of paper isulated copper windings: the effect of Irgament 39 in aged insulated oil.. IEEE Transactions on Dielectics and Electrical insulation., 22(1), pp. 345-358. Vaisala, 2009. Oljefukthaltsbestämning med vattenaktivitetsmätning. u.o.:vaisala. Wang, M. & Vandermaar, A., 2002. Review of Condition Assesment of Power Transformer in service. IEEE Electrical Insulation Magazine, 1 Nov-Dec, pp. 12-25. 41

Wang, Z. & Ishak, M. t., 2008. Transformer hot spot temperature calculations using IEEE loading guide. Bejing, IEEE Xplore. Weidemann, S., 2016. Handlingsplan för ägare av transformatorer med korrosiv olja. Umeå: Examensarbete : Umeå Universitet. Wiklund, P., Levin, M. & Pahlavanpour, B., 2007. Copper Dissolution and Metal Passivators in Insulating Oil. IEEE Electrical insulation Magazine, pp. 6-14. Winders, J. J. & Winders, Jr, J. J., 2002. Power transformers : Principles and applications. New york: Marcel Dekker. Vinu, R. o.a., 2017. Influence of ambient medium on thermal ageing of pressboard in transformer oil containing dibenzyl bisulphide (DBDS). IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Isolation, 1 Oktober, pp. 2836-2846. Yabo, L., Zhen, W., Guoming, M. & Chengrong, L., 2017. Insulation Performence of Aging Transformer Winding under Transien Impulse. Manchester, UK, IEEE. 42

Appendix Tomgångsförluster Transformatorkärnans inre elektroner rör sig i naturligt tillstånd slumpvis runt protonerna. Där just det slumpvisa rörelserna balanserar ut metallregionens magnetiska moment. Vilket innebär att materialet inte uppträder i magnetiskt tillstånd initialt. Då en ström flyter genom primärlindningen ger det upphov till en Magnetomotorisk kraft (MMK). Vilket justerar elektronbanorna i samma riktning och magnetism uppstår. Justeringen kräver energi. Vilket innebär förluster. Även om strömmen i primärlindningen slutar att flyta så återgår alla elektroner inte till sitt tidigare slumpvisa rörelsemönster. Detta kallas remanens. Remanensen gör att materialet är beroende av de fält materialet tidigare varit påverkat av. Fenomenet kallas då hysteres och kommer ifrån den fördröjning som sker mellan magnetiserande strömmen och elektronbanan (Eriksson, 2013). Trögheten gör att fältet blir svagare och beroende av frekvens. Hysteres förlusterna tecknas normalt: P H = K H f 2 (B Topp ) 2 Där konstanten K H är material beroende. FIGUR A-1, TYPISK HYSTERESKURVA FÖR EN TRANSFORMATORKÄRNA MED MÄTTNAD VID( ±1. 5Wb/ m 2 (±1. 5T)) (WIKIPEDIA) Virvelströmsförlusterna uppkommer genom det varierande flödet som passerar kärnan. Vilket inducerar en spänning och genom ohms lag också en ström. I 2 R Förlusterna uppkommer i kärnan vilket leder till uppvärmning. Normalt tecknas dessa förluster P v = K v f 2 (B Topp ) 2 Där K v är en materialberoende konstant som är mycket beroende av materialets tjocklek. Vid tomgång utvecklas även viss resistiv förlust i lindningen, men den anses ofta försumbar vid beräkningar. Ekvivalenta kretsen För att beskriva transformatorn på ett överskådligt vis representeras tomgångsförluster och belastningsförluster genom den ekvivalenta kretsen av transformatorn. 43

Där de aktiva förlusterna i transformatorn leder till temperaturökning i transformatorn vilket i hög grad påverkar hastigheten av bildandet kopparsulfider. FIGUR A-2, EKVIVALENT KRETS (WIKIPEDIA) R p och R S som sitter i serie med den ideala transformatormodellen representerar det resistiva motståndet i lindningarna. Dessa beror på arean, längden och konduktiviteten i ledaren. X p samt X s som sitter kopplade i serie med R p respektive R S, är i sin tur en modellering av det läckflöde (reaktiva förlusterna) som sker i transformatorn. R c parallellt med X M beskriver järnkärnans förluster (tomgångsförluster). I p I s Representerar primär respektive sekundärström. I 0 Representerar tomgångsströmmen. I M Representerar magnetiserings ström. I C representerar den ström som man i tomgång ofta försummar (Cronqvist, 2003-01-01). Kärnan Då en transformatorkärna konstrueras väljs ett material med hög permeabilitet. Detta för att uppnå de goda magnetiska egenskaper som transformatorkärnan kräver. Enligt (Cronqvist, 2003-01-01) använder man normalt en plåt med låg kolhalt, men hög halt av kisel. Detta ger ett mjukt material med en hystereskurva med liten area. En liten area på hystereskurvan indikerar liten koreciv fältstyrka vilket leder till små hysteresförluster. Arean representerar förlusterna hos materialet. Virvelströmseffekter minskas genom konstruktionsanpassning. Man applicerar många mycket tunna skikt plåt tätt ovanpå varandra. Dessa skikt kallas laminat och läggs ihop med speciella blandningsmönster i hörnen. Detta görs för att öka resistansen och genom I 2 R minska de förluster virvelströmseffekterna ger upphov till. Då kärnans inducerade ström minskar ökar också reluktansen för det motverkande flödet. Det finns en stor variation hur kärnan designas. Detta beror främst på funktion och storlek hos den berörda transformatorn. Nedan presenteras en bild på en fyrbent transformator kärna. 44

FIGUR A3, BILD AV EN FYRBENT TRANSFORMATOR KÄRNA IHOP TVINGAD MED DRAGSTÅNG (ABB, 2010) Lindningar. FIGUR A-4, TRANSFORMATORBILD KONCENTRISKT LINDAD TRANSFORMATOR. [WIKIPEDIA] Vanligtvis lindas primär och sekundärlindning utanpå varandra. Men för att undvika kortslutning, behöver man isolera lindningarna och lindningsvarven från varandra. Det finns olika sätt att göra detta på (Godin Scheutz, 2016). Vid oljeisolerade krafttransformatorer använder man normalt flera lager impregnerat papper (kraftpapper) som är lindat kring ledaren (Cronqvist, 2003-01-01). För att lindningarna ska hållas på plats fästs lindningar med både radiella stödribbor samt axiella klackar. För detta så används ofta ett material som heter presspan. Presspan är en typ av hårdpressad papp. Som ger bidrag till det axiella stödet men också skapar en kylningskanal genom lindningen. Vid en eventuell kortslutning av sekundär lindningen uppkommer stora mekaniska krafter. För att hantera detta fäster man även lindningarna i tryckbalkar och andra stödkonstruktioner (Cronqvist, 2003-01- 01). Resistivitet En metall består av ett nät av atomer. Varje atom har skal av elektroner. Elektronerna i det yttersta skalet kallas valenselektroner. Valenselektronerna kan färdas genom det sammansatta nätet. Molnet av elektroner gör metallen elektriskt ledande. När en metallisk ledare utsätts för en potentialskillnad. Kommer elektronerna förflyttas, krocka och riktnings ändras. Hos metaller är den termiska rörelsen hos joner den främsta orsaken till elektronspridningen och därigenom påverkas resistiviteten av 45