Isolationsunderhåll av krafttransformatorer Fas 3. Elforsk rapport 10:20

Isolationsunderhåll av krafttransformatorer Fas 3 Elforsk rapport 10:20 Bengta Andersson April 2010

Isolationsunderhåll av krafttransformatorer Fas 3 Elforsk rapport 10:20 Bengta Andersson April 2010

Förord Rapporten 10:20 är ett projektresultat av det samlade ramprogrammet för Underhåll, Diagnostik och Reinvesteringsstrategi som startades under 2005. Programmet har pågått under tre år och har i maj 2008 förlängts med två år. Målsättningen med ramprogrammet är att: identifiera utvecklingsinsatser för det strategiska reinvesterings- och underhållsarbetet som kan leda till förbättrad nätekonomi, samt att medverka till att dessa genomförs öka kunskapen om nya möjligheter med diagnostiska metoder för underhåll av elnät skapa möjligheter till att förbättra underhållets styrning och planering sprida kunskap med syfte att höja kompetensnivån inom området vara en brygga mellan högskoleforskningens resultat och branschens möjliga applikationer Ramprogrammet syftar till att vara användarorienterat med tillämpade inriktningar. Avsikten är att resultaten i huvudsak skall kunna tillämpas direkt i verksamheten. De finansierande företagen i ramprogrammet är följande: Vattenfall Eldistribution AB E.ON Elnät Sverige AB Svenska Kraftnät Göteborg Energi AB Fortum Distribution AB ( etapp 2) Mälarenergi Elnät AB Jämtkraft Elnät AB Öresundskraft AB (etapp 1) Jönköping Energi Nät AB Gävle Energi AB Eskilstuna Energi & Miljö AB Sundsvall Energi Elnät AB Borås Energi Nät AB Borlänge Energi AB Mölndal Energi Elnät AB Energiverken i Halmstad Elnät AB Nacka Energi AB Ramprogrammets styrgrupp består av följande personer: Kjell Anderén, Vattenfall Eldistribution AB Hans-Erik Carlsson, E.ON Elnät Sverige AB Per Kvarnefalk, Svenska Kraftnät Christer Lindgren Fortum Distribution AB Benny Sporre, Göteborg Energi Nät AB Programansvarig är: Sven Jansson Elforsk AB Mellan 1950 och 1980 införskaffades många av de krafttransformatorer som idag är i drift i det Svenska elnätet, den stora utbyggnaden var under

60-talet. Man beräknade då den tekniska livslängden för en transformator till 30 år, detta har visat sig vara en underskattning och medellivslängden för en transformator är betydligt längre. Men med äldre krafttransformatorerna i nätet ökar haveririsken och underhållskostnader. Att införskaffa en ny transformator kan ta över ett år och medför stora kostnader, då inte bara i form av en ny transformator utan även i form av avbrottskostnader beroende på vart i nätet transformatorn är placerad. Frågan om isoleroljans kvalitet framställs ofta som direkt avgörande för transformatorns livslängd. Därför påbörjades ett Elforskprojekt, 01:18, 1999-2000, vars mål var att utreda olika metoder för att rena isoleroljan. Fyra transformatorer valdes ut och åtgärder för att sakta ner åldrandet av isolerolja på tre av transformatorerna utfördes, en transformator behölls som referenstransformator. De tre reningsmetoderna som användes var rekonditionering, regenerering och fabriksrevision. För att kunna utvärdera de tre metoderna av oljerening har Doble- och IDAmätningar genomförts samt olje- och gasanalys. Under 2003 genomfördes den första uppföljningen, 03:39, av projektet och nu 2009 har den andra uppföljningen genomförts och redovisas i denna rapport. Ett stort tack till Eddie Brynjebo och Mattias Svensson på E.ON ES för all hjälp och våra diskussioner under projektets gång.

Sammanfattning I rapporten sammanställs data från Doble- och IDA mätningar samt gas- och oljeanalyser från fyra transformatorer som genomgått tre olika metoder av isolationsunderhåll, isolationsunderhållet genomfördes under 2000. Rapporten går även igenom de tre metoderna av isolationsunderhåll vilka är oljerekonditionering, oljeregenerering och fabriksrevision, den fjärde transformaotn användes som referenstransformator. Slutsatser från projektet kan sammanfattas: För den transformator som genomgick oljeregenerering visar oljan minst tecken på åldrande. Val av transformatorerna i detta projekt kan ifrågasättas. Olje- och gasanalys ger en bra bild om hur transformatorn mår och hur isoleroljan åldras. Utifrån det som framkommit i denna rapport rekommenderas regenerering.

Summary This report is the second follow-up of a study on maintenance of insulation oil in power transformers Isolationsunderhåll av krafttransformatorer. The study started in 2000 with three different methods of decreasing the ageing rate for insulation oil in power transformers. The three methods that where chosen where reconditioning, regeneration and revision, another transformer was kept as a reference object. The report contains Doble- and IDA-measurements and oil and gas analysis from the transformers. The conclusions of this study are The transformer oil that was regenerated has had the slowest ageing of the four transformers. The choice of transformers for the study can be questioned, the transformers have been operation differently and the starting point for the aging of the transformers in this study was on different levels. It s important to perform oil and gas analysis to see how the oil is ageing.

Innehåll 1 Inledning 2 1.1 Bakgrund... 2 1.2 Projekt historik... 3 1.3 Oljans huvuduppgifter... 4 1.4 Oljans Åldrande... 4 1.5 Transformatorerna... 4 2 Åtgärder 5 2.1 Oljerekonditionering... 5 2.2 Oljeregenerering... 5 2.3 Fabriksrevision... 7 2.4 Påverkande faktorer... 8 2.4.1 Transformatorer ur drift... 8 2.4.2 Uppställningsplats... 8 2.4.3 Olika utgångspunkter hos isoleroljan... 8 3 Mätningar/Analyser 9 3.1 Gränsvärden... 9 3.2 Oljeanalys... 9 3.2.1 Rekonditionering... 10 3.2.2 Regenerering... 10 3.2.3 Fabriksrevision... 11 3.2.4 Referenstransformatorn... 11 3.3 Gasanalys-DGA... 12 3.3.1 Rekonditionering... 12 3.3.2 Regenerering... 15 3.3.3 Fabriksrevision... 15 3.3.4 Referenstransformatorn... 17 3.4 Fukt... 18 3.5 Färg... 19 3.6 Isolationsmätning... 21 Doble-förlustvinkelmätning... 22 Dielektrisk respons IDA-, tanδ mätning... 23 3.6.1 Oljerekonditionering... 24 3.6.2 Oljeregenerering... 25 3.6.3 Fabriksrevision... 26 3.6.4 Referenstransformator... 27 4 Diskussion 28 5 Slutsatser och kommentarer 32 6 Referenser 33 7 Bilagor 34 DGA kurvor Gas- och Oljeanalys 2000 Gas- och Oljeanalys 2003 Gas- och Oljeanalys 2009 Rapport på Dobler och IDA mätning

Figurförteckning Figur 1-1: Grafen visar en uppskattning av E.on s transformatorbestånd, 2000.... 2 Figur 1-2: Tidpunkterna för fältproverna.... 3 Figur 2-1 Schematisk bild av regenereringsprocessen, ABB.... 6 Figur 3-1: Från Elforsk rapport 01:18, isolationsunderhåll av krafttransformatorer.... 9 Figur 3-2: Sammanfattning av oljeanalyserna som utförts under detta projekt.... 10 Figur 3-3: Sammanfattning av oljeanalyserna som utförts under detta projekt.... 11 Figur 3-4: Tabellen visar gasanalysen för den rekonditionerade och den regenererade oljan. För den rekonditionerade oljan 2009 redovisas det senare provet då det gasprovet som togs till projektet antas vara kontaminerat.... 12 Figur 3-5: Vätetes utveckling i transformatorerna.... 13 Figur 3-6: Acetylenens utveckling i transformatorerna.... 14 Figur 3-7: Propens utveckling i transformatorerna.... 14 Figur 3-8: Tabellen visar gasanlysen för den fabriksreviderade transformatorn och referens transformatorn.... 15 Figur 3-9: Koloxidens utveckling i transformatorerna.... 16 Figur 3-10: Syrets utveckling i transformatorerna.... 16 Figur 3-11: Etenens utveckling i transformatorerna.... 17 Figur 3-12: Värden uppmätta under provtagningen 2009.... 18 Figur 3-13: Tabell över åtgärd för respektive transformator.... 19 Figur 3-14: Oljeprover, bilden ovan visar oljeproverna före och efter regenereringen 2000, bilden till vänster visar oljeproverna för respektive transformator från 2003 medan bilden till höger visar oljeproverna tagna 2009.... 20 Figur 3-15: Färgtalet från DGA-analysen.... 21 Figur 3-16: Strömvektorerna.... 22 Figur 3-17: Figuren visar var man mäter i transformatorn vid Doble- och IDAmätningar.... 22 Figur 3-18: 2003. 27 grader C= blå 2009. 30 grader C= röd... 24 Figur 3-19: Sammanställning av effektfaktorn, oljerekonditionering.... 24 Figur 3-20: 2003. 16 grader C= blå 2009. 20 grader C=röd... 25 Figur 3-21: Sammanställning av effektfaktorn, oljeregenerering.... 25 Figur 3-22: 2003. 18 grader C= blå 2009. 30 grader C= röd... 26 Figur 3-23: Sammanställning av effektfaktorn, fabriksrevision.... 26 Figur 3-24: 2003. 40 grader C= blå 2009. 33 grader C= röd... 27 Figur 3-25: Sammanställning av effektfaktorn, referenstransformator.... 27 Figur 4-1: Effektfaktorn utveckling mellan 2000 och 2009.... 29 Figur 4-2 Gränsvärden från IEC s underhållsguide för isolerolja [4].... 30 Figur 7-1: DGA trendkurva, väte... 34 Figur 7-2: DGA trendkurva, syre.... 35 Figur 7-3: DGA trendkurva, kväve.... 35 Figur 7-4: DGA trendkurva, metan.... 36 Figur 7-5: DGA trendkurva, koloxid.... 36 Figur 7-6: DGA trendkurva, koldioxid.... 37 Figur 7-7: DGA trendkurva, eten.... 37 Figur 7-8: DGA trendkurva, etan.... 38 Figur 7-9: DGA trendkurva, acetylen.... 38 Figur 7-10: DGA trendkurva, propen.... 39 Figur 7-11: DGA trendkurva, propan.... 39 Figur 7-12: DGA trendkurva, TCG.... 40 Figur 7-13: DGA trendkurva, totalgashalt.... 40 1

1 Inledning Den här rapporten är fas tre i ett projekt som går ut på att undersöka hur man kan förlänga transformatoroljans livslängd genom isolationsunderhåll. Fas 1 av projektet genomfördes mellan 1999 och 2000, då tre olika metoder av isolationsunderhåll valdes ut och isolationsunderhållet genomfördes under våren 2000. Dessa tre metoder var oljerekonditionering, oljeregenerering samt fabriksrevision. Rapporten från Fas 1, Elforsk 01:18 Isolationsunderhåll av krattransformatorer, innehåller även ekonomiska beräkningar för kostnaderna av de tre olika isolationsunderhållen och när man ska sätta in dem. Fas 2 och fas 3 var båda en uppföljning av fas 1. 1.1 Bakgrund Många av transformatorerna som idag är i drift i det svenska elkraftnätet tillverkades under en period mellan 1950 till 1980. En teknisk livslängd på 30 år för en krafttransformator kan man därför ifrågasätta. Men att många av transformatorerna i kraftnätet är äldre gör det viktigare att ha ett bra underhåll av transformatorerna och att hitta sätt att förlänga livslängden på dem. Utifrån vart i nätet transformatorn är belägen blir konsekvenserna olika vid ett haveri. En ny transformator av liknande storlek som de i denna studie kosta runt 6 miljoner och har i dagsläget en leveranstid på ca 1 år, leveranstiden är konjunkturs beroende. 250 Uppskattning av eons transformatorbestånd 2000 antal 200 150 100 50 0 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 driftår Figur 1-1: Grafen visar en uppskattning av E.on s transformatorbestånd, 2000. Krafttransformatorns tekniska livslängd beror på flera olika komponenter däribland oljans kvalitet, kvaliteten på den fasta isolationen, lindningarnas inspänning samt lindningskopplarens kondition med mera. Att investera i en ny transformator är både tidsödande och kostsamt. Att man då försöker hitta ett sätt att förlänga transformatorns tekniska livslängd känns självklart. Det 2

finns idag olika metoder på marknaden för att förlänga isoleroljans livslängd och vilken man väljer är en avvägning mellan teknik och ekonomi. Man måste även bestämma sig för vilken nivå man vill investera i, ska man förlänga livslängden på transformatorn, investera i en ny transformator eller hålla transformatorn i drift fram till ett totalhaveri. Vilket val man än gör är det viktigt att påbörja processen i tid, då man inte kan återställa åldrandet som på börjats på isolationen. Det är dock möjligt att stanna upp åldrandet. En kraftigt åldrad olja påskyndar nedbrytningen av den fasta isolationen. 1.2 Projekt historik Detta projekt är indelat i tre faser; Under fas 1, 1999-2000, valdes fyra transformatorer ut till projektet. Av dessa utfördes isolationsunderhåll på tre av transformatorerna, en transformator behölls som referenstransformator. Referenstransformatorn visade sig ha en annan olja än de tre andra transformatorerna och en ny transformator valdes som referenstransformator. Transformatorerna som valdes ut till att vara med i projektet finns i södra Sverige och är runt 6 MW. Valet av transformatorer till projektet gjordes utifrån att transformatorer skulle vara så lika varandra som möjligt för att en utvärdering av isolationsunderhållet skulle kunna utföras. Under 2000 togs i regel 4 prover på transformatorerna. Ett prov genomfördes direkt före och ett prov direkt efter åtgärderna. Två nya prover genomfördes 2 respektive 6 månader efter åtgärden. Då ingen åtgärd genomfördes på referenstransformatorn så togs bara ett prov under 2000 på denna transformator. Under Fas 2, 2003, togs nya prover på transformatoroljan. Då man inte kunde se någon direkt förändring hos isoleroljan så rekommenderades att man skulle genomföra nya provtagningar efter ca 5 år. Under Fas 3, 2009, togs nya prover på transformatorernas isolerolja. Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens Före åtgärd Februari 2000 25 april 2000 Februari 2000 Februari 2000 Efter åtgärd Mars 2000 28 april 2000 2 månader efter åtgärd Juni 2000 Augusti 2000 Juni 2000 6 månader efter åtgärd September 2000 September 2000 September 2000 September 2000 Fas 2, 2003 September 2003 September 2003 September 2003 September 2003 Fas 3, 2009 Juni 2009 Juni 2009 Juni 2009 Juni 2009 Figur 1-2: Tidpunkterna för fältproverna. 3

1.3 Oljans huvuduppgifter Oljans huvuduppgifter i transformatorn är elektrisk isolation och kylning av transformatorn. För oljan gäller följande: Oljan ska vara stabil Oljan ska inte ha påverkats av eller påverka andra material. Oljan har en tillräcklig elektrisk hållfasthet Oljan har låga dielektriska förluster. 1.4 Oljans Åldrande Då oljan åldras förändras den, åldringsprocessen i oljan beror främst på oxidation. Då oljemolekylerna reagerar med syre bildas oxidationsprodukter, de oxidationsprodukter som är till störst bekymmer är vatten, syror och slam. Om man låter denna åldringsprocess fortsätta leder det till att oljan förlorar sin isolerande förmåga allt mer, det är därför viktigt att veta hur oljan mår. Tillståndskontroll av krafttransformatorerna genomförs med bland annat gasanalys och oljeanalys. De sura produkterna som bildas då oljan åldras påskyndar i sin tur åldrandet hos cellulosan. Nedbrytningen av cellulosan är en komplex process, de störrast påverkande faktorerna på cellulosan åldringsprocessen är pyrolys 1, hydrolys 2 och oxidation. Åldrandet av oljan kan man stanna upp och man kan vända oljan åldrande men åldrandet av cellulosan går inte att vända. Inhibitorer används för att stanna upp oxidationsprocessen, men de kan inte rena oljan. 1.5 Transformatorerna De fyra transformatorerna som har varit med i denna studie av isolationsunderhåll är fyra mindre transformatorer av fabrikat Knivsta, förvaltade av E.on elnät. Transformatorerna har märkeffekten 6 MVA och är placerade i södra Sverige. 1 Termiskt nedbrytning, förts vid höga temperaturer 2 Sönderdelning under inverkan av vatten 4

2 Åtgärder Under första fasen av detta projekt genomfördes tre åtgärder för att förlänga isoleroljans livslängd. De tre olika metoderna av isolationsunderhåll som genomfördes var oljerekonditionering, oljeregenerering och fabriksrevision. De tre metoderna av isolationsunderhåll redovisas nedan men för en mera ingående beskrivning av metoderna hänvisas till Elforskrapporten 01:18 Isolationsunderhåll av krattransformatorer. 2.1 Oljerekonditionering Oljerekonditioneringen görs för att avlägsna fukt, upplösta gaser samt fasta partiklar från oljan. Enkelt kan man säga att oljerekonditionering renar oljan genom en kombination av olika mekaniska filter och avgasning. Denna oljerekonditionering genomfördes av Transformator-Service i Hässleholm och var en traditionell oljerekonditionering med avgasning och filtrering. Aggregatet som användes för oljerekonditioneringen har en kapacitet på 1000 liter per timma och består av en filterdel och en del för avgasning. Transformatoroljan passerades genom aggregatet ca 7 gånger. I lågvakuumdelen avlägsnas 99,9% av alla större partiklar (partiklar större än 0,001mm). Högvakuumdelen reducerar vatteninnehållet till under 5 ppm och gasinnehållet till mindre än 0,1 %. [1] 2.2 Oljeregenerering Oljeregenerering genomförs för att avlägsna fukt, upplösta gaser, fasta partiklar samt sura produkter. Denna regenerering utfördes med Fluxidex-metoden. Regenereringen utfördes av ABB Transformers. Oljeregenerering utförs på samma sätt som en traditionell oljerekonditionering men med tillägget att oljan även leds genom ett blekjordsfilter 3, där blekjorden avlägsnar föroreningar genom adsorption. När man började använda regenerering som isolationsunderhåll så kunde man inte återanvända blekjorden, idag har processen utvecklats och blekjorden renas och återanvänds upp till 100 gånger. 3 Blekjord är en naturlig aluminiumoxid. 5

Regenereringsprocessen Själva regenereringsprocessen som användes kan beskrivas i två faser, behandlingsfasen och reaktiveringsfasen. Under regenereringsprocessen växlar man mellan dessa faser. Under behandlingsfasen regenereras oljans detta sker oftast på dag tid med transformatorn i drift. Att transformatorn är i drift är att föredra då oljan är varmare och cirkulerar bättre. Figur 2-1 Schematisk bild av regenereringsprocessen, ABB. Behandlingsfasen: 1. Oljan pumpas från transformatorn vanligen via bottenkranen och leds till riggen. 2. Ett grovfilter tar bort de större partiklarna och oljan värms vid behov upp till 60 C, man kan värma oljan upp till 80 C utan att den ska ta någon skada. 3. Oljan leds genom blekjordskolonnerna (antalet kolonner varierar mellan färre tjockare kolonner och mellan 10 till 16 stycken smalare kolonner). I kolonnerna fastnar de fasta biprodukterna, syror, löst slam och vattenmolekyler. 4. Oljan passerar ett filter med avgasare 5. Slutligen leds oljan tillbaka till transformatorn, vanligen via expansionskärlet. 6

Reaktiveringsfasen sker oftast nattetid och då reaktiveras kolonnerna, man renar dem från alla produkter som fastnat i dem under behandlingsfasen. Under reaktiveringsfasen kan oljan ledas via 3b men är oftast helt avstängd under denna fas. Reaktiveringsfasen: 1. Oljan pumpas ur kolonnerna. 2. Kolonnerna bränns ur, mellan 600 till 700 C, för att få bort resterande restprodukter från behandlingsfasen. 3. Efter vakuum pumpning fylls riggen med oljan igen och behandlingsfasen påbörjas igen. Processen avslutades med en eftertillsättning av inhibitor 4 [1]. Normalt uppges det att det finns ett rundkörningsbehov av olja på ca 8-12 ggr genom blekjorden för att uppnå fullt återställd olja. Förväntat värde på syretalet efter en regenerering är <0,02mg KOH7G olja. Oljan förväntas få ett lägre färgtal efter regenereringen, ett färgtal under 1 är förväntat. Vid denna regenerering gick färgtalet från 1,5 till 0,5 och oljan har fortfarande detta färgtal, se även figur 3-16. 2.3 Fabriksrevision I Sverige är fabriksrevision av krafttransformatorer inte vanligt förekommande medan det är vanligare i Finland. En fabriksrevision av en transformator innebär att man går igenom transformatorn och byter ut slitna och felaktiga delar, provar och dokumentering samt målning genomförs. En viktig del är att kontroll och justering av lindningsspänningen. Under fabriksrevisionen utfördes följande åtgärder: Förbättringsrelaterade åtgärder o Bättringsmålning o Utbyte av viss sekundärkablage och packningar o Genomgång av lindningskopplaren m.m. Transformatorns aktiva del tvättas med transformatorolja Tvättning av transformatorkärlets innanmäte Dragning och kontroll av lindningarnas inspänningskraft före och efter torkprocess Filtrering och vakuumkörning av transformatoroljan Tillsättning av inhibitor 4 Inhibitorn bromsar oxidationsprocessen. 7

Torkning av transformatorns aktiva del i en vakuumugn Sampling av pappersprov Bestämning av papprets fukthalt Kontroll av lindningskopplarens väljardel [1] 2.4 Påverkande faktorer Det fyra transformatorerna som har varit med i denna studie av isolationsunderhållet av krafttransformatorer har trots att de noga utvalts olika faktorer som påverkar dem, dessa faktorer tas upp nedan. Transformatorn som genomgått rekonditioneringen och fabriksrevisionen har samma uppställnings plats. 2.4.1 Transformatorer ur drift Två av transformatorerna i undersökningen är normalt inte i drift. Den första har genomgått oljeregenerering och den andra transformatorn är referenstransformatorn. Detta påverkar självklart isoleroljans åldringsprocess och vi ser det i utfallet från olje- och gasproverna och i resultatet av IDA och Doble-mätningen. 2.4.2 Uppställningsplats Den transformator som valts som referenstransformator står inomhus medan de tre andra transformatorerna är utomhus. Temperaturförändringarna för transformatorn som är uppställd inomhus blir långsammare än för de transformatorer som står utomhus. Kombinationen att normalt inte vara i drift med dess uppställningsplats, inomhus påverkar. Uppställningsplatsen inomhus ger långsammare temperaturförändringar i förhållande till väderförändringarna. Om transformatorn normalt hade varit i drift med samma uppställningsplats hade uppställningsplatsen bidragit till en sämre kylning, om inte kylaggregat hade installerats, detta hade bidragit till en försämring av oljekvaliteten då oljan oftare och längre hade varit varm. Men då transformatorn normalt inte är i drift så påverkas den inte negativet av sin uppställningsplats. Valet av referenstransformator kan ifrågasättas. 2.4.3 Olika utgångspunkter hos isoleroljan Isoleroljan hos krafttransformatorerna i denna studie har alla olika utgångspunkter, de ligger på olika nivåer av åldrande. Isoleroljan för den transformator som genomgick fabriksrevision var i sämst skick. [1]. 8

3 Mätningar/Analyser Nedan redovisas resultaten av gas- och oljeanalysen samt från Doble och IDA mätningarna. Resultaten i sin helhet finns i bilagorna. Tidigare gas- och oljeanalyser bifogas som bilaga. 3.1 Gränsvärden Storhet Enhet Förutsättning Riktvärde Gränser 5 Vattenhalt i fast isolation % >3 Neutralisationstal mg KOH/g Inhibiterad olja >0,10 >0,5 Neutralisationstal mg KOH/g Ej inhibiterad olja >0,20 Genomslags kv/2.5mm <200kV Medel <40 <30 hållfasthet Genomslags kv/2.5mm >200kV Medel <50 hållfasthet Gränsytspänninge mot vatten mn/m <18 <15 tan δ (50Hz90 C) >0,200 Inhibitor content % by wt <0,05 Oxidationsindex Gränsytspänning/ neutralisationstal <300 Figur 3-1: Från Elforsk rapport 01:18, isolationsunderhåll av krafttransformatorer. 3.2 Oljeanalys För samtliga oljeanalysprover har inte isolationsfukthalten uppskattats för någon av transformatorerna då oljetemperaturen vid provtagningstillfället var för låg för att en relevant uppskattning skulle vara möjlig. Istället har man tittat på neutarlisationstalet, oljefukthalten, för att få en indikation av isolationsfukthalten. 5 enl IEC 60422 9

Åtgärder Rekonditionering Regenerering Datum 2000 2003 2009 2000 2003 2009 Neutralisationstalet (mg KOH/g) 0,04 0,03 0,03 0,03 0,01 <0,01 Färg 1,5 2 2,5 1,5 0,5 0,5 fukt (µg/g) 4 4 6 4 2 4 genomslagshållfastighet (kv/2.5mm) 70 84 93 78 74 66 d:o standardavvikelse (kv/2.5mm) 9 6 5 9 12 15 dielektrisk förlustfaktor, tan δ 0,211 0,298 0,298 0,189 0,021 0,021 inhibitorhalt (vikt-%) 0,19 0,16 0,11 0,16 0,38 0,36 gränsytspänning mot vatten (mn/m) 30 29 27 29 41 oxidationsstabilitet (timmar) 42 31 37 123 131 2-furfuraldehyd (µg/g) <0,01 <0,1 Figur 3-2: Sammanfattning av oljeanalyserna som utförts under detta projekt. 3.2.1 Rekonditionering Resultatet av oljeanalysen för den rekonditionerade isoleroljan visar att oljan är i acceptabel kondition även om tydliga tecken på nedbrytning finns, genom högt tanδ, förhöjt färgtal och låg gränsytspänning. Inhibitorhalten är låg. Oljefukthalten indikerar att isolerförmågan sannolikt är normal. Oxidationsstabiliteten är 1/7 jämfört med en ny inhiberad olja. 3.2.2 Regenerering Resultatet av oljeanalysen visar att den regenererade oljan är i bra kondition. Oljefukthalten indikerar att isolerförmågan sannolikt är normal. Oxidationsstabiliteten är ½ jämfört med en ny inhiberad olja. Denna transformator har varit ur drift. Något man måsta väga in då man drar slutsatser. 10

Åtgärder Fabriksrevision Referens transformator Datum 2000 2003 2009 2000 2003 2009 Neutralisationstalet (mg KOH/g) 0,11 0,09 0,11 0,02 0,02 0,02 Färg 3,5 3 3,5 1 1,5 2,5 fukt (µg/g) 14 8 10 2 5 7 genomslagshållfastighet (kv/2.5mm) 91 82 87 82 80 90 d:o standardavvikelse (kv/2.5mm) 6 11 10 7 4 6 dielektrisk förlustfaktor, tan δ 0,419 0,453 0,4 0,132 0,121 0,157 inhibitorhalt (vikt-%) <0,01 0,33 0,24 0,22 0,2 0,13 gränsytspänning mot vatten (mn/m) 24 26 25 31 30 29 oxidationsstabilitet (timmar) 38 35 50 32 2-furfuraldehyd (µg/g) <0,1 <0,1 Figur 3-3: Sammanfattning av oljeanalyserna som utförts under detta projekt. 3.2.3 Fabriksrevision Oljeanalysen av isoleroljan för den fabriksreviderade transformatorn visar att oljan är i dåligt kondition. Man ser detta genom förhöjda syretal, färgtal och tanδ samt låg gränsytspänning. Oljefukthalten indikerar dock att isolerförmågan sannolikt är normal. Oxidationsstabiliteten är 1/7 jämfört med en ny inhiberad olja. Inhibitorn var 0,33 % 2003 och har minskat till 0,24 % 2009. 3.2.4 Referenstransformatorn Resultatet för transformtorn som används som referenstransformator visar att oljan är i bra kondition. Tecken på nedbrytning finns dock genom förhöjt tanδ och färgtal. Samt något låg gränsytspänning. Inhibitorhalten är låg. Oljefukthalten indikerar att isolerförmågan sannolikt är normal. Oxidationsstabiliteten är 1/7 jämfört med en ny inhiberad olja. Denna transformator är uppställd inomhus och har varit ur drift något som självklart påverkar isoleroljans åldrande. 11

3.3 Gasanalys-DGA Gasanalysen visar de olika halterna av lösta gaser i transformatoroljan. Genom att analysera vilka gaser som finns och i vilken mängd i förhållande till transformatorns utformning kan man se olika händelseförlopp i transformatorn och på så sätt få en god bild av transformatorns status. Gasanalysen används föra att se begynnande fel samt hur de utvecklas. Alla trendkurvor för gasanalysen finns som bilaga. Åtgärder Rekonditionering Regenerering Datum 2000 2003 2009 2000 2003 2009 Väte µl/l 32 87 150 14 8 8 Syre µl/l 18800 23300 24000 17600 29000 25600 Kväve µl/l 48500 71300 68000 46100 71200 67300 Metan µl/l 4 11 22 1 1 7 Koloxid µl/l 198 515 697 57 91 89 Koldioxid µl/l 851 1510 3260 647 788 950 Eten µl/l 17 48 149 2 1 3 Etan µl/l 1 8 3 0 0 <1 Acetylen µl/l 55 127 259 1 0 4 Propen µl/l 17 32 36 0 0 2 Propan µl/l 0 0 78 0 0 5 TCG µl/l 324 822 1394 75 102 118 Totalgashalt % 7,1 10,1 10,1 6,7 10,5 9,79 Figur 3-4: Tabellen visar gasanalysen för den rekonditionerade och den regenererade oljan. För den rekonditionerade oljan 2009 redovisas det senare provet då det gasprovet som togs till projektet antas vara kontaminerat. 3.3.1 Rekonditionering Vid gasanalysen hittade man tecken på gnistbildning i transformatorn. Detta medförde att gasanalysen gjordes om en månad senare. Den nya gasanalysen indikerade att de lösliga gaserna i transformatorn hade minskat, något som föranleder att vi misstänker att oljan har kontamineras. Därför redovisas båda oljeanalyserna. Analys 2009 juni Gasanalysen påvisade förhöjda produktionstakter av väte, metan, eten och etan. Även acetylen-, koloxid- och koldioxidhalterna har ökat sedan föregående analys. Detta tyder på en pågående varmgång med sprakningar. Papper kan vara involverat vid felstället. 12

Då det är 6 år sedan senaste gasanalysen är det svårbedömt när den misstänkta varmgången och sprakningarna börjat. Om gasproduktionerna ökat den senaste tiden kan varmgångens och sprakningarnas intensitet vara högre än denna analys visar. Analys 2009 juli En ny gasanalys genomfördes en månad senare och denna visade att halterna av de lösta gaserna i oljan hade minskat vilket antas beror på att temperaturen vid ev. felstället har minskat. För den rekonditionerade oljan 2009 redovisas juli provet i graferna och tabeller då det gasanalysen som togs till projektet, i juni, antas vara kontaminerat. Analysen visar på innehåll av väte, acetylen och propen har ökat för den rekonditionerade transformatorn. 180 160 140 120 µl/l Väte 100 80 60 40 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 20 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009 år Figur 3-5: Vätetes utveckling i transformatorerna. 13

300 µl/l Acetylen 250 200 150 100 50 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010-50 Figur 3-6: Acetylenens utveckling i transformatorerna. µl/l Propen 40 35 30 25 20 15 10 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 5 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010-5 Figur 3-7: Propens utveckling i transformatorerna. 14

3.3.2 Regenerering Resultatet av gasanalysen tyder inte på något onormalt hos den regenererade oljan. Analysen visar på innehåll av acetylen. I detta fall är det normalt då lindningskopplaren och transformatorn har gemensamt expansionskärl. Åtgärder Fabriksrevision Referens transformator Datum 2000 2003 2009 2000 2003 2009 Väte µl/l 14 14 7 22 9 7 Syre µl/l 18600 12800 7000 22500 20900 12200 Kväve µl/l 69800 73400 68700 69400 74600 69600 Metan µl/l 6 5 9 8 6 7 Koloxid µl/l 1004 1050 1264 508 720 786 Koldioxid µl/l 2496 3136 2482 5474 7010 6973 Eten µl/l 65 120 32 77 146 344 Etan µl/l 2 2 <1 4 6 5 Acetylen µl/l 7 14 2 52 8 <1 Propen µl/l 6 14 7 19 22 29 Propan µl/l 46 0 340 0 0 74 TCG µl/l 1121 1219 1663 690 917 1253 Totalgashalt % 9,6 9,4 8,23 10,1 10,8 9,38 Figur 3-8: Tabellen visar gasanlysen för den fabriksreviderade transformatorn och referens transformatorn. 3.3.3 Fabriksrevision Gasanalysen för den fabriksreviderade transformatorn visar på något förhöjda halter av koloxid samt låg halt av syre vilket kan tyda på att syret förbrukas vid nedbrytningen av isolationsmaterialen. Gasanalysen visar även på innehåll av acetylen. I detta fall är det normalt då lindningskopplaren och transformatorn har gemensamma expansionskärl. Övriga gashalter indikerar inte något onormalt. 15

µl/l Koloxid 1400 1200 1000 800 600 400 200 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Figur 3-9: Koloxidens utveckling i transformatorerna. µl/l Syre 35000 30000 25000 20000 15000 10000 Rekonditionering Regenerering 5000 Fabriksrevision Referens objekt 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 3-10: Syrets utveckling i transformatorerna. 16

3.3.4 Referenstransformatorn Gasanalysen visar på något låg halt av syre vilket kan tyda på att syret förbrukas vid nedbrytning av isolationsmaterialet, alternativt att utbytet av olja mellan transformatorn och expansionskärlet är litet. Etenhalten är, som vid föregående analys, förhöjt vilket även detta kan tyda på nedbrytning av isolationsmaterialet. Den ökade halten av eten hos referenstransformatorn går från 141µl/l 2000 till 344µl/l 2009. Eten är en gas som uppstår vid varmgång. µl/l Eten 400 350 300 250 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 200 150 100 50 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 3-11: Etenens utveckling i transformatorerna. Som vid tidigare analyser har inte någon acetylen detekteras. Acetylenförekomst är annars normalt då expansionskärlet är gemensamt för transformatorn och lindningskopplaren. I övrigt tyder inte resultatet på något onormalt för denna enhet. Att isolationsoljan hos referenstransformatorn ser bra ut beror framförallt på att den inte är i drift. Att transformatorn inte normalt är i drift påverkar åldringen av isoleroljan. 17

3.4 Fukt Oljerekonditionering Oljeregenerering Fabriksrevision Referens RS % 8,14 7,93 4,29 6,40 Temp º C H 2 O ppm 15,18 13,88 20,74 24,05 4 3 2 4 Figur 3-12: Värden uppmätta under provtagningen 2009. En jämförelse av de fyra transformatorernas fukthalt går inte att genomföra då de har varit utsatta för olika förhållanden och laster. En transformator som är ur drift suger åt sig fukt från omgivningen men producerar ingen egen fukt, vilket en transformator i drift gör. Uppställningsplatsen av transformatorn påverkar också fukthalten. Transformatorn som genomgick regenerering har varit ur drift och står utomhus. Vi har då en påverkan från vädret. Oljans temperatur förändras i förhållande till utomhustemperaturen. Regenereringen utfördes förkort tid för att kunna dra ut all fukt från isolationen. Om man genomför regenereringen flera omgångar så kommer fukten i cellulosan att minska. Då man mäter upp fukthalten nära inpå regenereringen kommer man att få en lägre halt fukt i isoleroljan än om man skulle avvakta ett par månader med att mäta fukthalten. Fukthalten kommer att öka med tiden. Detta härrör från att fukten i transformatorn till stor del finns i cellulosan. Vid regenereringen minskar fukthalten i isoleroljan men efter en tid kommer den fukt som är bunden i cellulosan att frigöras ut i isoleroljan. Fukthalten i cellulosan är mycket större än fukthalten i isoleroljan. I cellulosan mäts fukten i % medan man för isoleroljan mäter fukthalten i ppm. Fukthalten Före åtgärd 2000 Efter åtgärd 2000 2009 Rekonditionering 3% 3% 2,3% Fabriksrevision 3% >2% 2,3% Referens transformator 3% 2% 2,0% Regenerering 3% 3% 2,1% Figur 3-13: Tabellen visar fukthalten Även den transformator som användes som referenstransformator har varit ur drift men denna transformator har stått inomhus och väderförhållandena har haft en mindre påverkan. I diagrammet nedan kan man se hur fukten i oljan har utvecklats för varje separat transformator. 18

Man hade kunnat förvänta sig en lägre fukthalt hos den fabriksreviderade transformatorn. Som figur 3-14 visar så minskade fukthalten hos den fabriksreviderade transformatorn efter fabriksrevisionen för att sedan öka igen mellan 2003 till 2009. µg/g Fukt 16 14 12 10 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 år Figur 3-4: Fukten, µg/g, hämtat från DGA-analysen. 3.5 Färg Transformator Förkortning Åtgärd Skanör T1 SNR T1 Rekonditionering Skanör T3 SNR T3 Fabriksrevision Skanör VästraT1 SNRV T1 Referens transformator Vallåkra T1 VAÅ T1 Regenerering Figur 3-13: Tabell över åtgärd för respektive transformator. Som figurerna nedan visar blev den regenererade oljan blivit mycket klarare efter åtgärden, detta är något som har hållit i sig. 19

Figur 3-14: Oljeprover, bilden ovan visar oljeproverna före och efter regenereringen 2000, bilden till vänster visar oljeproverna för respektive transformator från 2003 medan bilden till höger visar oljeproverna tagna 2009. 20

Färg DGA-analys 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tid Figur 3-15: Färgtalet från DGA-analysen. En mörkare färgad olja visar på att oljan innehåller mera sura oxidationspartiklar men även vatten än en ljusare färgad isolationsolja. DGA-analysen ger ett försämrat färgtal hos alla transformatorer förutom den regenererade transformatorn. 3.6 Isolationsmätning Isolationsmaterialets dielektriska egenskaper ändras i förhållande till materialets åldrande. Med Doble- och IDA-mätning mäter man växelspänningarna och på så sätt bedömer konditionen på isolationen. Resultatet från mätningarna finns i bilagorna. 21

Figur 3-16: Strömvektorerna. Både Doble- och IDA-mätningen mäter förhållandet mellan de aktiva och reaktiva strömkomponenterna i isolationsskiktet. Då isolationen är dålig ökar den aktiva komponenten medan det i idealfallet bara finns kapacitiva strömmar. Doble-förlustvinkelmätning Vid Doble-mätning använder man sig av Power Factor (PF, effektfaktorn) medan IDA mätningen mäter upp tanδ. Doble-mätningen sker vid 50Hz. I I R cos Effektfaktorn PF = θ = T Figur 3-17: Figuren visar var man mäter i transformatorn vid Doble- och IDAmätningar. Både Doble- och IDA-mätning genomförs med växelspänning över isolationsskikten. Kapacitanserna C H, C L och C HL utgör den kapacitiva kopplingen mellan de olika delarna i ett transformatorben. C H representerar transformatoroljans isolationsegenskaper på högspänningssidan och C L på 22

lågspänningssidan medan C HL representerar isolationsegenskaperna mellan hög- och lågspänningssidan. Dielektrisk respons IDA-, tanδ mätning Den stora skillnaden mellan IDA, dielektrisk Spektroskopi, mätning och Doblemätningen är att IDA-mätningen utförs vid flera olika frekvenser medan Doble-mätningen utförs vid 50Hz. IDA mäter även förlustfaktorn, tanδ medan Doble mäter effektfaktorn. I tan δ = I R C ε = ε För en mera ingående tekniska beskrivningen av dielektrisk respons och uppmätningen med hjälp av Doble och IDA 200 rekommenderas att läsa elforskrapport 01:18 Isolationsunderhåll av Krafttransformatorer. 23

3.6.1 Oljerekonditionering Figur 3-18: 2003. 27 grader C= blå 2009. 30 grader C= röd IDA-mätningen påvisar ingen märkvärd försämring av isolationsegenskaperna hos transformatorn sedan den föra mätningen 2003. Temperaturskillnaden mellan 2003 och 2009 är 3 C och antas därför inte ha en stor påverkan på mätresultatet. PF, effektfaktorn 2000 Före åtgärd 2000 efter åtgärd 2003 2009 Doble temperatur 1,14% 1,13% 1,22% korrigerat Figur 3-19: Sammanställning av effektfaktorn, oljerekonditionering. Vi kan se en liten försämring av isolationen då PF har ökat sedan transformatoroljan rekonditionerades. 24

3.6.2 Oljeregenerering Figur 3-20: 2003. 16 grader C= blå 2009. 20 grader C=röd Isolationsegenskaperna är mer eller mindre oförändrade den förändring som grafen uppvisar är temperaturskillnaden mellan de olika mätningarna. PF, effektfaktorn 2000 Före åtgärd 2000 efter åtgärd 2003 2009 Doble temperatur 1,36% 0,33% 0,39% korrigerat Figur 3-21: Sammanställning av effektfaktorn, oljeregenerering. Effektfaktorn för den regenererade transformatorn visar inte på någon större försämring 25

3.6.3 Fabriksrevision Figur 3-22: 2003. 18 grader C= blå 2009. 30 grader C= röd Isolationsegenskaperna är mer eller mindre oförändrade. Man kan luras av att grafen påvisar en försämring av isolationsegenskaperna men denna beror på temperaturskillnaderna mellan de två olika mättillfällena. Vi har en temperaturskillnad på 12 C. PF, effektfaktorn 2000 Före åtgärd 2000 efter åtgärd 2003 2009 Doble temperatur 1,77% 2,90% 2,48% korrigerat Figur 3-23: Sammanställning av effektfaktorn, fabriksrevision. Efter fabriksrevisionen har vi fått ett förhöjd förlustfaktor av hela isolationen enligt Doble-metoden. Vid analys av oljan enligt samma mätmetod kan den förhöjda förlustfaktorn härledas till isoleroljan. Den fasta isolationen har fått förbättrade egenskaper. [1, s 59]. 26

3.6.4 Referenstransformator Figur 3-24: 2003. 40 grader C= blå 2009. 33 grader C= röd Isolationsegenskaperna för referenstransformatorn visar inga större förändringarna sedan 2003 Att grafen visar en förbättring 2009 är troligen temperaturberoende. PF, effektfaktorn 2000 Före åtgärd 2000 efter åtgärd 2003 2009 Doble temperatur 1,41% 1,45% 1,01% korrigerat Figur 3-25: Sammanställning av effektfaktorn, referenstransformator. Att vi har en förbättring av PF är inte möjligt utan att någon åtgärd har genomförts. Detta kan bero på förbättrade förutsättningar vid mätningen 2009. 27

4 Diskussion Som man kan anta har oljan från referenstransformatorn åldrats mest. Men även oljan från den fabriksreviderade transformatorn visar tecken på åldring. När åldring av transformatoroljan börjar är det en accelererande förändring och det är därför viktigt att regelbundet kontrollera oljans status för att se hur åldringsförloppet ter sig. Utgångspunkt Isoleroljan i de fyra transformatorerna i projektet befann sig på olika utgångspunkter när projektet inleddes. Oljeproven visade att T3 i Skanör var i sämst skick av de aktuella transformatorerna. Vilket även Doble testet bekräftade. [1, s 56]. T3 i Skanör är den transformator som genomgick fabriksrevision. Att oljan i transformatorerna var i olika skick vid utgångspunkten för projektet gör en jämförelse svårare. Lastförhållande Att transformatorerna har haft olika lastförhållanden under de tio år som projektet pågått är förståeligt men att två av de fyra transformatorerna inte normalt är i drift är en större avvikelse i lastförhållandet än förväntat. Vi har alltså inte samma förutsättningar för transformatorerna i projektet. De har utsattas för olika laster, olika väderförhållanden och hade inte samma utgångsnivå. Uppställningsplats Vilket nämnts tidigare så är de tre transformatorerna som genomgått någon form av åtgärd uppställda utomhus medan referenstransformatorn står inne i en byggnad. Vi får olika temperaturförändringar och väderförhållanden för transformatorn som är uppställd inomhus jämfört med de övriga transformatorerna. Val av transformatorer Man kan ifrågasätta valet av transformatorer och hur man ska jämföra resultatet. Transformatorerna är i sig lika, men har olika utgångspunkt de hade olika nivåer på åldring vid utgångs läget för projektet 1999. Transformatorerna har även olika belastningsvillkor, två av transformatorerna den regenererade och referenstransformatorn är normalt inte i drift. 28

Detta för det svårt att jämföra transformatorerna och vilket isolations underhåll som har gett bäst resultat Doble- och IDA-mätningar Det är svårt att se förändringarna i graferna för IDA-mätningen då resultatet påverkas av temperaturen vid mättillfället. Att istället se på utvecklingen hos effektfaktorn från Doble-mätningen som har blivit temperaturkorrigerat kan ge en insikt hur isolationsegenskaperna hos transformatorn har förändrats. Det är även här man kan göra en jämförelse mellan de olika åtgärderna. Vi kan se den förändring som uppmätts före och efter åtgärden samt hur effektfaktorn har utvecklats över tiden. Åtgärd 2000 Före 2000 efter 2003 2009 åtgärd åtgärd Rekonditionering 1,14 % 1,13 % 1,22 % Regenerering 1,36 % 0,33 % 0,39 % Fabriksrevision 1,77 % 2,90 % 2,48 % Referenstransformator 1,41 % 1,45 % 1,01 % Figur 4-1: Effektfaktorn utveckling mellan 2000 och 2009. Isolationen hos de transformatorer som genomgått rekonditionering och fabriksrevision samt referenstransformatorn är i dåligt skick medan den regenererade transformatorn har en bra isolation. Val av isolationsunderhåll Vilken av metoderna man väljer för att stoppa åldrande av transformatoroljan bör göras utifrån oljans kemi och transformatorns skick. Rekonditioneringen avlägsnar fukt, upplösta gaser samt fasta partiklar från oljan. Regenereringen kan för enkelt beskrivas som en rekonditionering + blekjords kolonner. I kolonnerna absorberas mesta polära komponenterna, då framför allt sura oxidationsprodukter. Fabriksrevisionen är en större genomgång av transformatorn. Det viktiga är att man gör olje- och gasanalyserna så att man vet hur oljan åldras i transformatorn, utifrån dessa analyser och transformatorns allmänna skick kan man sedan ta beslut om vilken metod som är bäst lämpad. 29

Spänningsklass / Parameter Syretal mg KOH/g Genomslagshållfasthet kv/2.5mm Gränsytspänninge mot vatten Dielektrisk förlustfaktor tanδ Standard <72,5 kv 72,5kV-70 kv >170 kv IEC 60296 0,30 0,20 0,15 IEC 62021 IEC 60156 30 40 50 IEC 6295 22 22 22 IEC 60247 0,500 0,500 0,500 Figur 4-2 Gränsvärden från IEC s underhållsguide för isolerolja [4]. Problem med regenerering Efter regenerering har det inträffat att oljan i vissa transformatorer har visat upp en aggressivitet mot silver och i vissa fall även mot koppar. Problemet beror på att under regenereringsprocessen bildas korrosivt svavel. Det korrosiva svavlet reagerar med silver och bildar silversulfid. Redan vid små mängder korrosivt svavel reagerar silver, och vid större mängder av korrosivt svavel påverkas även koppar och kopparsulfid bildas. Det elementära svavlet bildas då oljan hettats upp till höga temperaturer. Vid tre fall hettas oljan upp tillräckligt mycket för att korrosivt svavel ska bildas. 1. Under reaktiveringsfasen används en del av de absorberade organiska materialen och restoljan som bränsle vid urbränning av kolonnerna. De flesta av dessa organiska material bryts ner under urbränningen, eftersom den större delen av de absorberade produkterna i kolonnerna har tryckts ut ur kolonnerna innan urbränningen. Det potentiella problemet är att den del av oljan som inte förbränns lämnar kolonnerna förändrad. Syftet är att föroreningar ska fälla ut i form av slam och filtreras bort, men en del är lösliga i oljan och fälls därför inte ut. 2. Vissa av regenereringsriggarna har bufferttanken placerad för nära kolonnerna och vid urbränningen utsätts oljan i bufferttanken för värmestrålning. 3. I de fall behandlingsfasen i regenereringsprocessen startar för tidigt efter reaktiveringsfasen kan det bildas korrosivt svavel. Detta pga att kolonnerna inte har svalnat och oljan utsätts för höga temperaturer när det passerar kolonnerna. En del regenereringsriggar har färre antal kolonner och dessa kolonner är större samt tar längre tid att svalna efter urbränningen. Det finns även indikeringar på att sammansättningen av blekjorden påverkar bildandet av korrosivt svavel. Man antar att det korrosiva svavlet ansamlas i kolonnerna. Under regenereringsprocessen minskar mängden svavel i kolonnerna. Det har visat sig att det oftast är i början av varje regenereringsomgång som korrosivt svavel uppstår och det reduceras under regenereringsprocessens 30

behandlingsfas. Det är därför viktigt att inte avbryta regenereringsprocessen för tidigt. Det har tidigare inte varit brukligt att vid regenerering mäta halterna av silversulfid och kopparsulfid i oljan, utan regenereringen har ansetts vara klar när utsatta kriterium för oljan har uppnåtts. De prover man bör ta på oljan för att se mängden av kopparsulfid och silversulfid är för kopparsulfid normerade i IEC 62535 och för silversulfid i DIN 51353. Testerna bör genomföras innan regenereringen, efter regenereringen och efter 3 månader. Problemet med att oljan bildar korrosivt svavel är inte utrett till fullo ännu. Det finns olika åsikter om oljan påverkar bildandet av korrosivt svavel eller inte. En åsikt är att det är oljan som är den bidragande orsaken till uppkomsten av korrosivt svavel. Detta har lett till att viss olja har blivit svartlistad och transformatorer med denna olja regenereras inte. Det har visat sig att svartlistad olja inte alltid bildar korrosivt svavel vid regenerering. Oljan måste utsättas för tillräckligt hög värme för att detta ska inträffa. Den andra åsikten är att oljan inte har en markant inverkan på bildandet av korrosivt svavel utan att det beror på regenereringsriggens konstruktion och handhavandefel. I detta projekt har vi inte sett några tendenser till att korrosivt svavel skulle ha bildats efter regenereringen. Oljan i projektets transformatorer är troligen en ESSO-olja. I Elforsk rapporten finns gaskromatogram för respektive transformator [1, s 34]. 31

5 Slutsatser och kommentarer En stor del av isolationsunderhållet för krafttransformatorn är att kontrollera oljan hos transformatorn för att upptäcka förändringar i oljan. Det är fördelaktigt att på ett tidigt stadium sätta in åtgärder för att stoppa åldrandet av oljan. Valet av metod för isolationsunderhåll bör göras efter noga avvägningar utifrån transformatorns allmänna tillstånd, hur åldringen av oljan ser ut och om det finns behov av andra åtgärder på transformatorn. En fabriksrevision innefattar en större genomgång av transformatorn än rekonditionering och regenerering. Denna studie av isolationsunderhåll av krafttransformatorer har visat att en regenerering av transformatoroljan har reducerat åldringstakten hos isoleroljan mer än fabriksrevision och rekonditionering har påvisat. Redan under Fas 1 av projektet kunde man konstatera att ABBs regenerering gav en kraftig förbättring av oljans egenskaper och en viss minskning av cellulosans fukthalt [1, 53]. Utifrån det som framkommit i denna rapport rekommenderas regenerering med förbehållningen att man analyserar oljan för silversulfid och kopparsulfid. 32

6 Referenser [1] Mårten Svensson; Claes Bengtsson; Matz Tapper; Isolationsunderhåll av krafttransformatorer Elforskrapport 01:18; 2001 [2] Mårten Svensson; Isolationsunderhåll av krafttransformatorer Elforskrapport 03:39; 2003 [3] Mattias Svensson, Rapport på Dobler och IDA mätning, E.ON-ES [4] ABB, 1 ZSE 954001-6 Rev; Hur mår din transformator? Regenerering av transformatorolja, 2002 [5] Cirgé 12-103; Experiences from on-site transformer oil reclaiming, 2002 [6] Cirgé; Effects of on-line reclaiming on the corrosive sulphure content of transformer oil, 2009 33

7 Bilagor DGA trendkurvor I denna bilaga redovisas trendkurvor för gasanalyserna som genomförts under projektet. 180 160 140 120 µl/l Väte 100 80 60 40 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 20 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009 år Figur 7-1: DGA trendkurva, väte 34

µl/l Syre 35000 30000 25000 20000 15000 10000 Rekonditionering Regenerering 5000 Fabriksrevision Referens objekt 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 7-2: DGA trendkurva, syre. 80000 µl/l Kväve 75000 70000 65000 60000 55000 50000 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 45000 40000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 7-3: DGA trendkurva, kväve. 35

Metan 25 20 15 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt µl/l 10 5 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 7-4: DGA trendkurva, metan. µl/l Koloxid 1400 1200 1000 800 600 400 200 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Figur 7-5: DGA trendkurva, koloxid. 36

Koldioxid µl/l 8000 7000 6000 5000 4000 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 3000 2000 1000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 7-6: DGA trendkurva, koldioxid. µl/l Eten 400 350 300 250 Rekonditionering Regenerering Fabriksrevision Referens objekt 200 150 100 50 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figur 7-7: DGA trendkurva, eten. 37