Tillståndsbedömning av krafttransformatorer med potentiellt korrosiv olja.: En analys av kopparledare och isolationspapper.

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

1

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.

2

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.

3

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.

4

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

5

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

6

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

7

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

1

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.

2

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.

3

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.

4

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 ∗ 𝐼² (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

5

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.

6

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

7

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.

8

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.

9

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.

10

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

𝑺)

Kopparsulfid (𝐶𝑢₂𝑆) 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 𝐶𝑢₂𝑆

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.

11

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 ASTM1275INSPIRERAT 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.

12

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)

13 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.

14

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 𝐻₂

 𝑀𝑒𝑡𝑎𝑛 𝐶𝐻₄

 𝐸𝑡𝑎𝑛 𝐶₂𝐻₆

 𝐸𝑡𝑒𝑛 𝐶₂𝐻4

 𝐴𝑐𝑒𝑡𝑦𝑙𝑒𝑛 𝐶₂𝐻2

 𝐾𝑜𝑙𝑚𝑜𝑛𝑜𝑥𝑖𝑑 𝐶𝑂

 𝐾𝑜𝑙𝑑𝑖𝑜𝑥𝑖𝑑 𝐶𝑂₂

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.

15

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

𝐇

)

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_𝟐𝐇_𝟒)

Eten kan indikera allvarlig överhettning inuti transformatorn. Vid värmefel utvecklas normalt både eten, väte, metan och etan. När temperaturen ökar även andelen eten.

16

 Tröskelnivå 20ppm

 Ökning 50ppm

 Varselnivå 200ppm

 Fel-nivå 400ppm

Acetylen (𝐂_𝟐𝐇_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

17

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

18

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.

19

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)

20

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,ABBFÖRENKLAD BILD AV REGENERERING (ABB,2013).1OLJAN PUMPAS FRÅN TANKEN; 2OLJAN VÄRMS UPP TILL LAGOM TEMPERATUR FÖR REGENERERING;3OLJAN FLYTER GENOM KOLONNER MED

BLEKJORD;4OLJAN FILTRERAS OCH AVGASAS;5OLJAN 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 medkorrosiv 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

21

oljeinnehåll som understiger 10000kg. Detta innebär också att det handlar om transformatorer med effekt understigande 70MVA.

FIGUR 8-3,NORMALISERADE VÄRDEN AV KORROSIVITET (ASTMD1275-B) OCH DBDS KONCENTRATION SOM FUNKTION AV TID VID FULLSTÄNDIGT OLJEBYTE.BILD INSPIRERAD AV :(TRANSFORMERSURVEILLANCE

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.

22

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.

FIGUR 4-1REFERENS CCD PROV TAGET 2018 Bakgrund till analys

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)

23

 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

24 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)

25

 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%.

26

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 2017MED 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.

27

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

28

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

29

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,SAMMANSTÄLLNINGAVALLALJUSAISOLATIONSPAPPER