Levetidsanalyse for krafttransformatorer i banestrømsforsyning

Transkript

1 BACHELOROPPGAVE: Levetidsanalyse for krafttransformatorer i banestrømsforsyning FORFATTERE: Anders Stensrud Mats Bjørnerud Thomas Haugom Dato:

2

3 Sammendrag Tittel: Deltakere: Veileder: Oppdragsgiver: Levetidsanalyse for krafttransformatorer i banestrømsforsyning Anders Stensrud Mats Bjørnerud Thomas Haugom Ian Norheim Bane NOR Energi Dato: Nøkkelord: Omformerstasjon, Levetidsberegning, Krafttransformator Antall sider/ord: 59 / Kort beskrivelse av oppgaven: Antall vedlegg: 11 Tilgjengelighet (åpen/konfidensiell): Konfidensiell Rapporten har kartlagt de mest grunnleggende skadetypene en transformator oftest utsettes for, og vektlagt de respektive skadetypene for hvor avgjørende de er med tanke på transformatorens levetid. Andre faktorer som er av betydning for levetiden, slik som utforming av konstruksjonen og påkjenninger forårsaket av omkringliggende omgivelser eller ytre miljø, er undersøkt og knyttet opp mot spesifikke skadetyper. I de tilfeller der levetiden ikke kan knyttes opp mot spesifikke skadetyper er dette generelt kommentert. Arbeidet beskrevet i denne rapporten er gjort i samarbeid med Bane NOR. Det har resultert i en beregningsmodell for kalkulasjon av gjenværende levetid for en aktuell transformator. Hovedformålet med beregningsmodellen er å anslå gjenværende levetid på transformatorer i Bane NOR sine omformerstasjoner. Likevel, ved å legge til grunn en spesifikk lastprofil for en aktuell transformator, vil modellen kunne anvendes på alle typer krafttransformatorer. Modellen tar hensyn til olje- og omgivelsestemperatur og cellulosens fuktinnhold over tid. Den vil kunne være nyttig ved analyse om en spesifikk lastperiode har forårsaket en akselerert aldring utover hva som naturlig forventes ved normale drift- og lastforhold. Ved utvikling av beregningsmodellen har det blitt åpenbart hvor omfattende en slik modell er, og hvor detaljert og nøyaktig hver enkelt faktor må være for å kunne anvendes i en beregningsmodell. Eksempel på dette er fuktinnholdet i cellulosen og hvordan denne mengden ikke er konstant, men varierer over tid som en følge av aldring og andre øvrige påvirkninger. Fuktinnholdet i cellulosen er en viktig parameter for å beskrive tilstanden til en transformator, og for å beregne gjenværende levetid da fuktinnholdet har betydelig innvirkning på aldring av cellulosen i en transformator. Resultatet av beregningene viser at det ikke kan trekkes sammenhenger mellom beregning av antatt levetid for transformatorer i strømnettet og banestrømsforsyningen. I motsetning til transformatorer i strømnettet, blir transformatorene i banestrømsforsyningen driftet på en slik måte at oljetemperatur og urenheter i oljen ikke vil spille inn på levetiden. I følge beregningene vil derfor transformatorene til Bane NOR ha en svært lang levetid, på opptil flere 100 år. i

4 Abstract Title: Participants: Supervisor: Employer: Lifetime analysis for power transformers in railway power supply Anders Stensrud Mats Bjørnerud Thomas Haugom Ian Norheim Bane NOR Energi Date: Keywords: Converter station, Lifetime calculation, Power transformer Number of pages/words: 59 / Number of appendix: 11 Availability (open/confidential): Confidential Short description of the bachelor thesis: This report has mapped out the most basic types of damage a transformer is most exposed to. It has weighted the respective damage types for how crucial they are given the transformers lifetime. Other factors that are important for life, such as design of the construction and stresses caused by surrounding environments or external environments, have been investigated and linked to specific types of damage. In cases where it can not be linked to specific types of injury, this is generally commented. The work described in, and associated with this report, has been done in cooperation with Bane NOR, and has resulted in a calculation model that, estimates the remaining life of a current transformer. The main purpose of the calculation model is to estimate the remaining life of transformers in Bane NOR's converter stations. Nevertheless, by assuming a specific load profile for a specific transformer, the model could be applied to all types of power transformers. The model takes into account oil and ambient temperature and the moisture content of the cellulose over time. It may be useful in analyzing whether a specific load period has caused accelerated aging beyond what is expected in normal operating and load conditions. In developing the calculation model, it has become evident how extensive such a model is and how detailed and accurate each factor must be for use in a calculation model. An example of this is the moisture content of the cellulose and how this amount is not constant, but varies over time as a result of aging and other other influences. The moisture content of the cellulose is an important parameter for describing the condition of a transformer and for calculating residual useful life as the moisture content has a significant effect on aging of the cellulose in a transformer. The result of the calculations shows that there can be no correlation between the calculation of the expected lifetime of power transformers in the mains and railway supply. Unlike transformers in the mains, the transformers in railway supply are operated in such a way that oil temperatures and particles in the oil will not reduce lifetime. According to the calculations, Bane NOR's transformers will have a very long lifetime, for up to 100 years or more. ii

5 Forord Denne rapporten er skrevet som en del av den avsluttende hovedoppgaven på bachelorstudiet Elektro med studiespesialisering innen elkraft ved NTNU i Gjøvik våren Prosjektgruppens medlemmer er Anders Stensrud, Mats Bjørnerud og Thomas Haugom. Arbeidet med hovedoppgaven ble påbegynt 9.januar 2017, og er utført for og i samarbeid med Bane NOR Energi. Samarbeidet med Bane NOR Energi har vært verdifullt for å utarbeide en modell for levetidsberegning av transformatorer. Modellen skal fungere som et verktøy, og bidra til en bærekraftig drift av transformatorene til Bane NOR Energi. Vi vil benytte anledningen til å takke vår veileder Ian Norheim ved NTNU i Gjøvik og vår oppdragsgiver Bane NOR Energi ved Nils Grønneberg og Yared Samson, for deres bidrag som har gitt oss muligheten til å skrive en interessant og dagsaktuell bacheloroppgave, og for all hjelp og bistand underveis. En takk rettes også til Hans Kristian Høidalen ved NTNU, Knut Liland ved SINTEF Energi, Odd Mikal Hansen hos Norsk Transformator, Marianne Bergflødt hos ABB AS og Frode Flåtsund hos Bane NOR for å ta seg tid til å svare våre spørsmål og henvendelser, og samtidig fremskaffe nødvendig litteratur og dokumentasjon. iii

6 Innhold Bildeliste... vi Figurliste... vii Tabelliste... viii Definisjoner... ix 1 Innledning Bakgrunn Målsetting Mottaker Anvendte metoder Rapportens struktur Teori Forskrifter og normer Transformatorens konstruksjon Kjerne Vikling Tank Hjelpeutstyr Olje Cellulose Temperatur Last Aldring i cellulose Prøver Beregninger av levetid for Bane NOR sine krafttransformatorer Verktøy for beregninger [Figur 13] Fremgangsmåte for beregning Bruk av beregningsmodellen Flytskjema Begrensninger i beregninger Beregning av levetid for Bane NOR sine krafttransformatorer Resultater Diskusjon Guideline for vedlikehold av krafttransformator Konklusjon iv

7 8 Referanser Vedlegg v

8 Bildeliste Bilde 1. Anbefalt tilskruingsfrekvens på topplokk [7]... 5 Bilde 2. Illustrasjon av jernkjerne til en transformator fra ABB [9]... 6 Bilde 3. Skive-vikling med relativt mange turn [9]... 7 Bilde 4. Krafttransformator med ekspansjonstank fra en av Bane NORs omformerstasjoner Bilde 5. Temperaturmålere for transformator [9] Bilde 6. Overtrykksmåler for transformator [9] Bilde 7. Illustrasjon av gjennomføringer på transformator Bilde 8. Transformator under påvirkning av omkringliggende omgivelser Bilde 9. Illustrasjon av oljeprøver, tatt etter og før regenerering Bilde 10. Illustrasjon av papirisolasjon, påvirket av koppersulfid [31] Bilde 11. Oljetemperatur trefase transformator med olje forvarsling på 70 C Bilde 12. Oversiktskart av omformerstasjonen hos Bane NOR. Omformerne er markert i oransje Bilde 13. Oversikt over driftsforhold ved omformerstasjon for Bane NOR Bilde 14. Toppoljetemperatur hos en trefase transformator på 4,4 MVA Bilde 15. Toppoljetemperatur hos en trefase transformator på 10,7 MVA Bilde 16. Oljetemperatur for omformer i tomgang Oljetemperaturen leses av som Bilde 17. Lastkurve i MW og p.u. for sekundærsiden av trefase transformator på 10,7 MVA Bilde 18. Lastkurve i MW og p.u. for sekundærsiden av trefase transformatorene på 4.4 MVA Bilde 19. Omformer- og transformatorvogn lokalisert i fjellhall Bilde 20. Illustrasjon av transformatorkasse- og lokk med sideinnførte gjennomføringer Bilde 21. Pakning mellom transformatorkasse- og lokk vi

9 Figurliste Figur 1. Kategori forklaring av transformatorer. Figuren må ses sammen med Figur 2 [6]... 4 Figur 2. Grenseverdier for ppm - mg/kg verdier. Figuren må ses sammen med Figur 1 [6]... 5 Figur 3. Jernkjernens magnetiseringskurve [8]... 6 Figur 4. prinsippfigur som viser fri ventilasjon via ekspansjonstank [7]... 8 Figur 5. Ekspansjonstank med luftsekk [7]... 9 Figur 6. Eksempel på molekyl, mineralolje.[7] Figur 7. Planskisse av cellulosefiber [15] Figur 8. Funksjon for oppvarming og nedkjøling av en leder i en transformator [15] Figur 9. Grenser for temperatur/fuktighet for dannelse av gasslommer i transformatorolje [18] Figur 12. Duval-trekanten. Feiltilfeller ved sammensetning av ulike gasser [25] Figur 13. Design View i App Designer Figur 14. Beregningsmodellens display Figur 15. Flytskjema for beregningsmodell i App Simulator Figur 16. Beregning av trefase, 10,7MVA transformator med 40 C toppolje og last som vist i Figur 17. Utsnitt av tilstandsoversikt for et utvalg av trefase transformatorer til BaneNOR vii

10 Tabelliste Tabell 1. Konstanter for hotspot beregninger Tabell 2. Ea og A for oksidasjon og hydrolyse i kraftpapir. [14] Tabell 3. Analyse av oppløst gass (DGA, Dissolved Gas Analysis) [23] Tabell 4. Forholdstall og feilkoder for tolkning av gassanalyse [24] Tabell 5. Tabellen til venstre viser lasten ved en 10,7MVA transformator, mens tabellen til høyre Tabell 6. Levetidsresultat av beregninger for kraftpapir Tabell 7. Levetidsresultat av beregninger for termisk oppgradert papir Tabell 8. Last og temperatur over ett døgn for enfase transformator på 10,0 MVA Tabell 9. Tabellen til venstre viser lasten ved en 10,7MVA transformator, mens tabellen til høyre viii

11 Definisjoner Ord Transformator Long-time emergency loading Short-time emergency loading Toppoljetemperatur Hotspot-temperatur Overtemperatur Kraftpapir Termisk oppgradert papir Fiksert punkt Forklaring Medium krafttransformator større enn 500kVA, mindre enn 100MVA for trefase. Større enn 833kVA og mindre enn 33,3 MVA for enfase. Forlenget uttak av effekt høyere enn merkeeffekt som forårsaker en ny og høyere stabil temperatur. Store transiente stigninger i lasten på mindre enn 30 minutter som i betydelig forstyrrer normal drift av transformatoren. Temperaturen til oljen i den øverste sjettedelen. Transformatorens varmeste punkt. Temperatur over normal driftstemperatur, i denne oppgaven vil overtemperatur inntreffe ved 70 C. Papirtype som i stor grad benyttes til isolasjon i medium krafttransformatorer. Kraftpapir behandlet med ulike nitrogensubstanser for å tåle en høyere temperatur enn vanlig kraftpapir. Bearbeidede punkter som er boltede, sveisede, anborede eller sammenpressede. ix

12 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Jernbanedirektoratet stiller krav til Bane NOR, om å ha kontroll på utstyr og komponenter som er av vesentlig betydning for leveringssikkerheten av energi til jernbanenettet. Energiforsyningsanlegget til jernbanenettet består av trefase transformatorer, frekvensomformere og enfase transformatorer. Trefase transformatoren transformerer spenningen fra det overliggende strømnettet til ønsket nominell spenning til frekvensomformeren. Frekvensomformeren, som enten er roterende eller statisk, endrer frekvensen fra distribusjon- og regionalnettets 50 Hz til 16 2/3 Hz for banestrømsforsyningen. Enfase transformatoren vil videre mate togene med riktig spenning. Formålet med denne oppgaven er å utvikle et verktøy som kan hjelpe Bane NOR i sine prioriteringer av hvilke transformatorer som må skiftes ut og/eller vedlikeholdes. Bane NOR ønsker å utvikle en metode for identifisering av restlevetiden til sine transformatorer med hensyn til jernbanedirektoratets krav til energiforsyning, tekniske løsninger og økonomiske forhold. For å finne en egnet metode for levetidsberegning av transformatorer vil det bli innsamlet blant annet historikk for driftsforhold, last og temperatur. Beregningene i levetidsmodellen skal bygges på kjent teori og forhold som er spesielle for Bane NOR sine transformatorer. Ut fra beregningene skal man kunne gi en vurdering av restlevetid og videre vedlikehold. 1.2 Målsetting Gruppen har kommet frem til en målsetning i samarbeid med oppdragsgiver. Hensikten med rapporten vil være å kunne gi en tilbakemelding på Bane NORs prioriteringsliste for utskiftning av transformatorer og tilstanden til transformatorparken. I tillegg vil det bli gjort beregninger på én omformerstasjon for å kunne verifisere beregningsmodellen. Overordnet mål: Utarbeide en metode for vurdering av gjenværende levetid til Bane NORs krafttransformatorer. 1

13 Delmål: Finne litteratur som tar for seg levetidanalyse av transformatorer, og basert på dette og drift av jernbaneforsyningen utarbeide en levetidsberegningsmetode for transformatorer i omformerstasjoner. Innsamle relevante data for noen utvalgte transformatorer. Eksempel på innsamlet data kan være driftshistorikk, lasthistorikk, temperaturhistorikk etc. Bruke utviklet metode for levetidsberegning til å vurdere transformatorenes tilstand og anslå gjenværende levetid på aktuelle transformatorer i Bane NOR sin kraftforsyning. Rapporten vil ikke se på det økonomiske aspektet ved vedlikehold og utskiftning av transformatorer. 1.3 Mottaker Oppgaven vil være spesielt rettet mot oppdragsgiver Bane NOR og personer med elektroteknisk bakgrunn. 1.4 Anvendte metoder Gruppen skal bruke teori som allerede finnes for levetidsberegninger av transformatorer, samt historikk og prøveresultater fra Bane NORs transformatorpark. Det vil også bli benyttet Matlab for å designe en levetidsberegningsmodell. 1.5 Rapportens struktur Rapporten vil bli bygget opp slik at teorikapittelet blir presentert etter innledningen. Her vil det bli lagt vekt på grunnleggende teori om levetidsberegninger av transformatorer for å gi en god forståelse av rapporten. Videre presenteres prøveinnhold og beregninger gjort i levetidsmodellen som senere vil bli diskutert og satt opp imot teorien. Til slutt vil det bli gjort en konklusjon av arbeidet og anbefalinger for videre forskning. Kapittel 1: Innledning, mål og avgrensninger. Kapittel 2: Teori og bakgrunnsinformasjon. Kapittel 3: Prøver for vurdering av transformatorenes tilstand. Kapittel 4: Beregningsmodell, beregninger og resultat. Kapittel 5: Diskusjon av resultatene og veiledning til vedlikehold. Kapittel 6: Guideline for vedlikehold. Kapittel 7: Konklusjon av arbeidet og anbefalinger for videre forskning. 2

14 2 Teori Kapittelet tar i hovedsak for seg levetidsanalyse for krafttransformatorer. Kraft- og energiforsyningen har i hensikt å frembringe tilstrekkelig mengde elektrisk kraft, med spesifikk spenning og frekvens for drift av jernbaneinfrastrukturen eid av Bane NOR. 2.1 Forskrifter og normer Bane NOR er underlagt forskrift om elektriske forsyningsanlegg der det finnes spesifikke krav for elektrisk jernbane. I tillegg benytter Bane NOR seg av Europa normen EN50329:2003 som baserer seg på IEC :2005 og har de samme bestemmelsene for transformatorer [1]. Tidligere Rasjonell Elektrisk Nettvirksomhet, nå REN har utarbeidet såkalte REN-blad for vedlikehold av krafttransformatorer i regionalnettet. REN-bladene som tar for seg transformatorvedlikehold er REN-blad nr.7200 og nr. 7201, henholdsvis vedlikehold- og veiledning til vedlikehold av krafttransformatorer. REN benyttes i størst grad av nettbransjen for å bygge ut og drifte nettet. Selv om REN-blad tar for seg regionalnettet, er anbefalingene rundt transformatorer overførbare til Bane NOR sin virksomhet. Formålet med REN-blad er å gi en oversikt over vedlikeholdstiltak som bør gjøres i forbindelse med krafttransformatorer. Ved å følge disse anbefalingene vil en alltid kunne operere innenfor de rammene som gitt av forskrift om elektriske forsyningsanlegg. Bladet tar for seg krav, sjekkpunkter, tilstandskontroll og oppfølging. På generell basis anbefaler REN årlig oljeprøve og gassanalyse (DGA) og en utvidet oljeprøve hvert tredje år. Disse prøvene skal analyseres på et sertifisert laboratorium. Det anbefales også et utvidet ettersyn hvert 3. år og overvåking av tiden transformatoren er over 80% av merkelast. Dersom transformatoren har en lastkobler bør denne ha en revisjon hvert 12. år. [2, 3]. Temperaturbegrensningene for krafttransformatorer gis ut ifra IEC Toppoljetemperaturen skal ikke overstige 105 C ved normal last. Normal last betegnes ut ifra IEC som en strøm under grenseverdien på 1,5 p.u.. For emergencyload, long-time og short-time, skal ikke toppoljetemperaturen overstige 115 C [4]. Fra NEK som tar for seg isoleroljer, kvalitative krav, overvåkning og vedlikehold i transformatorer og brytere med tilhørende oljefylt utstyr er det gitt grenseverdier for syrer, gasser og vann i transformatoroljen. 3

15 Under kapittelet for alminnelige krav heter det seg at: En god isolerolje skal ha en slik kjemisk oppbygning at den gjennom hele sin brukstid beholder de egenskaper som er nødvendige for å kunne virke som et isolerende, impregnerende og kjølende medium. Den må hele tiden ha bl.a. høy gjennomslagsspenning for å kunne motstå dielektriske påkjenninger, lav viskositet for å kunne sirkulere effektivt i et kjølesystem, stor evne til å oppta og transportere varme, tilstrekkelig flyteevne ved lave temperaturer og høyt flammepunkt for å tilfredsstille sikkerhetsmessige krav. [5]. Det er ikke gitt spesifikke grenseverdier for når en transformator må tas ut av drift eller ikke lenger tilfredsstiller kravene for å leveringskvalitet. Denne avgjørelse er opp til hver enkelt transformatoreier og bør tas i samråd med transformatorleverandøren. Et utdrag av NEK IEC 60422:3013 illustrert i Figur 2, viser anbefalte grenser for vann nivå i oljen. Ut i fra figurene kan man se at en transformator med systemspenning opp til 72,5kV kan inneholde < 30 mg/kg (ppm) og fortsatt ha en god tilstand [6]. Figur 1. Kategori forklaring av transformatorer. Figuren må ses sammen med Figur 2 [6] 4

16 Figur 2. Grenseverdier for ppm - mg/kg verdier. Figuren må ses sammen med Figur 1 [6] 2.2 Transformatorens konstruksjon Transformatorer endrer spenning og strøm med høy virkningsgrad. Den leverer og mottar energi. Oppbygningen av en krafttransformator består av hoveddeler og hjelpeutstyr. Hovedkomponentene består av kjerne, viklinger med isolasjon, tank og olje. Avhengig av ytelse og produsent kan topplokket sitte fast i kjernen og viklingene. På større transformatorer sitter topplokket vanligvis løst. Eldre transformatorene, produsert før 1960, ble det hovedsakelig brukt korkpakninger, mens det på nyere transformatorer brukes forbedrede og mer holdbare korkpakninger med Nitril. Uavhengig av hvilken type pakning som brukes er de følsomme for hvor hardt boltene blir skrudd til, slik at i noen tilfeller kan pakningen ta skade av for hard tiltrekking. Videre er hovedkomponentene og de viktigste hjelpesystemene beskrevet. Bilde 1. Anbefalt tilskruingsfrekvens på topplokk [7] 5

17 2.2.1 Kjerne I Bane NORs omformerstasjoner finnes det både en- og trefase kjernetransformatorer. Disse er bygd opp av bunnåk, bein og toppåk. Blikkene monteres manuelt sammen i en ramme for å danne kjernen. For å sørge for korrekt tilpasning og avstivning settes toppåket inn i samme prosess, før det senere fjernes slik at viklingene kan monteres utenpå kjernen, deretter settes toppåket på igjen. Kjernen må presses sammen (hvordan det er gjort, avhenger av produsent og årstall). Glassfibersurring eller stålbånd isolert fra kjernen er det mest vanlige. Typisk tykkelse på kjerneblikket er 0,2-0,3 mm. Kjerneblikk fås i ulik kvalitet. Tapene reduseres med tynt kjerneblikk, men investeringskostnadene vil øke [8].. Bilde 2. Illustrasjon av jernkjerne til en transformator fra ABB [9] I Figur 3 kan man se sammenhengen mellom magnetfeltet (H) og den magnetiske flukstettheten (B). Denne er ulineær og er gitt av permeabiliteten. For å redusere blant annet jerntap og støynivå bør verdien på flukstetthet for maksimal spenning ligger mellom 1,5-1,7 tesla [T]. Spenningen og flukstettheten øker proporsjonalt [8]. Figur 3. Jernkjernens magnetiseringskurve [8] 6

18 Kjernen er typisk lite utsatt for feil sammenlignet med andre komponenter i transformatoren. Allikevel kan noen typiske feil oppstå: [8] Jordingsfeil mellom kasse og kjerne som kan medføre sirkulerende strømmer. Disse kan videre føre til lokal overtemperatur. Punktering av kjerneblikkets isolerende belegg som fører til lokal oppvarming Vikling Viklingen i en transformator er en aktiv del og er viklet rundt kjernen. Aktiv del er betegnelsen på alle faste deler som er innenfor transformatorkassen. Strømmen må gå gjennom hver enkelt vikling, og det er derfor viktig å isolere viklingene. Spenningsfallet i ett viklingsturn er typisk dimensjonert til mellom V. De fleste viklinger er oppbygd av kobbertråd som er lakkert og isolert med papir. Dette papiret kan være kraftpapir eller termisk oppgradert papir. Transformatorene til Bane NOR kan bestå av både en -og tre fase viklinger. Videre består viklingene av en høy -og lavspentside som typisk betegnes som primær -og sekundærside. Viklingene må dimensjoneres slik at den tåler mekaniske påkjennelser som kortslutning-, lynog koblingsoverspenninger. Kortslutningsholdfastheten reduseres ved svekkelse av materialstyrken i papiret (som kommer av aldring). Andre feil som kan oppstå vil kunne være overoppheting, varme kontakter, overbelastning, løs vikling og redusert kjøling [10]. Bilde 3. Skive-vikling med relativt mange turn [9] 7

19 2.2.3 Tank Transformatortanken er en oljetett metallbeholder. Hovedformålet til tanken er å holde på oljen og beskytte den aktive delen. Det er viktig å konstruere tanken slik at man kan frakte den fra fabrikk og ut til omformerstasjonene. Den må tåle å løftes, jekkes og dras på plass. Tanken er bygd opp av stålplater. Selv om man ser på tanken som statisk, uten bevegelige deler, vil tanken «puste». «Pustingen» skjer ved variasjoner i temperaturen, som fører til at tanken utvider og trekker seg sammen. Et problem med denne «pustingen» er når tanken trekker seg inn igjen kan den trekke med seg luft inn i tanken som fører til forurensning. Videre kan dette føre til at fuktighet og oksygen kommer i kontakt med oljen i tanken. For å forhindre at fuktigheten i luften blir tatt opp i oljen brukes en lufttørker. Det vanligste tørkemiddelet er silica-gel [7]. For å minimere kontakten mellom luften på utsiden og transformatoroljen kan man benytte en ekspansjonstank. Ekspansjonstanken varierer mellom 3 og 10 % av hovedtankens størrelse og er plassert over topplokket til transformatoren, som vist i Figur 4. Dette fører til at luften på utsiden kun er i kontakt med oljen i ekspansjonstanken. Ofte er det installert et Buchholz relé mellom ekspansjonstanken og tanken for å varsle gassdannelser [7]. Figur 4. prinsippfigur som viser fri ventilasjon via ekspansjonstank [7] For å forhindre at oljen eksponeres direkte mot luft, slik som vist i Figur 4. kan man bruke en ekspansjonstank hvor det enten finnes en luftfylt gummisekk på innsiden av ekspansjonstanken eller en membran som ligger mellom luften inne i ekspansjonstanken og oljen. Prinsippet er vist i Figur 5. Dette gjør at oljen er isolert fra direkte luft. Videre har luften inne i ekspansjonstanken fri ventilasjon via en lufttørker mot luften på utsiden transformatoren. En svakhet med bruk av gummisekk og membran er at disse ikke er 8

20 ugjennomtrengelige. Det fører til at det på sikt kan oppstå rift/hull. Derfor er det viktig å installere gass akkumulator relé på ekspansjonstanker med gummisekk for å detektere gassbobler i oljen. Det er også mulig å montere Buchholz relè mellom ekspansjonstanken og transformatortanken for å varsle gassdannelser [7]. Figur 5. Ekspansjonstank med luftsekk [7] Tanken har flere lukkede åpninger hvor forskjellige systemer kobles til. Disse åpningene tettes med pakninger og det er svært viktig at disse pakningene monteres korrekt, da det kan oppstå «svetting» og lekkasje rundt disse åpningene. For å forhindre rust og korrosjon males tanken utvendig [7]. Bilde 4. Krafttransformator med ekspansjonstank fra en av Bane NORs omformerstasjoner. 9

21 2.2.4 Hjelpeutstyr Hjelpeutstyret deles her inn i tre kategorier, overvåking/varsling, kjøling og gjennomføringer. De har igjen flere underkategorier som vil bli beskrevet nedenfor. Trinnkobler blir også sett på som hjelpeutstyr, men vil ikke bli beskrevet da de ikke er standardiserte. Det er ønskelig at transformatoren unngår feilsituasjoner som fører til havari eller feil som reduserer levetiden. Hjelpeutstyr bistår til å oppdage feiltilfellene i en tidlig fase [11]. Overvåking/varsling Overvåking og varslingsutstyr oppdager, og kan hindre og/eller varsle feil før de oppstår. Det viktigste utstyret er videre beskrevet i rapporten. Temperaturmålere Transformatorer kan være utstyrt med termometre for å måle toppolje- og viklingstemperatur. Toppoljetermometeret består typisk av en spole av bimetall som er koblet til visertermometre. Termometeret kan være koblet sammen med en kjølevifte som starter ved en gitt grenseverdi. Viklingstemperatur-termometeret måles i viklingen, men er modifisert slik at den viser hotspot-temperaturen. Viklingstermometeret kan derfor også kalles hotspot-termometer. Dette termometeret er ikke nøyaktig, men gir en god indikasjon på hotspot-temperaturen. Også her kan det sendes et signal som starter ekstra kjøling. For å få mest mulig korrekt temperaturavlesning burde det brukes en fiberoptisk sensor som bygges inn under produksjonen av transformatoren [11]. Bilde 5. Temperaturmålere for transformator [9] 10

22 Gass- og trykkmålere De fleste interne elektriske feil som oppstår i transformatoren genererer gass. Gassen fører til at det bygges opp et trykk. Ved mindre feil vil ikke transformatoren i særlig grad bli påvirket, men ved større feil kan det i verste fall være så kritisk at tanken skades eller sprenges. Ved hjelp av sensorer som er nevnt nedenfor, kan oppløste gasser i oljen detekteres og sensoren varsle når en gitt grense er nådd. Disse sensorene kan være trykkvakt, trykkavlaster og oljenivåviser [11]. Bilde 6. Overtrykksmåler for transformator [9] Kjøling Transformatoren utvikler mesteparten av varmen i kjernen og viklingene. Ved temperaturdifferanse ledes varmen ut via de faste materiellene som den aktuelle komponenten er i kontakt med. Oljen transporterer varmen ut til kjøleutstyret hvor den blir avkjølt før den går tilbake i tanken igjen. Forskjellige kjølemetoder som kan brukes, og disse velges ut ifra hvilken transformator som benyttes. Transformatorene har forskjellige tillatte maksimale temperaturer og temperaturstigning. Kjølemetode velges ofte ut ifra hvor viktig transformatoren ses på av bedriften. De vanligste kjølemetodene er [11]: ONAN: Olje naturlig sirkulasjon, luft naturlig sirkulasjon (radiator) ONAF: Olje naturlig sirkulasjon, luft forsert sirkulasjon (radiator med vifte) OFAF: Olje forsert sirkulasjon, luft forsert sirkulasjon (varmeveksler) OFWF: Olje forsert sirkulasjon, vann forsert sirkulasjon (vannkjøler) [11] 11

23 Gjennomføringer Gjennomføringer er fikserte punkter på en transformator, der blant annet strømførende ledere er tilkoblet for gjennomføring av elektrisk energi til viklingene inne i selve transformatoren. Det eksisterer ingen standardisering for gjennomføringer, og ettersom det i tillegg er forskjellige produsenter og leverandører, vil det være krevende å direkte konkretisere typiske feil eller feilrater. Likevel vil det være mulig å antyde generelle feiltyper, basert på typiske sammenhenger ved feil. Bane NOR opplyser også at gjennomføringer er en typisk årsak til feil på sine trefase- transformatorer [12]. Bilde 7. Illustrasjon av gjennomføringer på transformator 2.3 Olje Transformatoroljens egenskaper benyttes til elektrisk isolator og kjølemedie. I tillegg til isolasjon og kjøling har oljen også i oppgave å beskytte cellulosen. En annen nyttig egenskap med oljen, er at den kan analyseres i form av oljeprøver, slik at det kan foretas en tilstandskontroll av de indre delene i transformatoren. Ut fra analyser av oljeprøven defineres transformatorens tilstand. Transformatorolje er som oftest et produkt bestående av mineraleller silikonolje med høy elektrisk isolasjonsfasthet. Videreutvikling av systemer for isolerende væsker til transformatorer er under kontinuerlig forbedring og utvikling, men mineralolje er fortsatt det mest foretrukne med tanke på funksjon og egenskap. Ved omtale av begrepet transformatorolje, og referanser til dette, er det derfor her snakk om mineralolje. 12

24 Forutsetninger for en god transformatorolje er lav permittivitet, lave tap, god holdfasthet, og med fordel god kjøle- og impregneringsevne slik at aktive komponenter blir eksponert for, og drar nytte av egenskapene til oljen. I enkelte innvendige deler og komponenter på transformatoren vil det kunne kreves en relativt lav viskositet, slik at oljen trenger inn og kjøler alle deler av konstruksjonen. Egenskapene med tanke på flytepunkt og viskositet for varierende temperatur, er avgjørende for evnen til å blant annet kjøle ved en relativt høy hotspot-temperatur. Fremstillingen av mineraloljen foregår ved at jordolje blir destillert og raffinert, noe som medfører at oljen inneholder forskjellige typer molekyler. Dette er illustrert i Figur 6. Molekylet har her to naftenske ringer, en aromatisk ring og parafinske kjeder [5] [13]. Figur 6. Eksempel på molekyl, mineralolje.[7] 2.4 Cellulose Isolasjonsmaterialet som blir brukt i de aller fleste transformatorene i dag er papir og olje. Papiret inneholder cellulose. Det er forbindelsene mellom nedbrytningen av cellulosefibrene og transformatorens isolasjonsevne. Papiret som benyttes er enten kraftpapir eller termisk oppgradert papir. Selve papiret er bygget opp av flere cellulosemolekyl som danner cellulosefiber. Fibrene spinner seg sammen og lager papiret. Cellulosens degree of polymerization, heretter kalt DP, forteller i hvor stor grad celluloseforbindelsene er brutt ned. I det transformatoren er ny fra fabrikk vil den ha en DP på ca Papiret til en ny transformator har god bruddstyrke. Sintef opererer med en DP på 200 som sluttilstand for en transformator, men opplyser samtidig at det er opp til hver enkelt transformatoreier å bestemme når transformatoren skal kasseres [14]. 13

25 Figur 7. Planskisse av cellulosefiber [15] Nedbryting av cellulose skyldes i hovedsak vann, oksygen og varme, også kalt hydrolyse, oksydasjon og pyrolyse. I hydrolysen vil vann fra cellulosen brytes ned, og ettersom cellulosen inneholder OH og O molekyler vil det ved nedbrytning dannes vann i oljen. Dette er en selvakselererende prosess slik at nedbrytingen av cellulose vil skje raskere desto mer vann som finnes i transformatoren. Hydrolysen skjer også raskere ved økt temperaturer. Oksydasjon vil skje i enhver transformator der det er tilgang på oksygen. Produktet som oksydasjonen etterlater seg er vann og karbondioksid. Oksydasjonen i seg selv vil bryte ned cellulosemolekylene, samtidig vil vannet som produseres være med å fremskynde hydrolysen. Pyrolysen forteller noe om hvordan temperatur spiller inn på levetiden til cellulosen. Som nevnt i kapittel 2.5 temperatur, kan en si at levetiden til cellulosen halveres dersom driftstemperaturen til transformatoren øker med 6-8 grader celsius [14, 15]. Hydrolyse Oksydasjon - Binder opp vann i oljen - Bryter ned cellulosen - Auto-akselerert - Danner vann - Bryter ned cellulose - Danner syrer - Influeres av kobber og jern 14

26 Pyrolyse [16] - Øker aldringsprosessen - Danner vann 2.5 Temperatur Temperaturkarakteristikken til en transformator er avhengig av forskjellige faktorer og hvordan forskjellige deler av konstruksjonen er utført. I tillegg til selve utformingen av konstruksjonen, vil også valg av materiale ha betydning for hvor stor varmeutviklingen vil bli. Forskjellige materialer har forskjellig varmeledningsevne, og vil derfor også ha forskjellig oppvarming- og nedkjølingshastighet. Viklinger, oljetank, kjerne, olje og fast isolasjon vil ha forskjellig evne til å lede varme, slik at de i forskjellig grad blir påvirket av temperaturforandringer. Mengden av hvert enkelt materiale benyttet i transformatoren, vil også ha betydning for hvor rask eller treg temperaturendringen blir. Blir temperaturendringen betydelig og følgelig driftstemperaturen høy, vil dette påvirke den faste isolasjonen, og igjen redusere levetiden på transformatoren. Generelt sett er det hensiktsmessig å holde de forskjellige temperaturene lave, da temperatur har mye å si for aldringen av en transformator [8]. Omgivelsestemperatur En optimal plassering av en transformator er hensiktsmessig for å ivareta en best mulig kjølemulighet, og at transformatoren skjermes mot ekstern varmeutvikling fra tilstøtende omgivelser. Strategisk plassering i forhold til påvirkning av omgivelsestemperatur har også betydning for beregningene av transformatorens hotspot, ettersom temperaturøkningen fra last skal adderes med omgivelsestemperaturen for å bestemme hotspot ved drift. Bilde 8. Transformator under påvirkning av omkringliggende omgivelser 15

27 Faktorer som blant annet sol, nedbør, luftfuktighet, plassering og andre tilstøtende omgivelser vil påvirke omgivelsestemperaturen, og sammen vil gi grunnlaget for hvilken temperatur en transformator blir påvirket av. Dersom omgivelsestemperaturen til en transformator blir uhensiktsmessig høy og den ikke klarer å kjøle seg ned tilfredsstillende, vil dette kunne være med å bidra til at oljetemperaturen, selv under normal drift vil bli for høy. En forhøyet oljetemperatur vil medføre en reduksjon av restlevetiden på transformatoren. Driftstemperatur Ved merkedrift vil en transformator generere en gitt varmeeffekt, som følge av blant annet belastnings- og dielektriske tap. Dielektriske tap oppstår når den faste isolasjonen blir utsatt for et vekslende felt. De dielektriske tapene er i utgangspunktet et elektrisk effekttap, men vil omdannes fra elektrisk energi til varmeenergi. Belastningstap består hovedsakelig av strømvarmetap i viklingene, og vil utvikle en gitt varmeenergi i forhold til transformatorens merkestrøm [17]. Varmeenergien vil forårsake en temperaturøkning internt i transformatoren, som videre vil kunne medføre en hurtigere aldring av den faste isolasjonen. Temperaturøkningen er nødvendigvis ikke utenfor det man kan akseptere som normal driftstemperatur, det vil si under 105 C, men det vil ved en generell økning av temperaturen medføre en økt generell aldring. Eksempelvis vil en økning av driftstemperaturen på 6-8 o C medføre en fordobling av aldringshastigheten. I motsatt fall vil en tilsvarende reduksjon av driftstemperaturen medføre en halvering av aldringshastigheten [8]. I spesielle tilfeller der de elektriske tapene blir så store at de medfører en betydelig økning av temperaturen, vil dette i ekstreme tilfeller kunne føre til nedsmelting av kobber og store skader på den faste isolasjonen. Slike tilfeller opptrer svært sjeldent, og kommer som oftest som en følge av høye temporære overspenninger, eller unormalt store belastninger av transformatoren. En transformator i merkedrift vil som nevnt generere en gitt varmeeffekt, men vil også ha en intern kjøleeffekt i form av sirkulerende olje i oljeisolerte transformatorer. Sammenhengen mellom oppvarming og nedkjøling av en leder i en transformator er illustrert i Figur 8 [15]. 16

28 Figur 8. Funksjon for oppvarming og nedkjøling av en leder i en transformator [15] Toppoljetemperatur Olje som kjølemedium i en transformator vil være avhengig av god sirkulasjon for at den skal fungere på en tilfredsstillende og optimal måte. Dette for at de mest utsatte delene i transformatoren ikke skal utsettes for skadelig høye temperaturer. Ved god sirkulasjon av olje i transformatoren vil det holdes en tilnærmet lik temperatur over de største delene av transformatoren. Likevel, selv ved god sirkulasjon, vil det være enkelte variasjoner i temperaturen på oljen. Dette vil eksempelvis være mellom bunn på transformator hvor temperaturen som oftest vil være lavest, og mellom toppen av viklingene der temperaturen i enkelte tilfeller vil kunne være vesentlig høyere. Årsaken til denne temperaturforskjellen kommer av flere faktorer, deriblant konstruksjon og oljens evne til å sirkulere i de aktuelle områdene. Lav sirkulasjon høyt oppe i transformatoren vil medføre en risiko for en lokal forhøyet temperatur. For å kunne beskrive den forhøyede temperaturen i den øvre delen av transformatoren, benyttes begrepet toppoljetemperatur. Toppoljetemperaturen er en parameter som er enkel å måle, og kan derfor kontinuerlig overvåkes slik at høye overtemperaturer vil kunne unngås. Nedbrytningen av den faste isolasjonen fører til en oksidasjonsprosess, der cellulosen brytes ned slik at det vil oppstå fuktighet. Denne fuktigheten vil igjen medføre at transformatoren får en lavere dielektrisk holdfasthet, ved at det dannes bobler med gass i oljen som en følge av fordampingsprosessen. Forutsetningen for at vannet skal kunne danne slike lommer i oljen er avhengig av fuktighetsinnholdet i oljen, som igjen bestemmer ved hvilken temperatur det vil oppstå gass-og/eller bobledannelse i oljen. Illustrert i Figur 9, ser man sammenhengen mellom toppoljetemperatur og fuktighetsinnhold i oljen med tanke på fordamping som følge av gassog/eller bobledannelse. Her vil eksempelvis fordampingen inntreffe når man oppnår 2 % 17

29 fuktighet i oljen ved en toppoljetemperatur på 140 o C, mens fordampingen ikke vil inntreffe før man oppnår 3 % fuktighet i oljen ved en toppoljetemperatur på 120 o C [18]. Figur 9. Grenser for temperatur/fuktighet for dannelse av gasslommer i transformatorolje [18] Sammenhengen mellom toppoljetemperatur, fuktighetsinnhold og gassdannelse gjør at toppoljetemperaturen er en god indikator for å kontrollere driftstilstanden til transformatoren. Blir eksempelvis toppoljetemperaturen for høy, vil dette kunne medføre nedbrytning av den faste isolasjonen og i enkelte tilfeller resultere i havari. Dette vil kunne komme som en direkte konsekvens av hydrolyse, og som en følge av at den dielektriske styrken er vesentlig lavere i vann enn i olje. I tillegg vil dannelse av gassbobler gi partielle utladninger, noe som igjen vil varme opp oljen og medføre at det dannes mer gass. Ved dannelse av mer gass vil det føre til mer partielle utladninger, og vil da kunne medføre overslag mellom faser og lysbuer. Begrepet toppoljetemperatur er et uttrykk som definerer temperaturen på det øverste oljelaget i en transformator, men den definerer ikke punktet og den høyeste aktuelle temperaturen internt i transformatoren [18]. Hotspot-temperatur Hotspot er uttrykket for punktet som har den høyeste temperaturen i en transformator, og er i tillegg en temperatur som vil variere i forhold til last. Punktet der man oppnår hotspottemperatur, vil for øvrig kunne variere fra transformator til transformator, men vil som oftest på en trefase transformator være plassert to til tre vindinger under toppvindingen. Toppoljetemperatur benyttes med fordel sammen med «Hotspot-faktor» og «Gradient for 18

30 gjennomsnittlig temperaturforskjell mellom vikling og olje» for å beregne hotspottemperaturen til transformatoren [19]. Som illustrert grafisk i Figur 10, er temperaturøkningen per tid plottet for de 10 første timene etter startøyeblikket, og man ser tydelige trender på hvordan temperaturen øker momentant de første 10 minuttene etter startøyeblikket. Den brå temperaturøkningen som oppstår kommer som en følge av oljens manglende evne til å sirkulere når den er kald. Mangel på sirkulasjon og derav kjøling får også konsekvenser for toppoljetemperaturen, som på lik linje vil ha en relativt brå temperaturøkning den første tiden etter startøyeblikket [20]. Ved bruk av omgivelsestemperatur for å beregne hotspot, skal det benyttes en gjennomsnittlig temperatur målt over en periode på 24 timer. Omgivelsene som transformatoren «ser», er selve kjølemediet i kontakt med en varmeveksler eller en radiatorkrets. Tilhørende hjelpeutstyr for å begrense eller redusere temperaturpåvirkningen fra omgivelsene, vil ved enkelte transformatorer være i form av vifter av forskjellige størrelser [19]. Figur 10. Illustrasjon av Hotspot- og toppoljetemperatur på 120kV, 400MVA ONAF-cooled transformator ved 1,29-p.u. last. Det er flere måter å beregne hotspot-temperaturen. En beregningsmetode som krever målt toppolje temperatur er [18]: 19

31 θ h = θ Topp olje + Hg r k y ( 1 ) Θh Hotspot-temperatur ΘTopp olje Målt toppolje temperatur Hgr Nominell hotspot til toppolje gradient k Last i p.u. y Viklingseksponent Tabell 1. Konstanter for hotspot beregninger ONAN Transformator ONAF Hgr 26 C 26 C Viklingseksponent y 1,3 1,3 Oljeeksponent x 0,8 0,8 Δθor 52 C 52 C R 6 6 Dersom man ikke har den målte toppolje temperaturen kan man fortsatt beregne hotspottemperaturen, men man er avhengig av flere parametere. Ligningen blir som følger: θ h = θ a + Δθ or [ (1+Rk2 ) (1+R) ]x + Hg r k y ( 2 ) Θh Hotspot temperatur Θa Omgivelsestemperatur Δθor Midlere vikling til midlere oljetemperatur ved nominell last R Last tapene ved nominell last/tapene uten last k Last i p.u. x Oljeeksponent Hgr Nominell hotspot til toppolje gradienten y - Viklingseksponent [4, 16] 20

32 2.6 Last Lastflyten i jernbanenettet bestemmes av togtrafikken. Jo flere tog som passerer omformerstasjonene og transformatorene, desto større vil den totale lasten være. Lasten er igjen med og påvirker olje- og viklingstemperaturen i transformatoren, og spiller en stor rolle for transformatorens levetid (se kapittel 2.5 temperatur og kapittel 5 diskusjon). I følge Bane NOR vil transformatorene i omformerstasjonene operere lastnivåer mellom 0,1p.u. - 2,5p.u. Dette betyr at lastkurven til Bane NORs transformatorer vil ha en mye høyere maksimal belastning i enkelte perioder. Likevel vil den totale belastningen over tid for Bane NOR sine transformatorer være langt lavere enn typiske transformatorer i det norske kraftsystemet. Dette fører til at Bane NOR sine transformatorer har langt lavere driftstemperatur enn de typiske transformatorene i strømnettet. Forutsetningen for denne antagelsen er begrenset av mengden togtrafikk som passerer, og dermed belaster omformerstasjonen [21]. Enkelte togtyper vil i tillegg generere effekt ved nedbremsing som sendes tilbake på kraftnettet. Effekten vil kun kunne tas opp av de roterende omformerne (med unntak av en enkelt statisk omformerstasjon i Sarpsborg). Herifra vil effekten omdannes fra enfase-effekt til trefase-effekt via den roterende akslingen i omformeren, for så å distribueres ut på det overliggende trefasenettet. For statiske omformere vil ikke effekten kunne transporteres ut til trefasenettet (med unntak av Sarpsborg). Effekten vil da transporteres rundt i kontaktledningsnettet [22]. 2.7 Aldring i cellulose Transformatorens aldring er avhengig av tilstanden til isolasjonen som benyttes mellom viklingene. For de fleste transformatorer er denne isolasjonen kraftpapir eller termisk oppgradert kraftpapir. Dersom cellulosen i papiret forringes, se kapittel 2.4 cellulose, vil isolasjonen etter hvert svekkes. Transformatoren vil bli mer sårbar for påkjenninger som dielektrisk overslag som følge av lav holdfasthet i cellulosen, overspenninger som følge av innog utkoblinger og lynoverspenninger. For å kunne beregne holdfastheten til papirisolasjonen må man se på i hvor stor grad forbindelsen mellom cellulosefibrene er brutt ned. Denne nedbrytingen skjer gjennom kjemiske reaksjoner, og kan beskrives ut ifra den såkalte Arrhenius-ligningen. Arrheniusligningen er en generell formel som beskriver aldringsraten k. Jo større k, desto flere reaksjoner pr. time og aldringen vil skje hurtigere. 21

33 Ea Rθ k = Ae h ( 3 ) Konstanten A bestemmes av forurensningen i reaksjonen. Dette vil i praksis si hvor mye oksygen som er til stede under reaksjonen og hvor mye vann og syrer som finnes i papirisolasjonen og oljen. Ea er gitt som aktiviseringsenergi og bestemmer temperaturavhengigheten til papirets aldring i [kj/mol]. Med andre ord vil Ea bestemme reaksjonshastighetes og dermed også aldringen. R er den generelle gasskonstanten 8,314 [J/K*mol], mens θ h er hotspot-temperaturen under reaksjonen, gitt i kelvin [K]. Langtidstester fra Sintef der DP-verdien testes for ulike temperaturer har gitt en sammenheng mellom A- og Ea-konstanten i ligningen ovenfor. Testen ble gjort på papir der DP-verdien sank fra 1250 til 600. Ved lave temperaturer ble det registrert DP-verdier over 650, men disse ble også benyttet for å finne sammenhengen mellom A- og Ea-konstanten. Temperaturen papiret ble testet på, varierte mellom 70 C og 130 C [14]. Tabell 2. Ea og A for oksidasjon og hydrolyse i kraftpapir. [14] Tabell 2 viser hvordan Ea og A henger sammen for ulike fuktighets- og oksygennivå i kraftpapir. IEEE C IEEE anslår forventet gjennomsnittlig levetid hos en transformator med termisk oppgradert papir på timer som tilsvarer 20,55 år [19]. Herunder skal det nevnes at den anslåtte gjennomsnittslevetiden er gitt ut ifra internasjonale forhold der temperatur og last kan se annerledes ut enn i Norge, hvor klimatiske forhold gir gunstig kjøling ved høy last. IEEE benytter seg av Arrhenius-ligningen for å definere sine egne aldringsligninger. Denne aldringsligningen gir ut en per unit life-verdi og blir presentert på følgende måte: 22

34 B Per unit life = Ae ( θ h +273 ) ( 4 ) θ h er hotspot-temperaturen i C. A og B er konstanter. For transformatorer med termisk oppgradert papir med hotspot-referansetemperatur 110 C er konstantene A og B gitt ut ifra IEEE. IEEE opererer ikke med en modell for kraftpapir. Per unit life = 9, e ( θ h +273 ) ( 5 ) θ h er hotspot-temperaturen i C. Per unit life angir hvor transformatorens levetid ut ifra forventet gjennomsnittlig levetid. For eksempel vil en per unit life på 0,5 gi en transformatorlevetid på 10,275 år. Aldringens akselerasjonsfaktor gis i IEEE som betegnelsen FAA og gis som følgende når den refereres til som termisk oppgradert papir: F AA = e ( θ h +273 ) ( 6 ) θ h er hotspot-temperaturen i C. IEC IEC opererer i sin Loading guide for oil-immersed power transformators [4] en modell som kan beregne levetiden til en transformator kun med tanke på temperatur. Modellen gir en aldringsrate V som kan multipliseres sammen med forventet levetid fra IEEE og deretter forlenges, eller forkortes avhengig av hotspot-temperatur i transformatoren. Aldringsraten gis via to forskjellige modeller avhengig om transformatoren har termisk oppgradert papir, eller vanlig kraftpapir som isolasjonsmateriale. 23

35 For kraftpapir presenteres aldringsraten V slik: V = 2 (θ h 98)/6 ( 7 ) Termisk oppgradert papir gir aldringsraten V slik (samme som FAA): V = e ( θ h +273 ) ( 8 ) θ h er hotspot-temperaturen i C [4]. Termiske aldringsmodeller Som nevnt tidligere i aldringskapittelet er aldringen til transformatorer forbundet med DPverdien til papirisolasjonen. En DP på 200 betegnes ofte som endt levetid for en transformator. Basert på Arrhenius-ligningen er det blitt utviklet en formel for beregning av forventet levetid gitt i antall år. Forventet levetid = 1 1 DP end DPnew A Ea R(θ e h +273) [År] ( 9 ) Konstantene A, Ea og R er det samme som i Arrhenius-ligningen, mens DPend gitt som minsteverdi for levetiden, gjerne 200. DPnew blir ofte satt til 1000 for en ny transformator. Også her vil θ h være hotspot-temperaturen til transformatoren. 24

36 3 Prøver I dette kapittelet beskrives hvordan man kan ta prøver av transformatorolje og hvordan disse benyttes til å vurdere oljens tilstand og gjenværende levetid. Praktisk prøvetaking En oljeprøve tappes fra transformatorens prøvekran. Det er viktig at det først tappes 2-3 liter for å komme til oljen som har sirkulert inne i transformatoren og renset for urenheter i prøvekrana. Skyll prøveflasken godt to til tre ganger og la oljen renne langs kanten av flaskeveggen til flasken er fylt opp, ca. 1,5 cm fra flasketuten. Noter serienummer på flasken. Temperaturen på transformatoroljen skal måles i strålen fra prøvekrana. Gassprøven tas ved å benytte sprøyte med T-stykke der oljen fra prøvekrana passerer gjennom en slange og ut i for eksempel en bøtte. Det er viktig at oljen er rennende under hele prøvetakingen slik at en unngår urenheter og luft i prøven. Det skal tas ca. 25 ml olje til gassprøven. Etter at prøven er tatt er det viktig å lukke sprøyta godt med T-stykket og sørge for at det ikke er luftbobler i prøven, da disse forurenser og ødelegger prøven. Umiddelbart etter prøvetaking skal sprøyta beskyttes mot sollys, før den sendes inn til analyse. Under olje- og gassprøvetaking er det meget viktig at det blir tatt hensyn til hygiene. Hold kraner, flasker, sprøyter og slanger borte fra skitt og smuss slik at prøvene ikke blir kontaminert. Pass også på å ikke være i kontakt med transformatoroljen da denne er skadelig for huden [23]. Dissolved gas analysis (DGA) og oljeprøver Ved å analysere oljen med tanke på farge og utseende kan man få informasjon om transformatorens innvendige aldringsprosess. Dannelse av slam, sot og partikler i oljen, gir en indikasjon på hvor mye oljen er forurenset. Årsaken til forurensningen vil kunne avdekkes ved oljeprøver. Ved analyse i laboratorium finnes mengden av forskjellige gasser og partikler i oljen. Mengden av de forskjellige gasser og partikler i oljen vil fortelle hvilken påkjenning eller prosess som foregår innvendig i transformatoren. De mest vanlige scenario ut i fra gassprøver fra transformatorolje som behandles, er listet opp i Tabell 3 og beskriver hvor forurensningen stammer fra. 25

37 Tabell 3. Analyse av oppløst gass (DGA, Dissolved Gas Analysis) [23]. Gass Formel Kommer fra Hydrogen H2 Olje og evt. smitte fra lastkobler Metan CH4 Olje Etan C2H6 Olje Eten (etylen) C2H4 Olje og evt. smitte fra lastkobler Etyn (acetylen) C2H2 Olje og evt. smitte fra lastkobler Karbonmonoksid CO Nedbrytning av papir og olje Karbondioksid CO2 Nedbrytning av papir og olje Oksygen O2 Kommer utenfra via pusteren Nitrogen N2 Kommer utenfra via pusteren Propan/propen C3H8 / C3H6 Olje Forekomster og deteksjon av de forskjellige gassene i oljen, kan ved hjelp av metoder som blant annet Duval trekanten, som illustrert i Figur 11. benyttes for å anslå hvilket avvik som har oppstått. Duval trekanten anvender da forholdet mellom de forskjellige gassene for å kunne anslå avviket. Ulempen med dette, er begrensningen til kun å detektere avviket, etter det har oppstått. Selve deteksjonen gjøres med bakgrunn i forhøyede verdier av enkeltgasser, generelt høyt gassnivå, eller unormal gassingstakt. Årsaken til selve gassutviklingen, klassifiseres i grupper angitt av IEC 60599, denne beskriver nøyaktig hvordan de respektive avvikene skal klassifiseres. Tabell 4 viser hvordan avvikene klassifiseres ved hjelp av tre angitte gassforhold [24]. Tabell 4. Forholdstall og feilkoder for tolkning av gassanalyse [24] Acetylen Metan Sannsynlig feiltype Eten Hydrogen PD Partielle utladninger * < 0,1 *** < 0,2 D1 Utladninger med lav energi > 1 0,1-0,5 > 1 D2 Utladninger med høy energi 0,6-2,5 0,1 1 > 2 T1 Termisk feil T < 300 O C * > 1 > 1 T2 Termisk feil 300 O C < T < 700 O C > 0,1 > T3 Termisk feil T > 700 O C > 0,2 ** > 1 > 4 Eten Etan Merknad * Ikke signifikant ** Økende mengde acetylen kan indikere at temperaturen på feilstedet er over 1000 O C *** Forholdstall < 0,2 for strømtransformatorer, og < 0,07 for gjennomføringer 26

38 Sammensetningen av nøkkelgassene gir ulike feiltilfeller i transformatoren. Tabell 4 klassifiserer de forskjellige avvikene og presenterer en tabell med ulike feiltilstander. En annen form for oppstilling av feiltilstander og sammensetningen, er som tidligere nevnt med bruk av en Duval-trekant, Figur 11. Figur 11. Duval-trekanten. Feiltilfeller ved sammensetning av ulike gasser [25] PCB Som transformatorolje benyttes det i dag som nevnt hovedsakelig mineral- og silikonolje. Med sine funksjoner og egenskaper er mineral- og silikonolje å foretrekke, fremfor tidligere oljetyper benyttet i transformatorer. Blant de tidligere oljetypene ble PCB (polyklorinert bifenyl) benyttet i utstrakt grad, men denne er nå forbudt av miljøhensyn da den er giftig og tungt nedbrytbar. Årsaken til at PCB ble benyttet kommer av at det har en opprinnelig form tilnærmet lik som olje, med gode isolasjonsegenskaper, lang levetid, gode kjøleegenskaper og er i tillegg svært resistent mot brann. PCB består av en gruppe industrikjemikalier utviklet på 1920-tallet, og som sammen danner en syntetisk klorforbindelse. Forbindelsen som dannes er både giftig og tungt nedbrytbar, noe som blant annet medfører en fare for dyr og mennesker. Giften kan føre til svekket immunforsvar, skader på nervesystemet, leverkreft og skade forplantningsevnen hos dyr og mennesker. Konsekvensen av å bli utsatt for giften, i kombinasjon med å være tungt nedbrytbar, har medført et forbud mot bruk av PCB i Norge siden 1980 og den blir ansett som en av verdens farligste miljøgifter [26]. 27

39 Farge og utseende En klar væske med en lys farge kjennetegner en god transformatorolje. Jo klarere og lysere fargen er, desto nyere er oljen. Ny transformatorolje vil være tilnærmet klar og fargeløs, noe som gjør farge og utseende til en god indikator på transformatorens tilstand. Endrer oljen farge eller utseende over tid, tyder dette på at oljen forringes eller blir forurenset. Transformatoroljens farge bestemmes ut i fra en standardisert fargenorm. Fargenormen angir med en numerisk verdi, som ved bruk av transmittert lys bestemmer fargen innenfor en skalert verdi mellom 0 og 8, der 0 er lys farge og 8 er mørk farge. For transformatorer som er i drift er grenseverdien for oljens farge 3,5, gitt av NEK [27] [5]. Bilde 9. Illustrasjon av oljeprøver, tatt etter og før regenerering. Forskjellige faktorer vil kunne medføre forringelse eller forurensing. Alder, overbelastning, lynoverspenninger, fukt og nedbrytning av cellulose er blant de mest vanlige faktorene. Farge og utseende vil være en god indikator, men det er likevel grunn for å være kritisk til å utelukkende bare benytte farge og utseende som parametere for å bestemme transformatorens tilstand. Dielektrisk holdfasthet Dielektrisk holdfasthet er en faktor som benyttes for å kunne målsette et isolerende materiale sin motstandsdyktighet ovenfor et vekslende elektrisk felt. Den dielektriske holdfastheten i ren transformatorolje er omtrent 60-70kV/mm. Ved forurensning av oljen, eller ved at den utsettes for vann, vil eksempelvis en vannmengde på 100ppm (parts per million) i oljen, medføre at den dielektriske holdfastheten synker til ca kV/mm. Som en generell regel vil alle typer transformatoroljer gradvis miste sin holdfasthet ved forurensning, dette kan være 28

40 i form av vann, støv eller andre partikler i oljen. Holdfastheten er i tillegg avhengig av faktorer som elektrodeform, oljeavstand og grad av inhomogenitet [28]. Grenseflatespenning Grenseflatespenning er en faktor for å kunne målsette de kreftene som sammenholder vannog oljemolekylene i oljens overflate. Ved å måle grenseflatespenningen og benytte denne som en indikator, vil man få en god deteksjon av eventuelle polare forbindelser som metallsåper og oksidasjonsprodukter [8]. Grenseflatespenningen vil ved naturlig aldring endres kontinuerlig. Endringskurven vil være brattest i starten av oljens levetid, og vil deretter avta og bli slakere. Det vil si at jo eldre oljen er, desto mindre avtar grenseflatespenningen, som igjen gjør det til en god indikator og da spesielt for de tidligste stadiene i aldringsprosessen. Dersom grenseflatespenningen faller raskt, vil dette være en indikasjon på at oljen reagerer med deler av transformatorens innvendige struktur, eller har blitt forurenset igjennom lekkasje eller ved etterfylling av olje. Ved å benytte grenseflatespenning som indikator vil man avdekke forhold ved transformatoren som vil kunne føre til blant annet slamutfelling. Ved slamutfelling har grenseflatespenningen blitt for lav, noe som igjen fører til slamdannelse som vil legge seg på viklingene, og igjen over tid vil føre til redusert kjøleeffekt for transformatoren. Grenseflatespenningen vil derfor være en god indikator ved måling av effekten ved en regenerering [8]. I tillegg til grenseflatespenning, brukes også nøytraliseringsverdi. Nøytraliseringsverdien måler syretallet og dersom dette er for høyt, vil dette påvirke papirets egenskaper ved at cellulosefibrene depolymeriseres. Nøytraliseringsverdien vil endres i forhold til alder og stadiet av aldringsprosessen. Verdien vil forandres i motsatt retning i forhold til aldringsprosessen enn grenseflatespenningen. Nøytraliseringsverdien vil ved naturlig aldring endres kontinuerlig og vil øke gradvis etter hvert som alderen også øker. Det vil si at jo eldre oljen er, desto mer øker nøytraliseringsverdien. Dette gjør da nøytraliseringsverdien til en god indikator, spesielt for de senere stadiene i aldringsprosessen [29]. Fuktighet Fuktighet, eller vann i transformatoren vil som oftest oppstå ved oksidasjon av cellulose og olje, som årsak av en normal aldringsprosess. Ved en aldringsprosess vil temperaturvariasjoner og andre driftsforhold medvirke til mengden vann som oppstår i transformatoren, og om vannet er løst i oljen eller ikke. Er vannet løst i oljen, vil hoveddelen 29

41 av vannet være i cellulosen. Sammenhengen mellom aldring og nedbrytning av cellulosen i den faste isolasjonen, henger derfor sammen med mengden vann i transformatoren. Nedbrytning vil derfor akselerere som følge av oksidasjon i cellulosen. Mengden av fuktighet eller vann i transformatoren vil derfor påvirke gjennomslagsspenningen og den generelle aldringen på isolasjonen [30]. Andre årsaker til fuktighet og vann i transformatoren, vil kunne være lekkasje eller mettet tørkefilter. Dette vil igjen kunne medføre vanninntrenging fra omkringliggende omgivelser, eller utfordringer med å bli kvitt fuktighet eller vann som allerede har oppstått innvendig i transformatoren. Konsekvensene vil være de samme som ved en normal aldringsprosess, men vil også kunne akselerere raskere, med tanke på at eksempelvis en lekkasje kan øke i størrelse og medføre momentant havari som følge av vann- og luftinntrenging. Ved prøvetaking og måling av vanninnhold i oljen, er det vesentlig at prøven blir temperaturkorrigert ved sammenligning med tidligere prøver fra samme transformator. Dette kommer av at vanninnholdet i oljen vil endre seg i forhold til oljetemperaturen ved prøvetakingen. Øker temperaturen på transformatoren, vil vanninnholdet i cellulosen bevege seg over i oljen, men bare i den grad oljen er i stand til å kunne holde på oppløst vann ved den aktuelle temperaturen [29]. Syretall Transformatoroljens tilstand og forventet levetid blir påvirket av temperatur. Utsettes oljen samtidig for oksygen og fuktighet vil den begynne å oksidere. En oksidasjonsprosess vil igjen over tid danne syreforbindelser i oljen, som igjen vil medføre påfølgende nedbrytning av cellulosen. Dette kommer av at syreforbindelsen angriper cellulosen i den faste delen av isolasjonen i transformatoren [7]. Inhibitorinnhold For å hemme nedbrytning av transformatoroljen i drift bruker man å tilsette oljen inhibitor. Hovedsakelig benyttes et materiale som gjerne refereres til som DBPC (kjemisk betegnet som 2,6-ditertiary-butyl-para-cresol) eller DBP (2,6-ditertiary-butyl-phenol). Anbefalt konsentrasjon for ny eller regenerert olje er ca 0,3 % av total oljevekt. Oljen betegnes dermed som inhibert. På generell basis benyttes det hovedsakelig inhibert olje på nye transformatorer i Norge, noe som er med å redusere og/eller hindre oksidasjon. Fordelen med inhibert olje er at aldringsprosessen bremses, men denne forbrukes over tid. Olje som i utgangspunktet er tilsatt inhibitor vil da aldres raskere når denne er brukt opp, enn olje som aldri har vært tilsatt 30

42 inhibitor. Regenerering etter at all inhibitor er brukt opp vil gjøre at oljen aldres i dobbel hastighet. Det er derfor hensiktsmessig å iverksette tiltak på et tidlig tidspunkt, og når det fortsatt er gjenværende en gitt mengde inhibitor i oljen. Ved regenerering av inhibert olje på et tidlig tidspunkt, vil man unngå slamdannelse og en vesentlig reduksjon av oljens restlevetid. Et viktig moment for å bremse aldringsprosessen og at oljens restlevetid ivaretas, er at det foretas regelmessige målinger av inhibitorinnholdet i transformatoroljen, og om nødvendig iverksettes tiltak. Oljen bør regenereres ved nøytraliseringsverdi lavere enn 0,1 mg KOH/g olje og 0,1-0,05% inhibitorinnhold. Dersom inhibitorverdiene er under dette nivået må oljen regenereres for å få ønsket inhibitoreffekt [7]. Tapsfaktor Tapsfaktor benyttes hovedsakelig som en faktor for å måle tapene forbundet med de dielektriske egenskapene i isolerende materiale. Effekten av tapene vil resultere i en intern varmeutvikling i transformatoren. Det er svært hensiktsmessig å måle den dielektriske tapsfaktoren, ettersom denne detekterer forurensninger på et tidlig tidspunkt slik at tiltak kan iverksettes. I tillegg til forurensninger detekterer målingen også ledende partikler, vann og biprodukter av oksidasjon. Målingen av de dielektriske tapene er temperaturavhengig, slik at dette må korrigeres ved hver enkelt måling [29]. Furaner Ved nedbrytning av de faste isolasjonsmaterialene i en transformator vil det igjen utvikles gasser som følge av oksidasjonsprosessen. Det er ved utviklingen av disse gassene at det vil dannes kjemisk beslektede furfuraldehyder. Mesteparten av disse vil løses opp i transformatoroljen, som igjen vil gjøre dem mulig å analysere ved en furaner-analyse. En analyse av furanerinnholdet i transformatoroljen vil derfor være av stor nytte ved måling av papir- og oljenedbrytning i transformatoren. Likevel vil det være mest hensiktsmessig å se på furaner-analysen som et supplement til en ordinær olje- og gassanalyse, ettersom det er flere usikkerhetsmomenter ved selve analysen [8]. 31

43 Korrosivitet De fleste transformatoroljer er korrosive eller potensielt korrosive, ettersom oljen naturlig inneholder svovel i forskjellige sammensetninger. Det er nettopp denne svovelsammensetningen som ved reaksjon med kobber, medfører at det dannes kobbersulfid som vil legge seg som et belegg på den faste isolasjonen og sammen med aldring vil kunne føre til havari. Bilde 10. Illustrasjon av papirisolasjon, påvirket av koppersulfid [31] Olje som i utgangspunktet er potensiell korrosiv, vil ikke være skadelig før den skifter karakter og dermed blir korrosiv. I de tilfeller der oljen har skiftet karakter, har dette skjedd i forbindelse med en regenerering og da typisk for ved bruk av et eldre regenereringsanlegg [23]. Motstands- og omsetningsmålinger Motstands- og omsetningsmålinger kan også brukes sammen med olje- og gassanalyse for å avsløre feil i transformatorviklingene. Ved å måle motstanden i transformatorviklingene og sammenligne resultatet med kontrollmålingene fra før den ble satt i drift. Motstandsmålingene kan avdekke feil i lastkobler, dårlige skjøter i viklingene, feil i omkobler og brudd i del-ledere. Det er i tillegg mulig å avdekke termiske feil ved hjelp av en motstandsmåling. Omsetningsmålinger kan i tillegg avsløre jordslutning og kortslutninger i viklingene. Strømmen i viklingene kan også måles ved en omsetningsmåling [25]. 32

44 Sweep frequency response analysis (SFRA) Ved å sende signaler med ulike frekvenser gjennom transformatorens viklinger før transformatoren settes i bruk, vil en kunne få en signatur som kan brukes som sammenligningsgrunnlag for en ny SFRA. Ved hjelp av en slik prøve kan en avdekke en rekke feil i transformatoren. Typiske feil som avdekkes ved en SFRA er deformasjoner i viklingene, forskyvinger i viklingene, kollaps i viklingene og jordingsfeil. Forskyvning av kjerne og feil i interne koblinger [25]. 33

45 4 Beregninger av levetid for Bane NOR sine krafttransformatorer Hovedformålet med beregningskapittelet er å lage en modell som beregner levetiden til Bane NOR sine transformatorer, etter oppdragsgivers ønske. Modellen baserer seg på temperatur og en 24 timers lastsyklus. Tidligere modeller som blant annet Sintef har forsket på baserer seg på temperatur og last. Verdiene som blir brukt i ligningen er satt sammen av verdier som er konstante og forsket på av blant annet Sintef, mens andre verdier er målte verdier fra transformatoren. 4.1 Verktøy for beregninger [Figur 12] For å lage en beregningsmodell ble det valgt å bruke MATLAB (matrix laboratory) som er en velkjent matematisk programvare. Programmet er egnet for å løse ingeniør- og vitenskapelige utfordringer [32]. MATLAB har utviklet et tilleggsprogram som følger med i programvaren som heter, App Designer. I App Designer brukes grafisk brukergrensesnitt for å lage programmene. Disse bygges opp av komponenter som grafer, knapper, bokser, nummer, bokstaver, tabeller, brytere, lamper, måleinstrument osv. Dette vises i Figur 12. Etter man har lagt til ønskede komponenter går man inn i «Code View» for å programmere komponentene sammen med matematiske ligninger slik at et program kan dannes. Når appen er ferdig designet, kompileres og lagres den som en egen fil. Denne filen kan installeres på andre PCer uavhengig om PCen har MATLAB programvaren. Figur 12. Design View i App Designer 34

46 4.2 Fremgangsmåte for beregning Hovedligningen i beregningsmodellen for levetidsanalyse er ligning (9). Denne beskriver en termisk modell som er last og temperatur avhengig. For å finne korrekt hotspot-temperatur må man vite om man har oppgitt toppolje temperaturen eller ikke. Har man oppgitt toppoljetemperaturen er det ligning (1), hvis toppoljetemperaturen ikke er oppgitt er det ligning (2) som gjelder. Hotspot-temperaturen beregnes altså i en egen ligning før den legges inn i hovedligningen. Videre er man avhengig av en del konstanter og verdier som er beskrevet i kapittel 2.5 temperatur og kapittel 2.7 aldring i cellulose for å kunne utføre beregningen. Et kritisk punkt i forhold til beregning er lasten. Lasten (k) skal oppgis i gjennomsnitts p.u. per time, over et døgn. Det vil si at man får 24 forskjellige lastkonstanter oppgitt. I Figur 14 kan man se fremgangsmåten for beregningen ved hjelp av et flytskjema. 4.3 Bruk av beregningsmodellen I hovedsak er modellen oppbygd av tre hoveddeler: Inndata Beregninger Resultat Beregningsmodellen er laget slik at den kan brukes på alle typer krafttransformatorer, men det er kun mulig å beregne en krafttransformator om gangen. Figur 13 viser displayet på modellen. I «alternativer» velges type temperatur (toppoljetemperatur eller omgivelsestemperatur) og papir (kraftpapir eller termisk oppgradert papir) man skal beregne, og deretter fylles resterende data inn. Det må velges om man har toppoljetemperatur (θto) eller omgivelsestemperatur (θa). Det skal kun fylles inn data i en av boksene. I vedlegg finnes «Guide for levetidsberegninger i matlab». Denne guiden tar for seg fremgangsmåten for å få beregningsmodellen til å fungere. 35

47 Under finnes en punktliste over hvordan modellen kan brukes for å få et mest mulig korrekt resultat: Modellen er laget for medium krafttransformator, men anses som relevant for andre type krafttransformatorer. Toppoljetemperatur (bruk av omgivelsestemperatur vil gi et mindre troverdig resultat) Brukeren fyller inn mest mulig nøyaktige måledata. Last intervallet er satt til 24 timer. Gjennomsnittsverdien i p.u. per time skal fylles inn. Har krafttransformatoren en konstant last over 24 timer fylles den samme verdien inn 24 ganger. Settes en celle til 0 vil modellen «tro» at den er ubelastet i den aktuelle tiden. For å komme frem til korrekt A-verdi må man ta i bruk Guide for levetidsberegninger som finnes i vedlegg 1. Oljeprøver for beregning av vann i cellulose, lasthistorikk og toppoljetemperatur bør være tatt fra samme tidsperiode. Figur 13. Beregningsmodellens display 36

48 4.4 Flytskjema Figur 14. Flytskjema for beregningsmodell i App Simulator 37

49 4.5 Begrensninger i beregninger Gruppen valgte å lage en enkel beregningsmodell med et forklarende vedlegg (Vedlegg 1, Guide for levetidsberegninger). Grunnen til dette er at en termisk levetidsberegningsmodell ikke fungerer i samme grad hos Bane NOR som hos et nettselskap. Beregningsmodellen bygger på temperatur. Da temperaturen på Bane NOR sine transformatorer er lav gir ikke denne beregningsmodellen et tilfredsstillende resultat. Det vil ikke si at modellen er feil, men når det er andre faktorer enn temperatur som er avgjørende for levetiden til transformatoren, klarer ikke modellen å fange det opp. For videreutvikling av modellen anbefales det at man skriver inn vann i cellulosen i [%] i stedet for å skrive inn A konstanten som man må gjøre i dagens modell. Dette vil gjøre modellen mer selvforklarende, og guide for levetidsberegninger unødvendig. Grunnen til at det bare fylles inn toppoljetemperatur / omgivelsestemperatur en gang i beregningsmodellen, er at temperaturen nærmest er konstant, se vedlegg 9. Etter samtale med ABB [23] kom det frem at man ikke kan bruke figur 1 i vedlegg 1 eller tilsvarende metoder for å beregne vann i cellulose ved toppoljetemperaturer under 40 C. Figuren gjelder kun ved toppoljetemperaturer over 40 C. Når transformatoren blir driftet på toppoljetemperaturer under 40 C vil det ikke ha noen stor påvirkning på vann i cellulosen, og dette er derfor ikke et problem. Vann i olje nivået kan være bra helt opp til 30 ppm, ved en transformator med systemspenning opp til 72,5kV, se kapittel 2.1 Forskrifter og normer og Figur 9. Dette betyr at modellen ikke kan benyttes ved toppoljetemperaturen under 40 C. Vann i olje verdien [ppm] er ikke konstant og vil variere. Det betyr at for å få et optimalt resultat må man ha tilgang til flere ppm verdier over en lengre tidsperiode, noe som er usannsynlig at man har. Oljeprøvene som legges til grunn for å beregne vann i cellulosenivå [%], bør være tatt fra samme tidsperiode som oljetemperatur og lastkurver. Beregninger ved hjelp av omgivelsestemperatur vil gi et så misvisende svar for Bane NOR sine transformatorer, at det ikke kan anbefales. Det antas at årsaken til dette er en konstant (Δθor) som er oppgitt av Sintef til å være på 52 C kan være hele 20 C for høyt for denne modellen. Da gruppen beregner ved hjelp av toppoljetemperatur har det ikke blitt lagt vekt på å løse denne utfordringen. Gruppen har valgt å neglisjere den reaktive effekten da denne er veldig lav, se vedlegg 6 eller 7. Grunnen til at den reaktive effekten er så lav er at togene styrer den ved hjelp av kraftelektronikk, slik at den blir minimal. 38

50 Resultatene fra beregningsmodellen vil på grunn av flere faktorer bli unøyaktige og anbefales ikke å ta utgangspunkt i, da gruppen ikke har god nok informasjon for å foreta en detaljert beregning og Bane NOR sine transformatorer driftes på lav last og lav oljetemperatur. Beregningene som blir vist i resultat vil derfor bli et eksempel på hvordan det kan gjøres. Allikevel kan «worst case scenario», Tabell 6 og Tabell 7, være en nyttig målestokk for Bane NOR i fremtiden. 4.6 Beregning av levetid for Bane NOR sine krafttransformatorer Fremgangsmåten for beregning blir ikke beskrevet her, men kan leses om i vedlegg 1. Der finnes også en forklaring på hvordan programvaren installeres. Bane NOR sine transformatorer driftes på lave oljetemperaturer. Det fører til at levetiden som beregnes er usannsynlig høy. Det vil derfor også bli vist eksempler med reel last men med valgt toppoljetemperatur og fuktighetsnivå i cellulosen slik at man kan se hvor stor påvirkning temperatur har for levetiden til transformatoren. Lasten er hentet fra vedlegg 10. Noen av Bane NORs transformatorer har en oljetemperaturforvarsling på 70 C og gruppen velger derfor å bruke 70 C som «worst case scenario». Det blir valgt et vann i cellulosen nivå på 1,5%, noe som tilsvarer en A-verdi på 1,5*10 11 [timer -1 ]. Transformatorene det blir tatt utgangspunkt i er en 10,7 MVA og en 4,4 MVA transformator. I beregningene gjøres det ikke noe forskjell på om det er en enfase- eller trefase transformator. Beregningene er gjort for både kraftpapir og termisk oppgradert papir. Transformatorene i den gjeldende stasjonen blir belastet likt. Dette kan leses ut av vedlegg 6, 7 og 10. Dette er forenklet i Tabell 5. Lasten som er vist i Tabell 5 blir brukt for å beregne levetiden til transformatorene som er beregnet i Tabell 6 og Tabell 7. Det må nevnes at lastkurvene ble hentet fra påskeuken og det er derfor noe lavere togtrafikk en vanlig. Bilde 11. Oljetemperatur trefase transformator med olje forvarsling på 70 C 39

51 Figur 15. Beregning av trefase, 10,7MVA transformator med 40 C toppolje og last som vist i tabell 5. Tabell 5. Tabellen til venstre viser lasten ved en 10,7MVA transformator, mens tabellen til høyre viser lasten ved en 4,4MVA transformator. 40

52 4.7 Resultater Tabell 6. Levetidsresultat av beregninger for kraftpapir. Toppoljetemperatur [ C] Ytelse [MVA] Levetid [år] 40 10,7 3018,7 4,4 656, , ,4 83,1 70 «worst case scenario» 10,7 46,8 4,4 12,6 Ut ifra Tabell 6 kan man se at levetiden til transformatoren synker betraktelig ved økning av toppoljetemperaturen. Ved lave temperaturer og last ser man at transformatorens levetid er lang. Dette beviser at det er andre faktorer enn toppoljetemperatur og last som påvirker levetiden til Bane NOR sine transformatorer, siden de driftes ved lave temperaturer. Man ser tydelig at toppoljetemperaturen har en stor påvirkning på levetiden til transformatorene. Tabell 7. Levetidsresultat av beregninger for termisk oppgradert papir Toppoljetemperatur [ C] Ytelse [MVA] Levetid [år] 40 10,7 1932,3 4, ,7 447,9 4,4 164,9 70 «worst case scenario» 10,7 117,8 4,4 46,7 Ved å sammenligne beregningene som er fremvist i Tabell 6 og Tabell 7 ser man at levetiden forlenges ved bruk av termisk oppgradert papir ved høy toppoljetemperatur. Det antas at grunnen for at levetiden synker ved bruk av termisk oppgradert papir og en toppoljetemperatur på 40 C i forhold til kraftpapir, er at modellen ikke er laget for så høy levetid da den uansett er usannsynlig. 41

53 5 Diskusjon Dette kapittelet vil gi svar på problemstillingen gitt i prosjektplanen. Der det er naturlig, vil enkelte elementer som ikke er beskrevet i prosjektplanen også bli belyst ved hjelp av teori eller beregninger. Litteraturen som er lagt til grunn i denne oppgaven er hovedsakelig basert på transformatorer i kraftnettet. Årsaken til dette er mangel på informasjon angående transformatorer i banestrømsforsyning. Selv om Bane NOR, med sin banestrømsforsyning har informative og gode databaser for sin virksomhet, foreligger det i liten eller ingen grad forskningsmateriell for drift av transformatorer, rettet spesifikt mot jernbanen. Dette kapittelet vil hovedsakelig benytte last og temperatur hentet fra trender hos transformatorer i banestrømsforsyningen. Det vil i diskusjonen også bli gjort rede for eventuelle andre faktorer som har betydning for levetiden og aldringen hos transformatorer. Den aktuelle omformerstasjonen som er lagt til grunn for beregningene i oppgaven, er illustrert i Bilde 12. Oversiktskartet illustrerer omformerne og hvordan de er plassert i forhold til hverandre. Bilde 12. Oversiktskart av omformerstasjonen hos Bane NOR. Omformerne er markert i oransje. Den øverste omformeren har en trefase transformator på 10,7 MVA, nederst til venstre en trefase transformator på 4,4 MVA og nederst til høyre en trefase transformator på 10.7 MVA. Alle enfase transformatorene har en ytelse på 10,0 MVA. 42

54 IEEE og IEC opererer med en estimert levetid for transformatorer på timer, tilsvarende 20,55 år. Dette er en levetid estimert på bakgrunn fra drift av transformatorer over hele verden. Forutsetningen for estimering av levetiden er med utgangspunkt i en toppolje driftstemperatur på 110 C, og anvendt isolasjon av typen termisk oppgradert papir. En temperatur på 110 C anses som maksimal temperatur for isolasjon av type termisk oppgradert papir, dette med bakgrunn i kapittel 2 teori, og IEEE og IEC. Sett i sammenheng med Bane NOR sine transformatorer er den estimerte levetiden for transformatorer i henhold til IEEE og IEC svært lav. Flere av Bane NORs transformatorer stammer fra 1950-tallet, og er fortsatt i drift. Årsaken til den økte levetiden for transformatorene til Bane NOR i forhold til forventet levetid basert på estimat til IEEE/IEC, henger sannsynligvis sammen med temperatur og last. Bane NORs transformatorer driftes gjerne i fjellhaller sammen med en eller flere omformere. Temperaturen inne i fjellhallen vil være på ca. 30 C ved drift av en omformer. Toppoljetemperaturen på transformatoren vil også ha en lav temperatur sammenlignet med estimatet fra IEEE/IEC. Illustrert i Bilde 13 ser man driftsforholdene for en omformer driftet av Bane NOR. Omformeren består her av blant annet en motorgenerator og en enfase transformator på 10 MVA, med spenningsnivå 5,2-16 kv. Toppoljetemperaturen for transformatoren kan avleses til 37 C. Bilde 13. Oversikt over driftsforhold ved omformerstasjon for Bane NOR 43

55 Tabell 8 viser last og temperatur over ett døgn oppstilt i tabell, med avleste verdier fra enfase transformatorens last- og temperaturkurve, vedlegg 10. Ut i fra Tabell 8 kan det visuelt avleses at enfase transformatoren belastes lavt i p.u. og at viklingstemperaturen holder seg stabil over tid. Tabell 8. Last og temperatur over ett døgn for enfase transformator på 10,0 MVA Enfase transformatorene til Bane NOR opererer med en frekvens på 16 2/3 Hz. Det har ikke lyktes å finne noen form for teoretisk grunnlag for hva dette har å si for levetiden, og det antas derfor at enfase transformatorene til bane NOR kan betraktes med de samme levetidsparameter som trefase transformatorer med frekvens på 50Hz. Det anbefales ved videre utredninger å gjøre undersøkelser som legger til grunn i hvilken grad ulike frekvenser påvirker aldringen. Illustrert i Bilde 14 er en analog oljetemperaturmåler, som angir toppoljetemperatur for en trefase transformator på 4,4 MVA i samme omformerstasjon som avbildet i Bilde 13. Det analoge termometeret viser en temperatur på 38 C. 44

56 Bilde 14. Toppoljetemperatur hos en trefase transformator på 4,4 MVA Bilde 15 viser her en toppoljetemperatur for en trefase transformator på 10,7 MVA. Trefase transformatoren er lokalisert ved samme omformerstasjon som tidligere omtalt og illustrert i Bilde 12. Den avleste temperaturen på det analoge termometeret viser en temperatur på omtrentlig 29 C. Bilde 15. Toppoljetemperatur hos en trefase transformator på 10,7 MVA 45

57 Ut i fra underlaget for omformerstasjonen, Tabell 8, Bilde 13, Bilde 14 og Bilde 15, kan man avlese temperaturer som tydelig har verdier som er lavere enn det IEEE/IEC opererer med for estimert levetid. Bilde 13, Bilde 14 og Bilde 15 er tatt på den aktuelle omformerstasjonen under befaring. Den lave temperaturen påvirker levetiden på en positiv måte, og er med på å forlenge levetiden til transformatorene utover IEEE/IEC sine estimater. Det er også verdt å legge merke til at trefase transformatoren på 4,4 MVA har en toppoljetemperatur på 8-9 C høyere enn trefase transformatoren på 10,7 MVA. Grunnen til temperaturforskjellene henger sammen med at den minste transformatoren drifter samme last som transformatoren på 10,7 MVA og vil derfor ha en større last i p.u., som igjen påvirker temperatur. Bilde 17 viser lasten til transformatorene i p.u.. Ved omformerstasjonen hvor temperaturene er hentet fra, Bilde 14 og Bilde 15, finnes det totalt tre omformere. Driftssituasjonen ved den aktuelle omformerstasjonen medfører at det kun driftes to omformere samtidig, slik at det alltid er en omformer som ikke er i drift. Det blir brukt et rulleringssystem der omformeren som er utenfor drift går på tomgang én uke av gangen. Omformernes tomgangsperiode gjør at temperaturen synker enda lavere, samtidig som lasten uteblir. Ettersom både last og temperatur er parametere som har en klar sammenheng med levetid, er det grunn til å tro at tomgangsperioden har positiv innvirkning på levetiden til transformatorene. Bilde 16 viser hvordan temperaturen til enfase transformatoren har sunket etter at omformeren er satt i tomgang. Enfase transformatoren i Bilde 16 har gått i tomgangsdrift i 52 timer og 44 minutter før bildet er hentet, det vil si i overkant av to døgn. Bilde 16. Oljetemperatur for omformer i tomgang Oljetemperaturen leses av som transformatorvikling 46

58 De overnevnte temperaturene er avlest tirsdag 18/ Den aktuelle omformerstasjonen er bemannet, og det ble opplyst fra de ansatte hos Bane NOR at togtrafikken den siste perioden har vært noe lavere enn normalt. Årsaken henger sammen med avvikling av påskeferie, og at store deler av pendlertrafikken dermed uteble, samtidig som det ble gjort større utbedringer på en betydelig del av banestrømsforsyningen i området. De nevnte utbedringene i kombinasjon med påskeferien kan følgelig ha gitt innspill på togtrafikken. Ettersom mindre trafikk gir en lavere total belastning vil dette medføre direkte innvirkninger på oljetemperaturen til transformatorene. Selv om togtrafikken var noe lavere enn normalt er ikke oljetemperaturene så lave at de ikke kan brukes til å representere den reelle oljetemperaturen. Tidligere prøver fra de samme transformatorene viser at oljetemperaturen holder seg mer eller mindre stabil, på tilsvarende verdier som de på bildene ovenfor. Temperatur fra oljeprøvene kan ses i vedlegg 2-5. Bilde 17. Lastkurve i MW og p.u. for sekundærsiden av trefase transformator på 10,7 MVA (6,3 kv) og 4,4 MVA (6,3 kv) målt over 1 time, tilnærmet i Excel. X-aksen angir tiden somklokkeslett avlest hvert 5. minutt. Bilde 17 viser hvordan de to trefase transformatorene som er i drift ved omformerstasjonen belastes over en time, tilnærmet i Excel fra vedlegg 7. Lastkurven illustrerer transformatorens sekundærside med en merkespenning på 6,3 kv. Ideelt sett vil en lastkurve som illustrerer transformatorens primærside vært å fortrekke da denne ikke inneholder tapene i transformatoren, men denne lastkurven viser seg å ikke være mulig å avlese på nåværende tidspunkt. Den blå kurven viser begge trefase transformatorenes last i MW. Kurvene for de to transformatorene følger hverandre så tett at de to omformerne antas å belastes i like stor grad. Ettersom de omtalte trefase transformatorene har ulik størrelse, men belastes likt i MVA, vil lasten i p.u. være større på den transformatoren på 4,4 MVA enn transformatoren på 10,7 MVA. Fra Bilde 18 er det mulig å lese av lasten for et døgn til å være i underkant 4,0 47

59 MVA. Originalbildet som grafen er basert på har dårlig oppløsning slik at en nøyaktig avlesning er vanskelig, men gjennomsnittslasten er likevel vurdert til å være i underkant av 4,0 MVA. Gjennomsnittlasten til transformatoren på 4,4 MVA virker derfor å være på under 1,0 p.u., men denne antagelsen er forbundet med en viss usikkerhet. Belastningen for transformatorene fører også til at den største trefase transformatoren i drift har en lastkurve som befinner seg godt under 1,0 p.u. Det kan tenkes at gjennomsnittslasten blir satt til 4,0 MVA, noe som gir en gjennomsnittlig last i p.u. for den største transformatoren på tilnærmet 0,37 p.u. Transformatorenes last i p.u. gjenspeiler seg også i målingene av toppoljetemperaturen i Bilde 14 og Bilde 15, der den minste trefase transformatoren på 4,4 MVA har en temperatur som er 8-9 C høyere enn den største trefase transformatoren på 10,7 MVA. Tabell 9. Tabellen til venstre viser lasten ved en 10,7MVA transformator, mens tabellen til høyre viser lasten ved en 4,4MVA transformator. Tabell 9 viser en avlesning av lastkurven i vedlegg 6. Ettersom grafen har lav oppløsning er det vanskelig å utføre en presis avlesning, og tabellen vil derfor ha noen usikkerhetsmoment. Det er lagt til grunn at lastkurvene er tilnærmet lik for begge transformatorene gjennom hele døgnet, slik de kan avleses i vedlegg 7, og at lastkurven i vedlegg 6 kan anvendes som referansekurve. Avlesningene vil kunne gi en pekepinn på hvordan lasten forløper over ett døgn, og hvor hardt transformatorene til enhver tid belastes. 48

60 Bilde 18. Lastkurve i MW og p.u. for sekundærsiden av trefase transformatorene på 4.4 MVA (6,3 kv) og 10,7 MVA (6,3 kv), målt over 24 timer, tilnærmet i Excel. X-aksen angir tid i klokkeslett og lasten er lest av som gjennomsnittslast pr. time. Bilde 18 viser lastkurven målt over en tidsperiode på 24 timer for de to trefase transformatorene som er i samtidig drift ved omformerstasjonen. Lastkurven er utfordrende å lese av nøyaktig, men gjennomsnittlasten er vurdert til å være tilnærmet lik lastkurven i Bilde 17, det vil si i underkant av 4,0 MVA. Ut i fra lastkurvene og toppoljetemperaturene som er presentert i Bilde 18, kan en trekke enkelte slutninger om den aktuelle omformerstasjonens fremtid. Ved en økning i togtrafikken vil den aktuelle omformerstasjonen være godt rustet. Toppoljetemperaturene er lave, og vil med stor sannsynlighet bidra til et langt liv for de store trefase transformatorene på 10,7 MVA, da disse har en lav totalbelastning i p.u (ca. 0,30 p.u.) per dags dato. For den minste trefase transformatoren på 4,4 MVA vil belastningen bli høyere angitt i p.u. enn de andre trefase transformatorene i samme omformerstasjon. Medføre høye belastninger over merkelast, som da øker sjansen for temperaturøkning, og som igjen vil være med å påvirke levetiden til transformatoren i negativ grad. Ved en normal økning av togtrafikken er det derfor naturlig at en først tar for seg den minste trefase transformatoren på 4,4 MVA, ved en eventuell utskiftning. 49

61 Dersom en kun ser på toppoljetemperaturene hos en- og trefase transformatorer som er nevnt tidligere, finnes det ingen indikasjoner på at den estimerte levetiden fra IEEE/IEC vil være gjeldende og inntreffe hos Bane NOR. Som nevnt, vil uansett viklingstemperaturen i utgangspunktet være for lav til at den skal kunne utgjøre en umiddelbar fare for overtemperatur ved økt belastning på transformatoren. Som forklart i teorien, vil viklingog/eller oljetemperatur påvirke nedbrytningen av blant annet den faste isolasjonen, og dermed redusere levetiden på en transformator dersom vikling- og/eller oljetemperaturen blir for høy. Levetiden halveres ved en temperaturøkning på 6-8 grader celsius. Ved å sammenligne resultatene fra beregninger fremvist i Tabell 6 og Tabell 7 kan man trekke en konklusjon som tilsier at det ikke er nødvendig for Bane NOR å oppgradere fra kraftpapir til termisk oppgradert papir. Årsaken til dette er at transformatorene driftes på så lav oljetemperatur og last, at dette ikke påvirker cellulosen i større grad. Utfordringer forbundet med høye viklings- og/eller oljetemperaturer under normal drift virker å være fraværende for majoriteten av Bane NOR sine transformatorer. Dette gitt ut i fra dokumenterte underlag fra et utvalg prøverapporter av transformatorer, sporadisk utført over en lengre periode. Det virker også til å være liten eller ingen sannsynlighet for at en transformator i normal drift vil kunne bli utsatt for overtemperatur, forutsatt at togtrafikken ikke øker i vesentlig grad. Bilde 19. Omformer- og transformatorvogn lokalisert i fjellhall 50

62 Årsaken til at viklingstemperaturen er lav, henger i de fleste tilfeller sammen med overdimensjonerte anlegg og deriblant transformatorer, der enkelte driftes med forhold på 0,4*p.u. av merkelast. Dette i tillegg til den fordelsmessige lokaliseringen i fjellhaller som illustrert i Bilde 19, med stabile omgivelsestemperaturer gjør at majoriteten av transformatorene til Bane NOR, og da spesielt trefase transformatorer i liten grad blir nedbrutt som følge av eksklusiv temperaturpåvirkning. Årsaker til nedbrytning av transformatorer til Bane NOR, forutsatt normal drift, vil derfor sannsynligvis være betinget av andre faktorer enn temperaturpåvirkning. Figur 16. Utsnitt av tilstandsoversikt for et utvalg av trefase transformatorer til BaneNOR Som illustrert med utsnitt fra tilstandskontroll for Bane NOR sine 3-fase transformatorer i Figur 16. Ser man tendenser på gjentagende tilfeller av lekkasje fra forskjellige deler av transformatoren. Lekkasjene varierer i omfang og vil følgelig være unike for hvert enkelt tilfelle. Ved å legge til grunn dokumentasjon fra tilstandskontroll på transformatorparken til Bane NOR, vedlegg 11, ser man trender i forhold til olje som trenger å regenereres, samt ytre miljøpåvirkninger på selve konstruksjonen til transformatorene. Den ytre miljøpåvirkningen gjør at transformatorenes konstruksjon brytes ned, som igjen medfører fare for lekkasje. Typisk nedbrytning av konstruksjonen er svikt og lekkasje forbundet med fikserte punkter på transformatoren, som eksempelvis ved gjennomføringer, trafolokk eller lastkobler. Årsaken til de separate nedbrytningene av konstruksjonen er komplekse, og vil være sammensatt av flere individuelle faktorer og med forskjellig varighet. Eksempel på dette vil blant annet kunne være en temporær overspenning, forårsaket av lynoverspenning som igjen vil kunne skade gjennomføringen på transformatoren. Et annet eksempel vil kunne være ytre miljøpåkjenninger fra sollys, forurenset nedbør, og lignende som bryter ned kapslingen og deriblant spesielt pakninger over tid. 51

63 Bilde 20. Illustrasjon av transformatorkasse- og lokk med sideinnførte gjennomføringer Transformatorens topplokk er den største enkeltstående fikserte delen av transformatoren, foruten selve transformatorkassen, Bilde 20. Topplokket er også en av de mest utsatte komponentene, med tanke på både ytre miljø og indre temperaturpåvirkning fra olje og viklinger. Dette igjen gjør at feilraten for lekkasje på topplokket i forhold til andre deler av transformatorer, har større sannsynlighet for å inntreffe enn for andre typer feil og lekkasje. Selve årsaken til lekkasjen isolert sett, kommer nødvendigvis ikke av selve topplokket, men av pakningen mellom transformatorkasse- og lokk. Transformatorparken til Bane NOR er av en økende alder, og med enkelte transformatorer eldre enn Med bakgrunn fra innhentede opplysninger fra Norsk Transformator [12], er det en overhengende sannsynlig for at majoriteten av transformatorene eldre enn 1960 ble levert med ubehandlede korkpakninger. Til informasjon er opplysninger vedrørende pakninger på hver enkelt transformator per dags dato ikke mulig å fremskaffe. Det vites heller ikke om det eksisterer rutiner eller prosedyrer for å holde oversikt på dette. Det vil derfor ikke være mulig å konkludere eksklusivt med betydningen av materialvalg på pakningene for levetiden på hver enkelt transformator. Likevel er det hensiktsmessig å nevne at det ifølge oversikt og tilstandskontroll for Bane NOR sine transformatorer, er innrapportert oljelekkasje på henholdsvis 11 av 16 transformatorer eldre enn 1960, mens andelen er 7 av 25 for transformatorer nyere enn Det foreligger derfor ut i fra oversikt etter tilstandskontroll i vedlegg 11, kun en indikasjon, på at transformatorer produsert før 1960 har en høyere sannsynlighet for lekkasje enn transformatorer produsert etter

64 Bilde 21. Pakning mellom transformatorkasse- og lokk Typisk for transformatorer eldre enn 1960 er som nevnt at de har ubehandlede korkpakninger, og da spesielt mellom transformatorkasse- og lokk, Bilde 21. Dette er en type pakning som gradvis vil miste sin holdfasthet, slik at det i forhold til aldring er økende sannsynlighet for lekkasje forbundet med bruk av denne type pakninger. Andre svakheter med ubehandlede korkpakninger er evnen til å motstå trykk eller vridninger ved økende aldring. En ubehandlet korkpakning montert mellom transformatorkasse- og lokk vil over tid, og da spesielt ved enklere vedlikehold, kunne bli skadet som følge av tiltrekking av bolter på lokket. Dette fordi trykket på pakningen blir for høyt. Vridninger påført som følge av eksempelvis ytre påkjenninger, naturfenomener eller andre kilder, vil også kunne påføre pakningen skader som igjen vil kunne resultere i lekkasje, se Bilde 1. Tiltak, for isolert sett å utbedre eller unngå lekkasjer, forbundet med brudd på ubehandlede korkpakninger ved transformator eldre enn 1960, vil være å erstatte disse med eksempelvis Nitrile korkpakninger [33]. Nitril er en form for syntetisk gummi, som virker styrkende på pakninger og gjør dem mer motstandsdyktig mot eksempelvis trykk og vridninger. Arbeidsmengde forbundet med selve bytte av pakning vil være situasjonsbetinget i forhold til flere faktorer. I enkelte tilfeller vil bytte av pakning kunne utføres «on sight», mens det i andre tilfeller vil kreve transport av transformatoren til verksted for bytte av pakning. Ved valg av metode for tiltak, vil avgjørelsen være sammensatt av flere forhold og faktorer. Blant annet vil spørsmål som konsekvens ved uforutsett stans, kostnad ved bytte av pakning og nedetid for transformator være blant de kritiske faktorer for valg av tiltak. Likevel, på generell basis vil det være tungtveiende grunner for å utføre bytte av defekte pakninger, og da spesielt pakninger i øvre del av transformatorkassen [12]. 53

65 Det er for øvrig lite som tyder på at det er sammenligningsgrunnlag mellom Norsk banestrømsforsyning og forsyningen i andre land som Sveits og Tyskland. Strømnettene i disse landene driftes med høyere spenninger og en sikrere energiforsyning, som igjen vil sørge for en mer stabil energitilførsel for banestrømsforsyningen. I praksis vil det bety at det i Norge sannsynligvis vil kunne forekomme flere og større spenningsvariasjoner som påvirker transformatorene, enn i Sveits og Tyskland. 54

66 6 Guideline for vedlikehold av krafttransformator Det er ønskelig fra Bane NOR sin side at det utvikles en guideline som ut i fra funnene i rapporten, gi en veiledning til drift og vedlikehold av transformatorparken. Bane NORs samfunnsøkonomiske rolle bør vektlegges ved vedlikehold av transformatorparken. Konsekvensene ved transformatorhavari vil være så store for samfunnet i sin helhet at vedlikeholdsarbeidet bør ha høy prioritet. Forsinkede eller kansellerte tog på sentrale stasjoner vil føre til tapte inntekter for arbeidsgivere, arbeidstakere og andre samfunnsaktører. Ved kortslutninger i transformatorenes overliggende strømnett, lynnedslag eller koblingsoverspenninger kan det være hensiktsmessig å ta en olje- og gassanalyse for å kartlegge tilstanden til transformatoren. Ut i fra prøvene kan en se på hvilke konsekvenser feiltilstanden har påført transformatoren, og om det eventuelt må utføres vedlikehold i samråd med produsent på stedet eller på verksted. Dette er en avgjørelse som må tas i samråd med produsenten. I tillegg kan man benytte motstands- og omsetningsmålinger, eventuell sweep frequency response analasys dersom det er en nyere type transformator, for å vurdere tilstanden til transformatorviklingene. Her vil, mest sannsynlig, de samfunnsøkonomiske konsekvensene ved et transformatorhavari være større enn utgiftene som er forbundet med prøvetagning. Ved transformatordrift med svært høy last og høye temperaturer i såkalt emergencyload over lengere tid vil det også kunne være hensiktsmessig med olje- og gassanalyser. Igjen vil de samfunnsøkonomiske argumentene veie tungt samtidig som drift i emergencyload har stor innvirkning på transformatorens levetid. Ved forkortet levetid vil utskiftningsraten på transformatorene bli høyere og det vil påløpe ekstra kostander for nye transformatorer. I de tilfellene hvor transformatorene befinner seg i fjellhaller med høy fuktighet er det hensiktsmessig med ettersyn av transformatorkasse, gjennomføringer og fikserte punkter. Store deler av de transformatorene som står på prioriteringslisten til Bane NOR for utskiftning har lekkasjer. Ved hyppigere ettersyn vil en med riktig vedlikehold fange opp avvikene og gjøre tiltak for å forebygge og korrigere. Det kan argumenteres ut i fra funnene i kapittel 4 og 5, at temperaturene og lasten til Bane NOR transformatorer er så lave at de ikke vil ha den største innvirkningen på levetiden. Derimot er det, som nevnt i avsnittet over, et stort antall transformatorer med lekkasjer. For Bane NOR sitt vedkommende kan det være hensiktsmessig å utvikle rutiner og prosedyrer for vedlikehold av transformatorkasse, gjennomføringer og fikserte punkter. 55

67 Ved å benytte REN vil man alltid være på riktig side når det kommer til vedlikehold og ettersyn. REN er i utgangspunktet et verktøy for nettselskaper og andre aktører som opererer i strømnettet, men det er lite som tyder på at det er noen store forskjeller mellom vedlikehold av transformatorer i strømnettet og banestrømsforsyningen. For rutiner og veiledning til vedlikehold er det derfor ønskelig å anbefale REN. Spesielt anbefalt er RENblad Regionalnett, vedlikehold av krafttransformatorer og RENblad Regionalnett, veiledning til vedlikehold av krafttransformatorer. RENbladene tar for seg de viktigste vedlikeholdstiltakene for transformatorer og er i tillegg innenfor gjeldende forskrifter og normer hva gjelder ettersyn og vedlikehold. 56

68 7 Konklusjon Bane NORs transformatorpark består av en stor andel transformatorer av eldre type. Mange av transformatorene er produsert på 50- og 60-tallet og er fortsatt i drift. De eldre transformatorene er ofte overdimensjonert for sin spesifikke oppgave, og er derfor fortsatt aktuelle selv om togtrafikken har økt betraktelig fra produksjonsåret og frem til i dag. Klassisk levetidsanalyse av transformatorer, med hensyn på temperatur, slik den er gjort av bl.a. Sintef, viser at Bane NOR sine transformatører har svært lang levetid, i enkelte tilfeller flere hundre år. Bane NORs transformatorer driftes med en oljetemperatur og last på et så lavt nivå at levetiden beregnes å være mye lengere enn for transformatorer i strømnettet. Lave oljetemperaturer har en positiv virkning på aldringen, sammen med et lavt oksygen- og vannivå i oljen. For Bane NOR sin transformatorpark er det andre faktorer enn oljetemperatur og urenheter i oljen som spiller inn på levetiden. Ved å se nærmere på transformatorparkens tilstand virker det sannsynlig at lekkasjer medfører den største innvirkningen på levetiden og utskiftningsprioriteten. Ved å gi vedlikehold og ettersyn av transformatorene et større fokus kan en forlenge transformatorenes levetid. Her anbefales det å bruke REN. Transformatorene til Bane NOR driftes med så lav last og temperatur at vanninnholdet, ifølge IEC 60422, ikke vil gi noen konsekvens for aldring av cellulosen. Ved driftstemperaturer under 40 C har ikke vann i cellulosen og oljen noen stor påvirkning på aldringen. Bane NORs transformatorpark er etter analysene i denne rapporten, i godt hold. Forutsatt at togtrafikken ikke øker betraktelig, vil det være mulig å benytte den samme transformatorparken i årene som kommer. For videre arbeid anbefales det fra denne rapporten å arbeide videre med en spesifikk levetidsberegningsmodell for jernbanetransformatorer. Det anbefales også å se på hvordan aldringen påvirkes ved en frekvens på 16 2/3 Hz i forhold til 50 Hz. I tillegg anbefales det å se nærmere på hvordan de steile lastkurvene til togene påvirker temperaturen i vikling og nedbryting av cellulose. 57

69 8 Referanser 1. forsyningsanlegg, F.o.e., <forskrift om elektriske forsyningsanlegg REN, R.e.n., Renblad nr. 7200, Regionalnett- vedlikehold av krafttransformatorer. 2014, REN: ren.no. 3. REN, R.e.n., Renblad nr. 7201, Regionalnett- vedlikehold av krafttransformatorer. 2014, REN: ren.no. 4. IEC, i.e.c., Power transformers. part 7: Loading guide for oil-immerseg power transformers, in Internatioanl standart, IEC, Editor norm, N.e., NEK 240-1:2008, Isoleroljer-kvalitative krav, overvåkning og vedlikehold. Del 1: Transformatorer og brytere med tilhørende oljefylt utstyr :2013, N.I., Mineral insulating oils in electrical equipment p Nyberg, Tank og olje. 2006: Brukergruppen for kraft- og industritransformatorer 8. Høidalen, H.K., Håndbok i Vedleikehold av Krafttransformatorer Kjerne. 2009, Brukergruppen for kraft- og industritransformatorer 9. Julsrud, H., Transformatorens hensikt og virkemåte, in Krafttransformatorer, drift og vedlikehold, ABB, Editor. 2017, ABB: Comfort hotel union brygge, Drammen. 10. Lundgaard, L.E., Vikling, in Håndbok i Vedlikehold av Krafttransformator Transformatorbrukergruppen, Editor. 2011, Brukergruppen for kraft- og industritransformatorer Brukergruppen for kraft- og industritransformatorer 11. Nyberg, Hjelpeutstyr 2006, Brukergruppen for kraft- og industritransformatorer Hansen, N.T.v.O.M., Kunnskap om pakninger til transformatorer. 30/ Norm, N.E., NEK 240-3:2004, Isoleroljer-kvalitative krav, overvåkning og vedlikehold. Del 3: Prøvingsmetoder L.E. Lundgaard, K.B.L., D. Linhjell, D. Susa, M-H.G.Ese, C.M. Selsbak, M. Kes, C. Lesaint, Transformer WIndings, Sintef, Editor. 2015, Sintef. p Soknes, D., Levetidsvurdering av transformatorer. 2004, institutt for elkraftteknikk: NTNU. 16. Liland, K.B., Olje, cellulose, aldring og levetidsvurdering, in Krafttransformator, drift og vedlikehold. 2017, Energi Norge: Comfort hotel union, Drammen. 17. Longva, K., Små krafttransformatorer med reduserte kjernetap. Endringer i det europeiske transformatormarkedet. 2017: Møre Trafo Vik, K.F., Optimal utnyttelse og drift av distribusjonstransformatorer basert på AMS og Smartgrid-teknologi. 2016, NTNU. 19. C , I.s., IEEE gude for loading minera-oil-immersed transformers and step-voltage regulators. 2011, IEEE Power & energy society: New York. 20. Susa, D. and H. Nordman, A simple model for calculating transformer hot-spot temperature. IEEE transactions on power delivery, (3): p Johan Stenvik, S.Y., møtereferat , A.S.o.T.H. Mats Bjørnerd, Editor jernbanekompetanse.no. effektflyt ; Available from: Nicolaysen, T., Transformatorolje, praktisk prøvetaking, in Krafttransformator, drift og vedlikehold, ABB, Editor. 2017, ABB: Comfort hotel union brygge, drammen. 24. Furnes, B.T., Sviktmodell for krafttransformatorer. 2016, institutt for elkraftteknikk: NTNU. 25. Aronsen, E., Klassiske diagnostikkmetoder, Olje- og gassanalyser, elektriske målinger, in Krafttransformatorer, drift og vedlikehold, ABB, Editor. 2017, ABB: Comfort hotel union brygge, Drammen. 26. Svenning, M.-A., Røya i Ellasjøen. Full av PCB, men har det noen negativ effekt? Populærvitenskapelig tids-skrift fra Tromsø Museum Universitetsmuseet nr : p ISO, I.O.f.S., ISO 2049:1996, Petroleum products-determination of colour (ASTM scale) Moser, H.P. and V. Dahinden, Transformerboard

70 29. CIGRÉ, T., 445 Guide for Transformer Maintenance CIGRE Working Group A , February. 30. Norm, N.E., NEK EN :2013, Mineralisoleringsolje i elektrisk utstyr- Tilsyns og vedlikeholdsveiledning Aronsen, E., Typiske feil, kritisk vedlikehold, in Krafttransformatorer, drift og vedlikehold, ABB, Editor. 2017, ABB: Comfort hotel union brygge, Drammen. 32. Edward B. Magrab, S.A., Balakumar Balachandran, James H. Duncan, Keith E. Herold, Gregory C. Walsh An Engineer s Guide to MATLAB, ed : Pearson Nitrile Korkpakninger

71 9 Vedlegg Vedlegg 1: Guide for levetidsberegninger Førstegang installasjon for windows: 1. For å installere programmet: -> åpne mappen på minnepinnen -> åpne mappen for_redistribution -> installer «MyAppInstaller_web» Bruk av programmet: 1. Åpne programmet «Levetidsberegningsmodell» 2. Velg korrekt alternativ 3. Fyll inn verdier, parametere «k» er last i p.u. gjennomsnittsverdi for 1 time. 4. For å finne korrekt A-verdi leses ppm verdien som man kan finne i oljeprøven. Bruker figur 1 for å omregne fra ppm til vann i cellulose. 5. For å fylle inn A må man vite om krafttransformatoren bruker kraft papir eller termisk oppgradert papir. Tabell 1 viser E A og A for kraftpapir mens tabell 2 viser E A og A for termisk oppgradert papir. 6. Trykk på «Beregn levetid» Figur 1: Forholdet mellom vann i olje og vann i cellulose ved bruk av kraftpapir [14] 60

72 Tabell 10: E A og A parametere, kraftpapir [1] Tabell 2: E A og A parametere termisk oppgradert papir [1] [14] 14. L.E. Lundgaard, K.B.L., D. Linhjell, D. Susa, M-H.G.Ese, C.M. Selsbak, M. Kes, C. Lesaint, Transformer WIndings, Sintef, Editor. 2015, Sintef. p

73 Vedlegg 2: Oljeanalyse omformer 1, 1-fase 62

74 63

75 Vedlegg 3: Oljeanalyse omformer 1, 3-fase 64

76 65

77 Vedlegg 4: Oljeanalyse omformer 3, 1-fase 66

78 67

79 Vedlegg 5: Oljeanalyse omformer 3, 3-fase 68

80 69

81 Vedlegg 6: Innkommende effekt, 1 døgn, omformer 3 70

82 Vedlegg 7: Innkommende effekt, 1 time, omformer 1 og 3 71

83 Vedlegg 8: Enlinjeskjema omf. 1 72

84 Vedlegg 9: Temperatur omf. 3, 1 døgn 73

85 Vedlegg 10: Målinger ett døgn 74

86 75