Av Ole Holm, SIEMENS AS Sammendrag Regenerering av transformatorolje har vist seg å ha en veldig god innvirkning på transformatorens driftssikkerhet og levetid, og blant annet viser oljeanalyser at aldringshastigheten for isolasjonssystemet blir kraftig redusert. Samtidig kan regenerering utført med visse typer regenereringsanlegg medføre at det at det utvikles korrosivt svovel i transformatoroljen, noe som kan føre til havari. Tilsvarende har det vist seg at regenerering også kan fjerne korrosivt svovel i transformatoroljen. Rapporten omhandler fordeler og ulemper med oljeregenerering, hvordan man kan hindre at det utvikles korrosivt svovel, og eventuelt hvordan man kan fjerne dette dersom det allerede er tilstede i oljen. Krafttransformatoren er en av de viktigste komponentene i kraftforsyningen, og der er derfor viktig å følge med på tilstanden til transformatoren. Konsekvensene ved et eventuelt havari kan bli svært store, både økonomisk og driftsmessig. Muligheten for forbikobling er i mange tilfeller begrenset, en reparasjon kan ta lang tid, reservetransformatorer er sjelden tilgjengelig på kort varsel og leveringstid for en ny transformator er gjerne 6-18 måneder avhengig av størrelse. Driftssituasjonen for mange transformatorer har også endret seg de siste årene. Fra å være preget av lav og stabil last, til dagens lastsituasjon med store lastvariasjoner og lengre perioder med overlast. Et annet aspekt som taler for at vi bør større fokus på tilstanden til transformatorene, er at de begynner å bli gamle. Nyinvesteringstakten har økt de siste årene, men fortsatt er over 50 % av transformatorene mer enn 25-30 år, og vel 20 % er mer enn 50 år gamle. Når en vet at levetiden for en transformator antas å være 50-60 år sier det seg selv at bransjen bør ha økt fokus på transformatorene, og spesielt isolasjonssystemet som består av papir og olje. 211
Transformatorolje er ømfintlig for lys og temperatur. Hvis det i tillegg er tilgang på oksygen og fuktighet vil oljen oksidere, og over tid vil det dannes syreforbindelser i oljen. Disse syreforbindelsene vil angripe og bryte ned cellulosen i den faste isolasjonen. Nedbrytingen av cellulose gir ytterligere fuktighet og oksygen i oljen, noe som igjen vil bidra til en akselererende nedbryting av cellulosen. Blir isolasjonen tilstrekkelig svekket vil overspenninger eller kortslutninger i nettet kunne medføre isolasjonsfeil og påfølgende havari. 212
Utvikling av syre vil også medføre at det dannes slam som avleirer seg på viklingene. Slammet vil gi dårligere kjøling og dermed høyere temperatur som igjen bidrar til mer syre. En hardt belastet transformator kan allerede etter 15-20 års drift ha blitt utsatt for en så sterk nedbrytning av cellulose isolasjonen at den kan havarere. Nedbrytingen av den faste isolasjonen er en irreversibel prosess. Det er derfor viktig å følge opp og å vedlikeholde transformatoroljen for å begrense nedbrytningshastigheten. Nedbryting av olje fører altså til nedbryting av cellulose, og visa versa. Jevnlige oljeprøver vil gi en god indikasjon på om nedbrytingen av isolasjonssystemet akselererer slik at man kan sette inn tiltak i tide. En standard oljeprøve vil blant annet gi informasjon om - Farge og renhet Varselnivå > 3,5 Uklar - Gjennomslagsspenning Varselnivå < 30kV - Nøytralisasjonstall (syre) Varselnivå > 0,06 mg KOH/g - Tapsfaktor Varselnivå tg delta > 20 - Grenseflatespenning Varselnivå < 30mN/m - Inhibitorinnhold Varselnivå < 0,12 % Dersom en eller flere av disse verdiene har overskredet varselsnivået bør tiltak iverksettes. 213
Dersom man tapper av den gamle oljen og fyller på ny olje vil så mye som 10-15 % av den gamle oljen kunne bli igjen i viklinger og i bunnen av tanken. Slam, syrer, polare forurensninger og peroksider vil forbli i isolasjonssystemet. Den nye oljen vil derfor raskt forurenses og nedbrytningshastigheten vil øke på nytt. Det er også en risiko for at det kan oppstå skader på pakninger under en slik behandling med påfølgende oljelekkasjer. Konvensjonell oljebehandling omfatter filtrering, avgassing og avfukting av oljen. Med en slik behandling er det ikke mulig å fjerne alle nedbrytningsproduktene i oljen. Slam, syrer, polare forurensninger og peroksider vil forbli i oljen og behandlingen vil derfor ikke ha noen langsiktig effekt på transformatoroljen. Regenerering av transformatoroljen foregår mens transformatoren er i drift. Kun ved til- og frakobling av utstyret kan det være nødvendig å koble ut transformatoren dersom sikkerhetsavstandene til høyspenning er for små. Oljen sirkulerer gjentatte ganger gjennom et blekejordsfilter (Fullerjord) som absorberer forurensningene i oljen. Blekejord er et aluminiumsoksid som finnes i naturen, men som blir behandlet industrielt for å få frem de egenskapene en ønsker. Bilde 3 viser et regenereringsanlegg bestående av en container med selve renseanlegget og en container med laboratorium og lager. 214
Blekejordsfilteret blir etter hvert mettet med forurensninger og mister sin absorpsjonsevne. Regenereringsprosessen blir da stanset, og blekejorden blir selv renset i det som betegnes som en reaktivering. Her blir forurensningene i blekejorden brent vekk ved høy temperatur. Imens vil transformatoroljen sirkulere og bli kontinuerlig avgasset og avfuktet. Underveis i prosessen blir transformatoroljen med jevne mellomrom analysert i det tilhørende laboratoriet for å kunne avgjøre når oljen har nådd ønsket kvalitet. Etter avsluttet regenerering blir oljen tilsatt inhibitor som vil redusere oksidasjonshastigheten. Figur 2 viser utviklingen av de viktigste oljeparametrene under regenereringsprosessen. Kurvene viser at det er farge og grenseflatespenning (IFT) som har den langsomste forbedringen. Disse 2 faktorene vil derfor gi en god indikasjon på når regenereringen kan avsluttes. Regenerering av transformatoroljen har vist seg å gi en positiv og langvarig effekt på transformatoroljen. En slik behandling fjerner slam, syrer, polare forurensninger, peroksider og andre nedbrytningsprodukter både i oljen og i viklingene. Figurene 3-6 nedenfor viser utviklingen av verdiene for farge, nøytralisasjonsverdi, grenseflatespenning og inhibitor før og etter regenerering for en gitt transformator. Og som kurvene viser har regenereringen hatt en klar positiv effekt på den videre utviklingen av oljen. 215
Det samme positive resultatet ser vi også hos andre transformatorer som har vært regenerert. 216
Regenerering av transformatorolje vil ikke forbedre tilstanden til den faste isolasjonen, kun stanse/redusere en negativ utvikling. Det er derfor svært viktig at regenerering gjennomføres før nedbrytningen av cellulosen har kommet for langt. Hva så med kostnadene forbundet med regenerering? Når en sammenligner regenerering med å skifte oljen på transformatoren, er det ofte langt billigere å regenerere. Prisen pr tonn olje vil variere med hvor mange tonn olje transformatoren inneholder, hvor dårlig oljen er i utgangspunktet, hvor transformatoren er lokalisert (transportkostnader), etc, men generelt kan en anta at prisen per tonn vil ligge et sted mellom 12.000-18.000 kroner. Dette er etter min mening et rimelig vedlikeholdstiltak når man ser hvilken positiv effekt det har på transformatorens levetid. Vi ser altså at regenerering av transformatorolje har en langvarig positiv effekt når det gjelder å forsinke nedbrytningen av isolasjonen i transformatoren, men samtidig kan også regenereringen påføre transformatoren stor skade. Jeg tenker her spesielt på problemet med korrosivt svovel i transformatoroljen. Svovel finner vi normalt i all råolje, men i ulike sammensetninger. Noen av disse sammensetningene kan være korrosive eller potensiell korrosive overfor metaller som kobber og sølv, mens andre forbindelser er ufarlige. Spesielt svovelforbindelsen Dibenzyl disulfid (DBDS) har vist seg å være svært korrosiv. 217
Gjennom raffinering av oljen ønsker man å fjerne, redusere eller omdanne de skadelige forbindelsene. Korrosivt svovel vil nemlig reagere med kobber og danne kobbersulfid Cu 2 S som vil kunne legge seg som en ledende bro gjennom den faste isolasjonen og føre til transformatorhavari. Problemet med korrosivt svovel er hovedsakelig begrenset til transformatorer produsert i perioden 1999 2008. I denne perioden ble det produsert en del transformatoroljer som inneholdt skadelige svovelforbindelsene, blant annet Nynäs oljene Nytro 10BN, Nytro 10GBN og Nytro 3000 og Shell oljene Diala G og Diala D, men også transformatoroljer fra andre leverandører har vist seg å være potensiell korrosive. De fleste av de overfor nevnte oljene inneholdt potensielt korrosive svovelforbindelser. Så lenge svovelforbindelsene er potensiell korrosiv utgjør de ingen fare for transformatoren, men dersom de skifter karakter og blir korrosive vil de kunne skade transformatoren. Forsøk har vist at potensielt korrosiv svovel kan skifte karakter og bli korrosiv i forbindelse med regenerering, og de 3 mest vanlige årsakene er: - Overoppheting av oljen i forbindelse med lagring i buffertanken. Rensekolonnene vil under reaktiveringsprosessen (rensing av blekejorden) oppnå svært høye temperaturer, opp mot 6-700 grader. Dersom buffertanken er plassert mellom rensekolonnene vil oljen også bli svært varm, og potensielt korrosiv svovel vil kunne bli korrosiv. Problemet er mest vanlig med eldre regenereringsanlegg, men også feil betjening av anlegget kan være årsaken. - Det kan skje en katalytisk spalting av svovelmolekylene i rensekolonnen dersom blekejorden er for varm når man starter opp regenereringen igjen etter en reaktivering. Dette problemet forekommer oftest dersom blekejordskolonnene er for vide, diameter > 60 cm. I slike kolonner vil temperaturen i senter av kolonnen kunne holde seg høy lenge etter reaktiveringen. Slike kolonner finner vi ofte i eldre anlegg. 218
- Utilstrekkelig forbrenning under reaktiveringsfasen. Under reaktiveringen vil det absorberte organiske materialet i blekejorden og den resterende oljen i kolonnen fungere som brensel. Mesteparten av det organiske materialet vil bli fullstendig avbrent, men store deler av oljen vil bli presset ut og samlet opp i buffertanken. Noe av denne oljen vil være svært dårlig, og vil også inneholde korrosive forbindelser som vil kunne forurense transformatoren. Årsaken til dette problemet ligger ofte i blekejordens reaksjonsevne, regenereringsanleggets utforming og hvordan selve prosessen blir gjennomført. Årsakene til problemene med utvikling av korrosivt svovel under regenereringsprosessen er som nevnt under punkt 3.2 oftest relatert til hvordan selve regenereringsanlegget er konstruert og/eller hvordan anlegget blir betjent. Regenereringsanlegget bør først og fremst ha slanke rensekolonner, og buffertanken bør ikke ligge mellom rensekolonnene. Bildet nedenfor viser et eksempel på et moderne regenereringsanlegg som oppfyller dette. et er også svært viktig at blekejorden som benyttes har tilstrekkelig reaksjonsevne til å absorbere de korrosive svovelforbindelsene som er i oljen. Selv om blekejorden kan se identisk ut kan reaksjonsevnen være veldig forskjellig. Bildene 4, 5 og 6 viser 3 ulike typer blekejord, mens figur 7 viser hvilken absorpsjon av svovelforbindelsen Dibenzyl 219
disulfid (DBDS) over tid for hver av de 3 ulike typer blekejord. Figuren viser at blekejorden av type ID 2 absorberer DBDS svært godt, mens de to andre, ID 1 og ID 3, ikke absorber DBDS i de hele tatt. 220
X-akse: Lagringstid i timer / Y-akse: DBDS innhold i mg/kg Id 3 øverst, Id 1 i midten og Id 2 nederst 221
Sist, men ikke minst, vil det ha stor betydning hvordan operatøren av anlegget kjører selve prosessen med regenerering, reaktivering, sirkulasjon, osv. Spesielt er reaktiveringsprosessen av stor betydning. Her må temperatur og hastighet nøye overvåkes. Videre må de siste delene av restoljen etter reaktiveringen samles opp i en egen buffertank og deretter destrueres. Før man starter opp regenereringen igjen er det også viktig at man sirkulerer oljen i buffertanken tilstrekkelig antall ganger, og ved rett temperatur. Det må jevnlig tas oljeprøver og analysere disse med tanke på om oljen inneholder korrosive svovelforbindelser eller ikke. Dette er svært viktig med tanke på om det er nødvendig å foreta justeringer av prosessen. Samtidig som det er gjort forsøk som viser at regenerering med feil utstyr eller feil prosess kan utvikle korrosivt svovel i transformatoroljen, har andre forsøk vist at regenerering også kan fjerne korrosivt svovel. På samme måte som når man skal hindre at det dannes korrosivt svovel er det kun gjennom bruk av riktig type regenereringsutstyr, blekejord med tilstrekkelig absorpsjonsevne og en nøye overvåket og gjennomført renseprosess fra operatørens side. Konsekvensene ved et eventuelt havari kan fort bli svært store, både økonomisk og driftsmessig. Det er derfor av stor betydning å følge opp hvordan nedbrytningen av isolasjonen utvikler seg. Dette gjøres enklest ved å ta jevnlige oljeprøver, analyser disse og sette inn nødvendig vedlikehold når resultatene tilsier det. Regenerering av transformatoroljen har vist seg å være å være et vedlikeholdstiltak som har en langvarig positiv effekt når det gjelder å forsinke nedbrytningen av isolasjonen i transformatoren. Regenerering har også vist seg å være et svært kostnadseffektivt vedlikeholdstiltak. Utfordringen blir å hindre at det utvikles korrosive svovelforbindelser i oljen som kan medføre utfelling av kobbersulfid. Kobbersulfid vil kunne legge seg som en ledende bro gjennom den faste isolasjonen og føre til transformatorhavari. Ved bruk av riktig type regenereringsutstyr, blekejord med tilstrekkelig absorpsjonsevne og en nøye overvåket og gjennomført rensepro- 222
sess fra operatørens side, kan man unngå at det utvikles korrosivt svovel, og likeledes fjerne dette om det skulle være tilstede i oljen. Enkelte av figurene har dessverre litt dårlig lesbarhet i papirutgaven. Ta kontakt med forfatteren på ole.holm@siemens.com dersom du ønsker å få tilsendt en elektronisk utgave av rapporten. [1] M.Dahlund, H.Johansson, U.Lager, G.Wilson (2010). Understanding the Presence of Corrosive Sulphur in Previously Non- Corrosive Oils Following Regeneration. [2] M.Dahlund, P.Lorin, P.Werle (2010). Effects of on-line reclaiming on the corrosive sulphur content of transformer oil. [3] L. Lewand (2002). The role of corrosive sulphur in transformers and transformer oil. [4] M.Ese (2012). Korrosivt Svovel i Oljen kan forårsake Trafohavari. [5] Siemens AG (2011). Transforming regeneration into system reliability. SITRAM REG from TLM. [6] V.Mezhvynskiy (2010). Lifecycle extension with SITRAM REG. [7] V.Mezhvynskiy (2012). Safe Transformer Reclaiming with Siemens. [8] I.Atanasova-Hoehlein, C.Rehorek (2013) CO. (2010). Untersuchung der Absorptionseigenschaften verschiedener Fullererden. [9] V.Mygland (2012). NTE Energi. Erfaringer med regenerering. [10] O.Stubberud (2012). Statnett. Erfaringer med regenerering. 223