Właściwości wysokonapięciowe, procesy starzeniowe i markery stanów awaryjnych w cieczach izolacyjnych

W izolacji transformatorów mocy wykorzystywane są różne ciecze i wciąż opracowywane są ich nowe rodzaje. Nowa ciecz lub jej wariant musi być poddana licznym testom. W artykule tym omówiono zachowanie się cieczy dielektrycznych w warunkach naprężeń wysokonapięciowych, zachodzące w nich procesy starzeniowe i ich wpływ na eksploatację oraz wskaźniki stanów awaryjnych.

Słowa kluczowe

mineralny olej transformatorowy, ciecz izolacyjna, dielektryk, przebicie, strimer, wyładowanie niezupełne (WNZ), starzenie, awaria, utlenianie

Wprowadzenie

Urządzenia wysokonapięciowe o izolacji olejowej, tj. w przeważającej mierze transformatory mocy, są istotnymi komponentami światowych systemów energetycznych. Oleje mineralne od lat są dominującą cieczą izolacyjną stosowaną w takich urządzeniach. Przeprowadzono liczne badania istniejących olejów mineralnych oraz „nowych” i alternatywnych cieczy izolacyjnych [1]. Można wyróżnić kilka aspektów cieczy izolacyjnych, które należy zrozumieć i scharakteryzować pod kątem projektowania i eksploatowania urządzenia, które ma zostać dobrane lub odpowiednio dostosowane. W praktyce przemysł transformatorów mocy ewoluował wykorzystując głównie empiryczne zależności i ogólne doświadczenia, co zaowocowało opracowaniem standardów (takich jak norma
IEC 60296 dla olejów mineralnych) i praktyk (wytyczne dotyczące konserwacji, takie jak na przykład IEC 60422), które prowadzą do osiągnięcia rozsądnej jakości w połączeniu z zasadami projektowania i praktykami konstrukcyjnymi stosowanymi przez doświadczonych producentów transformatorów mocy. Próby fabryczne transformatorów są pierwszym głównym sprawdzianem (IEC 60076), który testuje ten system jako całość, jednak ponieważ zakłady energetyczne i operatorzy sieci oczekują długiego okresu eksploatacji (> 40 lat), dlatego należy uważnie zastanowić się nad procesami starzenia i utrzymaniem odpowiedniego stanu transformatora i jego elementów składowych.

W niniejszym artykule, w szczególności w odniesieniu do cieczy izolacyjnej, omówione są trzy kluczowe obszary:

• Zachowanie przy naprężeniach wysokonapięciowych (WN) – dotyczące właściwości takich jak przenikalność, napięcie przebicia (w obecności pól jednorodnych i niejednorodnych), obecność wyładowań niezupełnych (WNZ), możliwość rozwoju strimerów, współczynnik strat dielektrycznych i zdolność do elektryzacji.
• Procesy starzeniowe – opierające się na zrozumieniu zarówno wskaźników postępującego starzenia, jak i jego rozwoju i skutków (w odniesieniu do zmian właściwości). Określane głównie przez badanie „stabilności utleniania” (IEC 61125 and ASTM D2440).
• Ocena wskaźników awaryjności – dotyczące określenia procedur i wytycznych dla badań takich jak analiza rozpuszczonych gazów (Dissolved Gas Analysis – DGA) – związanych z odpowiedzią cieczy na zmiany pojawiają się w warunkach panujących w transformatorze, które odbiegają od normalnych oraz jak te zmiany można wykorzystać w diagnostyce.

Istnieje oczywiście wiele innych cech cieczy, które mogą wpływać na projekt transformatora i jego eksploatację, takie jak właściwości termiczne (lepkość i przewodność cieplna) i fizyczne (takie jak gęstość i rozszerzalność cieplna), lecz artykuł ten będzie ograniczony do trzech głównych punktów opisanych powyżej.

Zbadanie i scharakteryzowanie „nowej” cieczy izolacyjnej z uwzględnieniem powyższych aspektów nie jest kompleksowo możliwe, gdyż nie istnieją odpowiednie standardy ani wytyczne. Niemniej jednak, możliwe jest odniesienie się do istniejących dokumentów, które obejmują część z tych aspektów. Należą do nich normy dla cieczy dielektrycznych (takich jak IEC 60296, ASTM D3487, IEC 62770, IEC 61099), istnieją również poradniki dotyczące cieczy izolacyjnych [2, 3] i wiele publikacji w literaturze dotyczących tych dielektryków. Przykładowo kilku autorów przyjrzało się zagadnieniu wytrzymałości dielektrycznej, propagacji strimerów i występowaniu wyładowań niezupełnych (WNZ) niektórych cieczy [4-19]. Wiele prac dotyczy także zjawisk starzeniowych – szczególnie porównania estrów z olejami mineralnymi [8, 20-24], czy też badań DGA zarówno dla olejów mineralnych, jak i estrów [25-31].

Dodatkowo grupa robocza Cigré D1.70 (lipiec 2017) rozpoczęła prace nad szerszym zakresem charakteryzowania funkcjonalnych właściwości cieczy, stabilności, starzenia i właściwości dielektrycznych w celu znormalizowania właściwości cieczy izolacyjnych. W poniższych sekcjach artykułu omówiono każdy ze zidentyfikowanych obszarów charakterystyki cieczy izolacyjnych, z uwzględnieniem najważniejszych właściwości i odpowiadających im metod testowych, które sugeruje się jako podstawę do diagnozowania cieczy, w odniesieniu do obecnie eksploatowanych transformatorów wypełnionych olejem mineralnym. Zaproponowanych zostanie kilka zaleceń odnośnie dalszych prac.

1. Właściwości wysokonapięciowe

1.1 Przenikalność

Przenikalność elektryczna jest miarą polaryzowalności danej cieczy lub ciała stałego. Względna przenikalność impregnowanej olejem izolacji celulozowej wynosi około 4 do 4,5, a w celulozie impregnowanej estrem około 4,5 do 5, dla olejów mineralnych wynosi około 2 do 2,4, a estrów około 3 do 3,5 [2, 32].

Pierwszy etap projektowania układu dielektrycznego transformatorów zazwyczaj obejmuje obliczanie natężenia pola elektrycznego i jego rozkładu w różnych obszarach w części aktywnej transformatora i wokół niej. Jest to głównie podyktowane przenikalnością zarówno cieczy jak i izolacji stałej (dla pól przemiennych).

Niezbędne jest zatem określenie przenikalności cieczy w oczekiwanym zakresie temperatur i zakresie częstotliwości eksploatacji. Badanie względnej przenikalności cieczy wykonuje się metodami opisanymi w IEC 60247.

W produkcji papieru izolacyjnego i preszpanu przez firmy takie jak Weidmann, duży nacisk położono również na wartości przenikalność zarówno oleju, jak i izolacji stałej [33, 34], ponieważ izolacja stała jest porowata i należy wziąć pod uwagę wewnętrzne efekty pola elektrycznego.

Należy jednak pamiętać, że względna przenikalność – biorąc pod uwagę sposób jej pomiaru – jest „masową” właściwością materiału. Stosując pakiety oprogramowania do obliczania pól elektrycznych zwykle zakłada się jednorodność, a zatem stosuje się taką samą gęstość siatek obliczeniowych dla wszystkich regionów danego materiału. Możliwe jest jednak, że w praktyce występują miejscowe niejednorodności – szczególnie w przypadku granicy izolacji ciał stałych i cieczy. Oddziaływania elektryczne i chemiczne na powierzchni i w obszarach granicznych między izolacją stałą i ciekłą mogą prowadzić do uszkodzenia dielektryka być może wcześniej, niż oczekiwano. Ostatecznie, oprócz obliczeń i założeń opartych na przenikalności elektrycznej, mogą być potrzebne dalsze testy i badania, gdy układy izolacyjne składają się z „nowych” materiałów tak, aby uwzględnić potencjalne efekty „powierzchniowe” i „podwójnej warstwy elektrycznej” [35]. Co więcej, testowanie i prototypowanie reprezentatywnych układów izolacyjnych przez producentów transformatorów będzie zawsze konieczne przy stosowaniu nowych materiałów lub cieczy,  w celu przetestowania granic określonych zasad projektowania.

1.2 Współczynnik strat dielektrycznych

Współczynnik strat dielektrycznych, określany jako tg δ jest bardzo powszechnym i użytecznym parametrem, który określa się dla cieczy dielektrycznych i olejów izolacyjnych. Najpopularniejszą metodę pomiaru tg δ określa norma IEC 60247 i zwykle pomiar ten wykonuje się w temperaturze 90° C i przy częstotliwości 50 Hz.

Tg δ jest w praktyce stosunkiem prądu rezystancyjnego do prądu pojemnościowego, a zatem jest szybkim wskaźnikiem, jak bardzo badana ciecz ma cechy dielektryka (wartość bliższa zeru oznacza zachowanie bliższe dla idealnego dielektryka). Wyznaczanie trendu tg δ dla danego oleju jest doskonałym wskaźnikiem do wykrywania zanieczyszczenia oleju, jak również tendencji stopnia utlenienia, ponieważ produkty utleniania (m.in. karbonyl, kwasy, woda i szlam) zwiększają wartość tg δ.

Tg δ określa również straty cieplne w cieczy, które rosną wraz ze wzrostem wartości tego parametru.

W nowym wysoko rafinowanym oleju mineralnym, który został przefiltrowany i wysuszony, wartość tg δ<0,001 jest łatwa do osiągnięcia, jednak od rozpoczęcia transportu wartość ta wzrasta (ze względu na nieuniknioną niewielką liczbę zanieczyszczeń, które dostają się do oleju podczas transportu). Estry mają zazwyczaj wyższy tg δ niż oleje mineralne – ze względu na ich polarną budowę [36, 37].

W celu scharakteryzowania nowej cieczy określa się typowy zakres tg δ dla różnych etapów okresu użytkowania (po wyprodukowaniu, po transporcie, po napełnieniu i po zestarzeniu), ponieważ w praktyce w przypadku olejów mineralnych tg δ stosuje się jako kluczowy wskaźnik wskazujący, czy olej nadaje się do eksploatacji – patrz IEC 60422. Ponadto wiele potencjalnych płynnych dodatków (takich jak przeciwutleniacze, pasywatory, środki przeciwgrzybicze, środki obniżające temperaturę krzepnięcia i barwniki) zwiększa wartość tg δ, a zatem ich wpływ powinien również być brany pod uwagę.

1.3 Rezystywność i przewodnictwo

Rezystywność skrośna cieczy, mierzona zgodnie z IEC 60247 oraz ASTM D1169 i IEC 61620, jest odwrotnością przewodnictwa stałoprądowego (DC). Problemem w takich pomiarach jest osiągnięcie powtarzalności. Próbując zmierzyć prąd rezystancyjny cieczy, która zachowuje się jak izolator, przy natężeniach pola elektrycznego użytych w teście (tj. w IEC 60247 – pole elektryczne o natężeniu 250 V/mm), pojawia się problem obecności w czystym oleju niewielkich ilości przewodzących i quasi-przewodzących substancji, a wartość natężenia prądu zmienia się znacząco wraz z upływem czasu (ruchliwość jonów powoduje przemieszczanie się tych substancji) podczas tego testu i jest to jeden z powodów, dla których wartość końcowa może się bardzo różnić dla poszczególnych pomiarów.

Niedawny biuletyn techniczny Cigré (TB) 646 [38], dotyczący przewodnictwa oleju dla wysokiego napięcia stałego (HVDC) wskazuje, że popularne metody pomiarowe, takie jak zawarte w normie IEC 60247, dokonują pomiaru (w odniesieniu do czasu trwania i natężenia pola użytego w teście) stanu nieustalonego przewodnictwa dla większości rodzajów oleju. Nic więc dziwnego, że różne laboratoria doświadczają ogromnych różnic w wartościach.

W przypadku olejów mineralnych pomiar może mieć lepszą powtarzalność podczas badań zużytych olejów, ale zwykle dobrą praktyka jest wykorzystanie parametrów takich jak tg δ i napięcie powierzchniowe w celu uzupełnienia oceny stanu cieczy.

Niezależnie od tego, przewodność cieczy staje się ważniejszym parametrem, gdy ma być zastosowana w transformatorze przekształtnikowym HVDC. Ponieważ występują tam wysokie poziomy harmonicznych, a także składowe prądu stałego występujące w przebiegu napięciowym, przewodność określa prąd upływu w oleju. Przewodność staje się również ważnym czynnikiem podczas testu „odwrócenia polaryzacji”, któremu są poddawane wszystkie transformatory przekształtnikowe HVDC. W Cigré TB 646 autorzy proponują lepsze metody – takie jak określenie trzech punktów naprężeń do pomiaru przewodności cieczy, by ustalić pewne kryteria wyboru olejów izolacyjnych najlepiej nadających się do zastosowań HVDC. Jest to temat wymagający dalszych prac i badań.

1.4 Napięcie przebicia dla małych odstępów

Najczęstszym testem stosowanym do określenia napięcia przebicia cieczy elektroizolacyjnych przy napięciu przemiennym jest badanie opisane w normie IEC 60156, które daje wiedzę na temat właściwości „małej szczeliny” (około 2,5 mm) i quasi- jednorodnego pola (elektrody sferyczne) w cieczy izolującej. Zwykle przeprowadza się go w temperaturze pokojowej. W praktyce ten test i inne jemu podobne, takie jak ASTM D1816 i ASTM D877, są dobrymi badaniami stanu cieczy. W takich warunkach badań głównymi decydującymi czynnikami dla rozpoczęcia rozwoju wyładowania, a tym samym dla przebicia cieczy (mała przerwa) są obecność zanieczyszczeń (zarówno w postaci rozpuszczonej, jak i w zawiesinie), zawartość wilgoci (przede wszystkim względne nasycenie wilgocią [3, 20]) i zawartość rozpuszczonych gazów. W związku z tym i w połączeniu z faktem, że samo przebicie jest zjawiskiem poddanym prawom statystyki, badania te mają często słabą powtarzalność, chociaż podejmowane są próby na rzecz poprawy powtarzalności metody [39]. Opracowywana jest nowa wersja normy IEC 60156, w której IEC wprowadza udoskonalenia techniki pomiarowej.

Ostatecznie w badaniach tych nie obserwuje się dużej różnicy w napięciu przebicia dla różnych cieczy, przy założeniu, że wszystkie są wolne od zanieczyszczeń i zostały wystarczająco wysuszone i odgazowane – patrz Tabela I poniżej.

Tabela I: Wybrane typowe wartości wytrzymałości elektrycznej po uzdatnianiu różnych cieczy w oparciu o różne metody Cigré TB 436 [40].

Badanie	Olej mineralny	Ester syntetyczny	Ester naturalny	Olej silikonowy	Olej silikonowy niskiej lepkości
IEC 60156 2,5mm	>70 kV	>75 kV	>75 kV	50 kV	70 kV
ASTM 1816 1mm			37 kV
ASTM 1816 2mm	60 kV		76 kV
ASTM D877	55 kV	43 kV	46 kV	43 kV

Różnice w wartościach dla różnych metod wynikają głównie ze zróżnicowanego efektywnego rozkładu pola i maksymalnego natężenia pola w szczelinie. Na przykład elektrody „dyskowe” stosowane w ASTM D877 mają ostre krawędzie, które wpływają na niejednorodny rozkład pola, a tym samym ułatwiają rozwój wyładowania. Niższa wartość wytrzymałości oleju silikonowego jest najprawdopodobniej spowodowana stosunkowo wysoką lepkością, a procedura badania zakłada czasy stabilizacji w próbie jak dla normalnego oleju mineralnego, a zatem jest bardziej prawdopodobne powstawanie pęcherzyków gazu w cieczy.

Napięcie przebicia, badane zgodnie z IEC 60156 lub podobną procedurą, pozostają przydatnym wskaźnikiem stanu oleju i nadają się do oceny skuteczności uzdatniania oleju lub innej cieczy (filtrowanie, suszenie i odgazowywanie).

1.5 Wytrzymałość elektryczna dla dużych odstępów i rozwój strimerów

Dla dużych odstępów (~> 2,5 cm) i pól niejednorodnych (zwykle stosuje się konfiguracje elektrod ostrze-płyta lub ostrze-sfera) obserwuje się na ogół większe różnice w wartościach napięcia przebicia i zjawiskach przedprzebiciowych pomiędzy różnymi cieczami, a także duży wpływ biegunowości przykładanego napięcia. Zostało to wykazane w kilku badaniach opublikowanych w literaturze na temat propagacji strimerów w cieczach, głównie w olejach mineralnych, ale także w cieczach estrowych [7, 11, 12, 14, 15, 41-43].

Wykazano, że oleje mineralne, ciecze estrowe lub inne charakteryzują się różnym zachowaniem w obecności różnych rodzajów pól elektrycznych, co wpływa na prędkość propagacji strimera. Najbardziej interesujące są szybkie strimery (charakteryzujące się gwałtownym skokiem prędkości propagacji, zwykle o około 2 lub więcej rzędów wielkości), które występują przy niższym napięciu dla dodatnich strimerów, dlatego też najczęściej są poddawane badaniom [7, 11, 12,14]. Napięcie, przy którym występuje to zjawisko przyspieszenia jest zwykle określane jako „napięcie przyspieszenia” cieczy. Jak pokazano na rysunku 1 poniżej, na przykład ciecze estrowe wykazują niższe dodatnie napięcie przyspieszenia strimera niż typowe oleje mineralne.

Ponadto w badaniach olejów mineralnych i cieczy takich jak cykloheksan [11, 12, 44] wykazano, że wysoka wartość napięcia przyspieszenia „typowych” olejów mineralnych prawdopodobnie wynika z wpływu węglowodorów aromatycznych. Potwierdzają to obserwacje, że w niektórych przypadkach dodanie (stosunkowo niewielkich ilości – około 0,5-2%) aromatycznych dodatków do, na przykład, białych olejów [12] i cykloheksanu [44], zwiększa napięcie przyspieszenia dla takiej ciekłej mieszaniny. Mechanizm fizyczny tego zjawiska nadal nie jest w pełni zrozumiały, ma jednak związek z powstającymi rozgałęzieniami strimera i występującymi nielicznymi obszarami o zmniejszonej jonizacji, które wpływają na efektywne ograniczenia natężenia pola na czole strimera [12]. Jednakże takie obszary mogą również obniżać napięcie inicjacji w przypadku strimerów o ujemnej biegunowości [12].

Niemniej jednak należy pamiętać, że każde badanie z wykorzystaniem elektrody ostrzowej daje duże prawdopodobieństwo inicjacji strimerów (w porównaniu z bardziej jednorodnymi natężeniami pola, które występują dla innych układów elektrod). Dlatego takie próby mogą być bardziej przydatne do porównywania szybkości propagacji strimera w zależności od napięcia, a także czasu do przebicia, długości lub kształtu strimerów. Ponadto w praktyce utrzymanie odpowiedniej ostrości końcówki elektrody jest problematyczne (zwykle jest to igła lub drut), co sprawia, że powtarzalność i odtwarzalność takich eksperymentów staje się wyzwaniem.

Określanie napięcia przyspieszenia cieczy jest niestandaryzowane ze względu na stosowanie dużych odstępów pomiędzy elektrodami, zastosowanie specjalistycznego sprzętu, wysokiego napięcia i dokładnych urządzeń pomiarowych. Jednakże opracowanie znormalizowanego testu mającego na celu określenie lub oszacowanie napięcia przyspieszenia cieczy byłoby bardzo korzystne dla przemysłu. Jest to zagadnienie warte dalszych badań.

Zrozumienie zjawisk rozwoju szybkich strimerów w cieczach izolacyjnych jest ważne w praktyce, ponieważ ich przyspieszona propagacja niesie zwiększone ryzyko przebicia w praktycznych układach izolacyjnych. Wartości napięć, które w normalnych warunkach nie spowodują przebicia, w cieczy z wysokim napięciem przyspieszenia mogą być już wystarczające do jej przebicia.

Konieczne jest dalsze poznanie zależności pomiędzy zjawiskami odpowiadającymi za rozwój strimerów, mechanizmów szybkich strimerów i związanych z nimi właściwościami chemicznymi cieczy izolacyjnych.

• 

Rys. 1. Przybliżona prędkość rozwoju strimerów o biegunowości dodatniej
w 10 cm przerwie, na podstawie Nguyen N.M. et.al. [11], gdzie Va oznacza „napięcie przyspieszenia”

1.6 Wytrzymałość elektryczna w warunkach udarowych

Wytyczne normy ASTM D3487 wymagają, by wytrzymałość udarowa olejów mineralnych dla biegunowości ujemnej, mierzona zgodnie z ASTM D3300, wynosiła >145 kV. Z kolei norma IEC 60296 nie określa tej wartości, ale istnieje metoda badań zawarta w IEC 60897, podobna do normy ASTM D3300. Zastosowano w niej geometrię elektrod ostrze-sfera, a odstęp szczeliny wynosi od 10 do 25 mm dla IEC i 1 cal dla ASTM D3300. Większość dobrze rafinowanych izolacyjnych olejów mineralnych osiąga zazwyczaj wartości >300 kV (napięcie przebicia dla udaru ujemnego) [45]. Wysoki poziom związków aromatycznych, w szczególności związków o strukturze wielojądrowej, może wpłynąć na zmniejszenie wartości napięcia przebicia dla udaru ujemnego [3].

W opinii autorów opracowanie standardu i metody badania, która ma na celu sprawdzenie głównych cech propagacji strimera i jego wpływu zarówno na przebicie przy biegunowości dodatniej i ujemnej, i który ostatecznie uwzględniałby wnioski z obu badań wspomnianych w sekcji 1.5 przyniosłoby dużo korzyści dla praktyki przemysłowej. Fakt, że strimery dodatnie, a więc i przeskok w warunkach udaru piorunowego dodatniego, generalnie występują przy niższym napięciu, zaś najczęściej stosowane w badaniach napięcie przebicia dla udaru jest ujemne, wskazuje na to, że potrzebne są nowe wytyczne, aby pomóc w scharakteryzowaniu nowych cieczy. Co więcej, te same punkty, które zostały podniesione powyżej, dotyczące powtarzalności i odtwarzalności oraz fakt, że stosowanie elektrody ostrzowej najprawdopodobniej zainicjuje strimer, sugerują skupienie się na zjawisku rozwoju wyładowania, czasie do przebicia i długości strimera.

1.7 Zapłon wyładowań niezupełnych

Do porównania cieczy izolacyjnych badana jest także obecność wyładowań niezupełnych  (WNZ) w warunkach przyłożonego napięcia przemiennego, przy wykorzystaniu celek testowych zawierających elektrody o geometrii ostrze-płyta lub ostrze-sfera, jak opisane w normie IEC 60897, np. [9, 10, 16, 18, 41, 46-48 ]. Norma IEC 61294, opisująca metodę określania napięcia zapłonu jest najczęściej podstawą do takich badań. Ich wyniki mają największą wartość informacyjną, gdy porównuje się różnice w amplitudzie impulsów i częstotliwości (w czasie i przy różnych napięciach) dla różnych cieczy [10, 46].

Napięcia stosowane w takich badaniach są zazwyczaj dużo niższe (zazwyczaj <100 kV) od tych wykorzystywanych przy badaniu rozwoju strimerów.

Niektóre badania [10, 46] wskazują, że mieszaniny olejów mineralnych i estrów zawierających związki aromatyczne mają niższą tendencję do występowania WNZ [18]. Najprawdopodobniej istnieje ścisły związek między tymi obserwacjami, a tymi dotyczącymi różnych napięć przyspieszenia estrów i olejów mineralnych zawierających związki aromatyczne, jak wspomniano w sekcji 1.5, ale potrzeba więcej badań, aby można je było odpowiednio wyjaśnić – z naciskiem na standaryzację metod badania, by porównywanie efektywnych naprężeń napięciowych w każdym przypadku było łatwiejsze.

1.8 Wytrzymałość elektryczna
w temperaturze bliskiej krzepnięciu cieczy

Zależność wytrzymałości elektrycznej oleju mineralnego i cieczy estrowych od względnej zawartości wilgoci w cieczy jest dobrze znana [2, 3, 20]. W przypadku olejów mineralnych i estrów wraz ze spadkiem temperatury zmniejsza się poziom zawilgocenia. Ponadto tworzenie pęcherzyków wiąże się również z WNZ, tworzeniem strimerów i tym samym przebiciem. W pobliżu temperatury krzepnięcia cieczy może powstawać woda wydzielona lub kryształy lodu, mogą również powstawać pęcherzyki gazu, a zatem spodziewane jest, że w pobliżu temperatury punktu krzepnięcia będzie występować o wiele niższa wytrzymałość elektryczna i niższe napięcie początkowe WNZ. Zostało to zbadane eksperymentalnie w [49, 50]. Jest to główny powód, dla którego temperatura krzepnięcia cieczy powinna być znacznie niższa (zwykle 10° C, jak zaleca np. IEC 60296) od temperatury, w której spodziewane jest załączenie transformatora w warunkach „zimnego startu”.

1.9 Tendencja do elektryzacji cieczy dielektrycznej

Tendencja do elektryzacji cieczy dielektrycznej (ECT – Electrostatic Charging Tendency) związana jest ze zwiększonym przepływem w układach chłodzenia transformatora o wymuszonym obiegu oleju OF i OD.

Broszura Cigré [51] omawia wiele aspektów związanych z tendencją do elektryzacji.

Określenie ECT cieczy w stanie nowym i zrozumienie, w jaki sposób zmienia się ona wraz z procesem starzenia jest konieczne, aby pomóc w ustaleniu maksymalnego dopuszczalnego natężenia przepływu dla bezpiecznej pracy transformatora. Wpływ dodatków, które mogą znajdować się w cieczy, należy również brać pod uwagę, ponieważ gdy te dodatki zostaną zużyte podczas starzenia, ECT cieczy bazowej może być wyższe niż oczekiwano. Estry mają zwykle wyższą ECT niż oleje mineralne, poza tym ECT zwykle wzrasta wraz z okresem eksploatacji cieczy [52, 53].

2. Starzenie

Żywotność i starzenie się cieczy izolacyjnych jest kluczowym zagadnieniem dla transformatorów mocy. Ważne jest poznanie, w jaki sposób właściwości cieczy, a co za tym idzie jej zachowanie w układzie izolacyjnym, zmieniają się podczas starzenia pod wpływem narażeń termicznych, oksydacyjnych i hydrolitycznych. Filozofia projektowania i eksploatacji transformatora powinna być odpowiednia do osiągnięcia pożądanego czasu życia.

Zdecydowana większość obecnie eksploatowanych transformatorów jest wypełniona olejem mineralnym i została zaprojektowana z uwzględnieniem przyrostów temperatury zgodnie z normą IEC 60076-1 i -2 i innymi. Analogicznie najczęstszym standardem oceny stabilności utleniania cieczy izolacyjnych jest norma IEC 61125C i w przypadku olejów mineralnych pewne wartości referencyjne określone są w normie IEC 60296, która definiuje oczekiwaną wystarczającą stabilność utleniania w przypadku olejów inhibitowanych i nieinhibitowanych.

Ze względu na duże doświadczenie branży w stosowaniu olejów mineralnych, ich starzenie jest dobrze poznane (IEC 60296 i ASTM D3487). Podczas badania nowej cieczy konieczne jest przeprowadzenie szczegółowych badań, np. określenie stabilności utleniania, zgodne z IEC 61125C, dobrze nadaje się do sprawdzenia właściwości takiej cieczy.

2.1 Stabilność utleniania, termiczna i hydrolityczna

W transformatorach mocy głównymi czynnikami powodującymi starzenie dielektryka ciekłego są ciepło oraz obecność tlenu i wilgoci.

Stabilność utleniania jest bardzo istotna dla olejów mineralnych przy typowych temperaturach pracy transformatorów mocy, jednak poszczególne reakcje chemiczne zachodzą w różnych temperaturach, mają różne energie aktywacji oraz generują inne produkty. Przy ocenie nowego płynu konieczne jest całościowe podejście, uwzględniające warunki użytkowania i parametry chemiczne cieczy. Opracowanie zakresu „badań typu” z rozsądnym poziomem standaryzacji w celu scharakteryzowania cieczy byłoby korzystne i jest zalecane do dalszych badań. Przykładowo estry mają znacznie gorszą stabilność hydrolityczną niż oleje mineralne [54], co należy uwzględnić przy określaniu procesów starzeniowych w tych cieczach.

W odniesieniu do stabilności termicznej cieczy izolacyjnych, konieczne jest przeprowadzanie oceny bez dostępu tlenu, co jest praktycznym problemem, ponieważ kontrolowanie i mierzenie zawartości tlenu w cieczach podczas starzenia jest bardzo trudne.

Co więcej, badanie stabilności utleniania musi być przeprowadzone w reprezentatywnej temperaturze do tej, która jest osiągana w eksploatacji (np. w IEC 61125C badanie wykonywane jest w temperaturze 120 °C, podczas gdy typowa maksymalna temperatura oleju mierzona na górze transformatora wynosi ok. 105 °C). Przeprowadzanie testu przyspieszonego starzenia przy znacznie wyższej temperaturze oleju niż spodziewana w trakcie eksploatacji (uzasadnienie tego ma zazwyczaj na celu skrócenie czasu trwania testu) może spowodować słabą ocenę rzeczywistego zachowania się starzenia w niższej, bardziej prawdopodobnej temperaturze. Powodem tego mogą być inne reakcje o wyższych energiach aktywacji, które mogą mieć znaczny wpływ na powstawanie produktów starzenia. Aspekt ten należy wziąć pod uwagę, w zależności od chemii cieczy, przy charakteryzowaniu stabilności oksydacyjnej, hydrolitycznej lub termicznej.

Tabela II – Wybrane wymagania różnych cieczy izolacyjnych w oparciu o normy IEC

Rodzaj cieczy	Norma	Okres starzenia	Maksymalna zawartość kwasów po starzeniu
Mineralny nieinhibitowany	IEC 60296	164 godzin	1,2 mgKOH/g
Mineralny inhibitowany	IEC 60296	500 godzin	1,2 (0,3)1 mgKOH/g
Ester syntetyczny2	IEC 61099	164 godzin	0,3 mgKOH/g
Ester naturalny2	IEC 62770	48 godzin	0,6 mgKOH/g

1 Zastosowania specjalne – spełnione przez większość dostępnych na rynku olejów lepszej jakości.
2 Większość dostępnych na rynku naturalnych i syntetycznych estrów powinno się traktować jako ciecze inhibitowane.

Na podstawie aktualnych norm, jak pokazano w Tabeli II, względnie gorszą stabilność utleniania dla naturalnych i syntetycznych estrów uwzględniono w mniej rygorystycznych wymaganiach odnośnie trwałości oksydacyjnej.

2.2 Antyutleniacze i inne dodatki

Mineralne oleje izolacyjne dzielą się na dwa główne typy: nieinhibitowane i inhibitowane, a w tych ostatnich jako inhibitory stosowane są najczęściej przeciwutleniacze fenolowe, takie jak 2,6-di-tert-butylo-paracresol (DBPC), ograniczone do 0,4% całkowitej masy produktu zgodnie z IEC 60296 lub 0,3% zgodnie z ASTM D3487.

DBPC jest podstawowym antyutleniaczem, oddziałującym na rodniki. Różni się od innych antyutleniaczy, m.in. naturalnych (składających się ze związków siarki pozostałych z ropy naftowej), zawartych w nieinhibitowanych olejach mineralnych, wpływających na rozkład nadtlenków.

Estry naturalne mają zazwyczaj gorszą stabilność utleniania niż oleje mineralne – naturalnie w zależności od wykorzystanego oleju roślinnego i zawartości grup nienasyconych – i jako takie często zawierają pierwszorzędowe przeciwutleniacze w wyższych stężeniach (około 1% lub więcej), co pozwala uzyskać rozsądną stabilność utleniania. Co więcej, większość dostępnych w handlu estrów naturalnych często może zawierać pasywatory metali, środki przeciwgrzybicze, barwniki i środki obniżające temperaturę krzepnięcia [55], które mogą wpływać na stabilność utleniania lub uczestniczyć w reakcjach utleniania i hydrolizy, co prowadzi do ich zużycia.

Estry syntetyczne mają zazwyczaj lepszą stabilność utleniania niż estry naturalne ze względu na wyższy stopień nasycenia, jednak wciąż mogą zawierać większą ilość przeciwutleniaczy niż typowe oleje mineralne.

2.3 Jakościowy model starzenia cieczy

W praktyce, w celu ustanowienia skutecznego systemu monitorowania i utrzymania stanu, należy zrozumieć procesy starzenia cieczy, by wykorzystać łatwo dostępne badania chemiczne i fizyczne (jako wskaźniki dla oceny stanu), które umożliwią określenie czy wymagana jest interwencja na długo przed znacznym pogorszeniem się właściwości. W warunkach przemysłowych, dla transformatorów wypełnionych olejem mineralnym osiągnięto to stopniowo. Poniżej opisano model jakościowy, który może on posłużyć jako podstawa do charakteryzowania innych cieczy z zastrzeżeniem, że testy, właściwości i trendy będą zależeć od cieczy i jej właściwości. Przykład dla olejów mineralnych podano na Rysunku 2, w oparciu o uproszczony model utleniania przedstawiony w dalszej części tekstu (Rysunek 3).

Rys. 2. Prosty model jakościowy procesów starzeniowych w typowym inhibitowanym oleju mineralnym

Jednym z kluczowych czynników, które należy wziąć pod uwagę gdy mamy do czynienia z cieczami inhibitowanymi, jest terminowe uzupełnienie inhibitora, o czym była mowa powyżej. W olejach mineralnych, jak opisano w standardzie IEC 60422, dobrą praktyką jest uzupełnianie inhibitora przed osiągnięciem 40% jego wartości początkowej. W przypadku konkretnego produktu konieczne jest określenie minimalnego wystarczającego stężenia przeciwutleniaczy, które zapobiegają początkowi procesów utleniania, a wytyczną przy uzupełnianiu inhibitorów powinno być założenie, by nie dopuścić do spadku to tego poziomu.

Kluczowe jest uwzględnienie w praktyce monitorowania stanu i zarządzania inhibitorami dokładności i kosztów pomiaru zużycia inhibitorów. Na przykład, metody stosowane do pomiaru zawartości inhibitorów w oleju mineralnym są dobrze rozwinięte (patrz np. IEC 60666), ale w przypadku nowych typów cieczy metody te muszą być ocenione pod kątem czułości w czasie postępującego procesu starzenia się cieczy oraz czy nie wystąpią interferencje skutkujące powstaniem znaczących błędów. Ponadto koszty i aspekty praktyczne związane z uzyskaniem dodatków i wprowadzeniem ich do transformatora powinny być uwzględnione w planowanym wydatkach eksploatacyjnych.

3. Uproszczony model niskotemperaturowego procesu utleniania, który występuje w warunkach zbliżonych do panujących w transformatorach mocy

Dodatkowo, najczęstsze testy pośrednie (IFT i DDF) służące do wykrywania w olejach mineralnych wczesnych produktów utleniania, takich jak karbonyle, są niezwykle użyteczne, ponieważ produkty te są polarne, a masa oleju jest niepolarna. Należy mieć świadomość, że w cieczach polarnych, takich jak płyny oparte na estrach, czułość takich testów na produkty wczesnego starzenia może być znacznie niższa i konieczne może być opracowanie dodatkowych testów, aby osiągnąć odpowiedni poziom zdolności do wyznaczania trendów zmian.

2.4 Wskaźniki starzenia się papieru

Przyjmuje się, że wytrzymałość na rozciąganie papieru izolacyjnego (najczęściej Kraft i ulepszony termicznie) i preszpanu stosowanych w transformatorach określa ich przydatność do użytku, a zatem ważnym zagadnieniem jest starzenie się papieru i ocena jego żywotności [3, 56]. Do oceny wytrzymałości na rozciąganie i pozostałej żywotności izolacji stałej jest powszechnie używane określanie stopnia polimeryzacji (DP), jednak problemem jest bezpośredni pomiar tego parametru. Dlatego firmy takie jak Burton, Vuarchex, Chengdong i De Pablo [57], a także inne [58, 59] prowadzą badania nad wykorzystaniem 2-FAL i pokrewnych związków, które występują w oleju, do oceny DP. Ponieważ jednak furany mogą rozkładać się i reagować z materiałami w transformatorze [60], w praktyce najlepiej jest również sprawdzić szybkość zmian stężenia tych znaczników – patrz IEC TR 62874.

Obiecujące wydaje się wykorzystanie metanolu jako znacznika starzenia się papieru [61, 62], ale główną wadą w tym przypadku jest to, że może on również powstawać z oleju. Najprawdopodobniej nie jest on wytwarzany w wystarczającym stopniu na późniejszych etapach starzenia papieru i dlatego nie można ustalić żadnej rozsądnej korelacji między tym kryterium a pozostałym czasem życia, ale prawdopodobnie stanie się użytecznym wskaźnikiem dla wczesnego starzenia się papieru.

Przy ocenie nowych cieczy należy wziąć pod uwagę zmienną rozpuszczalność markerów pochodzących z izolacji stałej, takich jak 2-FAL i możliwość ich zużywania z powodu innych reakcji z cieczą.
Procesy starzeniowe układu izolacyjnego stało-ciekłego są oczywiście również przedmiotem zainteresowania badaczy, w szczególności w przypadku transformatorów o izolacji z „wyższej klasy termicznej”, takiej jak papier aramidowy. Metody takie jak IEEE C57.100-2011 są używane do oceny klasy cieplnej układu i są obecnie głównym punktem badań grupy roboczej IEC zmieniającej normę IEC 60076-14 dla izolacji wysokotemperaturowej. Temat ten nie jest omawiany w dalszej części artykułu, ale oczywiście istnieje konieczność opracowania metody oceny procesów starzeniowych w układzie izolacyjnym zawierającym nową ciecz.

3. Wskaźniki stanów awaryjnych

3.1 DGA

Poradniki interpretacji wyników DGA, takie jak IEC 60599 lub IEEE C57.104 są obecnie podstawowym narzędziem pracy inżynierów zajmujących się zarządzaniem majątkiem transformatorowym.

Wykrywanie awarii, ich predykcja i diagnostyka są głównym tematem zainteresowania energetyki zawodowej, ponieważ koszty i znaczenie urządzeń w systemie są bardzo wysokie, a większość producentów udziela gwarancji na okres od 3 do 8 lat.

W warunkach laboratoryjnych najczęściej przeprowadza się analizy DGA metodą chromatografii gazowej (GC), np. przy użyciu ekstrakcji próżniowej (patrz IEC 60567). Ponadto, wraz z coraz powszechniejszym stosowaniem analizatorów gazów online, pojawiają się nowe urządzenia na rynku, które wykorzystują różne metody analizy. Dotyczy to metody GC, ale także niedyspersyjnej podczerwieni (NDIR) i spektroskopii fotoakustycznej (PAS). Dostępne są także niezależne czujniki wodoru wykorzystujące przetworniki wykorzystujące bezpośrednie techniki pomiarowe, na przykład oparte na optycznym powierzchniowym rezonansie plazmonowym [63, 64], a ich dostępność będzie rosła, podobnie jak możliwości pomiaru zawartości wodoru w olejach online [65]. Niezależnie od tego należy pamiętać, że wiele nowszych technik monitorowania stanu online wymaga więcej danych, aby możliwe było zrozumienie wyników ich analizy, lecz w praktyce należy położyć nacisk na powtarzalność, co umożliwi trendowanie zmian zawartości gazów. Należy podkreślić, że wysoka dokładność wykrywania gazów przez różne metody nie jest tak ważna jak dobra powtarzalność wyników.

Ważnym aspektem w analizie gazów rozpuszczonych w cieczach jest rozpuszczalność danego gazu w oleju, co ma kluczowe znaczenie przy stosowaniu części metod analizy. W przypadku olejów mineralnych istnieją dobrze opracowane współczynniki klasyfikacji (IEC 60567), ale uzyskanie tego samego dla nowych cieczy jest również obszarem wymagającym większej standaryzacji. Współczynniki klasyfikacji dla estru naturalnego podano w [66].

Duży nacisk kładzie się na techniki interpretacji DGA, które obejmują trójkąt Duvala [67], współczynniki Rogera, metodę gazów kluczowych itd., a które są w mniejszym lub większym stopniu oparte na modelu termodynamicznym dla olejów mineralnych, opracowanym przez Halsteada [68]. Istnieją również najnowsze modele analiz DGA w olejach mineralnych [69], które opierają się na lepszym dopasowaniu danych empirycznych.

Należy upewnić się, że poziomy mierzonych gazów w stopniu wystarczającym przekraczają granice detekcji danej metody, jak również są wystarczająco wysokie, by móc je zastosować jako wskaźniki awarii, zanim zastosowane zostaną techniki diagnostyczne, takie jak trójkąt Duval’a [70].

Przeprowadzono wiele badań na temat zastosowania metody DGA do cieczy estrowych [25, 26, 31, 36, 66, 71]. Jednym z bardziej wyczerpujących opracowań porównujących ciecze mineralne i estrowe jest praca Xiang i in. [26]. Zawarto tam sugestię, że estry naturalne wytwarzają mniej etylenu niż oleje mineralne w przypadku usterek wysokotemperaturowych. Dodatkowo w [66] zawarto dane dotyczące powstawania propylenu (C3H6) w estrach naturalnych, które wskazują, że być może kluczowym gazem pozwalającym na identyfikację tych awarii, dla których wskaźnikiem w olejach mineralnych jest etylen, w tym przypadku powinien być propylen.

Również technika wykorzystująca drut termistorowy, zaproponowana przez Tenbohlena i in. w [66] wydaje się być reprezentatywna i może być najbardziej praktyczną metodą badania wydzielania gazu pod wpływem naprężenia termicznego cieczy, ale należy zachować ostrożność, by temperatura nie zbliżyła się do temperatury topnienia drutu. Można również wziąć pod uwagę efekty katalityczne stosowania określonych stopów metali. W innych publikacjach opisano zagadnienia związane z regulacją temperatury przy użyciu grzewczych elementów miedzianych stosowanych do symulacji uszkodzeń termicznych [72]. Tak zwane gazowanie rozproszone w olejach mineralnych, co do którego istnieje przypuszczenie, że wiąże się z pękaniem termicznym, oddziaływaniem cieczy z innymi materiałami w transformatorze lub katalitycznym utlenianiem cieczy w temperaturach poniżej typowych „temperatur uszkodzeń” (~ < 200 °C) [73, 74], może również produkować gazy związane z usterkami (najczęściej wodór i etan – głównie obserwowane w nieinhibitowanych olejach). Rozproszona generacja wodoru może również wynikać z dodatków pasywatorów [75]. Broszura Cigré TB 296 w pewnym stopniu obejmuje gazowanie rozproszone [73]. Grupa Cigre WG D1.70 zajmuje się obecnie badaniem tego tematu, a także badaniem nowego testu w celu oceny gazowania rozproszonego w cieczach.

3.2 Inne markery

Poza metodą DGA teoretycznie istnieje wiele innych produktów ubocznych reakcji chemicznych, które mogą być wykorzystane do wczesnego przewidywania awarii, a które powstają na skutek oddziaływań termicznych lub elektrycznych bezpośrednio w cieczy izolacyjnej lub innych materiałach w transformatorze.

Jednym z przykładów jest wykorzystanie obecności m-krezolu i o-krezolu do wykrywania degradacji żywic stosowanych wewnątrz transformatorów [76].

Analiza zużywania się dodatków zawartych w oleju w warunkach awaryjnych jest również obszarem o dużym potencjale do wykorzystania we wczesnym wykrywaniu uszkodzeń. Ostatecznie celowe dozowanie dodatków, które mają reagować w określony sposób na pewne zagrożenia (na przykład w obecności WNZ lub w określonych wysokich temperaturach), może być również interesującą metodą do oceny cieczy izolacyjnych.

4. Wnioski

Artykuł opisuje niektóre z kluczowych problemów cieczy izolacyjnych, takich jak zachowanie przy naprężeniach wysokonapięciowych, procesy starzeniowe i zachowanie się markerów stanów awaryjnych. Większość tematów została potraktowana dość pobieżnie, podano więc liczne źródła, w których badano dane problemy. Konieczne są dalsze prace zmierzające do opracowania standardów, które mogą być stosowane do oceny „nowych” cieczy izolacyjnych.

Mr C Wolmarans
and Dr B Pahlavanpour
Nynas AB Sweden

Literatura

1. Fofana, I., 50 years in the development of insulating liquids. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2013. 29(5): p. 13-25.
2. Bartnikas, R. Electrical insulating liquids. 1994: ASTM Philadelphia.
3. Nynas Naphthenics, A., Transformer oil handbook. Printed in Sweden, 2004.
4. Liu, Q. and Z. Wang. AC and lightning breakdown strength of mineral oil Nytro Gemini X and 10GBN. in International Electrical Insulation Conference. Birmingham. UK: INSUCON. 2009.
5. Yuliastuti, E., Analysis of dielectric properties comparison between mineral oil and synthetic ester oil. 2010.
6. Weber, K. and H. Endicott, Area effect and its extremal basis for the electric breakdown of transformer oil. Transactions of the American Institute of Electrical Engineers. Part III: Power Apparatus and Systems, 1956. 75(3): p. 371-381.
7. Denat, A., O. Lesaint, and F. Mc Cluskey, Breakdown of liquids in long gaps: influence of distance, impulse shape, liquid nature, and interpretation of measurements. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2015. 22(5): p. 2581-2591.
8. Frotscher, R., et al., Behaviour of ester liquids under dielectric and thermal stress-from laboratory testing to practical use. CIGRE Technical Programme, 2012: p. D1-105.
9. Ramos, C.G.A., A. Cavallini, and U. Piovan, A comparison of the PDIV characteristics of ester and mineral oils. Boletín IIE, 2014.
10. Pompili, M., C. Mazzetti, and R. Bartnikas, Comparative PD pulse burst characteristics of transformer type natural and synthetic ester fluids and mineral oils. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2009. 6(16): p. 1511-1518.
11. Nguyen, N.M., et al. A comparison of breakdown properties of natural and synthetic esters at high voltage. in Electrical Insulation and Dielectric Phenomena (CEIDP), 2010 Annual Report Conference on. 2010: IEEE.
12. Nguyen, D.V., Experimental Studies of Streamer Phenomena in Long Oil Gaps. 2013, NTNU.
13. Cesari, S. and S. Yakov, Impulse Breakdown and Power-Frequency Partial Discharge Inception Voltages of Insulating Liquids. IEEE Transactions on Electrical Insulation, 1985(2): p. 315-319.
14. Lesaint, O. and G. Massala, Positive streamer propagation in large oil gaps: experimental characterization of propagation modes. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 1998. 5(3): p. 360-370.
15. Duy, C.T., et al., Streamer propagation and breakdown in natural ester at high voltage. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2009. 16(6).
16. Sarathi, R., A. Reid, and M. Judd, Partial discharge study in transformer oil due to particle movement under DC voltage using the UHF technique. Electric Power Systems Research, 2008. 78(11): p. 1819-1825.
17. Hwang, J.G., et al. Modeling streamers in transformer oil: The transitional fast 3 rd mode streamer. in Properties and Applications of Dielectric Materials, 2009. ICPADM 2009. IEEE 9th International Conference on the. 2009: IEEE.
18. Walker, J., et al., M/DBT, new alternative dielectric liquids for transformers. CIGRE Technical Programme, 2012: p. D1-107.
19. Lu, W., et al. Lightning impulse breakdown performance of an inhibited Gas-To-Liquid (GTL) hydrocarbon transformer oil. in Dielectric Liquids (ICDL), 2014 IEEE 18th International Conference on. 2014: IEEE.
20. Tenbohlen, S. and M. Koch, Aging performance and moisture solubility of vegetable oils for power transformers. IEEE Transactions on Power Delivery, 2010. 25(2): p. 825-830.
21. Rao, U.M., Y. Sood, and R. Jarial. Review on ester based dielectric liquids for transformer insulation technology. in Condition Assessment Techniques in Electrical Systems (CATCON), 2015 International Conference on. 2015: IEEE.
22. Hosier, I., et al. Ageing behavior of vegetable oil blends. in Electrical Insulation and Dielectric Phenomena (CEIDP), 2010 Annual Report Conference on. 2010: IEEE.
23. Perrier, C. and A. Beroual, Experimental investigations on insulating liquids for power transformers: mineral, ester, and silicone oils.
    IEEE Electrical Insulation Magazine, 2009. 25(6).
24. Fofana, I., et al. Ageing behaviour of mineral oil and ester liquids: a comparative study. in Electrical Insulation and Dielectric Phenomena, 2008. CEIDP 2008. Annual Report Conference on. 2008: IEEE.
25. Wang, Z., et al., Gas generation in natural ester and mineral oil under partial discharge and sparking faults. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2013. 29(5): p. 62-70.
26. Xiang, C., et al., Comparison of dissolved gases in mineral and vegetable insulating oils under typical electrical and thermal faults. Energies, 2016. 9(5): p. 312.
27. Sbenaty, S.M., A QUADRUPOLE MASS SPECTROMETER BASED GAS ANALYZER FOR POWER TRANSFORMER FAULT ASSESSMENT. age. 2: p. 1.
28. Höhlein, I., et al. Transformer life management German experience with condition assessment. in CIGRE SC12/A2 Colloquium, Merida Mexico. 2003.
29. Gomez, J.A., Experimental Investigations on the Dissolved Gas Analysis Method (DGA) through Simulation of Electrical and Thermal Faults in Transformer Oil. Essen: Universidad de Duisburg-Essen, 2014.
30. N’Cho, J.-S., Développement de nouvelles méthodes de diagnostic et de régénération des huiles pour transformateurs de puissance. 2011, Ecole Centrale de Lyon.
31. Berti, R., F. Barberis, and C. RICERCA–Italy. Experimental characterization of ester based oils for the transformer insulation. in 19th Intl. Conf. Electricity Distribution, Paper. 2007.
32. Prevost, T.A. Dielectric properties of natural esters and their influence on transformer insulation system design and performance – An update. in Power & Energy Society General Meeting, 2009. PES’09. IEEE. 2009: IEEE.
33. Moser, H.-P., et al., Transformerboard. 1979: H. Weidmann.
34. Moser, H., V. Dahinden, and H. Brechna, Transformerboard II: Properties and application of transformerboard of different fibres. 1987.
35. Mitchinson, P., et al., Tracking and surface discharge at the oil-pressboard interface. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2010. 26(2).
36. Martin, D., T. Saha, and L. Mcpherson, Condition monitoring of vegetable oil insulation in in-service power transformers: some data spanning 10 years. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2017. 33(2): p. 44-51.
37. Martin, D., et al. An overview of the suitability of vegetable oil dielectrics for use in large power transformers. in TJH2b Euro Tech. Conf. 2006.
38. Küchler, A. and F. Schober, HVDC Transformer Insulation-Oil Conductivity, in Cigré Technical Brochure 646. 2016, Cigré.
39. Lick, W., G. Pukel, and H. Muhr. New test method for dielectric breakdown voltage of insulating oils. in Electrical Insulating Materials, 2005.(ISEIM 2005). Proceedings of 2005 International Symposium on. 2005: IEEE.
40. Martin, R., et al., Experiences in service with new insulating liquids. Working Group A2-35 CIGRE, 2010.
41. Liu, Z., Q. Liu, and Z.D. Wang, Effect of electric field configuration on streamer and partial discharge phenomena in a hydrocarbon insulating liquid under AC stress. Journal of Physics D: Applied Physics, 2016. 49(18): p. 185501.
42. Biller, P. A simple qualitative model for the different types of streamers in dielectric liquids. in Conduction and Breakdown in Dielectric Liquids, 1996, ICDL’96., 12th International Conference on. 1996: IEEE.
43. Massala, G. and O. Lesaint, Positive streamer propagation in large oil gaps: Electrical properties of streamers. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 1998. 5(3): p. 371-381.
44. Lesaint, O. and M. Jung, On the relationship between streamer branching and propagation in liquids: influence of pyrene in cyclohexane. Journal of Physics D: Applied Physics, 2000. 33(11): p. 1360.
45. Doble, e.c., 2016 Survey (Report No. 109) of Electrical Insulating Mineral Oils. 2016.
46. Liu, Z., et al. Partial discharge behaviour of transformer liquids and the influence of moisture content. in 2014 IEEE 18th International Conference on Dielectric Liquids (ICDL). 2014: IEEE.
47. Bolliger, D.A., Comparison of PDIV in a Horizontal and Vertical Needle-Plane Geometry Arrangement IEC TR 61294: Rome.
48. Sipahutar, F., et al., The Implementation of Needle-Plane Electrode Configuration and Test Methods for Partial Discharge Inception Voltage Characteristic Measurement of Mineral Oil. International Journal on Electrical Engineering and Informatics, 2013. 5(2): p. 205.
49. Choi, S.-H. and C.-S. Huh, The Lightning Impulse Properties and Breakdown Voltage of Natural Ester Fluids Near the Pour Point. Journal of Electrical Engineering and Technology, 2013. 8(3): p. 524-529.
50. Jovalekic, M., et al., Performance of alternative insulating liquids at low temperature. ETG-Fachbericht-Grenzflächen in elektrischen Isoliersystemen, 2013.
51. Praxi, G.e.a., Static electrification in power transformers Cigre TB 170. 2000, Cigre Joint Working Group 12/15.13.
52. Zelu, Y., et al. Study on flow electrification hazards with ester oils. in 2011 IEEE International Conference on Dielectric Liquids. 2011: IEEE.
53. Vihacencu, M., A. Ciuriuc, and L. Marius. Experimental study of electrical properties of mineral and vegetable transformer oils. in International Conference on Innovation and Engineering Research. 2013.
54. Schneider, M.P., Plant-oil-based lubricants and hydraulic fluids. Journal of the Science of Food and Agriculture, 2006. 86(12): p. 1769-1780.
55. Rapp, K.J., et al., Additive for dielectric fluid. 2012, Google Patents.
56. ABB, Transformer Handbook. 2004, ABB. www. abb. com/transformers.
57. De Pablo, A. About the Interpretation Methods of Furans Analyses. in TJH2B Spain. 2016.
58. De Pablo, A. and B. Pahlavanpour, Furanic compounds analysis: a tool for predictive maintenance of oil-filled electrical equipment. Electra, 1997. 175(7): p. 9-31.
59. Pahlavanpour, B., M. Martins, and A. De Pablo. Experimental investigation into the thermal-ageing of Kraft paper and mineral insulating oil. in Electrical Insulation, 2002. Conference Record of the 2002 IEEE International Symposium on. 2002: IEEE.
60. Griffin, P., L. Lewand, and B. Pahlavanpour. Paper degradation by-products generated under incipient-fault conditions. in Proceedings of the 1994 International Conference of Doble Clients. 1994.
61. Schaut, A., S. Autru, and S. Eeckhoudt, Applicability of methanol as new marker for paper degradation in power transformers.
    IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2011. 18(2).
62. Matharage, S.Y., Q. Liu, and Z.D. Wang, Aging assessment of kraft paper insulation through methanol in oil measurement. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2016. 23(3): p. 1589-1596.
63. Jiang, J., et al., Highly Sensitive Dissolved Hydrogen Sensor Based on Side-Polished Fiber Bragg Grating. IEEE Photonics Technology Letters, 2015. 27(13): p. 1453-1456.
64. Lakhotia, V., et al., Gas sensing systems and methods. 2014, Google Patents.
65. Weidmann, InsuLogix® H HYDROGEN MONITOR, in http://www.weidmann-diagnostics.com/images/InsuLogixH_2-1-2015.pdf. 2015.
66. Tenbohlen, S., et al. Dielectric performance and dissolved gas analysis of natural esters for application in power transformers. in CIGRE SC D1–Performance of Conventional and New Materials of High Voltage Apparatus, Colloquium, Hungary. 2009.
67. Singh, S. and M. Bandyopadhyay, Duval triangle: A noble technique for DGA in power transformers. International journal of electrical and power engineering, 2010. 4(3): p. 193-197.
68. Halstead, W., A thermodynamic assessment of the formation of gaseous hydrocarbons in faulty transformers. Journal of the Institute of Petroleum, 1973. 59(569): p. 239-41.
69. Cruz, V., A.L. Costa, and M.L. Paredes, Simulation of thermal decomposition of mineral insulating oil. Brazilian Journal of Chemical Engineering, 2015. 32(3): p. 781-794.
70. Duval, M. and J. Dukarm, Improving the reliability of transformer gas-in-oil diagnosis. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2005. 21(4): p. 21-27.
71. Perrier, C., et al. DGA comparison between ester and mineral oils. in 2011 IEEE International Conference on Dielectric Liquids. 2011.
72. Wang, Z., et al., Fault gas generation in natural-ester fluid under localized thermal faults. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2012. 28(6).
73. Duval, M., Recent developments in DGA interpretation. CIGRE TF D1. 01/A2. 11, 2006.
74. Hohlein, I., Unusual cases of gassing in transformers in service.
    IEEE Electrical Insulation Magazine, 2006. 22(1): p. 24-27.
75. Scatiggio, F., M. Pompili, and R. Bartnikas, Effects of metal deactivator concentration upon the gassing characteristics of transformer oils. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2011. 18(3).
76. Vrsaljko, D., V. Haramija, and A. Hadži-Skerlev, Determination of phenol, m-cresol and o-cresol in transformer oil by HPLC method. Electric Power Systems Research, 2012. 93: p. 24-31.