Δ. ΠΑΡΑΣΚΕΥΑΣ Ν. ΣΤΕΦΑΝΟΥ Π. ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ Κ. Θ. ΔΕΡΒΟΣ

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 31 Χαρακτηρισμός Γήρανσης Μονωτικών Ελαίων Μετασχηματιστών Φυσικοχημικές / Αναλυτικές Μέθοδοι και Διηλεκτρική Φασματοσκοπία. Μέρος ΙΙ Πειραματική Προσέγγιση Χ. Δ. ΠΑΡΑΣΚΕΥΑΣ Ν. ΣΤΕΦΑΝΟΥ Π. ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ Κ. Θ. ΔΕΡΒΟΣ Διπλ. Ηλεκτρολόγος Μηχανικός και Μηχανικός Η/Υ Ε.Μ.Π. Χημικός ΔΕΗ Αναπληρωτής Καθηγητής Ε.Μ.Π. Καθηγητής Ε.Μ.Π. Περίληψη Σκοπός αυτής της εργασίας, είναι ο χαρακτηρισμός της λειτουργικής αξιοπιστίας και η πρόβλεψη της διάρκειας ζωής των μετασχηματιστών ισχύος με βάση την ποιότητα του ηλεκτρομονωτικού τους ελαίου. Γίνεται μια προσπάθεια αντικατάστασης των συνήθων φυσικοχημικών και αεριοχρωματογραφικών μετρήσεων, από μετρήσεις διηλεκτρικής φασματοσκοπίας - δηλαδή, καταγραφής της μεταβολής της μιγαδικής επιτρεπτότητας του ελαίου του μετασχηματιστή, σε συνάρτηση με τη θερμοκρασία και τη συχνότητα, με τη βοήθεια ενός κυλινδρικού, μεταλλικού κελιού, ειδικά σχεδιασμένου για το σκοπό αυτό. Οι μετρήσεις αυτές προσφέρουν το πλεονέκτημα ότι εμφανίζουν τους τυχόν αναπτυσσόμενους μηχανισμούς πόλωσης και θερμικής χαλάρωσης του εξεταζόμενου δείγματος, οι οποίοι εμπεριέχουν όλες σχεδόν τις απαραίτητες πληροφορίες για τη γενικότερη κατάσταση της διάταξης (μετασχηματιστή ή αυτομετασχηματιστή), π.χ. χάλκινα ελίγματα, χαρτί μόνωσής τους και επαφές tap changer. Η πραγματοποίηση αυτών των μετρήσεων είναι εφικτή και χαρακτηρίζεται από την επαναληψιμότητα των λαμβανόμενων αποτελεσμάτων. Με τον τρόπο αυτό επιτυγχάνεται η εξαγωγή γρήγορων και αξιόπιστων συμπερασμάτων για τη λειτουργική ικανότητα των εγκαταστάσεων. Η προτεινόμενη μέθοδος, προσφέρεται ως χρήσιμο εργαλείο ελέγχου και παρακολούθησης της εξελικτικής διαδικασίας των μηχανισμών γήρανσης, κατά τη διάρκεια της λειτουργίας των μετασχηματιστών και αυτομετασχηματιστών. 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Στο πρώτο μέρος αυτού του άρθρου [1], παρουσιάστηκε το θεωρητικό υπόβαθρο της θερμοκρασιακά εξαρτημένης διηλεκτρικής φασματοσκοπίας στο πεδίο της συχνότητας. Παρουσιάστηκε, επίσης, και μια σύντομη ανασκόπηση των φυσικοχημικών και αναλυτικών μεθόδων που χρησιμοποιούνται για το χαρακτηρισμό της γήρανσης των μονωτικών ελαίων μετασχηματιστών. Στο δεύτερο μέρος διερευνάται πειραματικά η μέθοδος και τα αποτελέσματά της συγκρίνονται με τα αντίστοιχα αποτελέσματα των φυσικοχημικών και αναλυτικών μεθόδων. Το θεωρητικό μοντέλο που περιγράφει τις εκτιμώμενες τιμές επιτρεπτότητας των ηλεκτρομονωτικών υλικών σε συνάρτηση με τη συχνότητα και τη θερμοκρασία, αναφέρει ότι τα καλής ποιότητας δείγματα ελαίου χαρακτηρίζονται από μικρές τιμές ε r (ιδανικά ε r 1), μικρές τιμές ε r (ιδανικά ε r 0) και επομένως tanδ 0 σε όλες τις συχνότητες. Αν δεν υπήρχε η διαδικασία της πόλωσης τα παραγόμενα αποτελέσματα θα ήταν ανεξάρτητα της θερμοκρασίας, πράγμα που θα σήμαινε ότι τα εξεταζόμενα δείγματα είναι έλαια υψηλής καθαρότητας, απαλλαγμένα εντελώς από προϊόντα γήρανσης, ή επιμολύνσεις. Προηγούμενες εργασίες [2], [3], απέδειξαν ότι οι μετρήσεις της θερμικά εξαρτημένης μιγαδικής επιτρεπτότητας σε διάφορες συχνότητες μπορούν να χρησιμοποιηθούν για την πιστοποίηση της μονωτικής ικανότητας μετασχηματιστών υψηλής τάσης. 2. ΠΕΙΡΑΜΑΤΙΚΟ ΜΕΡΟΣ ΚΑΙ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ 2.1. Τα εξεταζόμενα δείγματα Συλλέχθηκαν δείγματα ελαίου προερχόμενα από 201 διαφορετικές διατάξεις μετασχηματιστών και αυτομετασχηματιστών των 150 και 400 kv του συστήματος παραγωγής και μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας. Η διαδικασία δειγματοληψίας, που ακολουθήθηκε, περιγράφεται στις προδιαγραφές ASTM D117-02, Standard Guide for Sampling, Test Methods and Specifications for Electrical Insulating Oils of Petroleum Origin και ASTM-D923-97, Practices for Sampling Electrical Insulating Liquids. Τα δείγματα χαρακτηρίσθηκαν με μετρήσεις θερμικά διεγερμένης διηλεκτρικής φασματοσκοπίας στο πεδίο της συχνότητας, με φυσικοχημικούς ελέγχους και με αεριοχρωματογραφικές αναλύσεις. Οι ανωτέρω τεχνικές περιγράφονται στο πρώτο μέρος.

32 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 2.2. Η μετρητική διάταξη διηλεκτρικής φασματοσκοπίας Για την πραγματοποίηση των διηλεκτρικών μετρήσεων χρησιμοποιήθηκαν τα ακόλουθα όργανα (Σχ.1): (Α) Γέφυρα LCR υψηλής ακρίβειας μεταβλητής συχνότητας 20Hz-1MHz με ικανότητα εφαρμογής τάσεων πλάτους μέχρι 40V στο εύρος των συχνοτήτων της. (Β) Πρότυπο ομοαξονικό κυλινδρικό κελί, για διηλεκτρικές μετρήσεις σε υγρά και ιδίως σε παράγωγα πετρελαίου, με εύρος θερμοκρασιών λειτουργίας από 50 C μέχρι +180 C. Η ιδιαιτερότητα της κυψελίδας μέτρησης έγκειται στη μέγιστη δυνατή ενίσχυση του ρεύματος απωλειών του εξεταζόμενου υγρού μονωτικού και για το λόγο αυτό προτιμήθηκε η κυλινδρική γεωμετρία έναντι της επίπεδης των παράλληλων πλακών. Η κυλινδρική γεωμετρία προσφέρει το επιπρόσθετο πλεονέκτημα ότι ελαχιστοποιεί τις παρασιτικές χωρητικότητες, οι οποίες υπεισέρχονται από κατασκευής στα κελιά παράλληλων πλακών λόγω της επαφής του ελαίου με το στερεό μονωτικό υλικό που χρησιμοποιείται για τη χωροθέτηση των ηλεκτροδίων. Στην κυλινδρική γεωμετρία ανάμεσα στους οπλισμούς μέτρησης παρεμβάλλεται μόνο το μετρούμενο έλαιο. 3 2 Σχήμα 1: Η πειραματική διάταξη για τη μέτρηση μιγαδικής επιτρεπτότητας σε σχέση με τη θερμοκρασία και τη συχνότητα, σε ισχυρά μονωτικά έλαια μετασχηματιστών: (1) υψηλής ακρίβειας γέφυρα LCR, (2) το ομοαξονικό κυλινδρικό κελί μέτρησης και (3) ο θερμοκρασιακά ελεγχόμενος περιβαλλοντικός θάλαμος. Όλες οι μονάδες ελέγχονται από υπολογιστή. Figure 1: The experimental setup for temperature dependent dielectric spectroscopy in the frequency domain of insulating transformer oils. (1) high precision LCR bridge, (2) the cylindrical cell and (3) the temperature controlled environmental chamber. All units are computer controlled. (Γ) Ο πρότυπος πυκνωτής μέτρησης συνδέεται με συνδεσμολογία τεσσάρων ακροδεκτών με τη γέφυρα υψηλής ακρίβειας με ειδικά καλώδια Η P, H C, L P, L C, τα οποία δεν επιτρέπουν την εκδήλωση του θερμοηλεκτρικού φαινομένου για τη θερμοκρασιακή περιοχή των μετρήσεων στο εύρος συχνοτήτων μέτρησης. Μέσα στον πυκνωτή τοποθετείται 1 συγκεκριμένη ποσότητα από το προς μέτρηση δείγμα ηλεκτρομονωτικού ελαίου (15 ml). (Δ) Ο πρότυπος πυκνωτής που εμπεριέχει το δείγμα μέτρησης τοποθετείται στο εσωτερικό ενός περιβαλλοντικού θαλάμου, με σκοπό τον έλεγχο της θερμοκρασίας κατά τη λήψη των διηλεκτρικών μετρήσεων. Οι θερμοκρασίες που επελέγησαν για να γίνονται οι μετρήσεις σε όλα τα δείγματα ελαίου ήταν 20 C, 40 C, 60 C και 80 C, ± 0,1 C. Κατά τη λειτουργία των εγκαταστάσεων, είναι πιθανή η εκδήλωση των θερμοκρασιών αυτών και ιδιαίτερα σε συγκεκριμένες περιοχές ισχυρού ηλεκτρικού πεδίου (π.χ. κοντά στα ελίγματα). (Ε) Όλα τα όργανα μέτρησης ήταν διασυνδεδεμένα μεταξύ τους και επικοινωνούσαν μέσω ηλεκτρονικού υπολογιστή με πρωτόκολλο επικοινωνίας ΙΕΕΕ-488.2. Το απαραίτητο λογισμικό για τη λήψη των μετρήσεων αναπτύχθηκε σε κώδικα C++ ειδικά για τη συγκεκριμένη εφαρμογή. Το γεγονός αυτό, επέτρεψε τη λήψη αυτοματοποιημένων μετρήσεων με απολύτως ελεγχόμενες συνθήκες επιβολής σημάτων, γεγονός το οποίο είναι ιδιαίτερα σημαντικό προκειμένου να εξαχθούν συγκριτικά συμπεράσματα για τους μηχανισμούς χαλάρωσης. 2.3. Τυπικά αποτελέσματα διηλεκτρικής φασματοσκοπίας Ανάλογα με τα αποτελέσματα των διηλεκτρικών μετρήσεων, τα χρησιμοποιημένα δείγματα ηλεκτρομονωτικού ελαίου που εξετάσθηκαν, ταξινομήθηκαν σε τρεις διαφορετικές ομάδες: Ι, ΙΙ και ΙΙΙ. Τα κριτήρια με βάση τα οποία έγινε η ταξινόμησή τους έχουν ως εξής: Ομάδα-Ι: Ισχυρά ηλεκτρομονωτικά έλαια: Τα δείγματα αυτής της κατηγορίας εκδηλώνουν (i) ιδιαίτερα χαμηλές τιμές εφαπτομένης απωλειών σε όλες τις συχνότητες και θερμοκρασίες λειτουργίας, δηλ. τιμές tanδ 0,005, (ii) θερμοκρασιακή σταθερότητα της μιγαδικής επιτρεπτότητας για το εύρος συχνοτήτων και θερμοκρασιών μέτρησης, δηλ. τιμές Δε r /ΔΤ 0,02/ C. Επιπροσθέτως, το μέγεθος ε r είναι ανεξάρτητο της συχνότητας. Ο αριθμός των δειγμάτων ελαίου, που ταξινομούνται στην ομάδα-ι, είναι 90/201 και είναι σε άριστη λειτουργική κατάσταση. Ομάδα-ΙΙ: Ηλεκτρομονωτικά έλαια που εκδηλώνουν ασθενή συνιστώσα ρεύματος απωλειών: Τα δείγματα αυτής της κατηγορίας ενδέχεται να εκδηλώσουν μικρές διαφοροποιήσεις σε μία τουλάχιστον από τις μετρούμενες διηλεκτρικές παραμέτρους. Εκδηλώνουν είτε (i) υψηλότερες τιμές tanδ από αυτές που ισχύουν για την ομάδα-ι, μέχρι του ορίου tanδ 0,02, (ii) ή/και ελάττωση της θερμοκρασιακής σταθερότητας των τιμών της μιγαδικής επιτρεπτότητας, με διακύμανση τιμών Δε r /ΔΤ 0,04/ C, ή/και (iii) αλληλεξάρτηση μικρού βαθμού μεταξύ του ε r και της συχνότητας λειτουργίας (περιοχή 20Ηz-1MHz). Ο αριθμός των δειγμάτων ελαίου που ταξινομούνται στην ομάδα-ιι είναι 43/201 και θεωρείται ότι χρήζουν ελέγχου ή/και προληπτικής ενδεχομένως συντήρησης, δηλ. αφύγρανση φιλτράρισμα. Ομάδα-ΙΙΙ: Ηλεκτρομονωτικά έλαια με αυξημένες απώλειες ή/και θερμικές αστάθειες: Τα δείγματα αυτής

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 33 της κατηγορίας ενδέχεται να εκδηλώσουν διαφοροποιήσεις τουλάχιστον σε μία από τις μετρούμενες διηλεκτρικές παραμέτρους. Εμφανίζουν (i) τιμές tanδ μεγαλύτερες από 0,02 και κυμαίνονται μέχρι 0,08, ή/και (ii) θερμοκρασιακή αστάθεια των τιμών της μιγαδικής επιτρεπτότητας, με τυπική τιμή διακύμανσης Δε r /ΔΤ 0,8/ C, ή/και (iii) ισχυρή αλληλεξάρτηση μεταξύ του ε r και της συχνότητας λειτουργίας (περιοχή 20Ηz-1MHz). Ο αριθμός δειγμάτων ελαίου που ταξινομούνται στην ομάδα-ιιι είναι 68/201 και θεωρείται ότι τα συγκεκριμένα δείγματα είναι σε βεβαρημένη κατάσταση. Τα έλαια αυτά μπορούν είτε να ανακτηθούν για πιθανή αναγέννηση, είτε να απορριφθούν. Οι μετασχηματιστές χρειάζονται συχνή επιθεώρηση και οι αποφάσεις που θα ληφθούν ως προς τη συνέχιση ή μή της λειτουργίας τους, εξαρτώνται από οικονομικούς κυρίως παράγοντες. Τα δείγματα ελαίου από τους 201 μετασχηματιστές των 150 kv και 400kV, όπως κατατάχθηκαν συνολικά στις τρεις ομάδες, παρουσιάζονται στο Σχήμα 2. µ -I 90 µ µ -II 43 µ µ -III 68 µ Σχήμα 2: Αριθμός δειγμάτων ελαίου τα οποία κατατάχθηκαν σε κάθε ομάδα. Figure 2: Distribution of oil samples in each category. Το Σχήμα 3 παρουσιάζει τους μέσους όρους τιμών για το ε r στα έλαια της κάθε ομάδας σε συνάρτηση με τη θερμοκρασία και τη συχνότητα μέτρησής τους. Παρατηρείται ότι όσο αυξάνεται η θερμοκρασία του ελαίου, το πραγματικό μέρος της μιγαδικής διηλεκτρικής επιτρεπτότητας (ε r ) τείνει να μειωθεί. Αυτό μπορεί να αποδοθεί στη μειωμένη πολωσιμότητα που εκδηλώνεται με την αύξηση της θερμοκρασίας, λόγω της θερμικής διέγερσης των διπόλων και στον επερχόμενο αποπροσανατολισμό τους από τις θέσεις που τους επιβάλλει το εξωτερικό ηλεκτρικό πεδίο. Επιπροσθέτως, το ε r αυξάνει με το βαθμό γήρανσης του ηλεκτρομονωτικού ελαίου (δηλ. τα δείγματα της ομάδας ΙΙΙ χαρακτηρίζονται από μεγαλύτερες τιμές του ε r, σε σχέση με αυτά των ομάδων ΙΙ και Ι. Το γεγονός αυτό μπορεί να αποδοθεί στις επιπρόσθετες πολικές ή/και ιοντικές συνιστώσες που υπάρχουν στα γηρασμένα έλαια και οφείλονται στα παραπροϊόντα γήρανσης, ήτοι: αέρια, διαλυμένες φάσεις ή και κατακρημνιζόμενα κολλοειδή μακρομόρια. Τέλος, όσον αφορά στα βεβαρημένα ηλεκτρομονωτικά έλαια, εκεί παρατηρείται αύξηση στα όρια διακύμανσης των τιμών Δε r /ΔΤ σε δεδομένη συχνότητα. Αυτό μπορεί να αποδοθεί στην πολυπλοκότητα της σύνθεσης των παραγόμενων παραπροϊόντων, το κάθε ένα από τα οποία επιφέρει διαφορετικό βαθμό πόλωσης. 2,22 2,20 2,18 2,16 2,14 2,12 2,10 r' (20 o C) (40 o C) (60 o C) (80 o C) 2,08 f (Hz) 10 100 1000 10000 100000 1000000 2,22 2,20 2,18 2,16 2,14 2,12 2,10 r' (20 o C) (40 o C) (60 o C) (80 o C) 2,08 f(hz) 10 100 1000 10000 100000 1000000 2,22 2,20 2,18 2,16 2,14 2,12 2,10 r' (20 o C) (40 o C) (60 o C) (80 o C) 2,08 f(hz) 10 100 1000 10000 100000 1000000 (3.α) (3.β) (3.γ) Σχήμα 3: Τα αποτελέσματα της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας για τη σχετική διηλεκτρική σταθερά των δειγμάτων ελαίου μετασχηματιστών για εύρος συχνότητας 20Ηz-1ΜΗz και θερμοκρασίες μέτρησης 20 C, 40 C, 60 C και 80 C. Μέση τιμή σχετικής διηλεκτρικής σταθεράς (ε r ) των δειγμάτων της κάθε ομάδας, ως συνάρτηση της θερμοκρασίας και της συχνότητας.(α) Ομάδα-I, (β) Ομάδα-II, (γ) Ομάδα- III. Σε αυτή την εργασία, οι κύκλοι στα διαγράμματα αντιπροσωπεύουν δεδομένα για θερμοκρασία λαδιού 80 o C. Τα τρίγωνα για θερμοκρασία λαδιού 60 o C, τα τετράγωνα για θερμοκρασία 40 o C και οι ρόμβοι για θερμοκρασία 20 o C. Figure 3: Results of dielectrometry for the relative permittivity of transformer oil at frequencies 20Hz-1MHz and temperatures 20Ί C, 40Ί C, 60Ί C and 80Ί C. Averaged values of relative permittivity (ε r ) for every oil group, as a function of temperature and frequency. (a) Group I, (b) Group II, (c) Group III. Throughout this work, the circle markers represent data with an oil temperature of 80 o C, the triangles represent an oil temperature of 60 o C, the squares represent a temperature of 40 o C and the rhombi a temperature of 20 o C.

34 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 Το Σχήμα 4 παρουσιάζει για την κάθε μία από τις ομάδες Ι, ΙΙ και ΙΙΙ τους μέσους όρους τιμών της εφαπτομένης απωλειών, tanδ, σε συνάρτηση με τη θερμοκρασία, στην περιοχή των χαμηλών συχνοτήτων (20Ηz-1kHz). tan 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 f(hz) 10 100 1000 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 tan f(hz) 0,00 10 100 1000 tan 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 (20 o C) (60 o C) (40 o C) (80 o C) f(hz) 0,00 10 100 1000 (4.α) (4.β) (4.γ) Σχήμα 4: Τα αποτελέσματα της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας για την εφαπτομένη απωλειών (tanδ) των δειγμάτων ελαίου μετασχηματιστών για εύρος συχνότητας 20Ηz-1kΗz και θερμοκρασίες μέτρησης 20 C, 40 C, 60 C και 80 C. Μέση τιμή tanδ των δειγμάτων της κάθε ομάδας, ως συνάρτηση της θερμοκρασίας και της συχνότητας.(α) Ομάδα-I, (β) Ομάδα-II, (γ) Ομάδα-III. Figure 4: Results of dielectrometry for the tanδ of transformer oil at frequencies 20Hz-1kHz under temperatures 20Ί C, 40Ί C, 60Ί C and 80Ί C. Averaged values of tanδ for every oil group, as a function of temperature and frequency. (a) Group I, (b) Group II, (c) Group III. Αυτό το εύρος συχνοτήτων περιλαμβάνει τόσο τη συχνότητα λειτουργίας (50Hz) όσο και τις συνήθεις αρμονικές (πρώτη, δεύτερη, τέταρτη) που ενίοτε καταπονούν τις διατάξεις ισχύος. Επίσης, περιλαμβάνεται η συχνότητα αναφοράς του 1 khz, που έχει θεσπιστεί από τους περισσότερους κανονισμούς για την περιγραφή της μονωτικής ικανότητας όλων των ηλεκτρομονωτικών υλικών. Σύμφωνα με τα αποτελέσματα που παρουσιάζονται στο Σχήμα 4α για τα δείγματα της ομάδας Ι, το μετρούμενο ρεύμα απωλειών παραμένει πρακτικά ανεξάρτητο της θερμοκρασίας και χαρακτηρίζεται από ιδιαίτερα χαμηλές τιμές, με αποτέλεσμα να προκύπτει ότι max(tanδ) 0,005 σε όλη τη περιοχή χαμηλών συχνοτήτων. Σταδιακά - όπως αναμένεται - η αύξηση του βαθμού της γήρανσης των ελαίων αυξάνει τα μετρούμενα ρεύματα απωλειών, με αποτέλεσμα να αυξάνονται και οι τιμές tanδ για τις ομάδες ΙΙ και ΙΙΙ (Σχ. 4.β-4.γ). Στις περιπτώσεις των δειγμάτων αυτών, οι εκδηλούμενοι μηχανισμοί αγωγιμότητας εμφανίζουν εντονότερη θερμοκρασιακή εξάρτηση με αποτέλεσμα οι αυξημένες θερμοκρασίες στις εγκαταστάσεις να επιφέρουν δραστική μείωση στη μονωτική ικανότητα των διατάξεων, που εμπεριέχουν τα βεβαρημένα ηλεκτρομονωτικά έλαια. To Σχήμα 5 παρουσιάζει για την κάθε μία από τις ομάδες Ι, ΙΙ και ΙΙΙ τους μέσους όρους τιμών της εφαπτομένης απωλειών, tanδ, σε συνάρτηση με τη θερμοκρασία, στην περιοχή των υψηλών συχνοτήτων (100kΗz-1MHz). Αυτό το εύρος συχνοτήτων εμπεριέχει πληροφορίες για την ενδεχόμενη καταπόνηση των ηλεκτρομονωτικών ελαίων με κρουστικές κυματομορφές τάσεων 1,2/50μs, οι οποίες ενίοτε εκδηλώνονται ως οδεύοντα κύματα που καταπονούν τις μονώσεις των εγκαταστάσεων μέσης και υψηλής τάσης μετά από κεραυνικά ατμοσφαιρικά φαινόμενα. Σύμφωνα με τα αποτελέσματα αυτά, στην περιοχή των υψηλών συχνοτήτων (f 0.1MHz) υπάρχει σημαντική μείωση των ρευμάτων απωλειών και για το λόγο αυτό η εφαπτομένη απωλειών (tanδ) χαρακτηρίζεται από πολύ χαμηλότερες τιμές. Το γεγονός αυτό μπορεί να αποδοθεί στους αργούς μηχανισμούς πόλωσης που δε συμμετέχουν πλέον, αφήνοντας μόνο τους ταχύτερους να συμβάλλουν στη διαμόρφωση του ρεύματος απωλειών. Όμως και εδώ, παρατηρείται σαφής αυξητική τάση των τιμών tanδ με την επερχόμενη γήρανση των ηλεκτρομονωτικών ελαίων. Παρατηρείστε ότι οι τιμές tanδ των δειγμάτων της ομάδας ΙΙΙ είναι αυξημένες σε σχέση με αυτές της ομάδας I και της ομάδας IΙ, για όλες τις συχνότητες και θερμοκρασίες. Όμως εδώ η θερμοκρασιακή εξάρτηση δεν εκδηλώνεται τόσο έντονα όσο στην περιοχή χαμηλών συχνοτήτων. Οι περιεχόμενες συγκεντρώσεις παραπροϊόντων στον όγκο του ελαίου επηρεάζουν κυρίως το ρεύμα απωλειών και επομένως τις τιμές της tanδ. Η αύξηση των τιμών του ρεύματος απωλειών μπορεί να αποδοθεί στα πολικά εγκλείσματα, τα οποία προέρχονται από διάφορες πηγές, όπως τα παραπροϊόντα γήρανσης του χαρτιού κυτταρίνης, στα ιόντα χαλκού που προέρχονται από τα ελίγματα του μετασχηματιστή και δημιουργούνται λόγω του όξινου χαρακτήρα του ελαίου, στο σχηματισμό ιλύος λόγω της αποικοδόμησης του ελαίου ή/και στα αέρια παραπροϊόντα, που δημιουργούνται κατά τη γήρανση του ελαίου. Αυτές οι συγκεντρώσεις παραπροϊόντων απαιτούν τη χρήση φυσικο-χημικών και αναλυτικών τεχνικών [4,5,6,7], έτσι ώστε να ταυτοποιηθούν με μοναδικό

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 35 τρόπο, χωρίς όμως να υπάρχει παράλληλα και η δυνατότητα κατάδειξης της πιθανής διάσπασης του ελαίου κάτω από μια υψηλή τάση, κάτι που είναι αρκετά σημαντικό. Αντιθέτως, η απευθείας μέτρηση των διηλεκτρικών απωλειών παρέχει ζωτικές πληροφορίες σχετικά με την πιθανή ηλεκτρική διάσπαση του ελαίου. 0,0012 0,0010 0,0008 0,0006 0,0004 0,0002 tan 0,0000 100000 f(hz) 1000000 0,0012 0,0010 tan (5.α) (5.β) Μια πρώτη αξιοποίηση των αποτελεσμάτων της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας μπορεί να φανεί από την εξέταση της ηλικίας των εγκαταστάσεων σε συνδυασμό με τις διηλεκτρικές ιδιότητες του εμπεριεχομένου ελαίου, Σχήμα 6. Σύμφωνα με την προσέγγιση αυτή απεικονίζεται με γλαφυρό τρόπο ότι καθώς τα έτη που έχουν παρέλθει από την πρώτη ηλέκτριση αυξάνουν (σε περιόδους πενταετίας) οι διηλεκτρικές ιδιότητες των ελαίων επιβαρύνονται. Διαγράμματα αυτού του τύπου θα είχαν ιδιαίτερο ενδιαφέρον να συνεξετασθούν με άλλες παραμέτρους όπως π.χ. γεωμετρία / τύπος κατασκευής, λειτουργική καταπόνηση και προληπτική συντήρηση. µ 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 19% 14% 67% µ - µ - µ - 27% 9% 64% 31% 19% 50% 38% 31% 31% 47% 27% 27% 56% 33% 11% 0-5 6-10 11-15 16-20 21-25 26-30 0,0008 0,0006 0,0004 0,0002 0,0000 100000 f(hz) 1000000 0,0012 0,0010 0,0008 0,0006 0,0004 0,0002 tan 0,0000 100000 f(hz) 1000000 (5.γ) Σχήμα 5: Τα αποτελέσματα της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας για την εφαπτομένη απωλειών (tanδ) των δειγμάτων ελαίου μετασχηματιστών για εύρος συχνότητας 100kΗz 1Μηz και θερμοκρασίες μέτρησης 20 C, 40 C, 60 C και 80 C. Mέση τιμή tanδ των δειγμάτων της κάθε ομάδας, ως συνάρτηση της θερμοκρασίας και της συχνότητας, (α) Ομάδα-I, (β) Ομάδα-II, (γ) Ομάδα-III. Figure 5: Results of dielectrometry for the tanδ of transformer oil at frequencies 100Hz-1MHz and at temperatures of 20Ί C, 40Ί C, 60Ί C and 80Ί C. Averaged values of tanδ for every oil group, as a function of temperature and frequency. (a) Group I, (b) Group II, (c) Group III. Σχήμα 6: Διαφοροποίηση των διηλεκτρικών χαρακτηριστικών των δειγμάτων ελαίου σε συνάρτηση με τη διάρκεια λειτουργίας της εγκατάστασης που τα εμπεριέχει. Παρατηρείται χρονικά, σταδιακή μείωση του ποσοστού των δειγμάτων της ομάδας-ι με ταυτόχρονη αυξητική τάση των ομάδων ΙΙ, ΙΙΙ. Figure 6: Differentiation of dielectric characteristics of oil samples as a function of working life. A gradual decrease in the sample numbers of Group I is observed, with a simultaneous gradual increase of the ones of Groups II, III. 2.4. Φυσικοχημικά αποτελέσματα Ο Πίνακας 1 παρουσιάζει τους συχνότερα εφαρμοζόμενους φυσικοχημικούς ελέγχους και τους αντίστοιχους κανονισμούς εφαρμογής κατά ASTM για τα χρησιμοποιημένα ηλεκτρομονωτικά ορυκτέλαια καθώς και τα όρια των αποδεκτών τους τιμών. Οι φυσικοχημικοί αυτοί έλεγχοι εφαρμόστηκαν για το κάθε δείγμα ελαίου. Στη συνέχεια, αποτιμήθηκαν οι μέσες τιμές των φυσικοχημικών ποσοτήτων όλων των δειγμάτων ανά ομάδα (I, II, και III). Τα συγκεντρωτικά αποτελέσματα δίνονται στον Πίνακα 2. Οι μέσες τιμές της τάσης διάσπασης (κατά ASTM D877) για τις τρεις ομάδες δειγμάτων ελαίου παρουσιάζουν μείωση στα δείγματα ελαίου, των οποίων τα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά χειροτερεύουν (Πίνακας 2). Αυτό βρίσκεται σε αρμονία με τα αποτελέσματα, που προκύπτουν από το διηλεκτρικό χαρακτηρισμό τους. Η μετρούμενη μέση τιμή της τάσης διάσπασης για όλες τις ομάδες βρίσκεται άνω του ορίου των 26 kv, που συχνά θεωρείται ως ελαχίστη κατωφλική τιμή για τα χρησιμοποιημένα έλαια. Ωστόσο, μια πιο προσεκτική εξέταση των τιμών, μπορεί να οδηγήσει στο συμπέρασμα ότι η τάση διάσπασης δεν μπορεί από μόνη της να

36 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 Πίνακας 1: Φυσικοχημικοί έλεγχοι και όρια αποδεκτών τιμών για τον έλεγχο της ποιότητας των ηλεκτρομονωτικών ελαίων. ASTM µ µ * 69 kv 69 kv 288 kv 345 kv, (kv min.) D877 26 26 26, D971 24 26 30 (dynes/cm min.) µ, (mg KOH/g, D974 0,2 0,2 0,1 max.), D1533 35 25 20 (ppm max.) D1298 0.840 0,900** µ D1500 0,5 8 * Τα όρια τιμών προέρχονται από τις προδιαγραφές: InterNational Electrical Testing Association (NETA), Maintenance Testing Specifications for Electrical Power Distribution Equipment and Systems, 2001. ** Τα όρια τιμών προέρχονται από διάφορους κατασκευαστές μονωτικών ελαίων ΥΤ. Πίνακας 2: Μέση τιμή και τυπική απόκλιση για τα αποτελέσματα των φυσικοχημικών ελέγχων των ηλεκτρομονωτικών ελαίων. µ, (kv), (dynes /cm) µ, (mg KOH /oil g), (ppm) µ 31,48 5,9 28,70 6,9 27,49 7,24 34,60 6,18 24,33 3,8 20,13 3,65 0,10 0,016 0,124 0,048 0,19 0,091 0,8718 0,0011 0,8720 0,00870,8752 0,0098 13,4 7,5 14,6 7,7 17,4 11,0 µ 1,37 0,56 2,13 0,71 3,19 0,83 χρησιμοποιηθεί ως μέθοδος πρόβλεψης της αναμενόμενης διάρκειας ζωής του ελαίου, αφού σε κάποια από τα δείγματα της Ομάδας-ΙΙΙ οι τιμές που μετρήθηκαν ήταν αρκετά υψηλές (~31 kv). Επίσης, εάν εξετασθεί η επίδραση του χρόνου µ (kv) 33 32 31 30 29 28 27 26 29.54 28.70 30.33 30.89 32.11 29.95 Σχήμα 7: Μέση τιμή της τάσης διάσπασης όλων των δειγμάτων (κατά IEC) σε συνάρτηση με τα έτη λειτουργίας του ΜΣ από τον οποίο προέρχονται τα δείγματα. Figure 7: Average value of the breakdown voltage for all samples (following IEC) as a function of operation years of the originating transformer. µ (dynes/cm) 34 32 30 28 26 24 22 20 33.95 32.92 26.29 25.13 22.67 21.43 Σχήμα 8: Μέση τιμή της διεπιφανειακής τάσης των δειγμάτων, σε συνάρτηση με τα έτη λειτουργίας του ΜΣ από τον οποίο προέρχονται. Figure 8: Averaged value of the interfacial tension for all samples as a function of operation years of the originating transformer. µ (mg KOH/ g ) 0.200 0.180 0.160 0.140 0.120 0.100 0.080 0.060 0.040 0.020 0.000 0.107 0.136 0.135 0.137 0.187 0.172 Σχήμα 9: Μέση τιμή της οξύτητας / βαθμού εξουδετέρωσης των δειγμάτων ελαίου, σε συνάρτηση με τα έτη λειτουργίας του ΜΣ από τον οποίο προέρχονται. Figure 9: Averaged acidity value for all samples, as a function of operation years of the originating transformer. λειτουργίας στη μεταβολή της τάσης διάσπασης του ελαίου, τα αποτελέσματα που θα προκύψουν (Σχ. 7) δεν εμφανίζουν την άμεση εξάρτηση που παρατηρήθηκε στην περίπτωση της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας.

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 37 Για τον έλεγχο της τάσης διάσπασης υφίστανται πολλές αντιρρήσεις, οι οποίες εστιάζονται κυρίως στον καθαρισμό ή μη των ηλεκτροδίων, αλλά και στη θερμοκρασία που πρέπει να βρίσκεται το δείγμα, με αποτέλεσμα να υπάρχουν βασικές διαφοροποιήσεις μεταξύ των κυριότερων κανονισμών (JIS, VDE, IEC, BS, ASTM). Η μέση τιμή της διεπιφανειακής τάσης (κατά ASTM D971) βαίνει ελαττούμενη, για τις τρεις ομάδες ελαίου, καθώς τα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά των ομάδων χειροτερεύουν (Πίνακας 2). Τα δείγματα ελαίου της Ομάδας-Ι παρουσιάζουν υψηλότερη διεπιφανειακή τάση σε σχέση με τα δείγματα των Ομάδων ΙΙ και ΙΙΙ. Τα δείγματα της Ομάδας-Ι παρουσιάζουν τιμές μέσα στα αποδεκτά όρια, ενώ τα δείγματα της Ομάδας-ΙΙ έχουν τιμές πολύ κοντά στην ελάχιστη κατωφλική τιμή (24 dynes/cm), σε αντίθεση με τα δείγματα της Ομάδας-ΙΙΙ που παρουσιάζουν στην πλειοψηφία τους μη αποδεκτές τιμές (<24 dynes/cm). Τα αποτελέσματα αυτά βρίσκονται σε πλήρη αρμονία με εκείνα της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας και ως εκ τούτου, οι μετρήσεις της διεπιφανειακής τάσης μπορούν να χρησιμοποιηθούν για το χαρακτηρισμό του ηλεκτρομονωτικού ελαίου [8]. Εάν εκτιμηθεί η επίδραση του χρόνου λειτουργίας της διάταξης στη διεπιφανειακή τάση του εμπεριεχόμενου ελαίου, τα αποτελέσματα που θα προκύψουν υποδηλούν άμεση συσχέτιση, (Σχ. 8) όπως ακριβώς παρατηρήθηκε στη διηλεκτρική φασματοσκοπία. Η μέση τιμή της οξύτητας / βαθμού εξουδετέρωσης (κατά ASTM D974) δηλαδή τα mg ΚΟΗ που απαιτούνται για να ουδετεροποιήσουν ένα g από το κάθε δείγμα ελαίου, για τις τρεις ομάδες Ι, ΙΙ, και ΙΙΙ, αυξάνουν καθώς τα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά των δειγμάτων χειροτερεύουν (Πίνακας 2). Συγκεκριμένα, τα δείγματα της ομάδας-ιιι, εμφανίζουν υψηλότερη οξύτητα συγκρινόμενα με εκείνα των ομάδων ΙΙ και Ι. Οι καταγραφόμενες τιμές οξύτητας ικανοποιούν μεν το απαιτούμενο κριτήριο των 0,2 mg KOH/ oil g, αλλά σε συγκεκριμένα δείγματα της ομάδας ΙΙΙ υπερβαίνουν τα 0,3 mg KOH/ oil g. Η αυξημένη οξύτητα μπορεί να αποδοθεί στα παραπροϊόντα γήρανσης, αλλά και στις συγκεντρώσεις επιπρόσθετων συστατικών, όπως π.χ. η ενδεχόμενη συγκέντρωση PCBs σε επίπεδα μεγαλύτερα των 50ppm. Η επίδραση του χρόνου λειτουργίας της διάταξης στην οξύτητα του εμπεριεχόμενου ελαίου έχει άμεση συσχέτιση, (Σχήμα 9) όπως ακριβώς παρατηρήθηκε και στην περίπτωση της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας. Τα λαμβανόμενα αποτελέσματα βρίσκονται σε ικανοποιητική αρμονία με αυτά που λαμβάνονται από τη διεπιφανειακή τάση και τη διηλεκτρική φασματοσκοπία. H μέση τιμή της σχετικής πυκνότητας (κατά ASTM D1298) για τα δείγματα κάθε κατηγορίας ελαίου (Ι, ΙΙ και ΙΙΙ) δίνεται στον Πίνακα 2. Σύμφωνα με τα αποτελέσματα αυτά η πυκνότητα αυξάνει καθώς τα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά των δειγμάτων ελαίου χειροτερεύουν. Παρά το γεγονός ότι οι μετρούμενες τιμές της σχετικής πυκνότητας για όλα τα δείγματα ελαίου βρίσκονται εντός των προβλεπόμενων ορίων του Πίνακα 1 (8,840-0,900), μπορεί κανείς να παρατηρήσει ότι οι τιμές της σχετικής πυκνότητας για τα δείγματα της ομάδας ΙΙΙ αυξάνονται σημαντικά. Η αύξηση αυτή μπορεί να αποδοθεί σε διάφορους παράγοντες, όπως: (i) στα δημιουργούμενα παραπροϊόντα αποικοδόμησης στον όγκο του ελαίου, δηλαδή στη χημική αποσύνθεση του μονωτικού χαρτιού και την εμφάνιση περιεκτικότητας νερού στο ηλεκτρομονωτικό υγρό, (ii) στα διαλυμένα ιόντα χαλκού [9], (iii) στην παραγωγή τέφρας και ιλύος και (iv) στις εκλυόμενες ελεύθερες ρίζες υδρογονανθράκων. Επιπροσθέτως, αν εξετασθεί η επίδραση του χρόνου λειτουργίας της διάταξης στη σχετική πυκνότητα του εμπεριεχόμενου ελαίου θα διαπιστωθεί ότι δεν υφίσταται άμεσος συσχετισμός. Τα λαμβανόμενα αποτελέσματα (Σχήμα 10) εκδηλώνουν κοινά χαρακτηριστικά με εκείνα της τάσης διάσπασης. µ 0.877 0.876 0.875 0.874 0.873 0.872 0.871 0.870 0.869 0.868 0.867 0.866 0.872 0.875 0.872 0.870 0.872 0.876 Σχήμα 10: Μέση τιμή της σχετικής πυκνότητας των δειγμάτων ελαίου, σε συνάρτηση με τα έτη λειτουργίας του ΜΣ από τον οποίο προέρχονται. Figure 10: Averaged relative density value for all oil samples, as a function of operation years of the originating transformer. µ (ppm) 16 16 15 15 14 14 13 13 12 14.633 13.298 14.796 15.631 15.227 14.274 Σχήμα 11: Μέση τιμή συγκέντρωσης της υγρασίας, σε συνάρτηση με τα έτη λειτουργίας του ΜΣ από τον οποίο προέρχονται τα δείγματα ελαίου. Figure 11: Averaged water content for all oil samples, as a function of operation years of the originating transformer. H μέση τιμή της περιεκτικότητας νερού (κατά ASTM D1533) στα δείγματα ελαίου της κάθε ομάδας αυξάνεται καθώς τα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά των δειγμάτων των ομάδων χειροτερεύουν (Πίνακας 2). Η μέγιστη επιτρεπτή τιμή περιεκτικότητας νερού στα χρησιμοποιημένα ηλεκτρομονωτικά έλαια είναι τα 35 ppm για την περίπτωση ηλεκτρικών διατάξεων με ονομαστική τάση μέχρι 69 kv, τα

38 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 25 ppm για ονομαστική τάση μέχρι 150 kv και τα 20 ppm για διατάξεις με ονομαστική τάση μέχρι τα 400 kv. Από τα αποτελέσματα του Πίν.2, μπορεί κανείς να παρατηρήσει ότι οι μέσες τιμές υγρασίας στο λάδι και για τις τρεις ομάδες, όπως χαρακτηρίζονται από τα αποτελέσματα των διηλεκτρικών ελέγχων, εμπίπτουν εντός των επιτρεπτών ορίων. Η επερχόμενη μεταβολή στην υγρασία των δειγμάτων δε σχετίζεται με το χρόνο λειτουργίας της διάταξης (Σχήμα 11). Η αύξηση του ποσοστού της υγρασίας στα ηλεκτρομονωτικά έλαια μπορεί να επέλθει ως παραπροϊόν της χημικής αποσύνθεσης της κυτταρίνης, που υπάρχει στο μονωτικό χαρτί που περιβάλλει τα ελίγματα, αλλά και ως ροφημένο συστατικό του αέρα με τον οποίο το υγρό μονωτικό έρχεται σε έμμεση επαφή μέσω μερικώς κεκορεσμένων υγροσκοπικών φίλτρων στο σύστημα κυκλοφορίας και ψύξης του ελαίου των ΜΣ. Η μορφή των λαμβανόμενων αποτελεσμάτων, για τη μεταβολή της υγρασίας στα δείγματα ως προς το χρόνο λειτουργίας των εγκαταστάσεων από τις οποίες προέρχονται, παρουσιάζει ορισμένα κοινά χαρακτηριστικά με εκείνα της σχετικής πυκνότητας και εν μέρει της τάσης διάσπασης. Σύμφωνα με τα αποτελέσματα του Πίνακα 2 η μέση τιμή του χρώματος (κατά ASTM D1500) αυξάνει καθώς τα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά των ομάδων των δειγμάτων ελαίου επιβαρύνονται. Δηλαδή τα δείγματα της ομάδας Ι, χαρακτηρίζονται από τη διαύγεια και την ανοικτόχρωμη όψη τους, ενώ τα δείγματα της ομάδας ΙΙΙ χαρακτηρίζονται από κοκκινωπή σκουρόχρωμη όψη (η οποία ενίοτε συνοδεύεται και από χαρακτηριστική οσμή). Η ομάδα ΙΙ εμφανίζει ενδιάμεσα χαρακτηριστικά προσομοιάζοντας περισσότερο προς την ομάδα Ι. Αν εξετασθεί η επίδραση του χρόνου λειτουργίας των εγκαταστάσεων στο χρώμα των δειγμάτων ελαίου, προκύπτει ότι υπάρχει άμεση συσχέτιση (Σχ. 12). Θα πρέπει, επίσης, να τονισθεί ότι τα σκουρόχρωμα έλαια δεν υποδηλούν απαραίτητα και ηλεκτρομονωτικά υγρά κατώτερων ηλεκτρικών ιδιοτήτων. Όμως, για έλαια της ιδίας ποιότητας και αρχικού χρώματος, παρέχεται μία ένδειξη ως προς το βαθμό καθαρότητας τους. µ µ 2.80 2.60 2.40 2.20 2.00 1.80 1.60 1.40 1.20 1.00 1.403 1.878 2.462 2.500 2.767 2.741 Σχήμα 12: Μέση τιμή χρώματος των δειγμάτων, σε συνάρτηση με τα έτη λειτουργίας του ΜΣ από τον οποίο προέρχονται. Figure 12: Averaged oil sample color values, as a function of operation years of the originating transformer. Παρά το γεγονός ότι τα περισσότερα δείγματα ελαίου, που προήλθαν από εν ενεργεία μετασχηματιστές, πληρούν τις απαιτήσεις των κανονισμών ASTM για τους φυσικοχημικούς ελέγχους, που αναφέρονται στον Πίνακα 1, υπάρχουν σημαντικές αποκλίσεις στα διηλεκτρικά χαρακτηριστικά τους. Οι διαφοροποιήσεις αυτές είναι αποτέλεσμα πολούμενων ή/και ιοντιζόμενων παραπροϊόντων γήρανσης μέσα στο υγρό μονωτικό. Ως συμπέρασμα αναφέρεται ότι, όταν οι φυσικοχημικές μετρήσεις εφαρμοστούν στις ομάδες των δειγμάτων (Ι, ΙΙ, ΙΙΙ) που ήδη έχουν χαρακτηριστεί διηλεκτρικά, οδηγούν σε αποτελέσματα τα οποία έχουν άμεση σχέση μεταξύ τους (Πίν. 2) και ευρίσκονται σε πλήρη αρμονία με αυτά που προκύπτουν από τη διηλεκτρική φασματοσκοπία. Όμως, όταν οι φυσικοχημικές μετρήσεις εφαρμοστούν μεμονωμένα στα δείγματα ελαίου και εξετασθούν ως προς τα έτη λειτουργίας των εγκαταστάσεων από τις οποίες προέρχονται, τα αποτελέσματα που θα προκύψουν δεν μπορούν να οδηγήσουν σε κοινά συμπεράσματα όσον αφορά στην εξέλιξη της γήρανσης των μονώσεων και στο προσδόκιμο ζωής των εγκαταστάσεων. 2.5. Αριοχρωματογραφικά αποτελέσματα Κατά τη διάρκεια της αποικοδόμησης του ελαίου και καθώς θραύονται οι μοριακές αλυσίδες των υδρογονανθράκων, εκλύονται αέρια τα οποία αφήνουν μεγάλες ελεύθερες ρίζες διαλυμένες στην υγρή φάση [7]. Οι συγκρούσεις μεταξύ τέτοιων ελεύθερων ριζών παράγουν συνήθως μεγάλα συσσωματώματα κολλοειδών προϊόντων αποσύνθεσης με ένα μέσο μοριακό βάρος από 450 έως 550, τα οποία επειδή δεν είναι πλέον διαλυτά στο έλαιο, καθιζάνουν με τη μορφή λάσπης η στάχτης [10]. Τα συχνότερα από τα ανιχνευόμενα αέρια με τη βοήθεια Υγρής Χρωματογραφίας Υψηλής Πίεσης (High Performance Liquid Chromatography) σε ορυκτά έλαια μετασχηματιστών είναι O 2, N 2, H 2, CH 4, CO, CO 2, C 2 H 6, C 2 H 4, C 2 H 2, C 3 H 8 και άλλοι υδρογονάνθρακες [6,7]. Με τη μέθοδο της αεριοχρωματογραφίας προσδιορίσθηκαν οι συγκεντρώσεις των αερίων που προαναφέρθηκαν για όλα τα δείγματα των χρησιμοποιημένων ηλεκτρομονωτικών ελαίων. Στη συνέχεια, αποτιμήθηκαν οι μέσες τιμές των αέριων περιεκτικοτήτων όλων των δειγμάτων ανά ομάδα (Ι, ΙΙ, και ΙΙΙ), και τα συγκεντρωτικά αποτελέσματα δίνονται στον Πίνακα 3. Τα αποτελέσματα αυτά, χαρακτηρίζονται από σημαντικό εύρος διακύμανσης τιμών. Αυτός είναι και ο λόγος για τον οποίο δεν υπάρχουν κοινά θεσπισμένα επιτρεπτά όρια από τους διεθνείς κανονισμούς. Ο κάθε μετασχηματιστής αποτελεί και ιδιαίτερη περίπτωση, οπότε η αεριοχρωματογραφική του ανάλυση δεν μπορεί να γενικευθεί. Παρόλα αυτά η χρησιμότητα των αποτελεσμάτων του Πίνακα 3 δεν μπορεί να αμφισβητηθεί αφού παρέχει τη διασπορά τιμών των συγκεντρώσεων για τα διάφορα έγκλειστα αέρια στα έλαια των ΜΣ. Τα κυριότερα συμπεράσματα έχουν ως εξής: (i)με την επερχόμενη γήρανση, το ποσοστό του διαλυμένου οξυγόνου μειώνεται λόγω των καύσεων δηλαδή του σχηματισμού CO, CO 2 και της χημικής οξείδωσης του ελαίου όπως πιστοποιείται και από τους φυσικοχημικούς

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 39 ελέγχους (ASTM D2440 περί της χημικής σταθερότητας της οξείδωσης σε ορυκτά μονωτικά έλαια). (ii) Ως προς τους υδρογονάνθρακες του Πίνακα 3 παρατηρήθηκε ότι, στα δείγματα της ομάδας ΙΙ η περιεκτικότητά τους είναι σαφώς μεγαλύτερη από εκείνη της ομάδας Ι. Όμως, για τα δείγματα της ομάδας ΙΙΙ η περιεκτικότητα αυτή μειώνεται σημαντικά, με αποτέλεσμα τα λαμβανόμενα αποτελέσματα να προσομοιάζουν με αυτά της ομάδας Ι. Αυτή η συμπεριφορά μπορεί να ερμηνευθεί μόνον με τη δημιουργία άλλων βαρύτερων υδρογονανθράκων στα ήδη βεβαρημένα έλαια. Το γεγονός αυτό πιστοποιήθηκε και από μετρήσεις τετραπολικής φασματοσκοπίας μάζας στη διεπιφάνεια του ελαίου με τον αέρα, όπου καταγράφηκαν υδρογονάνθρακες της οικογένειας C 4 H x και αμίνες οι οποίες προσδίδουν τη χαρακτηριστική οσμή που εντοπίσθηκε σε πολλά από τα δείγματα της ομάδας ΙΙΙ, (Σχ.13). Για τις μετρήσεις αυτές χρησιμοποιήθηκε τετραπολικό φίλτρο μαζών Balzers-Inficom QMA125, με ικανότητα ανίχνευσης 1-200amu/q). Πίνακας 3: Μέση τιμή και τυπική απόκλιση της συγκέντρωσης αερίων στα δείγματα των ηλεκτρομονωτικών ελαίων. (ppm) µ 2 75922 25474 83402 24735 76319 24562 2 138 325 143 453 111 173 2 14697 10553 14119 12951 8553 7358 CO 633 499 631 393 756 393 CO 2 5208 4267 8184 5937 7164 4725 CH 4 113 207 177 720 91 170 C 2 H 6 99 172 118 267 78 99 C 2 H 4 190 344 240 846 143 322 C 2 H 2 88 250 150 486 120 369 C 3 H 8 261 701 350 852 252 246 Το σύνολο των αποτελεσμάτων με τις συγκεντρώσεις των διαφόρων αερίων στα δείγματα ελαίου αναλύθηκε κατά τέτοιο τρόπο, ώστε να γίνεται εμφανής η χρονική εξέλιξη της επερχόμενης γήρανσης. Όταν εξετασθεί η μεταβολή της μέσης τιμής της συγκέντρωσης των αερίων σε συνάρτηση με το χρόνο λειτουργίας των εγκαταστάσεων προκύπτουν τα ακόλουθα συμπεράσματα: (i) Η συγκέντρωση του αζώτου αυξάνει με το χρόνο χρήσης. Αυτό θα μπορούσε να αποδοθεί στη διάλυση αέρα μέσα στο υγρό μονωτικό κατά την κυκλοφορία του στο σύστημα ψύξης της εγκατάστασης. (ii) Οι συγκεντρώσεις των βαρύτερων αέριων υδρογονανθράκων (C 2 H 6, C 3 H 8 ) αυξάνουν σημαντικά στις εγκαταστάσεις που έχουν συμπληρώσει διάρκεια λειτουργίας από 10 έως 20 έτη (Σχ. 14). Αυτό θα μπορούσε ενδεχομένως να υποδηλοί την έναρξη μηχανισμών χημικής αποικοδόμησης, είτε στο ορυκτέλαιο, είτε στο μονωτικό χαρτί των ελιγμάτων. (iii) Σύμφωνα και με τα αποτελέσματα του Σχ. 11, η περιεκτικότητα υγρασίας στα έλαια μεγιστοποιείται -κατά μέσον όρο- μετά το 16 ο έτος χρήσης των εγκαταστάσεων. Το νερό μπορεί να προέλθει ως παραπροϊόν της χημικής αποσύνθεσης της Σχήμα 13α: Τυπικό φάσμα αέρα κοντά στην επιφάνεια ελαίου το οποίο έχει χαρακτηρισθεί διηλεκτρικά ως κατάλληλο: Ομάδα Ι. Επεξηγούνται οι κυριότερες κορυφές: 7=Ν ++, 8=Ο ++, 12=C +, 14=N +, 16=O +, 17=OH +, 18=H 2 O +, 20= 40 Ar ++, 22=CO 2 ++, 28=N 2+, 29= 14 Ν 15 N +, 30=ΝΟ +, 32=Ο 2+, 34= 16Ο18 Ο +, 36= 36 Αr +, 38= 38 Ar +, 40= 40 Αr +, 44=CO 2+, 46=ΝΟ 2+, 48=SO +, 64=SO 2+. Οι κορυφές στις θέσεις amu/q= 41, 42, 43, 45, 46 και 55, 56, 59 υποδηλούν πτητικούς υδρογονάνθρακες, ή/και αμινομάδες. Figure 13a: Typical air spectrum near the surface of an oil characterized as highly insulating (Group I). The major peaks are indicated. Peaks at amu/q=41, 42, 43, 45, 46 and 55, 56, 59 suggest hydrocarbons or/ and amine-groups. Σχήμα µ 13β: 13 : Τυπικό φάσμα µ αέρα κοντά στην επιφάνεια δείγματος µ, ελαίου, το οποίο έχει χαρακτηρισθεί διηλεκτρικά ως µ : βεβαρημένο: µ. Ομάδα ΙΙΙ. Αύξηση υδρογονανθράκων µ µ. και αμινομάδων. Figure 13b: Typical air spectrum near the surface of an oil Figure 13b: Typical air spectrum near the surface of an oil characterized as a high loss type (Group III). There characterized as a high loss type (Group III). There is an increase is an increase in the hydrocarbon and amine groups. in the hydrocarbon and amine groups. κυτταρίνης. µ (iv) H περιεκτικότητα µ σε CO και CO 2 (παραπροϊόν εσωτερικών (Dissolved καύσεων Gas Analysis, / οξειδώσεων) DGA) μεγιστο- ποιείται κατά μέσο όρο μετά το 16 ο έτος λειτουργίας µ των εγκαταστάσεων. Όλα (Total τα παραπάνω Dissolved αέρια Gas παραπροϊόντα Composition, TDGC) µ µ, µ µ, µ µ µ µ µ µ µ. Figure 14: a function 3. µ µ µ µ µ µ µ µ µ, µ

40 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 τείνουν να μειωθούν στις εγκαταστάσεις μετά το 20 ο έτος της λειτουργίας τους. Το γεγονός αυτό δεν σηματοδοτεί απαραίτητα και τη βελτίωση των ηλεκτρικών χαρακτηριστικών των δειγμάτων, δεδομένου ότι -όπως προαναφέρθηκεμπορούν να ξεκινούν επιπρόσθετες χημικές αντιδράσεις, οι οποίες οδηγούν στο σχηματισμό και νέων παραπροϊόντων. (ppm) (ppm) (ppm) 150 100 50 0 600 400 200 0 300 200 100 0 95 54 C2H6 171 138 C3H8 C2H2 60 97 3. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Η παρακολούθηση της μιγαδικής επιτρεπτότητας ελαίων μετασχηματιστών, ως συνάρτηση της συχνότητας και της θερμοκρασίας, μπορεί να δώσει σημαντικές πληροφορίες για την κατάσταση της μόνωσης σε ηλεκτρικές διατάξεις. Σε αυτή την εργασία διερευνήθηκε η διηλεκτρική φασματοσκοπία ως μέθοδος ελέγχου ποιότητας, για την πρόβλεψη του χρόνου ζωής των μετασχηματιστών ισχύος και συγκρίθηκαν τα αποτελέσματά της με φυσικοχημικές και αεριοχρωματογραφικές αναλύσεις. Διαπιστώθηκε ότι η θερμοκρασιακά εξαρτημένη διηλεκτρική φασματοσκοπία παρέχει άμεσες και σαφείς πληροφορίες που χαρακτηρίζουν την κατάσταση του υγρού και του στερεού μονωτικού καταγράφοντας συγχρόνως το ρεύμα απωλειών και την αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας στο σύστημα των μονώσεων. Με τον τρόπο αυτό επιτυγχάνεται η συστηματική παρακολούθηση των ελαίων των εν λειτουργία μετασχηματιστών. Η δημιουργία βάσεων δεδομένων όπου θα καταγράφονται στο χώρο λειτουργίας των εγκαταστάσεων τα αποτελέσματα της διηλεκτρικής φασματοσκοπίας σε μια ευρεία κλίμακα συχνοτήτων και θερμοκρασιών μπορεί να αξιοποιηθεί ως εργαλείο για την πρόβλεψη της διάρκειας ζωής τους ή/και για τον καθορισμό των ανάγκών συντήρησης. Η αξιόπιστη παρακολούθηση της μόνωσης των μετασχηματιστών, μερικοί από τους οποίους λειτουργούν από τη δεκαετία του 60, θα ελαχιστοποιήσει και την πιθανότητα αστοχιών τους, καθώς επίσης και τον περιβαλλοντικό κίνδυνο που ενέχεται λόγω πιθανών διαρροών η εκδηλώσεων πυρκαγιάς, ιδίως όταν τα μονωτικά τους έλαια εμπεριέχουν και ίχνη PCBs. 4. ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ Σχήμα 14: Η κατανομή της χρονικής μεταβολής της συγκέντρωσης των υδρογονανθράκων στα δείγματα ελαίου των ΜΣ. Figure 14: Distribution of hydrocarbon concentrations in oils as a function of operation years of the originating transformers. Παρόλο το πλήθος των αποτελεσμάτων και τις διάφορες προσπάθειες για την ανάλυσή τους, οι αεριοχρωματογραφικές μετρήσεις των εκλυόμενων και διαλυμένων αερίων εμφανίζουν περιορισμούς όσον αφορά στο χαρακτηρισμό της μονωτικής ικανότητας του ελαίου. Οι περιορισμοί στη χρήση αεριοχρωματογραφικών προσεγγίσεων (Dissolved Gas Analysis, DGA) προέρχονται από το γεγονός ότι η συνολική σύσταση των διαλυμένων αέριων συστατικών (Total Dissolved Gas Composition, TDGC) δεν μπορεί να καταγραφεί ανά πάσα στιγμή, αφού τα αέρια μπορούν είτε να εκλύονται είτε να απορροφώνται από το υγρό μονωτικό, με αποτέλεσμα οι μετρούμενες τιμές να είναι το αποτέλεσμα δύο ανταγωνιστικών αντιδράσεων των ανιχνευόμενων αερίων. 1. Χ. Δ. Παρασκευάς, Π. Βασιλείου, Κ. Θ. Δέρβος Χαρακτηρισμός γήρανσης μονωτικών ελαίων μετασχηματιστών φυσικοχημικές / αναλυτικές μέθοδοι και διηλεκτρική φασματοσκοπία, Μέρος Ι Θεωρητική ανάλυση Τεχνικά Χρονικά. 2. C. T. Dervos, P. Vassiliou, P. Skafidas and Ch. Paraskevas, Service life estimation of transformer oil in Proc. Intern. Conf. On Protection and Restoration of the Environment VI, Skiathos, July 1-5, 2002, pp. 1239-1246. 3. C. T. Dervos, Ch. D. Paraskevas, P. Skafidas and P. Vassiliou, Dielectric characterization of power transformer oils as a diagnostic life prediction method, IEEE Electrical Insulation Magazine, in press. 4. Fofana I., Borsi H., Gockenback E., (2001) Fundamental Investigations On Some Transformer Liquids Under Various Outdoor Conditions IEEE Trans. Dielectrics and Elec. Insul. Vol. 8, No. 6, pp. 1040-1047. 5. B. H. Ward, A survey of new techniques in insulation monitoring of power transformers, IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 17, No. 3, pp. 16-23, (2001). 6. V. G Arakelian, Effective diagnostics for oil-filled equipment, IEEE Electrical Insulation Magazine Vol. 18, p. 26, (2002). 7. M. Duval, and A. depablo, Interpretation of gas-in-oil analysis using new IEC publication 60599 and IEC TC 10 databases, IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 17, No. 2, pp. 31-41, (2001). 8. Θ. Ν. Σκουλικίδης, Τεχνική Έκθεση, (1965). 9. J. E. Castle, T. B. Whitfield and M. Ali, The transport of

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 41 copper through oil impregnated paper insulation in electrical current transformers and bushings, IΕΕΕ Electrical Insulation Mag., Vol. 19, No. 1, pp. 25-29, (2003). 10. R. Ferguson, A. Lobeiras, and J. Sabau, Suspended Particles in the liquid insulation of aging power transformers, IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 18, No. 4, pp. 17-23, (2002). 5. ΕΥΧΑΡΙΣΤΙΕΣ Οι συγγραφείς της ομάδας του Ε.Μ.Π., εκφράζουν τις ευχαριστίες τους προς τη ΔΕΗ ΑΕ / ΔΣΜ, για τη χρηματοδότηση της εν λόγω ερευνητικής δραστηριότητας. Χ. Δ. Παρασκευάς, Ηλεκτρολόγος Μηχανικός & Μηχανικός Υπολογιστών Ε.Μ.Π. Ν. Στεφάνου, Χημικός, ΔΕΗ. Π. Βασιλείου, Αναπληρωτής Καθηγητής Ε.Μ.Π., Σχολή Χημικών Μηχανικών Ε.Μ.Π. Κ. Θ. Δέρβος, Καθηγητής Ε.Μ.Π., Τομέας Συστημάτων Μετάδοσης Πληροφορίας & Τεχνολογίας Υλικών, Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών Ε.Μ.Π.

42 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 Extended summary Aging Characterization of Transformer Insulating Oils Physicochemical / Analytical Methods and Dielectric Spectroscopy. Part IΙ Experimental Approach CH. D. PARASKEVAS N. STEFANOU P. VASSILIOU C. T. DERVOS Dipl. Electrical Engineer N.T.U.A. Chemist, PPC S.A. Associate Professor N.T.U.A. Professor N.T.U.A. Abstract In this study we propose temperature dependent dielectric spectroscopy in the frequency domain as an alternative to the physicochemical and electrical tests that are periodically applied to insulating transformer oils. Complex permittivity and tanδ data are obtained as a function of frequency and operation temperatures, to demonstrate the polarization phenomena and the induced loss intensification by thermally stimulated currents. The acquired dielectric data of oil samples collected from 201 operating HV power transformers, were correlated to their corresponding physicochemical data and gas chromatography results in order to demonstrate the future potential use of the proposed measuring technique in the field of high voltage engineering and oil filled electrical equipment (OFEE) reliability. 1. PERMITTIVITY MEASUREMENTS A high precision LCR meter was used to measure complex permittivity variations over a frequency range between 20 Hz and 1 MHz. A coaxial cylindrical cell was used to hold the oil under test. The sample holder contained 15ml of the examined oil and it was electrically connected by a four terminal configuration to the high precision LCR measuring unit, under temperature control. The theoretical model describing the relative complex permittivity (ε r * = ε r - jε r ) of materials vs. frequency and temperature implies that any good quality oil sample will be characterized by a low relative dielectric constant value (ε r 1) and a low loss factor value (ε r 0) hence ε r /ε r =tanδ 0 at all frequencies. For the purposes of this study the permittivity measurements were performed at four oil temperatures: 20 o C, 40 o C, 60 o C and 80 o C. The results of the investigated samples were categorized in terms of their permittivity response into three distinct groups: Group-I: Highly insulating liquids: They exhibit (i) very low dissipation factor values (tanδ) for all frequencies and operating temperatures, i.e. typical values below 0.005, (ii) remarkable thermal stability of complex permittivity, exhibiting a variation rate of the order of Δε r /ΔT. 0.02/ C. (iii) Additionally, ε r is frequency independent. The oil samples of this group (90/201) are in satisfactory condition for continued usage. Group-II: Oils exhibiting low-losses. Oil samples that are categorized in this group may exhibit slight disorders for at least one of the measured dielectric quantities. They may exhibit (i) higher dissipation factor values (tanδ) rising to 0.02 at all frequencies and examined temperatures, and / or (ii) reduced thermal stability of complex permittivity values, having variation rate of the order of Δε r /ΔT 0.04/ C, and / or (iii) exhibit a response characterized by minor dependence of ε r with the operating frequency (20Hz f 1MHz). The oil samples of this group (43/201) may need reconditioning, i.e. dehydration / filtration, to ensure prolonged and reliable service. Group-III: Oils exhibiting high-losses and / or developing thermal instabilities. Oil samples from this group may exhibit either (i) very high dissipation factor values (tanδ) rising beyond 0.02 with typical values around 0.08 (i.e. loss intensification by a factor of 10 or more, compared to group I oil samples, and / or (ii) thermal instability of complex permittivity, i.e. Δε r /ΔT 0.8/ C typical value, and / or (iii) frequency dependent ε r values. The oil samples of this group (68/201) are in poor condition. Such oils should be either reclaimed for possible reconditioning or disposed of. Components may require frequent inspection and decision may have to be taken in order to undergo servicing, depending on economic considerations. The complex permittivity data have been further analyzed to provide for every group the

Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 43 average values of ε r as a function of operating frequency and temperature, the tanδ values as a function of temperature in the low frequency regime, and tanδ values as a function of temperature at higher frequencies (1MHz) where the impulse voltages interact (fig. 3, fig. 4, fig 5). The aforesaid categorization of OFEE has also been utilized to classify the 201 operating power transformers examined in terms of oil service life and type of equipment, thus providing interesting information concerning component reliability. 2. PHYSICOCHEMICAL RESULTS In addition, physicochemical tests were also performed on every sample according to the corresponding ASTM procedure. The examined physicochemical quantities of the oils were the breakdown voltage (ASTM D877), the acidity (ASTM D974), the interfacial tension (ASTM D971), the relative density (ASTM D1298) and the color (ASTM D1500). Physicochemical results could be compared to the ones obtained by the temperature dependent dielectric spectroscopy data in the frequency domain. Due to the great quantity of acquired data, the physicochemical results in each group (I, II, and III) have been processed to provide average values and standard deviations, and are given in Table 2. These data may be summarized as following: The acquired average breakdown voltage values for all Groups are above the 26 kv threshold, which is frequently considered as the minimum requirement for used oils [4]. However, there is a clear tendency for breakdown voltages to be reduced in oil samples having deteriorating permittivity characteristics. The interfacial tension decreases as the permittivity characteristics of the oil samples deteriorate, i.e. Group-III oil samples exhibit lower interfacial tension compared to oil samples in Group-II and Group-I. Oil samples in Group-I have values within the suggested limits, while samples of Group II have values close to the minimum requirement of 24 dynes/cm. Group III samples exhibit unacceptable interfacial tension values. The acidity values steadily increase as the permittivity characteristics of the oil samples deteriorate, i.e. Group- III oil samples show higher acidity levels compared to the oil samples in Group-II and Group-I. The quoted average acidity values satisfy the maximum threshold requirement of 0.2 mg KOH/ oil g, but distinct samples exist in Group-III where the acidity exceeds 0.3 mg KOH/ oil g. The relative density increases as the permittivity characteristics of the oil samples deteriorate. Though the experimentally obtained relative density values of all samples fall within the acceptable range for aged insulating oils, (according to the various manufacturers) it can be seen that the density values in Group-III oil samples are highly increased. The oil color number rises as the oil permittivity properties tend to deteriorate. However, it should be emphasized that color by itself is not always a reliable guide to product quality and should not be used indiscriminately in product characterization (ASTM D1500). 3. GAS CHROMATOGRAPHY RESULTS During the oil degradation process, gases will evolve as the hydrocarbon chains breakdown, leaving large free radicals in the liquid phase [7]. The most frequently detected gases by High Performance Liquid Chromatography (HPLC) in transformer mineral oils are O 2, N 2, H 2, CH 4, CO, CO 2, C 2 H 6, C 2 H 4, C 2 H 2 and C 3 H 8 [6], [7]. The aforesaid gas concentrations were recorded in every oil sample by HPLC, according to the ASTM D3612 procedures. In addition, water content was measured according to the ASTM D1533. The collected data (oil gas compositions) were processed to identify insulation-aging effects developing with time of operation. When the average gas concentration values from all oil samples are plotted as a function of the oil working life, the following remarks may be made: The nitrogen concentration increases with the time of operation. This could be attributed to air dissolving in the oil matrix via the oil reservoirs dehydrating filters. The heavier gaseous hydrocarbon concentrations (C 2 H 6, C 3 H 8 ) increase significantly for operating intervals between the 10 th and 20 th year. This could strongly imply the initiation of chemical dissociation mechanisms, either in the mineral oil or on the transformer insulation paper. The oil water content in ppm reaches a maximum value after 16 years of operation. Water can also be introduced as a byproduct of paper dissociation. The CO and CO 2 contents increase towards max values after 15 years of operation typically. All of the above gases seem to be reduced for operating periods exceeding the 20 th year. This does not necessarily imply that the oil insulation capability has been improved; it rather points out that additional chemical reactions emanate, thus leading to new byproduct formations. Despite the vast amount of collected data and the various attempts at processing them, the Gas Chromatography (GC) measurements of the aforesaid gas concentrations may exhibit limitations in characterizing the oil insulation capacity. Limitations of Dissolved Gas Analysis (DGA) techniques arise from the fact that the Totally Dissolved Gas Compositions (TDGC) cannot be monitored in the liquid, since gases may be dynamically either evolving or being absorbed, and/or additional gases may be formed. Therefore, the measured values will be the net effect of all competing processes of the traced specific gases. To demonstrate this effect air analysis was performed by Quadrupole Mass Spectrometry (QMA) in the vicinity of the oil to air interface. According to these results, the aged samples (Group III samples having intensified dielectric losses and thermal instabilities) incorporate heavier hydrocarbons of the group

44 Τεχν. Χρον. Επιστ. Έκδ. ΤΕΕ, III, τεύχ. 1-2 2003, Tech. Chron. Sci. J. TCG, III, No 1-2 C 4 H x and amines emanate from the liquid to the air, thus providing the characteristic smell of aged oil samples. Such substances were not recorded in oils categorized in Group I, i.e. highly insulating liquids (fig. 13). 4. CONCLUSIONS The experimental work presented in this paper demonstrates that though most of the examined mineral oil samples collected from field operating power transformers fulfill commonly adopted NETA requirements (Maintenance Testing Specifications for Electrical Power Distribution Equipment and Systems, 2001) of physicochemical tests, they exhibit significant variations on the oil complex permittivity vector, when the temperature and frequency effects are encountered. Permittivity differentiations arise from the polarizable / ionizable aging byproducts within the insulating liquid. When oil samples with similar permittivity properties are also analyzed by HPLC, the results may provide additional information concerning aging induced mechanisms, rate of byproduct formation, lifetime prediction and component reliability. The proposed temperature dependent dielectric spectroscopy in the frequency domain allows for systematic differentiation monitoring among the operational transformer oils and, therefore, direct characterization of oil insulation capacity. Hence, the proposed methodology can be utilized as an alternative diagnostic tool for lifetime expectancy of OFFE operating for several decades with significant environmental and economical considerations. Ch.D. Paraskevas, School of Electrical and Computer Engineering, National Technical University of Athens. N. Stefanou, Chemist, Public Power Corporation of Greece. P. Vassiliou, Associate Professor, National Technical University of Athens, School of Chemical Engineering. C.T. Dervos, Professor, National Technical University of Athens, School of Electrical and Computer Engineering.