| dc.description.abstract | Transformatoren er en viktig komponent i en vindturbin, og en av komponentene som blir mest belastet. Feilraten for disse har vært betydelig høyere sammenlignet med konvensjonelle distribusjonstransformatorer. Derfor er det av interesse å undersøke bakenforliggende årsaker for å kunne forebygge feil og forlenge levetiden.
Denne bacheloroppgaven har hovedfokus på å utrede feil knyttet til høye driftstemperaturer og oljeprøver med høyt gassinnhold for transformatorer i vindturbiner. Hypotesene omhandler overbelastning, høy andel overharmoniske strømmer og hyppige temperaturvariasjoner som svekker isolasjonsevnen. For å kunne belyse problemstillingen og besvare hypotesene er det tatt i bruk kvantitativ metode som inkluderer en litteraturstudie, leverandørstudie, analyser og målinger.
Analysen baserer seg på seks transformatorer som er valgt ut med hensyn på datagrunnlag og forskjellig isolasjonsmedium. Analysen viste høyere maksimale oljetemperaturer for transformatorene med silikonolje, selv om gjennomsnittstemperaturene var relativt like. Det ble også observert hyppige temperaturendringer i begge oljetypene, uten at noen av temperaturøkningene oversteg transformatorenes spesifikasjoner.
Videre avdekket analysen at samtlige feilmodier var like i situasjoner med feil, og varierende gassinnhold for de ulike transformatorene.
Ut ifra målingene kunne man trolig utelukke at overharmoniske strømmer har ført til høy driftstemperatur. Ved å sammenligne målingene med historiske data, var det heller ikke noe som indikerte overbelastning av transformatorene. Imidlertid ble det observert at transformatorene ble belastet opp mot maksimal kapasitet i perioder.
Basert på analysene er det utfordrende å fastslå nøyaktige årsaker til feilene på transformatorene. Likevel kan det konkluderes med at temperaturen ikke har overskredet transformatorens grense på 120˚ C. Det kan derimot ikke utelukkes at omgivelsestemperaturen har vært for høy. Store temperaturøkninger på kort tid, kan føre til svekkelse av isolasjon og dannelse av gassbobler i oljen.
For å kunne forutsi feil, anbefales det å fortsette med regelmessige oljeprøver og overvåke utviklingen av gassinnholdet i oljen, ettersom dette er den beste indikatoren for å forutsi fremtidige feil. Det anbefales også å implementere temperaturmåling av omgivelsestemperaturen for å sikre at det er tilstrekkelig kjøling av transformatorene. | |
| dc.description.abstract | The transformer is an important component in a wind turbine and one of the components that experiences the most stress. The failure rate for these transformers has been significantly higher compared to conventional distribution transformers. Therefore, it is of interest to investigate the underlying causes to prevent failures and extend their lifespan.
This bachelor's thesis primarily focuses on investigating faults related to high operating temperatures and oil samples with high gas content in transformers used in wind turbines. The hypotheses revolve around overloading, a high proportion of harmonic currents, and frequent temperature variations that weaken the insulation capability. To address the research question and answer the hypotheses, a quantitative method has been employed, including a literature study, supplier study, analysis and measurements.
The analysis is conducted using a sample of six transformers that were selected based on data availability and the implementation of various insulation mediums. The analysis revealed higher oil temperatures for transformers with silicone oil, although the average temperatures were relatively similar. Frequent temperature fluctuations were also observed in both types of oil, with none of the temperature increases exceeding the transformers' specifications.
Furthermore, the analysis uncovered that all fault modes were similar in situations where faults occurred, and the gas content varied among the different transformers. Based on the measurements, it was likely that overharmonic currents did not lead to high operating temperatures. When comparing the measurements with historical data, there was also no indication of overloading the transformers. However, it was observed that the transformers were occasionally operating at maximum capacity.
Based on the analyses, it is challenging to determine the exact causes of the transformer failures. Nevertheless, it can be concluded that the temperature did not exceed the transformer's limit of 120˚ C. However, it cannot be ruled out that the ambient temperature was too high. Significant temperature increases in a short period can weaken insulation and lead to the formation of gas bubbles in the oil.
To predict failures, it is recommended to continue with regular oil sampling and monitor the development of gas content in the oil, as this is the best indicator for predicting future faults. It is also recommended to implement ambient temperature measurements to ensure sufficient cooling of the transformers. | |
