Как газова хроматография открива и диагностира дефекти на трансформатори с напрежение над 500 кВ [Студийно изследване]

0 Въведение
Анализът на разтворените газове (DGA) в изолиращото масло е критичен тест за големите трансформатори с маслена изолация. Чрез използването на газова хроматография е възможно навременно да се засече стареенето или промените във вътрешното изолиращо масло на масленото електрооборудване, да се идентифицират потенциални дефекти като прекомерно затопляне или електрически разряди на ранен етап, както и точно да се оцени сериозността, типът и тенденцията на развитие на дефекта. Газовата хроматография станала есенциален метод за мониторинг и осигуряване на безопасна и стабилна работа на оборудването и е включена в съответните международни и домашни стандарти [1,2].

1 Изучаване на случая
Главният трансформатор № 1 в подстанцията Хексин е модел A0A/UTH-26700, с напрежение 525/√3 / 230/√3 / 35 кВ. Произведен е през май 1988 г. и пуснат в експлоатация на 30 юни 1992 г. На 20 септември 2006 г. компютърната система за мониторинг показва "работа на лек реле за газ на главния трансформатор № 1." Последващият преглед от страна на операторския персонал открива пукнатини и сериозна утечка на масло в началните и крайните буши на фаза B от страна 35 кВ, както и наличие на газ в релето за газ, което води до незабавно искане за спиране. Преди този случай, рутинните електрически тестове и тестове за мониторинг на изолиращото масло не са показали аномалии.

2 Анализ с газова хроматография и диагностика на дефектите
Маслото и пробите за газ са взети незабавно след спирането за хроматографско тестване. Резултатите от тестовете са показани в Таблица 1 и 2. Резултатите сочат аномални концентрации на разтворените газове както в трансформаторното масло, така и в релето за газ. Комплексен анализ е извършен чрез използване на хроматографски данни и метода на равновесните критерии за оценка на концентрациите на газовете в пробите за масло и газ.

Таблица 1 Хроматографски запис на изолиращото масло от фаза B на главния трансформатор № 1 в подстанцията Хексин (μL/L)

Таблица 2 Хроматографичен запис на газ от газовия реле на фаза B на главния трансформатор № 1 в подстанция Хексин (μL/L)

Според Стандартите за качество на трансформаторното масло в употреба, трябва да се обръща внимание, когато някое от следните концентрации на разтворени газове в маслото на 500 кВ трансформатори надхвърлят зададените стойности: общо хидро-карбони: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. В маслото на трансформатора беше открит ацетилен (C₂H₂) с концентрация φ(C₂H₂) от 12.13 μL/L, което е над 12 пъти повече от порога за внимание. На базата на метода за анализ на превишаване на компонентите [3], беше предварително установено, че в трансформатора съществува вътрешна авария.

По-нататъшният анализ, основан на характерните газове, показа, че има високоенергийна разрядна авария, тъй като φ(C₂H₂) е ключов показател, различаващ прекомерното загряване от електрическия разряд. При използване на метода на IEC три отношения, изчислени бяха следните отношения:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
което доведе до код 102. Това доведе до предварителния извод, че в трансформатора се е случил високоенергийен разряд (т.е. дъга).

Използвайки метода на критерия за равновесие [4] и състава на газовете в газовия реле, теоретичните концентрации в маслото бяха изчислени, основавайки се на различната растворимост на газовете в маслото. Беше полученото отношение αᵢ между теоретичните и измерените концентрации в маслото (виж таблица 2). Според полевата практика, при нормални условия, стойностите на αᵢ за повечето компоненти са в диапазона 0.5–2. Обаче, при внезапни аварии, характерните газове обикновено показват αᵢ стойности значително по-големи от 2. В този случай всички газови компоненти в газовото реле показаха αᵢ стойности много по-големи от 2, което сочи за внезапна вътрешна авария.

Резултатите от електрическите тестове показаха, че контактните съпротивления на регулатора на напрежението, DC съпротивленията на витниците и максималните фазови разлики бяха в допустими граници. Изтичащите токове между витниците и към земята, както и техните исторически сравнения, не показаха аномалии. Параметрите на диелектричната загуба и изолационното съпротивление също бяха нормални. Тези резултати изключиха общо влизане на влага, сериозно намаление на изолацията или широко разпространени дефекти на изолацията, потвърждавайки, че главната система за изолация е непокътната.

На базата на комплексния анализ на горепосочените резултати, беше заключено, че вътрешно внезапно разрядно повреждение се е случило в трансформатора. Концентрациите на CO и CO₂ в маслото не показаха значително увеличение, въпреки че нивата на общите хидро-карбони се увеличаваха, но все още не бяха надхвърлили границите. Това сочи, че участие на широкомащабна твърда изолация е маловероятно. Обаче, поради високите αᵢ стойности за CO и общите хидро-карбони, имаше подозрение за внезапно разрядно повреждение, включващо локализирано повреждение на твърдата изолация.

3 Вътрешен преглед и коректиращи действия
За да се определи основната причина, трансформаторът беше изпразнен и прегледан. Две 35 кВ втулки и възходящият канал на Фаза B бяха махнати за преглед, като се установи, че равното на напрежението заземващо лентично на края на витницата беше изгоряло. При вдигане на капака на резервоара, се установи, че изолационната опора на горната плочка за налягане на витницата беше повредена поради дълготрайно механично напрежение, което доведе до двупунктово заземяване. Това създаде циркулиращ ток, водещ до разряд, който изгори заземващата лента. Голямото количество и високата скорост на генериране на газове създадоха значително вътрешно налягане, което доведе до пукнатини и сериозно изтичане на масло в двете 35 кВ втулки близо до точката на разряда. Резултатите от прегледа бяха напълно съвместими с заключенията, извлечени от хроматографския анализ.

Коректиращи мерки:
• Замяна на повредените изолационни опорни компоненти;
• Дегазация и филтриране на изолационното масло;
• Възстановяване на нормалната работа на трансформатора след успешни приемни тестове;
• Подобряване на оперативния мониторинг, и връщане към редовното управление, само след като се потвърди, че няма допълнителни проблеми чрез непрекъснато проследяване и анализ.

4 Заключение
(1) Това проучване успешно приложи газова хроматография за диагностика на вътрешно разрядно повреждение в Фаза B на главния трансформатор № 1 в подстанцията Хексин, предоставяйки ценен опит за управление и диагностика на аварии в големи електротрансформатори.

(2) Когато газовото реле на трансформатора работи, трябва да се събират проби от масло и газ за хроматографски анализ. Чрез комбиниране на хроматографските резултати, историческите данни, метода на критерия за равновесие и изолационни тестове, може да се определи дали аварията е вътрешна или свързана с вспомогателни компоненти, и да се идентифицира нейната природа, местоположение или конкретен компонент. Това позволява своевременно поддръжка и осигурява безопасността на оборудването.

(3) Хроматографският анализ на изолационното масло е една от най-ефективните мерки за мониторинг на безопасната работа на електрооборудването, пълнено с масло. Редовната DGA позволява ранна детекция и непрекъснат мониторинг на вътрешни аварии и техната степен. За да се осигури безопасната работа на големи трансформатори и да се поддържа осведомеността за техното здравословно състояние, трябва да се извършва газова хроматография в съответствие със стандарти на електроенергийната индустрия, и честотата на тестовете трябва да се увеличава, когато е необходимо.