Kasagaran sa Gas Chromatography ang Pagdetekta ug Paghunahon sa mga Sayop sa 500+ kV Transformer [Kaso ngadto]

0 Pagpahayag
Ang analisis sa disolbido nga gas (DGA) sa insulating oil usa ka importante nga pagsusi alang sa dako nga oil-immersed power transformers. Pinaagi sa paggamit sa gas chromatography, mahimo nga mabulok o mga pagbag-o sa internal insulation oil sa oil-filled electrical equipment, identipikar ang potensyal nga mga sayop sama sa overheating o electrical discharges sa maong panahon, ug makapahinumdum sa kalibre, klase, ug trend sa pagkamalas. Ang gas chromatography naging usa ka essential nga paagi sa pag-monitor ug paglihok sa equipment nga safe ug stable, ug gitambong na niini ang mga nasodnong ug internasyonal nga standards [1,2].

1 Kaso nga Estudio
Ang No. 1 main transformer sa Hexin Substation adunay model A0A/UTH-26700, uban sa voltage configuration 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Gitukod kini sa Mayo 1988 ug gipatuman sa Hulyo 30, 1992. Sa Setyembre 20, 2006, ang computer monitoring system nagpakita og "light gas relay operation sa No. 1 main transformer." Ang subsequence nga inspection sa operating personnel nakakita og cracks ug severe oil leakage sa both the beginning ug end bushings sa Phase B sa 35 kV side, kasama ang presence sa gas sa gas relay, nagresulta sa immediate request sa shutdown. Sa wala pa niining panghitabo, ang routine electrical tests ug insulating oil monitoring tests walay abnormalities.

2 Gas Chromatography Analysis ug Fault Diagnosis
Ang oil ug gas samples gi-collect immediate after shutdown para sa chromatographic testing. Ang resulta sa test shown sa Tables 1 ug 2. Ang resulta naghulagway og abnormal concentrations sa dissolved gases sa both the transformer oil ug gas relay. Comprehensive analysis gi-perform gamit ang chromatographic data ug equilibrium criterion method aron i-evaluate ang gas concentrations sa oil ug gas samples.

Table 1 Chromatographic Record sa Insulating Oil sa Phase B sa No. 1 Main Transformer sa Hexin Substation (μL/L)

Table 2 Chromatographic Record sa Gas sa Gas Relay sa Phase B sa No. 1 Main Transformer sa Hexin Substation (μL/L)

Sumala sa Quality Standards for Transformer Oil in Service, kinahanglan mag-atiman kon unsa man sa mga sumusunod nga dissolved gas concentrations sa oil sa 500 kV transformers labaw sa specified values: total hydrocarbons: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Nakadetect ang acetylene (C₂H₂) sa transformer oil uban sa concentration φ(C₂H₂) 12.13 μL/L, labaw sa attention threshold ngadto sa mas daghan pa kaysa 12 beses. Batas sa component exceedance analysis method [3], preliminarily determined nga an internal fault existed sa transformer.

Mas detailed nga analysis batas sa characteristic gases naka-indicate og high-energy discharge fault, tungod kay φ(C₂H₂) usa ka key indicator sa pagdistinguish sa overheating gikan sa electrical discharge. Gamiton ang IEC three-ratio method, ang calculated ratios mao kini:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
resulting sa code 102. Kini nag-lead sa preliminary conclusion nga an high-energy discharge (i.e., arcing) mibuto sa loob sa transformer.

Gamiton ang equilibrium criterion method [4] ug ang gas composition sa gas relay, theoretical oil concentrations gi-compute batas sa different solubilities sa gases sa oil. Ang ratio αᵢ sa theoretical to measured concentrations sa oil gi-derive (see Table 2). Sumala sa field experience, sa normal conditions, ang αᵢ values sa most components fall within sa range 0.5–2. Pero sa sudden faults, characteristic gases typically exhibit αᵢ values significantly greater than 2. Sa kaso niini, tanang gas components sa gas relay showed αᵢ values much greater than 2, indicating a sudden internal fault.

Ang electrical test results nagpakita nga ang on-load tap changer contact resistances, winding DC resistances, ug maximum phase differences tanang within acceptable limits. Ang leakage currents between windings ug to ground, as well as their historical comparisons, walay abnormalities. Dielectric loss ug insulation resistance parameters usab normal. Kini ruled out overall moisture ingress, major insulation degradation, or widespread insulation defects, confirming nga ang main insulation system intact.

Sumala sa comprehensive analysis sa above results, concluded nga an sudden arcing fault mibuto sa loob sa transformer. Ang concentrations sa CO ug CO₂ sa oil walay significant increases, ug although total hydrocarbon levels rising, wala pa gibuto sa limits. Kini suggested nga large-scale solid insulation involvement unlikely. Pero due to the high αᵢ values sa CO ug total hydrocarbons, suspek nga may sudden discharge fault involving localized damage sa solid insulation.

3 Internal Inspection ug Remedial Actions
Aron mas determine ang root cause, ang transformer gi-drain ug inspected. Ang two 35 kV bushings ug riser sa Phase B gi-remove para sa examination, revealing nga ang voltage-equalizing grounding strip sa coil end pressure plate burned through. Sa lifting sa tank cover, nakita nga ang insulating support sa upper yoke coil pressure plate damaged due sa long-term mechanical stress, resulting sa two-point grounding. Kini created circulating current, leading sa arcing na burned through ang grounding strip. Ang large volume ug high rate sa gas generation created significant internal pressure, causing cracks ug severe oil leakage sa two 35 kV bushings near sa discharge point. Ang inspection findings fully consistent sa conclusions drawn sa chromatographic analysis.

Remedial Measures:
• Replace ang damaged insulating support components;
• Perform degassing ug filtration sa insulating oil;
• Return ang transformer sa normal operation after successful acceptance testing;
• Enhance operational monitoring, ug resume regular management only after confirming no further issues through continuous tracking ug analysis.

4 Conclusion
(1) This study successfully applied gas chromatography sa diagnose an internal arcing fault sa Phase B sa No. 1 main transformer sa Hexin Substation, providing valuable experience sa operation ug fault diagnosis sa large power transformers.

(2) Kon ang transformer gas relay operates, oil ug gas samples kinahanglan gi-collect para sa chromatographic analysis. Combining chromatographic results, historical data, equilibrium criterion method, ug insulation tests, possible sa determine kon an fault internal or related sa auxiliary components, ug identify ang nature, location, or specific component involved. Kini enables timely maintenance ug ensures equipment safety.

(3) Insulating oil chromatographic analysis usa ka most effective measures sa monitor sa safe operation sa oil-filled electrical equipment. Regular DGA allows sa early detection ug continuous monitoring sa internal faults ug their severity. To ensure safe operation sa large transformers ug maintain awareness sa their health status, gas chromatography should performed according sa power industry standards, ug increase testing frequency when necessary.