Jak plynová chromatografie detekuje a diagnostikuje závady transformátorů 500+ kV [Případová studie]

0 Úvod
Rozpouštění plynů v izolačním oleji je klíčovým testem pro velké olejové transformátory. Použitím plynové chromatografie lze včas detekovat stárnutí nebo změny vnitřního izolačního oleje olejových elektrických zařízení, identifikovat potenciální poruchy jako přehřívání nebo elektrické výboje na raném stupni a přesně posoudit závažnost, typ a vývojový trend poruchy. Plynová chromatografie se stala nezbytnou metodou pro monitorování a zajištění bezpečné a stabilní operace zařízení a byla začleněna do relevantních mezinárodních a vnitrostátních standardů [1,2].

1 Případová studie
Hlavní transformátor č. 1 v podstanici Hexin má model A0A/UTH-26700 s napěťovou konfigurací 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Byl vyroben v květnu 1988 a uveden do provozu 30. června 1992. 20. září 2006 indikoval počítačový monitorovací systém "operaci lehkého plynového relé na hlavním transformátoru č. 1." Následné prohlídka provozními osobami odhalila trhliny a závažné úniky oleje na obou terminálových hrbolkách fáze B na straně 35 kV, spolu s přítomností plynu v plynovém relé, což vedlo k okamžitému požadavku na vypnutí. Před tímto incidentem rutinní elektrotechnické testy a monitory izolačního oleje neukázaly žádné nepředvídanosti.

2 Analýza plynovou chromatografii a diagnostika poruch
Vzorky oleje a plynu byly okamžitě po vypnutí shromážděny pro chromatografické testování. Výsledky jsou uvedeny v tabulkách 1 a 2. Výsledky ukázaly neobvyklé koncentrace rozpouštěných plynů jak v transformátorovém oleji, tak v plynovém relé. Byla provedena komplexní analýza pomocí chromatografických dat a metody rovnovážného kritéria pro hodnocení koncentrací plynů ve vzorcích oleje a plynu.

Tabulka 1 Chromatografický záznam izolačního oleje fáze B hlavního transformátoru č. 1 v podstanici Hexin (μL/L)

Tabulka 2 Chromatografický záznam plynu z plynového relé fáze B hlavního transformátoru č. 1 v podstanici Hexin (μL/L)

Podle Standardů kvality pracovních transformátorových olejů by měla být upozorněna pozornost, pokud kterákoli z následujících koncentrací rozpouštěných plynů v oleji 500 kV transformátorů překročí stanovené hodnoty: celkové uhlovodíky: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Acetylen (C₂H₂) byl detekován v transformátorovém oleji s koncentrací φ(C₂H₂) 12.13 μL/L, což představuje více než 12krát překročení prahové hodnoty. Na základě analýzy překročení složek [3] bylo předběžně určeno, že existuje vnitřní porucha v transformátoru.

Další analýza na základě charakteristických plynů ukázala vysokoodbornou výbojovou poruchu, protože φ(C₂H₂) je klíčovým ukazatelem rozlišujícím přehřívání od elektrického výboje. Pomocí IEC tří poměrů byly vypočteny poměry:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
což vedlo ke kódu 102. Toto vedlo k předběžnému závěru, že došlo k vysokoodbornému výboji (tj. oblouku) uvnitř transformátoru.

Pomocí metody rovnovážného kritéria [4] a složení plynu v plynovém relé byly vypočteny teoretické koncentrace v oleji na základě různých rozpustností plynů v oleji. Byl odvozen poměr αᵢ teoretické a naměřené koncentrace v oleji (viz Tabulka 2). Na základě zkušeností v terénu, za normálních podmínek, αᵢ hodnoty pro většinu složek padají do rozmezí 0.5–2. Nicméně, během náhlých poruch, charakteristické plyny obvykle ukazují αᵢ hodnoty výrazně vyšší než 2. V tomto případě všechny složky plynu v plynovém relé ukázaly αᵢ hodnoty výrazně vyšší než 2, což naznačuje náhlou vnitřní poruchu.

Výsledky elektrotechnických testů ukázaly, že odpor kontaktních částí podnapínacího přepínače, DC odpor cívek a maximální fázové rozdíly byly v přijatelných mezích. Únikové proudy mezi cívkami a k zemi, stejně jako jejich historické srovnání, neukázaly žádné nepředvídanosti. Parametry dielektrické ztráty a odpor izolace byly také normální. Tyto výsledky vyloučily celkové proniknutí vlhkosti, zásadní degradaci izolace nebo široce rozšířené defekty izolace, potvrzujíce, že hlavní izolační systém byl nedotčen.

Na základě komplexní analýzy výše uvedených výsledků bylo závěrem, že došlo k náhlé výbojové poruše uvnitř transformátoru. Koncentrace CO a CO₂ v oleji neukázaly výrazné zvýšení a i když celkové uhlovodíky stoupaly, dosud nepřekročily limity. To naznačuje, že rozsáhlé zapojení pevné izolace bylo nepravděpodobné. Nicméně, vzhledem k vysokým αᵢ hodnotám pro CO a celkové uhlovodíky, bylo podezření na náhlou výbojovou poruchu s lokálními poškozeními pevné izolace.

3 Vnitřní prohlídka a opravná opatření
Pro další určení základní příčiny byl transformátor vyčerpán a prohlédnut. Dva 35 kV hrbolky a vývod fáze B byly odstraněny pro prohlídku, což odhalilo, že vyrovnávací pás pro napětí na konečném tlakovém plechu cívky byl vyhořel. Po odsunutí víka nádrže bylo zjištěno, že izolační podpora horního tlakového plechu cívky byla poškozena v důsledku dlouhodobého mechanického zatěžování, což vedlo k dvoubodovému zazemlení. Toto vytvořilo cirkulační proud, vedoucí k výboji, který vyhořel vyrovnávací pás. Velký objem a vysoká rychlost produkce plynu vytvořily významný vnitřní tlak, což vedlo k trhlinám a závažným únikům oleje v obou 35 kV hrbolkách blízko místa výboje. Zjištění prohlídky byla plně v souladu s závěry vyplývajícími z chromatografické analýzy.

Opravná opatření:
• Nahrazení poškozených izolačních podporových součástí;
• Degazace a filtrace izolačního oleje;
• Návrat transformátoru do normálního provozu po úspěšném přijetí;
• Zlepšení operačního monitoringu a návrat k pravidelnému řízení pouze po potvrzení, že neexistují další problémy prostřednictvím kontinuálního sledování a analýzy.

4 Závěr
(1) Tato studie úspěšně použila plynovou chromatografii k diagnostice vnitřní výbojové poruchy fáze B hlavního transformátoru č. 1 v podstanici Hexin, poskytující cenné zkušenosti pro provoz a diagnostiku poruch velkých transformátorů.

(2) Když operuje plynové relé transformátoru, by měly být shromážděny vzorky oleje a plynu pro chromatografickou analýzu. Kombinací chromatografických výsledků, historických dat, metody rovnovážného kritéria a izolačních testů lze určit, zda je porucha vnitřní nebo související s pomocnými komponentami, a identifikovat povahu, umístění nebo specifickou komponentu. To umožňuje včasnou údržbu a zajišťuje bezpečnost zařízení.

(3) Chromatografická analýza izolačního oleje je jednou z nejefektivnějších opatření pro monitorování bezpečného provozu olejových elektrických zařízení. Pravidelná DGA umožňuje včasné detekování a kontinuální monitorování vnitřních poruch a jejich závažnosti. Pro zajištění bezpečného provozu velkých transformátorů a udržení informovanosti o jejich stavu by měla být plynová chromatografie prováděna v souladu se standardy energetického průmyslu a frekvence testování by měla být zvýšena, pokud je to nutné.