Hvordan gaschromatografi opdager og diagnosticerer fejl i 500+ kV-transformatorer [Case Study]

0 Introduktion
Oplosning af gasanalyse (DGA) i isolerende olie er en vigtig test for store oliebærende krafttransformatorer. Ved at bruge gaschromatografi kan det være muligt at opdage aldring eller ændringer i den interne isolerende olie i oliebærende elektrisk udstyr på tid, identificere potentielle fejl som overophedning eller elektriske udslip i en tidlig fase, og præcist vurdere fejlens alvor, type og udviklingstendens. Gaschromatografi har blivet en væsentlig metode til overvågning og sikring af sikkert og stabilt drift af udstyr, og den er blevet indarbejdet i relevante internationale og nationale standarder [1,2].

1 Case Study
Hovedtransformator nr. 1 på Hexin Station er model A0A/UTH-26700, med et spændingskonfiguration på 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Den blev produceret i maj 1988 og kom i drift den 30. juni 1992. Den 20. september 2006 angav computerovervågningssystemet en "let gasrelæoperation på hovedtransformator nr. 1." Efterfølgende inspektion af driftspersonel viste sprækker og alvorlige olielekkager ved både begyndelsen og slutningen af faset B på 35 kV-siden, sammen med tilstedeværelse af gas i gasrelæet, hvilket førte til en øjeblikkelig anmodning om nedlukning. Før dette hændelse havde rutineelektriske tester og isolerende olieovervågnings tests ikke vist nogen afvigelse.

2 Gaschromatografi Analyse og Fejl Diagnose
Olie- og gasprøver blev samlet straks efter nedlukning til chromatografiske tests. Testresultaterne vises i tabeller 1 og 2. Resultaterne viste afvigende koncentrationer af oplost gasser både i transformatorolie og i gasrelæet. En omfattende analyse blev foretaget ved hjælp af chromatografiske data og ligevægtskriteriemetoden for at evaluere gaskoncentrationerne i olie- og gasprøver.

Tabell 1 Chromatografisk Optegnelse af Isolerende Olie fra Fase B af Hovedtransformator Nr. 1 på Hexin Station (μL/L)

Tabell 2 Chromatografisk Optegnelse af Gas fra Gasrelæet af Fase B af Hovedtransformator Nr. 1 på Hexin Station (μL/L)

Ifølge Kvalitetsstandarder for Transformerolie i Drift, bør der tages højde for, når enhver af følgende løselige gaskoncentrationer i olie af 500 kV-transformatorer overstiger de specificerede værdier: total hydrokarboner: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Acetylen (C₂H₂) blev fundet i transformatorolien med en koncentration φ(C₂H₂) på 12.13 μL/L, hvilket overstiger opmærksomhedstrærskelen mere end 12 gange. Baseret på komponentoverskridelsesanalysemetoden [3], blev det præliminært fastsat, at der var en intern fejl i transformatoren.

Yderligere analyse baseret på karakteristiske gasser indikerede en højenergiudslipfejl, da φ(C₂H₂) er en nøgleindikator for at skelne mellem overophedning og elektrisk udslip. Ved hjælp af IEC tre-ratiometoden blev beregnede forhold:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
hvilket resulterede i en kode på 102. Dette førte til den præliminære konklusion, at der var sket et højenergiudslip (dvs. bule) indeni transformatoren.

Ved hjælp af ligevægtskriteriemetoden [4] og gaskompositionen i gasrelæet blev teoretiske oliekoncentrationer beregnet baseret på de forskellige opløseligheder af gasser i olie. Forholdet αᵢ mellem teoretiske og målte koncentrationer i olie blev afledt (se tabel 2). Baseret på feltoplevelser ligger αᵢ-værdier for de fleste komponenter under normale forhold inden for intervallet 0.5–2. Under pludselige fejl viser karakteristiske gasser typisk αᵢ-værdier, der er betydeligt større end 2. I dette tilfælde viste alle gaskomponenter i gasrelæet αᵢ-værdier, der var meget større end 2, hvilket indikerer en pludselig intern fejl.

Elektriske testresultater viste, at kontaktresistancerne i lastafhængige tap-changere, vindings DC-resistancer og maksimale faseforskelle var inden for acceptable grænser. Lækstrømme mellem vindinger og til jord, samt deres historiske sammenligninger, viste ingen afvigelse. Dielektriske tab og isolationsresistancer var også normale. Disse resultater udelukkede overordnet fugtindtrængen, betydelig isoleringsforringelse eller udbredte isolationsdefekter, hvilket bekræftede, at det primære isoleringssystem var intakt.

Baseret på en omfattende analyse af ovenstående resultater blev det konkluderet, at der var sket en pludselig bulefejl indeni transformatoren. Koncentrationerne af CO og CO₂ i olie viste ikke betydelige stigninger, og selvom totale hydrokarbonniveauer steg, havde de endnu ikke overskred grænser. Dette antydede, at stor skala involvering af solid isolering var usandsynligt. Imidlertid pga. de høje αᵢ-værdier for CO og totale hydrokarboner, var der mistanke om en pludselig udslipfejl, der involverede lokal skade på solid isolering.

3 Intern Inspektion og Korrektionsforanstaltninger
For at yderligere bestemme rodårsagen blev transformatoren tømt og inspiceret. De to 35 kV-bushinger og riser på fase B blev fjernet til undersøgelse, hvilket afslørede, at spændingsfordelingsjordningsstripen på spoleendepressplate var brændt igennem. Når tankloket blev løftet, fandtes det, at den isolerende støtte af den øvre yoke-spolepressplate var blevet skadet på grund af langvarig mekanisk stress, hvilket resulterede i en to-punkts-jordning. Dette skabte en cirkulerende strøm, der ledte til en bule, der brændte igennem jordningsstripen. Den store mængde og høje hastighed af gasgenerering skabte betydelig intern tryk, hvilket førte til sprækker og alvorlige olielekkager i de to 35 kV-bushingers nærhed ved udslipspunktet. Inspektionsfundene var fuldt ud overensstemmende med konklusionerne truffet fra chromatografisk analyse.

Korrektionsforanstaltninger:
• Erstat de skadede isolerende støttekomponenter;
• Udfør degassing og filtrering af isolerende olie;
• Returner transformatoren til normal drift efter vellykket godkendelsestest;
• Forbedr driftsmonitoring, og genoptag regulær forvaltning kun efter at have bekræftet, at der ikke er flere problemer gennem kontinuerlig sporing og analyse.

4 Konklusion
(1) Dette studie anvendte succesfuldt gaschromatografi til at diagnosticere en intern bulefejl i fase B af hovedtransformator nr. 1 på Hexin Station, hvilket giver værdifuld erfaring for drift og fejldiagnose af store krafttransformatorer.

(2) Når et transformer gasrelæ aktiveres, bør olie- og gasprøver indsamles til chromatografisk analyse. Ved at kombinere chromatografiske resultater, historiske data, ligevægtskriteriemetoden og isolations-tests, er det muligt at fastslå, om fejlen er intern eller relateret til hjælpekomponenter, og at identificere naturen, placeringen eller den specifikke komponent, der er involveret. Dette gør det muligt at udføre tidsbegrænset vedligeholdelse og sikre udstyrs sikkerhed.

(3) Isolerende olie chromatografisk analyse er en af de mest effektive foranstaltninger til overvågning af sikker drift af oliebærende elektrisk udstyr. Regelbundet DGA gør det muligt at opdage og kontinuerligt overvåge interne fejl og deres alvor. For at sikre sikker drift af store transformatorer og opretholde opmærksomhed på deres sundhedsstatus, bør gaschromatografi udføres i overensstemmelse med energibranchens standarder, og testfrekvensen bør øges, når det er nødvendigt.