Wie die Gaschromatographie 500+ kV-Transformatorenfehler erkennt und diagnostiziert [Fallstudie]

0 Einführung
Die Analyse der gelösten Gase (DGA) im Isolieröl ist ein entscheidender Test für große ölgefüllte Stromtransformer. Durch die Anwendung der Gaschromatographie ist es möglich, das Altern oder Veränderungen des internen Isolieröls in ölgefüllten elektrischen Geräten zeitnah zu erkennen, potenzielle Fehler wie Überhitzung oder elektrische Entladungen in einem frühen Stadium zu identifizieren und die Schwere, den Typ und die Entwicklungstendenz des Fehlers genau einzuschätzen. Die Gaschromatographie ist zu einem wesentlichen Verfahren zur Überwachung und Sicherstellung des sicheren und stabilen Betriebs von Geräten geworden und wurde in relevante internationale und nationale Standards [1,2] eingebunden.

1 Fallstudie
Der Haupttransformator Nr. 1 im Umspannwerk Hexin ist Modell A0A/UTH-26700 mit einer Spannungskonfiguration von 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Er wurde im Mai 1988 hergestellt und am 30. Juni 1992 in Betrieb genommen. Am 20. September 2006 zeigte das Computerüberwachungssystem eine "Leichte Gasrelaisoperation am Haupttransformator Nr. 1" an. Eine nachfolgende Inspektion durch das Betriebspersonal ergab Risse und starke Ölaustritte an beiden Anfangs- und Enddurchführern der Phase B auf der 35-kV-Seite sowie die Anwesenheit von Gas im Gasrelais, was zu einer sofortigen Abschaltanforderung führte. Vor diesem Vorfall hatten routinemäßige elektrische Tests und Isolierölüberwachungstests keine Auffälligkeiten gezeigt.

2 Gaschromatographische Analyse und Fehlerdiagnose
Sofort nach der Abschaltung wurden Öl- und Gasproben für chromatographische Tests entnommen. Die Testergebnisse sind in Tabellen 1 und 2 dargestellt. Die Ergebnisse wiesen abnorme Konzentrationen gelöster Gase sowohl im Transformatoröl als auch im Gasrelais aus. Es wurde eine umfassende Analyse unter Verwendung der chromatographischen Daten und der Gleichgewichtskriterienmethode durchgeführt, um die Gasgehalte in Öl- und Gasproben zu bewerten.

Tabelle 1 Chromatographischer Aufzeichnung des Isolieröls der Phase B des Haupttransformators Nr. 1 im Umspannwerk Hexin (μL/L)

Tabelle 2 Chromatographischer Aufzeichnung des Gases aus dem Gasrelais der Phase B des Haupttransformators Nr. 1 im Umspannwerk Hexin (μL/L)

Gemäß den Qualitätsstandards für Transformatoröl im Einsatz sollte darauf geachtet werden, wenn eine der folgenden Konzentrationen gelöster Gase im Öl von 500-kV-Transformern die angegebenen Werte überschreitet: Gesamthydrocarbone: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Acetylen (C₂H₂) wurde im Transformatoröl mit einer Konzentration φ(C₂H₂) von 12,13 μL/L detektiert, was den Aufmerksamkeitsschwellenwert mehr als zwölfmal übersteigt. Basierend auf der Komponentenüberschreitungsmethode [3] wurde vorläufig festgestellt, dass ein interner Fehler im Transformator bestand.

Weitere Analysen basierend auf charakteristischen Gasen deuteten auf einen hochenergetischen Entladungsfehler hin, da φ(C₂H₂) ein Schlüsselindikator ist, um Überhitzung von elektrischer Entladung zu unterscheiden. Mit der IEC-Dreiratiomethode wurden die berechneten Verhältnisse ermittelt:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1,2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0,56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6,6,
was zu einem Code von 102 führte. Dies führte zu der vorläufigen Schlussfolgerung, dass eine hochenergetische Entladung (d.h. Bogenbildung) innerhalb des Transformators aufgetreten war.

Mit der Gleichgewichtskriterienmethode [4] und der Gaszusammensetzung im Gasrelais wurden theoretische Ölgehalte basierend auf den unterschiedlichen Löslichkeiten der Gase im Öl berechnet. Das Verhältnis αᵢ der theoretischen zu den gemessenen Konzentrationen im Öl wurde abgeleitet (siehe Tabelle 2). Basierend auf Felderfahrungen liegen bei normalen Bedingungen die αᵢ-Werte für die meisten Komponenten im Bereich von 0,5–2. Bei plötzlichen Fehlern zeigen charakteristische Gase jedoch typischerweise αᵢ-Werte, die signifikant größer als 2 sind. In diesem Fall zeigten alle Gaskomponenten im Gasrelais αᵢ-Werte, die viel größer als 2 waren, was auf einen plötzlichen internen Fehler hindeutete.

Die Ergebnisse der elektrischen Tests zeigten, dass die Kontaktwiderstände des Unterlast-Schaltelements, die Wickel-Widerstände und die maximalen Phasendifferenzen alle innerhalb zulässiger Grenzen lagen. Leckströme zwischen den Wickeln und zur Erde sowie ihre historischen Vergleiche zeigten keine Auffälligkeiten. Die Dielektrikverluste und Isolationswiderstände waren ebenfalls normal. Diese Ergebnisse schlossen allgemeine Feuchtigkeitseinträge, schwere Isolierungsverschlechterungen oder weit verbreitete Isolationsdefekte aus und bestätigten, dass das Hauptisolierungssystem intakt war.

Basierend auf der umfassenden Analyse der obigen Ergebnisse wurde geschlossen, dass ein plötzlicher Bogenfehler innerhalb des Transformators aufgetreten war. Die Konzentrationen von CO und CO₂ im Öl zeigten keine signifikanten Zunahmen, und obwohl die Gesamthydrocarbonwerte stiegen, waren sie noch nicht überschritten. Dies deutete darauf hin, dass eine großflächige Beteiligung der festen Isolierung unwahrscheinlich war. Allerdings gab es aufgrund der hohen αᵢ-Werte für CO und Gesamthydrocarbone Verdacht auf einen plötzlichen Entladungsfehler, der lokale Schäden an der festen Isolierung verursacht hatte.

3 Innere Inspektion und Korrekturmaßnahmen
Zur weiteren Bestimmung der Ursache wurde der Transformator geleert und inspiziert. Die beiden 35-kV-Durchführer und der Steigleitungsaufbau der Phase B wurden entfernt und untersucht, wobei festgestellt wurde, dass der Spannungsausgleichs-Erdschirm auf der Spulenenddruckplatte durchgebrannt war. Beim Heben des Behälterdeckels wurde festgestellt, dass die isolierende Stütze der oberen Yoke-Spulen-Druckplatte aufgrund langfristiger mechanischer Belastung beschädigt war, was zu einer zweipunktigen Erdung führte. Dies schuf einen Kreisstrom, der zu einer Bogenbildung führte, die den Erdschirm durchbrannte. Der große Volumen und die hohe Rate der Gasbildung führten zu signifikantem internem Druck, was zu Rissen und schweren Ölausströmen in den beiden 35-kV-Durchführern in der Nähe des Entladungspunktes führte. Die Inspektionsbefunde waren vollständig mit den Schlussfolgerungen aus der chromatographischen Analyse übereinstimmend.

Korrekturmaßnahmen:
• Austausch der beschädigten isolierenden Stützkomponenten;
• Entgasung und Filtration des Isolieröls;
• Rückführung des Transformators in den normalen Betrieb nach erfolgreicher Abnahmeprüfung;
• Verbesserung der Betriebsüberwachung, und Fortsetzung der regulären Verwaltung erst nach Bestätigung, dass keine weiteren Probleme durch kontinuierliche Verfolgung und Analyse bestehen.

4 Schlussfolgerung
(1) Diese Studie wendete erfolgreich die Gaschromatographie an, um einen internen Bogenfehler in der Phase B des Haupttransformators Nr. 1 im Umspannwerk Hexin zu diagnostizieren, was wertvolle Erfahrungen für den Betrieb und die Fehlerdiagnose großer Stromtransformer bietet.

(2) Wenn ein Transformator-Gasrelais betätigt wird, sollten Öl- und Gasproben für eine chromatographische Analyse entnommen werden. Durch die Kombination der chromatographischen Ergebnisse, historischer Daten, der Gleichgewichtskriterienmethode und Isolationstests ist es möglich, festzustellen, ob der Fehler intern oder mit Hilfskomponenten verbunden ist, und den Natur, Ort oder spezifische beteiligte Komponenten zu identifizieren. Dies ermöglicht rechtzeitige Wartung und stellt die Gerätesicherheit sicher.

(3) Die chromatographische Analyse von Isolieröl ist eines der effektivsten Maßnahmen zur Überwachung des sicheren Betriebs von ölgefüllten elektrischen Geräten. Regelmäßige DGA ermöglichen die frühzeitige Erkennung und kontinuierliche Überwachung interner Fehler und ihrer Schwere. Um den sicheren Betrieb großer Transformator und die Bewusstheit ihres Gesundheitszustands zu gewährleisten, sollte die Gaschromatographie gemäß den Standards der Energiewirtschaft durchgeführt werden, und die Testfrequenz sollte bei Bedarf erhöht werden.