چگونه کروماتوگرافی گازی نقص و تشخیص ایرادات ترانسفورماتور ۵۰۰+ کیلوولت را انجام می‌دهد [مطالعه موردی]

۰ مقدمه
تجزیه گازهای محلول در روغن عایقی، آزمون حیاتی برای ترانسفورماتورهای قدرت بزرگ نیم‌رسانا است. با استفاده از کروماتوگرافی گازی می‌توان به موقع سیر پیری یا تغییرات در روغن داخلی تجهیزات الکتریکی پر از روغن را شناسایی کرد، خطاها را مانند گرم شدن بیش از حد یا جرقه‌های الکتریکی در مرحله اولیه تشخیص داد و به طور دقیق شدت، نوع و روند تحول خطا را ارزیابی کرد. کروماتوگرافی گازی به روش ضروری برای نظارت و تضمین عملکرد ایمن و پایدار تجهیزات تبدیل شده و در استانداردهای مرتبط بین‌المللی و داخلی [1,2] مندرج شده است.

۱ مطالعه موردی
ترانسفورماتور اصلی شماره ۱ در زیرстанسیون هکسین، مدل A0A/UTH-26700 است با تنظیم ولتاژ ۵۲۵/√۳ / ۲۳۰/√۳ / ۳۵ kV. این ترانسفورماتور در ماه مه ۱۹۸۸ ساخته شده و در ۳۰ ژوئن ۱۹۹۲ به بهره‌برداری رسید. در ۲۰ سپتامبر ۲۰۰۶، سیستم نظارت کامپیوتری نشان داد "عملکرد رله گاز کم وزن در ترانسفورماتور اصلی شماره ۱." بررسی بعدی توسط کارکنان عملیاتی نشان داد که در دو بوشینگ ابتدایی و پایانی فاز B در سمت ۳۵ kV ترک و لکه‌های شدید روغن وجود دارد، همچنین گاز در رله گاز مشاهده شد، که باعث درخواست فوری توقف شد. قبل از این حادثه، آزمون‌های الکتریکی معمولی و آزمون‌های نظارت روغن عایقی نشان دهنده هیچ ناهماهنگی نبود.

۲ تجزیه گاز کروماتوگرافی و تشخیص خطا
نمونه‌های روغن و گاز فوراً پس از توقف جمع‌آوری شدند برای آزمون کروماتوگرافی. نتایج آزمون در جداول ۱ و ۲ نشان داده شده است. نتایج نشان داد که غلظت‌های غیرطبیعی گازهای محلول در هر دو روغن ترانسفورماتور و رله گاز وجود دارد. تجزیه و تحلیل جامع با استفاده از داده‌های کروماتوگرافی و روش معیار تعادل برای ارزیابی غلظت گازها در نمونه‌های روغن و گاز انجام شد.

جدول ۱ ضبط کروماتوگرافی روغن عایقی فاز B ترانسفورماتور اصلی شماره ۱ در زیرستانسیون هکسین (μL/L)

جدول ۲ ضبط کروماتوگرافی گاز از رله گاز فاز ب دستگاه ترانسفورماتور اصلی شماره ۱ در زیرстанسیون هکسین (میکرولیتر/لیتر)

بر اساس استانداردهای کیفیت روغن ترانسفورماتور در خدمت، باید دقت شود که هر گاه غلظت هر یک از گازهای محلول در روغن ترانسفورماتورهای ۵۰۰ کیلوولت زیر را فراتر از مقادیر مشخص شود: هیدروکربن‌های کل: ۱۵۰ میکرولیتر بر لیتر؛ H₂: ۱۵۰ میکرولیتر بر لیتر؛ C₂H₂: ۱ میکرولیتر بر لیتر. آستیلن (C₂H₂) با غلظت φ(C₂H₂) ۱۲.۱۳ میکرولیتر بر لیتر در روغن ترانسفورماتور شناسایی شد که بیش از ۱۲ برابر حد توجه را فراتر می‌گذراند. بر اساس روش تجزیه و تحلیل عبور از مولفه [۳]، ابتدا تشخیص داده شد که خطای داخلی در ترانسفورماتور وجود دارد.

تحلیل بیشتر بر اساس گازهای مشخصه نشان داد که خطای دیسچارژ با انرژی بالا است، زیرا φ(C₂H₂) شاخص کلیدی برای تمایز بین گرم شدن و دیسچارژ الکتریکی است. با استفاده از روش سه نسبت IEC، نسبت‌ها محاسبه شدند:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = ۱.۲،
• φ(CH₄)/φ(H₂) = ۰.۵۶،
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = ۶.۶،
که به کد ۱۰۲ منجر شد. این به این نتیجه اولیه رسید که دیسچارژ با انرژی بالا (یعنی آرکینگ) درون ترانسفورماتور رخ داده است.

با استفاده از روش معیار تعادل [۴] و ترکیب گازی در رله گاز، غلظت‌های نظری روغن بر اساس حل شدن متفاوت گازها در روغن محاسبه شد. نسبت αᵢ غلظت‌های نظری به اندازه‌گیری شده در روغن به دست آمد (به جدول ۲ مراجعه کنید). بر اساس تجربه میدانی، در شرایط طبیعی، مقادیر αᵢ برای بیشتر مولفه‌ها در محدوده ۰.۵-۲ قرار دارند. اما در زمان خطاهای ناگهانی، گازهای مشخصه معمولاً مقادیر αᵢ بسیار بیش از ۲ را نشان می‌دهند. در این مورد، تمام مولفه‌های گازی در رله گاز مقادیر αᵢ بسیار بیش از ۲ را نشان دادند که نشان‌دهنده خطای داخلی ناگهانی است.

نتایج آزمایش‌های الکتریکی نشان داد که مقاومت‌های تماس تغییر دهنده تپ چندریزه، مقاومت‌های مستقیم پیچه‌ها و اختلاف‌های فازی حداکثری همه در محدوده مجاز قرار داشتند. جریان‌های نشت بین پیچه‌ها و به زمین و مقایسه‌های تاریخی آنها هیچ ناهماهنگی نشان ندادند. پارامترهای ضریب خسارت الکتریکی و مقاومت عایقی نیز طبیعی بودند. این نتایج حذف کامل رطوبت‌رسانی کلی، تخریب عایق اصلی یا نقص‌های عایقی گسترده را تأیید کرد و اینکه سیستم عایقی اصلی کامل است.

بر اساس تحلیل جامع نتایج فوق، نتیجه گرفته شد که خطای آرکینگ ناگهانی درون ترانسفورماتور رخ داده است. غلظت‌های CO و CO₂ در روغن افزایش قابل توجهی نداشتند و با اینکه سطح هیدروکربن‌های کل در حال افزایش بود، هنوز حد مجاز را فراتر نگذشته بود. این نشان می‌دهد که درگیر شدن بزرگ مقیاس عایق‌های جامد احتمالاً رخ نداده است. اما به دلیل مقادیر αᵢ بالا برای CO و هیدروکربن‌های کل، شکی به وجود آمد که خطای دیسچارژ ناگهانی با تخریب محلی عایق‌های جامد رخ داده است.

۳ بازرسی داخلی و اقدامات ترمیمی
برای تعیین دقیق‌تر علت اصلی، ترانسفورماتور خالی شد و بازرسی شد. دو بوشینگ ۳۵ کیلوولت و ریسر فاز B جدا شدند و مورد بررسی قرار گرفتند که نشان داد که نوار زمین‌کشی تساوی ولتاژ روی صفحه فشار پایانه پیچه سوخته است. با بلند کردن پوشش ظرف، مشخص شد که پشتیبان عایقی صفحه فشار پیچه بالایی به دلیل تنش مکانیکی طولانی مدت آسیب دیده و دو نقطه زمین‌کشی ایجاد شده است. این باعث ایجاد جریان دورانی شد که منجر به آرکینگ و سوختن نوار زمین‌کشی شد. حجم بزرگ و نرخ بالای تولید گاز باعث ایجاد فشار داخلی قابل توجه شد که منجر به ترک و نشت شدید روغن در دو بوشینگ ۳۵ کیلوولت نزدیک به نقطه دیسچارژ شد. یافته‌های بازرسی کاملاً با نتایج به دست آمده از تجزیه کروماتوگرافی سازگار بود.

اقدامات ترمیمی:
• جایگزینی مولفه‌های پشتیبان عایقی آسیب دیده؛
• انجام عملیات خلاء و فیلتر کردن روغن عایقی؛
• بازگرداندن ترانسفورماتور به عملیات عادی پس از تست‌های موفقیت‌آمیز پذیرش؛
• افزایش نظارت عملیاتی و بازگشت به مدیریت منظم فقط پس از تأیید عدم وجود مشکلات بیشتر از طریق پیگیری و تحلیل مداوم.

۴ نتیجه‌گیری
(۱) این مطالعه با موفقیت از کروماتوگرافی گازی برای تشخیص خطای آرکینگ داخلی در فاز B ترانسفورماتور اصلی شماره ۱ ایستگاه تبدیل هکسین استفاده کرد و تجربه‌ای ارزشمند برای عملیات و تشخیص خطا در ترانسفورماتورهای بزرگ ارائه داد.

(۲) وقتی که رله گاز ترانسفورماتور عمل می‌کند، نمونه‌های روغن و گاز باید برای تجزیه کروماتوگرافی جمع‌آوری شوند. با ترکیب نتایج کروماتوگرافی، داده‌های تاریخی، روش معیار تعادل و آزمایش‌های عایقی، می‌توان تعیین کرد که آیا خطا داخلی است یا مرتبط با مولفه‌های کمکی و همچنین ماهیت، مکان یا مولفه خاص مربوطه را شناسایی کرد. این امکان تعمیرات به موقع و اطمینان از ایمنی تجهیزات را فراهم می‌کند.

(۳) تجزیه کروماتوگرافی روغن عایقی یکی از موثرترین اقدامات برای نظارت بر عملیات ایمن تجهیزات الکتریکی پر روغن است. DGA منظم امکان تشخیص زودهنگام و نظارت مداوم بر خطاهای داخلی و شدت آنها را فراهم می‌کند. برای اطمینان از عملیات ایمن ترانسفورماتورهای بزرگ و حفظ آگاهی از وضعیت سلامت آنها، باید کروماتوگرافی گازی طبق استانداردهای صنعت برق انجام شود و در صورت لزوم فرکانس آزمون افزایش یابد.