Paano Nakikita at Nagsasagawa ng Pagsusuri ang Gas Chromatography sa mga Sakit ng 500+ kV Transformer [Case Study]

0 Pagkakatawan
Ang analisis ng disolbong gas (DGA) sa insulating oil ay isang mahalagang pagsusuri para sa malalaking power transformers na may langis. Sa pamamagitan ng paggamit ng gas chromatography, maaari itong maagang detekto ang pagtanda o pagbabago sa panloob na insulating oil ng mga kagamitang elektrikal na puno ng langis, matukoy ang potensyal na mga kaputanan tulad ng sobrang init o electrical discharges, at masusing masukat ang grabe, uri, at trend ng pag-unlad ng kaputanan. Ang gas chromatography ay naging isang mahalagang paraan para sa pag-monitor at pagtiyak ng ligtas at matatag na operasyon ng mga kagamitan, at ito ay nailapat na sa mga internasyonal at lokal na pamantayan [1,2].

1 Kaso ng Pag-aaral
Ang No. 1 pangunahing transformer sa Hexin Substation ay modelo A0A/UTH-26700, na may voltage configuration na 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Ito ay gawa noong Mayo 1988 at inilunsad noong Hunyo 30, 1992. Noong Setyembre 20, 2006, ang computer monitoring system ay nagbalita ng "light gas relay operation sa No. 1 pangunahing transformer." Ang sumusunod na inspeksyon ng mga tauhan ng operasyon ay nagpakita ng mga cracks at seryosong paglabas ng langis sa parehong simula at dulo ng bushings ng Phase B sa 35 kV side, kasama ang presensya ng gas sa gas relay, na nagresulta sa agad na paghiling ng shutdown. Bago itong insidente, ang mga regular na electrical tests at insulating oil monitoring tests ay hindi nagpakita ng anumang abnormalidad.

2 Analisis ng Gas Chromatography at Pagtukoy ng Kaputanan
Mga sampol ng langis at gas ay kinuha agad pagkatapos ng shutdown para sa mga pagsusuri ng chromatography. Ang mga resulta ng pagsusuri ay ipinapakita sa Tables 1 at 2. Ang mga resulta ay nagpapakita ng abnormal na concentration ng disolbong gases sa parehong transformer oil at gas relay. Ang komprehensibong analisis ay isinagawa gamit ang mga data ng chromatography at ang equilibrium criterion method upang i-evaluate ang concentration ng gas sa mga sampol ng langis at gas.

Talaan 1 Tala ng Chromatographic ng Insulating Oil mula sa Phase B ng No. 1 Pangunahing Transformer sa Hexin Substation (μL/L)

Talaan 2 Tala ng Chromatographic ng Gas mula sa Gas Relay ng Phase B ng No. 1 Pangunahing Transformer sa Hexin Substation (μL/L)

Ayon sa Quality Standards for Transformer Oil in Service, dapat bigyan ng pansin kapag ang anumang concentration ng disolbong gas sa langis ng 500 kV transformers ay lumampas sa naka-specify na halaga: total hydrocarbons: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Ang acetylene (C₂H₂) ay natuklasan sa transformer oil na may concentration φ(C₂H₂) na 12.13 μL/L, na lumampas sa threshold ng attention ng higit sa 12 beses. Batay sa component exceedance analysis method [3], itinala na may internal fault ang transformer.

Ang karagdagang analisis batay sa characteristic gases ay nagpapakita ng high-energy discharge fault, dahil ang φ(C₂H₂) ay isang key indicator na nagsisilbing paghihiwalay ng overheating mula sa electrical discharge. Gamit ang IEC three-ratio method, ang nakalkulang ratios ay:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
na nagresulta sa code na 102. Ito ay nagbigay ng unang pagtatasa na may high-energy discharge (i.e., arcing) ang naganap sa loob ng transformer.

Gamit ang equilibrium criterion method [4] at ang gas composition sa gas relay, ang theoretical na concentrations ng langis ay inikot batay sa iba't ibang solubilities ng gases sa langis. Ang ratio αᵢ ng theoretical at measured concentrations sa langis ay nakuha (tingnan ang Talaan 2). Batay sa field experience, sa normal na kondisyon, ang αᵢ values para sa karamihan ng mga komponente ay nasa range ng 0.5–2. Gayunpaman, sa oras ng biglaang kaputanan, ang characteristic gases ay karaniwang nagpapakita ng αᵢ values na lubhang mas mataas sa 2. Sa kasong ito, lahat ng gas components sa gas relay ay nagpapakita ng αᵢ values na lubhang mas mataas sa 2, na nagpapahiwatig ng biglaang internal fault.

Ang mga resulta ng electrical test ay nagpapakita na ang on-load tap changer contact resistances, winding DC resistances, at maximum phase differences ay nasa acceptable limits. Ang leakage currents sa pagitan ng mga winding at ground, pati na rin ang kanilang historical comparisons, ay walang abnormalidad. Ang dielectric loss at insulation resistance parameters ay normal din. Ang mga resulta na ito ay nagalis ng posibilidad ng overall moisture ingress, major insulation degradation, o widespread insulation defects, na nagpapatunay na ang pangunahing insulation system ay buo.

Batay sa komprehensibong analisis ng mga resulta, itinala na may biglaang arcing fault ang naganap sa loob ng transformer. Ang concentrations ng CO at CO₂ sa langis ay hindi nagpakita ng significant increases, at bagama't ang total hydrocarbon levels ay umuusbong, hindi pa ito lumampas sa limits. Ito ay nagpapahiwatig na malamang na hindi malawak ang involvement ng solid insulation. Gayunpaman, dahil sa mataas na αᵢ values para sa CO at total hydrocarbons, may suspetsa ng biglaang discharge fault na may lokal na pinsala sa solid insulation.

3 Internal Inspection at Remedial Actions
Upang mas mapagtanto ang root cause, in-drain ang transformer at isinagawa ang inspeksyon. Ang dalawang 35 kV bushings at riser sa Phase B ay inalis para sa pagtingin, na nagpakita na ang voltage-equalizing grounding strip sa coil end pressure plate ay nasunog. Nang itaas ang tank cover, natuklasan na ang insulating support ng upper yoke coil pressure plate ay nasira dahil sa long-term mechanical stress, na nagresulta sa two-point grounding. Ito ay nag-create ng circulating current, na nagdulot ng arcing na nasunog ang grounding strip. Ang malaking volume at mataas na rate ng pagbuo ng gas ay nagresulta sa significant internal pressure, na nagdulot ng cracks at seryosong paglabas ng langis sa dalawang 35 kV bushings malapit sa discharge point. Ang mga natuklasan sa inspeksyon ay ganap na tumugon sa mga conclusion na nakuha mula sa chromatographic analysis.

Remedial Measures:
• Palitan ang mga nasirang insulating support components;
• Isagawa ang degassing at filtration ng insulating oil;
• Ibalik ang transformer sa normal na operasyon pagkatapos ng successful acceptance testing;
• Palakasin ang operational monitoring, at magpatuloy sa regular na management lamang pagkatapos ng confirmation na walang karagdagang isyu sa pamamagitan ng continuous tracking at analysis.

4 Conclusion
(1) Ang pag-aaral na ito ay matagumpay na gumamit ng gas chromatography upang tukuyin ang internal arcing fault sa Phase B ng No. 1 pangunahing transformer sa Hexin Substation, na nagbibigay ng mahalagang karanasan para sa operasyon at pagtukoy ng kaputanan ng malalaking power transformers.

(2) Kapag ang gas relay ng transformer ay nag-operate, dapat kunin ang mga sampol ng langis at gas para sa chromatographic analysis. Sa pamamagitan ng pag-combine ng mga resulta ng chromatography, historical data, equilibrium criterion method, at insulation tests, maaaring matukoy kung ang kaputanan ay internal o may kaugnayan sa auxiliary components, at matukoy ang natura, lokasyon, o tiyak na komponente na involved. Ito ay nagbibigay ng oportunidad para sa agad na maintenance at pagtiyak ng seguridad ng kagamitan.

(3) Ang insulating oil chromatographic analysis ay isa sa pinakaepektibong hakbang para sa pag-monitor ng ligtas na operasyon ng mga kagamitang elektrikal na puno ng langis. Ang regular na DGA ay nagbibigay ng maagang deteksyon at continuous monitoring ng mga internal faults at kanilang severity. Upang matiyak ang ligtas na operasyon ng malalaking transformers at mapanatili ang awareness ng kanilang kalusugan, dapat isagawa ang gas chromatography ayon sa mga pamantayan ng power industry, at ang frequency ng testing ay dapat palakihin kapag kinakailangan.