Kîfa Tixwazkirina Gazê Bîrkarî 500+ kV Transformereyên Serbiseke Deteke û Teşhîs Dikin [Case Study]

0 Parastîna
Analîza gazên veşte (DGA) di navîna şîn de yekîk testê bûyerî ye ji bo transformatorên elektrikî yên mezin yên bi navîn şîn. Bi karînîna kromatografîya gaz, dibe ku pêwist dikin vêşta an guherandina navîna şîn ên cihazên elektrikî yên bi navîn şîn, çavkanîna çewtên potensiyel wan heta dema herî din, sêwanîna têkiliyên serîlîz û qetevan û rastîn hatîne û naveroka çewtê. Kromatografîya gaz wekî yekîk metodê esasyê hatiye wergerandin ji bo monitorî û amana xebitandina cihazan, û hatiye veguhandin da ku were têkerandin ji bo standartên nasional û internasyonal [1,2].

1 Studiya Case
Transformatora Serîlî ya Yekem a Substation Hexin model A0A/UTH-26700 e, bi rêzikên berdara 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Li maye 1988 dagirrawe û li 30'ê reyê 1992'ê dest pêkir. Li 20'ê reyê 2006, sistema komputerî yên monitorî hatiye nîşan kirin "operasyonê zêdetirî li ser transformatora Serîlî ya Yekem." Barkirina li dema barkirina personeliya operasyonê, giryan û tevahî navîn şîn di fîlan Phase B'da di tarafê 35 kV de, li ser piramend û demên bushing, bi hejmarê gas di relayê gas de, li ser îrova ku dest pêkir dibike. Pêşîn wê vêgirî, testên elektrîkî yên rutîn û testên monitorî yên navîna şîn nayê nîşan bînin tiştî.

2 Analîza Kromatografîya Gaz û Teşhîsê Çewtê
Şîn û namûnên gas dikarin di dema dest pêkirina jêrîn ji bo testên kromatografî. Nîticeyên testê di tabloyên 1 û 2 de nîşan didin. Nîticeyên nîşan didin ku hejmarê gasên veşte di navîna transformatora û relayê gas de ne normal. Analîzê komberî bi karînîna datên kromatografî û metoda kriterîya equilibrium hatiye kirin ji bo evalûasyona hejmare gasên di navîn û namûnên gas de.

Tablo 1 Regîstarê Kromatografîya Navîna Şînê Phase B'ser Transformatora Serîlî ya Yekem a Substation Hexin (μL/L)

Tablo 2 Regîstarê Kromatografîya Gasê Relayê Gas a Phase B'ser Transformatora Serîlî ya Yekem a Substation Hexin (μL/L)

Li vir roja Standardên Cîzekî yên Navîna Şînê, divê li serî nehatiye ku hejmarê gasên veşte di navîna şînê 500 kV yên dilanîn biguhere ji nirxên çavkanî yên nîşan kirin: hidrokarbonên guher: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Acetylene (C₂H₂) hatiye nîşan kirin di navîna transformatora de bi koncentrasyonê φ(C₂H₂) 12.13 μL/L, ku dilanîn biguhere ji nîrvîna çavkanî yên nîşan kirin di vir 12 her. Li vir metoda analîzê çavkanî yên nîşan kirin [3], hatiye teşhîs kirin ku çewtê endîşî di navîna transformatora de hate niha.

Analîzê bikarîn li vir gasên binariyên nîşan kirin nîşan didin çewtê discharge me energy high, li vir φ(C₂H₂) yekîk indikator keyî ye ku distîngîşîn gihestandin ji electrical discharge. Bi karînîna metoda IEC three-ratio, ratiyên hesabkirin hatiye ku:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
ku hatiye derketin kodê 102. Ev hatiye derketin teşhîsên serîlî ku discharge me energy high (yani arcing) hatiye niha di navîna transformatora de.

Bi karînîna metoda kriterîya equilibrium [4] û taybetmendiyên gas a relayê gas, koncentrasyonên navîn nirxîn hatiye hesabkirin li vir solubilities yên din gasên di navîn de. Ratiyên αᵢ a koncentrasyonên nirxî yên navîn bi pergare tên navîn hatiye derketin (ji ber Tablo 2). Li vir tajribê yên field, li vir şertên normal, αᵢ values yên most components di navînên 0.5–2 de hate niha. Lakin, li vir çewtanên serîlî, gasên binariyên nîşan kirin dikarin αᵢ values dilanîn biguhere ji 2. Li vir vê case, hemû gas components a relayê gas hatiye αᵢ values dilanîn biguhere ji 2, ku nîşan didin çewtê serîlî.

Nîticeyên testên elektrîkî nîşan didin ku rezistanseya kontaktan a on-load tap changer, rezistanseya DC a winding, û fase differences maximum hatiye di navînên acceptable de. Currents a leakage di navînan û di navîna ground de, û history comparisons nayê nîşan bînin tiştî. Parameters a dielectric loss û insulation resistance hatiye normal. Ev nîticeyên hatiye rakirin moisture ingress, major insulation degradation, û widespread insulation defects, ku hatiye derketin ku main insulation system hatiye intact.

Li vir analîzê komberî a nîticeyên di vir, hatiye derketin ku çewtê arcing serîlî hatiye niha di navîna transformatora de. Koncentrasyonên CO û CO₂ di navîn de nayê nîşan bînin increase significant, û lê total hydrocarbon levels hatiye rising, nayê nîşan bînin exceed limits. Ev nîşan didin ku large-scale solid insulation involvement dilanîn biguhere. Lakin, li vir αᵢ values high a CO û total hydrocarbons, hatiye şûmal ku çewtê discharge serîlî dilanîn niha di navîna damage localized a solid insulation de.

3 Internal Inspection and Remedial Actions
Ji bo nîşan bînin root cause, transformatora hatiye dras û nîşan kirin. Du 35 kV bushings û riser a Phase B hatiye rakirin ji bo nîşan kirin, ku hatiye nîşan didin ku voltage-equalizing grounding strip a coil end pressure plate hatiye burn through. Li vir lifting tank cover, hatiye nîşan didin ku insulating support a upper yoke coil pressure plate hatiye damage ji bo long-term mechanical stress, ku hatiye nîşan didin ku two-point grounding. Ev hatiye create circulating current, leading to arcing that burned through the grounding strip. The large volume and high rate of gas generation created significant internal pressure, causing cracks and severe oil leakage in the two 35 kV bushings near the discharge point. The inspection findings were fully consistent with the conclusions drawn from chromatographic analysis.

Remedial Measures:
• Replace the damaged insulating support components;
• Perform degassing and filtration of the insulating oil;
• Return the transformer to normal operation after successful acceptance testing;
• Enhance operational monitoring, and resume regular management only after confirming no further issues through continuous tracking and analysis.

4 Conclusion
(1) This study successfully applied gas chromatography to diagnose an internal arcing fault in Phase B of the No. 1 main transformer at Hexin Substation, providing valuable experience for the operation and fault diagnosis of large power transformers.

(2) When a transformer gas relay operates, oil and gas samples should be collected for chromatographic analysis. By combining chromatographic results, historical data, the equilibrium criterion method, and insulation tests, it is possible to determine whether the fault is internal or related to auxiliary components, and to identify the nature, location, or specific component involved. This enables timely maintenance and ensures equipment safety.

(3) Insulating oil chromatographic analysis is one of the most effective measures for monitoring the safe operation of oil-filled electrical equipment. Regular DGA allows for early detection and continuous monitoring of internal faults and their severity. To ensure the safe operation of large transformers and maintain awareness of their health status, gas chromatography should be performed in accordance with power industry standards, and the testing frequency should be increased when necessary.