Как газна хроматографија детектира и дијагностицира повреди на трансформаторите од 500+ кВ [Студија на случај]

0 Вовед
Анализот на растворените гаси (DGA) во изолативната масло е важен тест за големите трансформатори со масло. Со користење на гасна хроматографија, е можно да се детектира своевремено стареењето или промените во внатрешното изолативно масло на електричката опрема пополнета со масло, да се идентификуваат потенцијални грешки како што се прекумерување или електрични разарежувања во рана фаза, и точно да се оценуваат тешкотијата, типот и трендот на развој на грешката. Гасната хроматографија станала есенцијална метода за мониторинг и осигурување на безбедна и стабилна работа на опремата, и била ја вклучена во односни меѓународни и домашни стандарди [1,2].

1 Студија на случај
Главниот трансформатор број 1 во подстанцијата Хексин е модел A0A/UTH-26700, со напонска конфигурација 525/√3 / 230/√3 / 35 кВ. Изработен е во мај 1988 година и вработен на 30 јуни 1992 година. На 20 септември 2006 година, компјутерскиот систем за мониторинг покажа „лесна операција на гасен релеј на главниот трансформатор број 1“. Последната инспекција од страна на оперативните лица открила пукнувања и сериозна протечка на масло на оба крајниот цевчиња на Фаза B на страната од 35 кВ, заедно со присуство на гас во гасен релеј, што доведе до незадоцна барање за спрека. Пред тоа, рутинските електрични тестови и мониторинг на изолативното масло не покажале никакви аномалии.

2 Анализа со гасна хроматографија и дијагностика на грешките
Уште по спреката, беа збранети узорци на масло и гас за хроматографски тестови. Резултатите од тестовите се прикажани во Табели 1 и 2. Резултатите указале на аномални концентрации на растворени гаси во маслото на трансформаторот и во гасен релеј. Комплексна анализа беше изведена со користење на хроматографски податоци и методот на равновесен критериум за оценка на концентрациите на гаси во узорците од масло и гас.

Табела 1 Хроматографски запис на изолативното масло од Фаза B на главниот трансформатор број 1 во подстанцијата Хексин (μL/L)

Табела 2 Хроматографски запис на гас од гасен релеј на Фаза B на главниот трансформатор број 1 во подстанцијата Хексин (μL/L)

Според стандардите за квалитет на масло на трансформатори во употреба, треба да се обиди внимание кога било која од следните концентрации на растворени гаси во маслото на трансформаторите од 500 кВ надмине специфицираните вредности: тотални хидрокарбуни: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Етен (C₂H₂) беше детектиран во маслото на трансформаторот со концентрација φ(C₂H₂) од 12.13 μL/L, што надминува порок за внимание повеќе од 12 пати. Базирано на методот за анализа на прекумерување на компоненти [3], претходно се одреди дека постои внатрешна грешка во трансформаторот.

Додатна анализа базирана на карактеристични гаси указа на грешка со висока енергија, бидејќи φ(C₂H₂) е клучен показател за разликување помеѓу прекумерување и електрични разарежувања. Со користење на методот на три IEC количински односи, пресметаните односи беа:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
што доведе до код 102. Ова доведе до претходен заклучок дека се случило разарежување со висока енергија (т.е. дуг).

Со користење на методот на равновесен критериум [4] и составот на гасот во гасен релеј, теоретските концентрации на масло беа пресметани на основа на различните растворливости на гасите во масло. Односот αᵢ на теоретските и мерените концентрации во масло беше изведен (видете Табела 2). Според полевиот искуство, при нормални услови, вредностите на αᵢ за повеќето компоненти се наоѓаат во опсегот од 0.5–2. Меѓутоа, при изневидени грешки, карактеристичните гаси обично покажуваат вредности на αᵢ значително повеќе од 2. Во овој случај, сите компоненти на гасот во гасен релеј покажаа вредности на αᵢ многу повеќе од 2, што указува на изневидена внатрешна грешка.

Резултатите од електричните тестови покажаа дека отпорите на контакти на регулирачкиот механизам, DC отпорите на виткањата и максималните фазни разлики се наоѓаат во прифатливите лимити. Протечките помеѓу виткањата и до земјата, како и историските сравнении, не покажаа никакви аномалии. Параметрите за диелектрична загуба и изолативен отпор исто така беа нормални. Овие резултати изключија целостно проникнување на влага, големо стареење на изолацијата или широки дефекти на изолацијата, потврдувајќи дека главниот систем за изолација е целостен.

На основа на комплексна анализа на горенаведените резултати, се заклучи дека се случило изневидено разарежување во внатрешноста на трансформаторот. Концентрациите на CO и CO₂ во маслото не покажаа значителни зголемувања, иако нивото на тоталните хидрокарбуни се зголемуваше, но все уште не надминуваа лимитите. Ова предложи дека голема уштеенка на тврда изолација е маловеројатна. Меѓутоа, поради високите вредности на αᵢ за CO и тоталните хидрокарбуни, постоела сумња за изневидено разарежување со локализирано повредување на тврдата изолација.

3 Внатрешна инспекција и мерки за исправување
За да се одреди корената причина, трансформаторот беше излегулен и инспициран. Две цевчиња од 35 кВ и ризница на Фаза B беа махнати за испитување, откривајќи дека јачестото за изедначување на напонот на крајот на виткањето беше изгорено. По вдигнување на капакот на резервоарот, беше откроено дека изолативната поддршка на горниот јачест за притисок на виткањето беше повредена поради долготраен механички стрес, што доведе до двојно земјиште. Ова создаде циркуларен ток, што доведе до разарежување и изгорување на јачестото за изедначување. Големата количина и брзината на генерирање на гас создадоа значителен внатрешен притисок, што доведе до пукнувања и сериозна протечка на маслото во две цевчиња од 35 кВ близу до точката на разарежување. Резултатите од инспекцијата беа потполно сагласни со заклучоците добиени од хроматографската анализа.

Мерки за исправување:
• Замена на повредените изолативни поддршечки компоненти;
• Изводење на дегазирање и филтрација на изолативното масло;
• враќање на трансформаторот во нормална работа по успешни тестови за прифатливост;
• Подобрување на оперативниот мониторинг, и вратување на редовна управа само после потврдување дека нема дополнителни проблеми преку непрекинато следење и анализа.

4 Заклучок
(1) Овој студија успешно примени гасна хроматографија за дијагностика на внатрешна грешка со разарежување во Фаза B на главниот трансформатор број 1 во подстанцијата Хексин, што дава вредна искуства за операцијата и дијагностика на грешки на големите трансформатори.

(2) Кога гасен релеј на трансформаторот работи, треба да се збере узорци на масло и гас за хроматографска анализа. Со комбинирање на резултатите од хроматографската анализа, историски податоци, методот на равновесен критериум и изолативни тестови, е можно да се одреди дали грешката е внатрешна или поврзана со помошни компоненти, и да се идентификува природата, локацијата или специфичниот компонент. Ова овозможува своевремено одржување и осигурува безбедност на опремата.

(3) Хроматографската анализа на изолативното масло е една од најефективните мерки за мониторинг на безбедната работа на електричката опрема пополнета со масло. Редовната DGA дозволува рано откривање и непрекинат мониторинг на внатрешни грешки и нивната тешкотија. За да се осигура безбедната работа на големите трансформатори и да се одржува свест за нивното состојба, треба да се изведе гасна хроматографија според стандардите на електричната индустрија, и да се зголеми фреквенцијата на тестовите кога е потребно.