Hvordan gasskromatografi oppdager og diagnoser feil i 500+ kV-transformatorer [Case Study]

0 Introduksjon
Analysen av løste gasser (DGA) i isolerende olje er en viktig prøve for store oljebeholdte krafttransformatorer. Ved å bruke gasskromatografi, er det mulig å på tidspunkt oppdage aldring eller endringer i den interne isoleringsoljen av oljefylt elektrisk utstyr, identifisere potensielle feil som overvarming eller elektriske utslipp på et tidlig stadium, og nøyaktig vurdere feilens alvorlighetsgrad, type og utviklingstendens. Gasskromatografi har blitt en essensiell metode for overvåking og sikring av trygg og stabil drift av utstyr, og den er inkludert i relevante internasjonale og nasjonale standarder [1,2].

1 Case Study
Hovedtransformator nr. 1 ved Hexin Understasjon er modell A0A/UTH-26700, med en spenningskonfigurasjon på 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Den ble produsert i mai 1988 og tatt i bruk den 30. juni 1992. Den 20. september 2006 indikerte datamonitoreringssystemet en "lys gassreleoperasjon på hovedtransformator nr. 1". Etterfølgende inspeksjon av driftspersonell avdekket sprukker og alvorlig oljelekasje både ved start- og sluttkoppene til fase B på 35 kV-siden, sammen med tilstedeværelse av gass i gassrelen, noe som førte til umiddelbar forespørsel om nedstengning. Før denne hendelsen hadde rutineelektriske tester og insulasjonsoljeovervåkningstester ikke vist noen unormaliteter.

2 Gasskromatografianalyse og feildiagnose
Olje- og gassprøver ble samlet inn umiddelbart etter nedstengningen for kromatografiske tester. Testresultatene er vist i tabeller 1 og 2. Resultatene indikerte unormale konzentrasjoner av løste gasser både i transformatoroljen og i gassrelen. En helhetlig analyse ble utført ved hjelp av kromatografiske data og likevektskriteriemetoden for å evaluere gaskonsentrasjonene i olje- og gassprøver.

Tabell 1 Kromatografisk post fra fase B av hovedtransformator nr. 1 ved Hexin Understasjon (μL/L)

Tabell 2 Kromatografisk post fra gass i gassrelen for fase B av hovedtransformator nr. 1 ved Hexin Understasjon (μL/L)

Ifølge Kvalitetsstandarder for transformerolje i bruk, bør oppmerksomhet være når noen av følgende løste gaskonsentrasjoner i oljen av 500 kV-transformatorer overskrider de angitte verdiene: totale hydrokarboner: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Aketylen (C₂H₂) ble funnet i transformatoroljen med en konsentrasjon φ(C₂H₂) på 12.13 μL/L, som overskrider oppmerksomhetsgrensen mer enn 12 ganger. Basert på komponentoverskridelsesanalysemetoden [3], ble det foreløpig fastsatt at det eksisterer en intern feil i transformatoren.

Videre analyse basert på karakteristiske gasser indikerte en høyenergiutslippsfeil, da φ(C₂H₂) er et nøkkelenhet for å skille mellom overvarming og elektrisk utslipp. Ved å bruke IEC tre-ratiometoden, ble beregnede forhold:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
som resulterte i en kode på 102. Dette ledet til en foreløpig konklusjon om at det hadde skjedd en høyenergiutslipp (altså bue) inne i transformatoren.

Ved å bruke likevektskriteriemetoden [4] og gassammensetningen i gassrelen, ble teoretiske oljekonsentrasjoner beregnet basert på forskjellige løseligheter av gasser i olje. Forholdet αᵢ mellom teoretiske og målte konsentrasjoner i olje ble derivert (se tabell 2). Basert på felt erfaring, under normale forhold, faller αᵢ-verdier for de fleste komponenter innenfor området 0.5–2. Imidlertid, under plutselige feil, viser karakteristiske gasser typisk αᵢ-verdier betydelig større enn 2. I dette tilfellet viste alle gaskomponenter i gassrelen αᵢ-verdier mye større enn 2, noe som indikerte en plutselig intern feil.

Elektriske testresultater viste at kontaktmotstandene i lastbelasted tapendring, vindings DC-motstand, og maksimal faseforskjell, var alle innen akseptable grenser. Lekasjestrøm mellom vindinger og mot jord, samt deres historiske sammenligninger, viste ingen unormaliteter. Dielektisk tap og isolasjonsmotstand parametre var også normal. Disse resultata regnet ut generell fuktighet, store isolasjonsdegenerering, eller vidtgående isolasjonsdefekter, bekreftet at hovedisolasjonssystemet var intakt.

Basert på en helhetlig analyse av ovennevnte resultater, konkluderte man med at det hadde skjedd en plutselig buefeil inne i transformatoren. Koncentrasjonene av CO og CO₂ i oljen viste ikke betydelige økninger, og selv om totale hydrokarbonnivåer steg, hadde de ikke overskredet grenser. Dette antydde at stor skala fast isolasjon involvering var usannsynlig. Imidlertid, på grunn av høye αᵢ-verdier for CO og totale hydrokarboner, var det mistanke om en plutselig utslippfeil som involverte lokal skade på fast isolasjon.

3 Intern inspeksjon og rettelser
For å videre bestemme roten av årsaken, ble transformatoren tømt og inspisert. De to 35 kV-koppene og riseren på fase B ble fjernet for undersøkelse, og det ble avdekket at spenningjusterende jordstrengen på spoleendtrykkplaten var brukt igjennom. Når tankdeksel ble løftet, ble det funnet at isolerende støtte for den øvre yoke spoletrykkplaten var skadet på grunn av langvarig mekanisk stress, noe som førte til to-punkts-jording. Dette skapte en sirkulerende strøm, som førte til bue som brakte igjennom jordstrengen. Den store volumet og høye hastigheten av gassgenerering skapte betydelig intern trykk, som førte til sprukker og alvorlig oljelekasje i de to 35 kV-koppene nær utslippspunktet. Inspeksjonsfunnene var fullstendig i overensstemmelse med konklusjonene dratt fra kromatografisk analyse.

Rettelser:
• Erstatt de skadede isolerende støttekomponentene;
• Utfør degassing og filtrering av isoleringsoljen;
• Returner transformatoren til normal drift etter vellykket godkjenningsprøving;
• Forsterk driftsovervåking, og gjenoppta regulær forvaltning bare etter å ha bekreftet at det ikke er flere problemer gjennom kontinuerlig sporing og analyse.

4 Konklusjon
(1) Denne studien lyktes i å anvende gasskromatografi for å diagnostisere en intern buefeil i fase B av hovedtransformator nr. 1 ved Hexin Understasjon, noe som gir verdifulle erfaringer for drift og feildiagnose av store krafttransformatorer.

(2) Når en transformator gassrele opererer, bør olje- og gassprøver samles inn for kromatografisk analyse. Ved å kombinere kromatografiske resultater, historiske data, likevektskriteriemetoden, og isolasjonstester, er det mulig å bestemme om feilen er intern eller relatert til hjelpemidler, og å identifisere arten, plasseringen, eller den spesifikke komponenten involvert. Dette tillater tilbakeføring og sikrer utstyrs sikkerhet.

(3) Isoleringsolje kromatografisk analyse er en av de mest effektive tiltakene for overvåking av trygg drift av oljefylt elektrisk utstyr. Regelmessig DGA tillater tidlig oppdagelse og kontinuerlig overvåking av interne feil og deres alvorlighetsgrad. For å sikre trygg drift av store transformatorer og beholde kunnskap om deres helsestatus, bør gasskromatografi utføres i henhold til krafteindustri standarder, og testfrekvensen bør økes når det er nødvendig.