Jak chromatografia gazowa wykrywa i diagnozuje usterki w transformatorach 500+ kV [Przypadek praktyczny]

0 Wstęp
Analiza gazów rozpuszczonych (DGA) w oleju izolującym jest kluczowym testem dla dużych transformatorów mokrych. Dzięki zastosowaniu chromatografii gazowej możliwe jest odkrycie starzenia się lub zmian w oleju izolującym wypełnionego olejem sprzętu elektrycznego, identyfikacja potencjalnych uszkodzeń, takich jak przegrzewanie lub wyładowania elektryczne na wczesnym etapie, oraz dokładna ocena nasilenia, typu i trendu rozwoju uszkodzenia. Chromatografia gazowa stała się niezbędna metodą monitorowania i zapewniania bezpiecznej i stabilnej pracy sprzętu, została ona wprowadzona do odpowiednich międzynarodowych i krajowych standardów [1,2].

1 Studium przypadku
Główny transformator nr 1 w podstacji Hexin to model A0A/UTH-26700, z konfiguracją napięcia 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Wyprodukowany w maju 1988 roku, został uruchomiony 30 czerwca 1992 roku. 20 września 2006 roku system komputerowego monitorowania wskazał „działanie lekkiego relé gazu na głównym transformatorze nr 1”. Następne badanie przez personel eksploatacyjny ujawniło pęknięcia i poważne przecieki oleju na obu końcówkach fazy B strony 35 kV, obecność gazu w relé gazu, co skłoniło do natychmiastowego żądania wyłączenia. Przed tym incydentem rutynowe testy elektryczne i testy monitorowania oleju izolującego nie wykazały żadnych anomalii.

2 Analiza chromatograficzna gazów i diagnoza uszkodzeń
Po wyłączeniu natychmiast zebrane zostały próbki oleju i gazu do badań chromatograficznych. Wyniki badań są przedstawione w tabelach 1 i 2. Wyniki wskazały nietypowe stężenia rozpuszczonych gazów zarówno w oleju transformatora, jak i w relé gazu. Dokonano kompleksowej analizy za pomocą danych chromatograficznych i metody kryterium równowagi, aby ocenić stężenia gazów w próbkach oleju i gazu.

Tabela 1 Zapis chromatograficzny oleju izolującego fazy B głównego transformatora nr 1 w podstacji Hexin (μL/L)

Tabela 2 Zapis chromatograficzny gazu z relé gazu fazy B głównego transformatora nr 1 w podstacji Hexin (μL/L)

Zgodnie z Standardami jakości oleju transformatorowego w eksploatacji, należy zwrócić uwagę, gdy któreś z następujących stężeń gazów rozpuszczonych w oleju transformatorów 500 kV przekracza określone wartości: całkowite węglowodory: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. W oleju transformatora wykryto acetylen (C₂H₂) w stężeniu φ(C₂H₂) 12.13 μL/L, co przekracza próg uwagi ponad 12 razy. Na podstawie metody analizy przekroczenia składników [3] wstępnie ustalono, że istnieje wewnętrzne uszkodzenie w transformatorze.

Dalsza analiza na podstawie charakterystycznych gazów wskazała wysokowydajne wyładowanie, ponieważ φ(C₂H₂) jest kluczowym wskaźnikiem odróżniającym przegrzewanie od wyładowania elektrycznego. Używając metody trzech stosunków IEC, obliczone stosunki były:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
co dało kod 102. To doprowadziło do wstępnej wniosku, że doszło do wysokowydajnego wyładowania (tj. łuku) wewnątrz transformatora.

Używając metody kryterium równowagi [4] i składu gazu w relé gazu, obliczono teoretyczne stężenia w oleju na podstawie różnych rozpuszczalności gazów w oleju. Wyznaczono stosunek αᵢ teoretycznych do pomierzonych stężeń w oleju (patrz tabela 2). Na podstawie doświadczeń terenowych, w normalnych warunkach wartości αᵢ większości składników mieszczą się w zakresie 0.5–2. Jednak podczas nagłych uszkodzeń charakterystyczne gazy zwykle mają wartości αᵢ znacznie większe niż 2. W tym przypadku wszystkie składniki gazu w relé gazu miały wartości αᵢ znacznie większe niż 2, co wskazuje na nagłe wewnętrzne uszkodzenie.

Wyniki badań elektrycznych pokazały, że opór kontaktów przełącznika z obciążeniem, opór DC wirowany, oraz maksymalne różnice fazowe były w akceptowalnych granicach. Prądy przeciekowe między wirowaniami i do ziemi, a także ich porównania historyczne, nie wykazały anomalii. Parametry strat dielektrycznych i oporu izolacyjnego również były normalne. Te wyniki wykluczyły ogólną wilgotność, duże degradacje izolacji lub szeroko rozprzestrzenione defekty izolacji, potwierdzając, że główna system izolacyjny był nienaruszony.

Na podstawie kompleksowej analizy powyższych wyników, wnioskowano, że doszło do nagłego uszkodzenia łukowego wewnątrz transformatora. Stężenia CO i CO₂ w oleju nie wykazały znaczących wzrostów, a choć poziomy całkowitych węglowodorów rosły, nie przekroczyły jeszcze granic. To sugeruje, że duży udział stałej izolacji był mało prawdopodobny. Jednak ze względu na wysokie wartości αᵢ dla CO i całkowitych węglowodorów, podejrzewano nagłe uszkodzenie wyładowania obejmujące lokalne uszkodzenie stałej izolacji.

3 Wewnętrzna inspekcja i działania naprawcze
Aby dalej określić przyczynę, transformator został opróżniony i sprawdzony. Usunięto dwa bushingi 35 kV i podnośnik fazy B do badania, odkrywając, że pas równoważący napięcia na płytce ciśnienia zwinięcia został spalony. Po podniesieniu pokrywy zbiornika stwierdzono, że izolacja nośna górnej płytki ciśnienia zwinięcia była uszkodzona w wyniku długotrwałego obciążenia mechanicznego, prowadząc do dwupunktowego uziemienia. Spowodowało to obwód prądu krążącego, prowadzący do spalenia pasa uziemienia. Duża ilość i szybkość generowania gazu spowodowała znaczące ciśnienie wewnętrzne, powodując pęknięcia i poważne przecieki oleju w dwóch bushingach 35 kV w pobliżu miejsca wyładowania. Wyniki inspekcji były w pełni zgodne z wnioskami z analizy chromatograficznej.

Działania naprawcze:
• Zamiana uszkodzonych elementów izolacji;
• Odgazowanie i filtracja oleju izolującego;
• Powrót transformatora do normalnej pracy po udanym przyjęciu;
• Wzmocnienie monitoringu operacyjnego, a następnie powrót do regularnego zarządzania po potwierdzeniu braku dalszych problemów poprzez ciągłą śledzenie i analizę.

4 Podsumowanie
(1) Ta studia pomyślnie zastosowała chromatografię gazową do diagnozowania wewnętrznego uszkodzenia łukowego fazy B głównego transformatora nr 1 w podstacji Hexin, dostarczając cenne doświadczenie dla eksploatacji i diagnozowania uszkodzeń dużych transformatorów mocy.

(2) Gdy relé gazu transformatora działa, należy zebrać próbki oleju i gazu do analizy chromatograficznej. Łącząc wyniki chromatograficzne, dane historyczne, metodę kryterium równowagi i testy izolacji, można określić, czy uszkodzenie jest wewnętrzne lub związane z elementami pomocniczymi, a także zidentyfikować jego naturę, lokalizację lub konkretny element. To umożliwia oportunny remont i zapewnienie bezpieczeństwa sprzętu.

(3) Analiza chromatograficzna oleju izolującego jest jednym z najskuteczniejszych środków monitorowania bezpiecznej pracy sprzętu elektrycznego wypełnionego olejem. Regularna DGA pozwala na wczesne wykrywanie i ciągłe monitorowanie wewnętrznych uszkodzeń i ich nasilenia. Aby zapewnić bezpieczną pracę dużych transformatorów i utrzymać świadomość ich stanu zdrowotnego, chromatografia gazowa powinna być wykonana zgodnie ze standardami branży energetycznej, a częstotliwość testów powinna być zwiększana, gdy jest to konieczne.