Как газовая хроматография обнаруживает и диагностирует неисправности трансформаторов 500+ кВ [Кейс-стади]

0 Введение
Анализ растворенных газов (DGA) в изоляционном масле является важным тестом для крупных маслонаполненных силовых трансформаторов. С помощью газовой хроматографии можно своевременно обнаруживать старение или изменения внутреннего изоляционного масла маслонаполненного электрооборудования, выявлять потенциальные неисправности, такие как перегрев или электрические разряды на ранней стадии, и точно оценивать степень, тип и тенденцию развития неисправности. Газовая хроматография стала необходимым методом для мониторинга и обеспечения безопасной и стабильной работы оборудования, и она была включена в соответствующие международные и национальные стандарты [1,2].

1 Описание случая
Главный трансформатор №1 подстанции Хэсин имеет модель A0A/UTH-26700 с напряжением 525/√3 / 230/√3 / 35 кВ. Он был изготовлен в мае 1988 года и введен в эксплуатацию 30 июня 1992 года. 20 сентября 2006 года компьютерная система мониторинга показала "работу легкого газового реле главного трансформатора №1". Последующий осмотр операционного персонала выявил трещины и серьезное утечку масла на обоих наконечниках фазы B на стороне 35 кВ, а также наличие газа в газовом реле, что привело к немедленному запросу на отключение. До этого инцидента, рутинные электрические испытания и мониторинг изоляционного масла не показывали никаких аномалий.

2 Анализ газовой хроматографией и диагностика неисправностей
Образцы масла и газа были собраны сразу после отключения для хроматографического анализа. Результаты тестов приведены в таблицах 1 и 2. Результаты показали аномальные концентрации растворенных газов как в масле трансформатора, так и в газовом реле. Комплексный анализ был проведен с использованием хроматографических данных и метода критерия равновесия для оценки концентраций газов в образцах масла и газа.

Таблица 1 Хроматографическая запись изоляционного масла фазы B главного трансформатора №1 подстанции Хэсин (мкЛ/Л)

Таблица 2 Хроматографическая запись газа из газового реле фазы B главного трансформатора №1 подстанции Хэсин (мкЛ/Л)

Согласно стандартам качества масла трансформаторов в эксплуатации, следует обратить внимание, если любая из следующих концентраций растворенных газов в масле трансформаторов 500 кВ превышает указанные значения: общее количество углеводородов: 150 мкЛ/Л; H₂: 150 мкЛ/Л; C₂H₂: 1 мкЛ/Л. В масле трансформатора было обнаружено ацетилен (C₂H₂) с концентрацией φ(C₂H₂) 12,13 мкЛ/Л, что превышает порог внимания более чем в 12 раз. На основе метода анализа превышения компонентов [3] было предварительно определено, что существует внутренняя неисправность в трансформаторе.

Дальнейший анализ на основе характерных газов указал на высокотемпературную разрядную неисправность, поскольку φ(C₂H₂) является ключевым показателем, различающим перегрев от электрического разряда. Используя метод трех отношений МЭК, были рассчитаны следующие отношения:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1,2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0,56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6,6,
что привело к коду 102. Это привело к предварительному выводу, что произошел высокотемпературный разряд (то есть дуга) внутри трансформатора.

Используя метод критерия равновесия [4] и состав газа в газовом реле, были рассчитаны теоретические концентрации масла на основе различных растворимостей газов в масле. Было получено соотношение αᵢ теоретической и измеренной концентраций в масле (см. таблицу 2). На основе полевых данных при нормальных условиях значения αᵢ для большинства компонентов находятся в диапазоне от 0,5 до 2. Однако при внезапных неисправностях характерные газы обычно показывают значения αᵢ значительно превышающие 2. В данном случае все компоненты газа в газовом реле показали значения αᵢ значительно превышающие 2, что указывает на внезапную внутреннюю неисправность.

Результаты электрических испытаний показали, что сопротивления контактов регулятора напряжения, сопротивления обмоток постоянному току и максимальные фазовые различия находились в допустимых пределах. Утечки тока между обмотками и на землю, а также их историческое сравнение, не показали никаких аномалий. Параметры диэлектрических потерь и сопротивления изоляции также были нормальными. Эти результаты исключили общее проникновение влаги, значительное ухудшение изоляции или широкое распространение дефектов изоляции, подтверждая, что основная система изоляции была целостной.

На основе комплексного анализа вышеуказанных результатов был сделан вывод, что произошла внезапная дуговая неисправность внутри трансформатора. Концентрации CO и CO₂ в масле не показали значительного увеличения, и хотя общее количество углеводородов росло, они еще не превысили предельные значения. Это указывает на то, что大规模的固体绝缘受潮或损坏的可能性较小。然而，由于CO和总烃的αᵢ值较高，怀疑存在局部固体绝缘损伤的突发放电故障。 **3 内部检查与整改措施** 为进一步确定根本原因，对变压器进行了排油检查。拆除了B相的两个35kV套管和升高座进行检查，发现线圈端压板上的均压接地片已被烧穿。打开油箱盖后，发现上轭线圈压板的绝缘支撑件因长期机械应力而损坏，导致两点接地，形成了环流，引发弧光烧穿了接地片。大量且快速的气体生成造成了内部压力显著增加，导致靠近放电点的两个35kV套管出现裂缝和严重漏油。检查结果完全符合色谱分析得出的结论。 **整改措施：** • 更换损坏的绝缘支撑件； • 对绝缘油进行脱气和过滤处理； • 在验收测试成功后恢复变压器正常运行； • 加强运行监控，在连续跟踪和分析确认无进一步问题后恢复正常管理。 **4 结论** (1) 本研究成功应用气相色谱法诊断了合心变电站1号主变压器B相内部的弧光故障，为大型电力变压器的运行和故障诊断提供了宝贵经验。 (2) 当变压器气体继电器动作时，应收集油样和气样进行色谱分析。通过结合色谱结果、历史数据、平衡判据方法和绝缘试验，可以判断故障是内部还是辅助部件相关，并确定故障性质、位置或具体组件。这有助于及时维护并确保设备安全。 (3) 绝缘油色谱分析是监测油浸电气设备安全运行最有效的措施之一。定期进行DGA可以早期检测并持续监控内部故障及其严重程度。为了确保大型变压器的安全运行并了解其健康状况，应按照电力行业标准进行气相色谱分析，并在必要时增加测试频率。