Kako hromatografija plinov zaznava in diagnozira napake v transformatorjih na 500+ kV [Primer študije]

0 Uvod
Različica plinov v izolacijskem olju je ključen test za velike oljnepohanjene električne transformatorje. Z uporabo plinske kromatografije je mogoče odkriti starenje ali spremembe notranjega izolacijskega olja v oljnepohanjeno električno opremo, zgodnje identificirati morebitne napake, kot so preseganje temperature ali električni razpadi, in natančno oceniti težavnost, vrsto in trend razvoja napake. Plinska kromatografija se je postavila za bistveno metodo za spremljanje in zagotavljanje varne in stabilne delovanje opreme ter je bila vključena v povezane mednarodne in domače standarde [1,2].

1 Primer študije
Glavni transformator številka 1 na podstanici Hexin je model A0A/UTH-26700 s napetostno konfiguracijo 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Izdelan je bil v maju 1988 in vpeljan v uporabo 30. junija 1992. 20. septembra 2006 je računalniški nadzorski sistem pokazal "dejavnost svetloga plinskog relaja na glavnem transformatorju številka 1." Nato je operativni osebje ugotovilo praznine in hudo utrjevanje olja na obema stranema faza B na strani 35 kV, skupaj s prisotnostjo plina v plinskom relaju, kar je povzročilo takojšnje zahtevek za ustavitev. Pred tem incidentom so redni električni testi in testiranje izolacijskega olja ne pokazali nobenih nenormalnosti.

2 Analiza z plinsko kromatografijo in diagnoza napak
Vzorci olja in plina so bili takoj po ustavitvi zbrani za kromatografsko preizkušanje. Rezultati so prikazani v Tabelah 1 in 2. Rezultati so pokazali nenormalne koncentracije raztopljenih plinov tako v transformatorjem olju kot tudi v plinskom relaju. Sproščljiva analiza je bila opravljena z uporabo kromatografskih podatkov in metode ravnotežja, da bi se ocenile koncentracije plinov v vzorcih olja in plina.

Tabela 1 Kromatografski zapis izolacijskega olja faze B glavnega transformatorja številka 1 na podstanici Hexin (μL/L)

Tabela 2 Kromatografski zapis plina iz plinskega relaja faze B glavnega transformatorja številka 1 na podstanici Hexin (μL/L)

Glede na Standard kakovosti transformatorskega olja v uporabi, je potrebno pozornost posvetiti, če katera od naslednjih koncentracij raztopljenih plinov v olju 500 kV transformatorjev preseže določene vrednosti: celotni uhlovodiki: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. V transformatorskem olju je bil odkrit eten (C₂H₂) s koncentracijo φ(C₂H₂) 12,13 μL/L, kar je preseglo mejo pozornosti več kot 12-krat. Na podlagi metode analize preseženih komponent [3] je bilo predvideno, da obstaja notranja napaka v transformatorju.

Nadaljnja analiza glede karakterističnih plinov je pokazala visokoenergijsko razpadežno napako, saj je φ(C₂H₂) ključni kazalec, ki ločuje preseganje temperature od električnega razpada. Z uporabo metode IEC tri-ratio so bile izračunate razmerje:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1,2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0,56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6,6,
kar je vodilo do kode 102. To je vodilo do predhodnega zaključka, da je v transformatorju nastala visokoenergijska razpadež (tj. luknja).

Z uporabo metode ravnotežja [4] in sestave plinov v plinskim relaju so bile izračunane teoretične koncentracije v olju na podlagi različnih rastvornosti plinov v olju. Izveden je bil koeficient αᵢ teoretične do izmerjene koncentracije v olju (glej Tabelo 2). Na podlagi izkušenj na terenu so v normalnih pogojih vrednosti αᵢ za večino komponent padale v območje 0,5–2. Vendar pa ob naglehnih napakah tipično karakteristični plini kažejo vrednosti αᵢ, ki so znatno večje od 2. V tem primeru so vse komponente plinov v plinskom relaju pokazale vrednosti αᵢ, ki so bile mnogo večje od 2, kar je ukazovalo na naglehno notranjo napako.

Rezultati električnih testov so pokazali, da so odpornosti kontaktov načrtovnikov, valovne DC odpornosti in največji fazni razliki ležale znotraj sprejemljivih mej. Toki utrjevanja med valovi in do zemlje, kot tudi njihove zgodovinske primerjave, niso pokazali nobenih nenormalnosti. Parametri dielektrične izgube in izolacijske odpornosti so bili tudi normalni. Ti rezultati so izključili splošno vlaganje, veliko degradacijo izolacije ali široko porazdeljene izolacijske defekte, kar je potrdilo, da je glavni izolacijski sistem ostal nedotaknjen.

Na podlagi celovite analize zgornjih rezultatov je bilo sklepno, da je v notranjosti transformatorja nastala naglehna luknja. Koncentracije CO in CO₂ v olju niso pokazale znatnega povečanja, in čeprav so se celotni uhlovodiki povečevali, še niso presegli mej. To je nakazovalo, da je velika stopnja vključitve trdne izolacije verjetno ni bila. Vendar pa zaradi visokih vrednosti αᵢ za CO in celotne uhlovodike, je bila sumljiva naglehna razpadežna napaka, ki je vključevala lokalno poškodbo trdne izolacije.

3 Notranje pregled in popravni ukrepi
Za nadaljnje določanje osnovnega vzroka je bil transformator izčrpan in pregledan. Dva 35 kV napajalca in riser na fazi B so bili odstranjeni za preverjanje, pri čemer je bilo odkrito, da je enačilna napajalna plošča na krajišču bobina bila izgorjena. Po dvigu pokrova je bilo odkrito, da je bila izolacijska podpora zgornje yoke bobina poškodovana zaradi dolgoročnega mehanskega stresa, kar je povzročilo dvotačkovno zemljitev. To je ustvarilo cirkulirajoč tok, kar je vodilo do luknje, ki je izgorjela enačilno napajalno ploščo. Velika količina in hitrost nastanka plinov sta ustvarila znatno notranji tlak, kar je povzročilo praznine in hudo utrjevanje olja v dveh 35 kV napajalcu blizu točke razpadeža. Pregledni ugotovitve so bili popolnoma usklajeni z zaključki, pridobljenimi s kromatografsko analizo.

Popravni ukrepi:
• Nadomestite poškodovane izolacijske podporne komponente;
• Izvedite degaziranje in filtriranje izolacijskega olja;
• Vrnite transformator v normalno delovanje po uspešnem sprejemskemu testiranju;
• Okrepiti operativni nadzor in nadaljevati regularno upravljanje le po potrditvi, da ni dodatnih težav preko zveznega sledenja in analize.

4 Zaključek
(1) Ta študija je uspešno uporabila plinsko kromatografijo za diagnozo notranje luknje v fazi B glavnega transformatorja številka 1 na podstanici Hexin, kar je prineslo dragocene izkušnje za delovanje in diagnozo napak velikih električnih transformatorjev.

(2) Ko plinski relaj transformatorja deluje, morajo biti vzorci olja in plina zbrani za kromatografsko analizo. Z združevanjem kromatografskih rezultatov, zgodovinskih podatkov, metode ravnotežja in testov izolacije, je mogoče določiti, ali je napaka notranja ali povezana z pomočnimi komponentami, in identificirati naravo, lokacijo ali specifično komponento, ki je vključena. To omogoča pravočasno vzdrževanje in zagotavljanje varnosti opreme.

(3) Kromatografska analiza izolacijskega olja je eden najboljših ukrepov za spremljanje varnega delovanja oljnepohanjene električne opreme. Redna DGA omogoča zgodnje zaznavanje in zvezno spremljanje notranjih napak in njihove težavnosti. Za zagotavljanje varnega delovanja velikih transformatorjev in ohranjanje zavedanja o njihovem stanju zdravja, mora biti plinska kromatografija izvedena v skladu s standardi elektroenergetske industrije, in frekvencija testiranja mora biti povečana, kadar je potrebno.