Hur gaschromatografi upptäcker och diagnostiserar fel i 500+ kV-transformatorer [Fallstudie]

0 Introduktion
Gasanalys (DGA) i isolerande olja är en viktig test för stora oljebärande krafttransformatorer. Genom att använda gaschromatografi kan åldring eller förändringar i den interna isolerande oljan i oljefyllda elektriska utrustningar upptäckas i tid, potentiella fel som överhettning eller elektriska avläggningar identifieras i ett tidigt skede, samt felets allvarlighetsgrad, typ och utvecklingstrend fastställas korrekt. Gaschromatografi har blivit en nödvändig metod för övervakning och säkerställande av utrustningens säkra och stabila drift, och den har införlivats i relevanta internationella och nationella standarder [1,2].

1 Fallstudie
Huvudtransformator nummer 1 vid Hexin understation är modell A0A/UTH-26700, med spänningskonfiguration 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Den tillverkades i maj 1988 och kom i drift den 30 juni 1992. Den 20 september 2006 indikerade datorövervakningssystemet "ljus gasreläoperation på huvudtransformator nummer 1". Vidare inspektion av driftspersonal visade sprickor och allvarlig oljeläcka vid både början och slut av fassningsbushingar i fas B på 35 kV-sidan, tillsammans med närvaro av gas i gasrelén, vilket ledde till omedelbar begäran om avstängning. Innan detta incident, hade rutinmässiga elektriska tester och isolerande oljamonitoringstester inte visat några avvikelser.

2 Gaschromatografisk analys och felidentifiering
Olja- och gassamplar samlades in omedelbart efter avstängningen för chromatografiska tester. Testresultaten visas i tabeller 1 och 2. Resultaten indikerade ovanliga koncentrationer av lösta gaser i både transformatoroljan och gasrelén. En omfattande analys utfördes med hjälp av chromatografiska data och jämviktskriteriemetoden för att utvärdera gasernas koncentrationer i olja- och gassamplar.

Tabell 1 Chromatografisk post från Phase B av huvudtransformator nummer 1 vid Hexin understation (μL/L)

Tabell 2 Chromatografisk post från gasen i gasrelén av Phase B av huvudtransformator nummer 1 vid Hexin understation (μL/L)

Enligt Kvalitetsstandarder för transformerolja i drift, bör man vara uppmärksam när någon av följande lösda gaskoncentrationer i olja för 500 kV-transformatorer överskrider de angivna värdena: totala hydrokarboner: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Aketylen (C₂H₂) detekterades i transformatoroljan med en koncentration φ(C₂H₂) på 12.13 μL/L, vilket överskrider uppmärksamhetströskeln mer än 12 gånger. Baserat på komponentöverskridningsanalysmetoden [3], konstaterades preliminärt att det fanns ett internt fel i transformatorn.

Ytterligare analys baserad på karakteristiska gaser indikerade ett högenergifel, eftersom φ(C₂H₂) är en viktig indikator som skiljer överhettning från elektrisk avläggning. Med IEC treförhållandenmetoden beräknades förhållandena:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
vilket resulterade i en kod på 102. Detta ledde till den preliminära slutsatsen att en högenergifel (dvs. båge) hade inträffat inuti transformatorn.

Med hjälp av jämviktskriteriemetoden [4] och gasens sammansättning i gasrelén beräknades teoretiska oljekoncentrationer baserat på olika lösligheter av gaser i olja. Förhållandet αᵢ mellan teoretiska och mätta koncentrationer i olja beräknades (se tabell 2). Baserat på praktisk erfarenhet, faller αᵢ-värdena för de flesta komponenter normalt inom intervallet 0.5–2. Men under plötsliga fel, visar karaktäristiska gaser vanligtvis αᵢ-värden betydligt högre än 2. I detta fall visade alla gaskomponenter i gasrelén αᵢ-värden mycket högre än 2, vilket indikerade ett plötsligt internt fel.

Elektriska testresultat visade att kontaktmotstånd för belastningskoppling, vindningslikströmsmotstånd och maximal fasforskning var inom godtagbara gränser. Läckströmmar mellan vindningar och till mark, liksom deras historiska jämförelser, visade inga avvikelser. Dielektriska förlust- och isolationsresistansparametrar var också normala. Dessa resultat uteslöt allmänna fuktintränger, stora isoleringsdegraderingar eller utspridda isoleringsdefekter, vilket bekräftade att huvudisoleringssystemet var intakt.

Baserat på en omfattande analys av ovanstående resultat konstaterades att en plötslig bågefelfel hade inträffat inuti transformatorn. Koncentrationerna av CO och CO₂ i oljan visade ingen signifikant ökning, och trots att totala hydrokarbonhalterna steg, hade de ännu inte överskridit gränserna. Detta antydde att storskalig involvering av solid isolering var osannolikt. Men på grund av de höga αᵢ-värdena för CO och totala hydrokarboner, fanns misstankar om en plötslig avläggningsfel med lokal skada på solid isolering.

3 Intern kontroll och åtgärder
För att ytterligare bestämma orsaken dränerades transformatorn och inspekterades. De två 35 kV-bushingarna och risern på fas B togs bort för undersökning, vilket avslöjade att jämngöringsledningen på spänningsjämngöringsplattan på spoleänden hade bränt igenom. När tanklocket lyftes upp upptäcktes att isolerande stöd för övre yoke-spoletryckplatta hade skadats på grund av långvarig mekanisk stress, vilket ledde till tvåpunktsjordning. Detta skapade en cirkulerande ström, vilket ledde till båge som brände igenom jämngöringsledningen. Den stora volymen och den höga hastigheten av gasbildning skapade betydande inre tryck, vilket ledde till sprickor och allvarlig oljeläcka i de två 35 kV-bushingarna nära avläggningens punkt. Inspektionsresultaten var fullständigt samstämmiga med slutsatserna från chromatografianalysen.

Åtgärder:
• Ersätt de skadade isolerande stödkomponenterna;
• Utför degasserings- och filtrering av isolerande olja;
• Återställ transformatorn till normal drift efter framgångsrikt godkännandetest;
• Förbättra driftövervakning, och återuppta regelbunden hantering endast efter att ha bekräftat inga ytterligare problem genom kontinuerlig spårning och analys.

4 Slutsats
(1) Denna studie lyckades tillämpa gaschromatografi för att diagnostisera en intern bågefelfel i fas B av huvudtransformator nummer 1 vid Hexin understation, vilket ger värdefull erfarenhet för drift och felidentifiering av stora krafttransformatorer.

(2) När en transformatorgasrelé aktiveras, bör olja- och gassamplar samlas in för chromatografisk analys. Genom att kombinera chromatografiska resultat, historiska data, jämviktskriteriemetoden och isoleringsprov, kan det avgöras om felet är internt eller relaterat till hjälpkomponenter, samt identifiera felets natur, plats eller specifika komponent. Detta möjliggör tidig reparation och säkerställer utrustningens säkerhet.

(3) Chromatografisk analys av isolerande olja är en av de mest effektiva åtgärderna för övervakning av säker drift av oljefyllda elektriska utrustningar. Regelmässig DGA möjliggör tidig upptäckt och kontinuerlig övervakning av interna fel och deras allvarlighetsgrad. För att säkerställa säker drift av stora transformatorer och hålla sig informerad om deras hälsotillstånd, bör gaschromatografi utföras enligt energibranschens standarder, och provfrekvensen bör ökas vid behov.