Paano Nakikilala at Nagsasagawa ng Pagsusuri ang Gas Chromatography sa mga Sakit ng 500+ kV Transformer [Kaso ng Pag-aaral]

0 Pagkakatawan
Ang analisis ng disolbido na gas (DGA) sa insulating oil ay isang mahalagang pagsusulit para sa malalaking oileado na mga transpormador. Sa pamamagitan ng paggamit ng gas chromatography, maaari itong maagang detekta ang pagtanda o pagbabago sa loob ng insulating oil ng mga elektrikal na kagamitan na puno ng langis, tuklasin ang potensyal na mga kapanguhaan tulad ng sobrang init o elektrikal na discharge, at tama na masukat ang kalubhang, uri, at direksyon ng pag-unlad ng kapanguhaan. Ang gas chromatography ay naging isang mahalagang paraan para sa pagmonitor at pag-aseguro ng ligtas at matatag na operasyon ng kagamitan, at ito ay inilapat na sa mga lokal at internasyonal na pamantayan [1,2].

1 Kaso ng Pag-aaral
Ang No. 1 pangunahing transpormador sa Hexin Substation ay modelo A0A/UTH-26700, na may konpigurasyon ng tensyon na 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Ito ay gawa noong Mayo 1988 at inilunsad noong Hunyo 30, 1992. Noong Setyembre 20, 2006, ang computer monitoring system ay nag-indikasyon ng "light gas relay operation sa No. 1 pangunahing transpormador." Ang susunod na inspeksyon ng mga tauhan ay nagpakita ng mga radya at malubhang pag-leak ng langis sa parehong simula at dulo ng bushings ng Phase B sa 35 kV side, kasama ang presensya ng gas sa gas relay, na humiling ng agad na pag-shutdown. Bago itong insidente, ang rutin na electrical tests at insulating oil monitoring tests ay walang anumang abnormalidad.

2 Analisis ng Gas Chromatography at Pagsisiyasat ng Kapanguhaan
Ang mga sampol ng langis at gas ay kinolekta agad pagkatapos ng shutdown para sa pagsusulit ng chromatography. Ang mga resulta ng pagsusulit ay ipinapakita sa Mga Talahanayan 1 at 2. Ang mga resulta ay nagpapakita ng abnormal na concentration ng disolbido na gas sa parehong transformer oil at gas relay. Ang komprehensibong analisis ay ginawa gamit ang datos ng chromatography at ang equilibrium criterion method upang i-evaluate ang concentration ng gas sa mga sampol ng langis at gas.

Talahanayan 1 Tala ng Chromatographic ng Insulating Oil mula sa Phase B ng No. 1 Pangunahing Transpormador sa Hexin Substation (μL/L)

Talahanayan 2 Tala ng Chromatographic ng Gas mula sa Gas Relay ng Phase B ng No. 1 Pangunahing Transpormador sa Hexin Substation (μL/L)

Ayon sa Quality Standards for Transformer Oil in Service, dapat mag-ingat kapag ang anumang sumusunod na concentration ng disolbido na gas sa langis ng 500 kV transformers ay lumampas sa naka-specify na halaga: total hydrocarbons: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Ang acetylene (C₂H₂) ay natuklasan sa transformer oil na may concentration φ(C₂H₂) na 12.13 μL/L, lumampas sa threshold ng attention ng higit sa 12 beses. Batay sa component exceedance analysis method [3], itinala na may internal fault ang transpormador.

Ang karagdagang analisis batay sa characteristic gases ay nagpapakita ng high-energy discharge fault, dahil ang φ(C₂H₂) ay isang pangunahing indikator na naghihiwalay sa overheating mula sa electrical discharge. Gamit ang IEC three-ratio method, ang nakalkulang ratios ay:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
na nagresulta sa code na 102. Ito ay nagdulot ng unang konklusyon na may high-energy discharge (i.e., arcing) ang naganap sa loob ng transpormador.

Gamit ang equilibrium criterion method [4] at ang composition ng gas sa gas relay, ang teoretikal na concentrations ng langis ay naimpluwensiyahan ng iba't ibang solubility ng mga gas sa langis. Ang ratio αᵢ ng teoretikal sa nasukat na concentrations sa langis ay nakuha (tingnan ang Talahanayan 2). Batay sa field experience, sa normal na kondisyon, ang αᵢ values para sa karamihan ng components ay nasa range ng 0.5–2. Gayunpaman, sa biglaang mga kapanguhaan, ang characteristic gases ay karaniwang nagpapakita ng αᵢ values na lubhang mas mataas sa 2. Sa kasong ito, lahat ng gas components sa gas relay ay nagpapakita ng αᵢ values na lubhang mas mataas sa 2, na nagpapahiwatig ng biglaang internal fault.

Ang resulta ng electrical test ay nagpapakita na ang on-load tap changer contact resistances, winding DC resistances, at maximum phase differences ay nasa acceptable limits. Ang leakage currents sa pagitan ng mga winding at sa ground, pati na rin ang kanilang historical comparisons, ay walang abnormality. Ang dielectric loss at insulation resistance parameters ay normal din. Ang mga resulta na ito ay nagwawalis ng overall moisture ingress, major insulation degradation, o widespread insulation defects, na nagpapatunay na ang pangunahing insulation system ay buo.

Batay sa comprehensive na analisis ng mga resulta sa itaas, itinala na may biglaang arcing fault ang naganap sa loob ng transpormador. Ang concentrations ng CO at CO₂ sa langis ay hindi nagpakita ng significant na pagtaas, at bagama't ang total hydrocarbon levels ay tumataas, hindi pa ito lumampas sa limits. Ito ay nagpapahiwatig na unlikely ang large-scale solid insulation involvement. Gayunpaman, dahil sa mataas na αᵢ values para sa CO at total hydrocarbons, may suspetsa ng biglaang discharge fault na may localized damage sa solid insulation.

3 Internal Inspection at Remedial Actions
Upang mas mapabilis ang pagtuklas ng root cause, ang transpormador ay idrain at inspeksyunan. Ang dalawang 35 kV bushings at riser sa Phase B ay inalis para sa pagsusuri, na nagpakita na ang voltage-equalizing grounding strip sa coil end pressure plate ay nasunog. Nang itaas ang tank cover, natuklasan na ang insulating support ng upper yoke coil pressure plate ay nasira dahil sa long-term mechanical stress, na nagresulta sa two-point grounding. Ito ay nag-create ng circulating current, na nag-lead sa arcing na nasunog ang grounding strip. Ang malaking volume at mataas na rate ng gas generation ay nag-create ng significant na internal pressure, na nagdulot ng mga radya at malubhang pag-leak ng langis sa dalawang 35 kV bushings malapit sa discharge point. Ang mga natuklasan sa inspeksyon ay ganap na consistent sa mga konklusyon na nakuha mula sa chromatographic analysis.

Remedial Measures:
• Palitan ang nasirang insulating support components;
• Gawin ang degassing at filtration ng insulating oil;
• Ibalik ang transpormador sa normal na operasyon pagkatapos ng successful acceptance testing;
• Palakasin ang operational monitoring, at ibalik ang regular na management pagkatapos ng confirmation na wala nang karagdagang issues sa pamamagitan ng continuous tracking at analysis.

4 Conclusion
(1) Ang pag-aaral na ito ay matagumpay na gumamit ng gas chromatography upang siyasatin ang isang internal arcing fault sa Phase B ng No. 1 pangunahing transpormador sa Hexin Substation, na nagbibigay ng mahalagang karanasan para sa operasyon at pagsisiyasat ng kapanguhaan ng malalaking power transformers.

(2) Kapag ang gas relay ng transpormador ay umoperasyon, dapat kunin ang mga sampol ng langis at gas para sa pagsusulit ng chromatography. Sa pamamagitan ng pag-combine ng mga resulta ng chromatography, historical data, equilibrium criterion method, at insulation tests, maaaring matukoy kung ang kapanguhaan ay internal o may kaugnayan sa auxiliary components, at maitukoy ang naturaleza, lokasyon, o partikular na component na kasangkot. Ito ay nagbibigay ng oportunidad para sa timely maintenance at pag-aseguro ng seguridad ng kagamitan.

(3) Ang insulating oil chromatographic analysis ay isa sa pinakaepektibong hakbang para sa pag-monitor ng ligtas na operasyon ng mga elektrikal na kagamitan na puno ng langis. Ang regular na DGA ay nagbibigay ng maagang deteksiyon at continuous monitoring ng internal faults at kanilang kalubhang. Upang masiguro ang ligtas na operasyon ng malalaking transpormador at panatilihin ang awareness ng kanilang kalusugan, ang gas chromatography ay dapat gawin ayon sa mga pamantayan ng industriya ng kuryente, at ang frequency ng pagsusulit ay dapat palakihin kung kinakailangan.