Як газова хроматографія виявляє та діагностує дефекти трансформаторів на 500+ кВ [Випадок використання]

0 Вступ
Аналіз розчинених газів (DGA) в ізоляційному маслі є важливим тестом для великих масляних трансформаторів. Застосовуючи газову хроматографію, можна своєчасно виявити старіння або зміни внутрішнього ізоляційного масла масляного електричного обладнання, визначити потенційні дефекти, такі як перегрівання або електричні розряди на ранній стадії, і точно оцінити серйозність, тип і тенденцію розвитку дефекту. Газова хроматографія стала необхідним методом для моніторингу та забезпечення безпечного та стабільного функціонування обладнання, і була включена до відповідних міжнародних та внутрішніх стандартів [1,2].

1 Кейс-стаді
Основний трансформатор № 1 на підстанції Хексін має модель A0A/UTH-26700 з напругою 525/√3 / 230/√3 / 35 кВ. Він був вироблений у травні 1988 року та введений в експлуатацію 30 червня 1992 року. 20 вересня 2006 року комп'ютерна система моніторингу показала "роботу легкого газового реле основного трансформатора № 1". Під час подальшого огляду операторами було виявлено тріщини та суттєву витікання масла на початкових та кінцевих втулках фази B на стороні 35 кВ, а також присутність газу в газовому релє, що призвело до негайного запиту на зупинку. До цього інциденту, рутинні електричні тести та моніторинг ізоляційного масла не показали жодних аномалій.

2 Аналіз газової хроматографії та діагностика дефектів
Проби масла та газу були зібрані негайно після зупинки для хроматографічного тестування. Результати тестів наведені в таблицях 1 і 2. Результати показали аномальні концентрації розчинених газів як у трансформаторному маслі, так і у газовому релє. Було проведено комплексний аналіз за допомогою хроматографічних даних та методу критерію рівноваги для оцінки концентрації газів у пробах масла та газу.

Таблиця 1 Хроматографічний запис ізоляційного масла фази B основного трансформатора № 1 на підстанції Хексін (μL/L)

Таблиця 2 Хроматографічний запис газу з газового релє фази B основного трансформатора № 1 на підстанції Хексін (μL/L)

Згідно з Нормами якості трансформаторного масла в експлуатації, слід приділити увагу, коли будь-яка з наступних концентрацій розчинених газів у маслі 500 кВ перевищує вказані значення: загальні гідрокарбони: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Ацетилен (C₂H₂) був виявлений у трансформаторному маслі з концентрацією φ(C₂H₂) 12.13 μL/L, що перевищує порог уваги більше ніж у 12 разів. На основі методу аналізу перевищень компонентів [3], було визначено, що всередині трансформатора існує внутрішній дефект.

Додатковий аналіз на основі характеристичних газів свідчить про високоенергетичний розрядний дефект, оскільки φ(C₂H₂) є ключовим індикатором, що відрізняє перегрівання від електричного розряду. За допомогою методу IEC три співвідношення, було розраховано наступні співвідношення:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
що призводить до коду 102. Це призвело до висновку, що всередині трансформатора відбулася високоенергетична виплавка (тобто, дуга).

За допомогою методу критерію рівноваги [4] та складу газів у газовому релє, були розраховані теоретичні концентрації масла на основі різних розчинності газів у маслі. Було отримано співвідношення αᵢ теоретичної до виміряної концентрації масла (див. Таблицю 2). На основі практичного досвіду, при нормальних умовах, значення αᵢ для більшості компонентів знаходяться в діапазоні 0.5–2. Однак, під час раптових дефектів, характеристичні гази зазвичай демонструють значення αᵢ, значно більші за 2. У цьому випадку, всі компоненти газу в газовому релє показали значення αᵢ, значно більші за 2, що свідчить про раптовий внутрішній дефект.

Результати електричних тестів показали, що опори контактів регулювача напруги, опори ДС обмоток та максимальні фазові різниці були в допустимих межах. Струми витоку між обмотками та до землі, а також їх історичні порівняння, не показали жодних аномалій. Параметри діелектричних втрат та опорів ізоляції також були нормальними. Ці результати виключили загальне занурення вологи, значні втрата ізоляції або широкий розмах ізоляційних дефектів, підтверджуючи, що головна система ізоляції була цілісною.

На основі комплексного аналізу вищевказаних результатів, було встановлено, що всередині трансформатора відбулася раптовий дуговий дефект. Концентрації CO та CO₂ у маслі не показали значних зростань, хоча рівень загальних гідрокарбонів зростав, але ще не перевищував ліміти. Це свідчить про малоймовірність масштабного включення твердих ізоляцій. Однак, через високі значення αᵢ для CO та загальних гідрокарбонів, було підозрювано про раптовий розрядний дефект з локальним пошкодженням твердої ізоляції.

3 Внутрішній огляд та виправляльні дії
Для подальшого визначення кореневої причини, трансформатор був опорожнений та оглянутий. Дві втулки 35 кВ та підйомник на фазі B були знняті для огляду, виявивши, що стрічка з рівномірним розподілом напруги на кінцевій пліті обмотки була спалена. Під час підйому кришки резервуара було виявлено, що ізоляційна підтримка верхньої плітки тиску обмотки була пошкоджена через довготривалі механічні напруження, що призвело до двоточкового заземлення. Це створило циркуляційний струм, що призвів до дуги, яка спалила стрічку заземлення. Великий об'єм та швидкість генерації газу створили значний внутрішній тиск, що призвів до тріщин та суттєвого витікання масла в двох втулках 35 кВ поблизу точки розряду. Результати огляду повністю відповідали висновкам, зробленим на основі хроматографічного аналізу.

Виправляльні заходи:
• Замінити пошкоджені ізоляційні підтримки;
• Виконати дегазацію та фільтрацію ізоляційного масла;
• Повернути трансформатор до нормальної роботи після успішного приймання;
• Покращити операційний моніторинг, та відновити регулярне управління лише після підтвердження відсутності подальших проблем через постійний відстеження та аналіз.

4 Висновок
(1) Це дослідження успішно застосувало газову хроматографію для діагностики внутрішнього дугового дефекту фази B основного трансформатора № 1 на підстанції Хексін, надаючи цінний досвід для операційного управління та діагностики великих електроенергетичних трансформаторів.

(2) Коли газове реле трансформатора працює, слід збирати пробы масла та газу для хроматографічного аналізу. Поєднуючи результати хроматографії, історичні дані, метод критерію рівноваги та ізоляційні тести, можна визначити, чи є дефект внутрішнім або пов'язаним з допоміжними компонентами, і визначити характер, місце або конкретний компонент, що бере участь. Це дозволяє своєчасне обслуговування та забезпечує безпеку обладнання.

(3) Хроматографічний аналіз ізоляційного масла є одним з найефективніших заходів для моніторингу безпечного функціонування масляного електричного обладнання. Регулярний DGA дозволяє раннє виявлення та постійний моніторинг внутрішніх дефектів та їх серйозності. Для забезпечення безпечного функціонування великих трансформаторів та підтримки освідомленості про їх стан здоров'я, газова хроматографія повинна проводитися відповідно до стандартів енергетичної галузі, а частота тестування має бути збільшена за необхідності.