Хроматография газа против фотоакустической инфракрасной спектроскопии

В. Соколов, Д. Сквлли, А. де Пабло, У. Фергюсон, GE Energy

Введение

Трансформаторы - это базовое оборудование энергопредприятия. Многие энергопредприятия имеют устаревающий парк силовых трансформаторов, которые устанавливались по мере развития и расширения системы. Во многих случаях трансформаторы находятся в эксплуатации в течение многих лет по истечении ожидаемого срока службы в 25 или 40 лет. Так как потребности в электроэнергии увеличились, в некоторых регионах трансформаторы несут нагрузку сверх номинальной мощности. Генераторные трансформаторы значительно нагружаются, так как операторы стремятся максимально увеличить доходы и удовлетворить потребности в энергии. В некоторых отраслях, например в плавке алюминия или на сталеплавильных заводах, трансформаторы также являются неотъемлемой частью производства. Потеря трансформатора на энергопредприятии, генерирующей станции или в процессе производства может привести к потере миллионов долларов в зависимости от времени простоя. Замена трансформатора - дорогостоящий и трудоемкий процесс. В последние годы возрос спрос на трансформаторы и сырье, что привело к увеличению стоимости и времени выполнения заказа на поставку нового трансформатора.
Факт, что плохо функционирующий трансформатор порождает газы, известен еще с 1920-х гг. [1], однако отслеживание и диагностика трансформаторов посредством анализа растворенного газа начались с 1950-х гг.
Анализ растворенного газа (АРГ) - это, безусловно, лучший способ обнаружить неисправности в работе трансформаторов. Хорошо известные правила интерпретации газов [2-4] ясно показывают, как выявить неисправные трансформаторы и какие повреждения могут произойти. Исходя из опыта, АРГ может выявлять и предупреждать 70 % самых частых случаев отказа силовых трансформаторов [5].
Традиционно АРГ выполняется следующим образом: из трансформатора берут образец масла, который посылают в лабораторию и ожидают результатов. Однако нарушение процедуры отбора образца может привести к значительным ошибкам при анализе. Например, при неправильном отборе образца в масло могут попасть загрязняющие вещества, а неправильное хранение может привести к потере газа в масле в период между отбором образца и анализом его в лаборатории. Результаты могут варьироваться от лаборатории к лаборатории и даже могут отличаться у различных пользователей одного оборудования. Независимые испытания СИГРЭ [6] показали разницу в данных, достигающую нескольких сотен процентов между образцами, протестированными в различных лабораториях при использовании разных методов диагностики (табл. 1).
Таблица 1
Статистические данные анализов хроматографии газа [6]

Образец А: углеводороды 6-60 ррт; СО, CO₂: 100-500 ррт. Образец В: углеводороды 1-10 ррт; СО, CO₂: 30-100 ррт.
Другая возможная причина этого состоит в том, что хроматографы газа настраиваются с помощью внутренних готовых стандартов растворенных газов в масле или, чаще, смесей газов, действительное содержание которых точно не установлено. Это может привести к неопределенности при оценке результатов, особенно при анализе тенденции концентрации газа.
Иллюстрацией этому является табл. 2, в которой представлены результаты АРГ, метода выделения пара насосом Топлера на примере нескольких действующих трансформаторов 400 кВ энергетической системы, имеющих различное содержание газа [7].
Таблица 2
Результаты АРГ действующих трансформаторов

Vs - объем образца, Vg - объем газа, %g - процентное содержание газа, Eg - сумма всех проанализированных газов, % R - процентное содержание извлеченных газов.

Процедура эксперимента

Сопоставление лабораторной хроматографии газа и фотоакустической спектроскопии проводилось в соответствии со стандартами растворенных газов в масле, подготовленными согласно ASTM 3612. Хроматограф газа - это современный Agilent®. Данный хроматограф газа использует детектор ионизации пламени, детектор тепловой проводимости и метанатор для определения количества СО и CO₂. Транспортирующим газом является аргон. Выделение газа из масла осуществляется при использовании метода равновесного состояния также при помощи Agilent. Фотоакустический спектроскоп - TRANSPORT X®, изготовленный компанией GE Energy. Используемый TRANSPORT X был стандартным устройством.
Хроматографию газа выполнила внешняя лаборатория, специализирующаяся на анализе масла. Фотоакустический спектрометр использовали специалисты GE Energy.
Стандартные количественные образцы растворенных газов в масле были созданы путем извлечения из дегазированного трансформаторного масла известных концентраций газов разложения. В дополнение были созданы образцы с использованием состаренного масла, а также были получены отдельные образцы, содержащие только водород (из-за практических трудностей в получении смеси газов, содержащей все газы разложения и водород, для проверки точности обнаружения водорода был произведен отдельный образец растворимости водорода в масле). Все эти образцы были созданы в соответствии с ASTM 3612 Appendix 1. Многочисленные образцы были созданы с различными концентрациями.
Хроматограф газа был откалиброван при помощи серийно поставляемых стандартных газов. Фотоакустический спектроскоп TRANSPORT X был откалиброван производителем с использованием множественных стандартов газа и был проверен в соответствии с известными стандартами растворимости газа в масле.

Результаты и обсуждение

Результаты показывают слабую корреляцию между методами лабораторной хроматографии газа и фотоакустической спектроскопии, несмотря на соответствие отдельных результатов.
Эти данные демонстрируют, что результаты хроматографии газа, представленные как растворимость газа в масле, могут в действительности соответствовать массе газа в мl/l, причем в этот результат не введена поправка с учетом объемного отношения и коэффициентов распределения, что требуется в соответствии с методом равновесного состояния. По существу, эти результаты являются необработанными данными в газовой фазе и не могут использоваться для фазы масла трансформатора. Кроме того, вероятно, что результаты хроматографии газа не были откорректированы с учетом нормальной температуры и давления (здесь, однако, не было попытки сделать коррекцию на нормальную температуру и давление).
В табл. 3-8 и рис. 1 4 представлены результаты фотоакустической спектроскопии, хроматографии газа и ряд откорректированных результатов хроматографии газа, допускающих, что указанное выше утверждение верно. Поправочный коэффициент был взят непосредственно из ASTM 3612. Откорректированные результаты показывают улучшение по сравнению с неисправленным результатом относительно абсолютной точности.
Таблица 3
Новый образец дегазированного масла, насыщенного смесью газа 50 ц1/1

Таблица 4

Таблица 5

Таблица б
Новый образец дегазированного масла, насыщенного смесью газа 100 μ1/1

Таблица 7

Новый образец дегазированного масла, насыщенного смесью газа 200 μ1/1

Таблица 8

Новый образец дегазированного масла, насыщенного смесью газа 250 μ1/1

Использованный образец дегазированного масла, насыщенного смесью газа
Новый образец дегазированного масла, насыщенного только водородом
Рис. 1. Корреляция между образцами, насыщенными 50 μ1/1, и показаниями приборов

Рис. 2. Корреляция между образцами, насыщенными 100 μ1/l, и показаниями приборов

Рис. 3. Корреляция между образцами, насыщенными 200 μ1/l, и показаниями приборов

Рис. 4. Корреляция между образцами, насыщенными 250 μ1/l, и показаниями приборов
Фотоакустическая спектроскопия обеспечила высокую повторяющуюся корреляцию между количеством выделенного газа и результатами измерений растворимости газа в масле при анализе стандартных количественных образцов с содержанием газа. Было выявлено, что в то время как анализ хроматографии газа давал повторяемые результаты, имело место значительное расхождение между количеством выделенного газа и получаемыми результатами растворимости газа в масле. Коррекция в целом поправила это, хотя содержание угарного газа (СО) и углекислого газа (CO₂) все еще значительно отклоняется от ожидаемых значений, возможно, из-за известных недостатков линейности любого метанатора, используемого в хроматографии газа для выявления этих газов.

Выводы

Сегодня хроматография газа - это вспомогательный метод для анализа растворенного газа. Как правило, хроматографы нужно настраивать с учетом стандартов растворенных газов в масле, которые являются доступными для приобретения или подготавливаются в рамках собственного производства; эти стандарты учитывают некоторые, но не все возможные источники погрешностей, которые могут повлиять на качество конечного результата. К сожалению, не существует абсолютного метода, который бы позволял выполнять такую настройку со стандартами абсолютно известных концентраций газа.
Кроме того, по всему миру существуют несколько лабораторий, которые строго не следуют аналитической процедуре, описанной в международных стандартах, включая поправки на температуру, давление, особенно когда используется метод равновесного состояния, чтобы уравнять результаты газовой и масляной фаз.
В данном исследовании метод фотоакустической спектроскопии дал точные и правильные результаты по ряду концентраций и с использованием различных масел путем использования известных стандартных образцов растворимости газа в масле. Единственным исключением является выявление малого количества водорода, когда он в действительности отсутствует. Этот ошибочный положительный результат может быть вызван быстрой реакцией сенсора твердотельного водорода на ацетилен. На практике же масло трансформатора всегда будет содержать значительное количество водорода, если присутствует ацетилен, так что эта чувствительность сенсора будет иметь либо незначительный эффект, либо вообще не повлияет на проводимую диагностику.
После того как результаты хроматографии газа откорректированы с учетом коэффициента распределения и объемного отношения, они, как правило, более точны и вполне сопоставимы с результатами фотоакустической спектроскопии.

1. Bucholz М. The Bucholz protective system and its practical applications // Elektrotec. Z. (Germany). 1928. Vol. 49. P. 1257-1261.
2. IEC 60599:2007 - Mineral oil-impregnated equipment in service- interpretation of dissolved and free gases analysis.
3. IEEE Std C57.104:2008 - Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers.
4. Moelmann A., Pahlavanpour B. New Guidelines for Interpretation of Dissolved Gas Analysis in Oil-Filled Transformers //Electra. 1999. № 186. Oct.
5. CIGRE. Life management techniques for power transformers //Technical Broch. 2003. № 227.
6. Duval M. Dissolved Gas Analysis: It Can Safe Your Transformer // IEEE Electrical Insulation Mag. 1989. Vol. 5, no. 6.
7. De Pablo A. Unpublished results.

Ещё по теме:

• Частотная характеристика диэлектрика и зависимость тангенса дельта от температуры
• Тенденции в анализе отказов трансформаторов
• Старение трансформаторов вызывает озабоченность
• Разрушение изоляции трансформаторов
• Профилактика повреждений маслонаполенных трансформаторов