Çevrimiçi DGA İzlemede Var Olan Boşluğun Doldurulması
Özet
Bakım önceliklerinin belirlenmesinde ve trafo arızalarının önlenmesinde, arızaların erken tespit edilmesi ve ciddiyetinin net bir şekilde değerlendirilmesi hayati önem taşır. Çözünmüş gaz analizi (DGA), tercih edilen arıza tespit ve tanılama yöntemi olsa da çevrimiçi izleme çözümleri genellikle tanılama değeri açısından çok pahalı veya çok kısıtlıdır ve bu da bir şebekedeki tüm kritik trafoların merkezi yazılımla gerçek zamanlı olarak izlenebildiği Akıllı Şebeke yaklaşımını kısıtlar.
Bu makalede, hidrojen (H₂), asetilen (C₂H₂) ve çözünmüş nem kullanılarak uygun maliyetli bir çevrimiçi izleme stratejisi sunulmaktadır. Bu, trafo izlemede kesin asetilen ölçümü için Ayarlanabilir Diyot Lazer Spektroskopisi yönteminin benimsenmesiyle sağlanmıştır. Hidrojen, geniş çaplı erken tespite imkan tanır, asetilen, yüksek enerjili arızaların bir belirtecidir, nem ise izolasyon ve dielektrik riskini yansıtır. Termodinamik gaz oluşumu prensipleri ve saha verileri ile desteklenen yaklaşım; yalnızca hidrojen, hidrojen ve karbon monoksit veya kompozit gaz izlemeye dayanan arıza tespit yöntemleriyle mümkün olmayan güçlü bir tanılama kapsamı sağlar.
1. Giriş
Beklenmedik trafo arızaları, elektrik kesintilerine, ekipman hasarına ve pahalı onarımlara yol açabilir. Çevrimdışı laboratuvar DGA yöntemi, kullanımdaki trafolarda yağ içi aktif kısmın sağlığını değerlendirme ve arıza tanılaması gerçekleştirme açısından nihai yöntem olma niteliğini korusa da çevrimiçi DGA izlemenin yüksek gerilimli elektrik sistemlerinin güvenilirliğini korumada çok önemli olduğu trafo operatörleri tarafından halihazırda kabul edilmiştir ve sigorta şirketleri tarafından da gittikçe daha fazla kabul görmektedir. Bunun nedeni, dijital güç sistemi ortamında çevrimiçi çözünmüş gaz analizinin (DGA), özellikle periyodik çevrimdışı yağ numunesi alma işlemleri arasında meydana gelen hızlı gelişen arızaları tespit etmek için geleneksel laboratuvar testlerini tamamlayan avantajlar sunmasıdır.
Hatta 1990'lardan itibaren ilk çevrimiçi sistemler, trafoların sürekli izlenmesinin değerini ortaya koymuştur ancak tasarımları genellikle anormallikleri tespit etmede hidrojeni "kesin kanıt" olarak kullanmaya odaklanıyordu.
Asetilenin en yüksek riskli gaz olarak eğilimini tespit etme ve ölçme imkanı da dahil olmak üzere tanılama kabiliyetini iyileştirmek amacıyla sonradan geliştirilen çoklu gazlı çevrimiçi monitörler, arıza türleri ve önem dereceleri hakkında ayrıntılı bilgiler sunmuştur. Altın standart olarak kabul edilse de maliyetleri ve karmaşıklığı, özellikle büyük filolara veya uzak tesisatlara geniş çaplı dağıtımı zorlaştırmıştır.
Filo seviyesinde daha geniş kapsama alanı ve risk azaltma sağlamak için birçok trafo operatörü daha basit tek gaz, iki gaz veya kompozit gaz monitörlerini kullanmıştır. Ancak, bu yaklaşım çeşitli zorlukları beraberinde getirir:
- Arıza nedenli olmayan hidrojen oluşumundan (kaçak gaz oluşumu, yağ eskimesi veya numune alma hataları) kaynaklanan yanlış alarmlar [3].
- Karbon monoksit (CO) hem zararsız yağ oksidasyonu hem de kritik selüloz bozulmasından kaynaklanabileceği için belirsiz CO yorumlaması [4].
- Asetilen gibi arklanan gazlar izlenmediğinde, ciddi elektrik arızalarının gecikmeli tespiti veya tespit edilememesi.
Ayrıca kompozit gaz izleme her bir gazın ayrı davranışını maskeler ve net arıza teşhisini önler.
Bu nedenle, trafo operatörleri arasında aşağıdakiler açısından giderek artan bir ihtiyaç vardır:
- Operatörlerin inceleme ve bakım ekiplerinin acil durum modunda gönderilip gönderilmeyeceğini belirleyebilmeleri için yıkıcı arızaya yol açabilecek gelişmekte olan koşullara dair erken uyarı ve
- Daha fazla sayıda trafoyu izlemeye olanak sağlayan uygun fiyat ve sadelik.
Başka bir deyişle, trafo operatörleri şunlara ihtiyaç duyar: DGA izleme çözümünde verimlilik, güvenilirlik ve uygun fiyat.
2. DGA - Arka Plan ve Tanılama İlkeleri
Trafo yağı DGA'sı, trafolar içindeki elektrik ve termal streslerin izolasyon malzemelerini (hem yağ izolasyonu hem de katı izolasyon) ayrıştırarak arızanın türüne ve önem derecesine özgü gazlar oluşturma prensibine dayanır.
2.1 Çözünmüş Gazların Kökeni ve Önemi
Her bir gaz Tablo 1'de açıklandığı gibi tanısal değer taşır.
| Gaz | Gaz Kaynağı | Tanılama Değeri |
|---|---|---|
| Hidrojen (H₂) | Düşük enerjili ısınma, kısmi deşarjlar, arklanma, kaçak gaz vb. | Erken uyarı ancak çok spesifik değil |
| Asetilen (C₂H₂) | Arklanma, yüksek enerjili deşarj | Ciddi elektrik arızaları/yüksek sıcaklık için kesin bir gösterge |
| Metan (CH₄) | Düşük enerjili termal arızalar | Termal arızaların bağlamı |
| Etan (C₂H₆) | Orta derecede aşırı ısınma | Termal arızaların bağlamı |
| Etilen (C₂H₄) | Yüksek sıcaklık termal arızaları | Ciddi aşırı ısınma bağlamı |
| Karbon Monoksit (CO) | Kağıt bozulması, yağ oksidasyonu | İzolasyon eskime göstergesi ancak yanlış pozitiflere meyilli |
| Karbon Dioksit (CO₂) | Yağ/Kâğıt bozulması, oksidasyon | İzolasyon eskime göstergesi |
| Oksijen (O₂) / Azot (N₂) | Hava girişi | Kaçak algılama ve atmosferik kirlenme |
2.2 Gaz Oluşum Arızasının Termodinamik Temeli
Trafolarda gaz üretimi, farklı stres seviyelerinde izolasyon malzemelerinin termodinamik ayrışmasını izler. Şekil 1'de farklı enerji miktarlarının belirli gazların oluşumuna yol açtığı temel mekanizmalar açıklanmaktadır.
Şekil 1'de açıklanan gaz oluşumuna dair basit termodinamik model aşağıdakileri doğrulamaktadır:
- H₂ ve CH₄ nispeten düşük termal aktivasyon enerjilerinde oluşur.
- C₂H₆ ve C₂H₄, orta derece aşırı ısınmaya özgü daha yüksek enerji gerektirir.
- C₂H₂ oluşumu için arklanma ve yüksek enerjili arızalarla doğrudan bağlantılı olarak en yüksek enerji girişi gerekir.
| Enerji Seviyesi | Gaz Üretimi | Tipik Arıza Türü |
|---|---|---|
| Düşük (Korona, Kısmi Deşarj) | H₂, CH₄ | Kısmi deşarj, kaçak gaz oluşumu |
|
Orta (Aşırı Isınma, sıcak Noktalar) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Termal arızalar (T1, T2) |
|
Yüksek (Arklanma, Ciddi Aşırı ısınma) |
C₂ H₂ |
Arklanma, yüksek enerjili deşarj ve termal arızalar (T3) |
Tüm gazlar ve birkaçı arasındaki oranlar tanılama bilgisi sağlar ancak H₂ ve C₂H₂ ciddi arızaların erken tespiti için en kritik öneme sahip olan gazlardır. Şekil 1 ve Tablo 2'den, hidrojen ve asetilenin elektrik arızaları ve yüksek sıcaklık koşullarıyla ilişkili iki ana gaz olduğu gözlemlenebilir.
Nem, gaz olmasa da izolasyon sağlığının değerlendirilmesinde ve dielektrik arızası riskinin öngörülmesinde önemli bir rol oynar.
2.3 H₂, C₂H₂ ve Nem İzleme Örneği
H₂, C₂H₂ ve çözünmüş neme odaklanmak, operatörlerin filo seviyesinde risk azaltmayı ve incelemeyi/bakımı önceliklendirmeyi sağlayan bir izleme stratejisi ihtiyacına karşılık verir. Bu, anormallikleri tespit ederek ve arızanın önem derecesini aşağıdaki şekilde açıklayarak gerçekleştirilebilir:
- Hidrojen (H₂): Kısmi deşarj, düşük enerjili ısınma ve daha zararsız kaçak gaz oluşumu dahil olmak üzere birçok arızanın evrensel erken göstergesidir.
- Asetilen (C₂H₂): ~700°C'nin üzerinde aşırı ısınmayla arklanma veya yüksek enerjili deşarjın varlığını doğrular. C₂H₂, nadiren zararsız koşullarda oluşur ve bu özelliğiyle diğer gazların aksine belirleyici bir tanılama parametresidir.
- Nem: İzolasyon eskimesi ve termal stres altında dielektrik bozulma veya kabarcık oluşumu riski hakkında bilgi sağlar.
Bu metodoloji, erken arıza tespiti, basit tanılama ve uygun fiyat özelliklerini bir araya getirerek günümüzün hızla gelişen güç sistemlerinde trafo filolarını korumak için pratik ve ölçeklenebilir bir çözüm sunar.
3. Teori ve Pratik Deneyimi Birleştirmek
Dr. Michel Duval, DGA tanılamaya yönelik köklü geometrik modeller geliştirmenin yanı sıra, farklı sıcaklıklarda gaz evrimini ve bu gazlarla ilişkili stresleri karakterize eden bir termodinamik modeli formüle etmiştir. Model, [5]'te tanımlanmış ve Şekil 2'de gösterilmiştir.
Ayrı bir araştırmada, Kore araştırma grubu [6] çeşitli stres koşulları ile başarısızlık olasılığı arasında bir korelasyon oluşturmuştur.
Tablo 3'te, Kore'de gerçekleştirilen çalışma Tablo C.3 "DGA ile Tanımlanan Arıza veya Stres Türlerinin Oluşumu" [8] ve kritik gaz yöntemi entegre edilmiştir.
|
|
| Gazlar - Arıza/Stres | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂ H₂ (%) | Başarısızlık Olasılığı (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PD | 95 | 2 | 2 | 1 | 0 | 1 |
| S | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 |
| T1 | 46,7 | 23,3 | 23,3 | 6,7 | 0 | 4 |
| O | 40 | 20 | 24 | 16 | 0 | 0 |
| C | 33,3 | 16,7 | 20,8 | 25 | 4,2 | 0 |
| T2 | 29,2 | 12,5 | 16,7 | 33,3 | 8,3 | 6 |
| T3 | 25 | 8,3 | 12,5 | 41,7 | 12,5 | 30 |
| D2 | 40 | 4 | 8 | 16 | 32 | 40 |
| D1 | 50,7 | 2,2 | 3,6 | 7,2 | 36,2 | 13 |
Tablodan elde edilen birincil sonuç, iki gazın (asetilen ve hidrojen) belgelenmiş tüm arıza vakalarıyla tutarlı bir şekilde ilişkilendirilmesidir. Arızaların meydana geldiği çoğu durumda, asetilen ana belirti rolü oynamış ve yüksek riskli, potansiyel olarak felaketle sonuçlanabilecek arıza koşullarının varlığını güvenilir bir şekilde göstermiştir. Hidrojen, sadece asetilen tarafından tanımlanamayan ek arıza modlarını da yakalayarak tamamlayıcı bir tanılama değeri katmıştır.
Bu gözlem, Tanılama Akışı Mantığı bölümünde özetlenen tanılama stratejisinin geliştirilmesini destekler.
4. Tanılama Akış Mantığı
Önerilen çevrimiçi izleme karar mantığı, açık ve uygulanabilir kılavuzluk sağlamak için H₂, C₂H₂ ve nem ölçümlerini entegre eder. Önerilen eşikler ve eylemler Tablo 4'te açıklanmaktadır.
| Durum | Hidrojen (ppm) | Asetilen (ppm) | Öneri |
|---|---|---|---|
| Alarm yok | <50 VE <0,5 | İzlemeye devam et | |
| Kritik olmayan alarm | >50 VE <0,5 | Laboratuvar DGA'sı programlayın | |
| Kritik alarm – muhtemelen yeni başlayan elektrik deşarj arızası | <50 VE >0,5 | Laboratuvar DGA'sını maksimum 24 saat içinde programlayın | |
| Kritik alarm – sürekli arıza* | >50 VE >15 | Acil inceleme ve laboratuvar DGA'sı planlayın; yük azaltmaya veya kesintiye hazırlanın | |
| Kritik alarm – hızlı yükselme | >10 ppm/saat | >1 ppm/saat |
Bir an önce müdahale ve inceleme; acil durum kesintisini göz önünde bulundurun |
| İzolasyon sistemindeki yüksek nem oranı, arıza oluşma riskini (veya arıza varsa daha da kötüleşmesini) temsil eder. | |||
*Trafonun ömrünün ilk yıllarında, Hidrojen > 25 ppm VE Asetilen > 5 ppm ise acil inceleme ve laboratuvar DGA'sı planlanması ve yük azaltma veya kesintiye hazırlanılması önerilir.
Rutin koşullar herhangi bir işlem gerektirmezken, hidrojenin yükselmesi, potansiyel düşük enerjili arıza varlığını incelemek üzere çevrimdışı DGA ihtiyacı doğurur. Hidrojen ve asetilendeki eşzamanlı artışlar veya her ikisinde de hızlı artışlar, ciddi arızaları önlemek için acil bakım eylemlerini tetikler. Bu yaklaşım, gereksiz kesintileri en aza indirirken zamanında müdahale sağlar.
Hidrojen ve asetilen izleme ile birleştirildiğinde, nem ölçümü dielektrik marjına ve izolasyon stresine ilişkin önemli bilgiler sağlar ve trafo arızalarının hem olasılığını hem de potansiyel önem derecesini değerlendirmek için gereken resmi tamamlar.
5. Ekonomik Analiz
CIGRE Teknik Broşürü 783'e [7] dayanan Tablo 5, farklı izleme yaklaşımları için maliyet-gelir dengesiyle ilgili bir gösterge sunar.
| İzleme Türü | Tahmini Maliyet (bağıl fiyatlar) | Ciddi arızaları kapsama oranı | Yorum |
|---|---|---|---|
| 9 gaz | $$$ | Yaklaşık %95–98 | En iyi tanılama, yüksek maliyet |
| Kompozit 4 gaz | $$ | Yaklaşık %80–90 | İyi bir uzlaşma ancak spesifikliği zayıf |
| H₂ + CO | $-$$ | Yaklaşık %60–75* | Yaygın olarak kullanılır ancak spesifikliği zayıftır |
| H₂ | $ | Yaklaşık %60–75*,** | Bir tanılama işleminden önce çevrimdışı DGA isteyin |
| H₂ + C₂H₂ (önerilen) | $$ | Yaklaşık %80–90 | Yüksek değer ve özgüllük; arklanmayı arıza tanılama izleme teknolojileriyle aynı performansla tespit eder. |
* Çevrimdışı testlerden sonraki kapsama;** Bazı kamu hizmeti şirketleri %50 – 60 kadar düşük oranda arıza kapsaması olduğunu bildirmiştir
Tablo 5'te çeşitli çevrimiçi DGA yapılandırmalarının tanılama kapsamı ve bağıl maliyeti karşılaştırılmaktadır.
Kapsama yüzdeleri, yayınlanmış verilere ve sektördeki deneyimlere dayalı olarak, ciddi arıza durumlarında tahmini tespit kapasitesini göstermektedir. Maliyet seviyeleri göreceli ve her bir izleme türü için tipik piyasa fiyatlamasını yansıtmaktadır.
Yalnızca hidrojen ve H₂ + CO çözümleri sınırlı özgüllükle temel arıza tespiti imkanı sunarken asetilenin eklenmesi, kapsamlı çoklu gaz sistemlerinin karmaşıklığı ve maliyeti olmadan yüksek riskli deşarj arızalarını belirleme performansını önemli ölçüde iyileştirir.
Tablo 5'te, izlenen gazların sayısının ve türünün genişlemesinin arıza tespit performansını iyileştirdiği ve H₂ + C₂H₂'nin arıza tespit, tanılama performansı ve sistemin uygun maliyetliliği gibi faktörler arasında dengeli bir yaklaşım sağladığı gösterilmektedir.
Hidrojen, asetilen ve nem izleme yaklaşımının kullanım örnekleri
Çevrimiçi DGA ekipmanı hem iyi durumda olmayan trafoları ayrı olarak izlemek hem de geçerli sağlık durumlarından bağımsız olarak tüm kritik trafolara uygulanmasıyla filo seviyesinde riski azaltmak için kullanıldığından; hidrojen, asetilen ve nem izleme yaklaşımının kullanımı aşağıdaki durumlarda düşünülebilir:
- Kritik öneme sahip, sağlam trafo merkezleri dağıtım trafolarında; filo düzeyinde risk azaltma
- Sağlıklı üretim ve iletim trafoları; filo düzeyinde risk azaltma
- Sağlıklı endüstriyel trafolar ve diğer göreve özel kritik trafolar: filo seviyesinde risk azaltma
- Önemli ve sürdürülebilir yenilenebilir enerji kaynakları; filo düzeyinde risk azaltma
- Gaz oluşumunun olduğu ancak gerçek zamanlı kapsamlı DGA tanılaması gerekmeyen trafolar: bütçenin kısıtlı olduğu yerlerde izleme
6. Sonuç
Önde gelen kamu hizmeti şirketleri orta güçteki trafoları için filo seviyesinde risk azaltma stratejileri uygulamaya başlarken, iyi dengelenmiş bir maliyet-fayda izleme yaklaşımına olan ihtiyaç giderek daha belirgin hale geliyor.
Bu makalede anlatılan H₂ + C₂H₂ + nem izleme stratejisi, kritik trafo arızalarını önleme açısından önemli olan arıza tespit ve tanılama kapsamını, nihayetinde filo genelinde devreye alma ve gerçek anlamda risk azaltma sağlayan bir maliyet seviyesinde sunuyor. Nihai karar almada sektör standardı olan laboratuvarda yağ testiyle birlikte kullanıldığında bu yaklaşım, muhtemelen günümüzde mevcut olan en etkili trafo izleme stratejisini destekleyebilir.
Güvenilir İzleme, Daha Akıllı Koruma
Megger'in InsuLogix G2'si ile trafolarınızı koruyun. H₂ + C₂H₂ + nem çözümümüzle kesin arıza tespiti, eyleme geçirilebilir tanılama ve filo çapında uygun maliyetli izleme performansını deneyimleyin.
Acknowledgement
This article benefited substantially from the input and expertise of Mr. Marius Grisaru, consultant and electric oil diagnostics expert.
Bibliography
[1] Wagner HH. Pennsylvania TCG Transformer Fault-Gas Continuous Monitor. Doble Conference Index of Minutes. Sec. 6-701; 1967.
[2] Duval M. Dissolved Gas Analysis, It Can Save Your Transformer. IEEE Electric Insulation Magazine 1989; 5:22-27.
[3] Grisaru M. Transformer maintenance: Hydrogen–the most measured and monitored transformer parameter. Transformers Magazine. 2018; 5(4):42-49.
[4] Höhlein-Atanasova I, Frotscher R. Carbon oxides in the interpretation of dissolved gas analysis in transformers and tap changers. IEEE Electr Insul Mag. 2010; 26(6):22-26.
[5] Ongoing Activities at IEEE, IEC and CIGRE on DGA. EPRI-TSUG Conference, St. Louis; 2013.
[6] Jung JR, et al. Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) diagnostic methods with estimation of fault location for power transformer based on field database; 2016
[7] CIGRE Technical Brochure 783. DGA Monitoring Systems; 2019
[8] CIGRE Technical Brochure 771. Advances in DGA interpretation. 2019
