Czy piorun może uszkodzić transformatory? Kluczowe wskazówki dotyczące projektu ochrony błyskawicy

Zagrożenia burzy z przemian w pogodzie z burzy

Zagrożenia pogodą burzową dla transformatorów pochodzą głównie z dwóch rodzajów efektów błyskawicy: bezpośrednich uderzeń błyskawicy i indukowanej błyskawicy, z wyraźnymi ścieżkami i mechanizmami uszkodzeń.

Bezpośrednie uderzenie błyskawicy odnosi się do błyskawicy bezpośrednio uderzającego w sam transformator lub jego połączone linie. Podstawowe elementy transformatora, takie jak żelazny rdzeń i uzwojenia, są wykonane z materiałów metalowych i działają na wysokim napięciu (10 kV i więcej) przez długi czas. Po uderzeniu bezpośrednim uderzeniem błyskawicy napięcie błyskawicy setek tysięcy, a nawet milionów woltów natychmiast rozkłada warstwę izolacyjną, co spowoduje uzwojenie zwarć i wypalenie żelaza rdzenia, co często jest niszczycielskie. Jednak prawdopodobieństwo, że transformator zostanie bezpośrednio uderzony przez błyskawicę, nie jest wysokie, ponieważ linie przesyłowe są zwykle wyposażone w zewnętrzne obiekty ochrony, takie jak piorunki i przewody uziemiające, tworząc „barierę ochrony błyskawicy”.

Natomiast groźba indukowanej błyskawicy jest bardziej ukryta i powszechna. Gdy błyskawica uderza w ziemię lub obiekty w pobliżu linii, silne piorunowe pole elektromagnetyczne indukuje przepięcia tysięcy woltów na liniach przesyłowych, a te przepięcia będą rozprzestrzeniać się wzdłuż linii do transformatora. Systemy izolacji wewnątrz transformatora (takie jak olej - izolacja papierowej i izolacja tulei) są wyjątkowo wrażliwe na fluktuacje napięcia. Nadmierne napięcia generowane przez indukowaną błyskawicę mogą powodować częściowe rozpad izolacji, prowadząc do błędów, takich jak inter - obracanie zwarć i uziemienie Multi - żelaznego rdzenia. Statystyki pokazują, że ponad 70% uszkodzeń uszkodzeń błyskawicy transformatora w systemach zasilania jest spowodowane indukowaną błyskawicą.

Rdzeń zewnętrznej ochrony błyskawicy jest zmniejszenie prawdopodobieństwa, że ​​błyskawica będzie bezpośrednio działać na transformatory i powiązane sprzęt. W podstacjach lub stacjach dystrybucji zwykle przyjmuje się schemat ochrony wspólnej: piorunki i napowietrzne przewody uziemiające tworzą „sieć ochrony przestrzennej”, a ich zakres ochrony powinien obejmować kluczowe urządzenia, takie jak transformatory i wyłączniki. Zgodnie z metodą walcowania wysokość piorunów powinna zapewnić, że kąt ochrony nie przekracza 45 stopni, aby skutecznie przechwycić bezpośrednie uderzenia błyskawicy. W przypadku linii napowietrznych podłączonych do transformatorów instalowane są przewody uziemienia na obu końcach linii, a „sekcja ochrony linii przychodzącej” ustawia się w odległości 50 metrów od transformatora. Zwiększając liczbę kawałków izolatora i instalując aresztowania linii, intensywność fal przychodzących pioruna jest zmniejszona.

Należy zauważyć, że zewnętrzna ochrona błyskawicy musi unikać „niewidomych punktów ochrony”. Wyraźne części transformatora, takie jak tuleje i grzejniki, są podatne na rozkład błyskawicy. Dlatego pozycja instalacji piorunów nad nimi należy dokładnie obliczyć, aby zapewnić, że nie ma ochrony martwych zakrętów. W burzy - Obszary podatne lub regiony górzyste, można również zastosować konstrukcję „niezależnego błyskawicznego pręta + izolowanego uziemienia”, w którym system uziemienia pręta pioruna jest ustawiany oddzielnie od wpływu na transformator (z odstępem nie mniej niż 3 metry), aby zapobiec przeciwdziałaniu potencjału naziemnego wygenerowanego kontrataku wytwarzanego przez błyskawicę.

Nawet jeśli zewnętrzna ochrona błyskawicy przechwytuje większość błyskawicy, niektóre indukowane błyskawice lub resztkowe przepięcia mogą nadal atakować transformator. W tej chwili kluczowa rola odgrywają wewnętrzne urządzenia ochronne pioruna. Zatrzymania tlenku cynku są „pierwszą linią obrony” dla transformatorów. Są one instalowane równolegle w wysokim poziomie bocznym napięcia - transformatora. W normalnej operacji są one w stanie oporowym o wysokim -. Gdy przepięcie błyskawicy przekracza próg, zarejestrowanie szybko się rozkłada i prowadzi, ograniczając przepięcie w zakresie tolerancji izolacji i odwracając prąd błyskawicy do ziemi. Wysokie - Zatrzymania tlenku cynku muszą mieć charakterystykę niskiego napięcia resztkowego i dużej pojemności przenoszenia -, a resztkowe napięcie zatrzymania obsługujących transformatory 10 kV powinny być kontrolowane poniżej 45 kV.

Oprócz aresztatorów ważny jest również projekt koordynacji izolacji. Systemy izolacji wewnątrz transformatora (takie jak olej - izolacja papierowej i izolacja tulei) muszą dopasować charakterystykę ochrony aresztatorów, aby sformułować „krok - przez - ochronę kroku”. Na przykład odporność uderzenia uzwojenia uległa poprawie poprzez dostosowanie procesu uzwojenia (takiego jak przy użyciu uzwojenia 纠结式), a anty - zanieczyszczenie rękawy porcelanowe lub rękawy kompozytowe są wybierane do selekcji tulei w celu zwiększenia odporności na rybkę powierzchni. W przypadku transformatorów 35 kV i powyżej neutralnych zatrzymania punktów są również instalowane w punkcie neutralnym, aby zapobiec uszkodzeniu neutralnej izolacji punktu.

Wraz z rozwojem inteligencji w systemach elektroenergetycznych projekt ochrony błyskawicy wzrósł z „ochrony pasywnej” do „aktywnego wczesnego ostrzeżenia”. Nowoczesne transformatory są ogólnie wyposażone w internetowe systemy monitorowania, które zbierają prawdziwe - dane dotyczące działań czasowych urządzeń ochrony pioruna, instalując monitory prądu przecieku tlenku cynku, czujniki temperatury uzwojenia, częściowe wykrywacze rozładowania i inne urządzenia. Gdy prąd upływu zaawansowania wzrasta nieprawidłowo lub zmniejsza się odporność na izolację uzwojenia, system automatycznie wyśle ​​wczesny sygnał ostrzegawczy, a personel obsługi i konserwacji może w odpowiednim czasie rozwiązywać ukryte niebezpieczeństwa.

W obszarach podatnych na Thunderstorm - system lokalizacji błyskawicy można również powiązać z modelem oceny stanu transformatora. Analizując dane, takie jak czas, lokalizacja i intensywność aktywności błyskawicy, w połączeniu z historycznymi zapisami uszkodzeń transformatora, przewiduje się poziom ryzyka uszkodzenia sprzętu przez błyskawicę, a środki zapobiegawcze, takie jak regulacja obciążenia i tymczasowe wyłączenie, są podejmowane wcześniej. Po tym, jak firma o siatce energetycznej zastosowała tę technologię w obszarach wysokich -, czas naprawy błędów naprawczych w przypadku uszkodzeń błyskawicy transformatorowej został skrócony o 40%, a niezawodność zasilania została znacznie ulepszona.

Test impulsowy błyskawicy jest kluczowym ogniwem w celu sprawdzenia, czy transformator może wytrzymać wpływ na przepięcie błyskawicy i zapewnić niezawodność projektu ochrony błyskawicy. Jego głównym celem jest symulacja napięcia impulsowego pioruna, które może wystąpić w rzeczywistym działaniu na transformatorze w środowisku laboratoryjnym, przetestowanie wydajności izolacji i stabilności strukturalnej transformatora w ekstremalnych warunkach napięcia i zapewnienie niezawodnej podstawy optymalizacji projektu ochrony pioruna.

Istnieją dwa główne typy testów impulsowych błyskawicy: Full - test impulsowy i posiekany - test impulsowy. Pełny test impulsu falowego - symuluje pełny proces przełapania błyskawicy propagujący się wzdłuż linii, stosując standardowy przebieg napięcia impulsowego pioruna (1,2/50 μs) do uzwojenia transformatora. Ten test może skutecznie wykryć, czy istnieją wady izolacji, takie jak słabe punkty w uzwojeniu, które są podatne na rozpad w ramach przewagi błyskawicy. Test impulsu falowego - ma wcześniej odciąć fala napięcia impulsowego błyskawicznego (zwykle odcinając ogon fali w 2 - 5 μs po froncie fali), który jest silniejszy niż pełny test fali -. Służy głównie do przetestowania siły izolacji oleju transformatora - izolacji papierowej i tulei pod działaniem stromego - przedwpłoki przedniego i sprawdzenia, czy izolacja może nadal zachować swoją wydajność, gdy błyskawica przełapa się nagle.

Podczas testu monitorowane są kluczowe wskaźniki, takie jak wartość napięcia rozkładu, częściowa ilość rozładowania i zmiana rezystancji izolacji transformatora. Jeśli transformator może wytrzymać określoną liczbę napięć impulsowych bez rozpadu, wzbogacania lub znaczących zmian parametrów izolacji, wskazuje, że jego system izolacji spełnia wymagania dotyczące ochrony błyskawicy. W przeciwnym razie konieczne jest znalezienie przyczyn osłabień izolacji, takich jak niewłaściwe uzwojenie lub niewykwalifikowane materiały izolacyjne, i zoptymalizować projekt.

Test impulsowy błyskawicy jest nie tylko niezbędnym testem, zanim transformator opuści fabrykę, ale także ważnym sposobem dla jednostek obsługi i konserwacji w celu oceny stanu starzenia się izolacji transformatora podczas jej żywotności. Porównując dane testowe tego samego transformatora w różnych okresach, można ocenić, czy wydajność izolacji transformatora uległa obniżeniu, aby wcześniej podjąć pomiary konserwacyjne lub zastępcze i uniknąć uszkodzeń uszkodzeń błyskawicy spowodowanych starzeniem się izolacji.

Skuteczność projektu ochrony błyskawicy zależy nie tylko od początkowego schematu, ale także musi zwrócić uwagę na optymalizację szczegółów i codzienną konserwację. Podczas instalacji transformatora wysokie - boczne linki przychodzące do kabli napięcia należy ułożyć przez rury, a oba końce metalowej rury powinny być niezawodnie uziemione, tworząc „elektromagnetyczną warstwę ekranu”, aby zmniejszyć przepięcie generowane przez indukowaną błyskawicę w kablu. W przypadku transformatorów zanurzonych w olej żel krzemionkowy w oddechu powinien być suchy, aby uniknąć zmniejszenia wydajności izolacji po wchłanianiu wilgoci; W przypadku transformatorów typu suchego pył powierzchniowy powinien być regularnie czyszczony, aby zapobiec wzniesieniu powierzchni spowodowanej akumulacją brudu.

Utrzymanie siatki uziemiającej jest kluczowym ogniwem, który można łatwo zignorować. Korozja i osada gleby mogą powodować wzrost złamania elektrody uziemiającej lub rezystancji uziemienia. Dlatego opór uziemienia powinien być mierzony co roku, a co 3 lata należy przeprowadzać test przewodzenia siatki uziemiający, aby zapewnić niezawodne połączenie elektrod uziemiających. Aresztowania muszą poddać się testom napięcia odniesienia DC i testów upływu bieżącego w każdym latach 1 - 2, a starzenie się lub wydajność - degradowane aresztowania powinny zostać zastąpione na czas, aby zapobiec awarii pogody w burzy.