3 что такое вводы с главной изоляцией фарфоровой покрышки

твн / литература / Лисина,ТВН

с полостью, которая может быть заполнена газом (воздухом), минеральным маслом или компаундом.

Рис. 2.13. Эскиз проходного изолятора:

Рис. 2.14. Проходной изолятор

Проходной изолятор со сплошной фарфоровой изоляцией (рис. 2.14) состоит из фарфорового элемента 1 , внутри которого проходит стержень (шина) 2 , двух фланцев (колпачков) 3 на концах изолятора для крепления токоведущей части и опорного фланца 4 , служащего для механического крепления изолятора к конструкции аппарата или стенки распределительного устройства, через которую осуществляется ввод высокого напряжения. Опорный фланец соединяется с фарфором с помощью цементной связки 5 . Между колпачком и фарфором помещаются амортизирующие картонные прокладки и уплотнения.

Изоляторы для наружной установки имеют ребристую поверхность, а для внутренней – гладкую или волнистую. Для увеличения сухоразрядного напряжения опорный (средний) фланец экранируют ребрами, обращенными к фланцу, с металлизированной поверхностью, электрически соединенной с металлическим фланцем.

Применение промежуточных ребер также позволяет повысить разрядные напряжения.

Нижняя часть аппаратных изоляторов помещается в масло, имеет гладкую поверхность и приблизительно вдвое короче воздушной (наружной) части.

Для исключения ионизационных процессов в воздушном зазоре между токоведущим стержнем и внутренней стенкой изолятора последняя может металлизироваться и соединяться с токоведущим стержнем.

Расчет сплошных фарфоровых проходных изоляторов ведется в направлении определения толщины стенки изолятора, обеспечивающей необходимый запас электрической и механической прочности при заданных воздействующих факторах. Наиболее часто сплошные фарфоровые изоляторы применяются на напряжение 6…10 кВ.

Рис. 2.15. Сечение проходного изолятора с полостью:

1 – токоведущий стержень (труба);

2 – изоляционное покрытие; 3 – полость;

Проходные изоляторы с полостью находят применение в установках напряжением до 35 кВ. С точки зрения электрической прочности наиболее слабым местом такого изолятора (рис. 2.15) является полость, заполненная газом, маслом или компаундом.

Пробой полости ведет к полному пробою изолятора. Поэтому максимальная напряженность поля в полости изолятора не должна превышать допустимых значений для выбранной среды, т. е. Е max Е доп , при этом Е доп должна быть меньше пробивной напряженности полости Е пр .

При напряжении выше 35 кВ применяются вводы с маслобарьерной, бумажнобакелитовой и конденсаторной бумажно-масляной внутренней изоляцией. Наружной изоляцией таких вводов являются фарфоровые покрышки, в которые помещаются остовы вводов. В последнее время для комплектных распределительных устройств выпускаются вводы с элегазовой изоляцией на напряжение 110…220 кВ.

Маслобарьерные вводы (МБВ ). МБВ являются устаревшими конструкциями и применяются в энергетических установках на напряжение до 400 кВ. Конструктивное исполнение вводов с маслобарьерной изоляцией показано на рис.

Основной изоляцией таких вводов является трансформаторное масло, в котором между токоведущим стержнем и фланцем расположены бумажнобакелитовые цилиндры с конденсаторными обкладками из медной или алюминиевой фольги толщиной 0,01…0,015 мм, с бумажным покрытием толщиной до 3…5 мм. Применение конденсаторных обкладок позволяет выравнивать поле

как в радиальном, так и в аксиальном направлениях при соответствующем законе изменения длины и радиуса обкладок.

Изоляционные цилиндры крепятся с помощью дистанционных распорок из дерева (красного бука) или пластмассы. Трансформаторное масло, циркулируя в кольцевых зазорах (толщиной 2…5 см) между барьерами, охлаждает токоведущий стержень и способствует отводу тепла от изоляционных

Рис. 2.16. Маслобарьерный ввод на напряжение 220 кВ:

1 – токовый зажим; 2 – расширитель; 3 – указатель уровня масла; 4 – поддон; 5 – фланец; 6 – трансформаторное масло; 7 – распорки дистанционные; 8 – токоведущий стержень; 9 – бумажно-бакелитовые цилиндры;

10 – покрышка верхняя; 11 – фланец; 12 – соединительная втулка; 13 – фланец; 14 – покрышка нижняя; 15 – стакан

Ввод снабжен расширителем и указателем уровня масла. МБВ отличаются высокой надежностью, но имеют большие габариты из-за относительно больших масляных зазоров между цилиндрическими барьерами [1]. В зависимости от толщины масляного канала и размеров конденсаторных обкладок допустимые напряженности в масле не должны превышать 40…65 кВ/см.

Диаметр токоведущего стержня (трубы) и его сечение должны обеспечить необходимую величину максимальной напряженности на стержне ( Е max Е доп ) и пропускание тока заданной величины с учетом допустимой плотности тока.

Вводы конденсаторного типа. Применение во вводах маслобарьерной изоляции дало возможность повысить их электрическую прочность, но габариты вводов остаются значительными, что существенно затрудняет их использование при напряжении 220…500 кВ и выше. Поэтому на высших классах напряжения применяются технически более совершенные вводы конденсаторного типа, к которым относятся бумажно-бакелитовые и бумажно-масляные конденсаторные

вводы. В качестве основной изоляции в бумажно-бакелитовых вводах (вводы с твердой изоляцией) используется бакелизированная бумага толщиной 0,06 мм, которая наматывается на токоведущий стержень или трубу в горячем состоянии при температуре до 160 ºС.

Между слоями бумаги через определенные промежутки закладываются уравнительные обкладки из алюминиевой фольги. Полученная втулка запекается, концы остова обтачиваются на станке с целью придания изолятору определенной формы (чаще конусной), а затем поверхность изоляционного остова покрывается влагостойким лаком (рис. 2.17). Такие вводы отличаются простотой изготовления, компактностью, высокой механической прочностью.

Рис. 2.17. Конденсаторный бумажно-

бакелитовый ввод для внутренней

установки: 1 – токоведущий стержень;

2 – конденсаторные обкладки;

2 – верхний колпачок; 3 – покрышка

3 – бакелизированная бумага;

из силиконовой резины (верхняя часть

изолятора); 4 – средний фланец;

5 – нижняя (масляная) часть изолятора

К их недостаткам следует отнести гигроскопичность изоляции, вследствие чего она может отсыревать из-за растрескивания лака, низкую трекингостойкость, возможность теплового пробоя.

Бумажно-бакелитовые изоляторы для наружной установки помещают в фарфоровые покрышки, а пространство между покрышкой и изоляционным остовом заливают специальной мастикой. Если нижняя часть ввода работает в масле (трансформаторы, масляные выключатели), то нижняя фарфоровая покрышка отсутствует. В этом случае нижняя часть изолятора короче наружной [1–3].

Московский завод «Изолятор» выпускает вводы с бумажно-бакелитовой изоляцией до 500 кВ ( RBP-изоляция ). В последние годы это предприятие выпускает бакелитовые вводы типа ГТПВ-35/1000 с полимерной внешней изоляцией (рис. 2.18). Внешняя изоляция (покрышка) изготовлена из трекингостойкой силиконовой резины в грязестойком исполнении. Покрышка на 35 кВ имеет 7 тонких ребер, что позволяет выдерживать большие ударные механические нагрузки.

В настоящее время широкое распространение получили наиболее совершенные вводы с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией. В данной конструкции ввода на токоведущий стержень (трубу) или на бумажно-бакелитовый цилиндр наматывается кабельная бумага марки КВ-120 шириной 100…150 мм по способу спиральной намотки с положительным перекрытием. Через определенные промежутки между слоями бумаги закладываются конденсаторные обкладки из перфорированной алюминиевой фольги толщиной 0,01 мм.

При более совершенной технологии применяется намотка в два слоя бумаги: одного – чистого, другого – с печатным металлическим покрытием. Затем производится тщательная вакуумная сушка остова ввода и последующая пропитка дегазированным трансформаторным маслом. На следующем этапе изоляционный остов ввода помещается в фарфоровые чехлы (верхняя и нижняя покрышки), залитые трансформаторным маслом. Для соединения верхней и нижней частей ввода используется металлическая соединительная втулка.

В верхней части ввода (рис. 2.19) к фланцу крепится маслорасширитель с указателем уровня масла, который может снабжаться гидрозатвором для предотвращения увлажнения масла.

Рис. 2.19. Конденсаторный бумажно-масляный ввод типа БМТ110/630:

1 – расширитель с гидрозатвором; 2 – токоведущая труба; 3 – верхняя покрышка; 4 – изоляционный остов;

5 – измерительный ввод; 6 – маслоотборник; 7 – соединительная втулка; 8 – нижняя покрышка;

Современные конструкции вводов выполняются герметичными, что позволяет избежать увлажнения и окисления масла атмосферным воздухом. Такие вводы имеют встроенные (вводы 110…220 кВ) или выносные (вводы 220 кВ и выше) баки давления (компенсаторы), которые соединяются медным трубопроводом длиной 3…6 м с внутренней полостью ввода через соединительную втулку [4, 5].

В последние годы завод «Изолятор» освоил выпуск новых трансформаторных вводов на 330…500 кВ с компенсатором давления в верхней части ввода.

Некоторые маслонаполненные вводы снабжены приспособлением для измерения напряжения (ПИН). Для присоединения ПИН используются две уравнительные обкладки сердечника – последняя заземленная и предпоследняя, которая присоединяется к выводу ПИН. Эти две обкладки ввода образуют низковольтное плечо емкостного делителя. В современных конструкциях вводов вывод для присоединения ПИН может быть использован для измерения tg и емкости ввода. Для контроля качества масла вводы имеют маслоотборное устройство, расположенное на соединительной втулке.

Фарфоровые покрышки ввода конструируются таким образом, чтобы получить наибольшее значение разрядных напряжений в эксплуатационных условиях.

Изготовление вводов с бумажно-масляной изоляцией является сложным процессом и требует большой тщательности. ЗАО «АББ Электроизолит Бушинг» освоило выпуск высоковольтных вводов (по швейцарской технологии) с твердой RIP-изоляцией на U = 500 кВ,

I н = 800…2500 А (абсолютно сухие) с заполнением компаундом типа «Микагель». RIP-изоляция изготовлена на основе бумаги, пропитанной в вакууме

эпоксидным компаундом. Такая изоляция сочетает в себе высокие диэлектрические характеристики, присущие бумажно-масляной изоляции, и удобство в эксплуатации, характерное для твердой изоляции. RIP-изоляция обладает высокой термической и механической стойкостью. Недостатком вводов с RIP-изоляцией является их достаточно высокая стоимость по сравнению с бумажно-масляными вводами (OIP-изоляция).

Вводы с элегазовой изоляцией .

Применение высокопрочных газов в качестве электрической изоляции позволяет существенно упростить конструкцию вводов и уменьшить их массу и габариты. Газ, используемый в качестве внутренней изоляции, должен обладать не только высокой электрической прочностью, но и достаточной термической стойкостью, малой токсичностью, стойкостью к электрическим разрядам, низкой температурой сжижения, приемлемой стоимостью [4].

Источник статьи: http://studfile.net/preview/6831153/page:9/

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Фарфоровая покрышка — ввод

Фарфоровые покрышки вводов , имеющие сколы ребер общей площадью не более 0 05 — 0 075 % общей поверхности фарфора, могут быть временно установлены на трансформатор. При этом по вертикальной прямой покрышки не должно быть более двух сколов. [2]

Фарфоровые покрышки вводов , имеющие сколы ребер общей площадью не более 0 05 — 0 075 % общей поверхности фарфора, могут быть временно установлены на трансформатор. [4]

Фарфоровые покрышки вводов протирают салфетками, смоченными авиационным бензином. С промежуточного опорного изолятора снимают транспортные заглушки. Изолятор осматривают и протирают салфетками, смоченными бензином, проверяют крепление изоляционных воздухопроводов и протирают их салфетками, смоченными спиртом. На нижнюю дугогасительную камеру устанавливают промежуточный опорный изолятор и соединяют их с помощью шпилек. [5]

У фарфоровых покрышек вводов проверяют отсутствие трещин и сколов фарфора. При сколах площадью 10 — 12 см2 на краях юбки ввод может быть оставлен в работе. В этом случае скол должен быть очищен и покрыт слоем олифы, а при отсутствии олифы — масляной краской. При значительных сколах или трещинах на фарфоровой покрышке ввод необходимо заменить. Загрязненные фарфоровые покрышки протирают чистой тряпкой, смоченной чистым авиационным бензином. [6]

У фарфоровых покрышек вводов проверяют отсутствие трещин и сколов фарфора. При сколах площадью 10 — 12 см2 на краях юбки ввод может быть оставлен в работе. Однако в этом случае скол должен быть очищен и покрыт слоем олифы, а при отсутствии олифы — масляной краской. При значительных сколах или трещинах на фарфоровой покрышке ввод необходимо заменить. Загрязненные фарфоровые покрышки протирают чистой тряпкой, смоченной чистым авиационным бензином. [7]

Перед армировкой фарфоровых покрышек вводов ВМ-35 и др. на дно фланца помещают резиновую прокладку, на которую устанавливают фарфоровую покрышку с последующим сжатием. Затем в полость между покрышкой и фланцем заливают це-4 ментирующий состав. [9]

При контроле ребристых поверхностей, например фарфоровых покрышек вводов , измерительных трансформаторов и т.п., действует сразу несколько факторов, связанных с углом визирования и коэффициентом излучения. [10]

Одновременно проверяют армировочные швы в местах соединения фарфоровых покрышек вводов с фланцами. Армиров ку покрывают несколькими слоями лака воздушной сушки. Если обнаружено частичное выкрашивание армировочной замазки, ее восстанавливают непосредственно на месте, после чего швы армиравки покрывают тремя слоями натуральной олифы или5 лака. [11]

При определении размеров кабеля и расположения на нем изоляции нужно учитывать допуски на длину фарфоровых покрышек ввода . [13]

При наружном осмотре масляных выключателей проверяются действительное положение ( включенное или отключенное) выключателя; состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов , изоляторов и тяг; целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов; отсутствие течи масла и уровень его в баках и вводах. На слух определяется, нет ли треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок, наклеенных па контактные соединения, устанавливается, не перегреваются ли контакты. [15]

Источник статьи: http://www.ngpedia.ru/id280619p1.html

Назначение и описание высоковольтных вводов для трансформаторов, проблемы эксплуатации

Вводы для силовых трансформаторов – необходимые конструктивные элементы оборудования, к которым предъявляются особые технические требования. Вводы бывают различных типов, они классифицируются по особенностям конструкции, наполненности маслом, типологии изоляции. Безусловно, есть определенные проблемы эксплуатации в зависимости от вида элемента, а также основные методики контроля технологического состояния в зависимости от вида.

Назначение

Вводы для трансформатора являются необходимым элементом конструкции. Они предназначаются для изоляции выводимых концов обмотки и последующего крепления устройства к различным дополнительным приборам и элементам.

Выводов существует несколько десятков видов, при этом они различаются в зависимости от размеров и форм, мощности, напряжения, принципа установки, необходимых технических особенностей и другого.

Высоковольтный ввод представляет собой довольно простую конструкцию. Изолятор из фарфоровой пластин соединяется с фланцем из качественного чугуна. Последний необходим для того, что соединить ввод и крышку бака надежно и прочно. Ток передается по медному стержню, именно он связывает обмотку с элементами оборудования. Изолятор по типу своей поверхности имеет мелкие ребра или даже полностью гладкий. Также бывают варианты с зонтообразными ребрами на изоляторе, благодаря чем удается избежать разрядов на поверхности.

Ранее вводы трансформатора обладали такой конструкцией, которая не позволяла убрать их и заменить быстро. Приходилось снимать крышку или открывать активную часть бака, а уже потом снимать их и ремонтировать. На новых трансформаторах устанавливаются вводы, которые имеют съемную конструкцию. Благодаря тому, что нет обойм и фланцев, их легко снимать и заменять на новые в случае необходимости, не поднимая сердечник. Просто открывается устройство, которое прижимает ввод к крышке, а потом снимается уплотнительное кольцо. Ввод вынимается и заменяется.

Проблема работы вводов состоит в том, что появляется сильнейший магнитный поток. Особенно это касается оборудования, которое предназначается для работы с большими токами. Магнитное поле приводит к сильному нагреву крышки и фланцев. Для избегания поломок, связанных с этим фактором, заменяют фланцы из стали и чугуна латунными. Также для уменьшения нагрева к крышке размещают вводы совместно, при этом в одно отверстие, или же делают диаметр дырки для ввода больше, чтоб токовый стержень находился дальше.

Классификация и особенности конструкции

Конструктивные особенности изменяются в зависимости от требуемых технических характеристик и особенностей эксплуатации. Обязательно учитывается этот пункт, в противном случае трансформатор даже если и будет работать, то на эффективность и безопасность рассчитывать не стоит.

Составные

Составные вводы используются исключительно для трансформаторов с напряжением до 1000 В. Они состоят и двух или трех изоляторов из фарфора. При этом в отличии от маслонаполненных внутри полости тут нет масляного состава. Их применение в устройствах с большими показателями напряжения недопустимо.

Съемные

Конституция съемных вводов подразумевает, что понятно из названия, что их можно быстро вынимать и ставить обратно при необходимости. Несъемные варианты подходят только для токов, которые сейчас не соотнесены значениям. Диаметр шпилек у старых образцов значительно меньше. В тоже время съемные вариации отличаются большим диаметром шпилек, что позволяет увеличить показатели длительности рабочего тока.

Маслонаполненные

Трансформаторный ввод представляет собой два или три фарфоровых изолятора, внутри полости которых находится масло. Если речь идет о конфигурациях вводах с напряжением 110 кв или больше, то присутствует две крыши из фарфора. Они сочетаются между собой и крепятся втулкой. Часть внутри в масле, обязательно контролируется его расход.

Маслоподпорные

Маслоподпорные выводы отличаются особой герметичностью, но особенность состоит в том, что масло поступает при помощи специальной трубки, которая располагается непосредственно у самого ввода. Изоляция жидкого типа общая, то есть она с такими же химическим составом, что и трансформаторная. Используется исключительно для устройств с напряжением от 110 кВ.

С твердой изоляцией

Приборы с твердой изоляцией также герметичны и применяются для оборудования с большими мощностными показателями. По своим конструктивным особенностям схожи с вариантами масляными, однако у них нет нижней фарфоровой покрышки.

Проблемы эксплуатации

Проблемы с выводами безусловно коснуться трансформатора. Но специалистам требуется выявить причину и максимально постараться ограждать от нее устройства при последующем использовании.

Более 60 процентов от всех причин поломки силовых трансформаторов относятся к проблемам со вводами. Наибольшая часть — это оборудование высоковольтное от 110 кВ. Типология, особенности повреждений зависят от конструктивных деталей внутри механизма и данных о напряжении. Показывают меньший процент поломок несъемные варианты, но их ремонт невозможен. Чаще меняются приборы с большой мощностью нежели менее 100 кВ.

Присущие дефекты конструкции во многом различаются благодаря внутренней изоляции. Характерны для:

покрытой крышки маслом — механические повреждения и протекания из-за естественных факторов;
твердой изоляции с маслом — растекание, старение состава, повреждение фарфоровой крышки;
маслобарьерной изоляции — протекания в фарфоре, естественный износ и уменьшение внутренних показателей изоляции, нарушение работы прокладок и цилиндров;
бумажно-масляных изоляторов не герметичных — перекрытие, приводящее к пробою, уменьшение соединений на вводах, механические проведение, нарушение объема циркуляции масла, увлажнение или окисление узлов в местах течи масла;
бумажно-масляных изоляторов герметичных — естественное старение состава и выпадание осадка, затрудняющего работу, появление в составе алюминия и наблюдение вибрации, появление разрядов в зоне около крышки, уменьшение показателей давления.

В зависимости от технических характеристик ввода при плановом осмотре трансформатора специалист сверяется, не появились ли дефекты из вышеизложенного списка. Выделяют и другие причины приводящие к снижению чувствительности изоляционных материалов оборудования. Их объединили в четыре большие группы для удобства.

Электрическое старение

Электрическое старение относится к естественным природным факторам, приводящим к износу изоляции тс. Этот фактор представляет собой совокупность, в число которой входят и постоянное увлажнение, окислительные процессы, проявление частичных электрических токовых импульсов на поверхности, перманентное воздействие тепла.

Частые коммутации

Электроприводы, используемые в производстве, подразумевают воздействие на напряжение питающей сети. Появление гармоник и смена напряжения влечет за особой смену частотных коммутаций. К перенапряжение приводят и электроламповые выключатели, применяющиеся часто в совокупности на предприятиях.

Тяжелые режимы работы

Тяжелые режимы работы вызывают перегрев проводников. Как следствие, возникает износ изоляции и так называемый природный температурный износ. При тяжелых режимах работы оборудование применяется с четко ограниченным планом, когда оно функционирует, а когда отдыхает.

Особенности конструкции

Конструктивные нюансы, в особенности увлажнение, являются также частой проблемой вводов трансформаторов. Увлажнение характерно для тс, которые не относятся к герметичному типу. А вот в герметизированных установках превосходящая часть повреждений обусловлена снижением качества состава, а также появление частых электрических разрядов.

Любая проблема на начальном этапе не вызывает беспокойства и не приводит к резкому снижению эффективности устройства или выходу его из строя. На ранних стадиях проблемы наблюдается изменение состава масла, например добавление в него частиц алюминия. В итоге происходит разложение продуктов изоляции, которые приводят к пробою поверхности.

Это влечет за собой выход и строя и необходимость не только смены самих вводов, но и частиц деталей, прилегающих к ним, проверки конститутивных узлов трансформатора.

Основные методы контроля технологического состояния

Методик контроля несколько, к их числу относятся интегральные и дифференциальные. Эти типы различные по своему принципу действия, и они оценивает разные характеристики изоляции. Например, интегральные направлены прежде всего на проверку в общем состояния ввода, а не на то, чтоб обнаружить и искоренить определенный дефект. Используя их, вы будете уверены, что поломка найдется, но не конкретная область, а именно факт того, что она присутствует.

Тогда можно экстренно заменить ввод и не беспокоится о сохранности прибора. А вот дифференциальные направлены на то, чтоб устанавливать конкретное место поломки. В зависимости от характеристик проводимого исследования изменяются первичные установки, в том числе требуется или нет отключать оборудование из сети.

Интегральные

Интегральные методики позволяют проверить состояние устройства в целом. Они не направлены на то, чтоб определять поконкретнее местоположение поломки. Но они сигнализируют о том, что потребуется или полная замена ввода, если это возможно, или проверка дифференциальным методом дополнительно.

Измерение сопротивления изоляции

При помощи методики измерения сопротивления изоляции специалисты выявляют такие дефекты как увлажнение твердой изоляции и наличие загрязнений, в том числе пыли, грязи на поверхности, которые могут служить причиной уменьшения энергоемкости. Этот способ имеет ряд преимуществ, в то числе и то, что можно оценивать не только внешнее состояние и показатели изолятора, но и абсорбционные процессы, которые происходят внутри обмотки.

К недостаткам методики относят то, что трансформатор обязательно отключается при выполнении исследования.

Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Различают несколько видов измерения. Распространенное — это измерение тангенса и емкости по зонам устройства. Позволяют выявить то, есть ли частичные разряды в обмотке, насколько увлажнена твердая оболочка и не состарились ли масло. Особенности этой методики:

выявление общего и местного состояния;
невозможность выявить природу дефекта.

Также определяют зависимость тангенса и емкости от напряжения для выявления наличия разрядов. Методика довольно эффективная, но придется отключать приборы от сети. А вот если проводится полное измерение, то при его помощи выявляются не только все вышеизложенные показатели, но и наличие пробоя теплового или ионизирующего характера. Хорошая доля вероятности, но это не распространяется на выявление дефектов в масляном канале.

Кроме того, выявить можно и зависимости от температурных показателей. Методика позволяет определить состарилось ли масло и вероятность появления пробоя теплового характера. Единственным недостатком этой методики является то, что исследование должно проводится при различных температурных вариациях.

Анализ масла

Анализ состава масла выявляет разные характеристик и дефекты. При помощи физико-химического исследования определяется уровень увлажнения, перегрева, загрязнения и старения. Анализ газовой составляющей поможет выявить дефекты строения молекул, а производных фурана — износ изоляции твердого типа. Способ эффективный, но нельзя исключать возможность загрязнения при взятии анализа. Вводы должны быть тщательно очищены перед внедрением специального стеклянного шприца.

Измерение давления

Просмотр сведений о давлении выявляет в каком состоянии находится герметичность и наличие или отсутствие частичных разрядов в масляном составе. Измерение давления относится к простейшим процедурам, так как контроль не требуется. Но минус существенный — разряды выявляются только на их последней стадии.

Дифференциальные

Дифференциальные способы в отличии от интегральных направлены на выявление конкретной проблематики. Ими пользуются, когда интегральные методики дали положительный ответ.

Тепловизионное обследование

Данный вид исследования выявляет массу нарушений состояния проводников. К ним относят:

чрезмерный нагрев в местах подсоединения;
наличие контора короткозамкнутых типов;
уменьшение масляной составляющей во вводах;
влажность части остова и другое.

Методика действенная и популярная по причине того, что не нужно выключать оборудование в сети и проводить специального рода манипуляции перед анализом. Контролировать сдачу не нужно, так как все происходит в автоматическом режиме. Информация наглядна и понятна даже не специалисту. Единственная проблема данного вида дифференциального контроля заключается в том, что можно проследить лишь верхнюю и среднюю часть ввода. Для обследования нижней способ не годится.

Регистрация (локализация) частичных разрядов

Локализация определяет характеристики состава, изменилось ли напряжение и наличие дефектов определенной части ввода. При помощи способа выявляются дефекты любой части. Минус в том, что понять типологию сигнала не всегда просто из-за возникающих помех.

Источник статьи: http://otransformatore.ru/silovoj/vvvody-dlya-transformatorov/

Высоковольтные проходные изоляторы, предназначенные для работы при напряжении выше 35 кВ, называются вводами.

Проходные изоляторы (в частности, вводы в высоковольтных аппаратах и конструкциях), в отличие от других типов изоляторов, имеют неблагоприятное расположение электродов (рис. 2.13), при котором радиальная составляющая напряженности электрического поля Е _r вблизи фланца намного превосходит тангенциальную составляющую Е_t, что приводит к крайне неравномерному распределению поля и неравномерному снижению разрядных напряжений.

Проходные изоляторы изготавливают для внутренней и наружной установок, поэтому последние должны быть рассчитаны на мокроразрядное напряжение. Различают проходные изоляторы со сплошной фарфоровой изоляцией и изоляторы с полостью, которая может быть заполнена газом (воздухом), минеральным маслом или компаундом.

Рис. 2.13. Эскиз проходного изолятора: 1 – токоведущий стержень; 2 – изолятор; 3 – фланец

Рис. 2.14. Проходной изолятор со сплошной фарфоровой изоляцией

Проходной изолятор со сплошной фарфоровой изоляцией (рис. 2.14) состоит из фарфорового элемента 1, внутри которого проходит стержень (шина) 2, двух фланцев (колпачков) 3 на концах изолятора для крепления токоведущей части и опорного фланца 4, служащего для механического крепления изолятора к конструкции аппарата или стенки распределительного устройства, через которую осуществляется ввод высокого напряжения. Опорный фланец соединяется с фарфором с помощью цементной связки 5. Между колпачком и фарфором помещаются амортизирующие картонные прокладки и уплотнения.

Применение промежуточных ребер также позволяет повысить разрядные напряжения.

Пробой полости ведет к полному пробою изолятора. Поэтому максимальная напряженность поля в полости изолятора не должна превышать допустимых значений для выбранной среды, т. е. Е_max £ Е_доп, при этом Е_доп должна быть меньше пробивной напряженности полости Е_пр.

При напряжении выше 35 кВ применяются вводы с маслобарьерной, бумажно-бакелитовой и конденсаторной бумажно-масляной внутренней изоляцией. Наружной изоляцией таких вводов являются фарфоровые покрышки, в которые помещаются остовы вводов. В последнее время для комплектных распределительных устройств выпускаются вводы с элегазовой изоляцией на напряжение 110…220 кВ.

Маслобарьерные вводы (МБВ). МБВ являются устаревшими конструкциями и применяются в энергетических установках на напряжение до 400 кВ. Конструктивное исполнение вводов с маслобарьерной изоляцией показано на рис. 2.16.

Основной изоляцией таких вводов является трансформаторное масло, в котором между токоведущим стержнем и фланцем расположены бумажно-бакелитовые цилиндры с конденсаторными обкладками из медной или алюминиевой фольги толщиной 0,01…0,015 мм, с бумажным покрытием толщиной до 3…5 мм. Применение конденсаторных обкладок позволяет выравнивать поле как в радиальном, так и в аксиальном направлениях при соответствующем законе изменения длины и радиуса обкладок.

Диаметр токоведущего стержня (трубы) и его сечение должны обеспечить необходимую величину максимальной напряженности на стержне (Е_max £ Е_доп) и пропускание тока заданной величины с учетом допустимой плотности тока.

Вводы конденсаторного типа. Применение во вводах маслобарьерной изоляции дало возможность повысить их электрическую прочность, но габариты вводов остаются значительными, что существенно затрудняет их использование при напряжении 220…500 кВ и выше. Поэтому на высших классах напряжения применяются технически более совершенные вводы конденсаторного типа, к которым относятся бумажно-бакелитовые и бумажно-масляные конденсаторные вводы. В качестве основной изоляции в бумажно-бакелитовых вводах (вводы с твердой изоляцией) используется бакелизированная бумага толщиной 0,06 мм, которая наматывается на токоведущий стержень или трубу в горячем состоянии при температуре до 160 ºС.

Рис. 2.17. Конденсаторный бумажно-бакелитовый ввод для внутренней установки: 1 – токоведущий стержень; 2 – конденсаторные обкладки; 3 – бакелизированная бумага; 4 – металлический фланец; 5 – цементная заделка

Рис. 2.18. Бакелитовый ввод с полимерной покрышкой: 1 – токоведущий стержень; 2 – верхний колпачок; 3 – покрышка из силиконовой резины (верхняя часть изолятора); 4 – средний фланец; 5 – нижняя (масляная) часть изолятора

Московский завод «Изолятор» выпускает вводы с бумажно-бакелитовой изоляцией до 500 кВ (RBP -изоляция). В последние годы это предприятие выпускает бакелитовые вводы типа ГТПВ-35/1000 с полимерной внешней изоляцией (рис. 2.18). Внешняя изоляция (покрышка) изготовлена из трекингостойкой силиконовой резины в грязестойком исполнении. Покрышка на 35 кВ имеет 7 тонких ребер, что позволяет выдерживать большие ударные механические нагрузки.

Некоторые маслонаполненные вводы снабжены приспособлением для измерения напряжения (ПИН). Для присоединения ПИН используются две уравнительные обкладки сердечника – последняя заземленная и предпоследняя, которая присоединяется к выводу ПИН. Эти две обкладки ввода образуют низковольтное плечо емкостного делителя. В современных конструкциях вводов вывод для присоединения ПИН может быть использован для измерения tgd и емкости ввода. Для контроля качества масла вводы имеют маслоотборное устройство, расположенное на соединительной втулке.

RIP-изоляция изготовлена на основе бумаги, пропитанной в вакууме эпоксидным компаундом. Такая изоляция сочетает в себе высокие диэлектрические характеристики, присущие бумажно-масляной изоляции, и удобство в эксплуатации, характерное для твердой изоляции. RIP-изоляция обладает высокой термической и механической стойкостью. Недостатком вводов с RIP-изоляцией является их достаточно высокая стоимость по сравнению с бумажно-масляными вводами (OIP-изоляция).

Вводы с элегазовой изоляцией.

Наиболее полно указанным требованиям отвечает элегаз (SF₆ – шестифтористая сера). Элегаз прочнее воздуха в 2,3–2,6 раза и не разлагается под действием воды, кислот, щелочей. По своей инертности элегаз близок к химически чистому азоту. Для снижения стоимости изделий с элегазовой изоляцией в ряде случаев используют смесь элегаза с азотом. Элегаз рекомендуется применять только в однородном или слабонеоднородном электрических полях, т. к. при ионизационных процессах наблюдается разложение элегаза с образованием весьма опасных необратимых соединений.

Отечественной промышленностью разработаны вводы с элегазовой изоляцией, предназначенные для установок в КРУ (рис. 2.20) на напряжение 110…220 кВ.

2.4. Изоляция силовых конденсаторов

Общие сведения. Силовые конденсаторы используются в цепях электроэнергетических установок, где осуществляется преобразование и передача больших мощностей или накопление больших количеств энергии. Они применяются в силовой электротехнике для улучшения коэффициента мощности, в технике связи, импульсной технике, ядерных исследованиях, электроразрядных и плазменных технологиях.

Расчет конденсатора заключается в том, чтобы по заданным значениям электрических характеристик определить наиболее оптимальные размеры и срок службы конденсатора.

2.4.1. Расчет емкости конденсаторов

Отношение заряда Q, накопленного на пластинах, к напряжению U, приложенному к ним, называют емкостью конденсатора

, Ф, (2.7)

На практике часто пользуются единицами меньшими, чем фарада.

Емкость плоского конденсатора (рис. 3.21, а) можно определить из формулы

, Ф, (2.8)

где S – активная площадь обкладок (S = bl), см 2 ; d – толщина диэлектрика, см; e – относительная диэлектрическая проницаемость диэлектрика; e₀ – диэлектрическая проницаемость вакуума, Ф/см;b и l – ширина и длина обкладки, см.

Ф/см. (2.9)

Емкость цилиндрического конденсатора (рис. 2.21, б) определяется по формуле

, Ф, (2.10)

где l – активная длина обкладок, см; R₁, R₂ – внутренний и наружный радиусы электродов, соответственно, см.

При использовании тонких диэлектриков, поставляемых в рулонах (конденсаторная бумага, пленки), для получения больших значений емкости применяется спиральная намотка (рис. 2.22). В этом случае работают обе ленты диэлектрика и емкость конденсатора

, пФ, (2.11)

где b и l – ширина и длина фольги, см; d – толщина диэлектрика, см.

Рис. 2.21. К определению емкости конденсатора:
а – плоский конденсатор; б – цилиндрический конденсатор

Применение секций со спиральной намоткой позволяет значительно сократить расход алюминиевой фольги при производстве конденсаторов. Секции наматывают на специальных станках либо на цилиндрическую оправку и после снятия с оправки прессуют (плоскопрессованная секция), либо на жесткий изоляционный цилиндр (цилиндрическая секция).

Рис. 2.22. Эскиз секции со спиральной намоткой:
Д₀– диаметр оправки; Db – ширина закраины

2.4.2. Характеристики основных материалов, применяемых
в высоковольтных конденсаторах

В технике сильных токов и высоких напряжений, а также в энергетических установках для повышения коэффициента мощности используются конденсаторы с бумажной изоляцией, пропитанной минеральным (конденсаторным) маслом, жидкостями растительного происхождения (касторовое масло – для импульсных конденсаторов) или синтетическими жидкостями (совол, совтол, трихлордифенил, фенилксилиэтан и др.) [2].

Достоинствами хлорированных дефинилов (совол, совтол, трихлордифинилов) являются более высокие e, повышенная стойкость к воздействию частичных разрядов, негорючесть. Однако эти жидкости являются токсичными и экологически опасными. Поэтому масштабы применения хлорированных дефинилов сокращаются и их заменяют на более безопасные жидкости (дибутилфтилат, фенилксилилэтан и др.).

Для изготовления таких конденсаторов обычно используется конденсаторная бумага, которая отличается весьма малой толщиной (5…30 мкм), высокой плотностью и небольшим содержанием неорганических загрязнений. Отечественная бумага выпускается двух видов: обычная конденсаторная бумага – КОН и бумага с улучшенными диэлектрическими свойствами – СИЛКОН. Обычную бумагу изготавливают двух марок: КОН-I (e = 2,2) плотностью 1 г/см 3 и КОН-II (e = 2,9) плотностью 1,2 г/см 3 . Улучшенная бумага СИЛКОН имеет плотность 0,8; 1,0 и 1,2 г/см 3 .

В последнее время для улучшения характеристик диэлектрика (повышения электрической прочности и напряжения начала частичных разрядов, уменьшения диэлектрических потерь) используют комбинированную бумажно-пленочную изоляцию. В этом случае бумажные слои выполняют роль фитиля, который втягивает пропитывающую жидкость в прослойки между пленками и обеспечивает хорошую пропитку и отсутствие газовых включений в изоляции.

Из полимерных пленок для конденсаторов промышленной и повышенной частоты (до 10 кГц) применяется полипропиленовая пленка
(Е_пр = 180…190 кВ/мм; tgd = (2…3)×10 –4 ; e = 2,25) и для импульсных конденсаторов – полиэтилентерефлатная (лавсановая) пленка (Е_пр = 160 кВ/мм;

В качестве обкладок в конденсаторах чаще всего используется металлическая фольга из алюминия толщиной d_Ф = 7…12 мкм. Для перемычек между секциями и для выводов конденсатора применяется медная фольга толщиной 0,3…0,5 мм.

Для изготовления щек, хомутов и корпусов конденсаторов используют отожженную и протравленную (для удаления окалины) тонколистовую сталь толщиной 1…2 мм, называемую декапированной.

Для изготовления конденсаторов в изоляционном корпусе используется фарфор, бакелит, винипласт, стеклопластик и другие материалы.

2.4.3. Основы электрического расчета косинусных конденсаторов

Электрический расчет конденсаторов сводится к нахождению допускаемых значений напряженности при длительном(Е_раб) и кратковременном (Е_исп) воздействии напряжения.

Затем определяется два значения толщины диэлектрика:

и (2.12)

В большинстве случаев расчет ведут на длительную работу конденсатора, т. е. определяют Е_раб, по нему находяттолщину диэлектрика, а затем определяют испытательную напряженность Е_исп, соответствующую данной толщине и заданному испытательному напряжению U_исп:

, (2.13)

где К₁ – коэффициент, учитывающий невыявленные дефекты при кратковременном испытании диэлектрика конденсатора (К₁ = 1,5…3,0).

Следует иметь в виду, что электрическая прочность слоистой изоляции зависит от толщины или числа листов в диэлектрике (рис. 2.23). При малых толщинах Е_прувеличивается с ростом числа слоев изоляции вследствие перекрытия «слабых мест» прочными слоями изоляции, а затем с дальнейшим ростом толщины изоляции диэлектриков начинает проявляться краевой эффект и Е_пр снижается.

Вследствие изложенного механизмаЕ_пр = f ( d ) имеет максимум при определенной толщине изоляции секции d_опт.

Рис.2.23. Зависимость пробивной напряженности бумажного (1)
и бумажно-пленочного (2) диэлектриков от толщины изоляции
(пропитка трихлордифенилом)

Обычно толщина бумажного диэлектрика составляет 50…60 мкм (5–6 слоев бумаги при толщине листа 10 мкм), а толщина бумажно-пленочного диэлектрика составляет 25…35 мкм. Рабочее напряжение секции конденсатора определяется по формуле

(2.14)

где d_c – толщина изоляции в секции.

Секции выполняются либо со скрытой (рис. 2.24, а), либо с выступающей (рис. 2.24, б) фольгой.

Конструкция с выступающей фольгой применяется для улучшения теплоотвода, а в некоторых случаях – для уменьшения индуктивности импульсных конденсаторов. Выбрав высоту секции h_с (8…15 мм), можно найти число витков при намотке секции:

, (2.15)

Рис. 2.24. Способы намотки конденсаторных секций

Зная габаритные размеры секции, легко определить габаритные размеры пакета секции конденсатора и корпуса конденсатора в целом.

Для конденсаторов, работающих в условиях повышенного тепловыделения в активном диэлектрике (косинусные конденсаторы, конденсаторы для электротермических установок, импульсные конденсаторы с большой частотой следования импульсов и др.), необходимо провести тепловой расчет с целью определения температуры его нагрева по отношению к температуре окружающей среды.

Для конденсаторов с бумажно-масляной изоляцией максимально допустимая температура составляет 65…70 о С, а для конденсаторов с пропиткой хлордифенилом или касторовым маслом – 90…95 о С, что соответствует максимально допустимому перепаду температуры между центральной точкой пакета секций t_max и окружающей средой 25…30 о С и 50…55 о С, соответственно, при температуре окружающей среды t₀ = 40 о С.

2.5. Изоляция трансформаторов высокого напряжения

Главной (поперечной) изоляцией является изоляция между обмотками высокого и низкого напряжения, а также между обмотками и сердечником магнитопровода, ярмом и металлическим баком трансформатора.

Витковой (продольной) изоляцией называется изоляция между витками катушек данной обмотки, между катушками и слоями.

Для трансформаторов наружной установки следует различать внешнюю и внутреннюю изоляцию. Внешняя изоляция (воздушные промежутки между выводами и баком, между выводами различных фаз, а также вдоль фарфоровых покрышек вводов) выбирается по мокроразрядному и импульсному разрядному напряжению, а внутренняя изоляция выбирается с запасом прочности по отношению к внешней изоляции (К_зап = 1,2), чтобы не происходило ее повреждения при воздействии сухоразрядного напряжения внешней изоляции.

В главной изоляции трансформаторов используются: трансформаторное масло, электрокартон (листовой, рулонный), гетинакс, текстолит, дельта-древесина. В газонаполненных трансформаторах используются высокопрочные газы.

Для межслоевой и витковой изоляции используют кабельную и телефонную бумагу, пропитанную маслом, различные виды лакотканей (хлопчатобумажные, шелковые, киперные). Широко применяется эмалевая изоляция, стекловолокно, пропитанное кремнийорганическими лаками, эпоксидная смола.

2.5.1. Изоляция трансформаторов тока

Трансформаторы тока служат для преобразования измеряемого тока до величины, допускающей подключение измерительных приборов и аппаратов защиты.

В зависимости от номинальных параметров, конструктивного исполнения и места установки можно выделить следующие типы трансформаторов тока: катушечные, втулочные, проходные, шинные, баковые (звеньевые). Перечисленные трансформаторы, кроме звеньевых, изготавливаются в сухом исполнении до 20 кВ. Главная изоляция таких трансформаторов тока представляет из себя чередующиеся слои фарфора и воздуха. Для усиления изоляции производится установка специальных изоляционных барьеров. Большое распространение получили сухие трансформаторы тока с литой и прессованной изоляцией.

Применение такой изоляции позволяет изготавливать трансформаторы тока на напряжение 110 кВ и выше. Для улучшения распределения напряжения в конструкции трансформатора тока используются конденсаторные обкладки. Трансформаторы тока с литой и прессованной изоляцией имеют меньшие габариты, хороший товарный вид [3].

Для наружной установки на напряжение 35…500 кВ применяются трансформаторы тока типа ТФН звеньевого типа с бумажно-масляной изоляцией в фарфоровом корпусе (рис. 2.25).

Главная изоляция таких трансформаторов называется двухступенчатой (на каждую обмотку накладывается половина расчетной толщины изоляции), что позволяет улучшить условия теплоотвода и повысить устойчивость изоляции к тепловому пробою.

На напряжение выше 220 кВ трансформаторы тока звеньевого типа изготавливаются в виде каскада (рис. 2.26) из нескольких (обычно не более двух) трансформаторов, каждый из которых рассчитан на меньшее номинальное напряжение.

Эффективным способом уменьшения габаритов, расхода материалов и веса трансформатора тока на высокие напряжения (110…500 кВ) является применение одноступенчатой бумажно-масляной конденсаторной изоляции. Определение толщины бумажной изоляции ведется аналогично расчету вводов с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией. В качестве первичной обмотки таких трансформаторов используется кабель с бумажной изоляцией и конденсаторными обкладками.

Рис. 2.26. Каскадное соединение трансформаторов тока

2.5.2. Изоляция трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для преобразования высокого напряжения сети до величины, позволяющей производить измерение обычными измерительными приборами.

Трансформаторы напряжения могут быть в сухом (воздушная, газовая, литая изоляция) и масляном исполнении.

При напряжении выше 35 кВ используются каскадные схемы соединения по типу каскадных трансформаторов тока. В трансформаторах напряжения на 6…35 кВ главной изоляцией является масло в сочетании с цилиндрическими или плоскими барьерами (рис. 2.27). Для выравнивания напряжения вдоль обмотки в трансформаторах 6…10 кВ и выше, с целью уменьшения межвитковых напряжений, применяются экраны из разрезных колец. Для защиты от градиентных перенапряжений в трансформаторах напряжения на 35 кВ по две катушки с обоих концов обмотки выполняют с усиленной изоляцией. Обмотки высокого напряжения могут выполняться как слоевыми, так и непрерывными катушечными.

2.5.3 Изоляция силовых трансформаторов

По конструктивному исполнению изоляция силовых трансформаторов до 35 кВ не имеет принципиальных отличий от изоляции трансформаторов напряжения .

Особенностью главной изоляции высоковольтных обмоток трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше является наличие не одного, а нескольких изоляционных цилиндров (рис. 2.28), количество которых зависит от номинального напряжения трансформатора.

Неотъемлемой частью главной изоляции трансформаторов 110 кВ и выше являются угловые шайбы 2, которые представляют собой кольцевые Г-образные барьеры, затрудняющие развитие разрядов с торца обмотки на ярмо магнитопровода.

Рис. 2.28. Схема главной изоляции силового трансформатора на 110 кВ с выводом на конце обмотки (вариант): 1 – изоляционные цилиндры; 2 – угловые шайбы; 3 – междуфазные перегородки; 4 – ярмовая изоляция; 5 – емкостное кольцо; 6 – дисковые катушки; 7 – изоляционный барьер

Изоляция между обмотками различных фаз трансформатора осуществляется с помощью плоских Г-образные барьеров – междуфазных перегородок 3 из электрокартона. Ярмовая изоляция 4 может состоять из нескольких листов электрокартона.

Для выравнивания распределения электрического поля на первых катушках и уменьшения градиентных перенапряжений используется разрезное емкостное кольцо 5, присоединенное к началу высоковольтных обмоток.

Обмотка на 110 кВ выполняется из непрерывной части и входных дисковых катушек 6 (по две катушки с каждого конца) с дополнительной бумажной изоляцией. Низковольтная обмотка имеет изоляцию от стержня магнитопровода в виде изоляционного цилиндра 7. В трансформаторах с заземленной нейтралью на 220 кВ и выше, как правило, высоковольтные обмотки состоят из двух ветвей с вводом высокого напряжения в середину обмотки. Электрическое поле в середине обмотки при этом более равномерное, чем на концах, что позволяет применять облегченную изоляцию между витками обмотки. В конце обмотки поле хотя и остается резконеоднородным, но невысокое значение потенциала относительно земли позволяет относительно легко решить проблему изоляции торца обмотки от ярма магнитопровода. Концы обеих ветвей высоковольтных обмоток объединяются в нейтраль. Многие современные конструкции силовых трансформаторов изготавливаются с кабельными вводами напряжения, что позволяет отказаться от применения наружной изоляции (вводы трансформатора) и уменьшить габариты трансформаторов [1, 3]. Для силовых трансформаторов испытательное напряжение, в соответствии с ГОСТ, более чем в 2 раза превышает номинальное.

2.5.4. Изоляция испытательных трансформаторов

Сухие испытательные трансформаторы с воздушной изоляцией (без корпуса) изготавливаются для внутренней установки. Они имеют значительные габариты, нетранспортабельны, их общий вес на 20…40 % меньше, чем у масляных трансформаторов.

Испытательные трансформаторы с изоляцией под давлением газа не получили широкого распространения, в отличие от масляных испытательных трансформаторов типа ИОМ (испытательный, однофазный, масляный).

Главной особенностью испытательных трансформаторов является невысокий коэффициент запаса электрической прочности, что позволяет их изготавливать с облегченной изоляцией и снизить их габариты. Изоляция испытательных трансформаторов испытывается высоким напряжением U_исп = (1,1…1,4)U_н, причем испытательное напряжение строго не нормируется.

Низкий уровень изоляции испытательных трансформаторов обусловлен кратковременным режимом работы. Длительность большинства испытаний высоким напряжение составляет не более 3–5 мин, причем часто при напряжениях ниже номинального.

Испытательные трансформаторы, как правило, работают в закрытых помещениях. Поэтому вводы могут быть рассчитаны на воздействие U_н. К таким трансформаторам предъявляются меньшие требования в отношении надежности работы по сравнению с силовыми трансформаторами, т. к. выход из строя испытательного трансформатора связан с меньшим ущербом.

2.6. Изоляция силовых кабелей высокого напряжения

Общие сведения. Электрическим кабелем (или просто кабелем) называется одна или несколько изолированных токоведущих жил, заключенных в герметичную оболочку, поверх которой могут быть наложены защитные покровы. Силовые кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии в условиях, когда прокладка воздушных линий оказывается трудновыполнимой или невозможной, экономически невыгодной или нежелательной по эстетическим, природоохранным и другим соображениям. Поэтому кабельные линии прокладываются в городах, на территории предприятий, при пересечении рек, морских проливов. Длина кабельных линий чаще составляет 0,5…1 км и реже – 5…10 км и более. Основная причина, препятствующая созданию длинных кабельных линий, состоит в том, что 1 км такой линии в 10–20 раз дороже воздушной линии.

Основным конструктивным элементом кабеля является токоведущая жила (ТВЖ) круглой, сегментной или секторной формы, изготовленной из меди или алюминия (реже из биметалла). Для обеспечения гибкости кабеля с большим сечением ТВЖ скручиваются из отдельных проволок. На жилу накладывается изоляция в виде пропитанных бумажных лент из кабельной бумаги, резины или пластмасс. В качестве изоляции силовых кабелей могут быть использованы высокопрочные газы. Поверх изоляции накладываются защитные свинцовые или алюминиевые оболочки, а также оболочки на основе резины или пластмасс (полиэтилен, полихлорвинил). Для выравнивания поля («негладкость» жил) и повышения напряжения ионизации на ТВЖ и на наружную поверхность изоляции накладываются экраны из медных лент или полупроводящей бумаги, резины, полиэтилена. Металлическая оболочка кабеля покрывается защитными покровами, поверх которых накладывается броня из стальных лент или проволок.

Электрическая прочность кабельной изоляции на постоянном напряжении выше, чем на переменном. Поэтому экономически целесообразно выполнять кабельные линии на постоянном напряжении.

При заданном номинальном напряжении сечение токоведущей жилы кабеля определяется величиной передаваемой нагрузки и условиями прокладки и охлаждения кабеля. Увеличение сечения ТВЖ приводит к увеличению объема изоляции и, как следствие, к росту диэлектрических потерь.

В настоящее время отечественная промышленность выпускает различные типы силовых кабелей широкой номенклатуры, отличающихся видом используемой изоляции и конструктивным исполнением [1].

2.6.1. Кабели с вязкой пропиткой

Силовые кабели с пропитанной бумажно-масляной изоляцией являются одним из самых распространенных видов кабельных изделий, используемых при передаче и распределении электрической энергии. Они изготавливаются с медными или алюминиевыми жилами, в свинцовой или алюминиевой оболочке с различными защитными покровами в зависимости от назначения и условий эксплуатации.

Для изоляции кабелей на напряжение до 35 кВ применяют кабельную бумагу КВ-120 и КВ-170 с шириной лент 10…30 мм. Для кабелей на более высокие напряжения используют бумагу повышенного качества типа КВУ. В качестве пропитки применяются вязкие пропитывающие составы (маслоканифольный компаунд), минеральные или синтетические масла (октол).

Повышенная вязкость пропитки препятствует ее вытеканию при нормальной эксплуатации кабелей и при перепадах высот прокладки. Маслоканифольный компаунд приготовлен из минерального масла с добавлением 10…35 % канифоли. Процентное содержание канифоли в компаунде зависит от сорта нефтяного масла и выбирается из условия обеспечения требуемой вязкости и минимума tgd изоляции в области рабочих температур.

По конструктивному исполнению кабели бывают с нерадиальным и с радиальным электрическим полем.

Кабели с нерадиальнымэлектрическим полем (рис. 2.29) являются основной конструкцией многожильных кабелей на напряжение до 10 кВ, отличающейся наличием поясной изоляции в общей свинцовой или алюминиевой оболочке (тип СБ).

Рис. 2.31. Маслонаполненный однофазный кабель с центральным маслопроводящим каналом: 1 – маслопроводящий канал; 2 – токоведущая жила; 3 – экран из полупроводящих бумаг; 4 – бумажная изоляция; 5 – экран из медных перфорированных лент; 6 – свинцовая оболочка; 7 – броня с защитными покровами; 8 – дополнительные маслопроводящие каналы

Фазная и поясная изоляция изготавливается путем наложения бумажных лент с отрицательным перекрытием. Для заполнения междуфазных пространств с целью придания кабелю цилиндрической формы применяется бумажный кордель, который скручивается из сульфатной или кабельной бумаги.

В нормальном рабочем режиме напряжение между жилами в раз больше, чем между жилами и оболочкой, поэтому толщина фазной изоляции d_Ф принимается большей, чем толщина поясной изоляции d_п
(в 1,5 2,2 раза). После наложения изоляции производится сушка и последующая пропитка в вакуумных котлах, при которой происходит заполнение пустот вязким пропитывающим составом. На конечных стадиях пропитка идет при атмосферном или некотором избыточном давлении.

Трехжильные кабели с поясной изоляцией наряду с нерадиальным электрическим полем, облегчающим развитие ветвистого разряда вдоль слоев вследствие наличия тангенциальной составляющей поля Е_t, имеет неблагоприятную конструкцию с точки зрения теплоотвода. Эти обстоятельства не позволяют использовать подобные кабели на напряжение свыше 10 кВ.

Кабели с радиальным электрическим полем (тип ОСБ) поверх изоляции каждой фазы имеют металлическую оболочку или проводящий экран из металла либо металлизированной бумаги, которые, в свою очередь, заключены в общую оболочку (рис. 2.30).

Наличие экрана поверх жилы и поверх изоляции каждой фазы выравнивает поле, а также экранирует на поверхности жилы и на наружной поверхности изоляции газовые и масляные включения. В итоге допустимые максимальные градиенты в изоляции кабелей с радиальным электрическим полем в два раза превышают допустимые градиенты в кабелях с поясной изоляцией.

В нашей стране трехжильные кабели на U = 20…35 кВ с вязкой пропиткой изготавливаются только с отдельно освинцованными жилами (рис. 2.30). Для соединения отрезков кабеля применяются соединительные муфты, а на концах кабеля – концевые. Муфта является ослабленной точкой кабельной линии, поэтому рабочие напряженности в них снижены в 2–3 раза.

2.6.2. Маслонаполненные кабели

Высоковольтные кабели на U = 110 кВ имеют бумажную изоляцию, пропитанную жидким (маловязким) минеральным маслом, т. к. вязкая пропитка, в силу отмеченных выше недостатков, оказывается неэффективной. Применение градирования изоляции по толщине (использование бумажных лент толщиной 0,08 и 0,12 мм) и маловязкой пропитки, циркулирующей под избыточным давлением по маслопроводящему каналу, расположенному в центре токоведущей жилы (рис. 2.31), позволяет уменьшить возможность возникновения в изоляции газовых включений.

Ионизационные процессы в таких кабелях практически отсутствуют, что позволяет повысить их максимальную напряженность в изоляции до 9…12 кВ/мм и стабильность электрических характеристик. Жидкий диэлектрик, циркулирующий по кабельной линии и проникающий из маслопроводящих каналов в толщу изоляции, не только пропитывает изоляцию, но и улучшает условия охлаждения кабеля, что может быть использовано для увеличения передаваемой мощности. Для более эффективного заполнения изоляции маслом используются дополнительные каналы на внутренней стороне свинцовой оболочки (кабели высокого давления до 15 атм). При этом для увеличения механической прочности используется вторая (дополнительная) свинцовая оболочка. В маслонаполненных кабелях пропиточный состав должен иметь низкий tgdво избежание опасности теплового пробоя.

2.6.3. Газонаполненные кабели

По конструктивному исполнению газонаполненные кабели аналогичны маслонаполненным, но повышение электрической прочности изоляции достигается наличием газа под высоким давлением, что позволяет увеличить напряжение ионизации в бумажной изоляции с обедненной пропиткой. В зависимости от величины избыточного давления газа (азот, фреон, элегаз) различают кабели низкого давления (0,7…1,5 ат), среднего (1,7…3,0 атм) и высокого (10…15 атм). Газонаполненные кабели напряжением до 10 и 35 кВ обычно выполняются в общей металлической оболочке со сплошными или секторными уплотненными жилами с экранами из полупроводящих бумаг. Поверх изоляции накладывается слой из металлизированной перфорированной бумаги и медная перфорированная лента с зазором между витками. Газ подводится с помощью гибких стальных оцинкованных газопроницаемых трубок, уложенных в пространство между жилами.

На напряжение 110 кВ и выше применяются кабели в однофазном исполнении с центральным каналом.

Газонаполненные кабели используются при прокладке на крутонаклонных трассах и значительно дешевле маслонаполненных кабелей.

Допустимые напряженности в изоляции кабелей низкого давления составляют 2,5 кВ/мм, а в изоляции кабелей среднего давления – 6,5 кВ/мм.

2.6.4. Кабели в стальных трубах под давлением масла или газа

Маслонаполненные кабели высокого давления (ВД) до 15 атм типа МВДТ выполняются в стальном трубопроводе (рис. 2.32).

Аналогично выглядит также конструкция газонаполненного кабеля высокого давления типа ГВДТ (Т – кабель в трубе).

Для пропитки маслонаполненных кабелей высокого давления применяется более вязкое изоляционное масло, чем для кабелей низкого и среднего давления. Так как труба надежно защищает кабель от внешних механических воздействий, то внешняя оболочка выполняется облегченной – из медной ленты, поверх которой накладывают круглые проволоки или сплошную броню скольжения. Свинцовая оболочка накладывается только на период хранения и транспортировки кабеля. Перед монтажом она снимается. Такие кабели изготавливаются на высшие номинальные напряжения 110…500 кВ. Поверх жилы накладывается экран из лент металлизированной бумаги, а поверх изоляции – экран из медных перфорированных лент. Допустимые напряженности в изоляции кабелей составляют при этом 6…11 кВ/мм, а толщина изоляции – от 12 до 29 мм.

В кабельных линиях под давлением газа при 12…15 атм допустимые напряженности составляют 10…12 кВ/мм.

Недостатком таких кабелей являются худшие условия теплоотвода.

2.6.5. Кабельные линии в трубах со сжатым газом

Подобные линии весьма просты в конструктивном исполнении (рис. 2.33). Кабель состоит из наружной оболочки (стальная или пластмассовая труба) и центрального трубопровода, который крепится и устанавливается соосно с наружной оболочкой с помощью центрирующего изолятора (фарфор, эпоксидный компаунд), и сочетает в себе черты воздушной и кабельной линии.

Рис. 2.33. Конструкция кабеля со сжатым газом:
1 – труба; 2 – токопровод; 3 – центрирующий изолятор (распорка)

Основной изоляцией является газ под высоким давлением, который, как известно, обладает способностью быстро восстанавливать электрическую прочность после прекращения разрядов. Одной из основных проблем является создание распорки с высоким значением напряжения перекрытия.

2.6.6. Кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией

Силовые кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией предназначены для передачи и распределения электрической энергии на трассах с неограниченной разностью уровней прокладки.

Рис. 2.34. Кабель с резиновой изоляцией: 1 – сердечник; 2 – токоведущая жила; 3 – изоляция фазы; 4 – экран; 5 – заполнение; 6 – оболочка из резины

Кабели с резиновой изоляцией (рис. 2.34) на напряжение до 6…10 кВ широко используются в землеройных и горных работах, в геофизических поисках, нефтяном бурении и т. д.

Поверх токоведущей жилы накладывается изоляция из резины, на которую накладываются экраны из полупроводящего материала и экранирующая оплетка из медных проволок. Изолированные жилы скручивают вокруг профилированного сердечника и заключают в свинцовую, поливинилхлоридную или полихлорпреновую (негорючую резиновую) оболочку с покровами или без них. Кабели с полиэтиленовой или полихлорвиниловой (6…10 кВ) изоляцией в трехфазном исполнении изготавливаются только в поливинилхлоридной оболочке. Каждая фаза поверх ТВЖ и изоляции покрывается полупроводящим экраном из полупроводящего полиэтилена или бумаги. Наибольшее распространение на напряжение 35. 500 кВ получили кабели с полиэтиленовой изоляцией.

Для выравнивания поля поверх изоляции накладываются экраны из полупроводящего полиэтилена или науглероженной бумаги и медной (алюминиевой) ленты. Экраны из полупроводящего полиэтилена накладываются и на ТВЖ. Для затруднения развития дендритов в полиэтилене между полупроводящим экраном и изоляцией наносится антиэмиссионный слой из материала с повышенной диэлектрической проницаемостью.

Рис. 2.35. Кабель с полиэтиленовой изоляцией:
1 – токоведущая жила; 2, 5 – экраны из полупроводящего полиэтилена;
3 – антиэмиссионный слой; 4 – изоляция (экструдированный полиэтилен);
6 – полупроводящая бумага; 7 – свинцовая оболочка

Конструкция кабеля в однофазном исполнении (U = 110…500 кВ) с полиэтиленовой изоляцией представлена на рис. 2.35. Кабели с пластмассовой изоляцией используются для распределения электроэнергии от подстанций к потребителям, а также в качестве судовых кабелей, т. к. полиэтилен и полихлорвинил обладают высокой влагостойкостью.
В настоящее время в России освоено производство силовых кабелей на напряжение 110…500 кВ в однофазном исполнении с алюминиевой или медной токоведущей жилой, вместе с кабельной арматурой, с изоляцией из «сшитого» полиэтилена, что позволяет повысить рабочие градиенты и передаваемые мощности.

2.7. Изоляция вращающихся машин высокого напряжения

Вращающиеся машины используются при производстве электрической энергии (турбогенераторы, гидрогенераторы), при выработке реактивной мощности (синхронные компенсаторы), а также при преобразовании электрической энергии в различные виды механической энергии (электродвигатели).

Генераторы являются наиболее ответственным оборудованием, к которому предъявляются очень высокие требования в отношении надежности и долговечности работы.

В настоящее время в эксплуатации находятся турбогенераторы мощностью 500…800 МВт (3000 об/мин) с номинальным напряжением 21…24 кВ типа ТГ. Современные гидрогенераторы имеют мощность 500…640 МВт .

Генератор (ТВВ-1200) имеет мощность 1200 МВт, номинальное напряжение 24 кВ, охлаждение сердечника и обмотки ротора – водородное, обмотки статора – водяное. Масса генератора составляет 610 т. Кроме того, изоляция электрических машин испытывает постоянные вибрации и большие ударные механические нагрузки при коротких замыканиях, воздействие высоких температур и продуктов разложения воздуха (озон, окислы азота и др.). Большие генерируемые (преобразуемые) мощности электрической энергии и, как следствие, большие токи в активных частях электрических машин приводят к значительным тепловым нагрузкам в изоляции.

В генераторах малой и средней мощности применяется поверхностная система охлаждения воздушным потоком. В электрических машинах большой мощности (200 МВт и выше) используется внутреннее водяное, масляное или водородное охлаждение обмоток с использованием медных полых проводников.

Изоляцию машин можно подразделить на корпусную (главную) и межвитковую (продольную). Современные турбогенераторы большой мощности, как правило, имеют обмотку с одновитковыми стержнями, и, следовательно, витковая изоляция в таких машинах в стержне отсутствует. На рис. 2.36 представлен разрез паза статорной обмотки турбогенератора средней мощности.

Главной (высоковольтной) изоляцией является изоляция стержня относительно корпуса 2, 3 и между стержнями 7. Современные машины имеют непрерывную микалентную компаундированную изоляцию, покрытую асбестовой лентой. Микалента состоит из двух слоев специальной бумажной подложки, между которыми располагаются пластинки слюды. Слюда в микаленте удерживается масляно-битумным лаком (компаундом). Стержни состоят из медных проводников, разделенных низковольтной изоляцией 6 из асбеста или стекловолокна.

Высоковольтная изоляция вращающихся машин разделяется на термопластичную и термореактивную (современные конструкции мощных машин).

Термопластичная изоляция, применяемая как в старых, так и в современных конструкциях, в соответствии с циклами нагрева и охлаждения размягчается и вновь затвердевает, что может приводить к возникновению в толще изоляции газообразных включений, снижающих ее электрическую прочность.

Термореактивная смола при циклах нагрева не размягчается, т. к. она находится в неплавком и нерастворимом состоянии. Это свойство позволяет использовать такую изоляцию при более высоких температурах с сохранением первоначальной электрической прочности и высокой надежности. В настоящее время широкое внедрение получила микалентная изоляция на основе подложки из двух лент стекловолокна с заключенной между ними слюдой и пропитанной эпоксидным компаундом или полиэфирным лаком.

По конструктивному исполнению изоляция стержней разделяется на гильзовую (старые конструкции) и непрерывную (современные конструкции).

Суть гильзовой изоляции заключается в том, что пазовая часть (более напряженная) выполняется в виде гильзы из микафолия (миканит с подложкой из бумаги, шелковой или стеклянной ткани), а лобовая часть (менее напряженная) – на основе микаленты. При таком способе изолирования неизбежным является наличие стыка (слабого места) за пределами выхода стержня из паза. Нарушение непрерывности изоляции приводит к существенному снижению электрической прочности в этом месте. Поэтому гильзовая изоляция применяется в машинах малой мощности и напряжения.

Непрерывная изоляция, выполняемая из одного и того же материала на всей длине стержня, имеет практически одинаковую электрическую прочность в пазовой и лобовой частях. После нанесения нескольких слоев микаленты стержни помещаются в специальные компаундировочные котлы, где изоляция сушится, вакуумируется и пропитывается под давлением расплавленным компаундом – компаундирование изоляции. Непрерывная компаундированная микалентная изоляция является термопластичной.

Современные мощные турбогенераторы имеют пазы и стержни прямоугольной формы. Поэтому для выравнивания поля на кромки стержня накладывается полупроводящая лакоткань или бумага для увеличения радиуса закругления. Затем, поверх изоляции стержня наносится полупроводящее покрытие, которое электрически соединяется с железом статора во избежание разрядов между стержнем и стенкой паза.

Для устранения краевого эффекта (короны) в месте выхода стержня из паза используется нанесение полупроводящих покрытий по поверхности изоляции, что позволяет предотвратить ее преждевременное разрушение. Иногда применяется и емкостное выравнивание с помощью проводящих или полупроводящих обкладок (экранов), встраиваемых в толщу изоляции.

Наиболее распространенным методом противокоронной защиты является двухступенчатое нанесение полупроводящего слоя на изоляцию в месте выхода из паза. В пазовой части на расстоянии 50…100 мм от кромки паза наносится полупроводящий лак с r_S = 10 3 …10 5 Ом, а затем изоляция пропитывается лаком с r_S = 10 7 …10 9 Ом на длине 200…300 мм. Полупроводящее покрытие покрывается слоем изоляционного материала толщиной 0,4…0,5 мм, что улучшает его надежность.

Лобовые части обмотки оформляются с таким расчетом, чтобы в них отсутствовала корона при номинальном напряжении.

При внутреннем водяном охлаждении обмоток вода подводится через головки лобовых частей с помощью специальных изоляционных шлангов из фторопласта или тепломаслостойкой резины, соединяющих наконечники головок обмотки, находящейся под высоким потенциалом, с заземленным водосборным коллектором.

Междувитковая изоляция машин малой и средней мощности
(до 30 МВт) имеет стержни с несколькими витками, напряжение между которыми не превышает нескольких сотен вольт. Изоляция между витками рассчитывается таким образом, чтобы она могла выдерживать сравнительно невысокие испытательные напряжения (U_исп = 1000…2250 В). Особенностью витковой изоляции вращающихся машин является отсутствие расчета на воздействие импульсных волн атмосферных перенапряжений, т. к. генераторы подсоединяются к воздушным ЛЭП через кабели или трансформаторы. При непосредственном подсоединении генераторов на воздушные сети 3…10 кВ (такая работа иногда допускается) необходимо учитывать градиентные перенапряжения при воздействии импульсных волн на витковую изоляцию.

В нашей стране решаются вопросы по разработке и созданию генераторов высокого напряжения на 35…100 кВ и даже 220 кВ, что позволит питать распределительные электрические сети непосредственно от генераторов и отказаться от применения повышающих трансформаторов, обеспечив народному хозяйству большой экономический эффект. Разработана конструкция гидрогенератора на 110 кВ с корпусной бумажно-масляной изоляцией. Статор с обмоткой отделен от вращающегося ротора изоляционной перегородкой. Пространство статора заполнено маслом, служащим в качестве изоляционной и охлаждающей среды. Изоляция обмоток – бумажно-масляная.

Генераторы на 35…220 кВ могут непосредственно подключаться к ЛЭП, поэтому изоляция таких машин должна быть рассчитана на воздействие атмосферных перенапряжений.

Контрольные вопросы к главе 2

1. Перечислите условия работы и требования, предъявляемые к изоляции высоковольтного электрооборудования.

2. Назначение и конструктивные особенности изоляции воздушных ЛЭП.

3. Исполнение опорных изоляторов для внутренней и наружной установок.

4. Особенности назначения и конструктивного исполнения проходных изоляторов.

5. Высоковольтные вводы: назначение, тип изоляции, конструктивное исполнение. Современные типы высоковольтных вводов.

6. Характеристики основных материалов, применяемых в силовых конденсаторах.

7. Конструктивные особенности изоляции трансформаторов напряжения.

8. Силовые трансформаторы: назначение, конструктивное исполнение изоляции.

9. Силовые кабели: назначение и конструктивное (принципиальное) исполнение.

10. Особенности конструктивного исполнения силовых кабелей с вязкой пропиткой.

11. Маслонаполненные и газонаполненные кабели.

12. Кабельные линии в трубах со сжатым газом.

Глава 3. МОЛНИЕЗАЩИТА И ГРОЗОВЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ. ВНУТРЕННИЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ. КООРДИНАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ

3.1. Молниезащита и грозовые перенапряжения

3.1.1 Молниеотводы и их защитное действие

Гроза – это природное явление, состоящее из нескольких элементов. Наиболее опасный из них – молния. Защита от молнии и её возможных последствий и называется молниезащитой. Термины «грозозащита» и «громоотвод» являются общеупотребительными, обиходными. Термины «молниезащита» и «молниеотвод» являются профессиональными и отражают суть явления и предназначение устройства.

Защита от прямых ударов молнии РУ, линий электропередачи, а также некоторых зданий осуществляется стержневыми или тросовыми молниеотводами.
В 1753 году в Филадельфии был установлен первый молниеотвод.

Молниеотвод. Молниеотводом называют устройство, воспринимающее прямой удар молнии с целью защиты сооружения. Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов различных типов: стержневых, тросовых, сетчатых, комбинированных (например, тросово-стержневых). Стержневые молниеотводы выполняются в виде отдельно стоящих или укреплённых на зданиях и конструкциях подстанций. Наиболее часто применяют стержневые молниеотводы, тросовые используют в основном для защиты длинных и узких сооружений. Защитное действие молниеотвода в виде сетки, накладываемой на защищаемое сооружение, аналогично действию обычного молниеотвода. Определение защитных зон молниеотводов основывается на лабораторных исследованиях и статистических данных грозовой защиты электрических установок

Над проводами воздушных линий для защиты их от атмосферных перенапряжений подвешиваются грозозащитные тросы. Обычно используют тросы из сталеалюминевых проводов. На линиях напряжением 220 кВ и выше применяют расщепление проводов — подвешивают несколько проводов в фазе. Этим достигается уменьшение напряженности электрического поля около проводов и ослабление ионизации воздуха (короны). Расстояние между проводами расщепленной фазы составляет около 40 см. Для фиксирования вдоль линии устанавливают специальные распорки между проводами расщепленной фазы.

Стержневой молниеотвод состоит из 4-х частей: молниеприемника(1), несущей конструкции (2), токоотвода (3) и заземлителя(4) (рис 3.1.1)

Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнией, который по токоотводу уходил в землю.

Рис. 3.1.1 Стержневой молниеотвод

Несущая конструкция может быть выполнена в виде деревянной, металлической или железобетонной опоры.

Высота молниеотводов: 15; 20; 25; 30; 35; 40; 45; 50; 55; 60; 65; 70; 75м.

Тросовой молниеотвод: стальной многопроволочный оцинкованный канат АМ 15; 20; 25;30 до 75.

Над молниеотводом существует зона в виде перевернутого конуса с радиусом r =3,5h (где h – высота молниеотвода), в которой происходит 100% поражение молниеотвода грозовым разрядом.

Вокруг молниеотвода имеется зона не поражаемая грозовыми зарядами «ШАТЕР», которая называется зоной защиты молниеотвода (рис.3.1.2)

h – высота молниеотвода; Н – высота ориентировки молнии.

Рис. 3.1.2 Зона защиты молниеотвода

Рис. 3.1.3 Граница защитной зоны молниеотвода

Исследование молнии указывают на то, что защитное действие молниеотводов начинает ещё в стадии лидерного разряда молнии. С некоторого момента канал лидерного разряда молнии начинает ориентироваться на молниеотвод. Это вызвано тем, что к этому моменту напряженность электрического поля сильно возрастает и начинает сказываться взаимодействие зарядов лидера и зарядов, наведённых вследствие электростатической индукции на молниеотводе. Расстояние между головкой лидера и уровнем земли, при которой начинает сказываться поле заземлённых объектов, принято называть высотой ориентировки; её обозначают через Н, а высоту молниеотвода – через h. Высота ориентировки молнии меняется в широких пределах в зависимости от атмосферных и геологических условий. Для высоких молниеотводов можно считать, что Н приближается высоте грозового облака; с уменьшением высоты молниеотводов снижается и высота Н. Принято для молниеотводов с высоты h 30м брать отношение Н/ h постоянным и равным 20 (для стержневых) и 10 (для тросовых) молниеотводов; для стержневых молниеотводов h >30м высоту Н принимают равной 600м. Высота защищаемого объекта обозначается через h , а разность h — h , т.е. превышение молниеотвода над защищаемым объектом, через h . Эту разность называют активной высотой молниеотвода.

Общие требования к устройству молниезащиты зданий и сооружений (Руководящие документы по молниезащите (РД 34.21.122-87, СО 153-34.21.122-2003) и по электроснабжению (ПУЭ издание 7)

1. Устройство молниезащиты (молниеотводы) должны включать в себя молниеприемники, непосредственно воспринимающие удар молнии, токоотводы и заземлители.

2. Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали (круглой, полосовой, угловой, трубной) любой марки сечением не менее 200 мм , длиной не менее 500 мм и укреплены на самом защищаемом здании или сооружении. Тросовые молниеприемники должны быть изготовлены из стальных многопроволочных тросов сечением не менее 50 мм

3. Токоотводы, соединяющие молниеприемники всех видов с заземлителями, следует выполнять из стали.

4. Молниеприёмная сетка должна быть выполнена из оцинкованных стальных проводников диаметром не менее 8 мм, уложена на неметаллическую кровлю зданий сверху или под несгораемые или трудносгораемые утеплитель или гидроизоляцию. Размер ячеек должен быть не боле 6 6 м. Сетка в узлах должна быть соединена сваркой. В зданиях с покрытием по металлическим фермам или балконам молниеприёмную сетку на кровле не укладывают. В этом случае несущие конструкции покрытия должны быть связаны токоотводами из стальных стержней марки А1 диаметром 12 мм. Все металлические детали, расположенные на кровле (трубы, вентиляционные устройства, водосточные воронки и т.п.) должны быть соединены с молниеприёмной сеткой молниеотводами.

5. При прокладке молниеприёмной сетки и установке молниеотводов следует использовать на защищаемом объекте всюду, где это возможно, в качестве токоотводов металлические конструкции зданий и сооружений (колонны, фермы, рамы, пожарные лестницы и т.п., а также арматуру железобетонных конструкций) при условии непрерывной электрической связи в соединениях конструкций и арматуры с молниеприёмниками и заземлителями, выполняемых, как правило, сваркой.

Установку молниеприёмной сетки, отдельно стоящих, крышных и пристенных молниеотводов, а также углублённых заземлителей, выполняют строительные организации.

Дата добавления: 2019-09-13 ; просмотров: 1145 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник статьи: http://studopedia.net/15_87276_visokovoltnie-prohodnie-izolyatori-prednaznachennie-dlya-raboti-pri-napryazhenii-vishe—kv-nazivayutsya-vvodami.html

Конструкция и особенности высоковольтных вводов

Дисциплина: Эксплуатация оборудования электрических сетей

Лекция № 4 «Техническое обслуживание высоковольтных вводов силовых трансформаторов и проходных изоляторов»

4.1 Общие характеристики высоковольтных вводов. 1

4.2 Конструкция и особенности высоковольтных вводов. 2

4.2.2 Вводы с бумажно-масляной изоляцией 2

4.2.3 Вводы с твёрдой изоляцией 4

4.2.4 Вводы с элегазовой изоляцией 6

4.2.5 Мастичные вводы 35 кВ.. 6

4.2.6 Бумажно-бакелитовые вводы (сухие и мастиконаполненные) на напряжение до 35 кВ 7

4.2.7 Фарфоровые изоляторы 6-10 кВ.. 7

4.4. Профилактические испытания вводов. 9

4.5. Схема замещения маслонаполненного ввода 110-220 кВ, определение основных показателей технического состояния вводов: tg δ и ёмкости изоляции. 12

Общие характеристики высоковольтных вводов

Маслонаполненные вводы, вводы с твёрдой изоляцией, газонаполненные, фарфоровые, мастиконаполненные, бумажно-бакелитовые вводы высокого напряжения являются составной частью электрооборудования: трансформаторов, шунтирующих реакторов, баковых масляных выключателей, а также применяются как самостоятельные изоляционные конструкции в закрытых распределительных устройствах. Отечественная промышленность выпускала вводы на напряжение 6,10,35 кВ в фарфоровом, мастиконаполненном и бакелитовом исполнении и продолжает выпускать вводы 35-750 кВ с твёрдой изоляцией, газонаполненные. Конструкция ввода во многом определяет его работоспособность, условия обслуживания, технологичность производства, габариты и весовые характеристики и оказывает существенное влияние на технические решения, принятые при разработке силовых трансформаторов и масляных выключателей. Для обеспечения технического обслуживания вводов необходимо чётко представлять его конструкцию, условия эксплуатации и свойства материалов из которых они изготовлены.Ввод высокого напряжения можно рассматривать как цилиндрический конденсатор, состоящий из центральной токоведущей трубы, поверх которой расположена электрическая изоляция в виде масла, бумаги, твёрдых видов изоляции или газа. Уровень изоляции вводов выбирается с учётом номинального напряжения и назначения ввода. Выбор вида внутренней изоляции ввода в значительной мере определяет его габариты и массу. При разработке конструкции вводов учитывается защита масла и бумажной изоляции от увлажнения, с обеспечением тепловой и динамической стойкости конструкции и т.п. Внешняя изоляция в большинстве вводов выполнена в виде фарфоровых покрышек.

Конструкция и особенности высоковольтных вводов

4.2.1Конструкция маслобарьерных вводов (рис.1) состоит из верхней и нижней фарфоровых покрышек, внутри которых проходит токоведущий стержень с цилиндрами, пространство между которыми заполнено трансформаторным маслом. Соединение покрышек между собой осуществляется с помощью армированных фланцев. Для регулирования напряжённости электрического поля изолирующего промежутка вводов на бумажно-бакелитовые цилиндры зачастую накладывают уравнительные прокладки, поверх которых наносится бумажное покрытие. Во вводах с выводами для подключения ПИН на последний цилиндр изоляционного каркаса предварительно наносят два-три слоя бумаги, поверх которой накладывают металлическую обкладку — фольгу. На фольгу наматывают несколько слоёв бумаги в зависимости от необходимой ёмкости измерительного конденсатора. Затем накладывают вторую металлическую обкладку, которую, так же как и первую, с помощью гибкого проводника выводят наружу ввода.

4.2.2 Вводы с бумажно-масляной изоляцией (рис. 2)

У вводов конденсаторного типа с бумажно-масляной изоляцией остов

выполнен из кабельной бумаги, разделённой на слои уравнительными обкладками и пропитанной трансформаторным маслом. Для уменьшения напряжённости электрического поля, улучшения охлаждения и снижения tgδ в первых слоях изоляции остова вводов наложение бумагиобычно производится на бакелитовый цилиндр, внутри которого проходит токоведущая труба. У вводов с выводом для подключения ПИН измерительная и заземляемая обкладки выполняются из медной фольги.Вводы негерметичного исполнения для трансформаторов, реакторов и масляных выключателей имеют изоляционный остов, намотанный на центральную медную трубу или бакелитовый цилиндр, верхнюю и нижнюю фарфоровые покрышки, соединительную втулку, расширитель с масляным затвором и воздухоосушителем, стяжное пружинное устройство, маслоуказатель и другие детали. У вводов герметичного исполнения компенсация температурного изменения объёма масла обеспечивается встроенными во вводы (вводы 110—220 кВ) или выносными (вводы 220 кВ и выше) компенсаторами давления.Линейные вводы негерметичного исполнения имеют выносной маслорасширитель с гидравлическим затвором и маслоуказателем.

Рис.1 Ввод с маслобарьерной изоляцией. Рис.2. Ввод с бумажно- масляной изоляцией, негерметичный.

Рис.1.Ввод с маслобарьерной изоляцией.

1- контактный зажим; 2 — дыхательная трубка; 3 — расширитель; 4, 8, 13, 15- фланцы; 5 — верхняя покрышка; 6– дистанцирующая шайба; 7- заземлённый экран; 9 — внутренний цилиндр; 10 — соединительная втулка; 11 — токоведущая труба с бумажной подмоткой; 12 — внешний цилиндр; 14 — нижняя покрышка.

Рис. 2. Ввод с бумажно-масляной изоляцией негерметичного исполнения.

1 — контактный зажим; 2 — расширитель; 3-пружина стяжного устройства; 4 — маслоуказатель; 5 верхняя покрышка; 6 — изоляционный остов; 7 — измерительный вывод; 8 -соединительная втулка; 9 — нижняя покрышка; 10 — труба.

4.2.3 Вводы с твёрдой изоляцией (рис. 3)

Применение твёрдой бумажной изоляции позволяет выполнять изоляционный остов монолитным и исключить нижнюю фарфоровую покрышку.Конструктивно ввод с твёрдой изоляцией состоит из трёх частей: сердечника с металлической трубой, соединительной втулки и фарфоровой покрышки со стяжным устройством. Внутренний сердечник (остов) вводов выполнен из твёрдой бумажной изоляции, изготовленной путем намотки на центральную металлическую трубу лакированной бумаги с последующей запечкой. Бумажная намотка разделена на слои уравнительными обкладками из графита. На изоляционный остов горячимспособом посажена соединительная втулка. Верхняя часть изоляционного остова до соединительной втулки закрыта фарфоровой покрышкой.

Рис. З. Ввод 110 кВ с твёрдой изоляцией.

1 — защитный колпак; 2 — фарфоровая покрышка; 3 — трансформаторное масло; 4 — изоляционный остов; 5 — измерительный вывод; 6 — нижняя часть изоляционного остова: 7 — защитный цилиндр; 8— осушитель воздуха; 9 — полиэтиленовый мешок.

Пространство между остовом и покрышкой залито трансформаторным маслом. Нижняя часть изоляционного остова ввода не имеет фарфоровой покрышки на время транспортирования и хранения закрывается бакелитовым кожухом. Компенсация объёмного расширения масла при изменении температуры осуществляется воздушной подушкой в головке ввода. Конструкция ввода неразборная.

4.2.4 Вводы с элегазовой изоляцией (рис. 4)

Промышленная партия газонаполненных вводов на напряжение 110—220 кВ предназначена для установки в КРУ. Вводы могут иметь автономный или общий с ячейкой КРУ объем газа и снабжены фарфоровой покрышкой с увеличенной длиной пути утечки, закрывающей верхнюю часть ввода. Выравнивание электрического поля во вводе достигается установкой на уровне соединительной втулки специального экрана. Соединение всех элементов ввода: токоведущей трубы, соединительной втулки и покрышек осуществляется стяжным устройством, расположенным в верхней части ввода. Контроль давления элегаза во вводе производится по манометру, располагаемому на соединительной втулке.

Источник статьи: http://studopedia.ru/19_298645_konstruktsiya-i-osobennosti-visokovoltnih-vvodov.html

31. Высоковольтные вводы. Конструкции и изоляционные материалы.

Диэлектрические муфты (цилиндрический диэлектрик с отверстием, куда помещается токовод, а к корпусу трансформатора цепляется фланец) применяются только при напряжении до 35 кВ. Для ввода высокого напряжения в здания, корпуса трансформаторов, высоковольтных выключателей и т. п. применяются проходные изоляторы или вводы. Особенностями этих устройств применительно к установкам высокого напряжения 110 кВ и выше являются крайне высокие значения рабочих напряжённостей электрического поля в изоляции. Причина этого в габаритных ограничениях изолятора в поперечном размере. Выход из ситуации нашёлся в принудительном распределении напряжённости поля по радиусу. При этом за счёт внесения в конструкцию тонких (фольга) цилиндрических конденсаторных обкладок, располагаемых в толще изоляции, удаётся получить радиальное распределение напряжённости электрического поля близкое к однородному. Очевидно, что образуемые такими обкладками ёмкости можно сделать разными по величине за счёт изменения радиального и аксиального размера обкладки. Поэтому можно подобрать такой закон изменения ёмкости между соседними обкладками, что распределение напряжённости поля в среднем будет близко к однородному. Это иллюстрируется графиками на рисунке справа.

В качестве примера на левом рисунке показан маслонаполненный ввод с конденсаторными обкладками. Причём на поверхности цилиндрических барьеров располагаются описанные здесь конденсаторные обкладки, обеспечивающие благоприятное распределения напряжения по радиусу.

Конструкция внутренней изоляции ввода может быть не только показанной выше маслобарьерной, но и, что встречается чаще всего, бумажно-масляной. При этом конденсаторные обкладки размещаются между слоями бумаги, а весь изоляционный остов после сборки подвергается вакуумной сушке и пропитке трансформаторным маслом, после чего устанавливается в полый изоляционный корпус, выполняемый обычно из электротехнического фарфора. На внешней поверхности изоляционного корпуса укреплён металлический фланец, с помощью которого ввод крепится к стенке бака трансформатора в месте установки. Нижняя часть ввода, размещаемая в баке трансформатора, может иметь также фарфоровую покрышку, как показано на левом рисунке. Однако существуют конструкции вводов без этой внутренне покрышки. Например, ввод с так называемой Rip изоляцией, показанный на среднем рисунке, в своей погружной части не имеет фарфоровой покрышки в отличие от наружной области конструкции.

Rip изоляция представляет собой монолитный полимерный изоляционный остов, выполненный из эпоксидного компаунда с конденсаторными обкладками, внедрёнными в отдельные слои остова. В отличие от бумажно-масляных вводов такая изоляция более компактна и технологична.

Токоведущий стержень в проходных изоляторах располагается на оси конструкции и представляет собой трубу с продетым в неё мягким плетёным медным проводником.

Ограничение условий возникновения скользящего разряда между стенкой бака и высоковольтным фланцам ввода приводит к необходимости увеличивать длину внешней, находящейся на открытом воздухе, изоляционной покрышки. Поэтому вводы на высокие напряжения 330 кВ и выше отличаются большой длиной, как показано на рисунке справа.

Источник статьи: http://studfile.net/preview/16536681/page:25/

Вводы конденсаторного типа

Применение во вводах маслобарьерной изоляции дало возможность повысить их электрическую прочность, но габариты вводов остаются значительными, что существенно затрудняет их использование при напряжении 220—500 кВ и выше. Поэтому на высших классах напряжения применяются технически более совершенные вводы конденсаторного типа, к которым относятся бумажно-бакелитовые и бумажно-масляные конденсаторные вводы. В качестве основной изоляции в бумажно-бакелитовых вводах (вводы с твердой изоляцией) используется бакелизированная бумага толщиной 0,06 мм, которая наматывается на токоведущий стержень или трубу в горячем состоянии при температуре до 160 °С.

Между слоями бумаги через определенные промежутки закладываются уравнительные обкладки из алюминиевой фольги. Полученная втулка запекается, концы остова обтачиваются на станке с целью придания изолятору определенной формы (чаще конусной), а затем поверхность изоляционного остова покрывается влагостойким лаком (рис. 3.15). Такие вводы отличаются простотой изготовления, компактностью, высокой механической прочностью.

Рис. 3.15. Конденсаторный бумажно-бакелитовый ввод для внутренней установки:

7 — токоведущий стержень; 2 — конденсаторные обкладки; 3 — бакелизиро- ванная бумага; 4 — металлический фланец; 5 — цементная заделка

Московский завод «Изолятор» выпускает вводы с бумажно-бакелитовой изоляцией до 500 кВ (RIP-изоляция, англ, resin impregnated paper — бумага, пропитанная смолой). В последние годы это предприятие выпускает кремнийорганические вводы типа ГТПВ-35/1000 с полимерной внешней изоляцией (рис. 3.16). Внешняя изоляция (покрышка) изготовлена из трекингостойкой силиконовой резины в грязестойком исполнении. Покрышка на 35 кВ имеет семь тонких ребер. Тонкие гибкие ребра позволяют выдерживать большие ударные механические нагрузки за счет их эластичности.

Рис. 3.16. Бакелитовый ввод с полимерной покрышкой:

7 — токоведущий стержень; 2 — верхний колпачок; 3 — покрышка из силиконовой резины (верхняя часть изолятора); 4 — средний фланец; 5 — нижняя (масляная) часть изолятора

намотки с положительным перекрытием. Через определенные промежутки между слоями бумаги закладываются конденсаторные обкладки из перфорированной алюминиевой фольги толщиной 0,01 мм.

При более совершенной технологии применяется намотка в два слоя бумаги: одного — чистого, а другого — с печатным металлическим покрытием. Затем производится тщательная вакуумная сушка остова ввода и последующая пропитка дегазированным трансформаторным маслом. Изоляционный остов ввода помещается в фарфоровые чехлы (верхняя и нижняя покрышки), залитые трансформаторным маслом. Для соединения верхней и нижней частей ввода используется металлическая соединительная втулка.

В верхней части ввода (рис. 3.17) к фланцу крепится маслорасши- ритель с указателем уровня масла, который может снабжаться гидрозатвором для предотвращения увлажнения масла.

Современные конструкции вводов выполняются герметичными, что позволяет избежать увлажнения и окисления масла атмосферным воздухом. Такие вводы имеют встроенные (вводы 110—220 кВ) или выносные (вводы 220 кВ и выше) баки давления (компенсаторы), которые соединяются медным трубопроводом длиной 3—6 м с внутренней полостью ввода через соединительную втулку.

Рис. 3.17. Конденсаторный бумажно-масляный ввод типа БМТ-110/630:

7 — расширитель с гидрозатвором; 2 — токоведущая труба; 3 — верхняя покрышка; 4 — изоляционный остов; 5 — измерительный ввод; 6 — маслоот- борник; 7 — соединительная втулка; 8 — нижняя покрышка; 9 — стакан

В последние годы завод «Изолятор» освоил выпуск новых трансформаторных вводов на 330—500 кВ с компенсатором давления в верхней части ввода.

Некоторые маслонаполненные вводы снабжены приспособлением для измерения напряжения (ПИН). Для присоединения ПИН используются две уравнительные обкладки — последняя заземленная, а предпоследняя присоединяется к выводу ПИН. Эти две обкладки ввода образуют низковольтное плечо емкостного делителя. В современных конструкциях вводов вывод для присоединения ПИН может быть использован для измерения tg5 и емкости ввода. Для контроля качества масла вводы имеют маслоотборное устройство, расположенное на соединительной втулке.

/?/Р-изоляция изготовлена на основе бумаги, пропитанной в вакууме эпоксидным компаундом. Такая изоляция сочетает в себе высокие диэлектрические характеристики, присущие бумажно-масляной изоляции, и удобство в эксплуатации, характерное для твердой изоляции. /?/Р-изоляция обладает высокой термической и механической стойкостью. Недостатком вводов с /?/Р-изоляцией является их достаточно высокая стоимость по сравнению с бумажно-масляными вводами (О/Р-изоляция, oil impregnetedpaper).

Вводы с элегазовой изоляцией

Наиболее полно указанным требованиям отвечает элегаз (SF₆ — шестифтористая сера). Элегаз прочнее воздуха в 2,3—2,6 раза и не разлагается по действием воды, кислот, щелочей. По своей инертности элегаз близок к химически чистому азоту. Для снижения стоимости изделий с элегазовой изоляцией в ряде случаев используют смесь элегаза с азотом. Элегаз рекомендуется применять только в однородном или слабонеоднородном электрических полях, так как при ионизационных процессах наблюдается разложение элегаза с образованием весьма опасных необратимых соединений.

Отечественной промышленностью разработаны вводы с элегазовой изоляцией, предназначенные для установок в КРУ (см. рис. 3.18) на напряжение 110—220 кВ.

Рис. 3.18. Газонаполненный ввод на напряжение 110 кВ:

7 — защитный кожух; 2 — верхняя фарфоровая покрышка; 3 — экран внутренний; 4 — нижняя изолирующая покрышка; 5 — защитный кожух; 6 — экран наружный; 7 — манометр; 8 — вентиль

Источник статьи: http://studref.com/631843/tehnika/vvody_kondensatornogo_tipa

Конструкции трансформаторных вводов

Содержание материала

Ниже дается краткое описание конструкций трансформаторных вводов на напряжения 110 кВ и более.

В первых конструкциях вводов 110 кВ, разработанных и выпускавшихся в промышленных масштабах еще в предвоенные годы, использовалась маслобарьерная изоляция, основу которой составляли изоляционные промежутки в трансформаторном масле с барьерами из картона. Такая изоляция имела ряд достоинств, однако, се электрическая прочность была недостаточно высокой для получения требуемых радиальных размеров вводов на напряжения 220 кВ и более.

В настоящее время у нас в стране и за рубежом различные фирмы выпускают вводы для трансформаторного оборудования на напряжения 110 кВ и более со следующими видами внутренней изоляции: Ф с бумажно-масляной (БМИ или OIР — oil-impregnated paper); Ф с бумажной, слои бумаги и покрыты смолой (RBP — resin-bounded paper); • с бумажной, слои бумаги пропитаны смолой (RIP — resin-impregnated paper).

Последние два вида изоляции называют твердой. Долгое время БМИ применялась во всех вводах на напряжения 110 кВ и более. В последние годы вводы 110—220 кВ выполняют преимущественно с твердой изоляцией (RBP и RIP). Во всех случаях для регулирования электрического поля используют системы конденсаторных обкладок, располагаемых в остове ввода. Такие вводы называют конденсаторными.

Вводы с бумажно-масляной изоляцией (БМИ)

Схематично конструкция ввода с БМИ показана на рис. 1. В этой конструкции основу внутренней изоляции составляет бумажный остов, который выполняется путем намотки слоев кабельной бумаги на центральную трубу. При намотке в остов закладывают, как уже отмечалось ранее, конденсаторные обкладки из алюминиевой фольги для регулирования электрического поля в радиальном и осевом направлениях. Используемые системы конденсаторных обкладок обычно обеспечивают электрическое поле у поверхности остова и поверхностей фарфоровых покрышек близкое к однородному (см. рис. 2), что существенно повышает разрядные напряжения соответствующих участков изоляции. От предпоследней обкладки делается специальный измерительный вывод, который используется для измерений характеристик изоляции ввода при контрольных испытаниях (при измерениях сопротивления, тангенса угла диэлектрических потерь, уровня интенсивности частичных разрядов).

Бумажный остов для вводов до 150 кВ наматывается непосредственно на центральную трубу, у вводов 220 кВ и более с высокими значениями номинального тока намотка производится на отдельную намоточную трубу. Между центральной и намоточной трубами оставляют канал для циркуляции масла и охлаждения остова. В некоторых вводах таким каналом является внутренняя полость центральной трубы. У вводов 750 и 1150 кВ остов состоит из двух секций, между которыми образован дополнительный канал для циркуляции масла и охлаждения конструкции.

До сборки всего ввода остов подвергается сушке под вакуумом для удаления из него влаги, адсорбированной на волокнах бумаги, и воздуха. Влага в бумаге (в исходном состоянии около 5 % по весу) значительно ухудшает электрические свойства БМИ.

Рис. 1. Схема конструкции ввода с бумажно-масляной изоляцией: 1 — центральная труба; 2 — бумажный остов; 3 — верхняя фарфоровая покрышка; 4 — нижняя фарфоровая покрышка; 5 — втулка.

Рис. 2. Картина электрического поля (эквипотенциальные линии) у нижней части ввода с БМИ: 1 — центральная труба; 2 — бумажный остов с конденсаторными обкладками; 3 — нижняя фарфоровая покрышка; 4 — нижний экран.

Изоляционный остов располагается в полости, образованной верхней и нижней фарфоровыми покрышками и соединительной втулкой с фланцем для крепления ввода. Верхний и нижний торцы полости закрываются фланцами. Стыки фарфоровых покрышек с соединительной втулкой и с фланцами уплотняются прокладками из маслостойкой резины. Вся конструкция стягивается с помощью центральной трубы. Стабильное сжатие прокладок обеспечивается специальным пружинным стяжным узлом, компенсирующим изменения длин деталей при изменении температуры от —60 до +100 °С.

Чтобы исключить увлажнение БМИ ввода в процессе эксплуатации, ранее на вводах устанавливались силикагелевые осушительные фильтры и масляные затворы. Современные вводы на напряжения 110 кВ и более выполняют герметичными. Контроль герметичности осуществляется с помощью манометра.

Для компенсации температурных изменений объема масла в герметичных вводах 110—500 кВ используют встроенные компенсаторы давления, состоящие из герметичных металлических сильфонов, заполненных газом. В некоторых вводах 110—220 кВ для этих же целей в верхней части верхней покрышки образуют газовую подушку. Вводы 750 и 1150 кВ, а также некоторые вводы 500 кВ, имеют отдельный выносной компенсатор — бак давления, который устанавливают на крышке бака трансформатора.

Токоведущая система ввода состоит из верхнего контактного зажима, центральной (медной) трубы и нижнего контактного узла. У так называемых протяжных вводов на напряжения 220 кВ и более центральная труба не является токоведущей. В таких вводах токоведущим является гибкий отвод обмотки (голый медный кабель), пропускаемый через центральную трубу. Нижний контактный узел закрывается экраном для выравнивания электрического поля в масляном промежутке до стенки бака трансформатора. Поверхность экрана покрыта слоем твердого диэлектрика, что дает повышение электрической прочности масляного промежутка не менее, чем на 50 %. На верхний конец вводов на напряжения 110—750 кВ в последнее время московский завод «Изолятор» экраны не устанавливает, так как специальными испытаниями установлено, что для выпускаемых заводом конструкций и без экранов обеспечивается отсутствие короны при напряжениях, превышающих на 10 % наибольшее рабочее.

Вводы с БМИ имеют устройства для отбора проб масла и указатели уровня масла.

Конструкция ввода с БМИ, содержащая указанные выше узлы, показана на рис. 3.

Присоединение ввода к обмотке трансформатора осуществляется одним из следующих способов:

• протяжкой, как уже отмечалось, гибкого голого кабеля отвода от обмотки с напаянной шпилькой через центральную трубу (рис. 4);

• зажимом кабеля отвода от обмотки на нижнем контактном наконечнике с помощью специальных гаек или болтов (рис. 5);

Рис. 3. Трансформаторный ввод с бумажномасляной изоляцией: а — конструкция ввода, б — общий вид ввода.

С введением штеккера на нижнем конце ввода в розетку на конце отвода от обмотки (рис. 6), показан элемент конструкции ввода с твердой изоляцией).

Источник статьи: http://leg.co.ua/transformatory/praktika/konstrukcii-transformatornyh-vvodov.html

Выбор размеров остова и фарфоровых покрышек ввода

Задание для курсового проекта

Проходные изоляторы служат для ввода высокого напряжения внутрь металлических баков силовых трансформаторов, шунтирующих и токоограничивающих реакторов, масляных выключателей, конденсаторов и других видов оборудования высокого напряжения, для кабельного подключения трансформаторов, а также для изоляции шин при проходе их через стены распределительных устройств.

Эскиз проходного изолятора

1 – токоведущий стрежень, 2 – фланец, 3 – изоляционный остов.

Проходные изоляторы в высоковольтных аппаратах и трансформаторах в отличие от других изоляторов имеют весьма неблагоприятное расположение электродов, приводящее к крайне неравномерному распределению радиальной и аксиальной напряжённости электрического поля. Наибольшая напряжённость возникает у фланца, где она направлена в основном вдоль поверхности ввода. Как только напряжённость превысит допустимую величину, возникают местные разряды сначала в виде короны, а затем в виде скользящих разрядов, приводящих к разрушению изоляции, возможным радиальным пробоям и продольным перекрытиям.

Поэтому при конструировании вводов высокого напряжения приходится применять искусственные меры для уменьшения аксиальной напряжённости и обеспечения большой равномерности радиальной напряжённости.

Для увеличения разрядного напряжения по поверхности изоляции весьма важно обеспечить равномерную аксиальную напряжённость.

В целях создания более равномерного радиального и аксиального распределения напряжения используются изоляторы конденсаторного типа, в которых требуемое распределение напряжения осуществляется при помощи металлических обкладок, закладываемых в изоляцию в процессе её намотки.

При приложении переменного напряжения наличие внутренних обкладок приводит к принудительному распределению напряжения, как по толщине, так и по поверхности изоляции обратно пропорционально ёмкостям соответствующих конденсаторов, образованных обкладками.

Применение конденсаторных обкладок позволяет достигнуть значительного сокращения размеров изоляторов, в особенности их диаметра. Уменьшение диаметра изоляции весьма важно, например, в случае применения трансформаторов тока конденсаторного типа, так как в этом случае можно применить фарфоровые покрышки сравнительно малого диаметра.

Вводы на более высокие напряжения (>220 кВ) выполняются обычно заполненными маслом, то есть с маслобарьерной изоляцией или бумажно-масляной. Основное достоинство маслобарьерных проходных изоляторов — простота конструкции, хорошее охлаждение, возможность проведения ремонта (смена масла, высушивание). С другой стороны, маслобарьерные вводы имеют большие радиальные размеры из-за невысокой кратковременной электрической прочности маслобарьерной изоляции. Это привело к тому, что в настоящее время маслобарьерные вводы не выпускаются.

Для аппаратов и трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше (до 1150 кВ) преимущественное применение получили вводы с бумажно-масляной изоляцией. Основным недостатком этих вводов является резкое ухудшение изоляционных свойств и характеристик при увлажнении. В связи с этим к конструкциям вводов с бумажно-масляной изоляцией предъявляются специальные требования в отношении герметичности. К достоинствам таких вводов следует отнести то, что благодаря высокой кратковременной и длительной прочности бумажно-масляной изоляции вводы указанного типа имеют наименьшие радиальные размеры.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

Ввод ГМТII-45-110/800-У1 предназначен для установки на трансформатор. Ввод рассчитывается на номинальное напряжение 110 кВ и номинальный ток 800 А. Допустимый угол наклона ввода к вертикали при установке на трансформатор составляет 45 о С. Температура окружающей среды 35 о С.

Ввод выполняется с наименьшей неравномерностью радиальной составляющей напряженности электрического поля, одинаковыми толщинами слоев, а вот емкости слоев и падения напряжения на слоях разные.

Для создания более равномерного радиального и аксиального распределения напряжения используются изоляторы конденсаторного типа, в которых требуемое распределение напряжения осуществляется при помощи металлических обкладок, закладываемых изоляцию в процессе её намотки. Обкладки выполняются из алюминиевой фольги толщиной 0.014 мм. Применение конденсаторных обкладок позволяет достигнуть значительного сокращения размеров изоляторов, вследствие чего можно применять фарфоровые покрышки сравнительно малого диаметра.

Изоляция ввода выполняется кабельной бумагой марки КВМСУ–120 толщиной 120 мкм, пропитанной трансформаторным маслом ГК, что обеспечивает высокую кратковременную и длительную электрическую прочность и небольшие радиальные размеры. Намотка изоляционной бумажной ленты производится в полнахлёста. Изоляция края обкладок закрытого типа. Для повышения электрической прочности на краю электродов применяется конусная разделка. Толщина изоляции основного слоя 6 мм.

Бумажно-масляная изоляция подвергается предварительной сушке многократно в процессе намотки при атмосферном давлении и температуре

100 о С. Содержание влаги в бумаге должно составлять (0.2 – 0.3)% для сохранения необходимой механической прочности.

Далее собранная конструкция ввода с целью повышения электрической прочности изоляции и уменьшения тангенса угла диэлектрических потерь подвергается окончательной сушке в вакуумной камере при повышенной температуре порядка 130 о С и низком остаточном давлении Р_остат = 0.1 Па. С целью улучшения условий теплоотдачи к высушенной изоляции применяют ступенчатое понижение давления по мере высыхания изоляции.

После сушки изоляцию готовят к заливке, постепенно понижая температуру изоляции до температуры подготовленного для заливки масла. Для предотвращения увеличения остаточного давления Р_остат заливку ведут медленно в течение 6 – 10 часов.

После предварительной сушки изоляции пропитывается трансформаторным маслом. Масло сначала очищается, сушится при остаточном давлении

Р_остат = 0.1 Па, что способствует уменьшению содержания воздуха и влаги

Изоляционный остов помещается в фарфоровые покрышки, которые являются внешней изоляцией и одновременно служат резервуаром для заполнения ввода маслом. Фарфоровые покрышки конструируются таким образом, чтобы получить наибольшие значения разрядных напряжений. Толщина стенки фарфора определяется механическими нагрузками и составляет 40 мм. Между внутренней поверхностью фарфоровой покрышки и внешней поверхностью изоляционного остова имеется зазор толщиной 20 мм для обеспечения циркуляции масла и технологии сборки изолятора.

Собранный ввод подвергается высоковольтным испытаниям. Значение сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию должен быть не менее 1000 МОм и 500 МОм при эксплуатации. При этом абсолютные значения tgδ должны быть не более 0.006 – 0.008, а прирост Δtgδ – не более 0.0015 – 0.003. Затем ввод испытывается приложением высокого напряжения промышленной частоты, установленного стандартом для испытания внешней изоляции в сухом состоянии

U_{50 Гц} _1мин =265 кВ по [1]. После этого проводится контроль интенсивности частичных разрядов при напряжении 1.1∙U_раб__наиб промышленной частоты; интенсивность частичных разрядов не должна превышать 10 -10 Кл.

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

Выбор расчетных напряжений

Расчетные напряжения выбираются на основании испытательных напряжений и длительно воздействующего рабочего напряжения в соответствии с ГОСТ 1516.3–96. Проектируемый ввод должен быть подвергнут испытанию одноминутным напряжением промышленной частоты

U_исп=265 кВ и выдерживать в сухом состоянии плавно поднимаемое напряжение U_сух=295 кВ (ГОСТ 10693–81 Вводы конденсаторные герметичные на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия).

Номинальное напряжение: U_н=110 кВ. Расчетное напряжение для радиальных размеров будет определяться по формуле:

где K_п=1.15 – кратность перенапряжений.

Выбор расчетных напряжений для аксиальных напряжений внешней и внутренней изоляции производится в соответствии с ГОСТ 1516.3-96. По таблице 2.1 [1], для изолятора 110 кВ эти напряжения равны:

U_{расч_}_h=U_исп=265 кВ – расчетное напряжение для аксиальных размеров внутренней изоляции;

U_{расч_}_H=U_сух=295 кВ – расчетное напряжение для аксиальных размеров внешней изоляции.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ

При расчёте тепловой устойчивости проходного изолятора выясняется возможность развития теплового пробоя в проектируемой конструкции при заданном токе, проходящем по токоведущему стержню, и наибольшем допустимом напряжении.

Так как аксиальные размеры изолятора существенно больше радиальных, при проведении теплового расчёта принимают, что тепловое поле изолятора радиально, т.е. вся теплоотдача осуществляется только в радиальном направлении (рис. 3.1).

Схема для графического расчёта тепловой устойчивости

изолятора конденсаторного типа

Расчёт выполняется для установившегося теплового режима изоляции. Исходными данными при расчёте являются ток в стержне изолятора, температура окружающей среды и зависимость tgd от температуры для применяемой изоляции.

Расчёт производится методом «шаг за шагом». Для проведения расчёта задаются рядом значений температуры стержня Т_с1, Т_с2, …, Т_сn. Эти значения произвольны, но должны быть близки к возможной искомой температуре стержня Т_с при данных условиях. Практически для изоляторов высокого напряжения удобно принять значения Т_с равными 40, 60, 80 и 100 °С.

Найдем тепловые сопротивления масляного зазора, фарфоровой покрышки, окружающей среды. Тепловое сопротивление масляного зазора:

где — коэффициент теплопроводности масла.

Принимаем толщину зазора Δ_з = 20 мм, а толщину фарфоровой стенки изолятора – Δ_ф = 40 мм, тогда:

Тепловое сопротивление фарфоровой покрышки:

Для расчёта теплоотдачи ввода в окружающую среду принимается коэффициент теплоотдачи с поверхности фарфора k_тв = 20 Вт/(м 2 ×°С), тогда:

Определим полный тепловой поток изолятора и соответствующей ему температуры внешней поверхности изолятора. Найдем потери в токоведущем стержне:

, где

— температурный коэффициент сопротивления медного стержня;

— удельное объемное сопротивление медного стержня;

— активное сопротивление стержня;

— сечение стержня.

Для теплового расчета изолятора требуется значение tg δ в диапазоне температур от 40 до 100 о С. Для данного ввода применяется масло ГК и кабельная бумага КВМСУ 120. Произведем аппроксимацию зависимости

tg δ = f(T) зависимостью вида: tg δ = A·exp(B·T).

Определим тангенс угла диэлектрических потерь комбинированной изоляции.

Для бумажно-масляной изоляции tg δ и ε_r рассчитываются по формулам:

– соответственно толщина, относительная диэлектрическая проницаемость и тангенс угла диэлектрических потерь бумаги;

– соответственно толщина, относительная диэлектрическая проницаемость и тангенс угла диэлектрических потерь масла.

Для бумаги и масла можно принять e_r1 = 4.5, e_r2 = 2.2.

Предполагая, что бумага пористая и все поры бумаги заполнены пропитывающим составом, имеем:

где g_б, g_к – плотность бумаги и клетчатки соответственно, d_из – полная толщина изоляции.

При температуре 20°С тангенс угла диэлектрических потерь для бумаги (индекс 1) и масла (индекс 2) равны соответственно и , тогда тангенс угла диэлектрических потерь комбинированного диэлектрика при 20°С будет равен:

При температуре 90 °С тангенс угла диэлектрических потерь для бумаги и масла , . Тогда тангенс угла диэлектрических потерь комбинированного диэлектрика при 90°С будет равен:

Определим e_r комбинированного диэлектрика:

Аппроксимируем зависимость tgd = f(T) зависимостью вида tgd = A×exp(B×T). Зная значения tgd и T для двух точек зависимости можно определить коэффициенты A и B: , , тогда:

Исходя из полученных данных зависимость примет вид:

Ниже приведен график данной зависимости.

Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от температуры.

Исходными данными для теплового расчёта являются номинальный ток

I_н = 800 А, температура окружающей среды T₀ = 35°C, а также результаты электрического расчёта.

На первом шаге задаёмся температурой стержня изолятора T_c = 40 °C. Тогда электрические потери в стержне составят:

Диэлектрические потери в изоляции первого слоя:

где , вместо 44,28 надо 10,4

Определим тепловое сопротивление первого слоя на единицу длины при коэффициенте теплопроводности бумажно-масляной изоляции, равном k_б = 0.2 Вт/м· о С:

Перепад температуры в первом слое составит:

Найдем тепловой поток, проходящий через изоляцию первого слоя:

Температура первой обкладки будет равна:

Диэлектрические потери в изоляции второго слоя:

Определим тепловое сопротивление второго слоя на единицу длины при коэффициенте теплопроводности бумажно-масляной изоляции, равном k_б = 0.2 Вт/м· о С:

Перепад температуры во втором слое составит:

Найдем тепловой поток, проходящий через изоляцию второго слоя:

Температура второй обкладки будет равна:

Аналогично расчет ведется для остальных слоев изоляции.

Далее определяем полный тепловой поток Р_и, проходящий через бумажно-масляную изоляцию и остальные элементы цилиндрической системы изолятора, а также температуру внешней поверхности изоляции Т_и:

По такой же методике «шаг за шагом» просчитываются аналогичные параметры при Т_с = 60, 80 и 100 °С. Результаты теплового расчета сведены в

По полученным данным строится зависимость Р_и = f(Т_и), а затем зависимость количества тепла, отводимого в единицу времени от наружной поверхности бумажно-масляной изоляции в окружающую среду, от температуры наружной поверхности Т_и. Эта зависимость определяется соотношением

P_отв аналогично рассчитывается для Т_с = 40, 60, 80 и 100 °С.

Полученные зависимости приведены на рис. 8.

Результаты теплового расчета..

№ слоя	Тепловое сопротивление R_Тк	Погонная емкость слоя, С_к·10 -9 Ф/м	Температура слоя, Т_к, 0 С при Т_с :	Перепад температуры в слоях, υ_к, 0 С при Т_с :	Диэлектрические потери слоя, Р_дк, Вт/м при Т_с :
0.268	0.542	33.766	53.281	72.782	92.246	6.234	6.719	7.218	7.736	1.015	1.343	1.777	2.352
0.2	0.726	28.998	48.116	67.197	86.232	4.768	5.165	5.584	6.032	1.116	1.467	1.927	2.532
0.16	0.909	25.093	43.863	62.571	81.197	3.905	4.252	4.626	5.034	1.227	1.604	2.095	2.734
0.133	1.093	21.754	40.208	58.57	76.812	3.339	3.655	4.001	4.385	1.333	1.734	2.253	2.924
0.114	1.275	18.813	36.973	55.008	72.881	2.941	3.235	3.562	3.931	1.413	1.83	2.367	3.055
0.1	1.458	16.162	34.042	51.763	69.277	2.65	2.93	3.245	3.604	1.568	2.022	2.602	3.342
0.045	3.193	14.93	32.676	50.246	67.585	1.232	1.366	1.518	1.692	0.954	1.225	1.57	2.007

Температура стержня, Т_с, 0 С	Полный тепловой поток в изоляторе на единицу длины стержня, Р_и, Вт/м	Потери мощности в токоведущем стержне, Р_с, Вт/м	Температура внешней поверхности изолятора, Т_и, 0 С	Отводимая мощность, Р_отв, Вт/м
31.401	22.774	14.93	-30.206
35.647	24.422	32.676	-3.497
40.662	26.07	50.246	22.946
43.748	27.718	67.73	49.281

Зависимость полного теплового потока через изолятор и отводимой мощности от температуры наружной поверхности.

В данном курсовом проекте произведён расчёт высоковольтного вода конденсаторного типа с бумажно-масляной изоляцией на номинальное напряжение 110 кВ и номинальный ток 800 А. Расчет проводился в два этапа.

Электрический расчет был произведен с учетом наименьшей неравномерности радиальной напряженности. В результате было рассчитано число слоёв изоляции равное 7, их толщина, а также емкость и падение напряжения на каждом слое, максимальные и минимальные напряженности слоев. Максимальная напряжённость составила 8.733 кВ/мм, что не превышает допустимую.

В ходе электрического расчета были получены следующие размеры: диаметр изоляционного остова – 108 мм, длина первой конденсаторной обкладки – 1.659 м. Также были определены длины уступов каждой обкладки. Так как несколько длин уступов получились меньше допустимой, то производилась их коррекция.

Диаметр токоведущего стержня 30 мм. Между фарфоровой покрышкой и изоляционным остовом предусмотрен масляный канал для обеспечения циркуляции масла, что приводит к лучшему охлаждению ввода. Предусмотрен вывод для измерения напряжения.

В ходе теплового расчета были определены тепловые сопротивления и емкости слоев изоляции, построена зависимость тангенса диэлектрических потерь от температуры, определено распределение температуры по слоям

В тепловом расчёте определялось выделяемое и отводимое тепло. В результате была построена зависимость тепловой устойчивости ввода и сделан вывод, что тепловой пробой маловероятен.

Библиографический список

1. Электрический и тепловой расчет высоковольтных вводов/ Г.А. Филиппов, М.Е. Тихов

2. Изоляция установок высокого напряжения: учеб. для вузов / Г.С.Кучинский, .Е. Кизиветер, Ю.С. Пинталь; под общ. ред. Г.С. Кучинского.– М.:Энергоатомиздат, 1987. –368 с.

3. Никулин Н.В., Шишорина Г.Д. Высоковольтные вводы и их ремонт: Учеб. для средних ПТУ. – 2-е изд., перераб. и доп.: — М.: Высш. Шк. – 1986. – 134с.

4. ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

5. ГОСТ 10693-81 Вводы конденсаторные герметичные на номинальное напряжение 110 кВ и выше. Общие технические условия.

6. А.З. Славинский. Высоковольтные вводы: Расчет, конструирование и ремонт. – М.: ООО Издательство «Научтехлитиздат», 2001.

Задание для курсового проекта

Эскиз проходного изолятора

1 – токоведущий стрежень, 2 – фланец, 3 – изоляционный остов.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

Р_остат = 0.1 Па, что способствует уменьшению содержания воздуха и влаги

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

Выбор расчетных напряжений

где K_п=1.15 – кратность перенапряжений.

U_{расч_}_h=U_исп=265 кВ – расчетное напряжение для аксиальных размеров внутренней изоляции;

U_{расч_}_H=U_сух=295 кВ – расчетное напряжение для аксиальных размеров внешней изоляции.

Выбор размеров остова и фарфоровых покрышек ввода

Эскиз изолятора конденсаторного типа с бумажно-масляной изоляцией.

Продольные размеры фарфоровых покрышек H_в и h_н (рис. 2.1) выбираются на основании зависимостей разрядного напряжения от размеров разрядных расстояний по воздуху [2, рис. 11.5] и в масле [2, рис. 11.6] с учётом коэффициента запаса, который составляет 1.1 – 1.15.

Высота верхней части изолятора определяется по кривой приведенной на рис. 11.5 [2]: H_в=1.1 м, с учетом коэффициента запаса k_з=1.15

H_в=H_в k_з=1.1 1.15=1.265 м. Длина внутренней части изоляции определяется как: h_в=H_в 0.75=1.265 0.75=0.949 м.

Длина нижней части остова (внутри фарфоровой крышки) выбирается по кривым разрядных напряжений рис. 11.6 [2, кривая 1]: h_н=0.6 м, с учетом коэффициента запаса: h_н = h_н k_з=0.6 1.15=0.69 м. Для обеспечения экранирования фланца и нижней головки изолятора длина фарфоровой покрышки в нижней части ввода выбирается так:

H_н = H_н 0.75=0.69/0.75=0.92 м.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник статьи: http://cyberpedia.su/5xba23.html

Изоляция аппаратов высокого напряжения — Покрышки, опорные колонны, воздуховоды

Содержание материала

ПОКРЫШКИ, ОПОРНЫЕ КОЛОННЫ, ВОЗДУХОВОДЫ

8-1. Общие сведения

Фарфоровые покрышки представляют собой цилиндрические или конические фарфоровые изоляторы, внутренняя полость которых предназначена для помещения ответственных частей высоковольтных аппаратов, как, например, обмотки трансформаторов тока и напряжения, гасительные устройства выключателей и т. д. Внутренняя полость покрышек при этом либо заливается маслом, либо остается заполненной воздухом. В большинстве случаев покрышки используются для аппаратов наружных установок; при этом они защищают находящиеся внутри изоляционные части от атмосферных воздействий.
К этому же классу изоляторов следует отнести полые опорные колонны маломасляных и воздушных выключателей, изоляторы вентильных разрядников, покрышки для шунтирующих сопротивлений воздушных выключателей и т. д.
Совместно с покрышками и изоляционными колоннами могут быть также рассмотрены изоляционные воздуховоды высокого давления.

Рис. 8-1. Покрышка трансформатора тока ТФН-110 типа ПТНМ- 110.
Так как конструкции покрышек, опорных колонн и пр., предназначенных для аппаратов высокого напряжения, чрезвычайно разнообразны, ниже рассматриваются лишь важнейшие из этих конструкций.

8-2. Покрышки трансформаторов тока и напряжения

В современных конструкциях трансформаторов тока и трансформаторов напряжения для наружной установки в качестве внешней изоляции применяются крупногабаритные фарфоровые покрышки.
В зависимости от конструкции аппарата эти покрышки либо полностью заключают в себе все обмотки и сердечники трансформатора, либо они закрывают только часть первичной обмотки — ее выводные концы.
В первом случае внутренний диаметр покрышки может стать очень большим. Покрышки второго рода более экономичны, так как их диаметр относительно невелик.
Внутренняя полость покрышки трансформаторов тока и трансформаторов напряжения заполняется трансформаторным маслом.
Эти покрышки имеют либо цилиндрическую, либо коническую форму. Для фарфорового производства цилиндрические покрышки оказываются более удобными (однотипные звенья, возможность получения цилиндрической заготовки из вакуум- мялки), однако они повышают размеры и вес аппаратов, вследствие чего с экономической точки зрения часто более выгодными оказываются покрышки конические.
Покрышки трансформаторов тока и трансформаторов напряжения работают в относительно спокойных условиях, а потому к ним обычно не предъявляются высокие требования в отношении механической прочности. Контрольные гидравлические испытания при давлении 3—5 ати, назначаемые обычно для этих покрышек, имеют целью главным образом выявление грубых производственных дефектов, которые могут возникнуть при изготовлении изоляторов (трещины, сквозные отверстия, дефекты склейки т. д.).
Покрышки трансформаторов тока имеют либо механическое, либо цементное крепление арматуры. К этим креплениям предъявляется требование надежности уплотнений по отношению к протеканию масла. На рис. 8-1 изображена фарфоровая покрышка для трансформатора тока наружной установки серии ТФН на 110 кВ. В подобных конструкциях применяется механическое крепление арматуры вверху и внизу. Наклонные поверхности бортов покрышек не шлифованы, что удешевляет производство.
На рис. 8-2 показана цилиндрическая покрышка трансформатора тока типа ТФН-220 на 220 кВ. В этой конструкции применено механическое крепление арматуры, причем угол наклона и верхнего и нижнего бортов покрышки равен 45°.

Рис. 8-3. Покрышка трансформатора тока на 220 кВ со вводами первичной обмотки сквозь стенку изолятора.

Рис. 8-2. Покрышка трансформатора тока ТФН-220.

Как ясно из рис. 8-2, при напряжениях 220 кВ и более диаметр покрышек трансформаторов тока данного типа становится настолько большим, что это вызывает известные затруднения для фарфорового производства.

В последнее время значительное распространение стали приобретать фарфоровые покрышки для трансформаторов тока с отверстиями, сделанными в стенке изолятора; через эти отверстия пропускаются непосредственно вводы первичной обмотки, что избавляет от необходимости применять громоздкую металлическую головку (маслорасширитель) и повышает экономичность изделия.
На рис. 8-3 изображена покрышка трансформатора тока на 220 кВ, 2000 а со вводами сквозь стенку фарфора. Это дает возможность расположить переключатель секций обмотки снаружи, что не только резко упрощает и удешевляет конструкцию, но и делает переключатель легко доступным для оперирования, наблюдения и контроля.

Рис. 8-4. Покрышка для трансформаторов напряжения типа НКФ.

Рис. 8-5. Покрышка для вентильных разрядников типа РВС.

На рис. 8-4 показана крупногабаритная покрышка трансформатора напряжения типа НКФ на 110 кВ. Обмотки и сердечники покрышки помещаются целиком внутри покрышки, что и обусловливает ее относительно большой диаметр.

Покрышки разрядников

Вентильный разрядник состоит из искрового промежутка и соединенного с ним последовательно нелинейного сопротивления. Искровой промежуток и нелинейное сопротивление помещаются внутри фарфоровой покрышки (рис. 8-5), которая затем герметически закрывается во избежание попадания внутрь покрышки влаги, что для успешной работы разрядника имеет первостепенное значение.
Размер А на рис. 8-5 изменяется от 310 мм (тип РВС-3 на 3 кВ) до 750 мм (тип РВС-30 на 30 кВ). Количество ребер изменяется от одного при 3 кВ до семи при 30 кВ.

Источник статьи: http://leg.co.ua/arhiv/podstancii/izolyaciya-apparatov-vysokogo-napryazheniya/Page-23.html

3 что такое вводы с главной изоляцией фарфоровой покрышки

твн / литература / Лисина,ТВН

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Фарфоровая покрышка — ввод

Назначение и описание высоковольтных вводов для трансформаторов, проблемы эксплуатации

Назначение

Классификация и особенности конструкции

Составные

Съемные

Маслонаполненные

Маслоподпорные

С твердой изоляцией

Проблемы эксплуатации

Электрическое старение

Частые коммутации

Тяжелые режимы работы

Особенности конструкции

Основные методы контроля технологического состояния

Интегральные

Измерение сопротивления изоляции

Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Анализ масла

Измерение давления

Дифференциальные

Тепловизионное обследование

Регистрация (локализация) частичных разрядов

Высоковольтные проходные изоляторы, предназначенные для работы при напряжении выше 35 кВ, называются вводами.

Конструкция и особенности высоковольтных вводов

31. Высоковольтные вводы. Конструкции и изоляционные материалы.

Вводы конденсаторного типа

Вводы с элегазовой изоляцией

Конструкции трансформаторных вводов

Содержание материала

Вводы с бумажно-масляной изоляцией (БМИ)

Выбор размеров остова и фарфоровых покрышек ввода

Изоляция аппаратов высокого напряжения — Покрышки, опорные колонны, воздуховоды

Содержание материала

8-1. Общие сведения

8-2. Покрышки трансформаторов тока и напряжения

Покрышки разрядников

Добавить комментарий Отменить ответ