В § 1-2 отмечалось, что значительная доля повреждений силовых и измерительных трансформаторов, реакторов, вводов и конденсаторов приходится на их внутреннюю изоляцию. Особенно обострилась проблема выбора внутренней изоляции при освоении линий СВН и УВН, так как к оборудованию подстанций этих новых классов напряжения предъявляются особенно высокие требования по надежности. Между тем статистика повреждаемости трансформаторов [68, 112, 117] и другого оборудования СВН показывает, что их надежность ниже надежности оборудования 110—345 кВ. По публикациям Эдисоновского электротехнического института (США) на долю дефектов производства и конструкции трансформаторов приходится около 48% всех повреждений. По данным [112, 117] наибольшее число повреждений силовых трансформаторов (52%) связано с нарушением электрической прочности изоляции.
Несомненно, часть этих аварий обусловлена технологическими недостатками изготовления оборудования, другая — необходимостью увеличения электрических нагрузок на изоляцию трансформаторов и других аппаратов с целью повышения их технических параметров и транспортабельности. Однако немаловажная роль при повышении надежности оборудования, по мнению авторов, будет принадлежать и дальнейшему совершенствованию, с учетом накопленного опыта эксплуатации оборудования и новых научных данных, методов координации и испытаний оборудования новых классов напряжения. Сейчас уже накоплено большое число фактов, указывающих на то, что типовые испытания внутренней изоляции высоковольтной аппаратуры по методике, регламентируемой ГОСТ и МЭК, не всегда гарантируют их надежную работу в течение многих лет эксплуатации. Таковы, в частности, повреждения при рабочем напряжении главной изоляции силовых трансформаторов 330 и 500 кВ, вызванные постепенным износом изоляции (так называемый ползущий разряд) [68], повреждения при рабочем напряжении вводов, силовых конденсаторов и другого высоковольтного оборудования, ранее успешно выдержавших все типовые испытания. Основное противоречие между сложившейся практикой испытаний оборудования СВН и опытом его эксплуатации состоит в следующем: для формирования основных испытательных напряжений оборудования используются главным образом две точки на кривой электрических воздействий,
(kост, 10-5—10-4 с) и (kост, 10-5—10-2 с), относящиеся к максимальным по кратности электрическим воздействиям и к минимальным временам воздействия, в то время как повреждения изоляции наблюдаются при рабочем напряжении, под которым изоляция должна находиться весь срок службы оборудования (1, ∞). Именно это обстоятельство и заставляет проанализировать имеющиеся опытные данные по коэффициентам упрочнения всех основных видов изоляции. Для внутренней изоляции опубликованные данные об электрической прочности при импульсах, и особенно при длительном воздействии напряжения промышленной частоты, немногочисленны и нередко противоречивы. Однако для всех видов внутренней изоляции отмечено снижение электрической прочности с ростом времени воздействия. Имеющиеся в литературе, и прежде всего обобщенные в [23, 92], опытные материалы могут быть полезны для качественного, а в ряде случаев и количественного анализа вопроса.
Для трансформаторного масла при грозовых перенапряжениях были выявлены коэффициенты упрочнения, равные 1,5—2,0.
Сведения о коэффициенте упрочнения масла при коммутационных перенапряжениях (t ≈ 10-2 с) более противоречивы: по данным [23, 92], коэффициент импульса составляет 1,2—1,3, однако для реальных условий эксплуатации (при подогреве масла, полном удалении продуктов разложения масла, образовавшихся при предшествующих пробоях, за счет циркуляции масла), у наиболее неблагоприятных промежутков (между электродами стержень — плоскость) коэффициенты импульса составили 2—3 [91]. Соответствующие коэффициенты упрочнения должны быть, во всяком случае, не меньше указанных выше коэффициентов импульса. В литературе отмечается, что коэффициенты упрочнения у поверхностей раздела бумажной изоляции и масла с «неорганизованным» электрическим полем примерно такие же, как у масла.
Наиболее полные данные об электрической прочности маслобарьерной изоляции силовых трансформаторов в широком диапазоне длительности электрического воздействия опубликованы в работах [23, 109]. Эти данные об электрической прочности маслобарьерной изоляции (рис. 9-5) легли в основу расчета коэффициентов упрочнения.
Рис. 9-5. Коэффициенты упрочнения внутренней изоляции оборудования: 1—трансформаторное масло, 2 —маслобарьерная изоляция силовых трансформаторов (реакторов), 3 — продольная бумажно-масляная изоляция, 4 — радиальная бумажно-масляная изоляция
Рис. 9-6. Сопоставление естественных уровней внутренней изоляции трансформатора 500 кВ с электрическими воздействиями
Обозначения на кривых те же, что на рис. 9-5
Сложнее оценить электрическую прочность маслобарьерной изоляции при очень большой длительности воздействия на нее переменного напряжения (1 год, 10 лет и более). Можно оценить амплитудное значение Епр (∞) как 65 кВ/см. (Это согласуется с многолетней практикой проектирования силовых трансформаторов: напряженность поля в канале, прилегающем к обмотке высокого или среднего напряжения, у эксплуатируемых трансформаторов 330 и 500 кВ обычно не превосходит (19—25) √2 кВ/см, обеспечивая запас по отношению к Епр (∞) = 65 кВ/см). С учетом этого значения поданным рис. 9-5 на рис. 9-6 приведена зависимость коэффициентов упрочнения маслобарьерной изоляции трансформаторного оборудования от времени воздействия перенапряжений.
В [92, рис. 9.21 на основе регистрации частичных разрядов было рекомендовано соотношение между 50%-ной пробивной (Епр) и допустимой (Едоп) напряженностями электрического поля в первом масляном канале в зависимости от его ширины (d) при одноминутном воздействии переменного напряжения. При исследованиях и испытаниях макетов внутренней изоляции и образцов оборудования были отмечены большие разбросы пробивных и повреждающих изоляцию напряжений [115].
В частности, при испытаниях напряжением промышленной частоты (измерение частичных разрядов и др.) коэффициент вариации колеблется в пределах от 5 до 25% при генеральном среднем св=12:13,5%. При таких больших разбросах необходимо учитывать число элементов однотипного оборудования на обеих подстанциях линии электропередачи и возможное снижение уровня изоляции у совокупности из т° однотипных элементов по сравнению с уровнем изоляции одного элемента. В частности, рассматривая нормальный эксплуатационный режим и допуская, что разбросы электрической прочности внутренней изоляции следуют нормальному закону с параметрами kв и cвkв, для оценки этого снижения воспользуемся распределением (2-11):
Отношение Епр/Едоп показано на рис. 9-7. Из него можно заключить, что уже при длительности воздействия переменного напряжения, равной 1 мин, отношение Епр/Едоп=Ев 1мин должно составлять 1,35—1,5. Едва ли оно может быть принято более низким для больших длительностей воздействия, и в особенности для нормального эксплуатационного режима и для других видов внутренней изоляции.
Укажем теперь коэффициенты упрочнения для других, более совершенных видов внутренней изоляции оборудования. На рис. 9-5 эти коэффициенты показаны для аппаратной бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа (применительно к трансформаторам тока и вводам) и изоляции конденсаторов. Из рисунка, в частности, хорошо видно, что чем совершеннее внутренняя изоляция, чем выше у нее рабочая напряженность электрического поля, тем выше и коэффициент упрочнения при коммутационных и грозовых перенапряжениях. В табл. 9-2 указаны коэффициенты упрочнения для важнейших видов внутренней изоляции и характерных электрических воздействий, которым подвергается внутренняя изоляция трансформаторного и другого оборудования.
Рис. 9-7. Отношение пробивных и допустимых напряженностей поля в главной изоляции трансформаторов (одноминутное испытание)
Таблица 9-2
Коэффициенты упрочнения для внутренней изоляции трансформаторов и другого высоковольтного оборудования
Число других аппаратов может быть значительно больше 12, в этих случаях коэффициент kв увеличивается (при т° = 24 kв=1,4, при т°= 36 kв — 1,45 и т. д.). В итоге получается, что для обеспечения надежной работы трансформаторных напряжений у т" элементов внутренней изоляции, определится так:
(9-8)
В итоге для обеспечения надежной работы трансформаторов и другого оборудования требуется достаточно высокий уровень их внутренней изоляции kв∞, который учитывает как интервал между пробивной и допустимой электрической прочностью этой изоляции, так и разбросы этой прочности (kв):
(9-9)
Полученный выше уровень изоляции kв∞ не может быть, конечно, одинаковым для всех видов внутренней изоляции, и для его уточнения потребуются дальнейшие исследования. При выполнении последнего условия естественный уровень внутренней изоляции kв* (t) определится через kв∞ и соответствующий времени воздействия перенапряжений t коэффициент упрочнения qв (t):
(9-10)
На рис. 9-6 в виде примера сопоставлены естественные уровни внутренней изоляции трансформатора
(kв∞=1,3·1,3≈1,7) и воздействующие перенапряжения на линии и подстанциях 500 кВ (коммутационные перенапряжения ограничены специальными разрядниками с k0 = 1,95).
Рассмотрим теперь уровни внутренней изоляции оборудования, диктуемые коммутационными перенапряжениями. Если учесть большую длительность аварийного простоя и высокую стоимость ремонта трансформаторов, реакторов и других аппаратов после повреждения их внутренней изоляции (см. § 1-3, и в частности табл. 1-4), то при координации изоляции следует обеспечить очень малую вероятность ее пробоя в одной коммутации: у вводов, трансформаторов тока и напряжения, у которых последствия и длительность простоя примерно те же, что и при разрушении камер масляного бакового выключателя, эта вероятность в соответствии с оценками, сделанными в § 7-1, должна иметь порядок Pи≈10-2; у трансформаторного оборудования и реакторов, где длительность аварийного простоя на порядок больше (100—300 ч), желательно было бы понизить Pи еще на один порядок, т. е. обеспечить Pи≈10-3.
Если для вычисленных δ* и σ*. нормирующий множитель окажется меньше определяемого неравенством (9-13) значения, то нужная координация естественного уровня внутренней изоляции оборудования и характеристик разрядника достигнута.
Выполненный анализ расчетов по формулам координации (9-12)—(9-14) показал следующее: уже для маслобарьерной изоляции трансформаторного оборудования (kв*= 4,6, св=0,1 и k0=2,0) δ*=6 и σ*=0,15; при таком δ* условие (9-13) выполняется с запасом в 2 порядка; для других, более совершенных видов внутренней изоляции оно выполняется с еще большим запасом. Эта ситуация является следствием высоких естественных уровней комбинированной внутренней изоляции всех видов (маслобарьерная силовых трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов, радиальная бумажно-масляная изоляция трансформаторов тока и вводов, бумажно-масляная изоляция конденсаторов), превышающих в 2 раза и более возможные кратности коммутационных перенапряжений на подстанциях электропередач 330—1150 кВ, защищенных разрядниками. Поэтому коммутационные перенапряжения не представляют опасности для всех видов комбинированной внутренней изоляции оборудования и аппаратов. Иными словами, эта изоляция приводится к норме.
Особым случаем является масло, у которого наблюдаются коэффициенты упрочнения, сравнительно близкие к единице. Размеры масляной изоляции определяются, в первую очередь, перенапряжениями, так как эта изоляция не приводится к норме.
В итоге рассмотрения внутренней изоляции оборудования мы приходим к важным практическим выводам. Если все виды комбинированной внутренней изоляции приводятся к норме, то конструкция и размеры изоляции силовых конденсаторов, кабелей, вводов, трансформаторов тока и силовых трансформаторов, реакторов СВН и УВН определяются рабочим напряжением. Это означает, что при координации внутренней изоляции оборудования с электрическими воздействиями основное внимание должно быть обращено на нормальный эксплуатационный режим, а не на кратковременные воздействия, отражающие грозовые и коммутационные перенапряжения. По существу, выполнение условия (9-9) обеспечивает необходимую координацию комбинированной внутренней изоляции у всех видов оборудования с электрическими воздействиями от грозовых перенапряжений до нормального эксплуатационного режима.
Изложенные обстоятельства выдвигают в качестве важнейших проблем выявление количественных закономерностей старения внутренней изоляции и использование этих закономерностей для оптимизации конструкций изоляции и ускоренных испытаний на надежность и срок службы, для разработки методов тонкой диагностики и прогнозирования эксплуатационного состояния изоляции. Переход к длительным испытаниям внутренней изоляции, постепенное накопление научной информации в процессе этих испытаний позволяет предложить и постепенно уточнять методику ресурсных испытаний изоляции в течение технически и экономически разумного периода времени, эквивалентных с точки зрения старения изоляции всему сроку службы оборудования. Если ранее длительным (например, годовым) испытаниям подвергалась лишь изоляция кабелей и конденсаторов, где qв порядка 10, то в скором времени, по мнению авторов, такие испытания станут нормой для всего оборудования УВН с внутренней комбинированной изоляцией. При решении указанных выше новых проблем внутренней изоляции, вызванных к жизни очень глубоким ограничением перенапряжений в линиях электропередачи СВН и УВН, не обойтись без испытательных установок длительного действия промышленной частоты, а также без специальных стендов длительных испытаний, способных непрерывно работать по заданной программе в течение года и более. Такие стенды, по мнению авторов, в ближайшие годы станут важной составной частью многих крупных высоковольтных центров. Сооружение первого такого центра завершается в Ленинграде.
Так как испытание оборудования напряжением, превосходящим на 70—80% номинальное и необходимым для проверки основного условия (9-1), относящегося к внешней изоляции, недопустимо для внутренней изоляции, для этой цели может быть с успехом использовано испытание несколько повышенным напряжением Uф (1<Uф<kΒ) в сочетании с форсированным загрязнением внешней изоляции. Исследования, выполненные в НИИПТ С. Д. Мерхалевым, показывают, что увеличение удельной поверхностной проводимости увлажненного слоя загрязнения от 2—3 до 20 мкСм позволяет снизить испытательное напряжение примерно в 1,5 раза и, следовательно, испытание с форсированным загрязнением и уровнем внешней изоляции 1,2 будет эквивалентно уровню изоляции k°min=1,2·1,5=1,8 при естественном загрязнении.
Вместе с тем из изложенного выше подхода было бы неправильно делать вывод о бесполезности испытаний внутренней изоляции оборудования СВН и УВН импульсами, воспроизводящими коммутационные и грозовые перенапряжения, и нецелесообразности дальнейших исследований в этом направлении. Однобокость подобного подхода очевидна, так как оборудование и аппараты представляют собой комбинацию конструктивных узлов внутренней и внешней изоляции и могут содержать такие элементы изоляции, которые имеют коэффициенты упрочнения, близкие к единице (например, масляные или газовые промежутки). Для таких элементов определяющими могут быть как грозовые, так и коммутационные перенапряжения. Соответствующий последним уровень внутренней изоляции определится так:
для линий 110—330 кВ, не защищенных от коммутационных перенапряжений разрядниками,
(9-15)
где k4 — кратность, соответствующая Ри=10-2 либо Ри=10-3; для линий 330 и более киловольт, защищенных разрядниками,
(9-16) где δ≤3,5 также соответствуют
Р=10-3 :10-2.
Сопоставляя формулы (9-15) и (9-16) с выведенными в §9-2 для внешней изоляции, можно заметить очень близкую структуру и тех и других, а также равенство уровней внешней и внутренней изоляции оборудования в тех случаях, когда сг=св, а вероятности перекрытия внешней изоляции и пробоя внутренней приняты одинаковыми.
Наконец, необходимо остановиться на характеристиках и технических возможностях современных и будущих средств защиты от перенапряжений подстанций СВН и УВН.
Выше уже отмечалось, что для приведения к норме внешней и внутренней изоляции оборудования на разомкнутом конце электропередачи и на самой подстанции должны найти широкое применение разрядники со следующими средними пробивными напряжениями (см. § 7-4): k0=1,7:2,0 для класса напряжения 330 кВ; 1,9:2,0—для 500 кВ; 1,95 и несколько ниже — для 750 кВ. Для той же цели могут быть не менее эффективно использованы ограничители перенапряжений, у которых остающееся напряжение kост не превосходит k0 указанных выше разрядников. Дальнейшее улучшение характеристик разрядников и ограничителей полезно для снижения испытательных напряжений и размеров элементов внутренней изоляции с низкими коэффициентами упрочнения (масло, газ и т. д.) и, следовательно, размеров оборудования.
