Optimización dos métodos de aterramento para o núcleo e as presas do transformador eléctrico

As medidas de protección contra a terra dos transformadores divídense en dous tipos: O primeiro é o punto neutro do transformador. Esta medida protexente evita a deriva da tensión do punto neutro causada polo desequilibrio da carga trifásica durante a operación do transformador, permitindo que os dispositivos de protección actúen rapidamente e reduzan as correntes de curto-circuíto. Isto considera-se unha terra funcional para o transformador. A segunda medida é a terra do núcleo e das presas do transformador.

Esta protección evita que se xeren voltaxes inducidos nas superficies do núcleo e das presas debido aos campos magnéticos internos durante a operación, o que podería levar a fallos por descargas parciais. Isto considera-se unha terra protectora para o transformador. Para garantir unha operación segura e fiable do transformador, este artigo analiza e optimiza métodos específicos de terra para núcleos e presas de transformadores.

1. Importancia da Terra do Núcleo e das Presas

Os principais componentes internos dun transformador inclúen: espiras, núcleo e presas. As espiras forman o circuito eléctrico do transformador, o núcleo constitúe o circuito magnético, e as presas son principalmente usadas para asegurar as espiras e as lámias de silicio do núcleo. Durante a operación normal, as espiras primaria e secundaria xeran campos magnéticos cando a corrente fluye por elas. Neste ambiente magnético, desenvólvense voltaxes inducidos nas superficies do núcleo e das presas. 

Conforme a forza do campo magnético aumenta, o fluxo magnético crece gradualmente, provocando que os voltaxes inducidos aumenten progresivamente. Debido á distribución non uniforme do campo magnético, os voltaxes inducidos non uniformes crean diferenzas de potencial, resultando en descargas continuas nas superficies do núcleo e das presas, levando a fallos internos do transformador. Este voltaxe que causa fallos por descargas internas nos transformadores chámase "voltaxe flotante." Polo tanto, durante a operación, o núcleo e as presas do transformador deben estar conectados a terra nun único punto para reducir e eliminar os voltaxes inducidos.

Cando se realiza a terra do núcleo e das presas do transformador, só se permite un único punto de terra para evitar correntes circulantes entre o núcleo e as presas. Se existen dous ou máis puntos de terra, as diferenzas de potencial causarán correntes circulantes entre o núcleo e as presas, levando a aumentos anómalos da temperatura dentro do transformador. Isto danifica directamente o aillamento sólido interno e acelera o envellecemento do aceite aislante, afectando a vida útil normal do transformador.

2. Métodos de Terra para o Núcleo e as Presas e Abordaxes de Optimización

Nas actuais deseños de transformadores en China, a terra do núcleo e das presas lograse principalmente dirixindo as conexións a través de pequenos tubos ou parafusos aislados ao exterior do tanque do transformador antes de realizar a terra. Este método de terra divide-se en dous métodos:

O primeiro método de terra (Figura 1) conecta o núcleo e as presas a través de tubos ou parafusos aislados, despois os cortocircuita directamente antes de realizar a terra. Durante a operación normal do transformador, este método de terra presenta tres camiños de flujo de corrente, etiquetados como I1, I2 e I3:

• I1: Núcleo → Terminal de terra → Terra

• I2: Presas → Terminal de terra → Terra

• I3: Núcleo → Terminal de terra → Terra → Presas

O segundo método de terra (Figura 2) dirixe o núcleo e as presas a través de tubos ou parafusos aislados a puntos de terra separados. Este método de terra tamén presenta tres camiños de flujo de corrente durante a operación normal:

• I1: Núcleo → Punto de terra do núcleo → Terra

• I2: Presas → Punto de terra das presas → Terra

• I3: Núcleo → Punto de terra do núcleo → Terra → Punto de terra das presas → Presas

Dos dous métodos de terra mencionados anteriormente, as correntes de terra inducidas I1 e I2 representan condicións normais. No entanto, a corrente de terra inducida I3 difire significativamente:

No método de terra mostrado na Figura 1, a corrente inducida fluye a través do camiño: núcleo → terminal de terra → presas, creando unha "corrente circulante" entre o núcleo e as presas do transformador. Baixo o efecto térmico desta corrente, a temperatura interna do transformador aumenta anormalmente. A alta temperatura causa directamente a degradación do aillamento sólido e o envellecemento do aceite aislante. Ademais, debido á influencia da corrente circulante, os sistemas de monitorización en liña non poden medir con precisión as correntes de terra do núcleo e das presas, levando a diagnósticos erróneos cando ocorren fallos no equipo. Polo tanto, o primeiro método de terra ten importantes desventaxas.

En contraste, o método de terra mostrado na Figura 2 dirixe a corrente inducida a través do camiño: núcleo → terra do núcleo → terra → terra das presas → presas. Como a corrente pasa a través da terra de alta resistencia, non pode formarse unha "corrente circulante" entre o núcleo e as presas. Isto evita o aumento anómalo da temperatura no transformador e permite que os sistemas de monitorización en liña midan con precisión as correntes de terra do núcleo e das presas (segundo o Código DL/T 596-2021 de Ensaio Preventivo Eléctrico, a corrente de terra do núcleo non debe superar 0,1 A e a corrente de terra das presas non debe superar 0,3 A durante a operación do transformador). Isto proporciona evidencia fiable para determinar se existen fallos internos no transformador.

Para o transformador de potencia xx-223000/500 sen regulación de tensión, o núcleo e as presas están conectados a terra usando o método mostrado na Figura 1, o que presenta varios problemas operativos:

(1) Durante a operación, forma-se facilmente unha "corrente circulante" entre o núcleo e as presas internas. O efecto térmico causa aumentos anómalos da temperatura, acelerando a degradación do aillamento sólido e o envellecemento do aceite aislante, reducindo así a vida útil do transformador.

(2) Debido á influencia da "corrente circulante", os sistemas de monitorización en liña non poden medir con precisión as correntes de aterramento do núcleo e das presas, facendo imposible obter probas concluentes para determinar fallos internos.

(3) As correntes de aterramento inducidas no núcleo e nas presas poden ser medidas continuamente e comparadas coas correntes de fuga monitorizadas polo sistema en liña para verificar a precisión do sistema de monitorización.

(4) Durante a manutención e reparación do transformador, ao medir a resistencia de aislamento entre o núcleo/presas e terra, é necesario desconectar os conductores de aterramento externos. Dado que este modelo de transformador utiliza parafusos de cobre M10 (aislados da terra) para as conexións do núcleo e das presas, que teñen excelente conductividade pero baixa resistencia mecánica e son propensos a roturas. Nas operacións de campo, os espazos confinados e as forzas desequilibradas poden causar facilmente a fractura dos parafusos de cobre. Dada a estrutura interna compacta do transformador, resolver esta falla require levantar a cuberta do tanque para a súa substitución, afectando os ciclos normais de manutención e a eficiencia operativa.

Considerando estes catro problemas, para asegurar unha detección precisa das correntes de aterramento inducidas no núcleo e nas presas durante a operación, prorrogar a vida útil do transformador, eliminar as "correntes circulantes" e evitar que as operacións de manutención causeñan danos que amplíen o alcance da reparación, recoméndase optimizar o método de aterramento do núcleo e das presas do transformador desde a configuración da Figura 1 á configuración da Figura 2.

3.Conclusión

A través dunha introdución detallada dos compoñentes internos do transformador e das súas funcións, xunto cunha análise científica das fallas de descarga que ocorren durante a operación, se implementaron satisfactoriamente modificacións nas partes defectuosas. Este enfoque logra prorrogar a vida útil do equipo, mellorar a seguridade da rede eléctrica e reducir os custos de manutención do equipo.