Ottimizzazione dei metodi di messa a terra per il nucleo e le morse del trasformatore elettrico

Le misure di protezione a terra del trasformatore sono divise in due tipi: il primo è la messa a terra del punto neutro del trasformatore. Questa misura di protezione prevenisce lo scivolamento della tensione al punto neutro causato da un disequilibrio del carico trifase durante l'operazione del trasformatore, consentendo ai dispositivi di protezione di scattare rapidamente e riducendo le correnti di cortocircuito. Questo è considerato una messa a terra funzionale per il trasformatore. La seconda misura è la messa a terra del nucleo e delle staffe del trasformatore.

Questa protezione prevenisce lo sviluppo di tensioni indotte sulle superfici del nucleo e delle staffe a causa dei campi magnetici interni durante l'operazione, che potrebbero portare a guasti di scariche parziali. Questo è considerato una messa a terra protettiva per il trasformatore. Per garantire un funzionamento sicuro e affidabile del trasformatore, questo articolo analizza e ottimizza i metodi di messa a terra specificamente per i nuclei e le staffe dei trasformatori.

1. Importanza della messa a terra del nucleo e delle staffe

I principali componenti interni di un trasformatore includono: avvolgimenti, nucleo e staffe. Gli avvolgimenti formano il circuito elettrico del trasformatore, il nucleo costituisce il circuito magnetico, mentre le staffe sono principalmente utilizzate per fissare gli avvolgimenti e le lamiere di silicio del nucleo. Durante il normale funzionamento, gli avvolgimenti primari e secondari generano campi magnetici quando vi scorre la corrente. In questo ambiente magnetico, si sviluppano tensioni indotte sulle superfici del nucleo e delle staffe.

Aumentando l'intensità del campo magnetico, il flusso magnetico cresce gradualmente, causando un aumento progressivo delle tensioni indotte. A causa della distribuzione non uniforme del campo magnetico, le tensioni indotte non uniformi creano differenze di potenziale, risultando in scariche continue sulle superfici del nucleo e delle staffe, portando a guasti interni del trasformatore. Questa tensione che causa guasti di scarica interni nei trasformatori è chiamata "tensione galleggiante". Pertanto, durante l'operazione, il nucleo e le staffe del trasformatore devono essere messi a terra in un unico punto per ridurre ed eliminare le tensioni indotte.

Quando si mette a terra il nucleo e le staffe del trasformatore, è permesso solo un unico punto di messa a terra per prevenire la formazione di correnti circolanti tra il nucleo e le staffe. Se esistono due o più punti di messa a terra, le differenze di potenziale causeranno correnti circolanti tra il nucleo e le staffe, portando a aumenti anomali di temperatura all'interno del trasformatore. Ciò danneggia direttamente l'isolamento solido interno e accelera l'invecchiamento dell'olio isolante, influendo sulla vita utile normale del trasformatore.

2. Metodi di messa a terra del nucleo e delle staffe e approcci di ottimizzazione

Nei progetti attuali di trasformatori in Cina, la messa a terra del nucleo e delle staffe viene principalmente realizzata collegando i connessioni attraverso piccoli bocchetti o bulloni isolati all'esterno della vasca del trasformatore prima di metterli a terra. Questo metodo di messa a terra si divide ulteriormente in due metodi:

Il primo metodo di messa a terra (Figura 1) collega il nucleo e le staffe attraverso bocchetti o bulloni isolati, quindi li collega direttamente in cortocircuito prima di metterli a terra. Durante il normale funzionamento del trasformatore, questo metodo di messa a terra presenta tre percorsi di flusso di corrente, indicati come I1, I2 e I3:

• I1: Nucleo → Terminale di messa a terra → Terra

• I2: Staffe → Terminale di messa a terra → Terra

• I3: Nucleo → Terminale di messa a terra → Terra → Staffe

Il secondo metodo di messa a terra (Figura 2) collega il nucleo e le staffe attraverso bocchetti o bulloni isolati a punti di messa a terra separati. Anche questo metodo di messa a terra presenta tre percorsi di flusso di corrente durante il normale funzionamento:

• I1: Nucleo → Punto di messa a terra del nucleo → Terra

• I2: Staffe → Punto di messa a terra delle staffe → Terra

• I3: Nucleo → Punto di messa a terra del nucleo → Terra → Punto di messa a terra delle staffe → Staffe

Dei due metodi di messa a terra menzionati sopra, le correnti di messa a terra indotte I1 e I2 rappresentano condizioni normali. Tuttavia, la corrente di messa a terra indotta I3 differisce significativamente:

Nel metodo di messa a terra mostrato nella Figura 1, la corrente indotta scorre attraverso il percorso: nucleo → terminale di messa a terra → staffe, creando una "corrente circolante" tra il nucleo e le staffe del trasformatore. A causa dell'effetto termico di questa corrente, la temperatura interna del trasformatore aumenta anormalmente. La temperatura elevata causa direttamente la degradazione dell'isolamento solido e l'invecchiamento dell'olio isolante. Inoltre, a causa l'influenza della corrente circolante, i sistemi di monitoraggio online non possono misurare con precisione le correnti di messa a terra del nucleo e delle staffe, portando a diagnosi errate quando si verificano guasti dell'equipaggiamento. Pertanto, il primo metodo di messa a terra ha notevoli svantaggi.

In contrasto, il metodo di messa a terra mostrato nella Figura 2 fa passare la corrente indotta attraverso: nucleo → messa a terra del nucleo → terra → messa a terra delle staffe → staffe. Poiché la corrente passa attraverso la terra ad alta resistenza, non può formarsi una "corrente circolante" tra il nucleo e le staffe. Ciò impedisce l'aumento anomalo della temperatura del trasformatore e consente ai sistemi di monitoraggio online di misurare con precisione le correnti di messa a terra sia del nucleo che delle staffe (secondo il Codice DL/T 596-2021 per le prove preventive di energia, la corrente di messa a terra del nucleo non deve superare 0,1 A e la corrente di messa a terra delle staffe non deve superare 0,3 A durante l'operazione del trasformatore). Questo fornisce prove affidabili per determinare se esistono guasti interni nel trasformatore.

Per il trasformatore regolatore di tensione senza eccitazione xx-223000/500, il nucleo e le staffe sono messi a terra utilizzando il metodo mostrato nella Figura 1, il che presenta diversi problemi operativi:

(1) Durante l'operazione, si forma facilmente una "corrente circolante" tra il nucleo e le staffe interni. L'effetto termico causa aumenti anomali di temperatura, accelerando la degradazione dell'isolamento solido e l'invecchiamento dell'olio isolante, riducendo così la durata di vita del trasformatore.

(2) A causa dell'influenza della "corrente circolante", i sistemi di monitoraggio in linea non possono misurare con precisione le correnti di terra del nucleo e delle staffe, rendendo impossibile fornire prove conclusive per determinare i guasti interni.

(3) Le correnti di terra indotte dal nucleo e dalle staffe possono essere misurate continuamente e confrontate con le correnti di fuga monitorate dal sistema in linea per verificare l'accuratezza del sistema di monitoraggio.

(4) Durante la manutenzione e la riparazione del trasformatore, quando si misura la resistenza d'isolamento tra il nucleo/le staffe e il terreno, è necessario disconnettere i cavi di messa a terra esterni. Poiché questo modello di trasformatore utilizza bulloni di rame M10 (isolati dal terreno) per le connessioni del nucleo e delle staffe, che hanno una buona conduttività ma bassa resistenza meccanica e sono soggetti a rottura. Durante le operazioni sul campo, gli spazi ristretti e le forze sbilanciate possono facilmente causare la rottura dei bulloni di rame. Considerata la struttura compatta interna del trasformatore, la risoluzione di questo guasto richiede lo smontaggio del coperchio del serbatoio per la sostituzione, influenzando i cicli di manutenzione normali ed l'efficienza operativa.

Considerando questi quattro problemi, per garantire la rilevazione accurata delle correnti di terra indotte dal nucleo e dalle staffe durante l'operazione, prolungare la vita utile del trasformatore, eliminare le "correnti circolanti" e prevenire che le operazioni di manutenzione causino danni che amplificano la portata delle riparazioni, si consiglia di ottimizzare il metodo di messa a terra del nucleo e delle staffe dal configurazione della Figura 1 alla configurazione della Figura 2.

3.Conclusione

Attraverso una dettagliata introduzione dei componenti interni del trasformatore e delle loro funzioni, insieme ad un'analisi scientifica dei guasti di scarico che si verificano durante l'operazione, sono state implementate con successo modifiche alle parti difettose. Questo approccio permette di allungare la vita utile dell'equipaggiamento, migliorare la sicurezza della rete elettrica e ridurre i costi di manutenzione dell'equipaggiamento.