Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Электрическая изоляция в районах с загрязненной атмосферой

Искусственные способы улучшения разрядных характеристик изоляторов - Электрическая изоляция в районах с загрязненной атмосферой

Оглавление
Электрическая изоляция в районах с загрязненной атмосферой
Характеристики и механизм загрязнения
Механизм развития разряда
Контроль разрядных характеристик
Отбор проб загрязненного воздуха
Понятие о длине пути утечки
Форма изоляторов для загрязняемых районов
Искусственные способы улучшения разрядных характеристик изоляторов
Выбор изоляции установок, работающих в загрязненной атмосфере
Требования к электрическим устройствам, расположенным в районах с загрязненной атмосферой
Металлизация электроустановок
Уход за изоляторами
Эксплуатация электрических устройств, расположенных в районах с загрязненной атмосферой
Конструктивные изменения в аппаратуре с нормальной изоляцией
Минимальные защитные интервалы между ОРУ и воздушными линиями

Некоторые искусственные способы улучшения разрядных характеристик изоляторов, а)

Полупроводящая глазурь.

Для обеспечения надежной работы внешней изоляции в районах с загрязненной атмосферой было выдвинуто предложение о (применении изоляторов с глазурью, имеющей повышенную проводимость, или, как ее часто именуют, с полупроводящей глазурью. Работы, проводившиеся в СССР в 1951 г., привели к созданию в 1951—1955 гг. серии изоляторов, сначала линейных, а затем и аппаратных, с полупроводящей глазурью. Основными достоинствами подобных изоляторов должны быть:
более равномерное распределение напряжения по гирлянде изоляторов, которое должно определяться цепочкой сопротивлений, составленной из отдельных изоляторов, имеющих повышенную проводимость и, следовательно, улучшение разрядных характеристик;
уменьшение высокочастотных помех, поскольку должна подавляться возможность возникновения частичных дуг на поверхности;
подогрев изолятора токами утечки и, следовательно, подсушивание загрязнителя, что также должно улучшить разрядную характеристику.
Первый опыт применения отечественных изоляторов с полупроводящей глазурью не дал положительного результата. На недостаточную надежность подобных изоляторов имеются указания и зарубежных авторов, к числу основных дефектов этих изоляторов относятся: быстрое старение контактного слоя глазури в месте примыкания его к металлической арматуре изолятора (пестика, шапки) и как следствие этого — нарушений цепочки тока по покрытию;
тепловое разрушение фарфора при одновременном увлажнении и загрязнении изолятора;
разрядные характеристики сильно загрязненных изоляторов с полупроводящей глазурью и обычной мало разнятся между собой.
Отмеченные дефекты связаны с тем, что глазурь имеет ограниченную теплоустойчивость, а протекающие токи утечки порядка 0,1 мА при 0° не могут дать эффекта подсушивания.
При образовании на поверхности изолятора местных сухих зон к этим участкам будет приложено почти все напряжение, лежащее на изоляторе, что вызовет ударный местный нагрев и как следствие растрескивание фарфора при попадании на перегретый участок влаги либо прожог глазури.
С этой же точки зрения было бы опасным также дальнейшее увеличение токов утечки для форсирования эффекта подсушки.
Полученный неблагоприятный опыт выявил, что были выпущены изоляторы без достаточной разработки рецептуры глазури, которая к тому же наносилась на стандартные по форме изоляторы.
Неудача с первыми изоляторами с полупроводящей глазурью привада к тому, что выпуск их был прекращен, а работ по усовершенствованию глазурей и самих изоляторов не велось. Видимо, некоторый прогресс в части повышения грязестойкости изоляторов с полупроводниковой глазурью в дальнейшем может быть достигнут, если у изоляторов не будет большой разницы в диаметрах фарфора и арматуры вдоль пути утечки и будут доработаны рецептура глазури и методы ее нанесения на поверхность. Подтверждением этого является то, что небольшое количество (около 100 шт.) выпущенных в 1953 г. стержневых и опорных изоляторов с полупроводящей глазурью еще находятся в эксплуатации, тогда как линейные по большей части в энергосистемах демонтированы.

б) Изоляторы с гидрофобным покрытием.

Дальнейшие изыскания натолкнули на мысль о возможности применения гидрофобных (от слов гидро... и греческого phobos — боязнь) покрытий поверхности изоляторов, придающих ей несмачиваемость — образование не сплошной пленки влаги, а с разрывами — островной структуры. Глазурь фарфора в естественном виде в той или иной мере обладает свойствами гидрофобности, в силу чего, например, на блюдечке небольшое количество влаги не растекается, а собирается в капли. Наличие капель, а не пленки на поверхности изолятора как бы увеличивает длину пути разряда между вкраплениями (каплями), имеющими небольшое сопротивление.
Гидрофобность изоляторов зависит от качества глазури — более шероховатая матовая глазурь менее гидрофобна. Метода контроля качества глазури на ее гидрофобность, кроме как осмотром, не предложено. Для улучшения гидрофобности поверхности изоляторов применяются пленки или смазки. Пленки типа лаковых покрытий, например, составленные на основе кремнийорганических смол, не получили распространения, поскольку нанесение их сложно (необходима термическая обработка), они недолговечны на открытом воздухе; поверхностные разряды разрушают пленку, а кремний- органические смолы относительно дороги. Надо отметить, что при интенсивном загрязнении изолятора его сильно заносит, а поэтому гидрофобные свойства поверхности уже имеют меньшее значение — разрядную характеристику определяют электрические характеристики загрязнителя.
В прошедшее десятилетие для гидрофобизации были предложены пасты, наносимые толстым слоем (порядка 0,5—1 мм) на поверхность изолятора. В этом случае помимо гидрофобных свойств самой пасты происходит поверхностное обволакивание ею частиц грязи, что также затрудняет развитие разряда.
Основным требованием, предъявляемым к гидрофобной пасте, должна быть се химическая стабильность за все время работы на поверхности изолятора под воздействием кислорода воздуха и колебаний окружающей температуры.
В ВЭИ была разработана паста из следующих компонентов: солидола, вазелина и скипидара (как растворитель).

Вместе с тем паста ВЭИ не обладает достаточной стабильностью и вследствие этого меняет по прошествии некоторого времени структурно-технические свойства, а поэтому теряется ее смазывающе-обволакивающая способность и уменьшается гидрофобность. Пасту необходимо периодически стирать с изолятора и наносить свежую.
Этот достаточно трудоемкий процесс осложняет эксплуатацию и при значительных размерах изделия (например, вводы 220 или 330 кВ) на больших подстанциях является сложным и порой небезопасным. Паста по рецепту ВЭИ не изготовляется промышленностью и может быть составлена на указанных компонентов силами персонала электропредприятия. Завидовский завод крем- неорганики (Калининская обл.) наладил выпуск кремнийорганической пасты для изоляторов, но опыт применения ее еще недостаточен.
ОРГРЭС разработал гамму рецептов гидрофобных паст, которые ныне проходят стадию проверки. Основным положением при составлении рецептуры паст являлось применение трудноокисляемых жидкостей (окисляемых при температуре 130—150° С) в сочетании с загустителями (парафин либо церезин) и стабилизаторов (полиизобутилен, полиэтилен и т. д.). Промышленный выпуск этих паст еще не налажен, но ОРГРЭС поставляет в целях накопления опыта небольшие количества.
Смазка изоляторов трансформаторным маслом кратковременно увеличивает степень гидрофобности поверхности изоляторов, но вместе с тем создает условия, когда цементирующиеся загрязнения не могут схватиться с глазурью и тем самым облегчается периодически производимая очистка.
Таким образом, пасты дают возможность на некоторый срок предотвратить перекрытия и увеличить период между чистками изоляторов. Периодичность замены пасты определяется местным опытом, и не может быть названо каких-либо единых жестких сроков. По опыту энергосистем при средней интенсивности загрязнения замена пасты производится 1—2 раза в год.
Критерием необходимости замены пасты может явиться характер и вид разрядов по поверхности изолятора.
Следует отметить, что имеются суждения о допустимости покрывать гидрофобными пастами изоляторы 110—220 кВ не полностью, а лишь 3—4 ребра в верхней части и 1—2 ребра в нижней части.

в) Подогрев изоляторов.

Подогрев изоляторов может предупредить увлажнение поверхности изолятора — произвести подсушку. Подогрев возможен как изнутри (проект ВЭИ для вводов), так и снаружи с помощью нагревательных элементов, расположенные по периметру у заземленного фланца. Опыты с применением наружных подогревателей не оправдали себя, поскольку:
необходим большой расход энергии (на один ввод выключателя 35 кВ около 0,8 кет и ввод 110 кВ m 5 кет);
ветер сбивает (относит) потоки теплого воздуха нагревателей и потому они не дают пользы;
большая неравномерность нагрева фарфора по высоте, что создает предпосылки для его растрескивания при попадании влаги;
поток теплого воздуха в условиях открытых подстанций эффективно может охватывать изделие лишь на небольшую высоту — менее 0,5 м.



 
« Эксплуатация электроустановок в сельском хозяйстве   Электрические сети промышленных предприятий »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.