Analiza i obsługa awarii z powodu rozładowania w rozdzielaczu GIS 550 kV

1. Opis zjawiska awarii

Awaria wyłącznika w sprzęcie GIS 550 kV wystąpiła o godzinie 13:25 dnia 15 sierpnia 2024, podczas gdy urządzenie pracowało przy pełnym obciążeniu z prądem obciążenia wynoszącym 2500 A. W momencie awarii powiązane urządzenia ochronne działały natychmiastowo, odłączając odpowiedni przekaźnik i izolując uszkodzoną linię. Parametry pracy systemu uległy znacznym zmianom: prąd liniowy gwałtownie spadł z 2500 A do 0 A, a napięcie na szynie natychmiast obniżyło się z 550 kV do 530 kV, fluktuując przez około 3 sekundy, po czym stopniowo wróciło do 548 kV i stabilizowało się. Przegląd na miejscu wykonany przez personel serwisowy ujawnił widoczne uszkodzenia wyłącznika. Na powierzchni izolatora zlokalizowano smugę spalania o długości około 5 cm. Na połączeniu między ruchomymi i nieruchomymi kontaktami pojawiło się miejsce spalenia o średnicy około 3 cm, otoczone czarnym proszkowatym osadem, a niektóre elementy metalowe pokazały oznaki topienia, co wskazuje na intensywne łukowanie podczas awarii.

2. Analiza przyczyn awarii

2.1 Analiza podstawowych parametrów urządzenia i warunków pracy
Wyłącznik ma nominalne napięcie 550 kV, nominalny prąd 3150 A i prąd przecięcia 50 kA. Te parametry spełniają wymagania operacyjne systemu 550 kV w tej stacji, teoretycznie zapewniając niezawodną pracę w normalnych warunkach. Wyłącznik był w eksploatacji przez 8 lat z 350 operacjami. Ostatnie konserwację przeprowadzono w czerwcu 2023 roku, obejmującą polerowanie kontaktów, smarowanie, regulację mechanizmu i testowanie oporu izolacyjnego – wszystkie wyniki były zgodne ze specyfikacjami w tym czasie. Mimo że liczba operacji była w normie, długotrwała eksploatacja mogła wprowadzić ryzyko starzenia, prowadząc do potencjalnych ukrytych defektów podczas kolejnej eksploatacji.

2.2 Analiza testów wydajności elektrycznej

Testowanie oporu izolacyjnego wyłącznika wykazało opór izolacyjny między kontaktami wynoszący 1500 MΩ (wartość historyczna: 2500 MΩ; wymagania standardowe: ≥2000 MΩ). Opor izolacyjny do ziemi wynosił 2000 MΩ (wartość historyczna: 3000 MΩ; wymagania standardowe: ≥2500 MΩ). Obie wartości były znacznie niższe niż dane historyczne i standardy, co wskazuje na pogorszenie wydajności izolacji.
Test współczynnika strat dielektrycznych (tanδ) przy 10 kV dał wartość pomiarową 0,8% (wartość historyczna: 0,5%; wymagania standardowe: ≤0,6%). Podwyższony tanδ sugeruje możliwe nawilżenie lub starzenie medium izolacyjnego, co obniża siłę izolacji i zwiększa ryzyko przebicia dielektrycznego.

2.3 Analiza testów wydajności mechanicznej
Pomiary ciśnienia kontaktowego wykazały:

• Faza A: 150 N (wartość projektowa: 200 N, odchylenie: –25%)

• Faza B: 160 N (odchylenie: –20%)

• Faza C: 140 N (odchylenie: –30%)
  Wszystkie pomiary ciśnienia kontaktowego były poniżej wartości projektowych z dużymi odchyleniami, co prawdopodobnie powodowało zwiększenie oporu kontaktowego, lokalne nagrzewanie i łukowanie.

Analiza mechanizmu działania wykazała:

• Czas zamknięcia: 80 ms (zakres projektowy: 60–70 ms); odchylenie synchronizacji: 10 ms (limit projektowy: ≤5 ms)

• Czas otwarcia: 75 ms (zakres projektowy: 55–65 ms); odchylenie synchronizacji: 12 ms (limit projektowy: ≤5 ms)
  Oba czasy otwarcia/zamknięcia przekroczyły limity projektowe, a odchylenia synchronizacji były zbyt duże, co wskazuje na awarię mechanizmu, która może powodować asynchroniczne stykanie/oddzielanie, prowadząc do ponownego zapłonu łuku i rozbłysku.

2.4 Kompleksowa analiza przyczyn awarii
Integrując wszystkie ustalenia:

• Elektrycznie, obniżony opór izolacyjny i zwiększony tanδ wskazują na pogorszenie izolacji, tworząc warunki dla przebicia.

• Mechanicznie, niewystarczające ciśnienie kontaktowe powodowało słabe stykanie i lokalne nagrzewanie, podczas gdy nietypowe działanie mechanizmu prowadziło do asynchronicznej pracy i ponownego zapłonu łuku, nasilając uszkodzenia izolacji.
  Mimo regularnej konserwacji, długotrwała eksploatacja narażała urządzenie na procesy starzenia, a czynniki środowiskowe, takie jak wahania temperatury i wilgotności, dalej degradowały wydajność. Awaria przepalania wyłącznika była wynikiem połączenia degradacji izolacji, anomalii mechanicznych i starzenia sprzętu.

3. Środki zaradcze w przypadku awarii
3.1 Natychmiastowa reakcja na miejscu
Natychmiast po awarii przepalania uruchomiono protokół reakcji awaryjnej, aby zapewnić bezpieczeństwo sieci. Uszkodzony wyłącznik został izolowany poprzez odłączenie powiązanych przekaźników, zapobiegając eskalacji awarii. Urządzenia ochronne powiązane z wyłącznikiem zostały sprawdzone i dostosowane, aby uniknąć błędnej pracy lub awarii. Tryb pracy systemu został pilnie zmieniony: obciążenie wcześniej obsługiwane przez uszkodzoną linię zostało płynnie przeniesione na zdrowe linie, aby utrzymać dostawę energii kluczowym użytkownikom. W trakcie tego procesu parametry systemu (napięcie, prąd, częstotliwość) były dokładnie monitorowane, aby zapewnić stabilną pracę. Personel został przydzielony do zabezpieczenia miejsca awarii i zapobieżenia nieautoryzowanemu dostępowi, aby uniknąć drugich incydentów.

3.2 Plan naprawy sprzętu
Na podstawie analizy przyczyn podstawowych opracowano szczegółowy plan naprawy:

• Dla degradowanej izolacji: zastąpić i przywrócić media izolacyjne. Usunąć uszkodzone, wilgotne lub zestarzałe materiały izolacyjne i zainstalować nowe, zgodne materiały, aby przywrócić wydajność izolacji.

• Dla niewystarczającego ciśnienia kontaktowego: sprawdzić i zastąpić sprężyny kontaktowe, dostosować ciśnienie kontaktowe do wartości projektowych, aby zminimalizować opór kontaktowy i zapobiec nagrzewaniu i łukowaniu.

• Dla awarii mechanizmów: zastąpić uszkodzone komponenty i dokonać pełnej kalibracji mechanizmu, aby spełniał specyfikacje projektowe dotyczące czasowania i synchronizacji.

3.3 Proces naprawy i kluczowe punkty techniczne
Naprawa była prowadzona ściśle zgodnie z planem. Wyłącznik został całkowicie rozebrany w celu dokładnej inspekcji, aby potwierdzić zakres uszkodzeń. Podczas wymiany izolacji kontrolowano wilgotność i temperaturę otoczenia, aby zapobiec zanieczyszczeniu lub wchłanianiu wilgoci przez nowe materiały. Instalacja zapewniała precyzyjne ułożenie i ciasne połączenie izolacji, aby uniknąć pustych miejsc lub luzu. Dostosowanie nacisku kontaktowego odbywało się przy użyciu kalibrowanych narzędzi, aby zapewnić dokładny i równomierny ciężar na wszystkich fazach. Ponowne montowanie i kalibracja mechanizmu przestrzegały procedur, aby zagwarantować płynne i niezawodne działanie. Po naprawie przeprowadzono kompleksowe testy – opór izolacyjny, tanδ, nacisk kontaktowy i wydajność mechanizmu – wszystkie spełniające standardy przed ponownym podłączeniem do sieci.

4.Sprawdzenie skuteczności naprawy
4.1 Testy po naprawie
Kompleksowe testy potwierdziły przywrócenie właściwej wydajności (zobacz tabela 1):

• Opór izolacyjny: międzykontaktowy wzrósł z 1500 MΩ do 2400 MΩ; opór do ziemi wzrósł z 2000 MΩ do 2800 MΩ – oba spełniają standardy.

• tanδ spadł z 0.8% do 0.4%, co mieści się w dopuszczalnych granicach, potwierdzając rozwiązanie problemów związanych z wilgocią/wiekiem.

• Test wytrzymałości na napięcie: przed naprawą przebicie nastąpiło przy 480 kV (< standard); po naprawie, brak przebicia przy 600 kV – potwierdza to odzyskanie izolacji.

4.2 Monitorowanie i ocena operacyjna

Naprawiony rozłącznik poddano 3-miesięcznemu monitorowaniu operacyjnemu. Temperatury kontaktów pozostawały w normie, potwierdzając skuteczne dostosowanie nacisku kontaktowego i kontrolowaną oporność kontaktową. Operacje przełączania ustabilizowały się: czas zamykania wyniósł 65 ms, otwierania 58 ms, a odchylenia synchronizacji ≤3 ms. Nie wystąpiło ponowne zapalanie łuku ani wyładowania. Połączone wyniki testów i monitorowania potwierdzają skuteczne rozwiązanie awarii i stabilne działanie.

5. Zabezpieczenia zapobiegawcze i rekomendacje
Aby zapewnić efektywne działanie GIS i zmniejszyć ryzyko awarii, należy wdrożyć ścisłe strategie konserwacji:

• Regularne inspekcje: Przeprowadzaj tygodniowe kontrole wizualne oraz miesięczne testy funkcjonalne przez kwalifikowane zespoły, aby wczesne wykryć uszkodzenia lub anomalie.

• Zaawansowane monitorowanie stanu: Wdrażaj systemy monitorowania online do bieżącego śledzenia częściowych wyładowań, temperatury i składu gazu, aby proaktywnie identyfikować potencjalne problemy.

• Testy zapobiegawcze: Wykonuj okresowe pomiary oporu izolacyjnego i tanδ, aby ocenić kondycję elektryczną/izolacyjną i zapobiec awariom spowodowanym starzeniem się lub wilgocią.

• Wybór i montaż sprzętu: Wybierz sprawdzone, dojrzałe urządzenia GIS spełniające potrzeby operacyjne. Surowo przestrzegaj standardów projektowych i budowlanych podczas instalacji, aby zapewnić prawidłową wyrównaną i bezpieczne połączenia.

• Wdrożenie: Starannie weryfikuj wszystkie parametry wydajności podczas wdrożenia, dokumentując wszystkie dane dla przyszłych odwołań serwisowych.

• Szkolenia personelu: Regularnie przeprowadzaj szkolenia techniczne i ćwiczenia awaryjne, aby zwiększyć kompetencje pracowników w zakresie obsługi i usuwania awarii, zapewniając szybkie i skuteczne reagowanie na incydenty oraz ochronę stabilności sieci.

6.Wniosek
Artykuł przedstawia udaną analizę i rozwiązanie awarii przebicia w rozłączniku GIS 550 kV. Szczegółowa dokumentacja awarii i wielowymiarowe testy precyzyjnie zidentyfikowały przyczyny podstawowe. Zaimplementowane środki nagłego reagowania i naprawy skutecznie rozwiązały problem, co zostało zweryfikowane przez testy po naprawie i monitorowanie operacyjne. Proponowane środki zapobiegawcze są celowe i praktyczne, oferując cenne wskazówki dotyczące konserwacji GIS. Przyszłe prace powinny pogłębiać badania nad mechanizmami awarii GIS, aby dalej wzmacniać bezpieczeństwo i niezawodność systemu elektroenergetycznego.