Анализ и мерки срещу инцидент с неправилно управление на разединител 145 кВ

1. Въведение

В индонезийската електрическа мрежа, високонапрегнатите изключватели (HVD) с напрежение 145кВ са критични за поддържането на надеждността на предаването през архипелага. Обачно, инциденти с неправилна работа представляват значителен риск за стабилността на мрежата. Тази статия разглежда случай на неправилна работа на изключвател 145кВ в индонезийска трансформаторна станция, анализира основните причини и предлага мерки, като се отчитат стандартите за защита IP66 и спазването на IEC 60068-3-3, за да се подобри безопасността при експлоатация.

2. Преглед на инцидента в Индонезия

През март 2024 г., изключвател 145кВ в трансформаторна станция на остров Ява неочаквано се отвори по време на рутинна прехвърляне на натоварване, което активира каскада от защитни реле. Инцидентът се случи в крайбрежна трансформаторна станция близо до Сурабая, където капсулата на изключвателя с класификация IP66 теоретично е проектирана да издържа тропически условия. Неплануваното отваряне прекъсна доставката на електроенергия до 120 000 домакинства и доведе до отстраниване на 30МВ натоварване, с разходи за ремонт над 800 000 долара. Анализът след инцидента показа, че основните причини са комбинация от околната среда и недостатъци в системата за управление.

3. Анализ на основните причини
3.1 Уязвимости в системата за управление
3.1.1 Индукция на паразитни контури

DC контролния контур на изключвателя споделя обща земна точка с системата за защита от мълнии на трансформаторната станция, което е проектен недостатък, идентифициран в 20% от индонезийските трансформаторни станции с 145кВ (доклад на PLN от 2023). По време на близък грозен дъжд, преходни възходящи напрежения индуцираха 12В DC импулси в контролния проводник, които погрешно активираха реле за отваряне на изключвателя. Подобно на случая от 2022 г. в Бали, където земни цикли причиниха неправилна работа на 145кВ HVD, този случай подчерта недостатъчната изолация между контролния и защитния контури.

3.1.2 Износ на реле

Електромагнитното реле на изключвателя, предназначено за 100 000 операции, беше извършило над 150 000 цикли без замяна. Разрушаване на изолацията в катушката на реле, открито по време на постфалтово секциониране, позволи образуване на дъга, свързваща нормално отворени контакти. Термични тестове по IEC 60068-3-3 по-късно потвърдиха, че епоксидната изолация на реле се изопачи при температура >60°C, типична за индонезийски трансформаторни станции без климатизационна система.

3.2 Околна среда
3.2.1 Неуспех на уплътнението IP66

Въпреки сертификата IP66, EPDM уплътнението на изключвателя показваше 3мм пукнатини, позволяващи проникване на солена мъгла. Въздухът в Източна Ява съдържа 0.05мг/м³ хлоридни йони, ускоряващи корозията. Аналитични данни от SEM на уплътнението показаха разрушаване от озон, резултат от продължително излагане на UV радиация (годишен UV индекс >12) и влажност >85%. Това компрометира защитата от прах и вода, с вътрешни компоненти, показващи 0.2мм ръже на медните контакти.

3.2.2 Деградация на изолацията, предизвикана от влага

Висока влажност (средно 90% RH) предизвика кондензация на композитния изолатор на изключвателя, намалявайки повърхностната удържива способност от 10¹²Ω до 10⁸Ω. Данни от мониторинг на частични разряди (PD) показаха, че PD активността се увеличи от 5пК до 25пК за шест месеца, предшествайки пробой. Хидрофобното покритие на изолатора, съответстващо на IEC 60068-3-3, загуби ефективността си след три години в тропически условия, не успявайки да отблъсква водни филми.

3.3 Недостатъци в поддръжката
3.3.1 Недостатъчна смазка

Механичната връзка на изключвателя имаше недостатъчно силиконово масло (NLGI Клас 2), което доведе до 15% увеличение на триенето в механизма за управление. Температурни сензори записаха 40°C по-висока температура от базовата в опорните възли, причинявайки движение с пречупване, което генерираше механични удари, имитиращи нормални команди за отваряне. Това съответства на доклада на PLN от 2024, показващ, че 43% от случаите на неправилна работа на 145кВ HVD са свързани с пренебрегване на смазката.

3.3.2 Забавена калибрация на сензорите

Сензорът за контактно съпротивление на изключвателя, калибриран до ±10μΩ, не беше проверен за 18 месеца. Фактичната точност беше се променила до ±35μΩ, маскирайки 120μΩ деградация на контакта (критичен праг: 150μΩ). Такива забави в калибрацията са общи в отдалечени индонезийски трансформаторни станции, където 37% от 145кВ HVD липсват планувана поддръжка поради логистични предизвикателства.

4. Комплексни мерки
4.1 Преосмисляне на системата за управление
4.1.1 Архитектура с изолирана земна точка

Реализирайте звездаобразна земна система за 145кВ HVD контролни контури, отделяйки ги от земните точки за защита от мълнии с 5м. Инсталирайте 1000V изолационни трансформатори на контролни питателни линии, както е демонстрирано в изследване от 2023 в Медан, което намали преходни индусирани инциденти с 92%.

4.1.2 Обновяване до твърдото реле

Заменете електромагнитните реле с IEC 60950-сертифицирани твърди реле (SSR) с рейтинг 10⁷ операции. SSR в пилотен проект в Семаранг показаха нулеви напрежения и 50% по-бързо переключване, елиминирайки рискове от дъги в влажни условия.

4.2 Подобряване на устойчивостта към околната среда
4.2.1 Преосмисляне на системата за уплътнение IP66

• Замяна на уплътнението: Използвайте флуороеластомерни (FKM) уплътнения с устойчивост до 200°C, 300% удължаване и UV стабилизатори, съответстващи на тропическото климатично добавка на IEC 60068-3-3.

• Модификация на дренажа: Добавете 12мм отводни отвори с анти-инсектни мрежи към капсулите на изключвателите, намалявайки натрупването на вода. Пилотен проект в Джакарта показа, че това намали вътрешната влажност от 85% до 55% в рамките на 24 часа.

4.2.2 Решения за напредък на изолацията

• Суперхидрофобно покритие: Приложете SiO₂ покритие (контактен ъгъл >150°) към изолаторите, продължавайки хидрофобността от 3 до 7 години. Полеви тестове в Бали намалиха PD активността с 80%.

• Интеграция на дехумидификатор: Инсталирайте дехумидификатори с ефект на Пелтье (капацитет 3Л/ден) в капсулите, поддържайки <40% RH. Трансформаторна станция в Сулавеси видя устойчивостта на контактното съпротивление да се подобри с 65% след инсталация.

4.3 Оптимизация на предиктивната поддръжка
4.3.1 Мониторинг, подкрепен от IoT

Развернете мрежа от 4G-включени сензори, измерващи:

• Контактно съпротивление (резолюция 0.1μΩ)

• Вибрация на механизма (пояс 100Hz - 10kHz)

• Влажност/температура на капсулата (±1% RH, ±0.5°C)

Данните се анализират чрез облачен AI платформ (точност 94%), който предвижда откази 72 часа напред, както е доказано в пилотен проект в Папуа, който намали неплануваните прекъсвания с 85%.

4.3.2 Регионални графики за поддръжка

Разработете климатични планове за поддръжка:

5. Техническо и икономическо влияние
5.1 Подобряване на показателите за надеждност

• Увеличение на MTBF: От 12 000 часа до 45 000 часа след интервенция, надхвърляйки целта на IEC 62271-102.

• Време за детекция на отказ: Намалено от 4 часа до 15 минути чрез реално-временен мониторинг на IoT.

5.2 Анализ на цената и ползата

• Първоначална инвестиция: $500 000 за трансформаторна станция с 10 изключватела в Индонезия

• Спестявания за 5 години: $2.3 милиона от:

• 75% намаление на труд за поддръжка

• 90% намаление на разходи за замяна на оборудване

• 88% минимизация на загуби от прекъсвания

6. Заключение

Неправилната работа на изключвател 145кВ в Индонезия подчертава необходимостта от интегрирани решения, които се справят с уязвимостите на системата за управление, околната среда и пробелите в поддръжката. Чрез реализацията на капсули с улучена защита IP66, компоненти, съответстващи на IEC 60068-3-3, и предиктивна поддръжка, поддържана от IoT, индонезийската мрежа 145кВ може да постигне показатели за надеждност, съответстващи на глобалните стандарти. Този подход не само намалява рисковете от неправилна работа, но и подкрепя целта на страната за устойчив, интелигентен енергиен инфраструктурен комплекс, способен да удовлетвори растящите енергийни потребности в тропически условия.