¿Por qué un VCB de 10kV no puede dispararse localmente?

La incapacidad de operar manualmente el desenganche mecánico local de un interruptor de vacío de 10kV es un tipo de fallo relativamente común en el trabajo de mantenimiento del sistema eléctrico. Basado en años de experiencia en campo, estos problemas suelen originarse en cinco áreas centrales, cada una requiriendo solución de problemas basada en síntomas específicos.

El atasco del mecanismo de operación es la causa más común. El proceso de desenganche del interruptor depende de la energía mecánica liberada desde el almacenamiento de energía de resorte; si existe óxido, deformación u objetos extraños dentro del mecanismo, la transmisión de energía se ve directamente obstaculizada. Al manejar un fallo en una planta química el año pasado, al desmontar se descubrió una capa de óxido formada en la superficie del eje semicircular debido a la humedad, lo que aumentó el coeficiente de fricción en más de un 40%. Un problema más oculto es la deterioración del aceite del amortiguador. Un caso de una subestación mostró que el aceite hidráulico se solidificaba en temperaturas bajas, reduciendo la velocidad de desenganche al 60% del valor estándar—esta condición es fácilmente mal diagnosticada como un fallo eléctrico. Aplicar regularmente grasa lubricante conforme a las normas IEC 60255 y reemplazar el aceite del amortiguador cada dos años puede prevenir eficazmente tales problemas.

La deformación o fractura de los componentes de transmisión requiere una inspección enfocada. La varilla aislante, como componente clave de transmisión de potencia, consume energía cinética de desenganche incluso con una ligera flexión. Durante un mantenimiento en 2021 en un parque eólico, se encontró que el asentamiento de la fundación causó un desvío de alineación de 2.3 mm entre las tres varillas, aumentando la carga mecánica en un 25%. La fractura por fatiga de los eslabones metálicos es más repentina. Registros de una acería mostraron que después de más de 3,000 operaciones consecutivas, la resistencia a la fluencia del eslabón disminuyó aproximadamente un 15%. Se recomienda realizar pruebas de partículas magnéticas (Magnetic Particle Testing) en equipos que hayan estado en operación por más de cinco años.

Las anomalías en la cámara de extinción de arco afectan directamente el movimiento de los contactos. Cuando el vacío disminuye a más de 10⁻² Pa, los cambios en la diferencia de presión a través de la campana aumentan la resistencia al movimiento de los contactos. Un informe de fallos de una estación de suministro de energía indicó que una cámara de extinción de arco con fugas aumentó la fuerza de operación requerida en unos 30N. Un caso más especial es la soldadura de los contactos. Incluso después de una interrupción exitosa, puede ocurrir una soldadura microscópica cuando la corriente de cortocircuito supera los 20kA. En un incidente en un centro de datos el año pasado, una corriente de cortocircuito de 22.3kA causó la formación de una capa de aleación en las superficies de contacto fijo y móvil, requiriendo herramientas especiales para separarlas.

Los defectos en los componentes secundarios a menudo se pasan por alto. Los cortocircuitos entre vueltas en el bobinado de desenganche reducen la fuerza electromagnética; en casos reales, una desviación de resistencia superior al 10% puede llevar al fallo de operación. En un proyecto de suministro de energía en un túnel, la oxidación de los terminales del bobinado aumentó la resistencia de contacto a 5Ω, resultando en un voltaje terminal del bobinado inferior al 65% del valor nominal. El desalineamiento en los interruptores auxiliares es aún más oculto; cuando el ángulo de conmutación se desvía del valor de diseño en más de 3°, puede cortar prematuramente el circuito de control. Se recomienda usar un osciloscopio para monitorear la forma de onda de la corriente del circuito de desenganche, ya que el ancho de pulso anormal a menudo aparece antes que el fallo mecánico.

Los problemas de la base de instalación tienen efectos acumulativos. Si el cuerpo del interruptor se inclina más de 2°, el tubo operativo soporta una fuerza lateral. En una central hidroeléctrica, la fisuración de la base de concreto causó una inclinación de 3.5°, resultando en un desgaste de los pernos cuatro veces mayor que bajo condiciones estándar en dos años. Los factores ambientales no pueden ser ignorados tampoco. En una subestación costera, la deposición de niebla salina causó que el coeficiente de rigidez del resorte en la caja del mecanismo decaiga a una tasa anual del 7%.

El manejo de tales fallos debe seguir el principio de pruebas dinámicas. Además de los convencionales medidores de características mecánicas que miden el tiempo y la velocidad de desenganche, se recomienda una prueba de operación a baja tensión: reducir la tensión de operación al 30% del valor nominal para el desenganche; si la operación no se puede completar, la resistencia del mecanismo ha excedido severamente los límites. Para interruptores que se operan frecuentemente (más de 200 operaciones por año), el ciclo de mantenimiento debe acortarse a 18 meses. La experiencia práctica muestra que aproximadamente el 70% de los fallos se pueden evitar mediante la limpieza y lubricación temprana del mecanismo, mientras que el 30% restante requiere predicción de vida útil de los componentes basada en datos de monitoreo de condiciones. Por supuesto, algunos fallos compuestos todavía requieren análisis de desmontaje para un diagnóstico preciso—este es precisamente el desafío del trabajo de mantenimiento.