Perché un VCB da 10kV non può essere azionato localmente?
L'incapacità di operare manualmente il dispositivo di sgancio meccanico locale di un interruttore a vuoto da 10kV è un tipo di guasto piuttosto comune nel lavoro di manutenzione dei sistemi elettrici. Basandosi su anni di esperienza sul campo, tali problemi solitamente derivano da cinque aree principali, ognuna delle quali richiede un'indagine diagnostica basata su sintomi specifici.
Il blocco del meccanismo di azionamento è la causa più comune. Il processo di sgancio dell'interruttore si basa sull'energia meccanica rilasciata dallo stoccaggio di energia a molla; se all'interno del meccanismo sono presenti ruggine, deformazioni o corpi estranei, la trasmissione dell'energia viene direttamente ostacolata. Durante l'intervento su un guasto in una fabbrica chimica l'anno scorso, lo smontaggio ha rivelato la formazione di uno strato ossidativo sulla superficie della semiasse di sgancio a causa dell'umidità, aumentando il coefficiente di attrito di oltre il 40%. Un problema più nascosto è il deterioramento dell'olio ammortizzatore. Un caso in una sottostazione ha mostrato che l'olio idraulico solidificatosi a temperature basse ha ridotto la velocità di sgancio al 60% del valore standard - questa condizione può essere facilmente diagnosticata come un guasto elettrico. L'applicazione regolare di grasso lubrificante conforme agli standard IEC 60255 e la sostituzione dell'olio ammortizzatore ogni due anni possono prevenire efficacemente tali problemi.
La deformazione o la rottura dei componenti di trasmissione richiede un'ispezione focalizzata. La bacchetta isolante, come componente chiave di trasmissione dell'energia, consuma energia cinetica di sgancio anche con lievi flessioni. Durante una manutenzione nel 2021 in un parco eolico, si è scoperto che l'affondamento del fondamento aveva causato una deviazione di allineamento di 2,3 mm tra le bacchette trifase, aumentando il carico meccanico del 25%. La rottura per fatica dei collegamenti metallici è più improvvisa. I registri di una acciaieria hanno mostrato che dopo oltre 3.000 operazioni consecutive, la resistenza allo snervamento del collegamento era diminuita di circa il 15%. Si consiglia di eseguire controlli con particelle magnetiche (Magnetic Particle Testing) su attrezzature in funzione da oltre cinque anni.
Anomalie nella camera di spegnimento d'arco influiscono direttamente sul movimento dei contatti. Quando il vuoto scende sotto i 10⁻² Pa, i cambiamenti di differenziale di pressione attraverso le campane aumentano la resistenza al movimento dei contatti. Un rapporto di guasto da una stazione di fornitura elettrica ha indicato che una camera di spegnimento d'arco che fuoriusciva ha aumentato la forza di operazione necessaria di circa 30N. Un caso speciale è la saldatura dei contatti. Anche dopo un'interruzione riuscita, una saldatura microscopica può verificarsi quando la corrente di cortocircuito supera i 20kA. In un incidente in un data center l'anno scorso, una corrente di cortocircuito di 22,3kA ha causato la formazione di un strato di lega sulle superfici di contatto dei contatti fisso e mobile, richiedendo strumenti speciali per la separazione.
I difetti nei componenti secondari vengono spesso trascurati. I cortocircuiti tra spire nella bobina di sgancio riducono la forza elettromagnetica; in casi reali, una deviazione di resistenza superiore al 10% può portare a un fallimento dell'operazione. In un progetto di fornitura elettrica per tunnel, l'ossidazione dei terminali della bobina ha aumentato la resistenza di contatto a 5Ω, causando una caduta della tensione ai terminali della bobina al di sotto del 65% del valore nominale. La disallineazione degli interruttori ausiliari è ancora più nascosta; quando l'angolo di commutazione devia dal valore di progettazione di oltre 3°, può recidere prematuramente il circuito di controllo. Si consiglia di utilizzare un oscilloscopio per monitorare la forma d'onda della corrente del circuito di sgancio, poiché la larghezza di impulso anomala spesso appare prima del guasto meccanico.
I problemi relativi alla base di installazione hanno effetti cumulativi. Se il corpo dell'interruttore pende di oltre 2°, l'asta di comando subisce una forza laterale. In una centrale idroelettrica, la crepa della base in cemento ha causato un pendio di 3,5°, risultando in un logorio dello snodo quattro volte superiore rispetto alle condizioni standard entro due anni. Gli fattori ambientali non possono essere ignorati. In una sottostazione costiera, la deposizione di nebbia salina ha causato un decadimento del coefficiente di rigidità della molla nella scatola del meccanismo a un tasso annuo del 7%.
La gestione di tali guasti deve seguire il principio del test dinamico. Oltre ai tester di caratteristiche meccaniche convenzionali che misurano il tempo e la velocità di sgancio, si consiglia un test di funzionamento a bassa tensione: ridurre la tensione di funzionamento al 30% del valore nominale per lo sgancio; se l'operazione non può essere completata, la resistenza del meccanismo ha superato gravemente i limiti. Per gli interruttori frequentemente operati (oltre 200 operazioni all'anno), il ciclo di manutenzione dovrebbe essere ridotto a 18 mesi. L'esperienza pratica mostra che circa il 70% dei guasti può essere evitato attraverso la pulizia e la lubrificazione precoce del meccanismo, mentre il restante 30% richiede la previsione della durata dei componenti basata sui dati di monitoraggio delle condizioni. Naturalmente, alcuni guasti complessi richiedono comunque un'analisi di smontaggio per una diagnosi accurata - questo è precisamente la sfida del lavoro di manutenzione.
