Dlaczego 10kV VCB nie może się wyłączyć lokalnie

Niezdolność do ręcznego uruchomienia lokalnego mechanicznego wyłącznika w próżniowym przełączniku obwodowym 10kV jest stosunkowo powszechnym typem awarii w pracach konserwacyjnych systemów energetycznych. Na podstawie wieloletniego doświadczenia polowego takie problemy zazwyczaj wynikają z pięciu kluczowych obszarów, każdy wymaga rozwiązywania problemów na podstawie określonych objawów.

Zakłócenia w mechanizmie działania są najczęstszą przyczyną. Proces wyłączania przełącznika opiera się na energii mechanicznej wydzielonej z energii sprężystej; jeśli w mechanizmie występuje rdza, deformacja lub obce ciała, bezpośredni przekaz energii jest utrudniony. W przypadku obsługi awarii w zakładzie chemicznym w zeszłym roku, po rozmontowaniu odkryto, że na powierzchni półosi wyłącznika przez wilgoć utworzyła się warstwa tlenków, co zwiększyło współczynnik tarcia o ponad 40%. Mniej widoczny problem to degradacja oleju amortyzującego. Przykład ze stacji transformatorowej pokazał, że w niskich temperaturach zastygający olej hydrauliczny zmniejszył prędkość wyłączania do 60% wartości standardowej — ten stan łatwo można pomylić z awarią elektryczną. Regularne nakładanie smaru spełniającego normy IEC 60255 i wymiana oleju amortyzującego co dwa lata mogą skutecznie zapobiegać takim problemom.

Deformacja lub pęknięcie elementów przekazujących wymaga skupionej kontroli. Izolowany pręt, będący kluczowym elementem przekazywania mocy, nawet przy niewielkim zakrzywieniu zużywa kinetyczną energię wyłączania. Podczas konserwacji w farmie wiatrowej w 2021 roku stwierdzono, że osiadanie fundamentu spowodowało odchylenie 2,3 mm między trójfazowymi prętami, zwiększając obciążenie mechaniczne o 25%. Nagłe zmęczeniowe pękanie metalowych połączeń jest bardziej nagłe. Rekordy z huty pokazały, że po ponad 3000 kolejnych operacjach wytrzymałość graniczna połączenia zmalała o około 15%. Zaleca się wykonanie badania magnetycznym proszkiem (Magnetic Particle Testing) na sprzęcie działającym ponad pięć lat.

Anomalie w komorze gaszącej bezpośrednio wpływają na ruch kontaktów. Gdy próżnia spada powyżej 10⁻² Pa, zmiany różnic ciśnień na przegrodzie falowej zwiększają opór ruchu kontaktów. Raport z uszkodzenia z elektrowni wskazał, że przeciek komory gaszącej zwiększył wymaganą siłę działania o około 30N. Bardziej specjalny przypadek to spawanie kontaktów. Nawet po udanym przerwaniu, mikroskopijne spawanie może wystąpić, gdy prąd krótkiego spięcia przekracza 20kA. W incydencie w centrum danych w zeszłym roku, prąd krótkiego spięcia 22,3kA spowodował powstanie warstwy stopu na powierzchniach kontaktów stałych i ruchomych, wymagając specjalnych narzędzi do ich rozdzielenia.

Wady komponentów wtórnych często są pomijane. Krótkie połączenia między zwitkami cewki wyłączającej redukują siłę pociągającą elektromagnetyczną; w rzeczywistych przypadkach odchylenie oporu o ponad 10% może prowadzić do niepowodzenia działania. W projekcie zasilania tunelu, utlenienie końcówek cewki zwiększyło opór kontaktowy do 5Ω, spowodowując, że napięcie na końcówkach cewki spadło poniżej 65% wartości nominalnej. Niezgodności w przełącznikach pomocniczych są jeszcze bardziej ukryte; gdy kąt przełączania odbiega od wartości projektowej o więcej niż 3°, może to przedwcześnie przerwać obwód sterujący. Zaleca się użycie oscyloskopu do monitorowania fali prądu w obwodzie wyłączającym, ponieważ nietypowa szerokość impulsu często pojawia się wcześniej niż awaria mechaniczna.

Problemy z podłożem montażowym mają skumulowane efekty. Jeśli korpus przełącznika nachylony jest o więcej niż 2°, pręt napędowy odczuwa siłę boczną. W elektrowni wodnej, pęknięcie betonowego fundamentu spowodowało nachylenie o 3,5°, co w ciągu dwóch lat spowodowało zużycie sztyftów cztery razy większe niż w normalnych warunkach. Czynniki środowiskowe również nie mogą być ignorowane. W nadmorskiej stacji transformatorowej, depozyt soli morskich spowodował, że współczynnik sztywności sprężyny w pudle mechanizmu obniżał się rocznie o 7%.

Obsługa takich uszkodzeń musi polegać na zasadzie testów dynamicznych. Oprócz konwencjonalnych testerów charakterystyk mechanicznych mierzących czas i prędkość wyłączania, zaleca się wykonanie testu działania przy napięciu niskim: obniżenie napięcia pracy do 30% wartości nominalnej dla wyłączania; jeśli działanie nie może być zakończone, opór mechanizmu znacznie przekroczył dopuszczalne granice. Dla często używanych przełączników (ponad 200 operacji rocznie), cykl konserwacji powinien być skrócony do 18 miesięcy. Doświadczenie praktyczne pokazuje, że około 70% awarii można uniknąć poprzez wczesne czyszczenie i smarowanie mechanizmu, podczas gdy pozostałe 30% wymaga prognozowania żywotności elementów na podstawie danych monitoringu stanu. Oczywiście niektóre złożone awarie nadal wymagają analizy po rozmontowaniu dla dokładnej diagnozy — to jest właśnie wyzwanie w pracach konserwacyjnych.