Чому 10кВ ВКВ не може відключитися місцево

Неможливість ручного управління місцевим механічним відключенням вакуумного виплину на 10 кВ є досить поширеним типом аварії при роботі з обслуговування електроенергетичних систем. На основі багатолітнього досвіду у полі, такі проблеми зазвичай виникають через п'ять ключових причин, кожна з яких потребує вирішення відповідно до конкретних симптомів.

Завідання механізму управління є найпоширенішою причиною. Процес відключення виплину залежить від механічної енергії, виділеної з пружинного накопичення енергії; якщо всередині механізму існують ржавчина, деформація або чужорідні предмети, передача енергії прямо заважається. Під час ліквідації аварії на хімічному заводі минулого року, розборка показала, що на поверхні піввала відключення утворився оксидний шар через вологу, що збільшило коефіцієнт тертя на понад 40%. Більш прихована проблема — це витрата масла амортизатора. Випадок з підстанції показав, що гідравлічне масло затверділо при низьких температурах, що знизило швидкість відключення до 60% від стандартного значення — цей стан легко може бути помилково діагностований як електрична аварія. Регулярне застосування змастилювального жиру, що відповідає стандартам IEC 60255, та заміна масла амортизатора кожні два роки можуть ефективно запобігти таким проблемам.

Деформація або розрив передавальних компонентів вимагає детального огляду. Ізоляційна паличка, як ключовий компонент передачі енергії, споживає кінетичну енергію відключення навіть при невеликому згинанні. Під час обслуговування вітрильної ферми у 2021 році було виявлено, що опускання фундаменту спричинило відхилення з рівня 2,3 мм серед трьохфазних паличок, що збільшило механічне навантаження на 25%. Утомова розрив металевих з'єднань є більш несподіваною. Записи з сталеплавильного заводу показали, що після більше ніж 3000 послідовних операцій, межа текучості з'єднання зменшилася приблизно на 15%. Рекомендується проводити магнітно-порошковий контроль (Magnetic Particle Testing) для обладнання, що працює більше п'яти років.

Аномалії в камері гасіння дуги безпосередньо впливають на рух контакту. Коли вакуум опускається до більше 10⁻² Па, зміни в різниці тисків по обидві сторони гофри збільшують опір руху контакту. Звіт про аварію з електропостачання показав, що течія в камері гасіння збільшила необхідну силу операції на близько 30 Н. Більш специфічний випадок — це сварювання контактів. Навіть після успішного переривання, при короткозамкненні струму, що перевищує 20 кА, може виникнути мікроскопічне сварювання. У випадку на даних центрі минулого року, короткозамкнення струму 22,3 кА спричинило формування сплавного шару на поверхнях нерухомого та рухомого контактів, що потребувало спеціальних інструментів для розділення.

Дефекти вторинних компонентів часто занепомічаються. Міжвиткові короткозамкнення в катушці відключення зменшують електромагнітну силу; у реальних випадках, відхилення опору більше 10% може призвести до невдалої операції. У проекті живлення тунелю, окислення кінцівок катушок збільшило контактну опір до 5 Ом, що призвело до падіння напруги на кінцівках катушки нижче 65% від номінального значення. Неправильне положення допоміжних перемикачів є ще більш прихованою проблемою; коли кут переключення відрізняється від проектного значення більше 3°, він може раніше відірвати керуючу цепь. Рекомендується використовувати осцилограф для моніторингу форми струму в цепі відключення, оскільки аномальна широта імпульсу часто відображається раніше, ніж механічна аварія.

Проблеми з установним фундаментом мають накопичуваний ефект. Якщо корпус виплину нахилений більше 2°, оперативна паличка піддається бічній силі. На гідроелектростанції, тріщини в бетонному основі спричинили нахил 3,5°, що призвело до зносу шпонок у чотири рази більшим, ніж за стандартних умов, протягом двох років. Екологічні фактори також не можуть бути ігноровані. На прибережній підстанці, насіння солоного туману спричинило зниження коефіцієнта жорсткості пружини в коробці механізму на 7% щорічно.

Ліквідація таких аварій повинна відбуватися відповідно до принципу динамічного тестування. Окрім традиційних механічних характеристичних тестерів, що вимірюють час та швидкість відключення, рекомендується проводити тестування при низькій напругі: знижте напругу до 30% від номінального значення для відключення; якщо операцію неможливо завершити, опір механізму сильно перевищує граничні значення. Для часто використовуваних виплинів (більше 200 операцій на рік), цикл обслуговування слід скоротити до 18 місяців. Практичний досвід показує, що близько 70% аварій можна уникнути завдяки ранньому очищенню та змастилюванню механізму, тоді як решта 30% потребують прогнозування строку служби компонентів на основі даних моніторингу стану. Звичайно, деякі складні аварії все ще потребують розбору для точного діагностування — саме це є викликом для роботи з обслуговуванням.