Analisi del guasto di interruzione dell'interruttore SF6 in una sottostazione a 750 kV

Felix Spark

Campo: Guasto e Manutenzione

China

A causa delle sue eccellenti proprietà di isolamento elettrico e capacità di spegnimento dell'arco, il gas esesafluoruro di zolfo (SF₆) è stato ampiamente utilizzato nei sistemi di alta e ultra-alta tensione. In confronto agli interruttori tradizionali, gli interruttori SF₆ sono più affidabili e hanno una vita utile più lunga. Tuttavia, con l'aumento del tempo di utilizzo e del carico, i guasti degli interruttori SF₆ emergono gradualmente, in particolare i guasti di rottura, che sono diventati un pericolo nascosto per la sicura operatività della rete elettrica. I guasti di rottura non solo danneggiano le apparecchiature, ma possono anche portare a interruzioni di corrente su larga scala e influire sulla stabilità della rete elettrica. Quando si verifica un guasto, accompagnato da archi e alte temperature, può danneggiare i materiali isolanti interni e i componenti metallici, e persino scatenare incendi ed esplosioni. Pertanto, studiare il meccanismo dei guasti di rottura degli interruttori SF₆, identificare le cause radicate e proporre misure preventive è di grande importanza per garantire la sicura operatività del sistema elettrico.

Attualmente, studiosi nazionali e internazionali hanno condotto ricerche estese sui meccanismi di guasto degli interruttori SF₆, concentrandosi principalmente su aspetti come test di prestazioni elettriche, analisi dell'invecchiamento dei materiali e simulazione della distribuzione del campo elettrico. Tuttavia, a causa della complessa struttura interna degli interruttori SF₆ e dell'implicazione di molti fattori, le ricerche esistenti presentano ancora limiti. In particolare, per i guasti di rottura in operazioni reali, a causa delle limitazioni delle condizioni sul campo e della difficoltà di smontaggio dell'apparecchiatura, manca una ricerca sistematica e completa.

Pertanto, questo articolo effettua un'analisi completa, inclusi l'indagine sul guasto sul campo, l'analisi dello smontaggio dell'apparecchiatura e i test di prestazioni elettriche, per un guasto di rottura di un interruttore SF₆ in una certa sottostazione. L'obiettivo è quello di rivelare in modo completo il meccanismo del guasto e fornire basi scientifiche e supporto tecnico per il miglioramento del progetto, la manutenzione e la prevenzione dei guasti di apparecchiature simili in futuro.

(2) Rilevamento dei prodotti di decomposizione del gas SF₆, del contenuto di microacqua e della purezza

Sono stati effettuati test sul campo sui prodotti di decomposizione del gas SF₆, sul contenuto di microacqua e sulla purezza dell'interruttore difettoso. I dati dei test sono riportati nella Tabella 1. Secondo l'analisi dei risultati, i prodotti di decomposizione del gas SF₆ e il contenuto di microacqua nella camera di spegnimento dell'arco della fase C dell'interruttore difettoso superavano significativamente i limiti standard specificati nel "Codice per i test di manutenzione basata sullo stato dell'equipaggiamento di trasmissione e trasformazione" (SO₂ ≤ 1 μL/L, H₂S ≤ 1 μL/L, microacqua ≤ 300 μL/L) [5]. In contrasto, i risultati dei test delle camere di gas degli altri interruttori erano tutti normali, senza anomalie rilevate. Basandosi sui dati sopra, si ipotizza preliminarmente che potrebbe esserci un guasto di scarica all'interno della camera di spegnimento dell'arco della fase C dell'interruttore difettoso.

Tabella 1 Dati di test sui prodotti di decomposizione del gas SF₆, sul contenuto di microacqua e sulla purezza

(3) Ispezione della resistenza principale di isolamento dell'interruttore
Durante il test di resistenza di isolamento della fase C dell'interruttore difettoso, devono essere seguite le procedure operative standard e deve essere assicurato che l'interruttore sia in stato di apertura. Durante il test, una delle due bocchette viene messa a terra mentre si applica la tensione all'altra. In questo modo, si valuta in modo completo la performance di isolamento di ciascuna porta dell'interruttore, nonché quella tra il circuito conduttore e la carcassa.
Attraverso l'analisi dei dati del test, si è scoperto che la performance di isolamento della fase C dell'interruttore era generalmente insufficiente, in particolare il problema di isolamento alla porta di disconnessione sul lato della barra Ⅱ dell'interruttore era particolarmente evidente. I dati del test sono riportati nella Tabella 2.

Tabella 2 Dati di test di isolamento alla porta di disconnessione sul lato della barra Ⅱ dell'interruttore

(4) Test della capacità e della perdita dielettrica dei condensatori paralleli tra le porte di interruzione dell'interruttore

In condizioni di test sul campo, poiché non era possibile testare singolarmente la capacità di ciascun condensatore di interruzione, è stata adottata un metodo di test comparativo per la capacità e la perdita dielettrica dei condensatori paralleli tra le porte di interruzione degli interruttori delle fasi ABC. Durante l'operazione specifica, con l'interruttore in stato di apertura, sono stati utilizzati metodi di test di bushing a bushing (connessione positiva) e bushing a terra (connessione negativa) per condurre test di capacità e perdita dielettrica. I dati del test sono riportati nella Tabella 3.

Tabella 3 Dati di test di capacità e perdita dielettrica dell'interruttore difettoso

Attraverso un'analisi comparativa della Tabella 3, si è scoperto che il valore di capacità ottenuto dal test con connessione positiva tra i bushing era relativamente vicino al valore reale. Tuttavia, a causa della capacità parassita all'interno dell'interruttore, c'era ancora una certa discrepanza tra il valore misurato e il valore calcolato. Tuttavia, dai risultati del test delle capacità parallele tra le porte di interruzione delle fasi ABC, le differenze di capacità tra le tre fasi erano relativamente piccole. Su questa base, si è giudicato preliminarmente che lo stato del condensatore parallelo della porta di interruzione della fase C fosse normale.

(5) Ispezione all'interno del serbatoio dell'interruttore

Sul sito di risoluzione del guasto, il gas della fase C dell'interruttore difettoso è stato professionalmente recuperato. Successivamente, è stato utilizzato un endoscopio per condurre un'ispezione approfondita all'interno del serbatoio. Dopo un'ispezione dettagliata, si è scoperto che la resistenza di chiusura vicino al lato della barra Ⅱ aveva subito un guasto. Frammenti neri di resistenza erano sparsi sul fondo del serbatoio. Inoltre, si è scoperto che la guaina di politetrafluoroetilene di una delle resistenze di chiusura si era crepata e caduta sul fondo del serbatoio.

2.1.1 Ispezione dell'interruttore di separazione

Dopo un'ispezione dettagliata sul campo, sono state trovate tracce evidenti di bruciatura sulle parti delle dita di arco dei contatti mobili su entrambi i lati della fase C degli interruttori di separazione su entrambi i lati dell'interruttore difettoso. Successivamente, operando manualmente l'interruttore di separazione della fase C sul campo, tutto il processo di operazione è stato fluido senza alcun blocco. Inoltre, durante l'ispezione, si è osservato che non c'era fenomeno di saldatura tra i contatti mobili e statici. Dopo aver completato l'operazione di apertura, è stata effettuata un'ispezione dettagliata della base del contatto statico e delle dita di contatto, e non sono state trovate tracce di bruciatura gravi.

2.1.2 Ispezione dell'equipaggiamento secondario

Alle 12:31:50.758 del 18 giugno 2022, la fase C dell'interruttore difettoso nella sottostazione a 750kV è stata collegata a terra. Dopo il verificarsi del guasto, la protezione differenziale ottica a fibra della linea e la protezione differenziale della barra 750kV Bus - Ⅱ hanno funzionato correttamente. Attraverso un'analisi approfondita della corrente di guasto e del funzionamento della protezione differenziale della barra e della protezione della linea, quando l'interruttore di separazione era in stato chiuso (durante il quale la tensione del sistema rimaneva stabile senza sovratensione), si è osservato che la barra 750kV Bus - Ⅱ fornisce corrente di guasto al punto di guasto. È degno di nota che CT₇ e CT₈ coinvolti nella protezione differenziale della barra dell'interruttore difettoso non hanno rilevato l'esistenza di corrente di guasto. In base a questa osservazione, si è determinato che il punto di guasto dovrebbe trovarsi nell'area tra l'interruttore CT₇ e la barra. Nel frattempo, CT₁ e CT₂ per la protezione della linea hanno rilevato l'esistenza di corrente di guasto, e il valore della corrente di guasto ha raggiunto una corrente primaria di 4,5 kA. Pertanto, si è ulteriormente dedotto che il punto di guasto si trovi nell'area tra CT₂ dell'interruttore difettoso e la porta di interruzione sul lato della barra Ⅱ dell'interruttore. Questa deduzione è stata coerente con la posizione del punto di guasto trovato nell'ispezione interna sul campo.

2.2 Ispezione di smontaggio

Come mostrato in Figura 2, durante l'ispezione all'interno del serbatoio durante il processo di smontaggio dell'interruttore, sono stati osservati frammenti di resistenza di chiusura e della sua guaina protettiva sparsi intorno. Alcuni chip di resistenza della quarta colonna di resistenza di chiusura, collegata in parallelo con la porta di interruzione principale sul lato del meccanismo dell'interruttore, erano esplosi, e le corrispondenti due guaine protettive di resistenza si erano anche rotte. Lo schermo A della resistenza mostrava tracce di abrasione da scarica sulla parete interna del serbatoio, e lo schermo B aveva anche tracce di abrasione da scarica su A. Inoltre, la superficie del supporto isolante mostrava tracce annerite. Controllando i dati di assemblaggio, i test in fabbrica e l'installazione sul campo dell'interruttore, e ispezionando le parti isolate principali, non sono state trovate anomalie.

3 Analisi delle cause del guasto

Attraverso l'analisi di smontaggio, sono state tratte le seguenti conclusioni: durante il processo di chiusura dell'interruttore di separazione, lo schermo A della resistenza ha prima scaricato verso la parete interna del serbatoio. Ciò ha portato a correnti anomale nelle resistenze di chiusura della quarta, terza e seconda colonna. Successivamente, lo schermo B ha scaricato su A, causando un cortocircuito nelle resistenze della seconda e terza colonna, e la corrente era concentrata principalmente nella quarta colonna. Questo fenomeno ha causato un aumento rapido della temperatura dei chip di resistenza nella quarta colonna, portando infine all'esplosione, e la guaina protettiva della resistenza si è rotta e staccata. Durante il processo di scarica, la formazione di archi ad alta temperatura ha causato l'annerimento della superficie del supporto isolante.

L'interruttore a serbatoio può sopportare una tensione impulso di fulmine fino a 2100 kV. Durante il normale processo di chiusura dell'interruttore di separazione, sebbene possa verificarsi una sovratensione, in condizioni operative normali, questo livello di sovratensione non è sufficiente per attivare il meccanismo di scarica dell'interruttore. Tuttavia, attraverso un'analisi e un'induzione approfondite, si sospetta preliminarmente che ci possano essere oggetti estranei all'interno del serbatoio. Questi oggetti estranei possono avere un impatto negativo sulla distribuzione del campo elettrico, causando la distorsione del campo elettrico e superando la resistenza isolante che il gap di gas SF₆ può sopportare. In questo caso, lo schermo A della resistenza potrebbe prima scaricare verso la parete interna del serbatoio. Considerando che gli oggetti estranei all'interno del serbatoio potrebbero essere nascosti in fessure impercettibili, quando l'interruttore di separazione viene chiuso con alimentazione, la sovratensione generata potrebbe, sotto l'effetto della forza del campo elettrico, spostare gli oggetti estranei in aree con un campo elettrico più forte, causando così la distorsione del campo elettrico e portando all'insorgere di fenomeni di scarica.

4 Conclusione

Date le ampie applicazioni di apparati di commutazione avanzati nel sistema elettrico, incidenti come il trip di interruttori a serbatoio e attrezzature GIS a causa di oggetti estranei si verificano frequentemente. Per prevenire tali guasti, è necessario intensificare il lavoro di rilevamento in linea, aumentando in particolare la frequenza di rilevamento per gli interruttori che operano frequentemente. Allo stesso tempo, durante l'accettazione sul campo, deve essere rigorosamente verificato se l'attrezzatura abbia completato 200 operazioni meccaniche per garantire l'ingranaggio del meccanismo e evitare gli effetti negativi dei detriti metallici sull'operatività dell'attrezzatura dopo la messa in servizio.

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