Анализ отказа выключателя SF6 на подстанции 750 кВ

Felix Spark

Поле: Сбои и обслуживание

China

Благодаря своим отличным диэлектрическим свойствам и способности к гашению дуг, гексафторид серы (SF₆) широко используется в высоковольтных и сверхвысоковольтных энергетических системах. По сравнению с традиционными выключателями, SF₆ выключатели более надежны и имеют более длительный срок службы. Однако по мере увеличения времени использования и нагрузки, неисправности SF₆ выключателей постепенно проявляются, особенно пробойные неисправности, которые становятся скрытой угрозой для безопасной работы энергосистемы. Пробойные неисправности не только повреждают оборудование, но могут также привести к масштабным отключениям электроэнергии и влияют на стабильность энергосистемы. При возникновении неисправности, сопровождающейся дугами и высокими температурами, может быть повреждены внутренние изоляционные материалы и металлические компоненты, что даже может вызвать пожары и взрывы. Поэтому изучение механизма пробойных неисправностей SF₆ выключателей, определение коренных причин и предложение мер по их предотвращению имеют большое значение для обеспечения безопасной работы энергосистемы.

В настоящее время ученые как в нашей стране, так и за рубежом провели обширные исследования механизмов неисправностей SF₆ выключателей, сосредоточившись на таких аспектах, как испытания электрических характеристик, анализ старения материалов и моделирование распределения электрического поля. Однако, из-за сложной внутренней структуры SF₆ выключателей и множества факторов, существующие исследования все еще имеют ограничения. Особенно это касается пробойных неисправностей в реальных условиях эксплуатации, где из-за ограничений на месте и трудностей при разборке оборудования, не хватает систематических и всесторонних исследований.

Поэтому в данной работе проводится всесторонний анализ, включающий расследование неисправностей на месте, разборку и анализ оборудования, а также испытания электрических характеристик, для пробойной неисправности SF₆ выключателя на одной из подстанций. Цель состоит в том, чтобы всесторонне раскрыть механизм неисправности и предоставить научную основу и техническую поддержку для улучшения дизайна, эксплуатации, обслуживания и предотвращения неисправностей аналогичного оборудования в будущем.

(2) Обнаружение продуктов разложения газа SF₆, микросодержания воды и чистоты

На месте были проведены испытания продуктов разложения газа SF₆, микросодержания воды и чистоты неисправного выключателя. Данные испытаний представлены в таблице 1. Согласно анализу результатов испытаний, продукты разложения газа SF₆ и микросодержание воды в камере гашения дуг фазы C неисправного выключателя значительно превышали стандартные пределы, установленные в "Правилах проведения испытаний по состоянию оборудования передачи и преобразования электроэнергии" (SO₂ ≤ 1 μL/L, H₂S ≤ 1 μL/L, микровлага ≤ 300 μL/L) [5]. В то же время, результаты испытаний газовых камер остальных выключателей были нормальными, без обнаруженных аномалий. На основе вышеуказанных данных, предварительно можно сделать вывод, что внутри камеры гашения дуг фазы C неисправного выключателя может быть неисправность, связанная с разрядом.

Таблица 1 Данные испытаний продуктов разложения газа SF₆, микросодержания воды и чистоты

(3) Проверка основного сопротивления изоляции выключателя
При проведении испытаний сопротивления изоляции фазы C неисправного выключателя необходимо строго следовать стандартным операционным процедурам и убедиться, что выключатель находится в разомкнутом состоянии. Во время испытаний один из наконечников заземляется, а на другой подается напряжение. Таким образом, оценивается изоляционная характеристика каждого порта выключателя, а также между проводящим контуром и корпусом.
Анализируя данные испытаний, было обнаружено, что изоляционная характеристика фазы C выключателя была недостаточной, особенно проблема изоляции на разъемном контакте со стороны шины Ⅱ была особенно выраженной. Данные испытаний представлены в таблице 2.

Таблица 2 Данные испытаний изоляции на разъемном контакте со стороны шины Ⅱ выключателя

(4) Испытания емкости и диэлектрических потерь параллельных конденсаторов между разъемными контактами выключателя

В условиях полевых испытаний, поскольку невозможно было провести индивидуальные испытания емкости каждого конденсатора разъемного контакта, был использован метод сравнительных испытаний емкости и диэлектрических потерь параллельных конденсаторов между разъемными контактами выключателей фаз ABC. В ходе конкретных операций, с выключателем в разомкнутом состоянии, применялись методы испытаний между наконечниками (положительное соединение) и наконечник-земля (отрицательное соединение) для проведения испытаний емкости и диэлектрических потерь. Данные испытаний представлены в таблице 3.

Таблица 3 Данные испытаний емкости и диэлектрических потерь неисправного выключателя

Сравнительный анализ данных таблицы 3 показал, что значение емкости, полученное при испытании положительным соединением между наконечниками, было близко к фактическому значению. Однако, из-за влияния паразитной емкости внутри выключателя, между измеренным и расчетным значениями все еще наблюдалось некоторое отклонение. Тем не менее, из результатов испытаний параллельных конденсаторов разъемных контактов фаз ABC, различия в емкости между тремя фазами были относительно малы. На основе этого, предварительно можно сделать вывод, что состояние параллельного конденсатора разъемного контакта фазы C было нормальным.

(5) Проверка внутри резервуара выключателя

На месте устранения неисправности газ фазы C неисправного выключателя был профессионально откачан. Затем с помощью эндоскопа была проведена детальная проверка внутри резервуара. После тщательной проверки было обнаружено, что сопротивление закрытия, расположенное ближе к стороне шины Ⅱ, имело пробой. Черные фрагменты сопротивления были разбросаны на дне резервуара. Кроме того, было обнаружено, что поли tétrafluoroéthylène (PTFE) оболочка одного из сопротивлений закрытия была треснула и упала на дно резервуара.

2.1.1 Проверка разъединителя

После детальной проверки на месте были обнаружены явные следы горения на частях дуговых пальцев подвижных контактов фазы C разъединителей, расположенных по обе стороны неисправного выключателя. Затем, при ручном управлении разъединителем фазы C на месте, весь процесс операции прошел гладко, без заеданий. Более того, во время проверки было замечено, что между подвижными и неподвижными контактами не было сварки. После завершения операции открытия была проведена детальная проверка базы неподвижных контактов и контактных пальцев, и серьезных следов горения не было обнаружено.

2.1.2 Проверка вторичного оборудования

18 июня 2022 года в 12:31:50.758 фаза C неисправного выключателя на подстанции 750 кВ была заземлена. После возникновения неисправности оптическая дифференциальная защита линии и дифференциальная защита шины 750 кВ Bus - Ⅱ сработали правильно. Глубокий анализ тока неисправности и работы дифференциальной защиты шины и защиты линии показал, что при разомкнутом состоянии разъединителя (при этом система напряжения оставалась стабильной, без перенапряжения) было обнаружено, что шина 750 кВ Bus - Ⅱ подавала ток неисправности к месту неисправности. Стоит отметить, что трансформаторы тока CT₇ и CT₈, участвующие в дифференциальной защите неисправного выключателя, не обнаружили наличие тока неисправности. На основе этого наблюдения было установлено, что место неисправности должно находиться в области между выключателем CT₇ и шиной. В то же время, трансформаторы тока CT₁ и CT₂ для защиты линии обнаружили наличие тока неисправности, и значение тока неисправности достигло первичного тока 4,5 кА. Таким образом, было сделано дальнейшее предположение, что место неисправности находится в области между CT₂ неисправного выключателя и разъемным контактом на стороне шины Ⅱ выключателя. Это предположение совпадало с местом неисправности, найденным при внутренней проверке на месте.

2.2 Разборка и проверка

Как показано на рисунке 2, во время проверки внутри резервуара во время разборки выключателя, были обнаружены фрагменты сопротивления закрытия и его защитной оболочки, разбросанные вокруг. Некоторые фрагменты сопротивления четвертого столбца, соединенного параллельно с основным разъемным контактом на стороне механизма выключателя, взорвались, и соответствующие две защитные оболочки также разорвались. Экранирующая плита A сопротивления показывала следы абляции разряда на внутренней стенке резервуара, а экранирующая плита B также имела следы абляции разряда на A. Кроме того, поверхность изоляционного поддерживающего стержня имела черные следы. Проверка сборки, заводских испытаний и данных установки на месте выключателя, а также осмотр основных изоляционных частей, не выявили аномалий.

3 Анализ причины неисправности

В результате анализа разборки были сделаны следующие выводы: во время процесса закрытия разъединителя, экранирующая плита A сопротивления первой начала разряд на внутреннюю стенку резервуара. Это привело к аномальным токам в сопротивлениях четвертого, третьего и второго столбцов. Затем экранирующая плита B начала разряд на A, что привело к короткому замыканию второго и третьего столбцов, и ток был сосредоточен в основном в четвертом столбце. Этот феномен вызвал резкий рост температуры фрагментов сопротивления в четвертом столбце, что в конечном итоге привело к взрыву, и защитная оболочка сопротивления разорвалась и отпала. В процессе разряда образование высокотемпературных дуг привело к чернению поверхности изоляционного поддерживающего стержня.

Резервуарный выключатель может выдерживать ударное напряжение молнии до 2100 кВ. В ходе нормального процесса закрытия разъединителя, хотя может возникнуть перенапряжение, в обычных условиях эксплуатации этот уровень перенапряжения недостаточен, чтобы вызвать механизм разряда выключателя. Однако, на основе глубокого анализа и предположений, предварительно подозревается, что внутри резервуара могут быть посторонние предметы. Эти посторонние предметы могут оказывать негативное влияние на распределение электрического поля, вызывая его искажение и превышение прочности изоляции, которую может выдержать газовый зазор SF₆. В этом случае, экранирующая плита A сопротивления может первой начать разряд на внутреннюю стенку резервуара. Учитывая, что посторонние предметы внутри резервуара могут быть скрыты в незаметных щелях, когда разъединитель закрывается под напряжением, возникающее перенапряжение, под действием силы электрического поля, может перемещать посторонние предметы в области с более сильным электрическим полем, что приводит к искажению электрического поля и вызывает явление разряда.

4 Заключение

Учитывая широкое применение передового коммутационного оборудования в энергосистеме, аварии, такие как выбросы резервуарных выключателей и оборудования GIS, вызванные посторонними предметами, происходят часто. Для предотвращения таких неисправностей необходимо усилить работу по живым испытаниям, особенно увеличивая частоту испытаний для выключателей, которые часто используются. Одновременно, во время приемки на месте, следует строго проверять, выполнены ли 200 механических операций оборудования, чтобы обеспечить притирку механизма и избежать негативного влияния металлических частиц на работу оборудования после ввода в эксплуатацию.