Комплексное техническое обслуживание и диагностика высоковольтного автоматического выключателя на первичной обмотке главного трансформатора № 1 на подстанции 110 кВ 

1. История проекта

Высоковольтные автоматические выключатели являются одним из наиболее важных первичных устройств на подстанции. Их надежность напрямую определяет безопасную работу энергосистемы. Этот проект был направлен на комплексную оценку технического состояния, профилактическое обслуживание и устранение неисправностей автоматического выключателя с газовой изоляцией № 101 на высоковольтной стороне главного трансформатора № 1 на подстанции 110 кВ. Автоматический выключатель находился в эксплуатации много лет. Несмотря на то, что в последнее время не происходило никаких сбоев в работе, персонал по эксплуатации и техническому обслуживанию заметил некоторые аномальные признаки, и в течение двух кварталов не проводилось углубленной проверки. Владелец поручил компании TKPOWER сформировать специальную техническую команду для проведения систематических проверок, испытаний и анализа с целью устранения потенциальных опасностей, продления срока службы оборудования и повышения общей надежности подстанции.

2. Объем работ и их выполнение

2.1 Статистика эксплуатационных данных и предварительная оценка

Команда восстановила данные о работе выключателя за последние три месяца: в общей сложности было зафиксировано 32 операции размыкания/замыкания, включая два прерывания тока короткого замыкания. Было подтверждено, что оба пика тока короткого замыкания находятся в пределах расчетного срока службы, установленного производителем (20 допустимых прерываний). Это указывало на то, что основная дугогасительная камера все еще имеет достаточный электрический ресурс, но дальнейшая оценка будет проведена в сочетании с другими результатами диагностики.

2.2 Инфракрасная термография

Для измерения температуры корпуса выключателя и соответствующих внутренних контактных зон использовался высокоточный инфракрасный тепловизор. Результаты были следующими:

• Верхняя контактная пластина фазы A: 78 °C
• Фаза B в том же положении: 65 °C
• Фаза C в том же положении: 63 °C

Фаза А показала значительно более высокую температуру – на 13 °C выше фазы В и на 15 °C выше фазы С. Первоначальной причиной был плохой контакт или снижение момента затяжки основного контактного соединения на этапе А. Этот дефект был включен в план технического обслуживания и будет устранен во время следующего планового отключения.

2.3 Проверка индикатора положения и счетчика

Были проверены механический индикатор положения (“закрыто”/“открыто”) и счетчик срабатывания. Оба индикатора отображались корректно и работали плавно, без заеданий или неправильных показаний, подтверждая, что вспомогательный передаточный механизм в целом работает нормально.

2.4 Обнаружение утечек SF6 и модификация газовых трубопроводов

Для проверки всех поверхностей фланцев, точек подключения реле плотности газа и заправочных клапанов использовался специальный течеискатель SF6. В месте соединения между датчиком плотности газа и корпусом главного выключателя была обнаружена утечка, скорость которой составляла приблизительно 5×10⁻⁶ Па·м³/с, что превышает допустимый предел (≤1×10⁻⁶ Па·м³/с).

Меры по устранению неполадок: Были удалены стандартные соединительные элементы, заменены уплотнительные прокладки и нанесена смазка для вакуумного уплотнения. Кроме того, жесткая медная труба была заменена гибким шлангом из гофрированной нержавеющей стали для устранения механических нагрузок, вызванных вибрацией. После модификации повторный тест показал, что скорость утечки снизилась до 0,8×10⁻⁶ Па·м³/с, что соответствует критериям приемлемости.

2.5 Диагностика утечки SF6 в опоре выключателя с использованием инфракрасной спектроскопии

Для сканирования всего газового отсека выключателя использовался инфракрасный тепловизор FLIR GF306. На уплотнительной поверхности среднего фланца полюса B‑фазы была обнаружена отчетливая “струйка”, характерная для утечки. Затем интенсивность утечки была подтверждена с помощью метода измерения давления в мешке: измеренная скорость утечки составила около 2,3×10⁻⁶ Па·м³/с, что снова превышает допустимый предел. На следующий день запланировано отключение электроэнергии для устранения этой неисправности.

2.6 Техническое обслуживание пружинного приводного механизма

Проведено плановое техническое обслуживание пружинного приводного механизма выключателя 101:

• Удалили пыль и остатки старого масла внутри механизма.
• Осмотрели двигатель, приводящий в действие пружины, коробку передач, кулачок и пружины – трещин или деформаций обнаружено не было.
• Нанесли низкотемпературную смазку на все вращающиеся детали (валы и подшипники).
• Отрегулировали начальное и конечное положения зарядного устройства; измеренное время зарядки составило 8,5 секунд (стандартное значение: ≤10 секунд – приемлемо).
• Проверили вспомогательные контакты и микропереключатели – обнаружили, что на одном из микропереключателей слегка болтается крепежный болт; он был затянут.

2.7 Проверка механических характеристик и анализ кривых

Тестер механических характеристик распределительного устройства VBT‑60 был использован для проведения испытаний на замыкание и размыкание, а также для записи кривой времени прохождения. Анализ выявил незначительный перегиб в рабочей зоне буфера во время замыкания фазы В, что указывает на ухудшение характеристик буфера. Во время планового отключения было рекомендовано заменить буферные уплотнения.

2.8 Измерение сопротивления основной цепи

Сопротивление основной цепи выключателя 101 было измерено с использованием метода снижения напряжения постоянного тока (испытательный ток 100 А):

• Фаза A: 52 мкОм
• Фаза B: 55 мкОм
• Фаза C: 78 мкОм (стандарт: ≤60 мкОм)

Сопротивление фазы С превысило допустимый предел. В сочетании с повышенной температурой контакта фазы С, наблюдаемой на инфракрасном изображении, был сделан вывод о наличии окисления или неплотного контакта на поверхности контакта фазы С. На время планового отключения были проведены разборка и осмотр, а также полировка контактов.

2.9 Проверка степени разрежения (секционный вакуумный выключатель 10 кВ)

Испытание разрежения на месте (методом разряда, контролируемого магнитным полем) было проведено на секционном вакуумном выключателе 10 кВ на той же подстанции:

• Фаза А: 6,2×10⁻³ Па
• Фаза В: 7,8×10⁻³ Па
• Фаза C: 1,2×10⁻² Па (стандарт: ≤1,33×10⁻² Па)

Степень разрежения в фазе C была близка к критическому порогу. Было рекомендовано усилить контроль или заменить вакуумный прерыватель в ближайшем будущем.

2.10 Определение и анализ содержания влаги в SF6

Содержание влаги в газовом отсеке выключателя 110 кВ (блок 101) было измерено электролитическим методом:

• Фаза A: 128 ppm
• Фаза B: 135 ppm
• Фаза C: 310 ppm (стандарт: ≤150 ppm)

Содержание влаги в фазе С значительно превышало допустимый предел. В сочетании с утечкой, обнаруженной в фазе В с помощью инфракрасного контроля, был сделан вывод, что в фазе С также может быть небольшая утечка, допускающая попадание влаги. Было рекомендовано откачать газ из газовой камеры, заменить осушитель, снизить разрежение до уровня ниже 133 Па и затем долить SF6.

2.11 Испытание на устойчивость к высоковольтному напряжению и анализ частичного разряда

На соседнем резервном выключателе (блок 102) была проведена проверка на устойчивость к частоте напряжения: напряжение 184 кВ, поданное в течение 1 минуты, прошло успешно. Впоследствии было проведено определение частичного разряда (PD) с использованием метода сверхвысоких частот (UHF). Во время испытания на стойкость на этапе А были зарегистрированы прерывистые сигналы разряда с амплитудой около 50 пКл. С помощью ультразвукового позиционирования источник ЧД был расположен вблизи сопла дугогасительной камеры. Предполагаемой причиной были металлические частицы или разрушение изоляции. Установлено устройство онлайн-мониторинга PD, и в ближайшее время рекомендуется вывести выключатель из эксплуатации для разборки и тщательного внутреннего осмотра.

3. Подробные выводы и рекомендации

В ходе проведения комплексного технического обслуживания и диагностики компания TKPOWER выявила и устранила следующие основные проблемы:

• Перегрев контактов фазы А (инфракрасное излучение + измерение сопротивления) – требуется устранение неисправности при ближайшем отключении.
• Две утечки SF6 (в соединении реле плотности и на фланце фазы В) – одна полностью устранена, вторая требует остановки.
• Повышенная влажность в фазе C (310 ppm) – требуется полная обработка газового отсека.
• Буферная характеристика фазы B имеет дефект – рекомендуется замена уплотнений буфера.
• Степень разрежения в фазе C вакуумного выключателя 10 кВ близка к пороговому значению.
• Частичные разряды на выключателе 102 – требуется дальнейший контроль или вывод из эксплуатации.

Рекомендация: Воспользуйтесь следующим запланированным перерывом в работе, чтобы устранить все дефекты. Для оборудования с аномалиями PD рекомендуется заблаговременное техническое обслуживание или замена.

Почему этот опыт важен для энергокомпаний России и СНГ

В эксплуатации находятся тысячи элегазовых выключателей 110–220 кВ, многие из которых давно превысили нормативные сроки службы. Проблемы утечек SF6, роста влажности, увеличения сопротивления цепи и частичных разрядов характерны для любого региона. TKPOWER накопила уникальные компетенции в области высоковольтной диагностики: от термографии и течеискания до анализа переходных процессов и регистрации частичных разрядов. Мы предлагаем комплексные сервисные контракты, выездные бригады и поставку оборудования для ремонта и модернизации.

Наши инженеры используют только поверенное оборудование (FLIR, VBT, Dilo, Omicron) и следуют стандартам IEC, ГОСТ и ПТЭЭП. Каждый выявленный дефект документируется, а рекомендации подкрепляются расчётами и экономическим обоснованием.