130
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Проведение
ремонта
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
по
техническому
состоянию
в
ОАО
«
МРСК
Урала
»
Коновалова
Г
.
А
.,
ОАО
«
МРСК
Урала
»,
Мишенькин
И
.
С
.,
филиал
ОАО
«
МРСК
Урала
» — «
Свердловэнерго
»
В
настоящее
время
на
объектах
ОАО
«
МРСК
Урала
»
более
50%
парка
высоковольтных
выключателей
110
кВ
и
более
80%
выключателей
35
кВ
составляют
баковые
масляные
выключатели
.
Практически
все
масля
-
ные
баковые
выключатели
110
кВ
(99,5%)
отработали
свой
нормативный
срок
,
из
них
более
50% —
два
нормативных
срока
.
В
классе
напряжения
35
кВ
нормативный
срок
от
-
работали
87%
масляных
выключателей
,
находящихся
в
эксплуатации
(
рисунок
1).
В
ближайшие
годы
массовая
замена
давно
снятых
с
производства
выключателей
на
современные
невозможна
.
Проведение
планово
-
преду
-
предительных
ремонтов
таких
выключателей
,
в
соответ
-
ствии
с
требованиями
инструкций
заводов
-
изготовителей
,
экономически
нецелесообразно
и
не
обеспечивает
доста
-
точной
надежности
работы
аппаратов
.
Исходя
из
опыта
эксплуатации
и
по
согласованию
с
основным
разработчи
-
ком
и
производителем
баковых
масляных
выключателей
заводом
«
УЭТМ
»,
в
ОАО
«
МРСК
Урала
»
принята
стратегия
ремонтов
масляных
выключателей
35–110
кВ
,
предусма
-
Рис
. 1.
Статистика
результа
-
тов
проведенных
комплексных
обследований
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
408
42
14
Соответствует НТД
Выведено в ремонт
планово
Выведено в ремонт
внепланово
Аннотация
В
статье
рассмотрена
стратегия
проведения
ремонтов
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
по
техническому
состоянию
.
Рассмотрены
наиболее
часто
возникающие
в
про
-
цессе
эксплуатации
дефекты
и
методы
их
диагностирования
современными
приборами
.
Ключевые
слова
:
надежность
,
техническое
состояние
,
масляный
выключатель
,
диагностика
131
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
И
РЕМОНТЫ
тривающая
проведение
ремонтов
по
техническому
состоянию
.
Это
позволяет
не
допускать
повышение
уровня
аварийности
по
причине
отказа
(
повреждения
выключателей
)
и
снизить
стоимость
владения
ими
.
Оценка
технического
состояния
(
комплексное
обследование
)
вы
-
ключателей
проводится
1
раз
в
три
года
,
и
ее
результаты
могут
быть
использованы
как
при
проведении
технического
освидетельствования
объекта
,
так
и
для
определения
необходимых
материалов
и
объема
ремонта
(
при
необходимости
его
проведения
).
Эта
работа
проводится
в
соответствии
с
утвержденной
типовой
программой
оценки
технического
состояния
выклю
-
чателя
,
предусматривается
изучение
истории
эксплуатации
выключателя
(
наличие
отказов
и
повреждений
выключателя
в
межремонтный
период
,
наличие
случаев
отключения
токов
короткого
замыкания
,
близких
по
значению
к
номинальным
токам
отключения
аппарата
,
оста
-
точный
коммутационный
ресурс
и
т
.
д
.),
внешний
осмотр
и
проведение
необходимых
испытаний
(
измерений
).
Средний
ремонт
выключателей
35–110
кВ
с
приводом
производится
при
наличии
одного
из
сле
-
дующих
факторов
:
отрицательная
оценка
технического
состояния
выключателя
;
выработка
комму
-
тационного
или
механического
ресурса
,
установленного
инструкцией
завода
-
изготовителя
;
отклю
-
чение
токов
короткого
замыкания
с
признаками
«
тяжелой
»
работы
выключателя
в
виде
выбросов
масла
или
пламени
;
срабатывание
предохранительного
клапана
;
необходимость
замены
вводов
.
Данная
стратегия
применятся
в
филиале
ОАО
«
МРСК
Урала
» — «
Свердловэнерго
»
с
1995
года
.
Например
,
за
последние
5
лет
в
филиале
ОАО
«
МРСК
Урала
» — «
Свердловэнерго
»
было
проведено
комплексное
обследование
464
выключателей
,
из
них
88%
были
признаны
со
-
ответствующими
требованиям
нормативно
-
технической
документации
и
оставлены
в
работе
на
следующие
3
года
,
запланированы
в
ремонт
на
следующий
год
9%
обследованных
выключателей
и
только
3%
были
выведены
в
ремонт
в
год
проведения
работ
по
оценке
состояния
выключателей
.
Стоимость
среднего
ремонта
выключателя
в
35
раз
выше
стоимости
проведения
диагно
-
стических
работ
(
средняя
стоимость
ремонта
выключателя
110
кВ
составляет
140
тысяч
руб
-
лей
,
комплексного
обследования
— 4
тысячи
рублей
).
Это
позволяет
ежегодно
значительно
экономить
ремонтный
фонд
и
сокращать
время
отключения
оборудования
(
например
,
средний
ремонт
выключателя
110
кВ
занимает
не
менее
5
дней
,
а
работы
по
оценке
техни
-
ческого
состояния
занимают
4–5
часов
).
Наряду
со
снижением
сто
-
имости
владения
выключате
-
лем
необходимо
обеспечить
надежность
его
работы
.
Основными
причинами
технологических
нарушений
,
связанных
с
нарушениями
ра
-
боты
выключателей
,
являют
-
ся
повреждения
высоковольт
-
ных
вводов
,
повреждения
внутри
выключателя
,
разре
-
гулировка
привода
и
привод
-
ного
механизма
выключателя
(
рисунок
2).
0
1
2
2011
2012
2013
2014
2015
Отказ привода
Дефект ввода
Повреждение внутри
выключателя
Рис
. 2.
Отказы
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
в
филиале
ОАО
«
МРСК
Урала
» — «
Свердловэнерго
»
за
период
2011–2015
гг
.
132
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
При
проведении
работ
по
оценке
технического
состоя
-
ния
выключателей
выявляются
следующие
основные
де
-
фекты
(
рисунок
3):
увеличение
величины
сопротивления
постоянному
току
токоведущего
контура
контактной
систе
-
мы
(60%),
дефект
ввода
(16%),
неисправность
масляного
буфера
(3%).
На
основе
проведенного
анализа
видно
,
что
основные
причины
повреждения
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
коррелируются
с
дефектами
,
выявляемыми
с
большой
вероятностью
при
комплексном
обследовании
.
Наиболее
проблематично
диагностирование
дефектов
,
развивающихся
внутри
выключателя
и
в
приводе
.
Диагностика
состояния
высоковольтных
вводов
и
мас
-
ла
в
баках
выключателя
выполняется
в
соответствии
с
требованиями
СО
34.45-51.300 «
Объем
и
нормы
испы
-
таний
электрооборудования
».
Использование
средств
технической
диагностики
по
-
зволяет
сократить
время
работ
по
оценке
технического
состояния
выключателей
и
повысить
их
достоверность
,
но
их
приобретение
требует
первоначальных
вложений
.
В
филиалах
ОАО
«
МРСК
Урала
»
с
2003
года
при
про
-
ведении
комплексного
обследования
выключателей
используются
приборы
ПКВ
-
М
5,
а
в
даль
-
нейшем
ПКВ
-
М
7
производства
ООО
«
СКБ
ЭП
» (
г
.
Иркутск
).
Данные
приборы
позволяют
измерять
скоростные
и
временные
характеристики
высоко
-
вольтных
выключателей
,
а
также
записывать
графики
перемещения
траверсы
выключателей
(
перемещение
-
скорость
,
скорость
-
время
)
с
возможностью
сохранения
результатов
измерений
в
компьютере
для
последующего
анализа
.
На
графиках
,
полученных
в
процессе
испытаний
,
хо
-
рошо
виден
достаточно
легко
диагностируемый
по
виброграмме
,
а
иногда
даже
просто
«
на
слух
»
дефект
—
неисправность
масляного
буфера
(
рисунок
4).
Также
применение
этих
приборов
позволяет
выявлять
скрытые
дефекты
,
для
определения
которых
на
стадии
оценки
технического
состояния
выключателя
отсутствуют
описательные
и
количественные
методы
их
оп
-
ределения
.
А
как
известно
,
скры
-
тые
дефекты
—
одни
из
самых
опасных
.
Например
,
можно
выявить
наличие
«
затирания
»
контактов
в
камере
одной
из
фаз
,
и
даже
достаточно
точно
определить
место
дефекта
.
На
наличие
за
-
тирания
указывает
значительное
уменьшение
скорости
движения
контактов
одной
из
фаз
,
с
после
-
дующим
выравниванием
скоро
-
стей
фаз
при
отключении
,
а
так
-
же
характер
изменения
скорости
Рис
. 3.
Доля
дефектов
,
выявляемых
при
оценке
технического
состоя
-
ния
выключателей
Рис
. 4.
Неисправность
масляного
буфера
на
графике
«
ско
-
рость
-
ход
»
при
отключении
60%
16%
3%
21%
Повышенное сопротивление
токопроводящего контура
Дефект ввода
Неисправность масляного
буфера
Прочее
Неисправность
буфера
133
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
И
РЕМОНТЫ
при
включении
выключателя
(
ри
-
сунок
5).
Также
при
помощи
этих
прибо
-
ров
возможно
диагностирование
такого
сложного
дефекта
как
на
-
личие
люфтов
подвижных
частей
выключателя
(
рисунок
6).
На
на
-
личие
этого
дефекта
указывают
отличия
в
графиках
при
прове
-
дении
повторных
замеров
одной
и
той
же
фазы
.
При
этом
дефекте
все
временные
и
скоростные
па
-
раметры
могут
соответствовать
паспортным
,
но
уже
начался
процесс
появления
люфтов
,
что
в
дальнейшем
может
привести
к
отказу
выключателя
.
Имея
соответствующую
базу
данных
,
по
снятым
графикам
можно
уточнить
тип
выключателя
,
и
еще
,
что
Рис
. 5.
Наличие
«
затирания
»
в
фазе
В
выключателя
на
графике
«
скорость
-
ход
»
при
отключении
Рис
. 7.
Графики
«
скорость
-
ход
»
разных
типов
выключателей
с
раз
ными
типами
дугогасительных
камер
:
а
)
МКП
-110,
б
)
У
-110
Рис
. 6.
Наличие
люфтов
приводного
механизма
масляного
выключа
-
теля
на
графике
«
скорость
-
ход
»
при
повторном
включении
фазы
А
выключателя
фаза
А
фаза
B
более
актуально
—
тип
камеры
(
то
есть
«
усиленный
»
или
нет
вы
-
ключатель
),
так
как
каждый
тип
камеры
имеет
свои
характерные
конструктивные
особенности
и
соответственно
разные
графики
перемещения
(
рисунок
7).
Однако
при
использовании
этих
приборов
возникает
пробле
-
ма
—
расшифровка
полученных
результатов
.
Основные
пара
-
метры
—
время
,
скорость
,
ход
,
представленные
в
табличном
варианте
,
прочитать
может
каж
-
а
)
б
)
134
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
дый
,
но
в
этом
случае
прибор
используется
как
«
дорогой
виброграф
».
Для
правильной
оцен
-
ки
состояния
выключателя
и
использования
прибора
в
полном
объеме
необходимо
владеть
определенной
методикой
оценки
результатов
,
знать
конструктивные
особенности
обследуе
-
мого
оборудования
,
то
есть
персонал
должен
иметь
определенный
уровень
квалификации
.
Еще
одним
значимым
параметром
выключателя
,
влияющим
на
его
надежность
,
является
величина
значения
сопротивления
постоянному
току
токоведущего
контура
контактной
сис
-
темы
(
переходное
сопротивление
).
Для
измерения
переходного
сопротивления
существует
большое
количество
различных
приборов
,
как
отечественного
,
так
и
зарубежного
производ
-
ства
,
отличающихся
по
принципу
действия
,
метрологическим
характеристикам
,
степени
ав
-
томатизации
,
массогабаритным
показателям
и
цене
.
При
измерении
переходного
сопротивления
контактов
баковых
масляных
выключателей
существует
проблема
достоверности
измерений
.
Инструментальная
составляющая
погрешности
приборов
указывается
в
паспортных
данных
на
прибор
и
гарантируется
изготовителем
.
Эта
составляющая
достаточно
низкая
и
,
как
правило
,
не
влияет
на
результаты
измерений
.
На
практике
,
в
большинстве
случаев
,
для
измерения
значения
переходного
сопротив
-
ления
используют
приборы
,
которые
обеспечивают
ток
через
контакты
в
пределах
5–50
А
,
то
есть
номинальные
рабочие
токи
через
контакты
выключателя
в
100–300
раз
превыша
-
ют
рабочие
токи
измерительных
приборов
.
Величины
измерительного
тока
прибора
бывает
недостаточно
для
«
прожига
»
оксидной
пленки
,
образующейся
на
контактах
выключателя
и
загрязнений
в
области
контакта
.
Многократное
включение
и
отключение
выключателя
по
-
могает
не
всегда
.
Приборы
с
таким
рабочим
током
удобны
в
эксплуатации
,
так
как
имеют
питание
от
ак
-
кумуляторов
,
малые
габариты
и
вес
(
ИКС
-5,
МИКО
-1),
но
их
применение
может
привести
к
неоправданному
выводу
в
ремонт
выключателей
.
В
некоторых
случаях
измеренное
зна
-
чение
переходного
сопротивления
может
значительно
превышать
реальное
:
при
измерении
прибором
ИКС
-5 (
или
аналогичными
)
измеренная
величина
переходного
сопротивления
со
-
ставляла
более
2000
мкОм
,
а
при
измерении
прибором
МКИ
-600
составляла
900
мкОм
.
Это
подтверждается
тем
,
что
в
ряде
случаев
при
повышенном
переходном
сопротивлении
при
среднем
ремонте
выключателя
со
сливом
масла
никаких
де
-
фектов
обнаружить
не
удалось
,
а
также
проведенными
разными
приборами
специалистами
ОАО
«
Свердловэлектроремонт
»
срав
-
нительными
измерениями
пере
-
ходных
сопротивлений
баковых
масляных
выключателей
110
кВ
(
таблица
1).
Достоверность
измерения
ве
-
личины
переходного
сопротивле
-
ния
выключателя
тем
выше
,
чем
Табл
. 1.
Сравнительные
измерения
R
перех
.
баковых
МВ
110
кВ
Тип
выключа
-
теля
Фаза
Переходное
сопротивление
(
мкОм
)
Типа
ИКС
,
Ф
-4104,
Ф
-415
МКИ
-600
норма
У
-220-10
(1000
А
)
1966
год
вып
.
1
680
416
1200
2
700
418
3
690
420
МКП
-110
М
(600
А
)
1962
год
вып
.
1
2200
1150
1300
2
6100
1420
3
2200
1040
МКП
-110
Б
(1000
А
)
1984
год
вып
.
1
1200
896
800
2
1700
1550
3
1600
890
135
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
И
РЕМОНТЫ
ближе
ток
измерительного
прибора
приближается
к
номинальному
току
контролируемого
оборудования
.
Очевидно
,
что
приближение
должно
быть
разумным
,
так
как
с
увеличени
-
ем
рабочего
тока
прибора
возрастает
его
стоимость
и
весогабаритные
характеристики
.
Достоверные
и
стабильные
результаты
измерений
достигаются
при
использовании
изме
-
рительных
приборов
,
имеющих
рабочий
ток
не
менее
15–25%
от
номинальных
токов
контро
-
лируемого
оборудования
.
Если
выключатель
забракован
по
переходному
сопротивлению
,
измеренному
прибором
с
малым
рабочим
током
,
то
для
принятия
окончательного
решения
о
состояния
его
контактной
системы
,
необходимо
произвести
повторное
измерение
прибо
-
ром
с
рабочим
током
не
менее
100
А
.
Наиболее
сложным
остается
определение
развивающихся
дефектов
привода
.
Здесь
,
как
и
прежде
,
основным
методом
является
внешний
осмотр
привода
,
определение
износа
деталей
,
проверка
состояния
смазки
,
измерение
величины
зазоров
в
соответствии
с
тре
-
бованиями
заводских
инструкций
.
Косвенным
методом
определения
работоспособности
привода
может
служить
применение
токовых
клещей
,
входящих
в
комплект
ПКВ
-
М
7 (
как
до
-
полнительная
опция
),
позволяющее
оценить
изменение
тока
цепей
управления
в
процес
-
се
работы
выключателя
(
операция
включения
,
операция
отключения
,
работа
выключателя
в
цикле
АПВ
).
Но
устранение
выявленных
дефектов
привода
и
его
ремонт
не
требует
работ
,
связанных
со
сливом
масла
из
баков
выключателя
.
Выводы
1.
В
ОАО
«
МРСК
Урала
»
с
учетом
опыта
эксплуатации
,
проведения
работ
по
комплексному
обследованию
выключателей
и
рекомендаций
завода
-
изготовителя
разработана
про
-
грамма
оценки
технического
состояния
масляных
баковых
выключателей
напряжением
35–110
кВ
и
для
их
ремонтов
применяется
стратегии
—
по
техническому
состоянию
.
2.
Проведение
ремонта
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
по
техническому
со
-
стоянию
позволило
увеличить
межремонтный
период
выключателей
,
выработавших
нормативный
срок
.
3.
Для
реализации
данного
подхода
необходимо
максимальное
оснащение
сетевых
пред
-
приятий
современными
диагностическими
приборами
,
а
также
повышение
квалифи
-
кации
персонала
,
проводящего
диагностику
.
Это
позволит
снизить
риски
технологиче
-
ских
нарушений
по
причине
отказа
или
повреждений
масляных
баковых
выключателей
35–110
кВ
.
4.
Целесообразно
внедрять
стратегию
ремонтов
баковых
масляных
выключателей
35–110
кВ
по
техническому
состоянию
,
что
позволит
снизить
стоимость
их
обслуживания
при
соблю
-
дении
надежности
и
прогнозирования
состояния
на
должном
уровне
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
СО
34.45-51.300-97.
Объем
и
нормы
испытаний
электрооборудования
.
ЭНАС
, 2014.
2.
Мусаэлян
Э
.
С
.
Наладка
и
испытание
электро
-
оборудования
электростанций
и
подстанций
:
Учебник
для
техникумов
.
М
.:
Энергоатомиздат
,
1986.
3.
Рекомендации
по
контролю
технического
состоя
-
ния
масляных
баковых
выключателей
110–220
кВ
и
приводов
№
ОБП
.040-2010.
4.
Руководство
по
эксплуатации
прибора
контроля
высоковольтных
выключателей
ПКВ
/
М
7,
СКБ
126.00.00.000
РЭ
.
Оригинал статьи: Проведение ремонта масляных баковых выключателей 35–110 кВ по техническому состоянию в ОАО «МРСК Урала»
В статье рассмотрена стратегия проведения ремонтов масляных баковых выключателей 35–110 кВ по техническому состоянию. Рассмотрены наиболее часто возникающие в процессе эксплуатации дефекты и методы их диагностирования современными приборами.
