Оригинал статьи: Влияние деградации трансформаторного масла на надежность высоковольтных масляных выключателей
Высоковольтные выключатели являются одними из наиболее ответственных элементов энергосистем, надежность которых во многом определяет бесперебойность электроснабжения потребителей. Особую опасность представляют отказы масляных выключателей, отработавших нормативный срок службы. В статье рассмотрены основные причины отказов высоковольтных масляных выключателей.
Герасимов В.Е., первый заместитель генерального директора — главный инженер «Россети Новосибирск» (АО «РЭС»)
Коробейников С.М., д.ф.-м.н., профессор, заведующий кафедрой безопасности труда ФГБУ ВО «НГТУ»
Высоковольтные выключатели, наряду с трансформаторами, являются наиболее ответственными и дорогостоящими элементами в системе распределения электрической энергии. Очевидно, что надежность электрических сетей во многом определяется надежностью работы коммутационных аппаратов. Отказы выключателей представляют серьезную опасность — при несрабатывании защиты разрыв цепи не происходит, вследствие чего могут развиваться тяжелые аварии с повреждением оборудования. Несрабатывание коммутационного аппарата при коротком замыкании может привести к взрывам и пожарам, сопровождающимся значительными разрушениями и перебоями электроснабжения. В практике зафиксированы случаи отказа масляных выключателей, отработавших нормативный срок, нередко заканчивавшихся катастрофическими взрывами и возгоранием масла, также отмечались случаи, когда выключатели не отключали ток короткого замыкания, происходили пробои изоляции и повреждение механизмов. Поскольку постепенное старение высоковольтного электроэнергетического оборудования происходит во всех промышленно развитых странах, снижение запасов прочности в оборудовании остро поставило вопрос оценки его состояния и степени риска за пределами нормированного срока службы [1, 2, 3].
В России количество масляных выключателей, превысивших свой ресурс, достигает в среднем 45%, причем для выключателей напряжением 35 кВ и 110 кВ этот показатель еще выше и достигает порядка 78%. В настоящее время в энергосистеме России 46% выключателей эксплуатируются более 25 лет, а 39% — более 40 лет. Аналогичная картина старения высоковольтных выключателей наблюдается и в зарубежных энергосистемах. Так, например, по данным института электроэнергетики США EPRI, в 2016 году около 50% масляных выключателей в сетях США отработало более 25 лет. В Японии 35% выключателей старше 30 лет [4]. Таким образом, надежность масляных выключателей, а как следствие и надежность энергосистемы в целом, будут определяться надежностью коммутационных аппаратов с большим сроком службы, который значительно превосходит расчетный. Продление срока службы масляных выключателей до 30–40 лет возможно при условии грамотного обслуживания, наблюдения за состоянием и своевременного устранения развивающихся дефектов. Срок службы 40–50 лет следует признать критическим, дальнейшая эксплуатация выключателей является неоправданным риском [5, 6]. Подчеркнем, что ежегодная повреждаемость коммутационных аппаратов находится в пределах от 0,8% до 6%, а в последние годы количество повреждений выключателей увеличивается, особенно оборудования с длительным сроком службы [7].
Старение парка коммутационных аппаратов является острой проблемой для электроэнергетической отрасли большинства промышленно развитых стран и неизбежно ведет к росту затрат на сервисное обслуживание, в том числе ремонтные работы. Сопутствующими работами при средних и капитальных ремонтах масляных выключателей являются работы по регенерации трансформаторного масла. Качество выполненных регенерационных работ непосредственно влияет на продолжительность межремонтного периода, а, следовательно, на надежность, долговечность и эффективность эксплуатации отремонтированных коммутационных аппаратов [6, 8].
Основные причины аварийности связаны с ухудшением состояния коммутационного оборудования в процессе длительной эксплуатации. Согласно анализа [4, 8], 22% технологических нарушений вызвано старением материалов, 19,4% — дефектами конструкции и изготовления, 16,8% — недостатками эксплуатации, 10,3% — посторонними воздействиями, 5,8% — нерасчетными режимами в сети, 4,2% — дефектами ремонта, 3,5% — климатическими и внешними воздействиями. Обобщенный анализ этих данных показывает, что наибольшее число технологических нарушений (36%) приходится на внутреннюю изоляцию коммутационных аппаратов, на втором месте по повреждаемости находится повреждение высоковольтных вводов (27%), и достаточно высокий уровень технологических нарушений имеет неправильная регулировка приводов выключателей (24%). Анализ повреждаемости масляных выключателей классов 35 кВ и 110 кВ за 2008–2023 годы показал, что 30% общего числа технологических нарушений сопровождались внутренними короткими замыканиями в коммутационных аппаратах, из которых 12% происходили с возгораниями и пожарами [5, 8]. К таким повреждениям относятся: пробой внутренней изоляции выключателя; недостаточная стойкость при коротких замыканиях; износ механизмов отключения; пробой изоляции высоковольтных вводов. Считается, что процент технологических нарушений, обусловленных ухудшением свойств трансформаторных масел, составляет 28% от всех технологических нарушений: снижение электрической прочности — 7,5%; повышение вязкости и ухудшение подвижности — 4,9%; образование шлама и кислот — 2,2%.
Однако эти цифры отражает только те нарушения, которые непосредственно обусловлены старением масел. В то же время влияние продуктов старения масел при анализе причин повреждений масляных выключателей, как правило, не учитывается. Особенное влияние на электрическую прочность изоляции и срок ее службы оказывает содержание в ней влаги. При содержании влаги более 3% резко снижается электрическая прочность масла [1, 5, 9]. Кроме снижения электрической прочности изоляции при увлажнении, существует опасность выделения влаги в масло с образованием пузырьков при переходных тепловых процессах. Появление пузырьков газа в масле снижает его электрическую прочность на 20–50%. Это может стать причиной снижения электрической прочности конструкции в целом при отключениях токов короткого замыкания. Образование пузырьков газа сильно зависит как от содержания влаги, так и от температуры. Начало выделения пузырьков при хорошо высушенной изоляции (0,2–0,5% влаги) происходит при температурах 175–200°С. При заметном увлажнении масла температура образования пузырьков снижается: при влагосодержании 2,3–2,4% температура возникновения пузырьков составляет 143–156°С, а при влагосодержании 3,1% эта температура составляет всего 100–126°С.
С точки зрения диагностики, трансформаторное масло является той информативной средой, по состоянию которой выявляются до 30% дефектов выключателей [5, 10]. Однако механизм выхода из строя аппаратов во многом определяется конкурирующими процессами деградации, такими как: химическое старение масла, ухудшение контактов, накопление влаги и образования газовых пузырьков. Отметим, что последние существенно снижают диэлектрическую прочность и способствуют частичным разрядам при коммутациях выключателя [4, 11, 12]. Эксперименты [13, 14] показали, что наличие пузырьков может снизить напряжение пробоя трансформаторного масла на 50% и более, особенно в случае нескольких повторных операций или повышенной температуры.
В результате, влияние влаги и газообразных включений должно учитываться при анализе технологических нарушений, связанных с внутренними короткими замыканиями: даже если старение масла не является прямой причиной, оно создает условия для пробоев из-за снижения изоляционных характеристик. Однако, несмотря на большой объем проведенных исследований, механизмы выхода из строя масляных выключателей, включая роль в нем масла, остаются до конца не изученными.
Целью настоящего исследования является рассмотрение механизма выхода из строя масляных выключателей при аварийных отключениях, с акцентом на отказах при автоматическом повторном включении (АПВ). Необходимо установить, как процессы старения масла (ухудшение диэлектрических свойств, вязкость, газообразование, накопление примесей и т.д.) влияют на способность выключателя гасить дугу при первом и повторном отключениях. В статье проводится анализ поиска причин несрабатывания масляного выключателя при повторном отключении.
ПРОЦЕСС СТАРЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА В РАЗЛИЧНЫХ ТИПАХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Тип и конструкция выключателя определяют условия работы и старения масла. Рассмотрим два основных типа, исторически применяющихся в высоковольтных сетях: баковые масляные выключатели (с большим объемом масла) и маломасляные выключатели (с малым объемом масла) [15].
Баковые масляные выключатели (большой объем масла). В баковых выключателях (серии У, С, МКП (рисунок 1) и др.) трансформаторное масло заливается в большой бак, на каждую фазу отдельно. Масло выполняет двойную функцию: и гашение дуги, и изоляция токоведущих частей от земли. Объем трансформаторного масла в таких аппаратах значительный (1000 литров и более), при этом над поверхностью масла обычно имеется воздушная полость. Особенности этого типа: масло постоянно соприкасается с воздухом, поэтому подвержено атмосферному влиянию, а именно поглощает кислород и влагу. Со временем (даже без операций выключения/отключения) в масле будут происходить окислительные процессы, увеличиваясь при повышенной температуре или плохом качестве масла. Однако большой объем масла означает, что единичный дуговой разряд вносит относительно небольшой процент примесей. При этом продукты разложения (газы, частицы) распределяются по всему баку и частично успевают раствориться или осесть, поэтому в объеме трансформаторного масла бакового выключателя меньше скапливается загрязнений после каждой операции. Практически это выражается в том, что баковые выключатели могут выполнять большее число отключений без замены масла по сравнению с маломасляными выключателями. Тем не менее, поскольку все масло находится в одном объеме, любые выделившиеся продукты снижают изоляционную прочность изоляции. После нескольких отключений (при коммутации аварийных токов КЗ) масло в баке темнеет, его пробивное напряжение падает. Например, электрическая прочность масла может снизиться до минимально допустимых норм уже после порядка десятка отключений номинального тока. Поэтому регламентом предусматривается периодический контроль состояния масла: измерение пробивного напряжения, влагосодержания, механических примесей и др. В случае превышения норм (например, пробивное напряжение ниже 35 кВ в стандартном зазоре) масло в баковом выключателе подлежит сушке и очистке либо замене.
Баковые выключатели исторически требовали больших затрат на обслуживание, так как приходилось сливать и заливать сотни литров масла, и при невозможности доведения трансформаторного масла до нормативных показателей утилизировать отработанное масло. Кроме того, при сильном дуговом газообразовании давление в баке резко растет, что в ряде случаев приводило к взрывоопасным ситуациям (в старых масляных выключателях предусматривались предохранительные клапаны и трубки для вывода газа). Таким образом, в баковых выключателях масло стареет как от многократных коммутаций, так и постепенно от контакта с атмосферой, и требует регулярного мониторинга и замены по мере ухудшения показателей.
Маломасляные выключатели (малый объем масла). В конструкциях маломасляных выключателей (серии ВМТ (рисунок 2), МГ и др.) используется принцип разделения функций: небольшое количество масла нужно только для гашения дуги, а электрическая изоляция осуществляется другими средствами (фарфоровые изоляторы, компаунд и т.п.) [15]. Объем масла значительно снижен по сравнению с баковым выключателем (~250 литров и более). При этом дуга горит в отдельной дугогасительной камере, окруженной малым объемом трансформаторного масла. Конструкция каждого полюса, как правило, герметична — полюс представляет собой маслонаполненную колонну, герметично закрытую и наполненную азотом под давлением. Азотный наддув (0,5–1 МПа) препятствует растворению воздуха в масле и исключает присутствие кислорода и влаги. Благодаря этому маломасляный выключатель гораздо менее подвержен окислительному старению — в запечатанном объеме масло практически не соприкасается с кислородом воздуха, а азотная подушка сохраняет постоянное давление при температурных колебаниях. На практике масло в таком выключателе может долгие годы не менять своих химических свойств, если выключатель редко отключает аварийные токи КЗ.
Однако главным ограничивающим фактором становится дуговое старение — малый объем масла означает, что все продукты разложения от дуги остаются в концентрированном виде в пределах этого небольшого объема. Уже после нескольких отключений токов короткого замыкания масло заметно ухудшается по качеству. Экспериментально установлено [16, 17, 18], что в маломасляном выключателе 110 кВ после ~8–10 отключений тока ~25 кА электрическая прочность масла падала до минимально допустимых значений, а сопротивление изоляции внутри полюса снижалось в десятки раз. При этом в масле было обнаружено значительное количество твердого углеродного осадка и металлических частиц (от эрозии контактов), а именно было выявлено около 38 г углерода (сажи) в осадке, 2 г вольфрама и 0,8 г меди, вынесенных с поверхности контактов. Эти примеси крайне негативно влияют на дальнейшую работу — осажденный на изоляторах углерод создает токопроводящую пленку, а электропроводная пыль провоцирует пробои. Поэтому маломасляные выключатели требуют обязательного обслуживания после серии коммутаций: слива масла из полюсов, фильтрации или замены, очистки от сажи внутренних поверхностей.
Положительными сторонами является то, что при отсутствии переключений масло сохраняется долго (нет контакта с атмосферой), а также, что объем масла невелик (масла мало, и его проще обработать).
Таким образом, можно выявить отличия в процессах старения — в маломасляных выключателях доминирует старение от дуговых разрядов, тогда как в баковых более заметно длительное атмосферное старение масла. Это предопределяет разные подходы к обслуживанию: для маломасляных — по числу отключений и результатам анализов масла; для баковых — в дополнение к основным и по календарному интервалу.
ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ МАСЛА В ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ
Работа выключателя при коммутационных воздействиях. Как указывалось, выше, в баковых и маломасляных выключателях принцип работы сходный — при размыкании контактов возникает электрическая дуга, которая гасится в масле. Однако конструктивно аппараты различаются — маломасляные выключатели имеют специальные камеры и поршни для интенсификации потока масла, тогда как в баковых полагаются на естественную конвекцию в объеме бака для охлаждения дуги и изоляции.
В процессе отключения масляного выключателя проходит несколько стадий:
- Начальный разрыв контактов. Подвижные контакты расходятся с высокой скоростью (порядка нескольких м/с). В момент размыкания возникает дуга между контактами, мгновенно нагревающая окружающее масло до экстремально высокой температуры (в диапазоне от 5000°С до 20 000°С).
- Формирование дуги и газового пузыря. Под действием высокой температуры масло частично испаряется. Вокруг дуги образуется газовый пузырь, содержащий главным образом водород и углеводороды (H2, CH4, C2H2 и др.) — продукты термического разложения масла. Давление газа быстро растет, создавая импульс, который вытесняет масло из зоны дуги.
- Гашение дуги потоком масла. Повышенное газовое давление выталкивает масло через каналы дугогасительной системы. Формируется направленный поток масла (скорость оценивается в несколько м/с) вокруг дуги. Этот поток интенсивно охлаждает дугу и вытягивает ионизированные продукты из межконтактного промежутка, способствуя деионизации разряда. В современных конструкциях применяются многоструйные системы: несколько направленных струй свежего масла поступают в область дуги через специальные отверстия, разбивая дугу и ускоряя ее гашение. Таким образом, дуга гасится при минимальной длине за минимальное время.
- Восстановление изоляции. После прохождения тока через ноль дуга прекращается, и образовавшийся газовый пузырь устремляется вверх (в бак выключателя или в газоотводящие каналы). Под действием давления окружающего масла межконтактное пространство заполняется свежим маслом, восстанавливая диэлектрическую прочность промежутка. Остаточные газы и разложившееся масло (сажа) выводятся через выпускные клапаны или каналы наружу, а дугогасительная камера заполняется маслом из бака. В хорошо спроектированном аппарате эта промывка дугового промежутка свежим маслом предотвращает повторное возгорание дуги при следующей операции.
Описанный механизм характерен как для баковых, так и для маломасляных выключателей, разница в объеме и организации потоков масла. В баковых выключателях большой объем масла сам по себе служит демпфером и охлаждающей средой, а газы поднимаются в верхнюю часть бака. В маломасляных — ограниченный объем требует специальных устройств (поршней, дроссельных отверстий), обеспечивающих принудительную циркуляцию масла и выпуск газов. В любом случае, успешное отключение характеризуется полным восстановлением изоляции между разомкнутыми контактами за счет замещения газового пузыря жидким маслом.
Работа выключателя в цикле АПВ. Ключевой фактор надежного отключения — полная деионизация промежутка после гашения дуги. Газовый пузырь, содержащий водород и другие продукты разложения масла, нагретые до 5000°С и более, имеет значительно более низкую электрическую прочность, чем жидкое масло. Поэтому, пока этот пузырь не покинул межконтактное пространство, существует риск повторного пробоя с последующим повторным зажиганием дуги между уже разомкнутыми контактами. Особенно высок этот риск при быстрых повторных включениях (режим АПВ), когда время на удаление газов ограничено.
На практике для предотвращения такого явления вводятся паузы перед повторным включением. Для систем 110 кВ минимальная пауза высокоскоростного автоматического повторного включения обычно составляет не менее ~0,3 секунд, считается, что этого достаточно для того, чтобы горячая дуговая плазма успела полностью деионизироваться [19, 20]. Если же повторное включение произойдет слишком рано, ионизованный газовый канал может еще существовать, тогда при восстановлении напряжения на контактах дуга вспыхнет повторно, фактически означая отказ выключателя отключить аварийный ток. Опытным путем показано, что для напряжения 110 кВ время деионизации дуги составляет 0,28 с; более короткие интервалы АПВ нежелательны, поскольку повышают вероятность повторных пробоев [21, 22].
Таким образом, неполное удаление газового пузыря и продуктов дуги из контактного промежутка напрямую ведет к аварийному несрабатыванию выключателя. Конструкция масляных выключателей (например, наличие пружинных поршней и клапанов) рассчитана на удаление газов после отключения. Однако при неблагоприятных условиях (например, если масло сильно засорено, загустело или пауза АПВ слишком мала) газовый пузырь может сохраниться вблизи контактов выключателя. В таких случаях повторный электрический пробой межконтактного промежутка или пробой изоляции масляного выключателя крайне вероятен, что и наблюдается при аварийных отказах.
Подводя итог, можно сказать, что работа масляных выключателей при коммутационных воздействиях основана на гашении электрической дуги в масле, сопровождаемом интенсивным образованием газов и высокими температурами. Эффективность отключения определяется способностью дугогасительной системы (в том числе потока масла и конструктивных элементов) быстро охлаждать дугу, удалять ионизированные продукты и восстанавливать диэлектрическую прочность межконтактного промежутка. Особое значение имеет полное вытеснение газового пузыря после отключения, так как его остатки существенно снижают изоляционные свойства и могут привести к повторному пробою. Это особенно критично в режиме автоматического повторного включения (АПВ) из-за минимальной паузы между отключением и повторным включением. Несоблюдение этих условий, например вследствие ухудшения состояния масла (загрязнение, старение и т.д.), существенно повышает риск аварийных отказов коммутационного аппарата.
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ МАСЛА ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ВМТ-110 ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЙ ТОКОВ КЗ
Для понимания роли старения масла был проведен анализ трансформаторного масла на разных этапах работы трех выключателей ВМТ-110. Обычно коммутационный аппарат отрабатывает без отклонений от нормативных параметров 6 циклов отключения/включения. Измерения проводились после шестого цикла отключения (считаем это исходным состоянием масла) и после седьмого цикла отключения тока короткого замыкания. После этого проводилось сопоставление и анализ свойств масла. Подчеркнем, что один выключатель отработал без цикла АПВ, а два других — с циклом АПВ. Для выполнения анализа трансформаторного масла использовались инструментальные средства, пригодные к работе и прошедшие техническое обслуживание с подтверждением соответствующих документов (свидетельство о поверке/протокол аттестации прибора и т.д.).
ИСХОДНОЕ СОСТОЯНИЕ МАСЛА ПОСЛЕ 6 ЦИКЛОВ ВКЛЮЧЕНИЯ/ОТКЛЮЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Масло соответствовало нормативным требованиям по основным параметрам. Диэлектрическая прочность трансформаторного масла составляет 50–60 кВ в промежутке 2,5 мм (стандартами устанавливается минимум 35 кВ для эксплуатационного масла). Кислотное число и влагосодержание у исходного масла минимальны (кислотность <0,15 мг КОН/г, влага <25 г/т, тангенс δ <15%) [23]. Пробы масла из выключателей до аварии отключения токов КЗ, имели пробивное напряжение 45 кВ в промежутке 2,5 мм, что удовлетворяет требованиям ГОСТ 6581-75. Взвешенных частиц углерода или металла не обнаруживалось, масло прозрачно, кинематическая вязкость при 40°С составляет 10 мм²/с (что соответствует стандартному классу вязкости для свежего трансформаторного масла). Эти данные говорят о том, что масло находится в работоспособном состоянии.
ПОСЛЕ СЕДЬМОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (БЕЗ АПВ)
Отключение токов короткого замыкания сопровождалось развитием дуги в масле. В результате масло претерпело локальную деградацию — часть его разложилась с образованием газа, продукты разложения остались в масле в виде тонкой взвеси. Визуально масло несколько потемнело.
Лабораторный анализ показал небольшое снижение диэлектрической прочности, пробивное напряжение снизилось до 39 кВ. Это объ