輸電線路復合絕緣子斷裂原因分析及處置

朱麗君 ，呂 鑫

（1. 臺州宏達電力建設(shè)有限公司臺州市開發(fā)區(qū)運檢分公司，浙江 臺州 318000; 2. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司臺州供電公司，浙江 臺州 318000）

0 引言

電網(wǎng)是目前社會經(jīng)濟快速發(fā)展的最直接支撐，只有不斷的加強電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，提高輸電線路本體質(zhì)量，才能不斷提高供電的可靠性，人民群眾的生產(chǎn)生活用電才能得到保障。輸電線路復合絕緣子在輸電線路上已經(jīng)有20 多年的應用，由于優(yōu)良的電力性能以及整體的對比輕量化獨特優(yōu)勢，目前基本實現(xiàn)了對大部分瓷質(zhì)絕緣子、玻璃絕緣子的替代，尤其是輸電線路直線桿塔上，幾乎實現(xiàn)了全替代[1]。但是隨著運行年限的加長，近年來，復合絕緣子斷裂事件的出現(xiàn)，也直接影響區(qū)域供電和網(wǎng)架安全，未來復合絕緣子如何運維，已經(jīng)成為目前急需考慮的事情，也成為電網(wǎng)公司輸電運維的重中之重[2]。

1 架空輸電線路復合絕緣子斷裂案例分析

2022 年6 月國內(nèi)某線B 相跳閘，重合失敗，試送失敗。故障巡視發(fā)現(xiàn)B 相復合絕緣子斷裂。故障后將斷裂絕緣子以及同相、臨相復合絕緣子進行對比檢測。進行了外觀檢查、工頻耐壓紅外、剖檢、水擴散、熱失重、芯棒微觀檢查等試驗[3]。

1.1 外觀檢查

1.1.1 #1 斷裂絕緣子

絕緣子斷口位于高壓端第二大傘，呈抽絲狀，如圖1 所示。斷口芯棒存在明顯的發(fā)黑、發(fā)黃情況。從斷口向兩側(cè)護套未見護套開裂、孔洞、護套電蝕現(xiàn)象，傘裙未見硬化、脆化、粉化現(xiàn)象。

圖1 #1 斷裂絕緣子斷口外觀

1.1.2 #2、#3、#4 絕緣子

#2、#3、#4 絕緣子護套未見開裂，電蝕孔、電蝕痕跡，傘裙未見粉化現(xiàn)象。

1.2 紅外復測

對四支絕緣子施加電壓288 kV（運行相對地電壓），加壓時長30 min 后開展紅外測試，紅外圖譜如圖2 所示。

圖2 4 支絕緣子工頻運行電壓下的紅外圖譜

1#斷裂絕緣子在高壓側(cè)區(qū)段存在發(fā)熱，溫差12 K。另外3 支絕緣子存在高壓端端部發(fā)熱，2#、3#、4#絕緣子發(fā)熱幅值分別為3.0 K、2.8 K、4.7 K，高壓端部發(fā)熱為護套受潮引發(fā)的發(fā)熱。

1.3 剖檢

1.3.1 1#斷裂絕緣子

將斷裂絕緣子高壓端、低壓端區(qū)段進行解剖。酥朽區(qū)段從高壓端起始，延伸至第9 傘裙，酥朽狀態(tài)如圖3（a）所示。斷裂絕緣子低壓端區(qū)段芯棒、內(nèi)部護套未見異常，芯棒-護套界面未見明顯的粘接不良，芯棒表面狀態(tài)如圖3（b）所示。

圖3 1#斷裂絕緣子解剖

1.3.2 2#、3#、4#絕緣子

對2#、3#、4#斷裂絕緣子進行剖檢，芯棒-護套界面粘接良好，端部金具密封情況良好。

1.4 滲透性試驗

對#1（斷裂）絕緣子進行滲透性試驗，其中#1（斷裂）絕緣子取樣取自低壓側(cè)，其結(jié)果如圖4所示，滲透性符合標準要求。

圖4 滲透性試驗結(jié)果

1.5 熱失重試驗

分別選取#1（斷裂）絕緣子傘裙處和芯棒附近硅橡膠進行熱重分析，圖5 和圖6 分別是試驗的曲線，圖7 是兩者的比較。經(jīng)過焙燒后殘余約49%的重量，兩條曲線復現(xiàn)性佳，可見絕緣子上硅橡膠成分均勻，不存在膠含量過低的情況。

圖5 傘裙處硅橡膠熱重曲線

圖6 芯棒附近硅橡膠熱重曲線

圖7 兩個位置硅橡膠熱重曲線比較

1.6 芯棒微觀檢查

對#1 絕緣子低壓端區(qū)域選取一段芯棒，分別在a、b、c、d 處鋸開，并將cd 段對剖，在磨制后觀察芯棒各個斷面的情況，a、b、c、d 4 處位置如圖8 所示。圖9、圖10 分別是檢查的宏觀照片和顯微照片。在a、b、c、d 4 處芯棒顯微照片顯示玻璃纖維和環(huán)氧樹脂結(jié)合緊密，芯棒與硅橡膠結(jié)合佳，均未見氣泡等異常。但在a 斷面、b 斷面可見少量疏松組織，其中a 斷面處疏松深入芯棒約0.5 mm。上述缺陷均存在與芯棒-護套界面位置。

圖8 芯棒取樣位置

圖9 a 斷面宏觀及顯微照片

圖10 b 斷面宏觀及顯微照片

1.7 水擴散試驗

對#1、#2、#4 絕緣子水擴散試驗，其中#1、#4同時開展帶護套、不帶護套水擴散試驗，#2 開展帶護套水擴散試驗。#1 斷串絕緣子取樣取自低壓側(cè)未受芯棒酥朽影響，#2、#4 絕緣子取樣來自高壓側(cè)。

由表1 可知，#1 不帶護套、#4 不帶護套試品泄漏電流較小，判斷芯棒無異常。#1 帶護套試品有一個樣品水擴散泄漏電流達到了730 μA，超過了國家電網(wǎng)有限公司設(shè)備輸電〔2021〕21 號《國網(wǎng)設(shè)備部關(guān)于印發(fā)架空輸電線路在運復合絕緣子抽檢管理辦法（試行）的通知》中絕緣子帶護套水擴散泄漏電流400 μA 的限值。考慮到芯棒無異常，判斷其泄漏電流的增大來源于護套-芯棒界面，判斷芯棒-護套界面存在局部粘接不良。

表1 水擴散泄漏電流數(shù)值

綜上所述，判斷斷裂復合絕緣子為酥朽斷裂，酥朽原因為護套-芯棒界面附近芯棒局部區(qū)域玻璃纖維與環(huán)氧樹脂脫開，導致芯棒-護套界面局部粘接不良；同相絕緣子外觀基本完好，傘裙與護套未出現(xiàn)嚴重老化，但芯棒存在不同程度的酥朽，部分芯棒與護套存在局部粘接不良，酥朽原因為芯棒局部玻璃纖維與環(huán)氧樹脂脫離及芯棒-護套局部粘接不良。

2 復合絕緣子斷裂原因分析

外觀檢查、解剖表明，絕緣子芯棒斷口不平整、呈抽絲狀，斷口兩側(cè)芯棒存在明顯的發(fā)黑、發(fā)黃情況，工頻耐壓紅外表明斷裂絕緣子高壓側(cè)區(qū)域1/5長度存在發(fā)熱，屬于典型的酥朽斷裂。

絕緣子硅橡膠無硬化、脆化，熱失重試驗表明傘套材料硅橡膠含量未見偏低現(xiàn)象，因此排除硅橡膠因老化產(chǎn)生裂紋或破損導致水分進入芯棒引發(fā)斷串的可能。傘裙、護套表面較為平整，無表面長期電蝕產(chǎn)生的護套、傘裙根部變色痕跡，判斷絕緣子運行中不存在表面積污過重引發(fā)的表面爬電，排除爬電破壞護套的可能。

絕緣子帶護套水擴散試驗表明，絕緣子低壓側(cè)帶護套水擴散泄漏電流超過國家電網(wǎng)有限公司要求，同時微觀檢查顯示該支絕緣子低壓側(cè)芯棒-護套界面存在局部酥松現(xiàn)象，判斷芯棒-護套界面存在局部粘接不良缺陷[4]。

在高濕環(huán)境下，芯棒-護套界面粘接不良位置可出現(xiàn)水分累積，在高場強作用下引發(fā)局部放電，導致芯棒酥朽的發(fā)生，長期局部放電作用破壞護套導致更多水分進入芯棒，引發(fā)酥朽缺陷的快速擴展。芯棒酥朽后機械性能下降，最終導致斷串發(fā)生。絕緣子均壓環(huán)罩入深度的不足加速了缺陷的發(fā)展。

在高濕環(huán)境下，由于芯棒的芯棒-護套界面附近存在局部環(huán)氧樹脂和玻璃纖維分離情況，產(chǎn)生局部裂紋、空隙，剖檢發(fā)現(xiàn)存在高壓壓端區(qū)段護套-界面粘接不良，上述兩類缺陷位置均會出現(xiàn)水分累積，產(chǎn)生局部放電導致芯棒酥朽的發(fā)生[5]。

由于絕緣子均壓環(huán)罩入深度不足，導致絕緣子高壓端區(qū)域電場較為集中，使得局部放電缺陷更容易發(fā)生。

3 結(jié)論及建議

絕緣子發(fā)熱、酥朽的根本性原因是絕緣子在制作過程中有工藝缺陷，發(fā)現(xiàn)有絕緣子異常發(fā)熱和斷裂時，應第一時間組織對同廠家同批次絕緣子進行篩查，發(fā)現(xiàn)有缺陷的，應在短期內(nèi)更換，更換前應紅外測溫監(jiān)測。

紅外測試是發(fā)現(xiàn)復合絕緣子內(nèi)部缺陷的有效手段。根據(jù)無人機紅外測試、直升機紅外測試、塔下測試、登塔測試的特點，優(yōu)先采用無人機紅外方式開展復合絕緣子紅外測試。對于特高壓線路，結(jié)合直升機紅外、無人機紅外方式開展紅外測試。對于禁飛區(qū)域桿塔，應采用塔下測試結(jié)合登塔測試方式開展紅外測試。

對于紅外測溫，測試結(jié)果出現(xiàn)異常時，應按照線路負荷情況開展專項跟蹤測溫，測溫時應從不同角度檢測，以提高測溫的精準度。

對于復合絕緣子運維，應建立詳細的安裝臺賬，對于10 年以上絕緣子，建議提高紅外檢測頻次，結(jié)合檢修周期做好絕緣子抽檢工作，對于15 年以上絕緣子，應結(jié)合抽檢情況和檢修周期制定更換策略。

4 結(jié)束語

在過去的運維工作中，復合絕緣子帶來了很多方便，雖然現(xiàn)在偶有問題發(fā)生，但是應正確看待絕緣子對電網(wǎng)的影響，根據(jù)當?shù)貙嶋H情況，通過科學手段，制定充分的運維、檢修策略，不斷提高線路本體的本質(zhì)安全水平。