芯棒快速老化導(dǎo)致的500 kV輸電線路復(fù)合絕緣子芯棒斷裂故障分析

賈 然，周 超，劉 輝，劉傳彬，劉 嶸

（國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

與瓷絕緣子和玻璃絕緣子相比，復(fù)合絕緣子有重量輕、耐污性好、維護方便、憎水性強等優(yōu)點［1-3］。1983 年中國第一批自主生產(chǎn)的硅橡膠復(fù)合絕緣子投入運行至今，硅橡膠復(fù)合絕緣子在中國的發(fā)展已近40年，我國的復(fù)合絕緣子用量近900萬支，中國已經(jīng)成為世界上第一個在特高壓交、直流輸電系統(tǒng)中以有機外絕緣為主的國家［4-6］。復(fù)合絕緣子故障中，芯棒斷裂占比為50%以上，尤其是500 kV 以上電壓等級輸電線路中復(fù)合絕緣子故障幾乎均由芯棒斷裂導(dǎo)致［7-10］。芯棒斷裂會導(dǎo)致掉線、導(dǎo)線落地等故障，跳閘恢復(fù)慢，需停電檢修。對跨電壓等級多回線路，高電壓等級掉串會導(dǎo)致低電壓等級侵入過電壓。

復(fù)合絕緣子芯棒采用以高分子樹脂為基體、玻璃纖維為增強材料制成的復(fù)合材料，芯棒是承擔(dān)復(fù)合絕緣子機械載荷的結(jié)構(gòu)部件，同時也是復(fù)合絕緣子內(nèi)絕緣的主要組成部分。目前已知的復(fù)合絕緣子芯棒斷裂機理，主要包括芯棒的通常斷裂和脆性斷裂［7，10-11］。一般情況下，通過改進復(fù)合絕緣子制造過程中的壓接工藝，保證復(fù)合絕緣子運行過程中機械載荷沿芯棒軸向均勻分布，可以有效避免通常斷裂故障的發(fā)生；安裝均壓環(huán)降低導(dǎo)線側(cè)電場畸變、采用新一代耐酸芯棒的復(fù)合絕緣子可以避免脆性斷裂故障發(fā)生，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中對此也進行了嚴(yán)格規(guī)定［1，8］。通常斷裂和脆性斷裂得到有效治理后，復(fù)合絕緣子的設(shè)計壽命一般為25～30年以上［5，12］。

以某500 kV 輸電線路故障為例，分析發(fā)現(xiàn)其原因是運行12 年的復(fù)合絕緣子芯棒在運行過程中的快速老化導(dǎo)致斷裂，造成導(dǎo)線落地、輸電線路停運。對斷裂的復(fù)合絕緣子芯棒和同塔未斷裂的芯棒開展對比分析研究，得出復(fù)合絕緣子芯棒斷裂原因，對今后此類故障的判斷分析提供參考［1-2］。

1 故障概況

2018-12-02T22：12：00，500 kV 某線路A 相、B相相間故障，三相跳閘不重合（投單相重合閘）。故障發(fā)生在72號塔，塔型為SZT42-33，同塔雙回線路，導(dǎo)線垂直排列，桿塔絕緣子采用單I 串設(shè)計，B 相（中相）復(fù)合絕緣子斷串，中相導(dǎo)線落地，部分導(dǎo)線與A相（下相）導(dǎo)線接觸，故障情況如圖1 所示。故障時為大風(fēng)降雨天氣，風(fēng)力7～8級，溫度6 ℃。

故障復(fù)合絕緣子型號為FXBW-500/210，額定機械負(fù)荷為210 kN，結(jié)構(gòu)高度為4 360 mm，生產(chǎn)時間為2005年3月，掛網(wǎng)時間為2006年5月26日。

圖1 某500 kV線路復(fù)合絕緣子斷裂故障現(xiàn)場

2 試驗與故障原因分析

為分析本次復(fù)合絕緣子斷裂故障原因，對故障相斷裂絕緣子（B 相）和同塔非故障相（A 相和C 相）進行試驗研究，對芯棒材料進行了染料滲透試驗、帶護套水?dāng)U散試驗和應(yīng)力腐蝕試驗，對傘群材料進行了憎水性和硬度試驗，并對斷口處的芯棒和護套進行了掃描電子顯微鏡（Scanning Electron Microscopy，SEM）觀察，參照標(biāo)準(zhǔn)為GB/T 19519—2014《架空線路絕緣子標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流系統(tǒng)用懸垂和耐張復(fù)合絕緣子定義、試驗方法及接收準(zhǔn)則》［13］、DL/T 864—2004《標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則》［14］。

2.1 外觀和解剖檢查試驗

故障相復(fù)合絕緣子斷口位于高壓端第5 至第6片傘裙之間，如圖1 所示。圖2（a）和（b）分別為故障復(fù)合絕緣子芯棒斷口和沿高壓端向低壓端解剖的絕緣子芯棒，從圖2（a）中可以看出斷口附近芯棒顏色變白、表面粉化、環(huán)氧樹脂降解、玻璃纖維外露，從圖2（b）中可以看出芯棒出現(xiàn)明顯碳化通道，經(jīng)測量劣化通道長度約為2.3 m。

圖3為故障絕緣子護套和傘裙，從高壓端第1片傘裙起到第15 傘裙間，傘裙下方護套皆有穿孔或者裂紋，護套粉化、硬化、龜裂嚴(yán)重。從圖3（a）可以看出護套與芯棒間的界面粘接松動，護套變脆硬化；從圖3（b）可以看出，燒蝕孔和開裂貫穿整個護套；從圖3（c）中可以看出傘裙也出現(xiàn)粉化的老化特征。

2.2 傘裙和傘套性能檢測

護套和傘裙是復(fù)合絕緣子的外絕緣部分，用于保護芯棒免受氣候影響和電蝕作用，并提供所需的爬電距離。按照GB/T 19519—2014《架空線路絕緣子標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流系統(tǒng)用懸垂和耐張復(fù)合絕緣子定義、試驗方法及接收準(zhǔn)則》［13］、DL/T 864—2004《標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則》［14］、GB/T 531.1—2008《硫化橡膠或熱塑性橡膠壓入硬度試驗方法第1 部分：邵氏硬度計法（邵爾硬度）》［15］標(biāo)準(zhǔn)要求，對傘裙和護套進行了憎水性、硬度試驗。

圖2 故障復(fù)合絕緣子芯棒

圖3 故障絕緣子護套和傘裙

按照DL/T 864—2004《標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則》［14］運用噴水分級法（Hydraulic Classification，HC）對硅橡膠傘群進行憎水等級判定。該法將材料表面的憎水性狀態(tài)分為7 級，HC1 級對應(yīng)憎水性很強的表面，HC7 級對應(yīng)完全親水性的表面。測量內(nèi)容包括傘套材料的憎水性、憎水減弱與恢復(fù)特性，分為表面未清潔和經(jīng)無水乙醇清潔兩組進行試驗。將進行憎水性測試后的未清潔試品和清潔試品分別置于盛有去離子水的容器中浸泡96 h 后測量憎水性減弱特性；然后靜置48 h，測量試品的憎水性恢復(fù)特性。

圖4（a）和圖4（b）分別為未清洗和已清洗傘群高壓段、中壓段和低壓段取點的憎水性能測試結(jié)果。從圖4 中可以看出，經(jīng)過多年運行后，絕緣子硅橡膠傘裙憎水性大幅度下降，清潔表面憎水性能略優(yōu)于未清潔表面。高壓段和中壓段未清潔傘裙的憎水性多分布在HC4—HC5，清潔傘群多分布在HC3—HC4；而低壓段未清潔傘群多分布在HC5—HC6，清潔傘群多分布在HC3—HC4。浸泡96 h 后硅橡膠表面憎水性減弱明顯，幾乎全部達到HC6等級，甚至形成完全連續(xù)的水膜。在實驗室環(huán)境靜置48 h后憎水性基本恢復(fù)。對于未清潔傘群，中壓段和高壓段憎水性能略優(yōu)于低壓段；而清潔傘群高壓段、中壓段和低壓段憎水性接近。

采用邵氏硬度計測試了故障相和非故障相硅橡膠傘群硬度，測試方法參照GB/T 531.1—2008《硫化橡膠或熱塑性橡膠壓入硬度試驗方法第1 部分：邵氏硬度計法（邵爾硬度）》［15］。分別從A 相、B 相（故障相）絕緣子的傘套上截取2 片試樣測量硬度，沸水煮42 h 后冷卻，再次測量其硬度，測試結(jié)果如表1 所示。從表1 中可以看出，A 相、B 相樣品煮沸前及煮沸后硬度均大于標(biāo)準(zhǔn)要求的50ShoreA，并且煮沸前后硬度變化分別為1.32%和3.95%，均不超過±10%，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

傘群性能測試結(jié)果表明這批絕緣子傘群可以繼續(xù)運行。憎水性測試結(jié)果表明該批絕緣子還有一定的憎水性，經(jīng)清洗后可以達到HC3—HC5，根據(jù)DL/T 864—2004《標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則》規(guī)定檢測周期為2～3 年或1 年。值得注意的是經(jīng)過長期運行后，復(fù)合絕緣子硅橡膠傘裙表面憎水性能大幅下降，由硅橡膠材料表面老化導(dǎo)致的粉化和表面積污導(dǎo)致；而與體性能相關(guān)的硬度變化不大，說明老化主要發(fā)生在表面。絕緣子表面清潔后，憎水性有所恢復(fù)，可以驗證表面積污對憎水性有一定影響，但去除表面污垢后憎水性也僅為HC3—HC4。清洗過程對絕緣子表面粉化沒有影響，僅僅是去除污垢層，清潔表面和未清潔表面的絕緣子傘裙均出現(xiàn)憎水性能下降，這進一步說明硅橡膠表面粉化是憎水性能下降的主要因素［16-17］。

圖4 硅橡膠傘裙試品憎水性HC分級

表1 硅橡膠傘群ShoreA硬度

2.3 芯棒性能檢測

為進一步檢測故障絕緣子芯棒材料性能，按照GB/T 19519—2014《架空線路絕緣子標(biāo)稱電壓高于1 000 V 交流系統(tǒng)用懸垂和耐張復(fù)合絕緣子定義、試驗方法及接收準(zhǔn)則》［13］要求，對芯棒材料進行應(yīng)力腐蝕試驗、染料滲透試驗和帶護套水?dāng)U散試驗。應(yīng)力腐蝕試驗是判斷芯棒材料抗酸性環(huán)境腐蝕作用的重要手段。將經(jīng)打磨的裸露芯棒放置于1 mol／L 的硝酸中，施加拉伸負(fù)荷應(yīng)力為300 MPa（拉伸負(fù)荷為135.6 kN），3 支樣品在此負(fù)荷下保持96 h 均未斷裂，應(yīng)力腐蝕試驗合格。對于采用非耐酸芯棒的復(fù)合絕緣子，由于酸蝕環(huán)境的存在，復(fù)合絕緣子在運行過程中，因為承擔(dān)芯棒力學(xué)性能的玻璃纖維而產(chǎn)生裂紋，隨著運行時間延長裂紋不斷擴大最終導(dǎo)致拉伸斷裂。應(yīng)力腐蝕結(jié)果表明，故障絕緣子采用了耐酸芯棒可以有效防止因酸性物質(zhì)侵蝕導(dǎo)致的脆性斷裂［7］。

染料滲透試驗和帶護套水?dāng)U散試驗是用來檢測復(fù)合絕緣子芯棒材料和芯棒—護套界面缺陷的重要試驗，可用于復(fù)合絕緣子耐腐蝕性能和密封情況的檢測，尤其是水煮后能發(fā)現(xiàn)水煮前不易檢測的隱蔽缺陷。染料滲透試驗和帶護套水?dāng)U散試驗分別切割A(yù) 相、B 相（故障相）和C 相帶護套芯棒樣品12 個，染料滲透試驗試樣長度為（10±0.5）mm、帶護套水?dāng)U散試驗試樣長度為（30±0.5）mm，切割面用細(xì)砂布打磨光滑。

染料滲透試驗過程中在托盤容器中放置一層直徑相同的鋼球玻璃球，并將染色液倒入容器，染色液為含1%紫羅蘭色次甲基染料乙醇溶液。染料滲透試驗結(jié)果如圖5 所示，染色15 min 后，A 相、C 相染料未貫穿樣品，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。故障相B 相的B2 試驗樣品，染料順著芯棒和護套的界面貫穿整個試品。通過染料試驗可以發(fā)現(xiàn)，故障相芯棒和護套界面存在缺陷，導(dǎo)致染料可以在毛細(xì)作用下穿過芯體上升。

圖5 芯棒染料滲透試驗

帶護套水?dāng)U散試驗的試樣在含0.1% NaCl 的去離子水中沸煮100 h，在另一個充滿自來水容器中于室溫下放置15 min，試驗電壓以約1 kV/s 的速率上升到12 kV，在此電壓下持續(xù)1 min，然后降低電壓到零。水?dāng)U散試驗中所有樣品均未擊穿或閃絡(luò)，A 相和B 相樣品泄漏電流有效值未超過100 μA，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求；B 相靠近高壓端2 只樣品泄漏電流超標(biāo)，靠近低壓端樣品正常。

染料滲透試驗和帶護套水?dāng)U散試驗中B相靠近高壓端樣品均未通過試驗，說明故障相絕緣子高壓端存在芯棒材料劣化或界面粘接失效，而沒有出現(xiàn)芯棒明顯老化的低壓端芯棒材料性能符合運行要求。

2.4 顯微形貌觀察

使用SEM 對芯棒材料進行顯微形貌觀察，設(shè)備型號為ZESS EVO-18，并結(jié)合SEM 附帶的能譜儀（Energy Dispersive Spectroscopy，EDS）附件對樣品的微區(qū)元素成分進行了分析。圖6（a）和圖6（b）為斷口芯棒表面碎屑低倍和高倍的顯微形貌。

圖6 芯棒斷口處斷裂起始位置顯微形貌

從圖6（a）中可以看出玻璃纖維已經(jīng)和環(huán)氧樹脂基體分離，玻璃纖維完全裸露在外；玻璃纖維受損斷裂嚴(yán)重，且斷裂破碎的玻璃纖維表面附著有大量碎屑。圖6（b）是對斷裂玻璃纖維和碎屑較集中區(qū)域的進一步放大，從圖中可以看出斷裂的纖維表面密布了凸起和顆粒。對玻璃纖維和表面碎屑進行微區(qū)元素EDS分析的結(jié)果表明，碎屑和玻璃纖維的主要元素構(gòu)成為O、Si、Ca、Al，并存在少量的Na 和Mg 元素，觀察不到C 元素，說明在芯棒快速老化位置環(huán)氧樹脂基體已經(jīng)完全分解，玻璃纖維抽出顆粒物主要為散落的玻璃纖維。芯棒快速老化位置的SEM顯微形貌和EDS元素分析表明快速老化導(dǎo)致芯棒材料中的環(huán)氧樹脂基體分解，失去對玻璃纖維的包裹和保護作用，同時玻璃纖維老化受損嚴(yán)重，導(dǎo)致纖維大量斷裂、表面凹凸不平。

2.5 故障原因分析

復(fù)合絕緣子為長桿絕緣結(jié)構(gòu)，電壓分布不均勻，高壓端是場強集中區(qū)［18-19］，電場分析表明高壓端電場是絕緣子中間位置的4.8倍，是低壓端場強的2.1倍。傳統(tǒng)復(fù)合絕緣子脆性也通常發(fā)生在高壓端第3 片傘裙以內(nèi)，其斷裂面通常垂直于芯棒的軸線，可分為一個或多個臺階狀斷面，運行初期到長期都有可能發(fā)生。目前，對于復(fù)合絕緣子芯棒脆斷的應(yīng)力腐蝕機理已經(jīng)明確，復(fù)合絕緣子的端部密封或護套劣化后，外界水分侵入，在高壓電場作用下形成局部酸性環(huán)境；在機械應(yīng)力和酸性環(huán)境的作用下，復(fù)合絕緣子芯棒中的玻璃纖維發(fā)生應(yīng)力腐蝕，而造成脆性斷裂。采用新一代耐酸芯棒的復(fù)合絕緣子可以避免脆性斷裂故障發(fā)生，而應(yīng)力腐蝕試驗結(jié)果證明故障絕緣子采用了耐酸芯棒可以排除因芯棒材料問題導(dǎo)致的脆性斷裂［10］。

復(fù)合絕緣子一般設(shè)計運行年限為25～30 年，而故障絕緣子僅掛網(wǎng)運行12 年。傘裙和護套的憎水性和硬度試驗表明硅橡膠仍滿足運行要求，可以排除傘裙材料的影響；染色試驗和帶護套水?dāng)U散試驗表明，高壓端芯棒材料和護套界面存在缺陷，而遠(yuǎn)離斷口處的低壓端性能仍符合運行要求［7，8，20］。綜合護套和芯棒試驗結(jié)果可知，絕緣子斷裂故障是由高壓端芯棒材料的快速老化導(dǎo)致的。

從故障芯棒剖檢試驗可以看到，靠近芯棒與護套界面處芯棒的劣化程度大于芯棒內(nèi)部和低壓端。說明芯棒快速老化過程中的起始劣化點在芯棒與護套界面處，即加工過程中引入的護套與芯棒間界面失效是芯棒材料快速老化的主要原因。復(fù)合絕緣子高壓端是場強集中區(qū)，運行過程芯棒表面界面失效處由于阻擋層效應(yīng)造成熱量聚集形成碳化通道。當(dāng)碳化通道發(fā)展到一定長度時，復(fù)合絕緣子護套內(nèi)、外電位的不同，造成護套擊穿，形成護套破損孔，使護套內(nèi)、外電位強度一致。此后，界面的局部放電仍在繼續(xù)，當(dāng)碳化通道發(fā)展到一定長度時，再次造成護套擊穿，形成護套破損孔。如此重復(fù)，隨著放電的不斷發(fā)展，在復(fù)合絕緣子護套上形成多個擊穿孔。

在受潮、局部放電、泄漏電流、酸性介質(zhì)、機械應(yīng)力共同作用下，玻璃纖維與環(huán)氧樹脂基體明顯分離，玻璃纖維排列疏松。通過芯棒的SEM顯微觀察可以發(fā)現(xiàn)，故障芯棒的環(huán)氧樹脂基體嚴(yán)重降解，玻璃纖維直接暴露于空氣之中。環(huán)氧樹脂基體的劣化與降解，導(dǎo)致玻璃纖維失去保護，玻璃纖維出現(xiàn)破碎劣化。加工過程中界面存在缺陷的芯棒快速老化逐漸加?。?1］，最終導(dǎo)致復(fù)合絕緣子斷裂故障。

同塔非故障相絕緣子經(jīng)試驗檢測合格，符合運行標(biāo)準(zhǔn)，說明芯棒快速老化具有偶發(fā)性。應(yīng)對該省500 kV 該批次絕緣子采取精確紅外測溫，一旦發(fā)現(xiàn)發(fā)熱情況立即更換；縮短本線路復(fù)合絕緣子外觀和憎水性檢測周期，每半年到一年開展憎水分級測試，對喪失憎水性的絕緣子結(jié)合停電檢修及時更換；建議對全省500 kV輸電線路復(fù)合絕緣子進行雙串化改造，結(jié)合大修技改項目的實施及時更換成雙串復(fù)合絕緣子，防止意外斷裂故障導(dǎo)致的掉線停運故障。

3 結(jié)語

對某500 kV輸電線路復(fù)合絕緣子斷裂故障進行分析，該芯棒為耐酸芯棒，經(jīng)12 年運行后硅橡膠材料仍符合運行要求，但絕緣子高壓端護套穿孔開裂、芯棒材料嚴(yán)重老化。分析發(fā)現(xiàn)護套與芯棒間界面失效是導(dǎo)致芯棒材料快速老化的主要原因，高壓端局部放電導(dǎo)致環(huán)氧樹脂基體加速劣化，失去對玻璃纖維包裹保護作用，劣化通道沿芯棒玻璃纖維和環(huán)氧樹脂基體的薄弱界面發(fā)展，進一步造成護套擊穿，導(dǎo)致芯棒材料快速老化，最終引發(fā)芯棒斷裂故障。