330kV輸電線路復(fù)合絕緣子斷裂墜線分析探討*

郭 陸，張時(shí)鈞，張廣東，劉 康，高立超，王 津，包艷艷，吳玉碩

(國網(wǎng)甘肅省電力公司電力科學(xué)研究院，甘肅 蘭州 730070)

0 引 言

目前，復(fù)合絕緣子在輸電線路中的應(yīng)用越來越普及，與傳統(tǒng)的絕緣子相比，復(fù)合絕緣子具有重量輕、強(qiáng)度高、不需測零值。耐污性能好，不需要頻繁清掃，易于運(yùn)輸和安裝等優(yōu)點(diǎn)。然而任何事物都有兩面性，隨著復(fù)合絕緣子使用量的劇增，其閃絡(luò)和損壞的事故日益增多，在復(fù)合絕緣子專項(xiàng)檢測過程中也發(fā)現(xiàn)了一些問題，筆者表現(xiàn)為芯棒不耐酸、絕緣護(hù)套材料在運(yùn)行中密封及絕緣失效的問題。筆者通過一起線路絕緣子故障通過試驗(yàn)分析發(fā)現(xiàn)非耐酸型芯棒在絕緣護(hù)套密封失效的情況下，隨著絕緣子使用年限的增長，護(hù)套會老化，長期運(yùn)行過程中的受到各種應(yīng)力作用導(dǎo)致芯棒腐蝕造成機(jī)械性能下降，最終導(dǎo)致芯棒斷裂。對已發(fā)現(xiàn)非耐酸型芯棒的絕緣子在網(wǎng)運(yùn)行若處于較濕潤的地區(qū)，應(yīng)及早全部更換；若處于干旱地區(qū)，應(yīng)視電壓等級、降水量情況縮短使用年限。同時(shí)應(yīng)加強(qiáng)對這些運(yùn)行線路復(fù)合絕緣子的紅外測溫、密封性、機(jī)械強(qiáng)度檢測力度，以便及時(shí)發(fā)現(xiàn)有缺陷運(yùn)行絕緣子。

1 事故情況

2021年6月23日，330 kV輸電線路某某Ⅰ線跳閘，重合閘動(dòng)作不成功。經(jīng)巡視發(fā)現(xiàn)145號中(A)相合成絕緣子芯棒斷裂，導(dǎo)線掉下后懸掛在塔窗上。運(yùn)維單位于當(dāng)天完成故障絕緣子更換工作，并于7月進(jìn)行了搶修換線工作，將更換下的復(fù)合絕緣子送至檢測機(jī)構(gòu)開展質(zhì)量分析。

據(jù)悉，該330 kV輸電線路所在地區(qū)屬北溫帶大陸性氣候，年降雨量639 mm，且集中在農(nóng)歷七八月間，平均年日照2457 h，無霜期133天，年均氣溫5 ℃。2010年06月投運(yùn)，之前未發(fā)生過類似事故。

2 試驗(yàn)檢測情況

對故障斷裂絕緣子和同線路更換下來的絕緣子分別進(jìn)行試驗(yàn)，以相互印證，確定事故原因。

2.1 事故絕緣子檢測

通過檢測分析發(fā)現(xiàn)：故障絕緣子斷口斷面有明顯腐蝕痕跡，超過50%斷面齊整，符合芯棒脆斷的特點(diǎn)。同時(shí)，斷口附近導(dǎo)線側(cè)向上第一片傘裙根部有裂隙，裂隙一側(cè)積污明顯，如圖1、2所示。

圖1 下端斷口斷面及護(hù)套縫隙 圖2 最下端傘裙下表面根部裂紋

剝離護(hù)套對芯棒進(jìn)行外觀檢查：故障絕緣子斷口至上段110 mm處表面有明顯腐蝕痕跡，均在有裂紋部位的一側(cè)。如圖3所示。

圖3 故障絕緣子絕緣護(hù)套剝離后芯棒狀態(tài)

對斷裂破口附近污垢進(jìn)行溶解化學(xué)檢測，發(fā)現(xiàn)硝酸根離子及硫酸根離子，證明絕緣子絕緣護(hù)套破損的地方存在酸性環(huán)境。

2.2 同線路送檢絕緣子檢測情況

設(shè)備運(yùn)維單位將該線路更換下的同批次絕緣子共21支送檢，分7組并對其進(jìn)行編號，開展十多個(gè)項(xiàng)目試驗(yàn)，其中質(zhì)量分析檢測不合格項(xiàng)目如下。

2.2.1 外觀檢查

編號4-2的絕緣子出現(xiàn)與事故絕緣子相同的典型高壓側(cè)傘套根部積污及裂隙。

剖開污垢堆積及存在裂隙的部分絕緣護(hù)套，可見絕緣護(hù)套已完全粉化變硬，其包覆的芯棒已被侵蝕變色，如圖4所示。

圖4 外觀檢查

2.2.2 沖擊耐受電壓試驗(yàn)

編號1-1的絕緣子發(fā)生擊穿。擊穿側(cè)芯棒受腐蝕變色，滲透試驗(yàn)顯示高壓測第一傘裙根部絕緣傘套密封已失效，如圖5所示。

圖5 沖擊耐受試驗(yàn)后

2.2.3 芯棒應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)

所有7支應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)絕緣子均不合格。證明該批次絕緣子芯棒均為非耐酸型芯棒，如所圖6所示。

圖6 應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)后芯棒狀態(tài)

3 故障原因分析

(1) 故障絕緣子存在原生缺陷，運(yùn)行過程中在導(dǎo)線端第一片傘裙根部形成裂紋，水汽由此裂紋進(jìn)入護(hù)套與芯棒的間隙，在高場強(qiáng)作用下，水汽、空氣、粘接劑發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成酸性物質(zhì)，對芯棒產(chǎn)生腐蝕。同時(shí)，該批次絕緣子芯棒為非耐酸型芯棒，且耐酸性能極差，在長期運(yùn)行中，芯棒的玻璃纖維和環(huán)氧樹脂不斷遭受侵蝕，芯棒承載能力不斷下降，在其無法承受荷載的時(shí)候發(fā)生斷裂。

(2) 該批絕緣子所有芯棒均為非耐酸芯棒。非耐酸型芯棒在絕緣護(hù)套密封失效的情況下，將發(fā)生芯棒腐蝕并導(dǎo)致機(jī)械性能持續(xù)下降，發(fā)展到一定階段最終導(dǎo)致芯棒斷裂。

(3) 在送檢21支絕緣子中，出現(xiàn)1支絕緣子與事故絕緣子相同的外觀積污、傘套破損，芯棒腐蝕變色；另外1支絕緣子傘套密封、絕緣失效，芯棒遭受腐蝕。證明該線路復(fù)合絕緣子絕緣傘套材在運(yùn)行條件下不能有效保證密封、絕緣性能。

(4) 該批次絕緣子同時(shí)存在芯棒不耐酸，以及絕緣護(hù)套材料在運(yùn)行中密封、絕緣失效的問題。同時(shí)該線路所處地域?qū)侔霛駶櫟貐^(qū)，絕緣破損的芯棒更容易受潮腐蝕，破壞芯棒機(jī)械性能，存在重大安全隱患。

4 結(jié) 論

(1) 做好掛網(wǎng)運(yùn)行復(fù)合絕緣子抽檢工作復(fù)合絕緣子大規(guī)模的使用已有30余年的時(shí)間，在此期間，復(fù)合絕緣子的材料、工藝水平也在不斷提高。其中耐酸芯棒技術(shù)也是在一次次事故的背景下引進(jìn)并推廣應(yīng)用的。在數(shù)量龐大的在運(yùn)復(fù)合絕緣子中，存在材料、技術(shù)已淘汰的產(chǎn)品，以及老化、劣化，質(zhì)量狀態(tài)已不合格的產(chǎn)品，這些都是電網(wǎng)安全運(yùn)行的隱患。所以，必須加強(qiáng)在運(yùn)掛網(wǎng)復(fù)合絕緣子的試驗(yàn)檢測工作，及時(shí)發(fā)現(xiàn)事故隱患，防患于未然，這是防止此類事故發(fā)生，確保電網(wǎng)安全的重要手段。

(2) 加強(qiáng)新入網(wǎng)復(fù)合絕緣子抽檢工作，將輸電線路復(fù)合絕緣子應(yīng)力腐蝕等試驗(yàn)列入必做項(xiàng)目。耐酸型芯棒可有效抵御酸性環(huán)境侵蝕，保持芯棒機(jī)械性能，也是國網(wǎng)要求推廣應(yīng)用的產(chǎn)品。但一些廠家為節(jié)約成本，仍然使用普通芯棒。由于種種原因，輸電線路復(fù)合絕緣子的應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)等一些試驗(yàn)項(xiàng)目在一定時(shí)期內(nèi)并未作為強(qiáng)制抽檢項(xiàng)目，導(dǎo)致一些不合格絕緣子投入運(yùn)行，為線路的安全運(yùn)行帶來隱患。所以要從源頭上杜絕產(chǎn)品質(zhì)量引起的事故，必須進(jìn)一步做好抽檢工作。

(3) 本次事故的發(fā)生是幾個(gè)因素同時(shí)作用的結(jié)果：①絕緣子芯棒為非耐酸型；②絕緣子護(hù)套發(fā)生了密封失效；③當(dāng)?shù)氐哪杲涤炅繉儆诎霛駶檯^(qū)，潮氣侵入芯棒的時(shí)間和強(qiáng)度較高，導(dǎo)致該批次絕緣子在掛網(wǎng)10年之后就發(fā)生脆斷事故。