一起500 kV復合絕緣子斷裂故障分析

李勃鋮，李穩(wěn)，張稷，鄧園，黃浩，劉鋼，雷添

（1.帶電巡檢與智能作業(yè)技術(shù)國家電網(wǎng)有限公司實驗室（國網(wǎng)湖南省電力有限公司超高壓輸電公司），湖南 衡陽 421001；2.智能帶電作業(yè)技術(shù)及裝備（機器人）湖南省重點實驗室，湖南 衡陽 421001）

0 引言

復合絕緣子因其體積小、重量輕、耐污性能好、便于安裝等優(yōu)點，近年來廣泛應用于各電壓等級架空輸電線路中［1-4］。實際運行中，復合絕緣子在新投運時具有瓷質(zhì)絕緣子和玻璃絕緣子無法比擬的優(yōu)勢，但隨著運行年限的累積以及受氣候變化的影響，復合絕緣子會出現(xiàn)電氣、機械故障［5-6］。其中，絕緣子芯棒脆斷在復合絕緣子故障中的占比達50%以上，特別是500 kV及以上電壓等級的輸電線路中，復合絕緣子故障基本上是由芯棒斷裂造成的［7-8］。芯棒斷裂將導致絕緣子掉串、導線脫串掉線，繼而引發(fā)線路跳閘甚至倒塔事故，對電力系統(tǒng)的危害十分嚴重［9-10］。同時，事故發(fā)生的預見性較差，因此一般在絕緣子斷裂故障發(fā)生后需及時進行分析研究。

本文針對一起無人機禁飛區(qū)垂直排列緊湊型500 kV雙回輸電線路復合絕緣子斷串故障，結(jié)合試驗分析其故障原因，并給出禁飛區(qū)復合絕緣子日常維護的建議，為今后此類故障的判斷分析和復合絕緣子的運維工作提供重要參考。

1 故障概況

2022年迎峰度夏期間，持續(xù)出現(xiàn)晴熱高溫天氣，某垂直排列緊湊型500 kV雙回輸電線路上回A相（右相）故障跳閘，重合閘不成功。

故障排查中發(fā)現(xiàn)線路55號直線塔（塔型5SCZ2-54，位于機場禁飛區(qū)內(nèi)）上回A相V型絕緣子串內(nèi)側(cè)復合絕緣子斷裂，絕緣子串右串導線線夾、對應的桿塔塔身處有大量的閃絡痕跡，故障現(xiàn)場如圖1所示。

該線路55號塔絕緣子串型為V型，所使用的國內(nèi)某廠家生產(chǎn)的FXBW-500/210復合型絕緣子已投運8年，具體參數(shù)如表1所示。

2 絕緣子檢測試驗

為分析此次故障絕緣子掉串原因，對故障絕緣子串和同相對側(cè)正常絕緣子串（同廠家、同型號、同批次投運）進行了更換，并將2支絕緣子進行編號，正常絕緣子串為22D1，故障絕緣子串為22D2。按照GB/T 19519—2014［11］和GB/T 22079—2019［12］標準對2支絕緣子開展了外觀檢測、材料性能試驗和電氣試驗。

2.1 外觀檢測

1）外觀檢查

對更換下來的復合絕緣子進行外觀檢查發(fā)現(xiàn)，22D1、22D2絕緣子的端部金屬附件和金具聯(lián)接部位無論在高壓端還是低壓端都正常。對于傘裙和護套部分，22D1絕緣子表面臟污嚴重，高壓端桿徑發(fā)黑嚴重，傘裙表面輕微粉化；而22D2絕緣子除與22D1絕緣子情況類似外，還存在芯棒斷裂、表面多處裂紋、凹陷和蝕損點，如圖2所示。

圖2 22D2絕緣子外觀檢查

2）紅外溫升檢查

在室溫32 ℃、濕度76%的高壓大廳測試環(huán)境下對22D1、22D2絕緣子兩端施加288 kV電壓，持續(xù)30 min。

從圖3的測試結(jié)果可以看出，22D1絕緣子串只有第2段高壓端掛點附近溫度達37.1 ℃，比低壓端溫度高5.1 ℃（溫升5.1 K），其余部位無明顯溫升。22D2絕緣子串在高壓端第2段處溫度為62 ℃，溫升30 K；在高壓端第12-13段處溫度為80.4 ℃，溫升48.4 K；在高壓端第16-17段處溫度為71.7 ℃，溫升39.7 K。

圖3 絕緣子溫升情況

3）憎水性測試

同樣，在室內(nèi)條件下分別對22D1和22D2絕緣子的高、中、低壓端進行了憎水性測試。測試結(jié)果表明，2支絕緣子高、中、低壓端憎水性均為HC2級，未出現(xiàn)明顯的憎水性喪失。

4）剖檢

為了進一步檢查芯棒的朽化情況，對22D2絕緣子的高壓端傘裙進行剖檢。剖檢發(fā)現(xiàn)：22D2絕緣子芯棒斷口處呈現(xiàn)碳化發(fā)黑、腐蝕抽絲狀態(tài)，斷面整體呈現(xiàn)掃帚狀脆斷痕跡；從高壓端斷口到580 mm處，芯棒全部朽化；從580 mm至1 630 mm，芯棒朽化程度達50%以上；從1 630 mm至2 090 mm，芯棒表面有一條約3～6 mm的碳化發(fā)展通道；從2 180 mm之后芯棒完好。剖檢結(jié)果如圖4所示。結(jié)合22D2絕緣子在實際線路上的運行情況，該絕緣子位于線路右相左串，則朽面在實際運行時應朝斜向地面?zhèn)取?/p>

2.2 傘裙材料性能試驗

1）耐漏電測試

從22D2絕緣子高壓端第2、4、8、11、12片傘裙切取試驗試品（試品編號分別為1-1、1-2、1-3、1-4、1-5），試驗電壓分別設置為4.5 kV、3.5 kV、2.5 kV，均持續(xù)6 h。

測試結(jié)果如圖5所示，可以看出：絕緣子傘裙2號試品在試驗電壓為4.5 kV時，橡膠蝕深達到2.75 mm，不滿足標準中規(guī)定的橡膠蝕深不得大于2.5 mm的要求，判定其絕緣性能不合格。

圖5 復合絕緣子傘裙漏電測試結(jié)果

2）傘裙硬度試驗

用LX-A型硬度計檢測試品1-1、1-2、1-3、1-4、1-5的硬度。測試結(jié)果表明：絕緣子試品的平均硬度為71.76ShoreA，且最小硬度值也大于標準要求的50ShoreA，硬度合格［13］。

2.3 電氣陡波試驗

分別從22D1絕緣子高壓側(cè)（1-2節(jié)）、中壓側(cè)（高壓端13-14節(jié)）、低壓側(cè)（1-2節(jié)）截取120 mm進行陡波前沖擊電壓試驗。沖擊電壓陡度為1 000 kV/μs，每個區(qū)段經(jīng)受正負極性沖擊各25次，每次沖擊都應在兩電極間發(fā)生外部閃絡，記錄閃絡發(fā)生時的幅值電壓。

試驗結(jié)果表明，22D1絕緣子高、中、低壓端電壓幅值均大于360 kV，即沿絕緣子軸向電壓梯度均大于30 kV/cm，符合規(guī)程規(guī)定，絕緣性能合格。

2.4 芯棒材料性能試驗

2.4.1 機械性能試驗

為進一步研究絕緣子的故障原因，對同相對側(cè)非故障22D1絕緣子進行機械性能測試。

1）50%SML（額定機械負荷）10 s機械負荷試驗

首先在22D1絕緣子兩側(cè)施加50%的額定拉力（105 kN），持續(xù)10 s。受力完成后對絕緣子進行外觀檢測發(fā)現(xiàn)：絕緣子無芯棒斷裂或完全拉脫、無端部裝配件破壞情況，機械性能合格。

2）50%SML 60 s界面密封試驗

為檢測絕緣子端部護套界面是否存在缺陷，利用染色滲透法，分別在22D1絕緣子高壓端、低壓端兩側(cè)界面粘接處包裹經(jīng)品紅浸泡的棉花，并在其兩側(cè)施加50%的額定拉力（105 kN），持續(xù)60 s，之后靜置30 min觀測絕緣子情況。檢測結(jié)果表明：絕緣子無芯棒斷裂或完全拉脫、無端部裝配件破壞情況，且端部無裂痕無滲透。

3）100%SML 60 s額定機械負荷試驗

在上述試驗的基礎上，在22D1絕緣子兩側(cè)施加100%額定拉力（210 kN），持續(xù)60 s。同樣，在受力后對絕緣子進行外觀檢測發(fā)現(xiàn)：絕緣子芯棒無斷裂或完全拉脫、無端部裝配件破壞情況，機械性能合格。

2.4.2 芯棒耐酸試驗

目前，復合絕緣子芯棒中的玻璃纖維在機械應力和酸性環(huán)境的作用下發(fā)生應力腐蝕，進而造成絕緣子斷裂的機理已被廣泛接納［14-16］。本次研究旨在判定故障絕緣子斷裂是否由絕緣子的端部密封或護套劣化后，在高壓電場作用下水汽侵入形成局部酸性環(huán)境腐蝕復合絕緣子芯棒，從而造成芯棒脆斷。

為此，對22D1絕緣子開展芯棒耐酸試驗，截取絕緣子中間6段傘裙，剝削絕緣子中間部位的傘套（由P180砂紙打磨光滑，完全去除傘套殘留物），并使該部位芯棒裸露，再圍繞裸露芯棒部分安裝一個由聚乙烯制成的加蓋盛酸容器。在截取的絕緣子兩側(cè)施加141 kN拉力（取“67%SML”和“300 MPa乘以芯棒橫截面積”中的較大值），并立即在盛酸容器中注入濃度為1 mol/L的硝酸，保持96 h，試驗現(xiàn)場及結(jié)果如圖6所示。

圖6 芯棒耐酸試驗

芯棒耐酸試驗結(jié)果表明，絕緣子置于酸性環(huán)境并施加額定應力96 h后，并未出現(xiàn)斷裂、芯棒表面腐蝕情況，證明此次故障絕緣子采用了耐酸芯棒設計，斷裂原因并非是酸性物質(zhì)侵蝕導致。

2.4.3 帶護套水擴散試驗

為進一步研究復合絕緣子芯棒玻璃纖維與硅橡膠護套界面是否存在缺陷，需開展帶護套水擴散試驗?？紤]到22D2故障絕緣子傘裙表面已有多處裂紋，芯棒內(nèi)部斷裂朽化嚴重，已不再適合開展帶護套水擴散試驗。而22D1絕緣子與22D2故障絕緣子為同廠家、同型號、同批次產(chǎn)品，且運行環(huán)境相同。因此，選取22D1絕緣子開展帶護套水擴散試驗及相關(guān)分析，效果等同于22D2絕緣子。

從22D1絕緣子上切取6個試驗試品（其中高、中、低壓端每個位置各取2個，試品編號分別為2-1、2-2、2-3、2-4、2-5、2-6），切割方向與芯體軸線呈90°。試品長度為30 mm。試品切割面用180目細砂布打磨光滑且相互平行，保持兩切割端面清潔，如圖7（a）所示。

圖7 帶護套水擴散試驗

將試品用異丙醇和濾紙擦洗干凈后，立即置于合適的容器中，并在含0.1%氯化鈉（重量）的去離子水中沸煮100 h。沸煮后將試品從容器中取出，在另一個充滿自來水容器中于室溫下放置15 min。隨后把試品從自來水容器中取出，立即用濾紙將表面擦干，再將每個試品置于兩電極間，試驗電壓應以約1 kV/s的速率上升到12 kV，如圖7（b）所示。在此電壓下持續(xù)1 min，然后將電壓降低至零，檢查試驗過程中試品的表面閃絡情況和電流大小。

在耐壓試驗過程中，6個試品表面均未發(fā)生擊穿或閃絡情況，試驗期間各試品的泄漏電流如圖8所示?？梢钥闯觯?-2、2-5、2-6試品最大電流超過標準中規(guī)定的100 μA（有效值），因此可以判定是芯棒和護套界面間的粘合度存在問題。

圖8 帶護套水擴散試驗電流

3 故障原因分析

該故障絕緣子僅投運8年，而復合絕緣子一般設計運行年限為25～30年。通過對故障絕緣子的外觀檢查和傘裙、護套的憎水性及硬度試驗結(jié)果分析，可以初步排除傘裙材料問題造成絕緣子芯棒斷裂朽化。

結(jié)合同相對側(cè)非故障絕緣子機械性能測試和電氣陡波試驗，絕緣子的承受荷載能力和絕緣強度都能滿足標準中的規(guī)定，說明此次絕緣子故障并非由于承載荷或絕緣強度不達標造成的。對非故障絕緣子進行芯棒耐酸試驗，試驗結(jié)束后絕緣子并未出現(xiàn)斷裂、芯棒表面腐蝕情況，說明此次故障絕緣子采用了耐酸芯棒設計，斷裂原因并非是酸性物質(zhì)侵蝕導致的。

通過對非故障絕緣子的帶護套水擴散試驗結(jié)果分析可知，絕緣子芯棒玻璃纖維與硅橡膠護套間存在粘合度不夠的問題。再結(jié)合故障絕緣子的芯棒剖檢結(jié)果，可以看出芯棒表面的劣化程度大于芯棒內(nèi)部和低壓端，即劣化主要發(fā)生在芯棒與護套界面處。進一步分析發(fā)現(xiàn)，由于絕緣子串的高壓端長期處于強電場中，在運行過程中芯棒界面失效造成絕緣子局部發(fā)熱，而長時間的熱量聚集造成芯棒產(chǎn)生碳化通道。同時在故障絕緣子表面發(fā)現(xiàn)多處蝕損點，表明碳化通道在發(fā)展過程中造成護套內(nèi)外的電位差，產(chǎn)生局部放電進而導致護套表面蝕傷、破孔，而這又進一步加劇了芯棒的碳化過程，循環(huán)往復造成絕緣子表面多處蝕損點。

另外，芯棒老化加上受外部運行環(huán)境影響表面產(chǎn)生裂紋，水汽侵入裂紋后，在強電場作用下產(chǎn)生酸性物質(zhì)，使得絕緣子芯棒處于強電場、機械荷載、高溫、高濕酸性環(huán)境，進一步加劇了絕緣子芯棒的快速老化，芯棒整體結(jié)構(gòu)變性，致使絕緣子芯棒酥朽，最終造成了22D2絕緣子斷裂、導線掉線事故。

而對于同相對側(cè)的22D1絕緣子，通過試驗可以看出，22D1絕緣子芯棒玻璃纖維與硅橡膠護套間雖然存在粘合度不夠的問題，但因22D1絕緣子表面相對完好，且傘裙表面輕微粉化，水汽滲入量相對于22D2絕緣子而言較少，絕緣子芯棒老化的速率較低，因而未出現(xiàn)故障。但在溫升試驗中，22D1絕緣子串高壓端掛點附近溫升達5.1 K。而《國網(wǎng)設備部關(guān)于開展架空輸電線路復合絕緣子紅外普測工作的緊急通知》（設備輸電［2022］114號）中規(guī)定：溫升大于10 K，判定為危急缺陷；溫升在5～10 K之間，判定為嚴重缺陷；溫升小于5 K，判定為一般缺陷。因此，可以判定22D1絕緣子已處于嚴重缺陷狀態(tài)。

4 防范措施

本次絕緣子斷裂故障發(fā)生區(qū)段曾在2022年度開展過人工地面巡視10次、地面紅外測溫1次，但由于其位于航空管制區(qū)（禁飛區(qū)），未開展無人機紅外測溫。在地面紅外測溫過程中，受地形環(huán)境復雜、鐵塔及下回線路對上回線路遮擋等不利因素的影響，導致上回線路檢測準確度欠佳。為防范此類故障再次發(fā)生，建議采取如下防范措施：

1）加強禁飛區(qū)復合絕緣子日常運維監(jiān)測。結(jié)合線路運行特點，制定禁飛區(qū)復合絕緣子紅外測溫計劃，對可在地面進行紅外測溫的復合絕緣子開展逐一排查；對地面難以測量的復合絕緣子，記錄準確位置，借助密集輸電通道政策東風，申請每年解禁1次，以便開展無人機紅外檢測。

2）建立復合絕緣子缺陷分析標準流程。針對傘裙發(fā)熱情況，借助憎水性檢測裝置開展復合絕緣子憎水性帶電或停電檢測，對憎水性等級大于HC5的及時進行更換；針對芯棒發(fā)熱情況，利用紫外檢測對其表面碳化通道和電蝕損進行復檢，并視情況危急程度開展帶電更換或列入當年停電檢修計劃。

3）提升復合絕緣子動態(tài)追蹤預警能力。建立復合絕緣子設備臺賬信息，準確記錄復合絕緣子生產(chǎn)廠家、規(guī)格型號、投運日期等數(shù)據(jù)，若其他線路復合絕緣子在抽檢過程中發(fā)現(xiàn)問題，立即核對所轄運維線路（尤其是禁飛區(qū)段）是否有使用同廠家、同型號或同批次的復合絕緣子，并加大對其巡視和抽檢的力度。

4）探索實踐絕緣子智能監(jiān)測技術(shù)的應用。積極推進具備運行狀態(tài)自檢測能力的復合絕緣子（如光纖復合絕緣子等）以及復合絕緣子分布式在線監(jiān)測裝置的研發(fā)、測試和生產(chǎn)，并應用于禁飛區(qū)等關(guān)鍵線路區(qū)段，開展復合絕緣子在線紅外、紫外、超聲波檢測，為線路運維人員提供有力的數(shù)據(jù)支撐。

5）此外，本次絕緣子斷裂故障發(fā)生在迎峰度夏期間，恰逢連續(xù)晴熱高溫天氣，環(huán)境因素也是誘因之一。建議深入研究強電磁環(huán)境疊加連續(xù)高溫、高濕及重污穢等極端條件下復合絕緣子橡膠老化機理，優(yōu)化橡膠生產(chǎn)工藝，并制定行之有效的出廠驗收、現(xiàn)場檢測標準，保障線路安全運行。

結(jié)合上述措施，運維人員及時分析并查找出該500 kV輸電線路486號塔中相右串絕緣子芯棒電蝕損嚴重缺陷，并立即開展帶電作業(yè)，及時消除了線路缺陷。

5 結(jié)語

通過對一起禁飛區(qū)垂直排列緊湊型500 kV雙回輸電線路復合絕緣子斷裂、導線掉線事故進行分析，發(fā)現(xiàn)原因為絕緣子傘套與芯棒貼合不緊，芯棒加速老化而導致的。針對本次事故，給出了位處禁飛區(qū)的復合絕緣子運維策略及防范措施，對日后的復合絕緣子運維管理及研究工作具有重要的工程參考價值。