500 kV充油電纜終端滲油處理與原因分析

陳 慧

(中核核電運(yùn)行管理有限公司，浙江 海鹽 314303)

0 引言

秦二廠3/4號(hào)機(jī)組500 kV充油電纜連接主變高壓側(cè)與開(kāi)關(guān)站，采用低壓力、鋁護(hù)套結(jié)構(gòu)，導(dǎo)體中心是鍍鋅鋼螺旋管構(gòu)成的空心油路，通過(guò)開(kāi)關(guān)站側(cè)壓力油箱維持充油電纜內(nèi)的靜止油壓，油壓約0.22 MPa，具有散熱和加強(qiáng)絕緣的作用。

本文將對(duì)秦二廠4號(hào)機(jī)組500 kV充油電纜主變側(cè)C相電纜終端處滲油缺陷進(jìn)行詳細(xì)介紹，對(duì)故障原因進(jìn)行全面分析，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)排查與結(jié)構(gòu)理論分析制定缺陷處理方案并予以實(shí)施，最終消除缺陷。滲油位置如圖1所示。

圖1 滲油位置

1 缺陷描述

1.1 缺陷的基本情況

2017年12月8日，電氣人員現(xiàn)場(chǎng)巡檢時(shí)發(fā)現(xiàn)秦二廠4號(hào)機(jī)組500 kV充油電纜主變側(cè)C相電纜終端處存在膨脹鼓包伴隨滲油現(xiàn)象，如圖2所示。

圖2 充油電纜終端滲油位置

現(xiàn)場(chǎng)巡查未發(fā)現(xiàn)其他滲油點(diǎn)，觀察4號(hào)機(jī)組500 kV充油電纜C相油壓較歷史油壓及A、B相油壓無(wú)明顯變化，詳見(jiàn)表1。

表1 缺陷發(fā)現(xiàn)當(dāng)日4號(hào)機(jī)組充油電纜油壓值

1.2 滲油產(chǎn)生的危害

1.2.1 電纜主絕緣油路

該充油電纜的絕緣層由DDB絕緣油和PPLP油浸絕緣紙組合構(gòu)成。DDB絕緣油為合成油，具有絕緣性能好、黏度低、不易燃等優(yōu)點(diǎn)；PPLP油浸絕緣紙共13層，其中1、2、13層為牛皮紙，其余10層為聚丙烯紙，其絕緣強(qiáng)度高、介質(zhì)損耗值低。

充油電纜線芯中心的油路與開(kāi)關(guān)站側(cè)壓力油箱相連，當(dāng)電纜溫度升高時(shí)，絕緣油受熱膨脹經(jīng)過(guò)油道流入壓力油箱內(nèi)，當(dāng)電纜溫度降低時(shí)，絕緣油收縮，此時(shí)壓力油箱內(nèi)的絕緣油流入油道內(nèi)對(duì)絕緣層進(jìn)行補(bǔ)充浸漬，保證了任何情況下不會(huì)形成空隙。如圖3所示。

圖3 電纜及電纜終端內(nèi)油路示意圖

1.2.2 絕緣油和絕緣紙的吸潮情況

在大氣環(huán)境下，暴露的絕緣油與絕緣紙從空氣中吸收水分的能力與環(huán)境溫度及相對(duì)濕度有關(guān)。如圖4所示，以十二烷基苯(絕緣油)和牛皮紙(絕緣紙)為例，在一定溫度環(huán)境下，絕緣油中的含水量和絕緣紙的含水量均會(huì)隨著相對(duì)濕度的增加而增加。

圖4 絕緣油和絕緣紙中含水量與環(huán)境溫度、相對(duì)濕度的關(guān)系

引用25 ℃環(huán)境溫度下絕緣油在空氣中的吸潮試驗(yàn)結(jié)果，如圖5所示。由此可見(jiàn)，當(dāng)潮氣進(jìn)入到電纜內(nèi)部且長(zhǎng)時(shí)間相對(duì)濕度不得以改善的情況下，絕緣油中的含水量就會(huì)逐漸增加[1]。

圖5 絕緣油從空氣中吸收水分曲線

1.2.3 油中含水量對(duì)擊穿強(qiáng)度的影響

擊穿電壓是絕緣油的電氣特性，是衡量絕緣油在電纜內(nèi)部的耐受電壓能力[2]，如圖6所示。

圖6 絕緣油中含水量與擊穿電壓關(guān)系圖

1.2.4 油中含水量對(duì)油的介質(zhì)損耗因素(tgδ值)的影響

介質(zhì)損耗可以反映絕緣油受潮劣化的程度如圖7所示。

圖7 絕緣油中含水量與油的tg δ值的關(guān)系

綜上所述，當(dāng)外界環(huán)境中的潮氣和水分進(jìn)入電纜終端內(nèi)，隨著時(shí)間的推移，水微粒勢(shì)必也會(huì)逐漸侵入到電纜線芯內(nèi)部，使其絕緣性能降低，嚴(yán)重時(shí)會(huì)引起電纜發(fā)生放電、接地、擊穿等故障，造成電纜損壞。

1.3 臨時(shí)簡(jiǎn)易處理

采用帶壓堵漏自粘施封帶進(jìn)行臨時(shí)封堵。該施封帶可以在壓力及潮濕環(huán)境下止漏密封，可以在幾乎任何材質(zhì)管線表面施作，穩(wěn)定工作溫度范圍為-90～260 ℃，其建議最大承受壓力為2.75 MPa，遠(yuǎn)大于電纜正常運(yùn)行時(shí)0.22 MPa左右的油壓。封堵包扎范圍為滲油部位上下各150 mm。

數(shù)日之后，油再次因油壓作用從自粘施封帶-電纜原PVC絕緣膠帶保護(hù)層(黑色)臨界處膨脹鼓包。顯然，原電纜終端外部玻璃纖維絲帶層、PVC絕緣膠帶保護(hù)層等已經(jīng)發(fā)生滲透性損壞，很難在現(xiàn)在的基礎(chǔ)上繼續(xù)維持其固化作用，設(shè)備依然存在很大的風(fēng)險(xiǎn)。

2 初步原因分析

由于電纜終端滲油處內(nèi)部是鉛密封，對(duì)射線有較強(qiáng)的屏蔽作用，無(wú)法進(jìn)行探傷檢測(cè)。根據(jù)電纜終端結(jié)構(gòu)對(duì)照外部滲油點(diǎn)位置，初步判斷滲油點(diǎn)可能發(fā)生在兩個(gè)部位：銅尾管、封鉛層，如圖8所示。

圖8 滲油點(diǎn)初步分析示意圖

2.1 滲油部位內(nèi)部結(jié)構(gòu)剖析

對(duì)滲油部位內(nèi)部進(jìn)行分析，縱向剖面如圖9所示：A區(qū)域所示為電纜銅尾管，內(nèi)充絕緣油，油壓約為0.24 MPa；B區(qū)域所示為電纜波紋鋁護(hù)套；C區(qū)域所示為電纜終端銅尾管處主封鉛層，主要作用為封堵銅尾管內(nèi)絕緣油；D所示為鋁護(hù)套外層底鉛，本電纜終端安裝時(shí)測(cè)量底鉛層長(zhǎng)度為391 mm，厚度約為填滿波谷后3～5 mm；E所示部位即為銅尾管內(nèi)絕緣油、主鉛層、底鉛層交匯處，也做封鉛處理。

圖9 電纜終端銅尾管及鋁套管鉛封部位示意

2.2 初步分析滲油原因

2.2.1 銅尾管存在沙眼或裂紋

如圖10所示，銅尾管末端(圖中A區(qū)域)內(nèi)充滿電纜油，若銅尾管管壁存在沙眼或裂紋，則電纜油會(huì)從尾管內(nèi)滲出。

圖10 銅尾管末端示意圖

2.2.2 封鉛層存在裂紋

如圖11所示，圖中C區(qū)域?yàn)橹縻U層，D區(qū)域?yàn)榈足U層。通常，1 cm厚的鉛層可以承受3 MPa的壓力，但封鉛部位仍存在著一定的薄弱環(huán)節(jié)。

圖11 電纜終端外部鉛層示意圖

首先，底鉛層直接搪于電纜鋁護(hù)套外部，兩者之間最薄弱處為底鉛層末端，圖11中a點(diǎn)所示，緣于鉛、鋁粘合不到位。

其次，若主鉛層搪鉛時(shí)鉛與鉛之間的溫差過(guò)大，則不能很好地融合成一個(gè)整體，隨著時(shí)間的推移，鉛層之間會(huì)形成一條細(xì)微的油路，從而向外部滲漏。

最后，通過(guò)對(duì)滲油部位內(nèi)部結(jié)構(gòu)分析，初步鎖定3個(gè)可能的滲油點(diǎn)：銅尾管、主鉛層、底鉛層。

3 滲油缺陷處理

3.1 吊拆GIS電纜終端連接部分

3.1.1 GIS相關(guān)氣室SF6氣體回收

如圖12所示，首先，關(guān)閉避雷器氣室(以下簡(jiǎn)稱LA氣室)和主變高壓側(cè)氣室氣體隔離閥(圖中A、C所示)。隨后，回收CSE氣室和ES氣室內(nèi)SF6氣體，直至壓力降至0.05 MPa。最后關(guān)閉CSE氣室和ES氣室之間的隔離閥(圖中B所示)后將CSE氣室壓力降至0 MPa。

圖12 GIS終端各氣室示意圖

3.1.2 搭設(shè)修復(fù)作業(yè)及吊裝工作相關(guān)配合承重腳手架

腳手架總承重要求為1.5 t，包含一根頂端0.5 t承重桿和兩根電纜支撐鋼架同高處0.5 t承重桿，上下共需4層工作平臺(tái)，如圖13所示。

圖13 腳手架搭設(shè)示意圖

電纜終端井下腳手架搭設(shè)要求：為配合電纜終端井下部分的移動(dòng)工作，需搭設(shè)相應(yīng)的腳手架平臺(tái)，如圖14所示，距井底2 m高的工作平臺(tái)。

3.1.3 拆除CSE氣室內(nèi)部導(dǎo)體

如圖15所示，拆除CSE氣室頂部蓋板及其側(cè)面手孔蓋板。

圖15 CSE氣室內(nèi)部導(dǎo)體結(jié)構(gòu)示意圖

3.1.4 吊拆CSE氣室外罩

首先，如圖16所示，CSE氣室與ES氣室連接的法蘭面的正上方和正下方兩個(gè)位置(圖中A所示)與側(cè)面CSE氣室外壁之間的空間距離(圖中距離a所示)過(guò)短，不足以將上下兩顆螺栓徹底抽出。因此，需先將該外罩向遠(yuǎn)離變壓器側(cè)平移約80 mm距離(圖中1所示路徑)，再向上垂直起吊(圖中2所示路徑)。

圖16 CSE氣室與ES氣室連接處示意圖

其次，電纜終端套管置于CSE氣室內(nèi)，也需整體配合平移。如圖17所示，電纜終端套管和CSE氣室外罩通過(guò)過(guò)渡法蘭固定在電纜支架上。

最后，電纜終端井下部分也要做相應(yīng)的配合工作。如圖18所示，需將電纜終端井下固定點(diǎn)處抱箍脫開(kāi)。

3.2 滲油點(diǎn)修復(fù)

3.2.1 初步定位滲油點(diǎn)

電纜終端外部保護(hù)層包括黑色絕緣膠帶層(3層PVC膠帶、3層NP-S膠帶、4層FB-W膠帶)和乳白色帶狀強(qiáng)化層(10層玻璃纖維絲帶)，如圖19所示。

圖19 外部保護(hù)層示意圖

去除滲油部位外部保護(hù)層后觀察封鉛層表面，存在明顯油流痕跡，探傷顯影劑噴涂后漏點(diǎn)清晰可見(jiàn)，可初步定位滲油點(diǎn)，如圖20所示。

圖20 漏點(diǎn)示意圖

3.2.2 取油樣分析

油樣分析主要檢測(cè)擊穿電壓和介質(zhì)損耗因素兩項(xiàng)指標(biāo)，同時(shí)可配合觀察微水量、含氣量指標(biāo)情況。排油前對(duì)A、B、C三相充油電纜的絕緣油進(jìn)行取樣對(duì)比分析，分析結(jié)果見(jiàn)表2所示，C相充油電纜內(nèi)絕緣油油品合格，電纜終端滲油尚且未對(duì)電纜內(nèi)部油品產(chǎn)生影響。

表2 排油前油樣分析值

3.2.3 抽排電纜終端絕緣油

電纜終端的排油過(guò)程主要分兩個(gè)階段，如圖21所示：

圖21 排油示意圖

第一階段，通過(guò)圖中尾管處油閥將電纜終端內(nèi)絕緣油抽至壓力油罐內(nèi)，約30～60 min，該階段抽取的絕緣油仍可繼續(xù)使用。

第二階段，將上方環(huán)氧套管吊拆后，從銅管頂端[如圖21(a)所示]放入一根油管至銅管底部，將尾管內(nèi)部殘油抽盡，該階段抽取的絕緣油不再使用。

3.2.4 確認(rèn)漏點(diǎn)并修復(fù)

加溫軟化滲油點(diǎn)附近鉛層，削去滲油路徑鉛層至底鉛層附近，鉛封解體后可觀察到滲油點(diǎn)位于主鉛層和底鉛層交界處，如圖22所示，滲油量微小。確認(rèn)本次滲油原因?yàn)殂U層融合不到位，可通過(guò)重新搪鉛對(duì)滲漏點(diǎn)進(jìn)行修復(fù)從而達(dá)到封堵滲油點(diǎn)的目的。

圖22 滲油點(diǎn)示意圖

通過(guò)重新搪鉛消除滲油路徑，360° 搪鉛加固，使新、舊鉛熔為一個(gè)整體。搪鉛前必須用鋼絲刷去除表面金屬氧化物，搪鉛過(guò)程中反復(fù)擦拭、充分融合。于此同時(shí)將原主鉛層擴(kuò)大加固(外徑擴(kuò)大、長(zhǎng)度延長(zhǎng))，擴(kuò)大到外徑+15 mm，加長(zhǎng)差+90 mm，如圖23所示。

圖23 主鉛層擴(kuò)大示意圖

3.3 抽真空注油

分兩條獨(dú)立管路對(duì)C相電纜終端進(jìn)行抽真空，如圖24所示。管路1從環(huán)氧套管頂端引出，管路2從尾管處油閥處引出。存有絕緣油的壓力油罐預(yù)安裝在管路2上，待抽真空完畢后通過(guò)此管路注油。

圖24 抽真空管路示意圖

3.4 耐壓試驗(yàn)

3.4.1 安裝試驗(yàn)套管

耐壓試驗(yàn)前需先回裝CSE氣室外罩，并將耐壓試驗(yàn)套管吊裝至CSE氣室頂端，通過(guò)內(nèi)部導(dǎo)體與電纜終端相連，并在ES氣室側(cè)導(dǎo)體斷開(kāi)處安裝試驗(yàn)屏蔽罩，如圖25所示。

圖25 耐壓試驗(yàn)套管安裝示意圖

3.4.2 試驗(yàn)方法

本次交流耐壓試驗(yàn)值按設(shè)備最高運(yùn)行電壓318 kV、30 min執(zhí)行，加壓流程如圖26所示。試驗(yàn)加壓持續(xù)過(guò)程中，如無(wú)放電、閃絡(luò)現(xiàn)象，且耐壓后絕緣與耐壓前相比無(wú)明顯變化則判定合格。

圖26 交流耐壓試驗(yàn)加壓流程

3.5 恢復(fù)GIS電纜終端

參考3.1.3小節(jié)拆除CSE氣室內(nèi)部導(dǎo)體步驟對(duì)其進(jìn)行恢復(fù)工作?；謴?fù)氣室側(cè)面手孔時(shí)，需更換該處吸附劑。

4 滲油根本原因分析

4.1 滲油路徑分析

如圖27所示，通過(guò)解體滲油部位封鉛層可觀察到滲油點(diǎn)位于主鉛層與底鉛層交界點(diǎn)，滲油路徑如圖中油路1所示。

圖27 滲油油路示意圖

波紋鋁護(hù)套表面通常會(huì)涂一層焊接底料，即底鉛層。若鋁護(hù)套表面油污沒(méi)有清理干凈，會(huì)導(dǎo)致底鉛粘合度不佳。若因底鉛與鋁護(hù)套之間存在縫隙而導(dǎo)致滲油，其油路會(huì)沿鋁護(hù)套波紋面向外滲出，如圖中油路2所示，絕緣油會(huì)滲出的點(diǎn)應(yīng)為鋁護(hù)套表面底鉛層末端。

本次滲油路徑為主鉛層與底鉛層之間，且尚未對(duì)主絕緣造成破壞，很顯然是電纜終端在安裝過(guò)程中現(xiàn)場(chǎng)主鉛層的搪鉛工藝欠缺所引起的。

4.2 作業(yè)溫度影響

鉛層之間的溫度差異較大，對(duì)搪鉛效果有很大的影響。在搪鉛過(guò)程中，如果鉛層受熱不均勻，新澆注上的鉛很難和已經(jīng)成型的鉛層粘合在一起，形成一個(gè)整體，以至于鉛和鉛之間存在縫隙。

如圖28所示，左圖清晰可見(jiàn)鉛層表面有細(xì)紋或分層，此便是因?yàn)闇囟炔粔驅(qū)е裸U的融合不到位引起的。時(shí)間一長(zhǎng)，尾管內(nèi)的絕緣油在壓力的作用下會(huì)在這些鉛層的縫隙中慢慢形成一條細(xì)微的油路向外部滲漏。所以，通常在搪鉛過(guò)程中需要持續(xù)加熱、反復(fù)擦拭使其充分融合，從而達(dá)到右圖中光滑完整的效果。作業(yè)過(guò)程中，可使用紅外點(diǎn)溫儀實(shí)時(shí)監(jiān)控鉛層溫度，確保搪鉛作業(yè)溫度控制在250～400 ℃。

圖28 搪鉛示意圖

4.3 根本原因

搪鉛工藝管控不嚴(yán)格，未實(shí)時(shí)把控搪鉛作業(yè)溫度、觀察鉛層融合情況，導(dǎo)致主鉛層與底鉛層融合不到位。

5 總結(jié)

國(guó)內(nèi)很多電纜廠都不具備制作和修復(fù)高壓充油電纜的能力，本文對(duì)修復(fù)過(guò)程的詳細(xì)拆解，為同類設(shè)備同類缺陷的處理提供了一定的檢修思路。

本次缺陷的癥結(jié)是搪鉛工藝不到位，消缺方法為對(duì)該部位重新搪鉛，但本文不僅重點(diǎn)分析了滲油原因及搪鉛修復(fù)工藝相關(guān)的內(nèi)容，同時(shí)也詳細(xì)介紹了配合此項(xiàng)工作而開(kāi)展的吊拆GIS電纜終端、抽真空注油、耐壓試驗(yàn)等工序，這部分內(nèi)容也是非常具有借鑒意義的。

充油電纜作為電廠SPV重要設(shè)備，通過(guò)本文的介紹，消除了充油電纜滲油缺陷修復(fù)的盲區(qū)，視角更注重細(xì)節(jié)，更有助于檢修人員提高設(shè)備維護(hù)質(zhì)量。