賈 然，周 超，劉 輝，劉傳彬，劉 嶸

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)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(hù)方便、憎水性強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)［1-3］。1983 年中國(guó)第一批自主生產(chǎn)的硅橡膠復(fù)合絕緣子投入運(yùn)行至今，硅橡膠復(fù)合絕緣子在中國(guó)的發(fā)展已近40年，我國(guó)的復(fù)合絕緣子用量近900萬(wàn)支，中國(guó)已經(jīng)成為世界上第一個(gè)在特高壓交、直流輸電系統(tǒng)中以有機(jī)外絕緣為主的國(guó)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(jí)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(huì)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(duì)跨電壓等級(jí)多回線路，高電壓等級(jí)掉串會(huì)導(dǎo)致低電壓等級(jí)侵入過(guò)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(qiáng)材料制成的復(fù)合材料，芯棒是承擔(dān)復(fù)合絕緣子機(jī)械載荷的結(jié)構(gòu)部件，同時(shí)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(jī)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(guò)改進(jìn)復(fù)合絕緣子制造過(guò)程中的壓接工藝，保證復(fù)合絕緣子運(yùn)行過(guò)程中機(jī)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(chǎng)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(duì)此也進(jìn)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(jì)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(yùn)行12 年的復(fù)合絕緣子芯棒在運(yùn)行過(guò)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(yùn)。對(duì)斷裂的復(fù)合絕緣子芯棒和同塔未斷裂的芯棒開展對(duì)比分析研究，得出復(fù)合絕緣子芯棒斷裂原因，對(duì)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(hào)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(jì)，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(shí)為大風(fēng)降雨天氣，風(fēng)力7～8級(jí)，溫度6 ℃。

故障復(fù)合絕緣子型號(hào)為FXBW-500/210，額定機(jī)械負(fù)荷為210 kN，結(jié)構(gòu)高度為4 360 mm，生產(chǎn)時(shí)間為2005年3月，掛網(wǎng)時(shí)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(chǎng)

2 試驗(yàn)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(duì)故障相斷裂絕緣子（B 相）和同塔非故障相（A 相和C 相）進(jìn)行試驗(yàn)研究，對(duì)芯棒材料進(jìn)行了染料滲透試驗(yàn)、帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)和應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)，對(duì)傘群材料進(jìn)行了憎水性和硬度試驗(yàn)，并對(duì)斷口處的芯棒和護(hù)套進(jìn)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(yàn)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(yàn)

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(cè)量劣化通道長(zhǎng)度約為2.3 m。

圖3為故障絕緣子護(hù)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(hù)套皆有穿孔或者裂紋，護(hù)套粉化、硬化、龜裂嚴(yán)重。從圖3（a）可以看出護(hù)套與芯棒間的界面粘接松動(dòng)，護(hù)套變脆硬化；從圖3（b）可以看出，燒蝕孔和開裂貫穿整個(gè)護(hù)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(cè)

護(hù)套和傘裙是復(fù)合絕緣子的外絕緣部分，用于保護(hù)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(yàn)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(yàn)方法第1 部分：邵氏硬度計(jì)法（邵爾硬度）》［15］標(biāo)準(zhǔn)要求，對(duì)傘裙和護(hù)套進(jìn)行了憎水性、硬度試驗(yàn)。

圖2 故障復(fù)合絕緣子芯棒

圖3 故障絕緣子護(hù)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(yùn)用噴水分級(jí)法（Hydraulic Classification，HC）對(duì)硅橡膠傘群進(jìn)行憎水等級(jí)判定。該法將材料表面的憎水性狀態(tài)分為7 級(jí)，HC1 級(jí)對(duì)應(yīng)憎水性很強(qiáng)的表面，HC7 級(jí)對(duì)應(yīng)完全親水性的表面。測(cè)量?jī)?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(wú)水乙醇清潔兩組進(jìn)行試驗(yàn)。將進(jìn)行憎水性測(cè)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(cè)量憎水性減弱特性；然后靜置48 h，測(cè)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(diǎn)的憎水性能測(cè)試結(jié)果。從圖4 中可以看出，經(jīng)過(guò)多年運(yùn)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(dá)到HC6等級(jí)，甚至形成完全連續(xù)的水膜。在實(shí)驗(yàn)室環(huán)境靜置48 h后憎水性基本恢復(fù)。對(duì)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(jì)測(cè)試了故障相和非故障相硅橡膠傘群硬度，測(cè)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(yàn)方法第1 部分：邵氏硬度計(jì)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(cè)量硬度，沸水煮42 h 后冷卻，再次測(cè)量其硬度，測(cè)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(guò)±10%，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

傘群性能測(cè)試結(jié)果表明這批絕緣子傘群可以繼續(xù)運(yùn)行。憎水性測(cè)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(dá)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(cè)周期為2～3 年或1 年。值得注意的是經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期運(yùn)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(shuō)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(yàn)證表面積污對(duì)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(guò)程對(duì)絕緣子表面粉化沒(méi)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(jìn)一步說(shuō)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(jí)

表1 硅橡膠傘群ShoreA硬度

2.3 芯棒性能檢測(cè)

為進(jìn)一步檢測(cè)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(yàn)方法及接收準(zhǔn)則》［13］要求，對(duì)芯棒材料進(jìn)行應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)、染料滲透試驗(yàn)和帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)。應(yīng)力腐蝕試驗(yàn)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(yàn)合格。對(duì)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(yùn)行過(guò)程中，因?yàn)槌袚?dān)芯棒力學(xué)性能的玻璃纖維而產(chǎn)生裂紋，隨著運(yùn)行時(shí)間延長(zhǎng)裂紋不斷擴(kuò)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(yàn)和帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)是用來(lái)檢測(cè)復(fù)合絕緣子芯棒材料和芯棒—護(hù)套界面缺陷的重要試驗(yàn)，可用于復(fù)合絕緣子耐腐蝕性能和密封情況的檢測(cè)，尤其是水煮后能發(fā)現(xiàn)水煮前不易檢測(cè)的隱蔽缺陷。染料滲透試驗(yàn)和帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)分別切割A(yù) 相、B 相（故障相）和C 相帶護(hù)套芯棒樣品12 個(gè)，染料滲透試驗(yàn)試樣長(zhǎng)度為（10±0.5）mm、帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)試樣長(zhǎng)度為（30±0.5）mm，切割面用細(xì)砂布打磨光滑。

染料滲透試驗(yàn)過(guò)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(yàn)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(yàn)樣品，染料順著芯棒和護(hù)套的界面貫穿整個(gè)試品。通過(guò)染料試驗(yàn)可以發(fā)現(xiàn)，故障相芯棒和護(hù)套界面存在缺陷，導(dǎo)致染料可以在毛細(xì)作用下穿過(guò)芯體上升。

圖5 芯棒染料滲透試驗(yàn)

帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)的試樣在含0.1% NaCl 的去離子水中沸煮100 h，在另一個(gè)充滿自來(lái)水容器中于室溫下放置15 min，試驗(yàn)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(yàn)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(guò)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(yàn)和帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)中B相靠近高壓端樣品均未通過(guò)試驗(yàn)，說(shuō)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(méi)有出現(xiàn)芯棒明顯老化的低壓端芯棒材料性能符合運(yùn)行要求。

2.4 顯微形貌觀察

使用SEM 對(duì)芯棒材料進(jìn)行顯微形貌觀察，設(shè)備型號(hào)為ZESS EVO-18，并結(jié)合SEM 附帶的能譜儀（Energy Dispersive Spectroscopy，EDS）附件對(duì)樣品的微區(qū)元素成分進(jìn)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(duì)斷裂玻璃纖維和碎屑較集中區(qū)域的進(jìn)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(duì)玻璃纖維和表面碎屑進(jìn)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(shuō)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(duì)玻璃纖維的包裹和保護(hù)作用，同時(shí)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(zhǎng)桿絕緣結(jié)構(gòu)，電壓分布不均勻，高壓端是場(chǎng)強(qiáng)集中區(qū)［18-19］，電場(chǎng)分析表明高壓端電場(chǎng)是絕緣子中間位置的4.8倍，是低壓端場(chǎng)強(qiáng)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(gè)或多個(gè)臺(tái)階狀斷面，運(yùn)行初期到長(zhǎng)期都有可能發(fā)生。目前，對(duì)于復(fù)合絕緣子芯棒脆斷的應(yīng)力腐蝕機(jī)理已經(jīng)明確，復(fù)合絕緣子的端部密封或護(hù)套劣化后，外界水分侵入，在高壓電場(chǎng)作用下形成局部酸性環(huán)境；在機(jī)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(yàn)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(wèn)題導(dǎo)致的脆性斷裂［10］。

復(fù)合絕緣子一般設(shè)計(jì)運(yùn)行年限為25～30 年，而故障絕緣子僅掛網(wǎng)運(yùn)行12 年。傘裙和護(hù)套的憎水性和硬度試驗(yàn)表明硅橡膠仍滿足運(yùn)行要求，可以排除傘裙材料的影響；染色試驗(yàn)和帶護(hù)套水?dāng)U散試驗(yàn)表明，高壓端芯棒材料和護(hù)套界面存在缺陷，而遠(yuǎn)離斷口處的低壓端性能仍符合運(yùn)行要求［7，8，20］。綜合護(hù)套和芯棒試驗(yàn)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(yàn)可以看到，靠近芯棒與護(hù)套界面處芯棒的劣化程度大于芯棒內(nèi)部和低壓端。說(shuō)明芯棒快速老化過(guò)程中的起始劣化點(diǎn)在芯棒與護(hù)套界面處，即加工過(guò)程中引入的護(hù)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(chǎng)強(qiáng)集中區(qū)，運(yùn)行過(guò)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(zhǎng)度時(shí)，復(fù)合絕緣子護(hù)套內(nèi)、外電位的不同，造成護(hù)套擊穿，形成護(hù)套破損孔，使護(hù)套內(nèi)、外電位強(qiáng)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(zhǎng)度時(shí)，再次造成護(hù)套擊穿，形成護(hù)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(hù)套上形成多個(gè)擊穿孔。

在受潮、局部放電、泄漏電流、酸性介質(zhì)、機(jī)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(guò)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(hù)，玻璃纖維出現(xiàn)破碎劣化。加工過(guò)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(yàn)檢測(cè)合格，符合運(yùn)行標(biāo)準(zhǔn)，說(shuō)明芯棒快速老化具有偶發(fā)性。應(yīng)對(duì)該省500 kV 該批次絕緣子采取精確紅外測(cè)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(cè)周期，每半年到一年開展憎水分級(jí)測(cè)試，對(duì)喪失憎水性的絕緣子結(jié)合停電檢修及時(shí)更換；建議對(duì)全省500 kV輸電線路復(fù)合絕緣子進(jìn)行雙串化改造，結(jié)合大修技改項(xiàng)目的實(shí)施及時(shí)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(yùn)故障。

3 結(jié)語(yǔ)

對(duì)某500 kV輸電線路復(fù)合絕緣子斷裂故障進(jìn)行分析，該芯棒為耐酸芯棒，經(jīng)12 年運(yùn)行后硅橡膠材料仍符合運(yùn)行要求，但絕緣子高壓端護(hù)套穿孔開裂、芯棒材料嚴(yán)重老化。分析發(fā)現(xiàn)護(hù)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(duì)玻璃纖維包裹保護(hù)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(jìn)一步造成護(hù)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。