王曉杰,許 軍 ，林朝暉，李 特，王天意

(1.國網(wǎng)福建省電力有限公司電力科學(xué)研究院，福州，350007；2.國網(wǎng)福建省電力有限公司檢修公司，福州，350011;3.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州，310014)

0 引言

由于復(fù)合絕緣子在防污閃方面具備優(yōu)異的性能，且機(jī)械性能良好，安裝簡便，自20世紀(jì)80年代開始，便逐步應(yīng)用到電力系統(tǒng)中。經(jīng)歷30余年的發(fā)展，復(fù)合絕緣子已在電力系統(tǒng)中大規(guī)模應(yīng)用。據(jù)統(tǒng)計，當(dāng)前全國復(fù)合絕緣子的總用量已超過900萬支[1]。

多年來復(fù)合絕緣子經(jīng)歷工藝和技術(shù)變革，如金具壓接工藝、耐酸芯棒等技術(shù)的改進(jìn)，產(chǎn)品質(zhì)量穩(wěn)步提升。然而近年來復(fù)合絕緣子在運(yùn)行過程中，出現(xiàn)了酥朽斷裂的故障現(xiàn)象，并呈現(xiàn)出逐年增多的趨勢。酥朽斷裂是指復(fù)合絕緣子在受潮、放電、電流、酸性介質(zhì)、機(jī)械應(yīng)力共同作用下的絕緣子異常斷裂現(xiàn)象[2-3]。隨著復(fù)合絕緣子用量的逐步增大，芯棒酥朽斷裂故障及其引發(fā)的溫升缺陷已成為輸電線路運(yùn)維的面臨的主要難題。

復(fù)合絕緣子在酥朽發(fā)展過程中，宏觀上呈現(xiàn)出溫升現(xiàn)象，因此紅外測溫技術(shù)已成為當(dāng)前絕緣子酥朽檢測的主要技術(shù)手段[4-10]。然而在福建、廣東等沿海省份，環(huán)境濕度大，在污染嚴(yán)重地區(qū)常出現(xiàn)絕緣子沿面放電現(xiàn)象，宏觀上也將表現(xiàn)出絕緣子溫升。此外運(yùn)行過程中絕緣子出現(xiàn)的溫升現(xiàn)象還包括絕緣子高壓端護(hù)套溫升，陽光不均勻直射引起的局部溫升等。

當(dāng)前紅外檢測的技術(shù)手段包括人工紅外測溫、直升機(jī)紅外測溫。受限于拍攝距離和儀器參數(shù)限制，人工紅外測溫難以得到清晰的絕緣子紅外圖譜，易誤判絕緣子運(yùn)行狀態(tài)；直升機(jī)紅外巡檢周期長，難以及時對復(fù)合絕緣子運(yùn)行狀態(tài)進(jìn)行檢測。隨著無人機(jī)技術(shù)發(fā)展，無人機(jī)載紅外測溫技術(shù)也逐步應(yīng)用于絕緣子缺陷檢測，并取得一定的效果。然而現(xiàn)場復(fù)合絕緣子溫升原因多種多樣，基于紅外溫升圖譜判斷絕緣子缺陷類型，可能存在一定的誤判情況。

本研究首先從復(fù)合絕緣子紅外測溫圖譜出發(fā)，統(tǒng)計分析絕緣子缺陷類型及其對應(yīng)的紅外圖譜特征，包括熱點部位和溫升數(shù)值。其次根據(jù)有限元分析方法和檢測試驗，分析復(fù)合絕緣子主要缺陷類型的溫升原因和機(jī)理。最后根據(jù)統(tǒng)計分析結(jié)果、檢測實驗和仿真分析，總結(jié)基于紅外溫升圖譜的絕緣子缺陷識別規(guī)則，為現(xiàn)場絕緣子缺陷識別提供理論依據(jù)。

1 復(fù)合絕緣子紅外圖譜特征

在生產(chǎn)現(xiàn)場，引起復(fù)合絕緣子溫升現(xiàn)象的成因主要包括4種：絕緣子芯棒酥朽、沿面積污放電、高壓端護(hù)套吸水受潮和陽光不均勻照射。不同溫升類型的復(fù)合絕緣子在宏觀上表現(xiàn)出不同的紅外圖譜特征。作者收集生產(chǎn)現(xiàn)場常見溫升現(xiàn)象的復(fù)合絕緣子，統(tǒng)計分析各類溫升形式的紅外圖譜特征。

1.1 陽光不均勻照射引起的溫升

陽光不均勻照射絕緣子后，陽光直射絕緣子的表面溫度大于未直射表面的溫度，不同角度進(jìn)行紅外溫升拍攝時，紅外圖譜上將表現(xiàn)出溫升差異，見圖1。絕緣子同一部位，其向陽面溫度約為21 ℃，背陰面溫度約為20 ℃。向陽面溫度明顯高于背陰面溫度。由于陽光照射后，絕緣子不同側(cè)面溫差較小，因此此類溫升現(xiàn)象主要影響線路絕緣子紅外拍攝圖譜特征，并未對絕緣子運(yùn)行產(chǎn)生影響。

1.2 沿面放電缺陷絕緣子

復(fù)合絕緣子表面積污后，在潮濕天氣時表面泄漏電流增加，在局部傘裙間出現(xiàn)放電電弧，宏觀上也將表現(xiàn)出溫升現(xiàn)象。作者取110 kV山某線沿面放電現(xiàn)象的絕緣子，分析其紅外圖譜特征，見圖2。(a)、(b)串復(fù)合絕緣子溫升特點見表1。(a)串絕緣子存在3處熱點，溫升分別為8.6 K、5.6 K、3.3 K；(b)串絕緣子方向存在3處熱點，溫升分別為5.6 K、5.6 K、4.8 K。山某線絕緣子傘裙為大—小傘裙結(jié)構(gòu)，共19組。(a)、(b)串絕緣子熱點均只跨越相鄰2片傘裙。同時桿塔上所有復(fù)合絕緣子均出現(xiàn)同類型溫升現(xiàn)象。由于環(huán)境積污的隨機(jī)性，沿面放電的復(fù)合絕緣子，其溫升熱點的位置取決于絕緣子沿面積污的部位，存在隨機(jī)性，與酥朽絕緣子熱點均接近高壓側(cè)不同，積污發(fā)熱絕緣子熱點部位可能接近于高壓側(cè)或者低壓側(cè)。

圖2 沿面放電絕緣子紅外溫升圖譜

表1 沿面放電絕緣子紅外溫升特征

1.3 高壓側(cè)溫升現(xiàn)象的絕緣子

在運(yùn)行電壓作用下，絕緣子高壓側(cè)護(hù)套部位老化受潮后，可能出現(xiàn)明顯極化損耗，在宏觀上表現(xiàn)出溫升現(xiàn)象。作者取220 kV和500 kV復(fù)合絕緣子，分析其紅外圖譜特征，見圖3和表2。500 kV江某I路和220 kV旗某變復(fù)合絕緣子在運(yùn)行電壓作用下，沿絕緣子均只存在1處熱點，為高壓側(cè)至第1片傘裙間部位，溫升分別為2.3 K和6.5 K。

圖3 絕緣子紅外溫升圖譜

表2 絕緣子紅外溫升特征

1.4 芯棒酥朽缺陷絕緣子

復(fù)合絕緣子芯棒在不同酥朽缺陷發(fā)展過程，宏觀上表現(xiàn)出不同的溫升特征。以芯棒酥朽缺陷發(fā)展的長度(與絕緣長度對比)為衡量尺度，取2支不同酥朽長度的500 kV復(fù)合絕緣子，比較不同酥朽程度條件下的紅外圖譜特征，見圖4。

圖4 酥朽絕緣子紅外溫升圖譜

卓某I路絕緣子存在4處分散的熱點分布，熱點最遠(yuǎn)處為第15—16片大傘范圍(大—小—小—大傘裙結(jié)構(gòu)，共44組)，與芯棒酥朽長度最遠(yuǎn)處對應(yīng)(芯棒酥朽范圍從高壓側(cè)至第16片大傘范圍)；溫升最大值達(dá)到47.6 K(沿絕緣子參考溫度為15.5 ℃)；絕緣子熱點位置均連續(xù)跨越多片傘裙。

紫某I路絕緣子存在1處熱點分布，為第3—4片大傘范圍(大—小—中—小—大傘裙結(jié)構(gòu)，共38組)，與芯棒酥朽長度最遠(yuǎn)處對應(yīng)(芯棒酥朽范圍從高壓側(cè)至第4片大傘范圍)；溫升最大值達(dá)到8.3 K(沿絕緣子參考溫度為14.3 ℃)。

酥朽長度較長的卓某I路絕緣子，存在分散的多處熱點，分布于芯棒酥朽段中間、酥朽段和正常芯棒段過渡區(qū)域，每處熱點均跨越多片傘裙；對于酥朽長度較短的紫某I路絕緣子，熱點分布于酥朽段和正常段芯棒間過渡區(qū)域，每處熱點均跨越多片傘裙。因此酥朽缺陷絕緣子熱點跨越多片傘裙，是區(qū)別于沿面積污發(fā)熱絕緣子只跨越相鄰兩片傘裙的熱點特征。

表3 酥朽絕緣子紅外溫升特征

2 沿面放電復(fù)合絕緣子溫升原因分析

復(fù)合絕緣子是污閃風(fēng)險地區(qū)主要的外絕緣材質(zhì)選型，然而在重污穢地區(qū)，復(fù)合絕緣子表面積污后仍可能發(fā)生復(fù)合絕緣子沿面放電現(xiàn)象和跳閘風(fēng)險。以圖2中110 kV山某線絕緣子為例，分析絕緣子沿面積污后，在潮濕天氣時發(fā)生溫升和沿面放電現(xiàn)象。

圖5 絕緣子沿面積污

復(fù)合絕緣子出現(xiàn)沿面放電并引起溫升時，由于同塔所有絕緣子所處環(huán)境相同，一般同時存在溫升現(xiàn)象。但是絕緣子表面積污存的部位具有一定的偶然性，因此紅外圖譜溫升部位同樣存在偶然性的特點。見圖2，該基桿塔所有絕緣子均存在發(fā)熱現(xiàn)象，且熱點位置隨機(jī)。復(fù)合絕緣子長期存在沿面放電時，由于硅橡膠材料漏電起痕和電蝕損性能限制，絕緣子護(hù)套表面將出現(xiàn)蝕損現(xiàn)象，嚴(yán)重者引發(fā)絕緣子內(nèi)擊穿或沿面閃絡(luò)故障。

3 絕緣子護(hù)套受潮引起溫升的原因分析

復(fù)合絕緣子硅橡膠在潮濕條件下具有一定的吸水受潮特點，硅橡膠吸水受潮后，其相對介電常數(shù)將增大。當(dāng)硅橡膠吸水增重0.17%時，相對介電常數(shù)增大1[11-14]。本研究以110 kV復(fù)合絕緣子模型為例，分析絕緣子高壓端護(hù)套吸水增重，相對介電常數(shù)增大后，沿硅橡膠護(hù)套的電場強(qiáng)度變化情況，見圖6。

圖6 絕緣子護(hù)套缺陷仿真模型

正常干燥護(hù)套介質(zhì)相對介電常數(shù)取6，當(dāng)吸水受潮后護(hù)套相對介電常數(shù)增大，對比護(hù)套相對介電常數(shù)增大至10和30兩種情況下電場分布的變化規(guī)律，見圖7。高壓端護(hù)套吸水后，該處的護(hù)套電場分布發(fā)生明顯畸變現(xiàn)象，吸水現(xiàn)象越嚴(yán)重，護(hù)套增重越大，電場畸變越大，最大電場強(qiáng)度同時增大。護(hù)套介質(zhì)的極化損耗主要取決于相對介電常數(shù)和電場強(qiáng)度大小。由于水分相對介電常數(shù)為81，受潮部位的護(hù)套中水分極化損耗較高，護(hù)套部位在宏觀上表現(xiàn)出溫升的現(xiàn)象。

圖7 絕緣子護(hù)套電場分布

4 酥朽復(fù)合絕緣子溫升原因分析

根據(jù)1.4酥朽絕緣子紅外檢測結(jié)果顯示，紅外溫升數(shù)值由3 K至47.6 K不等。絕緣介質(zhì)在交流電場中的焦耳熱損耗主要來自電導(dǎo)損耗和極化損耗；在介質(zhì)出現(xiàn)局部放電情況下，放電電弧產(chǎn)生的焦耳熱損耗同樣使絕緣子出現(xiàn)紅外溫升現(xiàn)象。因此下文從酥朽芯棒的介電特性測試和有限元分析兩方面分析酥朽絕緣子溫升機(jī)理。

4.1 酥朽芯棒阻容特性測試

取500 kV東某I路酥朽絕緣子芯棒，截取4段長度為20 cm，酥朽程度不同的芯棒短段進(jìn)行介電特性測試。樣品芯棒見圖8，芯棒(a)為絕緣子高壓側(cè)酥朽最嚴(yán)重的短段，芯棒(b)為酥朽次嚴(yán)重短段，芯棒(c)為酥朽段和正常芯棒的過渡段，芯棒(d)為低壓側(cè)正常芯棒段。以電阻電容并聯(lián)模型(見圖9)表征絕緣子芯棒短段，對每一個芯棒短段施加交流10 kV電壓，得到表4中所示的阻容參數(shù)。絕緣子芯棒介電特性變化是引起絕緣子溫升的重要原因，并可作為評估芯棒劣化的重要變量之一[15-17]。

圖8 絕緣子芯棒樣品

圖9 等效電路模型

由表4可知，芯棒段(d)絕緣良好，絕緣電阻達(dá)到25 GΩ，介質(zhì)損耗角正切值為3.036%，芯棒呈現(xiàn)出接近容性的阻抗；芯棒段(a)絕緣性能明顯下降，絕緣電阻僅為5.001 MΩ，功率因素角僅為1.855°，芯棒呈現(xiàn)出接近電阻性的阻抗。對于次嚴(yán)重狀態(tài)芯棒(b)和過渡狀態(tài)的芯棒(c)，絕緣電阻逐步增大，功率因素角逐步增大，芯棒逐步由阻性狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槿菪誀顟B(tài)。芯棒(a)酥朽狀態(tài)最為嚴(yán)重，電容值為20.48 pF，正常狀態(tài)芯棒(d)電容值為8.49 pF。隨著酥朽狀態(tài)減輕，電容值逐步減小。

表4 絕緣子芯棒阻容參數(shù)

4.2酥朽芯棒電壓電流測量

取圖8中芯棒短段芯棒(a)和芯棒(d)，施加交流電壓同時記錄電流波形，并分析電壓電流波形相位差，見圖10。對于酥朽狀態(tài)最嚴(yán)重的芯棒短段(a)，電壓、電流波形接近于同相位，呈現(xiàn)電阻性的特點；對于正常狀態(tài)的芯棒短段(d)，電流超前電壓相位接近90°，呈現(xiàn)電容性的阻抗特點。波形分析同表4結(jié)果相同。

圖10 絕緣子芯棒樣品電壓電流波形

4.3 酥朽芯棒電場仿真

根據(jù)上文分析，嚴(yán)重酥朽狀態(tài)芯棒絕緣電阻大幅下降，呈現(xiàn)接近導(dǎo)電的狀態(tài)；正常芯棒絕緣良好，呈現(xiàn)電容性的阻抗。以110 kV復(fù)合絕緣子高壓端添加一缺陷間隙，以導(dǎo)電狀態(tài)間隙模擬嚴(yán)重酥朽狀態(tài)，以受潮半導(dǎo)電間隙模擬過渡酥朽狀態(tài)，模型見圖11。著重研究復(fù)合絕緣子芯棒內(nèi)部電場分布情況，為簡化分析，建模時忽略了桿塔、導(dǎo)線及金具結(jié)構(gòu)等外部因素[18-20]。電場分布見圖12。

圖11 絕緣子仿真模型

圖12 絕緣子電場分布

對于正常芯棒，高壓端為電場強(qiáng)度最大值部位；當(dāng)高壓端產(chǎn)生缺陷，缺陷起始為受潮半導(dǎo)電狀態(tài)時，電場強(qiáng)度最大值仍為高壓端部位，而缺陷芯棒和正常芯棒分界面電場強(qiáng)度明顯增大，介質(zhì)極化損耗較正常段增大。紅外圖譜中酥朽芯棒和正常芯棒分界面上表現(xiàn)出明顯溫升現(xiàn)象，見圖4(b)；當(dāng)酥朽段芯棒由受潮半導(dǎo)電狀態(tài)逐步劣化為導(dǎo)電狀態(tài)，缺陷芯棒和正常芯棒分界面電場強(qiáng)度出現(xiàn)明顯畸變，此處芯棒的極化損耗將繼續(xù)增大；當(dāng)高壓側(cè)芯棒酥朽狀態(tài)繼續(xù)發(fā)展，酥朽芯棒長度增加，酥朽段芯棒部位同時存在導(dǎo)電狀態(tài)、半導(dǎo)電受潮狀態(tài)和正常狀態(tài)芯棒，見圖8東某I路芯棒樣品所示。此時導(dǎo)電狀態(tài)和半導(dǎo)電受潮狀態(tài)芯棒分界面、半導(dǎo)電受潮狀態(tài)和正常芯棒分界面均為電場強(qiáng)度畸變部位，介質(zhì)極化損耗均大于正常部位。因此酥朽嚴(yán)重的芯棒段，溫升現(xiàn)象不僅出現(xiàn)在酥朽段和正常段芯棒分界面，在酥朽段芯棒中間部位也將出現(xiàn)溫升現(xiàn)象，酥朽部分芯棒可能出現(xiàn)局部放電現(xiàn)象，溫升數(shù)值繼續(xù)增大，見圖4(a)。

5 結(jié)論及建議

在生產(chǎn)現(xiàn)場，引起復(fù)合絕緣子溫升的成因包括了芯棒酥朽、絕緣子表面積污放電、護(hù)套吸水受潮等原因。本研究通過對復(fù)合絕緣子溫升現(xiàn)象進(jìn)行統(tǒng)計分析，總結(jié)復(fù)合絕緣子溫升主要的紅外圖譜特征，分析其溫升的熱點部位分布特點、溫升數(shù)值等。其次，基于有限元分析和檢測試驗，分析各溫升現(xiàn)象的成因和機(jī)理。最后基于現(xiàn)場統(tǒng)計分析的紅外圖譜特征、檢測試驗和仿真分析，總結(jié)溫升缺陷復(fù)合絕緣子溫升特點：

1)芯棒缺陷絕緣子紅外溫升特征：集中發(fā)熱點集中在絕緣子一處或者分散多處，且均接近于絕緣子高壓側(cè)；每處熱點連續(xù)跨越絕緣子多片傘裙。

2)沿面放電絕緣子紅外溫升特征：集中發(fā)熱點分散在絕緣子多處，位置隨機(jī)接近高壓側(cè)或者低壓側(cè)；每處熱點位于相鄰2片傘裙之間；同塔絕緣子均同時出現(xiàn)同類型溫升現(xiàn)象。

3)高壓端護(hù)套發(fā)熱的絕緣子紅外溫升特征：集中發(fā)熱點僅存在一處，即高壓側(cè)金具至第一片傘裙間的護(hù)套部位。

4)陽光直射引起發(fā)熱的絕緣子：同一部位絕緣子不同角度(如向陽面和背陰面)紅外圖譜存在溫升差異。輸電桿塔通常分布于人跡罕至的野外，紅外測溫作業(yè)時間難以選擇夜晚或陰天天氣。因此如何篩查陽光直射引起絕緣子局部溫升是現(xiàn)場判斷絕緣子溫升類型的難點之一。

通過本研究總結(jié)的復(fù)合絕緣子紅外圖譜特征，能夠指導(dǎo)生產(chǎn)現(xiàn)場判斷絕緣子運(yùn)行狀態(tài)，為復(fù)合絕緣子運(yùn)維策略的制定和優(yōu)化提供了理論指導(dǎo)。