復合絕緣子早期酥朽故障診斷及異常發(fā)熱機理研究

盧 明，高 超，張世堯，江 渺，盛從兵，張宇鵬，劉澤輝，李 黎

(1. 國網(wǎng)河南省電力公司電力科學研究院，鄭州 450052；2. 華中科技大學 電氣與電子工程學院，武漢 430074；3. 國網(wǎng)河南省電力公司濮陽供電公司，河南 濮陽 457000)

0 引言

復合絕緣子具有體積小、重量輕、易安裝、免維護、耐污性能好等一系列優(yōu)點，自20世紀80年代起在我國電力系統(tǒng)得到廣泛應用，至今已有近30年成功運行經(jīng)驗[1-3]。然而，隨著初批投運復合絕緣子運行年限的增加，越來越多的新問題逐漸暴露出來。例如近年來提出的復合絕緣子酥朽斷裂事故[4]，嚴重威脅到輸電線路安全穩(wěn)定運行，并且此類事故的起因通常源于芯棒內(nèi)部劣化，而外在與正常絕緣子無異，僅憑外觀檢查難以分辨，為線路運維工作帶來極大困難。因此，在巡檢中如何便捷有效辨別早期酥朽劣化絕緣子，及時采取預防措施，從源頭上杜絕酥斷事故的發(fā)生，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行具有重要的工程實際意義。

復合絕緣子酥朽斷裂的主要特征包括[4-8]：芯棒粉化發(fā)酥、形如朽木；玻璃纖維與環(huán)氧樹脂基體相互分離；芯棒與硅橡膠護套界面粘接失效；失效區(qū)域與高壓端部多以碳化通道相連等。容易發(fā)現(xiàn)，上述故障特征基本發(fā)生在芯棒表面及內(nèi)部，若非解剖檢查難以判斷，這對現(xiàn)場巡線來說是不現(xiàn)實的。文獻[5]指出，復合絕緣子在酥朽斷裂之前必然存在異常發(fā)熱現(xiàn)象，由此紅外測溫技術成為巡檢復合絕緣子酥朽斷裂故障的常用手段。然而，目前對異常發(fā)熱的機理分析尚不透徹，酥朽老化發(fā)展至何種階段開始產(chǎn)生異常發(fā)熱、發(fā)熱量的變化規(guī)律及影響因素等未見相關文獻報道。文獻[8]雖然通過紅外測溫成功排查出兩支故障絕緣子，但當時絕緣子實已發(fā)展至酥朽老化晚期，隨時面臨酥朽斷裂風險，若巡檢稍不及時就可能引發(fā)不必要的事故。因此，能否在更早階段，乃至酥朽老化發(fā)展初期就及時發(fā)現(xiàn)故障隱患，成為更多線路運維和巡檢人員關心的重要問題。

本研究對500 kV崤陜線復合絕緣子紅外巡檢過程中發(fā)現(xiàn)的一起異常發(fā)熱故障實例進行了詳細分析。結果證明，該絕緣子處于酥朽老化早期階段，由界面缺陷處局部放電引起的熱老化、化學老化以及端部入侵的水分在強電場下的極化損耗共同導致了故障位置局部異常發(fā)熱。經(jīng)及時查明故障原因，更換缺陷絕緣子，避免了一起潛在的酥朽斷裂事故。該故障案例為紅外測溫技術應用于早期酥朽老化診斷領域提供了有力支撐。

1 故障概況

2016年11月，線路巡檢人員通過手持紅外檢測裝置發(fā)現(xiàn)，500 kV崤陜I線18號塔雙V串懸掛中的一支存在異常發(fā)熱現(xiàn)象，局部最高溫升達到17.6 ℃。判斷認為該發(fā)熱絕緣子構成危急缺陷，立即安排檢修公司進行更換，并將換下樣品送至河南省電力科學研究院進行試驗檢測。

本次發(fā)熱故障復合絕緣子為河南某廠家生產(chǎn)的FXBW4-500/180型懸式復合絕緣子，生產(chǎn)年份2003年，投運年份2006年。

對發(fā)熱絕緣子進行初步外觀檢查發(fā)現(xiàn)，高壓端傘裙顏色偏深黑，表面出現(xiàn)粉化現(xiàn)象，中部及低壓端硅橡膠顏色正常，無明顯粉化。高壓側傘裙比中部及低壓端整體偏硬，但傘片及護套表面沒有發(fā)現(xiàn)裂紋和微孔，絕緣子整體外觀基本完好。

從絕緣子高壓端、中部、低壓端各取3片傘裙進行表面污穢和電導率測試，結果見表1。所取樣本中，等值鹽密最大值為0.145 mg/cm2，最小值為0.028 mg/cm2；等值灰密最大值為1.05 mg/cm2，最小值為0.17 mg/cm2，沿串積污量不均勻?？拷邏憾说膫闳拐w積污程度略嚴重于中部和低壓端，但與發(fā)熱位置沒有表現(xiàn)出明顯的對應關系。對傘裙表面電導率的測量表明，不同位置傘裙電導率數(shù)值相差不大，且均處于正常數(shù)量級范圍內(nèi)，傘裙絕緣性能保持良好，未見沿面放電等異常跡象。

表1 鹽密、灰密及表面電導率測試結果Table 1 Test results of equivalent salt deposit density, non-soluble deposit density and surface conductivity

續(xù)表1

利用噴水分級法檢測傘裙憎水性，對整支絕緣子的全部傘裙進行了測試，現(xiàn)場圖片見圖1。結果表明，所有傘裙憎水性分級均為HC4～HC5，認為絕緣子憎水性良好[9]。通過初步試驗，基本可以排除由于憎水性喪失和積污引起表面泄漏電流增大導致異常溫升的情況。

圖1 憎水性分級測試結果Fig.1 Image of hydrophobic classification test

2 故障檢測試驗

2.1 紅外、紫外檢測

分別對發(fā)熱絕緣子進行干燥、濕潤兩種狀態(tài)下的加壓試驗。運行電壓為316 kV，維持時間2 h。

在干燥狀態(tài)下加壓時，絕緣子高壓端部至第3大傘、第7～9大傘處出現(xiàn)發(fā)熱，見圖2。最高溫度出現(xiàn)在端部靠近第一大傘位置，溫升高達16.6 ℃；7～9大傘處溫升11.6 ℃。在干燥情況下，紫外儀圖像上并沒有觀察到明顯的電暈放電。

圖2 干燥狀態(tài)下絕緣子加壓試驗紅外、紫外檢測結果Fig.2 Images of IR and UV detection of energized composite insulator in dry environment

為研究絕緣子受潮后發(fā)熱及表面電暈放電的變化情況，用噴壺均勻噴灑水霧，使絕緣子表面充分濕潤。噴水后重新對絕緣子加壓觀察紅外、紫外圖像。紅外檢測結果顯示，發(fā)熱位置同樣出現(xiàn)在高壓端部～第3大傘、7～9大傘處，且溫升數(shù)值與表面干燥時相近。紫外檢測儀在7～9大傘外部檢測到光子輕微放電，光子數(shù)2 850，見圖3。

圖3 濕潤狀態(tài)下絕緣子加壓試驗紅外、紫外檢測結果Fig.3 Images of IR and UV detection of energized composite insulator in damp environment

紅外檢測結果表明，絕緣子表面干燥與濕潤情況下，均能實現(xiàn)發(fā)熱故障定位，且溫升數(shù)值基本一致，保證了檢測準確性。紫外檢測結果表明，濕潤條件下絕緣子會發(fā)生電暈放電，為紅外檢測提供了參考佐證。

結合外觀檢查情況，在發(fā)熱部位，即端部至第3大傘、第7～9大傘處的護套和傘裙上并無裂紋和穿孔等明顯蝕損現(xiàn)象，也無電弧燒蝕和閃絡痕跡。據(jù)此可排除由表面泄漏電流引起的異常發(fā)熱情形，表明異常熱源位于絕緣子內(nèi)部。

2.2 額定拉力試驗

額定拉力試驗能夠有效判斷復合絕緣子的機械強度劣化情況。試驗時快速升高載荷至額定負載180 kN，維持1 min。試驗結果見圖4，發(fā)熱絕緣子滿足試驗標準要求，未發(fā)生斷裂。由于復合絕緣子最大機械負載量通常遠大于額定負載，額定拉力試驗僅用于測試絕緣子老化程度嚴重，機械強度顯著下降的情形[10]。結合前述紅外檢測結果，可以推測該絕緣子在高壓端部至第3大傘、第7～9大傘位置存在內(nèi)部缺陷，引起加速老化和異常發(fā)熱；由于護套及傘裙表面并未發(fā)現(xiàn)裂紋和穿孔，表明老化程度不深，沒有形成徑向貫穿性缺陷，初步判斷該絕緣子處于老化早期發(fā)展階段。

圖4 絕緣子額定拉力試驗結果Fig.4 Rated tensile test result of the insulator

2.3 解剖觀察

解剖絕緣子發(fā)熱位置，即高壓端部～第3大傘、第7～9大傘位置，見圖5(a)、(b)?？梢园l(fā)現(xiàn)，靠近高壓端的芯棒出現(xiàn)酥朽，酥朽部位顏色呈棕黑色，表面有白色粉末狀玻璃纖維碎屑附著；護套能夠完全剝離芯棒表面，即界面粘接失效，并且護套內(nèi)側同樣附著有玻璃纖維殘渣，見圖5(c)。7～9大傘處護套難以整體剝離芯棒，界面粘接性并未完全喪失；芯棒一側表面可以清晰看到沿軸向延伸的老化發(fā)展痕跡，但老化部位顏色不深，表面光滑且沒有粉化、起毛現(xiàn)象，未表現(xiàn)出“酥朽”特征。

圖5 絕緣子發(fā)熱位置解剖圖Fig.5 Inner morphology at heating spots of the insulator

為準確判斷高壓端部附近絕緣子芯棒酥朽老化的發(fā)展程度，用小刀逐層刮開芯棒表層粉化發(fā)白的部位，見圖5(d)。可以看到芯棒內(nèi)部環(huán)氧樹脂同樣酥朽發(fā)黑，酥朽向內(nèi)發(fā)展數(shù)個毫米之深，且靠近端部位置劣化程度最嚴重。根據(jù)文獻[4]，芯棒酥朽老化的起始點就在芯棒與護套界面處，并由外及內(nèi)逐漸發(fā)展。因此可以判斷，芯棒高壓端部芯棒與護套間的界面缺陷是引起此處酥朽老化和異常溫升的根本原因。

2.4 SEM檢測

分別從第1～3大傘間、第7～9大傘間芯棒異常發(fā)熱部位采集酥朽樣本，利用電子掃描顯微鏡(SEM)觀察其微觀形貌。樣品在檢測前需要進行脫水和干燥處理，以免對高真空環(huán)境產(chǎn)生影響。樣品的電鏡掃描結果見圖6。

圖6中(a)、(b)分別為第1大傘間、第8大傘間酥朽芯棒的微觀形貌?？梢钥闯?，兩處發(fā)熱芯棒的環(huán)氧樹脂基體均出現(xiàn)蝕損現(xiàn)象，玻璃纖維裸露在外，且表面附著有殘余的環(huán)氧樹脂基體。圖6(a)中環(huán)氧樹脂的蝕損程度較圖6(b)更為嚴重，這表明環(huán)氧樹脂經(jīng)歷了類似熱降解過程，在熱作用下逐漸從玻璃纖維的粘接界面分離，由于第1～3大傘間發(fā)熱量更高，因此環(huán)氧樹脂劣化降解程度更深。同時，在圖6(a)環(huán)氧樹脂基體上出現(xiàn)“氣孔”，表明該部分環(huán)氧樹脂發(fā)生了化學老化反應，含碳基團被氧化，碳鏈斷裂，并以小分子氣體形式逸出[8]。

圖6 發(fā)熱位置芯棒掃描電鏡圖Fig.6 SEM images of core rod in heating areas

SEM觀測結果表明芯棒酥朽老化伴隨著環(huán)氧樹脂基體的熱分解和化學侵蝕過程。另外，注意到雖然環(huán)氧樹脂出現(xiàn)蝕損，但玻璃纖維形態(tài)仍保持完好，未見脫離或斷裂，因此芯棒機械特性未受到影響。并且環(huán)氧樹脂上形成的“氣孔”體積較小，數(shù)量不多，推測化學反應速率仍較為緩慢，綜合判斷該絕緣子芯棒尚處于早期酥朽發(fā)展階段。

2.5 XPS檢測

X射線光電子能譜(XPS)檢測能夠獲得樣品的元素成分及含量比例。針對絕緣子發(fā)熱位置，設計取樣方案為，在端部～第3大傘、7～9大傘間分別采集芯棒和護套樣品，取樣原則以肉眼可見老化程度最嚴重處為宜。同時在第4～6大傘間(未發(fā)熱部位)取正常樣品作為對照。X射線光電子能譜分析結果見表2、表3。

表2 護套不同位置元素含量檢測結果Table 2 Element content proportion in different positions of the silicon rubber sheath %

表3 芯棒不同位置元素含量檢測結果Table 3 Element content proportion in different positions of the core rod %

復合絕緣子芯棒主要由玻璃纖維和環(huán)氧樹脂組成，其中玻璃纖維含量約占80%～85%，主要成分為SiO2、Al2O3和CaO，環(huán)氧樹脂基體則是含有環(huán)氧基的高分子有機物[11]。護套和傘裙的主要成分是以甲基乙烯基硅氧烷為基體的硫化硅橡膠，主導元素為C、O、Si[12]。由表2可見，發(fā)熱與未發(fā)熱位置硅橡膠的元素含量變化差異不大，表明發(fā)熱處護套和傘裙并未經(jīng)歷明顯的化學反應，這與傘裙外觀完整良好的事實相吻合，因此排除由于硅橡膠劣化或破損導致異常溫升的情形。此外，表2中發(fā)熱位置的硅橡膠相比正常位置，O元素含量略微上升，C含量略微下降，推測發(fā)熱處硅橡膠高分子鏈發(fā)生了裂解和氧化反應，且反應程度較輕，綜合判斷該復合絕緣子硅橡膠處于老化早期發(fā)展階段。

表3為芯棒不同位置元素含量的檢測結果。為方便比較，作各元素含量柱狀圖見圖7。可以看出，發(fā)熱處芯棒的C元素含量減少，N、O元素含量增加，且溫升越高的部位，元素含量的變化越顯著，表明該處化學反應的程度越劇烈。4～6大傘(未發(fā)熱部位)處的芯棒主要元素包含環(huán)氧樹脂中的C元素和玻璃纖維中的O元素，端部～第3大傘處C元素大幅減少而O元素增加，表明環(huán)氧樹脂發(fā)生了氧化反應，高分子碳鏈斷裂，含C基團被氧化成CO2以氣體形式從端部界面缺陷處逸出。同時，端部～第3大傘位置芯棒N元素含量達到5.45%，相比第4～6大傘的正常含量1.22%，上升比例超過300%。N含量的大幅度增加表明此處必有硝酸根離子的生成，其來源為空氣中的N2，轉化過程為

圖7 芯棒不同位置元素含量對比Fig.7 Comparison of element content in different positions of the core rod

(1)

(2)

(3)

空氣的滲入表明端部存在粘接不良形成的氣隙，又由式(1)知，反應發(fā)生需要放電條件，由此證明氣隙缺陷處必然伴隨局部放電現(xiàn)象。由局放生成的硝酸一方面會侵蝕環(huán)氧樹脂基體，加速高分子的裂解以及芯棒的酥朽老化；另一方面，在酸性環(huán)境下，玻璃纖維會發(fā)生離子交換反應和水解反應，使得玻纖三維網(wǎng)絡骨架斷裂，從而導致Si、Al等元素含量的下降[13]。由于解離出的Si和Al元素無法形成氣體化合物逸出，因此下降程度并不明顯。此外，從表2中可以發(fā)現(xiàn)，端部護套上Si元素含量相應地有小幅增加，推測是由于硅橡膠芯棒一側附著了從玻璃纖維上水解出來的硅氧小分子所造成的。

第7～9大傘處芯棒元素含量的變化規(guī)律與端部相同，但變化量相對較小，可以判斷該處發(fā)生了同樣的化學反應，但程度不如端部劇烈。這一結果與該位置發(fā)熱量較小、老化程度較輕的檢測結論相吻合。

2.6 運行電場檢測

復合絕緣子運行電場分布較不均勻，高壓端場強通常大于中部與低壓端。當存在氣隙或內(nèi)部缺陷時，由于畸變作用可能使場強進一步增大，從而加劇高壓端率先劣化的風險[14]。對本次故障絕緣子高壓端(從端部至第12大傘裙)運行電場進行了實際檢測，并以同批次同型號正常絕緣子的檢測結果作為對照。電場檢測結果見表4。

表4 絕緣子高壓端運行電場檢測結果Table 4 Measurement result of the operating electric field at the high voltage side of the insulators

由表4可以看出，故障絕緣子高壓端整體電場強度較正常絕緣子均有大幅提升，其中端部～第3大傘處的場強增幅高達40%，而第7～9大傘處的場強值甚至超過了更靠近高壓端的4～6大傘，表明這些位置存在由內(nèi)部缺陷引起的電場畸變。過高的場強反過來會加劇絕緣材料的電老化和缺陷的擴大，形成不利的正反饋。另一方面，端部～第3大傘及第7～9大傘處的場強值已經(jīng)超過了復合絕緣子局放起始場強臨界值4.5 kV/cm[14]，滿足局放生成條件，為XPS分析中得出的缺陷位置存在局部放電的結論提供了佐證。由于端部～第3大傘處場強值更大，相應的局放強度也更高，硝酸根離子生成量更多，化學腐蝕反應更激烈，酥朽老化程度更深，發(fā)熱更嚴重；而第7～9大傘處場強僅略高于4.5 kV/cm，局放強度較弱，電化學效應和熱效應都不顯著，從而發(fā)熱量和酥朽老化程度都較輕，這一結果也與前述檢測結論相符。

3 故障分析與討論

3.1 異常發(fā)熱原因分析

復合絕緣子異常發(fā)熱的主要原因有傘裙和護套表面泄漏電流、電暈放電、絕緣子內(nèi)部缺陷引發(fā)局部放電、水分侵入絕緣子發(fā)生極化損耗等[15]。根據(jù)外觀檢查，發(fā)熱部位傘裙和護套保持完整，沒有電蝕痕跡和破損，排除表面泄漏電流和電暈放電因素；根據(jù)XPS及電場檢測結果，芯棒內(nèi)部存在局部放電，且芯棒表面的酥朽蝕損程度遠遠嚴重于內(nèi)部，因此可以斷定，引起局部放電和酥朽發(fā)熱的根源是絕緣子的內(nèi)部缺陷，且該缺陷起始出現(xiàn)位置就在芯棒和護套的粘接界面上。

界面缺陷的初始表現(xiàn)形式通常為芯棒和護套粘接不良形成的微小氣隙，氣隙的形成原因可能是復合絕緣子制造時的固有缺陷、運行中脫模劑的滲出或偶聯(lián)劑的脫粘[16-17]。在氣隙處增強的電場將會引發(fā)局部放電，電流及伴隨的化學反應逐漸加劇芯棒的酥朽老化進程。對于本次復合絕緣子異常發(fā)熱故障，可以推測氣隙首先出現(xiàn)在端部和7～9大傘間，隨著局放電流的電蝕作用逐漸擴大，沿軸向侵蝕芯棒表面，最終在端部～第3大傘、第7～9大傘位置形成貫穿性電蝕痕。

另外，端部芯棒酥朽老化程度更深，酥朽沿徑向發(fā)展深入芯棒內(nèi)部，推測水分的侵入在這一過程中起到重要推動作用。由于端部與外界環(huán)境直接接觸，當端部界面出現(xiàn)粘接性缺陷時，外界水汽極易從界面沿軸向侵入[18-22]。水分侵入一方面參與芯棒內(nèi)部各種化學反應，直接導致環(huán)氧樹脂的降解劣化，另一方面，水分子在端部強電場作用下的極化損耗也成為異常發(fā)熱的又一主要來源。7～9大傘處由于硅橡膠未見破損，水分難以侵入內(nèi)部，因而芯棒老化程度較輕，發(fā)熱不如端部嚴重，不構成緊急缺陷。

綜上分析，可以判定本次復合絕緣子異常發(fā)熱故障的根本原因是護套與芯棒粘接界面存在缺陷；高壓端的強電場引起缺陷處局部放電，電流和由端部侵入的水分共同作用，侵蝕芯棒環(huán)氧樹脂基體，破壞玻璃纖維骨架結構，使缺陷進一步擴大，促進芯棒酥朽老化。在這一過程中，局部電流的熱效應、化學效應以及水分在強電場下的極化損耗釋放出大量熱量，宏觀表現(xiàn)為復合絕緣子局部異常溫升。

3.2 酥朽老化與發(fā)熱的關聯(lián)性探討

結合前述異常發(fā)熱原因分析可以發(fā)現(xiàn)，復合絕緣子酥朽老化與發(fā)熱之間存在非常密切的聯(lián)系，并且關聯(lián)這二者的重要因素就是缺陷處的局部放電以及由外界侵入缺陷處的水分。局部放電一方面對芯棒產(chǎn)生電蝕作用，另一方面電流的熱效應會在故障點積累熱量；同樣地，水分從端部侵入后，一方面與玻璃纖維發(fā)生離子交換，并緩慢水解環(huán)氧樹脂，另一方面水分在電場中的極化效應造成故障點異常溫升。此外，當酥朽老化和熱量積累達到一定程度后，還會產(chǎn)生交互作用。老化過程中復雜的化學反應同樣可以釋放熱量，而不斷積累的溫升會進一步加劇化學反應速率，擴大老化區(qū)域，形成正反饋式的酥朽發(fā)展過程。酥朽老化與發(fā)熱，及其重要影響因素之間的關聯(lián)性見圖8。

圖8 復合絕緣子酥朽老化與發(fā)熱的關系Fig.8 Correlation between decay-like aging and temperature rise of composite insulators

理論上，根據(jù)酥朽老化與發(fā)熱的關系可斷定，從絕緣子酥朽開始直到發(fā)生酥朽斷裂的全過程中，都必然伴隨或多或少的溫升現(xiàn)象。實際上，由于酥朽老化是一個非常緩慢的發(fā)展過程，尤其在早期階段，產(chǎn)生的熱量能夠很快通過護套或金具散發(fā)到環(huán)境，導致大部分時間內(nèi)局部溫升并不明顯。然而，在某些特殊情形，例如高濕、高熱環(huán)境下，極化損耗加劇，且熱量難以及時排出至外界，此時盡管酥朽程度并不嚴重，仍有可能在故障局部出現(xiàn)異常溫升，從而被紅外測溫儀捕獲探知。

本次500 kV崤陜線復合絕緣子發(fā)熱故障發(fā)現(xiàn)時，絕緣子尚處于酥朽早期發(fā)展階段，外觀上并無顯著故障特征，若采用常規(guī)巡線手段難以察覺，一旦漏判，日后有可能發(fā)展成為酥朽斷裂事故。而酥朽老化過程通常伴隨局部發(fā)熱這一特性，使得紅外測溫技術應用于復合絕緣子酥朽老化診斷具有天然的優(yōu)越性。本故障案例表明紅外檢測有能力發(fā)現(xiàn)早期酥朽老化絕緣子，為紅外測溫技術在全階段預防復合絕緣子酥斷事故的有效性和可靠性提供了有力的事實依據(jù)。

4 結論

1)崤陜線復合絕緣子異常發(fā)熱故障由芯棒酥朽老化引起。酥朽老化的根本原因在于芯棒與護套粘接界面上存在缺陷，缺陷處長期局部放電電流逐漸侵蝕環(huán)氧樹脂基體，同時局部電流的熱效應及伴隨的電化學反應是導致局部溫升的主要熱源。

2)水分侵入是加劇故障處局部放電和化學反應速率、促進芯棒酥朽老化的重要誘因。水分侵入的主要途徑是從密封不良的端部侵入，因此端部芯棒的酥朽發(fā)展程度明顯嚴重于中部7～9傘處未受水分侵蝕的部分。同時，水分在高壓端強電場作用下極化產(chǎn)生熱損耗，相應地使得端部異常溫升程度高于其他位置。由此表明復合絕緣子芯棒異常溫升的外在表現(xiàn)與酥朽老化的內(nèi)在本質(zhì)存在必然聯(lián)系。

3)本次發(fā)現(xiàn)故障時，復合絕緣子尚處于酥朽老化早期發(fā)展階段，驗證了紅外檢測技術應用于復合絕緣子早期酥朽老化檢測、及早預防潛在酥朽斷裂事故的可行性和優(yōu)越性。