复合绝缘子酥朽断裂及内击穿故障的关联性分析

2022-02-26盛从兵

电瓷避雷器 2022年1期

卢明，伍川，盛从兵，江渺，高超，李黎

(1.国网河南省电力公司电力科学研究院，郑州 450052；2.国网河南省电力公司濮阳供电公司，河南濮阳 457000；3.华中科技大学电气与电子工程学院，武汉 430074)

0 引言

复合绝缘子因其优异的防污闪性能在我国具有广泛的应用[1-2]。然而，随着运行年限的增加，复合绝缘子逐渐暴露出一系列不同于以往的新问题，例如酥朽断裂、界面击穿等[3-7]。一方面，这些问题往往会引起严重的事故，例如导线掉线、短路跳闸等，危害电力系统稳定性；另一方面，目前对引发这些问题的机理尚未研究透彻，无法从根本上提出相应的预防措施和解决方案。因此，针对这些新问题的研究具有十分重要的科学意义和工程价值。

酥朽断裂这一概念最早于2016年由清华大学梁曦东等人[3]提出，通过对一起复合绝缘子断裂事故的分析，发现其与所知的通常断裂和脆性断裂表现出不同的断裂模式，将其命名为“酥朽断裂”，给出了酥朽断裂的主要特征、定义及判据，并讨论了相应的预防措施和检测方法，但没有详细分析酥朽断裂的形成机理。界面击穿俗称内击穿，属于比较严重的绝缘子事故，它不像沿面闪络故障一样往往可以重合闸成功，一旦发生内击穿，就可能造成全线停运[8-9]。内击穿是一类容易判明的故障，但对具体原因目前尚无统一说法。针对这两种事故类型，由于事故发生频率低，事故案例少，目前的研究多作为偶然事故进行判别，缺乏系统深入的分析，这对从根本上杜绝此类恶性事故的发生是不利的。

本研究在对多起复合绝缘子酥朽断裂和内击穿事故案例分析的基础上，发现酥朽断裂和内击穿存在较多相似点，进而推测二者具有某种内在联系。本研究通过关联分析酥朽断裂和内击穿故障，归纳并提炼出主要特征，试图说明复合绝缘子酥朽断裂和内击穿只是在不同电压等级下，由酥朽老化引发的故障的不同表现形式，其内在机理和本质是相同的。

1 酥朽断裂事故分析

1.1 事故概况

2013年10月10日，河南地区500 kV洹获Ι线N111塔中相V串右侧前(小号侧)串在靠近导线端第一片大伞裙处断裂。经停电检修，将断裂绝缘子、及同相剩余三支中两支更换为新绝缘子。对更换下的绝缘子进行初步外观检查，两支完整绝缘子无明显异常，断裂绝缘子情况为高压端芯棒呈不规则状断裂，芯棒严重劣化，绝缘子护套从第十二片大伞裙以下出现不同程度龟裂老化。同时对相邻N110杆塔绝缘子进行登塔检查，中相V串两支绝缘子导线端绝缘子护套发现有龟裂；两基杆塔上所装设其他绝缘子未发现异常现象。断裂事故绝缘子现场照片如图1、图2所示。

图1 巡视现场拍摄N111照片Fig.1 Photo of the N111 tower taken during inspection

图2 断裂绝缘子现场图Fig.2 Photo of the broken insulator

1.2 故障特征分析

对断裂绝缘子进行外观检查发现，断裂处芯棒质地变酥、形如朽木，表面存在粉化颗粒；断口附近护套呈不同程度龟裂老化，导线端一侧护套严重劣化，裂纹从断口处一直延伸至球头处，大面积芯棒裸露；低压端一侧护套表面出现若干电蚀孔，且越靠近断口侵蚀程度越严重。护套表面裂纹和蚀孔如图3所示。

图3 断口附近护套表面裂纹和电蚀孔Fig.3 Cracks and electrical corrosion on the surface of the sheath near the fracture

分别从绝缘子靠近断口位置和低压侧对称位置解剖护套，发现断裂端的芯棒已经出现严重的电腐蚀现象，芯棒表面发黑且有硅橡胶残屑附着；界面粘接基本失效，护套能够轻易从芯棒表面剥落。断裂对端位置的芯棒及护套外观相对完好，未发现明显劣化痕迹，如图4所示。

图4 绝缘子靠近断口端和低压侧对称位置解剖图Fig.4 Anatomical view of the position near the fracture and the symmetrical position at low voltage site

进一步利用X射线光电子能谱以及傅里叶红外光谱分析断裂处芯棒的元素含量和化学组分变化情况，测试结果如图5和图6所示。测试样本分别取自断口处芯棒和靠近低压侧未受劣化侵蚀的正常位置芯棒。

图5 绝缘子X射线光电子能谱检测图Fig.5 X-ray photoelectron spectrum of the insulator

图6 绝缘子红外光谱检测图Fig.6 FTIR spectrum of the insulator

由图5可知，断裂处芯棒C元素含量下降而O元素含量显著上升，表明环氧树脂遭到严重氧化降解；同时N元素含量小幅增加，推测此处有硝酸根离子的生成。从图6可以更清晰地看出，波数1 380 cm-1附近出现新的吸收峰，表明断裂芯棒处确实产生了硝酸根离子。除此之外，波数2 970～2 920 cm-1、1 200～1 000 cm-1、480～400 cm-1处的吸收峰明显低于正常位置，分别对应芯棒中甲基、脂肪族结构中的C-C、C-O-C等基团含量减少，表明环氧树脂发生了烧蚀裂解；波数3 600～3 200 cm-1处的吸收峰高于正常位置，即断裂芯棒中-OH含量增加，表明玻璃纤维发生了离子交换和水解现象。上述化学过程的反应机理分别为[3]

1)硝酸根离子的生成：

(1)

(2)

2)环氧树脂基体的烧蚀降解：

(3)

3)玻璃纤维的离子交换(其中X代表玻璃纤维含有的金属元素，如Ca，Na等)：

(4)

4)玻璃纤维的水解：

(5)

通过以上分析，本次断裂事故绝缘子的故障形貌和微观性态完全符合酥朽断裂的特征，可以断定该绝缘子发生了酥朽断裂。

2 内击穿事故分析

2.1 事故概况

2007年8月12日，河南地区220 kV驻沙线双高频保护动作跳闸，选相C相，重合失败，强送不成功。随后，巡视人员发现112-116号接地装置有烧伤痕迹，绝缘子表面未发现有明显闪络痕迹。经登塔检查，发现115号杆C相绝缘子已击穿，立即向地调汇报，申请抢修。根据更换下的绝缘子外观形态可以判定，事故原因为复合绝缘子内击穿，如图7所示。

图7 内击穿故障绝缘子Fig.7 The internal breakdown insulator

2.2 故障特征分析

内击穿复合绝缘子的故障特征较为明显。由于故障时芯棒内流过强大的击穿电流，整支芯棒会出现不同程度的灼蚀痕迹，其中高压端蚀损最为严重，如图8所示。可以看出，放电通道从球头贯穿高压端，芯棒表面严重酥朽发黑，芯棒与护套间出现较宽间隙，界面粘接完全失效。此外，短路冲击电流的热效应会直接导致伞裙和护套“炸裂”，粘接不良处护套硅橡胶成块脱落，芯棒外露。断裂的玻璃纤维呈长条状从芯棒内拉出，与硅橡胶碎块一起残留在护套表面，如图9所示。

图8 高压端芯棒电流灼痕Fig.8 Damage traces of current searing at high voltage end

图9 开裂的护套和芯棒残屑Fig.9 The cracked sheath and debris of the core rod

内击穿事故属于一类容易判明的事故类型，因此无需进行微观特性检测，通过事故现场情况及绝缘子内部放电痕迹足以判定。目前关于内击穿机理比较一致的看法是，复合绝缘子内部存在缺陷，包括芯棒自身缺陷和界面粘接缺陷。缺陷处过高的局部场强会引发局部放电，放电在芯棒表面产生碳化通道，并逐渐沿轴向发展，内绝缘强度随之不断下降，最终在线路过电压乃至正常电压下发生不可逆绝缘击穿[9]。

3 关联性分析

以上两例分别为河南省内近几年发生的典型绝缘子酥朽断裂和内击穿事故。通过笔者对国内相关故障案例的调研发现，酥朽断裂和内击穿的事故模式及故障特征均比较相似，因此可以认为上述两起案例具有代表性。接下来重点探讨复合绝缘子酥朽断裂和内击穿两种故障形式的内在关联，旨在揭示二者具有同一的故障根源，只是同一种老化现象在不同电压等级下的不同表现。

3.1 故障特征关联性分析

根据前两章的分析，可以归纳出酥朽断裂和内击穿绝缘子的共同特征主要体现在如下几点：

1)故障点主要集中在高压端。酥朽断裂绝缘子的断口位置即位于高压端，且酥朽痕迹从断口一直发展到球头附近，而相应的低压对端位置则未见芯棒和护套劣化现象。内击穿绝缘子虽然整支芯棒均承受了短路电流，但仍可明显观察到球头及高压端处芯棒烧蚀痕迹更为严重，且烧蚀部位表现出酥朽特征，表明该处芯棒在击穿前发生过类似酥朽老化过程。

2)故障形貌存在相似之处。两起事故案例中，故障处芯棒均表现为质地变酥、表面发黑、有硅橡胶残屑附着；护套表面出现裂纹和贯穿性的蚀孔；芯棒和护套界面粘接基本失效。当然，二者也存在一定的差异，例如内击穿绝缘子由于受到强冲击电流作用，护套几乎完全裂开，直接从芯棒表面脱离，而酥断绝缘子护套虽然也出现裂痕，但仍能保持与芯棒的粘附，需要施加外力才能剥落。不过总的来看，酥朽断裂与内击穿绝缘子在故障形貌上表现出高度的相似性。

3.2 故障机理关联性分析

基于复合绝缘子酥朽断裂与内击穿故障特征的相似性，很自然地推测二者具有相似的故障机理。下面分别分析绝缘子酥朽断裂与内击穿故障的形成原因及发展过程，重点探讨二者的相似点和差异之处。

文献[3]指出，护套与芯棒间界面失效是复合绝缘子酥朽断裂的主要诱因。引发界面失效的原因较多，包括制造工艺的缺陷、运行过程中脱模剂的渗出等[10-11]。一旦出现界面缺陷，电场在此区域会发生增强畸变，极易引发局部放电[12-13]。放电电流缓慢烧蚀芯棒，劣化环氧树脂基体；若绝缘子处于潮湿环境中，则水分可能侵入界面缺陷处，在放电作用下生成酸性介质，腐蚀切割玻璃纤维。随着老化反应的推进，芯棒表层环氧基体裂解碳化，玻璃纤维断裂，内层完好芯棒暴露出来，在电流和酸性介质作用下继续被腐蚀，如此逐层深入，宏观表现为酥朽老化沿芯棒径向由外至内发展。芯棒的劣化，尤其是玻璃纤维的断裂将导致绝缘子机械强度不可逆下降，最终因无法承受线路机械负荷而发生酥朽断裂。绝缘子酥朽老化发展为断裂是一个缓慢的过程，对近年来酥朽断裂事故的统计表明，缺陷绝缘子从挂网到发生事故，期间平均运行年限在7～10年[14-15]。

内击穿事故的根本原因同样是绝缘子出厂时或运行中产生的内部缺陷，且初始位置多位于靠近高压端芯棒护套粘接界面处[16]。由于界面耐电蚀性能较弱，缺陷处的局部放电容易沿着界面发展。电流流过芯棒表面的烧蚀作用使得芯棒逐渐碳化，电阻率下降，同时界面粘接被破坏后内部缺陷逐渐扩大，导致电流进一步增强。随着局部放电和界面缺陷沿轴向发展推进，在芯棒表面形成连续的碳化通道，绝缘性能也不断下降，最终因无法承受线路电压而发生内击穿。内击穿也是一种渐进性的故障类型，根据统计数据，从绝缘子投运到发生事故的平均发展时间为5～8年[17]。

可以发现，酥朽断裂与内击穿事故在早期的发展规律是完全一致的，都是由界面缺陷处局部放电引发的绝缘材料缓慢老化过程。并且由于二者均伴随电流对环氧树脂基体的烧蚀，因此本质上故障原因均属于酥朽老化。不同之处在于，在以往的研究中，根据事故形态反推故障成因，认为在内击穿故障绝缘子中，芯棒劣化方向沿着界面轴向发展，最终形成贯穿性绝缘内击穿[9]；而对于酥朽断裂绝缘子，芯棒劣化方向为由表及里，最终整个芯棒横断面遭受侵蚀从而发生断裂[3-4]。两类故障形式中绝缘劣化发展方向如图10所示。由于故障表现形式的外在差异，使得过去一直将酥朽断裂与内击穿当作两种独立的事故类型进行分析，而忽视了其中的内在联系。事实上，根据解剖分析可以发现，在酥朽断裂绝缘子芯棒表面也有轴向电蚀痕，而内击穿绝缘子起始劣化位置烧蚀痕迹也深入芯棒内部，这表明酥朽老化的发展过程实际上是沿轴向和径向同时推进的。沿轴向的老化表现为芯棒电气性能的下降，沿径向的劣化表现为芯棒机械性能的破坏，二者中必有一个先降至故障临界值，从而产生相应的故障。也就是说，对于正在发生酥朽老化的复合绝缘子，其同时具备发展成为酥朽断裂或内击穿的可能性，而最终发展结果取决于劣化沿轴向和径向的发展速度。若轴向劣化更快，则芯棒绝缘强度首先被破坏，发生内击穿事故，表现为电气故障；反之，芯棒机械强度首先被破坏，发生酥朽断裂事故，表现为机械故障。尽管故障形式看似有较大差别，但其故障机理和内在本质却是一致的。

图10 复合绝缘子两类故障中绝缘劣化主导发展方向示意图Fig.10 The leading directions of the degradation in the two types of faults in composite insulators

3.3 故障类型与电压等级的关系

统计数据发现，事故类型与线路电压等级之间存在某种规律。表1统计了2005～2015年间全国范围内有公开报道的输电线路复合绝缘子酥朽断裂和内击穿事故次数。可以发现，内击穿事故多发生在110 kV、220 kV等低电压等级的输电线路绝缘子上，而酥朽断裂事故目前仅见于发生在500 kV输电线路绝缘子上。对35 kV以下的配电线路，电气和机械载荷均较低，绝缘子安全裕度大，难以发生相关故障；800 kV及以上特高压输电线路由于投运时间不长，且复合绝缘子均采用改进生产工艺，界面粘接可靠，芯棒耐电蚀性能提高，目前也未见相关事故报道。总的来说，酥朽断裂和内击穿事故发生率相比其他绝缘子故障要低得多，且目前主要集中在早期挂网运行的复合绝缘子上。

表1 近十年国内酥朽断裂及内击穿事故次数统计Table 1 Statistics of the frequency of decay-like fracture and internal breakdown in the past decade in China

为了进一步分析绝缘子故障形式与一定的电压等级之间存在上述对应关系的原因，本研究对应用于110 kV、220 kV、500 kV输电线路的典型复合绝缘子进行了调研，并选取三种具有代表性的绝缘子型号，将其主要参数列于表2所示。

表2 不同电压等级的三种绝缘子主要参数Table 2 Main parameters of three types of insulators applied in different voltage levels

可以看出，随着线路电压等级升高，绝缘子各项性能指标也相应地增加，以匹配增长的电气和机械负荷。其中，具体来看，公称爬电距离反映了该绝缘子的外绝缘水平，绝缘距离(即最小干弧距离)反映内绝缘水平，而机械强度主要由芯棒直径及玻璃纤维含量决定[18]。由于同类型复合绝缘子的材料成分和制造工艺基本一致，为简化讨论，可以忽略玻璃纤维含量差异的影响，即认为三种绝缘子除了在结构高度和芯棒直径上的区别以外，其余部分均是完全相同的。

绝缘子内部酥朽对绝缘子性能的影响可以分为两个方面。其一，由于缺陷处局部放电作用，老化会沿着局放电流通道发展，同时碳化芯棒表层。芯棒表面碳化后绝缘性能基本丧失，等效于减小了绝缘子内部有效绝缘距离。随着碳化通道逐渐伸长，有效绝缘距离不断缩短，最终在某一电压下发成内击穿事故。其二，由于环氧树脂基体被分解，芯棒最外层玻璃纤维暴露出来，在水汽和局放生成的酸性介质作用下，发生水解和离子交换等反应，微观结构遭到破坏，致使玻璃纤维断裂。断裂的玻璃纤维不再承担绝缘子机械载荷，等效于减小了芯棒有效负载直径。随着水汽和酸渗入芯棒内部，逐层切割玻璃纤维，芯棒有效直径不断缩小，最终当无法承受线路载荷时，即发生酥朽断裂事故。

绝缘子酥朽老化过程中，对芯棒的碳化和玻璃纤维的切割作用是同时进行的，可以分别等效为绝缘距离和芯棒直径的减小。又根据前述简化条件，可以认为酥朽老化发展速度在不同电压等级的绝缘子中是相同的。因此，绝缘子初始绝缘距离和芯棒直径的相对大小，决定了沿哪个方向的酥朽老化首先达到极限。图11反应了绝缘子事故类型与芯棒直径和绝缘距离之间的关系。

图11 绝缘子事故类型与芯棒直径及绝缘距离的关系Fig.11 Correlation between the type of accidents and the diameter of the core rod as well as the insulation distance of the composite insulator

由图11可以清晰看出，事故类型与电压等级间表现出的特定规律，实际上与绝缘子有效绝缘距离与芯棒直径的比值有关。定义该比值为绝缘子的长径比，则该比值即决定了绝缘子更大概率最终表现出何种事故形式。具体来看，对于110 kV和220 kV绝缘子，由于其长径比相对数值小，在酥朽老化发展过程中，有效绝缘距离将首先下降至临界值，因此必定发生内击穿事故，而此时沿芯棒内部的劣化远未发展到酥朽断裂的地步；对于500 kV绝缘子，由于其长径比较大，沿径向的劣化必然首先达到临界值，即发生酥朽断裂，而此时芯棒表面虽然同时存在较长的碳化通道，但由于本身绝缘距离大，在正常电压下仍不至于发生内击穿。不过，当线路遭受高幅值的雷电或工频过电压时，有极小概率使得存在碳化通道的劣化绝缘子发生沿面闪络加内击穿的组合击穿，此时的击穿路径见图12。在这种情形下，原本将发生酥朽断裂的绝缘子转化为内击穿故障形式。由此也解释了在表1的统计数据中，存在500 kV复合绝缘子内击穿实际案例的原因。

图12 过电压下的可能击穿路径Fig.12 The probable breakdown path under overvoltage

3.4 故障本质分析

综合前述分析，本研究指出，复合绝缘子酥朽断裂和内击穿两种事故类型实质上是同一故障因素在发展最终阶段形成的不同外在表现形式。二者的共同本质即是由芯棒与护套界面缺陷诱发的酥朽老化。劣化起始阶段通常以单点故障形式存在，随后在局部放电和酸性介质等因素作用下逐渐向附近扩展。其中，沿芯棒表面轴向的发展将削弱绝缘子的电气性能，沿芯棒截面径向的发展将损害绝缘子的机械性能；二者中率先降至额定载荷以下的一方将决定绝缘子的最终故障形式。通常情况下，长径比相对值大的绝缘子机械性能首先破坏，即发生酥朽断裂；长径比相对值小的绝缘子电气性能首先破坏，发生内击穿。在极偶然情形下，例如高幅值雷电或工频过电压、强横风天气等，电气或机械负荷突增，此时即可能发生酥朽断裂与内击穿事故的互相转化。图13给出了复合绝缘子酥朽断裂与内击穿的相互关系、故障机理及发展过程示意图。