一起110 kV线路玻璃绝缘子发热原因分析

马御棠,束洪春,程筱旭,马 仪,耿 浩,曹璞璘,汪思念

(1.云南电网有限责任公司电力科学研究院,昆明 650217;2.昆明理工大学国土资源学院,昆明 650093;3.昆明理工大学电力工程学院,昆明 650093;4.云南电网有限责任公司红河供电局,云南 红河,661199)

0 引言

钢化玻璃绝缘子具有零值自曝、自曝率低、早期自曝多、自曝后易发现等特点,在电网中得到了广泛应用[1-3]。近年来,国内外学者对绝缘子识别、故障原因进行了较多的研究,其中影响绝缘子污闪电压的因素很多,文献[4]分析了绝缘子表面的等值盐密(Equivalent Salt Deposit Density,ESDD)对污闪电压的影响,论文进行相关的实验探究,得出污闪电压的变化与等值盐密密切相关,当等值盐密增大时,污闪电压会减小,且其规律满足幂函数的相关规律,同时该论文发现绝缘子污闪电压同样会受到绝缘子上下表面污秽不均匀的影响,文献[5]针对复合绝缘子的表面电场的影响因素进行研究,研究表明:憎水性的有无、污液的电导率等都会对绝缘子的表面电场有一定影响;文献[5-6]的研究表明:在保证相同污秽程度下,污闪电压会随着表面污秽不均匀程度的增加而增加;文献[7-8]研究表明,污秽成分的不同会对污闪电压影响不同;文献[9-10]对复杂情况下,如酸雨等情况发生时,对绝缘子污闪电压的影响进行了研究,结果表明当酸雨的酸性越大,其污闪电压越小;文献[11-12]具体介绍了瓷绝缘子和复合绝缘子发热的情况。国内外众多学者的研究表明,绝缘子的闪络存在许多原因,其中影响污闪电压的因素不仅有绝缘子本身的材质、结构等,还有环境参数等。对绝缘子故障原因精准分析是保证输电线路稳定运行的重要保证。对瓷绝缘子和复合绝缘子发热原因分析较多,但基本没有玻璃绝缘子发热原因分析;文献[13-20]通过对发热机理、污秽试验等方法的探究,得出绝缘子自爆的主要原因是积污严重而产生在工频过电压下局部放电,使得表面电弧破坏,绝缘能力下降而产生零值自爆;湿污绝缘子的表面发热机理也被陆续研究[21-25];文献[26-29]通过研究绝缘子表面的积污特性,提高绝缘子的绝缘性能,为改变绝缘子的结构特性奠定了基础。本研究旨在通过对云南电网某110 kV输电线路玻璃绝缘子的发热故障原因进行实验分析,找出故障原因所在。

1 某110 kV线路玻璃绝缘子发热情况

云南电网某供电局运维人员在110 kV某线路巡视过程中,发现16号、17号、50号杆塔上玻璃绝缘子出现人耳可分辨的异常响声,通过红外进一步对绝缘子开展测温工作,测温结果发现:16号杆中相导线开始数第3片温度48 ℃,17号杆中相导线开始数第2片温度37 ℃,第6、7片都发热,50号杆绝缘子发热不是很严重,为25 ℃,当时的环境温度为21 ℃～22 ℃。绝缘子红外测温结果见图1。

图1 红外测温图Fig.1 Infrared thermograph

该线路于2013年投运,玻璃绝缘子发热的三基杆塔均为直线杆,因玻璃绝缘子发热较少,对玻璃绝缘子进行拆除开展试验分析。

2 发热原因分析

2.1 外观检查

通过外观检查发现,玻璃绝缘子无破损情况,玻璃绝缘子下表面污秽分布不均匀情况非常明显,见图2。由图中可以看出,16号塔采用的普通型绝缘子污秽分布绝缘子面积不超过1/3;17号塔防污型绝缘子积污严重区域大约1/2。

图2 16号和17号杆塔绝缘子外观污秽分布情况Fig.2 Pollution distribution of No.16 and No.17 insulator

2.2 绝缘电阻试验

对发热严重的16号和17号基杆塔玻璃绝缘子进行了3次绝缘电阻测试,在更换时就地进行了一次测试,后续将玻璃绝缘子进行了两次测试,后两次测试在云南电科院交直流试验大厅,相隔24 h。在测试得到的绝缘电阻结果见表1和表2,编号顺序以导线侧为起始到横档侧结束。

表1 16号塔绝缘子电阻检测情况Table 1 Resistance detection of No.16 tower insulator MΩ

表2 17号绝缘子电阻检测情况Table 2 Resistance detection of No.17 tower insulator MΩ

表1和表2可以看出, 16号和17号塔绝缘子在更换时大部分绝缘电阻小于规程规定的300 MΩ,送检时有5片绝缘电阻小于300 MΩ,放置两天后仍有4片绝缘电阻小于300 MΩ。总体绝缘电阻在增加,绝缘电阻增加的幅度不同。

2.3 工频耐压试验

根据绝缘电阻测试情况,挑选16号杆塔第6片和第7片,以及17号塔第6片和第7片绝缘子进行耐压试验,试验电压60 kV,3片绝缘均未通过耐压试验。对4片绝缘子进行清晰,清洗后绝缘子的绝缘电阻达到吉欧级,满足规程规定的大于300 MΩ的要求,清洗后4片绝缘子干状态下均通过1 min耐压试验。

2.4 污秽试验

依据DL/T 374-2010《电力系统污区分布图绘制方法》中规定的方法进行测试,从所有的绝缘子中选取了3片进行表面污秽度测试。根据外观检测结果,对积污严重和不严重的两部分进行了分别取样和测试(约1/2面积),去离子水电导率为1.7 μS/cm,测试结果见表3。

表3 污秽测试结果Table 3 Contamination test results

由表3可以看出,两种型号绝缘子上表面污秽等级均为a级, 16号塔玻璃绝缘子下表面污秽等级达到c级,50号塔玻璃绝缘子下表面污秽达到d级,17号塔下表面污秽严重的区域达到了e级,不严重区域达到c级,由此可见玻璃绝缘子上下表面污秽等级相差较大,下表面污秽分布严重不均。

2.5 玻璃绝缘子表面发热模拟试验分析

在温度9.1 ℃,湿度60.1%RH的环境下,对整串绝缘子施加额定相电压63.7 kV,持续时间2 h进行红外测温,未见发热现象,因此采用对单片绝缘子进行单片试验。根据绝缘电阻、耐压试验和污秽分布情况,结合电科院以往经验,初步分析绝缘子需要在湿润状态下才可能产生放电或者发热现象。受到试验条件限制,对玻璃绝缘子进行了上表面喷水湿润、上下表面同时喷水湿润两种工况的模拟。根据工频耐压试验结果,模拟试验时,工频电压升到50 kV,工况情况模拟结果见表4。

表4 模拟放电情况Table 4 Simulated discharge test

上下表面同时喷水湿润的绝缘子放电现象明显,直接在绝缘子两端可见明显的电弧,放电现象见图3。

图3 绝缘子电弧放电Fig.3 Insulator arc discharge

绝缘子的泄漏电流波形见图4。

图4 绝缘子泄漏电流情况Fig.4 Leakage current of insulators

图5 某线路16号塔运行环境Fig.5 Operating environment of a line No.16 tower

在没有起弧前,绝缘子泄漏电流没有明显的随着电压升高而升高,有效值约1.298 mA,在起弧后的电流达到21.192 mA,起弧后电流增加为正常工况的16倍。单片绝缘子挂网运行时承受电压没有这么大,但在电网长时间运行情况下,存在发热的可能性。

2.6 发热原因分析

三基杆塔绝缘子位置位于上山坡侧,位于山区公路旁边,且附近有一条河流,16号塔运行环境如图所示。其余两基础杆塔绝环境与此类似。绝缘子位于公路旁的山坡上,车辆的驶入导致空气中灰尘在玻璃绝缘子下表明积累,且分布不均。杆塔在附近存在河流,空气中湿度较大,积累在玻璃绝缘子上的污秽容易受潮,受潮的绝缘子在长期运行电压下局部放电,从而引起绝缘子发热和产生异响。

3 结论

通过外观检查、绝缘电阻、污秽检测以及运行环境及模型试验,得出以下结论:

1)110 kV玻璃绝缘子发热的主要原因为环境导致玻璃绝缘子下表面污秽分布不均匀,在附近河流大面积水体情况下湿度较高,污秽容易处于湿润状态,在长期的局部放电下形成的污层发热。

2)玻璃绝缘子本身质量没有问题,运行单位加强此类特殊区段加强玻璃绝缘子的清洗工作,降低绝缘子积污后导致发热以及进一步发展为集中自爆的可能性。