110kV電纜終端絕緣油老化引起的故障分析

李學斌 李會吉

（山東晉煤明水化工集團有限公司，濟南 250200）

隨著我國城市電網的不斷改造，高壓電纜終端已廣泛應用于輸電線路上。據調查，國內所用電纜終端大部分都需要在套管與應力錐之間充以聚丁烯、聚異丁烯或者硅油之類的絕緣油[1]。可見電纜終端內絕緣油的性能好壞直接關系著電纜線路的安全運行。通過查閱資料發現：對于絕緣油的研究中，國內學者主要關注應用在變壓器等電力設備的各種特性，而應用于電纜終端的絕緣油研究較少[2-5]。本文主要對運行在110kV 電纜終端內的硅油老化狀況進行研究，指出引起電纜系統故障的問題所在，以及今后解決的辦法和途徑，為今后中國高壓電纜系統的安全、穩定運行提供參考依據。其中，由于硅油具有卓越的耐熱性、電絕緣性和較高的抗壓縮性更是廣泛被各大生產廠家所親睞。

1 事故現場

2011年8月，某企業110kV 電纜系統發生故障，此系統在線運行12年。故障相電纜終端為瓷套電纜終端，其應力錐已炸裂。內部的填充絕緣油為硅油。圖1給出了事故現場的電纜狀況。從圖1中可以看到：故障電纜絕緣層外側在浸泡絕緣油情況下出現大量水樹，而在未浸泡絕緣油的情況下未出現水樹。

圖1 事故現場電纜狀況

2 測試結果與討論

表1 試樣說明

2.1 材料的介電常數、介質損耗

圖2和圖3試樣的介電常數和損耗角正切值與溫度的變化關系。從圖中可以看出，2#試樣的介電常數和損耗值較大。在溫度較高（90℃）時，與1#相比，2#試樣的介電常數和損耗角正切值明顯增大。

圖2 試樣的介電常數與溫度的關系

圖3 試樣的損耗角正切與溫度的關系

材料的介電常數與損耗角正切反映的是材料在電場作用下的極化過程。材料的介電常數與損耗角正切越大，其極化過程越強。因此，可以判定，2#試樣極化程度較大。這一現象可能由以下兩方面導致：其一是2#中的硅油吸收大量水分子，由于水分子是極性小分子，在施加電場后較容易發生轉向，從而使極化強度增大。其二可能是由于2#試樣在電纜終端內運行多年，導致硅油老化裂解，大分子鏈分解成小分子鏈聚合物，從而增大了2#試樣的介電常數與損耗值。

2.2 材料的電阻率及擊穿場強

試樣的電阻率隨溫度的關系如圖4所示。從圖4可以看出，2#試樣的電阻率明顯低于1#的，相差約兩個數量級。

試樣的擊穿場強隨溫度的關系如圖5所示。由圖可見，2#試樣的擊穿場強也明顯低于1#試樣的擊穿場強。其中，與1#試樣相比，2#試樣在30℃時的擊穿場強下降了43%，而90℃時的擊穿場強也降低了26.5%。

圖4 試樣的電阻率與溫度的關系

圖5 試樣的擊穿場強與溫度的關系

材料的電阻率和擊穿場強與材料中的載流子濃度和數量密切相關。2#試樣的電阻率和擊穿場強較低說明此試樣中的載流子（即導電成分）增多，這也可能是由于試樣受潮及材料老化裂解導致。

2.3 微水含量

通過對2#試樣介電性能的分析，可以初步斷定2#試樣已經老化。為了進一步確定老化的原因，對試樣進行了微水含量的測試。測試結果見表2。

表2 試樣的微水含量

對2 種試樣的微水含量試驗結果進行比較可以得到：2#試樣中的微水含量是1#試樣的3.4 倍。根據文獻描述，絕緣油中的水分增多，不止是極性分子增多，導致介電性能下降，它還能催化絕緣油加速老化。

3 絕緣油受潮的原因分析

3.1 安裝工藝的影響

電纜終端的安裝工藝不當可能會引起絕緣油受潮。如一些電纜附件公司在安裝附件時沒有對附件抽真空，因此在濕度較高的安裝環境下，水分可能凝結在終端套管內壁并進入絕緣油中，使得絕緣油受潮。

目前國內還沒有頒布 110kV 的交聯聚乙烯（XLPE）電纜附件安裝工藝相關絕緣油的標準，因此電纜終端的生產廠家只能按照其本公司的安裝工藝進行安裝，而相應的施工單位也沒有參考依據，無法確定一個較為恰當的安裝工藝（如對施工現場的溫度、濕度的控制等），這就很容易造成絕緣油受潮等問題，給電力系統的安全穩定運行留下隱患。

3.2 終端密封的影響

電纜終端密封不良也會造成電纜終端內的絕緣油受潮。電纜終端的密封主要分兩部分：即密封圈和防水帶材。金屬零件之間的密封主要靠密封圈，其成份主要是各種橡膠（如丁基橡膠、乙丙橡膠和丁氰橡膠等），密封圈的密封效果主要體現在材料的彈性，有些密封圈的材料在未老化前的彈性較為優越，運行一段時間后就會老化，而老化后的彈性會迅速降低，這就會使金屬零部件之間的密封性能變差。電纜終端的出線桿的密封處理是密封圈進行密封的，當出線桿不是直著通過密封部位時，由于密封圈受力的不均勻性，會造成局部的密封不嚴現象，特別是電纜運行中的呼吸作用增大了該處進潮的可能性。潮氣的進入特別容易在油和瓷件以及油和電纜絕緣間的界面中聚集，形成通道。這一點可以在圖1所示的現場事故照片中清楚地表現出來，圖1中電纜絕緣表面的水樹正是由于潮氣聚集在此，在高電場的作用下，通過12年的運行積累，最終形成大量的從絕緣表面向內發展的水樹，目前水樹的平均長度已達到1.5mm 的長度。

3.3 絕緣油本身的性能

絕緣油在電纜終端的作用主要是填充套管內部空間，使得應力錐等重要部件侵入其中，防止受潮，可見絕緣油的絕緣性能在電纜終端安全穩定運行的過程中擔負著至關重要的作用。如果絕緣油本身的性能不佳，如介電性能、老化性能、防水性不佳，那么就會引起電纜終端運行異常甚至發生擊穿爆炸等事故。從前述試驗結果可以看到，經過12年的運行，絕緣油的電阻率已經有較大的下降，達到2 個數量級，同時，擊穿強度下降了近一半。在這樣的情況下，原有的設計已經發生變化，應力錐中的運行場強進一步加強，可能已經達到缺陷處最高能夠耐受的極限，最終發生故障。

4 結論

近幾年，110kV 高壓電纜系統的實際安裝與運行過程中，由于絕緣油絕緣性能降低引起的高壓電纜終端異常發熱甚至擊穿爆炸等事故屢屢發生，盡管電纜終端內絕緣油一般都具有良好的化學穩定性、電緣性和耐候性，粘度范圍廣，凝固點低，疏水性能好等優點，但隨著中國電力行業的不斷發展，高壓電纜終端的電壓等級不斷提高，目前國內各個廠家生產的絕緣油性能是否能滿足新環境的要求，這一點有待于進一步研究；同時，在電纜終端長期運行時，其安裝工藝質量對運行的影響進一步顯現出來。因此，應該對電纜終端內絕緣油的絕緣狀況進行密切關注，增加相關現場非破壞性測量手段，及時發現問題，才能保證設備的運行安全。也只有生產單位、施工單位及使用單位共同關注，才能徹底解決因絕緣油造成的運行事故。

[1] 王偉.交聯聚乙烯絕緣電力電纜技術基礎[M].3 版.北京: 西北工業大學,2011.

[2] 曹小虎,曹小龍,梁曉炎.電力設備絕緣油的檢驗[J].機械研究與應用,2009,22(2): 114-116.

[3] 李華春,周作春.110kV 及以上高壓交聯電纜系統故障分析[C].第八次電力電纜運行經驗交流會,2008: 459-470.

[4] 伍小娟,袁強,等.電纜終端異常發熱原因分析[J].廣東電力,2007,20(9): 40-42.

[5] 鄧顯波.高壓電纜終端絕緣油老化分析[C].全國輸變電設備狀態檢修技術交流研討會,2010: 572-577.