500 kV充油電纜終端滲油處理與原因分析

陳 慧

(中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314303)

0 引言

秦二廠3/4號機組500 kV充油電纜連接主變高壓側與開關站，采用低壓力、鋁護套結構，導體中心是鍍鋅鋼螺旋管構成的空心油路，通過開關站側壓力油箱維持充油電纜內的靜止油壓，油壓約0.22 MPa，具有散熱和加強絕緣的作用。

本文將對秦二廠4號機組500 kV充油電纜主變側C相電纜終端處滲油缺陷進行詳細介紹，對故障原因進行全面分析，通過現場排查與結構理論分析制定缺陷處理方案并予以實施，最終消除缺陷。滲油位置如圖1所示。

圖1 滲油位置

1 缺陷描述

1.1 缺陷的基本情況

2017年12月8日，電氣人員現場巡檢時發現秦二廠4號機組500 kV充油電纜主變側C相電纜終端處存在膨脹鼓包伴隨滲油現象，如圖2所示。

圖2 充油電纜終端滲油位置

現場巡查未發現其他滲油點，觀察4號機組500 kV充油電纜C相油壓較歷史油壓及A、B相油壓無明顯變化，詳見表1。

表1 缺陷發現當日4號機組充油電纜油壓值

1.2 滲油產生的危害

1.2.1 電纜主絕緣油路

該充油電纜的絕緣層由DDB絕緣油和PPLP油浸絕緣紙組合構成。DDB絕緣油為合成油，具有絕緣性能好、黏度低、不易燃等優點；PPLP油浸絕緣紙共13層，其中1、2、13層為牛皮紙，其余10層為聚丙烯紙，其絕緣強度高、介質損耗值低。

充油電纜線芯中心的油路與開關站側壓力油箱相連，當電纜溫度升高時，絕緣油受熱膨脹經過油道流入壓力油箱內，當電纜溫度降低時，絕緣油收縮，此時壓力油箱內的絕緣油流入油道內對絕緣層進行補充浸漬，保證了任何情況下不會形成空隙。如圖3所示。

圖3 電纜及電纜終端內油路示意圖

1.2.2 絕緣油和絕緣紙的吸潮情況

在大氣環境下，暴露的絕緣油與絕緣紙從空氣中吸收水分的能力與環境溫度及相對濕度有關。如圖4所示，以十二烷基苯(絕緣油)和牛皮紙(絕緣紙)為例，在一定溫度環境下，絕緣油中的含水量和絕緣紙的含水量均會隨著相對濕度的增加而增加。

圖4 絕緣油和絕緣紙中含水量與環境溫度、相對濕度的關系

引用25 ℃環境溫度下絕緣油在空氣中的吸潮試驗結果，如圖5所示。由此可見，當潮氣進入到電纜內部且長時間相對濕度不得以改善的情況下，絕緣油中的含水量就會逐漸增加[1]。

圖5 絕緣油從空氣中吸收水分曲線

1.2.3 油中含水量對擊穿強度的影響

擊穿電壓是絕緣油的電氣特性，是衡量絕緣油在電纜內部的耐受電壓能力[2]，如圖6所示。

圖6 絕緣油中含水量與擊穿電壓關系圖

1.2.4 油中含水量對油的介質損耗因素(tgδ值)的影響

介質損耗可以反映絕緣油受潮劣化的程度如圖7所示。

圖7 絕緣油中含水量與油的tg δ值的關系

綜上所述，當外界環境中的潮氣和水分進入電纜終端內，隨著時間的推移，水微粒勢必也會逐漸侵入到電纜線芯內部，使其絕緣性能降低，嚴重時會引起電纜發生放電、接地、擊穿等故障，造成電纜損壞。

1.3 臨時簡易處理

采用帶壓堵漏自粘施封帶進行臨時封堵。該施封帶可以在壓力及潮濕環境下止漏密封，可以在幾乎任何材質管線表面施作，穩定工作溫度范圍為-90～260 ℃，其建議最大承受壓力為2.75 MPa，遠大于電纜正常運行時0.22 MPa左右的油壓。封堵包扎范圍為滲油部位上下各150 mm。

數日之后，油再次因油壓作用從自粘施封帶-電纜原PVC絕緣膠帶保護層(黑色)臨界處膨脹鼓包。顯然，原電纜終端外部玻璃纖維絲帶層、PVC絕緣膠帶保護層等已經發生滲透性損壞，很難在現在的基礎上繼續維持其固化作用，設備依然存在很大的風險。

2 初步原因分析

由于電纜終端滲油處內部是鉛密封，對射線有較強的屏蔽作用，無法進行探傷檢測。根據電纜終端結構對照外部滲油點位置，初步判斷滲油點可能發生在兩個部位：銅尾管、封鉛層，如圖8所示。

圖8 滲油點初步分析示意圖

2.1 滲油部位內部結構剖析

對滲油部位內部進行分析，縱向剖面如圖9所示：A區域所示為電纜銅尾管，內充絕緣油，油壓約為0.24 MPa；B區域所示為電纜波紋鋁護套；C區域所示為電纜終端銅尾管處主封鉛層，主要作用為封堵銅尾管內絕緣油；D所示為鋁護套外層底鉛，本電纜終端安裝時測量底鉛層長度為391 mm，厚度約為填滿波谷后3～5 mm；E所示部位即為銅尾管內絕緣油、主鉛層、底鉛層交匯處，也做封鉛處理。

圖9 電纜終端銅尾管及鋁套管鉛封部位示意

2.2 初步分析滲油原因

2.2.1 銅尾管存在沙眼或裂紋

如圖10所示，銅尾管末端(圖中A區域)內充滿電纜油，若銅尾管管壁存在沙眼或裂紋，則電纜油會從尾管內滲出。

圖10 銅尾管末端示意圖

2.2.2 封鉛層存在裂紋

如圖11所示，圖中C區域為主鉛層，D區域為底鉛層。通常，1 cm厚的鉛層可以承受3 MPa的壓力，但封鉛部位仍存在著一定的薄弱環節。

圖11 電纜終端外部鉛層示意圖

首先，底鉛層直接搪于電纜鋁護套外部，兩者之間最薄弱處為底鉛層末端，圖11中a點所示，緣于鉛、鋁粘合不到位。

其次，若主鉛層搪鉛時鉛與鉛之間的溫差過大，則不能很好地融合成一個整體，隨著時間的推移，鉛層之間會形成一條細微的油路，從而向外部滲漏。

最后，通過對滲油部位內部結構分析，初步鎖定3個可能的滲油點：銅尾管、主鉛層、底鉛層。

3 滲油缺陷處理

3.1 吊拆GIS電纜終端連接部分

3.1.1 GIS相關氣室SF6氣體回收

如圖12所示，首先，關閉避雷器氣室(以下簡稱LA氣室)和主變高壓側氣室氣體隔離閥(圖中A、C所示)。隨后，回收CSE氣室和ES氣室內SF6氣體，直至壓力降至0.05 MPa。最后關閉CSE氣室和ES氣室之間的隔離閥(圖中B所示)后將CSE氣室壓力降至0 MPa。

圖12 GIS終端各氣室示意圖

3.1.2 搭設修復作業及吊裝工作相關配合承重腳手架

腳手架總承重要求為1.5 t，包含一根頂端0.5 t承重桿和兩根電纜支撐鋼架同高處0.5 t承重桿，上下共需4層工作平臺，如圖13所示。

圖13 腳手架搭設示意圖

電纜終端井下腳手架搭設要求：為配合電纜終端井下部分的移動工作，需搭設相應的腳手架平臺，如圖14所示，距井底2 m高的工作平臺。

3.1.3 拆除CSE氣室內部導體

如圖15所示，拆除CSE氣室頂部蓋板及其側面手孔蓋板。

圖15 CSE氣室內部導體結構示意圖

3.1.4 吊拆CSE氣室外罩

首先，如圖16所示，CSE氣室與ES氣室連接的法蘭面的正上方和正下方兩個位置(圖中A所示)與側面CSE氣室外壁之間的空間距離(圖中距離a所示)過短，不足以將上下兩顆螺栓徹底抽出。因此，需先將該外罩向遠離變壓器側平移約80 mm距離(圖中1所示路徑)，再向上垂直起吊(圖中2所示路徑)。

圖16 CSE氣室與ES氣室連接處示意圖

其次，電纜終端套管置于CSE氣室內，也需整體配合平移。如圖17所示，電纜終端套管和CSE氣室外罩通過過渡法蘭固定在電纜支架上。

最后，電纜終端井下部分也要做相應的配合工作。如圖18所示，需將電纜終端井下固定點處抱箍脫開。

3.2 滲油點修復

3.2.1 初步定位滲油點

電纜終端外部保護層包括黑色絕緣膠帶層(3層PVC膠帶、3層NP-S膠帶、4層FB-W膠帶)和乳白色帶狀強化層(10層玻璃纖維絲帶)，如圖19所示。

圖19 外部保護層示意圖

去除滲油部位外部保護層后觀察封鉛層表面，存在明顯油流痕跡，探傷顯影劑噴涂后漏點清晰可見，可初步定位滲油點，如圖20所示。

圖20 漏點示意圖

3.2.2 取油樣分析

油樣分析主要檢測擊穿電壓和介質損耗因素兩項指標，同時可配合觀察微水量、含氣量指標情況。排油前對A、B、C三相充油電纜的絕緣油進行取樣對比分析，分析結果見表2所示，C相充油電纜內絕緣油油品合格，電纜終端滲油尚且未對電纜內部油品產生影響。

表2 排油前油樣分析值

3.2.3 抽排電纜終端絕緣油

電纜終端的排油過程主要分兩個階段，如圖21所示：

圖21 排油示意圖

第一階段，通過圖中尾管處油閥將電纜終端內絕緣油抽至壓力油罐內，約30～60 min，該階段抽取的絕緣油仍可繼續使用。

第二階段，將上方環氧套管吊拆后，從銅管頂端[如圖21(a)所示]放入一根油管至銅管底部，將尾管內部殘油抽盡，該階段抽取的絕緣油不再使用。

3.2.4 確認漏點并修復

加溫軟化滲油點附近鉛層，削去滲油路徑鉛層至底鉛層附近，鉛封解體后可觀察到滲油點位于主鉛層和底鉛層交界處，如圖22所示，滲油量微小。確認本次滲油原因為鉛層融合不到位，可通過重新搪鉛對滲漏點進行修復從而達到封堵滲油點的目的。

圖22 滲油點示意圖

通過重新搪鉛消除滲油路徑，360° 搪鉛加固，使新、舊鉛熔為一個整體。搪鉛前必須用鋼絲刷去除表面金屬氧化物，搪鉛過程中反復擦拭、充分融合。于此同時將原主鉛層擴大加固(外徑擴大、長度延長)，擴大到外徑+15 mm，加長差+90 mm，如圖23所示。

圖23 主鉛層擴大示意圖

3.3 抽真空注油

分兩條獨立管路對C相電纜終端進行抽真空，如圖24所示。管路1從環氧套管頂端引出，管路2從尾管處油閥處引出。存有絕緣油的壓力油罐預安裝在管路2上，待抽真空完畢后通過此管路注油。

圖24 抽真空管路示意圖

3.4 耐壓試驗

3.4.1 安裝試驗套管

耐壓試驗前需先回裝CSE氣室外罩，并將耐壓試驗套管吊裝至CSE氣室頂端，通過內部導體與電纜終端相連，并在ES氣室側導體斷開處安裝試驗屏蔽罩，如圖25所示。

圖25 耐壓試驗套管安裝示意圖

3.4.2 試驗方法

本次交流耐壓試驗值按設備最高運行電壓318 kV、30 min執行，加壓流程如圖26所示。試驗加壓持續過程中，如無放電、閃絡現象，且耐壓后絕緣與耐壓前相比無明顯變化則判定合格。

圖26 交流耐壓試驗加壓流程

3.5 恢復GIS電纜終端

參考3.1.3小節拆除CSE氣室內部導體步驟對其進行恢復工作?；謴蜌馐覀让媸挚讜r，需更換該處吸附劑。

4 滲油根本原因分析

4.1 滲油路徑分析

如圖27所示，通過解體滲油部位封鉛層可觀察到滲油點位于主鉛層與底鉛層交界點，滲油路徑如圖中油路1所示。

圖27 滲油油路示意圖

波紋鋁護套表面通常會涂一層焊接底料，即底鉛層。若鋁護套表面油污沒有清理干凈，會導致底鉛粘合度不佳。若因底鉛與鋁護套之間存在縫隙而導致滲油，其油路會沿鋁護套波紋面向外滲出，如圖中油路2所示，絕緣油會滲出的點應為鋁護套表面底鉛層末端。

本次滲油路徑為主鉛層與底鉛層之間，且尚未對主絕緣造成破壞，很顯然是電纜終端在安裝過程中現場主鉛層的搪鉛工藝欠缺所引起的。

4.2 作業溫度影響

鉛層之間的溫度差異較大，對搪鉛效果有很大的影響。在搪鉛過程中，如果鉛層受熱不均勻，新澆注上的鉛很難和已經成型的鉛層粘合在一起，形成一個整體，以至于鉛和鉛之間存在縫隙。

如圖28所示，左圖清晰可見鉛層表面有細紋或分層，此便是因為溫度不夠導致鉛的融合不到位引起的。時間一長，尾管內的絕緣油在壓力的作用下會在這些鉛層的縫隙中慢慢形成一條細微的油路向外部滲漏。所以，通常在搪鉛過程中需要持續加熱、反復擦拭使其充分融合，從而達到右圖中光滑完整的效果。作業過程中，可使用紅外點溫儀實時監控鉛層溫度，確保搪鉛作業溫度控制在250～400 ℃。

圖28 搪鉛示意圖

4.3 根本原因

搪鉛工藝管控不嚴格，未實時把控搪鉛作業溫度、觀察鉛層融合情況，導致主鉛層與底鉛層融合不到位。

5 總結

國內很多電纜廠都不具備制作和修復高壓充油電纜的能力，本文對修復過程的詳細拆解，為同類設備同類缺陷的處理提供了一定的檢修思路。

本次缺陷的癥結是搪鉛工藝不到位，消缺方法為對該部位重新搪鉛，但本文不僅重點分析了滲油原因及搪鉛修復工藝相關的內容，同時也詳細介紹了配合此項工作而開展的吊拆GIS電纜終端、抽真空注油、耐壓試驗等工序，這部分內容也是非常具有借鑒意義的。

充油電纜作為電廠SPV重要設備，通過本文的介紹，消除了充油電纜滲油缺陷修復的盲區，視角更注重細節，更有助于檢修人員提高設備維護質量。