110kV电缆终端绝缘油老化引起的故障分析
山东晋煤明水化工集团有限公司的研究人员李学斌、李会吉，在2015年第1期《电气技术》杂志上撰文，对绝缘油老化引起的一起高压电缆终端故障进行了深入的分析，结合可能造成终端内绝缘油老化的原因，提出了相应的解决办法和一些建议，为高压电缆终端在电力系统中安全、稳定运行提供依据。
随着我国城市电网的不断改造，高压电缆终端已广泛应用于输电线路上。据调查，国内所用电缆终端大部分都需要在套管与应力锥之间充以聚丁烯、聚异丁烯或者硅油之类的绝缘油[1]。可见电缆终端内绝缘油的性能好坏直接关系着电缆线路的安全运行。
通过查阅资料发现：对于绝缘油的研究中，国内学者主要关注应用在变压器等电力设备的各种特性，而应用于电缆终端的绝缘油研究较少[2~5]。
本文主要对运行在110kV电缆终端内的硅油老化状况进行研究，指出引起电缆系统故障的问题所在，以及今后解决的办法和途径，为今后中国高压电缆系统的安全、稳定运行提供参考依据。其中，由于硅油具有卓越的耐热性、电绝缘性和较高的抗压缩性更是广泛被各大生产厂家所亲睐。
1事故现场
2011年8月，某企业110kV电缆系统发生故障，此系统在线运行12年。故障相电缆终端为瓷套电缆终端，其应力锥已炸裂。内部的填充绝缘油为硅油。图1给出了事故现场的电缆状况。从图中可以看到：故障电缆绝缘层外侧在浸泡绝缘油情况下出现大量水树，而在未浸泡绝缘油的情况下未出现水树。
图1 事故现场电缆状况
2测试结果与讨论
表1 试样说明
2.1材料的介电常数、介质损耗
图2 试样的介电常数与温度的关系
图3 试样的损耗角正切与温度的关系
图2和图3试样的介电常数和损耗角正切值与温度的变化关系。从图中可以看出，2#试样的介电常数和损耗值较大。在温度较高（90℃）时，与1#相比，2#试样的介电常数和损耗角正切值明显增大。
材料的介电常数与损耗角正切反映的是材料在电场作用下的极化过程。材料的介电常数与损耗角正切越大，其极化过程越强。因此，可以判定，2#试样极化程度较大。这一现象可能由以下两方面导致：其一是2#中的硅油吸收大量水分子，由于水分子是极性小分子，在施加电场后较容易发生转向，从而使极化强度增大。其二可能是由于2#试样在电缆终端内运行多年，导致硅油老化裂解，大分子链分解成小分子链聚合物，从而增大了2#试样的介电常数与损耗值。
2.2 材料的电阻率及击穿场强
图4 试样的电阻率与温度的关系
图5 试样的击穿场强与温度的关系
试样的电阻率随温度的关系如图4所示。从图4我们可以看出，2#试样的电阻率明显低于1#的，相差约2个数量级。
试样的击穿场强随温度的关系如图5所示。由图可见，2#试样的击穿场强也明显低于1#试样的击穿场强。其中，与1#试样相比，2#试样在30℃时的击穿场强下降了43%，而90℃时的击穿场强也降低了26.5%。
材料的电阻率和击穿场强与材料中的载流子浓度和数量密切相关。2#试样的电阻率和击穿场强较低说明此试样中的载流子（即导电成分）增多，这也可能是由于试样受潮及材料老化裂解导致。
2.3 微水含量
通过对2#试样介电性能的分析，我们可以初步断定2#试样已经老化。为了进一步确定老化的原因，我们对试样进行了微水含量的测试。测试结果见表2。
表2 试样的微水含量
对2种试样的微水含量试验结果进行比较可以得到： 2#试样中的微水含量是1#试样的3.4倍。根据文献描述，绝缘油中的水分增多，不止是极性分子增多，导致介电性能下降，它还能催化绝缘油加速老化。
3绝缘油受潮的原因分析
3.1 安装工艺的影响
电缆终端的安装工艺不当可能会引起绝缘油受潮。如一些电缆附件公司在安装附件时没有对附件抽真空，因此在湿度较高的安装环境下，水分可能凝结在终端套管内壁并进入绝缘油中，使得绝缘油受潮。
目前国内还没有颁布110kV的交联聚乙烯（XLPE）电缆附件安装工艺相关绝缘油的标准，因此电缆终端的生产厂家只能按照其本公司的安装工艺进行安装，而相应的施工单位也没有参考依据，无法确定一个较为恰当的安装工艺（如对施工现场的温度、湿度的控制等），这就很容易造成绝缘油受潮等问题，给电力系统的安全稳定运行留下隐患。
3.2终端密封的影响
电缆终端密封不良也会造成电缆终端内的绝缘油受潮。电缆终端的密封主要分两部分：即密封圈和防水带材。金属零件之间的密封主要靠密封圈，其成份主要是各种橡胶（如丁基橡胶、乙丙橡胶和丁氰橡胶等），密封圈的密封效果主要体现在材料的弹性，有些密封圈的材料在未老化前的弹性较为优越，运行一段时间后就会老化，而老化后的弹性会迅速降低，这就会使金属零部件之间的密封性能变差。
电缆终端的出线杆的密封处理是密封圈进行密封的，当出线杆不是直着通过密封部位时，由于密封圈受力的不均匀性，会造成局部的密封不严现象，特别是电缆运行中的呼吸作用增大了该处进潮的可能性。潮气的进入特别容易在油和瓷件以及油和电缆绝缘间的界面中聚集，形成通道。
这一点可以在图1所示的现场事故照片中清楚地表现出来，图1中电缆绝缘表面的水树正是由于潮气聚集在此，在高电场的作用下，通过12年的运行积累，最终形成大量的从绝缘表面向内发展的水树，目前水树的平均长度已达到1.5mm的长度。
3.3绝缘油本身的性能
绝缘油在电缆终端的作用主要是填充套管内部空间，使得应力锥等重要部件侵入其中，防止受潮，可见绝缘油的绝缘性能在电缆终端安全稳定运行的过程中担负着至关重要的作用。如果绝缘油本身的性能不佳，如介电性能、老化性能、防水性不佳，那么就会引起电缆终端运行异常甚至发生击穿爆炸等事故。
从前述试验结果可以看到，经过12年的运行，绝缘油的电阻率已经有较大的下降，达到2个数量级，同时，击穿强度下降了近一半。在这样的情况下，原有的设计已经发生变化，应力锥中的运行场强进一步加强，可能已经达到缺陷处最高能够耐受的极限，最终发生故障。
4 结论
近几年，110kV高压电缆系统的实际安装与运行过程中，由于绝缘油绝缘性能降低引起的高压电缆终端异常发热甚至击穿爆炸等事故屡屡发生，尽管电缆终端内绝缘油一般都具有良好的化学稳定性、电缘性和耐候性，粘度范围广，凝固点低，疏水性能好等优点，但随着中国电力行业的不断发展，高压电缆终端的电压等级不断提高，目前国内各个厂家生产的绝缘油性能是否能满足新环境的要求，这一点有待于进一步研究；同时，在电缆终端长期运行时，其安装工艺质量对运行的影响进一步显现出来。
因此，应该对电缆终端内绝缘油的绝缘状况进行密切关注，增加相关现场非破坏性测量手段，及时发现问题，才能保证设备的运行安全。也只有生产单位、施工单位及使用单位共同关注，才能彻底解决因绝缘油造成的运行事故。