引言

隨著我國經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展,城市現(xiàn)代化速度不斷加快,高壓電力電纜在電網(wǎng)中的應(yīng)用占比逐漸增大。充油式電纜終端因其結(jié)構(gòu)相對簡單和可靠性較高得到了廣泛應(yīng)用,然而,近年來,充油式電纜終端由于附件結(jié)構(gòu)合理性、附件質(zhì)量、安裝工藝和施工質(zhì)量等因素引發(fā)了不少事故。本文以一起現(xiàn)場實(shí)際的電纜終端絕緣油滲漏事件為切入點(diǎn),分析缺陷原因,闡述現(xiàn)場處理方式,提出對同型號、同結(jié)構(gòu)樣式電纜終端的跟蹤處理措施,以提高設(shè)備運(yùn)行維護(hù)質(zhì)量。

1事件概況

2022年4月,電纜運(yùn)維人員在日常巡視過程中發(fā)現(xiàn)110kk××線V1塔N相電纜終端尾管熱縮套管處有絕緣油滲漏,如圖1所示。查看系統(tǒng)可知,該線路自2021年1月以來一直處于空載狀態(tài),其間開展過B次金屬護(hù)套環(huán)流測量作業(yè),4次紅外測溫作業(yè)(圖2),結(jié)果顯示均無異常。

線路基本資料如表1所示。

2拆解終端分析絕緣油滲漏原因

根據(jù)停電施工作業(yè)安排,由電纜附件廠家人員和施工人員一起對絕緣油滲漏電纜終端進(jìn)行拆解,電纜運(yùn)維人員現(xiàn)場見證,共同查找電纜終端絕緣油滲漏原因。

(1)油位測量。查看裝配圖可知絕緣油油位灌注要求為(230±B0)mm,現(xiàn)場拆開電纜終端上部零件測量絕緣油油位為298mm,絕緣油油位不滿足要求,實(shí)際附件安裝完成時灌注油位為230mm,油位下降68mm。

(2)尾管檢查。打開電纜終端尾管處熱縮套管,發(fā)現(xiàn)封鉛部位存在嚴(yán)重的虛焊開裂情況(圖3),用鉛量明顯少于標(biāo)配材料量,裂縫處充滿絕緣油,終端內(nèi)絕緣油最終從此處向外滲出。

圖3 尾管封鉛虛焊開裂

(3)下法蘭及套管底部密封圈檢查。檢查電纜終端底部法蘭下表面干燥,打開復(fù)合套管觀察底部密封圈完好嵌入相應(yīng)槽位中且干凈無異物,排除因密封圈失效導(dǎo)致絕緣油沿法蘭螺絲滲漏的可能。

(4)應(yīng)力錐檢查。查看裝配圖可知應(yīng)力錐底部與密封套之間采用不銹鋼軟管夾進(jìn)行緊固(圖4),采用銅箔將不銹鋼軟管夾感應(yīng)電流引入密封套,再由尾管處接地線流出。

圖4 應(yīng)力錐底部處理工藝

測量安裝時第一個軟管夾底部高度為152mm,第二個軟管夾底部高度為182mm(圖5)。測量密封套第一個凹槽底部高度為168mm,第二個凹槽底部高度為196mm(圖6)。實(shí)際安裝的第一個軟管夾與其應(yīng)安裝所在的凹槽差16mm,第二個軟管夾與其應(yīng)安裝所在的凹槽差14mm。兩個軟管夾都安裝不到位,使應(yīng)力錐底部與密封套間的密封性能下降。

拆開不銹鋼軟管夾,取出銅箔,測量應(yīng)力錐與密封套間銅箔長度為76mm(圖7),遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過工藝要求的20mm(圖4)。

測量應(yīng)力錐最底部高度為135mm,密封套第二個凹槽頂部高度為208mm,應(yīng)力錐底部高度加銅箔長度為135776+211mm,超過第二個凹槽頂部高度3mm,即使不銹鋼軟管夾鎖緊,在銅箔邊緣處仍然存在連通套管內(nèi)絕緣油與尾管間的滲油通道。

綜合電纜終端拆解過程發(fā)現(xiàn)的問題,推斷出最有可能的絕緣油滲漏通道如圖8所示。

3附件更換

采用經(jīng)過工藝改良后的電纜終端附件更換原絕緣油滲漏電纜終端(圖9),改良后工藝使用硅橡膠圈替換不銹鋼軟管夾且取消銅箔,使應(yīng)力錐底部與密封套間的貼合性和緊密性更好,消除了原有附件結(jié)構(gòu)導(dǎo)致絕緣油滲漏的可能性。

4跟蹤處理措施

(1)梳理同型號、同結(jié)構(gòu)形式電纜終端清單,翻查附件安裝記錄,對照裝配圖檢查施工質(zhì)量,對施工質(zhì)量存疑的電纜終端加強(qiáng)跟蹤管理:

(2)對同型號、同結(jié)構(gòu)形式電纜終端適度提高金屬護(hù)套環(huán)流測量及紅外測溫頻率,并做好結(jié)果比對分析,必要時開展局部放電檢測:

(3)結(jié)合停電任務(wù),對同型號、同結(jié)構(gòu)形式電纜終端進(jìn)行開蓋檢查,查看絕緣油油位情況,若油位降低,則應(yīng)打開尾管查看是否存在絕緣油滲漏情況,如存在絕緣油滲漏情況則應(yīng)及時進(jìn)行消缺處理。