10kV交联电缆线路的故障分析及处理措施

赖嘉豪

摘 要：交联电力电缆因其使用优势明显而被广泛应用，避免其故障出现是一项重要的工作。为了降低交联电缆运行故障率，保障其安全运行，分析了一起10 kV交联聚乙烯电缆的故障原因，并提出了防止电缆故障的具体建议及对策，以期为相关实践提供参考。

关键词：交联聚乙烯电缆；运行管理；电缆故障；电缆终端

中图分类号：F407.61 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.18.123

近年来，随着我国城市电网的不断改造，交联聚乙烯绝缘电力电缆以其优越的电气性能、耐热性能和机械特性得以迅速发展，广泛应用于输电线路和配电网中，成为电缆中用途最广、用量最大的产品之一。但由于载流能力强、电流密度大、缺乏完善的电缆运行管理制度等，电缆故障频频发生，造成了较大的经济损失，直接威胁着电网的安全运行。因此，如何预防和处理各种电缆故障，对电缆日常运行维护实施有效的管理，是相关单位面临的一大问题。

1 试验情况

1.1 绝缘电阻测量

绝缘电阻测量是指测量电缆的主绝缘电阻，通常可以检查电缆绝缘是否老化、受潮，以及耐压试验中暴露出来的绝缘缺陷。由于被试电缆均为新敷设电缆，因此，不存在老化问题。该项目主要用于判断电缆主绝缘是否受潮、是否存在贯穿性的导电通道、电缆头是否进水、电缆终端制作质量是否良好等。

1.2 直流耐压及泄漏电流试验

直流耐压试验与泄漏电流测量所施加的电压不同、加压时间不同、考核的目的不同。泄漏电流测量属于绝缘特性试验，施压较低，不会损伤绝缘，通过测量流过绝缘内部的电导电流判断绝缘的特性和缺陷情况；直流耐压试验施压较高，直接检验绝缘的耐受情况，可检查出危险性较大的集中性缺陷，绝缘可能受到损伤甚至击穿，因此，属于破坏性试验的一种。由于二者的试验原理完全相同、接线基本相同，一般情况下，直流耐压和泄漏电流测量会同时进行。

试验时，在0.25Us、0.5Us、0.75Us下各停留1 min，泄漏电流值如表1所示。第一次试验时，A/BC及地的泄漏电流数据异常大，升至0.75Us时停止试验，降压、断电并放电。结合绝缘电阻测量数据，初步判断A相绝缘存在较严重的受潮缺陷。对C相进行试验，C/AB及地的泄漏电流在耐压试验2 min之前正常，电流仅为十几μA。但在耐压试验第三分钟时电流突然增大，且出现大范围摆动，进而停止试验。

再次对A相进行试验，泄漏电流起始值较大，为70 μA。在升压过程中，电流值虽然在增大，但没有出现迅速攀升的现象。因此，将电压升至耐压值，电流基本为170 μA。这个数值要比正常交联电缆的泄漏电流大很多。根据A相、C相的情况，未继续对B相进行试验。

经分析数据认为，电缆绝缘内部可能出现较为严重的放电通道或严重受潮的现象。在与电缆头制作人员沟通后，了解到的情况证实了这种判断。以往，在制作电缆头的前几天，当地曾出现了暴雨天气，地下配电室地板上有较深的积水。工作人员敷设完电缆后，未认真密封电缆端头，简单地用塑料布包裹后扔在了地板上，在地面积水后导致电缆端头进水。

1.3 谐振交流耐压试验

当所试验的电缆较长时，以导体标称截面240 mm2的交联聚乙烯电缆为例，假设电缆长度为1 km，额定电压为8.7/10 kV，单相电容量为0.343 μF/km。根据规程中的要求，其交接试验的耐压水平为17.4 kV，采用工频耐压方法，则试验变压器容量需达到94 kVA。

由此可见，不可能提供功率满足要求的试验电源和试验变压器。因此，工程中常采用串联谐振的方法来对大电容电缆进行交流耐压试验。串联谐振试验装置又分调感式和调频式。我公司目前选用的是上海思源电气公司生产的VFS串联谐振成套装置，其属于常用的调频方式，接线原理如图1所示。

利用谐振电抗器和试品等值电容发生串联谐振，从而在试品上获得品质因数Q倍的励磁电压，最终达到减容耐压目的。

2 故障情况分析

找到存在的问题后，决定剥开电缆头检查具体情况。由于冷缩中间接头剥切长度较短，因此，应使施工和操作工艺要求更高、更严格。由于其应用时间较短，对该项新工艺的操作掌握存在很大的不足。在剥切电缆半导体屏蔽层时，刀痕过深，导致主绝缘层表面有伤痕，易积存气隙。热缩电缆头与传统电缆附件相比，具有体积小、重量轻、安全、可靠、安装方便等特点。其符合GB 11033标准，长期使用温度范围为-55～105 ℃，寿命长达20年。

从检查情况看，A相电缆头端部进水较多，在经过两次耐压试验后，内部水分引起了严重放电现象，热缩护套内部出现树枝状放电痕迹，已经龟裂、受损。电缆端部主绝缘也产生了树枝状放电痕迹，出现了一道裂纹，绝缘损伤严重。

交联电缆长期浸泡在水中或处在湿度较大的环境中，运行时绝缘会吸收环境中的水分，在电场作用下在绝缘中产生大量水树，并逐渐使绝缘老化。当水树达到饱和时，绝缘性能和机械性能急剧下降，转化为电树，介质损耗迅速增大，最终导致绝缘击穿。目前，国内外研究水树生长机理的理论及观点很多，得到广泛认同的主要有应力作用、化学势作用等。但无论采用哪种机理，水树生长的方向都是沿电缆径向发展的，且本次试验的电缆是新安装的电缆，并不存在长期吸潮的问题，即使端部进水，时间也仅有几天，电缆并没有投入运行，因此，不会发展为水树，也不会形成电树放电。

放电的真正原因为：电缆端部进水后，由于工作人员未进行烘干处理，绝缘各层之间残留有较多的水分。在电缆穿人配电柜固定后及制作电缆的过程中，端头始终下垂，水分倒流积聚在端部，在部分位置形成了连续的水膜。水为强极性介质，直流耐压试验时，在外电场作用下含水的电缆绝缘各层界面电场分布严重畸变，界面电阻下降，产生大量导电离子，激发界面沿面放电。在直流耐压试验中，A相泄漏电流随电压升高迅速增大，且强烈的放电导致试验过程中泄漏电流大幅摆动。由于试验时外施电压较高、时间较长，导致这种沿面放电能量较大，使热缩外护套内部水分较多处和端头处发生龟裂，产生树枝状的放电痕迹。

树枝状放电原因与以上分析基本相同，也是沿面放电引起的。由于端头更易积聚水分，且电场分布更不均匀。端头绝缘表面的横向深沟是因工作人员制作电缆头时剥切电缆不小心划伤了绝缘、未严格按要求重新剥切电缆，积聚大量的水分后产生了放电现象。

C相绝缘在试验中处于正常状态，但在耐压试验过程中泄漏电流突然增大。耐压试验开始一段时间后，某处积聚一定量的水分后引起了沿面放电，导致泄漏电流急剧增大并大幅度摆动。

3 故障处理

由于进水严重，决定将三相热缩头全部剥开拆掉，使电缆头下垂，用螺丝刀适度撑开电缆外护层，将水分控干，干燥后重新制作电缆头。经过1 d控水后，剥开的电缆外护层内部积聚有水分，表明内部进水严重；继续控水1 d，考虑电缆长度余量足够又截掉了1 m，冲洗剥切电缆头。为了安全起见，剥切电缆后制作了热缩头前，电缆头在裸露的情况下进行了绝缘电阻测量、泄漏电流测量和直流耐压试验。基本合格后，重新制作了热缩头，再次试验，上述试验项目均合格。

试验日期为2011-08-20，温度为25 ℃，相对湿度为68%.试验时室外天气为阴天，有零星小雨，电缆另一头在室外露天放置，具体数据如表2所示。

由表2中数据可以看出，A相、C相泄漏电流值偏大，且各相在耐压试验时间较长时（3 min），泄漏电流均达到或接近最大值，表明内部仍然有一定的水分。虽然交接试验可以认为合格，但在运行中应注意多观察、巡视。

4 相关建议

4.1 电缆敷设敷

各种电缆应严格按照施工工艺和规范要求敷设，在敷设完成后可密封电缆端头，以免进水或受潮。本次故障的主要原因是施工人员技术水平和规范操作的意识较差，认识不到电缆头密封的重要性，在下雨后又未及时采取补救措施，导致电缆端头进水。电气安装、检修公司等部门应该从中汲取教训。

4.2 电缆头制作

电缆头制作人员应增强自身的责任心和规范意识，在明知电缆进水情况下，未采取除潮、除水措施，仅锯掉2 m电缆就盲目地认为不存在问题，匆忙地制作电缆头，导致电缆头试验不合格，这样既耽误了时间，也浪费了人力和物力。

交联电缆试验XLPE电缆交接或预防试验的直流耐压试验项目一直存在较大争议。由于XLPE绝缘具有的特殊性质，多数研究人员认为进行直流耐压试验可能是不合适的。长期运行时XLPE绝缘中逐步形成了水树枝、电树枝，导致绝缘老化，并伴随有整流效应。这种效应导致树枝端头积聚的电荷难以消散，进而加剧电缆树枝化。

5 结束语

综上所述，10 kV交联电缆的故障大部分发生在电缆接头部位，它是电缆线路运行的最薄弱环节，也是我们避免电缆线路故障发生的关键。保障交联电缆线路的安全、可靠运行，是个多方面、多环节的问题，关键在于做好前期的预防措施，从选型、设计、安装和运行管理等各环节人手，从根本上降低电缆故障率，保障电网的安全运行。

参考文献

[1]孔祥星.10 kV交联电缆线路的故障分析及防范措施[J].城市建设理论研究，2011（23）.

〔编辑：张思楠〕