10kV电缆终端故障情况分析及处理措施

2017-06-16陈浩年

科学与财富 2017年17期

关键词：电缆头端头耐压

陈浩年

（东莞供电局广东东莞 523000）

摘要：本文结合具体试验，通过对10kV电缆故障的情况分析，详细阐述了故障检测中的直流耐压及泄漏电流试验，提出了具体的处理措施，以提高电网配电线路的运行水平和供电可靠性。

关键词：10kV电缆；测量；故障处理

0 前言

随着近年来城市供电量的稳步增长，配电线路作为电力系统的重要组成部分，对其安全可靠的运行要求越来越高。本文所举例子为某一处新敷设的电缆设备，在完成其施工后经测量发现，其绝缘电阻A/BC及地严重偏低，另外两相基本正常，通过检査电缆整体以及电缆头外部情况并无异常，结合进行的直流耐压及泄漏电流试验可得，该故障产生原因为终端进水，现对其故障分析及处理措施作相关浅析。

1 试验情况

交联聚乙烯电缆属于橡塑绝缘电力电缆，由于其优点突出，目前已经成为现场应用的主流电缆。根据GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，10kV配电电缆交接试验主要项目有绝缘电阻测量、直流耐压试验及泄漏电流测量、交流耐压试验、检査电缆两端的相位等。当不具备条件时，额定电压U0/U为18/30kV及以下电缆，允许用直流耐压试验及泄漏电流测量代替交流耐压试验。

所谓不具备条件是指，由于一般电缆较长，其电容量较大，如果采用交流耐压试验，所需的试验电源容量也较大，在现场试验时可能无法满足要求。因此目前很多单位在对交联电缆施行交接或预防性试验时，采用了直流耐压试验和泄漏电流测量来代替交流耐压试验=因为直流试验不需很大的电源容量。但直流电压对交联聚乙烯绝缘有积累效应，试验后将在电缆绝缘中残余一定的电荷，将电缆投入使用后，会增大击穿的可能，影响绝缘寿命。且直流试验的等效性不如交流，故很多规程规定，35kV及以上电压等级的交联电缆只能施行交流耐压，不能施行直流耐压试验。

2 故障情况及分析

判明存在的问题后，决定剥开电缆头检查具体情况。图1为工作人员在划开A相终端头外护套。剥开后电缆内部进水及绝缘受损情况如图2至图5所示（均为A相）。

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，内部的水分引起严重放电，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，且出现很深的一道裂纹，绝缘损伤严重。图2、图4中热缩护套内表面，图5中主绝缘端头处的树枝状放电，从形状上看很像交联电缆绝缘中经常出现的水树放电、电树放电，但笔者认为这是完全不同的。

交联电缆长期浸泡在水中或处在湿度很大的环境下，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。但无论是那种机理，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，电缆并没有投人运行，因此不会发展为水树。当然也更不会形成电树放电。

放电的真正原因如下：电缆端部进水后，由于工作人员没有进行烘干处理，绝缘各层之间残留有不少水分。在电缆穿人配电柜固定后及制作电缆过程中，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。结果就是在直流耐压试验时，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高，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。

图5处的树枝状放电原因与上面分析基本相同，也是沿面放电引起的，因为端头更容易积聚水分，且电场分布更不均匀。至于端头绝缘表面那道横向的深沟，是由于工作人员制作电缆头时剥切电缆不小心划伤了绝缘，没有严格按要求重新剥切电缆，积聚大量的水分后放电严重而损伤的。

C相绝缘在试验中开始正常，在耐压试验过程中泄漏电流突然增大，是由于进水不多。耐压试验到一定时间后，某处积聚一定量的水分后引起沿面放电，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，决定把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，把水分控干、干燥后再重新制作电缆头。图6为经过一天控水后，剥开的电缆外护层内部积聚的水分，表明内部进水很严重。继续控水一天，考虑电缆长度余量足够又截掉了一米，冲洗剥切电缆头。为慎重起见，剥切电缆后制作热缩头前，电缆头裸露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，才重新制作了热缩头。完毕后再次试验，上述试验项目均合格。

试验日期为2011-8-20，温度25T，相对湿度68%。试验时室外阴天有零星小雨，电缆另一头在室外露天放置。具体数据见表2。

由表2中数据可以看出，A相、C相泄漏电流值还是偏大一些，且各相在耐压试验时间较长时（3min），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 建议及讨论

4.1 电缆敷设

敷设各种电缆应严格按照施工工艺和规范要求，在敷设完成后可靠密封电缆端头，以免进水或受潮。本次故障主要原因就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，在下雨后又没有及时采取补救措施，才导致电缆端头进水。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

电缆头制作人员应提高责任心和规范意识，在明知电缆进水情况下，没有采取切实的除潮、除水措施，仅仅锯掉两米电缆就盲目地认为没有问题，匆忙制作电缆头，结果导致电缆头试验不合格，既耽误了时间也浪费了人力和物力。

4.3 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适合的。

这种观点主要有：

（1）由于×LPE绝缘的积累效应，直流耐压试验后绝缘中将残余一定的直流电压，大大增加了电缆投运后击穿的可能。

（2）长期运行时×LPE绝缘中逐步形成水树枝、电树枝，使绝缘老化，并伴随着整流效应。这种效应使直流耐压试验时，在树枝端头积聚的电荷难以消散，进而加剧电缆树枝化。