千伏及以上高压交联电缆系统故障研究分析

1、千伏及以上高压交联电缆系统故障分析作者:日期:110千伏及以上高压交联电缆系统故障分析一、前言近年来，随着我国城市电网的不断改造，交联聚乙烯电力电缆作为电力 电缆的主流产品已经广泛应用于输电线路和配电网中。北京地区截止到2004年6月投运的220千伏电压等级交联聚乙烯电力电缆83公里，110千伏电压等级交联聚乙烯电力电缆300多公里。全国据不完全统计，已投入运行的110kV及以上的高压电缆线路已经超过1000公里，最高电压等级已达500kV。资料表明：在对全国主要城市126家电力电缆运行维护单位10kV以上的电力电缆（总长度 91000公里）在1997至2001年期间运行状态进行调查 统计和故

2、障原因分析发现，10220kV电力电缆的平均运行故障率由1997年的11.3次/ （100公里 年）逐年下降到 2001年的5.2次/ （100公里 年）， 但相对经济发达国家仍高出约10倍2。电力电缆线路故障率和多数电力设备一样，投入运行初期（15年内）容易发生运行故障，主要原因是电缆及附件产品质量和电缆敷设安装质量问 题；运行中期（525年内），电缆本体和附件基本进入稳定时期，线路运行 故障率较低，故障主要原因是电缆本体绝缘树枝状老化击穿和附件呼吸效应 进潮而发生沿面放电；运行后期（25年后），电缆本体绝缘树枝老化、电 -热老化以及附件材料老化加剧，电力电缆运行故障率大幅上升。二、高压电缆

3、故障分析高压电缆系统故障分类的方法很多，本文按照故障产生的原因进行分类 大致分为以下几类：厂家制造原因、施工质量原因、设计单位设计原因、外 力破坏四大类。下面进行分类介绍：2.1厂家制造原因厂家制造原因根据发生部位不同，又分为电缆本体原因、电缆接头原因、电缆接地系统原因三类。2.1.1电缆本体制造原因因为现在高压电缆制造在原材料及机器设备方面已经成熟，而且电缆在出厂前要进行交流耐压试验，试验标准160千伏，半小时通过为合格（IEC60840标准要求），所以一般电缆本体出现问题的概率比较小。笔者曾经到过 国内好几个电缆厂家进行考察验收，居笔者了解，有了好的设备并不等于就 会有好产品，保证产品质量

4、不仅要有好的设备（国内现在有好几个电缆厂家 的设备都具有国际先进水平），更需要有好的技术人员、操作人员和严格的检验控制，因为在生产过程中杜绝不合格产品很难，不少厂家在生产过程中 都出现过不合格产品，但通过严格的检验可以分析问题，杜绝不合格产品流 入市场，但如果厂家不严格按照规定生产，或者为赶工期进行抢工，那么产 生不合格产品的几率就大大提高。一般在电缆生产过程中容易出现的问题有 绝缘偏心、绝缘屏蔽厚度不均匀、绝缘内有杂质、内外屏蔽有突起、交联度 不均匀、电缆受潮、电缆金属护套密封不良等，有些情况比较严重可能在竣 工试验中或投运后不久出现故障，大部分在电缆系统中以缺陷形式存在，对 电缆长期安全运

5、行造成严重隐患。事故案例 1电缆本体击穿事故，110千伏电缆在竣工后通过了 5分 钟1.7Uo变频交流耐压试验（当时的竣工验收试验标准，后来标准改为1.7Uo60分钟），在投运12小时之后发生电缆本体击穿，分析排除了敷设过程破 坏和外力破坏的可能性，确认为电缆本体缺陷导致击穿，经过多次分析，未 找到击穿具体原因，怀疑为电缆内外屏蔽有突起或杂质，在工厂和现场试验 时电缆绝缘已经部分受损，所以在投运后才会马上出现问题。电缆本体击穿 情况见图一。图一电缆本体击穿情况图事故案例2:哈尔滨地区也发生过电缆本体故障情况，他们为区别是电 缆制造原因还是外力破坏原因还进行了具体试验分析，最后确认为电缆本体 制

6、造冋题。北京地区在执行电缆接头前电缆质量检查中曾经发现过电缆阻水层受潮、绝 缘屏蔽表面有铜屑、铝护套变形、绝缘偏心、绝缘内有杂质、绝缘屏蔽划伤 等问题，多次出现厂家因质量原因退货情况。2.1.2电缆接头制造原因高压电缆接头以前用绕包型、模铸型、模塑型等类型，需要现场制作的工作量大，并且因为现场条件的限制和制作工艺的原因，绝缘带层间不可避 免地会有气隙和杂质，所以容易发生问题。现在国内普遍采用的型式是组装 型和预制型。组装型接头的绝缘部分分为两部分：环氧树脂绝缘筒和预制的 应力锥。为了保证应力锥与环氧树脂绝缘筒和应力锥与电缆绝缘结合界面有 足够的压力，以提高结合面允许的最高场强，在设计了一组用于

7、压紧应力锥 的弹簧压紧装置。预制型接头由富有弹性的硅橡胶或三元乙丙橡胶制成。接 头集改善电场分布的应力锥、导体屏蔽、绝缘屏蔽和接头的主绝缘于一体， 全部在工厂预制成型，由过赢配合来保证结合面的压力；又由于硅橡胶和三 元乙丙橡胶的膨胀系数接近且具有弹性，在运行中当负荷变化、温度变化引 起热胀冷缩时，能自动平衡，不会产生相对位移。电缆接头又分为电缆终端接头和电缆中间接头，不管什么接头形式，电缆接 头故障一般都出现在电缆绝缘屏蔽断口处，因为这里是电应力集中的部位， 因制造原因导致电缆接头故障的原因有应力锥本体制造缺陷、绝缘填充剂问 题、密封圈漏油等原因。事故案例1： 110千伏预制式中间接头击穿事故

8、，运行时间一年，击穿 部位是硅橡胶应力锥。原因分析：这批中间接头在制作过程中预扩充时也发 现过多次应力锥破裂问题，厂家确认部分产品在工厂内硫化过程中出现氯原 子混入的现象导致硅橡胶弹性下降，只要通过预扩充没有破裂的应力锥可以 保证安全运行。在该工程发电将近一年后，发生中间接头击穿故障，解剖发 现应力锥本体开裂，接头发生滑闪放电导致击穿。该项目在2001年进行交流耐压试验时又有两只接头在试验过程中击穿，击穿原因也是应力锥本体开 裂，接头发生滑闪放电导致击穿更进一步证明该公司这批产品质量不稳定。图二应力锥击穿后外观图9图三 电缆表面爬电痕迹图图四 电缆中间接头解剖图图五GIS终端头击穿情况图事故案

9、例2： GIS终端接头击穿事故，运行时间接近两年时间，直接的击穿点在电缆终端内应力锥中间，半导电应力管上方37m m处，电缆线芯与应力锥间放电，应力锥和电缆上各烧出一个18 x 20mm的孔洞，环氧套管被炸成四大块及一些碎片。事故原因分析：因为终端接头出线杆工艺要求包绕 PVC带和VDG绝缘带，PVC带包VDG绝缘带外侧，然后泡在聚异丁烯绝缘油 内，PVC带长时间浸泡后松开脱落，垂入金属应力锥内，导致电场崎变，导 致局放，最终导致接头击穿。福建厦门电业局利用红外测温监测电缆终端瓷 套时也发现了因PVC带脱落导致接头内电场歧变发生局部放电的情况。事故案例3: 220千伏GIS接头击穿事故，运行时

10、间 7年多，击穿部位应力 锥上部，离开绝缘屏蔽末端大约20厘米处，因为应力锥在爆炸时已经炸成碎片，故障分析比较困难，但从终端内填充的硅油已经严重劣化，从清亮状 态变成黄色的块状油脂可以看出终端内发生长期的局部放电，产生局部放电 的原因很多，具体造成局部放电的原因不明，很有可能是绝缘油本身有问 题。图六终端击穿后的情况2.1.3电缆接地系统电缆接地系统包括电缆接地箱、电缆接地保护箱（带护层保护器）、电缆交叉互联箱、护层保护器等部分。一般容易发生的问题主要是因为箱体密 封不好进水导致多点接地，引起金属护层感应电流过大。另外护层保护器参 数选取不合理或质量不好氧化锌晶体不稳定也容易引发护层保护器损坏

11、。因 为箱体密封不好进水导致的问题比较常见，因为护层保护器引起的问题听说 成都供电局曾经遇到过，具体原因不清楚。3施工质量原因因为施工质量导致高压电缆系统故障的事例很多，主要原因有以下几个方面：一是现场条件比较差，电缆和接头在工厂制造时环境和工艺要求都很高，而施工现场温度、湿度、灰尘都不好控制。二是电缆接头施工工艺要求 比较高，一般要求练习三年后才能安装110千伏及以上接头，有些施工队伍水平不高，只经过几天培训就开始施工，有些地方存在盲目施工问题，认为 电缆接头很简单，安全系数高，不会出事。三是电缆施工过程中在绝缘表面 难免会留下细小的滑痕，半导电颗粒和砂布上的沙粒也有可能嵌入绝缘中， 另外接

12、头施工过程中由于绝缘暴露在空气中，绝缘中也会吸入水分，这些都 给长期安全运行留下隐患。四是安装时没有严格按照工艺施工或工艺规定没 有考虑到可能出现的问题。五是竣工验收采用直流耐压试验造成接头内形成 反电场导致绝缘破坏。六是因密封处理不善导致。密封对终端接头来说主要是防止绝缘油渗漏，终端接头漏油问题是困绕各地电缆运行管理部门的主要问题之一，因为一般终端接头都不采用外置油 压补偿装置，所以终端漏油后运行部门不知道内部油量多少，只能加强监测,而且终端内油量减少会导致电场分布的改变，造成电缆内绝缘爬距变化，最 终导致接头击穿。而堵漏技术又很难解决绝缘油渗漏问题，虽然现在各地开 始采用干式终端接头，但因

13、为网大量油终端的存在，终端接头渗漏还将是一 个长期问题。密封对中间接头来说主要是防水问题。南方水位高，不管采用排管、直 埋接头还是沟槽电缆接头都经常泡在水中。北方虽然水位低，但在雨季隧道、排管的接头井内也经常有积水。所以保证中间接头的密封防水性能至关重 要。因为从严格意义上讲，塑料无法保证水分子的侵入，所以北京地区规定 中间接头必须采用金属铜外壳外加PE或PVC绝缘防腐层的密封结构，在现场施工中保证铅封的密实，这样有效的保证了接头的密封防水性能。因施工质量原因造成的严重缺陷一般在投运前的竣工试验时或投运后 一两年内就会出现故障，而一些小的问题可能就成为长期运行的隐患。采用 专业的施工队伍和加强

14、接头安装人员的技术水平和质量意识是减少电缆事 故的重要途径。事故案例1：因安装工艺错误导致 220千伏电缆户外终端发生击穿事故， 击穿部位绝缘屏蔽末端上部，运行时间11个月，接头型式组装式。原因分析：与厂家一起对事故终端进行解剖分析，确认事故原因是顶应力锥的弹簧 机构在安装时被锁死，没有起到保证应力锥与电缆绝缘结合界面有足够的压 力的作用，导致界面压强不够，引发界面放电。图七事故应力锥图图八造成击穿的弹簧机构事故案例2:因安装原因导致110千伏中间接头击穿的事例，接头型式为预制式，运行时间12个月。事故原因分析：厂家制作人员在制作安装预制 接头过程中，套锥扩充工具曾经折损在接头内部，对绝缘表面

15、造成损伤，发 生局部放电。最后导致接头击穿。图九接头击穿位置图事故案例3:因接头尺寸错误原因导致终端接头击穿的事例。具体原因 分析：事故直接原因是绝缘半导电屏蔽剥切尺寸与图纸不符，图纸要求剥切 尺寸为1521毫米，实际剥切尺寸为 1593毫米。造成应力锥半导电部分未与 电缆绝缘半导电屏蔽搭接，应力锥没有起到均匀电场的作用，绝缘屏蔽末端 发生刷状放电，最后导致击穿。图十击穿位置示意图事故案例4： 10千伏电缆在投运几个小时后发生终端接头爆炸事故，击 穿部位应力锥。击穿原因直流耐压试验后马上投运，因反电场造成击穿。图一击穿情况图图十二击穿应力锥解剖情况图事故案例5:因密封处理不善导致GIS终端漏油

16、事故的案例。运行时间两年。事故是因为 GIS电缆仓气压降低后报警发现的。事故原因：电缆终端 出线杆上有一条纵向滑痕，因为GIS内气压比接头内油压高很多，所以SF6气体顺着滑痕进入电缆终端，终端下密封在高气压下失灵，绝缘油全部泻出，GIS电缆仓气压降低后报警。在国内好几个地方都发现因交叉互联系统接线错误导致的电缆护层感 应电流上升的情况，因为现在变电站接地电阻一般很小，而电缆载流量越来 越大，所以交叉互联系统接线错误导致的电缆护层感应电流相当大，笔者曾 经遇到这样的情况，金属护套内感应电流达到300多安培，导致终端尾管接地点发热。至于在电缆敷设过程中侧压力超过要求、电缆弯曲半径过小、刮伤外护 套

17、等情况经常遇到，接头制作过程中电缆处理粗糙电缆表面有剥削绝缘屏蔽 时留下的刀痕、电缆未加热调直、绝缘屏蔽末端有凹坑等情况也时有发生， 这些对电缆系统长期安全运行危害很大，甚至导致电缆系统在一两年内出现 故障图十三电缆弯曲半径过小的情况图十四 电缆处理粗糙的情况123外力破坏随着城市建设的发展，各地外力破坏事故不断增加，一般直埋电缆因为 没有保护所以容易遭受外力破坏，电缆沟槽和隧道内的电缆相对不容易受到 外力破坏。关于直埋电缆被外力破坏的事例很多，大部分情况是被挖断，有 时候也会因为地层下陷导致电缆受到过大的拉力导致击穿事故。对于直埋电 缆被挖断的情况这里不在赘诉，下面介绍三起分别因地层下陷和在

18、电缆隧道 和电缆砖槽内被外力破坏的情况，希望引起电缆管理部门和土建施工单位的事故案例1:广州电缆管理所曾经发生一起由于施工钻桩引起路面严重下陷导致邻近接头击穿的事故，下陷路段恰好在线路走廊内，而且距离故障 点只有50米。经挖开检查发现：在 13米长的范围内，电缆被压成弓形，最 深下弯点距电缆基准面深达1.3米。事故原因分析：当悬空电缆收到一个巨 大的向下压力时，悬空两端的电缆受到一个拉力。由于铝护套受泥土压力不 能移动，因此与铝护套连成一体的预制绝缘体没有发生移位。而电缆导体则6cm的位移，导致由于拉力伸长变形。接头内导体相对于绝缘体发生了前述电场分布发生严重畸变，接头被击穿。4电幟下陷点勺確

19、头H炸处的413事故案例2： 2002年8月北京地区紫竹院两路110千伏电缆被附近施工的土建单位打锚杆时破坏，锚杆打穿隧道侧壁，打坏两路电缆后又打穿另一 侧隧道侧壁，并在回拉锚杆时将一路电缆拉至严重变形。这次恶性破坏对电 自 网造成很大危害，幸亏采取措施及时才未造成更大损失。该事故被电台报道,在社会上引起一定反响，也对土建单位的野蛮施工敲响了警钟。图十五紫竹院外力破坏现场事故案例3: 2002年10月北京黄厂110千伏电缆土建单位在打地锚时 将在电缆砖槽内的电缆打穿，地锚在电缆保护盖板上打了一个洞。幸好线路 负荷不大，而且抢修及时，没有对电网造成危害图十六黄厂外力破坏现场4设计原因在很多地方并

20、没有单独的电缆设计，而是将电缆放在变电设计中，变电 设计由于专业限制大部分对电缆专业知识了解甚少，有些都不知道护层保护 器、电缆接头、交叉互联系统、蛇行敷设等知识的名称，更谈不上选择适合 的参数。我国的电缆设计知识主要是在交流和实践过程中从国际标准和国外 厂家学习来的，一些大的设计院的专业电缆设计部门都在工作中不断总结提 高。我国电缆设计从整体水平而言还亟待提高。事故案例1 :我们在国内某地一电厂处理 110千伏电缆本体故障时发现电缆 系统在设计时竟然没有设计接地点，700多米长的110千伏电缆当作母线设计，在投入运行后的一个多月内，电缆金属护套对地放电，最终导致金属护 套和电缆主绝缘烧穿，损

21、失惨重。事故案例2 :因电缆受热膨胀导致的电缆挤伤导致击穿。发生事故的是110千伏电缆线路，运行时间 4年，电缆敷设在隧道内电缆支架上，近两年电缆 一般在负荷高峰期达到额定负荷的80%左右。事故原因分析：交联电缆负荷高时，线芯温度升高，电缆受热膨胀，在隧道内转弯处电缆顶在支架立面上， 长期大负荷运行电缆蠕动力量很大，导致支架立面压破电缆外护套、金属护 套，挤入电缆绝缘层导致电缆击穿。图十七电缆击穿情况图十八击穿部位特写三、预防措施高压电缆的有些事故是因为电场内存在尖端、毛刺、杂质或水分，事故 发生后这些产生事故的原因都遭到破坏，造成不少事故无法定论。我们只能 从一些表面现象去分析造成事故的可能原因。通过分析事故可以提高制造厂 家的制造水平、施工单位的施工水平、设计部门的设计水平以及运行管理部 门的运行管理水平。因为高压交联电缆在国内起步比较晚，最早投运时间是 1988年，运行时间才16年，绝大部分都是在 1996年以后投运的，运行时间不到8年。按照交联电缆运行寿命 30年考虑并结合国外的一些运行经验， 我国的高压交联电缆还没有进入事故高发期，现在发生的事故很少是因为长 期运行老化导致的，在制造和安装过程中的一些小缺