10kV電纜終端故障情況分析及處理措施

陳浩年

（東莞供電局 廣東東莞 523000）

摘 要：本文結合具體試驗，通過對10kV電纜故障的情況分析，詳細闡述了故障檢測中的直流耐壓及泄漏電流試驗，提出了具體的處理措施，以提高電網配電線路的運行水平和供電可靠性。

關鍵詞：10kV電纜；測量；故障處理

0 前言

隨著近年來城市供電量的穩步增長，配電線路作為電力系統的重要組成部分，對其安全可靠的運行要求越來越高。本文所舉例子為某一處新敷設的電纜設備，在完成其施工后經測量發現，其絕緣電阻A/BC及地嚴重偏低，另外兩相基本正常，通過檢査電纜整體以及電纜頭外部情況并無異常，結合進行的直流耐壓及泄漏電流試驗可得，該故障產生原因為終端進水，現對其故障分析及處理措施作相關淺析。

1 試驗情況

交聯聚乙烯電纜屬于橡塑絕緣電力電纜，由于其優點突出，目前已經成為現場應用的主流電纜。根據GB50150-2006《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》，10kV配電電纜交接試驗主要項目有絕緣電阻測量、直流耐壓試驗及泄漏電流測量、交流耐壓試驗、檢査電纜兩端的相位等。當不具備條件時，額定電壓U0/U為18/30kV及以下電纜，允許用直流耐壓試驗及泄漏電流測量代替交流耐壓試驗。

所謂不具備條件是指，由于一般電纜較長，其電容量較大，如果采用交流耐壓試驗，所需的試驗電源容量也較大，在現場試驗時可能無法滿足要求。因此目前很多單位在對交聯電纜施行交接或預防性試驗時，采用了直流耐壓試驗和泄漏電流測量來代替交流耐壓試驗=因為直流試驗不需很大的電源容量。但直流電壓對交聯聚乙烯絕緣有積累效應，試驗后將在電纜絕緣中殘余一定的電荷，將電纜投入使用后，會增大擊穿的可能，影響絕緣壽命。且直流試驗的等效性不如交流，故很多規程規定，35kV及以上電壓等級的交聯電纜只能施行交流耐壓，不能施行直流耐壓試驗。

2 故障情況及分析

判明存在的問題后，決定剝開電纜頭檢查具體情況。圖1為工作人員在劃開A相終端頭外護套。剝開后電纜內部進水及絕緣受損情況如圖2至圖5所示（均為A相）。

從檢查情況看，A相電纜頭端部進水較多，在經過兩次耐壓試驗后，內部的水分引起嚴重放電，熱縮護套內部出現樹枝狀放電痕跡，已經龜裂、受損。電纜端部主絕緣也產生了樹枝狀放電痕跡，且出現很深的一道裂紋，絕緣損傷嚴重。圖2、圖4中熱縮護套內表面，圖5中主絕緣端頭處的樹枝狀放電，從形狀上看很像交聯電纜絕緣中經常出現的水樹放電、電樹放電，但筆者認為這是完全不同的。

交聯電纜長期浸泡在水中或處在濕度很大的環境下，運行時絕緣會吸收環境中的水分，在電場作用下在絕緣中產生大量水樹，并逐漸使絕緣老化。當水樹達到飽和時，絕緣性能和機械性能急劇下降，轉化為電樹，介質損耗迅速增大，最終導致絕緣擊穿。目前國內外研究水樹生長機理的理論及觀點很多，得到廣泛認同的主要有：應力作用、化學勢作用等。但無論是那種機理，水樹生長的方向都是沿電纜徑向發展的。且本次試驗的電纜是新安裝電纜，并不存在長期吸潮的問題。即使端部進水，時間也僅有幾天，電纜并沒有投人運行，因此不會發展為水樹。當然也更不會形成電樹放電。

放電的真正原因如下：電纜端部進水后，由于工作人員沒有進行烘干處理，絕緣各層之間殘留有不少水分。在電纜穿人配電柜固定后及制作電纜過程中，端頭始終下垂，水分倒流積聚在端部，在部分位置形成連續的水膜。水為強極性介質，直流耐壓試驗時，在外電場作用下含水的電纜絕緣各層界面電場分布嚴重畸變，界面電阻下降，產生大量導電離子，激發界面沿面放電。結果就是在直流耐壓試驗時，A相泄漏電流隨電壓升高迅速增大，且強烈的放電導致試驗過程中泄漏電流大幅擺動。由于試驗時外施電壓較高、時間較長，導致這種沿面放電能量較高，使熱縮外護套內部水分較多處和端頭處發生龜裂，產生樹枝狀的放電痕跡。

圖5處的樹枝狀放電原因與上面分析基本相同，也是沿面放電引起的，因為端頭更容易積聚水分，且電場分布更不均勻。至于端頭絕緣表面那道橫向的深溝，是由于工作人員制作電纜頭時剝切電纜不小心劃傷了絕緣，沒有嚴格按要求重新剝切電纜，積聚大量的水分后放電嚴重而損傷的。

C相絕緣在試驗中開始正常，在耐壓試驗過程中泄漏電流突然增大，是由于進水不多。耐壓試驗到一定時間后，某處積聚一定量的水分后引起沿面放電，導致泄漏電流急劇增大并大幅度擺動。

3 故障處理

由于進水嚴重，決定把三相熱縮頭全部剝開拆掉，使電纜頭下垂，用螺絲刀適度撐開電纜外護層，把水分控干、干燥后再重新制作電纜頭。圖6為經過一天控水后，剝開的電纜外護層內部積聚的水分，表明內部進水很嚴重。繼續控水一天，考慮電纜長度余量足夠又截掉了一米，沖洗剝切電纜頭。為慎重起見，剝切電纜后制作熱縮頭前，電纜頭裸露情況下進行了絕緣電阻測量、泄漏電流測量和直流耐壓試驗，基本合格后，才重新制作了熱縮頭。完畢后再次試驗，上述試驗項目均合格。

試驗日期為2011-8-20，溫度25T，相對濕度68%。試驗時室外陰天有零星小雨，電纜另一頭在室外露天放置。具體數據見表2。

由表2中數據可以看出，A相、C相泄漏電流值還是偏大一些，且各相在耐壓試驗時間較長時（3min），泄漏電流均達到或接近最大值，表明內部仍然有一定的水分。雖然交接試驗可以認為合格，但在運行中應注意多觀察、巡視^

4 建議及討論

4.1 電纜敷設

敷設各種電纜應嚴格按照施工工藝和規范要求，在敷設完成后可靠密封電纜端頭，以免進水或受潮。本次故障主要原因就是施工人員技術水平和規范操作的意識較差，認識不到電纜頭密封的重要性，在下雨后又沒有及時采取補救措施，才導致電纜端頭進水。電氣安裝、檢修公司等部門應該從中汲取教訓。

4.2 電纜頭制作

電纜頭制作人員應提高責任心和規范意識，在明知電纜進水情況下，沒有采取切實的除潮、除水措施，僅僅鋸掉兩米電纜就盲目地認為沒有問題，匆忙制作電纜頭，結果導致電纜頭試驗不合格，既耽誤了時間也浪費了人力和物力。

4.3 交聯電纜試驗

XLPE電纜交接或預防試驗的直流耐壓試驗項目一直存在較大爭議，由于XLPE絕緣的特殊性質，多數研究人員認為進行直流耐壓試驗可能是不適合的。

這種觀點主要有：

（1）由于×LPE絕緣的積累效應，直流耐壓試驗后絕緣中將殘余一定的直流電壓，大大增加了電纜投運后擊穿的可能。

（2）長期運行時×LPE絕緣中逐步形成水樹枝、電樹枝，使絕緣老化，并伴隨著整流效應。這種效應使直流耐壓試驗時，在樹枝端頭積聚的電荷難以消散，進而加劇電纜樹枝化。

（3）XLPE絕緣電阻很高，直流耐壓時所注人的電子不易散逸，引起電纜中電場發生畸變，因而更易被擊穿。

（4）直流電壓分布與實際運行電壓不同，直流試驗合格的電纜，投運后在正常工作電壓下也可能發生絕緣故障。

相反的觀點則認為：直流試驗所需儀器輕便、容量小，接線和操作簡單，造價低，非常適合現場實力一般的電建、檢修或運行單位采用。

正因為此，很多規程并沒用嚴格禁止采用直流耐壓試驗，而是有條件地規定了使用范圍。有的運行單位將XLPE電纜的直流耐壓試驗從常規性預防性或交接試驗改為鑒定性試驗，即當其他預防性試驗項目發現問題而又無法判斷電纜能否投運時，才進行直流耐壓試驗。

5 結語

綜上所述，10kV電纜線路的故障涉及方方面面的原因，其中氣候、外力和管理因素是配網故障停電的主要原因，管理人員需要不斷提高重視程度，加強管理，防范措施合理到位，在出現故障時及時采取有效的檢測方法，結合合理有效的處理措施進行處理，才能有效地減少事故，確保供電安全。

參考文獻：

[1]楊琦.10kV配電線路故障分析及對策[J].科技與企業.2013（02）.

[2]諶文華.27.5kV交聯聚乙烯電纜終端頭制作與試驗技術[J].科技資訊.2012（05）