摘要：本文主要针对10kV电缆终端的故障原因及处理措施展开了分析，通过结合具体的工程实例，对试验的情况作了详细的说明，对故障情况作了系统的论述，并给出了系列的处理措施，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴，
关键词：10kv电缆；故障原因；处理措施
0 引言
10kV配电网线路直接接入用户端，对保证电力用户供电有着极为重要的意义。但是10kv电缆终端却不时存在着故障，需要我们及时采取措施做好处理，以保障10kv配电网的供电质量。基于此，本文就10kV电缆终端的故障原因及处理措施进行了分析，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
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。
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，故不存在老化问题，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。
试验时间为2011-8-18，环境温度26℃，相对湿度65%。对H6配线柜的进线电缆测量绝缘电阻采用了胜利VC60E+数字绝缘电阻表，5000V档。电缆另一端头在室外露天处，采取安全措施并派人看守后进行绝缘电阻测量。A/BC及地为55MΩ，B/AC及地为56GΩ，C/AB及地为70GΩ，A相绝缘电阻值严重偏低。擦拭电缆两端绝缘，并采取屏蔽措施后复测，各相绝缘电阻值变化不大。由于是新敷设电缆，怀疑电缆头受潮的可能性较大。
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、考核的目的也不同。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。直流耐压试验则施压较高，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发生击穿，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，一般直流耐压和泄漏电流测量同时进行。
如果电缆绝缘受潮或存在严重的贯穿性缺陷，直流泄漏电流在外施较低电压下就会较大，并随试验电压升高急剧增大，且在某个电压下会随加压时间的延长而增大或出现不稳定现象。
绝缘电阻测量完毕后，为进一步查明缺陷，对H6配线柜的进线电缆施行了直流耐压及泄漏电流测量，试验环境参数与绝缘电阻测量相同。采用的直流电源为ZGF-200成套直流高压发生器。对于新安装电缆，最大直流耐压值Us控制为37kV，负极性加压，微安表接于高压侧。专用的数字微安表采用了金属屏蔽罩屏蔽，微安表到被试品的引线采用金属屏蔽线屏蔽。为简化接线，对电缆两端头未采取屏蔽措施。
试验时在0.25Us、0.5Us、0.75Us下各停留1min，泄漏电流值见表1。第一次试验时A/BC及地的泄漏电流数据异常偏大，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相做试验，C/AB及地的泄漏电流在耐压试验2min之前都正常，电流仅为十几个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，遂停止试验。
表1 直流耐压及泄漏电流测量数据.png)
再次对A相进行试验，泄漏电流起始值就较大，为70μA，在升压过程中虽然增大但没有出现迅速攀升现象。遂将电压升至耐压值，电流基本在170μA左右小幅波动。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，没有继续对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。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。原来在制作电缆头前几天，当地曾经下场暴雨，地下配电室地板上有较厚积水0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上，在地面积水后致使电缆端头进水。
之后工作人员未按正确工艺处理电缆端头进水缺陷，简单锯掉几米电缆后没有采取控水、烘干的处理措施，就直接制作了热缩头，电缆头内部可能存水致使交接试验不合格。
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）。
图1 工作人员在划开热缩外护套.png)
图2 热缩外护套靠接线鼻子内侧放电痕迹.png)
图3 热缩外护套内部的积水.png)
图4 热缩外护套内部的树枝状放电痕迹.png)
图5 电缆主绝缘端头处的树枝状放电痕迹.png)
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
图6 控水一天后电缆外护层内部的水分.png)
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25℃，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。
表2 故陣处理后绝缘电阻、直流耐压及泄漏电流测量数据.png)
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XLPE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XLPE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。
（3）XLPE绝缘电阻很高，直流耐压时所注人的电子不易散逸，引起电缆中电场发生畸变，因而更易被击穿。
（4）直流电压分布与实际运行电压不同，直流试验合格的电缆，投运后在正常工作电压下也可能发生绝缘故障。
相反的观点则认为：直流试验所需仪器轻便、容量小，接线和操作简单，造价低，非常适合现场实力一般的电建、检修或运行单位采用。
正因为此，很多规程并没用严格禁止采用直流耐压试验，而是有条件地规定了使用范围。有的运行单位将XLPE电缆的直流耐压试验从常规性预防性或交接试验改为鉴定性试验，即当其他预防性试验项目发现问题而又无法判断电缆能否投运时，才进行直流耐压试验。
5 结语
综上所述，10kV电缆的安全运行直接关系着电网的安全稳定运行和电力企业的经济效益，但是10kv电缆终端却会存在故障，影响着电缆的稳定运行。因此，我们亟需要采取有效的措施做好故障的处理，以保障10kv电缆的稳定供电及质量。
参考文献：
[1]唐钜德.10KV电缆的故障分析及施工处理[J].城市建筑.2014（04）.
[2]杨建.10kV电力电缆施工故障和防范措施剖析[J].企业技术开发月刊.2015（34）.
论文作者:林中海,贝嘉鹏,王照荣
论文发表刊物:《基层建设》2016年13期
论文发表时间:2016/10/17
标签：电缆论文; 耐压论文; 电流论文; 测量论文; 护套论文; 电阻论文; 电压论文; 《基层建设》2016年13期论文;