高压电力电缆典型缺陷分析

王连辉，张世炼

(国网福建省电力有限公司，福建 福州 350001)

0 引言

随着城市化的发展，以架空线路为主的电力网络不足以满足核心区域的用电需求，架空线路的缆化入地显得尤为重要，电缆入地不仅大幅度提升了周边供电的可靠性,同时也进一步美化了城市空间、道路景观[1]。然而伴随着电缆的广泛应用，电缆故障数量也随之攀升。其中，高压电力电缆故障因其停电范围广、故障修复时间长等原因，对电网健康运行和居民正常生活的影响尤为严重[2]。

1 电缆及其附件典型缺陷分析

高压电力电缆护层接地方式主要包括单端接地、两端接地、交叉互联接地等。交叉互联接地方式利用电缆三相护层换位连接的方式削弱护层上的感应总电压，从而有效抑制护层上的感应电流，因此被广泛应用于长距离电缆输电系统中[3]。然而交叉互联接地方式在实际工程中，受各种条件制约，往往难以实现理想状态下的交叉互联接地，施工过程可能难以满足设计段长平衡要求，出现电缆段长不均匀问题，导致接地环流不平衡乃至超标。

1.1 安装工艺质量差

某变电站110 kV 及以上高压电力电缆采用单芯结构，工作电流产生的交变磁场将在金属护层上产生感应电流，若护套通过大地形成通路，金属护层上将产生接地环流。接地环流超标(环流值大于50 A 或超过负荷电流的20 %或相间最大值/最小值大于3)不仅影响电缆载流量和使用寿命，环流引起的严重发热会烧毁接地线或接地箱，消缺不及时可能会引发恶性电网事故[4]。

由某变电站电缆护层接地电流实测值(见表1)可知，接地环流不平衡问题主要由电缆段长不均匀引起，通过把交叉互联系统接线方式改为金属屏蔽层一端直接接地、另一端通过保护器接地方式后护层电流恢复正常。但是在电缆安装中间接头附件与防爆壳过程中，若技术人员存在侥幸心理，未严格把控工程质量，使用型号不适配的中间接头并粗暴地安装防爆壳，容易出现护层接地线破损导致接地环流超标等问题。

表1 某变电站电缆护层接地电流实测值 单位：A

1.2 电缆附件老化

电缆附件的老化容易引起绝缘能力下降[5]，例如避雷器的法兰与上端硅橡胶绝缘套连接处密封老化会导致密封不良，且避雷器在运行过程中会缓慢吸入潮气，引起阀片等部件受潮，阀片绝缘性能下降，造成避雷器发热。根据《带电设备红外诊断应用规范》，金属氧化物避雷器温差达到0.5～1 K，就需要停电进行直流和交流试验，表2 为某变电站避雷器带电检测数值。

表2 某变电站避雷器带电检测数值 单位：A

由表2 可得，C 相全电流、阻性电流相较于其他两相偏大，由此判断C 相避雷器内部绝缘电阻值下降，其原因可能是运行年限较久导致避雷器老化发热。

1.3 运行工况恶劣

夏季多雨容易引起电缆通道内积水潮湿，电缆中间接头接地方式一般采用铜编织带连接，若电缆接头长期处于潮湿环境，潮气由接头外保护玻璃钢壳渗入铜编织带与铝护套焊接处就会产生氧化，导致脱焊、接地电阻升高，从而造成异常发热。

天气的极端变化也会导致电缆强度不足的终端尾管封铅脱落。在安装电缆终端时，封铅工艺不良会导致封铅不严实而造成局部脱铅，形成较大缝隙，若此时气温起伏较大，也容易造成封铅开裂。

1.4 电缆附件质量差

电缆附件厂家的产品质量、施工工艺对电缆附件的正常运行尤为重要[6]。避雷器端部防潮密封结构(密封胶)失效、高压电缆阻水缓冲层的质量较差、封铅施工工艺不良、外半导电层处理工艺不佳等均可能导致放电、发热缺陷等。

对避雷器进行试验，解剖发现避雷针内部氧化锌阀片外侧存在白色斑点，疑为闪络放电析出锌白，然后进行绝缘电阻测量，发现多片氧化锌阀片绝缘电阻为0，此时避雷器已不满足泄漏电流要求，绝缘电阻值明显下降。分析其原因主要为避雷器端部防潮密封结构(密封胶)失效，潮气进入到绝缘筒内部，引起阀片等部件受潮，导致绝缘性能降低并引起上半截发热，属产品质量问题。

高压输电电缆的阻水缓冲层位于绝缘屏蔽层与皱纹铝护套之间。缓冲层应具有半导电特性及纵向阻水功能，然而许多电缆厂家对于阻水缓冲层的质量把控不严，在运行中出现的应力、电化学腐蚀等，造成缓冲层、屏蔽层及铝护套之间无法形成持久、连续、良好的电接触，形成的局部高阻使电容电流泄放不均，在绝缘屏蔽层与铝套之间产生局部过热，最终造成半导电绝缘屏蔽烧蚀直至破坏绝缘屏蔽层。

实际上，阻水缓冲层相关的质量管控标准缺失严重，现有标准技术参数要求偏低。相关标准，如IEC 60840-2011 Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 30 kV (Um=36 kV) up to 150 kV(Um=170 kV)-Test methods and requirements、GB/T 11017—2014《额定电压110 kV (Um=126 kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件》、IEC 62067-2011 Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 150 kV (Um=170 kV)up to 500 kV (Um=550 kV)-Test methods and requirements 等，仅对阻水缓冲层的作用进行了笼统描述，未规定具体的电气参数；JB/T 10259—2014《电缆和光缆用阻水带》规定了缓冲层阻水带的体积电阻率应小于等于105，但该标准更侧重于通信电缆和光缆，对高压电力电缆阻水缓冲层材料的要求偏低。而且许多工程人员尚未在物资采购阶段重视此类缺陷的预防：一是某些工程未在高压电力电缆设备物资采购技术条件中明确阻水缓冲带表面电阻率、体积电阻率等指标的具体要求，也未要求制造企业随电缆供货一并提交阻水缓冲带的检测报告；二是未开展重要工程的高压电力电缆阻水带体积电阻率的质量抽检工作。

2 缺陷处置方法

2.1 加强采购验收过程管控

在物资采购阶段，对供应商质量保证能力进行调查并进行评定，建立合格供应商名录。在电缆选型上，对于非潮湿或浸水环境中运行的高压电力电缆线路慎用阻水型电缆，排列方式优先选用“一”字形排列，慎用“品”字形排列；并在局部范围内开展平滑铝护套电缆的试点应用，技术条件中应明确直流电阻、绝缘性能、阻水缓冲带表面电阻率、体积电阻率等关键指标的具体要求，电缆附件接地连接部位均应采用全搪铅工艺，同时强化中间接头防潮保护壳(玻璃钢)两侧端部的防潮措施。电缆发货前要求厂家截取盘内部分电缆送相关单位检测，到货验收时提交相应的检测报告等。

2.2 加强现场管控

在电缆施工安装过程中，建设单位、监理部门应加强对电缆及附件安装施工工艺的现场质量管理，明确现场监督标准，规范各项记录，对关键部位做好影像记录并留档以便备查。设备运维管理单位应加强中间环节旁站监督与质量验收，确保电缆安装工艺达到设计标准。运维班组在日常运维过程中应定期对电缆接头工井内自动排水设施进行检查与维护，保证其功能正常，并及时排除井内积水，避免电缆中间接头泡水、受潮；针对运行年限较久的避雷器，应对避雷器设备健康情况进行评估，合理安排差异化巡视，及时发现老旧避雷器上存在的缺陷，发现疑似缺陷的避雷器应适当缩短巡视检测周期，必要时进行更换。在敷设安装阶段监督施工单位采取措施，避免阻水缓冲层在安装过程中受潮，防止因运输及敷设展放导致铝护套严重变形使电容电流分布局部集中。

2.3 加强人员资质管理

严格审查电缆附件安装人员资质，确保电缆附件安装由经过培训考核、熟悉工艺的人员进行，并严格控制安装环境。电缆头安装人员进场前，运检单位宜先行考察安装人员拨切、打磨、搪铅等技能，不符合要求的安装人员，应要求施工单位更换。

2.4 加强后期测试

在电缆运行过程中应定期开展电缆环流检测与接地回路电阻测试。环流数值能够直观反映电缆接地回路是否存在缺陷，且检测操作简便。在条件适宜时，可配置环流在线监测系统，以减轻作业人员工作量，提高监测分析效率。接地回路电阻数值可反映电缆铜屏蔽层腐蚀程度、附件中的导体连接点的接触电阻变化情况，在例行试验过程中应加强金属屏蔽层电阻和导体电阻比测量与分析工作。

3 结束语

综上所述，从安装工艺质量、绝缘老化、运行工况恶劣、本身材料质量等四个方面对高压电力电缆及相关附件典型的缺陷进行分析，结合电缆缺陷典型案例，针对性地提出缺陷预防方法，包括加强采购验收过程管控、加强现场管控、加强人员资质管理、加强后期测试等措施，以此提升电缆运行的安全可靠性，降低电缆故障发生率，从而保证电网可靠运行。