一起10?kV交聯電纜終端頭爆炸事故分析

周 宣

（中國礦業大學(北京)，北京 100083)

1 事故概述

2012-03-22，某公司開閉所巡檢人員聽到異常聲響，檢查發現開關柜內電纜終端頭爆炸、著火。該事故不僅造成了電纜供電設備的跳閘，還影響到了其他設備的安全運行，擴大了故障范圍，對公司的供電系統安全造成了威脅。該公司采用ZRYJV型交聯聚乙烯絕緣10 kV電力電纜(簡稱交聯電纜)、KYN 28A-12型全封閉式高壓開關柜，供電系統接線如圖1所示。

(1) 正常運行時，220 kV系統200開關合位；10 kV母線分段運行，500，800開關分位。

(2) 故障時，變電站10 kVⅡ段554開關過流Ⅱ段保護動作，約300 m s后跳閘；502開關過流Ⅱ段動作，約1 200 ms后跳閘。檢查發現802開關柜內電纜終端頭爆炸、著火，現場配電室內有嗆鼻的煙霧。滅火后，檢查發現開關柜內電纜終端頭有放電燒黑痕跡；熱電開閉所10 kVⅡ段全部電機低電壓保護瞬時動作跳閘。故障電纜型號為ZRYJV3×185，長590 m。

圖1 供電系統接線

經檢查，熱電開閉所10 kVⅡ段進線802開關柜內電纜終端頭絕緣擊穿爆燃，導致變電站554開關過流Ⅱ段動作跳閘，使熱電開閉所10 kVⅡ段母線失電，1-3號鍋爐停爐。故障切除后，變電站10 kVⅡ段母線電壓由故障時的1 kV左右趨于恢復正常，同時母線上的電機也處于重啟動狀態。由于該段母線上的電機總容量很大，啟動電流超過502開關過流Ⅱ段的整定值，致使在故障發生1 200 ms后，變電站502開關過流Ⅱ段動作跳閘，造成變電站10 kVⅡ段母線失電，擴大了停電范圍，進而導致生產系統停車。

變電站10 kVⅡ段電機低電壓保護整定值的一部分為75 V，13 s；另一部分為70 V，15 s。根據GB/T50062—2008《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》第9.0.5條：“在電源電壓長時間消失后需從配電網中自動斷開的電動機，應裝設9 s時限的低電壓保護，保護動作電壓應為額定電壓的45 %-50 %。”因此，延長低電壓保護時限，可使電機不跳閘。系統切除短路故障(554開關跳閘)后，在電壓恢復的同時，電機也在滿載情況下自啟動；電機自啟動會使低電壓繼續降低，導致系統過電流，進而造成502開關過流Ⅱ段動作跳閘。

現場檢查之后，未發現其他部位有放電痕跡和異常，而該電纜終端頭與開關柜連接部位也未發現異常(表明事故并非因接觸不良所引起)。因此認為，自該電纜投入運行6年多以來，由于運行環境不良，使得制造和安裝工藝過程中遺留的微小隱患逐漸發展為絕緣老化，從而導致電纜終端頭絕緣擊穿放電；同時，由于在運行中難以監測電纜運行狀態且絕緣試驗不能按期進行，導致隱患不能及時被發現，為絕緣逐漸老化提供了可能；并且，電機低電壓保護延時過長，也導致了故障范圍的擴大。

2 故障原因分析

2.1 電纜制作工藝不良

2.1.1 絕緣層發生“樹枝”現象

交聯電纜的性能受制作工藝過程的影響很大，從材料生產、處理到絕緣層擠塑以及屏蔽層的整個生產過程中，絕緣層內部不可避免會出現交聯劑殘余、雜質、水分和微孔等；且電纜的電壓等級越高，絕緣層厚度越大，擠壓后冷卻收縮過程產生空隙的幾率也就越大。

在電纜絕緣層內部存在的氣隙、雜質及電纜內外半導電層界面，會在運行時形成處于高場強的不連續材料界面，并沿電力線方向發生樹枝狀裂紋，即所謂的“電樹枝”。從“電樹枝”現象出現到絕緣層全部被擊穿，時間較短，且通常會伴隨著局部放電現象。若運行環境存在水分，則微孔也會增強電纜絕緣層的吸水性，當電纜運行一定時間后，在高電場的作用下，沿電場方向會引發“水樹枝”現象，但通常不會伴隨產生局部放電現象。由于化學因素造成的材料細微開裂則稱為“化學樹枝”。在電纜運行中，“水樹枝”和“化學樹枝”會逐漸轉化為“電樹枝”，使電纜整體絕緣下降或破壞，直至被擊穿，從而降低電纜的使用壽命。

由于電纜終端、中間接頭的密封不良或電纜在施工斷頭處不加以密封而進水、受潮，都有可能導致電纜在以后的運行中引發“水樹枝”現象。同時，電纜安裝結構不合理，將導致外界水分和有害化學物質侵入到絕緣中，或導致附件內部的絕緣劑向外流失，發生“呼吸”現象，使電纜氣密性得不到保證，進而引發“化學樹枝”現象，加速絕緣老化。

2.1.2 電場應力局部集中

高壓電纜每一相線芯外均有一接地的(銅)屏蔽層，導電線芯與屏蔽層之間形成徑向分布的電場。電纜正常運行時，只有從(銅)導線沿半徑向(銅)屏蔽層的電力線，沒有芯線軸向的電場(電力線)，電場分布是均勻的，如圖2所示。

圖2 電纜芯電場分布

在制作電纜終端頭時，因需要剝掉一小段屏蔽層，以保證高壓對地的爬電距離，所以導致原有的電場分布發生改變，產生了沿導線軸向的電力線，并在電纜終端頭處向屏蔽層斷口處集中，使電纜終端頭極易被擊穿，如圖3所示。因此，通常采用介電常數為20-30，體積電阻率為108-1012Ω·cm的材料制作的電應力控制管(簡稱應力管)套在屏蔽層斷口處，以分散屏蔽層斷口處的電場應力，保證電纜能可靠運行(見圖4)。為盡量分散電纜在屏蔽層斷口處的電場應力，應力管與銅屏蔽層的接觸長度應不小于20 mm(一般在20-25 mm)。接觸長度過短會使應力管的接觸面不足，導致應力管上的電力線傳導不足(應力管長度一定)；接觸長度過長會導致電場分散區(段)減小，電場分散不足。如某循環水泵的10 kV電纜終端頭，因其沒有按安裝工藝要求搭接20 mm，而是使應力管與外半導電層、銅屏蔽層同齊，造成了運行中電場集中在屏蔽層剝離處，運行1-2個月后即被擊穿。

圖3 沒有應力管時的電力線分布

圖4 有應力管時的電力線分布

2.2 電纜終端頭附件質量不良

電纜終端頭絕緣材料及其附件防潮包裝及密封有破損，存放處潮濕使絕緣材料受潮，導致安裝此絕緣材料后的電纜終端頭出現“水樹枝”現象，逐漸引起絕緣老化。瓷套等易損件安裝于電纜終端頭，易受機械損傷；電纜終端頭絕緣材料通過損傷部位受潮，出現“水樹枝”現象，導致絕緣性能降低，并迅速老化。

2.3 開關柜運行環境不良

該開關柜所在配電室外部灰塵較大，配電室密封不良，灰塵容易進入開關柜內并附著在電纜終端頭絕緣上。由于灰塵吸水性強，將引起電纜終端頭絕緣受潮，導致絕緣降低，發生閃絡、擊穿。

該配電室內開關柜數量較多、發熱量較大，且因外部灰塵大，通風系統不常開，使配電室內溫度較高，加快電纜終端頭絕緣老化。

2.4 運行維護不到位

2.4.1 運行溫度檢測不準確

交聯電纜由于其優越的電氣性能、良好的熱性能和機械性能，在高壓電力系統中得到廣泛應用。交聯工藝的處理提高了電纜的耐熱性，其最高運行溫度達90 ℃，短路時的允許溫度則達250 ℃，比充油電纜高，因而在導體截面積相同時，交聯電纜的載流量比充油電纜大。

KYN28A-12型高壓開關柜“五防”閉鎖功能實現了所有操作均在柜門關閉狀態下進行，且防護等級高，可防止雜物和蟲害侵入，同時電纜室空間充裕，可連接多根電纜。

具有較大載流量和較高運行溫度的交聯電纜終端頭，運行在完全封閉的KYN28A-12型高壓開關柜電纜小室內，使得運行人員難以測量到準確的運行溫度，不利于電纜終端頭運行狀態的監測、判斷和運行維護。

2.4.2 電纜絕緣試驗未按期進行

由于化工企業采用連續生產制，開關柜在平時運行中不停電，且所用電纜為重要電纜，導致平時無法對電纜進行絕緣試驗，只有在每2年1次的系統停車大修時，才能停電對電纜做絕緣試驗。而《電力設備預防性試驗規程》要求對于重要電纜的絕緣試驗為1次/年，該電纜絕緣試驗周期不能滿足規程要求，因此，之前的絕緣試驗數據沒有發現異常，并不能表明故障發生時的電纜絕緣沒有缺陷。

2.4.3 電纜終端頭試驗存在問題

交聯電纜的絕緣是由添加交聯劑的熱塑性聚乙烯擠包，經過化學或物理方法交聯而成的。在直流耐壓試驗中，向電纜絕緣介質注入大量的空間電荷，空間電荷因XLPE(交聯聚乙烯)介質良好的絕緣性能而未能及時地泄漏。試驗結束電纜投入運行后，這些殘留在空間內的電荷積聚形成局部電場，并與外施工頻電場疊加，畸變介質內部電場分布，嚴重損傷電纜絕緣，往往使得試驗合格的交聯電纜在投入運行后幾小時或幾十小時內就發生電纜絕緣擊穿故障，甚至發生多點擊穿故障。因直流耐壓試驗的電壓取值很高，試驗時間較長，直流電場促使絕緣介質中的“水樹枝”轉變為“電樹枝”；同時，周期性的直流耐壓試驗也會加速電纜絕緣性能的劣化，縮短電纜使用壽命。

交流耐壓試驗時，輸出的正弦電壓波形接近電纜的運行工況，試驗電壓值低于直流耐壓試驗值，且在測試中不會使有害的空間電荷注入絕緣材料。同時，可以無損傷地探測到電纜、電纜接頭及施工工藝的缺陷，改善了絕緣介質中的“電樹枝”、“水樹枝”放電狀況，保證了電纜的正常使用壽命。但交流耐壓試驗無法及時發現制作過程中產生的微小氣隙及安裝中存在的微小絕緣擠壓受損缺陷、絕緣的老化趨勢等危害運行的因素，無法為采取有效的維護措施提供相關數據和信息。

3 防范措施

3.1 嚴格規范制作工藝

3.1.1 預防“樹枝”現象

(1) 提高電纜生產工藝。采用先進的生產工藝和檢測設備(如國外采用改進材料供給系統的超凈化技術，減少了絕緣中的雜質)，減少和控制制造過程中產生的交聯劑殘余、雜質、水分和微孔等可以引發“樹枝”現象的因素。

(2) 提高電纜終端頭制作工藝。避免在空氣潮濕的環境(如雨天、霧天等)作業，作業時的空氣相對濕度應在70 %以下；試驗完成后，應將電纜終端頭密封。由于熱收縮附件的彈性較小，在運行中因熱脹冷縮可能使界面產生氣隙，導致潮氣進入，因此要做好密封工作?？墒褂霉柚畛潆娎|絕緣半導電層斷口處的氣隙以排除氣體，減少局部放電現象的發生；且從開始剖切填充硅脂到制作完成，必須連續進行，一次完成，以免硅脂受潮。

3.1.2 預防電場應力局部集中

應力管與屏蔽層搭接應不少于20 mm，以防收縮時應力管與屏蔽層脫離，產生局部集中的電場應力，導致應力管與屏蔽層脫離處電纜絕緣被擊穿。

3.2 把好材質關

選用性能優良的電纜終端頭及其附件，盡量降低制造工藝中的風險；加強安裝施工過程管理，采用合理的安裝方案；制作電纜終端頭時，應保持安裝附件和絕緣材料干凈；電纜終端頭安裝完成后，應滿足導體連接良好、絕緣可靠、密封良好、有足夠的機械強度、防腐蝕性強的要求，且其規格尺寸應符合制造圖紙的要求。

絕緣材料的防潮包裝及密封應良好，存放處不得有積水，存放絕緣部件、絕緣材料等有機材料的室內溫度應不超過35 ℃。為了防止附件和材料受潮、變質，必須將其存放在干燥、通風、有防火措施的室內。電纜終端用的瓷套等易損件應放于原包裝內，以防遭受機械損傷。存放過程中應定期檢查電纜及其附件是否完好。

3.3 改善運行環境

對配電室進行密封處理，將灰塵阻止在門外，并安裝空調，以降低室內溫度。電纜室應加裝加熱器，以防止發生凝露與腐蝕現象。

修改重要電機的低電壓保護整定值：由原來的一部分為75 V，13 s和另一部分為70 V，15 s,改為一部分為75 V，9 s和另一部分為70 V，10 s；當低電壓持續時間超過9-10 s時，切斷電機，避免電機長時間在低電壓下運行造成的系統過電流或電機燒毀。

3.4 加強運行維護

3.4.1 加裝適宜的觀察孔

開關柜電纜室門上設置觀察用的窗口，并用適宜的透明材料密封，以便運行人員使用紅外測溫儀能準確測到電纜終端頭的運行溫度。

3.4.2 采用溫度在線檢測技術

在停電情況下，常規的試驗方法可以檢查出貫穿性的或明顯的絕緣缺陷，但不能夠發現微小的缺陷。因此，為了減少故障的發生率，除了嚴格要求電纜終端頭制作工作環境、嚴格執行工藝要求、嚴格遵守運行維護規程之外，還應采取狀態檢測技術，在發生事故之前發現問題、解決問題。

(1) 手持式紅外測溫儀。采用紅外測溫儀定期測量電纜終端頭的溫度，通過非接觸式、實時可見的在線檢測取得數據，并以此為依據分析電纜終端頭的溫度波動是否是因電纜終端頭內部故障而引起的。此方法操作簡單、經濟，但對于全封閉式開關柜內的電纜終端頭，無法檢測到其真實的運行溫度。

(2) 智能式電纜終端頭故障在線監測儀。采用溫度傳感器緊貼電纜終端頭頸部安裝，并與高壓端保持可靠的絕緣隔離，通過光纖將傳感器的信號發送至幾十米外的集中測控裝置，以便實時監控、報警?；虿捎蒙醺哳l無線傳輸方式，將傳感器采集到的信號發送至遠方監控終端。其優點是：阻燃、防爆、抗腐蝕、抗電磁干擾、有較高的絕緣性能；運行人員在后臺監控站便可記錄到電纜終端頭的溫度，當溫度升高超過設定值時發出報警，避免了突發電纜終端頭爆炸對巡視人員的人身威脅。此方法需改進高靈敏度傳感器技術和高電壓隔離技術，以提高在線檢測裝置的可靠性和靈敏度，避免在線檢測裝置的安裝對電纜終端頭絕緣及運行的影響。考慮到成本，可使用數據總線傳輸來代替光纖傳輸。

3.4.3 采用局部放電在線監測儀

由于直流耐壓試驗對電纜絕緣壽命有影響，交流耐壓試驗無法及時發現微小的缺陷，且電纜終端頭內部故障以絕緣性故障為多，通常會以局部放電的形式表現出來并發展，因此建議在檢測電纜終端頭是否合格時，引入電纜終端頭局部放電檢測。該方法從理論上講是目前評價交聯電纜絕緣狀況的最佳方法。

在制作電纜終端頭時，事先將局部放電傳感器(電感式或電容式)集成在電纜附件殼體上，采用光纖進行數據傳輸。此方法采用了數字濾波技術和計算機輔助圖像識別技術，但抗干擾性能有待逐步提高，以提高裝置的測試靈敏度。目前，此方法多用于交聯電纜中間接頭、終端頭等。

3.4.4 定期試驗

按照《電力設備預防性試驗規程》要求，加強對電力電纜的絕緣監督。

對于上述涉及到的封閉式開關柜交聯電纜終端頭，可以按試驗規程定期試驗，運行時采用局部放電在線監測儀或智能式電纜頭故障在線監測儀為主、紅外測溫儀為輔的方法，監測常規試驗無法發現的微小缺陷，并在釀成事故之前進行處理。

1 王士國．KYN 28A高壓開關柜特點及其應用[J]．裝備制造技術，2010，38(3)：147-148.

2 全國電線電纜標準化技術委員會．GB/T11017.3—2002額定電壓110 kV交聯聚乙烯絕緣電力電纜及其附件[S].北京：中國標準出版社，2002．

3 李宗廷．電力電纜施工手冊[M]．北京：中國電力出版社，2001.

4 楊愛華．高壓電纜頭故障原因分析及對策[J].萊鋼科技，2009，33(6)：48-49.