一起10 kV交联电缆终端头爆炸事故分析

周 宣

（中国矿业大学(北京)，北京 100083)

1 事故概述

2012-03-22，某公司开闭所巡检人员听到异常声响，检查发现开关柜内电缆终端头爆炸、着火。该事故不仅造成了电缆供电设备的跳闸，还影响到了其他设备的安全运行，扩大了故障范围，对公司的供电系统安全造成了威胁。该公司采用ZRYJV型交联聚乙烯绝缘10 kV电力电缆(简称交联电缆)、KYN 28A-12型全封闭式高压开关柜，供电系统接线如图1所示。

(1) 正常运行时，220 kV系统200开关合位；10 kV母线分段运行，500，800开关分位。

(2) 故障时，变电站10 kVⅡ段554开关过流Ⅱ段保护动作，约300 m s后跳闸；502开关过流Ⅱ段动作，约1 200 ms后跳闸。检查发现802开关柜内电缆终端头爆炸、着火，现场配电室内有呛鼻的烟雾。灭火后，检查发现开关柜内电缆终端头有放电烧黑痕迹；热电开闭所10 kVⅡ段全部电机低电压保护瞬时动作跳闸。故障电缆型号为ZRYJV3×185，长590 m。

图1 供电系统接线

经检查，热电开闭所10 kVⅡ段进线802开关柜内电缆终端头绝缘击穿爆燃，导致变电站554开关过流Ⅱ段动作跳闸，使热电开闭所10 kVⅡ段母线失电，1-3号锅炉停炉。故障切除后，变电站10 kVⅡ段母线电压由故障时的1 kV左右趋于恢复正常，同时母线上的电机也处于重启动状态。由于该段母线上的电机总容量很大，启动电流超过502开关过流Ⅱ段的整定值，致使在故障发生1 200 ms后，变电站502开关过流Ⅱ段动作跳闸，造成变电站10 kVⅡ段母线失电，扩大了停电范围，进而导致生产系统停车。

变电站10 kVⅡ段电机低电压保护整定值的一部分为75 V，13 s；另一部分为70 V，15 s。根据GB/T50062—2008《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》第9.0.5条：“在电源电压长时间消失后需从配电网中自动断开的电动机，应装设9 s时限的低电压保护，保护动作电压应为额定电压的45 %-50 %。”因此，延长低电压保护时限，可使电机不跳闸。系统切除短路故障(554开关跳闸)后，在电压恢复的同时，电机也在满载情况下自启动；电机自启动会使低电压继续降低，导致系统过电流，进而造成502开关过流Ⅱ段动作跳闸。

现场检查之后，未发现其他部位有放电痕迹和异常，而该电缆终端头与开关柜连接部位也未发现异常(表明事故并非因接触不良所引起)。因此认为，自该电缆投入运行6年多以来，由于运行环境不良，使得制造和安装工艺过程中遗留的微小隐患逐渐发展为绝缘老化，从而导致电缆终端头绝缘击穿放电；同时，由于在运行中难以监测电缆运行状态且绝缘试验不能按期进行，导致隐患不能及时被发现，为绝缘逐渐老化提供了可能；并且，电机低电压保护延时过长，也导致了故障范围的扩大。

2 故障原因分析

2.1 电缆制作工艺不良

2.1.1 绝缘层发生“树枝”现象

交联电缆的性能受制作工艺过程的影响很大，从材料生产、处理到绝缘层挤塑以及屏蔽层的整个生产过程中，绝缘层内部不可避免会出现交联剂残余、杂质、水分和微孔等；且电缆的电压等级越高，绝缘层厚度越大，挤压后冷却收缩过程产生空隙的几率也就越大。

在电缆绝缘层内部存在的气隙、杂质及电缆内外半导电层界面，会在运行时形成处于高场强的不连续材料界面，并沿电力线方向发生树枝状裂纹，即所谓的“电树枝”。从“电树枝”现象出现到绝缘层全部被击穿，时间较短，且通常会伴随着局部放电现象。若运行环境存在水分，则微孔也会增强电缆绝缘层的吸水性，当电缆运行一定时间后，在高电场的作用下，沿电场方向会引发“水树枝”现象，但通常不会伴随产生局部放电现象。由于化学因素造成的材料细微开裂则称为“化学树枝”。在电缆运行中，“水树枝”和“化学树枝”会逐渐转化为“电树枝”，使电缆整体绝缘下降或破坏，直至被击穿，从而降低电缆的使用寿命。

由于电缆终端、中间接头的密封不良或电缆在施工断头处不加以密封而进水、受潮，都有可能导致电缆在以后的运行中引发“水树枝”现象。同时，电缆安装结构不合理，将导致外界水分和有害化学物质侵入到绝缘中，或导致附件内部的绝缘剂向外流失，发生“呼吸”现象，使电缆气密性得不到保证，进而引发“化学树枝”现象，加速绝缘老化。

2.1.2 电场应力局部集中

高压电缆每一相线芯外均有一接地的(铜)屏蔽层，导电线芯与屏蔽层之间形成径向分布的电场。电缆正常运行时，只有从(铜)导线沿半径向(铜)屏蔽层的电力线，没有芯线轴向的电场(电力线)，电场分布是均匀的，如图2所示。

图2 电缆芯电场分布

在制作电缆终端头时，因需要剥掉一小段屏蔽层，以保证高压对地的爬电距离，所以导致原有的电场分布发生改变，产生了沿导线轴向的电力线，并在电缆终端头处向屏蔽层断口处集中，使电缆终端头极易被击穿，如图3所示。因此，通常采用介电常数为20-30，体积电阻率为108-1012Ω·cm的材料制作的电应力控制管(简称应力管)套在屏蔽层断口处，以分散屏蔽层断口处的电场应力，保证电缆能可靠运行(见图4)。为尽量分散电缆在屏蔽层断口处的电场应力，应力管与铜屏蔽层的接触长度应不小于20 mm(一般在20-25 mm)。接触长度过短会使应力管的接触面不足，导致应力管上的电力线传导不足(应力管长度一定)；接触长度过长会导致电场分散区(段)减小，电场分散不足。如某循环水泵的10 kV电缆终端头，因其没有按安装工艺要求搭接20 mm，而是使应力管与外半导电层、铜屏蔽层同齐，造成了运行中电场集中在屏蔽层剥离处，运行1-2个月后即被击穿。

图3 没有应力管时的电力线分布

图4 有应力管时的电力线分布

2.2 电缆终端头附件质量不良

电缆终端头绝缘材料及其附件防潮包装及密封有破损，存放处潮湿使绝缘材料受潮，导致安装此绝缘材料后的电缆终端头出现“水树枝”现象，逐渐引起绝缘老化。瓷套等易损件安装于电缆终端头，易受机械损伤；电缆终端头绝缘材料通过损伤部位受潮，出现“水树枝”现象，导致绝缘性能降低，并迅速老化。

2.3 开关柜运行环境不良

该开关柜所在配电室外部灰尘较大，配电室密封不良，灰尘容易进入开关柜内并附着在电缆终端头绝缘上。由于灰尘吸水性强，将引起电缆终端头绝缘受潮，导致绝缘降低，发生闪络、击穿。

该配电室内开关柜数量较多、发热量较大，且因外部灰尘大，通风系统不常开，使配电室内温度较高，加快电缆终端头绝缘老化。

2.4 运行维护不到位

2.4.1 运行温度检测不准确

交联电缆由于其优越的电气性能、良好的热性能和机械性能，在高压电力系统中得到广泛应用。交联工艺的处理提高了电缆的耐热性，其最高运行温度达90 ℃，短路时的允许温度则达250 ℃，比充油电缆高，因而在导体截面积相同时，交联电缆的载流量比充油电缆大。

KYN28A-12型高压开关柜“五防”闭锁功能实现了所有操作均在柜门关闭状态下进行，且防护等级高，可防止杂物和虫害侵入，同时电缆室空间充裕，可连接多根电缆。

具有较大载流量和较高运行温度的交联电缆终端头，运行在完全封闭的KYN28A-12型高压开关柜电缆小室内，使得运行人员难以测量到准确的运行温度，不利于电缆终端头运行状态的监测、判断和运行维护。

2.4.2 电缆绝缘试验未按期进行

由于化工企业采用连续生产制，开关柜在平时运行中不停电，且所用电缆为重要电缆，导致平时无法对电缆进行绝缘试验，只有在每2年1次的系统停车大修时，才能停电对电缆做绝缘试验。而《电力设备预防性试验规程》要求对于重要电缆的绝缘试验为1次/年，该电缆绝缘试验周期不能满足规程要求，因此，之前的绝缘试验数据没有发现异常，并不能表明故障发生时的电缆绝缘没有缺陷。

2.4.3 电缆终端头试验存在问题

交联电缆的绝缘是由添加交联剂的热塑性聚乙烯挤包，经过化学或物理方法交联而成的。在直流耐压试验中，向电缆绝缘介质注入大量的空间电荷，空间电荷因XLPE(交联聚乙烯)介质良好的绝缘性能而未能及时地泄漏。试验结束电缆投入运行后，这些残留在空间内的电荷积聚形成局部电场，并与外施工频电场叠加，畸变介质内部电场分布，严重损伤电缆绝缘，往往使得试验合格的交联电缆在投入运行后几小时或几十小时内就发生电缆绝缘击穿故障，甚至发生多点击穿故障。因直流耐压试验的电压取值很高，试验时间较长，直流电场促使绝缘介质中的“水树枝”转变为“电树枝”；同时，周期性的直流耐压试验也会加速电缆绝缘性能的劣化，缩短电缆使用寿命。

交流耐压试验时，输出的正弦电压波形接近电缆的运行工况，试验电压值低于直流耐压试验值，且在测试中不会使有害的空间电荷注入绝缘材料。同时，可以无损伤地探测到电缆、电缆接头及施工工艺的缺陷，改善了绝缘介质中的“电树枝”、“水树枝”放电状况，保证了电缆的正常使用寿命。但交流耐压试验无法及时发现制作过程中产生的微小气隙及安装中存在的微小绝缘挤压受损缺陷、绝缘的老化趋势等危害运行的因素，无法为采取有效的维护措施提供相关数据和信息。

3 防范措施

3.1 严格规范制作工艺

3.1.1 预防“树枝”现象

(1) 提高电缆生产工艺。采用先进的生产工艺和检测设备(如国外采用改进材料供给系统的超净化技术，减少了绝缘中的杂质)，减少和控制制造过程中产生的交联剂残余、杂质、水分和微孔等可以引发“树枝”现象的因素。

(2) 提高电缆终端头制作工艺。避免在空气潮湿的环境(如雨天、雾天等)作业，作业时的空气相对湿度应在70 %以下；试验完成后，应将电缆终端头密封。由于热收缩附件的弹性较小，在运行中因热胀冷缩可能使界面产生气隙，导致潮气进入，因此要做好密封工作。可使用硅脂填充电缆绝缘半导电层断口处的气隙以排除气体，减少局部放电现象的发生；且从开始剖切填充硅脂到制作完成，必须连续进行，一次完成，以免硅脂受潮。

3.1.2 预防电场应力局部集中

应力管与屏蔽层搭接应不少于20 mm，以防收缩时应力管与屏蔽层脱离，产生局部集中的电场应力，导致应力管与屏蔽层脱离处电缆绝缘被击穿。

3.2 把好材质关

选用性能优良的电缆终端头及其附件，尽量降低制造工艺中的风险；加强安装施工过程管理，采用合理的安装方案；制作电缆终端头时，应保持安装附件和绝缘材料干净；电缆终端头安装完成后，应满足导体连接良好、绝缘可靠、密封良好、有足够的机械强度、防腐蚀性强的要求，且其规格尺寸应符合制造图纸的要求。

绝缘材料的防潮包装及密封应良好，存放处不得有积水，存放绝缘部件、绝缘材料等有机材料的室内温度应不超过35 ℃。为了防止附件和材料受潮、变质，必须将其存放在干燥、通风、有防火措施的室内。电缆终端用的瓷套等易损件应放于原包装内，以防遭受机械损伤。存放过程中应定期检查电缆及其附件是否完好。

3.3 改善运行环境

对配电室进行密封处理，将灰尘阻止在门外，并安装空调，以降低室内温度。电缆室应加装加热器，以防止发生凝露与腐蚀现象。

修改重要电机的低电压保护整定值：由原来的一部分为75 V，13 s和另一部分为70 V，15 s,改为一部分为75 V，9 s和另一部分为70 V，10 s；当低电压持续时间超过9-10 s时，切断电机，避免电机长时间在低电压下运行造成的系统过电流或电机烧毁。

3.4 加强运行维护

3.4.1 加装适宜的观察孔

开关柜电缆室门上设置观察用的窗口，并用适宜的透明材料密封，以便运行人员使用红外测温仪能准确测到电缆终端头的运行温度。

3.4.2 采用温度在线检测技术

在停电情况下，常规的试验方法可以检查出贯穿性的或明显的绝缘缺陷，但不能够发现微小的缺陷。因此，为了减少故障的发生率，除了严格要求电缆终端头制作工作环境、严格执行工艺要求、严格遵守运行维护规程之外，还应采取状态检测技术，在发生事故之前发现问题、解决问题。

(1) 手持式红外测温仪。采用红外测温仪定期测量电缆终端头的温度，通过非接触式、实时可见的在线检测取得数据，并以此为依据分析电缆终端头的温度波动是否是因电缆终端头内部故障而引起的。此方法操作简单、经济，但对于全封闭式开关柜内的电缆终端头，无法检测到其真实的运行温度。

(2) 智能式电缆终端头故障在线监测仪。采用温度传感器紧贴电缆终端头颈部安装，并与高压端保持可靠的绝缘隔离，通过光纤将传感器的信号发送至几十米外的集中测控装置，以便实时监控、报警。或采用甚高频无线传输方式，将传感器采集到的信号发送至远方监控终端。其优点是：阻燃、防爆、抗腐蚀、抗电磁干扰、有较高的绝缘性能；运行人员在后台监控站便可记录到电缆终端头的温度，当温度升高超过设定值时发出报警，避免了突发电缆终端头爆炸对巡视人员的人身威胁。此方法需改进高灵敏度传感器技术和高电压隔离技术，以提高在线检测装置的可靠性和灵敏度，避免在线检测装置的安装对电缆终端头绝缘及运行的影响。考虑到成本，可使用数据总线传输来代替光纤传输。

3.4.3 采用局部放电在线监测仪

由于直流耐压试验对电缆绝缘寿命有影响，交流耐压试验无法及时发现微小的缺陷，且电缆终端头内部故障以绝缘性故障为多，通常会以局部放电的形式表现出来并发展，因此建议在检测电缆终端头是否合格时，引入电缆终端头局部放电检测。该方法从理论上讲是目前评价交联电缆绝缘状况的最佳方法。

在制作电缆终端头时，事先将局部放电传感器(电感式或电容式)集成在电缆附件壳体上，采用光纤进行数据传输。此方法采用了数字滤波技术和计算机辅助图像识别技术，但抗干扰性能有待逐步提高，以提高装置的测试灵敏度。目前，此方法多用于交联电缆中间接头、终端头等。

3.4.4 定期试验

按照《电力设备预防性试验规程》要求，加强对电力电缆的绝缘监督。

对于上述涉及到的封闭式开关柜交联电缆终端头，可以按试验规程定期试验，运行时采用局部放电在线监测仪或智能式电缆头故障在线监测仪为主、红外测温仪为辅的方法，监测常规试验无法发现的微小缺陷，并在酿成事故之前进行处理。

1 王士国．KYN 28A高压开关柜特点及其应用[J]．装备制造技术，2010，38(3)：147-148.

2 全国电线电缆标准化技术委员会．GB/T11017.3—2002额定电压110 kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件[S].北京：中国标准出版社，2002．

3 李宗廷．电力电缆施工手册[M]．北京：中国电力出版社，2001.

4 杨爱华．高压电缆头故障原因分析及对策[J].莱钢科技，2009，33(6)：48-49.