10kv交联电缆故障原因分析与防范措施.docVIP

精品论文 参考文献 10kV交联电缆故障原因分析与防范措施 惠州市惠城电力实业有限公司 广东惠州 516000 摘要：在10kv电缆终端头安装的过程中，有很多种原因会引发安全事故，不仅对电力工程造成影响，甚至会造成人身伤亡。对于此，文章 根据某公司发生一起因封闭式高压开关柜内交联电缆终端头爆炸而发生的着火事故，对其事故的原因进行了全面、深层次的分析，并提出了有效的防范措施，以提高供电的安全性和可靠性。 关键词：10KV交联电缆；故障；原因分析；防范措施 引 言 在当前城市的经济迅速发展的背景下，我们生活和经济的各个方面对于电力的需求也越来越大，使得10KV电缆线路在配网中的应用越来越广泛。然电力设备多易发生故障，从而限制供电设备的正常使用，有甚者更给生产生活带来各种威胁。因此改进其交联电缆的制作工艺，提高交联电缆头的安装质量，保证电缆的安全运行已成为迫在眉睫的大事。 1 事故概述 某公司发生着火事故，造成了供电设备的跳闸，影响到了供电系统安全，经检查事故是由于开关柜内电缆终端头爆炸而引发的。该公司采用ZRYJV型交联聚乙烯绝缘10kV电力电缆（简称交联电缆）、KYN28A-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，220kV系统200开关合位；10kV母线分段运行，500，800开关分位。 （2）故障时，变电站10kVⅡ段554开关过流Ⅱ段保护动作，约300ms后跳闸；502开关过流Ⅱ段动作，约1200ms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10kVⅡ段全部电机周宣低电压保护瞬时动作跳闸。故障电缆型号为ZRYJV3times;185，长590m。 经检查，热电开闭所10kVⅡ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10kVⅡ段母线失电，1-3号锅炉停炉。故障切除后，变电站10kVⅡ段母线电压由故障时的1kV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1200ms后，变电站502开关过流Ⅱ段动作跳闸，造成变电站10kVⅡ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10kVⅡ段电机低电压保护整定值的一部分为75V，13s；另一部分为70V，15s。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9s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 交联电缆虽然在理论上具有十分优越的电气性能，但其性能受制作工艺过程的影响较大。从整个生产过程中，绝缘层内部难以避免会出现交联剂残余、杂质、水分和微孔等；按目前的技术水平，只能尽量控制他们的数量和尺寸，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。 在电缆绝缘内部放电产生细微开裂，形成细小的通道，其通道内空，管壁上有放电产生的碳粒痕迹，呈冬天树枝状，分支数少而清晰，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的现象。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