1 XLPE绝缘电力电缆故障
1.1 电缆故障过程
2006-05-19晨,某220 kV变电站值班员巡视时发现,660 kV GIS高压室烟雾很大,报告之后有关人员对电缆夹层和电缆沟进行检查,并用红外热像仪查找电缆过热位置,同时采集气体进行色谱分析,判定是石油产品过热产生的烟雾。将负荷倒出电缆停运后,在电缆沟内进行查找,最后在距变电站110 m处的电缆沟内发现烟雾浓度极大,排烟后确定了电缆外护套烧损位置,当时由于电缆沟盖板揭开,电缆外护套有明火燃烧。
发生故障的电缆型号为YJLW03-1×800,外护套为聚乙烯(PE),长2.28 m,分4段,设计为电缆段间波纹铝护套交叉互联经护套保护器接地,变电站侧经保护器接地,终端杆侧直接接地。电缆三角排列固定在角钢制作的电缆桥架上。
交接性试验时,电缆主绝缘采用交流耐压试
验,试验合格。电缆外护套测试绝缘电阻很低
(0.5 M)。
1.2 故障情况检查
(1) 电缆外护套外观
电缆外护套故障以转弯处为中心,向两侧蔓延烧损外护套20 m,过火部分下部外护套熔化滴落,波纹铝护套裸露,上部外护套残留,熔化的电缆外护套聚乙烯材料滴落凝固在下部电缆和地面上。
(2) 外露波纹铝护套检查
发现A相电缆在电缆沟转弯处电缆与角钢桥架接触部位波纹铝护套有一处被放电电弧烧出约1.0×1.3cm2的不规则孔洞,其它相外露的电缆波纹铝护套未见放电烧伤痕迹。
(3) 电缆护套保护器
对故障电缆护套保护器进行复试,均合格。
(4) 接地电阻检查
对各电缆井接地电阻及故障电缆各段外护套绝缘电阻进行测量,结果表明,各电缆井接地电阻均合格,而故障电缆Ⅰ,Ⅳ段A,B,C三相及Ⅲ段C相外护套绝缘电阻不合格(小于0.5 M)。
(5) 电缆护套交叉互换联位检查
检查发现故障电缆护套交叉互联换位结线如图1。
图1 故障电缆波纹铝护套交叉互联换位实际结线
从图1中可以看出,2号井结线错误,造成1段电缆A,C相护套,2段电缆A,B相护套失去直接接地。3段电缆B,C相护套,4段电缆A,C相护套在终端杆侧短路接地。设计的结线如图2,实际上也属不完整的交叉互联。
图2 设计的电缆波纹铝护套交叉互联换位结线
事故后对电缆铝护套交叉互联换位结线进行了修改,如图3,实现了完整的交叉互联。
2 XLPE绝缘电力电缆故障的原因分析
(1) 电缆波纹铝护套交叉互联在2号井接错,在变电站侧电缆波纹铝护套A相Ⅰ段、B相Ⅱ段、A相Ⅱ段、C相Ⅰ段构成经电缆护套保护器接地,出现较高的悬浮电位。外护套绝缘良好的电缆,如果波纹铝护套没有接地,其所带电压按带电体与波纹铝护套、波纹铝护套与地间电容的反比分配。由于故障电缆外护套绝缘不良,波纹铝护套上的电压不能完全与电容成反比的关系分配,按2005年测得电缆外护套绝缘电阻1 k郊扑悖珹相电缆1,2段外护套上承受的电压约为1 380 V,相当于额定电压的3.5%。
图3 事故后实施的电缆波纹铝护套交叉互联换位结线
(2) 电缆受合闸冲击、温度变化影响,电缆串动最大的转变处外护套长期磨损绝缘薄弱,埋深较浅的电缆沟内温度春季上升,湿度较大,电缆外护套绝缘下降,C相Ⅰ段电缆外护套与钢架构间绝缘被悬浮电位击穿放电。
(3) 在持续放电电弧的高温作用下,电缆外护套发生气化,当击穿点电弧达到一定能量时,沥青气化气体发生爆燃。随之重复沥青气体再喷出再爆燃过程,击穿点温度升高,气化沥青爆燃间隔时间逐渐缩短,周围沥青被加热。击穿点电弧点燃外护套形成明火,气体爆燃停止。沥青遇明火加热了更大面积的电缆外护套,在火焰作用下熔化携带着燃烧的沥青滴落,火点向电缆两侧蔓延。
(4) 电缆在施工过程中外护套绝缘损伤,造成绝缘不良。电缆外护套绝缘交接性试验时绝缘电阻值只有1.1 k/km,电缆外护套绝缘随着运行时间的延长会逐步下降。此电缆运行的第2年,用500 V摇表检查绝缘已下降到0。2005年用500 V数字式电动摇表检查外护套绝缘电阻为1 k健£
(5) 电缆波纹铝护套交叉互联设计错误,在当时的设计中,没有按设计原则将电缆铝护套进行3段交叉换位,而是将4段电缆护套直接进行了交叉换位,造成感应电压的不平衡。
3 故障后的处理
3.1 修复过程和工艺要求
(1) 清除电缆外护套烧损部分直至露出波纹铝护套为止,同时查找第一故障点。
(2) 用手锯对电缆外护套烧损部位两侧完好的外护套分别进行打毛,并留有均匀的坡度,打毛后的外护套清理干净,不留毛屑。
(3) 用防水带先填平铝护套的波谷,再以100%拉伸防水带,以半搭接方式绕包波纹铝护套1层,两端以半搭接方式绕包外护套100 mm。
(4) 绕包J-20绝缘带,将绝缘带拉伸100%左右,以半搭接方式绕包于防水带上2层,两端跨越防水带以半搭接式绕包外护套40 mm。
(5) 绕包复合防水带,以100%拉伸复合防水带,涂胶层面朝J-20绝缘带以半搭接式绕包1层,两端跨越J-20绝缘带以半搭接式绕包外护套
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