一起同轴电缆发生局部放电故障分析

　一起同轴电缆发生局部放电的故障分析

　高压电缆线路在城市供电体系中的比重越来越大，其交叉互联系统发生异常将造成线路无法投入运行。国网重庆市电力公司检修分公司的研究人员吴科、乔运松、熊刚、殷业成、王东，在 2020年第 6 期《电气技术》杂志上撰文，对一起 110kV 交联聚乙烯高压电缆绝缘接头处同轴电缆的放电故障进行分析。

　研究人员通过分析确定了故障原因为绝缘接头处同轴电缆半导电层剥削不到位，形成半导电尖端，局部电场畸变的同时使内外导体间绝缘阻值大幅降低，加速局部放电的烧蚀损伤，最终导致同轴电缆烧蚀击穿。为此，对接地系统的同轴电缆的施工工艺提出了针对性的要求和改进措施，对于提高电缆线路的供电可靠性具有重要意义。

　随着城市化进程的不断加速，以及对供电质量和可靠性要求的不断提高，对输电线路提出了更高的要求。因此，越来越多的城市采用占地面积小、输送容量大的高压电缆替代架空线路，高压电缆在城市电网中的应用越来越广泛。由于长线路高压电缆负荷电流对金属外护层会产生较大的感应电流，需要采用交叉互联的方式抵消金属外护层上较大的感应电流。

　目前，国内外对于同轴电缆的故障暂无相关研究。同轴电缆是高压电缆交叉互联段的重要组成部分，其外护套感应电压对地泄放时间极短，而同轴接地电缆对于瞬态具有低阻抗特性，能够较好地释放外护套感应电压。

　同轴电缆内外导体连接方式合理方便，可靠性高，显著减小金属外护套的感应电势功能。一旦同轴电缆发生故障，交叉互联失去作用，护套上的感应电压叠加可达到危及人身安全的程度。在线路发生短路故障、遭受操作过电压或雷电冲击时，电缆金属外护层上会形成过电压，造成护套绝缘击穿，造成严重事故。

　本文阐述了 110kV 高压电缆投运前发现的交叉互联段同轴电缆故障，对故障原因进行分析并提出解决方案；对电缆线路施工过程中同轴电缆工艺存在的问题，提出针对性解决措施，有助于提高电缆线路运行可靠性，减少电缆故障。

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　故障概况 1.1

　故障现象 某 110kV 电缆线路投运前，需对电缆线路进行交接试验，高压电缆线路如图 1 所示。

　 图 1

　某 110kV 电缆线路 图 1 中，220kV 变电站至#1 接头之间为Ⅰ段电缆，#1 接头到#2 接头之间为Ⅱ段电缆，#2 接头

　至上塔段之间为Ⅲ段电缆。

　进行电缆外护套直流耐压试验，首先需进行外护套绝缘电阻测试，测试原理如图 2 所示。

　 图 2

　外护套绝缘电阻测试原理 试验时，断开被试品电源，将试品充分放电，将电缆铝护套两侧断开脱空，将非被试相电缆铝护套接地，逐相测量，外护套绝缘电阻测试电压 1kV。绝缘外护套绝缘电阻合格后方可按照图 3 所示接线进行外护套直流耐压试验。

　图 3

　外护套直流耐压试验原理 从#1 交叉互联箱处进行两侧缆外护套直流耐压试验。如图 4 所示。

　 图 4

　直流耐压试验线路示意图 此时，变电站侧直接接地箱为接地状态，#1、#2 交叉互联箱连接片已全部断开，终端塔侧直接接地箱为接地状态。试验时发现Ⅱ段电缆 A 相电缆外护层绝缘电阻阻值极低，为 0.2M 。

　 图 5

　解除变电站侧直接接地后的直流耐压试验线路示意图 为节约工作时间，如图 5 所示，将变电站侧直接接地解除以后，对Ⅰ段电缆段进行测试，试验结果见表 1。

　 表 1

　绝缘电阻试验记录表 Ⅰ段电缆外护套三相均通过 10kV、1min 的直流耐压试验，但由表 1 可知，Ⅰ段电缆段 A 相外护套绝缘阻值明显偏低。

　经过仔细检查#1—#2 段电缆外护套，未找到明显破损放电点，重新对#1—#2 段电缆进行试验，试验结果见表 2。

　 表 2

　绝缘电阻试验记录表 #1—#2 段电缆三相均通过 5kV、1min 的直流耐压试验，但 A 相绝缘电阻仍然偏低。

　通过查阅历史资料，发现#1 接头制作前#1—#2 段 A 相绝缘阻值为 56M 2MⅠ段电缆外护套也未发现破损点，至此，初步怀疑高压电缆绝缘接头出现故障或同轴电缆发生故障。使用绝缘电阻表测量#1 交叉互联箱同轴电缆内外导体间电阻值，结果显示为 0M确定高压电缆绝缘接头出现故障或同轴电缆发生故障。

　通过现场解剖#1 电缆绝缘接头，发现故障点位于绝缘接头同轴电缆内导体压接处，烧蚀点为内导体与外半导电层之间裸露的绝缘段。烧蚀的现场情况分别如图 6 和图 7 所示。

　 图 6

　故障发生部位

　图 7

　半导电尖端放电烧蚀 1.2

　同轴电缆参数 高压电缆型号为 YJLW03-Z-64/110kV-1×1000，#1 绝缘接头烧蚀损坏处同轴电缆型号为 YJOV- 8.7/10kV-240，结构如图 8 所示（1—绞合紧压铜芯内导体；2—内半导电层；3—主绝缘层；4—外半导电层；5—缓冲层（半导电绕包带）；6—铜芯外导体；7—无纺布绕包层；8—聚氯乙烯外绝缘层）。

　 图 8

　YJOV 结构图 1.3

　故障处理与恢复 该同轴电缆外半导电层烧蚀现象严重，XLPE 主绝缘受损严重。经过技术处理，拟定了以下解决方案。

　 1）清除因烧蚀产生的碳化杂质，并用酒精纸进行清洗。

　 2）加大半导电层断口距内导体的剥削长度，约 100mm。

　 3）对同轴电缆主绝缘受损部位整体切除，用绝缘带材进行缠绕填充，恢复切除部位的绝缘性能。同轴电缆整体不做更换。

　处理完毕后，再次对#0—#1、#1—#2 段电缆进行外护套直流耐压试验，试验结果见表 3。

　 表 3

　绝缘电阻试验记录表 #1 接头两侧电缆外护套直流耐压试验均通过。由表 3 可知，A 相电缆外护套绝缘电阻明显升高，

　故障成功修复。

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　故障原因分析 YJOV 系列同轴电缆，主要用于高压电缆线路交叉互联箱的连接，可以显著减小金属护套的感应电势。如图 9 所示，该型号同轴电缆 XLPE 主绝缘外存在一层半导电层，外半导电层断口剥削长度距离导体较短，约 30～40mm，断口处理较为粗糙，毛刺、尖端现象比较严重，在此处外半导电层发生爬电、烧蚀。

　 图 9

　故障烧蚀点 同轴电缆内部结构剖面图如图 10 所示，图中，同轴电缆主绝缘外存在外半导电层及半导电缓冲层结构，导致进行该段电缆外护套直流耐压试验时，外导体与外半导电层等电位状态，内导体通过变电站侧直接接地箱接地，处于零电位。

　 图 10

　同轴电缆内部结构剖面图 如图 11 所示，当同轴电缆外导体施加试验电压时，由于外导体处于高电位，烧蚀处电位差较大；外半导电层剥削长度不够，进一步使电场强度增大；外半导电层断口处理粗糙，尖端较多，使电场强度过于集中，发生放电、爬电现象，最终造成主绝缘烧蚀、碳化。

　 图 11

　同轴电缆内部放电示意图 据此，搭建如图 12 所示简化模型进行详细理论分析。

　 图 12

　同轴电缆等效电路图 图 12 中，同轴电缆半导电层与 XLPE 主绝缘过渡位置的电阻值等效为 R1；XLPE 层剥削半导电层时特别是靠近断口位置处理粗糙，存在大量 XLPE 毛刺和坑道，存在较多气隙，将小气隙的电阻等效为 R2，其数值较大；同轴电缆 XLPE 主绝缘及内半导电层的绝缘电阻等效为 R3，其数值较大。

　在施加 10kV 直流电压进行外护套直流耐压试验时等效电路图如图 12 所示，由于半导电层断口位置处理粗糙，半导电层存在尖端、毛刺，造成该位置电场强度十分集中。

　此位置存在的气隙尺寸较小，且空气的相对介电常数较小，而气隙周围同轴电缆半导电层的相对介电常数值比较大，电场强度分布与相对介电常数成反比，加上该处电场十分集中，电场达到足够强度时，气隙击穿发生局部放电，进而造成发热烧蚀，且 R2 急剧减小；烧蚀造成 XLPE 主绝缘厚度变小，碳化，进一步使 R3 数值减小，回路等效电阻变小，电流变大，最终导致接地故障。

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　结论 本文在对一起 110kV 交联聚乙烯高压电缆交叉互联段同轴电缆故障案例分析的基础上，对同轴电缆外半导电层剥削不到位、断口处理不精细时引起的局部放电、烧蚀情况进行了讨论，并得出以下结论。

　1）目前对于高压电缆绝缘接头制作过程中，对同轴电缆的外半导电层的剥削工艺重视程度不够，造成同轴电缆半导电层断口处理十分粗糙，尖端毛刺较多。同轴电缆羊角与交叉互联箱端同轴电缆和外半导电层断口处应平滑过渡，避免电场集中，且主绝缘应打磨光滑。

　2）绝缘接头羊角处同轴电缆的处理尺寸尚无明确标准，外半导电层剥削长度全凭施工人员经验，存在隐患。根据以往已投运线路运行经验，半导电层剥削长度至少为 100mm，且断口处理应与高压电缆类似，应该平滑过渡，避免场强集中。

　3）当进行高压电缆外护套直流耐压试验时，接头一侧外护套施加直流电压时，接头另一侧外护套应保持接地，可以在进行试验的同时检测羊角处同轴电缆安装工艺有无缺陷，避免潜在隐患。