交联电缆

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交联电缆范文第1篇

关键词： 10kV交联电力电缆 试验方法 注意事项

电力电缆在生产、运输、使用过程中可能受多种因素共同作用影响而出现质量问题，尤其是在施工过程中往往会因外部机械力作用出现扭曲、蹭等外部伤害，在投入使用后受雷击、系统故障等引起内部伤害。因此，对电力电缆进行必要的试验是及时发现质量问题、缺陷的主要途径，对保障电网安全运行十分重要，我们需要依据国家电力行业相关标准对10kV交联电力电缆进行直流耐压试验等多种项目的试验。

一、10kV交联电力电缆常见试验方法

10kV交联电力电缆的试验方法和试验项目种类很多，限于篇幅下文仅对直流耐压试验、泄漏电流试验的相关内容进行分析和论述。

1.直流耐压试验

直流耐压试验是检验10kV交联电力电缆绝缘缺陷的有效方法，能够准确测得电力电缆的耐压强度，及时发现电缆绝缘介质中的机械损伤等缺陷问题。其试验原理在于直流电压条件下电力电缆绝缘介质电位根据电阻分布，如果某部位的绝缘介质存在缺陷，与其相串联的未损坏绝缘介质承受大部分电压，从而发现存在缺陷的绝缘介质部位。

在直流电压下，电力电缆绝缘的击穿强度大致相当于交流电压下的200%，因此可提高直流电压强度来进行耐压强度试验。通常我们选择兆欧表来检测电缆绝缘性能，但用兆欧表检测结果良好的电力电缆可能在直流耐压试验中出现绝缘击穿，由此可见直流耐压试验的有效性远远强于普通的兆欧表检测。

虽然直流耐压试验的适用范围很广，在绝大多数电缆绝缘缺陷检测中的应用效果都十分显著，但对于交联聚乙烯绝缘电缆而言检测效果一般，可能出现一定程度的副作用。究其原因，主要是交联聚乙烯绝缘材料生产工艺较为特殊，为整体型绝缘材料，介电常数受温度变化影响小，一般在2.1到2.3之间。交流电压条件下该材料内的电场分布依据介电常数，电场强度分配与介电常数成反比，分布状态很稳定，而在直流电压条件下，电场强度分配与绝缘电阻率成正比，而且由于交联聚乙烯材料生产时难免存在甲烷聚乙醇等杂质，导致材料内部的绝缘电阻率并不是均匀分布，因此最终我们看到的电场分布情况受绝缘材料自身不均匀性影响很大，难以作为缺陷分析诊断的标准依据。另外，电力电缆的电缆头等部位虽然在交流电压作用下存在某些缺陷，但在直流电压作用下却可能不会发生绝缘击穿，而且在直流耐压试验的过程中可能因绝缘击穿等对电力电缆其他正常部位的绝缘造成损害，并且会在交联聚乙烯绝缘材料中出现累积效应，使电缆绝缘加速老化，使用寿命大幅度缩减。

以往在10kV交联电力电缆的耐压试验中，通常采用预防性试验，即按计划将局部电网中的电力电缆停运，施加高强度电压试验，电缆若因外层损坏、潮湿等原因存在缺陷时会出现绝缘击穿，再找出故障点予以修复，然后用高强度电压进行耐压试验，确认无缺陷存在后投入正常使用。但是在这一过程中存在一些弊端，例如电缆停运时间过长将导致难以估量的损失，而且预防性试验一般多在春季，工作量大而时间较短，导致工作人员劳动强度过大，很难对所有电力电缆的试验情况进行细致分析，有些交联聚乙烯电缆频繁做预防性耐压试验很容易出现绝缘击穿，而如果不做直流耐压试验使用性能和使用寿命可以满足更长时间的安全稳定运行。因此，我们必须应用在线监测的手段来取代传统的预防性试验，使10kV交联电力电缆试验工作更科学、更合理、更长效。

2.泄漏电流试验

泄漏电流试验与直流耐压试验在原理上有很大的不同，通常直流耐压试验检测电缆绝缘介质中的机械损伤、气泡比较灵敏，而泄漏电流试验多用来了解绝缘介质整体的受潮、劣化情况。在10kV交联电力电缆试验中，直流耐压试验与泄漏电流试验往往紧密相连，通常泄漏电流是耐压试验中获得的。由于微安表位置不同，或是是否采用屏蔽线等因素的差异，都会导致泄漏电流的测得数值不同，因此泄漏电流试验的方法并不是根据泄漏电流数值判断电流绝缘性能，而是根据泄漏电流变化趋势来评估绝缘性能。

在评估电流绝缘性能状况时，如果电缆绝缘性能良好稳态泄漏电流应保持不变或略有下降，而有缺陷的电缆往往有上升现象。另外，需要密切注意电压变化引起的电流变化趋势，如果电缆绝缘性能良好，当施加电压提高时泄漏电流会先剧增再逐渐下降，保持电压不变1分钟后稳态电流值一般不到电压提高伊始的20%。而如果电缆受潮，或是整体劣化严重，电流随时间下降幅度很小，甚至可能上升。由此可以判定电缆绝缘性能状态，对于绝缘性能较差的电缆应避免投入运行。

二、10kV交联电力电缆试验与故障防控的相关建议

10kV交联电力电缆试验是避免设备受损、提高电网运行安全性与稳定性的重要措施，借助试验手段能够及时掌握10kV交联电力电缆的绝缘状况，了解电力电缆绝缘内部的缺陷情况，采取检修措施予以消除，缺陷问题严重的电缆则予以更换，从而避免电缆在运行过程中出现绝缘击穿事故，导致停电、线路设备损坏等重大损失。在具体的试验检测工作中，我们必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》等规程的要求，对10kV交联电力电缆进行全面的试验，根据试验标准对试验操作进行规范，对试验结果进行分析判断，采取切实可行的措施消除故障隐患。

在做试验时，需要将试验数据与以往的试验数据做比较分析，如果电缆主绝缘、外护套、内护套绝缘情况与以往试验数据相差不大，且在合理范围内时，可略过直流耐压试验的环节。如果有内护套破损，或是新制作电缆接头等情况存在，有必要做直流耐压试验，以减少不必要的工作环节，节省人力和物力，避免频繁试验对电缆的不良影响，从而延长电缆的正常使用寿命。还需要注意的是，在完成试验后，必须妥善保存第一手资料，以便于未来的数据比较和事故原因溯查。

为了有效避免10kV交联电力电缆出现缺陷故障，我们不仅要从试验的角度进行预防，还应在设计选型、敷设方式、材料选购和施工管理等方面着手，层层把关，全面保障电缆的质量，提高管理水平。首先，在设计选型上，连续生产的重要负荷电缆必须留有裕度，虽然初始投资较大但能够有效减少电缆故障问题，整体经济性更好。其次，敷设方式需要结合电网线路实际情况，因地制宜，如多雨且地下水位高的区域应避免直埋，又如区域内电缆较为集中可使用电缆井，再如离变电所远的区域可使用架空电缆，选用电缆隧道时为防受潮和雨水流入，需做好通风措施和封堵雨水的措施，如选用电缆沟需做好加装排水泵等防水措施。再次，在材料选购上，必须严把质量关，选择高质量的电缆，采购人员应对电缆材料、工艺等有一定了解，对市场价格行情和厂家信誉度有全面的掌握，以确保购买到质量好、价格适宜的电缆，为避免电缆故障奠定良好的基础。最后，在电缆施工过程中，必须做好施工质量的管理与监督审核，尤其要重视热缩接头施工质量，避免外护套破损。

结束语：

综上所述，时代的发展对电力供应提出了更高的要求，电网建设与运营质量直接关系到千家万户的生活和各行各业的生产，做好10kV交联电力电缆试验是我们提高电网管理水平的有效措施之一。在具体工作中，我们要结合实际情况和具体需要，科学选择试验方法，规范试验操作，充分利用试验数据进行电缆性能评估，还要做好设计、选材、施工等诸多方面的工作，以保证电力电缆的质量，延长电缆的使用寿命。

参考文献：

交联电缆范文第2篇

摘 要：确认护层保护器的型号和规格符合设计要求且试验合格、完好无损 ;剥除绝缘，压好芯线接线端子：根据绝缘中间接头的结构，剥除绝缘，压好屏蔽线接线端子。（导体压接后，表面要光滑、无毛刺;与绝缘中间接头的接线端子连接）;将交叉互联电缆穿入交叉互联箱：剥除绝缘，按要求剥切线芯，表面要光滑、无毛刺，与接线端子连接;根据交叉互联箱内部尺寸，剥除绝缘，去除多余的屏蔽导体，固定屏蔽导体。

关健词：接地箱;接地保护箱;交叉互联箱;安装要求

0 引言

电力安全规程规定，电气设备非带电的金属外壳都要接地，因此电缆的铝包或金属屏蔽层都要接地。通常35kV及以下电压级的电缆都采用两端接地方式，这是因为这些电缆大多是三芯的。在正常运行中，流过3个线芯的电流总和为零，在铝包或金属屏蔽层外基本上没有磁链，这样在铝包或金属屏蔽层两端就基本上没有感应电压，所以两端接地后不会有感应电流流过铝包或金属屏蔽层。但是当电压超过35kV时，大多数采用单芯电缆，当单芯电缆线芯通过电流时，就会有磁力线交链铝包或金属屏蔽层，使它的两端出现感应电压。此时，如果仍将铝包或金属屏蔽层两端三相互联接地，则铝包或金属屏蔽层将会出现很大的环流，其值可达线芯电流的50%～95%，形成损耗，使铝包或金属屏蔽层严重发热，所以高压单芯电缆金属护层要通过接地保护箱、交叉互联箱等设备接地，若接地系统的设备安装工艺不良或接线错误，则会造成金属护层发热，这不仅浪费大量电能，而且降低电缆的载流量，加速电缆绝缘老化，情况严重者甚至造成电缆线路重大事故发生，因此，接地系统设备安装质量必须引起足够的重识。

接地系统设备主要由接地箱、接地保护箱、交叉互联箱等构成。

1 接地箱、接地保护箱、交叉互联箱的结构及作用

（1）接地箱：主要由由箱体、绝缘支撑板、芯线夹座、连接金属铜排等零部件组成，适用于高压单芯交联电缆接头、终端的直接接地。

（2）接地保护箱：主要由箱体、绝缘支撑板、芯线夹座、连接金属铜排、护层保护器等零部件组成，适用于高压单芯交联电缆接头、终端的保护接地，用来控制金属护套的感应电压，减少或消除护层上的环形电流，提高电缆的输送容量，防止电缆外护层击穿，确保电缆的安全运行。

（3）交叉互联箱：主要由箱体、绝缘支撑板、芯线夹座、连接金属铜排、电缆护层保护器等零部件组成，适用于高压单芯交联电缆接头、终端的交叉互联换位保护接地，用来限制护套和绝缘接头绝缘两侧冲击过电压升高，控制金属护套的感应电压，减少或消除护层上的环形电流，提高电缆的输送容量，防止电缆外护层击穿，确保电缆的安全运行。

箱体机械强度高，密封性能好，具有良好的阻燃性、耐腐蚀性;其内接线板导电性能优良;护层保护器采用Zn0压敏电阻作为保护元件;护层保护器外绝缘采用绝缘材料制成，电气性能优越，密封生能好，具有优良的伏安曲线特性。

2 接地箱、接地保护箱、交叉互联箱的安装要求和方法

电缆接地系统包括电缆接地箱、电缆接地保护箱（带护层保护器）、电缆交叉互联箱等部分。一般容易发生的问题主要是箱体密封不好进水导致多点接地，引起金属护层感应电流过大。所以箱体应可靠固定，密封良好，严防在运行中发生进水。

2.1 安装要求

（1）安装应由经过培训的熟悉操作工艺的工作人员进行。

（2）仔细审核图纸，熟悉电缆金属护套交叉换位及接地方式。

（3）检查现场应与图纸相符。终端及中间接头制作完毕后，根据图纸及现场情况测量交叉互联电缆和接地电缆的长度。

（4）检查接地箱、接地保护箱、交叉互联箱内部零件应齐全。

（5）确认交叉换位电缆和接地电缆符合设计要求。

2.2 安装方法

交叉互联箱、接地箱按照图纸位置安装;螺钉要紧固，箱体牢固、整洁、横平竖直。根据接地箱及终端接地端子的位置和结构截取电缆，电缆长度在满足需要的情况下，应尽可能短。

2.2.1 接地箱、接地保护箱安装操作

（1）剥除两端绝缘，压好一端的接线端子;接地电缆应一致美观，严禁电缆交叉;再将电缆另一端穿入接地箱的芯线夹座中，拧紧螺栓。注意：剥除绝缘、压好接线端子、导体压接后，边面要光滑、无毛刺;电缆与接地箱和终端接地端子连接牢固。

（2）安装密封垫圈和箱盖，箱体螺栓应对角均匀、逐渐紧固。

（3）按照安装工艺的要求密封出线孔。

（4）在接地箱出线孔外缠相色，应一致美观。

（5）接地电缆的接地点选择永久接地点，接触面抹导电膏，连接牢固。

（6）接地采用圆钢，焊接长度应为直径的6倍，采用扁钢应为宽度的2.5倍。扁钢、圆钢表面按要求涂漆。

2.2.2 交叉互联箱安装操作

（1）确认护层保护器的型号和规格符合设计要求且试验合格、完好无损。

（2）剥除绝缘，压好芯线接线端子：根据绝缘中间接头的结构，剥除绝缘，压好屏蔽线接线端子。注意：导体压接后，表面要光滑、无毛刺;与绝缘中间接头的接线端子连接。

（3）将交叉互联电缆穿入交叉互联箱：剥除绝缘，按要求剥切线芯，表面要光滑、无毛刺，与接线端子连接;根据交叉互联箱内部尺寸，剥除绝缘，去除多余的屏蔽导体，固定屏蔽导体。

（4）重复上述步骤，将A、B、C三相交叉换位电缆连接好，应一致美观。整个线路交叉互联箱相位必须一致。

（5）安装密封垫圈和箱盖，箱体螺栓应对角均匀、逐渐紧固。

（6）按照安装工艺的要求密封出线孔。

（7）在交叉互联箱出线孔外缠相色，应一致美观。

（8）接地电缆的接地点选择永久接地点，接地面抹导电膏，连接牢固。

交联电缆范文第3篇

关键词：交联电力电缆；热收缩；热应力

交联电缆的热收缩性能是交联电力电缆的主要性能指标之一，最初于1984年由GIGRE在发表解决高压交联电缆运行中的热机械特性问题的相关研究中提出。经过近30年的发展，对于该问题及其深层次的热应力的研究已经成为继交联电缆水树老化机理、交联化学反应动力学理论研究后又一新兴的理论研究项目。目前欧洲NOKIA公司、国内白城电工、南京工艺等主要电缆设备供应商均将该理论用于生产实践中用以提高电缆产品的质量。

一、 交联电缆热收缩性能的基本概念

所谓交联电缆热收缩性能，是表征成品电缆的交联聚乙烯绝缘在受热状态下绝缘回缩比率的一个量值。一般检验条件设置在受热温度130℃、时间1小时。加热冷却后观察电缆绝缘回缩情况并计算其收缩率。究其原理，该试验主要体现了交联聚乙烯绝缘电缆的热应力特性。交联聚乙烯绝缘的热应力属于材料及其加工过程中固有应力的一种，由巨分子（结晶）和挤压产生并会留在绝缘材料中。在电缆工作受热过程中，由于加热熔化使得巨分子的自然定位被取消，在冷却时若不能完全达到原有定位，其结果是所谓“被冻结”的应力可能通过外界力或热的作用被释放，例如原来的形状通过收缩而改变。热收缩试验正是利用这种宏观上的表征来体现热应力残留并变化的情况。

二、 近年来监督抽查绝缘热收缩试验情况分布介绍

近年来，国家对电线电缆的质量空前重视，每年均会组织相关的监督类检验，交联聚乙烯绝缘电力电缆的合格率通常保持在75%-85%之间，而不合格的样品中，热收缩试验不合格占大多数。其中，小截面、导体为一类导体的，其热收缩变得较难合格，相比而言，大截面电缆相对较好，但是仍然存在热收缩不合格的情况。热收缩的性能已成为继热延伸、老化试验后第三个不容易控制的指标。

三、 热收缩性能出现问题的原因分析

绝缘热收缩试验代表了绝缘热应力残留的情况，因而分析热收缩性能出现问题的原因也应该从热应力的产生和释放着手。

首先、交联电缆的绝缘线芯是由交联聚乙烯绝缘包覆导体而成，表1显示了构成绝缘线芯的三种主要材质的线膨胀系数β值而两者的线膨胀系数相差近10-30倍。

由于不同线膨胀系数两种材料的组合，在电缆生产过程中，产生热应力是不可避免的。再者、交联绝缘在冷却过程中，由于和导体紧密地结合在一起，且两者热膨胀系数相差很大，绝缘无法回缩，造成了轴向应力（同时可包含轴向应变）。同时，若生产企业为了提高生产速度，希望绝缘表面较快冷却，而绝缘中间层尚未完全冷却，使绝缘无法向导体中心回缩，转而向绝缘体中间回缩，会是在导体表面绝缘上造成了径向拉应力。几种应力会保留在电缆绝缘中并在室温状态下处于“冻结”状态。而一旦电缆受热（其在正常工作状态下通常都会受热），该应力就会被释放出来产生破坏性影响。如：径向和切向应力会使导体附近的绝缘向绝缘体中间拉伸，导体附近的绝缘处在各项拉伸力的作用下绝缘性能会大大降低。

其次，生产线的结构因素也会影响热应力的释放。生产线中交联管通常由加热、冷却和预冷三部分组成，且加热管和冷却管愈长则生产速度快。一般对于预冷管的重视不够，平均给予冷却管长度仅为9-11米。此时的预冷管和加热管不成比例，生产出的高温绝缘线芯不能得到很好的预冷、直接进入水中冷却，定会造成电缆绝缘内的热应力无法释放。该类绝缘不仅表现在热收缩性能无法到要求，其原始抗张性能一般也较低，伸长也不理想，经135℃烘箱老化后反而能消除热应力，使得老化后的张力和伸长率反而提高。更有甚者，过大的热应力会造成交联绝缘结晶结构的应力开裂，除收缩外还可能引起局部放电不合格。

再次，在生产线结构中，冷却水温度和水位高度对于预应力释放也会有一定影响。预冷管中约有一半长度以N2气为预冷却介质，另一半长度为水。如水位过高，就缩短了N2气为预冷却部分的长度，造成绝缘内的预应力不能完全释放，同时由于交联聚乙烯材质的热容量较大，冷却水的温度也不应太低，交联管管壁的温度也需与预冷管相配套，否则，在高速生产时有可能产生绝缘表面与中部温度冷却不均匀，从而产生热应力，或是导致其释放不均匀。

同时，企业在生产过程中选择材料的不同（如选择低密度聚乙烯或是线型低密度聚乙烯）、挤塑时助剂相容性的好坏、混料时是否均匀、加工工艺与模具的选择（使用一步法或是使用二步法进行交联、使用挤管或是使用挤压）都可能引起内应力或是应力释放条件的变化。

热应力残留或释放不均会导致热收缩试验不合格，其后果可能会造成较大的安全事故。如：某大型工厂一根110kV交联电缆在竣工前加装了连接盒，投入使用后不久就发现电缆和连接盒之间界面发现击穿，发生事故的主要原因归咎于电缆内的热应力。电缆在运行中因热应力收缩变形，在界面产生很大的缝隙，结构性能再好的界面或是粘结力再高，也有可能拉开，从而造成事故。同时，在小型电力系统中，热收缩也会导致各类结头，或是接头与线之间接触不良，引发各种用电事故甚至安全事故。

四、 改进热收缩性能的建议

要改进交联电缆热收缩性能，对于高压电缆，可以采取措施消除热应力，早在七十年代中，为消除高压交联电缆的热应力，瑞典Sieverts公司就采取了烘房收线方式以消除电缆绝缘的内在预应力。NOKIA公司开发了冷却退火装置，即在冷却管中间加装一段加热管，使绝缘表面再恢复到结晶熔化温度，再进入正常的冷却过程。

对于中低压电缆，可控制生产速度，使生产速度不要太快，加热管温度也不能太高，要留有一定长度的预冷管，同时，应考虑材料的拉伸比，根据其特点选用模具。还可采用半挤管式挤塑、用分段水槽冷却，第一段使用温水冷却方式，在控制应力的同时使其得到释放。综合下来即可有效的消除部分热应力。

在交联电缆生产中，还应重视温度和速度的选择，若采用计算机软件分析、设定，会比用经验直接调整温度和速度要科学、有效地多。同时，应定期清理管壁上的污垢，以防止污垢的存在大幅降低生产效率并破坏生产环境，特别是需要避免盲目的提高温度后造成电缆热应力增加的情况。

参考文献

1.E.H Ball “Development of cross-linked polyethylene insulation for high voltage cables” CIGRE

2.GB/T 12706-2008 额定电压1kV到35kV挤包绝缘电力电缆及其附件

交联电缆范文第4篇

摘要：电缆终端是电缆线路中的关键部位，也是整条线路中的绝缘薄弱环节，是电缆运行故障的多发点。本文分析了电缆终端故障的原因，通过故障设备的解剖与现场分析，就如何预防电缆终端故障提出了对策。

关键词：户外电缆头 故障 原因分析

交联聚乙烯电缆以其施工工艺简单，制造便捷，运行稳定得到了越来越广泛的应用。随着时间的推移，交联聚乙烯电缆在运行中也出现了许多问题，而户外电缆终端在电缆故障中占有相当大的比例。电缆终端是安装在电缆线路末端，具有一定绝缘和密封性能，用以将电缆和其他电气设备相连接的电缆附件。早期的户外电缆终端多以瓷套型为主。运行中的户外电缆终端常见故障主要有：机械损伤、绝缘受潮、绝缘老化、过电压、过热等。

1、故障例证分析

2012年1月，我市平中大街分接箱10kV线路交联电缆分支电缆终端头在运行中分接箱质量问题。该电缆是由环网柜分支电缆头至分接箱电缆头，长度越160m，电缆型号YJLV22-3×120mm2 10kV交联聚乙烯铅护套电缆，2007年投入运行，事故前无异常情况。事故时附近人员听到一声巨响，周围可见烧黑的碳质，故障相（B相）电缆终端头仅剩上下金属固定部分，其他两相电缆终端无异常。

1.1交联电缆接头故障原因分析

由于电缆附件种类、形式、规格较多;质量参差不齐;施工人员技术水平高低不等;电缆接头运行方式和条件各异,致使交联电缆接头发生故障的原因各不相同。由于交联电缆与油纸电缆的介质不同,接头发生故障的原因有很大的差异,油纸电缆接头发生故障主要是绝缘影响,而交联电缆接头发生故障主要是导体连接。交联电缆允许运行温度高,对电缆接头就提出了更高的要求,使接头发热问题就显得更为突出。接触电阻过大、温升加快、发热大于散热促使接头的氧化膜加厚,又使接触电阻更大,温升更快。如此恶性循环,使接头的绝缘层破坏,形成相间短路,引起爆炸烧毁。造成接触电阻增大的原因有以下几点。

1.1.1工艺不佳。主要是指电缆接头施工人员在导体连接前后的施工工艺。连接金具接触面处理不佳。无论是接线端子或连接管,由于生产或保管的条件影响,管体内壁常有杂质、毛刺和氧化层存在,这是不为人们重视的缺陷,但对导体连接质量的影响,颇为严重。特别是铝表面极易生成一层坚硬而又绝缘的氧化铝薄膜,使铝导体的连接要比铜导体的连接增加不少麻烦,工艺技术的严格性也要高得多。运行证明当压接金具与导线的接触表面愈清洁,在接头温度升高时,所产生的氧化膜就愈薄,接触电阻就愈小。

1.1.2导体损伤。交联绝缘层强度较大剥切困难,环切时施工人员用电工刀左划右切,有时干脆用钢锯环切深痕,往往掌握不好而使导线损伤。剥切完毕虽然不很严重,但在线芯弯曲和压接蠕动时,会造成受伤处导体损伤加剧或断裂,压接完毕不易发现,因截面减小而引起发热严重。

1.1.3导体连接时线芯不到位。导体连接时绝缘剥切长度要求压接金具孔深加5mm,但因产品孔深不标准,易造成剥切长度不够,或因压接时串位使导线端部形成空隙,仅靠金具壁厚导通,致使接触电阻增大,发热量增加。

1.1.4压力不够。现今有关资料在制作接头工艺及标准图中只提到电缆连接时每端的压坑数量,而没有详述压接面积和压接深度。造成导体连接压力不够有的主要原因压接机具压力不足、连接金具空隙大、假冒伪劣产品质量差。

1.1.5截面不足：将交联电缆连接金具截面不足将是交联电缆接头发热严重的一个重要原因。

1.1.6散热不好。绕包式接头和各种浇铸式接头,不仅绕包绝缘较电缆交联绝缘层为厚,而且外壳内还注有混合物,就是最小型式的热缩接头,其绝缘和保护层还比电缆本体增加一倍多。当电缆满负荷时,电缆芯线温度达到90℃,接头温度会达140℃左右,当温度再升高时,接头处的氧化膜加厚,接触电阻随之加大,在一定通电时间的作用下,接头的绝缘材料碳化为非绝缘物,导致故障发生。综上所述增加连接金具接点的压力、降低运行温度、清洁连接金属材料的表面、改进连接金具的结构尺寸、选用优质标准的附件、严格施工工艺是降低接触电阻的几个关键因素。

1.2 提高交联电缆接头质量的对策

由于交联电缆接头所处的环境和运行方式不同,所连接的电气设备及位置不同,电缆附件在材质,结构及安装工艺方面有很大的选择余地,但各类附件所具备的基本性能是一致的,所以应加强以下几点措施来提高接头质量。(1)必须选用技术先进、工艺成熟、质量可靠、能适应所使用的环境和条件的电缆附件。(2)采用材质优良、规格、截面符合要求,能安全可靠运行的连接金具。(3)选用压接吨位大、模具吻合好,压坑面积足,压接效果能满足技术要求的压接机具。(4)培训技术有素、工艺熟练、工作认真负责,能胜任电缆施工安装和运行维护的电缆技工。交联电缆各种接头发生故障的原因也就各不相同,除发热问题外,对于密封问题、应力问题、联接问题、接地问题等引起的接头故障也应予以重视。

1.3 预防措施

电缆终端与中间接头是线路中关键部位，也是整条线路中的绝缘薄弱环节，是电缆运行故障的多发点。因此对电缆终端要加强监视和巡查，及时发现异常情况，避免事故的发生。

1.3.1施工工艺方面：对电缆头的制作、绝缘密封与设备的连接等工艺技术性要求很强的工作，要求施工人员必须严格按规定的工艺要求进行施工，并须由经过电缆专业技术培训和熟悉工艺的人员进行施工。其次在进行电缆头制作或与电缆设备连接过程中，必须严格按施工工艺要求加强检查监督，根据不同安置环境、作业条件进行检查，保证密封良好，防止外界水分和有害物质侵入到绝缘内部中，保持密封性。严禁在雨雾中进行施工。

交联电缆范文第5篇

【关键词】交联聚乙烯；XLEP；水树枝；电树枝；直流耐压；交流耐压

电力电缆经常作为发电厂、变电所及工矿企业的动力引入（或引出）线，在城乡电网中大量使用。聚乙烯（PE）由于其良好的电、热和机械性能而广泛应用于电力电缆绝缘，特别是交联聚乙烯（XLPE）绝缘。目前，在国际和国内已有越来越多的交联聚乙烯（XLPE）绝缘的电力电缆替代原有的充油油纸绝缘的电力电缆。XLPE电缆以其合理的结构、工艺以及优良的电气性能等优点，在国内外被越来越广泛使用。

但是，近年来的运行和研究表明，交联电缆的绝缘材料长期在潮湿环境下运行，由于水的渗透、饱和、凝结现象，会在半导电层的凸起、杂质等缺陷处引发水树枝。水树枝老化是聚烯电力电缆在潮湿环境下发生绝缘击穿的主要诱因，水树枝发展到一定程度就会在水树枝的尖端引发带电树枝放电，造成绝缘老化、损伤，影响电缆的绝缘性能，危及电缆安全运行。因此，充分认识交联电缆的绝缘特性，对保障设备乃至系统的安全运行具有十分重要的意义。

一、XLPE绝缘缺陷的主要形式及成因

1、水树枝

水树枝[1]主要是由于在绝缘体中不规整部位（如在绝缘/半导电层表面）的水分产生局部凝缩；同时在电缆制造过程中和从外部环境侵入的少量的水在绝缘物中是均匀分布的。但水分子在电场作用下，因极化而产生极化迁移，被不规整部位所吸引，逐渐积累产生水气的局部过饱和状态。在不规整部位的微空隙和多孔性不纯物的自由空间产生的液态的水，浸入XLPE绝缘，在电场作用下形成树枝状物。水树枝的特点是引发树枝的空隙含有水分，且在较低的场强下发生。水树枝的数量随环境相对湿度的提高而增加，同时电压越高，水树枝发展速度越快。线芯进水的电缆、绝缘层中含有水分的电缆以及水中运行的电缆很容易引发水树枝。（如图1）

2、电树枝

电缆在运行过程中，绝缘易造成老化破坏，主要是由于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，从而形成电树枝俗称电树。XLEP电缆在敷设和运行期间，当机械应力或外力造成电缆护套及绝缘损伤或接头损坏时，潮气或水分就会沿着线缆纵向和径向间隙浸入，致使XLEP电力电缆绝缘在运行电压下生成水树枝的概率迅速上升。水树枝生长到一定长度即会在水树枝尖端引发永久性电树枝缺陷，并在较短时间内导致电缆绝缘击穿，造成停电事故。（如图2）

图1 水树枝形成过程

图2 电树枝形成过程

电树枝往往在绝缘内部产生细微开裂，形成细小的通道，并在放电通道的管壁上产生放电后的碳化颗粒。水树枝的产生，将会使介质损耗增加，绝缘电阻和击穿电压下降。因此，电缆中的电树枝和水树枝对电缆的电气性能将会带来严重的故障隐患。

二、交联聚乙烯电缆的试验方法

在电力系统预防性试验中，虽然对电力设备进行了一系列非破坏性试验，能发现很多绝缘缺陷。但因其试验电压较低，往往对某些缺陷，特别是局部缺陷还不能检出。这对保证安全运行是不够的。为了进一步暴露电力设备的绝缘缺陷，检测设备绝缘水平（称电力设备绝缘耐受电压能力的大小为绝缘水平，通常用试验电压表示）和确定能否投入运行，有必要进行破坏性试验即耐压试验[2]。根据《规程》规定，现场电力设备绝缘预防性试验中的破坏性试验有交流耐压试验和直流耐压试验。

1、XLPE在交、直流电压下的电场分布不同。在直流电压作用下，XLPE绝缘层内电场强度是按照电阻率分布的，而XLPE电缆绝缘层中的材料含有很多成分，其电阻率分布是不均匀的，同时电阻率受温度等因素影响比较大。这就可能在直流试验过程中出现绝缘层有的地方电场很强，有的地方电场却比较弱的情况，导致局部绝缘击穿。而在交流电压下，XLPE绝缘层内的电场强度是按介电常数反比例分配的，XLPE的介电常数受温度变化影响较小，因此种分配比较稳定。除此以外，由于电缆绝缘的电场分布取决于材料的体积电阻率，而交流电压下的电场分布取决于各介质的介电常数，特别是在电缆终端头、接头盒等电缆附件中的直流电场强度的分布和交流电场强度的分布完全不同，而且直流电压下绝缘老化的机理和交流电压下的老化机理不相同。

2、由于XLPE绝缘介质的体积电阻率很高，达1017Ω・m以上，在直流电场作用下，容易产生和聚集空间电荷，使得XLPE介质中局部缺陷处的电场发生畸变，局部电场强度急剧增强至10倍以上，达到30kV/mm，远远超过电缆介质的击穿场强而导致介质局部击穿，形成介质树枝状不可逆早期劣化，甚至发生击穿故障。

3、XLPE电缆在直流电压下会产生“记忆”效应，存储积累单极性残余电荷。一旦有了由于直流耐压试验引起的单极性空间电荷，空间电荷受介质高电阻的限制不能在短时期内泄漏，在介质局部形成空间电荷附加电场。电缆如果在直流残余电荷未完全释放之前投入运行，由空间附加电场与外施工频电场叠加成为很高的局部电场时，使得电缆上的电压值远远超过其额定电压，严重时会发生电缆绝缘击穿。即使电缆在通过了直流耐压试验不发生击穿，也会引起绝缘的严重损伤，它将加速绝缘老化缩短使用寿命。这些现象在XLPE电力电缆直流耐压试验时经常发生，如直流耐压试验合格的电缆线路正常送电后不久就发生击穿故障。

4、XLPE电缆最致命的弱点是绝缘内易产生水树枝，空间电荷的附加电场效应加强了水树枝尖端处的电场而引发介质局部放电，释放大量高能带电粒子，不断地轰击水树枝端部和水树枝通道壁的介质分子链段，使得介质分子链段断链、降解，水树枝快速转变成为电树枝，加速了XLPE电力电缆绝缘性能早期劣化，以至于运行后在工频电压作用下形成击穿。而单纯的水树枝在交流工作电压下还能保持相当的耐压值，并能保持一段时间。

5、XLPE的半导体凸出处和污秽点等处容易产生空间电荷。但如果在试验时电缆终端头发生表面闪络或电缆附件击穿，会造成电缆芯线上产生波振荡，在已积聚空间电荷的地点，由于振荡电压极性迅速改变为异极性，使该处电场强度显著增大，可能损坏绝缘，造成多点击穿。

6、直流耐压试验不能有效发现交流电压作用下的某些缺陷，如在电缆附件内，绝缘若有机械损伤或应力锥放错等缺陷。在交流电压下绝缘最易发生击穿的地点，在直流电压下往往不能击穿。直流电压下绝缘击穿处往往发生在交流工作条件下绝缘平时不发生击穿的地点，因此直流耐压试验不能模拟高压交联电缆的运行工况。

7、若使用交流测试电压，当达到电压峰值时，无论是正极性还是负极性峰值时，待测绝缘体都承受最大压力。因此，如果决定选择使用直流电压测试，就必须确保直流测试电压是交流测试电压的√2倍，这样直流电压才可以与交流电压峰值等值。例如：1500V 交流电压，对于直流电压若要产生相同数量的电应力必须为 1500×1.414即2121V直流电压。因此，要加到相同的电压强度，所加的直流电压近似为交流电压的1.5倍。

8、交流耐压测试的优点在于，它可以检测所有的电压极性，这更接近与实际的实用情况。另外，由于交流电压不会对电容充电，因此大多数情况下，无需逐渐升压，直接输出相应的电压就可以得到稳定的电流值。并且，交流测试完成后，无需进行样品放电。直流耐压测试的不足在于它只能在一个方向施加测试电压，不能像交流测试那样可以在两个极性上施加电应力，而多数电子产品正是在交流电源下进行工作的。

三、交流试验方法举例

既然直流耐压试验不能模拟交联电缆的运行场强状态，不能达到我们所期望的检验效果，自然就应该转向用交流耐压试验来考核交联电缆的敷设和附件的安装质量。有以下几种交流试验的方法可供选择。

1、超低频0.1Hz耐压试验

因被试交联电缆的电容量很大，工频试验时所需试验变压器的容量也要很大，导致试验设备笨重而不适用于现场使用。采用0.1Hz作为试验电源【2】，理论上可以将试验变压器的容量降低到1/500，试验变压器的重量可大大降低，可以较容易地移动到现场进行试验。目前，此种方法主要应用于中低压电缆的试验，由于电压等级偏低，还不能用于110kV及以上的高压电缆试验。

2、振荡电压试验

振荡电压试验方法的基本思路是利用电缆等值电容与电感线圈串联谐振原理，使振荡电压在多次极性变换过程中电缆缺陷处会激发出局部放电信号，通过高频耦合器测量该信号从而达到检测目的[3][4]。此种方法比直流耐压试验方法有效，但仍不如工频试验有效。

3、调频式谐振耐压试验[5]

可调电感型谐振试验系统可以满足耐压要求，但由于重量大，可移动性差，主要用于试验室。而变频谐振试验方法不但能满足高压交联电缆的耐压要求，设备因体积小，重量轻，谐振频率易于调节，因而宜在现场试验中使用。该方法采用固定电抗器作为谐振电抗器，试验变压器及试验电压由调谐电源提供，以调频的方式实现谐振，频率的调节范围为30-300Hz，符合CIGRE WG21.09《高压挤包绝缘电缆竣工试验建议导则》中推荐使用工频及近似工频（30～300Hz）的交流电压。这种交流电压可以重现与运行工况下相同的场强，并已被证明是最有效的方法。

四、结论

本文主要针对现为广泛应用的交联聚乙烯电缆的绝缘缺陷的成因做简要分析，在此基础上简要分析两种检测其绝缘缺陷耐压试验方法的优缺点，同时简要分析了几种耐压试验的适用情况。综合而言，相比交流耐压试验，直流耐压试验的主要缺点是由于交、直下绝缘内部的电压分部不同，直流耐压试验对绝缘的考验不如交流更接近实际。交流耐压试验对绝缘的考验非常严格，能有效的发现较危险的集中性缺陷。它是鉴定电气设备绝缘强度最直接的方法，对于判断电气设备能否投入运行具有决定性的意义，也是保证设备绝缘水平、避免发生绝缘事故的重要手段。

参考文献：

[1]王元昌.交联聚乙烯（XLEP）电缆水树枝老化机理及试验方法.

[2]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术.

[3]林晓宇，黄瑞.交联聚乙烯电缆现场交流耐压试验.