萬代，齊飛，周恒逸，趙邈，段緒金，黃耀旗

(1. 國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院，湖南長沙410007；2. 國網(wǎng)湖南省電力有限公司張家界供電分公司，湖南張家界427000)

0 引言

隨著我國經(jīng)濟(jì)與社會(huì)的發(fā)展, 以及城鎮(zhèn)化、工業(yè)化、信息化進(jìn)程的推進(jìn), 電力網(wǎng)絡(luò)在廣度和深度上都在快速延伸[1-4]。電力電纜的安全可靠運(yùn)行與人民的生產(chǎn)生活息息相關(guān), 10 kV 配電電纜敷設(shè)數(shù)量的不斷增加、湖南地區(qū)高溫潮濕的惡劣氣候、電纜通道基礎(chǔ)臺(tái)賬不準(zhǔn)確等問題, 對電纜運(yùn)維提出了更高的要求和更大的挑戰(zhàn)[5-8]。

近年來, 電力電纜的火災(zāi)事故頻發(fā), 2018 年1月至8 月, 全國共發(fā)生火災(zāi)1.42 萬起, 造成直接經(jīng)濟(jì)損失1.25 億元, 電氣火災(zāi)占比最大, 達(dá)到34.17%。此外, 2005―2014 年, 美國電氣火災(zāi)占火災(zāi)發(fā)生總數(shù)的26%[9]。電纜的廣泛使用, 也引發(fā)了一系列電纜過熱而導(dǎo)致的事故。近幾年的事故案例表明: 由電纜中間接頭、電纜終端等薄弱點(diǎn)受惡劣環(huán)境長期侵襲或施工工藝不良等主要因素導(dǎo)致的局部放電, 對電纜線路薄弱設(shè)備絕緣結(jié)構(gòu)造成損失, 在操作過電壓等異常工況下引發(fā)的電纜局部過熱或外部熱源, 是電纜故障乃至火災(zāi)發(fā)生的重要致因[10-12]。

電纜外層包含有外護(hù)套、阻水層和絕緣層等多層聚合物結(jié)構(gòu), 使得電纜的傳熱、形變與燃燒過程變得復(fù)雜。因此, 對于帶電電纜, 可抽象為一種外層聚合物包裹生熱金屬的物理結(jié)構(gòu)。各種原因引發(fā)的局部過熱或外部熱源, 是電纜故障乃至火災(zāi)發(fā)生的重要致因。例如存在絕緣損傷、局部放電缺陷的電纜遭遇操作過電壓等異常工況時(shí), 極易發(fā)生相間擊穿短路, 從而在擊穿點(diǎn)急劇發(fā)熱燃燒。此外, 多回共溝電纜中, 一旦某一回線路發(fā)生故障燃燒, 極易引起共通道的其他電纜發(fā)生火災(zāi)事故, 這兩點(diǎn)是目前電纜火災(zāi)故障的主要原因[13-15]。

目前, 國家電網(wǎng)有限公司10 kV 電力電纜事故時(shí)有發(fā)生, 帶來了極大的經(jīng)濟(jì)損失和惡劣的社會(huì)影響。根據(jù)分析, 引發(fā)此類故障的共同點(diǎn)大部分集中于電纜中間接頭, 本文選取一起典型的10 kV 電力電纜火燒連營事故進(jìn)行深入剖析和探討, 分析設(shè)備與運(yùn)維兩方面存在的重點(diǎn)問題, 并提出相應(yīng)的解決方案, 為降低電纜故障率提供有效預(yù)控措施。

1 運(yùn)行方式與故障簡述

1.1 故障簡述

2019 年 10 月 12 日上午 10 時(shí) 4 分左右,110 kV SDH 變電站10 kV Ⅱ (Ⅲ) 母接地, 隨后變電站值守人員報(bào)告SDH 變電站圍墻西側(cè)電纜井冒煙, 并伴有放電異響。10 時(shí) 10 分至 10 時(shí) 36分, 10 kV SYⅡ回等14 回線路依次跳閘, 至10 時(shí)37 分, 調(diào)度將同變電站的9 條線路緊急停運(yùn)。本次事故造成21 回共溝電纜燒損 (2 條未共溝電纜無恙)。

1.2 故障前運(yùn)行方式

110 kV SDH 變電站為雙主變運(yùn)行, 由110 kV LSM 線供帶, 變電站 10 kV 側(cè)共設(shè)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三段在運(yùn)母線, 其中Ⅰ母由Ⅰ號(hào)主變供電, 共掛接12條10 kV線路；Ⅱ段、Ⅲ段母線串聯(lián)由Ⅱ號(hào)主變供電, 共掛接11 條10 kV 線路。事發(fā)時(shí)變電站Ⅰ、Ⅱ (Ⅲ) 母線上配備有消弧線圈 (兩段母線為獨(dú)立分段運(yùn)行), 參數(shù)見表1。2 臺(tái)消弧線圈容量分別為1 000 kVA (理論最大補(bǔ)償電流為165 A), Ⅰ母電容電流92.5 A, Ⅱ (Ⅲ) 母82.1 A, 均為自動(dòng)調(diào)節(jié)方式。

表1 消弧線圈基本參數(shù)

2 故障設(shè)備參數(shù)與保護(hù)動(dòng)作情況分析

此次起火點(diǎn)為110 kV SDH 變電站出線電纜溝內(nèi), 溝內(nèi)共有電纜21 回, 其中10 kV SYⅡ回、SYⅠ回、JYⅠ回在事故溝內(nèi)各有1 個(gè)中間接頭。

110 kV SDH 變電站共有14 回10 kV 線路因故障引起保護(hù)動(dòng)作, 該14 回線路均配置電流三段式保護(hù), 其中有8 回線路配置重合閘功能。

現(xiàn)場檢查10 kV 線路保護(hù)采用AC 相電流接線方式, B 相電流未接入保護(hù)裝置, 故保護(hù)報(bào)文不會(huì)顯示B 相故障電流。SDH 變電站保護(hù)裝置對時(shí)混亂, 存在與保護(hù)裝置不匹配的情況, 后臺(tái)SOE 動(dòng)作時(shí)序僅能反映保護(hù)動(dòng)作的先后順序。故調(diào)取220 kV LDH 變電站110 kV LSM 線故障錄波分析具體故障相別和時(shí)間, 并結(jié)合10 kV 保護(hù)和SOE 信號(hào)確定實(shí)際保護(hù)動(dòng)作情況。

從保護(hù)動(dòng)作情況來看, 最初為10 kV SYⅡ回跳閘, 先后發(fā)生AC 相間短路、過流Ⅰ段動(dòng)作跳閘、一次重合閘。調(diào)取LDH 變電站110 kV 線路故障錄波, 10 月 12 日 110 kV LSM 線 508 于 10 時(shí) 12 分 22 秒發(fā)現(xiàn)首次故障電流, 故障時(shí)刻為10 時(shí)12 分22 秒。

通過錄波分析, 故障起始時(shí)刻高壓側(cè)AB 相同相, 與C 相反相, 折算到低壓側(cè)為 AC 相相間短路, 經(jīng)過約2 s 后重合閘, 于是故障發(fā)生三相短路, 后加速跳開切除故障。結(jié)合保護(hù)信息和110 kV錄波, 故實(shí)際動(dòng)作情況為: 10 kV SYⅡ回338 于10點(diǎn)12 分 22 秒, 發(fā)生 AC 相相間短路, 短路電流96.65 A (二次值, TA 變比600/5), 過流Ⅰ段動(dòng)作 (過流Ⅰ段定值設(shè)置為45 A, 0 s), 2 s 后重合閘動(dòng)作, 由于AC 相相間短路故障持續(xù)存在, 重合后過流Ⅰ段再次動(dòng)作, 10 kV SYⅡ跳閘。

同理調(diào)取 10 月 12 日 110 kV LSM 線 508 最后一次故障的電流波形, 故障時(shí)刻為10 時(shí)36 分19秒。通過錄波分析, 故障起始時(shí)刻高壓側(cè)AB 相同相, 與C 相反相, 折算到低壓側(cè)為 AC 相相間短路, 經(jīng)過約2 s 后重合, 于是故障發(fā)生三相短路,后加速跳開切除故障。結(jié)合SOE 動(dòng)作信息, 判定此次故障線路為10 kV YX 線306。

檢查消弧線圈動(dòng)作情況, 2 號(hào)消弧線圈 (SDH變電站10 kVⅡ母) 10 月12 日上午共發(fā)出6 次接地告警信息, 第一次發(fā)出接地告警時(shí)間為10 點(diǎn)3分47 秒, 最后一次發(fā)出接地告警時(shí)間為10 點(diǎn)25分 53 秒。其中發(fā)生 1、2、3、4、5 次接地時(shí), 2號(hào)消弧線圈工作處于欠補(bǔ)償狀態(tài), 見表2。

表2 SDH 變電站2 號(hào)消弧線圈接地信息(10 kV Ⅱ (Ⅲ) 母)

10 月 12 日上午, SDH 變電站 1 號(hào)消弧線圈(10 kV Ⅰ母) 故障期間共發(fā)9 次告警信息, 第一次發(fā)出接地告警時(shí)間為10 點(diǎn)16 分39 秒, 最后一次發(fā)出接地告警時(shí)間為10 點(diǎn)30 分28 秒。其中1、2、3、4、9 次接地時(shí), 1 號(hào)消弧線圈工作處于欠補(bǔ)償狀態(tài)；5、6、7、8 次接地時(shí), 1 號(hào)消弧線圈工作處于過補(bǔ)償狀態(tài), 詳見表3。

表3 1 號(hào)消弧線圈接地信息 (SDH 變電站10 kVⅠ母)

可見, 在故障期間, 兩段母線均出現(xiàn)反復(fù)接地。該站單母線消弧線圈容量1 000 kVA, 接地過程中控制器顯示最大電容電流為188 A, 兩個(gè)消弧線圈均出現(xiàn)欠補(bǔ)償狀態(tài), 反映出控制器在接地過程中調(diào)檔出現(xiàn)問題, 未及時(shí)補(bǔ)償?shù)轿弧?/p>

3 故障電纜解體分析

2019 年10 月 12 日, 調(diào)查人員赴現(xiàn)場, 發(fā)現(xiàn)事故電纜溝內(nèi)電纜存在堆壓現(xiàn)象, 電纜間無防火隔離措施。進(jìn)一步核實(shí), 共有電纜21 回, 所有電纜存在過火和不同程度受損, 其中10 kV SYⅡ回、SYⅠ回、JYⅠ回在事故溝井內(nèi)各有1 個(gè)中間接頭,接頭未加裝防爆盒。電纜通道內(nèi)存在季節(jié)性積水浸泡問題。

對10 kV SYⅡ回338 故障中間接頭進(jìn)行解體,發(fā)現(xiàn)接頭端部均未纏密封膠進(jìn)行防潮, 銅芯上有大量銅綠。剖開內(nèi)層熱縮絕緣, 發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有大量水珠溢出, 溝內(nèi)接頭明顯受潮。

SYⅡ回接頭外半導(dǎo)電層明顯受潮, 電纜主絕緣層泛黃, 最內(nèi)層熱縮管內(nèi)壁放電變色, 且有異物。該接頭在制作時(shí)僅熱縮了2 層絕緣管 (制作工藝要求不少于3 層熱縮管)。在半導(dǎo)電層上有環(huán)形勒痕, 核查發(fā)現(xiàn)銅屏蔽編織網(wǎng)連接時(shí), 未應(yīng)用恒力彈簧固定, 而采取鋼絲綁扎, 導(dǎo)致半導(dǎo)電和主絕緣損傷。沿半導(dǎo)電層勒傷處、熱縮套內(nèi)壁至銅壓接管, 有放電痕跡。勒痕右側(cè)半導(dǎo)電放電碳化、銅芯裸露, 為本次故障擊穿點(diǎn)。

根據(jù)以上解體結(jié)果, SYⅡ回中間接頭因制作過程中密封不良、制作時(shí)未按熱縮工藝要求加裝3層以上絕緣管, 且半導(dǎo)電和主絕緣層存在明顯傷痕等工藝問題, 最終導(dǎo)致中間接頭在端部密封處發(fā)生故障擊穿。

4 故障過程解析

根據(jù)現(xiàn)場檢查及保護(hù)動(dòng)作情況, 可知故障過程如圖1 所示。

圖1 故障時(shí)序圖

1) 110 kV SDH 變電站10 kV SYⅡ線電纜中間接頭A、C 相對地?fù)舸?。主要是因?yàn)殡娎|中間接頭密封不良、熱縮絕緣層數(shù)不夠、制作工藝不合格等問題, 導(dǎo)致絕緣性能下降, 在運(yùn)行中發(fā)生擊穿, 引起接地。

2) 110 kV SDH 變母線接地, 過流Ⅰ段保護(hù)跳閘。

3) 2s 后10 kV SYⅡ線重合閘。

4) 10 kV SYⅡ線電纜中間接頭燃弧、起火。主要原因是電纜主絕緣交聯(lián)聚乙烯為固體絕緣材料, 其擊穿后絕緣性能無法自行恢復(fù)。而重合閘再次通過大電流時(shí), 變電站消弧線圈配置錯(cuò)誤未起到消弧作用, 導(dǎo)致中間接頭重燃。

5) 共溝 21 回電纜相繼燃燒、損毀。因?yàn)殡娎|中間接頭絕緣復(fù)合材料為易燃物質(zhì), 所以10 kV SYⅡ線電纜中間接頭火勢不斷發(fā)展, 逐漸影響到共通道的相鄰電纜。由于此電纜通道內(nèi)無有效的防火措施, 造成火勢進(jìn)一步延伸擴(kuò)大, 同通道內(nèi)21回電纜全部燒損。

5 結(jié)語

從本次典型故障可以發(fā)現(xiàn), 目前大量10 kV 電力電纜中間接頭存在密封不良、絕緣層不夠、半導(dǎo)電和主絕緣層損傷等制作工藝不合格問題, 加之運(yùn)行環(huán)境惡劣、長期受潮, 導(dǎo)致絕緣劣化, 在運(yùn)行中發(fā)生故障接地, 并引發(fā)間歇性起弧, 是引起電纜線路故障擊穿的普遍原因。此外, 大量共溝電纜通道內(nèi)部各電纜隨意堆壓, 未實(shí)現(xiàn)物理隔離, 無有效防火阻燃、接頭防爆措施, 極易導(dǎo)致?lián)舸┕收蠑U(kuò)大,引發(fā)電力電纜集中燒損事故。

針對這類嚴(yán)重問題, 提出如下技術(shù)措施:

1) 充分結(jié)合電力電纜線路局部放電定位和分布式阻抗譜定位技術(shù), 發(fā)現(xiàn)電纜存在的缺陷和劣化位置。

2) 采用熱熔結(jié)工藝對缺陷電纜中間接頭進(jìn)行消缺, 確保電纜導(dǎo)體、主絕緣、半導(dǎo)電層接續(xù)良好。

3) 充分靈活運(yùn)用FACTS 接地故障定位及防治技術(shù), 彌補(bǔ)消弧線圈補(bǔ)償不到位的問題。

4) 對于純電纜線路、變電站為電纜出線且出線段200 m 內(nèi)有中間接頭的混合線路、10 回及以上配電電纜共通道、輸配電電纜共通道、特級(jí)(一級(jí)) 用戶電纜和公用電纜共通道五種情況, 全面退出重合閘功能, 避免對電纜缺陷產(chǎn)生二次沖擊。