作者：张国光

　　供电工程中，10kV交联聚乙烯(XLPE)电缆的应用范围广，且敷设量大。除电力系统和工矿企业的输配电网使用外，还涉及许多大型建筑物、高层建筑及工业、生活园区的供电工程。由于10kV供电电源有中性点直接接地及不接地2种系统；10kV XLPE电缆又有6.0/10kV、8.7/10kV、8.7/15kV 3种绝缘电压的等级供设计人员选用，故在10kV XLPE电缆的绝缘水平设计时应严加区分。我国应用XLPE电缆的初期，一些设计人员仅依据电缆缆芯间的额定电压不得低于使用回路工作电压的技术要求进行绝缘水平设计。忽略了XLPE电缆对缆芯与绝缘屏蔽层或护套间的额定电压U0(相对地电压)的特殊规定，因而所设计的XLPE电缆相对地电压U0等于系统额定相电压值，造成电缆绝缘裕度不足。电缆交付使用后，无法承受系统出现的过电压，屡屡发生电缆绝缘被击穿的事故。笔者正是在这一情况下，对一批在系统额定相电压值条件下运行的6.0/10kV XLPE电缆进行了长期的追踪观察。 　　

　　1.故障统计与分析

　　某工程供电系统于1991年2月并网投运，10kV电源为中性点经消弧线圈接地系统，所用电缆为国内早期批量生产的E-T型结构6.0/10kV XLPE电缆，长约30km。该电缆长期处于额定相电压值条件下做无绝缘裕度运行。14年来，这批电缆承受系统单相接地故障期间非故障相电压升高80余次；接地故障持续时间累计超过7h 15min。其中，因故障线路带有重要负荷而不能及时撤除运行，致使接地持续时间长达2h 15min。电缆各种类型的损坏累计达46次，其中电缆本体绝缘被击穿30次，占故障总数的65.22%。

　　在长年的追踪观察中，发现这批6.0/10kV XLPE电缆因水树现象被击穿、在主绝缘层形成孔洞。同时还发现了早期生产的XLPE电缆因设备、工艺条件所限，致使电缆主绝缘层出现薄厚不均和同心度差等问题。现将这批电缆在1991～2004年间损坏的次数统计整理列于表1。这批电缆运行至第7年，供电系统便发生了罕见的非同相两点接地短路故障，预示着该输配电网的电缆绝缘水平整体下降。表明一旦电网出现单相接地，非故障相已无法承受相对地电压的升高。自1998年7月至2000年5月约660天内，该输配电网共发生非同相两点接地短路故障4次。1999年，电缆绝缘击穿故障高达7次，已影响企业的安全生产。

　　表1 故障发生的时段与次数统计表

　　单位：次

　　2000年5月，电网发生的一起非同相两点接地短路故障，其后果最为严重。故障电缆线路约2.30km。抢修后，对电缆进行直流耐压泄漏电流值测试，当试验电压升至0.50 kV时，试验装置保护动作，试验被迫中断。该电缆绝缘又出现新的击穿点，如此反复数次，新的击穿点不断地向电源和负荷两侧延伸发展。种种迹象表明，该电缆线路绝缘已全线劣化，无修复价值。在重新敷设新电缆线路的同时，对报废的电缆线路进行了分段拆除，在距电源缔结点164m处的一开断口竟流淌出积水约300ml。这揭示出该电缆外护套破损是导致绝缘劣化的主要原因之一。

　　GB 50217—1994《电力工程电缆设计规范》颁布于1994年11月，于1995年7月实施。规范条文说明中，对工程已发生错用了额定相电压值的10kV XLPE电缆的处理意见是有所保留的，即“但对有的行业系统采用额定相电压值后运行实践尚无问题的情况，可允许区别对待”。这种语法值得商榷。对这部分电缆是继续使用还是更换，便成为工程技术人员和企业投资争议的焦点。运行经验表明，在上述条件下运行的电缆，绝缘击穿故障的发生是离散、随机的，并受多种因素的影响。其绝缘受损经一定年限的累积，最终导致输配电网绝缘水平整体劣化，电缆绝缘故障将会集中突发于一个时段，往往使企业的管理与维修部门措手不及。从图1可以看出，这批电缆正是随着运行年的推移，绝缘击穿故障年发生次数急剧上升。如若按电缆半导电构造特征分类统计年事故率，则远高于国外同类产品。然而为维持这批6.0/10kV XLPE电缆的使用，其电气预防性试验工作却一直未能正常开展。

　　2004年9月，为调研这批电缆的绝缘状况，对其中1条长约1．30km的电缆线路进行了直流耐压泄漏电流值测定。当直流电压升至2.5U0（即15kV）时，该电缆A相泄漏电流值达326μA、B相为60μA、C相为13μA。随着试验电压缓慢升高和试验时间的延长，电缆泄漏电流值仍有攀升的趋势，在此情况便终止了试验。试验结果表明，该电缆的绝缘存在着重大缺陷。又改做施加系统的正常运行电压24h通电试验，虽无异常，但当投运到39h20min时，该线路过电流保护动作，断路器跳闸原因不明。电缆再次运行117h后绝缘被击穿。试验结论：这批6.0/10kV XLPE电缆不应继续使用。

　　2 绝缘设计与使用寿命

　　我国10kV供电系统应用XLPE电缆已近20年，但对XLPE电缆使用年限的认识尚未统一，有待进一步实践和总结。但对国内早期批量生产的E-T型结构XLPE电缆，且在额定相电压值运行条件下，其使用年限未能超过7年，已是不争的事实。

　　对于大规模应用10kV XLPE电缆输电的工程设计，除保证建设项目供电网络和电力系统的安全运行外，不能不考虑电缆使用年限的问题。正常情况下，电缆密封构造良好、绝缘水平裕度宽泛适度，则电缆使用的年限就长。笔者走访了本地区一些6kV供电的大、中型企业，发现有部分敷设于20世纪50年代中期的油浸纸绝缘铅包钢带铠装沥青麻被外护套铜芯电缆仍在使用，其根本原因是采用这种6.0/10kV绝缘电缆并缔结于6kV中性点不接地系统，其相对地电压绝缘设计为1.73 U0，电缆的绝缘裕度宽泛；且依赖于电缆铅包具有良好的密封、绝缘油的外溢封堵防潮性能和自愈作用。反观国内早期批量生产的E-T型10kV XLPE电缆，其防水、阻水性能较差，加上采用的是“2+1”挤包、水蒸汽交联生产工艺，极易在电缆主绝缘层生成水树、气泡和夹杂等问题，严重地影响了电缆绝缘性能与其使用寿命。

　　我国拟订用的8.7/10kV XLPE电缆等同于国外8.7/15kV绝缘电压等级的电缆，8.7/10kV XLPE电缆相电压的设计按1.5U0确定，其绝缘等级虽已高于国内行业标准规定的1.33U0，但仍低于IEC 183：1987标准规定的1.73 U0。GB 50217—1994《电力工程电缆设计规范》中第3.3.2条：交流系统中电力电缆缆芯与绝缘屏蔽或金属套之间额定电压的选择第（2）项指出：“对于（1）项外的供电系统，不宜低于133%的使用回路工作相电压；在单相接地故障可能持续8h以上，或发电机回路等安全性要求较高的情况，宜采取173%的使用回路工作相电压”。规定了选择使用133%相电压和173%相电压绝缘的界限，并说明此规定与我国颁发的SOJ

　　26—1989、DL 401—1991、SD 289—1988行业标准一致，且与美国ASTM 470—1981、IEC183标准相似，但没有AEICCSS—1982保守。因此，设计人员应当认真阅读设计规范的若干规定和要求，掌握XLPE电缆绝缘设计的要点；了解所要缔结电力系统的中性点接地制式。除此而外，对规程条文说明的一些细节，也应引起工程设计人员的关注。

　　众所周知，电缆属于分布参数元件，运行中一些过电压波进入电缆后将会产生叠加现象，各种过电压对其绝缘的破坏程度要比对其他电器设备严重得多，故必须考虑电缆绝缘耐受系统大气过电压和操作过电压的能力，及其附件、相关设备绝缘的配合问题。如选6.0/10kV、8.7/10kV绝缘电压等级电缆的最高工作电压Um为12kV；选8.7/15kV的Um为18kV。可以说选定了电缆型号规格便确定了拟建电网的绝缘水平与电缆使用的年限。该企业自1997年在续建的电缆线路工程设计中采用了约16.0km的8.7/15kV E-E型结构的10kV XLPE电缆，投运7年来，未发生过一起绝缘击穿故障，电网安全运行情况截然不同。

　　3 结论

　　鉴于我国电线电缆标准技术委员会重新修订的GB/T 12706.1～4—2002《额定电压1kV（Um=1.2kV)到35kV（Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件》已与国际标准IEC 60502—1997接轨，10kVXLPE电缆的出厂例行试验的质量技术指标也已全面提升，对质量控制更加严格。这使《电力工程电缆设计规范》中有关绝缘水平设计所参照的行业标准已显滞后。另外该规范中有关高压电缆绝缘选择的分类及故障电缆持续运行的时间（引于IEC 183—1984和IEC 183—1965标准）不仅与国内电气运行所执行的原水电部电气事故处理规程中对不接地系统允许单相故障接地时间为2h的规定不一致，而且与新颁布的GB/T 12706.1～4—2002标准中规定的要求也不一致。该规定对绝缘等级B类的描述如下：“可在单相接地故障时作短时运行，根据JB/T 8996规定，接地故障时间不得超过1h，对于本标准包括的电缆允许更长时间的带故障运行时间，但在任何情况下，不得超过8h，每年接地故障不超过125h”。

　　笔者建议：对GB 50217—1994《电力工程电缆设计规范》中有关电缆绝缘水平规定的条款进行调整或修正，尽快与国际标准和相关的国家标准接轨；对条文说明中的一些不确定提法应予删除，避免在概念上引起混淆。

　　参考文献

　　［1］ 王伟等.交联聚乙烯（XLPE）绝缘电缆技术基础.西安：西北工业大学出版社，1999.

　　［2］ GB 50217—1994电力工程电缆设计规范.北京：中国计划出版社，1995.

　　［3］ GB/T 12706.1～4—2002额定电压1kV(Um=1.2kV）到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件.北京：中国标准出版社，2003.