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光伏电站箱变电缆头频繁击穿事故分析

发布时间:2021/12/9

摘要:某光伏电站3个月内发生8起箱变电缆头击穿事故。通过分析交联电缆结构、电缆头连接机理,结合现场检查情况,发现电缆头制作工艺存在应力管与屏蔽层接触长度太短、热缩电缆附件的密封和绝缘性能较差及热缩工艺不到位、电缆线芯周围的绝缘材料分布不均等问题,在正常运行或存在谐振过电压时,会导致电缆头击穿。据此,提出严格按照电缆头制作工艺制作电缆头、提高电缆头附件及电缆质量、加强检修及运维管理等改进预防措施,以避免此类问题的再次发生。

 

0

引言

随着中国新能源事业的不断发展,并网型光伏发电项目所占比例越来越高。由于多数项目为抢电价赶超“6.30”和“12.31”的时间节点,因此时间短、任务重,许多项目的设计不符合规范和现场实际条件。

EPC总包方为了节约成本,在采购环节降低对设备质量的要求,在基建过程中施工管理不到位,导致施工质量问题较多,为后续运维埋下诸多隐患。尤其是电缆头频繁击穿,已成为光伏电站常见事故,不仅造成了电量损失,还危及到运维人员的生命安全,对电站安全运行带来严重威胁。


1

事故过程

1.1

工程概况

西北某光伏电站装机容量为50MW,采用分块发电、集中并网方案。一个1MWp的光伏发电子系统,由太阳能电池组件经过串并联,得到并网逆变器所要求的电压,再将串联组件接入逆变器,经逆变器后太阳能电池发电单元输出电压0.48kV,再经1台1000kVA箱变升压至35kV后与电站内集电线路相连。该项目共安装50台1000kVA箱变,经箱变后以5回集电线路汇流接入35kV单母线,最终以1回35kV送出线路接入对端110kV变电站。

该项目属于抢电价电站,在2016年12月31日并网,箱变高压侧采用YJV 26/35kV 1*70mm2电缆,电缆长为4.2m,电缆头屏蔽层一端直接接地、一端悬空。


1.2

事故简述

(1)“11.27事故”。2017年11月27日6时53分,监控后台报警17区数据采集器通信中断。打开17区箱变高压室柜门发现B相高压熔断器撞击器顶出,熔断器已熔断;电缆及变压器外观正常,测试三相电缆和变压器的绝缘,结果显示B相电缆绝缘接地。

(2)“12.22事故”。2017年12月22日3时59分,#1集电线路311开关跳闸。保护装置动作记录显示“过流I段动作”,故障相是A相,动作电流为30.12A,动作时间为0.042s(整定值为11.2A,0s);保护装置告警记录显示“本线路接地”;检查到#1集电线路311开关所带的19区箱变A相电缆头被击穿。

(3)“2.7事故”。2018年2月7日22时39分,后台监控系统报“#2集电线路312开关本线路接地”。PT消谐装置报“基频谐振 102.16V”,故障录波图显示母线电压C相降低,A、B相最高超过线电压。


从2017年11月25日至2018年2月25日,此光伏电站共发生8起35kV箱变高压侧YJV 26/35kV 1*70mm2电缆头击穿事故。8起事故发生的时间及区域见表1。

表1 电缆头击穿事故统计

序号

事故发生时间

电缆头击穿区域

1

2017-11-25 7:46

11区箱变B相

2

2017-11-27 6:53

17区箱变B相

3

2017-12-22 3:59

19区箱变A相

4

2018-01-21 8:54

7区箱变B相

5

2018-02-07 22:39

14区箱变C相

6

2018-02-21 9:18

8区箱变C相

7

2018-02-21 9:18

17区箱变C相

8

2018-02-25 10:35

18区箱变C相


2

事故原因分析

2.1

交联电缆结构和电缆头连接的机理分析

交联电缆结构如图1所示,主要由外护层、包带、铜屏蔽、填料、外半导体屏蔽层、交联聚乙烯绝缘、内半导体屏蔽层和导体组成。在线芯外的内半导电屏蔽层可克服电晕和游离放电,使线芯对外的径向电场分布均匀。在主绝缘外的外半导电屏蔽层与主绝缘紧密相连,同样起到均匀电场的作用。


交联电缆结构图


虽然电缆线芯与屏蔽层间形成均匀的径向分布电场,但是在制作电缆头时剥去屏蔽层会导致径向电场改变为对绝缘不利的切向电场,剥去屏蔽层的线芯在屏蔽层断口处集中产生沿导线轴向的电力线。如果不对屏蔽层断口处进行绝缘处理,那么屏蔽层断口处就会变成电缆最易击穿的位置。将应力管套在屏蔽层断口处用于分散集中的电力线,可有效加强屏蔽层断口处绝缘,但应力管受潮或老化后分散电力线的能力随之下降,绝缘损坏从而发生击穿事故。同时,应力管与屏蔽层的接触长度也直接影响到此处改善电场分布的效果,关系到电缆的安全运行。


2.2

电缆头制作工艺存在问题

这8起电缆头击穿事故都发生在屏蔽层断口处。解剖故障电缆头后发现,应力管与屏蔽层的接触长度只有10~15mm,不符合工艺要求的20~25mm,这表明在制作电缆头时屏蔽层断口处的绝缘处理未按照工艺要求实施。如图2所示,A、B、C、D点是电缆头制作安装中的关键点。A点是电缆头位置安装点,B点是铜屏蔽层的切断点,C点是应力管位置安装点,D点是半导体屏蔽层切断点。在制作电缆头时,屏蔽层保留长度40mm(BD段),半导电层末端修整成小斜坡使半导电层与绝缘层平滑过渡,应力管与屏蔽层有25mm接触长度(CD段)。应力管的安装位置若有偏差,则电场分布难以得到改善,甚至无法起到控制电场应力的作用。

正确的电缆头安装图

2.3

电缆附件质量问题

电站35kV箱变高压侧电缆头全部采用热缩电缆头。热缩电缆头使用橡塑材料,应力控制管、外绝缘保护管及伞裙等需要单独制作、配套施工,缺点是抱紧力差、密封不良、弹性差。

光伏电站箱变,白天负荷高,晚上空载运行,在电缆运行温度和西北地区早晚温差大的环境温度的共同影响下,白天和晚上的电缆温差大。

热缩电缆附件靠附件加热收缩产生界面握紧力来保证界面特性,当附件安装进入运行后便不能再进行加热。电缆的热胀冷缩,造成热缩管对电缆绝缘表面界面压力不足,只靠热缩管内壁极少的热熔胶弹性来保证界面远远不够,长时间运行造成热缩套管与电缆本体有缝隙。

检查这8起被击穿的电缆头,发现绝缘套管尾端均有不同程度(约1cm左右)的缩进距离,且热缩套管与电缆本体有缝隙,如图3所示。分析认为,所用热缩电缆附件的密封性能和绝缘性能较差且热缩工艺不到位;热缩电缆附件本身不具有弹性,不能与电缆同呼吸;由于电缆与热缩材料的热膨胀系数不同,因此在温度低于80℃时产生脱层,热缩套管与电缆本体间出现缝隙,导致灰尘和空气中的水分进入,降低了电缆头的绝缘,造成击穿事故。


热缩套管缩进与电缆本体出现缝隙


2.4

电缆质量问题

其中3起电缆头被击穿的电缆截面如图4所示,电缆线芯周围的绝缘材料分布不均匀,存在绝缘偏心、绝缘屏蔽厚度不均匀现象。

电缆线芯周围的绝缘材料分布不均匀


2.5

过电压问题

通过向运维人员了解故障前后的现场情况,查看保护装置动作情况及后台报警信息,分析故障录波图形,发现2018年2月7日与2018年2月21日这3次故障是在基频谐振过电压下发生的,其余5次是在额定电压下发生的。


2.6

总结

通过分析,认为导致多起电缆头击穿事故的主要原因为:电缆头制作安装工艺差,应力管与屏蔽层的接触长度过短;热缩电缆附件的密封性能和绝缘性能较差及热缩工艺不到位;电缆本体质量差,存在绝缘偏心、绝缘内有杂质、绝缘屏蔽厚度不均匀现象;系统存在谐振过电压。


3

预防措施

3.1

严格规范电缆头制作工艺

电缆头制作人员应经过专门培训,持证上岗,切忌犯经验主义错误。制作电缆头时严格按照厂家说明书的要求去做,一定要对屏蔽层断口处进行处理,防止主绝缘内存在杂质和气隙,作业时的空气相对湿度应在70%以下。

根据GB 50168—2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》要求:制作塑料绝缘电力电缆终端与接头时,应防止尘埃、杂物落入绝缘内,严禁在雾或雨中施工。如果避免不了在雾雨或高温等恶劣天气下施工,就必须在采取可靠的防潮、防尘和升温措施后进行。应力管与屏蔽层的接触长度控制在20~25mm,长了会使电场分散不足,短了会使电力线传导不足,防止电缆收缩时应力管与屏蔽层脱离处产生集中电场应力导致绝缘被击穿。

以下为35kV交联电缆单芯热缩终端制作安装步骤。

(1)将电缆调直固定,按规定尺寸剥去电缆末端外护套。

(2)保留60mm铜屏蔽,其余削去。

(3)保留20mm半导电层,其余削去。削去半导电层时不得损伤线芯绝缘,半导电切断处要平滑、完整。检查主绝缘表面有无刀痕和残留的半导电材料,若有则应清理干净。

(4)用绑扎线将屏蔽地线固定在铜屏蔽层上,屏蔽地线用焊锡焊牢在铜屏蔽层上。

(5)用清洗纸把线芯绝缘表面擦拭干净,在线芯绝缘表面均匀涂上一层硅脂。在半导电带外绕包两层半导电带,半导电带绕包时要拉伸200%,并搭接线芯绝缘5mm、铜屏敝5mm。

(6)套入应力管,应力管下边缘距离电缆外护套边缘40mm,加热至收缩固定。

(7)绕包填充胶,与护套管齐平即可。

(8)套入绝缘套管,搭接护套管60mm,从护套管端开始加热收缩。

(9)切去多余线芯,根据端子孔深加5mm的长度剥除线芯绝缘,并削成铅笔头状。

(10)将端子套入并压接,去除端子的压痕棱角。清洁其表面,用J-20自粘带在端子和线芯绝缘处缠绕,填平铅笔头处凹槽和端子压痕。

(11)套入密封管,搭接端子和绝缘管,加热收缩至固定。按规定尺寸套入伞裙(户外5个,户内3个),加热收缩至固定。单芯热缩终端安装完毕。


3.2

使用材质好的冷缩电缆头

冷缩电缆头使用硅橡胶材料,应力锥、外绝缘保护管及伞裙为一体,优点是弹性好、抱紧力强、密封效果好,可避免环境温度和电缆运行中负载高低产生的巨大温差造成电缆附件与电缆本体间出现缝隙。交联聚乙烯电缆附件界面的绝缘强度与界面受到的握紧力有指数关系,当界面压力达到98kPa时,其击穿强度能达到3kV/mm以上;当界面压力达到500~588kPa时,其击穿强度能达到11kV/mm。在设计电缆附件时,界面的场强取击穿强度的1/10~1/15,为0.2kV/mm以下,热缩附件取0.05kV/mm,冷缩附件取0.2kV /mm。


3.3

使用材质好的电缆

提高电缆生产工艺,采用先进的生产工艺和检测设备,避免出现绝缘偏心、绝缘屏蔽厚度不均匀现象;减少和控制制造过程中产生的杂质等可以引发“树枝”现象的因素。加强电缆质量检测力度,电缆检测项目主要包括结构尺寸检查、绝缘热延伸试验、导体直流电阻检测。对于检测不合格电缆,坚决不能用于现场施工。


3.4

加强基建过程的施工质量监督

按照GB 50168—2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的相关要求,加强对电力电缆施工质量的监督及验收力度。


3.5

加强电缆运行维护

(1)按照DL/T 596—2005《电力设备预防性试验规程》和GB 50150—2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》要求,加强对电缆的耐压试验。按照规范要求对电缆进行20~300Hz交流耐压试验,试验电压为2U0,时间为60min。因为交流耐压试验值低于直流耐压试验值,且输出正弦电压波形接近设备运行情况,所以可改善绝缘介质中的放电情况,保证电缆正常使用寿命。而直流耐压试验电压较高、试验时间长,不能模拟电缆运行工况,直流电场促使绝缘介质发生“电树枝”现象,直流残余电荷的记忆效应会使直流偏压叠加在运行电缆工频电压峰值上,使得运行电缆电压远超过额定电压,加速电缆绝缘老化,缩短电缆使用寿命。

(2)根据电磁感应原理可知,电缆头在运行过程中会消耗电能而产生热量,加之通风措施不够,达不到理想状态的散热条件,造成电缆头温度过高,绝缘降低后被击穿。使用红外测温仪定期测量电缆头的温度并做记录,加强对温度较高电缆的监视。


3.6

实际处理结果

重新采购质量合格的电缆和冷缩电缆附件,聘请专业制作安装电缆头人员将箱变高压侧电缆全部更换,最后交流耐压试验需合格。全部更换后再未出现电缆头击穿事故,设备运行正常。


4

结语

电缆头是电缆线路的重要环节,应使用材质好的电缆头及电缆,严格规范电缆头制作工艺,并在后期运维过程中加强电缆头的运维,按照试验规程定期试验,采用红外测温记录温度,发现异常及时处理,避免酿成事故。


参考文献

[1] GB 50168—2006 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范[S].

[2] DL/T 596—2005 电力设备预防性试验规程[S].

[3] 王文珍,王志坚.35kV高压电缆头故障对策分析[J].山西电力,2013(1):50-53.

[4] GB 50150—2016 电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].


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