关于交联聚乙烯绝缘电缆常见的问题及其原因分析
一、交联的三种方式
1、交联电缆性能
交联就是将聚乙烯的线型分子结构通过化学交联或高能射线的辐照交联，转变成立体网状分子结构。从而大大地提高了它的耐热性和耐环境应力开裂，减少了它的收缩性，使其受热以后不再熔化。交联聚乙烯绝缘电缆其长期允许工作温度可达 90℃。
2、交联方法
交联绝缘的品种虽多，但主要分为物理交联和化学交联两大类。物理交联也称为辐照交联一般适用于绝缘厚度较薄的低压电缆。中高压电缆一般采用过氧化物交联即用化学交方法是将线性分子通过化学交联反应起来，转化为立体网状结构。化学交联一般还可分为过氧化物交联和硅烷交联接枝交联两种。
2.1 辐照交联
辐照是采用高能粒子射线照射线性分子聚合物，在其链上打开若干游离基团，简称为接点。接点活性很大，可把两个或几个线性分子交叉联接起来。
它的优点为：生产速度快，占用空间小；可加工材料种类多，几乎所有聚合物，产品品种多；产品用更好的耐热、耐磨和较高电气性能；可阻燃；电耗低。但存在一些问题：设备一次投资大；对大截面电缆的辐照不均匀，经反复照射后电缆弯曲次数太多；设备开工率低。
2.2 过氧化物交联
交联聚乙烯料是以低密度聚乙烯、过氧化物交联剂，抗氧剂等组成的混合物料。加热时，过氧化物分解为化学活性很高的游离基，这些游离基夺取聚乙烯分子中的氢原子，使聚乙烯主链的某些碳原子为活性游离基并相互结合，即产生 C-C 交联键，形成了网状的大分子结构。它主要优点是适合各种电压等级和各种截面的交联聚乙烯绝缘电力电缆生产，特别是 35kV 及以上的中高压电缆。
2.3 硅烷交联
硅烷交联又称温水交联也是化学交联的一种，它有两步法、一步法和共聚法等多种方法。硅烷接枝和挤出分在两道工序进行的称为二步法，硅烷接枝交联工艺，它是接枝和挤出分成两个工序进行，第一步由绝缘料厂将硅烷交联剂与基料在挤出机上接枝和挤出造粒，该料称为 A 料，同时还提供催化剂和着色剂的母料，称 B 料。第二步是电缆厂将 A、B 料以 95：5 的比例混合。并在普通挤机机上挤包在电缆导体上，再放入 70℃～90℃温水中交联也可以在蒸汽房中交联。接枝和挤出成型在一道工序完成的称为一步法，将硅烷交联剂与基料在挤出机上接枝的同时和催化剂和着色剂的母料同时挤包在电缆导体上。再放入 70℃～90℃温水中交联也可以在蒸汽房中交联。
它的优点是工艺投资成本低，可在一般的挤出机进行加工，材料价格适中。它的缺点是接枝聚乙烯容易与空气中水分发生先期交联，缩短了贮存时间；接枝聚乙烯与催化剂母料混合后，贮存期较短，一般不超过 8h；只能用于 10kV 及以下电缆绝缘的制造。
二、交联工序常见质量问题的原因分析及其解决方法
交联线生产机组是由各种单机组成的一条复杂的完整生产线。在生产过程中往往会因某处的一个小小失误造成比较严重的后果。因此，在操作过程当中，我们要求对整机进行严格检查，排除一切不正常因素后方能进行开机生产。
下面我们介绍一下，在交联线生产过程中经常出现的质量问题：
1、交联线芯有焦粒
由于交联线芯是由内屏蔽层、绝缘层和外屏蔽层组成的，因此交联线芯产生的焦粒也分为内屏蔽焦粒、绝缘焦粒和外屏蔽焦粒三种。交联产生焦粒的原因有多种，如各挤出机的温度控制、机头的温度控制以及交联本身材料的原因等。
在排除设备故障（热电偶的温度指示）以外，首先应考虑原材料的加工温度，一般来说进口料的加工温度略高于国内料，这是由于进口料与国内材料所使用的过氧化物不同，过氧化物的析出温度直接影响交联反应物 DCP 的半衰期，我们知道在不同的半衰期下，交联度都是不同的，由此就产生了不同的加工温度。
第二、要了解交联挤出机的挤出原理，交联挤出机的螺杆与聚氯乙烯等普通挤出机的螺杆是不同的，交联挤出机螺杆的挤出原则是低转速，高出胶量，交联聚乙烯的螺杆转速要控制在 30RPM 以内，因为高转速产生的剪切热会使交联聚乙烯预交联，而这种剪切热是从螺杆的内部产生的，我们在监控温度所使用的热电偶的接触面在螺堂的表面，实际的温度与监控温度会相差较大。即使交联聚乙烯在该温度下没有产生预交联，交联聚乙烯也会因高温变成熔融状，反而使出胶量降低。
第三、注意法兰处的温度控制，由于法兰直接连接导胶管，交联聚乙烯绝缘料从螺堂进入导胶管时所承受较大的压力，部分料受强大的压力进入导胶管，有一部分仍在该处回流，假如该处温度设得过高，很容易会产生焦粒。
另外，头加温时要尽可能使温度保持均匀，温度不均会影响交联聚乙烯融体的均匀挤出，机头温度不宜过高，它只要能保持设定的温度就可以，就相当于保温瓶的作用，物料的熔融、均化在螺杆内就已经完成了。
2、交联线芯有硬块
硬块产生的原因与焦粒正好相反，一般是由于温度偏低造成交联聚乙烯绝缘料的塑化不良。一般出现在开机过程中，当塑化不良的物料在经过滤网时无法通过，又由于该处的压力较大，塑化不良的物料被强制挤出，在绝缘层中形成一个个凸起物，在外屏蔽皮层下，交联线芯表面出现单面竹节印。
外屏蔽若出现硬块时表面明显，且在硬块后会出现外屏蔽层拉薄现象，严重时造成该处外屏蔽脱料现象。出现硬块后首先应检查各挤塑机和机头的温度控制是否正常，排除设备因素后可以适当将挤塑机的温度提高 1~2℃观察交联线芯表面质量情况。
3、交联生产过程中头部偏心
我们在交联线芯的调偏过程中特别是在我公司白城交联线上，经常出现头部调偏取样是正的，但在出下封闭取样时又出现偏心现象。此种情况的控制方法是将生产线从开始阶段到生产阶段爬升时，尽量缓慢升速，避免挤塑机在突然加速时，使各挤塑机的熔压发生剧烈变化。同时注意观察各挤塑机的电流变化情况。应该说此种情况所有的三层共挤设备都存在，只不过表现的程度不一样，主要与挤塑
机的螺杆和十字机头的结构有很大关系。一但出现此种情况应根据不同的设备作相应的处理。
4、交联线芯内屏蔽有凹痕
交联线芯内屏蔽出现凹痕的原因有多种：1）、就三模的十字机头而言，出现内屏蔽表面有凹痕多半是由于模芯 2 的模口有损伤，因此在生产过程中，必须严格检查模具的模口是否完好，特别是模芯2，如果它存在缺陷的话，对绝缘和内屏蔽都会产生质量隐患。2）、交联的导体线芯，我公司多数产品都使用的是 B 类导体，导体的外层的紧压系数不足，表面存在的间隙较大，如果内屏蔽挤的过薄，交联线芯在硫化管内要经受 10bar 的压力，从截面看的话会产生锯齿状，绝缘和内屏蔽就起不到光滑的作用，降低不了导体表面的强场。如果在生产取样时发现有内屏蔽锯齿状时可采取使用搓板的方法，避免线芯松散而增加外层导体的间隙，若再不行只能适当加厚一点内屏蔽的厚度。我们工艺已经规定加到了 0.7mm 的厚度，一般内屏蔽没有偏心的话锯齿状不会出现。若交联线芯的内屏蔽层有凹痕我们可以通过硅油试验，很明显的看出来。
5、交联线芯表面擦伤
交联线芯擦伤情况的出现是由于中点不稳，悬垂控制器的反馈信号不准所致。导致线芯在硫化管内拖管，烫伤线芯表面，线芯出下封闭后，表面表现为擦伤外屏蔽，严重的使电缆表面呈半圆形。出现此种情况应及时反馈，通知相关人口进行修理。另外在生产过程中使用不同规格的引线，由于规格不同导致配重不一致，线芯进入硫化管后，悬垂控制的中点，不是线芯的实际位置，造成线芯的上下擦管。一旦出现此种情况可根据经验调整中点位置，但原则上我们不赞成这种操作方法。
6、交联线停车线产生气泡
停车线尾部产生气泡，在生产 35KV 的交联电缆时，由于绝缘层较厚易产生，主要原因是尾部停车线在硫化管内的压力不够或停车保温保气的时间不够。硫化管内的交联线芯绝缘层中的低分子化合物在失去外界压力的作用后无法从绝缘层中析出，大量气体保留在绝缘层中，又不断地会集形成大的气泡形成肉眼可见的气孔。当然，即使按要求操作保温保气生产时，还是会有残留气体留在绝缘层中，这一点大家在从刚下线的交联线芯头部用火焰点燃证明，因此我们要求在交联线芯下线后停放一段时间，让其余的低分子气体从绝缘层中析出。（我们规定 10KV 交联电缆停放时间不少于 48 小时，35KV 交联电缆停放时间不少于 72 小时。）
7、交联聚乙烯电缆，每一线芯外的一金属屏蔽层，一般用 0.1mm 或 0.12mm 的铜带包绕而成，其作用是什么？
答：(1)铜屏蔽带在安装时两端接地，使电缆的外半导电层始终处于零电位，从而保证了电场分布为
径向均匀分布。
(2)正常运行时铜屏蔽带导通电缆的对地电容电流。
(3)故障时，通过接地电流或短路电流。
附表交联工序常见的质量问题的产生原因和解决方法
三、交联工艺要求与质量控制
1、交联绝缘工艺的要求
1.1、无微孔绝缘，水含量最低。
1.2、光滑的层间界面。
1.3、电缆绝缘同心度。
交联生产线中保持电缆的同心度，可以采取以下措施：
①在挤出过程中要充分混料，分料器料路要对称，机头温度分布均匀。
②高加热区温度分布均匀，电缆尽量置于管子的中心位置，电缆在交联管中进行适当的旋转，保证热传导均匀。
③通过电缆冷却状态的计算，保证经过导轮的电缆温度足够低，避免在转向导轮上造成变形。
1.4、绝缘杂质的控制
1.5、减少绝缘内的机械应力：
①采用在线松驰装置，是将冷却后的电缆再加热到一定温度，以消除热应力，采用该装置后，可改进高压和超高压电缆的质量，使高压电缆具有更高的击穿电压和较小的绝缘收缩。
②改善交联工艺：应适当降低绝缘表面交联温度，加长预冷管长度并采用计算机软件控制生产速度，使绝缘缓慢地冷却，使绝缘向导体中心收缩，绝缘和导体间产生压力，绝缘有压紧导体的作用，并增加了绝缘与导体间产生位移摩擦力，如果预冷段过短，绝缘冷却过快，电缆绝缘向绝缘中心收缩，绝缘和导体会产生应力。
1.6、除去绝缘中的气体：屏蔽前停放一段时间，排出低分子气体。
2、挤出层均匀厚度的获得
高质量的 XLPE 电缆要求具有均匀的各挤出层，保证它们厚度的均匀性是 CCV 生产线设计的重点任务，就原理而言，有两个要求必须满足：线速度一经给定后不要变化，挤出机调好后，出胶量不要变化。
线速度是由牵引直流电机转速决定的，但网路电源电压、频率的波动，电机负荷的变动以及 XLPE 电缆线芯于流程中所受张力及阻力的变化，都会影响牵引电机转数的变化，所以必须控制电机转速，定后保持恒定。
影响挤出量的因素就更多了，挤出机的拖动电机转速变化，挤出机各部温度的变化（要求保持给定值在±1℃范围内）挤出机进料粒子是否均匀等等都会影响出胶量。
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3、交联电缆绝缘的均匀性
有些工艺不完善的电缆会在很低的直流电压下击穿，新安装的电缆不能通过 3U0/15min的直流竣工试验，引起了很多学者和专家的兴趣，就在 90 年代中期，提出了交联绝缘热机械应力这一新问题，因交联电缆绝缘的线胀系数很高，其数值高达 330×10 1/℃，是铜导体的 20 倍，绝缘和导体尽
然是两种热性不相容的材料，由于高压电缆绝缘厚。干法交联温度高（其管壁温度比蒸气交联高出约一倍），如生产上稍有疏忽，电缆绝缘中就形成热应力，电缆受到拉伸，弯曲等机械外力作用时，发生了因热机械应力引起的绝缘开裂，大大地降低绝缘品质，绝缘裂缝处还容易吸受空间电荷，造成电场畸变，绝缘确实会在很低的直流电压下击穿，提高
交联工艺的稳定性，改善绝缘热应力，是 90 年代中期科技含量很高的工艺措施。NOKIA 公司首先提供了该项技术，商品名称叫 Relexation 热应力退火装置，在国内已有几家电缆企业在生产线上应用了，在生产过程中采用交联工艺计算软件生产，使绝缘均匀地进行交联和冷却，是中低压电缆减少热应力的关键技术，国内绝大多数企业均已采用该项工艺计算机软件。
降低交联电缆绝缘的热机械应力是提高产品质量的主要措施，实质上交联度和热应力是相互影响不可分割的内容，要提高交联工艺的稳定性，均匀交联度，就不会形成较大的热应力。在中低压电缆生产时，由于交联管传热不一致，就要影响交联度，但长期生产过程中，管壁上积累了一层污垢后，管壁传热就不均匀，应定期将污垢清除，同时要充分利用交联工艺计算机软件生产电缆，建立一套合理的交联工艺制度，不能随便改动，还应注意环境温度的变化，冬天和夏天因室温不同，交联工艺也有区别，要用计算机计算并将其结果输入并贮存在计算机内，才能使生产工艺保持稳定，目前在国内外使用交联度工艺计算机软件已较普遍，生产工人或技术人员应懂得这一专业知识，并学会操作计算和懂得简单的英语，才能熟练操作和应用。
4、产生交联质量问题的因素
4.1、导体不光滑又未很紧压，或紧压后留有边翅，使半导电层刺破。
4.2、内半导电料因挤出温度控制不好形成预交联等焦烧粒子，或因塑化不好半导电层不能均匀地挤包在导体上，甚至出现脱包和露铜等现象。
4.3、半导电料未按规定烘干和绝缘料受潮，使电缆绝缘内残留水分，形成不规则微孔。
4.4、由于绝缘料中分子量变化较大，在更换电缆料牌号时，又未工艺试验，使绝缘料塑化不好，形成夹层等塑化不透现象，日本公司均采用企业自行混料，如采用外购料时，也不能轻易改变供应商。
4.5、交联工艺不稳定，交联度不均匀，绝缘冷却过快或冷却水温不均匀，造成绝缘热应力，如局放不合格，将电缆放置数天后，局放有所好转，这就是交联工艺不好的证明，如绝缘中交联剂析出，温度又较高，绝缘在高温下流趟，形成凹坑，使产品报废。
4.6、生产速度不稳定，走线颤动，或由于电缆生产中规格变化较大电缆悬链常数变化较大，又未移动上牵引轮距离，内半导电层挤出时，会在双机头处擦伤，造成局放不合格。
4.7、铜带绕包质量不好或铜带过硬压伤了外半电层，造成局放不合格。
四、影响交联的因素
1、材料的活性：
化学反应的速度与参与反应的物质的浓度成比例：V=K[m][n]
[m]反应时 m 物质的浓度
[n]反应时 n 物质的浓度
K 反应速度常数，与浓度无关
交联反应速度常数与活化能及温度之间的关系
lnK=-E/Rt+lnA E：反应活化能 R：气体常数 t：温度（K）活化能是衡量材料活性的尺度，它是活化分子具有的最低能量与分子平均能量之差，反应的活化能越低，则在定温下活化分子数愈多，反应就越快，上式中 K 值也越大。
2、交联的时间：
交联的时间决定于 DCP 的分解速度，DCP 的分解速度与温度有着密切的关系。DCP 的分解温度通常用半衰期来衡量。τ表示 DCP 分解率 50%的时间，τ与温度有关，不同温度下 DCP 的半衰期不同，DCP1 分钟半衰期的温度大约为 175℃。温度升高半衰期缩短，即交联的速度随温度的升高而加快。
DCP 的分解率 X=1-exp[-(ln2)t/τ]
设 t=nτ(n=1,2,3,…)代入上式， X=1-exp[-nln2]
一般取适宜的交联时间 ty=5τ～10τ,分解率 97%～99.9% t=t1exp[e(1/T-1/T1)R]
3、压力：
在交联过程中对对制品施加一定压力是完全必要的。因为交联过程中，制品材料中的水分，低分子挥发物都会以气体形式在绝缘层中出现。如无外界压力的抑制作用，气体汇集就会形成气泡或夹层。轻者会降低制品的物理机械性能，重者会造成废品。
N2 压力要求：6kV～10kV时＞0.8MPa
35kV 时＞1.0MPa
110kV时＞1.2MPa
交联电缆常见故障及原因分析 本文针对交联电缆常见的故障进行了分析，并提出了可行的预防措施，旨在提高交联电缆运行的可靠性。 标签：交联电缆；常见故障；预防措施 1 交联电缆常见故障 1.1 制造原因 制造引起的交联电缆故障属于电缆本体不足，根据发生部位不同可将制造原因分为本体原因、电缆接头原因和电缆接地系统原因，现分别针对这些故障进行详细说明。 电缆本体原因引起的缺陷。现阶段我国交联电缆生产技术已经趋于成熟，为保障安全性和材料的可靠性，在出厂过程中会对电缆进行交流耐压试验，只有通过质检的电缆才可以流向市场。但是随着市场经济的高速发展，企业竞争日趋激烈，部分企业单纯追求利润率和生产量而忽视了对生产环境的控制，没有按标准做好质检，也就造成了交联电缆在生产过程中出现绝缘偏心、电缆内部杂质、交联度不均匀、电缆受潮、电缆金属护套密封不良等问题，最终导致线路在运行过程中发生故障。 1.2 施工原因 使用引起的交联电缆故障主要有以下三方面原因：第一，施工现场自然环境和人文环境的影响。施工现场条件较差，温度、湿度和灰尘不受控制，容易造成电缆故障；此外，电缆施工过程中在绝缘表面容易留下一些细小的划痕，如果灰尘或者砂砾等嵌入绝缘层中或将绝缘层暴露在空气中，都会造成绝缘层吸入水分，产生安全隐患。第二，施工工艺和安装过程不规范的影响。交联电缆对施工工艺要求较高，没有将安装条件与现场条件相结合進行分析而盲目施工则会诱发高故障率。第三，密封处理不善的影响。终端接头密封主要是为了防止绝缘油渗漏，绝缘接头漏油问题不易被发现且接头内油量无法检测，若发生漏油会导致电场分布改变，造成电缆内绝缘爬距变化，最终导致接头击穿，产生安全隐患。施工原因造成的问题在运行初期就会显现，同时也给交联电缆的长期安全运行造成不利的影响，必须引起足够重视。 1.3 外力破坏 外力破坏是导致交联电缆运行故障的主要原因。交联电缆普遍铺设于地下，隐蔽性较强，如果交联电缆铺设时间较长或者没有做好相应标识，亦或是线路变动时没有及时做好记录等，当遇到大规模市政建设工程时很容易受到外力破坏。其中，直埋铺设方式的交联电缆最容易遭到外力破坏。外力破坏主要分为直接外
交联聚乙烯电缆 交联聚乙烯电力电缆由于其电气性能和耐热性能都很好，传输容量较大，结构轻便，易于弯曲，附件接头简单，安装敷设方便，不受高度落差的限制，特别是没有漏油和引起火灾的危险，因此受到用户广泛欢迎，并不断向高压、超高压领域发展，呈现出逐步替代油纸电缆的趋势。 一、文联聚乙烯电缆的结构特点 如图4－17所示，交联聚乙烯电缆和大家熟悉的油浸纸统包电缆的区别除了相间主绝缘是交联聚乙烯塑料以及线芯形状是圆形之外，还有两层半导体胶涂层。在芯线的外表面涂有第一层半导体胶，它可以克服电晕及游离放电，使芯线与绝缘层之间有良好的过渡。在相间绝缘外表面涂有第二层半导体胶，同时挤包了一层0.1mm厚的薄铜带，它们组成了良好的相间屏蔽层，它保护着电缆，使之几乎不能发生相间故障，如图4－18所示。 图4-17 交联聚乙烯电缆断面构造示意图 1.绝缘层；2-线芯；3-半导体胶层；4-铜带屏蔽层； 5-填料；6-塑料内衬；7-铠装层； 8-塑料外护层
图4-18 交联聚乙烯电缆结构示意图 1-线芯；2-交联聚乙烯绝缘；3-半导电层；4-铜屏蔽；5-包带；6-外护层 二、事故原因 根据国内外报导，交联聚乙烯电缆发生事故的原因如下： 1．水树枝劣化 它是交联聚乙烯电缆事故的主要原因，约占事故的71%，多发生于自然劣化。 所谓“树枝”不过是一个形象名词，它指团体介质击穿破坏前，固体介质中产生的树枝状裂痕和放电痕迹。树枝的产生引起绝缘进一步的恶劣化，不久将导致全部击穿。所以树枝现象也是预击穿现象。 按树枝化形成的原因，树枝可分为电树枝、水树枝和电化树枝（也可归为水村的特例）。 水树枝，它是水浸入绝缘层，在电场作用下形成的树枝状物。它的特点是引发树枝的空隙含有水分，它在比发生电树枝低得多的场强下即可发生。树枝有的大多不连续，内凝有水分，主干树枝较粗，分枝多且密密麻麻，如图4－19所示。
浅谈交联电缆绝缘老化强度变化率超标原因及改善 [导读]交联聚乙烯(XLPE)电缆绝缘的热老化试验在国家标准GB/T12706-2008与IEC60502中规定不得超过±25%（即老化后和老化前的中间值之差除以老化前的中间值）。交联聚乙烯绝缘的热老化项目在标准中列入型式试验。一般在首次试验合格后,工艺和材料没有重大变化时,不再进行该试验。但往往一些客户在技术协议中会提到这项试验,从而就需要进行热老化试验。当我们在试验时,发现抗张强度变化率不稳定，在生产的同一批交联线芯有合格有不合格（不合格的都是超标的现象大于+25%）,但断裂伸长率变化甚小,从未超出规定值。为此有必要对交联绝缘线芯老化强度不合格问题进行分析整改。 一、引言 交联聚乙烯(XLPE)电缆绝缘的热老化试验在国家标准GB/T12706-2008与IEC60502中规定不得超过±25%(即老化后和老化前的中间值之差除以老化前的中间值)。交联聚乙烯绝缘的热老化项目在标准中列入型式试验。一般在首次试验合格后,工艺和材料没有重大变化时,不再进行该试验。但往往一些客户在技术协议中会提到这项试验,从而就需要进行热老化试验。当我们在试验时,发现抗张强度变化率不稳定，在生产的同一批交联线芯有合格有不合格(不合格的都是超标的现象大于+25%),但断裂伸长率变化甚小,从未超出规定值。为此有必要对交联绝缘线芯老化强度不合格问题进行分析整改。 二、原因分析
交联绝缘线芯老化强度不合格的原因分析是一个复杂的过程，国内各电缆企业往往被交联绝缘线芯老化系数K1、K2值不能达标而困扰，而这一指标是对交联绝缘线芯绝缘品质评价的主要指标之一。但究其主要原因有以下三点：1、高温高速下绝缘中产生的热应力对交联聚乙烯绝缘热老化性能的影响;2、冷却水温对交联聚乙烯绝缘热老化性能的影响;3、交联过程中产生的副产物对交联聚乙烯绝缘热老化性能的影响。 三、解决的措施 1、硫化工艺改进： 试验选在我公司NOKIA(十段)智能硫化交联生产线上，我们通过调整工艺达到减小交联绝缘在生产过程中的内部应力来改善老化强度不合格的问题。削除热应力的措施有很多，NOKIA早在1996年就提出采用冷却退火装置，使进入冷却段的交联绝缘线芯表面再恢复到结晶熔化温度110℃左右，再进入正常冷却过程，可以改善电缆的绝缘品质。但我公司没有在线应力松驰装置，要想改善只能重新调整工艺线速度使之缓慢冷却，减少交联绝缘在硫化过程中的内外层绝缘温差的问题，从而改善交联的绝缘品质。 我公司NOKIA生产线配备了一套NCC硫化计算软件，控温选速比较合理。初次调整硫化工艺是把原来的最高硫化管壁温度450℃降低到400℃，最高电缆表面温度由原来的275℃降低到260℃。但由于是十段硫化生产线，虽然已降低了管壁温度和电缆表面温度但线速度仍然比较快，内外层绝缘温差还是比较大。后经研究决定，想要让进入冷却段之前的线芯内外层绝缘温差减小，只有缩短硫
关于交联聚乙烯绝缘电缆常见的问题及其原因分析 一、交联的三种方式 1、交联电缆性能 交联就是将聚乙烯的线型分子结构通过化学交联或高能射线的辐照交联，转变成立体网状分子结构。从而大大地提高了它的耐热性和耐环境应力开裂，减少了它的收缩性，使其受热以后不再熔化。交联聚乙烯绝缘电缆其长期允许工作温度可达 90℃。 2、交联方法 交联绝缘的品种虽多，但主要分为物理交联和化学交联两大类。物理交联也称为辐照交联一般适用于绝缘厚度较薄的低压电缆。中高压电缆一般采用过氧化物交联即用化学交方法是将线性分子通过化学交联反应起来，转化为立体网状结构。化学交联一般还可分为过氧化物交联和硅烷交联接枝交联两种。 2.1 辐照交联 辐照是采用高能粒子射线照射线性分子聚合物，在其链上打开若干游离基团，简称为接点。接点活性很大，可把两个或几个线性分子交叉联接起来。 它的优点为：生产速度快，占用空间小；可加工材料种类多，几乎所有聚合物，产品品种多；产品用更好的耐热、耐磨和较高电气性能；可阻燃；电耗低。但存在一些问题：设备一次投资大；对大截面电缆的辐照不均匀，经反复照射后电缆弯曲次数太多；设备开工率低。 2.2 过氧化物交联 交联聚乙烯料是以低密度聚乙烯、过氧化物交联剂，抗氧剂等组成的混合物料。加热时，过氧化物分解为化学活性很高的游离基，这些游离基夺取聚乙烯分子中的氢原子，使聚乙烯主链的某些碳原子为活性游离基并相互结合，即产生 C-C 交联键，形成了网状的大分子结构。它主要优点是适合各种电压等级和各种截面的交联聚乙烯绝缘电力电缆生产，特别是 35kV 及以上的中高压电缆。 2.3 硅烷交联 硅烷交联又称温水交联也是化学交联的一种，它有两步法、一步法和共聚法等多种方法。硅烷接枝和挤出分在两道工序进行的称为二步法，硅烷接枝交联工艺，它是接枝和挤出分成两个工序进行，第一步由绝缘料厂将硅烷交联剂与基料在挤出机上接枝和挤出造粒，该料称为 A 料，同时还提供催化剂和着色剂的母料，称 B 料。第二步是电缆厂将 A、B 料以 95：5 的比例混合。并在普通挤机机上挤包在电缆导体上，再放入 70℃～90℃温水中交联也可以在蒸汽房中交联。接枝和挤出成型在一道工序完成的称为一步法，将硅烷交联剂与基料在挤出机上接枝的同时和催化剂和着色剂的母料同时挤包在电缆导体上。再放入 70℃～90℃温水中交联也可以在蒸汽房中交联。 它的优点是工艺投资成本低，可在一般的挤出机进行加工，材料价格适中。它的缺点是接枝聚乙烯容易与空气中水分发生先期交联，缩短了贮存时间；接枝聚乙烯与催化剂母料混合后，贮存期较短，一般不超过 8h；只能用于 10kV 及以下电缆绝缘的制造。
影响电缆交联聚乙烯绝缘热延伸性能因素分析 在电线电缆行业中，交联聚乙烯（XLPE）同聚氯乙烯（PV C）和聚乙烯（PE）一样，均是常用的塑料绝缘材料，其中XLPE兼具性能优异和环保双重优势，成为电缆塑料绝缘材料中的佼佼者，因此XLPE电缆是我国电缆行业的主流发展趋势。 交联度在很大程度上决定着交联材料的使用性能及使用寿命，对于XLPE也不例外。因此，热延伸试验作为衡量交联度的重要技术参数之一，在生产过程及成品质量检验中是必不可少的。 标签：交联聚乙烯绝缘；热延伸标签：交联聚乙烯绝缘；热延伸 1、影响热延伸的因素 通常，热延伸项目不合格分为两种情况：（1）试样受热180 s内失效。试样在低于200℃时就呈现出熔融状态，在内较短时间（一般不超过180s）就发生熔断，这种情况说明样品X LPE绝缘交联度很低，其分子结构更接近非交联的线性结构；（2）试样受热300s以后（部分甚至接近900s）失效。说明样品试样XLPE 绝缘具有一定的交联度，但仍未达到标准要求。故热延伸项目的不合格，本质上就是XLPE绝缘的交联度不够造成的。因此凡是能影响到X LPE绝缘交联度的因素，都是影响热延伸项目的因素。 1.1电缆料的影响 原材料对产品性能的影响是不言而喻的。以生产10kV及以下中低压电力电缆和电气装备用电缆的硅烷交联工艺为例。基础树脂结构差异、硅烷结构及用量、引发剂用量、色母粒配比等都对交联程度有一定程度上的影响。 1.2交联方式的影响 目前，常用于工业生产XLPE的方法主要有3种，即过氧化物交联（化学交联）、硅烷交联（温水交联）和辐照交联。不同的交联方式，交联反应的机理不同，生成的交联网状结构和交联度不同，因此不同交联方式的生产的XLPE绝缘料热延伸项目也会存在一定的差异。 通过大量对XLPE绝缘热延伸数值的统计分析，3种常用交联方式生产的XLPE热延伸值基本范围如下：（1）硅烷交联通常在60%～80%；（2）过氧化物交联，以常用的过氧化二异丙苯（DCP）交联剂为例，热延伸值通常在40%-70%；（3）辐照交联通常在30%～50%。综上所述，电子辐照交联的热延伸值最小，有机过氧化物化学交联居中，硅烷温水交联最大。 1.3生产工艺的影响
交联电缆发热的原因及防范措施 交联电缆的发热问题主要有以下几个方面的原因：导体电阻发热、绝 缘老化发热和过载发热。为了解决这些问题，采取的防范措施包括合理选 择导体材料、绝缘材料和适当的敷设和维护等。 首先，导体电阻发热是交联电缆发热的一个主要原因之一、在电缆中，导体通过导电电流时会产生电阻，导致电能的转化为热能。这种发热问题 通常与导体材料的选择和电缆截面积有关。为了降低导体电阻发热，可以 选择具有低电阻率的导体材料，如铜或铝，以及增加导体截面积。 其次，绝缘老化发热也是交联电缆发热的一个重要原因。长时间使用后，电缆的绝缘材料会逐渐老化，导致绝缘性能下降，从而容易发生局部 过热。为了降低绝缘老化发热，可以选择具有良好绝缘性能和耐热性的材料，如聚烯烃或聚乙烯。 最后，过载发热也是交联电缆发热的一种情况。当电缆承受超过额定 电流的负载时，电缆内部会发生电阻加热现象。这种情况下，电缆表面和 绝缘材料可能会过热甚至烧毁。为了降低过载发热，需要合理选择电缆的 额定电流和负载，同时加强电缆的敷设和维护。 在电缆设计和敷设过程中，需要采取一系列防范措施来降低发热问题 的风险： 1.合理选择导体材料：选择具有低电阻率的导体材料，如铜或铝，以 减少导体电阻发热。 2.选择适当的导体截面积：根据实际负载和电流条件，选择适当的导 体截面积，以确保电缆能够稳定工作，减少导体电阻发热。
3.选择合适的绝缘材料：选择具有良好绝缘性能和耐热性的材料，如 聚烯烃或聚乙烯，以降低绝缘老化发热。 4.正确敷设电缆：在敷设电缆时，要避免电缆受到明显的机械损伤， 以防止绝缘材料破裂和导致发热。 5.限制负载并避免过载：合理限制电缆负载并避免过载，选择合适的 电缆额定电流和负载，以降低过载发热。 6.定期检查和维护：定期检查电缆的绝缘和导体，及时更换老化或损 坏的部分，防止故障导致发热。 7.提高通风条件：在布置电缆时，要保持良好的通风条件，避免电缆 高温。 总之，交联电缆发热的原因主要有导体电阻发热、绝缘老化发热和过 载发热。为了防止发热问题，我们应该采取适当的措施，如选择合适的导 体材料和绝缘材料，合理选择导体截面积，正确敷设电缆，限制负载和避 免过载，定期检查和维护，以及提高通风条件等。只有综合考虑这些方面，才能确保交联电缆的安全运行和可靠性。
6KV交联电缆故障隐患分析及消除措施 摘要：6kV交联聚乙烯电缆具有优异的电气绝缘性能，敷设方便，电缆终端制作工艺简单，以及较好的耐酸碱腐蚀性能。从实践应用的角度上来说，6kV交联聚乙烯电缆在工程设计施工、电缆终端头制作、运行维护等方面仍然存在大量的故障和隐患，及时针对高压电缆故障隐患进行分析，并采取相应对策，保证电缆的长期可靠运行无疑有重要的意义。 关键词：6KV交联电缆；故障隐患分析；消除措施 1导言 交联聚乙烯电缆是目前火力发电厂应用最广泛的电力电缆之一，其性能的优劣、质量的高低直接影响到厂用输配电系统的运行状况，它的故障直接影响着机组的经济效益及设备的安全稳定运行。现对火力发电厂高压电缆故障及隐患进行分析，并提出故障及隐患防范措施，从根本上加以预防，具有十分重要的意义。 2交联聚乙烯电缆的结构特点 交联聚乙烯电缆和大家熟悉的油浸纸统包电缆的区别除了相间主绝缘是聚乙烯塑料以及线芯形状是圆形外，还有两层半导体胶涂层，在芯线外表面涂有第一层半导体胶，它可以克服电晕及游离放电，使芯线和绝缘层之间有良好的过渡，在相间绝缘外表面涂有第二层半导体胶，同时挤包了一层0.1mm厚的薄铜带，它们组成了良好的相间屏蔽层，它保护着电缆，使之几乎不能发生相间故障。交联聚乙烯电缆由于载流能力强，电流密度大，对导体连接质量要求就更为严格。对接头所要求机械的电气的条件日益从严越来越高，特别是6-35kv电力电缆，各种接头将经受很大的热力和较高激烈程度与持续时间的短路电流的影响。所以说交联聚乙烯电缆附件也不是附属的，更不是次要的部件，它与电缆时同等重要，必不可少的部件，也是与安全运行密切相关的关键产品。交联聚乙烯电缆在国外已普遍应用，国内广泛采用目前还存在一些问题，但随着技术的发展，附件的配套质量的提高，工艺的完善，交联聚乙烯电缆已有替代油纸电缆的趋势具有广阔、深远的发展前景。 3 6kV交联电缆故障隐患分析 3.1电缆施工中留下的隐患 安全规程要求：“设计时对易受外表影响着火的电缆密集场所或可能因着火蔓延酿成严重事故的电缆回路，应采取防火措施；施工中应防止电缆桥架上的电缆分布杂乱、甚至电缆缠绕堆积，电缆头的制作应按规范运行制作。”但因各种原因上述要求不能完全执行，例如：电缆桥架锈蚀、电缆沟积水等，都可能损害电缆护套及绝缘，影响到电缆的安全运行。 3.2电缆终端制作的隐患 环境因素对电缆终端制作有较大影响。为赶工期而在空气湿度大、温度低的条件下制作电缆终端，可能导致热缩管内凝结水汽，降低绝缘性能、加速老化。 制作工艺同样影响很大，例如加热时热风枪温度掌握不好，将破坏热缩材料的晶体结构，降低机械性能。 3.3外力破坏因素导致高压电缆故障 从相关统计资料数据当中不难发现：外力破坏因素在诸多可能导致高压电缆出现故障的因素当中占据着主要地位。简单来说，在城市化建设规模持续扩大的背景作用之下，高压电缆施工队伍所展开的地下管线施工与既有地下管线之间的矛盾问题比较突出，导致电缆线路运行后期可能面临着一定程度上的安全隐患。
10kV交联聚乙烯电力电缆常见故障原因分析及防范措施 摘要：由于电缆线路具有运行维护简单，不受外界影响、占用空间及面积小、 安全可靠，相比较架空线路有着极大的优越性。因此，10 kV 交联聚乙烯电力电 缆线路在城市配电网建设中得到了广泛应用。但是，随着电缆线路的增加，电缆 故障也逐年递增。因此，为了提高电力电缆的供电可靠性和安全性，有必要进行 电缆故障原因分析，并提出相应的预防措施。 关键词：10 kV交联聚乙烯电力电缆；原因分析；防范措施 引言 10kV交联聚乙烯电缆具有较强的载流能力和较高的热稳定性，在城市的电力 线路应用中占主体，这对电缆接头连接的质量要求更高。由于电缆线路连接位置 是供电线路中的薄弱环节，容易发生故障，在长期运行中，各种电缆接头都会受 到很大的热应力和短路电流的冲击。因此，对电缆接头的机械性能和电气性能要 求越来越高。 1.10kV电缆故障形成机理 随着电力系统的更新和技术的发展，传统的架空线路在城市的发展过程中逐 渐被电力电缆所取代。然而，在实际应用过程中，电缆故障情况逐年递增，线路 运行安全可靠性受到威胁。从电力电缆的运行和维护实践经验来看，电缆头故障 是电缆故障的主要原因。其次，由于城市规划建设的需要，地下开挖导致电缆本 体被破坏是另一个因素。最常见的电缆头故障为电缆中间头故障，故障击穿放电 点通常发生在外半导电层断口的位置，即电应力较为集中的位置。在施工作业过 程中，施工人员技能水平不足，环切外半导电层断口时伤及下层主绝缘，或应力 管与半导电搭接不到位，导致电场分布不均匀形成电场畸变，使电缆留下安全隐患。然而，在实际运行过程中，一旦这些部分反复遭受电压冲击并达到相应的水平，隐患点电场集中情况越来越严重，产生局部放电现象并逐步扩大，导致了电 缆安全事故的发生。 2.10kV交联聚乙烯电缆故障原因分析 由于受施工工艺、施工环境、运行环境、产品质量等因素的影响，10kV交联 聚乙烯电缆头的故障原因也不同。电缆头的连接管压接量不足或线耳安装紧固不 到位，金属连接部位的接触电阻过大，温升较大。随着电缆头运行年限的增长， 金属连接部位的接触面氧化加剧，氧化膜变厚导致接触电阻增大，或运行电流越 来越大时，电缆头通流能力不足，均使金属连接部位的温度升高更快，最终导致 金属连接部位过热熔化，电缆头绝缘损坏。此外，施工环境未能满足要求，粉尘 较多，湿度较大，绝缘层表面洁净度降低，又或者是电缆头运行过程中水浸受潮，均导致绝缘强度减弱，绝缘层表面形成电树枝，逐渐加速老化，直到放电击穿等。现将造成接头处故障的主要原因归纳如下： 2.1尺寸错误：施工人员未按图施工，易出现电缆头开剥尺寸错误，导致已开剥电缆头与电缆附件不匹配，常见的情况有主绝缘层、外半导电层开剥尺寸错误，应力管与半导电搭接不到位，电场得不到有效控制。 2.2开剥损伤：电缆头制作过程中，由于施工人员技能水平不足，开剥外半导电层过程中误伤及主绝缘，主绝缘表面出现纵向刀痕或外半导电层断口处的横向 刀痕，导致电缆运行过程中主绝缘出现沿面爬电或外半导电层断口处的电场集中 放电击穿。 2.3安装错误：应力管收缩后与两端外半导电层搭接不到位，外半导电层断口
电力电缆绝缘击穿问题原因分析及探讨 电力电缆绝缘是电力传输系统中最关键的部分之一，其质量直接影响着电力系统的安全稳定运行。在电力电缆的使用过程中，绝缘击穿问题时有发生，给电力系统带来了不小的隐患。本文将对电力电缆绝缘击穿问题的原因进行分析，并探讨相关解决方案，以期提升电力系统的整体质量和稳定性。 一、绝缘击穿问题的定义和影响 绝缘击穿是指绝缘材料在电压作用下突然失去绝缘性能，形成局部甚至整体击穿破坏的现象。绝缘击穿导致电缆绝缘性能大幅下降甚至完全失效，可能造成电力系统的短路、火灾等严重后果，严重威胁人们的生命财产安全，造成电力系统的大面积停电，给社会造成不可估量的损失。 二、绝缘击穿问题的原因分析 1. 绝缘材料的质量不合格 电力电缆的绝缘材料一般为聚乙烯、交联聚乙烯、聚氯乙烯等材料，而这些材料的质量直接影响电缆的绝缘性能。如果选用劣质的绝缘材料，其耐电压性能往往较差，容易在电压作用下出现击穿现象。 2. 绝缘层结构设计不合理 绝缘层是电缆的重要组成部分，其结构设计如果不合理，也容易导致绝缘击穿问题。比如绝缘层厚度不均匀、存在气泡、石子等缺陷，都会影响绝缘层的耐电压性能，进而导致击穿。 3. 外界介质对绝缘层的影响 电缆在使用过程中，往往处于复杂的环境之中，比如受潮、受油污等情况，都会对绝缘层的性能造成不利影响。比如油污会导致绝缘层的介电强度下降，从而加速绝缘击穿的发生。 4. 过电压 电缆在使用过程中，可能会受到来自电力系统的过电压冲击，如果绝缘层的耐电压性能不足以承受这种冲击，就容易发生击穿问题。 5. 绝缘层老化 电力电缆在长时间使用过程中，绝缘层会因为外界环境、电压等因素而逐渐老化，导致其绝缘性能下降，容易出现击穿现象。
高压XLPE电缆缓冲层烧蚀故障原 因分析
高压XLPE电缆缓冲层烧蚀故障原因分析 高压XLPE电缆的缓冲层烧蚀故障是一个常见的 问题，可能会导致电缆的损坏甚至故障。下面将通过逐步思考的方式，分析可能导致缓冲层烧蚀故障的原因。 第一步：了解高压XLPE电缆的缓冲层 - 高压XLPE电缆是一种使用交联聚乙烯作为绝 缘材料的电缆。为了保护绝缘层，通常会在其周围添加一层缓冲层。缓冲层的作用是提供外部机械保护，并减少由于电缆弯曲或受力引起的应力集中。 第二步：了解缓冲层烧蚀故障的表现 - 缓冲层烧蚀故障通常表现为电缆外部出现灼烧、褪色、熔化或炭化的现象。这些问题可能会引起电缆的短路、漏电或其他电气故障。 第三步：分析导致缓冲层烧蚀故障的可能原因 - 电缆安装不当：电缆安装时，如果未能正确安装缓冲层或没有使用合适的保护措施，可能导致缓冲
层暴露在外部环境中，从而容易受到机械损坏或化学腐蚀。 - 过载或电压过高：如果电缆长时间处于过载或电压过高的状态下，缓冲层可能无法承受过大的电气应力，导致烧蚀故障。 - 环境因素：外部环境温度过高或者存在化学污染物，都可能对缓冲层的材料性能产生负面影响，导致烧蚀故障。 - 不当维护：如果电缆未进行定期检查和维护，导致缓冲层出现损坏或老化，就会增加烧蚀故障的风险。 第四步：预防和解决缓冲层烧蚀故障的方法 - 安装时注意保护：在电缆安装时，应确保正确安装缓冲层，并使用合适的保护措施，以减少机械和化学损伤的风险。 - 控制电压和负载：合理控制电缆的电压和负载，避免过载或电压过高的情况发生，以减少对缓冲层的电气应力。 - 环境控制：如果外部环境条件恶劣，应考虑采取防护措施，如使用抗高温或抗化学腐蚀的材料进行缓冲层的保护。
交联聚乙烯电力电缆绝缘老化机理 摘要：本文包含交联聚乙烯电力电缆绝缘老化机理的基本知识。通过概念解释 和要点讲解，了解影响交联聚乙烯电力电缆绝缘性能变化的因素，掌握交联聚乙 烯连理电缆绝缘老化机理。 关键词：因素；老化机理及形态 电缆绝缘材料的绝缘性能随时间的增加发生不可逆下降的现象称为绝缘老化。其表现形势主要有击穿强度降低，介质损耗增加，机械性能或其他性能下降等。 一、影响交联聚乙烯电力电缆绝缘性能的因素 1.制造工艺和绝缘原材料 （1）制造厂家所用绝缘材料或制造过程中侵入水分及其他杂质，都将引起结缘性能降低。 （2）制造工艺落后（如湿法交联）导致交联绝缘层中遗留下水分，起泡或致屏蔽层不能均匀紧贴在主绝缘上，产生微笑的缝隙，都将降低交联电缆的绝缘性能。 2．运行条件 （1）运行电压不正常，电压越高，击穿电压越低。电压作用时间足够长时，则易引起击热穿或电老化，使电缆绝缘击穿电压急剧下降。 （2）超负荷运行，电缆过热，当温度高达至一定值时，绝缘的击穿电压将大幅度下降。 （3）电压性质对电缆绝缘也有影响：冲击击穿电压较工频击穿电压高；直流电压下，介质损耗小，击穿电压较工频击穿电压高；高频下局部放电严重，发热 严重，其击穿电压最低。 （4）交联绝缘是固体绝缘，其累计效应也不容忽视。多次施加同样幅值的电压，每次产生一定程度的绝缘损伤，而不像油浸类绝缘有一定的自愈能力，因此 其损伤可逐步积累，最后导致交联绝缘彻底击穿。 （5）任何外力破坏，机械应力损伤，都将使电缆的整体结构受到破坏而导致水分及其他有害杂质侵入，可迅速降低交联绝缘的击穿强度。 二、交联聚乙烯电力电缆绝缘老化机理及形态 在电场的长时间作用下逐渐使绝缘介质的物理、化学性能发生不可逆的劣化，最终导致击穿，即称老化。电老化的类型有电离性老化，电导性老化和电解性老化。前两种主要在交变电场下产生，后一种主要在直流电场下产生。有机介质表 面绝缘性能破坏的表现，还有表面漏电起痕。 1.电离性老化 在绝缘介质夹层或内部如果存在气隙或气泡，在交变电场下气隙或气泡的场 强较临近绝缘介质内的场强大得多，而气体的起始电离场强又比固体介质低的多，所以在该气隙或气泡内很容易发生电离。 此种电离对固体介质的绝缘有许多不良后果。例如：气泡体积膨胀使介质开裂，分层，并使该部分绝缘的电导和介质损耗增大：电离的作用还可以使有机绝 缘物分解，新分解出的气体又会加入到新的电离过程中：还会产生对绝缘材料或 金属有腐蚀作用的气体：电离还会造成电场的局部畸变，使局部介质承受过高的 电压，对电离的进一步发展起促进作用。气隙或气泡的分离，通过上述综合效应 使临近绝缘物的分解、破坏（表现为变酥、碳化等型式），并沿电场方向逐渐向 绝缘层深处发展，在有机绝缘材料中放电发展通道会呈树枝状，称为“电树枝”。
关于交联电缆常见故障及成因分析 摘要：从交流电缆故障原因、故障率、故障位置三个角度，对近年来我国关于 6kv及以上的交流电缆常见故障及成因进行系统的分析与总结。主要分析与总结 我国交流电缆故障特点和类型的典型，对于具体的故障进行分析。从故障的成因 出发，浅析我国电力电缆常见的故障与总结故障成因。结果大体分为：主绝缘老化、建设施工原因、现场安装工艺不当、以及过负荷运作等，以此为基础，本文 提出并指出需要进一步完善并改进我国交流电缆运行的可靠性及相关工作。也指 出了如何完成电力电缆有关部门及现场施工人员在交联电缆运行的完善工作，关键词：交流电缆；成因分析；故障 引言 近年来，我国国家电网公司用数据表明我国交流电缆的故障率正在逐年下降。电缆本体是发生电缆故障的主要部位。相比于架空输电线路，在城市电网中，电 力电缆线路得到了广泛的普及。电缆线路的主要优势大致分为：美化城市、可靠 性高、占地面积小等。电力电缆主要分为油浸纸绝缘电缆、交联聚乙烯绝缘电缆、橡皮绝缘电缆等。交流电缆的主要优点是机械性能和耐热性能好、电气性能优越、最高允许连续运行工作温度高、敷设安装方便、载流负载能力强以及系统敷设受 高度落差影响小等。因此，已经逐步代替了油纸绝缘电缆。现已在我国大部分城 市的变电站、大型水电站、以及城市电网中的到了广泛的应用。 一、交联电缆故障特征分析 （一）故障率统计 我国国家电网公司各电压等级电缆线路近年来故障大致情况是：电压等级在500kv时，故障次数为0次、在运量为47.196、故障率为0%；电压等级在330kv 时，故障次数为0次、在运量为1.394、故障率为0%；电压等级为220kv时，故 障次数为3次、在运量为2181.525、故障率为0.138%；电压等级在110kv时，故 障次数为11次、在运量为9859.252、故障率为0.112%；电压等级为66kv时，故 障次数为0次，在运量为877.776、故障率为0%。 （二）故障部位统计 我国几年来各电压等级电缆线路故障按部位统计：电压等级为500kv时，本 体故障0、终端故障0、接头故障0；电压等级为330kv时，本体故障0、终端故 障0、接头故障0；电压等级为220kv时，本体故障3、终端故障0、接头故障0；电压等级为110kv时，本体故障7、终端故障3、接头故障0；电压等级为66kv 时，本体故障0、终端故障0、接头故障0。 （三）故障原因统计 近年来我国电缆线路主要故障按原因统计：设备老化为2055次，占总次数的21.1%，外力破坏为5026次，占总次数的51.5%，制造质量为667次，占总次数 的6.8%，安装调试为1072次，占总次数的11.0%。由此看来，外力破坏是我国 电缆电缆的主要故障原因。 在设备原因中，主要绝缘老化为1252次，占设备原因的44.9%，运行原因中，过负荷导致的故障次数为150次，设备原因总量的42.6%，人员原因中，现场安 装工艺不当导致故障的次数为955次，占人员原因总质量的79.3%。由此看来造 成电缆设备故障的主要原因是过负荷、现场安装工艺不当、主绝缘老化、以及建 设施工。 二、交流电缆具体故障原因
10KV交联电缆终端头故障原因分析及整改措施 作者：赵武臣吕学军 来源：《科学与技术》2018年第26期 摘要：本文通过某电厂10KV交联聚乙烯动力电缆终端头故障现象，结合电缆及热缩终端头的结构原理进行了分析，阐述了电缆热缩终端头各部件作用原理、制作工艺及电缆热缩终端头制作过程中采取的措施。 关键词：10KV；电缆终端头；制作工艺 引言 某电厂自机组投产以来，先后多次发生10KV动力电缆终端头运行中绝缘击穿、保护跳闸事件，其中高压电动机2次、低压厂用变6次，4次造成机组减负荷甚至险些停机的严重后果，故障发生时严重威胁附近巡视人员的安全。 通过对以往10KV电缆终端头故障现象的总结和分析，认为施工人员电缆头制作工艺不良是造成故障的重要原因，现对10KV交联聚乙烯电缆热缩终端头制作工艺过程及注意事项进行分析研究，提高施工人员电缆终端头制作工艺水平，同时为相关人员提供参考，避免类似事故发生。 1. 10KV电缆终端头故障现象 高压电缆终端头故障原因可能有多种，如电缆或电缆热缩终端头质量缺陷、电缆头受外力破坏、电缆头制作工艺不良等原因。但通过对故障现象的观察和取证，该电厂几次10KV电缆终端头故障现象一致，均是在电缆头三叉口附近半导层与主绝缘交界处击穿，主绝缘出现直径3-6mm孔洞，半导层及铜屏蔽层有电弧烧痕，热缩绝缘护套外表无磨损和卡破情况，说明几次故障原因相同。见下图。 2 10KV电缆终端头故障原因分析 从交联聚乙烯电缆的结构中可以看出，在电缆主绝缘层外面有一层半导体层和铜屏蔽层，在电缆结构上的所谓“屏蔽”，实质上是一种改善电場分布的措施。电缆导体由多根导线绞合而成，它与绝缘层之间易形成气隙，导体表面不光滑，会造成电场集中。在导体表面加一层半导电材料的屏蔽层，它与被屏蔽的导体等电位并与绝缘层良好接触，从而避免在导体与绝缘层之间发生局部放电，这一层屏蔽为内屏蔽层；同样在绝缘表面和铜屏蔽层接触处也可能存在间隙，是引起局部放电的因素，故在绝缘层表面加一层半导电材料的屏蔽层，它与被屏蔽的绝缘
低压交联电缆绝缘层开裂原因分析与处理 本页仅作为文档封面，使用时可以删除 This document is for reference only-rar21 year.March
低压交联电缆绝缘层开裂原因分析与处理低圧交联电缆绝缘层开裂原因分析与处理 安装在露天的低压0. 6 / lkV交联聚乙烯绝缘电力电缆在使用I〜2年后，其裸露在外面的电缆终端绝缘层出现了开裂或部分绝缘脱落，电缆芯线绝缘层发生变色及脆性开裂。电力安装部门检查分析后认为：绝缘材料的性能较差是绝缘层开裂的主要原因。 1绝缘开裂现象 在电缆敷设现场，发生电缆绝缘层开裂的是YJV或YJV22型0. 6/lkV低压交联聚乙烯绝缘电力电缆，其所采用的绝缘料是交联聚乙烯。聚乙烯经过蒸汽交联后，其分子结构转变为网状立体结构，使热塑性的聚乙烯变为热固性的交联聚乙烯，大幅度提高了材料的耐热性能和机械性能，并保持了优良的电气性能。但由于上述工种电缆的绝缘材料不属于耐候型交联聚乙烯，其抗Et光老化性能较差。若此电缆长期曝露在曰光下，会加速绝缘层的老化，最终导致绝缘发生开裂或部分绝缘脱落。 2绝缘开裂原因分析 电缆运行2年后，绝缘芯线表面呈竹节开裂形状，用手掰时绝缘材料碎裂成小块，同时红色芯线变成半透明。这是因为在光、热、氧、应力诸多因素的共同作用下，芯线绝缘发生了脆性开裂。 2. 1光老化作用 由丁•电缆绝缘直接曝露在强阳光下，在受到热辐射作用的同时也受到光的长时间照射，造成绝缘材料光老化降解。由于红色是最不耐受阳光的颜色：电缆中的红色芯线变色最严重。光对加速交联聚乙烯的开裂起了很大的作用。强阳光会对塑料和橡胶等高分子材料产生老化破坏作用。对于大多数塑料來说，最易造成破坏的敏感波长（塑料对其吸收最大）在290〜400ilm之间，即紫外光的波长范围内。在较强的紫外光长期照射下，聚乙烯会引入较多的含氧基团，聚合物链大量断裂，分子量降低，分子量的分布加宽。因此，光氧化降解是光老化的主要反应。同时，含按基分解产物和发色团的形成乂加重了其颜色的变化，这可从红色芯线颜色变化最快中得到验证。 通常在生产电缆时，其外护套材料需添加光稳定剂、紫外线吸收剂和抗氧剂等。而绝缘材料一般没有这方面的考虑。如果电缆安装在户外时，电缆终端接头处绝缘层未经保护处理，裸露在外的芯线受到日光长时间的照射，引起分子链的断裂降解造成老化，大大缩短了其使用寿命，给电缆的长期安全运行留下了隐患。因此，光老化作用是绝缘层产生开裂的主要原因。 2. 2热老化作用 电缆绝缘如果长期曝露在空气中，除了受阳光照射外，还受到太阳的热辐射。长时间后会引起绝缘材料温度上升，加速交联聚乙烯的断裂老化进程。在与氧气隔绝的条件下受热，包括聚乙烯或交
关于交联电缆的电树枝、水树枝问题 1、交联电缆主绝缘缺陷：电树枝、水树枝 2、电树枝的形成及其特点： 电树枝形成原因：场强高。当电缆的内外半导体层与绝缘层之间存在凹凸不平、气隙，绝缘内有杂质时，局部电场集中引起游离，在绝缘层的薄弱环节逐步形成电树枝，最终导致绝缘击穿。对于电树枝的引发，以屏蔽突出处为最甚，杂质、气隙次之。 电树枝特点：在显微镜下观察没有水分，树枝管连续、内空，管壁上有放电产生的碳粒痕迹，分枝少而清晰。 3、水树枝形成原因： （1）、由于机械损伤，地埋部分的鼠蚁啃咬造成电缆的外护套破损。 （2）、电缆头、中间头等部位密封不良进水受潮。 在绝缘层中生成电化树枝和水树枝。特别是电缆沟内及土壤中杂质形成的酸碱性溶液的侵入。透过护套达 到铜屏蔽层时，或透过绝缘达到芯线处时，与铜屏蔽层芯线发生化学反应，生成亚硫酸铜等化合物，在电场的作用下，于绝缘中逐渐形成树枝状物（也称电化树枝）并逐渐发展后转化为电通道，导致绝缘击穿。 4、电树枝特点： （1）、水树枝的空隙含有水分，树枝管大体不连续，内凝聚有水分，主干树枝较粗，分枝多而密集。和电树枝相 比，水树枝在比电树枝低的多的场强下即可发生。 （2）、水树枝延伸最主要的条件是高温和浸水，这时水树枝的长度可以达到绝缘厚度的一半以上。 （3）、水树枝具有消失和重现的特点，有的水树枝受热、干燥、抽真空后会消失形态，浸入热水中又会重现。水树枝不会直接导致击穿，但会使绝缘强度降低，促进老化作用，缩短寿命。 水树枝劣化是交联电缆故障的主要原因，约占事故的70%，多发生与自然劣化。交联电缆极易发生水树枝，潮湿环境中的电缆一般3～5年开始生成水树枝，6～8年后饱和，水树枝饱和的电缆其绝缘水平急剧下降，最终导致绝缘击穿、电缆报废。 5、影响水树枝生长的因素： （1）、水树枝一般是从内半导体层、屏蔽层与绝缘层界面上引发出来。若绝缘体存在气隙或杂质，则会在电场方向上产生并加剧蝶形领结状水树枝。受半导体层性能和形状、含水率、电压等级、电缆温度以及浸水条件等因素的影响。 （2）、在直流耐压试验中，试验电压为负极性，而水分为正极性。在试验时，容易使水分由内衬层向绝缘内部渗透，在一定程度上加快了水树枝的发展。另外直流耐压试验，有电子注入到交联电缆聚合物内部，在半导体层凸出处或微小空隙等处产生空间电荷积累，电缆投运进交流电场后易发生绝缘击穿。 6、交联电缆水树枝劣化特征：