论文 电力电缆（通用8篇）
论文 电力电缆 篇1
电力电缆检修、试验时应注意的几个问题
电力电缆检修、试验时应注意的几个问题
电力电缆作为电力线路的一部分，因其故障几率低、安全可靠、出线灵活而得到广泛应用。但是一旦出故障，检修难度较大，危险性也大，因此在检修、试验时应特别加以注意。工作前的准备工作
电力电缆停电工作应填用第一种工作票，不需停电的工作应填用第二种工作票。工作前应详细查阅有关的路径图、排列图及隐蔽工程的图纸资料，必须详细核对电缆名称，标示牌是否与工作票所写的相符，在安全措施正确可靠后方可开始工作。2 工作中的注意事项
工作时必须确认需检修的电缆。需检修的电缆可分为2种：
（1）终端头故障及电缆体表面有明显故障点的电缆。这类故障电缆，故障迹象较明显，容易确认。
（2）电缆表面没有暴露出故障点的电缆。对于这类故障电缆，除查对资料，核实电缆名称外，还必须用电缆识别仪进行识别，使共与其他运行中的带电电缆区别开来，尤其是在同一断面内有众多电缆时，严格区分需检修的电缆与其他带电的电缆尤为重要。同时这也可以有效地防止由于电缆标牌挂错而认错电缆，导致误断带电电缆事故的发生。锯断电缆必须有可靠的安全保护措施。锯断电缆前，必须证实确是需要切断的电缆且该电缆无电，然后，用接地的带木柄（最好用环氧树脂柄）的铁钎钉入电缆芯后，方可工作。扶木柄的人应戴绝缘手套并站在绝缘垫上，应特别注意保证铁钎接地的良好。工作中如需移动电缆，则应小心，切忌蛮干，严防损伤其他运行中的电缆。电缆头务必按工艺要求安装，确保质量，不留事故隐患。电缆修复后，应认真核对电缆两端的相位，先去掉原先的相色标志，再套上正确的相色标志，以防新旧相色混淆。高压试验时的注意事项
电缆高压试验应严格遵守《电业安全工作规程》。即使在现场工作条件较差的情况下，对安全的要求也不能有丝毫的降低。分工必须明确，安全注意事项应详细布置。试验现场应装设封闭式的遮拦或围栏，向外悬挂“止步，高压危险！”标志牌，并派人看守。尤其是电缆的另一端也必须派人看守，并保持通讯畅通，以防发生突发事件。试验装置、接线应符合安全要求，操作必须规范。试验时注意力应集中，操作人员应站在绝缘垫上。变更按线或试验结束时，应先断开试验电源，放电，并将高压设备的高压部分短路接地。高压直流试验时，每告一段落或试验结束时均应将电缆对地放电数次并短路接地，之后方可接触电缆。其他注意事项
打开电缆井或电缆沟盖板时，应做好防止交通事故的措施。井的四周应布置好围栏，做好明显的警告标志，并且设置阻挡车辆误入的障碍。晚上，电缆井应有照明，防止行人或车辆落入井内。进入电缆井前，应排除井内浊气。井内工作人员应戴安全帽，并做好防火、防水及防高空落物等措施，井口应有专人看守。
论文 电力电缆 篇2
1 提出问题
××钢厂选烧区3#配电室9#馈出线, 所带用户为硬矿加工、火车泵房及新原料场施工电源等, 2007年6月30日, 9#馈出线电缆发生单相接地故障。此电缆属直埋电缆, 规格为3×120mm2, 敷设时间已有十年, 2007年3月因新建炼铁新原料厂占地, 电缆路由需要改变, 电缆加长400多米, 增加一个电缆中间接头, 但整条电缆总长及敷设路径不详。敷设路径还经过原料施工现场, 穿过一条铁路, 直埋电缆的土质为0.5m～1.5m的矿渣, 路面情况复杂, 现场噪声大, 给我们查找电缆故障带来极大的困难。
2 解决问题
2.1 所用设备
Se baKMTT30-E脉冲发射仪;Se baKMTT16精确定位仪;SebaKMTSPG32便携式电缆故障定位系统;Se baKMTFM9890*7管线定位仪;2500V摇表一块, 导线若干。
2.2 查找过程
2.2.1 首先选用管线定位仪确定电缆具体走向
1) 确定电缆已断电, 关闭发射机, 将红色引线直接与电缆任意相连接, 将地钉打入地底, 然后将黑色引线与地钉相连, 尽量使黑色引线远离电缆并于电缆成直角。
2) 管线定位仪发射机可提供982Hz、9.82KHz及82KHz三种主动频率, 根据此次现场环境选择9.82KHz, 并将输出功率档置于H (高) 档, 接收机选择自动增益控制模式 (AUTO) 。
3) 打开发射机及接受机, 沿着电缆大体走向开始路径定位, FM9890*7接收机有三种路径查找方法:通过视觉符号指导操作的距离敏感左/右引导、声音信号强度及数字信号强度的判断。
2.2.2 电缆故障点预定位
1) 因为电缆故障相相对其它两相, 绝缘水平明显降低, 首先使用2500V摇表判断出电缆故障相C相, 且属于单相高阻接地故障。
2) 用低压脉冲法测量电缆长度和中间头位置。连接脉冲测试仪 (TDR) 向被试电缆发射一个低压脉冲, 由于电缆接头及末端都会改变电缆的阻抗, 每一次的改变都会把一部分脉冲返回到TDR去, 通过计算发射脉冲时间和收到脉冲时间的差值就可以的出阻抗发生变化的位置。发射脉冲的波形可以反映电缆阻抗变化的性质, 一个向上的发射波形表示遇到了一个连接点或者是电缆末端。通过以上方法判断电缆全长为1205米, 在450米及760米处有两个中间头。
3) 因为判断故障电缆接地为高阻接地, 所以要对故障点进一步判断, 必须用ARM弧反射法。弧反射法可以通过对故障电缆所反射的波形与参考波形做比较完成故障定位。利用前脉冲测试仪测出的电缆数据, 可得到参考波形。
首先启动脉冲反射仪 (T30-E) , 按“主菜单”按钮, 选择ARM模式, 根据电缆的已知长度调节“范围”的量程, 使电缆末端可以显示在屏幕上。然后根据实际情况选择“自动增益”使波形的显示较为理想, 按“开始测量”按钮保存这条波形作为参考波形, 按下触发按钮触发一单次高压脉冲, 得到红色的故障波形。在脉冲反射仪上参考波形和故障波形自动叠加, 参考波形和故障波形相比较发生急剧变化的部分就是故障点的位置。选择“光标”, 把终止光标移至故障点处的左侧最底点处 (根据经验, 稍微靠后一点会比较准确) , 最后, 屏幕上显示出故障点的距离为507米。
2.2.3 采用“冲击放电”的方法确定电缆故障点的精确位置
将仪器打到冲击放电挡位, 给故障电缆加高压, 与现场工作人员咨询507米左右大致位置后携带SebaKMTT16精确定位仪到现场进一步确定。利用仪器沿电缆路径寻找, 通过仔细比较, 最终确定故障点在某施工单位厨房内, 且此处符合仪器测定的507米的距离。在此处开挖后发现电缆表面有明显放电烧伤痕迹, 证明此处就是电缆故障点。
3 结语
电力电缆的运行维护 篇3
【关键词】电力电缆；运行维护；浅析
一、电缆线路的特点
电缆线路是指采用电缆输送电能的线路，它主要由电缆本体、电缆中间接头、电线路端头等组成，还包括相应的土建设施，如电缆沟、排管、竖井、隧道等。一般设在地下，也有架空或水下敷设。
与架空线路相比，电缆线路具有以下主要优点：①不受自然气象条件(如雷电、风雨、烟雾、污秽等)的干扰，②不受沿线树木生长的影响；③有利于城市环境美化；④不占地面走廊，同一地下通道可容纳多回线路；⑤有利于防止触电和安全用电；⑥维护费用小。但也存在以下缺点；⑦同样的导线截面积，输送电流比架空线的小：⑧投资建设费用成倍增大，并随电压增高而增大；⑨故障修复时间也较长。
目前中压配电线路在下列情况下应采用电线线路：①依据城市的规划，繁华地区、重要地段、主要道路、高层建筑区及对市容环境有特殊要求者；②架空线路走廊难以解决者；③供电可靠性高或重要负荷用户；④重点风景旅游区；⑤沿海地区易受热带风暴侵袭的主要城市的重要供电区域；⑥电网结构或运行安全的需要；⑦负荷密度高的市中心区。
二、电力电缆的试验与验收投运
(一)电力电缆的试验
电力电缆除进行交接试验和预防性试验外，在施工过程中还应进行绝缘试验，以鉴别检查施工各环节的电缆质量和工艺质量。敷设前在电缆盘上进行试验以鉴别电缆好杯；敷设后、敷设前进行试验，以鉴别敷设中电缆有无損坏；电缆头施工完毕后进行试验，以鉴别电缆头的质量；电缆检修前后进行试验，以鉴别检修质量。检查的主要内容如下：
(1)电缆应排列整齐，电缆的固定和弯曲半径应符合设计图纸和有关规定，电统应无机械损伤，标志牌应装设齐全、正确、清晰。油浸纸绝缘电缆及充油电缆的终端、中间接头应无渗漏油现象；(2)电缆沟及隧道内应无杂物，电缆沟的盖板应齐全，隧道内的照明、通风、排水等设施应符合设计要求；(3)直埋电缆的标志桩应与实际路径相符，间距符合要求。标志应清晰、牢固、耐用；(4)水底电缆线路两岸、禁锚区内的标志和夜间照明装置应符合设计要求。
三、电缆线路运行注意事项
(1)不要长时间过负荷运行或过热。因此，不要忽视电缆负荷电流及外度温度、接头温度的监测；(2)电缆线路馈线保护不应投入重合闸。电缆线路的故障多为永久性故障，若重合闸动作，则必然会扩大事故，威胁电网的稳定运行；(3)电缆线路的馈线跳闸后，不要忽视电缆的检查。重点检查电缆路径有无挖掘、电线有无损伤，必要时应通过试验进一步检查判断；(4)直埋电缆运行检查时要特别注意：电缆路径附近地面不能随便挖掘；电缆路径附近地面不准缩放重物、腐蚀性物质、临时建筑；电缆路径标志桩和保护设施不能随便移动、拆除；(5)电缆线路停用后恢复运行时必须重新试验才能投入使用。停电超过一星期但不满一个月的电缆，重新投入运行前，应摇测绝缘电阻，与上次试验记录相比不得降低30％，否则应做耐压试验；停电超过一个月但不满一年的，则必须做面压试验，试验电压可为预防性试验电压的一半；停电时间超过试验周期的，必须做预防性试验。
四、电缆线路的运行维护
电缆线路运行维护着重要做好负荷监视、电缆金属套腐蚀监视和绝缘监督三个方面工作，保持电缆设备始终在良好的状态和防止电缆事故突发。主要项目包括：建立电缆线路技术资料，进行电缆线路巡视检查、电缆预防性试验，防止电缆外力破坏，分析电缆故障原因、电缆故障测寻和电线故障修理等。电缆线路需增添特殊内容，如诱杀白蚁、人井水样分析、水树枝切片检查和带电测量并监视绝缘等。
1．负荷监视。一般电缆线路根据电缆导体的截面积、绝缘种类等规定了最大电流值，利用各种仪表测量电线线路的负荷电流或电缆的外皮温度等，作为主要负荷监视措施，防止电缆绝缘超过允许最高温度而缩短电缆寿命。
2．温度监视。测量电缆的温度，应在夏季或电线最大负荷时进行。测量直埋电线温度时，应测量同地段无其他热源的土壤温度。电缆同地下热力管交叉或接近敷设时，电缆周围的土壤温度，在任何情况下不应超过本地段其他地方同样深度的土壤温度10℃以上。检查电缆的温度，应选择电缆排列最密处或散热最差处或有外面热源影响处。
3．腐蚀监视。以专用仪表测量邻近电缆线路的周围土壤，如果属于阳极区，则应采取相应措施，以防止电缆金属套的电解腐蚀。电缆线路周围润湿的土壤或以生活垃圾填覆的土壤，电缆金属套常发生化学腐蚀和微生物腐蚀，根据测得阳极区的电压值，选择合适的阴极保护措施或排流装置。
4．绝缘监督。对每条电缆线路按其重要性，编制预防性试验计划，及时发现电缆线路中的薄弱环节，消除可能发生电缆事故的缺陷。金属套对地有绝缘要求的电缆线路，一般在预防性试验后还需对外护层分别另作直流电压试验，以及时发现和消除外护层的缺陷。
五、电缆故障的侧寻
电缆发生故障后，一般的侧寻步骤如下：
(1)确定故障性质。根据故障发生时出现的现象及一些简单试验，初步判断故障的性质，确定故障电阻是高阻还是低阻，是闪络还是封闭性故障，是接地短路、断线，还是它们的混合，是单相、两相还是三相故障。例如，运行中的电缆发生故障时，老只有接地信号，则有可能是单相接地故障；若继电保护过流动跳闸，则有可能发生两相或三相短路，或者是发生了短路与接地混合故障。通过初步判断，尚不能完全将故障的性质定下来，则必须测量绝缘电阻和进行导通试验；(2)故障点的烧穿。即通过烧穿将高阻故障或闪络故障变成低阻故障，以便进行粗测；(3)粗测。在电缆的一侧使用仪器测量故障距离，并利用电缆线路技术资料计算出故障点的位置；(4)路径的测寻。对于图纸资料不齐全或电缆路径不明的，可通过音频感应探测法和脉冲磁场法，找出故障电缆的敷设路径和埋没深度，以便进行定点精测。音频感应探测法是向电线中通入音频信号电流，根据接收线圈中接收机接收到的音频信号强弱来确定路径；(5)故障点的精测定点。通过冲击放电声测法、音频感应法、声磁同步检测法等方法确定故障点的精确位置。声测法只适用于低阻接地的电缆故障，对金属性接地故障的效果不佳。感应法适用于金属性接地故障和相间短路故障。
上述五个步骤是一般的测寻步骤，实际侧寻时，可根据具体情况省略其中的一些步骤。例如，电缆敷设路径很准确可不必侧寻路径，对于高阻故障，可不经烧穿而直接使用闪络法进行，对于一些闪络性故障，不需要进行定点，可根据侧寻得到的距离数据查阅资料，可直接对中间接头检查判断，对于电线沟或隧道内的电缆故障，可进行冲击放电，直接监听来确定故障点。
参考文献
[1]洪娟.任广振.张礼宾.非开挖拖拉管在杭州电网电缆运行维护中问题的探讨[j]浙江电力.2012年01期.
电力电缆线路的验收 篇4
第一节电力电缆线路的验收
线路工程属于隐蔽工程，因此，对电缆线路工程进行验收必须贯穿于施工全过程。电缆线路验收可分为中间过程验收和竣工验收。电缆线路工程在完成电缆线路的敷设、附件安装、交接试验等工作之后，必须由建设单位组织设计单位、监理单位、施工单位及运行单位等对施工完毕的电缆线路进行竣工验收。
为了确保电缆线路施工质量，杜绝电缆线路带病投入运行，电缆线路运行单位必须认真做好新建电缆线路的验收工作，严格按照验收标准进行中间过程验收和竣工验收。电缆线路只有在竣工验收合格后才能投入运行。
一、电力电缆线路验收制度
对电缆线路工程进行验收，必须按照验收制度进行。1.验收的阶段
电缆线路工程验收，必须按照四个阶段进行组织：中间过程验收、自验收、预验收和竣工验收。
（1）中间过程验收。电缆线路工程施工过程中，需要对电缆敷设、中间接头和终端以及接地系统等隐蔽工程进行中间过程验收。
施工单位的质量管理部门、监理单位和运行单位等参加中间过程验收，严格按照施工工艺和验收标准对施工过程中 的关键工艺逐项进行验收。
施工单位的质量管理部门和运行单位对工程施工过程中的质量情况进行抽检，监理单位对工程施工过程中的质量情况全程检查。
（2）自验收。电缆线路工程完工后，首先由施工单位自行组织对工程整体情况进行自验收。施工单位和监理单位共同参与进行自验收，初步查找工程中的不合理因素，并进行整改。施工单位完成整改后向本单位质量管理部门提交工程预验收申请。
（3）预验收。施工单位的质量管理部门收到本单位施工部门的预验收申请后，组织本部门、施工部门及监理单位对工程整体情况进行预验收。
预验收整改结束后，施工单位填写过程竣工报告，并向工程建设单位提交工程竣工验收申请。
（4）竣工验收。建设单位收到施工单位提交的工程竣工验收申请后组织相关单位对整体工程进行竣工验收。竣工验收由建设单位、监理单位、施工单位、设计单位和运行单位等多方共同参与。
竣工验收时，各参与验收单位提出验收意见。部分需要整改的项目必须限期整改，由监理单位负责组织复验并做好整改记录。
工程竣工验收完成后一个月内，施工单位必须将工程资 料整理齐全，送交监理单位和运行单位进行资料验收和归档。
2.验收的记录
电缆线路工程按照中间过程验收、自验收、预验收和竣工验收四个阶段进行验收，每个阶段验收完成后必须填写阶段验收记录和整改记录，并签字认可、归档保存。
竣工验收完成后，建设单位、监理单位、施工单位、设计单位和运行单位必须在竣工验收鉴定书上签字盖章，工程才算最终完成。
二、电力电缆线路验收项目
电缆线路工程一般可分为以下分部工程：电缆敷设、电缆中间接头、电缆终端、接地系统、防过电压系统、竣工试验等。电缆线路工程验收按照分部工程项目逐一进行。
对各个分部工程项目进行验收，通过具体分项工程验收实现。
1.电缆敷设
此分部工程可分为以下分项工程：沟槽开挖、支架安装、电缆牵引、孔洞封堵、直埋、排管和隧道敷设、电缆固定、防火工程、分支箱安装等。
2.电缆中间接头
此分部工程可分为以下分项工程：直通接头、绝缘接头、交叉互联箱和交叉互连线、接地箱和接地线等。3.电缆终端
此分部工程可分为以下分项工程：户外终端、变压器终端、GIS终端、接地箱、接地保护箱和接地线等。
4.接地系统
此分部工程可分为以下分项工程：接地极、接地扁铁、交叉互联箱和交叉互连线、接地箱、接地保护箱和接地线等。
5.防过电压系统
此分部工程可分为以下分项工程：避雷器、放电计数器、绝缘信号抽取箱、护层保护器、引线等。
6.竣工试验
此分部工程可分为以下分项工程：主绝缘和外护套的绝缘测试（包括耐压试验和电阻测试）、电缆参数测试、交叉互联测试、护层保护器试验、接地电阻测试等。
三、电力电缆线路敷设工程验收
电缆线路敷设方式由直埋敷设、排管敷设、砖槽敷设和隧道敷设等。电缆线路敷设工程属于施工过程中间的隐蔽工程，应该在施工过程中进行验收。
1.验收标准
（1）现行的GB50217-1994《电力工程电缆设计规范》、GB50168-1992《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》、《电力电缆运行规程》等国家和行业标准，以及各个公司自行规定的技术标准。（2）电力电缆工程的设计说明书和施工图。
（3）电缆工程附属土建设施的质量检验和评定标准。2.验收一般要求
（1）电缆线路敷设应该按照已经批准的设计文件进行施工，不得随意更改路线走向和敷设位置，若根据现场情况确实需要变动，必须征得设计、技术和相关运行管理部门的同意。
（2）电缆敷设前，应先检查电缆通道情况。敷设通道应畅通、无积水，敷设位置的金属部分应无锈蚀。
（3）电缆敷设前应进行外观检查，尤其是电缆的两端封头是否良好。若对两端封头情况存在于疑虑，应进行潮气校验。
（4）电缆的最小弯曲半径应符合设计要求和相关规定。（5）户外终端处电缆应在终端杆塔的底部留有适量余线，变电站内终端处电缆应在变电站夹层内留有适量余线。
（6）除事故修理外，敷设电缆时如环境温度低于规定要求时，应将电缆预先加热。
（7）电缆穿越变、配电站层面，均要用防火堵料封堵。（8）电缆穿入变、配电站及隧道等的所有孔洞口均要封堵密封，并能有效防水。
（9）标志牌的字迹应清晰，不宜脱落，规格形式应统一，并能防腐。标志牌的挂装应牢固。3.电缆直埋敷设要求
（1）直埋电缆敷设后，在覆土前，必须及时通知测绘人员进行电缆及接头位置等的测绘。
（2）自地面到电缆上面外皮的距离，10KV为0.7m；35KV为1m；穿越农地时分别为1m和1.2m。
（3）直埋的电缆周围应选择较好的土层或用黄沙填实，电缆上面应有15cm的土层，保护盖板应盖在电缆中心，不能倾斜，保护盖板覆盖宽度应超过电缆两侧各50mm，保护盖板之间必须前后衔接，不能有间隙。
（4）电缆之间以及与其他地下管线或建筑物之间的距离符合设计要求和相关规定。
4.电缆排管敷设要求
（1）导管的内径一般为电缆外径的1.2~1.5倍，但不得小于150mm。导管应由低耗能、高强度、无害的材料制成。
（2）保护管的选择符合设计要求。应能满足使用条件所需的机械强度和耐久性，电缆保护管上下宜用混凝土层加强保护。
（3）较长电缆排管敷设时，管道中工作井的留设位置应符合设计要求和相关规定。
5.电缆隧道敷设要求
（1）固定电缆的支架其中心距离应符合设计要求和相关规定。（2）变、配电站的电缆夹层及隧道内的电缆两端和拐弯处，直线距离每隔100m处应挂有电缆标志牌，注明线路的名称、相位等。
（3）隧道内并列敷设的电缆，其相互间的净距应符合要求。
（4）相同电源关系的两路电缆不得并列敷设。相同电源关系的两路35KV电缆须分别敷设在隧道两侧。
（5）单芯电缆的固定应符合设计要求。
（6）隧道内敷设电缆，电缆应该按照电压等级从低到高的顺序在支架上由上而下分层布置。
（7）隧道内敷设电缆，不能破坏隧道防水结构及隧道内其他附属设施。
（8）电缆在隧道内敷设完成后，不得额外降低隧道容量，且不得影响运行人员正常通行，必要时可在三通井、四通井等处将电缆固定在隧道内顶板上，或进行有效的悬吊。
四、电力电缆中间接头和终端工程验收 1.验收标准
（1）现行的《电力工程电缆设计规范》、《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》、《电力电缆运行规程》等国家标准和行业标准，以及各个公司自行规定的技术标准。
（2）工程的设计说明书和施工图。
（3）电缆中间接头和终端的施工工艺说明书和图纸。2.验收一般要求
（1）电缆终端和中间接头的制作，应由经过培训的熟悉工艺的人员进行。
（2）电缆终端及中间接头制作时，应严格遵守制作工艺规程。
（3）安装电缆中间接头或终端头应在气候良好的条件下进行。应尽量避免在雨天、风雪天或湿度较大的环境下安装。空气相对湿度宜为70%及以下；当湿度大时，可提高环境温度或加热电缆。制作塑料绝缘电力电缆终端与中间接头时，应防止尘埃、杂物落入绝缘内。严禁在雾或雨中施工。
（4）电缆线芯连接时，应除去线芯氧化层。压接模具与金具应配合恰当。压缩比应符合要求。压接后应将端子或连接管上的凸痕修理光滑，不得残留毛刺。采用锡焊连接铜芯，应使用中性焊锡膏，不得烧伤绝缘。
（5）电缆终端、中间接头均不应有渗漏现象。（6）电缆终端处应正确悬挂明显的相色标志，中间接头应有线路铭牌和相色牌。
（7）同路电缆线路三相接头之间的距离应满足设计要求。
（8）电缆线路的中间接头要与相邻其他电缆线路的接头位置错开，接头之间错开至少0.5m。
（9）中间接头用托架固定牢固，托架固定满足设计要求。（10）中间接头硬固定满足设计要求，接头两侧和中间增加硬固定。
（11）户外终端电气连接处涂抹导电膏、贴示温蜡片。（12）终端头及终端引出电缆的固定符合设计要求，固定牢固。各处螺丝紧压牢固。
（13）GIS侧终端护层保护器安装符合设计要求，固定牢固。
（14）电缆终端引出线保持固定，在空气中其带电裸露部分之间以及带电部分与接地部分的距离符合相关规定。
五、电缆线路附属设备验收 1.电缆支架
（1）支架应焊接牢固，无显著变形，表面光滑、无毛刺。钢材应平直。支架尺寸大小符合设计要求，下料误差应在5mm范围内，切口应无卷边、毛刺。
（2）支架安装垂直误差不应大于5mm，水平误差不应大于100mm。
（3）金属电缆支架防腐工艺符合设计要求。防腐涂层的各项指标符合相关要求，保证运行8年内不出现严重腐蚀。
（4）电缆支架应能满足所需的承载能力，支架横撑在能承载1500N平均恒定荷载的同时，在可能短暂上人时，应能承载980N的集中附加荷载。
（5）在有坡度的隧道或建筑物内安装的电缆支架，应与 隧道或建筑物底板垂直。
（6）电缆支架全线均应有良好的接地。接地电阻符合设计要求。
2.防火设施
（1）电缆防火措施符合设计要求。
（2）在电缆穿过竖井、墙壁、楼板或进入电气盘、柜的孔洞处，用防火堵料密实封堵。
（3）防火隔板、防火隔断以及防火槽盒等的安装符合设计要求。安装牢固，密封完好。
（4）对重要回路的电缆，可单独敷设于专门的沟道中或耐火封闭槽盒内，或对其施加防火涂料、防火包带。
（5）防火涂料涂刷位置、厚度和长度符合设计要求，涂刷均匀。防火包带应半搭盖缠绕，且应平整、无明显突起。在电力电缆中间接头两侧及相邻电缆2~3m长的区段施加防火涂料或防火包带。
3.接地系统
（1）电缆线路接地方式符合设计要求。
（2）护层保护器的型号符合设计要求，安装牢固、引线合理。
（3）交叉互联箱、接地箱和接地保护箱。
1）交叉互联箱、接地箱和接地保护箱型号选择正确，符合设计要求。2）电缆线路的交叉互联箱和接地箱箱体本体及其进线孔不得选用铁磁材料，箱体和进线孔密封良好，满足长期浸泡要求。
3）箱体固定位置符合设计要求，固定牢固可靠，隧道内安装时不影响隧道容量和人员正常通行。
4）全线交叉互联连接方式正确。
5）箱体内金属连扳相互连接处压接紧密。（4）交叉互联线和接地线。
1）交叉互连线和接地线型号选择正确，符合设计要求。2）交叉互连线和接地线应尽可能短，宜在5m内。3）交叉互连线和接地线满足最小弯曲半径要求。4）交叉互连线和接地线排列有序、固定牢固。5）交叉互连线和接地线不允许被支架或其他构件挤压。6）地线不得连接在可拆卸的接地体上，且接地电阻符合相关规程要求。
（5）回流线。
1）回流线型号选择正确，符合设计要求。2）回流线敷设位置和固定方式符合设计要求。4.防过电压系统
（1）避雷器外观无异常，干净、无污秽。
（2）避雷器、计数器和信号抽取箱安装位置符合设计要求。计数器安装角度合适。（3）避雷器、计数器和信号抽取箱各处连接线压接牢固。
（4）计数器、信号抽取箱的引线安装固定符合设计要求。
5.光纤测温系统
（1）测温光纤敷设安装符合设计要求。测温光纤与电缆外护套接触紧密，接头处圆周缠绕；每隔500m预留50m光纤环，光纤环放置在高压电缆上，不得挂在支架上；测温光纤固定间隔不大于0.5m。
（2）每隔500m在测温光纤上装设标签，标注起点、终点、距离。
（3）测温光纤全线贯通，单点损耗小于0.02dB。（4）系统温度精度符合设计要求。
（5）系统温度报警功能符合设计要求和相关技术协议。
六、电缆线路竣工资料验收 1.竣工资料内容
为便于将来对电缆线路的运行、维护和检修，在电缆线路竣工验收时，施工单位应该向运行单位提供工程竣工资料，具体包括以下施工文件、技术文件和资料。
（1）直埋电缆线路路径的协议文件。
（2）设计资料图纸、电缆清册、变更设计的证明文件和竣工图。（3）电缆施工组织设计、作业指导书等施工指导性文件。（4）电缆施工批准文件、施工合同、设计书、设计变更、工程协议文件、工程预算等工程施工依据性文件。
（5）竣工后的电缆敷设竣工图，比例宜为1:500.地下管线密集的地段不应小于1：100；在管线稀少、地形简单的地段可为1:1000；平行敷设的电缆线路，宜合用一张图纸。图上必须标明各线路的相对位置，并有标明地下管线的剖面图。
（6）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件和保证资料，特殊电缆还应附必要的技术文件。
（7）隐蔽工程的技术记录。电缆敷设报表、接头报表、护层绝缘测试表、充油电缆油样试验报告等施工过程性文件。
（8）电缆线路的原始记录。包括电缆的型号、规格及其实际敷设总长度及分段长度，电缆终端和接头的型式及安装日期；以及电缆终端和接头中填充的绝缘材料名称、型号及安装日期等。
（9）试验记录。包括电缆线路绝缘电阻、主绝缘交流耐压、外护套直流耐压、电缆参数测量、充油电缆油样试验、护层保护器阀片性能等电气试验记录。
（10）电缆工程总结说明书、竣工试验证明书。2.竣工资料要求
（1）竣工资料要求整理有序，装订成册。
（2）竣工资料需经过监理单位和运行单位审核后，由运行单位归档保存。
（3）竣工资料移交时间应符合相关规定。
七、电缆线路试运行过程中的验收检查
新建电缆线路必须经竣工验收合格后才能投入运行。电缆线路投入运行后一年内，为电缆线路试运行阶段。试运行过程中，对线路进行的测温、侧负荷、测接地电流工作、渗漏油检查等是竣工验收工作的必要补充。
电缆线路在试运行阶段内发现的由施工质量引发的缺陷、故障等问题，由原施工单位负责处理。
1.测温检查
新建电缆线路电气连接部分接触不良时，局部会发热。同时，电缆线路局部存在缺陷时，会有局部放电产生，由此引起电缆局部温度升高。
电缆线路投运后，通过检测各部位的温度情况，进一步判断电缆工程施工质量。
2.单芯电缆金属护套接地电流测量
通过测量单芯电缆金属护套接地电流，判断电缆护套绝缘是否存在损伤、电缆接地系统连接是否正确。
3.漏油检查 电缆线路投运后，需要检查电缆终端、中间接头等的渗漏油情况，对于存在油迹的现象，需要进一步判明属于施工残油还是渗漏油。
第二节 电力电缆线路的运行维护
电缆线路投入运行后，为了确保电缆线路的安全运行、预防电缆线路事故的发生、充分发挥电缆线路的运行能力，运行单位指派专职运行人员对电缆线路进行日常运行维护工作。
电缆运行单位的任务是保证电缆线路的供电可靠性，提高电缆线路的可用率，最大限度的降低电缆线路的事故率，最终确保电缆线路安全无事故运行。
一、电力电缆线路运行维护主要内容 1.反外力工作
电力电缆线路的外力破坏事故，在电缆线路事故中占有很大比例。为了有效的保护电缆线路的安全运行，电缆运行单位应该配备足够的专责运行人员对电缆线路进行巡查，长期深入的开展电缆线路反外力工作。
（1）电缆线路运行单位通过各种新闻媒体渠道，对电缆线路反外力工作的重要性进行宣传。
（2）建立正确可靠的电缆线路资料管理系统，完善线路标识。电缆运行单位应该具有准确可靠的电缆线路资料、管线测量成果，直埋线路有齐全、醒目的电缆路径设置警示 标志。
（3）严格电缆线路专责人的定期巡视和特巡制度。电缆线路专责人切实按照巡视周期的要求进行线路巡视，巡视中发现的问题按照缺陷管理程序进行处理。对于比较容易受到外力破坏的电缆线路，施工频繁的现场，或者有特殊巡视要求的电缆线路，巡视检查的周期应适当缩短。
（4）加强施工现场的施工配合和管理力度。在电缆线路或隧道附近施工，必须事先与电缆线路运行单位进行联系，现场查活交底后，办理施工安全保护协议和电缆技术保护协议。施工挖掘时，专责人必须到现场进行监护，对电缆线路被挖出暴露的情况需进一步采取电缆线路保护措施。施工现场的电缆线路位置附近需装设明显的警示标志，并注明联系方式。
2.正常巡视及负荷监视、温度监视、压力监视和腐蚀监视
运行人员对隧道内敷设的电缆线路全线进行正常巡视，及早发现电缆线路被硬物挤压等现象。对电缆线路终端进行巡视，及早发现电缆线路终端出现污闪、异物闪络或者渗漏油等现象。
（1）正常巡视。
1）对敷设于地下的每一条电缆线路，应查看路面是否正常，有无开挖痕迹、堆物或线路标桩是否完整无缺等。2）对于电缆终端，应检查终端有无放电现象；电缆铭牌是否完好；油纸终端套管是否完整，有无渗漏油；交联电缆终端热缩、冷缩或预制件有无开裂、积灰；终端引出线接点有无发热或放电现象，接地线有无脱焊，电缆铅包有无龟裂渗油，户外靠近地面一段的电缆保护管是否被车碰撞等。
3）多路并联电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况，示温蜡片是否脱落，防止因接点不良而引起电缆过负荷或烧坏接点。
4）安装有保护器的单芯电缆，在通过短路电流后，或定期检查阀片有无击穿或烧熔现象。
5）充油电缆线路无论是否投运，都要检查其油压是否正常，油压系统的压力箱油管、阀门、压力表是否有渗漏油现象；信号系统的信号屏电源是否完好，动作是否正常，喇叭有无声响；检查塞止接头支撑绝缘子或与构件绝缘部分的零件，有无放电现象。
6）有硅油膨胀瓶的交联电缆终端应检查硅油膨胀瓶的油位是否在规定的1/3~2/3之间，对于GIS终端应特别注意检查筒内有无放电声响。
7）单芯电缆应监测其金属护层接地线电流，有较大突变时应停电进行外护套接地电流试验，查找外护套破损点。
8）对110KV及以上重要电缆线路的户外引出线连接点，需加强监视，一般可用红外线测温仪或测温笔测量温度。在 检修时应检查各接触面的表面情况。
9）电力井、隧道、电缆夹层内的油纸电缆铅包与支架或金属构件处有无磨损或放电迹象，衬垫是否失落，电缆及接头位置是否固定正常，电缆及接头上的防火涂料或防火带是否完好。
10）电力井、排管、隧道、电缆沟、电缆桥、电缆夹层等附属设备应检查金属构件如支架、接地扁铁是否锈烂；对于备用排管应用专用工具进行疏通，检查其有无断裂现象。
11）隧道、电缆夹层应检查孔洞是否封堵完好，通风、排水及照明设施是否完整，防火装置有无失灵。
12）检查小室、终端站门锁是否开闭正常、门缝是否严密，如进出口、通风口防小动物进入的设备是否齐全，出入通道是否通畅。
13）检查隧道、人井内电缆有无渗水、积水，有积水时要排除，并将渗漏处修复。
14）检查隧道、人井内电缆及接头情况，应特别注意电缆和接头有无漏油，接地是否良好，必要时测量接地电阻和电缆的电位，防止电缆腐蚀。
15）检查隧道、人井电缆支架上有无撞伤或蛇形擦伤，支架有否脱落现象。
16）检查入井盖和井内通风情况，井体有无沉降及有无裂缝。17）检查隧道电缆的位置是否正常，接头有无漏油、变形，温度是否正常，防火设备是否完善有效，以及检查隧道的照明是否完善。
电力电缆线路巡视检查后，巡线人员应将巡查结果记入巡线记录簿内。对于必须立即处理的重要缺陷，除做好记录外，还必须立即向主管负责人提出报告。对巡视中发现的零星缺陷和普遍性缺陷，交由主管部门编制月季度小修计划和大修计划。运行部门应根据巡查结果，采取措施进行处理。
（2）负荷监视。对电缆负荷的监视，可以掌握电缆线路负荷变化情况，控制电缆线路原则上不过负荷，分析电缆线路运行状况。电缆线路负荷的测量可用钳形电流表测定。
（3）温度监视。仅仅监视或控制电缆的负荷并不能保证电缆的正常运行。电缆线路运行时将受到环境条件和散热条件的影响，而且在电缆线路故障前期局部会伴随有温度升高现象，因此有必要对电缆线路进行温度监测。
利用各种仪器测量电缆线路外皮、电缆中间接头以及其他部位的温度，目的是防止电缆绝缘超过允许最高温度而缩短电缆寿命、提前预防电缆事故的发生。
（4）腐蚀监视。电缆腐蚀一般指电缆金属护套部分的腐蚀。金属护套被腐蚀结果是部分将变成粉状而脱落，金属护套逐渐变薄至穿透，失去密封作用而导致绝缘受潮，经一 定的时间绝缘性能逐步下降，而形成电缆线路的故障。一般情况下，由于电缆被腐蚀的过程发展很慢，不可能及时被发现，当一旦发现时，腐蚀已经是极其严重的程度了，必须作更换处理。
3.防火管理
一般情况下电缆线路布置密集，电缆线路一旦发生火灾，消防器材难以投入，容易造成火灾扩大，因此电缆火灾事故往往损失重大。
电缆火灾事故发生的原因主要有两方面：一是电缆本身故障引起的火灾，二是外界火源引起的电缆火灾。因此，防止电缆火灾首先要防止电缆本身和外界因素引起的电缆着火；其次要防止着火后蔓延扩大；第三要采取有效的灭火措施。
主要有以下措施：
（1）选用防火电缆，主要有阻燃电力电缆或者耐火电力电缆。
（2）电缆和接头表面阻燃处理。
1）涂刷防火涂料。电缆用的防火涂料大致可分为发泡型和非发泡型两种。
2）绕包防火包带。防火包带一般是以耐燃性能优异的橡塑性材料为主体，再涂覆难燃性胶黏剂或添加无机填充剂而制成。一般用在使用防火涂料处理有困难的电缆线路上。防火包带的操作工艺，通常在电缆上半叠绕包两层即可。
（3）防火分隔和封堵。防火分隔是限制火灾范围的重要措施，包括防火墙、防火门、防火隔板和防火槽盒等。电缆线路在穿越楼板、墙壁时要用防火材料对孔洞进行封堵。
（4）火灾探测报警和固定灭火装置。在变电站进出线电缆比较集中的夹层内、重要隧道内安装火灾探测报警装置，及早探测火情、显示火警部位和正确发出火警，目前国内有些地方已经成功的安装了分布式光纤温度检测系统。
固定灭火装置有湿式自动喷水灭火系统、水喷雾灭火系统和气体灭火系统。一般在电缆隧道内采取在电缆接头处加装灭火装置的方式，如灭火弹等。电缆线路事故多发生在电缆接头处，电缆接头处加装灭火装置后，一旦电缆线路接头处发生故障，灭火装置能有效的控制电缆线路火灾。
4.绝缘监督
电缆线路运行单位应该做好电缆线路绝缘监督工作，努力确保电缆线路安全健康运行。绝缘监督工作应该建立自上而下的绝缘监督组织体制，形成绝缘监督网络。
（1）电缆线路预防性试验计划的编制和实施。根据电力电缆运行规程的要求，结合电缆线路的实际运行情况，编制并实施电缆线路预防性试验计划，及时发现和消除电缆线路缺陷，从源头上杜绝电缆线路事故的发生。
（2）对带病运行电缆线路的监督，针对部分带病运行 的电缆线路，必须加强巡查力度，缩短监督试验周期，严密注视缺陷的发展变化趋势。如果在半年时间内缺陷没有发生变化，则可以认为此缺陷属于固定性缺陷，可以将此缺陷记入线路历史专档备考，而在运行过程中可以按照正常的情况管理。
（3）电缆线路设备等级划分。电缆线路的故障多数是因为绝缘被击穿而引起的，因此加强电缆绝缘监视对提高线路可靠运行具有十分重要的意义。对电缆线路进行设备等级划分，有利于及时消缺升级，同时也有利于加强对设备的维修和改进。
电缆线路运行单位根据电缆线路预防性试验结果的综合分析情况，结合电缆线路实际运行和检修中发现的问题，并充分考虑电缆线路绝缘水平、技术管理情况及安全管理情况等问题，对35KV及以上电缆线路每年进行一次设备等级划分。
电缆线路设备等级划分为三级。
1）一级设备。电缆线路绝缘测试时试验项目齐全，结果合格，且在运行、检修过程中未发现任何缺陷。此类设备电缆线路在实际运行过程中，技术状况良好，能保证在满负荷下安全供电的电缆设备。
2）二级设备。电缆线路绝缘测试时泄露试验次要项目或次要项目数据不合格，发现绝缘有缺陷，但暂不影响安全 运行或影响较小（如泄露不对称系数大于标准值）。
3）三级设备。电缆线路绝缘测试时泄露试验主要项目或主要项目数据不合格，发现绝缘油重大缺陷，威胁安全运行的（如耐压试验时闪络；泄露电流极大且有升高现象，但未超过试验电压）。
5.缺陷管理
电缆线路缺陷管理应该制定相应的管理制度，实行分级、分层管理原则，实现电缆线路缺陷的发现、上报、分析、处理、消缺的闭环管理。
（1）缺陷分类。
1）危急缺陷。设备或建筑物发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷。否则，随时可能造成人身伤亡。设备损坏、大面积停电、火灾等事故。
2）严重缺陷。对人身或设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。
3）一般缺陷。上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷。指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大，可列入检修计划处理的缺陷。
（2）设备缺陷处理时限规定。
1）危急缺陷。应于当日及时组织检修处理。2）严重缺陷。应根据缺陷发展情况尽快处理，一般不超过1个月。3）一般缺陷。应列入检修计划处理，一般不超过三个月。
（3）设备缺陷的报告及检查。电缆运行单位电缆设备发生危急、严重缺陷，应及时上报相关技术管理部门。
电缆运行单位发现设备缺陷后，应加强监视或采取必要措施，防止进一步恶化。监视中如有发展应及时报告。
技术管理部门对各运行单位缺陷管理工作情况进行检查，包括缺陷的记录、消缺时限、消缺率、消缺质量、信息传递、预防措施制定及落实等内容。
二、电力电缆线路巡视周期
为了确保电缆线路安全运行，专责电缆线路运行人员应该严格按照设备巡视周期的要求，对电缆线路进行巡视检查。
1.地面巡视
（1）对于电缆线路通道（包括直埋、工井、排管、隧道、电缆沟、电缆桥）上的路面，应根据电缆护线巡视制度定期进行巡视和检查。
（2）对于发电厂、变电站内的电缆线路通道上的路面，视情况定期进行巡查，一般应每三个月至少一次。
（3）对于已暴露的电缆或电缆线路通道附近有施工的路面，应按照电缆线路沿线及保护区内施工的监护制度。酌情缩短巡查周期。2.电缆线路及其附属设备的可见部分 应按照如下要求定期进行巡查：
（1）10KV及以下电缆户内、外终端一般2~4年一次；35KV一般每年一次；110KV及以上一般每季度一次。对于供电可靠性要求较高的重要用户及其上级电源电缆，应按特殊情况要求，酌情缩短巡查周期。
（2）对于泵站的电缆线路，应根据汛期特点，在每年汛前进行巡查。
（3）对于污秽地区的主设备户外电缆终端，应根据污秽地区的污秽程度予以决定。
（4）对于装有油位指示的电缆终端，每年冬、夏检查一次油压高度。对于有供油油压的电缆线路应内同每月对其供电油压进行巡查。
（5），每年冬、夏电网负荷高峰期间，按要求做好电缆负荷及终端接点温度的监测工作。
（6）运行电缆周围土壤温度应按指定地点定期进行测量。冬、夏电网负荷高峰期间适当加大测量频度，并及时通知有关调度。
（7）电缆隧道、充油电缆塞止井应每月巡查一次。（8）电缆桥、电缆层、分支箱、换位箱、接地箱应每年巡查一次。当系统保护动作造成护层交叉换位的电缆线路跳闸后，应同时对线路上的护层换位箱、接地箱进行巡查。（9）电缆工井、排管、电缆沟及其支架应每两年巡查一次。
第三节 电力电缆线路状态检修
出于对电力电缆供电可靠性的要求，一直以来采用定期进行主绝缘和交叉互联系统的预防性试验以及测温测负荷的方法对电缆的运行状况进行检查。通过将上述检查结果与规程中的标准值进行比较，若是超标则制定维修计划，安排对设备进行停电检修，这种从预防性试验到检修的维护方式称为计划检修。
计划检修在防止设备事故的发生，保证供电安全可靠性方面起到很好的作用。但从经济角度和技术角度来说，计划检修都有一定的局限性。例如定期试验和检修造成了很大的直接和间接经济浪费，据统计在定期检查和维修中，仅有60%的花费是该花的，此外，在不同于设备运行条件的低压下检查，许多绝缘缺陷和潜在的故障无法及时发现。
鉴于此，目前提出了状态检修的概念，即通过对运行中电缆的负荷和绝缘状况进行连续的在线监测，随时获得能反映绝缘状况变化的信息，从而有的放矢地进行维修。
状态检修具有以下优点：
（1）减少不必要的计划停电时间，提高设备利用率。（2）降低备品备件库存，减少设备维护费用。（3）使得检修工作更具有针对性，提高设备检修水平，也在一定程度上减少了检修人员的工作负担。
一、电力电缆线路常见缺陷
对已投入运行或备用的各等级电缆线路及附属设备有威胁安全的异常现象（又称缺陷），必须进行处理。电缆设备缺陷涉及范围如下：
（1）电缆本体、接头和户内、外终端，包括接地线和支架。
（2）电缆支架、保护管、分支箱、交叉互联箱、接地箱、带电显示器、避雷器、隔离开关、信号端子箱和供油系统的压力箱及所有表计。
（3）电缆桥、电缆排管、电缆沟、电缆夹层、电缆工井、竖井、预埋导管。
（4）电缆隧道及排水系统、照明和电源系统、通风系统、防火系统的各种装置设备。
（5）超高压充油电缆信号屏及信号报警系统设备。1.电力电缆线路缺陷分类
电缆线路缺陷按对电网安全运行的影响程度，分为紧急缺陷、严重缺陷和一般缺陷三类。
（1）危急缺陷。严重威胁设备的安全运行，不及时处理，随时有可能导致事故的发生，必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行处理的缺陷，如充油电缆失压、附件绝缘开裂等。（2）严重缺陷。设备处于异常状态，可能发展为事故，但设备仍可在一定时间内继续运行，应加强监视并在短期内消除的缺陷，如接点发热、附件漏油、接地电流过大等。
（3）一般缺陷。设备本身及周围环境出现不正常情况，或设备本体不完整，出现不太严重的缺陷，一般不威胁设备的安全运行，可列入检修计划消除的缺陷，如附件渗油、电缆外护套局部破损等。
2.实际运行中的缺陷统计
在现实工作中，由于电缆自身结构、附件设计方法、安装工艺、敷设环境、网络构造以及负荷水平的差异，电缆缺陷呈多样化分布，按照缺陷出现位置的不同，大致可将日常运行遇到的缺陷分为如下4个类别。
（1）电缆本体常见缺陷。电缆线路本体常见缺陷主要有PVC护套破损、金属护套破损、金属护套电化学腐蚀、主绝缘破损、充油电缆本体渗漏油、电缆本体局部过热。
（2）接头和终端常见缺陷。接头和终端常见缺陷有油纸绝缘电缆尼龙斗干枯、油式终端渗漏油、中间接头铅包开裂、接头环氧套管开裂、空气终端严重积污、空气终端瓷套开裂、空气终端瓷套掉瓷、电缆接头局部过热。
（3）电缆线路附属设备缺陷。电缆线路附属设备缺陷主要包括线路接地电阻偏高、接地电流过大、35KV及以上高压单芯电缆线路交叉互联系统断线、互联箱或接地箱接触电 阻偏高、护层保护器故障、交叉互联线电流过高、充油电缆油压报警系统故障、充油电缆压力箱渗漏油、固定拖箍及卡具丢失等。
（4）电缆敷设路径上存在的缺陷。电缆的敷设方式主要包括直埋、沟槽、管井以及隧道等。电缆路径设施的缺陷往往是电缆线路缺陷的直接原因。在日常运行中，路径上存在的缺陷主要有在电缆路径附近进行大型机械施工、路径上方堆积建筑垃圾等杂物、与其他管道进行不符合规程要求的垂直交叉、路径内接地系统的接地电阻过大、隧道顶板和侧墙出现裂纹、隧道侧墙或底板有渗漏水、支架有毛刺、易腐蚀、承载力不足、隧道内温度过高、通风和排水系统出现故障、同一路径上不同等级电缆的相互占压等。
3.电缆缺陷的处理原则
（1）对于危急缺陷，运行部门应立刻上报技术管理部门，组织有关部门及时处理，运行人员可在事后补报缺陷卡片。危急缺陷应于当日及时组织检修处理。
（2）对于严重缺陷，按照缺陷处理流程逐级运转，由处缺部门及时安排处理，一般不超过1个月。
（3）对于一般缺陷，应列入检修计划，一般不超过3个月。
（4）凡遇重大电气设备绝缘缺陷或事故，还应及时上报上级有关部门。（5）对于已检修完或事故处理中的电缆设备不应留有缺陷。因一些特殊原因有个别一般缺陷尚未处理的，必须填好设备缺陷单，做好记录，在规定周期内处理。
（6）电缆设备带缺陷运行期间，运行部门应加强监视。对带有重要缺陷运行的电缆设备，应得到部门技术主管的批准。
（7）电缆设备缺陷应填写缺陷卡片，缺陷卡片由各部门领导或技术负责人进行审核。
4.缺陷处理的职责分工和流程
设备缺陷管理实行分级、分层管理的原则，各部门应明确各级设备缺陷管理专责人。生产技术管理部门作为设备缺陷的归口管理部门，负责组织、协调、指导各部门设备缺陷的分析处理、技术攻关、制定反措等工作。负责组织设备缺陷的统计汇总、分析处理、措施制定、检查验收、消缺指标等工作，负责将缺陷情况上报上级管理部门。运行部门负责设备的巡视检查，上报设备缺陷，处理职责分工内的设备缺陷，对本部门的设备缺陷及处理情况进行汇总。检修部门则负责处理职责分工内的设备缺陷，负责备品备件的储备工作，并对本部门的设备缺陷处理情况进行汇总。安监部门、工程管理部门以及材料部门负责做好设备缺陷处理涉及的安全、工程、备品备件等工作。具体流程如图6-1所示。
图6-1 缺陷处理流程示意图
二、电力电缆线路在线监测
正如上文所述，基于经济效益和技术可靠性考虑有必要进行状态检修的尝试，其组成和相互关系如图6-2所示，可见在线监测是状态检修的基础和根据。从可靠性、适用性和实用性方面考虑，在线监测系统需要满足如下要求：
（1）在线监测系统的应用不应改变电缆线路的正常运行。
（2）实时监测，自动进行数据存储和处理，并具有报警功能。
（3）具有较好的抗干扰能力和适当的灵敏度。（4）具有故障诊断功能，包括故障定位、故障性质和故障程度的判断等。
当前，我国主要开开展了以下几种切实可行的在线监测试验项目。
1.充油电缆线路绝缘油状态的监测
我国当前的110KV及以上等级的充油电缆基本都安装
了油压报警系统来实现对充油电缆油压的在线实时监控，一旦油压异常，系统将产生声光报警模拟信号，通过变电站RTU（远程终端控制系统）传至集控站，从而引导检修人员通过注油或放油等方式，将油压控制在正常范围内。该系统也是当前应用最为广泛和成熟的在线监测系统。
图6-2高压、超高压电缆状态监测集控系统拓扑图 2.10KV及以上交联电缆运行温度监测
随着交联电缆线路负荷率的不断提高，电缆线路温度过高的问题日益突出。自2000年以来，国内逐步开始采用红外测温仪和红外热像仪对电缆及其附件的运行温度进行点对点的监测。由于红外测温仪测量距离有限、测量范围小、误差大以及受被测点表面反射率的影响大，使其测量数据不
可靠而逐步被红外热像仪取代。近年来，通过这种方式发现多起运行缺陷，如图6-3所示为红外热像仪发现的某线路B相发热情况。
图6-3某线路B相发热
3.110KV及以上单芯交联电缆交叉互联系统接地电流的监测
（1）110KV及以上XLPE电缆金属护套接地是保证电缆安全运行的重要措施。为抑制金属护套内产生较大电流，110KV及以上XLPE电缆通常采用单端接地或者交叉互联两端接地的方式，此时，电缆的接地线电流为零或者很小。如果电缆外护套绝缘有破损，造成金属护套多点接地，则会在金属护套、接地线、接地系统间形成回路，产生较大的接地线电流（其值能达到电缆线芯电流的50%~95%）。由于此接地线电流较大，因此可用电流互感器直接对其进行采样，经过外围电路放大、A/D转换和微机处理，即可实现电缆外护套状况的在线监测。系统构造方式如图6-
4、图6-5所示。
图6-4某线路的接地电流监测系统结构图
图6-5某线路的接地电流监测系统
(a)接地电流监测主机及信号发送装置；（b）电流互感器
（2）如果电缆采用单端接地方式，则可采用接地线电流法监测电缆主绝缘状况，这种方法也称为工频泄露电流法。正常情况下，单端接地时，接地线电流包括容性电流和主要为流经电缆主绝缘的容性电流。当电缆绝缘逐渐恶化时，容性电流将会增大，所测的接地线电流均值将随之“上
浮”。由于接地线电流数值可达安倍级，比较容易测量。因此，可以通过对接地线容性电流的测量，从概率统计的角度进行历史数据的趋势分析，由此对电缆主绝缘状况进行在线监测。接地线电流法监测电缆主绝缘状况时，如果发现接地线容性电流均值显著增长，在排除其他运行故障的可能性后，可以认为是电缆主绝缘的恶化所致。
4.电缆附件的局部放电监测
局部放电是造成电缆绝缘被破坏的主要原因之一，国内外学者一致推荐局部放电试验作为XLPE电缆绝缘状况评价的最佳方法。考虑到电缆故障绝大部分发生在电缆附件上，而且从电缆附件处进行局部放电测量容易实现、灵敏度高，因此，一般电缆局部放电在线检测主要针对电缆附件。目前，电缆局部放电在线检测方法主要有差分法（见图6-
6、图6-7）、方向耦合法、电磁耦合法、电容分压法、REDI局部放电测量法、超高频电容法、超高频电感法等。虽然对局部放电的在线检测方法很多，理论上也是可行的，但实际应用中，由于局放信号微弱、波形复杂、外界背景干扰噪声大等原因，实现局部放电的在线检测难度很大。
图6-6 差分法局部放电测试等效电路
1-导体；2-屏蔽层；3-绝缘法兰；4-测试仪；5-数据传输线（只测试主机）；6-导体-屏蔽电容；7-局部放电；8-电极-屏蔽电容.图6-7差分法电极安装示意图 1、2-测量用电极；
3、4-校正用电极；5-绝缘筒；6-绝缘接头；7-电缆
5.高压电缆线路运行温度的在线实时监测
任何电缆事故的发生、发展、都有一个时间过程，而且都伴随有局部温度升高，温度已成为判断电缆运行是否正常的非常关键的要素之一，许多物理特性的变化也都直接反映在温度的升降上，因此对温度监测的意义越来越大。电缆
温度在线监测按照测温点的分布情况，可分为两大类：分布式在线温度监测和点散式在线温度监测，前者对电缆线路全线进行温度监测，后者只对电缆终端、中间接头等故障多发部位进行温度监测。
分布式光纤测温技术融合了当前世界上最先进的光纤和激光技术，用光纤作为传感探测器进行温度监测，在日本、欧美等发达国家电力电缆网中已经有多年的成熟运行经验，通过实时监控电缆线路的运行温度，为发现电缆线路局部放电、绝缘老化等早期症状提供一个依据，是实现电缆网状态检修的必要手段。其原理是利用光在光纤中传输时，在每一点上激光都会与光纤分子相互作用而产生后向的散射，既有瑞利（Rayleigh）散射、布里渊（Brilouin）散射，也有拉曼（Raman）散射。拉曼散射是处于微观热振荡状态下的固态SiO2晶格与入射光相互作用，产生与温度有关的比原光波波长较长的斯托克斯光和波长较短的反斯托克斯光，这两种光的一部分沿光纤被反射回来，通过检测拉曼散射斯托克斯光和反斯托克斯光的比值，确定光纤沿线的温度，系统原理及结构如图6-
8、图6-9所示。该系统在北京地区已经得到广泛应用。
图6-8分布式光纤测温系统原理图 6.电缆水分在线监测
对于XLPE电缆，水分的危害极大，因此，在电缆的设计、制造过程中采取了多种技术措施抑制水分的入侵。但是，长期运行过程中，水分的入侵不可避免，特别是对于电缆附近水源较大或者电缆长期浸泡在水中的地区更是如此。电缆水分在线监测系统是在电缆结构内（一般在金属护套与外屏蔽层之间）内置一个分布式的水传感器，通过测量水传感器的直流电阻，来判断水分的入侵情况。系统中，水传感器的布置、电气特性至关重要，一方面，它要有与电缆金属护套一样的交叉互联方式、另外，它还要能承受各种冲击电压和冲击电流的影响。电缆水分在线监测法适合应用在电缆长期浸泡在水中的情况。
图6-9分布式光纤测温系统结构图
7.在线检测tanδ法
研究表明，介质损耗tanδ的大小随着水树老化程度的增大而增加。测量线路电压与流经绝缘体的电流（由电缆接地线中测出）的相位差，求出tanδ的大小，从而判定电缆主绝缘的好坏。
典型的介质损耗tanδ在线检测法是检测两个正弦波过零点的时间差，由频率和时间差来计算相位差的方法。国内研究所研究了介质损耗测量的过零点电压比较法，较好地解决了介质损耗的在线测量问题。过零点电压比较法无需以过零点为测量相位差的标准，而以过零点附近两个正弦波的平均电压差来评价两个正弦波的相位差，因此抗干扰能力强，比较适合现场及在线检测。
由于tanδ反映的是被测对象的普遍性缺陷，个别集中缺陷不会引起tanδ值的显著变化。因此tanδ法对电缆全
线整体老化监测有效，对局部老化则很难监测。此外，对于110KV及以上XLPE电缆，由于其绝缘电阻和等值电容很大，因此tanδ值很小，容易受到干扰而无法准确测出。
三、电力电缆线路检修
1、电缆线路的检修类型
为了减少设备事故数量，提高供电质量和电网可靠性，必须做好电缆设备绝缘监督与检修工作。正如前文所述，电力电缆线路的检修主要经历了以下三种模式。
（1）矫正性检修。当电缆及附件发生故障或严重缺陷不能正常运行时，必须进行的检修称为矫正性检修（故障检修），这类检修具有不可预见性，对电网供电可靠性有不良影响。
（2）定期检修。根据电缆线路综合运行情况实行“到期必修，修必修好”的原则，对电缆或附件进行定期检查、试验及维修称为定期检修（预防性检修）。主要是采用定期进行绝缘预防性试验，根据《电力设备预防性试验规程》，对电缆线路及其附属设施所规定的项目和试验周期，定期在停电状态下进行绝缘性能等的检查性试验，并将预试结果与规程标准进行对比，若有超标，则应制定维修计划，安排对设备进行停电检修。定期检修较少考虑电缆及附件的实际运行状况，具有一定的盲目性。
（3）状态检修。根据电缆和附件“在线监测”的状态
测试记、运行历史记录、统计资料信息和预防性试验检查报告，有针对性的进行检修，这种检修管理模式称为状态检修。
2.电力电缆线路检修的一般规定
（1）电缆线路发生故障后，必须先使电缆线路与电力系统隔离，并做好必要的安全措施，才能进行事故处理。
（2）测量电缆主绝缘电阻，鉴定故障性质，必要时可施加直流耐压进行鉴定。
（3）根据故障性质确定测寻故障点的方法，找出故障点精确位置。
（4）对电缆故障点进行放电鉴别，确认事故电缆。（5）对故障部位按照工艺进行修复。（6）对修复后电缆线路做修后试验。（7）试验合格后，电缆重新投入运行。3.电缆线路上常见的检修项目
针对实际运行中电缆线路不同位置上出现的四种缺陷，检修工作也相应的分为四种类型。
（1）对电缆本体的检修。主要有修复电缆外护套、金属护套，为充油电缆顶油，电缆切改以及为外力损伤的电缆做直通头（俗称假接头）等。
（2）针对电缆中间接头和终端的检修。主要有清扫终端瓷套管和喷涂RTV，更换裂纹严重的终端瓷套，更换运行温度过高终端，更换充油电缆终端的漏油油嘴，更换终端内
油样试验不合格的绝缘油和硅油，重做带砂眼漏油的终端搪铅，修复扭力出现异常的弓子线，修复漏气的GIS终端，修复油面下降过快的户内终端，重做温度过高或漏油严重的中间接头，补充中间接头和终端附近丢失的线路铭牌，重新包绕老化的失色相色带等。
（3）对电缆线路附属设备的检修。主要包括补充丢失或损坏的交叉互联线和接地线，更换损坏或进水浸泡的互联箱，更换试验不合格的护层保护器，更换泄露电流过大的避雷器，更换损坏的计数器和油压表，定期大修隔离开关，补充电缆抱箍及丢失的卡具等。
（4）针对电缆敷设路径的检修。主要有清理隧道垃圾，排除电缆沟沟内积水，给渗漏水严重的沟段做玻璃钢防水，给结构老化的沟道新做支撑，给温度过高、通风不畅的沟段增加风亭，更换锈蚀严重以及尺寸过小的支架，维修沟道接地系统，为有硌伤危险的电缆在支架上增加垫片，更换承载力不够的引上支架，对相互占压的电缆进行悬吊理顺等。
4.电力电缆检修工作的安全要求（1）电力电缆检修工作的基本要求。
1）工作前应详细核对电缆名称、标志牌是否与工作票所写的相符，安全措施正确可靠后，方可开始工作。
2）电缆分支室内的停电工作，工作前还应核对线路名称、隔离开关号。
3）电缆分支室停电后，应先验电、挂地线，而后才能拉合隔离开关，不许带电拉合隔离开关。
4）10KV电缆室外终端头的停电工作，应先核对线路名称、调度号及站内断路器是否拉开，不许在站内断路器未拉开的情况下拉合杆上隔离开关。
5）进入SF6电气设备室或与其相连的电缆夹层、沟道，应先检测含氧量、SF6气体含量是否合格。电缆隧道内长距离巡视时，工作人员应携带便携式有害气体测试仪及自救呼吸器。
6）电缆施工完成后应将穿越过的孔洞进行封堵，已达到防水、防火、防小动物的要求。
（2）带电作业的安全要求。
1）35kv及以上电缆（含中间接头）不许带电移动。2）移动运行中的10kv电缆（含中间接头），应先征得运行单位的同意，并对其敷设年份、绝缘材料、运行情况等进行详细了解。视绝缘情况，采取必要的措施，如老化严重，应停电进行。平移距离不得超过2m。
3）移动运行中的单芯电缆保护层一端接地的电缆应防止感应电压。
4）移动运行中的电缆，工作人员应戴绝缘手套。5.电缆线路检修工作的技术考核指标
（1）电缆故障修复率。各电压等级电缆线路应按月统
计故障修复率，计算公式为
电缆故障修复率=当月电缆故障修复次数/当月电缆故障发生次数×100%（2）电缆故障及时修复率。各电压等级电缆线路应按月统计故障及时修复率，计算公式为
电缆故障及时修复率=当月故障及时修复次数/当月故障发生次数×100% 在接到电缆故障抢修命令后须迅速组织实施，在规定时间内完成相应故障的修复。
（3）一类缺陷的处理率和修复率。这里的一类缺陷包括严重缺陷和危急缺陷，各电压等级电缆线路应按季度统计一类缺陷的处理率和修复率，计算公式为
一类缺陷的处理率=当季度一类缺陷开始处理的数量/当季度一类缺陷发现数量×100% 一类缺陷的修复率=当季度一类缺陷的数量/当季度一类缺陷发现数量×100%
四、测温和测负荷 1.电缆线路温度测量
（1）电缆线路温度测量的意义。当电缆或附件中发生异常时，均伴随有局部放电发生，局部放电会使电缆或附件局部温度升高。任何电缆事故发生、发展，都有一个时间的过程，都必然经过一个温度缓慢上升或异常上升——温度急
剧上升——绝缘击穿，最终造成电气短路的系列过程。因此对电缆线路及其附件的温度进行测量是检测电缆运行情况的有效手段。
通过分析判断温度测量数据，查出可能潜伏的线路过负荷、接触不良、异常放电、线路交叉互联系统隐患、电缆外护套绝缘损伤及其他造成温度上升的各种隐患，以便及早发现电缆线路或附件的异常情况，及时采取防范措施，防止接头爆炸及其他安全事故的发生，达到防范于未然的目的。
电缆的载流量与温度有关，通过对电缆线路及其环境温度进行实时监测，可以为确定电缆的最佳载流量提供依据。
（2）电缆线路温度测量的方法。
1）热电偶测温。散热条件比较差的地方，比如直埋敷设的电缆线路，在电缆线路外层装设热电偶或者压力式温度表测量电缆的表面温度。
2）示温蜡片测温。示温蜡片分为60、70、80℃三种，分别以不同颜色表示，常用的有黄、绿、红三色。
由于粘贴示温蜡片测量温度只能粗略检查粘贴处的温度范围，而且反应时间慢、粘贴不方便，目前已经较少使用。
3）红外线测温仪测温。多年来，电缆及附件的测温，往往只是对某些特定的测温点进行温度监测，没有对整个电缆及附件进行测试。这也是受到测量仪器的限制。
红外测温仪测温时，主要对电缆线路终端接线鼻子、应
力控制部位及接地部位等事故高发部位和可疑缺陷部位进行测温。
4）红外热像仪测温。红外热像仪测温最初在电力系统内应用时，主要是对变电站一次设备进行测温。用于电缆及附件温度监测只有几年时间。
红外热像仪测温能对整个电缆及附件进行测试，而且测量操作简便，测量到的温度情况直观可见，方便现场应用。
示温蜡片测温、红外测温仪测温和红外热像仪测温，都只能按照巡视人员的巡视周期，按时到现场进行观察和温度测量，在两个巡视周期之间的绝大部分时间内，电缆及附件的温度情况都无法掌握。
5）在线测温。电缆温度在线监测一方面能实现在线监测电缆及附件温度情况，及时有效的发现电缆及附件早期故障，另一方面还能根据电缆的温度实时确定其最佳载流量。近年来，国内外许多公司、研究机构对电缆在线测温系统进行了研究，国内电力公司已开展了部分试点。
在线测温按照测温点的分布情况，可分为两大类：分布式在线温度监测系统和点散式在线温度监测系统。
分布式在线温度监测系统对电缆线路全线进行实时温度监测，全线布置光纤，以光纤作为温度采集和数据传输的通道。
点散式在线温度监测系统只对电缆终端、中间接头等薄
弱部位进行实时温度监测，主要采用热电偶、气体、红外线或者光纤光栅进行温度采集，采用CAN总线或者光纤进行数据传输。
（3）电缆线路温度测量数据的分析判断。对电缆线路温度测量数据进行分析，要结合周围环境、负荷量等因素进行具体分析比较。
1）温度测量数据要与当时的环境温度进行比较，不应有较大差异。
2）对同一相电缆相邻部位之间的温度数据进行比较，不应有较大差异。
3）对同一路电缆三相之间相同部位的温度数据进行比较，不应有较大差异。
4）结合负荷变化情况，与上次温度测量数据和历年同期数据进行比较，温度变化量和变化率不应有明显改变。
2.电缆线路负荷测量
（1）电缆线路负荷测量的意义。《电力电缆运行规程》规定，电缆线路应该在其额定允许载流量范围内运行，原则上不允许过负荷，即使在事故处理时出现的过负荷，也应该迅速恢复正常。
电缆线路过负荷运行将会缩短电缆的使用寿命，造成电缆运行故障。电缆线路过负荷运行时，将会造成电缆线芯温度过高，加速电缆绝缘的老化，使电缆金属护套发生膨胀、47 变形、龟裂、接点发热损坏等现象。
同时，多根电缆线路并列运行时，需要定期测量电缆线路的负荷情况，以便正确了解电缆线路负荷分配情况，掌握电缆线路运行状况。多根电缆线路并列运行时，由于电缆终端连接部分接触点的接触电阻存在差异，将造成并列运行的电缆线路负荷分配不均匀。这种负荷分配不均现象将会在并列运行的电缆线路中形成恶性循环，最终危及电缆线路的安全运行。
（2）电缆线路负荷测量的方法。
1）实时监测。发电厂、变电站在每条线路上装有配电盘式的电流表，电镀部门通过监视电流表的电流值，实时监测每条线路的负荷情况，以便实时调整电网运行方式和线路负荷量。
2）现场测量。电缆线路运行人员按照巡视周期的要求，定期到现场采用钳型电流表进行负荷测量。有保电特巡任务时，也需要现场测量负荷情况。
（3）电缆线路负荷测量数据的分析判断。对电缆线路负荷测量数据进行分析，要结合具体因素进行具体分析比较。
1）要与电缆线路额定允许载流量进行比较。电缆线路负荷原则上应不大于其额定允许载流量。对于35kv及以下系统，电缆线路发生故障时，可以短时间过负荷。
2）比较同路电缆线路三相负荷间的不平衡性，以及多根并列运行的电缆线路之间负荷的不平衡性。
3）与往年同期最高负荷情况进行比较。3.电缆线路接地系统电流测量
（1）电缆线路接地系统电流测量的意义。电缆线路接地系统电流大小能客观反映电缆线路外护套健康状况，影响电缆线路载流量。因此，对电缆线路接地系统电流大小进行测量与分析具有十分重要的意义。
电缆线路接地系统电流出现异常，很大程度上可能是电缆外护套破损、出现了多点接地现象。外护套破损、金属护套腐蚀、既增加了主绝缘水树老化的几率，由易于诱发局部放电和电树枝，对电缆的安全运行造成威胁。
电缆线路接地系统电流出现异常，将直接影响到电缆线路的载流量。电缆线路接地系统电流异常对载流量的影响可达30%~40%。
电缆线路接地系统电流出现异常，将造成损耗发热，导致绝缘局部发热，加速绝缘老化，降低电缆使用寿命。
（2）电缆线路接地系统电流测量的方法。
1）实时监测。可用电流互感器直接对电缆线路接地系统电流进行采样，经过外围电路放大、A/D转换和微机处理，即可实现电缆外护套状况的在线监测。
2）现场测量。电缆线路运行人员按照巡视周期的要求，49 定期到现场采用钳型电流表测量电缆线路接地系统电流。有保电特巡任务时，也需要现场测量负荷情况。
（3）电缆线路接地系统电流测量数据的分析判断。对电缆线路接地系统电流测量数据进行分析，要结合电缆线路接地系统方式和具体情况、负荷、温度、现场情况等具体因素进行具体分析比较。
1）测量电缆线路接地系统电流的三相和总的接地电流，与负荷值进行比较，计算电缆线路接地系统电流占负荷值的比值。
2）测量电缆线路接地系统电流的三相和总的接地电流，与投运初期值、历史同期值和前次记录情况进行比较。
测量电缆线路接地系统电流的三相和总的接地电流，比较三相之间的不平衡性。
第四节 电力电缆故障及处理
一、常见的电力电缆故障 1.电缆故障产生的主要原因
（1）绝缘老化。电缆在长期运行过程中，在电场的作用之下，绝缘层要受到伴随电作用而来的热、化学和机械作用，从而引起绝缘介质发生物理及化学变化，久而久之，介质的绝缘性能和水平自然就会下降。
电力电缆火灾事故对策是什么？ 篇5
答：1：首先要从思想上引起高度重视，严把设计、选购、安装、维护、检修等各个环节，实行全过程治理，提高电缆安全可靠性，
2：定期清扫电缆或电缆支架上的积灰，保持其清洁。
3：加强对运行电缆的巡视维护，禁止电缆长期过负荷高温运行，敷设电缆时按标准要求进行。
4：油浸电缆要尽可能做到水平敷设，减少电缆的高、低位差，
5：电缆头的制作要符合标准要求，避免运行中因接触不良而引起发热，在电缆比较集中的隧道内尽可能不做电缆接头，如必须要做时，接头处要采取铁管包封措施，接头两侧及其临近区域内应刷防火涂料或增加防火包带阻燃。在多个电缆头并排集中的场合应在电缆头之间加隔板或填充阻燃材料，避免因一个电缆头的故障而牵连其他正常电缆头的安全运行。
6：电缆隧道应保持干燥通风，防止电缆浸水导致腐蚀，应在通风孔处设积水井，并把积水排至地面。
论文 电力电缆 篇6
在电力电缆的建设过程中，由于工程建设一般时间都较为紧，加上相关单位的设备品种繁多，并且运行管理调试条件复杂，因此，在电力电缆线路工程验收检查和使用过程中常常会发现一些质量问题。本文通过对电力电缆线路在运行管理过程中所存在的问题进行了简要的分析，同时提出了整改预防措施及方案，为今后电力电缆线路运行管理质量取得有效的保障。
一、电力电缆线路运行现状
近些年来，伴随着我国社会的不断进步，经济得到了飞速的发展，人们生活水平也得到了很大的提升，本着满足我国国民经济发展这一重要需要，当前，我国电网的建设发展快速。但是，我国的电网在运行和建设过程中一直受到来自运行条件、环境气候、电磁环境以及土地资源等多方面因素的不断制约，我国电网建设和运行需要面临的问题一直伴随着时间的不断推移而日益困难和复杂。首先，在进行电力电缆线路的建设方面，本着不断满足电磁环境以及走廊安全性等要求，我们必须要对电力电缆线路走廊下面的木林进行砍伐、房屋进行拆迁，这也就在很大程度上使得电力电缆线路在森林砍伐、房屋拆迁、走廊征地以及路径选择等方面所面临的困难越来越大。特别是在那些森林资源丰富、人口密集以及经济发达等地区，这些问题就更加突出。在电力电缆线路建设过程中，走廊费用占用总造价的比例也在逐年的增加，这也就使得我国电力电缆线路本体对自然灾害能力进行抵御的能力不断下降。其次，在电力电缆线路的运行方面也存在着一些问题。由于我国的地域辽阔，这也就造成了线路运行环境相对来说比较复杂，我国的重污秽区域和强雷电区域以及高海拔区域都比较多，这也就为大范围的台风、飙风以及冰雪等现象时有发生。伴随着我国电网不断的发展，我国电力电缆线路所经过的区域也不断地增多，那些雷击、污闪、风偏放电以及覆冰倒塌等故障对于我国电力电缆线路运行安全带来了严重的影响。
二、电力电缆线路运行管理的制约因素
我国的电力电缆线路运行中的制约因素主要包括线路走廊问题以及线路运行环境问题这两种，其中，在我国的电力电缆线路建设过程中，线路走廊问题的最小宽度主要是根据导线排列方式以及塔型来确定的，我们还必须要从可听噪声、无线电干扰以及地面电场等电磁环境水平、导线风偏以及线路安全运行的要求等诸多放方面来进行电力电缆线路建设中最小走廊宽度的确定。
近些年来，因为我国电网建设速度加快，电力电缆线路走廊所需求的面积也就迅速增加，与此同时，伴随着我国对于土地资源保护以及相关的政策陆续出台，我国电力电缆线路走廊进行占地所带来的树木砍伐、房屋拆迁以及电力电缆线路走廊附近电磁环境等纠纷也更加的突出，在电力电缆线路建设过程中，走廊的征地所遭到的制约以及遇到的问题也越来越多，这也就是我国电力电缆线路建设和运行制约因素中的线路走廊问题。
电力电缆线路运行中制约因素的运行环境问题主要包括风偏放电问题、冰害问题以及线路污闪问题，这些问题都是电力电缆线路建设和运行中所面临的制约因素。
三、电力电缆线路运行管理中研究
在我国进行电力电缆线路运行管理的总投资中，因为线路走廊的费用比例逐渐增加，相对应的心路本体造价也就受到了很大的制约，这也就使得了我国电力电缆线路本体对自然灾害地域的能力不足，很容易在极端天气的条件下发生大规模、大范围的电力电缆线路损坏。
本着建设环境友好型、资源节约型坚强电网这一目的，我们必须要将我国电网的特点以及电力电缆线路中诸多的制约因素进行很好的结合，在进行电力电缆线路运行管理过程中将近些年来的传统思想和理念进行创新。这就要求我们首先要采用比较新型的电力电缆线路来进行电能的输送。第一，我们需要建设以高压电力电缆线路作为骨干网络坚强的电力电缆线路，因为将高压电力电缆技术进行采用，可以很明显的将电能传输经济性进行提高，与此同时，将特高压联接大区的电网进行采用，可以错开高峰时期，这样就能够提升联网的效益。
第二，我们需要采用紧凑型、同塔多回的电力电缆线路，这样能够很好的提升单位走廊输送电路的容量。
第三，我们必须要采用新工艺、新材料的线路设备，这就要求我们首先要采用大截面的导线，这样能够很好的降低电力电缆线路的损耗以及提升电力电缆线路输送的容量，在交流线路中采用大截面的导线，能够提升电力电缆线路截流量，最终提升电力电缆线路输送的容量。其次，我们可以采用比较耐热型的导线，以便提升电力电缆线路的输送容量。接下来，我们需要将碳纤维导线进行采用，这样能够提高线路运行的安全性、提升输送的容量、降低电力电缆线路的损耗。我们还可以采用扩径导线来降低线路的投资，高强度塔材的使用可以很好的将杆塔的重量进行降低。
第四，我们需要采用降低钢材而且能够对线路美观性进行提升的钢管塔，因为钢管塔具有减少占地、外观美观、稳定性好以及承载力高等优点，所以我们可以在电力电缆线路运行过程中对其进行采用。
四、电力电缆运行管理之减少运行的事故
在电力电缆运行过程中，电缆和其自身的附件所产生的那些对安全运行产生影响，并且要求我们必须要在限定期限之内进行消除的异常情况一直都被我们称为电力电缆线路的缺陷，想要将电力电缆运行的缺陷消除，从而减少其运行的事故，要求我们必须要做到定期的检查、发现电力电缆运行缺陷、统计电力电缆登录、消除电力电缆缺陷、定期对电力电缆运行进行复查这些制度，并且对其实施缺陷的闭环管理，将存在的缺陷及时消除，这样能够从根本上减少电力电缆在运行过程中运行的事故。
按照电力电缆的缺陷，对电力电缆的安全运行管理产生影响的程度来看，我们可以将其分为三大类型，这三大类型主要包括一般缺陷、紧急缺陷和重要缺陷，所谓的一般缺陷就是指对于电力电缆安全运行所产生的影响比较轻的缺陷，我们可以通过对下月的维修计划进行编制来将其消除。比如电缆的保护管以及金属护套严重腐蚀等等。紧急缺陷就是指那些情况相对来说极其严重，对于电力电缆的安全运行已经构成了极其大的威胁，要求我们必须要立刻将其进行消除，对于紧急缺陷我们必须要当时进行处理，比如充油电缆失压、接点发热过红等等。而重要缺陷也就是指那些情况比较严重，对于电缆运行已经构成了严重威胁，需要我们尽快将其消除的各种缺陷，这一类型的缺陷要求在一周之内进行处理。
五、结论
交联电力电缆试验分析 篇7
交联电力电缆的常规试验项目主要有绝缘电阻测试、直流泄漏测试、直流耐压测试、交流耐压测试、电缆护套测试等。在做试验项目时要了解试验项目的正确方法、现场的测试环境与安全情况,及影响试验的各种因素。更要理解试验项目的作用。因为是高压试验项目,所以试验时首先应注意安全(包过人身安全、试验设备安全和被试设备的安全),其次应注意影响电缆测试值的各种因素。如在做电缆绝缘电阻测量时,首先应了解电缆是电容设备在加压后会储存大量的电荷,测试完成后应充分的放电并接地。并了解测试时温度、湿度、电缆剩余电荷对电缆绝缘电阻测量值的影响。应尽量的多做一些试验项目,以进行综合性判断。
在电力电缆试验中主要的常规测试有主绝缘电阻测试(包过吸收比和极化指数)、电缆外护套绝缘电阻值和内衬层绝缘电阻、直流泄漏测试、直流耐压、交流耐压等。如需了解电力电缆的特出情况,就需要在做一些特出的试验。如电缆故障测试等。
在试验之前首先要了解我们试验目的是什么,我们对电力电缆试验的目的是检查电缆是否合格,有何隐患,以便及时处理确保设备的安全运行,我们在做每一项试验之前,我们都应知道该试验项目能发现电力电缆的什么类型的缺陷,不能发现电力电缆的什么类型的缺陷。因为判断电力电缆是否合格,不能只凭单项试验数据来判定,电力电缆是否合格需要多个试验项目的数据,来分析判断。
如电力电缆的绝缘电阻测试:他能够发现电缆的贯穿性绝缘缺陷,对电力电缆的整体性受潮、绝缘下降反应敏感,但不能发现一些间断性绝缘缺陷和高阻性绝缘缺陷。如绝缘介质中的气泡、杂质等。但直流耐压试验对发现绝缘介质中的气泡、杂质等,是十分有效的。然而该试验项目并不适合与交联聚乙烯电力电缆,这又是因为什么呢?让我们来分析一下。
直流耐压试验的主要作用在于检验电缆的耐压强度。因为直流耐压试验加压比较高,可以发现一些别的试验项目不能发现的电缆缺陷。如非贯穿性缺陷、高阻性绝缘故障、绝缘介质中的气泡等。电缆的直流击穿强度交流的二倍,所以电缆可以承受更高的直流电压。这就可以揭露一些低电压下不能发现的电缆隐患。如绝缘介质中的气泡、杂质等。很多情况下,我们用兆欧表检测电缆绝缘良好,而在直流耐压试验中发生绝缘击穿,可见直流耐压是检测高压电缆绝缘缺陷的有效手段。虽然直流耐压可以检测出一些不易发现的设备缺陷,但对高压交联绝缘电力电缆加压试验时,由于交流与直流电的特性差别,会给交联绝缘电力电缆带来一些伤害。
直流耐压试验为何会在交联聚乙烯绝缘电缆时产生副作用。是因为直流电压与交流电压下的电场分布特性不同引起的。我们先看一下直流耐压试验可能给高压交联聚乙烯绝缘电缆带来哪些伤害。
(1)高压交联聚乙烯绝缘电缆的有些缺陷是直流耐压试验很难发现的。如交联聚乙烯绝缘中的水树枝等绝缘缺陷。
(2)在交流电压作用下某些不应发生的问题,在直流耐压试验时却发生了击穿或留下缺陷,我们工作中就遇到过有些正常运行的高压电力电缆,在做过直流耐压试后投运不久就发生击穿事故。
(3)高压直流耐压试验会在交联聚乙烯材料中产生电荷累积效应,将加快绝缘老化,缩短电力电缆的使用寿命。
(4)由于高压直流耐压试验时的电压会高于平时运行电压几倍,会影响附近的其他电气设备。
交联聚乙烯电缆的预防性试验往往集中在很短的时间对所管辖的电缆进行试验,不仅劳动强度大,而且难以对每条电缆都进行仔细分析;高压电力电缆的交流耐压试验设备沉重复杂、试验环境要求较高且影响其他检修工作、试验时间较长,对周围的安全环境要求高,短时间内很难对所管辖的全部电缆进行试验。但长期用五、六倍电压做预防性耐压试验也是不合理的。
电缆泄漏电流的测量与直流耐压试验反应的电力电缆缺陷类型是不一样的。泄漏电流主要是反映介质整体受潮与整体劣化情况。直流耐压试验主要反应介质中的气泡和机械损伤等局部缺陷等。
依据泄漏电流判断绝缘状况时,应注意以下几点:
(1)在测量泄漏电流的过程中电压升高的每一阶段都必须注意观察电流随时变化的趋势。
(2)良好的绝缘在试验电压下的稳态泄漏电流值随着时间的延长应保持不变,有的略有下降。
为了保证泄漏电流测试值的准确性需要注意下列事项:
(1)试验加压时由于试验电压高(特别是35k V以上电压等级的电缆)通过被试电缆表面及周围空间的泄漏电流相当大,极大的影响着被试电缆的测试值。为保证测量数值的准确性,必须在测量时对电缆的两端加适当的屏蔽。我们在日常工作中就遇到过很多案例,如:某10k V高压柜出线电缆试验,电缆的一端在高压柜内,另一端在配电室,由于空间狭小在电缆没加屏蔽时测量值高达48u A,而再给电缆两端加上屏蔽再次试验时,其测量值下降到3u A。由此可见在电缆两端加适当的屏蔽,测试值的影响。
(2)测量的微安表应接在高压端,这是因为绝缘良好的电缆泄漏电流一般都很小,但设备及高压引线的杂散电流却相对较大,对测试值影响显著。此时如将微安表接在低压端进行测量,势必将杂散电流一起计入测试值。会与真实的泄漏电流值产生很大的误差。必须将微安表接在高压端进行测量,并注意屏蔽后才能获得准确的试验结果。
由于交、直流电压下电场分布的不同,导致了击穿特征的不一致。在认识到直流耐压对电缆的伤害后,我们加强了对交联聚乙烯电缆的交流耐压试验,相比直流耐压试验,交流耐压试验加压较低,虽然没有直流耐压试验给电缆带来的伤害,由于容量的关系,交流加压设备一般沉重复杂,其中一些还需要动用如吊车等设备,这非常不利于试验工作的开展。
所以应电力电网发展的要求,我们大力开展在线监测和新的试验方法以替代不适合的试验项目。如我们开展的电缆内外护套的带电检测。我们根据电力电缆铜屏蔽层与铠装层上的感应电荷的特点,(电力电缆的接地方式为单端双接地)我们在电缆铜屏蔽层与铠装层的接地点上分别串入电流表或安装电流测试装置。当电缆正常运行时电缆铜屏蔽层与铠装层上的感应电荷只有一点接地,无法构成电流回路,其电流表中的电流没有显示或电流很小。但当电力电缆的外护套破损时,其破损点与接地点形成了两点接地,其感应电荷也在两点之间形成电流回路,这样串联在铠装层上的电流表中就有相应的电流通过。同理当电力电缆的内护套破损时,其破损点与接地点也形成了两点接地,其感应电荷也在两点之间形成电流回路,这样串联在铜屏蔽层上的电流表中就有相应的电流通过。这样我们通过检测电流表的变化,就可以检测电力电缆外护套与内衬层是否破损。
为了充分对电力电缆的检测,避免对交联电力电缆的伤害,除泄漏电流为依据判断电缆绝缘优劣外,一般预防性试验只进行下列项目。
(1)测量电缆主绝缘的绝缘电阻值。
(2)检查直埋电缆的外护套、内衬层有无损伤。
以上论述说明对交联电力电缆的试验项目必须有正确的理解和认识。否则会给电缆带来不必要的伤害,甚至影响电缆的安全运行。毕竟我们试验的目的是检查电缆是否有无缺陷,以保证电缆的安全运行。而不是伤害电缆。
参考文献
[1]陆平.10k V交联电力电缆试验与故障预防[J].江西建材,2010.
电力电缆的试验方法及故障分析 篇8
【关键词】电力电缆；电缆绝缘电阻测量；直流耐压试验
前言
电力电缆在油田地面基础设备中被广泛使用，它的绝缘状况直接影响电力系统供、配电的安全运行，因此应当按照《规程》要求对其进行电气试验，以便在施工前及时发现缺陷[1]。另外，当发现电缆故障时，要及时准确的查出故障原因及故障部位，及时予以消除，保证其安全工作，确保电力系统安全、平稳运行。
1、电力电缆发生故障的原因分析
电缆线路的薄弱环节是终端头和中间头。这往往是由于设计不良或制作工艺、材料不当而带来的缺陷[2]。有的缺陷可以在施工过程和验收中检验出来，更多的是在运行中逐渐发展、直至击穿或爆炸。另外，电缆本身也会因为机械损伤、制造缺陷等引发故障。加之多数电缆埋设在地下，这给查找故障点和故障处理带来很大困难。
2、绝缘电阻的测量
绝缘电阻的测量是检查电缆绝缘最简单的方法。通过测量可以检查出电缆绝缘受潮老化缺陷，还可以判别出电缆在耐压试验时所暴露出的绝缘缺陷。电力电缆的绝缘电阻，是指电缆芯线对外皮或电缆某芯线对其他芯线及外皮间的绝缘电阻。
2.1兆欧表（摇表）的选择
测量1000V以下电缆可以用1000V摇表，1000V及以上的电缆用2500V摇表，6KV及以上电缆也可以用5000V绝缘电阻表。
2.2使用手动兆欧表测量电缆绝缘电阻
（1）电缆属于大容量设备，运行中的电缆要充分放电，拆除电缆一切对外连接。
（2）检查有無表面缺陷，并用清洁巾擦净电缆头。
（3）将电缆外壳（钢铠或铜屏蔽）接地，与另外两根电缆芯连接一起接至兆欧表的“E”端；被试一相电缆芯接至兆欧表的“L”端。所测得的是一相对另外两相及地的电阻。另外两相重复以上操作。
（4）测量完毕，应先断开被试相“L”，再停止摇动兆欧表，以免电容电流对兆欧表反充电。每次测量后都要充分放电。
（5）为了测得数据准确，应在电缆芯部绝缘上或套管端部装屏蔽环，并接在兆欧表的屏蔽端子“G”上。
3、直流耐压及泄漏电流试验
对电力电缆进行直流耐压及泄漏电流试验，是检查电力电缆绝缘状况的一个主要试验项目。
3.1直流耐压及泄漏电流试验的优点
与交流耐压试验比较，直流耐压及泄露电流试验的优点是：
（1）对电缆线路进行耐压试验时，所需试验设备容量小。
（2）在直流电压作用下，介质损耗小，高电压下对良好绝缘的损伤小。
（3）在直流耐压试验的同时监测泄漏电流及其变化曲线，微安级电流表灵敏度高，反映绝缘老化、受潮比较灵敏。
（4）可以发现交流耐压试验下不容易发现的一些缺陷。因为在直流电压作用下，绝缘中的电压按电阻分布，当电缆绝缘有局部缺陷时，大部分试验电压将加在与缺陷串联的未损坏的绝缘上，使缺陷更易于暴露。一般来说，直流耐压试验对检查绝缘中的气泡、机械损伤等局部缺陷比较有效。
（5）电缆在直流电压下的击穿强度约为交流的2倍。因为在交流电压下，介质损耗和局部放电强度大为增加，对电缆绝缘的损伤比直流大。因而允许用较高的直流电压对电缆进行试验，以发现缺陷。
3.2电缆直流耐压试验时间
电缆在直流电压下的击穿多为电击穿，电缆直流击穿电压与作用时间关系不大，将电压作用时间自数秒增加至数小时，电缆的抗电强度仅减小8%—15%，电缆的击穿一般在加压最初的1—2min内发生，故电缆直流耐压的时间一般规定为5min[3]。
3.3直流耐压试验方法、步骤及注意事项
直流耐压及泄漏电流试验应注意几个问题：
（1）试验前先对电缆验电，并接地充分放电。
（2）试验场地设好遮拦，在电缆的另一端挂号警告牌并派专人看守以防外人靠近，检查接地线是否接地、放电棒是否接好。
（3）加压时，应分段逐渐提高电压，分别在0.25、0.5、0.75、1.0倍试验电压下停留1min读取泄漏电流值；最后在试验电压下按规定的时间进行耐压试验，并在耐压试验终了前，再读取耐压后的电流值。试验原理方法如图2所示。
（4）根据电缆类型不同，微安表有不同的接线方式，一般都采用微安表接在高压侧，高压引线及微安表加屏蔽。对于带有铜丝网屏蔽层且对地绝缘的电力电缆，也可以将微安表串接在被试电缆的地线回路，在微安表两端并联一放电开关，测量时将开关拉开，测量后放电前将开关合上，避免放电电流冲击损坏微安表。
（5）在高压侧直接测量电压。因为在采用半波整流或倍压整流时，如采取在低电压侧测量电压换算至高电压侧电压的方法，由于电压波形和变比误差以及杂散电流的影响，可能会使高压试验电压幅值产生较大的误差，故应在高压侧直接测量电压。
（6）每次耐压试验完毕，应先降压，切断电源。切断电源后必须对被试电缆用每千伏80KΩ的限流电阻对地放电数次，然后再直接对地放电，放电时间不少于5min。
4、试验结果的分析判断
根据测得的电缆泄漏电流值，可以用以下方法加以分析判断：
（1）耐压5min时的泄漏电流值不应大于1min时的泄漏电流值。
（2）按不平衡系数分析判断，泄漏电流的不平衡系数等于最大泄漏电流值与最小泄漏电流值之比。6/6KV及以下电缆，小于20μA时，不平衡系数不做规定。
（3）泄漏电流应稳定。在一定的电压作用下，间隙被击穿，电缆电容再次充电，充到一定程度，孔隙又被击穿，电压又上升，泄漏电流又突然增加，而电压又下降。上述过程不断重复，造成可观察到的泄流周期性摆动的现象。
（4）泄漏电流随耐压时间延长不应有明显上升。如发现随时间延长泄流电流明显上升，则多为电缆接头、终端头或电缆内部受潮。
（5）泄漏电流突然变化。泄漏电流随时间增长或随试验电压不成比例上升，则说明电缆内部存在隐患，应尽可能找出原因，加以消除，必要时，可视具体情况酌量提高试验电压或延长耐压持续时间使缺陷充分暴露。
参考文献
[1]陈化岗.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国科学技术出版社，2001
[2]电力设备预防性试验规程，中华人民共和国电力行业标准[S].北京：中国电力出版社，1997