220kV-春平甲线电力电缆外护套缺陷分析报告
220kV超高压电缆故障分析及处理
220kV超高压电缆故障分析及处理超高压电缆故障是指在220kV电压等级下的电缆系统中出现的故障，对于电力系统的稳定运行具有重要影响。
本文将对220kV超高压电缆故障的分析及处理进行介绍。
一、故障类型及原因分析超高压电缆故障主要包括短路故障和断线故障两种类型。
1. 短路故障：短路故障是指电缆中的两个或多个相邻导体之间发生异常连接，导致电流绕过负载而形成故障电流。
短路故障的原因包括电缆接头松动、绝缘破损、金属外护层损坏等。
2. 断线故障：断线故障是指电缆中某一导体或多个导体之间发生断开，导致电流中断。
断线故障的原因主要有电缆绝缘老化、电缆挤压不良、外力撕裂等。
二、故障处理步骤针对超高压电缆故障的处理，首先需要进行故障定位，然后进行故障隔离、修复和重启等步骤。
1. 故障定位：故障定位是指确定故障发生的位置，可通过故障测量、故障指示器等手段进行。
2. 故障隔离：故障隔离是指将故障部分与正常部分分开，防止故障扩散，可通过刀闸、开关等设备进行隔离操作。
3. 故障修复：故障修复是指对故障部分进行维修或更换，修复绝缘破损、固定松动接头等。
4. 故障重启：故障修复后，需要重新启动电力系统，进行试验和监测，确保故障完全消除。
三、故障处理注意事项在处理超高压电缆故障时，需要注意以下几点：1. 安全第一：操作人员需要戴好个人防护装备，确保人身安全。
2. 快速响应：故障发生后要及时进行故障处理，以避免故障扩大影响。
3. 正确操作：操作人员需要熟悉相关设备和工作流程，严格按照操作规程进行处理。
4. 故障预防：定期对电缆系统进行检修和维护，及时发现并处理潜在故障。
5. 故障记录：对每次故障进行详细记录，包括故障类型、处理过程、处理结果等，以便后续分析和改进。
对220kV超高压电缆故障进行准确快速的分析和处理，是确保电力系统稳定运行的关键环节，需要操作人员具备扎实的专业知识和丰富的实践经验。
还需注重故障预防和故障记录，以提升电力系统的可靠性和安全性。
中高压电缆外护套故障的调查和分析
中高压电缆外护套故障的调查和分析[关键词] 高压电缆外护套故障我国城市电网的改造中高压电缆广泛使用，电力电缆外护套是保护电缆的第一道防线，其完好与否对电缆的使用寿命关系重大。
提高电缆的运行维护水平，保障运行中电缆的健康水平,降低电缆线路的事故率，是电力行业紧迫的研究课题。
1.电缆外护套的作用外护套位于电缆最外层,多采用聚氯乙烯(PVC)或聚乙烯(PE)两种材料。
外护套在高压电缆结构中的主要作用有：①保护作用。
电缆的敷设环境,经常伴有水份、腐蚀性物质以及白蚁的侵蚀。
对于有金属护套的电缆,位于电缆最外层的外护套是为保护金属护套(如波纹铝护套)免受周围物质的腐蚀而设计的。
对于没有金属护套的电缆,外护套就直接起到对主绝缘的保护和密封作用。
②绝缘作用。
110 kV以上电压等级的高压电缆,绝大部分采用单芯结构。
由于电缆运行时导体电流的电磁感应,在金属护层(护套和屏蔽层,下同)上产生感应电压。
为避免感应电压在金属护层上形成环流，降低电缆的载流量,除在金属护层的连接上采取措施外,电缆的外护套必须具有良好的绝缘性能,使金属护层对地绝缘。
电缆的外护套受损,轻则引起电缆金属护层环流增大,降低电缆线路的输送容量；重则使金属护套受到腐蚀,进而危及电缆的主绝缘,直至绝缘击穿发生事故。
由于目前尚无对高压电缆运行状况有效的监测手段，对电缆外护套状态的评价,实际上已成为对电缆运行状况评价的重要指标。
现行的预防性试验规程对电缆外护套绝缘试验规定了严格的标准。
2 外护套故障2.1 故障的界定有关规程规定,电缆外护套每千米绝缘电阻不应低于0.5 MΩ;在金属屏蔽或金属套与地之间施加直流电压5 kV,加压时间1 min,不应击穿。
不符此标准的外护套即存在外护套故障。
2.2 广州地区高压电缆外护套故障调查2000年广州电缆管理所在电缆预防性试验中,对25回高压电缆线路的交叉互联系统,共计340小段(即二个接头或终端之间形成的电缆段)的电缆外护套进行绝缘电阻测量试验的结果表明,64.4%的高压电缆外护套绝缘电阻达不到规程要求，个别电缆的护套绝缘电阻只有几十欧姆,直流耐压试验根本无法进行。
一起220kV变电站220kV线路主二保护通道二异常缺陷处理分析
一起220kV变电站220kV线路主二保护通道二异常缺陷处理分析摘要：光纤差动保护作为220kV线路的主保护，对反应线路故障和发送命令起到了至关重要的作用，其中作为模拟量传送的载体主要是光纤通道，为了保证保护动作的可靠性，一般220kV及以上线路采用双重化配置，且每套保护采用双通道以保证保护的可靠性，本文主要针对在验收中发现的光纤通道的一起缺陷进行思考和总结，为同行业在此类问题上避免出现同类问题和验收隐患。
关键词：光纤通道变电站保护更换通道异常一、缺陷描述：某220kV变电站220kV线路在进行逐套保护更换及综自改造工作中，主二保护在完成光纤通道衰耗测试数据正常，通道联调未见异常，此时恢复光纤通道到正常运行模式后主二保护装置通道二频发通道告警和复归，查看装置通道数据发现通道误码缓慢增长，在咨询厂家现场处理后，主二保护投入运行，线路投产后正常运行4小时后主二保护通道二又继续频发告警。
二、分析处理：220kV线路线线主二保护在完成光纤通道测试及通道联调后，结果均正确，但是主二装置通道二频发通道告警及复归，查看通道二误码缓慢增加，根据规范[1]中规定：“通道测试完毕后，恢复保护通道，并将通道数据清零，观察3分钟，报文异常、通道失步、通道误码均不增加为正常”，于是对光纤进行分段检查，首先对保护装置背板进行自环观察一段时间后装置正常运行，无通道告警记录，随后在通讯室DDF屏自环后通道故障现场依然存在，在通讯室ODF屏自环时通道直接中断且不复归，在排查中检查装置及各段光纤衰耗功率均正常，同轴电缆检查也符合要求。
于是咨询保护厂家，在检查装置光口板时发现1.内部光纤接头松动，2.S3（红色）拨片1，7打至OFF，经厂家核实1，7应打至ON，作用为通道选用内部同步时钟（本站无SDH装置：外部通道时钟），打至1，7为ON后通道告警恢复正常。
图1.线路线主二保护光纤通道结构图图2.线路线主二保护光口板需调整拨片图3.线路线主二保护光口板光纤接口松动图220kV线路线主二保护投入运行，在保护装置正常运行4小时后主二保护光纤通道又有规律光纤通道中断及复归，大约每间隔2小时为一个周期出现此现象。
220kV超高压电缆故障分析及处理
220kV超高压电缆故障分析及处理220kV超高压电缆是电网输电的重要组成部分，其安全稳定运行对电网的正常运行和用电安全至关重要。
由于各种原因，220kV超高压电缆出现故障的情况时有发生，为了及时准确地处理这些故障，保障电网运行的安全，需要进行故障分析并采取有效的处理措施。
本文就220kV超高压电缆故障分析及处理进行详细介绍。
一、220kV超高压电缆故障的类型和原因220kV超高压电缆的故障类型主要包括短路、接地、断线等情况。
其故障原因主要有以下几点：1. 外部损坏：如机械损坏、挖掘施工等外部因素导致电缆外皮受损，进而影响电缆的正常运行。
2. 绝缘老化：电缆长时间运行后，绝缘层可能发生老化，导致绝缘性能下降，从而引发故障。
3. 过载：电网负荷过大时，电缆承受过大的电流而导致故障。
4. 设备故障：220kV高压设备故障或不合格的设备安装也会引起电缆故障。
5. 环境因素：如潮湿、高温、化学腐蚀等环境因素也会对电缆造成损害。
针对220kV超高压电缆的故障，需要进行系统的分析，以确定故障发生的原因和位置，从而制定有效的处理方案。
故障分析的主要方法如下：1. 可视检查：在发现电缆故障后，首先可通过目视检查电缆外观，发现外部损伤的情况。
2. 电气测试：通过局部放电测试、绝缘电阻测试、介质损耗测试等电气测试手段，确认电缆绝缘的状况，排除绝缘老化等问题。
3. 供电侧和负荷侧测试：通过在供电侧和负荷侧进行电流和电压测试，确定故障位置，进而分析故障原因。
4. 高压测试：通过高压测试，检验电缆的绝缘强度，确定绝缘状况是否合格。
在确认了220kV超高压电缆的故障原因和位置后，需要及时采取有效的处理措施，以尽快恢复电网的正常运行状态。
常用的电缆故障处理措施包括：1. 维修处理：对电缆的外部损伤进行维修，尽快修复电缆外皮，恢复其原有的绝缘性能。
2. 更换电缆：对于严重的绝缘老化、内部断路等故障，需要更换电缆，确保电网的安全运行。
220kV超高压电缆故障分析及处理
220kV超高压电缆故障分析及处理随着能源需求的增加和电力系统的发展，超高压电缆在电力传输领域得到了广泛应用。
由于各种原因，超高压电缆可能会出现故障，影响电力传输的稳定性和可靠性。
本文将针对220kV超高压电缆的故障进行分析，并提出相应的处理方法。
对于超高压电缆的故障分析，应该首先对故障进行定位。
通过使用高精度的故障定位设备，如电缆故障诊断仪，可以准确找到故障点。
常见的故障包括电缆内部的短路、断路和接地故障等。
通过检查电缆的绝缘状况、电缆的地线连接情况和电缆的接头处是否存在异常等，可以初步确定故障位置。
针对不同类型的故障，采取相应的处理措施。
对于短路故障，应及时切断故障部分，避免故障扩大，并进行绝缘处理。
对于断路故障，需先排除电缆的其他故障，如接头故障等，确认是电缆本体的断路后，可以选择更换故障段或修复断路点。
对于接地故障，需要进行绝缘处理，并排除电缆的其他问题，如绝缘层老化等。
针对故障的原因进行分析也非常重要。
超高压电缆的故障可能是由于外力损伤、电缆老化、绝缘材料缺陷等原因引起的。
通过对故障发生前的环境和条件进行调查和分析，可以找出故障的根本原因，并采取相应的措施预防类似故障再次发生。
加强对电缆的维护和监测，定期检查电缆的绝缘状况，对老化的绝缘材料及时进行更换。
对于220kV超高压电缆的故障分析及处理，需要先进行故障定位，对不同类型的故障采取相应的处理措施，并对故障的原因进行分析，以避免类似故障再次发生。
这样可以提高电力传输的稳定性和可靠性，在保证供电质量的提高能源利用效率。
一起220kV线路CVT二次接地缺陷的发现及原理分析
一起220kV线路CVT二次接地缺陷的发现及原理分析中国电工技术学会将于2016年12月23日（周五）在北京铁道大厦举办“2016第三届轨道交通供电系统技术大会”。
请感兴趣的读者扫描下方的二维码，或关注微信公众号“电气技术”，浏览会议详情和进行快速注册报名。
注册时请准确填写相关信息，会议服务人员将及时与您确认参会事宜。
国网冀北电力有限公司检修分公司的研究人员麻震烁、张金祥、骆立实、夏岩松、陈习文，在2016年第9期《电气技术》杂志上撰文，结合一起220kV线路CVT停电检修试验实例，通过原理分析，发现并解决了其存在二次刀闸拉开之后二次侧无接地点的缺陷。
总结出应在设备投运前的验收阶段及现场例行停电检修阶段，加强对CVT二次接地状况检查的重要性及措施。
电容式电压互感器（CVT）由电容分压器（包括主电容C1，分压电容C2）、中间变压器（T）、补偿电抗器（L）、保护装置F及阻尼器R0等元件组成。
它利用电容分压器将输电电压降到中压（10～20kV），再经过中间变压器降压到100V或100/V,供给计量仪表和继电保护装置使用[2]。
相对于传统的电磁式电压互感器而言，其兼有电压互感器和电力线路载波耦合装置中的耦合电容器两种设备的功能，在实际应用中能可靠阻尼铁磁谐振，因而在电力系统中的应用非常广泛。
在对电力系统设备停电开展例行检修试验时，对电容式电压互感器，需要开展电容分压器绝缘电阻、电容量及介质损耗因数等试验项目[1、4]。
对电容分压器进行电容量及介质损耗因数测试时，由于中间变压器一次侧一般在瓷套上无开孔引出，对于下节电容的测量，需要采用自激法进行。
本文结合一起220kV线路CVT自激法电容量试验实例，发现该CVT存在二次刀闸拉开之后二次侧无接地点的缺陷，对发现的问题通过原理分析及实际检验得到了证实。
经过处理后，接地恢复，避免了在停电检修过程中，CVT二次可能感应过高电压而给设备及检修人员安全带来的风险。
1 现场情况某日，我公司220kV线路停电检修试验，该线路A相CVT为新东北电气电力电容器有限公司产，设备型号为：TYD220/-0. 005H ,2010年4月出厂,额定电压为220/kV，额定变比为220//0.1//0.1kV, 二次侧包含主二次绕组1a1n和剩余电压绕组dadn，2010年12月10日投产运行。
220kV电缆护层外绝缘损坏原因浅析
220kV电缆护层外绝缘损坏原因浅析1 缺陷概述2012年12月某厂#2机组大修，某日该厂电气维护人员对#2主变高压侧开关及220kV电缆进行预防性试验，220kV电缆为XLPE绝缘、单芯、铝护套、中间无接头。
在进行C相电缆护层绝缘电阻试验时，发现绝缘表试验电压无法升至500V设定电压值，电压数值显示为72V左右，据此判断C相电缆外护层绝缘存在损伤，试验数据如表1所示：2 缺陷查找为查清C相电缆试验不合格原因，试验后电气维护人员立即组织对该电缆进行全线检查，除空压机房段电缆沟存在20cm深积水需要抽水检查外，其他段电缆检查未发现异常。
12月26日上午，积水抽至10cm左右再无法抽干，进去检查发现#2机组220kV电缆在转角处存在电缆护层绝缘损坏现象，C相电缆紧挨着铁质尖角，具体如图1所示：在将C相电缆挪动离开尖角后，立即用500V试验电压测试C相电缆护层绝缘电阻值立即达到十几MΩ。
为进一步了解该电缆绝缘情况，再次组织对电缆进行预防性试验，确认缺陷具体情况，试验结果见表2：通过试验，基本判断缺陷位置就是目前发现的地方，电缆护套外绝缘其他位置基本没有损失，主绝缘情况良好。
3 缺陷原因分析在发现电缆缺陷位置后，对电缆主绝缘进行了绝缘电阻试验和放电时间常数试验，试验情况见表2，试验结果表明电缆主绝缘暂时未发现异常。
就电缆发生护层绝缘损坏，分析产生原因主要有以下四点：3.1 220kV电缆沟积水降低了电缆运行安全系数该处位置电缆沟较其他位置低，而附近的排水沟的高度也较电缆沟高，因此雨水都会在此处淤积而无法排除，但积水并不会直接损坏外护层绝缘。
3.2 支架尖角受力刺穿电缆外护层绝缘220kV电缆敷设时需要不断转弯以适应电缆沟的路径，也就有应力留存。
且电缆运行时，特别是在负荷变化较大时在电缆内部存在一个充电过程，会在护层上感应出较高的电压，同时对电缆本身也会产生一个较大的电动力。
应力以及电动力作用下使电缆发生移动，这一点在现场能得到证实，很多用来防止电缆位移的固定卡环被电缆拉扯的变形，有的甚至迸脱，且有发现转角位置的电缆支架甚至扭曲变形。
一起单回并联220千伏电缆外护套温度异常缺陷分析
一起单回并联220千伏电缆外护套温度异常缺陷分析电缆带电检测是在电缆正常运行方式下，采用红外测温、接地电流测试、超声波局放等方式对电缆运行工况进行的一种监测，据此来判断电缆及附属设备是否存在运行隐患，从而预防高压电缆设备发生故障或损坏，保障电缆线路及相关电气设备的安全运行。
通过综合带电检测方式可以有效发现电流型或电压型缺陷，本文通过红外测温发现异常后，进一步测试分析，发现设计和敷设中错误，为今后设计和验收工作提供了借鉴。
一、缺陷概况运维人员在对某220千伏单回并联电缆终端红外测温中发现其B相铜护套与其连接的接地线接点处相比其它相同部位有明显发热情况（见图1），相间对比温度达5.4℃（见图2），这一状况引起了运维人员注意。
图1 发热部位图2 对比温度运维人员随后对负荷电流和外护套接地电流的测试，结果如下：B相外护套接地电流与负荷电流比值达75%，依据国家电网公司《输变电设备缺陷分类标准》中的相关条款（接地电流/负荷比值＞50％）定性为危急缺陷。
二、设备状况电力电缆选用YJLW03-127/220-1*800交联聚乙烯绝缘电缆，长度500米，每相双根并用，附件选用户外瓷套式终端，敷设方式为沟道，排列方式为沟道两侧三角形排列，其接地方式为一端保护接地，一端直接接地，具体接地方式如图3图3 单相接地方式示意图三、缺陷原因分析在电缆每相为单根时，电缆采用一端直接接地，另一端加护层过电压保护器接地的方式时，因为只存在一个直接接地点，未构成感应电流回路，金属护套中环流只包含电容电流和泄露电流。
各单位长度段电缆电容电流是并联关系，总电流应为各单位长度电容电流之和，所以单端接地情况下金属护套中流过的电容电流为单位长度电容电流与电缆长度的乘积。
由于交联单芯电缆XLPE层的绝缘电阻非常大，大约在1013～1015Ω/m，所以在计算金属环流时可忽略泄露电流的影响。
另外，单芯电缆的线芯与金属外护套的关系，可看作一个变压器的一次绕组，其工作电流产生的交变磁场在金属护套上将产生感应电动势，在保护侧将承受较高感应电压，其大小与电缆的长度、运行电压等有关。
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长电集团普通员工的一篇专业论文在中科协学术年会上受到专家的高度评价近日，在新疆乌鲁木齐召开的中国科技协会2005年学术年会11分会场暨中国电机工程学会2005年学术年会上，长电集团安全生产部配电专责工程师欧景茹发表的《220kV春平甲线电力电缆外护套缺陷分析》专业学术论文受到了与会专家、学者的高度评价，他本人作为特约代表参加了此次会议。
由中国科技协会、中国电机工程学会主办的学术年会，每年举办一次，今年的主题是：电力发展与资源永续利用。
会议期间，国家发改委能源所所长周大地、能源研究会副理事长兼秘书长鲍云樵、广东核电郑健超院士、中国电科院总工程师周孝信院士、华东电网董事长帅庆军等15名专家、学者和有关部门的领导，分别就我国现阶段及长期能源利用与电力发展形势，结合电网动态安全分析与电网技术创新与发展，进行了专题学术研究与探讨。
在分组发言中，长电集团安全生产部配电专责工程师欧景茹，结合论文与长春地区城市电缆线路，就如何做好高压电缆的运行与防护工作、电缆故障检测及提高电缆载流量，在大会上做了技术发言。
他的发言不仅引起了专家、学者的高度重视，同时也为长春供电公司和长电集团赢得了荣誉。
（姜希忠）附件：220kV 春平甲线电力电缆外护套缺陷分析报告220kV 春平甲线电力电缆外护套缺陷分析报告长春电力集团有限公司欧景茹邮编： 130022摘要：本文对长春地区 220kV 春平甲线电力电缆外护套绝缘缺陷及金属护层环流较大且三相不平衡进行分析讨论，寻找解决方案，以保证电缆线路安全运行。
关键词：电力电缆外护套缺陷分析报告220kV 春平甲线交联聚乙烯电力电缆在敷设过程中发现问题，一段 A 相与二段 C 相电缆外护套绝缘不合格，有接地点，经定点定位查找并加以处理。
该电缆线路于 2001 年 12 月施工结束，进行耐压试验合格，由于负荷原因，电缆空载 24 小时后退出运行。
在停运期间电缆井、管进水严重，电缆与接头被浸泡在水中，电缆外护套绝缘大幅下降，该电缆线路于 2002 年 10 月再次投入运行，发现金属护套环流较大与三相不平衡，同时电缆外护套绝缘不合格，省公司生产部与市公司组织相关人员进行了多次分析、测试与研讨，并与国内其他省、市电缆公司及相关单位就电缆的设计、敷设、安装、试验及运行维护方面进行调研，吸取相关单位的运行维护经验，做好春平甲线电缆外护套缺陷处理及电缆运行维护工作。
一、春平甲线电缆基本概况电缆型号为 YJLW03 — 220kV — 1*630 ，电缆线路总长度为 1.86km ，每段长度约为0.62km ，采用三段等长交叉互联方式安装；电缆敷设方式采用隧道 + 电缆井 + 管敷设，电缆在隧道内敷设成正三角形排列，在电缆管内敷设采用水平排列方式， B 相处于中间位置；由于电缆路径地势落差较大，有两处地势很低，电缆可能长期浸泡在水中；同路径并排敷设 4 回 66kV 电缆线路与 2 回 220kV 电缆线路。
二、电缆外护套缺陷1. 通过对电缆样品测试，发现电缆外护套绝缘厚度不均匀，最薄处只有 1.75mm ，远远小于标称值（ 6mm ）和保证值（ 4.2mm ），电缆外护套质量不合格。
2. 电缆金属护层感应电压与环流不平衡，且环流较大。
3. 电缆外护套绝缘不合格。
三、电缆运行情况调研与分析针对 220kV 春平甲线电缆外护套存在的缺陷问题，省公司组织人员到国内相关单位进行调研走访。
结合调研情况进行分析：1. 单芯电缆线路在正常运行时，金属护套会产生感应电压（最高感应电压设计值小于50V ）。
采用交叉互联方式安装，降低金属护套的感应电压，并减少电缆金属护套环流（即金属护套接地电流）。
在理论上，采用正三角形敷设，各段金属护套感应电压相位相差 120 0 ，幅值相等，其向量和为 0 ，即电缆金属护套上感应电压相互抵消，护套环流为 0 。
在实际上，由于电缆三相排列不对称或非正Δ排列，电缆每段位长度不等，临近带电电缆线路相互感应的作用，电缆外护套绝缘水平低有接地点等因素，会使金属护套上存在一定感应电压，产生环流。
2. 电缆金属护套的环流与电缆运行负荷有关。
杭州电力公司规定护套环流不超过负荷电流的 5 ％，上海电缆输变电公司规定护套环流不超过 10A ，且三相环流基本保持平衡。
对电缆外护套绝缘电阻相关规定不小于 2M Ω *km （上述规定没有标准依据，仅为单位内部规定）。
3. 电缆的外护套绝缘电阻低，在正常运行情况下，外护套绝缘薄弱处的泄漏电流大，外护套绝缘表面局部发热，将加速该处外护套绝缘的老化。
若电缆发生单相接地故障或有过电压产生时，电缆外护套绝缘薄弱处易发生击穿。
如果外护套发生多处击穿，电缆金属护套将会形成多点接地，构成接地电流回路，使金属护套中产生较大局部环流，导致金属护套局部发热，在长时间的电、热作用下，在接地点处金属护套会发生电化学腐蚀，造成主绝缘局部过热和由于金属护套腐蚀致使主绝缘外露，易发生电缆故障。
4. 若电缆金属护套发生多点接地，为减少电缆金属护套环流，必须限制电缆线路运行最大的载流量，上海输变电公司规定电缆额定载流减少 40 ％。
5. 目前国内电缆行业标准与规程没有关于电缆外护套绝缘电阻与金属护套环流的定量规定，我公司借鉴同行业的运行管理经验，规定电缆外护套绝缘电阻不小于 2M Ω*km ，金属护套环流不超过 5 ％负荷电流，且三相环流基本保持平衡。
若不满足上述规定，则电缆允许最大负荷在额定载流量的 60 ％以内运行。
四、春平甲线电缆测试数据分析（一）、针对电缆金属护套环流较大与三相不平衡的情况，核对电缆交叉互联换位是否正确，电缆护层保护器是否良好，核对交叉换位正确，电缆保护器试验合格，互联箱接地良好。
（二）、金属护套感应电压1. 正常状态下测量在 2003 年 6 月 13 日，我公司对春平甲线电缆金属护套感应电压与环流进行测试。
感应电压测量是在交叉互联箱处保护器两端对地电压 6 组数据，环流是采用钳型电流表，同时在两个终端处测得 6 组数据，见图 1 所示。
图1感应电压、环流测试（负荷： 130A ，回流线电流： 10A ）金属护套感应电压理论计算分析：正三角形敷设时电缆金属护套感应电压有效值为：（ S 为电缆中心距、 D 为金属护套直径）U SA ＝U SB ＝U SC ＝ω I A ln （ 2 S / D ）× 10 － 7水平敷设时电缆金属护套感应电压为：X a =X c =2 ω ln2S/D *10 -7 Ω /m X 1 =X 2 =2 ω ln （ 2 ） *10 -7 Ω /mU sa =-j ⅰ a X a +j ⅰ c X 1U sb =+j ωⅰ a X a +j ωⅰ c X c = -j ⅰ b X 1U sa =-j ωⅰ c X c +j ωⅰ a X 2各相感应电压有效值为：，从理论计算可知，在水平敷设时中间相（ B 相）感应电压低于两个边相（ A 、 C 相）感应电压。
这是金属护套感应电压不平衡的重要原因。
在实际测量中，护套感应电压见图 1 所示，符合于理论计算值，在实测值中的三相感应电压最大平均偏差为 11.7 ％与 17 ％，最大绝对偏差为 19.1 ％与 22.3 ％。
平均偏差＝（最大（小）值－平均值） / 平均值绝对偏差＝（最大值－最小值） / 最大值2. 断开变电所侧金属护套一端测试图2 断开金属护套一端感应电压、环流测试（负荷： 112A ，回流线电流： 0A ）断开金属护套的一端接地，在金属护套上产生感应电压符合理论分析，由于金属护套与地没有形成回路，因而不产生环流。
3. 电缆空载运行测量图3电缆空载运行测试 (负荷： 0A )电缆空载时，导体流过的只是充电电流，其充电电流很小，由自身互感产生的感应电压可忽略。
测试金属护套感应电压可视为临近带电线路的感应所致。
平均偏差为17.9％与28.6％，绝对偏差为29.2％与24.0％。
由此可见，邻近带电线路的互感对电缆金属护套感应电压存在很大影响，这也是造成金属护套感应电压不平衡原因之一。
•金属护套环流在理论方面，金属护套环流同其感应电压应满足欧姆定律（ I=U/R ），感应电压的偏差较大会导致护套环流之间不平衡。
从感应电压计算公式可知，金属护层感应电压是与电缆的负荷成正比关系，护套环流也应与负荷成正比关系。
在实际中，护套感应电压会受到临近带电线路互感影响，会产生一定偏差。
从表 1 中得出护套环流数据同负荷电流几乎成正比关系，同理论分析相符。
表 1 春平甲线电缆金属护套环流测试数据线路名称环流环流线电流 I 0负荷测试时间A B C春平甲线14.2 5.6 8.5 16.7 171.1 04.8.28 13.4 5.8 8.5 19.2 138.3 04.3.20 12.5 6 7 10 130 03.6.13在表 1 中， A 相环流较 B 相、 C 相相对高出约 2 倍，超过负荷电流的 5 ％，且三相电流不平衡，从表 1 中第三组数据分析环流的平均偏差＝ 47 ％，绝对偏差＝52 ％，远大于金属护套感应电压的平均偏差 17 ％与绝对偏差 22.3 ％，说明电缆外护套存在一定缺陷。
正常情况下，三相环流汇集到回流线上，回流线上电流应很小，但回流线的电流较大，且超过任何一相的环流，说明三相环流之间相位有很大偏差，说明由泄漏电流存在，即电缆外护套存在缺陷。
•外护套绝缘电阻测试春平甲线投运前、后测量数据与 02 年 10 月到 03 年 6 月测得数据相对比，电缆护套绝缘电阻下降很大，此时电缆被水浸泡严重，因而外护套绝缘下降较大；在 03 年 6 月与 11 月测试相对比，外护套绝缘相对有所升高，主要是长春地区在入冬前少雨、相对干燥，在电缆井、管道比较干燥，测得其绝缘电阻值较大；在 04 年 3 月测试前，发现电缆及接头又发生被水浸泡，测得外护套绝缘电阻很低，在 8 月测试中，第一段电缆外护套绝缘达到较高值，其它段绝缘数据很差，在 05 年 5 月再次测试，电缆护套绝缘全部降低到 1M Ω以下。
从表 2 中测试数据中分析，可得出电缆受环境因素影响较大，在干燥环境中，电缆外护套绝缘水平较好。
表 2 外护套绝缘电阻测试数据段落相别测试时间02.10.17 03.6.21 03.11.17 04 ． 3.2004 ． 8.27 05.5.4第一段A 80 13 7 0.5 7.5 0.5B 50 45 20 0.5 7.3 0.6 c 100 18 11 1.5 7.2 0.4第 A 7 1 2 0.3 0.1 0.1二段B 20 1 2 0.4 0.2 0.2C 3 0.7 3.5 0.3 0.2 0.1第三段A 5 2.5 15 5 0.2 0.2B 30 1.5 12 2 0.2 0.2C 4 1 4 1 0.7 0.3 上面测试数据采用 1000V 摇表测量，全部为现场实测值。