高压电缆系统是城市电网的重要组成部分，一旦发生故障将会造成重大损失。 对故障原因的正确分析有助于线路维修工作的顺利进行，排除电缆线路隐患，进一步保障高压电缆线路的安全运行。 结合实际案例对由于材料失效、界面压强不足、安装不当造成的高压电缆附件故障进行了分析。 通过对故障附件的击穿主通道进行定位，结合材料理化分析，参考附件尺寸结构和安装工艺，并综合考虑线路的敷设方式以及故障录波信息，理清故障成因并对其劣化发展过程进行了复现。 在此基础上对高压电缆线路的安全运行和故障预防提出了建议。
电力电缆由于其运行故障率相对较低、占用输电走廊空间小、能适应多种复杂敷设环境等优点，是大容量电能输入城市负荷中心最为常用的输电方式［１-２］。 随着高压电缆输电系统在城市输电中的大规模应用以及已投运线路服役年限的增长，电缆系统故障时有发生，其中非外力破坏造成的故障主要集中在电缆附件上［３］。 分析故障原因和故障发展过程有助于改善和提升高压电缆线路运维水平，一定程度上杜绝类似事故的再次发生。 本文选取了材料失效、界面压强不足、安装不当等原因导致高压电缆附件故障的案例，分析了故障成因及其发展过程，并对故障分析的方法和要点进行了探讨。
１ 高压电缆附件故障分析
１. １ 材料失效导致的电缆终端故障案例某敷设于变电站内的 ２２０ ｋＶ ＸＬＰＥ 电缆硅橡胶复合套管户外终端在正常运行 １２ 年后其中一相发生故障，故障电流约 ２０ ｋＡ。 故障电缆长度约３００ ｍ，采用一端直接接地，另一端通过保护器接地的接地方式。
１. １. １ 故障现象
故障终端如图 １ 所示。 故障相终端套管内电缆主绝缘上有一个圆形击穿孔，击穿孔表面有黑色碳化颗粒，部分颗粒嵌入电缆主绝缘中。 橡胶预制式应力锥碎裂为数块，半导电应力锥与橡胶绝缘出现分离现象。 电缆绝缘屏蔽断口附近的屏蔽层脱开，绝缘表面发黄。
１. １. ２ 原因分析
将故障电缆浸入硅油中加热至约 １５０ ℃进行观察。 ＸＬＰＥ 在高温下变得透明，由此可以对击穿通
道、电缆绝缘以及导体屏蔽等进行观察。 观察结果如图 ２，其中图 ２ａ 为击穿点照片，图 ２ｂ 为包含击穿点电缆段加热观察结果，图 ２ｃ 为击穿点附近电缆段加热观察结果。 由观察结果可以看到，击穿通道附近导体屏蔽出现部分烧毁现象并已露出铜芯导体，不含击穿点的电缆段导体屏蔽以及绝缘未见异常。
在对非故障相终端进行解剖，并结合产品资料对终端安装尺寸进行复核分析后，发现电缆绝缘屏蔽断口附近绝缘表面存在圆周方向打磨痕迹，绝缘屏蔽断口附近绝缘略微发黄，其他无明显异常。 随后，根据 ＧＢ／ Ｔ １８８９０. ２—２０１５［４］对故障相和非故障相电缆进行了检测，检测结果符合国标要求。 参照ＤＬ／ Ｔ １０７０—２００７［５］ 对故障相进行了水树检查，并未在电缆中发现水树。
由于故障相应力锥已碎裂，残余油样过少，无法进行相关检测。 因此对非故障相终端应力锥半导电材料的电阻率和相对介电常数、绝缘材料的原始机械性能进行了检测，对终端内绝缘油的体积电阻率和击穿电压进行了测量。 测得的应力锥半导电材料的电阻率为 １０１３ Ω· ｃｍ，相对介电常数为 ６. ９４。 尽管现行的 ＧＢ／ Ｔ １８８９０. ３—２０１５［６］ 标准不再对预制橡胶件半导电材料性能提出考核要求，但该应力锥
半导电材料的电阻率远超过旧版 ＧＢ／ Ｚ １８８９０. ３—２００２［７］标准要求的上限值 １. ０×１０３ Ω· ｃｍ，硅橡胶绝缘材料的抗张强度和断裂伸长率低于旧版国标要求。 测得的绝缘油击穿电压符合国标要求，但体积电阻率已降低至标准最低要求值的约 ３０％。
综上，此次故障是由于终端长期运行后预制式橡胶应力锥半导电材料失效引起的。 半导电材料电阻率大幅上升，终端内绝缘油电阻率明显下降，致使内部场强畸变且整体绝缘品质下降，最终导致击穿。
此外终端内电缆绝缘发黄可能是由于长期局部过热导致，过热也会加剧橡胶件的老化。
１. ２ 界面压强不足导致的电缆终端故障案例某 ２２０ ｋＶ ＸＬＰＥ 电缆线路在投入运行半年后，ＧＩＳ 终端发生故障，故障电流约 １３ ｋＡ。 故障电缆线路长度约 ２００ ｍ，采用单点接地的接地方式。
１. ２. １ 故障现象
故障终端破损情况如图 ３ 所示。 终端尾管已严重变形，露出内部弹簧锥托组合件。 锥托组合件中螺杆变形，环氧套管法兰下方表面出现明显裂纹。
套管端面环氧有较明显破损，部分内嵌金属接地电极露出，螺孔处环氧端面破损。
１. ２. ２ 原因分析
解剖前对故障终端的部分尺寸进行了复核，发现应力锥锥拖的弹簧推进量与图纸中给出的数值差了约 １０ ｍｍ，其造成的结果是应力锥与环氧套管之间的压力不足。 对故障终端进行拆解发现，露出套管部分的电缆中心线与环氧套管、弹簧锥托组件中的中心线存在一定程度偏差。 在环氧套管端面上电缆与套管的最大距离约为 ４０ ｍｍ，最小距离约为２５ ｍｍ，证明该段电缆存在严重的弯曲偏心现象。
对终端进行进一步拆解发现，应力锥橡胶件已碎裂为数块并有烧蚀痕迹，环氧套管内壁经无水酒精擦拭后表面能够观察到电蚀痕迹，如图 ４ 所示，去除应力锥后发现电缆绝缘上无击穿痕迹，从现象可以推断击穿通道是从 ＧＩＳ 终端内的高压金属电极沿套管内表面至半导电应力锥
对线路中另一相非故障相 ＧＩＳ 终端进行尺寸复核和解剖检查，也发现应力锥锥拖的弹簧推进量与图纸中给出的数值差了约 １０ ｍｍ，情况与故障相类似。
综上，可以推断出由于应力锥推进不到位导致应力锥与环氧套管之间界面压力不足，另外终端内电缆未充分校直也加剧了界面上的场强畸变，最终导致了击穿故障发生。
１. ３ 电缆中间接头导体连接问题导致的故障案例铝导体的连接一直都是有难度的，在我国高压铝导 体 电 缆 的 应 用 经 验 相 对 较 少。 某 ２２０ ｋＶ６３０ ｍｍ２铝导体 ＸＬＰＥ 电缆试验回路在完成 ６０ 个无电压负荷循环试验后出现故障，经查找最终确认故障发生在试验回路中的一个中间接头。 试验回路总长约 ５０ ｍ，包括两个电缆终端和一个预制式中间接头。
１. ３. １ 故障现象
接头外观无明显异常，解剖至橡胶预制件时发现接头两侧电缆有明显的绝缘回缩，半导电屏蔽断口已回缩至露出预制件覆盖范围以外，此外电缆绝缘有变形且颜色变深，如图 ５ 所示。
１. ３. ２ 原因分析
将硅橡胶预制件解剖，发现接头内导体压接管两侧的电缆绝缘已被严重烧毁，且其中一侧的铝导体发生严重变形，如图 ６ 所示。 硅橡胶预制件的半导电高压电极严重碳化，如图 ７ 所示。
图 ６ 接头内接管连接处
图 ７ 预制件硅橡胶碳化
检查了安装工艺，未发现安装过程有问题。 该规格导体连接管是首次在 ６３０ ｍｍ２ 铝导体上进行试验。 铝导体压接过程中需要施加较大压力破坏导体线芯表面的 Ａｌ２Ｏ３ 氧化层以保证可靠的电气连接［８］，同时也起到固定作用。 该连接管采用的是螺栓形式而非压紧连接形式。 这种连接方式对螺栓的数量及尺寸、连接管的尺寸和操作工艺等有较严格的要求。 此案例中，在循环过程中由于电缆的胀缩导致的轴向应力传至导体连接处，同时连接处本身在热循环过程中存在胀缩现象，致使导体连接处的电阻逐渐增大，最终形成上述故障。
１. ４ 安装不当导致的电缆中间接头故障案例某 ２２０ ｋＶ ＸＬＰＥ 电缆线路在竣工交流耐压试验升压过程中，其中一个预制式中间接头发生故障。
１. ４. １ 故障现象
故障接头整体外观无明显异常，对其进行逐层解剖检查，剥至橡胶预制件时发现其半导电地电极表面有一击穿点，预制件外部的热缩管内侧对应位置也有击穿痕迹（见图 ８）。 继续将预制件解剖，发现电缆导体压接管上绕包的半导电带出现拉扯移位，部分半导电带已覆盖到电缆绝缘上。 此外在接头故障一侧的电缆绝缘表面有放电痕迹，如图 ９所示。
预制件内侧半导电高压屏蔽向外有两道裂纹，并且有半导电带材粘连，橡胶绝缘表面发黑，如图
１０ 所示。 裂纹尖端位置大致与预制件外侧击穿点相对应。
１. ４. ２ 原因分析
为了进一步确认击穿通道，将包含击穿点和裂纹的橡胶件切割成 ８ 片，如图 １１。 预制件内侧裂纹由 ８ 号切片的半导电高压屏蔽一直延伸至 ３ 号切片的橡胶绝缘上，预制件外侧击穿点位于 ２ 号和 ３ 号切片之间。 预制件内部的击穿通道见图 １２。 结合以上解剖检查，可以发现击穿路径起始于预制件半导电高压屏蔽，在预制件与电缆绝缘界面之间发展一段距离后贯穿预制件主绝缘，最终到达地电极。
综上，认为此次故障是由于安装过程中导体压接管上的半导电带材绕包、固定等处理不到位，在后续预制件安装过程中发生拉扯移位至超出半导电高压电极，致使电场畸变所致，属于安装不当，当然这结构设计容易出现此类问题，最好能够增加金属屏蔽罩或者半导电热缩管来避免。
2 故障预防措施及建议
资料显示，我国的高压交联电缆大部分都是１９９６ 年之后投运的［９］，而在电缆运行超过 ２５ 年后图 １１ 橡胶预制件故障位置切片
图 １２ 击穿通道切片观察结果
故障率会大幅上升［１０］。 考虑到常规高压交联电缆设计寿命为 ３０ 年，在接下来的一段时期内会陆续有高压电缆线路运行时间逐渐接近设计值。 对于投运时间较长尤其是处于设计寿命后期的电缆线路，应重点关注其整体老化状况。 有条件时对于电缆可以进行介损、泄漏电流测量［１１］，对于附件可以进行局部放电在线监测或带电检测以及红外测温［１２］。此外有统计数据表明［３］，由于产品质量和施工安装不当导致的电缆故障近 ８ 成发生在投运 ５ 年内。 因此对于未投运线路的电缆和附件在出厂试验过程中应加强质量控制，电缆在敷设及附件安装过程中应严格遵守安装要求。 对于投运时间较短的电缆线路，运行前期应加强局部放电和测温的带电检
测工作［１３］。
３ 结 论
本文研究了材料失效、界面压强不足、安装不当等原因造成的高压电缆附件故障案例，对故障的具体原因和作用机理进行了分析和讨论，结论如下：
（１）在对高压电缆附件故障成因进行分析时，应重点对主击穿通道进行准确定位，有助于确认故障点的击穿路径从而复现故障形成过程。
（２）由故障现象可见，多数运行中发生的故障击穿前都会经过一段时期的附件内部放电、局部过热过程。 因此在日常运行维护中借助局部放电检测、温度测量等手段可以提前发现异常点，预防故障的发生。
（３）在进行高压 ＸＬＰＥ 电缆附件故障分析时，应综合考虑故障时刻电流电压录波信息，电缆线路敷设情况，电缆和附件的配合尺寸、安装要求，并依照线路投运时以及现行的检测标准对电缆和附件的性能进行检测分析，有助于理清故障成因，为后续的维修和运行维护工作提供参考。
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