1 前言
近年来，随着我国城市电网的不断改造，交联聚乙烯电力电缆作为主流产品已经广泛应用于输电线路和配电网中。北京地区截止到2004年6月，投运的220 kV电压等级交联聚乙烯电力电缆有83 km，110 kV电压等级的有300多km。全国据不完全统计，已投入运行的110 kV及以上的高压电缆线路已经超过1 000 km，最高电压等级已达500 kV。
资料表明：在对全国主要城市126家电力电缆运行维护单位10 kV以上的电力电缆（总长度91 000 km）在1997至2001年期间运行状态进行调查统计和故障原因分析发现，10～220 kV电力电缆的平均运行故障率由1997年的11.3次/（百公里•年）逐年下降到2001年的5.2次/（百公里•年），但相对经济发达国家仍高出约10倍。
2 高压电缆故障分析
高压电缆系统故障分类的方法很多，按照故障产生的原因大致分为制造原因、施工质量原因、设计单位设计原因、外力破坏四大类。
1.1 制造原因
制造原因根据发生部位不同，又分为电缆本体原因、电缆接头原因和电缆接地系统原因三类。
1.1.1 电缆本体制造原因
因为现在高压电缆制造在原材料及机器设备方面已经成熟，而且电缆在出厂前要进行交流耐压试验，试验标准160 kV，半小时通过为合格（IEC60840标准要求），所以一般电缆本体出现问题的概率比较小。经笔者的考察了解，有了好的设备并不等于就会有好产品，保证产品质量不仅要有好的设备（国内现在有好几个电缆厂家的设备都具有国际先进水平），更需要有好的技术人员、操作人员和严格的检验控制。一般在电缆生产过程中容易出现的问题有绝缘偏心、绝缘屏蔽厚度不均匀、绝缘内有杂质、内外屏蔽有突起、交联度不均匀、电缆受潮、电缆金属护套密封不良等，情况比较严重的可能在竣工试验中或投运后不久即出现故障，大部分在电缆系统中以缺陷形式存在，对电缆长期安全运行造成严重隐患。
事故案例：电缆本体击穿事故。110 kV电缆竣工后通过了5 min，1.7U0变频交流耐压试验（当时的竣工验收试验标准，后来标准改为60 min，1.7U0），但投运12 h之后就发生了电缆本体击穿事故，击穿情况见图1，经分析排除了敷设过程破坏和外力破坏的可能性，确认为电缆本体缺陷导致击穿，怀疑为电缆内外屏蔽有突起或杂质，在工厂和现场试验 时电缆绝缘已经部分受损所致。
图1 电缆本体击穿情况
北京地区在执行电缆接头前电缆质量检查中曾经发现过电缆阻水层受潮、绝缘屏蔽表面有铜屑、铝护套变形、绝缘偏心、绝缘内有杂质、绝缘屏蔽划伤等问题，多次出现过因产品 质量原因而退货的情况。
1.1.2 电缆接头制造原因
高压电缆接头以前用绕包型、模铸型、模塑型等类型，需要现场制作的工作量大，并且因为现场条件的限制和制作工艺的原因，绝缘带层间不可避免地会有气隙和杂质，所以容易发生问题。现在国内普遍采用的型式是组装型和预制型。组装型接头的绝缘部分分为环氧树脂绝缘筒和预制的应力锥两部分。为了保证应力锥与环氧树脂绝缘筒和应力锥与电缆绝缘结合界面有足够的压力，以提高结合面允许的最高场强，设计了一组用于压紧应力锥的弹簧压紧装置。预制型接头由富有弹性的硅橡胶或三元乙丙橡胶制成。接头集改善电场分布的应力锥、导体屏蔽、绝缘屏蔽和接头的主绝缘于一体，全部在工厂预制成型，由过盈配合来保证结合面的压力；又由于硅橡胶和三元乙丙橡胶的膨胀系数接近且具有弹性，在运行中当负荷变化、温度变化引起热胀冷缩时，能自动平衡，不会产生相对位移。
电缆接头又分为电缆终端接头和电缆中间接头，不管什么接头形式，电缆接头故障一般都出现在电缆绝缘屏蔽断口处，因为这里是电应力集中的部位，因制造原因导致电缆接头故障的原因有应力锥本体制造缺陷、绝缘填充剂问题、密封圈漏油等。
事故案例1：110 kV电力电缆预制式中间接头发生击穿事故。电缆运行一年，被击穿部位是硅橡胶应力锥，见图2。解剖发现应力锥本体开裂，接头发生滑闪放电导致击穿，电缆表面爬电痕迹见图3。这批中间接头在制作过程中预扩充时曾发生过多次应力锥破裂问题，厂家确认是部分产品在工厂内硫化过程中出现氯原子混入导致硅橡胶弹性下降所致，通过预扩充没有破裂的应力锥可以保证安全运行。该项目在2001年进行交流耐压试验时又有2只接头在试验过程中击穿，击穿原因也是应力锥本体开裂，接头发生滑闪放电导致更进一步击 穿，证明该公司这批产品质量不稳定。
图2 应力锥击穿后外观图
图3 电缆表面爬电痕迹
事故案例2：GIS终端接头击穿事故。电缆运行时间接近2年，直接的击穿点在电缆终端内应力锥中间、半导电应力管上方37 mm处，电缆线芯与应力锥间放电，应力锥和电缆上各烧出一个18 mm×20 mm的孔洞，环氧套管被炸成4大块及一些碎片。事故原因是因为终端接头出线杆工艺要求包绕PVC带和VDG绝缘带，PVC带包VDG绝缘带外侧，然后泡在聚异丁烯绝缘油内，PVC带长时间浸泡后松开脱落，垂入金属应力锥内，导致电场畸变，产生局放，最终导致接头击穿，见图4。福建厦门电业局利用红外测温监测电缆终端瓷套时也发现了因PVC带脱落导致接头内电场畸变发生局部放电的情况。
图4 GIS终端头击穿情况
事故案例3：220 kV GIS接头击穿事故。电缆运行时间7年多，击穿部位为应力锥上部离开绝缘屏蔽末端大约20 cm处。因为应力锥在爆炸时已经炸成碎片，故障分析比较困难，但终端内填充的硅油已经严重劣化，从清亮状态变成黄色的块状油脂可以看出终端内发生长期的局部放电。产生局部放电的原因很多，具体原因不明，很有可能是绝缘油本身有问题。
1.1.3 电缆接地系统原因
电缆接地系统包括电缆接地箱、电缆接地保护箱（带护层保护器）、电缆交叉互联箱、护层保护器等部分。一般容易发生的问题主要是因为箱体密封不好进水导致多点接地，引起金属护层感应电流过大。另外护层保护器参数选取不合理或质量不好，氧化锌晶体不稳定也容易引发护层保护器损坏。
1.2 施工质量原因
因为施工质量导致高压电缆系统故障的事例很多，主要原因有：①施工现场条件比较差，电缆和接头在工厂制造时环境和工艺要求都很高，而温度、湿度、灰尘都不好控制。②电缆接头施工工艺要求比较高，一般要求施工人员练习3年后才能安装110 kV及以上接头，而有些施工队伍施工水平不高，甚至存在盲目施工问题。③电缆施工过程中在绝缘表面难免会留下细小的滑痕，半导电颗粒和砂布上的沙粒也有可能嵌入绝缘中，另外接头施工过程中 由于绝缘暴露在空气中，绝缘中也会吸入水分，这些都给长期安全运行留下隐患。④安装时没有严格按照工艺施工或工艺规定，没有考虑到可能出现的问题。⑤竣工验收采用直流耐压试验造成接头内形成反电场导致绝缘破坏。⑥因密封处理不善导致。
对于终端接头密封，主要应是防止绝缘油渗漏。终端接头漏油问题是困扰各地电缆运行管理部门的主要问题之一，因为一般终端接头都不采用外置油压补偿装置，所以终端漏油后运行部门并不知道内部油量多少，只能加强监测。终端内油量减少会导致电场分布的改变，造成电缆内绝缘爬距变化，最终导致接头击穿。目前堵漏技术很难解决绝缘油渗漏问题，虽然现在各地开始采用干式终端接头，但因为大量油终端的存在，终端接头渗漏还将是一个长期问题。
对中间接头密封来说，主要应提高防水性。南方水位高，不管采用排管、直埋接头还是沟槽电缆接头都经常泡在水中。北方虽然水位低，但在雨季隧道、排管的接头井内也经常有积水。所以保证中间接头的密封防水性至关重要。因为从严格意义上讲，塑料无法保证水分子的侵入，所以北京地区规定中间接头必须采用金属铜外壳外加PE或PVC绝缘防腐层的密封结构，在现场施工中保证铅封的密实，这样有效地保证了接头的密封防水性能。
因施工质量原因造成的严重缺陷一般在投运前的竣工试验时或投运后一两年内就会出现故障，而一些小的问题可能就成为长期运行的隐患。采用专业的施工队伍和加强接头安装人员的技术水平和质量意识是减少电缆事故的重要手段。
事故案例1：因安装工艺错误导致220 kV电缆户外终端发生击穿事故。击穿部位在绝缘屏蔽末端上部，运行时间11个月，接头形式为组装式。与厂家一起对事故终端进行解剖 分析，确认事故原因是顶应力锥的弹簧机构在安装时被锁死，没有起到保证应力锥与电缆绝缘结合界面有足够的压力的作用，导致界面强度不够，引发界面放电，见图5。
图5 事故应力锥图
事故案例2：因安装原因导致110 kV中间接头击穿。接头形式为预制式，运行时间12个月。事故原因是厂家制作人员在制作安装预制接头过程中，套锥扩充工具曾经折损在接头内部，对绝缘表面造成损伤，发生局部放电，最后导致接头击穿。接头击穿位置见图6。
图6 接头击穿位置图
事故案例3：因接头尺寸错误原因导致终端接头击穿。事故直接原因是绝缘半导电屏蔽剥切尺寸与图纸不符，图纸要求剥切尺寸为1 521 mm，实际剥切尺寸为1 593 mm。造成应力锥半导电部分未与电缆绝缘半导电屏蔽搭接，应力锥没有起到均匀电场的作用，绝缘屏蔽末端发生刷状放电，最后导致击穿。终端接头击穿位置见图7。
图7 终端接头击穿位置
事故案例4：10 kV电缆在投运几个小时后发生终端接头爆炸事故，击穿部位为应力锥。击穿原因是直流耐压试验后马上投运，因反电场造成击穿，击穿应力锥解剖情况见图8。
图8 击穿应力锥解剖情况
事故案例5：因密封处理不善导致GIS终端漏油事故。事故是因为GIS电缆仓气压降低后报警发现的。事故原因是电缆终端出线杆上有一条纵向滑痕，因为GIS内气压比接头内油压高很多，所以SF6气体顺着滑痕进入电缆终端，终端下密封在高气压下失灵，绝缘油全部泻出，GIS电缆仓气压降低后报警。
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