XLPE电缆绝缘老化与剩余寿命评估的试验方法

喻岩珑，李晟，孙辉，岳彩鹏，吴延坤，陈广辉，姚瑾

（1．华北电力大学电气与电子工程学院，北京102206；2.宝鸡市供电局，陕西宝鸡721004）

电力电缆是电力系统输变电的非常重要的设备，对电力负荷安全，电力可靠传输具有不可或缺的作用。40余年的运行及研究表明,水树枝化是导致交联聚乙烯 (XLPE)电缆绝缘寿命缩短的主要因素,水树枝尖端最终长出的电树枝,或是在电缆投运初期由绝缘缺陷处长出的电树枝则是电缆绝缘破坏的主要因素。电树枝一旦产生,便以极快的速度发展并导致电缆绝缘击穿[1-3]。

电缆投入运行后即发生老化，随着时间的推移，早期投运的电缆已接近使用寿命期。评估这些电缆的残余寿命，判断应在何时进行更换，避免因电缆绝缘老化造成事故，成为目前的重要课题[4]。

1 XLPE电缆绝缘老化

国外应用交联聚乙烯电力电缆已经有30多年历史。我国近20年来110 kV及以下的电缆已经能批量生产，可以预料在今后高压电力网中，将有更多的交联聚乙烯电缆线路出现。但是，电缆由于敷设运行环境的原因，电缆的绝缘会在综合因素作用下老化，影响运行寿命甚至导致绝缘击穿发生事故。

实际上，绝缘老化的原因有两方面，一是电气方面，二是化学方面。电气方面包括游离放电老化和树老化。前者是在绝缘层和屏蔽层的空隙产生游离放电，使绝缘受到侵蚀所造成的绝缘老化现象。不过正常相电压下一般不会发生，只有在电缆内部有缺陷时才会成为问题。后者树老化主要有电树、水树两种。树老化是目前绝缘老化最主要的因素。化学老化是由敷设环境所引起的，有一种称为硫化的老化现象，对电缆绝缘影响最大，由于硫化物透过护套及绝缘层与电缆的铜导体产生化学反应，生成硫化铜和氧化铜等物质，这些物质在绝缘层的内导侧向外呈树枝状生长，称为化学树[5-7]。

电缆绝缘事故基本上都是水树和电树造成的，下面主要介绍电缆中水树和电树的老化情况。

1.1 电缆绝缘水树老化

水树就是交联聚乙烯电缆在进水的情况下，由于电场的作用，使绝缘体内形成树枝的现象。几乎都是电缆在制造、运输、保管、敷设过程中水分侵入电缆内部所致；或者由于在导体上使用以布带为基体的半导电层，在毛刺突出处产生水树并延伸而导致绝缘击穿。

1.1.1 水树的形成和发展

水树的形成发展理论至今总结大概有下面8种情况：

1）在水和电场同时存在的条件下发生水树。

2）水树是由直径为数μm的水填满的空隙群所组成的。

3）即使在比较低的电场下也能发生水树。

4）绝缘中的杂质、半导电层的缺陷、空隙等高场强处，是引发水树的起点。

5）水树在直流电压作用下难以产生，但在交流电压作用下较易产生，高频电压也能促进水树的发生。

6）在高温水中水树较易发生，而且也容易延伸。

7）水树在形成的过程中，由于放电而观察不到脉冲现象。

8）发生水树的部位会产生机械变形。

对水树引发和发展机理作为一个统一的理论还不成熟。水树的引发和发展不但缓慢，而且是微观现象，统一理论还需要时间研究。

1.1.2 发生水树后电缆特性的变化

水树的发展会影响电缆的电特性：

1）电缆的绝缘介质损耗角正切值随水树长度的增加而增大。

2）水树引起绝缘电阻下降。

3）交流电压击穿场强随着电树长度增加而明显下降。

随着抗水树电缆材料的研发，电缆结构的调整，水树的影响越来越小。

1.2 电缆绝缘电树老化

水树不是导致电缆失效的直接原因，绝缘严重水树化的电缆也可能正常运行很长时间而不击穿。实际上，总是在水树的末端发展出电树，对于高压和超高压电缆，电树枝是绝缘失效的决定性因素。对于电缆绝缘来讲，其中的杂质、半导电层凸起、电压作用下空间电荷的的积累等原因均会造成局部电场集中，形成局部高场强而诱发电树枝。

1.2.1 电树的引发和生长

电树枝化无论是在引发阶段还是在生长阶段都是一种极其复杂的电腐蚀现象，是包括电荷注入—抽出、局部放电、局部高气压、局部高温、电—机械应力、物理变形、化学分解等在内的一个非常复杂的综合过程；绝缘介质种类的不同、状态的不同、微观结构的差异都增大了电树枝在引发过程中和生长过程中的随机性[8]。

1.2.2 电树引起交联聚乙烯绝缘老化的诊断

为了确保电网的安全可靠运行,及时掌握电缆绝缘的老化状态是很有必要的。有电树枝发生时,反映电缆绝缘状态的一些参数显示出怎样的变化是现在研究的重点。关于绝缘电阻、直流分量电流、介质损耗因数以及局部放电参数与电树枝生长的关系等这方面的研究并不多，有些说法还未统一。有电树枝存在时，XLPE电缆绝缘内局部放电特征参数的变化规律是现在研究的热点问题。

目前,现场检测XLPE绝缘老化还没有公认的可在电力部门推广应用的在线检测技术及相应设备,因此电缆绝缘老化状态的数据积累较少,缺乏判别电缆老化的标准,所以传统的在线检测技术尚难以对电缆的绝缘状态及其剩余寿命进行非常确切的推断,还需要有一个较长的数据积累过程。

2 剩余寿命评估的试验方法

电缆残余寿命预测研究,国内开展较晚,国外20世纪60年代就开始了关于XLPE电缆绝缘弱点检出和老化检测技术的研究,至今仍在不断发展。日本是开展XLPE电缆绝缘老化检测技术研究较早的国家,检测技术有非在线式和在线式。非在线式包括残留电压、反吸收电流、直流泄漏电流、电位衰减法,残留电荷、直流电压叠加法等。在线式包括直流成分、脉动法,直流电压叠加法等[9]。

针对XLPE绝缘电缆的剩余寿命评估问题，国际大电网委员会（CIGRE）2004年在巴黎成立了“现役地下电缆剩余寿命”组，着手开展对现役地下交流电缆的剩余寿命进行研究，调研了全球43家运行单位，对于挤出绝缘的电缆系统，失效率随着时间指数式地增长，这主要是水树老化的影响。2007年给出的报告指出,根据运行状况对电缆进行划分，综合状况对电缆打分，据此估计电缆系统剩余寿命的范围，分为小于1年、1~10年、大于10年3大类[10]。目前运行单位对是否更换电缆依据一个定义为年失效数的参数，大于某值时就更换电缆，而不对剩余寿命做预测。要对寿命进行预测，就必须了解绝缘材料的老化机理，发展有效的测试技术，下面介绍几种预测电缆剩余寿命的试验。

2.1 击穿电压对比法

XLPE电缆的寿命方程为

式中，U是电缆所施加的电压，n为生命时间指数，t为电缆寿命，C为常数。

试验用18个使用过的电缆样本（运行10年的10kV带消弧线圈的三相XLPE电缆），12个新的8.7/10 kV样本。

采用分步加压法，分别持续1min,20 min，相邻电压比为q=1.06，初始电压加给用过的电缆样本30 kV，新的样本60 kV，电压增加的速率为120 kV/min。

对于1min：

式中，T1为每一步测试的时间（1min）;T2为每一步测试的时间（20min）;P1为测试从开始到升至击穿所需要的步数（1min）;P2为测试从开始到升至击穿所需要的步数（20 min）;t1为测试中最后一步持续的时间（1min）;t2为测试中最后一步持续的时间（20min）。

生命指数：

用线形回归方法来计算击穿电压，结果见表1。

表1 4组测试分别的平均击穿电压

由4组测试平均击穿电压，得出

实验得出生命周期指数n，新的电缆比旧的小，表明新的电缆好。运行10年的电缆平均击穿电压比新的电缆要减少大约50%。对于此旧电缆再运行10年，电缆的击穿电压约为24.94 kV（49.8/2）-27.94 kV（55.87/2）。大概是10 kV电缆额定运行电压6.06 kV的4.1倍，再运行10年则为2倍，必须更换。所以推测剩余寿命是10~20年之间[11]。

2.2 介质损耗因素法

实验对象：15~35 kV级XLPE电缆。

实验分为两部分：

1）电缆在电压下水中老化（电树枝在绝缘中的开始和发展）。

2）对老化电缆测试（确定树枝的生长）。

电压的幅值、频率、温度都可以加速老化，加速电树枝的增长。

做以下5个测试：

1）径向切片染色后看绝缘中树枝的数目和长度。

2）测试交流击穿电压。

3）测试冲击击穿电压。

4）测试60 Hz频率下的损耗因子。

5）测试高频下的损耗因子。

有4个老化步骤：

1）空气老化（无水）（60 Hz，3.4 kV/mm）。

2）有水老化（60 Hz，3.4 kV/mm）

3）有水，80℃循环高温老化（60Hz，3.4 kV/mm）。4）有水老化（8 000 Hz，3.4 kV/mm）。

实验表明，绝缘击穿不仅仅是由电树枝通道形成，而且还与水分通道有关。有水比无水击穿电压低，损耗因数大。高温比低温击穿电压低，损耗因数大。高频比低频击穿电压低，损耗因数大。

寿命估计：

具体的绝缘强度与损耗因数的关系是模糊的，绝缘强度取决于电缆中最薄弱环节（电树最大的地方），损耗因素取决于电缆的平均条件（平均电树生长）。据此建立出电缆寿命方程。

XLPE电缆寿命方程为

式中，L为预测寿命；Tsy为已通电运行时间；tan δcrit为关键的损耗因数（故障到达不可接受时）=0.1；tan δt为Tsy时测量的损耗因数；tanδ0为未老化的XLPE电缆的损耗因数=0.000 2。

预测后通过式计算出的寿命与运行时间的差值即为此时的剩余寿命。

2.3 直流泄漏电流法

实验对象为22 kV级XLPE电缆，在导体上加上50 V的直流电压，测试经过绝缘从护套的泄漏电流，推测绝缘电阻值[12]。

XLPE电缆的寿命方程为

式（6）中，U为电缆所施加的电压；n为生命时间指数；t为电缆寿命；C为常数。n的值与材料和破坏机理有关。

对寿命为30年,运行10年的电缆试验，得出的结论见表2。

表2 剩余寿命和绝缘电阻的n值

寿命为30年的电缆，在运行10年后，剩余寿命为12~16年[13]。

3 结论

1）XLPE电缆绝缘老化的诊断方法仍然是从事电缆材料、XLPE电缆结构研究以及相关绝缘结构的科研人员未来的一个重要研究方向。

2）目前国内外的剩余寿命评估方法都比较偏向于定性分析，而对于定量分析而言，也只能给出非常大致的范围，国际上缺乏一个评估标准，来检测各种评估方法的准确性，这也是从事这方面研究的科研人员所努力的方向。

3）现役电缆的寿命预测方法只能根据此时的电缆绝缘情况来推测此绝缘状态下电缆的剩余寿命，而随着运行时间的增加，电缆的绝缘状况是成下降趋势的，所以科研人员建立新的寿命预测模型时应考虑电缆绝缘随时间的变化。

[1] 温定筠,吕景顺,范迪铭,等.交联聚乙烯（XLPE）电缆交流耐压试验时间参数探讨[J].电网与清洁能源,2010,26(8):15-17.

[2] 刘通.John Fothergill,Steve Dodd,UlfNilsson.交联聚乙烯电力电缆的介电损耗机理[J].南方电网技术,2010,4(5):7-14.

[3] 高超飞,王赞,隋恒,等.交联聚乙烯电缆中空间电荷的研究现状[J].电网与清洁能源,2010,26(8):29-33.

[4] 李艳.高压XLPE电缆绝缘检测及评估系统的设计与实现[D].上海：上海交通大学，2009.

[5] World Health Organization.Factors Regulating the Immune Response:Report of WHO Scientific Group[R].Geneva:WHO,1970.

[6] 皮昊书.在线、离线检测方法在配电网电缆局部放电检测中的应用[J].南方电网技术,2010,4(1):134-137.

[7] 王星,尚涛,黄贤球,等.海南联网海底电缆护套绝缘监测方法[J].南方电网技术,2009,3(01):62-65.

[8] 李盛涛，郑晓泉.聚合物电树枝化[M].1版.北京：机械工业出版社，2006.

[9] 师青梅，常宇.XLPE电缆绝缘残余寿命评估的初步研究[J].科技创新导报，2009（2）：4-5.

[10]Remaining Life of Existing AC Underground Lines[R].Draft Reportof CIGREWG B1-09,2007.

[11]C H EN Jiqun,WANG Shou tai.Method of Estimating the Remaining Life of the 10 kV XLPE Cable Operated 10 Years[C]//Proceedingsof the6th InternationalConference on Properties and Applications of Dielectric Materials,2000:204-208.

[12]B AHDER G.Life Expectancy of Crosslinked Polyethylene Insulated Cables Rated 15 to 35 kV [J].IEEETransactions on Power Apparatus and Systems,1981,100(4):1581-1590.

[13]LEE K W.Research For Remained Life of 22kV CV Cable System in Live-Line State [C]// Power Modulator Symposium.2004 High-Voltage Workshop.Conference Record of the Twenty-Sixth International.2004:489-492.