交联聚乙烯电缆绝缘老化超低频介损试验及评价研究

国网吉林省电力有限公司长春供电公司 杨春飞

1 引言

20世纪八十年代，交联聚乙烯（XLPE）电缆已经在国内许多城市进行应用，但是由于XLPE 电缆在长期应用过程中，因为受热、潮湿、化学品或电气因子的作用，物理性质及化学变化也可能发生变化，由此造成的电缆绝缘能力逐渐减弱，更会出现绝缘断裂的问题[1]。通过大量试验证实，在低频下测量电缆介质损耗，能够精确反应绝缘导线的老化情况，鉴于中国电缆和外国产品相比在材质、设计、生产技术等方面都存在着差别，为了处理这些情况，我国提供比较全面的标准评价框架以确定最优分类评价阈值的标准方法，通过与IEEE400.2-2013标准对照，为构建比较适合我国电缆情况的评价方法提供借鉴。

2 交联聚乙烯电缆绝缘老化原因

2.1 外部原因

交联聚乙烯电缆运行时的负载电流会产生一定热量，使内部交联聚乙烯分子的C-H 键中氢原子脱离，发生氧化自由基链反应，从而降低电缆抗拉强度、断裂强度等性能，老化现象有裂纹和氧化裂纹。当电缆在工作电压下长期工作时，D228寿命模型为指数律时，根据电缆缺陷、尺寸、形状的不同，会出现不同程度的电压老化现象。同时，在运输期间也会受到外界的影响和挤压所带来的影响，从而出现一些裂纹和微变形，造成机械老化。交联聚乙烯电缆在含硫化物环境工作时，如果硫化物穿过保护护套与铜线反应生成氧化铜、硫化铜等物质，一旦进入内部绝缘缺陷，就会产生化学分支的老化现象。

2.2 内部原因

交联聚乙烯内部的气隙、裂纹等缺陷是较为常见的缺陷类型，在实际高压电场所带来的作用下会出现局部放电的情况，其中带电粒子冲击会使绝缘材料中分子链断裂，而氧化分解产生热量引起的反应会使绝缘材料表面被腐蚀，从而形成腐蚀坑，腐蚀坑引起的电轴不断扩张，最终导致绝缘击穿和放电局部老化。在电缆所在环境中，由于湿度和电场共同作用下，材料内部还可能存在由充满水微孔相连的树枝状通道，在表面亲水的情况下，树枝不断扩大。出现老化的枝晶现象[2]。尤其是当绝缘材料中混入金属物质后，很易产生局部电荷集中、电树、水树等问题，从而造成绝缘性能的急剧减少甚至丧失。

3 交联聚乙烯电缆绝缘老化的影响因素

3.1 水树老化

水树老化是指电缆等隔热材料在交流电场和湿度共同影响下出现退化的现象，在周围环境影响下，终极点中会逐渐发育出某些微通道，从而产生水树，当水树发育到一定阶段之后，便会迅速成为带电作业的树枝，进而产生充放电，从而加快绝缘老化过程，并在最后造成隔热层破坏。水树老化因素较为复杂，其中涉及的环境温度、水分子含量、外部运动、土壤及其自身水分子特征均能影响其生长发育，温度与水树的生长发育速率以及从水树向电树的过渡情况有关。但科学研究已经证实，水树的生长发育速率在较高温时也有提高，是由于气温上升可以减少水树的动力学特性，如微孔增加和水含量提高以及盐分子的扩大等，都是由非均匀分布的热运动情况所决定的，在温度下，还能在一定程度上提高水树生长发育速率等[3]。在同等条件下，与自来水环境相比，含有Cl-、SO44+等离子的水会使XLPE电缆更容易产生水树，而水树生长速度是自来水环境的3～4倍，所以水树木在NaCl，KCl，FeCl，FeSO4等溶液中生长速度会进一步加快，即使在同一根电缆上，绝缘上的机械应力因位置而异。与静态参考电缆相比，在机械应力最大点发现水树的密度明显更高。

3.2 电树老化

电缆绝缘层存在杂质、气泡或凸起等缺陷，会使电场局部集中，引起局部电气故障，形成树枝状放电通道。电轴从开始到长大是一种非常复杂的电腐蚀现象，会受到电缆状态、介质类型和微观结构的影响，电树一旦形成，就会在电场作用下不断发展，直至完全击破绝缘层，形成穿透性放电通路，使交联聚乙烯电缆的绝缘层失去原有绝缘能力，最终导致断电。交联聚乙烯电缆在运行过程中始终承受不同的交流电压，不同类型电压对电树的萌生和发展有重大影响，发现初始锁定电压与升压速度有关，两者呈负相关，升压速度越快，初始锁定电压越低，在电缆上施加不同电压直至绝缘击穿，电树击穿通道的形状是不同的。随着外加电压的升高，电树启动时间缩短，电缆绝缘击穿时间缩短，电树平均生长速度也会处于减慢的情况。在相同外部条件下，正极性直流电场下的电树平均生长速率均高于负极性，且电树的生长速率随直流电压升高呈明显增加趋势，若外加电场是叠加的冲击电流，当预设压力值低于单片作用电轴起始压力阈值的40%时，在交联聚乙烯电缆中电轴起始压力将由外加电流确定，但是，当交流压力增加至阈值以上时，击穿电流将会由于使用的交流电压提高而减小，所以空间电荷在使用电轴时起关键作用[4]。

4 交联聚乙烯电缆绝缘老化超低频介损试验分析

4.1 超低频介损检测原理

交联聚乙烯电缆的绝缘材料在一定压力时会出现电压损失，这个消耗定义为介电损耗，是由电解质电导、局部放电和极化现象等因素导致。通常材料损耗角的数值只和材料特性相关，随着时间的增加，介电损耗数值也会减小，而随着工作年限增长，导线绝缘时也会发生部分老化现象，会使得其有功功率变化极小，可忽略或不计，而绝缘线路在老化时材料消耗值比一般情况更高。因此，可用于评估绝缘老化情况，并可以通过计算材料消耗来确定交联聚乙烯电缆的老化情况，将导线介电损耗值分为电导损耗、极化损耗和部分放电的损失值[5]。

在一般情况下，导线介电常数和外部电流频率无关，但一旦导线内部老化，导线内部就需要相应的电流以解决内部摩擦力。试验结果表明，在超低频介损试验后，由于电缆内部极化情况很明显，所以对介质损耗影响并不明显，而一旦采用超低频电压，对介质损耗的改变就会很大，介质损耗随时间变动轨迹如图1所显示，因而，利用超低频介损试验测量电缆介质损失有着重大价值，有利于迅速检测设备磨损和线路结构老化。

图1 介质损耗随频率变化曲线

4.2 超低频介损现场测试方法

2018年我国制定了《35kV 及以下超低频（0.1Hz）交联聚乙烯绝缘电力电缆耐压试验方法》，在通过大量测试之后证明，如果能够通过这种检测方法，就可以确保使用超低频高压发生器所产生的电流可以更加合理地检测，在检测中，还可以通过自行设置0.1Hz 主系统的测量系数，使其在校正好的超低频介损时产生正弦波，对正在测试的电缆施加低频电压时，将采集到的结果信息上传。具体的测试方案主要是在测试前，需要确定导线上的电源全部断开后，使待测导线全部通过悬垂达到所要求的安全位置后撤离现场，通过兆欧表检查被测导线的绝缘电阻，为保证测试安全，在测试前必须进行放电工作，被测导线的近端通过跨线桥连接至主机箱，要求应确保其处于安全连接的基础上，并估算被测导线在通过0.5Uo、温度系数Uo 和1.5Ub 三个电压等级后的介质损耗。

4.3 测试结果及分析

对某区域的10kV 以上配电电缆线路开展超低频介质损失的检测，现场测量结果如图2所显示，基于已获取的电缆检测信息，按照IEEE400.2-2013考核指标，将多个正处在不需要检修行为阶段的电缆，综合推荐进行监测和需要检修行为阶段的情况下，建立总结标准。随着试验距离的增长，不需维持操作的电缆与需维持操作状态电缆之间的介质消耗数据大多都处在慢慢回升至基本恒定值情况下，在经过进一步推荐试验时间后测试，电缆介质损耗值明显高于不维持操作情况下的电缆，也就是在电缆上浸水后。由于负载的增加，电缆的绝缘线破裂，从而加快水树的生长速度，造成LLD 介质损耗值的上升，这也就反映出标准IEEE400.2-2013中的介质消耗变化值。

图2 现场测试

此外，由于外部电流的增加，水分子剧烈振荡，使得电缆导电能力逐渐降低，进而提高损耗，线路老化情况越严重，介质损失值愈高，说明线路处于严重老化的情况，要想满足绝缘线路的整体运行水平，需要达到线路没有局部退化的基本前提。

5 交联聚乙烯电缆绝缘老化超低频介损评价规程研究

目前，IEEE 400.2-2013国际标准共有三个标准，即介质损耗随时间稳定性、介质损耗变化率和介质损耗的平均值，利用这一国际规定，可以初步判断交联聚乙烯电缆绝缘老化程度。但需要强调的是，IEEE 400.2-2013的评估标准是建立在数千条电缆实测数据基础上，判断阈值的实际情况主要是利用经验累积分布函数得出，这一阶段已有的研究成果指出，电缆构造条件也可能会影响介损测量，如对电缆屏蔽及护套、绝缘层材质的选用以及电缆的生产年份等。但评价标准的制订环境不同，无法全面应用到我国，因此，在交联聚乙烯电缆绝缘老化超低频介损试验期间应以IEEE400.2-2013标准为依据，形成适应中国的评价框架，这也是十分重要的内容。

6 结语

在交联聚乙烯电缆绝缘老化分析期间，使用超低频介损试验就可以将其老化特性直接表现出来，由此可见，两者之间具有较强的相关性特征，如果使用传统的工频电压测试方法则无法将其实际情况反映出来，而使用超低频介损试验则可以将其电缆老化的具体指标表现出来，当出现严重的局部退化与老化现象时，测得的介损耗值会增加，介损耗很难达到准确反应整条电缆的老化情况，因此，在使用介损耗判断整条电缆运行时，应注意电缆处有没有严重的局部劣化。在此基础上，主要采用超低频介损试验的方式就可以对现场的实测数据进行分析，确定适合我国使用的特低频介质损耗评价标准，为交联聚乙烯电缆绝缘老化的检测提供依据。