高压交联聚乙烯电缆绝缘老化及述评

2019-11-03 10:08:37

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供稿：网友

吴倩，刘毅刚

广东省广电集团有限公司广州供电分公司输电部

广东广州 510310

　　摘要：对国内外部分高压交联聚乙烯(XLPE)电缆系统的绝缘损坏作了统计，分析了电缆及其附件绝缘老化原因和形态，叙述了XLPE电缆绝缘老化的机理。指出对高压电缆附件和缺乏径向防水构造的XLPE电缆需重视绝缘老化问题。对于XLPE电缆本体绝缘老化检测，认为高压级可比中压级简化。概述了国外绝缘老化诊断新技术的发展。最后，对局部放电检测绝缘老化技术方法作了试验探讨。

　　关键词：交联聚乙烯绝缘电缆；电缆附件；绝缘老化；诊断技术

　　交联聚乙烯(简称XLPE)绝缘电缆由于敷设容易、运行维护简便，现已是10～220 kV供电电缆的主流。近20年来，大量引进的66～220 kV级和国产的66～220 kV级 XLPE电缆已广泛应用于城网送电系统中。随着时间的推移，如今运行的66 kV及以上高压的XLPE电缆，有些已逐渐进入电缆及其附件预期寿命的“中年期”。电缆系统在实际使用状况下，能够继续长时期可靠工作或因绝缘老化加速而缩减使用寿命是运行管理部门十分关注的问题。

　　国外早在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，至今仍在不断深入发展，不乏统计与测试数据，富有参考意义。

　　现基于广州地区110 kV XLPE电缆绝缘击穿事故统计分析和初步进行现场局部放电测试情况,并借鉴国外技术进展，试对66 kV及以上XLPE电缆绝缘老化、相应的绝缘检测技术给予述评，希引起重视并推进深入开展这一领域的全面调研，以提高运行管理水平。

　　1高压XLPE电缆及其附件的绝缘损坏

　　广州供电系统在国内较早地使用高压XLPE电缆，迄今110 kV级XLPE电缆总长度已达636km。1995～2000年共发生110 kV XLPE电缆绝缘击穿事故11起，分类如下：电缆本体7起，均属外力破坏造成；电缆接头4起，其中3起为投入运行不久出现，是归属于构成材料、工艺所致，另1起则是绝缘击穿，其接头无防水构造，并运行了10年，经分析是水树老化所致。上述绝缘击穿事故虽显示了电缆本体未出现绝缘老化损坏，但运行时间终究有限，是否出现绝缘老化的异常指标，尚未经测试，XLPE电缆是否都能够可靠运行至预期使用寿命还是个待研究的问题。而有一起电缆接头已出现绝缘老化，则至少表明对于包含附件在内的电缆系统绝缘老化问题需引起重视。现不妨借鉴国外较早应用高压XLPE电缆及其附件的实践经验［1, 2］，结合予以分析。

　　1.1日本不同电压等级XLPE电缆绝缘损坏比较

　　一般XLPE电缆高压级比中压级的本体绝缘老化损坏较少，如日本1965～1995年按电压级统计电缆绝缘事故率，显示了随电压级增高其相应的电缆绝缘损坏率依次较低，见表1。这或许是XLPE电缆的制造工艺对高电压级有较严格的质量目标管理，加之110 kV及以上电压级电缆均采用金属层径向防水构造的缘故。

　　1.2日本66 kV 级XLPE电缆线路绝缘损坏故障分布状况

　　日本在1977～1995年66 kV XLPE电缆线路发生82次绝缘损坏故障，其分布状况统计列于表2，特点有：

　　a) 电缆本体因水树老化导致绝缘损坏达12起，它存在于沿电缆纵向的局部位置，但这些电缆是1975～1980年投产的一批，当时的制造工艺含湿法交联(20世纪80年代后才完全为干法交联)，且电缆构造没有径向防水层，因之，历经12～19年运行后出现绝缘击穿。

　　b) 电缆附件因形状不良、界面空隙导致绝缘损坏达23起，占相当大比例。其电缆接头基本上为绕包型，安装质量受作业环境、技术熟练等条件制约，人为过失因素较显著。

　　1.3日本高压级XLPE电缆线路运行情况

　　高压交联聚乙烯电缆绝缘老化及其诊断技术述评日本110 kV及以上电压级XLPE电缆线路至1995年已使用705 km，运行了4 070 km·a，迄今未出现电缆本体绝缘损坏。已运行的4 000多个电缆附件中，虽未出现水树老化导致绝缘击穿，但发生过1次接头绝缘损坏，是模塑型接头绝缘挤出作业中有纤维性异物混入所致。

　　1.4绝缘之间的界面问题

　　荷兰150 kV XLPE电缆系统在1993年1天中曾发生多个电缆终端一连串绝缘击穿，造成大范围停电。经分析判明，原因是干式构造终端的预制橡胶应力锥与XLPE绝缘之间的界面问题。后对该系统出现绝缘击穿前已退出运行的电缆终端检查，发现界面上存在电树枝痕迹，表明形成电树枝已有较长时日。这一界面问题已引起欧、日等业界重视。绝缘之间的界面问题是不同绝缘界面间出现的缺陷，或因电缆的交联聚乙烯与附件的硅橡胶部件各有不同热膨胀系数而形成位移，或运行一定时间后界面变得干燥，或界面间压力随时间推移而减低，或安装时的杂质带入等。

　　1.5我国需关注绝缘老化问题

　　从上述事例可以看到，无径向防水构造的高压XLPE电缆、绕包式接头、预制干式终端或接头，已在高压级XLPE电缆运行中出现过绝缘老化。国内110 kV级XLPE电缆在使用早期多缺乏径向防水层，又多采用绕包式接头，近年110～220 kV级大量使用预制干式电缆附件，故而需关注绝缘老化问题。另一方面，由于110～220 kV级XLPE电缆制造已按绝缘弱点目标实施质量管理，加之具有金属套构造达到有效防水，因此可认为不存在一般中压XLPE电缆那样多的水树老化，从而其预防性老化检测可较为简化。

　　2XLPE电缆系统绝缘老化的机理分析

　　在一个绝缘系统中，老化因素可以使材料的特性产生不可逆转的改变，并可能影响到绝缘性能。从实际线路归纳XLPE电缆的老化原因和老化形态，一般认为局部放电、电树枝、水树的发生，是影响电缆及其附件绝缘性能降低的主要原因，且频度较高。

　　2.1局部放电

　　在运行电压下，局部放电能够存在于电树枝、孔隙、裂纹、杂质以及剥离的界面上。当绝缘中存在微孔或绝缘层与内、外半导电层间有空隙时，将由于局部放电侵蚀绝缘而使绝缘性降低，以致发生老化形态，表现为绝缘击穿。

　　根据绝缘层中存在微孔的模型，由下面经验式算出允许最大微孔尺寸：

　　式中：2a——微孔直径，μm；

　　U——施加电压，kV，为电缆额定电压的12/3倍；

　　r0——绝缘层内半径，mm；

　　R0——绝缘层外半径，mm。

　　高压XLPE电缆按满足(1)关系式进行设计构造，能保证在正常运行场强下不发生局部放电，这或许是在正常使用条件下一般未出现因局部放电导致绝缘老化击穿事例的缘故。但当电缆本身受到外伤或附件组装不善时，就可能出现起因于局部放电导致绝缘老化的绝缘击穿。如在模拟包带式接头的增强绝缘层中，其包带有断带状态时所作的验证性试验，经解体检查已获证实。

　　2.2电树枝老化［1, 3］

　　它是由于绝缘材料中含有杂质，形成场强集中部位发生局部放电，具有树枝状痕迹逐步伸展至全部路径而击穿的老化形态。对于XLPE绝缘，由电树枝出现到全部路径击穿的时间较短，这是电树枝与水树有所区分的一个特点。

　　在XLPE电缆绝缘层，由于杂质或半导电层突起，出现场强集中就存在有害性，其有害性的界限可按下式算出：

　　式中：Ec——发生树枝的场强，kV/mm；

　　Emax——最大工作场强，kV/mm；

　　kt——温度校正因数，取1.2；

　　kn——寿命换算因数，取2.52；

　　kf——场强增大系数(它与杂质尺寸2a等参数有关)

　　为界定有害杂质容许多大，最严酷的情况是：假定杂质位于内半导电层上，其曲率半径为10 μm，发生电树枝的场强为300 kV/mm。曾对66～275 kV电缆计算，结果2a在190～320 μm范围。

　　在聚乙烯(PE)料生产厂与电缆制造厂为降低杂质水平的协同努力下，反映PE化合物中杂质含量大小的ln N值已从1974年为27降至1984年接近于0。如日本275 kV级电缆杂质的目标管理实现了琥珀物尺寸在250 μm以下；其他为100 μm以下。从有害杂质水平来看，已有充分裕度。

　　2.3水树老化［1, 3］

　　自1967年发现XLPE绝缘水树老化后，目前已确认它成为XLPE电缆老化的主要现象之一。但水树枝的机理和如何引起破坏目前尚不完全清楚。大量试验显示水树枝会造成局部应力增高，可能成为电树枝的发源地。高温下，水树枝里可能发生显著的氧化，导致吸水性增大，导电性增高，最终热击穿；低温下，水树枝经较长时间氧化或转化为电树枝，破坏就开始了。

　　日本曾对电缆老化现状做调查，并进行空气中与浸水中电缆老化特性比较，有以下结论：

　　a) 对经历12年、12.4年、14年运行的3回77 kV电缆(干法交联、三层共挤构造)撤出后进行了工频、冲击击穿试验，结果显示其绝缘击穿电压均比投产初期降低25%～50%。同时，水树分布的考察结果显示了地下电缆被水浸造成水树的生长情况比在空气中的情况要显著。

　　b) 对275 kV具有径向防水构造的铝包XLPE电缆投产10年后抽检，撤出3条25 m长电缆做绝缘击穿测试，结果显示与投产前性能相近。其蝶形水树的长度最大约为160 μm，被确认绝缘性能没受影响。

　　c) 曾对仅有普通PVC外护层、含铅箔的简易防水层、铝套这3种型式66 kV电缆，按外部浸水条件做对比测试研究，显示了具有径向防水构造的电缆绝缘性能与初始情况相同，而没有径向防水层的普通PVC外护层电缆，在不长时间其绝缘性能已有降低趋势。

　　广州地区1996年曾发生一起运行10年的绝缘接头破坏事故，其接头无金属防水结构，分析认为水树老化是引起接头失效的主要原因。因此，XLPE电缆的径向防水构造对防止电缆绝缘老化至关重要，特别是处于潮湿地方运行的电缆，应设法确保电缆金属护套的完整性。

　　2.4热老化

　　热老化是XLPE绝缘物在长时间高温作用下由于过热氧化发生质变，物理特性(抗张性、伸长等)和电气特性(介损、绝缘击穿电压等)均降低。110 kV及以上XLPE电缆一般不超过运行温度90 ℃，选用且多留有裕度，故很少因过热引起绝缘老化。3XLPE电缆及其附件绝缘老化诊断技术

　　XLPE电缆及其附件绝缘老化诊断目的，是判断其能否适合继续可靠运行或评估其残余寿命。诊断方法可分破坏性试验与非破性检测两大类，后者还分“在线式”与“非在线式”。

　　3.1绝缘老化诊断技术现状

　　鉴于高压与中压级XLPE电缆的工艺与构造存在差异，如有的中压级电缆未按三层共挤式工艺制造，或绝缘弱点的质量目标控制未像高压级电缆那样严格，通常又无径向阻水构造，往往易出现水树老化，且形态较明显。因而中压级电缆绝缘老化检测方法多样化得到发展，积累有相当测试数据，利于实现有效检测判断，但中压级绝缘老化检测方法却并非都适合高压电缆，仅有个别方法被确认。

　　就日本XLPE电缆绝缘老化检测技术实践来看，对于6 kV级(早期产品有些不是干法交联、三层共挤构造)，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(直流)；残留电荷、直流电压叠加法(直流与工频)；交流损耗电流法(工频)；介损法(超低频)。“在线式”包括：直流成分、脉动法(工频)；直流电压叠加法(直流与工频)等。对于22 kV级，则尚无“在线式”，仅采用“非在线式”。其部分与6 kV级相同，但不再用反吸收电流、直流成分、脉动法等，另增加与6 kV级不同的方法如直流偏压、局部放电、耐压法等。而66 kV及以上高压级电缆，由于水树老化检出有效方法尚无实际验证，对移植6～22 kV级绝缘老化检出方法是否合宜，迄今尚在探讨，唯有局部放电检出查明绝缘健全性被确认，故而现只强调采用局部放电检测法［1］。

　　其他国家也有以局部放电检测法用于高压XLPE电缆及其附件，如荷兰、瑞士、英国等［2, 4］。

　　3.2绝缘老化诊断的新方法

　　近年国外开发XLPE电缆绝缘老化诊断的新方法中，有一些可能是适用于高压级的。

　　3.2.1场致发光法［5］

　　加拿大国家科学研究协会曾对XLPE电缆绝缘的电树枝成长过程进行了深入研究，结果表明在电树枝起始前，聚合物中电场强度增高点发射出的光，不是因局部放电引起而是一种“场致发光”引起。由于场致发光(EL)在水树转化为电树枝之前就发射出来，可藉以察觉聚合物材料出现老化，因为一旦电树枝开始，电缆击穿就即将发生。

　　为此，采取高灵敏度的光学集聚装置来显示EL光谱的波长、强度、色调等特征，且按不同的EL起始电压测出光谱强度与波长、电树枝起始时间、老化生成范围等关系，可据以实现电缆绝缘老化的检出。

　　EL检测比局部放电检测至少灵敏两个数量级；它不会造成绝缘的侵蚀，使老化区域及其周围材料能用其他方法进一步分析；由于对老化的高灵敏检出，有利于减少绝缘被击穿的可能。

　　加拿大500 kV XLPE电缆线路近年已成功应用这一方法。

　　3.2.2氧化特征法［6］

　　日本东京电力公司基于XLPE电缆及其包带型接头在过热状况下，对电缆绝缘层、半导电层、接头包带材料耗氧量随时间的变化率及其热物理参数、材料的断裂性、体积电阻率等特性作测定，就材料在氧化作用期间(OIT)的时效变化来评估其使用寿命，并提出依赖耗氧量等参数的解析算式。此外，又从已运行11年撤换下的XLPE电缆与新电缆作OIT测试对比数据，以推断前者残余寿命，其结果与解析算式计算结果大致一致。从而，提出了按氧化特征评估XLPE电缆老化及其残余寿命的方法。

　　其他国家如印度在进行调研评估XLPE电缆及其附件的失效模式也有运用OIT法的［7］。

　　3.3取样法

　　XLPE电缆及其附件的绝缘检测的其他方法，有电缆外护层内气体分析法，终端内硅油分析法取样法等。特介绍取样法如下：

　　从运行的电缆线路中截取一段电缆(取样)，使之撤出运行，然后进行老化测试。

　　a) 日本曾对运行4～19年66 kV级XLPE电缆多回路取样进行系列材料试验(蝶形水树(BTT)长度、水分含量等)、非破坏性试验(局部放电、介损等)、破坏性试验(工频、冲击、直流各击穿场强，外护层冲击击穿)。显示有随水分含量增加使BTT长度增大从而击穿场强降低的趋势及BTT长度随运行年数增大但尚未超出1 mm等。

　　又以运行10年与7年的275 kV与500 kV XLPE电缆撤出一段测试，其BTT分别约160μm与100 μm。足见电缆因有金属层防水，无外部水分侵入，水树难以延展。

　　b) 德国曾从已运行6～23年66 kV和115 kV级XLPE电缆中，对于出现故障的及线路改造的多回电缆，进行了系列观察与试验，显示有不同程度的蝶状水树，工频击穿场强均有所下降，其中有未运行储放于户外的电缆也出现工频击穿场强明显降低［8］。

　　3.4耐压试验法

　　耐压试验法是判断绝缘性最直接方式，它实质归属于破坏性试验。迄今，鉴于工程实践中对高压XLPE电缆绝缘老化检测有效性方法极为有限，因而可能仍需依赖耐压试验做出判断。耐压试验不仅有较高准确性，还需顾及在施加电压下对绝缘性能危害的评估。

　　试验电压波形选择要考虑水树检测能力、对健全绝缘部位的影响、试验装置体积大小以及试验耗费等因素。日本基于测试实践对波形的评价，综合认为评估电缆残余寿命的水树检测，以超低频试验电压波形较宜。理想试验电压的考虑方式，是使能继续运行的电缆经受耐压，仅使不能继续运行的电缆经由耐压试验击穿。因击穿电压具有一定的离散性，故需对各试验电压结果呈现的概率作统计分析。

　　日本东京电力公司按XLPE电缆残余寿命不少于3年(即耐压试验合格在3年运行中不致出现绝缘老化击穿)、且可靠性概率为97%情况，对各额定电压相应试验电压(峰值)求得为：60 kV(33kV级)，95 kV(66 kV级)，110 kV(77 kV级)。但77 kV以上尚未见报道［9］。

　　4局部放电检测技术运用试探

　　迄今就XLPE电缆绝缘老化诊断技术发展看，110 kV及以上高压级远不及中压级的实践丰富，有待深入研究，但趋向于实施局部放电检测则已成为共识。

　　XLPE电缆线路上实施局部放电检测方式主要问题是：在测定现场的环境存在较多干扰源的情况下，如何提高局部放电检测灵敏度。为能适应这一要求，国外开发出高频局放(HFPD)或超高频局放(VHFPD)新型检测仪。

　　HFPD信号处理的频率范围为100～500 MHz，适用于短电缆段和电缆附件。

　　荷兰运用HFPD在150 kV电缆线路实施运行检测的电缆终端已达100个左右，其噪声水平仅为工频下传统局部放电的1/3～1/100，通常1个人每天可检测6个终端。如某终端运行2年后发生故障，而击穿前数月HFPD水平已有大幅增加，且检查该终端界面确存在电树枝现象，因而可以确认HFPD有效［2］。

　　日本也早已开发此类技术，采取5～50 MHz的信号处理。如一种适于绝缘接头的金属箔电极法局部放电检测，运用至275 kV XLPE电缆长9.5 km线路，在10 MHz下检出灵敏度为1 pC，对相距617 m的邻近接头在3 MHz下检出灵敏度为15 pC。

　　我们与岭南电缆厂合作，对住友公司的现场局放检测仪(PPDM)就性能验证以及与通常局放测试仪作对比，并初次运用对高压电缆系统做试验，主要结果有：

　　a) PPDM工作于高频段，对工频和低频段的干扰不敏感，因而较适合现场工频干扰严重环境。

　　b) 测试显示PPDM与通常局放测试仪的测量灵敏度相当。

　　c) 测试中使用了薄膜电极耦合、电流互感器耦合、小电容耦合等多种归属于高频信号的拾取，表明PPDM可适应在线式监测。又证实利用约2 m长接地引线的阻抗也能有效地提取局部放电信号，可认为它尤其适合用于电缆附件。

　　d) 由测试得知，由半导电层表面缺损产生的放电，通常局放测试仪反应灵敏，但PPDM却

　　反应。因频谱仪观察这种放电信号无高频分量，故而表明PPDM应用尚有局限性。

　　e) 对比测试还反映出，通常局放测试仪对电吹风干扰不敏感，而对充电器的干扰敏感，PPDM却刚好相反；又电晕信号对两者都产生干扰。而干扰信号的分辨，不仅涉及信号频谱，还依赖于操作者的经验。

　　综上分析，可认为运用PPDM进行在线式局部放电检测基本适合电缆线路现场情况，但也有其局限性，还需积累操作经验，宜加强实践。

　　参考文献

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　　[2] ROSS R.Dealing with interface PRoblems in polymer cable termi-nations[J]IEEE Electrical Insulation Magazine,1999,15(4):5-9.

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　　[8] KATZ C,ZENGER W.Service aged 69 and 115kV XLPE cables [J].IEEE Transactions on Power Delivery,1999,14(3):685-689.

　　[9] 内田克已,水卜リ一劣化CVヶヘヴルの余寿命诊断法[J].电气现场技术,1999,38(6).

　　
摘自　广东电力

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