交聯聚乙烯電纜絕緣診斷方法研究

李華

(國網四川達州電力公司，四川 達州 635000)

1 引言

近年來，交聯聚乙烯(XLPE)電纜因其絕緣性能出色、結構輕巧、敷設便捷等優點在電網中獲得大量應用，年敷設平均增長率達到35%以上，國家電網公司在2008年投入運行的110kV XLPE電纜已達4600公里，220kV XLPE電纜超過890公里，且敷設量逐年增加;杭州2012年底在線運行的110kV及以上XLPE電纜超過484km，市區中心電纜化率達到95%以上［1－3］;上海地區110kV及以上電壓等級的高壓電纜線路超過500回［4］，并計劃建成新的地下電網通道用于長距離敷設高壓電纜等。電網中XLPE電纜使用量的逐年增加使得確保電纜安全穩定運行的愈發重要起來。文獻［5］針對我國多座城市多起高壓電纜事故進行統計后發現電纜線路故障率占到電氣設備全部統計事故的28%，是引起電網事故從而造成直接經濟損失的重要原因，其中電纜的絕緣性能又是影響其可靠性的關鍵因素。XLPE電纜絕緣性能雖然優秀，但其存在絕緣氣隙與突起等局部缺陷，在長期運行過程中必然會受到電、熱、機械效應等外界不利因素影響，使得電纜容易發生水樹、電樹等絕緣老化現象，若不及時監控與維護很有可能導致絕緣擊穿事故的發生。一般而言XLPE電纜運行超過5年后因自身絕緣老化及外界因素影響造成的絕緣故障率會明顯上升［6］，因此準確掌握XLPE電纜絕緣狀態，提前發現隱患并及時處理，對電力負荷安全傳輸有著瓶頸式的制約作用，對保障電網可靠運行更是具有決定性意義。

2 XLPE電纜絕緣老化機理

XLPE電纜的主要老化形態有水樹枝老化、局部放電老化、電樹枝老化三種，而水樹枝老化與局部放電老化最終都會發展成電樹枝老化并造成絕緣擊穿［7］，下面對高壓XLPE電纜絕緣老化機理三個方面分析。

2.1 水樹枝老化

現階段水樹枝尚未有明確的定義，一般認為水樹枝是交聯聚乙烯絕緣發生降解的一種現象，是水分侵入XLPE電纜主絕緣后在交變電場作用下形成的類似樹枝狀的細微縫隙或通道。

水樹枝的特點及表現形式為:水分和交流高頻電場是產生水樹的必要條件;溫度越高，水樹越易發生;絕緣層缺陷是水樹形成的起點;水樹枝具有永久性;發生水樹的電纜部位會產生機械變形等。

目前國內外相關學者通常按照水樹枝產生起點的不同把其分為三類:

表1 水樹枝分類

水樹產生與發展受多種因素影響且過程較為緩慢，其具體發展過程機理尚未有確切定論，但從外部侵入電纜絕緣中的水分在電場作用下產生極化遷移而導致局部飽和是水樹形成的開始已被廣大學者所接受，在此基礎上，引入機械破壞理論和化學反應理論描述水樹枝的成長階段，如水錘效應會使XLPE高分子鏈發生斷裂，引起微孔擴大和機械損傷及聚乙烯發生氧化反應后導致水樹枝發展等。可以肯定的是水樹枝生長是電氣、化學和機械綜合影響的結果，其發展過程可用圖1進行描述。

圖1 XLPE電纜水樹枝老化發展過程

加速老化試驗發現影響水樹枝發展的主要因素有:使用時間、外施電壓、針尖曲率半徑、電場頻率、溫度等。

(1)使用時間。電纜使用時間的增加會導致水樹長度和數量緩慢增長。

(2)外施電壓。是影響水樹生長的主要因素，電壓越高，水樹增長越明顯;

(3)針尖曲率半徑。針尖曲率半徑越小，水樹枝生長越快。

(4)電場頻率。相關研究證明:電場頻率對水樹增長有促進作用，同等條件下，50Hz生長的水樹僅為6kHz下的4% ～20%。

(5)溫度。工作中的XLPE電纜處于熱循環狀態，所造成高溫會促進水樹枝的生長。

目前常用交聯聚乙烯電纜水樹老化判斷方法如下:

(1)絕緣電阻。研究表明水樹老化后高壓XLPE電纜的泄露電流會增加，從而導致絕緣電阻急劇下降，依據表2就可進行電纜的絕緣老化判定。

表2 用絕緣電阻判定電纜水樹老化

(2)介質損耗因數法。高壓XLPE電纜介質損耗角的變化可以表征電纜受潮、劣化等絕緣缺陷，因此其是一項反映絕緣性能的重要指標。XLPE電纜在工作時可以看成是電容C和電阻R的并聯電路，且介質損耗角正切可以表示為:

理論上交聯聚乙烯材料的tanδ=0.001%，但是實測的tanδ比理論值要大，且出現水樹枝后，C會變大，R會變小，從而使得tanδ增加。依據tanδ進行電纜的絕緣老化判定如表3所示。

表3 用tanδ判定電纜水樹老化

(3)接地線電流法。高壓交聯聚乙烯電纜在工作中主絕緣層會流過電容電流，水樹老化時隨著電纜電容量的逐漸增加，接電線電流也會增大，所以通過測量接電線電流的變化也可以判定電纜的水樹老化情況。

2.2 局部放電老化

GB7354－2003《局部放電測量》中定義:局部放電是XLPE電纜導體與絕緣層之間部分橋接的電氣放電，它也可理解為絕緣系統在電場下只發生部分區域放電而未形成擊穿的現象。

從局部放電產生的位置、過程與表現來看，局放可分為表面局放、內部局放和電暈放電三種。

(1)表面局部放電。交聯聚乙烯電纜高壓端因電場集中產生的放電，放電空間一端為絕緣層，另一端為電極。

(2)內部局部放電。按照放電機理分為:電子轟擊形成的湯遜放電，光電離形成的流柱放電和熱電離形成的電離放電;按照放電表現形式可分為:脈沖型放電，輝光放電和群放電。

(3)電暈放電。通常發生在電纜導體周圍充滿氣體的情況下，但該種情況較為少見，因此電暈放電是電纜局部放電中最少見的一種。

局部放電產生的原因仍然歸于XLPE電纜絕緣內部殘留的氣泡、雜質或氣隙。由于這些區域的擊穿場強低于平均擊穿場強，隨著氣壓和電極系統的變化這些區域就會發生局部放電。

由于XLPE電纜局部放電量與其絕緣性能息息相關，所以對其進行檢測可以發現電纜的絕緣故障并對其使用壽命進行預測。目前應用較廣的幾種方法有電磁耦合法、脈沖電流法、聲發射(AE)檢測法等。

(1)脈沖電流法。IEC 60270標準中規定了脈沖電流法的試驗規范，通過標定可檢測出電纜的局部放電量。該方法具有很高的檢測敏感度，但需要連接高壓電源，不利于現場檢測，因此其是局放屏蔽室內常用的測試方法。

(2)電磁耦合法。通過電磁耦合傳感器測取電纜接地線中因局部放電引起的脈沖電流，再送入分析儀得到放電量，它是最早用于電纜局部放電檢測的耦合方法之一。

(3)聲發射(AE)檢測法。高壓XLPE電纜發生局部放電時會伴有聲波發射現象，因此使用超聲波傳感器可檢測出電纜中的局部放電現象。

需要指出的是，雖然目前針對高壓交聯聚乙烯電纜的局部放電檢測技術取得了很大進步，但是檢測精度問題仍是困擾局部放電法發展的最主要原因與瓶頸，因此如何提高局部放電信號的采集效率依然是人們需要努力的方向。

2.3 電樹枝老化

電樹老化是高壓交聯聚乙烯電纜絕緣老化的最終形態，水樹老化與局部放電老化發展到一定時期時都會向電樹枝轉變，電樹枝一旦產生，就會迅速發展并最終造成絕緣擊穿，所以研究XLPE電纜的電樹老化具有重要意義。

同水樹枝一樣，目前電樹枝的定義還未有統一說法，多數學者認為其是發生在XLPE電纜絕緣中的電裂紋現象，是由于雜質氣隙等缺陷造成的局部微擊穿，進而形成樹枝狀放電通道。電氣學會對定義其為具有樹枝狀逐步伸展至全部路徑而擊穿的老化形態。電樹枝從出現到擊穿所用時間極短，嚴重威脅著電纜的安全運行，這也是電樹與水樹的主要區別之一。

目前尚未清楚電樹枝的生長機理，因此無法對其做出明確分類。相關研究結果，將電樹枝歸納為3類5種，3類分別為枝狀、混合狀和叢林狀，其中混合狀又分為枝—叢林、枝—藤枝、枝—松枝狀。同等條件下枝狀樹生長速度最快，混合樹居中，叢林狀最慢。

圖2 工頻下XLPE電纜三種電樹枝典型結構

電樹枝是一種異常復雜的電腐蝕現象，無法用數學方法精確描述，因此公認的電老化理論至今未形成，人們提出了不同的理論來解釋電樹枝的生長過程，包括氣隙放電理論、麥克斯韋—機械應力理論、電荷注入和抽出理論、光降解理論和陷阱理論等。但是通過實驗方法可以確定影響電樹枝生長的因素包括外施電壓、頻率、殘余機械應力、溫度等。

(1)外施電壓。外施電壓的提高會使得電樹枝會從枝狀向叢林狀過渡。

(2)頻率。在電網頻率小于250Hz時XLPE電纜只生成枝狀、枝—叢林、叢林狀三類電樹枝;500Hz以上則只生成稠密枝狀電樹枝狀。

(3)殘余機械應力。誘導XLPE絕緣電樹枝引發時間短、生長速度快。

(4)溫度。溫度對電樹枝生長速度影響主要體現在XLPE材料的聚集態變化，且存在一個明顯分界，90℃以下存在一個速度峰值，90℃以上隨溫度單調上升。

應用直流疊加法、直流成分法和介質損耗因素法在線監測XLPE電纜的絕緣電阻、直流電流分量及tanδ值等絕緣參數的變化來進行電樹枝診斷是目前采用的主要方法，也是現在的研究熱點。但是由于現場檢測在國內電力部門尚未真正推廣，應用上述方法對高壓XLPE電纜進行絕緣檢測存在監測數據少，缺乏相關絕緣判據等問題，因此要對電纜的絕緣狀態及使用壽命做出準確判斷還需要一段較長的在線監測數據積累過程。

3 XLPE電纜絕緣診斷與實現

單端接地的XLPE電纜輸電系統多采用中性點直接接地(可將電纜對地絕緣電壓固化在相電壓)方式，此種情況下無法在電纜線芯上疊加交流電壓或低頻電壓，目前針對單端接地XLPE電纜的絕緣在線監測參數包括直流泄露電流、介質損耗角正切(tanδ)、接地電容電流、局部放電量等。

由于用單一方法得出結果往往無法準確進行XLPE電纜絕緣狀態評估，從而導致診斷存在不確定性，從診斷角度來看，任何單一診斷信息都是模糊與不確定的，只有從多方面獲得關于電氣設備的多維信息，才能進行更加可靠與準確的診斷［8］。模糊理論在處理診斷不確定問題方面獨具優勢，作為現代智能技術中重要的技術之一，其能夠運用數學方法研究和處理“模糊性”問題，鑒于高壓XLPE電纜絕緣故障現象和故障原因之間關系的復雜性和模糊性，應用模糊理論作為高壓XLPE電纜的絕緣綜合評估方法十分合適。

在相關分析的基礎上，建立110kV XLPE電纜模糊綜合評估模型如圖3所示。

圖3 XLPE電纜模糊綜合評估模型

由圖3所示，首先選取合適的XLPE電纜絕緣參數組成評價因素集，運用模糊層次分析法確定好各絕緣參數權重后，再運用模糊理論對XLPE電纜進行絕緣狀態綜合評估，當然可將模糊綜合評估結果與電纜的故障歷史數據進行對比后再進行絕緣故障的最后判斷。

為驗證模糊綜合評估方法的正確性與有效性，采用對某供電局一條長約110m的110kV單芯XLPE電纜進行絕緣狀態評估，某日監測到的絕緣參數數值如表4所示(每隔四小時采集一次監測數據)。

表4 絕緣參數在線監測數據

參考預防性試驗及以往電纜絕緣判據綜合得到嶺型分布中模糊分界區間各臨界點hi(i=1，2，3，4)的取值如表5所示(換算成相對劣化度)。

表5 各絕緣參數 hi(i=1，2，3，4)取值

按照各絕緣參數相對劣化度的隸屬函數分布求出各時刻的模糊評判矩陣R，限于篇幅，僅列出0時刻的模糊評判矩陣Rt=0:

求得模糊綜合評估結果:

Y=W·Rt=0=(0.7992，0.2008，0.0000)

按照最大隸屬度原則，可判斷此時電纜絕緣狀態為“良”。求得各時刻模糊評估結果后，作出絕緣狀態隸屬度時序圖如圖4所示。

由圖4可知，在該日監測的開始階段電纜絕緣狀態為“良”的隸屬度較大，隨著時間的增加，“良”的隸屬度有所下降，但仍然大于其他評判級別的隸屬度，因此可以得出此XLPE電纜絕緣狀態良好的結論，事實證明該電纜線路在運行的三年中沒有發生任何絕緣事故，因此符合模糊綜合評判的結果。本算例若只利用介質損耗角正切tanδ與漏電流Ig按照絕緣判據進行單一絕緣參數診斷，則存在無法判斷電纜絕緣狀態的問題(介質損耗角正切 tanδ判斷電纜絕緣狀態為“良”，而直流漏電流I判斷為“中”)，因此更驗證了模糊綜合評估的合理性和有效性。

圖4 絕緣狀態隸屬度時序圖

4 結論

為提高單端接地110kV XLPE電纜的絕緣診斷精度，在分析采用絕緣單一監測方法局限性的基礎上，提出“絕緣綜合評估”的思想，建立了基于模糊理論的XLPE電纜絕緣綜合評估模型。該模型以模糊理論為基礎并結合模糊層次分析法，不僅較好地解決了各絕緣參數權重分配問題，引入的相對劣化度概念可以使建立的各絕緣參數隸屬函數更符合XLPE電纜絕緣老化實際情況，算例分析表明了該模型可有效評估XLPE電纜的絕緣狀態，為高壓XLPE電纜的絕緣診斷提供了一種新的研究思路。

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