基于0.1 Hz超低頻的XLPE電纜介質損耗老化評估

呂 超，李 赫，王 劭，周 佳，司 思

（1.內蒙古電力科學研究院，呼和浩特 010020；2.內蒙古自治區高電壓與絕緣技術企業重點實驗室，呼和浩特 010020；3.內蒙古超高壓供電局，呼和浩特 010080）

0 引言

隨著城市的發展，電纜取代架空線路的趨勢愈加明顯，在配電電纜使用量迅速增加的同時，因電纜故障導致的用戶大面積停電事故也呈上升趨勢[1-2]。目前，內蒙古電網10 kV配電電纜共有16 134條，總長度15 140 km，運行時間最長達20年，相對較高的故障率，給電纜的運維管理工作帶來巨大挑戰。

當前針對交聯聚乙烯（XLPE）電纜的檢測方法有直流成分法、直流疊加法、局部放電法、泄漏電流法、在線介質損耗測量法等[3]。這些方法在理論研究和實際應用領域均取得了顯著成果，具有代表性的有絕緣電阻測試、交/直流耐壓試驗、振蕩波局部放電檢測、工頻介質損耗測試及其他在線檢測手段等，但對于診斷以水樹枝為代表的電纜絕緣老化效果并不理想。而基于超低頻介質損耗檢測技術的診斷方法，可提前發現XLPE 電纜因絕緣破損、受潮、接頭老化及局部缺陷所造成的水樹枝絕緣劣化現象，避免因水樹枝演變成電樹枝而發生絕緣擊穿事件。且該方法對電纜損傷小，是交接、預試、診斷性試驗的有效檢測手段。

1 超低頻介損檢測的原理

1.1 電纜水樹枝引起的絕緣劣化機理

XLPE電纜的壽命可達25 a，雖然有很高的絕緣裕度，但電纜本體及其附件在制作及安裝過程中，不可避免會出現氣隙、毛刺、雜物等損傷性缺陷；另一方面，受外力破壞、熱效應和敷設環境等因素的影響，會發生受潮后的水樹枝絕緣劣化情況，使其絕緣性能逐步降低、介損增加，甚至發展成擊穿事件[4]。

水樹枝引起的絕緣劣化是導致電纜壽命縮短的主要原因。在潮濕環境、電場強度較低的條件下，經過電場長時間作用，電纜絕緣內部會形成樹枝狀的充水細微導電通道[5-6]，水樹極易出現在絕緣內部缺陷處。按形狀及發展趨勢水樹可分為領結狀、管狀（見圖1），即在內部缺陷處沿電場線方向發展或邊緣損傷處沿軸向生長。

水樹枝產生后會緩慢生長和壯大，逐漸轉化為電樹枝。當水樹枝轉換為電樹枝后，電纜可能在幾周到幾個月內發生擊穿，在此過程中，電纜的介損不斷增加，其絕緣性能也逐漸降低[7]。

1.2 介損tanδ定義及選擇超低頻測試的必要性

介損tanδ是反映介質損耗特性的一個重要參數，是表征絕緣功率損耗的特征量。介損tanδ可有效反映電纜的一系列缺陷，如受潮、接頭老化、水樹發展程度及局放等，是衡量電纜老化程度的重要指標之一。將電纜等效為RC并聯回路的形式（如圖2所示）即可方便求得介損tanδ。

tanδ的表達式為：

圖2 電纜等效為RC并聯回路示意圖

假設XLPE電纜的電導率為σ，相對介電常數為ε，真空介電常數為εo，則有：

選取典型介電常數計算tanδ變化曲線，如圖3所示。可以看出，老化電纜與新電纜在頻率50 Hz下的tanδ值無明顯變化，而隨著頻率的降低，兩者tanδ值的差別越來越明顯，表明頻率越低則判斷電纜老化的效果越好[8]。

圖3 tanδ隨頻率變化曲線

這是因為電纜的介損包括電導損耗、極化損耗和局放損耗等，其中局放損耗需要電場達到一定條件時才能觸發，因此在電壓較低時不用考慮，電導損耗和極化損耗均會影響tanδ值的變化。電導引起的損耗屬電介質的固有特性，主要由泄漏電流導致，而松弛極化引起的損耗恰恰反映了電纜的受潮老化特性[9-10]。研究表明，測試頻率在0.05～10 Hz時介質損耗的非線性特征十分明顯，頻率達到0.1 Hz時，電導引起的損耗呈下降趨勢而松弛極化引起的損耗則達到峰值，這對于發現電纜機械損傷和水樹極為有效。因此采用0.1 Hz以下的超低頻介損檢測技術對于診斷XLPE電纜的水樹絕緣劣化現象具有重要意義。

2 超低頻介損檢測方案

2.1 檢測標準及檢修策略

依據IEEE P400—2013《有屏蔽層電力電纜系統絕緣層現場型試驗與評估導則》相關要求，在0.1 Hz 頻率電壓下，對各相電纜進行0.5U0（U0為額定電壓）、1.0U0、1.5U0三個階段的升壓測試，每階段選取電壓8 個周期的介損測量數據，并通過計算得出三種介損判斷指標和介損隨試驗電壓變化曲線，并通過三種介損判斷指標評價XLPE電纜的受潮老化狀態。具體指標見表1。

表1 超低頻介損tanδ判斷標準 ×10-3

根據表1中的三種狀態判據制訂相應的檢修策略。

（1）“無需采取檢修”：被測電纜狀態良好，可繼續投入使用。

（2）“建議進一步測試”：需要測取其他信息來進行評估，如歷史試驗數據和故障信息，或采取振蕩波局放、耐壓試驗等一系列檢測手段，最終將狀態修訂為無需檢修或需要檢修。

（3）“需要采取檢修”：被測電纜出現了高介損特性，整體絕緣層存有劣化的趨勢，應當立即更換或開展檢修工作。

2.2 檢測方法

測試設備選用奧地利某廠家制造的超低頻介損檢測裝置。在檢測工作開始前，對被試電纜進行充分放電，并確保其與系統有明顯斷開點且與帶電體及相關人員設備保持足夠安全距離。檢測時被測電纜每相絕緣電阻應大于300 MΩ，遠端三相電纜終端頭懸空且相間保持安全距離。

相關保護裝置及測量裝置二次端子排應短接接地。當裝置高壓連接線與被測電纜L1相連接時，L2相、L3相應短接接地。

首先對被試電纜施加頻率為0.1 Hz、幅值為0.5U0的試驗電壓，選取8 個周期（每次間隔10 s）的介損tanδ；然后繼續將電壓升至1.0U0和1.5U0，重復上述步驟；最終通過計算機系統，得出“介損隨時間穩定性”“介損變化率”及“介損平均值”數據，依據標準判斷被試電纜的受潮絕緣劣化程度。

3 檢測效果

為了掌握內蒙古10 kV 配電網XLPE 電纜水樹絕緣劣化情況，結合當期檢修及預安排停電計劃，選取了全區各供電企業60條電纜（主要考慮運行年限長、故障率高、運行工況差、接帶負荷重等情況）開展了檢測工作，并挑選其中6段典型電纜（1號—6號）進行檢測，各典型電纜的基本資料見表2。

表2 典型電纜的基本資料

檢測發現，1 號—4 號電纜介損未超標、介損隨電壓變化曲線正常，電纜狀態良好，可繼續使用。

表3為5號、6號電纜超低頻介損檢測數據，圖4為5號、6號電纜介損隨電壓變化曲線。5號電纜L3相絕緣電阻小于300 MΩ，已不適合進行測試；L2相受潮老化嚴重需要立即更換；L1 相絕緣良好。6 號電纜三相介損均超標，需要進一步檢測，以確保其絕緣完好性。

表3 5號、6號電纜超低頻介損檢測數據 ×10-3

由從表3、圖4 可見，5 號電纜L2 相介損指標已達到“需要采取檢修”的老化狀態，且介損隨電壓的變化曲線呈現由高向低的趨勢，表明電纜已經受潮嚴重，這是因為隨著電壓的不斷升高，電纜內的水分開始受熱蒸發所致。

6 號電纜L1、L2、L3 三相“介損變化率”均已達到“建議進一步測試”的老化狀態，需要采取進一步的檢測手段以確定其絕緣的完好程度。這兩段電纜屬醫院雙電源電纜，因電纜檢測結果存在較大問題，為保障重要負荷的供電可靠性，建議及時進行整改。

圖4 5號、6號電纜介損隨電壓變化曲線圖

4 結語

基于超低頻介損檢測技術的電纜絕緣老化狀態評估方法能夠提早發現電纜因絕緣破損、受潮、接頭老化及局部缺陷所造成的水樹枝絕緣劣化現象，適用于內蒙古配電網10 kV XLPE電纜的受潮絕緣老化監測工作，為各供電企業的電纜運維管理提供重要的技術支撐。

需要指出的是，電纜的整體絕緣劣化狀態量不僅包含以受潮為代表的水樹枝，還包含以局部放電為代表的電樹枝，而超低頻介損檢測技術只對水樹枝較為敏感，無法有效檢測因毛刺、氣隙等局部缺陷產生的電樹枝。因此，需要針對電纜絕緣劣化缺陷的差異性，制訂適用于配電電纜絕緣性能的聯合檢修策略，然后利用此策略對供電單位電纜絕緣進行全方位評估。可以先采用超低頻介損檢測技術診斷電纜整體絕緣受潮情況，再利用OWTS 振蕩波局放檢測技術診斷電纜局部絕緣劣化情況，最后對電纜外護套及整體開展交流耐壓試驗，才能確保電纜運行的安全、可靠性。