高壓頻域介電譜診斷XLPE電纜局部絕緣老化缺陷的研究

王昊月 李成榕 王 偉 王曉威 徐啟龍

高壓頻域介電譜診斷XLPE電纜局部絕緣老化缺陷的研究

王昊月1,2李成榕1,2王 偉1,2王曉威1,2徐啟龍1,2

（1. 華北電力大學北京市高電壓與電磁兼容實驗室 北京 102206 2. 新能源電力系統國家重點實驗室（華北電力大學） 北京 102206）

熱老化和水樹老化是導致交聯聚乙烯（XLPE）電纜絕緣性能下降的重要原因，及時發現和處理熱老化和水樹老化缺陷，對于電纜安全運行具有重要意義。為了解決超低頻（0.1Hz）介電損耗檢測對電纜局部老化檢測靈敏度不高、無法實現老化缺陷類型區分的問題，開展高壓頻域介電譜診斷XLPE電纜絕緣老化缺陷的研究。通過加速老化，制備了水樹老化和熱老化電纜線段，在不同電壓等級下檢測27.4m長10kV電纜局部老化前后的頻域介電譜（0.01～0.1Hz），構造和分析介電譜曲線的分層度和遲滯度，并與超低頻（0.1Hz）介電損耗檢測的方法進行比較。研究結果表明，超低頻難以發現局部熱老化和70%貫通的局部水樹老化缺陷，而高壓頻域介電譜對局部熱老化和局部水樹老化反應靈敏；局部熱老化和局部水樹老化缺陷試樣的曲線分層度均大于1，可作為電纜老化的判斷依據；局部水樹老化試樣的曲線遲滯度顯著大于局部熱老化試樣，可以作為XLPE電纜局部熱老化和局部水樹老化區分的特征量。

交聯聚乙烯 老化 高壓頻域介電譜 診斷

0 引言

隨著我國電力工業規模的增大和城市化的快速發展，交聯聚乙烯（Cross-Linked Polyethylene, XLPE）電纜因其擁有優越的電氣、熱、力學性能，且安裝敷設容易、運行維護簡單，被廣泛應用于電力系統各電壓等級的輸配電線路中，成為城市電網的主要電纜類型[1]。我國在20世紀70年代開始使用XLPE電纜，目前較早投運的電纜已經開始出現電熱老化、水樹老化的問題，這些老化大多以缺陷的形式存在于電纜系統中，由此引發事故，威脅到電力系統的安全穩定運行，造成經濟損失[2]。由于電力電纜及其附件采用封閉式緊湊結構[3]，絕緣一旦發生缺陷，檢測難度大、檢修困難。實際運行中，電纜的老化缺陷多數具有局部性質，如局部靠近熱源形成的局部熱老化和局部進水導致的局部水樹老化[4-6]。對于這些局部老化缺陷尚缺乏有效的檢測與診斷手段。

在針對電纜的檢測方法中，超低頻（Very-Low Frequency, VLF）法是一種介電損耗檢測的方法，利用0.1Hz絕緣介電損耗值和不同檢測電壓等級的介電損耗變化率為特征量，對絕緣狀態進行檢測。相關標準IEEE Std 400.2—2013已在我國被廣泛采用，但超低頻法主要側重于異常值的檢出，無法對缺陷類型進行診斷[7]，也有可能對電纜局部老化缺陷不敏感。

頻域介電譜（Frequency-Domain Spectroscopy, FDS）法是一種交流的檢測方法，這種方法通過檢測某幾個頻率的電纜介電參數，實現電纜絕緣狀態的檢測，有安全、提取特征量容易的優點[8-9]。已有研究表明，低頻段介電損耗隨電纜老化時長變化更明顯[10]。隨著熱老化時長、熱老化溫度的增加，XLPE試樣的介電損耗值增大，且頻率越低，介電損耗的增幅越大；XLPE試樣在低頻范圍的頻域介電頻譜測量曲線所圍面積隨老化時間增加呈遞增趨勢，較高頻檢測結果具有更強的規律性；此外，熱老化試樣介電損耗會存在峰值，峰值大小隨著老化時長增加而增大，隨著老化時間的增加，介電損耗曲線峰值向更低頻率移動[11-15]。對加速水樹老化電纜試樣進行寬頻低壓介電檢測發現，介電損耗譜的低頻段出現了新的損耗峰，損耗峰值略有增大[16]。由此可見，目前針對XLPE熱老化和水樹老化介電譜的研究以現象描述為主，沒有形成有效的判斷標準，也缺乏有效的診斷方法，且由于測試電壓較低，導致檢測靈敏度和抗干擾性的降低。

為了更加靈敏地檢測電纜局部老化，并實現電纜老化類型的判別，在實驗室搭建了最高可施加10kV高壓、檢測頻段0.01～0.1Hz的頻域介電檢測系統，對電纜水樹老化和熱老化兩種局部老化缺陷的進行檢測，并與0.1Hz介電損耗檢測結果進行對比分析。

1 試驗模型與方法

1.1 試驗模型

1.1.1 水樹老化電纜線段

將一段40cm的電纜（10kV，絕緣厚度4.5mm）剝去外護套、屏蔽層、外半導電層，在電纜絕緣上扎孔造成水針電極，水針電極孔徑0.7mm，曲率半徑20μm，針孔深度1.5mm。加速水樹老化平臺連接如圖1所示，電纜線段固定在加速水樹老化槽中，槽中注入0.8mol/L的鹽水，為避免水針電極針孔處出現氣體導致局部放電發生和材料氧化引發電樹 枝[21-23]，在加壓前將試樣進行抽真空處理。加速水樹老化試驗中，為了加快水樹生長速率，對電纜施加5kV高頻電壓（10kHz）[24]。為方便觀測水樹在電纜中的發展形貌，加速老化槽與一組XLPE片水樹培養皿并聯，同時在電纜線段和XLPE片試樣上培養水樹。其中，每個切片扎孔6個，電纜試樣扎孔80個。根據電場有限元計算，電纜結構中針電極和片狀材料針-板電極電場分布相差不到1%[25]，在水樹發展過程中，通過觀察切片水樹的發展情況可以推測電纜中水樹發展情況[25]。

圖1 加速水樹老化平臺

1.1.2 熱老化電纜線段

熱老化采用40cm（10kV，絕緣厚度4.5mm）的電纜，與相同型號電纜的XLPE切片（5cm×5cm× 4.5mm）作為參考，根據GB/T 12706.2—2008，規定XLPE電纜絕緣熱老化處理溫度135℃[26]。將電纜試樣、XLPE材料試樣放入老化箱中，設定135℃進行加速老化。

1.1.3 局部老化缺陷電纜

將27m完好電纜、40cm老化電纜線段相連，以模擬電纜局部老化的情況，如圖2所示。老化段與完好電纜各剝出一段導體，通過金屬管連接。

圖2 老化段-未老化段電纜連接

1.2 試驗方法

1.2.1 試驗平臺

介電譜檢測平臺及連接如圖3所示，由高壓頻域介電譜檢測系統、27m完好電纜、40cm老化電纜線段組成。對于熱老化電纜線段，將其地線與未老化電纜的地線并聯，并接到高壓介電譜檢測系統的電流檢測端，對于水樹老化電纜線段，在溶液中引出地線與未老化段電纜的地線并聯接到高壓介電譜檢測系統的電流檢測端。

圖3 介電譜檢測平臺及連接

1.2.2 試驗流程

利用高壓介電譜對27.4m部分老化缺陷電纜試樣進行檢測。從2.5kV開始，每次增加2.5kV，按照2.5kV—5kV—7.5kV—10kV—2.5kV順序檢測，檢測頻率順序為0.1Hz—0.02Hz—0.05Hz—0.01Hz。

考慮到廣泛應用的超低頻，按照IEEE 400.2-2013中規定的方法進行超低頻測試，分別檢測0.1Hz、0.50/10/1.50外施電壓等級時電纜介電損耗[27]。

對于加速水樹老化的XLPE切片，每天觀測一次，每3天按照如前所述的方法檢測一次水樹局部老化缺陷電纜的高壓介電譜，每5天檢測一次熱老化缺陷電纜的高壓介電譜。以上試驗均在室溫23℃左右下進行。

2 試驗結果及分析

2.1 水樹及熱老化發展狀態

將XLPE試樣進行切片，切片厚度100μm，使用亞甲基藍對切片試樣進行染色。水樹長度與老化時長的關系如圖4所示。水樹長度由第1天的平均0.8mm逐漸生長到第10天的平均2.0mm，呈現非線性生長趨勢，第10天水樹的長度最長可達2.12mm，達到絕緣厚度的70%以上。隨著水樹生長，樹枝附近電場增強，從而導致擊穿電壓降低[28]。已有統計數據表明[29]，單簇水樹長度超過絕緣60%會導致擊穿電壓顯著降低，因此超過絕緣厚度70%的水樹會嚴重影響絕緣性能。

圖4 水樹長度與老化時長的關系

本文最終將老化時長設定為360h，15天。已有研究表明[11]，熱老化360h（15天）的XLPE試樣耐壓性能較未老化的試樣下降67%左右，熱老化對絕緣性能影響較為顯著。

2.2 超低頻檢測結果及分析

對27m完好電纜+40cm熱老化缺陷、水樹老化的局部缺陷電纜進行超低頻介電損耗檢測的試驗結果見表1。

表1 局部水樹老化/熱老化缺陷電纜超低頻檢測結果

Tab.1 VLF test results of water tree cables/thermal aged defect cables （‰）

根據《IEEE Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems Using Very Low Frequency （VLF）》，對于運行中的電纜，XLPE電纜絕緣介電損耗的偏差值、注意值為：0.1Hz檢測頻率，1.00下介電損耗值偏差小于0.5×10-3；1.50與0.50超低頻介電損耗平均值差值小于80×10-3；1.00下介電損耗平均值小于50×10-3，低于注意值，即為良好電纜[27]。由表1可知，與未老化電纜相比，當電纜具有局部熱老化缺陷、局部水樹老化缺陷，0.1Hz檢測頻率下1.00介電損耗值分別增加1.75‰和16.72‰，但是仍未達到標準規定的注意值。由此可見，超低頻介電損耗檢測的方法對電纜水樹、熱老化局部缺陷不靈敏。

2.3 高壓介電譜檢測結果及分析

2.3.1 局部老化缺陷發展與介電譜的關系

1）局部水樹老化缺陷

未老化電纜試樣高壓頻域介電譜如圖5所示。可以看出，無老化缺陷電纜的各個電壓等級介電損耗值最大只能達到1.25×10-3左右，介電損耗隨頻率降低略有增加，但不明顯；各個電壓等級介電譜曲線大小基本接近，介電損耗無明顯隨檢測電壓等級升高增大或減小的趨勢，在頻域上分離不明顯，呈團簇狀。

圖5 未老化電纜高壓頻域介電譜

圖6a～圖6d為局部水樹老化1天、4天、7天、10天的高壓介電譜檢測結果。可知，相對于局部水樹老化1天的缺陷電纜，局部水樹老化4天的缺陷電纜高壓介電譜曲線開始隨檢測電壓在頻域上出現分離，在頻域上呈現分層的特征，電壓越高，介電損耗越大；隨著老化時長增加，水樹長度增大，分層現象更加明顯，在第10天時，0.01Hz下10kV介電損耗達到了300‰，比2.5kV大280‰左右。

圖6 局部水樹老化缺陷發展與高壓頻域介電譜的關系

由圖6d可知，在0.1Hz的檢測頻率下，局部水樹老化電纜仍然會呈現分層特征，這與P. Werelius[18]等的試驗結果是近似的，該團隊測量了代表電纜損耗的復介電常數虛部，檢測頻率在0.1～1Hz，根據檢測結果，未老化電纜的復介電常數虛部較小，多等級測量電壓下在頻域上分層現象不明顯；而現場退運的老化電纜復介電常數虛部隨檢測電壓等級的提高，出現損耗增大的現象，在頻域上出現分層的特征。盡管其采用的試驗樣品是現場退運的老化電纜，沒有進行老化類型的區分，但由此可見，老化電纜的介電譜會在頻域上呈現分層的特征。此外，0.1～1Hz檢測頻率下，檢測現象與0.01～0.1Hz是近似的，但是0.01～0.1Hz檢測頻率具有更高的靈敏度。

2）局部熱老化缺陷

圖7 局部熱老化缺陷發展與高壓頻域介電譜的關系

2.3.2 局部老化缺陷類型對介電譜的影響

1）局部老化缺陷類型對分層特性的影響

Tab.2 / comparison of local water tree and thermal aged and unaged cable

局部水樹老化、熱老化缺陷電纜的介電損耗較新電纜增大，從極化的角度考慮，材料的極化強度可以認為是電場強度引起的一種響應[30]，即

此外，在頻域檢測中，介電損耗同樣是一個與材料電導相關的量[12, 31]，即

表3 不同老化對介電參量的改變

Tab.3 Changes of dielectric parameters for different aging type

由表3可知，熱老化產物、老化分子、水樹中產生的傳導性離子雜質、水樹中的結合水均會對XLPE的極化特性和電導特性產生影響，這種影響會體現在介電參數上。

當電纜出現局部水樹老化缺陷時，電纜的XLPE絕緣材料內部出現了極性基團[8]。提高檢測電壓等級，極化強度增大，導致介電損耗增大。另一方面，水樹中一些具有導電性的雜質導致絕緣的電導增大，進一步增大了介電損耗[8, 32]。但是無論是極化還是電導，其導致的損耗變化都是線性的，能解釋介電損耗增大的原因，卻不能解釋水樹缺陷電纜介電損耗隨著外施電壓非線性變化的現象。S. Hvidsten等[33]從機械力的角度解釋了這種現象，認為水樹是由水、離子等導電物質組成的單元及連接通道構成的，導電單元與單元之間由封閉絕緣的通道連接，呈“珍珠串”狀，如圖8所示。當水樹內水分含量降低或外施電壓等級較低時，通道是關閉且絕緣的。當檢測電壓等級提高，Maxwell應力會導致各個單元中的水和導電性物質滲入通道，形成電接觸，水樹通道由絕緣狀態轉為導電狀態，電導率增加。根據式（2）中介電損耗與電導率的關系，介質電導率增大，介電損耗增大，水樹區域越大，電導率越高，介電損耗也會更大。因此，隨著老化程度的增加，水樹缺陷電纜的頻域介電損耗隨著電壓升高呈現非線性增大，在頻域上呈現分層的特性。

由式（1）可知，當檢測電壓等級提高，材料的極化增強，電纜的介電損耗增大，盡管局部熱老化缺陷同樣會導致電纜多電壓等級介電譜出現分層現象。一定程度的熱老化電纜介電譜也會在頻域上呈現分層特征，但這與水樹老化出現分層特性的原因有所不同，因此其曲線的形狀也有不同。

圖8 水樹中的導電單元與連接通道

2）局部老化缺陷類型對遲滯特性的影響

當按照2.5kV—5kV—7.5kV—10kV—2.5kV的檢測順序對缺陷電纜進行高壓介電譜檢測時，局部水樹老化缺陷電纜第二次2.5kV檢測值明顯大于第一次2.5kV檢測值，如圖9a所示。文獻[34]稱這種現象為遲滯特性。如圖9b所示，局部熱老化缺陷電纜第二次2.5kV介電譜檢測值與第一次2.5kV介電譜檢測值大小接近，在頻域上譜線存在交叉，不存在遲滯特性。

圖9 局部老化缺陷電纜兩次2.5kV介電譜對比

對不同局部老化缺陷為何出現或不出現遲滯特性的原因分析如下：由文獻[33]可知，隨著檢測電壓等級提高，水樹各個單元中的水和導電性物質在Maxwell應力作用下滲入通道，形成電接觸，增加了通道電導率，電纜的介電損耗增大；當檢測電壓降低時，水樹通道會關閉并再次形成孤立的充水微孔，介電損耗又會恢復到較低水平。但是通道的開閉過程都是逐步的[31]，因此在一定的時間間隔內，按照低電壓等級—高電壓等級—低電壓等級順序進行檢測，第二次低壓檢測時水樹通道沒有完全關閉，導致第二次的介電損耗檢測大于第一次的介電損耗檢測值。因此，逐漸提高檢測電壓后，進行第二次2.5kV檢測，此時水樹各個單元之間的通道尚未關閉，第二次2.5kV檢測值明顯大于第一次檢測值。而導致局部熱老化缺陷電纜介電損耗產生變化的原因主要是：熱老化產物中的某些極性基團在相同電壓等級下的介電損耗值是相近的。這一點與局部水樹缺陷電纜是截然不同的，因此，可以用遲滯現象來區分水樹老化缺陷和熱老化缺陷。

2.3.3 檢測電壓對介電譜的影響

局部水樹老化、熱老化缺陷電纜2.5kV介電譜、10kV介電譜如圖10、圖11所示。

圖10 2.5kV介電譜隨局部老化缺陷時長變化

圖11 10kV介電譜隨局部老化缺陷時長變化

3 診斷方法的討論

式中，1、2、3為不同電壓等級之間的介電譜曲線分層度；為檢測頻點個數；f為檢測頻率。

對比圖9a和圖9b，按照2.5kV—5kV—7.5kV—10kV—2.5kV的順序對電纜進行介電譜檢測時，不同類型局部老化缺陷的電纜呈現出不同的性質。對于局部水樹老化電纜，其第二次低壓檢測的介電損耗值在每一個檢測頻點都大于第一次的檢測值，文獻[34]稱其為局部水樹老化缺陷的遲滯特性，表現在曲線上就是圖9a兩條曲線差值較大；對于局部熱老化缺陷的電纜，其第二次檢測的介電損耗值每一個檢測頻點都和第一次檢測值接近，表現在圖9b中，兩條曲線差值接近0，因此本文提取譜線遲滯度為特征量，以區分局部水樹老化缺陷、局部熱老化缺陷。定義譜線遲滯度為兩次2.5kV各個頻點介電損耗之差的均值，有

式中，為曲線遲滯度。

未老化電纜、局部水樹老化、局部熱老化電纜的高壓介電譜曲線分層度、遲滯度的統計見表4、表5。

表4 不同老化缺陷類型電纜高壓頻域介電譜分層度

Tab.4 High voltage FDS layering coefficient of different aging types of cables

表5 不同局部老化類型電纜高壓頻域介電譜遲滯度

Tab.5 High voltage FDS hysteresis coefficient of different local aging types of cables

4 討論

本文利用高壓介電譜（0.01～0.1Hz）的方法，對局部熱老化、局部水樹老化電纜進行了檢測，提取了介電譜曲線分層度、遲滯度兩個特征量，力圖實現電纜不同類型局部老化缺陷的檢測和類型判斷。但試驗結果和判斷方法仍有需要討論之處。

在本文的試驗中，發現目前廣泛使用的VLF在電纜的局部缺陷檢測中不夠靈敏。IEEE Std 400.2—2013的來源是由IEEE工作組通過對2 420組平均長度320m、總長度超過760km的高聚物電纜進行檢測，利用統計學的方法，規定檢測結果不超過統計數據80%的電纜為“正常”類，介于統計數據80%～95%之間的電纜屬于“注意”類，檢測結果超過統計數據95%的電纜屬于“異常”類，由此可見，這種方法更多地側重于電纜整體絕緣狀態的檢測[7]。S. Hvidsten等[33]發現，當老化電纜段只占電纜的部分長度時，相對于全長老化，良好電纜的長度會對介電損耗測量有影響，其試驗結果表明，當水樹老化段只占據電纜全長的4%時，0.1Hz介電損耗降低25倍，此時0.1Hz檢測頻率下的介電損耗平均值、多次檢測標準差、不同電壓等級介電損耗差值都會減小，導致VLF檢測局部電纜老化的靈敏度下降。本文采用的水樹老化電纜和良好電纜長度之比為0.4m/27m，老化長度約占電纜全長的1.5%，因此在這種情況下，盡管其VLF的相關參數均有增大，但是仍未到達標準中的異常值。

通過對試驗結果的分析，發現隨著電纜局部老化程度的增加，電纜的介電譜會在頻域上出現分層現象，并由此提取了曲線分層度作為特征量，以不同電壓等級介電曲線分層度均大于1作為電纜出現老化的標準。但值得注意的是，這種分層現象在電纜具有一定的老化程度后才會出現，如在加速水樹老化1天（見圖6a）和加速熱老化5天（見圖7a）的情況下，曲線分層度還是出現了小于1的現象。此外，本文計算了兩種加速老化最惡劣情況下遲滯度的值，發現局部熱老化缺陷的遲滯度仍然較小，局部水樹老化缺陷的遲滯度已經相當大，兩者之間區分度明顯，因此選取了曲線遲滯度作為區分局部水樹老化和熱老化缺陷的特征量。但是，對于局部水樹缺陷而言，分層度和遲滯度的大小，是取決于水樹通道的開閉過程的。水樹通道開閉過程的速度和最終開閉程度受多種因素影響，如溫度、檢測電壓大小和頻率、絕緣本身的特性和水樹通道的含水量[31, 33]。對于局部熱老化缺陷電纜而言，分層度的大小取決于材料的極化程度，也與材料本身的特性、檢測溫度等多種因素有關[33]。可見分層度、遲滯度的大小并不單一取決于老化的程度。同時，由圖10、圖11可知，較高電壓等級的介電譜顯示了和老化程度較好的一致性，有可能成為判斷老化程度的特征量。目前，提取的相關特征量與電纜老化之間的關系仍在研究當中，電纜老化程度的判定及其與特征量的定量關系仍是需要研究的問題。

5 結論

1）超低頻難以發現局部的熱老化和70%水樹貫通的局部水樹老化缺陷，高壓頻域介電譜對局部熱老化和水樹老化缺陷反應靈敏。

2）具有一定程度的局部熱老化和水樹老化缺陷試樣的分層度均大于1，可作為電纜老化的判斷依據。

3）利用分層系數判定電纜老化后，局部水樹老化缺陷試樣的遲滯度顯著大于熱老化試樣，曲線遲滯度可以作為XLPE電纜熱老化和水樹老化區分的特征量。

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Local Aging Diagnosis of XLPE Cables Using High Voltage Frequency Domain Dielectric Spectroscopy

1,21,21,21,21,2

（1. Beijing Key Laboratory of High Voltage and Electromagnetic Compatibility North China Electric Power University Beijing 102206 China 2. State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources North China Electric Power University Beijing 102206 China）

Water tree aging are important reasons for the degradation of XLPE cable insulation. The timely detection and treatment of those aging defects are of great significance for system operation safety. Although very-low frequency (VLF, 0.1Hz) dielectric loss detection is widely used for the cable aging detection, it has low sensitivity for local defects and cannot distinguish the aging defects types. In this paper, high voltage frequency-domain spectroscopy (FDS) is carried out to diagnose XLPE cable insulation aging defects. Through the accelerated aging experiment, the water tree aging and thermal aging defective cable segments are prepared. Then the high-voltage dielectric spectroscopy (0.01～0.1Hz) under different voltage levels is detected on the 27.4m long 10kV cable before and after local aging. The dielectric parameters, layering degreeand the hysteresis degreeof FDS curve, are defined and analyzed. The FDS results are also compared with the VLF (0.1Hz) dielectric loss detection. The results show that the VLF method is difficult to find local thermal aging and 70% water tree penetration defects, while the high-voltage FDS is sensitive to local thermal aging and local water tree aging defects. It is found that the layering degreeof thermal aging and water tree aging samples is greater than 1, which can be used as the criterion of cable aging; the hysteresis degreeof the water tree aging sample is significantly greater than that of the thermal aging sample, which can be used as a characteristic quantity to distinguish thermal aging and water tree aging of XLPE cables.

Cross-linked polyethylene, aging, high voltage frequency domain spectroscopy, diagnosis

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.201093

TM835

王昊月 女，1993年生，博士研究生，研究方向為電力電纜故障檢測及評估。E-mail: ncepu_why@ncepu.edu.cn

王 偉 男，1979年生，副教授，研究方向為電氣設備在線監測與診斷等。E-mail: ww790324@163.com（通信作者）

2020-08-30

2020-12-10

（編輯 崔文靜）