XLPE電纜絕緣熱老化的高壓頻域介電譜診斷方法

王昊月 王曉威,2 孫茂倫 王 偉 李成榕

XLPE電纜絕緣熱老化的高壓頻域介電譜診斷方法

王昊月1王曉威1,2孫茂倫1王 偉1李成榕1

（1.華北電力大學新能源電力系統國家重點實驗室 北京 102206 2. 國網山東省電力公司菏澤供電公司 菏澤 274000）

熱老化是導致XLPE電纜絕緣性能下降的重要原因，實現熱老化的診斷對電纜安全具有重要意義，為此該文對XLPE電纜整體和局部熱老化高壓頻域介電譜特性進行研究。通過內外加熱法制備了整體熱老化電纜試樣和用于模擬局部熱老化電纜線段，分別在不同老化階段檢測了整體熱老化、局部熱老化段與完好電纜比值為10%、4%的10kV缺陷電纜的高壓頻域介電譜（0.01～0.1Hz，最高檢測電壓0），分析了局部老化段占比對介電常數的影響，定義并分析了曲線分層度、斜率、曲線積分和非線性度。研究結果表明：高壓頻域介電譜對整體、局部熱老化反應靈敏；具有一定老化程度的整體熱老化、局部熱老化缺陷電纜試樣的均大于1，矩陣可作為電纜老化現象的診斷參數；較高檢測電壓等級（1.00）介電譜曲線的對老化程度的變化敏感，且受局部缺陷占比影響較小，可以作為電纜老化程度的診斷特征；局部老化段的占比減小會使高壓頻域介電譜出現分層對應的時間延后，介電譜曲線積分值、曲線斜率減小，可以結合的數值及曲線積分、斜率值所在數值區間判定電纜是否為局部老化；介電譜曲線是否出現遲滯現象可以作為區分XLPE電纜熱老化和水樹老化的依據。

XLPE電纜 熱老化 高壓頻域介電譜 診斷

0 引言

隨著我國電網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、熱學、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[1-2]。XLPE電纜在運行環境中會在受到各種應力（電氣、熱學、機械等）后老化。其中，熱老化是導致絕緣傷的最嚴重因素之一，嚴重降低了交聯聚乙烯電纜的性能，甚至導致絕緣失效[3-4]。實際運行中電纜的熱老化有因導體過電流導致的整體老化和因靠近熱源導致的局部熱老化。

XLPE熱老化后會有物理化學的變化，代表性的表征量有熔融溫度、結晶度、征基團吸收峰、氧化誘導時間、電氣強度和機械強度[5-8]。然而，利用上述性能評價電纜絕緣老化狀態仍然存在問題。有些方法需要復雜的設備，昂貴且耗時。此外，這些方法大多數都需要對電纜進行切片，對電纜造成破壞，因此限制了其在現場的應用。

對電纜老化的檢測和評估方法應該是無損的。目前，現場對電纜的檢測研究主要集中在局部放電檢測和介電檢測[9-10]。但現有研究表明，局部放電對熱老化不敏感，而頻域介電參數（如介質損耗和介電常數）與電纜老化類型和程度密切相關[11-12]。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。隨著熱老化時長、熱老化溫度的增加，XLPE試樣的介質損耗增大，且頻率越低，介質損耗的增幅越大；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，熱老化試樣介質損耗會存在峰值，峰值大小隨著老化時長的增加而增大，隨著老化時間的增長，介質損耗曲線峰值向更低頻率移動[8,13]。然而目前針對XLPE熱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。特別是，目前的頻域介電檢測主要是針對XLPE試樣的低壓檢測，并非針對電纜，且由于測試電壓較低，導致檢測靈敏度和抗干擾性降低。

與此同時，高壓介電譜（Frequency Domain Spectroscopy, FDS）在電纜老化檢測方面顯示出巨大的潛力[14-15]。研究表明老化電纜在高壓下具有一些在低壓下不存在的特殊介電性能[16]。P. Werelius等利用高壓頻域介電譜（檢測頻段0.1～1Hz，最高檢測電壓0）實現了電力電纜水樹老化檢測，發現水樹老化電纜的高壓介電譜tan曲線隨著檢測電壓升高而增大的現象，可以作為電纜水樹老化的診斷依據。這一結果證明了高壓FDS檢測電纜老化的高靈敏度。此外，考慮到介電檢測不應對電纜造成二次損傷，CIGRE規定介電譜檢測的最高檢測電壓不應超過20[17]。因此，結合已有的研究結果，高壓介電譜的最高檢測電壓應在0～20之間。

本文利用內加熱法模擬了導體過熱導致的電纜整體熱老化，利用外加熱法制作了用于模擬局部熱老化缺陷的電纜線段。在實驗室搭建了頻域介電檢測系統，該系統最高可施加10kV高壓、檢測頻段0.01～0.1Hz，對電纜的整體、局部兩種熱老化工況的進行了檢測，研究了在熱老化過程中高壓介電譜的變化，探究了不同局部缺陷段和完好電纜比例變化對高壓介電譜的影響，并與0.1Hz介損檢測結果進行了對比分析。最終從高壓介電譜中提取參數，實現了對電纜整體和局部熱老化的診斷。

1 試驗方法

1.1 加速熱老化

電纜運行中的整體熱老化一般是由導線中的過電流引起的。為了更好地模擬實際運行電纜的過熱情況，采用內加熱法進行加速熱老化。電纜整體熱老化內加熱系統和溫度監測系統如圖1所示。利用大電流發生器產生的大電流，對電纜導體進行加熱，為了控制加熱溫度，利用溫度采集系統對串聯的短電纜測溫試樣進行溫度監測。其中，①、②、③為測溫熱電偶。①可以接觸到電纜銅芯；②、③測量電纜試樣和對比試樣外護套的溫度。通過測溫電偶可以隨時觀測導體溫度，以確定電纜絕緣受熱最嚴重處溫度為135℃。整體熱老化采用10kV電纜（絕緣電纜厚度4.5mm, 長度4.2m），將銅接頭安裝在樣品的兩端。為了安全起見，在高壓試驗期間，銅接頭附近剝離5～10 cm的外部半導體層。

電纜局部熱老化一般是由電纜靠近外部熱源引起的，為了模擬此種工況，將電纜試樣放入老化箱中進行加速老化。局部熱老化采用40cm同型號的電纜。分別將4m、10m完好電纜與40cm老化電纜線段相連，以模擬電纜局部老化段與完好電纜比值為10%、4%的情況。老化段與完好電纜各剝出一段導體，通過金屬管連接，如圖2所示。

根據GB/T12706.2—2020，規定XLPE電纜絕緣熱老化處理溫度135℃[18]。設定135℃進行內外加速老化。老化時間共持續1 536h（64天），分別在48h、96h、192h、384h、768h和1 536h的時間點對電纜進行整體、局部熱老化的介電和機械性能檢測。

1.2 機械性能

為探究熱老化試樣不同老化階段的老化程度，按照GB/T 11026.1—2016中的規定，以試樣的斷裂伸長率作為判斷試樣老化程度的依據[19]。國標規定當XLPE試樣的斷裂伸長率降低為初始值的75%，達到“注意”標準，當降低為初始值的50%，材料失效。機械性能分析測量所需的樣品取自電纜老化最嚴重的部分。采用橫切機將電纜制成內、中、外層帶狀試樣。先用橫切機切割1.5mm厚的交聯聚乙烯層，然后在剩余3mm層內，每次切割3條0.6mm厚的交聯聚乙烯帶。最后，利用啞鈴沖模機制備啞鈴樣品，進行力學測試。圖3為電纜橫切示意圖。

圖3 電纜橫切示意圖

1.3 介電性能

介電譜檢測研究平臺及連接示意如圖4所示，由高壓頻域介電譜檢測系統、完好電纜、老化電纜線段組成。本文所采用的高壓頻域介電檢測系統，為現場使用的低頻高壓介電檢測系統。對于整體熱老化電纜，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。對于局部老化電纜，將完好段、老化段電纜地線并聯接到高壓介電譜檢測系統的電流檢測端。

圖4 介電譜檢測平臺示意圖

利用高壓介電譜對整體熱老化、局部老化缺陷電纜試樣進行檢測。分別在未老化、老化48h、96h、192h、384h、768h、1 536h對整體熱老化電纜，同樣老化時長的局部與完好電纜比例為10%、4%熱老化缺陷電纜進行檢測。從0.250開始，每次增加0.250，按照0.250→0.50→0.750→1.00→0.250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、0.50/1.00/1.50外施電壓等級時電纜介質損耗因數[20]。

2 試驗結果及分析

2.1 機械性能試驗結果

電纜絕緣老化最嚴重部分（內層）的斷裂伸長率隨老化時間的變化如圖5所示。機械性能檢測結果表明，XLPE材料的斷裂伸長率總體變化趨勢其老化程度呈良好的單調關系。當老化程度為輕度（48～96h），斷裂伸長率幾乎無變化。老化一段時間后，達到老化中度階段（192～384h），斷裂伸長率開始下降。在老化重度階段（768～1 536h），斷裂伸長率下降速率加快，迅速降低至注意值（斷裂伸長率75%），直至失效（斷裂伸長率50%）。

圖5 斷裂伸長率與老化時間關系

2.2 超低頻（0.1Hz）檢測結果及分析

本文對未老化電纜、48～1 536h整體熱老化、相同時長局部占比10%、4%的熱老化缺陷電纜進行了超低頻檢測。選取了最嚴重的熱老化情況（1 536h）的超低頻數據進行展示，并與未老化電纜的超低頻結果進行對比。對整體熱老化（老化長度100%）、局部10%、4%熱老化缺陷超低頻（0.1Hz）介損、介損偏差值檢測的實驗結果見表1。

表1 未老化、整體/局部熱老化電纜超低頻(0.1Hz)檢測結果（1536h）

Tab.1 VLF test results of unaged and aged cables with different aging section lengths (1536h)

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電纜絕緣介損因數的偏差值、注意值為：0.1Hz檢測頻率，1.50與0.50超低頻介損平均值差值小于0.08；1.00下介質損耗因數平均值小于0.05，低于注意值，即為良好電纜[21]。由表1可知，與未老化電纜相比，當電纜具有1 536h的熱老化及10%、4%長度局部熱老化缺陷時，0.1Hz檢測頻率下1.00介質損耗因數分別增加38.88×10-3、11.72×10-3和6.65×10-3，但是仍未達到標準規定的注意值。由此可見，按照現有的標準，一些較為嚴重的局部熱老化缺陷可能會被漏判。

2.3 整體熱老化發展與高壓介電譜的關系

連接金屬管與未老化短電纜、未連接金屬管與未老化短電纜的完好電纜高壓介電譜分別如圖6a和圖6b所示。由圖6可以看出，連接金屬管產生的非連續界面對高壓介電譜影響較小，最大影響值僅在10-4左右。因此，無論是否存在連接金屬管的非連續界面，無老化缺陷電纜的各個電壓等級介電損耗因數值tan最大只能達到0.001左右；各個檢測電壓等級、檢測頻點的tan大小基本接近，無明顯隨檢測電壓等級、頻率變化增大或減小的趨勢。在頻域上分離不明顯，呈團簇狀。

圖6 未老化電纜高壓頻域介電譜

根據機械性能變化和高壓介電譜形狀的變化，將熱老化分為輕、中、重度三個等級。電纜整體輕度熱老化（48～92h）的高壓FDS曲線如圖7a和圖7b所示。未老化電纜和輕度熱老化電纜的FDS曲線形狀相似，但tan的值呈上升趨勢。同時，自較高檢測電壓等級（1.00）開始，tan隨著檢測頻率降低。由此可見，輕度老化階段，tan-曲線的斜率較未老化電纜有所增加。此時電纜尚處于輕度老化階段，各項性能變化不明顯，如圖5所示，斷裂伸長率幾乎無變化。

整體熱老化電纜在中度老化階段（192～384h）的高壓FDS曲線如圖8a和圖8b所示。如圖8所示，tan隨著老化時長的增長而不斷增加。特別是，從更高的檢測電壓（0）開始tan曲線在各頻率點隨著檢測電壓的升高而逐漸增大，說明FDS曲線開始出現分層現象。在這一階段，如圖5所示，機械性能開始下降。

圖7 輕度熱老化電纜高壓頻域介電譜（48～96h）

圖8 中度熱老化電纜高壓頻域介電譜（192～384h）

電纜在重度老化階段（768～1 536h）的高壓FDS曲線如圖9a和圖9b所示。在重度老化階段，電纜的tan繼續增加，在老化最嚴重的情況下，最大可達0.18。tan曲線的分層現象在各個檢測電壓等級都變得越來越明顯。在這一階段，機械性能下降明顯，斷裂伸長率下降速率加快，迅速降低至注意值（斷裂伸長率75%），直至失效（斷裂伸長率50%）。

圖9 重度熱老化電纜高壓頻域介電譜（768～1 536h）

從極化的角度來看，材料的極化強度可視為電場強度引起的響應[22]，即

未老化的絕緣可以認為是非極性的，所以電纜介質損耗隨頻率和檢測電壓的變化很小。在老化初期，電纜絕緣中的抗氧化劑沒有被消耗，氧化物產量不大，極化強度低。因此，雖然介質損耗和曲線斜率略有增加，但隨著檢測電壓的增加，其變化不明顯。曲線中沒有分層現象。隨著老化時間的增加，抗氧化劑逐漸耗盡，絕緣發生了熱氧化反應。熱氧化反應的主要產物是羰基、醛、酮和酯，這些物質都是極性的。極性基團的出現會導致介電常數和極化強度增大。因此，從中度老化階段開始，介電曲線隨著檢測電壓的升高而增大。在這個階段，FDS曲線開始分層。在重度熱老化階段，熱氧化斷鏈起主導作用。在有氧氣存在的情況下，聚合物的斷鏈會產生自由基，自由基可進一步發生反應形成烷氧基，導致更多的羰基、醛和酮的產生[8]。此外，熱氧化反應會導致絕緣結晶度的降低，非晶相的增加，使得大分子鏈在極化作用下更易發生相互作用[20]。這些變化反映在FDS曲線上，即tan急劇增大，tan曲線斜率明顯增大，分層現象更加明顯。

2.4 局部熱老化發展與高壓介電譜的關系

2.4.1 局部熱老化對介電譜線的影響

為了探究局部熱老化缺陷對介電譜的影響，分別對局部熱老化占比10%、4%的缺陷電纜進行了高壓介電譜檢測。分別在輕、中、重度老化中選取一組數據進行對比。

輕度老化（96h）的局部10%、4%熱老化電纜的介電譜如圖10a和圖10b所示。對比圖10和圖7b的譜線形狀，可以發現，當電纜出現整體老化時，輕度老化曲線斜率就會增大，當熱老化局部占比10%時，盡管較全長tan值降低，但是譜線斜率仍較未老化電纜增大。當熱老化局部占比降低至4%時，tan不再隨檢測頻率降低而增大。由此可見，局部熱老化段的長度降低，會將介電譜曲線斜率隨老化時長開始增大的階段延后。

圖10 輕度局部熱老化缺陷電纜高壓頻域介電譜

老化中期（192h）的局部10%、4%熱老化電纜的介電譜如圖11a和圖11b所示。對比圖11和圖8a的譜線形狀，可以發現，當熱老化局部占比10%時，譜線形狀與整體熱老化電纜的譜線形狀是相似的，即從高檢測電壓（1.00）開始tan曲線在各頻率點隨著檢測電壓的升高而逐漸增大，出現分層現象。而局部熱老化占比4%的電纜在相同的老化時間曲線仍在頻域上有交叉，呈團簇狀。由此可見，局部占比的降低會影響高壓介電譜曲線出現分層的階段。

圖11 中度局部熱老化缺陷電纜高壓頻域介電譜

重度老化（1 536h）的局部10%、4%熱老化電纜的介電譜如圖12a和圖12b所示。對比圖12和圖9b的譜線形狀，可以發現，不論是整體熱老化還是局部熱老化電纜，在重度老化階段都會出現穩定的分層現象。

圖12 重度局部熱老化缺陷電纜高壓頻域介電譜

2.4.2 局部熱老化的影響分析

在本文的試驗中，發現即使在較嚴重的局部老化情況下，隨著局部老化段占比的減小，電纜仍無法到達到VLF相關標準的注意值。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[23]。此外，局部缺陷段占比的減小會影響高壓介電譜曲線出現分層的階段。單點介質損耗值、介電譜曲線積分值、曲線斜率都會隨局部老化段長度占比的減小而減小。

出現局部缺陷的電纜可以看作兩段電容的并聯，電纜整體的電容為，介質損耗因數為tan；完好部分的電容為0，介質損耗因數為tan0；局部劣化部分的電容1，介質損耗因數為tan1；則有[24]

由式（2）和式（3）可知，完好電纜的所占比例越大，缺陷段tan的變化能引起整體的變化就越小。因此隨著局部缺陷占比的減小，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。此外，曲線斜率開始增大和曲線出現分層的老化階段都會延后。

2.5 檢測順序的影響

根據文獻[14-15]，當電纜出現水樹老化時，高壓FDS曲線也隨著檢測電壓的升高而增加，同樣也會呈現分層現象。此外，水樹電纜的高FDS還具有遲滯現象，即當按照低壓→高壓→低壓的檢測順序對老化電纜進行高壓介電譜檢測時，水樹老化電纜第二次低壓檢測值明顯大于第一次低壓檢測值。圖13是按照同樣檢測方法進行的熱老化電纜檢測結果。圖13所示的是整體老化重度階段（1 536h）施加高檢測電壓（1.00）前后兩次低電壓水平（0.250）檢測曲線。根據圖13，即使在老化最嚴重的情況下，對于熱老化電纜，兩條低電壓檢測的曲線在頻域交叉。這意味著，即使在重度老化階段，熱老化也不會引起遲滯現象。因此可以通過遲滯現象對水樹老化、熱老化進行類型區分。

根據現有的研究結果[25]，水樹是由離子等導電物質和水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。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，介質損耗因數增大。但是通道的開閉過程都是逐步的[26]，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時，第二次低壓檢測時水樹通道沒有完全關閉，導致第二次的介損檢測大于第一次的介損檢測值。與之不同的是，熱老化過程中介電性能的變化主要是由極化基團和非晶相的增加引起的，與水樹老化的變化機理不同，不存在遲滯效應。因此，遲滯現象可以用來區分水樹老化和熱老化。

圖13 施加高壓前后兩次低壓測量對比（1 536h）

3 診斷方法的討論

3.1 老化現象的診斷

由圖6～圖12的對比可知，對于具有一定老化程度（中度重度）的整體、局部缺陷電纜，高壓介電譜曲線tan-隨檢測電壓升高而增大，曲線在頻域上呈現分層的特征，即在任何檢測頻點，(1.00)tan＞(0.750)tan＞(0.50)tan＞(0.250) tan，較高電壓下介質損耗因數和較低電壓下介質損耗因數之比一定是大于1的。因此，本文提取高壓頻域介電譜線分層度作為特征量，表征XLPE電纜介電譜的變化。定義譜線分層度為各個相鄰檢測電壓等級各檢測頻點介質損耗因數之比的均值，即

式中，1、2、3為不同電壓等級之間的介電譜曲線分層度。

根據《IEEE Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems Using Very Low Frequency (VLF)》中對介質損耗檢測的要求，試驗設備對tan的精度應在±10-4。根據本文提取的判斷出現劣化的特征量，每提高0.250，各個檢測頻點多次檢測能增加10-4以上即可以判定為電纜出現了分層。

3.2 老化程度診斷及整體/局部的區分

整體熱老化、局部熱老化10%、4%的電纜各個檢測電壓等級曲線斜率和積分隨檢測電壓等級的變化如圖14a和圖14b所示。隨著檢測電壓的提高，曲線的斜率、曲線與低壓曲線面積差都會增大。

圖14 不同局部老化段占比電纜介電參數與電壓等級的關系

由于tan是電纜中電流有功分量R與電流無功分量C的比值。當電纜發生局部熱老化時，R主要由熱老化段的有損極化產生，C則由電纜的長度決定。可以利用不同電壓等級測得的tan比值來消除C中電纜長度的影響，引入介電譜的非線性度作為特征量進行電纜老化程度的判斷。非線性度定義為

整體熱老化及局部熱老化10%、4%的電纜各個檢測電壓等級曲線非線性度隨檢測電壓等級的變化如圖14c所示。如圖14c，由于介損比值消除了完好電纜長度對檢測值造成的影響，所以非線性度隨檢測電壓變化有增大，而受局部缺陷占比影響較小。

如前所述，較高檢測電壓等級（1.00）的曲線積分、斜率和非線性度可以用作判斷電纜整體/局部熱老化缺陷和診斷老化等級的特征量。

3.3 診斷方法與流程

相關診斷特征量與老化時間的關系見表2。由表2可知，當電纜具有一定程度熱老化時，電纜分層度123都是大于1的，因此，當分層度均是大于1的值時，可以確定電纜已經出現了老化現象。根據2.5節的內容，即使在重度老化階段，熱老化也不會引起遲滯現象。因此曲線是否出現遲滯現象可以作為區分XLPE電纜熱老化和水樹老化的依據。

表2 診斷特征量與老化時間的關系

Tab.2 Diagnostic parameters versus aging time

在確定出現老化現象和判定老化類型后，再通過高檢測電壓等級(1.00)曲線的非線性度確定老化程度：非線性度在1～2之間可被劃分為輕度老化，此種情況下電纜的高壓介電譜還未出現分層現象，此時電纜的機械性能尚無明顯變化；非線性度在2～6之間可被劃分為中度老化，這個階段電纜的高壓介電譜由較高電壓(0)開始，逐漸呈現分層現象，機械性能開始下降；非線性度在9及以上可被劃分為重度老化，這個階段電纜的介質損耗持續增大，分層現象明顯，機械性能下降明顯，斷裂伸長率下降速率加快，迅速降低至注意值（斷裂伸長率75%），直至失效（斷裂伸長率50%）。再結合較高電壓等級（1.00）譜線曲線斜率和積分（K0/S0）進行局部/整體熱老化的判斷：當在2～6區間、且K0在109～253區間、S0在20～80區間，可以判定整條電纜都已經出現了中度老化；當在2～6區間，且K0＜109、 S0＜80，可以確定電纜出現了中度局部老化；當在9及以上、且K0在755～1625區間、S0在183～417區間，可以判定整條電纜都已經出現了重度老化；當在9及以上，且K0＜755、S0＜183，可以確定電纜出現了重度局部老化。綜上所述，對電纜熱老化的診斷應遵循以下順序：首先通過分層度是否均大于1進行老化現象的診斷；再根據是否出現遲滯現象區分老化類型（水樹/熱）；最后，結合和K0/S0數值的大小確定整體老化/局部老化程度。診斷流程如圖15所示。

隨著局部老化段占比的減小，K0、S0、會隨著老化程度增加而增大，但K0、S0數值會隨局部老化段占比降低而減小，變化不大，因此結合三個參數的變化可以診斷電纜老化程度和判斷電纜是否是局部老化，由于頻域介電響應測量的結果與絕緣系統的幾何結構和組成無關[27]，本文所提出的診斷方法具有現場應用的潛力。值得注意的是，在不同的老化階段，無論是K0、S0還是，其值都是在一定的區間內，特別是K0、S0數值受局部缺陷占比影響較為明顯。因此本文給出的判斷電纜整體/局部熱老化的標準都是基于現有試驗結果的（全長熱老化，局部10%、4%熱老化）。根據本文現有的試驗結果，當非線性在9及以上時，電纜的機械參數開始迅速下降直至低于50%，到達退運標準。根據目前的試驗結果，可以推測分線性度在7～8區間內，電纜應處于熱老化中度、重度狀態。然而，想要實現對電纜局部/整體熱老化和老化程度的精確判斷，需要對不同老化程度、老化段局部占比的電纜進行高壓介電譜檢測，以確定三個參數在不同情況下所在的區間。因此，盡管較高電壓等級介電譜相關參數和整體/局部老化程度較好的一致性，有判定整體/局部老化的潛力，但其值與老化程度的一一對應關系，特別是局部缺陷老化程度的關系仍是需要研究的問題。

圖15 診斷流程

4 結論

本文針對高壓頻域介電譜診斷XLPE電纜熱老化特性展開研究，通過內外加速熱老化實驗模擬了電纜整體和局部老化兩種工況，探究了老化段與完好電纜不同長度占比下、不同老化程度的電纜高壓介電譜變化，并提取了相關的高壓介電診斷參數，實現了電纜整體/局部熱老化的診斷和老化程度的判斷。本文得到如下結論：

1）具有一定老化程度的整體熱老化、局部熱老化缺陷電纜的高壓FDS呈現分層特征。分層特征導致熱老化電纜的分層度均大于1，可作為判斷電纜出現老化的依據。較高檢測電壓下的FDS曲線非線性度變化對老化程度的變化較為敏感，可以作為判斷老化程度的特征量。

2）局部老化段的占比減小會使高壓介電譜出現分層的時間延后，介電譜曲線積分、曲線斜率減小。而非線性度隨局部老化段占比變化不大，因此可以結合非線性度大小和曲線積分、斜率所在區間判定電纜是否發生局部老化。

3）熱老化電纜不存在遲滯效應，與水樹老化電纜明顯不同。可以通過是否出現遲滯現象區分水樹老化和熱老化電纜。

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High Voltage Frequency Domain Dielectric Spectroscopy Diagnosis Method for Thermal Aging of XPLE Cables

Wang Haoyue1Wang Xiaowei1,2Sun Maolun1Wang Wei1Li Chengrong1

（1.State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources North China Electric Power University Beijing 102206 China 2. State Grid Shandong Electric Power Company Heze 274000 China）

Thermal aging is the important reasons for the degradation of XLPE cable insulation. The timely detection and treatment are of great significance for system operation safety. The research on diagnosis of XLPE cable overall and local aging using high voltage frequency domain spectroscopy (FDS) is carried out. The high voltage FDS (0.01Hz～0.1Hz, detection voltage up to0) of 10 kV cables with overall length, with ratio of local thermal aging section to intact cable of 10% and 4% at different thermal aging stages are measured. Besides, the layering degree of the high voltage FDS curves, slope and integral, and nonlinearityare defined and analyzed. The effects of local aging ratio on the dielectric parameters are also studied. The results show that high voltage FDS is sensitive to both overall and local thermal aging, Theparameters of cable samples with overall and local thermal aging defects with a certain degree are greater than 1, somatrix can be used as the diagnostic parameter of cable aging. Nonlinearityis sensitive to the change of aging degree, and it is less affected by the proportion of local defects, so it can be used as a diagnostic characteristic of cable aging degree. With the decrease of the aging section proportion, the curves show layered characteristics later, and the integral value of dielectric spectrum curve and the slope of the curve are reduced. It can be determined whether the cable is thermal aged by combining the value ofand the range of slope and integral. The hysteresis phenomenon can be used as basis to distinguish thermal aging and water tree aging of XLPE cable.

XLPE cable, thermal aging, high voltage frequency domain spectroscopy, diagnosis

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.210962

TM85

2021-06-23

2021-09-09

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）

（編輯 郭麗軍）