高壓交聯聚乙烯電纜絕緣老化及述評

2019-11-03 10:08:37

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供稿：網友

吳倩，劉毅剛

廣東省廣電集團有限公司廣州供電分公司輸電部

廣東廣州 510310

　　摘要：對國內外部分高壓交聯聚乙烯(XLPE)電纜系統的絕緣損壞作了統計，分析了電纜及其附件絕緣老化原因和形態，敘述了XLPE電纜絕緣老化的機理。指出對高壓電纜附件和缺乏徑向防水構造的XLPE電纜需重視絕緣老化問題。對于XLPE電纜本體絕緣老化檢測，認為高壓級可比中壓級簡化。概述了國外絕緣老化診斷新技術的發展。最后，對局部放電檢測絕緣老化技術方法作了試驗探討。

　　關鍵詞：交聯聚乙烯絕緣電纜；電纜附件；絕緣老化；診斷技術

　　交聯聚乙烯(簡稱XLPE)絕緣電纜由于敷設容易、運行維護簡便，現已是10～220 kV供電電纜的主流。近20年來，大量引進的66～220 kV級和國產的66～220 kV級 XLPE電纜已廣泛應用于城網送電系統中。隨著時間的推移，如今運行的66 kV及以上高壓的XLPE電纜，有些已逐漸進入電纜及其附件預期壽命的“中年期”。電纜系統在實際使用狀況下，能夠繼續長時期可靠工作或因絕緣老化加速而縮減使用壽命是運行管理部門十分關注的問題。

　　國外早在20世紀60年代就開始了關于XLPE電纜絕緣弱點檢出和老化檢測技術的研究，至今仍在不斷深入發展，不乏統計與測試數據，富有參考意義。

　　現基于廣州地區110 kV XLPE電纜絕緣擊穿事故統計分析和初步進行現場局部放電測試情況,并借鑒國外技術進展，試對66 kV及以上XLPE電纜絕緣老化、相應的絕緣檢測技術給予述評，希引起重視并推進深入開展這一領域的全面調研，以提高運行管理水平。

　　1高壓XLPE電纜及其附件的絕緣損壞

　　廣州供電系統在國內較早地使用高壓XLPE電纜，迄今110 kV級XLPE電纜總長度已達636km。1995～2000年共發生110 kV XLPE電纜絕緣擊穿事故11起，分類如下：電纜本體7起，均屬外力破壞造成；電纜接頭4起，其中3起為投入運行不久出現，是歸屬于構成材料、工藝所致，另1起則是絕緣擊穿，其接頭無防水構造，并運行了10年，經分析是水樹老化所致。上述絕緣擊穿事故雖顯示了電纜本體未出現絕緣老化損壞，但運行時間終究有限，是否出現絕緣老化的異常指標，尚未經測試，XLPE電纜是否都能夠可靠運行至預期使用壽命還是個待研究的問題。而有一起電纜接頭已出現絕緣老化，則至少表明對于包含附件在內的電纜系統絕緣老化問題需引起重視。現不妨借鑒國外較早應用高壓XLPE電纜及其附件的實踐經驗［1, 2］，結合予以分析。

　　1.1日本不同電壓等級XLPE電纜絕緣損壞比較

　　一般XLPE電纜高壓級比中壓級的本體絕緣老化損壞較少，如日本1965～1995年按電壓級統計電纜絕緣事故率，顯示了隨電壓級增高其相應的電纜絕緣損壞率依次較低，見表1。這或許是XLPE電纜的制造工藝對高電壓級有較嚴格的質量目標管理，加之110 kV及以上電壓級電纜均采用金屬層徑向防水構造的緣故。

　　1.2日本66 kV 級XLPE電纜線路絕緣損壞故障分布狀況

　　日本在1977～1995年66 kV XLPE電纜線路發生82次絕緣損壞故障，其分布狀況統計列于表2，特點有：

　　a) 電纜本體因水樹老化導致絕緣損壞達12起，它存在于沿電纜縱向的局部位置，但這些電纜是1975～1980年投產的一批，當時的制造工藝含濕法交聯(20世紀80年代后才完全為干法交聯)，且電纜構造沒有徑向防水層，因之，歷經12～19年運行后出現絕緣擊穿。

　　b) 電纜附件因形狀不良、界面空隙導致絕緣損壞達23起，占相當大比例。其電纜接頭基本上為繞包型，安裝質量受作業環境、技術熟練等條件制約，人為過失因素較顯著。

　　1.3日本高壓級XLPE電纜線路運行情況

　　高壓交聯聚乙烯電纜絕緣老化及其診斷技術述評日本110 kV及以上電壓級XLPE電纜線路至1995年已使用705 km，運行了4 070 km·a，迄今未出現電纜本體絕緣損壞。已運行的4 000多個電纜附件中，雖未出現水樹老化導致絕緣擊穿，但發生過1次接頭絕緣損壞，是模塑型接頭絕緣擠出作業中有纖維性異物混入所致。

　　1.4絕緣之間的界面問題

　　荷蘭150 kV XLPE電纜系統在1993年1天中曾發生多個電纜終端一連串絕緣擊穿，造成大范圍停電。經分析判明，原因是干式構造終端的預制橡膠應力錐與XLPE絕緣之間的界面問題。后對該系統出現絕緣擊穿前已退出運行的電纜終端檢查，發現界面上存在電樹枝痕跡，表明形成電樹枝已有較長時日。這一界面問題已引起歐、日等業界重視。絕緣之間的界面問題是不同絕緣界面間出現的缺陷，或因電纜的交聯聚乙烯與附件的硅橡膠部件各有不同熱膨脹系數而形成位移，或運行一定時間后界面變得干燥，或界面間壓力隨時間推移而減低，或安裝時的雜質帶入等。

　　1.5我國需關注絕緣老化問題

　　從上述事例可以看到，無徑向防水構造的高壓XLPE電纜、繞包式接頭、預制干式終端或接頭，已在高壓級XLPE電纜運行中出現過絕緣老化。國內110 kV級XLPE電纜在使用早期多缺乏徑向防水層，又多采用繞包式接頭，近年110～220 kV級大量使用預制干式電纜附件，故而需關注絕緣老化問題。另一方面，由于110～220 kV級XLPE電纜制造已按絕緣弱點目標實施質量管理，加之具有金屬套構造達到有效防水，因此可認為不存在一般中壓XLPE電纜那樣多的水樹老化，從而其預防性老化檢測可較為簡化。

　　2XLPE電纜系統絕緣老化的機理分析

　　在一個絕緣系統中，老化因素可以使材料的特性產生不可逆轉的改變，并可能影響到絕緣性能。從實際線路歸納XLPE電纜的老化原因和老化形態，一般認為局部放電、電樹枝、水樹的發生，是影響電纜及其附件絕緣性能降低的主要原因，且頻度較高。

　　2.1局部放電

　　在運行電壓下，局部放電能夠存在于電樹枝、孔隙、裂紋、雜質以及剝離的界面上。當絕緣中存在微孔或絕緣層與內、外半導電層間有空隙時，將由于局部放電侵蝕絕緣而使絕緣性降低，以致發生老化形態，表現為絕緣擊穿。

　　根據絕緣層中存在微孔的模型，由下面經驗式算出允許最大微孔尺寸：

　　式中：2a——微孔直徑，μm；

　　U——施加電壓，kV，為電纜額定電壓的12/3倍；

　　r0——絕緣層內半徑，mm；

　　R0——絕緣層外半徑，mm。

　　高壓XLPE電纜按滿足(1)關系式進行設計構造，能保證在正常運行場強下不發生局部放電，這或許是在正常使用條件下一般未出現因局部放電導致絕緣老化擊穿事例的緣故。但當電纜本身受到外傷或附件組裝不善時，就可能出現起因于局部放電導致絕緣老化的絕緣擊穿。如在模擬包帶式接頭的增強絕緣層中，其包帶有斷帶狀態時所作的驗證性試驗，經解體檢查已獲證實。

　　2.2電樹枝老化［1, 3］

　　它是由于絕緣材料中含有雜質，形成場強集中部位發生局部放電，具有樹枝狀痕跡逐步伸展至全部路徑而擊穿的老化形態。對于XLPE絕緣，由電樹枝出現到全部路徑擊穿的時間較短，這是電樹枝與水樹有所區分的一個特點。

　　在XLPE電纜絕緣層，由于雜質或半導電層突起，出現場強集中就存在有害性，其有害性的界限可按下式算出：

　　式中：Ec——發生樹枝的場強，kV/mm；

　　Emax——最大工作場強，kV/mm；

　　kt——溫度校正因數，取1.2；

　　kn——壽命換算因數，取2.52；

　　kf——場強增大系數(它與雜質尺寸2a等參數有關)

　　為界定有害雜質容許多大，最嚴酷的情況是：假定雜質位于內半導電層上，其曲率半徑為10 μm，發生電樹枝的場強為300 kV/mm。曾對66～275 kV電纜計算，結果2a在190～320 μm范圍。

　　在聚乙烯(PE)料生產廠與電纜制造廠為降低雜質水平的協同努力下，反映PE化合物中雜質含量大小的ln N值已從1974年為27降至1984年接近于0。如日本275 kV級電纜雜質的目標管理實現了琥珀物尺寸在250 μm以下；其他為100 μm以下。從有害雜質水平來看，已有充分裕度。

　　2.3水樹老化［1, 3］

　　自1967年發現XLPE絕緣水樹老化后，目前已確認它成為XLPE電纜老化的主要現象之一。但水樹枝的機理和如何引起破壞目前尚不完全清楚。大量試驗顯示水樹枝會造成局部應力增高，可能成為電樹枝的發源地。高溫下，水樹枝里可能發生顯著的氧化，導致吸水性增大，導電性增高，最終熱擊穿；低溫下，水樹枝經較長時間氧化或轉化為電樹枝，破壞就開始了。

　　日本曾對電纜老化現狀做調查，并進行空氣中與浸水中電纜老化特性比較，有以下結論：

　　a) 對經歷12年、12.4年、14年運行的3回77 kV電纜(干法交聯、三層共擠構造)撤出后進行了工頻、沖擊擊穿試驗，結果顯示其絕緣擊穿電壓均比投產初期降低25%～50%。同時，水樹分布的考察結果顯示了地下電纜被水浸造成水樹的生長情況比在空氣中的情況要顯著。

　　b) 對275 kV具有徑向防水構造的鋁包XLPE電纜投產10年后抽檢，撤出3條25 m長電纜做絕緣擊穿測試，結果顯示與投產前性能相近。其蝶形水樹的長度最大約為160 μm，被確認絕緣性能沒受影響。

　　c) 曾對僅有普通PVC外護層、含鉛箔的簡易防水層、鋁套這3種型式66 kV電纜，按外部浸水條件做對比測試研究，顯示了具有徑向防水構造的電纜絕緣性能與初始情況相同，而沒有徑向防水層的普通PVC外護層電纜，在不長時間其絕緣性能已有降低趨勢。

　　廣州地區1996年曾發生一起運行10年的絕緣接頭破壞事故，其接頭無金屬防水結構，分析認為水樹老化是引起接頭失效的主要原因。因此，XLPE電纜的徑向防水構造對防止電纜絕緣老化至關重要，特別是處于潮濕地方運行的電纜，應設法確保電纜金屬護套的完整性。

　　2.4熱老化

　　熱老化是XLPE絕緣物在長時間高溫作用下由于過熱氧化發生質變，物理特性(抗張性、伸長等)和電氣特性(介損、絕緣擊穿電壓等)均降低。110 kV及以上XLPE電纜一般不超過運行溫度90 ℃，選用且多留有裕度，故很少因過熱引起絕緣老化。3XLPE電纜及其附件絕緣老化診斷技術

　　XLPE電纜及其附件絕緣老化診斷目的，是判斷其能否適合繼續可靠運行或評估其殘余壽命。診斷方法可分破壞性試驗與非破性檢測兩大類，后者還分“在線式”與“非在線式”。

　　3.1絕緣老化診斷技術現狀

　　鑒于高壓與中壓級XLPE電纜的工藝與構造存在差異，如有的中壓級電纜未按三層共擠式工藝制造，或絕緣弱點的質量目標控制未像高壓級電纜那樣嚴格，通常又無徑向阻水構造，往往易出現水樹老化，且形態較明顯。因而中壓級電纜絕緣老化檢測方法多樣化得到發展，積累有相當測試數據，利于實現有效檢測判斷，但中壓級絕緣老化檢測方法卻并非都適合高壓電纜，僅有個別方法被確認。

　　就日本XLPE電纜絕緣老化檢測技術實踐來看，對于6 kV級(早期產品有些不是干法交聯、三層共擠構造)，檢測技術有“非在線式”和“在線式”。“非在線式”包括：殘留電壓、反吸收電流、直流泄漏電流、電位衰減法(直流)；殘留電荷、直流電壓疊加法(直流與工頻)；交流損耗電流法(工頻)；介損法(超低頻)。“在線式”包括：直流成分、脈動法(工頻)；直流電壓疊加法(直流與工頻)等。對于22 kV級，則尚無“在線式”，僅采用“非在線式”。其部分與6 kV級相同，但不再用反吸收電流、直流成分、脈動法等，另增加與6 kV級不同的方法如直流偏壓、局部放電、耐壓法等。而66 kV及以上高壓級電纜，由于水樹老化檢出有效方法尚無實際驗證，對移植6～22 kV級絕緣老化檢出方法是否合宜，迄今尚在探討，唯有局部放電檢出查明絕緣健全性被確認，故而現只強調采用局部放電檢測法［1］。

　　其他國家也有以局部放電檢測法用于高壓XLPE電纜及其附件，如荷蘭、瑞士、英國等［2, 4］。

　　3.2絕緣老化診斷的新方法

　　近年國外開發XLPE電纜絕緣老化診斷的新方法中，有一些可能是適用于高壓級的。

　　3.2.1場致發光法［5］

　　加拿大國家科學研究協會曾對XLPE電纜絕緣的電樹枝成長過程進行了深入研究，結果表明在電樹枝起始前，聚合物中電場強度增高點發射出的光，不是因局部放電引起而是一種“場致發光”引起。由于場致發光(EL)在水樹轉化為電樹枝之前就發射出來，可藉以察覺聚合物材料出現老化，因為一旦電樹枝開始，電纜擊穿就即將發生。

　　為此，采取高靈敏度的光學集聚裝置來顯示EL光譜的波長、強度、色調等特征，且按不同的EL起始電壓測出光譜強度與波長、電樹枝起始時間、老化生成范圍等關系，可據以實現電纜絕緣老化的檢出。

　　EL檢測比局部放電檢測至少靈敏兩個數量級；它不會造成絕緣的侵蝕，使老化區域及其周圍材料能用其他方法進一步分析；由于對老化的高靈敏檢出，有利于減少絕緣被擊穿的可能。

　　加拿大500 kV XLPE電纜線路近年已成功應用這一方法。

　　3.2.2氧化特征法［6］

　　日本東京電力公司基于XLPE電纜及其包帶型接頭在過熱狀況下，對電纜絕緣層、半導電層、接頭包帶材料耗氧量隨時間的變化率及其熱物理參數、材料的斷裂性、體積電阻率等特性作測定，就材料在氧化作用期間(OIT)的時效變化來評估其使用壽命，并提出依賴耗氧量等參數的解析算式。此外，又從已運行11年撤換下的XLPE電纜與新電纜作OIT測試對比數據，以推斷前者殘余壽命，其結果與解析算式計算結果大致一致。從而，提出了按氧化特征評估XLPE電纜老化及其殘余壽命的方法。

　　其他國家如印度在進行調研評估XLPE電纜及其附件的失效模式也有運用OIT法的［7］。

　　3.3取樣法

　　XLPE電纜及其附件的絕緣檢測的其他方法，有電纜外護層內氣體分析法，終端內硅油分析法取樣法等。特介紹取樣法如下：

　　從運行的電纜線路中截取一段電纜(取樣)，使之撤出運行，然后進行老化測試。

　　a) 日本曾對運行4～19年66 kV級XLPE電纜多回路取樣進行系列材料試驗(蝶形水樹(BTT)長度、水分含量等)、非破壞性試驗(局部放電、介損等)、破壞性試驗(工頻、沖擊、直流各擊穿場強，外護層沖擊擊穿)。顯示有隨水分含量增加使BTT長度增大從而擊穿場強降低的趨勢及BTT長度隨運行年數增大但尚未超出1 mm等。

　　又以運行10年與7年的275 kV與500 kV XLPE電纜撤出一段測試，其BTT分別約160μm與100 μm。足見電纜因有金屬層防水，無外部水分侵入，水樹難以延展。

　　b) 德國曾從已運行6～23年66 kV和115 kV級XLPE電纜中，對于出現故障的及線路改造的多回電纜，進行了系列觀察與試驗，顯示有不同程度的蝶狀水樹，工頻擊穿場強均有所下降，其中有未運行儲放于戶外的電纜也出現工頻擊穿場強明顯降低［8］。

　　3.4耐壓試驗法

　　耐壓試驗法是判斷絕緣性最直接方式，它實質歸屬于破壞性試驗。迄今，鑒于工程實踐中對高壓XLPE電纜絕緣老化檢測有效性方法極為有限，因而可能仍需依賴耐壓試驗做出判斷。耐壓試驗不僅有較高準確性，還需顧及在施加電壓下對絕緣性能危害的評估。

　　試驗電壓波形選擇要考慮水樹檢測能力、對健全絕緣部位的影響、試驗裝置體積大小以及試驗耗費等因素。日本基于測試實踐對波形的評價，綜合認為評估電纜殘余壽命的水樹檢測，以超低頻試驗電壓波形較宜。理想試驗電壓的考慮方式，是使能繼續運行的電纜經受耐壓，僅使不能繼續運行的電纜經由耐壓試驗擊穿。因擊穿電壓具有一定的離散性，故需對各試驗電壓結果呈現的概率作統計分析。

　　日本東京電力公司按XLPE電纜殘余壽命不少于3年(即耐壓試驗合格在3年運行中不致出現絕緣老化擊穿)、且可靠性概率為97%情況，對各額定電壓相應試驗電壓(峰值)求得為：60 kV(33kV級)，95 kV(66 kV級)，110 kV(77 kV級)。但77 kV以上尚未見報道［9］。

　　4局部放電檢測技術運用試探

　　迄今就XLPE電纜絕緣老化診斷技術發展看，110 kV及以上高壓級遠不及中壓級的實踐豐富，有待深入研究，但趨向于實施局部放電檢測則已成為共識。

　　XLPE電纜線路上實施局部放電檢測方式主要問題是：在測定現場的環境存在較多干擾源的情況下，如何提高局部放電檢測靈敏度。為能適應這一要求，國外開發出高頻局放(HFPD)或超高頻局放(VHFPD)新型檢測儀。

　　HFPD信號處理的頻率范圍為100～500 MHz，適用于短電纜段和電纜附件。

　　荷蘭運用HFPD在150 kV電纜線路實施運行檢測的電纜終端已達100個左右，其噪聲水平僅為工頻下傳統局部放電的1/3～1/100，通常1個人每天可檢測6個終端。如某終端運行2年后發生故障，而擊穿前數月HFPD水平已有大幅增加，且檢查該終端界面確存在電樹枝現象，因而可以確認HFPD有效［2］。

　　日本也早已開發此類技術，采取5～50 MHz的信號處理。如一種適于絕緣接頭的金屬箔電極法局部放電檢測，運用至275 kV XLPE電纜長9.5 km線路，在10 MHz下檢出靈敏度為1 pC，對相距617 m的鄰近接頭在3 MHz下檢出靈敏度為15 pC。

　　我們與嶺南電纜廠合作，對住友公司的現場局放檢測儀(PPDM)就性能驗證以及與通常局放測試儀作對比，并初次運用對高壓電纜系統做試驗，主要結果有：

　　a) PPDM工作于高頻段，對工頻和低頻段的干擾不敏感，因而較適合現場工頻干擾嚴重環境。

　　b) 測試顯示PPDM與通常局放測試儀的測量靈敏度相當。

　　c) 測試中使用了薄膜電極耦合、電流互感器耦合、小電容耦合等多種歸屬于高頻信號的拾取，表明PPDM可適應在線式監測。又證實利用約2 m長接地引線的阻抗也能有效地提取局部放電信號，可認為它尤其適合用于電纜附件。

　　d) 由測試得知，由半導電層表面缺損產生的放電，通常局放測試儀反應靈敏，但PPDM卻

　　反應。因頻譜儀觀察這種放電信號無高頻分量，故而表明PPDM應用尚有局限性。

　　e) 對比測試還反映出，通常局放測試儀對電吹風干擾不敏感，而對充電器的干擾敏感，PPDM卻剛好相反；又電暈信號對兩者都產生干擾。而干擾信號的分辨，不僅涉及信號頻譜，還依賴于操作者的經驗。

　　綜上分析，可認為運用PPDM進行在線式局部放電檢測基本適合電纜線路現場情況，但也有其局限性，還需積累操作經驗，宜加強實踐。

　　參考文獻

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摘自　廣東電力

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