基于等温松弛电流法的XLPE绝缘电力电缆老化评估判据研究

高树国， 朱永华， 吴长顺， 尹 毅

(1.国网河北省电力公司电力科学研究院，河北石家庄050021;2.上海电缆研究所，上海200093;3.上海交通大学电子信息与电气工程学院电气工程系，上海200240)

0 引言

自1960年在美国出现了交联聚乙烯(XLPE)电缆制造技术后，该技术立即传入欧洲和日本。此后XLPE绝缘电力电缆在美国、欧洲和日本开始逐渐成熟，并逐渐向超高压电缆方向迅速发展。我国XLPE电缆主要开始于上个世纪80年代，其中1985年长春电业局首次使用了由沈阳电缆厂制造的66 kV XLPE电缆。到目前为止，110 kV及以下电压等级电网已全面使用XPLE电缆，仅在220 kV及以上电压等级仍保留有部分充油电缆线路。因此我国XLPE电力电缆的使用历史也已经接近30年。XLPE电力电缆的设计寿命为30～40年，因此部分电缆已经接近设计寿命的终点。另外自上世纪90年代开始，XLPE电缆在我国大面积敷设，迄今为止已经有20年左右的使用年限。为确保城市安全供电，研究XLPE电力电缆绝缘状态诊断技术、开发相应的测试技术并在此基础上建立电力电缆绝缘运行导则或标准是电力系统迫切需要解决的技术难题。

中低压电缆中的水树枝是主要的缺陷形式，对此种缺陷的评估方法很多，大致可以分成以下几种:(1)破坏性方法，如耐压法(逐级升压法，斜坡电压法)、预击穿局部放电法;(2)非破坏性方法，如介电频谱法、残余电荷法、等温松弛去极化电流法(IRC)、损耗电流谐波分量法等;(3)在线监测法，如直流叠加法、直流成份法、谐波分量法等;(4)非电量法，如切片法、活化能法、热延伸变化率法等。

破坏性方法的原理是，给电缆施加一个远高于运行时的电压，使那些在运行电压下没有表现出来的水树等缺陷，在高电场下加速发展，促使水树向电树迅速发展，对外的表现，要么击穿，要么局部放电大大增加。非破坏性方法的物理学基础比较复杂，各种方法的原理不尽相同。介电频谱法利用水树等引起的介质损耗随水树含量和长度而变化来检测，或者利用介电频谱随外施电压的变化而变化来反映。外施电压升高，导致水树等缺陷的极化强度增加，损耗增加。等温松弛电流法基于水树等缺陷引起的界面极化强度随水树增加而增加，而电缆中其它的界面极化，如电极(内外屏蔽层与绝缘之间的界面)和电缆绝缘材料中本体的极化随着运行年数增加，基本保持不变，因此采用缺陷引起的极化值与本体极化值的比值，可以描述电缆运行过程中老化程度的变化。由于等温松弛电流法物理含义明确，操作简单，最重要的是IRC法无需历史运行数据的支持，对敷设较早，或没有及时保留运行历史数据的电缆也能正确评估其残余寿命。因此国外在此方面已经有深入的研究，并且得到了应用。

1 等温松弛电流法的原理简述

从等温松弛电流法在电缆寿命评估中的应用情况来看，对XLPE电力电缆进行直流预压，随后测量短路过程中的短路去极化电流随时间的变化量I(t)。由于偶极极化、离子位移极化以及电子位移极化的松弛时间常数很短，小于10－7s，因此所测的短路电流中只包含了松弛时间常数较长的界面极化松弛电流。根据Debye松弛理论，针对XLPE绝缘的物理和化学结构，文献［1］分析认为这个松弛电流包含了半导电屏蔽层与XLPE之间的界面极化松弛项、晶区与无定形之间的界面极化松弛项以及由运行过程中产生的水树枝引起的无机盐等与聚乙烯之间的界面极化松弛项。因此I(t)可以表示成:

式中:τ1、τ2和 τ3分别是对应了半导电屏蔽层与XLPE形成的界面极化时间常数、XLPE中晶区与无定形区之间的界面极化时间常数和老化过程中XLPE与水树枝等引起的水合盐之间的界面极化时间常数;而a1、a2和a3则对应三种界面极化的极化强度。

一般说来，在电缆制造完成后和后续的运行过程中，由于电缆的结构不会发生显著的变化，所以半导电屏蔽层与XLPE形成的界面极化项不发生显著变化，对应的a1和τ1也不发生显著改变;如果电缆在运行过程中不发生显著的过热，则XLPE的形态不发生显著变化，因此对应的a2和τ2也不发生显著改变;由于在电缆运行过程中受电场以及热应力等的作用，同时有水分的参与，将会在电缆中产生水树枝等缺陷，由此导致a3和τ3发生与老化程度相应的改变。正是建立在上述分析的基础上，等温松弛电流提出了一个用于表征电缆的老化程度的参数——老化因子 A［2］:

2 各国对等温松弛电流法判据的分析

等温松弛电流中包含很多信息，可以反映XLPE电力电缆老化程度，研究表明:基于等温松弛电流法获得的老化因子A与电缆的残余击穿电压之间存在定量关系［3］。这是等温松弛电流法用于电缆寿命评估的基础。老化因子与电缆中新增的缺陷有关，但同时也与电缆材料、电缆制造工艺等因素有关，因此不同国家给出的电缆老化因子的判据是不同的［3－6］。表1、表2和表3中分别列出了德国、韩国和澳大利亚基于电缆残余击穿电压给出的电缆老化因子判据，以此判断绝缘老化情况。

表1 判据一:德国标准

表2 判据二:韩国标准

表3 判据三:澳大利亚标准

从以上表中可看出，各国老化因子判据具有以下特点:

(1)德国和韩国电力公司老化因子判据比较接近，其中电缆绝缘“严重劣化”两者均选择了残余电压为7U0作为判断依据。

(2)同样的残余电压值，韩国老化因子值相对德国电力公司偏高，而且韩国老化因子分布范围更广。

(3)澳大利亚其残余电压范围较窄，在3～7U0之间，老化因子则在1.5～3之间。此外，电缆外屏蔽的结构对老化因子和残余电压的关系有比较大的影响。

(4)德国某大学的老化程度分类，其判断绝缘劣化时残余电压选择了4U0，但未给出相应的老化因子数值。

由此可知，各国老化因子判据是根据绝缘的残余击穿电压来分类，而各国对残余击穿电压的不同选择导致了老化因子的差异;不同电缆屏蔽结构其老化因子会有较大的差异。

3 我国等温松弛电流法判据的初步研究

为了研究国产电缆老化因子的初始值，同时验证IRC对老化量的敏感性，对一批(4根)35 kV XLPE新电缆进行老化前后老化因子的测量。老化的条件为:5 h加热，3 h冷却，加热时的温度是(97.5!2.5)℃，共20个循环。测试的松弛电流如图1中所示，电缆老化前后的松弛电流值都随时间的增长逐渐下降，且老化后的松弛电流值都比未老化电缆的大。本文基于式(1)对实测电流曲线进行了拟合，结果如图1所示，拟合曲线和测量曲线基本吻合，具体拟合参数见表4。将拟合参数代入式(2)可得老化因子A，由表中可以发现，4根新电缆，其老化因子的起始值均大于1.7，而老化的结果，老化因子增加量中，4根电缆的均超过0.9，说明热循环老化对老化因子的增加明显。本次试验虽然只进行了4根电缆，不足以代表国产新电缆的老化因子的初始值。但是却为今后IRC方法在我国的应用提供了一个清晰的技术路线。以下分析了国产电缆采用IRC法评估电缆寿命时老化判据的研究方法。

图1 老化前后的松弛电流曲线

表4 国产新电缆老化到寿命终结时的老化因子

终结时的老化因子的平均值:

从上述的实验结果分析，国产新电缆的初始老化因子较德国、韩国和澳大利亚的大，而老化终结时的老化因子比德国的大，但与韩国和澳大利亚给出的结果接近。

另外根据老化因子的计算公式(2)来分析，造成老化因子偏大的原因有:分子Q(τ3)偏大或分母Q(τ2)偏小。

从式(2)可知，Q(τ3)的值与电缆的老化程度有关，会随着老化情况的加剧而变大。而值则受到无定形与晶体界面的影响。

从国产电缆的生产和制造的实际情况分析，导致国产XLPE电缆老化因子偏大的可能原因包括:

(1)国产电缆制造质量的参差不齐，部分电缆制造质量不过关，绝缘内部存在微孔和杂质等缺陷，使得Q(τ3)的值偏大。

(2)国产电缆在制造过程中所选用的绝缘材料和德国电缆的绝缘材料配方不同，主要的差别在于绝缘内添加的材料不同或是同种材料添加的量有所不同，造成绝缘内无定形晶体界面的差异，导致国产电缆的Q(τ2)值较德国的更小。

(3)国产电缆的制造工艺与国外有所差别，例如交联方式、交联生产线形式、交联时间设定、冷却时间设定等不同，都会影响晶体结晶的形态，导致Q(τ2)值较德国的更小。

(4)国产电缆的后期处理方式与国外也有不同，例如电缆是否采用烘干加热方法去除绝缘内残余气体等，都会影响晶体结晶的形态，导致Q(τ2)值较德国的更小。

4 结束语

本文从XLPE电力电缆的运行状况，分析了基于等温松弛电流法寿命评估的必要性，从等温松弛原理角度阐述了等温松弛电流中各个松弛成分引起的原因。通过对各国给出的等温松弛电流的老化因子的判据进行分析，发现不同国家给出的老化因子的判据以及与残余击穿电压的关系不同。

另外，本文从实验角度分析了国产XLPE电力电缆的初始老化因子值以及老化终点时的老化因子值，并且分析了产生这些现象的可能原因。

等温松弛电流法由于与残余击穿电压有定量的关系，使其在寿命评估方面具有其它方法所不具备的优点，但是国产电缆的老化因子的判据仍然需要进行研究。

［1］Simmons J.G，Tam M.C.Theory of isothermal currents and the direct determination of parameters in semiconductors and insulators containning arbitrary trap distributions［J］.Physical Review B，1973(7):3706-3713.

［2］Oyegoke B.S，Foottit E，Birtwhistle D，et al.Condition assessment of XLPE insulated cables using isothermal relaxation current technique［C］//Power Engineering Society General Meeting.Montreal，Canada，2006.18-22.

［3］Birkner P.Field experience with a condition-based maintenance program of 20 kV XLPE distribution system using IRC-analysis［J］.IEEE Trans.on Power Delivery，2004，19(1):3-8.

［4］Lim J.B，Kim D.M，Kim J.Y.Condition assessment of field installed underground distribution cables［C］//Cired 17th International Conference on Electricity Distribution，2003.12-15.

［5］Bolarin Oyegoke，Petri Hyvonen，Mattti Aro，et al.Application of dielectric response measurement on power cable systems［J］.IEEE Trans.on Dielectrics and Electrical Insulation，2003，10(5):862-873.

［6］Oyegoke B.S.Improved condition assessment of XLPE insulated cables using the isothermal relaxation current technique［R］.2006 Annual Report Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena，2006:477-480.