基于运行数据分析的高压电缆绝缘老化状态评估平台

费雯丽，邓显波，王 格，欧阳本红

（中国电力科学研究院有限公司，湖北 武汉430074）

0 引言

随着电力需求正在不断增加，高压电缆使用量也在逐年增长。然而，由于电、热和环境条件等多重因素，电缆在长期运行过程中绝缘质量会逐渐下降，直至绝缘失效而发生电缆故障［1-21］。一旦电缆发生击穿，需较长断电时间进行维护修复，给广大居民和企业的正常生产生活带来严重影响［22-23］。

近二十年来为了提高电缆运行的安全可靠性，形成了多种检测电缆的方法［24-25］。其中最主要的检测方法之一是定期的绝缘预防性试验，但是这些检测方法依然存在着某些局限性。首先，预防性试验一般是在断电情况下进行；其次，预防性试验一般是对全部电缆开展试验，某些原本良好的电缆由于多次在高于额定电压情况下进行试验会导致电缆绝缘的更加快速老化。此外，人工停电检修需要一套检修班组，这也大大增加了检修的人工费用与时间进度安排，尤其是在存量和新建电缆线路基数不断增加的情况下，实际操作更难以实现。因此，寻求更为快捷有效的电缆绝缘老化状态评估方法是必要的。

在我国，运行20 年以上的110 kV 电缆数量也很多［26］。除了服役年限不同，这些电缆来自不同的生产厂家，敷设条件和运行条件也不同，因此这些在役电缆的质量和老化状态也不尽相同［27］。如何准确掌握这部分电缆的绝缘老化状态，以便及时在电缆寿命终点前更换老旧电缆，对保障电网安全稳定以及最大限度发挥电缆效益有着十分重要的意义［28-30］。

文章建立了一个基于运行数据分析的高压电缆绝缘老化状态评估平台，用于对在役电缆进行一个初步的老化评估，这可以避免对所有电缆都取样检测，可大幅度降低电缆停电检修造成的停电损失和取样检测的人工费用与时间安排。

1 电缆导体温度推算

电缆电流和电缆导体温度有如下计算式：

式（1）中，I 为导体电流（A）；θ 为导体温度（℃）；θ0为电缆周围环境温度（℃）；Wd为绝缘介质损耗；R为导体交流电阻；λ1为护套和屏蔽损耗因数；λ2为金属铠装损耗因数；T1为导体与金属护套间绝缘热阻（K·m/W）；T2为金属护套与铠装层之间内衬层热阻（K·m/W）；T3为电缆外护套热阻（K·m/W）；T4为电缆表面与周围媒介之间热阻（K·m/W）。

由于电缆绝缘介质损耗Wd相对于导体损耗I2R相差3个数量级以上，所以后者对计算结果影响不大，因此电缆导体温升与电流的关系可以近似为：

假设电缆运行的环境温度θ0，电缆在实际工作电流IF下的导体温度为θF；电缆导体允许长期额定工作温度θM=90 ℃，载流量为IM。忽略温度变化对其他参数的影响，则可以近似得到如下关系式：

则在电流IF下的导体温度θF可近似表示为：

在式（4）中，θM为90 ℃，若已知环境平均温度为θ0、电缆载流量IM和电缆实际运行电流值IF，即可以根据上式估算电缆导体平均温度θF。

2 电缆老化评估模型

在90 ℃的运行条件下，XLPE 电力电缆的设计寿命为30年。假设电缆服役年限为t0年，则电缆导体温度θF在t0年内的累计效应与电缆设计运行温度θM=90 ℃在设计寿命30年内的累计效应的比值为：

结合式（5），电缆在累计温度效应下的等效运行年限t1就可以计算为：

电缆实际运行年限为t0年，温度累计效应下的等效运行年限为t1年，电缆老化运行年限t2综合两者的因素，取值为：

式（7）中，a0和a1是电缆实际运行年限t0和温度累计效应下的等效运行年限t1的权衡系数，a0+a1=1，由于本模型在进行电缆载流量取值和温度推算时条件进行了较多简化，因此，本模型中取a0=0.5，a1=0.5。

在实际运行中，大多数高压电缆都属于轻载状态，电缆导体温度可能远低于电力电缆的设计温度90 ℃，这批电缆可能老化不明显，如果可延长其使用寿命，则可以避免材料的浪费，从而提高我国电力的经济效应。但从实际情况考虑，如果这批电力电缆已经老化到不能继续使用的程度而继续延长服役时间，将造成大面积的停电，给国民经济带来重大损失。

因此仅以导体温度来衡量电缆的运行寿命，这显然与实际不相符，高压电缆的老化情况不仅与其导体温度有关，而且与电缆家族缺陷、历史故障情况、服役年限、负荷情况、敷设方式及运行环境有关。统称上述因素为高压电缆老化状态评估模型的附属因数。

2.1 家族缺陷影响因数

家族缺陷代表的是部分设备会出现的共性问题，这种共性问题可能来自于某一个电缆供应商或者某一种生产工艺等。有家族缺陷的电缆老化问题相对较严重，反之老化问题相对较轻，根据有无家族缺陷得出表1所示的家族缺陷因数值KF。

表1 家族缺陷影响因数KFTable 1 Family defect influence factor KF

2.2 历史故障影响因数

文中所指的历史故障主要指该条线路发生过的非外破性原因导致的历史故障，历史故障较频繁的电缆老化问题相对较严重，反之电缆的老化问题相对较轻。此外，电缆每发生一次故障，也可能会对电缆绝缘造成一定冲击，加速电缆的老化，根据历史故障得出表2所示的历史故障因数值KH。

表2 历史故障影响因数KHTable 2 Historical fault influence factor KH

2.3 服役年限影响因数

高压电缆的运行状态退化曲线大体符合设备老化原理，描述设备运行状态随服役年限的变化关系符合指数表达式，如式（8）所示

式（8）中，KY为服役年限因数值；A1为幅值系数；A2为老化系数；t0为电缆的服役年限。根据专家经验可得，A1=0.953 1，A2=0.019 17。

2.4 负荷情况影响因数

高压电缆不同负荷情况对电缆的老化有较为明显的影响。负载率低的电缆，线路老化情况不明显，负载率高的线路老化情况较严重，根据历史负荷得出表3所示的负荷因数值KL。线路的平均负载率计算如下：

表3 负荷情况影响因数KLTable 3 Load rate influence factor KL

2.5 敷设方式影响因数

电缆的敷设方式对电缆的运行状态也有重要影响。高压电缆主要敷设方式为隧道、电缆沟、直埋、排管。通常，在这几种敷设方式下，散热性能是“隧道＞电缆沟＞直埋＞排管”的，散热性能差的电缆老化快。敷设方式影响因数值KM如表4所示。

表4 敷设方式影响因数KMTable 4 Laying manners influence factor KM

2.6 运行环境影响因数

电缆的运行环境对电缆的运行状态也有重要影响，如果电缆长期同土壤、水分、潮气接触，绝缘材料易受到腐蚀渗透导致绝缘老化，反之则不易老化。根据敷设环境得出如表5所示的敷设环境因数值KE。

表5 运行环境影响因数KETable 5 Operating environment influence factor KE

综合了家族缺陷、历史故障次数、高压电缆绝缘状态随服役年限的退化曲线、负荷情况、敷设方式及电缆运行环境影响因数后，电缆等效运行时间t用如式（10）所示。

3 电缆老化程度评价标准

根据式（10）可以计算出在考虑各种影响因数情况下的电缆等效运行时间t，根据这个运行时间，将电缆的运行状态和老化程度划分为4个等级。

电缆等效运行时间与电缆老化的关系用表6来表示，采用正常、注意、异常和危险4 个等级进行评价描述，每个等级的取值范围及评价结论、建议措施如表6所示。

表6 电缆老化程度评价标准Table 6 Evaluation standard of cable aging degree

4 高压电缆绝缘老化评估平台

根据以上评估模型及评价标准，本文建立了一个高压电缆绝缘老化评估平台。该平台的输入参数包含高压电缆的电压等级、敷设方式、导体截面积、服役年限、负荷电流、运行环境温度、非外破原因导致的历史故障次数、是否长期同土壤/水分/潮气接触、电缆型号、厂家信息、有无家族缺陷、电缆所属网省及电缆投运日期等。

该平台的输出参数主要包括电缆的运行状态、老化程度、评价结论及建议措施等。根据平台的评估结果，可合理地安排针对中度老化和严重老化的电缆进行取样试验，进一步验证电缆的老化状态。

在对各电缆进行老化评估的基础上，高压电缆绝缘老化评估平台也可对各网省公司的电缆老化情况进行统计，图1所示是电缆老化评估总览页面。

图1 电缆老化评估平台总览页面Fig.1 Overview page of cable aging analysis platform

目前，通过从各网省公司收集信息，在该平台录入了134 条电缆的数据，并得到了相应的电缆老化评估结论。后期将该平台布入到电网系统后，可以全面地了解到各网省公司电缆的绝缘老化情况，以便更合理地安排检修和试验检测。在该平台的辅助判断下，可以在保障电力系统安全稳定运行的同时，减少不必要的停电和人力物力资源浪费。

5 老化评估平台有效性验证

在这134 条电缆分析数据中，本文针对22 条电缆进行了电气性能和理化性能试验，分别测试了其断裂伸长率（表征力学性能老化程度）、击穿场强（表征介电性能老化程度）、热分解温度（表征热裂解程度）、羰基指数（表征热氧老化程度）及熔融温度（表征热氧老化程度）5个参数，采用模糊聚类法对电缆进行了老化评估，将试验结果评估的电缆老化状态与本系统初步判断的电缆老化状态进行了对比，结果如表7所示。

编号为9/19/21的电缆，运行数据评估模型分别将该电缆老化程度评估为轻度、严重、轻度，而通过对电缆取样进行的试验研究表明，这3 条电缆的实际老化程度为轻微、中度、轻微，这是因为在基于运行数据的老化评估中，对实际运行年限所考虑的权重较大，而这几条电缆虽然实际运行年限较长，但由于负载率极低等原因老化并没有十分明显。

表7 电缆老化评估结果对比Table 7 Comparison of aging assessment results

通过对22条电缆的老化评估结果的对比可知，基于运行数据的老化评估模型准确率高达86.3%。且评估结果有差异的3 条电缆，基于运行数据评估的电缆老化程度均大于基于试验数据评估的电缆老化程度，这是满足电缆的安全生产运行要求的。

6 结语

文章建立了一个基于运行数据分析的高压电缆绝缘老化状态评估平台，该平台综合考虑了电缆导体温度、家族缺陷、历史故障次数、高压电缆服役年限、负荷情况、敷设方式及电缆运行环境等对电缆老化程度的影响，可用于对服役电缆进行一个初步的老化评价。

该平台对于电缆运营管理者初步快速了解所有服役电缆的运行状态具有重要意义，可避免对所有电缆都停电检测，可大幅度降低电缆停电检修、取样检测的人工费用与时间安排。通过在平台上测试22 条电缆的绝缘老化状态，并与试验检测结果对比，也证实了该平台的有效性。

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