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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2010/5/20 16:49:25
高压交联聚乙烯电缆绝缘老化及其诊断技术述评吴倩，刘毅刚(广东省广电集团有限公司广州供电分公司输电部，广东广州510310)摘要：对国内外部分高压交联聚乙烯(XLPE)电缆系统的绝缘损坏作了统计，分析了电缆及其附件绝缘老化原因和形态，叙述了XLPE电缆绝缘老化的机理。指出对高压电缆附件和缺乏径向防水构造的XLPE电缆需重视绝缘老化问题。对于XLPE电缆本体绝缘老化检测，认为高压级可比中压级简化。概述了国外绝缘老化诊断新技术的发展。最后，对局部放电检测绝缘老化技术方法作了试验探讨。
关键词：交联聚乙烯绝缘电缆；电缆附件；绝缘老化；诊断技术 交联聚乙烯(简称XLPE)绝缘电缆由于敷设容易、运行维护简便，现已是10～220kV供电电缆的主流。近20年来，大量引进的66～220kV级和国产的66～220kV级XLPE电缆已广泛应用于城网送电系统中。随着时间的推移，如今运行的66kV及以上高压的XLPE电缆，有些已逐渐进入电缆及其附件预期寿命的“中年期”。电缆系统在实际使用状况下，能够继续长时期可靠工作或因绝缘老化加速而缩减使用寿命是运行管理部门十分关注的问题。
国外早在20世纪60年代就开始了关于XLPE电缆绝缘弱点检出和老化检测技术的研究，至今仍在不断深入发展，不乏统计与测试数据，富有参考意义。
现基于广州地区110kVXLPE电缆绝缘击穿事故统计分析和初步进行现场局部放电测试情况,并借鉴国外技术进展，试对66kV及以上XLPE电缆绝缘老化、相应的绝缘检测技术给予述评，希引起重视并推进深入开展这一领域的全面调研，以提高运行管理水平。
1高压XLPE电缆及其附件的绝缘损坏
广州供电系统在国内较早地使用高压XLPE电缆，迄今110kV级XLPE电缆总长度已达636km。1995～2000年共发生110kVXLPE电缆绝缘击穿事故11起，分类如下：电缆本体7起，均属外力破坏造成；电缆接头4起，其中3起为投入运行不久出现，是归属于构成材料、工艺所致，另1起则是绝缘击穿，其接头无防水构造，并运行了10年，经分析是水树老化所致。上述绝缘击穿事故虽显示了电缆本体未出现绝缘老化损坏，但运行时间终究有限，是否出现绝缘老化的异常指标，尚未经测试，XLPE电缆是否都能够可靠运行至预期使用寿命还是个待研究的问题。而有一起电缆接头已出现绝缘老化，则至少表明对于包含附件在内的电缆系统绝缘老化问题需引起重视。现不妨借鉴国外较早应用高压XLPE电缆及其附件的实践经验［1,2］，结合予以分析。
1.1日本不同电压等级XLPE电缆绝缘损坏比较
一般XLPE电缆高压级比中压级的本体绝缘老化损坏较少，如日本1965～1995年按电压级统计电缆绝缘事故率，显示了随电压级增高其相应的电缆绝缘损坏率依次较低，见表1。这或许是XLPE电缆的制造工艺对高电压级有较严格的质量目标管理，加之110kV及以上电压级电缆均采用金属层径向防水构造的缘故。1.2日本66kV级XLPE电缆线路绝缘损坏故障分布状况
日本在1977～1995年66kVXLPE电缆线路发生82次绝缘损坏故障，其分布状况统计列于表2，特点有：a)电缆本体因水树老化导致绝缘损坏达12起，它存在于沿电缆纵向的局部位置，但这些电缆是1975～1980年投产的一批，当时的制造工艺含湿法交联(20世纪80年代后才完全为干法交联)，且电缆构造没有径向防水层，因之，历经12～19年运行后出现绝缘击穿。
b)电缆附件因形状不良、界面空隙导致绝缘损坏达23起，占相当大比例。其电缆接头基本上为绕包型，安装质量受作业环境、技术熟练等条件制约，人为过失因素较显著。
1.3日本高压级XLPE电缆线路运行情况
高压交联聚乙烯电缆绝缘老化及其诊断技术述评日本110kV及以上电压级XLPE电缆线路至1995年已使用705km，运行了4070km·a，迄今未出现电缆本体绝缘损坏。已运行的4000多个电缆附件中，虽未出现水树老化导致绝缘击穿，但发生过1次接头绝缘损坏，是模塑型接头绝缘挤出作业中有纤维性异物混入所致。
1.4绝缘之间的界面问题
荷兰150kVXLPE电缆系统在1993年1天中曾发生多个电缆终端一连串绝缘击穿，造成大范围停电。经分析判明，原因是干式构造终端的预制橡胶应力锥与XLPE绝缘之间的界面问题。后对该系统出现绝缘击穿前已退出运行的电缆终端检查，发现界面上存在电树枝痕迹，表明形成电树枝已有较长时日。这一界面问题已引起欧、日等业界重视。绝缘之间的界面问题是不同绝缘界面间出现的缺陷，或因电缆的交联聚乙烯与附件的硅橡胶部件各有不同热膨胀系数而形成位移，或运行一定时间后界面变得干燥，或界面间压力随时间推移而减低，或安装时的杂质带入等。
1.5我国需关注绝缘老化问题
从上述事例可以看到，无径向防水构造的高压XLPE电缆、绕包式接头、预制干式终端或接头，已在高压级XLPE电缆运行中出现过绝缘老化。国内110kV级XLPE电缆在使用早期多缺乏径向防水层，又多采用绕包式接头，近年110～220kV级大量使用预制干式电缆附件，故而需关注绝缘老化问题。另一方面，由于110～220kV级XLPE电缆制造已按绝缘弱点目标实施质量管理，加之具有金属套构造达到有效防水，因此可认为不存在一般中压XLPE电缆那样多的水树老化，从而其预防性老化检测可较为简化。
2XLPE电缆系统绝缘老化的机理分析
在一个绝缘系统中，老化因素可以使材料的特性产生不可逆转的改变，并可能影响到绝缘性能。从实际线路归纳XLPE电缆的老化原因和老化形态，一般认为局部放电、电树枝、水树的发生，是影响电缆及其附件绝缘性能降低的主要原因，且频度较高。
2.1局部放电
在运行电压下，局部放电能够存在于电树枝、孔隙、裂纹、杂质以及剥离的界面上。当绝缘中存在微孔或绝缘层与内、外半导电层间有空隙时，将由于局部放电侵蚀绝缘而使绝缘性降低，以致发生老化形态，表现为绝缘击穿。
根据绝缘层中存在微孔的模型，由下面经验式算出允许最大微孔尺寸：
式中：2a——微孔直径，μm；
U——施加电压，kV，为电缆额定电压的12/3倍；
r0——绝缘层内半径，mm；
R0——绝缘层外半径，mm。
高压XLPE电缆按满足(1)关系式进行设计构造，能保证在正常运行场强下不发生局部放电，这或许是在正常使用条件下一般未出现因局部放电导致绝缘老化击穿事例的缘故。但当电缆本身受到外伤或附件组装不善时，就可能出现起因于局部放电导致绝缘老化的绝缘击穿。如在模拟包带式接头的增强绝缘层中，其包带有断带状态时所作的验证性试验，经解体检查已获证实。
2.2电树枝老化［1,3］
它是由于绝缘材料中含有杂质，形成场强集中部位发生局部放电，具有树枝状痕迹逐步伸展至全部路径而击穿的老化形态。对于XLPE绝缘，由电树枝出现到全部路径击穿的时间较短，这是电树枝与水树有所区分的一个特点。
在XLPE电缆绝缘层，由于杂质或半导电层突起，出现场强集中就存在有害性，其有害性的界限可按下式算出：
式中：Ec——发生树枝的场强，kV/mm；
Emax——最大工作场强，kV/mm；
kt——温度校正因数，取1.2；
kn——寿命换算因数，取2.52；
kf——场强增大系数(它与杂质尺寸2a等参数有关)
为界定有害杂质容许多大，最严酷的情况是：假定杂质位于内半导电层上，其曲率半径为10μm，发生电树枝的场强为300[1][2][3]下一页
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