呂 超，李 赫，王 劭，周 佳，司 思

（1.內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，呼和浩特 010020；2.內(nèi)蒙古自治區(qū)高電壓與絕緣技術(shù)企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，呼和浩特 010020；3.內(nèi)蒙古超高壓供電局，呼和浩特 010080）

0 引言

隨著城市的發(fā)展，電纜取代架空線路的趨勢(shì)愈加明顯，在配電電纜使用量迅速增加的同時(shí)，因電纜故障導(dǎo)致的用戶大面積停電事故也呈上升趨勢(shì)[1-2]。目前，內(nèi)蒙古電網(wǎng)10 kV配電電纜共有16 134條，總長(zhǎng)度15 140 km，運(yùn)行時(shí)間最長(zhǎng)達(dá)20年，相對(duì)較高的故障率，給電纜的運(yùn)維管理工作帶來巨大挑戰(zhàn)。

當(dāng)前針對(duì)交聯(lián)聚乙烯（XLPE）電纜的檢測(cè)方法有直流成分法、直流疊加法、局部放電法、泄漏電流法、在線介質(zhì)損耗測(cè)量法等[3]。這些方法在理論研究和實(shí)際應(yīng)用領(lǐng)域均取得了顯著成果，具有代表性的有絕緣電阻測(cè)試、交/直流耐壓試驗(yàn)、振蕩波局部放電檢測(cè)、工頻介質(zhì)損耗測(cè)試及其他在線檢測(cè)手段等，但對(duì)于診斷以水樹枝為代表的電纜絕緣老化效果并不理想。而基于超低頻介質(zhì)損耗檢測(cè)技術(shù)的診斷方法，可提前發(fā)現(xiàn)XLPE 電纜因絕緣破損、受潮、接頭老化及局部缺陷所造成的水樹枝絕緣劣化現(xiàn)象，避免因水樹枝演變成電樹枝而發(fā)生絕緣擊穿事件。且該方法對(duì)電纜損傷小，是交接、預(yù)試、診斷性試驗(yàn)的有效檢測(cè)手段。

1 超低頻介損檢測(cè)的原理

1.1 電纜水樹枝引起的絕緣劣化機(jī)理

XLPE電纜的壽命可達(dá)25 a，雖然有很高的絕緣裕度，但電纜本體及其附件在制作及安裝過程中，不可避免會(huì)出現(xiàn)氣隙、毛刺、雜物等損傷性缺陷；另一方面，受外力破壞、熱效應(yīng)和敷設(shè)環(huán)境等因素的影響，會(huì)發(fā)生受潮后的水樹枝絕緣劣化情況，使其絕緣性能逐步降低、介損增加，甚至發(fā)展成擊穿事件[4]。

水樹枝引起的絕緣劣化是導(dǎo)致電纜壽命縮短的主要原因。在潮濕環(huán)境、電場(chǎng)強(qiáng)度較低的條件下，經(jīng)過電場(chǎng)長(zhǎng)時(shí)間作用，電纜絕緣內(nèi)部會(huì)形成樹枝狀的充水細(xì)微導(dǎo)電通道[5-6]，水樹極易出現(xiàn)在絕緣內(nèi)部缺陷處。按形狀及發(fā)展趨勢(shì)水樹可分為領(lǐng)結(jié)狀、管狀（見圖1），即在內(nèi)部缺陷處沿電場(chǎng)線方向發(fā)展或邊緣損傷處沿軸向生長(zhǎng)。

水樹枝產(chǎn)生后會(huì)緩慢生長(zhǎng)和壯大，逐漸轉(zhuǎn)化為電樹枝。當(dāng)水樹枝轉(zhuǎn)換為電樹枝后，電纜可能在幾周到幾個(gè)月內(nèi)發(fā)生擊穿，在此過程中，電纜的介損不斷增加，其絕緣性能也逐漸降低[7]。

1.2 介損tanδ定義及選擇超低頻測(cè)試的必要性

介損tanδ是反映介質(zhì)損耗特性的一個(gè)重要參數(shù)，是表征絕緣功率損耗的特征量。介損tanδ可有效反映電纜的一系列缺陷，如受潮、接頭老化、水樹發(fā)展程度及局放等，是衡量電纜老化程度的重要指標(biāo)之一。將電纜等效為RC并聯(lián)回路的形式（如圖2所示）即可方便求得介損tanδ。

tanδ的表達(dá)式為：

圖2 電纜等效為RC并聯(lián)回路示意圖

假設(shè)XLPE電纜的電導(dǎo)率為σ，相對(duì)介電常數(shù)為ε，真空介電常數(shù)為εo，則有：

選取典型介電常數(shù)計(jì)算tanδ變化曲線，如圖3所示。可以看出，老化電纜與新電纜在頻率50 Hz下的tanδ值無明顯變化，而隨著頻率的降低，兩者tanδ值的差別越來越明顯，表明頻率越低則判斷電纜老化的效果越好[8]。

圖3 tanδ隨頻率變化曲線

這是因?yàn)殡娎|的介損包括電導(dǎo)損耗、極化損耗和局放損耗等，其中局放損耗需要電場(chǎng)達(dá)到一定條件時(shí)才能觸發(fā)，因此在電壓較低時(shí)不用考慮，電導(dǎo)損耗和極化損耗均會(huì)影響tanδ值的變化。電導(dǎo)引起的損耗屬電介質(zhì)的固有特性，主要由泄漏電流導(dǎo)致，而松弛極化引起的損耗恰恰反映了電纜的受潮老化特性[9-10]。研究表明，測(cè)試頻率在0.05～10 Hz時(shí)介質(zhì)損耗的非線性特征十分明顯，頻率達(dá)到0.1 Hz時(shí)，電導(dǎo)引起的損耗呈下降趨勢(shì)而松弛極化引起的損耗則達(dá)到峰值，這對(duì)于發(fā)現(xiàn)電纜機(jī)械損傷和水樹極為有效。因此采用0.1 Hz以下的超低頻介損檢測(cè)技術(shù)對(duì)于診斷XLPE電纜的水樹絕緣劣化現(xiàn)象具有重要意義。

2 超低頻介損檢測(cè)方案

2.1 檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)及檢修策略

依據(jù)IEEE P400—2013《有屏蔽層電力電纜系統(tǒng)絕緣層現(xiàn)場(chǎng)型試驗(yàn)與評(píng)估導(dǎo)則》相關(guān)要求，在0.1 Hz 頻率電壓下，對(duì)各相電纜進(jìn)行0.5U0（U0為額定電壓）、1.0U0、1.5U0三個(gè)階段的升壓測(cè)試，每階段選取電壓8 個(gè)周期的介損測(cè)量數(shù)據(jù)，并通過計(jì)算得出三種介損判斷指標(biāo)和介損隨試驗(yàn)電壓變化曲線，并通過三種介損判斷指標(biāo)評(píng)價(jià)XLPE電纜的受潮老化狀態(tài)。具體指標(biāo)見表1。

表1 超低頻介損tanδ判斷標(biāo)準(zhǔn) ×10-3

根據(jù)表1中的三種狀態(tài)判據(jù)制訂相應(yīng)的檢修策略。

（1）“無需采取檢修”：被測(cè)電纜狀態(tài)良好，可繼續(xù)投入使用。

（2）“建議進(jìn)一步測(cè)試”：需要測(cè)取其他信息來進(jìn)行評(píng)估，如歷史試驗(yàn)數(shù)據(jù)和故障信息，或采取振蕩波局放、耐壓試驗(yàn)等一系列檢測(cè)手段，最終將狀態(tài)修訂為無需檢修或需要檢修。

（3）“需要采取檢修”：被測(cè)電纜出現(xiàn)了高介損特性，整體絕緣層存有劣化的趨勢(shì)，應(yīng)當(dāng)立即更換或開展檢修工作。

2.2 檢測(cè)方法

測(cè)試設(shè)備選用奧地利某廠家制造的超低頻介損檢測(cè)裝置。在檢測(cè)工作開始前，對(duì)被試電纜進(jìn)行充分放電，并確保其與系統(tǒng)有明顯斷開點(diǎn)且與帶電體及相關(guān)人員設(shè)備保持足夠安全距離。檢測(cè)時(shí)被測(cè)電纜每相絕緣電阻應(yīng)大于300 MΩ，遠(yuǎn)端三相電纜終端頭懸空且相間保持安全距離。

相關(guān)保護(hù)裝置及測(cè)量裝置二次端子排應(yīng)短接接地。當(dāng)裝置高壓連接線與被測(cè)電纜L1相連接時(shí)，L2相、L3相應(yīng)短接接地。

首先對(duì)被試電纜施加頻率為0.1 Hz、幅值為0.5U0的試驗(yàn)電壓，選取8 個(gè)周期（每次間隔10 s）的介損tanδ；然后繼續(xù)將電壓升至1.0U0和1.5U0，重復(fù)上述步驟；最終通過計(jì)算機(jī)系統(tǒng)，得出“介損隨時(shí)間穩(wěn)定性”“介損變化率”及“介損平均值”數(shù)據(jù)，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)判斷被試電纜的受潮絕緣劣化程度。

3 檢測(cè)效果

為了掌握內(nèi)蒙古10 kV 配電網(wǎng)XLPE 電纜水樹絕緣劣化情況，結(jié)合當(dāng)期檢修及預(yù)安排停電計(jì)劃，選取了全區(qū)各供電企業(yè)60條電纜（主要考慮運(yùn)行年限長(zhǎng)、故障率高、運(yùn)行工況差、接帶負(fù)荷重等情況）開展了檢測(cè)工作，并挑選其中6段典型電纜（1號(hào)—6號(hào)）進(jìn)行檢測(cè)，各典型電纜的基本資料見表2。

表2 典型電纜的基本資料

檢測(cè)發(fā)現(xiàn)，1 號(hào)—4 號(hào)電纜介損未超標(biāo)、介損隨電壓變化曲線正常，電纜狀態(tài)良好，可繼續(xù)使用。

表3為5號(hào)、6號(hào)電纜超低頻介損檢測(cè)數(shù)據(jù)，圖4為5號(hào)、6號(hào)電纜介損隨電壓變化曲線。5號(hào)電纜L3相絕緣電阻小于300 MΩ，已不適合進(jìn)行測(cè)試；L2相受潮老化嚴(yán)重需要立即更換；L1 相絕緣良好。6 號(hào)電纜三相介損均超標(biāo)，需要進(jìn)一步檢測(cè)，以確保其絕緣完好性。

表3 5號(hào)、6號(hào)電纜超低頻介損檢測(cè)數(shù)據(jù) ×10-3

由從表3、圖4 可見，5 號(hào)電纜L2 相介損指標(biāo)已達(dá)到“需要采取檢修”的老化狀態(tài)，且介損隨電壓的變化曲線呈現(xiàn)由高向低的趨勢(shì)，表明電纜已經(jīng)受潮嚴(yán)重，這是因?yàn)殡S著電壓的不斷升高，電纜內(nèi)的水分開始受熱蒸發(fā)所致。

6 號(hào)電纜L1、L2、L3 三相“介損變化率”均已達(dá)到“建議進(jìn)一步測(cè)試”的老化狀態(tài)，需要采取進(jìn)一步的檢測(cè)手段以確定其絕緣的完好程度。這兩段電纜屬醫(yī)院雙電源電纜，因電纜檢測(cè)結(jié)果存在較大問題，為保障重要負(fù)荷的供電可靠性，建議及時(shí)進(jìn)行整改。

圖4 5號(hào)、6號(hào)電纜介損隨電壓變化曲線圖

4 結(jié)語

基于超低頻介損檢測(cè)技術(shù)的電纜絕緣老化狀態(tài)評(píng)估方法能夠提早發(fā)現(xiàn)電纜因絕緣破損、受潮、接頭老化及局部缺陷所造成的水樹枝絕緣劣化現(xiàn)象，適用于內(nèi)蒙古配電網(wǎng)10 kV XLPE電纜的受潮絕緣老化監(jiān)測(cè)工作，為各供電企業(yè)的電纜運(yùn)維管理提供重要的技術(shù)支撐。

需要指出的是，電纜的整體絕緣劣化狀態(tài)量不僅包含以受潮為代表的水樹枝，還包含以局部放電為代表的電樹枝，而超低頻介損檢測(cè)技術(shù)只對(duì)水樹枝較為敏感，無法有效檢測(cè)因毛刺、氣隙等局部缺陷產(chǎn)生的電樹枝。因此，需要針對(duì)電纜絕緣劣化缺陷的差異性，制訂適用于配電電纜絕緣性能的聯(lián)合檢修策略，然后利用此策略對(duì)供電單位電纜絕緣進(jìn)行全方位評(píng)估?？梢韵炔捎贸皖l介損檢測(cè)技術(shù)診斷電纜整體絕緣受潮情況，再利用OWTS 振蕩波局放檢測(cè)技術(shù)診斷電纜局部絕緣劣化情況，最后對(duì)電纜外護(hù)套及整體開展交流耐壓試驗(yàn)，才能確保電纜運(yùn)行的安全、可靠性。