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1、高压交联聚乙烯电缆绝缘老化及述评摘要：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；诊断技术口交联聚乙烯（简称XLPE）绝缘电缆由于敷设容易、运行维护简便，现已是10220 kV供电 电缆的主流。近20年来，大量引进的66
2、220 kV级和国产的66220 kV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 66 kV 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110 kV XLPE 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66 kV及以上XLPE电缆
3、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。口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110 kV级XLPE电缆总长度已达 636km。 19952000 年共发生110 kV XLPE 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
4、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。口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19651995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110 kV 及
5、以上电压 级电缆均采用金属层径向防水构造的缘故。最1日裁）965- 3995年XLPE电缆绝终B8坏串缙计1酬漑IV抵印轴kmfipl 蒔 tut 个搖用坏出就IU1.2 日本 66 kV 级 XLPE 电缆线路绝缘损坏故障分布状况日本在19771995年66 kV XLPE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：屯糧明ft(271527212112a) 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19751980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，
6、历经1219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110 kV及以上电压级XLPE电缆线 路至1995年已使用705 km,运行了 4 070 kma,迄今未出现电缆本体绝缘损坏。已运行的4 000 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。口1.4 绝缘之间的界面问题荷兰150
7、 kV XLPE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。口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 XLP
8、E 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110 kV 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 110220 kV 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110220 kV 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。口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
9、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。口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：口旳*(1)式中：2a微孔直径，ym；U施加电压，kV,为电缆额定电压的1口2/3倍；r 绝缘层内半径，mm；RO绝缘层外半径，mm。高压 XLPE 电缆按满足(1)关系式进行设
10、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。口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
11、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)口 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10 ym，发生电树枝的场强为300 kV/mm。曾对66275 kV电缆计算，结果2a在190320 ym 范围。在聚乙烯(PE)料生产厂与电缆制造厂为降低杂质水平的协同努力下，反映PE化合物中杂 质含量大小的In N值已从1974年为2口7降至1984年接近于0。如日本275 kV级电缆杂质的
12、 目标管理实现了琥珀物尺寸在250 ym以下；其他为100 ym以下。从有害杂质水平来看，已 有充分裕度。口2.3 水树老化1, 3自1967年发现XLPE绝缘水树老化后，目前已确认它成为XLPE电缆老化的主要现象之 一。但水树枝的机理和如何引起破坏目前尚不完全清楚。大量试验显示水树枝会造成局部应 力增高，可能成为电树枝的发源地。高温下，水树枝里可能发生显著的氧化，导致吸水性增 大，导电性增高，最终热击穿；低温下，水树枝经较长时间氧化或转化为电树枝，破坏就开 始了。日本曾对电缆老化现状做调查，并进行空气中与浸水中电缆老化特性比较，有以下结论a)对经历12年、12.4年、14年运行的3回77 k
13、V电缆(干法交联、三层共挤构造)撤出后 进行了工频、冲击击穿试验，结果显示其绝缘击穿电压均比投产初期降低25%50%。同时， 水树分布的考察结果显示了地下电缆被水浸造成水树的生长情况比在空气中的情况要显著。b）对275 kV具有径向防水构造的铝包XLPE电缆投产10年后抽检，撤出3条25 m长电 缆做绝缘击穿测试，结果显示与投产前性能相近。其蝶形水树的长度最大约为160 gm，被确 认绝缘性能没受影响。c）曾对仅有普通PVC外护层、含铅箔的简易防水层、铝套这3种型式66 kV电缆，按 外部浸水条件做对比测试研究，显示了具有径向防水构造的电缆绝缘性能与初始情况相同， 而没有径向防水层的普通PVC
14、外护层电缆，在不长时间其绝缘性能已有降低趋势。广州地区1996年曾发生一起运行10年的绝缘接头破坏事故，其接头无金属防水结构， 分析认为水树老化是引起接头失效的主要原因。因此，XLPE电缆的径向防水构造对防止电缆 绝缘老化至关重要，特别是处于潮湿地方运行的电缆，应设法确保电缆金属护套的完整性。2.4 热老化热老化是 XLPE 绝缘物在长时间高温作用下由于过热氧化发生质变，物理特性（抗张性、 伸长等）和电气特性（介损、绝缘击穿电压等）均降低。110 kV及以上XLPE电缆一般不超过运 行温度90 C,选用且多留有裕度，故很少因过热引起绝缘老化。3XLPE电缆及其附件绝缘 老化诊断技术XLPE电缆
15、及其附件绝缘老化诊断目的，是判断其能否适合继续可靠运行或评估其残余寿 命。诊断方法可分破坏性试验与非破性检测两大类，后者还分“在线式”与“非在线式”。口3.1 绝缘老化诊断技术现状鉴于高压与中压级 XLPE 电缆的工艺与构造存在差异，如有的中压级电缆未按三层共挤 式工艺制造，或绝缘弱点的质量目标控制未像高压级电缆那样严格，通常又无径向阻水构造， 往往易出现水树老化，且形态较明显。因而中压级电缆绝缘老化检测方法多样化得到发展， 积累有相当测试数据，利于实现有效检测判断，但中压级绝缘老化检测方法却并非都适合高 压电缆，仅有个别方法被确认。就日本XLPE电缆绝缘老化检测技术实践来看，对于6 kV级（早期产品有些不是干法交联、 三层共挤构造），检测技术有“非在线式”和“在线式”。 “非在线式”包括：残留电压、反吸收电 流、直流泄漏电流、电位衰减法（直流）；残留电荷、直流电压叠加法（直流与工频）；交流损耗 电流法（工频）；介损法（超低频）。 “在线式”包括：直流成分、脉动法（工频）；直流电压叠加法（直 流与工频）等。对于22 kV级，则尚无“在线式”，仅采用“非在线式”。其部分与6 kV级相同， 但不再用反吸收电流、直流成分
