高壓XLPE電力電纜絕緣老化狀態評價研究進展

劉敬華，歐陽本紅，夏榮，費雯麗

(1.國家電網有限公司，北京 100031；2.中國電力科學研究院有限公司，湖北 武漢 430072)

0 引言

高壓交聯聚乙烯(cross linked polyethylene,XLPE)電力電纜的運行可靠性直接影響電力系統的安全、穩定運行。然而，電纜在帶電運行過程中，受到電、熱、化學及機械等老化因素的影響，電纜絕緣狀態會隨時間發生老化，甚至會導致擊穿事故的發生[1—3]。一旦發生絕緣擊穿事故，就需要對電纜斷電維修，這會給廣大用戶的正常生產、生活帶來不便，甚至會造成嚴重的經濟損失[4—6]。

為提高XLPE電力電纜運行可靠性，一方面可對XLPE絕緣電纜材料開展改性研究[7—8]，另一方面應對已經投入運行的電纜開展狀態檢測。從高壓電力電纜的檢修來看，目前還沒有十分有效的預防性試驗手段，一旦出現電力電纜的絕緣擊穿事故，排查敷設在地下、較長距離的電力電纜缺陷及故障需要投入大量的人員、物力和財力，造成的停電事故還會影響居民的正常生活和企業的生產[9]。因此，研究科學有效的檢測手段，提出服役電纜絕緣狀態評估方法，為電纜運行及檢修計劃提供合理的依據，對于提高電力系統的可靠性有著重要的意義[10]。

高壓交聯電纜的絕緣狀態監測與老化評估需要運用科學的檢測方法和準確的評估模型[11]。目前國內外研究發展較為成熟的還是各種離線檢測手段。為了降低停電檢修的時間，在線檢測技術近年也取得了一定發展。電力電纜絕緣老化狀態評估方面的研究國內起步較晚，至今還在不斷發展中，對于電力電纜的老化程度和壽命評估問題也未有統一的評定標準。文中將概述目前常用的電纜絕緣老化狀態檢測及評價方法。

1 電纜絕緣老化離線檢測方法

1.1 電氣性能指標

中壓XLPE電纜絕緣檢測技術發展相對成熟，但由于中壓電纜和高壓電纜的制作工藝、電纜結構和工作環境不一致，中壓電纜絕緣性能的診斷方法并不能完全推論到高壓電纜。例如在中壓電纜中，常見的老化原因之一就是水樹老化[12]，而對于高壓電纜，水樹影響絕緣老化問題并不突出[13]。因此，與水樹老化狀況有很強相關性的介質損耗法等方法就不適用于高壓電纜的檢測。目前，高壓電力電纜常用的絕緣老化狀態離線檢測方法有：絕緣電阻測量法、局部放電法和擊穿試驗法。

1.1.1 絕緣電阻測量法

絕緣電阻是反映絕緣介質阻止電流流通能力的參數，是用來判斷絕緣性能是否合格、反映絕緣介質性能變化的典型依據，進行絕緣電阻測量是研究電纜絕緣特性以及在不同運行條件下使用性能等方面的重要手段。當電纜絕緣發生老化時，電纜的絕緣電阻會逐漸下降，絕緣電阻值只有高于一定值，才能保證電纜正常工作[14]。

由于電力電纜的型號、敷設環境(是否潮濕、是否與土壤接觸等)、運行條件(滿載、重載、輕載等)等因素不同，電纜絕緣電阻的測量值也會呈現出差異。目前絕緣電阻還沒有統一的判定標準，且絕緣電阻測量時受環境溫度和絕緣層溫度影響較大[15]。因此，絕緣電阻的測量只能作為電纜絕緣老化狀態判斷的一個粗略參考依據。

1.1.2 局部放電法

在電場作用下，電力電纜絕緣材料發生的非貫穿性放電現象即為局部放電[16]。電纜在生產過程中引入的缺陷是局部放電產生原因之一，在發生局放現象后，會加速絕緣中電樹的產生及生長，絕緣材料進一步劣化，使絕緣材料上的放電區域和局部放電量不斷增大，并最終導致絕緣擊穿事故發生[17]。局部放電作為電纜線路絕緣故障早期的主要表現形式，既是引起絕緣劣化的主要原因，又是表征絕緣狀態的主要特征參數。文獻[18] 對110 kV XLPE電力電纜進行加速老化試驗，取不同老化時段的電纜試樣(每根試樣長度為13 m)進行局部放電試驗，將局部放電量作為建立XLPE電纜絕緣品質評價模型的評價指標之一。

局放現象是最危險的電纜缺陷形式之一，對電力電纜絕緣材料局部放電量進行測量，可用來評判絕緣缺陷的發展情況[19—20]。但局部放電更適合檢測電纜絕緣的局部缺陷，不適宜單獨用來判斷電纜絕緣的整體老化情況[21]。局部放電檢測實現的最大困難在于局部放電信號的提取，對放電模式的識別研究仍有待加強[22]。

1.1.3 擊穿試驗法

在進行電纜的絕緣結構設計時，擊穿場強為絕緣材料最重要的表征參數之一，電纜在使用一段時間后，由于外界環境以及電纜內部缺陷的影響，會發生絕緣老化，使得電纜的擊穿場強降低。具體來說，XLPE絕緣層在電場、熱場的作用下會在微孔和納孔的基礎上逐漸發生老化，這些微孔、納孔數量及大小都隨著時間的推移逐漸增大，從而進一步造成自由體積的增大。自由體積的增大會使高電場下的電子在自由體積中獲得更高的能量，更容易打斷聚乙烯分子鏈，從而使得擊穿場強下降。因此，在服役過程中，隨著XLPE絕緣的老化，缺陷數量和尺寸都在逐漸增加，擊穿場強會隨之下降，因此擊穿場強可用作電纜絕緣材料的老化評定參數[23]。

對電纜的切片進行交流擊穿電壓試驗或直流擊穿試驗，可以測量老化對電纜交流擊穿場強或直流擊穿場強的影響[24—25]。因為擊穿電壓的測試結果具有一定的離散性,所以要對各擊穿電壓測試結果作概率統計分析。到目前為止，由于缺乏有效應用于工程實踐的高壓電纜絕緣老化狀態檢測方法，故擊穿試驗法仍是目前用來判斷電纜絕緣狀態的最直接方法，但其實質為破壞性試驗。

1.2 非電氣性能指標

在上述常見的電氣性能檢測方法之外，國內外研究學者也開發了一些電纜絕緣老化診斷的非電氣性能指標檢測方法。

1.2.1 機械性能測試法

拉伸實驗是材料機械性能測試中常用方法之一，XLPE絕緣材料的拉伸性能與其分子的極性、分子量、交聯與結晶情況以及絕緣材料的缺陷發展等有關[26—27]。XLPE在熱氧老化階段中，熱裂解、熱氧化裂解反應會造成絕緣材料內高分子鏈斷裂和絕緣材料整體交聯網絡的損壞，而氧化反應會造成絕緣材料局部小分子的再交聯，因而熱老化使得XLPE的拉伸強度和斷裂伸長率都會降低。且XLPE電纜絕緣內的微孔、雜質、半導電屏蔽層突起等位置引發的大量水樹枝也會成為應力集中處，從而導致電纜絕緣的拉升強度和斷裂伸長率降低。拉伸實驗能夠測定材料的拉伸強度、斷裂伸長率等重要的力學指標。圖1是電纜絕緣材料拉伸實驗結果與電纜熱老化時間的關系，可以看出，拉伸強度、斷裂伸長率均隨著電纜熱老化時間的增加而降低[28]。

圖1 拉伸實驗結果與電纜熱老化時間的關系Fig.1 The relationship between tensile test results and cable thermal aging time

1.2.2 熱分析方法

在電纜絕緣老化評估中應用較多的熱分析方法有差示掃描量熱法(differential scanning calorimetry,DSC)和熱重分析法(thermo gravimetric analysis,TGA)[29]。

(1)DSC可以用來測量電纜絕緣材料的熔融溫度、氧化誘導期和熱歷史溫度等參數，這些參數在評價XLPE電纜絕緣狀態時具有重要作用。

熔融溫度與XLPE的片晶厚度相關。電纜在服役過程中，隨著絕緣的老化，XLPE片晶厚度發生了微弱變化，聚集態結構的演變過程不僅表現為晶區和無定形區體積分數的變化，還包括片晶結構的微弱改變[30]。研究表明，隨著服役年限的延長和電纜絕緣材料的老化，XLPE的熔融溫度有所降低[31]。

氧化誘導期(oxidation induction time,OIT)是材料耐氧化分解的一種量度，采用DSC測量材料的OIT已經成為評價電纜絕緣材料熱穩定性的重要方法[32]。材料的OIT定義為：在一定的測試溫度下，將測試樣品置于氮氣的保護氣氛下，從氮氣氣氛切換為 3.5 MPa 的氧氣開始計時，得到樣品開始發生自動催化氧化反應所需的時間。通過測量老化前后 XLPE 電纜絕緣試樣的氧化誘導期指標可評定材料的熱穩定性能及老化情況。

電纜絕緣的老化狀態與電纜熱歷史溫度有關。大多數電纜試樣均存在熱歷史過程，DSC測量曲線上表征的熱歷史是記錄電纜在生產或運行過程中受到的熱沖擊[33]。目前研究表明，產生熱歷史的原因有：電纜出廠前的去氣過程，一般為80 ℃左右；在電纜實際運行中經受了某一溫度的熱過程。因此，DSC 曲線的熱歷史可以間接反映電纜的運行溫度，對評價電纜絕緣狀態有重要作用。

(2)XLPE電纜絕緣材料的熱老化過程，是熱對材料分子的作用導致化學鍵的斷裂，隨之發生化學組分的變化，從而使性能劣化以至失效的過程。由于絕緣材料在電纜運行過程中會發熱，長期受熱就會發生分解、氧化等現象而引起重量變化，因此通過對XLPE進行熱重分析就可以得到其熱性能的相關參數[34]。通過TGA可以得到絕緣材料的熱裂解活化能、熱分解溫度等信息，通過分析這些數據變化規律可以反映出電纜絕緣的老化狀態。

1.2.3 紅外光譜法

紅外光譜法是研究高聚物結構及其物理化學性質的常用方法。

文獻[32]通過對不同熱老化時長的絕緣試樣的紅外光譜圖對比發現，熱老化后 XLPE 的紅外光譜在 1 720 cm-1處存在明顯的吸收峰，波數為 1 720 cm-1的吸收峰屬于羰基的吸收振動峰，也就是說 XLPE 絕緣在高溫和氧氣的聯合作用下碳氫鍵被氧化成碳氧雙鍵，生成了羰基化合物。研究表明，熱老化對XLPE材料紅外光譜的測試結果影響較大，采用紅外光譜法測量羰基指數可以對XLPE電纜的熱氧老化程度進行一個定性的分析。

同樣地，文獻[32]通過對不同電老化時長絕緣試樣的紅外光譜圖對比發現，經過不同時長電老化試樣的紅外光譜并未出現新基團。說明在單獨電老化過程中 XLPE 材料的結構無明顯變化，紅外光譜法不能作為對 XLPE 試樣電老化性能進行判定的有效依據。

由于XLPE絕緣材料的羰基鍵受熱氧老化的影響會產生明顯變化，因此可采用羰基指數來表征電纜絕緣的老化程度[35]。隨著電纜老化程度的加深，電纜的羰基指數是呈增長趨勢。

電纜絕緣老化的本質是材料在電、熱、化學腐蝕和機械力的共同作用下，物理及微觀化學結構均產生了不可逆的改變。因此，除了電纜的電氣性能會下降外，XLPE的機械性能、熱學性能及官能團等也會發生改變[36—37]，故而這些非電氣性能指標的檢測均能在一定程度上反映出電纜絕緣的老化特征，可以作為輔助判斷電纜絕緣老化程度的指標之一。但這些檢測指標還未得到大量工程實踐的試驗數據支撐，尤其對實際服役電纜的檢測數據還遠遠不夠。目前大多數檢測都是在實驗室老化條件下進行的，由于電纜在實際工作條件下的老化不是單一原因造成的，因此很難從各單一指標直接建立電纜絕緣老化的準確評價模型。

無論是電氣性能指標還是非電氣性能指標，這些離線檢測方法一直以來都在電纜絕緣老化檢測中發揮著重要的作用，但其停電檢測和取樣檢測的需求影響了電纜供電的可靠性。由于停電時間的限制，測定周期通常為1～2 a，對絕緣老化速度快的電纜，仍不能保證安全供電。

2 電纜絕緣老化在線監測方法

隨著社會的發展，人們對電能質量和電網穩定性提出了更高的要求，這就導致電纜絕緣在線監測技術的發展需求也愈發迫切[38]。由于直流成分法、低頻法和在線介質損耗法等均適用于診斷水樹老化明顯的中壓電纜，并不適用于高壓電纜，因此目前用于高壓電纜的在線監測方法主要有：局部放電在線監測法、護層電流監測法和溫度監測法。

2.1 局部放電在線監測法

局部放電現象除了可以進行離線檢測，也可以進行在線監測[39]。由于目前還缺乏更加有效的高壓電纜在線監測方法，IEC、IEEE和CIGRE等研究機構及眾多學者均認為局部放電監測是XLPE電纜絕緣狀態評價的最有效監測方法[40]。

局部放電過程中產生的信號有各類電信號和非電信號，其中：電信號包括電磁波和脈沖電流；非電信號包括聲、光、熱等[41]。用以測量電磁波信號的局部放電測量技術有超高頻傳感器法(ultra high frequency,UHF)，該方法抗干擾性能強，但是信號衰減快；用以測量脈沖電流信號的局部放電測量技術有高頻電流傳感器法(high frequency current transducer,HFCT)、電容器耦合傳感器法(capacitor coupling,CC)和金屬耦合傳感器法(metal coupling,MFC)，這類方法應用廣、靈敏度高、可以測試出局部放電的電荷量，但受電磁干擾大；用以測量聲波信號的測量技術有聲發射傳感器法(acoustic emission,AE)，該方法不受電氣信號干擾，但是信號衰減快，且靈敏度低[22]。局部放電在線監測方法針對的是服役中的整根電纜，不同局部放電在線監測方法中各局部放電傳感器接入電纜示意如圖2所示。

圖2 各種局部放電傳感器接入電纜示意Fig.2 Schematic diagram of each type of sensors for PD tests in cable

局部放電在線監測方法研究前景良好[42—43]。然而現場運行電纜絕緣中的局部放電信號弱、電磁干擾較強，且受到傳感器靈敏度和信號衰減等因素的影響，故局部放電信號存在難以提取和識別的問題。未來需要進一步解決局部放電監測的三大難點：抗干擾、局部放電點的定位及放電模式識別問題。

2.2 護層電流監測法

電纜絕緣發生事故前，經常伴隨著護層電流增大現象，因此通過高壓電纜護層電流在線監測，可在一定程度上反映出電纜的絕緣狀態[44]。此外，若護層電流大幅度增加，也會造成電纜溫度升高，會增加護層上的附加損耗，降低電纜載流量，甚至可能造成熱擊穿。

目前護層電流在線監測技術還存在以下難點：一是對于交叉互聯的電纜，在線監測時從接地線電流中區分出泄漏電流和護層環流是研究的關鍵和難點[45]；二是電纜多回路敷設時，護層電流的提取及故障類型識別需要進一步考慮[46]；三是當發生雷擊、大負荷干擾或是故障而使得保護器擊穿時，可能會形成很高的護層環流，這樣會形成干擾導致檢測靈敏度降低，因此增加了監測難度。在交叉互聯、多回路敷設及有干擾時，護層電纜的提取、計算及與故障類型的對應關系都是需要進一步研究的。

2.3 溫度監測法

高壓交聯電纜正常運行時，導體溫度不應超過90 ℃，對電纜溫度進行監測可以反映出電纜的部分故障或缺陷信息。此外，通過對電纜運行溫度的監測可以得出電纜實際運行的載流量，以保證電纜在載流量范圍內安全運行。

但溫度監測同樣存在局限性：傳統的測溫方法(熱電偶)只監測電纜重要部位的溫度，僅反映電纜運行時局部的溫度情況，無法反映整體情況；而分布式光纖測溫[47]需要提前將測溫光纖布置于電力電纜的外部護層與主絕緣層之間，不適用于已經投運而未布置測溫光纖的電纜，且該技術在電纜不同敷設環境和運行條件下(如濕度、溫度)受到的影響較大。

綜上所述，由于在線監測時，現場環境存在的噪聲和干擾會對監測結果產生影響，因此現階段主要是在限定的條件下進行電纜絕緣的在線監測診斷，存在一定監測局限性。此外，這些在線監測指標均不能直接反映電纜的絕緣老化狀態。

3 電纜絕緣老化狀態評價研究現狀

電纜絕緣老化的診斷是對電纜絕緣多個性能指標的綜合判斷，目前，其評價方法主要有：線性加權綜合評價方法、模糊綜合評價方法和數據庫管理分析法。

3.1 線性加權綜合評價方法

線性加權綜合評價方法是一種整合評價結果的方法，是綜合多個監測指標評價結果的一種常用手段，也是目前高壓電纜絕緣老化狀態評價中最常用的手段[32]。線性加權法主要是根據專家經驗，為電纜運行風險的各個影響因素/評價指標賦予一定的權重，引進普通加法、乘法而形成的一種方法[48]。

線性加權法運算過程簡單，但對專家經驗依賴性大，其加權權重往往依賴于專家打分或者研究者的經驗[18]，不具備客觀性；此外，該方法不能反映出某些指標的突出影響，例如當局部放電量大于一定值時，該電纜需要立即采取措施，而不應再加權其他指標進行綜合判斷。

因此，采用線性加權綜合評價方法對電纜絕緣老化狀態進行評估時，一方面，在依賴專家對部分運行條件打分以外，要選取部分可直接測量的絕緣老化性能指標；另一方面要重點考慮到對評價結果有絕對影響的參數。

3.2 模糊綜合評價方法

模糊診斷法是一種多參數診斷方法，已經被廣泛地應用于電力設備的故障診斷和狀態評估，尤其是在變壓器故障診斷中應用較多，隨著人工智能技術的發展，各種人工智能方法(例如人工神經網絡、模糊專家系統和模糊邏輯等)也被用來解決故障診斷中的不確定性[49]。

由于造成高壓交聯電纜絕緣老化的原因眾多、老化機理復雜，目前的研究結論還無法直接得到設備的壽命模型，導致其絕緣狀態評價具有模糊性。因此，模糊診斷的方法也可以用來對電纜老化狀態進行評估，相比于之前的評估方法更有優勢?；诖耍糠謱＜也捎媚：龜祵W原理，對電力電纜絕緣老化狀態進行評判和分析[50—53]。

模糊綜合評價方法建立在現有研究和實際經驗的基礎上，通過多個絕緣狀態檢測指標來綜合評價電纜的健康狀況，具有一定的可操作性。模糊綜合評價方法建立的關鍵環節即老化特征量的選擇，下一步可通過對不同服役年限/不同老化程度的電纜進行全面系統的性能參數測試，研究各性能參數和電纜絕緣老化狀態的相關性，選取和老化狀態緊密聯系的參量來作為電纜絕緣老化特征參量。

3.3 數據庫管理分析法

數據庫管理系統是一個集信息管理、信息檢索、專家系統、分析評價、數據倉庫等為一體的應用軟件系統[54]。該系統由各類數據庫、模式評估模塊、知識輸出模塊組成，這些模塊構成了數據庫系統的體系結構，有學者提出采用數據庫管理系統對電纜絕緣老化進行分析，借鑒國外技術管理的經驗，國內有學者開發了XLPE電纜絕緣老化測試數據庫管理系統[55]，其系統結構組成如圖3所示。

圖3 XLPE電纜絕緣老化測試數據庫管理系統的結構組成Fig.3 XLPE cable insulation aging test database management system

開發基于歷史運行數據和實驗檢測數據的電纜絕緣老化數據庫管理系統，為分析XLPE電纜絕緣老化狀態積累了豐富的資料，但是要在大量數據統計的基礎上才能建立電纜絕緣的健康狀況與各指標的關系。

國內對XLPE電力電纜絕緣老化狀態的評價研究還在起步階段，目前還沒有大量的統計樣本數據庫。當電纜歷史記錄較少時，該系統的主要功能以查詢為主，只有通過該數據庫掌握了不同運行年限電纜大量的絕緣狀態檢測數據后，該數據庫的統計結果才具有建立絕緣老化狀態評價模型的意義。

4 高壓電纜絕緣老化狀態評價研究展望

總結前文所述的高壓XLPE 電纜絕緣性能檢測方法，如表1所示。從表1可以看出，電纜絕緣性能離線檢測手段準確性高，可反映電纜的部分老化特征，但對于在役電纜，不適宜進行大面積取樣檢測；而在線監測的現場干擾因素太多，存在的干擾會對監測結果產生影響，且目前的在線監測方法主要用于發現電纜絕緣的局部缺陷或故障信息，不宜判斷電纜絕緣的整體老化情況。

表1 高壓電纜絕緣性能檢測方法Table 1 Insulation testing methods of high-voltage cable

基于這些性能檢測指標建立電纜絕緣老化狀態評價模型也存在以下難點：首先，影響電纜絕緣老化的因素多、機理復雜，難以基于物理或化學過程推導得到精確評價模型；其次，利用大數據技術進行電纜老化分析時，缺乏足夠的數據量為大數據分析提供支撐。綜合以上分析，文中認為電纜絕緣老化狀態的評價研究可以從以下方面提升：

(1)建立基于歷史運行數據和在線監測指標的電纜絕緣老化狀態初評模型?；诟邏弘娎|運行年限、歷史負荷、敷設方式、敷設環境(溫度、濕度、化學腐蝕)、歷史故障、家族缺陷以及在線監測指標等信息，采用線性加權綜合評價方法建立電纜絕緣老化狀態在線初評模型。該模型可基于電纜的在線運行信息對電纜老化狀態進行初步分級，對老化程度較高的電纜制定取樣方案，可避免對全部電纜進行取樣檢測[56]。

(2)建立基于離線實驗數據分析的電纜絕緣老化狀態精評模型?；诮^緣電阻、擊穿場強、機械性能、熱分析和紅外光譜等實驗方法測試電纜絕緣老化的電氣性能和理化性能指標，采用模糊綜合評價方法建立電纜絕緣老化狀態精評模型。對初評結果中老化程度較高的電纜，可進一步開展電氣性能和理化性能試驗，采用該精評模型對電纜老化狀態作出更加準確的評價，作出相應的退役或檢修決策，保障電纜網安全穩定運行。

(3)建立電纜絕緣老化狀態的數據庫管理系統。在“在線初評”和“離線精評”模型的基礎上，建立電纜絕緣老化狀態的數據庫管理系統。一方面，該系統可以管理電纜的歷史運行、在線監測和實驗測試數據，記錄電纜絕緣老化評價結論；另一方面，通過逐步積累電纜老化分析的數據，在數據量形成一定規模后，可用大數據統計的結果修正電纜絕緣老化初評模型和精評模型中的評價指標和權重的設計，提高評價模型的準確性。

5 結語

隨著對高壓交聯電纜絕緣材料研究的不斷深入，電纜絕緣老化狀態的離線檢測方法也越來越豐富完善。在建立老化評價精評模型時，可通過數據分析方法研究各檢測指標與電纜絕緣老化的相關性，從多個檢測指標中選取部分最具代表性的老化特征參量，提高絕緣老化評價模型的準確性。

在線監測方法的發展有利于在不停電情況下，對電纜絕緣老化狀態作出初步評價，提高了電纜供電可靠性。但目前在線監測技術的發展還十分有限，研究可直接表征電纜絕緣老化狀態的在線監測方法是十分必要的。

大數據技術的發展為電纜絕緣老化狀態評價提供了新方法，但目前還缺乏足夠的數據支撐。在建立電纜絕緣老化狀態的數據庫管理系統的基礎上，要收集電纜運行數據，在數據庫建立完成之后，可為電纜絕緣老化分析及壽命評估以及電纜全壽命周期管理提供有益的決策支持。