高压XLPE电缆绝缘V t特性研究综述

交联聚乙烯（cross linked polyethylene,XLPE）绝缘电力电缆是输电线路的重要电 力设备。针对高压交流和直流电缆系统的运行现状,介绍了运用V t特性（击穿电压与击穿时间的关系）曲线描述XLPE电缆绝缘的电老化寿命模型,分析了国内外高压交、直流XLPE电缆绝缘V t特性的研究方法及相关结果。已有的研究结果表明,交流XLPE电缆绝缘的电老化寿命指数n值在9~25之间,直流XLPE电缆绝缘的电老化寿命指数n值在13~20之间。国内目前尚未见有关直流电缆绝缘V t特性研究的文献报道。     

一种基于负载率和设备检测信息的油浸式变压器故障率模型

为建立一种综合反映不可修复(老化)故障和可修复故障的油浸式变压器故障率模型,提出了通过搭建设备健康指数与设备期望寿命的关系,将健康指数作为参量引入到老化失效模型中,实现从老化发展和状态评估的角度共同表征故障率的新模型,即Arrhenius-Weibull-HI模型。在算例分析中,提出当历史数据完整时,采用Levenberg-Marquardt法拟合获取新模型的参数;当历史数据缺失设备检测信息时,可结合非序贯蒙特卡罗法求解待拟参数的近似解。算例所获得的拟合结果表明了新模型具备表征实际故障率的能力。     

XLPE电缆等温松驰电流老化因子与寿命指数对应关系研究

交联聚乙烯(XLPE)绝缘电缆的老化是影响其可靠性的重要因素。XLPE电缆绝缘的寿命指数是评估XLPE电缆老化状态的有效参数,寿命指数的确定需要对大量的样品进行测试,并不适用于评估运行中的XLPE电缆的老化状态。通过对高压XLPE电缆绝缘等温松驰电流的测试,可以得到反应不同极化类型的时间常数及系数,并得到与其老化状态相关的老化因子。本文通过对经过不同老化时间的XLPE电缆样品的等温松驰电流及逐级击穿试验得到了相应的老化因子和寿命指数。试验结果表明,未老化XLPE电缆的松驰电流老化因子为1.98~2.14,半年老化后的老化因子为2.47~2.79,而一年老化后的老化因子约2.99~3.15,相对应的寿命指数分别为15.6、14.3及9.3。因此等温松驰电流老化因子与寿命指数有相关的对应关系,可以对运行中的XLPE电缆等温松驰电流进行测试,按对应的寿命指数对其老化状态进行评估。     

XLPE电缆绝缘老化临界时间现象及其动力学仿真

为深入探究交联聚乙烯(cross-linked polyethylene,XLPE)电缆绝缘的老化特性,评判XLPE电缆绝缘的老化程度,文中对110kV XLPE电缆绝缘在135℃进行加速老化实验,采用拉伸试验表征XLPE断裂伸长率的变化规律,采用傅里叶变换红外光谱表征XLPE中羰基浓度与抗氧剂含量的变化规律。结果表明,XLPE电缆绝缘老化存在临界时间现象,即随着老化时间的增长,XLPE断裂伸长率由缓慢下降转变为快速下降,羰基浓度由缓慢增大转变为快速增大,临界时间均为2016h;而抗氧剂含量则随老化时间逐渐下降,不存在拐点。基于链式自由基理论,建立考虑抗氧剂反应过程的XLPE热老化动力学模型,进一步仿真计算XLPE电缆绝缘热老化过程中抗氧剂含量和羰基浓度的变化过程,仿真计算结果能够很好地吻合实验结果。研究结果表明抗氧剂含量可用于表征XLPE电缆绝缘的老化程度。     

XLPE电缆的热–振动联合老化试验测试与分析

在桥梁、桥架等振动条件下运行的交联聚乙烯(XLPE)电缆线路,击穿故障多发生在支架附近的XLPE绝缘上,这可能是由于振动导致的XLPE绝缘劣化进一步加剧所导致。而目前没有对XLPE电缆绝缘在热–振动条件下的老化失效机理和运行状态评价的研究。因此,在分析电缆线路运行特点及电缆故障的基础上,通过构建XLPE电缆的热–振动联合老化试验平台,在试验平台上对XLPE电缆施加负荷电流和机械振动,同步开展热–振动联合老化和单一热老化试验。通过对1 440 h老化时间下的XLPE电缆绝缘取样分析,获得热–振动联合老化、单一热老化及未老化电缆的XLPE绝缘材料的力学性能、介电性能及微观结构的差异性,以分析振动对XLPE绝缘性能及电缆运行特性的影响。试验结果表明:热–振动联合作用下XLPE材料的氧化速率和程度均大于单一热老化条件下的数值,机械振动加速了XLPE绝缘层的老化。该研究成果可为振动运行条件下XLPE电缆线路的运行状态评估提供技术支持,具有实际工程应用价值。     

运行高压交联聚乙烯电力电缆的介电性能

为探究高压交联聚乙烯(XLPE)电力电缆在运行一段时期后的绝缘性能变化表征及老化程度判别依据,对新电缆、实际运行年限为2 a、5 a、9 a和12 a的220 k V高压XLPE电缆绝缘的介质损耗因数频谱、氧化诱导期和工频击穿电场强度等进行了研究。对实际不同运行年限的电缆样本进行了轴向切片处理,制取了表面平整、厚度为1 mm的片状试样并进行了测试。试验发现:XLPE的低频介质损耗因数与老化程度存在对应关系,当频率在0.1 Hz以下时,介质损耗角正切值(tanδ)随老化程度而呈现明显线性上升趋势;随着运行年限的增长,XLPE电缆的氧化诱导期(OIT)与羰基指数这2项参数均同时增大;当运行年限达到约5 a和12 a时,XLPE电缆的击穿电场强度明显下降,运行年限为12 a电缆的击穿电场强度比新电缆的降幅可达约13%。对以上参数的测量都可以作为评估运行XLPE电缆老化状态的有效手段,其中测试运行XLPE电缆的绝缘击穿电场强度变化情况可以反映其综合老化程度,是适合于实际工程应用的简单有效方法。     

修复液抑制XLPE电缆局部放电的有效性研究

针对XLPE电缆中存在水树缺陷引起局部放电导致电缆绝缘迅速劣化的问题,提出了一种通过注入修复液修复电缆水树缺陷抑制电缆局部放电的方法,从XLPE电缆试样局部放电特征及缺陷表面微观形貌结构两方面研究修复液对XLPE电缆局部放电的影响。采用水针电极法加速XLPE电缆绝缘水树老化,并对生成水树缺陷的电缆试样进行注入式修复,测试分析修复前后电缆试样的局部放电特征,并对修复后电缆试样缺陷处的表面形貌特征进行分析。此外,建立XLPE电缆水树缺陷的有限元模型,结合水树缺陷处电场仿真进一步阐述修复液对XLPE电缆局部放电的影响机理。结果表明:修复后XLPE电缆局部放电的放电幅值和放电次数均大幅减小,表明修复液可以抑制电缆局部放电的发展,减缓XLPE电缆绝缘的劣化。     

电缆绝缘老化的高压频域介电谱诊断评估方法EI北大核心CSCD

通过检测不同阶段的整体/局部热老化XLPE电缆高压介电谱,探究不同老化程度和不同局部老化段与完好电缆占比对高压介电谱的影响。结合XLPE材料老化过程中的理化特性和机械特性变化,分析宏观高压介电与微观物理化学性质的关系,并探讨基于高压频域介电谱的XLPE电缆老化评估方法。结果表明:具有一定程度老化的电缆,无论是整体老化还是局部老化,其高压介电谱都会呈现分层的特征,这是由于热老化过程中材料分子断键产生的极性基团和晶区破坏导致材料极化强度增大导致的。此外,具有一定老化程度的整体热老化、局部热老化缺陷电缆试样的分层度L均大于1,L矩阵可作为电缆老化现象的评估参数;较高检测电压等级(1.0U0)介电谱曲线的非线性度η对老化程度的变化敏感,可以作为电缆老化程度的评估特征;可以结合η的数值及曲线积分数值区间判定电缆是否为局部老化。     

可水解抗氧化剂对XLPE电缆修复技术长期性能的影响

为了研究可水解抗氧化剂对XLPE电缆修复技术长期性能的影响,本研究选取两种含不同抗氧化剂的修复液配方对水树老化电缆进行注入修复,并进行二次热老化,测试并分析修复与热老化前后电缆样本的电气性能变化。结果表明：两种修复液均能显著减小水树老化电缆的介质损耗因数、泄漏电流和电导率,增大击穿电压,其中添加可水解抗氧化剂的修复样本...     

XLPE电缆绝缘老化修复技术的工程应用研究

通过水针电极老化法加速XLPE电缆绝缘产生明显水树,采用一种硅氧烷修复液对水树老化XLPE电缆绝缘进行修复,比较了修复前后老化XLPE电缆绝缘的介损和直流泄漏电流,并通过显微镜和扫描电镜（SEM）对水树及其内部的填充物进行了观察。结果表明：修复液能扩散到水树内消耗水分,生成绝缘性能良好的填充物填充水树空洞,使介损和泄漏电流明显下降,绝缘性能逐渐恢复到接近老化前水平。利用修复液对老化样本绝缘进行修复,对现场运行老化电缆进行了绝缘修复实验表明,修复后电缆的介损和直流泄漏电流下降一半以下,显著提高了水树老化运行电缆的绝缘性能。     

交联电缆常见故障及原因分析

从交联电缆故障率、故障位置和故障原因3个方面,对2009—2011年国家电网公司6 kV及以上交联电缆的故障情况进行统计和分析,总结出了国家电网公司交联电缆典型故障类型和特点,对国家电网公司交联电缆的具体故障原因进行了分析。结果表明：近年来国家电网公司电缆线路的故障率逐年下降;发生电缆故障的主要部位是电缆本体;故障原因主要有：建设施工原因、主绝缘老化、现场安装工艺不当、过负荷。在此基础上,指出了在提高交联电缆运行可靠性方面尚需进一步完善的工作。     

高压XLPE电力电缆缓冲层放电问题分析

高压与超高压交联电缆金属护套与电缆线芯之间的缓冲层是电缆的重要组成部分。近年,国内交联聚乙烯(XLPE)高压电缆线路故障中多次出现缓冲层放电现象。文中总结国内电缆缓冲层设计经验,分析不同类型高压电力电缆缓冲层作用,总结缓冲层半导电材料、长期进水运行、缓冲层设计缺陷等可能放电原因,通过分析三起高压电缆缓冲层放电典型案例,说明缓冲层设计的缺陷隐患及缓冲层放电问题原因,对电缆设计及电缆故障分析提供有效参考。     

国产高压XLPE电缆绝缆中允许杂质尺寸的试验研究及方法

电树枝是影响XLPE电缆长期老化性能的重要因素,而确定高压XLPE电缆绝缘层中允许的最大杂质尺寸对于保证其长期老化性能是很重要的。本文利用针电极模拟杂质对从国产220kVXLPE电缆绝缘中所取得的试样进行了相关试验,得到电树枝起始电场强度约为270kV/mm,而杂质尖端最小曲率半径约为10μm。通过计算得到对于220kVXLPE电缆,杂质的最大允许尺寸约为130μm。这一结果与国家标准规定的允许杂质尺寸125μm基本符合,这一试验方法可以用于高压XLPE电缆中允许杂质尺寸的研究。     

基于ART2A-E的交叉互联XLPE电缆绝缘在线诊断技术研究

研究110 kV及以上电压等级的XLPE电缆绝缘的在线监测与诊断技术,确保电缆的安全可靠运行具有重要意义。笔者根据屏蔽层交叉互联接地XLPE电缆在线监测的特点,提出了基于ART2A-E(Adaptive Resonance Theory)神经网络的交叉互联电缆绝缘在线诊断方法。首先,通过分析电缆绝缘老化的特点以及电缆加速老化的实验结果,建立交叉互联XLPE电缆的仿真模型。然后,计算首末端A、B、C三相接地线电流与电缆初始安装时的接地线电流幅值和相位的相对劣化度得到12个特征量,并以此特征量作为ART2A-E的输入样本进行模式识别。仿真实验结果表明,ART2A-E神经网络可以识别发生在交叉互联中的任意一段电缆的绝缘故障,为交叉互联电缆的绝缘在线诊断开辟了新的途径。     

基于风险评估的高压电缆巡检周期优化模型

高压电缆日常巡检与消缺工作能够及时发现并消除电缆故障隐患,是降低故障率的有效措施。但忽略风险差异的定期巡检方案会导致人力资源被浪费在不必要的检查与测试环节。为了保证电缆可靠运行且兼顾经济性要求,该文提出了基于风险评估的高压电缆巡检周期优化方法。首先针对历史故障数据,提出了一种高压电缆故障数据记录方法,计算电缆故障频率。其中将电缆线路按照巡检目标分为电缆通道、本体、中间接头、终端与接地系统五部分,并引用失效危险指数(IFC)模型计算各部分的故障频率;之后结合线路故障修复时间与线路重要性,计算电缆线路各部分的风险;并考虑电缆系统运行风险阈值,针对不同线路各部分的风险差异实现巡检周期优化计算。以某地区电缆线路为例应用上述方法,结果表明:基于IFC模型的故障频率计算方法无需人为干预,且在故障样本较少的条件下仍能产生有效结果;基于风险评估的巡检周期优化方法能够合理制定巡检方案,有效降低电缆运行风险,优化后电缆系统风险可降低70%。     

高压电缆状态检测技术有效性研究

目前各种高压电缆状态检测技术的有效性、经济性和可操作性一直困扰着高压电缆状态检修策略的制定。对近10年来高压电缆运行故障进行统计,在此基础上分析了各种状态检测技术的有效性;然后分析了各种局放在线监测技术的特点,并在实验室模拟试验的基础上,比较了不同局放在线监测方法的有效性和灵敏度;最后提出了电缆状态检测技术的应用建议。     

Electrical aging of extruded dielectric cables: review of existingtheories and data

Despite the huge amount of data on so-called electrical aging of extruded HV cables, the fundamental phenomena responsible for it or evolving with aging time, are still far from well understood. It is therefore not surprising why it is so difficult to predict reliable cable lifetimes in service from accelerated aging experiments in the laboratory. The objective of this paper is to review critically the existing theories of electrical aging of solid dielectric materials. A relatively large number of models and theories exist but none of the most often used is known to yield reliable life predictions. One conclusion is that there is a need for a more comprehensive model of electrical aging of extruded dielectric cables. In order to develop this model, an extensive review of existing literature data was undertaken. This paper summarizes the data collected from more than 200 papers on aging of PE, XLPE and EPR cables. It appears that cable breakdown strength should not be plotted on log field vs. log time graphs to yield long-time (i.e. low-field) values, since results obtained over a long time period do not obey an inverse power law. In fact, high-field results are better described by an exponential relation between time and field. The models of Simoni, Montanari and Crine seem to give the best fit to experimental results obtained under a wide variety of experimental conditions. It is also shown that the lower field limit for the exponential regime with XLPE cable is in the 8 to 15 kV/mm range, which corresponds to the onset of strong charge injection. The influence of environment, insulation nature and morphology, and testing temperature are discussed     

高频传感器在10kV电缆带电检测中的应用

电缆安装和长期运行中可能产生各种缺陷导致局部放电。由于交联聚乙烯等挤塑型绝缘材料耐放电性较差,绝缘材料老化最终导致绝缘击穿,造成重大事故。电缆终端的故障率远高于电缆本体,通过试验研究了基于大尺径高频传感器的电缆终端检测方法。在实验室进行了传感器的研制和试验方法的校验,对运行中的电缆终端进行了局部放电普测,通过实例验证了此种方法的可行性,可为高压开关柜内电缆终端局部放电高频检测现场诊断提供参考。     

Effect of water on aging of XLPE cable insulation

Cables as elements of power distribution system have great influence on its reliable service and overall planning requirements. During last years, crosslinked polyethylene (XLPE) cables have been more and more used in power systems. This paper presents the results of an investigation of changing of (XLPE) cables insulation breakdown stress (AC BDS) due to water absorption. The paper deals with AC BDS of the following kinds of XLPE cable insulations: steam and dry cured with water tree retardant crosslinked polyethylene (TR-XLPE) and non-tree retardant crosslinked polyethylene (XLPE). During tests, the tap water was injected into, (1) conductor with cable ends closed; (2) into cable conductor with ends opened; and (3) into metallic screen with cable ends opened. The presence of water in XLPE cables was subjected to electrical stress and heating. AC BDS tests were performed as a function of aging time and water content in the cable insulation at different aging temperatures. Also, in this investigation, tests with the changing of AC BDS in the radial direction of unaged and aged XLPE cable insulations were carried out.