0 引言

随着城市的发展，电缆取代架空线路的趋势愈加明显，在配电电缆使用量迅速增加的同时，因电缆故障导致的用户大面积停电事故也呈上升趋势^[1-2]。目前，内蒙古电网10 kV配电电缆共有16 134条，总长度15 140 km，运行时间最长达20年，相对较高的故障率，给电缆的运维管理工作带来巨大挑战。

当前针对交联聚乙烯（XLPE）电缆的检测方法有直流成分法、直流叠加法、局部放电法、泄漏电流法、在线介质损耗测量法等^[3]。这些方法在理论研究和实际应用领域均取得了显著成果，具有代表性的有绝缘电阻测试、交/直流耐压试验、振荡波局部放电检测、工频介质损耗测试及其他在线检测手段等，但对于诊断以水树枝为代表的电缆绝缘老化效果并不理想。而基于超低频介质损耗检测技术的诊断方法，可提前发现XLPE电缆因绝缘破损、受潮、接头老化及局部缺陷所造成的水树枝绝缘劣化现象，避免因水树枝演变成电树枝而发生绝缘击穿事件。且该方法对电缆损伤小，是交接、预试、诊断性试验的有效检测手段。

1 超低频介损检测的原理 1.1 电缆水树枝引起的绝缘劣化机理

XLPE电缆的寿命可达25 a，虽然有很高的绝缘裕度，但电缆本体及其附件在制作及安装过程中，不可避免会出现气隙、毛刺、杂物等损伤性缺陷；另一方面，受外力破坏、热效应和敷设环境等因素的影响，会发生受潮后的水树枝绝缘劣化情况，使其绝缘性能逐步降低、介损增加，甚至发展成击穿事件^[4]。

水树枝引起的绝缘劣化是导致电缆寿命缩短的主要原因。在潮湿环境、电场强度较低的条件下，经过电场长时间作用，电缆绝缘内部会形成树枝状的充水细微导电通道^[5-6]，水树极易出现在绝缘内部缺陷处。按形状及发展趋势水树可分为领结状、管状（见图 1），即在内部缺陷处沿电场线方向发展或边缘损伤处沿轴向生长。

水树枝产生后会缓慢生长和壮大，逐渐转化为电树枝。当水树枝转换为电树枝后，电缆可能在几周到几个月内发生击穿，在此过程中，电缆的介损不断增加，其绝缘性能也逐渐降低^[7]。

1.2 介损tanδ定义及选择超低频测试的必要性

介损tanδ是反映介质损耗特性的一个重要参数，是表征绝缘功率损耗的特征量。介损tanδ可有效反映电缆的一系列缺陷，如受潮、接头老化、水树发展程度及局放等，是衡量电缆老化程度的重要指标之一。将电缆等效为RC并联回路的形式（如图 2所示）即可方便求得介损tanδ。

tanδ的表达式为：

(1)

假设XLPE电缆的电导率为σ，相对介电常数为ε，真空介电常数为ε_o，则有：

(2)

选取典型介电常数计算tanδ变化曲线，如图 3所示。可以看出，老化电缆与新电缆在频率50 Hz下的tanδ值无明显变化，而随着频率的降低，两者tanδ值的差别越来越明显，表明频率越低则判断电缆老化的效果越好^[8]。

这是因为电缆的介损包括电导损耗、极化损耗和局放损耗等，其中局放损耗需要电场达到一定条件时才能触发，因此在电压较低时不用考虑，电导损耗和极化损耗均会影响tanδ值的变化。电导引起的损耗属电介质的固有特性，主要由泄漏电流导致，而松弛极化引起的损耗恰恰反映了电缆的受潮老化特性^[9-10]。研究表明，测试频率在0.05~10 Hz时介质损耗的非线性特征十分明显，频率达到0.1 Hz时，电导引起的损耗呈下降趋势而松弛极化引起的损耗则达到峰值，这对于发现电缆机械损伤和水树极为有效。因此采用0.1 Hz以下的超低频介损检测技术对于诊断XLPE电缆的水树绝缘劣化现象具有重要意义。

2 超低频介损检测方案 2.1 检测标准及检修策略

依据IEEE P400—2013《有屏蔽层电力电缆系统绝缘层现场型试验与评估导则》相关要求，在0.1 Hz频率电压下，对各相电缆进行0.5U₀（U₀为额定电压）、1.0U₀、1.5U₀三个阶段的升压测试，每阶段选取电压8个周期的介损测量数据，并通过计算得出三种介损判断指标和介损随试验电压变化曲线，并通过三种介损判断指标评价XLPE电缆的受潮老化状态。具体指标见表 1。

根据表 1中的三种状态判据制订相应的检修策略。

（1）“无需采取检修”：被测电缆状态良好，可继续投入使用。

（2）“建议进一步测试”：需要测取其他信息来进行评估，如历史试验数据和故障信息，或采取振荡波局放、耐压试验等一系列检测手段，最终将状态修订为无需检修或需要检修。

（3）“需要采取检修”：被测电缆出现了高介损特性，整体绝缘层存有劣化的趋势，应当立即更换或开展检修工作。

2.2 检测方法

测试设备选用奥地利某厂家制造的超低频介损检测装置。在检测工作开始前，对被试电缆进行充分放电，并确保其与系统有明显断开点且与带电体及相关人员设备保持足够安全距离。检测时被测电缆每相绝缘电阻应大于300 MΩ，远端三相电缆终端头悬空且相间保持安全距离。

相关保护装置及测量装置二次端子排应短接接地。当装置高压连接线与被测电缆L1相连接时，L2相、L3相应短接接地。

首先对被试电缆施加频率为0.1 Hz、幅值为0.5U₀的试验电压，选取8个周期（每次间隔10 s）的介损tanδ；然后继续将电压升至1.0U₀和1.5U₀，重复上述步骤；最终通过计算机系统，得出“介损随时间稳定性”“介损变化率”及“介损平均值”数据，依据标准判断被试电缆的受潮绝缘劣化程度。

3 检测效果

为了掌握内蒙古10 kV配电网XLPE电缆水树绝缘劣化情况，结合当期检修及预安排停电计划，选取了全区各供电企业60条电缆（主要考虑运行年限长、故障率高、运行工况差、接带负荷重等情况）开展了检测工作，并挑选其中6段典型电缆（1号—6号）进行检测，各典型电缆的基本资料见表 2。

检测发现，1号—4号电缆介损未超标、介损随电压变化曲线正常，电缆状态良好，可继续使用。

表 3为5号、6号电缆超低频介损检测数据，图 4为5号、6号电缆介损随电压变化曲线。5号电缆L3相绝缘电阻小于300 MΩ，已不适合进行测试；L2相受潮老化严重需要立即更换；L1相绝缘良好。6号电缆三相介损均超标，需要进一步检测，以确保其绝缘完好性。

由从表 3、图 4可见，5号电缆L2相介损指标已达到“需要采取检修”的老化状态，且介损随电压的变化曲线呈现由高向低的趋势，表明电缆已经受潮严重，这是因为随着电压的不断升高，电缆内的水分开始受热蒸发所致。

6号电缆L1、L2、L3三相“介损变化率”均已达到“建议进一步测试”的老化状态，需要采取进一步的检测手段以确定其绝缘的完好程度。这两段电缆属医院双电源电缆，因电缆检测结果存在较大问题，为保障重要负荷的供电可靠性，建议及时进行整改。

4 结语

基于超低频介损检测技术的电缆绝缘老化状态评估方法能够提早发现电缆因绝缘破损、受潮、接头老化及局部缺陷所造成的水树枝绝缘劣化现象，适用于内蒙古配电网10 kV XLPE电缆的受潮绝缘老化监测工作，为各供电企业的电缆运维管理提供重要的技术支撑。

需要指出的是，电缆的整体绝缘劣化状态量不仅包含以受潮为代表的水树枝，还包含以局部放电为代表的电树枝，而超低频介损检测技术只对水树枝较为敏感，无法有效检测因毛刺、气隙等局部缺陷产生的电树枝。因此，需要针对电缆绝缘劣化缺陷的差异性，制订适用于配电电缆绝缘性能的联合检修策略，然后利用此策略对供电单位电缆绝缘进行全方位评估。可以先采用超低频介损检测技术诊断电缆整体绝缘受潮情况，再利用OWTS振荡波局放检测技术诊断电缆局部绝缘劣化情况，最后对电缆外护套及整体开展交流耐压试验，才能确保电缆运行的安全、可靠性。