图1 整体内加热加速老化平台
Fig.1 The overall thermal aging accelerated platform
摘要 热老化是导致XLPE电缆绝缘性能下降的重要原因，实现热老化的诊断对电缆安全具有重要意义，为此该文对XLPE电缆整体和局部热老化高压频域介电谱特性进行研究。通过内外加热法制备了整体热老化电缆试样和用于模拟局部热老化电缆线段，分别在不同老化阶段检测了整体热老化、局部热老化段与完好电缆比值为10%、4%的10kV缺陷电缆的高压频域介电谱（0.01～0.1Hz，最高检测电压U0），分析了局部老化段占比对介电常数的影响，定义并分析了曲线分层度L、斜率、曲线积分和非线性度η。研究结果表明：高压频域介电谱对整体、局部热老化反应灵敏；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L均大于1，L矩阵可作为电缆老化现象的诊断参数；较高检测电压等级（1.0U0）介电谱曲线的η对老化程度的变化敏感，且受局部缺陷占比影响较小，可以作为电缆老化程度的诊断特征；局部老化段的占比减小会使高压频域介电谱出现分层对应的时间延后，介电谱曲线积分值、曲线斜率减小，可以结合η的数值及曲线积分、斜率值所在数值区间判定电缆是否为局部老化；介电谱曲线是否出现迟滞现象可以作为区分XLPE电缆热老化和水树老化的依据。
关键词：XLPE电缆 热老化 高压频域介电谱 诊断
随着我国电网规模的增大和城市化的快速发展，交联聚乙烯（Cross-linked Polyethylene, XLPE）电缆因其拥有优越的电气、热学、力学性能，且安装敷设容易、运行维护简单，被广泛应用于电力系统各电压等级的输配电线路中，成为城市电网的主要电缆类型[1-2]。XLPE电缆在运行环境中会在受到各种应力（电气、热学、机械等）后老化。其中，热老化是导致绝缘伤的最严重因素之一，严重降低了交联聚乙烯电缆的性能，甚至导致绝缘失效[3-4]。实际运行中电缆的热老化有因导体过电流导致的整体老化和因靠近热源导致的局部热老化。
XLPE热老化后会有物理化学的变化，代表性的表征量有熔融温度、结晶度、征基团吸收峰、氧化诱导时间、电气强度和机械强度[5-8]。然而，利用上述性能评价电缆绝缘老化状态仍然存在问题。有些方法需要复杂的设备，昂贵且耗时。此外，这些方法大多数都需要对电缆进行切片，对电缆造成破坏，因此限制了其在现场的应用。
对电缆老化的检测和评估方法应该是无损的。目前，现场对电缆的检测研究主要集中在局部放电检测和介电检测[9-10]。但现有研究表明，局部放电对热老化不敏感，而频域介电参数（如介质损耗和介电常数）与电缆老化类型和程度密切相关[11-12]。已有研究表明低频段介电损耗随电缆老化时长变化更明显。随着热老化时长、热老化温度的增加，XLPE试样的介质损耗增大，且频率越低，介质损耗的增幅越大；XLPE试样在低频范围的频域介电频谱测量曲线所围面积随老化时间增加呈递增趋势，较高频检测结果具有更强的规律性。此外，热老化试样介质损耗会存在峰值，峰值大小随着老化时长的增加而增大，随着老化时间的增长，介质损耗曲线峰值向更低频率移动[8,13]。然而目前针对XLPE热老化介电谱的研究以现象描述为主，没有形成有效的判断标准，也缺乏有效的诊断方法。特别是，目前的频域介电检测主要是针对XLPE试样的低压检测，并非针对电缆，且由于测试电压较低，导致检测灵敏度和抗干扰性降低。
与此同时，高压介电谱（Frequency Domain Spectroscopy, FDS）在电缆老化检测方面显示出巨大的潜力[14-15]。研究表明老化电缆在高压下具有一些在低压下不存在的特殊介电性能[16]。P. Werelius等利用高压频域介电谱（检测频段0.1～1Hz，最高检测电压U0）实现了电力电缆水树老化检测，发现水树老化电缆的高压介电谱tanδ-f曲线随着检测电压升高而增大的现象，可以作为电缆水树老化的诊断依据。这一结果证明了高压FDS检测电缆老化的高灵敏度。此外，考虑到介电检测不应对电缆造成二次损伤，CIGRE规定介电谱检测的最高检测电压不应超过2U0[17]。因此，结合已有的研究结果，高压介电谱的最高检测电压应在U0～2U0之间。
本文利用内加热法模拟了导体过热导致的电缆整体热老化，利用外加热法制作了用于模拟局部热老化缺陷的电缆线段。在实验室搭建了频域介电检测系统，该系统最高可施加10kV高压、检测频段0.01～0.1Hz，对电缆的整体、局部两种热老化工况的进行了检测，研究了在热老化过程中高压介电谱的变化，探究了不同局部缺陷段和完好电缆比例变化对高压介电谱的影响，并与0.1Hz介损检测结果进行了对比分析。最终从高压介电谱中提取参数，实现了对电缆整体和局部热老化的诊断。
电缆运行中的整体热老化一般是由导线中的过电流引起的。为了更好地模拟实际运行电缆的过热情况，采用内加热法进行加速热老化。电缆整体热老化内加热系统和温度监测系统如图1所示。利用大电流发生器产生的大电流，对电缆导体进行加热，为了控制加热温度，利用温度采集系统对串联的短电缆测温试样进行温度监测。其中，①、②、③为测温热电偶。①可以接触到电缆铜芯；②、③测量电缆试样和对比试样外护套的温度。通过测温电偶可以随时观测导体温度，以确定电缆绝缘受热最严重处温度为135℃。整体热老化采用10kV电缆（绝缘电缆厚度4.5mm, 长度4.2m），将铜接头安装在样品的两端。为了安全起见，在高压试验期间，铜接头附近剥离5～10 cm的外部半导体层。
图1 整体内加热加速老化平台
Fig.1 The overall thermal aging accelerated platform
电缆局部热老化一般是由电缆靠近外部热源引起的，为了模拟此种工况，将电缆试样放入老化箱中进行加速老化。局部热老化采用40cm同型号的电缆。分别将4m、10m完好电缆与40cm老化电缆线段相连，以模拟电缆局部老化段与完好电缆比值为10%、4%的情况。老化段与完好电缆各剥出一段导体，通过金属管连接，如图2所示。
图2 老化段-未老化段电缆连接图
Fig. 2 Connection of aged-unaged cable section
根据GB/T12706.2—2020，规定XLPE电缆绝缘热老化处理温度135℃[18]。设定135℃进行内外加速老化。老化时间共持续1 536h（64天），分别在48h、96h、192h、384h、768h和1 536h的时间点对电缆进行整体、局部热老化的介电和机械性能检测。
为探究热老化试样不同老化阶段的老化程度，按照GB/T 11026.1—2016中的规定，以试样的断裂伸长率作为判断试样老化程度的依据[19]。国标规定当XLPE试样的断裂伸长率降低为初始值的75%，达到“注意”标准，当降低为初始值的50%，材料失效。机械性能分析测量所需的样品取自电缆老化最严重的部分。采用横切机将电缆制成内、中、外层带状试样。先用横切机切割1.5mm厚的交联聚乙烯层，然后在剩余3mm层内，每次切割3条0.6mm厚的交联聚乙烯带。最后，利用哑铃冲模机制备哑铃样品，进行力学测试。图3为电缆横切示意图。
图3 电缆横切示意图
Fig.3 Diagram of cable cross cutting
介电谱检测研究平台及连接示意如图4所示，由高压频域介电谱检测系统、完好电缆、老化电缆线段组成。本文所采用的高压频域介电检测系统，为现场使用的低频高压介电检测系统。对于整体热老化电缆，将其地线与未老化电缆的地线并联，并接到高压介电谱检测系统的电流检测端。对于局部老化电缆，将完好段、老化段电缆地线并联接到高压介电谱检测系统的电流检测端。
图4 介电谱检测平台示意图
Fig.4 Diagram of FDS detection platform
利用高压介电谱对整体热老化、局部老化缺陷电缆试样进行检测。分别在未老化、老化48h、96h、192h、384h、768h、1 536h对整体热老化电缆，同样老化时长的局部与完好电缆比例为10%、4%热老化缺陷电缆进行检测。从0.25U0开始，每次增加0.25U0，按照0.25U0→0.5U0→0.75U0→1.0U0→0.25U0顺序检测，检测频率顺序为0.1Hz→0.02Hz→0.05Hz→0.01Hz。
考虑到广泛应用的超低频，按照IEEE 400.2—2013中规定的方法进行超低频测试，分别检测0.1Hz、0.5U0/1.0U0/1.5U0外施电压等级时电缆介质损耗因数[20]。
电缆绝缘老化最严重部分（内层）的断裂伸长率随老化时间的变化如图5所示。机械性能检测结果表明，XLPE材料的断裂伸长率总体变化趋势其老化程度呈良好的单调关系。当老化程度为轻度（48～96h），断裂伸长率几乎无变化。老化一段时间后，达到老化中度阶段（192～384h），断裂伸长率开始下降。在老化重度阶段（768～1 536h），断裂伸长率下降速率加快，迅速降低至注意值（断裂伸长率75%），直至失效（断裂伸长率50%）。
图5 断裂伸长率与老化时间关系
Fig.5 Elongation at break versus aging time
本文对未老化电缆、48～1 536h整体热老化、相同时长局部占比10%、4%的热老化缺陷电缆进行了超低频检测。选取了最严重的热老化情况（1 536h）的超低频数据进行展示，并与未老化电缆的超低频结果进行对比。对整体热老化（老化长度100%）、局部10%、4%热老化缺陷超低频（0.1Hz）介损、介损偏差值检测的实验结果见表1。
表1 未老化、整体/局部热老化电缆超低频(0.1Hz)检测结果（1536h）
Tab.1 VLF test results of unaged and aged cables with different aging section lengths (1536h)
检测量未老化100%10%4% 介质损耗因数/10-3偏差介质损耗因数/10-3偏差介质损耗因数/10-3偏差介质损耗因数/10-3偏差 0.5U00.100.0118.430.056.520.092.190.01 1.0U00.880.0439.760.0612.600.047.530.08 1.5U01.820.0253.470.0621.760.2114.370.17
根据《IEEE Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems Using Very Low Frequency (VLF)》，对于运行中的电缆，XLPE电缆绝缘介损因数的偏差值、注意值为：0.1Hz检测频率，1.5U0与0.5U0超低频介损平均值差值小于0.08；1.0U0下介质损耗因数平均值小于0.05，低于注意值，即为良好电缆[21]。由表1可知，与未老化电缆相比，当电缆具有1 536h的热老化及10%、4%长度局部热老化缺陷时，0.1Hz检测频率下1.0U0介质损耗因数分别增加38.88×10-3、11.72×10-3和6.65×10-3，但是仍未达到标准规定的注意值。由此可见，按照现有的标准，一些较为严重的局部热老化缺陷可能会被漏判。
连接金属管与未老化短电缆、未连接金属管与未老化短电缆的完好电缆高压介电谱分别如图6a和图6b所示。由图6可以看出，连接金属管产生的非连续界面对高压介电谱影响较小，最大影响值仅在10-4左右。因此，无论是否存在连接金属管的非连续界面，无老化缺陷电缆的各个电压等级介电损耗因数值tanδ最大只能达到0.001左右；各个检测电压等级、检测频点的tanδ大小基本接近，无明显随检测电压等级、频率变化增大或减小的趋势。在频域上分离不明显，呈团簇状。
图6 未老化电缆高压频域介电谱
Fig.6 High voltage FDS of unaged cable
根据机械性能变化和高压介电谱形状的变化，将热老化分为轻、中、重度三个等级。电缆整体轻度热老化（48～92h）的高压FDS曲线如图7a和图7b所示。未老化电缆和轻度热老化电缆的FDS曲线形状相似，但tanδ的值呈上升趋势。同时，自较高检测电压等级（1.0U0）开始，tanδ随着检测频率降低。由此可见，轻度老化阶段，tanδ-f曲线的斜率较未老化电缆有所增加。此时电缆尚处于轻度老化阶段，各项性能变化不明显，如图5所示，断裂伸长率几乎无变化。
整体热老化电缆在中度老化阶段（192～384h）的高压FDS曲线如图8a和图8b所示。如图8所示，tanδ随着老化时长的增长而不断增加。特别是，从更高的检测电压（U0）开始tanδ-f曲线在各频率点随着检测电压的升高而逐渐增大，说明FDS曲线开始出现分层现象。在这一阶段，如图5所示，机械性能开始下降。
图7 轻度热老化电缆高压频域介电谱（48～96h）
Fig.7 High voltage FDS of mild aged cable (aging time 48h and 96h, respectively)
图8 中度热老化电缆高压频域介电谱（192～384h）
Fig.8 High voltage FDS of moderate aged cable (aging time 192h and 384h, respectively)
电缆在重度老化阶段（768～1 536h）的高压FDS曲线如图9a和图9b所示。在重度老化阶段，电缆的tanδ继续增加，在老化最严重的情况下，最大可达0.18。tanδ-f曲线的分层现象在各个检测电压等级都变得越来越明显。在这一阶段，机械性能下降明显，断裂伸长率下降速率加快，迅速降低至注意值（断裂伸长率75%），直至失效（断裂伸长率50%）。
图9 重度热老化电缆高压频域介电谱（768～1 536h）
Fig.9 High voltage FDS of severe aged cable (aging time 768h and 1 536h, respectively)
从极化的角度来看，材料的极化强度P可视为电场强度E引起的响应[22]，即
（1）
式中，
为材料的极化率；
为真空介电常数。
未老化的绝缘可以认为是非极性的，所以电缆介质损耗随频率和检测电压的变化很小。在老化初期，电缆绝缘中的抗氧化剂没有被消耗，氧化物产量不大，极化强度低。因此，虽然介质损耗和曲线斜率略有增加，但随着检测电压的增加，其变化不明显。曲线中没有分层现象。随着老化时间的增加，抗氧化剂逐渐耗尽，绝缘发生了热氧化反应。热氧化反应的主要产物是羰基、醛、酮和酯，这些物质都是极性的。极性基团的出现会导致介电常数和极化强度增大。因此，从中度老化阶段开始，介电曲线随着检测电压的升高而增大。在这个阶段，FDS曲线开始分层。在重度热老化阶段，热氧化断链起主导作用。在有氧气存在的情况下，聚合物的断链会产生自由基，自由基可进一步发生反应形成烷氧基，导致更多的羰基、醛和酮的产生[8]。此外，热氧化反应会导致绝缘结晶度的降低，非晶相的增加，使得大分子链在极化作用下更易发生相互作用[20]。这些变化反映在FDS曲线上，即tanδ急剧增大，tanδ-f曲线斜率明显增大，分层现象更加明显。
2.4.1 局部热老化对介电谱线的影响
为了探究局部热老化缺陷对介电谱的影响，分别对局部热老化占比10%、4%的缺陷电缆进行了高压介电谱检测。分别在轻、中、重度老化中选取一组数据进行对比。
轻度老化（96h）的局部10%、4%热老化电缆的介电谱如图10a和图10b所示。对比图10和图7b的谱线形状，可以发现，当电缆出现整体老化时，轻度老化曲线斜率就会增大，当热老化局部占比10%时，尽管较全长tanδ值降低，但是谱线斜率仍较未老化电缆增大。当热老化局部占比降低至4%时，tanδ不再随检测频率降低而增大。由此可见，局部热老化段的长度降低，会将介电谱曲线斜率随老化时长开始增大的阶段延后。
图10 轻度局部热老化缺陷电缆高压频域介电谱
Fig.10 High voltage FDS of cable with mild aged defect
老化中期（192h）的局部10%、4%热老化电缆的介电谱如图11a和图11b所示。对比图11和图8a的谱线形状，可以发现，当热老化局部占比10%时，谱线形状与整体热老化电缆的谱线形状是相似的，即从高检测电压（1.0U0）开始tanδ-f曲线在各频率点随着检测电压的升高而逐渐增大，出现分层现象。而局部热老化占比4%的电缆在相同的老化时间曲线仍在频域上有交叉，呈团簇状。由此可见，局部占比的降低会影响高压介电谱曲线出现分层的阶段。
图11 中度局部热老化缺陷电缆高压频域介电谱
Fig.11 High voltage FDS of cable with moderate aged defect
重度老化（1 536h）的局部10%、4%热老化电缆的介电谱如图12a和图12b所示。对比图12和图9b的谱线形状，可以发现，不论是整体热老化还是局部热老化电缆，在重度老化阶段都会出现稳定的分层现象。
图12 重度局部热老化缺陷电缆高压频域介电谱
Fig.12 High voltage FDS of cable with severe aged defect
2.4.2 局部热老化的影响分析
在本文的试验中，发现即使在较严重的局部老化情况下，随着局部老化段占比的减小，电缆仍无法到达到VLF相关标准的注意值。IEEE Std 400.2—2013的来源是由IEEE工作组通过对2 420组平均长度320m、总长度超过760km的高聚物电缆进行检测，利用统计学的方法，规定检测结果不超过统计数据80%的电缆为“正常”类，介于统计数据80%～95%之间的电缆属于“注意”类，检测结果超过统计数据95%的电缆属于“异常”类，由此可见，这种方法更多地侧重于电缆整体绝缘状态的检测[23]。此外，局部缺陷段占比的减小会影响高压介电谱曲线出现分层的阶段。单点介质损耗值、介电谱曲线积分值、曲线斜率都会随局部老化段长度占比的减小而减小。
出现局部缺陷的电缆可以看作两段电容的并联，电缆整体的电容为C，介质损耗因数为tanδ；完好部分的电容为C0，介质损耗因数为tanδ0；局部劣化部分的电容C1，介质损耗因数为tanδ1；则有[24]
（2）
（3）
由式（2）和式（3）可知，完好电缆的所占比例越大，缺陷段tanδ的变化能引起整体的变化就越小。因此随着局部缺陷占比的减小，尽管其VLF的相关参数均有增大，但是仍未到达标准中的异常值。此外，曲线斜率开始增大和曲线出现分层的老化阶段都会延后。
根据文献[14-15]，当电缆出现水树老化时，高压FDS曲线也随着检测电压的升高而增加，同样也会呈现分层现象。此外，水树电缆的高FDS还具有迟滞现象，即当按照低压→高压→低压的检测顺序对老化电缆进行高压介电谱检测时，水树老化电缆第二次低压检测值明显大于第一次低压检测值。图13是按照同样检测方法进行的热老化电缆检测结果。图13所示的是整体老化重度阶段（1 536h）施加高检测电压（1.0U0）前后两次低电压水平（0.25U0）检测曲线。根据图13，即使在老化最严重的情况下，对于热老化电缆，两条低电压检测的曲线在频域交叉。这意味着，即使在重度老化阶段，热老化也不会引起迟滞现象。因此可以通过迟滞现象对水树老化、热老化进行类型区分。
根据现有的研究结果[25]，水树是由离子等导电物质和水组成的单元及连接通道构成的，导电单元与单元之间由封闭绝缘的通道连接。当检测电压等级提高，Maxwell应力会导致各个单元中的水和导电性物质渗入通道，形成电接触，水树通道由绝缘状态转为导电状态，电导率增加，介质损耗因数增大。但是通道的开闭过程都是逐步的[26]，因此在一定的时间间隔内，按照低电压等级→高电压等级→低电压等级顺序进行检测时，第二次低压检测时水树通道没有完全关闭，导致第二次的介损检测大于第一次的介损检测值。与之不同的是，热老化过程中介电性能的变化主要是由极化基团和非晶相的增加引起的，与水树老化的变化机理不同，不存在迟滞效应。因此，迟滞现象可以用来区分水树老化和热老化。
图13 施加高压前后两次低压测量对比（1 536h）
Fig.13 The previous and second lower voltage measurement before and after a higher voltage (at the late aging stage)
由图6～图12的对比可知，对于具有一定老化程度（中度重度）的整体、局部缺陷电缆，高压介电谱曲线tanδ-f随检测电压升高而增大，曲线在频域上呈现分层的特征，即在任何检测频点，(1.0U0)tanδ＞(0.75U0)tanδ＞(0.5U0)tanδ＞(0.25U0) tanδ，较高电压下介质损耗因数和较低电压下介质损耗因数之比一定是大于1的。因此，本文提取高压频域介电谱线分层度作为特征量，表征XLPE电缆介电谱的变化。定义谱线分层度为各个相邻检测电压等级各检测频点介质损耗因数之比的均值，即
（4）
（5）
（6）
式中，L1、L2、L3为不同电压等级之间的介电谱曲线分层度。
根据《IEEE Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems Using Very Low Frequency (VLF)》中对介质损耗检测的要求，试验设备对tanδ的精度应在±10-4。根据本文提取的判断出现劣化的特征量，每提高0.25U0，各个检测频点多次检测能增加10-4以上即可以判定为电缆出现了分层。
整体热老化、局部热老化10%、4%的电缆各个检测电压等级曲线斜率和积分随检测电压等级的变化如图14a和图14b所示。随着检测电压的提高，曲线的斜率、曲线与低压曲线面积差都会增大。
图14 不同局部老化段占比电缆介电参数与电压等级的关系
Fig. 14 Dielectric parameters of cables with different aging section portion versus detection voltage levels
由于tanδ是电缆中电流有功分量IR与电流无功分量IC的比值。当电缆发生局部热老化时，IR主要由热老化段的有损极化产生，IC则由电缆的长度决定。可以利用不同电压等级测得的tanδ比值来消除IC中电缆长度的影响，引入介电谱的非线性度η作为特征量进行电缆老化程度的判断。非线性度η定义为
（7）
式中，tandδ为检测值；n为检测频点个数；
为检测频率。
整体热老化及局部热老化10%、4%的电缆各个检测电压等级曲线非线性度随检测电压等级的变化如图14c所示。如图14c，由于介损比值消除了完好电缆长度对检测值造成的影响，所以非线性度随检测电压变化有增大，而受局部缺陷占比影响较小。
如前所述，较高检测电压等级（1.0U0）的曲线积分、斜率和非线性度可以用作判断电缆整体/局部热老化缺陷和诊断老化等级的特征量。
相关诊断特征量与老化时间的关系见表2。由表2可知，当电缆具有一定程度热老化时，电缆分层度L1、L2、L3都是大于1的，因此，当分层度L均是大于1的值时，可以确定电缆已经出现了老化现象。根据2.5节的内容，即使在重度老化阶段，热老化也不会引起迟滞现象。因此曲线是否出现迟滞现象可以作为区分XLPE电缆热老化和水树老化的依据。
表2 诊断特征量与老化时间的关系
Tab.2 Diagnostic parameters versus aging time
老化比例特征量0h48h96h192h384h768h1536h 100%L10.922.650.621.081.932.535.4 L20.810.931.420.401.742.121.69 L31.292.420.985.951.851.221.39 KU012.566.2322.33109.11253.12755.331625.89 SU02.202.487.8420.9883.11183.84417.34 η—1.411.733.635.789.2216.68 10%L1—0.290.891.782.313.018.72 L2—0.661.120.351.452.301.54 L3—1.460.531.451.311.361.52 KU0—10.4413.7742.6773.89300.33557.33 SU0—2.593.179.5117.0857.66146.21 η—1.731.313.384.439.1417.46 4%L1—1.820.650.892.353.495.79 L2—1.713.551.231.561.981.61 L3—0.951.641.31.431.471.76 KU0—0.333.5622.1138.11136.89313.22 SU0—0.131.74.9711.3931.2684.75 η—1.111.852.245.289.8516.13 老化阶段轻度中度重度
在确定出现老化现象和判定老化类型后，再通过高检测电压等级(1.0U0)曲线的非线性度η确定老化程度：非线性度在1～2之间可被划分为轻度老化，此种情况下电缆的高压介电谱还未出现分层现象，此时电缆的机械性能尚无明显变化；非线性度在2～6之间可被划分为中度老化，这个阶段电缆的高压介电谱由较高电压(U0)开始，逐渐呈现分层现象，机械性能开始下降；非线性度在9及以上可被划分为重度老化，这个阶段电缆的介质损耗持续增大，分层现象明显，机械性能下降明显，断裂伸长率下降速率加快，迅速降低至注意值（断裂伸长率75%），直至失效（断裂伸长率50%）。再结合较高电压等级（1.0U0）谱线曲线斜率和积分（KU0/SU0）进行局部/整体热老化的判断：当η在2～6区间、且KU0在109～253区间、SU0在20～80区间，可以判定整条电缆都已经出现了中度老化；当η在2～6区间，且KU0＜109、 SU0＜80，可以确定电缆出现了中度局部老化；当η在9及以上、且KU0在755～1625区间、SU0在183～417区间，可以判定整条电缆都已经出现了重度老化；当η在9及以上，且KU0＜755、SU0＜183，可以确定电缆出现了重度局部老化。综上所述，对电缆热老化的诊断应遵循以下顺序：首先通过分层度是否均大于1进行老化现象的诊断；再根据是否出现迟滞现象区分老化类型（水树/热）；最后，结合η和KU0/SU0数值的大小确定整体老化/局部老化程度。诊断流程如图15所示。
随着局部老化段占比的减小，KU0、SU0、η会随着老化程度增加而增大，但KU0、SU0数值会随局部老化段占比降低而减小，η变化不大，因此结合三个参数的变化可以诊断电缆老化程度和判断电缆是否是局部老化，由于频域介电响应测量的结果与绝缘系统的几何结构和组成无关[27]，本文所提出的诊断方法具有现场应用的潜力。值得注意的是，在不同的老化阶段，无论是KU0、SU0还是η，其值都是在一定的区间内，特别是KU0、SU0数值受局部缺陷占比影响较为明显。因此本文给出的判断电缆整体/局部热老化的标准都是基于现有试验结果的（全长热老化，局部10%、4%热老化）。根据本文现有的试验结果，当非线性在9及以上时，电缆的机械参数开始迅速下降直至低于50%，到达退运标准。根据目前的试验结果，可以推测分线性度在7～8区间内，电缆应处于热老化中度、重度状态。然而，想要实现对电缆局部/整体热老化和老化程度的精确判断，需要对不同老化程度、老化段局部占比的电缆进行高压介电谱检测，以确定三个参数在不同情况下所在的区间。因此，尽管较高电压等级介电谱相关参数和整体/局部老化程度较好的一致性，有判定整体/局部老化的潜力，但其值与老化程度的一一对应关系，特别是局部缺陷老化程度的关系仍是需要研究的问题。
图15 诊断流程
Fig. 15 Diagnosis flow chart
本文针对高压频域介电谱诊断XLPE电缆热老化特性展开研究，通过内外加速热老化实验模拟了电缆整体和局部老化两种工况，探究了老化段与完好电缆不同长度占比下、不同老化程度的电缆高压介电谱变化，并提取了相关的高压介电诊断参数，实现了电缆整体/局部热老化的诊断和老化程度的判断。本文得到如下结论：
1）具有一定老化程度的整体热老化、局部热老化缺陷电缆的高压FDS呈现分层特征。分层特征导致热老化电缆的分层度L均大于1，可作为判断电缆出现老化的依据。较高检测电压下的FDS曲线非线性度变化对老化程度的变化较为敏感，可以作为判断老化程度的特征量。
2）局部老化段的占比减小会使高压介电谱出现分层的时间延后，介电谱曲线积分、曲线斜率减小。而非线性度随局部老化段占比变化不大，因此可以结合非线性度大小和曲线积分、斜率所在区间判定电缆是否发生局部老化。
3）热老化电缆不存在迟滞效应，与水树老化电缆明显不同。可以通过是否出现迟滞现象区分水树老化和热老化电缆。
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High Voltage Frequency Domain Dielectric Spectroscopy Diagnosis Method for Thermal Aging of XPLE Cables
Abstract Thermal aging is the important reasons for the degradation of XLPE cable insulation. The timely detection and treatment are of great significance for system operation safety. The research on diagnosis of XLPE cable overall and local aging using high voltage frequency domain spectroscopy (FDS) is carried out. The high voltage FDS (0.01Hz～0.1Hz, detection voltage up to U0) of 10 kV cables with overall length, with ratio of local thermal aging section to intact cable of 10% and 4% at different thermal aging stages are measured. Besides, the layering degree of the high voltage FDS curves L, slope and integral, and nonlinearity ηare defined and analyzed. The effects of local aging ratio on the dielectric parameters are also studied. The results show that high voltage FDS is sensitive to both overall and local thermal aging, The L parameters of cable samples with overall and local thermal aging defects with a certain degree are greater than 1, so L matrix can be used as the diagnostic parameter of cable aging. Nonlinearity η is sensitive to the change of aging degree, and it is less affected by the proportion of local defects, so it can be used as a diagnostic characteristic of cable aging degree. With the decrease of the aging section proportion, the curves show layered characteristics later, and the integral value of dielectric spectrum curve and the slope of the curve are reduced. It can be determined whether the cable is thermal aged by combining the value of η and the range of slope and integral. The hysteresis phenomenon can be used as basis to distinguish thermal aging and water tree aging of XLPE cable.
keywords： XLPE cable, thermal aging, high voltage frequency domain spectroscopy, diagnosis
DOI:10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.210962
中图分类号：TM85
收稿日期 2021-06-23
改稿日期 2021-09-09
王昊月 女，1993年生，博士研究生，研究方向为电力电缆故障检测及评估。E-mail：ncepu_why@ncepu.edu.cn
王 伟 男，1979年生，副教授，研究方向为电气设备在线监测与诊断等。E-mail：ww790324@163.com（通信作者）
（编辑 郭丽军）