毕业设计（论文）高压介质损耗测实在中压XLPE电缆中的运用研究.doc

高压介质损耗测实在中压XLPE电缆中的运用研究the application of High pressure medium loss test in medium voltage XLPE cable专业:电气工程及其自动化学生： 指导教师：摘要电线电缆行业在迅速的发展过程中，其存在的问题也逐渐暴露出来。尤其是在早期制作的电缆中存在的主要由水树生长引起的电缆老化问题严重的影响了电缆的绝缘性能以及电力系统的可靠性和稳定性。本实验中，我们将硅氧烷修复液注入老化的XLPE电缆中进行修复，用测量绝缘电阻、泄露电流及进行耐压实验来验证修复效果，发现修复后绝缘电阻增大，泄露电流减小，耐压水平增强，得出初步结论：修复后老化电缆中的水树已基本消除，电缆绝缘性能良好。最后我们利用HV9006高压介质损耗测实仪精确测量修复后的介损值大小来对修复效果作进一步验证，得出的数据证明电缆各相修复后介损值均处于较低水平，再次验证了采用硅氧烷修复液注入方法修复XLPE电缆的可靠性。关键词：XLPE电缆；介损；HV9006；修复ABSTRACTWhile the wire and cable industry is in a rapid development process, its problems are exposed gradually .Especially in the early production of the cable ,the water treeing cable aging problem has caused serious impact on cable insulation performance and the reliability and stability of power system.In this experiment, we will siloxane repairing liquid into the aging XLPE cable for repairing,and with the measurement of insulation resistance, leakage current and voltage withstand test to verify the effect of the repair.We found leakage current decreases, pressure level enhancement after the repair of insulation resistance increases, so we can obtain a preliminary conclusion: after the repair of aging cable,the water tree in the cable has been basically eliminated, the cable insulation performance is perfect.Finally, we used HV9006 high-voltage dielectric loss test instrument to accurately measure the effect after the repair for further validation, derived data prove that the cable phase after repair of dielectric loss value is in low level, once again proved the reliability of the repairing method.Key words: XLPE cable; dielectric loss; HV9006; repair 目 录1绪论41.1电力电缆发展简史21.2交联聚乙烯电力电缆（XLPE）简介21.3电缆运行现状41.4电缆老化及修复51.5 本文主要研究内容62电缆水树老化及检测62.1水树的基本概念62.1.1水树的定义72.1.2水树的分类72.2水树的产生、危害及防治72.2.1水树的产生机理72.2.2影响水树生长的因素82.2.3水树的危害92.2.4水树的防治92.3常见的水树检测方法102.3.1介质损耗正切角值法102.3.2交流叠加法（差频法）112.3.3谐波分量法112.3.4直流法112.3.5残留电荷法132.3.6局部放电检测法152.3.7测量绝缘电阻152.3.8水树检测方法总结163电缆老化及修复实验163.1电缆的制作173.2 绝缘老化实验183.3电缆修复实验193.4绝缘电阻及泄露电流测量实验203.5低频耐压实验223.6 小结244高压介质损耗测量244.1电介质的损耗244.2 HV9006高压介质损耗测量仪简介254.3 HV9006高压介质损耗测实装置构成及原理264.3.1 HV9006装置构成264.3.2高压介损装置测量原理274.4高压介质损耗测量过程及步骤294.4.1开机自检及测量环境设置304.4.2仪器操作注意事项314.4.3高压介损手动调频调压实验314.4.4高压介损自动调谐多点自动升压325总结38参考文献401绪论在全国各地建立的电缆网络有力的保障了整个社会的正常运转，电线电缆行业电缆及配套产品在国民经济各个部门均有极为广泛的应用。其中，交流聚乙烯绝缘电缆逐渐取代了传统的油纸绝缘电力电缆。与此同时，随着聚乙烯绝缘电缆的普及，电缆在使用中存在的不少问题也逐渐显露出来。在早期制造的电缆中，限于当时的制造技术及工艺，这些电缆中或多或少的存在一些结构上的缺陷。尤其是铺设时间较长的电缆中，水树在电缆结构的缺陷处聚集成水树区，并进一步转化为电树，甚至导致绝缘击穿。水树老化的问题严重的影响了整支电缆的绝缘性能，甚至整个系统的稳定性。因此，对大量水树老化电缆的修复的研究正逐渐成为这一行业的重要课题。1.1电力电缆发展简史人类使用电线电缆的历史可以追溯到一百年以前。著名的发明家爱迪生首先制成原始的电缆，并在1879年在美国纽约成功铺设，由此有了电网地下输电的先例。1880年，科学家卡伦德对电缆进行了材料革新，发明沥青浸渍纸绝缘电力电缆。英国人费兰梯在卡伦德的基础上，于1889年铺设了10kV的油浸纸绝缘电缆。由此，英国的电力电缆业迅速发展，并于1908年建成了20kV的电缆网。电缆的发展迅速推向世界。3年后， 60kV高压电缆开始在德国普及。由此，电缆的发展走上了高压方向。1913年是电线电缆发展中的里程碑，霍希施泰特改善了电缆内部的电场分布, 发明分相屏蔽电缆,消除了绝缘表面的正切应力。1952年，380kV超高压电缆在欧洲首次出现,从此开启了超高压电缆的先河。80年代初，科学家已经研发出1100kV、1200kV的特高压电缆。1.2交联聚乙烯电力电缆（XLPE）简介电缆(electric cable)通常是由几根或几组导线，每组至少两根绞合而成的类似绳索的电线。如图1-1，1-2所示： 图1-1电力电缆结构图 图1-2 常见的电缆 聚合物电缆大部分都是由金属导体、导体表面用于隔离的聚合物绝缘以及能保护电缆不受外界环境影响的外壳组成，其它部分包括半导层、金属屏蔽层、金属线及阻水带等。当前，高压电缆电介质是从常规压力下油浸纸包转向挤出合成，油浸纸包电介质有很多缺点，如介电常数大、成本高以及污染严重等。即使现在的高压电缆有很多不同的结构，但是所有高压电缆都包括以下基本部件：绝缘层、导体和半导体层1。XLPE是交联聚乙烯英文名称的缩写，聚乙烯是一种线性的分子结构，在高温下极易变形。交联聚乙烯过程使其变成一种网状结构。这种结构即使在高温下也一样具有很强的抗变形能力。XLPE电缆料是一种含有机过氧化物的聚乙烯。这种过氧化物在高温高压及惰性气体环境下，与聚乙烯发生化学反应，使热塑性聚乙烯变成热固性（弹性体）的聚乙烯，即XLPE。XLPE电缆有极佳的电气性能。介质损耗比纸绝缘和PVC绝缘都要小，XLPE电缆的电容也小。所以在没有有效星形接地系统中也可降低充电电流和接地故障电流。极易敷设是XLPE电缆的又一个优点。XLPE电缆有一个较小的弯曲半径，它比其他同类电缆轻而且有较为简单的终端处理。由于XLPE电缆不含油，所以在敷设XLPE电缆时不用考虑路线，也不存在由于淌油而无法敷设的情况。极佳的抗老化特性及超强的耐热变形决定了交联聚乙烯电缆在正常运行温度（90）、短时故障（130）及短路（250）条件下可允许大电流通过2。1.3电缆运行现状在国内，电线电缆行业发展迅速，尤其是交联聚乙烯绝缘电缆得到越来越广泛的应用。在高压(110kV)电缆超过90,超高压(220kV)电缆超过50 都使用了XLPE电缆,交联电缆成为了最大的热门。国内35kV电缆大多为26/35kV等级,其绝缘厚度大,工作场强高,属于IEC标准高压电缆范畴。这类电缆基本没有金属防水层。根据近年来对电缆的实验表明:运行了五年以上的35kV电缆绝缘内基本上都生长出大量的水树枝 3。 图1-3 2010年国家电网公司统计运行年限超过10年电缆所占比重如图1-3示，近年来，我国运行年限超过10年的电缆占运行电缆总数量的很大比重，并且随时间的增长，这一比重呈现出越来越大的趋势。可以预见，将来电缆老化的问题将越来越严重，而如何有效的抑制电缆老化带来的影响对增加电缆使用寿命、维护电力系统稳定等有重要意义。 图1-4 不同使用年限电缆耐压实验 如图1-4所示，根据Connecticut大学材料研究所的研究报告，普通的XLPE电缆在运行15年后，剩余击穿电压可下降达50%左右，进入故障高发期。事实上,在我国由于城市电网负荷重,电缆沟运行状况差, 电缆质量参差不齐(如偏芯度严重, 原料纯度等问题)，这一年限估计只有10年左右。综合上述调查分析，我国电缆运行的安全稳定存在隐患。电缆在运行10年后，剩余击穿电压已下降达50%，而我国运行年限达10年以上的电缆又在电缆总量中占很大比重，这说明电缆老化问题可能会严重影响电缆的绝缘性能及电力系统运行的稳定性。1.4电缆老化及修复由于交联聚乙烯电缆从80年代以后才逐渐在我国开始投入使用，并在最近几年才得到大力发展，从国外经验看，一般电缆会在运行15至20年间大量出现绝缘老化等问题，所以可以预见我国电缆会在未来10几年内面临严峻的挑战。如果对电缆进行更换的话，不仅会浪费巨大的人力、财力，且随着经济建设的迅猛发展，保障电力质量、供电可靠性变得日益重要，大批量的更换电缆会对经济生产、交通运输和城市建设等产生极坏的影响，如果时间持续太长甚至会造成毁灭性地打击。因此，现在研究如何对电缆进行简单、快速可行的维修以及日常维护迫在眉睫4。 对于大量早期埋入地下的交联聚乙烯电缆，如果使用新电缆将其替换，不仅成本、代价极为高昂，还会浪费大量的人力物力，对供电企业造成不必要的损失，并且在城市的繁华路段进行施工也会带来诸多的不便。采用注入修复液的方式来消除老化绝缘电缆体内的水树不仅能节约很大的成本，而且方便快捷得多。因此，研究这一方式的可行性无疑是一项具有意义的课题5。1.5 本文主要研究内容本文主要通过测量修复前后电缆的绝缘电阻、泄露电流，对修复后的电缆做耐压实验及介质损耗值测量等方式验证对老化电缆的缆芯施加一定压力注入有机硅修复液的方式修复电缆是否有效。2电缆水树老化及检测电缆绝缘老化有两方面原因，即电气方面的游离放电老化和水树老化等原因，以及化学方面的原因6。通过了解水树产生的原因，水树形成的过程以及水树的防治方法，我们对接下来进行的有关水树对电缆介损值的影响有了一个初步印象，对含水树电缆的修复有了一个大致了解。2.1水树的基本概念2.1.1水树的定义水树是电缆绝缘中水分在高压电场作用下形成的发散形或领结形的气隙。在交联电缆绝缘中的空隙有水树、电树和化学树等形状, 它们产生的机理都不完全相同, 但它们在生长的过程中却可以相互转化、相互促进。2.1.2水树的分类水树按生长的起点，可以分为三类：（1）内半导型水树它的特点是从内半导层开始生长，是由于内半导结构不均匀，导致电场不均匀形成局部高电场而形成的。（2）外半导型水树它的特点是从外半导层开始生长，是由于外半导结构不均匀，导致电场不均匀形成局部高电场而形成的。（3）蝴蝶型水树它的特点是从绝缘层开始生长，是由于绝缘层中的杂质或者气隙作用导致电场不均匀而产生。内半导型水树和外半导型水树是由绝缘层或半导层受到损坏引起的，主要发生在绝缘体上内半导电层和导体上的外半导电层的表面；蝴蝶型水树可能是绝缘体内某点受到影响而产生的。对于电缆而言，前者比后者的危害更大7。2.2水树的产生、危害及防治2.2.1水树的产生机理水树是电缆在制造、运输、保管、敷设过程中水分侵入电缆内部在电场作用下产生，或者由于电缆的半导屏蔽层局部粗糙和存在集中缺陷，在这些地方产生水树并生长最终导致绝缘击穿。水树的产生必须有电场和水分共同作用，水树在低电场强度下就能发生，根据实验 ，其起始场强约为200 V/ mm。目前，对于水树的产生机理还没有统一的定论，现在主要有以下说法：一类说法是受电场力作用所致，即环境中渗入到绝缘内部的水分长期受到电场的作用，会受周期性Maxwell电场力的反复作用，而沿着电场方向移动，缓慢的注入到周围的微裂纹中，同时对绝缘体施加沿电场方向的挤压力，尤其是极性水分子其在电场下获得到动能很大，当它施加的挤压力超过材料分子链的键能时，就可能导致分子链变形或者断裂，进而产生一些微小的裂纹，水分进入裂纹就在这些区域形成微小的充水小孔，这些充水小孔连在一起就形成了水树。由于水树的电导大、介电常数小，使电场发生畸变，位于水树尖端处电场特别高，随着材料中渗入的水分增多，水树枝的区域受到的应力越来越大，进一步促进水树的生长8。另一种说法认为水树是由于化学反应和焦耳热的共同作用下产生发展的，水树区域发生的化学反应有两种：一种是水和聚合物表面发生化学反应，特别是氧化还原反应，另一种是水分解或电解引发的反应。反应中羧基离子对水树起到了关键作用，首先水在电场作用下被电离产生自由基，自由基再与聚合物发生反应，缩合物中的氧气再与形成的羧基离子发生反应，导致材料发生氧化降解；同时电缆运行过程中的高温和缺陷处电场集中引起的高温造成分子键断裂，二者共同作用造成了水树的形成和发展9。2.2.2影响水树生长的因素对水树的发生、进展会产生影响的因子有：（1）时间 ：在一定条件下水树对于时间的伸长是直线关系，有时也可以看到水树伸长与时间的变化成饱和特性；（2）外施电压和频率：水树的伸长长度一般认为与外加电压的大小呈正比。而频率的增加有加速水树生长的作用，不过实样是否做过吸水处理对实验结果有很大影响；（3）温度：一般认为温度越高，特别小的水树的数目变得越多。电缆运行时其温度是变化的，热循环的条件比起恒温的环境来更能促进水树的老化；（4）水质：一般用于实验的水是自来水，也可用各种电解质和去离子水等作实验来研究水质的影响，实验证明含NaCl的水溶液可以促进水树的生长10。根据水树产生的机理以及影响水树生长的上述因素，我们可以通过给XLPE电缆施加高频高压，将电缆浸泡在一定浓度的盐水中等方式，加速XLPE电缆的老化，从而为实验室研究交联聚乙烯电力电缆的老化及修复创造条件。 2.2.3水树的危害水树的形成，导致电缆形成局部电场高密度区，该区域空间电荷聚集，局部电场较强。在外在过电压的作用下，可导致热电子加速和紫外线辐射，从而导致聚合物降解形成自由基。在外在热，机械等应力的联合作用下进而形成电树，从而导致局部放电发生，最后导致绝缘击穿。绝缘击穿的电缆短时间内产生很大的电流，甚至会烧坏线路和设备11。由于水树的生长会影响电缆的绝缘电阻及泄露电流，实验中我们可以通过对绝缘电阻及泄露电流的大小进行测量来衡量水树的生长程度及电缆的老化程度。通过修复前后绝缘电阻及泄露电流大小的对比，我们可以验证修复实验的效果。2.2.4水树的防治防止交联聚乙烯电力电缆（XLPE）水树产生的方法包括如下几个方面：（1）阻止水分浸入电缆：水树产生的主要原因是水分的浸入，采用可靠的密封金属护套可以防止水分的进入；（2）电缆制造和铺设过程中减小外施应力，避免对电缆造成缺陷，因为水树大多都生长在电缆缺陷部位；（3）电场密度集中部位容易产生水树，在绝缘层中要避免形成电场集中，因此在电缆生产过程中要保证清洁，防止杂物的混入；（4）保证绝缘层不被击穿的前提下，尽量减小其厚度；（5）采用抗水树绝缘材料12。目前，市面上水树防治技术不断革新，防水树的电缆材料层出不穷，但就总体来看，这些新材料既未广泛普及，其实际效果也有待验证。因此，我们仍需通过研究XLPE电缆的修复方法来消除老化电缆中的水树，从而提高现有电缆的绝缘性能。2.3常见的水树检测方法2.3.1介质损耗正切角值法在交变电场作用下，电介质内流过的电流相量和电压相量之间的夹角(功率因数角的余角简称介损角。介损角常用来衡量绝缘程度。一般认为，介损角大的绝缘材料漏电损耗也大。介损角与实验电压角频率、实样电容C、实样并联等效电路模型的绝缘电阻有如下关系：tan=1/(RC) 图2-1 西林电桥原理图损耗因数tan测量法： 典型的tan的在线检测法是检测两个正弦波过零点的时间差，由频率和时间差来计算相位差，常用西林电桥法测量，如图2-1所示。测量的影响因素：外界电磁场干扰；温度；实验电压。优点：质损耗的大小随水树老化的程度增加，在0.150Hz之间的损耗因数值与水树老化程度有很好的相关性。在低频下电缆tan与水树枝老化状况有良好的相关性。不足：该方法对零点的检测精度要求高，因此对过零检测器的稳定型有较高的要求。这种方法对测量信号本身的要求也比较高。2.3.2交流叠加法（差频法）原理：在电缆的金属护套上叠加交流电压信号，经主绝缘、变压器绕组中性接地线及大地形成回路，通过测量仪测量回路中交流损失电流来判断电缆绝缘性能。 表2-1 交流叠加法判定标准 测量电流值 绝缘状态 <10nA 绝缘良好 10100nA 绝缘问题需要注意 >100nA 绝缘不良 注意事项：必须用传感器准确、灵敏、有效的提取放电信号，如果通过传感器所获取的放电信号失真很大，丢失了大量的放电信息，那么这将对后续的数据处理影响很大。其中，传感器的设计是在线监测系统设计的关键环节13。 2.3.3谐波分量法原理：由水树枝引起老化的XLPE电缆会在损耗电流中产生谐波分量。谐波分量能衡量电线电缆的老化程度，即电缆老化程度大，泄露电流的波形畸变也越大。其中，XLPE电缆水树老化后其奇次谐波（特别是三次谐波）分量的幅值和水树老化程度有良好的相关性。此方法必须面对的问题：如何消除电网中谐波分量的影响。如果能获得电缆损耗电流时域或频域信息的同时获得电网中谐波的信息，我们就可以通过软件消除电网谐波的影响。2.3.4直流法直流法可分为直流成分法和直流叠加法。(a)直流成分法水树的等效电路模型如图所示，其中R为完好部分的绝缘电阻，C1为电缆电容，R1为非线性电阻，D为电缆内部水树枝等效二极管模型，r为与水树枝相连接部分的绝缘电阻。 图2-2 水树枝等效电路图当运行的交联聚乙烯电缆绝缘中含有水树枝时，在缆芯和同屏蔽层之间会存在小直流成分，它是水树枝裂纹特性的体现，通过测量直流成分可以诊断绝缘中的水树。这种方法的测量原理是利用绝缘中存在水树时的整流效应。如果绝缘中存在水树缺陷，在交流正负半周期中注入水树枝尖端的电荷量就不一样，在负半周期内注入水树枝的负电荷较多，在正半周期内注入的正电荷较少，在反复作用下就会积累大量的负电荷并逐渐向前方漂移，这就是整流效应，它使电流中含有了微弱的直流成分并且和水树枝的发展成正比，所以直流分量和电缆泄漏电流有很好的相关性，通过测量其大小可以作为水树生长的判据。直流成分一般都比较微弱，而且很不稳定，微小的干扰就会引起很大的误差。表2-2 直流成分法判断标准直流成分绝缘状态>100nA绝缘不良1100 nA绝缘有问题<1nA绝缘良好当XLPE电缆缘中存在水树枝等缺陷时，树枝尖端与接地电缆屏蔽层之间有类似于针板电极的整流效应。 在线测量绝缘体中流过的直流电流，即可进行绝缘诊断。如图2-3所示：图2-3 水树枝整流作用模型（b）直流叠加法在接地的电抗器的中性点接入低压直流电源，并通过正接法和反接法来测量流过电缆绝缘层的电流大小，来衡量电缆的老化状况 14。2.3.5残留电荷法在XLPE电力电缆上施加直流电压后，电缆内部会出现第一类电荷和第二类电荷。如图示，绝缘层表面的正、负电荷为第一类电荷，绝缘层内部的负电荷为第二类电荷。在对电缆进行放电后，第一类电荷会消失，仅留下第二类电荷，如图2-4所示：图2-4 第一类电荷放电示意图在对电缆施加如图2-5的交流电压后，残留在电缆内部的第二类电荷放出，如图2-6所示：图2-5 电缆施加交流电压波形图 图2-6 第二类电荷放电示意图 当第二类电荷释放时，时间常数=RC。 图2-7 XLPE电缆内双层绝缘模型水树枝的等效电阻R具有非线性，所以当电缆电压升高到某一值时，电阻R减小，从而导致也会随之减小，电缆中的残留电荷会突然放出，残留电荷量Q则突然减小。这可以说明电缆内部水树枝生长程度很严重，绝缘层绝缘性能很差。2.3.6局部放电检测法水树枝并不会引起局部放电，但是当水树枝生长到一定程度或者受到高幅值过电压冲击时就会发展形成电树，电树一旦形成就会在绝缘内部引发局部放电，通过收集不同的局部放电特征信号就可以分析判断水树老化情况。2.3.7测量绝缘电阻由于绝缘中会存在一些缺陷或者老化，在外电场作用下沿着电场方向会形成电导电流，在绝缘上施加一直流电压，此电压与出现的电流之比就是绝缘电阻，它是绝缘结构的绝缘状态最基本得综合性特征参数，能判断绝缘状态。本实验测量绝缘电阻的仪表是手摇式兆欧表（摇表），它包括手摇式直流发动机和比率表型的磁电式测量机构，通过手摇（120r/min）读取绝缘电阻值。如图2-8示： 图2-8 利用摇表测量绝缘电阻示意图2.3.8水树检测方法总结上述的实验方法都是通过检测水树影响电缆某一方面特性而判断电缆绝缘程度，基于水树影响的这些特性，实验过程中需要采集各种绝缘参数从而对电缆的水树老化程度和绝缘性能做评估，水树老化会引起诸如绝缘电阻、泄漏电流、介质损耗、局部放电等电气性能的变化，以及使电缆产生整流效应、低频或高频谐波效应、极性效应和非线性低频损耗特性等。这些方法在实际的检测中得到了一定程度的应用，是切实有效的水树检测方法。但是，一方面由于实验室设备及各种条件的限制，我们只能对上述特性的一部分进行检测， 另一方面，我们对实验测量数据的准确性和可靠性有一定的要求。所以，在接下来的实验中，谐波分量法、直流法、交流法、残余电荷法、局部放电法等，由于测量手段有限，并且测量技术还不成熟，同时测量结果极易受外界干扰，所以本实验中并未选取。本实验主要通过测量电缆的绝缘电阻、泄露电流，做耐压实验及测量修复后电缆的介质损耗值来反映老化和修复程度。3电缆老化及修复实验 为了研究修复液过中间头的技术，本实验首先将两端电缆通过中间头连接起来，通过低频耐压确保制作后中间头的可靠性。中间头制作完成后，对长电缆局部区域制造缺陷，浸入到浓度为20%的盐水中，通过加高频高压短期内加速其水树老化，通过测量绝缘电阻，泄漏电流和介质损耗来综合判断水树老化情况。老化后，利用修复液修复，并研究修复效果。3.1电缆的制作由于现场实际运行的电缆一般都有中间头，为了研究修复液过中间头问题，模拟现场运行情况，本实验首先将两段电缆通过制作中间头连接起来。制作的中间头的过程如图3-1、3-2、3-3所示： 图3-1 两段电缆连接 图3-2 填充胶密封中间头图3-3 制作好的中间头3.2 绝缘老化实验由于在正常情况下水树老化是一个极其缓慢的过程，因此要设法加速其老化以获取老化样品，同时需要搭建一套安全可靠的老化实验装置，保证电缆老化的持续性和长期性，并且要能够对水树老化程度进行准确评估。根据水树老化机理和影响因素，对水树生长起决定性作用的因素有：外加电压、电源频率、电解液浓度、集中性微观缺陷等，所以在老化实验中重点从这些方面采取措施以加速水树老化。由于水树老化到一定程度会引起包括绝缘 电阻、泄漏电流、介电损耗等绝缘参数的显著变化，因此本实验以测量介质损耗为主，另外两个绝缘参数辅助来综合判断水树老化程度。在本次实验中，我们选择的老化电压约为8kV，频率430Hz，浸泡溶液为20%的NaCl溶液。实验主要采用压力注入式修复。首先将老化的电缆两端加上修复液适配器，然后通过压力注入装置将硅氧烷修复液注入老化的XLPE电缆中对其进行修复。图 图 3-4 电缆老化实验老化后我们对其绝缘电阻和泄漏电流定期测量，得到了修复前绝缘电阻和泄露电流的大小。3.3电缆修复实验对电缆进行修复。首先将老化的电缆两端加上修复液适配器，然后通过压力注入装置将硅氧烷修复液注入老化的XLPE电缆中对其进行修复。图3-5 电缆修复原理图在实验操作中，要注意逐渐加大压强，避免压强突然过大而导致液体从终端头喷出。稳定下来的压强应以2到3个大气压强为宜。修复实验进行一周左右。图3-6 实验现场注入修复液 3.4绝缘电阻及泄露电流测量实验在修复实验进行一周前后，我们对该电缆的绝缘电阻和泄露电流大小进行了测量。我们先用万用表对电缆绝缘电阻的大小进行测量：修复前，C相绝缘电阻大小约为2000M，由表可知，此时电缆中已有大量水树存在；而修复后，该相电阻接近10000 M，由表可知，电缆中的水树基本被消除，电缆绝缘性能良好。表3-1 修复前后电缆绝缘电阻测实时间：4.26 温度：25 湿度：54%测实时间：5.4 温度：24 湿度：56%测实电缆相绝缘电阻（M）测实电缆相绝缘电阻（M）修复前修复后A2000A9000B5000B10000C2000C9000由表3-1可知，新电缆经过老化实验，绝缘电阻较低，在2000M5000M之间，由表可知，电缆中已经产生大量水树，严重影响了电缆的绝缘性能。而经过一个星期的修复实验，电缆三相的绝缘电阻均接近10000 M，由表3-3可知，此时电缆中的水树已基本消除，电缆绝缘性能良好。泄漏电流是指在没有故障施加电压的情况下，电气中带相互绝缘的金属零件之间，或带电零件与接地零件之间，通过其周围介质或绝缘表面所形成的电流称为泄漏电流。泄露电流常常用来衡量水树老化的程度。实验中我们使用0.1000uA的电流表对70米长的电缆的泄露电流进行测量。如图3-7所示： 图3-7 实验现场测量泄露电流泄露电流测量结果如表3-2所示：表3-2 修复前、后电缆泄露电流对比测实时间：4.26 温度：25 湿度：54%测实时间：5.4 温度：24 湿度：56%测实电压（kV）泄漏电流（mA）测实电压（kV）泄漏电流（mA）A相（修复前）A相（修复后）2.80.72.80.15.61.85.60.18.43.38.40.111.24.711.20.114.06.014.00.216.87.416.80.319.68.119.60.6B相（修复前） B相（修复后）2.80.12.80.15.60.25.60.18.40.38.40.111.20.711.20.114.01.214.00.216.81.716.80.319.62.919.60.7C相（修复前） C相（修复后）2.81.02.80.15.62.55.60.18.44.58.40.111.25.811.20.114.07.414.00.216.88.216.80.319.69.619.60.5由上表可知，修复前电缆各相的泄露电流均较大，尤其是C相泄露电流在测实电压较低时也达到了1.0mA。这由表可知，电缆中已经产生大量水树，使电缆的绝缘性能受到很大影响；而修复后，电缆各相的泄露电流均很低，即使测实电压达到19.6kV，各相的泄露电流也没有超过0.7mA。由表3-3可知，电缆中的水树基本消除，电缆的绝缘性能较好。表3-3 电缆老化的参考指标水树老化状态绝缘电阻（M）泄漏电流（µA）绝缘良好100001有大量水树存在100010000110水树老化严重1000103.5低频耐压实验上述的电缆修复实验中，我们经测实发现电缆的绝缘性能有了很大提升。为了进一步确定修复后电缆绝缘水平的提升情况，对修复后的电缆做0.1HZ超低频耐压实验，保证修复后的电缆满足运行条件。0.1HZ超低频耐压实验如图所示： 图3-8 耐压实验根据XLPE的低频耐压要求，对修复后电缆施加两倍额定电压值，在本实验中对耐压样本加压17.6kV，耐压时间为5分钟，如果电缆在5分钟内不被击穿，或者不出现其他绝缘故障，我们认为它能承受该等级电压，耐压实验通过；若电缆在施加该等级电压5分钟内被击穿，或者出现局部放电等现象，认为它不能承受该等级电压。经测实，经过修复后的电缆都通过了17.6kV的低频耐压实验，如图3-9所示，说明经过修复液修复后的电缆满足低频耐压要求。 图3-9 耐压实验通过3.6 小结通过对长电缆修复前、后绝缘电阻和泄露电流的比较，我们可以初步评估用注入修复液的方法修复电缆的效果。从比较结果来看，电缆的绝缘性能在修复后提升明显，说明修复实验比较成功，初步验证了修复效果。而通过耐压实验，我们发现修复后的电缆能够达到低频耐压要求，进一步证明了修复实验的成功以及修复方式的可行。而在本次实验中，我们不仅需要粗略判断出电缆修复的效果，更需要通过精确、可靠的数据验证该修复方法对水树消除是否彻底，对电缆绝缘能力的提升是否明显。这就需要用到更为精密的仪器和装置，通过精确的测量长电缆的介损来对修复实验进行验证。4高压介质损耗测量在对高压介质损耗进行测量时，实验室使用了一套较新的设备HV9006高压介质损耗测实装置。我们在对这套装置进行电路连线及安全检查后，使用这套装置完成了高压下对长电缆介损的测量。4.1电介质的损耗任何电介质在电压作用下都有能量损耗，这些损耗总称介质损耗，它是反映绝缘性能的一个重要指标。当电介质上施加交流电压时，电介质中的电压和电流间存在相角差，的余角称为介质损耗角，的正切tan称为介质损耗角正切。tan值是用来衡量电介质损耗的参数。测量tan是测量电气绝缘设备绝缘状态的一项灵敏有效的方法。介质损耗的大小随水树老化的程度增加，在0.150Hz之间的损耗因数值与水树老化程度有很好的相关性。如图4-1示，在交流电压下，流过电介质的电流I包括有功分量IR和无功分量Ic，即 I=IR+Ic图41 介质在交流电压下的等值电路和向量图P=UIcos=UIR=UIctg=U2Cptg式中 电源角频率；功率因数角；介质损耗角介质损耗角为功率因数角的余角，其正切tg又可称为介质损耗因数，常用（%）表示。由