交联聚乙烯 - XLPE - 电缆水树枝老化机理及试验方法-

1、交联聚乙烯(X LPE电缆水树枝老化机理及试验方法(255410齐鲁石化公司热电厂王亓昌摘要交联聚乙烯(X LPE 电缆因有种种优点,已被广泛应用;但这种电缆的绝缘层在潮湿和电场同时作用下会产生水树枝老化,甚至可发展到绝缘击穿故障,影响正常供用电。为了能及早采取措施,防止此类故障,了解水树枝的形成机理和导致绝缘击穿的过程,在此基础上进行有效的预防性试验势在必行。关键词交联聚乙烯电缆水树枝 在线诊断装置框图1X LPE 电缆水树枝老化的机理X LPE 电缆因有绝缘性能好、能抗酸碱、允许工作温度高(90等优点而日益被广泛采用,但在潮湿和电场作用下会产生水树枝老化。这个问题从70年代起国际上即进行了

2、非常广泛深入的试验研究,取得了很好的成果。1.1X LPE 电缆的水树枝老化现象主要可归纳为以下几点:(1同时存在水和电场时才会发生水树枝,即使在较低的电场下也会发生水树枝;(2水树枝是直径在0.1到几个m 的充满水的气隙集合;(3绝缘中存在的杂质、气孔以及绝缘表面内外半导体层的不均匀处形成的局部高电场部位是发生水树枝的起点;(4在交流电场下比在直流电场下容易产生水树枝,交流电频率越高,发展速度越快;(5温度高时容易发生水树枝。1.2水树枝的类型按水树枝产生的起点可分成以下三种类型:(1内导型水树枝是以电缆内半导体包带作为起点的水树枝。当内半导体层是挤出结构的情况下,在半导体带边缘或有毛刺等的

3、结构不均匀部分容易产生水树枝。(2蝴蝶型水树枝是以绝缘中的杂质和气隙作为起点的一种水树枝。(3外导型水树枝是以电缆中的外部半导体层作为起点的一种水树枝。1.3水树枝产生的机理水树枝的形成可以用以下框图来表示。水树枝产生的第一阶段是在绝缘体中不规整部位(如在绝缘半导电层表面的水产生局部凝缩;在电缆制造过程中和从外部环境侵入的少量水在绝缘物中是均匀分布的,但水分子在电场作用下因极化而产生极化迁移,被不规整部位所吸引,逐渐积累产生水气的局部过饱和状态。第二阶段,在不规整部位的微空隙和多孔性不纯物的自由空间产生液态的水。第二阶段为水树枝成长的过程,这过程是一种机理所引起的还是几种机理结合起来引起的,还

4、没有确切地弄明白,但极化迁移的作用是存在的。由于某种“泵浦效应”局部压力上升,使微孔扩大和引起机械损伤。如果还有盐类的话,在微孔表面的渗透压力变化会进一步引起的、别的效95SH ANDONG DI AN LI J ISH U2001年第4期(总第120期应。其他重要因素有:Maxwell应力(电磁应力,电气渗透的电化学机理及微放电等。这样水树枝就逐步成长,在显微镜下,能看到这种充满水的细小裂缝(0.1几个m,并在水树枝的尖端形成高电场,促使水树枝的延伸,以后水树枝逐步向电树枝转移,最后形成大面积的贯穿整个绝缘体的树枝使绝缘击穿;但整个发展过程是一个缓慢的过程,发展速度由多种因素所决定,一般要使

5、用8年以上才会发生由于水树枝原因而造成的电击穿故障。1.4另外研究结果(1水树枝的数量随环境相对湿度的提高而增加。(2水质对产生水树枝影响的次序为NaCl水>自来水>脱离子水。(3电压越高,水树枝发展速度越快。2X LPE电缆的试验和诊断2.1塑料绝缘电缆的电压试验由于绝缘材料的不同,X LPE电缆在运行过程中产生上述水树枝结构,故传统的DC耐压已不能适用于X LPE电缆。一方面,严重的缺陷用直流电压方法也很少被探测到。另一方面,直流电压因为规定的试验电压太高,导致有水树的塑料绝缘电缆上带长期的空间电荷。如果紧接着交流电压运行,就会导致局部起始电压,产生“电树”。从而引起绝缘的损害

6、,完全的击穿只是时间问题了。在直流电压试验后,塑料绝缘电缆发生击穿故障确认了这一点。目前,已经有了一种新的塑料绝缘电缆试验方法并且已经应用了好多年。实践中,超低频试验已经取代了直流电压试验。2.2塑料绝缘电缆试验和诊断的目的耐压试验和诊断分析仪器提供两类的信息,可用于从运行和经济上的维护决策。耐压试验只是简单的“通过”“不通过”试验。通常是在电缆新铺设后,修理后,或者是为了证明已运行的电缆的功能状况,进行耐压试验。另外,通过诊断分析绝缘系统对固定电压的反应,可以了解运行的电缆老化状况。通过电压试验和诊断分析,可以探查到薄弱点,还可以按照电缆的功能状况将运行电缆进行归类维护管理。2.3用0,1H

7、 z正弦电压进行电压试验和介损诊断用0.1H z超低频进行电缆试验,在过去的几年中已被接受,而且正在取代直流耐压试验。由于0.1H z试验电源的无功功率降低了1500,0.1H z 电源的体积被大幅度减少。试验室结果已证明超低频能够使电树更直接,更快的发展。用0.1H z正弦电压试验有几个优点:试验电压形成是确定的,且与试品无关电树的通道增长速度比用当前其它试验电压形成要快在电缆试验时,可通过介损测量进行绝缘老化诊断介损大小与损害深度d显然不是线性关系,这就是说tg实际上是由水树破坏决定的,轻微破坏(短水树实际上没有影响,相反,完全长成的水树对tg有极大的影响。tg绝对值和随试验电压水平的tg

8、改变值成为最基本的绝缘状况评估参数。目前所有的诊断方法都是整体诊断方法。也就是说探测水树是很困难的,特别是探测长电缆中被非破坏部分所隐藏的那些水树更困难。介损测量方法被证明是最有效的方法。因为相当长电缆中很小一段已严重破坏的部分会对介损结果产生非常大的影响,另外,介损的电压相关性是另一个重要评估因素,它与水树老化有明显的直接关系。这些理论已被在电缆诊断上所获得的实践经验所证实。3结论由于塑料绝缘电缆的特殊老化特性,其测试要求有适当波形的测试电压,0.1H z的正弦波电压已被证明为塑料绝缘电缆的最佳测试电压波形。它具有所需的全部基本的优点,如:确切的图形显示,无直流成分,适度的局放起始电压以及电

9、树的最高通道生成速度等等。更主要的是0.1H z正弦波电压提供了一种以测量功率损耗因数来诊断塑料绝缘电缆的方法。这种方法可以在数分钟内精确地区分新电缆,轻微损坏电缆和严重损坏电缆的老化状况。在测试的过程中亦可进行诊断。这样,电缆状况评价参数便可通过在测试过程中施加2U的电压这样简单的诊断来监控。既节省了电缆评估的时间,又可在062001年第4期(总第120期SH ANDONG DI AN LI J ISH Utg测量中所获信息的基础上确定是否继续进行耐压试验。功率损耗因素测量的结果给出了与电压相关的非线形结果。测量可使用纯交流电压,因而没有形成长期空间电荷的危险。2U0的0.1H z正弦波电压

10、下,电缆的起始局放水平几乎与U0的50H z 电压下的水平相同。而且诊断电压只需施加数分钟,这意味着诊断不会对电缆寿命的期望值产生任何损坏。就测量结果分析而言,tg测量是一种带有最可靠测量方法的诊断方法。对于塑料绝缘电缆的运行性能,tg测量具有最佳限定值功能?(收稿日期:2001-03-23(上接第40页同时,3号、5号轴振均存在不同程度的下降,3号轴振从110m降到30m。图4为5月12日第一次冲转时3号瓦的升速特性曲线,从瓦振来看,机组转速大于2700rmin以后瓦振随转速的升高从10m快速增至40m,3号瓦振呈现出与4同的变化特性。4振动处理根据对异常振动的上述分析,认为造成1号机4号机

11、轴振异常的主要原因是汽轮机转子、短轴以及发电机转子之间的联接螺栓的紧力不足或紧力不均匀。5月13日检查发现两组联接螺栓的紧力极不均匀,大多数螺栓都能再拧紧,有几个螺栓拧紧了30度左右。调整螺栓联接紧力后于5月13日再次冲转,冲转过程中4号轴振异常情况消失, 22:28机组转速达3000rmin,但4号瓦振垂直方向为102m,轴向111m,5号瓦振水平方向达140m,轴振为234m,具体数据见表3。表3调整螺栓紧力及动平衡后的振动数据(m序号说明3号4号5号6号1调整螺栓紧力后瓦振轴振4910241234261182低压转子3、4号瓦侧各加515g后瓦振轴振1050254124144291133

12、汽发对轮加重600g 后瓦振轴振797629984300MW轴振605075100 4.1动平衡处理由于4号瓦振和5号轴振严重超标,决定进行现场动平衡处理,首先在低压转子3、4号瓦侧各加重515g。5月14日8:58机组转速达3000rmin,3、4、5瓦振动均大幅度下降,其中4号瓦振由102m降至25m,5号轴振由234m降至144m,具体数据表3。为了进一步降低5号轴振,决定在汽轮机与发电机转子的对轮上加重600g。加重后于5月15日冲转,图5为4号瓦的升速特性曲线,可以看出整个冲转过程中4号瓦振异常消失,振动均在50m以下,机组定速3000rmin后5号轴振从144m降为29m。机组并网带负荷,负荷300MW时各轴振均小于100m,达到了该机自投产以来的振动最好水平 。图5处理后4号瓦的升速特性曲线5结论(1超速试验后升速时4号轴振出现的异常振动与汽轮机转子、短轴以及发电