Кабельно-проводниковая продукция и аксессуары

Изменение состояния изоляции кабелей из сшитого полиэтилена за 6 лет эксплуатации

Сегодня накоплен значительный опыт эксплуатации кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (сшивание в сухой среде), причём интенсивность отказов у таких кабелей намного ниже, чем у кабелей старшего поколения со сшиванием изоляции в паровой среде. Однако из-за развития водного триинга изоляция, сшитая в сухой среде, также подвержена старению, если не защищать её от проникновения влаги при помощи водных барьеров.
С 2001 г. был проведён ряд экспериментов на 58 кабельных участках с изоляцией из сшитого полиэтилена, на которых не применялся водный барьер. Кабели были проложены в сетях от 10 до 20 кВ в период между 1979 и 1996 гг. Целью экспериментов была оценка состояния изоляции и скорость его изменения. В этой статье представлены результаты данных экспериментов.

ВВЕДЕНИЕ
Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (сшивка в паровой среде) были проложены в период между 1960 и 1970 гг., и сообщения о первых отказах начали поступать после 10—15 лет эксплуатации. Сегодня большинство этих кабелей заменено.
Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (сшивка в сухой среде) начали внедряться в энергосетях Дании с 1978 года, и с тех пор не было зарегистрировано роста отказов. Однако между 1998 и 1999 годами диагностическими измерениями в кабелях с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) были выявлены признаки старения, что привело к разработке программы 6-летних измерений [1].

МЕТОД ДИАГНОСТИКИ
Измерения проводились при помощи метода, называемого «спектроскопия диэлектрических потерь» [2]. Подавалось напряжение очень низкой частоты в диапазоне 0,5—1,5 U0, 03—0,3 Гц, и регистрировались потери в изоляции.
На основании изменения диэлектрических потерь (по напряжению и частоте) кабели можно классифицировать по четырём категориям в соответствии с ускорением уровня старения:
• хорошая изоляция с низкими потерями;
• кабели со стареющей изоляцией в зависимости от напряжения;
• кабели с сильно устаревшей изоляцией, способной привести к утечкам тока при приложении высокого напряжения;
• кабели с сильно изношенной изоляцией, способной привести к утечкам тока даже при приложении номинального напряжения.

Программа измерений также включала испытание целостности оболочки. Напряжение 2 кВ постоянного тока (для поливинилхлоридных оболочек) или 5 кВ (для полиэтиленовых оболочек) прикладывалось между экраном и землей, и измерялся ток, проходящий через оболочку. Полученные значения сравнивались с предельными значениями для токов, проходящих через неповреждённые оболочки, значения которых были получены при осуществлении совместного проекта Nordic [3]. Эти предельные значения следующие:
• I0=500 мкA/км при 2 кВ для кабелей с поливинилхлоридными оболочками;
• I0=10 мкA/км при 5 кВ для кабелей с полиэтиленовыми оболочками.

ТИПЫ ИССЛЕДОВАННЫХ КАБЕЛЕЙ
В программу испытаний были включены кабели от пяти компаний, но большинство было от одного производителя.
Больше всего кабелей было проложено в 80-х годах, как показано на рис. 1.
К сожалению, оценить состояние изоляции всех этих кабелей не удалось. Арматура примерно 25% кабельных участков имела большие потери, что препятствовало измерению потерь в их изоляции.

В том случае, если владельцу распределительной сети требуется провести диагностические испытания кабелей с изоляцией из СПЭ, следует устанавливать кабельную арматуру, имеющую высокое сопротивление по постоянному току на напряжениях от 1,5 до 2 U0. До настоящего времени измерения этого сопротивления по постоянному току не включались в типовые испытания арматуры, но заказчики должны запрашивать у производителей такую информацию и выбирать изделия с высоким сопротивлением по постоянному току.

СОСТОЯНИЕ ОБОЛОЧКИ
При испытаниях целостности оболочки было выявлено, что токи в оболочке некоторых кабелей близки к приведенным выше предельным значениям I0=500 мкА/км (PVC) и I0=10 мкА/км (PE). Поэтому кабели были разделены на три категории:
• оболочка не повреждена, так как токи в оболочках 44% кабелей были ниже значения I0;
• возможное повреждение оболочки, токи в оболочках 21% кабелей находились в пределах I0 и 10 I0;
• явное повреждение оболочки, токи в оболочках 35% кабелей были выше значения 10 I0.
На рис. 2 показано состояние трёх групп кабелей с различным временем эксплуатации. Видно, что между состоянием трёх групп оболочек, несмотря на разницу времени эксплуатации, существует небольшое различие. Простейшим объяснением этому может служить тот факт, что повреждение оболочки происходит во время прокладки или же сразу после неё. Возможны также изменения в практике прокладки, при перемещении грунта, причём не исключается влияние экскавационных работ.

СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ
В период между 2002 и 2007 гг. на некоторых кабельных линиях проводились повторные измерения. Выбор кабелей основывался на результатах первых диагностических измерений таким образом, чтобы испытания кабелей с явными признаками старения, выявленными во время первых диагностических измерений к 2001 году, проводились чаще, чем кабелей с хорошей изоляцией.
В 2001 г. некоторые кабели после измерения тока утечки были занесены в категорию с изношенной изоляцией. Позднее при помощи диагностических испытаний было обнаружено, что утечка тока была вызвана состоянием арматуры, а не изоляции. Следовательно, фактическое состояние изоляции этих кабелей определить не удалось.
Замеры на некоторых кабелях были произведены только один раз, но отдельно от кабелей с утечкой тока. Испытания 37 кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (в сухой среде) проводились по крайней мере дважды. На рис. 3 показаны результаты первой и последней оценок состояния изоляции. Видно серьёзное ухудшение состояния изоляции. Состояние изоляции 16 из 37 кабелей при последнем измерении оказалось несколько хуже, чем при первом испытании 6 лет назад.

Наиболее серьёзные изменения состояния изоляции кабеля были выявлены начиная с 1983 года. В 2001 г. состояние изоляции кабеля было признано хорошим с низкими диэлектрическими потерями, а в 2007 г. было зарегистрировано заметное увеличение тока утечки при напряжении 1,5 U0 (9 кВ), а значение частотной характеристики тока утечки оставалось таким же после снижения напряжения до U0 (6 кВ), как показано на рис. 4.
До настоящего времени только один раз была зарегистрирована частотная характеристика тока утечки для кабеля с изоляцией из СПЭ. Для кабелей с изоляцией из СПЭ, сшитой в паровой среде, что означает наличие длинных водных триингов, такая характеристика в случае перенапряжения системы может привести к повреждению, например, однофазному КЗ в другом месте кабельной системы. Возможно, что такое условие верно и для кабелей с изоляцией из СПЭ со сшивкой в сухой среде. Однако количество водных триингов в кабелях с изоляцией из СПЭ со сшивкой в сухой среде намного меньше, чем в кабелях с изоляцией из СПЭ, сшитой в паровой среде, и до сих пор неизвестно, насколько этот факт уменьшает риск повреждения. Рассматриваемый кабель находился в эксплуатации более года после проведения измерений и до сих пор работает.
Наихудшее состояние изоляции было обнаружено на одном из старых кабелей. Результаты на рис. 5 подтверждают тот факт, что у более старых кабелей явно выражены признаки старения. Но даже кабель, прослуживший 15 лет, может быть существенно изношен.
Предполагалось, что состояние оболочки влияет на состояние изоляции, и первоначальные измерения, представленные в литературе [1], казалось бы, подтверждают данные предположения. Однако, основываясь на окончательной оценке кабелей, общее состояние изоляции неожиданно оказалось лучше у кабелей с повреждёнными оболочками, как показано на рис. 6. Нелогично предполагать, что повреждённая оболочка должна препятствовать старению, вероятно, это просто случайное стечение обстоятельств.

Можно привести некоторые объяснения тому, что повреждённая оболочка не обязательно приводит к ухудшению состояния изоляции. Поскольку кабели не имеют радиального противовлажного барьера, вода с течением времени диффундирует в изоляцию даже при неповреждённой оболочке, и локальные изменения влажности почвы оказывают большее влияние на процесс старения, нежели отверстие в оболочке.
Более того, факт повреждения оболочки может быть локальным явлением и оказать незначительное влияние на величину средних потерь всего кабельного участка.

ВЛИЯНИЕ ВЛАЖНОСТИ ПОЧВЫ

Из лабораторных измерений известно, что, если изоляция высыхает, частотные характеристики кабеля с изоляцией из СПЭ с водными триингами при проведении диагностических испытаний не будут типичными, так как триинги становятся менее электропроводными.
В 2006 г. это явление наблюдалось с подземными кабелями, находящимися в эксплуатации. Лето в Дании в этом году было чрезвычайно сухое и жаркое, и на некоторых из наблюдаемых кабелей было зарегистрировано значительное снижение потерь, как показано на рис. 7.
Годом позже потери в этих кабелях вернулись к уровню, близкому к показателям 2005 г. или ещё раньше. Однако на некоторых из кабелей был зарегистрирован тот же уровень потерь, что и во время окончательных измерений 2007 г.

Поскольку рост водного триинга также приостановился, когда кабели высохли, сухое лето 2006 г. добавило год или более к прогнозируемому сроку службы некоторых кабелей.

ВЫВОДЫ

Измерения показали, что 50% кабелей находятся в хорошем состоянии. У 25% выявлены признаки незначительного старения, а 23% значительно изношены. Состояние изоляции одного кабеля (около 2%) было признано плохим с высоким риском отказа в случае перенапряжения системы.
За 6-летний период реализации проекта состояние изоляции было признано ухудшившимся на 40% кабелей. Самые значительные изменения наблюдались на кабеле, проложенном в 1983 г. В 2001 г. состояние этого кабеля было признано хорошим, но в 2007-м в нём были обнаружены признаки роста обширного водяного триинга.
Оболочки 35% тестируемых кабелей имели повреждения. Поскольку взаимосвязи между сроком службы и возникновением повреждений оболочек не было обнаружено, появление повреждений было отнесено главным образом к процессу прокладки кабелей. На основании проведённых измерений состояние изоляции кабелей с неповреждённой оболочкой было признано менее удовлетворительным, чем кабелей с повреждённой оболочкой. Однако это скорее случайное совпадение, и существует некое локальное ухудшение изоляции, которое не оказало достаточно негативного влияния на общие диэлектрические потери в изоляции.
Лето 2006 г. в Дании было очень теплым и сухим, что вызвало высыхание изоляции участков кабеля. Диэлектрические потери в изоляции нескольких испытуемых кабелей снизились, и состояние их изоляции нельзя было определить правильно. Измерения Measurements 2007 г., проведённые на этих же кабелях, показали, что диэлектрические потери в них пришли в «норму», но изоляция некоторых казалась всё ещё сухой.
До сих пор ни один из протестированных участков кабелей не вышел из строя, и поэтому неизвестно, как поведёт себя последняя часть изоляции с ухудшившимися характеристиками.

ЛИТЕРАТУРА

1. H.J. Jorgensen and J.S. Christensen, 2003, "Experience from diagnostic testing of MV XLPE cables" («Опыт диагностических испытаний кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена»), Материалы конференции CIRED 2003, Сессия 1, Работа No. 75
2. S. Hvidsten, P. Werelius and J. Christensen, 2001, "Evaluation of on-site dielectric response methods for non-destructive testing of water treed MV XLPE cables" («Эксплуатационная оценка диэлектрического отклика при неразрушающих испытаниях изоляции кабелей среднего напряжения из сшитого полиэтилена с водным триингом»), Материалы конференции CIRED 2001, том 1, работа 1.48.
3. J.T. Benjaminsen, 2001, 'Sheath Testing of MV Polymer Cables. Background and Handbook' («Испытание оболочки кабелей среднего напряжения с полимерной изоляцией»), TR A5484, SINTEF Energy Research, Trondheim, Norway.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно