基于dsc分析的xlpe电缆绝缘老化程度判定方法
阅读说明：本技术 基于dsc分析的xlpe电缆绝缘老化程度判定方法 (XLPE cable insulation aging degree determination method based on DSC analysis ) 是由 刘飞 江平开 于 2021-01-12 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法,该判定方法首先在空气气氛下,采用DSC,测试不同温度下新电缆绝缘的氧化诱导时间,并计算电缆绝缘的活化能与外推工作温度下的寿命。其次,在氮气气氛下,分别测试新电缆和现场老化电缆绝缘的DSC升温曲线,应用Kobayashi模型,计算电缆绝缘的热历史温度和时间。然后根据时温等效原理,将老化电缆热历史时间折算为新电缆热历史温度值下的时间,并减去新电缆的热历史时间,以消除电缆制造时所产生的热历史；将修正后的老化电缆热历史时间进一步折算为工作温度值下的老化时间,把工作温度下的老化时间与寿命的比值作为老化状态表征参数。(The invention discloses a method for judging the insulation aging degree of an XLPE cable based on DSC analysis. And secondly, respectively testing DSC temperature rise curves of the new cable insulation and the field-aged cable insulation under the nitrogen atmosphere, and calculating the thermal history temperature and time of the cable insulation by applying a Kobayashi model. Then according to a time-temperature equivalent principle, converting the thermal history time of the aged cable into the time of a new cable thermal history temperature value, and subtracting the thermal history time of the new cable to eliminate the thermal history generated during cable manufacturing; and further converting the corrected thermal history time of the aged cable into the aging time at the working temperature value, and taking the ratio of the aging time at the working temperature to the service life as an aging state characterization parameter.)
技术领域
本发明提出了一种基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法，属于电力设备绝缘老化评估技术领域。
背景技术
交联聚乙烯(XLPE)是目前在国内外电力输配电网络中应用最为广泛的电力电缆绝缘。XLPE电缆在长期运行过程中会不可避免地发生绝缘老化，是引起电缆线路故障的主要原因，甚至导致突发大面积停电，带来不可估量的损失。因此，及时掌握在运电缆的现场老化程度，对于电网的安全运行具有重要意义。
XLPE电力电缆设计寿命通常为30年，早年敷设的许多电缆已接近退役时间。由于不同线路电缆的敷设环境、运行负荷等实际工况存在差异，用运行年限来推断电缆绝缘老化程度是不合理的。因此，早在八十年代，发达国家就对故障电缆取样进行检测分析，以此来判断在运电缆线路上其它电缆的绝缘老化程度。
目前电缆绝缘的实验室诊断参数有很多，主要分为电量和非电量参数，其中非电量参数如氧化诱导时间(OIT)，通常在氧气气氛下测定，电缆绝缘热氧老化机理与实际情况不符。此外，针对各类诊断参数，还没有建立起可靠的绝缘老化判据；根据特征参数的实时数据对电缆绝缘老化状态进行诊断之前，必须建立基于特征参数的电缆绝缘现场老化规律，这就需要对在运电缆长期追踪取样检测，是非常耗时的。因此，有必要提出一种可靠简便的现场老化XLPE电缆绝缘老化程度判定方法。
发明内容
为了克服现有技术的缺陷，本发明提供了一种基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法，该判定方法更加简便，可为电缆线路安全运维提供及时的决策依据。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法，包括如下步骤：
S1：采用DSC，测试不同实验温度下新XLPE电缆绝缘的氧化诱导时间，并根据阿伦尼乌斯方程，计算新XLPE电缆绝缘的活化能，并外推其在工作温度下的寿命；
S2：分别测试新XLPE电缆绝缘和现场XLPE电缆绝缘的DSC升温曲线，应用Kobayashi模型，分别计算新XLPE电缆绝缘和现场XLPE电缆绝缘的等效热历史参数，包括热历史温度和相应的热历史时间；
S3：根据时温等效原理，将现场XLPE电缆绝缘的热历史时间折算为新XLPE电缆绝缘的热历史温度值下的时间，再减去新XLPE电缆绝缘的热历史时间，得到修正后的现场XLPE电缆绝缘的热历史时间；
S4：将修正后的现场XLPE电缆绝缘的热历史时间进一步折算为工作温度值下的老化时间；把工作温度下的老化时间与步骤S1获得的寿命的比值作为老化状态表征参数，用于判定现场XLPE电缆绝缘的老化程度。
可选地，步骤S1进一步包括：
从新XLPE电缆绝缘上取n份等质量样品分别进行n个实验温度下的等温OIT测试，n为不小于4的正整数；
针对每一个实验温度下的样品，均通氮气升温至对应的实验温度，恒温后切换至空气，再进行等温OIT测试；
活化能与寿命计算依据以下阿伦尼乌斯方程：
其中，t为氧化诱导时间，T为实验温度，a为常数，b＝E/R为常数，E为活化能，R为气体常数；
根据n个不同实验温度下的氧化诱导时间，绘制lnt～1/T关系对应的直线，通过线性拟合直线的斜率求取活化能E，并外推工作温度下的氧化诱导时间，即寿命。
可选地，步骤S2中进行测试时的保护气为氮气，升温范围应覆盖电缆绝缘材料的主熔融区。
可选地，步骤S2中，等效热历史参数的计算依据以下方程：
TP1(T，t)＝A1(T)log(t)+B1(T)
TP2(T，t)＝A2(T)log(t)+B2(T)
A1(T)＝a1T+b1
A2(T)＝a2T+b2
B1(T)＝c1T+d1
B2(T)＝c2T+d2
其中，t为热历史时间，T为热历史温度；TP1与TP2分别为DSC升温曲线上熔融峰P1与P2对应的温度，且TP1＜TP2＜Tm，其中，Tm为熔点；a1，a2，b1，b2，c1，c2，d1，d2为Kobayashi模型的常数。
可选地，步骤S3中，现场XLPE电缆绝缘的热历史时间折算依据以下公式：
其中，t为现场XLPE电缆绝缘折算前的热历史时间，t′为折算后的热历史时间，T为现场XLPE电缆绝缘的热历史温度，T′取新XLPE电缆绝缘的热历史温度值，E为活化能，R为气体常数；
进一步将现场XLPE电缆绝缘的热历史时间修正为：
t″＝t′-t0
其中t0为新XLPE电缆绝缘的热历史时间。
可选地，步骤S4中，现场XLPE电缆绝缘的老化时间计算依据以下公式：
其中，ts为工作温度Ts下的老化时间；E为活化能，R为气体常数；
现场XLPE电缆绝缘的老化状态表征参数定义如下：
A＝ts/τ，A∈[0，1]
其中，τ为工作温度下新XLPE电缆绝缘的寿命。
可选地，若A＝0表示现场电缆未老化；A＝1表示现场电缆寿命终止；若0＜A＜1，表明现场电缆处于老化状态。
与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
通过在空气气氛下进行OIT测试，更好地模拟了电缆绝缘的实际热氧老化过程。此外，通过DSC分析推测现场老化电缆的等效热历史，避免了依据老化年限直观判断电缆老化状态因实际工况差异导致的不合理性；并且克服了传统诊断方法的缺点：即根据特征参数当前值对电缆绝缘老化状态进行判定前，必须耗费大量时间对在运电缆长期追踪取样检测，以便建立基于该特征参数的电缆绝缘现场老化趋势。本发明为现场老化XLPE电缆绝缘老化程度判定提供了一种简单快速的方法。
附图说明
图1为本发明具体实施例提供的一种基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法的步骤流程图；
图2为本发明具体实施例的lnt～1/T关系图；
图3为本发明具体实施例的电缆绝缘的DSC升温曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变化和改进。这些都属于本发明的保护范围。
如图1-图3所示，为本发明基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法的实施例一。
本发明的实施例提供了一种基于DSC分析的XLPE电缆绝缘老化程度判定方法，用于判定现场XLPE电缆绝缘的老化程度，包括以下步骤：
S1：采用DSC，测试不同实验温度下新XLPE电缆绝缘的氧化诱导时间(OIT)，并根据阿伦尼乌斯方程，计算新XLPE电缆绝缘的活化能，并外推其在工作温度下的寿命；
本实施例中，建议测试的温度范围为180～220℃，不同温度的数量不少于4个。
其中，DSC(Differential Scanning Calorimeter)为差示扫描量热仪，其测量的是与材料内部热转变相关的温度、热流的关系，应用范围非常广，特别是材料的研发、性能检测与质量控制。材料的特性，如玻璃化转变温度、冷结晶、相转变、熔融、结晶、产品稳定性、固化/交联、氧化诱导期等，都是差示扫描量热仪的研究领域。
活化能是指分子从常态转变为容易发生化学反应的活跃状态所需要的能量。活化分子的平均能量与反应物分子平均能量的差值即为活化能。
氧化诱导时间(OIT)是测定试样在高温(200摄氏度)氧气条件下开始发生自动催化氧化反应的时间，是评价材料在成型加工、储存、焊接和使用中耐热降解能力的指标。
新XLPE电缆绝缘可认为是刚出厂未经使用的XLPE电缆绝缘，其用来辅助判定现场XLPE电缆绝缘的老化程度。
S2：分别测试新XLPE电缆和现场XLPE电缆绝缘的DSC升温曲线，应用Kobayashi模型，分别计算新XLPE电缆绝缘和现场XLPE电缆绝缘的等效热历史参数，包括热历史温度和相应的热历史时间。
步骤S2中进行测试时的保护气为氮气，升温范围应覆盖电缆绝缘材料的主熔融区。
步骤S2中，等效热历史参数的计算依据以下方程(即Kobayashi模型)：
TP1(T，t)＝A1(T)log(t)+B1(T)
TP2(T，t)＝A2(T)log(t)+B2(T)
A1(T)＝a1T+b1
A2(T)＝a2T+b2
B1(T)＝c1T+d1
B2(T)＝c2T+d2
其中，t为热历史时间，T为热历史温度；TP1与TP2分别为DSC升温曲线上熔融峰P1与P2对应的温度，且TP1＜TP2＜Tm，其中，Tm为熔点；a1，a2，b1，b2，c1，c2，d1，d2为Kobayashi模型的常数。
其中，a1，a2，b1，b2，c1，c2，d1，d2的获得，可依据试验确定(对在不同温度下处理不同时间的样品进行DSC测试，得到一系列TP1和TP2值，根据模型通过线性拟合计算各个常数值)；或a1，a2，b1，b2，c1，c2，d1，d2的数值直接采用前人研究数据。
S3：为了消除电缆制造时所产生的热历史，根据时温等效原理，将现场XLPE电缆绝缘的热历史时间折算为新XLPE电缆绝缘的热历史温度值下的时间，再减去新XLPE电缆绝缘的热历史时间。
S4：将修正后的现场XLPE电缆的热历史时间进一步折算为工作温度值下的老化时间，把工作温度下的老化时间与步骤S1获得的寿命的比值作为老化状态表征参数，用于判定现场XLPE电缆绝缘的老化程度。
其中，步骤S1进一步包括：
首先从新XLPE电缆绝缘上取n份等质量样品分别进行n个实验温度下的等温OIT测试，n为不小于4的正整数。
针对每一个实验温度下的样品，均通氮气升温至对应的实验温度，恒温后切换至空气，再进行等温OIT测试；
活化能与寿命计算依据以下阿伦尼乌斯方程：
其中，t为氧化诱导时间，T为实验温度，a为常数，b＝E/R为常数，E为活化能，R为气体常数；a的数值通过lnt～1/T线性拟合直线的截距就可确定。R为空气的气体常数，等于8.314J/(mol·K)
根据n个不同实验温度下的氧化诱导时间，绘制lnt～1/T关系对应的直线，通过线性拟合直线的斜率求取活化能E，并外推工作温度下的氧化诱导时间，即寿命。
其中，lnt～1/T线性拟合直线外推出工作温度下的氧化诱导时间，是常规方法，这里不再赘述。
本实施例中，取四份等质量样品分别进行四个实验温度下的等温OIT测试，实验温度分别为180℃，190℃，200℃，210℃。实验温度的取值范围为180～220℃。
测试按GB/T 19466.6-2009进行，针对每一个实验温度下的样品，均通氮气将样品温度升温至对应的实验温度，恒温后切换至空气后，再进行等温OIT测试。新XLPE电缆绝缘的等温OIT结果如表1所示。
表1新XLPE电缆绝缘的等温OIT：
温度/℃
180
190
200
210
OIT/min
302
121
65
36
根据四个温度下的氧化诱导时间(OIT)，绘制lnt～1/T关系，如图2所示，通过线性拟合直线的斜率求取活化能E＝127.6kJ/mol，并外推工作温度下的氧化诱导时间，即寿命τ＝27.8年。本实施例中，工作温度为70℃。其中，t表示氧化诱导时间；T表示绝对温度，这里为实验温度。
其中，步骤S2进一步包括：在氮气气氛下，分别测试新XLPE电缆绝缘(称为新电缆)和现场XLPE电缆绝缘(称为现场电缆或现场老化电缆)的DSC升温曲线，升温范围为室温～140℃，结果如图3所示。对于交联聚乙烯绝缘，Kobayashi模型参数为a1＝-0.056，a2＝-0.022，b1＝6.5，b2＝-0.43，c1＝1.1，c2＝1.2，d1＝-7.7，d2＝-16。应用Kobayashi模型，分别计算新XLPE电缆绝缘和现场XLPE电缆绝缘的等效热历史参数，包括热历史温度和相应的热历史时间，结果如表2所示。
表2电缆绝缘的等效热历史参数
T<sub>p1</sub>(℃)
T<sub>p2</sub>(℃)
热历史温度T(℃)
热历史时间t(h)
新电缆
71.5
55.8
64.3
0.23
现场电缆
85.9
46.1
63.9
25809
高聚物的同一力学松弛现象可以在较高的温度、较短的时间(或较高的作用频率)观察到，也可以在较低的温度下、较长时间内观察到。因此，升高温度与延长观察时间对分子运动是等效的，对高聚物的粘弹行为也是等效的。这就是时温等效原理(time-temperature equivalence principle)。
其中，步骤S3进一步包括：根据时温等效原理，将现场电缆的热历史时间t1折算为新电缆热历史温度值T0下的时间t1′，再减去新电缆热历史时间t0，目的是为了消除电缆制造时所产生的热历史。折算过程依据以下公式：
t″1＝t′1-t0
式中T1为现场电缆热历史温度，E为活化能，R为气体常数。R为空气的气体常数，等于8.314J/(mol·K)。
计算得到修正后的现场老化电缆热历史时间t1″＝24451.5h。
步骤S4进一步包括：
S41：将t1″进一步折算为工作温度值下的老化时间，依据下式：
式中，ts为电缆工作温度Ts下的老化时间，E为活化能，R为气体常数；R为空气的气体常数，等于8.314J/(mol·K)。
已知电缆的工作温度为Ts＝70℃，计算得到工作温度下的老化时间ts＝11479.3h。
S42：计算工作温度下的老化时间ts与寿命τ的比值，并把工作温度下的老化时间ts与寿命τ的比值作为老化状态表征参数A(A＝0表示未老化，A＝1表示寿命终止)，用于判定现场老化电缆的老化程度；
现场XLPE电缆绝缘的老化状态表征参数定义如下：
A＝ts/τ，A∈[0，1]
其中，τ为工作温度下新XLPE电缆绝缘的寿命。
若A＝0表示现场电缆未老化，A＝1表示现场电缆寿命终止，若0＜A＜1，表明现场电缆处于老化状态。
本实施例中，经计算A＝4.7％，表明该现场电缆绝缘尚处于早期老化状态。该电缆样品为站内电缆段取样，且长期处于低负荷运行，上述判定结果客观地反映了电缆实际工况，证明本发明的方法是有效的。
本发明采用在空气气氛下进行OIT测试，能够更好地模拟电缆绝缘的实际热氧老化过程。此外，通过DSC分析推测现场老化电缆的等效热历史，克服了因实际工况差异，老化年限不能合理反映电缆老化状态的缺点；并且无需长期追踪检测获得电缆绝缘现场老化趋势，提供了一种简单快速的现场老化XLPE电缆绝缘老化程度判定方法。