Исследователи из Южной Африки нашли новый способ неразрушающей диагностики силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (XLPE). Данные кабели работают десятки лет под напряжением под землей в условиях постоянных перепадов температуры, влажности и нагрузок. Со временем их изоляция стареет, теряет свои свойства, что может привести к сбоям и авариям в электросетях.
Сегодня в большинстве стран проверка XLPE-кабелей проводится по разрушительной схеме: образец разрезают и испытывают высоким напряжением. Это помогает выявить дефекты, например водяные деревья — микроскопические разветвления в изоляции, вызванные влагой. Но такой подход дорогой и непрактичный: кабель после проверки становится непригодным к использованию.
Чтобы найти более эффективное решение, ученые из Валского технологического университета ЮАР решили протестировать неразрушающие методы.
Для этого они использовали 10 одинаковых отрезков XLPE-кабеля длиной по 10 метров каждый. Все кабели прошли процесс ускоренного старения: сначала их выдерживали при температуре около 50°C, как при длительной эксплуатации, а затем подавали повышенное напряжение частотой 500 Гц в течение 3000 часов. Один кабель остался нетронутым — его использовали в качестве эталона. Каждые 300 часов ученые доставали один кабель и проводили на нем три вида неразрушающих измерений: Tan δ, IRC и RVM.
Метод Tan δ (тангенс угла диэлектрических потерь) позволял быстро и просто оценить общее состояние изоляции кабеля. В идеале изоляция должна вести себя как хороший конденсатор и не терять энергию, но при старении, попадании влаги или микроповреждениях в ней начинаются утечки тока, которые выражаются в потерях. Чем выше значение Tan δ, тем сильнее изоляция изношена и подвержена риску отказа. Этот метод особенно удобен для первичной диагностики, так как дает моментальное представление о степени деградации.
Метод IRC (изотермический ток релаксации) показывал, насколько глубоко и сильно повреждена изоляция внутри. Когда кабель работает, в его изоляции накапливаются заряды, особенно в микродефектах (так называемых «ловушках»). После снятия напряжения эти заряды начинают выходить наружу, и этот процесс можно измерить как затухающий ток. Чем дольше и сильнее течет этот ток, тем больше таких ловушек, а значит сильнее старение и внутренние изменения в структуре изоляции. Этот метод помог не просто зафиксировать факт износа, а понять его характер и глубину.
Наконец метод RVM (измерение обратного напряжения) позволил определить, сколько остаточных зарядов осталось в изоляции и насколько сильно она насыщена влагой. После зарядки и краткого разряда кабеля через некоторое время на его концах снова появляется напряжение (так называемое «обратное напряжение»), вызванное остаточной поляризацией. Чем выше это напряжение и чем дольше оно держится, тем больше в изоляции влаги или дефектов, которые удерживают заряды. По форме и величине этого сигнала можно точно судить о степени деградации и влажности изоляции. То есть метод особенно ценен для диагностики влагопроникновения, одного из главных факторов старения кабеля.
В целом сочетание трех методов дало полную и объективную картину деградации кабеля. Результаты показали, что по мере старения все параметры меняются предсказуемо: растут потери, увеличивается число зарядов в ловушках, появляется больше влаги. Причем эти изменения фиксируются последовательно и согласованно всеми тремя методами, что доказывает: комплекс неразрушающих измерений можно использовать для достоверной оценки состояния XLPE-кабелей.
Таким образом подход фактически открывает путь к регулярной и безопасной проверке подземных кабелей без их отключения или повреждения, что особенно важно для протяженных и труднодоступных участков магистральных сетей. На практике это означает, что энергетические компании смогут своевременно и точно контролировать состояние кабельных линий, не прибегая к дорогостоящим и разрушительным испытаниям. Это поможет заранее выявлять износ и скрытые дефекты, снижая риск аварий, отключений и экстренных ремонтов, а также оптимизировать график замены и технического обслуживания.
