PDC极化去极化电流法测电缆绝缘
绝缘电阻的现代测量方法
绝缘电阻的现代测量方法绝缘电阻是指绝缘材料中的电阻，它用于评估绝缘系统的可靠性和安全性。
正确测量绝缘电阻对于维护设备的正常运行至关重要。
在现代，有几种常见的方法用于测量绝缘电阻。
下面将介绍其中的一些方法。
1.直流电阻测量法：直流电阻测量法是最常见的测量绝缘电阻的方法之一、该方法利用直流电流通过绝缘材料，测量在单位长度下的电压降。
通常使用万用表或专用的绝缘电阻测试仪来进行测量。
2.反极化电流法：反极化电流法是一种相对简单且常用的绝缘电阻测量方法。
该方法通过施加一个较高的直流电压，使绝缘材料中的电荷达到饱和状态。
然后测量电压下降的速率，以确定绝缘电阻的值。
3.极化指数法：极化指数法是一种测量绝缘电阻的精确方法，适用于高阻抗和低容抗的测量。
该方法通过施加一个直流电压，然后测量电流的下降速率。
使用这种方法可以准确地确定绝缘电阻的值，并且可以检测到较小的漏电流。
4.高压放电检测法：高压放电检测法是一种非常敏感的测量绝缘电阻的方法，可以检测到非常小的绝缘电阻值。
该方法利用高压脉冲放电的方式来检测绝缘材料中的电荷积累。
通过测量脉冲放电的幅度和频率，可以确定绝缘电阻的大小。
5.交流电阻测量法：交流电阻测量法是一种常用的绝缘电阻测量方法，尤其适用于高阻抗的绝缘材料。
该方法通过施加一个交流电压，然后测量电流的大小和相位差，从而计算出绝缘电阻的值。
6.电压比较法：电压比较法是一种常用的绝缘电阻测量方法，可以通过比较两个不同电阻之间的电压来测量绝缘电阻。
该方法适用于高阻抗和低阻抗的测量，并且测量结果准确可靠。
绝缘电阻测量的现代方法结合了先进的电子技术，使测量更加准确和可靠。
这些方法中的每一个都有其特定的应用领域和优势，根据实际情况选择合适的方法对于维护设备的正常运行至关重要。
在进行绝缘电阻测量时，需要确保测量仪器的准确性和稳定性，并遵守相关的安全操作规程，以确保工作人员和设备的安全。
基于极化-去极化电流法的油纸绝缘套管的绝缘状态评估研究
基于极化-去极化电流法的油纸绝缘套管的绝缘状态评估研究龚军;周凯;张福忠;黄科荣;万航;张春烁
【期刊名称】《绝缘材料》
【年(卷),期】2018(51)12
【摘要】为了能准确快速的评估油纸绝缘套管的绝缘老化状态,利用极化-去极化电流法(PDC)对其进行研究。
首先,在实验室对全新套管进行极化-去极化测试,然后在现场对已运行25年的主变变压器的三相套管进行PDC测试,通过计算提取得到套管的直流电导率以及0.1 Hz低频介质损耗因数作为特征参量。
结果表明:油纸绝缘套管的不同老化状态能够通过极化-去极化法有效的分辨出来。
在现场干扰严重的情况下,PDC法具有较好的抗干扰能力,特征参量对油纸绝缘套管的老化情况比较敏感,可定性评估油纸绝缘套管的老化状态。
【总页数】5页(P42-46)
【关键词】油纸绝缘;套管;PDC;状态评估
【作者】龚军;周凯;张福忠;黄科荣;万航;张春烁
【作者单位】四川大学电气信息学院
【正文语种】中文
【中图分类】TM216
【相关文献】
1.基于去极化电流特征参数分析法的油纸绝缘老化评估 [J], 曾静岚;蔡金锭;李安娜
2.基于去极化电流法的变压器油纸绝缘状态 [J], 唐盼;尹毅;吴建东;严旭
3.基于极化-去极化电流法变压器油纸绝缘老化状态评估 [J], 赵荣普;陈井锐;赵威;王朝宇;周凯;张福忠
4.油纸绝缘变压器老化状态评估的极化/去极化电流技术研究 [J], 李军浩;司文荣;姚秀;董明;李彦明
5.基于极化-去极化电流法的实际变压器油纸绝缘老化状态的现场评估 [J], 李明志;周凯;张福忠;黄科荣;龚军;饶显杰
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基于pdc的多应力老化乙丙橡胶电缆绝缘状态评估
LIN Chen, LIN Lingyan, LEI Zhipeng, SONG Jiancheng, TIAN Muqin, MEN Rujia, WANG Fei (q. Shanxi Key Laboratory of Mining Electrical Equipment and Intelligent Control;
Abstract: In order to accurately evaluate the state of ethylene-propylene rubber cable insulation, a multi ple-stress accelerated ageing test system was built. The polarization and depolarization current of the cable insulation after ageing for different cycles were measured. The ageing state of cable insulation was evaluated by the ageing factor A and the low frequency dielectric loss factor (tan(5o.iHz), which extracted by the isothermal relaxation theory and the extended Debye model. The results show that the ageing factor A and tan^ojHz are consistent in characterizing the degradation state of ethylene-propylene rubber cable insulation. With the increase of ageing degree, the ageing factor A increases exponentially, and the tan(50iHz increases gradually. Therefore, the ageing factor A and tanJo.iHz obtained by the PDC method can better evaluate the state of ethylene-propylene rubber cable insulation. Key words: ethylene propylene rubber cable; multiple-stress ageing; PDC; characteristic parameter; state evaluation
变压器油纸绝缘的介电响应特性研究一加速热老化的介电谱
变压器油纸绝缘的介电响应特性研究一加速热老化的介电谱魏建林;王世强;彭华东;董明;张冠军;冯玉昌;于峥【摘要】为了研究变压器油纸绝缘老化的介电响应特征量，本文对油纸绝缘试品进行了加速热老化，并在老化的不同阶段开展了相同试验温度下的极化、去极化电流（PDC）和频域谱（FDS）试验。
在PDC试验数据的基础上，引入时域介电谱理论，提取其峰值和峰值时间常数作为老化特征量，研究了该特征量与绝缘老化的关系。
结果表明，绝缘老化使PDC试验的极化及去极化电流曲线均明显上移，FDS试验的复电容实部和虚部曲线在低频段均向右上平移，时域介电谱曲线则向左上方平移，这是由于老化弓I起水分、有机酸等含量的增加以及对纤维素结构的破坏，提高了油纸绝缘间夹层介质界面极化的强度和响应速度而造成的。
在本文的试验条件下，油纸绝缘的时域介电谱对其老化反应灵敏，可定量反映油纸绝缘老化程度的变化情况，其峰值和峰值时间常数可考虑用作表征油纸绝缘老化程度的特征量。
%For achieving the characteristic parameters ot dielectric response pnenomena o~ transformer oil-paper insulation aging, the oil-impregnated pressboard samples were acceleratedly thermally aged. The dielectric response tests, including polarization and depolarization current （PDC） and frequency domain spectroscopy （FDS）, were performed on the samples with different aging degree at the same temperature. The time-domain dielectric spectroscopy theory was introduced to investigate the aging characteristic parameters of dielectric response based on the PDC data. The results reveal that, with sample aging, its polarization and depolarization currents shift upwards to higher value, the real and imaginary capacitance and dissipation factor shift upwards and rightwardsat lower frequencies, and the time-domain dielectric spectroscopy shifts upwards and leftwards. It is considered that aging process induces the increment of water and organic acids content and the rapid degradation in amorphous regions of cellulose paper, which greatly impacts the oil-paper interfacial polarization and enhances its intensity and response speed. It is confirmed that time-domain spectroscopy is sensitive to the aging condition of oil-paper insulation, and can quantitatively distinguish the change of aging condition to some degree. The peak value and peak time constant of time-domain spectroscopy can be considered as the characteristic parameters to evaluate the aging condition of oil-paper insulation.【期刊名称】《电工技术学报》【年(卷),期】2012(027)005【总页数】7页(P56-62)【关键词】变压器;油纸绝缘;热老化;介电响应;介电谱;特征量【作者】魏建林;王世强;彭华东;董明;张冠军;冯玉昌;于峥【作者单位】西安交通大学电力设备电气绝缘国家重点实验室,西安710049;西安交通大学电力设备电气绝缘国家重点实验室,西安710049;西安交通大学电力设备电气绝缘国家重点实验室,西安710049;西安交通大学电力设备电气绝缘国家重点实验室,西安710049;西安交通大学电力设备电气绝缘国家重点实验室,西安710049;西北电网有限公司,西安710048;西北电网有限公司,西安710048【正文语种】中文【中图分类】TM4111 引言大型油纸绝缘变压器是电力系统的核心设备，其运行可靠性和剩余寿命的评估对于电力系统的安全运行至关重要。
极化电流测量方法和频域的频谱测量方法的技术分析
极化电流测量方法和频域的频谱测量方法的技术分析电力变压器是电力系统中最重要的设备之一，变压器的性能状况直接影响了整个系统的运行可靠性。
电力变压器的造价高、长时间运行，变压器的绝缘状况检测为变压器正常运行的最重要判断依据。
变压器固体绝缘中的水含量和介质损耗测量是反映变压器绝缘状况的重要参数。
基于此，论文就研究一种结合时域的极化电流测量（PDC）方法和频域的频谱（FDS）测量方法分析法的新技术，能够快速准确检测变压器固体绝缘的含水量和介损值，方便进行分析为变压器安全运行和判断其老化状态提供依据。
标签：极化电流测量;频域频谱测量;技术方法1 项目研究背景目前，国内许多变电站中变压器已经“服役”了相当长的一段时间，有的运转情况良好，有的已出现过很多事故。
究竟一台老变压器的老化状态如何，是否可以继续运行或者需要吊芯干燥处理，是电力系统迫切需要解决的问题。
但对其进行老化评估的可靠方法只有打开油箱吊芯取固体绝缘件样品检测。
这和进行一次大修没什么区别，既费时又费力，并且有可能对变压器本身固体的绝缘造成损害。
为了能够对变压器老化程度进行现场无损的检测判断，进而对变压器预期寿命进行评估成为目前变压器领域研究的重点之一，因此开展变压器老化评估对变压器安全经济的运行有着重要的意义。
绝缘老化是一个四维空间的问题，它取决于绝缘、化学、热和机构强度在运行状态下的情况。
所有这些老化的过程都导致水分的产生，同时水也是老化进程的催化剂，因此水在油纸绝缘系统的老化中起着主要作用。
经典的绝缘老化诊断技术已使用许多年，例如色谱分析法（DCA）、聚合度（DP）测定、露点法、纤维纸及纸板的拉伸强度等等。
近年来，国外已采用了一些先进的诊断技术，其中包括用于糠醛诊断的高性能液相色谱法和极化/去极化电流法。
另外，尖端技术包括计算机X线体层摄影（CT）、核磁共振（NMR）等也正引入到变压器故障诊断技术中去。
国内目前对变压器的老化评估多采用色谱分析法（DCA）、聚合度（DP）测定、露点法、卡尔一费希尔滴定方法等方法进行老化评估。
一种新的结合PDC和FDS的快速双通道测试油纸绝缘水含量方式
ω ω ωω （I ω）=jωC0
ε（∞）+x（′ ω）-j
容性部分
σ0 +x（″ ω） ε0 ω
E（ω）
阻性损耗
在频域的介质损耗因数可以表达为：
σ0 +x（″ ω）
tanδ（ω）=
ε0 ω ε（∞）+x（′ ω）
合成电流密度 （I ω）的虚部代表它的容性部分，由高频部分
189 广东科技 2013.3. 第 6 期
电力变压器的多层绝缘是由油和纸所组成，体现出极化和
传导现象。介质响应方式测试界面极化效应，这个来自于纤维
与油之间的分界面。极化由纤维与油的直流电导率叠加而成。
在频域的合成电流密度 （I ω）可以表达为：
ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ω ωω ω ω ω ω ω ωω ω
引言
变压器中的水主要存在于固体绝缘材料绝缘纸/纸板中，以 一台 220kV 的变压器为例，变压器油的重量为 100T，假定 60℃ 时的水含量为 40ppm，则油中水的总量为 4kg；变压器绝缘纸/ 纸板的重量约为 13T，假定 60℃时的水含量为 4％，则绝缘纸/纸 板中的水的总量为 520kg。这是影响变压器使用寿命的主要因 素。因此，测试绝缘纸板的水含量是十分必要的。
（3）老化产生的水分，变压器绝缘纸/纸板的老化（热老化、 介质老化、化学老化、机械老化）过程中，其纤维分子链降解反 应所产生的水分。变压器内由于老化所产生的水分正常情况下 以每年 0.1~0.2％增加。
在变压器内的油－纸绝缘系统中，由于纤维对水有很强的 亲和力，因此，变压器中的水绝大多数都存在于固体绝缘纸/纸 板之中。纸中的含水量占变压器总水含量达到 99%。
基于极化_去极化电流解谱法的油纸绝缘等效电路 参数辨识
图 5. 第二、三次拟合曲线
图 3. 去极化电流曲线 图 4. 第一次拟合曲线斜率
图 6. 第四、五、六次拟合曲线
由上述辨识方法刻分析出斜率 k，如表 2 所示， 从而可以得到扩展德拜模型辨识参数如表 3 所示。
表
1
0.0012502
2
0.01104
3
0.24804
4
2.7967
1.421667
3.976
5
9.2188
9.608451
88.5784
6
4.2055
181.6003
763.7201
Rg
12.2612
Cg
150.1721
仿真得到去极化电流曲线如图 3 所示。按上节方 法对去极化电流进行求切线斜率，并进行曲线拟合， 得到第一次拟合曲线的斜率值，如图 4。此时可求得 末端斜率的值。依此得到其他 5 次拟合曲线的斜率值 曲线，如图 5 和图 6。
典型极化/去极化电流曲线如图 2 所示
图 2. 典型极化/去极化电流
德拜模型等效电路中包含 n 条电阻电容串联后的
并联支路。时间常数τi = RiCi 。去极化电流满足下列等 式[4]：
Idepol
≈ U0
N ∑
Aie −t / τi
(1)
I =1
[ ] A i = 1 1 − e −tc / τi
次，就可得到 6 条支路所对应的的 A 和τ的值。然后 通过（2）式即可求出每条支路所对应的的 R 和 C 。 另外， Cg 为介质的几何电容， Rg 为绝缘电阻，其值 可由工频方法测量得到。
由于每条支路电流可表示为（3）式，则由曲线拟
合的一般方法可知，将指数函数变换为对数函数进行 拟合如式如（4）式[8]。
应用去极化能量谱评估变压器绝缘老化受潮状态
近几年 来 ，介 质 响应测 量技术 作 为一种 简便 、有 效和无 损 的绝缘 检 测 方法 ，被广 泛 应 用 于 电力 变 压 器油纸 绝缘 老 化 受潮 状 态 评 估 。极 化／去极 化 电 流测量 法 （ＰＤＣ）能准 确反 映绝缘 介质 在慢 极化 过程 中 的特 性 ，评 估 油 纸 绝 缘 状 态 。 目前 ，国 内外 一 些 学者 利用 ＰＤＣ对 绝缘 介 质 响应 过 程 和特 征 量 进 行 研究 ，并建 立基 于 扩展 德 拜 模 型 的 油 纸绝 缘 结 构 介质 响应 电路 模 型 ，然 而 ，其 只针 对 于极 化／去 极 化 电流 曲线 进行 简单 讨 论 ，对 于 提 取 曲线 特 征量 的研
变压器 油 纸绝 缘 系统 由绝 缘 油 、纸 板 和撑 条 等
收 稿 日期 ：２０１４．１１－ ０６ 基 金 项 目 ： 国家 自然 科 学 基 金 资 助 项 目（６１１７４１１７） 作 者 简 介 ：黄 云 程 （１９９０一），男 ，福 建 籍 ，硕 士 研 究 生 ，研 究 方 向 为 电气 设 备 绝 缘 监 测 与 故 障 诊 断 ；
文献综述-拉曼光谱
变压器绝缘状态的介质响应无损评估系统的研究——SRTP 文献综述报告前言变压器是电力系统的重要组成部分，它能否正常运行直接关系到整个电网的安全性和可靠性。
近年来，对变压器绝缘系统的研究已经越来越深入，从国内外的研究动态中来看，以介电响应为基础的回复电压(RVM)、极化去极化电流(PDC)和频域介电谱（FDS）绝缘诊断技术由于具备受环境干扰小、携带绝缘信息丰富以及实施起来简便易行等优点，已经成为了研究的主要方向。
而这三种方法各自有优缺点，且侧重点也有所不同，如何将这三种方法结合起来，互相转换，使之可以更加准确地反应变压器绝缘系统的老化状态，还有待进一步的研究。
正文一、影响电力变压器老化的因素及危害变压器内的绝缘系统主要由矿物油和绝缘纸（纸板）构成的复合绝缘组成，在长期运行过程中由于受到各种因素的影响逐渐发生老化，导致绝缘的电气和机械性能下降，从而降低绝缘物质的绝缘性能。
实际运行经验表明，绝缘油即使在长期使用之后，其绝缘击穿电压也不过下降 10%左右，一般无碍运行。
即使油的体积电阻系数和总酸值等虽然会发生较大的变化，但也可以通过油的净化或再生处理甚至换新油来解决，因此油不是影响变压器寿命的主要因素。
而构成固体绝缘的纤维纸，其劣化后引起的性能下降则是不可逆转的，因此绝缘纸的老化是决定变压器寿命的主要因素[1]以下将从四个方面分析：1．热老化由纤维素为主要成分的绝缘纸作为一种有机绝缘材料会在热的作用下发生热降解，包括使主链断裂的解聚反应和使侧基从主链上脱去的消去反应，产生大量低分子挥发物，并引起一系列更为复杂的反应。
热老化通常在热和氧的协同长期作用下发生，初期会出现过氧化物，进而分解产生自由基，然后引发一系列氧化和断链化学反应，使分子量下降，含氧集团浓度增加，并不断挥发出低分子产物，结晶度也随之改变。
随着绝缘物质结构的变化，其电气性能和机械性能都逐渐劣化。
对于不同类型的绝缘，温度每升高 8～12℃将会导致绝缘寿命缩短一半。
220kV电缆绝缘状态检测分析
（1）从XLPE绝缘中外、中、内三侧，切出0.5mm、1.0mm厚度样本，用无水乙醇清洗，然后干燥24小时；（2）使用衰减全反射红外光谱仪测试样品的曝光面，进行红外光谱扫描。本次试验中，截取的是220kV运行10年后退运的老化XLPE电缆的切片，分别将绝缘层样本分成外侧、中侧、内侧三组，作对比分析。得到的红外光谱图如图2所示。
1.3差示扫描量热分析
绝缘材料的聚集态结构对其力学性能、击穿性能等有重要影响。为了进一步了解退运电缆在聚集态结构上发生的变化，取XLPE层外、中、内侧切片进行DSC实验，分析其熔点、结晶度、晶片厚度、结晶速率在老化过程中的变化情况。
1.3.1测试原理
差示扫描量热分析（DSC）通过测量样本在不同温度下，由于发生量变或质变所引起的热变化，即吸热或放热，以此来推断材料可能发生的结构变化。发生吸热的反应过程有：晶体熔化、蒸发、升华、化学吸附等；发生放热的反应过程有：气体吸附、氧化降解、结晶等。而结晶形态的转变、化学分解、氧化还原反应等过程则可能是吸热，也可能是放热。DSC曲线的横坐标为温度T或时间t，纵坐标为样品吸热或放热速率。本文使用的是美国TA公司生产的调制型差示扫描量热仪，型号为Q2000，扫描温度范围为-80~550°C，灵敏度为0.2μw，扫描速率为0.01~200°C/min，最大可称量100mg。本研究中主要使用该设备测量待测样本的熔点、结晶度、片晶厚度、结晶速率等变化情况。
通过公式（3），计算获得此电缆的电导率大小为σ=1.74e-14S/m，认为该电缆存在2.1试验原理
在研究电介质的化学及物理特性时，红外光谱（IIR）扮演了重要的角色。当待测样品处于频率变化的红外光中，样品的分子将会吸收部分频率的红外光，不同成分的分子会吸收不同频率的红外光，从而减弱了相应区域的透射光。此时，记录下红外光的百分透射比与波数的对应值，绘出相应的曲线，即可得到红外光谱。通过分析相应分子式的红外光谱吸收波长，来得到电缆绝缘的性能特性，进一步对电缆的老化状态做出诊断。
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Insulation Detection and Analysis of XLPE Medium-Voltage CablesAbstract:The polarization-depolarization current (PDC) method is used to detect the insulation status of medium -voltage cables and the testing data are analyzed. Thelow frequency component of depolarization current, which is relatively less sensitive to the cable length, is used to overcome the impact of cable length. Cable aging status is determined through analyzing the value range of the depolarization current ’s low frequency components,the average discharge rate and the impact of different polarization time. Finally, this method is applied in repaired cables and it is verifiedthat the characteristics of the repaired cable is close to that of new cable with same length, which shows that the method can be used for identification of the cable’s aging status.Key words:medium-voltage cable; insulation detection; polarization and depolarization (PDC) method0 introductionCross-linked polyethylene (XLPE) power cable has been widely used due to its realiable dielectric and mechanical properties[1].The insulation of the cable is greatly damaged by electricity tree and water tree generated in the long operation[2].Power outage caused by insulation aging could cause great economic losses, which requires the detection of the cable insulation condition.The PDC method is a method of detecting a large segment of the overall performance of the cable[3-4]. The measuring instrument used is simple, lightweight, and the method can effectively detect the cable insulation performance in a variety of reasons.1 Fundamentals of Polarization - depolarization current methodCharging the tested cable by a constant voltage source,then a charging current ich is generated, after a long charge time we can obtain a steady-state current idc. After a time of t, switch off the voltage power to discharge, and a discharge current idisch is generated(idisch 'is merely the discharge current with polarity reversed and shifted backward in timeline by t), and then after a sufficiently long discharge, the current will be reduced to zero.We know the charging and discharging process are related to electrical characteristics of the power as well as the supply voltage, so we can analyze ich and idisch to determine the electrical characteristics of the cable, and then to determine whether the tested is excessively aging. Current variation in PDC measurement shown in FIG. 12 Measuring circuit and measurement proceduresPDC measurement circuit structure shown in Figure 2.Charging the tested cable by connected the high-voltage interrupter switch to the voltage source. After a period of polarization switch to connect KEYTHLEY 6485. We can use KEYTHLEY648 to observe and record depolarizing current, then transmit the information to a computer for analysis.Fig.1 Current variation Fig.2 Circuit schematic Fig.3 The depolarization currents3 Analysis for low-frequency component of depolarizing current3.1 Impact of cable length on the depolarization currentThe high frequency components of depolarizing currents is influenced by cable length.The discharge rate and discharge duration of depolarizing currents about high frequency components have significantly different when there is a large difference in cable length.W hen the length of aging cable is relatively short, high-frequency components of the discharge rate is still faster than the new cable, but the duration of the high-frequency components will have to be much shorter seen from Figure 3 .3.2 Value range of low-frequency component of depolarizing currentAs can be seen from Figure 3, there is a significant difference to sufficient aging cables and new cables of their low-frequency component of the polarization current. When the depolarizing current of aging cable is reduced to a few nA, discharge rate dropped deeply , then step into the low-frequency component of the depolarization current. There shows a significant inflection point in the semi-logarithmic graph. The high frequency component of new cable has a longer duration of time, and the current value of the inflection point is also smaller. When there is a big difference in the tested cable length, we find that there is a greater difference of the duration of the high frequency components of depolarization current through multiple sets of comparative experiment. But the numerical of low-frequency component of the depolarizing current between the aging cable and new cable are obviously different.3.3 Discharge rate of the low-frequency component of depolarizing currenIt can be found between aging cable and new cable, the discharge rate of the low-frequency component has been significantly different through experiments. We suppose to develop an parameters ,which reflect the low-frequency component of the discharge rate, in order to compare the difference of the discharge rate of the low-frequency component between the aging cable and new cable. For this reason we can do fit for low-frequency components of discharge current, and the parameters by fitting can reflect the average discharge rate. Choose the natural logarithm of low-frequency component to be a linear fit object. Fitting curve shown in Figure 4Fig.4 The fitted lines Fig.5 Comparision of cables Fig.6 The fitted lines The slope of 60 m new cable t is -0.005 83, and the slope of 0.5 m aging cable is-0.001 79. By fitting the slope of the line, it is easy to see the discharge rate of low-frequency component of new cable is much faster than the aging cable.4 Analysis on the repaired cableWe use the 10m new cable and 10m aging cable as a reference. Figure 5 shows the depolarizing current of 10m repaired cable. The depolarizing current of repaired cable are very close to the new cable. As can be seen from Figure 6 the slope of the new cable, aging cable and repaired cable are -0.00591,-0.00041,-0.00562.It prove that the repair work really helps a lot in theimprovement in the cable insulation aging effects.5 ConclusionInsulation condition of XLPE power cable are tested by PDC method. The experimental results can be summarized as follows:（1）The low-frequency component of depolarizing current is less affected by the cable length compared with aging cables and new cable, there are significant differences in the numeral of depolarizing current.（2）The slope of the fitted line of new cable is generally not less than -0.004, and aging cable not more than-0.002.（3）The characteristic of low-frequency component of depolarizing current of repaired cable is very close to the new cable of the same length ,and significantly better than the aging cable. So the analysis of low-frequency components of depolarizing currents can indeed serve to identify the functional status of the aging states of the cable insulation.References[1] SUN Jian-tao, WEN Xi-shan, HU Jing, et al. On-line monitoring of multiple insulation parameters of high voltage XLPE cable [J].Electric Power Automation Equipment, 2008, 28(7): 7-11.[2] ZHAO Hong, HU Zhu-guo, TU De-min, et al. Size determination of contaminants in HVXLPE cable insulation with holographic technique [J]. Transactions of China Electrotechnical Society, 1990(3): 56-61.[3] ABOU-DAKKA M, BULINSKI A, BAMJI S S, et al. On-site diagnostic technique for smart maintenance of power cables [C]//IEEE Power & Energy Society General Meeting. Detroit, Michigan, USA, 2011: 238-242.[4] OYEGOKE B, BIRTWHISTLE D, L YALL J, et al. New techniques for determining condition of XLPE cable insulation from polarization and depolarization current measurements [C]//IEEE International Conference on Solid Dielectrics. Winchester,Hampshire, UK, 2007: 150-153.。