PDHonline Course E601 (5 PDH)

Power Cable Testing

Velimir Lackovic, MScEE, P.E.

2018

PDH Online | PDH Center

5272 Meadow Estates Drive
Fairfax, VA 22030-6658
Phone & Fax: 703-988-0088
www.PDHonline.com
www.PDHcenter.com

An Approved Continuing Education Provider

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

Power Cable Testing

Velimir Lackovic, MScEE, P.E.

1. Introduction
 
Visual inspection of the cable installations, conduit, manholes, and so on, and 
electrical maintenance testing are the major maintenance routines for cable 
systems. 

2. Visual Inspection
 
Visual  inspection  can  be  completed  on  energized  installations.  However,  if 
cables  are  touched or  moved  they  should  be  de‐energized.  Cables  in  vaults, 
substations  rooms,  manholes,  and  at  other  areas  need  to  be  inspected  on  a 
yearly basis. This inspection needs to include: 
1. Oil leaks, soft spots, and insulation swelling 
2. Physical damage, sharp bends, and excessive and prolonged tension 
3. Cracked jackets of nonleaded cables 
4.  Poor  earth  connections,  metallic‐sheath  bonding  deterioration,  corroded 
cable supports, and continuity of main earthing system 
5. Soft spots in terminations and splices 
6. Corona tracking 
7. Potheads should be inspected for oil or compound leaks 
8. Inspect the manhole for spalling concrete and standing water 
 
Aerial  cables  need  to  be  inspected  for  mechanical  damage  that  is  made  by 
vibration or deterioration of support and suspension mechanism. Inspection 

©2018 Velimir Lackovic Page 2 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

needs  to  be  made  of  cables  for  insulation  abrasion  and  cable  being  bent  or 
pinched. 

3. Cable Failures and Their Assessment

 
Power  cables  can  get  damaged  due  to  many  reasons.  Some  of  the  typical 
reasons are presented below. 

4. Mechanical Issues
 
Mechanical  issues  can  happen  due  to  breaks  and  problems  of  sheath 
material, mechanical punctures by people or heavy machines, or  cracks due 
to  sharp  bending  or  vibration.  Regardless  of  the  mechanical  damage  that 
happens  in  the  cable  sheath,  the  entrance  of  moisture  will  start  slow 
deterioration  of  insulation  material  which  will  finally  end  in  cable  failure. 
Hence,  it  is  important  to  protect  the  cable  either  from  direct  or  indirect 
mechanical  damage.  This  can  be  eliminated  or  minimized  by  proper 
selection, installation, and maintenance of power cable systems. 

5. Sheath Corrosion
 
Sheath corrosion can happen due to the following factors: 
‐  Acidity and alkali in conduits   
‐  Dissimilar soil issues 
‐  Soil chemical contamination 
‐  Galvanic issues 
 
Sheath  corrosion  will  allow  moisture  to  enter  the  insulation  system  and 
cause an eventual damage. Sheath corrosion can be avoided by proper usage 

©2018 Velimir Lackovic Page 3 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

of  cathodic  protection,  application  of  insulating  paints,  ensuring  proper 

drainage, and removing chemical contamination source. 

6. Moisture in the Insulation

 
Moisture  entrance  into  the  insulation  system  will  deteriorate  the  power 
cable,  and  all  precautions  have  to  be  taken  to  stop  such  entrance.  Damage 
due to moisture can be discovered by the following symptoms: 
‐  Whitish powder on aluminium conductor 
‐  Resistance to tearing of tapes 
‐  Bleached or soggy paper 
‐  Visible water 
‐  Stain on the inside surface of the sheath 

7. Cable Heating
 
Increased  heat  rise  in  the  cable  will  cause  insulation  degradation.  Heat  can 
be  caused  by  overloading,  increased  ambient  temperatures,  insufficient 
ventilation,  manual  heating  due  to  cables  being  installed  too  close  to  each 
other,  or  external  heat  sources.  Attention  needs  to  be  taken  not  to  surpass 
cable  insulation  system  temperature.  This  can  be  accomplished  by  first 
identifying the different environmental and operating factors that will affect 
the proper selection of the cable insulation and conductor size. Once correct 
selection  and  installation  are  done,  routine  cable  maintenance  and 
inspection will ensure safe and long service. 

©2018 Velimir Lackovic Page 4 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

8. Fire and Lightning Surges

 
Fire in conduit or manholes can cause cable damage and failure  in adjacent 
manholes and junction boxes. Barriers can be placed between big groups of 
conductors  to  prevent  fire  damage.  Lightning  arresters  need  to  be  installed 
to protect the cable where it is connected to overhead lines to minimize cable 
failures due to lightning surges. 

9. Electrical Puncture
 
Once the insulation is weakened due to any of the presented reasons, it may 
electrically  fail.  At  the  point,  the  insulation  system  cannot  confine  the 
electrical current flow to the conductor inside the insulation system. Failure 
may be line‐to‐earth or three line‐to‐earth or line‐to‐line faults. Apparently, 
if  the  failure  is  caused  by  a  short  circuit,  it  will  be  cleared  by  the  circuit 
protective device. Some of the not‐so‐easy‐to discover electrical failures can 
be: 
‐  Lack of compound in the insulation 
‐  Sheath bulging 
‐   Polymerized compound  wax    
‐  Tree design marking 
 
The cable failures can be further grouped into two classes as follows:  
‐  Inherent causes  
‐  Non‐inherent causes.  

©2018 Velimir Lackovic Page 5 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

10. Inherent Causes

 
Inherent causes can be organised as follows: 
‐  Sheath or jacket issues 
‐  Insulation failures 
‐  Conductor failures 

11. Sheath or Jacket Issues

 
Sheath issues happen due to: 
‐  Eccentric lead thickness less than 85% 
‐  Thin lead  splits under pressure  
‐  Cracked, embrittled, soft sports, bulge, cuts, bruises, or gauges 
‐  Structural defects: radial splits, laminations and gas pockets 

12. Insulation Failures

 
These failures happen due to the following: 
‐  Workmanship defects. These can be detected by the following: 
‐  Soft walls 
‐  Torn tapes 
‐  Wrinkling or creasing of tapes 
‐  Knotted or misplaced fillers 
‐  Excessive registrations 
‐  High dielectric loss. These can be detected by the following: 
‐  Can be discovered by PF at 60°C or higher 
‐  Scorching or carbonizing of paper 
‐  Happens in one or more areas 

©2018 Velimir Lackovic Page 6 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

‐  Incomplete saturation. These can be detected by the following: 
‐  Paper is void of the compound 
‐  Scarcity  of  the  compound  in  spaces  between  adjacent  tape  edges  and 
surfaces 
‐  Unstable compound. These can be detected by the following: 
‐  Apparent change in the compound 
‐  Wax,  in  case  of  mineral  oil  Ionization:  These  can  be  detected  by  the 
following: 
‐  Strings or flakes of darkened wax containing carbon 
‐  Carbonized paths  tree design  

13. Conductor Issues

 
Conductor issues can be detected by the following: 
‐  Sharp corners 
‐  Irregular strands 
‐  Strands burrs 
‐  Incomplete strands 
‐  Poor brazing 

14. Non-Inherent Issues

 
Sheath  corrosion  ‐  Corrosion  typically  progresses  either  to  complete 
penetration  of  the  sheath  or  sheath  weakness,  so  that  the  sheath  breaks 
open. 
 
Electrical breakdown happens due to moisture admission. Sheath  corrosion 

©2018 Velimir Lackovic Page 7 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

can happen due to: 
‐  Negative  potential  cathodic ,  shown  by  heavy  deposit  of  lead  oxides 
coloured red, yellow, or orange 
‐  Positive  potential  anodic ,  shown  by  rough,  pitted  surface  and  very 
thin white crystal deposits  
‐  Chemical action 
‐  Local galvanic action 

15. Chemical Action

 
Chemicals  such  as  alkali  affect  cable  insulation,  which  comes  about  from 
incompletely  cured  concrete,  acetic  acid,  rotting  wood,  jute,  and  other 
materials.  Typically,  these  can  be  discovered  by  the  chemical  known  to  be 
present for a specific installation. 

16. Local Galvanic Action

 
Galvanic  corrosion  may  happen  in  the  presence  of  an  electrolyte  and  some 
other  metal  that  is  electrically  connected  to  the  sheath.  Such  issues  are 
discovered  by  corroded  sheath  and  may  be  identical  with  either  type  of 
corrosion depending on whether the sheath is anode or cathode. 

17. External Fire and HV Surges

 
These problems are caused by fire and lightning strikes and surges. 

18. Overheating
 
This mainly happens due to cable heating. Most likely that it is overloaded or 

©2018 Velimir Lackovic Page 8 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

exposed to external heat and high temperature. 

19. Mechanical Issues

 
Mechanical problems can happen due to: 
‐  Injury during installation 
‐  Vibration 
‐  External effects 
‐  Contraction and expansion 

20. Other Issues

 
These can be grouped as: 
‐  Compound migration on a slope or riser 
‐  High internal pressure 
‐  Moisture let in through defective joints, terminations, and bonds 

21. Medium-Voltage Cable Field Testing - Diagnostic Checks and Cable

Degradation
 
The  goal  of  any  diagnostic  check  is  to  discover,  in  a  nondestructive  way,  a 
potential  issue  that  may  exist  with  a  cable,  so  that  corrective  action  can  be 
done  to  prevent  a  possible  in‐service  cable  failure.  This  check  applies  to 
cable systems comprising of the cable itself and the related accessories such 
as  splices  and  terminations.  Field  diagnostic  tests  can  be  done  on  cables 
during  different  stages  of  their  existence.  The  IEEE  std  400‐2001  discusses 
these tests as follows: 
‐  Installation test: Done after the power cable is installed but before any 
accessories  joints/splices and terminations  are installed. These checks are 

©2018 Velimir Lackovic Page 9 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

supposed  to  discover  any  manufacturing,  transport,  and  installation  issues 

that may have happened to the cable. 
‐  Acceptance test: Done after the installation of all cable and accessories, 
but  before  energizing  the  cable  with  system  voltage.  It  is  supposed  to 
discover installation problems in both the cable and cable accessories. 
‐  Maintenance  tests:  Also  known  as  after‐laying  tests  that  are  done 
during the cable system operating life. Its goal is to verify the condition and 
check  cable  system  service  ability  so  that  appropriate  maintenance  actions 
can be done. The IEEE std 400‐2001 organizes cable field tests into two main 
groups, Type 1 and Type 2 tests. 

Type 1 field tests: These tests are typically done at elevated voltages and are 
a pass/fail type test. The typical high‐potential  hi‐pot  test is an example of 
a  Type  1  field  test.  The  cable  either  passes  or  fails  the  test.  However,  it 
provides  limited  knowledge  of  the  cable  condition  other  than  whether  the 
cable  system  withstood  the  voltage  for  the  duration  of  the  test  or  not.  This 
test  is  useful  in  that  it  is  normally  able  to  root  out  severe  cable  issues. 
Nevertheless,  many  defects  may  pass  unnoticed  during  a  pure  voltage‐
withstand test. 

Type  2  field  tests:  These  cable  diagnostic  tests  are  done  at  test  voltages 
above  and/or  below  the  normal  operating  cable  voltage.  These  tests  verify 
cable  system  condition  and  try  to  establish  the  remaining  service  life.  Two 
categories of Type 2 cable diagnostic are available: 
‐  Tests  that  discover  and  locate  discrete  defect  areas  in  a  cable  system
  ‐  Tests that check the complete  integral  cable condition 
Recently,  a  number  of  research  projects  have  focused  on  field  cable 

©2018 Velimir Lackovic Page 10 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

diagnostic tests. This was done due to the fact that many of the new PE and 
XLPE cable systems installed in the late 1960s, 1970s, and early 1980s were 
failing. Typical DC hi‐pot testing was not only found to be ineffective in trying 
to discover the failure issues before cable failure happened, but the presence 
of these elevated DC test voltages was also found to be damaging to PE and 
XLPE  service‐aged  cables.  Therefore,  focused  effort  to  understand  and 
diagnose the root cause of these cable failures in was undertaken. To check 
which cable diagnostic technique to apply to a specific cable system, the type 
of  cable  insulation  is  an  important  criterion.  Cables  are  organized  into  two 
main cable insulation groups:  
‐  Extruded/solid  dielectric  cable:  These  cables  are  whose  insulation  is 
extruded  on  the  conductor  and  include  cables,  such  as  PE,  XLPE,  and  EPR 
cables. 
‐  Laminated  cable:  These  are  cables  whose  insulation  is  made  up  of 
laminated layers, such as PILC cable.  

The  research  investigating  extruded  dielectric  insulated  cable  premature 

failures, pointed to water tress and partial discharges  PDs  in the insulation 
void cavity as the main cause of these cable damage. Water trees are tree‐like 
structures which develop and mature in extruded cables. Water trees do not 
happen in laminated insulated cables because these laminated cables do not 
have  cavity  voids  as  the  extruded  insulated  cables.  The  extruded  solid 
dielectric  cables  are  sensitive  to  voids  during  cable  manufacturing.  After 
these cables are installed in the ground, the voids over time will fill‐up with 
water or water vapor. Hence, water filled voids in the extruded insulation are 
known  as  water  trees  because  these  voids  when  inspected  under  a 
microscope  resemble  like  a  tree.  Studies  indicated  that  water  treeing  is  the 

©2018 Velimir Lackovic Page 11 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

crucial  degradation  form  that  may  afflict  older  XLPE  and  high‐molecular 
weight  PE‐extruded  cables.  Water  treeing  is  self‐propagating  dendritic 
pattern  of  electro‐oxidation,  which  decreases  extruded  insulation  AC  and 
impulse  breakdown  strengths.  It  is  the  main  degradation  mechanism  of 
extruded  medium‐voltage  power  cables.  Even  though  carefully  studied,  the 
initiation and growth mechanisms of water treeing are not yet clear. Water 
treeing  is  not  a  single  mechanism  but  complex  interaction  of  chemical, 
electrical, and mechanical processes that depend on the material and applied 
stresses.  
 
The  visible  manifestation  of  water  treeing  is  strings  of  water‐filled  micro‐
cavities.  Water  trees  do  not  create  partial  discharges  PD   by  themselves. 
Nevertheless, water trees can lead to electrical trees as a result of a lightning 
impulse, or used AC voltage, or during fault locating activities, or during DC 
high‐voltage  HV   testing.  Generally,  electrical  trees  are  more  difficult  to 
begin  than  to  develop,  so  that  an  electrical  tree,  once  started,  tends  to 
develop  to  failure  by  PDs.  Hence,  it  can  be  concluded  that  growing  water 
trees do not create PD signals, unless they give rise to an electrical tree. Any 
PDs  at  a  water  tree  suggest  the  existence  of  one  or  more  electrical  trees  at 
that  water  tree.  In  order  for  water  trees  to  develop  in  extruded  insulated 
cables, four factors need to exist in extruded cable insulation. These factors 
are water in void cavity, time, electrical field and entry point into the power 
cable.  
 
Water  trees  slowly  migrate  across  the  insulation,  finally  bridging  adjacent 
voids  across  the  cable  insulation.  Thousands  of  trees  develop  to  make 

©2018 Velimir Lackovic Page 12 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

electro‐oxidized  channels  which  are  very  small  in  diameter.  Intuitively,  as 
water  tree  channels  start  to  bridge  the  insulation,  the  losses  dissipated 
through  the  insulation  rise  and  lead  to  cable  failure.  This  loss  can  be 
understood  by  measuring  the  dissipation  factor  DF .  Even  though  other 
techniques are available to understand the degree of water treeing in cables, 
the  most  typically  used  technique  is  the  measurement  of  DF  or  PF   of  the 
cable  insulation.  A  perfect  cable  can  be  electrically  modelled  as  a  single 
capacitor. Longer cable means the bigger the capacitance of this capacitor. As 
water trees begin to bridge the cable insulation, this capacitor now starts to 
have  some  resistive  water  tree   paths  in  parallel  with  it.  Finally,  the 
resistive  loss  component  in‐phase  component   of  the  total  current  loss 
increases and it can be detected by measuring the DF or the PF of the cable.  
 
The  DF  measurements  can  be  cross  compared  with  previous  test 
measurements and trended to understand the cable health. In completing a 
DF  test,  the  applied  voltage  is  typically  stepped  up  from  below  operating 
voltage to slightly above operating voltage. Cables with improper insulation 
have bigger DF  tan δ  values than normal, and will show bigger changes in 
the  tangent  delta  values  with  changes  in  applied  voltage  levels.  Healthy 
cables have low individual DF  tan δ  values and small changes in DF  tan δ  
values  with  higher  applied  voltages  levels.  Typically,  a  very  low‐frequency 
VLF  HV test is used as the voltage excitation source to complete the DF  tan 
δ  tests. VLF as an energizer source is done for two reasons:  
‐  The increased load capacity in field applications in which 60 Hz is too 
bulky and costly 
‐  The increased sensitivity and effectiveness of measuring DF in the low 

©2018 Velimir Lackovic Page 13 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

frequency range for extruded cable.  
 
DF  tan  δ   testing  is  also  independent  of  the  cable  length,  as  it  is  a  ratio  of 
resistive losses to capacitive losses  the cable itself . Since XLPE and certain 
EPR cables have very low DF  tan δ  values when in proper condition, the DF 
tan δ  value resolution of the measurement equipment needs to be at least 
1 10 4  to  obtain  correct  results.  Also,  a  guard  circuit  to  drain  off  surface 
leakage currents at the terminations needs to be used to provide true DF  tan 
δ  results during a measurement. Typically, this requires VLF test equipment 
with a virtual ground return, instead of a solidly earthed VLF generator.  

PD  is  known  as  a  localized  electrical  discharge  that  partially  bridges  the 
insulation  between  two  electrodes/conductors.  It  is  important  to  note  that 
this  is  a  partial  breakdown  in  the  cable  insulation.  Hence,  it  would  not  be 
detectable  using  conventional  fault  location  instruments.  PD  can  happen 
from a number of areas within a cable installation, such as within electrical 
tree  channel,  gas  voids,  along  an  interface  and  between  the  concentric 
neutral  to  outer  semiconducting  layer.  When  PDs  happen  within  the  XLPE 
insulation section, total cable failure is imminent. During cable off‐line field 
testing with PD instruments, it is possible to increase the applied voltage to 
discover  one  or  multiple  PD  sites  that  may  only  discharge  above  certain 
voltage  levels.  The  voltage  at  which  a  site  begins  to  partially  discharge  is 
known as the PD inception voltage  PDIV . If the PDIV values reach close to 
system‐operating voltage levels, the cable will most probably break down.  
 
The insulation erosion by PD activity leads to what is known as an electrical 
tree. The PD and subsequent electrical trees quickly lead to total cable failure 

©2018 Velimir Lackovic Page 14 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

within XLPE cables. Nevertheless, it needs to be clear that certain materials 
are  more  resistant  to  PD  than  others.  For  instance,  joints  and  terminations 
have  a  big  ability,  at  least  for  a  while,  to  fend  off  PDs  in  their  insulation. 
Hence,  the  location  of  the  PD  site  is  an  important  aspect  to  understand 
whether  that  site  will  lead  to  imminent  failure  or  not.  Typically,  PD 
measurements on cables are done by cable manufacturers as a final quality 
control test. Typically, PD tests are done in a shielded PD free test room. It is 
only  within  the  last  years  that  technology  developments  have  allowed  this 
diagnostic  method  to  be  used  in  the  very  noisy  field  environments.  The 
capability to discover and locate sites of PDs down to 10pC in  cables in the 
field is now available. It has to be pointed out that there are no PDs related 
with water trees by themselves unless the water trees become electric trees.  
 
Hence, unless water tree in the cable becomes an electrical tree PD testing is 
not able to discover it. Electrical trees and water trees have  totally different 
characteristics, and the diagnostic processes used to discover  them are also 
totally  different.  In  many  situations,  cables  with  very  poor  DF  test  results, 
show the presence of serious water treeing, show no PD activity. PD is useful 
in  isolating  installation  defects  in  the  cable  system  and  especially  in  the 
accessories. Nevertheless, PDs must be present in order to detect any PD. For 
instance, a wet splice may have a high leakage current but may not show any 
PD.  So,  which  technique  needs  be  used  to  discover  the  health  of  the  cable 
system?  
 
The used diagnostic technique will depend on a number of factors, including 
the  type  of  insulation,  the  age  of  the  cable,  maintenance  strategy,  etc.  In 

©2018 Velimir Lackovic Page 15 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

order  to  understand  the  condition  of  a  new  installation,  a  PD  check  is  very 
efficient  in  isolating  installation  defects  that  may  have  happened.  A  poorly 
installed splice or an outer shield compromised during the cable installation 
will lend itself more to a PD test than a tan δ test, since no  insulation aging 
would be present in the new power cable. 
 
For older installation maintenance testing, a tan δ would be of most useful to 
understand the degree of cable insulation aging. If the cable is very critical in 
nature and even a single cable fault is to be avoided, then a combination of a 
PD and a tan δ test is the best possible option. Most utilities are concerned 
about  spending  large  amounts  of  unnecessary  resources  fixing  cables  that 
have a succession of repetitive failures. This is especially true if the cable is 
globally  deteriorated.  The  utilities  would  rather  replace  such  a  cable  at  the 
outset. In such a case, a tan δ test will be most useful. Even though it may not 
discover  a  singular  defect  in  an  otherwise  good  cable,  it  will  discover  a 
globally  aged  cable  that  could  be  the  source  of  many  future  failures.  As  in 
most  efficient  maintenance  strategies,  a  combination  of  more  than  one 
diagnostic  test  is  typically  the  best  way  of  establishing  the  condition  of  a 
cable  system.  Cable  diagnostic  systems  that  include  a  combination  of  both 
tan δ and PD diagnostic measurements in one integrated test instrument are 
now available to fulfil all these needs. 

22. Safety Practices and Earthing

 
When  testing  power  cables,  personnel  safety  is  of  crucial  importance.  All 
cable  and  equipment  tests  need  to  be  completed  on  isolated  and  de‐
energized  systems,  except  where  specifically  needed  and  approved.  Certain 

©2018 Velimir Lackovic Page 16 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

switches  may  be  connected  to  a  cable  end  with  a  role  to  disconnect  the 
power cable from the rest of the system. The capacity of the switch to sustain 
the  VLF  test  voltage  while  the  other  end  is  under  normal  operating  voltage 
need  to  be  shall  be  verified  with  the  manufacturer.  The  safety  procedures 
shall include the following requirements: 
‐  IEEE std. 510‐1983 
‐  Applicable user safety operating processes 
‐  Applicable state and local safety operating regulations 
‐  NFPA 70E Standard for Electrical safety requirements 
‐  Protection of utility and customer property while conducting  the test, 
one  or  more  cable  ends  will  be  remote  from  the  testing  site.  Hence,  before 
testing is started, the following actions need to be completed:  
‐  Cable ends under test need to be cleared and protected 
‐  Cables need to be de‐energized and earthed 
‐  At  the  conclusion  of  HV  testing,  attention  needs  to  be  given  to 
discharge cables and cable systems including test instruments 
 
Cable  installations  can  be  considered  de‐energized  and  earthed  when  a 
conductor and metallic shield are connected to system earth point at the test 
site  and,  if  possible,  at  the  far  end  of  the  power  cable.  When  conducting  a 
test, a single system earth point at the test site is advised. The cable shield or 
concentric conductor of the tested cable is connected to a system earth point. 
If this connection is missing, deteriorated, or has been removed, it needs to 
be fixed. A safety earth cable needs to connect the instrument  case with the 
system  earth  point.  If  the  test  instrument  is  a  HV  instrument,  the  safety 
earthing  cable  needs  to  be  at  least  a  braided  or  stranded  #2  AWG  copper 

©2018 Velimir Lackovic Page 17 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

cable  capable  of  transferring  anticipated  fault  current.  Only  after  the  safety 
earthing  cable  is  connected,  the  conductor‐to‐earth  connection  can  be 
removed. In the case local ground is needed for the test equipment, the case 
ground  needs  to  stay  connected  to  the  system  earth  point  in  order  to 
maintain an acceptable single‐ground potential. Attention needs to be taken 
to  make  sure  that  all  earthing  connections  cannot  be  disconnected  by 
accident. 

23. Cable Testing Procedures

 
Once  a  new  power  cable  has  been  installed  and  before  it  is  energized, 
acceptance  proof  testing  HV  tests   need  to  be  completed.  Generally, 
acceptance  proof  test  are  done  at  80%  of  final  factory  test  voltage.  Also, 
routine  maintenance  HV  tests  can  be  done  in  the  field  on  installed  cables, 
similarly as maintenance tests. The maintenance HV tests are done at 60% of 
final  factory  test  voltage.  Tests  that  can  be  completed  in  the  field  for 
acceptance  and  maintenance  purposes  are  described  in  the  following 
paragraphs. 

24. Insulation Resistance and DC Hi-Pot Testing

 
In  the  past,  insulation  resistance  and  DC  HV  hi‐pot   tests  were  completed 
for  acceptance  proof   and  maintenance  testing  of  cables.  When  examining 
power  cables  with  DC  voltage,  it  needs  to  be  clear  that  DC  voltage  creates 
within  the  cable  insulation  system  an  electrical  field  determined  by  the 
conductance  and  the  cable  insulation  system  geometry.  Nevertheless,  the 
normal  service  voltage  applied  to  cable  is  AC  60  Hz  voltage.  Therefore, 
during normal service conditions the AC voltage produces an electrical field 

©2018 Velimir Lackovic Page 18 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

that is determined by the dielectric constant  capacitance  of  the insulation 

system.  Hence,  the  electric  stress  distribution  with  DC  voltage  is  different 
from AC voltage electric stress distribution. Also, conductivity is affected by 
temperature  to  a  bigger  extent  rather  than  the  dielectric  constant.  Hence, 
comparative  electric  stress  distribution  under  DC  and  AC  voltages  will  be 
differently  impacted  by  insulation  temperatures  changes.  The  DC  voltage 
tests  are  efficient  in  discovering  failures  that  are  caused  by  thermal 
mechanism.  The  value  of  the  DC  voltage  diagnostic  tests  for  extruded‐type 
insulation are limited since failures under service AC voltage  conditions are 
most likely to be created by PDs in the extruded insulation voids rather than 
by  thermal  processes.  However,  the  DC  voltage  diagnostic  verifications  are 
very  useful  for  laminated‐type  insulation  system  where  the  failure  is  most 
likely  to  be  caused  by  thermal  process.  The  current  industry  trend  is  to 
minimize the application of the DC hi‐pot tests on extruded insulation.  

25. AC Hi-Pot Testing

 
Cables and cable accessories can also be field tested with 60 Hz AC voltage, 
even though this is typically not done because of the requirement for heavy 
and  costly  test  equipment  that  may  not  be  available  or  transportable  to  a 
field  site.  The  typical  field  tests  done  on  cables  are  DC  hi‐pot  or  VLF  tests, 
such  as  one‐tenth  of  hertz  frequency  tests  in  lieu  of  AC  hi‐pot  tests. 
Nevertheless, if AC hi‐pot acceptance and maintenance tests are to be done 
on  power  cables,  then  it  needs  to  be  kept  in  mind  that  this  test  is  not  very 
practical in the field. Also, the AC hi‐pot test can only be completed as go‐no‐
go  test.  Hence,  it  may  create  extensive  damage  in  the  case  the  cable  under 
test fails. On the other hand, AC hi‐pot test has a distinct benefit over other 

©2018 Velimir Lackovic Page 19 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

tests that stress the insulation comparably to normal operating voltage. Also, 
this test replicates the factory test completed on the new power cable. When 
completing  the  AC  60  Hz  hi‐pot  test  attention  needs  to  be  given  to  the 
adequacy of the test equipment for successfully charging the test specimen. 
The  AC  test  equipment  needs  to  have  proper  volt‐ampere  VA   capacity  to 
provide the needed cable charging current requirements of the tested cable. 
The VA capacity of the AC hi‐pot test equipment can be calculated  with the 
following formula: 
VA 2πfcE    or  kVA 2πfcE 10  
where 
c is capacitance  µf/mile  
f is the frequency  Hz  
E is the test voltage  kV  of the test set 
The test voltage values suggested for acceptance and maintenance tests are 
80% and 60%, respectively, of the final factory test voltage.  

26. PF and DF Tests

 
PF  and  DF  tests  can  be  completed  on  shielded  cable  installations  to 
determine  insulation  degradation  to  decrease  in‐service  cable  failures.  PF 
tests  for  shielded  or  sheathed  cables  and  accessories  are  diagnostic  testing 
methods  for  field  testing  of  service  aged  cable  installations.  For  lossless 
insulation, the cable capacitance  C  per unit length can be calculated using 
the following formula: 
d
C 2πke ln  
d
where 

©2018 Velimir Lackovic Page 20 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

k is the insulation dielectric constant 
e0 is the permittivity  capacitance  of air 
di is the diameter over the insulation 
dc is the conductor diameter 
 
For  power  cables  with  conventional  insulating  materials,  the  cable 
conductance  G   per  unit  length  can  be  calculated  using  the  following 
formula: 
G 2πfC tan δ 
 
The quantity tan δ presents the losses in the insulation when exposed to an 
electric field and is known as DF or the insulating material loss angle. Table 1 
gives typical values of dielectric constant k and tan δ. 
 
Table 1. Typical values of dielectric constant k and tan δ 
Type of Insulation k tan δ
Impregnated paper 3.5 2.3 x 10‐3
Impregnated PPP 2.7 0.7 x 10‐3
PVC  5.8 0.7 x 10‐3
XLPE  2.3 0.1 x 10‐3
HDPE  2.3 0.1 x 10‐3
EPR  2.8 3.5 x 10‐3
 
When  a  voltage  V  is  applied  to  the  loss‐free  insulation  dielectric,  the  total 
current  IT   taken  by  the  dielectric  is  the  sum  of  the  capacitive  charging 
current  IC  and loss current  IR . The angle formed by the current IT and IC 

©2018 Velimir Lackovic Page 21 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

is  δ,  and  the  angle  formed  by  the  IT  and  voltage  E  is  q  where  cos  q  is  the 
dielectric PF. The DF  tan δ  test allows inspection of an insulation system at 
operating voltage level and frequency.  

The tan δ test can also be completed at frequency different than 60 Hz, such 
as at VLF of 0.1 Hz during proof test completed at such frequency. According 
to IEEE std. 400‐2001, tests completed on 1500 miles of XLPE insulated cable 
have established a figure of merit for XLPE at tan δ 2.2 10 3.  In the case 
the  measured  tan  δ  is  bigger  than  2.2 10 3,  then  the  cable  insulation  is 
degraded  by  moisture  in  the  form  of  water  trees,  and  it  is  suggested  that 
extra hi‐pot tests, such as VLF test be completed to discover cable insulation 
defects. The tan δ test for each conductor with respect to ground should be 
done.  The  evaluation  needs  to  be  based  upon  comparative  analysis  with 
previously completed tests or correlated with test results of similar types of 
cables. 

27. VLF Tests

 
Very low frequency  VLF  test is completed with an AC voltage at frequency 
ranging  from  0.01  to  1  Hz.  VLF  tests  can  be  grouped  as  withstand  or 
diagnostic test. In other words, it may be done as a proof test for acceptance 
or as a maintenance test for examining the cable condition. For the withstand 
test, the tested insulation must withstand applied voltage that is bigger than 
the  service  voltage  across  the  insulation  for  a  specified  period  of  time 
without  insulation  breakdown.  The  magnitude  of  the  withstand  voltage  is 
typically bigger than that of the operating voltage. If the VLF test is done as a 
diagnostic  test,  it  is  done  at  lower  voltages  than  withstand  tests.  Hence,  it 

©2018 Velimir Lackovic Page 22 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

may  be  considered  as  nondestructive  test.  Diagnostic  testing  helps  to 
determine  the  relative  amount  of  cable  system  degradation,  and  by 
comparison with previous test records, whether a cable installation is likely 
to  continue  to  perform  correctly.  It  needs  to  be  noted  that  values  of  the 
diagnostic  quantity  measurements  collected  during  VLF  tests  may  not 
correlate  with  those  collected  during  power  frequency  tests.  For  instance, 
the  PF  and  DF  tests  are  completed  at  power  frequency  60  Hz   which  is 
much  bigger  than  at  0.1  Hz,  and  PD  may  differ  in  terms  of  magnitude  and 
inception  voltage.  At  the  time  cable  system  insulation  is  in  an  advanced 
degradation stage, the VLF diagnostic tests can cause breakdown of the cable 
before the test can be completed. The VLF withstand test for cable systems 
can be completed with the following waveforms: 
‐  Sinusoidal waveform 
‐  Cosine‐rectangular waveform 
‐  Alternating regulated positive and negative DC step voltages 
‐  Bipolar rectangular waveform 
 
The diagnostic test using VLF methods for cable systems are: 
‐  VLF differential dissipation factor measurement  VLF‐DTD  
‐  VLF loss current harmonics  VLF‐LCH  
‐  VLF partial discharge measurement  VLF‐PD  
‐  Spectroscopy  VLF‐DS  
‐  Dissipation factor  tan δ  measurement  VLF‐DF  
‐  VLF dielectric  
‐  VLF leakage current  VLF‐LC  
 

©2018 Velimir Lackovic Page 23 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

The most typically applied, commercially available VLF test frequency is 0.1 
Hz.  Other  commercially  available  frequencies  are  in  the  range  of  0.0001–  1 
Hz. These frequencies may be beneficial for inspecting cable systems where 
the cable system length surpasses the limitations of the test system at 0.1 Hz, 
even though there is evidence that testing below 0.1 Hz may increase the risk 
of failure in service once the test is completed. The internal impedance of the 
test set can limit the available charging current, preventing the tested cable 
to  reach  the  required  test  voltage.  Cable  manufacturer  may  be  consulted 
when  choosing  an  initial  test  voltage  level  and  testing  time  duration  for  a 
particular  cable  length.  VLF  test  voltages  with  cosine‐rectangular  and  the 
sinusoidal  wave  shapes  are  most  typically  applied.  While  other  VLF  wave 
shapes  are  available  for  cable  system  testing,  recommended  test  voltage 
levels have not been specified. During a VLF test an electrical tree at the site 
of  an  insulation  defect  is  forced  to  penetrate  the  insulation.  Inception  of  an 
electrical  tree  and  channel  development  time  depend  on  test  signal 
frequency  and  amplitude.  For  an  electrical  tree  to  totally  penetrate  the 
insulation  during  the  test  duration,  VLF  test  voltage  levels  and  testing  time 
durations have been determined for the two most typically used test signals, 
the cosine‐rectangular and the sinusoidal wave shapes. 
The installation and acceptance voltage levels are based on worldwide most‐
used  practices  of  between  two  times  rated  voltage  and  three  times  rated 
voltage for cables rated between 5 and 35 kV. The maintenance test level is 
around  80%  of  the  acceptance  test  level.  One  can  decrease  the  test  voltage 
another  20%  if  more  test  cycles  are  done.  Table  2  and  Table  3  present 
voltage  levels  for  VLF  withstand  examination  of  shielded  power  cable 
systems using cosine‐rectangular and sinusoidal waveforms.  

©2018 Velimir Lackovic Page 24 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

Table 2. VLF test voltages for cosine‐rectangular waveform 
Cable  rating  Installation  phase  Acceptance  phase  Maintenance  phase 
phase  to  to  earth  RMS  to  earth  RMS  to  earth  RMS 
phase  RMS  voltage/peak  voltage/peak  voltage/peak 
voltage  kV   voltage  voltage voltage 
5  12  14 10 
8  16  18 14 
15  25  28 22 
25  38  44 33 
 
Table 3. VLF test voltages for sinusoidal waveform 
Cable  rating  Installation  phase  Acceptance  phase  Maintenance  phase 
phase to phase  to  earth  to  earth  to  earth  RMS/Peak 
RMS  voltage  RMS/Peak voltage RMS/Peak voltage voltage 
kV  
5  9/13  10/14 7/10 
8  11/16  13/18 10/14 
15  18/25  20/28 16/22 
25  27/38  31/44 23/33 
35  39 55   44 62 33 47  
 
For  a  sinusoidal  waveform,  the  RMS  is  0.707  of  the  peak  value  if  the 
distortion is less than 5%. The suggested testing time ranges from 15 to 60 
min,  even  though  the  average  testing  time  of  30  min  is  typically  used.  The 
real  testing  time  and  voltage  may  be  determined  by  the  supplier  and  user. 
They  are  dependent  on  the  testing  philosophy,  cable  installation,  insulation 

©2018 Velimir Lackovic Page 25 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

condition,  how  frequently  the  test  is  done,  and  the  chosen  test  technique. 
When a VLF test is interrupted, it is suggested that the testing timer is reset 
to  the  original  time  when  the  VLF  test  is  restarted.  The  tan  δ  test  may  be 
completed with VLF equipment at 0.1 Hz sinusoidal to monitor the aging and 
degradation of extruded insulated cables. The tan δ test gives an assessment 
of  the  water  tree  damage  in  the  cable  insulation.  The  tan  δ  measurement 
with  0.1  Hz  sinusoidal  waveform  gives  comparative  evaluation  of  the  aging 
condition of PE, XLPE, and EPR‐type insulation systems. The tan δ test needs 
to  be  completed  at  normal  operating  service  voltage  to  prevent  insulation 
breakdown.  

The  tan  δ  test  completed  at  0.1  Hz  sinusoidal  waveform  is  typically 
determined  by  water  tree  damage  in  the  insulation  system  and  if  the  tan  δ 
measurement  is  bigger  than  4 10 3,  the  service‐aged  cable  needs  to  be 
examined for replacement. If the tan δ measurement is lower than 4 10 3, 
the  cable  should  be  additionally  examined  with  VLF  at  three  times  the 
service voltage for 60 min. 
 
The pros and cons of VLF testing are presented below: 
Pros 
‐  The  0.1  Hz  cosine‐rectangular  waveform  has  polarity  changes  similar 
to  those  at  power  frequency.  Because  of  the  sinusoidal  transitions  between 
the  positive  and  negative  polarities,  traveling  waves  are  not  created,  and 
because  of  continuous  polarity  changes,  dangerous  space  charges  are  less 
likely to be created in the insulation. 
‐  Leakage current needs to be measured. 
‐  Cables  may  be  examined  with  an  AC  voltage  roughly  three  times  the 

©2018 Velimir Lackovic Page 26 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

rated  conductor‐to‐earth  voltage  with  a  device  comparable  in  size,  weight, 

and power requirements to a DC test set. 
‐  The VLF test can be used to examine cable installations with extruded 
and laminated dielectric insulation. 
‐  The  VLF  test  with  cosine‐rectangular/bipolar  pulse  and  sinusoidal 
waveform works best when trying to discover a few defects from  otherwise 
good cable insulation. 
 
Cons 
‐  When examining power cables with extensive water tree degradation 
or  PDs  in  the  insulation,  low  frequency  withstand  testing  alone  may  not  be 
conclusive.  Extra  diagnostic  checks  that  measure  the  extent  of  insulation 
losses will be needed. 
‐  Cables need to be taken out of service for testing. 

28. PD Test
 
A  PD  is  an  electrical  discharge  that  happens  in  a  void  within  the  extruded 
cable  insulation,  at  interfaces  or  surfaces  such  as  shield  protrusion  and  the 
insulation  or  in  a  water  tree  within  cable  insulation  when  exposed  to 
relatively HV. PD manifests as a series of PD pulses during each half cycle of 
an  AC  waveform.  The  rise  time  of  the  PD  pulses  is  in  the  order  of 
nanoseconds  to  tens  of  nanoseconds.  The  PD  pulses  tend  to  set  an 
electromagnetic field which expands in both directions along the cable with a 
propagation velocity that is based on the cable insulation dielectric constant. 
PD  features  are  dependent  on  the  type,  size  and  defect  location,  insulation 
type, voltage, and cable temperature. The insulation of full reels of extruded 

©2018 Velimir Lackovic Page 27 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

cables is tested for PDs at the factory at power frequency. This test is chosen 
to discover small imperfections in the insulation such as voids or skips in the 
insulation  shield  layer.  It  seems  logical  to  complete  PD  measurements  on 
newly installed and service‐aged cables to discover any damage made during 
the installation of new cable or in‐service degradation of cable insulation due 
to PDs.  

Two techniques that can be used for discovering PDs from installed cables in 
the  field.  They  are  on‐  and  off‐line  detection  system.  There  are  several 
commercial  off‐line  systems  available  for  measuring  PD  in  medium‐voltage 
systems  up to 35 kV . The online measuring system is based on  measuring 
PDs  at  the  cable‐operating  voltage.  In  the  case  of  offline  system,  the  PD 
measurements  are  completed  at  a  higher  voltage  than  cable‐operating 
voltage.  This  is  due  to  the  fact  that  the  off‐line  testing  demands  the  power 
cable to be de‐energized which results in cessation of any active PD activity. 
In  order  to  start  the  PD  activity  again  in  the  de‐energized  cable  during  off‐
line testing, a higher voltage is demanded to restart the PD activity. The test 
equipment for PD testing for online or off‐line comprise of the power supply, 
sensors  and  noise  reduction,  signal  detection,  and  signal  processing 
instruments.  
 
The power supply can be 60 Hz voltage, oscillating voltage, or  VLF  0.1 Hz  
voltage source. The sensors can be inductive couplers, capacitive couplers, or 
an  antenna  along  with  noise  treatment  and  amplification  instruments.  The 
signal  detection  and  processing  instruments  include  digital  oscilloscope, 
spectrum  analyzer,  wave  form  digitizer  and  time‐domain  reflectometer 
TDR . Even though it is difficult to complete a PD measurement in the field 

©2018 Velimir Lackovic Page 28 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

because of external noise, this test can be done in the field where conditions 
warrant it is worth the time and cost to do so. The PD test provides the most 
convincing  validation  whether  the  power  cable  is  in  good  condition  and 
suitable  for  operation  or  needs  to  be  fixed  or  replaced.  The  PD  test  is 
beneficial for both the laminated and extruded cable insulation installations. 
This  test  can  be  completed  at  power  frequency  or  at  any  other  frequency, 
such as 0.1 Hz  VLF .  
 
To complete an off‐line PD test the cable is disconnected from the network at 
both ends and correctly isolated. A voltage source and a coupling instrument, 
or sensor, are connected at one of the ends, whereas the remote end is  left 
disconnected. The coupling instrument could be capacitive or inductive. The 
coupling  instrument  is  connected  to  the  PD  detecting  and  processing 
systems.  Variations  of  this  arrangement  include  a  measuring  system  with 
sensors at both ends and means to communicate the far end data to the near 
end processing devices or, in the case of a branched system, sensors installed 
at  the  end  of  each  branch.  Multi‐terminal  testing  also  has  the  benefit  of 
higher  sensitivity  in  the  PD  testing  of  very  long  cable  lengths  as  the  pulse 
travel  distances  are  considerably  shorter  and  consequently  the  related 
attenuation of pulse amplitude is lower. The following steps are completed: 
‐  Low‐voltage TDR is used to find cable joints and other irregularities 
‐  Sensitivity check 
‐  PD magnitude calibration 
‐  PD testing under voltage stress 
‐  Test record evaluation and documentation 

©2018 Velimir Lackovic Page 29 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

29. Sensitivity Check

 
The  objective  of  this  step  is  to  find  the  value  in  pico‐coulomb  pC   of  the 
smallest  PD  signal  detectable  under  the  test  conditions.  In  extruded 
dielectric cables PD activity in the range of several pCs is needed, otherwise 
inadequate  detection  sensitivity  may  mask  the  existence  of  severe  defects 
with  low  PD  magnitudes.  Inability  to  discover  low  levels  of  PD  may  end  in 
false‐negative situations that are expected to lead to unexpected post‐testing 
service failures.  
 
Also, incorrectly identified PD can lead to false‐positive situations leading to 
unnecessary  cable  replacement.  Hence,  a  calibrated  pulse,  such  as  5  pC,  is 
injected  at  the  near  end.  The  PD  estimator  discovers  and  records  the 
response. If the reflected signal cannot be detected above the  filtered noise 
level, a bigger signal, such as 10 pC, is injected. This process is repeated until 
the reflected signal can be detected. This determines the smallest PD signal 
that can be resolved under the test conditions. 

30. PD Magnitude Calibration

 
The  calibrated  pulse  generator  is  connected  to  the  cable  remote  end.  A  big 
signal, such as 50 or 100 pC, is injected. The corresponding signal recorded 
at  the  near  end  is  evaluated  by  integrating  it  with  respect  to  time.  The 
constant  k  is  adjusted  until  the  PD  magnitude  read  is  50  or  100  pC.  The 
instrument is now calibrated for measuring the apparent charge, q, of the PD. 

©2018 Velimir Lackovic Page 30 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

31. PD Testing under Voltage Stress

 
Off‐line  tests  can  be  completed  using  different  voltage  sources.  There  is  a 
solid technical justification for testing up to 1.5 to 2.5 times of rated voltage 
to  ensure  that  the  PDIV  of  the  cable  is  sufficiently  high  to  start  the  PD 
activity.  There  is  an  increased  risk  of  creating  damage  at  defects  in  aged 
cable systems that are innocuous at operating voltage if testing is completed 
at voltages bigger than 2.5 times of rated voltage. There is also an increased 
risk of failures during the PD testing. Nevertheless, some utilities will request 
testing up to a maximum of three times of rated voltage on new cables, either 
on the reel or newly installed, to make sure that there was no damage during 
transportation or installation. Also, some utilities will test  up to three times 
of  rated  voltage,  although  there  is  a  considerably  higher  chance  of  failure 
during the testing, of the following cable systems:  

Cable  circuits  with  generic  defects  that  may  create  big  failure  rates.  For 
example, some silane‐cured cables can create severe corrosion of aluminum 
conductors. 

Cable  installations  that  are  being  considered  for  silicone  injection,  the 
rationale  being  that  all  power  cables  with  electrical  trees  will  fail  at  bigger 
test voltages. The bigger test voltages could also create new electrical trees. 
Cable  installations  that  may  have  suspect  accessories  and/or  cables  to 
ensure operation during high load periods. The voltage in power frequency 
tests  may  be  applied  for  up  to  a  maximum  of  15  min  to  make  sure  that 
electrons  are  available  in  cavities  to  start  PD.  Nevertheless,  once  PDs  are 
discovered, the voltage needs to be applied long enough to collect sufficient 

©2018 Velimir Lackovic Page 31 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

data up to a maximum of 15 s.  
 
For  example,  the  following  steps  are  done  for  voltage  stress  testing.  The 
voltage is quickly increased to the cable operating level  1.0 p.u.  at which it 
is kept for several minutes as a conditioning step. The voltage is increased to 
its maximum value  such as 2.0 or 2.5p.u. . It then is returned to zero as fast 
as  possible.  During  this  stress  cycle,  several  data  sets  are  collected.  Each  of 
these sets encompasses an entire 60 Hz period. The rising and falling parts of 
the  voltage  help  determine  the  PDIV  and  PD  extinction  voltage  PDEV , 
respectively.  It  needs  to  be  clear  that  off‐line  testing  using  bigger  voltages 
than cable operating voltage may be a destructive test. In conclusion, it is not 
possible  to  standardize  a  specific  test  procedure  at  the  current  time  for 
either  online  or  off‐line  tests.  This  may  be  possible  as  more  information  is 
obtained.  
 
For off‐line tests, the amplitude of the test voltage can be varied. For heavily 
aged  systems,  a  maximum  test  voltage  of  2p.u.  is  recommended.  As  the 
anticipated  condition  of  the  cable  improves,  the  test  voltage  may  be 
increased to as much as 2.5p.u. New cable installations, either on the reel or 
newly installed, may be tested to a maximum of 3p.u. at the concurrence of 
the  cable  owner  and  cable  manufacturer.  The  test  duration  needs  to  be 
sufficiently  long  to  allow  the  availability  of  electrons  to  start  PDs,  but  once 
PDs  are  discovered,  the  voltage  needs  to  be  applied  long  enough  to  obtain 
sufficient PD data. 

©2018 Velimir Lackovic Page 32 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

32. PD Test Data Assessment and Documentation

 
The PD test factory needs to provide report of the tested cables and the PD 
test  results  to  the  end  user.  Also,  the  PD  test  provider  needs  to  give 
appropriate recommendations and possible corrective action that should be 
taken.  The  test  results  report  needs  to  include  the  value  of  PD  detection 
sensitivity and a reference to the technique used in obtaining this value. The 
PD  site  location  results  need  to  also  be  given  with  an  assessment  of  the 
accuracy  limits  within  which  these  results  can  be  interpreted  under  the 
conditions  of  the  specific  test.  This  becomes  very  important  where  the 
location  is  at  or  near  a  splice.  Information  that  has  to  be  included  in  the 
report is: 
Cable system identification: 
‐  Cable section identification 
‐  Cable manufacturer name 
‐  Cable insulation 
‐  Cable voltage class 
‐  Conductor type and size 
‐  Operating voltage 
‐  Year put in service 
‐  Cable length 
‐  Location of splices 
‐  Termination  type  switching  cabinet  live‐front/dead  front,  pole‐top, 
premolded, heat‐shrink, etc.  
‐  Neutral type  concentric wires, metal tapes, size and flat strap  
‐  Construction type  aerial, jacketed, unjacketed, duct, direct buried etc.  

©2018 Velimir Lackovic Page 33 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

‐  If available splice type  
 
PD test results 
‐  Test date. 
‐  Date of the most recent completed test. 
‐  Splice location. 
‐  Cable length. 
‐  Background noise level. 
‐  Test voltage levels. 
‐  At  each  test  voltage  level,  the  location  of  each  PD  site,  along  with  the 
accuracy limits. 
‐  At each voltage and site location, the number of PD events per second 
or per cycle of a sinusoidal excitation voltage. 
‐  Minimum resolvable PD signal pC magnitude and how it was found. If 
the sensitivity is lower than anticipated, provide the justification. 
‐  At  each  voltage  and  site  location,  a  phase‐resolved  PD  representation 
provided  the  excitation  voltage  is  sinusoidal.  Mention  the  number  of  cycles 
included in the phase‐resolved diagram. 
‐  Any other diagnostic results pertinent to the used test method. 
‐  An indication of the severity of the PD behavior, if PDs are discovered, 
and suggestions on possible corrective action to be done. 
‐  Variations of this 3D representation are also possible. Others prefer a 
set  of  two‐dimensional  representations,  presenting  PD  location  with  PDIV, 
and apparent charge  pC  versus phase angle for each PD site, at each voltage 
level, and PD repetition rate for each PD site at each voltage level. 
‐  The  reporting  format  may  vary.  For  example,  some  prefer  reporting 

©2018 Velimir Lackovic Page 34 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

individual  PD  events  in  a  three‐dimensional  3D   form  with  location,  pC 

level, and phase angle at which each PD is started. 
‐  For  a  frequency‐domain  measurement,  include  the  spectral  features 
and the estimated location for each PD site. Specify the accuracy limits. 

33. AC Resonance Test

 
The resonant test systems are used to check power cable and other electrical 
instruments  with  AC  voltage  at  power  frequencies  50  or  60  Hz .  This 
technique  has  the  advantage  over  other  test  techniques,  of  stressing  the 
insulation  similar  to  normal  operating  conditions.  Previously,  to  checking 
electrical  equipment  at  power  frequency  required  bulky  and  costly  test 
equipment  that  was  not  portable  for  on‐site  field  testing  applications.  The 
resonant test installations were made so that they can be handled easily on‐
site. This technique can be used to examine cable consisting of either XLPE, 
oil‐impregnated  paper  and  EPR,  or  a  combination  of  these  insulating 
materials. As the name suggests, this test technique is based on applying AC 
at the operating frequency  50 or 60 Hz  as a test source using the principle 
of resonance. Resonance can be described as the condition at which the net 
inductive  reactance  cancels  the  net  capacitive  reactance  at  operating 
frequency. The resonant circuit must have both capacitance provided by the 
tested cable and inductance provided by the test set reactor.  

When  resonance  happens,  the  energy  absorbed  at  any  moment  by  one 
reactive element is exactly same to that released by another reactive element 
within the system. Therefore, energy pulsates from one reactive element to 
the other. Hence, once the system has reached resonance condition, it needs 

©2018 Velimir Lackovic Page 35 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

no  additional  reactive  power  since  it  is  self‐sustaining.  The  total  apparent 
power is then simply equal to the average power dissipated by the resistive 
elements  in  the  inductor  and  cable  installation.  Either  parallel  or  series 
resonant  circuits  are  typically  used  for  completing  this  test.  The  series 
resonant  test  consists  of  a  voltage  regulator  autotransformer  type   that  is 
connected to the supply voltage. The regulator gives a variable voltage to the 
exciter  transformer.  The  exciter  transformer  is  supplied  by  the  voltage 
regulator output. This transformer increases the voltage to a usable value by 
the  HV  portion  of  the  circuit.  The  HV  reactor  L  and  the  load  capacitance  C 
represent the HV portion of the circuit. The inductance of the HV reactor can 
be changed by changing iron core air gap. The load capacitance C consists of 
the  load  capacitance.  When  testing,  the  HV  reactor  is  adjusted  so  that  the 
impedance  of  L  corresponds  to  the  impedance  of  C  at  the  frequency  of  the 
supply voltage. Hence, the circuit is tuned to series resonance at 50 or 60 Hz.  
The Q of the basic resonant circuit or with a low loss test specimen is usually 
50  to  80.  The  HV  reactor  is  made  for  a  minimum  Q  of  40.  The  system  Q  is 
made around the projected load. In case of a flashover during testing on the 
HV  side,  the  resonant  circuit  is  detuned  and  the  test  voltage  instantly 
decreases. The short‐circuit current is limited by the HV reactor impedance. 
This means that the short‐circuit current of a series resonant system with a Q 
of  40  is  2.5%  of  the  load  current  to  which  it  is  tuned.  The  series  resonant 
mode is appropriate for sensitive PD measurements.  
 
Harmonics from the supply are better suppressed than in parallel mode. The 
parallel resonant configuration gives a more stable output voltage with test 
specimens, such as big generator windings, or other specimens with corona 

©2018 Velimir Lackovic Page 36 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

losses. The test voltage rate of rise is stable in parallel mode, independent of 
the tuning degree and the Q of the circuit. Also, parallel mode allows the test 
set  to  be  energized  to  full  voltage  without  a  load.  This  is  beneficial  for 
calibrating the instrumentation and checking for the test equipment PD level. 
The  test  voltage  rate  of  rise  is  stable  in  parallel  mode,  independent  of  the 
degree of tuning and the Q of the circuit. The average power absorbed by the 
system will also be at a maximum at resonance. The typically used measure 
of  the  quality  in  a  resonant  circuit  is  the  quality  factor,  or  Q.  The  power 
source of resonant circuits operating in the resonant mode is used to supply 
the dissipated energy. 

Q is roughly equivalent to the ratio of the output kVA to the input kVA. Given 
the load kVA demands and the Q of the test system, the input power can be 
determined by dividing the kVA by the Q. The correct operation  mode must 
be selected according to the test objects and the measurements that need to 
be completed. The parallel resonant mode gives a more stable output voltage 
with  test  specimens,  such  as  large  generator  windings,  or  other  specimens 
with corona losses. Resonant test installations are available that use variable 
inductance  and  variable  frequency  resonant  and  pulsed  resonant  test 
sources. A quick overview of the variable frequency resonant test installation 
is as follows.  

The  resonant  test  installation  with  variable  frequency  typically  consists  of 
the  frequency  converter,  the  exciting  transformer,  the  coupling  capacitors, 
and HV reactors with fixed inductance. The frequency converter  produces a 
variable  voltage  and  frequency  output  which  is  applied  to  the  exciter 
transformer.  The  exciter  transformer  excites  the  series  resonant  circuit 

©2018 Velimir Lackovic Page 37 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

consisting  of  the  reactor’s  inductance  L  and  the  cable  capacitance  C.  The 
resonance  is  adjusted  by  tuning  the  frequency  of  the  frequency  converter 
according the expression: 
1 /
f LC  
2π
 
The  tuning  range  of  the  test  installation  is  calculated  by  the  converter’s 
frequency range: 
C f
 
C f

34. Summary of Testing Techniques

 
The objective of summarizing cable testing techniques is to cite the pros and 
cons  of  these  techniques  so  that  the  reader  can  quickly  select  the  test 
technique best suited for his application. The cable testing techniques can be 
grouped into three categories:  
‐  Hi‐pot withstand checks  
‐  General condition assessment  GCA  checks  
‐  PD checks  
 
These  checks  can  be  viewed  from  the  perspective  of  being  destructive  or 
non‐destructive. Any test that uses the test source voltage to be greater than 
the  in‐service  operating  voltage  could  be  classified  as  destructive  test 
because  during  testing  the  cable  insulation  will  be  exposed  to  a  greater 
voltage  than  what  it  will  see  in  service.  Hence,  all  hi‐pot  withstand  tests 
would fall into this category. Nevertheless, during a hi‐pot test, if the voltage 

©2018 Velimir Lackovic Page 38 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

is applied in a steps and the leakage current is observed, then the test may be 
classified as being non‐destructive. The reasoning for this is that the test can 
be stopped before the insulation gets to a failure point since at every step of 
voltage  application  the  leakage  current  is  being  observed  and  evaluated 
before continuing to the next step. An application of this test technique is the 
step‐voltage DC hi‐pot withstand test. The same cannot be stated for AC hi‐
pot withstand test since there is no possibility to assess the leakage current. 
Hence,  this  test  would  be  considered  as  go‐no‐go  test  and  destructive.  The 
GCA  tests  and  PD  tests  are  classified  as  non‐destructive  since  the  voltage 
used during these checks is either the same, or lower than, or slightly above 
the in‐service operating voltage. The pros and cons of the tests are as follow: 

35. Hi-pot withstand checks

 
Under this group, cable tests that use HV source are mentioned. These tests 
are: DC hi‐pot tests, AC hi‐pot, AC resonant test, and VLF test. The pros and 
cons of the test that use hi‐pot voltage source are:  

36. DC hi-pot check

 
Pros: 
‐  Has been used for a long time 
‐  Very portable and convenient for field application 
‐  Low power demands 
‐  Is a good for conductive type failures 
 
Cons: 
‐  Demonstrated to create space charge which aggravates failures in aged 

©2018 Velimir Lackovic Page 39 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

extruded cable long after the test’s conclusion 
‐  Cannot discover high impedance failures such as voids and cuts 
‐  Stress distribution is not the same as in‐service conditions 
‐  Cannot be cross compared to factory tests 

37. 60 Hz hi-pot and AC resonant checks

 
Pros: 
‐  Is appropriate for conductive and high impedance failures 
‐  Does not induce space charge, therefore decreases the propagation of 
failures in extruded cable 
‐  Replicates steady‐state in‐service conditions 
‐  Can be cross compared to factory tests 
 
Cons: 
‐  Very costly and not practical for field tests 
‐  Highest power demands except for AC resonant test 
‐  Grows certain type of failures 

38. VLF hi-pot checks

 
Pros: 
‐  Portable for field evaluation 
‐  Relatively low power demands 
‐  Is a good for conductive‐type failure and high‐impedance failures 
‐  Does  not  induce  as  much  space  charge  as  DC  hi‐pot  in  aged  extruded 
cable 
‐  Causes some failures to quickly expand resulting in shorter test time 

©2018 Velimir Lackovic Page 40 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

Cons: 
‐  Aggravate failures in aged power cable without failing them 
‐  Does not replicate service conditions 
‐  Cannot be directly cross compared to factory tests 
‐  Not suggested for aged power cable with multiple failures 
‐  Stress distribution is not the same as in‐service conditions 
‐  Does  not  replicate  normal  stress  distribution  conditions  with  wet 
regions 

39. GCA Evaluation

 
GCA checks are those which assess the overall health of the cable insulation. 
These  tests  include:  DF/  tan  δ  /PF,  PD  tests,  dielectric  spectroscopy, 
depolarization‐return voltage, and depolarization‐relaxation current. Each of 
these  checks  has  their  own  pros  and  cons.  Generally,  the  following  can  be 
stated for PF/DF and PD checks: 

40. PF/DF (tan δ)

Pros: 
‐  Considered as non‐destructive to cable insulation 
‐  Tests are completed at in‐service voltage levels 
‐  Monitor the overall condition of the cable insulation 
‐  Efficient in discovering and assessing conduction‐type failures 
‐  Can be cross compared to factory tests 
‐  Portable for field testing 
 
 

©2018 Velimir Lackovic Page 41 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

Cons: 
‐  Need prior cable types and data for cross comparison 
‐  Temperature dependant in extruded cables 
‐  Cannot discover high‐impedance failures such as cuts, voids, and PD 
‐  Cannot discover singular failures in extruded insulation, such as water 
tree 
‐  Not  an  efficient  test  for  mixed  dielectric  or  newly  installed  cable 
installation 
‐  Equipment is expensive in comparison to hi‐pot equipment 

41. PD Tests
Two type of PD tests are considered, that is online PD testing and off‐line PD 
testing.  PD  diagnostics  evaluations  are  considered  to  be  efficient  in 
discovering defects in shielded power cables.  

42. PD Diagnostics Evaluation

 
Pros: 
‐  Considered as non‐destructive 
‐  Can discover high‐impedance failures such as void, cuts and tracking 
‐  Can be completed online in limited applications 
‐  Efficient at discovering defects in mixed dielectric systems 
 
Cons: 
‐  Needs a trained analyst to assess measurements 
‐  Limited to power cables with a continuous neutral shield 
‐  Not efficient for branched network installations 

©2018 Velimir Lackovic Page 42 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

‐  Cannot discover or locate conduction‐type failures 

43. Online PD Evaluation

 
Pros: 
‐  Discover and find some accessory defects and some cable defects 
‐  Done while circuit is energized 
‐  Does not need an external voltage source 
 
Cons: 
‐  Cannot be applied to long directly buried power cables 
‐  Cannot be cross compared to completed factory tests 
‐  Not a calibrated test, hence the test results are not objective 
‐  Finds only 3% or less of cable insulation defects in extruded cable 
‐  Needs  access  to  the  cable  every  few  hundred  feet  depending  on  the 
cable type 
‐  Not  efficient  by  statistically  significant  data  correlating  results  to 
actual cable system defects or failures 
‐  Demands that manholes are pumped to access cable 

44. Off-line PD Evaluation

 
Pros: 
‐  Can discover electrical trees with PDs 
‐  Gives onsite report of the test results 
‐  Replicates steady‐state and transient operating situations 
‐  Can examine up to 1 to 3 miles of power cable depending on the cable 
type 

©2018 Velimir Lackovic Page 43 of 44

www.PDHcenter.com PDHonline Course E601 www.PDHonline.com

‐  Finds all defect sites in one test from one cable end 
‐  Is efficient with mixed dielectric power cables 
‐  Can be quickly compared to factory baseline tests 
 
Cons: 
‐  Need circuit outage for test completion 
‐  Equipment is costly in comparison to other tests 

©2018 Velimir Lackovic Page 44 of 44