电缆作为电力系统中能量传输的关键载体，其绝缘性能直接关系到供电安全、设备寿命乃至人身安全。在长期运行过程中，受温度变化、湿度侵入、化学腐蚀、机械应力及电场作用等多重因素影响，电缆绝缘材料会不可避免地发生物理与化学老化，导致绝缘电阻显著下降。因此，“电缆老化后绝缘电阻多少才算合格”，是电气运维人员日常检测与状态评估中最常面对的核心问题之一。

绝缘电阻是衡量电缆绝缘质量最基础、最直观的电气参数，单位为兆欧（MΩ）。其数值大小反映绝缘层阻止电流泄漏的能力：数值越高，绝缘性能越优；反之，则预示着绝缘劣化甚至击穿风险升高。然而，并不存在一个适用于所有场景的“绝对合格值”，合格标准需结合电缆类型、电压等级、敷设环境、使用年限及测试条件综合判定。

对于低压电缆（额定电压 ≤ 1kV），如常见的VV、YJV型聚氯乙烯或交联聚乙烯绝缘电缆，根据《GB/T 50168—2018 电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》及《DL/T 596—2021 电力设备预防性试验规程》，其投运前及交接试验的绝缘电阻要求为：每千米不低于0.5 MΩ（使用1000V兆欧表测量）；而运行中的低压电缆，规程虽未强制规定最低限值，但行业普遍接受的经验阈值为不低于0.38 MΩ/km。若实测值低于此值，尤其伴随明显下降趋势（如较上次试验降低30%以上），即应视为绝缘老化加剧，需开展进一步诊断。

中压电缆（6kV～35kV）对绝缘性能要求更高。以10kV交联聚乙烯（XLPE）电缆为例，《DL/T 596》明确指出：其绝缘电阻换算至长度为1km、温度为20℃时，不应低于1000 MΩ·km。实际测试中，常采用2500V兆欧表，测得原始数据后需按公式 $ R_{20} = R_t \times K_t $ 进行温度修正（$ K_t $ 为温度修正系数，如25℃时约为0.74，30℃时约为0.55）。值得注意的是，该值并非单次测量下限，而是“最小允许值”——若实测换算值低于1000 MΩ·km，即属不合格，须停运检查；若介于1000～2000 MΩ·km之间，建议加强监测频次；高于2000 MΩ·km则通常认为绝缘状况良好。

高压及超高压电缆（≥66kV）还须配合吸收比（R60/R15）和极化指数（R600/R60）进行综合判断。例如，XLPE电缆的吸收比宜大于1.3，极化指数宜大于2.0。单纯看绝缘电阻数值已不足以反映老化全貌——即使电阻值看似达标，若吸收比偏低，往往提示绝缘受潮或存在早期树枝化缺陷，此时电阻值可能仍维持在数千兆欧，但隐患已悄然滋生。

必须强调的是，绝缘电阻测试结果高度依赖测试条件。环境湿度超过75%、电缆表面严重积尘或受潮、测试前未充分放电、兆欧表电池电量不足或校准失效等，均会导致读数失真。因此，合格判定绝不能脱离规范操作流程：测试前须断电、验电、充分放电；清洁外护层；屏蔽表面泄漏电流（对三芯电缆宜采用“屏蔽法”）；记录环境温湿度并完成温度换算；每次测试后再次放电不少于1分钟。

此外，老化是一个动态过程。单次合格不等于长期安全。运维实践中，更应关注趋势性分析：建立每条电缆的绝缘电阻历史数据库，绘制年度变化曲线。当发现连续两年下降率超过15%，或三年内累计衰减超40%，即便尚未跌破规程限值，也应启动红外热像、局部放电检测或介质损耗因数（tanδ）试验等深度评估手段。

最后需指出，绝缘电阻只是老化评估的“初级筛子”，而非“终极判官”。某些老化形式（如水树、电树初期）对直流电阻影响微弱，却极大削弱交流耐压能力。因此，当绝缘电阻处于临界区间（如10kV电缆测得1200 MΩ·km），务必结合耐压试验结果综合判断——若能通过2.5U₀/5min工频耐压，则可暂予运行；若出现闪络或泄漏电流突增，则无论电阻值多高，均应退出运行。

综上所述，电缆老化后的绝缘电阻合格与否，既要看是否满足国标与行规的量化门槛，更要结合测试背景、历史趋势与多维度诊断结果审慎决策。唯有将“数值合规”升维为“状态可控”，方能在复杂的老化演化中守住电网安全的第一道绝缘防线。