600KV高压电缆

600KV高压电缆（精选8篇）

600KV高压电缆 篇1

摘要：以多年来从事高压电缆施工工作所积累的丰富经验为基础, 针对110kV高压电缆施工中存在的技术难点进行了分析和总结, 并提出了相应的解决措施, 希望对同类型电缆施工能有一定的参考价值。

关键词：高压电缆,施工技术,损伤,附件安装,防火

0 引言

随着我国城镇化建设的持续推进, 城镇供电线路的建设规模也不断扩大。而传统的架空输电线路需要占用城市用地和空中走廊, 影响了城市街道的美观, 制约了城市建筑物的合理规划, 架空输电线路在现代城市规划的制约下已经难以适应城镇供配电的需要。因而高压电缆“入地”成为城镇主干输电线路建设的必然选择, 并且采取电缆输送电能的电压等级也由原来的10 kV、35 kV向110kV和220kV发展, 高压电缆线路在城镇供电中的地位越来越重要。而高压电缆线路作为电能输送的一种新型方式, 是一项复杂而系统的工程, 其中会涉及一些技术难题, 如果处理不当就会影响到电缆线路施工质量和安全、可靠运行, 严重时还会造成电缆线路故障。因此, 针对高压电缆施工中的技术难题进行总结和研究具有一定的实际意义。

1 电缆损伤问题

1.1 电缆损伤原因分析

高压电缆主要有直埋、穿管、电缆沟、电缆隧道等几种敷设方式, 在电缆敷设过程中容易造成电缆损伤, 原因有以下几个方面: (1) 采用穿管方式敷设的高压电缆管线, 施工过程中遗留在管中的混凝土残渣容易对电缆外保护套造成磨损或划伤, 影响电缆的正常使用; (2) 电缆敷设中的弯曲部位容易受到机械损伤或管壁等摩擦而损伤, 电缆敷设过程中容易产生扭曲而与管壁发生摩擦, 产生损伤; (3) 电缆敷设时, 电缆会受到地面、沟、管壁的摩擦, 虽然这些摩擦不至于对电缆绝缘造成损伤, 但可能会使电缆外保护套产生磨损甚至磨穿, 引起电缆进水受潮, 使绝缘性能下降, 影响电缆使用; (4) 在电缆展放过程中, 因受电缆自重的影响很容易发生电缆失控现象, 即自动溜放, 这样很容易使电缆与管壁碰撞而损伤电缆。

1.2 电缆损伤的防范措施

针对以上情况, 结合现场施工经验, 防范电缆损伤的措施主要有以下几个方面:

1.2.1 敷设前的管道清理

在电缆敷设工作开始前, 要对电缆沟、排管内壁进行彻底的清理, 确保其中无杂物, 以防管道中的石块、混凝土残渣等坚硬突出物对电缆造成损伤, 影响电缆施工的质量和投运后的正常运行。特别是对预埋已久的管道, 要加倍关注其是否干净, 管道清理时可以将钢丝刷捆绑在牵引绳上, 构成管道清理工具 (图1) , 对管道进行穿通清理, 清理完毕后还要用管道探测仪检查管内是否存在异物。

1.2.2 电缆弯曲部位的处理

高压电缆线路的弯曲部位处理不当, 容易导致电缆和管壁摩擦而损伤电缆。在电缆弯曲部位的处理上, 应该尽可能控制其弯曲半径, 使其不小于允许值, 特别是电缆发生连续2次弯曲时, 其弯曲半径L应满足下式要求:

式中, R为电缆允许的最小弯曲半径, GB50186—2006《电缆线路施工及验收规范》5.1.7节给出了详细的规定, 一般情况下取20d (d为电缆的直径) ;X为电缆连续2次弯曲所跨越的宽度。

电缆连续2次弯曲允许弯曲半径如图2所示。

同时, 在电缆敷设时还需要运用适当的辅助方法和工具 (如设置适当数量的转弯滑轮等) , 以免对电缆造成机械损伤或磨损。另外, 在采用机械敷设电缆的过程中, 电缆容易发生扭曲, 而与管壁发生摩擦造成损伤。为防止扭曲的发生, 应在牵引绳与牵引头或网套之间装设具有消扭作用的活节, 具体如图3所示。

1.2.3 自动溜放的防范

为了避免发生自动溜放事故, 可以在井口处预留约15m×4m大小的施工场地, 将电缆轴稳定放置于距离井口10m的位置, 这样电缆轴的直径为3m, 中间就可以放置2台大功率的输送机用于控制可能发生的电缆失控现象。另外, 在电缆轴位置、入井口处、工作井处等部位应配备人员实施监护, 并在井口布置专用井口滑车, 以防电缆摆动而与侧壁碰撞。

2 电缆附件安装问题

2.1 安装前的处理

电缆附件安装前对电缆处理的质量能否达标是电缆附件安装质量得以保证的前提, 因此在电缆附件安装前应注意以下几个问题: (1) 电缆附件安装前, 要对安装人员要进行施工培训, 做好技术交底; (2) 安装现场的环境温度应保持在5~35℃之间, 相对湿度不宜超过80%, 同时还要确保现场空气流通良好, 避免潮气、雨水或阳光直射; (3) 安装人员应对附件材料进行质量检查, 对电缆附件材料数量和尺寸进行校核; (4) 所有和安装有关的附件材料都应轻拿轻放; (5) 电缆绝缘和橡胶件都应处理干净并完全干燥; (6) 所有密封圈在安装前应预涂硅脂; (7) 对电缆绝缘进行打磨之后应确保其平整光洁; (8) 打磨电缆绝缘屏蔽层时应严格按照工艺要求实施, 用于打磨电缆绝缘屏蔽层的砂带不能再用于打磨电缆绝缘。

2.2 电缆的剥切

同样, 电缆剥切尺寸的准确性也是影响电缆附件安装质量的重要因素之一。由于目前现场使用的电缆附件大多数都是提前预制成型的产品, 其尺寸已经确定, 而附件和电缆本体的相对位置只有在一个适宜的位置时才能发挥其作用 (如改善电缆端头电场分布) , 所以对于预制好的附件而言, 电缆本体的配合尺寸必须符合标准, 如果尺寸有误差将影响到电缆与附件的配合质量, 导致电缆附件的作用降低甚至丧失, 给工程埋下安全隐患。

2.3 绝缘与接续处理

电缆和电缆附件之间的绝缘界面是整个电缆附件的绝缘薄弱点, 此处如处理不当会对电缆附件的整体质量产生直接影响。因此首先要确保电缆绝缘表面光滑、干净、干燥而无导电杂质。半导电可剥离的电缆, 不得有刀痕或纵向凹槽;不能够剥离的电缆, 在去除半导电层之后应该用由粗到细的砂纸依次打磨, 保证其光滑无凹陷。电缆导体接续处理也是一个难点和关键, 处理不好会导致其在负荷电流下产生高温而逐渐劣化, 严重时会导致绝缘丧失而引起电缆沟道的火灾事故。

2.4 选型和密封

在电缆附件造型的选择上应确保所选产品质量可靠、结构优良, 这也是保证电缆安全的前提和基础, 同时在选择时还要考虑其和电缆规格是否匹配;密封是电缆附件的又一个主要功能, 附件安装完成后要保证电缆端头或接续处电缆密封良好, 避免水分进入电缆附件或电缆本体。选用密封设计可靠的附件, 如压封式、密封胶粘式等, 能可靠保证密封质量。同时, 施工中对密封部位的清洁、打毛等处理能有效改善密封效果。

3 电缆施工中的防火问题

电缆的防火问题是高压电缆施工中的一项重点工作也是难点。在现场实施时, 不宜采用涂刷防火涂料的方式进行被动阻燃, 而应采用必要的封、堵、隔的办法主动防火。具体来说, 有以下几点需要注意:

3.1 防火办法的实施

在运用封、堵、隔等办法进行防火处理时, 要保证局部或单根电缆的着火不向其他电缆蔓延, 电缆夹层的管口要进行严密的防火封堵;在电缆沟、电缆隧道中要每隔60~100 m设置一道防火墙或防火门, 竖井中应分层设置防火隔板, 在电力电缆和控制电缆之间应该设置防火隔板等。对于重要的电缆通道要安装自动报警和自动灭火装置, 实现早发现早扑救。

3.2 确保防火封堵的严密性及厚度

防火封堵是否严密和厚度是否达标是其封堵作用能否奏效的关键, 尤其是在电缆集中的部位, 要采用软堵材料, 以保证封堵的严密性。封堵材料厚度同样很重要, 如果厚度不足, 电缆着火后火势会穿过封堵的材料串延燃烧。封堵材料的厚度应该和封堵面电缆根数成比例, 电缆数量越多, 需要封堵材料的厚度越大。

3.3 确保封堵层的机械强度

由于电缆着火尤其是发生电力短路故障引发着火时, 会使周围空气迅猛膨胀而对电缆防火封堵产生巨大的冲击, 如果防火封堵层机械强度不足, 会使其防火功能丧失, 因此在进行封堵处理时, 要保证其机械强度符合要求。同时, 还要对电缆孔进行必要的封堵处理, 以防止小动物从电缆孔进入电缆管道。

4 结语

高压电缆施工中每一个细节的处理、采用的敷设工艺、附件安装策略及采取的防火措施都会对电缆施工的质量造成影响, 而在每一道工序中都或多或少会遇到一些施工难点, 本文选择了其中较为典型的问题进行了总结和分析。总之, 作为电力线路的施工企业除了应严格按照施工工艺标准进行施工外, 还要对施工过程中出现的问题进行及时总结和分析, 寻求最佳的解决方案, 只有这样才能持续提升施工队伍处理复杂问题的能力, 才能使企业的核心竞争力不断提高。

参考文献

[1]王鹰.110kV户外电缆终端的现状及发展趋势[J].电网技术, 2008 (11)

[2]寿伟勇.从电力电缆线路故障反思施工管理要点[J].机电信息, 2010 (6)

[3]马健, 赵智峰.浅论电力电缆的敷设、安装及试验[J].内蒙古石油化工, 2009 (2)

[4]周志勇.电力电缆施工安装中应注意的几个问题[J].中国高新技术企业, 2008 (4)

600KV高压电缆 篇2

关键词：10 kV电力高压电缆 进水原因 对策

中图分类号：TM247 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）01（c）-0174-02

由于电缆相对架空线路受外界风、雪、雨、雾等恶劣天气和自然环境影响小，供电可靠性较高，在铁路10 kV电力系统中得到大量采用，由于各种原因，电缆在运行中经常发生绝缘击穿故障，其中电缆进水导致的绝缘击穿故障占据很大比例，为提高电缆供电可靠性，有必要对10 kV电力高压电缆进水原因进行研究分析，以提高电缆供电质量，确保铁路供电安全可靠。

1 电缆进水的原因

第一，电缆在购买之后的保管与储存上出现不当。新采购的高压电缆都是成盘的，一般电缆两头都是运用塑料的密封套进行密封，但是电缆在用了一段之后，则是用塑料纸进行密封的，在用绳子进行捆绑，这样的密封方式其密封性能不是很好，并且由于存放的时间较长，水汽就会渗进到电缆当中。

第二，电缆在敷设时所用的方法不是很好。电缆在敷设时候，采用的是塑料纸对电缆头进行包裹的，有时电缆头会浸泡在水中，而这种包裹方式会使水进入到电缆当中，在穿管与牵引时，会发生外护套破裂的现象。

第三，电缆在敷设之后的保护方面处理的不是很好。电缆在敷设之后，并没有及时的对电缆头进行制作，使得电缆端口在没有经密封处理而长期的在空气中暴露在外，而有时还在水中浸泡，这样就使得大量的水汽进入到电缆之中。

第四，电缆头的制作不符合工艺上的标准。电缆头在制作时，尤其是在中间接头与终端头时，并没有按照工艺标准严格的执行制作，导致了电缆头的密封不严实，绝缘上受潮等现象。

第五，电缆运行时电气绝缘击穿或外力破坏导致护层损伤。电缆运行中，发生中间接头击穿等故障时，护层被破坏损伤，电缆井中的积水便会沿着缺口进入电缆；由外力引起电缆破损或击穿，也会发生电缆进水。

2 电缆进水的危害

电缆进水后，在电场的作用下，由于缺陷或微孔处的电场畸变，水分在电场的作用下，受到不均匀电场的吸引，产生极化迁移，逐渐积累而产生局部过饱和状态，会导致電缆主绝缘在运行电压下引发水树枝。水树枝的微观结构是由一系列含水微孔构成，微孔之间存在极细微的连接通道。绝缘中存在的杂质、气孔及绝缘与内外半导电层结合面的不均匀处所形成的局部高电场部位是发生水树的起点。水树发展过程一般在8年以上，湿度、温度、电压越高，水中所含离子越多，则水树发展越快。？对于交联聚乙烯电缆来说，水树枝现象是造成电缆老化、绝缘下降，以致在运行中被击穿的主要原因。

3 对策

电缆进水后干燥处理非常困难，一般也没有配置相应的设备。实际操作中，如果发现电缆进水，我们只是锯掉前端几米，如整条电缆已进水，我们就无法可取。因此，电缆进水的防止，应以预防为主，采用以下措施。

（1）电缆头应密封。锯掉的电缆端头，无论是堆放还是敷设，均要用塑料密封起来（采用电缆专用的密封套），防止潮气渗入。

（2）电线敷设后要及时进行电缆头的制作，否则采取防潮和防雨措施，防止电缆受潮和进水。制作电缆头时，避免在潮湿环境中和雨雪雾等恶劣天气下进行，防止水分侵入。

（3）购买电缆时，必须选择质量过硬的厂家。由于绝缘中的杂质、气孔等是水树发生的起点，因而电缆质量的好坏对防止水树老化至关重要。

（4）加强电缆头制作工艺的改进，采用新型电缆头制作材料。一旦电缆进水，则最早出现击穿现象的往往是电缆头，因而电缆头制作得好，可以延长电缆的整体寿命。如电缆在剥离半导体层时，我们在半导体层上竖着划几道，然后像甘蔗剥皮一样剥去半导体。但在用刀划时，若划得太深，便会伤及绝缘层，给水树的产生带来机会。另外，在制作热缩电缆头时，用液化气烧烤也可能损害电缆头根部的绝缘层。采用冷缩电缆头，冷缩硅橡胶电缆附件，制作简单方便，且硅橡胶电缆附件有弹性，紧紧地贴在电缆上，克服了热缩材料的缺点（热缩材料没有弹性，在电缆热胀冷缩的过程中，会与电缆本体间出现间隙，这就为水树的发展提供了便利）。目前，冷缩电缆头大量采用，改善了电缆头的制作工艺水平。采用接线端子制作电缆头接线端，提高密封性，减少水分侵入。

（5）长电缆采用电缆分支箱。对长距离电缆合理分段，采用电缆分支箱，在电缆故障时便于分段查找。

（6）防护管采用PVC塑料双壁波纹管。在一些需加防护管的地方，根据可行性采用此种管，该管耐腐蚀、内壁光滑、强度与韧性良好，因而在电缆直埋敷设时，可大大减少电缆外护套破损。

（7）电缆沟与电缆井的设计。 由于条件的限制，我们的电缆敷设均采用直埋或电缆沟形式，而且以直埋为多，我们属于多雨地区，电缆沟或电缆井中有积水时间长。因此在规划时，就应进行协调，便于电缆沟（井）的排水。如选择地势高的地方敷设，不设在沟底河边及地势低洼容易积水地域。

（8）电缆的试验。电缆头制作完成后，在投运之前做一次高压直流泄漏试验，投入运行后也应定期做高压直流泄漏预防性试验。优点是以便提前发现电缆隐患，提前整治，减少停电故障造成的损失。缺点是直流试验后会增加电缆击穿的可能，试验工作量大。

（9）严格交接验收。在交接验收时对电缆外观、施工工艺、隐蔽工程等认真检查，防止施工造成的绝缘护套受伤，给以后运行埋下隐患。

实践证明，通过采取上述措施，大大减少了高压电缆因进水受潮发生的绝缘击穿故障，确保了供电可靠性。

4 结语

10kV电力高压电缆作为重要的铁路供电设备，有必要对其进行绝缘在线监测，采用故障自动隔离和快速恢复技术，以进一步提高其安全运行水平。

参考文献

[1]吕玉恒.电力应知应会问答[M].中国铁道出版社，2010，10.

600KV高压电缆 篇3

关键词：超高压电缆,故障,分析,绝缘复原

1 结构与布置

万家寨水电站220kV系统共6回出线,送往山西电网的3回出线(万方Ⅰ线、万方Ⅱ线及万义线)采用“GIS+220kV超高压电缆+出线平台”模式,其220kV超高压电缆均为澳大利亚OLEX公司的交联聚乙烯电缆,结构如图1所示。

220kV超高压电缆共9根,单根长度为341～388m,其一端与GIS SF6终端相连,另一端经出线平台高压瓷套管(高度为3.22m)户外终端送出。电缆两端波纹不锈钢护套及屏蔽层采用过压保护器和直接接地形式与地网相接,并且从两接地点引出1根回流电缆随电缆主回路布置。220kV超高压电缆布置方式如图2所示(以万方I线为例)。

2 故障现象

2009年12月16日15时20分,220kV万方I线在负载电流近乎为零情况下空载运行时,发生A相接地故障,最大故障电流为7 372.8A(一次值),线路2套主保护(PSL603GCM和RCS931AM)和254开关短引线保护(RCS-922)均快速动作(保护最快10ms动作,52ms切除故障),保护动作情况见表1。主保护及故障录波装置(ZH-2)均测出接地故障点距离约为0.2km,线路出口254开关A、B、C三相正常跳闸。

3 原因分析

根据保护动作报告,并做好相关安全措施后,检查了可能发生故障的220kV万方Ⅰ线超高压电缆,发现A相超高压电缆距出线平台电缆户外终端底部约6m处(该处电缆竖直布置)有明显放电痕迹,电缆主绝缘破损,电缆外护套表面形成25cm×0.5cm左右的开口,电缆开口处墙面有放电时绝缘材料及铜导体熔化后喷出的碳粉及铜屑。由此可初步判断,这是一起因电缆绝缘击穿放电而形成的故障。

随后,又对万方Ⅰ线A相故障电缆进行了绝缘电阻测试,测试数据见表2。

由表2可知,A相主电缆导体已完全接地,回流电缆绝缘正常,主电缆导体已与波纹不锈钢护套及铜屏蔽层连接,这验证了万方I线保护动作的正确性。

又进一步查看故障点及附件电缆,发现故障点及其与出线平台户外终端底部间电缆外表面均存在多处安装时留下的深度为0.3～1cm、宽度不等的损伤性坑洞,而电缆其它部位表面正常。解剖故障点电缆后,也发现放电处周围电缆波纹不锈钢护套、铜屏蔽层及聚乙烯主绝缘层严重变形,绝缘均已被破坏,并且在放电处形成的开口中间部位靠电缆轴芯导体有1个直径为1.5cm、深度为6cm的椭圆形放电孔洞,电缆轴芯铜导体已部分熔化并与不锈钢护套及铜屏蔽层相连。

通过对故障点电缆的解剖和试验分析,同时核查该电缆相关资料,最后认定此次故障是由于安装不当使放电处不锈钢护套及铜屏蔽层严重变形,因此破坏了电缆各层正常绝缘间隙,进而在带电运行时形成了类似树状分布的不均匀磁场,并逐步产生局部放电,最终击穿绝缘。

4 处理方法

4.1 整改方案

由于电缆故障点及户外终端竖直布置,不便于做中间接头和终端接头,并且故障点与户外终端底部间长度为6m的电缆内部还可能存在绝缘击穿隐患,因此选取的最优处理方案如下:

(1)选用的主电缆、附件材料全部由PRYSMIAN(普睿斯曼)提供并现场安装。

(2)在故障点侧电缆水平布置段距户外终端底部14m处做1个中间接头(使用寿命在30年以上)。

(3)除瓷套管不更换外,从户外终端顶部到中间接头处的旧电缆、应力锥、电缆线夹和瓷套管内硅油等相关附件全部更新。

(4)户外终端瓷套管内新硅油充到位后静置48小时(充新硅油前必须对新硅油进行试验,合格后使用)。

(5)安装工序完成后,测试万方I线A相主电缆及其户外终端护套电缆绝缘电阻,并对故障相主电缆进行15min的1.36U0 (172kV)交流耐压试验,非故障相主电缆的交流耐压则以施加不少于12h的工频U0代替。

(6)试验合格后,将万方I线并网投运。

4.2 接头、户外终端处理方法

本次故障处理除了要保证制作接头、户外终端时环境温度在5℃以上(一般要求在0℃以上),湿度在75%以下和防风防尘外,重点应在中间接头及户外终端的制作工艺上。制作超高压电缆中间接头和户外终端的方法属于“绝缘复原(恢复原来的绝缘结构)”技术。

4.2.1 制作中间接头

剥开接头处新旧电缆外护套和金属护套(新电缆剥掉的外护套长度为1 650mm,旧电缆为630mm,金属护套长度比外护套短20cm)→用电热毯将金属护套剥开部分的新电缆加热4h(110℃左右),并校直接头处的新旧电缆(时间不少于4h)→在接头位置剥除两端电缆半导体屏蔽并切削出半导体屏蔽与聚乙烯主绝缘间长50mm的过渡锥面→除去接头两端电缆外护套石墨层(长度为20cm),并套入热缩管及金属护套连接管→削去接头处的聚乙烯绝缘及半导屏蔽层露出中间铜导体(均为6.8cm),并套入接头应力锥橡胶预制件→将中间铜导体穿在铜管内并用电动液压钳压紧(液压压力达60MPa左右)→在压好的铜导体外安装均压罩并与铜导体良好接触→在均压罩外安装应力锥预制件(应力锥内表面必须与均压罩和聚乙烯表面接触良好,无间隙且干净无尘)→在应力锥及接头的其它部分(除露出金属护套外)表面包上半导体膨胀缓冲带→在包好的半导体膨胀缓冲带表面安装铜屏蔽网→在铜屏蔽网表面安装金属护套连接管并与电缆上剥露出的金属护套用铅封接好→在接头处将整个金属护套表面套入热缩管,至此中间接头制作完成。

4.2.2 制作户外终端

将户外终端电缆拉至竖直位置,按瓷套管等的高度定位终端电缆末端位置并除去多余电缆→以终端底部绝缘子下端面为基准点,向下延伸220mm作为起点,剥除该点以上所有电缆外护套层;向上延伸70mm作为起点,剥除该点以上所有电缆金属护套层→用电热毯将户外终端电缆加热(110℃左右)4h→以终端底部绝缘子下端面为基准点,向上延伸635mm作为起点,剥除该点以上部分的主绝缘半导层→剥削出半导电屏蔽层与主绝缘间长50mm的过渡锥面→除去户外终端顶部聚乙烯绝缘及半导屏蔽层露出的铜导体(约10cm),并压接终端尾管→刨光聚乙烯绝缘表面并清理干净→安装应力锥→做好应力锥下部与瓷套管底部电缆尾锥管之间的绝缘、铜网和密封→将瓷套管安装到户外终端电缆外并定位→将电缆尾锥管与电缆金属护套(包括铜屏蔽层)铅封好→密封将户外终端顶部铜导体和瓷套管顶部→在外护套切口向下200mm处,用玻璃片除去外护套石墨层,并以铅封上口为基准点向下包裹数层环氧树脂及PVC→对瓷套管内空间抽真空(真空度需在70Pa以下)并注入硅油(油面距瓷套管顶面50cm),至此户外终端制作完成。

5 结束语

600KV高压电缆 篇4

直流高压电缆主要用于直线感应加速器等大型装置中直流高压信号的传输,因此其直流耐压性能非常关键。但生产的直流高压电缆常因绝缘材料中残存的少量杂质或交联助剂等低分子物质,导致电缆在直流耐压试验中失败。为此,针对直流高压电缆绝缘挤塑后处理工艺开展了研究。

1 绝缘组成及其挤塑工艺

目前400kV及其以上等级直流高压电缆大多采用交联聚乙烯XLPE(作为主绝缘)与内外半导电屏蔽层相结合的实心绝缘结构。直流高压电缆的导体一般由多根导线绞合而成,与绝缘层之间易形成气隙,造成电场集中,故在两者之间采用了内半导电屏蔽层,内半导电屏蔽层与被屏蔽的导体等电位并与绝缘层良好接触,可起到均化电场的作用,从而避免导体与绝缘层之间发生局部放电;同样,直流高压电缆的外导体与绝缘表面之间也有可能存在间隙,两者之间也采用了外半导电屏蔽层,其可起到均化电场的作用,避免外导体与绝缘层之间发生局部放电。表1列出了两种直流高压电缆的结构尺寸。

mm

为了尽可能减少和避免分层多次挤出过程中可能造成的绝缘内部杂质或缺陷,提高绝缘的可靠性,400kV及其以上等级直流高压电缆绝缘大多采用三层共挤工艺挤制。三层共挤工艺具有稳定性更好,产品结构尺寸更加稳定、均匀,电缆的特性阻抗更加均匀等优点,并且对于批量生产,三层一次性挤出工艺生产效率更高,可大大降低生产成本,提高产品的利润率。在实际生产中,我们采用三层共挤工艺生产的直流高压电缆仍时有发生直流高压试验不合格的问题。

2 绝缘热处理工艺

在交流运行条件下,XLPE的击穿机理主要体现为长期运行过程中电缆局部过热造成热击穿和电击穿的复合效应;在直流高压运行条件下,XLPE的击穿机理不需考虑过热问题,主要体现为电击穿,而XLPE中电场的分布取决于绝缘内部各类杂质的含量,这些杂质在绝缘内部构成了局部的缺陷,导致电场分布的不均匀,最终因局部场强过高而形成贯穿性导电通道,造成绝缘击穿[1]。因此,绝缘材料中残存的少量杂质或低分子物质,以及XLPE材料在交联过程中产生的残留物的分解或挥发气体在电缆绝缘中留下的微量气隙,正是导致电缆直流高压易击穿,产品成品率较低的主要原因。

对此,必须采取相应措施改善绝缘中出现的上述缺陷。经过翻阅大量资料,我们最终借鉴了航天工程中针对有机材料在热真空环境下进行的气体释放试验,在电缆绝缘挤塑工艺后再增加一道后续放气热处理工序,希望借此减少绝缘中低分子物质的含量,提高直流高压电缆产品成品率。电缆绝缘热处理工艺,即放气工艺,是通过对电缆在一定的温度循环状态下进行保温处理,使得微量的气隙能够及时地消除,进而提高电缆的直流耐压稳定性和可靠性,大大提高电缆的成品率。同时,电缆绝缘热处理工艺还可以减小绝缘挤出过程中绝缘内部的热机械应力,通过加热将此应力尽可能释放,避免了电缆和连接器组装完成后绝缘收缩现象。

3 绝缘热处理后电缆的性能

3.1 热真空释气试验

为了研究绝缘热处理工艺对直流高压电缆性能的影响,我们在电缆绝缘挤出完成后,取两段1 m长电缆,其中一段电缆样品(样品A)自然放置于室温环境,另一段电缆样品(样品B)进行绝缘热处理工艺,即将电缆放入高温烘箱,烘箱温度设置为75℃,放置7天,待电缆样品B热处理完成后,将两段电缆样品分别包装,进行热真空释气试验。

我们从电缆样品A和B上分别截取XLPE绝缘材料试样三份,每份100mg,按照QJ 1558—1988《真空中材料挥发性能试验方法》进行热真空释气试验。热真空条件是试样受热温度为(125±1)℃,收集板温度为(25±1)℃,真空度优于7×10-3Pa,真空时间为24h。释气试验温度为(23±2)℃,相对湿度为50%±5%,持续时间为24h。表2示出了热真空释气试验的结果,从表中可知,经绝缘热处理工艺处理后的电缆样品B的总质量损失平均值(TML)和收集到的挥发冷凝物平均值(CVCM)较电缆样品A分别下降了5.2%和38.7%,并且在TML仅下降5.2%的情况下,CVCM下降比例高达38.7%,这表示造成XLPE绝缘电击穿的原因既有微量气隙,又有材料内部残存的少量杂质(在热真空释气试验中其可从材料内部挥发并被冷凝收集)。

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3.2 直流耐压试验

我们取一个生产批次内同种型号规格的电缆若干,进行直流耐压试验(400kV,DC,1min),试验结果发现,绝缘未经热处理的电缆直流耐压试验合格率约为65%,而绝缘经过热处理的电缆的合格率则高达到90%左右。这表示绝缘热处理工艺使XLPE绝缘中低分子物质的含量明显下降,使电缆在直流高压试验中绝缘内部电场分布更加均匀,从而降低了电缆的击穿概率,提升了产品合格率。

4 结论

热真空释气试验和直流耐压试验的结果表明,电缆绝缘经热处理工艺处理后,其气隙和低分子物质含量明显降低,电缆的击穿概率明显下降,电缆成品率大幅上升。此外,如要进一步提高电缆绝缘直流耐压试验的可靠性,可考虑在一定的真空环境下对电缆进行绝缘热处理。

摘要：400kV直流高压电缆大多采用交联聚乙烯(XLPE)材料作为绝缘,材料中低分子添加物影响直流耐压试验通过,造成产品成品率较低。为此,针对400kV直流高压电缆绝缘挤塑后处理工艺开展了研究,通过对处理前后材料中低分子物质含量的检测,明确了后处理工艺条件,产品成品率由65%提高到90%。

关键词：直流高压电缆,绝缘热处理工艺,直流耐压试验

参考文献

600KV高压电缆 篇5

此时, 如果仍将铝包或金属屏蔽层两端三相互联接地, 则铝包或金属屏蔽层将会出现很大的环流, 其值可达线芯电流的50%~95%, 形成损耗, 使铝包或金属屏蔽层发热, 这不仅浪费了大量电能, 而且降低了电缆的载流量, 并加速了电缆绝缘老化, 因此单芯电缆不应两端接地。个别情况 (如短电缆或轻载运行时) 方可将铝包或金属屏蔽层两端三相互联接地。

然而, 当金属屏蔽层有一端不接地后, 接着带来了下列问题:当雷电流或过电压波沿线芯流动时, 高压电缆金属屏蔽层不接地端会出现很高的冲击电压;在系统发生短路时, 短路电流流经线芯时, 电缆铝包或金属屏蔽层不接地端也会出现较高的工频感应电压, 在电缆外护层绝缘不能承受这种过电压的作用而损坏时, 将导致出现多点接地, 形成环流。因此, 在采用一端互联接地时, 必须采取措施限制护层上的过电压, 安装时应根据线路的不同情况, 按照经济合理的原则在铝包或金属屏蔽层的一定位置采用特殊的连接和接地方式, 并同时装设护层保护器, 以防止电缆护层绝缘被击穿。

据此, 高压电缆线路安装时, 应该按照GB50217-1994《电力工程电缆设计规程》的要求, 单芯电缆线路的金属护套只有一点接地时, 金属护套任一点的感应电压不应超过50~100V (未采取不能任意接触金属护套的安全措施时不大于50V;如采取了有效措施时, 不得大于100V) , 并应对地绝缘。如果大于此规定电压时, 应采取金属护套分段绝缘或绝缘后连接成交叉互联的接线。由此可见, 110k V高压电缆线路的接地方式有下列几种。

1 线路金属屏蔽层一端直接接地, 另一端通过护层保护接地 (见图3)

当线路长度大约在500~700m及以下时, 屏蔽层可采用一端直接接地 (见图1) , 另一端通过护层保护器接地。这种接地方式还须安装一条沿电缆线路平行敷设的回流线, 回流线两端接地。敷设回流线时应使它与中间一相电缆的距离为0.7s (s为相邻电缆间的距离) , 并在线路一半处换位。在通道情况允许时采用回流线。增加回流线后, 单相短路回路电流不经过大地而经回流线返回。回流线的存在使单相接地时外护层绝缘及保护器所受工频过电压与地网电位无关, 且通过回流线的磁通抵消了一部分电缆芯线接地电流所产生的磁通, 从而降低过电压数值。回流线的阻抗及其两端接地电阻, 宜与系统内最大零序电流和回流线上感应电压允许值相匹配。

1-金属屏蔽层电缆;2-屏蔽层电缆互联;3-金属屏蔽层互联接地

1-保护器;2-同轴电缆外芯连接;3-同轴电缆内芯连接;4-屏蔽层交叉切换片;5-保护器接地

1-电缆;2-终端;3-电缆金属屏蔽 (护套) 接地线;4-护层保护器;5-接地保护箱;6-回流线;7-接地箱

2 线路金属屏蔽层中点接地

2.1 当线路长度大约在1000~1400m时, 须采用中点接地方式在线路的中间位置, 将屏蔽直接接地, 电缆两端的终端头的屏蔽通过护层保护器接地。中间接地点一般需安装一个直通接头 (见图4) 。

1-电缆;2-终端;3-电缆金属屏蔽 (护套) 接地线;4-保护器;5-接地保护箱;6-接地线;7-接地箱;8-中间接地点 (直通接头)

2.2 中点接地方式也可采用第二种方式, 即在线路中点安装一个绝缘接头, 绝缘接头将电缆屏蔽断开, 屏蔽两端分别通过护层保护器接地, 两电缆终端屏蔽直接接地。 (见图5)

1-电缆;2-终端;3-电缆金属屏蔽 (护套) 接地线;4-接地箱;5-保护器;6-接地线;7-接地保护箱;8-绝缘接头

当采用中点接地方式时, 根据实际情况, 若电缆长度、运输及敷设能满足要求时, 在电缆中点部位仅破开电缆的外护套, 直接在铝波纹护套上安装接地装置, 在安装后要做好外护层与金属护套防水处理工作, 该安装方式优点:电缆未安装绝续接头, 避免在安装接头过程中产生绝缘薄弱环节, 同时电缆线路本体无畸变的电场, 有利于提高电缆使用寿命及载流量, 有利于节约工程成本, 减少运行维护工作量及故障点, 有利于电缆安全运行。

2.3 线路金属屏蔽层分段交叉互联后经保护器接地 (见图6)

1-电缆;2-终端;3-接地线;4-接地箱;5-交叉互联接地;6-保护器;7-绝缘接头;8-同轴电缆;9-直通接头

电缆线路很长时 (大约在1000~1400m以上) , 可以采用屏蔽层交叉互联。这种方法是将线路分成长度相等的三小段或三的倍数段, 每小段之间装设绝缘接头, 绝缘接头处三相屏蔽之间用同轴电缆, 经交叉互联箱进行换位连接 (见图2) , 交叉互联箱装设有一组护层保护器, 线路上每两组绝缘接头夹一组直通接头。

为了减小单芯电缆线路对邻近辅助电缆及通信电缆的感应电压, 应尽量采用交叉互联接线;采用交叉互联接线方式是减少高压电缆屏蔽层环流最有效的方法, 但是投资成本高、维护量大。

2.4 金属屏蔽层护套两端直接接地

此接地方式不常用, 仅适用于极短电缆和小负载电缆线路。高压电缆施工过程中, 应严格控制电缆线路中间直通接头、绝缘接头、电缆终端安装工艺, 保证线路接地系统、接地箱、交叉互联箱安装质量与防水密封和电力电缆金属护层可靠接地, 是有效保障电力电缆线路安全运行的重要保护措施。

摘要：110kV高压电缆线路护套必须接地运行, 并且考虑限制其护套感应电压, 文章讲解其不同的接地方式和原理, 以便运行人员更好地巡查、维护和消缺, 以免造成高压电缆过电压导致电缆外护层击穿, 从而形成环流和腐蚀, 最终影响电缆线路物载流量、运行寿命及人身安全。

关键词：电缆护套不接地危害,护套接地方式,中点接地方式,交叉互联接地方式

参考文献

[1]电力安全规程[S].

[2]GB50217-1994.电力工程电缆设计规程[S].

[3]110k V电缆线路护层接地方式及护层保护的一些措施[J].四川电力技术, 1003-6954 (2008) 增-0091-94.

600KV高压电缆 篇6

目前以110kV电压等级为主的大型高压地下电缆系统正在各大中型城市形成, 加上中低压电网中的电缆网络, 我国城市内的电缆化率逐年提高。与此同时, 各种电缆配套设备在电力系统中得到了广泛的应用, 电缆及其附件成为了输电设备中的重要组成部分, 其质量的把控也逐渐成为电力运行部门的重点关注对象。

一直以来, 世界各国大型电力公司都在致力于高压电力电缆材料及其配套设备的研究和竞争, 在这些领域里已经取得了较大的成果, 并将这些技术进行了大力的推广和应用。但是对于高压电力电缆本体缺陷及其配套附件缺陷的研究就稍显滞后, 尤其对于电缆缺陷引发的故障的监测与预防方面更是存在不少的空缺。由于缺陷引发的故障, 将严重影响电力系统的供电可靠性, 甚至会影响整个系统的运行。因此, 快速、有效的缺陷故障检测方法是电力电缆实用化的重要研究内容。

本文从110kV高压电缆本体、附件、敷设、安装等几 个方面入手, 对引起110kV高压电缆缺陷的因素进行了统计和归类, 并对各种因素引起的110kV高压电缆质量问题进行了分析;对上述缺陷中的终端应力锥安装错位、电缆绝缘受损、中间接头含杂质进行了人工模拟, 在实验室环境下开展了对应的高压运行实验;采用DDX770型局部放电检 测仪和SAT系列红外测温仪等设备对电缆绝缘中的局部放电情况和电缆终端、应力锥等重要部分的温度进行了监控。实验取得较好的 现场模拟效果, 监测方法行之有效。

1110kV高压电缆及其附件典型缺陷原因分析

110kV高压电力线路是电力系统中电能安全稳定输送到配电网络的枢纽, 特别是在 城镇化发 展越来越 快的背景 下, 110kV高压电缆在电力线路 中所占的 比重越来 越大, 110kV高压电缆系统一旦出现问题将会引起严重的停电事故。目前电网中广泛采用的是110kV交联聚乙烯高压电缆, 造成该种类型电缆缺陷的原因众多。电缆系统产生事故有可能是某 一个因素造成的, 也有可能 是多种因 素汇集在 一起造成 的, 但110kV交联聚乙烯高压电缆缺陷的来源不外乎以下几个方面:

(1) 电缆的质量。电缆绝缘的电气性能差, 电缆的绝缘水平下降, 电缆受潮进水等质量问题对线路具有很大的影响。

(2) 电缆敷设的质量。电缆敷设时牵引力超过电缆的允许拉力;敷设电缆时电缆在地上或沟壁上来回摩擦;电缆的弯 曲半径小于电缆外 径的20倍以上;环境、天气、气温 对敷设的影响。

(3) 电缆附件的质量。电缆附件的性能必须满足标准的要求, 绝缘材料必须具有优良的电气绝缘性能和可靠的物理化学性能, 结构合理, 防潮和密封性能好, 安装方便等。

(4) 电缆附件安装质量。没有严格按照合理的工艺和施工规程进行安装, 安装人员 没有经过 专业培训 取得资格 后上岗等;如果安装质量存在问题, 会造成电缆或附件的绝缘水 平下降, 影响电缆系统安全运行。

(5) 其他因素的影响。长期超负荷运行、电化腐蚀、外力损伤等因素均会对线路的安全运行造成隐患。

2110kV高压电缆及其附件典型缺陷模拟

为了能够有效地对110kV高压电缆系统可能存在的故障实施带电检测, 争取在系 统发生短 路事故前 及早发现110kV高压电缆系统运行过程中的故障状况, 可以针对上述绝缘缺陷类型中的几种典型缺陷进行模拟试验, 对模拟试品进行带电检测, 掌握其故障过程中的检测数据, 模拟几种不同的电缆、电缆附件及施工过程 中的可能 发生的典 型缺陷情 况。本文以110kV交联聚乙烯高压电缆为例, 模拟了如下3种典型缺陷:

(1) 终端应力锥安装错位的模拟:模拟应力锥安装错位的情况, 包括电缆半导电层过多深入或深入不足应力锥的情况。

(2) 电缆绝缘受损缺陷的模拟:在电缆绝缘层转孔, 模拟电缆绝缘层受损的情况。

(3) 中间接头含杂质的模拟:在中间接头的屏蔽层内, 按要求涂抹半导电漆, 模拟接头在施工过程中混入杂质的情况。

3110kV高压电缆及其附件缺陷模拟试验

因为本次试验不带电流运行, 因而采取 直接串接 的方式, 不构成回路, 试验接线原理图如图1所示, 现场试验接线 图如图2所示。

注:#2为有缺陷终端, #3为正常终端。

在上述实验环境下, 对终端应力锥安 装错位、电缆 绝缘受损、中间接头含杂质3种缺陷情况分别开展了实验, 并对3种实验过程中关键部位的局部放电情况和运行温度情况进行了监控。

注:#2为有缺陷终端, #3为正常终端。

3.1缺陷模拟试验局部放电检测结果

模拟当终端应力锥安装错位、中间接头 含杂质、电缆 绝缘受损时, 电缆半导电层、绝缘层、终端等关键部位的局部放电情况, 试验结果如表1所示。

由表1可知, 在电缆终端安装错位、电缆中间接头含杂质、电缆绝缘凹陷受损3种典型缺陷情况下, 局部放电量很大。当终端安装错位和中间接头含杂质2种缺陷存在时, 随着试验运行电压逐步升高, 电缆终端和中间接头内相应缺陷位置的局部放电情况也在加剧, 在运行电压分别升高至1.15U0和1.45U0时, 局部放电量高达382pC;当电缆的主绝缘受损, 试验运行电压仅升高至0.85U0时局部放电量就高达725pC。

3.2缺陷模拟试验红外测温检测结果

模拟当终端应力锥安装错位、电缆绝缘 受损、电缆终 端受潮时, 选取#2号终端的3个测温点作为实验对象, 如图3所示。对试验回路施加64kV电压, 持续4h以上, 电缆半导电层、绝缘层、终端等关键部位的运行温度情况如表2所示。

由表2可知, 红外成像在检测终端进水等容易造成设备局部发热的缺陷时, 具有很高的有效性和可靠性, 本次实验中 当电缆终端受潮, 电缆运行电压为64kV时电缆终端本体运行的温差高达4℃, 超过了运行规程中终端运行温差不超过1℃的规定。但对终端应力锥安装错位、电缆绝缘受损时的缺陷检测存在一定的困难。

4结语

本文通过人工模拟高压电力电缆缺陷来论证 目前高压 电力电缆缺陷监测方法的可行性和实用性。由上述实验可知, 通过对不同检测方法的检测结果的比较, 局部放电在检测电缆终端安装错位、电缆中间接头含杂质、电缆绝缘受损等造成 局部放电的缺陷方面成功率很高, 而红外成像对该类缺陷检测存在一定的困难。通过局部放电检测仪等在电缆设备安装和 现场运行中的应用, 可以快速准确地检测出电缆缺陷造成的局部放电情况, 更适合在电力部门的日常工作中使用。

今后将通过对高压电力电缆缺陷的电场仿真计算, 分析在不同情况以及不同部位的电场电势。采用有限元计算方法, 建立模型, 针对电缆接头杂质缺陷、应力锥安装错位、终端受潮以及电缆本体受损的情况进行电场分析, 得出较为理想的 效果, 与人工缺陷模拟试验的测试结果有很好的一致性。

摘要：为了研究110kV高压电缆缺陷对输电设备运行状况的影响, 首先对110kV高压电缆缺陷的源头及其种类进行了分析, 其次采用人工模拟的方法对几种常现的电缆本体及附件上的缺陷进行了仿真模拟和运行实验, 接着通过局部放电检测及红外测温等方法对电缆本体及附件的运行特性进行了测试。实验结果表明, 高压电缆上的各种缺陷会引起电缆绝缘中的局部放电和电缆终端及应力锥等重要设备运行发热等情况, 局部放电检测和红外测温等方法对高压电缆缺陷的监控可以起到一定的作用。

关键词：高压电缆,运行特性,缺陷,局部放电

参考文献

[1]GB50217—94电力工程电缆设计规范[S]

[2]周红英.电力电缆热伸缩及其对策[J].大众用电, 2001 (12) :32

[3]史传卿.电力电缆讲座第二讲电缆线路设计和敷设施工[J].供用电, 2001, 18 (4) :53

[4]马志勇.火电厂电缆敷设CAD系统研究[D].华北电力大学, 2000

[5]张明金.对保护接地产生的接触电压和跨步电压的探讨[J].大众用电, 2004 (9) :42~43

600KV高压电缆 篇7

关键词：高压电力电缆,交联聚乙烯绝缘,导体,金属屏蔽

1性能要求

近年来随着国家高电压技术应用的快速发展,150kV高压电缆用量增加迅猛,因此扩大150kV高压电缆,特别是大截面高压电缆的产能,对我国国民经济持续、高速发展起着关键的作用;同时结合海外市场开拓需求,研制150kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆势在必行。

150kV高压交联 聚乙烯绝 缘电力电 缆是在132kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆基础上,依据IEC60840—2004进行设计的,其主要技术指标为:a2.0℃导体直流电阻≤0.0176Ω/km;b.电缆通过230kV交流电压30min耐电压试验;c.电缆通过规定电压局部放电试验(升至152kV保持10s,然后缓慢降至131kV,无可视放电);d.聚乙烯外护套通过25kV直流电压1 min耐电压试 验;e.电缆电容≤0.198pF/km;f.电缆阻水满足IEC60840透水试验要求。

2结构设计

在150kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆结构设计时,结合国外市场发展需求及现有技术,该电缆导体采用了四分割结构,相较其他导体结构,该导体结构的阻水性能更好,且加工更容易、更能节约工时;按IEC60840中规定,选择了交 联聚乙烯 绝缘[1];在金属屏蔽层设计时,主要根据电缆特殊的敷设环境及金属护套可承受短路电流能力等[2],考虑采用铅套,但经计算,仅仅采用铅套远远不能满足系统短路容量的需求,因此我们在铅套内增加了铜丝屏蔽和铜带扎紧,通过铜丝屏蔽加铜带扎紧和铅套并联,完全可以满足系统短路容量的需求,同时铅套还能起到普通高压电力电缆径向阻水的性能;为保证电缆各层的阻水的效果,分割导体每层都采用纵包阻水带且单丝缝隙中涂阻水粉,股块成缆时中心添加阻水纱,导体外绕包半导电阻水带,在绝缘线芯和铜丝屏蔽之间、铜丝屏蔽和铅套之间、铅套和外护套之间分别绕包阻水带。图1示出了本公司设计的CU/XLPE/CWS/LAS/HDPE87/150kV1C1000mm2型150kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆的结构。

3关键技术及解决方案

150kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆的生产工艺流程为:原材料检测→拉丝→ 绞线(阻水带纵包)→股块成缆→半导电带绕包→三层共挤→应力消除(除气)→半导电阻水带绕包→铜丝屏蔽→铜带扎紧→半导电阻水带绕包→局部放电试验→铅套挤出→双面阻水带绕包→护套挤出→涂覆石墨→成品检验→包装。其中关键技术包括导体结构设计、四分割导体模具设计、绝缘偏心度的控制、金属屏蔽的生产控制和铅套的生产控制。

3.1导体结构的设计

四分割导体结构在国内非常少见,可借鉴的资料几乎没有。在导体结构设计时,我们根据标准规定的1000 mm2导体的电 阻应不大 于0.0176Ω/km[3],以及最少根数不小于170根,对最少根数的导体实际截面积进行了计算[4]。导体实际截面积S的计算公式为:

式中k1为导体系数,根据本导体组成电缆线芯的单线直径、金属种类取值1.015;k2为绞合系数,根据本导体电缆线芯绞合方式取值1.003;k3为引入的修正系数,对于本导体结构,取值1.003;ρ为导体材料的电阻 率,本导体材 料取值0.017241Ω·mm2/m;R为20℃导电线芯最大直流电阻,对于本导体,取值0.0176Ω/km。根据式(1)可计算得S=1000.3 mm2,由此可计 算导体紧 压前单线 直径。导体紧压前单线直径d的计算公式为:

式中S为导体实 际允许最 小截面积,S=1000.3mm2;λ为单线延伸系数,λ=1.09;p为扇形块数,p=4;n为扇形块单线根数,n=61,各层单线根数n1=24、n2=18、n3=12、n4=1+6。根据式(2)可计算得d=2.385 mm,由此导体 结构进行 生产的150kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆的导体外观圆整,十分有利于交联工序的生产工艺控制,且阻水性能较好,加工容易,节约工时。

3.2四分割导体模具的设计

四分割导体模具的设计在国内非常少见,我们在设计四分割导体模具及导体结构时,主要参照了国外资料,并与行业内相关技术人员做了大量的沟通,再结合多年分割导体模具的设计经验,对相关参数进行了设置。四分割导体模具结构如图2所示。

四分割导体模具的具体设计过程如下:

式中p为扇形块数,p=4;Δβ为中心角修正角度,取值0.5°;β为中心角之半,根据式(3)可计算得β=44.75°=0.781rad。

式中θ1为底弧反正弦;θ2为边弧反正弦;t为填充带材厚度,t=0.1mm;r1为底边弧半径,r1=1.5mm;r2为顶边弧半径,r2=1.5mm;R00为扇形线芯圆弧半径修正值,R00=0.9 mm;Sj为扇形导 体轮廓截 面积,Sj=288.6mm2;R,R0分别为扇形导体圆弧半径及其初值。根据式(4)~式(6)计算得θ1=arcsin0.64=39.79°=0.69rad,θ2=arcsin0.089=5.11°=0.089rad,R0=19.353mm,R=19.41mm。

式中M为下压辊 宽度,根据式 (7)可计算得M =27.20mm。

式中H为下压辊高度;R1为下压辊圆心距;W为上压辊宽度理论值 (假设上、下压 辊无间隙,宽度相等),W =M=27.20mm;N为上压辊高度。根据式(8)~式(11)可计算得R1=0.142 mm,H =12.86mm,N=5.56mm。

根据所设计的四分割导体模具生产的150kV高压交联聚乙 烯绝缘电 力电缆的 导体外径 可达(39.5±0.5)mm,圆整度达 到98.5%,符合工艺要求。

3.3绝缘偏心度的控制

由于四分割导体结构不稳定,在绝缘工序中导体各股块容易发生错位,因此我们在生产中采用了德国进口的悬链设备,并配有前置冷却TROSS系统,生产时线芯在导体屏蔽、绝缘、绝缘屏蔽三层共挤过程中按一定速度均匀旋转,使得分割导体股块间不错位,以保证绝缘的偏心度。

3.4金属屏蔽的生产控制

在金属屏蔽生产中的控制关键点是铜丝屏蔽和铜带扎紧。由于在生产过程中既要保证铜丝均匀分布在绝缘线芯表面,又要确保铜带扎紧不能损伤线芯,也不能使铜带扎紧后铜丝重叠,为此我们引进了国外高精度金属屏蔽+非金属绕包设备。根据该设备生产时可先绕包非金属带材,再进行铜丝屏蔽+铜带扎紧,然后进行非金属绕包的特点,我们对生产工艺进行了相应的调整。调整后的生产工 艺流程为:半导电阻水带绕包→铜丝屏蔽→铜带扎紧→半导电阻水带绕包→铅套挤出。此外,我们还配备了优质的钨钢并线模具,以保证铜丝屏蔽和铜带扎紧的质量。

3.5铅套的生产控制

在铅套生产中的控制关键点是挤出过程的恒温、恒压和恒速的控制。铅液在挤出过程中的温差越大,则铅管厚度的变化也越大,一般每差10℃就能使铅层厚度产生0.10mm误差。因此,选用了高精度铅套生产机组,其可确保铅炉内的铅液经输铅管进入挤压筒直至由模座挤出铅管,整个流程内各区域的温度均能保持在预先设定的恒定数值,温差控制在±1.0℃的范围内。该机组通过确保螺杆转速恒定,铅液温度恒定,从而使挤出过程中的压力也是恒定的,保证了铅层厚度的均匀,使得将铅层厚度控制在最小值成为可能,大大节约了耗铅量,降低了生产成本。

4结束语

2013年2月,本公司对生产的150kV高压交联聚乙烯绝缘电力电缆进行了IEC60840标准中要求的全部项目检验,荷兰KEMA实验室派专员对所有试验 项目进行 见证,经检验产 品符合IEC60840标准的所有要求,检测结果如表1所示。

该产品取得国家电线电缆检测中心出具的检测合格报告,为打开国内市场打下了基础,同时为以后研发此类产品积累了经验。2013年6月,本公司取得了荷兰KEMA认证机构 颁发的150 kV1×1000mm2交联聚乙烯绝缘电力电缆认证证书。此证书的获得有利于公司产品出口到欧洲、美国等地,进一步开拓海外市场。

参考文献

[1]IEC.IEC 60840—2004额定电压30 kV(Um=36kV)以上至150kV(Um=170kV)挤出绝缘电力电缆及附件试验方法和要求[S].2004.

[2]周厚强.含软接头的220kV光纤复合海底电缆的研制[J].电线电缆,2012(6):4-8.

[3]国家质量监督检验检疫总局.GB/T 3956—2008额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件[S].北京:中国标准出版社,2008.

600KV高压电缆 篇8

1 故障概况

黑麋峰抽水蓄能发电站采用联合单元接线形式, 即:18kV侧一机一变, 经过主变升压后, 在主变高压侧, 每两台主变组合成一个联合单元, 经两组地下500kV GIS形成二回进线, 再分别由二回500kV干式高压电缆接至地面500kV GIS设备, 500kV GIS一回出线与500kV出线场设备组成一回输电线路接入500kV变电站。500kV高压电缆差动保护配置情况见图1所示。

2009年5月1日19时30分#1/#2主变间隔50013隔离开关B相气室内部发生对地放电故障, 当时放电短路电流约15kA, 故障发生后, 电站500kV高压电缆差动保护未动作, 140ms后对侧变电站侧线路距离保护Ⅱ段动作跳开变电站侧线路开关切除故障电流 (在发电站侧, 故障点只处在500kV高压电缆差动保护范围内) , 故障后现场检查有明显漏气声。

2 保护动作情况分析及处理

故障发生后, 保护人员到现场查看500kV高压电缆保护装置, 发现保护装置上没有任何报警及动作信号。事后一次专业人员对500kV GIS检查, 发现#1/#2主变间隔50013隔离开关B相气室内部发生对地放电, 此气室已严重损坏, 并同时询问变电站侧得知对侧线路距离保护Ⅱ段动作出口跳闸。综合以上信息判断变电站侧距离保护正确动作切除发电站侧故障电流, 而发电站侧500kV高压电缆保护在故障发生时拒动。从线路故障录波数据分析, 故障时刻B相最大故障电流12.45A (一次电流为15kA) 远大于500kV高压电缆差动保护定值0.5A。

2.1 对保护装置进行电流采样检查

保护装置电流回路示意图见图2所示。

为了完全模拟故障时刻电流情况, 使用继电保护测试仪从GIS侧CT根部, 在B相中分别输入0.20A、0.40A、0.60A、0.80A、1.00A电流 (A相和C相电流回路也重复上述电流回路检查) 。通过上述电流采样试验, 确定保护装置整个电流回路以及保护装置模拟量采样模块均工作正常。模拟量采样数据见表1所示。

2.2 保护装置功能校验

(1) 在高压电缆保护GIS侧, 按照差动保护定值0.5PU, 在电流端子加入三相0.5A电流, 保护瞬时动作, 动作时间25ms, 差动正确动作。

(2) 在高压电缆主变侧, 按照差动保护定值0.5PU, 在电流端子加入三相0.5A电流, 保护瞬时动作, 动作时间25ms, 差动保护正确动作。

(3) 在高压电缆GIS侧, 模拟事故电流, 加入B相电流12A、A相电流0A、C相电流0A, 保护装置告警, 同时闭锁差动保护, 现地单元故障指示灯亮以及中央单元闭锁保护指示灯亮, 差动保护动作不正确。

通过上述模拟试验发现三相同时存在平衡故障电流且大于差动保护定值0.5A时, 差动保护可以正确动作;虽三相存在故障电流且大于差动保护定值0.5A时, 但三相故障电流不平衡且零序电流方向设置错误将闭锁差动保护, 差动保护拒动。根据上述试验结果, 将差动保护定值中零序电流方向Current Dir.Neutral从Direction 1改为Direction 2, 并重复上述第 (3) 步试验过程, 发现差动保护正确动作, 动作时间26ms。最终确认差动保护拒动原因为保护定值Current Dir.Neutral设置错误。

2.3 故障时刻保护装置无任何报警原因查找

经与外方保护软件开发人员联系, 得知500kV高压电缆保护在零序电流方向错误闭锁高压电缆保护时, 差动保护功能为瞬时闭锁, 但保护闭锁告警 (闭锁LED点亮) 需1s时间。因此实际故障时, 变电站侧距离保护Ⅱ段140ms切除故障, 高压电缆保护由于Current Neutra Direction为Direction1, 差动保护功能瞬时闭锁, 而LED告警信号由于故障已切除, 未能点亮。现场试验证明, 保护功能闭锁时保护装置LED告警灯点亮需982ms。

3 结语

(1) 通过上述分析此次差动保护装置拒动是由于保护定值整定错误造成。新投产设备在调试期间需严格按照DLT995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程进行调试。

(2) 在进行保护动作分析时, 一定要先充分利用保护装置的动作报告、事件报告、录波波形、采样值等报文信息进行初步分析, 根据分析结果再进行有针对性的现场接线检查和模拟试验等。