220kV电缆

220kV电缆（精选10篇）

220kV电缆 篇1

一、简介

随着我国的水力资源大范围开发, 而有些地区的地理位置的特殊性, 使得水电站需要建设在地下或山洞内;城市电网容量的扩大, 而土地资源限制, 使得变电站的面积逐渐缩小, 而且需要将变压器放置在室内。这样就需要使用电缆将电能输送到地面或户外。

变压器在地下或室内安装时, 变压器和电缆之间的连接如果还像地面上那种, 由普通套管在空气中连接的方法, 为保证有足够的绝缘距离, 必然占有很大的空间。这样也就损失了变电站内很多空间。因此, 这种变压器可以采用电缆出线。实现变压器电缆出线, 可以使用多种方法, 可以将电缆终端与变压器出线套管组装在一密封的油箱中, 或者直接将电缆终端 (电缆插拔头) 直接与高压线圈出线相连。

这两种电缆出线是放在变压器油中, 所以变压器连同接线盒的体积可以做的很小, 不仅可以减少地下电站、室内电站厂房的占地面积, 而且在电器绝缘方面也是非常可靠的;同时, 高压引线是完全密封的, 这样也可以避免触电事故的发生, 目前我国电缆出线已经用到220k V、330k V, 根据发展的需要, 电缆出线在各种电压等级上的应用将日趋广泛。

这种电缆出线从其形状上来说一般均称为象鼻式出线。

如上所述, 按电缆终端接入变压器结构的不同分为如下两种方式:

1. 直接引出方式:

这种方式是直接将电缆终端 (电缆插拔头) 插入变压器油箱内, 直接与变压器引线相连接的结构。一般应用在110k V及以下电压等级的变压器上。国外也有用于275k V的变压器上。这种方式对缩小变压器的体积是最有利的, 也是变压器最希望的, 因为他可使变压器的结构紧凑, 不占更多的结构尺寸, 但从使用维护及事故的判断等方面是困难的。

2. 间接引出方式:

这种方式是将电缆终端通过一个中间过渡套管, 同变压器引线连接的结构, 一般适用在高电压上采用, 目前国外已有用于400k V变压器上。

与直接引出方式相比, 间接引出方式不可避免地使变压器体积增大, 但是它有一些突出的优点, 如:

(1) 当变压器或电缆终端任一元件发生故障时, 不会相互影响, 可以方便的查明事故的原因, 并容易排除;

(2) 当电缆终端和变压器出线过渡套管检修时, 不需要放出大量的变压器油;

(3) 变压器工地安装方便, 可先将变压器安装就位后, 再安装电缆终端;

(4) 便于电缆终端在安装后的直流电压试验;

(5) 可以安装电流互感器, 对变压器进行保护;

(6) 连接处基本上以螺栓连接为主, 连接较为牢固, 安全性高。

二、220k V变压器电缆出线在我公司的应用

目前220k V大型电力变压器上采用电缆出线结构已经试制成功。为了安装、使用和维护方便, 便于变压器与电缆终端各自试验, 我公司生产的这台产品选用间接引出方式。

这台产品是我公司为天津大邱庄变电站设计生产的三线圈有载调压变压器, 型号为:SFSZ10-180000/220。之所以采用电缆出线, 是因为该变压器位于室内, 使用电缆与外部GIS等部件相连接。使用电缆出线, 可以减小变压器室的空间。

项7电缆中终端是插入变压器的出线装置项3中, 通过项5引线电缆, 与项4油油套管相连接。在通过油油套管, 将电能引入、引出变压器。电缆终端与油油套管的外部介质是与变压器本体相同的高绝缘性能的变压器油。因此和在空气中连接相比, 其长度就可以大为缩短, 约为空气中的1/3~1/4。在这里, 中间介质也就是油油套管是不可缺少的, 因为目前好多电缆终端没有接地部分, 或接地部分很短, 无法安装电流互感器。安装油油套管不仅可以为安装电流互感器提供平台, 而且还可以方便变压器的例行试验。油油套管也有试验抽头, 即套管末屏抽头。由于套管浸在变压器油中, 无法完成试验, 在这里, 我将套管末屏抽头引出至出线装置壁外, 使用专用的连接电缆将其引出, 便于试验。

项3油油套管出线装置中的变压器油与变压器本体中变压器油是相通的, 当由与温度等原因使得出现装置中油膨胀时, 会通过出线装置上部的联管, 将油导入储油柜中。出现装置下部与本体相连的联管上放置了球阀, 这样就能达到不放变压器本体中油便可检修电缆终端和出现装置及油油套管上部的目的。

出现装置、电缆终端以及出现装置中变压器油的重量大约4吨, 为保证出现装置不变形, 采用项8, 16mm厚的钢板支撑在变压器油箱上。这样不仅使出现装置不会因为重力变形, 而且没有占用变压器以外的其他空间。

三、结束语

变压器采用油油套管、电缆终端间接出线对我们来说还是第一次使用, 虽然产品已经投入运行, 但是在结构上还是有好多问题;与国外的先进的电缆出线结构相比, 无论从设计角度还是从生产工艺角度看, 我们还有好多需要改进的地方。

220kV电缆 篇2

关键词：变电站；技术改造；母线保护；双重化；失灵回路

中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）11-0089-02

220 kV滨河变电站全站规模为3台主变，容量为3x180 MVA。220 kV配电装置采用双母单分段接线，有2回220 kV出线。220 kV母线目前仅配置单套母差保护，型号为RCS915C，由南瑞继保有限公司生产，失灵保护借助母差保护出口跳闸。当母差失灵保护因缺陷或定检等工作退出时，220 kV母线将失去主保护，220 kV线路和变压器将失去近后备保护，仅能将站内所有线路对侧的相间及接地距离II段保护（远后备）的动作时间缩短为 0.2 s（无纵联保护临时定值区），不满足《南方电网电力系统继电保护反事故措施2014版（修改稿）》（调继[2015]5号）中“在 220 kV及以上母线应采用双重化保护配置”的要求。 为解决上述问题，需要对220 kV滨河站进行220 kV母差保护双重化改造，将单套旧母差屏更换为双套母差及失灵保护屏，本文对此改造进行分析和总结。

1 施工方案分析

1.1 CT调整

220 kV滨河变电站各220 kV间隔的4个保护级CT二次绕组均已使用，因此实现母差失灵双重化改造需要对保护CT二次绕组进行调整，并改造原有启动失灵回路。CT绕组调整采用以下原则：

①母差保护与线路（主变）保护范围交叉，确保任一保护退出后无保护死区；

②母差保护和主变保护差动绕组不应串接任何其他装置；

③失灵保护功能电流判据宜在母差保护中进行判别；由开关保护实现失灵电流判别的CT保护绕组应位于线路（主变）与母差保护之间；

④CT绕组二次不应超过额定负载，同一个CT二次绕组接入装置的数量不宜超过3个；主变变高的备自投、减载、录波装置宜选用主变套管CT；

⑤同一站内各间隔CT绕组布置顺序宜相同；

⑥断路器非全相保护应选用开关CT。因此本次对220 kV线路间隔CT及主变高压侧CT二次绕组作如下调整，如图1（a）（b）（c）（d）所示。

1.2 直流及跳闸回路的配置

为了保证回路的可靠性，双套配置的母线保护的直流供电电源必须取自不同蓄电池组供电的直流母线，2组直流之间不允许直流回路采用自动切换。同一套保护装置的保护和控制电源必须取自同一组直流电源。本次母差保护改造必须严格按照以上规范进行设计，具体做法，如图2所示。

220 kV母差保护型号分别为南瑞继保的PCS-915NC型和长园深瑞的BP-2C型。PCS-915NC的保护及操作电源取自I段直流母线，动作跳闸第一套断路器跳闸线圈。BP-2C的保护及操作电源取自II段直流母线，动作跳闸第一套断路器跳闸线圈。

1.3 失灵启动

近三年的南方电网保护动作数据表明，开关失灵已成为一种常见故障。220 kV滨河变电站改造前的失灵电流判据是在主变断路器辅助保护装置中实现，而且全站只配置了一套断路器失灵保护。为提高失灵保护动作的可靠性，根据深圳供电局有限公司继电保护反事故措施汇编2014版要求，220 kV配置双套断路器失灵保护，按间隔区分起动失灵，并且失灵启动的电流判别在220 kV（母差）失灵保护装置中实现，有利于简化二次回路。（母差）失灵保护装置在主变220 kV开关失灵时，除出口跳母线上相关开关外，还需开出接点啟动主变非电量跳闸回路联跳主变各侧开关。

此次改造220 kV母线失灵保护已采用南网新技术规范的装置，故要求采用保护动作接点开入至装置PCS-915NC及BP-2C。

2 母线双重化改造中的可靠性研究

2.1 间隔区分

改造配置的双套断路器失灵保护可按间隔区分起动失灵。主变和母联间隔仅接入三相跳闸接点，220 kV线路间隔同时接入三相和分相跳闸接点，用于区别不同间隔的220 kV断路器，实现不同间隔的失灵跳闸功能。

2.2 主变解复压闭锁

构建主变失灵回路时，考虑到变压器中、低压侧故障时高压侧开关失灵，变压器内部阻抗引起高压侧残压过高，而母线保护中的失灵电压闭锁元件灵敏度不够，此时虽然主变保护动作同时启动了母差保护，但母差保护由于受到电压闭锁控制不能出口。因此，高压侧开关启动失灵需同时解除电压闭锁，逻辑如图3所示。

3 停电施工方案

为确保改造过程中各间隔的母差失灵功能至少具备一套母差失灵功能，可采取连个阶段各间隔轮停接入的方式：

①立新母差失灵屏，各间隔交、直流电缆布置到位；

②各间隔轮停接入新母差失灵屏，并进行CT绕组调整；

③结合旧母差保护技改工作，各间隔轮停改造第一套母差失灵保护。

过渡阶段及终期保护配置表，见表1。

过渡阶段旧220 kV母线保护装置RCS915C保留运行，装置不具备失灵电流判据的功能，失灵启动的电流判别由主变及220线路断路器辅助保护实现，同时将保护动作接点开入至断路器辅助保护装置。失灵电流逻辑判断后，主变断路器辅助保护装置应能提供接点用于启动220 kV断路器失灵保护。为了保证可靠性，在相应失灵启动、解除复压、联跳主变各侧回路中电流判别接点还应串接保护动作接点，以实现双重式把关。

本期改造过渡阶段保留第一套母差保护的此种失灵回路，如图4、图5所示。同时将220 kV线路保护、主变保护动作接点接入新增的第二套母差失灵屏。待第二套母差失灵屏接线完成并且投运，继而拆除站内原有的220 kV母线保护屏。

4 结 语

笔者结合深圳地区220 kV滨河变电站220 kV母线保护改实例，针对改造工程中遇到的CT配置、直流回路及跳闸回路等问题，提出了相应的解决方案，并总结了220kV母线保护改造的一些技术原则。通过改造，220 kV滨河变电站实现配置了220 kV双母差失灵保护，提高了全站运行的安全性，保障了电网安全稳定运行，希望此次改造能为南方电网其他220 kV母线保护改造提供一定的技术参造。

参考文献：

220kV电缆 篇3

该工程为该工程220k V电缆线路工程。全线双回路电缆1.85公里, 电缆为YJLW03 1×2000mm2, 电缆敷设方式为电缆沟 (电缆沟、桥、涵、顶管临时隧道等) +电缆排管。电缆终端分别在两座山上, 电缆敷设斜坡较多。电缆敷设方式较多。

电缆技术参数

(1) 电缆截面 220k V 1×2000 mm2

(2) 电缆外径 157mm

(3) 施工时最小允许弯曲半径 4.0m

(4) 电缆整理时允许弯曲半径 3.0m

(5) 允许最大牵引力 (线芯) 70N/mm

(6) 允许最大侧压力 3 kN/m

(7) 单位重量 32.5kg/m

2 电缆敷设方案

2.1 施工准备

1) 参加施工人员都应受过三级安全教育, 并通过安全规程考试;

2) 熟悉施工图纸及施工现场环境;

3) 对电缆知识相当了解, 具有敷施工高压电缆的施工经验;

4) 相应工种的施工人员必需持证上岗;

5) 根据设计及施工图要求, 结合现场实际情况及时准备好相关电缆;

6) 设备运抵现场后, 应认真做到下列检查:

(1) 电缆的技术文件应齐全, 主要包括合格证或质保书、产品说明书;

(2) 电缆型号、规格应符合设计要求, 且均应完好无损;

7) 变电所设备、电缆沟 (电缆沟、桥、涵、顶管临时隧道等) 、支架已施工完毕, 且均通过验收, 符合敷设220k V电缆条件;

8) 检查、清除电缆沟内杂物, 检查每段敷设电缆路径的长度, 对于影响电缆敷设质量的地方必需进行针对性的处理。另外所有电缆排管进行检查。通管时, 先用玻璃钢导管器对排管进行粗通。接着用Φ127、Φ140铁牛对排管反进行导通检查。清除或管口接口处有高差, 电缆则不能敷设, 该段埋管需返工。

2.2 电缆盘架设

1) 电缆盘架设时要牢固, 电缆盘启动时, 需用人力推动;

2) 时需要会同共货方, 建设单位人员一起开箱。拆板时先进行电缆外观检查再做外护套绝缘测试。测试使用10000k V摇表进行。外观检查或试验中发现有损伤或其他问题时要及时向建设单位和供货商反映, 待问题解决后方能敷设。

2.3 机器具布置

本工程电缆输送机、滑车布置通道为电缆沟、电缆桥、电缆涵洞, 全线要合理均匀布置电缆输送机、滑车、滑排。另外输送机全部安装好后要送电调试, 要确保输送机是否同步运行, 且运行性能良好时, 方能进行电缆敷设。

1) 直线段每1.5m布置一只直线滑车, 每3只直线滑车后布一“V”形滑车;

2) 90°转弯处要布置回铃撑或布置R≥4.0m 90°滑排;小转弯处用“2+1”滑车;

3) 电缆输送机布置

全线要根据现场实际情况, 科学计算牵引力, 合理布置输送机, 已保证电缆敷设能顺利进行。计算牵引力时摩擦系数、输送机有效输送系数等按下列原则考虑:

(1) 斜面上考虑电缆下滑力、电缆自重等原因, 计算时摩擦系数µ取0.8, 输送机有效输送系数η取65%;

(2) 水平面上考虑电缆自重等因素计算时摩擦系数µ取0.4、排管内摩擦系数µ取0.5, 输送机有效输送系数η取75%;

(3) 电缆盘启动力按20米电缆重量考虑;

(4) 全线全部采用JSD-8型电缆输送机。

上坡电缆敷设输送机布置:

该段电缆由于从变电站出来需经过630、约15米高的钢架桥上山, 为保证电缆的敷设质量, 决定电缆敷设首先通过搭设脚手架通道往禾半6#塔方向敷设。等往山上段6根电缆全部敷设到位、整理固定完毕后, 拆除脚手架通道, 采用人工利用手扳葫芦 (调整时, 根据具体情况, 地面可用输送机导送电缆) , 慢慢将电缆调整至钢架梁上, 且将钢架梁上半部电缆固定;第二步, 再重新架盘, 用输送机、滑车和人力配合, 将电缆盘上电缆余线导下。并立即通过地面11米长的电缆沟反穿至预先布置好的输送机上, 敷设至变电所GIS仓位。

A:上山段电缆敷设机具布置

注:1.电缆盘~2#输送机段电缆所需牵引力为:

JSD-8型输送机在水平面上实际牵引能力为:F输=8000×75%=6000 N

在水平面上的输送距离为:

L=8000×75%/ (9.8×32.5×0.4) =47 m

计算所需输送机数量:n=T/F输=8918 N/6000 N=1.48台选n=2台:F=5200 N×2=10400 N>T

L=L输×2=94 m>20m

所以布置2台输送机满足电缆敷设要求。

2.斜坡通道所需的牵引力:

输送机斜坡通道实际牵引能力为:JSD-8型F输=8000×65%=5200 N

输送机在斜坡上可输送的距离为:

L输=8000×65%/【9.8×32.5× (0.8×cos30°+sin30°) 】=13.6 m

计算所需输送机数量:n=T/F输=11399.2 N/5200

N=2.19台

选n=3台:F=5200 N×3=15600 N>T

L=L输×3=40.8 m>30m

而该段输送机在斜坡直线段均按13m来布置, 小于1台输送机实际能够输送距离L输=13.6m, 故该段布置3台输送机满足电缆敷设要求。

3.斜坡上下拐角在直线附近均各部置一台JSD-8型输送机, 这样使拐角点电缆侧压力很小, 满足电缆敷设要求。

E:JB17至JB19电缆敷设机具布置图

注:1.JB17~JB17+1段所需牵引力为

JSD-8型输送机在280斜坡上可输送的距离为

L输=8000×65%/【9.8×32.5× (0.8×cos28°+sin28°) 】=13 m

在28°斜坡上实际牵引能力为:8000×65%=5200 N

计算所需输送机数量:n=T/F输=4378 N/5200 N=0.84台

选n=1台:F=5200 N×1=5200 N>T

L=L输×1=13 m>11m

为减小斜坡转弯处电缆侧压力, 本段增加1台21号输送机, 最终布置2台输送机。来满足该段电缆敷设要求。

2.4 电缆的敷设

1) 指挥、线盘处、各转角、输送机及输送机电源总控处都需配备一台对讲机, (整条线路设置大功率电台, 以保证对讲机通讯畅通) 以便随时联络;

2) 将电缆用人工牵引至第一台输送机处, 让其自然落垂, 电缆进入沟口需套上波纹塑料管 (有效地防止电缆外护套在敷设时被擦伤) , 用校直仪将电缆头校直, 然后将电缆夹在输送机履带中心处, 开启输送机进行输送。输送时, 电缆头前方要用导引绳加人力导引 (机械牵引时加旋转联接器) ;

3) 展放过程中, 各处工作人员应严密监视电缆敷设情况, 一有问题应立即停机, 并报告指挥、技术人员, 待问题处理后, 才继续展放;

4) 每台输送机间需派专人随时调整滑轮的位置, 防止滑轮移动与翻转;

5) 电缆敷设完毕, 应组织人力进行整理、固定。应用特制的夹具将电缆妥善固定是一项重要工作, 应当由有经验的人员进行。所有夹具的松紧程度应基本一致, 夹具两边的螺丝应交替紧固, 不能过紧或过松, 应用力矩扳手紧固为宜。

4 结论

本工程采用人工牵引+输送的敷设方式, 通过计算牵引力合理布置输送设备顺利敷设完220k V大截面电缆, 同时确保了220k V电缆敷设转弯半径的符合规范要求, 220k V电缆敷设外护套绝缘良好。

摘要：本文主要介绍了220kV大截面电缆大角度斜坡电缆敷设机具布置的种类、数量, 特别是斜坡电缆敷设时电缆牵引力的计算与输送设备的选用和数量。

关键词：220kV电缆,斜坡,敷设,机具布置

参考文献

[1]李宗延.电力电缆施工手册.北京:中国电力出版, 2002.

[2]史传卿.电力电缆 (供用电工人技能培训教材) .北京:中国电力出版社, 2005.

220kV电缆 篇4

关键词：220kV输电线路；架空线路；线路设计

电力线路，主要分为输电线路和配电线路。输电线路一般电压等级较高，磁场强度大，击穿空气（电弧）距离长。35kV以及110kV、220kV、330kV（少数地区）、660kV（少数地区）、DC/AC500kV、DC800kV以及新建的上海100kV都是属于输电线路。它是由电厂发出的电经过升压站升压之后，输送到各个变电站，再将各个变电站统一串并联起来就形成了一個输电线路网，连接这个"网"上各个节点之间的“线”就是输电线路。在我国的输电线路中，220kV输电线路是最重要的高压输电线路，在整个电网的运行中有极为重要的作用。本文对220kV输电线路的设计要点进行说明，以提高输电线路运行的可靠性。

一、杆塔设计

在220kV输电线路的设计中，杆塔是重要基础，其主要作用是支撑220kV输电线路的导线以及地线，而且还要确保220kV输电线路符合绝缘性和电磁场限制条件的要求。220kV输电线路的杆塔不透光种类的杆塔的各个方面的差异较大，但是在220kV输电线路的施工中，杆塔却占了很大的比例，所以应该加强对杆塔的设计。由于输电线路施工现场的地质条件以及气候等各有不同，所以在设计时首先应该考虑杆塔的造价。在没有特别规定使用新型杆塔的情况下，一般在设计时使用较为成熟的杆塔。如果在某一地区需要使用新型的杆塔，在使用之前，一定要坐高试验工作，在确保杆塔的质量合格之后，方可将其投入使用。

二、导线设计

在整个220kV输电线路中，导线起着至关重要的作用，其功能关键，有输送电能、传导电流的作用。一般情况下，导线是架设在杆塔上的，裸露架设，所以在户外暴露的情况下，导线容易受到各种天气情况以及自身重量的影响，基于这一点，在进行导线的选择时，应该对倒显得一些特点进行重点考虑，如导线的电气性能以及机械强度。并且要根据导线架设地区的周围的各种环境，进行导线的选择。从我国导线的使用情况来看，使用最为广泛的就是钢芯铝绞线导线，该种导线的外部是有铝线绞制而成，导线内部是钢线，这种导线的优势明显，其机械强度良好，而且能满足大电流的传输。在220kV输电线路的输电过程中，输电电压等级较高、电能输送量较大，为了对抗电晕和高频通讯的影响，220kV输电线路一般是需要使用两根或者两根以上的导线。算导线允许载流量时，导线的允许温度：钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线一般采用+70℃，必要时可采用+80℃大跨越可采用+90℃；钢芯铝包钢绞线（包括铝包钢绞）可采用+80℃（大跨越可采用+100℃），或经试验决定；镀锌钢绞线可采用+125℃。环境气温宜采用最热月平均最高温度；风速采用0.5m/s（大跨越采用0.6m/s）；太阳辐射功率密度采用0.1W/cm2。此外，在220kV输电线路导线的表面，不能出现任何夹杂物以及腐蚀斑点，只有确保了导线表面的圆整以及光滑，并且绞合均匀紧密，才能满足220kV输电线路的使用需求。

三、路径设计

在进行220kV输电线路的路径设计时，需要考虑的方面较多，如可行性、技术性、经济性以及保证整个线路的安全稳定运行，由此可见，220kV输电线路路径的设计对与整个线路设计的重要影响，所以路径设计工作也是220kV输电线路涉及的关键。在220kV输电线路路径设计工作中，主要包括图上选线以及现场选线。对于现场选线工作，一定要做好实地考察，应该选择交通便利的地方，这样能方便输电线路的现场施工，而且在继续拧路径设计时，一定要注意避开良田、森林、果园等，避免对以上地方的占用。在进行图上选线工作时，应该对施工现场的各项资料进行收集，主要有水文资料、交通资料、地质资料、气象资料、通信资料等，在输电线路图上标出线路的起终点、重点、以及必经点，在结合以上因素的前提下，坚持路径最短的原则，这样才能选择出最好的输电线路路径方案。

四、防雷设计

对220kV输电线路进行防雷设计的主要目的是为了保证整个线路的安全稳定可靠地运行，基于此，应该重视220kV输电线路的防雷设计，针对不同的线路结构，设计不同的防雷结构。输电线路防雷功能的实现，主要是对线路安装不同的防雷设备，这样才能确保输电线路的安全性。根据220kV输电线路的结构特点，在继续拧防雷设计时，首先应该进行接地保护，这也是最为常见的防雷设计方式之一，通过将输电线路接地将施加在220kV输电线路的强电流、强电压导入地下；此外，还应该配合相关的防雷设备进行保护，在220kV输电线路上加用哪个避雷器、计算机等设备的管理，采用综合性的保护措施，对线路的运行状态进行全面检测，一旦发现问题应该及时处理；最后，还应该做好220kV输电线路的屏蔽保护工作，屏蔽的主要对象就是输电线的干扰信息，将屏蔽电缆与电源线相结合，这样才能确保220kV输电线路的安全稳定可靠的运行。

五、注意事项

在进行220kV输电线路设计时，首先应该注意线路走廊的宽度设计，所以在进行规划设计时，应该选择猫头塔或者干字塔的方式，对输电线路进行单回路设计，这样能有效地使220kV输电线路走廊的占地面积以及宽度减小。其次应该注意控制电磁辐射对于线路的影响，所以应该加强220kV输电线路的电压和电流的控制，尤其是对杆塔和电气绝缘设备之间的配合，一定应该严格控制。而且还要对地面与杆塔之间的距离进行设置，避免安全事故的发生。除此之外，在倡导可持续发展的今日，还应该加强环境影响评价，输电线路可能会对周围的地质、水文等造成影响，所以应该重视对这些环境方面的内容进行评价，如防洪影响评价、文物保护评价以及地震安全性评价等。在实际的施工过程中，应该避开陡坡、滑坡、塌方等地段，并对线路采取一定的保护措施，这样才能确保220kV输电线路施工顺利进行和完成。

结束语

总而言之，我国的经济以及社会在近些年来得到了巨大的进步和发展，社会各行各业在这样的大背景下呈现出出欣欣向荣的发展态势，所以人们对于用电的需求日益增大，基于此，我国加大了对220kV输电线路的建设，以确保人们的生活以及生产的用电需求得到满足。作为我国电力系统的重要组成部分，220kV输电线路作用重要，所以应该加强对其的设计，但是在设计的具体过程中，应该从多个方面考虑，正确在最后选出最好的设计方案。本文结合实际，对220kV输电线路的设计要点从几个不同的方面进行了阐述，希望可以为同行业的相关工作人员提供参考和帮助，使我国220kV输电线路的建设工作越做越好，更好的为人们服务。

参考文献：

[1]陈峰.110～220kV输电线路设计要点分析[J].企业技术开发，2011（5）.

[2]洪沿明.探讨220kV输电线路设计要点[J].企业技术开发，2013（Z1）.

[3]刘鹏飞.110～220 kV输电线路设计要点分析[J].技术与市场，2012（5）.

[4]沈强.谈城市密集型110kV架空输电线路设计[J].科技与企业，2013（1）.

作者简介：

220kV电缆 篇5

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

220kV电缆 篇6

随着我国城市电网改造进程的逐步加快, “缆化工程”即110k V及以上电压等级的线路电缆化率的逐渐提高, 高压电缆分支箱、环网柜等新设备投运量的逐渐增加, 使得110k V及220k V的全电缆线路及混合电缆线路的多分支网络化结构开始形成规模;同时, 目前变电所多数为GIS线变组结构, 变电所侧相应采用GIS电缆终端接入GIS气室的结构较多。电缆的故障探测出现了新的难点, 尤其对多分支电缆的故障检测和混合线路的故障检测, 较难实施以往行之有效的方法。主要表现为:①从检测方法来讲。常规高压脉冲检测法是电缆故障探测方法中较为常见的一种注入信号方法, 在电缆终端一侧的分立端口处注入高压探测信号, 在分支处进行接地和不接地处理。但当前, 电缆的接口安全增加的同时, 电缆的各终端均在变电所内, 很多是无户外终端杆形式结构, 使得线路维修人员无法有效地接入故障探测需要注入的测量信号, 以往常规的拆搭头线的方法难以实施, 而GIS气室拔下GIS电缆终端受相关人员及设备的限制, 无法确保质量的可靠性。②从电缆敷设结构拓扑来讲。传统的阻抗测距法伴随高压电缆接头和分支的增加, 使得故障探测脉冲信号在传输中发生衰减, 检测误差随机性的增大, 因而不能有效地对线路参数进行预估, 致使故障判断的距离计算出现不定量的偏差。③从电缆的接地方式来讲。由于110k V/220k V电压等级的电力电缆故障电流非常大, 所以采用铝护套直接接地方式和经过避雷器接地方式, 部分采用交叉互联的连接方式, 使得测量信号也受到其影响, 严重影响脉冲电流法等探测方法的探测精度。④从电缆自身的结构来讲。单芯电缆广泛应用于110k V及以上电压等级, 电缆线路大部分为直接接地故障, 且部分为高阻接地, 为检修方便相关的技术方法为拆除该故障相, 使得传统低压电桥法 (需要借助完好相) 、传统中压二次脉冲法中与完好相对比的方法等也难以实施, 探测方法受到了较大的影响。

2 本文采用的方法

110k V及以上电缆线路大部分采用单芯电缆, 其金属护套的接地方式不同于配网两端直接接地方式, 考虑到正常运行时对金属护套感应电压、金属护套环流的限制, 金属护套常采用三种方式接地:I段式、II段式、III段式, 其中III段式包括交叉互连和I段式加II段式。

110k V电缆线路主要短路故障类型为两相短路、三相短路、单相接地短路, 其中前两种故障类型短路电流基本上是通过电缆线芯形成回流, 流过金属护套中的电流比较小, 金属护套电流的影响可以忽略。

当发生单相接地故障时, 若电缆金属护套采用I段式、II段式连接方式, 故障指示器安装时能把金属护套环流消除, 直接测到的是线芯电流。若电缆金属护套采用交叉互连方式, 金属护套充当回流线的作用, 使得金属护套中有故障电流流过, 同时也有感应电流流过, 该感应电流是因为三相电缆线芯电流不平衡引起的感应电流。因为工程安装的限制, 故障指示器需直接安装在电缆外面, 这时指示器测到的电流不但有故障电流还有金属护套上流过的电流。

本文介绍一种尤其适用110k V/220k V辐射性线路或者系统侧为接地系统、用户侧为不接地系统故障的在线检测方法, 其核心原理是借鉴配网系统的故障指示装置, 通过仿真不同地点的故障, 分析高压单芯电缆故障时电流的变化规律, 确定故障区段, 从而缩小检测范围。

现根据单芯电缆的结构, 按照工程中的数据, 利用PSCAD对单回路三相电缆的主绝缘故障 (导体与金属护套短接时) 建立仿真模型, 其中的电缆参数按照沈阳古河电缆公司生产的110k V铜芯XLPE绝缘皱纹铝护套电力电缆 (标称面积400mm2) 中的参数进行设置。

3 110k V电缆线路的单相接地故障仿真

线路电缆护层采用交叉互联接地方式, 故障相为A相, 故障点的位置发生主绝缘 (导体与金属护套短接时) , 线路电压等级为110k V, 故障持续时间为1s, 水平排列, 每相电缆之间的间距为0.2m, 地下电缆深度为2m。

当故障点发生在交叉互联第二大段中的第二小段时 (见图1) , 在故障点前测量点3 (交叉互联第一大段中的第三小段) 、测量点5 (离故障点前最近的一组指示器) 及故障点后测量点6 (离故障点后最近的一组指示器) 检测的A、B、C三相电流幅值的仿真结果如表1 所示。

正常负荷电流约为195A, 功率因数为0.9。金属护套的电流约为24A, 护套电压约为0.2V。正常情况及各测量点电压电流波形如图2~6 所示。

4 故障判断原理

4.1 故障电流的分布规律

以A相单相接地故障为例, If为故障电流, 如图7所示。

故障指示器在1、2、3 处测的电流为 (忽略护套感应电流和负荷电流) 如表2 所示。

同理可得到B、C相及不同位置发生单相接地短路时, 指示器测到的电流都符合如下规律:故障点前测量的故障相电流大于1/2 故障电流, 故障点后测量的故障相电流小于1/2 故障电流;故障点前非故障相 (故障点到相距最近的接地点之间) 测量电流有可能大于1/2 故障电流, 故障点前其他非故障相测量电流小于1/2 故障电流;故障点后非故障相测量电流小于1/2 故障电流。

当系统最大和最小短路电流相差不大时, 1/2 故障电流值比较容易确定, 实际现场大多数是这种情况;然而当系统最大和最小短路电流相差比较大时, 宜采用主站集中式动态判断方法:主站实时判断通过光纤通讯的电流值, 当发现相邻的两点之间电流值之比大于1.3, 即判定短路故障点在此处。

4.2 故障判断原理

(1) 安装位置

电缆线路故障原因大部分是因为交叉互连接头绝缘不好造成的接地短路, 故指示器安装在交叉互连或接地箱处。

(2) 功能

解决以下两种状态下发生的故障:电缆线路送电时开关合到故障上;运行中发生的短路故障。

(3) 判据

电缆线路发生短路故障时, 线路电流的一个变化特征是:电流有一个正的跳变;另一个特征是:在发生短路故障后的一个很短的时间间隔内, 线路在继电保护装置的控制下, 故障电流会被出口断路器切断从而线路电流下降为零, 如图8 所示。

1) 检测电流是否大于定值。检测电流是否大于过流定值, 并持续一个 ΔT时间, 该时间与现场安装的指示器保护装置定值配合;I > IsetΔT>Tset;过流定值的大小选择为短路电流的0.5 倍, 当指示器检测到电流大于0.5倍短路电流 (该短路电流需要预先设置) , 并持续一个ΔT时间, 故障判断启动。

2) 检测线路是否断电。从故障判断启动开始计时, 在规定的时间内若指示器检测到线路无电则指示器判定为故障, 否则不判为故障。

3) 给出故障信号。若指示器检测到故障, 进行当地发光指示, 并可以与主站系统通讯进行自动故障定位。

4) 故障区段定位。采用以上判据可保证故障相故障点前指示器动作, 故障点后指示器不动。那么故障区段就是在最后一个动作指示器和后面第一个没有动作指示器之间的线路上。由于交叉互连环流的影响, 非故障相有可能也会动作, 那么两种方案排除非故障相动作的问题:①若有主站系统, 故障指示器会把故障数据送到主站, 主站比较各点的故障电流大小, 确定故障相, 故障区段。②若无主站系统, 需要同变电站配合, 先确定故障相, 然后顺着故障相, 根据故障指示器指示查找故障区段。

5) 躲励磁涌流。一般励磁涌流是两倍的变压器额定电流 (最大为8 倍) , 一般短路电流比励磁涌流大, 综合考虑三种方式躲励磁涌流。若变压器空载投入, 励磁涌流导致指示器误动, 可采用来电复位的办法复位指示器;若变压器投入时负荷大于某个固定值, 那么不符合指示器动作条件, 指示器不会动作;另外适当增加过流延时时间躲励磁涌流。

5 结束语

基于此原理设计生产的适用于110k V/220k V电缆的专用故障指示器首次应用罗氏线圈方式进行信号采集, 具有大电流不易饱和的特性, 采集电流范围 (0~15000A) 广泛, 不仅覆盖全部电力电缆的各种应用环境, 还可以进行有效地电气量检测, 并能够有效规避线路重合闸、变压器空载投切的励磁涌流及负荷空载投切等各种干扰。结合光纤通讯的优点, 可靠地将故障电气量上传到调度中心, 汇集成电力系统综合判定故障区段的数据, 判定故障以协调相关人员进行快速修复线路故障、恢复系统供电, 大大减少故障巡线时间, 提高供电可靠性。目前已在现场运行中取得了良好的效果, 受到用户好评。

摘要：根据单芯电缆的结构, 按照工程中的数据, 利用PSCAD对单回路三相电缆的单相接地故障建立仿真模型。通过分析故障点发生在不同位置时, 3个测量点检测的A、B、C三相电流幅值分布规律, 同时充分考虑实际运行环境中遇到的问题, 力求逻辑严密, 从而提炼出故障判断原理。基于此原理设计生产的适用于110kV/220kV辐射性线路或者系统侧为接地系统、用户侧为不接地系统的专用故障指示器已在现场运行中取得了良好的效果。

220kV电缆 篇7

变电站在信号电缆屏蔽线断裂或无屏蔽线的情况下,电磁干扰信号易使继电保护装置及安全自动装置产生误动或拒动,以致造成监控系统数据混乱及死机等现象,严重时会损坏二次回路的绝缘及保护装置中的电子元器件,对电网的安全构成严重威胁[1,2]。

信号控制电缆屏蔽线易腐蚀断裂而失去导电能力。为保障南昌某220 kV变电站的安全运行,现场检查了该变电站及其端子箱所处环境、线腐蚀及腐蚀点分布情况,并对屏蔽线腐蚀产物及腐蚀断线进行检测,分析了腐蚀原因,提出了防止腐蚀发生的应对措施。

1 屏蔽线现场腐蚀状况

1.1 端子箱内外环境

该变电站发生屏蔽线腐蚀的不锈钢端子箱为户外露天布置,内部分隔为上下两部分:上部为电缆端子接口,为保证端子排干燥绝缘,设有自动加热除湿装置;下部为电缆通道部位,信号控制电缆屏蔽线裸露接地端设在下部。端子箱上下部之间及端子箱与电缆沟之间均有阻火泥密封。端子箱内信号控制电缆屏蔽线编成辫子后,末端通过铜接头与接地点相连,屏蔽线呈自然悬垂状态,仅受到自身重力的影响。

所有端子箱内均放置了若干网孔袋包装的不变色硅胶干燥剂,没有定期更换。端子箱门框、门内壁设橡胶密封条,部分已脱落。端子箱内均较潮湿,变电站大气环境中NH3、挥发性脂肪酸、H2S、酚类等气体分子浓度较高[3]。

1.2 端子箱内屏蔽线腐蚀

变电站电流互感器、电压互感器、远方操作箱等端子箱的信号控制电缆屏蔽线(铜包铝线,由铝芯线和紧密包覆其外的铜层组成)均有不同程度的腐蚀,部分腐蚀严重而粉碎性断裂,完全失去了导电能力。腐蚀产物中包裹有大量腐蚀断线,为绿色和白色粉末混合物,以白色粉末居多。

2 腐蚀产物及断线检测分析

2.1 腐蚀产物组成及特性

现场屏蔽线的腐蚀产物的组成、物化特性见表1。

采用105 ℃恒温干燥失重法测定腐蚀产物含水量,17.00%的失重表明腐蚀产物含湿量高,验证了端子箱内高湿度环境。干燥后的试样35.00%的灼伤减量(450 ℃)反映腐蚀产物中含有较多的有机物或可热分解离子等。腐蚀产物在水中不溶物达97.00%。将2 g原始试样置于150 mL水中,溶液的pH值为6.1,呈弱酸性。腐蚀试样在6%盐酸中迅速溶解,并伴有大量的气泡产生。对盐酸溶解后的溶液进行过滤,再分别用原子吸收分光光度法测定过滤液中铁、铝、铜离子含量,用二阶微分火焰光谱法测定钠含量[4,5]。腐蚀产物中铜、铝含量较高,腐蚀产物含水量高,水溶液呈弱酸性,表明腐蚀产物中吸附有酸性气体或者酸性物质,酸性腐蚀环境对屏蔽线的腐蚀起加速作用。由此推断腐蚀产物中绿色粉末为铜的腐蚀产物,白色粉末为铝的腐蚀产物[6,7,8,9,10]。

2.2 腐蚀产物晶体结构

取试样表面腐蚀产物压碎碾磨,过400目筛后压片,用X射线衍射仪(XRD - 7000)进行物相分析,见图1。由图1可见,腐蚀产物主要为Al(OH)3,有少量AlO(OH)和Cu,难以检测到未被腐蚀的铝本体。

2.3 残存断线形貌及成分

采用JEOL JSM - 5600LV型扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物中的残存断线形貌,利用Oxford IE300 X型光电子能谱(EDS)分析不同区域的主要成分,见图2。残存屏蔽线表面附着大量腐蚀产物。1区为腐蚀产物层,为疏松粉状物,能谱富含Al和O元素,几乎没有Cu元素,主要由Al的腐蚀产物构成。残存断线2区为剥离腐蚀产物后的屏蔽线表面层,能谱以Cu和O为主,Al含量很少,可以认为是氧化铜为主体的外层保护膜,是屏蔽线的原始外层。

3 腐蚀原因及机理

屏蔽线发生腐蚀断裂的主要原因是材质选择不当,外因是变电站较差的空气质量和端子箱潮湿的环境[11]。信号电缆屏蔽线的腐蚀断裂过程大致可以分为以下几个阶段:屏蔽线外层铜产生裂纹露出被包覆的铝芯;铜包铝线发生电化学腐蚀;外界环境促进腐蚀加速,导致屏蔽线断裂。

3.1 屏蔽线外层铜产生裂纹

屏蔽线外层铜产生裂纹的首要原因应为机械外力。经测量,单根屏蔽线直径0.25 mm,根据铜包铝线加工工艺及有关设计参数推断,屏蔽线外层铜厚度约为0.03 mm[12]。极薄的铜层在屏蔽线加工拉伸过程中,会因受力不均产生裂纹。在信号电缆制造过程中,屏蔽线需要编织呈相互交叉的网状结构,在使用过程中一般被编织成辫子状再接地,这些过程均会造成外层铜受外力作用产生裂纹[13]。

其次,屏蔽线外层铜会因腐蚀而产生裂纹。铜在大气中具有良好的耐腐蚀性能,其电极电位比一般金属电极电位高,在大气中能形成以氧化铜为主体的保护膜[14,15]。但当屏蔽线使用环境较为潮湿时,辫子状屏蔽线的微小间隙内容易发生结露形成液膜,屏蔽线外层液膜容易吸收外界空气中的SO2,N2O,NH3等气体分子,腐蚀进一步发展产生裂纹[16,17]。

3.2 腐蚀发生

屏蔽线外层铜裂纹产生后,露出内部的铝基材。当铜铝2种金属相互接触,有液膜电解质存在,并有氧供给时,会发生电化学反应,腐蚀持续进行[18]。在液膜电极液存在的条件下,铜为正极,铝为负极,阴极反应为液膜中氧的去极化反应,阳极发生铝失去电子变成离子的氧化反应,屏蔽线内部铝芯被腐蚀成Al3+。Al3+形成后,在电解质中会与OH-,O2等形成Al(OH)3和AlO(OH)等晶态结构的白色粉末状固体。主要化学反应过程如下:

阴极反应undefined

阳极反应undefined

屏蔽线外层铜裂纹产生、电化学腐蚀反应过程建立后,外层铜作为导电电极,仅参与反应过程,不会被腐蚀,因此在腐蚀产物XRD谱中无铜的腐蚀产物。

变电站信号电缆处于高电压、高电场、高磁场环境,屏蔽线内会有感应电流产生,因此铜包铝线还会受到感应电流导致的杂散电流腐蚀[19,20]。

4 结 论

材质选择不当是电缆屏蔽线发生腐蚀断裂的主要原因。变电站空气质量差和端子箱潮湿的环境是导致屏蔽线腐蚀断裂的外部因素。在类似于变电站这种高安全性、高可靠性要求的场所,应对铜包铝屏蔽线电缆的使用环境或者是否能使用铜包铝屏蔽线电缆提出明确要求,避免因屏蔽线腐蚀而造成事故。

摘要：为保障某220kV变电站的安全运行,对该变电站及其端子箱的环境状况进行检查,并对残存屏蔽线及其腐蚀产物进行检测,探讨屏蔽线的腐蚀原因及腐蚀机理。提出电缆屏蔽线选用铜包铝线材质是其发生腐蚀断裂的主要原因,变电站空气质量差和端子箱内潮湿的环境促进了腐蚀的发生。

220kV电缆 篇8

近年来,随着江苏经济的飞速发展,架空线路暴露出很多与城市发展不协调的矛盾。一方面,江苏经济飞速发展带动了江苏用电负荷也呈持续快速增长趋势,但由于江苏尤其苏南城区土地资源稀缺,环境压力大,新开辟架空线路走廊难度大;另一方面,城市规划与建设的要求越来越高,作为城区输电网现采用的部分架空线路由于严重影响城市美观、与城市发展不协调,并出于安全考虑,被要求进行入地改造。因此,大量的电力电缆被应用于城市的主干电网,特别是高电压220 k V长距离电缆线路。由于高压电缆线路充电功率大,且一般变电站未能配置足够的感性无功补偿,给系统带来了较严重的无功电压问题,低谷负荷时段电压偏高、无功倒送问题尤为突出,严重影响系统的安全稳定运行。因此,有必要对高压长电缆引起的无功电压问题进行研究,并提出切实有效的控制方法。

1 220 k V长电缆产生的无功电压问题

电缆线路与架空线路在材料、物理结构以及敷设方式等方面存在很大差异,与架空线路相比,电缆线路单位长度的电抗小,一般为架空线路的30%~40%;正序电容大,一般为架空线路的20~50倍。而线路的充电无功功率与线路的线间电容成正比,与线路两端节点电压的平方成正比,计算公式为Q=2πf CU2,因此,电缆线路所产生的充电无功功率比架空线路大得多[1]。不同截面积的220 k V交联聚乙烯电力电缆的充电功率如表1所示,可见220 k V电缆单位充电功率较大,平均长度约2 km的220 k V电缆产生的无功相当于1组6 Mvar电容器。

电力系统的运行电压水平主要取决于无功功率的平衡,系统中各种无功电源的无功功率输出应能满足系统负荷和网络损耗在额定电压下对无功功率的需求,否则电压就会偏离额定值[2]。220 k V长距离电缆线路的应用带来了大量的充电功率,导致无功电源容量充裕甚至过剩,若运行管理不当或调相调压手段不足,将引起电网运行电压升压。而运行电压过高会给电网带来诸多危害,例如,引起设备过激磁,电流增大产生谐波和引起设备升温;设备绝缘轻则降低寿命,重则击穿烧毁;照明设备寿命骤减等。

2 220 k V长距离电缆对变电站无功补偿配置的影响

根据《电力系统安全稳定导则》DL 755—20012.3.2条“电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡为原则,并应随着负荷(或电压)变化进行调整,避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率,……”,从改善电压质量和降低网络功率损耗考虑,应该尽量避免通过电网元件大量地输送无功功率,而在以各变电站为中心的供电范围内就地平衡无功功率。

在电网建设初期,各级电缆出线较少,变电站对感性无功补偿需求较少,几乎仅配置容性无功补偿装置;但随着电网的发展,尤其高压220 k V电缆的应用规模不断增加,220 k V变电站需考虑配置一定容量的感性无功补偿装置,以提高电网对电缆充电功率增加的适应性[3]。变电站按电缆出线的多少,无功补偿配置方案基本分为以下三类:(1)对于无电缆出线的变电站,无功电源缺乏,仅需配置一定容量的电容器以平衡中低压侧的无功负荷及变压器线路损耗。(2)对于中低压侧有电缆出线的变电站,即有一定量的无功电源,高峰方式无功负载较重时可能导致无功电源缺乏需补偿一定容量的电容器,而低谷方式无功负载较轻时可能导致无功电源过剩而需补偿少量的电抗器。(3)对于三侧均有电缆出线的变电站,此类变电站除有一定长度中低压电缆外,还有相当长度的高压电缆出线,由于变电站已有无功电源较多,变电站需配置较多的电抗器以平衡电缆的充电功率。

220 k V变电站无功就地平衡示意图如图1所示。对于220 k V电缆出线较长的变电站,若按本站无功就地平衡的原则需装设较多的电抗器,可能导致其低压侧供电电压不合格。此时应以保证变电站低压侧电压水平合格为限确定电抗器容量,其未能补偿的220 k V电缆充电功率建议在邻近的220 k V变电站装设电抗器予以补偿。

3 系统无功电压控制方法分析

针对高压220 k V长电缆引起的系统无功电压问题可有以下几种解决措施[4,5,6]:

(1)就地安装一定容量的并联电抗器以补偿电缆充电功率。分别在220 k V变电站高、中、低侧母线安装并联电抗器比较如下。在变电站低压侧母线配置并联电抗器,由于变电站低压侧电压等级相对较低,为控制投切操作引起的电压波动,可选择的电抗器单组容量相对较小,安装相同的容量需要的低压电抗器组数多,占地较大;另外,低压侧若补偿过多的电抗会导致低压侧母线电压水平过低,同时将造成变电站一次侧功率因数偏低。在变电站中压侧母线配置并联电抗器,中压侧相对低压侧电压等级高,电抗器单组容量可选择相对较大,安装相同的容量中压侧需要的电抗器组数少;但补偿过多的电抗同样会出现电压水平过低且变电站一次侧功率因数偏低的问题。在变电站高压侧配置并联电抗器,电抗器单组容量可选择更大,且不影响一次侧功率因数,对变电站中低压侧母线电压影响也小。

(2)减少无功电源的出力,抵消了电缆增加的充电功率。电缆线路是输送有功负荷的设备,是不能根据无功负荷变化而频繁投切的无功电源。通过减少电厂的无功出力(必要时进相运行)以减少电网无功电源容量,抵消电缆增加的那部分充电功率,从而有效地控制系统电压水平。

(3)调节上级500 k V变电站的主变抽头以控制220 k V电网电压水平。电网中建设大量的220 k V电缆线路将会导致220 k V电网无功电源过剩,进而引发220 k V电压水平过高。通过调节500 k V变电站主变抽头以降低枢纽点220 k V母线电压,从而达到降低整体电压水平的目的。

4 案例分析

近年来,江苏南通港闸区以“打造北翼新城,建设南通强区”为目标,为提升港闸区城市整体面貌,改善区域环境,港闸区政府统一规划,计划对永和路沿线高压输电线路实施入地改造。本工程涉及到入地改造的永和路220 k V架空线路有4回:220 k V钟秀变至南通电厂3回,220 k V袁庄变至500 k V三官殿3回,新建220 k V电缆电缆截面采用2 500 mm2,合计长度约33 km,改造网架图如图2所示。

经计算,改造后增加电缆电路充电功率多达128 Mvar,若不采取任何无功补偿措施,相关枢纽点220 k V电压将提高2~3 k V,导致低谷负荷方式电压水平过高,或将越电压允许上限。因此,永和路实施架空线入地改造工程时应考虑在附近变电站配置一定容量的感性无功补偿装置,以实现无功就地平衡,控制电网电压水平。

对提出的几个无功电压调节方法分析如下:

(1)采用全低抗方案。本工程新增电缆充电功率总量较大(共128 Mvar),为实现无功就地平衡,至少需21组低压并联电抗器(单组容量6 Mvar)。本线路涉及到2个220 k V变电站(袁庄、钟秀),由于加装电抗器数量过多,220 k V变电站安装条件有限,全低抗方案难度大。

(2)采用高低抗相结合的方案。为补偿新增电缆充电功率128 Mvar,可配置1组60 Mvar高抗及11组低抗(单组容量6 Mvar),分散安装在220 k V钟秀、袁庄变电站内。本方案减少了低压电抗器的数量,主变各侧电压可控制在较合理的范围,且采用高抗补偿无功功率可减少占用主变低压侧容量,损耗也较小,方案可行。

(3)减少220 k V电厂的无功出力。本工程涉及到华能南通电厂,容量1 400 MW,可通过改变发电功率因数来调节无功出力,经计算,将功率因数由0.95提高到0.96,则无功出力可减少50 Mvar,若提高到0.97,则无功出力可减少110 Mvar。因此通过提高电厂运行功率因数来减少电网无功电源容量,抵消部分电缆充电功率,从而达到控制系统电压水平的目的,方案实施便捷。

(4)调节500 k V变电站的主变抽头。220 k V电缆充电功率过剩最终导致系统220 k V电压升高,本工程涉及到500 k V三官殿变电站,可通过调节500 k V三官殿变压器抽头电压来降低220 k V电压水平,效果立竿见影。

5 结语

城市220 k V长电缆的大量应用将造成电网无功电源容量过剩,进而导致系统电压过高,给电网安全稳定运行带来了隐患。通过在附近变电站加装感性无功补偿装置、减少无功电源出力等手段来补偿电缆增加的充电功率,可对电网无功电压问题起到很好的治理效果,从而保障电网安全稳定运行。

参考文献

[1]章正国,郁单,徐英,等.大长度高电压海底电缆的无功补偿设计研究[J].电力电容器与无功补偿2010,31(6):32-38.

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[3]车仁青,刘凌波,宗占谊,等.电缆线路对110 k V变电站无功补偿设计计算的影响[J].电力电容器与无功补偿,2011,32(1):13-15.

[4]弋东方.电力工程设计手册[K].北京:中国电力出版社,2008.

[5]纪雯.电力系统设计手册[K].北京:中国电力出版社,1998.

220kV电缆 篇9

关键词：220kV输电线路；状态维修；检修技术

中图分类号：TM755 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）19-0135-02

我国在早期时，电力行业普遍采取定期维修的检修工作模式，虽然在一定程度上有效处理了线路的故障，但定期维修的工作模式周期通常维持在1～3年之内，这种模式其实是被动式的，在检修周期内如果出现线路故障，不易得到有效的处理。新型的状态维修技术全程监测220kV输电线路的工作状态，可做到实时地检测并处理输电线路的故障，可有效实现强大的在线监测功能，成为当前最常用的维修线路故障的技术。工作人员只需要随时监控电力检修装置所传递过来的状态信号，就可以及时判断输电线路是否出现故障，从而针对出现的故障制定相应的维修方案。

1 220kV输电线路状态检修技术

1.1 导地线相关的检修技术

通过分析近年来的输电线路状态检修技术的应用情况，我们可以发现状态检修技术有效促进了电力企业的平稳、持续发展。新型状态检修技术在规范了相关电能传输秩序的同时也提高了输电线路的传输可靠性、工作安全、稳定的性能。导地线作为输电线路中的主力的结构，也最容易发生线路故障。在状态检修技术中，导地线的实际的检修流程主要包含以下五个步骤：

1.1.1 导地线线夹处理。导地线检修工作首先要做到准确地打开线夹，采用专业的检测仪挨个进行排查。实际的操作过程中也可进行针对性的检查，如果在检查过程中遇到关键的导地线线夹，需要加大检测力度，普通线夹检查可进行一般的处理。

1.1.2 导地线线伤处理。在处理线路的划伤情况时，首先要掌握划伤的具体情况，再进行修补工作。进行线伤处理工作前要用0#砂纸磨光导地线受损处的毛刺和棱角等，再修补或更换划伤的部件。线伤处理技术的选用要综合考虑实际的线路故障，常用于线路的受损深度控制在1/2直径范围内，受损面积小于总体的5%。

1.1.3 缠绕处理。实际工作中可采用缠绕法处理相关的导地线故障，要注意严格遵守状态检修技术的相关操作规定和标准进行处理。例如：首先，做好保持工作，让导地线的损伤部位保持一定的平整性，同时注意选择与损伤处原材料相匹配的修补材料，缠绕处理最重要的就是保证修补部位的紧密性，这样才能做到真正有效地处理导地线损伤。

1.1.4 修补处理。修补处理一般通过选择补修管来完成相关检修。修补处理能够有效处理多个导地线异常状态。在修补处理的过程中，可保持导地线损伤处线股的原状态，通过采用补修管能掩盖线股受损位置来完成修补处理工作。

1.1.5 切断处理。在维修输电线路期间，可采用切断处理法来处理受损严重的导地线，修补完成后再将导线重新连接。切断处理技术一般适用于以下受损情况：导地线的损伤范围过大，并已超出补修管力所能及的修补范围；导地线的钢芯或者铝股变形比较严重等，通常都会采用切断处理技术工作。

1.2 输电线路中杆塔检修技术

状态检修技术整体来说是一项综合性较强、涉及面较广的系统工程，要想实现电力系统安全、稳定地全面运行必须制定完善的电力系统管理制度以及系统的运行方案等，并要加强对电力系统的日常检修工作，保证有充分的条件保障。杆塔同样是线路的主力结构，一旦发生杆塔有关的故障会快速中断线路的正常运行。杆塔检修的具体内容也包括以下五个方面：

1.2.1 常规处理。即使电力系统处于正常的工作状态，电力企业也要安排相应的工作人员对杆塔状态进行定期的检修，预防线路运行期间可能出现的问题，并及时对其进行有效处理。常规处理法在制定管理系统时要以杆塔的实际状况为依据，工作人员一旦发现杆塔故障要尽快对其展开检测工作，将检测得到的数据交给专业的检修人员作处理。

1.2.2 裂缝处理。有些杆塔是用混凝土材料构成的，对于这些杆塔发现裂缝需要对其进行检修处理，以防止裂缝进一步扩大而损坏塔身。杆塔裂缝通常采用两种处理方法：对杆塔设置套筒或添加抱箍。

1.2.3 倾斜处理。杆塔发生倾斜会在一定程度上影响线路的正常工作，并且极易发生杆塔倒塌的事故。针对杆塔倾斜故障一般采用以下几种处理方法：首先布置好拉线，然后根据实际情况来调整杆塔正确的地理位置，并结合相关的电力机械设备调整杆塔的杆身垂直度，注意处理过程中要采用机械拉线，防止杆塔因受力不均匀而造成倒塌事故。

1.2.4 防腐处理。杆塔经过长时间的使用后，不可避免地会出现侵蚀现象，如果不做尽早地做出防腐处理工作将会在一定程度上危害输电线路。防腐处理通常采用涂刷防腐漆的方法，使用先进的抗腐蚀材料来预防钢圈接头的防腐。油漆是最常用的防腐处理材料，可按照实际情况首先进行除锈工作，再进行底漆和面漆等防腐处理工作。

1.2.5 杆材处理。在有些输电线路中，杆塔可能因长时间的使用或者有的杆塔已经超过自身的使用寿命而不再适宜继续使用。因此，更新杆塔材料也是一项不能疏忽的工作，在进行检修工作时要把握好每个操作步骤。如：更换塔架零部件时，在保证足够的扭矩前提下固定好螺栓；及时调整并矫正变形、腐蚀情况比较严重的杆塔，防止杆塔因过度陈旧、受腐蚀严重而发生意外事故。

1.3 绝缘子检修技术

绝缘子作为必不可少的绝缘控件，是影响线路绝缘性能的重要因素。使用绝缘子还可以有效避免漏电现象，从而提高输电线路工作的稳定性和安全性。

1.3.1 检测工作。绝缘子是一种体积较小的装置，但需要对其检修的内容却涵盖了多个方面。电力工作人员在检测时包括的内容有：连接金属销是否脱落或出现锈蚀，瓷质绝缘子是否开裂或受到损伤等情况。状态检修的重点对象应该为出现损伤的绝缘子。

1.3.2 清理杂质。及时清理干净绝缘子上面的杂质如灰尘、落叶、冰块等可有效保持其良好的绝缘性能。一般来说清理主要包括停电和带电两种清扫方式，要参照相关标准完成带电清扫任务，为了保证工作人员的安全，采用“停电清理”是首要考虑的清扫方式。在进行清理工作前要先切断电源，可使用专业的清洁剂来清理绝缘子表面。

1.3.3 更新材料。在电力系统的输电线路中使用新产品前必须对其进行检查质量工作，确保新产品质量合格后再投入使用。新产品在安装过程中应注意做好保护导地线工作，防止导地线出现脱硫现象，确保绝缘体、串钢帽以及钢脚保持在同一轴线上。

1.3.4 验收工作。状态检修所有工作完成后，为保证工作质量，可检测绝缘子性能的优劣情况，以确保绝缘子能够正常为输电线路所服务。验收工作要按照相关标准对电力系统的输电线路进行全面的检查。如果在验收过程中发现220kV输电线路存在问题，工作人员要及时采取以上提出的相应措施来处理故障。

2 结语

状态维修与定期维修相比具有多方面的优势。状态检修技术能够有效提高输电线路的检修同时提高检修工作的效率，降低材料成本。因此，输电线路的日常检修工作应该以状态检修为主，并加强对电力系统输电线路检修方面人才的培养，才能做好电力输电线路的检修工作。为了保证状态检修工作能够安全、正常进行，检修人员在工作期间要注意有关的安全事项，这不仅是保证状态检修工作效率的前提，也同时保障了工作人员的人身安全。

参考文献

[1] 杨先杰.110kV输电线路状态检修实现方法及分析

[J].科技向导，2010，（5）.

[2] 邝毅.220kV输电线路状态检修技術分析[J].中国新技术新产品，2012，（17）.

220kV电缆 篇10

单芯电缆在运行中,线芯周围感应磁场,在金属护套上感应电压,当外护套接地时,形成回路,产生环流。护层中的感应电流过大时将造成金属护套发热[1,2,3,1],降低电缆输送容量,减少电缆寿命,甚至引发事故[4-5]。当前对外护套感应电流的研究,已经扩展到三回路[6,7,8],但主要集中于理论计算方面[9],对于双回路电缆不同敷设方式的影响研究较少。而市区内电缆,尤其是220 kV线路,双回甚至多回路电缆逐渐增多,且高压电缆作为变电站电源,回路较长,途径管沟环境复杂,施工条件恶劣,电缆敷设方式多变,最终可能造成外护套感应电流超标。因此,研究敷设方式对电缆外护套感应电流的影响意义重大。

1 任意排列双回路电缆外护套环流计算模型

对于任意排列的双回路电缆,不仅要考虑本回路2相电缆,还应考虑相邻回路电缆线芯与护套的感应电压。双回路电缆敷设横截面示意如图1所示,等值电路如图2所示。

图1中,A,B,C为回路1,A',B',C'为回路2,LAB为A相与B相电缆之间的距离(mm)。根据电工学理论计算可知[10],此时A相护套由线芯电流所感应电势为:

式中:IB,IC为回路1线芯电流;IA',IB',IC'为回路2线芯电流;LSB,LSC为回路1中B相、C相到A相外护套距离;LAA',LAB',LAC'为回路2中A',B',C'至回路1中A相导线距离;GMR为线芯与外护套之间的距离。

考虑到电缆排列方式多变,为保证计算精度,感应电势需要分段计算。设交叉互联线路第一段有n种排列方式,第i种排列方式下电缆距离为,此时感应电势EAi为:

则交叉互联段第一段线芯感应电势为:

式中:Li为电缆在第i段排列方式下的长度。

相邻线路外护套环流在A相护套上的感应电压为:

式中:De为大地漏电流的深度;;p为土壤电阻率;ISA,ISB,ISC为回路1外护套电流;LSA',LSB',LSC'为回路2外护套电流;为大地回流对外护套感应电压产生的影响[10,12];负号表示大地回流电流方向与线路电流方向相反;ISE为流过接地电阻总接地电流。其中,

类比式(3),交叉互联段第一段由外护套电流感应的电势为:

同理,可求得其余各线路外护套感应电势。

根据双回路电缆外护套等值电路图,可获得方程组如下:

式中:Re为接地电阻。

其中,

将感应电压与护套电流的关系式(8)、式(9)带入式(7),即可获得关于ISA,LSB,LSC,LSA',LSB',LSC'的方程组,求解该方程组即可获得各相护套电流。

2 电缆敷设方式介绍

110 kV及以上电缆的主要敷设方式为:品字形敷设、水平敷设以及直角敷设。分别如图3所示。

3 种敷设方式各有利弊,品字形敷设的优点是电缆外护套接地环流最小,缺点是施工工程量较大。对

于220 kV电缆,其截面积较大,难以蛇形敷设。并且,因为排列拥挤可能会造成散热困难,或在保证温度的前提下大大减小电缆载流量[13,14]。水平敷设的优点是施工工程量较品字形敷设大大减少,缺点是占用管沟空间大,在管沟狭窄处无法敷设。直角敷设目前工程上普及较少,仅在部分管沟狭窄、支架较短的管沟处作为过渡方式采用,其优点是占用空间较小。

3 不同敷设方式下电缆外护套接地环流实例分析

本文选取了济南市区内实际运行的双回路220 kV线路作为实例进行计算,并与现场测量数据进行比较。

3.1 3种常见敷设方式对外护套接地环流影响分析

本实例中2回线路(线路1、线路2)长约7.5 km,分为5组交叉互联段,主要有2种敷设方式,见图4。

对直角敷设采用上文建立的模型进行了计算,并与现场测量结果进行比较,如表1所示。由表1可知,在直角敷设下,排除线路长度变化等因素影响,仿真计算结果与线路实际测量数据基本一致。直角敷设下接地电流与负荷电流比值如表2所示。

国家电网公司电缆运行规程规定,外护套接地电流数据标准为:接地电流绝对值<100 A;接地电流与负荷电流的比值<20%;单相接地电流最大值/最小值<3。在直角敷设下,线路2的接地电流均超过运行标准。此时外护套接地电流过大,对电缆的安全运行产生影响。现场测量时也发现,接地箱总接地线电流达到126 A,接地线发热严重。

在该种敷设方式下,双回电缆线路外护套感应电流较大,不利于电缆的长期稳定运行。

水平敷设下电缆外护套感应电流数据以及接地电流与负荷电流比值如表3、表4所示。由表3、表4可以看到,在水平敷设下,电缆外护套感应电流大大降低,接地电流与负荷电流比值满足规程规定。

为进一步对比敷设方式对电缆接地环流的影响,本文计算了双回线路在品字形敷设方式下的感应电流,如表5所示。

双回线路品字形敷设方式下接地环流维持在较低水平,未超过20 A(负荷电流230 A),满足国家电网公司接地电流与负荷电流比值<20%的规定。

3.2 回路数对外护套接地环流影响分析

对于双回线路,外护套感应电流不仅与线路敷设方式有关,与双回线路的互相感应也有着较大关系,为进一步研究感应电流的影响因素,本文计算了单回线路采用水平敷设与直角敷设2种方式下的接地环流,以及双回线路单回停电后外护套的感应电流。计算结果如表6～表8所示。

注:线路负荷为230 A

双回敷设,线路2负荷为零时外护套感应电流如表7所示。线路2停电后,现场测得外护套感应电流如表8所示。

如表6所示,单回路时,水平敷设与直角敷设下外护套感应电流相差不大,而且数值明显小于双回路敷设。而当电缆双回路敷设,一回线路停电时,在直角敷设下,感应电流数值较大,值得注意的是,停电线路(线路2)上面的感应电流大于带负荷线路,理论计算与现场测量均支持此观点。对此,分析认为,单回路敷设时,外护套回路感应电压只受电缆线芯电流的影响,此时接地环流均较小。当双回路敷设,线路1带负荷,线路2停电时,线路1在线路2上感应电流,线路2上感应的电流进一步加大线路1外护套上的环流,2回线路互相感应,最终造成外护套接地环流过大。因此,可以认为,直角敷设下,双回线路的互相感应是造成外护套接地环流过大的主要原因。

4 降低直角敷设下外护套环流的措施

影响电缆外护套环流主要因素有:接地电阻大小、线路敷设方式、交叉互联方式等。电缆已经敷设完成,不能通过改变敷设方式来降低外护套环流。增大接地电阻可以有效降低外护套环流[7],但当发生雷击过电压时,外护套上流过较大环流,在接地电阻处形成较高电压,且冲击电流不能有效泄放,最终造成护套击穿。因此增大电阻方式也排除。

考虑到直角敷设下,双回线路的互相感应是造成外护套接地点环流过大的主要原因。将交叉互联段末端一侧直接接地改为保护接地,破坏接地环流,外护套感应电压会大大降低。采用一端接地,一端保护接地后,保护端感应电压如表9所示。由表9可知,当单端保护接地后,电压为20 V左右,低于护层保护器动作电压。实际运行中,外护套对地有感应电容通路,与直接接地端形成回路,但运行经验表明,该回路环流较小,不会对电缆正常运行产生影响

5 结论

(1)建立了双回路电缆外护套感应电流计算模型,计算了不同运行方式下双回220 kV电缆外护套回路电流。计算结果与实际运行数据基本一致。

(2)对比分析了敷设方式对电缆外护套感应电流的影响,提出在直角敷设下双回线路互相感应是造成外护套接地环流过大的主要原因,建议双回路电缆避免采用直角敷设方式。

(3)对目前110 kV及以上电缆敷设方式从工程及运维角度进行了讨论,提出了直角敷设下降低外护套接地环流的措施。

摘要：选取市区内实际运行的2回220 kV电缆,测量了双回线路在不同敷设形式、不同运行方式下的外护套感应电流。推导了双回路电缆任意敷设方式下的电缆外护套感应电流计算方程,并编写了相应程序,计算结果与实际测量数据基本一致。结果表明,2回线路的互相感应是造成直角敷设方式下外护套接地环流过高的原因,即使一回线路停电,该敷设方式下仍会感应出较高接地环流。基于此,提出了在直角敷设方式下降低外护套接地环流的解决方案。