中压电缆

中压电缆（通用7篇）

中压电缆 篇1

0 引言

在工业及民用工程设计中, 如何正确合理地选择中压电力电缆型号规格实乃老生常谈。很多电气设计师在选择中压电力电缆时往往根据已有的工程经验判断。比如, 在厂用电中压电缆选型时, 依据以往经验, 最小截面选择185 mm2;再比如, 不考虑系统中性点的接地方式, 在中性点小电阻接地系统中, 选用电缆的额定电压U0/U为6/10kV, 在中性点经消弧线圈接地系统中, 错误地套用中性点小电阻接地系统中电缆的额定电压选型。正确合理选择中压电力电缆的型号规格, 是确保系统长期安全运行的关键之一。

1 中压电缆类型选择

1.1 电缆导体材料选择

常见的导体材料有铜和铝两种, 铜导体由于导电率高、载流量大、机械性能好、损耗低而被广泛使用。在设计时应根据技术经济性比较选择合适的导体。一般情况下, 选取铜芯电缆较为适宜。

1.2 电缆芯数选择

中压电缆通常有单芯和三芯两种, 在设计时应考虑负荷容量、单位造价、占地面积等因素。在载流量不能满足要求的情况下, 才需要选择单芯电缆。一般情况下, 选取三芯电缆较为适宜。

1.3 电缆绝缘材料及护套选择

(1) 普通电缆选择:常见的有聚氯乙烯 (PVC) 绝缘电缆及交联聚乙烯 (XLPE) 绝缘电缆。交联聚乙烯绝缘电缆由于结构简单、性能优良、制造方便、质量轻、外径小、载流量大、耐腐蚀、敷设方便而被广泛采用。 (2) 阻燃电缆选择:阻燃电缆是指具有使火焰蔓延仅在限定范围内, 撤去火源后, 残焰和残灼能在限定时间内自行熄灭的电缆。按照阻燃级别分为A、B、C、D四级。在设计时应根据电缆配置情况、所需防止灾难性事故和经济合理原则, 选择适合的阻燃等级和类别。一般情况下若不注明阻燃等级, 一律按照C级选择。 (3) 耐火电缆选择:耐火电缆是指在火焰中被燃烧一定时间内, 能保持正常运行特性的电缆。耐火电缆分为有机型和无机型两种, 按照耐火特性分为A、B两级。通常在给消防设备供电的回路中采用耐火电缆。 (4) 铠装电缆选择:铠装电缆是在电缆外绝缘层的外面包裹上钢带或钢丝等金属层, 用来保护电缆不受外界机械力损伤、化学腐蚀等的电缆。常用的有钢带铠装电缆和钢丝铠装电缆。直埋敷设时, 通常使用钢带铠装电缆;在高落差受力条件下, 通常使用钢丝铠装电缆。

1.4 电缆绝缘水平选择

(1) 交流系统中电力电缆导体的相间额定电压U, 不得低于使用回路的工作线电压。 (2) 交流系统中电力电缆导体对地的额定电压U0, 应满足所在电力系统中性点接地方式及其运行要求。中性点直接接地或经低电阻接地的系统, 接地保护动作不超过1min切除故障时, U0不应低于100%的使用回路工作相电压;除上述供电系统外, 其他系统不宜低于133%使用回路的工作相电压;在单相接地故障可能持续8h以上或发电机回路等安全性要求较高时, 宜采用173%的使用回路工作相电压。

2 中压电缆截面选择

2.1 按温升选择截面

为保证电缆的实际工作温度不超过允许值, 按发热条件电缆的允许长期工作电流 (载流量) 不应小于线路的最大工作电流。其中根据不同的敷设条件以及实际环境温度, 电缆允许的持续载流量需要进行修正。根据《电力工程电气设计手册:电气一次部分》公式17-1, 敷设在空气中和土壤中的电缆允许载流量按下式计算:

式中, Ig为计算电流 (A) ;Ixu为电缆额定载流量 (A) ;K为不同敷设条件下校正系数, 可参考GB50217—2007《电力工程电缆设计规范》附录D计算。

K值计算如下 (K1为空气中单层多根并列敷设系数;K2为空气中桥架上无间距多层并列敷设系数;K3为直埋因土壤热阻不同敷设系数;K4为土壤多根并列直埋敷设系数;K5为1~6kV电缆户外明敷无遮阳的校正系数) :

(1) 户内或有遮阳空气中敷设:单根敷设K=Kt;单层多根并行敷设K=KtK1;桥架上无间距多层并列敷设K=KtK2。

(2) 户外无遮阳空气中敷设:单根敷设K=KtK5;单层多根并行敷设K=KtK1K5;桥架上无间距多层并列敷设K=KtK2K5。

(3) 土壤直埋敷设:单根敷设K=KtK3;多根并行敷设K=KtK3K4。

Kt为环境温度不同于标准敷设温度 (空气中为40℃, 土壤中为25℃) 时的校正系数:

式中, θm为最高工作温度 (℃) ;θ1为基准环境温度 (℃) ;θ2为实际环境温度 (℃) 。

其中, 计算电缆持续允许载流量用的实际环境温度应按使用地区的气象温度多年平均值来定, 并符合GB50217—2007《电力工程电缆设计规范》表3.7.5的规定。

2.2 按短路热稳定选择截面

(1) 电缆短路点的选择:应选取在通过电缆回路最大短路电流可能发生处。对于不超过制造长度的电缆, 短路点选择在电缆的末端;对于有中间接头的电缆, 短路点选择在第一个中间接头处。

(2) 短路电流持续时间的选择:对电动机等直馈线, 应取主保护时间与断路器开断时间之和;对其他情况, 宜取后备保护时间与断路器开断时间之和。

(3) 短路电流的热效应:按照DL/T5222—2005《导体和电器选择设计技术规定》附录F, 短路热效应公式为:

式中, Qt为总热效应 (kA2s) ;Qz为周期分量热效应 (kA2s) ;Qf为非周期分量热效应 (kA2s) ;t为短路持续时间 (s) ;T为等效时间 (s) , 可根据DL/T5222—2005《导体和电器选择设计技术规定》附录表F.6.3选取;I″为超瞬态短路电流有效值 (kA) 。

(4) 最小截面选择:

式中, Smin为电缆的最小截面 (mm2) ;C为热稳定系数, 可根据《工业与民用配电设计手册》第3版表5-9选取。

2.3 按电压损失选择截面

对供电距离较远、容量较大的电缆线路, 应校验电压损失。按照GB50052—2009《供配电系统设计规范》第5.0.4条规定, 当无特殊规定时, 电压偏差允许值为±5%额定电压。如果电缆线路的电压损失超过允许值, 应适当加大电缆的截面, 以减小电压损失。根据《电力工程电气设计手册:电气一次部分》公式17-6, 三相线路电压损失为:

式中, Un为系统标称电压 (V) ;Ig为计算工作电流 (A) ;L为线路长度 (km) ;R为单位长度的电阻 (Ω/km) ;X为电缆单位长度的电抗 (Ω/km) ;cosφ为功率因数。

3 计算实例

某工程主变为Dyn11、35/10.5kV, 容量为63 MVA。主接线为单母线分段接线方式, 中性点高电阻接地。中压采用三芯交联聚乙烯铜芯阻燃电缆, 室内电缆沟中放在梯形桥架上单层无间距敷设, 最热月日最高温度平均值38℃, 10kV母线最大三相短路电流26kA。10kV中压柜到其中一台3 500kVA配电变压器0.1km, 到其中一台1 800kW高压电动机1km, 0.5km处设置一个电缆中间头, 电动机额定电流124A, 功率因数0.8。

3.1 变压器电缆选择

(1) 按温升选择截面。根据GB50217—2007《电力工程电缆设计规范》附录D.0.2及表D.0.6, , K2=0.8, K=KtK2=0.752。KIxu≥Ig, 故:Ixu≥Ig/K=1.05×3 500/1.732/10/0.752=282.2 A。查04DX101-1国家标准图集, 3×95 mm2敷设在空气中40℃时的电缆载流量为323A。已知中性点高阻接地, 故电缆初选ZR-YJV-8.7/10kV 3×120mm2。

(2) 按短路热稳定选择截面。对于变压器回路, 一般后备保护时间取0.5s, 断路器开断时间取0.1s, 所以短路持续时间可取0.6s。根据DL/T5222—2005《导体和电器选择设计技术规定》表F.6.3, 短路点在变电所出线, 故非周期等效时间取0.05s。由于中压柜到配电变压器的电缆较短, 认为短路电流基本不变, 取26kA。又根据《工业与民用配电设计手册》第3版表5-9, C值取137。。故电缆初选ZR-YJV-8.7/10kV 3×185mm2。

(3) 按电压损失选择截面。由于中压柜到配电变压器的电缆较短, 故不作校验。综上所述, 电缆截面取最大者, 变压器电缆选为ZR-YJV-8.7/10kV 3×185mm2。

3.2 电动机电缆选择

(1) 按温升选择截面。由变压器电缆选择可知K=0.752, KIxu≥Ig, 故:Ixu≥Ig/K=124/0.752=165 A。查04DX101-1国家标准图集, 3×50mm2敷设在空气中40℃时的电缆载流量为183A。故电缆初选ZR-YJV-8.7/10kV 3×50mm2。

由计算可知满足要求, 故电缆初选ZR-YJV-8.7/10kV 3×70mm2。

(3) 按电压损失选择截面。Ig=124 A, L=1km, R=0.310Ω/km (70 mm2) , X=0.101Ω/km (70 mm2) , Un=10 000V, 故:ΔU%=173IgL (Rcosφ+Xsinφ) /Un=173×124×1× (0.310×0.8+0.101×0.6) /10 000=0.66%<5%。满足电压损失要求。

综上所述, 电缆截面取最大者, 电动机电缆选为ZR-YJV-8.7/10kV 3×70mm2。

4 结语

在进行电力电缆设计时, 应根据经济技术比较、敷设环境、系统接地方式来选择电缆的导体材料、芯数、绝缘材料及绝缘水平, 并在电缆截面设计时, 按温升、短路电流热效应及允许电压损失进行校验, 确保正确合理地选择电力电缆。

摘要：介绍了中压电力电缆的类型选择, 阐述了电缆截面应按温升、短路电流热效应以及允许电压损失进行选择, 并给出了计算实例。

关键词：中压电缆,截面,选择,计算实例

参考文献

[1]任元会.工业与民用配电设计手册[M].3版.北京:中国电力出版社, 2005.

[2]弋东方.电力工程电气设计手册:电气一次部分[M].北京:中国电力出版社, 1989.

单芯中压电缆工程设计探讨 篇2

关键词：电气工程,单芯电缆,截面积计算,感应电压,屏蔽层接地

在笔者参与的某海外工程项目中, 包含一段3.7km的长距离输电线路设计。按上游变压器的最大供电能力, 对下游新建装置的输电线路进行计算, 经计算拟用12根35kV单芯630mm的电缆对下游装置供电。

1 单芯电缆的选型

1.1 选择单芯电缆的原因

根据电缆电压等级的定义, 6～35kV的称为中压电缆, 66kV及以上定义为高压电缆。高压电缆由于容量和绝缘问题通常采用单芯的型式, 对于中压电缆由于电压较低, 相间绝缘已不存在技术瓶颈, 因而多采用三芯的型式。但基于输送距离和负荷容量, 当中压电缆计算截面积达到630mm2时, 从制造环节做成三芯存在困难, 则采用单芯电缆。

1.2 工程资料

整条线路按水平直埋敷设考虑, 局部调整为出地坪沿桥架敷设, 在过海水管线部分、过道路和水沟时穿混凝土排管。

计算中影响单芯电缆设计的其他因素有:环境参数 (温度、电缆间距、敷设路径、敷设方式、埋深、最大允许温度、回填土热阻系数) 及电缆结构参数、安装参数等。

考虑到长距离线路的施工工艺, 最终选择了三相单芯电缆平行敷设的方式。根据技术人员建议和现场情况, 大段单芯电缆需采用直埋的方式。

1.3 电缆截面计算

电缆和敷设设计基于IEC标准, 在计算的过程中按额定电流及敷设情况选截面积, 再根据供货商电缆参数核算载流量, 最终确定电缆截面积。计算过程, 步骤简述如下:

1.3.1 载流量校验

基于IEC 60287-1-1[1]、IEC 60287-2-1[2], 校验单根630mm2电缆载流量:

两根载流量达到1251A满足额定电流670A的要求。

1.3.2 导体最大允许短路电流计算

短路电流的计算方法依据IEC60949[7],

I=ε×Iad≈90kA (2)

满足系统短路电流21kA的要求;式中:Iad—绝热情况下的计算短路电流;ε—导体及屏蔽层间的非绝热系数。

1.4 屏蔽层感应电压计算

1.4.1 屏蔽层允许的最大短路电流

屏蔽层最大短路电流的计算方法基于ICEAP-45-482[4]热稳定相关的计算公式

I2t=Klogundefined

得I=54.8kA小于系统短路电流21KA。式中:A-有效屏蔽层截面积mils;t-短路电流持续时间s。

1.4.2 屏蔽层感应电压计算

屏蔽层感应电压的计算方法基于IEEE575[3], 由于电缆为水平敷设, 且为多组敷设, 需考虑自身感应电压, 和本组电缆与相邻组电缆间的影响。

正常情况下的感应电压

自感电压:E=-j.w.IL.undefined

互感电压:E=-j.w.IL.undefined

将自感和互感电压累加得单位长度上可得感应电压值;E=0.067V/m

故障情况下的感应电压

Vmax=-j.w.I. (2×10-7) .ln[ (4.S) /d]=3V/m (6)

1.5 电压降计算

依据厂家提供的单位电缆压降参数, 按照额定电压

V=ρ×In×L (7)

式中ρ-单位长度电阻值Ω/km; In-额定电流A; L-电缆长度km。

1.6 接地线计算

整条单芯电缆线路敷设专用接地线提供感应电压控制地电位, 接地线引至变电所接地网。

按I=67.1A/√t得A=300kcmil约160mm2 (8)

接地线的截面计算选定240mm2。

2 计算值的应用和附件设计

2.1 电缆截面的校验

电缆的绝缘和护层设计均由供货商完成, 供货商使用专业计算软件建模计算最高温度情况下两根电缆的载流量为750A, 满足要求。压降控制, 根据上面电压降计算公式 (7) 的计算结果为165.1V, 压降0.48%满足要求。

2.2 规范中屏蔽层感应电压控制

单芯电缆金属屏蔽层产生的感应电压, 对电缆绝缘和电缆载流量均产生影响。在各种国际规范和各国的实际应用中, 相应的应用指导值各有定义。而本工程中采取的控制值为, 整段25V。极端工况下, 要求在屏蔽层的感应电压不大于600V。当不能满足要求值时, 需加装限流装置保护。

由公式 (4) (5) 得正常工况下屏蔽层的感应电压为0.067V/m, 按此计算值若想将感应电压控制在25V, 且考虑最高电压有可能出现在端点而非中点, 则每374m需做一次降压措施, 整段3.7km则需分成大约10段, 增加了作业面的数量。依据厂家的分盘能力, 370m远小于该类型电缆的分盘长度, 因而在选择降感应电压的措施中, 不宜教条应用此值, 而应考虑更优化的方案以延长护层接地的单段电缆的长度, 尽量减少施工作业面。

2.3 屏蔽层感应电压控制方法和方案确定

依据IEEE575[3]对屏蔽层感应电压控制的推荐方法, 分单点直接接地、阻抗接地 (实际中很少用) 、屏蔽层交叉互联、电缆换向布置等方式。各种接地方法针对不同电缆长度, 各有优缺点, 从设计和施工复杂程度从前至后逐次上升。

由于交叉互联的优点在长距离电缆中的突出表现, 对于超过2km的电缆线路优选交叉互联方案。由于末段电缆存在仍存在不确定性, 选择分段式屏蔽层交叉互联 (Sectionalized cross bonding) , 以增大下游装置接入时电缆的接地设置。接地设置见图1。

整段电缆分成7段, 两个主区间的连接处选用直接接头 (SJ) , 在连接处屏蔽层直接接地;每个交叉互联区间内电缆等段分割成三个小分段, 小分段的连接处选用绝缘接头 (IJ) , 采取交叉互联方式对屏蔽层经避雷器接地;在电缆终端头直接接地 (T) ;所有接地均通过连接线引至接地箱实现接地。

在电缆附件设计中, 选用了三种接地箱, 三线直接接地、六线直接接地及六线经避雷器保护接地。为将本段电缆与下游装置供货商电缆完全保护, 下段电缆接头处采用带保护接地。

3 敷设路径的设计

3.1 电缆在转弯处的保护

在工程设计中, 设计转弯、施工牵拉中应保证电缆自重及牵拉引起的张力不超过最大许可值。机械强度依据厂家提供最大纵向牵拉张力值为δmax×A (mm2) =31.5kN, 最大侧向张力值为5.0kN/m, 允许最小转弯半径为1.2m。基于电缆敷设牵拉需要和现场实际情况的影响, 在整条线路的直埋段, 设计了大量的施工人孔。人孔的设计需满足电缆转弯半径的要求, 在人孔中设电缆支架并局部配桥架以保证转弯的电缆张力不至过大。

3.2 直埋电缆岛的设计

电缆岛是针对直埋电缆接头施工常用的混凝土保护设施, 可实现将电缆接头良好保护在相应的土建设施中, 防止地下水、小的电缆位移造成对接头的牵拉。依据业主检维修的要求, 接地箱要尽可能布置在地表, 在电缆岛附近设计了相应的接地箱基础实现就近接地。电缆岛的尺寸电缆接头的外径设计。由于现场可用空间受限, 电缆岛的设计中将每根电缆的接地依据出线的长短, 分批次设置直埋电缆岛, 以减小占地空间。

3.3 电缆敷设中应注意的其他问题

为减小电缆在接头和转弯处的机械张力, 在接近接头和转弯处, 需加固定设备。并在条件允许的直埋段, 适当采取S型敷设。接头应避免布置在转弯和标高调整区域, 以减少拉力。

4 结束语

单芯电缆的设计在项目中应作为一个系统工程考虑, 应从截面选择、路径设计、附件设计、接地形式确定各个环节逐步确认, 制定整个单芯电缆的设计内容。

为了减少界面管理的风险, 建议项目前期咨询专业的电缆或电缆附件供货商承担整个系统的安装和部分设计方案的确定工作, 避免考虑不周出现的设计漏洞。

参考文献

[1]IEC60287-1-1.电缆额定电流计算:额定电流公式及损耗计算[S].

[2]IEC60287-2-1.电缆额定电流计算:热阻—电缆的热阻计算[S].

[3]IEEE575.单芯电缆屏蔽层等电位连接方法及感应电压和电缆屏蔽层电流计算指导[S].

[4]ICEA P-45-482.绝缘电缆金属屏蔽及屏蔽层的短路特性[S].

[5]GB50217.电力工程电缆设计规范[S].

[6]GB50168.电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范[S].

中压电缆 篇3

随着电网规模的不断扩大, 电力电缆以其特有的优势被应用于地下、水底等各种敷设环境中, 因为它能满足长期、安全传输电能的需求。近几年, 高电压、大容量、大长度电力电缆研制和应用在不断发展, 交联聚乙烯电力电缆作为主流产品已经被广泛应用于输电线路和配电网中。在一些发达城市的配用电系统中, 电缆线路的长度已经超过了架空线路的长度。

截至2014年底, 笔者所在的国网晋中供电公司已投运的220 k V电压等级交联聚乙烯电力电缆有5.3 km, 110 k V电压等级的有50.7 km, 城市配网10 k V电缆有233.7 km。电力电缆线路故障率与多数电力设备一样, 投入运行初期 (1~5年内) 容易发生运行故障, 这主要是因为电缆及其附件产品的质量和电缆敷设安装质量问题;在运行中期 (5~25年内) , 电缆本体和附件基本进入了稳定期, 线路运行故障率比较低;在运行后期 (25年后) , 电缆本体绝缘树枝状老化、电—热老化和附件材料老化加剧, 电力电缆的运行故障率大幅上升。通过分析笔者所在公司的两起中压电缆事故, 明确了交联聚乙烯电缆端部屏蔽处绝缘击穿问题和施工安装环节的注意事项。

2案例分析

2.1 10 k V915韩联线电缆绝缘击穿事故

10 k V915韩联线于2004-06投运, 线路全长7.3 km。其中, 电缆段3.2 km, 架空段4.1 km, 为混合线路。线路前段采用变电站电缆送出后上杆架空供电, 后段采用电缆线路供电。线路高峰负荷为3 100 k W。干线电缆均采用YJLV22-3×300型, 由榆缆集团生产。

事故经过:2015-03-27T09:13, 110 k V城中站10 k VⅠ母C相瞬间接地, 同时, 有群众通知韩联线1号电杆着火。经巡视人员现场检查后发现, 10 k V韩联线1号杆C相电缆终端雨裙处明显被烧伤, 呈灰白色, 如图1所示。现场通过红外测温, 该处温度为9.7℃, 电缆本体运行温度为7.7℃, 相差2℃, 如图2所示。根据《带电设备红外诊断应用规范》可知, 这属于严重缺陷, 初步判定绝缘受损。考虑到是在阴雨天气发生的故障, 所以, 要与调度联系、沟通后作紧急停运处理。14:42, 10 k V韩联线、电机线紧急停运后 (10 k V韩联线1~15号杆与10 k V电机线同杆架设) 重新制作连接故障电缆终端, 将原终端头 (型号无法确认) 更换为3M公司生产的15 k V5602PST-G2型。17:56恢复韩联线、电机线送电。处理后的情况如图3、图4所示。

事故分析:通过对故障电缆终端头的解剖检查发现, 主绝缘已被击穿, 电缆线芯外露, 如图5所示。经过分析可知, 这是典型的电缆终端绝缘屏蔽断口电场分布不均匀的情况, 导致绝缘逐渐劣化, 使其被击穿。引发此次故障的直接原因是在制作电缆终端的过程中, 剥除了绝缘屏蔽后, 产生了对绝缘极为不利的切向电场, 屏蔽层断口处也成为了电缆最容易被击穿的部位。受施工工艺的影响, 屏蔽处刀伤、切口不平整;再加上电缆运行年久, 绝缘屏蔽与主绝缘结合处包裹的半导带分散电场应力的作用减弱, 导致该处电场分布不均匀, 电场应力增大, 主绝缘薄弱处被击穿, 将电缆主绝缘外侧包裹的接地铜屏蔽熔化, 引起瞬间接地、电缆头烧伤。

2.2绵山220 k V变电站35 k VⅠ段电缆事故

故障前运行方式:绵山站35 k V为单母分段接线方式, 分段360断路器在热备状态, 1号主变带35 k VⅠ段母线和出线负荷;2号主变带35 k VⅡ段母线和出线负荷。35 k V出线电缆均为单芯电缆, 型号为YJY-26/35 1×300.

故障过程:2014-07-06T08:54, 绵山站35 k VⅠ段母线C相接地, A相为36.9 k V, B相为34.3 k V, C相为2.8 k V。在拉路过程中 (35 k V义安线367开关曾拉路) , 09:59, 1号主变RCS-978E低后备保护动作301开关掉闸, 35 k VⅠ段母线失电 (380金昌线、368城东I线、366三盛I线) 。与此同时, 35 k V义安线367开关过流Ⅰ段保护动作掉闸, 1号消弧线圈381开关过流Ⅰ段保护动作掉闸。

故障处理:2014-07-06, 检修人员检查发现35 k V义安线367室外出线0号杆B相电缆头炸裂, 35 k V1号消弧线圈381开关柜母线侧C相CT炸裂, 381开关柜内C相电缆被烧毁。17:46, 拆除1号消弧线圈381开关柜母线侧C相CT。将其更换为绝缘支柱后, 35 k VⅠ段母线恢复送电。2014-07-07, 重新制作1号消弧线圈381开关柜母线侧C相电缆头, 试验合格, 1号消弧线圈381恢复运行;2014-07-08, 重新制作义安线367室外出线B相电缆头, 恢复义安线供电。

经过现场勘查, 综合保护信息后判断故障原因为:35 k V1号消弧线圈381开关柜内C相电缆头绝缘被击穿、烧毁, 如图6所示, 对屏蔽线放电, 造成35 k VⅠ段母线接地故障;1号消弧线圈381开关柜母线侧CT参数不当, 为20/5, 当C相接地过流时, CT迅速饱和过热, 绝缘降低, 最终爆炸, A相、B相线电压升高 (21 k V升高至36 k V) 。义安线367室外B相电缆头长时间 (1 h 5 min) 在过电压下运行, 导致绝缘被击穿、接地, 如图7所示。2条电缆绝缘击穿处均为电缆终端金属护套和屏蔽断开处, 导致35 k V义安线367、1号消弧线圈381开关过流Ⅰ段保护动作掉闸和1号主变RCS-978E低后备保护动作301开关掉闸。

3电缆终端和接头的绝缘性能

由文中所述的两起事故可知, 在制作电力电缆的终端或接头时, 屏蔽层断口处是电缆最容易被击穿的部位, 所以, 在安装电缆终端和接头的过程中, 必须要重视这个问题。

3.1电缆端部的电场分布

在制作电缆终端和接头时, 由于电缆端部金属护套和屏蔽层断开, 其电场分布情况比电缆绝缘层内的分布更加复杂。突出表现为靠近金属护套边缘处的电场强度明显增强, 具有较大的轴向应力, 即电场有沿着电缆长度方向分布的不均匀分量。电缆绝缘沿表面的击穿强度比垂直于表面的击穿强度低得多, 因此, 必须高度重视轴向分量的存在。最大电场强度可用公式表示, 即:

式 (1) 中:E为最大电场强度, k V/mm;U0为导体对地电压;ε为电缆绝缘层材料相对介电常数;Re为等效半径;εm为周围媒质的相对介电常数;k为周围媒质和绝缘层表面的有关常数。

3.2改善金属护套边缘处电场分布

由式 (1) 可知, 要想保证电缆的可靠运行, 就要削弱该处的电场强度。在制作电缆终端和接头的过程中, 一般采用安装应力锥来增大等效半径Re, 增大周围媒质的相对介电常数εm。

10~35 k V交联聚乙烯电缆附件一般采用高介电常数材料 (介电常数为25~30) 制成的应力控制管来替代应力锥, 也可将用非线性电阻材料制成较短的应力控制管 (或应力控制片、应力控制带等) 直接安装在电缆绝缘屏蔽层切断处, 以降低电场强度, 达到分散电应力的效果, 从而保证电缆的可靠运行。

4电缆绝缘屏蔽处的施工事项

电缆终端和接头屏蔽层断口处的绝缘被击穿, 主要取决于施工环境和施工工艺。总结相关经验后, 可以有效降低电缆屏蔽层断口处的电场强度。在具体工作中要注意以下几点: (1) 施工现场的环境温度应高于0℃, 湿度要低于70%.在灰尘比较大和有污秽的地区, 应搭设作业棚。准备施工的电缆试验要合格, 保证端头绝缘没有受损;安装附件为正规厂家生产的, 并且其质量合格, 要在保质期内。 (2) 剥除金属屏蔽层时, 先用铜丝将金属屏蔽层扎两道, 如果是铜带, 用刀在铜带上划一道痕迹, 但用力要适度, 不可划穿, 之后再剥除铜带。铜丝屏蔽可将铜丝沿电缆圆周拆下, 并用铜丝扎紧。 (3) 剥切半导电层时, 35 k V以下电缆半导电屏蔽为可剥离半导电层。剥切时, 应用小圆锉沿线芯圆周锉一槽, 再用小刀沿轴向划几道痕, 锉槽和划痕不可伤及绝缘层。电缆半导电层末端必须与应力锥管半导电层连接, 或者与应力控制管、应力控制带连接, 以形成均匀、平滑的过渡。半导电屏蔽层末端可采用砂磨坡度, 用240号砂纸将末端半导电层均匀打磨成圆锥型坡度。在操作过程中要特别小心, 不能将电缆绝缘砂磨出凹槽。另外, 可以在半导电层末端15~20 mm的绝缘表面涂刷1层半导电漆, 半导电漆的电阻率应小于104Ω·cm。在绕包半导电自黏带时, 其要紧贴半导电层末端, 电缆末端一段绝缘表面用半导电自黏带紧拉伸绕包2层。 (4) 清洁电缆表面时必须注意, 清洁纸应从绝缘端向半导电方向擦拭, 不能反复擦, 严禁用带有炭痕的纸擦拭。擦净后, 要用清洁纸再次擦抹绝缘表面, 检查纸上无炭痕后方可继续下一步操作。

5结束语

随着电力、能源行业的发展, 种类越来越多的电缆被运用到各个领域。如何保证电缆的安全运行、可靠供电, 是电力从业者急需解决的问题。鉴于此, 在日常工作中, 应严格遵循工艺标准、多积累工作经验, 切实提高实际工作效果。同时, 工作人员要不断创新, 将基于预防性测试的计划性检修策略上升为基于设备运行风险的状态检修策略, 实时监测电缆的运行温度、绝缘内部杂质变化与水树枝发展过程、绝缘内部电树枝发展等多方面信息, 使运维工作精益化, 从而创造更好的经济效益和社会效益。

摘要：在电网规模不断扩大的今天, 城市配电网电缆的长度已经逐渐超过了架空线路的长度, 这就对电缆线路供电的安全性和可靠性提出了更高的要求。在电缆线路的运行过程中发现, 经常会出现电缆端部金属护套和屏蔽层断开位置绝缘被击穿而引发事故的情况。简要阐述了国网晋中供电公司发生的两起中压电缆事故, 并分析了电缆端部绝缘屏蔽处的电场分布情况, 就如何改善电场分布, 降低电缆端部金属护套和屏蔽断开后电场强度问题提出了相关意见, 以期不断提升运检质量。

关键词：事故分析,电力电缆,绝缘性能,电场分布

参考文献

[1]国家电网公司.Q/GDW 512—2010电力电缆运行规程[S].北京:中国电力出版社, 2011.

中压电缆 篇4

为了实现这一点, 西门子与其美国合作伙伴Novinium共同开发出一种使电缆“回春”的技术, 并且已经获得专利。

其主要原理就是在恒定压力下对电缆注入含硅的液体混合物提高电缆强度与性能, 使其如新电缆一般。重新焕发活力的电缆可以继续使用数十年, 这样可以避免可靠性衰退和电缆更换所需的高额成本。如此, 完全取代这些电缆所需的投资计划也可以被推迟到更晚的时间。

中压电缆 篇5

关键词：中压电缆网,双环接线,供电能力,供电模式

中压电缆网双环接线方式以其较高的供电可靠性、较灵活的运行方式得到了大力推广和广泛运用。随着经济的发展, 人们的用电需求在明显上升, 这对双环网的供电能力提出了更高的要求。

1 双环接线供电模式分析

1.1 接线方式简介

自同一供电区域两个变电站 (开关站) 的不同中压母线各引出一回线路, 构成双环接线。在配电系统中, 环形电网以开环运行居多, 在实际工程中, 一般选择环网干线的中间位置作为断开点。

1.2 主干线正常运行负载率

在满足N-1的前提下, 双环网主干线正常运行时的负载率为50%~75%.如果环网单元的两段母线不设分段开关, 那么双环网本质上是两个独立的单环网, 此时主干线正常运行负载率为50%;如果环网单元的两段母线设置分段开关, 那么主干线正常运行负载率为75%, 供电能力较前一种模式有所提升。两种模式均满足N-1供电安全准则, 前者甚至满足同向N-2, 但供电能力却比后者低33.3%.

1.3 北京地区相关规定

双环接线一般由来自2座变电站的4回10 k V电缆线路构成。双环网每条主干线路分段数为3~5段, 正常方式下开环运行, 开环点位于功率分点。主干线开关、联络开关配置“三遥”配电自动化终端。

北京地区环网单元一般采用两段母线不设分段开关的模式。目前, 环网单元开关元件的实际操作主要依靠手动投切。由于主干电缆截面通常选用300 mm3的铜芯电缆, 按一回线路满载时供电能力约为10 MW考虑, 认为整个双环网最大允许接入负荷能力约为20 MW。

2 双环接线供电能力实例分析

某科技园区属于北京配网A类供电区域, 规划该区域10 k V配电网目标网架为双环网接线方式。

供电部门对双环网内的分段、接入有功、配变容量等内容均给出了指导性意见。如果要求一组双环接线供电能力不宜超过20 MW, 那么用电量在20 MW以上的用户, 是否必须拆分到不同的双环网中呢?假设考虑新建, 将现状双射改造为双环, 如果环内总负荷超过20 MW, 那么双环方案的设想是否难以实现?

2.1 案例一

用户A有功25 340 k W, 设3座总配, 功率为10 608 k W、5 628 k W、9 104 k W。规划3座环网单元, 组建双环。设计总配采用单母分段带联络, 且联络开关只允许手动操作, 不具自投功能。假设有功均匀分布, 则双环接线如图1所示。

正常情况下, 甲站Ⅰ, Ⅱ段出线分别承担5 304 k W有功, 乙站Ⅰ, Ⅱ段出线分别承担7 366 k W有功。该接线突破了北京地区双环网接入负荷的要求, 但并不违背网络N-1供电安全准则。

2.1.1 甲站Ⅱ段出线故障

甲站Ⅱ段出线故障时的处理方案一如图2所示。从图2中可知, A2-1、A2-2、1#总配Ⅱ段进线开关、1#总配联络开关改变运行状态后, 甲站Ⅰ段出线承担着10 608 k W有功, 乙站Ⅰ, Ⅱ段出线分别承担着7 366 k W有功不变。对于甲站Ⅰ段出线, 考虑1#总配两段母线运行同时率不大于0.94, 电缆仅满载无过载。

另外, 通过双环主干联络由乙站Ⅱ段为1#总配Ⅱ段供电, 同时, 乙站Ⅰ段通过2#总配联络增带2#总配Ⅱ段, 由此构成方案二。此时, 乙站Ⅱ段出线承担9 856 k W有功, Ⅰ段出线承担10 180 k W有功, 甲站Ⅰ段出线承担5 304 k W有功不变。对于乙站Ⅰ段出线, 考虑2#总配两段母线及3#总配Ⅰ段母线运行同时率不大于0.98, 电缆仅满载无过载。

在工程意义上, 认为上述两种处理方案均可行, 但如果考虑开关状态变化时间影响可靠性指标, 建议采用方案一。供电部门仅视环网单元为可操作对象, 处理方式比方案一少一个开关状态的变化;但如果考虑现阶段环网单元负荷开关还未实施“遥控”功能, 那么方案一的设备位置为故障处理带来的操作上的便捷, 未必会严重影响供电可靠性指标。

环网单元间线路故障, 仅操作环网单元即可, 在此不做赘述。

2.1.2 乙站Ⅱ段出线故障

如果乙站Ⅱ段出线故障, 影响了2#、3#总配Ⅱ段供电, 则可采用以下两种方案: (1) 方案一。通过双环主干联络由甲站Ⅰ, Ⅱ段为2#总配Ⅰ, Ⅱ段供电, 而3#总配通过本配联络为乙站Ⅰ段供电, 非故障电缆均无过载。 (2) 方案二。通过开关切倒, 乙站Ⅰ段增带2#总配Ⅱ段, 甲站Ⅱ段增带3#总配Ⅱ段。对于乙站Ⅰ段出线, 考虑相关总配母线运行同时率不大于0.98, 电缆仅满载无过载。建议选择故障处理方案二。

2.2 案例二

用户B有功4 438 k W, 设1座总配;用户C有功5 372 k W, 设1座总配;用户D有功15 614 k W, 设2座总配, 功率分别为11 852 k W、3 762 k W。用户B, C为现状, 双射接线引自丙站。考虑结合用户D (新建) 组建双环。双环接线如图3所示。

最严重情况下, 如果D1总配Ⅱ段、C总配Ⅱ段、B总配Ⅱ段的运行同时率不大于0.92, 则各种N-1情况下, 非故障电缆均无过载。在手动投切条件下, 如果事先制订好事故预案, 则图3中的接线就可保证供电可靠率。

2.3 分析

用户总配高压侧装设母联 (不具自投功能) , 实质上建立了横向网络联系, 在N-1要求下, 双环网供电能力可得到进一步提高。理论上, 主干线正常运行负载率可以达到75% (供电能力可以达到30 MW) 。例如, 双环网4条主干线路各分3段, 每段供电2.5 MW, 开环于功率分点。

3 结束语

双环接线方式的应用可有效适应现代城市配网的建设发展趋势。结合实际案例, 通过设计环网单元划分, 可有效挖掘双环网的供电能力, 提高配网的利用率。只有在规划阶段充分论证、在运行阶段有效组织双环接线, 才能打造出安全、优质的配网。

参考文献

[1]北京市电力公司.配电网技术标准:规划设计分册[M].北京:中国电力出版社, 2010.

中压电缆 篇6

关键词：电缆,局部放电,振荡波

随着我国经济的快速发展和人们生活水平的不断提高, 城市电网得到了长足的发展, 电缆作为城市电网重要的组成其发展迅速。众所周知电缆被深埋于地下, 一旦电缆发生故障很难排除, 这将影响人们的正常用电需求, 因此提高电缆故障定位技术对保证供电需求十分重要。振荡波局部放电检测技术就是一种能够精准定位电缆故障的新兴技术, 它能够有效提高电缆的检修效率。

1. 振荡波局部放电检测技术的原理

电力电缆通常被埋于地下且其电容量通常都比较大, 在现场进行工频电压下的局部放电检测十分困难。过去对充油电缆的检测采用的方法是直流实验, 这种方法从很大程度上降低了对电源的要求。但是针对绝缘电阻很高并且在直流电和交流电下的电压分布区别比较大的电力电缆如XLPE而言, 如果采用直流实验检测的话, 在对XLPE电缆进行直流耐压实验后, 会在电缆里特别是有缺陷的地方会存留大量的空间电荷, 这些电荷的存在会使电缆在投运后发生击穿事故。如果采用超低频电源来检测这类电缆的话, 实验花费的时间相对较长, 而且这种方法对电缆的绝缘能力损耗比较大, 很有可能导致电缆出现新的缺陷。

在进行局部放电检测时可以适当地施加0~28k V的直流电压, 将开关闭合后, 被测的电缆与电磁感应器之间会发生阻尼振荡。这种装置能够检测电力电缆的电容的有效范围是从0.05~2微法。

2. 振荡波测试系统的定位技术

针对电力电缆局部放电的定位问题, 初期的局部放电检测的方法是扫描电力电缆, 而现在通常采用的电力电缆局部放电检测方法则是由70年代发展起来的方法, 它的工作原理是利用局部放电脉冲在电力电缆中具有传播的性能, 运用10MHz以上的高频扫描示波器对电力电缆进行定位测量, 这种方法也被称之为行波法, 其工作原理如图1所示。

注: (a) 代表的是接线图; (b) 代表的是检测阻抗上的脉冲信号图; (c) 脉冲波在电力电缆上的传播;CDO代表的是示波器;PDS代表的是局部放电检测仪。

对于已经确定的绝缘型电力电缆而言, 电缆中脉冲的传播速度可以看作是已知的常数, 因此可以利用公式 (1) 计算出放点点距离电缆近端 (高压端) 的距离。

其中, L表示电缆的长度, V表示脉冲在电力电缆中的传播速度, τ表示两个脉冲信号的传播时延, 也就是说τ=t2-t1。

电力电缆局部放电检测和定位装置正是应用OWTS振荡波原理来定位放电部位。

3. 电缆振荡波局部放电检测技术存在的问题

在使用检测系统对电力电缆进行局部放电检测时, 经常有系统不能正常运行的情况发生, 本文将针对校准过程和加压测试过程中存在的技术问题进行分析。

3.1 校准过程中存在的问题分析

校准是电力电缆局部放电检测过程中的关键环节, 因此对电力电缆的校准必须正确, 如果校准结果不准确会造成测试结果在定位上出现偏差。在校准过程中校准波形的开始脉冲波峰应设置在80%左右的地方, 在末端会有反射脉冲的出现且相当明显, 而且由两个脉冲波峰决定的传播速度必须在正确的范围之内, 也就是说在交联电缆中脉冲的传播速度为170m每微秒, 如果是纸绝缘电缆的话则其传播速度应为160m每微秒左右。而导致异常情况发生的原因有以下几种情形: (1) 因为校准仪出现故障或者电量不足、频率不准确或者连接处发生脱落的现象都可能造成脉冲波波形发生畸变情形。 (2) 在对校准仪进行低量程校准的时候受到了背景灯干扰因素的影响。 (3) 在进行校准操作时没有打开校准仪或者现场的干扰比较大。 (4) 在进行校准操作时脉冲波峰并没有正好处于80%红线处。 (5) 电力电缆的长度输入错误, 这将造成波速不准确;如果输入的电缆长度值恰好是电力电缆长度的两部的话, 校准时的波速是正常的, 但是波形会在1/2处出现集中的现象。 (6) 校准波形的原始脉冲信号的波形的极性不正确, 这时可能是校准仪红黑线接反造成的。

3.2 加压测试过程存在的问题

加压测试过程采用的是在测试时进行逐级逐相加压的办法, 采用这样的方式出现异常情况的原因有: (1) 在逐级加压时未注意到量程的最大值从而导致超出量程的情况发生, 超出的部分系统并不会对其进行自动选取, 这可能造成部分信息的丢失。 (2) 如果加压时出现异常的与始端局放信号类似的信号时, 那么在进行测试时应将其尽量排除掉, 否则会直接影响结果的精确程度, 造成精度丢失的原因可能是线端与线头之间的距离不够;电缆或地线连接不良等。

4. 振荡波局部放电测试系统的抗干扰设计

4.1 电磁干扰的来源及传播途径

造成电磁干扰的本质原因是导体中的电流或者电压突然发生变化, 造成其发生变化的原因可能是系统内部干扰, 也有可能是系统外部干扰。根据造成电磁干扰的原因可将其划分为自然干扰和人工干扰两种情形。自然干扰的干扰源可能是静电、雷电和自然辐射, 人为干扰源可能是传输电线中的杂波、接触器自身杂波和人工作业时产生的杂波等。电磁干扰的途径通常有两种形式:传导耦合方式和辐射耦合方式。

(1) 直接耦合方式。将干扰信号经过电线对电路造成干扰。这些导线可以是连接设备的导线, 也可以是供电源与负载之间的电线。这些导线在将有效信号传输出去的同时也将干扰信号传输了出去。

(2) 漏电耦合方式。该方式是一种电阻性的耦合方式。当元件或导线的电阻降低时, 因为这种情况的出现为电信号传输到逻辑元件对其造成干扰提供了条件。漏电耦合方式与直接耦合方式在干扰能量的传输形式上大致相同, 但不同点是直接耦合方式直接通过导线进行能量的传输, 而漏电耦合方式则是通过漏电阻来传递能量, 它并不能够对信号进行传输, 因此漏电耦合方式要比直接耦合方式的危害更加隐蔽, 更加不易于发现。

(3) 公共阻抗耦合方式。只有噪声源和信号源才具备这种耦合方式, 这种耦合方式通常发生在两个不同的电路的电流流经同一个电阻时, 一个电路的电压直接影响另一个电路的电压, 常见的形式有公共地和电源阻抗两种。

4.2 干扰信号的抑制方法

电磁干扰的抑制方法主要是根据电磁干扰三要素的角度进行考虑, 在进行装置设计时避免电磁干扰条件的形成。可以从电磁干扰源的角度出发, 在设计时就要对其进行消除或尽可能地抑制噪声干扰源, 也可以从传播的途径角度出发, 想办法切断干扰源的传播路径, 这样就阻止了干扰源扩散到其他电缆或元件, 与此同时提高设备的抗干扰能力也是十分必要的。抑制干扰信号的方法通常有屏蔽、滤波和接地这3种办法。因为振荡波检测装置综合了强电系统和弱电系统, 该装置的内部电磁环境十分复杂, 如果不能够很好地将电磁干扰问题解决的话会导致弱点系统暴露在强电的干扰环境中, 造成采集系统、闭合开关和高压直流源的错误操作。为了使设备能够正常工作, 在进行振荡波电磁装置设计与安装时就应该处理好各个元件间的电磁干扰设计。

结论

本文主要探讨了电缆振荡波局部放电检测技术的工作原理及其应用现状, 并分析了振荡波局部放电系统尚存在的一些不足之处, 即强电系统干扰弱电系统问题和局部放电信号缺少类型识别的问题。针对上述问题本文对振荡波局部放电检测系统中干扰的来源及性质进行了探讨, 并提出了相应的屏蔽滤波结构, 达到提高局部放电检测灵敏度的目的。

参考文献

中压电缆 篇7

随着电网用户设备复杂性的增加,尤其是一些大容量和非线性负载的使用,如牵引机车供电系统、柔性直流输电的整流器和逆变器等,这些都导致中压电网(10~35 k V)谐波问题变得突出[1,2]。谐波包含的众多高频率成分使设备的绝缘问题变得严重,导致部分电气设备出现过早损坏等事故[3,4,5]。Lars Paulsson等人在美国墨西哥边境的Eagle Pass换流站测量到了1~12.4 k Hz的高次谐波,12.4 k Hz谐波幅值约占额定电压的13%~40%(额定电压为24 k V),同时也发现了电缆终端绝缘的损坏事故[6]。

实践证明,在谐波严重场合一些传统的冷缩电缆终端的寿命大幅缩短,甚至导致事故的发生[7,8]。由于电压频率的增加,绝缘的寿命迅速缩短,频率对电缆终端绝缘的影响因素、适合在高频谐波严重的场合使用的电缆终端类型、高频电压的长期作用对电缆终端热点的影响,这些问题都值得关注。目前国内外对此问题的研究主要是对其电场分布进行有限元数值模拟及设计改进[9,10,11],但缺少直观的检测手段对电场的分布加以验证,而且对于高频谐波电压持续作用下的电缆终端的温度、电场特性研究较少[12,13]。

本文通过红外热成像仪测试研究谐波电压对2种不同冷缩电缆终端表面热点的影响,并试图发现频率和热点形成的联系,并进一步探索2种电缆终端热点形成的原因。

1 实验

1.1 实测谐波

图1为笔者曾测到的某动车牵引供电系统的谐波电压及成分,该电压波形叠加了1~5 k Hz之间的大量高次谐波(电压波动达到3 k V)。

1.2 装置及样本

根据实际电网中出现的谐波情况,本研究采用高频高压和工频高压相叠加的方法模拟电网谐波电压。实验装置包括高频高压、工频高压和大电流产生装置。装置原理如图2(a)所示。其中,LC元件主要起滤波作用;2个35 k V冷缩电缆终端T1和T2通过2根连接电缆形成了一个电流回路,电缆终端的下部为剥去了半导电层的聚乙烯层,插入到变压器油中,通过在闭合电流回路中的一个穿心电流互感器(TA)施加工频大电流。整个回路旁安放红外热成像仪,用以观察温度变化。T1终端是应力均匀型,简称为SG型,采用了非线性应力控制管(主要由一些非线性导电材料构成),以达到均匀电场的目的;T2则是几何型终端,简称为GEO型,采用了特殊的应力锥设计,并辅助以半导电材料等,其具有耐高频电压能力。2种类型的电缆终端的几何结构见图2(b)。

高频高压产生装置的频率可以在50 Hz~10 k Hz之间调节,电压幅值调节范围为0~15 k V,采用了并联谐振的方式以补偿容性电流。随着频率和电压的增加,实验设备的容量受到限制,导致很难精确补偿容性电流,经过试验,整个实验系统的谐振频率在7 k Hz左右,基本接近目前电力系统中出现的高次谐波范围,并可以长期稳定工作。而且,在更高频率下,热点出现的规律和原理也基本一致,因此本研究中的最高谐波频率采用7 k Hz。

1.3 测量

通过3个Tek的高频高压探头(1000∶1)和示波器对图2中电路测量的实际电压波形uhf(高频电压)、upf(工频电压)和us(叠加电压)如图3所示,高频高压最大值4.51 k V,频率7 k Hz;工频高压有效值13.1 k V;最后形成的叠加高压最大值33 k V。

2 结果及讨论

2.1 不同频率下的热点情况

为了研究频率增加对热点的影响,对试样施加有效值12 k V的电压,在不同频率下的红外热场图如图4(a)和图4(b)所示。从图中看出,随着频率增大,SG终端中出现明显的热点,该热点位于图2(b)中SG终端的半导电层截断处附近;而GEO终端的热点则不明显。

为了减少环境温度变化的影响,采用红外热场图的热点温升为研究参数,测试位置为图4(a)中的矩形区域所标注,2种类型终端的热点温升Tr=TmaxTc,其中,Tmax为热点最高温度,Tc为环境平均温度。在不同频率和电压下,2种电缆终端的热点温升Tr测试结果如图5所示(上、下两图分别对应GEO终端和SG终端)。可看出,频率的增加和幅值的增加都会导致2种电缆终端的热点温度升高,但GEO型耐高频终端的温度升高比SG型要小很多,而且在实验中也没有观察到明显的热点出现。工频电压下,随着电压升高,无论是哪种电缆终端,温度几乎没有变化。因此,无论是否叠加工频电压,其对热点温度的贡献不大。而在高频下,电压的增加导致SG终端的热点温度明显增加,说明频率的增加对SG终端热点温度影响较为明显。

2.2 热点成因分析

为了分析热点的成因和变化规律,通过Comsol多物理场有限元仿真软件对SG终端和GEO终端建立轴对称有限元模型,在额定电压下,频率为50 Hz,进行电场有限元分析。SG终端等位线分布如图6(a)所示,在半导电层截断处等位线较密,该处电场最强,电场强度为1.4×106 V/m。而GEO终端在半导电层截断处等位线较为稀疏,电场较小,最大电场为5.5×105V/m,如图6(b)所示。

在不同频率、12 k V电压下进行电场仿真分析。以半导电层截断处为坐标原点,沿着图6中箭头所示方向,得到沿电缆轴向的电场分布如图7所示(x表示距离半导电层截断处距离)。随着频率的增加,SG终端的电场强度明显增加,并在半导电层截断处附近形成最高点,此后逐渐减小。而GEO终端电场随频率变化不大,分布较为均匀,而且电场数值也较小。

根据焦耳定理的微分形式,阻性发热功率密度Q为[14]:

其中,J为电流密度,电导率σ是电场的指数函数[15,16]。

根据式(1),可以进一步计算其阻性发热功率密度,从而分析热点的成因。在7 k Hz频率、12 k V电压下,2种电缆终端的阻性发热功率分布如图8所示。由于频率增加导致SG终端的电场E增大,根据式(1)可知,电场E增大可导致发热功率密度Q增加,因此该终端在高频下更容易形成热点。而且,从图8(a)可知,SG终端在半导电层截断处附近发热功率密度大,对比红外热场图4(b)和几何结构图2(b)也可发现,热点位置和发热功率密度最高点基本吻合,都在半导电层截断处附近,其主要原因是该处电场较强。

因为GEO终端采用了特殊的应力锥结构和半导电材料,有效抑制了最大电场强度,其阻性发热也很小(最大仅为4.5 W/m3),如图8(b)所示。并且,频率的增加对GEO终端电场的影响不大,因而对其阻性发热的影响也很小。从图4(b)的热场图中也可发现,频率的增加对GEO终端的温度影响很小,且基本看不到明显热点。可以认为,频率对GEO终端的阻性发热影响很小,其表面温度变化不大。

2.3 老化对热点的影响

通过持续施加高频电压进行老化(20 k V工频电压加上8 k V、7 k Hz高频电压),测试2种电缆终端表面热点温升变化情况。不同老化时间的热成像如图9所示,老化300 h后SG终端的热点更为明显,而GEO终端则无明显热点出现。2种电缆终端热点温升随着时间的变化规律如图10所示,随着时间的增长,热点温度逐步增加,GEO终端的最高点温度始终小于SG终端。这说明持续电压作用下,GEO终端长期承受高频谐波电压冲击的能力优于SG终端。

3 结论

通过红外热场图和电场仿真分析,研究了高频电压对2种冷缩电缆终端过热点的影响规律及机理,得到如下结论:

a.随着频率的增加,热点温度升高,SG终端在半导电层截断处附近形成明显的热点,而GEO终端的热点不明显;

b.由于频率增加导致SG终端的局部电场增强,发热功率密度增加,进而导致SG终端在高频下的热点形成,因此,SG终端的热点形成的实质是局部电场强度过高的结果;

c.随着老化时间的增加,2种电缆终端的热点温升都有所增加,但GEO终端的温度较低。

摘要：研究了高频谐波电压对35 kV电缆终端温度和电场的影响规律,分析了热点和电场分布之间的联系。首先,对2种不同类型的冷缩电缆终端(应力均匀型和几何型)施加不同频率的电压,通过红外热成像发现,随着谐波频率增加,应力均匀型终端形成明显的热点,而几何型终端温度变化不明显。通过有限元分析发现,应力均匀型终端的热点位置与电场集中点相对应。此外,通过持续工频叠加高频电压电老化实验发现,老化时间增长,应力均匀型终端的热点温度明显增长,而几何型终端则增长略小。