高压XLPE电力电缆（共7篇）
高压XLPE电力电缆 篇1
摘要：建立了在交流电压作用下高压交联聚乙烯(XLPE)电缆绝缘的参数模型,并分析了电缆绝缘劣化时绝缘参数的外在表现。提出通过监测XLPE电缆的工作绝缘电阻、等值电容、介质损耗因数及各参数的变化趋势来综合评定电缆的绝缘状况,并分析了该方法的有效性及合理性。设计了高压XLPE电缆在线监测装置。在数据处理方面,采用基于LM(Levenberg-Marquardt)算法的非线性最小二乘拟合法对采样信号进行拟合,将信号进行快速傅里叶变换得到的谐波分析结果作为LM算法的迭代初值,并利用拟合结果计算出电缆绝缘的被监测参数。仿真分析表明,该算法收敛速度快、精度高,能很好地抑制电网频率波动、直流分量以及谐波含量对被监测参数的影响。
关键词：XLPE电缆,在线监测,非线性最小二乘拟合,Levenberg-Marquardt算法
0 引言
交联聚乙烯(XLPE)电缆由于绝缘电阻高,耐压、耐热性能好,介电常数和介质损耗小[1],工艺简单,安装方便等优点而被广泛应用。XLPE电缆在线监测的对象主要包括电缆的绝缘电阻、介质损耗、局部放电、直流成分、接地电流等[2]。监测装置的稳定性和精度是制约其在电力系统中实用化的主要因素之一。对于高电压等级的电缆,在较恶劣的电磁环境中,有些监测方法对微小参量的测量就变得更加困难[3]。此外,在周期信号的交流采样中,同步技术也是影响采样质量的主要因素。许多算法都是建立在同步采样的基础上。但在实际工程中,由于电网谐波及频率波动等干扰因素的影响,难以实现同步采样。例如,用离散傅里叶变换(DFT)或快速傅里叶变换(FFT)计算各次谐波含量时,同步误差会产生截断效应,造成频谱泄漏,使数据分析的准确性和监测的精确度受到影响。为了减小非同步采样所带来的误差,国内外对这方面的研究较多,提出了准同步算法[4]、补偿算法和特殊窗法等[5,6]。
现对XLPE电缆绝缘在交流电压作用下的参数模型进行分析,提出根据XLPE电缆交流绝缘参数[7]及其变化趋势来判断绝缘的劣化程度。并设计了电缆绝缘在线监测装置。在数据处理方面,为提高被监测参数的精度及系统的抗干扰性,采用基于LM(Levenberg-Marquardt)算法的非线性最小二乘拟合法,从电压、电流采样信号中提取基波分量的参数,计算出电缆的绝缘工作电阻、等值电容及介质损耗因数tanδ。通过监测这3个参数及其变化量,从多参数角度考核电缆的绝缘状况,达到提高电缆运行可靠性的目的。另外,还对影响测量精度的相关因素进行了分析。
1 XLPE电缆的绝缘参数
电压等级超过35 k V的XLPE电缆一般为单芯电缆,其结构如图1所示。
单芯电缆可以看作是一个圆柱形电容器。导电线芯和接地的金属屏蔽层(或金属护套)构成了电容器的2个电极,内外屏蔽层及电缆的主绝缘构成了等效电容器的绝缘介质[8]。
在交流电压的作用下,电介质会发生极化现象。图2为电缆绝缘在交流电压作用下的等效电路及相量图。其中,总电流I!主要包括瞬时位移极化所引起的电流I∞、松弛极化电流I′及漏导电流IR。I′的分量Irr与I∞构成了总电流I!的无功分量Ir,I′的分量Ira与IR构成了总电流I!的有功分量Ia。当电缆绝缘中发生局部放电时,有功分量中还应包含这部分游离放电所产生的损耗。因此,可用一个电容与电阻的并联形式表示电缆在交流电压作用下的等效电路。如图3所示,R为电缆的工作绝缘电阻,C为电缆的等值电容,δ为介质损耗角。
XLPE绝缘电缆因其材料非极性的特点,在绝缘未出现老化的情况下,松弛极化电流非常小,此时绝缘层与屏蔽层之间的夹层极化占优,I′主要是由分界面上的吸收电荷所造成。当电缆发生老化、受潮或在绝缘中存在水树等情况时,会使绝缘内部的极性基团及空间电荷的数量增多[9,10],松弛极化增强,绝缘的相对介电常数(极化率)增大,表现为电缆的等值电容增大;同时,松弛极化的增强,也会导致有功电流增大,表现为电缆的工作绝缘电阻降低。因此,电缆的工作绝缘电阻、等值电容蕴含着电缆绝缘劣化的信息。而介质损耗因数tanδ是反映电缆绝缘内功率损耗大小的参数,它表征了电缆绝缘单位体积的介质损耗,而与绝缘的体积无关。当绝缘发生老化时,tanδ也会相应增大。因此,可用上述3个参数及其变化趋势作为电缆绝缘状况的监测指标。
1.1 工作绝缘电阻的计算
电缆绝缘在交流电压下的电阻为电缆的工作绝缘电阻[11],其大小反映了电缆绝缘有功损耗的状态。
设电缆上所加的电压为
流过电缆绝缘的泄漏电流为
则电缆的工作绝缘电阻为
式中U、φu分别为施加电压的有效值和初相角;I、φi分别为泄漏电流的有效值和初相角;ω为系统的角频率。
由上述分析可知,在工作电压作用下,介质损耗是各种形式损耗的综合,包括电导损耗、游离损耗以及极化损耗。介质损耗特别是介质损耗的变化表征了介质的状态。相比较而言,若在直流下测量电缆的绝缘电阻,则不存在极化损耗,所测得的绝缘电阻值也要高于电缆的工作绝缘电阻。所以在运行电压下,监测电缆的交流电阻及其变化量更能有效地发现电缆绝缘的劣化信息。
1.2 等值电容的计算
等值电容是电缆绝缘的另外一个重要参数,也可用来检查绝缘质量的变化。
由此可得电缆的等值电容:
由式(3)和式(5)可知,电缆的工作电阻以及等值电容取决于电压和电流有效值的比值,所以在电缆绝缘未发生变化的条件下,它可以消除由于电网电压幅值波动而带来的影响。
1.3 tanδ的计算
在并联等效电路中,介质损耗因数可表示为
通过对它的测量,能够反映电缆绝缘的整体缺陷。如果绝缘内的缺陷是集中性的,tanδ有时反映就不够灵敏。另外,当电缆整体老化或受潮时,表现为电缆的C增大,R减小[12,13],由式(6)可知,监测tanδ也并不能灵敏反映电缆绝缘状态的变化。所以除了监测tanδ这项参数外,分别监测电缆的工作绝缘电阻R及等值电容C,更能有效地发现电缆绝缘的变化趋势。通过对这3项参数的监测,以增强电缆绝缘状态评定的准确性和电缆运行的可靠性。
2 测量装置的基本原理
以被监测电缆的一相为例,测量原理图如图4所示。电压传感器P从变电站中的电压互感器TV获得电缆的运行电压信号。穿心式电流互感器TA从电缆屏蔽的接地线上获取泄漏电流信号,无需改变系统的接线。信号经过滤波放大后,采集卡对这2路信号进行同步采样。
由于系统电压谐波分量的存在,根据泰勒展开将采样得到的2路信号表示为
从采样信号中提取出电压、电流信号的基波参数,按式(3)(5)(6)即可求得电缆的各被监测量。
3 采样信号处理
为提取信号中的老化信息,消除微弱分量的干扰,把采样信号中的基波分量作为分析的主体。采用基于LM算法的非线性最小二乘拟合算法提取采样信号中的基波参数,并计算出电缆绝缘的被监测量。
3.1 非线性最小二乘拟合
根据采样信号的特点,建立拟合函数如式(9)所示:
式中a0为直流分量;An、φn分别为n次谐波分量的
幅值和初相角;f0为信号的基波频率。
由此构成了待求向量x:
对采样后得到N个数据对(tm,ym)进行最小二乘的拟合,即令采样信号与拟合函数残差的平方和最小。
令
则式(11)可表示为
由于将系统的基波频率f0作为变量,所以ri(x)是关于x的非线性方程,即转化为非线性最小二乘的最优化问题。本文采用LM算法对此进行求解,通过优化拟合函数的参量x,使S(x)达到最小。
对采样信号进行最小二乘拟合,并将电网频率作为未知量[14],其优点是可以利用拟合得到的基波分量的幅值、初相角以及采样时的电网频率来计算电缆的绝缘参数。从原理上减小频率波动、直流分量以及谐波含量对测量的影响。
3.2 LM算法
LM算法是一种求解非线性实数多元函数局部最小值的迭代算法,可以看作为是最速下降法和GN(Gauss-Newton)法的结合[15]。通过引入一个有效的阻尼因数,使其能够在较大的初值范围内收敛。其迭代格式为
dk为搜索方向:
式中J(xk)为r(xk)在xk处的Jacobi矩阵;I是单位
矩阵;μk(μk>0)为阻尼系数。
μk在每次迭代过程中会根据S(x)的变化情况自动调整。若S(x)的值减小不大,则增大μk,使其向最速下降方向移动。若通过迭代使S(x)接近局部最小值时,则减小μk,使算法接近于GN法,表现为快速收敛的特性。当迭代次数或目标函数的精度达到预设值时,迭代结束。最新的向量参数x则作为最优化的结果。
选取较好的迭代初值,会确保LM算法具有快速的收敛速度和全局收敛性。文献[16]也有一些关于其迭代初值选取方法的讨论。本文根据采样信号的特点,将FFT得到的谐波分析结果作为LM算法的迭代初值,该初值与x的真实值较为接近,将其作为迭代初值可以进一步提高LM算法的收敛速度。
3.3 仿真计算
在仿真中,以110 k V XLPE电缆为例,将电缆的集中参数电路等效为一个电阻和一个电容并联,如图3所示。令R=15 MΩ,C=0.2μF,电缆上施加的基波电压幅值为89.815 k V。若频率为49.7 Hz时,由式(6)可得,tanδ的理论计算值为0.0010674。
根据高压电网各次谐波的含有率,建立被拟合数据的原始模型如式(16)所示。由于信号在拟合之前要经过低通滤波及带通滤波的信号处理,所以在模型中,只考虑最高含有3次谐波的情况。
由式(17)可求得泄漏电流的仿真信号:
由于数据采集卡的输入范围为±5 V,所以需要把u、i信号调整到±5 V范围之内,然后再进行采样、量化、拟合等步骤,最终求出电缆的被监测参数。
当基波频率为49.7 Hz,采样频率为12.8 k Hz,采样位数为14位,采样点为1024个点时,拟合的仿真结果如表1所示(表中数据仅保留到小数点后6位)。电压、电流迭代次数分别为2和3。
根据拟合结果,得到的电缆的工作绝缘电阻R、等值电容C及tanδ分别为
从计算结果可知,该算法收敛速度快,且具有较高的精度,可以满足在线监测实时性的要求。
4 相关影响因素的分析
为检验使用该算法时各影响因素对被监测参数的影响,进行了3种仿真分析。
4.1 频率波动对测量精度的影响
将式(16)所示的电压作为电缆的工作电压,当电压的频率在49.5~50.5 Hz范围变化时,对被监测参数影响的仿真结果如图5所示。记R、C及tanδ的相对误差分别为eR、eC、etan,其范围分别在±0.1%、±(6×10)-5%、±0.1%之内。
4.2 直流成分含量对测量精度的影响
由于测量系统中的硬件部分会存在一定的零点漂移,所以在采样信号中可能含有直流分量。图6显示了直流含量λDC的大小与被监测参数误差的关系。R、C及tanδ的相对误差eR、eC、etan分别在±0.3%、±(3×10-4)%、±0.3%之内。
4.3 3次谐波含量对测量精度的影响
采样信号虽然经过信号调理电路中的低通滤波以及数字带通滤波处理,谐波仍不能完全消除,信号中还会有谐波分量的存在。以3次谐波为例,其含量与被监测参数测量误差的关系如图7所示。当谐波含量在20%以内时,R、C及tanδ的相对误差eR、eC、etan分别在±0.5%、±(5×10-4)%、±0.5%之内。
从以上3种仿真结果可以看出,使用该算法能够很好地抑制频率波动、直流成分以及谐波含量变化时所带来的影响,电缆绝缘的被监测参数具有较高的精度。
5 结语
XLPE电缆的工作绝缘电阻、等值电容以及介质损耗因数是评定电缆绝缘状况的重要参数,它们从不同的层面反映了电缆绝缘劣化的信息。
当电缆绝缘发生劣化时,电缆的工作绝缘电阻降低,等值电容及介质损耗因数增大。通过监测这3个参数及其变化趋势,从多参数角度评定电缆绝缘的状态,从而提高监测结果的可靠性。
采用基于LM算法的非线性最小二乘拟合法,并用FFT得到的谐波分析结果作为拟合过程的迭代初值来求取采样信号的基波参数,从而计算出电缆的被监测量。该算法具有速度快、精度高的特点,能够满足在线监测实时性的要求,并能很好地抑制电网频率波动、直流分量及谐波的含量对测量参数的影响,使电缆在线监测的稳定性得到提高。
高压XLPE电力电缆 篇2
受城市规划的影响以及科学技术的不断发展, 电力电缆在城区的使用得以普及。随着电力负荷分布越来越趋于集中, 单纯使用三芯电缆已不能满足电力用户需求, 高压单芯电缆的使用率也越来越多。
与三芯电缆相比, 单芯电缆可以提高单回电缆的输送能力, 减少电缆接头, 方便电缆敷设及附件安装;然而单芯电缆在通过交变电流时, 在交变电场的作用下, 金属屏蔽层上必然感应到一定的电动势。三芯电缆带负荷平衡时, 三相电流向量和为零, 金属屏蔽层感应电动势叠加为零, 所以电缆两端屏蔽层短接后可接地。单芯电缆每相之间其三相外皮在非品字型紧密连接的情况下, 由于相间距离不对称, 交变电场在三相金属屏蔽层上感应的电势不能抵消。金属屏蔽层感应电势的大小与电缆长度、线芯负荷电流成正比, 与电缆排列的中心距离、金属屏蔽层的平均直径有关。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50～100 V (未采取不能任意接触金属护套的安全措施时不大于50 V;如采取了有效措施时, 不得大于100 V) , 并应对地绝缘。因此, 应针对不同情况合理选择单芯电缆屏蔽层的接地方式。
2 高压单芯电缆不宜两端接地
在实际施工中, 当电压超过35 k V时, 绝大多数采用单芯电缆供电。单芯电缆的导体线芯与金属屏蔽层的关系, 可看作一个变压器的初级绕组。当单芯电缆线芯通过电流时就会有磁力线交链铅包 (或铝包) 或金属屏蔽层, 使它的两端出现感应电压。感应电压的大小与电缆线路的长度和流过导体的电流成正比, 电缆很长时, 护套上的感应电压叠加起来可达到危及人身安全的程度, 当线路发生短路故障、遭受操作过电压或雷电电压冲击时, 电缆的金属屏蔽层上会形成很高的感应电压, 甚至可能击穿护套绝缘。
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, 情况严重时会导致电缆的护套着火, 因此单芯电缆不应两端接地。
3 正确的接地方式的选择
35 k V单芯高压电缆在实际施工中通常采用一端接地的方式, 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。
当铝包或金属屏蔽层有一端不接地后, 就会面临下列问题:当雷电流或过电压波沿线芯流动时, 电缆铝包或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, 对于高压单芯电缆, 除采用金属护套一端互联接地外, 还会采用三相金属护套交叉换位互联接地方式。
同时, 为防止电缆线路所在系统发生短路故障或遭受雷电冲击和操作冲击电压作用时, 在金属护套的不接地端或交叉互联处会出现过电压, 使护层绝缘发生击穿, 需在不接地端装设保护器并同时装设护层保护器, 以防止电缆护层绝缘被击穿。
因此, 在施工高压单芯电缆过程中, 应按照GB50217—1994《电力工程电缆设计规程》的要求, 当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50～100 V, 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。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。对于电缆长度不长的情况下, 可采用单点接地的方式。同时为保护电缆护层绝缘, 在不接地的一端应加装护层保护器。
电缆金属护套与保护器连接的要求:连接导线应尽量短, 宜采用同轴电缆;连接导线截面应满足热稳定要求;连接导线的绝缘水平与电缆护层绝缘水平相同;保护器应配有动作记录器。
4 结语
总之, 在实际施工中, 根据不同情况, 经常采用的金属屏蔽层接地方式有:一端直接接地方式;一端直接接地另一端加护层保护器接地方式;两端直接接地方式;中间接地两端加护层保护器接地方式;两端接地中间若干交叉互联方式等。
在实际应用中, 还有一种是先将电缆金属护套用同轴电缆引出至接地箱的进线端, 然后将接地箱接地端用接地线与接地带连接。在接地箱与接地带之间还有一并联接地线, 并联接地线一端采用接地线夹与原接地线连接, 另一端与接地带之间采用接地螺栓连接, 接地线夹和接地螺栓均采用防水胶带密封处理。
此种方法有效解决了隧道架设电缆线路金属护套接地端因受潮发生氧化和锈蚀, 接地点电阻增大, 导致泄漏电流增大, 接地点发热以及需对高压电缆停电进行检修处理的问题。
摘要：35kV及以上高压单芯电缆在城区的应用比较普遍, 根据施工中遇到的实际问题介绍了几种高压单芯电缆接地方式, 从而达到降低屏蔽层感应电压、降低电能损耗的目的。
高压XLPE电力电缆 篇3
1 局部放电产生的原因
(1) 绝缘体中局部区域的电场强度达到击穿场强时, 该区域就发生放电。
(2) 导体表面的毛刺、导体尖端或导体直径太小, 在导体附近的电场集中也会造成放电。
(3) 浮动电位的金属体而出现感应放电, 或有连接点接触不好而发生放电。
明白了局部放电产生的原因, 那么在生产过程中就要注意各道工序的质量控制, 严格按照工艺要求来保证产品质量。在局放试验过程中, 由以上三方面的原因导致局放值超标我都经历过。
2 局部放电试验过程中常遇到的问题及解决办法
电缆的局部放电值超标, 首先要区分试验所得的局部放电是来自外界干扰还是来自电缆本身, 要根据放电波形来判断。一般情况下, 电缆放电的波形是对称的, 并且在第一、三象限, 如果不是电缆放电就要按照正确的方法查找, 排除干扰, 得到正确的检测数据。
在局放试验过程中, 大部分的放电是因为电缆端头没有处理好而产生的, 下面我把亲身经历的经常发生的问题列出来, 试验人员在试验前, 严格仔细检查就能排除外界的干扰, 顺利完成试验。
(1) 电缆两端的外屏蔽层剥去的长度过短, 或刀印过深伤到绝缘层引起放电, 一般10k V电缆外屏蔽层剥切长度为8cm~10cm, 35k V电缆外屏蔽层剥切长度为40cm左右。
(2) 铜带离油杯太近造成放电, 一般要大于10cm。
(3) 切割绝缘线芯时造成端头导体变形, 影响绝缘的圆整度引起放电, 线芯分段时要切割整齐, 并且导体和油杯底部的铜针能接触牢固。
(4) 接错线芯, 两端不是接同一颜色的线芯, 应仔细检查。
(5) 线芯端头有固定分相线用的胶带或分相线离油杯很近引起放电, 应扒掉胶带、切断分相线。
(6) 交联线芯放置时间短, 试验时绝缘中有气泡冒出产生放电, 线芯应放置一段时间再生产。
(7) 高压引线或油杯离地面很近造成放电, 一般要大于30cm。
(8) 高压引线接头处或中间有破损, 造成放电, 应及时更换好的引线。
(9) 高压引线或地线使用时间久了, 连接处接触不良有松动引起放电, 应经常检查、检修。
(1 0) 生产过程中牵线时把交联线芯绑变形, 形成印痕损伤绝缘引起放电, 牵线时应垫上保护层。
(1 1) 导体的毛刺调入油杯中或油受潮引起放电, 应经常换油, 除潮用铁桶装油, 在60°C下烘30min~60min, 在油未完全冷却前使用。
(12) 在绝缘地坪上乱堆杂物引起放电, 应把试验场清理干净。
另外, 局放试验设备系统的高压滤波器, 电感、电容、瓷瓶以及均压罩, 要经常用干净的抹布擦拭, 防止灰尘在高压下放电, 影响试验的正常进行。
试验人员只要在试验前, 认真仔细的检查, 并采取相应措施, 就能顺利和正确地完成试验。
如果是电缆内部放电, 可以根据放电图形加以区别, 通过示波器确定故障点。找到故障点后进行解剖, 发现大多数的放电是绝缘中有气泡或杂质, 有的是生产过程中造成的外伤, 有的是导体单线焊接头崩开引起的放电, 这就要求操作工在生产过程中严格按照工艺进行生产, 保证工作环境干净整洁, 加强检查力度, 保证生产出合格的产品。
3 试验中遇到的特殊问题
3.1 局放量随线芯的弯曲方向不同发生变化
电缆在进行局放试验过程中, 第一次试验局放量很大, 用示波器定位能确定故障点的位置, 但是在倒轴分段复绕后, 重新进行试验, 两段电缆局放量均消失, 这时千万不能认为这根电缆是合格的产品, 经过解剖发现这类缺陷大部分是绝缘中有气孔, 气孔的形状随着电缆的弯曲方向不同而改变, 造成局放量不同。
3.2 电缆的长度影响局放值
在用户同意的情况下, 电缆的长度最好不要超过500m, 因为在试验中发现电缆的长度越长, 一些缺陷反映的不明显, 不好定位找故障点, 把电缆分成两段后缺陷表现的比较明显, 容易定位。
4 结语
(1) 影响局部放电试验的因素虽然很多, 但对于放电量超标的电缆, 可以根据放电波形, 分析是来自外界的干扰还是电缆本身的放电, 在试验中不断的积累经验, 保证试验的顺利、正确的进行。
(2) 对局放值超标的电缆, 一定要定位找到故障点, 局部放电的数值虽然不大, 但是这些缺陷会加剧绝缘的老化最终导致绝缘击穿 (没有达到电缆的正常使用寿命) , 这对企业对国家造成的损失是巨大的。
参考文献
[1]蒋佩南.XLPE国产交联聚乙烯电力电缆击穿故障的评定和分析[J].电线电缆, 2007 (2) :1～5.
[2]孙波, 黄成军.电力电缆局部放电检测技术的探讨[J].电线电缆, 2009.
高压XLPE电力电缆 篇4
1 屏蔽的主要目的
(1) 缓和绞合导体表面电位梯度的增加, 达到圆柱形均匀电场。 (2) 防止绞合导体和绝缘之间的局部放电。
绞合导体和屏蔽保持等电位, 而且导体和屏蔽、屏蔽和绝缘之间牢固紧密接触, 没有空隙, 可避免局部放电。
2 屏蔽层应具备的性能
(1) 屏蔽和绝缘复合介质的tgδ要小。对tgδ很小的XLPE等绝缘材料而言, 所用的屏蔽层电阻率要适当, 使复合介质tgδ不增加。
(2) 屏蔽层的焦耳损耗及tgδ引起发热时, 屏蔽层不软化。
(3) 屏蔽和导体应牢固紧密接触, 他们之间接触电阻要小。它们之间接触电阻大, 引起局放, 接触电阻部位发热, 使屏蔽层受损伤, 最后有可能导致绝缘击穿。
(4) 分担与屏蔽层的电压, 不致引起屏蔽层先击穿, 进而防止绝缘击穿。
(5) 屏蔽层必须沿长度方向均匀而稳定。要做到这一点必须采用批量之间分散性小的配方和加工方法。
(6) 必须要考虑屏蔽料在挤出机上挤出的可能性。挤出的屏蔽层不发热, 光滑均匀, 挤出容易。
(7) 屏蔽层和绝缘接触良好、牢固、紧密:它们之间接触不良有空隙就引起局部放电。
(8) 长期使用性能要稳定。长期运行中热胀冷缩情况下, 屏蔽导电率要稳定、不裂纹。
以上屏蔽层应具备性能中, 1~4项为屏蔽层本身所需要的性能, 5~8项为材料配方及加工上的问题。
3 屏蔽层最佳电阻率的确定
(1) 从屏蔽和绝缘的复合介质的tgδ要小的角度考虑, 屏蔽层体积电阻率应在1×105Ωcm及以下为宜。电压越高绝缘厚度越厚, 电容越小, 屏蔽层电阻率可取大一些。
(2) 从为了避免屏蔽层过分发热角度考虑, 体积电阻率应在2×107Ωcm以下为宜。
(3) 绞合导体和屏蔽之间, 防止局部放电产生, 希望体积电阻率在1×105Ωcm以下。
(4) 施加冲击电压时, 从不引起屏蔽层先被击穿角度考虑, 希望体积电阻率在1×104Ωcm以下。
(5) 由屏蔽电阻—温度性能考虑:以上1~4项的结论是在常温下试验得到的, 考虑到屏蔽电阻—温度特性, 把屏蔽层体积电阻率, 在上述常温电阻率的基础上降低约一位数量级较为合理。
(6) 由屏蔽体积电阻率的分散性和稳定性考虑:目前用作屏蔽的半导电料, 都是在塑料中加一定量的炭黑得到的, 经试验证明, 聚烯烃类的半导电料的体积电阻率在1×103~1×105Ωcm范围内, 受挤出、硫化、时间及压力等加工条件的影响较大, 因此体积电阻率的分散性也较大。考虑到这一点, 屏蔽电阻率为1×103及以下为宜。
(7) 从长期使用性能稳定性考虑, 其体积电阻率在工作温度和高温下长期运行条件下要稳定, 变化要小。
综合上述可知, 由于考虑的角度不同, 屏蔽层的最佳体积电阻率范围也不同, 但是对以上所有最佳体积电阻率范围综合分析可得出如下结论:满足上述所有不同要求的、比较理想的体积电阻率应控制在1×103Ωcm及以下为宜。
参考文献
[1]HC184.2-90, “交联聚乙烯电缆用半导电料.
[2]GB/T12706-2008, 额定电压35kv及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆.
[3]IEC502.
[4]Wire and cable compounds wire&cable materials union carbide.
[5]Semiconductive compounds AT plastics inc.
[6]BP polyethylene.
[7]超高压架桥木用半导电被覆层的探讨.日本住友电气.
[8]Thernial stability of wire and cable compounds in the dry nitrogen gas-curing process.
高压XLPE电力电缆 篇5
交联聚乙烯 (crosslinked polyethylene, XLPE) 电缆以其可靠的电气和机械性能在矿井6k V/10k V配电系统的固定敷设段广泛应用。电、热、潮湿是电缆绝缘老化的主要应力因子[1]。矿井电缆的实际运行情况是:矿井受井田设计范围、总储煤量及产出能力等因素的影响, 开采年限通常为30年~100年, 且在此期间设备连续运行, 电缆不间断供电;在涌水量比较大的矿井, 采煤工作面和回风巷的相对湿度常年接近100%, 电缆表面覆水并可能浸在水中。因此, 在役电缆长期遭受电、热、潮湿交织作用, 往往存在不同程度的绝缘老化。绝缘老化是诱发XLPE电缆故障的主要原因, 引发停电、火灾等重大事故[2]。
XLPE电缆的绝缘老化分为初期的电导性老化和后期的电离性老化。电导性老化表现为绝缘中存在水树[3], 有水树的电缆相对介电常数 (εr) 和介质损耗因数 (tanδ) 增加, 电导损耗显著增加[4,5]。产生额外温升。现有电缆老化研究集中于老化机理、老化因子及绝缘特性[1,2,3,4,5,6,7], 很少将这些研究成果应用到老化对实际运行中电缆温升的影响。
温度是电缆健康管理的首要参数, 导体温度预测是电缆故障预警的关键所在[8,9,10,11,12], 绝缘体温度是电缆老化程度和寿命判别的依据[1,4,6]。温度计算归纳为解析法[8,9]和数值法[10,11,12], 特别是有限容积、有限差分、有限元等数值法为复杂工况下电缆温度的计算提供有效手段。但上述方法均未深入探讨或定量分析老化因素的影响, 国家电网统计数据显示, 现运行较长年限的电缆中, 均存在不同程度的绝缘老化[13], 附加介质损耗产生额外温升, 交流电阻的温度正相关性进一步加剧这种不利结果[10]。因此, 需要探寻电缆老化状态引发的导体和绝缘体温升, 特别是适用于三芯电缆的温升计算方法。
考虑本文不讨论复杂工况影响, 为此, 采用解析法定量分析老化因素的影响。首先根据电缆老化状态下绝缘参量的特征, 分析了老化引起的介质损耗, 推导了适用于矿用XLPE三芯电缆老化状态下稳态温升预测的解析式。然后介绍了ANSYS有限元仿真软件中的热电耦合迭代分析方法, 并通过算例比较了老化电缆水树附近和老化电缆整体的功率损耗和温升, 为老化状态下在役电缆的健康管理提供决策依据。
1 电缆类型及结构
我国煤矿井下供电系统的配电电压为6k V/10k V, 使用的电缆为矿用乙丙橡胶绝缘橡套软电缆和固定铺设段的XLPE电力电缆。本文以6k V/10k V MYJV22 3×70mm2矿用三芯XLPE电缆为研究对象, 探讨其老化状态下的介电常数、介质损耗因数、电缆损耗及温升, 并与导体最高允许温度进行比较, 探讨老化对电缆温升的影响。电缆具体几何尺寸及材料属性如表1所示, 结构如图1所示。
注:表1中标注*的铜芯导体尺寸代表直径。
2 老化状态下电缆功率损耗
电缆的温升取决于功率损耗, 功率损耗主要源于导体损耗, 但处于老化状态的电缆, 其介质损耗也不容忽视。
2.1 导体损耗
电缆单位长度导体功率损耗:
式中, CN为电缆线芯数, 本文CN=3, 且三芯电缆的三相电流按对称计算;I为电流有效值;rac为单位长度导体在最高工作温度下的交流电阻。
式中, rdc为单位长度导体在最高工作温度下的直流电阻, 与温度具有正相关性, 其温度效应产生的损耗很大, 需要随着工作温度升高进行修正, 这也是进行热电耦合迭代分析的原因。Ys为集肤效应因数, Yp为邻近效应因数, 考虑到研究对象导体截面积为70mm2, 比较小且本文不考虑高频谐波的影响, Ys和Yp可以忽略。
2.2 老化与介质损耗
电导性老化在固体绝缘电缆中最为普遍, 有水树的电缆介质损耗增加, 而且介质损耗的电压相关性很强, 随着电压的升高显著增加[9]。因此, 10k V及更高电压等级的电缆, 介质损耗不容忽略。
考虑介质损耗的绝缘体等效电路模型如图2 (a) 所示。介质施加正弦电压时, 通过介质的电流·I不是超前于电压π/2而是φ角度[14], 如图2 (b) 所示, 故存在能量损耗。
由图2可得:
式中, C0为真空状态下的电容。εr为相对介电常数, 越大介质越易发热。文献[15]指出介电常数εr与老化时间相关, 其关系折线图如图3所示, 图中给出的是电缆平均εr, 实际上水树区域的εr远大于该值, 范围为2.7F/m≤εr≤16F/m[13]。图3中的数据尽管源于老化因子加大的电缆试样, 但通过比较不同老化因子下的数据, 指出水树在不同实验条件下的生长具有相似特征, 所得数据在一定程度上体现了现场老化电缆的特征。tanδ为介质损耗因数, 反映电缆绝缘性能的整体缺陷水平, 对局部缺陷不明显。损耗因数在一定温度范围内随着介电常数变化而出现最大值, 文献[4]给出了大部分水树枝长度约为绝缘厚度80%, 且个别存在贯穿水树枝电缆试样的tanδ温度特性曲线, 如图4所示。由于10k V电缆实际运行时绝缘平均温度约为70℃左右, 刚好是水树老化电缆绝缘介质损耗因数相对较大的温度区域, 功率损耗较大。绝缘参量在实际运行中, 虽然老化因子强度小, 但老化时间长, 所以即使与电缆试样的人工老化曲线不吻合, 但绝缘参量的变化趋势是一致的。
电缆单位长度的介质损耗:
式中, f为线路频率;U0为电缆额定电压;C为单位长度电缆电容。
式中, di为绝缘层直径;dc为导体外径。老化后εr和tanδ都有近5倍~10倍的增长, 介质损耗增加。
3 老化状态下电缆温升
老化状态下电缆温升有较大程度增加, 这是因为 (1) εr和tanδ增加造成额外损耗; (2) 直流电阻的正温度系数, 损耗增加使温度升高, 引起Rdc增加, 损耗和温升继续循环。因此有必要探讨老化引起的电缆温升。
电缆中由于热容作用, 存在稳态温度和暂态温度。本文探讨的是稳态温度, 主要用于故障预警。载荷变化使暂态温度偏离预测温度这里不讨论。
现有温升计算方法主要针对单芯电缆, 这里将通过调整使之适用于三芯电缆的计算。参考文献[9]中忽略介质损耗, 由导体损耗引起的温升Δθc:
式中, T1、T2、T3、T4分别为绝缘 (导体屏蔽、绝缘、绝缘屏蔽) 、铜带到铠装层、外护层、电缆表面与周围介质之间单位长度的热阻, 需要注意的是, 单芯电缆计算各层热阻时是按导体中心为圆心向外层层计算, 但本文仿真的三芯电缆模型不能用此方法计算各层热阻。因为计算T2、T3和T4时, 如果将圆心定为某导体中心, 它对四周的热传导是不对称的。因此, 将3根导体看作一个整体对外散热, 圆心取图1中的O。相关参数计算参照文献[9]。
老化电缆介质损耗引起的温升Δθd:
叠加导体温升与介质温升即为老化状态下的电缆温升。
式中, θc为导体温度;θ0为环境温度;θd为绝缘体温度。电流给定时, 式 (8) 为包含唯一变量θc的多次代数式。
4 ANSYS仿真
ANSYS是基于有限元方法的仿真软件, 能够灵活建模和设置参数, 可用来分析电磁场和温度场的耦合问题, 本文利用其分析电缆的温升, 验证理论模型的正确性。
4.1 热电耦合迭代计算
ANSYS仿真中, 电磁场和温度场结合的热电耦合计算方法包括直接耦合和间接耦合, 前者采用包含多场自由度的单元进行统一分析, 仿真选用SOL-ID69三维热电耦合单元分析电缆的温升, 由于该单元材料属性不包含介电常数和损耗因数, 故只适用于不考虑介质损耗的电缆温升仿真。为此, 本文采用间接耦合方法, 即先计算电磁场部分产生.rst结果文件 (包括热流密度、磁流密度、电场密度、电场强度等计算结果) , 然后在热场中以生热率的形式加载到主导体热源, 最后算得温度矢量图。
间接耦合方法在不考虑电缆老化参数时, 二维电磁场使用PLANE53单元, 二维温度场使用与电磁场单元兼容的PLANE77单元。进行电磁场分析时, 需要耦合主导体的VOLT自由度, 然后以幅值形式加载相位互差120°的三相交流电流。温度场计算结果为传热过程达到热平衡, 即温度不随时间变化的稳态温度值。老化电缆仿真分析时, 将2D电磁场单元PLANE53替换为包含εr和tanδ材料特性的PLANE230单元。由于选用单元的特殊性, 电场计算完成后未产生.rst结果文件, 不能直接加载到热场。为此, 需通过APDL编程, 读取电场算得的每个单元的生热数值JHEAT, 然后以单元载荷的形式将数值加载到热场进行计算。
温升对电缆铜导体电阻率影响很大, 间接耦合中温度场结果无法直接返回到电磁场, 故存在较大误差。为此仿真采用迭代法进行计算, 即随机给定导体电阻率, 完成一次完整的电磁场-温度场耦合计算过程, 得到导体温度;然后据此更新电磁场中导体电阻率, 再计算, 直至Tn+1-Tn<Δ时迭代终止。这里设定误差Δ为0.5℃。
4.2 ANSYS电磁场计算模型
ANSYS仿真软件在电磁场中关于导体损耗计算的有限元思想为:rac于模型中作为材料属性以电阻率的形式赋值, 而电流I作为载荷, 在电缆导体截面被无数网格单元分割以电流密度形式施加到单元节点上进行计算。
介质损耗计算的有限元思想为:设电缆的线芯和绝缘层间的交界面为B, 将B剖分成n个面积单元, 从中任意选取一个编号为i, 由电磁场原理, 面i的电荷面密度与电场强度间关系[16]:
式中, σi为面i的电荷面密度;Ei为面i的电场强度, 假设面i的电荷量为qi, 则整个分界面的电荷量QB为:
结合式 (4) - (5) 可知:
根据材料属性赋值的介电常数εr和介质损耗因数tanδ, 确定介质损耗。
4.3 ANSYS温度场计算模型
温度场主要包括热传导和热对流。热传导指电缆各层之间由于温度梯度引起的内能交换。在二维温度场求解中, 电缆各层直角坐标系下的热传导遵循傅里叶定律[17]。
式中, λ为热导率, ANSYS中, 热导率以材料属性的方式赋值;A为传热截面积;Φ为热流量, 表示单位时间电磁场生热量的传递速率。
热对流指电缆外表面与外界空气由于温差引起的热量交换。热对流满足牛顿冷却方程[17]。
式中, h为对流换热系数, ANSYS仿真中以边界条件的方式赋值, 本文取8W/ (m2·℃) ;AS为电缆最外层与空气的接触面积;tS为电缆外表面的温度;tB为外界空气的温度, 取电缆设计时考虑的最恶劣环境温度40℃, 矿井实际温度为2℃~26℃。
5 算例分析
算例将忽略介质损耗的电缆、老化电缆水树附近和老化电缆整体的功率损耗和温升做了比较, 并通过ANSYS仿真验证结果的正确性, 从而加强对老化危害的重视。
5.1 忽略介质损耗的电缆温升分析
(1) 功率损耗
根据矿用电缆载流量表, 6/10k V MYJV22 3×70mm2电缆的载流量为230A。当θ取导体最高允许工作温度90℃时, 交流电阻rac为3.14×10-4Ω/m, 三芯电缆导体损耗为49.83W/m。对于未老化的电缆, tanδ、εr分别取0.004、2.3F/m, 根据式 (4) - (5) , 求得三相介质损耗为0.036W/m。
(2) 温升
根据表1结合相关参数计算, 得T1、T2、T3、T4分别为0.364℃·m/W、0.1883℃·m/W、0.1369℃·m/W、0.3199℃·m/W。根据式 (6) , 导体损耗造成的电缆温升为50.28℃, 即导体工作温度为90.28℃。根据式 (7) , 介质损耗造成的温升为0.03℃, 可以忽略。根据式 (9) , 绝缘层温度为84.234℃。
(3) 仿真
在ANSYS中建立热电耦合分析模型。由于忽略介质损耗, 选用PLANE53单元和PLANE77单元, 然后施加幅值为325.3A、相位差为120°的三相交流电流。仿真得到电缆总损耗为49.67W/m。温度云图如图5所示, 铜导体温度为89.512℃, 与理论计算值接近, 绝缘层温度的理论与仿真结果也相符。
5.2 老化电缆水树附近温升分析
老化电缆水树附近εr和tanδ都有明显增加[4,5,13], 参考文献[13]中εr取8F/m;文献[4]分析了50Hz下电缆试样中tanδ随温度的变化, 由于绝缘层的温度接近70℃, 本文tanδ取0.24。实际电缆需根据实测值进行分析, 这里仅抽取一组数据定量分析老化对电缆温升的影响。
(1) 功率损耗
对于老化电缆, 载荷不变情况下导体损耗和引起的温升不变。根据εr和tanδ的取值, 求得三相介质损耗为7.755W/m。
(2) 温升
根据式 (7) , 介质损耗造成的温升为6.43℃, 叠加导体损耗温升50.28℃得到总温升为56.71℃。鉴于温升对电阻率和外部热阻的影响, 本文采用迭代法进行计算, 重新给定交流电阻rac和外部热阻T4, 在Δθn+1-Δθn<Δ时迭代终止, 得到温升为59.76℃。由上述分析可见, 老化本身引起的温升为6.43℃, 但电阻的温度效应使导体损耗进一步增加, 使导体最高温度达到99.76℃, 超过规定的最大值90℃。电缆总损耗为58.55W/m。当水树区域的绝缘参量取值更大时, 结果更为严重。
(3) 仿真
老化电缆仿真分析时, 用PLANE230单元替换PLANE53单元, 加载相同电流。仿真得到的老化电缆总损耗为57.63W/m。温度云图如图6所示, 老化电缆导体最高温度为99.834℃, 与理论计算值接近。温度云图显示, 热源不再分布于导体, 介质损耗引起温升使绝缘层也成为热源。
从温升的分析可见, 老化导致电缆导体温升超过最高允许值, 所以实际运行中的电缆一定要考虑老化因素的影响。
5.3 老化电缆整体温升分析
参照图4的老化参数, 老化电缆整体的介质损耗往往不会如此明显, 因为此状态下εr最大为3.6F/m。在该值下, 介质损耗为3.489W/m, 由介质损耗造成的温升为2.9℃, 叠加导体损耗温升50.28℃得到老化电缆整体温升为53.18℃, 经迭代计算得到最终温升为54.34℃, 即导体最高温度为94.34℃, 电缆损耗为54.09W/m。ANSYS仿真得导体最高温度为94.679℃, 总损耗为53.64W/m。由此可见, 老化对整条电缆的影响低于对局部水树区域的影响, 因此特别需要加强局部绝缘薄弱环节的检测。
6 结束语
矿用电缆随着使用年限的增长, 恶劣的使用环境使绝缘逐渐老化。本文通过对老化电缆介质损耗及稳态温升的分析, 得出如下结论:
(1) 老化电缆水树附近的介质损耗明显增加, 引发额外温升, 电缆导体由于温度的正相关性使导体损耗进一步增加, 从而使导体温度超过90℃;同时电缆选型也需要纳入老化因素。
(2) 老化电缆由于整体的εr较正常值增加不大, 对老化电缆整体的温升影响不明显。这说明老化电缆需要特别加强局部绝缘故障的监测和检测功能。
高压XLPE电力电缆 篇6
目前,电力电缆绝缘在线监测的主要方法有直流分量法、直流叠加法、低频重叠法、介质损耗角正切值(tanδ)测量法、局部放电法、接地线电流法。由于现代交联技术的进步,湿交联工艺已基本被淘汰,因此,在高电压等级的电缆线路上,由水树枝的生成而导致的电缆绝缘故障已不多见;另外,由于研究对象的绝缘电阻远大于1 000 MΩ,直流分量信号微弱,一般在纳安级,测试极不方便,同时也很容易被其他信号所淹没,这样,基于水树枝的整流效应而产生的直流分量的在线监测方法就不再适用。直流叠加法和低频重叠法也不适宜,这是由于在高压线路中,三相中性点一般采用直接接地的方式,无法在电缆的芯线上叠加上直流电压。对于tanδ测量法,由于交联聚乙烯XLPE(Cross Linked Polyethylene)电缆绝缘的tanδ值一般都很小,特别对于高电压等级的XLPE电缆,绝缘电阻与等值电容都相当大,tanδ的值会更小,要测量精确并以其作为判断根据往往是不可靠的。在线监测电缆的局部放电,背景干扰相当大,监测也十分困难。接地线电流法是通过监测流过电缆主绝缘的电流,电缆主绝缘的状态将直接决定该电流的大小,因此监测通过主绝缘的电流大小便可反映出电缆的绝缘状况。
1 XLPE电力电缆运行简介
对于110 k V及以上电压等级的单芯XLPE电缆,如果电缆长度较短,无需采用交叉互联方式,则监测电缆主绝缘的电流既容易实现,也非常直观。然而,当电缆的长度较长,如超过500 m时,电缆屏蔽通常要采用交叉互联的方式接地,其中的一个标准单元如图1所示。
图1中,A、B、C为系统相序,a1、a2、a3,b1、b2、b3,c1、c2、c3分别为各相电缆所对应的交叉互联段,1~12为交叉互联的金属屏蔽层连接线之间以及接地线上装设的电流传感器。这种接线方式具有屏蔽层接地回路环流小的特点,既经济又安全,但却给绝缘在线监测带来了困难,因为无法测得各段泄漏电流的大小。
通常使用的测单相泄漏电流有效值的方法已无法判断交叉互联中的哪一段出现了绝缘损坏。因此研究电力电缆在交叉互联时的在线监测技术对保证电缆可靠运行具有重要的意义。
2 XLPE电力电缆接地线电流的模型与分析
在正常系统电压的作用下,图1中的三段交叉互联电缆可以分别看作3条独立泄漏线路a1-b2-c3,b1-c2-a3,c1-a2-b3。图2为其中的一路a1-b2-c3在三相对称电源电压UA、UB和UC作用下等值电路。图2中Za1=UA/Ia1、Zb2=UB/Ib2、Zc3=UC/Ic3分别为三段电缆相对应的绝缘阻抗;R为电缆屏蔽层的电阻值,为简化计算,设定泄漏电流是从每段屏蔽层的中点流出;R1、R2分别为电缆两端的接地电阻;I1、I2、I3、I4分别为图1中传感器1、4、8、12所检测的电流。
Za1=UA/Ia1、Zb2=UB/Ib2、Zc3=UC/Ic3对相量、有效值,三式均成立,它们的大小反映的正是绝缘状况。在系统电压稳定状态下,可将通过绝缘的三相电流看成是电流源,用相量形式分析该电路,设泄漏电流分别为Ia1、Ib2、Ic3。由于此模型中电流频率为工频,所以各支路相量可以在一个相量图上表示,即相量之间可进行加减运算。
根据叠加定理,得到各监测点电流相量值的表达形式,如式(1)~(4)所示。
绝缘正常时,Ia1、Ib 2、Ic 3之间在经过一个对称阻抗后仍然对称,故
在满足式(5)条件下,式(1)可表示为
同理:
在式(6)(7)中,R1和R2取值一般为几欧,R取值一般为千分之几欧,故2 R/(R1+R2+3 R)的值在0.000 1~0.005之间,且Ia1、Ib2相角相差120°,设U=220 k V/!3,所以I1值的模为0.000 018~0.000 9 A。同理,可求得I4。结果表明入地电流很小。图3和图4分别为I1和I2的相量合成图。图中:
根据式(2)得:
同理:
比较图3和图4可以看出I2的幅值较I1大。
根据表达式(2)~(5)可以写出:
依据式(10),即可求出各段线路泄漏电流的相量表达形式,并得到各段线路泄漏电流的模值和相位角,此时的模值即反映所对应的线路的绝缘状况。
由上述分析可见,通过相量运算可将复杂连线的交叉互联电缆转化成为单独回路求解各路各段电缆的绝缘阻抗值,从而得到绝缘泄漏电流值。
3 仿真实验
根据实际情况设置各元件数值。接地电阻R1和R2的数值为2~5Ω,而屏蔽层电阻值R为0.001Ω,XPLE的介质损耗值为0.000 2~0.000 5。绝缘模型为阻容并联,电抗主要表现为容性阻抗。通过计算,Ra1为4 000 MΩ,其电容为1.99×10-9~3.98×10-9F,假设C=2.653 9×10-9F,则Za1=Zb2=Zc3=j 4 800/(4 000-j1.2)MΩ≈1.199 999 46 MΩ。系统电压值为220 k V,则对地电压为220/!3 k V,单相电流模值:
其中,R1、R2为2Ω;R值定为0.005Ω,电抗Za1、Zb2、Zc3为1.199 994 6 MΩ。
利用Matlab进行仿真,仿真电路如图5所示。
下面是仿真实验结果。
3.1 设a1、b2、c3三段电缆各相绝缘状况完好
仿真条件如上,绝缘阻抗为1.199 994 6 MΩ,仿真结果为
根据式(10)得到:
由此计算得到:
3.2 设三段绝缘中a1段出现绝缘故障
此时a1中电容增大100倍即为2.653 9×10-7F,绝缘电阻不变,Za1=1.199 994 6 MΩ,其他绝缘电抗不变,仿真结果为
根据式(10)得到:
3.3 设三段绝缘中a1出现受潮故障
此时a1中电容增大10倍为2.653 9×10-8F,绝缘电阻不变,Za1≈1.199 999 MΩ,其他绝缘电抗不变,仿真结果为
根据式(10)得到:
3.4 设三段绝缘中a1、b2均出现受潮故障
此时a1、b2中电容均增大10倍为2.653 9×10-8F,绝缘电阻不变,为Za1=Zb2≈1.199 999 MΩ,其他绝缘电抗不变,仿真结果为
根据式(10)得到:
3.5 设三段绝缘中a1相出现绝缘故障
此时a1中电容增大100倍即为2.653 9×10-7F,绝缘电阻减小到原来的1/100,a1段绝缘阻抗为40 MΩ,得到的结果为
根据式(10)得到:
3.6 设电缆两端的接地电阻不相等
R1=1Ω,R2=6Ω,各段绝缘正常时,得到的结果如下:
根据式(10)得到:
此时,假设b2段出现故障,电容增大了100倍,为2.653 9×10-7F,仿真结果为
根据式(10)得到:
以上仿真实验结果表明,利用相量运算的方法判定各段电缆的绝缘状况是可行的,并且接地电阻的不同对用相量运算方法判断绝缘状况没有影响。
4 结论
a.利用相量运算的方法可以计算出交叉互联电缆各段绝缘的泄漏电流的幅值,根据此值可以判定各段电缆的绝缘状况。
b.接地电阻的不同对用相量运算的方法判断绝缘状况没有影响。这样对监测设备的现场安装条件没有特别的附加要求。
c.运用相量运算的接地线电流法可以独立地计算出各段电缆绝缘的等值泄漏电流。
高压XLPE电力电缆 篇7
电缆绕组变压器是1种新型干式电力变压器,其主要的结构特点就是把XLPE电力电缆直接绕制成变压器绕组,利用XLPE绝缘代替了传统的油浸式绝缘,从而为解决传统油浸式变压器的油纸绝缘问题提供了新的思路[1,2,3,4]。在其挂网运行时,由于自身结构的特殊性,当有雷电电压侵入这种绕组时,其芯线及外半导电屏蔽层上出现与侵入传统油浸纸绝缘结构绕组时不同的暂态电压,这一电压既有行波的特点,又有耦合和感应的特点[5,6,7,8]。
一方面,它会引起变压器内部不均匀的匝间电压分布;另一方面,暂态电压中含有的振荡谐波的频率与变压器中的若干谐振频率匹配,可能引起谐振过电压,从而破坏绕组与铁心以及匝间的绝缘。为了防止过电压对绕组的绝缘造成损坏,并且为改进此类变压器的绝缘设计提供理论依据,在建立宽频带等效模型的基础上对其进行幅频特性的分析是非常必要的。所以,对电缆绕组变压器的防雷保护问题进行研究也是非常必要的[9]。
1 电缆绕组的试验模型
1.1 绕组模型
电缆绕组线圈的XLPE电缆为同轴圆柱结构,图1为其剖面图,和一般电力电缆不同,它没有外金属屏蔽及护套,只有1层外半导电层。绕组工作时,外半导电层在若干处以一定规律作金属性接地,以保证外半导电层的电位在稳态工作时尽量接近地电位。
由于只有漏磁通才对线圈的冲击电压响应起作用,且空心电感计算简单快捷等原因,有相当的学者认为可以不考虑铁心的影响,用空心线圈电感来分析变压器绕组的波过程,不会引起很大的误差。故本文所研究的XLPE电缆绕组为一筒形空心线圈。绕组全长239 m,径向2层,轴向32匝,高约1.1 m,内半径为0.56 m,2层绕组之间沿轴向方向有8根直径1 cm的绝缘杆支撑。该绕组XLPE电缆剖面外直径33.4 mm,芯线导体直径8.0 mm,内外半导电层厚度分别为0.7 mm、0.8 mm。绕组每匝的外半导电层上有对称2点通过铜线引出相连后接地。试验时绕组立式放置,绕组底部离地1 m,由绝缘支架支撑。
绕组的输入端与末端均在最下部。将外层绕组的最下一匝视为第1匝,对绕组的匝数由下到上再到下进行编号,内层最下面一匝为第64匝。图2为试验所用绕组照片。
该双层绕组的结构尺寸如图3所示。
2 模拟雷电波作用下芯线电位分布
2.1 试验方法
本文采用HAEFELY Type 481冲击电压发生器作激励源,在该绕组的首端施加一标准雷电波,用数字存储示波器Tek TDS3052等进行测量。被试对象为图2所示的试验绕组。
通过调节HAEFELY Type 481发生器的R、C可获得不同波形的冲击电压。它能产生峰值在500 V以下的冲击电压全波和截断波。该发生器具有重复脉冲输出和单次脉冲输出的功能,但使用重复脉冲输出时,其脉冲频率为25 Hz。仪器内部已根据通常的使用要求设置了电容、电感、电阻的选择范围,当所需参数超出其选择范围时还可以利用外接元件的方法解决。其电路构成如图4所示。图4中Cs、Cb、Rs、Rp的值可调。
2.2 绕组末端开路时芯线电位分布
本文详细测取了绕组的芯线电压分布。末端开路时,由图5可以看出,第17匝电压波形除起始的十几个微秒的高频部分外,其电压波形与首端电压加32匝的芯线电压和的平均值是十分吻合的,电缆绕组第17匝波形前部谐振频率以外的高频分量衰减比较快。从图6可以看到第32匝的芯线电压与首端电压加末端电压和的一半以及17匝电压加48匝电压和的平均值基本吻合。
图7为双层绕组芯线电压的输入电压与其他各匝电压减去输入电压之后的比较。即其他各匝芯线电压减去波尾的偏置电压后的振荡电压幅值与首匝电压大小的比较,图中所示振幅比值为1:1.965:3.018:3.947。可以看出绕组振荡的幅值几乎是随匝数增加严格按线性增加的,这说明绕组的初始电压分布值随匝数增加按线性减少。图8为初始电压分布、最终电压分布与最大电位分布的相对值示意图。由图5—图8可以看出与传统变压器绕组类似的是,芯线的电压都可看作雷电波波头引起的振荡叠加波尾的偏置。而不同的是:与首端电压相比振荡的幅值相当高,末端振荡幅值的最大值超过首端电压的最大值,芯线电压出现了负值。此外除波形前部有高频振荡外各处振荡的频率、相位严格相等,振荡的主要频率只有1个。
2.3 绕组末端接地时芯线电位分布
图9可以看出绕组中部的32匝有振荡,较17匝、48匝的频率高但衰减较快。图10是首端输入电压与各匝振荡幅值的比较,其中振荡幅值是各匝电压波形减去输入电压波尾3/4、1/2和1/4电压得到的。
末端接地时,双层绕组的初始电压分布与开路时明显不同。不同层的同一匝绕组振荡电压的相位并不相同,相差接近180°,而电感较大的地方振荡幅值较大,电缆绕组的基频电压按匝数增加呈正弦形分布。
3 模拟雷电波作用下外半导电层上的电位特点
与单层电缆绕组相同:外半导电层上的电压是由芯线电压经电容耦合得到的。由于绕组前部芯线电位较高且陡度大,故绕组前部的外半导电层上感应的电压较高,是匝间绝缘最薄弱的部位。
图11与图12比较了芯线电压值差分后与对应匝的外半导电层电位值。可以看出波形的整体趋势吻合很好,波形后部完全吻合,但波形前部的峰值没有很好地吻合。文献[10]认为原因是:1)高频分量没有被很好地完全测量到;2)实际中高频分量没有完全传递到外半导电层。
由于各种频率的电压耦合系数不一样,而芯线电压含有的除了谐振基频之外的分量衰减很快,作用迅速减小,衰减后单一频率下芯线电压的微分值与外皮电压将呈固定比例。任取第17匝的芯线电压和外皮电压,将其绘制在图13、图14中,可以看出除了波形起始的几个微秒之外,芯线电压的极值与外皮电压的零值完全对应,进一步证明外皮上的电压完全是由芯线电压经电容耦合得到。
4 结论
本文主要介绍了对双层电缆绕组模拟雷电波作用的试验研究。研究发现:1)绕组的初始电压分布和强磁耦合的传统绕组类似,末端开路时初始电压分布呈直线形,末端接地的基频电压分布呈正弦形;2)外半导电层上的电压是由芯线电压经电容耦合得到的。由于绕组前部芯线电位较高且陡度大,故绕组前部的外半导电层上感应的电压较高,是匝间绝缘最薄弱的部位;3)电缆绕组在暂态下表现的强磁耦合特性可由电缆绕组的结构得到解释,因为外半导电层将电场限制在电缆内部,削弱了匝间的电耦合,相应必定加强了绕组磁耦合的联系。
参考文献
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