提高XLPE高压直流海缆经济性的研究展望

结合我国高压直流海缆工程直流海缆选型、电压等级和输送容量的关系,以单位输送容量所需直流海缆原材料投入作为典型经济性指标,发现随着单回路直流海缆电压等级和载流量升高,直流海缆经济性呈上升趋势。通过对比不同路线提高电压等级和载流量后直流海缆耗材的变化,可知分别通过提高直流海缆绝缘电气水平和导体最高允许运行温度的方式实现电压等级和载流量提升对提高直流海缆经济性更为有效。此外选取导体最高运行温度为70℃的±525 kV直流海缆为典型规格,利用有限元仿真分析外加电压提高至972 kV和导体运行温度提高至90℃后直流海缆绝缘场强分布的变化,结果表明电压等级和导体运行温度的提高均会造成绝缘场强翻转后靠近绝缘屏蔽处的场强进一步升高,且二者存在协同作用,在此基础上,设定绝缘屏蔽与绝缘界面存在向绝缘内尺寸为0.125 mm的半圆形突起,有限元仿真结果表明该点的场强对比无突起情况增大了35.8%。

考虑电导损耗对高压XLPE海缆低频介电特性的影响

随着海上风电的快速发展,高压XLPE海缆在海洋输电系统中承担着传输电能的重任。为了研究热氧老化对高压XLPE海缆频域介电特性的影响,本文在135℃下对XLPE试样进行加速老化试验,分别对不同老化程度的高压海缆XLPE试样进行频域介电特性测试。在分析实测试样介电特性时,发现有大量电导损耗和极化损耗相互叠加于中低频域内,影响了应用频域介电特性评估高压XLPE海缆绝缘老化状态的准确性。针对这一问题,本文推导出分离介电响应数据中电导损耗和极化损耗的方法。最后探究电导损耗对模型参数辨识精度的影响,并提出表征老化程度的特征参数。结果表明:高压XLPE海缆的频域介电曲线随着老化程度加深而向高频方向移动,且低频段内弥散现象越发明显;将复介电常数虚部中的电导损耗去除后能够提高Havriliak-Negami(H-N)模型参数辨识的精度;提取的特征参数弛豫强度?ε和高频介电常数ε∞能够表征高压海缆XLPE绝缘的老化状态,可实现高压XLPE海缆绝缘老化的评估。

两芯高压直流海缆的经济性及施工可行性分析

本工作结合我国已投运的3个高压直流海底电缆工程,以直流海缆的原材料成本和敷设成本作为典型经济性指标,针对3个工程项目的两芯直流海缆结构,经过成本对比可知采用两芯直流海缆的原材料成本增加,敷设成本减少,其中海捆型海缆原材料成本增加约13%~20%,敷设成本减少约22%~34%,护绞型海缆成本增加约25%~38%,敷设成本减少约13%~24%,随着电压等级和敷设距离的增加,两芯直流海缆经济性逐渐提高。针对±525 kV 3000 mm^(2)海捆和护绞两种特高压、大截面型式海缆,考虑设备尺寸和承载等方面,通过电缆敷设船上的设备能力计算分析,可知目前国内外船舶能力暂不满足需求,两芯特高压大截面直流海缆的施工可行性需要进一步提高。

基于电—热场耦合分析的高压大容量直流XLPE海缆绝缘结构研究

随着交联聚乙烯直流海缆向着高电压、大容量的方向发展,其在工程应用中也遇到了温度和电场两方面的挑战。文中结合±160 kV XLPE直流海缆建立了XLPE海缆的电场仿真模型和热路模型,对更高电压等级的XLPE直流海缆的结构特点进行了探讨。通过仿真发现,直流海缆绝缘层的厚度同时影响海缆的温度和场强分布,在对高电压、大容量海缆设计时需要综合考虑绝缘材料能承受的最大场强和最高温度,选取合适的绝缘层厚度。同时,通过仿真对比铜、铝导体电缆对电场、温度的影响发现,铜导体电缆运行温度较低,有利于电缆稳定运行,而铝导体海缆虽然体积更大,但其重量小,更有利于安装敷设。

第一个国产化双极海缆直流输电工程——嵊泗高压直流输电工程

嵊泗高压直流输电工程是一个典型非常规的弱受端动负荷海缆输电工程,从上海向嵊泗岛及宝钢马迹山码头供电。受端电源及负荷的特殊性使该工程具有很大技术难度。该工程系统研究、主设备制造,阀控、站控,直流保护设备研制,安装及调试全部由国内单位承担。通过该工程,介绍国内直流技术自主发展水平及直流设备国产化进展情况。

海上风电场高压XLPE绝缘海缆可靠性评估的方法

海上风电场需要对所使用的高压XLPE绝缘海缆方案的稳定性能以及故障损失风险进行评估,但目前国内外尚无应用在此领域中可靠性评估的实用方法。结合近海风电场海底电缆传输系统多种故障状态的特点,建立海底电缆的故障树模型和马尔可夫可修系统可靠性评估模型。最后,以国内某海上风电项目为案例进行分析,计算结果显示：三种方案的稳态无故障状态概率分别为97.5%、96.7%、97.4%;年传输容量期望计算值分别为1.9496×10^2、1.9673×10^2、1.9496×10^2MW;年故障损失成本期望值分别为2.51×10^3、1.77×10^3、2.61×10^3万元。根据计算结果可知,方案1无故障状态概率最大,但是三方案中,年传输容量和故障损失成本期望计算值对比分析,方案2（2回110 k V三芯高压XLPE绝缘交流钢丝铠装海缆）较优。实例表明,近海风电场高压XLPE绝缘海底电缆传输系统的可靠性评估需考虑其不同的故障状态,马尔可夫可修系统模型能够根据海缆传输系统不同的故障状态,从传输容量和故障损失成本的角度优化海缆的设计方案。

高压直流海缆选型及防护

以实际海缆工程设计为例,首先,通过对直流电缆绝缘材料分析以及电缆载流量的计算,确定高压直流海缆的型号;其次,通过对直流海缆与通信电缆临近情况分析,计算得出直流海缆与通信电缆并行敷设时安全距离以及交叉时直流海缆与通信电缆交叉角度控制;最后,详细给出了海缆与管线交越及不良地质处敷设保护性措施的两种方案,综合其优缺点,采用了保护套管保护的方案。

三芯高压直流海缆结构设计及性能研究

基于三芯交流海缆及单芯直流海缆的结构特点,对三芯高压直流海缆进行结构设计,采用有限元法对单芯直流海缆和三芯直流海缆进行机械性能和电气性能仿真。结果表明,三芯直流海缆敷设深度是单芯直流海缆的78%;在特定工况下,三芯直流海缆正常运行时载流量为单芯直流海缆的83%,在极性缆一级故障情况下另一根极性缆可与回流缆配合进行电能传输,输送容量可达到单芯海缆正常运行时的73%;三芯直流海缆占用路由宽度是单芯直流海缆的50%,敷设次数仅为单芯直流海缆的33%。综合考虑三芯直流海缆可降低敷设成本,提升海洋资源利用,是未来发展趋势。

交联副产物在交联聚乙烯绝缘高压直流海缆中分布及对空间电荷特性研究

为研究XLEP直流海缆中交联副产物的存在分布和含量情况,并掌握其对绝缘空间电荷特性有何影响,本文通过傅里叶红外光谱测试和PEA测试系统针对不同脱气情况的±400kV直流海缆开展研究。

基于高压频域介电响应的交流500kV交联聚乙烯海缆绝缘老化状态检测与分析

开展海缆绝缘性能劣化状态检测与评估是保障其安全稳定运行的重要手段。该文搭建高压频域介电响应测量平台,基于此测试分析500kV交联聚乙烯(crosslinked polyethylene,XLPE)新海缆和电热老化海缆的高压频域介电响应特性变化规律,并结合Dissado-Hill QDC模型对海缆高压频域介电特性变化机制进行了分析。结果表明:与新海缆相比,电热老化海缆XLPE材料的晶面间距更大,簇间极化更强,这导致同等测量电压下电热老化海缆的电容和介损值更大,其频域介电曲线随测量电压升高呈现更为明显的分层现象;电热老化海缆的介质损耗标量变化幅度平均值较小,介质损耗标量变化幅度平均值可作为海缆老化状态的表征参量,该文结果为超高压海缆绝缘老化状态检测提供了借鉴。

我国发展直流海底电力电缆的前景

例举世界重要的海底电缆工程,表明其中大部分为直流海底电缆工程。叙述直流输电特点,着重以不同类型的直流和交流海缆载流量计算,证明直流海底电缆在输电容量、输电损耗和电缆线路长度限制方面显著优于交流海底电缆。肯定了我国发展直流海底电缆的必要性。有些运行条件下直流海底电缆会是优先的方案,甚至是唯一的选择。提出以发展直流交联聚乙烯(XLPE)海底电缆作为主要目标,并在比较不同类型海缆绝缘中的空间电荷对电场分布和电气绝缘性能影响和深入研究空间电荷积聚、抑制和移去机理基础上,积极研发抑制空间电荷积聚的XLPE绝缘料,作为关键技术突破,用于开发直流XLPE绝缘海底电缆,推进我国直流海底电力电缆的技术发展。

远程海缆直流供电系统

介绍了一种远程海缆直流供电系统,阐述了系统的基本原理,分析了恒压供电模式下可能出现的故障模式,提出了一种采用T型高压分配器的负载供电解决方案,通过实验验证了该方案的可行性。

交联聚乙烯绝缘海底电缆在中国海洋风电建设中的典型应用和发展前景

针对交联聚乙烯绝缘海底电缆在我国海洋风电的应用情况,首先介绍了中压交流海底电缆在海洋风电中的示范性应用,概述了三芯高压交流海缆的技术性突破及电压等级由35 kV向110 kV和220 kV发展过程中的结构改进和性能升级情况,对比分析了三芯海缆与单芯海缆制造成本的差异,并简述了柔性直流海缆的产品特点和绝缘结构设计方法。最后结合未来海洋风电向大容量、远海建设的趋势,提出了交联聚乙烯绝缘海底电缆应用比重向湿式结构阵列海缆和高压柔性直流海缆发展的展望。

国内外海底电缆发展现状及未来发展趋势

近年来国内外海上风电事业进入蓬勃发展期,海底电缆作为海上风电场输变电系统的关键部分,也得到了迅猛发展。本文介绍了国内外海底电缆的发展现状,分析了基于未来国内外海上风力发电的发展对海底电缆需求的促进作用,提出66 kV乃至90 kV海上风电阵列海缆、超高压(500 kV及以上)直流海缆和中高压动态海缆是未来行业内各海缆厂家重点关注内容。