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。

500kV直流XLPE海缆的热场及电场仿真研究

由于交联聚乙烯的电导率受温度和场强的影响,计算高压直流电缆绝缘在实际工况下的电场分布时,需要综合考虑热场与电场。另外,在实际运行中,电缆绝缘不仅需要耐受稳态直流电压,还需要经受连续升压、极性反转及叠加操作冲击等暂态电压的作用。文中采用有限元计算软件Comsol Multi-physics,首先对500 kV直流海缆XLPE绝缘中的稳态温度分布进行计算;然后通过对XLPE绝缘电导率实测数据进行拟合,获得电导率随温度及场强的变化公式,并在此基础上,仿真研究了绝缘中的稳态及暂态电场分布。研究结果表明:绝缘介质发热功率远小于线芯焦耳损耗功率;海底电缆的载流量瓶颈为其登陆段,可能导致线路允许载流量达不到设计要求;XLPE绝缘的稳态场强沿径向近似呈线性分布,且在额定负载下电场分布较为均匀;连续升压下绝缘内侧会产生较高的暂态电场,该值与电压上升速率以及绝缘的松弛时间常数有关;极性反转直流电压下的场强分布可根据叠加原理,采用阻性及容性场强叠加的方式进行估计;在相同的复合电压幅值下,直流叠加异极性操作冲击相比于叠加同极性冲击在绝缘内侧引发的暂态场强幅值更高。

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。

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%。

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。

500 kV海缆接头绝缘恢复对XLPE工频击穿和晶相结构的影响

高压交联聚乙烯(crosslinked polyethylene,XLPE)绝缘海底电缆工厂接头绝缘恢复工艺对接头绝缘和近接头电缆绝缘材料的晶相结构及介电性能影响的研究,对于提升工厂接头技术具有重要意义。通过研究500 kV高压交流海缆本体、工厂接头、近接头电缆绝缘的工频击穿性能以及交联度和晶相结构的分布特征,获得了工厂接头绝缘恢复工艺对近接头电缆绝缘击穿和晶相结构的影响规律。结果表明:工厂接头和电缆本体绝缘的工频击穿场强相近,并且工厂接头绝缘的结晶度较小,内部绝缘晶体表面能较低,晶面间距较大;与电缆本体绝缘相比,近接头电缆绝缘的工频击穿场强降低,交联度增加,结晶度减小,晶体表面能降低,晶面间距增大,这可能是由于近接头电缆绝缘再加热过程而发生二次硫化所致,同时消除了近接头电缆绝缘中工厂脱气形成的热历史。因此,建议在工厂接头绝缘恢复工艺中采用降低交联温度,增长交联时间等手段保证工厂接头绝缘与电缆本体绝缘性能的一致性,同时应注意近接头电缆绝缘再加热过程的温度控制。

500 kV XLPE海底电缆线路的暂态电压及绝缘配合研究

基于舟山混联输电线路工程,应用PSCAD/EMTDC软件,建模仿真研究了500 kV交联聚乙烯海底电缆绝缘和内(绝缘)护层上的各类暂态电压和绝缘配合问题,计算了断路器合闸操作、断路器重击穿和雷电流侵入时电缆绝缘及内护层上暂态电压的分布特性,分析了短路及故障电流、电缆中间段金属护套与铠装短接、电缆接地体阻抗等对电缆内护层感应电压的影响。结果表明:操作空载线路和最大雷电流侵入在电缆绝缘上可分别产生最高850 kV的操作暂态过电压和1 230 kV雷电暂态过电压,通过在断路器上加装合闸电阻和(或)在电缆上并联合适电抗器可以有效限制操作暂态电压;单相金属性短路故障和最大雷电流侵入在电缆内护层可分别产生最高7.5 kV和11.4 kV的暂态电压,电缆中间段金属护套与铠装短接方式可减小电缆内护层上约1/3的暂态电压,而电缆两端三相集中接地体的阻抗对电缆内护层上暂态电压的影响可忽略,各种暂态下电缆绝缘和内护层的绝缘配合满足500 kV电缆的相关标准要求。

交流500 kV XLPE海缆绝缘材料在电-热联合应力下的工频击穿特性与寿命模型

为深入掌握交流500 kV交联聚乙烯(XLPE)海缆绝缘材料在电-热应力下的工频击穿特性并建立电-热联合寿命模型,本研究首先对500 kV海缆主绝缘进行25、40、55、70℃步进应力下的电-热联合绝缘击穿试验,对电气强度和耐压时间进行Weibull统计分析,获得不同温度下等效电气强度和等效耐压时间的变化规律。然后,通过多元线性回归建立FALLOU、SIMONI和CRINE模型并进行误差分析。最后,研究构建适用于该交流500 kV XLPE材料的E-T耦合参数模型。结果表明:在相同温度下,随着每级电压持续时间的增加,等效电气强度逐渐降低;在每级电压持续时间相同时,随着温度的升高,等效电气强度和电压持续时间均呈现先上升后下降的趋势。对电-热联合老化模型的分析表明,3种模型拟合误差较大,拟合优度不满足精度要求。本研究通过利用逐步回归计算电-热变量与寿命的显著性与相关性,获得改进的电-热联合老化寿命模型,误差分析显示改进模型具有较好的拟合精度。

大长度500kV XLPE超高压海底电缆关键技术研究

大长度超高压500 kV XLPE绝缘交流海底电缆的生产工艺控制与220 kV及以下电压等级交流海缆有较大区别,着重介绍了500 kV超高压海底电缆的连续大长度绝缘挤出工艺、厚绝缘除气技术、铜丝铠装和试验验证等关键技术的研究。

500 kV XLPE海底电缆线路的电气参数及其不平衡度分析

镇海-舟山输电工程在国际上首次使用500 kV XLPE海底电缆线路。基于电磁暂态仿真程序（EMTP）,对500kV XLPE海底电缆线路的电气参数进行了计算和分析。结果表明,在一定的范围内,海水/土壤电阻率及相间/回路间距离对海底电缆线路的电气参数影响很小。金属护套与铠装焊接在一起或两侧终端站接地电阻为零时,海底电缆线路的零序阻抗和正序阻抗基本相同。采用铜丝铠装时,终端站的接地电阻对零序阻抗的影响较小;而采用钢丝铠装时,终端站的接地电阻对零序阻抗的影响显著。降低终端站的接地电阻或将护套与铠装焊接在一起,可降低零序阻抗。无论采用铜丝铠装、还是钢丝铠装,海底电缆线路电气参数的不平衡度均很低。单回和双回海底电缆线路可近似视为三相和六相平衡线路。该工程无须采取降低不平衡度的措施。

大长度35kV XLPE绝缘海底电力电缆的制造

本文叙述了带软接头的大长度35kV交联聚乙烯(XLPE)绝缘海底电力电缆的设计、制造和试验。

66kV海上风电场用三芯XLPE绝缘海底电缆设计方案的可行性分析

文章从海缆的结构设计、成本、立项研发及测试等方面进行分析,提出了在沿海风电场采用66 kV交联聚乙烯(XLPE)绝缘光纤复合海底电缆集电传输的方案,该方案可以满足单个风机容量不断增大、降低集电线路经济成本的要求。重点介绍66 kV三芯大截面海缆导体、绝缘和径向阻水铅护层的设计,最后通过测试表明海缆各项性能都达到标准要求。

交流500 kV XLPE绝缘海底电缆户外终端的开发

为满足海底电缆线路设计要求,考虑500 kV电压性能要求及近海高污秽重盐雾的环境特点,对户外终端的结构选型、内外绝缘设计方面进行论证,特别对其抗污秽能力进行优化设计。产品设计定型后开展验证试验,测试产品设计的电气性能,并顺利通过型式试验及预鉴定试验。海底电缆户外终端的电场分布设计应着重考虑近海运行环境的影响,近海盐雾导致套管表面积累的污秽中存在较多导电可溶性物质。通过优化降低套管表面电场强度,可以提高套管表面闪络起始电压。海底电缆户外终端相对内陆用户外终端需保有适量的外绝缘安全裕度。

66 kV交联聚乙烯海底电缆绝缘厚度设计

随着国内外海上风电工程的快速发展,66 kV交联聚乙烯(XLPE)海底电缆以其较低的生产、运维成本受到各方青睐。然而,国内尚无针对66 kV XLPE海缆设计的结构标准。为规范66 kV XLPE海缆的技术要求,有必要对其绝缘厚度进行合理设计。为此选取了66 kV海缆用XLPE试样进行了工频击穿试验和冲击击穿试验,发现XLPE的击穿场强与其厚度的关系符合反幂定律。然后,基于步进应力试验计算得到30℃和90℃下XLPE的寿命指数n分别为13.9和15.1,并进一步通过冲击和交流耐压试验的结果,综合得到66 kV海缆的推荐绝缘厚度为8.9 mm。基于该方法得到的66 kV海缆绝缘厚度与传统依靠经验设计的绝缘厚度相比更薄,为轻型66 kV海缆的绝缘厚度设计提供了理论参考和试验依据。

温度梯度下海底电缆交联聚乙烯绝缘电树枝特性研究

由于交联聚乙烯(XLPE)主绝缘较低的导热系数与海水较低的温度,极易在海底电缆绝缘内形成较大的温度梯度,温度梯度的形成将导致XLPE聚集态及介电特性的径向差异,从而影响电树枝劣化过程。为掌握温度梯度下XLPE的电树枝特性,搭建了10~90℃内的温度梯度电树枝实验平台,测量了不同温度梯度下XLPE的电树枝起始及生长特性。结果表明:不同温度梯度下的针尖电场变化及XLPE聚集态改变会影响电树枝的起始电压,且随着温度梯度的增大,电树枝的主形态呈现出藤枝状、丛林-藤枝混合状及丛林状之间的渐变特性。

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。

220kV交流大截面海底电缆的设计选型

以厦门电力进岛I通道第一回电缆改造工程为背景,通过对国内外海底电缆的应用、发展现状的调研和技术经济比较,提出了交流220 kV大截面海底电缆的设计选型建议。

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。

远海漂浮式海上风电平台用动态海缆的发展

漂浮式海上风电平台用动态海缆作为浮式风机与静态海底电缆间的连接设备,是实现近远海风能资源开发、远距离输送以及规模化利用的关键装备。文中按照动态海缆系统的开发脉络,从动态海缆"干式"与"湿式"结构对比、抗水树绝缘材料开发、电缆附件相关技术、动态海缆失效因素、试验方法以及工程应用等方面,全面综述了动态海缆的技术发展现状。特别针对"湿式"结构动态海缆用抗水树绝缘材料的测试方法、动态海缆系统试验标准等热点问题进行了分析,提出了目前动态海缆开发中亟待解决的问题,包括研究抗水树绝缘材料长期老化行为及机理,开发更高电压等级抗水树绝缘材料,优化附件结构及制造工艺,探求电缆系统联调测试技术,完善国标海缆相关规范与标准等。该研究可为中国动态海缆设计、关键材料开发、装备制造工艺和试验技术完善等相关方面提供参考。