220kV交聯聚乙烯電纜現場交流耐壓試驗
發布時間：2022-03-02 06:08:02 來源：上海華千電氣有限公司
220kV交聯聚乙烯電纜現場交流耐壓試驗鐘聰，陳洪波（四川電力試驗研究院，四川成都 610072）
隨著國民經濟的發展以及城網供電電壓等級的提高，交聯聚乙烯絕緣電力電纜（XLPE）以其合理的工藝和結構，優良的電氣性能和安全可靠的運行特點，在國內外獲得越來越廣泛的使用。尤其在高壓輸電領域更取得了巨大的進展。與充油電纜相比，交聯電纜敷設安裝方便，運行維護簡單，不存在油的淌流問題。但是，近年來的運行和研究表明，交聯聚乙烯電纜的絕緣在運行中易產生樹枝化放電，造成絕緣老化破壞，嚴重地影響了交聯聚乙烯絕緣電力電纜的使用壽命。因此，充分認識交聯電纜的絕緣特性，及時有效地發現和預防絕緣中存在的某些缺陷，對保障設備乃至系統的安全運行具有十分重要的意義。闡述了影響交聯電纜絕緣的主要因素以及電纜的交接試驗原理，認為在現場對交聯電纜實施交流耐壓試驗是必要和可行的。
1 影響絕緣的主要因素
交聯電纜內部存在的絕緣缺陷易產生樹枝化放電現象，其結果影響電纜的絕緣性能。樹枝化放電據其形態和生成機理不同主要分為電樹枝和水樹枝。
1．1 電樹枝
主要是由于絕緣內部放電產生的細微開裂，形成細小的通道，其通道內空，管壁上有放電產生的碳粒痕跡。分枝少而清晰，呈冬天的樹枝狀。電樹枝按產生的機理分為以下幾種類型：
1）由于機械應力的破壞使交聯聚乙烯絕緣產生應變造成氣隙和裂紋，引發電樹枝放電。機械應力一方面是因為電力電纜生產、敷設運行中不可避免地彎曲、拉伸等外力產生應力，另一方面是由于電纜在運行中電動力對絕緣產生的應力。
2）氣隙放電造成電樹枝的發展。現代的生產工藝盡管可以消除交聯電纜生產線中某些宏觀的氣隙，但仍有1～10μm或少量的20～30μm的氣隙形成的微觀多孔結構。多孔結構中的放電形式主要以電暈放電為主。通道中的放電所產生的氣體壓力增加，導致了樹枝的擴展和形狀的變化。
3）場致發射效應導致樹枝性放電。在高電場作用下，電發射的電子由于隧道效應注入絕緣介質，電子在注入過程中獲得足夠的動能，使電子不斷地與介質碰撞引起介質破壞，導致樹枝放電。
4）缺陷。缺陷主要是導體屏蔽上的節疤和絕緣屏蔽中的毛刺以及絕緣內的雜質和空穴。這些缺陷使絕緣內的電場集中，局部場強提高。引起場致發射，導致樹枝性放電。
1．2 水樹枝
主要是由于水分浸入交聯聚乙烯絕緣，在電場作用下形成樹枝狀物。水樹枝的特點是引發樹枝的空隙含有水分，且在較低的場強下發生。水樹枝的產生，將會使介質損耗增加，絕緣電阻和擊穿電壓下降，電纜的壽命明顯縮短。目前國內外對水樹枝的生長研究尚不完善。一般認為，水樹枝的發展過程有以下幾種形式：
1）剩余應變使水樹枝增長。當電纜在外加電壓下，若絕緣中含有水分，導體附近的絕緣材料中剩余的應變就會增加，而應變較大的局部區域便會生成水樹枝。
2）電場下的化學作用發展了水樹枝。
3）電泳與擴散力的作用使水樹枝生長。介質電泳可以認為是不帶電荷的，但是已經化的粒子或分子在畸變的電場中運動，若絕緣中含有帶水分的雜質，這些雜質會向導電線芯附近的高電場區聚集。這一區域的溫度相對偏高，水分因此而膨脹，形成較大的壓力，使間隙擴大，引起水樹枝的擴大和發展。
電樹枝往往在絕緣內部產生細微開裂，形成細小的通道，并在放電通道的管壁上產生放電后的碳化顆粒。水樹枝的產生，將會使介質損耗增加，絕緣電阻和擊穿電壓下降。因此，電纜中的電樹枝和水樹枝對電纜的電氣性能將會帶來嚴重的故障隱患。
2 電纜試驗
為了保證電纜安全可靠運行，有關的標準對電纜的各種試驗做了明確的規定。主要試驗項目包括：測量絕緣電阻、直流耐壓和泄漏電流。其中測量絕緣電阻主要是檢驗電纜絕緣是否老化、受潮以及耐壓試驗中暴露的絕緣缺陷。直流耐壓和泄漏電流試驗是同步進行的，其目的是發現絕緣中的缺陷。但是近年來國內外的試驗和運行經驗證明：直流耐壓試驗不能有效地發現交聯電纜中的絕緣缺陷，甚至造成電纜的絕緣隱患。德國Sechiswag公司在1978～1980年41個回路的10kV電壓等級的XLPE電纜中，發生故障87次；瑞典的3kV～24．5kV電壓等級XLPE電纜投運超出9000km，發生故障107次，國內也曾多次發生電纜事故，相當數量的電纜故障是由于經常性的直流耐壓試驗產生的負面效應引起。因此，國內外有關部門廣泛推薦采用交流耐壓取代傳統的直流耐壓。
IEC62067／CD要求對于220kV電壓等級以上的交聯電纜不允許直流耐壓。
研究表明，直流耐壓試驗時對絕緣的影響主要表現在：
1）電纜的局部絕緣氣隙部位由于游離產生的電荷在此形成電荷積累，降低局部電場強度，使這些缺陷難以發現。
2）試驗電壓往往偏高，絕緣承受的電場強度較高，這種高電壓對絕緣是一種損傷，使原本良好的絕緣產生缺陷，而且，定期性的預防性試驗使電纜多次受到高壓作用，對絕緣的影響形成積累效應。
3）試驗時，其電場分布是按體積電阻分布的，與緣狀況。
4）交聯電纜絕緣層易產生電樹枝和水樹枝，在直流電壓下易造成電樹枝放電，加速絕緣老化。
交流耐壓試驗由于試驗狀況接近電纜的運行工況，耐壓電壓值較低，而且，耐壓時間適當加長，更能反映電纜絕緣的狀況以及發現絕緣中的缺陷。因此，國內外權威機構大力推薦XLPE電纜的交流耐壓試驗，取代現行的直流耐壓試驗。
3 交流耐壓試驗
3．1 試驗標準
根據IEC和CIGRE推薦的XLPE交流耐壓試驗標準，國外現行的標準包括：
標準一：試驗電壓為1．7倍U0（額定相電壓），耐壓時間5min。
標準二：試驗電壓為U0，耐壓時間24h。
標準三：試驗電壓為kU0，耐壓時間1h，其中k為系數，如表1。3．2 試驗設備
按IEC和CIGRE推薦的交聯電纜交流耐壓試驗標準，宜于交流耐壓試驗的設備有：
1）帶補償電抗器的試驗變壓器（ACTC型）：這種試驗變壓器重量和體積大，一般適用于試驗室的耐壓試驗，現場試驗幾乎無法使用。
2）可調電感式諧振系統（ACRL型）：該系統試驗電壓頻率為50Hz，與被試電纜的運行工況一致，但因電壓調整過程操作繁重，現場一般不宜采用。
3）調頻式諧振系統（ACRF型）：電感為固定形式，試驗變壓器及試驗電壓由調諧電源提供，頻率范圍為30～300Hz。ACRF型設備因體積小，重量輕，諧振頻率易于調節，因而宜在現場試驗中使用。
3．3 調頻式串聯諧振耐壓試驗裝置的原理
圖1為調頻式串聯諧振試驗回路的原理圖，試品上電壓Uc和電源電壓Ue的關系如下式（1）：
當調節電源頻率達到諧振狀態，即X1＝Xc時，
式中 Q－諧振回路的品質因數3．4 調頻式串聯諧振耐壓試驗裝置的參數特性
四川電力試驗研究院的調頻式串聯諧振耐壓試驗裝置輸出電壓可達820kV，輸出電流4A，由瑞士BERNASCONIAG公司生產，各組件連接如圖2所示。 輸入變壓器ITR：3×380V（－5％，＋10％），60A；變頻柜FC：3×380V，每相40－80A，輸出頻率40－400Hz；輸出變壓器ETR：變比1：24或1：48；電抗器：4臺，每臺50H，4A，交流耐壓水平205kV；分壓器：5節高壓電容器串聯的情況下，分壓比為6720。
3．5 試驗舉例
交聯電纜的交流耐壓試驗在四川省尚未開展，目前國內也未制定相應的試驗標準。為配合有關國標的制定，吸取國外的技術，積累試驗經驗，四川電力試驗研究院首次在映秀灣發電廠漁站實施了220kV電壓等級的交聯聚乙烯電纜的現場交流耐壓試驗。試驗一次成功，贏得了電纜生產廠家和映秀灣發電廠漁站工程指揮部的好評。
試驗采用調頻式諧振試驗裝置，電纜試品為瑞士BRUGG公司生產的245kV電壓等級交聯聚乙烯電纜，長約240m，其等效電容量約為29080pF，選擇試驗用電抗器為100H。經計算，諧振回路的諧振頻率[1][2]下一頁