高压XLPE电缆外护套故障测寻方法

介绍了目前国内外探测XLPE电缆外护套故障的一些常用方法,并综合分析了这些方法的优缺点及应用.     

电缆外护套故障检测及定位方法

分析了电缆外护套故障检测及定位方法,结合三种典型电缆外护套故障类型,通过实际检测试验的开展验证了检测方法的有效性,从四个方面提出了现场检测应用方法。     

XLPE电缆外护套在线检测的抗干扰技术研究

研究了抗干扰技术在系统保护、微弱信号测量、控制电路设计以及电源设计等单元中的应用,提高了复杂电力系统环境下XLPE电缆外护套在线监测系统的整体抗干扰能力。系统的联调试验证明,在系统各模块设计中应用抗干扰技术使系统能精确测量50MΩ的电阻(误差约1%),并且系统运行稳定、操作控制可靠。     

110kV电缆外护套故障定位探讨

高压输电电缆线路以其安全可靠、节省空间和美化城市的特点,符合了城市化、现代化的发展要求,得到越来越多的采用。至2008年6月,深圳市共有110kV及以上输电电缆线路超过了300km,主要集中在比较繁华的城区。不少高压电缆线路在恶劣的环境下长期重负荷甚至超负荷运行。部分已经出现了外护套绝缘偏低或者损坏的问题。为了保证供电安全,加强了电缆线路的外护套绝缘的定期检测,     

浅谈高压XLPE电缆金属护套的选用

扼要介绍了对目前高压XLPE绝缘电力电缆的金属护套的种类、性能特征;总结了各种金属护套的使用场合和使用要求;并对实际工程中电缆金属护套的截面校验计算做了简单介绍。     

110 kV XLPE电缆金属护套交叉互联接地探讨

结合110 kV XLPE电力电缆金属护套交叉互联接地工程的典型故障案例,用矢量法分析讨论了不同的交叉互联接地方式下,电缆金属护套中的感应电势和环流幅值变化,提出并实施科学的同轴电缆接线方式,快捷有效地降低感应电势和环流幅值,排除了运行故障     

高压电缆外护套故障查测及修复方法

针对单芯高压电缆在敷设施工后出现的外护套耐压试验无法通过的情况,分析外护套故障产生的原因和故障定位的几种方法。基于高压电桥定位法,给出了相关的故障查测经验和技巧,同时介绍了对电缆外护套故障进行修复的方法。     

110kVXLPE电缆故障定位

110 k V交联聚乙烯绝缘电缆故障定点测量是技术难题。电缆金属护层交叉互联电缆线路的故障定点测量则更加困难。介绍了南京供电局 110 k V珠江路 2号线电缆故障定点测量的方法和采取的措施。     

高压XLPE电缆金属护套环流的计算分析

分析高压XLPE电缆金属护套中环流的组成,介绍了电缆金属护套中电容电流、感应电势、感应电流的计算模型,比较了典型110kV、220kV高压电缆在单端接地和交叉互联接地两种接地方式下电缆金属护套环流的计算和实测结果,讨论了金属护套环流计算结果的影响因素。     

交联电力电缆故障点的定位

本文详细介绍了用于检测交联电力电缆击穿故障和局部放电定位的方法和使用的仪器 ,以及测试线路的改进     

浅析交联电力电缆的交接和预防性试验

做好交联聚乙烯绝缘电缆的交接和预防性(重做终端和接头)试验是保证安全运行的重要工作。为此,阐述了交联聚乙烯绝缘电缆的交接和预防性试验有关问题,提出6～10kV和35kV交联聚乙烯绝缘电缆不同的试验方法和内容。并指出传统的直流耐压试验存在不足之处,对交联聚乙烯绝缘电缆的交接和预防性试验应优先采用变频率串联谐振试验。     

交联聚乙烯绝缘电缆的新应用

本文就ABB公司XLPE绝缘电缆的一系列新应用进行简单介绍,它的特点是采用电缆作为绕组,并就电缆做绕组产生的一系列与传统电磁装置的许多不同特性进行分析比较。通过比较,可以认为XLPE绝缘电缆绕组的新型电力设备将是21世纪电力的主流产品。     

FoxBase在交联电缆局部放电定位中的应用

局部放电不合格对交联电力电缆是致命缺陷 ,一旦发生就必须进行定位 ,找出故障点。利用 Fox Base数据库管理系统编制的《交联电缆局部放电定位》程序对交联电缆进行故障点定位可以提高定位的准确性和工作效率 ,便于积累原始定位数据 ,分析统计各类不合格出现的几率 ,从而有效地指导生产。     

交联聚乙烯电缆生产过程中热应力的计算

本文围绕 XL PE电缆生产过程中 ,由于温差导致绝缘中残存热应力的问题展开讨论 ,并针对经典解法缺乏普遍性的问题 ,提出了使用有限元法求解热应力的平衡方程的思想 ,求解得到热应力和生产条件之间的关系 ,并提出了在生产过程中控制环境参数消除热应力的解决方案     

ESCA analysis of semiconducting layer materials in XLPE power cables

This paper describes an application of ESCA analysis to semiconducting materials in XLPE power cables in terms of the oxygen ratio (integrated intensity of oxygen spectrum/integrated intensity of carbon spectrum). Analyzed materials were carbon black, an additive mixed into semiconducting materials, and several semiconducting materials treated in various cross‐linking conditions. It was found that the additive increases the oxygen ratio of semiconducting materials as well as does the cross‐linking treatment. The higher the oxygen ratio of the semiconducting materials, the smaller is the average lamellar angle in the XLPE insulation at the semiconducting interface. The angle is thought to be a parameter which expresses the hyperstructure of polymer insulation and smaller angles correspond to a better state of the semiconducting interface in XLPE power cables. © 1998 Scripta Technica, Electr Eng Jpn, 126(2): 15–22, 1999     

Long-term characteristics of XLPE cables

To study the long-term characteristics of XLPE cables installed in free air and in water, aging tests were conducted under various testing conditions using XLPE cables with both 3.5 mm and 6 mm insulation. From the Weibull plots of lifetime distribution under the voltage stress E_L as the minimum breakdown strength, the minimum value of time to breakdown t_L under the constant voltage was estimated. The results of accelerated aging tests of XLPE cables installed in free air demonstrated that the V-t characteristics of XLPE cables could not be described by the conventional inverse power law (t ∝ V⁻ⁿ) with a single constant life exponent n. Based on the microscopic observation of a sliced insulation removed from XLPE cables, it was concluded that bow-tie trees with longer tree length observed in cables tested in water were caused by the moisture from outside, whereas the trees in cables tested in free air were caused by the residual moisture originally existing in the insulation. The breakdown strength of the aged cables tested in water increases through cable drying. However, it does not recover to the original values.     

Development of 500-kV XLPE cables

A 500-kV XLPE insulated cable with an insulation thickness of 27 mm has been developed for long-distance transmission lines. Basic studies on the 500-kV XLPE cable have shown that contaminants in the insulation may determine electrical performance. This hypothesis is justified by the good correlation obtained between statistical estimations of the size of the largest contaminant in the insulation and electrical characteristics of full-size cables. Voltage-withstand and long-term tests have confirmed design values for minimum breakdown stress, ac and impulse voltage, and degradation coefficients. © 1997 Scripta Technica, Inc. Electr Eng Jpn, 118 (1): 28–40, 1997     

考虑金属护层耦合的高压电缆单相接地故障定位方法

针对电缆导芯和金属护层之间存在电磁耦合影响故障定位准确精度的问题,提出一种考虑金属护层耦合的高压电缆故障定位方法.该方法通过双τ分布参数模型建立电缆导芯和金属护层耦合关系,利用首末端的电气量,进而确定电缆导芯分布电压的表达式.然后以首末端分别计算的故障点导芯电压瞬时值差值来构造定位判据,同时对不良数据进行有效剔除,采用...     

高压XLPE电力电缆绝缘老化状态评价研究进展

高压交联聚乙烯（XLPE）电力电缆的绝缘老化状态关系到供电可靠性,故电缆绝缘老化状态检测及评价方法的研究意义重大。对于高压电缆的绝缘老化状态检测及评价,国内外已有相关研究成果,文中总结了目前常用的高压电缆绝缘状态离线、在线检测及评价方法。离线检测手段准确性高,但不适于对在役电缆进行大面积取样检测;在线监测的环境干扰因素太多,存在的干扰会对监测结果产生影响,有一定检测局限性,且缺乏大量的实验数据支撑;而对于电缆绝缘老化状态评价方法,尚未有广泛认可的评价标准和体系。文中在总结概述现有方法的基础上,提出了目前电缆老化绝缘状态综合评价方法存在的难点及未来电缆绝缘老化评价研究可提升的方向。