220 kV交联聚乙烯电缆现场交流耐压试验

产品简介

现场交流耐压试验是发现电缆运抵现场安装后存在绝缘缺陷的有效手段。介绍了对220 kV电压等级交联聚乙烯电缆进行现场交流耐压试验时，影响交联电缆绝缘的主要因素。阐述了现场进行交流耐压试验的必要性和有效性。同时对现场交流耐压试验的设备－调频式串联谐振耐压试验装置的原理和参数特性作一介绍。
　　关键词：交联聚乙烯电缆；调频式串联谐振耐压试验装置；现场交流耐压试验

　　随着国民经济的发展以及城网供电电压等级的提高，交联聚乙烯绝缘电力电缆（XLPE）以其合理的工艺和结构，优良的电气性能和安全可靠的运行特点，在国内外获得越来越广泛的使用。尤其在高压输电领域更取得了巨大的进展。与充油电缆相比，交联电缆敷设安装方便，运行维护简单，不存在油的淌流问题。但是，近年来的运行和研究表明，交联聚乙烯电缆的绝缘在运行中易产生树枝化放电，造成绝缘老化破坏，严重地影响了交联聚乙烯绝缘电力电缆的使用寿命。因此，充分认识交联电缆的绝缘特性，及时有效地发现和预防绝缘中存在的某些缺陷，对保障设备乃至系统的安全运行具有十分重要的意义。阐述了影响交联电缆绝缘的主要因素以及电缆的交接试验原理，认为在现场对交联电缆实施交流耐压试验是必要和可行的。 
1　影响绝缘的主要因素
　　交联电缆内部存在的绝缘缺陷易产生树枝化放电现象，其结果影响电缆的绝缘性能。树枝化放电据其形态和生成机理不同主要分为电树枝和水树枝。
1．1　电树枝
　　主要是由于绝缘内部放电产生的细微开裂，形成细小的通道，其通道内空，管壁上有放电产生的碳粒痕迹。分枝少而清晰，呈冬天的树枝状。电树枝按产生的机理分为以下几种类型：
　　1）由于机械应力的破坏使交联聚乙烯绝缘产生应变造成气隙和裂纹，引发电树枝放电。机械应力一方面是因为电力电缆生产、敷设运行中不可避免地弯曲、拉伸等外力产生应力，另一方面是由于电缆在运行中电动力对绝缘产生的应力。
　　2）气隙放电造成电树枝的发展。现代的生产工艺尽管可以消除交联电缆生产线中某些宏观的气隙，但仍有1～10μm或少量的20～30μm的气隙形成的微观多孔结构。多孔结构中的放电形式主要以电晕放电为主。通道中的放电所产生的气体压力增加，导致了树枝的扩展和形状的变化。
　　3）场致发射效应导致树枝性放电。在高电场作用下，电极发射的电子由于隧道效应注入绝缘介质，电子在注入过程中获得足够的动能，使电子不断地与介质碰撞引起介质破坏，导致树枝放电。
　　4）缺陷。缺陷主要是导体屏蔽上的节疤和绝缘屏蔽中的毛刺以及绝缘内的杂质和空穴。这些缺陷使绝缘内的电场集中，局部场强提高。引起场致发射，导致树枝性放电。
1．2　水树枝
　　主要是由于水分浸入交联聚乙烯绝缘，在电场作用下形成树枝状物。水树枝的特点是引发树枝的空隙含有水分，且在较低的场强下发生。水树枝的产生，将会使介质损耗增加，绝缘电阻和击穿电压下降，电缆的寿命明显缩短。目前国内外对水树枝的生长研究尚不完善。一般认为，水树枝的发展过程有以下几种形式：
　　1）剩余应变使水树枝增长。当电缆在外加电压下，若绝缘中含有水分，导体附近的绝缘材料中剩余的应变就会增加，而应变较大的局部区域便会生成水树枝。
　　2）电场下的化学作用发展了水树枝。
　　3）电泳与扩散力的作用使水树枝生长。介质电泳可以认为是不带电荷的，但是已经极化的粒子或分子在畸变的电场中运动，若绝缘中含有带水分的杂质，这些杂质会向导电线芯附近的高电场区聚集。这一区域的温度相对偏高，水分因此而膨胀，形成较大的压力，使间隙扩大，引起水树枝的扩大和发展。
　　电树枝往往在绝缘内部产生细微开裂，形成细小的通道，并在放电通道的管壁上产生放电后的碳化颗粒。水树枝的产生，将会使介质损耗增加，绝缘电阻和击穿电压下降。因此，电缆中的电树枝和水树枝对电缆的电气性能将会带来严重的故障隐患。 
2　电缆试验
　　为了保证电缆安全可靠运行，有关的国际标准对电缆的各种试验做了明确的规定。主要试验项目包括：测量绝缘电阻、直流耐压和泄漏电流。其中测量绝缘电阻主要是检验电缆绝缘是否老化、受潮以及耐压试验中暴露的绝缘缺陷。直流耐压和泄漏电流试验是同步进行的，其目的是发现绝缘中的缺陷。但是近年来国内外的试验和运行经验证明：直流耐压试验不能有效地发现交联电缆中的绝缘缺陷，甚至造成电缆的绝缘隐患。德国Sechiswag公司在1978～1980年41个回路的10 kV电压等级的XLPE电缆中，发生故障87次；瑞典的3 kV～24．5 kV电压等级XLPE电缆投运超出9 000 km，发生故障107次，国内也曾多次发生电缆事故，相当数量的电缆故障是由于经常性的直流耐压试验产生的负面效应引起。因此，国内外有关部门广泛推荐采用交流耐压取代传统的直流耐压。
IEC62067／CD要求对于220 kV电压等级以上的交联电缆不允许直流耐压。
　　研究表明，直流耐压试验时对绝缘的影响主要表现在：
　　1）电缆的局部绝缘气隙部位由于游离产生的电荷在此形成电荷积累，降低局部电场强度，使这些缺陷难以发现。
　　2）试验电压往往偏高，绝缘承受的电场强度较高，这种高电压对绝缘是一种损伤，使原本良好的绝缘产生缺陷，而且，定期性的预防性试验使电缆多次受到高压作用，对绝缘的影响形成积累效应。
　　3）试验时，其电场分布是按体积电阻分布的，与缘状况。
　　4）交联电缆绝缘层易产生电树枝和水树枝，在直流电压下易造成电树枝放电，加速绝缘老化。
　　交流耐压试验由于试验状况接近电缆的运行工况，耐压电压值较低，而且，耐压时间适当加长，更能反映电缆绝缘的状况以及发现绝缘中的缺陷。因此，国内外权威机构大力推荐XLPE电缆的交流耐压试验，取代现行的直流耐压试验。 
3　交流耐压试验
3．1　试验标准
　　根据IEC和CIGRE推荐的XLPE交流耐压试验标准，国外现行的标准包括：
　　标准一：试验电压为1．7倍U0（额定相电压），耐压时间5 min。
    标准二：试验电压为U0，耐压时间24 h。
　　标准三：试验电压为kU0，耐压时间1 h，其中k为系数，如表1。

3．2　试验设备
　　按IEC和CIGRE推荐的交联电缆交流耐压试验标准，宜于交流耐压试验的设备有：
　　1）带补偿电抗器的试验变压器（ACTC型）：这种试验变压器重量和体积大，一般适用于试验室的耐压试验，现场试验几乎无法使用。
　　2）可调电感式谐振系统（ACRL型）：该系统试验电压频率为50 Hz，与被试电缆的运行工况一致，但因电压调整过程操作繁重，现场一般不宜采用。
　　3）调频式谐振系统（ACRF型）：电感为固定形式，试验变压器及试验电压由调谐电源提供，频率范围为30～300 Hz。ACRF型设备因体积小，重量轻，谐振频率易于调节，因而宜在现场试验中使用。
3．3　调频式串联谐振耐压试验装置的原理
    图1为调频式串联谐振试验回路的原理图，试品上电压Uc和电源电压Ue的关系如下式（1）：

    当调节电源频率达到谐振状态，即X1＝Xc时，

式中　Q－谐振回路的品质因数

3．4　调频式串联谐振耐压试验装置的参数特性
　　四川电力试验研究院的调频式串联谐振耐压试验装置输出电压可达820 kV，输出电流4 A，由瑞士BERNASCONIAG公司生产，各组件连接如图2所示。

　　输入变压器ITR：3×380 V（－5％，＋10％），60A；变频柜FC：3×380 V，每相40－80 A，输出频率40－400 Hz；输出变压器ETR：变比1：24或1：48；电抗器：4台，每台50 H，4 A，交流耐压水平205 kV；分压器：5节高压电容器串联的情况下，分压比为6720。
3．5　试验举例
    交联电缆的交流耐压试验在四川省尚未开展，目前国内也未制定相应的试验标准。为配合有关国标的制定，吸取国外的先进技术，积累试验经验，四川电力试验研究院首次在映秀湾发电厂渔站实施了220kV电压等级的交联聚乙烯电缆的现场交流耐压试验。试验一次成功，赢得了电缆生产厂家和映秀湾发电厂渔站工程指挥部的好评。
　　试验采用调频式谐振试验装置，电缆试品为瑞士BRUGG公司生产的245 kV电压等级交联聚乙烯电缆，长约240 m，其等效电容量约为29080pF，选择试验用电抗器为100 H。经计算，谐振回路的谐振频率约为93Hz，试验电压216 kV，耐压时间5 min。试验结果表明，试验回路的电抗器、分压器参数以及防晕措施得当，可以有效地保证试验电压的提高和稳定。本次试验的谐振频率实测为93 Hz，接近工频，符合IEC推荐的试验频率范围。 
4　结论
　　1）国内外的经验表明，交联电缆在现场安装后必须进行交流耐压试验，该试验可以发现某些绝缘缺陷，提高设备投运后的安全可靠性和降低事故率。
　　2）针对直流耐压试验对交流电缆绝缘的影响，认为IEC及CIGRE提出的交联聚乙烯电缆交流耐压试验对电缆的绝缘及老化的影响小，试验方法及耐压试验接近电缆的运行工况，易于发现绝缘中的缺陷。
　　3）调频式串联谐振耐压试验装置与工频试验变压器相比，具有运输方便，所需电源容量小，输出电压波形号，被试品击穿闪络时对被试品损伤小且可带电磁式电压互感器同时试验，无“试验死区”等优点。
　　4）四川电力试验研究院现有的820 kV／4A调频式串联谐振耐压试验装置经受了普提（昭觉）开关站、雅安小关子水电站、康定冷竹关水电站等恶劣气候环境和多次闪络及运输碰撞的考验，运行安全可靠，可以在四川省内外大力推广应用。

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