Стартовая >> Архив >> Подстанции >> Исследование старения и срока службы внутренней изоляции ВН

Исследование старения маслоналолненного кабеля 110 кВ с уменьшенной толщиной изоляции - Исследование старения и срока службы внутренней изоляции ВН

Оглавление
Исследование старения и срока службы внутренней изоляции ВН
Закономерности старения изоляции и оценка срока службы силовых конденсаторов
Оценка срока службы силовых конденсаторов по данным испытаний
Длительные испытания конденсаторов демпфирующих цепей постоянного тока
Исследование старения маслоналолненного кабеля 110 кВ с уменьшенной толщиной изоляции
Исследование старения маслобарьерной изоляции силовых трансформаторов ВН
Длительные эксплуатационные испытания новой серии трансформаторов 35кВ
Взаимосвязь характеристик трансформаторного масла в процессе старения
Длительные высоковольтные испытания эпоксидных опорных изоляторов
Определение физико-механических характеристик компаунда и расчет прочности эпоксидных изоляторов для КРУЭ
Резонансная трансформаторная схема для испытаний изоляции КРУЭ
Закономерности старения изоляции эластонит
Исследование эскапоно-поликасиновой изоляции в малогабаритных генераторных токопроводах
Рефераты статей

Статья представлена 15.09.84.
УДК 621.315.211.3
А. К. Манн, В. И. Попков, Е. С. Трушинская (НИИПТ),
С.                     Е. Глейзер (ВНИИКП), М. Г. Хануков (ПО "Севкабель")
ИССЛЕДОВАНИЕ СТАРЕНИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННОГО КАБЕЛЯ 110 кВ С УМЕНЬШЕННОЙ ТОЛЩИНОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Предусмотренные действующими нормативами кратковременные испытания кабелей не обеспечивают надлежащей проверки их изоляции на эксплуатационную надежность. Изучение причин повреждения кабелей в эксплуатации, а также физических процессов в их изоляции показывает, что в большинстве случаев определяющим срок службы кабелей является длительное воздействие рабочего напряжения, вызывающее старение изоляции. Это обусловило проведение исследований старения изоляции кабелей при длительном воздействии напряжения, а также разработку методов испытаний, позволяющих за приемлемое время определить срок службы кабелей в эксплуатации.
При выборе методов испытаний кабелей на старение следует, с одной стороны, дня ускорения процессов старения и сокращения продолжительности испытаний стремиться к использованию предельно форсированных режимов, т.е. к увеличению испытательного напряжения и температуры, с другой стороны для того чтобы физические процессы старения при испытаниях соответствовали эксплуатационным, форсирование режима испытаний не должно быть чрезмерным. В работе ставилась задача, во-первых, выбора таких предельных режимов испытаний МНК, при которых процессы старения соответствуют эксплуатационным, во-вторых, изучения самого процесса старения изоляции.
Объектом исследования являлся МНК 110 кВ низкого давления типа МНСГ X 270-110, разработанный специально для прокладок в городских сетях (не подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений). Кабель выполнен в свинцовой оболочке с медной токопроводящей жилой сечением 270 мм1. Особенностью этого кабеля является применение тройного радирования изоляции с использованием кабельных бумаг с улучшенными электроизоляционными свойствами, что в сочетании с усовершенствованной технологией изготовления кабеля позволило уменьшить толщину изоляции до 7 мм против 10—11 мм у МНК 110 кВ обычного исполнения. внутренний и наружный диаметры изоляции соответственно равны 23,7 и 37,7 мм. Изоляция пропитана кабельным маслом марки МН-4.
Для испытаний на стендах НИИПТ были смонтированы три отрезка кабеля длиной 11-12 м каждый с концевыми муфтами промышленного изготовления. Поскольку изоляция концевых разделок обычно является наиболее слабым местом, идя облегчения условий работы изоляции в концевых разделках по сравнению с изоляцией собственно кабеля центральный участок кабеля длиной около 7 м был дополнительно теплоизолирован асбестовым полотном. В результате температура жилы на этом участке при неизменном токе нагрева возросла примерно на 10%.
Нагрев производился током по жиле, что имитировало реальные условия работы изоляции в эксплуатации. Температура нагрева кабеля измерялась с помощью термопар, размещенных на поверхности свинцовой оболочки под теплоизоляцией в 3-4 точках по длине кабеля. Температура жилы Тж определялась с учетом диэлектрических потерь по формуле

где Тсв - температура свинцовой оболочки, °С, / - ток нагрева, протекающий по жиле, А, Рд - мощность диэлектрических потерь, Вт/см, Я/ = 39 °С-см/Вт - тепловое сопротивление изоляции кабеля, /?ж - активное сопротивление жилы при данной температуре нагрева, Ом/см.
Образцы кабеля испытывались последовательно один за другим (образцы №№ 1, 2 и 3). В процессе длительных испытаний контролировалось состояние испытываемых образцов по характеристикам, измеряемым при различных температуре, напряжении и продолжительности испытания. Измерялись ток нагрева и температура оболочки, tg δ и емкость испытываемого образца, а также характеристики масла, отбираемого из нижнего конуса концевых муфт: пробивное напряжение, tg δ, содержание растворенных газов. После пробоя производился разбор образцов кабеля и концевых разделок с целью определения состояния слоев изоляции и экранов, а также измерялся tg δ по ленточкам изоляции при температуре 100 °С и 130 °С.
При выборе значения испытательного напряжения в качестве критерия соответствия испытательного режима эксплуатационному было принято условие отсутствия в изоляции начальных частичных разрядов (ч. р.) интенсивностью более S пКл По результатам испытаний моделей бумажной кабельной изоляции, проведении) во ВНИИКП, было установлено, что при температуре до 100 °С первые ч. р. с амплитудой 5 пКл наблюдаются при напряженности поля Е = 30*32 кВ/мм [1]. Чтобы при длительных испытаниях уйти из зоны разброса напряжения начала ч. р., была принята максимальная напряженность у жилы 27 кВ/мм и соответственно испытательное напряжение {/„ = 160 кВ, что в 2,2 раза превышает наибольшее рабочее напряжение кабеля.

Таблица 1


Номер
образца

Номер
этапа

Режим испытания

Продолжительность испытаний, ч

tg E к концу этапа испытаний

Результат
испытаний

U, кВ

тж, °с

1

I

160

85

1025

0,0026

Нет пробоя

II

160

100

1650

0,0027

- ”-

III

160

115

1260

0,0032

- ”-

IV

160

130

14

-

Пробой

2

I

160

115

1000

0,0025

Нет пробоя

II

160

130

6

-

Пробой

3

I

160

115

8313

0,0044

Пробой

Таблица 2

Режимы и продолжительность испытаний в каждом режиме всех трех образцов представлены в табл. 1.
Пробои всех трех образцов кабеля произошли на участке с дополнительным теплоизоляционным слоем.
Образец № 1 в течение первых 4000 ч испытывался при Тж - 85-115 °С, образец № 2 первые 1000 ч испытывался при Тж = 115 °С. Независимо от времени и условий предшествующего старения пробой обоих образцов произошел через несколько часов после перехода от режима с Тж = 115 °С к режиму с Тж = 130°С. В табл. 2 для образца № 1 приведены измеренные значения тока нагрева и температуры оболочки, а также рассчитанные значения температуры жилы при различном времени выдержки после перехода в режим с Тж = 130°С. При переходе к режиму с Тж = = 130°С первоначально был установлен ток нагрева, равный 900 А, которому по расчету с учетом диэлектрических потерь (tg δ = 0,0032) соответствует установившаяся температура жилы 130°С. Однако уже через 2,5 ч температура жилы возросла до 131,5 °С и ток был уменьшен до 880 А. Далее для поддержания Тж, равной 130-131 °С, ток нагрева снижался ступенями до' 825 А, т. е. до значения, меньшего, чем ток, соответствующий Тж = 115 °С до перехода в новый режим нагрева.


Зависимость tg δ от продолжительности испытаний
Рис. 1. Зависимость tg δ от продолжительности испытаний. 1/И = 160 кВ, Тж= 115°С.
Образец № 3.

Пробой образца произошел через 14 ч при токе 825 А. Аналогичная тенденция снижения тока при неизменной температуре жилы имела место у образца № 2 при переходе к режиму Тж — 130°С.
Образец № 3 испытывался только в одном режиме при Ц, = 160 кВ и Тж = 115 °С. Пробой образца №3 произошел через 8313 ч после начала испытаний. За 4-5 часов до пробоя, как и у предыдущих образцов, наблюдалось местное повышение температуры. По показаниям одной из термопар, расположенной вблизи места пробоя, температура на оболочке за 1,5 часа до пробоя повысилась на 15 °С, несмотря на последовательное уменьшение тока нагрева в часы, непосредственно предшествовавшие пробою от 820 до 780 А.

На рис. 1 представлена зависимость tg δ от продолжительности испытания для образца № 3. Измерения tg δ производились при 1/и - 160 кВ и температуре жилы Тж = 115 °С. В начальный период времени (до 1000 ч) tg δ кабеля несколько уменьшается, что, по-видимому, связано с адсорбционными свойствами кабельной бумаги, ее способностью притягивать частички примесей из масляных прослоек. В дальнейшем наблюдался постепенный рост диэлектрических потерь, сопровождающийся повышением температуры нагрева кабеля. Постепенное увеличение диэлектрических потерь потребовало снижения тока нагрева кабеля для сохранения установленного теплового режима (Тж = 115°С) от 860 A (tg δ = 0,0028) в начале испытаний до 820 A (tg δ = 0,0044) к концу испытаний.
На рис. 2 приведены экспериментальные зависимости tg δ от температуры нагрева жилы кабеля (1/и = 160 кВ) и от приложенного напряжения (7’ж = 115 °С). Тепловая неустойчивость изоляции всех трех образцов в часы, непосредственно предшествующие пробою, по-видимому, является следствием роста диэлектрических потерь в изоляции.
Наработка образцов № 1 и № 2 в режиме испытаний при Тж = 115 °С до пробоя составила лишь около 1000 ч. За это время ресурс изоляции образцов № 1 и № 2 был выработан незначительно, что подтверждается, с одной стороны, малыми значениями tg δ = 0,0025-0,0032 этих образцов к концу режима с Тж = 115 °С, и, с другой стороны, результатами испытания образца № 3, наработка которого до пробоя в том же режиме составила 8300 ч (tg δ = 0,0044 к концу испытаний). Таким образом, пробой образцов № 1 и 2 через несколько часов после перехода к режиму с Тж =

Распределение tg δ по толщине изоляции кабеля
Рис. 3. Распределение tg δ по толщине изоляции кабеля 1 - кабель до испытаний, Т = 100 °С; 2 — образец N” 1 после пробоя, Т = 100°С;
3 — образец N” 1 после пробоя, Т = 130 °С
= 130 °С не связан с условиями предшествующего старения. Можно считать, что температура Тж = 130°С при ии = 160 кВ является критической. Наиболее вероятной причиной тепловой неустойчивости образцов № 1 и 2 является возрастание диэлектрических потерь, обусловленное дополнительным ростом tg δ при увеличении температуры жилы до 130 °С (см. рис. 2, а). Пробой образца № 3 при Тж = 115 °С также сопровождался тепловой неустойчивостью изоляции, но в этом случае tg δ достиг своего критического значения вследствие постепенного старения изоляции (см. рис. 1).
Разбор изоляции кабеля после пробоя, произведенный на всех трех образцах, показал, что во всех случаях канал пробоя был радиальным, без боковых ответвлений. Разбор изоляции по ленточкам с двух сторон от места пробоя позволил установить наличие науглероженных полос на поверхности изоляционной бумаги в местах, где имелся контакт с полупроводящей бумагой. Со стороны оболочки в первых слоях имеются также отдельные пятна с темными точками. Со стороны жилы подобные явления наблюдались только в первом слое от двухцветной бумаги. На рис. 3 приведены результаты измерений распределения tg δ по ленточкам, полученные и процессе разматывания слоев бумаги непосредственно после снятия свинцовой оболочки. Как видно из кривых, чем больше время испытания кабеля, тем выше значения tg δ. Кроме того, у всех образцов кабелей ленты, находящиеся вблизи жилы и оболочки имеют более высокие значения tg δ, чем в толщ: изоляции, что очевидно, связано с частицами углерода, проникающими из полупроводящей бумаги и оседающими на ближайших к ней слоях. Значения tg δ лент бумаги, измеренные при температуре 130 °С, как видно из рис. 3, по всей толщине изоляции возрастают более чем втрое по сравнению с tg δ при 100 °С.
Измерения характеристик проб масла, отбиравшихся в процессе испытаний из концевых муфт, показали следующие результаты (образец № 3): tg δ, измеренный при 100 °С, возрос от 0,0025 в начале до 0,049 к концу испытаний, при этом пробивное напряжение масла (200-220 кВ/см) практически не изменилось, содержание СО, увеличилось от 0,18 до 0,41%, содержание Н2 к концу испытаний составило 0,012%.
Заключение. Старение бумажно-масляной изоляции кабеля 110 кВ в процессе длительных испытаний при напряжении 1/и < 2,2 UH = 160 кВ, Емакс = 27 кВ/мм и температуре жилы Тж 4 115 °С обусловлено накоплением продуктов разложения изоляции, что выражается в постепенном росте ее параметра tg δ. Пробой изоляции наступает вследствие возникновения локальной тепловой неустойчивости в изоляции, которая проявляется за несколько часов до пробоя. В режиме испытаний при температуре жилы 130°С тепловая неустойчивость, приводящая к пробою изоляции в течение нескольких часов, возникает независимо от условий и длительности предыдущего старения изоляции. Выбор режимов испытаний, воспроизводящих условия старения изоляции в эксплуатации, а также изучение физико-химических процессов в изоляции, обусловливающих ее старение, требуют проведения дальнейших исследований.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Образцов Ю. В., Пешков И. Б. Расчет технического ресурса и допустимой температуры маслонаполненных кабелей. - Электротехническая промышленность. Сер. Кабельная техника, 1984, вып. 7 (233).


 
« Исследование коммутационного ресурса вакуумных дугогасительных камер   Исследование электрической прочности высоковольтных вакуумных дугогасительных камер »
электрические сети