آنالیز قابلیت اطمینان کابل های با عایق پلی اتیلن کراس لینک شده
محورهای موضوعی : مهندسی برق- قدرتمحمد امین نیک خواه 1 * , رامین اسلامی 2
1 - شرکت سرو نیرو شیراز، وابسته به شرکت نیرو ترانس، شیراز، ایران
2 - شرکت سرو نیرو شیراز، وابسته به شرکت نیرو ترانس، شیراز، ایران
کلید واژه: کابل های با عایق پلی اتیلن کراس لینک شده, عایق های فشارقوی, قانون آرسنیوس, نرخ خرابی, دمای کارکرد, قابلیت اطمینان.,
چکیده مقاله :
تجهیزات فشار قوی شامل ترانسفورماتور، ژنراتور و کابلهای فشارقوی از جمله گران قیمتترین تجهیزات به کار رفته در سیستم قدرت میباشند که در صورت خراب شدن عایقی آنها هزینههای زیادی را بر شبکه قدرت تحمیل میکنند. از طرف دیگر قطعی ایجاد شده به خاطر خرابی این تجهیزات نیز منجر به خسارت میگردد. بنابراین لازم است که این تجهیزات مورد بررسی قرار بگیرند تا در برابر اضافه ولتاژها بتوانند از استقامت عایقی خوبی برخوردار باشند. از طرف دیگر بروز اضافه ولتاژها نیز در شبکه قدرت محتمل میباشد. منشا این اضافه ولتاژها هم به خاطر کلیدزنیهای مختلفی است که در شبکه قدرت صورت میگیرد و هم به خاطر بروز صاعقه میباشد. یکی از مطالعات مهمی که در سیستم قدرت صورت میگیرد قابلیت اطمینان است که با انجام این مطالعه میزان توانایی این سیستم در تداوم سرویس دهی به مشترکین مشخص میگردد. به منظور بالا بردن قابلیت اطمینان شبکه قدرت بایستی قابلیت اطمینان تجهیزات به کار رفته در آن از جمله عایقهای فشار قوی بالا باشد. بر همین اساس در این مقاله مطالعه قابلیت اطمینان کابلهای فشار قوی با عایق پلیاتیلن کراسلینک شده مورد بررسی قرار میگیرد. به منظور مطالعه قابلیت اطمینان عایقهای فشارقوی بایستی تاثیراتی که شرایط محیطی بر این عایقها دارند بررسی گردد. بر همین اساس در این مقاله نرخ خرابی عایقهای فشارقوی ثابت در نظر گرفته نمیشود؛ بلکه اثر تغییرات شرایطی محیطی بر نرخ خرابی این عایقها در نظر گرفته میشود. به منظور بررسی تاثیر افزایش دما بر عایقهای فشارقوی از قانون آرسنیوس استفاده میشود. در این قانون نرخ خرابی کابلهای فشارقوی با عایق پلیاتیلن کراسلینک شده بر حسب دمای کار عایق محاسبه میگردد. به منظور تعیین دمای کار عایق نیز لازم است میزان تلفات تجهیز محاسبه گردد. تلفات تجهیزات الکتریکی نیز به جریان عبوری از هادیها وابسته است. بنابراین در این مقاله نرخ خرابی کابلهای فشارقوی با عایق پلیاتیلن کراسلینک شده و در نتیجه قابلیت اطمینان آنها در شرایط محیطی مختلف به دست آورده می شود.
High voltage equipment including transformers, generators and high voltage cables are among the most expensive equipment used in the power system, which imposes a lot of costs on the power grid in case of insulation failure. On the other hand, the outages caused by the failure of this equipment also leads to damage. Therefore, it is necessary to examine these equipments so that they can have good insulation endurance against overvoltages. On the other hand, the occurrence of overvoltages in the power grid is probable. The origin of these high voltages is due to the different switching that takes place in the power grid and is due to lightning. One of the important studies in the power system is reliability, which by conducting this study, the ability of this system to continue servicing subscribers is determined. In order to increase the reliability of the power grid, the reliability of the equipment used in it should be among the high voltage insulations. Accordingly, in this paper, the reliability of high voltage cross-linked polyethylene cables is investigated. In order to study the reliability of high voltage cables, the effects of environmental conditions on these insulations should be investigated. Accordingly, in this paper, the failure rate of high voltage cross-linked polyethylene cables is not considered constant, but the effect of environmental changes on the failure rate of these cables is considered. Arrhenius law is used to investigate the effect of temperature increase on high voltage insulations. In this law, the failure rate of high voltage cross-linked polyethylene cables is calculated in terms of the working temperature of the insulation. In order to determine the working temperature of the insulation, it is necessary to calculate the amount of equipment losses. The losses of electrical equipment also depend on the current passing through the conductors. Therefore, in this paper, the failure rate of cross-linked polyethylene cables and consequently their reliability in different environmental conditions are obtained
[1] H. Shi, C. Wei, Z. Zhang, B. Liu, and Y. Wen, “The belief reliability analysis of composite insulators with uncertain failure threshold,” Applied Mathematical Modelling, vol. 100, pp. 453–470, Dec. 2021.
[2] Z. He, Y. Wang, J. Li, S. Gong, and S. Grzybowski, “New Mixed Weibull Probability Distribution Model for Reliability Evaluation of Paper-oil Insulation,” Przegląd Elektrotechniczny, vol. 89, no. 1, pp. 202-206, Jan. 2013.
[3] J. Takami, T. Tsuboi, and S. Okabe, “Voltage-time Characteristics and Reliability Evaluation Method of Oil-filled Transformer for Non-effectively Grounded Voltage Class,” Denki Gakkai rombunshi. B, Denryoku, Enerugi Bumonshi/Denki Gakkai rombunshi. B, Denryoku, Enerugī Bumonshi, vol. 127, no. 12, pp. 1299–1305, Jan. 2007.
[4] G. Brown, “Determination of Critical Flashover Voltage and Standard Deviation from Flashover Probability Data,” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-88, no. 3, pp. 189–194, Mar. 1969.
[5] A. Sami and T. Mokdad, “Studying Critical Flash Over of Different Types of High Voltage Insulator,” Maǧallaẗ al-handasaẗ wa-al-tiknūlūǧiyā, vol. 25, no. 6, pp. 815–827, Jun. 2007.
[6] Dalibor Filipović-Grčić, Božidar Filipović-Grčić, and Ivo Uglešić, “Lightning Critical Flashover Voltage of High Voltage Insulators: Laboratory Measurements and Calculations,” International review of electrical engineering, vol. 7, pp. 4321–4328, Jan. 2012.
[7] M. Bi, Z. Yang, T. Jiang, X. Chen, and Y. Wang, “Study on Flashover Characteristic and Critical Flashover Current of icing and polluted 110kV Composite Insulators,” 2018 IEEE International Conference on High Voltage Engineering and Application (ICHVE), Sep. 2018.
[8] G. Carlo Montanari, P. Morshuis, P. Seri, and R. Ghosh, “Ageing and reliability of electrical insulation: the risk of hybrid AC/DC grids,” High Voltage, vol. 5, no. 5, pp. 620–627, Oct. 2020.
[9] V. Madonna, P. Giangrande, and M. Galea, “Evaluation of strand-to-strand capacitance and dissipation factor in thermally aged enamelled coils for low-voltage electrical machines,” IET Science, Measurement & Technology, vol. 13, no. 8, pp. 1170–1177, Oct. 2019.
[10] T. V. Santhosh, V. Gopika, A. K. Ghosh, and B. G. Fernandes, “An approach for reliability prediction of instrumentation & control cables by artificial neural networks and Weibull theory for probabilistic safety assessment of NPPs,” Reliability Engineering & System Safety, vol. 170, pp. 31–44, Feb. 2018.
[11] X. Ge, F. Fan, M. J. Given, and B. G. Stewart, “Insulation Resistance Degradation Models of Extruded Power Cables under Thermal Ageing,” Energies, vol. 17, no. 5, pp. 1062–1062, Feb. 2024.
[12] W. J. K. Raymond, H. A. Illias, A. H. A. Bakar, and H. Mokhlis, “Partial discharge classifications: Review of recent progress,” Measurement, vol. 68, pp. 164–181, May 2015.
[13] R.M Mutepe, B.A Thango, and P.N Bokoro, “Practical Study on the Lifetime Prediction of High Voltage Cross-Linked Polyethylene Cable (XLPE) using Thermal Aging,” Jan. 2023.
[14] P. M. Anderson, G.M. Chintaluri, S.M. Magbuhat, and R.F. Ghajar, “An improved reliability model for redundant protective systems-Markov models,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 12, no. 2, pp. 573–578, May 1997.
[15] H. S. Blanks, “Arrhenius and the temperature dependence of non-constant failure rate,” Quality and Reliability Engineering International, vol. 6, no. 4, pp. 259–265, Sep. 1990.
[16] S. Qin et al., “Study on temperature rise characteristics of 110 kV XLPE cable under different service years considering dielectric loss,” Energy reports, vol. 8, pp. 493–501, Nov. 2022.
[17] J. Li, F. Yang, Z. Fang, X. Lu, and R. Hu, “Assessment on capacity expansion of AC XLPE cable under DC operation with the constraint of temperature and electric field intensity,” IET generation, transmission & distribution, vol. 16, no. 13, pp. 2612–2622, Apr. 2022.