SE505269C2 - Line conductor for overhead lines of greater than 60 kV - Google Patents
Line conductor for overhead lines of greater than 60 kVInfo
- Publication number
- SE505269C2 SE505269C2 SE9503734A SE9503734A SE505269C2 SE 505269 C2 SE505269 C2 SE 505269C2 SE 9503734 A SE9503734 A SE 9503734A SE 9503734 A SE9503734 A SE 9503734A SE 505269 C2 SE505269 C2 SE 505269C2
- Authority
- SE
- Sweden
- Prior art keywords
- conductor
- layer
- insulation
- conductors
- voltage
- Prior art date
Links
- 239000004020 conductor Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 229920003020 cross-linked polyethylene Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004703 cross-linked polyethylene Substances 0.000 claims description 7
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 5
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims description 5
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 claims description 4
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims 3
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 abstract 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 abstract 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 abstract 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 7
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 5
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000272525 Anas platyrhynchos Species 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01B—CABLES; CONDUCTORS; INSULATORS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR CONDUCTIVE, INSULATING OR DIELECTRIC PROPERTIES
- H01B9/00—Power cables
- H01B9/02—Power cables with screens or conductive layers, e.g. for avoiding large potential gradients
- H01B9/027—Power cables with screens or conductive layers, e.g. for avoiding large potential gradients composed of semi-conducting layers
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01B—CABLES; CONDUCTORS; INSULATORS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR CONDUCTIVE, INSULATING OR DIELECTRIC PROPERTIES
- H01B7/00—Insulated conductors or cables characterised by their form
- H01B7/02—Disposition of insulation
- H01B7/0291—Disposition of insulation comprising two or more layers of insulation having different electrical properties
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01B—CABLES; CONDUCTORS; INSULATORS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR CONDUCTIVE, INSULATING OR DIELECTRIC PROPERTIES
- H01B9/00—Power cables
- H01B9/008—Power cables for overhead application
Landscapes
- Insulated Conductors (AREA)
- Organic Insulating Materials (AREA)
- Conductive Materials (AREA)
- Suspension Of Electric Lines Or Cables (AREA)
- Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
Abstract
Description
505 269 10 15 20 25 30 35 2 De elektriska och magnetiska fält luftled- ningar alstrar kan påverkas genom den inbördes place- ringen av ledarna i tvärplanet. Då ledarna anordnas så nära varandra som möjligt, t.ex. vid spetsarna i en liksidig triangel, àstadkoms minsta möjliga fält. Det att ledarna är anordnade närmare varandra medför även smalare ledningsgator, varvid besparing àstadkoms åt- minstone när det gäller jordförvärv. Minimavstånd er- forderliga mellan högspända blanka ledare för förhind- rande av kortslutningar, överslag och koronafenomen har dock i praktiken stått i vägen för en väsentlig reduk- tion av de elektriska och magnetiska fälten på ledni- ngsgator och i deras omedelbara närhet. 505 269 10 15 20 25 30 35 2 The electric and magnetic fields generated by overhead lines can be affected by the mutual placement of the conductors in the transverse plane. When the conductors are arranged as close to each other as possible, e.g. at the tips of an equilateral triangle, the smallest possible field is achieved. The fact that the conductors are arranged closer to each other also means narrower conductor streets, whereby savings are achieved at least when it comes to land acquisition. However, the minimum distances required between high-voltage shiny conductors to prevent short circuits, surges and corona phenomena have in practice stood in the way of a significant reduction in the electric and magnetic fields on conductor streets and in their immediate vicinity.
Föreliggande uppfinning avser att åstadkomma en högspänningsledare med hjälp av vilken luftledningar som lämpar sig för smalare ledningsgator och alstrar mindre elektriska och magnetiska fält kan förverkligas.The present invention aims to provide a high voltage conductor by means of which overhead lines suitable for narrower conductor streets and generating smaller electric and magnetic fields can be realized.
För att uppnå detta kännetecknas den högspända ledaren enligt uppfinningen av att ledaren är belagd med en isolerings och skyddad mot genomslag på grund av kon- takt med en annan ledare, varvid ledarens isole- ringsbeläggning omfattar ett ledaren omslutande halvle- dande skikt, ett ytterst liggande ytisoleringsskikt och ett egentligt isoleringsskikt mellan dessa.To achieve this, the high-voltage conductor according to the invention is characterized in that the conductor is coated with an insulation and protected against penetration due to contact with another conductor, the conductor's insulation coating comprising a semiconductor layer enclosing the conductor, an outermost layer. surface insulation layer and an actual insulation layer between these.
Genom lämpligt val av isoleringsskiktet för ledaren enligt uppfinningen samt betydande satsning på olika test för bestämning av ledarnas säkerhet och styrka har man överraskande åstadkommit en tunn hög- spänd ledare med förmånliga tillverkningskostnader.By suitable selection of the insulating layer for the conductor according to the invention and significant investment in various tests for determining the safety and strength of the conductors, a thin high-voltage conductor has surprisingly been obtained with favorable manufacturing costs.
Denna ledare löser största delen av de problem som förknippas med konventionella kraftledningskonstruk- tioner. Genom att använda ledaren enligt uppfinningen kan man minska ledningsgatornas nuvarande bredd på ca 15 m till ungefär hälften (vertikal uppsättning) med spänningar av t.ex. 110 kV, och t.ex. den magnetiska 10 15 20 25 30 35 505 269 3 fäststyrkan blir avsevärt mindre än de nuvarande led- ningarnas fältstyrka.This conductor solves most of the problems associated with conventional power line designs. By using the conductor according to the invention, the current width of the conductor streets can be reduced by about 15 m to about half (vertical set-up) with voltages of e.g. 110 kV, and e.g. the magnetic fastening strength becomes considerably less than the field strength of the current lines.
Andra föredragna utföringsformer av uppfin- ningen kännetecknas av det som anförs i patentkraven nedan.Other preferred embodiments of the invention are characterized by what is stated in the claims below.
I det följande skall uppfinningen beskrivas mera detaljerat med hjälp av exempel och med hänvisning till bifogade figur som illustrerar en ledare enligt uppfinningen.In the following, the invention will be described in more detail by means of examples and with reference to the accompanying figure which illustrates a conductor according to the invention.
Figur 1 visar ett exempel på en 110 kV ledare, som omfattar en rund ledare av aluminiumlegering, som består av tvinnade metalltràdar 3 och har en diameter av ca 20 mm. Åtkomst av vatten mellan ledarens skikt har hindrats t.ex. med hjälp av fett eller ett hygroex- pansivt pulver. Ledarens beläggning 4 är av ett halv- ledande plast- eller gummimaterial. Halvledningsförmà- gan är vanligen àstadkommen genom att ett tvärbundet isoleringsmaterial dopats med ca 30 - 40 % sot (vid användning av isoleringssot kan halvledningsförmága uppnås redan vid 10 % dopning). I en 110 kV isolerings- belagd ledare är ledarbeläggningsskiktet ca 1. - 2 mm tjockt. Avsikten med ledarbeläggningen är att neutrali- sera spänningstoppar pá den ojämna ytan av den av tvin- nade metalltràdar bestående ledaren och att hindra förekomsten av urladdningsställen.Figure 1 shows an example of a 110 kV conductor, which comprises a round conductor of aluminum alloy, which consists of twisted metal wires 3 and has a diameter of about 20 mm. Access of water between the conductor layers has been prevented e.g. using fat or a hygro-expansive powder. The conductor coating 4 is made of a semiconducting plastic or rubber material. The semiconductor capacity is usually achieved by doping a cross-linked insulation material with about 30 - 40% soot (when using insulating soot, the semiconductor capacity can be achieved already at 10% doping). In a 110 kV insulation-coated conductor, the conductor coating layer is approx. 1-2 mm thick. The purpose of the conductor coating is to neutralize voltage peaks on the uneven surface of the conductor consisting of twisted metal wires and to prevent the occurrence of discharge points.
Det egentliga isoleringsskiktet 1 som omger det halvledande skiktet 4 är av specialren XLPE-plast med en tjocklek av t.ex. ca 5 mm för 110 kV spänning.The actual insulating layer 1 surrounding the semiconducting layer 4 is of specially pure XLPE plastic with a thickness of e.g. about 5 mm for 110 kV voltage.
Special renhet erfordras för att risken för genomslag genom isoleringsmaterialet vid höga spänningar skall minimeras. Tvärbunden polyeten används huvudsakligen pà grund av dess höga renhetsgrad, värmebeständighet, styrka och isoleringsegenskaper. Det yttre skiktet utgörs av ett isoleringsskikt på ca 1,5 mm som dopats med t.ex. sot för att uppnå väderbeständighet. Sotinne- 505 269 10 15 20 25 30 35 4 hållet är företrädesvis 2 - 3 %, vilket garanterar tillräckliga skyddsegenskaper t.ex mot UV-strålning utan att ledarens yta fördenskull skulle förses med en för hög ledningsförmàga.Special purity is required to minimize the risk of penetration through the insulation material at high voltages. Crosslinked polyethylene is used mainly due to its high degree of purity, heat resistance, strength and insulation properties. The outer layer consists of an insulating layer of about 1.5 mm which is doped with e.g. soot to achieve weather resistance. The soot content is preferably 2 - 3%, which guarantees sufficient protective properties, for example against UV radiation, without the conductor surface therefore being provided with an excessively high conductivity.
I stället för tvärbunden polyeten (XLPE, PEX) kan även. etenpropengummi, dvs. EP-gummi (EDPM eller EPR) användas som råmaterial.Instead of crosslinked polyethylene (XLPE, PEX) can also. ethylene propylene rubber, i.e. EP rubber (EDPM or EPR) is used as a raw material.
Ytterligare data om den 110 kV exempelledaren enligt uppfinningen: yttre diameter ca 39 mm, massa 1730 kg/km, brottlast 108 kN och belastningsförmàga 660 A. Förutom i växelspänningsledningar kan ledaren enligt uppfinningen lika väl användas vid likströms- kraftöverföring, i vilket fall de tre fasledarna er- sätts t.ex. med två ledare (spänning + jord).Additional data on the 110 kV exemplary conductor according to the invention: outer diameter approx. 39 mm, mass 1730 kg / km, breaking load 108 kN and load capacity 660 A. the phase conductors are replaced e.g. with two conductors (voltage + earth).
Ledaren enligt uppfinningen är således belagd med ett isoleringsskikt som är mycket tunnare än i en normal kabelkonstruktion. Isoleringsskiktet är uttryck- ligen dimensionerat att bestå sammanstötning av fasle- darna inom ett spänn. Avsikten är således inte att iso- lera ledaren helt med hjälp av isoleringsskiktet utan läckströmmar av storleksgraden milliamper förekommer på det yttre skiktet, varför det är mycket farligt att med bara händerna röra vid t.ex en 110 kV ledare.The conductor according to the invention is thus coated with an insulating layer which is much thinner than in a normal cable construction. The insulation layer is explicitly dimensioned to withstand the impact of the phase conductors within a span. The intention is thus not to insulate the conductor completely with the help of the insulation layer, but leakage currents of the magnitude milliamper occur on the outer layer, which is why it is very dangerous to touch, for example, a 110 kV conductor with only your hands.
I test, där en spänning av 120 kV 'verkade mellan tvà ledare, stötte ledarna samman 540 000 gånger utan genomslag. Dessutom utfördes ett lutningstest på 17 dygn med samma ledare, i vilket test ledarna fick luta mot varandra utan genomslag. Ledarna enligt upp- finningen tillåts sålunda stöta mot varandra t.ex. un- der inverkan av kortslutningskrafter eller vinden. De erforderliga minimiavstånden mellan ledarna måste så- lunda beräknas pà andra för situationen relevanta grun- der än de kriterier som gäller för ett kortslut- ningsfall. Det har visat sig vara möjligt att minska avstånden mellan 110 kV fasledare från de nuförtiden 10 15 20 25 30 35 505 269 5 använda 2 m avstànden till ungefär hälften.In tests, where a voltage of 120 kV 'acted between two conductors, the conductors collided 540,000 times without impact. In addition, a slope test of 17 days was performed with the same conductor, in which test the conductors were allowed to tilt against each other without impact. The conductors according to the invention are thus allowed to collide with each other e.g. under the influence of short-circuit forces or the wind. The required minimum distances between the conductors must thus be calculated on other grounds relevant to the situation than the criteria that apply to a short-circuit case. It has been found possible to reduce the distances between 110 kV phase conductors from the 2 m distances nowadays used to about half.
Det har i varje fall visat sig att belagda ledare enligt uppfinningen möjliggör en avsevärd reduk- tion av fasmellanrummen och avsmalning av lednings- gatorna. En följd av detta är att de elektriska och magnetiska fält som ledningen med belagda ledare alst- rar är små i jämförelse med konventionella ledningar.In any case, it has been found that coated conductors according to the invention enable a considerable reduction of the phase gaps and narrowing of the conductor streets. A consequence of this is that the electric and magnetic fields generated by the line with coated conductors are small in comparison with conventional lines.
LEDARE Em 0, 1 pT o, 2 pT Blank horisontal 1 33 23 Blank vertikal 0,68 33 21 Blank triangulär 0,45 25 16 Belagd triangulär 0,39 21 13 Belagd horisontal 0,33 16 10 Belagd vertikal 0,32 18 11 Belagd deltaform. 0,21 13 6 Bmx = relativt maximivärde för det magnetiska fältets flödestäthet 0,1 uT och 0,2 uT = flödestätheten minskar till denna nivå på det angivna avståndet från ledningens mittlinje TABELL l Tabell 1 visar kurvor som illustrerar en hög- spänd luftlednings magnetiska flödestätheter pà marken för olika ledartyper. I jämförelsen deltar en konven- tionell obelagd ledning med horisontal, triangulär och vertikal konfiguration med normala 2 m fasmellanrum och en belagd PAS-ledning enligt uppfinningen med horison- tal, vertikal, triangulär och deltakonfiguration med 1,15 m fasmellanrum. Utgàngsdatan för mätresultaten som visas i tabell 1 är följande: - U = 123 kV Belastningsström 100 A, P = 18 MW Belagd ledare: SAX 355, oo = 40 N/mmz Blank ledare: Duck, oo = 40 N/mmz Åskledning: Sustrong, oo = 60 N/mmz 505 269 10 l5 20 25 30 35 6 - Strömledarens temperatur +15 °C - Åskledarens temperatur +5 °C - Den understa strömledningens höjd över mar- ken 5,9 m vid +70 °C (tillåten minimihöjd) - Spänn ae = a = 200 m När det gäller det magnetiska fältet kan föl- jande observationer göras på basis av tabell l: - Då ledarna är anordnade horisontalt minskar flödestäthetens maximivärde hos en PAS-ledning till ca en tredjedel jämfört med en motsvarande icke-isolerad ledning. Flödestätheten zninskar till samma nivå med bakgrundsstrålningen (= 0,1 uT) på ett avstånd av 33 m respektive 16 m från ledningens mittlinje.LEADER Em 0, 1 pT o, 2 pT Glossy horizontal 1 33 23 Glossy vertical 0.68 33 21 Glossy triangular 0.45 25 16 Coated triangular 0.39 21 13 Coated horizontal 0.33 16 10 Coated vertical 0.32 18 11 Coated delta form. 0.21 13 6 Bmx = relative maximum value of the magnetic field flux density 0.1 uT and 0.2 uT = the flux density decreases to this level at the specified distance from the center line of the line TABLE 1 Table 1 shows curves illustrating the magnetic voltage of a high voltage overhead line ground current densities for different conductor types. A conventional uncoated pipe with horizontal, triangular and vertical configuration with normal 2 m phase gaps and a coated PAS pipe according to the invention with horizontal, vertical, triangular and delta configuration with 1.15 m phase space participate in the comparison. The output data for the measurement results shown in Table 1 are as follows: - U = 123 kV Load current 100 A, P = 18 MW Coated conductor: SAX 355, oo = 40 N / mmz Shiny conductor: Duck, oo = 40 N / mmz Lighting conductor: Sustrong , oo = 60 N / mmz 505 269 10 l5 20 25 30 35 6 - Temperature conductor temperature +15 ° C - Lightning conductor temperature +5 ° C - Height of the lowest current conductor above the ground 5.9 m at +70 ° C (permitted minimum height) - Span ae = a = 200 m In the case of the magnetic field, the following observations can be made on the basis of Table 1: - When the conductors are arranged horizontally, the maximum density of a PAS line decreases to about one third compared to a corresponding one. non-insulated wire. The flux density decreases to the same level with the background radiation (= 0.1 uT) at a distance of 33 m and 16 m respectively from the center line of the line.
- Då ledarna är anordnade vertikalt minskar flödestäthetens maximivärde hos en PAS-ledning till ca hälften jämfört med en vanlig ledning. Flödestätheten minskar till samma nivå med bakgrundsstrålningen på ett avstånd av 33 m respektive 18 m från ledningens mitt- linje.- When the conductors are arranged vertically, the maximum density value of a PAS line decreases to about half compared to a normal line. The flux density decreases to the same level with the background radiation at a distance of 33 m and 18 m from the center line of the line, respectively.
- Då ledarna är anordnade i triangelform skil- jer sig flödestäthetens maximivärde hos ledningen inte anmärkningsvärt från värdet för en vanlig ledning. Med PAS-ledare minskar dock flödestätheten till samma nivå med bakgrundsstrålningen på ett avstånd av 21 m från ledningens mittlinje, medan ett avstånd på 25 m behövs för en motsvarande obelagd ledning. Denna tämligen ringa skillnad beror på att andra faktorer än avstånden mellan ledarna, t.ex. det fria luftmellanrummet, be- stämmer ledarnas placering. De bägge ledarna har sålun- da ungefär lika konstruktion. Vid mätningarna framgick dock att den elektriska fältstyrkans toppvärde halvera- des då en PAS-ledning användes.- When the conductors are arranged in a triangular shape, the maximum value of the current density of the line does not differ appreciably from the value of an ordinary line. With PAS conductors, however, the flux density decreases to the same level with the background radiation at a distance of 21 m from the center line of the line, while a distance of 25 m is needed for a corresponding uncoated line. This rather small difference is due to factors other than the distances between the conductors, e.g. the free air gap, determines the position of the conductors. The two conductors thus have approximately the same construction. However, the measurements showed that the peak value of the electric field strength was halved when a PAS line was used.
- Då en PAS-ledning är anordnad i deltaform uppnås den uppenbarligen bästa lösningen med tanke på de genererade fälten. Jämfört med en vanlig icke-isole- 10 505 269 7 rad horisontal stolpledning uppgår flödestäthetens maximala värde till endast ca en femtedel, och flödes- tätheten minskar till samma nivå med bakgrundsstràlnin- gen redan på ett avstånd av 13 meter från ledningen.- When a PAS line is arranged in delta form, the obviously best solution is achieved in view of the generated fields. Compared with a standard non-insulated horizontal post line, the maximum value of the flux density is only about one-fifth, and the flux density decreases to the same level with the background radiation already at a distance of 13 meters from the line.
En ledare enligt uppfinningen kan tillverkas på kända sätt utan några större ändringar i t.ex isole- ringslinjer för t.ex. jordkablar. Genom tredubbel ex- trusionsteknik kan alla beläggningsskikt pà ledaren åstadkommas i ett och samma arbetssteg.A conductor according to the invention can be manufactured in known ways without any major changes in, for example, insulation lines for e.g. ground cables. Through triple extrusion technology, all coating layers on the conductor can be created in one and the same work step.
Det är uppenbart för fackmannen att de olika utföringsformerna av uppfinningen inte är begränsade till de ovan beskrivna exemplen utan de kan variera fritt inom ramen för patentkraven nedan.It will be apparent to those skilled in the art that the various embodiments of the invention are not limited to the examples described above, but may vary freely within the scope of the claims below.
Claims (5)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FI931897A FI95632C (en) | 1993-04-27 | 1993-04-27 | Wiring at a high voltage line for overhead lines with a voltage of about 60 kV or more |
| PCT/FI1994/000159 WO1994025968A1 (en) | 1993-04-27 | 1994-04-26 | High-voltage line conductor for overhead lines for voltages of approximately 60 kv and higher |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SE9503734L SE9503734L (en) | 1995-10-24 |
| SE9503734D0 SE9503734D0 (en) | 1995-10-24 |
| SE505269C2 true SE505269C2 (en) | 1997-07-28 |
Family
ID=8537813
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SE9503734A SE505269C2 (en) | 1993-04-27 | 1995-10-24 | Line conductor for overhead lines of greater than 60 kV |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU6539894A (en) |
| CZ (1) | CZ286129B6 (en) |
| FI (1) | FI95632C (en) |
| HU (1) | HU215306B (en) |
| NO (1) | NO319576B1 (en) |
| PL (1) | PL177367B1 (en) |
| RU (1) | RU2137234C1 (en) |
| SE (1) | SE505269C2 (en) |
| WO (1) | WO1994025968A1 (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2269172C8 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-27 | Владимир Александрович Пахотин | High-voltage conductor |
| CH714403A1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-06-14 | Axpo Power AG | Conductor bridging device and use in a retrofit or manufacturing method for overhead power pylons. |
| CN112102981B (en) * | 2020-09-21 | 2021-04-16 | 江苏易鼎复合技术有限公司 | Metal-clad composite molded line stranded reinforced core overhead conductor and manufacturing method thereof |
| RU206947U1 (en) * | 2021-07-21 | 2021-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Исследовательский Институт «Промышленные и Электрические Решения» | Power cable with polypropylene insulation |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2105564A5 (en) * | 1970-09-11 | 1972-04-28 | Roger Claude | Power cable sheathing - pref polysulphone to increase the rating of existing cables and pylons |
| US3684821A (en) * | 1971-03-30 | 1972-08-15 | Sumitomo Electric Industries | High voltage insulated electric cable having outer semiconductive layer |
| IT1154815B (en) * | 1980-06-30 | 1987-01-21 | Pirelli | PERFECTED AERIAL LINE CONDUCTOR |
| GB8432608D0 (en) * | 1984-12-22 | 1985-02-06 | Bp Chem Int Ltd | Strippable laminate |
| DE3533507A1 (en) * | 1985-09-20 | 1987-04-02 | Kabelmetal Electro Gmbh | Overhead electrical line, in particular a facade cable |
| IT1191731B (en) * | 1986-04-14 | 1988-03-23 | Pirelli Cavi Spa | EXTRUDED INSULATING ELECTRIC CABLE WITH BUFFERED CONDUCTOR, BUFFER FOR ELECTRIC CABLES CONDUCTORS AND THEIR MANUFACTURING PROCEDURE |
| GB2223877B (en) * | 1988-10-17 | 1993-05-19 | Pirelli General Plc | Extra-high-voltage power cable |
-
1993
- 1993-04-27 FI FI931897A patent/FI95632C/en active IP Right Grant
-
1994
- 1994-04-26 RU RU95119835A patent/RU2137234C1/en active
- 1994-04-26 HU HU9502999A patent/HU215306B/en not_active IP Right Cessation
- 1994-04-26 AU AU65398/94A patent/AU6539894A/en not_active Abandoned
- 1994-04-26 PL PL94311473A patent/PL177367B1/en not_active IP Right Cessation
- 1994-04-26 CZ CZ19952727A patent/CZ286129B6/en not_active IP Right Cessation
- 1994-04-26 WO PCT/FI1994/000159 patent/WO1994025968A1/en active IP Right Grant
-
1995
- 1995-10-24 SE SE9503734A patent/SE505269C2/en not_active IP Right Cessation
- 1995-10-26 NO NO19954289A patent/NO319576B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| PL311473A1 (en) | 1996-02-19 |
| HU215306B (en) | 1998-11-30 |
| WO1994025968A1 (en) | 1994-11-10 |
| NO954289L (en) | 1995-10-26 |
| NO954289D0 (en) | 1995-10-26 |
| SE9503734L (en) | 1995-10-24 |
| CZ272795A3 (en) | 1996-02-14 |
| FI931897A0 (en) | 1993-04-27 |
| SE9503734D0 (en) | 1995-10-24 |
| AU6539894A (en) | 1994-11-21 |
| HUT73303A (en) | 1996-07-29 |
| HU9502999D0 (en) | 1995-12-28 |
| CZ286129B6 (en) | 2000-01-12 |
| FI95632B (en) | 1995-11-15 |
| RU2137234C1 (en) | 1999-09-10 |
| FI931897A (en) | 1994-10-28 |
| NO319576B1 (en) | 2005-08-29 |
| FI95632C (en) | 1996-02-26 |
| PL177367B1 (en) | 1999-11-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2145458C1 (en) | Shielded overhead high-voltage power transmission line | |
| AU755659B2 (en) | High voltage direct current (HVDC) cables and subsea installation of same | |
| Souza et al. | Analysis of the impulse breakdown behavior of covered cables used in compact distribution lines | |
| US3794752A (en) | High voltage cable system free from metallic shielding | |
| SE505269C2 (en) | Line conductor for overhead lines of greater than 60 kV | |
| CA2296672A1 (en) | Method of preventing break in insulated wire and instantaneous power failure | |
| US3360686A (en) | Lightning protection assembly for overhead lines | |
| Dyer | Insulated Power Cables Used in Underground Applications | |
| GB2321348A (en) | Lightning protection for overhead power lines | |
| Singh et al. | Full size and prototype cable performance of various insulants | |
| SU785925A1 (en) | Device for equalizing electric potential | |
| Doepken et al. | Medium voltage cable shielding and grounding | |
| Pegram | Benefits to utilities from semiconducting linear low density polyethylene jackets on medium voltage | |
| GB191315550A (en) | Improvements in and relating to Protective Devices for Electric Distribution Systems. | |
| Kuhlenengel et al. | Development and installation of a 69 kV Aerial Cable System | |
| Crowdes et al. | An analysis of pinhole punctures in underground cable jackets | |
| JP2001298843A (en) | Lightning rod grounding system | |
| JPH0197120A (en) | Lightning resisting system for overhead transmission line | |
| JPH06225483A (en) | Static induction power supply apparatus | |
| JPH05303910A (en) | Tree-resisting insulated electric wire | |
| JPS60229614A (en) | Insulated aerial transmission line |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| NUG | Patent has lapsed |