Введение

Выпускаемые в Западной Европе кабели среднего напряжения обычно состоят из одного или нескольких алюминиевых или медных проводников, покрытых несколькими слоями полимерных материалов (как правило, это внутренний полупроводящий слой,  слой изоляции и наружный полупроводящий слой). При изготовлении кабеля, в зависимости от его конструкции и назначения, добавляются дополнительные слои, такие как водоблокирующая лента и металлический экран, покрытые полимерной оболочкой, задача которой обеспечить механическуюпрочность и паронепроницаемость.

В настоящее время в качестве основного изоляционного материала  используется поперечно-сшитый полиэтилен низкой плотности (СПЭ). Полиэтилен низкой плотности (LDPE) идеально подходит для изготовления кабельной изоляции благодаря своим уникальным диэлектрическим  свойствам и технологичности1. Он обладает малой диэлектрической постоянной, низким значением тангенса угла диэлектрических потерь   и высоким удельным сопротивлением. .Однако, будучи термопластом полукристаллической структуры, полиэтилен размягчается и начинает течь при высокой температуре, быстро теряя механические свойства, что весьма ограничивает допустимый интервал температур для этого материала. Этот недостаток устраняется при помощи поперечной сшивки  полимерных цепей. Основная технология сшивки— пероксидная сшивка, осуществляемая на наклонных линиях непрерывной вулканизации (CCV).  В кабелях среднего и высокого напряжения существует внутренний полупроводящий слой, предназначенный для  сглаживания и выравнивания сильного электрического поля. Он представляет собой полимер или смесь полимеров ссодержанием технического углерода  30-40 %.  Полупроводящий слой (обычно  на основе сополимера этилена) также сшивается при помощи пероксидов. Наконец, поверх изоляции экструдируется наружный полупроводящий слой, который может быть прочно пришитым к изоляции или отделяемым, что зависит от требований рынка или технических спецификаций заказчика.

Однако для полимерной изоляции и полупроводящих слоев характерны некоторые проблемы. Наличие дефектов (таких, как пустоты или примеси в изоляции, а также выступы и ионные примеси в полупроводящих слоях) ведет к ухудшению характеристик кабеля. За последние 10-20 лет было предпринято немало попыток увеличить срок службы кабельных систем среднего напряжения.

Использование более чистой изоляции,содержащей меньше примесей и загрязнений, способствовало уменьшению числа отказов кабельных линий. Эксплуатационные качества кабелей среднего напряжения с полимерной изоляцией значительно улучшились с применением триингостойкого СПЭ. Использование технологии тройной экструзии обеспечило гладкую поверхность на границах между изоляционным и полупроводящими слоями и явилось значительным достижением  в их производстве.

Наконец, внедрение экструзионных кабельных оболочек из линейного полиэтилена низкой плотности (LLDPE) и полиэтилена высокой плотности (HDPE), которые препятствуют диффузии влаги в кабельную изоляцию и защищают  от механических повреждений, стало еще одним шагом вперед в конструкции кабелей.

Первые кабели с изоляцией из СПЭ не имели защиты от тогда нового механизма старения, известного под названием «водный триинг» ("water treeing") приводящего к быстрому повреждению кабеля 5,6 . Образование водного триинга в изоляции из СПЭ является одним из основных факторов наблюдаемого со временем снижения диэлектрической прочности кабелей среднего напряжения. Водный триинг образуется в результате комбинированного воздействия воды, ионных примесей и электрического поля и выглядит как древовидная сеть микроскопических каналов в толще изоляции,  заполненных водой7. По этим каналам (диаметром около 10 нм) влага проникает внутрь под действием градиента напряжения. Примеры триинга типа «веер», в котором рост начинается на поверхности раздела между изоляцией и полупроводящим слоем, и триинга типа «бант», рост которого инициируется дефектом в изоляции XLPE,  показаны на рисунке 1 (а и b).

Использование триигостойкой изоляции из СПЭ(TR-XLPE) на протяжении многих лет было преобладающим видом технологии создания кабелей среднего напряжения на североамериканском рынке кабелей8,9 и в некоторых  странах западной Европы, например, в Германии. Недавние испытания некоторых кабелей, находившихся в эксплуатации, проведенные в США, показали, что этот подход оправдал себя. Компания Alabama Power испытала кабели напряжением 35 кВ с изоляцией толщиной 8,8 мм, выполненной из триигостойкого СПЭ фирмы  Dow, проработавшие 17 лет10,11. Испытания на ускоренное старение, проведенные согласно требованиям североамериканской ассоциации  AEIC, показали, что кабели по-прежнему соответствуют требованиям заказчика.

Однако в России в настоящее время в  эксплуатации находится большое количество кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией (БПИ).

В табл. 1 приведены основные различия двух типов кабеля: оба типа кабеля имеют свои достоинства  и недостатки, хотя следует помнить, что оба типа кабеля пригодны для использования и надежно проводят электрический ток в течение всего срока службы.  Кабели с БПИ российского производства имеют  относительно невысокую стоимость благодаря использованию местных недорогих материалов (бумаги) и производственных линий, давно находящихся в эксплуатации и полностью себя окупивших.  Если при закупке кабеля основным критерием является цена, лучше выбрать кабель с БПИ.  Если же основным критерием является увеличение пропускной способности линии, то лучше выбрать кабель с изоляцией из СПЭ, поскольку он имеет более высокую максимально допустимую температуру токопроводящей жилы по сравнению с кабелем с БПИ (при условии, что сравниваются кабели с одинаковым сечением проводника).  В последнем случае перед владельцем возникает еще одна задача выбора компромиссного решения: кабель большего сечения имеет большую пропускную способность и меньшие потери, но большую первоначальную стоимость кабеля 12.

Таблица 1: Примеры различий кабелей с БПИ и кабелей с изоляцией из СПЭ
Анализ расходов на жизненный цикл - это метод, помогающий владельцам производственных объектов принимать решения об инвестициях.  Расчет расходов на жизненный цикл позволяет определить полные затраты владельца  актива с учетом факторов помимо первоначальной стоимости актива.  В случае сетевых компаний такими факторами  могут быть стоимость монтажа, расходы на потери в кабелях, приблизительные расходы на техническое обслуживание и ремонт в течение жизненного цикла актива и различия жизненного цикла активов  7-12.  Соответственно такой анализ позволяет рассматривать прочие факторы кроме первоначальной стоимости  производственного объекта для систематического сравнения конкурентных технологий.
В данной работе приведен расчет расходов на жизненный цикл кабелей с БПИ и кабелей с TR-XLPE-изоляцией  на основе данных и информации, предоставленных ОАО «Ленэнерго».  ОАО «Ленэнерго» - одна из крупнейших распределительных сетевых компаний в России.  Зона обслуживания компании включает Санкт-Петербург и прилегающий регион (площадь Ленинградской области 85.9 тыс. кв км-0.5% площади России) и снабжает электроэнергией 6,5 миллионов потребителей (4,5% населения России).

Модель

Была разработана простая модель расходов на жизненный цикл13,14, включающая следующие факторы:

• Стоимость кабеля
• Стоимость монтажа кабельной линии
• Прогнозируемый срок службы кабеля
• Условия окончания срока службы – время до потери надежности, количество отказов кабеля до его замены
• Расходы на восстановление кабеля после повреждения
• Расходы на техническое обслуживание
• Расходы, связанные с потерями в кабеле (потери в проводнике, диэлектрике и оболочке)

Для более эффективного сравнения кабельных технологий, использующих кабели с различным прогнозируемым сроком службы (которые будут рассмотрены в этом документе), результат модели рассчитывается для нескольких жизненных циклов: за более длительный период времени в кабеле с более коротким жизненным циклом  происходит больше событий отказа, чем в кабеле с более длинным жизненным циклом.  На рис. 2 показаны жизненные циклы кабелей с 25-летним жизненным циклом (кабель A) и 40-летним жизненным циклом  (кабель B) за 80 лет.   Предполагается, что оба типа кабеля прокладываются в год 1 и отказы кабелей обоих  типов начинают появляться за  5 лет до окончания жизненного цикла (т. е. в данном случае через 20 и 35 лет службы кабеля).  По завершению жизненного цикла кабели заменяются на кабели такого же типа; так кабель A первый раз заменяется через 25 лет службы, а кабель кабель B - через 40 лет.  За 80 лет линия, содержащая кабель A, заменялась чаще (три раза) и испытывала больше отказов,  чем линия, содержащая кабель B (дважды).

В примере, показанном на рис. 2, увеличение количества отказов в конце жизненного цикла кабеля приближено к точке поворота на  U-образной кривой надежности.  Также в этом случае не учитывались  отказы в начале жизненного цикла кабеля (в период приработки) и повреждения по вине третьей стороны в течение его жизненного цикла .  Другой метод моделирования отказов кабеля в течение всего его жизненного цикла - сбор распределительными сетевыми компаниями статистических данных об отказов (например,  количество отказов  на 100 километрах линии за год) и преобразование их в среднюю стоимость восстановления одного метра линии за каждый год использования кабеля до окончания его жизненного цикла). В этой работе используется именно этот метод, причем расчет всех расходов основан на данных, предоставленных ОАО «Ленэнерго».

В этой модели также учитывались расходы на монтаж новой линии после окончания жизненного цикла существующей линии.  Например, при расчете расходов на жизненный цикл кабелей, проложенных в трубопроводах за первый год необходимо учитывать расходы на монтаж как кабелей, так и  трубопроводов, однако в конце жизненного цикла кабеля необходимо заменить только кабели, поскольку трубопроводы можно использовать повторно.
В этой модели не учитывались косвенные финансовые последствия отказов кабеля (например, потеря репутации компании, штрафы контрольно-надзорных органов или снижение доходов).  Дополнительные сведения о модели можно найти в13.

 Пример анализа

Предварительная информация

В этом примере анализа рассматриваются  кабели с БПИ и полимерной изоляцией сечением 240 кв. мм  на 10 кВ, широко используемые ОАО «Ленэнерго». Компания предоставила подробные данные о расходах на кабели, земляные работы, прокладку, установку и восстановление поврежденного кабеля.  При оценке расходов на жизненный цикл кабеля многие расходы на кабели обоих типов одинаковы, (например, земляные работы), однако, есть много различий:

• Стоимость метра кабеля с БПИ ниже стоимости кабеля с изоляцией из триингостойкого СПЭ
• Строительная длина кабеля с изоляцией из СПЭ больше, чем кабеля с БПИ
• Кабели с БПИ имеют более низкую максимальную рабочую температуру  (70°C), чем кабели с изоляцией из СПЭ (90°C)
• Стоимость монтажа кабелей с  изоляцией из СПЭ выше стоимости монтажа кабелей с БПИ, так как для монтажа требуются более квалифицированные специалисты

Поскольку кабели с БПИ имеют более низкую максимальную рабочую температуру, чем кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, они имеют меньшую пропускную способность.  Другими словами, первоначальна стоимость кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена выше, однако характеристики таких кабелей  в течение всего жизненного цикла кабеля лучше, чем у кабелей с БПИ такого же сечения (например, они имеют более высокую пропускная способность).  Эту характеристику кабеля необходимо учитывать при расчете расходов на жизненный цикл.

Еще одно ключевое различие этих типов кабелей - конструкция кабеля. Кабели с БПИ, ранее закупаемые ОАО «Ленэнерго», - трехжильные, а кабели с изоляцией из СПЭ - одножильные.  Большее расстояние между жилами кабеля с полимерной изоляцией (по сравнению с расстоянием между жилами кабеля с БПИ) обеспечивает более эффективное охлаждение кабеля, а, следовательно, большую пропускную способность.  О том, как различие в  пропускной способности этих двух типов кабеля влияет на расходы на жизненный цикл кабеля, будет сказано ниже.

Исходя из опыта коммерческого использования (это также подтверждается опытом использования в местной промышленности), ОАО «Ленэнерго» полагает, что срок службы кабелей обоих типов достигает 30 лет.  На самом деле срок службы кабелей обоих типов больше 30 лет, и в отличие от России распределительные энергокомпании Западной Европы и Северной Америки считают, что срок жизни кабеля с полимерной изоляцией составляет 40 лет 13,18.

Прокладка  кабеля в городской и сельской местности,  согласно ОАО «Ленэнерго», в основном производится непосредственно в землю; в этом примере анализа не рассматривается прокладка кабеля в трубопроводы, хотя создать такую модель можно.

Анализ первоначальной стоимости

На основе данных ОАО «Ленэнерго» был проведен расчет расходов на жизненный цикл этих двух типов кабеля, результаты которого приведены ниже. Также был проведен анализ чувствительности и разработан метод компенсации  более высокой пропускной способностикабелей с TR-XLPE-изоляцией по сравнению с кабелями с БПИ.

На рис. 3 показана чистая приведенная стоимость (NPV) расходов на жизненный цикл кабеля (для кабеля с БПИ и изоляцией из СПЭ) при прокладке кабеля в городе и сельской местности при условии, что жизненный цикл кабеля в обоих случаях составляет 30 лет. Прокладка кабеля в сельской местности дешевле, чем в городе, поскольку расходы на земляные работы ниже, и соответственно, чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля, прокладываемого в сельской местности ниже, чем для кабеля, прокладываемого в городе.  В обоих случаях  чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с изоляцией из СПЭ ниже, чем для кабеля с БПИ (см. табл. 2).

Таблица 2: Дополнительные расходы на жизненный цикл кабеля с БПИ (чистая стоимость) по сравнению с кабелем с изоляцией из СПЭ при условии, что прогнозируемый жизненный цикл кабелей обоих типов - 30 лет

На рис. 4 показано отклонение прогнозируемого жизненного цикла кабеля от эталонного жизненного цикла (30 лет)  В обоих случаях эталонный жизненный цикл составляет 30 лет.  При перемещении по графику вправо жизненный цикл кабеля увеличивается по сравнению с эталонным жизненным циклом, а, следовательно, чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля сокращается. И, наоборот, при перемещении по графику влево  жизненный цикл кабеля уменьшается по сравнению с эталонным жизненным циклом, а,  чистая стоимость расходов на жизненный цикл кабеля увеличивается. В качестве примера

• При x=0, жизненный цикл кабеля составляет 30 лет и чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с полимерной изоляцией составляет 10 500 рублей на метр линии
• При x=4, жизненный цикл кабеля составляет 34 года и чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с полимерной изоляцией составляет 10 000 рублей на метр линии
• При x=-6, жизненный цикл кабеля составляет 24 года и чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с полимерной изоляцией  составляет 11 500 рублей на метр линии

Стрелка на рис. 4 указывает на то, что для того, чтобы чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ была равна чистой приведенной стоимости расходов на жизненный цикл кабеля с изоляцией из СПЭ при 30-летнем жизненном цикле кабеля (x=0), жизненный цикл кабеля с БПИ должен быть на 3 года больше эталонного жизненного цикла (30 лет), то есть 33 года.

В России энергокомпании могут использовать кабели с полимерной (TR-XLPE) изоляцией и радиальным водоблокирующим слоем. Одной из таких компаний является ОАО «Ленэнерго».  Во многих странах (например, в Германии и США) кабели с триингостойкой изоляцией не имеют радиальной герметизации и в тоже время имеют большой прогнозируемый жизненный цикл, достигающий- 40 лет.  Данные анализа кабелей с изоляцией из триингостойкого СПЭ, подвергавшихся старению в полевых условиях, 8,9,11 и результаты исследований ускоренного старения 18 свидетельствуют о том, что жизненный цикл таких кабелей может превышать 40 лет и достигать даже 50 лет 13.  Учитывая, что кабели, прокладываемые ОАО «Ленэнерго», имеют радиальную герметизацию, вероятность развития водных триингов в таких кабелей очень низка . В случае повреждений триингостойкая изоляции замедляет рост водных триингов.  Поэтому вполне реально, что кабели с дополнительной защитой от воды, используемые ОАО «Ленэнерго», будут иметь 50-летний жизненный цикл.

На рис. 5 показан график для случая, когда кабель с БПИ имеет 30-летний прогнозируемый жизненный цикл, а кабель с изоляцией из триингостойкого СПЭ - 40-летний жизненный цикл. На графике видно, что:

• При X=0 жизненный цикл кабеля с БПИ  составляет 30 лет, а жизненный цикл кабеля с TR-XLPE-изоляцией –достигает 40 лет.
• При X=5 жизненный цикл кабеля с БПИ составляет 35 лет, а жизненный цикл кабеля с TR-XLPE-изоляцией  достигает 45 лет.

При увеличении прогнозируемого срока жизни кабеля с 30 до 40 лет для кабелей с изоляцией из триингостойкого СПЭ чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля уменьшается приблизительно на 9%.  Чтобы чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ стала равна чистой стоимости расходов на жизненный цикл кабеля с  с изоляцией из триингостойкого СПЭ, жизненный цикл кабеля должен быть 50 лет (на 20 лет больше эталонного срока жизни, как показано на рис. 5).  Для кабелей с БПИ, прокладываемых в сельской местности, жизненный цикл увеличивается еще больше: к эталонному жизненному циклу необходимо добавить еще 23  года.

Пропускная способность кабеля

Хотя из изложенного выше следует, что расходы на жизненный цикл кабеля с изоляцией из триингостойкого СПЭ меньше, чем на  жизненный цикл кабеля с бумажной изоляцией, необходимо учитывать еще один фактор.  Кабель с изоляцией из СПЭ имеет более высокую максимально допустимую рабочую температуру (90 °C), чем кабель с БПИ (70 °C).  В данном конкретном случае (трехжильный кабель с БПИ и одножильный кабель с изоляцией из триингостойкого СПЭ с сечением провода 240 кв. мм), кабель с БПИ имеет длительно допустимый ток 355 A, а кабель с изоляцией из СПЭ - 455 A). 
На рис. 6 показана чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля при прокладке в городе для 30-летнего жизненного цикла кабелей обоих типов (как показано на рис. 4), но с учетом различной пропускной способности кабелей.  Без учета увеличения пропускной способности, чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ на 3,8% выше, чем у кабеля с  изоляцией из триингостойкого СПЭ.  Однако, с учетом увеличения пропускной способности, чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ на 1 ампер тока, передаваемого по кабелю, на 33% выше, чем у кабеля с изоляцией из триингостойкого СПЭ.

Это сравнение является не совсем точным, поскольку рассматриваемые кабели с БПИ -трехжильные, а  кабели с изоляцией из СПЭ -одножильные и  имеют большую пропускную способность благодаря более эффективному охлаждению.  На рис. 7 показаны те же кривые, что и на рис. 6, и добавлена кривая для трехжильного кабеля с изоляцией из СПЭ.  При прокладке кабеля в тех же условиях кабель с  изоляцией из СПЭ на 11% дешевле кабеля с БПИ при расчете в рублях на 1 ампер передаваемого по кабелю тока.

В табл. 3 приведены данные об экономии чистой приведенной стоимости расходов на жизненный цикл кабеля, полученной ОАО «Ленэнерго», при выборе кабеля с изоляцией из СПЭ  по сравнению с кабелем с БПИ при городской прокладке.  Даже при условии, что жизненный цикл кабелей обоих типов составляет 30 лет,  наиболее экономичным вариантом является кабель с изоляцией из СПЭ. Его использование позволяет сократить расходы на 3,6%.  Чтобы расходы на жизненный цикл кабеля с БПИ стали равны расходам на жизненный цикл кабеля с изоляцией из СПЭ, количество отказов кабеля с БПИ (на 100 км кабеля за год) необходимо уменьшить на 65% от текущего уровня.  Если предположить, что жизненный цикл кабеля с  триингостойкой изоляцией из СПЭ достигает 40 лет (что соответствует статистике, собранной в большинстве западноевропейских стран),  то экономия превышает 10%. Если к этой экономии добавить еще большую пропускную способность кабелей с изоляцией из СПЭ, то экономия чистой приведенной стоимости расходов на жизненный цикл кабеля такого типа становится значительной; при самых консервативных расчетах экономия составит около 25%.

Таблица 3: Экономия от использования одножильного кабеля с изоляцией из СПЭ по сравнению с использованием трехжильного кабеля с БПИ с 30-летним жизненным циклом при прокладке в городе.

Заключение

Приведенные данные свидетельствуют о том, что решение ОАО «Ленэнерго» использовать кабель с  изоляцией из СПЭ, а  не более дешевый кабель с  БПИ, является абсолютно правильным и позволит компании сэкономить средства в течение длительного периода времени.  Во всех рассмотренных случаях кабель с изоляцией из СПЭ имеет наиболее низкий уровень расходов на жизненный цикл и наиболее высокую пропускную способность.

Для оценки этих результатов проводился анализ чувствительности.  Этот анализ показал следующее:

• Если кабели обоих типов имеют 30-летний жизненный цикл, то для того, чтобы чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ стала равна чистой приведенной стоимости расходов на жизненный цикл кабеля с изоляцией из СПЭ, среднее количество отказов кабелей с БПИ  за год должна уменьшиться на 65% или,
• Если жизненный цикл кабеля с изоляцией из СПЭ составляет  40 лет, то для того, чтобы чистая приведенная стоимость расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ стала равна чистой приведенной стоимости расходов на жизненный цикл кабеля с изоляцией из СПЭ, жизненный цикл кабеля с БПИ должен быть 50 лет.

Выводы

На основе подробного обсуждения и детальных данных, предоставленных ОАО «Ленэнерго», был проведен анализ расходов на жизненный цикл кабеля с БПИ и кабеля с изоляцией из триингостойкого СПЭ. Результаты проведенного анализа показали следующее:

1. Если рассматривать только первоначальные расходы на жизненный цикл кабелей обоих типов, прокладываемых в городе, при условии, что жизненный цикл кабелей обоих типов составляет 30 лет, то расходы на жизненный цикл кабеля с изоляцией из  СПЭ на 3,6% меньше, чем на жизненный цикл кабеля с БПИ.
2. Если предположить, что кабели с изоляцией из СПЭ будут служить 40 лет (что соответствует жизненному циклу кабелей такого типа, используемых в странах Западной Европы и США), то экономия увеличивается почти до 12%.
3. Кабель с изоляцией из СПЭ имеет более высокую максимально допустимую температуру токопроводящей жилы по сравнению с  кабелем с БПИ, и поэтому по нему можно передавать больше электроэнергии.  Если расходы на жизненный цикл корректируются с учетом повышения пропускной способности, то экономия увеличивается до 25% даже при самых консервативных предположениях.

ЛИТЕРАТУРА

1. R. Quirk, M. Alsamarraie, The Polymer Handbook 3rd Edition, p. 15-25. J. Wiley and sons.

2. C. Ku and R. Liepins, Electrical Properties of Polymers, Chapter 4, p. 102, Hanser publishers, 1987.

3. P. Caronia and S. Szaniszlo, Minutes of ICC, IEEE-PES, p. 260-265, 110th meeting, October 28th 2001.

4. N. Burns, R. Eichhorn, C. Reid, IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 8, Issue 5, p. 8-24, 1992.

5. Miyashita T., “Deterioration of water-immersed polyethylene coated wire by treeing”, Proc. IEEE-NEMA Electrical Insulation Conference, Boston, 1969, pp 131-155

6. Dissado L.A. and Fothergill J.C., “Electrical degradation and breakdown in polymers”, Peter Peregrinus Ltd, 1992

7. E. Steennis, Kema Scientific & Technical Report, Volume 8 No. 3 June 1990.

8. Mendelsohn A., Person T.J., Shattuck G.B., Hartlein R., “Evaluation of tree retardant XLPE (TR-XLPE) and EPR insulated 35 kV cables after 17 years of field service”, Proc. Inter. Conf. Insul. Power Cables, 22-26 June 2003, Versailles, pp 592-597

9. Ramachandran S., Reed R.A., “TR-XLPE cables for utility power distribution: 20 years of field proven, value added performance”, Proc. Rural electric Power Conference, Rayleigh-Durham, 4-6 May 2003

10. Ramachandran S., Du L., Tan H., “Proven insulation technology for enhanced distribution cable life and improve reliability”, Proc. Asia Pacific Regional Conference on MV Power Cable Technology, 6-8 Sept 2005, Malaysia

11 T. Person, A. Mendelsohn, R. Hartlein, G. Shattuck, JiCable ’03, Paper B9.5, p. 556-561.

12. Mendelsohn A., Person T.J., Shattuck G.B., Hartlein R., “Evaluation of tree retardant XLPE (TR-XLPE) and EPR insulated 35 kV cables after 17 years of field service”, Proc. Inter. Conf. Insul. Power Cables, 22-26 June 2003, Versailles, pp 592-597

13. Lesur F., Lejour V., Surdon M, “Economical design of cable conductors”, Proc. Inter. Conf. Insul. Power Cables, 19-23 June 2011, Versailles, pp 280-285

14. Sutton S., “A life cycle analysis study of competing MV cable materials”, Proc. 21st Inter. Conf. On Electricity Distribution, 6-9 June 2011, Frankfurt

15. Pang P., Miao S., Leung S., Sutton S., “Choice of materials to improve reliability of distribution cables”, High Voltage Engineering Journal, 2011, 37, pp42-46

16. Aten M. and Ferris R., “Analysis of distribution losses and life cycle CO2 emissions”, Proc. 20th Inter. Conf. On Electricity Distribution, 8-11 June 2009, Prague

17. Fang X., Xu C., Wang W., “With transmission grid asset operation and maintenance fixed quota to support life cycle cost absorption and analysis”, Proc. 21st International Conf. On Electricity Distribution, 6-9 June 2011, Frankfurt

18.Simisuka N., Felani I., Erdiansyah N., “Simulation of life cycle costing analysis to evaluate project of installation high voltage undersea cable 150 kV circuit III and IV Java-Bali”, Proc. Inter. Conf. Insul. Power Cables, 19-23 June 2011, Versailles, pp 258-263

19. “Distribution Cable Research Digest 2000”, EPRI Publication BR-110693 (Доступен только для членов общества)