220 kV电缆户外终端发热缺陷分析

华旭昀，秦亚杰，王 悦，饶环宇

（国网南京供电公司，江苏 南京 210019）

0 引言

随着经济的发展，城市的用电需求不断增加，输电线路数量随之增多，且城市内越来越多的架空输电线路被电缆线路所替代。随着电缆线路日益增多，以及电缆线路运行年限的增加，电缆线路的隐患也逐渐增多［1］。本文针对一起220 kV电缆户外终端发热案例，通过仿真分析了缺陷的原因，介绍了缺陷处理的过程，并提出了预防类似缺陷发生的措施及建议，为今后同类问题提供了有效的解决方案。

1 设备概况

220 kV甲线为电缆-架空线混合线路，连接着220 kV乙变电站与220 kV丙变电站。该线路中有一段电缆，由变电站外A塔至变电站外B塔，该段电缆长度为580 m。A塔和B塔均采用复合套管式户外终端，其金属护层采取单点接地的方式，在B塔处保护接地，在A塔处直接接地，如图1所示。

图1 220 kV甲线接地系统图

2 缺陷情况

2019年7月27日，设备运维人员对220 kV甲线进行红外测温，测温结果显示：B塔电缆本体A相伞裙上下温差为3.5℃，B相、C相伞裙上下温差正常；A相与B相、C相应力锥部位相间最大温差为2.9℃，B相和C相相间温差正常。根据Q/GDW 1512—2014《电力电缆及通道运维规程》附录I电缆及通道缺陷分类及判断依据表I.1，220 kV甲线A相和B相、C相相间温差超过2℃但小于4℃，属于一般发热缺陷，需要持续观察设备运行状况。

停电后在现场开启终端套管观测绝缘油位，未发现电缆套管内绝缘油油量不足。通过对B塔和A塔三相套管内绝缘油采样分析，发现B塔A相绝缘油受到染污，绝缘劣化。

对以上油样进行理化分析，分析结果如表1所示。结果显示，B塔A相终端内部绝缘油劣化严重，微水含量远远超标，体积电阻率为标准值的13.6%，击穿电压下降为32.5 kV，介质损耗因数也达到了66×10-5。

表1 绝缘油理化分析结果

打开B塔A相密封圈后发现密封圈已断裂，底板存在脏污，拆除套管后，发现电缆本体应力锥存在爬电现象，如图2所示。

图2 B塔A相本体应力锥爬电情况

3 缺陷原因分析

3.1 系统建模

根据实际故障情况及故障电缆终端结构特性，建立包括出线杆、屏蔽帽、瓷套、绝缘油、应力锥、支持法兰、尾管、支持底盘、支撑绝缘子、安装平台、接地端、空气等的分析模型如图3所示。

图3 电缆终端计算分析模型

通常情况下，电缆终端在工频下产生温升的主要原因是线芯铜导体焦耳热引起的电阻损耗和终端绝缘的介质损耗。针对现场解剖终端后观察到的实际情况，重点对绝缘介质损耗内热源进行等效分析［2］。

绝缘介质损耗是绝缘材料在电场的作用下，介质电导和极化的滞后效应在其内部引起的能量损耗。绝缘介质损耗PC可由下式求得：

式中：C为绝缘介质的电容量；ω为角频率；U为施加在绝缘介质上的电压；tanδ为绝缘介质的介质损耗角正切。

由式（1）可求得终端绝缘的介质损耗，通过查询工程曲线或者进行电桥试验可以得到tanδ，此时只有绝缘的体积电流影响介质损耗。电缆终端的绝缘表面会产生泄漏电流，严重时会出现绝缘的沿面闪络，这会对tanδ的测量结果产生很大的影响。绝缘表面的泄漏电流还会随着外施电压的增大而增大，所以要将泄漏电流作为考虑因子辅助tanδ的计算［3］。对于正常运行和受潮污染的硅油分别采用不同的tanδ值进行计算。

绝缘介质的电容量C可以用电介质极化来解释和计算。在外电场的作用下电介质会产生极化，外电场越强，沿电场方向的电偶极子就越多，电介质极化的程度就越强。这种情况在高压和超高压电缆中尤为明显［4］。电介质极化程度通常用P来表示，在线性的电介质中，任意点的极化强度大小P和该点的电场强度E成正比，如下：

式中：ε0为在真空情况下的介电常数；χe为电介质的极化率，对于各向同性、均匀的线性介质，χe是一个无量纲的正数。在各向同性、均匀的线性介质中电通密度计算公式如下：

其中，ε = ε0(1+ χe)，则

B矿区位于滇东北，地层主要为三叠系、石炭系、泥盆系，岩性主要为粉砂岩、砂岩、泥质灰岩、白云岩、铅锌矿。测量结果见表2：

式中：D为电通密度；ε为介电常数。

绝缘介质损耗计算的有限元思想是将电缆终端绝缘介质的交界面S划分为n个小面积元，任选一个封闭区域Si，假设这个面积元中的电荷量为Qi，通过电磁场理论可得到以下公式：

由式（4）和式（5），可得整个交界面S的电荷量Q：

由电容的定义式便可计算出绝缘介质的电容量C：

通过式（1）、式（6）及式（7）可以得到终端绝缘的介质损耗：

式（8）表明了电介质电场和介质损耗的关系。温度变化与介质损耗相关，故该式也间接表明了电缆终端内电场和温度场之间的耦合特性［5］。

3.2 计算分析

电场强度的变化主要和导体对地电压、电缆绝缘层材料的相对介电常数、等效半径、周围媒质的相对介电常数、与周围媒质和绝缘层表面有关的常数存在着关系。由于导体对地电压、等效半径、与周围媒质和绝缘层表面有关的常数基本不会变化，金属护套边缘处的电场强度主要与电缆绝缘层材料的相对介电常数和周围媒质的相对介电常数有关。如果电缆绝缘层材料发生了改变，周围媒质的相对介电常数就会产生变化，金属护套边缘处的电场强度也将相应发生变化，出现应力锥绝缘性能变化，以及应力锥爬电等现象［6］。

3.3 终端在不同状态下电场和温度分布

在有限元分析软件中，依据设备运行工况，对模型添加材料属性参数，进行电热耦合的仿真分析。终端电场仿真中的材料参数如表2所示。

表2 有限元仿真模型材料参数

在电缆线芯、屏蔽罩和接线柱施加相电压127 kV，对应力锥做接地处理，正常情况下的应力锥附件电压分布如图4所示。

图4 正常状态电缆终端应力锥附件的电压分布图

由图4可见，应力锥在终端相应部位起到了改善半导体层切断处电场分布的作用，使得等位线的分布更加均匀，避免该处电场分布过于集中，减小了绝缘被破坏的可能性，保证了电缆终端的使用寿命。

应力锥附件电场强度分布如图5所示。由图5可见，终端最大电场强度在电缆绝缘层内表面。

图5 正常状态电缆终端应力锥附件的电场强度分布图

根据有限元计算原理和电场仿真后的计算结果，可以分析正常和非正常情况下的终端温度场分布。终端在正常状态下的稳态温度场分布如图6所示。

图6 正常状态电缆终端应力锥附件的温度场分布图

电缆终端在运行过程中密封不良，水蒸气和杂质进入会导致绝缘劣化。绝缘油存在杂质，将改变终端的电场分布，使该部位的绝缘介质损耗增大，进而产生局部过热，改变温度场分布，长期作用可能引起绝缘局部击穿。这种情况下应力锥附件电场强度分布情况如图7所示，温度场分布情况如图8所示。

图7 非正常状态电缆终端应力锥附件的电场强度分布图

图8 非正常状态电缆终端应力锥附件的温度场分布图

比较正常和非正常情况下的仿真图可以看出，电缆终端密封不良、绝缘油存在杂质时，在电压作用下绝缘介质损耗产生的热量也成为热源，主要的温升出现在应力锥位置及其附近区域。密封不严导致绝缘介质不断腐蚀和劣化，该处温度将进一步升高［7］。

4 缺陷定性及处理措施

4.1 缺陷定性

通过停电解剖观察以及终端仿真计算，综合分析缺陷产生的主要原因。由于电缆终端密封圈损坏，在水蒸气、氧气等的长期作用下，接触面部位发生了较严重的化学腐蚀，给水分、灰尘等提供了通道。随着时间的推移，终端内部水分超标、环境恶化，进而导致绝缘介质劣化、绝缘性能降低。长时间运行导致锥体部位绝缘介质损耗增大，产生局部过热，金属护套边缘处的电场强度增加，出现严重的局部放电，逐渐在锥体表面出现严重的碳化放电痕迹。

4.2 处理措施

设备运维人员测温发现220 kV甲线B塔A相温度异常存在发热缺陷，判断疑似局部放电后，第一时间联系上级部门，并在9月份进行了停电处理。停电后发现密封圈损坏，应力锥存在爬电现象，立即对发生缺陷的绝缘油以及电缆应力锥、密封顶板进行更换。

为解决终端顶部的问题，运维人员将终端顶板全部更换为顶部出线金具带锁止结构的设计，并增加密封圈以加强顶部的密封效果。顶部出线金具带锁止结构效果图如图9所示。

图9 顶部出线金具带锁止结构效果图

5 预防措施及建议

5.1 推进红外测温普及应用

通过对终端进行红外测温可以及时发现设备缺陷。加强对电缆终端及接头的红外测温普及工作，每隔一个时间周期或者重要保电时间都要进行复测工作。通过测温发现缺陷的同时，还可以辅助修订红外测温标准，使测温工作更细致。

结合停电计划，对该厂家同批次的终端开展全面排查；对短期无停电计划的线路进行红外测温，检查终端运行情况。

5.2 加强电缆终端全寿命周期管理

加强对施工单位在电缆终端施工安装时的管理，保证安装过程中各环节工艺的正确性，重点检查电缆终端密封圈安装是否准确完好，对安装过程进行记录［8］。

在工程验收以及后期设备运维阶段，都要重点关注电缆终端密封圈是否完好，保证电缆终端密封性良好。

5.3 推进在线监测技术的应用

高压电缆数量多、分布广，有条件的线路可以使用红外测温在线监测，监控电缆终端的运行情况，做到及时发现和处理缺陷。

6 结语

本文针对某220 kV电缆终端户外发热的问题，分析了缺陷原因。由系统建模和计算分析发现，终端绝缘子的介质损耗与电缆绝缘层材料的相对介电常数和周围媒质的相对介电常数有关，当终端密封不良、绝缘油存在杂质时，介质损耗增大，导致局部过热，且温升主要体现在应力锥位置及其附近区域。通过红外测温普及应用、加强电缆终端全寿命周期管理、推进在线监测技术的应用，能够及时发现电缆终端户外发热的缺陷，防止其出现严重的局部放电。