摘要：随着电力电缆在电网中的大规模应用，电缆的绝缘状态成为电网安全可靠运行的关键因素。因此，对电缆的绝缘状态进行在线监测尤为重要。电力电缆由于制作、安装及超长年限服役等原因，易出现绝缘故障及异常发热等现象。根据不同的故障原因、故障特征、故障检测方法，总结了电缆绝缘状态监测方法的研究现状，指出各类方法的优势与不足，提出进一步整合电缆绝缘监测方法，建立一套完善的电力电缆绝缘状态在线监测系统，并通过仿真、工程实际获取大数据等途径建立数据库，形成电缆绝缘故障判断模型与标准，用于现场对电力电缆绝缘状态开展在线监测，实现故障的精确诊断与定位。

关键词：电力电缆;绝缘状态;在线监测

中图分类号：TM76文献标志码：A文章编号：1009-9492（2021）11-0215-05

Summary of Research on On-line Monitoring of High Voltage Cable Insulation State

Wang Zhi

（Guangzhou Bureau of CSG EHV Power Transmission Company， Guangzhou 510663， China）

Abstract： With the large-scale application of power cables in power grid， the insulation state of cables has become the key factor for the safeand reliable operation of power grid. Therefore， on-line monitoring of cable insulation status is particularly important. Due to the production，installation and long service life of power cables， insulation faults and abnormal heating are easy to occur. According to different fault causes，fault characteristics and fault detection methods， the research status of cable insulation status monitoring methods was summarized， theadvantages and disadvantages of various methods were pointed out. It was proposed to further integrate the cable insulation monitoring method，establish a perfect on-line monitoring system for power cable insulation status， establish a database through simulation and engineeringpractice to obtain big data， and form a cable insulation fault judgment model and standard， which can be used for on-line monitoring of powercable insulation status on site to realize accurate fault diagnosis and location.

Key words： power cables; insulation state; online monitoring

0 引言

隨着城市化进程的大力推进，城市用电需求也日益增长，而对于输电线路的美观、环保、成本节约等方面也提出了更高的要求。因此，电力电缆在输变电系统中的作用越来越重要，应用越来越广泛。利用电力电缆实现输电线路入地，虽然在节约空间、建造成本、美化城市面貌等方面有很大优势，但缺点也不可忽视[1-2]。虽然多年来对于电缆材料的研究已经相对成熟，但由于电缆在制作及安装过程中，难免由于不当操作或外力破坏等因素，导致电缆存在绝缘缺陷，同时，电缆在长期带电运行中，随着热效应积累，或是水浸造成水树老化，都将导致电缆绝缘老化、腐蚀，该问题在已经服役多年的电力电缆上尤为突出[3-5]。当绝缘老化等问题导致发生绝缘击穿、短路故障等问题时，由于电力电缆埋于地下，不利于运维人员排查故障点、处理事故、扑灭电气火灾，进而造成事故范围扩大，加重损失[6-8]。因此，如何保障电力电缆安全稳定运行，实现电力电缆输电价值最大化，已经成为近年来的迫切需求，而实现电力电缆绝缘状态的在线监测，作为保障电网稳定运行的最有效方式之一，可以提前掌握电力电缆绝缘状态，预防绝缘问题导致的电缆输电事故，也成为近年来的研究热点[9-11]。

目前，对于电力电缆绝缘状态的检测与监测方法都已有较多的研究，应用于现场的在线监测方法比较匮乏且单一，将电力电缆绝缘状态监测方法进行整合，形成一套较为完善的在线监测系统，在现场实际应用中具有实际意义[12-14]。

1 电缆绝缘在线监测研究现状

1.1 局部放电在线监测方法

电缆在制作、安装过程中，由于工艺问题导致电缆中存在气泡、划痕、毛刺等缺陷，是引发电缆局部放电的原因之一。局部放电是电缆绝缘故障的早期征兆，局部放电进一步发展将导致电树的形成与发展，甚至导致绝缘击穿，如图1所示[15]。近年来，对电缆局部放电的在线监测已成为监测电缆绝缘状态的主流方法，并已应用于大多数实际工程中。

局部放电产生的信号可分为电信号与非电信号。电信号主要包括电磁波、脉冲电流等信号;非电信号主要包括热、光、声等信号。在工程实际中，主要通过在电缆上接入各种传感器，以实现对上述各种信号的采集，不同的局部放电监测方法所采集的信号也不同。目前较为主流的方法包括超高频法、脉冲电流法、超声波检测法、光测法等，各方法特点总结如表1所示。

超高频法（ UHF ）是一种基于检测局部放电所产生的超高频电磁波信号的方法。超高频传感器可采集电缆由于局部放电而辐射出的超高频电磁波，避开由于电晕放电（小于150 MHz ）等因素产生的强电磁干扰问题，受周围环境影响较小。但是，超高频信号在传播过程中存在衰减严重等问题，故对于传感器的布置方法要求较高。已有研究提出，在电缆屏蔽层断开处辐射出来的超高频信号最强，采用将传感器内置于电缆中的方法可以保证传感器接收放电信号的灵敏度，但此方法中内置传感器会引起区域内电场分布发生变化。

超声波检测法（ AE ）是通过对电缆局部放电时，由于放电区域内分子之间产生剧烈撞击，进而产生的声波信号进行检测，将超声波信号转变为电信号，诊断电力电缆局部放电现象。超声波信号不受电磁信号的干扰，但在电缆中传播时衰减严重，灵敏度较低，对内部缺陷不敏感。传统的超声波检测法主要通过压电传感器将声信号转变为电信号，近年来，国内外开始研究将光纤作为传感器检测超声波信号，并提出了基于光干涉原理的多种理论方法[16]。光纤传感器与压电传感器相比，具有更高的灵敏度，但仍然难以克服杂波干扰以及传感器与声源距离远时灵敏度低等问题。通过将光纤内置于电缆中，或将光纤缠绕在硅橡胶棒上作为传感器等方法，可以进一步提高灵敏度，但难以适用于已服役的电缆与日益复杂的电缆网架中。

脉冲电流法（HFCT）是目前电缆局部放电在线监测应用最广的方法之一。当电缆发生局部放电时，会产生高频脉冲电流，因此，应用高频电流传感器即可检测接地引下线或其他地电位连接线上的高频脉冲电流信号，从而进行局部放电信号检测。但是，脉冲电流法存在干扰信号多、检测难度大等问题，识别、排除干扰是脉冲电流法的主要难点。对于脉冲电流法而言，脉冲型干扰信号干扰强度大、识别排除难度大。在电力电缆实际运行环境中，脉冲型干扰信号多来源于线路电晕放电、悬浮电位放电、接地不良以及开关、晶闸管开断时的脉冲干扰。此外，对于外屏蔽层没有接地线的完全屏蔽的电缆，高频电流互感器卡装在电缆外难以检测到局部放电信号。

光测法是以局部放电产生的光辐射作为判断依据，通过局部放电光脉冲本身或光电转换后电信号的形式，对局部放电进行检测与定位。光测法可通过普通光纤或荧光光纤进行检测。普通光纤由于其监测探头必须对准光源，即局部放电点，难以应用于工程实际中，往往只应用于实验室研究。荧光光纤对微弱光线较为敏感，性能优于普通光纤，可以在工程实际中应用。光测法作为一种非电量检测方法，其主要优势在于不受电气干扰，缺点是光纤必须内置于电缆内部，无法应用于已服役的电力电缆，且内置光纤需考虑对电场分布的影响。

1.2 局部放电源定位

对于电力电缆局部放电的监测，方法多样且各有优劣。在监测到局放信号后，还应对局放源进行精确定位，才能更有效地开展电力电缆的故障处理工作。目前，应用较多的局放源定位方法，是时域反射法（ TDR ），该方法通过计算同一脉冲在初次到达和反射到达电缆一端的时间差，并结合局部放电脉冲信号在电缆中的传播速度等参数，对局部放电源进行定位[17]，如图2所示。但由于局放信号在电缆传播过程中受到衰减、频散、反射等因素的影响，且随着电缆系统连接日趋复杂，局放信号的传输路径受到影响，使得 TDR 法在实际电缆网中局放定位效果并不理想，一般只适用于短距离电缆局放定位。

有学者在分析局放脉冲信号在电缆中的衰减特性后，提出了一种基于频率特性及信号脉冲宽度的电缆局部放电在线定位方法[18]。该方法基于模型搭建与仿真分析，通过改变电缆模型长度，得出经不同传输距离传输后的脉冲信号波形，建立局放脉宽、幅值与距离变化的拟合曲线与函数关系，通过计算推导出局放源位置，最后通过仿真试验验证该方法在长距离电缆故障时局放定位较为精确，误差可控制在0.5%以内。但该方法并未考虑复杂电缆系统对局放信号传输路径的影响，且试验表明该方法在近距离的范围内的定位误差明显偏高。

近年来，互相关算法由于抗噪能力强，计算简单以及受人为因素影响小等优点，被广泛用于局部放电源定位的研究中。传统的互相关算法是利用广义互相关函数求解局放信号的时延，结合电缆的相速度确定局放源的位置，但是时延估计的精度会受到采样率的影响，导致定位误差偏大。已有学者提出基于距离的互相关算法在电力电缆局部放电定位中的应用[19]，该方法用传播距离作为自变量，取代了时延信号，避免采样率的影响，该方法的精度也在实验中得到了验证，在运行电缆的在线监测定位的应用中，如何识别并排除实际环境下的干扰信号，仍需要进一步研究。

1.3 护层绝缘在线监测

电缆由于制作、安装工艺以及运行温度、運行环境等因素的影响，易出现护层绝缘故障的情况。当电缆护层绝缘出现故障时，在护层上会形成很高的感应电压，以及可能出现多点接地的情况，进而在护层与地之间产生较大的环流。由于护层电流而产生的异常发热，会加剧电缆护层绝缘的老化，形成恶性循环。根据长期现场运行经验总结发现，电缆事故往往都有护层电流增大的现象。因此，对电缆护层电流进行在线监测，是把控电缆绝缘状态的重要手段。

传统的护层绝缘检测多采用停电检测或在带电状态下使用钳表测量护层电流，前者受限于供电可靠性指标，后者则受限于人力物力成本，并且存在人身安全隐患。此外，随着城市建设快速发展，地下电缆越来越密集，且电缆所处环境越来越复杂，这对上述检测方法带来了更大的困难。近年来，随着传感器技术的进步，对于护层绝缘的检测多采用基于电流传感器的自动检测系统。

在工程实际中，当高压电缆线路长度大于1.0 km时，通常采用三相交叉互联电缆。三相交叉互联电缆是指，将每段电缆平均分成3的倍数个小段，在每相邻两小段电缆中间安装绝缘接头，并在接头处实现三相电缆的交叉换位。其作用在于限制护层感应电压，降低护层电流，减少能量损耗。但是，电缆的交叉互联，却对电缆护层绝缘的监测带来一定的困难与干扰。首先，由于实际工程中难以达到每小段电缆的长度和参数保持一致的理想状态，且随着城市电网发展及电缆线路改造，每小段电缆的长度和参数进一步改变，这些都造成电缆护层上产生感应电压，从而产生感应电流，而这个感应电流将对绝缘判断产生干扰。其次，电缆经过交叉互联后，在终端头测得的电流是流过三相电流绝缘的电流叠加，这给电缆护层绝缘判据的提取带来了困难。三相电缆交叉互联示意图如图3所示[20]。

近年来，许多研究人员都对电缆护层电流的提取与监测做了大量的研究，提出了相应的数学模型并进行了理论计算。有研究人员提出一种双 CT法[21]，根据基尔霍夫电流定律推导出了双 CT法表达式，该方法通过在每相电缆首末两端各安装一个电流互感器，分别测量电缆首末两端的电流，再用首端电流瞬时值减去末端电流瞬时值，得到电缆绝缘的泄漏电流值，并给出了选取基准电压的数学推导，构成基于双CT法三相电缆绝缘 tanδ的在线监测系统。有研究人员通过等效电路图对选定故障类型状态下电缆护层电流理论值进行仿真分析，提出了电缆发生故障时护层电流的计算方法，并制定出一套电缆故障诊断与定位标准，适用于交叉互联箱进水、电缆接头环氧预制件击穿、电缆接头松动开路等故障情况。

随着城市化建设推进，地下电缆网络敷设结构日趋复杂化，邻近的电缆线路感应电压会对电缆护层电流的提取与计算带来更大的干扰，如何更加准确地提取与计算电缆护层电流，建立更加全面的故障类型与护层电流的对应关系，将更加完善的计算方法应用于在线监测系统中，还需要进一步研究。

1.4 电缆温度在线监测

长期的运行经验已经表明，电缆绝缘故障往往伴随着电缆温度异常上升的现象出现，因此，监测电缆温度也是监测电缆绝缘状态的重要手段之一。传统的温度监测方法主要依靠运维人员手持红外测温仪对运行电缆进行红外测温，此方法不仅耗费人力，效率较低，且由于人工测温往往仅为定期开展的工作，因而无法及时发现电缆的绝缘故障。

近年来随着在线监测技术的发展，各种电缆温度的在线监测方法也被相继提出，如红外成像在线测温、阵列式测温模块温度监测、分布式光纤测温等。

针对电缆终端，工程实际往往采用红外成像法对电缆温度进行在线监测。针对红外成像背景和前景图像中非目标区域的干扰，有研究人员提出了基于 Canny 算法、k-means聚类算法以及模板匹配方法实现红外成像背景滤除和目标对象提取[22]，该方法能够适用复杂背景的情形，且形成了较为完善的异常发热诊断流程。红外成像的方法有赖于前端监控设备的布置，往往不适用与地下复杂的电缆网络系统。

阵列式测温模块温度监测是通过布置测温探头接收电缆接头等部位表面所辐射的红外线，经光学系统把接收的红外能汇聚到阵列式红外热电偶上，通过光电转换，将接收到的红外信号转变成电信号，再由通讯网络将温度点阵数据上传至后台。阵列式测温模块可以实现对同一部位的多点测温，实现对目标部位表面温度分布的热成像和测温读数。但是，阵列式测温只能实现对特定部位的温度监测，如电缆接头，无法反映整条电缆的温度状态，并且由于应用的测温探头、热电偶等元器件数量较多，实际中运维难度也比较大，因此在实际应用中存在较大的局限性。

分布式光纤测温（DTS）系统主要由主机和光纤组成，主机发射出的光脉冲在光纤中的传导过程中会产生后向的散射光，后向散射光传输回主机，主机选取其中的喇曼散射光进行温度解调计算，计算出各点的温度值，准确、灵敏地定位异常热点的位置以及记录温度的变化趋势，分布式光纤测温系统如图4所示[23]。分布式光纤测温可以分为光纤外置式与光纤内置式两种模式。

外置式光纤测温是将光纤敷设在电缆表面，通过光纤测温传感器测量电缆外部或者电缆垫层表面温度，然后采用理论计算的方式推算电缆线芯温度值。外置式光纤敷设较简单，不需要改变电缆内部结构，因此可用于对已经服役的电缆进行在线监测改造，但由于测量结果为推导计算得出，所以受电缆实际敷设状态及运行环境的干扰较明显，计算结果容易出现偏差。内置式光纤测温将光纤敷设在电缆内部线芯处，以达到直接监测电缆导体温度的目的。内置式光纤测温不需推导计算，结果较精确，但由于内置于电缆内部，需考虑对电场分布的影响，对于已经投入运行而未内置光纤的电缆，无法用此技术进行在线温度监测。

2 结论与展望

近年来，对于电力电缆绝缘状态监测的研究已取得一定的成果，但仍然存在一些不足。电缆局部放电监测主要依靠各类传感器实现，传感器对局放信号采集的抗干扰性还需进一步提高。局放源的各种定位方法的有效性与精确度大都在实验室通过单一电缆模型得以验证，但是如何在复杂的电力电缆网络中识别并排除干扰信号，使得相应的方法在实际运行电缆网络的在线监测中得以应用，仍然需要进一步的研究与试验。

护层电流监测与温度监测，也是电力电缆绝缘状态监测的重要手段。护层电流主要通过电流传感器来监测，傳感器的抗干扰性仍需进一步提高。随着城市化建设推进，地下电缆网络敷设结构日趋复杂化，邻近的电缆线路感应电压会对电缆护层电流的提取与计算带来更大的干扰，如何更加准确地提取与计算电缆护层电流，建立更加全面的故障类型与护层电流的对应关系，将更加完善的计算方法应用于在线监测系统中，还需要进一步的研究。

DTS 可以长距离、准确、实时地监测整条电缆的温度，但其监测结果受周围环境温度、湿度的影响，需要在后续的研究及应用中解决。

在后续的研究中，如何改善各种监测手段的精确度及抗干扰能力仍然是重点研究方向。除此以外，选取最优的监测方法相结合，整合形成一套完善的电力电缆在线监测系统，在工程应用中具有重要的实际意义。在线监测系统的后续研究与应用中，应该继续通过仿真或工程实际应用等途径获取大数据，建立并完善电缆绝缘故障诊断模型与标准。

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作者简介：王治（1993-），男，硕士，助理工程师，研究领域为高电压变电运行，已发表论文2篇。

（编辑：王智圣）