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1 前言

110kV及以上电压等级的电缆在电网中的应用越来越广，在电力系统中已占有重要的位置，其中作为电缆系统重要组成部分的高压电缆瓷套终端采用瓷套外绝缘及绝缘填充油内绝缘，以其悠久的历史，良好的运行记录在世界各地被普遍接受并大量使用。

厦门*现有110kV及以上电压等级的电缆共计30回，其中220kV电缆3回，110kV电缆27回。电缆的终端采用传统的瓷套终端有150套，GIS终端30套，瓷套终端占83.3％。电缆终端及中间接头是整个电缆系统的薄弱环节，是电缆故障的高发部位。瓷套终端由于其内绝缘不可见，如何对其进行有效的监测我们的经验还较少，手段单一，有必要对监测的方法进行探讨，寻求有效的监测方法。

2 电缆终端监测方法的探讨

传统的电缆终端绝缘监测主要是对填充油的监测，目前高压电缆瓷套终端内填充的绝缘油大约可分两类，一类为硅油，一类为液体聚异丁烯。根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）的规定，对电缆及附件内的电缆油的监测应作击穿电压、介质损耗及油中溶解气体分析的试验。但这几种试验都是要在实验室内完成，所以必须现场取到运行电缆终端的填充油样后送到实验室进行测试，都必须取得油样后才能进行监测。

瓷套终端的结构有两大类，一类是终端尾锥有取油孔的，一类是没有的。对于前者可以在带电的情况下进行取油样，但油样取了多次后终端的填充油会减少，也必须停电进行终端的补油，对于后者由于其没有尾锥取油孔，因此要取油样就必须在停电的情况下从终端上部抽取。传统的监测方法都是要按照规程的规定，按照预防性试验周期每年对送电电缆线路进行停电预试，取油样也往往结合线路年检时进行，取得油样后及时送到绝缘监督部门进行油的相关试验。我们从80年代末具有送电电缆开始就一直按照传统的方法进行终端的监视，期间我们发现27组110kV电缆终端有不同程度的受潮而使其绝缘电阻降低，其中有两回路的电缆终端在对其终端尾锥进行漏油时，终端底部已汇集约300毫升的水，油样试验后发现其有受潮，但规程只是对油中的溶解气体含量有规定的注意值，而对水的含量则没有标准，因而没有采取有针对性的措施，只是不定期对进水严重的电缆终端进行换油处理，造成多次的停电，既费时又影响电网的可靠性，还不能达到真正监测的效果。因为这些工作要在年检的时候进行，而两次的年检相隔时间很长，往往还没有发现问题就发生事故。         
2002年9月3日东渡变东禾Ⅱ回174 C相开关侧电缆头绝缘击穿爆炸也是在每年的年检合格的情况下发生的事故。

传统的监测方法存在不足，那么如何对瓷套终端进行有效、实时的带电监测？我们在对东渡变东禾Ⅱ回174 C相开关侧电缆头绝缘击穿爆炸事故分析中发现其故障的部位是在终端应力锥的上端部位，而且是由于长期放电造成的事故，若能在此之前监测到终端内部存在放电现象就能发现问题，而放电就必然存在温度的差别，因而转变了监测的观念，把监测的重点转变到终端的温度监测项目上来，探讨采用红外热像仪对终端进行带电的监测。

3 红外测温的应用

红外测温在电力系统的其他专业监测中起步较早，2000年我局就颁布《厦门*红外监测和诊断工作管理规定（暂行）》对红外工作进行相关的规范管理，测试的对象主要是有电流、电压致热的设备，但多年来对于电缆设备的监测，往往只注重接点温度的监视，而没有对整个电缆终端进行测试。

对电缆终端的监测的尝试工作我们从2003年才开始，采用的是FLIR525型的红外热像仪，2003年共进行四次的测试，两次共发现三相电缆终端存在重大的缺陷均进行处理，避免重大事故的发生。

3.1   174东禾II回架空侧电缆头A相电缆终端缺陷

2003年1月21日对220kV东渡变东禾II回＃174东禾II回电缆头A相（架空处）进行红外测温，热图像见图1
发现问题后，我们马上组织有关技术人员对测试的结果进行分析，认为电缆终端内部一定存在缺陷，应停电进行处理。

2003年1月28日，我们对该线路进行停电处理缺陷，在拆除电缆引线后，*行绝缘电阻试验，三相绝缘电阻均为200000兆欧（5000V电动摇表），没有发现异常现象。打开电缆终端头上端盖后未发现明显缺陷，从底部漏出填充油，发现填充油有少量水分。调开瓷套管后发现应力锥上端部缠绕的绝缘带端头脱落，并有放电现象，应力锥沿面有一条异常痕迹。

更换终端头的应力锥及填充油并恢复电缆的瓷套终端后进行测试，三相绝缘电阻基本平衡，带上负荷后再次使用红外热像仪进行红外测温，发现原温度异常处温度恢复正常，与同相的其他部位及另外两相基本平衡，说明缺陷已得到处理。

3.2  莲坂变104半莲线线路侧A、C相户外电缆终端头缺陷

2003年7月11日，用红外热像仪对110kV电缆终端头进行红外测温，发现莲坂变104半莲线线路侧A、C相户外电缆终端头内部温度偏高，热图像见图1，显示的温度见附表。2003年7月15日再次重点对其进行监视测量，发现其内部高温区有进一步扩大的迹象。

根据红外热像图，我们发现温度偏高的部位均为应力锥的上端位，此处是电场集中的地方，此处的温度比同相终端的其他部位及相邻的B相高6℃－8℃，而且第2次测量发现有明显的扩大迹象，根据2003年月份东渡变测试及处理的经验，我们判断该处一定缺陷，于是当天晚上停电并于7月16日进行缺陷处理。

处理时将温度偏高的户外电缆终端头A、C相电缆油放掉，吊起终端瓷套进行内部检查，发现终端内的尼龙匝带严重老化并已断裂，外层的保护PVC带脱落，电缆终端有下滑的现象，但下滑距离不大。处理时我们更换应力锥上端的已变质的保护带及老化断裂的尼龙匝带后，清洗瓷套终端及电缆终端绝缘表面，更换新油后恢复电缆终端。处理完带上负荷重新对该终端进行重点的监测，其温度没有异常，经过此后的三次测试都没有发现异常。

对存在的缺陷原因进行分析，我们认为由于应力锥上端的绑扎带的老化脱落致使PVC带脱落松开漂流在电缆终端油中，上端的绝缘自粘带与绝缘油直接接触，发生变质；另外由于早期的电缆终端抱箍为木质材料，经过多年（10a）的运行后已使电缆松动，多种原因致使应力锥部分的外形结构发生变化造成该处的电场集中而产生放电致使该处的温度升高。

4 结束语

经过多次采用红外热像仪对电缆终端进行监测，发现其是有效的，能够发现电缆终端内部的缺陷，而且能够实现带电的监测，可在电缆运行管理中推广，目前我局已将该项工作列入维护规程，规定每个季度对所有高压电缆终端测温一次，监测过程采用同一回路三相终端相同部位之间进行温度比较，从中发现缺陷。另外在多次的缺陷处理过程中也发现90年代前投运的电缆终端已运行十几年，应重点加强监视，包括对电缆终端固定装置的检查，是否存在抱箍松动而引起线芯下滑的现象。