基于紅外熱成像的電纜終端漏油缺陷檢測(cè)機(jī)理分析

馬超，李寧，李新平，黃銀陽(yáng)，彭譯萱，歐陽(yáng)本凱

(1. 國(guó)網(wǎng)重慶市電力公司長(zhǎng)壽供電分公司，重慶401220；2. 渝港電力服務(wù)(重慶)有限公司，重慶400015)

0 引言

戶外電纜終端因其良好的電氣性能、熱穩(wěn)定性能和耐候性能而被廣泛應(yīng)用于各種電壓等級(jí)的電纜線路中[1 - 3]。為保證電纜終端整體良好的密封性能、絕緣性能，傳統(tǒng)的戶外終端通常采取在終端套管與應(yīng)力錐之間填充硅油等絕緣油的方式。然而，因安裝工藝不良、瓷套劣化、密封圈劣化等原因，電纜終端漏油的事件時(shí)有發(fā)生[4 - 7]。終端內(nèi)油量的減少將導(dǎo)致電場(chǎng)分布的改變，造成電纜內(nèi)絕緣爬距的變化，最終可能導(dǎo)致電纜終端擊穿，嚴(yán)重情況下會(huì)引起終端爆炸，危及設(shè)備周邊人員的安全。

目前，電纜終端漏油程度的確定主要采取停電后用尺子直接測(cè)量的方式，不利于電纜線路供電可靠性的提高。而在線液位測(cè)量方法根據(jù)測(cè)量原理及應(yīng)用場(chǎng)合的不同主要分為壓力式、超聲波式、雷達(dá)式、紅外成像等方法，其中紅外成像測(cè)量技術(shù)因具備非接觸、無(wú)損、快速、實(shí)時(shí)等優(yōu)點(diǎn)，已廣泛應(yīng)用于石化、電力等領(lǐng)域[8 - 11]。文獻(xiàn)[11]建立了儲(chǔ)油罐的傳熱模型，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算提出了定量識(shí)別儲(chǔ)罐液位的傳熱反問(wèn)題方法，利用紅外熱像儀檢測(cè)溫度反演估計(jì)儲(chǔ)罐液位，誤差可控制在2%以內(nèi)；文獻(xiàn)[12]提出了一種基于紅外圖像的變壓器油位自動(dòng)檢測(cè)方法，通過(guò)圖像邊緣檢測(cè)、橢圓擬合、設(shè)置測(cè)溫線等步驟實(shí)現(xiàn)了油位的快速、準(zhǔn)確定位。

目前標(biāo)準(zhǔn)DL/T 664—2016雖提到充油套管的液位可通過(guò)紅外成像儀進(jìn)行檢測(cè)[13]，但針對(duì)電纜終端漏油缺陷的紅外檢測(cè)原理、分析方法缺乏詳細(xì)的研究。本文基于漏油電纜終端的傳熱機(jī)理，通過(guò)仿真及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)驗(yàn)證了將紅外熱成像技術(shù)應(yīng)用于電纜終端漏油檢測(cè)的可行性。

1 理論分析

1.1 漏油終端傳熱機(jī)理分析

典型電纜終端結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示，主要由套管、硅油、應(yīng)力錐、支柱絕緣子、尾管、底板等部分組成。

圖1 電纜終端典型結(jié)構(gòu)Fig.1 Typical structure of cable terminal

當(dāng)電纜終端發(fā)生漏油缺陷時(shí)，其硅油液位將低于正常相，從而在漏油相終端內(nèi)部形成明顯的分層現(xiàn)象，液面以上為空氣層，液面以下為硅油層，電纜終端的局部結(jié)構(gòu)示意圖如圖2所示。因空氣和硅油為兩種不同的傳熱介質(zhì)，分層現(xiàn)象的產(chǎn)生將導(dǎo)致電纜終端局部區(qū)域的傳熱機(jī)理發(fā)生明顯變化。

圖2 電纜終端局部結(jié)構(gòu)Fig.2 Partial structure of cable terminal

一般而言，導(dǎo)體的焦耳熱是電纜終端的主要熱源[14 - 15]，根據(jù)傳熱學(xué)的基本原理及漏油終端的對(duì)稱特征，可將終端看作具有內(nèi)源熱的3層穩(wěn)態(tài)圓柱體傳熱模型[16]，由內(nèi)到外依次為電纜本體、中間層(空氣或硅油)和套管。根據(jù)電纜終端結(jié)構(gòu)，其漏油區(qū)段的散熱方向主要有3個(gè)。

方向1：電纜本體→空氣層→套管→外部；

方向2：電纜本體→硅油層→套管→外部；

方向3：空氣層→密封件→外部。

溫度節(jié)點(diǎn)1、節(jié)點(diǎn)2、節(jié)點(diǎn)3和4分別對(duì)應(yīng)液面上層套管內(nèi)壁、液面下層套管內(nèi)壁、液面上層套管外壁和液面下層的套管外壁。

為便于分析，本文對(duì)電纜終端傳熱模型做了合理簡(jiǎn)化，取液面上下層相同高度進(jìn)行分析，結(jié)合電纜終端各部件間的結(jié)構(gòu)關(guān)系，其熱阻網(wǎng)絡(luò)圖如圖3所示。

圖3 電纜終端熱阻網(wǎng)絡(luò)圖Fig.3 Thermal resistance network of cable terminal

根據(jù)熱阻的計(jì)算法則，方向1的綜合熱阻R1和方向2的綜合熱阻R2分別為：

R1=RA+RG

(1)

R2=RY+RG

(2)

式中：RA、RY、RG分別為空氣層、硅油層和套管單位面積的等效熱阻。

單位面積傳導(dǎo)熱阻和對(duì)流熱阻如下[16]。

R=δ/λ

(3)

R=1/k

(4)

式中：λ為導(dǎo)熱系數(shù);δ為電纜本體表面與套管內(nèi)壁的間隙;k為對(duì)流換熱系數(shù)。

對(duì)流換熱系數(shù)的大小與流體的對(duì)流狀態(tài)有關(guān)，主要通過(guò)格拉曉夫數(shù)Gr判斷其處于層流或湍流狀態(tài)，其計(jì)算公式為：

Gr=gl3α(t1-t2)/υ2

(5)

式中：g為重力加速度，取9.8 m/s2；l為分析區(qū)間的特征長(zhǎng)度，m；t1、t2分別為電纜表面溫度和套管內(nèi)壁溫度，℃；α為流體的體脹系數(shù)，K-1；υ為運(yùn)動(dòng)黏度，m2/s。

根據(jù)式(5)和文獻(xiàn)[16]，特征長(zhǎng)度l是影響Gr值的關(guān)鍵參數(shù),本文取0.1～0.5 m，表征不同的漏油情況。t1、t2分別取55 ℃和25 ℃，對(duì)應(yīng)的α分別取1/328 K-1和1/298 K-1，得到Gr值在3.67×106～ 2.34×108之間，硅油的運(yùn)動(dòng)黏度一般在10-2m2/s以上[17]，計(jì)算得到硅油層的Gr值在93.6～ 1.17×104之間，判斷空氣層和硅油層的對(duì)流傳熱主要以層流為主，對(duì)應(yīng)的努塞爾數(shù)Nu計(jì)算公式為：

Nu=0.48(GrPr)1/3

(6)

式中Pr為普朗特?cái)?shù)，無(wú)量綱。

對(duì)流換熱系數(shù)k的計(jì)算公式為：

k=Nuλ/δ

(7)

因空氣層與硅油層均存在對(duì)流傳熱和傳導(dǎo)傳熱2種方式，同一方向上單位面積的熱流密度為：

q=q對(duì)流+q傳導(dǎo)

(8)

q傳導(dǎo)=λ/δ(t1-t2)

(9)

q對(duì)流=k(t1-t2)

(10)

由式(8)—(10)，空氣層或硅油層單位面積的等效熱阻為：

R=1/(λ/δ+k)

(11)

結(jié)合式(5)—(7)進(jìn)一步得到空氣層與硅油層的等效熱阻比為：

(12)

式中下標(biāo)1和2分別對(duì)應(yīng)空氣層和硅油層。

空氣和硅油的導(dǎo)熱系數(shù)分別取0.023和0.16 W/(m·K)；Pr分別取0.7和50；υ分別取1.6×10-6和10-2m2/s。計(jì)算得到RA/RY在1.5～1.7之間，說(shuō)明空氣層單位面積的等效熱阻RA大于硅油層RY，得到方向1的綜合熱阻R1大于方向2的綜合熱阻R2，即方向2的散熱效率優(yōu)于方向1，進(jìn)而導(dǎo)致終端液面上層區(qū)域的套管表面溫度小于下層區(qū)域的套管表面溫度。

1.2 紅外成像檢測(cè)原理

紅外成像儀主要是通過(guò)光電探測(cè)器捕捉物體輻射或反射的紅外線從而獲取設(shè)備表面的溫度信息，其基本工作原理如圖4所示。當(dāng)電纜終端因漏油而出現(xiàn)液位下降時(shí)，液面上層區(qū)域的套管表面溫度將小于下層區(qū)域的套管表面溫度，而終端與紅外成像儀之間的熱傳遞方式主要為熱輻射和對(duì)流換熱，在相同的環(huán)境條件下，其傳熱系數(shù)一致，然而由于不同區(qū)域的溫度差異性，在相等的計(jì)量時(shí)間內(nèi)和相同的運(yùn)行條件下，方向2發(fā)射出的紅外線數(shù)量將大于方向1，即光電探測(cè)器捕捉到的紅外線大多數(shù)來(lái)自硅油層區(qū)域，因此通過(guò)紅外成像儀可看出漏油終端液位的相對(duì)位置。

圖4 漏油終端紅外檢測(cè)示意圖Fig.4 Schematic diagram of infrared detection of terminal with leakage fault

2 仿真分析

2.1 漏油電纜終端仿真模型

為驗(yàn)證上述分析結(jié)果的可靠性，本文以110 kV充油復(fù)合套電纜終端為例，利用有限元分析方法建立了其穩(wěn)態(tài)熱場(chǎng)的仿真模型，如圖5所示。終端套管高度為1.6 m，導(dǎo)體電流設(shè)為1 000 A，終端徑向尺寸和主要材料導(dǎo)熱系數(shù)如表1所示[18]。

圖5 電纜終端仿真模型Fig.5 Simulation model of cable terminal

表1 電纜終端仿真參數(shù)Tab.1 Simulation parameters of cable terminal

為簡(jiǎn)化分析，假設(shè)條件如下：

1)戶外終端表面任意一點(diǎn)的傳熱狀態(tài)相同，對(duì)流換熱系數(shù)相同；

2)戶外終端處于自然開放的大空間中。

電纜終端套管的下表面設(shè)為0 m，液位線位于1.4 m處，電纜終端所處環(huán)境溫度為25 ℃，終端表面的對(duì)流換熱系數(shù)取8 W/(m2·K)，仿真得到電纜終端的整體溫度分布如圖6所示。因紅外成像儀主要測(cè)量電纜終端表面輻射產(chǎn)生的紅外線，取電纜終端傘裙的外邊沿包絡(luò)線所形成的切平面為研究區(qū)域，在圖6中用虛線標(biāo)出。為便于對(duì)比分析，取電纜終端第一片傘裙(從上往下數(shù))的上邊沿與液位線的距離為分析區(qū)間長(zhǎng)度Δh，本文中終端液位線上下層區(qū)域的Δh取相同值。

圖6 電纜終端整體溫度分布Fig.6 Overall temperature distribution of cable terminal

2.2 電纜終端表面溫度分布

以電纜終端高度的相對(duì)位置為X軸，以終端表面溫度值為Y軸，得到圖7所示的溫度-位置曲線。由圖可知，終端表面溫度隨著位置的變化呈現(xiàn)逐漸減小的趨勢(shì)。分析區(qū)間為0.1 m，統(tǒng)計(jì)計(jì)算了不同區(qū)域的終端表面平均溫度，同時(shí)計(jì)算其溫差值(溫差值取硅油層溫度與空氣層溫度的差)，結(jié)果如表2所示，可知空氣層對(duì)應(yīng)的終端表面平均溫度比硅油層低0.9 ℃，與理論分析結(jié)果一致。

圖7 終端表面不同位置的溫度分布Fig.7 Temperature distribution of different areas on the terminal

表2 仿真分析計(jì)算結(jié)果Tab.2 Simulation calculation results ℃

2.3 終端液位與表面溫度分布的關(guān)系

圖8給出了不同硅油液位下的終端表面溫度分布。隨著硅油液位的下降，終端的空氣層溫度分布范圍逐漸擴(kuò)大；而根據(jù)溫度曲線的局部放大圖可知，硅油層對(duì)應(yīng)的終端表面溫度隨著液位的下降反而逐漸上升，說(shuō)明終端的漏油程度直接影響其整體的散熱效率，漏油程度越嚴(yán)重，散熱效果越差。同時(shí)，我們分析了不同液位下液位上下層區(qū)域?qū)?yīng)的終端表面溫度差的變化趨勢(shì)，分析區(qū)間Δh分別取0.1、0.2、0.3、0.4 m，計(jì)算結(jié)果如圖9所示。隨著終端液位高度的下降，液位上下層區(qū)域?qū)?yīng)的終端表面溫度差逐漸擴(kuò)大，當(dāng)液位高度下降到1.1 m時(shí)，最大溫度差達(dá)到了2 ℃左右。

圖8 終端液位與溫度分布的關(guān)系Fig.8 Relationship between liquid level and temperature distribution

圖9 終端液位高度與溫度差的關(guān)系Fig.9 Relationship between liquid level and temperature difference

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)

3.1 漏油終端檢測(cè)情況

2019年8月21日，在對(duì)某110 kV電纜開展巡視的過(guò)程中發(fā)現(xiàn)其B相終端存在明顯漏油現(xiàn)象。為確定該終端漏油程度，采用紅外成像儀對(duì)缺陷終端進(jìn)行檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)B相終端表面可見明顯的溫度分界線，且分界線與套管上部第一片傘裙的距離接近5個(gè)傘裙的間距，如圖10所示。

圖10 電纜終端紅外成像檢測(cè)結(jié)果Fig.10 Result of infrared thermography of cable terminal

為定量分析電纜終端的表面溫度分布，采用FTIR Tools軟件對(duì)三相終端紅外圖譜進(jìn)行處理。以B相終端的溫度分界線為分析界面，三相終端不同區(qū)域的表面平均溫度計(jì)算結(jié)果如表3所示。

表3 電纜終端紅外測(cè)溫計(jì)算結(jié)果Tab.3 Calculation results of infrared thermography of cable terminal

由圖10和表3可知，正常相(A相、C相)終端液位上下層對(duì)應(yīng)的終端表面平均溫度無(wú)明顯溫度差，而漏油相B相終端的下層溫度比上層高0.8 ℃，與仿真及理論分析結(jié)果一致。

3.2 終端解剖驗(yàn)證

現(xiàn)場(chǎng)拆除B相漏油終端均壓罩、壓力板等頂部密封部件，發(fā)現(xiàn)硅油液位線距離套管上端面為340 mm左右，基本覆蓋5個(gè)傘裙的長(zhǎng)度，與紅外測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)吻合，說(shuō)明紅外熱成像技術(shù)是一種可用于電纜終端漏油程度判定的有效檢測(cè)手段。

4 結(jié)語(yǔ)

本文基于傳熱學(xué)的基本原理，通過(guò)理論推導(dǎo)和有限元熱場(chǎng)仿真分析了漏油終端表面溫差的形成機(jī)理，并通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)論證了將紅外熱成像技術(shù)應(yīng)用于電纜終端漏油缺陷檢測(cè)的可行性。

分析計(jì)算結(jié)果表明：當(dāng)終端發(fā)生漏油缺陷時(shí)，將導(dǎo)致終端內(nèi)部形成明顯的分層現(xiàn)象，分別為空氣層和硅油層，因空氣層的等效熱阻大于硅油層的等效熱阻，從而導(dǎo)致空氣層對(duì)應(yīng)的電纜終端表面平均溫度低于硅油層，即在終端液位的上下層形成溫差，且溫差值隨著液位高度的下降逐漸增大。