基于表面温度场的电缆老化红外诊断研究

韩忠辉，杨宝东，杨博盛

(解放军91404部队，秦皇岛 066001)

基于表面温度场的电缆老化红外诊断研究

韩忠辉，杨宝东，杨博盛

(解放军91404部队，秦皇岛 066001)

摘要：利用软件Ansys9.0计算电缆发生整体和局部老化后线芯和外表面的温度分布，并通过实验对所建立的三维模型进行了检验。通过计算发现电缆整体老化后外表面温度场基本没有变化，电缆发生局部老化后，外表面温度最高的位置出现在老化段两端，线芯温度的最高位置出现在老化段的中间位置，而且外表面和线芯不同位置最大温度差随老化程度的加剧而逐渐增大。研究结果表明通过监测电缆外表面温度分布的变化，完全可以实现对电缆局部老化故障的红外检测。

关键词：电缆；老化；红外诊断

0引言

电力电缆在正常的使用环境下一般不容易损坏，使用寿命很长，但在舰船上由于舱室内高温、高湿环境和剧烈机械振动等原因的存在，电缆容易出现腐蚀、老化开裂等故障，并由此引发各种事故。目前还没有有效的电缆老化故障的在线诊断方法，因此研究一种非接触的通过表面温度场变化对电缆老化故障进行诊断的方法显得尤为必要。

文献[1]提出了一种基于电缆表面温度场的对电缆线芯温度进行在线诊断的方法，文献[2]提出通过红外热像仪测量表面温度分布在线检测与诊断输电线和电缆破损程度的方法，文献[3]在试验的基础上，给出了船用电缆绝缘材料热老化寿命与老化时间的关系，但是对于整体及局部老化以后电缆表面及线芯的温度分布规律的研究还很少。

本文将对电缆发生老化后的三维温度场进行分析计算，为电缆老化故障的红外检测和诊断提供帮助。

1数学模型的建立

1.1　建立数学模型的基本假设

(1) 稳态假设：电缆表面与周围空气和环境进行对流和辐射换热，经过足够长的时间，发热与散热达到热平衡；

(2) 常物性假设：导热系数等参数不随温度和时间变化；

(3) 忽略绝缘层介质损耗和护套损耗[4]；

(4) 由于电缆绝缘层之间、绝缘层与外护层之间接触紧密，所以可忽略接触热阻、绝缘层与外护层都是天然橡胶与丁苯橡胶的合成物，两者在计算过程中看成一个整体。

1.2　边界条件的确定

1.2.1电缆外表面换热系数的确定

敷设在空气中的电缆对流换热和辐射换热同时存在，此时电缆表面的总换热量Qt近似地等于辐射换热量Qr和对流换热量Qc之和[5]，即:

(1)

由牛顿冷却公式，对流换热量Qc为：

(2)

辐射换热量Qr为：

(3)

式中：αc和A1分别为对流换热系数和固体换热表面的面积；Tw和Tf分别为固体表面和周围空气的温度；αr为辐射换热系数。

1.2.2内热源的处理

电流发热功率折算成生热率，作为源项施加在线芯处，计算方法如下：

(4)

(5)

(6)

(7)

式中：R0为20℃时导体线芯的直流电阻，单位为Ω；A为线芯截面积，单位为m2；ρ为导体线芯的电阻率，单位为Ω·m；R′为导体工作温度电阻，单位为Ω；α20为20℃时材料温度系数；θ为导体工作温度，单位为℃；I为通过一芯导体的电流，单位为A；Q为电流发热功率，单位为W；qv为生热率，单位为W/m3；V为单位长度缆芯的体积，单位为m3。

2数值计算和分析方法

采用有限元分析软件ANSYS9.0进行计算和分析。本文建模取电缆长度为0.8m，假设中间0.1m长度的电缆已经老化，电缆中间和两端设为绝热边界条件。本文划分网格使用ANSYS9.0有限单元库中的SOLID70单元，该单元具有计算三维导热的能力，为八节点六面体单元。为了使计算结果更加准确，对距离中心0.1m范围内的网格进行了细化，共生成单元总数为269 800个。划分网格后的结果如图1所示，图2为假设中间0.1m长度电缆老化后，电缆表面温度分布云图。由于温度分布具有对称性，图3~图8均取建模电缆长度的一半(即从0~0.4m)进行分析。

图1　网格模型

图2　温度分布云图

3理论计算与分析

3.1　电缆整体老化后的温度场

本文选用YZ型3×2.5通用橡套软电缆进行计算。从图3(I=8 A)可以看出，电缆整体老化后，随着导热系数的降低，电缆外表面温度基本保持不变，但线芯温度在导热系数λ降低到0.04以下时开始急剧上升，此时用红外热像仪从外表面检测不到温度的变化。从图4(λ=0.163 W/(m·℃))可以看出：随着电流增大，电缆线芯温度和外表面温度均上升得很快，电流达到20 A时，线芯温度已经上升到61℃左右，此时与线芯接触的绝缘层温度已经很高。如果电缆长时间在此状态下运行，极易造成绝缘层老化失效，引发相间短路等故障；所以在实际使用时，一定要让电缆工作在额定负荷下，绝不允许电缆长时间超负荷运行。

图3　导热系数变化对电缆温度场的影响

图4　电流变化对电缆温度场的影响

3.2　电缆局部老化后的温度场

假设通过电流为11 A，电缆局部老化后，橡胶的导热系数从0.163 W/(m·℃)下降到0.1 W/(m·℃)。图5为局部老化以后电缆线芯的温度变化曲线，从图中可以看出：电缆线芯的温度在老化的中间位置最高，达到37.234℃；电缆线芯温度从老化中间位置向两边逐渐降低，到距离中间0.27 m的位置下降到最低，为36.192℃；以后线芯温度保持恒定，最高温与最低温相差1.042℃，而且这一温差随着老化程度的加剧而变大；当局部老化加剧到λ=0.02 W/(m·℃)时，温差为6.821℃。图6为局部老化以后电缆外表面温度变化曲线，从图中可以看出：表面温度的最高点出现在老化位置的两端，这是因为局部老化后导热系数降低，线芯产生的热量径向传递受阻，只能沿轴向从老化段的2端传递出来；电缆外表面温度从老化中间位置33.245℃向2端的变化趋势是先降低，到距中间位置0.04 m时下降到最低，为33.116℃，然后再升高，直升到最高点33.986℃，然后再逐渐降低，直到距离中间位置0.27 m后保持平稳；外表面最高温度为33.986℃，最低温度为33.116℃，相差0.87℃；而且外表面最高温度与最低温度的差值也随着老化程度的加剧而变大，当λ下降到0.02 W/(m·℃)时，温差为5.618℃。

图5　老化后线芯温度变化曲线

图6　老化后外表面温度变化曲线

3.3　电流和导热系数变化对局部老化电缆温度场的影响

对电流I=8 A，10 A，12 A，14 A，16 A，18 A，20 A(λ=0.163 W/(m·℃))和局部老化后导热系数下降到λ=0.02，0.04，0.06，0.08，0.10，0.12，0.14 W/(m·℃)(I=11 A)的情况进行计算，设环境温度保持27.2 ℃，计算结果如图7和图8所示。

图7　导热系数变化对电缆温度场的影响

图8　电流变化对电缆温度场的影响

从图7可以看出：随着电缆局部老化程度的加剧，电缆线芯的最高温度逐渐升高，但是线芯的最低温度基本保持不变；外表面最高温度随老化程度的加剧逐渐升高，同时外表面最低温度随老化程度的加剧逐渐降低，这说明随着老化程度的加剧，外表面不同部位的温差越来越大，当λ下降到0.02时温差已经达到5.5℃左右。

从图8可以看出：随着电流增大，局部老化电缆线芯的最高温度和最低温度都升高，外表面温度最高值和最低值也逐渐变大，同时表面温度差也加大。

4实验验证

(1) 实验仪器：YZ 3×2.5型通用橡套软电缆，HY-2001G红外热像仪，数字式钳型电流表，2级水银温度计，加热器、水箱等电缆加载装置。

(2) 实验方法:通电以后，每隔一定的时间间隔拍摄横向敷设(与地面平行)和纵向敷设(与地面垂直)以及与地接触(平放在地面上)电缆的表面温度，待温度稳定后用电流表测量每一根缆芯的电流。

(3) 根据热像仪所测得的电缆表面的稳定温度，换算出电缆表面总的换热系数。内部电流发热可看作内热源，换算成生热率，进而用ANSYS求解，环境温度为27.2℃。加热过程中，不同敷设方式的电缆外表面温度随时间变化的曲线如图9所示。实测的电缆表面温度为32.8℃，而计算所得的外表面温度为33.6℃，误差不超过5%，证明所建立的电缆传热模型是合理的。

图9　电缆外表面温度随时间变化曲线

5结束语

本文建立了电缆传热的有限元模型，采用YZ 3×2.5型通用橡套软电缆进行了实验验证，所计算的电缆表面温度与实测的温度相比，误差不超过5%，可满足工程要求。

电缆局部老化以后，线芯温度最高值出现在老化段的中间位置，向两边逐渐降低，到距离中间位置一定距离后保持恒定。外表面温度最高位置不在老化段出现，而在靠近老化段两端的位置，而且随老化程度的加剧老化段外表面附近的温差逐渐增大。

随着老化程度的加剧和电流的增加，老化段外表面附近的温差逐渐变大。

电缆整体老化后外表面温度几乎没有变化，但局部老化后电缆表面温度场变化明显，完全可以通过红外热像仪监测电缆外表面温度变化来实现对电缆局部老化的检测。

参考文献

[1]赵建华,袁宏永.基于表面温度场的电缆线芯温度在线诊断研究[J].中国电机工程学报,1999,19(11):52- 54.

[2]范春利,孙丰瑞,杨立，等.电线电缆破损的定量热像检测与诊断方法研究[J].中国电机工程学报,2005,25(18):162-166.

[3]王铁军,单潮龙.舰船电缆绝缘材料热老化寿命的差式扫描量热法研究[J].海军工程大学学报,2000(6):53- 55.

[4]郑肇骥,王焜明.高压电缆线路[M].北京:水利电力出版社,1983.

[5]俞佐平,陆煜.传热学[M].北京:高等教育出版社,1995.

Research into Infrared Diagnose of Cable Aging Based on

Surface Temperature Field

HAN Zhong-hui,YANG Bao-dong,YANG Bo-sheng

(Unit 91404 of PLA,Qinhuangdao 066001,China)

Abstract:This paper uses Ansys9.0 to calculate the temperature distribution of cable core and surface after entire and part aging of the cable occur,and verifies the established three-dimensional model through an experiment.Through calculation,the surface temperature field changes little after entire cable aging;but after part aging,the highest temperature position is on the both ends of the aging part,while the highest temperature position of core is in the middle of the aging part.It is also found out that the maximum temperature difference between different parts of the surface and core become larger and larger along with aging degree.The research result shows that the infrared diagnose of cable part aging can be performed through monitoring the temperature distribution change of cable surface.

Key words:cable;aging;infrared diagnose

收稿日期:2014-08-11

DOI:10.16426/j.cnki.jcdzdk.2015.03.032

中图分类号：TN215

文献标识码：B

文章编号：CN32-1413(2015)03-0117-04