引言
随着电网改造的实施，尤其是城网改造和建设的不断深入．电力电缆的使用量大幅度增加．城市中心地区的地下电缆化率不断提高，这导致电力电缆的运行管理、监测维护工作变得越来越重要。而T作量也显著增加。运行温度是电缆的一个重要参数。当电缆在额定负荷下运行时，线芯温度达到允许值。电缆一旦过负荷，线芯温度将急剧上升，加速绝缘老化，甚至发生热击穿。例如，研究发现，当交联聚乙烯(XLPE)电缆的工作温度超过允许值的8％时，其寿命将减半；如果超过15％，电缆寿命将只剩下1／4t”。所以，必须对电缆的运行温度进行控制，这就要求电力运行部门对电缆的实际负荷进行合理调度。在电力电缆的选型和敷设阶段，由于不可能对实际运行环境进行全面的考虑，通常都是根据标准环境温度进行的，这样将导致电缆在环境温度高时运行于过热状态，减少运行寿命。实际工作时为了避免出现这种情况．通过适当保留负载能力的方法来解决，但这却使得电缆的使用不经济。因此，如果能够根据实际运行状态和运行环境，实时地对电缆的负荷进行调度和调整，不仅能够保证电缆的运行安全．使其带负荷能力得到充分发挥，而且在有些情况下还可以解决电力调度中紧急状况下的电力供应问题。
因此．无论从电力电缆自身安全运行角度，还是从电力系统调度需要的角度出发，都要求对电力电缆的负荷能力进行实时监测。这通过对电缆温度的在线监测来完成。
1相关硬件配置
1．1温度传感器或热电偶
传统的温度监测系统是将温度传感器(如光纤布拉格光栅)或热电偶置于线路中易发生故障的地方．如电缆终端和中间接头，或电缆的局部热区，来监测这些部位的温度。这种方法投资小，操作简单，但精度较差。并且只能获得线路的局部温度旧】。
1．2红外热缘仪
近年来，有学者提I叶J了利用红外热像仪拍摄电缆表面的热图像．从而对电缆表面温度进行测量的方法，对线芯温度进行反演计算，实现对电缆线j漆温度非接触式、实时可见的在线诊断。这种方法虽然突破了传统的接触式检测技术的局限性，但对于很长的电缆线路，尤其是复杂的地下敷设情况，并不适用。
1．3感温光纤
如果将感温光纤沿电缆线路敷设(如图1所示)，或将其绑扎在电缆外护套上，则可以监测整个线路的温度情况．从而获得整条电缆线路的温度信息。这种方法容易实现长距离大范同多点的温度测量，且测温精度高，安装使用也较为方便。但由于光纤测量的是电缆表面温度．需要在建立电缆表面温度与线芯温度对应关系的基础上，才能获得线芯温度。受环境因素影响，实时性较差，推算出来的线芯温度存在一定误差M。
1．4光纤传感器
目前，厂家在生产高压／超高压电缆产品时，已将感温光纤直接安放在电缆内部，对电缆各层温度进行全线监测(见图2)。一方面，这比传统方式，即在敷设电缆的同时敷设一根感温光纤要经济得多；另一方面。由于光纤放置在电缆绝缘表面，能直接测量电缆绝缘温度，不受环境影响，实时性好，且测量精度也大大提高。
2软件配置
在测得电缆的外护套表面温度或绝缘表面温度后．一项重要的工作就是要建立护套表面温度或绝缘表面温度与电缆线芯温度或载流量之间的对应关系，从而可以根据测得的温度值推算电缆线芯温度，评估实际负荷情况，了解负载裕度。并进一步对负荷进行合理调度。这涉及到电力电缆的热路和热场问题。这方面的研究已经开展了相当长一段时间．较为简单的是利用集中参数热路模型，将电缆线路简化为对应的集中参数热路后，进行计算。这种方法相对简单，计算量小，应用较为广泛，但计算误差可能稍大。通常认为，利用热场进行的数值计算能获得较为精确的结果，即利用有限元或有限差分方法，对电缆本体及周围敷设空间进行划分．并根据不同部位具有的热特性、所满足的热状态方程及边界条件，进行求解计算。例如，利用极坐标和直角坐标组合的方式，对电缆及周围环境分别划分的网格，如图3所示。
图中区域1和2为电缆控制区，而区域3为周同环境区域。这种方法目前研究较多，但运算相对复杂，且仍未有公认的有效算法。
目前，电缆厂家在生产高压／超高压电力电缆时．不仅将感温光纤直接放置于电缆内部，还提供与之配套的电缆温度监测装置以及光纤测量温度与线芯温度之间的对应转换关系．这样，采集信息传入计算机后，可实时监测光纤测量的电缆绝缘表面温度以及线芯温度。这种配套软件据称在国外已有销售，但在国内还未见有应用的实例。 [p]
3国外应用实例
与我国相比．国外发达国家的电缆平均故障率较低。其中一个重要的原因就是国外较早开展了对电缆系统有效的在线监测工作。而温度在线监测是其中很重要的一个方面。下面，对国外近年的一些应用情况进行简要介绍。2004年，在维也纳城市的北部区域建造了一条5．2km长400kV电缆线和一条9．1km长400kV的架空线连接。在该电缆线路中，采用了实时热状态监测系统，具有地下高压电缆及其配件热力学性能连续监测的能力，它使运行人员能够利用实时条件而不是使用传统的估算来获得电缆的运行等级16l。它的实时热状态监测系统包括两个主要部分：第一个部分是远程数据获取系统DAS(DataAcquisitionSystem)，它通过合适的传感器收集电缆物理变量的所有信息(电缆及感温光纤的敷设情况如图1所示)。其它部分本质上是从传感器接收所有数据的计算机，通过合适的软件计算来评估电缆的实时性能——暂态情况和稳态情况。软件能够监测电流条件和系统运行情况，预报过载容量，或者监测电缆周围的可能环境变化。从而预报可能的紧急情况，使系统最优化
运行或进行预防测量。另一个例子是2004年丹麦电网充电运行的两回路三相400kV挤出绝缘电缆。电缆的敷设如图4所示。为了验证预先的计算，沿每条回路的中间相电缆包绕了一根管道．而在管道中放置一根塑料光缆。2005年，分布式温度监测装置得以安装，以监测电缆全线并发现热点。分布式温度监测系统直接向控制中心的监视控制与数据采集SCADA(supen，isoryControlAndDataAcquisition)系统发送警报。共有两个报警级别．一是当光缆温度超过50℃时提出警告：二是当导体温度接近90℃(光缆温度大约为70℃)时报警。
以下介绍的事例将直接监测电缆线芯温度。连接不列颠哥伦比亚省大陆部分与温哥华岛的
两回i相525kV交流海底电缆系统是在1984年敷设的分为两段，分别穿越Malaspina和Georgia海峡，由2条自容式充油电缆组成。穿越海峡部分的电缆直接放置在海底；靠近海岸线、水深不足20m的地方，电缆埋设在约1m深的电缆沟中：在陆地部分，每根电缆单独敷设在1．5。2m深的水泥槽中，旁边敷设两根直径为100mm的聚乙烯管道．构成强迫
循环系统．以冷却电缆。槽中充填高热导率的混合水泥，并以水泥板覆盖，如图5所示。
1995年，相关人士递交了一份报告，提出应用分布式光纤温度测量系统来确定现有地下传输电缆的热瓶颈．其潜在的功能还包括增加高压电缆的传输容量．以及避免可能造成不良后果的过负荷。就此，相关单位专门向电缆供应商咨询了在海缆的导体充油管道中插入内置光纤的不锈钢管的可行性，经过多方验证，得到了肯定答复。因此，在2003～2004年问．光缆(由两根末端开口的多模光纤置于直径为1．8mlTl的不锈钢管中构成)被放入。图6给出了分布式温度检测DTS(DistributedTemperatureSensing分布式温度监测)系统以及电缆和光纤在电站的连接情况照片。
系统可以对导体温度进行实时监测，实现电缆系统在最优模式下运行；研究海缆在陆地部分
热特性，从而更精确地确定电缆系统的热等级；在此基础上．探索强迫冷却系统的有效性，并对现有系统进行优化。
4结论
通过对国内外在电力电缆温度及载流量在线监测方面研究进展的介绍及分析，以及国外应用实例的分析，得出以下结论：
(1)对电力电缆．尤其是高压／超高压电缆的运行温度进行在线监测，是掌握电缆运行状况、保证安全运行的有效手段，也是进行合理的电力调度的基本依据．具有重要的工程意义：
(2)对现已安装运行的电缆系统．可以采取在局部区域加装温度监控装置的方式．实时测量中间接头、终端以及热瓶颈处的电缆表面温度．了解电缆运行状态：
(3)对将要敷设的高压电力电缆，可沿线敷设测温光纤，对电缆全线进行温度监控．获知运行状况：
(4)对仍处在选型阶段的重要电缆线路，如高压／超高压电缆、跨海电缆等。可直接选用在电缆内安装有感温光纤的结构形式，从而精确获取电缆的运行温度，保证电缆的使用寿命，并保障电网安全。
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