电缆交叉互联接地系统缺陷带电诊断分析

姚舜禹

（国网郑州供电公司，郑州 450000）

0 引 言

随着城市发展进程的加快，110 kV 及以上高压电缆回数越来越多，单回电缆线路也越来越长。 目前，郑州110 kV 及以上电缆均采用单芯电缆，对于其中较长的电缆线路，大都采用金属护层交叉互联的接地方式［1］。

单芯电缆的线芯和金属护层相当于变压器的初级绕组和次级绕组。 当线芯通过电流时，其周围产生的一部分磁力线将与金属护层交链，使护层产生感应电压。 如果金属护层两点接地，则会产生感应环流。 由于金属护层的感应电压与负荷大小和电缆长度成正比，因此采用分段交叉互联的方式即1 个交叉互联单元中3 个交叉互联段，以实现护层感应电压的相互削弱。 在高压电缆运行维护过程中，接地环流检测是必不可少的一项工作，长期实践证明，接地环流检测不仅设备便携，操作简单，而且能够有效检出接地系统缺陷，是一种公认的高“性价比”检测手段。 接地环流异常的诊断标准可参考Q／GDW 11223—2014《高压电缆状态检测技术规范》。

导致接地环流异常的原因很多，如外护套破损、接地系统接地电阻过大、同轴电缆断裂、交叉互联换位失败等。 国内外学者对高压电缆交叉互联接地系统进行了大量的研究。 文献［2］和文献［3］针对交叉互联接地系统建立了等效电路模型，并采用编程手段计算出环流值，但没有进一步应用电路模型和计算方法去预判缺陷。 文献［4］和文献［5］分别针对一起缺陷进行了原因分析，但没有应用等效电路模型进行定量计算分析。 文献［6］针对交叉互联系统的典型缺陷进行分析，并应用等效电路模型进行定量计算分析，但没有针对各种缺陷下的环流特征进行分析，以实现缺陷原因的预判。

实际工作中，即使接地环流数据根据Q／GDW 11223—2014《高压电缆状态检测技术规范》判断为异常，传统的计划停电检修手段，如进行分段电缆外护套耐压试验、连接金具，及金属搭接点检查，均无法快速确认缺陷原因及位置，反而造成大量人力、物力浪费，延长停电时间，甚至造成缺陷原因误判。 若在出现隐患时，可通过带电状态下的检测数据分析，并结合科学有效的理论计算，完成对缺陷原因及位置的预判，则能够实现有的放矢的停电检修，极大地缩短停电时间，提高供电可靠性。 目前，国内外对交叉互联接地系统环流的研究还不够［7］，针对基于环流特征的缺陷原因和位置的预判，缺乏科学可靠的思路和方法。 本工作将以220 kV某线路的接地环流缺陷分析处理过程为例，为该类问题的检修提供一种新的处理思路与方法。

1 案例概况

220 kV 某电缆线路，2020 年11 月6 日投运，全长7.63 km，采用隧道敷设方式，三相呈品字形排列方式，起点为站内1＃GIS 终端，终点为2＃户外终端。全线共14 组中间接头、1 组GIS 终端和1 组户外终端，接地方式示意图见图1。

图1 220 kV 某线路接地方式示意图

2 缺陷情况

2020 年11 月9 日，运行维护人员在接地环流在线监测系统中发现该线路接地环流异常。 环流数据见表1（1＃、2＃终端接地箱以及1＃、2＃、14＃中间接头接地箱未安装接地环流在线监测装置，因此只包含3＃～13＃中间接头接地箱的环流数据），此时负荷电流约为350 A。

表1 接地环流在线监测数据 A

根据Q／GDW 11223—2014《高压电缆状态检测技术规范》中的诊断标准，对表1 中的接地环流数据进行分析，具体见表2。

表2 接地环流在线监测数据分析结果

由表2 分析可知，6＃-7＃-8＃-9＃和9＃-10＃-11＃-12＃两个交叉互联单元接地环流异常。 经分析，该线路交叉互联箱处的接地环流在线监测数据采集传感器（CT）安装在交叉互联箱的接地同轴电缆上，因此测得数据为流经接头连接的两段金属护层电流的矢量和，而非流经单段护层的电流，无法与规程规定的诊断标准对标。 为了获取流经每个交叉互联段的金属护层的电流数据，11 月10 日，运行维护人员对该线路进行了接地环流检测。 由于打开接地箱繁琐且危险，故没有在交叉互联箱中的铜排处测量，而是分别检测绝缘接头铜壳的两个接地柱与同轴电缆的连接处。 图2 为绝缘接头铜壳实物图，图中方框框出的位置就是两个接地柱的位置。

图2 绝缘接头铜壳实物图

为了区分两个接地柱，靠近隧道人行通道侧的记为M 柱，靠近隧道墙壁侧的记为N 柱。 相应地，A、B、C 三相接地柱分别为AM、AN、BM、BN、CM和CN，6＃、7＃、8＃、9＃中间接头的环流检测数据见表3 ～表6，此时的负荷电流约为346 A。

表3 6＃中间接头直接接地箱环流检测数据 A

表4 7＃中间接头交叉互联箱环流检测数据 A

表5 8＃中间接头交叉互联箱环流检测数据 A

表6 9＃中间接头直接接地箱环流检测数据 A

此次测出的9＃-10＃-11＃-12＃交叉互联单元的环流数据经分析已不存在异常，因此不提供9＃-10＃-11＃-12＃交叉互联单元的检测数据。 仅对6＃-7＃-8＃-9＃交叉互联单元进行分析，异常段环流检测数据分析见表7。

表7 异常段环流检测数据分析

根据Q／GDW 11223—2014《高压电缆状态检测技术规范》的诊断标准，6＃-7＃-8＃-9＃交叉互联单元环流情况可判断为缺陷，需要停电检查。 在停电之前，对缺陷原因进行分析。

3 缺陷原因

运行维护人员在进行环流检测时发现，8＃中间接头交叉互联箱处A 相同轴电缆内外芯与铜壳接地柱的连接方式与其他接头不一样，其他接头均为内芯接M 柱、外芯接N 柱，而8＃中间接头交叉互联箱处正相反。 对这种错误的连接方式进行分析，判断其是否为造成环流异常的主要原因。

3.1 判断绝缘接头的接地柱的方向

正常情况下，线路的全部绝缘接头接地柱均应方向一致，即M 柱均连接小序号侧接地箱或N 柱均连接小序号侧接地箱。 常规的判断方法是，在停电状态下，通过导通试验判断接地柱的方向。 实际上，在带电状态下，也可以通过分析环流检测数据判断出接地柱的方向。

假设是M 柱连接小序号侧接地箱，暂不考虑8＃中间接头交叉互联箱处A 相接错的问题，则7＃中间接头交叉互联箱的AN、BN和CN处的电流值应分别与8＃中间接头交叉互联箱的AM、BM、CM处的电流值接近。 再将8＃中间接头交叉互联箱处A 相同轴电缆内外芯与铜壳接地柱的连接方式接反的问题考虑在内，则7＃中间接头交叉互联箱的AN、BN和CN处的电流值应分别与8＃中间接头交叉互联箱的AN、BM、CM处的电流值接近，实测结果与上述推断相符。 同理，也可以假设是N 柱连接小序号侧接地箱，进行上述推断，发现推断结果与实测结果不符。因此，可以判断M 柱连接小序号侧接地箱，N 柱连接大序号侧接地箱。 鉴于直接接地箱接地缆处测得的电流实际是相邻两个交叉互联单元接地电流的矢量和，与实际单段接地电流差异较大，因此不建议用6＃中间接头直接接地箱的测量值与7＃中间接头交叉互联箱M 柱测量值对比，也不建议用9＃中间接头直接接地箱测量值与8＃中间接头交叉互联箱N 柱测量值对比。

3.2 判断交叉互联箱中铜排的连接方式

交叉互联箱中铜排的连接方式有两种，见图3。

图3 交叉互联箱中铜排的两种连接方式

在8＃中间接头交叉互联箱A 相接反的情况下，两种连接方式的实际连接情况如图4 所示。

图4 8＃中间接头交叉互联箱A 相接反时两种连接方式的实际连接情况

常规的判断手段是，打开交叉互联箱查看铜排的连接方式，但是在带电状态下打开交叉互联箱有感应电压伤人的风险。 实际上，铜排的连接方式也可以通过分析环流检测数据来判断。

在图4（a）中，A1-C2-B3 回路实现了正常换位，则在6＃中间接头直接接地箱测得的A 相电流、在7＃中间接头交叉互联箱测得的AM和CN处电流、8＃中间接头交叉互联箱测得的CM和BN处电流、在9＃中间接头直接接地箱测得的B 相电流均应正常，第一种连接方式与实际检测结果不符。

在图4（b）中，A1-B2-C3 回路实现了正常换位，则在6＃中间接头直接接地箱测得的A 相电流、在7＃中间接头交叉互联箱测得的AM和BN处电流、8＃中间接头交叉互联箱测得的BM和CN处电流、在9＃中间接头直接接地箱测得的C 相电流均应正常，第二种连接方式与实际检测结果相符。

由此可得出，铜排的实际连接方式为第二种。6＃-9＃交叉互联接地系统实际可分为3 个回路：第一回路：A1-B2-C3；第二回路：B1-C2-A2-C1；第三回路：A3-B3。

4 接地环流计算

220 kV 某线路环流异常等效电路如图5所示［2］。

图5 220 kV 某线路环流异常段等效电路图

各交叉互联段金属护层感应电压UAi、UBi、UCi（i ＝1，2，3） 由两部分组成［8-11］，即正常工况下，UAi＝EAi+E′Ai，UBi＝EBi+E′Bi，UCi＝ECi+E′Ci［12］。 ZS为金属护层自阻抗，Ω；Re大地泄漏电阻，Ω； EAi、EBi、ECi（i ＝1，2，3）为每段线芯电流引起的感应电压，V；E′Ai、E′Bi、E′Ci（i ＝1，2，3） 为每段金属护层除自身以外其他相邻两相金属护层中电流和大地回流电流在该护层上产生的感应电压，V。 则图5 可进行简化，具体见图6。

第一回路接地环流：

图6 220 kV 某线路环流异常段简化等效电路图

在同时具备品字形敷设、3 个交叉互联段段长相等和三相负荷平衡等理想条件下， UA1＝UA2＝UA3，UB1＝UB2＝UB3，UC1＝UC2＝UC3，且UAi、UBi和UCi大小相等，UBi相位比UAi滞后120°，而UCi相位比UBi滞后120°。 设UA＝UA1＝UA2＝UA3，UB＝UB1＝UB2＝UB3，UC＝UC1＝UC2＝UC3。

3 个回路感应电压相量图见图7。

图7 三个回路感应电压相量图

理想条件下，对于第一回路，总感应电压：

对于第二回路，总感应电压：

对于第三回路，总感应电压：

根据式（9）和式（10）可得： I3＝- 2I2，即第三回路的电流大小是第二回路的2 倍。

将实测值标在示意图上，220 kV 某线路环流异常段实际接地方式示意图见图8。

由图8 可知，第一回路电流检测值正常，第二回路电流检测值约100 A，第三回路电流检测值约200 A，与计算结果大致相符。 因此，推断8＃中间接头交叉互联箱处A 相同轴电缆内外芯与铜壳接地柱连接方式错误是导致该线路环流异常的原因。 消缺方式为停电后将8＃中间接头交叉互联箱A 相接反的连接线调整过来。

但实测值与计算值相比有所偏差：一方面，第一回路环流计算值为0，但整个回路的6 个实测值均大于0；另一方面，第三回路与第二回路的环流实测值之比也并非等于2，而是与2 接近。 具体原因如下：

（1）接地环流计算是在假定的理想条件下进行的，现场的实际情况无法达到理想条件。 如：该线路三相采用品字形敷设，但在接头附近区域按一字型排列；整个交叉互联单元中3 个交叉互联段的长度并非完全相等；三相线芯负荷电流并非完全平衡；等等，这些都是造成计算环流值与实测环流值相比有偏差的原因。

（2）直接接地箱接地缆处测得的电流实际是相邻两个交叉互联单元接地电流的矢量和，因此也会造成计算环流值与实测环流值的偏差。

（3）在6＃、7＃、8＃、9＃中间接头接地箱处测量环流的时刻不同，而负荷电流不断变化，这也会造成计算环流值与实测环流值的偏差。

5 消缺处理及经验总结

运维检修人员对该线路进行了停电消缺。 消缺方式为将8＃中间接头交叉互联箱A 相接反的连接线调整过来。 消缺后当天恢复送电。 次日，运维检修人员再次对该线路进行接地环流检测，检测数据已恢复正常。

图8 220 kV 某线路环流异常段实际接地方式示意图（标注环流检测值）

此次缺陷的发现、分析和处理过程中有一些经验值得借鉴，也有一些问题需要反思：

（1） 目前交叉互联箱处的接地环流检测CT 均安装在同轴电缆上，因此对于环流检测数据异常的电缆，需要人工进行现场检测，不在同轴电缆处进行检测，应分别检测绝缘接头铜壳的两个接地柱与同轴电缆的连接处，检测出的是单段护层环流，方便分析判断。

（2） 应提高对接地环流实测值的数据分析能力。 在停电前缺陷分析过程中，无须打开接地箱检查，也无须停电后做导通试验，只须通过环流检测值分析即可确定铜排连接方式和接地柱方向，这样既节省了人力和时间，也避免了带电打开接地箱感应电压伤人的危险。

（3） 整个过程中，前期带电状态下的检测分析起到了至关重要的作用，不仅准确定位了缺陷位置，还通过建立等效电路和计算理论环流值，科学地推断出了缺陷原因，为后期快速消缺奠定了基础，降低了停电后消缺处理的难度，缩短了停电时间，提高了供电可靠性。 这是由计划检修向状态检修的转变。

（4） 验收过程中，应逐一通过导通试验核对绝缘接头内外芯方向，避免因内外芯接反造成接地环流异常，给后续的运维检修工作增加难度。

（5） 目前交叉互联箱处的接地环流检测CT 均安装在同轴电缆上，检测出的环流数据无法与规程规定的诊断标准对标，且不利于接地系统缺陷的分析与定位。 建议调整接地环流检测CT 的安装位置，改为安装在中间接头的接地柱或者交叉互联箱内的铜牌上。

6 结束语

该线路因8＃中间接头交叉互联箱A 相同轴电缆与铜壳接地柱接反，从而导致6＃-7＃-8＃-9＃交叉互联单元接地环流异常，整个交叉互联单元的金属护层构成了3 个回路，这3 个回路的接地环流呈现如下特征：A1-B2-C3 回路环流正常，A3-B3 回路的环流值约为B1-C2-A2-C1 回路环流值的2 倍。在将8＃中间接头交叉互联箱A 相接反的连接线调整过来之后，该线路环流恢复了正常。 这次消缺是通过前期的带电检测和分析计算快速定位缺陷，并推断出缺陷产生的原因，制订出消缺方案，因此实现了快速消缺，是计划检修向状态检修转变的典型案例。

本工作以220 kV 某电缆线路的交叉互联接地系统缺陷为例，提供出一种消缺的新思路，即停电消缺前通过分析计算定位缺陷，推断缺陷原因，以便停电后快速消缺。 事实上，还可以对交叉互联接地系统的其他缺陷类型分别建模计算，建立典型缺陷库，也可以进一步通过软件编程自动穷举计算的方式，在未进行现场排查的情况下实现对故障起因的预判。 这将大大降低消缺难度，缩短停电时间，提高供电可靠性。