電纜故障預定位中局部放電測量技術的應用研究

肖勇

摘 要：電網運行期間，因各種因素的影響電纜可能出現故障，及時、準確的找到故障部位，是檢修工作的前提。隨著科學技術進步，局部放電測量技術在電纜故障預定位中的應用普遍。本文首先介紹了電纜故障預定位的發展現狀，然后分析了局部放電測量技術的功能特點和類型，最后探討了該技術在電纜故障預定位中的具體應用，以供參考。

關鍵詞：電纜故障;預定位;局部放電;測量技術;優點;應用

中圖分類號：TM855 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）06-0176-02

0 引言

隨著我國電網工程建設規模擴大，電纜故障時有發生。局部放電測量技術，是對電纜試品進行一次局部放電，此時試品兩端會產生瞬時電壓變化;經過耦合電容時，會耦合到檢測阻抗，回路中產生脈沖電流;再經過檢測阻抗時，會產生脈沖電壓。對該脈沖電壓進行采樣、放大、顯示處理，就能得到放電量等參數，作為電纜故障的定位依據。以下結合實踐，探討了局部放電測量技術在電纜故障預定位中的應用。

1 局部放電測量技術的功能特點和類型

1.1 功能特點

基于局部放電測量技術下研發的檢測系統，性能符合IEC-270標準、GB7354標準的要求，功能特點如下：（1）測試工作由程序自動控制，不論是測量還是分析更加方便;（2）可對放電圖形數據進行存儲、打印，并能自動生成實驗報告;（3）可選擇不同顯示方式，對局部放電脈沖進行測量、觀察、分析;（4）利用二維、三維局部放電圖譜，具有豐富的信息量;（5）采用數字開窗技術，能避免外界因素對測量過程的影響;（6）雙通道測量技術、數字差分技術，可抑制干擾脈沖信號，平衡測量回路;（7）有利于構建測量數據庫、定位數據庫。

1.2 類型

第一，標準脈沖電流法。該方法是檢測阻抗、變壓器套管接地線、外殼接地線、鐵心接地線、繞組中的脈沖電流，從而得到放電量，目前應用最廣泛。該技術的應用，滿足IEC-270標準規定中，關于交流條件下局部放電的測試，也適用于直流條件下的測試。其中，直測法應用期間，受到現場環境的影響，因干擾容易影響測試的靈敏度;平衡法則具有抑制共模干擾的性能，相比于直測法應用更有優勢。

第二，分布局放檢測法。是利用300-3000MHz的超高頻電信號，對局部絕緣放電進行定位和檢測，并且具有抗干擾功能。該檢測方法的優點包括：①放電脈沖能量和頻帶寬成正比，只考慮元件熱噪聲對靈敏度的影響時，利用超頻寬帶進行檢測，能提高靈敏度;②利用寬頻，可以抑制電網線路產生的電磁干擾;利用窄頻，可以和局部放電信號相區分。

2 標準脈沖電流法在電纜故障預定位中的應用

2.1 技術原理

在35kv及以下等級的電纜線路中，可以采用標準脈沖電流法查找故障位置，IEC270測量回路見下圖1。其中Ca代表故障電纜，Ck代表耦合電容，CD代表檢測阻抗，MI代表局放檢測儀。

具體操作時，首先利用外施電源，對故障電纜加壓，電壓緩慢增加時，會激發高阻故障位置的局放;然后使用測量回路檢測局放，利用耦合電容、檢測阻抗，獲得放電信號;最后采用行波法，查找局放故障點。高阻故障點產生局放后，信號會向電纜兩端傳輸，根據反射路徑的不同，檢測設備會接收到3個脈沖信號。其中，故障點距離近端為L1，故障點距離遠端為L2，電纜的總長度為L;脈沖信號傳輸到近端的時間，分別設置為t1、t2、t3，此時可以得到：

（式1）

（式2）

其中，V取值在168—172m/μs之間;、經測試后計算可以得到。如此，可知故障點和近端、遠端之間的距離，從而實現故障定位的目標。

2.2 工程實例

以某10kv電力工程為例，電纜在投入運行前，檢測發現V相對地絕緣電阻為28MΩ;投入運行后，3分鐘出現跳閘，測試結果顯示，此時絕緣電阻為5MΩ，而且泄露電流的數值較大。對此，采用沖擊電壓定位故障，將電壓強度設置在16kv，多次嘗試后故障點依然未擊穿。對此，采用標準脈沖回路法，使用外源電壓對故障電纜加壓處理，當電壓等級增加至3.5kv時，能檢測到局放信號;繼續加壓到3.8kv，局放信號的相位圖特征明顯，放電量為200pC左右。

然后采用行波法，局放儀可以檢測到相鄰3個局放信號的脈沖圖，其中1、2兩個信號之間的時間差為715ns，2、3兩個信號之間的時間差為1.12μs，信號傳輸速度為172m/μs。將以上數據帶入式1、式2，可以得到故障點和近端、遠端的距離分別為96.3m、61.5m。結合實際情況，最終在距離測量點96m的部位，發現了故障點。

3 分布局放檢測法在電纜故障預定位中的應用

3.1 技術原理

在110kv及以上等級的電纜線路中，電纜容量較大，如果使用IEC270測量回路，其測量靈敏度較低，背景噪聲會影響局放信號，不利于測量工作的開展。此外，高等級電纜的線路更長，如果故障點和局放檢測點之間的距離遠，放電信號在傳輸過程中，信號強度會明顯減弱，到達檢測點時，可能無法有效耦合信號，導致故障定位工作中斷。因此，依然采用IEC270測量回路，不滿足實際工作需求，無法完成故障的定位。

對此，可以嘗試采用分布局放檢測法，首先在電纜接頭的接地線上，安裝高頻傳感器，對局放信號進行耦合采集，并且及時傳輸至主機上，對信號數據進行分析處理。在電纜中，放電信號明顯衰減，且高頻信號的衰減強度更大，低頻信號的衰減強度較小。比較局放信號的幅值變化，分析最高檢測頻帶，即可對放電點進行定位，判斷局放信號的傳播方向。分布局放檢測法的應用，采集裝置具有同步性，因此時間誤差較小，通過分析該時間差，即可實現定位目標。

假設電纜故障點為O，相鄰兩個接頭分別為A、B，將OA之間的距離記為x1，將OB之間的距離記為x2，局放信號的傳輸速度為v，電纜總長度為L，可得到：

（式3）

（式4）

式中L、v均是已知量，經測量可以得到，從而計算出x1、x2的值。如此，可知故障點和近端、遠端之間的距離，從而實現故障定位的目標。

此外還有一種特殊情況，如果故障點在相鄰2個局放檢測點的同一側，那么信號到達2個裝置的時間差t，計算方式如下：

（式5）

檢測到故障放電信號的接頭，對比采集裝置接收到信號的時間差，如果時間差相同，則說故障點在放電幅值最大的接頭上;如果時間差不同，說明故障點在時間差最小的相鄰兩組接頭之間，具體位置通過式4、式5計算后可得到。

3.2 工程實例

以某110kv電力工程為例，U相耐壓試驗時，出現閃絡性故障。采用分布局放檢測法，對故障進行定位，其中電纜長度為5km，有中間接頭9組，終端接頭2組。故障定位期間，在3#、4#、5#、6#、7#5個接頭上，均檢測到局放信號。其中，5個接頭的最高檢測頻帶、局放信號幅值分別是：3#接頭為3MHz、4.6pC;4#接頭為6MHz、187.8pC;5#接頭為10MHz、650.1pC;6#接頭為4MHz、73.7pC;7#接頭為2MHz、2.2pC。分析可知，5#接頭的檢測頻帶最高，局放信號幅值最大，因此初步判斷故障點和5#接頭的距離最近。

然后利用傳感器，獲得相鄰電纜接頭的放線信號，并計算時間差，結果顯示：3#與4#接頭的時間差為2.91μs;4#與5#接頭的時間差為2.56μs;5#與6#接頭的時間差為2.91μs;6#與7#接頭的時間差為2.90μs。分析可知，4#與5#接頭的時間差最小，可判斷故障點是在4#接頭與5#接頭之間。選取該區段的電纜，對放電脈沖進行研究，可得脈沖信號時間差為2.56μs，放電信號的傳輸速度為172m/μs，該段電纜長度為500m。將以上數據帶入式3、式4，可得故障點距離4#接頭、5#接頭分別為470.1m、 29.8m。結合實際情況，最終在距離4#接頭470m的部位，發現了故障點。

4 結語

隨著我國電網工程規模擴大，電纜線路在長時間運行后，發生故障的概率明顯提高。文中首先總結了傳統故障定位法的缺點，指出局部放電測量技術的功能特點，從標準脈沖電流法、分布局放檢測法兩個方面，介紹了在電纜故障預定位中的應用，并結合工程案例進行分析。希望為類似工程提供經驗借鑒，提高故障檢修效率，保證電力供應的可靠性。

參考文獻

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