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摘要：本文首先分析了二次脉冲法在定位含有金属护层交叉互联系统的单芯长电缆的局限性，并创新性提出采用电缆识别仪确定故障所在电缆段，结合绝缘电阻测量结果或调度故障信息进一步缩小故障范围，且利用声磁同步法精确定位故障点的单芯电缆故障定位新方法。案例表明，该方法受电缆周围环境和电缆本身电气参数干扰小，能够实现电缆故障的快速精确定位，是二次脉冲法的有效补充。
关键词：故障定位;交叉互联系统;二次脉冲法;电缆识别仪
0 引言
随着城市化进程加快，电力电缆因其具有较高的供电可靠性和不影响城市景观等优点，在城市输配电网络中应用越来越广泛。目前，电网中10-35kV电缆多采用三芯结构，110kV及以上电压等级电缆采用含金属护层的单芯结构。在故障定位方面，目前10-35kV三芯电缆故障定位方法较为成熟，多采用脉冲法，故障定位效率较高;对于110kV及以上较长的单芯电缆线路，因金属护层存在交叉互联系统，对于脉冲法来说形成多个波阻抗不匹配点，反射波形较为杂乱，故直接使用二次脉冲法和高压脉冲法等测试方法效果不佳，一般需要解除交叉互联系统，恢复金属护层直接电气联系，影响故障抢修效率[1]。
本文首先介绍了一起因地质勘测钻探作业导致高压电缆本体击穿故障案例，并在使用二次脉冲法无法获得有效故障波形、难以进行故障点定位的情形下，提出了一种使用电缆识别仪进行故障段定位的新方法。该方法在不解除交叉互联系统的前提准确实现了故障定位，提高了抢修工作效率。
1 故障概况
某故障电缆本体型号为YJLW03-64/110kV-1*630mm2，线路全长7775米，有14个绝缘接头，分为5个完整交叉互联换位段。故障电缆线路金属护层交叉互联情况如图1所示。
2 故障点定位
电缆通道上未发现明显的外力破坏痕迹，故障点肉眼难以寻找。首先采用二次脉冲法查找故障点，用5000V绝缘电阻表对三相电缆进行测试，其中A相绝缘电阻为0.3MΩ，B相绝缘电阻为346 MΩ、C相绝缘电阻为351 MΩ，因此确定为A相电缆击穿接地。
确定故障相后，采用二次脉冲法进行故障预定位，在T2户外终端注入测试脉冲，但返回波形杂乱，难以有效判断故障距离。在无法获取故障波形的情形下，考虑采用电缆识别仪进行故障辅助预定位，整个故障查找的流程图如图2所示。
图2 故障查找流程图
（1）二次脉冲法失效的原因分析
接下来，本文对二次脉冲法在故障定位中失效的原因进行了分析。如图3所示，在T2户外终端进行故障测试，从图中可以看出故障测试脉冲在到达故障点A之前，需要依次经过J14-J3共计12组绝缘接头，每组中间接头均为一个阻抗不匹配点，测试脉冲均会产生反射，因此达到故障点A（J2-J3之间）的测试脉冲将变得十分微弱，且系统接收到的测试波形十分杂乱，难以实现故障预定位。为了解决这个问题，需要拆开所有交叉互联箱连接片，并搭接恢复金属护层电气连通性，同时断开直接接地箱接地连接。但考虑到该电缆线路有5个完整交叉换位段，14个中间接地箱，2个终端接地箱，相关拆、接工作量极大，影响抢修效率，且抢修完成后恢复交叉互联系统时，稍有不慎极易造成接线错误，埋下重大安全隐患。而T1端为GIS终端，若选择在T1端进行故障测试，需要解开GIS终端，这样会严重削弱GIS免维护、免检修、安全可靠的优势，同时也会增加GIS的拆装成本和拆装风险，因此尝试采用其他方法进行故障段辅助定位。
（2）电缆识别仪定位故障方法
电缆识别仪主要由信号发生器、信号接收器，信号接收卡钳、信号发射卡钳四部分组成。电缆识别仪进行故障定位的主要工作原理如下：信号发生器发射大功率特殊信号进入电缆接地回路一端，将信号接收钳按规定的方向夹在电缆接地回路的另一端，则同一接地回路的电流脉冲的信号接收器指针正方向摆动，且接收到的信号幅度较大。对其它电缆接地回路由于电磁耦合，或由于返回电流经过，此时电表指针将反方向摆动，而且信号幅度较小或者紊乱。根据接收端显示屏上显示的信号强度和信号的方向来判别故障点所在区段。
图4 利用电缆识别仪判断故障点示意图
对于一个完整的交叉互联段，当故障点不处于该段内时，电缆识别仪接收端显示的结果如表1所示。
由表1可知，对于故障点不在该换位段内的情形，外护层完好，当信号发射钳卡在A1端时，B3端的信号接收器能检测到的同方向脉冲信号，且信号幅值较大，另外两相的A3、C3能检测到反方向脉冲信号，且信号幅值较小，信号发射点位于B1、C1时结论类似。
对于故障点位于交叉互联段内的情况，可进行类似分析，故障点的存在使得信号的流通回路发生变化，发射器发射出的脉冲信号大部分将从故障点处入地。由于接地点的分流作用，将使得位于接地回路另一端的信号接收器将接收不到发射的信号或强度极其微弱的信号。根据接回路另一端接收到的信号情况可以判断出故障点所在电缆段。
采用电缆识别仪定位的流程如下，首先，将电缆识别仪发射器卡在故障测试车所在位置的对端的接地点处（图5中的JD1），电缆识别仪的接收器卡在直接接地箱JD2处，根据接收器的读数，利用上文提出的方法判断故障点是否位于该段内;若故障点不处于该段内，则移至相邻段位进行判别，以此类推，直至找到故障点所在的完整的交叉互联段;确定了故障点所在完整的互联段后，结合绝缘电阻测量结果和调度提供的故障信息，进一步锁定故障点所在的完整交叉互联段内的段位，整个流程如图6所示。
图6 电缆线路故障点预定位流程图
利用图6所示的故障点预定位流程，可以判断出故障点位于A3段。缩小故障区段后，对A相持续施加高压脉冲冲击，并利用声磁同步法，成功实现了对故障点的精确定位，位于JD2的120m处。
图1 故障电缆金属护层交叉互联情况
图3 二次脉冲法定位失效分析图
图5 利用电缆识别仪发射机与接收机位置图
3 结论
本文提出了一种新型电缆故障定位的方法，即根据电缆识别仪接收器上显示的信号幅值和信号方向初步判别出故障点所在的交叉互联完整段，结合绝缘电阻测量结果或调度故障信息进一步判断故障区段在的电缆段。案例表明，该种故障预定位的方法具有较强的可行性，尤其针对脉冲法无法有效燃弧，利用电缆识别仪进行故障预定位的效率更高。
参考文献
[1] 柏仓， 储强， 邓鹏. 一種改进型电力电缆故障行波测距方法的研究[J]. 电气应用， 2012（12）： 82-84.
关键词：故障定位;交叉互联系统;二次脉冲法;电缆识别仪
0 引言
随着城市化进程加快，电力电缆因其具有较高的供电可靠性和不影响城市景观等优点，在城市输配电网络中应用越来越广泛。目前，电网中10-35kV电缆多采用三芯结构，110kV及以上电压等级电缆采用含金属护层的单芯结构。在故障定位方面，目前10-35kV三芯电缆故障定位方法较为成熟，多采用脉冲法，故障定位效率较高;对于110kV及以上较长的单芯电缆线路，因金属护层存在交叉互联系统，对于脉冲法来说形成多个波阻抗不匹配点，反射波形较为杂乱，故直接使用二次脉冲法和高压脉冲法等测试方法效果不佳，一般需要解除交叉互联系统，恢复金属护层直接电气联系，影响故障抢修效率[1]。
本文首先介绍了一起因地质勘测钻探作业导致高压电缆本体击穿故障案例，并在使用二次脉冲法无法获得有效故障波形、难以进行故障点定位的情形下，提出了一种使用电缆识别仪进行故障段定位的新方法。该方法在不解除交叉互联系统的前提准确实现了故障定位，提高了抢修工作效率。
1 故障概况
某故障电缆本体型号为YJLW03-64/110kV-1*630mm2，线路全长7775米，有14个绝缘接头，分为5个完整交叉互联换位段。故障电缆线路金属护层交叉互联情况如图1所示。
2 故障点定位
电缆通道上未发现明显的外力破坏痕迹，故障点肉眼难以寻找。首先采用二次脉冲法查找故障点，用5000V绝缘电阻表对三相电缆进行测试，其中A相绝缘电阻为0.3MΩ，B相绝缘电阻为346 MΩ、C相绝缘电阻为351 MΩ，因此确定为A相电缆击穿接地。
确定故障相后，采用二次脉冲法进行故障预定位，在T2户外终端注入测试脉冲，但返回波形杂乱，难以有效判断故障距离。在无法获取故障波形的情形下，考虑采用电缆识别仪进行故障辅助预定位，整个故障查找的流程图如图2所示。
图2 故障查找流程图
（1）二次脉冲法失效的原因分析
接下来，本文对二次脉冲法在故障定位中失效的原因进行了分析。如图3所示，在T2户外终端进行故障测试，从图中可以看出故障测试脉冲在到达故障点A之前，需要依次经过J14-J3共计12组绝缘接头，每组中间接头均为一个阻抗不匹配点，测试脉冲均会产生反射，因此达到故障点A（J2-J3之间）的测试脉冲将变得十分微弱，且系统接收到的测试波形十分杂乱，难以实现故障预定位。为了解决这个问题，需要拆开所有交叉互联箱连接片，并搭接恢复金属护层电气连通性，同时断开直接接地箱接地连接。但考虑到该电缆线路有5个完整交叉换位段，14个中间接地箱，2个终端接地箱，相关拆、接工作量极大，影响抢修效率，且抢修完成后恢复交叉互联系统时，稍有不慎极易造成接线错误，埋下重大安全隐患。而T1端为GIS终端，若选择在T1端进行故障测试，需要解开GIS终端，这样会严重削弱GIS免维护、免检修、安全可靠的优势，同时也会增加GIS的拆装成本和拆装风险，因此尝试采用其他方法进行故障段辅助定位。
（2）电缆识别仪定位故障方法
电缆识别仪主要由信号发生器、信号接收器，信号接收卡钳、信号发射卡钳四部分组成。电缆识别仪进行故障定位的主要工作原理如下：信号发生器发射大功率特殊信号进入电缆接地回路一端，将信号接收钳按规定的方向夹在电缆接地回路的另一端，则同一接地回路的电流脉冲的信号接收器指针正方向摆动，且接收到的信号幅度较大。对其它电缆接地回路由于电磁耦合，或由于返回电流经过，此时电表指针将反方向摆动，而且信号幅度较小或者紊乱。根据接收端显示屏上显示的信号强度和信号的方向来判别故障点所在区段。
图4 利用电缆识别仪判断故障点示意图
对于一个完整的交叉互联段，当故障点不处于该段内时，电缆识别仪接收端显示的结果如表1所示。
由表1可知，对于故障点不在该换位段内的情形，外护层完好，当信号发射钳卡在A1端时，B3端的信号接收器能检测到的同方向脉冲信号，且信号幅值较大，另外两相的A3、C3能检测到反方向脉冲信号，且信号幅值较小，信号发射点位于B1、C1时结论类似。
对于故障点位于交叉互联段内的情况，可进行类似分析，故障点的存在使得信号的流通回路发生变化，发射器发射出的脉冲信号大部分将从故障点处入地。由于接地点的分流作用，将使得位于接地回路另一端的信号接收器将接收不到发射的信号或强度极其微弱的信号。根据接回路另一端接收到的信号情况可以判断出故障点所在电缆段。
采用电缆识别仪定位的流程如下，首先，将电缆识别仪发射器卡在故障测试车所在位置的对端的接地点处（图5中的JD1），电缆识别仪的接收器卡在直接接地箱JD2处，根据接收器的读数，利用上文提出的方法判断故障点是否位于该段内;若故障点不处于该段内，则移至相邻段位进行判别，以此类推，直至找到故障点所在的完整的交叉互联段;确定了故障点所在完整的互联段后，结合绝缘电阻测量结果和调度提供的故障信息，进一步锁定故障点所在的完整交叉互联段内的段位，整个流程如图6所示。
图6 电缆线路故障点预定位流程图
利用图6所示的故障点预定位流程，可以判断出故障点位于A3段。缩小故障区段后，对A相持续施加高压脉冲冲击，并利用声磁同步法，成功实现了对故障点的精确定位，位于JD2的120m处。
图1 故障电缆金属护层交叉互联情况
图3 二次脉冲法定位失效分析图
图5 利用电缆识别仪发射机与接收机位置图
3 结论
本文提出了一种新型电缆故障定位的方法，即根据电缆识别仪接收器上显示的信号幅值和信号方向初步判别出故障点所在的交叉互联完整段，结合绝缘电阻测量结果或调度故障信息进一步判断故障区段在的电缆段。案例表明，该种故障预定位的方法具有较强的可行性，尤其针对脉冲法无法有效燃弧，利用电缆识别仪进行故障预定位的效率更高。
参考文献
[1] 柏仓， 储强， 邓鹏. 一種改进型电力电缆故障行波测距方法的研究[J]. 电气应用， 2012（12）： 82-84.