10 kV配网电缆故障分析及防范措施

赵同庆

（鞍钢集团本钢板材股份有限公司能源管控中心，辽宁 本溪 117000）

0 引 言

在电网运行管理中，10 kV配网是重要的管理部分，由于受到诸多因素的影响，因此常常会出现各种各样的线路故障情况。为了避免10 kV配网线路故障造成过大影响，需要对其故障实现及时且准确的定位，完成故障处理后，还需要做好对电缆的试验工作，确保配网线路故障得到有效消除，而如何实现10 kV配网线路故障定位及电缆试验的优化，是本文主要研究的内容。

1 10 kV电缆故障产生的因素

1.1 配网自动化系统中故障定位隔离的问题

在目前的配网自动化系统中，单条线路发生短路故障时，线路上各级智能开关通过电流速断保护定值来判断是否跳闸。通常单条线路上从电源侧到负荷侧，各级智能开关速断保护定值依次减小，以实现线路故障处智能开关优先跳闸，缩小停电范围。由于县域内单条10 kV线路较长、分支线多，各段线路和变压器型号差异化较大，各级智能开关电流速断整定值无法准确设置，造成发生短路故障时，开关无法正确动作，扩大了故障停电范围［1］。为实现配网故障准确定位、快速隔离，缩小线路停电范围，保障非故障区域电力的正常供应，本文重点对基于配电开关监控终端（Feeder Terminal Unit，FTU）的纵联差动与基于矩阵运算的故障定位隔离方案进行了分析研究。

1.2 线路短路故障

当10 kV配电线路出现短路故障时，电力设备往往会出现停电、跳闸等情况，影响电能的正常和稳定传输。导致10 kV配电线路出现短路故障的原因主要包括3个方面：一是因为10 kV配电线路具有较长所跨区域，且跨越的地形也比较复杂，在遇到雷雨或者大风等的天气时，受到线路断裂或者绝缘击穿因素的影响，会造成短路故障的发生；二是在鸟类停留或者筑巢在10 kV配电线路时，也可能会造成线路的跳闸；三是树木的生长或者车辆发生运行事故等因素，使10 kV配电线路出现短路故障的情况［2-4］。

1.3 电缆绝缘层质量问题

在建设10 kV电力电缆项目施工的过程中，检测人员要对电缆进行抽样检查，及时发现有质量问题的电缆，如电缆绝缘材料抗焦烧时间短、容易前期交联等质量问题。还有一些电缆厂家为偷工减料，铜杆是用回收材料制造的，导致其表面氧化变色、拉力不够，这些有质量问题的电力电缆也是故障产生的重要因素。此外，在日常的施工工程中，往往会因为有些工作人员懈怠或专业知识的局限性导致有质量问题的电缆被使用到工程中，这对10 kV配电网系统的正常运行造成了极大的安全影响。

2 10 kV电缆故障查找方法

2.1 使用监控中心

监控中心主要包括信息控制的系统、信息收发的设备、应用软件等。在监控中心内存在配网的接线图，相关人员通过此图监视配网各线路具体的运行状态。当出现故障后，故障信号就会发出，随后被接收设备收到且把它传输到在线的监控中心内，相关人员再使用系统内应用的软件对故障实施分析，则故障的信号就会呈现在人机的界面中。当一些线路内出现故障灯变色时，就说明此线路出现了故障，此时驱动报警的系统也会把所对应的故障警示信息发出，工作站会对故障负责人发送短信，而故障负责人能够根据相关信息对故障线路实施检查与分析，及时排除故障［5］。

2.2 使用录波器

在10 kV配网线路运行中，通过安装故障录波器能够有效掌握其配网线路的实际运行情况，相关人员结合故障录波器内收集的数据能够对故障点位置实现准确和快速的判断。通过使用故障录波器能够全面记录10 kV配网线路内故障前后的电流与电压量，为相关人员对故障类型的判断以及故障原因的分析提供依据，实现故障点定位以及排查效率的提升。但使用故障录波器自动化装置时，相关人员需要提前准确录入10 kV配网线路内的运行参数。若运行期间完成对配网线路的改造，则还要对线路的各项参数提前实施整定处理，保证此装置能够对其配网线路的具体故障点实现准确定位［6］。

2.3 遥测法

如果遇到10 kV配网电缆线路发生接地故障，最佳的判断方法就是遥测法，可以通过万能遥测电笔快速进行故障查找。首先利用万能遥测笔的通、断检测功能查出电缆或电线的断路线，将该断路线接到交流电源火线上；其次将其他非断路线接地（或接零），并将万能遥测电笔拨到遥测功能I档或Ⅱ档上；最后用笔从接电源火线端的电缆或电线开始，将笔体接近电线外皮并向前移动，正常时万能遥测电笔应发声，到故障点处响声立即消失。但电力电缆线路故障采用遥测法会受到一些外在环境因素的影响，如湿度较大且存在不确定的磁场干扰时，万能遥测电笔就不能进行准确的故障排除。此外，如果10 kV配网系统中的变压器数量多且电力线路过长，架空交叉连接或者地埋线路、地质情况复杂等也不宜采用遥测法对电力电缆故障进行排查，否则排查数据会失真，导致10 kV配网线缆故障无法及时排除。

3 10 kV配网电缆故障的相关内容

3.1 线路负荷合环两侧母线电压（有效值）差

合环倒闸涉及的两条线路所在的母线电压（有效值）不会相同，但可以在退出自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）后，通过调节变压器分接头档位来最大限度地减少两条10 kV母线间的电压差，以达到降低合环运行电流的目的。地区110 kV变压器每调节一个分接开关档位，可升/降的电压值为0.09～0.10 kV，通过调节两台变压器分接头就可以将合环倒闸涉及的两条线路所在母线的电压差控制在0.05 kV以下。若合环两侧电缆线路保护定值不同，则要将过流保护定值较大侧的母线电压调整至略大于或等于对侧母线电压，以使环流从电压略高的一侧母线流向较低的一侧，并使电压略高的一侧线路分担更多的基础负荷［7］。

3.2 试验步骤

依据试验的接线图专门让一人来接线，完成接线后让另外一人负责检查，查看试验的接线是否存在错误、各仪表的量程是否满足要求、现场试验的仪器是否合理布局、试验的人员位置是否合理等。此后对电缆充分实现放电，对指示的仪表进行调零处理，让调压器置在零位，对电源的电压值测量。合上电源刀闸并对设备启动，对升压回路进行加电，并逐步升压到预先所确定试验的电压值，对0.25倍、0.5倍以及0.75倍的试验电压条件下各进行1 min的停留，读取泄漏的电流值。读取1倍试验电压条件下1 min和5 min时泄漏的电流值，在交接时还要读取10 min、15 min时泄漏的电流值。完成试验后，要先把升压的回路内调压器向零位退回并对电源切断处理。在每次试验后，一定要把电缆先通过电阻对地实施放电，后对地进行直接放电处理［8］。

3.3 试验前的准备工作

直流耐压试验是一种破坏性试验，试验前应对电力电缆的绝缘电阻、泄漏电流进行非破坏性试验。若试验结果正常，方能进行直流耐压试验；若发现电缆的绝缘状况有问题，通常应先进行处理后再做直流耐压试验。

3.4 严格把控电缆质量

对10 kV配电网电力电缆原材料控制是一项比较关键的工序。首先，必须确保所选电缆符合国家使用标准，同时有必要对所选电缆在当前环境中的可行性进行充分的分析和讨论，以确保所选电缆能够完全满足当前电缆的构造要求。其次，加强对电缆质量的检查和控制，及时淘汰生产质量低、技术落后的电缆产品，以确保所购电缆的质量。在选择过程中，有必要充分加强对电缆绝缘层质量的控制，以确保电缆质量在当前环境中能够正常使用［9］。

3.5 使用故障指示的设备

在此设备使用中，当电流通过导体期间，磁场会触发指示设备，若电流较大且已超过指示器内额定的数值，则势必会产生信息。若故障出现在白天，则指示器会呈现翻牌的情况；若故障出现在夜晚，则指示器就会进行相应光信号的发出。与故障的检测设备相比，此类指示设备的成本较低，一般可以对二者联合使用，往往故障检测的设备在负荷开关的位置设置，对指示设备在杆塔的位置设置。

3.6 试验电压的标准和判断

要求耐压在5 min时，泄漏的电流值不能超过耐压1 min时泄漏的电流值。加压期间，若泄漏的电流突然发生变化或随时间增长出现增大，或随试验的电压上升而出现不成比例的急剧增加，就说明了电缆绝缘有缺陷，要对原因查明，必要时通过延长耐压时间或提高耐压值来实现绝缘缺陷的查找。若相与相间存在很大泄漏电流的相差，就说明电缆内某芯线的绝缘可能有局部的缺陷。如果试验电压是一定的，但泄漏电流呈现周期性的摆动状态，就说明电缆有局部的孔隙缺陷情况［10］。

4 差异化防雷措施

（1）架设避雷线。在配网架空线路的全线或部分线段架设避雷线，利用避雷线的保护角来保护线路。该方法的防雷效果好，维护工作量少，但全线架设的成本高，且对绕击雷、反击雷的防护效果不理想。

（2）安装过压保护器。过压保护器相当于保护间隙＋避雷器的组合，集合了两种防雷技术的优点，一方面不会承受工频电压，线路损耗小，另一方面使用寿命长，故障隔离效果好。该方法的缺点是投资成本较高，每个杆塔均要安装接地网、接地装置，促使线路中的设备数量增多。

（3）安装避雷针。位于山顶或空旷地区的杆塔，在塔顶安装独立避雷针和接地装置，将接地电阻控制在30 Ω以下。利用避雷针的保护角可以保护杆塔的导线与绝缘子，防止受到雷击。该方法的成本较高，工作量大，而且安装前要计算杆塔的承受能力。

（4）安装避雷器。位于山顶的杆塔，在塔顶安装避雷器和接地装置，将接地电阻控制在10 Ω以下。以氧化锌避雷器为例，可截断工频续流，从而限制雷电过电压。该方法的成本较高，线路中的设备数量增多，而且避雷器阀片长时间承受工频电压易发生老化，导致防雷效果减弱[11]。

5 结 论

10 kV电力电缆工程是重要的民生基础设施建设，持续稳定的电力供应，才能够保障各行各业的快速发展。为确保电力电缆的稳定运行，需要及时进行10 kV电力电缆施工故障分析和经验总结，并制定相应防范措施。通过这些举措，可以有效减少10 kV电力电缆故障，提高广大电力工作者的故障排查和修复水平，保证电网系统的正常传输和运行。