专家层配电运检技术.docx

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专家层配电运检技术

C-06-01配电运检技术

专家层

为什么要测量电力设备的吸收比?

（25分）

答案:

对电容量比较大的电力设备，在用兆欧表测其绝缘电阻时，把绝缘电阻在两个时间下读数的比值，称为吸收比。

（2分）按规定吸收比是指60s与15s时绝缘电阻读数的比值，它用下式表示：

K＝R″60／R″15（2分）

测量吸收比可以判断电力设备的绝缘是否受潮（2分），这是因为绝缘材料干燥时，泄漏电流成分很小，绝缘电阻由充电电流所决定。

（1分）在摇到15s时，充电电流仍比较大，于是这时的绝缘电阻R″15就比较小；（2分）摇到60s时，根据绝缘材料的吸收特性，这时的充电电流已经衰减，绝缘电阻R″60就比较大，（2分）所以吸收比就比较大。

（1分）而绝缘受潮时，泄漏电流分量就大大地增加，随时间变化的充电电流影响就比较小，（1分）这时泄漏电流和摇的时间关系不明显，这样R″60和R″15就很接近，（2分）换言之，吸收比就降低了。

这样，通过所测得的吸收比的数值，可以初步判断电力设备的绝缘受潮。

（2分）

吸收比试验适用于电机和变压器等电容量较大的设备，（1分）其判据是，如绝缘没有受潮K≥1.3。

（1分）而对于容量很小的设备（如绝缘子），摇绝缘电阻只需几秒钟的时间，绝缘电阻的读数即稳定下来，不再上升，没有吸收现象。

（1分）因此，对电容量很小的电力设备，就用不着做吸收比试验了。

（1分）

测量吸收比时，应注意记录时间的误差，应准确或自动记录15s和60s的时间。

（2分）

对大容量试品，国内外有关规程规定可用极化指数R10min／R1min来代替吸收比试验。

（2分）

为什么要对电力设备做交流耐压试验?

交流耐压试验有哪些特点?

（25分）

答案:

交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度最有效和最直接的方法。

（4分）

电力设备在运行中，绝缘长期受着电场、温度和机械振动的作用会逐渐发生劣化，其中包括整体劣化和部分劣化，形成缺陷。

例如由于局部地方电场比较集中或者局部绝缘比较脆弱就存在局部的缺陷。

（3分）各种预防性试验方法，各有所长，均能分别发现一些缺陷，反映出绝缘的状况，但其他试验方法的试验电压往往都低于电力设备的工作电压，作为安全运行的保证还不够有力。

（3分）直流耐压试验虽然试验电压比较高，能发现一些绝缘的弱点，但是由于电力设备的绝缘大多数都是组合电介质，在直流电压的作用下，其电压是按电阻分布的，所以使用直流做试验就不一定能够发现交流电力设备在交流电场下的弱点，例如发电机的槽部缺陷在直流下就不易被发现。

（3分）交流耐压试验符合电力设备在运行中所承受的电气状况，同时交流耐压试验电压一般比运行电压高，因此通过试验后，设备有较大的安全裕度，所以这种试验已成为保证安全运行的一个重要手段。

（3分）

但是由于交流耐压试验所采用的试验电压比运行电压高得多，过高的电压会使绝缘介质损失增大、发热、放电，会加速绝缘缺陷的发展，因此，从某种意义上讲，交流耐压试验是一种破坏性试验。

（3分）

在进行交流耐压试验前，必须预先进行各项非破坏性试验，如测量绝缘电阻、吸收比、介质损耗因数tgδ、直流泄漏电流等，对各项试验结果进行综合分析，以决定该设备是否受潮或含有缺陷。

（3分）若发现已存在问题，需预先进行处理，待缺陷消除后，方可进行交流耐压试验，以免在交流耐压试验过程中，发生绝缘击穿，扩大绝缘缺陷，延长检修时间，增加检修工作量。

（3分）

配电自动化系统缺陷分为三个等级——危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷，请谈谈配电自动化系统三级缺陷定义及不同缺陷主要情况。

（25分）

答：

配电自动化系统缺陷分为三个等级——危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。

（3分）

危急缺陷是指威胁人身或设备安全，严重影响设备运行、使用寿命及可能造成自动化系统失效，危及电力系统安全、稳定和经济运行，必须立即进行处理的缺陷。

（3分）主要包括：

1）配电主站故障停用或主要监控功能失效；（1分）

2）调度台全部监控工作站故障停用；（1分）

3）配电主站专用UPS电源故障；（1分）

4）配电通信系统主站侧设备故障，引起大面积开关站通信中断；（1分）

5）配电通信系统变电所侧通信节点故障，引起系统区片中断；（1分）

6）自动化装置发生误动。

（1分）

严重缺陷是指对设备功能、使用寿命及系统正常运行有一定影响或可能发展成为危急缺陷，但允许其带缺陷继续运行或动态跟踪一段时间，必须限期安排进行处理的缺陷。

（3分）主要包括：

1）配电主站重要功能失效或异常；（1分）

2）遥控拒动等异常；（1分）

3）对调度员监控、判断有影响的重要遥测量、遥信量故障；（1分）

4）配电主站核心设备（数据服务器、SCADA服务器、前置服务器、GPS天文时钟）单机停用、单网运行、单电源运行。

（1分）

一般缺陷是指对人身和设备无威胁，对设备功能及系统稳定运行没有立即、明显的影响、且不至于发展成为严重缺陷，应结合检修计划尽快处理的缺陷。

（3分）主要包括：

1）配电主站除核心主机外的其它设备的单网运行；（1分）

2）一般遥测量、遥信量故障；（1分）

3）其它一般缺陷。

（1分）

结合本单位实际情况浅谈10kV配电网架空线路技改与大修的基本要求以及主要技术原则。

（25分）

答案：

（一）10kV配电网架空线路技改与大修的基本要求：

（1）应以配电网供电能力和运行水平评估为基础，充分利用设备状态评价结果，重点解决配电网存在的主要问题和薄弱环节，逐步向目标网架过渡，不断提高配电网供电能力和设备健康水平。

（2分）

（2）应采用通用及典型设计，兼顾区域经济发展水平、地理气候特点及负荷特性等差。

同一区域内相同应用条件的导线的种类、型号、截面选择应标准化，宜选用2～3种规格。

积极稳妥地采用成熟的新技术、新设备、新材料、新工艺。

（2分）

（3）应充分结合上级电网的规划和建设，统筹考虑市政建设、业扩报装、营销服务等因素，合理确定实施方案，避免投资浪费。

线路和通道等设备设施宜一次性改造到位，避免反复增容或升级改造。

对未来可能成为主干线或重要联络以及重要交叉跨越（如铁路、高速公路等处）的线段，应按照干线标准一次性建成。

（2分）

（二）10kV配电网架空线路技改与大修的主要技术原则

（1）架空线路改造前应合理确定线路分段和联络方式，实现故障或检修情况下负荷转供。

对计划实施配电自动化改造的线路，可适当增加线路的分段及联络，缩小故障停电范围。

优先对放射式架空线路进行不同电源的联络方式改造。

（2分）

（2）架空线路直线杆宜用钢筋混凝土电杆，杆高宜采用12m或15m，电杆根部应带有埋深标志。

市政道路边的电杆不宜采用预应力型混凝土杆，并涂刷或安装规范的防撞安全警示标识。

（2分）

（3）架空线路选用电杆的标准抗开裂弯矩应体现地区差异化，同类区域电杆的标准抗开裂弯矩宜一致，适应目标网架导线承受荷载要求。

（2分）

（4）架空线路改造应为开展带电作业提供空间，横担层距、线间距离、设备安装间距、电杆高度等应满足开展带电作业的要求。

（2分）

（5）架空线路耐张段长度不宜大于1000m。

在市区、林区、人群密集、线路走廊狭窄区域宜采用绝缘线，档距不宜超过50m，市区以外一般为60m～70m，特殊地段根据设计要求选定。

（2分）

（6）变电站出线2000m范围内应采用绝缘线。

沿海及化工污秽地区宜采用防腐蚀和绝缘措施，绝缘水平应增大一级。

（2分）

（7）结合线路改造逐步实施线路全绝缘化改造。

除验电接地环外，绝缘线路的带电裸露部分宜进行绝缘封闭。

绝缘导线接头、破口应采取防水密封和防紫外线措施。

非绝缘线路的T杆、耐张杆、转角杆等，必要时宜进行局部绝缘化处理。

（2分）

（8）多雷区内，无建筑物屏蔽的架空线路，不宜采用架空绝缘线。

（1分）

（9）架空线路应采用节能型线夹，绝缘线宜选用专用金具。

导线承力接续宜采用对接液压型接续管非承力接续及导流接续宜采用液压型、楔型或其他连接可靠线夹，设备连接宜采用液压型接线端子。

（1分）

（10）架空线路的分段点、分支点及用户T接处应装设故障指示器，架空绝缘线路应在耐张杆、转角杆、柱上开关两侧、电缆登杆等位置加装验电接地环。

（1分）

（11）规范整治标志标识、附属设施，完善防护措施。

电杆应有牢固、清晰的标志牌，标明线路名称、杆号等运行和安全警示标识。

（1分）

（12）增挂通信光缆前，须对电杆的机械强度和附加荷载情况进行必要的校核，确认合格后方可实施。

（1分）

介绍过电压保护措施的方法及优缺点？

（25分）

答案：

（1）局部加强绝缘提高线路绝缘水平将配电线路中的瓷绝缘子更换成为硅橡胶绝缘横担，全线提高线路绝缘水平，雷电引发的工频续流因爬距大而无法建弧。

为了降低线路造价，可采用架空绝缘导线加强局部绝缘的方式，即在绝缘导线固定处加厚绝缘也是一种尝试的办法。

优点：

有效提高线路绝缘水平，免维护。

缺点：

更换绝缘子的投资成本较大，而且只能减少断线机率，防止绝缘导线雷击断线效果不明显。

（3分）

（2）架空避雷线

作用：

在空旷地区同杆架设架空避雷线对配电架空绝缘线路进行屏蔽保护，架空绝缘线上的感应电压将降低（1-k）倍，k为避雷线与导线之间的耦合系数乘以冲击系数。

缺点：

1）投资成本大。

2）雷击架空避雷线后容易造成反击闪络/定位高度较低的雷电先导容易产生绕击闪络：

仍然可能引发工频续流熔断绝缘导线。

（3分）

（3）保护间隙

作用：

保护间隙将电弧拉长，使电网电压不能维持电弧燃烧，是一种最简单的灭弧装置。

缺点：

a）间隙不能切断雷电流之后的工频短路电流，必须借助于自动重合闸配合来切断电弧。

b）间隙电压扰动将影响电能质量。

c）间隙放电可能导致线圈形式的设备陡波击穿。

（2分）

（4）放电绝缘子

也称放电绝缘子或钳位绝缘子。

日本东京电力公司采用放电钳位绝缘子以防止绝缘导线雷击断线。

即在绝缘导线固定处剥离绝缘层，加装特殊设计的金属线夹。

当雷电闪络引发工频续流时，工频续流在该金属线夹上燃弧直至线路跳闸以熄灭工频续流，从而避免烧伤绝缘子和熔断绝缘导线。

（3分）

（5）防雷金具

防雷金具在原理上与钳位绝缘子相同。

在绝缘导线固定处剥离绝缘层，加装特殊设计的金属线夹。

当雷电闪络引发工频续流时，工频续流在该金属线夹上燃弧直至线路跳闸以熄灭工频续流，从而避免烧伤绝缘子和熔断绝缘导线。

（2分）

（6）悬垂线夹闪络保护器

根据同一原理，芬兰Nokia公司研发的被覆线配电系统（SAX系统），采用悬垂线夹和其它装置作为闪络保护器，悬垂线夹承受工频电弧。

该装置抗震性能较差，线路风吹舞动时，常发生故障。

放电绝缘子、防雷金具及悬垂线夹的缺点：

（a）对供电可靠性和电能质量有所降低；

（b）存在如何防水浸入绝缘线芯的问题，可能导致导线线芯的电化学腐蚀引起断线；

（c）由于绝缘层的收缩作用和不同材料的热胀系数不同，剥离部分的长度很难控制在一个固定的值，可能露出带电部分；

（d）靠绝缘子及放电间隙硬扛雷电流、工频续电流，需要线路出线断路器配合掉闸、重合闸，需要顾及出线断路器的性能；

（e）影响绝缘导线的机械拉伸性能。

（2分）

（7）增长闪络路径

通过增长闪络路径，降低工频建弧率，是防止架空绝缘线路雷击断线事故的另一思路。

俄罗斯国家电力公司首先提出长闪络间隙保护方式，如图所示。

在横担上安装一U形绝缘闪络路径，使U形头部与绝缘导线之间的冲击放电电压比绝缘子放电电压低。

当雷电过电压时，该间隙先于绝缘子击穿闪络，并沿绝缘闪络路径发展。

设计该绝缘路径足够长，就可以阻止工频续流建弧，切断工频续流。

优点：

投资成本较低，免维护。

缺点：

如何保持间隙的问题和如何与同杆及其它线路保持间距的问题很难解决，间隙电压扰动将影响电能质量。

（2分）

（8）限流消弧角

该装置利用放电线夹刺穿绝缘导线的绝缘层，形成对氧化锌限流元件3的尖端放电间隙，当线路出现雷电过电压时，尖端间隙2首先放电，雷电流经氧化锌限流元件释放，而工频续流则被氧化锌限流元件截断，从而防止架空绝缘线路雷击断线事故的发生。

（2分）

（9）氧化锌避雷器

作用：

随着氧化锌阀片的技术性能提高，氧化锌避雷器优良的保护性能已被人们接受，近年来广泛地应用于电气设备过电压保护。

缺点：

（a）保护范围较小：

只能够保护附近的电气设备免受雷害。

（b）长期承受运行电压：

加速了电阻片的劣化而损坏。

（c）在消弧线圈接地系统中，如果发生避雷器击穿，将会造成长接地。

（2分）

（10）架空线路过电压保护器

架空线路过电压保护器是消化吸收日本、澳大利亚采用限流消弧角的工作原理，在国内率先研制开发成功适合国情的防雷技术措施，填补了国内防止架空导线雷击断线和跳闸新技术和新措施的空白。

它是由非线性电阻限流元件（氧化锌阀片）串联放电间隙组成，安装在线路绝缘子上。

它的保护原理是：

当雷电过电压或其它故障原因引发对地闪络形成金属性电弧放电短路时，线路保护器中特殊设计的不锈钢引流环可以将KA级工频续流直接引向氧化锌非线性电阻限流元件，并借助于氧化锌电阻的非线性特性将正弦波形的工频续流转变成为尖顶波。

尖顶波电流在过零前有相当长的时间内电流幅值较小，同时，限流元件的残压削减放电电压，使电弧瞬间熄灭而达到迅速截断工频续流，达到有效防止架空导线因工频续流高温而熔断（雷击断线）或跳闸的目的。

简单的说它的灭弧原理是通过与绝缘子串联间隙的引流环、氧化锌非线性电阻限流元件的合理配合，在雷电过电压的作用下通流动作，释放雷电过电压能量，有效限制雷电过电压。

线路过电压保护器的优缺点：

缺点：

（a）投资较大；

（b）杆上设备数量增加；

（c）需要安装接地装置。

优点：

（a）安装方便，不需更换绝缘子，也不需更改原有线路设计；

（b）它的灭弧原理是通过限流元件快速切断工频续流，有效限制雷电过电压，不需断路器跳闸灭

弧，不会造成供电中断或影响供电质量；

（c）不需破开导线绝缘层，无需解决导线密封防水问题，不会影响导线机械拉伸性能和使用寿命；

（d）不承受工频电压，线路损耗低，使用寿命长免维护；

（e）串联间隙的隔离效果可避免故障时形成单相死接地，也不影响线路的安全运行。

（3分）

10kV架空线路的常见事故及其防范措施（25分）

答案：

（一）10kV架空线路的常见事故有如下几种：

1.雷击事故雷击10kV架空线路事故有很多种，有绝缘子击穿或爆裂、断线、配变烧毁等。

雷击事故，固然与雷击线路这客观原因有较大关系，而与设备缺陷也有莫大关系，分析其设备原因主要有：

1.1绝缘子质量不过关。

尤其是P－15、P－20针式绝缘子质量存在缺陷，近一、两年来，本地区频频发生雷击针式绝缘子爆裂事故，引起10kV线路接地或相间短路；

1.210kV线路防雷措施不足。

1998年底开始，很多地区的配电变压器都更换了氧化锌避雷器，但一些较长的10kV架空线路却没有安装线路型氧化锌避雷器；

1.3导线连接器接触不良。

很多地区以前都习惯使用并沟线夹作为10kV线路的连接器，甚至连并沟线夹都不用而缠绕接线，并沟线夹连接或缠绕接线都不是导线的最佳连接，导线连接不良，会经受不住强大雷击电流的冲击；

1.4避雷器接地装置不合格。

不合格的接地装置，接地电阻大于10欧，卸流能力低，雷击电流不能快速流入大地。

（4分）

2.台风吹倒杆塔事故按最大设计风速25米/秒设计的杆塔，刮10级以下台风，杆塔是没问题的，台风刮倒杆塔的原因主要有：

2.1．10kV线路及杆塔没有按设计要求施工，杆塔基础不牢固或埋设不够深；（1分）

2.2台风风速超过最大设计风速。

10级台风的风速为25米/秒，11级台风的风速为30米/秒，12级台风的风速为33米/秒。

（4分）

3.外力破坏事故外力破坏亦是10kV架空线路的多发事故之一，这类事故，根据破坏形式可分为：

3.1车辆碰撞触引起10kV架空线路倒杆（塔）；

3.2风筝碰触引起10kV架空线路相间短路速断跳闸；

3.3铁塔的塔材、金具被盗引起杆塔倾斜或倒杆（塔）；

3.4杆塔基础或拉线基础被掏空、破坏，引起倒杆（塔）；

3.5违章建筑的工具或材料碰触导线引起相间短路速断跳闸。

4.线路过载运行或导线连接器接触不良引起发热、断线事故。

5.线路设备残旧，使用年限长，设备存在缺陷，引发相关事故。

（4分）

（二）防范措施

1.防雷击反事故措施

1.1更换、安装支柱式绝缘子或瓷横担。

雷击10kV架空线路针式绝缘子事故，是最多见的设备事故，造成这类事故的原因除了本地区雷暴日多之外，针式绝缘子质量不过关也是主要原因，前几年我们采用和安装的P-15、P-20单裙、双裙及多裙针式绝缘子，经运行证明，该产品质量低劣，耐雷水平低，可以将这类绝缘子更换为支柱式绝缘子或瓷横担，新架10kV线路亦应选用支柱式绝缘子或瓷横担，运行经验证明，支柱式绝缘子和瓷横担的耐雷水平及产品质量比P－15和P20针式绝缘子好得多；

1.2安装氧化锌避雷器。

在空旷的地区，由于没有高大建筑物引雷，雷直击线路是常有的事，所以宜在空旷的10kV架空线路上安装线路型氧化锌避雷器，新安装的配网设备如配变、柱上开关、电缆头等也必须安装氧化锌避雷器，以加强对10kV线路及设备的防雷保护；

1.3选用安普线夹。

在今后的10kV线路改造和检修中，逐步淘汰并沟线夹作导线连接器，并严禁不用线夹而缠绕接线，应选用连接性能较好的安普线夹；

1.4检查、整改接地装置。

定期检查测量10kV线路上接地装置的接地电阻，不合格的给予整改，保证接地电阻值不大于10欧。

新安装的10kV线路接地装置接地电阻也不宜大于10欧，与1kV以下设备共用的接地装置接地电阻不大于4欧。

（3分）

2.防止台风所造成的事故

2.1对10kV线路杆塔应定期进行检查，制定完善的检查制度，对不够牢固的杆塔及时进行加固基础或增加拉线。

新立杆塔应严格按设计要求施工；

2.2适当提高最大设计风速，华南地区可以按30米/秒最大风速设计。

（2分）

3.防外力破坏措施：

根据上面提到的10kV线路外力破坏事故类型及原因，采用如下措施：

3.1为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故，可以在交通道路边的杆塔上涂上醒目的反光漆，以引起车辆驾驶员的注意；

3.2加强对中小学生的宣传教育，在10kV线路旁设置醒目的禁止警示牌，禁止在10kV线路两旁300m范围内放风筝；

3.3加强打击破坏盗窃10kV线路塔材及金具的力度，力求得到当地公安、治保部门的配合，制定有效的措施和具体防范方案，设置专门部门负责实施，对破坏、盗窃10kV电力设施的破坏分子进行严厉的打击；

3.4运行部门定期巡视检查10kV线路的杆塔基础、拉线基础和违章建筑物，对掏空的杆塔基础、拉线基础进行及时维修，对存在缺陷的设备及时处理和检修，对违章建筑物进行清理整顿。

（3分）

4.技术运行部门应密切注意各10kV馈线的负荷情况，及时调整割接各馈线的负荷，严禁线路超载运行。

（1分）

5.在负荷高峰期运用红外线测温仪测量导线连接器的温度，一旦温度异常，立即进行处理，避免高温熔断导线。

（1分）

6.对电杆驳接口、铁塔、配变台架进行周期除锈上油，加强杆塔及金具的防护，提高10kV线路的安全运行水平。

（1分）

7.在10kV线路上安装短路故障指示器，即使10kV线路发生短路故障，也能快速查出故障点及时排除，降低事故损失。

（1分）

电力企业除采取相应的技术和管理措施防止事故的发生和及时消除缺陷外，还应积极发挥当地政府、传媒和广大群众的作用，加大宣传、查处和打击力度，起到群防群管的作用，减少事故的发生，确保电网安全运行，更好地为当地经济建设服务。

（1分）

浅谈10kV电力电缆故障产生的原因及故障判断检测的步骤分析（25分）

1电力电缆故障产生的原因分析

1.1机械损伤很多故障是由于电缆安装时不小心造成的机械损伤或安装后靠近电缆路径作业造成的机械损伤而直接引起的。

有时如果损伤轻微，在几个月甚至几年后损伤部位才发展到铠装铅皮护套穿孔，潮气侵入而导致损伤部位彻底崩溃形成故障。

（2分）

1.2绝缘老化变质电缆绝缘长期在电和热的作用下运行，其物理性能会发生变化，从而导致其绝缘强度降低或介质损耗增大而最终引起绝缘崩溃者为绝缘老化，绝缘老化故障率约占19%。

电缆绝缘介质内部气隙在电场作用下产生游离使绝缘下降，当绝缘介质电离时，气隙中产生臭氧、腐蚀绝缘。

过热会引起绝缘老化变质，电缆内部气隙产生电游离造成局部过热，使绝缘碳化。

电缆过负荷是电缆过热很重要的因素[1]。

安装于电缆密集地区、电缆沟及电缆隧道等通风不良处的电缆、穿在干燥管中的电缆以及电缆与热力管道接近的部分等都会因本身过热而使绝缘加速损坏。

（2分）

1.3电缆外皮的腐蚀电缆外皮腐蚀又分为电腐蚀和化学腐蚀2种。

如果电力电缆埋设在附近有强力地下电场的地方，往往出现电缆外皮铅被腐蚀致穿的现象，导致潮气侵入，绝缘破坏。

同样电缆路径有通过酸碱作业的地方或煤气站的苯蒸汽往往造成电缆铠装和铅包大面积长距离被腐蚀，使电缆出现故障。

（2分）

1.4过电压过电压主要是指大气过电压和电缆内部过电压。

对实际故障进行的分析表明，许多户外终端头的故障是由大气过电压引起的。

电缆本身的缺陷也会导致在大气过电压的情况下发生故障。

（2分）

1.5电缆绝缘物的流失电缆敷设时地沟凹凸不平，或处在电杆上的户外头，由于电缆的起伏、高低落差悬殊，高处的绝缘油流向低处而使高处电缆绝缘性能下降，导致故障发生。

这类故障主要发生在油浸纸电缆和不滴流电缆。

（2分）

1.6设计和制作工艺不良拙劣的技工、拙劣的接头，电场分布设计不周密，材料选用不当，不按技术要求敷设电缆往往都是形成电缆故障的重要原因。

材料缺陷主要表现在三个方面：

电缆制造的问题，铅护层留下的缺陷，在包缠绝缘过程中，纸绝缘上出现褶皱、裂损、破口和重叠间隙等缺陷；电缆附件制造上的缺陷，如铸铁件有砂眼，瓷件的机械强度不够，其它零件不符合规格或组装时不密封等；对绝缘材料的维护管理不善，造成电缆绝缘受潮、脏污和老化。

（2分）

2电力电缆故障检测的步骤:

电缆故障探测一般要经过诊断、测距、定点三个步骤。

（2分）

2.1电缆故障性质诊断:

电缆故障性质的诊断，即确定故障的类型与严重程度，以便于测试人员对症下药，选择适当的电缆故障测距与定点方法。

（2分）

2.2电缆故障测距:

电缆故障测距，又叫粗测，在电缆的一端使用仪器确定故障距离，现场上常用的故障测距方法有古典电桥法与现代行波法。

（2分）

2.3电缆故障定点:

电缆故障定点，又叫精测，即按照故障测距结果，根据电缆的路径走向，找出故障点的大体方位来，在一个很小的范围内，利用放电声测法或其它方法确定故障点的准确位置。

（2分）

3.电缆故障的判断

3.1当故障点电阻等于无穷大时，用低压脉冲法测量容易找到断路故障，一般来说，纯粹性断路故障不常见到，通常断路故障为相对地或相间高阻故障或者相对地或相间低阻故障并存。

（1分）

3.2.当故障点电阻等于零时，用低压脉冲法测量短路故障容易找到，但实际工作中遇到这种故障很少。

（1分）

3.3当故障点电阻大于零小于100Ω时，用低压脉冲法测量容易找到低阻故障。

（1分）

3.4闪络故障可用直闪法测量，这种故障一般存在于接头内部，故障点电阻大于100Ω，但数值变化较大，每次测量不确定。

（1分）

3.5高阻故障可用冲闪法测量，故障点电阻大于100Ω且数值确定。

一般当测试电流大于15mA，测试波形具有重复性以及可以相重叠，同时一个波形有一个发射、三个反射且脉冲幅度逐渐减弱时，所测的距离为故障点到电缆测试端的距离；否则为故障点到电缆测试对端的距离。

（1分）

由下列案例试分析发生本事故的主要原因及存在的主要风险与问题

事故简题：

某供电分公司，操作工丁XX在处理路