一、10kV出线电缆故障及其判断寻查处理经过
2012年1月21日21时，涿鹿110kV变电站10kV母线接地保护动作，瞬间10kv583#出线保护电流速断也动作，室内10kV出线油开关跳闸。重合闸装置动作后，开关重合未成再次跳闸。为保证城镇客户用电，退出重合闸后，21：03时，又手动试送583#出线开关末成，再次跳闸。此时值班员听到室外有放电声音，立即跑到室外进行检查，发现配电室墙上面583#出线穿墙套管处，A相、B相，架空出线的弓子线被烧伤散股，C相弓子线已被烧断开路。三只穿墙套管接线柱处被烧伤，套管瓷绝缘表面也有放电痕迹。值班员到配电室检查发现583#出线开关，油色变黑。
583#线路故障停电后，供电所人员对线路进行了夜巡，未发现故障点。因此初步判断短路故障是由站内583#出线穿墙套管C相弓子线断线引起弧光短路造成。当夜，修试人员检修了583#开关，更换了开关内的油。清洗了穿墙套管，打磨套管的铜接线柱，又重新连接好C相弓子线后，再次试送583#开关。
结果试送时开关再次跳闸，此时认为故障点还是在套管处。因此又去穿墙套管处检查，并未发现异常，说明故障不在此处。经分析认为C相弓子线被烧断的原因，是583#开关试送电时，合在其它故障点上，是短路电流和电动力作用将C相弓子线烧断开路后，产生弧光发出放电声音。为此又寻查从站内10kV出线架构至583#架空线始端杆段的10kV直埋电缆，发现电缆首端的终端头有些损伤，认为故障可能是由此处引起的，因天黑计划在22日重新做电缆终端头处理。
22日早5时，供电所人员再次对583#架空线路和其它分支电缆线路终端头认真进行寻查，因未发现问题，排除了是架空线路发生故障的可能性。
修试人员又更换了583#出线开关内的油，制造好电缆终端头，并将出线电缆和583#架空线路从始端杆上断开，再次分段试送电。
当对站内583#一段架空线和10kV出线直埋电缆线试送电时，开关又跳了闸，这说明故障处就在直埋出线电缆段。但由于没有电缆故障测试仪，不能确定电缆故障点位置。便请求兄弟单位协助，用电缆测试仪测出了电缆故障点位置。即在电缆穿越公路的车道下面，此处路面被车轮压深有0.4米之多。由于路面冻土层决硬，要挖出故障处电缆进行处理非常困难，因此领导决定重新敷设一条新10kV橡塑电缆临时送电方案。
分公司人员，按照旧电缆走向通过土路面敷设了一条新10kV电缆，修试人员又重新检修更换了583#开关内的油。制造好新电缆两端的终端头，并做了绝缘电阻和交流谐振耐压试验，合格后供电所人员从杆上拆下旧电缆固定好新电缆，将新电缆芯线按相序和583#线路导线重新连接。为防止新电缆在路面上再次被车压坏，采用推土机运土覆盖住新电缆的方法，并在两侧挂上禁止通行的标示牌。这样，到22日下午16：00时，距春晚还有四小时，才恢复582#、583#、584#三条10KV线路供电。其中582#线路主要对五堡乡镇供电，583#、584#线路对涿鹿城镇2/3客户供电，另外，只有1/3客户由586#10KV线路正常供电。
由于这次583#出线电缆故障，造成对涿鹿镇和五堡乡镇大面积停电。据统计583#10kV线路共停电19小时。因583#出线电缆的终端头距582#、584#出线电缆终端头的距离较近，从杆上拆除旧电缆安装新电缆工作时不安全，因此， 也将这两条10kV线路停电8小时。
在583#出线电缆故障处理工作中，张家口供电公司领导和分公司领导都亲临现场指挥，并决定对涿鹿110kV站10kV配电设备和10kV出线电缆早日进行更新改造。
二、10kV出线电缆发生故障的原因
1.遭受外力破坏而损坏
涿鹿110kV站10kV出线，原来是从10kV配电室穿墙套管上边的蓬雨板挂线，经室外水泥杆架构到线路始端杆是架空出线。2003年城网改造时，从架构到始端杆段，全改为用YJLV22-8.7/15kV120平方橡塑电缆直埋敷设出线。2009年4月份，涿鹿县交通局在该站围墙东侧南北方向修建了一条土路面公路，恰好通过10kV583#、584#、585#、586#共4条直埋出线电缆。到2012年直埋电缆处路面，已被大车、汽车车轮压下有0.4米深。由于直埋电缆没有穿钢管保护，多年过车电缆受到重力挤压，使583#出线电缆保护层及内部芯线被车压力损伤，因当时负荷电流不大，电缆还能勉强运行，到2012年年初，583#线路负荷从3000kW增加到5300kW，已超出受损后电缆芯线的允许电流。受损处电缆芯线长时间发热，使电缆绝缘降低，运行中若再受到高电压作用时，使绝缘击穿，引起电缆芯线发生单相接地，又扩大为相间短路故障。除此处外，过去也曾多次发生过因施工用挖土机挖沟时，损坏直埋电缆的故障。
2.系统接地电容电流的影响
在中性点不接地系统中，由水泥电杆和电缆混合的10kV线路，当系统发生单相接地时，接地点流过的电容电流为10安培或以上时，在接地点产生的电弧就不会自行熄灭，还会引起系统过电压，使绝缘较弱的电气设备被击穿，引起单相接地或短路故障。
涿鹿站有8条10kV出线，有三路对涿鹿城镇和三路对工业用电客户供电。城网改造后10kV电缆线路增加，经计算接地电容电流已达到10安培。但该站10kV母线未设计安装10kV消弧线圈，不能对电容电流进行自动补偿。所以当该站10KV出线电缆发生单相接地故障时，还会引起弧光相间短路，造成开关跳闸。
3.缺乏对电缆线路运行管理经验
该站东侧土公路通车几年后，已发现路面在583#直埋电缆处，被车轮压深，因缺少设计施工资料，不知电缆没穿钢管保护，未引起重视，这样给以后电缆运行留下了故障隐患。过去运行经验认为，10kV系统发生故障，主要是由架空线路造成，电缆线路发生故障主要是电缆终端头造成。所以这次583#出线电缆故障时，仍误认为是583#架空线路故障或是电缆终端头故障造成，没能及时准确判断出故障范围和性质。确定出线电缆故障后，因没有电缆故障测试仪，又不能确定故障点具体位置。这一切都延误了处理故障时间，造成三条10kV线路晚恢复供电。
三、防止10kV系统故障的措施
1.对10kV配电装置更新改造
涿鹿110kV站10kV配电装置更新改造工程，是由张家口供电公司设计。于2012年4月先完成了土建工程：从该站10kV配电室，穿过土公路到路两侧10kV线路始端杆，新建成砖结构水泥预制盖板的电缆沟150m，又在室外10kV出线侧新建了两座10kV接地变和消弧线圈水泥混凝土基础等土建工程。到5月份，县交通局在原土公路面上铺了沥青油，成为镇内的环城路。公路两侧是由该站南北方向出线的七路10kV线路和一路35kV线路均为同杆架设的杆塔。
2012年9月7日，由北京汇通盛电气安装公司，在涿鹿供电分公司配合下，开始对该站10kV配电装置和10kV出线电缆改造工程进行施工。为减少施工期对用户的停电时间，在室内先后按10kV母线分段进行设备安装，施工段的母线负荷由另一段母线供电。到9月27日共用了20天时间，完成了该站10kV配电装置及出线电缆三项更新改造工程。经交接预防性试验和工程竣工验收，完全合乎规程要求。同时，分公司也利用停电时间对10kV线路进行了检修调整。这样，使该站10kV配电装置及10kV线路正常投入了安全运行。三项更新改造工程主要内容施工情况略述如下：
(1)屋内10kV配电装置的更新改造
拆除原屋内运行了20年的GG1A10型开关柜20面，和原10kV出线微机保护屏、控制屏6面。新装KYN—28A小车开关柜24面，其中扩装出线柜4面。新装微机保护和控制屏7面，其中新增一面消弧线圈控制屏。10kV小车开关柜面上装有开关状态智能控制仪，上标有开关柜接线图，能显示柜内温度、湿度等。柜面上还装有开关分、合闸控制按钮、各种位置指示灯和测量仪表等。10kV进线、出线、母联、电容器组、接地变小车开关柜内，装有弹簧储能机构的真空开关及其配电设备，能手动、自动分、合闸。开关柜前、后门机械闭锁，10kV母线为全封闭，柜内还装有带电运行和停电状态的语言报警。另外，还拆除了墙上 10kV 出线穿墙套管，封堵了墙上出线孔，粉刷了配电室，安装了自动排风翁等土建工程。
(2)屋外10kV接地变和消弧圈新装工程
在屋外预制的基础上，安装了JDKJ-400/100kVA，电压比10.5/0.4 kV，三相户外接地变两台，还安装了XDZ-315/10型，额定容量315kVA、额定电压10.5/√ 3kV、额定电流10—52A，具有14个抽头的户外式消弧线圈两台，其本身都附装有DYJZ-Ⅱ-10/10-52A有载分接开关;又安装户外RWK-10型阻尼电阻箱两台。以上设备每段10kV母线各使用一台。为保证安全，设备四周加固定围栏保护。在主控室内安装的消弧线圈控制屏上，装有两面XHK-Ⅱ型自动调谐控制器，能自动控制每台消弧线圈，又能显示消弧线圈档位、中性点电压kV、中性点电流A、系统电容电流A、补偿后残流值A、调谐度百分数。
各台设备接线情况：接地变一次线圈首端，用10kV电缆连接屋内每段10kV母线投切接地变的小车开关柜。接地变一次线圈Y型接线，中性点经10kV单报刀闸接消弧线圈首端。接地变二次线圈首端，用低压电缆连接主控制低压配电盘，供站内低压用电负荷使用。消弧线圈的尾端，连接阻尼电阻箱内RXHGB14.24欧/600瓦过渡电阻首端，电阻尾端接地。阻尼电阻可以防止消弧线圈产生谐振过电压及适应过补、欠补、最小残留三种补偿方式。
(3)10kV出线电缆更新改造工程
涿鹿站10kV系统共有8路10kV出线，旧10kV出线电缆因截面较小均需更新。首先拆除从配电室墙上至水泥电杆架构段的每路架空出线，再拆除架构至10kV线路始端杆的直埋旧电缆。考虑到该站城网10kV线路有6路是环网接线开环运行，按最大负荷计算，每路10kV新出线电缆选用了两条YJLV22-8.7/15kV240平方三芯橡塑电力电缆明敷在预建的电缆沟内，在两条电缆首端终端头把同相芯线和出线小车开关柜内并联连接，两条电缆末端在10kV线路始端杆上，用镀锌钢管保护，角钢支架固定，电缆终端头同相芯线和杆上安装的10kV单板刀闸在电源端并联连接，刀闸负荷端按相序和10kV线路导线相连。另外，在始端杆上还安装了10kV氧化锌避雷器，作为电缆线路的防雷保护，为防止鸟害还安装了警鸟器。
该站还有2路10kV出线，是单回路辐射性供电。考虑到每路最大负荷，每路10kV出线电缆选用了一条YJLV22-8.7/15kV240 。
平方的三芯橡塑电缆，其敷设和安装方法和上述方法相同。该站8路10kV出线电缆改造工程，共安装敷设新10kV电缆14条累计2000m。
2.提高10kV电缆线路设计和安装水平
变电站10kV出线电缆和穿越公路的多条10kV电缆，为了便于电缆的敷设和抽换，要求建筑砖结构的主电缆沟敷设,沟内安装角钢支架，能敷设多根电缆，并可靠接地。
穿越公路和城镇街道的单根10kV橡塑电缆，要穿入镀锌钢管内敷设，埋深不小于0.7m。钢管的内径和电缆直径比不得小于1.5倍。需用多根钢管连接敷设时，两根钢管之间的连接应采用直径较大的短钢管套接，不宜采用直接对焊连接，更不允许带间隙单独对接。从沟道引出在杆上敷设的电缆，也要穿入2m或以上长钢管固定敷设。交流单芯电缆不得单独穿入钢管内敷设，钢管还要可靠接地，封堵顶部。
穿越农田和街道旁的10kV电缆，可以采用直埋电缆敷设，深度不应小于1m。直埋电缆上下部，在沟底铺以不小于100mm厚的软土或沙层并加盖保护，其覆盖宽度应超过电缆两侧各50mm。保护板可采用混凝土板或砖块，电缆沟回填要分层穷实，街道两旁的人行道路面还应加预制盖板。电缆走向应加方向水泥预制标桩，并留有设计施工资料。10kV电缆线路在运行中，电缆终端头和接头处容易发生故障。主要原因是由于终端头制造工艺和安装存在缺陷。因此要求选用质量较高的10kV冷缩终端头和接头，由具有制造经验的专职人员，按照制造厂说明书中要求进行。目前，我分公司改为由销售单位和分公司共同制造，电缆中间接头改为在电缆分支箱内进行。安装橡塑10kV电缆终端头，不得让终端头的三相冷缩管弯曲受力，从芯线端子处再用绝缘防老化线自然弯曲和线路导线或刀闸相连。电缆终端头要装设10kV氧化锌避雷器，其接地装置接地电阻不大于10欧姆。电缆线路的两端在沟道敷设，其长度要求留有余度。橡塑绝缘电缆线路完工，需做绝缘电阻和交流谐振耐压试验。
3.加强对10kV线路的运行维护管理工作
(1)按巡视周期对线路进行认真地巡视检查工作，发现线路存在的缺陷，分轻重缓急进行处理消除缺陷。
(2)每年定期对10kV线路进行一次停电检修工作。
(3)作好电缆线路预防性绝缘试验工作。
变电站10kV出线电缆，每年用2500V或5000V兆欧表测量绝缘电阻。橡塑电缆每三年用ST3598变频谐振高压试验装置，用20HZ~300HZ对电缆主绝缘对每相做谐振耐压试验，试验电压值1.6U。(U。橡塑绝缘电力电缆额定相电压(kV)，10kV橡塑电缆Uo=8.7kV)试验时间5min。10kV分支电缆线路，每年做绝缘电阻和接地装置的接地电阻的测试。每3—6年做一次交流谐振耐压试验。
四、改进10kV系统故障的判断、寻查和处理方法。
1.单相接地故障的判断
变电站10kV母线单相接地保护动作后，调度室远动装置会发出语言接地报警，计算机显示器能显示母线三相电压变化值，并能打印。此时，值班员应解除音响，利用三相电压值判断出接地程度和接地相。
当三相电压值一相为零，两相相等为线电压时，表明电网发生了单相金属性接地，电压为零的一相就是接地相。当三相电压值不相等，一相大于相电压，一相偏低但不为零，表明电网某相发生了经过渡性电阻接地，如某相和树枝相碰，电网中性点不接地运行时，按正相序排列，最高相电压下一相就是接地相。电网中性点经消弧线圈接地运行时，消弧线圈采用过补偿时，最高相电压上一相为接地相。当三相电压值有两相相等，一相电压偏高但小于线电压时，表明出线开关或线路分段开关有一相开路;或架空线路导线有一相断线但电源端不接地，或从负荷端接地，造成从断线处负荷侧线路缺相运行，这种故障也会引起接地保护动作，叫单相虚幻接地。
农网变电站一般不安装单相接地自选装置，接地保护不能判断出哪条线路接地。调度值班员可以利用远动装置，采用试停出线开关的办法寻找接地线路。一般先停线路长分支多，历次故障多负荷轻用电性质次要的线路，后停线路短分支少，负荷重的线路，专用线路应先通知或转移负荷后再试停。当试停某路开关后，接地显示并没有消除时，表明此线路没有发生单相接地，应立即再合上开关。但当这条出线有电缆线路时，应等一段时间约5-10分钟后再合闸。这是因电缆线路停电后仍保留一定电压值，停电后会通过线路电阻放电，使残压变低。如果立即送电，电源电压和电缆内电压叠加，将击穿电缆绝缘。
当试停某路出线开关后，接地显示消除，说明这条线路发生了单相接地。调度员应通知线路运行管理单位，并将接地判断结果一起讲明，以便帮助寻找接地故障点。
2.单相接地故障的寻查方法
(1)先巡线检查，后分段试停电寻查。城网10kV线路供电半径较短，分支线又少。电网白天发生单相接地故障时，线路停电后，派员对故障线路先进行巡视检查，查出接地点后，及时进行处理，以便恢复线路供电。但因有的缺陷巡线不易发现，所以送电后线路又呈现单相接地现象。此时，在不停出线开关的情况下，先停线路末端大分支线路开关，尤其是有电缆线路的分支线路，若电压显示正常，说明接地点就是此分支线路，否则再停2#分段开关，或中段大分支线开关等，先找出线路故障段，再进行巡线检查，尤其是检查电缆终端头。对故障段的电缆分支线路，可用兆欧表遥测电缆芯线对地绝缘，若芯线接地，先将故障电缆线路分割，及时恢复正常线路供电，然后再进行处理。这种寻找接地故障点的方法，不但准确，而且可以减少对电缆线路的冲击次数，能避免电缆线路发生故障。
(2)先分段试停电，后巡线寻查
农网10kV线路，线长面广分支线又多。当电网某条10kV线路发生单相接地故障时，变电站因此先断开了出线开关。线路维护单位得到调度员通知后，派员将该线路末端2#分断开关断开，并要求调度员合上10kV出线开关。若接地现象消失，表明是末段线路发生单相接地，经巡线检查查出接地点后，及时进行了处理，再合上2#分段开关，使该段线路恢复了供电。若接地现象没有消失，说明不是末段线路单相接地。在出线开关不停电的情况下，再断开中段线路大分支开关，最后断开线路1#分段开关，若接地现象消失，要求对路进行巡查检查，查出接地点进行处理后，合上1#、2#线路分段开关、分支线开关，全线路恢复了正常供电。因此用这种寻找接地故障点的方法，能节省巡线查找故障点的时间。尤其在夜间线路发生接地故障时更为适宜。
3.短路故障的判断及寻查
(1)实现10kV配网自动化，判断短路故障段
配网自动化主要功能有：馈线发生相间短路故障时，能故障报警并根据馈线出线开关，分段开关的馈线终端(FTU)记录故障前及故障时的主要信息，经计算机系统分析和故障差动功能，判断出故障区段和非故障区段，使故障区段的分段开关跳闸，实现故障区段隔离和非故障段恢复供电。这样，可以根据判断结果，派员对故障区段进行巡视检查，查出相间短路点，经处理后，对故障区段线路恢复供电。
(3)利用继电保护装置判断短路故障区段
在未实现10kV配网自动化的线路，变电站出线开关，装有微机电流速断和定时限0.7秒—1.2秒定时限过电流保护。电流速断保护，是按线路三相短路电流整定时，而且不能保护线路全长。定时限过流保护和分断开关瞬时过电流保护，是避开线路最大负荷而整定的，可以分别保护线路全长和各分段线路。当线路末端短路时，主干线1#、2#分段开关可能无选择性都跳闸。如果将分段开关保护改造成带时限动作并和出线开关定时限保护相配合，就可以达到选择性了。因此，我们可以按照保护的动作情况和保护范围，判断短路故障段，然后派员对线路故障区段进行巡视检查，寻查短路点，经处理后恢复全线路供电。这里值得注意的是：如果变电站10kV出线是电缆出线，或架空线路中有分支电缆线路时，10kV出线保护应退出重合闸装置，更不能开关跳闸后再进行试送。这是因为电缆线路故障多为永久性质，若用重合闸使开关重合，或进行试送。必然会扩大故障范围，对设备造成不应有的损失。因此，当出线开关跳闸后，应首先检查线路首端的架空线路，若线路正常再对出线电缆使用兆欧表进行初步绝缘测量，确定电缆故障后，再用电缆故障测试仪，确定电缆短路点位置，重新制造接头或更换新电缆处理后及时恢复对线路供电。
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