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【摘 要】近年来随着电网规模不断的扩大，电力设备数量不断增多，用电客户数也在日益增长，当前东莞变电站的10kV母线设计连接十二条馈线，当发生10kV母线由于故障跳闸导致失压时，如果不能快速消除、隔离故障，及时将失压母线送电，将直接影响用户的用电，带给社会不好的影响，文章通过一起110kV变电站的一段10kV母线失压故障案例，研究分析得出10kV母线失压事故处理过程中的一些处置经验。
【关键词】母线;馈线;失压;用户
1、事故发生前运行方式
2019年10月13日，110kV泰安站在正常运行方式下运行，各10kV母线分列运行，主变变低501、502甲、502乙、503开关在合闸位置，母联500、550开关在分闸位置。
2、事故发生后运行方式
2019年10月13日22时39分，泰安站#1站用变兼接地变零序过流I段保护动作，#1站用变兼接地变514开关、#1主变10kV侧501开关跳闸，10kV #1母线失压，受影响馈线F3-F12共10条馈线，无重要用户（跳闸时F11零序过流I段保护动作跳闸，重合成功）。
3、故障现象及事故处理经过
事故处理的原则是：限制事故的发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。
2019年10月13日22时39分，当值调控员发现10kV#1母线失压信号时，立即通知莆心巡维立即前往泰安站检查，同时通知配调将馈线转热备用并安排转供电。调用后台保信系统、录波数据分析保护信息及动作逻辑。
22时52分，配调将10kV #1母线上所有馈线转热备用。
23时05分，值班人员到达现场，检查站内10kV #1母线上所有设备及#1站用接地变本体及相关二次设备没有异常。
23时25分，当值调控员试送501开关，遥控合上501开关后，发现10kV #1母线B相电压为零，A、C相升高。
23时26分，当值调控员下令断开501开关。
对上述事故现象情况进行分析：
（1）合上501开关后，发现10kV #1母线B相电压为零，A、C相升高。此现象为典型的母线接地现象，说明故障有可能并未隔离，送电范围内仍存在接地故障;
（2）当时合上501后，带电的设备就只有10kV#1母线及51PT，其他馈线及#1站用变兼接地变都在热备用状态，因此当时怀疑故障点在#1母线或51PT中，或者，第三种可能，这是由于母线未带负荷而造成的“假接地”现象。
鉴于上述考虑，通知现场要求相关专业班组尽快到站进行进一步深入检查及开展相关试验工作。同时下令现场将10kV 51PT及#1母线转冷备用。
由于现场未能检查出明显的设备故障，其对于合上501开关后的电压异常现象比较偏向于考虑PT采样异常或者“假接地”原因。
因此现场提出将52甲PT更换至51PT后，再试送一次母线的方案。
考虑到故障点尚不明确，若将52甲PT更换至51PT，再次试合501后，若故障仍存在，故障电流有可能冲坏52甲PT，造成不必要的设备损坏。因此，当值未立即同意其申请。继续要求专业班组檢查意见。
14日01时25分，将10kV 51PT及#1母线转检修操作完毕。
01时45分，专业对10kV #1母线摇绝缘检查正常，检查发现711开关机构在分闸状态下B相断口绝缘不合格。即711开关B相未分开，现场判断此为合上501开关后电压异常的原因。
02时08分，将10kV#1母线由检修转热备用操作完毕。
02时11分，合上501开关，10kV #1母线送电正常。
02时34分，合上514开关，投入接地系统，
02时54分，10kV #1母线所有馈线全部送电正常（F11保持在冷备用状态，等待线路排查故障）。
涉及二次定值内容：
4、故障处置不足及存在问题
思维定式。现场反馈检查所有设备无异常后并未继续深入思考，按照故障现象及保护信息，故障点应该大概率在F11间隔，但现场反馈711开关间隔无异常后，就完全忽略了711间隔，排查的重点被转移去了51PT与母线这两个设备。
对现场设备不熟悉。根据现场的设备构造，若母线及馈线开关不转冷备用，是无法切实检查清楚其开关机构是否真实分开或合上的，只能通过开关状态指示灯来判断，对于本次事件的故障，显然，单凭这一现象的不足以发现的。若当时当值多留个心眼，意识到这个问题，要求现场彻底检查清楚711间隔情况，可能就可以及早发现本次事件的故障点。
5、改进措施
1、对于10kV母线失压伴随10kV馈线跳闸的事件，当值应优先将该10kV馈线转冷备用隔离检查处理，确认间隔无异常后方能对母线试送。
2、加强对故障信息的判断分析。对于本次事件中，母线失压同时泰安站出10kV母线接地告警，为B相接地;试送10kV母线的接地现象仍为B相接地，结合两次的故障信息可基本判断为同一故障引起的母线接地现象，可大概率排除PT故障问题，应怀疑是否原始故障引起。日后此类的故障处理应参考借鉴此类分析过程。
6、结语
这是一起较为典型的站内设备故障导致10kV母线失压的案例。根据此类事件的处置经验及原则，10kV母线失压后首要任务是在最短时间内恢复失压馈线的转供电工作，通知配调将失压馈线转热备用，同时安排分局转供电。然后再开始按照分析保护信息-隔离故障点-恢复失压设备供电的步骤着手处理站内的事故。10kV母线失压处理可能会引起严重的社会影响后果，文章提出了10kV母线失压的处理方式能够有效、快捷的处置母线失压故障。
参考文献：
[1]《东莞供电局主网调度操作管理业务指导书》
[2]《东莞供电局电网异常处置管理业务指导书》
[3]《 110kV泰安变电站现场运行规程》
[4]《南方电网调度运行规程》
作者简介：
郝乾啸（1989—），男，广东东莞人，本科，广东电网有限责任公司东莞供电局，电力系统调度与运行。
（作者单位：广东电网有限责任公司东莞供电局）
【关键词】母线;馈线;失压;用户
1、事故发生前运行方式
2019年10月13日，110kV泰安站在正常运行方式下运行，各10kV母线分列运行，主变变低501、502甲、502乙、503开关在合闸位置，母联500、550开关在分闸位置。
2、事故发生后运行方式
2019年10月13日22时39分，泰安站#1站用变兼接地变零序过流I段保护动作，#1站用变兼接地变514开关、#1主变10kV侧501开关跳闸，10kV #1母线失压，受影响馈线F3-F12共10条馈线，无重要用户（跳闸时F11零序过流I段保护动作跳闸，重合成功）。
3、故障现象及事故处理经过
事故处理的原则是：限制事故的发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。
2019年10月13日22时39分，当值调控员发现10kV#1母线失压信号时，立即通知莆心巡维立即前往泰安站检查，同时通知配调将馈线转热备用并安排转供电。调用后台保信系统、录波数据分析保护信息及动作逻辑。
22时52分，配调将10kV #1母线上所有馈线转热备用。
23时05分，值班人员到达现场，检查站内10kV #1母线上所有设备及#1站用接地变本体及相关二次设备没有异常。
23时25分，当值调控员试送501开关，遥控合上501开关后，发现10kV #1母线B相电压为零，A、C相升高。
23时26分，当值调控员下令断开501开关。
对上述事故现象情况进行分析：
（1）合上501开关后，发现10kV #1母线B相电压为零，A、C相升高。此现象为典型的母线接地现象，说明故障有可能并未隔离，送电范围内仍存在接地故障;
（2）当时合上501后，带电的设备就只有10kV#1母线及51PT，其他馈线及#1站用变兼接地变都在热备用状态，因此当时怀疑故障点在#1母线或51PT中，或者，第三种可能，这是由于母线未带负荷而造成的“假接地”现象。
鉴于上述考虑，通知现场要求相关专业班组尽快到站进行进一步深入检查及开展相关试验工作。同时下令现场将10kV 51PT及#1母线转冷备用。
由于现场未能检查出明显的设备故障，其对于合上501开关后的电压异常现象比较偏向于考虑PT采样异常或者“假接地”原因。
因此现场提出将52甲PT更换至51PT后，再试送一次母线的方案。
考虑到故障点尚不明确，若将52甲PT更换至51PT，再次试合501后，若故障仍存在，故障电流有可能冲坏52甲PT，造成不必要的设备损坏。因此，当值未立即同意其申请。继续要求专业班组檢查意见。
14日01时25分，将10kV 51PT及#1母线转检修操作完毕。
01时45分，专业对10kV #1母线摇绝缘检查正常，检查发现711开关机构在分闸状态下B相断口绝缘不合格。即711开关B相未分开，现场判断此为合上501开关后电压异常的原因。
02时08分，将10kV#1母线由检修转热备用操作完毕。
02时11分，合上501开关，10kV #1母线送电正常。
02时34分，合上514开关，投入接地系统，
02时54分，10kV #1母线所有馈线全部送电正常（F11保持在冷备用状态，等待线路排查故障）。
涉及二次定值内容：
4、故障处置不足及存在问题
思维定式。现场反馈检查所有设备无异常后并未继续深入思考，按照故障现象及保护信息，故障点应该大概率在F11间隔，但现场反馈711开关间隔无异常后，就完全忽略了711间隔，排查的重点被转移去了51PT与母线这两个设备。
对现场设备不熟悉。根据现场的设备构造，若母线及馈线开关不转冷备用，是无法切实检查清楚其开关机构是否真实分开或合上的，只能通过开关状态指示灯来判断，对于本次事件的故障，显然，单凭这一现象的不足以发现的。若当时当值多留个心眼，意识到这个问题，要求现场彻底检查清楚711间隔情况，可能就可以及早发现本次事件的故障点。
5、改进措施
1、对于10kV母线失压伴随10kV馈线跳闸的事件，当值应优先将该10kV馈线转冷备用隔离检查处理，确认间隔无异常后方能对母线试送。
2、加强对故障信息的判断分析。对于本次事件中，母线失压同时泰安站出10kV母线接地告警，为B相接地;试送10kV母线的接地现象仍为B相接地，结合两次的故障信息可基本判断为同一故障引起的母线接地现象，可大概率排除PT故障问题，应怀疑是否原始故障引起。日后此类的故障处理应参考借鉴此类分析过程。
6、结语
这是一起较为典型的站内设备故障导致10kV母线失压的案例。根据此类事件的处置经验及原则，10kV母线失压后首要任务是在最短时间内恢复失压馈线的转供电工作，通知配调将失压馈线转热备用，同时安排分局转供电。然后再开始按照分析保护信息-隔离故障点-恢复失压设备供电的步骤着手处理站内的事故。10kV母线失压处理可能会引起严重的社会影响后果，文章提出了10kV母线失压的处理方式能够有效、快捷的处置母线失压故障。
参考文献：
[1]《东莞供电局主网调度操作管理业务指导书》
[2]《东莞供电局电网异常处置管理业务指导书》
[3]《 110kV泰安变电站现场运行规程》
[4]《南方电网调度运行规程》
作者简介：
郝乾啸（1989—），男，广东东莞人，本科，广东电网有限责任公司东莞供电局，电力系统调度与运行。
（作者单位：广东电网有限责任公司东莞供电局）