1 故障经过
    2016年3月14日清晨6时许，湖北省孝昌县丰山镇境内发生雷暴雨。6时15分，10 kV秀峰线发生接地故障、6时23分；10 kV张榨线也发生过流故障跳闸，几乎与此同时，10 kV秀峰线速断跳闸。按照巡视责任权限，6时28分，调控中心通告丰山供电所跳闸线路名称及保护动作情况，并发出适时巡线的指令。10时36分，在暴雨停息后，丰山供电所组织两路人员分别对10 kV秀峰线和10 kV张榨线巡线。11时 36分，两路人员返回均报告未发现明显故障点。电话请示调控中心进行试送，11时43分10 kV张榨线试送成功，但11时45分试送10 kV秀峰线时不成功，与此同时，已试送成功的10 kV张榨线又跳闸。反之，再次试送10 kV秀峰线时成功，紧接着试送10 kV张榨线不成功，同时10kV秀峰线亦随即跳闸。
    在通知相关人员并做好安全措施后，丰山供电所所委会按照重新制定的巡查方案，分别短时合闸送出10 kV秀峰线与10 kV张榨线电源后，对两条10 kV线路进行深人细致的带电故障巡查，并相继发现导致跳闸事件的故障点：雷电在同一时段内分别击穿了10 kV秀峰线山顶星桥山庄专用变压器U相10 kV避雷器和10 kV张榨线柑桔园公用变压器W相避雷器。因两条10 kV线路上被击穿的避雷器均为老式阀型避雷器，未发生外观上的碳化和损毁。此外，第一次巡查是在线路停电的情况下进行的，故障现象不易被发现，而第二次巡查为带电分段责任到人逐杆逐台配电变压器巡查，当巡查到故障点时，被击穿的阀型避雷器仍在“啦哦”放电。分别更换新型氧化锌避雷器后，两条10 kV配电线路相继恢复送电。
    2 故障分析
    秀峰线全长8.36 km，约有5.17 km线路穿梭于地势险要的山岭间，跳闸后难以及时发现故障点，运检工作负责人在巡线完毕后便请示县调控中心送电。当其中任一线路试送时，该线路已击穿的避雷器对地间歇性放电，但放电电流不大，又因10 kV配电系统是中性点非直接接地的小电流接地系统，接地电流较小不足以启动继电保护动作；但当另一条10 kV线路试送时，不同出线的两条 10 kV线路两边相的接地电流，通过母排桥接合成较大接地短路故障电流，同时分别作用于两条故障线路，从而导致继电保护装置动作跳闸。
    在故障发生时，35 kV双峰变电站由于设计改造和历史等原因零序互感器发生故障未及时更换，同时未安装绝缘监测系统和小电流接地选线系统，一定程度影响了接地故障的及时准确研判。
    3 延伸思考
    在上述案例中，只出现了同一10 kV母线不同两条线路发生边相异相接地复合故障的情况，结合笔者在基层一线多年从事配网维护工作的经验，对共母线的两条10 kV线路两点接地复合故障出现过的其他两种情形作简要探讨。
    （1）一条10 kV线路与另一条10 kV线路的同相两点同时发生接地。此时接地情况实际就是两点同相接地电流叠加到一个系统发生的单相接地。由于故障电流仍较小，故两条10 kV线路均不会跳闸。需要停掉全部10 kV出线逐一试送观察母线相电压变化，才能筛选出接地线路。
    （2）一条10 kV线路的中相与另一条10 kV线路的任一边相两点间同时发生接地。同样因中相没有电流互感器，反应不出故障电流，继电保护装置不动作；而接地边相电流互感器可以反应出故障电流，保护动作跳闸，切除边相接地故障线路，但此时中相接地线路仍未切除。如未安装接地选线系统，需逐条10 kV线路停送，并根据母线电压变化情况来分辨出接地线路。

    4 改进措施
    （1）加强基层运检人员业务技能培训，引导运检人员系统学习继电保护一、设备运检、PMS系统操作等配电运检必备的知识，走理论联系实际的发展之路。
    （2）加强日常定期巡查与维护，每年在草木生长茂盛期到来之前对线路走廊进行有效清理；对线路的布局及可能存在的问题要做到全局在胸，确保在非正常状态下迅速对故障的性质与范围进行尽可能准确的定位。
    （3）巡检人员在故障巡线前需要根据保护动作方式、配网运行方式、配网负荷潮流情况、继电保护定值、缺陷状态等进行综合研判。
      （4）对于10 kV线路所处环境地形崎岖或线路较长，辖区气候复杂的基层35 kV无人值班变电站，必须配置绝缘监测系统，有条件的地方还需要安装接地选线系统。
    （5）对于调度和现场运行操作人而言，应该竭力避免分段运行的两段母线同时发生接地时操作分段断路器并列运行，避免人为桥接故障电流诱发和扩大事故。
      （6）将配网巡检工作纳入月、季、年绩效考核，开展零跳闸、零事故竞赛活动，奖勤罚懒，全面调动巡检人员的积极性与创造性。