1 问题的提出
同时有两路或多路来自不同站的站用电作为备用电源的变电站并不多，从目前深圳供电局变电站结构要求来说，拥有多路备用电源的变电站，一是最重要的变电站，二是只有1台变压器运行的变电站。除此以外，其余变电站都是使用本站站用电源，可靠性没有拥有多路电源的变电站强。
1985年，深圳站（即现在水贝站）220 k V深大线（深圳—东莞大朗）2254开关线路故障跳闸，因为当时只有这一条220 kV线路送深圳站，致使深圳站全站失压。2254开关故障跳闸后出现“压力低闭锁合闸”信号，重合闸无法启动。当时开关压力机构马达是交流电作电源打压的，全站失压后站用电也同时没有了，又没有其他备用电源供给，无法将跳闸的2254开关强送电。最后由其他站10kV线路倒供电至深圳站站用变压器作电源才恢复全站送电，把送电时间延迟了。
但一站多电源模式也发生过事故。水贝中心站管辖下的110 kV盐田变电站在1998年12月投产。当时，有2条110 kV线路供盐田变电站，一条简盐线（简龙—盐田）负责供电，另一条盐葵线（盐田—葵冲）作热备用。只有1台50 MVA变压器带着1号站用变压器及蓄电池组运行，其他负荷全部没有投运。投产后站用变压器运行方式如图1。
从图1看，当时1号站用变压器低压侧QF1开关合上，送380 VⅠ段母线，经分段QF3开关送至380 VⅡ段母线；2号站用变压器低压侧QF2开关因备用电源线路未搞好，故未充电启动，开关在断开位置；QA1，QA2是110 kV刀闸闭锁电源开关，也在合闸位置。变电站以这样的运行方式一直运行了一个多月。1999年2月7日，盐田站2号站用变压器充电启动投产，经核对相序后，站用变压器恢复分段运行方式供电。由沙头角站F45线路作盐田站第2路站用电电源。2号站用变压器充电投产后站用变压器运行方式如图2所示。
图2上的1号站用变压器低压侧QF1开关合上，送380 VⅠ段母线；2号站用变压器低压侧QF2开关合上，送380 VⅡ段母线；站用变压器分段QF3开关在分闸位置（热备用状态）。这是目前所有变电站最常用的站用变压器电源互为备用的运行方式，按理说是很可靠的供电方式，但这种供电方式偏偏很不适合当时盐田站的运行方式。图2上粗虚线框部分QF1开关由盐田站供本站380VⅠ段负荷；QF2开关由沙头角站供盐田站380 VⅡ段负荷。而细虚线框部分01～09编号的设备是盐田站110 kV刀闸闭锁电源，分别由QA1，QA2开关供给，就是这种运行方式致使01～09编号的110 kV刀闸闭锁电源电缆全部烧毁，给生产和安全带来威胁和危害。
2 原因分析
事后检查分析发现事故由以下几个原因造成：
a）盐田站低压回路设计不合理。尤其是110kV刀闸闭锁电源回路（细虚线框部分）从01～09编号设备之间，没有设计一个分段联络开关将不同来路的电源隔开，而是全部并接在一起，当两个站同时运行时就造成低压回路环网运行的现象。
b）两个站负荷不平衡。沙头角站3台主变压器，其中2台50 MVA，1台31．5 MVA；110kV线路4回；10 kV线路32回。当时负荷将近90 MVA。盐田站只有1台50 MVA主变压器；110 k V线路2回，其中一回备用；10 kV线路无出线，只有站用变压器，负荷几乎是零。
c）沙头角站与盐田站由于低压回路长时间环网运行，导致不平衡电压环路，产生环流现象，最终使01～09编号4 mm2的110 kV刀闸闭锁电源电缆全部烧毁。事后在盐田站低压母线检查测量出两端电压，沙头角站侧电压为339 V，盐田站侧电压为368 V，两站相差近30 V。
d）施工单位与使用单位在交接过程中，遇到在特殊运行方式要求下运行的设备，没有将设计与运行不相符的问题提交；没有提醒运行人员注意事项，也是一个失误。
e）运行单位在整个设备安装期间无法在现场进行了解和监督。
f）运行人员在整个交接过程中也没有向施工单位就有关特殊运行问题提出异议。
g）图纸资料及竣工图不能保证在投产前移交，造成运行单位不能及时了解设备存在的问题。
3 对策
经过以上原因分析后，电源班对盐田站110kV刀闸闭锁电源进行改造，重新敷设一条电缆，并在05～06编号处加装1个QA3分段开关。改造后的电源回路适合任意一种运行方式运行。
针对目前站用变压器运行方式仍不够灵活的问题，笔者建议采用一个选择开关来控制现时的站用变压器运行方式，即：既可用站用变压器分段开关互投电源，也可用站用变压器低压侧开关互投电源。