主变开关死区故障的分析
旁路代220kV主变开消除保护死区的方法探讨
（ ）中压 侧 为 主 电源 侧 ， 高 压 侧 虽 为 主 电 源 １ 或 侧 ， 中压侧 也有 足 够 大 的 电源 。此 时 仍可 采 用 上 但 述方 法解 决 ， 即利 用 中压侧 旁 路 开 关 的线 路 保 护 来 做 中压侧 引线 及 旁 母 的 主 保 护。此 时应 注 意 ， 高 在 压 侧发 生故 障 ， 过 中压侧 的故 障量 应 足 以启 动 本 经 保护 ， 即对 高压母 线故 障有 足够 的灵 敏度 。 （ ）高 压侧 为 主 电 源侧 ， ２ 中压 侧 无 电源 或 仅 有 极 小 的地方 小水 （ ） 并 网 ， 时 由于 在 其它 两 侧 火 电 此 故障时， 流经 中压开关 的故 障量 太小 甚至 为零 ， 故不 能再采 用上 述旁 路 保 护来 替 代 的方 法 ， 必须 寻求 而
摘要 ： 出 了２０ Ｖ变 电站 旁路开关代主 变开 关运行时存在保护死 区的问题 ， 提 ２ｋ 并针 对各种 系统 运行 方式介 绍 了几种解决方法 理论分析和 实践表明 ， 方法具有简单、 该 可靠 、 实际操 作性 强的特点 。
关键词 ： 线； 旁路母线 ； 保 护死区 母 中 图分 类 号 ：Ｔ ７２ Ｍ ７ 文 献 标 识 码 ：Ｂ 文章 编 号 ：１０—８７ ２０ ） —０６０ ０３４ ９ （０２ ０ ０６—２ ７
— —
类似 地 ， 当变压 器 中压侧 由旁路 开关 （ 或母联 兼 旁路 开关 ） 主变 开关运行 时 ， 代 同样 存在死 区 问题 。
保护 死 区问题 ， 现分 析如 下 ： １ 正常 运行 时 （ （） 如
Ｉ 母 Ⅱ 母
图 １ ， 差保 护 （ 用 开 关 ｒ ） 母 差 保 护 所用 ｒ ）纵 取 ｒ 与 ｌ Ａ ｒ ｌ Ａ 在装 设位 置上 相互 交叉 ， 避免 了保 护死 区 的问题 ， 即
某风场1号主变301开关故障分析
某风场1号主变301开关故障分析2015年08月05日06时19分，***风电场1号主变差动保护、速断保护动作，35KV四段母线母差保护动作，1101、301、311、312、313、314开关跳闸，导致 35kV 第一回集电线路14台风机停运，35kV 第二回集电线路9台风机停运，35kV 第三回集电线路10台风机停运。
项目部立即开展故障抢修工作，至2015年08月06日04时39分，故障处理结束，1号主变、35KV四段母线及35kV三条集电线路恢复送电，2015年08月06日10时30分，部分风机恢复运行。
本次故障预计抢修时间72小时，实际用时21小时，风电场停运时长22小时33分，损失电量23700千瓦时。
一、当日运行情况1.天气情况无风、小雨、平均风速1.9m/s。
2.主系统运行情况110KV***线、110kV 1号主变、110kV 2号主变、35kV四段母线、35kV五段母线、35kV 1号接地变、35kV2号接地变、（1号无功补偿、2号无功补偿故障未投入）、35kV1号、2号、3号、4号、5号、6号集电线路运行，2号主变中性点刀闸投入运行。
3.风机运行情况运行风机64台。
二、故障过程1.开关动作情况2015年08月05日06时19分，集控室警铃响，经初步检查，发现1101（1号主变高压侧开关）、301（1号主变低压侧开关）、311（1号站用变开关）、312（1号集电线路出口开关）、313（2号集电线路出口开关）、314（3号集电线路出口开关）开关跳闸，3条集电线所带风机停运，故障录波器动作。
2.保护动作情况（1） 2015年08月05日06时19分，1号主变差动保护、速断保护动作，35KV四段母线母差保护动作，1号主变差动保护动作电流为A相19.09A，B相19.15A，C相19.14A,1号主变差动保护定值为2.4A。
（2） 35KV四段母线差动保护动作电流为10.38A，35KV四段母线差动保护定值为4.9A。
主变有载调压开关的故障分析及解决
主变有载调压开关的故障分析及解决主变有载调压开关是电力系统中常见的设备之一，它的主要作用是在电网负荷变化时，通过调节主变压比，实现电网的稳定运行。
由于长期工作在恶劣的环境条件下，主变有载调压开关也会出现各种故障，影响电力系统的正常运行。
及时分析并解决主变有载调压开关的故障，对保障电力系统的安全稳定运行具有重要意义。
一、故障分析1. 通风系统故障主变有载调压开关通常安装在变电站的室外，长期受到风雨、阳光、灰尘等自然环境的影响。
如果通风系统出现故障，将会导致开关内部温度升高，甚至引发设备过热，进而影响设备的稳定运行。
2. 绝缘故障由于主变有载调压开关工作环境的特殊性，设备内部容易积聚灰尘及湿气，这些因素会对设备内部的绝缘系统产生影响，导致绝缘故障的发生，严重影响设备的安全运行。
3. 机械故障主变有载调压开关在操作过程中需要频繁进行机械运动，如果设备内部的机械部件因长期磨损或者松动，将会导致设备的操作不稳定，甚至出现卡阻的情况，从而增加设备的故障风险。
4. 控制系统故障主变有载调压开关的控制系统是保证设备正常运行的核心部件，如果控制系统出现故障，将会导致设备无法正常调压，最终影响电力系统的稳定运行。
二、故障解决1. 定期检查及维护为了保证主变有载调压开关的正常运行，需要定期进行设备的检查及维护工作。
包括清理设备表面的灰尘、检查通风系统是否正常运行、检查机械部件是否松动、维护绝缘系统等。
2. 加强绝缘保护针对主变有载调压开关的绝缘故障问题，可以采取一些措施进行绝缘保护，如增加绝缘涂层、提高绝缘等级等，以减少绝缘故障的发生。
3. 调整通风系统针对通风系统故障问题，可以采取一些方式进行调整，如增加通风孔数、更换通风扇、增加通风设备等，以确保设备内部能够获得足够的通风散热。
4. 更新控制系统针对控制系统故障问题，可以考虑对控制系统进行更新升级，选择更加稳定可靠的控制设备，以确保设备的稳定运行。
主变有载调压开关的故障分析及解决需要综合考虑设备的工作环境、结构设计及操作需求等多个因素，通过定期检查、维护及加强设备的绝缘保护、通风系统调整、控制系统更新等措施，可以有效预防和解决主变有载调压开关的故障，确保电力系统的安全稳定运行。
浅谈内桥接线变电站主变差动保护死区问题
浅谈内桥接线变电站主变差动保护死区问题摘要：随着电网框架的不断完善，220kV已经成为城市供电的主网架，110kV线路已是辐射性供电的主要通道，110kV变电站多数成为城市终端变电站，其要求既节约资源，又满足供电可靠性。
而内桥接线变电站中使用的一次设备少，占地少，具有一定的运行灵活性，能满足供电可靠性的要求，所以，在终端变电站中，内桥接线被广泛采用，我公司共有8座110kV变电站，内桥接线变电站一共有5座，占总变电站的62.5%。
由于内桥接线的特殊性，在实际运行中，内桥接线变电站的主变差动保护存在误动和死区的问题，成为电网运行的安全隐患。
对可靠性也有一定的影响，而现有用户的负荷都很重要，对供电可靠性的要求要求较高，所以，提高供电可靠性成为重中之重。
关键词：内桥接线；变电站；主变差动保护；死区问题一、内桥接线变电站运行方式变压器高压侧没有开关(断路器)，仅仅设置了闸刀(隔离开关)；内桥开关一侧配有差动电流互感器，该电流互感器有的靠内桥开关Ⅰ母侧，也有的靠内桥开关Ⅱ母侧。
内桥接线变电站常见的运行方式有如下3种：(1)“中间”方式：高压侧分列运行，即2条进线1，2分别供1，2号主变701和702开关运行，700开关热备用，备自投方式为母联备自投，2台变压器T1，T2分列运行；(2)“左边”方式：高压侧并列运行，进线1供1，2号主变701和700开关运行，702开关热备用，备自投方式为进线备自投，2台变压器T1，T2并列运行；(3)“右边”方式：高压侧并列运行，进线2供1，2号主变702和700开关运行，701开关热备用，备自投方式为进线备自投，2台变压器T1，T2并列运行。
二、内桥接线变电站保护配置对于内桥接线变电站保护典型配置：2条进线开关为受电馈供开关，没有配备专门的线路保护；2主变压器安装在主保护和后备保护的电流互感器，以主变压器相应线路开关变压器差动保护中，独立流量低侧开关桥开关独立流变，跳进线开关后差动保护，相应的桥开关和主变低压侧开关。
内桥接线变电站主变差动保护死区问题分析
等、方 向相反 ，刚好抵消，所 以 １ 号主变差动继电 器感受不到故障电流 ，该差动保护不会动作。 对 １ 号主变 的高压侧后备保护使用套管流变，
因为故 障 电流 不流过 １ 号 主变 套管 电流互感 器 ，所
（ ３ ）在内桥开关两侧装设 ２ 组 电流互感器 并交
叉布置 （ 见 图２ ） 。流变 Ｔ Ａ１ ，ＴＡ３ ，ＴＡ５构 成 １ 号 主 变 差 动 保 护 范 围 ，流 变 Ｔ Ａ２ ，Ｔ Ａ４ ，ＴＡ６构
于Ｔ Ａｌ 流人 故 障 电流和 Ｔ Ａ５流 出故 障 电流 大小 相
该方案以牺牲运行灵活性为代价 ，一旦由于进 线检修 等原 因无法 安 排成 指定运 行方 式 ，则又 会存
在 死 区 问题 。
（ ２ ） 将 内桥开 关 单侧布 置 的流 变短 接退 出。 当 正 常 运 行 方 式为 “ 中间 ”方 式 时 ， 由于 Ｔ Ａ５短 接
及设备安全都有很大影响。 ３ ． ２ “ 左 边 ”方式和 “ 右 边 ”方 式
同理 ，在 “ 左边 ”方 式下 ，内桥 ７ ０ ０开关 和其
护连调分段开关压板停用 ） ，第 ２时限跳主变低压 侧开 关 ，第 ３时 限跳相 应进 线开 关 、桥开 关和 低压
侧 开 关 。主 变 ｌ １ ０ｋ Ｖ侧 后 备 保 护 用 的 电流 取 自主 变 高压 侧 套 管 流 变 ， 电压 用 １ １ ０ ｋ Ｖ母 线压 变 二 次 电压 。 内桥 接 线变 电站 还应 配 置 ｌ 套 备 自投 装 置 ， 实现 主变 备 自投和 低压侧 母联 备 自投功 能 。
过短路 电流 ，只有 Ｔ Ａ ５ 感受到短路 电流，因此 ２ 号主变差动继 电器有差流，差动保护动作出 口，跳
开７ ０ ２ 和３ ０ ２ 开关 ，但是故障点仍未被 隔离 。因为
浅谈内桥接线方式下的主变差动保护死区问题的改进
浅谈内桥接线方式下的主变差动保护死区问题的改进摘要：内桥接线在我国的变电站中是一种典型设计，本文主要介绍了内桥接线方式下主变差动保护死区的形成原因和危害，提出并分析了几种改进死区问题的建议，结合现场实际经验，浅谈了一些解决方法。
关键词：内桥接线；保护死区；解决建议0 引言讨论死区问题首先要明确死区形成的原因：差动保护是以CT安装位置为保护范围的，而断开故障电流是靠断路器来实现的，因此CT的安装位置与断路器的安装位置之间就存在了一个保护的盲点，即是所谓的死区。
1 典型的内桥接线图和死区故障分析1.1典型内桥接线的变电站站电气主接线如图1所示，1#进线开关为711，带110kV I段母线，2#进线开关为712，带110kV II段母线。
两条母线各接一台电压互感器。
两台主变高压侧仅仅设置了隔离开关。
1号主变的差动保护范围为电流互感器CT1、CT3、CT4之间，2号主变的差动保护范围为电流互感器CT2、CT3、CT5之间。
110kV部分的常规运行方式有4种：运行方式1为711、710开关运行、712开关热备用，即高压侧并列运行，1#进线带两台主变，2#进线作为明备用。
运行方式2为712、710开关运行、711开关热备用，2#进线带两台主变，1#进线作为明备用。
运行方式3、4为711、712开关运行、710开关热备用，即高压侧分列运行，1#进线带1号主变、2#进线2号主变，两条进线互为暗备用。
1.2主变差动保护死区故障分析若内桥断路器710与电流互感器CT3之间K点发生故障，保护动作情况如下所述：（1）当处于运行方式1时，由于故障点在CT2、CT3、CT5之间，2号主变差动保护判为区内故障，跳开710、712和102，此时110kV I段母线仍有电压，所以备自投不动作；而K点仍由#1进线持续输送故障电流，因K点在1号主变差动保护范围外，所以1号主变差动保护判为区外故障不会动作，故障最终只能由#1进线对侧变电站断路器跳闸隔离，造成全站失电。
500kV变电站3／2接线保护死区分析
500kV变电站3/2接线保护死区分析摘要：当下500kV变电站的主接线主要采用3/2断路器接线方式，这种接线方式具有高灵活性、高可靠性以及方便倒闸操作的优势。
但是3/2断路器接线同时也存在死区较多以及分裂困难的缺点，为此可能在没有及时切除故障的情况下导致事故扩大。
文章从死区的成因入手，重点论述了其危害以及治理措施。
关键词：500kV；变电站；3/2接线；保护；死区我国电网的高速发展促进了电网对于经济型以及可靠性的要求。
而当下500kV的系统电网作为基本类型在电网的规模化建设中显示了重要地位。
大多的系统采用3/2接线方式，，如果采用HGIS或者GIS设备可以采用套管CT，并且由于可以在开关两侧设置配套的CT来消除保护的死区问题。
但是实际中为了节约成本，在采用敞开式设备中采用了配备开关单侧流变方式，虽然简化了设计、节约了成本，但是也导致了死区的存在。
为此针对死区问题进行详尽的论述并提出针对性的治理措施具有极大的现实意义。
1死区成因在初期生产500kV3/2接线系统中，线路以及母线均使用双重配置每串在靠近母线侧电流互感器需要6个二次绕组，而位于中间的电力互感器需要8个二次绕组。
但是当时限于生产工艺及技术水平，仅能提供6个二次绕组的500kV电流互感器，为此就需要四组电流互感器。
而随着互感器生产工艺及技术的进步，当下已经可以生产带有8个二次绕组的电流互感器。
但是由于500kV电流互感器昂贵，采用每串三组的配置方式不仅可以减少投资，同时也减少了占地面积。
一般规模的变电扎为5串设计，如果每串按照3组配置就减少了5组电流互感器。
下表1为两种配置方式的经济性比较：表1 两种流变配置方式经济性比较但是在节约投资的情况下也出现了一个问题，即对于电路互感器以及断路器之间的故障不能及时切除。
例如在下图1为完整串，存在三个如上所述的区域：图 1 死区示意图（1）如果K1发生故障，对于L1线路保护是区外故障，对I母线室差动保护是区内故障。
主变差动保护内桥断路器死区问题的解决
死 区 问 题 的 解 决
差 动保 护判 为 区 内故 障 ， 跳 开 ＱＦ ２和 ＱＦ ４； 而 Ｋ 点仍
由 １号 进 线 持 续 输 送 故 障 电 流 ， 且 １号 主 变 差 动 保 护
因 Ｋ点 为 区外 故 障拒 绝 动作 ， 故 障 最 终 只 能 由 １号 进 线 对 侧 变 电站 断 路 器 跳 闸 隔 离 ， 造 成全 站失 电 。 不 同 运 行 方式 下 ， Ｋ点 发生 故 障 ， ２台 主 变 差 动 保 护 动 作 情 况
３ ． ２ 桥 断 路 器 跳 位 封 其 电 流 功 能
Ｏ嘲
晏 坌
（ 梁 红 红 ） Ｊ ３ ５ Ｊ
他 侧 复 压 并 联 启 动 ，但 缺 少 中 性 点 直 接 接 地 系 统 侧 发
Ｔ Ａ４， Ｔ Ａ５构 成 ２号 主 变 差 动 保 护 范 围 。 当 处 于 方 式 ３ 或 ４ 时 ， 若 ＱＦ ５与 Ｔ Ａ５之 间 Ｋ 点 发 生 故 障 ， ２号 主 变
生接地 故 障时零 序 电压 的判据 。
断 路 器 间 隔 一 般 配 置 一 侧 差 动 电 流 互 感 器 ，致 使 主 变 压器 （ 本 文简 称 主变 ） 差动 保 护 存 在保 护 死 区 的 问题 ， 甚 至影 响全 站供 电可靠 性 ， 成为 电 网运行 的安 全 隐患 。
１ 内桥 接 线 变 电 站 的 运 行 方 式 典 型 内桥接 线 变 电站接 线 图如 图 １
差 动 保 护 增 加 复 合 电 压 闭锁 功 能 。作 为 主 变 差 动 保 护 范 围 内 的故 障 判 别 元 件 。 复 合 电压 由相 间 电压 、 负 序 电压 、 零 序 电 压 组 成 。具 体 实 现 方 式 如 下 ：
开关死区(失灵)保护优化方案及测试应用
2019年第1期 97开关死区（失灵）保护优化方案及测试应用乔彦涛 徐兴豫 于士谦 胡 宝（许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000）摘要 对于传统交流电网，目前的继电保护技术已日臻成熟，但是随着特高压交直流混联电网的形成，交流保护对电网特性变化的适应性亟待提升。
本文针对开关失灵或CT 死区故障时保护切除故障时间长、可能引发多回直流连续换相失败、导致系统发生的严重后果，介绍了两种开关死区（失灵）保护优化方案，将开关失灵或CT 死区故障时切除时间缩短至200ms 以内，防止引发电网稳定破坏事故，并搭建了测试系统，对优化后的开关死区（失灵）保护的性能指标进行了详细考核，对系统中发生异常运行工况时开关死区（失灵）保护的动作情况进行了验证测试，从而保证优化后的开关死区（失灵）保护在电力系统中运行的稳定性和可靠性。
关键词：开关死区（失灵）保护；站域差动；测试验证Breaker dead zone (failure) protection optimization scheme andtest applicationQiao Yantao Xu Xingyu Yu Shiqian Hu Bao (XJ Electric Co., Ltd, Xuchang, He ’nan 461000)Abstract The relay protection technology is becoming more and more mature for the traditional AC power grid, but with the formation of UHV AC and DC hybrid power network, the adaptability of AC protection to the characteristics of the power grid needs to be improved. In view of the breaker failure or the CT dead zone fault, the removal of the fault time is long, which may lead to the failure of the multiple DC continuous commutation, resulting in the serious consequences of the system. In this paper, two kinds of breaker dead zone (failure) protection optimization scheme is introduced, which shortens the excision time to less than 200ms when the breaker failure or the CT dead zone fault is broken down to prevent accidents caused by power grid stability damage. And it builds a test system. The performance index of the optimized breaker dead zone (failure) protection is examined in detail, and the action situation of the breaker dead zone (failure) protection in the abnormal operation condition is verified and tested, so as to guarantee the optimized breaker dead zone (failure) protection operation stability and reliability in power system.Keywords ：breaker dead zone (failure) protection; substation area differential; test verification开关失灵、死区故障时保护动作切除时间较长，在传统交流电网中，只要保护正确动作切除故障，对电网的安全稳定影响就在有限[1]范围之内。
一起110kv内桥接线变电站的主变死区故障分析
表 １ １＃主变差动保护定值
序号
整定值名称
整定值
１
差动保护速断电流定值
３４９９Ａ整ຫໍສະໝຸດ 值名称 差动保护电流定值比率制动斜率 高压侧 ＣＴ变比 低压侧 ＣＴ变比
（续） 整定值 ２１９Ａ
０５ ３００／５ ３０００／５
图 １ Ａ、Ｂ变电站网络图
６０?２０１９．０６
电气技术与经济 ?技术与交流
Ａ站主变差动保护高压侧电流取自线路 ＣＴ，其位于 高压侧开关和开关线路侧刀闸之间，低压侧电流取自 主变的 １０ｋＶＣＴ，其位于低压侧主开关和低压母线侧 刀闸之间。
０ 引言
内桥接线是变电站的一种常见接线方式，其桥断路
序号
２
器 （母联断路器）位于线路断路器内侧，线路停送电的
３
倒闸操作较为方便［１］。这种接线方式结构简单，使用的
４
断路器比较少，有造价低、投资小、占地面积小的优点，
５
故在 １１０ｋＶ以下电压等级变电站中广泛使用［２］。
变电站主变压器的主保护由差动保护、瓦斯保护 构成，后备保护主要由高后备、低后备构成［３］。内桥
接线变电站的主变高压侧断路器设置在母联开关的线
路侧，一般仅设置主变保护，不设置线路保护。线路
故障时，上级 ２２０ｋＶ变电站的线路开关保护动作切除
故障，本站对应线路开关由无压掉动作跳开。因此，
主变压器保护与上级线路保护存在配合问题，配合不 当可能造成保护不合理动作 。 ［４］
１ 事故厂站介绍
北京地区 １１０ｋＶ变电站 Ａ为内 桥 接线，上级电 源 ２２０ｋＶ变电站为 Ｂ站。Ａ、Ｂ变电站网络图如图 １。
重合闸时间 ＣＴ变比
整定值 ０３Ω ３５Ω ４Ω 停用
５Ａ ４Ａ ０５ｓ １ｓ ０５ｓ １ｓ １ｓ １２００／５
旁路代主变时死区保护的一些理解
旁路代主变时死区保护的一些理解[摘要] 本文主要讲了在双母线带旁路接线方式下旁路代主变所产生的死区故障问题，通过分析在不同的CT二次接线及保护配置下死区的影响范围以及改进措施，并比较几种改进方案的优缺点以及在实际工程中可能遇到的问题，最后得出减少主变带路时死区故障影响的几点措施。
[关键词] 旁路代主变主变差动保护死区保护一、引言为了提高供电的可靠性，在老式的220kV变电站中，常设计成双母线带旁路的接线方式。
当线路和主变断路器间隔出现故障而不能运行时，如：断路器操作机构故障，SF6气体压力低至闭锁，或者CT故障，刀闸、引线发热而不能持续运行时，为了避免线路或者主变停电，就可以用旁路断路器来代路运行。
由此就产生了旁路代主变产生的死区问题。
二、旁路代主变时死区的产生1、死区产生的原因：正常运行时，主变差动保护使用的是主变开关的独立CT，当代路时，主变本体开关退出运行，主变开关间隔CT也自然退出，这时常用的方式是，采用主变套管CT所采集的电流来代替主变开关本体CT所采集的电流，而差动的保护范围是以CT为分界点的，从而就改变了正常运行方式下的差动范围，将差动保护的范围从主变本体CT缩小到主变本体套管CT处，这就产生了死区。
2、死区故障的影响当故障发生在死区范围内时，即在主变差动动作范围之外，又在母线的差动保护范围之外，母线差动保护不会动作，主变差动保护也不能及时跳开，只能依靠对应侧的后备保护动作来切除故障。
后备保护动作时必然扩大事故停电范围，造成中、低压侧用户的停电,造成巨大经济损失和不良社会影响，同时也可能使电网稳定破坏,危及系统安全；加之后备保护动作时间较长，都会给设备及系统的运行带来巨大的冲击。
三、死区保护的几种改进方案（一）对于分别用到独立TA和套管TA的主变差动保护，代路时只更改差动所用电流CT，面对存在的死区，通常有两种解决方案。
第一种方案:采用保留旁路的距离保护这一方法。
当退出旁路其它保护的同时，保留了距离保护，单独赋予它一套定值，设了两段距离保护，距离一段无时限跳开旁路开关，二段加一短时限跳旁路开关，让距离保护充当这段区域的保护，当然，由于这段距离保护动作时限很短，其保护范围不能超过主变本体，否则会抢先于其它保护误动，造成越级跳闸。
主变开关在旁路代运时的保护死区问题探讨
主变开关在旁路代运时的保护死区问题探讨摘要：本文分析了在变高侧开关停电检修由旁路开关代运的情况下，差动及失灵保护出现死区的问题，分别提出了旁路代运时主变差动及失灵保护回路的死区消除方案。
关键词：主变开关旁代开关失灵保护死区 RCS-9150 引言结合目前双母线带旁路的接线方式下，所采用的旁路代主变变高开关运行的现状，分析了由于差动保护范围缩小而引起的保护死区及主变启动失灵回路存在的几个问题，并提出了相应的改进措施。
1 旁路开关代主变侧开关运行时主变差动保护死区的问题在高压侧为220kV的主变微机保护中,一般配置两套完整的主Ⅰ、主Ⅱ保护，各有完整的差动保护和220kV、110kV、10kV三级后备保护。
主Ⅰ保护一般采用开关CT的电流、主Ⅱ保护采用套管CT的电流，在双母线带旁路的母线运行方式中，当主变高压侧开关检修时，需用220kV旁路开关代主变高压侧开关运行，此时有两种处理方法：其一，将主Ⅰ保护的电流回路切换到旁路CT，但目前旁路CT二次绕组配置不够，一般配置为6组，有的甚至只有4组，而旁路CT二次绕组主要用于下列回路：220 kV旁路保护、安稳自动装置+故障录波、充电保护+母联失灵(母联兼旁路方式)、母差I、母差II、测量计量，旁路CT所配置的二次绕组6组仍然不够。
因此在高压侧旁路CT需配置7组二次绕组，同时在各主变保护屏均具备本线、旁路CT绕组的切换回路，这种方法原理简单，保护范围基本不变。
但由于要切换差动保护的电流回路，使值班员操作繁琐，极易由于操作不当引起CT开路或接触不良而引起差动保护误动，这在很多事故通报中屡见不鲜。
其二，将采用开关CT的主Ⅰ差动保护及高后备保护停用，将采用套管CT的主II保护正常投入运行，这种方式操作简单。
但会导致主变差动保护范围从开关CT缩小至主变套管附近，因而，从旁路CT至套管CT处这一段旁母线和引线便是一段死区，区间包括了几十米甚至一、二百米的旁路母线和部分引线，有文章分析认为该死区内出现故障的可能性较小，且主变具有后备保护（如220kV侧复合电压闭锁过流和220kV侧零序方向过流保护）。
主变开关死区故障的分析
主变开关死区故障的分析【内容摘要】主变压器开关的死区发生故障时，保护动作情况较为复杂，运行人员若按常规方法根据保护动作情况进行事故的分析、判断和设备的巡视检查，将影响事故的处理效率和正确性。
本文以220kV主变压器中压侧开关与开关CT之间发生相间短路故障为例，结合自己实际工作经验，总结出针对变电运行人员在遇到大型复杂事故时，逐步分析确定事故的性质、类型和范围的方法。
【关键词】事故分析事故较大可能性主变开关死区一、事故发生时的运行方式简介图1-11、一次设备简介：（1）变电站共有主变两台：分别为1号主变、2号主变，均为有载调压变电器，额定容量12万kVA，正常时两台主变并列运行。
（2）220kV系统采用双母线带专用旁路母线的接线方式，接有7回出线，另外接有旁路290，母联260，1、2号主变高压侧开关201、202，母线PT。
（3）110kV系统采用双母线带专用旁路母线的接线方式，接有7回出线另外接有旁路140，母联100，1、2号主变中压侧101、102.母线PT。
（4）10kV系统采用单母线接线方式接有1、2号站用变931、941，1、2号主变低压侧901、902，母线PT。
2、二次相关保护简介：（1）110kV母线保护采用RCS-915A型微机母线保护装置。
配备有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护。
母差保护装置大差电流回路取母线上除母联开关外所有开关CT，Ⅰ母小差电流回路取Ⅰ母线上开关和母联开关CT，Ⅱ母小差电流回路取Ⅱ母线上开关和母联开关CT。
（2）主变保护：采用双屏配置，2套电气量保护，1套非电气量保护。
电气量保护配置：（1号保护装置取开关CT，2号保护装置取套管CT）①主保护：差动保护，包括差动差速保护、比率差动保护、工频变化量比率差动保护、零序/分侧比率差动保护。
均无时限跳主变三侧开关。
保护范围： 1号差动保护范围为主变各侧开关CT以内的各类故障，2号差动保护范围为主变各侧套管CT以内的各类故障。
变电站220kV开关故障分析报告
变电站220kV开关故障分析报告一、引言本报告旨在对变电站220kV开关故障进行详细分析，并提出相应的解决方案。
根据现场勘察和调查，我们对故障原因进行了认真的分析，并进行了相关测试和检测。
下面是我们对这次故障的分析和建议：二、故障描述故障发生在变电站220kV开关上，故障表现为开关无法正常合闸，导致电力系统的一段线路无法通电。
经过初步检查，故障并非由外部因素引起，而是由开关本身的问题导致。
三、故障原因分析1. 设备老化：经过初步调查，我们发现该开关已经运行了十多年，设备存在一定的老化问题。
老化设备容易出现开关不灵敏、接触不良等故障现象。
2. 维护保养不到位：根据现场检查，发现该开关的维护保养工作做得不到位。
开关触头处存在大量的灰尘和积碳，导致接触不良，影响开关性能。
3. 动作过程异常：经过对开关动作过程的观察和测试，我们发现开关合闸时存在部分触头没有完全接触的情况，导致开关无法正常完成合闸过程。
四、解决方案1. 更换老化设备：建议替换掉老化的220kV开关设备，确保设备的正常运行。
对于其他老化设备，也需要进行定期检修和替换，以保证设备的可靠性和稳定性。
2. 加强维护保养工作：对220kV开关进行定期维护保养，及时清除触头上的灰尘和积碳，保障开关的正常运行。
加强设备的安全检查和维修管理，确保设备的正常运行。
3. 检修开关触头：对220kV开关触头进行检修和更换，确保触头接触良好，减少接触不良带来的故障风险。
对开关的动作过程进行调试和测试，确保开关能够正常合闸。
五、结论经过对变电站220kV开关故障的详细分析，我们得出以下结论：1. 故障是由设备老化、维护保养不到位和动作过程异常等因素引起的。
2. 为了解决故障，需要更换老化设备、加强维护保养工作，并进行开关触头检修和调试。
3. 通过采取上述措施，可以确保变电站220kV开关的正常运行，提高电力系统的可靠性和稳定性。
六、建议为了避免类似故障的再次发生，我们建议大力推广设备维护保养知识，加强设备的定期检修和维护工作，提高变电站设备的可靠性和安全性。
一起主变死区故障导致110kV变电站全站失电事故分析
一起主变死区故障导致110kV变电站全站失电事故分析摘要：阐述了主变死区故障导致110kV变电站全站失电的保护动作过程及原因分析。
通过对现场保护动作报告、录波分析，发现当故障点在主变低压侧开关和CT之间时，主变高后备保护因复压闭锁条件未开放造成高后备未动作，无法第一时间内切除故障，引起对侧线路距离III段动作、110kV备自投装置动作、主变差动动作等连锁反应，最终造成该变电站全站失电。
关键字：全站失电；保护死区故障；复压闭锁开放作者简介：周超，男1983年生，山东临沂人，工程师，继电保护技师，主要从事继电保护检修工作。
王洪富，男1987年生，硕士，助理工程师，主要从事继电保护检修工作。
1 引言目前，随着电网电压等级不断提高以及特高压电网的快速发展，110kV等级的变电站变成为配网系统的关键一环。
如果110kV变电站因故障造成全站失电，会造成大面积停电，严重影响对用户的正常供电，降低电网供电可靠性，后果严重。
本文针对一起110kV变电站全站失电事故，分析保护装置动作情况及全站失电原因，并提出相应的改进措施。
2 事故情况概述2.1 事故前系统运行方式2014年某月某日，某110kV变电站（以下简称A站）站内起火、全站停电，一、二次设备损毁严重。
事故前，系统运行方式如图1所示（黑色开关表示合位，下同），220kV B、C站llOkVII段母线的116开关和118开关是A变电站两条电源进线，两条线路均处于运行状态。
该110kV变电站内有两台110kV/1OkV变压器，容量50MW，Y／△-11绕组接线，2条110kV进线，内桥接线，35条1OkV出线。
事故前，110kV进线二112开关通过110kV母线桥100开关带1、2号主变运行，110kV进线-111开关热备用，1OkV分段开关18开关热备用，1OkV I、II段母线分列运行。
该站内配置深圳南瑞ISA系列保护装置．#1、2号主变保护和110kV各自投装置均处于正常投入状态。
浅谈220kV变电站保护配置中死区故障及解决方法
针对 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 变 电站保 护配 置 中 ，死 区 故 障问题进 行分 析 ，对 电力 工作人 员提 出 了更 高 的要 求 。在系统 设计 中 ，为 了避 免 ２ 母 线断 路器 与Ｃ Ｔ 之 间 在 母 线 接 线 方 式 系 统 中 ，母 联 单 元 出现 母线 故障死 区 ，采 用母 差保护 联跳 主 通 常 只安 装 一 组 电流 互 感 器 ，当母 线 断 变三 侧 回路 设计 ，解决 主变 断路器 失灵 死 路器与Ｃ Ｔ 之 间 的死 区 存在 故 障 时 ，根据 区故 障 。为 了避 免 出现母线 死 区故 障 ，还 单 母 线 或 者 是 多 母 线 保 护 的 动作 原 理分 需 要 依 靠 延 时来 向后 背 保 护 装 置 提 供 电 析 ，为 了解 决 死 区故 障 不 能 有 效对 其 切 流 ，达 到切 除故 障 的 目的 。促使 ２ ２ ０ ｋ Ｖ ￣ ４ 除。 零 序方 向 。电力 人员 需要 在 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 主变 中
道。
２ ０ ｋ Ｖ 母 差 当死 区故 障发 生在 ｃ 点 时 ，针 对Ｉ Ｉ 母 压 侧设 置更 强大 的电源 ，做 好２
线 动作 保 护 进 行 分 析 ，该 故 障 为外 部故 障 ，动 作保 护 不会 动作 ，因此 ， 由Ｉ 母差 动 作 保 护动 作 跳 开Ｉ 母 上 的连接 元 件 以及 运行 的稳定 性和 安全性 。 母 联 断 路 器 ，但 发 现 故 障 仍 然 存 在 。从 １ 线路 断路 器与线 路 电流互感 器 母 差保 护方 面分析 ，死 区故 障依 旧没被解 针 对 目前 ２ ２ ０ ｋ Ｖ变 电 站 系 统 进 行 分 决 。通 常在 变 电站 系统 中 ，解 决这 类死 区 析，该设备在使用中一般采用双母线或者 故 障的方法有两种 ： （ １ ）当出现电磁型 是双母线带旁路的主接线方式，设备在正 或者中阻抗型利用在死区故障时母 联故 常运行过程中，当出线断路器与出线电流 障电流一直存在和母差动作不返 回的条 互感 器发 生故 障时 ，并 且该 故 障属于母 线 件 ，采 用母联 断路 器失 灵来达 到保 护切 除 保护 范 围 ，查看 故 障之后 ，将 目差保护 动 故障的目的。变电站保护配置中，广泛使 作跳 开 出线 断路 器 之后 ，发 现故 障仍然 存 用 微机 母线 差动作 保 护 ，并 提 出了大差 和 在 。在变 电站 系统运 行 中 ，通 常采用母 线 小 差两 种 ，大 差 ：两 条 母 线 上 所 有 连 接 保护 动作停 信来 解决 出线 断路器 与 出线 电 元 件 电 流之 和 ；小 差 ：各 个 母 线 上 连 接 流互 感器 之 间发 生 的故 障。 元 件 电流 之和 。当故 障发 生在 ｃ 点时 ，Ｉ 母 为 了解 决 出线 断 路器 与 出线 Ｃ Ｔ 之 间 差动作 保护 ，跳 开所有 断路 器之 后 ，母 联 发 生 的 死 区 故 障 ，加强 对 变 电站 光 钎 纵 中仍然 有 电流 ，这时 大差母 差动 作均不 返 联保 护 ，设 置并 安 装 了远 跳功 能 ，从 ｜ ｒ Ｊ Ｒ 回 ，在延 时 之后 跳开 Ｉ Ｉ 母 线 断路 器 ，达 到 接 点 开 入 光 钎 纵差 保 护 ，最 终 实 现 了远 保 护死 区故 障 的 目的。 （ ２） 解 决 给类 死 条对 侧线 断路器 切 除死 区故 障的 目的 ，然 区保 护故 障。针 对这 些问题 ，可 以在母 线 而 在具 体 操作 时 ，需 要 注 意 的是 ： （ １ ） 保护死 区中改进 逻辑 图 ，改善设 置 ，尽可 在 出现线 路保 护装 置一套 光钎 纵差保 护与 能避 免死 区故 障问题 。 另一 套 载波通 道 的高频保 护设 置时 ，为 了 ３ 主变 断路 器与 Ｃ Ｔ 之 间 解决 永 久性死 区故 障 ，因此 ，需要 电力技 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 变 电站保 护配 置 中 ，当母 线发 术 人 员分 相操 作箱 中Ｔ Ｊ Ｒ 永跳 继 电器 ，避 生故 障时 ，母线 上母 联 、线路 断路器 以及 免 出现 由于 未断开 光钎 纵差保 护对应 的光 主 变 断 路 器 可 能 出现 失 灵 拒 动 现 象 。母 纤 通道 ，造成 误发 远跳命令 ，影响 线路 断 联 断 路 器 死 区故 障 的解 决 可 以采 用 母 差 路 器正 常使 用 。 （ ２） 针 对侧 为 ３ ／ ２ 断路器 保护动作候串接母联电流启动相邻母线失 接 线时 ，对 于线路 停运状 况 ，并且侧 开关 灵保 护最 终达 到切 除故障 的 目的。针 对断 以串行 的方式 继续 工作 ，工作 人员 在本侧 路 器失 灵死 区故 障 ，一 般采 用将 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 母 保 护检 验时 ，很有 可能 发生误 跳对 侧成 串 差保 护 动作 启 动线 路分 相操 作 箱 中Ｔ Ｊ Ｒ 永 行 的开 关 ，造成死 区故 障 。因此 ，要求工 跳 继 电器跳 开侧 断 路器 。但 是 由于 ５ ０ ０ ｋ Ｖ 作 人 员要 具 体注 意增 加Ｔ Ｊ Ｒ 启 动 光纤 保 护 系 统 电源 强 度 大 ，因 此 ，变 电 站保 护 配 远跳 回路 中的ｒ ｒ Ｊ Ｒ 启 动远 跳 压板 。确 保侧 置 中 ， 当主 变 断 路 器 失灵 时 ，一般 采 用
一起主变死区故障导致110kV变电站全站失电事故分析
一起主变死区故障导致110kV变电站全站失电事故分析摘要：本文结合一次主变区外故障引起的主变差动保护跳闸事件，分析了跳闸原因，指出了主变区外故障大电流对主变绕组冲击的严重影响，并提出了解决对策。
关键词：区外故障；主变绕组冲击；主变差动保护；跳闸1事故前电网运行工况故障前运行方式：220kV ST站220kV部分双母线接线，220kVI、II段母线并列运行，#1主变高压侧201开关运行在220kVI母；110kV部分为双母线接线，110kVI、II段母线分列运行，母联100开关断开，#1主变101开关、#2主变102开关运行在110kVI母、#3主变103开关运行在110kVII母，110kV 105、107开关运行在110kVI母。
10kV部分为单母三分段接线，10kVI、II、III段母线并列运行，#1主变 901开关、#2主变902开关断开，10kV分段9002、9003开关合上，#3主变903开关运行带全站所有10kV负荷。
2故障跳闸过程8月7日11时40分19秒，220kV ST站110kV 105开关线路保护零序I段、接地距离I段动作跳闸。
#1主变差动保护动作，跳开#1主变三侧开关（因当时#1主变低压侧901开关在热备用状态，实际只跳开了#1主变高压侧201开关和中压侧101开关）。
11时40分21秒，220kVS T站110kV 105线路保护重合闸重合成功。
2现场数据分析（1）根据现场事件记录，梳理故障发生过程为：7日11时40分19秒438毫秒，220kV ST站110kV 105线路C相近端短路故障。
11时40分19秒438毫秒，220kV ST站110kV 105线路距离保护、零序保护启动；11时40分19秒438毫秒，#1主变第一套、第二套保护高后备、中后备保护启动；11时40分19秒602毫秒，110kV 105线路零序I段、接地距离I段动作，故障类型为C相单相接地，故障电流为7113A（二次值为29.64A），故障测距为0.5km（近端故障）；11时40分19秒640毫秒，#1主变第一套保护差动保护启动；11时40分19秒641毫秒，#1主变第二套保护差动保护启动；11时40分19秒643毫秒，110kV 105开关三相断弧，线路故障电流消失； 11时40分19秒667毫秒，110kV 105线路保护重合闸启动；11时40分19秒672毫秒，#1主变第一套差动保护动作跳闸，动作电流（二次值）为0.331A（按高压侧CT变比2400/5折算成高压侧一次值为158.8A）； 11时40分19秒673毫秒，#1主变第二套差动保护动作跳闸，动作电流（二次值）为0.341A（按高压侧CT变比2400/5折算成高压侧一次值为163.6A）； 11时40分21秒182毫秒，110kV 105线路重合闸出口，重合成功（重合闸整定时间）；11时40分25秒589毫秒，#1主变本体轻瓦斯发信动作。
主变有载调压开关的故障分析及解决
主变有载调压开关的故障分析及解决主变有载调压开关是电力系统中常用的一种设备，它可以在主变压比变化的过程中保证电力系统的稳定运行。
但是，由于长期的使用和环境因素等原因，主变有载调压开关也会出现一些故障。
本文将以主变有载调压开关的故障为例，进行分析并提出解决办法。
一、故障现象主变有载调压开关出现故障时，可能会出现的现象有：1、主变压比无法改变，无法调节电压；2、主变压比变化异常，有明显的不连续或者跳跃现象；3、主变油位异常，可能会出现过高或者过低的情况；4、开关操作不灵活，需要增加力度才能进行操作。
二、故障原因1、机械故障首先，主变有载调压开关的机械部分是出现故障的主要原因之一。
例如，齿轮传动出现问题，可能会导致主变压比无法改变或者有跳跃现象。
同时，如果机械部件过于紧固，也会导致开关操作不灵活。
2、油位异常主变有载调压开关中的油位异常也是导致故障的一个重要因素。
油位过高或者过低都会对开关的操作以及电压的调节造成影响。
油位过高可能会导致开关的操作不灵活，油位过低则会影响开关的润滑性能。
3、电器故障电器故障也是主变有载调压开关出现故障的原因之一。
例如开关的线圈出现损坏、绝缘材料老化等问题，都可能导致电器故障，并影响开关的操作以及电压的调节。
三、解决办法对于主变有载调压开关中的机械故障，我们应该在日常维护中加以注意，及时保养润滑部件，避免油封老化损坏，保证机械部件的灵活性以及重合度。
在使用主变有载调压开关时，应该定期检查检修油位，并在油位出现异常时及时处理。
例如油位过高或者过低时，可以从进油口或放油口进行油位调整。
对于主变有载调压开关内的电器故障，我们可以采用更换控制器、更新开关线圈、更换绝缘材料等方法进行修复。
并且，我们在平时也要注意提高配电系统的安全水平，对已经出现的问题要及时消除，对已经过时的设备要及时更新。
总之，主变有载调压开关是电力系统中非常重要的设备，其出现的故障可能会对整个电力系统的稳定运行造成影响。
内桥接线变电站主变差动保护死区问题分析
事件。 ３月份，全国发生电力人身伤亡责任事故５起，死亡６人，同比事故起数增加ｌ起，死亡增 加２人。其中，电力生产人身伤亡事故５起，死亡６人，同比事故起数增加２起，死亡增加３人；
未发生电力建设人身伤亡事故，同比事故起数减少ｌ起，死亡减少１人。 ３月份，发生电力设备事故１起，同比减少ｌ起。未发生电力安全事件，同比减少２起。
（来源：中国电力网２０１５－０４－２１）
一砂一
万方数据
其流变ＴＡ５之间（Ｋ点）就是内桥开关死区，此处 发生故障时，即称发生了死区故障。 对于２号主变的差动保护，ＴＡ２，ＴＡ４不流 过短路电流，只有ＴＡ５感受到短路电流，因此２
号主变差动继电器有差流，差动保护动作出口，跳 开７０２和３０２开关，但是故障点仍未被隔离。因为 在７００开关断开的情况下，进线ｌ没有为短路点提 供短路电流，所以２号主变差动保护动作属于误动 作，扩大了停电范围。 对于１号主变差动保护，ＴＡｌ流入故障电流， ＴＡ５流出故障电流，而ＴＡ３不流过短路电流，由
０引言
由于内桥接线变电站使用的一次设备少、占地 少、运行方式灵活、供电可靠性高，目前在镇江地
区１１０ ｋＶ终端变电站中，内桥接线方式被广泛采
ｌ，２号主变７０２和７００开关运行，７０１开关热备用， 备自投方式为进线备自投，２台变压器Ｔ１，Ｔ２并
列运行。
用。考虑到建设的经济性，内桥接线变电站高压侧 桥断路器间隔一般只配置一侧差动电流互感器，这 会导致主变差动保护存在死区问题，甚至可能造成 变电站全停，成为电网运行的安全隐患。
１国家电力调度通信中心，电力系统继电保护实用技术问 答（第二版）【Ｍ］．北京：中国电力出版社，２０００． ２张保会，尹项根．电力系统继电保护［Ｍ】．北京：中国电 力出版社，２００５．
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主变开关死区故障的分析【内容摘要】主变压器开关的死区发生故障时，保护动作情况较为复杂，运行人员若按常规方法根据保护动作情况进行事故的分析、判断和设备的巡视检查，将影响事故的处理效率和正确性。
本文以220kV主变压器中压侧开关与开关CT之间发生相间短路故障为例，结合自己实际工作经验，总结出针对变电运行人员在遇到大型复杂事故时，逐步分析确定事故的性质、类型和范围的方法。
【关键词】事故分析事故较大可能性主变开关死区一、事故发生时的运行方式简介图1-11、一次设备简介：（1）变电站共有主变两台：分别为1号主变、2号主变，均为有载调压变电器，额定容量12万kVA，正常时两台主变并列运行。
（2）220kV系统采用双母线带专用旁路母线的接线方式，接有7回出线，另外接有旁路290，母联260，1、2号主变高压侧开关201、202，母线PT。
（3）110kV系统采用双母线带专用旁路母线的接线方式，接有7回出线另外接有旁路140，母联100，1、2号主变中压侧101、102.母线PT。
（4）10kV系统采用单母线接线方式接有1、2号站用变931、941，1、2号主变低压侧901、902，母线PT。
2、二次相关保护简介：（1）110kV母线保护采用RCS-915A型微机母线保护装置。
配备有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护。
母差保护装置大差电流回路取母线上除母联开关外所有开关CT，Ⅰ母小差电流回路取Ⅰ母线上开关和母联开关CT，Ⅱ母小差电流回路取Ⅱ母线上开关和母联开关CT。
（2）主变保护：采用双屏配置，2套电气量保护，1套非电气量保护。
电气量保护配置：（1号保护装置取开关CT，2号保护装置取套管CT）①主保护：差动保护，包括差动差速保护、比率差动保护、工频变化量比率差动保护、零序/分侧比率差动保护。
均无时限跳主变三侧开关。
保护范围： 1号差动保护范围为主变各侧开关CT以内的各类故障，2号差动保护范围为主变各侧套管CT以内的各类故障。
②后备保护：复合电压压闭锁方向过流保护：包括220kV复合电压压闭锁方向过流保护、110kV复合电压压闭锁方向过流保护、10kV复合电压压闭锁方向过流保护。
各侧复合电压压闭锁过流保护均整定为三段，每段2个时限。
T11跳对应侧母联开关（10kV侧停用）、T12跳对应侧主变总路开关、T21跳对应侧主变总路开关、T22跳主变三侧开关、T31=T32跳主变三侧开关。
保护方向性：复合电压压闭锁方向过流保护Ⅰ、Ⅱ段带有方向性，保护动作正方向为主变指向母线，复合电压压闭锁过流保护Ⅲ段不带方向。
保护范围：复合电压压闭锁方向过流保护Ⅰ、Ⅱ段作为对应侧母线及线路短路故障时的远后备保护， 1号保护装置复合电压压闭锁方向过流保护Ⅰ、Ⅱ段保护范围为对应侧开关CT 以外的相间短路故障，2号保护装置复合电压压闭锁方向过流保护Ⅰ、Ⅱ段保护范围为对应侧套管CT以外的相间短路故障；复合电压压闭锁方向过流保护Ⅲ段作为主变本体、各侧母线及线路短路故障时的后备保护。
零序保护：（零序过流保护取中性点零序CT，间隙零序过流保护取中性点间隙CT）。
a)零序过流保护：包括220kV零序过流保护、110kV零序过流保护。
保护均整定为三段，每段2个时限。
T11跳对应侧母联开关、T12跳对应侧主变总路开关、T21跳对应侧主变总路开关、T22跳主变三侧开关、T31=T32跳主变三侧开关。
保护方向性：零序过流保护Ⅰ、Ⅱ段带有方向性，保护动作正方向为主变指向母线，零序过流保护Ⅲ均不带方向。
保护范围：零序过流保护Ⅰ、Ⅱ段作为对应侧母线及线路接地故障时的远后备保护，保护范围为对应侧中性点零序CT以外的接地故障，零序过流保护Ⅲ段作为主变本体、各侧母线及线路接地故障时的后备保护。
b)间隙零序过流保护：包括220kV间隙零序过流保护、110kV间隙零序过流保护。
保护均整定为一段，每段1个时限。
0.5秒跳主变三侧开关。
保护方向性：间隙零序过流保护不带方向。
保护范围：间隙零序过流保护作为主变本体、各侧母线及线路接地故障时的后备保护。
C）零序过压保护：包括220kV零序过压保护、110kV零序过压保护。
保护均整定为一段，每段1个时限。
0.5秒跳主变三侧开关。
保护方向性：零序过压保护不带方向。
保护范围：零序过压保护作为主变本体、各侧母线及线路接地故障时的后备保护。
③过负荷（动作于信号）。
非电气量保护配置：①瓦斯保护，包括本体重瓦斯、有载重瓦斯，均无时限跳主变三侧开关。
保护范围：主变油箱内各类故障。
②非全相保护，3S跳主变高压侧开关；③冷却器全停保护，60min跳主变三侧开关，20min温度超过75℃跳主变三侧开关。
二、事故现象简介1、保护动作情况：按保护出口动作时间顺序：（1） 110kVⅠ母母差保护动作，故障相别为AB相，110kV母联100、1号主变101、舒土线113、舒化线115、舒代南线117、舒铁线119开关跳闸，110kVⅠ母线失电。
（2）1号主变110kV侧复合电压闭锁方向过流保护Ⅰ、Ⅱ段动作。
（3）2号主变110kV侧复合电压闭锁方向过流保护Ⅰ段动作。
（4）1号主变110kV侧复合电压闭锁过流保护Ⅲ段动作，故障相别为AB相，1号主变201、901开关跳闸，10kVⅢ段母线失电。
2、开关跳闸情况（如图1-2）：图1-23、表计情况：（1）110kVⅠ母三相电压指示为0，10kV母线Ⅲ段母线三相电压指示为0；（2）1号主变201、101、901开关电流、有功、无功表计指示为0；（3）110kV舒土线113、舒化线115、舒代南线117、舒铁线119、母联100开关电流、有功、无功表计指示为0；（4）1号站用变电流、有功、无功表计指示为0，2号站用变电流、有功、无功表计指示正常；三、事故分析1、根据事故时的保护动作现象进行分析：（1）110kVⅠ母母差保护动作，故障相别为AB相，该母线上所有开关跳闸，按照常理推断，此现象表明110kVⅠ母母差保护范围内发生AB相相间短路故障。
（2）1号主变110kV侧复合电压闭锁过流保护Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段动作，作为1号主变和对应侧线路、母线短路故障的后备保护，按照保护动作条件和保护范围分析动作的可能性有：一是110kV Ⅰ母线上运行线路发生短路故障开关或线路保护拒动，但本次事故线路开关已经110kV母差保护动作跳闸，所以此种可能性应排除；二是110kVⅠ母线上有故障母差保护拒动或1号主变总路101开关拒动，此种可能也应被排除；三是1号主变内部有故障1号主变主保护拒动；四是1号主变110kV侧复合电压闭锁过流保护误动作。
综上所述：1号主变110kV侧复合电压闭锁过流保护在110kV母差保护动作跳闸后动作出口，表明本次事故并不是一个单纯的110kV母线故障。
如果此时运行人员按照常规事故处理方法，对110kVⅠ母母差保护范围内的所有设备进行全面检查来查找故障点，所需检查的设备非常多，并且不易发现故障点。
在未发现明显故障点和有效隔离前母线无法恢复运行。
将会延误故障点隔离和正常设备的恢复供电，所以不建议采取全面巡视母差保护范围设备的方法进行故障点的查找。
而要正确分析判断故障的性质和故障点所在的范围，1号主变110kV侧复合电压闭锁过流保护动作的原因成为了关键问题。
由于保护动作原因并不明确，为运行人员分析和判断事故发生原因和范围造成了困难。
那么我们在遇到这种情况时应从何入手解决？运行人员在进行事故的分析和处理时不能片面的根据某一事故现象而做出事故判断，应结合事故时的各种事故信号和现象进行综合分析。
当事故较为复杂涉及动作的保护和跳闸的开关较多而不知从何入手分析事故时，我们可以以某一较为明确的事故现象或我们运行人员能够准确判定的事故现象作为我们分析的切入点，也就是说应先充分考虑事故的较大可能性即应先在保护装置正确动作的思路下进行分析，从而进行更深一步的分析和论证。
必要时再考虑事故的较小可能性，即保护或开关存在拒动和误动的可能。
2、以此事故为例：（1）“110kVⅠ母母差保护动作，故障相别为AB相，该母线上所有开关跳闸”为运行人员较为明确的事故现象；我们以保护动作较为明确的“110kVⅠ母母差保护”作为事故分析的切入点进行逐步的深入分析：首先设定110kVⅠ母母差保护范围内发生AB相相间短路故障（如图1-3），即110kV Ⅰ母线上所有连接原件的母差保护用电流互感器以内发生AB相相间短路故障。
（2）“1号主变110kV 侧复合电压闭锁方向过流保护Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段动作”、“ 2号主变110kV侧复合电压闭锁方向过流保护Ⅰ段动作”。
以110kV Ⅰ母母差保护范围内发生AB 相相间短路故障为基础依据，在事故发生的初期（如图1-4），主变中压侧作为受电侧，短路电流流过1号、2号主变中压侧开关CT 的方向应为主变指向母线，为主变复合电压闭锁方向过流保护动作的正方向。
而事故现象表明故障时1号、2主变110kV 侧复合电压闭锁方向过流保护均动作，也印证了短路电流确实由主变指向的母线。
同时也可以排除“1号主变内部有故障1号主变主保护拒动”这一种可能。
由于母差保护动作时限小于主变后备保护动作时限，所以110kV 母联100开关及1号主变101开关均是由母差保护动作跳闸。
110kV 母联100开关动作跳闸后2号主变侧与故障点已隔离，故2号主变110kV 侧复合电压闭锁方向过流保护返回，所以保护只是动作但未出口跳闸，此为保护正确动作；根据事故时的保护动作情况来看，1号主变的110kV 侧复合电压闭锁方向过流保护并未因110kV 母联100和1号主变101开关跳闸而返回，而是继续动作直至Ⅲ段保护动作出口跳闸110kV 110kV图1-4以上故障现象说明110kV Ⅰ母母差保护动作，该母线上所有开关跳闸后，在1号主变中压侧开关CT 仍然能够感受到短路电流流过，并且故障电流方向为主变指向母线（如图1-5）。
即110kV Ⅰ母线所有开关跳闸后故障点并未切除，1号主变继续为短路故障点提供短路电流。
图1-5901201902202901201902202综上所述，本次事故在考虑保护为正确动作的情况下，如在1号主变101开关与101开关CT之间发生AB相相间短路故障，将完全印证保护动作跳闸的正确性和合理性。
运行人员应该优先、重点检查1号主变101开关与101开关CT之间的引流线和支柱瓷瓶。
结论：由于对事故现象的正确分析和判断，缩小了巡视检查故障点的范围，避免了大面积停电事故时由于巡视检查的设备太多而不能发现或不能及时发现故障点，造成影响正常设备恢复送电的情况。
运行人员在面临复杂事故时应保持冷静，对于一时无法明确和正确分析的故障现象应寻找其他的方式方法作为切入点，并且充分考虑事故的较大可能性，逐步应证和分析，从而做出正确的判断。