0 引言

某县域35 kV电网网架结构薄弱，电源点较少，存在多级串供的运行方式。串供线路两侧均配置不带方向的电流三段式保护［1］，为保证保护动作正确，变电站进线保护只投功能压板，停用出口压板，变电站出线保护投入功能压板及出口压板。

变压器是电网中重要设备，主要用于升压或降压，保证其安全稳定运行意义重大［2］，常配置差动保护及瓦斯保护作为主保护。除主保护外，变压器还配置后备保护，用于防止外部故障引起变压器绕组过电流，并作为相邻元件（母线或线路）保护的后备以及变压器内部故障时主保护的后备［3］。

近日某县域电网中一台35 kV变压器发生故障跳闸，造成10 kV乙母线所带2条10 kV线路全部失电。事故中变压器低后备、高后备保护相继动作，由于变压器低后备保护存在死区［4］，调度员仅依据主变高、低后备保护动作信号无法判断变压器外部是单一故障还是多重故障［5］，影响事故处理速度，停电时间较长，造成用户投诉。提出运用变电站进线保护动作信号辅助判断变压器外部故障方法，达到正确快速处理故障目的。

1 事故经过

1.1 事故前运行方式

图1中35 kV昌阳站为故障变电站，110 kV姜山站35 kV昌阳线、35 kV耐克森站35 kV昌森线为35 kV昌阳站进线，35 kV韩亚线为35 kV昌阳站出线，为客户韩亚重工供电。

  

图1 35 kV昌阳站事故前运行方式

35 kV昌阳站一次主接线如图2所示，35 kV侧为单母线接线，共两台双绕组变压器，10 kV侧分列运行，1#主变供10 kV甲母线，2#主变供10 kV乙母线。

1.1 研究对象 回顾性分析南京医科大学附属无锡人民医院自2008年3月至2016年10月收治的72例原发性小肠肿瘤(十二指肠肿瘤除外)患者的临床资料。其中，男性38例，女性34例；平均年龄(62±14)岁；平均住院时间(15.9±7.7) d。

  

图2 35 kV昌阳站主接线

1.2 35 kV昌阳站保护配置

故障点位置确认：2#主变差动保护未动作，可判断故障点在主变差动保护TA外部。2#主变低后备保护动作未切除故障点，存在两种可能，一是现场仅有一个故障点1，位于主变低后备保护死区；二是现场除故障点1外，还存在故障点2，位于10 kV母线与主变10 kV开关间，如图3所示。

35 kV昌阳线配置1套RCS-9611C型线路保护，35 kV昌阳站侧保护整定为：电流保护Ⅰ段经复压闭锁作主保护，电流保护Ⅲ段作后备保护；功能压板投入，跳闸压板退出。

某日 10∶18∶16 35 kV昌阳站 2#主变故障跳闸，调度自动化系统监控到的保护动作信号如表1所示。

1.3 保护动作信息

1#主变、2#主变各配置1套RCS-9671C型差动保护，1套RCS-9661C非电气量保护，1套RCS-9681C型高后备保护（动作行为：0.9 s跳主变各侧开关）和1套RCS-9681C型低后备保护（动作行为：0.3 s跳10 kV分段开关，0.6 s跳主变10 kV侧开关）。

 

表1 35 kV昌阳站2#主变跳闸保护动作信号

  

时间 动作信号18′16″9002#主变10 kV侧202开关复压动作18′16″915 35 kV昌阳线311开关过流Ⅰ段动作18′16″917 2# 变 35 kV 侧 302 开关复压动作18′17″153 2#变 10 kV 侧 202开关过流Ⅰ段动作18′17″453 2#变 10 kV 侧 202开关过流Ⅱ段动作18′17″481 2# 变 10 kV 侧 202 开关分闸18′17″503 35 kV昌阳线311开关过流Ⅰ段动作复归18′17″766 2#变 35 kV 侧 302开关过流Ⅰ段动作18′17″812 35 kV昌阳线311开关过流Ⅰ段动作18′17″825 2# 变 35 kV 侧 302 开关分闸18′17″833 35 kV昌阳线311开关过流Ⅰ段动作复归18′17″843 2#变10 kV侧202开关过流Ⅰ段动作复归18′17″843 2#变10 kV侧202开关过流Ⅱ段动作复归18′17″850 2#变35 kV侧302开关过流Ⅰ段动作复归18′17″891 2#变35 kV侧302开关复压动作复归18′17″9782#变10 kV侧202开关复压动作复归

2 事故分析

2.1 主变低后备保护死区简介

35 kV变压器低后备保护是10 kV母线主保护及10 kV出线的后备保护，保护装置电流取自主变10 kV侧电流互感器，位置如图3所示。当主变10 kV侧电流互感器与主变10 kV侧开关之间发生相间故障，短路电流通过电流互感器而不通过开关，主变低后备保护动作，但不能切除故障，该区域属于主变低后备保护死区。

4) 要统筹考虑生态性和经济性原则，因地制宜，结合庭院空间特色并充分利用场地条件以减少工程量和水质维护成本，尽量发挥水景的生态效应，创造出高质量、低成本、有特色的水景.

2.2 运用主变保护动作信号判断故障点

1）遥控拉开35 kV昌阳站10 kV乙母线上所有10 kV出线开关。

35 kV昌阳站35 kV母线未设专用母线保护，故障时由110 kV姜山站35 kV昌阳线保护切除故障。

  

图3 2#主变外部故障点可能位置

结论：因主变低后备保护存在死区，在主变低后备、高后备保护相继动作情况下，无法确定故障点数量及位置。

2.3 借助变电站进线保护动作信号判断故障点

在与记者的交谈中，谢清森提到，“我们不是一般的企业，除了追求经济利益，维护社会稳定也是我们义不容辞的责任。”就是这样一句朴实的话语，让我们看出这名“特种兵”的追求与众不同。

故障点确认：2#主变10 kV侧202开关分闸后35 kV昌阳线保护复归，说明故障电流减小，在2#主变10 kV侧202开关与10 kV母线间存在一个故障点。但之后35 kV昌阳线保护再次动作，说明还存在一个故障点，且主变低后备保护一直未复归，说明该故障点位于主变10 kV侧电流互感器与主变10 kV侧开关间。

结论：结合主变跳闸过程中的变电站进线保护动作信号可以准确判断主变故障点数量及位置，2#主变外部有两个故障点，一个位于2#主变10 kV侧202开关与10 kV母线间，另一个位于主变低后备保护死区。

2.4 故障点现场确认

35 kV昌阳站10 kV乙母线存在故障点，不具备送电条件，不能用10 kV分段开关对10 kV乙母线试送。事故处理过程如下：

变电站进线保护动作行为：35 kV昌阳线保护仅功能压板投入，跳闸过程中无开关变位信号。故障发生时，35 kV昌阳线保护动作，2#主变10 kV侧202开关跳闸后，35 kV昌阳线保护复归。之后35 kV昌阳线保护再次动作，直至2#主变35 kV侧302开关跳闸后，35 kV昌阳线保护再次复归。

3 事故处理

经变电运维人员检查确认昌阳站2#主变低压侧存在两个故障点：故障点1为2#主变10 kV侧202开关底部绝缘击穿，故障点2为2#主变10 kV侧202开关与10 kV母线间刀闸三相绝缘击穿。故障点数量及位置与结合变电进线保护动作信号分析所得结果一致。

主变保护动作行为：故障发生0.253 s后2#主变低后备Ⅰ段动作，跳10 kV分段开关，因10 kV分段开关已在分闸位置，未上分闸信号。0.553 s后2#主变低后备Ⅱ段动作，跳开2#主变10 kV侧202开关，但2#主变低后备Ⅰ段、Ⅱ段保护均未复归，说明故障点仍存在，0.866 s主变高后备Ⅰ段动作，跳开主变高压侧302开关，主变高、低后备保护均复归，说明故障点已切除。

微滴包埋实验原理如图2(b)所示,其中微滴和纤维间界面剪应力(interfacial shear stress,IFSS):

燃气企业因为受到自身特性的影响，在开展财务信息化建设工作时，根据需要可以将不同地点、区域具有共性较强的、重复率高的、易于标准化和流程化的财务业务或职能从分、子公司中剥离出来，之后将其融合到信息平台中，实现信息传递和共享。只有这样，才能将规模效应以及协同效应充分发挥，减少财务运行成本，提升财务运营效率以及服务质量，从而降低财务运行风险，给燃气企业的健康发展营造良好的条件。

2）利用手拉手联络［6］将停电线路调出供电。

3）将2#主变及10 kV乙母线转检修，联系变电检修人员处理故障。故障处理期 间变电运维人员对1#主变进行特巡保电。

4 结论

1）变压器低后备保护存在死区，在低后备、高后备保护相继动作后无法确定变压器外部为单一故障还是多重故障。提出运用变电站进线保护动作信号辅助研判主变外部故障点的方法，正确、快速研判故障点位置，提高故障处置效率。

2）串供线路的负荷侧变电站进线保护虽然只投功能压板，但保护动作信号同样能够反映站内故障情况。在事故处理中调度员只有全面分析各种保护信号，才能准确判断现场故障情况，为正确、快速处理事故奠定基础。

让他们没料到的是，半个多月后的9月17日，森林公安却再次将林运娘送往看守所，而这次看守所却收监了。此时，十天的上诉时限已过，对林运娘一家来说，局面顿时变得很被动。对此，林运娘家人颇有意见。

参考文献

［1］ 仝循虹.浅谈电流三段式保护［J］.科学之友，2011（32）：13-14.

［2］ 王海洋，张琛.一起35 kV变压器突发性故障事故的分析和对策［J］.变压器，2011，48（2）：72-73.

［3］ 张保会，尹项根.电力系统继电保护［M］.北京：中国电力出版社，2005：197-201.

［4］ 刘桂林，马静辉.变压器后备保护拒动事故原分析及对策［J］.电力系统自动化，2013，37（3）：129-133.

［5］ 周永红，祝建武.一起主变后备保护动作行为的分析［J］.中国电力教育，2008（S3）：604-605.

［6］ 钟世民，王文刚.110 kV变电站主变跳闸事故分析及处理［J］.电工技术，2013（5）：17-18.