一起110kV变压器间隙保护动作跳闸的故障分析
关于一次110kV 变压器差动保护跳闸分析及处理
关于一次110kV 变压器差动保护跳闸分析及处理摘要：一台110kV主变差动保护动作跳闸，根据故障录波装置记录及现场设备二次回路检查进行了分析判断，并进行了相应处理。
关键词：变压器；二次；分析；处理前言北屯火电升压站4 号主变2013 年发生一次差动保护跳闸事故，通过现场故障录波装置记录，及二次回路检查，发现此次事故主要原因为主变低压侧二次回路极性接反，保护装置长期存在差流，遇有穿越性外部故障时，主变差动保护动作，造成设备跳闸。
经过现场细致排查，消除设备隐患后，主变保护装置顺利投运行。
1、设备基本概况火电厂4 号主变型号：SFSZ9-20000/110，山东达驰变压器厂生产；差动保护装置型号：PST-1200，版本号：1.00，校验码：3FFF，南京自动化电气有限公司生产；设备均为2013 年改造调整后投入运行，至设备跳闸仅3 个月时间。
排查出设备问题后及时进行处理，消除隐患，设备正常投入运行。
2、发现故障及原因分析2013年10月，火电厂4号主变发生跳闸事故，继电保护人员到场后迅速调取现场故障录波采样，分析设备跳闸前运行方式，跳闸后设备状态等信息。
故障录波如下：图一：图二：从故障录波器打印的录波图可以看出：10千伏I、II段母线电压：C相降低，A、B相升高至线电压，随后转变成A、C相间短路接地，可以判定10kV系统有C相接地故障并转化成A、C相间短路接地（详见图1）。
根据故障时间查找10千伏线路的录波文件发现：一条10kV出线在同一时间发生A、C相间短路接地，短路电流A相最大6.37A，C相最大6.82A。
此为系统内穿越性故障，不应造成主变差动保护动作跳闸，从录波情况看，极有可能是主变三侧电流互感器极性接反，造成区外故障时，主变差动保护跳闸，逐步缩小排查范围，最终发现主变低压侧差动绕组极性接反，造成本次事故。
3 缺陷及处理主变跳闸停运后，继电保护人员对现场设备进行了排查，通过故障录波采样、二次回路检查、互感器极性测试等技术手段，确定主变低压侧互感器极性接反，是本次区外故障造成主变差动保护跳闸的主要原因，经技术人员更改现场接线极性后，设备缺陷消除，主变顺利投入运行。
110kV变压器保护异常跳闸的原因与防范措施研究
110kV变压器保护异常跳闸的原因与防范措施研究发布时间：2023-07-12T03:51:55.236Z 来源：《科技潮》2023年13期作者：陆渊[导读] 为确保电力系统正常运行，现以A公司在2023年发生的一起110kV变压器保护异常跳闸故障为例，通过故障调查总结了相应的故障原因及防范措施。
云南电网公司文山供电局云南省文山市 663000摘要：为确保电力系统正常运行，现以A公司在2023年发生的一起110kV变压器保护异常跳闸故障为例，通过故障调查总结了相应的故障原因及防范措施。
发现故障原因为NS911保护器电源插件模块老化，选择将1#、2#主变保护器调整为并列运行模式。
由此可见防范110kV 变压器保护异常跳闸故障的重要性。
关键词：故障原因；防范措施；110kV变压器；保护异常跳闸Study on the reasons and preventive measures of 110kV transformerAbstract：In order to ensure the normal operation of the power system，A 110kV transformer in 2022 as an example，and the corresponding fault causes and preventive measures are summarized through the fault investigation. Due to the aging of the NS911 protector，adjust the 1 # and 2 # main transformer protectors to the parallel operation mode. This shows the importance of preventing 110kV transformer.Key words：cause of failure；preventive measures；110kV transformer；protection abnormal trip前言变压器为重要的电力系统设备，如果发生故障便会对电力系统的正常运行及供电工程的稳定程度造成不利影响[1]。
一起某110kV主变保护动作低压侧断路器跳闸分析
一起某110kV主变保护动作低压侧断路器跳闸分析作者：王灿王渊明来源：《科技资讯》 2014年第31期王灿王渊明(1.重庆电力高等专科学校重庆 400053；2.云南电网公司西双版纳供电局云南景洪666100)摘要：该文分析某110kV变电站主变10kV侧后备保护复合电压启动过电流保护动作，使低压侧断路器跳闸的情况，主要根据对10kV竹蓬线051断路器的保护动作信息、10kV茶厂线052断路器的保护动作信息以及1号主变10kV低后备保护动作信息的分析，最终得出动作原因为110kV大渡岗变电站10kV茶厂线、竹蓬线故障，两条线路的过流Ⅰ段保护均动作，但10kV 茶厂线断路器未及时跳开，因而使1号主变10kV侧后备保护复压过流Ⅰ段满足动作条件，故1号主变10kV侧后备保护动作跳开了001断路器。
关键词：主变保护保护动作跳闸中图分类号：TM4 文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2014)11(a)-0079-02变压器是电力系统中十分重要的供电元件，它的故障将对系统的供电可靠性和正常运行带来严重的影响。
因此，必须根据变压器的容量和重要程度考虑装设性能良好，工作可靠的继电保护。
一般，变压器除装设瓦斯保护、纵差动保护或电流速断保护作主保护外，还应装设反应外部相间短路时过电流情况的过电流保护、反应外部接地短路的零序保护等后备保护。
主保护的动作正确与否直接影响电力系统的安全可靠运行，而后备保护的可靠正确动作同样起着相当重要的作用。
1 某110 kV变电站故障前运行方式110 kV景大线运行、城大线152断路器热备用;110 kV1、2号主变中性点经间隙接地，1、2号主变高压侧并列运行、中、低压侧分列运行;10kV竹蓬线、茶厂线、岗茶联络线运行。
如下图1所示：2 保护动作情况2013年8月3日22：50：38，110 kV大渡岗变电站10 kV茶厂线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;10 kV竹蓬线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;1号主变10 kV侧后备保护复合电压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳开001断路器。
变电站110kV主变压器保护跳闸故障分析
变电站110kV主变压器保护跳闸故障分析摘要：本文介绍某110kV变电站发生主变差动保护动作，致使三侧跳闸的故障情况，通过分析主变保护动作信息及故障录波图，结合事故现场检查结果，判断跳闸是因为变压器本体进入水分，导致变压器内部绕组间绝缘强度降低，导致绝缘击穿并引发短路跳闸。
自耦变压器低压侧一般连接站用变压器，并配置有多组低压无功补偿装置———低压并联电抗器、低压并联电容器。
低压设备设计多年未改变，故障常常由于设备本体故障造成，很少由于系统原因造成损坏。
关键词：变电站；110kV；主变压器；保护跳闸；故障；分析1导言微机综保是电力系统可靠运行的一个重要部分，它可以快速可靠地将电力系统中故障部分切除。
如果微机综保本身出现了问题发生误动，将会严重影响化工企业的正常生产，造成重大经济损失。
及时分析保护跳闸原因及防范措施显得十分必要。
因此在本文之中，主要是针对了变电站110kV主变压器保护跳闸故障进行了全面的分析研究，同时也是在这个基础上提出了下文之中的一些内容，希望能够给予在相同行业之中进行工作的人员提供出一定价值的参考。
2故障发生经过2017年2月19日晚21点31分，总降变电所2#主变高低压两侧断路器跳闸，同时总降10kVⅠ/Ⅲ母联和Ⅱ/Ⅳ母联备自投启动，1#主变带10kV的Ⅰ/Ⅲ段母线负荷，3#主变带10k V的Ⅱ/Ⅳ段母线负荷，此过程中总降变电所10kV系统Ⅱ段母线瞬间停电0.7秒，造成全厂10kV系统Ⅱ段母线馈出电源所带电机几乎全部都低电压保护动作而停机。
查看总降2#主变微机综合保护器NS911保护动作信息是比率差动保护动作，需要引起相关工作人员的高度重视。
3现场检查及处理情况设备跳闸后，试验及检修班组对现场设备进行检查，对低压侧进行直流耐压试验，结果合格，说明放电故障点不位于10kV侧，对套管爬群外观检查同样没有发现放电痕迹。
配电变压器台上装设的用于保护计量的CT一、二次绕组均击穿，有明显对地放电点。
110kV主变压器差动保护跳闸故障分析
２ ０ １ ４ — ０ ７ —１ ３ ，某 化 工 公 司 发 生 了一 起 变 压 器
根据差动保护原理 、保护对象及性质 ，初步判
定故 障在 ４号主变 压器 本体 内部及 其二 次侧 出线 总
差动保护跳闸的故 障，导致该公司双氧水厂停 电停 产 ，给企 业 的生产 经营造 成 了严 重 的损失 。
［ 摘
要］对近期 发生在某化工企业的一起电气故障进行 了分析 ，根据差动保护的动作原理和
保护对象，综合 １ １ ０ ｋ Ｖ主变压器跳闸故障的发生概况，对故障点进行 了 快速查找，并阐述了故障的
查找 方法 以及处理 方案 。
［ 关键 词 ］ 密封 受损 ；短路 放 电；绝缘处 理 ；密封 改进 ；防范措 施
断路器 （ 保护装置 ） 前的范 围。在按有关安全操作 规程办理了检修工作手续后 ，随即开始故障排查 。
由于 现场 条 件有 限 ，缺 乏 专 用 电力 测试 仪 器 ，
所 以采 用 ２ ５ ０ ０ Ｖ 兆欧 表 和万 用表 测 量相 结 合 的方
１ 事故概况
当天 ，该 化工 公司所 属 的氯酸钠 厂和双 氧水 厂 正在 正 常生 产 。 ｌ ６ ： ｏ ０ 左 右 ，突 降暴 雨 ，导 致地 面 形成 大量 积水 ，因水量 超 限 ，造 成排 水不 畅 ，大量
绕组及与之相连接的二次侧母线槽存在问题。由于
母 线槽 与变压 器之 间用 一组软 连接 铜带 相连 ，这 些
连接固定螺栓暴露在空气中，腐蚀严重 ，拆下这些 螺栓很费时。于是，检修人员决定先不拆开这些连
接 ，而是先着 手直 接检查 母线槽 。
过 ，并查看相 关的 ｌ １ ０ ｋ Ｖ侧综保后台记录和保护 装置的报警记录 ，均显示为差动保护动作跳闸，而 １ ０ ｋ Ｖ侧 的保 护装置 未动 作 。
一起110kV主变压器跳闸故障原因分析
一起110kV主变压器跳闸故障原因分析宾啸【期刊名称】《《电子测试》》【年(卷),期】2019(000)020【总页数】3页(P88-89,85)【关键词】主变压器; 差动保护; 调压线圈【作者】宾啸【作者单位】南方电网公司深圳供电局有限公司广东深圳 518000【正文语种】中文1 设备基本情况出现故障的设备为110kV大水坑站#3主变，主变厂家为保定保菱变压器有限公司，型号为SZ10-63000/110TH，2006年12月20日投运。
2 缺陷表象2018年11月26日11时22分，110kV大水坑站#3主变AB相主保护(差动保护)动作跳闸，无负荷损失。
一次设备检查情况如下：#3主变本体外观无明显异常；#3主变变高1103开关、变低503开关在分闸位置，10kV分段521、532开关在合闸位置。
二次设备检查情况如下：11月26日11时22分17秒，#3主变保护：比率差动动作，本体轻瓦动作；10kV备自投：备自投动作；未发现其他异常情况。
3 故障后设备检查情况3.1 设备检查情况跳闸后，检修人员对#3主变本体及附件进行全面检查，发现本体瓦斯继电器内有300mml气体。
其它部件未发现异常。
3.2 试验情况3.2.1 油化试验取样情况：跳闸1.5小时后在主变本体下部取样阀取样进行色谱分析；跳闸2.5小时后在主变瓦斯继电器下部集气盒取瓦斯油样及瓦斯气样分析，测试结果见表1所示。
从上表中跳闸1.5小时后两次取样测试结果可以看出，氢气、乙炔、总烃均超过南网预试规程注意值150μL/L、5μL/L、150μL/L。
利用第二针试验数据与2018年06月13日数据计算总烃的绝对产气速率和相对产气速率分别为50011ml/d和309.75%/月，远远超过注意值12ml/d和10%/月，说明设备内部存在严重的高能量故障。
比较油样分析结果及瓦斯气样分析结果，瓦斯气分析得到的油中理论值要远大于油中实际值。
通过平衡判据原理，由于放电能量大，大量气体迅速生成，所形成的大量气泡迅速上升并聚集在继电器里，引起继电器报警。
110kV 主变压器间隙保护误动作原因分析及处理措施
110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职责即为乡镇企业单位供电和百姓群体供电，内在正常负荷12MVA 装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。
110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。
1故障情况要点分析某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。
110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。
2故障成因及排查要点分析因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定值详细量度为4A，需要注意的是，正规间隙过压定值应为150V，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。
应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。
故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。
110kV主变间隙保护跳闸分析
110kV主变间隙保护跳闸分析摘要：本文以2012年2月东山变110 kv主变间隙保护跳闸为例，通过对故障录波分析提出问题，针对这些问题制定并实施了简便有效的解决方案，经过整改后，确保了这些装置动作正确，为今后类似装置的安全可靠运行积累了经验。
关键词：主变间隙中图分类号：tm7 文献标识码：a 文章编号：1672-3791（2012）10（c）-0084-012012年2月12日14时23分57秒000毫秒，某110 kv线路c 相接地故障（图1），此线路开关1保护的零序i段动作，线路开关1跳闸，重合不成功；35分57秒688毫秒，1号主变间隙保护动作，主变三侧开关跳闸。
1 事故前的运行方式110 kv某变电站只有1条110 kv线路供电，仅有1台主变运行，中性点不接地，2 事故原因分析2.1 现场检查试验情况（1）对110 kv线路巡线发现，在线路的6～7号杆塔之间，c 相有放电痕迹。
（2）对1号主变本体进行外观检查，高压试验，无异常。
（3）对1号主变放电间隙进行检查，发现放电间隙的一端被风吹动（当天风力4～5级），其一端有“鸟啄”现象，但放电间隙无放电痕迹。
（4）采用一次升电流法核对主变放电间隙变比无误（200/5），间隙过流动作定值无误（2.5 a/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致。
（5）核对主变零序过压保护定值无误（180 v/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致（且与间隙过流动作后所报后台的信号无任何区别）。
2.2 保护动作报告、故障录波及事故分析2.2.1 1号主变保护动作报告（如表1）2.2.2 从故障录波可以看出1号主变无零序电流（3i。
=0，1号主变中性点未安装零序ct）。
1号主变放电间隙无电流（i。
’=0）。
110 kv线路故障从0～50 ms，1号主变高压侧电流从有到无，c 相电压降低，非故障相电压基本不变（此现象为典型大接地电流系统发生单相接地时的特征）。
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一起110kV变压器间隙保护动作跳闸的故障分析摘要：本文介绍了一起复故障导致主变跳闸的事故，该起事故由10kV侧发生，发展至另一台主变10kV 侧，伴随该主变110kV进线断相，进而导致主变间隙保护动作跳闸。
在事故处理中，由于现场情况复杂，保护信息获取困难，未能判断出110千伏线路上仍存在断线故障点，送电时该主变再次跳闸。
本文详细分析了主变两次跳闸时保护的动作情况，结合间隙保护的原理、断相故障分析等，得出保护均正确动作的结论。
同时提醒电网运行人员，当电网发生单一故障诱发多点故障时，获得确切的保护信息及理清事故发生的逻辑关系是判定故障的重要手段，并且对某些较为少见的电网故障需要进行更加深入的分析并制定应对措施。
关键字：复故障；间隙保护；零序电流保护；断相故障0 引言2012年5月，某110kV变电站（下称A站）发生了一起较为少见的复故障引起主变跳闸的事故，主要原因是由于10kV侧出线开关柜绝缘老化被击穿引发站内1号主变低压侧开关跳闸，后经故障发展，又引起2号主变跳闸。
经现场检查后对2号主变送电过程中，2号主变再次跳闸。
该事故暴露出在现场情况复杂，保护信息无法全面获取时会对事故的判定和处理带来困难，针对这类少见的故障类型下文将进行深入分析并提出几点启示。
1 故障简介1.1 A站正常运行方式图220kV B站图1 A站正常运行方式图110kV A站正常运行方式图如图1所示，110kV分列运行，两台主变中性点均不接地，10kV分列运行，1号主变供10kV I、III段母线，2号主变供10kV II、IV段母线，710、110、210开关均有备自投装置。
1.2 故障处理过程22：28，调度员接监控告A站1号主变201开关跳闸，210开关备自投未动作（被闭锁），10kV III段母线失电。
后查为1号主变低后备保护动作；23：08，调度员接监控告A 站2号主变两侧982、202、102开关跳闸，110开关备自投动作，10kV III 、IV 段母线失电。
后查为2号主变高后备保护（未明确是II 段间隙过压保护）动作，2号主变低后备保护启动4次，均在1.7s 复归，未出口跳闸（动作时间为1.9s ）；23：40，A 站现场告失电母线不能送电；01：47，调度员将失电负荷全部移出，送电正常。
少送电量21000kWh ； 03：30，调度员将2号主变转冷备用；16：51，A 站告2号主变查无问题，可以送电；17：46，A 站送电过程中，2号主变高后备II 段间隙保护动作跳闸（2号主变中性点接地闸刀拉开后保护动作）。
后查为A 站进线982线路#3塔搭头A 相断开；22：05，现场告线路故障已处理好，可以送电； 22：58，A 站2号主变送电正常。
1.3 故障引起的思考从故障处理过程中可以看出，该故障发生于10kV III 段母线出线开关柜，虽已隔离故障，但由于伴有火情，导致故障发展至10kV IV 段母线，伴随进线发生断相故障，进而导致主变跳闸。
在对2号主变跳闸的处理中，由于现场情况复杂，保护信息获取困难，检查设备的重点在10kV 侧，影响了对事故的判断，并且变电站高压侧单相断线故障比较少见，异常信号也难以区分，这才导致了2号主变第二次跳闸。
本文主要针对主变中性点间隙保护的原理、动作条件等，结合A 站2号主变跳闸进行分析，通过理论计算，验证保护动作的正确性，并对断相故障进行进一步的分析。
2 故障分析2.1 变压器中性点间隙保护原理间隙保护的作用是保护中性点不接地变压器中性点的绝缘安全。
在变压器中性点对地之间安装一个击穿间隙，在变压器不接地运行时，若因某种原因变压器中性点对地电位升高到不允许时，间隙击穿，产生间隙电流。
变压器间隙保护是用流过变压器中性点的间隙电流及PT 开口三角形电压作为危及中性点安全判据来实现的[1][2]。
保护的原理接线如图2所示。
图2 变压器中性点间隙保护原理接线图间隙保护的动作方程为00003 or 3op op I I U U ≥≥式中，3I 0为流过击穿间隙的电流（二次值），3U 0为PT 开口三角形电压，I 0op 为间隙保护动作电流，U 0op 为间隙保护动作电压。
A 站2号主变间隙保护整定信息如表1所示，间隙保护的逻辑框图如图3所示。
表1 A 站2号主变间隙保护整定信息定值名称 定值 间隙过流定值 100A/1.67A 间隙过压定值 150V （二次值）间隙保护时限0.6"图3 间隙保护逻辑框图其中S 为变压器中性点接地的辅助触点，当变压器中性点接地运行时，S 闭合，否则打开。
通过逻辑框图可得，变压器中性点不接地是间隙保护可以出口跳闸的必要条件。
2.2断相故障分析断相故障在电网运行中较为少见，与接地故障不同，属于纵向不对称故障，其分析方法同样采用对称分量法，但有本质上的不同。
纵向不对称电压是串联在断相处，而横向不对称电压是并接在短路点各相与大地之间。
另外，纵向不对称故障采用的是Z 11、Z 22、Z 00参数，与横向不对称故障采用的Z ∑1、Z ∑2、Z ∑0参数意义不同[3]。
假定A 相断线，边界条件为0A B C I U U ⎫=⎪⎬∆=∆=⎪⎭（2-1）复合序网如图4所示。
YAE (1,1)(1,1)I (1,1)2A U ∆(1,1)I (1,1)A U ∆(1,1)A I图4 A 相断线复合序网图由复合序网可得，各序电流为1112200002122002212200//AA A A A A E I Z Z Z Z I I Z Z Z I I Z Z ⎫∆=⎪+⎪⎪=-⎬+⎪⎪=-⎪+⎭（2-2）其中，∆E A 为两侧电动势差。
各序电压为120122002200112211002200//A A A A AU U U I Z Z Z Z E Z Z Z Z Z Z ∆=∆=∆=⨯=∆++（2-3）2.3 A 站2号主变间隙保护动作分析A 站进线982线路#3塔搭头A 相断线，假定Z 11=Z 22，由于2号主变中性点不接地，所以Y 侧零序阻抗为无穷大，零序电流没有流通回路。
并且对于110kV 馈供系统，E YA 为0，系统侧的序阻抗Z X1、Z X2、Z X0远小于馈供侧的序阻抗Z Y1、Z Y2、Z Y0[4][5]。
基于以上假设，可得此时序电流为12120110120A A A A A E I E I Z Z Z Z I ===-+=（2-4）各序电压为12012A A A A U U U E ∆=∆=∆=（2-5）由此可得，馈供侧Y 侧的各序电压为11122200011221102211022Y X A A A AY X A A A Y X A A AU U U E E E U U U E E U U U E E =-∆=-==-∆=-=-=-∆=-=-此时Y 侧A 相电压为12012YA Y Y Y A U U U U E =++=-（2-6）此时，A 站110kV II 段母线PT 开口三角形电压为031() 1.5100.892YA YB YCA A A U U U U E E E kV=++=-+-=-≈ 此时，系统侧线电压为116.5kV ，并有开口三角型压变变比为(110/100kV V ，则间隙电压为158.8V ，超过动作定值150V ，因此间隙保护动作跳闸。
经现场核实，实际测得的间隙电压为153V ，与理论计算值相差不大。
2.4 B 站982开关零序保护未动分析 （1）A 站2号主变中性点不接地A 站2号主变中性点不接地时，Y 侧零序阻抗为无穷大，零序电流没有流通回路，B 站982开关零序保护不会动作。
（2）A 站2号主变中性点接地A 站2号主变中性点接地时，此时间隙保护退出。
在主变检查后送电过程中，形成了零序电流回路，零序电流为2201122110022002211112211002200A AloadAZ I E Z Z Z Z Z Z Z Z I Z Z Z Z Z Z =-++=-++ （2-7）取I loadA =85.1A ，X 1T = X 2T = X 0T =0.26，X 1L = X 2L =0.12，X 0L =0.24，此时Z 11= Z 22=0.38，Z 00=0.5[6]。
此时，零序电流为0185.123.430.5210.38A I A =-⨯=-⨯+由上式可得，流经B 站982开关的零序电流为23.43A ，未超过其零序IV 段240A 的整定值，所以B 站982开关零序保护不动作。
同时，该零序电流也流经A 站2号主变，未超过其高后备保护中II 段零序过流定值120A ，所以保护也不动作。
这也会是为何2号主变中性点闸刀合上时虽有零序电流但保护均不动作的原因。
3 结论通过以上分析计算可得，在该故障中，各项保护均正确动作。
该故障引起的启示有以下几点： （1）在现场情况复杂，无法得到确切保护动作信息时，会对判断事故类型和进行事故处理带来困难。
在该事故中，由于伴有火情，未能及时获取2号主变保护动作信息。
（2）从事故发展的过程中寻找其中的逻辑关系，才能准确的进行故障判定和处理。
（3）一起事故可能诱发多点故障，对于诱发的其他故障要有充分的考虑和应对措施。
（4）断相故障的判别的判断依据，一是由故障线路供电的变电站高压侧母线故障相电压大幅下降（相电压的一半），非故障相电压变化很小；二是故障相电流为0。
参考文献[1] 江苏省电力公司. 电力系统继电保护原理与实用技术[M]. 北京. 中国电力出版社. 2006. [2] 张保会, 尹项根. 电力系统继电保护（第二版）[M]. 北京. 中国电力出版社. 2010 [3] 彭建宁, 魏莉. 110kV 输电线路单相断线故障分析[J]. 继电器. 2007, 35(18): 75-77.[4] 阳家书, 李国友, 孙建华. 一次110kV 线路单相断线故障的继电保护动作分析[J]. 继电器. 2007, 35(22): 58-60. [5] 董艳红, 杜广平, 于会宁. 一起110kV 线路单相断线故障分析[J]. 黑龙江电力. 2011, 33(3):208-210. [6] 胡亚旻. 110kV 变电所高压侧单相断线故障案例分析[J]. 中国高新技术企业. 2010, 1:167-169.。