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
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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 ：
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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。