還是以一起事故來解釋吧！
2016年9月12日9時37分，新疆生產建設兵團第
三師電力有限責任公司某110 kV變電站10 kV 5號出
線過流三段保護動作，導致斷路器跳閘，隨後重合閘成
功。10時44分，10 kV母聯分段斷路器過流一段動作
(10 kV出線採用單母線分段的連線方式)，母聯分段斷
路器跳閘，5號線斷路器爆炸，斷路器手車上方母線橋
頂部金屬蓋板炸飛，但是5號線保護始終沒有動作。
2 事故調查
經檢查10 kV 5號輸電線路，線上路末端一處分支
發現有一使用者的10 kV配電變壓器
在9時30分停電，低壓側電能表短
路著火，高壓側三相跌落式熔斷器
燒壞，符合5號線線路保護裝置過流
三段動作原因。
3 事故分析
那為什麼5號線發生故障，反而
母聯分段斷路器跳閘呢?這和變電
站保護設定有關，當主變壓器(本文
簡稱主變)低壓側出現故障時，主變保護透過兩個時限
來分別動作母聯分段斷路器和主變低壓側斷路器。當
第一時限達到時，保護會首先切除分段，如果故障一直
存在，達到第二時限時，跳開主變低壓側斷路器。在本
次事故中，5號線處在2段母線上，母聯分段斷路器跳
開後，故障切除，所以主變低壓側保護沒有動作。
那麼究竟是什麼原因導致5號線斷路器發生爆炸
燒壞，而保護沒有動作呢?
根據電力裝置執行經驗，當電力系統發生短路時，
伴隨短路所產生的基本現象有以下幾種：
護同時跳閘的越級跳閘事件。
(2)2014年10月，35 kV丙變電站1號主變壓器
10 kV斷路器vw 相絕緣擊穿發生相間故障，站內UPS
不間斷電源過載保護啟動停機閉鎖輸出，全站繼電保
護電源失電，最後由該站上級保護(110 kV乙變電站
35 kV乙丙線路保護)動作切除丙變電站的1號主變壓
器10 kV斷路器故障。本次越級跳閘事件造成共2座
35 kV變電站失壓。
事件發生前，35 kV丙變電站由110 kV乙變電站
35 kV乙丙線供電，1號、2號主變壓器10 kV側母線分
列執行；同時35 kV乙丙線經35 kV丙丁線供電給35
kV丁變電站。乙、丙、丁變電站執行方式如圖2所示。
35 kV丙變電站
圖1 乙、丙、丁變電站執行方式圖
事件發生後，經運維部門檢查分析，造成丙變電站
全站保護電源失電的主要原因為：該站操作電源為交
流電源，由UPS提供不問斷電源。事件發生當日，該站
1號主變壓器10 kv斷路器絕緣擊穿發生間歇性相間
故障，弧光引起斷路器上控制迴路二次電纜短路。站
內UPS受到該控制迴路短路電流衝擊後，其本身的過
載保護啟動，UPS自動停機閉鎖輸出，導致全站保護電
源失電、保護拒動，最終造成上級保護越級動作跳閘，2
座35 kV變電站失壓。
3 交流電源保護執行風險防控措施
透過以上兩個案例可以看出，交流電源保護執行
風險主要在於保護電源電壓降低或電源失電造成保護
不正確動作而導致的越級跳閘、多座變電站失壓事故
(事件)，可採取以下防控措施：
(1)採取改善電網網架結構、最佳化電網執行方式的
措施。增加農網35 kV變電站電源點，儘量避免安排
多級串供執行方式，同時完善農網35 kV變電站備自
投配置，增強供電可靠性。
(2)採取為交流電源保護配置後備電源的臨時措
施。交流電源保護改造將會涉及到全站保護及直流電
源改造，受農網負荷難轉移、停電難安排等因素影響，
全站保護及直流電源改造工程週期長、難度大。在全
站保護改造前，可採取臨時措施，給無UPS、無內部後
備電源(電池)的交流電源保護增加UPS，暫時提升交
流電源保護的電源可靠性。
(3)採取加大上下級保護配合時間級差的臨時措
施。對上級保護為直流電源保護，下級保護為交流電
源保護的變電站，配合時間級差充足的情況下，在交流
電源保護改造前，可採用加大上下級保護配合時間級
差的臨時措施，儘量避免上下級保護同時動作的情況
出現。
(4)進行交流電源保護改造。按主網變電站標準
設計，對35 kV變電站交流電源保護進行改造，增加直
流系統，將保護更換為直流電源保護，徹底解決交流電
源保護執行風險問題。
水電資源豐厚，水電開發
利用較早，境內有各類小水電站共
計26座，總裝機容量達到21．3
Mw。隨著潛山電網規模和併網小
水電裝機容量的日益擴大，排程指
令執行時間過長的問題，嚴重影響
了水電排程管理，導致在負荷高峰
期間水電難以起到頂峰作用。為縮
短併網水電站排程指令執行時間，
提高水電排程管理水平，我們成立
了課題小組進行研究。
1 現狀調查
根據所選的課題，我們翻閱了
大量資料並進行了現場調查驗證。
負荷高峰時段通知併網水電站頂峰
的具體步驟如下：當班排程員通知
水電站值班員開機頂峰、水電站值
班員接受調令開機頂峰、水電機組
滿機組出力頂峰。我們以有人值守
水電站為例：在2011— 20l2年期間，
我縣境內併網的有人值守水電站完
成頂峰調令的平均時間為18 min，
其中水電站值班員接受調令到開機
頂峰這一環節平均所需時間為11
min，佔完成整個排程指令時間的
61％ 。因此，縮短水電站值班人員接
受調令到開動機組這一環節的時間
是非常有必要的。
2 設定目標
將有人值守水電站值班人員接
受調令到開動機組的平均時間由原
3 實施對策
電站值班人員該環節所需時間長的
主要原因有：一是水電站值班人員
缺少專業知識培訓，對排程指令認
識不深刻，造成排程指令執行效率
低；二是排程對併網水電站管理不
夠規範，缺乏對併網水電站的管
控。因此，調控中心首先組織對境
內併網水電站進行了一次摸底排
查，確定了併網水電站的排程聯絡
人，並與其重新簽訂了併網排程協
議，從源頭上規範了對併網水電站
的管理。然後調控中心針對確定的
排程聯絡人，舉辦了併網水電站值
班人員專業知識培訓。培訓班特邀
了市供電公司調控中心專家為水電
站值班人員講解排程機構職責、水
電站專業管理等知識。培訓後進行
現場考試，考試合格者頒發了電網
排程執行系統上崗許可證。透過培
訓，併網水電站執行值班人員專業
知識水平得到了顯著提高，增強了
對排程指令的認識。
4 效果檢查
透過對併網水電站執行值班人
員進行專業知識培訓、開展持證上
崗工作和重新按照規範簽訂併網調
度協議，大大縮短了併網水電站調
度指令執行時間。經實際驗證，有
人值守水電站從接受調令到開動機
組的平均時間由原來的11 min縮短
到5 min，有效地縮短了併網水電站
排程指令的執行時間，提高了水電
站在負荷高峰時期的頂峰能力以及
負荷高峰時期的電壓合格率和水電
資源的利用率。
5 鞏固措施
① 繼續把好併網排程協議簽訂
關；② 不定期開展併網水電站值班
併網水電站加強通訊、自動化方面
的投入。
(1)電流急劇增加。線上路出線端處三相短路時，
電流的最大瞬時值可能高達額定電流的10— 15倍，從
絕對值來講可達上萬安培，甚至十幾萬安培。
(2)短路點的電弧有可能燒壞電氣裝置，同時很大
的短路電流透過裝置會使發熱加劇，當短路持續時間
較長時，可能使裝置過熱而損壞。
(3)短路電流透過導體時，會引起導體間很大的機
械應力，如果導體和它們的支架不夠堅固，則可能遭到
破壞。
(4)短路時，系統電壓大幅下降，對使用者工作影響
艮大。
斷路器爆炸燒壞一定是發生了短路，現就發生短
路的位置做簡單分析，目前只有2處可能發生短路的
地方。
第一種是線路中後端發生短路。當中後端線路發
生短路時，由於短路造成的電流急劇增大，會引起出線
保護動作，從而迅速切斷故障線路，達到保護電力裝置
的目的。10 kV保護裝置的電流取樣來自於出線側的
電流互感器，若中後端線路發生故障，電流互感器必定
會採集到短路電流，而當電流超過保護定值時保護就
會動作，所以不存線上路中後端發生故障的可能。
第二種情況是電流互感器前端發生故障，直接在
電流互感器前端發生金屬性接地，電流互感器採集不
到故障電流，這就解釋了直至斷路器燒壞爆炸，也沒有
引起5號線保護動作的原因。原來故障前該地區突降
罕見大雨，由於新疆南部屬於常年乾旱少雨地區，高壓
室屋頂防水出現問題，在5號線正上方出現漏水現
象。5號線斷路器手車、10 kV母線橋、10 kV電纜出線
安裝位置為前、中、後。母線橋位於中間，漏雨時，雨水
透過母線橋頂部的排氣孔進入斷路器上埠三相樁
頭，造成了金屬性三相短路。斷路器位於線路的前端，
電流互感器在斷路器的後端，斷路器短路時，電流互感
器採集不到故障電流，所以保護就沒有動作。
還是以一起事故來解釋吧！
2016年9月12日9時37分，新疆生產建設兵團第
三師電力有限責任公司某110 kV變電站10 kV 5號出
線過流三段保護動作，導致斷路器跳閘，隨後重合閘成
功。10時44分，10 kV母聯分段斷路器過流一段動作
(10 kV出線採用單母線分段的連線方式)，母聯分段斷
路器跳閘，5號線斷路器爆炸，斷路器手車上方母線橋
頂部金屬蓋板炸飛，但是5號線保護始終沒有動作。
2 事故調查
經檢查10 kV 5號輸電線路，線上路末端一處分支
發現有一使用者的10 kV配電變壓器
在9時30分停電，低壓側電能表短
路著火，高壓側三相跌落式熔斷器
燒壞，符合5號線線路保護裝置過流
三段動作原因。
3 事故分析
那為什麼5號線發生故障，反而
母聯分段斷路器跳閘呢?這和變電
站保護設定有關，當主變壓器(本文
簡稱主變)低壓側出現故障時，主變保護透過兩個時限
來分別動作母聯分段斷路器和主變低壓側斷路器。當
第一時限達到時，保護會首先切除分段，如果故障一直
存在，達到第二時限時，跳開主變低壓側斷路器。在本
次事故中，5號線處在2段母線上，母聯分段斷路器跳
開後，故障切除，所以主變低壓側保護沒有動作。
那麼究竟是什麼原因導致5號線斷路器發生爆炸
燒壞，而保護沒有動作呢?
根據電力裝置執行經驗，當電力系統發生短路時，
伴隨短路所產生的基本現象有以下幾種：
護同時跳閘的越級跳閘事件。
(2)2014年10月，35 kV丙變電站1號主變壓器
10 kV斷路器vw 相絕緣擊穿發生相間故障，站內UPS
不間斷電源過載保護啟動停機閉鎖輸出，全站繼電保
護電源失電，最後由該站上級保護(110 kV乙變電站
35 kV乙丙線路保護)動作切除丙變電站的1號主變壓
器10 kV斷路器故障。本次越級跳閘事件造成共2座
35 kV變電站失壓。
事件發生前，35 kV丙變電站由110 kV乙變電站
35 kV乙丙線供電，1號、2號主變壓器10 kV側母線分
列執行；同時35 kV乙丙線經35 kV丙丁線供電給35
kV丁變電站。乙、丙、丁變電站執行方式如圖2所示。
35 kV丙變電站
圖1 乙、丙、丁變電站執行方式圖
事件發生後，經運維部門檢查分析，造成丙變電站
全站保護電源失電的主要原因為：該站操作電源為交
流電源，由UPS提供不問斷電源。事件發生當日，該站
1號主變壓器10 kv斷路器絕緣擊穿發生間歇性相間
故障，弧光引起斷路器上控制迴路二次電纜短路。站
內UPS受到該控制迴路短路電流衝擊後，其本身的過
載保護啟動，UPS自動停機閉鎖輸出，導致全站保護電
源失電、保護拒動，最終造成上級保護越級動作跳閘，2
座35 kV變電站失壓。
3 交流電源保護執行風險防控措施
透過以上兩個案例可以看出，交流電源保護執行
風險主要在於保護電源電壓降低或電源失電造成保護
不正確動作而導致的越級跳閘、多座變電站失壓事故
(事件)，可採取以下防控措施：
(1)採取改善電網網架結構、最佳化電網執行方式的
措施。增加農網35 kV變電站電源點，儘量避免安排
多級串供執行方式，同時完善農網35 kV變電站備自
投配置，增強供電可靠性。
(2)採取為交流電源保護配置後備電源的臨時措
施。交流電源保護改造將會涉及到全站保護及直流電
源改造，受農網負荷難轉移、停電難安排等因素影響，
全站保護及直流電源改造工程週期長、難度大。在全
站保護改造前，可採取臨時措施，給無UPS、無內部後
備電源(電池)的交流電源保護增加UPS，暫時提升交
流電源保護的電源可靠性。
(3)採取加大上下級保護配合時間級差的臨時措
施。對上級保護為直流電源保護，下級保護為交流電
源保護的變電站，配合時間級差充足的情況下，在交流
電源保護改造前，可採用加大上下級保護配合時間級
差的臨時措施，儘量避免上下級保護同時動作的情況
出現。
(4)進行交流電源保護改造。按主網變電站標準
設計，對35 kV變電站交流電源保護進行改造，增加直
流系統，將保護更換為直流電源保護，徹底解決交流電
源保護執行風險問題。
水電資源豐厚，水電開發
利用較早，境內有各類小水電站共
計26座，總裝機容量達到21．3
Mw。隨著潛山電網規模和併網小
水電裝機容量的日益擴大，排程指
令執行時間過長的問題，嚴重影響
了水電排程管理，導致在負荷高峰
期間水電難以起到頂峰作用。為縮
短併網水電站排程指令執行時間，
提高水電排程管理水平，我們成立
了課題小組進行研究。
1 現狀調查
根據所選的課題，我們翻閱了
大量資料並進行了現場調查驗證。
負荷高峰時段通知併網水電站頂峰
的具體步驟如下：當班排程員通知
水電站值班員開機頂峰、水電站值
班員接受調令開機頂峰、水電機組
滿機組出力頂峰。我們以有人值守
水電站為例：在2011— 20l2年期間，
我縣境內併網的有人值守水電站完
成頂峰調令的平均時間為18 min，
其中水電站值班員接受調令到開機
頂峰這一環節平均所需時間為11
min，佔完成整個排程指令時間的
61％ 。因此，縮短水電站值班人員接
受調令到開動機組這一環節的時間
是非常有必要的。
2 設定目標
將有人值守水電站值班人員接
受調令到開動機組的平均時間由原
3 實施對策
電站值班人員該環節所需時間長的
主要原因有：一是水電站值班人員
缺少專業知識培訓，對排程指令認
識不深刻，造成排程指令執行效率
低；二是排程對併網水電站管理不
夠規範，缺乏對併網水電站的管
控。因此，調控中心首先組織對境
內併網水電站進行了一次摸底排
查，確定了併網水電站的排程聯絡
人，並與其重新簽訂了併網排程協
議，從源頭上規範了對併網水電站
的管理。然後調控中心針對確定的
排程聯絡人，舉辦了併網水電站值
班人員專業知識培訓。培訓班特邀
了市供電公司調控中心專家為水電
站值班人員講解排程機構職責、水
電站專業管理等知識。培訓後進行
現場考試，考試合格者頒發了電網
排程執行系統上崗許可證。透過培
訓，併網水電站執行值班人員專業
知識水平得到了顯著提高，增強了
對排程指令的認識。
4 效果檢查
透過對併網水電站執行值班人
員進行專業知識培訓、開展持證上
崗工作和重新按照規範簽訂併網調
度協議，大大縮短了併網水電站調
度指令執行時間。經實際驗證，有
人值守水電站從接受調令到開動機
組的平均時間由原來的11 min縮短
到5 min，有效地縮短了併網水電站
排程指令的執行時間，提高了水電
站在負荷高峰時期的頂峰能力以及
負荷高峰時期的電壓合格率和水電
資源的利用率。
5 鞏固措施
① 繼續把好併網排程協議簽訂
關；② 不定期開展併網水電站值班
併網水電站加強通訊、自動化方面
的投入。
(1)電流急劇增加。線上路出線端處三相短路時，
電流的最大瞬時值可能高達額定電流的10— 15倍，從
絕對值來講可達上萬安培，甚至十幾萬安培。
(2)短路點的電弧有可能燒壞電氣裝置，同時很大
的短路電流透過裝置會使發熱加劇，當短路持續時間
較長時，可能使裝置過熱而損壞。
(3)短路電流透過導體時，會引起導體間很大的機
械應力，如果導體和它們的支架不夠堅固，則可能遭到
破壞。
(4)短路時，系統電壓大幅下降，對使用者工作影響
艮大。
斷路器爆炸燒壞一定是發生了短路，現就發生短
路的位置做簡單分析，目前只有2處可能發生短路的
地方。
第一種是線路中後端發生短路。當中後端線路發
生短路時，由於短路造成的電流急劇增大，會引起出線
保護動作，從而迅速切斷故障線路，達到保護電力裝置
的目的。10 kV保護裝置的電流取樣來自於出線側的
電流互感器，若中後端線路發生故障，電流互感器必定
會採集到短路電流，而當電流超過保護定值時保護就
會動作，所以不存線上路中後端發生故障的可能。
第二種情況是電流互感器前端發生故障，直接在
電流互感器前端發生金屬性接地，電流互感器採集不
到故障電流，這就解釋了直至斷路器燒壞爆炸，也沒有
引起5號線保護動作的原因。原來故障前該地區突降
罕見大雨，由於新疆南部屬於常年乾旱少雨地區，高壓
室屋頂防水出現問題，在5號線正上方出現漏水現
象。5號線斷路器手車、10 kV母線橋、10 kV電纜出線
安裝位置為前、中、後。母線橋位於中間，漏雨時，雨水
透過母線橋頂部的排氣孔進入斷路器上埠三相樁
頭，造成了金屬性三相短路。斷路器位於線路的前端，
電流互感器在斷路器的後端，斷路器短路時，電流互感
器採集不到故障電流，所以保護就沒有動作。