变电站二次回路原理及调试
变电站二次回路原理及调试
二次回路原理及调试题纲二次设备：对一次电气设备进行监视、测量、操纵、控制和起保护作用的辅助设备。
由二次设备连接成的回路称为二次回路或二次系统。
二次系统的任务：反映一次系统的工作状态，控制一次系统，并在一次系统发生故障时，能使故障的设备退出运行。
二次设备按用途可分为：继电保护二次回路、测量仪表二次回路、信号装置二次回路、直流操作电源二次回路等。
一．电流互感器（CT）及电压互感器(PT)1.原理：○1CT: 使高压电流按一定比例变为低压电流并实现绝缘隔离；标准文档有外装CT、套管CT（开关、主变）；还分为充油及干式等；二次绕组分为多组及抽头可调变比式等。
○2PT：使高电压按一定比例变为低电压并实现绝缘隔离；一般都外装；有充油及干式等；还有三相式、三相五柱式及单相PT(线路用)等；二次绕组分为主绕组及副绕组（开口三角：为保护提供零序电压）。
2.用途：○1CT:为保护装置、计量表计、故障录波、“四遥”装置等提供随一次电流按一定比例变化所需的二次电流（包括相电流及零序电流。
）；○2PT：为保护装置、计量表计、故障录波、“四遥”装置等提供随一次电压按一定比例变化所需的二次电压；3.二次负载：○1CT：低阻抗运行，不得开路；二次回路阻抗越高误差越大；CT二次开路将产生高低压危及人身安全；（备用CT必须可靠短接；带有可调变比抽头的CT，待用抽头不得短接。
）标准文档○2PT: 高阻抗运行，二次回路阻抗越低误差越大；不得短路。
4.极性：○1 CT：一次电流流入端与二次电流流出端为同极性；○2 PT:一次电压首端与二次电压首端为同极性。
5. 二次线：○1 CT：由二次端子电缆引入CT端子箱—控制室—按图纸设计依次串入各装置所需电流回路；○2 PT: 由二次端子电缆引入PT端子箱—控制室—按图纸设计依次并接各装置所需电压回路；6.新装及更换改造注意事项：○1 CT：所有端子、端子排的压接必须正确可靠；一、二次极性试验正确、变比试验正确、伏安特性符合各装置运行要求；更换CT前首先进行极性试验并正确详细记录，CT更换后进标准文档行的极性试验必须与更换前极性一致、变比正确、伏安特性应与原CT基本一致；变比、极性、伏安特性的正确性对保护及自动装置是否能正确判断设备的运行状态非常重要，（特别是差动保护）在安装及改造过程中必须认真做好每一项试验工作，才能确保万无一失。
变电站电压互感器(PT)二次回路原理及缺陷处理思路
电压互感器作为重要的一次设备在电力系统中发挥着重要的作用。同时，因为电压互感器是一种公用设备， 无论是互感器本身出现问题或是其二次回路出现问题，都将给整个二次系统带来严重影响。保障电压互感器 及其二次回路的稳定运行至关重要。
作用1
作用2
将电力系统的一次电压 按一定的变比缩小为要 求的二次电压，供各种 二次设备使用。
在变电站一次主接线为桥形接线、单母分段或双母等含有分段断 路器的接线方式下，两段母线的电压互感器二次电压可以经过并 列装置，以使微机保护装置在本段母线电压互感器退出运行而分 段断路器投入的情况下，可以从另一段母线的电压互感器二次绕 组获得电压。
囊萤大学
2 PT二次回路的原理及作用 2.2常见的电压二次回路
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2 PT二次回路的原理及作用 2.2常见的电压二次回路
电压切换原理
20561合
20561常开 接点合
1PTJ启动
20562合
20562常开 接点合
2PTJ启动
1PTJ3接点合
2PTJ3接点合
A630切换至 A710
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A640切换至 A710
3
step
PT断线对保护装置的影响
囊萤大学
以自动并列及解列为例，即7QK的 3与 4 接通。
电压并列及解列原理
运行
常开接点合
母联间隔
停运
常闭接点合
BLJ3启动
BLJ3复归
BLJ3接点合
BLJ3接点分
A630与A640 并列
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A630与A640 解列
2 PT二次回路的原理及作用 2.2常见的电压二次回路
电压重动 电压并列 电压切换
（针对双母线上的一回出线而言）通过两条母线上的两把刀闸的 辅助接点进行控制，确保正确反应线路所在母线的电压。
变电所二次调试方案
变电所二次调试方案二次调试是指在变电所建设完成后，对变电设备进行检测、调整和试验，确保变电所各项设备的正常运行，保证变电所的安全、稳定和可靠运行。
下面是一个关于变电所二次调试的方案，详细介绍了方案的步骤和内容。
一、调试准备工作1.变电所各项设备材料齐全，检查设备安装是否符合设计要求，是否有损坏或安装错误的情况。
2.电气部分回路接线正确，检查接地、短路、过载等保护装置是否正确连接。
3.检查设备的运行环境，如温度、湿度、气候等是否符合要求，是否有影响设备安全运行的因素。
4.调试人员熟悉设备的工作原理和操作要求，具备相应的专业知识和经验。
5.制定调试计划，明确各个设备的调试顺序和步骤，确保工作有条不紊进行。
二、二次调试步骤1.动力系统调试1.1调试主变压器：检查主变压器的接线是否正确，对主变压器的绝缘电阻进行测量和记录，检查油位、油质和绝缘油的密封性。
然后按照设备的出厂指导书进行开机试运行。
1.2调试高压母线：检查母线的接线和接地是否正确，对母线的压降和接触电阻进行测量和记录。
然后按照设备的要求进行开机试运行。
1.3调试断路器：检查断路器的接线和接地是否正确，对断路器的机械特性和电气特性进行测试和记录。
然后按照设备的要求进行开机试运行。
2.配电系统调试2.1调试变压器：检查变压器的接线和接地是否正确，对变压器的绝缘电阻进行测量和记录，检查油位、油质和绝缘油的密封性。
然后按照设备的要求进行开机试运行。
2.2调试中压电缆：检查电缆的接线和接地是否正确，对电缆的绝缘电阻进行测量和记录，检查电缆的电气特性和接头的质量。
然后按照设备的要求进行开机试运行。
2.3调试配电盘：检查配电盘的接线和接地是否正确，对配电盘的电气特性进行测试和记录，检查配电盘的保护装置的动作性能。
然后按照设备的要求进行开机试运行。
3.控制系统调试3.1调试继电保护装置：检查继电保护装置的接线和接地是否正确，对保护装置进行测试和调整，确保保护装置能够正常工作，保证变电设备的安全运行。
220kV变电站二次设备的安装调试分析
220kV变电站二次设备的安装调试分析摘要：变电站二次设备的安装调试不仅影响变电站自身的可靠运行，也关系电网的安全稳定，而且随着技术的发展，变电站智能化水平越来越高，对二次设备的安装调试提出了更高要求，因此本文对这方面内容进行了分析。
关键词：220kV变电站；二次设备；安装；调试电力是社会经济发展的基础，变电站是电网中的关键节点。
随着计算机技术、通信技术和遥测技术的迅速发展，一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理自动化成为变电站的鲜明特征，尤其二次设备是变电站的“神经中枢”和“安全哨兵”，对于保障电网安全具有非常重要的作用[1]。
二次设备的安装调试对变电站工程质量有直接影响，必须采用科学的方法和合理的管理策略才能保证安装调试工作的高效、经济和可靠[2]。
因此，本文对220kV变电站二次设备的安装调试进行了分析。
1 220kV变电站二次设备的安装1.1二次设备安装工艺施工环境整理→设备开箱检查→屏柜安装→光电缆敷设→二次接线→标识牌、电缆挂牌整理。
1.2施工环境整理二次设备安装前，应对安装环境进行检查和清理，例如天棚、地面、墙面、门窗已施工完毕，没有渗漏现象，基础及预埋件、预留孔符合设计要求，杂物已清理干净等。
1.3设备开箱检查对运至现场的设备、线缆、备品附件等比照装箱清单进行核对，并做好记录。
一个是型号规格、数量要对得上，没有缺漏、不符情况；二是外观没有损伤、变形、油漆剥落等现象。
三是产品技术文件（如合格证、说明书、生产制造许可证、检定证书等）齐全。
1.4屏柜安装屏柜安装前，应对基础进行找平，例如水平误差小于1mm/m（全长误差小于2mm），直线度误差小于1mm/m（全长误差小于5mm）等。
根据屏柜安装孔位在基础型钢上钻孔，再用叉车将屏柜放置在基础型钢上，套上螺栓、垫片和螺母。
然后对屏柜进行找平和对齐，例如成列屏柜顶部误差小于5mm，相邻屏柜面误差小于1mm。
调整好后紧固螺栓。
1.5光电缆敷设控制电缆、光缆不能与电力电缆放在电缆沟同一层支架上。
变电站重点二次回路V2
4.1、遥测回路（PT）
4.1、遥测回路（PT）
4.2、遥测回路（CT）
测控装置
4.2、遥测回路（CT）
4.3、主变油温、绕温回路
测控装置
六、安稳系统回路
六、安稳系统回路
六、安稳系统回路
EMS
PMU
第
CSSM
安安稳稳控控制制主主站站
一
2安0稳0管0 理主站
层
安稳管理主站
Ethernet
边CT
短引线保护1
主一保护
辅A保护
安稳A
中CT
检修时运行回路的辨识
（一）3/2接线，其中一个断路器间隔检修
如500kV线路（主变）运行，其中一个断路器间隔停电检修，如更换其 中一组电流互感器的工作，或在停电CT上的工作。 运行的回路： 停电间隔的断路器保护：只有跳本断路器的回路是检修回路，失灵跳相 邻设备的压板、端子及回路均为运行回路，保护人员工作前应布置相应 的安全措施。 。
（一）通过端子排辨识二次回路
14、WD端子排（测控装置） WD端子排，即微量段，常见于测控屏，为测控装置采集的直流
量（4~20mA/0~5V），即现场表计的读数用直流电压和可变电
阻的方式输出直流电流量到WD端子，测控将电流量转换成对应
的数量显示到系统中，如主变的油温、避雷器的泄漏电流等。
（二）通过回路标号辨识二次回路
（一）通过端子排辨识二次回路
根据行标DL/T 317-2010《继电保护标准化设计规范》要求，目 前大多数二次设备端子排基本统一了命名规范，因此，可从端子 排的编号辨识回路功能。
端子排编号 ZD QD RD CD KD PD 1BD
功能 直流电源段 强电开入段 弱电开入段 出口正段 出口负段 与保护配合段 集中备用段
变电站二次回路常见故障和处理方法
变电站二次回路常见故障和处理方法变电站二次回路是电气系统中的一个重要组成部份。
二次回路发生故障，直接影响电气设备和电力系统的安全运行，甚至造成极其严重的后果。
因此，二次回路一旦发生故障，应迅速准确作出判断，排除故障。
二次回路的故障原因可分为两大类，一是二次回路断路故障，二是二次回路短路故障。
其中以二次回路断路故障居多。
一、二次回路断路故障判断变电站内二次回路断线是时常发生的故障。
二次回路断线总体上分为：电流互感器二次回路断线、电压互感器二次回路断线及直流系统二次回路断线等。
二次回路断路有以下几种检查方法：1、导通法此方法是用万用表的欧姆档测量电阻。
不能使用兆欧表，因为兆欧表对回路中各原件接触不良或者电阻元件变值的故障测不出来。
用导通法检查时，必须先断开被测回路的电源，否则会烧坏表计。
普通不带电压、电流回路可用此方法测量检查。
用导通法查找回路不通的原理，是通过测某两点之间电阻值的变化来判别故障。
对于接触良好的接触点，电阻应为零，严重接触不良时有一定的阻值，未接通的触电其两端电阻非常大；对于电流线圈，其电阻应很小(近于零) ；对于电压线圈和电阻元件，其限值应于标称值相近。
2、测电压降法测电压降法是用万用表的直流电压档，测回路中各元件上的电压降。
查回路不通故障无需断开电源，因此无导通法的缺点。
测量时所选用表计量程应稍大于电源电压。
该方法原理是：在回路接通的情况下，接触良好的接点两端电压应等于零，若不等于零(有一定值)或者为全电压(电源电压)，则说明回路其他元件良好而该触电接触不良或者未接触。
电流线圈两端电压应近于零，过大则有问题，电阻元件及电压线圈两端则应有一定的电压，回路中仅有一个电压线圈且无串联电阻时，线圈两端电压不应比电源电压低得很多。
线圈两端电压正常而其接点不动，说明线圈断线。
3、对地电位法用此方法查二次回路不通故障，也无需断开电源。
测前应首先分析回路各点的对地电位，然后再开展测量，将分析结果和所测值及极性相比较。
二次回路试验介绍
7、二次回路工作的安全注意事项
7.2在二次回路工作中应遵守的规则
7.2.1继电保护人员在现场工作过程中，凡遇到异常情况（如直流 系统接地、或开关跳闸等），不论与本身工作是否有关，都应立 即停止工作，保持现状，待查明原因，确定与本工作无关后方可 继续工作；若异常情况是由于本身工作引起的，应保护现场立即 通知值班人员，以便及时处理。 7.2.2次回路通电或耐压试验前，应通知值班员和有关人员，检查 回路上确无人工作后，方可加压；并派人到现场看守。 7.2.3压互感器的二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧 反充电，除将电压互感器的二次刀闸拉开外，还要拉开电压互感 器的一次刀闸，取下一次保险器。
3、电流互感器（CT）二次回路及正确性检验
3、电流互感器（CT）二次回路及正确性检验 3.1绕组的极性检查
所有电流互感器都是减极性
3、电流互感器（CT）二次回路及正确性检验
3.2绕组抽头的变比检查
一次绕组有串联与并联两种接法，二次抽头有S1、S2、S3， 其中S1为公共端。
绕组抽头的变比实际使用根据整定书。不使用绕组要短接。 3.3绕组的准确极检查 保护极P（保护）、测量级0.5（测控、录波）、计量极0.2 （电度表） 与铭牌准确极和设计图纸核对。
一次回路的组成由发电机、变压器、电力电缆、断路器、隔 离开关、电压、电流互感器、避雷器等构成的电路，称为一 次接线或称为主接线。
1、变电站电气二次回路基本概念
1.3二次回路的分类 A、按电源性质分：交流电流回路---由电流互感器（TA）二次侧供电给测量仪表及继电器的电流 线圈等所有电流元件的全部回路。 交流电压回路---由电压互感器（TV）二次侧供电给测量仪表及继电器等所有电压线圈以及信 号电源等。 直流回路---使用所变输出经变压、整流后的直流电源。蓄电池。
变电站PT二次回路运行问题分析及对策
变电站PT二次回路运行问题分析及对策近年来交流二次电压回路出现的问题，导致开封公司主变和线路保护装置不正确动作的事件时有发生，并常常伴有大面积停电事故，严重危害了电网的安全运行，是继电保护工作中的一个薄弱环节。
为提高电网安全稳定的水平，本文以二次电压回路的异常事件为例，分析交流二次电压回路暴露的问题并提出对策，希望能引起各级保护人员、运行人员的注意。
1.pt的主要用途(1)将二次回路与高压的一次回路隔离开。
(2)不论其一次额定电压的大小如何，都可得到标准的二次电压。
２．pt的接线方式电力系统的pt接线一般有星形接线、不完全三角形接线、开口三角接线三种方式，但在我局的变电站中，为了取得开口电压而普遍采用开口三角接线即采用单相pt组合或直接用三相五柱式pt。
pt一次线圈接成星形，二次主线圈接成星形，辅助线圈接成开口三角形。
如图1，负荷分别接在an、bn、cn和开口ln端子上，ln端子上的电压与一次系统的三倍零序电压成正比，即三相五柱式电压互感器y0/y0/开口三角形接线电压互感器的变比为ux/√3:100/√3:100v注：计量电压配置单独二次线圈，220kv及以上站，按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组，220kv及以上电压等级pt保护应配置两套二次线圈。
图中就不再画出。
3.继电器室电压回路接线方式按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。
公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。
己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30·imax伏（imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为ka）。
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二次回路原理及调试题纲二次设备：对一次电气设备进行监视、测量、操纵、控制和起保护作用的辅助设备。
由二次设备连接成的回路称为二次回路或二次系统.二次系统的任务: 反映一次系统的工作状态，控制一次系统，并在一次系统发生故障时，能使故障的设备退出运行。
二次设备按用途可分为:继电保护二次回路、测量仪表二次回路、信号装置二次回路、直流操作电源二次回路等. 一．电流互感器( CT )及电压互感器（PT）1。
原理:CoCT：使高压电流按一定比例变为低压电流并实现绝缘隔离；有外装CT 、套管CT （开关、主变）；还分为充油及干式等;二次绕组分为多组及抽 头可调变比式等。
② PT :使高电压按一定比例变为低电压并实现绝缘隔离； 一般都外装；有充油及干式等；还有三相式、三相五柱式及单相 PT （线路用）等；二次绕组分为主绕组及副绕组（开口三角：为保护提供零序电压） .②CT ：低阻抗运行，不得开路；二次回路阻抗越高误差越大；CT 二次开路将产生高低压 危及人身安全；（备用CT 必须可靠短接；带有可调变比抽头的 CT ,待用抽头不得短接。
）2. 用途:②CT:为保护装置、计量表计、故障录波、 化所需的二次电流（包括相电流及零序电流。
②PT :为保护装置、计量表计、故障录波、 变化所需的二次电压；3. 二次负载:四遥”装置等提供随一次电流按一定比例变 ）；“四遥”装置等提供随一次电压按一定比例②PT:高阻抗运行，二次回路阻抗越低误差越大；不得短路4.极性：CD CT :一次电流流入端与二次电流流出端为同极性；②PT：-次电压首端与二次电压首端为同极性。
5.二次线：②CT:由二次端子电缆引入CT端子箱一控制室一按图纸设计依次串入各装置所需电流回路；②2PT：由二次端子电缆引入PT 端子箱—控制室—按图纸设计依次并接各装置所需电压回路；6.新装及更换改造注意事项：②1CT: 所有端子、端子排的压接必须正确可靠；一、二次极性试验正确、变比试验正确、伏安特性符合各装置运行要求;更换CT 前首先进行极性试验并正确详细记录，CT 更换后进行的极性试验必须与更换前极性一致、变比正确、伏安特性应与原CT 基本一致；变比、极性、伏安特性的正确性对保护及自动装置是否能正确判断设备的运行状态非常重要，(特别是差动保护）在安装及改造过程中必须认真做好每一项试验工作,才能确保万无一失。
伏安特性数据分析：测量表计CT、保护CT、差动CT的饱和点正常应依次提高. ②PT：所有端子、端子排的压接必须正确可靠；新装及二次电缆更换后，必须进行二次回路核相，以满足并列运行要求。
电力系统三相中性点运行方式：1.中性点不接地方式：适用于3—10KV 系统。
正常运行时，中性点对地电位为零相间电压对称;单相接地时中性点位移，相间电压仍对称,不影响正常运行（但不能超过2 小时.）2.中性点经消弧线圈接地方式：适用于35KV 系统。
正常运行时,中性点对地电位为零相间电压对称；单相接地时中性点经消弧线圈与对地电容电流相位相反,减少电容电流,中性点位移，相间电压仍对称，不影响正常运行.消弧线圈（电抗器）：和变压器一样带有铁芯和线圈，不同的是消弧线圈铁芯带有很多间隙填有绝缘板，使铁芯不饱和,呈线性阻抗；（带有5—9 个分接头可调节电抗值。
）消弧线圈的作用是对线路接地时的对地电容电流进行补偿，随着电容电流的减少使电弧熄灭；一般采用感抗小于容抗的补偿方式（过补偿），为出线线路的增加留有余地。
3.中性点直接接地方式：适用于110KV 及以上系统。
非故障相对地电压为相电压，可降低绝缘水平和造价；单相接地时短路电流较大，需保护装置动作，切除故障。
二．保护装置：保护装置的改进、发展历程：电磁感应型—晶体管型-集成电路型-微机智能型; 无论什么形式的保护装置对于二次回路来讲都离不开基本的结构方式：交流回路(电流、电压）、控制回路（跳合闸）、直流系统、信号回路等，在实际的工作中要从基本概念上熟练掌握回路的性质以及与其它回路的关系，做的心中有数。
保护定值：一般由调动中心部门下达定值通知单，保护工作人员严格按通知单要求进行保护整定;(包括投入的保护类型、动作值、动作时间、自动装置的投停等。
)保护装置的设计、配置、安装、调试必须遵循四项原则：①选择性：根据高压系统设备运行的需要,必须有选择地切除故障部分，保证其他设备的正常运行；辐射型系统较简单，对多电源的复杂系统来讲，保护装置的配置相对较复杂，各套保护装置的配合及动作行为考虑的因素较多；②快速性：在有选择性地切除故障设备的前提下，尽量选择快速性；短路电流持续时间越长对设备的危害越大，对电网系统的危胁越大；③灵敏性：保护装置的动作值(定值）在计算和整定上要考虑一定的灵敏度，以提高对系统不正常状况的反应能力；③4可靠性：在正确判定故障性质的情况下，保护装置必须保证可靠动作切除故障设备，不应拒动;在实际工作中必须避免“三误”的发生误碰、误接线、误整定。
）;1. 线路保护：①6、10、35KV ：（辐射型线路）速断（I段）:按保护线路全长的80%计算；过流（II 段）：按保护线路全长计算,保护范围可延伸到下一线路的速断范围以内，可作为下一线路速断的后备；反应相间短路故障跳三相；单相接地不跳闸.一般采用不完全星型接线，可减少一只CT,仍可满足6- 10KV中性点不接地系统要求(不同线路发生同相接地时仍不跳闸,只由保护装置发出接地信号，提醒运行值班人员查找接地后，通知线路维护人员巡查线路处理;不同线路发生不同相两点接地时，构成两相短路，保护装置动作切除故障线路。
）②110KV及以上：零序电流I 段：按保护线路全长的80%计算。
零序电流II 段：按保护线路全长计算，保护范围可延伸到下一线路的速断范围以内, 可作为下一线路I 段的后备；零序电流III 段：保护范围可延伸到第三级线路I 段保护范围内，可作为下一线路全线的后备；还可作为第三级线路I 段范围内的后备。
零序电流I、II 、III 段: 在多电源的复杂电网系统中都带有零序功率方向闭锁;单相接地及相间短路都可根据动作范围跳三相.距离保护：适用于110KV 及以上多电源较复杂的电网系统；反应相间短路故障；距离I、II、III 段的保护范围基本与上述零序电流I 、II 、III 段相同；动作特性圆，动作范围具有方向性，反向短路不动作。
高频保护：保护线路全长；根据被保护线路两侧电流的方向来判定故障范围；外部短路不跳闸；基本原理是由两侧电流控制发讯机高频信号,根据高频信号调制后的情况来决定是否跳闸;高频保护除可独立完成保护线路全长的故障跳闸任务外，还常用于闭锁其它保护，如高频闭锁距离、高频闭锁零序、高频闭锁电流等。
光差保护: 基本原理是由两侧电流控制区别区内外故障, 通过光纤信号对比来判定动作行为；2.母线差动保护: 适用于35KV 及以上多电源变电站的母线保护；基本原理是根据故障电流的流向来判定故障范围；内部短路快速跳开相应开关，外部短路不动作；母线的流入电流等于流出电流时不动作，当出现差电流时立即动作跳开相应开关；根据母线差动保护的原理，外部故障对其动作行为是一个严峻的考验，因此母差保护的调试正确性至关重要，对跳闸压板的投入非常谨慎；通常都是在所有线路投运带负荷后验证回路正确无误，才交待可以投运.3.主变保护：①瓦斯保护：本体保护、有载调压保护:带有重瓦斯跳闸及轻瓦斯（气体）信号保护；②差动保护：根据主变压器容量设置；利用主变的流入流出电流之差判定内外部故障;当主变空载充电时，必须将差动保护投跳闸，以保证主变内部有短路时迅速跳闸。
在合闸瞬间将产生励磁涌流并逐渐衰减; 涌流中含有逐渐衰减的直流分量使差动继电器铁芯迅速饱和产生制动作用，使差动保护不动作，因此差动保护具有躲过励磁涌流的功能；励磁涌流过后如果是空载电流则保护不动作，如果是故障电流则差动保护仍可以迅速动作于跳闸。
根据差动保护的原理，与母差保护一样，外部故障对其动作行也为是一个严峻的考验；也需要主变带负荷验证调试正确后再交待可以投运。
③过流保护:整定动作范围可延伸到出线线路的末端，动作时限大于出线保护的过流时间，可作为出线线路的后备保护;一般都设有复合电压闭锁（负序电压、低压） .④温度保护：可投信号及跳闸；⑤冷却系统全停保护：主变冷却系统故障全停时，发出信号或延时跳开各侧开关；⑥过负荷信号装置：当主变压器负荷电流超过最大额定电流时,延时动作发出过负荷信号;4.跳合闸回路：⑥1 手动跳合闸：跳合闸控制开关有6 个状态: 预合—合闸—合后—预分-分闸-分后,多节接触点分别根据回路需要在不同的状态下接通或断开，以实现各自的功能;合闸回路:直流控制正电源-控制开关接点—断路器辅助开关节点（断弧）—功能闭锁节点(断路器在异常情况下起闭锁作用）—合闸接触器线圈-直流控制负电源。
合闸接触器动作后接点接通合闸线圈完成合闸过程。
跳闸回路; 直流控制正电源-控制开关接点—断路器辅助开关节点(断弧）-功能闭锁节点(断路器在异常情况下起闭锁作用）—跳闸线圈-直流控制负电源。
②保护跳闸及自动重合闸:保护动作启动出口跳闸继电器-接地接通控制正电源—送至跳闸回路完成跳闸过程。
断路器由保护动作跳闸后需重合时, 重合闸装置接通控制正电源—送至合闸回路完成合闸过程。
自动重合闸:根据系统运行需要,当保护装置动作跳闸需进行一次重合时,自动重合闸发出合闸指令,接通合闸回路使断路器重合，以消除瞬时故障恢复正常运行。
自动重合闸装置根据系统运行的需要分为:三相一次重合闸及单相重合闸。
重合闸装置的动作行为:a.手动合闸启动后加速:手动合闸于正常线路时,后加速启动后延时返回；当手动合闸于故障线路时，保护动作经后加速回路瞬时跳闸，自动重合闸装置不发出合闸指令。
b.手动合闸后，一般在20 秒后自动重合闸装置完成充电准备过程；当运行线路发生故障保护动作跳闸时，自动重合闸装置启动, （一般整定在0。
5 秒）进行一次重合;瞬时故障在断路器跳闸后消失，则重合成功; 若重合于永久故障时，保护再次动作则加速跳闸（重合闸在进行一次重合时，同时启动后加速。
）c.手动跳闸时:手动控制开关其中一对接点给重合闸装置放电，使手动跳闸后不再合闸;d.110KV 及以上系统设有单项操作机构的，一般设有单相一次重合闸；当线路发生单相接地故障时，保护装置发出指令跳单相,同时重合闸启动进行一次单相重合，若瞬时故障跳闸后消失则重合成功，恢复正常运行；若单相重合于永久故障,则保护动作启动总出口跳三相不再重合；e.单相一次重合闸装置仅限于单相故障进行一次重合闸；当线路发生相间故障 (二相或三相短路故障）时，保护装置动作跳三相不再重合。
(发生相间故障的重合成功率非常低,且设备要进行第二次故障冲击，因此一般不再进行重合。