35kV主变差动保护误动作事故分析
变电站主变差动保护跳闸事故原因及处理过程案例分析
变电站主变差动保护跳闸事故原因及处理过程案例分析变电站主变差动保护跳闸事故是指在变电站运行过程中，由于各种原因导致主变差动保护装置误动或故障跳闸，对电网稳定性和运行安全造成影响的事件。
下面将通过一个案例分析来详细介绍变电站主变差动保护跳闸事故的原因及处理过程。
案例背景：变电站主变差动保护跳闸事故处理过程：1.事故发生后，首先要立即停电，并确保现场的安全。
同时通知相关人员到现场进行紧急处理。
2.根据事故发生的具体情况，对主变差动保护装置进行全面排查，包括设备检查、通信检查等。
确定装置是否存在故障，是否需要维修或更换。
3.进行现场调试和测试，以确认设备是否正常。
可以通过在线检测工具对装置的差动保护功能进行评估，并对之前的误动记录进行分析，找到误动的规律和原因。
4.如果事故的原因是设备老化导致的，应及时对设备进行维修或更换。
如果是通信故障导致的，应检查通信线路和设备，修复故障并确保通信正常。
如果是操作失误导致的，应对操作人员进行培训和指导，加强对保护装置操作的规范。
5.对保护配置进行检查和校对，确保配置正确。
可以通过模拟故障的方法对保护装置进行测试，验证配置是否合理、正确。
6.完成上述处理后，重新启动主变差动保护装置。
并在重新投入使用前进行全面的试验和测试，确保保护装置的可靠性和正确性。
7.针对此次事故，应进行事故分析和总结。
分析事故原因，找出教训，并制定相应的改进措施。
可以通过修改操作规程、加强设备维护和检修、提高操作人员技能等方式，进一步预防类似事故的发生。
总结：变电站主变差动保护跳闸事故的原因多种多样，常见的包括设备老化、通信故障、操作失误、保护配置错误等。
针对不同的原因，需要采取不同的处理措施，包括设备维修、通信故障修复、操作人员培训、保护配置校对等。
为了预防类似事故的发生，还需要进行事故分析和总结，找出并改进存在的问题。
只有通过不断地改进和提高，才能确保变电站主变差动保护装置的稳定运行，保障电网的安全和稳定。
光照35kV施工变电站主变差动保护误动的原因浅析
２ｘ（ ．／ ０ １＋ ．５ ０ １２＋ ． Ｏ０ ）＝０４ ．
保护的误动严重影响了变电站的正常运行。故障现 实际取值 ０４ ．。 ② 动作 电流整定值 。
ｉＬ （ ／ ｃ＝ ， ａｕ２＋△ｎ ＋Ａｍ）．ｎ １ ￣ ／
２ 故障分析
众所周知差动保护回路是 由电流互感器 、 引接
△ｍ ——软件对 电流互感器联接组调整 的误
差 ， ００ ； 取 ． ５
— —
（ ）定值错误 ， １ 引起的差动误动。
（ ）差动继电器故障， ２ 引起的差动误动。 （ ）电流互感器 故障或极性 错误 ， ３ 引起 的差 动
误动。
主变高压侧额定 电流 ， ． ８ ４Ａ； ２
， ｌ —— 主变高压侧 电流互感器变比，０／ 。 １０ ５
时的涌流， 用比率差动电流作为保护的动作量。
（ ）在检测该装置之前 ， ２ 我们用备件更换 了该
装置。为了证实更换下来 的保护装置 运行是 否 良
．
６ ・ ５
维普资讯
式中
—
—
可靠系数 ， ２ ０ 取 ．；
△ ——变压器分接头调压范围 ， ０ １ 取 ．； △，＿ 过电 流 时 电 流 互 感 器 的 误 差 ， 一 ＿ 取
０ １ ． ；
线． 差动继 电器等构成， 所以上述设备故障和安装错
误都有可能引起差动保护误动作 。根据上述现象分
析 ， 可 能 由以下 几 种原 因引起 ： 很
ｌ ＝ （ ／ ｃ Ａｕ２＋△， ＋ 口 ｌ Ａｍ １ ）． ＝ （ ．／ Ｏ １ Ｏ０
＝１ ６ ． ４８
（ ）二次接线 、 ４ 相序错误造成 的差动误动。
３ 故 障处理步骤
海南电网35kV主变差动保护装置误动事故浅析
０概 述 ． 动模试验结束后 ， 按照《 方电网继 电保护通用技术规范》 南 要求对 项 ２ １ 年 以来 。海南电网内使 用的 Ｍ 型主变差 动保护装 置多次因 装置进行 了 ３ 电磁兼容试 验 ： ００ 为和应涌流、 电压恢复性涌流 、 区外故障恢 复等原 因出现误动情况。 经 ●Ｇ ／ ４ ９ ． — ９ ８ ＢＴ１ ５ ８ ３ １９ 规定的 Ⅲ级 １ Ｈ 和 １０ Ｈ 脉 冲群干扰 １ Ｍ ｚ ０ｋ ｚ 送河南许昌开普电气检测研究院ｆ 国家继 电保护及 自动化设备质量监 试验 （ 第一半波 电压幅值共模 为 ２ ｋ ， ． Ｖ 差模为 ｌＶ 。 ５ ｋ） ●Ｇ ／ ４ ９ ． — ０ ７规定 的严酷等级 为 Ａ级 （ｋ ） ＢＴ １５ ８１ ２０ ０ ４ Ｖ 的快速 瞬 督检验中心） 进行动模试验及电磁兼容试验 ，发现该保护装 置逻辑存 在缺陷。 变干扰试验 。 ●Ｇ ／ ５ ８ ８ ２ ０ 规定 的线对地开路电压为 ２ ｋ 、线对线 Ｂ １ ９ ． —０ ７ Ｔ ４ １ ．Ｖ ０ １试验模型及 动作行为分析 ． 开路 电压为 １ ｋ ． Ｖ的浪涌抗扰度试验 ０ 除下述项 目 ． 项 目 护装置均正确动作 。下面仅对不正确 外 其余 保 的动作情况进行分析 １１ ．和应涌流试验 中的误动作 在 和应 涌流试 验 中． 模拟 系统和试验变压器在正 常状态 ． 空投另 台并联运行变压器 。经试 验 ． 发现差动保护装置 出现过“ 比率差动 ” 跳闸 见 图 １ Ｒ Ｄ 的录波波形 。 的 ＴＳ 经分析发现 ． 保护装置基波采样值及 ２ 次谐波采样值准确无误 ． ２ 图 １试 验 模 型 次谐波 闭锁逻辑无误 ， 保护定值合理 。 根据 Ｒ Ｄ 的录波波形 （ ＴＳ 见图 １ ） 把现场运行装 置 Ａ（ 以下 简称老装置 ） 回和 ３ 位 新装置 Ｂ 以 分析后发现 ． 拆 ２ （ 此次动作是 由于 Ｂ 电流超过启动定值并且 ２ 相 次谐波 比 下简称新装 Ｉ ） ｔ 按照试验模 型（ １ 进行 了变压器空投试 验 、 图 ） 手合 故 率小于定值 ． Ａ相和 ｃ相电流虽然 ２ 而 次谐波 比率大于定值 ． 因为 但 障变压器 、 和应涌流试验 、 区内金属性故 障、 区外 金属性故障 、 变压器 基波没有达到“ 无流门槛” 而没有参与 闭锁 ， 故最后保 护装置动作 。 经过渡 电阻短路 、 区外转 区内故 障试 验、 线路故障试验 、 Ａ断线试 验 ｒ 此次误动作是 由于“ 无流门槛 ” 太高而造成的误动作 ２ 次谐波 闭 等项 目的动模试验 锁逻辑是 ： 相分别判 断基波 电流是 否大于 “ 流门槛 ”在 基波 电流 ３ 无 ， 主变差动保护装置试验定值（５ ｖ Ｙ Ｄ １ 变压器） ３ ｋ ／ 一 １ 大于“ 无流 门槛” 的前提下 ， 计算 ２ 次谐波是否大 于闭锁定值 ． 大于 闭 序号 代号 定值名称 整定值 锁定值就 闭锁 ３ ． 相 即任意一相满足“ 基波 电流大于“ 无流 门槛 ”并且 ” “ 次谐波大于闭锁定值 ” ２ 的条件 ． 其它相有满足 比率差动动作条件也 １ Ｋｈ ｉ ２ 高压侧 二次额定 电流 （ Ａ） ３７ ． ４ 不出 口 Ｍ型主变差动保 护装置 的“ 无流门槛” “ ＝ 比率差动起 动电流” ２ Ｋ１ ｉ ２ 低压侧 二次额定 电流 （ Ａ） ４３ － ３ 从此次误动作的情况分析 ． “ 流门槛” 该 无 值过高 ， 成保护装置误 动 造 ３ Ｋｍ ｉ２ 中压侧二次额定 电流 （ Ａ） × 作
35kV主变差动保护防误动分析
（ ５ ） 整定值误差 ： 不大于 ± ５ ％ 或Ｏ ． ０ ２ Ｉ ｎ ； （ ６ ） １ ． ５ 倍的整定值时 ， 差动速断保护的 固有动作 时间不大于 ２ ０ ｍ ｓ ；
（ ７ ） ２倍 整定值时 ，比率差动保 护的固 有动作时间不大于 ３ ０ ｍ ｓ 。 注： Ｉ ｄ 为变压器二次额定电流。
＜ ２ ，不能满足灵敏度的要求。 后经综合分析 ， 认 为采用 Ｂ Ｃ Ｈ 一 ２型具
有速饱 和变流 差动继 电器来避免 励磁涌流 存在一定缺陷。从励磁涌流的特性看 ，对三 相变压器 ，电压恢复时，至少有两相出现程 度不同的励磁涌流 ，即三相励磁涌流中可能 有一相没有非周期分量 ，这时速饱和变流器 将失去作用。分析保护定值 ， 差动保护电流 互感器变比选得有些偏低 ，且趋 于饱和 。这 样当发生最严重 的三相金属性短路时 ，电流
０ ． １ —２ ０ Ｉ ｄ；
线方 式 ：Ｙ ｄ 一 １ １ ，变压 器 额 定 电流 ：
２ １ ３ Ａ ／ ６ ０ ８ Ａ。主变差动保护采用 Ｂ Ｃ Ｈ一 ２型差 动继电器 。基本计算如表 １所示 ，已确定
（ ３ ）差 动 速 断 动 作 电 流 整 定 范 围 ：
０ ． １ —２ ０ Ｉ ｄ；
护；
４ ． 高压侧过负荷保护 ， 可选跳闸或告警 ； ５ ． Ｔ ｖ断线检测 、Ｔ Ａ断线检测 ；
相 间差动保护规范 ： （ １）三折线制动特性 ，拐点 ２的电流为
４ Ｉ ｅ ； 比率制动斜率 ： ０ ． ２ — ０ ． ７ ， 一般取 ０ ． ３ — ０ ． ５ ； （ ２ ）差动保护最小动作电流整定范 围：
Ｉ Ｉ ｄ ｌ ＝ｌ ｌ ｈ ＋ Ｉ ｌ ｌ Ｉ ｌ ｒ ｌ ＝ｌ ｌ ｈ — Ｉ ｌ ｌ ／ ２
35kV线路跳闸引起主变差动保护误动作原因分析
35kV线路跳闸引起主变差动保护误动作原因分析一、线路问题：1.短路故障：35kV线路跳闸引起主变差动保护误动作的一个可能原因是线路上发生了短路故障，导致保护装置误判为差动保护动作条件满足。
这可能是由于线路绝缘子串发生漏电、绝缘子串破损、线路与地面接触等原因导致的，也可能是由于树枝、鸟类或其他外物接触导线引起的。
此时，保护装置需要进行调整，使其在发生短路故障时能够正确地识别并进行差动保护动作。
2.电压异常：线路上电压异常也可能导致主变差动保护误动作。
例如，线路过电压或欠电压导致的保护装置错误地触发差动保护。
此时，需要对保护装置进行参数调整，使其更加适应线路电压的变动。
二、保护装置问题：1.参数设置错误：保护装置的参数设置错误也可能导致主变差动保护误动作。
例如，设定了错误的差动比率，使得保护装置误判为差动保护动作条件满足。
此时，需要对保护装置的参数进行调整，确保其正确反映线路的实际情况。
2.信号传输问题：保护装置的信号传输问题也可能导致误动作。
例如，线路上存在信号传输不畅、信号传输延迟等问题，导致保护装置无法及时获得准确的电流差动量，并误判为差动保护动作条件满足。
此时，需要对信号传输系统进行检修与优化，确保保护装置能够准确读取差动信号，避免误动作。
三、设备问题：1.主变设备问题：主变设备自身存在问题也可能导致差动保护误动作。
例如，主变接地变压器出现了故障，导致电流分布不均，使得差动保护装置误判为差动动作条件满足。
此时，需要对主变设备进行检修与维护，确保其中的主变接地变压器正常运行。
2.测量设备问题：差动保护装置中的测量设备如电流互感器、电压互感器也可能存在问题，导致误动作。
例如，电流互感器的准确度降低、电压互感器的分压不正常等，在测量差动量时造成误差，使得保护装置误判为差动动作条件满足。
此时，需要对测量设备进行检修与校准，确保其准确反映电网实际情况。
综上所述，35kV线路跳闸引起主变差动保护误动作的原因可以从线路问题、保护装置问题、设备问题等多个方面进行分析。
一起35kV线路事故跳闸动作分析
203科技资讯 S CI EN CE & T EC HNO LO GY I NF OR MA TI ON动力与电气工程2012年8月13日,某地区风雨大作、电闪雷鸣,22时14分41秒(事故变电站GPS时间)35kV烈宁线发生三相相间短路故障,事故变电站1号、2号主变低压侧后备保护分别动作,跳开低压侧母联开关,35kV烈宁线保护动作切除故障,重合成功。
1 事故变电站运行方式说明(如图1所示)事故变电站110kV内桥接线,110kV烈三线、烈勉线在运作中,3501、3500、101、102、100开关在运行中,3502开关在检修中。
相关保护定值如下：1号、2号主变低后备保护:过流I段动作电流:3.47 A,过流I段延时T1:0.8s，跳10kV分段;过流II段动作电流:3.47A,过流II段延时T1:1.1s跳10kV,开关1号、2号主变中后备保护:过流I段动作电流:3.8A,过流I段延时T1:1.4s，跳35kV分段;过流II段动作电流:3.8A，过流II段延时T1:1.6s，跳35kV 开关。
35kV烈宁线保护:过流I段定值:22.7A,过流I段时限:0s,过流III段定值:5A，过流III段时限:1.1s。
2 保护动作情况分析根据故障当日事故变电站保护动作报文及保护人员现场检查情况综合分析如下。
当日22时14分41秒35kV烈宁线发生三相相间短路故障,1号、2号主变低后备过流I段T1延时动作,879ms跳开低压侧母联开关,一起35k V 线路事故跳闸动作分析①聂勇(国网陕西省电力公司汉中供电公司 陕西汉中 723000)摘 要:本文通过对35kV烈宁线发生三相短路故障导致主变低后备保护动作的事故进行深入分析,最终得出主变低后备保护动作的原因是由于该站变压器运行方式在区外穿越性故障电流作用下所致。
希望此次典型故障的分析过程、结论对继电保护技术人员的事故分析处理、运行方式安排以及保护整定计算工作有所帮助。
35KV变电站主变差动保护动作分析
35KV变电站主变差动保护动作分析摘要：介绍变压器差动保护动作原因并进行分析，针对出现的问题给出了处理方法，并通过实际案例进行分析说明。
关键词：差动保护；动作；分析；处理35KV运行变电站系统中，差动保护是变压器的主要保护，应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，它的工作情况好坏对变压器的正常运行关系极大。
但因其结构复杂，接线繁琐，安装及检修改造过程中很有可能留下隐患，在设计、施工及以后的检修改造过程中，必须严格按照规程要求，认真分析，把好每一个技术关，确保TA型号、变比、二次线及二次电流接地方式等方面正确，杜绝差动保护误动作事故的发生。
变压器差动保护的范围是构成变压器差动保护的电流互感器之间的电气设备、以及连接这些设备的导线。
由于差动保护对保护区外故障不会动作，因此差动保护不需要与保护区外相邻元件保护在动作值和动作时限上相互配合，所以在区内故障时，可以瞬时动作。
差动保护是反映被保护元件两侧电流差而动作的保护装置。
差动保护是保护变压器的内部短路故障，电流互感器安装在变压器的两侧，在正常负荷情况或外部发生短路时，流入差动继电器的电流为不平衡电流，在适当选择好两侧电流互感器的变比和接线方式的条件下，该不平衡电流值很小，并小于差动保护的动作电流，故保护不动作；在变压器内部发生短路时，流入的电流大于差动保护的动作电流，差动保护动作于跳闸。
由于变压器一二次电流、电压大小不同、相位不同，电流互感器特性差异，电源侧有励磁涌流，都将造成不平衡电流，因此必须采用相应措施消除不平衡电流的影响。
变压器差动保护在选择TA变比时，可在原常规计算的基础上，根据经验适当增大1至2档，即适当的选大变比的TA，这样可以降低短路电流倍数，减少差动回路中产生的不平衡电流，有效削弱励磁涌流，提高差动保护的灵敏度。
这对避免保护区外故障，防止变压器差动保护误动作不失为较有效的方法。
TA型号及变比的正确选择是保证差动保护动作可靠性的基础。
35kV变电站差动保护动作原因分析及处理
35kV变电站差动保护动作原因分析及处理发表时间：2018-08-09T09:47:59.047Z 来源：《电力设备》2018年第12期作者：龚睿侯斌[导读] 摘要：本文对35kV拖不卡变电站差动保护动作故障原因进行深入分析，找到本次故障的根本原因是电流互感器一次侧绝缘击穿。
（云南电网昆明供电云南昆明 650011）摘要：本文对35kV拖不卡变电站差动保护动作故障原因进行深入分析，找到本次故障的根本原因是电流互感器一次侧绝缘击穿。
为防止同类故障的发生，提出此类35kV变电站运行过程中，应当采取的管理和技术措施；并通过此次跳闸事故的分析和处理，为以后的变电站安全运行提供借鉴。
关键词：绝缘击穿；差动保护；母线过电压；运行方式（一）情况说明1、35kV拖布卡变事件前运行方式： 35kV母线经35kV海拖线3621隔离开关供电，35kVⅠ段母线电压互感器运行。
35kV1号主变35kV侧301断路器运行。
35kV2号主变35kV侧302断路器运行。
2、35kV拖布卡变事件后运行方式： 35kV母线经35kV海拖线3621隔离开关供电，35kVⅠ段母线电压互感器运行。
35kV1号主变35kV侧301断路器正常运行。
35kV2号主变35kV侧302断路器热备用。
3、35kV拖布卡变保护动作情况： 2018年05月14日00时13分18秒，35kV 拖布卡变35kV2号主变比率差动保护动作。
跳开35kV2号主变35kV侧302断路器、35kV2号主变10kV侧002断路器。
（二）二次设备分析继电保护人员到达现场后对35kV2号主变保护装置、二次电流回路、对侧110kV海子头35kV设备进行检查，发现以下三个问题：1、35kV拖不卡变2号主变保护装置有两次差动保护动作，第一次差动保护动作未出口跳闸，第二次差动保护动作出口跳闸；2、35kV拖不卡变2号主变高压侧电流互感器二次绕组绝缘低于1MΩ；3、35kV拖不卡变上级电源，110kV海子头变35kV两段母线三相电压，存在过压情况。
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35kV主变差动保护误动作事故分析
【摘要】文章介绍了35kV上马变电站10kV线路故障引起1#主变差动保护误动作跳闸事故，通过调阅现场保护装置事故记录、审查设备定值计算、保护装置特性试验、主变压器差动回路二次接线及电流互感器进行了全面的分析，指出了保护动作的原因并采取了纠正措施，保证了电网的安全稳定可靠运行。
【关键词】变压器；差动保护；误动；CT饱和；分析
35kV上马变电站发生一起由于10kV上水线线路三相金属性短路，10kV上水线瞬时电流速断保护动作跳闸，1#主变差动保护误动作出口，分别跳开1#主变高、低压侧开关，造成了全站停电的事故。
1.事故经过
35kV上马变电站事故时接线如下图所示。
2012年5月2日16时14分46秒，10kV上水线线路发生近端三相金属性短路，10kV上水线671开关线路保护装置瞬时电流速断保护动作跳闸，同时1#主变差动保护装置差动保护动作跳闸，分别跳开1#主变高、低压侧开关的差动保护误动作跳闸事故。
2.现场检查情况
2.1 10kV上水线671开关线路保护动作报告(CT变比：250/5)
瞬时电流速断保护动作
2012年5月2日16时14分46秒476
C：63.73A 00085ms
A：65.42A 00085ms
Ic：55.36A
2.2 1#主变差动保护动作报告（CT变比：高压侧300/5、低压侧500/5）
比率差动动作ABC
2012年5月2日16时14分46秒489
Idb：18.69A
录波：T00018 R00083（16时14分46秒477开始）
2.3 正常时差动保护差流及配置
(1)差流值
I1a=0.61A I1b=0.59A I1c=0.58A
I3a=1.35A I3b=1.25A I3c=1.27A
Ida=0.02A Idb=0.02A Idc=0.04A
(2)主变差动单元箱内配置项条目：
主接线：Y/Y/△-11
调整系数：第一侧：1
第二侧：0.00001
第三侧0.82478
通过比对以上数据，上水线671开关瞬时电流速断保护动作时间早于1#主变差动保护动作时间13毫秒，上水线671开关保护属正确动作。
3.事故原因分析
3.1 对1#主变本体全面检查
对主变压器本体、套管及母线，主变高压侧开关、低压侧开关现场全面检查、
试验，同时对原试验报告进行了比对分析，认为试验数值符合规程要求。
3.2 对主变压器差动保护整定值的分析
定值设定：差动最小动作电流定值1.15A；差动比率系数定值0.5；二次谐波制动系数定值0.15；差动速断电流定值19.1A。
3.2.1 差动平衡系数的计算
主变压器高压侧平衡系数计算：差动保护平衡系数可以以任意侧为基准，本保护以主变高压侧二次电流为基准，所以高压侧平衡系数为1。
主变压器低压侧平衡系数计算：查阅技术说明书公式如下：
平衡系数=××
可以计算出平衡系数为0.82478，实际取平衡系数为0.82478。
3.2.2 差动最小动作电流计算
变压器8MV A，35/10kV。
由此可以计算出：变压器低压侧一次额定电流为461.89A，低压侧二次电流4.61A。
乘以低压侧平衡系数后为3.81A。
差动最小动作电流一般取变压器额定电流的30%—50%，本差动保护实际取额定电流的30%，所以，最小动作电流为1.143A，实际整定为1.15A。
3.2.3 比率制动、谐波制动系数和最小制动电流整定
比率制动系数整定为0.5；谐波制动系数整定为0.15均符合技术说明书要求。
3.2.4 差流速断计算
差流速断按躲过变压器的励磁涌流、最严重外部故障时的不平衡电流及电流互感器饱和等整定，实际保护速断动作电流整定值为19.1A。
由以上分析计算可知，主变压器差动保护整定值计算是正确的，不会引起保护动作。
3.3 对保护装置的特性试验
继电保护二次班用保护装置试验仪对保护装置的最小动作电流、比率制动系数、二次谐波制动系数及差流速断动作电流进行全面试验，均符合整定计算要求，同时也没有发现电流回路有松动或断线等现象，所以保护装置也不会引起保护动作。
3.4 对主变压器差动回路二次接线的分析
35kV上马变电站于2011年年底全面综自改造，更换了所有二次接线及电流互感器。
此次事故分析首先对电流二次回路接线进行清理，由于主变压器采用Y/Δ—11接线方式，因此，两侧电流的同相相位不一致，在正常三相对称的情况下，主变压器低压侧（Δ侧）二次电流超前高压侧（Y侧）二次电流30°，而保护装置要求高、低压侧电流互感器均采用星形接线，两侧同相二次电流存在的相位差由保护装置进行平衡，经检查符合技术要求。
对电流互感器进行核对，发现高压侧测量和保护各用一组电流互感器，而低压侧测量和保护共用一组电流互感器。
测量和保护对互感器性能要求不同，保护用的绕组主要是在系统有短路故障时起作用，短路故障时电流很大，往往是额定电流的几倍到几十倍，在这样大的电流情况下，也要求电流互感器的保护绕组保持一定的测量精度，不发生波形的饱和畸形变化，使保护装置能正确动作。
测量、计量用的互感器二次绕组，主要保证负荷电流在正常额定电流范围内能保持测量精度，当系统出现短路，电流互感器测量值远远超额定电流，但即使测量、计量用的二次绕组误差很大，但短路时间很短暂，保护已经跳闸，对测量、计量的准确度影响不大。
总之测量用的互感器要求精度高，保护用的互感器要求
抗饱和力强，所以，测量、计量用的二次绕组的准确等级与保护二次绕组的准确等级不同，技术规程要求测量和保护分别使用不同准确级的电流互感器。
调阅故障时1#主变差动保护装置故障录波图如下：
分析此录波图发现，电流A、B、C三相的波形在90°度附近出现一个脉冲尖峰，此尖峰高于原来正常情况下应当输出的电流最大值，负半波与正半波波形相反。
从主变差动动作时的录波图上看，保护动作的原因是：由于主变压器区外故障时，低压侧CT严重饱和，而主变差动保护中差流的计算实际是将各侧电流进行矢量相加，低压侧饱和后就会产生很大的差流，保护整定时考虑一定的抗CT 饱和能力，同是为了保证变压器内部发生严重故障时保护能快速动作，差动保护中通常不再增设CT饱和判据，因此当10kV上水线线路发生严重故障时，CT严重饱和造成1#主变差动保护的误动作。
4.结束语
针对事故原因提出的整改措施为差动保护接线重新选择相应的电流互感器变比和精度。
这样接线可靠保证了主变差动保护范围区外故障时，差动保护不会因为电流互感器饱和误动作，而当主变差动保护范围区内故障时，差动保护能可靠动作。
对继电保护人员提出新的要求，除了熟悉保护性能、精心调试、对保护定值进行复查外，还要做到以下几点：
4.1 对设备性能充分掌握，对差动保护各侧电流互感器励磁特性曲线、变比及引出线的极性进行认真核查，选用差动用电流互感器要进行伏安特性实验。
用伏安特性由线上的拐点电压换算成电流与标称电流倍数比较，前者大则抗饱和特性符合要求，否则不合要求，差动保护两侧电流互感器的特性应一致。
4.2 当微机保护从软件对主变压器相位和幅值补偿后，无论主变压器Y侧或Δ侧电流互感器都必须采用Y/Y—12接线。
4.3 主变差动保护投入后，必须检查差流值，差流值小于3%二次额定值为正常。
参考文献
[1]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009.
[2]袁季修,盛和乐,吴聚业.保护用电流互感器应用指南[M].北京:中国电力出版社,2004.。