主变跳闸分析
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。
主变高压侧跳闸的原因
主变高压侧跳闸的原因
《主变高压侧跳闸的原因》
主变高压侧跳闸是指在变电站的主变高压侧出现的跳闸故障。
这种故障会导致变电站的输电能
力受到影响，严重的话甚至会引起停电事件。
主变高压侧跳闸的原因有很多，以下是一些常见
的原因：
1. 过载：主变在运行过程中受到超负荷的影响，导致变压器温度过高，保护装置跳闸。
2. 短路：主变高压侧发生短路故障，导致保护装置跳闸。
3. 超压：主变高压侧受到过高的电压影响，超出了变压器的额定电压范围，触发保护装置跳闸。
4. 继电保护故障：继电保护装置自身出现故障，误判为主变高压侧发生了故障而跳闸。
5. 变压器内部故障：主变内部出现绝缘故障或其它故障，导致保护装置跳闸。
以上是主变高压侧跳闸的一些常见原因，需要变电站的运维人员认真排查并及时处理，以确保
电网的安全稳定运行。
同时，也需要加强对主变高压侧设备的定期检测和维护，预防跳闸故障
的发生。
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析
Ｌ Ｏ Ｗ Ｃ Ａ Ｒ Ｂ Ｏ Ｎ Ｗ ｏ Ｒ Ｌ Ｄ ２ ０ １ ５ ， ５
一
起 主变跳 闸或线路跳 闸事故 的分 析
钟志明 （ 国网 湖南省电力公司 益阳供电 分公司， 湖南 益阳４ １ ３ ０ ０ ０ ）
【 摘 要 】 变 电运行是 电力系统运行过程 中的一个重要执行部 门， 如 果没 有安全、 稳定的变 电运行 ， 电力企 业将缺失安全生 产以及发展 的重要
一
一
思路 。
开 了 ２号 主 变 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ开关 ５ ２ ０ ， １ １ ０ ｋ Ｖ 二 段 母 线 失 电 随 后 ， １ １ ０ ｋ Ｖ 一／ 二段 分 断 自切 保 护启 动 ．合 上 了 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 一／ 二段 分段 开关 ５ ０ ０ 。 此时． Ｙ１ ７的接 地 故 障 已消 失 ． 故 １ １ ０ ｋ Ｖ一／ 二段 分 断 自切 零 流后 加 速 保 护 未启 动 ， １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ二 段母 线恢 复供 电 。
间不 同 引起 的 。 这 导 致 在 故 障 电流 短 时减 小 的 ｌ Ｏ ｅ ｒ ｓ中 ， Ｙ１ ７
零 流 一段 返 回 并 重 新 计 时 ， ２号 主 变 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 零 流 一 段 未 返 回 并持 续计 时最 终 先 至 定值 而 出 口跳 闸。
２ 改进 措施
图１ ２ ２ ０ ｋ Ｖ变电站 Ｙ站接线方式
１ ． ４ 故 障原 因分析
查 阅 ＡＢ Ｂ 公 司 ＲＥＦ ５ ４１及 Ｒ ＥＪ ５ ２ ５继 电 器 的 使 用 说 明 书
可知 ： Ｙ１ ７使 用 的 ＲＥ Ｆ ５ ４１的 “ 动作 时 间 计 数 器返 回 时 间 ” 按 照 ＡＢ Ｂ公 司 常规 设 置 均设 为 了 ０ ｍｓ ． 而 ２号 主 变 使 用 的
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近日，一起220kV主变跳闸事故在某电力公司发生，造成了严重的影响。
这起事故引起了广泛的关注和讨论。
为了避免类似的事故再次发生，我们有必要对此事故进行深入的原因分析，以便找出问题所在，提出改进措施，确保电网运行的安全稳定。
我们需要了解220kV主变跳闸事故的基本情况。
据现场调查和相关资料显示，该主变在运行过程中突然发生跳闸，导致供电中断。
经过初步的调查和分析，得出了以下几个可能的原因：一、设备老化220kV主变是电网中的重要设备，承担着电压的升降和输送功能。
长时间的工作会导致设备的老化，尤其是绝缘子和绝缘油的老化，可能会导致设备发生故障。
二、操作失误电网运行需要高度的专业知识和严格的操作规程。
如果操作人员在操作时存在失误，比如操作不当、误操作等，都有可能导致设备跳闸。
三、外部原因外部原因也是导致设备跳闸的一个重要因素。
比如恶劣的天气（雷电、风沙等）、外部干扰、动物触碰等，都有可能导致设备跳闸。
综合以上几点，我们可以初步得出220kV主变跳闸事故的原因可能是设备老化、操作失误以及外部原因等多方面因素共同作用的结果。
为了避免类似的事故再次发生，我们需要做以下几点工作：一、设备维护对于老化的设备，需要加强维护和检修工作，定期检查设备的运行状态，及时更换和维修老化的部件，确保设备的可靠性和稳定性。
二、操作规范加强对操作人员的培训和管理，严格执行操作规程，规范操作流程，减少操作失误的可能性。
三、加强监测设备监测是预防事故的重要手段。
加强对设备运行状态的监测和检测，及时发现并排除潜在的故障隐患，确保设备的安全运行。
四、加强外部环境保护加强对外部环境的保护，比如加装雷击防护装置、做好防风沙工作等，减少外部原因对设备的影响。
通过以上的分析和对策，我们可以更好地预防和避免类似的事故再次发生，提高电网运行的安全性和稳定性，确保供电的可靠性。
电力行业是国家的重要基础产业，保障电网运行安全是我们义不容辞的责任和使命。
220kV主变故障跳闸分析及防范措施
220kV主变故障跳闸分析及防范措施摘要：本文结合工作实际介绍了一起220kV主变内部故障跳闸事故经过,针对该事故发生的直接原因和事件扩大原因进行了详细的分析。
为避免止类事故的再次发生，本文从设备故障防控、直流隐患排查、主变抗短路能力提高、电网运行方式优化、强化主变油色谱在线监测装置应用等方面列举了防范措施，防止同类事件重复发生。
关键词：220kV主变故障；原因分析；防范措施一、原因分析（一）事件直接原因分析主变本体内部故障是造成本次事件的直接原因。
对1号主变油样进行油中溶解气体含量分析试验，1号主变油中溶解气体中乙炔和总烃含量超过注意值，油色谱数据三比值为102，判断为变压器内部存在电弧放电。
对1号主变压器本体进行试验，通过中、低压绕组三相频响曲线进行横向比较，发现一致性较差，判断绕组均有变形和鼓包等问题。
通过变比测试，发现在运行1档下，高-低、高-中、中-低变比误差分别为+23.3%、+12.5%、+8.52%，判断该主变绕组存在匝间短路。
通过对直流电阻数据分析，判读为低压绕组a相存在断股现象。
根据1号主变A、B套保护及故障录波器动作信息，对比1号主变故障前负荷电流曲线，高、中、低三侧故障电流幅值（Ihd=225A、Imd=348A、Ild=110A）与故障前负荷电流（Ihf=210A、Imf=350A、Ilf=130A）基本持平，故障前未发生外部故障。
差动保护差流值(A套保护Ida=212.58A、B套保护Ida=188.4A)大于保护整定值158A，初步判断是内部匝间故障。
并通过核查故障录波器历史数据，近三年累计受到5次故障冲击，近区故障对1号主变存在冲击，可能与此次1号主变内部绕组故障有一定联系。
经过综合分析主变未受到外部故障，外观也未发现有明显的物理故障及异常，主变低压侧直流电阻超标，变比试验数据互差超标，初步判断为主变内部故障，怀疑主变中、低压侧绕组存在匝间短路故障，且低压侧绕组可能伴随有断股现象。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近日，发生了一起220kV主变跳闸事故，造成了一定的影响和损失。
为了深入了解事故的原因，并从中汲取教训，我们有必要对此事故进行详细的分析和总结。
我们需要了解事故发生的具体情况。
此次220kV主变跳闸事故发生在一家大型电力公司的变电站，事故发生时正值高负荷运行期间。
在变电站接收线路的电力供应过程中，主变突然跳闸，导致供电中断。
虽然变电站的人员迅速采取措施进行抢修，但由于跳闸时间较长，还是造成了一段时间的停电，给周边地区带来了一定的影响。
针对这起事故，我们来分析其可能的原因。
主变跳闸的原因可能是由于设备故障引起的。
主变是变电站的核心设备之一，如果主变出现故障，可能会导致整个变电站的供电中断。
故障可能是由于设备老化、操作不当、维护保养不到位等多种原因引起的。
供电系统的运行状态也可能是导致主变跳闸的原因之一。
在高负荷运行期间，变电站的供电系统可能会处于超负荷状态，如果超过设备的承载能力，就会导致主变跳闸。
供电系统的稳定性、保护措施等因素也会对主变的运行产生影响。
人为因素也是导致主变跳闸的原因之一。
变电站的操作人员在日常工作中，如果不严格按照操作规程进行操作，可能会导致主变跳闸。
操作人员在检修设备时没有按照规定操作，或者在操作设备时没有注意相关的安全措施，都可能会引起事故的发生。
操作人员的技术水平和责任心也会对事故的发生产生一定的影响。
导致220kV主变跳闸事故的原因可能是多方面的。
从设备故障、供电系统运行状态、人为因素等方面都可能会导致事故的发生。
在今后的工作中，我们需要加强对变电站设备的维护保养工作，及时发现并排除设备故障，确保设备的正常运行。
我们还需要加强对供电系统运行状态的监测和控制，合理规划和安排负荷，确保变电站的供电系统处于稳定状态。
我们还需要加强对操作人员的培训和管理，提高操作人员的技术水平和责任心，确保他们严格按照操作规程进行工作，避免因人为因素导致事故的发生。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近日，某电力局发生了一起220kV主变跳闸事故，造成了不良的社会影响。
此次事故的发生，不仅造成了电力局的经济损失，还对周边居民的生产和生活造成了不便。
为了避免类似的事故再次发生，我们有必要对此次事故进行深入的原因分析。
一、设备故障220kV主变跳闸事故的发生可能与设备故障有关。
在电力系统中，各种设备的正常运行对于系统的稳定和安全具有重要意义。
如果主变设备存在运行异常、绝缘老化、绝缘击穿等问题，都有可能导致主变跳闸事故的发生。
电力局在运行过程中应该加强设备的检修和维护工作，及时发现并处理设备故障，确保设备的正常运行。
二、外部故障220kV主变跳闸事故的发生也可能与外部因素有关。
雷击、异物侵入、外部短路等因素都有可能导致主变跳闸。
特别是在雷电天气，外部的雷击有可能对电力设备造成影响，导致电力设备的故障，从而引发主变跳闸事故。
如果有人为破坏或者操作不当也可能成为引发事故的原因。
电力局需要加强对设备周边环境的保护和管理，对设备周边的安全隐患进行及时排查和处理，以减少外部因素对设备的影响。
三、操作失误220kV主变跳闸事故的发生也可能与操作失误有关。
在电力系统中，设备的运行和操作需要严格遵循相关的规程和操作规定。
如果人员在操作过程中存在疏忽大意、违章操作等情况，都有可能引发设备的故障，从而导致主变跳闸事故的发生。
电力局需要加强对操作人员的培训教育，提高操作人员的操作技能和安全意识，严格执行操作规程，杜绝操作失误引发事故的可能。
四、系统设计缺陷220kV主变跳闸事故的发生也可能与系统设计缺陷有关。
在电力系统设计中，如果存在系统设计不合理、设备配置不当等问题，都有可能成为引发事故的原因。
设备之间的互联互通是否合理、过载保护是否设置合理等问题都有可能影响设备的运行和安全。
电力局需要对系统设计进行全面的审查和评估，确保系统设计合理、设备配置适当，以减少系统设计缺陷可能带来的安全隐患。
主变纵联差动保护误跳闸几种原因分析
主变纵联差动保护误跳闸几种原因分析误跳闸是指在正常操作条件下，保护装置错误地将电力系统的一部分或全部切除电源。
主变纵联差动保护是一种常用的保护方式，用于保护电力系统的主变压器。
误跳闸的原因可能是多方面的。
以下是几种常见的主变纵联差动保护误跳闸的原因分析：1.外部干扰：当电力系统中存在外部干扰时，可能会导致差动保护误跳闸。
例如，周围环境中的闪电放电、强电磁场干扰等都可能引起保护装置的误动作。
这种情况下，应采取防雷措施或在保护装置周围设置屏蔽装置，以减小外部干扰对保护的影响。
2.信号误差：主变差动保护装置通过测量主变压器的高压侧和低压侧电流，进行差动计算并与设定值进行比较，从而判断系统是否存在故障。
然而，由于测量设备的精度限制、传输线路的质量等原因，测量的电流值可能存在误差。
当这些误差超过设定值时，差动保护可能会误动作。
因此，应定期校准测量设备，检查传输线路的质量并及时更换老化设备，以降低信号误差。
3.被保护设备故障：差动保护的作用是保护主变压器免受内部故障的损害。
然而，在主变压器内部发生故障时，例如主绕组短路、绝缘击穿等，电流分布会发生改变，导致差动保护误判为故障。
因此，在主变压器内部进行定期检查和维护，及时处理潜在的故障，可以减少误动作的概率。
4.设备参数变化：保护装置对电力系统进行保护时，需要设定一些参数，例如差动电流阈值等。
然而，由于主变压器的负载变化、温度变化等原因，电气参数可能会发生变化。
如果设定值与实际值不匹配，保护装置可能会误判为故障并跳闸。
因此，应定期检查和校准保护装置的参数，并根据实际情况进行调整。
5.人为操作错误：人为操作错误也可能导致差动保护误跳闸。
例如，误操作了与差动保护装置相关的设备，或者误操作了与主变压器相关的设备。
此外，对主变压器进行维护或检修时，可能会因为未按规定程序进行操作而引起保护装置的误动作。
因此，在操作保护装置前，应进行必要的培训和演练，并按照操作规程进行操作，以减少人为操作错误。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近年来，电力系统的事故频发，给电网的安全稳定运行带来了一定的压力。
220kV主变跳闸事故是比较常见的一种情况。
本文将对一起220kV主变跳闸事故的原因进行分析。
第一，设备故障。
主变作为电力系统中非常重要的设备之一，其运行状态直接关系到电网的稳定运行。
设备故障是导致主变跳闸的最常见原因之一。
设备故障可能包括主变绕组的短路、设备内部元件的损坏等。
这些故障会导致主变无法正常运行，从而引发跳闸事故。
第二，操作失误。
在主变运行过程中，操作人员的操作失误也是导致主变跳闸事故的一个重要原因。
操作失误可能包括误操作、疏忽大意等。
误操作可能导致主变的保护装置误动作，从而引发跳闸事故；疏忽大意可能导致操作人员对主变运行状态的监测不到位，无法及时采取措施避免事故的发生。
设备老化。
随着主变的使用时间的增长，设备的老化现象逐渐显现。
设备老化可能导致主变的绝缘性能下降，设备的可靠性降低，进而引发跳闸事故。
设备老化导致绝缘性能下降主要包括绝缘损耗的增加、局部放电的产生等。
当设备的绝缘性能下降到一定程度时，可能会导致主变的跳闸。
第四，外界因素。
在主变运行过程中，外界因素也可能导致主变的跳闸。
天气因素可能导致主变所在区域的电网供电负荷增加，进而导致主变跳闸；环境因素可能导致主变运行的温度、湿度等参数发生变化，从而影响主变的运行状态。
外界因素还包括人为破坏等。
一起220kV主变跳闸事故的原因可能包括设备故障、操作失误、设备老化和外界因素。
为了防止这类事故的发生，应当加强设备的维护保养工作，定期检查设备的运行情况，及时更换老化设备；加强对操作人员的培训，提高操作人员的技能水平；加强对电网的监测，及时发现并处理潜在的问题；加强对外界因素的监测，合理安排工作计划，以应对可能出现的突发事件。
只有全面提高电力系统的安全性和可靠性，才能保证电网的正常运行。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近日，一起220kV主变跳闸事故发生了，这起事故给电网带来了不同程度的影响，也对电力系统的安全运行提出了新的挑战。
本文针对这起事故进行原因分析，旨在识别和总结事故的根本原因和深层次因素，为采取有效的防范措施提供借鉴。
一、事故概述据了解，该变电站一起220kV主变跳闸事故发生在某天凌晨。
事故发生后，电力公司立即启动了应急预案，推进处理事故的各项措施。
经过几个小时的紧急抢修，电网逐渐实现了恢复正常供电。
这起事故没有造成人员伤亡，但对附近居民生活及行业用电造成了一定的负面影响。
二、事故原因分析针对这起事故，我们认为其根本原因可归纳为以下两方面因素：1. 设备质量问题一直以来，设备质量问题都是电力系统安全运行的重要因素。
这次事故的主要设备——220kV主变，可能存在潜在的质量问题。
在地震、闪电和过电压等外界因素的作用下，设备可能失常，导致跳闸。
因此，为确保电力系统的安全稳定运行，闻得维护设备质量是至关重要的。
2. 人为因素人为因素也可能是导致这次事故的重要原因之一。
首先，个别电工可能存在操作不规范、缺乏技术技能和抢修管理不当等问题，导致对设备运行状态的判断和处置不当。
其次，可能存在设备管理人员和电力公司相关管理人员对事故隐瞒不报的情况，这就导致了事故处理时间的拖延和效果的不佳。
三、防范措施为避免类似情况再次发生，电力系统管理者和从业人员应该采取一系列有效的防范措施。
首先，要加强设备质量管理，确保设备制造合格并能够安全、稳定运行。
技术人员也需定期检查设备状态，及时发现隐患并采取措施避免风险事件发生。
其次，对从业人员的培训也应高度重视。
培训内容可以包括安全操作规程、设备操作要点以及事故处理流程等内容。
定期组织模拟演练，培训人员如何在应急情况下迅速处理故障事件，把损失降到最低程度，以确保电力的连续供应。
最后，在处理事故过程中，需要建立科学、高效的沟通机制，管理层应与厂商和技术专家沟通，保证技术人员能够做出正确判断和应对措施，及时解决问题，保障电力系统的正常运行。
运行中主变跳闸原因分析与处理
运行中主变跳闸原因分析与处理运行中主变跳闸是电力系统中常见的故障之一，其原因可能包括负载过大、电压异常、短路故障等。
对于运行中主变跳闸的处理，需要对其原因进行分析，并采取相应的措施进行处理和预防。
本文将详细分析运行中主变跳闸的原因，并提出相应的处理方法。
1.负载过大：主变负载超过额定容量时，会导致主变过热，从而触发保护装置跳闸。
这种情况通常是因为电网供电能力不足或者电力需求突然增加导致的。
处理方法是减少负载，调整其他变电站运行方式，或增加电力供应能力。
2.电压异常：电网电压过高或过低都可能引起主变跳闸。
过高的电压会导致主变绝缘击穿，过低的电压会导致主变无法正常运行。
处理方法是加装电压调节装置，维护电网的电压稳定性。
3.短路故障：主变所连接的电路发生短路故障时，保护装置会立刻跳闸，以保护设备和人员安全。
处理方法是及时排除短路故障，修复故障设备，并对电力系统进行检修和维护。
除了上述几点外，还有其他一些原因可能导致运行中主变跳闸，如设备老化、设备故障、操作不当等。
对于这些情况，需要及时检修设备，更换老化设备，并进行操作培训，提高工作人员的操作水平。
对于运行中主变跳闸的处理，需要采取以下措施：1.快速响应：一旦发生主变跳闸，应立即查找故障原因，并采取相应的应急措施，确保系统安全稳定运行。
2.停电检修：对于造成主变跳闸的故障，需要进行停电检修，维修或更换故障设备，恢复系统正常运行。
3.提高保护装置的灵敏度和可靠性：保护装置是保证电力系统安全运行的重要设备，需要定期检查和维护，确保其灵敏度和可靠性。
4.增强系统鲁棒性：建立备用电源和备用设备，以应对突发情况和故障，减少主变跳闸带来的影响。
5.加强设备管理：加强对主变和相关设备的管理，进行定期的检查和维护，及时处理设备故障，延长设备的使用寿命。
总之，对于运行中主变跳闸的原因分析与处理，需要综合考虑各种因素，采取相应的措施进行处理和预防。
通过加强设备管理、提高保护装置的灵敏度和可靠性，可以有效减少运行中主变跳闸的发生，保证电力系统的安全运行。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析【摘要】这篇文章将就一起220kV主变跳闸事故进行原因分析。
在将介绍事故的背景和重要性。
在将分别介绍事故的背景、过程以及可能的原因分析，同时提出相关措施和预防措施。
在将总结文章的主要内容并提出建议。
通过对该事故进行深入分析，有助于更好地理解事故发生的原因，从而提高设备运行的安全性和可靠性。
【关键词】220kV主变、跳闸事故、原因分析、事故背景、事故过程、可能原因、相关措施、预防措施、结论。
1. 引言1.1 引言在电力系统运行中，主变是承担着电压调节和功率传输的重要设备，对电网的稳定运行起着至关重要的作用。
一起220kV主变跳闸事故的发生令人震惊，引起了人们对电力系统安全性的关注。
本文将对该事故进行分析，并探讨可能的原因及相应的预防措施。
事故背景：概述该220kV主变跳闸事故发生的时间、地点和具体情况。
事故过程：详细描述主变跳闸事故发生的过程及影响。
可能原因分析：分析导致主变跳闸事故的可能原因，包括设备故障、人为因素等方面。
相关措施：介绍针对该事故可能原因制定的相关措施，以避免类似事故再次发生。
预防措施：提出预防主变跳闸事故的具体措施，包括定期检查设备、加强人员培训等方面。
通过对该220kV主变跳闸事故的全面分析，可以为电力系统的安全运行提供有益的经验教训，同时也提醒相关部门和人员不断加强安全管理，确保电力系统的稳定运行。
2. 正文2.1 事故背景这起220kV主变跳闸事故发生在某电网公司的变电站。
事故发生时，该变电站正常运行，突然主变跳闸导致大面积停电。
事故造成了严重的经济损失和社会影响，引起了各方的高度关注。
据初步调查，事故发生前没有接到任何异常报警信号，主变的运行参数也在正常范围内。
经过分析，主要原因可能是主变设备出现了故障，导致跳闸保护动作。
在事故发生前，变电站的设备都经过了定期维护和检查，但是由于设备年限较长，可能存在隐患。
还有可能是操作人员在操作过程中出现了失误，导致了跳闸事件的发生。
某110kV主变跳闸原因分析及防范措施
某110kV主变跳闸原因分析及防范措施摘要：本文针对一起110kV电站主变三侧开关跳闸事故，分析跳闸过程中调度自动化系统发出的信号，指出其中的瞬间接地信号有助于判断故障点的位置，并分别阐述该站35kV和10kV系统对失电负荷恢复送电的处理过程，对同类型事故的处理具有指导意义。
关键词：110kV主变；跳闸；原因；防范措施主变事故跳闸会对供电可靠性产生重大影响，甚至导致对外限电。
为了保护变压器，调度规程规定：变压器瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前不得送电。
本文针对一起110kV变电站主变跳闸事故，分析故障原因及各开关的动作情况，总结了事故的处理过程。
1.实例1：事故情况及原因分析该110kV变电站一次接线如图1所示，设计有3台3圈变压器，包含110kV、35kV、10kV三个电压等级。
其中，110kV侧为线变组接线方式；35kV侧包含甲、乙、丙三段母线，甲乙、乙丙母线间通过分段开关联络；10kV侧包含甲、乙I、乙II、丙四段母线，甲乙I、乙II丙母线间通过分段开关联络；#1主变、35kV甲母线及10kV甲母线未送电。
图1 某110kV变电站一次接线示意图事故前，该站运行方式为：110kV进线乙供#2主变及10kV乙I、乙II母线，110kV进线甲供#3主变、35kV乙／丙母线及]0kV丙母线，35kV乙丙分段开关合环，#2主变35kV侧开关解环，10kV乙II丙分段开关解环，10kV分段备投投入。
受容量所限，#2主变同时供三段母线易引起过负荷。
10kV分段备投具备联切功能，即当备自投动作，合上乙II丙分段开关时，同时拉开#2主变10kV乙I侧开关，合上10kV甲乙1分段开关，将乙I母线调由#1主变供电。
某日，#3主变跳闸时，调度自动化系统监控到的信号见表1。
由表l可知，主变跳闸前35kV丙母线出现了两次瞬间接地；之后#3主变比率差动保护和差动速断保护动作跳开主变三侧开关，导致10kV丙母线失电；接着10kV乙II丙分段备自投动作合上乙II丙分段开关，拉开#2主变10kV乙I侧开关，但因该站的#1主变和10kV甲母线未送电，从而导致乙I母线失电。
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析随着电力系统的发展和智能化的应用，主变跳闸和线路跳闸事故虽然不常见，但仍然存在一定的风险。
这些事故可能对电力设备、电网运行和用户供电造成重大影响。
本文将对主变跳闸和线路跳闸事故进行分析，探讨其原因及避免措施。
一、主变跳闸事故分析主变跳闸事故指主变压器在正常运行状态下突然跳闸。
其原因主要包括以下几个方面：1.过载：主变压器承担着将高压输送到用户端的任务，当供电负荷超过主变容量极限时，主变压器将承受过大的负荷压力，可能会发生跳闸事故。
2.短路：主变压器短路是导致跳闸的主要原因之一、短路会导致主变压器过电流，超过了压器所能承受的范围，从而引发跳闸。
3.绝缘故障：主变压器的部分零部件如线圈、绝缘子等存在老化、磨损或损坏的情况，会导致绝缘不足，从而引发跳闸。
针对主变跳闸事故，可以采取以下措施：1.加强运行监测：通过安装传感器和监测设备，实时监测主变压器的运行状态，以及负荷、温度、油位等参数，及时发现异常现象并采取措施。
2.完善维护体系：建立完善的主变压器维护体系，定期进行维护检修，包括绝缘检测、油色谱分析、温度测量等，及时发现和处理潜在问题。
3.提高设备质量：选用优质的主变压器产品，并确保设备的安装和调试符合规范要求，提高设备质量和可靠性。
二、线路跳闸事故分析线路跳闸事故指输电线路在正常运行状态下突然跳闸。
其原因主要包括以下几个方面：1.过载：当线路负荷超过其额定容量时，电流过大会导致线路跳闸。
过载可能是由于用电负荷超过了设计容量、设备故障或错误操作等原因引起。
2.短路：线路短路是导致跳闸的常见原因之一、当线路上的两个或多个导体之间发生短路时，电流将迅速增大，超过了线路保护装置能够承受的范围，从而引发跳闸事故。
3.人为操作错误：人为操作错误也是线路跳闸事故的原因之一、例如，误操作保护设备，导致线路跳闸。
针对线路跳闸事故，可以采取以下措施：1.加强运行监测：通过安装线路监测设备，实时监测线路的负荷、电流变化等参数，及时发现异常情况并采取措施。
一起线路故障引起主变跳闸的原因分析
一起线路故障引起主变跳闸的原因分析1.线路过载：线路过载是主变跳闸的主要原因之一、当线路负荷超过了其额定容量时，会导致线路温度升高，进而引起设备保护装置动作，使主变跳闸。
过载可能是由于负荷增加、计划外负荷变化或设备故障等原因导致的。
2.短路故障：短路故障是指线路或设备出现相间接触或极间接触，在短时间内形成高瞬态电流的故障。
当短路故障发生时，设备保护装置会立即动作以切断故障电路，从而导致主变跳闸。
3.绝缘损坏：线路绝缘损坏是主变跳闸的另一个常见原因。
绝缘损坏可能由于环境湿度过高、外力破坏或设备老化等原因导致，导致绝缘强度降低、绝缘击穿或接地故障，进而触发设备保护装置，使主变跳闸。
4.设备故障：主变的设备故障包括变压器内部故障、开关设备故障、保护装置故障等。
当设备发生故障时，保护装置会动作以切断故障设备，从而导致主变跳闸。
5.过电压或欠电压：过电压或欠电压是主变跳闸的另一个可能原因。
过电压可能由于雷击、绝缘击穿、负荷突然减小等原因引起，而欠电压可能是由于电网故障、负荷增加等原因引起。
当电压超出额定范围时，主变保护装置会动作，使主变跳闸。
6.操作误操作：操作误操作是主变跳闸的另一个可能原因。
例如，操作员可能误操作跳闸开关或按下急停按钮，导致主变跳闸。
7.环境因素：环境因素也可能导致主变跳闸。
例如，恶劣的天气条件，如强风、暴雨、雪灾等，可能导致线路触电、绝缘击穿等故障，从而引起主变跳闸。
综上所述，一起线路故障引起主变跳闸的原因有线路过载、短路故障、绝缘损坏、设备故障、过电压或欠电压、操作误操作和环境因素等。
为了减少主变跳闸的发生，需要在设计、运行和操作管理等方面采取合理的措施，如提高设备质量、加强设备保护措施、定期检修设备、加强操作培训等。
一起罕见主变跳闸原因分析
０ ００ 差动 保护 启 动 （ 差保 护 ）ｃ ｖ ］ ０００ ｍｓ 分 ［ｐ ５ ０００ ｓ ０００ｍ 差动 保 护启 动 （ 动 保护 １） Ｃ ＵＩ 差 ４［Ｐ ］ ０００ ｓ 备保 护启 动 （ 压 侧 Ｈ １ ［ Ｐ ］ ０００ｍ 后 高 Ｂ ）Ｃ Ｕ２ ０００ ｓ 备保 护启 动 （ ００ １ 后 ｍ 中压 侧 Ｈ ２ ￣ Ｐ ］ Ｂ ）Ｃ Ｕ３ ００ １ ｓ ００ ３ 差速 保 护 出 口 电流 ＝ ． ８ （ 差保 护） Ｃ Ｕ ］ ｍ ９３ 分 ３Ａ ［Ｐ ５ ００ １ 差速 保护 出口 电流 ＝ ． ３ 差动 保护 １）Ｃ Ｕｌ ００ ３ ｍｓ ５ ２ ４ Ａ（ ４ ＥＰ ｌ
示。
所 ２０ 、０ １５ ３２ ０ 、５０开关跳 闸。故 障 时系 统运 行 如 图 ｌ ５３ ５ 、０ 、５２ ３２ ４ ４ 所 如 图 ２ 示 。
设 备
图 ２ Ｐ Ｔ １ ０ 数 字式变压器保护 装置故障录波 Ｓ一 ２１
Hale Waihona Puke ２３号 主变保 护 Ａ Ｂ屏是 变压 器 保护 的主保 护 （ 相 差动 和 、 ／ 分 大 差动 ） 。分差 保护 范 围是 变 一侧 、 二侧 、 共绕 组 ， 差 动保 护 变 公 大 范 围 是变 一侧 、 二侧 、 三侧 。 变 变 从 ３号主 变 保 护信 息 分 析 判 断 出 ３号主 变 分 差 速 保护 出 口 、 差 速 保护 出 口动作 。从 故障 录 波 图 上可 以看 出， 和 电 流 在 ０ 。 ｍ 时 突 然升 高 ， 其 是 ． ｓ 尤 电流极 大 ， 明 ３ 主变 变 一侧 ｃ相 一 说 号 次 设 备击 穿短 路 电流 很严 重 ，变压 器 差动 保护 范 围 内有 故 障 。 １ ３ ｍ 后 发 出保护 动 作跳 开 ３号主 变三 侧 开关 。 ｓ
一起变电站主变保护动作跳闸事件分析
一起变电站主变保护动作跳闸事件分析变电站主变保护动作跳闸事件是指在电网运行过程中，变电站主变保护装置发生异常，导致主变电压跳闸的事件。
该事件可能是由于故障、误操作、设备老化等多种原因引起的。
首先，要分析主变保护动作跳闸事件的可能成因。
可能的成因包括以下几个方面：1.设备故障：变电站主变保护装置可能存在设备故障，如元件损坏、接触不良等情况，导致保护动作跳闸。
2.短路故障：主变电压跳闸事件可能由于变电站电网中出现短路故障，超过了主变保护装置的额定值，引起保护动作。
3.误操作：变电站运行中的误操作也是主变保护动作跳闸事件的一种原因，包括操作错误、接线错误等。
4.设备老化：变电站设备长时间运行后，可能出现老化、磨损等情况，导致主变保护装置功能失效或不稳定，引发保护动作。
接下来，需要对主变保护动作跳闸事件进行分析，并采取相应的处理措施：1.确定事件成因：首先，要通过检查和测试，确定主变保护装置是否存在故障，排除其他外部因素的影响，确定故障的具体成因。
2.维修和更换设备：如果主变保护装置存在故障，需要及时维修或更换相关设备，确保其正常运行。
3.加强设备维护：对变电站设备进行定期检查和维护，包括对主变保护装置的各个部件进行检测、清洗和维护，提高设备的可靠性。
4.进行操作培训：加强对变电站运行人员的操作培训，提高其操作技能和安全意识，防止误操作引发保护动作跳闸事件的发生。
5.强化监控和报警系统：安装并加强对变电站的监控和报警系统，及时发现和处理可能存在的故障和风险，减少保护动作跳闸事件的发生。
6.加强数据分析和故障预测：通过对变电站的运行数据进行分析，结合现场检查和设备测试结果，进行故障预测和分析，提前采取措施，防止主变保护动作跳闸事件的发生。
总之，对于变电站主变保护动作跳闸事件，应该通过分析事件的可能成因，采取相应的处理措施，包括设备维修和更换、加强设备维护、操作培训、监控和报警系统、数据分析和故障预测等，保障电网运行的稳定性和可靠性。
35kV变电所1#主变跳闸原因分析
35kV变电所1#主变跳闸原因分析1 事件过程：2013年7月2日午后，新密市突降暴雨，雷电频繁，造成新密多处线路跳闸、电器设备损坏。
和成变电所1#主变差动保护、轻瓦斯保护动作并跳闸，检修公司技术人员到现场作检查，由于当时下雨，无法做常规耐压等试验，外观检查无异常，初步认为是由于雷击导致跳闸，瓦斯继电器气体排放后信号复归，应用户建议，试送主变，再次差动跳闸，并报轻瓦斯。
天晴后对故障主变做试验，A相、C相对地绝缘偏低，A相泄漏电流偏大，A相直流电阻不通，判定主变A相绕组已烧断，需吊芯维修，未再做其他试验项目。
2 当时运行方式：2 变电站保护信息（以观音堂变侧时间为准）：和成变电所监控后台事件记录：（后台时间比观音堂变侧慢约3分钟）13：06：52，1#主变比率差动保护跳闸，B相电流7.51安，有轻瓦斯。
13：35：04，II音和II母接地，零序电压34.53伏。
13：36：25，II音和II母接地，零序电压41.47伏。
15：20：46，1#主变比率差动保护跳闸，B相电流7.25安，有轻瓦斯。
主变35kV侧电流互感器变比200/5。
观音堂变电站侧监控后台记录：13：20：17，II音和1过流I段保护跳闸，重合成功。
A相电流48.551安，B相电流0.003安，C相电流39.892安。
13：32：15，I音和1过流II段保护跳闸，重合成功。
13：35：21，II音和1过流II段保护跳闸，重合成功。
A相电流26.042安，B相电流0.002安，C相电流26.118安。
13：38：05，I音和1過流II段保护跳闸，重合成功。
II音和1电流互感器变比400/5。
3 原因分析：根据观音堂变电站保护动作记录，13点至14点期间，受雷电影响，超过半数35kV、10kV出线跳闸、重合，个别线路动作次数达到2次，II音和1跳闸原因应为线路受雷击导致。
观音堂变电站II音和1过流I段保护跳闸时A相、C相电流分别为48.551安、39.892安，折合一次电流分别为3884安、3191安，过流I段不保护线路全长，线路两端靠近变电站有1.5～2公里的架空地线，此故障点应位于线路中部。
主变跳闸事故原因分析及经验教训
合 闸， １ 、２ 主 变 分列运 行 。负荷情 况 为 ：６ ｋ Ｖ Ｉ 段 全 部 负荷 为２ ６ ＭＷ ， 发 电机 发 电功率 为２ ０ ＭＷ ， １ 主变 负荷 为 ６ ＭＷ 。 当 日 １ ７ 时３ ３ 分４ ２ 秒 ，Ｉ 主变
高 低 压 两 侧 开 关 同 时 跳 闸 ，发 电机 孤 网运 行 。 由于发 电机 有６ Ｍ Ｗ 功 率 缺 额 ， 频 率 迅 速 降 至 ４ ６ ． ６ Ｈｚ 。汽 机 调 节 系 统 立 即进 行 自动 调 节 ，增 加 主汽 门 的开 度 ，增 大 汽 机 出力 。在 调 节 过程 中汽 机主 汽 门突 然 完全 关 闭 ，连 跳 发 电机 开 关 ６ ３ ０ ５ ， 发 电机 解列 ，６ｋ Ｖ Ｉ 段 母线 失 电。
（ ５ ） 本 次事 故前 ，ｌ 主变ｃ 相 套 管有渗 油 现象 ， 油 品化 验 分 析 总 烃 严重 超 标 ，但 影 响放 电 的 乙炔 含 量 为０ ，且 本 次跳 闸差 动保 护和 瓦 斯保 护 均未 有 动 作信 号 ，所 以可 排 除主变 内部放 电的可能性 。
（ ６ ） １ １ ０ ｋ Ｖ总 降压 站 采 用 了变 电所 综 合 自动 化 系统 ，所 有 操作 均在 后 台机 留 下值 班 员姓 名 和操 作时 间等信 息 ，且无 法删 除 。事故发 生后 ，对 １ 主 变 两 侧 开关 在 “ 远 方 ”和 “ 就 地 ”位 置分 别 进 行 手 动 分合 ，后 台机 显 示操 作 信 息 正 常 。而 本 次 事
主变压器越级跳闸的原因和处理方法
主变压器越级跳闸的原因和处理方法
主变压器发生故障时，由于某些缘由使本级断路器没有跳闸，引起上级断路器跳闸的现象，称为主变压器越级跳闸。
1．主变压器越级跳闸的缘由
(1)由于爱护的沟通电流或电压回路故障、直流回路故障、爱护电源熔断器熔断、爱护装置内部故障以及爱护出口连接片未投等缘由造成爱护拒动，从而越级跳闸。
(2)由于爱护定值错误造成越级跳闸。
(3)由于断路器本身掌握回路故障、掌握回路熔断器熔断、机械故障、操动机构故障等缘由造成断路器拒动，从而越级跳闸。
2．主变压器越级跳闸的处理
(1)复归音响，记录故障发生的时间，检查表计的变化状况，检查断路器的跳闸状况，检查、记录、复归光字牌及爱护动作信号，留意有无其他设备爱护信号发出，假如掌握盘台上有断路器掌握开关，复归跳闸断路器开关把手．作出事故的初步推断，将事故现象和初步推断结论报告调度。
(2)到现场对一次设备进行具体检查，重点检查变压器有无明显故障现象。
(3)依据爱护动作状况、断路器跳闸状况、现场检查状况进行综合分析，推断事故缘由和性质，并将检查状况及推断结果报告调度。
(4)隔离故障点，如故障的变压器和拒动的断路器等，依据规定拉开
失压母线上的各分路断路器。
(5)依据调度命令，对无故障部分恢复送电，如确认失压母线无故障，并充电良好后，依据变电站的详细状况可将负荷倒另一台主变压器供电，逐条按挨次送出各分路，并留意监视非故障主变压器的负荷和温度。
(6)恢复用户供电后，再分析引起断路器拒动或爱护拒动等的详细缘由，必要时通知专业人员来处理。
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变电所#2主变跳闸事故分析
一、故障前系统运行方式
该变220KV系统五回线正常运行；#1主变备用。
110KV系统由#2主变带110KV达通线、达依线、达沙线、达高线、达气线运行。
二、事故经过
2006年2月21日18时53分，该变电所110KV达通线B相单相接地，80ms开关跳闸，1.46s后重合闸动作，合闸后达通线转换成AB两相永久接地故障，100ms后#2主变三侧开关跳闸，之后20ms 达通线开关跳闸。
值班员检查达通线距离I段，零序I段，重合闸信号掉牌，#2主变差动保护信号掉牌。
三、达通线跳闸原因
经现场巡视故障点在达通线出口27号杆处，故障为杆塔地线先掉落在B相导线上，零序I段动作，重合后转换为AB两相接地故障。
达通线距离I段、零序I段动作。
四、#2主变差动保护动作原因
#2主变差动保护由三块LCD-11型差动继电器构成，阿城继电器厂生产。
每相高压侧、中压侧、低压侧电流分别经过各自的辅助变流器达到平衡，正常时差动继电器差流为零。
1）第一次故障时，高中压侧电流波形
根据录波图分析，第一次B相接地故障时，高、中压侧的故障波
形正常（见下图），差动保护未动作。
图一：中压侧的故障波形
图二：高压侧的故障波形
2）第二次故障时，高中压侧电流波形
根据录波图分析，第二次AB相间接地故障时，高、中压侧电流均发生严重偏移，两侧故障电流均有很大的衰减的非周期分量，110KV侧二次电流中直流分量可达22安培，220KV侧二次电流中直流分量也达12安培，见如下录波图。
图三：中压侧的故障波形
图四：高压侧的故障波形
3）非周期分量产生的原因
由于电感中的电流不能突变，在短路发生的零时刻，受故障发生时刻电压初始相角的影响，在短路电流中将出现一个非周期分量，其初值等于短路的稳态电流与短路前一瞬间的电流值的差，该非周期分量的大小与电压的初始相位角和负载的性质有关，在电势过零点时短路其值最大，其衰减时间与系统参数有关。
本次故障由于该#2变是自耦变压器,其高压侧和中压侧有电气联系，短路阻抗很小，因此在110KV侧故障，故障电流很大，根据录波器数据和短路计算，在达通线相间接地短路时，主变110KV侧故障电流达5300A，根据以上的分析，故障电流周期分量越大，相应的非周期分量也越大。
4）非周期分量和剩磁对CT的影响
CT励磁电抗是随着电源的性质而变化（电感线圈通入直流时，阻抗很小）。
非周期分量传变到二次负载的能力远小于周期分量的传
变能力。
电流的非周期分量的大部分成为铁芯的励磁电流，使励磁电流值大大超过稳态值。
在短路暂态过程中，CT铁芯中最大可能的磁通密度可能达到稳态磁通密度的数倍乃至数十倍。
当短路故障切除时，铁芯中存在很大的剩磁，剩余磁通将按照指数函数衰减。
电流互感器铁芯中的剩磁大小和方向对暂态过程中电流互感器传变能力也有很大影响。
当达通线再次发生短路故障时，如果剩磁方向和短路电流非周期分量所产生的磁通方向相同时，则使铁芯更加容易饱和。
5）110KV侧CT的10％误差曲线和二次负担
测量110KV侧CT二次负担每相分别为1.1欧，在两相接地短路时二次负担为3.3欧。
电流互感器的10%误差曲线测试结果如下：
A相：二次线圈直流阻值0.4欧
B相：二次线圈直流阻值0.4欧
以上表示，在一次电流为5400A时，A、B相允许的二次负担分别是4.49欧、4.17欧；在一次电流为6000A时，A、B相允许的二次负担分别是4欧、3.68欧；在一次电流为6600A时，A、B相允许的二次负担分别是3.59欧、3.29欧。
查CT 10％误差曲线，在实际二次
负担3.3欧姆对应的电流倍数是11倍，与试验结果一致。
根据录波图分析，故障时非周期分量的数值是周期分量有效值的50％，假定把非周期分量看成是周期分量，B相电流将达到7950A，此时电流是CT额定电流的13.25倍，因此CT不满足10％误差曲线。
根据上面的分析直流分量将多数变成励磁电流，加剧了CT的饱和程度，因此直流分量对CT的影响大大超过周期分量对CT的影响，由以上可以看出，本次短路中，主CT变比误差将超过10％。
6）对辅助变流器的试验
为了分析直流分量给电流互感器造成的影响，我们在辅助变流器上进行了如下实验：
中压侧变流器一次通入交流10A时，变流器二次侧在无直流分量情况下的正常输出为6.25A（二次变流器变比为8/5），但在加入直流电流分量的情况下二次基波电流值如下：
高压侧变流器一次通入交流10A时，变流器二次侧在无直流分量情况下的正常输出为11.5A（二次变流器变比为4.36/5），但在加入直流电流分量的情况下二次基波电流值如下：
从上述试验数据可以看出，直流电流分量对变流器的饱和特性造成严重影响，使变流器的输出电流误差变大。
7）利用录波数据近似计算出故障时保护感受到的故障电流经过故障录波器#2主变110kV侧故障电流波形分析，故障录波
器所接的电流互感器的二次绕组，已经饱和，波形发生畸变。
由于故障录波器所接的电流互感器的二次绕组为星型接线，此类型故障时的二次负担远比角型接线小。
因此变压器差动保护所接的电流互感器的二次绕组饱和程度远大于故障录波器所接的电流互感器的二次绕组，波形畸变更加严重。
考虑110KV侧CT饱和严重，无法输出电流时，差流将导致差动保护误动。
8）动模试验结果
3月1日，继电保护人员一同到阿城继电器厂进行了动模试验，试验模拟了变压器区外故障CT饱和情况下变压器差动保护和差速断保护的动作情况，结果显示在CT饱和时，差动保护和差速断保护可
能误动。
9）电流互感器选用标准
根据DL/T866-2004 《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》：
6.1.2.1 对保护用电流互感器的性能要求：
a）保证保护的可信赖性。
要求保护区内故障时电流互感器不至影响保护可靠动作。
b）保证保护的安全性。
要求保护区外最严重故障时电流互感器误差不会导致保护误动作或者无选择性动作。
6.1.2.2 解决电流互感器饱和对保护动作性能的影响，可以采用下述两类措施：
a）选择适当类型和参数的互感器，保证互感器饱和特性不至影响保护动作性能。
对电流互感器的基本要求是保证在稳态短路电流下的误差不超过规定值。
对短路电流非周期分量和互感器剩磁等引起的暂态饱和影响，则应根据具体情况和运行经验，妥当处理。
b）保护装置采取减轻饱和影响的措施，保护互感器在特定饱和条件下不至影响保护性能。
保护装置采取措施减缓电流互感器饱和影响，特别是暂态饱和影响，对降低电流互感器造价及提高保护动作的安全性和可信赖性具有重要意义，应成为保护装置的发展方向。
特别是微机保护具有较大的潜力可资利用。
当前母线差动保护装置一般都采用了抗饱和措施，取得了良好的效果。
对于其他保护装置也宜提出适当的抗饱和要求。
根据《东北电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施纲要》附录1：电流互感器10％误差试验步骤和方法第4条：
……
差动保护的计算倍数，可按下式进行：
ms=K×I D/I1e
式中ms――电流倍数计算值；
I D――外部短路时，通过电流互感器的最大电流；
I1e――电流互感器一次侧额定电流；
K――考虑电流互感器过渡状态下的饱和；当保护动作时间为0.1s时K=2，当保护动作时间为0.3s时K=1.5。
根据计算达连河变电所110KV母线短路最大电流6600A，上式I D＝6600A、I1e＝600A、差动保护动作时间小于100ms，因此K取2。
计算的ms=22。
以上说明随着系统短路容量不断增大，目前CT不适合差动保护要求。
五、结论
达通线重合到故障上，合闸时刻的初相角恰好使故障电流中的非周期分量的数值非常大（达通线的CT严重饱和），该非周期分量是一个衰减的直流分量，该非周期分量将流过主变CT的励磁支路中，在第一次故障剩磁的基础上，加剧了CT的饱和程度。
在CT中流过的非周期分量使CT饱和，本次短路中，主CT变比误差将超过10％，差动继电器中出现差流，造成差动保护动作。
六、事故教训与对策
1）宜选用微机变压器保护解决直流分量对保护的影响
微机型变压器保护，由于采用了富氏全波算法，可以滤掉直流分量，减少直流分量对差动保护的影响，另外新型继电保护装置具备CT饱和闭锁功能，在判断出CT饱和后，保护自动进行闭锁，可以避免差动保护误动。
2）增大变压器110KV侧CT变比
现在110KV侧的CT变比是600/5（额定电流572A），在本次故障时，故障电流周期分量是CT额定电流的8.8倍，如果把CT变比增加到1200/5，在本次故障时，故障电流周期分量将变成CT额定电流的4.4倍，满足CT10％误差要求。
如果把CT变比增加到1200/5，考虑在区外最大短路6600A下，电流互感器ms（倍数）为11倍，满足反措关于CT选择的要求。
应对措施
1.在有条件的情况下,积极争取更换常规的变压器保护为微
机保护,以解决直流分量对差动保护的影响.
2.利用春秋检对所有的电流互感器进行10%误差曲线的测
试,来检查电流互感器是否满足二次负担的要求.
3.加强对LCD-11差动继电器的检验,要求对所有项目进行测
试,以保证差动继电器特性的完好性.保证保护的正常运行.。