500 kV 變電站主變保護改造問題分析

魯睿婷

（中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司，上海 200063）

在華東地區某500 kV 變電站主變改造工程中需改建1 組1 000 MVA 分相自耦變壓器（無載調壓），原有的兩套主變保護均于2008 投產，運行已10 余年，目前該型號產品已停產，因此該保護裝置需與主變一同更換。本工程主變壓器高壓側為3/2 斷路器接線、中壓側為3/2 斷路器接線、低壓側改造為雙分支單母線接線。在主變壓器保護選型過程中遇到如下情況：由于國家電網公司印發的Q/GDW 1175—2013《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》中關于主接線型式規定：“本標準中500 kV變壓器以高壓側3/2 斷路器接線、中壓雙母雙分段接線、低壓側單母線接線的分相自耦變壓器（高2-中1-低1）為基礎型號，無選配功能。［1］”而本工程主接線中壓側為3/2 斷路器接線，低壓側為雙分支單母線接線，故無法直接選用標準的500 kV 電壓等級的變壓器保護以實現中低壓側的保護需求。根據前期調研收資等工作，了解到本變電站是由火電廠升壓站改造而來，所以出現主變中壓220 kV 側接線方式不符合現階段國家電網公司發布的標準化設計規范要求的情況，而目前華東地區也未有其他工程出現過此類情況，所以在國網現有的采購物資標準庫中沒有可以直接選擇的500 kV 變壓器保護物料。故為貫徹落實國家電網公司繼電保護“六統一”標準，必須尋求其他可行方案來滿足工程實際需要。

1 主變保護方案選擇

1.1 申請新的500 kV 主變保護固化ID

在本改造工程初步設計前期階段，提出了向國網公司申請新的500 kV 主變保護國網采購物資唯一性編碼，即固化ID，并編寫了物資辭條梳理及技術規范修編分析報告，用以說明新固化ID 可以使此主變保護滿足本工程特殊的中低壓側接線形式。

由于涉及非標準化設計，廠家需重新對保護設備進行試驗分析，預估花費時間為半年到一年，這不符合本工程工期要求，并且試驗所產生的費用較高，超過可研階段預估金額的10%，故此方案不具備可行性。

1.2 在現有標準化設備中尋求可用保護

由于申請新的非標準化設備不可行，遂考慮在現有標準化設備中尋找最接近工程情況，并且可以實現主變保護要求的其他電壓等級的保護設備。

從國網公司印發的規范Q/GDW 1175—2013“本標準中750 kV 變壓器以高壓側3/2 斷路器接線、中壓側3/2 斷路器接線（兼容雙母雙分段接線）、低壓側雙分支單母線接線的分相自耦變壓器（高2-中2-低2）為基礎型號，無選配功能。［1］”及Q/GDW 11661—2017《1 000 kV 繼電保護及輔助裝置標準化設計規范》 “本標準中主體變壓器以高壓側3/2 斷路器接線、中壓側3/2 斷路器接線、低壓側雙分支單母線接線的分相自耦變壓器（高2-中2-低2）為基礎型號，無選配功能。［2］”中可以得出，750 kV 變壓器保護和1 000 kV 變壓器保護對應的主接線回路設計符合本工程實際工況要求（即高2-中2-低2），從主接線回路設計統一性方面可考慮選用750 kV或1 000 kV 電壓等級的變壓器保護作為本工程500 kV 變壓器的保護裝置。

2 各電壓等級主變保護功能對比

根據國網公司繼電保護“六統一”標準要求，進一步對500 kV、750 kV、1 000 kV 三種電壓等級變壓器保護標準化裝置的保護功能配置、接口標準和保護定值統一性等方面進行分析，確認何種電壓等級下的變壓器保護裝置在本工程中更具可行性與適用性，并最終落實到實際工程選型中。

2.1 模擬量輸入

由于主變壓器高壓側為3/2 斷路器接線、中壓側為3/2 斷路器接線、低壓側為雙分支單母線接線，所以主變保護需要的模擬量輸入為：高壓側電流2 路，中壓側電流2 路，低壓側電流2 路，低壓側三角內部套管（繞組）電流1 路，公共繞組電流1 路，公共繞組零序電流1 路，高壓側電壓1 路，中壓側電壓1 路，低壓側電壓2 路。三種保護裝置的模擬量輸入對比如表1所示。

表 1 主變保護模擬量輸入對比Tab. 1 Comparison of main transformer protection analog inputs

通過對比可明確得出，從模擬量輸入的數量角度分析，標準的500 kV 的主變保護裝置不符合本工程的實際需要，而750 kV 與1 000 kV變壓器保護裝置模擬量輸入情況一致，均能夠滿足接口標準統一性和本工程的實際需求。

2.2 保護功能配置

根據國網發布的標準化設計規范Q/GDW 1175—2013 及Q/GDW 11661—2017，將750 kV與1 000 kV 裝置的保護功能配置表進行對比，并以500 kV 裝置作為參照具體分析，得出變壓器保護功能配置差異如表2 所示。

表 2 主變保護功能配置差異Tab. 2 Configuration differences of main transformer protection functions

（1） 低壓側小區差動保護

低壓側小區差動保護是指由低壓側三角形兩相繞組內部TA 和一個反映兩相繞組差電流的外附TA 構成的差動保護［3］。500 kV 與750 kV 裝置主保護配有低壓側小區差動保護，而1 000 kV中沒有。

在標準化設計規范中對主變保護配置有如下解釋：若僅配置分相差動保護，在低壓側有外附CT 時，需配置不需整定的低壓側小區差動保護［1］。而本工程低壓側并沒有配置外附CT，因此也無需配置低壓側小區差動保護。1 000 kV保護裝置不配置此保護的原因是其低壓側配置了調壓補償變，無法實現低壓側小區差動保護。

因此，此差異對于本工程的保護配置并無影響。

（2）中壓側后備帶偏移特性的阻抗保護

中壓側后備帶偏移特性的阻抗保護，指向變壓器的阻抗不伸出高壓側母線，作為變壓器部分繞組故障的后備保護；指向母線的阻抗作為本側母線故障的后備保護。其中500 kV 與750 kV 保護裝置均設置一段4 時限，第1 時限跳開分段，第2 時限跳開母聯，第3 時限跳開本側斷路器，第4 時限跳開變壓器各側斷路器。而1 000 kV保護裝置設置一段2 時限第1 時限跳開本側斷路器，第2 時限跳開變壓器各側斷路器。

其中750 kV 保護裝置較為特殊，既可用于3/2 接線方式，也可兼容用于雙母雙分段接線，所以此處配置與500 kV 的設置完全相同。在實際工程應用中，第1、第2 時限可以退出，即只設置為第3、第4 時限投運，用于3/2 接線；而1 000 kV 則固定為3/2 接線方式，故設置為2 時限。因此，從理論上講750 kV 和1 000 kV 從保護時限角度可以設置為一致，均能滿足本工程中壓側3/2 接線方式的保護設置。

（3） 低壓1、2 分支后備保護失靈聯跳功能

低壓1、2 分支后備保護失靈聯跳功能，設置一段1 時限。變壓器低1、2 分支斷路器失靈保護動作后跳變壓器個側斷路器功能。變壓器低1、2 分支斷路器失靈保護動作開入后，應經靈敏的、不需整定的電流元件并帶50ms 延時后跳變壓器各側斷路器。

1 000 kV 主變保護裝置配有低壓1、2 分支后備保護失靈聯跳功能，而500 kV 與750 kV 中沒有。

根據GB/T 14285—2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》［4］中關于母線保護與斷路器失靈保護的相關規定，本工程低壓側35 kV 母線無需配置母線保護及失靈保護，并且500 kV 主變保護標準設計中也沒有低壓側失靈聯跳功能，所以本工程主變保護無需配置失靈聯跳功能。故僅以此點區別分析，750 kV、1 000 kV 兩種電壓等級的保護都可用。

（4） 保護定值統一性

750 kV、1 000 kV 電壓等級的保護定值設定完全可以向下兼容500 kV 保護設定要求，滿足保護定值統一標準。

3 結 論

綜合上述三種電壓等級變壓器保護裝置的對比分析，在技術層面，750 kV 與1 000 kV 變壓器保護裝置在主接線回路設計統一、模擬量接口數量統一、保護功能配置統一、保護定值統一，以及規程規范對保護的要求等方面，均符合本工程實際需求。

在經濟層面，若選用500 kV 非標準化變壓器保護將產生非標試驗費用，造價較高且供貨周期長；750 kV 變壓器保護與500 kV 變壓器保護設備造價相差不超過20%，而1 000 kV 屬于超高壓，該電壓等級的變壓器保護設備造價約為500 kV 變壓器保護設備的一倍，經濟性較差。

因此，從技術、工程造價及供貨周期等方面綜合考慮，本工程采用750 kV 主變保護方案更能滿足實際需要。