500kv变电站主变保护继电保护配置及二次回路接线.doc

500kv变电站主变保护继电保护配置及二次回路接线摘 要500 kV超高压大型变电站中的主变压器是变电站的核心元件，主变压器的形式和参数，保护配置及检验，对电网的安全可靠运行也有着重要影响。文章讨论了500 kV变电站主变压器选型及一次接线的选择、主变保护的配置、主变二次回路CT、PT的接线原则、主变保护的检验方法及运行过程中的注意事项。关键词：主变压器;变压器保护;一次接线;检验Abstract Main transformer is a core component of the 500 kv EHV substation，The form and parameters of main transformer，Protection configuration and testing，have a significant impact to the safe and reliable operation of the grid.This article discuss the choice of mainly transformer in 500kv transformer substation and primary connection、configuration of mainly transformer protect、CT and PT connection principle in secondary thermal system、examine method of main transformer protection and some notes in running process.Keywords: Mainly Transformer;Transformer Protection;Primary Connection; Examine.31 目 录1 引言12 500kv变电站主变选型12.1 容量的选择12.2 三相共体变压器与单相变压器组12.3 普通变压器与自耦变压器22.4 调压方式32.5 冷却方式的选择42.6 三次侧容量及电压的选择52.6.1 容量的选择52.6.2电压的选取52.7 对损耗值的要求62.8 尺寸与质量72.9抗短路能力72.10阻抗参数72.11 扩建第二组变压器需考虑的问题82.12变压器油92.13变压器附件103 500kv变电站常用典型一次接线104 主变保护配置124.1 差动保护144.1.1 纵联差动保护144.1.2 分侧差动保护164.3 后备保护184.2.1 高压侧及中压侧相间阻抗保护分析184.2.2 低压侧过流保护184.3 过励磁保护194.3.1 原理概述194.4 变压器瓦斯保护225 主变保护二次回路CT、PT接线原则225.1 电流互感器225.2 电压互感器236 主变保护的检验方法246.1 主变压器差动保护的检验246.2 变压器瓦斯保护的检验256.2.1 瓦斯继电器的检验256.2.2 瓦斯保护的安装检验266.2.3 瓦斯保护的检验周期276.3 过激磁保护检验276.4 功率方向保护的检验277 运行中的注意事项288 结束语29参考文献：29 引言变压器是变电站最重要的电气设备之一，它的安全可靠运行关系到变电站乃至电网的安全稳定。为保证变压器能够安全可靠运行，需要抓好选型、设计、安装、保护配置、运行维护以及检修各个环节。2 500kv变电站主变选型 选择变压器的结构型式、技术参数和性能指标，大体上应遵循以下两方而原则:一是要满足安装地所在电力系统方而的需求;一是要考虑变压器制造方而的可行性。满足第一方而的要求这是不言而喻的，但不能不顾及第二方而的限制而过分强调第一方而，二者之间要统筹兼顾。如果一味强调系统方面的要求，提出的技术参数和性能指标过高或过于苛刻，就可能使变压器结构复杂、制造难度增大，其后果轻者是无谓地增加制造成木，造成不必要的投资浪费;重者是将导致变压器可靠性降低，难以保证安全运行，给电网安全留下隐患。2.1 容量的选择 在国内已运行的5OOkV变电站主变压器中，整组容量有750MVA, 800MVA,1 OOOMVA和1200MVA四种规格。变压器容量的选择应考虑电网发展远景和变电站的最终规模。总的来说，选择大容量变压器比选择多台小容量变压器要相对经济一些。例如，一个变电站的最终规模为3组750MVA变压器，选择3组750MVA变压器不如选择1组1OOOMVA变压器和1组1200MVA变压器经济。这是因为除购买变压器的总投资能够得到节省外，由于减少了一组变压器，在占地而积减少的同时，安装、维护费用也随之减少。更为重要的是，与变压器配套的一、一次设备断路器、隔离开关、互感器、避雷器、控制设备以及保护设备等也将相应减少，变电站建设成本将因此得到有效降低。2.2 三相共体变压器与单相变压器组 500kV三相共体变压器的铁心通常采用三相五柱式，每相的全部绕组只能布置在同一个铁心柱上。而5OOkV中一相变压器一般采用单柱双框式铁心，绕组布置较三相共体变压器灵活，既可以将全部绕组布置在铁心主柱上，也可以将部分绕组(例如调压绕组)布置在其中一个旁柱上，不同的布置方式可以得到不同组合的短路阻抗值，能够满足不同的运行要求。 对于将所有绕组全部布置在主柱上的单相变压器来说，其结构与三相共体变压器相比没有什么区别，绕组和绝缘结构基本一致。由于单相变压器组的3台重量之和大于同容量三相共体的重量(铁心硅钢片、绝缘油和钢材等材料的消耗量大)，所以单相变压器组的价格要高于三相共体变压器，高出10 %任15 %。主变压器在500 kV大型变电站内具有重要地位，在大负荷运行季节，1台大型变压器因故障退出运行，往往会对地区经济和人们的生活造成难以估量的影响，因此尽可能减少设备的维修停电时间，是设备选型中十分重要的因素。因变压器结构的特殊性，变压器故障往往难以就地快速解决，一般只能更换设备。三相共体变压器运输较困难，单体结构复杂，如果发生故障就很难在短时间内修复；如采用单相变压器，只要在地区配置1台参数合适的备用变压器，当发生事故时换上备用变压器，短时间内就可恢复供电，单相变压器的这一特点应是不容忽视的。建议在运输条件不好、无维修大型三相变压器能力的地区，应尽可能优先选用单相结构的大型变压器。进入21世纪以来，随着国内高电压大容量变压器制造水平的提高，5OOkV变压器的运行故障率大大降低，设备可用率有了显著提高。鉴于此，目前基建工程新上的5OOkV中一相变压器组一般都不设备用相。对于没有备用相的单相变压器组，从运行可靠性方而来看，与三相共体变压器没有区别。因为单相变压器组中若有一台发生故障，整组变压器则不得不退出运行，与三相共体变压器发生故障一样，同样无法运行。 由于三相共体变压器附属设备少，所以现场维护量、检修量也少，运行成本相对较低。再加上造价低、少占地和损耗小等优点，因此在运输条件许可的前提下，建议尽量采用三相共体变压器。 目前，5OOkV变电站三相共体变压器的应用数量所以较少且容量无一例外均为750MVA，主要是受到运输方而的限制。750MVA无励磁调压三相共体自耦变压器，最大运输质量在5OOt左右，目前的运力条件难以承运。2.3 普通变压器与自耦变压器 我国的5OOkV变电站主变压器均为三绕组变压器，其高压和中压侧分别接于5OOkV系统和220kV系统;低压绕组为35kV或66kV电压等级(个别早期产品除外)，每组变压器的低压侧自成系统，接带无功补偿设备和站用变压器。 变压器型式有普通与自耦之分。自耦变压器的绕组容量(又称电磁容量或结构容量)与额定(传输)容量以称为自耦变压器的效益系数(效益系数k=1- 1/KA，式中KA为自耦变压器的变比)。由于自耦变压器的绕组容量只是同容量普通变压器的k倍(对于5OOkV/220kV自耦变压器，k等于0.56)，所以与同容量的变通变压器相比，自耦变压器的体积和重量都要小。正是由于自耦变压器具有体积小、重量轻、造价低的优点，5OOkV自耦变压器在系统中得到了广泛应用。 众所周知，我国的5OOkV电网为有效接地系统，5OOkV变压器高压绕组的中性点在运行中必须直接接地或经低阻抗接地。对于自耦变压器来说，高压绕组的中性点同时也是中压绕组的中性点。随着越来越多的自耦变压器不断投入运行，结果造成220kV系统中性点直接接地的变压器比例变大，致使220kV系统单相接地短路电流值不断增大，个别地方单相接地电流值超过了三相短路电流值。 为有效降低 220kV系统单相接地短路电流，可以在某些5OOkV变电站有选择地安装部分普通型三绕组变压器(使220kV绕组中性点不接地运行)。 为节省投资、减少占地和降低运行成本，建议一般情况下尽量采用自耦变压器。2.4 调压方式为维持电压稳定，除安装必要的无功补偿装置外，在主变压器安装有载调压开关便成为普遍要求。变压器按调压方式可分为有载调压和无载调压；按调压开关的安装位置则可分为高压侧线端调压、中压侧线端调压和中性点侧调压。高压侧电流小但电压高，500 kV变压器多采用中压侧线端调压（CFVV）。因大型变压器中压侧额定电流大、引线粗，当采用线端有载调压时大量引线的绝缘处理难度很大，因而中压侧线端往往成为变压器绝缘的薄弱点。为解决绝缘结构问题，目前变压器生产厂多采用有调压旁柱铁心的结构。中性点侧调压（VFVV）结构变压器，因调压开关安装在中性点侧，绝缘处理较容易，制造成本低，设备广受欢迎。但采用中性点侧调压方式调压时励磁电流有突变，电压有冲击变化，因而国内很少接受。经了解，欧洲采用中性点侧调压方式较为普遍，说明采用此结构的变压器也有其合理和可行的因素，应重视这方面的研究。有载调压和无载调压对变压器结构影响重大，有载调压大大增加了变压器结构的复杂性，增加了损耗，增加设备造价20%-30%，并降低了设备的运行可靠性，所以在工程中是否选用有载调压变压器应通过系统论证，不应仅根据原则要求，在其他调压手段能满足要求的条件下应尽可能选用无载调压变压器。2.5 冷却方式的选择 变压器冷却方式的选择涉及变压器结构、造价、运行维护成本和运行可靠性等诸多问题，需要认真权衡。 在国内己运行的5OOkV变电站主变压器中，采用的冷却方式有ODAF和ONAF , ONAN/ONAF等几种形式。ODAF是用油泵强迫油循环风吹冷却器，当油泵停运，负载运行时间受到限制。ONAF，ONAN/ONAF在绕组中无油流导向，冷却依温差自然循环，采用的多为片式散热器。其中ONAN/ONAF为分阶段冷却，当变压器负载率达到某一设定值时，启动风扇电机，冷却方式由自然冷却(ONAN)过渡到风扇吹风冷却(ONAF)。 采用ODAF冷却方式的变压器，由于其绕组结构的特殊性，器身结构尺寸紧凑，与采用 ONAN/ONAF冷却方式相比，具有体积小、原材料消耗量小、重量轻等优点，因此造价也要低些。早期投运的5OOkV变电站主变压器，几乎全部采用这种冷却方式。但早期采用ODAF冷却方式的变压器，在运行方而也暴露出一些问题。例如，由于在设计时考虑不周，造成个别变压器的绝缘油在绕组中的流速过快，油流冲刷绝缘纸板产生带电现象，这对变压器的安全运行构成了威胁;潜油泵和风扇质量欠佳、易损坏，现场维修量大;个别潜油泵甚至出现叶轮磨损、扫膛问题，致使金属粉末随油流进入器身中，轻者造成污染，重者引发绝缘故障，等等。 采用ONAN/ONAF冷却方式的变压器，虽然造价相对高些，但冷却系统运行稳定、可靠，维护、检修量较小。由没有潜油泵，冷却系统的电能消耗小，运行成木较低。进入21世纪以来，采用ONAN/ONAF冷却方式的5O0kV变电站主变压器在系统中得到了广泛应用。 早期产品之所以采用ODAF冷却方式，还有一个原因是早期产品性能指标较差，空载损耗和负载损耗较大，若采用ONAN/ONAF冷却方式，所需片式散热器的数量太多，现场较难布置。 在现阶段，根据目前5OOkV变电站的变压器所达到的技术水平，从节能降耗角度出发，建议优先选用ONAN/ONAF型式的5OOkV变电站主变压器。2.6 三次侧容量及电压的选择 由于我国的5OOkV和220kV电网均为有效接地系统，所以5OOkV变电站主变压器的一、一绕组均为有中性点引出的星型接线。为了消除三次谐波分量的不良影响，需要有一个结成角型接线的第三绕组。它除了为三次谐波分量提出流通路径外，还可以接带无功补偿设备和站用变压器。2.6.1 容量的选择 5OOkV变电站主变压器三次侧绕组的容量不单取决于其三次侧所带无功补偿设备的容量，而且还受变压器抗短路能力方而因素的制约。当变压器三次侧出口或母线发生短路故障时，5OOkV和220kV系统均通过三次绕组向短路点提供具有穿越性质的短路电流。流经三次绕组的短路电流值与变压器的短路阻抗和系统阻抗以及系统容量直接相关。变压器所能承受的短路电流值与绕组额定电流值之比，表征为该变压器的抗短路能力。 为保证变压器能够安全运行，变压器所能承受的短路电流值应低于短路故障发生时的实际电流值。从该角度出发，变压器三次绕组的额定电流值不能太小，即对三次侧绕组的额定容量要有所限制。在已运行的5OOkV变电站主变压器中，三次侧绕组的额定容量一般为变压器额定容量的1/41/3。实际运行经验表明，二次侧绕组额定容量取1/3变压器额定容量较为适宜。2.6.2电压的选取 前而曾提到，5OOkV变电站主变压器二次侧电压为35kV或66kV等级(个别早期产品除外)。 在东北电网中的5OOkV变电站主变压器三次侧电压绝大多数为66kVA等级。如此选取存在一个问题，即站用变压器选择较难。站用变压器的容量一般为630kVA或800kVA,最大不超过1OOOkVA。即使是1OOOkVA, 66kV站用变压器高压绕组的额定电流也不到9A，如此小的电流使绕组绕制困难，突发短路试验较难通过，变压器制造厂因此而不愿承做。 在已运行的5OOkV变电站主变压器中，三次侧额定电压有66kV和63kV两种。通常情况下变压器三次侧均接有无功补偿装置。当接入的是并联电容器组时，由于容升原因，变压器三次侧的输出电压将高于其空载电压，即高于三次侧的额定电压。目前，国内66kV等级的并联电容器组由额定电压为19kV的电容器组合而成，每相为两级串联。电容器组的额定杆电压为219kV=38kV，线间电压侧为66kV。为避免电容器承受过高的电压，变压器三次侧额定电压以取63kV为宜。 除了东北电网，国内其他电网的5OOkV变电站主变压器三次侧电压大多为35kV等级。二次侧电压为35kV，与66kV相比，虽然站用变压器的制造情况会稍好些，但由于变压器二次侧额定电流变大了，使得变压器主三次断路器和隔离开关的选择难度加大，甚至必须依赖进口;另外各个分支回路可能还需加装限流电抗器。 5OOkV变电站主变压器三次侧电压选择35kV还是63kV，其中各有利弊，在具体选择时各电网可根据运行经验做出取舍。2.7 对损耗值的要求 变压器自身的损耗包括空载损耗和负载损耗两部分。从降低运行成木角度出发，总是希望空载损耗和负载损耗越低越好。但从另一方而来看，对损耗值的要求不能太高，因为损耗值与变压器的制造成本直接相关。 通常5OOkV变电站主变压器需要不间断的运行且负载率不是很高(60%左右)，因此选择较低的空载损耗值是可取的，原因在于运行时较为经济。 变压器的负载损耗主要包括绕组直流电阻损耗和附加损耗两大部分，其中前者占主要成分。对于高电压大容量变压器而言，虽然前者仍占主要成分，但后者已占有相当比例。为有效降低大型变压器的负载损耗值，从上世纪七、八十年开始，国内外各变压器制造厂在降低附加损耗方而做了大量研究工作，采取了一系列卓有成效的技术措施，使大型变压器的附加损耗值降到了较低数值。目前，在现有基础上若要进一步降低附加损耗值，在变压器制造技术水平没有大的突破之前，将是非常有限的。所以要想得到较小的负载损耗值，必须设法降低直流电阻损耗。在当前所能得到的材质(主要是硅钢片和铜导线)条件下，为减小直流电阻损耗，势必要加大导线截面，从而使铜材消耗量增加，变压器造价随之增加。如果对高阻抗变压器也要求较低的负载损耗值，由于结构上的原因其附加损耗原本就高，所以需要进一步降低绕组直流电阻损耗，代价将会更大。 要求较低损耗值的初衷主要是为了降低变压器的运行成本，但结果却造成变压器制造成本增加，如果后者大于前者，如此要求显然是得不偿失。2.8 尺寸与质量 在确定变压器技术条件时，通常要对变压器运输尺寸和运输质量作出限制。对变压器运输尺寸和运输质量设限，目的在于要满足现有运输条件，使制造出来的变压器能够顺利运到变电站。这里想要强调的是不能以方便现场安装、布置和摆放为理山，对变压器的外形尺寸任意设限;不能以现场的起吊、检修条件为理由，对变压器的器身质量设限。因为设限都是希望尺寸小、质量轻，而变压器外形尺寸和器身质量与其绝缘裕度和温升等参数密切相关，如果过分强调减小变压器外形尺寸和器身质量，其代价可能就是使变压器绝缘裕度变小、温升变高，牺牲的是变压器的运行可靠性。2.9抗短路能力因穿越性短路而造成变压器绕组变形损坏，是变压器经常发生的事故，因而各变压器制造厂均花费很大精力和成本来提高其产品的抗短路能力。根据近年来的变压器投标文件，各变压器制造厂比较重视高、中压侧穿越故障时变压器绕组的稳定性问题，提供的参数多能满足要求，有些厂商还能提供同类型变压器的突发短路试验报告。为解决低压绕组的抗短路能力问题，一是提高低压绕组的机械强度，另外就是设法降低短路电流水平。提高低压绕组的机械强度，一般采用增强绕组自身强度和加强内部支撑的措施；降低短路电流水平，可采取提高低压侧额定电压水平、增加变压器短路阻抗值、改进外部接线等措施降低短路故障的概率。2.10阻抗参数500 kV变电站的主变压器主要承担高、中压侧潮流输送功能，低压侧一般不带负荷，仅接无功补偿装置。从运行效能而言，变压器阻抗电压越小越好，但对限制短路电流而言，希望阻抗电压大一些，所以阻抗电压的取值应兼顾二方面的要求。根据变压器结构特点，3个串联阻抗电压只能先确定2个，另1个则是已确定值的函数。对具有调压旁柱铁心结构的变压器，各分接位置的阻抗电压值成U形分布，额定档最低；而无调压旁柱铁心结构的变压器，各分接位置的阻抗电压值成线性分布。对于需并联运行的变压器，则要注意2台变压器的阻抗电压曲线的匹配，应要求在铭牌上注明阻抗电压曲线。极端分接位置的阻抗偏差的要求会影响变压器励磁绕组电压取值，如无特殊要求，不宜对极端分接位置的阻抗偏差提出过苛刻的要求，应尽可能地采用低压励磁结构。考虑到地区备用相变压器的通用性，在一个地区，变压器阻抗电压值应尽可能统一。2.11 扩建第二组变压器需考虑的问题 在变电站扩建第二组变压器，首先需要考虑与第一组变压器并列运行的问题。两台及多台变压器并列运行，须满足二个条件。第一，各变压器的连接组必须相同;第一，各变压器的变化差值k不大于1%（k= 100%）第三，各变压器高一中绕组之间的短路阻抗标么值以相同为最佳，如果有差别应不大于10%。其中第一个条件必须满足，否则变压器将根木无法并列运行;第二个条件须严格满足，否则的话并列的变压器绕组之间存在环流，轻者会造成变压器负载损耗增加、温升升高，重者将会影响变压器的使用寿命;第三个条件应尽量满足，否则将会影响并列变压器之间的实际容量分配，变压器的总体容量将得不到充分利用。 当前扩建第二组变压器时存在一个较突出问题，那就是随着系统规模不断扩大，5OOkV变电220kV母线短路电流水平与当初建设第一组变压器时相比有较大增长。设计部门从限制母线短路电流水平角度出发，希望扩建的第二组变压器采用高阻抗，如最近几个工程的5OOkV自耦变压器高一中绕组之间的短路阻抗要达到16%甚至18%。在东北电网，早期投运的5OOkV自耦变压器高一中绕组之间的短路阻抗大多在12%14%之间，现第二组变压器的高一中绕组之间阻抗电压选为16%，上述第二个条件则得不到满足。这样做的后果可以举例来说明，假设第一组变压器容量为750MVA，高一中绕组之间短路阻抗为12% ，第二组变压器容量为1OOOMVA，高一中绕组之间短路阻抗为16%，现要二者并列运行，它们所带的负荷比为1：1，如果以变压器不过载为限制条件，它们所带的最大负荷是15OOMVA(各带750MVA)。由此可见1OOOMVA的第二组变压器只相当于750MVA变压器，投资效益得不到充分发挥。 绕组之间短路阻抗的大小，主要取决于绕组之间漏磁空道和铁心柱截面的尺寸。由于绝缘方面的要求，绕组之间需要保持一定的绝缘距离。如果该距离与阻抗电压要求的漏磁空道相当，那么这样设计的变压器则是合理的。 众所周知，自耦变压器的公共绕组为高压和中压绕组所公用。从结构上看，高一中绕组之间相邻，所以在铁心柱截面为额定值时，高一中绕组之间阻抗电压要达到16%以上有一定难度。这不等于说不能做，比如说可以人为的加大高一中绕组之间的距离或减少铁心柱截面。由此带来的后果是变压器的体积和质量变大，原材料(主要是钢、铜材和绝缘油)消耗量增加，变压器造价随之升高。另外，与低阻抗变压器相比，高阻抗变压器的漏磁通要大一些，附加损耗随漏磁通增大而增加。也就是说高阻抗变压器的负载损耗值相对较大，投运后的运行成本将会偏高。 实际上，当5OOkV变电站220kV母线发生短路故障时，除了220kV系统直接提供短路电流外，5OOkV系统通过变压器向短路点提供具有穿越性质的短路电流，而前者占的比重大于后者。所以限制5OOkV变电站220kV母线的短路电流水平，选择高阻抗变压器并不是唯一之举。较有效的解决办法是打开5O0kV和220kV系统间的电磁环网，使220kV系统分片运行。 如果变电站第一组主变为单相变压器且配有备用变压器，扩建第一组主变时还存在如何充分利用备用变压器的问题。在第二组主变容量与第一组主变相同的前提下，为充分发挥备用变压器的作用，使其也能为第二组主变做备用，第二组主变结构型式、技术参数和性能指标的选择应尽量与第一组主变一致。但实际情况却不是这样，由于系统不断在发展扩大，为满足不同时期系统的需求，每次工程新上的变压器技术参数和性能指标都不尽相同。由此形成的局面是备用变压器只能为特定(同期工程)的单相变压器组做备用。2.12变压器油 变压器油在变压器绝缘中起着重要的作用。因变压器油品牌较多，而一般变压器制造厂不希望采用混油，所以对于一个地区而言应注意用油品牌的一致性，以方便对备用油的管理。经了解，新油一般不需要添加抗氧化剂，因此不应要求添加。有些制造厂在变压器油中添加抗油流静电剂，设备采购时应要求厂商进行说明。2.13变压器附件套管。变压器高、中压套管一般采用电容式套管。因套管平均直径一般大于300 mm，故而根据IEC 815建议，套管爬电距离应考虑直径折减系数。套管额定电流应满足变压器过负荷运行要求；套管热稳定电流的确定可按出口短路和内部短路2种情况考虑，但出口短路应减去系统短路电流，内部短路应减去穿越短路电流的影响，不应仅根据系统全短路电流值来选择套管的热稳定电流。压力突发继电器。过去国产变压器很少配置压力突发继电器。因压力突发继电器反应的是变压器内部的突发压力变化，其与反应压力绝对增量的气体继电器有原理上的不同，而油压变化是反应变压器内部故障的直接和敏感变量，因而有条件时应要求尽可能配置压力突发继电器。在线监测装置。变压器配置在线监测仪，将在线监视情况输入站内监控系统进行比较处理，对变压器进行早期缺陷诊断，将大大减少变压器发生严重故障。充氮灭火装置。变压器采用充氮灭火装置以替代水喷雾作为变压器消防的主要手段。因充氮灭火发挥作用的前提是变压器早期故障而油箱未破裂，这就对其启动元件提出了很高的要求，而目前启动元件多采用外部感温电缆和气体继电器，很难满足其要求，因此建议在不能保证启动元件灵敏可靠的情况下，慎将充氮灭火装置作为主要的灭火手段。以上从安全、经济角度发出，结合电网实际运行经验，从13个方而对5OOkVA变电站主变压器的选型阐述了意见，沟通设计基建安装和生产制造各部门关系共同把好变压器的选型关，科学、合理地选择变压器结构型式、技术参数和性能指标，从而简化变压器结构，降低造价，减少投运后的维护和检修工作量，降低运行成本，提高运行可靠性，在电网中发挥出其应有的作用。3 500kv变电站常用典型一次接线变电站一次回路接线是指输电线路进入变电站之后，所有电力设备（变压器及进出线开关等）的相互连接方式。其接线方案有：线路变压器组，桥形接线，单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，环网供电等。：变压器组接线。：内桥接线、外桥接线。采用单母线接线。单母线分段接线。双母线接线。500kV变电站在电网中的地位非常重要，尤其是全国“西电东送，南北互供”大电网的逐步建成，它的安全可靠运行直接影响到大电网的安全稳定运行。因此对500kV变电站一次设备主接线的要求较高。目前，我国500kV变电站电气主接线，采用3/2接线也有个别500kV变电站采用的是双母线单分段带旁路加菱形接线（华东地区）。随着我国电气设备制造水平的逐年提高，加上节约用地和工程经济性等方面的考虑，目前500kV变电站的电气主接线基本采用3/2接线方式。具体主接线图如下：在一串中，两个元件（出线或进线）各自经一台断路器接至不同母线，两回路之间的断路器称为联络断路器。 运行时，两组母线和同一串的三个断路器都投入工作，称为完整串运行，形成多环路状供电，具有很高的可靠性。其特点是，任一母线故障或检修，均不致于停电；任一断路器检修也不引起停电；甚至于两组母线同时故障（或一组母线检修，另一组母线故障）的极端情况下，功率仍能继续输送。一串中任何一台断路器退出或检修时，这种运行方式称为不完整串运行，此时，仍不影响任何一个元件的运行。这种接线有高度的供电可靠性，运行调度灵活，由于有多环路供电，大大减少对外停电的几率。隔离开关只在检修时作为隔离电器。同时，3/2接线方式具有以下缺点：二次接线复杂，如过电压、电抗器保护动作或开关失灵时，收信直跳（加就地判据）、远跳以及失灵保护等，对保护的“四性”要求很高，因而投资大，如果采用组合电器（如GIS），虽然减少了占地面积，但设备投资较分散式而言还要大。4 主变保护配置电力变压器作为联系不同电压等级网络的设备，是电力系统中极其重要的组成部分，它在电力系统的发电、输电、配电等各个环节中被广泛使用。随着近些年来，电力系统规模的不断扩大，电压等级的提高，增加了很多大容量的变压器，因而它的安全运行与否，是整个电力系统能否连续稳定工作的关键，也是电力系统可靠工作的必要条件。而且电力变压器本身造价昂贵，一旦发生故障而遭到破坏，将给维修带来很大困难，造成大的经济损失。因此，必须根据变压器的容量和重要程度，并考虑到可能发生的各种故障类型和不正常运行状态，来装设性能良好、工作可靠的继电保护装置。分析电力变压器的故障，可分为短路故障和不正常运行状态，而变压器的短路故障，又可按发生在变压器的内外部情况分为内部故障和外部故障。变压器的内部故障主要是指各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地短路故障等。变压器的外部故障主要是指外部绝缘套管和引出线上发生相间短路和直接接地短路故障。变压器的不正常运行状态主要有:由于外部相间短路引起的过电流和外部接地短路引起的过电流和中性点过电压；由于负荷超过额定容量引起的过负荷以及由于漏油造成的油面降低；由于外加电压过高或频率降低引起的过励磁；变压器油温升高和冷却系统故障等。根据上述故障类型和不正常运行状态，变压器应装设以下保护：纵联差动保护或电流速断保护为反应变压器绕组和引出线的相间短路故障、中性点直接接地侧绕组和引出线的接地短路故障以及绕组匝间短路故障，应装设纵联差动保护或电流速断保护。保护动作后，跳开变压器各电源侧的断路器。瓦斯保护对于变压器油箱内的各种故障以及油面的降低，应装设瓦斯保护，它反应于油箱内部所产生的气体或油流而动作，同时也能反映绕组的开焊故障。反映外部相间短路的后备保护动作于变压器的外部故障和作为主保护的后备保护，根据变压器的容量和应用情况，可分别采用过电流保护、复合电压起动的过电流保护、负序电流及单相式低电压起动的过电流保护、阻抗保护。反映外部接地短路的接地保护对中性点直接接地电力网内，由外部接地短路引起过电流时，应装设零序电流保护。当电力网中部分变压器中性点接地运行，应根据具体情况，装设专用的保护装置，如零序过电压保护，中性点装放电间隙加零序电流保护等。 过励磁保护高压侧电压为500kV及以上的变压器，对频率降低和电压升高而引起的变压器励磁电流的升高，应装设过励磁保护。非电量保护对变压器本体和有载调压部分的温度、油箱内压力升高以及冷却系统的故障，应按现行变压器标准的要求，装设可作用于信号或动作于跳闸的装置。主保护应对保护范围内任何故障均有保护能力，且保护灵敏度应尽可能高，以便在变压器轻微故障时保护能正确反映，最大限度地降低故障对变压器本身及电网的影响。双重化的主保护应以不同动作原理而不是不同的闭锁条件来区分，在灵敏性、速动性和可信赖性方面实现优势互补，在提高安全性方面实现统一，从而达到降低拒动概率，同时也不提高误动概率的目的。变压器的后备保护与线路后备保护不同，当变压器内部发生故障时，端口三相电流可能不大，三相电压可能不低，相应的测量阻抗就可能较大。所以变压器后备保护实际上起不到变压器内部故障的后备保护作用。另外，变压器保护也不需要为线路做后备保护。220kV及以上线路均装有双套纵联保护，多段相间、接地距离、零序电流保护及断路器失灵保护，根本不需要变压器来提供后备保护。所以变压器后备保护应作为本侧母线及套管引出线的后备保护。我国运行中的5OOkV变压器大多为单相式自耦变压器，按技术规程要求，装设双重差动保护、瓦斯保护、过激磁保护，同时一在其高、中压侧均装设了阻抗保护及零序方向电流保护，低压侧装设过流保护。这些保护均作用于跳闸。高、中压侧的阻抗保护和低压侧过流保护属变压器的相间后备保护。4.1 差动保护差动保护一般包括纵联差动保护、分侧差动保护和零序差动保护。4.1.1 纵联差动保护 无论是传统的模拟式保护，还是目前普遍采用的微机式保护，比率制动纵联差动保护(以下简称纵差保护)一直是电力变压器内部故障的主保护。纵差保护是指由变压器各侧外附CT构成的差动保护，该保护能反映变压器各侧的各类故障。差动保护的理论基础是基尔霍夫电流定律(KCL)。图4-1 Y/-11变压器电流示意图图4-1中，所示的Y/-11接线变压器的差动保护两侧差动电流关系式为: = K (4-1) 变压器正常运行或外部故障时，若忽略励磁电流损耗及其它损耗，则流入变压器的电流等于流出变压器的电流。此时，差动保护不应动作。当变压器内部故障时，若忽略负荷电流不计，则只有流进变压器的电流而没有流出变压器的电流，差流增大，其纵差保护动作，切除变压器。 差动保护因其原理简单，保护范围明确，动作速度快，目前得到了广泛应用。在线路、发电机和母线的应用比较成功，但是当应用于变压器时，却遇到了许多问题: 变压器各侧电流的大小和相位不同 变压器与线路、发电机、母线等设备存在明显的不同，各侧除了有电的联系外还有磁的联系。变压器各侧的电压不同，电流也不相同。超高压、大容量变压器均采用YNd接线，因此流入和流出变压器的电流的相位不可能相同。 高压侧高阻接地，保护灵敏度低 少数绕组匝间短路，保护灵敏度低 稳态不平衡电流大 由于变压器励磁电流只流过电源侧，在构成差动保护后将产生不平衡电流。 为满足系统对电压的要求，变压器在运行中要不断改变调压分接头，这相当于变压器的变比发生了变化，将使各侧间电流的差值也随之发生变化，从而增大纵差保护的不平衡电流。 差动保护各侧CT型号及变比不一致，变比存在误差，也将使差动保护的不平衡电流增大。 暂态不平衡电流大 构成变压器差动保护的各侧CT变比和型号不同，其暂态特性就不同。在系统发生故障的暂态过程中，各侧CT二次电流中的自由分量相差很大，因此会在差动保护中产生很大的不平衡电流。 变压器过励磁时，其励磁电流大大增加，使差动保护不平衡电流增大。 大电流系统侧接地故障时，流入变压器的零序电流因低压侧为小电流系统而不流出变压器。因此，也会产生不平衡电流。 励磁涌流 实际上，励磁涌流也是变压器差动保护暂态不平衡电流之一，但由于励磁涌流在变压器差动保护中的特殊地位，因此，将其单独列出。前面五点关于变压器差动保护面临的问题，都已通过改善保护的性能得到有效地解决。但励磁涌流却始终是困扰继电保护工作者的一大难题，并且直到现在也没能得到理想的解决办法。 继电保护工作者在鉴别励磁涌流方面进行了大量的研究和探索，也取得显著的成绩。目前，己应用于工程实践的识别励磁涌流的方法主要都是利用励磁涌流的波形特征，包括二次谐波原理，间断角原理，波形对称原理，波形比较原理等等。 为确保变压器差动保护不误动，人为地增加了诸如二次和五次谐波制动等闭锁措施。多种闭锁迫使原理非常简单的变压器差动保护复杂化，影响了其原有的选择性好、动作迅速等优点。究其原因是变压器在实际运行中，各侧电流不满足式(4-1)。构成差动保护的前提是所保护的设备为线性纯电路，而变压器不仅包含电路，还包含非线性的铁芯磁路。实际上，变压器差动保护从理论上就违反了其应遵循的理论基础基尔霍夫电流定律。为提高保护的可靠性，500 kV变压器主保护应采用双重化配置。如惠州变电站500kV变压器，主纵差保护型号为DUOBIAS-M，采用数字式二次谐波制动原理纵联差动保护，保护范围为主变压器内部、套管以及开关场CT之间一段引线的相间、接地、匝间故障，保护瞬时动作跳主变三侧开关。装设于主I保护屏。主纵差保护型号为DUOBIAS-4C21/MHJ，整流型机械式二次谐波制动原理纵联差动保护，装设于主保护屏。保护范围、功能与主纵差保护相同。4.1.2 分侧差动保护 分侧差动保护是指将变压器的各侧绕组分别作为被保护对象，由各侧绕组的首末端CT按相构成的差动保护，如图4-2所示。该保护不能反映变压器各侧绕组的全部故障。 图4-2 双绕组变压器分侧差动保护原理接线图这种保护的优点是:原理简单，装置可靠，调试方便;电流互感器二次侧三相可接成星型，不存在因相位补偿而造成的滤除零 序电流问题，因此单相接地故障灵敏度高;不受分接头调压的影响;不受励磁涌流、过励磁电流的影响。分侧差动保护的缺点是:不能保护常见的绕组匝间短路;只能用于每个绕组有两个引出端子的单相变压器组。大差动保护采用主变各侧开关TA构成回路，小差动保护采用主变高、中压侧套管TA及变低进线开关TA构成回路。大小差TA配置情况见表1及图1。从大小差TA配置可以知道，大差动保护范围在主变各侧开关TA之间，而小差动保护范围在主变套管TA及变低进线开关TA之间，大差动保护范围不仅完全包括小差动保护范围，而且还包括主变高、中压侧套管至相应开关TA的引线部分。因此，在主变故障时，大小差保护会同时动作，有效保障主变的安全运行；在主变变高或变中开关TA至主变套管引线故障时，通过大差保护快速切除故障，这种大小差TA配置方案，能很好地满足主变在正常运行方式下快速保护的要求。4.3 后备保护在变压器高、中压侧均装设了阻抗保护及零序方向电流保护，低压侧装设过流保护。这些保护均作用于跳闸，作为变压器的相间后备保护。由于5OOkV变压器多为单相式变压器，所以变压器本体不会发生相间故障。在变压器所连接的高、中系统中，线路保护一般配置了双重纵联保护，并有完整的后备保护，这样线路的故障一般会较快地切除，对变压器影响较小。因此，变压器的相间后备保护应主要在其各侧母线故障时一起作用，特别是中、低压侧母线的故障(5OOkV侧母线设有双套母差保护)。中、低压母线故障流过变压器的短路电流大，不仅引起变压器绕组过热，还可能造成绕组的动稳定破坏诱发严重的内部故障。4.2.1 高压侧及中压侧相间阻抗保护分析现有5OOkV变压器一般在高压及中压侧配置相间阻抗保护，其相间阻抗大多采用带偏移的0接线方向阻抗圆特性作为其测量元件，0接线的相间测量阻抗表达式为:； ； 若用对称分量法表示则为: ； ； 上式中算子a=ej120。4.2.2 低压侧过流保护由于变压器高、中压侧的后备保护对低压侧故障的灵敏度一般不能满足要求，也即高、中压侧的后备保护很难兼顾做低压侧的后备保护，而目低压侧元件的保护配置较弱，低压侧母线一般也不配置母线保护，因此，配置专用的变压器低压侧后备保护就显得极为重要。变压器低压侧均为中性点不接地系统，因此，变压器低压侧均毫无例外地配置过流保护作为低压侧相间故障的后备保护。因变压器低压侧故障不能及时切除而导致事故扩大，造成严重的系统性事故，在实际电网中己多次发生过，因此，变压器低压侧的后备过流保护应给予足够重视。变压器低压侧过流保护按如下两条原则整定： a. 按躲过变压器低压侧的最大负荷电流整定，计算公式： Izd=KKIfh.max/Kf其中: Ifh.max=SB/(Upp)=SB/(3UPP) SB为变压器低压侧的额定容量、Upp为低压侧的额定电压。 b. 校核变压器低压侧母线两相短路的灵敏度，要求Klm1.5，计算公式： Klm=Ik /Izd其中: Izd为整定值; Ik为最小运行方式下变压器低压侧母线两相短路，流过CT的故障电流。4.3 过励磁保护大型发电机，变压器过激磁保护为一新型保护。大容量的变压器铁心的磁通密度设计裕度很小，铁心在正常情况下已接近饱和。由于电源电压U与频率f的异常变化，很容易发生变压器过激磁。此种故障给变压器本身带来不同程度的危害。目前已被人们所重视。a.当变压器的主磁通超过额定并增加时，磁滞、涡流损耗增加，变压器铁芯部件容易过热损坏。 b.当变压器的主磁通超过额定并增加时，漏磁通也增加，漏磁通通过漏磁路径拉紧螺杆、铁轭夹件、油箱等构件，造成相关构件的过热。 c. 如果过激磁保护到定值不动，将会产生更加严重的后果，造成变压器严重的损毁。4.3.1 原理概述大型变压器正常工作磁密B=1700018000高斯，而饱和磁密BS=1900020000高斯，二者相当接近，裕度很小，因而在各种运行工况下，由下列原因，经常发生过激磁，如: 1.双轴发电机低频下并列或发电机起动过程中，当f很低时，误加励磁使U=Ue。 2.在各种故障下的甩负荷或切机等情况时U与f变化速度不一造成过激磁。 3.并列前的操作过失，使励磁过大。 4.各种情况下的过电压(如铁磁谐振，分接头联接错误等)也将造成过激磁。 过激磁将使铁芯不同程度饱和，饱和的结果使铁损增加，铁芯温度上升，同时使漏磁场增强，使铁芯附近的绕组导线，油箱壁及其它金属构件产生涡流损耗，使之发热，引起高温、严重时将引起绝缘损坏和局部变形。 此外，当过激磁十分严重时，使铁芯深度饱和、励磁电流有效值将达到额定负荷电流水平，此时励磁电流波形畸变，并含有大量高次谐波成分，与正弦波热效应相比，铁芯和其它金属构件涡流损耗的热效应更强，发热更为严重。众所周知，其涡流损耗与频率的平方成正比。 与系统相接的联络处，由于系统f、U变动较小，因而遭受过激磁可能性较小，即使发生过激磁时程度也较轻。但可能会出现过激磁倍数不高，但时间持续较长的情况，它也会使绝缘劣化、降低绝缘寿命，同样应引起注意，目前国内外已不乏这样的事例。 总之，尽管过激磁故障并不是每次都造成明显的破坏，但它可能酿成隐患。对于大型变压器由于其工作磁密相当接近饱和磁密，极易发生过激磁故障。目前，国外统计每年大约有20%的15万千伏安以上的升压变压器遭受过激磁危害，因此装设过激磁保护，特别是对于大型发电机、变压器来说，愈显重要，已引起普遍注意。 众所周知，变压器感应电压表达式为: U=4.44 fwBS10-8 式中:f一频率，B一磁通密度，S一磁通所通过截面积，w一绕组匝数。 令常数K=108/4.44wSO 则变压器工作磁密表达式为: 从式中可看出工作磁密B与比值U/f的大小成正比，当U增加或f降低时都将使工作磁密B增加。 过激磁倍数n的表达式为: n=B/Be，式中Be一额定工作磁密，B一实际工作磁密。又可得：n = = 即过激磁倍数等于电压标幺值和频率标幺值之比。 通常可用过激磁倍数n表示过激磁故障的严重程度，图一给出了大型变压器在不同的过激磁倍数下所允许持续时间的二组特性曲线。图中曲线a, b分别为德国和美国标准。从图中可以看出当过激磁越严重时，其允许运行时间越短。如曲线a所示，若过激磁倍数为1.35，则允许时间为20秒左右，反之若过激磁越轻时其允许时间越长。同样使判据，各个国家在运行中如何整定各有差异，主要根据变压器的铁芯饱和磁密而各自确定。有些国家(包括我国)规定在额定频率下，变压器允许的持续过电压不超过额定电压的105%。有的国家则同时规定了电压和频率的限额。如法国规定当电压波动5 %,频率波动2.5%,B值允许超过7.5%，对于40MVA以上的发电机变压器规定空载电压1.3倍时，允许运行时间为30秒。 大容量的汽轮发电机在起机和停机时容易发生过激磁工况，建议将现有的过电压保护在起机时改成瞬时切机(切断励磁)，电压继电器的动作电压不超过额定电压的1.3倍，也可以用一个单独的检测电压/频率比值的