老旧变电站改造，电力保护互感器更换评估与替换方案

大量建成多年的老旧变电站进入技改周期，站内原有电力保护互感器运行年限久，铁芯磁性能衰减、环氧树脂绝缘老化，部分早期产品参数标准偏低，难以匹配现在系统短路容量和新型微机保护装置。在技改项目中，不能简单直接原样替换互感器，需要结合更新后的系统短路参数、保护配置重新评估，制定科学的保护互感器更换方案，兼顾投资预算与继电保护可靠性。

老旧变电站改造首要工作，重新核算系统短路电流。随着区域电网建设，新增电源点接入，站点短路容量相比建站初期明显提升，原有保护互感器的动热稳定、准确限值参数不足，发生短路故障时会出现饱和、设备损毁。如果继续沿用旧 CT，会直接造成继电保护失效，这类点位必须优先更换。

现场评估分为外观检查、带电巡检、停电试验三个部分。外观查看浇注体有无开裂、爬电痕迹、端子锈蚀；红外测温监测运行温升；停电开展绝缘电阻、变比、极性、伏安特性试验。伏安特性曲线拐点大幅下降，代表铁芯劣化；绝缘电阻下降、局部放电超标，判定绝缘老化。试验数据合格，仅外观轻微老化，可缩短巡检周期继续监测；核心指标不达标，列入更换清单。

替换选型要匹配新保护装置采样需求。老式保护装置很多适配 5A 二次输出，新一代微机保护 1A 输出在长线二次回路优势明显，技改时可以同步调整二次额定电流。差动保护回路，不能只更换单一侧互感器，需要成对更换，保证两侧伏安特性保持一致。母差改造项目，所有间隔互感器特性要统筹匹配。

更换施工阶段，落实 CT 二次短接安全措施，防止开路事故。新互感器就位后，核对一次极性、二次接线，完成全套试验和继电保护整组传动试验。拆除旧互感器按照危废管理规范回收处置。很多项目为压缩成本，只更换故障互感器，忽略系统短路容量变化带来的参数不匹配，留下长期安全隐患。

老旧站保护互感器技改是系统性工程，不是单纯设备换新。依托系统短路计算、设备状态评估，区分继续监测、检修、更换三类设备，精准分配技改资金。同步优化二次回路，降低回路阻抗，最大化发挥新保护互感器性能。技改完成后完善试验资料归档，为后续继电保护运维打下完整数据基础，提升老旧变电站整体保护水平。