电流互感器二次绕组配置研究.docx
- 文档编号:6008603
- 上传时间:2023-01-02
- 格式:DOCX
- 页数:20
- 大小:495.78KB
电流互感器二次绕组配置研究.docx
《电流互感器二次绕组配置研究.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《电流互感器二次绕组配置研究.docx(20页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
电流互感器二次绕组配置研究
电流互感器二次绕组配置研究
(检索号:
50-Y2010-138-D119)
中国电力工程顾问集团西南电力设计院
2010年08月
电流互感器二次绕组配置研究
(检索号:
50-Y2010-138-D119)
批准:
审核:
校核:
编制:
1前言
在目前的许多工程中,电气主接线中电流互感器二次绕组的配置方案普遍存在影响系统运行安全和扩大事故范围的隐患,急待引起设计和运行等部门的重视和关注,并进行优化处理。
此外,在设计过程中发现,由于保护配置对电流互感器二次绕组配置数量要求越来越多,但提高二次绕组配置数量可能会影响一次设备的可靠性。
目前,对如何配置电流互感器二次绕组,各电流互感器厂家、调度单位及运行单位均持有不同意见。
电流互感器厂家认为二次绕组数量太多,给设计制造带来较大困难,有可能会影响设备的可靠性。
而调度单位则主要从二次保护的可靠性来考虑,他们认为无论是保护、测量、计量尽可能的采用独立的二次绕组。
运行单位即要关注一次设备的可靠性,也要关注二次保护的可靠性,这也是我们设计需要考虑的问题。
因此给电流互感器制造厂家提出了更高的要求。
在电力系统中,发电厂及变电站电气主接线广泛采用3/2接线方式,特别是在500kV及以上电压等级的电网中极为普遍。
本项目将结合各500kV变电站工程的典型配置,通过总结研究,优化电流互感器二次绕组配置及参数,使其既满足一次设备的可靠性,又满足保护配置的要求,减少电网事故的发生,保证电网可靠运行,达到降低电力经济损失的目的。
同时可以规范以后500kV变电站工程中的电流互感器二次绕组设计配置,进一步完善标准化设计。
2电流互感器二次绕组配置
2.1电流互感器二次绕组数量配置
由于部分运行单位对电流互感器二次绕组数量的配置持有不同的看法,担心二次绕组数量过多会影响一次设备的安全及可靠性。
通过对电流互感器制造厂家的咨询,电流互感器二次绕组数量对一次设备的影响主要在以下几个方面:
1)对壳体设计的影响
500kV气体绝缘电流互感器的壳体结构形式主要有钟罩式和三通式两种结构。
钟罩式结构易于产品装配,但是二次屏蔽罩与外壳成正交电场分布,电场分布不均匀,绝缘距离大,而且不易于多个线圈组合,钟罩尺寸设计大了是一种浪费,小了又不能多个线圈进行组合,无法满足特殊订货要求,否则需要有不同尺寸的罐体。
三通式结构二次屏蔽罩与外壳成正交电场分布,电场分布均匀,绝缘距离小,而且结构要灵活得多,线圈个数组合比较方便。
线圈个数若是太多,就会加大组合的难度。
2)对盆式绝缘子设计的影响
a)对抗弯强度的影响
盆式绝缘子在产品放倒时受到的弯曲应力:
(1)
式中,a为嵌件浇注应力集中系数,a=2~3;m为二次绕组组及屏蔽总重;L为重心点到盆式绝缘子计算端面的距离;D为计算端面外径;d为计算端面内径;弯曲应力应小于许用弯曲应力aw38MPa。
从式
(1)可以看出,当二次绕组的数量越多时,盆式绝缘子在产品放倒时受到的弯曲应力就会越大。
b)对抗压强度的影响
盆式绝缘子受到的挤压应力
(2)
抗压应力应小于许用挤压应力反;aiy58MPa。
从式
(2)可以看出,当二次绕组的数量越多时,盆式绝缘子受到的挤压应力就会越大。
从以上的影响因数分析可知,电流互感器二次绕组数量越多,制造的难度越大,对于一次设备的可靠性会有一定的影响。
根据对国内各电流互感器制造厂家的调研情况,从技术经济综合成本考虑,目前大多数500kV电流互感器二次绕组数量在4~9个之间。
而实际工程中所配置的500kV电流互感器二次绕组数量也在4~9个之间。
因此,在电流互感器二次绕组的数量方面只要不超过9个就不会给电流互感器的制造带来较大的困难,其安全可靠性是可以得到保障的。
2.2电流互感器二次绕组排列位置
下面以国家电网公司和中国南方电网有限责任公司标准设计中500kV3/2接线的几种典型方案为例进行分析。
2.2.1瓷柱式断路器方案
标准设计中其主接线示意图见图1(a)。
当断路器采用瓷柱式断路器时一般配置独立式绕线电流互感器(CT),每台断路器配置一组,即每串界限中配置3组CT,每台CT配置6~9个二次绕组,各种不同用途的二次绕组的排列顺序必须按要求进行正确的排列,否则将造成影响系统运行安全和存在扩大事故范围的隐患。
图l(a)中1M母线侧边断路器所配CT中1、2号二次绕组为TPY级,供出线保护用;3、4号二次绕组分别为0.2S、0.5S级,供计量和测量用;5号二次绕组为5P20级,供断路器保护用;6、7号二次绕组为5P20级,供母线保护用。
当3、4、5号二次绕组发生短路故障时,出线保护和1M母线保护将同时动作,跳开边断路器和中断路器,故障切除。
但是,1M母线保护动作将跳开连接1M母线的所有边断路器,造成没有发生故障的其他串边断路器误跳闸。
扩大事故范围,影响系统安全稳定运行。
因此,CT二次绕组正确的排列顺序是将0.2S,O.5S级二次绕组改到6、7号二次绕组位置,断路器保护用的5P20级改到3号二次绕组位置,母线保护用的5P20级二次绕组改到4、5号二次绕组位置。
2M母线侧边断路器所配CT问题与1M母线侧相同。
中断路器配置的CT也存在类似问题,4个计量和测量二次绕组置于出线保护范围内,当这些二次绕组发生故障时将造成2回出线保护同时动作,切除本串内的3台断路器。
本来只需跳开1侧边断路器和中断路器即可切除故障,现在却多跳1回出线,从而使本串完全退出运行。
扩大了事故范围。
串中CT二次绕组正确的排列顺序是1、2、3、4号二次绕组为0.2S、0.5S级,供计量和测量用。
7号二次绕组为5P20级,供断路器保护用,5、6、8、9号二次绕组为TPY级,供出线保护用;若5号二次绕组为5P20级,供断路器保护用,6、7、8、9号二次绕组为TPY级,供出线保护用;对于5、6号二次绕组内部故障,出线1线路保护动作跳开中断路器后,故障仍未切除,中断路器失灵保护因感受不到故障电流而拒动。
因此,断路器失灵保护用绕组位于出线1设备保护与出线2设备保护用绕组之间。
2.2.2罐式断路器方案
标准设计中其主接线示意图见图2(a)。
当断路器采用罐式断路器时一般不需配置独立式绕线电流互感器(CT),CT可直接安装在断路器两侧的引出线套管中。
根据罐式断路器所配CT安装在断路器两侧的特点,各种不同用途的二次绕组的排列顺序也必须按要求进行正确的排列,否则将造成断路器误动作或拒动作。
图2(a)中1M母线侧边断路器所配CT中l、2号二次绕组为TPY级,供出线保护用;3、4号二次绕组分别为0.2S、O.5S级,供计量和测量用;5号二次绕组为5P20级。
供断路器保护用,6、7号二次绕组为TPS级。
供母线保护用。
当3、4、5号二次绕组发生短路故障时出线保护和1M母线保护将同时动作,跳开边断路器和中断路器,故障切除。
但是,1M母线保护动作将跳开连接1M母线的所有边断路器,造成没有发生故障的其他串边断路器误跳闸。
扩大了事故范围,影响系统安全稳定运行。
CT二次绕组正确的排列顺序是1号二次绕组为5P20级,供断路器保护用;2、3号二次绕组为TPY级,供出线保护用;4、5号二次绕组为TPS级,供母线保护用;6、7号二次绕组分别为0.2S、0.5S级,供计量和测量用。
对于中断路器配置的CT也存在类似问题。
串中CT二次绕组正确的排列顺序是l、2号二次绕组分别为0.5S、0.2S级;3、4、5、6号二次绕组为TPY级;7号二次绕组为级5P20,8、9号二次绕组分别为0.2S、0.5S级。
因此,建议CT配置接线如图2(b)所示,此方案适用于采用罐式断路器、GIS或HGIS开关设备。
2.2.3GIS和HGIS方案
标准设计中其主接线示意图见图3(a)。
当开关设备采用GIS或HGIS时所需配用的CT一般安装在断路器简体内断口的两侧,也可装于出线套管中。
此方案CT配置的问题和修改建议与罐式断路器方案基本相同。
另外,考虑到GIS或HGIS的出线套管有安装CT的条件,建议将出线回路的计量、测量用CT移至出线套管中安装,此时方案的优点是可以解决3/2主接线中由于考虑穿越电流的影响CT变比选择过大而变压器出线回路电流过小造成的测量误差大的问题。
因此,建议CT配置接线图如图3(b)所示,此方案适用于采用GIS或HGIS开关设备。
3电流互感器二次绕组主要技术参数
3.1电流互感器变流比选择
3.1.1电流互感器变流比的定义
电流互感器一次额定电流I1n和二次额定电流I2n之比,称为电流互感器的额定变流比,Ki=I1n/I2n≈N2/N1式中N1和N2为电流互感器一次绕组和二次绕组的匝数。
电流互感器一次侧额定电流标准比(如:
50、100、1000、2000、2Xa/C)等多种规格,二次侧额定电流通常为1A或5A(一般宜选择1A,这样可降低电流互感器二次负载容量,选用较小的电缆截面)。
其中2Xa/C表示同一台产品有两种电流比,通过改变产品顶部储油柜外的连接片接线方式实现,当串联时,电流比为a/c,并联时电流比为2Xa/C。
3.1.2电流互感器变流比选择方法
1)对于测量、计量用电流互感器变流比的选择应使其一次额定电流I1n不小于线路中的负荷电流(即计算IC),一般选择得比回路中正常工作电流大1/3左右。
如线路中负荷计算电流为800A,则电流互感器的变流比可选择为1000/1A。
2)对于保护用的电流互感器为保证其准确度要求,可以将变比选得比测量、计量用电流互感器变流比稍大一些。
3)对于变压器差动回路,应特殊考虑。
根据《DL/T866-2004电流互感器和电压互感器选择及计算导则》6.3条额定参数选择规定:
变压器差动回路电流互感器额定一次电流的选择,应尽量使两侧互感器的二次电流进人差动继电器时基本平衡。
尽量避免在二次电流回路中为了调平衡增加辅助电流互感器,以及使差流调整范围在微机保护装置允许的调整范围内,避免由于电流互感器变比过大,造成二次电流过小,不利于电流互感器二次回路和继电保护装置的运行监视,以致电流互感器二次断线检测困难等。
4)对于某些特殊负荷(如500kV站用变、500kV高压电抗器)具有额定电压高,额定容量小的特点,无论是额定情况下还是在故障情况下,其一次电流、二次电流都非常小,若仅仅采用按负荷电流的大小确定保护级电流互感器的变比是不行的,还必须同时考虑保护安装处可能出现的最大短路电流和互感器的负载能力与饱和倍数来确定电流互感器的变比。
3.2电流互感器准确级
3.2.1电流互感器准确级的定义
所谓准确级是指在规定的二次负荷范围内,一次电流为额定值时的最大误差。
我国电流互感器的准确度和误差限值,对于不同的测量仪表,应选用不同准确度的电流互感器。
3.2.2电流互感器各种准确级的特点
1)TPY级电流互感器的铁芯设置了一定的非磁性间隙,而且其剩磁不大于饱和磁通的0.1倍,因此该互感器采用以上措施后,可防止短路时CT的铁芯导致在一次传变过程的准确性受破坏,防止保护在暂态过程中发生误动。
主变差动保护各侧也采用这种CT,主要是减少外部短路时的不平衡电流,但由于剩磁通控制较小的原因,从饱和到剩磁的过渡期间,二次回路的电流持续时间比较长。
2)TPS级的电流互感器属低漏磁型的,而且匝数比也有控制,但对剩磁就没有一个规定限值,所以这种CT在饱和情况下切短一次电流,则二次回路电流随从饱和状态降到剩磁值而很快衰减。
由于失灵保护的电流继电器启动要求精确,复位时间要快,所以选用这种CT比较合适。
3)P级:
一般这种CT有5P20、10P20的类型,他的含义是该互感器为保护用时在一次侧流过20倍的额定电流时,该互感器综合误差不大于5%、10%,也是比较精确的互感器。
4)测量级:
一般这种CT有0.2(S)、0.5(S)等,该互感器综合误差不大于0.2%、0.5%是比较精确的互感器,对于工作电流变化较大的计费用仪表可选用S类电流互感器。
3.2.3选择保护用的电流互感器准确级需要注意的问题
a)电流互感器二次绕组的特性需与保护相匹配,差动保护用电流互感器特性尽可能一致,不同互感器的变比尽可能成整数倍,以减少不平衡电流。
b)为保证保护装置的正确动作,所选择的互感器至少要保证在稳态对称短路电流的下的误差不超过规定值。
至于故障电流中的非周期分量和互感器剩磁等问题带来的暂态影响,则只能根据互感器所在系统暂态问题的严重程度、保护装置的特性、暂态饱和可能引起的后果和运行情况进行综合考虑定性分析,至于精确的暂态特性计算由于过于复杂且现场工作情况很难进行,因此不进行讨论。
3.2.4电流互感器准确级的选择方法
根据国家电网和南方电网通用设计、各地反措及规程规范要求可以归纳为:
1)计量用电流互感器绕组准确级应采用0.2S级。
500kV测量用的电流互感器准确级宜采用0.2级,其它测量用的电流互感器准确级宜采用0.5级,当回路工作电流小于或等于电流互感器的20%额定一次电流时,电流互感器准确级可采用0.2S或0.5S级。
电流互感器二次绕组所接入负荷,应保证实际二次负荷在25%~100%额定二次负荷范围内。
为保证二次电流在合适的范围内,可采用复式变比或二次绕组带抽头的电流互感器。
2)保护用的电流互感器准确级
a)330~500kV系统保护、高压侧为330~500kV的变压器保护用的电流互感器,由于系统一次时间常熟较大,互感器暂态饱和较严重,由此可能导致保护错误动作的后果。
因此互感器应保证实际短路工作循环中不致暂态饱和,即暂态误差不超过规定值。
一般选用TP类互感器,尤其是线路保护考虑到重合闸的问题,要考虑双工作循环的问题,因此推荐使用TPY型。
b)220KV系统保护、高压侧为220KV的变压器保护互感器其暂态饱和问题及其影响较轻,可按稳态短路条件计算互感器稳态特性,进而选择互感器。
当然,为减轻可能发生的暂态饱和影响,我们有必要留有适当的裕度。
220KV系统保护的暂态系数一般不小于2。
c)110KV系统保护用互感器一般按稳态条件考虑,采用P类互感器。
d)高压母线差动保护用电流互感器,由于母线故障时故障电流很大,而且外部故障时流过互感器的电流差别也很大。
即使各互感器特性一致,其暂态饱和的情况也可能差别很大。
因此母线差动保护用的电流互感器最好要具有抗暂态饱和的能力。
实际工程应用中,一般按稳态条件选择互感器,而抗饱和的问题更多的由保护装置进行处理。
3.3电流互感器二次负荷计算
电流互感器的负荷通常有两部分组成:
一部分是所连接的测量仪表或保护装置;另一部分是连接导线。
计算电流互感器的负荷时应注意不同接线方式下和故障状态下的阻抗换算系数。
电流互感器的二次负荷可以用阻抗Z2(Ω)或容量S(VA)表示。
二者之间的关系为:
S=I2*I2*Z2
当电流互感器二次电流为5A时,S=25Z2
当电流互感器二次电流为1A时,S=Z2
电流互感器的二次负荷额定值(S)可根据需要选用5、10、15、20、25、30、40、50、60、80、100VA。
1)测量用的电流互感器的负荷计算。
一般在工程计算时可负略阻抗之间的相位差,二次负荷Z2可按下式计算
Z2=Kcj.zkZcj+Klx.zkZlx+Zc
式中:
Zcj-------测量表计线圈的阻抗(Ω)
Zlx-------连接导线的单程阻抗(Ω),一般可忽略电抗,仅计算电阻。
Zc-------接触电阻(Ω),一般取0.05~0.1(Ω)。
Kcj.zk----测量表计的阻抗换算系数
Klx.zk----连接导线的阻抗换算系数
测量用的电流互感器各种接线的阻抗换算系数见下表1:
表1
电流互感器接线方式
单相
三相星型
两相星型
两相差接
三角形
Zcj0=Zcj
Zcj0=0
阻抗换算系数
Klx.zk
2
1
2
3
Klx.zk
1
1
1
3
备注
Zcj0为零线回路中的负荷阻抗
在计算测量用电流互感器的二次负荷时,应采用实际所接测量仪表电流回路的负荷值,但资料不全或没有相关资料时,可按下表2值进行计算。
表2
仪表类型
负荷值(VA)
仪表类型
负荷值(VA)
功率表有功功率表
0.5~1
机电式仪表电流表
~0.7
无功功率表
0.5~1
电子式仪表
0.2~1
有功电能表
0.5级
6
无功电能表
经互感器接通式
2.5
1.0级
4
2.0级
2.5
直通式
5
2)保护用电流互感器。
一般在工程计算时可负略电抗,二次负荷Z2可按下式计算
Z2=Kj.zkZj+Kcx.zkZlx+Zc
式中:
Zj-------继电器电流线圈的阻抗(Ω)
Zlx--------连接导线的单程电阻(Ω)。
Zc-------接触电阻(Ω),一般取0.05~0.1(Ω)。
Kj.zk-----继电器的阻抗换算系数
Kcx.zk-------连接导线的阻抗换算系数
保护用电流互感器在各种接线方式时不同短路类型下的阻抗换算系数见下表3
电流互感器接线方式
阻抗换算系数
三相短路
两相短路
单相接地短路
经Y,d变压器两相短路
Klx.zk
Kj.zk
Klx.zk
Kj.zk
Klx.zk
Kj.zk
Klx.zk
Kj.zk
单相
2
1
2
1
2
1
三相星型
1
1
1
1
2
1
1
1
两相星型
Zj0=Zj
2
2
2
2
3
3
Zj0=0
1
2
1
2
1
3
1
两相差接
2
4
2
三角形
3
3
3
3
2
2
3
3
注:
1.当在零线回路接有继电器时,单相短路情况下,将三相星形接线的Zj+Zj0视为Zj。
2.当A、C相电流互感器接负荷时:
A、C二相短路时Klx.zk=1,Kj.zk=1
A、B或B、C短路时Klx.zk=2,Kj.zk=1
保护和自动装置电流回路功耗参考值见表4,在工程计算中,应按照实际选用的保护和自动装置的功耗进行计算,但资料不全或没有相关资料时,可按下表4值进行计算。
表4各类设备的保护和自动装置电流回路最大功耗参考值
设备及保护和自动装置类型
回路最大功耗(VA)
电磁型(EM)
整流型(RT)
集成电路型(IC)
微机型(DP)
500KV
线路
主保护
10
1
1
后备保护
20
2
2
220~330KV线路
主保护
10
5
1
1
后备保护
30
15
2
2
60~110KV
线路
主保护
10
5
1
1
后备保护
20
10
2
2
10~35KV
线路
主保护
10
5
0.5
0.5
后备保护
20
10
1
1
200MW以上发电机
主保护
5
1
1
后备保护
60
2
3
100~200MW发电机
主保护
20
5
1
1
后备保护
30
50
3
3
100MW以下发电机
主保护
10
5
1
1
后备保护
15
10
2
2
计算连接导线的负荷时,一般情况下可忽略电抗,而仅计算电阻R1,计算式为
R1=L/Ra
式中:
L---------电缆长度(m);
A---------导线截面(mm2)
r----------电导系数,铜取57〔m/(Ω*mm2)〕
4推荐的电流互感器二次绕组典型配置图
4.1配置原则
1)电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。
2)对中性点有效接地系统(500kV、220kV)电流互感器宜按三相配置;对中性点非有效接地系统(35kV、66kV),依具体要求可按两相或三相配置。
3)两套主保护应分别接入电流互感器的不同二次绕组,单套配置的保护应接入电流互感器专用的二次绕组,后备保护可与主保护共用二次绕组;故障录波器、故障测距装置宜与保护共用一个二次绕组;测量、计量宜分别使用不同的二次绕组。
4)为防止主保护存在动作死区,两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉;同时应注意避免当一套保护停用时,出现被保护区内故障时的保护动作死区。
当线路保护或主变保护使用串外电流互感器时,配置的T区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。
在CT绕组排列位置上要注意,必须与线路保护、变压器保护、发变组保护、断路器失灵保护等的保护范围相互交叉。
5)500kV线路保护、母差保护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则:
①线路保护宜选用TPY级;②母差保护可根据保护装置的特定要求选用适当的电流互感器;③断路器失灵保护可选用TPS级或5P等二次电流可较快衰减的电流互感器,不宜使用TPY级。
4.2典型配置图
1)瓷柱式断路器推荐方案(完整串),见图4-1。
对于边断路器,出线1(或出线2)设备保护应与500kVI母(或II母)母线保护的保护范围交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1(或出线2)设备保护与500kVI母(或II母)母线保护用绕组之间,6、7号二次绕组用于测量、计量。
对于中断路器,出线1与出线2两个设备保护的保护范围应交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1与出线2两个设备保护用绕组之间,1、2、3、4号二次绕组用于测量、计量。
2)罐式断路器推荐方案(完整串),见图4-2。
对于边断路器,出线1(或出线2)设备保护应与500kVI母(或II母)母线保护的保护范围交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1(或出线2)设备保护与500kVI母(或II母)母线保护用绕组之间,6、7号二次绕组用于测量、计量。
对于中断路器,出线1与出线2两个设备保护的保护范围应交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1与出线2两个设备保护用绕组之间,1、2、8、9号二次绕组用于测量、计量。
3)GIS和HGIS推荐方案(完整串),见图4-3。
对于边断路器,出线1(或出线2)设备保护应与500kVI母(或II母)母线保护的保护范围交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1(或出线2)设备保护与500kVI母(或II母)母线保护用绕组之间,6号二次绕组用于测量。
对于中断路器,出线1与出线2两个设备保护的保护范围应交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1与出线2两个设备保护用绕组之间,6号二次绕组用于测量。
③对于线路测量和计量采用出线套管电流互感器二次绕组。
4)不完整串的推荐方案,见图4-4、5、6。
对于边断路器,出线1设备保护应与500kVII母母线保护的保护范围交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1设备保护与500kVII母母线保护用绕组之间。
对于中断路器,出线1设备保护应与500kVI母母线保护的保护范围交叉,断路器失灵保护用绕组位于出线1设备保护与500kVI母母线保护用绕组之间。
5)双母线接线的推荐方案,见图4-7~14。
①出线设备保护应与母线保护的保护范围交叉。
图4-7、8为配置双套保护的出线回路;4-9、10为配置双套保护的母联(分段)回路;4-11、12为配置单套保护的出线回路,4-13、14为配置单套保护的母联(分段)回路。
③配置双套保护的主要用于220kV等级出线,配置单套保护的主要用于110kV及以下等级。
6)内桥接线的推荐方案,见图4-15。
①出线设备保护应与主变保护的保护
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 电流 互感器 二次 绕组 配置 研究