电流互感器极性

电流互感器极性（精选5篇）

电流互感器极性 第1篇

电气调试是电力工作中一项重要的内容,特别是新建电力工程,电气调试更是一项重中之重。在电气调试工作中,二次回路检查又是一项重要的调试内容,它是关系到电力系统的测量、保护、通讯等功能能否发挥作用的前提。在二次回路中,电流互感器的接线是否正确又是电流二次回路是否正确的基础,所以电流互感器的接线正确性非常重要。但它又是一个难点,很多电气调试人员对它没有深刻的理解,经常搞错,造成诸如差动保护误动作、电度表反转等。下面对这个问题做一个全面、细致的论述。

2 认识电流互感器

电流互感器是一种电流变换装置,又称仪器、仪表用变流器,也称仪用电流互感器。它可以将高压电流或低压大电流变为电压较低的小电流,供给仪表和继电器,并将仪表和继电器与高压电路和一次主回路隔离开。

电流互感器的极性是一个非常重要的概念。交流电流在电路中流动时,其方向随时间做周期性的变化。但在某一瞬间,线圈中的电流端子必有一个流入,而另一个流出,感应出的二次电流同样有流入和流出。电流互感器的极性就是指其一次电流方向与二次电流方向之间的关系。如图一所示。一般规定,电流互感器一次绕组首端标为L1,尾端标为L2;二次绕组的首段标为K1(或1S1、2S1等),尾端标为为k2(或1S2、2S2等)。L1和K1(或1S1、2S1)、L2和K2(或1S2、2S2)称为同极性端(同名端),用“.”或“﹡”表示。假设一次电流I1从首端L1流入,从尾端L2流出时,感应的二次电流I2是从首端K1流出,从尾端K2流入;或者当电流互感器一、二次绕组同时在同极性端子流入电流时,它们在铁芯中产生的磁通方向相同,这样的电流互感器极性标志称为减极性,反之,称为加极性。电流互感器,除特殊情况外,均采用减极性。

3 电流互感器的接线原则

(1)电流互感器二次侧不允许开路。二次开路可能产生严重后果,一是铁芯过热,甚至烧毁互感器;二是由于二次绕组匝数很多,会感应出危险的高电压,危及人身和设备的安全。

(2)高压电流互感器的二次侧必须有一点接地。由于高压电流互感器的一次侧为高压,当一、二次线圈之间因绝缘损坏出线高压击穿时,将导致高压进入低压,如果二次线圈一点接地,则将高压引入了大地,可确保人身及设备的安全。但应当注意,电流互感器的二次回路只允许一点接地,而不允许再有接地,否则有可能引起分流,影响使用。

低压电流互感器的二次线圈不应该接地。由于低压互感器的电压较低,一、二次线圈间的绝缘欲度大,发生一、二次线圈击穿的可能性小,另外,二次线圈的不接地将使二次回路及仪表的绝缘能力提高,还可使雷击烧毁仪表事故减少。

另外,差动保护是采用差动继电器(例如BCH-2等)构成的,差动保护两侧电流互感器只能有一点接地,一般把接地点设在保护屏处,而当差动保护采用微机保护装置时,两侧电流互感器应分别接地。

(3)电流互感器的测量级和保护级不能接错。由于测量和保护绕组铁芯设计的厚薄不同,如果接错,一是使正常运行中测量的准确度降低,使电能计量不准;二是在发生短路故障时,由于计量绕组铁芯设计时保证在短路电流超过额定电流的一定倍数时铁芯饱和,限制了二次电流的增长,以保护仪表。而继电保护绕组铁芯不饱和,二次电流随短路电流相应增大,以使继电保护准确动作。如果接错,则继电保护动作不灵敏,计量仪表可能烧坏。

(4)由于电流互感器二次绕组不能开路,所以电流互感器不用的绕组需要短接起来。但是有多个抽头的电流互感器,不用的抽头应空着不能短接,比如,某电流互感器二次有抽头1S1、1S2、1S3,其中1S1、1S2为300/5A,1S1、1S3为600/5A,当需要用300/5A时,接1S1、1S2使用,不应该短接1S1、1S3,否则会影响使用抽头的测量精度。

(5)电流互感器的计量绕组及牵涉到方向的继电保护绕组接线时掌握两点确定接线,一是看电流互感器的安装位置,即确定电流互感器的L1安装在哪一侧;二是看绕组功能或继电保护类型,有以上两点可确定电流互感器的二次接线。本条是难点,本文把它作为重点分析,下面结合案例进行分析。

4 实例分析

4.1 某发电厂电流互感器接线分析,见图二。

(1)分析发电机纵联差动保护绕组5LH和11LH的接线

根据电流互感器接线原则的第(5)条,第一步先看电流互感器的安装方向,由图二可知,5LH和11LH分别所在的电流互感器L1都在发电机侧,两者方向正好相反。第二步,该保护为差动保护,我们知道发电机的纵联差动保护是比较其各侧电流的大小和相位而构成的一种保护。正常运行及外部短路时,流入差动继电器的电流应等于零,而在保护范围内短路时,差动回路电流应为各侧电流的算术和,从而使差动保护动作。另外需要说明的是,对于差动保护,我们不需要具体判别电流到底是流入还是流出,而只要根据基尔霍夫原理求取矢量和,因此,只要所有的CT所定义的方向均指向被保护设备方向或全部与之相反即可。本例5LH和11LH所在的电流互感器一次L1都指向发电机,两者正好相反。接线时差动保护装置各相采样电流应分别接各相的K1,公共端为各相的K2,两侧相同。反之,两侧电流互感器一次指向相同时,则两侧二次接线应相反,即一侧差动采样K2,公共端为K1;另一侧差动采样K2,公共端为K1。

本例的分析和接线方法可以类推到变压器差动保护、线路差动保护、母线差动保护等。

需要说明的是,确定电流互感器的接线前,要仔细阅读诸如微机保护装置、差动继电器等的厂家出厂资料,注意各个厂家的特殊规定和差异性。

(2)分析计量绕组4LH和8LH的接线。

根据电流互感器接线原则的第(5)条,第一步先看电流互感器的安装方向。由图二知道,4LH所在的电流互感器L1在20kV母线侧,8LH所在的电流互感器L1在发电机侧,两者方向相反。第二步,需要理解电度表的计量原理。我们知道,电度表是功率的时间累计,而功率由电流、电压及其相位决定。另外,一般规定电厂输出功率为正,吸收功率为负,功率计算一般以电压为参考方向,在发电机电压正方向确定的前提下,电流互感器以发电机指向母线为正方向。所以可得出如下接线方式,对于8LH,一次L1流向L2为正方向,所以二次K1流向K2为正,计量装置各相采样电流应分别接各相的K1,公共端为各相的K2。而对于4LH,一次L2流向L1为正方向,所以二次K2流向K1为正,计量装置各相采样电流应分别接各相的K2,公共端为各相的K1,两者接线正好相反。

4.2 某变压器电流互感器接线分析,见图三。

根据电流互感器接线原则的第(5)条,第一步先看电流互感器的安装方向。由图三知道,110kV、35kV侧后备保护的电流互感器L1都在母线侧,中性点零序保护电流互感器的L1在接地侧。第二步,由图三知道电流互感器用于变压器后备保护。假设该变压器采用北京四方的CSC-326变压器后备保护装置,该装置出厂使用说明书有如下叙述“电流互感器均为减极性,各侧电流都以母线流向变压器为正方向,中性点零序电流互感器以变压器流向接地为正方向”。由以上两点就可以确定电流互感器的接线。对于主变的110kV、35kV侧后备保护,二次电流由K1流向K2为正,保护装置各相采样电流应分别接各相的K1,公共端为各相的K2。对于主变的中性点零序保护,二次电流由K2流向K1为正,保护装置采样电流应接K2,接地端为K1。

5 结束语

电流互感器的接线是否正确非常重要,在实际应用中,由于电流互感器的极性及接线不正确,造成保护装置的误动或拒动,由此而引起的事故时有发生,所以电气调试人员应该确保其正确。除在接线时做到尽量正确外,在首次投运时也要通过带上一定的负荷,检查电流互感器二次回路是否正确,可采用钳型相位表等仪器进行幅值和相位的分析。

参考文献

[1]周志敏.高压电器实用技术分析问答[M].北京:电子工业出版社,2004.

电流互感器的极性和误差解析 第2篇

1.1电流互感器接线端抽头有极性标注, 一次侧是L1和L2表示, 二次侧是K1和K2表示, L1和K1为同极性端子, L2和K2为同极性端子。当一次电流由L1流进L2流出时, 二次电流应当由K1流出经过二次负载流进K2。这样当一、二次绕组中同时由同性端子通入电流时, 在铁芯中产生的磁通方向也相同;相反二次侧不能正确测量一次侧电流大小和方向, 保护装置则不能正确判断事故, 导致“误动”现象。

1.2电力运行经验表明, 电流互感器的极性对继电保护装置能否正确动作影响很大, 农配网中大多保护装置特别是变压器差动保护装置, 误动的主要原因就是电流互感器二次线圈极性接反, 这种事例日常工作中时有出现, 教训也是很惨痛的。所以实际工作中要求工作人员要耐心细致, 一丝不苟, 电流互感器二次回路接线完后, 一定要对一、二次绕组间的极性进行检验, 以保证接线正确。检验方法是:在二次回路中串接一只电流指示仪表, 一次侧加入直流电流, 根据一次侧电流方向和电流表指示方向, 来判断接线是否正确, 如下图:当开关K闭合时, 电流表指针顺时针方向偏转, 则电流互感器极性接线正确, 反之是错误的。

2电流互感器的误差

2.1运行中的电流互感器由于励磁电流的存在, 二次电流I2与换算后的一次电流I1不但在数值上不相等, 在相位上也不相同, 这就造成电流互感器的误差。由于换算后的一、二次电流数值不等造成的电流误差称为变比误差 (比差) 通常以实测二次电流I2与换算到二次侧的一次电流I'1 (I'1=I1/NLH) 之差对I'1的百分比表示, 即fwc= (I2-I'1) /I'1×100%。

2.2由于励磁电流造成二次与一次电流向量间的夹角称为相角误差δ (角差) , 当二次电流向量超前于一次电流相量时δ为正角差;相反δ为负角差。当系统发生短路故障时, 通过电流互感器的一次电流成倍增长, 互感器铁芯严重磁饱和, 励磁电流急剧增加, 电流互感器误差迅速加大, 严重影响继电保护装置动作的可靠性。因此规程规定保护用电流互感器最大比差小于10%, 最大角差小于7。。

3影响电流互感器误差的因素

3.1与励磁线圈安匝数大小有关, 励磁安匝数增大, 励磁电流增加, 误差加大;与一次电流大小有关, 由fwc= (I2-I'1) /I'1×100%可知, 一次电流增加, 误差相对减小。

3.2与二次负载阻抗有关, 二次阻抗增大, 电流减小, 去磁安匝数减小, 使励磁电流加大, 误差也加大;与二次负载感抗有关, 二次感抗增大, 则cosψ减小, 使二次电流减小, 励磁电流增加, 误差也加大。

4减小电流互感器误差的措施

4.1励磁电流的存在是造成电流互感器误差的主要因素, 因此减小励磁电流是减小误差的关键。所以制造时采用高导磁率的材料作铁芯, 增加铁芯截面, 缩短磁路长度。

4.2减小二次负载, 尽量减小二次负载阻抗和感抗, 增加连接导线的有效截面, 选用新型号、低阻值的继电器。

4.3根据一次侧负荷电流, 选用变比较大的电流互感器, 根据所要接入的二次负载功率, 选用容量较大的电流互感器。

4.4将两个型号相同、变比相同、容量相同的电流互感器串联使用, 这样每个电流互感器的负载将减小一半, 从而减小误差。

4.5采取二次绕组分数补偿, 电容分路补偿等补偿措施。

4.6避免长期过负荷运行, 避免铁芯和二次绕组过热增大误差;加强电流互感器的运行维护。

摘要：电流互感器在电力运行中其极性接入是否正确, 对继电保护装置是否正确动作及二次回路接入表计读数是否准确等影响极大, 直接影响电力电网的安全运行。

关键词：电流互感器极性,电流互感器误差,电力运行

参考文献

[1]魏承军.牵引变电所继电保护装置误动原因分析及对策[C]//河南省第五届学术年会铁道分会场专集.2009.

[2]余波, 潘军伟.变电站主变微机差动保护整组试验异常现象分析[C]//山东省石油学会油田电力、通信及自动化技术研讨会优秀工程技术论文集.2009.

[3]金恩淑, 孙世勇, 齐正, 吴颖, 陈险峰, 戈政.一种防止外部故障切除后变压器差动保护误动的新算法[J].电力系统保护与控制, 2011 (12) .

[4]刘道兵.电网故障诊断的解析化建模与求解[D].华北电力大学, 2012.

电流互感器极性 第3篇

文献[1]规定:电流互感器中标有P1(L1)、S1(K1)的所有端子在同一瞬间具有同一极性,即P1(L1)与S1(K1)是同极性关系。P1、P2(L1、L2)在电流互感器的本体上有标注(变压器套管TA除外,需由设备厂方和单体试验方提供TA的一次指向信息);S1、S2(K1、K2)在电流互感器的二次接线端子处有标注。值得注意的是,国外TA必须通过产品的出厂说明书和单体试验来获取极性信息。

1.1 与继电保护装置的配合

1.1.1 电流差动保护

电流差动保护需要对一次设备各侧TA二次电流的矢量进行差流计算,因此需要综合考虑各侧TA极性的配合。对于变压器差动保护中组别引起的相差,目前微机保护均通过软件来计算补偿,所以各侧TA二次接线均采用“Y”接法。至于电流差动保护,由于各侧TA有0°和180°两种接线方式,因此要根据保护装置的具体要求来确定TA的极性。表1为几种国内常见的电流差动保护的极性要求。

值得注意的是,TA极性的确定除了要满足保护所要求的“0°”或“180°接线方式外,还必须考虑TA与带方向的保护之间的配合问题。如南瑞RCS-985(接线方式如图1所示)的失磁保护与差动保护共用机端侧TA111,由于失磁保护要求TA二次出线靠发电机侧为极性端,因此只有在确定该TA靠发电机侧为极性端后,才能考虑中性点侧TA101满足差动保护的0°接线要求。

1.1.2 方向过流保护

由于电压互感器的二次侧均以极性端作为出线,即一次侧为A接一次侧导线、N接地,二次侧为a端子出线、n接地,因此对于方向过流保护,只需按照说明书确定TA的二次出线极性。

南瑞RCS-978主变差动保护(接线方式如图2所示)的高压侧复压方向过流保护和零序方向过流保护的方向元件采用的是同一组TA的二次绕组。该保护要求TA靠高压侧母线的二次出线为极性端,则复压方向过流保护用的TA111二次出线端的K2应为极性端出线。

1.1.3 方向阻抗保护

方向阻抗保护的方向元件是通过比较电压与电流间的角度来判断故障是否落于被保护设备范围内的动作区域。

南瑞RCS-931的线路距离保护(接线方式如图3所示)要求TA靠母线侧二次出线为极性端,则线路F1距离保护用的TA111二次出线端的K1为极性端出线。当被保护线路发生故障时,从保护安装位置的母线侧看,流向故障点的阻抗方向就为正方向。

南瑞RCS-985的失磁保护与发电机差动共用一组TA(机端侧)。该保护要求TA(机端侧)靠发电机侧出线,在正常发送功率时,功率方向为正方向,测量阻抗落在一、二象限;当发生失磁时,功率方向为反方向,测量阻抗将落在三、四象限,落入动作区域的方向。图1中的发电机失磁保护用的TA111二次出线端的K1应为极性端出线。

1.1.4 与功率方向保护配合

功率方向保护的方向元件同样是通过比较电压与电流间的角度来判断故障是否落于保护范围内的动作区域。

南瑞RCS-985的逆功率保护与发电机差动保护共用一组TA(如图1所示)。差动保护用的中性点侧TA101靠外侧出线(K1出线)、机端侧TA111靠发电机出线(K1出线),当正常发送功率时,为正方向;当逆向输送功率时,就为反方向,进入动作区域的方向。

1.2 与计量、测量装置的配合

目前的电能表大多采用数字式,因此可以采集双向电能。但各电气元件的电能表(除发电机、发电机出口变压器)还是要遵循以下原则:接在母线的各元件,从母线侧看为流出电流的,则为送出功率;从母线侧看为流进电流的,则为母线接受功率。这样就要求各元件的TA靠母线侧出线为极性端,即图2中作为变压器的高、低压侧计量的TA111和TA101,其K2和K1为极性端。而对于发电机和发电机出口升压变压器的电度计量,则以发电机发出功率为正方向,发出的电能累积为正向电度,即图1中的TA101、TA111的K1均为极性端。

对接至测量装置的各单元电压、电流方向的要求与计量装置相同。

1.3 与故障录波装置的配合

接至故障录波装置的TA对极性没有要求,但为了便于分析故障,可与其设备的计量、测量回路的TA极性相对应,并做好记录。这样就可以通过录波图来分析故障点电流的流向,从而判断保护装置动作正确与否。

1.4 其它

对TA无极性要求的装置,如过流保护装置,只需做好TA二次出线的极性记录。

2 电流互感器的二次出线极性确定步骤

电流互感器的二次出线极性确定步骤如下:

(1)确保TA极性与本体标注的一致。通过查阅TA的出厂报告以及单体调试方提供的试验记录,确定TA的P1与S1是否为同名端(同极性)。

(2)确定TA一次电流的指向。通过现场勘察,确定TA本体的安装方向,即确定P1、P2的方向。特别需要注意的是,由于变压器的套管TA安装在套管的内部,外侧并无P1与P2的标注,因此需要从出厂报告及试验单位获得相应信息以确定P1、P2的布置。

(3)绘制TA二次出线极性示意图。把每组TA的P1、P2在示意图中进行标注,再根据每组TA二次出线的用途确定每个TA绕组的二次出线极性,并在示意图上进行标注。

(4)对需要改动极性的TA进行改线。根据设计图纸进行查线,确保各环节的接线均与设计相符,再与绘制的TA二次出线极性示意图进行仔细核对,确定需要更改的接线部分,更改接线的同时做好记录。

(5)有条件的可做一次通流试验,进一步确定TA极性的正确。

(6)TA二次出线的确定与更改必须系统、全面地进行。

3 某电厂的发变组极性配置示意图

某电厂发电机、主变、厂变都采用南瑞RCS-978保护装置,励磁变保护装置极性要求同主变保护,其发变组TA极性配置示意图如图4所示。

4 结束语

只有充分了解电流互感器与相关二次设备配合时的二次出线的极性要求,掌握其二次出线确定的方法与步骤,才能够快速、准确地完成整个电厂或者变电站的TA二次出线极性调试工作。

摘要：分析了继电保护、计量、测量、故障录波等相关装置对电流互感器二次出线极性的要求,并介绍了极性确定步骤,最后给出了某电厂的发变组TA二次出线的极性配置示意图。

关键词：电流互感器,二次出线,极性,配合

参考文献

互感器极性的测试与判定 第4篇

电流互感器、单相电压互感器 (或三相电压互感器的一相) 的一、二次侧都有两个引出端子。任何一侧的引出端子用错, 都会使二次电流或电压的相位变化180°, 影响测量仪表和继电保护装置的正确工作, 因此必须对引出端子的极性进行正确的测试、判定, 以防其二次回路接线错误。

(一) 互感器原理

1. 电流互感器原理

在电气测量和继电保护回路中, 电流互感器的作用是将供给测量和继电保护用的二次电流回路与一次电流的高压系统隔离, 幷按电流互感器的变比将系统的一次电流缩小为一定的二次电流。电流互感器二次侧的额定电流统一规定为5A或1A, 原理接线如图1所示, 其中I1为一次电流;W1为一次绕组匝数;I2为二次电流;W2为二次绕组匝数;TA电流互感器;KA电流继电器;A电流表;W有功功率表。一次绕组的匝数佷少, 使用时直接串接在一次电路中;二次绕组的匝数很多, 与二次负载 (即继电器、测量仪表的电流线圈) 连接。当一次绕组通过电流I1时, 铁芯中出现交变主磁通, 二次绕组上便感应出电势, 在二次绕组和负载构成的闭合回路内产生二次电流I2, 二次电流产生的磁通对一次电流建立的主磁通起去磁作用, 电流互感器的基本工作原理与一般变压器工作原理相同。

[1]图1电流互感器原理接线图

2. 电压互感器原理

在电气测量和继电保护回路中, 电压互感器的作用是将供给测量和继电保护用的二次电压回路, 与一次电压的的高压系统隔离和按电压互感器的变比将系统的一次电压降低为一定的二次电压, 电压互感器二次侧的额定相间电压为100V。原理接线如图2所示, U1为一次电压;W1为一次绕组匝数;U2为二次电压;W2为二次绕组匝数;TV电压互感器;KV电压继电器;V电压表;W有功功率表。电压互感器实际上就是一种小容量变压器, 其变比为nTV=W1/W2=U1/U2, 一次绕组与一次电路连接, 输入高电压U1, 在二次绕组感应出低电压U2, 接到保护继电器及测量仪表的电压线圈上。其工作原理类似于小型降压变压器。

[1]图2电压互感器回路原理接线图

(二) 互感器的极性分析

1. 电流互感器的极性分析

电流互感器一次和二次绕组间的极性定义为:即当一、二次绕组中, 同时由同极性端子通入电流时, 它们在铁芯中所产生磁通的方向应相同。如在图1所示的接线中, 用L1、L2表示一次绕组的两个端头, 用K1、K2表示二次绕组的两个端头, L1与K1为一、二次绕组的同极性端子 (L2和K2也为一、二次绕组的同极性端子) 。标注电流互感器极性的方法是用不同符号和相同注脚表示同极性端子, 当只需标出相对极性关系时, 也可在同极性端子上注以“*”或“”符号。由楞次定律可知, 当系统一次电流从极性端子L1流入时, 在二次绕组中感应出的电流应从极性端子K1流出。

电流互感器一、二次电流的相量图3所示, 一般是在忽略励磁电流, 并将一次电流换算至二次侧以后绘制的。由于一、二次电流的正方向可以任意选取, 所以相量图有两种绘制方法, 在继电保护中通常选取一次绕组中的电流从L1流向L2为正, 而二次绕组中的电流从K2流向K1为正。这时铁心中的合成磁势应为一次绕组和二次绕组磁势的相量之差, 即I1W1-I2W2=0所以I1=I1/nTA, I1与I2同相位。其中, nTA=W2/W1式中nTA电流互感器变比, 也等于一、二次额定相电流之比。

(a) 接线图 (b) 相量图

2. 电压互感器的极性分析

电压互感器一次和二次绕组间的极性定义为:即当一、二次绕组中, 同时由同极性端子通入电流时, 它们在铁芯中所产生磁通的方向应相同。如在图4所示的接线中, 用A、X表示一次绕组的两个端头, 用a、x表示二次绕组的两个端头, A和a为一、二次绕组的同极性端子 (X和x也为一、二次绕组的同极性端子) 。标注电压互感器极性的方法是用A (X) 和a (x) 分别表示同极性端子, 当只需标出相对极性关系时, 也可在同极性端子上注以“*”“”符号.由楞次定律可知, 当一次电流从极性端子A流入时, 在二次绕组中感应出的电流应从极性端子a流出。

电压互感器一、二次电压的假定正方相, 一般均由极性端指向非极性端, 这种标注方法, 使一、二次电压同相位, 其相量如图4所示。

(a) 极性与电压 (b) 极性与电流 (c) 相量图

(三) 互感器极性测试与判定

1. 电流互感器极性测试、判定方法

电流互感器极性测试的试验接线如图5所示。电流互感器一次线圈通过小开关S接入一组电池, 二次线圈接入直流毫安表PA。当合开关S的瞬间, 如直流毫安表指针向正方向摆动, 则电池正极所接一次端子L1与直流毫安表正极所接二次端子K1为同极性端子。反之, 则为非极性端子。在现场试验时, 根据电流互感器变比的不同, 选择不同的直流电源或微安表、毫伏表等。对大型变压器的套管电流互感器, 则提高试验电压至24V或36V。因回路阻抗大, 有时需将变压器低压绕组临时短接才能测定。

2. 电压互感器极性测试、判定方法

电压互感器极性测试的试验接线如图6所示。电池的正极经小开关S接于电压互感器一次侧的A端, 负极接于电压互感器一次侧的X端。直流毫安表PA正接于二次绕组的a端, 负接于二次绕组的x端。当合小开关S的瞬间, 直流毫安表指针向正方向摆动, 断开S时, 指针向负方向摆动。则说明电压互感器的A、a为同极性端, 反之则相反。

3. 电压互感器开口三角接地端极性测试、判定方法

电压互感器开口三角接地端极性的识别对零序方向保护极为重要。

(1) 电压互感器三次绕组“*”端接地的测试、判定

电压互感器三次绕组a相“*”端接地, 在负荷工况下, 可通过测试二次绕组和三次绕组的各同名相之间的电压来判定。设TV变比为在额定工况下二次绕组相电压为57.7V, 三次绕组电压为100V, 其接线及相量图如图7所示。在图中UA=UB=UC=57.5V, Ua=Ub=Uc=100V.

若所测UAa、UBb、UCc电压值为上述值时则说明其极性正确。

(a) 接线图 (b) 相量图

(2) 电压互感器三次绕组非“*”端接地的测试、判定

电压互感器三次绕组a相非“*”端接地, 在负荷工况下, 可通过测试二次绕组和三次绕组的各同名相之间的电压来判定。设TV变比为在额定工况下二次绕组相电压为57.7V, 三次绕组电压为100V, 其接线及相量图如图8所示。在图中UA=UB=UC=57.5V, Ua=Ub=Uc=100V.

若所测UAa′、UBb′、UCc′电压值为上述值时则说明其极性正确。

当三次绕组C相“*”端接地或非“*”端接地时, 可画出相量图用类似的方法测试极性的正确性。

(a) 接线图 (b) 相量图

(四) 结束语

电流互感器、电压互感器极性正确与否直接影响继电保护装置的正确动作, 尤其是电压互感器开口三角极性的错误接线造成零序方向保护误动的事故经常发生, 电流互感器、电压互感器极性正确是保障继电保护装置正确动作的基础, 故而继电保护人员要完全掌握电流互感器、电压互感器极性测试与判定方法, 保证其接线正确, 为继电保护装置的正确动作打好基础, 从而确保电网安全、可靠、稳定运行。

参考文献

[1]陈景惠.发电厂及变电站二次接线[M].水力电力出版社.

[2]电力行业职业技能鉴定指导中心编.继电保护职业技能鉴定指导书[M].中国电力出版社.

电流互感器极性 第5篇

电压源换流器型直流输电 (VSC-HVDC) 在我国新能源并网、孤岛供电、城市电网改造等诸多领域将有广阔的发展前景[1,2,3]。直流输电线路故障率高, 其继电保护至关重要。目前, 直流输电线路继电保护存在着理论不完备、没有普遍适用的整定原则、依赖于仿真结果进行整定等问题, 从而导致了直流线路保护的可靠性不高[4,5,6,7]。

目前工程上应用的VSC-HVDC由ABB公司建造, 且均采用直流电缆线路。VSC-HVDC直流电缆线路保护仅简单借用传统直流输电的线路保护原理, 而没有考虑到其自身的特性。因此, 研究VSC-HVDC直流电缆线路继电保护原理, 以保障系统的安全运行至关重要。文献[8]提出了一种基于分布参数模型的VSC-HVDC直流电缆线路差动保护原理, 但需要两端数据同步;文献[9]提出了一种VSC-HVDC直流电缆线路方向纵联保护方法, 但需要采集电压和电流数据;文献[10]提出了一种基于高频特征频率分量的暂态量纵联保护方法, 需要较高的采样率。文献[11]提出了一种直流输电线路暂态能量保护原理, 需要两端电压、电流数据。文献[12]提出了一种利用电流突变特性的直流输电线路纵联保护原理, 其本质是利用电流突变量极性实现故障判别。

为了克服现有VSC-HVDC直流电缆线路保护的不足, 本文在对电流突变量极性纵联保护原理在VSC-HVDC直流电缆线路上的适用性进行了研究。针对近端故障拒动、故障极选择等问题进行了探讨并给出解决措施。该原理仅利用两端电流极性, 原理简单、可靠, 实用性强。仿真结果表明, 在各种工况下该保护都能灵敏可靠地区分区内外故障。

1 VSC-HVDC直流输电系统

图1所示为VSC-HVDC系统的原理图。系统两侧换流站均采用VSC结构, 它由换流站、换流变压器、换流电抗器、交流滤波器、直流侧电容器和直流电缆等部分组成。uKp、uKn为K端所测的正、负极电压;iKp、iKn为K端所测的正、负极电流;uMp、uMn为M端所测的正、负极电压;iMp、iMn为M端所测的正、负极电流。

与交流系统不同, 直流输电线路中的电流受控制系统的调节, 在发生故障时短路电流是受控的[8]。而无论是定电压还是定功率控制, 都是以调节电流来实现的[8]。与传统直流输电不同的是, VSC-HVDC直流输电线路两侧并联大电容的放电作用, 将导致故障暂态过程中电流会发生很大的突变, 从而为基于电流突变量的纵联保护创造了有利条件。

2 VSC-HVDC直流输电线路电流故障特征

图2以单极线路为例, 给出了直流线路区内、外故障电流突变量的分析简图, 并假设故障暂态过程中两侧系统阻抗为定值。其中, 定义电流参考方向为母线指向线路, 区内、外故障时实际电流流向如图2所示。

由图2 (a) 可知, 正常运行时E1略大于E2, 电流方向如图所示, 且IK=-IM。

当直流输电线路区内故障时, 故障点电压下降, 相当于在正常运行的网络上叠加了一个负电源, 两侧电流均流向故障点, 如图2 (b) 所示, 因此有ΔIK>0、ΔIM>0。

K侧区外故障时, 叠加的负电源位于K侧区外, 电流流向如图2 (c) 所示, 因此有ΔIK<0、ΔIM>0。M侧区外故障时, 叠加的负电源位于M侧区外, 电流流向如图2 (d) 所示, 因此有ΔIK>0、ΔIM<0。

因此, VSC-HVDC直流输电线路区内故障时线路两侧电流突变量符号相同;区外故障时两侧电流突变量符号相反。另外, 对于正极K端电流而言, 可得:正向故障时, 电流突变量为正;反向故障时, 电流突变量为负。据此, 可通过单端电流实现故障方向的判别。

实际上, 以上突变量的思想与交流线路行波电压、电流极性的思想本质上是一致的[13,14]。文献[13-14]指出对于交流输电线路, 可通过综合利用单端电压和电流行波的极性判断故障方向。直流输电线路与交流输电线路并无本质区别, 只是能量集中频带不同[8]。直流线路行波电压和电流极性特征如表1所示。

与交流线路不同的是, 由于直流线路结构简单, 仅仅具有正极和负极, 因此对于确定的故障极而言, 故障后电压行波极性是确定的。因此直流输电线路的方向元件只需考虑电流的极性即可, 而无需电压极性, 较交流线路更为简单。另外, 由于直流输电线路电流极性持续时间较长, 因此可简单地通过突变量进行提取和检测, 而无需借助于小波变换等数学工具。

由于VSC-HVDC直流线路两端并联大电容, 使得故障后电流突变明显, 保护适用性更强。但是, 并联大电容的存在也对保护判据产生一定影响, 同时保护具体实施时也存在一些问题, 具体表现在:

1) 雷击对保护性能的影响;

2) 单极故障时健全极的动作特性的分析;

3) 线路近端出口故障时, 并联电容与线路电感发生谐振, 存在保护据动和保护返回的的问题。

本文将针对以上问题分别进行分析, 给出解决措施, 并研究保护配合方案和具体实现措施。

3 保护判据与相关问题分析

3.1 保护判据

若直流输电线路在t0时刻发生故障, 定义Δi (t) 为故障后t时刻的电流突变量, 即

式中, i (t0) 为系统稳态运行时的电流。定义动作电流为

式中, t时刻的动作电流即为t时刻前n点电流突变量的平均值。在数据窗的选取方法参见文献[12]。为保证速动性, 本文中选取5 ms数据窗进行计算, 数据窗随采样点滑动。

以正极线路为例, 保护故障判据为

整定值iset为

式中:kr为可靠系数, 可取为1.5; (35) imax为区内高阻接地故障时系统及两侧电容放电产生的最大电流突变量。一般 (35) imax按0.1倍的额定电流整定即可保证足够的灵敏度。

3.2 雷击的影响

虽然目前工程上应用的VSC-HVD均采用直流电缆线路, 但理论上VSC-HVDC可采用架空线路和电缆线路。当VSC-HVDC采用架空线路时, 雷电波所产生的暂态量中主要为高频分量, 而本文采用的保护原理中采用的积分算法具有平滑滤波作用, 不受高频雷电波的干扰, 且选取的数据窗越长, 抗干扰的能力越强。

3.3 健全极动作特性分析

当发生单极接地故障时, 线路间的电磁耦合使得健全极线路也将产生一定的暂态电流。由于金属性故障时耦合影响最大, 以下考虑直流输电线路负极金属性接地故障时, 正极耦合产生的突变量的大小 (此时正极为健全极) , 如图3所示。

设ufp (t) 为故障点正极电压, ifn (t) 为故障点负极处对地电流。由负极对地电流ifn (t) 解耦可得故障点处1模和0模下的对地电流if1和if0为

同理, 由正极电压ufp (t) 解耦可得故障点的1模和0模电压为

由于直流输电线路较长, 故障后存在波过程, 在模量下, 根据贝瑞隆模型可由故障点电气量分别计算线路端点处模电流, 具体计算过程见文献[8]。

为简便起见, 以无损线进行分析, 不考虑负荷电流的影响, 仅考虑突变量。设1模和0模下电流的比例系数为k1和k0 (即故障点左侧线路的电流占对地电流的比例, 线路中点故障时k1=k0=0.5) , 结合式 (5) 、式 (6) 可得计算线路端点处1模电流iK1 (t) 和0模电流iK0 (t) 突变量为

其中:τ1、τ0分别为保护安装处离故障点的距离在各个模量下对应的传播时间;Zc1、Zc0为模量下的波阻抗。由解耦矩阵可得K侧正极和负极电流突变量分别为

综合式 (6) ~式 (9) 可得, 健全极电流突变量iKp (t) 为

可见, 由于线路耦合的影响, 1模与0模的波速度不同, 传播时间τ1与τ0不相等, 健全极有电流突变量。线间耦合越大或直流线路越长时, τ1与τ0差越大, 健全极的突变量越大。若线路较短或耦合较小, τ1与τ0近似相等, 此时健全极电流突变量iKp (t) 则会较小。

近端故障时, 并联大电容放电明显, 放电电流大, 且故障接近换流站, 对控制系统影响大, 因此健全极电流突变量幅值较大。由于健全极线路上无故障点, 此时健全极上较大的电流必为穿越性电流, 对于穿越性电流而言, 两侧电流突变极性相反。距线路端点较远处故障时, 健全极电流突变量为耦合电流, 需要根据文中式 (10) 进行计算, 实际系统中由于故障电弧的复杂性, 健全极电流极性决定于故障电弧波形, 但由于线路电阻的衰减作用, 突变量幅值较小, 通过整定门槛即可躲过, 不会影响保护的判别。

因此, 启动门槛是保证健全极不误动的有效措施。大量仿真实验表明电流突变量的最大值设定为0.1倍的额定电流即可保证健全极不误动。

3.4 近端故障时保护动作特性分析

线路故障时, 线路电感与并联大电容构成的LC电路会发生谐振, 其电路结构如图4所示。

此时, 谐振频率可由式 (11) 计算。

当线路电感参数为L (28) 0.847 m H/km、并联电容为1 000μF时, 线路出口距K端0.5 km处故障时, 计算可得其谐振频率为244.7 Hz。同样计算可得:1km处故障时, 谐振频率为173 Hz;10 km故障时, 谐振频率为54.7 Hz。可见, 谐振频率与故障点位置相关。当故障点离保护安装处较远时, 谐振频率低、周期长, 对保护判据无影响;当故障点离保护安装处较近时 (特别是出口故障时) , 振荡频率高, 振荡周期可能小于数据窗长度 (5 ms) 。图5为K侧换流站出口0.5 km处故障电流波形图。

由图5仿真波形可以看出, 换流站出口故障时由于谐振产生能量交换, 电流波形经正的半波后还会出现负半波, 经5 ms积分计算后保护动作量会出现一段时间的负值, 从而影响保护的动作。

实际上, 在近端故障时, 由于电流上升率高, 小于5 ms的故障数据即可判出方向。因此, 近端故障情况下积分值会足够大, 不会影响动作性能, 但为保证可靠性, 需要采用连续几个点动作后再展宽20 ms与对端保护配合的策略。事实上, 近距离故障情况下, 方向元件动作时间会小于5 ms, 且距离越近动作速度越快, 因此, 出口故障时第1个半波积分即可判别出故障方向, 从而避免了振荡对保护判据的影响。

4 纵联保护实现策略与评价

4.1 保护的实现策略

该纵联突变量保护投运于正常运行的直流系统, 且仅在故障暂态过程中短时间开放。开放时间决定于通道延时和保护动作时间。

保护实现具体策略为:在线路两侧分别安装方向元件, 纵联保护在K侧进行, K侧方向元件判别为正向故障后, 保护开放一段时间, 等待来自M侧的信息, 若收到M侧的动作信息则保护可动作;若经延时后无M的信息, 则判定为区外故障, 保护返回。

综上, 本文突变量方向元件投入20~60 ms, 方向元件数据窗长度为5 ms, 通过滑动数据窗的方式对5 ms内的电流突变进行积分求动作量, 大于定值即可动作, 并展宽20 ms与对端保护配合。其性能表现为近端故障动作快, 远端故障或高阻故障动作慢。

4.2 保护评价与适用范围

与行波保护相比, 该方法具有绝对的选择性, 需要的采样率低;采用的是全频带信息, 判别可靠性高;整定简单, 保护的实现不依赖于精确的线路参数。与差动保护相比, 该方法只需传送状态信息, 通信量小, 不受电容电流的影响, 但该保护原理利用故障暂态信息, 只在故障初始过程投入, 灵敏度与耐过渡电阻能力不如差动保护。

本方法理论上对各种类型的输电系统中直流线路均适用。由于VSC-HVDC直流线路两侧并联大电容, 电流突变更明显, 同时直流电缆线路长度一般较短, 通信延时小, 因此该保护原理对于VSC-HVDC更有实用价值。VSC-HVDC易于形成多端系统, 本纵联保护原理用于多端VSC-HVDC系统时需要根据各端的方向元件综合判别。

5 仿真验证

5.1 直流电缆线路区内高阻故障仿真结果

仿真采用在PSCAD上搭建的VSC-HVDC输电系统仿真模型。额定电压为60 k V, 系统容量为60 MW。输电线路采用频变参数电缆模型进行模拟, 线路长度为250 km。具体控制策略与线路结构见文献[8]。正负极的并联大电容均取为1 000μF。数据采样率为2 k Hz。系统在2 s时发生故障, 故障持续时间为0.1 s。本文以5 ms内电流的平均值作为动作量, 由于VSC-HVDC输电系统的额定电流为500 A, 按式 (4) 进行整定, 将K、M侧整定值均设为75 A。图6给出了距离K端125 km处发生正极高阻接地故障时的正极动作图。图中实线为动作量 (iop K为正极K端动作量, iop M为正极M端动作量) , 虚线为整定值。

从图6可知, 线路区内发生高阻接地故障时, 电流故障特征均表现为K侧与M侧电流增加, 计算得到的动作量远高于整定值, 在10 ms内即可准确识别故障。大量仿真结果表明, 区内任意点故障时, 本保护原理均具有较高的灵敏度, 故障极可靠动作。

5.2 直流电缆线路健全极动作特性分析

为分析区内单极故障时, 线间耦合对健全极动作特性的影响, 图7给出了距离K端125 km处发生负极金属性接地故障时正极纵联方向保护的动作图。

由图7可知, 在负极线路故障时, 对健全极的耦合较小, 故障开始瞬间, 两侧电流略有增大。故障后10 ms内两侧电流突变量很小, 小于0.1倍的额定电流, 从而验证了上文的分析结果。由图8可知, 线路近端故障时, 两侧电流突变方向相反, 识别为区外故障。另外, 大量仿真结果表明, 健全极至少有一端的电流突变量小于整定值, 保护不会误动。由于VSC-HVDC健全极耦合产生的电流突变量较小, 此时可通过整定值躲过即可。因此, 故障时健全极本保护均不会误动, 保护装置可分别安装于正极和负极, 构成分极纵联保护。

5.3 直流电缆线路出口故障时保护动作特性分析

图9给出0.5 km处正极金属性接地故障时正极动作图, 以反映出口故障时电流振荡情况下保护的性能 (与图5电流波形相对应) 。

由图9可知, 由于电流上升率高, 很短数据窗的数据即可超过定值, 可判别出方向。连续几个点动作后即展宽20 ms与对端保护配合。通过两端方向元件的配合即可实现近端故障的正确动作。仿真结果还表明, 当发生非金属性接地故障时, 过渡电阻可限制振荡幅值, 负半波的幅值变小, 使得振荡的影响变小, 且过渡电阻越大限制作用越明显。

另外, 大量仿真结果表明, 区外故障两侧突变方向相反, 仅一侧方向元件动作, 可靠识别为区外故障。限于篇幅, 此处省略了仿真图。

综上所述, K侧和M侧的电流极性动作特性的仿真结果和理论分析是一致的, 区内故障时, 保护装置能够可靠动作, 区外故障时, 保护装置能够可靠闭锁, 不误动。从而验证了保护原理的正确性和可行性。

6 结论

本文在分析直流输电线路故障电流特征的基础上, 研究了利用电流突变量极性的VSC-HVDC纵联保护, 得出以下结论:

1) 分析指出直流线路电流突变量纵联保护与行波电流极性纵联保护在原理上是一致的。

2) 分析了近端故障时并联大电容与线路电感谐振, 使得突变量电流出现负值而保护拒动的问题, 并提出了解决措施。

3) 分析了健全极耦合的大小, 指出了保证健全极不误动的方法。