变压器接线方式

变压器接线方式（精选7篇）

变压器接线方式 篇1

1 变压器接地方式

在三相交流电力系统中, 变压器的中性点有3种运行方式:一种是电源中性点不接地, 一种是中性点经阻抗接地, 再一种是中性点直接接地。前两种合称为小电流接地系统, 亦称中性点非接地系统, 或称中性点非直接接地系统。后一种中性点直接接地, 称为大电流接地系统, 亦称中性点有效接地系统。

3—66 k V系统, 特别是10 k V系统, 一般采用中性点不接地的运行方式。如果单相接地电流大于一定值时 (接地电流大于30 A) , 则应采用中性点直接接地的运行方式。

2 低压电网变压器接地方式

低压电网220/380 V配电系统, 广泛采用中性点直接接地的运行方式, 而且引出有中性线N, 并配置安装有保护线PE或保护中性线PEN。

中性线N的功能:一是用来接额定电压为相电压的单相用电设备;二是用来传导三相系统中的不平衡电流和单相电流;三是减小负荷中性点的电位偏移。

保护线PE是为保障人身安全, 防止发生触电事故用的接地线。

保护中性线PEN兼有中性线N和保护线PE的功能, 这种保护中性线俗称“零线”, 也有称其“地线”的。

低压电网变压器按保护接地形式分为TT系统、TN系统、IT系统。

(1) TT系统。变压器低压侧中性点直接接地, 电气设备装置的外露可导电部分用保护接地线PEN接至电气上与电力系统的接地点无直接关连的接地极上, 适用于农村低压电力网。

采用TT系统时应满足的要求: (1) 除变压器低压侧中性点直接接地外, 中性点不得再行接地, 且应保持与相线同等的绝缘水平; (2) 为防止中性线机械断线, 应满足其截面积的规定要求; (3) 必须实施剩余电流保护, 包括剩余电流总保护、剩余电流中级保护、剩余电流末级保护; (4) 中性线不得装设熔断器或单独的开关装置; (5) 配电变压器低压侧及各出线回路, 均应装设过电流保护, 包括短路保护和过负荷保护。

(2) TN系统。变压器低压侧中性点直接接地, 电气设备装置的外露可导电部分用保护线PE与保护中性线PEN相连接, 适用于城镇、厂矿企业的电力网。TN系统又可分为三类:

TN-C系统:整个系统的中性线N和保护线PE是合一的。

TN-C-S系统:整个系统中有一部分的中性线N和保护线PE是合一的。

TN-S系统:整个系统中中性线N和保护线PE都是分开的。

采用TN-C系统时应满足的要求: (1) 为保证在故障时保护中性线的电位尽可能保持接近大地电位, 保护中性线应均匀分配地重复接地; (2) 用户端应装设剩余电流末级保护, 其动作电流应满足相应要求; (3) 保护装置的特性和导线截面积选择应满足, 当供电网内相线与保护中性线或外露可导电部分之间发生阻抗可忽略不计的故障时, 在规定时间内自动切断电源的要求; (4) 保护中性线的截面积应满足规定值; (5) 配电变压器低压侧及各出线回路, 应装设过流保护, 包括短路保护和过负荷保护。

(3) IT系统。变压器低压侧中性点不接地或经高阻抗接地, 电气设备装置的外露可导电部分用保护接地线单独地接至接地极上, 适用于有特殊要求的用户, 如煤矿、排灌用电户等。

采用IT系统时应满足的要求: (1) 配电变压器低压侧及各出线回路均应装设过流保护, 包括短路保护和过负荷保护; (2) 网络内的带电导体严禁直接接地; (3) 当发生单相接地故障, 故障电流小, 切断供电不是绝对必要时, 则应装设能发出接地故障音响或灯光信号的报警装置, 而且必须具有两相在不同地点发生接地故障的保护措施; (4) 各相对地应有良好的绝缘水平, 在正常运行情况下, 从各相测得的泄漏电流 (交流有效值) 应小于30 m A; (5) 不得从变压器低压侧中性点配出中性线作220 V单相供电; (6) 变压器低压侧中性点和各出线回路终端的相线均应装设击穿熔断器。

3 低压电网变压器低压侧接线还应满足的要求

(1) 装设电能计量装置; (2) 变压器容量在100 k VA以上者, 加装电流表和电压表; (3) 低压进线和出线应装设有明显断开点的开关装置; (4) 低压进线和出线应装设断路器或熔断器; (5) 对于TT系统, 应在低压侧进线或出线装设剩余电流总保护器; (6) 对于IT系统, 低压侧母线应有接地信号装置; (7) 严禁利用大地作相线、中性线、保护中性线。

变压器接线方式 篇2

感应耐压试验是考核变压器主绝缘和纵绝缘的主要手段,被试变压器在试验中要承受远高于系统正常运行电压的试验电压,因此,感应耐压试验是难度最大、对变压器绝缘考核最严格的试验项目之一[1,2]。现场耐压试验就是根据被试变压器绕组接线方式,采用合适的加压方式在变压器的低压侧施加试验电压,使其高、中压侧感应出规定的试验电压,从而考核变压器的主绝缘(绕组对地、相间及不同电压等级的绕组间的绝缘)和纵绝缘(绕组层间、匝间及段间)的电气强度,进而检验运输、安装等环节的质量。

通常,感应耐压试验的加压方式是根据被试变压器的型号参数、绕组接线方式、线端设计绝缘水平来确定的。合理的加压方式在保证试品绝缘受到考核的同时,使各侧电压均在设计绝缘水平内。

1 试验依据及原理

试验依据GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》和GB1094.3—2003(《电力变压器》绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙)的要求进行。

现场感应耐压的试验原理如图1所示。设备由变频电源(或倍频发电机组)、励磁变、补偿电抗器、分压器等组成。根据被试变压器的容量、型号,对试验设备进行最优配型,以提高现场试验效率。

试验电源一般采用大功率变频电源,与倍频发电机组相比,其突出优点是频率可在一定范围内连续可调,从而可使并联补偿电抗器的参数选型配置更容易实现。

目前的大功率变频电源最高输出电压一般为300～400V,而被试变压器低压侧额定电压多为6.3～66kV,励磁变可将变频电源输出的电压升高至试验电压。因此,为满足不同型号变压器感应耐压试验要求,提高试验设备的通用性,励磁变压器多设计为多抽头式,便于试验中选择合适的加压方式。

2 加压方式

感应耐压试验是通过在被试变压器低压侧施加试验电压,高(中)压侧得到规定的感应电压来考核其绝缘强度的。因此,低压绕组的接线方式及其绕组线端设计绝缘水平是校核加压方式的重要参考。本文结合工作实践,分别以低压侧△接线和Y接线的330kV电力变压器为例,计算不同加压方式下变压器绕组线端及线间的电压。

2.1 低压侧△接线变压器

被试低压侧△接线变压器型号为OSFPSZ-240000/330;额定电压为(345±8×2.5%)/121/35kV;联接组别为YNaOd11;工频交流绝缘水平为高压侧线端566kV,中压侧线端222kV,低压侧线端94kV,中性点94kV。被试变压器绕组连接如图2所示。

试验时,高压开关置于5档,额定电压为363kV。高、低压侧变比,中、低压侧变比,高、中压侧变比为K3=363kV/121kV=3。当高压侧试验电压达到U1=Um时,低压侧施加试验电压Uac=363kV/K1=60.6kV,中压侧电压UAm=Uac×K2=121kV。此时,高、低压侧绕组线端电位分布向量如图3所示[3]。

由图3可知,高压侧线端电位分别为:

高压侧线间电压为:

高压侧线间电压小于高压侧线端工频交流绝缘水平(566kV),在设计绝缘允许范围之内。

同时,中压侧线端线间电压为:

低于中压线端设计绝缘水平的222kV。

但是,上述分析未考虑变压器内部磁路的分布特性,如果对A相进行试验,那么按照变压器内部磁路分布原理[4],此时高压侧线端电压为:

高压侧线间电压为:

高压侧A、B线间感应电压达617.1kV,高出高压侧线端566kV的绝缘设计水平。

同时,中压侧线间电压为:

据现场试验经验,试验电压持续时间一般为30～60s,这对于高压侧线间绝缘仍是一个考验。现场试验中,低压侧△接线方式的变压器通常选择此种加压方式。为使高压侧线间电压控制于交流绝缘水平之内,建议在对A(或C相)相试验时,可将高压侧B、C(或A、B相)两相用扩径(粗)导线短接,以强制非加压相磁路平衡,从而降低高压侧绕组线间电压。

2.2 低压侧Y接线变压器

被试低压侧Y接线变压器型号为SFFZ-50000/330;额定电压为(345±8×1.25%)/6.3～6.3kV;联接组别为YNyn0-yn0;工频交流绝缘水平为高压侧线端510kV,中性点230kV;低压侧线端45kV,低压侧中性点45kV。被试变压器绕组连接如图4所示。

试验时,高压开关置于9档,额定电压为345kV;选取低压侧任一分裂绕组来施加试验电压。高、低压侧变比K1=345kV/6.3kV=54.8。

该变压器两侧均采用Y接线方式,为避免试验中各侧线间电压超出设计绝缘水平,分别采用以下两种加压方式进行耐压试验。

2.2.1 单边加压,高压侧中性点接地

单边加压,高压侧中性点接地时,低压侧绕组加压方式如图5所示,低压侧中性点及励磁变输出X端一点接地。

当高压侧电压达到时,低压侧施加电压Uao=363kV/K1=6.62kV。此时,高、低压侧绕组线端电位分布向量如图6所示。

由图6可知,此时UB=UC=0,高压侧线间电压UAB、UAC均为试验电压,在线端设计绝缘水平之内。

2.2.2 低压侧b、c并联与a对称加压

低压侧b、c并联与a对称加压时,低压侧加压方式如图7所示。

当A相高压侧电压最高达到时,低压侧施加电压Ua=363kV/K1=6.62kV,Uab=Uac=1.5Uao=9.93kV,双边电压分别为Uao=6.62kV,Ubo=Uco=-3.31kV。此时,高、低压侧绕组线端电位分布向量如图8所示。

由图8可知,高压侧线间电压为:

由此可知被试变压器高压侧线间电压与低压侧△接线变压器相同,但由于本试品设计绝缘水平较低,因此试验时还需考虑试品设计绝缘裕度。另外,根据现场经验,2.2.1节方式下的被试变压器等值电容较大,试验设备选型有局限,因此建议根据试验设备参数进行综合评判后选择合适的加压方式。

3 单边加压与对称加压

图9为适用于低压侧不同电压等级变压器感应耐压试验的多抽头励磁变,其输入端接至变频电源输出,输出为试验电压。根据试验预加电压值及加压设备对周围邻近设备的距离,可灵活选择单边加压与对称加压方式。

3.1 单边加压

以图2中A相为例,试验时将图9所示励磁变输出端A、X分别与被试变压器低压侧端子a、c连接,即为单边加压方式。此时,励磁变高压侧端子A的绝缘水平必须大于60.6kV(实际取70kV),且加压设备与邻近设备应保持一定距离,以避免发生外部悬浮放电。

3.2 对称加压

以图2中A相为例,试验时将图9所示励磁变输出端A、X与被试变压器低压侧端子a、c连接,同时将励磁变输出端子A2(输出电压值为)接地,或将被试变压器低压侧非加压端子b接地,即为对称加压方式。此时,励磁变输出端X绝缘设计水平必须大于30.3kV(实际取40kV)。

文中2.1节、2.2.2节中的接线方式即为对称加压,不同之处在于2.1节中励磁变输出端电压值近似满足:

UA=-Ux=-0.5UAx

同理,2.2.2节中的接线方式中,低压侧中性点接地,励磁变输出端子对地电压满足:

UA=-2Ux

励磁变输出试验电压为:

UAx=1.5Uao

式中,Uao为预加试验电压。显然,2.2.2节加压方式低压侧加压值提高了0.5倍,但此种加压方式可保证非加压相绕组内部磁路的平衡。

4 结束语

本文介绍的单边加压接线方式在330kV及以下电压等级、低压绕组为△接线的变压器感应耐压试验中采用较多,为避免由于磁路不平衡造成的线间绝缘损伤,可通过将高压侧非试验相并联的方式将线间电压降至设计绝缘水平之内。对于单边或对称加压方式,应根据试验设备的绝缘水平、试验场地周围设施、邻近设备与加压设备的距离灵活选择,以免试验中发生外部悬浮及电晕放电。

变压器感应耐压试验是检验变压器主绝缘和纵绝缘的主要手段之一,也是变压器安全顺利投运的重要保障。为此,试验前应综合考虑试验设备参数、组合方式、运输方式及试验场地条件等因素,选择最优设备组合方式和加压方式,以提高试验效率。

参考文献

[1]胡晓岑,贺虎,连建华,等.1 000KV变压器带局部放电测量的长时感应耐压现场试验[J].电网技术,2009,33(10):34～37

[2]李云阁,冯玉昌,张祥全,等.750kV变压器现场工频感应耐压和局部放电试验[J].电网技术,2007,31(10):64～68

[3]王琪.感应耐压试验电位分布向量图画法浅见[J].变压器, 2006,43(11):27～30

变压器接线方式 篇3

1 一座典型110kV变电站主接线方式的初步选择

一座典型3条进线3台主变压器的110kV变电站的主变压器本期规模为2×63MV·A,远景规模为3×63MV·A;110kV进线远景规划为3回,分别接入不同的3座220kV变电站;110kV进线本期为2回,分别接入不同的2座220kV变电站。

国家电网公司通用110kV变电站设计中的普通内桥接线加线路-变压器组方式,是本期加远期建设的接线方式选择。下面通过对线路-变压器组接线、内桥接线和T型接线的分析,来对该典型110kV变电站主接线方式进行初步选择。

1) 线路-变压器组接线是最简单的110kV变电站主接线方式。该接线方式的高压配电装置只配置3个设备单元,接线简单清晰,占地面积小,送电线路故障时由送电端变电站出线断路器跳闸。在正常运行方式下,变电站1条进线带1台主变压器,不仅接线简单,而且运行可靠、经济,有利于变电站实现自动化、无人化操作。

2) 内桥接线方式在线路侧装有断路器,当送电线路发生故障时,只需断开故障线路的断路器,不影响其他线路的正常运行,线路的投入和切除十分方便。但当变压器故障时,则与其连接的两台断路器都要断开,从而影响了一回未故障线路的正常运行。但随着主变压器制造工艺和质量的迅速提高,主变压器大都为免维护式,且运行可靠性较高,其每百台的故障率一般小于1.5次/a,而且主变压器也不需要经常切换,而送电线路每百公里的故障率高达0.36次/a。因此,内桥接线方式是110kV变电站常用的接线方式。内桥接线方式分为扩大内桥接线和普通内桥接线这2类:

(1) 扩大内桥接线也称双内桥接线,其采用3条进线3台主压器运行方式,接线布置繁琐,二次回路复杂。

(2) 普通内桥接线采用2条进线2台主压器运行方式,是终端变电站最常用的主接线方式,其高压侧断路器数量较少,线路故障操作简单、方便,接线布置清晰。在变电站正常运行方式下,桥断路器打开,2条进线各带1台主变压器。

3) T型接线(环进环出)运行可靠性最高,但由于该接线在变电站规划为3条进线3台主压器运行方式下,需要两侧电源,且均需3条出线。

通过对以上几种110kV变电站典型接线方式的分析,并按照电网规划情况和相关技术导则,在该典型110kV变电站本期规模为2台主变压器时,考虑实际运行中有可能负载率会大于0.5～0.65,则优先采用普通内桥接线方式。变电站在远景规模为3条进线3台主变压器的运行条件下,作为长期运行需要,负荷率应控制在0.67～0.87,所以3号主变压器建议采用线路-变压器组接线方式。因此,对该典型110kV变电站初步选择如表1所示的2个主接线方案。

2 2个方案的经济性比较

对该典型110kV变电站初步选择的2个方案进行经济性比较。

1) 2个方案的主体设备的数目及配电装置(间隔采用电子式组合电流、电压互感器)比较如表2所示。

2) 计算2个方案的综合投资C,其计算公式如下:

C=C0(1+a/100) (1)

式中:C0为变电站主体设备的综合投资;a为不明显的附加费用比例系数,一般110kV侧取110,10kV侧取10。

按表1所示的2个方案主体设备的配置数量,以及目前设备的市场单价和式(1),可计算得到:方案一,变电站110kV主体设备的总投资(按远期规模)为224万元,综合投资为470万元;10kV主体设备的总投资(按远期规模)为143万元,综合投资为158万元;方案二,变电站110kV主体设备的总投资(按远期规模)为319万元,综合投资为670万元;10kV主体设备的总投资(按远期规模)为225万元,综合投资为248万元。由此可知,该典型变电站采用方案一后,从主接线上优化后可节省投资290万元。如计入变电站简化接线后可节省投资200多万元产生的时间价值,按现值工程估算法,本工程主接线优化后可节省投资350万元(现值)。

3 对2个方案的运行灵活性分析

方案一远期主接线采用普通内桥加线路-变压器组接线,运行灵活,按方案一本期规划与方案二扩大内桥接线运行灵活性相同。方案一与方案二远期接线的区别在于:方案一的3号主变压器由于采用线路-变压器组接线,只能由3号进线供电,3号主变压器受限于3号进线的停运,3号进线的停运率直接影响到3号主变压器的可靠运行,提高了3号主变压器的停运率。但由于3台主变压器正常运行时,负载率控制在0.67～0.87,当3号进线停运时,可利用低压侧备用电源自动投入装置的投切来保证供电。而方案二的扩大内桥接线应用于3条进线3台主变压器运行方式下,运行操作繁琐,继电保护配置复杂。

4 对2个方案的可靠性分析和比较

假设110kV架空线路每百公里停运率为0.2次/a,每百公里平均修复时间为50h/a;气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)停运率每百台为3次/a,每百台平均修复时间为45h/a;主变压器每百台停运率为2.5次/a,每百台平均修复时间为80h/a。110kV架空线路按10km进行分析,依据电力系统可靠性原理分析,计算线路-变压器组接线和内桥接线方式下,不同台数变压器停运引起的“不允许”事件发生的次数及期望修复时间如表3所示。

由表3可以看出,线路-变压器组接线、内桥接线方式下,3台主变压器停运引起的“不允许”事件发生的次数相同,修复时间也相同,每年平均修复时间不足1min;2台主变压器停运时,线路-变压器组接线引起的“不允许”事件发生的次数是内桥接线的8倍、修复时间约为5倍;1台主变压器停运时,线路-变压器组接线引起的“不允许”事件发生的次数是内桥接线的2～3倍、修复时间约为2倍,线路-变压器组接线每年的修复时间约为4h。

根据以上分析结果,建议采用普通内桥接线加线路-变压器组接线方式。但是由于该典型变电站现有接线情况为3条进线3台主变压器,按照城市电网规划导则,主变压器负载率为0.67～0.87,以满足“N-1”安全准则,即可采用主变压器低压侧备用电源自动投入装置来提高供电可靠性。因此,对主变压器负荷率在0.67～0.87的情况下,线路-变压器组接线和普通内桥接线的可靠性指标可认为相同,但当负荷率较高时(大于0.87),且3号进线故障影响到3号主变压器停运,此时10kV负荷应依靠提高配电网自动化程度来进行负荷转移。

5 典型110kV变电站主接线方案的确定

根据以上分析,可确定该典型110kV变电站的110kV侧主接线方案为:当本期规模为2进线2台主变压器时,考虑实际运行中有可能负载率会大于0.5～0.65,则优先采用普通内桥接线方式;变电站远景规模为3条进线3台主变压器,由于可靠性要求负荷率应控制在0.67～0.87,因此3号主变压器采用线路-变压器组接线方式。该典型110kV变电站采用的主接线方案简单、造价经济、运行灵活,符合国家电网公司“两型一化”原则要求。

该典型110kV变电站的10kV侧采用单母线六分段和六分段环形的接线方式相比较,六分段环形接线更有利于平衡负荷,但六分段环形接线继电保护和自动化实现较为复杂,不利于运行的简单操作。因此,该典型110kV变电站的10kV侧采用单母线四分段主接线方式,该接线方式可通过2号主变压器双段供电进行负荷平衡,并可通过配电网自动化的投切实现可靠性。

6 结语

3条进线3台主变压器的110kV变电站的主接线设计不仅有扩大内桥接线、线路-变压器组接线、T型接线(环进环出),而普通内桥加线路-变压器组接线方式同样具有适用条件。若电网规划的3条进线3台主变压器的110kV变电站的本期规模为2条进线2台主变压器,远景规模为3条进线3台主变压器时,普通内桥加线路-变压器组接线方式造价最为经济,运行最为灵活。但不同的110kV变电站的主接线方式各有特点。

1) 对于线路-变压器组接线方式,如变电站主变压器容量满足低负载率标准(3台主变压器负载率取0.67～0.87),在电网发生故障时,恢复供电操作十分方便。当变电站1台主变压器或一条线路故障退出运行时,只需在变电站低压侧作转移负荷操作,就能确保变电站负荷100%正常用电,且对相邻变电站无影响。如变电站主变压器容量按高负载率配置(2台主变压器负载率高于0.65,3台主变压器负载率高于0.87),在主变压器或线路发生故障时,需要通过相邻变电站联络线来转移部份负荷。因此,对于地方电网中110kV终端变电站,如主变压器容量满足“N-1”安全准则要求,即主变压器容量满足低负载率标准,首先应推荐采用线路-变压器组接线方式。

2) 对于内桥接线方式,如地方电网中110kV终端变电站的主变压器容量不能满足“N-1”安全准则要求,则采用内桥接线方式有利于提高电网的供电可靠性。但对于采用3条进线3台主变压器运行方式的扩大内桥接线方式,由于接线较为繁琐,二次回路复杂,如2号主变压器的差动侧就有5侧(高压进线2、桥1、桥2、低压2分支)。因此,对于3进线3台主变压器的110kV变电站的主接线设计不推荐采用扩大内桥接线方式。

3) T型接线(环进环出)运行最为可靠,适用于供电半径小的一线城市电网,环进环出可带2座变电站。

参考文献

[1]李继红,朱炳铨,丁侣娜,等.含有3台主变的220kV变电所主接线方案探讨[J].浙江电力,2002(6):16-19.

[2]李复明,王晖,杨柳,等.按3台主变压器设置的城市110kV GIS枢纽变电站电气主接线形式[J].陕西电力,2008(11):42-47.

[3]许建明,陈恳.110kV变电站三种典型接线方式的探讨[J].华东交通大学学报,2006,23(2):89-91.

变压器接线方式 篇4

对于变电站接线模式来说, 根据它在整个电力系统里面的作用及其重要性进行分类, 主要包括中间、枢纽、终端变电所等诸多类型。要是不存在Ⅰ、Ⅱ级负荷, 那么, 终端、支接变电所等的供电往往通过1 台降压变压器、1 条线路的单元接线模式来实现。尤其今年国家加大基础设施建设, 电网投资急速攀升, 一年的电网投资相当于过去三年的电网投入, 且很多变电站都是终端变电站, 一期单台主变采用都是线变组接线模式, 研究线变组接线经济运行问题对降低网损具有最要的意义。所以, 研究线路变压器单元接线的经济运行方式是一个十分重要的课题, 事关节能技术, 而且还能够有助于网损的进一步减少。本文主要通过数学极值法探讨了其经济运行方式, 希望能够与业内同仁一起探讨这一问题, 为具体实践工作提供一些参考。

1 线路变压器单元接线经济运行分析

1. 1 等值电路

在这里, 将其参数归算于同级下的等值电路之中, 具体我们通过图1 进行描述。此处, 主要是引入了 Γ 形等值电路, 相关参数具体如下: X1 和X2 是串联感抗, R1 和R2 是串联电阻, B与G分别是并联电纳和电导。通过下面的图形我们能够得知, 这一个线路属于 Γ 形等值电路, 单元接线等效总电阻 ( R) 是R1 与R2 两者之和, 单元接线的空载损耗电导是其并联电导, 如图1 所示。

1. 2 经济运行功率

详细来说, 其总损耗主要包括两部分内容, 也就是固定与负载损耗两部分内容, 在这里, 后者主要负荷电流通过导线电阻过程中形成的损耗, 值得关注的是, 负荷电流始终在不断改变, 正是因为这样, 所以, 其还被叫做可变损耗。对于前者来说, 其主要涉及到两方面, 也就是电晕损耗与沿绝缘子的漏电损耗, 具体能够通过并联电导参数进行描述。

其总损耗具体可以通过下面的公式进行描述:

ΔP=GU2+3I2R=GU2+S2/U2R (1)

上面的公式里面, U与I分别指线路运行电压与电流, R是变压器与线路两者电阻的串联等效电阻, S是线路传输的视在容量, G是其并联电导, 需要指出的是, G = ΔP0 /UN2, 此处, UN是额定电压, ΔP0是空载损耗。

把公式 ( 1) 里面的 ΔP视为U的函数, 在这种情况下, 它的一、二阶导数依次通过下面的式子进行描述:

ΔP'=2GU-2S2RU-3, ΔP″=2G+6S2RU-4 (2)

要知道, 此时二阶导数永远为正值, 因此, ΔP一定具有最小值, 令 ΔP' = 0, 那么则有

S2=G/R·U4 (3)

当其输送功率根据上面的公式 ( 3) 工作的时候, 线路具有最低的损耗, 这样, 这个时候的输送功率就是其经济运行功率 ( Sj) 。

1. 3 最小损耗与最大传输效率

1) 最小损耗。把公式 ( 3) 带进公式 ( 1) 之中, 可以得到:

通过上面这一个公式我们能够看出, 当其可变损耗与其固定损耗两者相等的时候, 此时, 整个线路具有最低的损耗, 另一方面, 线路损耗与并联电导G两者之间存在正相关性, G的数值愈小, 那么损耗相应愈小。

2) 最大传输效率。具体而言, 效率可以通过下面的式子进行描述:

这样, 我们把公式 ( 3) 与 ( 4) 里面的S与 ΔPmin带进公式 ( 5) 之中, 于是就能够得出以下公式:

经过上面的公式我们可以看出, 当其按经济功率运行的时候, 具有最大的输电效率, 与此同时, 对于其最大输电效率来说, 其只是和指标G、R与cos 存在一定的联系, 总的来讲, 也就是串联电阻与并联电导愈小, 功率因数与输电效率愈大, 相应的输电效率则将会愈大。

1. 4 线损率 α 和效率 η 两者之间的联系

对于电力网输入 ( 用P1表示) 、输出有功功率用P2表示) 及其有功损耗 ( 用 ΔP来表示) , 三者之间的联系, 我们可以通过下面的图形进行描述。按照能量守恒定律我们可以得知, P1= P2+ ΔP。此时, 我们这样对线损率 α 进行描述: α = ΔP / P1, 这样对效率 η 进行描述: η = P2/ P1= ( P1- ΔP) / P1= 1 - α, 因而, 我们能够得出: η + α = 1, 也就是说效率和线损率两者的和是1, 如图2 所示。

2 算例分析

此处, 我们以某电力网为例进行研究, 其变电所通过一条110 k W输电线路供电给某公司变电所一台主变压器, 整个线路总共长为98 km, 全程所使用的导线为LGJ - 300 型, 同时, 一定要注意线路每千米的电阻r0= 0. 107 Ω / km, 此外, 其主变压器为SFZ10 - 50000 /110 型, 除此之外, 其短路损耗 ΔPK =183. 60 k W, 空载损耗 ΔP0= 41. 79 k W, 变电所总的负荷SC =40 MVA, 功率因数cos = 0. 92。

2. 1 等值电路参数

电导:G=ΔP0/UN2=0.04179/1002=3.45×10-6S;

线路电阻:R2=r01=10.486Ω;

主变电阻:R1=ΔPK·UN2/SN2=0.89Ω;

单元接线的经济运行功率:Sj=6.66 MVA;

单元接线串联总电阻:R=R1+R2=11.375Ω。

2.2最小有功损耗 (ΔPmin) 与实际运行功率损耗 (ΔP)

通过计算可以得知: ΔPmin= 2GU2= 0. 083 49 MW;

通过计算可以得知:ΔP=GU2+S2/U2·R=2.3 MW。

2.3最大效率 (ηmax) 与实际运行效率 (η)

通过计算可以得知:

通过计算可以得知:η= (1-ΔP/P1) ×100%=94.9%。

2.4最小 (αmin) 和实际运行线损率 (α)

通过计算可以得知:αmin=1-ηmax=1.3%;

通过计算可以得知:α=1-η=5.1%。

经由上面的具体算例, 我们能够获得以下两方面启发: 第一, 其经济运行功率 ( Sj) 非常小, 仅仅为6. 66 MVA, 只占 ΔP的13. 6% , ΔP愈发接近Sj, 那么就具有愈大的运行效率。第二, 线路和变压器电阻分别是10. 486 Ω 与0. 89 Ω, 经过比较可以看出, 前者为后者的十一倍, 通过这一个数据我们能够得知, 其Sj与 ηmax基本上是由线路电阻所决定, 也就是说, 线路长度越长电阻愈高, 在这样的情况下, 那么则Sj的数值就愈小, ηmax相应的就愈小, 最小线损率相应愈大。

3 结语

综上所述, 通过细致的研究, 我们将线路变压器单元接线的经济运行相关参数的求解方法推出来, 本文的研究具有非常深远的实践意义。总体上, 本文主要取得下列两方面结论。

1) 当其按经济运行功率运行的时候, 其具有最低的电耗, 同时具有最大的输电效率。

2) 其经济运行功率和线路运行电压的平方成正比, 伴随前者的不断变化, 后者出现非常明显的改变, 因此, 必须注重电压调整所带来的干扰。

参考文献

[1]肖艳萍.发电厂变电站电气设备[M].北京:中国电力出版社, 2008:330-331.

变压器接线方式 篇5

目前电网220kV变压器保护配置及整定按《继电保护和安全自动装置技术规程》、《220kV~500kV电网继电保护装置运行规程》执行。

2 电网220kV变压器保护的基本配置

220kV降压变压器保护按双重化配置, 即配置2套电气量保护 (双主双后配置) 和1套非电量保护。

1) 主保护

两套不同原理的差动保护和瓦斯保护, 瓦斯保护和差动保护是相辅相成的, 缺一不可。

2) 后备保护

220kV复合电压闭锁方向过流: (1) 时限跳中母联或分段断路器; (2) 时限跳中压侧断路器 (方向指向变压器) 。

220kV复合电压闭锁过流: (1) 时限跳本侧断路器; (2) 时限跳各侧断路器。

110kV复台电压闭锁方向过流: (1) 时限跳本侧母联或分段断路器; (2) 时限跳本侧断路器 (方向指向本侧母线) 。

110kV复合电压闭锁过流: (1) 时限跳本侧断路器; (2) 时限跳各侧断路器。

低压侧速断: (1) 时限跳本侧断路器。

2 3低压侧复合电压闭锁过流: (1) 时限跳本侧母联或分段断路器; (2) 时限跳本侧断路器; (3) 时限跳三侧断路器。

接地后备保护:

220kV零序方向过流I段: (1) 时限跳本侧母联或分段断路器; (2) 时限跳本侧断路器 (方向指向本侧母线) 。

220kV零序过流ll段: (1) 时限跳本侧断路器; (2) 时限跳各侧。

110kV零序方向过流I段: (1) 时限跳本侧母联或分段断路器; (2) 时限跳本侧断路器 (方向指向本侧母线) 。

110kV零序过流ll段: (1) 时限跳本侧断路器; (2) 时限跳各侧。

间隙保护:

220kV间隙过流及220KV间隙过压, 两出口接点并联: (1) 时限跳各侧。

110kV间隙过流及110KV间隙过压, 两出口接点并联: (1) 时限跳各侧。

其它保护:220kV非全相及主变220KV断路器失灵保护。

各侧过负荷保护:延时动作于发信号。

非电量保护:本体重瓦斯、有载重瓦斯、本体轻瓦斯、压力释放、油温高和冷却器故障根据规程及相关规定跳闸或报信号。

左图为典型的220kV主变保护配置图。

3 220kV变压器微机保护中CT接线及相关问题

1) 差动保护

(1) TA接线方式。双重化配置的变压器差动保护l套应接于变压器外附TA, 另1套应接于变压器套管TA;这就要求我们再设计及现场接线时加强注意, 防止习惯性接线的发生, 当然再整定计算时也要特别注意不同TA接线的CT变比是否一致, 以防止误整定的发生。

(2) 微机差动保护所用的TA二次侧一般均采用Y接线, 其相位补偿均由软件实现但其电流补偿整定时要特别注意是否是由软件补偿来加以实现的。

(3) 主变各侧保护TA及其变比配备的差异形成不平衡电流, 因此我们在选用差动保护各侧TA时尽量采用准确级相同绕组。补偿方式采用不平衡系数方式, 不平衡系数各类保护装置有各自的算法, 在整定计算中要特别注意。

(4) 在整定中发现, 低压侧主、后保护中有一套TA接于主变低压侧套管, 现用主变微机保护中一般采用差动保护和后备保护共用TA二次绕组, 而省调要求低压侧过流接低压侧套管, 这样的话差动保护的保护范围就会缩小。所以建议当主、后合用一组TA时建议低压侧两套电量保护都还选取开关TA;当主、后不共用一组TA时低压侧后备保护保护选取套管TA。

2) 变压器后备保护

(1) 相间过流护及过负荷保护应接于变压器的套管TA, 当无法采用套管TA时, 应选用尽可能靠近变压器的外附TA。

(2) 变压器零序保护TA应如何接线是整定过程中需要关注的问题。

变压器中性点零序微机保护的TA, 既可连接变压器套管TA (自产3I0) , 亦可连接变压器中性点TA, 目前实际应用中变压器的零序方向过流保护的电流取自三相TA电流合成, 其零序方向的电流与电压均采用自产。这样零序电压电流的极性能够得到保证。零序电流保护取自中性点TA。当接变压器中性点TA时, 存在缺点是:正常时中性点无零序电流, 所以无法做方向试验。又因中性点正常无电流, 会引起TA断线时无法告警;接中性点TA的优点是:中性点零序保护既可做变压器区外故障的保护.又可做变压器区内故障的后备保护。TA的接线方式各有优缺点, 但至少应有一段中性点零序保护的TA接中性点的TA, 以作为总后备保护。

以上仅为笔者在工作中对再220kV主变保护配置、CT接线及整定过程中一些自己的看法, 如何在整定计算中使220kV主变保护配置更加合理、完备, 仍需开展进一步的研究。

参考文献

[1]GB/T14285-2006.继电保护和安全自动装置技术规程[S].

变压器接线方式 篇6

多相输电相对于传统三相输电而言具有能够提高能量传送密度、明显降低导线表面的电位梯度、节省空间等优点[1,2]。然而,六相及以上相数的多相输电方式由于线路结构复杂,难以投入实际应用。四相输电最接近于三相输电,既有三相输电的优点,又克服了多相输电的缺点。与三相输电比较,它具有提高输电容量、节约线材用量及成本费用、削弱非对称短路的功角振荡、改善输电线路电磁辐射对通信及环境影响等优点,具有良好的发展前景[3,4]。

在电气化铁道中,自耦变压器(AT)供电方式由于电压等级高,电磁干扰少,与直供或BT供电方式相比具有显著的优越性。在四相输电系统和电气化铁道AT供电系统中,主变压器是最关键的电气设备。现有的三相变四相平衡变压器性能列举如下:Scot接线材料利用率低,铜材利用率为92.8%,铁材利用率为87.9%,铜铁材综合利用率为81.6%,且高压侧中性点不能接地,没有3次谐波电流回路,绕组和铁芯结构复杂;Leblanc变压器铜材利用率仅为84.5%,高压侧需要按全绝缘设计,增加了成本;Woodbridge变压器高压侧中性点可以接地,有3次谐波电流回路,但由于二次侧没有公共接地(轨)点,需增设2台AT,增加了整体固定投资[5,6]。

三相变四相电力变压器绕组结构简单,但无3次谐波电流回路,铁芯结构复杂,需要4个铁芯柱,6个铁轭(包括上下部分),铁材利用率不高。四相磁路长度不相等,空载损耗大,各相空载电流也不相等[7,8]。此外,YN/三相变四相平衡变压器二次侧铜材利用率仅为80.4%[9,10],阻抗匹配II型平衡变压器[11,12,13]能用于AT供电方式或者四相输电系统,但此时B相铁芯柱上将分布7个绕组,绕组复杂,实现参数的阻抗匹配很困难,制造难度极大。YN/A型变压器特点和阻抗匹配变压器相似[14]。文献[15]提出了星形双梯形三相变四相平衡变压器,材料利用率高,是很有前途的三相变四相变压器,但中性点的引出较为困难。

本文提出了一种新颖实用的绕组采用不对称接线的三相变四相平衡变压器(本文中对称是指绕组匝数、阻抗和布置形式都相同)。具有如下性能:一次侧中性点可接地;二次侧由双闭合三角形构成3次谐波电流回路,能有效改善电压波形;每相为3~5个绕组,绕组结构较简单;材料利用率高;综合性能良好;特别适合于做四相输电或者AT供电系统的主变压器。

本文详细分析了该变压器的接线方案、基本原理、电流/电压变换关系,得出了平衡条件方程式,在此基础上建立了仿真模型并进行相应的仿真实验以验证该变压器实现三相与四相输变电平衡转换的可行性,为进一步研究奠定了理论基础。

1 接线方案

图1为绕组接线图。图1中对各相绕组进行了编号。一次侧绕组由三相绕组AN、BN、CN组成,采用星形接线,一次侧三相绕组的匝数均为W1;二次侧绕组中由aa′、bb′、oa′、ob′、b′a′组成不对称接线结构,与cc′、dd′、oc′、od′、c′d′组成的结构关于四相系统的公共点对称,aa′、cc′的匝数为W2为oa′、ob′、oc′、od′、bb′、b′a′、c′d′、dd′绕组的匝数。其中,oa′、ob′、b′a′绕组和oc′、od′、c′d′绕组分别构成3次谐波电流回路。采用三相三芯柱式结构时,A相芯柱上的绕组由AN、aa′、oa′、oc′、cc′共5个线圈组成,B相芯柱上由BN、ob′、od′共3个线圈组成,C相芯柱上由CN、bb′、b′a′、c′d′、dd′共5个线圈组成。三相绕组接线互不对称,综合性能良好,这是所提新型平衡变压器区别于以往三相或两相绕组对称平衡变压器的显著特点。

2 基本方程组

令变比为:

其中,W为基准匝数(W=W1),Ki(i=1,2,3,4)为各绕组匝数向基准匝数折算的变比。

图1中的箭头方向表示电流与电压的正方向。设四相负载电流分别为Ia、Ib、Ic、Id,四相负载电压分别为Ua、Ub、Uc、Ud;负载上的电压与电流同方向。

根据图1可列出电流方程为:

二次侧电压方程为:

忽略励磁电流,对各芯柱列出磁势平衡方程为:

由多绕组变压器理论可得出变压器电压方程式为:

其中,UA、Ua2分别表示A相一次侧绕组电压和二次侧(2)号绕组电压;IA、Ia2分别表示A相一次侧绕组电流和二次侧(2)号绕组电流;其余可类推。阻抗参数(均归算到一次侧)分为2类:一类是可以直接测量的两两绕组之间的短路阻抗,如Z′KA12;另一类是对应于三绕组变压器的等值阻抗,如Z′A213、Z′A312等,可以通过短路阻抗间接得到。

3 平衡条件

由式(1)—(4)联合推导,得到αβ两相运行时的电流关系为:

平衡变压器的基本特征是:在任何负载电流情况下,均要满足一次侧三相电流无零序分量的条件。

故式(5)中的系数矩阵任一列元素之和必须等于0,即:

解得本平衡变压器的条件为:

由式(6)、(7)可得平衡条件为:

4 三相侧与四相侧电流相量关系

将式(7)代入式(5),并由结构的对称性可得:

四相负荷电流的大小是经常变化的,但负荷性质一般相同,可认为其功率因数相同,它们之间的相位差可认为保持90°不变。以Ia为参考方向,各电流相位关系为Ib=j Ia,Ic=-Ia,Id=-j Ia,将以上关系代入式(9),得三相侧电流相量关系为:

可以看出,当四相侧为平衡对称负荷时,换算到原边的三相侧各相电流幅值相等,相角彼此相差120°,三相电流完全对称,其零序电流和负序电流均为零。而且,原边电流IA与副边电流Ia同相位。这时三相侧与四相侧电流相量关系如图2所示。

5 三相侧与四相侧电压相量关系

设四相侧各相电势相量依次为Ua、Ub、Uc、Ud。由式(2)有:

根据每相磁通在绕组中感应电势正比于绕组匝数,可得原、副边电压关系为:

当原边三相电压对称,即UA=U∠0°,UB=α2UA,UC=αUA,α=ej120°,得到四相侧各相电势为:

由以上计算可以看出,只要三相系统电压对称,变换到四相系统的各相电势也必然对称,其相位依次相差90°,三相侧与四相侧电压相量关系如图3所示。

6 材料利用率

二次侧绕组计算容量(以绕组安匝数表示)为:

二次侧绕组输出容量(以绕组安匝数表示)为:

二次侧绕组铜材料利用率为:

一次侧绕组铜材料利用率为100%,所以综合铜材利用率为94.57%,具有高的材料利用率。

7 仿真验证

仿真参数:平衡变压器容量20 MV·A;三相侧电压110 k V,四相分别输出电压27.5 kV;短路阻抗Z′KB12=Z′KB13=8%,等值阻抗Z′A1=Z′C1=8%,Z′a2=Z′a3=6.8%,Z′c2=Z′c3=5%,Z′a4=Z′a5=Z′c4=Z′c5=6.2%。

7.1 带平衡负载

在四相侧全部加载75.6Ω的电阻性负载,仿真波形见图4。从图4(a)可见原边三相电流对称,从图4(b)、(c)可见零序电流和负序电流分量都为零。这表明新型接线的三相变四相变压器的在带平衡负载时能很好地满足设计要求。

7.2 带不平衡负载

若在a、b、c、d四相分别加载75.6Ω、120Ω、180Ω、240Ω的电阻性负载,这就构成了四相带不平衡负载的情形,结果如图5所示。可以看出,原边三相电流因为存在负序电流变得不对称,但仍然没有零序分量,这与理论分析是完全一致的。

7.3 四相侧短路

四相侧全部短路时的原边电流波形见图6。可以看出,原边三相电流依然保持对称,说明了原边三相输入阻抗相等,这是该新型平衡变压器又一大特点。

8 结论

本文首次提出了一种新颖的不对称接线三相变四相平衡变压器,一次侧中性点可以接地,二次侧有3次谐波电流回路,材料利用率高,每相为3~5个绕组,绕组结构较简单,综合性能良好,设计灵活。

本文给出了接线方案和基本方程,得出了一次侧中性点电流为零的平衡条件,导出了一、二次侧绕组的电流、电压关系。通过理论推导分析,本平衡变压器具有以下性能:二次侧带四相负载时,无论负载电流如何变化,一次侧三相电流中始终无零序分量;二次侧四相负载电流对称时,一次侧三相电流也对称,既无零序分量,也无负序分量。仿真实验证明了上述结论。

摘要：提出了一种新颖实用的三相绕组接线互不对称的三相变四相平衡变压器。阐述了该变压器的接线方案,采用三相三芯柱式结构,A相芯柱有5个绕组,B相芯柱有3个绕组,C相芯柱有5个绕组但匝数结构与A相不同,三相绕组互不相同。建立了数学模型,推导出一次侧中性点电流的平衡条件并导出了一次侧和二次侧绕组间的电流和电压关系。仿真验证了上述理论推导的正确性和可行性。该新型平衡变压器一次侧中性点可接地,二次侧由双闭合三角形构成3次谐波电流回路,能有效改善电压波形,接线较简单,材料利用率高,综合性能良好,特别适用于电气化铁道自耦变压器(AT)供电方式和四相输电系统,具有良好的应用前景。

变压器接线方式 篇7

大型变压器是企业的咽喉设备,一旦发生故障将导致大面积停电,会给企业造成不可估量的损失。因此,确保变压器安全运行,防止变压器差动保护误动作,是电气工作人员的重要任务。

为了验证变压器差动保护电流回路接线的正确性,防止由于接线错误和回路断线等原因造成差动保护误动作致使变压器停电事故,可以通过测量变压器差动保护回路的六角图,来验证差动保护电流回路的接线正确性。用六角图来判断变压器差动保护接线正确的方法一般有2种,即功率表法和相位表法。本文主要介绍功率表法。

1基本原理

在复数坐标系统中的任何相量,只要知道在复数坐标系统中任何2个交轴上的垂直投影,就可以决定的位置,例如已知相量在直角坐标轴系统中对x、y轴垂直投影Ax、Ay,则相量的位置便由Ax、Ay决定,如图1所示。两坐标轴可以是直角也可以是任意角。在三相交流系统中,采用坐标系统为120°的三相系统较为方便,一般采用三相系统三相线电压作为电流相量的基准值,如图2所示。

电流相量在电压上的投影可以用功率表测量。因为功率表所得的功率P=UIcosφ,如果是电流相量在电压相量上的投影,则其功率表PUV-U为:

当PUV-U及不变时,电流的轨迹为电压相量的起始点开始,沿电压相量取PUV-U的长度垂直直线上。

由于三相电压的相位差为120°,当功率表的电流不变时,对于三相的电压便有3个不同的功率数,若的投影与电压相量之正方向相同,则功率的读数为正的投影与电压相量之正方向相反,则功率的读数为负。

设功率表接时,则PUV-U=UUVIUcosφ1;

设功率表接时,则PVW-U=UVWIUcosφ2;

设功率表接时,则PWU-U=UWUIUcosφ3。

其中,φ1、φ2、φ3分别之间的相角差,因为在三相对称电压系统中为同一个电流,所以3个功率表的读数PUV-U、PVW-U、PWU-U在三相电压相量上的投影轴上的垂线必交于一点,则三垂线交点与三相电压系统坐标O点之连线即为电流相量位置,如图2所示。

同样通过测量PUV-V、PVW-V、PWU-V,PUV-W、PVW-W、PWU-W,可决定电流相量位置。

若用同一个电流依次将坐标轴的3个电压接至功率表,则3个读数的代数和为0则说明功率表之读数正确,可以用来判断测量接线及功率表读数是否正确。

2应用方法

2.1方法和步骤

用六角图来判断变压器差动保护接线正误的方法,可在变压器运行情况下或停电情况下进行。在变压器停运情况下需要用三相自耦调压器供给变压器试验电源,这种方法较麻烦, 因此一般是在变压器运行情况下进行。检查前必须先用相序表检验来自与变压器同一母线的电压互感器二次侧电压须是正相序,否则应调整。按图3接线,在电流回路中要串联一只电流表监视电流是否接通。然后将高压侧差动用电流互感器二次侧电流IU接至功率表,同时分别取来自与变压器同一母线的电压互感器二次侧电压UUV、UVW、UWU,通过功率表读数可得到PUV-U、PVW-U、PWU-U3个功率值。根据测量结果可作出二次电流向量图。以U为例,画出3个大小相等相位差为120°的电压相量 UV、VW、WU并按比例画出U分别对 UV、 VW、WU的功率PUV-U、PVW-U、PWU-U并作相应的垂线,三垂线就交于一点,便可得出电流U相量图。

用同样的 方法可得 出的相量位置。

在变压器低压侧用同样的方法测量差动保护用电流互感器二次侧电流(仍取高压侧电压)的功率的相量位置。通过作图分析相位差是否接近180°,其误差角不大于5°,则认为该变压器差动保护电流回路接线是正确的。

2.2实测例子

(1)2010年6月,用六角图功率表法对我公司火谷都35kV变电站一台新安装的3 150kVA变压器差动保护回路接线是否正确进行检查,用上述方法得出测量数据如表1所示,再通过表1数值按一定比例得到六角图,如图4所示,从图4可知变压器差动保护接线正确。

(2)2010年12月我公司锌业厂35kV变电站一台4 000kVA变压器在检修工作中对该变压器差动保护用电流互感器进行了更换,更换后变压器投入运行时差动保护出现误动,在现场用功率表法得到表2测量值,通过测量值得到六角图,如图5所示,从图5可知变压器差动保护接线错误。

2.3根据六角图判断变压器差动保护接线的正确性

根据功率表测得值作出六角图后,还应根据六角图对变压器差动保护接线的正确性作出判断,正确的接线所测绘的六角图应符合以下标准:

(1)测绘的三相电流相量应是正相序,即应为顺时针方向,如不是,则可能是电流互感器相别接错;

(2)测绘的三相电流相量应彼此对称,各相差120°,反之则可能是电流互感器极性接错;

(3)对于两线圈变压器差动保护,根据六角图所示得到的两组三相电流相量,各对应相电流的相位差为180°,反之则可能是两组电流互感器之对应极性接错;对于三线圈变压器,其中两侧电流的相量和应与第三侧相差180°,则说明接线是正确的。如测出两侧同相,则说明极性接反了,改变一侧电流互感器极性接线即可。

2.4注意事项

由于绘制六角图的检查工作是在变压器运行状态下进行, 用功率表法时测量接线须拆动差动保护回路接线易造成人为失误,所以测绘六角图时应注意以下事项:

(1)测量前应核对电流互感器相序的正确性及确定合适的工作位置(一般宜在保护屏处测量),注意测量所用电流、电压互感器端子线标上的相别;

(2)测量前应检查变压器负荷电流应在10%额定电流以上,且负荷电流应稳定或变化较少;

(3)用功率表测量时,电流回路中需串接电流表,应严防电流互感器开路;

(4)用功率表法时应注意功率表的接性。

3结语

差动保护是根据被保护设备两侧电流互感器差流的大小而动作的。由于变压器一、二次侧电流大小和相位均不相同, 以及变压器投入运行时会产生5~8倍于额定电流的励磁涌流等特殊情况,因此使得变压器的差动保护较之线路和其他设备的差动保护要复杂得多。若接线一处有误,保护都将会动作。为了防止接线错误,特别是电流互感器相别接错、极性接反等,必须检查差动接线的正确性。在检查方法中,六角图是判断检查差动保护接线正确性的一种有效方法,在整个检查接线工作中最为重要。另外,六角图法还可以用来判断电能表接线是否正确等。因此,应掌握六角图法以便用它来分析解决电气工作中的许多技术问题,从而提高我们分析问题和解决问题的能力。

摘要：六角图在电气工程中应用广泛,掌握六角图可以解决电气工程中的许多问题,起到事半功倍的作用。现介绍了六角图的基本原理、用六角图检验变压器差动保护回路接线正误的实例及在应用中要注意的事项。