电流变性能

电流变性能（共4篇）

电流变性能 篇1

户外式电流互感器校验时, 由于铭牌受风吹、日晒、雨淋及冰冻等的侵蚀破坏, 看不清变比, 一般情况下, 可使用电流互感器校验仪采用“变比试用校验法”校验出其实际变比及误差。笔者现以SHGQ-DC型电流互感器校验仪为例, 具体介绍操作方法如下。

电流互感器

先按小变比试校, 比如先按150/5校验。负荷箱切换到对应的容量 (伏安数) , 电流互感器的接线必须正确 (一般按减极性接线) , 试验电压从零均匀地升到120%UN (UN, 互感器额定电压) , 然后再由120%UN均匀地降至零。这一过程叫做去磁试验, 先排除电流互感器铁心剩磁对测量误差的影响。同时观察这一过程中校验仪的极性指示灯是否点亮变成红色。如果校验仪的极性指示灯变成红色, 则说明此电流互感器误差很大或是变比不正确, 因为变比错误, 本身就会产生很大的计量误差。做好记录。

然后用同样的校验方法, 按200/5的变比校验。在此过程中, 如果校验仪的极性指示灯没有点亮, 则说明此电流互感器误差并不大, 且不存在变比错误 (即此电流互感器变比为200/5) 。接下来将试验电压从零逐步升到5%UN, 10%UN, 20%UN, 100%UN, 直至120%UN并记下误差。然后再将试验电压从120%UN, 100%UN, 20%UN, 10%UN, 5%UN降至零, 并记下各测量点的变比误差、相角误差。

对误差记录进行分析, 看看每个试验点的误差值是否超出规定的数值。比如电流互感器在20%UN时, 变比误差规定为±0.35%, 而实测误差是-0.25%, 则说明此测量点不超差。依此类推, 如果各个测量点的误差均不超出规定的数值, 则说明此电流互感器变比正确且误差合格。如果有任一个测量点的误差超出规定的误差值, 比如电流互感器在100%UN时, 变比误差规定为±0.2%, 而实测误差是-0.5%, 则说明此测量点超差。即说明此电流互感器不合格, 且电流互感器的变比无误 (即此电流互感器变比为200/5) 。

对于计量用的穿心式电流互感器, 人为故意损毁铭牌或偷换铭牌的, 亦可用此法校验出其实际变比。

特殊情况, 当电流互感器出现较大误差时, 此时电流互感器应该淘汰, 在这种情况下用此法就不能校验出其实际变比了。因为当电流互感器出现较大误差时, 校验仪上的极性指示灯亦会点亮并变成红色, 导致无法区分是变比错误造成误差, 还是其他原因造成的误差。如果要进一步确定其实际变比, 可在电流互感器的一次侧试加标准电流值, 在其二次侧测出实际电流值, 然后进行计算。2013-06-23收稿

与中性线连接, 它们对地也都没有危险

电流变性能 篇2

摘要：根据电流互感器的等值电路图，讨论了2种电流互感器变比检查试验方法(电流法和电压法)的原理和特点，推荐一种简便可靠的电流互感器变比检查现场试验方法――电压法。

关键词：电流互感器 变比检查 电流法 电压法

不管是老标准还是新规程，都把电流互感器交接时和更换绕组后的现场变比检查试验列为重要试验项目。虽然电流互感器变比的准确度应由制造部门保证，但由于种种原因，现场试验时偶而也能检查出错误(大多是抽头引错)。因此现场变比检查试验成为多年不变的项目。

电流互感器工作原理大致与变压器相同，不同的是变压器铁心内的交变主磁通是由一次线圈两端交流电压所产生，而电流互感器铁心内的交变主磁通是由一次线圈内电流所产生，一次主磁通在二次线圈中感应出二次电势而产生二次电流。

从电流互感器工作原理可知：决定电流互感器变比的是一次线圈匝数与二次线圈匝数之比，影响电流互感器变比误差的主要原因有：(1)电流的大小，比差和角差随二次电流减小而增大;(2) 二次负荷的大小，比差和角差随二次负荷减小而减小;(3)二次负荷功率因数，随着二次负荷功率因数的`增大，比差减小而角差增大;(4) 电源频率的影响;(5)其它因素。电流互感器内部参数也可能引起变比误差，如二次线圈内阻抗、铁心截面、铁心材料、二次线圈匝数等，但这是由设计和制造决定的。

电流互感器变化的误差试验应由制造厂在出厂试验时完成或在试验室进行。而电流互感器变比现场试验属于检查性质，即不考虑上述影响电流互感器变比误差的原因而重点检查匝数比。根据电工原理，匝数比等于电压比或电流比之倒数。因此测量电压比和测量电流比都可以计算出匝数比。

1 试验方法分析

现根据试验接线图和等值电路图分别讨论电压法和电流法检查电流互感器变化试验的原理和特点。1.1 电流法 1.1.1试验原理

电流法检查电流互感器变比试验接线图如图1所示。

图1 电流法的试验接线

――电流源包括 1 台调压器、1 台升流器;L1、L2――电流

互感器一次线圈2 个端子;K1、K2――电流互感器二

次线圈2个端子;A1――电流表(测量电流互感器

一次电流);A2――电流表(测量电流互感器二次电流)

电流法检查电流互感器变比等值电路图如图2所示。

图2 电流法的等值电路

――电流源;A――电流表;I1――电流互感器的一次电

流;I2′――折算到一次侧的电流互感器二次电流;

r1、x1――电流互感器一次线圈电阻、

漏抗;r2′、x2′――折算到

一次的电流互感器二次线圈电阻、漏抗;

Zm――电流互感器激磁阻抗

当电流互感器正常运行时二次线圈处于短路状态，铁心磁密很低，即Zm很大。从等值电路图可知，当Zm很大时，I1=I2′。

1.1.2 电流法试验的特点

电流法的优点是基本模拟电流互感器实际运行(仅是二次负荷的大小有差别)，从原理上讲是一种无可挑剔的试验方法，同时能保证一定的准确度，也可以说是一种容易理解的试验方法。但是随着系统容量增加，电流互感器电流越来越大，可达数万安培。现场加电流至数百安培已有困难，数千安培或数万安培几乎不可能。降低一些试验电流对减小试验容量没有多大意义，降低太多则电流互感器误差骤增。

1.2 电压法1.2.1电压法试验原理

电压法检查电流互感器变比试验接线图如图3所示。

图3 电压法的试验接线图

――电压源(1 台调压器);L1、L2――电流互感器一次线

圈2个端子;K1、K2――电流互感器二次线圈2个端子;

V――电压表，测量电流互感器二次电压;mV――毫伏表，

测量电流互感器一次电压

电压法检查电流互感器变比等值电路图如图4所示。

图4 电压法的等值电路

――电压源;V――电压表;mV――毫伏表;I0――电流

互感器激磁电流;U1――电流互感器一次电压;

U2′――折算到一次侧的电流互感器二次电压;

r1、x1――电流互感器一次线圈电阻、漏抗;

r2′、x2′――折算到一次侧的电流互感器二次线圈电阻、漏抗;

Zm――电流互感器激磁阻抗

当电压法测电流互感器变比时，一次线圈开路，铁心磁密很高，极易饱和。电压U2′稍高，励磁电流I0增大很多。

从等值电路图可得下式：

U2′+I0×(r2′+jx2′)=U1

从式中可知引起误差的是I0×(r2′+jx2′)，变比较小、额定电流5A的电流互感器二次线圈电阻和漏抗一般小于1Ω，变比较大、额定电流为1A的电流互感器二次线圈电阻和漏抗一般1～15Ω。以1台 220 kV、2500A/1 A电流互感器现场试验数据为例：二次线圈施加电压250 kV，一次线圈测得电压100 mV，此时二次线圈激磁电流约2mA，二次线圈电阻和漏抗约15Ω，I0×(r2′+jx2′)=30 mV。30mV与250 V相比不可能引起误差。

从上述分析可知：电压法测量电流互感器变比时只要限制激磁电流I0为mA级，即可保证一定的测量精度。

1.2.2 电压法试验的特点

电压法的最大的优点是试验设备重量较轻，适合现场试验，只需要1个小调压器、1块电压表、1块毫伏表。仅仅是要注意限制二次线圈的励磁电流小于10mA，即可保证一定的准确度。

2 结论

(1)用电流法检查电流互感器变比的现场试验需要笨重的试验设备，而且达到数千安培几乎不可能。若试验电流降低太多，则电流互感器误差骤增。

主变间隙零序电流保护误动分析 篇3

近年来, 云南电网110kV及以上线路单相接地故障导致变压器中性点间隙零序电流保护误动事故多次发生。部分电厂及用户侧主变中性点保护配置和使用仍存在不规范的情况, 影响了电网安全运行。下面以某电厂发生的主变间隙保护误动造成全厂全停事故为例分析说明。

2 故障情况介绍

事故前2#、3#发电机 (单机容量10MW) 通过110kV接入系统, 其中2#机组带负荷2MW (机端与厂用变同母线) , 3#机组带负荷8MW; 1#主变高压侧隔离开关拉开, 3#主变中性点接地, 2#主变中性点不接地;110kV DX线由D电厂送线路空载, 对侧110kV X变断路器处热备用见图1。

故障情况为110kV DX线发生线路故障。电厂侧保护动作为:110kV DX线线路保护零序Ⅱ段动作跳开140、141断路器, 重合闸动作成功合上141断路器, 保护显示A相接地故障, 测距64.49km;110kV 3#主变中性点间隙过流保护动作, 跳开143、144断路器;110kV 2#主变中性点间隙过压保护动作, 跳开142断路器。后经查线发现, N158-159杆之间A相导线有树枝挂在上面, 形成A相永久性接地故障。

3 保护动作分析

110kV DX线发生A相永久性接地故障时, 110kV DX线140、141断路器线路保护正确动作。但在已经满足线路与变压器继电保护整定时间配合的情况下, 线路故障不应该引起2#、3#主变保护同时动作, 尤其是3#主变中性点在已接地情况下, 间隙保护动作更不合理。

查阅间隙保护接线图后发现, 主变零序电流保护与间隙电流保护共用中性点电流互感器 (CT) , 保护装置通过中性点接地开关辅助触点切换来投退主变间隙保护 (原理见图2) 。正常情况下, 当主变中性点不接地时投入间隙保护, 中性点直接接地时将间隙保护退出。结合以前相同运行方式下110kV DX线相同故障时保护均正确动作的运行经验, 推断此次3#主变间隙电流保护误动原因就是触点S没有有效切换。后经现场实际查看, 发现S触点有问题, 这样3#主变间隙保护在中性点接地的情况下实际并未退出。

分析此次机组全停故障动作全过程为:当线路发生接地故障时, 3#主变中性点间隙过流保护首先动作 (0.5s时限) , 跳开143、144断路器和3#机组603断路器, 此时电厂侧失去了接地点, 但发生线路故障的110kV DX线仍通过140断路器、110kV DL线与系统连接。过0.7s后, 110kV DX线线路保护装置零序Ⅱ段保护动作跳闸 (1.2s时限) , 跳开110kV DX线140、141断路器, 电厂彻底与系统解列。

2#机组由于故障前只带很小的负荷, 加之仍带厂用电运行, 所以机组过速保护未动作, 继续带142断路器及厂用电运行。又过1.0s后, 110kV DX线141断路器检无压方式重合闸动作成功, 合上141断路器 (重合闸正常设置为只合141断路器) 。而DX线为A相永久性接地故障, 此时2#机组带DX线 (空线路) 和厂用电运行110kV侧已无接地点 (140、144仍断开) , DX线保护装置的零序及接地距离均不会动作, 所以只能由2#主变间隙过压保护动作, 跳开142断路器、2#机组机端602断路器和厂用电642断路器。至此, 110kV断路器全部跳闸, 电厂全停。

4 事故原因分析

1) 变压器中性点接地开关的辅助触点存在问题, 无法实现间隙保护有效切换是造成此次事故的直接原因。

2) 主变零序保护与间隙保护共用同一组CT, 为事故发生创造了客观条件。主变间隙保护动作电流、动作电压及动作延时整定值不需与其他保护相配合, 为提高间隙保护可靠性, 间隙保护应单独设置变比较小的中性点CT。而且相关反措文件要求, 此CT应串接在棒间隙接地端回路上。

3) 在主变中性点直接接地运行时, 现场运行人员若及时退出主变间隙保护, 也可有效避免此次事故的发生。而电厂现场运行规程对此并未规定, 也就错失了一道有效防线。

5 结束语

综上所述, 正确装设和使用放电间隙保护, 可有效保护不接地主变中性点的绝缘安全。但从电网运行实践来看, 由于厂网分开后管理体制原因, 电厂和客户侧输变电设备贯彻执行反措积极性不高, 近来接连发生了几次客户和电厂侧主变间隙保护误动的情况。因此, 建议在电网调度实际工作中要求客户和电厂严格按照电网反措相关规定执行, 以保证全网安全稳定运行。

参考文献

电流变性能 篇4

设计了用于转子振动控制的多层挤压型电流阻尼器,通过对悬臂转子系统的实验发现:随外加电压的增大,这种阻尼器能有效地抑制转子系统的.临界共振,但当转速超过临界转速后,系统的响应反而增大,为消除这种不利影响,引入了开/关控制法,实验表明:它既能有效抑制临界共振,消除不利影响,又不会引起系统的不稳定.最后实验验证了这种阻尼器抑制转子系统突加不平衡响应的有效性.

作 者：姚国治 邱阳 方同 孟光 范彦斌 Yao Guozhi Qiu Yang Fang Tong Meng Guang Fan Yanbin 作者单位：姚国治,邱阳,Yao Guozhi,Qiu Yang(西安交通大学机械结构强度与振动国家重点实验室,西安,710049)

方同,Fang Tong(西北工业大学振动工程研究所,西安,710072)

孟光,范彦斌,Meng Guang,Fan Yanbin(佛山大学思源机电一体化研究所,佛山,528000)