变比调整（共3篇）
变比调整 篇1
0 引言
500kV香山站有6回500kV输电线路存在CT额定电流值小于线路导线限流值的情况, 导致线路载流量受限于CT, 且随着输送负荷的增长, 此问题愈加突出。通常可通过调整一次串并联接线或重新选择二次抽头方式使CT通流能力与线路载流量匹配。受停电、运行方式及作业风险等因素的影响, 香山站500kV开关CT变比调整采取重新选择二次抽头方式, 将13台500kV开关CT变比在不停电条件下从2 000A/1A调整为4 000A/1A, 共需带电调整90组CT二次绕组抽头。该操作过程会对串接在二次绕组后的3套500kV主变保护、6套500kV线路保护、4套母差失灵保护、2套安稳子站等59套保护及自动装置产生直接影响。因此, 必须详细分析这些二次负载的特点, 采用合理的技术方案, 确保调整工作的安全。
1 调整前的基本情况
1.1 二次负载情况
以香山站第一串500kV开关CT为例, 其二次绕组串接的负载如图1所示。香山站第一串500kV开关CT二次绕组串有主变保护、线路保护、断路器保护、母差保护、安稳装置、功角装置、录波装置、测控装置、计量装置等。香山站共有4串500kV开关, 采用3/2接线方式, 其中2、3开关在第一期投产, 1开关在后期投产, 相应的保护及自动装置投产时期也不同, 因此香山站第一串500kV开关CT二次回路较为复杂, 清楚认识二次绕组后侧的各保护及自动装置, 将是正确确立改造技术方案的基础。
1.2 二次负载分类
1.2.1 双配置的保护及自动装置
双配置的保护及自动装置双重化配置, 根据其CT二次绕组是否独立, 又分为独立二次绕组和非独立二次绕组两类。其中, 独立二次绕组类包括500kV母线保护、主变保护;非独立二次绕组类包括安稳子站A/B套安稳装置、500kV线路保护, 它们与后侧的故障录波装置串接在同一个CT二次绕组后侧。
1.2.2 单配置的保护及自动装置
单配置的保护及自动装置单套配置, 根据其CT二次绕组是否独立, 又分为独立二次绕组和非独立二次绕组两类。其中, 独立二次绕组类包括测控装置、计量装置;非独立二次绕组类包括500kV断路器保护, 它的后侧通常有同步向量测量装置、故障录波装置等。
1.2.3 具有和电流特点的保护及自动装置
具有和电流特点的保护及自动装置, 需要对多组CT二次绕组回路电流进行求和后再采取相应保护策略, 改变其中任一组CT二次绕组的CT变比就可能导致和电流出错, 继而引起保护及自动装置误动。
(1) 500kV母线保护将所保护的母线上的所有开关CT二次电流在装置内求和, 调整任一套CT变比, 均会引起母差保护和电流变化。
(2) 500kV线路保护、主变保护将所保护的2个开关的CT二次电流在汇控箱或保护装置内求和, 并且存在高压侧、中压侧、低压侧三侧二次电流求和问题, 单独调整主变2个开关CT中任一CT的变比, 均会引起保护和电流变化。
(3) 安稳装置、故障录波装置是串接在主变后备保护、线路保护或断路器保护后侧的自动装置, 它的和电流通常在汇控箱或其它保护装置后侧, 单独调整相关的2个开关CT中任一CT的变比, 均会引起和电流变化。
2 改造方案
2.1 双套配置的保护及自动装置
对于双套配置的保护及自动装置, 可以通过逐套短时退出的方式来调整二次绕组抽头, 待带负荷测试通过后再投入。
2.2 单套配置的保护及自动装置
对于单套配置的保护及自动装置, 如500kV断路器保护, 考虑到电网风险, 只能短时退出, 退出时间应控制在1h内, 必须尽可能缩短二次抽头调整时间, 待带负荷测试通过后再投入。
2.3 有和电流的保护及自动装置
有和电流的保护及自动装置为重要设备, 均为双套配置, 改造时可申请退出1套, 将其求和的所有开关CT变比调整后, 带负荷测试正确后再投入。
2.4 一个二次绕组后侧串接多个保护及自动装置
对于所有串接在一个二次绕组后侧的保护及自动装置, 应同步开展CT变比调整工作, 包括安全措施、定值调整等。
2.5 关键元件的处理
香山站500kV香顺双回和峰香双回对于香山稳控子站属于关键元件, 其它为非关键元件。由于安稳装置CT绕组串接有500kV断路器保护、线路保护CT, 且数量较大, 因此CT变比调整工作需在2个工作日完成。
(1) 第一个工作日进行非关键元件CT变比调整。工作开始前, 申请退出安稳装置非关键元件的运行压板 (安稳装置不再对该单元进行状态处理) ;随后, 在汇控箱同步完成安稳装置及相关串接保护的CT绕组调整, 调整工作结束后, 申请退出A、B套安稳装置, 进行安稳装置CT定值更改, 安稳装置退出时间控制在1h内;带负荷测试正确后, 投入安稳装置及相应运行压板, 工作结束。
(2) 第二个工作日进行部分非关键元件CT变比调整, 非关键元件调整完毕后, 申请退出A、B套安稳装置, 进行峰香双回和香顺双回CT变比调整和定值修改, 退出时间控制在4h内。带负荷测试正确后, 投入安稳装置及相应运行压板, 工作结束。
3 步骤及工序
500kV开关CT变比带电调整主要步骤如图2所示。
(1) 按工作票要求退出相关保护装置。
(2) 用钳形相位表对调整前的CT回路进行带负荷测试, 记录当前的电流值及功角, 以便与调整后的数据进行比对。
(3) 测量用CT变比调整前需更改测控装置满度系数, 并抽取1台测控装置试加2倍额定电流与主站核对遥测数据。
(4) 按二次设备及回路工作安全技术措施单严格执行调整前CT回路的安全技术措施。
(5) 在汇控箱用短接片短接需调整CT的二次回路端子CT侧后, 用钳型电流表确认该CT端子负荷侧无电流, 以防止CT二次侧开路。
(6) 在汇控箱调整负载所接CT二次回路端子, 将负载所接CT变比由2 000A/1A调整为4 000A/1A, 保持CT回路极性不变, 接线牢固。
(7) 用钳形电流表确认调整后负载所接CT二次绕组侧确有电流后, 断开第5步所连短接片。
(8) 执行装置新定值, 修改相关参数。
(9) 进行带负荷测试, 将调整后数据与调整前数据进行对比, 二次电流值应为先前一半左右, 功角应与先前保持一致。
(10) 带负荷测试正确后投入装置, 遥测部分需与网调、中调、地调核对遥测数据。
(11) 做好图纸修改记录并完成竣工草图。
4 结束语
采用本文技术方案调整香山站13台500kV开关CT的90个二次绕组, 涉及到59套500kV保护及自动装置。由于现场调查细致, 技术方案合理, 因此各项工作开展顺利, 没有发生任何技术性偏差, 有力保障了整个工作的进度、质量和安全。
电流互感器变比试用校验法 篇2
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
110kV主变变比范围设计 篇3
国民经济的不断发展对供电的质量和可靠性提出了更高的要求,电力系统需要更为科学、可靠、高效的管理手段。电压质量是反映电能质量优劣的重要指标,其质量好坏既影响产品的质量和用电设备的性能及寿命,也影响电力系统本身。从安全角度看,电压过高会危及电力设备的安全,降低电力设备的使用寿命,而电压过低则不利于电网的安全稳定运行。由于有功、无功潮流的波动会影响系统电压的变化,而在无功充足的情况下利用有载分接开关调压是最方便、最有效的控制电压质量的方法,故在变电站主变安装有载分接开关的方法被广泛应用;有载调压变压器由于其具有能在负载的情况下进行电压调整以及电压调整范围较宽的优点,供电部门为保证在各种运行方式下的电网电压质量,因而得到供电部门的青睐,通过合理调节有载调压变压器的分接头,来随时保证用户的供电电压质量。
110kV变电站无功基本都能实现就地平衡,但当110kV母线电压比较高时(在合格范围内),主变档位调到一档,10kV母线电压仍然偏高。针对此种情况,本文对有载调压变压器的变比设计作一分析。
1 变压器运行现状分析
为提高供电可靠性及电压质量,现有110kV变压器均采用有载调压,调压范围为110±8*1.25%/38.5*±2.5%/11kV,假设变电站内的无功能够实现就地平衡,则当110kV母线电压为117kV时,各档位理论上对应于10kV母线电压的电压值见表一。
从表一中可以看出低压侧电压值最低是10.63kV,最高为13kV,当110kV母线电压为117kV时,因10kV母线电压合格率范围为-3%--+7%,只有把档位调到一档,电压才合格。上述电压值是在假设站内能够实现无功就地平衡,而对于110kV变电站的三圈变,中压侧没有装设电容器组,也就是中压侧往往需消耗一定数量的无功,而上一级电网又要求各站的无功要达到就地平衡,这一矛盾只有考虑投入10kV母线电容器组来解决,10kV母线一旦投入电容器组,其电压值就会比理论上计算上升,经验值是0.1kV左右。
综合上述讨论,当110kV母线电压为117kV时,档位调到一档电压仍然偏高,甚至110kV母线电压为116kV左右,电压偏高情况也时有发生。
2 抽头变比改变后的主变运行分析
为解决上节提出的问题,同样假设站内能够实现无功就地平衡,若把调压范围改为110(-11%--+5%)*1.25%/38.5*±2.5%/11kV,则当110kV母线电压为117kV时,各档位理论上对应于10kV母线电压的电压值见表二。
从表二中可以看出,修正变比后,当110 kV母线电压为117kV时,10kV母线电压最低值为10.285kV;此时当10kV母线有无功倒送变压器或110 kV母线电压偏高时,10kV母线电压都可以调到合格范围内。
3 结束语
针对肇庆高要供电局多个110kV变电站10kV调压难的问题,我局与广州广高高压电器有限公司建议110kV蚬岗变电站#2主变变比范围设计成-11%--+5%,该主变于2009年11月投入运行以来,彻底解决了10kV母线调压难的问题。
参考文献
[1]张蕊丽.变压器变比合理选择的一种新方法[J].西铁科技,2008,(01).
[2]陈奇,李洪春.低压侧有载调压变压器设计[J].变压器,2008,(07).