DL T 5136-2001（条文说明） 火力发电厂、变电所二次接线 设计技术规程.pdf

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1、p L 中华人民共和国电力行业标准DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程条文说明主编部门：国家电力公司西北电力设计院批准部门：中华人民共和国国家经济贸易委员会f a咆jJ去i织“2002北京目次3 术语、代号.924 总则935 控制方式956 控制室及其屏（屏台）的布置.99 6.1 总的要求.99 6.2 主控制室和网络控制室的布置.100 6.3 单元控制室的布置.101 6.4 控制屏（屏台）及继电器屏的屏面布置102 7 二次回路设计的基本要求.103 7.1 常规控制系统.103 7.2 常规信号系统104 7.3 常规测量系统.105 7.4 交流电

2、流、电压回路.106 7.5 发电厂电气系统的计算机监控.113 7.6 变电所和发电厂网络部分的计算机监控.116 8 控制室控制的各安装单位的接线119 8.1 发电机.1198.2 变压器和并联电抗器8.3送电线路.121 8.4 电容补偿装置.122 8.5母钱设备.123 8.6 厂（所）用电源8.7故障录波装置.124 9 二次回路设备的选择及配置.;. 127 9 .1 控制和信号设备的选择.1279.2 二次回路的保护设备.128 9.3 小母线和三次回路标号.90 9.4端子排.130 9.5 控制电缆131 10励磁系统133 10.1 一般规定.133 10.2 直流励磁

3、机励磁系统.139 10.3 交流励磁机励磁系统.140 10.4 静止励磁系统143 10.5 备用励磁系统.145 11 同步系统14712 交流不停电电源系统（UPS) 150 12.1 系统配置15012.2设备布置15313 接地与抗干扰.154 13.1 常规二次回路和设备的接地.154 13.2 电子装置的逻辑接地.155 13.3 计算机系统的接地.157 13.4 其他抗干扰措施15891 3 术语、代号列出本规程中主要的术语、代号。列出的原则是避免混淆、误解和便于简化说明。92 4总则4.0.1 本条中规定了火力发电厂、变电所二次接线设计中应遵守的基本原则，内容包括控制、信

4、号、测量表计、继电保护、自动装置以及电源配置等。阐明了使用标准设计、典型设计的必要性。根据多次修订讨论会议的精神，确定了二次接线设计的基本原则是：“安全可靠、技术先进、经济适用、符合国情”。这四个方面各有独立的内涵，但又相瓦制约，处理恰当时也能相互促进。可靠性包括两个含意，即不误动和不拒动。对于调节回路则是不拒调和不误调。对于发电厂、变电所二次接线设计而言，可靠性是首要的。提高可靠性应贯彻于整个设计中，如正确设计电路、合理选择参数、配备可靠电源、处理好设备安装的气象和电磁环境等。必要时设置闭锁、连功、双通道回路，甚至用三取二电路来防止拒动和误动。当前二次接线设计开发及采用先进技术具有广阔的领域

5、。发电厂集散控制系统设计中如何高度分散、节约控制电缆，控制如何提高集中和自动化的水平实现有效的技术经济管理；220kV终端变电所和llOkV及以下的元人值班变电所以及城网改造中如何以崭新的面貌来改造，都是二次接线设计革新的课题。先进技术的生命力体现在技术、经济的合理性，而且要有一定的超前观点去看待。采用先进技术的步骤应是先试点，后推广，避免大面积出现重复性技术问题，从而少交学费。由于我国是一个发展中的大国，不但应与国际标准接轨，而且要少花钱，办好事。所以要经济适用，符合国情。引进技术要国产化，涉外工程与国内工程要区别对待，设计方案要为业主所乐于接受。93 二次接线设计是一项复杂的系统性工程，往

6、往牵一发而动全身，对各部分之间的连锁反应要特别注意。所以二次接线的标准设计、典型设计显得特别需要。日前计算机辅助设计（CAD）大大地为此创造了有利条件，这是提高设计质量、简化和加快二次接线设计的最佳途径。4.0.2 “电压250V以上的回路不宜进入控制和保护屏”是指正常运行时对地的电压。此规定的目的是保证人身安全。220V直流系统充电状态、励磁系统、380/220V中性点非直接接地的交流电源系统以及380/220V中性点经高电阻接地系统的线间电压均有可能超过250V，但正常运行中对地电压不超过250V。只有当这些电源系统产生点接地时另一点对地电压可能超过250V。但此时多有接地报警，自动或人为

7、切除接地故障。可认为这些电惊对地电压不超过250V。但为了安全，采用380V中性点不接地电源时，最好经隔离变压器后接人控制和保护屏。上述电源的测量回路也尽可能经变送器或电压互感器后再接至控制和保护屏。94 5控制方式5.0.1 本条按机组容量不同规定了采用单元控制室控制方式或主控制室控制方式。单机容量为lOOMW及以下的小型发电厂，宜采用主控制室的控制方式，单机容量为125MW机组的大、中型发电厂，宜采用单元控制室的控制方式；单机容量为200MW及以上的大型发电厂，应采用单元控制室的控制方式。一般情况下不推荐设置电气网络控制室。只有当技术经济合理时，也可另设网络控制室。5.0.2 为提高火力发

8、电厂整体自动化水平，为机炉电运行统一管理的实施创造条件，单机容量为300MW及以上机组的单元控制室内电气设备的控制宜采用分散控制系统（DCS），实现以CRT、键盘为主的监控方式，从而对炉、机、电进行全面的监控，达到单元控制室内集中、统一、协调的控制格局。单元控制室由配S实现监测和控制的电气设备项目应包括发电机变压器组，厂用电源系统，主厂房内主要高、低压交流电动机和直流电动机。采用与热工合用DCS方案的优点是单元性强。从一般性概念讲，锅炉、汽机、发电机兰大主机同等重要，同在一个计算机网络中监控，特别是国内运行人员素质提高后，炉、机、电统一由12个值班员负责，有利于提高效率和管理水平。但是，从已经

9、运行的工程中发现，电气专业的监控要求与热工专业的监控要求有很多是不同的。如发生电气故障（开关跳闸等），要求推出相关画面，并在相应画面上出现对应的报警信号等，使运行人员很快掌握事故情况。而热工的要求不一样，如一台给水泵事故掉闸，不要求推出相关画面，因为运行人员关心的不是给水泵的跳闸画面，而是关心汽包水位的变化情况。因而，DCS设计时，应满足热工、电气不同专业的功能要求。95 本条文规定了“电力网络部分电气元件的控制宜采用计算机监控或强电控制接线”。计算机特别是微处理机在电力系统中的应用，为网络控制室常规监控系统的改进，提高网络控制的自动化水平，提供了先进而有效的技术手段。计算机技术发展到了今天，

10、网络部分的所有信息处理工作，都可以由计算机或微处理机来承担。现在，网络部分监控用计算机来实现的越来越普遍，从而，有效地完善了监控系统的功能，提高了运行的可靠性，适应技术的发展趋势。强电控制接线，有长期的运行经验，基本上、满足可靠性要求，故仍保留该方式。5.0.3考虑到主厂房内互为备用的低压厂用变压器的重要性，本条规定了应在单元控制室内控制，以便在处理事故时，有利于运行操作。条文中明确规定了应在第一单元控制室的电力网络部分或网络控制室内控制的设备和元件。此外，还应有各单元发电机变压器组及起动备用变压器高压断路器的位置信号和必要的表计。必要的表计通常包括，发电机一相电流表、一个相间电压表、有功功率

11、表、锅炉压力表和主蒸汽温度表、起动备用变压器高压侧一相电流表。5.0.4本条规定了应在主控制室内控制的设备元件。由于中、小机组也有发电机变压器组接线，因而本文推荐发电机变压器组也应在主控制室内控制。s.o.s 目前变电所的值班方式有两种，一种是有人值班方式，即在变电所设值班人员，由值班人员对变电所实行控制；还有一种是无人值班方式，即在变电所不设值班人员，由调度中心通过远动装置实行遥控、遥测、遥信和遥调。目前，在35kVllOkV变电所己广泛采用了兀人值班方式。根据设计运行经验，设计元人值班变电所宜具备以下条件：1)变电所设备可靠性要高。2）变电所的设备要具有可控性：一断路器、隔离开关、接地器、

12、所用电和直流系统的主要96 开关设备等，应配备电动操作机构；一需要远方或自动控制的油系统、水系统、气系统的各种阀门，需配备电动操作机构：一一继电保护和自动装置应能远方整定和复归；一要考虑变压器的自动灭火和各房间的自动消防装置以及其他的自动控制装置。3）变电所的无人值班要与所在电力系统的自动化水平和管理水平相适应。4）元人值班的变电所距离系统的维护中心不能太远，以便能及时处理事故、减少停电损失。在本条中规定了220kV枢纽变电所、330kVSOOkV变电所，宜采用计算机监控”。目前，国内已有多个变电所采用了计算机监控，这是发展趋势。兀人值班变电所的控制方式，见35llOkV无人值班变电所设计规程

13、。5.0.6本条规定了各设备和元件的继电保护装置和电能计量装置的安装地点。推荐“在二次设备采用分散布置时，继电保护装置和电能计量装置，也可布置在二次设备间。”目前，已建成的SOOkV变电所的二次设备布置有二种方式：集中布置和分散布置。集中布置即传统的布置方式，将变电所中所有的控制、保护和自动装置，都集中布置在主控制室内。分散布置即在SOOkV、220kV配电装置设二次设备间，将该配电装置各安装单位的二次设备，布置在二次设备间。二次设备间内可设监控系统的信息采集终端，担负该二次设备间有关的模拟量、开关量、脉冲量等信息的采集和预处理。处理后的信息通过计算机电缆或光缆构成的数字信息通道传至主控制室。

14、实现变电所的综合自动化。5.0.7 本条文对二次设备间提出了要求。二次设备间的环境条件应满足继电保护装置和控制装置的安全可靠要求，要有良好的电磁屏蔽措施。5.0.8 本条规定了发电厂和变电所就地控制的设备和元件。对97 于大容量机组，交流事故保安电源和交流不停电电游、是非常重要的设备，这些设备都采用就地控制方式，对一些重要信号及仪表参数应传至控制室，便于运行人员及时掌握和处理。5.0.9 直流主屏靠近蓄电池室布置，其目的是缩短联络电缆长度，减少电压降。充电设备宜与直流主屏布置于同一房间，便于运行操作。直流分配电屏宜布置在负荷中心处，目的是缩短馈线电缆，减少回路电压降和便于操作。98 6 控制室

15、及其屏（屏台）的布置6.1总的要求6.1.1 中、小型发电厂或变电所的主控制室或大型发电厂在靠近高压配电装置设置的网络控制室，均应按照设计规划容量在第一期工程中一次建成，以免扩建施工时影响现有设备的安全运行。单元控制室按两机一控设计时，必须在该单元第台机组安装时一次建成。单元控制室的布置地点应与机务、热控等专业密切配合，共同决定。决定单元控制室的位置时，电气专业的辅助设备，如直流设备、火灾报警及消防设施等应综合考虑。6.1.2 确定控制室的布置时，应与建筑、照明、暖通、系统保护和远动通信等专业相互配合，使建成的控制室既便于运行管理又经济实用、美观大方。设计控制室时应注意其朝向及与配电装置的相对

16、位置，以便于采光、巡视和节约控制电缆。控制室内屏（屏台或台）的布置应尽量使屏（屏台或台）间以及与其他设备间连接的控制电缆根数最少、长度最短、敷设时交叉最少。6.1.3 控制室内的屏间距离和通道宽度要能便于运行、维护和设备调试，可参照附录B；当控制室的某壁有凸出物或柱子时，应按屏与这些凸出部分的实际距离校验。一一对封闭式结构的屏，因屏后要开门，屏背面对屏背面的通道尺寸可增大为lOOOmmo一一控制室安全通道的布置要有利于防火和紧急事故时人员的安全疏散，应设置不少于两个出人口。对主控制室及网控室，其中一个门可通过室外扶梯。出人口要考虑防尘、防噪等措施，以保证有较好的运行、维护条件。99 一屏前接线

17、的屏可以靠墙布置。6.1.4 控制室的布置应注意留有适当的备用屏（屏台或台）位置，避免给工程扩建造成困难。6.1.5 在常规控制方式下，控制屏（屏台）与被控制对象在配电装置间隔排列顺序相对应，不但可达到运行管理概念清晰，避免误操作；而且可使二次电缆交叉最少，电缆长度最短06.1.6控制屏（屏台或台）面上的模拟母线应当清晰、连贯。当采用计算机监控时，CRT的显示画面接线应与实际布置相对应，模拟母线的色别参照附录C的规定。6.1.7 在常规控制方式下，控制屏（屏台或台）的型式较多，应选用防尘性能好，结构合理，便于调试、检修，外型尺寸符合国标要求的屏（屏台或台）。当为单个屏时宜选用宽800mm，深6

18、00mm、高2200mm的屏。由于近几年计算机技术的飞速发展，其可靠性也大大提高，电厂采用计算机一般都是冗余配置，当采用计算机监控方式时，硬操后备（除个别以外）基本不设，所以可取消常规控制屏，只设操作员站及辅助屏。6.1.8 本条文是为了防止非值班人员误碰或误操作控制设备。6.2 主控制室和网络控制室的布置6.2.1 发电厂有330kVSOOkV电压级时的网络控制室和330kVSOOkV变电所的主控制室，宜采用控制屏和继电器屏分隔在两室布置的方式。因上述控制室屏数一般较多，两室分开，可改善值班人员的工作条件，控制室的通风、采暖和照明设施等也可考虑得完善一些。对继电器室，两室分开后，平常来往人少

19、，不仅对调试人员的F扰减少，也可使室内的灰尘减少，对继电器及电子设备运行有利。对不设网络控制室的发电厂，为了节约电缆，在配电装置内设二次设备间。6.2.2 发电厂主控制室主环一般采用H型布置。为r便于运行100 监视，当主环正面屏（屏台或台）总长度超过6m时，宜采用弧型布置。主要的电气设备的控制屏（屏台或台）应放在主环的正面，以便于运行人员监视、操作。当主控制室设计算机监控时，主控制室的面积可大大减小，其布置且按操作员站和辅助屏的方式布置6.2.3 变电所及网络控制室的布置应根据工程规模决定主环正面布置。主环一般采用直列式布置。为了便于运行监视，当主环正面屏（屏台）总长度超过7m时，宜采用弧型

20、布置。线路并联电抗器、串联补偿电容器及无功补偿装置的控制屏应根据规划确定布置在主环正面或侧面。一个半断路器接线一般用于220kV以上的系统，其重要性要求它布置在主环正面。一个半断路器接线的中间断路器为串元件（进出线）共用，其二次接线互相关联，故将全部设备（包括进出线断路器和母线设备）按一个整体考虑，合理布置在控制屏上，这样，便于运行监视与操作、也可减少控制电缆的交叉06.2.4 不论是发电厂或变电所的电气主控制室还是网络控制室，电度表屏及记录仪表屏都应布置在抄表方便的地方。6.3 单元控制室的布置6.3.1 同一单元控制室中两台机组的主机控制屏宜按炉机电、炉机电的顺序排列布置。两台机组控制屏台

21、布置完全对应，可减少误操作，并有利于运行人员的培训和替换。同时两台机组的设计、制造可以用一套图纸，比较简单。一般两台机组共用一套公用设备，电气设备相对集中布置可减少运行值班人员。为达到电气设备相对集中，减人增效的目的，也吁采用炉机电、电机炉顺序排列布置。对于厂用电师、控制屏，习惯的做法是高压厂用电源系统和发电机布置在一块屏上，低压厂用电源系统，如果主屏上有位置，也可布置在主屏上。如在主屏上布置有困难，则可将厂用电源控制屏布置在控制室的一侧或后排。101 网控屏放在第一单元控制室时，为了使电气监控相对集中，网控屏布置在两机中间的位置为宜。如为一机一控，则网控屏布置在主环的一侧。在!XS控制方式下

22、，操作员站及辅助屏的布置需与热控专业统筹协商确定。6.3.2 单元控制室的控制屏（屏台或台），应与热控专业协调，尤其是BTG屏更应统配套。应做到控制屏（屏台或台）的外形尺寸和色彩一致。当电气部分的保护屏、自动装置屏、计算机监控设备等布置在继电器室或电子设备间时，继电器室、电子设备间应靠近控制室。这样既节省二次控制电缆又有利于管理运行。6.4 控制屏（屏台）及继电器屏的屏面布置6.4.1 控制屏光宇牌宜布置在屏的上部，显示更为醒目。测量表计布置在光宇牌下面居屏的中间位置，指针更为清晰准确。现在，大部分电厂及变电所采用屏台分开设辅助屏的结构。这种布置视野广阔，更有利于值班人员的操作与监视，但控制室

23、面积较大，屏间电缆增多。故当主接线复杂而控制室布置有条件时，可采用这种方式。当采用这种方式时，将经常监视的常测仪表、同步表计和操作设备等布置在屏台上，而将一般测量仪表，光宇牌及断路器、隔离开关的位置指示器布置在辅助屏上。6.4.2在!XS控制下，必要的光宇牌、测量表计及其他显示设备应布置在辅助屏上。在应急情况下，为了运行人员操作方便，用于安全停机的应急操作按钮布置在计算机操作台上。6.4.3 当主设备要求装设两组主保护时，应使两组主保护设备和出口跳闸回路完全独立。任一组主保护检修、调试时，另一组主保护可不受影响地可靠运行。因此宜将两组主保护分别装设于不同的保护屏上。102 7 二次回路设计的基

24、本要求7.1常规控制系统7.1.1 “控制开关具有固定位置的接线”指操作人员完成控制指令后，控制开关触点便固定于完成指令后的位置，控制开关触点的此位置起到了指令记忆的作用，用以在断路器自动变位（自动合闸或自动跳闸）时发出不对应报警信号。此接线用于有人值班方式。“控制开关具有自动复位的接线”指操作人员完成控制指令后，控制开关触点便自动断开。断路器的位置由位置继电器或断路器的辅助触点来代表。另设位置记忆继电器。当位置继电器和位置记忆继电器触点不对应时，发出报警信号。此接线用于元人值班遥控方式。7.1.2 本条规定了断路器控制回路设计的四项基本要求。其中前两款与7.1.1条有密切联系。第3款可由设计

25、或制造厂成套完成。第4款是保证经济性。7.1.3双灯制灯光监视接线在我国广泛应用，符合运行习惯。330kV500kV变电所规模大，所以也可采用单灯音响接线。由于电力系统不推荐单相运行，分相断路器设有“三相不一致”位置信号，单相重合闸过程仅为短暂过程，所以不推荐布置困难的六灯制接线。7.1.4本条适用于他V35kV配电装置。7.1.5本条规定了对具有两组独立跳闸系统的断路器的控制电源供电原则。目的是使两系统互不影响，提高可靠性。7.1.6本条规定了对分相操动机构的断路器控制原则。其中“不同相断路器位置触点串并联解除重合闸的附加回路”的示意图如下：最后一句中“三相联动的断路器”指有条件时宜为机械联

26、103 TWJA TWJB .，一一一一TWJB TWJC 一一一一重路除回解闸全合1l!ltL|/TWJ一断路器跳l甲J位置继电器的常开触4占；A、B、C叫一断路器跳同位置继电器的相别因I.间相断路器位置触点串并联解除重合闸的附加回路动，困难时也可电气联动。7.1. 7 本条规定了一台半断路器接线的安装单位的划分原则。7 .1.8 330kV及以上电压等级的隔离开关开断时电弧和焊渣威胁人身安全。远方操作指远离隔离开关下部，即在控制室或配电装置的其他构架上装设控制按钮。就地操作指在隔离开关操动机构或机构操动箱上操作。本条还规定了需设防电气误操作措施，可为机械、电气或计算机方式。防误操作电源单独

27、设置的目的是为避免该回路接地时影响控制、保护回路。7.1.9 液压和弹簧操动机构的断路器，制造厂都配备有这些闭锁，设计中仅作外部接口的连接。但制造厂的观点偏重保证断路器安全，设有压力降低至规定值后自动断开断路器的接线；此方式不宜在电力系统中使用。7.1.10 设计图纸中标明该类继电器的极性，可提示制造厂或现场接线时注意，防止接错而使功能失效。7.2常规信号系统7.2.1 本条规定了不间情况下中央信号装置的设置原则。7.2.2 本条规定了中央信号接线及功能的基本要求。104 7.2.3 两种方式中，前者性能好，但价格贵。7.2.4 本条主要指具有马赛克控制屏、台的情况。7.2.5 本条后一句针对

28、330kV500kV大型变电所情况。7.i.6 为了简化中央信号接线，将瞬时预告和延时预告信号合井，改为短延时预告信号。对于过负荷信号则应设单独的时间元件后，接入预告信号。这是因每次短路切除后，因过负荷元件整定值较低，即使该回路电流不超过额定电流，电流元件也会不返回，也会造成误发一次过负荷信号。7.2.7 因330kV500kV变电所规模大，所以预告信号宜分区装设，便于尽快发现信号。7.2.8 直流系统非常重要且网络庞大，所以事故信号（例如浮充整流器事故跳闸等）及预告信号（如接地）需重复动作。直流屏装设在主环外时，应有远方总信号，直流屏上还应有分信号。这样可达到及时发现故障和节约电缆的目的。7

29、.2.9 本条主要针对lOkV35kV配电装置。7.2.10 倒闸操作的隔离开关，在控制室装设位置指示器，可使运行人员监视运行状态。7.2.11 事故分析光字牌便于运行人员快速判断事故性质及重要性，处理事故简捷。设掉牌未复归小母线则可不必将保护动作的所有信号都发光宇牌，可使接线简化。7.2.12 本条适用于地区电网的小型电站。7.3常规测量系统7.3.1 该规程是电测量和电能计量设计的专门规程，也是本规程引用标准之。7.3.2 当采用变送器时，应兼顾常测仪表、计算机及遥测三方面的技术要求，宜共用变送器。当变送器输出容量不够或需隔离时，可采用模拟量扩容回路。7.3.3 在线检测可包括发电机定子铁

30、芯局部过热、漏氢、轴系扭振、绕组及铁芯气体离子分析仪等。这些装置与继电保护和电105 力系统密切相关，集中装设在电气屏上，可使系统更为协调。7.3.4 目的是便于监视直流系统运行状态。7.3.5 当符合7.3.2条的规定时，则采用变送器。llOkV及以上的电流互感器的额定二次电流有SA及lA两种产品。般宜选用lA产品，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。继电保护、测量仪表、变送器均有IA及SA产品与之配套。llOkV以下的电流互感器因受二次侧开路电压、仪表保安系数等因素的影响，目前多仅有二次额定电流为SA的产品。7.3.6 常测表装于屏上，表计尺寸可稍大，便于监视。选测表装于

31、台上便于操作。7.3.7 本条规定的目的是防止电流互感器二次侧开路。7.4 交流电流、电压回路7.4.1 电流互感器的选择原则：第1款本款的技术要求在一次设备选择中确定。第2款取消电流互感器10%误差曲线的有关规定，并非用按10%误差曲线校验继电保护用电流互感器二次负载的方法不科学，而是因为按国际标准IEC的规定，继电保护用电流互感器仅列出其极限准确倍数、额定二次负载及电流误差，制造厂可不再提供10%误差曲线。这两种方法实质上是一致的，并无原则性差别。但IEC的方法实用时比较简单，故使用IEC标准。使用IEC标准的前提必须是额定二次负载阻抗不超过电流互感器的额定二次负载。这些阻抗包括继电保护电

32、流元件阻抗、二次电缆阻抗和接线接触电阻。从这方面看，在一次短路电流对电流互感器额定电流之比不大时，应用10%误差曲线的方法，有可能选更小截面的电缆，而不必将总阻抗限制在电流互感器额定二次负载阻抗之内。这是10%误差曲线更严密的优点之一。但在目前看，继电保护固态化、微机化的结果，阻抗都大为降低；加之高压、超高压系统的电流互感器二次额定电流可选为lA，中、106 低压电流互感器一次短路电流倍数都不会太大，用10%误差曲线来确定二次电缆截面的优点已不太突出，故取消10%误差曲线的规定。在此说明如下几点：1）国内已生产出用于测量或计算用电流互感器，保证其准确等级的一次电流范围为额定一次电流的20%12

33、0%。这时正常负荷电流远小于互感器额定一次电流的情况极为有利，因而适用于额定一次电流较大而负荷电流很小及负荷变化范围大的线路和变压器中。2）电流互感器铁芯准确级次的表示如下：一5P10,5P20, 10P10, 10P20等。一-0.SMS,0.5M10等。其中？”表示保护用铁芯，“M”表示仪表用铁芯oP或M之前的数字表示准确等级，P或M之后的数字表示极限准确倍数。3) IEC标准中规定仪表和保护用电流互感器铁芯准确等级见表lo表1IEC标准中电流互感器铁芯准确等级的规定用途标准等级精密仪表和标准定标表计0.1 精密功率表、收费电能表0.2 记费电能表、精密测量仪表0.5 工业用表、电流、电力

34、表1 电流表、过电流继电器3、5继电保护用电流互感器SP、lOP4）使用了规定的准确等级的电流互感器后，并不能确保实际的电流误差控制在规定范围之内。因此，还必须校验实际的负载，即实际的消耗伏安数不应超过电流互感器的额定值。此外，对继电保护用电流互感器一次最大短路电流也不应超过电流互感器规定的极限准确倍数。5）上述的实际负载阻抗的计算值包括电缆阻抗、接线接触107 电阻和装置阻抗，并分别乘以相应的阻抗换算系数。计算时应考虑电流互感器的接线方式，对于继电保护用电流互感器的校验条件是最大运行方式下，并考虑一次系统的短路形式。的对于仪表电流回路，准确度的校验条件是在额定一次电流下对称运行。应考虑仪表保

35、安系数。7）对于仪表保安系数问题，在ABB的配电装置于册第8版中有下列一段结合算例的战显明了的描述，摘译如下，作为对本问题的说明。“当选择电流互感器时，对额定过电流系数（译注：原文为Rated over-current factor，即国内所称的极限准确倍数或者仪表保安系数）和输出容量必须给予关注。额定过电流系数在铭牌上标明。对测量仪表用互感器铁芯，额定过电流系数必须尽可能小，例如MS或MlO，使保护连接的测量仪表免遭过大的过电流或短路电流。既然额定过电流系数仅在额定负载时有效，实际的过电流系数将随着负载或电流互感器负荷的减小而粗略地成比例增加。必须仔细采取措施，以保证连接的测量仪表的运行负载

36、，包括连接线和电缆，尽可能接近于电流互感器的额定负载，以防止仪表故障。必要时应在二次回路中再串接一个附加的负载阻抗。例如：电流互感器为供电要求为100/SA、30VA、0.5M5级电流表1只2.5VA 有功功率表1只4VA 2.5mm2电缆25m4.5VA 总计lOVA 由于铁芯产品的输出和额定过电流系数已经是恒定的，在本例中我们有30VA5=150VA。负载仅为lOVA，这便给出过电流系数150:10 = 15。显然测量仪表不能加以保护。如选的电流互感器仅为15VA，过电流系数是155:10=7.5。电流互感器的输出甚至能选择得更小，或者不得不提供一个附加的串联负荷108 阻抗。”第3款超高

37、压电力系统中暂态过渡时间常数大，500kV系统可达60mslOOms，大型发变组回路可达到Oms。非周期分量衰减慢，特别是当上次短路时电流互感器所存剩磁通与本次短路非周期分量产生的磁通同相位时，将使电流互感器严重饱和，使电流互感器的传变特性变坏。不能按变比传变短路电流周期分量，可使继电保护延迟动作。非周期分量暂态不平衡电流可使保护误动作。对于超高压系统，快速保护要求在12周波内即20ms40ms内正确动作，这就产生了对电流互感器暂态特性的技术要求。具有暂态特性的电流互感器有下列四种型式：1) TPS型：为低漏磁闭路铁芯，其误差由励磁特性和臣数比偏差值来确定，剩磁不限。2) TPX型：为低漏磁闭

38、路铁芯，在规定条件下峰值瞬间误差不超过10%，剩磁不限。3) TPY型：为小气隙铁芯，剩磁不大于铁芯饱和磁通密度的0.1倍。瞬间最大误差不超过额定二次对称电流峰值的7.5%，电流过零误差不超过4.s。4) TPZ型：为气隙不超过平均磁路长度的10%，二次电流中不重现一次短路电流中的非周期分量。二次电流误差不超过10%额定值。超高压系统可按下列几种情况选用具有暂态特性的电流豆感器：1)输电线路继电保护回路宜选用TPY型，有特殊要求时也可用TPZ。以防止快速自动重合闸时延滞继电保护的动作。2）当变压器各侧电流互感器二次时间常数差别越大时，在外部短路情况下，差动回路中中暂态直流分量越大，如果保护整定

39、值很小，则可能导致保护的误动作。故低压侧电流互感器宜用与高压侧具有相同或相近的铁芯型式，必要时可将互感器装于变压器低压侧的套管内。如变压器为三个单相式组成，此时电流互109 感器装于相绕组引线套管内，电流互感器二次三相必须接成三角型接线。当为发电机一变压器一线路组且线路装设快速单相自动重合闸时，宜采用TPY型铁芯。实际工程中发电机变压器组高压侧短路电流倍数不大时，发电机变压器组差动保护用电流互感器也可选用其他型式。3) TPS, TPX型电流互感器可用于高阻抗继电器回路，如用于电压差动，不宜用于有自动重合闸的场合。的母线保护回路宜选用TPZ型电流互感器。使用暂态特性电流互感器应引起注意的问题：

40、1)当为有气隙铁芯的电流互感器时，其励磁阻抗显著减小，励磁电流增大，增大了电流互感器的稳态误差。2）由于带气隙电流互感器的励磁阻抗小，空载电流互感器的电流汲出效应显著，增大了差动保护的不平衡电流，因而整定值应提高，灵敏度应降低。3）有气隙的电流互感器漏抗减小，几组二次绕组并接在一起的接线中，如一台半断路器接线时，掘出电流可能使断路器失灵保护起动元件误判断。由于铁芯气隙使剩磁大大减小，因而短路切除后，电流互感器铁芯磁通由短路状态的很高值下降到很低值，使二次电流（残余电流）继续存在较长时间，使保护延时返回。因此需提高失灵保护的整定值和动作时间以及线路第一段后备保护的动作时间。短路电流非周期分量的大

41、小、电流互感器剩磁的大小和剩磁与下一次短路非周期分量产生的磁通的相位关系与短路发生瞬间有很大的时间机率性，当然也与电力系统的暂态时间常数和其他因素有关。我国330kV系统运行20余年，未发生因采用非暂态特性电流互感器而起保护不正确动作的事例，故对330kV系统是否需采用暂态特性的电流互感器暂不作规定。不受互感器铁芯饱和影响的母线保护装置可用5P（或lOP）级铁芯，但连接母线保护的互感器特性应相同。7.4.2 电流互感器的配置110 第1款与7.4.1条第2款相呼应。第2款设计中应按本款规定和主接线的具体情况检查分析，尽量消除保护死区。第3款对中性点直接接地系统，为了使单相接地时保护可靠动作，电

42、流互感器应采用三相式，以取得零序电流。中性点非直接接地系统，电流互感器一般为两相式，以保护相间短路；对重要回路（如发电机）为防止两点异相接地或需提高灵敏度时，则电流互感器可为三相式。第4款一台半断路器接线多用于220kV500kV母线，属中性点直接接地系统，电流互感器应为兰相式。断路器为落地罐式时，则电流互感器配置在断路器套管内，制造厂按三相配置电流互感器。如采用独立式电流互感器时，设计中应按三相配置。第5款用于发电机AVR的电流互感器，应布置在发电机定子绕组的出线侧，而不应布置在发电机定子绕组的中性点侧。其目的是防止发电机内部短路并跳闸后产生误强励。7.4.3 目的是在外部穿越性短路时电流互

43、感器的特性一致，减小不平衡电流。对于电高压系统，电流互感器铁芯选型参见7.4.1条第3款。7.4.4 目的是减小外部短路时的不平衡电流。对于超高压系统，电流互感器铁芯的选型参见7.4.1条第3款。7.4.5 表计与保护对电流互感器的要求不同。前者要求电流互感器在额定电流及以下工作时满足准确度的要求：短路时电流互感器应饱和，限制二次电流。后者则要求在短路时电流互感器有要求的准确性。所以两者尽可能不共用一个二次绕组Q7.4.6 本条是运行维修方便的习惯性规定。7.4.7 防止开路的措施包括采用中间变流器、变送器或切换时触点先接通后断开的措施。7.4.8 强调电流互感器二次回路只能有一个接地点：如果采用两点接地时，会引人地电位差电流。当几组电流互感器二次回路有电联系时接地点应在控制室一点接地，即可避免地中电流和各111 电流互感器二次回路电流的精合引起保护误动作。7.4.9 本条规定的目的是可减小电缆截面。7.4.10本条1、2款为选择电压互感器规范时应满足的一般性规定。第3款是不同接地系统单相接地时工况要求。第4款中500kV电压互感器的暂态特性要求为：当电压互感器带25%100%负载、功率因数在0.71.0范围内，一次端子在额定电压下短路时，二次电压在20ms内应降低到短路前峰值的10