模拟实际负载法在电压互感器现场检测中的应用

一、成果简介

该成果所属电力行业电能计量管理及技术应用领域。

自2006年以来,我们在现场检测电压互感器时，测得220kVI段母线超差，并发现一些电压互感器实际现状是运行在极端轻负荷状态，即意味着互感器在实际运行中有可能处于超差状态。2008年4月，我们利用220kVII段母线停电，只I段母线运行的机会，在PT端子箱测试电压互感器A、B、C三相电压、电流及每相电流电压间相位，以此算出互感器A相、B相、C相实际二次负荷。

经计算，互感器A相、B相、C相二次负荷均为最大实际负荷，其值不大于9VA。查阅铭牌，得知其额定负荷为150VA，与实际负荷相差很大，实际负荷仅为6%额定负荷。如按规程要求测试，实际负荷远不是被检定范围，因此，需模拟实际负载进行检测，以确定其是否超差。我们制定了以下检测方案：1）适当增加实际负荷裕度，取值为10VA，额定二次负荷（S_2n）即为最大实际二次负荷（S₂）10VA，根据0.25S_2n≤S₂≤S_2n，取 10VA、2.5VA两个负荷点为检测点。2）首先现场调整停电互感器误差，然后进行检测至合格。

 由于仪器不能平稳升至10VA负荷点，故此点误差未测，取30VA作为二次负荷上限检测。因为电压互感器变比差和相角差均呈线性变化，故当30VA和2.5VA误差均合格时，可推测10VA误差也在允许范围内。

经模拟实际负载法检测的电压互感器，其比差(f)、角差(δ)均满足：-0.2%≤f≦+0.2%；-10ˊ≤δ≦

+10ˊ的要求，现已应用于公司升压站110kV、220kVI、II段母线，可为关口电能表输出准确且提高了

的电压幅值用于计量，为公司每年新增利润约55万元，节省约36万元互感器购置费。该成果可供电

力行业借鉴于110kV及以上母线互感器计量绕组的改造利用。

二、主要技术创新点

一）.技术思路

1. 运行中的电压互感器铭牌标注其额定负荷为150VA，根据《DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程》及《JJG1021-2007电力互感器检定规程》规定，互感器实际二次负荷应在25%～100%额定二次负荷范围内，其检定范围为150VA～37.5VA，仅在此范围内做误差要求。如互感器运行在极端轻负载状态，互感器计量误差有可能超出允许范围。 应测试运行中互感器最大实际二次负荷。如最大实际负荷小于37.5VA，需模拟实际负载进行误差调整与检测，以确定其是否超差。

二）.关键技术

1.通过调整互感器误差的工艺，力求每相互感器角差比差控制在正误差范围内。此技术基于计量误差理论，可使公司多获得上网电量，经济效益可观。

2.利用220kVII段母线停电，只I段母线运行的机会，在PT端子箱测试电压互感器A、B、C三相电压、电流及每相电流电压间相位，以此算出每一互感器A相、B相、C相二次最大实际负荷约10VA（适当增加实际负荷裕度）。此技术的产生，来自于模拟实际负载的构想，基于系统潮流分布理论及系统运行方式的变化关系，可为公司节约近36万元的互感器购置费。

3.在2.5VA～10VA～30VA范围内调整停电互感器误差至合格，设额定二次负荷为S_2n，最大实际二次负荷为S₂，根据0.25S_2n≤S₂≤S_2n，取 10VA、2.5VA两个负荷点为检测点。

4.现场模拟实际负载检测。鉴于仪器不能平稳升至10VA负荷点的原因，取30VA作为二次负荷上限检测，以检测结果判定互感器是否超差。由于电压互感器变比差和相角差均呈线性变化，当二次负荷由大减小，比差负误差将由大到小递减，正误差将由小到大递增；角差负误差将由小到大递增，正误差将由大到小递减。当30VA和2.5VA误差均合格时，可推测10VA误差也在允许范围内。

三、项目详细内容

1．立项背景

1）国内相关科学技术状况

国内电力系统九十年代及以前安装的110kV、220kV高压电压互感器，由于计量表计与测量表计多共用一条回路，接带负荷较重，其额定二次负荷配置多为100VA、150VA、200VA不等。如今，随着厂网分开，竞价上网电力体制改革的日益推进，电能计量工作日显重要。目前，发电企业计量表计与测量表计均分属不同回路，电压互感器计量绕组接带的负荷较轻，大负荷高压电压互感器已远不能满足运行中互感器实际二次负荷的误差要求，如摒弃不用，势必给企业造成重大资金浪费，故许多老厂仍继续沿用大负荷高压电压互感器，传统的检测手段制约着电能计量工作的发展。

2）主要技术指标

我公司110kV、220kVI、II段母线均采用150VA电压互感器，其检定范围为150VA～37.5VA。检测数据表明：220kVI段母线A相互感器最大比差f=-0.64%，最大角差δ=+33'；B相互感器最大比差f=+0.28%，最大角差δ=+9'；C相互感器最大比差f=-0.40%，最大角差δ=+67'，不能满足-0.2%≤f≦+0.2%；-10ˊ≤δ≦+10ˊ的要求。可在检定范围内调整误差使其合格，但不能保证互感器运行在极端轻负载状态的误差要求。

  3）尚待解决的问题

    经测试并计算，电压互感器A相、B相、C相二次最大实际负荷约10VA（适当增加实际负荷裕度），实际负荷仅为6%额定负荷，即使在150VA～37.5VA范围内调整误差合格，也不能保证运行中的互感器在实际负载下不超差。打破传统检测模式，模拟实际负载调整并检测互感器，是我们尚待解决的问题。

4）立项目的

     A.公司现有的大负荷高压电压互感器，在检定规程要求下检定合格，不能保证互感器运行在极端轻负载状态的误差要求，传统的检测手段一定程度上制约着电能计量工作的发展。

 B.模拟实际负载法检测电压互感器，既可提高互感器计量绕组的准确性，为公司多获取上网电量，又可节省大量资金（约36万元），同时可为电力行业运行中高压互感器计量绕组的技术改造抛砖引玉。

2．详细科学技术内容

一）总体思路

我公司运行中的电压互感器铭牌标注其额定负荷为150VA，互感器实际二次负荷应在25%～100%额定二次负荷范围内，其检定范围为150VA～37.5VA，仅在此范围内做误差要求。自2006年以来,我们在现场检测电压互感器时，测得220kVI段母线超差，并发现一些电压互感器的二次额定负荷比实际负荷偏大，实际现状是互感器运行在极端轻负荷状态，即意味着互感器在实际运行中有可能处于超差状态，即使在检定规程要求下检定合格，也不能保证互感器运行在极端轻负载状态的误差要求，传统的检测手段一定程度上制约着电能计量工作的发展。应测试运行中互感器最大实际二次负荷。如最大实际负荷小于37.5VA，需模拟实际负载进行误差调整与检测，以确定其是否超差。模拟实际负载法检测电压互感器，既可提高互感器计量绕组的准确性，为公司多获取上网电量，又可为公司节省大量资金（约36万元），同时可为电力行业运行中高压互感器计量绕组的技术改造抛砖引玉。

二）技术方案

我们首先制定技术方案，然后将技术方案付诸实施。

技术方案如下：

1）利用220kV一段母线停电，另一段母线运行的机会，在运行段母线PT端子箱测试电压互感器A、B、C三相电压、电流，以此算出每一互感器A相、B相、C相实际二次负荷。

2）根据测试的A相、B相、C相实际二次负荷，确定互感器额定二次负荷（S_2n）、最大实际二次负荷（S₂）。由《DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程》可知，0.25S_2n≤S₂≤S_2n，以此确定实际负荷检测点。

<!--[if !supportLists]-->3）  <!--[endif]-->根据实际负载检定范围现场调整停电互感器误差。

4）进行互感器现场检测，以检测结果判定互感器是否超差，如超差，再次进行误差调整，直至检测合格。

实施步骤如下：

   1）2008年4月，我们利用220kVII段母线停电，只I段母线运行的机会，在PT端子箱用数字式钳形相位表及FLUK万用表测试电压互感器A、B、C三相电压、电流及每相电压电流间相位，根据公式P=UICOSФ算出A相、B相、C相实际二次负荷。

测试数据见表一：

表一. 电压互感器二次回路负荷测试数据表

2)从上表可知，互感器A相、B相、C相二次负荷均为最大实际负荷，其值不大于9VA。考虑到现场一些不确定因素，适当增加实际负荷裕度，取值为10VA，额定二次负荷（S_2n）即为最大实际二次负荷（S₂）10VA，根据0.25S_2n≤S₂≤S_2n，取 10VA、2.5VA两个负荷点为检测点。

3）2009年03月26日，现场调整停电互感器误差。适当增加负荷调节范围，在2.5VA～10VA～30VA范围内调整互感器误差至合格。

4）进行互感器现场检测。取2.5VA～10VA为检测范围。由于仪器不能平稳升至10VA负荷点，故此点误差未测，取30VA作为二次负荷上限检测。

5）分析判断检测数据。由于电压互感器变比差和相角差均呈线性变化，当二次负荷由大减小，比差负误差将由大到小递减，正误差将由小到大递增；角差负误差将由小到大递增，正误差将由大到小递减。故当30VA和2.5VA误差均合格时，可推测10VA误差也在允许范围内。

现将220kVI段母线电压互感器（为0.2级）各相误差调整前后检测数据列表如下（见表二，表三，表四）：

表二. 电压互感器A相误差调整前后检测数据对比表

表三. 电压互感器B相误差调整前后检测数据对比表

表四. 电压互感器C相误差调整前后检测数据对比表

三）实施效果

经模拟实际负载法检测的电压互感器，其比差(f)、角差(δ)均满足：-0.2%≤f≦+0.2%；-10ˊ≤δ≦

+10ˊ的要求，现已应用于公司升压站110kV、220kVI、II段母线，可为关口电能表输出准确且提高

了的电压幅值用于计量，公司每年至少可多获取约64万元的收入（扣除成本）,新增利润约55万元，

效果显著。该成果可供电力行业借鉴于110kV及以上母线互感器计量绕组的改造利用,发电企业因此将

获得较大的经济效益。

3．与当前国内外同类技术主要参数、效益、市场竞争力的比较

   一）效益、市场竞争力概述

现将我公司220kVI段母线电压互感器（为0.2级）各相误差调整前后检测数据以表格形式表述如下

（见表一，表二，表三）：

表一. 电压互感器A相误差调整前后检测数据对比表

表二. 电压互感器B相误差调整前后检测数据对比表

表三. 电压互感器C相误差调整前后检测数据对比表

A.上述数据表明，经模拟实际负载法检测的电压互感器，其比差(f)、角差(δ)均满足：

-0.2%≤f≦+0.2%；-10ˊ≤δ≦+10ˊ的要求，根据《JJG1021-2007电力互感器检定规程》的规定，电压互感器检测有效期为四年，故其使用周期可达四年之久。

B. 从表中调整后的误差数据显示，A相互感器30VA至2.5VA间100%额定电压时比差控制在-0.111%～+0.079%，可推断10VA～2.5VA负荷分布在正误差区域，C相互感器30VA至2.5VA间100%额定电压时比差控制在-0.193%～+0.94%，可推断10VA～2.5VA负荷也分布在正误差区域，由此可知，我们模拟实际负载法检测的电压互感器，可提高电压幅值用于电能计量，公司将可多获取上网电量，其经济效益巨大。如按220kVI段母线接带200MW负荷计算，通常，电压U=102V, COSФ=0.99L,CT、PT倍率K=264×10³,则电流I=200×10⁶/(264×10³×102×0.99×√3)=4.331A。当电压互感器电压幅值提高0.1V时（保守估计），则220kVI段母线可接带负荷P=√3×4.331×102.1×0.99×264×10³=200.182MW,按公司上网电量每度电0.453元计算，一年可为公司多赚取上网电量费：0.182×10³×24×0.453×365=72万元，扣除成本，按上网电量每度电约0.4元计算，一年可为公司多赚取上网电量费：0.182×10³×24×0.4×365=64万元。

C.按一台电压互感器约3万元造价计算，可为公司节省约36万元互感器购置费。

   二）存在的问题及改进措施

   从表二可知,B相互感器30VA至2.5VA间100%额定电压时比差控制在-0.20%～-0.174%，可推断10VA～2.5VA负荷分布在负误差区域，意味着运行中的B相互感器将降低电压幅值（在允许范围内），经济效益受到一定影响。如能改进误差调整工艺，力求所有互感器30VA～2.5VA负荷范围内比差控制在0≤f≦+0.2%；角差控制在0≤δ≦+10ˊ，则A、B、C相互感器输出的均是提高了的电压幅值，势必为公司获取最大的经济效益。

4．应用情况

一).项目的实施情况

   1）2008年，我们利用220kVII段母线停电，只I段母线运行的机会，在PT端子箱用数字式钳形相位表及FLUK万用表测试电压互感器A、B、C三相电压、电流及每相电压电流间相位，根据公式P=UICOSФ算出A相、B相、C相实际二次负荷。

2)测得的互感器A相、B相、C相二次负荷均为最大实际负荷，其值不大于9VA。考虑到现场一些不确定因素，适当增加实际负荷裕度，取值为10VA，额定二次负荷（S_2n）即为最大实际二次负荷（S₂）10VA，根据0.25S_2n≤S₂≤S_2n，取 10VA、2.5VA两个负荷点为检测点。

3）2009年3月，现场调整停电互感器误差。适当增加负荷调节范围，在2.5VA～10VA～30VA范围内调整互感器误差至合格。

4）互感器现场检测。取2.5VA～10VA为检测范围。由于仪器不能平稳升至10VA负荷点，故此点误差未测，取30VA作为二次负荷上限检测。

5）分析判断检测数据。由于电压互感器变比差和相角差均呈线性变化，故当30VA和2.5VA误差均合格时，可推测10VA误差也在允许范围内。

二）项目的应用情况

该项目自技术应用（2008年4月起）至今,历时近二年。研究结果表明,经模拟实际负载法检测的电压互感器，其比差(f)、角差(δ)均满足规程要求，合格率达100%，现已应用于公司升压站110kV、220kVI、II段母线，可为关口电能表输出准确且提高了的电压幅值用于计量，公司每年至少可多获取约64万元的收入（扣除成本）,并为公司节约近36万元的互感器购置费,效果显著。

三)预期应用前景

运用模拟实际负载法检测电压互感器,公司只需支付少量的人工调试及检测费,无需其他开支,研究成本低,既可为企业创收,又可为企业节约资金,一本万利。随着该技术成果的推广,预计未来一、二年内将在全国部分发电企业得到应用,其前景广阔。