第３５卷第３期 ２０１６年９月 青海电力 ＱＩＮＧＨＡＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ Ｖｏｌ＿３５ Ｎｏ．３ Ｓｅｐ．，２０１６ ＤＯＩ：１０．１５９１９／ｊ．ｃｎｋｉ．ｑｈｅｐ．２０１６．０３．００３ １ １０ ｋＶ输电线路继电保护整定计算及仿真对比分析 何松，于永军，王琛，郑少鹏，王震 （国网电力公司电力科学研究院，乌鲁木齐８３００００） 摘要：建立了连接无限大系统的１１０ ｋＶ输电线路模型，借助于模型电路参数，分别进行了零序电流保护、 接地距离保护以及相间距离保的整定计算。同时，通过继保整定软件，建立了１１０ ｋＶ输电线路仿真分析模 型，得到模型各级保护的整定参数值，通过对结果进行对比分析显示，计算结果与仿真结果吻合。 关键词：输电线路模型； 零序电流保护； 接地距离保护； 相间距离保护； 继保整定软件； 仿真分析 中图分类号：ＴＭ７７４ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１００６—８１９８（２０１６）０３—０００７一ｏ６ Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｏｆ ｔｈｅ １ １ ０ ｋＶ Ｐｏｗｅｒ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ Ｒｅｌａｙ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ Ｓｅｔｔｉｎｇ Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｗｉｔｈ ｔｈｅ Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ａｎｄ Ａｎａｌｙｓｉｓ ＨＥ Ｓｏｎｇ，ＹＵ Ｙｏｎｇｊｕｎ，ＷＡＮＧ Ｃｈｅｎ，ＺＨＥＮＧ Ｓｈａｏｐｅｎｇ，ＷＡＮＧ Ｚｈｅｎ Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｔｈｅ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ １ １０ ｋＶ ｐｏｗｅｒ ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ｌｉｎｅ ｃｏｎｎｅｃｔｉｎｇ ｗｉｔｈ ｉｎｆｉｎｉｔｅ ｌａｒｇｅ ｓｙｓｔｅｍ ｉｓ ｂｕｉｌｔ， ａｎｄ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｍｏｄｅｌ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｔｈｅ ｓｅｔｔｉｎｇ ｆｏｒ ｚｅｒｏ－ｏｒｄｅｒ ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ，ｇｒｏｕｎｄｉｎｇ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｔｈｅ ｐｈａｓｅ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ａｒｅ ｃａｌｃｕｌａｔｅｄ．Ｍｏｒｅｏｖｅｒ，ｂｙ ｕｓｉｎｇ ｒｅｌａｙ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｓｅｔｔｉｎｇ ｓｏｆｔｗａｒｅ ａ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ａｎａｌｙｓｉｓ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｔｈｅ １ １０ ｋＶ ｐｏｗｅｒ ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ｌｉｎｅ ｉｓ ａｌｓｏ ｂｕｉｈ ａｎｄ ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｌｙ ｔｈｅ ｓｅｔｔｉｎｇｓ ａｒｅ ｏｂｔａｉｎｅｄ．Ｔｈｅ ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｃａｌｃｕｌａｔｅｄ ｓｅｔｔｉｎｇｓ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｒｅｓｕｌｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｂｏｔｈ ａｎａｓｔｏｍｏｓｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｐｏｗｅｒ ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ｌｉｎｅ ｍｏｄｅｌ；ｚｅｒｏ－ｏｒｄｅｒ ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ；ｇｒｏｕｎｄｉｎｇ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ；ｐｈａｓｅ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ； ｒｅｌａｙ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｓｅｔｔｉｎｇ ｓｏｆｔｗａｒｅ； ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ａｎａｌｙｓｉｓ ０ 引言 对双回路输电线路设计的基于人工神经网络的保 护方案，可将Ｉ断保护范围提升到全线路长度 继电保护作为电力系统的重要组成部分，担 ９９％。文献［４］提出一种模块化神经网络机制算 负着整个电网安全、稳定和可靠运行的重要责任。 法为输电线路保护提供方向故障判别。文献［５］ 随着电力系统规模愈来愈大，系统接线和运行方 提出了一种应用于多函数和多用户的数字继电保 式日趋复杂，必须综合多方面因素，对系统装设的 护装置检测、分类、定位的可靠分配方案。文献 继电保护装置深入研究。 ［６］提出一种应用于矫正单线路距离保护阻抗的 文献［１］提出了一种新的线性模型和故障电 零序补偿算法，该新算法不补偿相邻线路的零序 阻测量以及整定程序，通过即时动态仿真系统 电流，不要求任何通讯线路。文献［７］提出针对 （ＲＴＤＳ）测试，其性能提高显著。文献［２］提出了 输电线路提出一种使用晶闸管控制的串联电容器 一种使用集成保护系统为多重动力设备和变电站 进行系统补偿的保护方案，借助于平均电压和电 提供继电保护的概念，进而阐述了一种基于电流 流，一种新的评判标准被用于区分超前和滞后的 差动保护的集成保护方案。文献［３］提出一种针 故障。 作者简介：何松（１９８７），男，助理工程师，从事电力系统及其自动化工作。 收稿日期：２０１６—１０—１０；修回日期：２０１６—１０—２４ ８ 青海电力 第３５卷 １ 输电线路模型建立 建立输电线路模型，模型中电源为无限大供 电系统，电源连接１１０ ｋＶ双母线，两母线之间采 用断路器１连接，母线再通过断路器２与一段输 电线路连接，输电线路末端与一整流降压变压器 连接，变压器低压侧与３５ ｋＶ母线相连。模型结 构如图１所示。 断路器１ ¨。ｋＶ母线 断路器２Ｉ ｌ罄 删 蜂 整流变 卜 ３５ｋＶ母线 图１ 输电线路模型 模型基准容量为１ ０００ ＭＶＡ，高压侧１１０ ｋＶ 母线参数值见表１。 表１系统１１０ ｋＶ母线参数值 最小运行方式 最大运行方式 正序电抗 零序电抗 正序电抗 零序电抗 标幺值 标幺值 标幺值 标幺值 ２．３０５８ ０．４４４８ ０．８９３５ ０．２９０８ 系统输电线路长度是１３．２７ ｋｍ，线路每公里 的参数值见表２。 表２系统输电线路参数值 ￣￣／ｋｍ 整流降压变压器的参数值见表３。 表３整流变压器的参数值 参数 数值／单位 参数 数值／单位 ２继保整定参数理论计算 文献［９］对继电保护的一般整定规定中指 出，可忽略发电机、调相机、变压器、１１０ ｋＶ架空 线路和电缆线路等阻抗参数的电阻部分。本文中 输电线路模型１ １０ ｋＶ母线只有电抗部分。 本文建立的１１０ ｋＶ输电线路模型属于变压 器中性点直接接地系统，文献［１０］分析指出中性 点接地系统发生短路故障情况时，系统中将产生 较大零序电流分量，因此可使用零序电流保护构 成系统保护的一种，它对于系统单相接地有很高 的灵敏度；然而在短距离输电线路和复杂网络中， 由于零序速断保护范围几乎没有，导致其性能下 降严重，因此在１１０ ｋＶ输电线路模型中，同时还 要装设接地距离保护和相间距离保护，其保护范 围固定，可弥补零序电流保护的缺点和不足。 单侧电源线路的零序电流保护一般分为三段 式，终端线路也可采用两段式，本文采用两段式零 序电流保护，接地距离保护和相间距离保护采用 三段式保护。 ２．１ 输电线路零序电流保护整定计算 １）１１０ ｋＶ输电线路零序Ｉ段保护定值Ｉ 按 照躲过本线路末端接地短路的最大零序电流整 定，如公式（１）所示： ，Ｕ ｚｌ Ｉ＝ １×３／０． （１） 式中， 为可靠系数，取值范围为１．２５～１．３。 ，０ 为线路末端接地短路时流过保护的最大零序 电流，其计算过程如下所示。 文献［１１］中详细分析了电力系统发生不同 故障情况的短路电流计算，只有发生单相接地短 路和两相接地短路时系统才产生零序电流。 ⑧根据所建立的输电线路模型以及模型中各 个电力设备的参数，通过工程简化计算，可得到线 路末端发生单相接地短路时忽略输电线路电阻情 况下的短路点各序短路电流计算如公式（２） 所示： ｒ ｒ—ｒ一 １ ，，＇、 ，１一 ， 一 ，。一 ＋ ，，＋Ｘ，ｎ ＼ ／ ，１其中，，， 、，，。、，，。分别为短路点正序、负序和零序 电流。 、Ｘ， 、Ｘｒ。分别为系统电源端到线路末 端的正序、负序和零序电抗标幺值，其计算公式 如下： 第３期 何松，等：１１０ ｋＶ输电线路继电保护整定计算及仿真对比分析 ９ 。＝ ：＝ ３３２ （３） 。一 。： 堕 堕 １２１ ：１一‘． ６０７（４）’ ．则线路末端发生单相接地短路时短路点的零 序电流标幺值为： 。 而 ０・２３４（５） 短路点零序电流有名值为： ／ｓｏ＝Ｏ．２３４ ｘ ＝・２２８．２８１ Ａ （６） ⑥当线路末端发生两相接地短路时，系统短 路点零序电流计算公式如下： ，，。＝ ｘ￣：Ｘｆｏ ｘｚ２＋ 。 ＝０．２１９ （７） Ｘｆｌ＋ ：０．２１９× ×１０ １１４９．４５２ Ａ √３×１１０ （８） 则本线路末端接地短路的最大零序电流由单 相接地短路时产生的，因此可得到１１０ ｋＶ输电线 路零序Ｉ段保护整定二次定值为： ，ＤＺ Ｉ ： 一 ・１ ２００ ：３．８３８ Ａ一 ’ （９） 零序电流Ｉ段保护为速断保护，保护延时为： ｔｌ：０ ｓ （１０） ２）１１０ ｋＶ输电线路零序ＩＩ段保护作为系统 主保护，在线路末端必须具备规定的灵敏度。其 保护整定值，０． 应满足以下几个条件： ④按与相邻线路零序电流保护Ｉ段配合整 定，其计算如公式（１１）所示： Ｉｏｚ．ＩＩ＝Ｋｋ２ Ｄｚ Ｉ （１１） 式中， ：为可靠系数，取值范围为１．１５～１．２。 为最大分支系数，本文中输电线路模型为单线路， 其分支系数为１。， 。 ．Ｉ为相邻下一级线路的零 序电流保护Ｉ段整定值。 ⑥按与相邻线路零序ＩＩ段配合整定。其计 算如公式（１２）所示： ＪＤｚⅡ＝Ｋｋ２ Ｄｚ．．Ｉ （１２） 式中， ’。 ．Ⅱ为相邻下一级线路的零序电流保护Ⅱ 段整定值。 ⑥按躲过线路末端母线上变压器的另一侧母 线发生接地短路时流过的最大零序电流整定，其 计算如公式（１３）所示： ＩＤｚ．Ⅱ＝ ×３Ｉｏ （１３） 式中， 为可靠系数，取值范围为１．１—１．３。 ，０ 为线路末端母线上变压器的另一侧母线发生 接地短路时流过的最大零序电流。 ⑨按保障输电线路末端有足够灵敏度来整 定，其计算如公式（１４）所示： ，Ｄｚ．Ⅱ＝ （１４） 式中， 。为灵敏系数，取值范围为１．１—１．３。 根据以上整定导则，同时结合建立的１ １０ ｋＶ 输电线路模型，按照条件＠得到输电线路零序Ⅱ 段保护整定二次定值为： ，。 ： ・一ＩＩ 善 １ ２００ ：３．一’ ３７７ Ａ（１５）， 按照条件ｄ来得到输电线路零序Ⅱ段保护整 定二次定值为： ，ＤＺ Ｉ・． 一 １Ｉ ： １ １× ２００ 一二’ｕ 厶 －２．６１２ Ａ（１６）ｕ／ ． 通过综合对比考虑，可选择条件⑨来整定 １１０ ｋＶ输电线路路零序Ⅱ段保护。 零序电流Ⅱ段保护时间延时按与零序Ｉ段配 合整定，大一个数量级，其计算如公式（１７）所示： ｔⅡ＝ｔ ｌ＋Ａｔ＝０．３ ｓ （１７） ２．２输电线路接地距离保护整定计算 １）１１０ ｋＶ输电线路接地距离保护Ｉ段定值 ｚ０，按可靠躲过本线路母线接地故障整定，其一次 整定值为： ＺＤｚＩ Ｋｋ４ＺＩ ．：０．８×＾／／（１．３２７） ＋（５．３０８） ＝４．３７７ Ｑ （１８） 式中， 为可靠系数，Ｋｋ４＝０．８。ｚ 为本线路全 长的正序阻抗值，Ｑ。 其二次整定值为： Ｉ＝４．３７７×丽１ ２００／１＝４．７７５ ｎ （１９） 接地距离保护Ｉ段动作时限延时为： ｔ Ｉ＝０ ｓ （２０） ２）１１０ ｋＶ输电线路接地距离保护Ⅱ段保护 １０ 青海电力 第３５卷 定值ｚ。Ⅱ按照以下几个条件整定： ⑨按与相邻线路接地距离Ｉ段配合整定，其 计算公式如（２１）所示： ＺＤｚⅡ＝Ｋｋ６ＺＩ＋点 ｚ Ｉ （２１） 式中， 为可靠系数，取值范围为０．７～０．８。 为助增系数，取正序和零序两者之中最小值。 ｚ 。 为相邻线路接地距离保护Ｉ段动作阻 抗，Ｑ。 ⑥按本段线路末端发生接地故障时有足够灵 敏度来整定，其计算如公式（２２）所示： Ｚ Ⅱ＝Ｋｆｍ２ＺＩ （２２） 式中， 为灵敏系数，取值范围为１．３～１．５。 ＠按其与相邻线路的接地距离保护Ⅱ段配合 整定，其计算如公式（２３）所示： ＺＤｚⅡ＝Ｋ ＺＩ十 ｚ Ⅱ （２３） 式中，ｚ 。 ．Ｈ为相邻线路接地距离保护Ⅱ段动作 阻抗，Ｑ。 根据以上整定导则，同时结合建立的１１０ ｋＶ 输电线路模型，可按照条件⑥整定计算得到线路 接地距离Ⅱ段保护一次定值为： ＺＤｚⅡ＝ｋｌｍ２Ｚ Ｉ＝１．３×５．４７１＝７．１１２ １２ （２４） 其二次定值为： Ⅱ＝７．１ｌ２×而１ ２０ ０／ １＝７．７５８ ｎ （２５） 接地距离保护Ⅱ段动作时限延时如式（２６） 所示： ｔⅡ＝ｔ Ｉ＋Ａｔ＝０．３ Ｓ （２６） ３）１１０ ｋＶ输电线路接地距离保护Ⅲ段定值 ｚ。Ⅲ按躲过线路末端变压器另一侧母线三相短路 时的系统参数整定，其一次整定计算值为： ＺＤｚ Ｉ＝ ＺＩ＋ Ｚ ＝０．８× √ｌ－３２７ ＋（５．３叭ｏ．１６ ９４× ×ｌ２． ＝３４．４３９ Ｑ （２７） 式中，ｚ 为终端变压器并联等值正序阻抗，ｎ。 其二次整定计算值为： Ｉ＝３４．４３９×丽１而２０ ０／ １＝３７．５６９ Ｑ （２８） 接地距离保护Ⅱ段动作时限延时如式（２９） 所 ： ｔⅢ＝ｔ Ｉ＋Ａｔ＝０．６ ｓ （２９） ２．３输电线路相间距离保护整定计算 １）１１０ ｋＶ输电线路相间距离保护Ｉ段定值 ｚ Ｉ按可靠躲过本线路末端母线接地故障整定，其 一次整定值为：。 ＺＤＺⅡ ＺＩ ＝０．８×￣／（１．３２７） ＋（５．３０８） ＝４．３７７ Ｑ （３０） 式中， 为可靠系数，其取值范围为０．８—０．８５。 ｚ 为本线路全长的正序阻抗值，ｎ。 其二次整定值为： ｚ Ｄ Ｚ＿Ｉ＝４．３７７× １ ２００／１＝４．７７５ Ｑ （３１） 相间距离保护Ｉ段动作时限延时如式（３２） 所示： ｔ Ｉ＝０ Ｓ（３２） ２）１１０ ｋＶ输电线路相间距离保护Ⅱ段保护 定值ｚ 按照以下几个条件整定： ⑨按与相邻线路相间距离保护Ｉ段配合整 定，其计算如公式（３３）所示： Ｚ Ⅱ＝ ＺＩ＋ ８ Ｚ Ｉ）ｚ．Ｉ （３３） 式中， 为可靠系数，Ｋｋ ＝０．８。 为助增系数。 ｚ 。 为相邻线路距离保护Ｉ段动作阻抗，Ｑ。 ⑥按其与相邻线路的相间距离保护Ⅱ段配合 整定，其计算如公式（３４）所示： ＺＤｚⅡ＝Ｋｋ７ＺＩ＋ ８ ｚ Ｄｚ ＿Ⅱ （３４） 式中，ｚ 。 ．Ⅱ为相邻线路相间距离保护Ⅱ段动作 阻抗，Ｑ。 ⑥按本线路的规定故障灵敏度整定，其计算 如公式（３５）所示： ＺＤｚⅡ＝Ｋｌ ＺＩ （３５） 式中， ，为灵敏系数，取值范围为１．３～１．５。 根据以上整定导则，同时结合本文建立的 Ｉ １０ ｋＶ输电线路模型，按照条件＠整定计算得到 线路相间距离保护Ⅱ段一次定值为： ＺＤｚⅡ＝Ｋｌｍ３ＺＩ＝１．４×５．４７１＝７．６５９ Ｑ （３６） 其二次定值为： Ⅱ＝７．６５９×而１面２０ ０／１而＝８．３５５ Ｑ （３７） 第３期 何松，等：１１０ ｋＶ输电线路继电保护整定计算及仿真对比分析 Ｘ０．９×Ｕ ＤＺ． １１ 相间距离保护Ⅱ段动作时限延时如（３８） 所示： × ｔⅡ＝ｔ Ｉ＋Ａｔ＝０．３ ｓ （３８） ： ：墨 ： √３×１ １７９ ：３８７８５ ｎ ．３）１１０ ｋＶ输电线路相间距离保护Ⅲ段保护 定值ｚⅢ按照以下几个条件整定： ④按躲过系统最大负荷电流整定，得到其一 次整定计算值为： 流，其计算如公式（４０）所示： （３９） 其中， 为母线线电压， 一为系统最大负荷电 一 ／—丝———＝—＝：１ １７９ Ａ ＾／． ＋（．＝＿ ０— ２——８５——９— —× ．１—２ —１＿＝＋． ５— ３—０——８ ＋： —０． １—６—９—４— 薹×三 × １ ．）２ １一 Ａ ————————— １ ３２７ （４０） 斗ｕ 其二次整定计算值为： Ｉ＝３８．７８５× １ ２００／１＝４２．３１Ｏ Ｑ （４１） ⑥按变压器其他侧母线故障整定，其一次整 定计算值为： ，ＺＤＺＩ ．Ｋｋ７ＺＩ＋ Ｚ ＝０．８× √１．３２７ ＋（５．３０８＋０．１６９ ４× ×１２． ＝３４．４３９ Ｑ（４２） 式中，ｚ 为终端变压器并联等值正序电阻抗，Ｑ。 其二次整定计算值为： ４３９×而１而２０ ０／１而＝３７５６９ ｎ ｚＤｚＩ＝３４．．．图２输电线路软件中建模结构 关联和相应的参数设置。 整定计算得到输电线路零序电流保护Ｉ段一 次和二次整定值： （４３） 通过综合考虑，１１０ ｋＶ输电线路相间距离保 护Ⅲ段保护定值ｚｍ可选择方法⑩整定。相问距 离保护Ⅲ段动作时限延时如式（４４）所示： ｔｉｌｌ＝ｔ Ｉ＋２Ａｔ＝０．６ ｓ （４４） ｌ厶．・ Ｉ．２＝３．２１ Ａ ：４ ＡＡ（４５） 输电线路零序电流保护Ⅱ段一次和二次整 定值： － ３继保整定软件仿真计算 针对本文的１１０ ｋＶ输电线路，可在继保整定 ２６２・ 【，０．ⅡＩ２＝２．７１ Ａ （４６） 软件中建立模型，如图２所示。其中各部分结构 已在第一部分介绍过，ＲＣＳ一９００是软件自带的南 瑞继保的输电线路保护装置。 建立了电路模型之后，首先可将系统基准容 量设定为１ ０００ ＭＶＡ，其次将最大和最小运行方 输电线路接地距离保护Ｉ段一次和二次整 定值： 【 ・－ ・３８ Ｉ．２＝４．７８ Ｑ （４７） 式的阻抗参数输入无限大发电机系统，之后将输 输电线路接地距离保护Ⅱ段一次和二次整 定值： ｆ ．Ⅱ．１＝７．１１ Ｑ 电线路阻抗参数输入软件线路模型中，最后将输 电线路保护装置ＲＣＳ一９００添加入模型，在软件 整定状态下，将ＲＣＳ一９００装置与输电线路进行 ｉ ＿Ⅱ．：：７．７６ Ｑ （４８） １２ 青海电力 第３５卷 输电线路接地距离保护Ⅱ段一次和二次整 定值： 『Ｚ０．Ⅲ．１＝３４・４４ ｎ Ⅲｌ２＝３５．５７ Ｑ 【Ｚ０．输电线路模型，根据模型的电力参数，分析计算了 零序电流保护Ｉ段和Ⅱ段整定值、接地距离保护 （４９） Ｉ段、Ⅱ段、Ⅲ段整定值以及相间距离保护Ｉ段、 Ⅱ段、Ⅲ段整定值，同时计算了输电线路发生短路 故障时的故障点短路电流；在此基础上，在继保整 定软件里面建立１ １０ ｋＶ输电线路仿真分析模型， 通过输入系统参数和继电保护设备关联等操作， 输电线路相间距离保护 Ｉ段一次和二次整 定值： 』ｚ Ｉｌｌ ４・３８ ｎ （５０） 【Ｚ ，＝４．７８ Ｑ 输电线路相间距离保护Ⅱ段一次和二次整 定值： ‘６ｎ 【２＝８．３６ Ｑ ， （５１） ＺⅡ．输电线路相间距离保护Ⅲ段一次和二次整 定值： ｆＺⅢ１＝３４・４４ Ｑ 【ｚⅢ２＝３７．５７ Ｑ （５２） ４计算结果对比分析 通过理论计算和软件仿真分析，得到计算结 果对比见表４、表５、表６。 表４零序电流保护整定值对比 Ａ 接地距离 接地距离 接地距离 Ｉ段 Ⅱ段 Ⅲ段 相间距离 相间距离 相间距离 Ｉ段 Ⅱ段 Ⅲ段 由于理论计算采用的是工程简化计算，其计 算结果与软件仿真计算值有一定偏差，通过对比 分析，理论计算值和仿真计算值结果吻合，其误差 在工程允许范围之内。 ５ 结论 本文首先建立了连接无限大系统的１１０ ｋＶ 仿真分析得到了模型的各项整定参数值；最后对 比分析了理论计算值和仿真计算值，结果吻合。 参考文献： ［１］Ｚ．Ｙ．Ｘｕ，Ｓ．Ｆ．Ｈｕａｎｇ，Ｌｉ Ｒａｎ，Ｊ．Ｆ．Ｌｉｕ，Ｙ．Ｌ．Ｑｉｎ， Ｑ．Ｘ．Ｙａｎｇ．Ｊ．Ｌ Ｈｅ．Ａ Ｄｉｓｔａｎｃｅ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ Ｒｅｌａｙ ｆｏｒ ａ １ ０００．ｋＶ ＵＨＶ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ ｏｎ Ｐｏｗｅｒ Ｄｅｌｉｖｅｒｙ，２００８，２３（４）：１７９５一 ｌ８０４． （２］Ｙ．Ｌ．Ｒｅｎ，Ｚ．Ｑ．Ｂｏ，Ｊ．Ｈ．Ｈｅ，Ａ．Ｋｌｉｍｅｋ．Ａｎ Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｒｅｌａｙ ｆｏｒ Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｌ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅｓ ［Ｃ］／／Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ ＩＥＥＥ Ｐｏｗｅｒ Ｉｎｄｉａ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，１２—１５ Ｏｃｔ．２００８，Ｎｅｗ Ｄｅｌｈｉ，Ｉｎｄｉａ，２００８： １—５． ［３】Ａｎａｍｉｋａ Ｙａｄａｖ，Ａｌｅｅｎａ Ｓｗｅｔａｐａｄｍａ．Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｆｉｒｓｔ Ｚｏｎｅ Ｒｅａｃｈ Ｓｅｔｔｉｎｇ ｏｆ Ａｒｔｉｉｆｃｉａｌ Ｎｅｕｒａｌ Ｎｅｔｗｏｒｋ—Ｂａｓｅｄ Ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ Ｒｅｌａｙ ｆｏｒ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｄｏｕｂｌｅ Ｃｉｒｃｕｉｔ Ｔｒｎａｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅｓ［Ｊ］．１ＥＴ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ，Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ＆Ｄｉｓｔｉｒｂｕｔｉｏｎ，２０１４，８（３）：３７３—３８８． ［４］Ｕ．Ｌａｈｉｉｒ，Ａ．Ｋ．Ｐｒａｄｈａｎ，Ｓ．Ｍｕｋｂｏｐａｄｈｙａｙａ．Ｍｏｄｕｌａｒ Ｎｅｕｒａｌ Ｎｅｔｗｏｒｋ—Ｂａｓｅｄ Ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ Ｒｅｌａｙ ｆｏｒ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒｎａｓａｃｔｉｏｎｓ ｏｎ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ，２００５，２０（４）：２１５４—２１５５． ［５］Ｄ．Ｓ．Ｒｏｙ，Ｄ．Ｋ．Ｍｏｈａｎｔａ，Ａ．Ｋ．Ｐａｎｄａ．Ｓｏｆｔｗａｒｅ Ｒｅｌｉａ— ｂｉｌｉｔｙ Ａｌｌｏｃａｔｉｏｎ ｏｆ Ｄｉｇｉｔａｌ Ｒｅｌａｙ ｆｏｒ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ Ｕｓｉｎｇ Ａ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｓｙｓｔｅｍ Ｈｉｅｒａｒｃｈｙ ａｎｄ Ｆａｕｌｔ Ｔｒｅｅ Ａｐｐｒｏａｃｈ［Ｊ］．ＩＥＴ Ｓｏｆｔｗａｒｅ，２００８，２（５）： ４３７—４４５． （６］Ｈ．Ｓｅｙｅｄｉ，Ｌ．Ｂｅｈｒｏｏｚｉ．Ｎｅｗ Ｄｉｓｔａｎｃｅ Ｒｅｌａｙ Ｃｏｍｐｅｎｓａ— ｔｉｏｎ Ａｌｇｏｒｉｔｈｍ ｆｏｒ Ｄｏｕｂｌｅ—ｃｉｒｃｕｉｔ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ［Ｊ］．ＩＥＴ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ，Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ＆Ｄｉｓｔｌｉ・ ｂｕｔｉｏｎ，２０１１，５（１０）：１０１１—１０１８． ［７］Ｓａｙｙｅｄ Ｍｏｈａｍｍａｄ Ｈａｓｈｅｍｉ，Ｍｅｈｒｄａｄ Ｔａｒａｆｄａｒ Ｈａｇｈ， Ｈｅｒｅｓｈ Ｓｅｙｅｄｉ，Ｈｉｇｈ—ｓｐｅｅｄ Ｒｅｌａｙｉｎｇ Ｓｃｈｅｍｅ ｆｏｒ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅｓ ｉｎ ｔｈｅ Ｐｒｅｓｅｎｃｓｅ ｏｆ Ｔｈｙｒｉｓｔｏｒ—ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ Ｓｅｒｉｅｓ Ｃａｐａｃｉｔｏｒ［Ｊ］，ＩＥＴ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ，Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ＆ （下转第１６页） １６ 青海电力 第３５卷 ５）该套管受潮的原因是套管顶部密封失效， 使套管储油柜进水，导致油及主绝缘性能下降，在 持续运行电压下，油纸电容屏的绝缘强度逐渐下 降。当其不能耐受运行电压时，在电容屏绝缘最 薄弱的地方产生击穿放电，导致局放量超标。 此，对局放量超标的套管进行更换，最后局部放电 测量试验全部合格，该主变通过交接试验，顺利 投运。 参考文献： ［１］ＧＢ １０９４．３—２００３ 电力变压器第三部分：绝缘水平 与绝缘试验［Ｓ］．２００３． ［２］ＧＢ ７３５４－－２００３局部放电测量［Ｓ］．２００３． ［３］ＧＢ ５０１５０－－２００６ 电气装置安装工程电气设备交接 试验标准［ｓ］．２００６． ４ 结论 综上分析，可以确定是Ｃ相高压侧套管本身 存在问题。为了进一步验证现场测试的结果，现 场对该变压器进行放油处理，然后将局放量正常 的Ａ相高压侧套管与故障相Ｃ相的高压侧套管 进行互换，再次试验发现更换后ｃ相局放合格，Ａ 相局放超标，其测试结果与更换前Ｃ相相同。因 （上接第６页） ［４］夏燕莉，江健武．一起２２０ ｋＶ变压器局部放电试验 分析［Ｊ］．变压器，２０１１，４８（１１）：２７—３０． 故障阻抗继电器失去方向性。零序保护，对功率 方向判别中的零序电压进行补偿，以尽量避免串 补电容对其带来的影响。 参考文献： ［１］郁帷墉，吴小建．阳城一淮阴５０ ｋＶ串补电容线路对 继电保护影响的研究［Ｊ］＿电力自动化设备，１９９８，２６ （２），１—６． ［２］李钢，钱 锋．大房双回５００ ｋＶ线路加串补对距 离保护的影响［Ｊ］．华北电力技术，２００２，３２（２）， ６—７． 一・－ （上接第１２页） Ｄｉｓｔｉｒｂｕｔｉｏｎ，２０１４，８（１２）：２０８３—２０９１． 整定规程［Ｓ］．２００７． ［１０］崔家佩，孟庆炎，陈永芳，熊炳耀．电力系统继电保 护与安全自动装置整定计算［Ｍ］．北京：中国电力 出版社，１９９３． ［８］Ｓｈａｎｋｅｒ Ｗａｒａｔｈｅ，Ｒ Ｎ Ｐａｔｅ１．Ｓｉｘ—Ｐｈａｓｅ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｌｉｎｅ ｏｖｅｒ Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｂｙ Ｎｕｍｅｒｉｃａｌ Ｒｅｌａｙ［ｃ］／／ Ａｄｖａｎｃｅｄ Ｃｏｍｐｕｔｉｎｇ ａｎｄ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍｓ，５— ７ Ｊａｎ．２０１５，Ｃｏｉｍｂａｔｏｒｅ，Ｉｎｄｉａ，２０１５：１—５． ［１１］卓乐友．电力工程电气设计手册［Ｍ］．北京：中国 电力出版社，２０１０． ［９］ＤＬ／Ｔ ５８４－－２００７，３—１１０ ｋＶ电网继电保护装置运行 田 我国２０１ ８年底前将完成售电侧市场竞争主体培育工作 目前，国家能源局召开《电力发展“十三五”规划》新闻发布会。国家能源局总工程师韩水和电力司黄学农参加 新闻发布会，介绍《电力发展“十三五”规划》并回答记者提问。 韩水表示，电力改革方面，将组建相对和规范运行的电力交易机构，建立公平有序的电力市场规则，初步形 成功能完善的电力市场，深入推进简政放权。一是核定输配电价。２０１７年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总 收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴。二是建立健全电力市场体系。建立标准统一的电力市场交易技术支持系统， 积极培育合格市场主体，完善交易机制，丰富交易品种；２０１６年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广；２０１８ 年底前，启动现货交易试点；２０２０年全面启动现货交易市场，研究风险对冲机制。三是组建相对和规范运行的电力 交易机构。四是有序放开发用电计划。２０２０年前逐步取消优先发电权以外的非调节性发电计划。五是全面推进配售 电侧改革。２０１８年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作。
