[b]0　引言 [/b]　　在高壓電網中，隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，從設備投資的經濟效益與征地的困難出發(fā)，有可能出現(xiàn)三端或三端以上的多端輸電線路。多端輸電線路的出現(xiàn)，給繼電保護的設計與運行帶來了許多不利的影響。本文通過對某電力系統(tǒng)的110 kV線路進行了數(shù)字模擬與仿真計算，其結果表明涉及零序分量的方向繼電器在T接線中有可能出現(xiàn)錯誤判斷，使保護拒動。在實際的T接線路保護中，各方向繼電器是否適合被保護系統(tǒng)， 必須對各種運行方式下不同位置的不同故障進行認真詳細的仿真計算才能正確確定保護方案。 [b]1　系統(tǒng)參數(shù)與計算方法 [/b] 1.1　系統(tǒng)參數(shù) 　　仿真系統(tǒng)結構如圖1所示，其中輸電線路結構和參數(shù)與我國某電網110 kV線路相似，系統(tǒng)等值參數(shù)亦與該實際線路所在系統(tǒng)近似相等。線路Ⅰ與線路Ⅱ為平行雙回線路，在線路Ⅰ的中點有一T接線路，其長度為線路Ⅰ的一半，單位長度參數(shù)與線路Ⅰ完全相同。平行線路參數(shù)為：正序阻抗ZL1=0.792 Ω，零序阻抗ZL0=2.772 Ω,零序互阻抗ZLP=0.950 4 Ω,正序阻抗角L1=75°，零序阻抗角L0=65°,零序互阻抗角LP=65°，所有負序參數(shù)與正序參數(shù)一致。M側系數(shù)等值阻抗為：ZM1=ZM2=0.605 1+j6.916 8 （Ω）,ZM0=0.545 3+j3.092 8 （Ω）。N側系統(tǒng)等值阻抗為：ZN1=ZN2=3.856 5+j44.08 （Ω）,ZN0=4.355 3+j24.7 （Ω）。T側變壓器漏抗為：ZT=1.322 5+j13.225 （Ω）,其變比為：nT=110 kV/ 35 kV,其接線方式為：Y/△-11。 圖1 仿真計算系統(tǒng)結構圖 1.2　仿真計算方法 　　本文采用通用的電磁暫態(tài)計算程序（EMTP）進行仿真計算，模擬模型如圖2所示，平行雙回線路Ⅰ，Ⅱ采用EMTP中的六相輸電線路模型，并將其等分成8段，即在每條線路上設置9個故障點，T接線路則采用三相輸電模型，等分成4段，即增加4個故障點。由于是110 kV線路，故忽略線路分布電容的影響。M，N側系統(tǒng)電源采用EMTP中的14型電源（即采用三相對稱的正弦電源），系統(tǒng)阻抗亦采用等值的線路模型模擬。T側采用EMTP中的變壓器模型模擬，不考慮飽和影響。由于在EMTP中末端空載的Y/△接法的變壓器△側的零序電位懸浮， 因此， 仿真計算中在變壓器的低壓側接了一個對稱的大阻抗ZLoad=1 000+j500 （Ω）， 模擬其負荷（此為EMTP建議方法之一，其它方法是使變壓器△側的一角接地或在△側加對稱的小電容）。 圖2 仿真計算系統(tǒng)模型 [b]2　仿真計算結果 [/b]　　表1是在T接線路內部發(fā)生單相接地故障（此處是指A相接地故障）時，該線路三側繼電器中的各序電壓、電流相位差值的計算結果。從該表中可以看出，正序電壓、電流的相位差值及負序電壓、電流的相位差值均能正確反映內部故障的方向，由于仿真系統(tǒng)中的正序參數(shù)與負序參數(shù)一致，則正序電壓、電流的相位差值與負序電壓、電流的相位差值的計算結果亦完全一致。 T側因在模擬計算中增加了負荷阻抗ZLoad=1 000+j500 （Ω）,從而在故障時亦有微小的工頻變化量正序、負序電流，因此也可以計算出相位差。在實際應用中卻不能據此判斷故障的方向，因為如此微小的電流在考慮了干擾的影響和測量的誤差之后將近似為零，不能正確測量其相位差。 　　 對于零序電壓、電流的相位差則不能完全正確反映內部故障的方向（見表中第4列標有＊號的數(shù)據），當M側母線出口處故障時，N側的零序電壓、電流的相位差值則錯誤地判斷了內部故障的方向，產生錯誤判斷的原因可做進一步分析。 　　N側零序方向保護的錯誤判斷是在M側出口及其附近發(fā)生故障的時候，不妨設在出口處發(fā)生故障，則可容易地得到如圖3所示的零序網絡等值電路圖。顯然，N側零序電流的方向決定于T接點和N側零序電壓的相對高低（忽略各零序阻抗角的差別），而N側零序電壓大小主要決定于阻抗ZL0和Zsn0　的相對大小，T接點零序電壓的大小主要決定于ZT0和M側與T接點之間的零序阻抗ZL0/2的相對大小，在某些參數(shù)情況下完全有可能發(fā)生N側零序電壓高于T接點零序電壓的情況，從而使N側零序方向繼電器錯誤判斷內部故障的方向。M側的零序方向保護同樣可能存在此種情況。推而廣之，正序和負序方向繼電器是否也可能存在如此情況呢?答案是肯定的。對于本文中的仿真計算系統(tǒng)就可能出現(xiàn)此種情況，只是因為參數(shù)沒有滿足出現(xiàn)此種情況的條件，即兩供電側的系統(tǒng)等值正序和負序阻抗的差別不是很大，并且T側與N側或T側與M側有線路連接。對于三端供電系統(tǒng)則出現(xiàn)此種情況的可能性更大。這些結論很容易從等值電路圖的分析中得到證實，在此不贅述。 圖3　M側母線出口故障時的零序網絡等值電路圖 注：Zsm0　,Zsn0　為M側和N側系統(tǒng)的等值零序阻抗，ZL0為線路Ⅱ的零序阻抗，ZL0/2則為線路Ⅰ在M，N側的零序阻抗（這里假設兩側阻抗相等），應該注意的是，圖3的零序等值電路中沒有考慮線路Ⅰ和線路Ⅱ之間的零序互感，如果考慮，則需對圖中某些阻抗參數(shù)作適當修改，ZT0為T接線路T側的零序阻抗和負荷側等值零序阻抗之和，U0為故障端口的零序電壓值。 　　表2是在T接線路內部發(fā)生兩相接地故障（此處是指AB兩相接地故障）時，該線路三側繼電器中的各序電壓、電流的相位差值的計算結果。從該表中可以看出，與表1一樣，正序電壓、電流的相位差值及負序電壓、電流的相位差值均能正確反映內部故障的方向，而零序電壓、電流的相位差則不能完全正確反映內部故障的方向（見表中第4列標有＊號的數(shù)據），即當M側母線出口處故障時， N側的零序電壓、電流的相位差值則錯誤地判斷了內部故障的方向，產生錯誤判斷的原因與前面分析完全相同，因為前面的分析并沒有假定是何種類型的故障。與表1不一樣的是正序電壓、電流的相位差值與負序電壓、電流的相位差值的計算結果并不一致，這是因為計算兩相接地短路電流的等值序網圖與單相接地不一樣，兩相接地短路時，正序電流和負序電流的相對關系還要受零序電流的影響，故盡管仿真系統(tǒng)中的正序參數(shù)與負序參數(shù)一致，而正序電壓、電流的相位差值與負序電壓、電流的相位差值還是不一致。另外，T側的正序、負序電壓、電流方向存在與單相接地故障所面臨的同樣問題。 表3是在T接線路內部發(fā)生單相接地故障（此處是指A相接地故障），在不同的接地過渡電阻時，該線路三側繼電器中的零序電壓、電流的相位差值的計算結果。從該表中可以看出，零序電壓、電流的相位差同樣不能完全正確反映內部故障的方向（見表中第2列、5列和8列標有＊號的數(shù)據），對于不同的接地過渡電阻，零序電壓、電流的相位差值的差別并不太大，由此可見，過渡電阻對故障方向的判別影響不大，即方向繼電器對過渡電阻并不敏感。 注：表1、表2、表3中的故障點是指發(fā)生故障的位置，其中ILINE1至ILINE9是指將LINEI線路等分成8段，從M側到N側依次排列的點，TLINE1至TLINE4則是將T接線路等分成4段，從T接點到T側依次排列的點。PM 0，PM 1，PM 2，PN 0，PN 1，PN 2，PT 0，PT 1和PT 2分別表示M，N，T側的零序、正序、負序電壓與電流的相位差值，各電壓、電流均為故障時的工頻變化量。Rf為接地故障時的過渡電阻值。 　　綜上所述，在本文所計算模擬系統(tǒng)的參數(shù)條件下，正序和負序故障分量方向繼電器在各種情況下均能正確反映內部故障的方向，而零序故障分量方向繼電器則可能出現(xiàn)錯誤的判斷。通過分析，發(fā)現(xiàn)出現(xiàn)這種情況在T接線路中是可能的、合理的，而且如果T接線路的系統(tǒng)參數(shù)滿足一定的條件，則正序和負序故障分量方向繼電器也可能發(fā)生錯誤判斷的情況。因此，在T接線路中應該慎用各種方向繼電器，如果必須使用的話，則應根據T接線路的實際參數(shù)及其所在系統(tǒng)的各種不同運行方式對方向繼電器的性能進行較詳盡的仿真計算，以保證其能夠全部正確動作或指出在何種具體運行方式下方向繼電器不能投入運行。另外，接地過渡電阻對序分量方向繼電器的影響不大，可以不考慮過渡電阻對方向繼電器的影響。 3　結論 　　通過仿真計算與數(shù)據分析可得到如下結論： 　?。?）　T接線路中工頻變化量方向繼電器是否能夠正確判斷內部故障的方向決定于T接線路所在系統(tǒng)的連接情況及其參數(shù)，必須通過較詳細的仿真計算方可全面、正確判斷該方向繼電器的性能； 　　（2）　普通線路中性能良好的保護不一定適合T接線路，T接線路保護系統(tǒng)設計時必須充分考慮其特殊性； 　　（3）　同普通線路一樣，T接線路接地故障時，過渡電阻對方向繼電器的影響并不敏感，甚至可以不考慮其影響。 [b]參考文獻 [/b]1　Dommel H W 著.電力系統(tǒng)電磁暫態(tài)計算理論.李永莊等譯.北京：水利電力出版社，1990 編輯：何世平