2.2 保护动作行为分析和防范措施建议

2008 年11 月16 日10 时56 分38 秒, 大房一线发生A 相接地故障。限于篇幅，本文只提供了部分继电保护动作故障录波图，如图7、图8 所示。

L90 差动保护动作，MCD-H2 差动保护动作，5012、5013 断路器保护LFP-921B 瞬跳A 相，5012断路器保护重合闸动作，重合于故障，MCD-H2 差动动作，L90 差动动作，5012 断路器保护LFP-921B未充电勾通三跳。二次最大故障电流1.32 A，二次最低故障电压49.49 V，故障持续时间58 ms，重合于故障后，故障持续时间36 ms，二次故障最大电流为0.85 A。差动保护计算最大差流11.36 A。故障波形正确，故障测距为距离房山侧287.5 km，故障录波器正确动作。

大房一线房山侧比大同二电厂侧晚，分析表明时间差来自断路器本身操作时间(对侧为双母接线方式)和故障点远离房山站侧导致开关灭弧时间较长等因素造成。大同二电厂侧重合闸于故障加速三相跳闸，对侧三跳后，通过MCD-H2 差动保护导致本侧开关三相跳闸(LFP921B 跳闸脉冲发出持续时间约为8 ms)[4]，但此时5012 重合闸命令已发出，且A 相开关在分位，防跳回路不能起动，最终A 相开关再次重合于故障，跳闸。5013 断路器保护因单重时间已到，但后合重合延时未到，此时5013 断路器保护再次收到线路保护的跳闸信号，立即三相跳闸[5]。本文认为在5012 断路器保护装置重合闸脉冲发出以后，依赖增加一次、二次回路设计，使其不再重合必将增加装置复杂度，降低可靠性。本文认为可采取在系统暂态稳定性较强的一侧先重合，有可能使系统暂态稳定性较弱的一侧少经受一次暂态冲击。

综上分析，继电保护装置动作行为符合逻辑，属于正确动作，继电保护装置共动作8 次，其中重合闸动作1 次。

3 结语

本文着重分析了一起500 kV 超高压长输电线路永久性单相接地故障后暂态过程，结合继电保护动作报告及故障录波图，推断了故障的发展过程，并就谐波含量、各序分量、三相电压不平衡度等角度分析了故障发生后故障点未切除前系统电能的质量，对继电保护装置在故障情况下的动作正确性进行了比较详尽的分析，本文具有以下特点：

⑴超高压电网已经成为华北地区乃至全国电力系统的主网架，特高压试验示范工程的投运，为超高压电网运维工作提供了新的机遇和挑战。

⑵因大房一线对端为大同第二发电厂，且单相接地故障占输电线路故障的90%以上，本文提供的故障暂态波形为电力工作者研究电磁暂态过程和机电暂态过程提供相关真实资料，本文涉及暂态过程具有一定普遍性和特殊性。

⑶本文提出的防范建议，虽然可能使暂态稳定性较弱的系统免受一次冲击，提高系统其暂态稳定性，但对于超高压、特高压长输电线路而言，暂态稳定性较强系统近端发生瞬时性故障时，将增加系统非全相运行时间。

⑷本文提出观点仅在抛砖引玉，由于作者水平有限，更好的解决方案还请有关专家学者共同探讨、研究，切实增强特-超高压电网的运行维护水平，共同提高我国互联电网的暂态稳定性。

参考文献

[1] 北京超高压公司，房山500kV 变电站现场运行规程[Z].北京：2006.

[2] GE Power Management. ALPS Advanced Line Protection System Instruction Manual[Z]. Canada：2001.

[3] 南瑞继保，LFP-921A 断路器失灵保护及自动重合闸装置[Z].南京南瑞继保电气有限公司技术说明书.2000.

[4] Mitsubishi Electric Corporation. Instruction Manual of MCD-H PCM Current Differential Relay Scheme for 500kV Transmission Line of NORTH CHINA INTERNATIONAL POWER ECONOMIC&TRADE CORP. (NCIP)[Z].Japan: 1985.

[5] GE Power Management.L90 Line Differential Relay UR Series Instruction Manual[Z].Canada:1985.