摘要：介绍了在复杂电网中，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，分析并推断了故障的发展过程，从谐波含量、各序分量和三相电压不平衡度等角度分析了故障发生后至故障点未切除前系统的电能质量，对继电保护装置在故障情况下的动作正确性进行了详尽的分析，对其防范措施进行了探讨。
0 引言
随着特高压试验示范工程顺利投产及投产后华北电网的安全平稳运行，必将以特高压电网建设为契机，推进各级电网协调发展，促进大型煤电、风电基地建设，实现更大范围的资源优化配置，从而为我们提供了新的机遇和挑战。值得一提的是特高压试验示范工程投运后华北和华中电网实现了同步电网互联，东北、华北异步直流联网，不远的将来华北将和西北电网异步互联，其中一个电网发生故障，相连电网都会受到影响，所以为减少电网波动，对继电保护装置动作的选择、快速、灵敏、可靠性提出了新的考验。
华北电网所辖的房山500 kV 变电站于1980 年开始基建，1984 年6 月24 日建成发电，是北京电网的500 kV 枢纽站，控制方式为当地有人监控值班。其中，1986 年06 月21 日大(山西大同第二发电厂)房(北京房山500 kV 变电站)一线升压500 kV运行，输电线路全长约290 km[1]。
1 事故经过及保护动作情况
1.1 事故经过
2008 年11 月16 日10 时56 分38 秒, 500 kV 大房一线距房山侧约287 km 处发生一起永久性A 相接地故障。故障前其电气主接线图及运行方式见图1。
图 1 电气主接线和运行方式
1.2 保护配置及动作情况介绍
大房一线配置的两套线路保护分别为GE 公司生产的L90 纵联电流差动保护和日本三菱公司生产的MCD-H2 纵联电流差动保护及GE 公司生产的ALPS 后备保护[2]，5012、5013 断路器均配置一套南京南瑞继保有限公司生产的LFP-921B 断路器保护，重合闸投单重方式，5012 断路器先重。故障发生后，L90 纵联电流差动保护动作，MCD-H2 纵联电流差动保护动作， 5012 、5013 断路器保护LFP-921B 跟跳A 相，5012 重合闸动作，重合于故障，5012、5013 断路器三相分开[3]。保护具体动作情况见表1～表4。
2 接地故障暂态特征及保护动作行为分析
2.1 接地故障暂态特征
限于篇幅，本文仅提供故障发生后1 s时间内故障元件的暂态过程分析，暂态波形如图2～图6。本文提供数据均为二次值，CVT变比为500 kV/100 V，CT变比为2 500/1A。分析图2可知大房一线线路侧A相故障电压降到45.62 V，此时系统不平衡电压为82.49 V，其中二次、五次谐波相对含量最高，三相电压不平衡度小于0.5%。分析图3可知大房一线A、B、C、3I0二次、五次谐波含量比较高。在故障状态下，三相电流不平衡度不超过1.7%，在允许范围。受二次谐波影响C相电流波形发生畸变比较严重。分析图4、图5、图6可以看出大房一线线路电抗电压、电流，中性点小电抗电流均含较高的非周期分量，导致相应电压、电流波形偏向时间轴一侧。
|<12>>
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.
返回顶部