配電所與貫通線自動分段裝置匹配運行的分析

李明璟

（南寧鐵路局柳州供電段，工程師，廣西 柳州 545007）

寧局焦柳線10 kV 電力貫通線承擔著該線信號、無線列調、售票系統等重要鐵路負荷的供電任務，其供電可靠性直接影響鐵路運輸安全，而該貫通線路的大部分架空線路處于山區丘陵地段，地形復雜，運行條件惡劣。當貫通線發生故障后，傳統的處理方式是通過人員到現場分合線路上的開關逐段排查故障區段，故障查找耗時費力，還會造成長時間的停電，嚴重干擾鐵路正常運輸。通過對焦柳線電力貫通線開關站增設自動分段裝置及融安配電所改造，為可靠供電提供了設備條件。為此，研究配電所與線路自動分段裝置匹配運行具有重要的現實意義。本文著重分析線路永久性故障下配電所與線路自動分段裝置匹配供電的問題。

1 存在的問題

1.1 保護裝置不能有效識別線路運行方式 由于配電所主備供運行方式影響饋線斷路器與自動分段裝置動作，饋線保護裝置就無法判斷啟動重合閘或是備用電源自動投入（簡稱為“備自投”）功能，導致饋線斷路器動作與線路自動分段裝置不匹配，甚至導致誤分段非故障區段。

1.2 自投功能不能滿足再次供電需要 當區間線路故障跳閘后，備供配電所備自投不成功，主供配電所啟動一次重合閘。若線路出現永久性故障，則故障區段的自動分段裝置斷路器跳閘并同時閉鎖，將故障區段隔離。備供配電所至無故障區段線路供電的再次恢復送電僅能依靠備供所值班員手動操作，若其不能在300 s內合上備供配電所的饋線斷路器，則無法保證另一端無故障區段的正常供電。

1.3 二次重合閘與自動分段裝置不匹配 為了保證電力貫通線路可靠供電，主供配電所饋線保護裝置需啟動二次重合閘。在主供配電所與備供配電所間一般配置6～7個自動分段裝置。當區間出現故障時，主供配電所饋線保護裝置動作，饋線斷路器跳閘，區間的自動分段裝置因失電會自動分開。當配電所一次重合閘送電時，分段裝置會經過延時依次送電。一般每個裝置需要5 s，如故障點接近線路末端，則合到永久故障點的時間約30 s。此時，主供配電所饋線保護裝置再次動作跳開斷路器，區間臨近故障點的分段裝置分閘后會閉鎖合閘，將故障區段隔離。主供配電所需啟動二次重合閘恢復非故障區段供電。而常規設計的饋線保護裝置重合閘整組復歸時間為20 s，存在小于自動分段裝置切除故障區段時間可能性，保護裝置復歸后導致二次重合閘失效。

1.4 配電所饋線近端故障電流對系統沖擊 當永久性故障點在配電所饋線斷路器外側時，重合閘動作或自恢復供電動作合于故障點，此時系統短路阻抗小，短路電流會很大，對電力系統造成沖擊。同時，若斷路器在短時間內連續2次切斷短路電流，會造成油斷路器或真空斷路器絕緣強度降低，其遮斷容量大幅降低，一般降低到50～80%，從而造成斷路器滅弧室擊穿。

2 對策及改進措施

2.1 保護裝置增加運行方式判斷功能 電力貫通線路帶電且斷路器處于合位時為主供狀態；電力貫通線路帶電且斷路器處于分位時為備供狀態。為了讓保護裝置能夠更好地識別線路運行方式，給裝置增加運行方式判斷功能，當裝置上電時自動識別運行狀態并在運行過程中判斷線路主備供方式。

電力貫通線路因故障跳閘后，備供配電所啟動備自投。如備自投成功，此時原備供饋線保護裝置自動改變運行方式，切換到主供運行方式；反之，備供配電所保護裝置維持原運行方式不變。若電力貫通線路因故障跳閘后，主供配電所饋線保護裝置在延時后檢測到線路帶電，則認為線路發生瞬時性故障，且備供配電所備自投成功。此時，原主供配電所饋線保護裝置自動改變運行方式，切換到備供運行方式。反之，則認為線路發生永久性故障，備供配電所備自投不成功，仍需主供配電所饋線保護裝置重合閘動作，保護裝置維持原運行方式不變。人工操作斷路器判斷線路主備供方式是在備供狀態下，手動合饋線斷路器后檢測線路帶電，則備供配電所饋線保護裝置自動改為主供狀態運行；在主供狀態下，手動分饋線斷路器后檢測線路帶電，則裝置自動改為備供狀態運行。主備供運行方式判斷邏輯見圖1所示。

圖1 主備供運行方式判斷邏輯圖

2.2 備自投投入時增設自恢復供電功能 當備供配電所備自投功能投入時，需增加自恢復供電功能。自恢復供電功能也采用充電方式，必須在“充電”完成后才能啟動合閘回路。備供配電所饋線保護裝置檢測到斷路器在跳閘位置、母線有壓、線路有壓，裝置啟動自恢復供電功能充電。當母線有壓，而因電力貫通線路故障或主供配電所斷路器故障而使線路無壓時，配電所備自投動作合饋線斷路器，直至合閘到故障區段，則饋線保護裝置動作，饋線斷路器跳閘，同時故障區段的自動分段裝置閉鎖合閘；經延時后饋線保護裝置啟動自動恢復供電，饋線斷路器合閘，向非故障區段恢復供電。當自動恢復供電成功后，配電所備供方式轉為主供方式，裝置自恢復供電功能放電。備自投及自恢復供電功能邏輯見圖2所示。

圖2 備自投及自恢復供電功能邏輯圖

2.3 延長重合閘整組復歸時間至40 s 將原設計的饋線保護裝置重合閘整組復歸時間由20 s延長至40s，確保二次重合閘有效時間在大于自動分段裝置有效切除故障區段時間，確保主供配電所恢復非故障區段供電。廠家只需將裝置源程序進行修改，把“#define DELAY_20S TICK_NUM*2000”修 改 為“#define DELAY_40S TICK_NUM*4000”即可。重合閘整組復歸時間延長至40 s既能保證電力貫通線路自動分段裝置能可靠隔離出故障區段，又能確保主供配電所的二次重合閘可靠動作。

2.4 饋線保護裝置增加門口短路閉鎖功能 當永久性故障點在配電所近端，將斷路器投入故障線路上由保護裝置將其斷開時，自動重合閘均不應動作；或當斷路器處于不正常狀態不允許實現自動重合閘時，應將自動重合閘裝置閉鎖。饋線保護裝置應考慮增加門口短路閉鎖功能，閉鎖該狀態下的饋線重合閘（見圖3）或自恢復供電功能（見圖2）。通過增加饋線保護單元門口短路閉鎖功能后，既防止了大短路電流帶來的系統沖擊，又滿足了自動分段裝置閉鎖故障區段后所需的重合閘或自恢復供電動作需要。

圖3 門口短路閉鎖邏輯圖

3 結束語

隨著鐵路運輸能力的不斷提高，供電的可靠性要求也越來越高。通過配電所與電力貫通線路自動分段裝置的匹配運行的分析與實踐，一方面有效改進了設備功能，提高了自動分段裝置的動作可靠性和設備運行穩定性；另一方面也大大減少了貫通線故障區段隔離的時間，為復雜地形上的電力貫通線路可靠供電提供了保障。據統計，2012年上半年自動分段裝置試運行期間，焦柳線發生貫通線故障3次，自動分段裝置正確隔離故障區段2次，動作正確率66%，故障區段隔離平均耗時20 min。通過進行配電所與線路自動分段裝置匹配研究，2012年下半年，焦柳線2 次出現外部原因引起的大電流短路故障，自動分段裝置均能有效閉鎖故障區段，動作正確率100%；故障區段隔離平均耗時3 min，比上半年下降了85%，貫通線的供電可靠性得到了顯著提高。