牽引供電系統(tǒng)故障測(cè)距案例分析

柴 峰

0 引言

大秦線、北同蒲線作為鐵路運(yùn)輸繁忙干線，年運(yùn)量達(dá)到 4.5億t。由于重載列車運(yùn)行密度大，牽引負(fù)荷重，接觸網(wǎng)及牽引變電所運(yùn)行環(huán)境相對(duì)較差，經(jīng)常發(fā)生故障跳閘。牽引供電系統(tǒng)故障測(cè)距在接觸網(wǎng)故障查找中具有重要的指導(dǎo)意義，跳閘后故障點(diǎn)標(biāo)定（下文簡(jiǎn)稱故標(biāo)）裝置指示的故障距離是否準(zhǔn)確，直接影響到能否盡快定位故障點(diǎn)。因此，分析研究牽引供電故標(biāo)裝置的運(yùn)行情況及其存在誤差的原因，最大程度地減少測(cè)距誤差，對(duì)盡快定位接觸網(wǎng)故障點(diǎn)，快速消除故障恢復(fù)正常供電有著重要作用，對(duì)保證鐵路運(yùn)輸安全意義重大。

1 復(fù)線上下行電流比故障測(cè)距方式分析

1.1 復(fù)線上下行電流比故障測(cè)距方式原理

大秦線、遷曹線AT供電方式變電所正線采用復(fù)線上下行電流比原理，故障測(cè)距采用獨(dú)立故標(biāo)裝置，當(dāng)線路末端閉環(huán)（并聯(lián)）運(yùn)行時(shí)，復(fù)線上下行電流比故障測(cè)距公式：

式中，I1、I2分別為上下行饋線T線電流與F線電流向量差，且I1= It1- If1，I2= It2- If2（電流角度相同為減，電流角度相反為加），其中，It1、It2、If1、If2分別為上下行饋線T線、F線電流；D為供電臂長(zhǎng)度（變電所至分區(qū)所距離）；L為故障點(diǎn)距變電所距離。

根據(jù)電流守恒原理：流出變壓器的電流等于流回變壓器的電流，即同一供電臂上下行電流的向量和為零，即It1+ It2= If1+ If2

下面通過(guò)故障案例分析說(shuō)明各種情況下故障測(cè)距計(jì)算特點(diǎn)。

1.2 供電臂近點(diǎn)短路故障案例分析

案例1：2013年6月4日9時(shí)38分，延慶變電所饋線211#斷路器正向阻抗I段保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，重合閘成功。故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)：L = 2 km，It1=1 416 A∠309.2，If1= 3 662 A∠131.2，It2=1 279 A∠310.5，If2= 1 068 A∠309。實(shí)際故障點(diǎn)為延慶站035#正饋線對(duì)向下錨懸吊瓷瓶第1片放電，該處距變電所距離為1.934 km，測(cè)距誤差為66 m。

代入數(shù)據(jù)計(jì)算（該供電臂長(zhǎng)度D為25.3 km）：

代入式（1）計(jì)算：

上述故標(biāo)報(bào)告中It1、It2、If2的電流角度相同，If1電流角度與前三項(xiàng)角度相反，電流值大小If1= It1+ It2+ If2，符合電流守恒原理。

通過(guò)計(jì)算故障點(diǎn)距變電所2.02 km，與故標(biāo)報(bào)告2 km相差很小，故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)正確。

案例2：2013年6月4日10時(shí)10分延慶變電所饋線214#斷路器阻抗I段保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，重合閘成功。故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)：L = 0.32 km，It1=1 473 A∠134.5，If1= 1 512 A∠133.8，It2=4 173 A∠320.0，If2= 1 672 A∠134。實(shí)際故障點(diǎn)為延慶站118#—117#軟橫跨2道、4道直吊線遭雷擊被燒斷，該處距變電所距離為0.222 km，測(cè)距誤差為98 m。

代入數(shù)據(jù)計(jì)算（該供電臂長(zhǎng)度D為22.17 km）：

代入式（1）計(jì)算：

故標(biāo)報(bào)告中 It1、If1、If2的電流角度相同，It2電流角度與前三項(xiàng)角度相反，電流值大小It2= It1+If1+ If2。

通過(guò)計(jì)算故障點(diǎn)距變電所0.29 km，與故標(biāo)報(bào)告0.32 km相差很小，故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)正確。

通過(guò)上面2個(gè)例子可以看出，供電臂近點(diǎn)短路故障時(shí)饋線上下行T、F線電流特點(diǎn)是：故障線上的電流值等于非故障線上電流值之和，并且故障線電流角度與非故障線電流角度相反（相差近180°）。

1.3 供電臂遠(yuǎn)端短路故障案例分析

案例3：2013年6月6日15時(shí)49分永安堡變電所饋線212#斷路器阻抗II段保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，重合閘成功。故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)：L = 20.76 km，It1=741 A∠294.2； If1= 655 A∠100.3； It2=1 096 A∠275；If2= 1 159 A∠103.8。實(shí)際故障點(diǎn)為區(qū)間106#正饋線絕緣子閃絡(luò)，該處距變電所距離為21.24 km，測(cè)距誤差為480 m。

代入數(shù)據(jù)計(jì)算（該供電臂長(zhǎng)度D為27.9 km）：

代入式（1）計(jì)算：

故標(biāo)報(bào)告中It1、It2的電流角度相差近20°，If1、If2電流角度相差3°，It1與If1電流角度相差194°，It2與If2電流角度相差171°，T線、F線角度相差非標(biāo)準(zhǔn) 180°。在此按照上下行電流比公式計(jì)算得出L = 21.33 km，與故標(biāo)報(bào)告20.76 km相差570 m。這是由于電流角度非標(biāo)準(zhǔn)對(duì)稱180°時(shí)，手動(dòng)計(jì)算未考慮偏移角度折算與故標(biāo)報(bào)告相比存在一定誤差。

通過(guò)上述例子可以看出，接觸網(wǎng)遠(yuǎn)端短路故障時(shí)饋線上下行T線、F線電流特點(diǎn)是：故障所在饋線上的T線、F線電流值大于非故障饋線上T線、F線電流值，上下行T線電流和等于上下行F線電流和，并且T線、F線電流角度相反。

1.4 故標(biāo)計(jì)算錯(cuò)誤案例分析

案例4：2013年5月3日20時(shí)31分下莊變電所213#斷路器阻抗I段保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，重合閘失敗。故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)：L = 4.12 km，It1=3 220 A∠117.3，If1= 1 303 A∠290.6，It2=916 A∠308，If2= 1 101 A∠288.7。

代入數(shù)據(jù)計(jì)算（該供電臂長(zhǎng)度D為26.7 km）：

代入式（1）計(jì)算：

手動(dòng)計(jì)算與故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)相差2.03 km，實(shí)際故障點(diǎn)距變電所1.9 km，手動(dòng)計(jì)算結(jié)果與實(shí)際故障點(diǎn)誤差 190 m，故標(biāo)報(bào)告與實(shí)際故障點(diǎn)誤差2.22 km。

分析測(cè)距誤差較大原因?yàn)楣蕵?biāo)計(jì)算有誤，故標(biāo)將213#饋線T線和F線電流應(yīng)為向量和關(guān)系，按照向量差計(jì)算，致使故標(biāo)報(bào)告誤差較大。

推算如下：

I1= It1- If1= 1 917 A（應(yīng)為向量和，實(shí)際按向量差計(jì)算）

代入式（1）計(jì)算：

手動(dòng)計(jì)算時(shí)，T線、F線電流向量角差是按理想向量角度差（180°或0°）考慮，而故標(biāo)內(nèi)部計(jì)算則是按實(shí)際向量進(jìn)行計(jì)算，因此手動(dòng)計(jì)算結(jié)果與故標(biāo)報(bào)告有一定誤差（裝置計(jì)算為4.12 km，手動(dòng)計(jì)算為4.69 km）。

下莊變電所故標(biāo)測(cè)距誤差較大的原因?yàn)樵摴收蠟殡娎|故障，電纜的電容特性與接觸線的電感特性呈方向相反的阻抗特性，故標(biāo)對(duì)電流方向判斷錯(cuò)誤，致使測(cè)距誤差較大。

2 線性電抗逼近法故障測(cè)距方式案例分析

2.1 線路電抗逼近法故障測(cè)距方式原理

大張線、北同蒲線為直供加回流線供電方式，接觸網(wǎng)故障點(diǎn)標(biāo)定計(jì)算采用饋線保護(hù)裝置分段線性電抗逼近法原理測(cè)距。無(wú)獨(dú)立故障點(diǎn)標(biāo)定裝置，應(yīng)用饋線保護(hù)裝置測(cè)距功能，故障測(cè)距整定值整定時(shí)輸入線路各分段點(diǎn)對(duì)應(yīng)的公里數(shù)及該分段內(nèi)的單位電抗值和總電抗。

線性電抗逼近法原理測(cè)距式為L(zhǎng) =X / X0，其中，L為故障點(diǎn)距變電所距離；X為故障跳閘電抗值；X0為接觸網(wǎng)線路單位電抗值。

按照故障點(diǎn)距變電所的距離與接觸網(wǎng)電抗成正比例線性關(guān)系的原理，當(dāng)已知接觸網(wǎng)線路單位電抗值X0，用跳閘報(bào)告中電抗值X就可計(jì)算出故障點(diǎn)距變電所的距離L。

應(yīng)用該方式計(jì)算故障點(diǎn)距離需掌握接觸網(wǎng)線路單位電抗值。大張線正線接觸網(wǎng)單位電抗值 X0為0.42 Ω/km，北同蒲線正線接觸網(wǎng)單位電抗值X0為0.375 Ω/km，大秦線正線接觸網(wǎng)單位電抗值X0為0.30 Ω/km。上述單位電抗值均為一次值。

2.2 線路電抗逼近法測(cè)距動(dòng)作案例

案例5：2013年3月9日8時(shí)07分陽(yáng)高變電所饋線221#斷路器阻抗Ⅱ段保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，重合閘失敗。故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)：L = 22.36 km，R =3.56 Ω，X = 6.92 Ω，U1= 62.9 V，I = 8.06 A。故障點(diǎn)為沙屯堡分區(qū)亭內(nèi)穿墻套管引線搭掛油氈?jǐn)嗑€，供電臂全長(zhǎng)22.9 km。

陽(yáng)高變電所饋線保護(hù)裝置采用 DK3520保護(hù)裝置，報(bào)告數(shù)據(jù)電抗值為二次側(cè)值，饋線電流互感器變比1 000 / 5，母線電壓互感器變比275/1，折算到二次側(cè)的單位電抗 X0= 0.42×200 / 275 =0.305 Ω。

手動(dòng)計(jì)算結(jié)果與故標(biāo)報(bào)告指示的故障點(diǎn)距離22.36 km相差320 m。

案例6：2013年5月20日20時(shí)09分懷仁變電所224#斷路器距離I段保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，重合閘失敗。故標(biāo)報(bào)告數(shù)據(jù)：L = 18.22 km，R = 13.6 Ω，X = 49.66 Ω，阻抗角度74.68°。饋線電流互感器變比2 000 / 1，母線電壓互感器變比275 / 1。折算至二次側(cè)的單位電抗值為X0= 0.375×2 000 / 275 =2.73 Ω。

手動(dòng)計(jì)算結(jié)果與故標(biāo)報(bào)告指示的故障點(diǎn)距離18.22 km相差20 m。

跳閘原因?yàn)轫n家?guī)X站 104#處承力索中心錨結(jié)輔助繩從下錨端懸式絕緣子處脫開(kāi)接地，實(shí)際故障點(diǎn)距懷仁變電所24 km，誤差5.78 km。

手動(dòng)計(jì)算結(jié)果與故標(biāo)報(bào)告一致。測(cè)距誤差大的原因?yàn)閼讶手另n家?guī)X區(qū)間多站場(chǎng)、多專用線結(jié)構(gòu)特點(diǎn)造成整個(gè)供電臂接觸網(wǎng)單位電抗變化較大，站場(chǎng)內(nèi)接觸網(wǎng)單位電抗要明顯小于區(qū)間接觸網(wǎng)單位電抗，專用線線路阻抗對(duì)正線單位電抗也產(chǎn)生影響，懷韓供電臂接觸網(wǎng)單位電抗值非均衡變化（0.375 Ω/km）。

針對(duì)供電臂多站場(chǎng)、多專用線的特點(diǎn)，可根據(jù)分段線性電抗法將供電臂分為多個(gè)區(qū)段，根據(jù)每段接觸網(wǎng)特點(diǎn)設(shè)定其單位電抗，從而提高故障測(cè)距精度。如懷仁至韓家?guī)X供電臂的測(cè)距整定值修正，對(duì)懷韓區(qū)間線路總阻抗重新核算，將懷韓區(qū)間供電臂分為懷仁—里八莊，里八莊—韓家?guī)X2個(gè)區(qū)段，重新核算各段線路單位電抗值。

3 故障測(cè)距誤差原因分析

對(duì)于直供加回流線供電方式，影響故障測(cè)距準(zhǔn)確性的決定因素為接觸網(wǎng)線路的單位電抗。當(dāng)供電臂上無(wú)分支線、站場(chǎng)時(shí)，可按照一段設(shè)定故障測(cè)距定值。當(dāng)供電臂上存在分支線和多個(gè)站場(chǎng)時(shí)，其單位電抗值與區(qū)間正線接觸網(wǎng)單位電抗值不同，若按照同一段線路單位電抗值設(shè)定故障測(cè)距定值則必然存在較大誤差，需根據(jù)不同線路區(qū)段特性分段設(shè)定故障測(cè)距定值以提高精度。再根據(jù)有具體故障點(diǎn)的跳閘數(shù)據(jù)，不斷修正供電臂各區(qū)段單位電抗值。

需注意的是當(dāng)接觸網(wǎng)接觸線材質(zhì)線型或供電臂長(zhǎng)度發(fā)生變化時(shí)，單位電抗值需根據(jù)變化情況進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。

AT供電方式，影響故障測(cè)距準(zhǔn)確性最主要的因素為供電方式，即供電臂上下行末端必須并聯(lián)運(yùn)行。當(dāng)供電臂末端分區(qū)所并聯(lián)斷路器斷開(kāi)時(shí)，故障測(cè)距必然不準(zhǔn)確。其次為線路參數(shù)的設(shè)置正確，主要是供電臂長(zhǎng)度及所亭公里標(biāo)位置輸入正確。

4 接觸網(wǎng)故障點(diǎn)查找注意事項(xiàng)

4.1 變電所近點(diǎn)短路故障查找原則

當(dāng)變電所距離電分相較遠(yuǎn)時(shí)，跳閘故障指示在變電所附近，且故標(biāo)指示故障點(diǎn)在變電所至電分相間距離范圍內(nèi)，需在變電所上網(wǎng)點(diǎn)兩側(cè)按照故標(biāo)指示故障點(diǎn)距變電所距離查找。

以翠屏山變電所跳閘為例，該變電所公里標(biāo)K418+735 m，電分相公里標(biāo)K422+420 m，變電所距電分相3.7 km。2011年8月9日18時(shí)44分，翠屏山變電所劉吉素方向 212#斷路器速斷跳閘，It= 5 495 A、If= 1 886.5 A，L = 0.37 km，S =418.37 km。當(dāng)時(shí)除巡視418.37 km附近外，還應(yīng)巡視418.735+0.37 = 419.105 km附近。因?yàn)榇淦辽健獎(jiǎng)⒓毓╇姳垧伨€跳閘時(shí)，默認(rèn)為劉吉素方向，因此其顯示故障點(diǎn)位置為翠屏山變電所公里標(biāo)減去L；如果故障發(fā)生在上網(wǎng)點(diǎn)至電分相間，則為玉田方向，其故障點(diǎn)位置應(yīng)為翠屏山變電所公里標(biāo)加上L的距離，則其故障點(diǎn)位置應(yīng)為K419+105 m，實(shí)際故障點(diǎn)K419+376 m。與故障點(diǎn)相差271m。因此當(dāng)故標(biāo)指示距變電所距離小于電分相距變電所距離時(shí)應(yīng)向變電所兩側(cè)查找故障點(diǎn)。翠屏山變電所供電示意圖見(jiàn)圖1。

圖1 翠屏山變電所供電示意圖

4.2 多分支線供電臂跳閘故障點(diǎn)查找原則

當(dāng)供電臂饋線上有多條分支線，饋線跳閘重合失敗時(shí)，先組織將饋線上各條分支線桿架斷路器或隔離開(kāi)關(guān)斷開(kāi)，退出分支線接觸網(wǎng)設(shè)備。再組織變電所合饋線斷路器試送電，排除支線接觸網(wǎng)故障，縮小故障查找范圍。

4.3 AT供電方式接觸網(wǎng)故障處理查找原則

當(dāng)接觸網(wǎng)正饋線故障（跳閘報(bào)告數(shù)據(jù)F線電流明顯大于T線電流），變電所重合閘失敗時(shí)，可先將正饋線退出運(yùn)行，改為直供加回流線供電方式，恢復(fù)接觸網(wǎng)送電，再組織查找正饋線故障點(diǎn)。當(dāng)接觸網(wǎng)改為直供加回流線供電方式變電所試送失敗時(shí)，變電所根據(jù)跳閘報(bào)告電抗值用線性電抗法手動(dòng)計(jì)算故障點(diǎn)距離。

當(dāng)接觸網(wǎng)故障，變電所重合閘失敗，故標(biāo)指示為近點(diǎn)短路故障，要先合分區(qū)所并聯(lián)斷路器環(huán)供試送電，避免近點(diǎn)短路故障電流對(duì)主變壓器的沖擊。

5 結(jié)論

綜上所述，熟練掌握各種供電方式下測(cè)距原理和計(jì)算方法，分析其在實(shí)際動(dòng)作中產(chǎn)生誤差的原因，采取可行的方法降低其動(dòng)作誤差，對(duì)指導(dǎo)接觸網(wǎng)故障查找具有重要意義。根據(jù)故標(biāo)測(cè)距報(bào)告數(shù)據(jù)，可以直觀地分析接觸網(wǎng)跳閘的故障類型，從而有針對(duì)性的對(duì)接觸網(wǎng)故障進(jìn)行分析和處理，有效縮短故障延時(shí)，對(duì)提高牽引供電系統(tǒng)供電可靠性具有非常重要的指導(dǎo)意義。