牽引變電所饋線保護問題及其解決措施

趙靈龍，楊春祥

0 引言

武廣高鐵采用全并聯AT供電方式，開通運營至今，廣州鐵路（集團）公司長沙供電段管內共發生了2起牽引變電所饋線保護拒動故障。2012年8月14日，某變電所211#饋線、212#饋線保護裝置拒動，導致上級斷路器越級跳閘。引發故障跳閘原因：樹枝搭落在F線上，造成F線對地短路燒損斷線。2012年10月14日，另一變電所211#饋線、212#饋線保護裝置拒動，引發上級斷路器越級跳閘，導致停電范圍擴大。故障跳閘原因：停于某站3道的動車組短路接地，并致車站信號出現紅光帶。

牽引變電所的饋線保護裝置拒動，將引發嚴重后果。不僅導致越級跳閘，擴大了事故停電范圍，而且可能燒損供電設備，危及人身設備安全。鑒于此，長沙供電段組織專業技術人員對其原因進行調查分析，找出饋線保護裝置拒動的原因，并提出了有效的解決方案。

1 保護動作數據調查

1.1 保護配置說明

1.1.1 饋線保護

（1）饋線設2段阻抗保護。阻抗I段為主保護，保護本饋線全長，時限0.1 s；阻抗Ⅱ段為后備保護，保護上下行饋線全長，時限 0.35 s。為避免電壓互感器（以下簡稱PT）因其二次回路斷線導致阻抗保護誤動，另設立PT斷線進行閉鎖。即在PT斷線告警后，阻抗保護不能出口。

PT斷線閉鎖條件：U≤UDX且I≤IDX，2個條件同時滿足，則啟動閉鎖距離保護。其整定范圍設定，PT斷線檢測電壓：UDX= 30～60 V；PT斷線檢測電流：IDX=Ifhmax/nL。

（2）設低壓啟動過電流保護，配合阻抗 I段保護構成主保護，保護線路全長，時限0.1 s。

（3）設置電流增量保護，作為部分情況下的高阻接地保護。武廣線各所動作值設定為1 237 A，保護線路全長，時限設定為2 s。

1.1.2 主變壓器保護

主變壓器（下文簡稱主變）設差動保護，無延時，用以保護牽引變壓器。主變低壓側母線斷路器設單相低壓啟動過電流保護，時限0.7 s；主變高壓側斷路器設三相低壓啟動過電流保護，時限1 s，均可作為饋線遠后備保護。

1.2 保護裝置動作數據調查

通過對各相關饋線保護裝置的啟動事件記錄收集整理（饋線事件記錄如表1），2次跳閘時，饋線保護裝置內所記錄動作事件、故障點的位置等具有相同的特性。本文將重點對8月14日的數據進行分析。

（1）短路故障點均在第2個AT段。

（2）阻抗 I段、Ⅱ段、電流增量保護裝置均有啟動記錄，但數毫秒后阻抗保護裝置隨即返回，未能出口跳閘。

（3）伴有PT斷線告警記錄產生。數據見表1。

表1 2012年8月14日某變電所饋線保護裝置啟動事件記錄表

2 保護裝置動作數據分析

2.1 阻抗保護未出口原因分析

為驗證PT斷線啟動條件是否滿足，對其檢測電壓及電流進行計算。

（1）PT斷線檢測電壓條件核算。查閱定值表，長沙供電段管內饋線 PT 斷線檢測電壓按16.668 kV（二次值60.61 V）整定，即UDX= 61 V。8月14日發生故障時刻的母線電壓（二次值）為53.68 V，10月14日發生故障時刻的母線電壓（二次值）為44.94 V，均小于檢測電壓設定值，PT斷線閉鎖電壓條件滿足要求。

（2）PT斷線檢測電流核算。IDX檢測電流按饋線最大負荷電流整定，即0.04In≤IDX≤Ifhmax。通過主變側采集得到的故障電流進行推算。因運行方式為全并聯供電方式，故障點在AT并聯點之后，處于第2個AT段，則上下行饋線分別分得一半左右的故障電流。8月 14日變電所α相母線斷路器201#故障電流Iα=2.14 A，折算一次電流為4 280 A。則其饋線短路電流約2 140 A，小于饋線最大負荷電流（變電所211#、212#最大負荷電流2 259 A）；10月14日另一變電所的饋線短路電流約2 100 A，小于該饋線最大負荷電流（該變電所 211#、212#饋線最大負荷電流為2 271 A）。PT電流判據之檢測電流滿足要求。

根據饋線保護裝置提取的事件記錄表明阻抗保護是有啟動的，但數毫秒后立即返回，在短路故障時，母線電壓及故障電流均滿足PT斷線判據要求，PT斷線告警閉鎖阻抗保護不出口。

2.2 低壓過電流保護未啟動原因分析

（1）電流條件核算。武廣線全并聯 AT供電方式下，由于AT變壓器的原因，線路阻抗參數呈馬鞍形非線性分布，在第2個AT段的中段可能出現網絡阻抗最大，故障電流相對較小。而且在AT所并聯點之后（尤其變電所遠端短路），反映到變電所側饋線斷路器的故障電流將被上下行斷路器平均分配，由上述2.1節分析可得各饋線短路電流均在2 100 A左右，小于其過電流整定值（其中饋線的過流動作整定值Izd分別為212#饋線3 000 A，211#饋線3 189 A）,電流動作條件不滿足。

（2）電壓條件核算。低壓整定值UZD= 66 V，故障時電壓U= 52.42 V，小于整定值，滿足要求。

以上2條件中僅電壓滿足，邏輯與運算后低壓過電流保護條件不滿足，故低壓過電流保護裝置未啟動。

2.3 電流增量保護未能出口原因分析

故障發生時，增量值大于1 237 A，饋線電流增量保護裝置動作滿足要求，均已經啟動。但電流增量保護的動作時限整定為t△ZD= 2 s，因主變27.5 kV側201#母線斷路器低壓過電流保護動作時限為0.7 s，故其先于饋線電流增量保護動作，饋線電流增量在該情況下因延時過長無法出口。

綜上所述，在AT供電方式下阻抗呈非線性，第2個AT段線路阻抗值最大，故障殘壓仍然較高。故障點AT所并聯之后，故障總電流被均分到上下行單條饋線，電流值偏小，不足以啟動其低壓過電流保護。阻抗保護仍可能啟動，而PT斷線電壓及電流檢測條件正好滿足要求，誤發PT斷線告警，導致阻抗保護被閉鎖。電流增量保護雖已經啟動但延時未到。因此2次變電所饋線保護裝置拒動均導致上級斷路器越級跳閘。

3 饋線保護裝置拒動解決措施

3.1 阻抗保護被誤閉鎖解決措施

3.1.1 短路故障電壓統計

對可能導致PT斷線的電壓值滿足要求的故障跳閘進行統計，統計時間段在2011年1月至2012年10月發生在第二個AT段的故障，共統計113個點（上下行同時跳閘的分開計算）。對二次值分別設定為30，40，60 V進行統計分析，判斷存在PT斷線啟動的可能性。統計圖如圖1所示。

（1）若設定PT斷線檢測電壓為30 V（一次值8 250 V，如圖1所示），則僅有2個點（約占2%）小于30 V，但其短路故障電壓低且電流較大，PT斷線的電流條件也不滿足，阻抗保護、過電流保護均啟動出口。

（2）若設定PT斷線檢測電壓為40 V（11 kV），共13個點（占11%），根據故障點短路情況，PT斷線可能會啟動。

（3）現設定 PT斷線檢測電壓為 60 V（16.67 kV），共100個點（占比87%），只要故障點在第2個AT段，很可能會導致PT斷線告警啟動，閉鎖阻抗保護。

圖1 第2個AT段故障電壓統計圖

3.1.2 PT斷線現場試驗數據分析

因現場實際接線、電纜長度以及電磁干擾、感應電壓等因素的存在，PT斷線后，實際電壓值在一定的時間內存在一個衰減過程。為能真實反映PT二次斷線后的電壓變化情況，在武廣線某變電所現場對27.5 kV母線上PT二次回路，選定不同的位置，模擬其二次斷線，得到典型故障錄波（設定檢測電壓為11 kV），如圖2所示。因武廣線變電所27.5 kV干式PT直接插接在GIS柜的母線上，未設高壓保險，在此不做高壓側PT斷線試驗。

由波形圖可見，在二次回路斷開后經過20 ms，二次電壓值降至40 V（11 kV），30～40 ms后電壓值降至0 V。也即在出現真正的二次回路斷線的情況下，保護裝置所采集到的電壓值瞬間衰減為0 V，接近理想狀態。為防止在類似短路故障情況下PT斷線閉鎖阻抗保護再次發生，對PT保護定值進行重新調整，選定電壓檢測值參考8 250 V（二次30 V），檢測電流不變，可大大減少PT斷線誤動作發生。

3.2 低壓啟動過電流保護

因武廣線采用的是全并聯AT供電方式，在重合閘失敗的情況下為直供方式，其最大負荷電流取值需要兼顧2種運行方式及列車追蹤密度影響，故過電流整定值還需要積累實際運行經驗，可暫不做調整。

圖2 模擬PT斷線故障錄波圖

3.3 電流增量保護

與交直型負載特性不同，客運專線是交直交型動車運行，功率因數接近1，目前的電流增量保護作為高阻保護可能無法進行正常負載電流與故障電流的識別。其能否動作于真正高阻接地，還需另行研究。但為更好的確保供電設備的運行安全，將饋線電流增量保護的時限調整為0.5 s，可作為饋線保護的后備保護。

4 結語

在確定整治措施后，長沙供電段對管內牽引變電饋線PT斷線檢測電壓按照30 V（二次值）進行了重新整定，電流增量保護時限也進行了修改。調整之后至今，故障點在第2個AT段時未再發生該類保護拒動的故障。

[1]交大許繼公司.TA21綜自WKH-892饋線保護測控裝置說明書.

[2]王永康.繼電保護及其自動裝置[M].北京：中國鐵道出版社，1997.