牽引供電系統故障測距案例分析

柴 峰

0 引言

大秦線、北同蒲線作為鐵路運輸繁忙干線，年運量達到 4.5億t。由于重載列車運行密度大，牽引負荷重，接觸網及牽引變電所運行環境相對較差，經常發生故障跳閘。牽引供電系統故障測距在接觸網故障查找中具有重要的指導意義，跳閘后故障點標定（下文簡稱故標）裝置指示的故障距離是否準確，直接影響到能否盡快定位故障點。因此，分析研究牽引供電故標裝置的運行情況及其存在誤差的原因，最大程度地減少測距誤差，對盡快定位接觸網故障點，快速消除故障恢復正常供電有著重要作用，對保證鐵路運輸安全意義重大。

1 復線上下行電流比故障測距方式分析

1.1 復線上下行電流比故障測距方式原理

大秦線、遷曹線AT供電方式變電所正線采用復線上下行電流比原理，故障測距采用獨立故標裝置，當線路末端閉環（并聯）運行時，復線上下行電流比故障測距公式：

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為供電臂長度（變電所至分區所距離）；L為故障點距變電所距離。

根據電流守恒原理：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

下面通過故障案例分析說明各種情況下故障測距計算特點。

1.2 供電臂近點短路故障案例分析

案例1：2013年6月4日9時38分，延慶變電所饋線211#斷路器正向阻抗I段保護裝置動作跳閘，重合閘成功。故標報告數據：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。實際故障點為延慶站035#正饋線對向下錨懸吊瓷瓶第1片放電，該處距變電所距離為1.934 km，測距誤差為66 m。

代入數據計算（該供電臂長度D為25.3 km）：

代入式（1）計算：

上述故標報告中It1、It2、If2的電流角度相同，If1電流角度與前三項角度相反，電流值大小If1= It1+ It2+ If2，符合電流守恒原理。

通過計算故障點距變電所2.02 km，與故標報告2 km相差很小，故標報告數據正確。

案例2：2013年6月4日10時10分延慶變電所饋線214#斷路器阻抗I段保護裝置動作跳閘，重合閘成功。故標報告數據：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。實際故障點為延慶站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，測距誤差為98 m。

代入數據計算（該供電臂長度D為22.17 km）：

代入式（1）計算：

故標報告中 It1、If1、If2的電流角度相同，It2電流角度與前三項角度相反，電流值大小It2= It1+If1+ If2。

通過計算故障點距變電所0.29 km，與故標報告0.32 km相差很小，故標報告數據正確。

通過上面2個例子可以看出，供電臂近點短路故障時饋線上下行T、F線電流特點是：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 供電臂遠端短路故障案例分析

案例3：2013年6月6日15時49分永安堡變電所饋線212#斷路器阻抗II段保護裝置動作跳閘，重合閘成功。故標報告數據：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。實際故障點為區間106#正饋線絕緣子閃絡，該處距變電所距離為21.24 km，測距誤差為480 m。

代入數據計算（該供電臂長度D為27.9 km）：

代入式（1）計算：

故標報告中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線角度相差非標準 180°。在此按照上下行電流比公式計算得出L = 21.33 km，與故標報告20.76 km相差570 m。這是由于電流角度非標準對稱180°時，手動計算未考慮偏移角度折算與故標報告相比存在一定誤差。

通過上述例子可以看出，接觸網遠端短路故障時饋線上下行T線、F線電流特點是：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 故標計算錯誤案例分析

案例4：2013年5月3日20時31分下莊變電所213#斷路器阻抗I段保護裝置動作跳閘，重合閘失敗。故標報告數據：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。

代入數據計算（該供電臂長度D為26.7 km）：

代入式（1）計算：

手動計算與故標報告數據相差2.03 km，實際故障點距變電所1.9 km，手動計算結果與實際故障點誤差 190 m，故標報告與實際故障點誤差2.22 km。

分析測距誤差較大原因為故標計算有誤，故標將213#饋線T線和F線電流應為向量和關系，按照向量差計算，致使故標報告誤差較大。

推算如下：

I1= It1- If1= 1 917 A（應為向量和，實際按向量差計算）

代入式（1）計算：

手動計算時，T線、F線電流向量角差是按理想向量角度差（180°或0°）考慮，而故標內部計算則是按實際向量進行計算，因此手動計算結果與故標報告有一定誤差（裝置計算為4.12 km，手動計算為4.69 km）。

下莊變電所故標測距誤差較大的原因為該故障為電纜故障，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，故標對電流方向判斷錯誤，致使測距誤差較大。

2 線性電抗逼近法故障測距方式案例分析

2.1 線路電抗逼近法故障測距方式原理

大張線、北同蒲線為直供加回流線供電方式，接觸網故障點標定計算采用饋線保護裝置分段線性電抗逼近法原理測距。無獨立故障點標定裝置，應用饋線保護裝置測距功能，故障測距整定值整定時輸入線路各分段點對應的公里數及該分段內的單位電抗值和總電抗。

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

按照故障點距變電所的距離與接觸網電抗成正比例線性關系的原理，當已知接觸網線路單位電抗值X0，用跳閘報告中電抗值X就可計算出故障點距變電所的距離L。

應用該方式計算故障點距離需掌握接觸網線路單位電抗值。大張線正線接觸網單位電抗值 X0為0.42 Ω/km，北同蒲線正線接觸網單位電抗值X0為0.375 Ω/km，大秦線正線接觸網單位電抗值X0為0.30 Ω/km。上述單位電抗值均為一次值。

2.2 線路電抗逼近法測距動作案例

案例5：2013年3月9日8時07分陽高變電所饋線221#斷路器阻抗Ⅱ段保護裝置動作跳閘，重合閘失敗。故標報告數據：L = 22.36 km，R =3.56 Ω，X = 6.92 Ω，U1= 62.9 V，I = 8.06 A。故障點為沙屯堡分區亭內穿墻套管引線搭掛油氈斷線，供電臂全長22.9 km。

陽高變電所饋線保護裝置采用 DK3520保護裝置，報告數據電抗值為二次側值，饋線電流互感器變比1 000 / 5，母線電壓互感器變比275/1，折算到二次側的單位電抗 X0= 0.42×200 / 275 =0.305 Ω。

手動計算結果與故標報告指示的故障點距離22.36 km相差320 m。

案例6：2013年5月20日20時09分懷仁變電所224#斷路器距離I段保護裝置動作跳閘，重合閘失敗。故標報告數據：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。折算至二次側的單位電抗值為X0= 0.375×2 000 / 275 =2.73 Ω。

手動計算結果與故標報告指示的故障點距離18.22 km相差20 m。

跳閘原因為韓家嶺站 104#處承力索中心錨結輔助繩從下錨端懸式絕緣子處脫開接地，實際故障點距懷仁變電所24 km，誤差5.78 km。

手動計算結果與故標報告一致。測距誤差大的原因為懷仁至韓家嶺區間多站場、多專用線結構特點造成整個供電臂接觸網單位電抗變化較大，站場內接觸網單位電抗要明顯小于區間接觸網單位電抗，專用線線路阻抗對正線單位電抗也產生影響，懷韓供電臂接觸網單位電抗值非均衡變化（0.375 Ω/km）。

針對供電臂多站場、多專用線的特點，可根據分段線性電抗法將供電臂分為多個區段，根據每段接觸網特點設定其單位電抗，從而提高故障測距精度。如懷仁至韓家嶺供電臂的測距整定值修正，對懷韓區間線路總阻抗重新核算，將懷韓區間供電臂分為懷仁—里八莊，里八莊—韓家嶺2個區段，重新核算各段線路單位電抗值。

3 故障測距誤差原因分析

對于直供加回流線供電方式，影響故障測距準確性的決定因素為接觸網線路的單位電抗。當供電臂上無分支線、站場時，可按照一段設定故障測距定值。當供電臂上存在分支線和多個站場時，其單位電抗值與區間正線接觸網單位電抗值不同，若按照同一段線路單位電抗值設定故障測距定值則必然存在較大誤差，需根據不同線路區段特性分段設定故障測距定值以提高精度。再根據有具體故障點的跳閘數據，不斷修正供電臂各區段單位電抗值。

需注意的是當接觸網接觸線材質線型或供電臂長度發生變化時，單位電抗值需根據變化情況進行相應調整。

AT供電方式，影響故障測距準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運行。當供電臂末端分區所并聯斷路器斷開時，故障測距必然不準確。其次為線路參數的設置正確，主要是供電臂長度及所亭公里標位置輸入正確。

4 接觸網故障點查找注意事項

4.1 變電所近點短路故障查找原則

當變電所距離電分相較遠時，跳閘故障指示在變電所附近，且故標指示故障點在變電所至電分相間距離范圍內，需在變電所上網點兩側按照故標指示故障點距變電所距離查找。

以翠屏山變電所跳閘為例，該變電所公里標K418+735 m，電分相公里標K422+420 m，變電所距電分相3.7 km。2011年8月9日18時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。當時除巡視418.37 km附近外，還應巡視418.735+0.37 = 419.105 km附近。因為翠屏山—劉吉素供電臂饋線跳閘時，默認為劉吉素方向，因此其顯示故障點位置為翠屏山變電所公里標減去L；如果故障發生在上網點至電分相間，則為玉田方向，其故障點位置應為翠屏山變電所公里標加上L的距離，則其故障點位置應為K419+105 m，實際故障點K419+376 m。與故障點相差271m。因此當故標指示距變電所距離小于電分相距變電所距離時應向變電所兩側查找故障點。翠屏山變電所供電示意圖見圖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查找原則

當供電臂饋線上有多條分支線，饋線跳閘重合失敗時，先組織將饋線上各條分支線桿架斷路器或隔離開關斷開，退出分支線接觸網設備。再組織變電所合饋線斷路器試送電，排除支線接觸網故障，縮小故障查找范圍。

4.3 AT供電方式接觸網故障處理查找原則

當接觸網正饋線故障（跳閘報告數據F線電流明顯大于T線電流），變電所重合閘失敗時，可先將正饋線退出運行，改為直供加回流線供電方式，恢復接觸網送電，再組織查找正饋線故障點。當接觸網改為直供加回流線供電方式變電所試送失敗時，變電所根據跳閘報告電抗值用線性電抗法手動計算故障點距離。

當接觸網故障，變電所重合閘失敗，故標指示為近點短路故障，要先合分區所并聯斷路器環供試送電，避免近點短路故障電流對主變壓器的沖擊。

5 結論

綜上所述，熟練掌握各種供電方式下測距原理和計算方法，分析其在實際動作中產生誤差的原因，采取可行的方法降低其動作誤差，對指導接觸網故障查找具有重要意義。根據故標測距報告數據，可以直觀地分析接觸網跳閘的故障類型，從而有針對性的對接觸網故障進行分析和處理，有效縮短故障延時，對提高牽引供電系統供電可靠性具有非常重要的指導意義。