侯月線沁水-嘉峰牽引供電運行方式優化分析

李衛民

0 引言

中國鐵路太原局管內侯月線1995 年開通時牽引供電系統設計為2 座變電所，2010 年擴能改造時增加橋上變電所一座。由于地處山區等原因，3座變電所供電臂長度分布不均勻。沁水變電所主變采用Scott 平衡變壓器，供電方式為末端閉環AT供電方式。沁水—上交供電臂長22.132 km，沁水—嘉峰供電臂長45.61 km，嘉峰至上交間坡度7‰～8‰。沁水—嘉峰供電臂長、車流量大，經常運行在滿負載或超負載狀態下，造成牽引網末端電壓低于下限值（19 kV），且多次造成阻抗保護動作中斷供電。通過調研分析，提出相應的解決方案，希望對運輸生產有所幫助。

1 侯月線供電方式及供電臂分布情況

侯月線于1995 年開通，按照當時運力，設翼城、沁水2 座變電所。2010 年進行擴能改造，在翼城—沁水增建橋上變電所。目前侯月線太原局管內全長139.024 km，共有3 個變電所、7 個AT 所、4 個分區所，牽引供電系統為末端閉環AT 供電方式。具體分布如圖1 所示。

圖1 侯月線供電分段示意圖（單位：km）

由于運輸組織和地處山區的原因，沁水至嘉峰間供電臂全長達45.61 km，在大負荷情況下，供電臂末端（嘉峰）網壓降低至16.8 kV 左右，沁水變電所T 座母線電壓降低至40.4 kV（標稱電壓為55 kV），無法滿足電力機車運行要求。該供電臂下行因負荷大多次出現阻抗Ⅱ段跳閘，中斷行車。經對2018 年、2019 年多次跳閘數據分析，保護定值已接近末端短路阻抗值，保護定值無調整裕度。

沁水—嘉峰上下行供電臂現狀如圖2 所示，該供電臂長期大負荷運行，對供電設備性能帶來安全隱患，造成主要回路過載，變壓器絕緣性能下降等 不良影響。

圖2 沁水-嘉峰上下行末端閉環牽引網結構

末端網壓降低是由輸電線路電壓損耗及變壓器電壓損耗造成。輸電線路電壓損耗、變壓器電壓損耗與輸電電流的大小、流經路徑的阻抗大小等有關。通過減小輸電電流、降低線路阻抗、縮短供電臂的長度、改變供電設備運行參數，均可提高電力機車受電端電壓，滿足供電要求。

2 解決方案

2.1 更改沁水變電所電分相位置

沁水變電所至上交分區所供電臂長22 km，至嘉峰分區所長45.6 km，平衡兩供電臂的長度可以改善末端網壓，因此可以采用將沁水變電所供電線電分相向嘉峰方向移10 km 方案。但經實地考察，因增加支柱空間不足、供電線太長，加之地處山區，有長大隧道，該方案難以實現。

2.2 增設變電所

在沁水—嘉峰段鄭莊AT 所附近增建1 座變電所。經過實地考察，與地方供電局溝通，發現此地處于山區，沒有合適選址，也沒有符合條件的外部電源，另接引電源成本太高，方案實施困難。

2.3 調節主變分接開關

將沁水變電所主變分接開關升檔，可以直接調高網壓。變壓器5 檔變比為104 500/55 000 V，調至5檔時，母線電壓可提升至58.21 kV。經過驗證，當線路有負荷時，所內網壓和線路末端網壓均可滿足要求。但當線路無負荷時，網壓過高，AT、分區所的所用變絕緣會受到嚴重損傷，交直流屏所帶設備也會處于危險用電電壓下，該方案不安全。

2.4 倒接變電所主變低壓側T、M 座繞組

將變電所主變低壓側T、M 座繞組負載進行倒接，以減小主變高壓側輸電電流，降低高壓輸電線路及變壓器損耗，改善供電質量。

Scott 接線方式下變壓器M 座繞組屬于重負載繞組，在T、M 座負載相同條件下，M 座高壓側電壓高、電流小，將變電所主變低壓側T、M 座繞組負載進行倒接，可減小110 kV 輸電線路電壓損耗，同時還可以降低主變繞組電壓損耗，從而提高牽引網母線電壓。

Scott 接線變壓器原、副邊電壓矢量關系如圖3所示。圖中：UU、UV、UW為變壓器原邊相電壓；UVW、UUW為變壓器原邊線電壓；UVD為變壓器T座原邊側電壓；UT為變壓器副邊T 座電壓；UM為變壓器副邊M 座電壓。

圖3 Scott 接線變壓器原、副邊電壓矢量關系

以原邊相電壓UU為參考，變壓器原邊、副邊額定電壓E1、E2之比為

式中：IU、IV、IW為變壓器高壓側三相電流；IM、IT為變壓器低壓側M 座、T 座電流。

取2019 年10 月23 日15：18 沁水變電所211斷路器跳閘時的數據進行驗證。跳閘時，下行方向供電臂T、F 合成電流Ifh達到2 482 A，同時上行方向供電臂T、F 合成電流Ifh= 532 A，母線電壓U= 40.4 kV，負載角度Φfh= 19.77°，變壓器T 座的T、F 線最大合成電流為3 013 A。

針對T 座單座運行進行分析，110 kV 側V 相最大電流IV線= 869.8 A，經查閱110 kV 線路等效阻抗ZU線=ZV線=ZW線= 1 Ω，110/55 kV 線圈間主變短路阻抗電壓Ud= 11.05%，負載損耗110/55 kV 在S= 75 000 kV·A 時，ΔP= 278.24 kW、Ue=110 kV、Ie= 393.6 A、功率因數cosΦ= 0.9。

經計算，主變110 kV 側ZV、UW、ZUW等效短路阻抗ZV、UW=ZUW= 14 Ω。

根據接線型式可得出

倒接后，假設M 座單側運行，功率因數cosΦ= 0.9，110 kV 高壓側電壓損耗為ΔUUW=IV線×(1 -13.4%)×(ZU線+ZW線+ZUW) = 12 051.95 V。

經計算，55 kV 側T、M 座繞組倒接后，原T座負載最大時母線電壓可提高ΔUM提= (ΔUV、UW-ΔUUW)/2 = 715 V。

當T 座負載最大時，將變電所主變T、M 座繞組負載進行倒接，原T 座負載最大時母線電壓及沁水—嘉峰供電臂母線電壓可提高715 V，過載能力比原來提高了13.4%，該方案簡便可行[1]。

2.5 在鄭莊AT 所加并聯線

沁水—嘉峰上下行供電臂為末端閉環AT 供電方式，供電臂長達45.61 km，線路長、車流量大、線路阻抗大、電壓損耗大。將上下行供電臂末端閉環AT 供電方式改為上下行供電臂多點并聯AT 供電方式，可大大減小線路阻抗。經推算，負載越靠近并聯點，線路阻抗值減小幅度越大，從而提高末端電壓滿足供電要求。由于鄭莊AT 所原來為開閉所，可利用既有設備實現上下行并聯，不需要增加太多投資，便可對供電臂存在的問題進行優化。方案結構見圖4。

圖4 沁水-嘉峰上下行多點并聯牽引網結構

2.5.1 有效提高末端電壓

仍然以2019 年10 月23 日15：18 沁水變電所211 斷路器跳閘時的數據進行驗證。

當沁水—嘉峰上下行供電臂末端閉環運行時，假設下行供電臂存在1#機車和2#機車2 個負載，下行T 電流I1t= 1 147.13 A，上行T 電流I2t= 359.37 A、接觸線電流I1—I9分布如圖5 所示[2]。

圖5 沁水-嘉峰上下行末端閉環時電流分布

式中：ZM長= 0.163 4 Ω，為長段回路等效阻抗；ZM中= 0.246 3 Ω，為中段回路等效阻抗；L5、L6為第一、二負載距變電所距離；I4、I6為第一、二負載電流；L為沁水變電所至嘉峰分區所間距離；L2為至迎溝AT 所至鄭莊AT 所間距離；L3為鄭莊AT 所至端氏AT 所間距離；L7為第一負載至鄭莊AT所間距離；L8為第二負載至鄭莊AT所間距離[3]。

假設沁水—嘉峰間上下行供電臂末端閉環運行，且在鄭莊AT 所位置處上下行供電臂加并聯線，下行供電臂有2 個負載，下行T 電流I1t= 787.84 A，上行T 電流I2t= 718.66 A，接觸線電流I1～I10分布如圖6 所示。

圖6 沁水-嘉峰上下行末端閉環，鄭莊上下行加并聯線時電流分布

其中：ZM長/2 = 0.163 4 Ω/2 =ZQ長= 0.081 7 Ω，為長段回路等效阻抗；ZQ中= 0.246 3 Ω，為中段回路等效阻抗；L5、L7為第一、二負載距變電所距離；I9、I10為第一、二負載電流；L6為沁水變電所至鄭莊AT 所間距離；L8為鄭莊AT 所至嘉峰分區所間距離；L10為第二負載至鄭莊AT 所間距離。

沁水—嘉峰下行供電臂2 個負載，在鄭莊AT所位置處上下行供電臂加并聯線，相比沁水—嘉峰上下行供電臂末端閉環時，各負載位置接觸網減小電壓損失ΔUT1、ΔUT2為ΔUT1= ΔUM1- ΔUQ1= 1 005.38 V，ΔUT2= ΔUM2- ΔUQ2= 2 211.83 V。

由上述分析得，當沁水—嘉峰供電臂為末端閉環AT 供電方式，在最大負載運行時供電臂末端最低電壓16.8 kV，若在鄭莊AT 所將上下行并聯，實現多點并聯AT 供電，接觸線電壓最高可抬高2 211 V，供電臂末端電壓可提高至19.011 kV，超過電力機車最低受電電壓19 kV 要求，效果最佳，方案可行[5]。

2.5.2 有效遏制保護誤動

經計算，211 斷路器T、F 線合成電流小于2 246 A 才能保證保護不誤動。改為上下行多點并聯運行，末端網壓可提高，上下行供電臂電流的分流分配更加平均，可有效減少沁水—嘉峰下行供電臂電流，從而降低該供電臂因過負荷的跳閘次數[6]。

沁水—嘉峰上下行供電臂末端閉環時，下行方向區間（上坡區段）供電臂屬于重負載區間，最大電流為3 013 A。假設負載位于鄭莊—嘉峰下行，負載電流可在沁水變電所1#、2#饋線饋出端實現平均分配，按照等電位原理分析，電流分布如圖7所示[4]。

圖7 負載位于鄭莊—嘉峰下行時電流分布

饋出端合成電流I1ft、I2ft為1 506.5 A，小于允許最大負載電流（2 246 A），使上下行電流達到平衡分配，減少沁水變電所211 斷路器跳閘次數。

假設負載位于沁水—鄭莊下行，沁水變電所1#、2#饋線負載電流分配與電流流經路徑長短成反比。流經鄭莊—嘉峰上下行環流近似為0 A，可忽略不計，按照等電位原理分析，電流分布見圖8。

圖8 負載位于沁水-鄭莊下行時電流分布

饋出端合成電流I1ft= 1 898.4 A，I2ft= 1 114.6 A，小于允許最大負載電流（2 246 A），可有效減少沁水變電所211 斷路器跳閘次數。

綜上，在鄭莊AT 所將上下行并聯，實現多點并聯AT 供電，在不改變原有保護定值，維持原有的負載量的情況下，能有效減少沁水變電所211 斷路器跳閘次數。

3 結論

通過以上分析，改善沁水—嘉峰牽引供電系統運行中存在的問題，最簡捷、經濟、有效的辦法有以下兩種。

（1）將沁水變電所主變T、M 座倒接。在最大負荷運行情況下，接觸線末端（嘉峰）網壓可抬高2 211 V 左右，若再將沁水變電所主變T、M 座繞組進行倒接，沁水—嘉峰供電臂母線電壓也可提高715 V，過載能力提高了13.4%。供電臂末端（嘉峰）接觸線網壓將提高至19.726 kV，超過電力機車最低電壓19 kV 要求，效果最佳，方案可行。

（2）在鄭莊AT 所將上下行并聯，實現多點并聯AT 供電方式。沁水—嘉峰上下行負載電流在沁水變電所1#、2#饋線饋出端達到最佳平衡，有效減小沁水變電所1#饋線運行電流，降低211 斷路器跳閘概率，滿足運行要求。

另外，需對變電所現有的故障測距系統進行升級，以滿足改變后的運行方式。