牽引網(wǎng)饋線保護裝置的改進與實踐

李明璟，林國松，甘勇生

（1.廣西沿海鐵路股份有限公司 欽州供電段，高級工程師，廣西 欽州 535000；2.西南交通大學(xué)，副教授，四川 成都 610031）

我國普速電氣化鐵路一般采用直接供電方式，分單線和復(fù)線兩種運行方式，當(dāng)牽引網(wǎng)發(fā)生故障時，牽引變電所饋線保護裝置應(yīng)能正確跳閘切除故障，并提供準(zhǔn)確故障點信息。在黎塘-欽州線采用在供電臂末端分區(qū)所將上下行接觸網(wǎng)并聯(lián)的復(fù)線運行方式，經(jīng)過兩年多的運行，牽引變電所饋線保護裝置基于電抗法原理的接觸網(wǎng)故障測距出現(xiàn)了誤差大的問題。對此進行研究，在硬件和軟件上改進了饋線保護裝置，在黎欽線某變電所安裝運行并進行短路試驗，驗證了饋線保護裝置的故障測距改進應(yīng)用方法的可行性和準(zhǔn)確性。

1 接觸網(wǎng)故障測距現(xiàn)狀

在直接供電方式下，常用的故障測距原理為單線電氣化鐵路采用電抗距離關(guān)系表法，復(fù)線電氣化鐵路采用上下行電流比法。黎欽線采用復(fù)線運行方式，牽引變電所不配置專用的故障測距裝置，采用基于單線運行方式下的電抗距離關(guān)系法的饋線保護裝置實現(xiàn)故障測距功能。據(jù)統(tǒng)計，黎欽線某變電所在2018年至2020年總共發(fā)生短路故障16次，歷次跳閘后的故障報告得到的測距誤差與實際故障距離的統(tǒng)計如圖1所示?？梢钥吹?，在線路的前中段，測距具有較好的精度，誤差范圍一般滿足在500米內(nèi)，而在線路的末端發(fā)生短路故障時，復(fù)線運行方式下的測量電抗采用單線模式下整定的電抗距離關(guān)系表，導(dǎo)致在線路中末端產(chǎn)生較大的誤差不能滿足測距精度的要求。

圖1 牽引變電所故障測距誤差示意圖

在單線運行方式下接觸網(wǎng)發(fā)生故障時，牽引變電所饋線測量電抗隨著故障距離呈現(xiàn)單調(diào)增長的線性關(guān)系，如式（1）所示：

其中，為牽引變電所饋線測量電抗（Ω），為接觸網(wǎng)單位電抗（Ω/km），為牽引變電所到故障點的距離（km）。

在復(fù)線運行方式下接觸網(wǎng)發(fā)生故障時，在線路條件理想（上行、下行線路物理參數(shù)完全對稱且線路參數(shù)均勻）情況下，可以采用如式（2）所示的上下行電流比故障測距原理［1］。

根據(jù)電力系統(tǒng)運行統(tǒng)計表明，線路的短路故障中，約90%以上為瞬時性故障，上述黎欽線的16次故障全部為瞬時性故障。在發(fā)生瞬時性故障時，牽引網(wǎng)處于復(fù)線運行方式，此時牽引變電所饋線的測量電抗會受到對側(cè)互感的影響，電抗與距離的關(guān)系呈現(xiàn)非線性［1］，導(dǎo)致黎欽線牽引變電所饋線保護裝置的故障測距產(chǎn)生較大的誤差。

2 饋線保護裝置的改進

2.1 饋線保護裝置的硬件改進

為了改變目前饋線保護裝置故障測距誤差大的問題，首先改進了傳統(tǒng)裝置的硬件結(jié)構(gòu)。饋線保護裝置由機箱、跳閘插件、交流插件、CPU插件、開入插件、開出插件和電源插件構(gòu)成，各插件排列示意如圖2所示。在饋線保護中，電源插件接入直流供電電源，為各插件提供各等級的直流電源；跳閘插件實現(xiàn)對斷路器跳閘輸出控制；交流插件將電壓互感器輸出的饋線二次電壓和電流互感器輸出的饋線二次電流轉(zhuǎn)換為CPU插件能夠識別的模擬量；CPU插件將模擬量轉(zhuǎn)換為數(shù)字量，接收開入插件的數(shù)字量，進行保護邏輯判斷運算，當(dāng)判斷發(fā)生故障時，輸出跳閘信號，CPU模塊也可以接收遠動控制命令，輸出控制信號給開出插件；開出插件接收CPU控制信號，實現(xiàn)開關(guān)控制和信號輸出。

圖2 饋線保護裝置結(jié)構(gòu)

原有交流插件包含1個電壓變換器和1個電流變換器，可以采集饋線電壓和本側(cè)饋線電流。在饋線保護裝置的硬件改進中，增加了1個電流變換器，實現(xiàn)同步采集“對側(cè)”饋線保護電流的目的。

2.2 饋線保護裝置的軟件改進

在軟件算法實現(xiàn)中，保留原有的電抗距離關(guān)系表法測距原理，將上下行電流比與距離的線性關(guān)系用電流比-距離表整定在整定值表中，可以通過靈活整定的方式減小因線路的上下行不對稱、線路參數(shù)不均勻情況，根據(jù)式（2）計算的測距結(jié)果而產(chǎn)生誤差。

由于牽引變電所饋線保護裝置可以采集“對側(cè)饋線保護電流”，從而可以計算故障時的上下行電流比，安裝在牽引變電所的饋線保護裝置同時投入上下行電流比距離表法和電抗距離表法測距功能。當(dāng)本側(cè)饋線故障時，如果對側(cè)饋線電流大于噪聲電流整定值（根據(jù)經(jīng)驗取50A），判定“對側(cè)有電流”，從而判別牽引網(wǎng)處于復(fù)線運行方式，采用上下行電流比法測距，反之采用電抗距離關(guān)系表法測距。傳統(tǒng)的分區(qū)所饋線保護裝置不具備故障測距功能，在本項目實施中，安裝在分區(qū)所的饋線保護裝置投入電抗距離表法測距功能。饋線保護裝置故障測距改進應(yīng)用方法流程如圖3所示。

圖3 饋線保護裝置故障測距改進方法流程圖

3 現(xiàn)場短路試驗

3.1 改進的饋線保護裝置現(xiàn)場安裝與短路試驗

2020年12月，分別在大崇變電所和沙江分區(qū)所各安裝了一套改進的饋線保護測控裝置。黎欽線大崇變電所-沙江分區(qū)所供電臂與饋線保護接線如圖4所示，變電所往黎塘方向的213、214分別為下行饋線、上行饋線，分區(qū)所272為上下行聯(lián)絡(luò)斷路器；其中，6YH、3YH分別為牽引變電所、分區(qū)所27.5kV母線電壓互感器，18LH、20LH分別為牽引變電所上行、下行饋線的電流互感器，2LH為分區(qū)所的上下行聯(lián)絡(luò)饋線電流互感器。牽引變電所下行214饋線的饋線保護測控裝置接入27.5kV母線電壓、本側(cè)饋線電流和對側(cè)上行213的饋線電流。分區(qū)所272饋線安裝饋線保護測控裝置接入下行側(cè)27.5kV母線電壓和272饋線電流，規(guī)定分區(qū)所下行線路指向上行線路為正方向。根據(jù)歷史故障報告和線路參數(shù)，確定了兩套饋線保護裝置涉及的故障測距的整定參數(shù)。

圖4 牽引變電所至分區(qū)所供電臂與饋線保護接線示意圖

2021年4月底，在沙江站（不含）至橫州站（不含）間下行區(qū)間167#接觸網(wǎng)支柱處（K4+225）（如圖4所示）進行了兩次短路試驗，所得兩次故障報告電量參數(shù)與故障波形基本相同。

3.2 牽引變電所饋線保護裝置故障報告分析

牽引變電所饋線保護測控裝置記錄的第2次短路試驗的故障波形如圖5所示。從錄波數(shù)據(jù)可以得到本側(cè)（214）、對側(cè)（213）饋線電流有效值分別為1611A、1157A，從而根據(jù)式（2）可得短路試驗的上下行電流比為1157/（1157+1611）=0.418。實際上，兩次短路得到的波形，均計算得到了該電流比值。在第1次短路試驗后，將0.418整定到上下行電流比距離關(guān)系整定值表，在第2次短路試驗中，故障測距誤差基本為0m，完全滿足饋線保護裝置對故障測距精度在500m內(nèi)的要求［2］。

圖5 第2次短路試驗的變電所故障波形

3.3 分區(qū)所饋線保護裝置故障報告分析

分區(qū)所饋線保護測控裝置兩次故障報告中的故障測量電抗值均為1.73Ω。根據(jù)第1次短路試驗所得的測量電抗值修正了分區(qū)所饋線保護裝置的電抗距離關(guān)系表。分區(qū)所第2次短路試驗的故障報告如圖6所示，其中，“-1.73Ω”表示分區(qū)所饋線電流由上行流向下行，“KM=K4+96”代表的故障點公里標(biāo)為“K4+096”，“L=2.626km”代表的故障點距離分區(qū)所距離“2.626km”，故障報告表明改進測距誤差后的值為129m，實際上，如果將短路點的電抗距離值也整定進電抗距離關(guān)系表，第2次短路試驗的誤差將為0m。分區(qū)所測距結(jié)果證明了基于分區(qū)所電抗距離表法的測距原理的準(zhǔn)確性。

圖6 分區(qū)所饋線保護裝置故障報告

4 結(jié)論

通過對黎欽線某變電所故障測距報告進行統(tǒng)計分析，改進了饋線保護裝置的交流插件和軟件中的故障測距應(yīng)用方法。在黎欽線大崇變電所-沙江分區(qū)所供電臂進行的短路實驗結(jié)果表明改進后的故障測距誤差大大優(yōu)于標(biāo)準(zhǔn)要求，驗證了故障測距改進應(yīng)用方法的可行性和準(zhǔn)確性。