大秦鐵路接觸網(wǎng)故障測距失效案例分析及改進方案探討

柴 峰

0 引言

大秦鐵路是我國西煤東送的主要運輸通道，是一條極為重要的重載鐵路線，西起大同市小站，東至秦皇島市柳村，線路長643.435運營公里，為雙線電氣化鐵路，采用AT供電方式，接觸網(wǎng)2 411條公里，年煤炭運量達到4.5億噸以上。隨著運量逐年增加，大功率和諧型電力機車投入使用，牽引負荷越來越重，對牽引供電設備的能力要求也越來越高。大秦鐵路牽引供電設備發(fā)生故障時，如何快速進行故障點定位和恢復正常供電，是需要研究的重要課題。

1 接觸網(wǎng)故障測距方式

大秦鐵路牽引供電直采用AT供電方式，每個供電臂末端通過分區(qū)所上下行并聯(lián)，區(qū)間AT所上下行不并聯(lián)。大秦線正線故障測距采用復線上下行電流比測距，直接供電采用單位電抗法測距方式。

1.1 復線上下行電流比測距

AT供電方式上下行電流比故障測距采用獨立故標裝置，線路末端的分區(qū)所上下行閉環(huán)（并聯(lián)）運行，如圖1所示，其計算式如下：

圖1 復線上下行電流比測距示意圖

其中：L為故障點距變電所距離；I1為上行饋線T線電流與F線電流向量差，I2為下行饋線T線電流與F線電流向量差，I1=It1-If1，I2=It2-If2（It1、It2、If1、If2為上下行饋線T線電流、F線電流），電流角度相同時相減，電流角度相反時相加；D為供電臂長度（變電所至分區(qū)所距離）。

大秦鐵路正線為復線AT供電方式，故障測距全部采用復線上下行電流比方式。經(jīng)過多年的使用和逐步校準，大秦鐵路在正常運行方式下，牽引變電所饋線跳閘故標誤差基本控制在500 m以內(nèi)，為接觸網(wǎng)故障查詢和處理提供了強有力的支撐。

1.2 單位電抗法測距

大秦線部分變電所、開閉所為直接供電，采用單位電抗法測距，其測距式：L=X/X0。其中：L為故障點距變電所（開閉所）距離；X為故障跳閘電抗值；X0為接觸網(wǎng)線路單位電抗值。

單位電抗法一般只用于直接供電方式的故障測距，AT供電方式牽引網(wǎng)阻抗與距離呈非線性關系，使用單位電抗法測距可能產(chǎn)生較大誤差。

2 接觸網(wǎng)故障測距失效案例

2.1 測距失效案例一

2023年5月5日11：26：45，供電調(diào)度通過遠動操作遷安北變電所—土山村分區(qū)所上行送電，合211斷路器時，距離二段后加速保護動作跳閘，送電失敗。

跳閘數(shù)據(jù)：電阻R= 2.77 Ω，電抗X= 8.7 Ω，電壓U= 16.7 kV，饋線電流I= 3 648.9 A，T線電流It= 1 830.7 A，F(xiàn)線電流If= 1 819 A，2次諧波電流I2= 27.2 A，3次諧波電流I3= 6.2 A，阻抗角φ= 72.3°。土山村方向故標數(shù)據(jù)：故障點距變電所距離L= 0.03 km，公里標S= 554.2 km。

同時土山村分區(qū)所241斷路器距離一段保護動作跳閘。

2023年5月5日11：26：54，供電調(diào)度通過遠動操作遷安北變電所—土山村分區(qū)所下行送電，合212斷路器時距離一段保護動作跳閘。

跳閘數(shù)據(jù)：電阻R= 1.32 Ω，電抗X= 4.58 Ω，電壓U= 11.98 kV，饋線電流I= 5 034.9 A，T線電流It= 2 518.2 A，F(xiàn)線電流If= 2 516.6 A，2次諧波電流I2= 0.7 A，3次諧波電流I3= 3.1 A，阻抗角φ= 73.8°。土山村方向故標數(shù)據(jù)：故障距變電所距離L= 0.03 km，公里標S= 554.16 km。

電調(diào)遠動操作送電時遷安北變電所—土山村分區(qū)所上行、下行饋線斷路器分別跳閘，送電失敗。

本次跳閘實際故障點位于遷安北—土山村供電臂下行560.387 km處，故障點距變電所6.256 km，而跳閘時故標指示故障點距變電所只有0.03 km，故標指示值與實際故障點相差過大，測距失效，導致故障定位查找用時過長，延長了故障影響時間。

2.2 測距失效案例二

2023年7月4日5：53：31，天窗結(jié)束后供電調(diào)度通過遠動操作遷安北變電所—羅家屯分區(qū)所上行送電，合213斷路器時，距離一段保護動作跳閘，送電失敗。

跳閘數(shù)據(jù)：電阻R= 2.39 Ω，電抗X= 4.74 Ω，電壓U= 12.59 kV，饋線電流I= 4 738.6 A，T線電流It= 2 370.4 A，F(xiàn)線電流If= 2 368.9 A，2次諧波電流I2= 29.5 A，3次諧波電流I3= 37.5 A，阻抗角φ= 63°。羅家屯方向故標數(shù)據(jù)：故障點距變電所距離L= 0.03 km，公里標S= 554.1 km。

2023年7月4日5：53：40，供電調(diào)度通過遠動操作遷安北變電所—羅家屯分區(qū)所下行送電，合214斷路器時，距離二段加速保護動作跳閘，送電失敗。

變電所跳閘數(shù)據(jù)：電阻R= 4.87 Ω，電抗X=11.8 Ω，電壓U= 18.63 kV，饋線電流I= 2 921 A，T線電流It= 1 459.7 A，F(xiàn)線電流If= 1 462 A，2次諧波電流I2= 108.8 A，3次諧波電流I3= 89.4 A，阻抗角φ= 67.5°。

羅家屯方向故標數(shù)據(jù)：故障點距變電所距離L= 0.03 km，公里標S= 554.1 km。

同時羅家屯分區(qū)所242斷路器（遷安北—羅家屯上下行并聯(lián)）距離一段保護動作跳閘。

本次跳閘實際故障點位于遷安北—羅家屯供電臂上行544.588 km處，故障點距變電所9.543 km，而跳閘時故標指示故障點距變電所只有0.03 km，故標誤差過大，測距失效，導致故障點查詢定位超過2 h，延長了故障影響時間。

3 測距失效原因分析

上述2起接觸網(wǎng)故障測距失效案例均發(fā)生在饋線送電時。大秦線正線接觸網(wǎng)故障測距采用上下行電流比法，該測距方法適用于供電臂末端上下行并聯(lián)的運行方式，不需要專用的故標通信通道收集子站數(shù)據(jù)，通過測量主站變電所饋線上行和下行的T線電流和F線電流（It1、If1、It2、If2）計算故障點與變電所之間的距離，缺少任何一個電流數(shù)據(jù)均會導致測距計算錯誤。

以2023年7月4日遷安北變電所跳閘為例，遷安北變電所送電合上行饋線213斷路器時，羅家屯分區(qū)所供電臂末端上下行并聯(lián)，分區(qū)所242斷路器在合位，下行饋線214斷路器還未送電，跳閘測距數(shù)據(jù)中只有上行T線和F線電流，不包括下行T線和F線故障電流，不符合上下行電流比測距計算原理，造成上行饋線跳閘故標計算錯誤。

下行饋線214斷路器送電時，羅家屯分區(qū)所供電臂末端上下行并聯(lián)242斷路器已經(jīng)跳開，上行饋線213斷路器也已經(jīng)跳開，測距數(shù)據(jù)中不包括上行T線和F線故障電流，不符合上下行電流比測距原理，造成下行饋線跳閘故標計算錯誤。

AT供電方式復線上下行電流比測距原理適用于供電臂末端上下行并聯(lián)的運行方式下，此時故障跳閘時故標計算值才正確有效。大秦線遷安北變電所上述兩次跳閘均是上行和下行饋線斷路器在分位的情況下送電到故障線路時發(fā)生，運行工況不滿足上下行電流比故標計算原理，計算結(jié)果必然有誤，導致故障測距失效。

4 防止測距失效的措施

4.1 單位電抗法輔助校核

大秦線變電所故標裝置不具備自適應功能，故標定值配置中只能固定地選擇一種測距方式，即選擇“上下行電流比”測距投入，不能同時投入其他測距方式。故標裝置不能根據(jù)變電所饋線運行方式變化而自動轉(zhuǎn)入其他測距方式。當測距失敗故標數(shù)據(jù)失效時，需要人工根據(jù)跳閘數(shù)據(jù)采用單位電抗法或其他方法進行手動估算。

采用單位電抗法核算故障距離時，在已知接觸網(wǎng)線路單位電抗值X0的前提下，可根據(jù)測距原理L=X/X0，通過跳閘報告中的電抗值X，測算出故障點距變電所的距離L。電抗法計算的準確性取決于故障線路單位電抗取值的準確性[1]，由于大秦線AT供電方式在變電所、AT所和分區(qū)所都有自耦變壓器接入，牽引網(wǎng)阻抗與距離呈非線性關系，受自耦變壓器的影響其電抗曲線為馬鞍形狀，故障區(qū)間各段線路單位電抗不一致，與直供方式下線性單位電抗曲線相差較大，如圖2所示。

圖2 單位電抗曲線示意圖

當牽引網(wǎng)故障，故障線路中投入和未投入自耦變壓器時，線路單位電抗存在較大差異，簡單地通過單位電抗法計算式和大秦線設計給定的參考單位電抗值0.3 Ω/km計算，必然產(chǎn)生較大誤差。

為了解決大秦線上下行電流比測距失效時，用單位電抗法核算故障距離誤差大的問題，首先排除AT變對電抗法計算的影響，根據(jù)2023年7月4日遷安北變電所上行（213）饋線將正饋線解列后AT所和分區(qū)所的自耦變壓器全部退出后試送電的數(shù)據(jù)進行核算：

對遷安北變電所—羅家屯分區(qū)所上行213斷路器不同工況下4次跳閘數(shù)據(jù)統(tǒng)計（表1），接觸線無加強線、供電線為雙支鋼芯鋁絞線300 mm2。

表1 7月4日遷安北—羅家屯F線解列后跳閘數(shù)據(jù)

用跳閘數(shù)據(jù)核算接觸網(wǎng)單位電抗，計算式：單位電抗 = (故障點電抗 - 供電線電抗) / [2×(實際故障距離 - 供電線長度)]。計算結(jié)果見表2。

表2 核算接觸網(wǎng)單位電抗數(shù)據(jù)

供電臂正饋線解列后，AT所和分區(qū)所自耦變壓器退出情況下演算單位電抗：

遷安變電所—羅家屯分區(qū)所上行線在變電所自耦變壓器投入、AT所和分區(qū)所自耦變壓器退出的工況下得出接觸網(wǎng)平均單位電抗為(0.373 +0.367 + 0.39)/3 Ω/km = 0.377 Ω/km。

遷安變電所—羅家屯分區(qū)所上行線在變電所、AT所和分區(qū)所自耦變壓器全部退出的工況下得出接觸網(wǎng)平均單位電抗為0.395 Ω/km。可見AT變投入對單位電抗的取值產(chǎn)生影響。

根據(jù)上述演算結(jié)果，可以類推對大秦線全部接觸網(wǎng)正線核算出單位電抗值，按區(qū)間、站場分別核算。當正饋線未退出運行時，以設計給定的單位電抗值作為參考；正饋線及自耦變壓器退出運行時，以核定的單位電抗值進行核算。該方法可以作為上下行電流比測距失效時的參考方法，能夠快速計算出故障大概范圍，縮短故障查找和處理的時間。

鑒于線路條件和故障情況的不同，在正饋線解列的情況下，對于阻抗角在65°～75°范圍的金屬性接地短路故障，根據(jù)供電線、站場、區(qū)間的單位電抗值不同，采用分段電抗法計算結(jié)果會比較接近實際值。實際應用過程中，應指導現(xiàn)場適當擴大巡視范圍，并不斷積累各供電臂跳閘的故標數(shù)據(jù)，逐步校正完善電抗法測距適用于AT供電臂的準確性。

4.2 單位電抗法核算實例驗證

2023年7月10日16：51：27，遷曹線聶莊變電所214斷路器距離一段保護動作跳閘。跳閘數(shù)據(jù)：R= 2.03 Ω，X= 2.65 Ω，變電所公里標30 km + 375 m。214斷路器跳閘后，退出正饋線試送電至故障點，變電所無自耦變壓器，分區(qū)所和AT所自耦變壓器全部退出，分區(qū)所開環(huán)，正饋線解列，改為直供方式運行。

由于遷曹線和大秦線供電方式相同，接觸網(wǎng)參數(shù)相近，接觸線單位電抗值以遷安北上行饋線跳閘核算出的0.395 Ω/km為依據(jù)，計算得出故障點距變電所的距離：2.65/0.395 km = 6.7 km。以此計算出故障點公里標：30.375 km - 6.7 km = 23.68 km。計算故障點位于23 km + 680 m處，實際故障點位于24 km + 16 m處，誤差480 m，人工計算故障距離結(jié)果較為接近實際故障點。

4.3 其他輔助措施

牽引變電所跳閘后，應有序組織查找和處理。根據(jù)故障時的環(huán)境情況進行綜合分析，考慮大霧、大雪、雷雨、大風等不同天氣因素，并結(jié)合供電臂內(nèi)樹木、彩鋼瓦等異物信息，初步判斷故障可能發(fā)生的區(qū)段。

在使用電抗法核算故標時，對長大供電線、長大站場的單位電抗應進行單獨核算，進行分段整定計算，以提高整個供電臂計算的準確性[2]。在每一次故障跳閘后，應將跳閘數(shù)據(jù)與歷史跳閘數(shù)據(jù)進行分析對比，逐步完善故障數(shù)據(jù)信息，通過積累，達到通過跳閘報文數(shù)據(jù)就可以初步判斷故障類型和大概位置的能力。

5 結(jié)語

實踐證明，對大秦線牽引供電系統(tǒng)接觸網(wǎng)正線各區(qū)段不同運行工況下的單位電抗進行核算，形成基礎數(shù)據(jù)庫，在大秦線接觸網(wǎng)上下行電流比測距方式失效的情況下，采用單位電抗法對故障距離進行人工核算，核算結(jié)果可以作為故障點定位的輔助依據(jù)。通過不斷積累各供電臂跳閘數(shù)據(jù)，逐步校正完善電抗法測距的準確性，特殊情況下能夠較為準確地定位故障點，有效縮短故障延時，對提高牽引供電系統(tǒng)運行可靠性，保證大秦線運輸暢通具有較好的應用效果。