趙靈龍，楊春祥

0 引言

武廣高鐵采用全并聯(lián)AT供電方式，開通運(yùn)營(yíng)至今，廣州鐵路（集團(tuán)）公司長(zhǎng)沙供電段管內(nèi)共發(fā)生了2起牽引變電所饋線保護(hù)拒動(dòng)故障。2012年8月14日，某變電所211#饋線、212#饋線保護(hù)裝置拒動(dòng)，導(dǎo)致上級(jí)斷路器越級(jí)跳閘。引發(fā)故障跳閘原因：樹枝搭落在F線上，造成F線對(duì)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(hù)裝置拒動(dòng)，引發(fā)上級(jí)斷路器越級(jí)跳閘，導(dǎo)致停電范圍擴(kuò)大。故障跳閘原因：停于某站3道的動(dòng)車組短路接地，并致車站信號(hào)出現(xiàn)紅光帶。

牽引變電所的饋線保護(hù)裝置拒動(dòng)，將引發(fā)嚴(yán)重后果。不僅導(dǎo)致越級(jí)跳閘，擴(kuò)大了事故停電范圍，而且可能燒損供電設(shè)備，危及人身設(shè)備安全。鑒于此，長(zhǎng)沙供電段組織專業(yè)技術(shù)人員對(duì)其原因進(jìn)行調(diào)查分析，找出饋線保護(hù)裝置拒動(dòng)的原因，并提出了有效的解決方案。

1 保護(hù)動(dòng)作數(shù)據(jù)調(diào)查

1.1 保護(hù)配置說(shuō)明

1.1.1 饋線保護(hù)

（1）饋線設(shè)2段阻抗保護(hù)。阻抗I段為主保護(hù)，保護(hù)本饋線全長(zhǎng)，時(shí)限0.1 s；阻抗Ⅱ段為后備保護(hù)，保護(hù)上下行饋線全長(zhǎng)，時(shí)限 0.35 s。為避免電壓互感器（以下簡(jiǎn)稱PT）因其二次回路斷線導(dǎo)致阻抗保護(hù)誤動(dòng)，另設(shè)立PT斷線進(jìn)行閉鎖。即在PT斷線告警后，阻抗保護(hù)不能出口。

PT斷線閉鎖條件：U≤UDX且I≤IDX，2個(gè)條件同時(shí)滿足，則啟動(dòng)閉鎖距離保護(hù)。其整定范圍設(shè)定，PT斷線檢測(cè)電壓：UDX= 30～60 V；PT斷線檢測(cè)電流：IDX=Ifhmax/nL。

（2）設(shè)低壓?jiǎn)?dòng)過(guò)電流保護(hù)，配合阻抗 I段保護(hù)構(gòu)成主保護(hù)，保護(hù)線路全長(zhǎng)，時(shí)限0.1 s。

（3）設(shè)置電流增量保護(hù)，作為部分情況下的高阻接地保護(hù)。武廣線各所動(dòng)作值設(shè)定為1 237 A，保護(hù)線路全長(zhǎng)，時(shí)限設(shè)定為2 s。

1.1.2 主變壓器保護(hù)

主變壓器（下文簡(jiǎn)稱主變）設(shè)差動(dòng)保護(hù)，無(wú)延時(shí)，用以保護(hù)牽引變壓器。主變低壓側(cè)母線斷路器設(shè)單相低壓?jiǎn)?dòng)過(guò)電流保護(hù)，時(shí)限0.7 s；主變高壓側(cè)斷路器設(shè)三相低壓?jiǎn)?dòng)過(guò)電流保護(hù)，時(shí)限1 s，均可作為饋線遠(yuǎn)后備保護(hù)。

1.2 保護(hù)裝置動(dòng)作數(shù)據(jù)調(diào)查

通過(guò)對(duì)各相關(guān)饋線保護(hù)裝置的啟動(dòng)事件記錄收集整理（饋線事件記錄如表1），2次跳閘時(shí)，饋線保護(hù)裝置內(nèi)所記錄動(dòng)作事件、故障點(diǎn)的位置等具有相同的特性。本文將重點(diǎn)對(duì)8月14日的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

（1）短路故障點(diǎn)均在第2個(gè)AT段。

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

（3）伴有PT斷線告警記錄產(chǎn)生。數(shù)據(jù)見表1。

表1 2012年8月14日某變電所饋線保護(hù)裝置啟動(dòng)事件記錄表

2 保護(hù)裝置動(dòng)作數(shù)據(jù)分析

2.1 阻抗保護(hù)未出口原因分析

為驗(yàn)證PT斷線啟動(dòng)條件是否滿足，對(duì)其檢測(cè)電壓及電流進(jìn)行計(jì)算。

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

（2）PT斷線檢測(cè)電流核算。IDX檢測(cè)電流按饋線最大負(fù)荷電流整定，即0.04In≤IDX≤Ifhmax。通過(guò)主變側(cè)采集得到的故障電流進(jìn)行推算。因運(yùn)行方式為全并聯(lián)供電方式，故障點(diǎn)在AT并聯(lián)點(diǎn)之后，處于第2個(gè)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(fù)荷電流（變電所211#、212#最大負(fù)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(fù)荷電流（該變電所 211#、212#饋線最大負(fù)荷電流為2 271 A）。PT電流判據(jù)之檢測(cè)電流滿足要求。

根據(jù)饋線保護(hù)裝置提取的事件記錄表明阻抗保護(hù)是有啟動(dòng)的，但數(shù)毫秒后立即返回，在短路故障時(shí)，母線電壓及故障電流均滿足PT斷線判據(jù)要求，PT斷線告警閉鎖阻抗保護(hù)不出口。

2.2 低壓過(guò)電流保護(hù)未啟動(dòng)原因分析

（1）電流條件核算。武廣線全并聯(lián) AT供電方式下，由于AT變壓器的原因，線路阻抗參數(shù)呈馬鞍形非線性分布，在第2個(gè)AT段的中段可能出現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)阻抗最大，故障電流相對(duì)較小。而且在AT所并聯(lián)點(diǎn)之后（尤其變電所遠(yuǎn)端短路），反映到變電所側(cè)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(jié)分析可得各饋線短路電流均在2 100 A左右，小于其過(guò)電流整定值（其中饋線的過(guò)流動(dòng)作整定值Izd分別為212#饋線3 000 A，211#饋線3 189 A）,電流動(dòng)作條件不滿足。

（2）電壓條件核算。低壓整定值UZD= 66 V，故障時(shí)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(yùn)算后低壓過(guò)電流保護(hù)條件不滿足，故低壓過(guò)電流保護(hù)裝置未啟動(dòng)。

2.3 電流增量保護(hù)未能出口原因分析

故障發(fā)生時(shí)，增量值大于1 237 A，饋線電流增量保護(hù)裝置動(dòng)作滿足要求，均已經(jīng)啟動(dòng)。但電流增量保護(hù)的動(dòng)作時(shí)限整定為t△ZD= 2 s，因主變27.5 kV側(cè)201#母線斷路器低壓過(guò)電流保護(hù)動(dòng)作時(shí)限為0.7 s，故其先于饋線電流增量保護(hù)動(dòng)作，饋線電流增量在該情況下因延時(shí)過(guò)長(zhǎng)無(wú)法出口。

綜上所述，在AT供電方式下阻抗呈非線性，第2個(gè)AT段線路阻抗值最大，故障殘壓仍然較高。故障點(diǎn)AT所并聯(lián)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(dòng)其低壓過(guò)電流保護(hù)。阻抗保護(hù)仍可能啟動(dòng)，而PT斷線電壓及電流檢測(cè)條件正好滿足要求，誤發(fā)PT斷線告警，導(dǎo)致阻抗保護(hù)被閉鎖。電流增量保護(hù)雖已經(jīng)啟動(dòng)但延時(shí)未到。因此2次變電所饋線保護(hù)裝置拒動(dòng)均導(dǎo)致上級(jí)斷路器越級(jí)跳閘。

3 饋線保護(hù)裝置拒動(dòng)解決措施

3.1 阻抗保護(hù)被誤閉鎖解決措施

3.1.1 短路故障電壓統(tǒng)計(jì)

對(duì)可能導(dǎo)致PT斷線的電壓值滿足要求的故障跳閘進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，統(tǒng)計(jì)時(shí)間段在2011年1月至2012年10月發(fā)生在第二個(gè)AT段的故障，共統(tǒng)計(jì)113個(gè)點(diǎn)（上下行同時(shí)跳閘的分開計(jì)算）。對(duì)二次值分別設(shè)定為30，40，60 V進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，判斷存在PT斷線啟動(dòng)的可能性。統(tǒng)計(jì)圖如圖1所示。

（1）若設(shè)定PT斷線檢測(cè)電壓為30 V（一次值8 250 V，如圖1所示），則僅有2個(gè)點(diǎn)（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(hù)、過(guò)電流保護(hù)均啟動(dòng)出口。

（2）若設(shè)定PT斷線檢測(cè)電壓為40 V（11 kV），共13個(gè)點(diǎn)（占11%），根據(jù)故障點(diǎn)短路情況，PT斷線可能會(huì)啟動(dòng)。

（3）現(xiàn)設(shè)定 PT斷線檢測(cè)電壓為 60 V（16.67 kV），共100個(gè)點(diǎn)（占比87%），只要故障點(diǎn)在第2個(gè)AT段，很可能會(huì)導(dǎo)致PT斷線告警啟動(dòng)，閉鎖阻抗保護(hù)。

圖1 第2個(gè)AT段故障電壓統(tǒng)計(jì)圖

3.1.2 PT斷線現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

因現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際接線、電纜長(zhǎng)度以及電磁干擾、感應(yīng)電壓等因素的存在，PT斷線后，實(shí)際電壓值在一定的時(shí)間內(nèi)存在一個(gè)衰減過(guò)程。為能真實(shí)反映PT二次斷線后的電壓變化情況，在武廣線某變電所現(xiàn)場(chǎng)對(duì)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(shè)定檢測(cè)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(shè)高壓保險(xiǎn)，在此不做高壓側(cè)PT斷線試驗(yàn)。

由波形圖可見，在二次回路斷開后經(jīng)過(guò)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(xiàn)真正的二次回路斷線的情況下，保護(hù)裝置所采集到的電壓值瞬間衰減為0 V，接近理想狀態(tài)。為防止在類似短路故障情況下PT斷線閉鎖阻抗保護(hù)再次發(fā)生，對(duì)PT保護(hù)定值進(jìn)行重新調(diào)整，選定電壓檢測(cè)值參考8 250 V（二次30 V），檢測(cè)電流不變，可大大減少PT斷線誤動(dòng)作發(fā)生。

3.2 低壓?jiǎn)?dòng)過(guò)電流保護(hù)

因武廣線采用的是全并聯(lián)AT供電方式，在重合閘失敗的情況下為直供方式，其最大負(fù)荷電流取值需要兼顧2種運(yùn)行方式及列車追蹤密度影響，故過(guò)電流整定值還需要積累實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，可暫不做調(diào)整。

圖2 模擬PT斷線故障錄波圖

3.3 電流增量保護(hù)

與交直型負(fù)載特性不同，客運(yùn)專線是交直交型動(dòng)車運(yùn)行，功率因數(shù)接近1，目前的電流增量保護(hù)作為高阻保護(hù)可能無(wú)法進(jìn)行正常負(fù)載電流與故障電流的識(shí)別。其能否動(dòng)作于真正高阻接地，還需另行研究。但為更好的確保供電設(shè)備的運(yùn)行安全，將饋線電流增量保護(hù)的時(shí)限調(diào)整為0.5 s，可作為饋線保護(hù)的后備保護(hù)。

4 結(jié)語(yǔ)

在確定整治措施后，長(zhǎng)沙供電段對(duì)管內(nèi)牽引變電饋線PT斷線檢測(cè)電壓按照30 V（二次值）進(jìn)行了重新整定，電流增量保護(hù)時(shí)限也進(jìn)行了修改。調(diào)整之后至今，故障點(diǎn)在第2個(gè)AT段時(shí)未再發(fā)生該類保護(hù)拒動(dòng)的故障。

[1]交大許繼公司.TA21綜自WKH-892饋線保護(hù)測(cè)控裝置說(shuō)明書.

[2]王永康.繼電保護(hù)及其自動(dòng)裝置[M].北京：中國(guó)鐵道出版社，1997.