李明璟，林國(guó)松，甘勇生

（1.廣西沿海鐵路股份有限公司 欽州供電段，高級(jí)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(guó)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(yùn)行方式，當(dāng)牽引網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，牽引變電所饋線保護(hù)裝置應(yīng)能正確跳閘切除故障，并提供準(zhǔn)確故障點(diǎn)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(yùn)行方式，經(jīng)過兩年多的運(yùn)行，牽引變電所饋線保護(hù)裝置基于電抗法原理的接觸網(wǎng)故障測(cè)距出現(xiàn)了誤差大的問題。對(duì)此進(jìn)行研究，在硬件和軟件上改進(jìn)了饋線保護(hù)裝置，在黎欽線某變電所安裝運(yùn)行并進(jìn)行短路試驗(yàn)，驗(yàn)證了饋線保護(hù)裝置的故障測(cè)距改進(jìn)應(yīng)用方法的可行性和準(zhǔn)確性。

1 接觸網(wǎng)故障測(cè)距現(xiàn)狀

在直接供電方式下，常用的故障測(cè)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(yùn)行方式，牽引變電所不配置專用的故障測(cè)距裝置，采用基于單線運(yùn)行方式下的電抗距離關(guān)系法的饋線保護(hù)裝置實(shí)現(xiàn)故障測(cè)距功能。據(jù)統(tǒng)計(jì)，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(bào)告得到的測(cè)距誤差與實(shí)際故障距離的統(tǒng)計(jì)如圖1所示?？梢钥吹?，在線路的前中段，測(cè)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(shí)，復(fù)線運(yùn)行方式下的測(cè)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(cè)距精度的要求。

圖1 牽引變電所故障測(cè)距誤差示意圖

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

其中，為牽引變電所饋線測(cè)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(diǎn)的距離（km）。

在復(fù)線運(yùn)行方式下接觸網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，在線路條件理想（上行、下行線路物理參數(shù)完全對(duì)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(cè)距原理［1］。

根據(jù)電力系統(tǒng)運(yùn)行統(tǒng)計(jì)表明，線路的短路故障中，約90%以上為瞬時(shí)性故障，上述黎欽線的16次故障全部為瞬時(shí)性故障。在發(fā)生瞬時(shí)性故障時(shí)，牽引網(wǎng)處于復(fù)線運(yùn)行方式，此時(shí)牽引變電所饋線的測(cè)量電抗會(huì)受到對(duì)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(hù)裝置的故障測(cè)距產(chǎn)生較大的誤差。

2 饋線保護(hù)裝置的改進(jìn)

2.1 饋線保護(hù)裝置的硬件改進(jìn)

為了改變目前饋線保護(hù)裝置故障測(cè)距誤差大的問題，首先改進(jìn)了傳統(tǒng)裝置的硬件結(jié)構(gòu)。饋線保護(hù)裝置由機(jī)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(hù)中，電源插件接入直流供電電源，為各插件提供各等級(jí)的直流電源；跳閘插件實(shí)現(xiàn)對(duì)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(shí)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(jìn)行保護(hù)邏輯判斷運(yùn)算，當(dāng)判斷發(fā)生故障時(shí)，輸出跳閘信號(hào)，CPU模塊也可以接收遠(yuǎn)動(dòng)控制命令，輸出控制信號(hào)給開出插件；開出插件接收CPU控制信號(hào)，實(shí)現(xiàn)開關(guān)控制和信號(hào)輸出。

圖2 饋線保護(hù)裝置結(jié)構(gòu)

原有交流插件包含1個(gè)電壓變換器和1個(gè)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(hù)裝置的硬件改進(jìn)中，增加了1個(gè)電流變換器，實(shí)現(xiàn)同步采集“對(duì)側(cè)”饋線保護(hù)電流的目的。

2.2 饋線保護(hù)裝置的軟件改進(jìn)

在軟件算法實(shí)現(xiàn)中，保留原有的電抗距離關(guān)系表法測(cè)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(duì)稱、線路參數(shù)不均勻情況，根據(jù)式（2）計(jì)算的測(cè)距結(jié)果而產(chǎn)生誤差。

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

圖3 饋線保護(hù)裝置故障測(cè)距改進(jìn)方法流程圖

3 現(xiàn)場(chǎng)短路試驗(yàn)

3.1 改進(jìn)的饋線保護(hù)裝置現(xiàn)場(chǎng)安裝與短路試驗(yàn)

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(jìn)的饋線保護(hù)測(cè)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(hù)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(hù)測(cè)控裝置接入27.5kV母線電壓、本側(cè)饋線電流和對(duì)側(cè)上行213的饋線電流。分區(qū)所272饋線安裝饋線保護(hù)測(cè)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(bào)告和線路參數(shù)，確定了兩套饋線保護(hù)裝置涉及的故障測(cè)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(hù)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(jìn)行了兩次短路試驗(yàn)，所得兩次故障報(bào)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(hù)裝置故障報(bào)告分析

牽引變電所饋線保護(hù)測(cè)控裝置記錄的第2次短路試驗(yàn)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(duì)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(yàn)的上下行電流比為1157/（1157+1611）=0.418。實(shí)際上，兩次短路得到的波形，均計(jì)算得到了該電流比值。在第1次短路試驗(yàn)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(yàn)中，故障測(cè)距誤差基本為0m，完全滿足饋線保護(hù)裝置對(duì)故障測(cè)距精度在500m內(nèi)的要求［2］。

圖5 第2次短路試驗(yàn)的變電所故障波形

3.3 分區(qū)所饋線保護(hù)裝置故障報(bào)告分析

分區(qū)所饋線保護(hù)測(cè)控裝置兩次故障報(bào)告中的故障測(cè)量電抗值均為1.73Ω。根據(jù)第1次短路試驗(yàn)所得的測(cè)量電抗值修正了分區(qū)所饋線保護(hù)裝置的電抗距離關(guān)系表。分區(qū)所第2次短路試驗(yàn)的故障報(bào)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(diǎn)公里標(biāo)為“K4+096”，“L=2.626km”代表的故障點(diǎn)距離分區(qū)所距離“2.626km”，故障報(bào)告表明改進(jìn)測(cè)距誤差后的值為129m，實(shí)際上，如果將短路點(diǎn)的電抗距離值也整定進(jìn)電抗距離關(guān)系表，第2次短路試驗(yàn)的誤差將為0m。分區(qū)所測(cè)距結(jié)果證明了基于分區(qū)所電抗距離表法的測(cè)距原理的準(zhǔn)確性。

圖6 分區(qū)所饋線保護(hù)裝置故障報(bào)告

4 結(jié)論

通過對(duì)黎欽線某變電所故障測(cè)距報(bào)告進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，改進(jìn)了饋線保護(hù)裝置的交流插件和軟件中的故障測(cè)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(jìn)行的短路實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明改進(jìn)后的故障測(cè)距誤差大大優(yōu)于標(biāo)準(zhǔn)要求，驗(yàn)證了故障測(cè)距改進(jìn)應(yīng)用方法的可行性和準(zhǔn)確性。