接触网分相处短路故障的分析与判断方法

李文起，孙晓薇

(北京铁路局石家庄供电段，石家庄 050000)

在牵引变电所微机馈线保护中，设有电流保护、阻抗保护、增量保护和故障标定装置。当接触网发生短路故障时，上述3种保护会有选择的动作跳闸切除故障点，同时故障标定装置准确的指示出故障点的位置，为故障查找提供了很大的便利。但是近年来发生过多次非正常跳闸，主要体现为变电所两个供电臂微机馈线保护同时跳闸，故障标定装置指示值误差非常大，故障点很难查找，给牵引供电系统正常运行带来了一定隐患。

1 故障现象和定性分析

1.1 故障现象

2011年2月2日3时20分，岩会变电所211、214断路器同时跳闸，其中211馈线保护中的电流速断、阻抗Ⅰ段保护同时动作，故障标定装置指示值为:3.49 km，26.24 kV，4 477 A，3.4∠346.3°Ω;214 馈线保护中的电流速断动作，故障标定装置指示值为:10.09 km，20.65 kV，3 770 A，3.98∠128.2°Ω;均重合成功。接触网工区夜间巡视没有发现异常，停电检查发现211、214的接触网分相烧伤，实际故障点距岩会变电所2.8 km。故障发生时12705次电力机车岩会站下行1道通过。

2011年2月5日9时整，井南变电所211、214断路器同时跳闸，其中211馈线保护中的电流速断动作，故障标定装 置 指示值为:4.602 km，21.97 kV，4 204 A，3.04∠152.8°Ω;214 馈线保护中的电流速断动作，故障标定装置指示值为:3.723 km，26.97 kV，4 585.2 A，2.56∠344.2°Ω;均重合成功。接触网工区巡视没有发现异常。停电检查发现211、214的接触网分相烧伤，实际故障点距井南变电所1.5 km。

上述问题在其他变电所也发生过多次，其阻抗角变化范围与上述两例相似。

1.2 定性分析

岩会、井南2个变电所的变压器为Y/△-11接线方式。馈线的编号方法为顺时针，因此，岩会和井南2个变电所的211、214同为下行。从故障现象可以看出，岩会和井南2个变电所均出现了2个供电臂的馈线断路器同时跳闸问题(图1)，并且与正常跳闸时的参数不同。

图1 分相短路示意

1.2.1 继电保护动作正确性判断

正常情况下，阻抗保护的保护范围在-15°～85°，正常短路故障时短路阻抗角在65°左右，阻抗Ⅰ段保护在近端短路时每次都应该动作。但从上面的211、214的动作情况来看，仅岩会变电所211阻抗Ⅰ段保护正常动作，其他馈线阻抗Ⅰ段保护由于短路阻抗角(128.2°～344.2°)超出保护范围(-15°～85°)均没有动作。因此可以断定继电保护动作与正常动作虽然不同，但是继电保护本身没有问题，动作是正常的。

1.2.2 继电保护动作故障点分析

在211、214保护同时动作时，其阻抗角在128.2°～346.3°与正常短路故障时短路阻抗角在 65°左右相差很大，并且是两个供电臂的下行馈线保护211、214保护同时动作，211、214馈线之间有分相绝缘器，因此可以初步断定故障的短路点应该在变电所两个供电臂接触网分相处。

1.2.3 故障标定装置指示不准的原因分析

在接触网线路发生接地故障时，故障标定装置采集的为本相电压˙UCA，电流为本相电流˙ICA，其短路阻抗角在65°左右，故障电抗值正确反映故障点距离，所以故障标定装置指示值比较准确。当变电所两个供电臂接触网分相处发生短路故障时，继电保护和故障标定装置采集电压仍为本相电压˙UCA，电流为A、B两相间故障电流˙IAB，其阻抗角变化很大，故障电抗值不能正确反映故障点距离，所以故障标定装置指示值不准确。

2 定量分析

2.1 确定短路故障点

以岩会变电所为例进行分析，根据1.1中数据，画出向量图，如图2所示。

图2 井南变电所分相短路故障向量图

图2中的基本参数为:

利用余弦定理计算求得:

利用正弦定理求得三角形角度如图2中所示。

2.2 故障探测装置指示值分析

从图2看出，电压UBA超前电流˙IBA38.1°，属于高阻接地的正常阻抗角。因此在发生分相处短路故障时，变电所两个供电臂的阻抗角理论值应为38.1°，所以计算短路点距离时，应按本相短路阻抗和38.1°阻抗角的关系考虑。又由于在发生分相处短路故障时，阻抗值为变电所至分相处之间阻抗值的2倍(没有接地)，因此实际故障点距离应为计算出的故障点距离的一半。以此方法计算岩会变电所分相处短路距离如下。

A供电臂的计算距离为:

B供电臂的计算距离为:

式中:0.4为单位电抗，Ω/km。

已知岩会变电所至接触网分相处的实际距离为2.8 km，可以看出计算值与实际值相差不大，进一步说明发生分相处短路故障时，故障标定装置指示值不准确的原因。

以上是按纯分相处短路故障分析的，实际情况还会受电力机车取流等因素的影响，故与实际距离会有一定的误差。

2.3 极端情况分析

2.3.1 正常情况向量分析

在牵引供电系统正常供电、没有负荷电流的情况下，牵引变电所输出的三相电压为对称值，即三相线电压大小相等，相位相差120°，三相线电压组成等边三角形(图3)。

图3 变电所分相无故障向量图

此时通过接触网分相绝缘器的电流只有泄漏电流˙IAB，由于分相绝缘器此时基本为阻值很大的纯电阻(＞10 MΩ)，因此加在接触网分相器两端的电压˙U'AB与˙IAB同相位。此时变电所A供电臂电压相位超前电流˙IAB为240°，变电所B供电臂电压超前电流为120°。

2.3.2 分相处金属性短路故障向量分析

在接触网分相处发生金属性短路故障时(短路阻抗为0 Ω)，假定接触网分相与变电所的距离为1 km(极限值)，线路单位阻抗为0.42 Ω/km，线路阻抗角为 70°，求得短路阻抗值 Z=2×0.42=0.84 Ω。

根据岩会变电所电力系统阻抗和变压器阻抗及上述线路参数，计算得短路电流IAB=4 710 A，短路电压值 UAB=4 710×0.84=4.71 kV，此时假定 UCA、UCB电压值不变(仍为27.5 kV)，根据上述参数，组成等腰三角形向量图(图4)。

图4 变电所分相无故障向量图

3 分相处短路故障的判断方法

从上面分析中可以看出，B相供电臂电压˙U'CB超前电流˙IAB的最小角度为120°，最大角度为164.9°;A相供电臂电压相位超前电流I˙AB的最小角度为335.1°，最大角度为小于 360°。在实际情况下，发生相间短路故障时，同时会有电力机车取流和对地放电现象，由于二者的影响，其实际值与计算值会有一定误差，从上述两例可以看出，误差不会太大。

经过上述分析得出如下结论:当满足下述条件时，短路故障点即发生在变电所2个供电臂接触网分相处。

(1)当变电所上行或下行2个供电臂馈线断路器同时跳闸时，且 B相供电臂的故障阻抗角度大于100°、小于180°，A相供电臂的故障阻抗角度大于300°、小于360°，可判断为变电所2个供电臂的接触网分相处发生短路故障。

(2)此时至少有1个供电臂的馈线阻抗保护不能动作。其中2个供电臂的电压UCB、UCA一般都大于20 kV，短路电流大于3 000 A。

(3)3次谐波含量都比较高，一般大于5%。

(4)故障标定装置指示值误差很大，远远超过正常误差值(≤200 m)。

4 实际验证

根据上述定性及定量的分析，申请相关馈线停电检查发现，岩会、井南变电所的211、214馈线间分相均有不同程度的放电烧伤。具体烧伤情况见图5。

图5 分相承力索的悬式绝缘子烧伤情况

5 结语

通过对变电所2个供电臂馈线断路器同时跳闸分析，找出了变电所两供电臂接触网分相处短路故障的特点及分析判断方法，对于迅速查找接触网短路故障点和处理故障有一定帮助。同时也说明电抗型故障标定装置存在的一些弱点，因此建议有关生产企业在生产微机保护时，应考虑变电所2个供电臂接触网分相处短路故障的检测方法，使电抗型故障标定装置功能进一步完善。如遇同一分相两侧的馈线同时跳闸时，接触网巡视人员应先赶赴分相处查看设备情况，接触网设备是否有明显烧伤痕迹，同时座台人员向行车部门了解跳闸时间是否有电力机车通过该分相，并详细记录下疑似机车的机车编号、型号及所属(电力)机务段。遇夜间跳闸巡视瞭望受限未发现故障点时，次日白天车间包保干部必须同工区人员共同巡视故障区间(站场)，查找跳闸原因，及时发现设备隐患，确保供电安全。

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