牵引变电所馈线保护问题及其解决措施

赵灵龙，杨春祥

0 引言

武广高铁采用全并联AT供电方式，开通运营至今，广州铁路（集团）公司长沙供电段管内共发生了2起牵引变电所馈线保护拒动故障。2012年8月14日，某变电所211#馈线、212#馈线保护装置拒动，导致上级断路器越级跳闸。引发故障跳闸原因：树枝搭落在F线上，造成F线对地短路烧损断线。2012年10月14日，另一变电所211#馈线、212#馈线保护装置拒动，引发上级断路器越级跳闸，导致停电范围扩大。故障跳闸原因：停于某站3道的动车组短路接地，并致车站信号出现红光带。

牵引变电所的馈线保护装置拒动，将引发严重后果。不仅导致越级跳闸，扩大了事故停电范围，而且可能烧损供电设备，危及人身设备安全。鉴于此，长沙供电段组织专业技术人员对其原因进行调查分析，找出馈线保护装置拒动的原因，并提出了有效的解决方案。

1 保护动作数据调查

1.1 保护配置说明

1.1.1 馈线保护

（1）馈线设2段阻抗保护。阻抗I段为主保护，保护本馈线全长，时限0.1 s；阻抗Ⅱ段为后备保护，保护上下行馈线全长，时限 0.35 s。为避免电压互感器（以下简称PT）因其二次回路断线导致阻抗保护误动，另设立PT断线进行闭锁。即在PT断线告警后，阻抗保护不能出口。

PT断线闭锁条件：U≤UDX且I≤IDX，2个条件同时满足，则启动闭锁距离保护。其整定范围设定，PT断线检测电压：UDX= 30～60 V；PT断线检测电流：IDX=Ifhmax/nL。

（2）设低压启动过电流保护，配合阻抗 I段保护构成主保护，保护线路全长，时限0.1 s。

（3）设置电流增量保护，作为部分情况下的高阻接地保护。武广线各所动作值设定为1 237 A，保护线路全长，时限设定为2 s。

1.1.2 主变压器保护

主变压器（下文简称主变）设差动保护，无延时，用以保护牵引变压器。主变低压侧母线断路器设单相低压启动过电流保护，时限0.7 s；主变高压侧断路器设三相低压启动过电流保护，时限1 s，均可作为馈线远后备保护。

1.2 保护装置动作数据调查

通过对各相关馈线保护装置的启动事件记录收集整理（馈线事件记录如表1），2次跳闸时，馈线保护装置内所记录动作事件、故障点的位置等具有相同的特性。本文将重点对8月14日的数据进行分析。

（1）短路故障点均在第2个AT段。

（2）阻抗 I段、Ⅱ段、电流增量保护装置均有启动记录，但数毫秒后阻抗保护装置随即返回，未能出口跳闸。

（3）伴有PT断线告警记录产生。数据见表1。

表1 2012年8月14日某变电所馈线保护装置启动事件记录表

2 保护装置动作数据分析

2.1 阻抗保护未出口原因分析

为验证PT断线启动条件是否满足，对其检测电压及电流进行计算。

（1）PT断线检测电压条件核算。查阅定值表，长沙供电段管内馈线 PT 断线检测电压按16.668 kV（二次值60.61 V）整定，即UDX= 61 V。8月14日发生故障时刻的母线电压（二次值）为53.68 V，10月14日发生故障时刻的母线电压（二次值）为44.94 V，均小于检测电压设定值，PT断线闭锁电压条件满足要求。

（2）PT断线检测电流核算。IDX检测电流按馈线最大负荷电流整定，即0.04In≤IDX≤Ifhmax。通过主变侧采集得到的故障电流进行推算。因运行方式为全并联供电方式，故障点在AT并联点之后，处于第2个AT段，则上下行馈线分别分得一半左右的故障电流。8月 14日变电所α相母线断路器201#故障电流Iα=2.14 A，折算一次电流为4 280 A。则其馈线短路电流约2 140 A，小于馈线最大负荷电流（变电所211#、212#最大负荷电流2 259 A）；10月14日另一变电所的馈线短路电流约2 100 A，小于该馈线最大负荷电流（该变电所 211#、212#馈线最大负荷电流为2 271 A）。PT电流判据之检测电流满足要求。

根据馈线保护装置提取的事件记录表明阻抗保护是有启动的，但数毫秒后立即返回，在短路故障时，母线电压及故障电流均满足PT断线判据要求，PT断线告警闭锁阻抗保护不出口。

2.2 低压过电流保护未启动原因分析

（1）电流条件核算。武广线全并联 AT供电方式下，由于AT变压器的原因，线路阻抗参数呈马鞍形非线性分布，在第2个AT段的中段可能出现网络阻抗最大，故障电流相对较小。而且在AT所并联点之后（尤其变电所远端短路），反映到变电所侧馈线断路器的故障电流将被上下行断路器平均分配，由上述2.1节分析可得各馈线短路电流均在2 100 A左右，小于其过电流整定值（其中馈线的过流动作整定值Izd分别为212#馈线3 000 A，211#馈线3 189 A）,电流动作条件不满足。

（2）电压条件核算。低压整定值UZD= 66 V，故障时电压U= 52.42 V，小于整定值，满足要求。

以上2条件中仅电压满足，逻辑与运算后低压过电流保护条件不满足，故低压过电流保护装置未启动。

2.3 电流增量保护未能出口原因分析

故障发生时，增量值大于1 237 A，馈线电流增量保护装置动作满足要求，均已经启动。但电流增量保护的动作时限整定为t△ZD= 2 s，因主变27.5 kV侧201#母线断路器低压过电流保护动作时限为0.7 s，故其先于馈线电流增量保护动作，馈线电流增量在该情况下因延时过长无法出口。

综上所述，在AT供电方式下阻抗呈非线性，第2个AT段线路阻抗值最大，故障残压仍然较高。故障点AT所并联之后，故障总电流被均分到上下行单条馈线，电流值偏小，不足以启动其低压过电流保护。阻抗保护仍可能启动，而PT断线电压及电流检测条件正好满足要求，误发PT断线告警，导致阻抗保护被闭锁。电流增量保护虽已经启动但延时未到。因此2次变电所馈线保护装置拒动均导致上级断路器越级跳闸。

3 馈线保护装置拒动解决措施

3.1 阻抗保护被误闭锁解决措施

3.1.1 短路故障电压统计

对可能导致PT断线的电压值满足要求的故障跳闸进行统计，统计时间段在2011年1月至2012年10月发生在第二个AT段的故障，共统计113个点（上下行同时跳闸的分开计算）。对二次值分别设定为30，40，60 V进行统计分析，判断存在PT断线启动的可能性。统计图如图1所示。

（1）若设定PT断线检测电压为30 V（一次值8 250 V，如图1所示），则仅有2个点（约占2%）小于30 V，但其短路故障电压低且电流较大，PT断线的电流条件也不满足，阻抗保护、过电流保护均启动出口。

（2）若设定PT断线检测电压为40 V（11 kV），共13个点（占11%），根据故障点短路情况，PT断线可能会启动。

（3）现设定 PT断线检测电压为 60 V（16.67 kV），共100个点（占比87%），只要故障点在第2个AT段，很可能会导致PT断线告警启动，闭锁阻抗保护。

图1 第2个AT段故障电压统计图

3.1.2 PT断线现场试验数据分析

因现场实际接线、电缆长度以及电磁干扰、感应电压等因素的存在，PT断线后，实际电压值在一定的时间内存在一个衰减过程。为能真实反映PT二次断线后的电压变化情况，在武广线某变电所现场对27.5 kV母线上PT二次回路，选定不同的位置，模拟其二次断线，得到典型故障录波（设定检测电压为11 kV），如图2所示。因武广线变电所27.5 kV干式PT直接插接在GIS柜的母线上，未设高压保险，在此不做高压侧PT断线试验。

由波形图可见，在二次回路断开后经过20 ms，二次电压值降至40 V（11 kV），30～40 ms后电压值降至0 V。也即在出现真正的二次回路断线的情况下，保护装置所采集到的电压值瞬间衰减为0 V，接近理想状态。为防止在类似短路故障情况下PT断线闭锁阻抗保护再次发生，对PT保护定值进行重新调整，选定电压检测值参考8 250 V（二次30 V），检测电流不变，可大大减少PT断线误动作发生。

3.2 低压启动过电流保护

因武广线采用的是全并联AT供电方式，在重合闸失败的情况下为直供方式，其最大负荷电流取值需要兼顾2种运行方式及列车追踪密度影响，故过电流整定值还需要积累实际运行经验，可暂不做调整。

图2 模拟PT断线故障录波图

3.3 电流增量保护

与交直型负载特性不同，客运专线是交直交型动车运行，功率因数接近1，目前的电流增量保护作为高阻保护可能无法进行正常负载电流与故障电流的识别。其能否动作于真正高阻接地，还需另行研究。但为更好的确保供电设备的运行安全，将馈线电流增量保护的时限调整为0.5 s，可作为馈线保护的后备保护。

4 结语

在确定整治措施后，长沙供电段对管内牵引变电馈线PT断线检测电压按照30 V（二次值）进行了重新整定，电流增量保护时限也进行了修改。调整之后至今，故障点在第2个AT段时未再发生该类保护拒动的故障。

[1]交大许继公司.TA21综自WKH-892馈线保护测控装置说明书.

[2]王永康.继电保护及其自动装置[M].北京：中国铁道出版社，1997.