柴 峰

0 引言

大秦线、北同蒲线作为铁路运输繁忙干线，年运量达到 4.5亿t。由于重载列车运行密度大，牵引负荷重，接触网及牵引变电所运行环境相对较差，经常发生故障跳闸。牵引供电系统故障测距在接触网故障查找中具有重要的指导意义，跳闸后故障点标定（下文简称故标）装置指示的故障距离是否准确，直接影响到能否尽快定位故障点。因此，分析研究牵引供电故标装置的运行情况及其存在误差的原因，最大程度地减少测距误差，对尽快定位接触网故障点，快速消除故障恢复正常供电有着重要作用，对保证铁路运输安全意义重大。

1 复线上下行电流比故障测距方式分析

1.1 复线上下行电流比故障测距方式原理

大秦线、迁曹线AT供电方式变电所正线采用复线上下行电流比原理，故障测距采用独立故标装置，当线路末端闭环（并联）运行时，复线上下行电流比故障测距公式：

式中，I1、I2分别为上下行馈线T线电流与F线电流向量差，且I1= It1- If1，I2= It2- If2（电流角度相同为减，电流角度相反为加），其中，It1、It2、If1、If2分别为上下行馈线T线、F线电流；D为供电臂长度（变电所至分区所距离）；L为故障点距变电所距离。

根据电流守恒原理：流出变压器的电流等于流回变压器的电流，即同一供电臂上下行电流的向量和为零，即It1+ It2= If1+ If2

下面通过故障案例分析说明各种情况下故障测距计算特点。

1.2 供电臂近点短路故障案例分析

案例1：2013年6月4日9时38分，延庆变电所馈线211#断路器正向阻抗I段保护装置动作跳闸，重合闸成功。故标报告数据：L = 2 km，It1=1 416 A∠309.2，If1= 3 662 A∠131.2，It2=1 279 A∠310.5，If2= 1 068 A∠309。实际故障点为延庆站035#正馈线对向下锚悬吊瓷瓶第1片放电，该处距变电所距离为1.934 km，测距误差为66 m。

代入数据计算（该供电臂长度D为25.3 km）：

代入式（1）计算：

上述故标报告中It1、It2、If2的电流角度相同，If1电流角度与前三项角度相反，电流值大小If1= It1+ It2+ If2，符合电流守恒原理。

通过计算故障点距变电所2.02 km，与故标报告2 km相差很小，故标报告数据正确。

案例2：2013年6月4日10时10分延庆变电所馈线214#断路器阻抗I段保护装置动作跳闸，重合闸成功。故标报告数据：L = 0.32 km，It1=1 473 A∠134.5，If1= 1 512 A∠133.8，It2=4 173 A∠320.0，If2= 1 672 A∠134。实际故障点为延庆站118#—117#软横跨2道、4道直吊线遭雷击被烧断，该处距变电所距离为0.222 km，测距误差为98 m。

代入数据计算（该供电臂长度D为22.17 km）：

代入式（1）计算：

故标报告中 It1、If1、If2的电流角度相同，It2电流角度与前三项角度相反，电流值大小It2= It1+If1+ If2。

通过计算故障点距变电所0.29 km，与故标报告0.32 km相差很小，故标报告数据正确。

通过上面2个例子可以看出，供电臂近点短路故障时馈线上下行T、F线电流特点是：故障线上的电流值等于非故障线上电流值之和，并且故障线电流角度与非故障线电流角度相反（相差近180°）。

1.3 供电臂远端短路故障案例分析

案例3：2013年6月6日15时49分永安堡变电所馈线212#断路器阻抗II段保护装置动作跳闸，重合闸成功。故标报告数据：L = 20.76 km，It1=741 A∠294.2； If1= 655 A∠100.3； It2=1 096 A∠275；If2= 1 159 A∠103.8。实际故障点为区间106#正馈线绝缘子闪络，该处距变电所距离为21.24 km，测距误差为480 m。

代入数据计算（该供电臂长度D为27.9 km）：

代入式（1）计算：

故标报告中It1、It2的电流角度相差近20°，If1、If2电流角度相差3°，It1与If1电流角度相差194°，It2与If2电流角度相差171°，T线、F线角度相差非标准 180°。在此按照上下行电流比公式计算得出L = 21.33 km，与故标报告20.76 km相差570 m。这是由于电流角度非标准对称180°时，手动计算未考虑偏移角度折算与故标报告相比存在一定误差。

通过上述例子可以看出，接触网远端短路故障时馈线上下行T线、F线电流特点是：故障所在馈线上的T线、F线电流值大于非故障馈线上T线、F线电流值，上下行T线电流和等于上下行F线电流和，并且T线、F线电流角度相反。

1.4 故标计算错误案例分析

案例4：2013年5月3日20时31分下庄变电所213#断路器阻抗I段保护装置动作跳闸，重合闸失败。故标报告数据：L = 4.12 km，It1=3 220 A∠117.3，If1= 1 303 A∠290.6，It2=916 A∠308，If2= 1 101 A∠288.7。

代入数据计算（该供电臂长度D为26.7 km）：

代入式（1）计算：

手动计算与故标报告数据相差2.03 km，实际故障点距变电所1.9 km，手动计算结果与实际故障点误差 190 m，故标报告与实际故障点误差2.22 km。

分析测距误差较大原因为故标计算有误，故标将213#馈线T线和F线电流应为向量和关系，按照向量差计算，致使故标报告误差较大。

推算如下：

I1= It1- If1= 1 917 A（应为向量和，实际按向量差计算）

代入式（1）计算：

手动计算时，T线、F线电流向量角差是按理想向量角度差（180°或0°）考虑，而故标内部计算则是按实际向量进行计算，因此手动计算结果与故标报告有一定误差（装置计算为4.12 km，手动计算为4.69 km）。

下庄变电所故标测距误差较大的原因为该故障为电缆故障，电缆的电容特性与接触线的电感特性呈方向相反的阻抗特性，故标对电流方向判断错误，致使测距误差较大。

2 线性电抗逼近法故障测距方式案例分析

2.1 线路电抗逼近法故障测距方式原理

大张线、北同蒲线为直供加回流线供电方式，接触网故障点标定计算采用馈线保护装置分段线性电抗逼近法原理测距。无独立故障点标定装置，应用馈线保护装置测距功能，故障测距整定值整定时输入线路各分段点对应的公里数及该分段内的单位电抗值和总电抗。

线性电抗逼近法原理测距式为L =X / X0，其中，L为故障点距变电所距离；X为故障跳闸电抗值；X0为接触网线路单位电抗值。

按照故障点距变电所的距离与接触网电抗成正比例线性关系的原理，当已知接触网线路单位电抗值X0，用跳闸报告中电抗值X就可计算出故障点距变电所的距离L。

应用该方式计算故障点距离需掌握接触网线路单位电抗值。大张线正线接触网单位电抗值 X0为0.42 Ω/km，北同蒲线正线接触网单位电抗值X0为0.375 Ω/km，大秦线正线接触网单位电抗值X0为0.30 Ω/km。上述单位电抗值均为一次值。

2.2 线路电抗逼近法测距动作案例

案例5：2013年3月9日8时07分阳高变电所馈线221#断路器阻抗Ⅱ段保护装置动作跳闸，重合闸失败。故标报告数据：L = 22.36 km，R =3.56 Ω，X = 6.92 Ω，U1= 62.9 V，I = 8.06 A。故障点为沙屯堡分区亭内穿墙套管引线搭挂油毡断线，供电臂全长22.9 km。

阳高变电所馈线保护装置采用 DK3520保护装置，报告数据电抗值为二次侧值，馈线电流互感器变比1 000 / 5，母线电压互感器变比275/1，折算到二次侧的单位电抗 X0= 0.42×200 / 275 =0.305 Ω。

手动计算结果与故标报告指示的故障点距离22.36 km相差320 m。

案例6：2013年5月20日20时09分怀仁变电所224#断路器距离I段保护装置动作跳闸，重合闸失败。故标报告数据：L = 18.22 km，R = 13.6 Ω，X = 49.66 Ω，阻抗角度74.68°。馈线电流互感器变比2 000 / 1，母线电压互感器变比275 / 1。折算至二次侧的单位电抗值为X0= 0.375×2 000 / 275 =2.73 Ω。

手动计算结果与故标报告指示的故障点距离18.22 km相差20 m。

跳闸原因为韩家岭站 104#处承力索中心锚结辅助绳从下锚端悬式绝缘子处脱开接地，实际故障点距怀仁变电所24 km，误差5.78 km。

手动计算结果与故标报告一致。测距误差大的原因为怀仁至韩家岭区间多站场、多专用线结构特点造成整个供电臂接触网单位电抗变化较大，站场内接触网单位电抗要明显小于区间接触网单位电抗，专用线线路阻抗对正线单位电抗也产生影响，怀韩供电臂接触网单位电抗值非均衡变化（0.375 Ω/km）。

针对供电臂多站场、多专用线的特点，可根据分段线性电抗法将供电臂分为多个区段，根据每段接触网特点设定其单位电抗，从而提高故障测距精度。如怀仁至韩家岭供电臂的测距整定值修正，对怀韩区间线路总阻抗重新核算，将怀韩区间供电臂分为怀仁—里八庄，里八庄—韩家岭2个区段，重新核算各段线路单位电抗值。

3 故障测距误差原因分析

对于直供加回流线供电方式，影响故障测距准确性的决定因素为接触网线路的单位电抗。当供电臂上无分支线、站场时，可按照一段设定故障测距定值。当供电臂上存在分支线和多个站场时，其单位电抗值与区间正线接触网单位电抗值不同，若按照同一段线路单位电抗值设定故障测距定值则必然存在较大误差，需根据不同线路区段特性分段设定故障测距定值以提高精度。再根据有具体故障点的跳闸数据，不断修正供电臂各区段单位电抗值。

需注意的是当接触网接触线材质线型或供电臂长度发生变化时，单位电抗值需根据变化情况进行相应调整。

AT供电方式，影响故障测距准确性最主要的因素为供电方式，即供电臂上下行末端必须并联运行。当供电臂末端分区所并联断路器断开时，故障测距必然不准确。其次为线路参数的设置正确，主要是供电臂长度及所亭公里标位置输入正确。

4 接触网故障点查找注意事项

4.1 变电所近点短路故障查找原则

当变电所距离电分相较远时，跳闸故障指示在变电所附近，且故标指示故障点在变电所至电分相间距离范围内，需在变电所上网点两侧按照故标指示故障点距变电所距离查找。

以翠屏山变电所跳闸为例，该变电所公里标K418+735 m，电分相公里标K422+420 m，变电所距电分相3.7 km。2011年8月9日18时44分，翠屏山变电所刘吉素方向 212#断路器速断跳闸，It= 5 495 A、If= 1 886.5 A，L = 0.37 km，S =418.37 km。当时除巡视418.37 km附近外，还应巡视418.735+0.37 = 419.105 km附近。因为翠屏山—刘吉素供电臂馈线跳闸时，默认为刘吉素方向，因此其显示故障点位置为翠屏山变电所公里标减去L；如果故障发生在上网点至电分相间，则为玉田方向，其故障点位置应为翠屏山变电所公里标加上L的距离，则其故障点位置应为K419+105 m，实际故障点K419+376 m。与故障点相差271m。因此当故标指示距变电所距离小于电分相距变电所距离时应向变电所两侧查找故障点。翠屏山变电所供电示意图见图1。

图1 翠屏山变电所供电示意图

4.2 多分支线供电臂跳闸故障点查找原则

当供电臂馈线上有多条分支线，馈线跳闸重合失败时，先组织将馈线上各条分支线杆架断路器或隔离开关断开，退出分支线接触网设备。再组织变电所合馈线断路器试送电，排除支线接触网故障，缩小故障查找范围。

4.3 AT供电方式接触网故障处理查找原则

当接触网正馈线故障（跳闸报告数据F线电流明显大于T线电流），变电所重合闸失败时，可先将正馈线退出运行，改为直供加回流线供电方式，恢复接触网送电，再组织查找正馈线故障点。当接触网改为直供加回流线供电方式变电所试送失败时，变电所根据跳闸报告电抗值用线性电抗法手动计算故障点距离。

当接触网故障，变电所重合闸失败，故标指示为近点短路故障，要先合分区所并联断路器环供试送电，避免近点短路故障电流对主变压器的冲击。

5 结论

综上所述，熟练掌握各种供电方式下测距原理和计算方法，分析其在实际动作中产生误差的原因，采取可行的方法降低其动作误差，对指导接触网故障查找具有重要意义。根据故标测距报告数据，可以直观地分析接触网跳闸的故障类型，从而有针对性的对接触网故障进行分析和处理，有效缩短故障延时，对提高牵引供电系统供电可靠性具有非常重要的指导意义。