支线接触网故障分析与智能切除装置的应用

陈廷柱，张金胜

0 前言

北同蒲线作为大秦铁路重载运煤专线的装煤源头，每年承担大秦线60%以上的运煤量。随着大秦线运煤量的持续增长，北同蒲线增加了大量的万吨、2万吨煤炭专用线。由于煤专线装煤机械较多、绝缘子污染严重，接触网故障率较高，给北同蒲正线的供电带来较大的隐患。一旦煤专线发生接触网故障，直接影响到北同蒲正线的运输秩序。同时，由于煤专线数量多，给故障跳闸后的判断和处理带来前所未有的难度。

1 北同蒲线煤专线接触网现状及存在问题

大同西供电段负责北同蒲线韩家岭至宁武段169正线公里的接触网线路运营维护管理，由于北同蒲线上引接几十条煤专线，且各煤专线的接触网配置标准参差不齐，使得接触网跳闸后故障的判断和处理十分困难。

1.1 北同蒲煤专线接触网现状

（1）煤专线数量较多。目前，北同蒲线大同西供电管内设置变电所4座，20个供电臂，其中有煤专线的供电臂15条，共分布着33条煤专线，平均每个供电臂上分布着2.2条煤专线，呈树状分布，其中大部分供电臂上分支着3～4条煤专线。部分供电臂上煤专线分布数量见表1。

表1 北同蒲线部分供电臂煤专线分布数量表

（2）煤专线接触网配置标准参差不齐。目前，北同蒲煤专线由于修建于不同的时期，接触网线索配置类型较多，具体配置情况见表2。

表2 北同蒲线部分煤专线接触网线索配置表

1.2 北同蒲煤专线故障判断及切除方法

（1）故障的判断。通过变电所故标装置进行测距判断。目前故标装置的计算方法有2种：一是通过上下行电流比法进行计算；二是通过线路单位阻抗法进行计算。由于北同蒲线煤专线分支多，上下供电臂长短不同等实际情况，因此，采用线路单位阻抗法进行计算比较合适。

（2）故障的切除。通过手动隔离开关或远程遥控隔离开关将煤专线故障进行切除。

1.3 存在问题及故障案例

（1）存在问题。

a.故障判断不准确。由于北同蒲线接触网线路支线较多，接触网线索类型存在差别，传统方法测定故障距离是将故障时综合自动化装置测定的线路阻抗和故标装置中设定的单位阻抗进行比较，然后计算故障点距离，该距离与实际的故障距离相差较大，不仅无法正确指导故障查巡，而且还会给故障的查巡和处理带来误导。

b.故障查巡难度大。北同蒲线部分车站引接着多条煤专线。该情况下，即使保护装置测定的故标很准确，相同的阻抗值也会在多条专用线和站场站线同时存在。因此在煤专线发生故障时，故标装置显示的故障距离可能有多条专用线和多条站场线路同时符合条件，增加了故障的查巡难度。

c.故障查巡时间长。北同蒲万吨、2万吨专运线长度一般在8～10条公里，其中2万吨煤专线的装车线在 2 800 m左右，万吨煤专线的装车线在1 600 m左右，通常一条煤专线覆盖巡视一次约2 h。一旦发生故障，仅煤专线内部故障的查巡就需要较长的时间。

d.故障切除困难多。接触网供电臂跳闸后，接触网检修人员在查巡正线故障的同时，安排专人到煤专线手动拉开隔离开关。通常一个供电臂内有3～4条煤专线，故障点明确的煤专线故障从“接触网跳闸—拉开故障煤专线隔离开关—试送电”一般约需50 min。故障点不明确的煤专线故障从“接触网跳闸—依次拉开供电臂内煤专线隔离开关—试送电”一般约需70～90 min。

采用远程遥控隔离开关切除煤专线故障，从跳闸至试送电一般也需15～25 min。

通过以上分析，一旦北同蒲煤专线发生接触网故障，由于故障判断不准确、故障查巡难度大、故障查巡时间长、故障点切除困难等实际情况，直接造成北同蒲正线故障延时较长，给供电设备运行管理带来前所未有的困难。

（2）故障案例。

a.故障概况：2009年2月19日13：34北同蒲线怀仁变电所223开关（怀仁—韩家岭下行接触网供电臂）跳闸，阻抗一段动作，重合闸失败。降弓后13：46试送成功，后续在14：06、14：34、15：13、15：49、16：06连续跳闸 5次，线路上安排大量人员进行巡查，并派人拉开韩家岭站城区煤专线1#隔离开关后，16：15怀仁变电所223开关试送成功。

b.故障原因：韩家岭站城区煤专线30#架空地线脱落对平腕臂距离不够放电引起间歇性跳闸。

该故障从第一次跳闸至最后试送成功共影响北同蒲下行正线的运行209 min，造成的后果极为严重。

2 支线接触网故障智能切除装置技术原理

接触网故障智能切除装置可以彻底解决支线接触网故障对正线供电造成的影响。当支线接触网发生故障时，该装置能准确判定，并自动启动跳闸，在故障支线与正线之间形成电气分隔，使正线线路保持正常供电，将故障范围降至最小。

2.1 技术原理

当支线接触网发生故障时，通过该装置内置式电流互感器采集到故障电流，由计算机线路保护测控装置判断后，自动启动单极真空断路器跳闸，将支线接触网瞬间电气切除。同时将故障数据通过远程无线传输模块经GSM或CDMA网络传送到调度指挥中心，调度指挥中心控制端工控机接收故障跳闸信息并启动故障音响报警。技术原理简图如图1所示。

2.2 系统功能

支线接触网故障智能切除装置具有以下功能：

（1）智能监控保护功能。装置可实时监测支线接触网运行状态，当支线接触网发生故障时，装置能准确判定，并自动启动跳闸，在故障支线与正线之间形成电气分隔。

（2）实现“四遥”功能。实时监测接触网运行数据，故障情况下能将故障报文传输至调度指挥中心端。调度指挥中心可控制高压断路器，并对相关控制系统进行参数调试、收集和分析。

图1 支线接触网故障智能切除装置技术原理简图

（3）实现“当地、远方”2种操作方式，便于现场试验或因远程信息通道发生问题后进行当地操作。

（4）操作简单、动作可靠、性能稳定，高自动化、免维护设计。

2.3 硬件组成

支线接触网故障智能切除装置由中心端设备和终端设备2部分组成。

中心端设备安装在调度指挥中心。主要包括工控机、CISCO路由器、TPLINK交换机和CDXB-01短信中心装置、音响警报装置。

终端设备安装在现场。主要包括单极真空断路器（含内置式电流互感器）、故障智能切除装置终端控制装置、电源装置和免维护蓄电池组。终端设备示意图如图2所示。

2.4 软件结构

支线接触网故障智能切除装置控制端软件有“支线接触网供电管理 A系统”和“支线接触网供电管理B系统”2部分组成。

（1）A系统软件。按照铁路供电信息管理系统平台设计原则设计。软件系统主要由数据处理模块、数据库管理模块、系统管理模块、数据工程工具、系统服务模块、应用模块等6部分组成。

（2）B系统软件。按照铁路供电管理系统平台设计原则设计。系统基本模块由数据处理模块、数据库管理模块、系统管理模块、数据工程工具、系统服务模块等5部分组成。

图2 支线接触网故障智能切除装置终端设备示意图

2.5 技术特点

（1）采用分散式微机保护装置与高压断路器以及电流互感器相配合，能自动识别和切除支线接触网故障，彻底解决支线故障对干线运输的干扰。

（2）依托 GSM 网络和GPRS网络构建双模虚拟无线控制系统，实现远程无线控制功能，可在调度指挥中心对支线接触网故障智能切除装置进行控制和调试，以及相关数据的收集分析。

（3）一次设备与二次设备高度集成，具有安装方便、高智能型、高适应性、免维护的特点。

3 应用实例

为了有效解决煤专线接触网故障对北同蒲正线的影响，2008年9月，在北同蒲线怀仁站南窑煤专线、里八庄津生煤专线、东榆林朔贸通煤专线安装了该装置，进行为期6个月的试运行。试运行期间3处装置共跳闸5次，一次是2008年10月26日专用线 7#分段绝缘器绝缘滑道断裂引起的跳闸；另外4次分别是2008年11月12日怀仁站南窑煤专线装煤筒仓因喷洒防冻液造成绝缘子重度污染绝缘闪络跳闸；2008年12月25日里八庄津生煤专线装载机装煤时碰撞接触网跳闸；2009年1月7日、2月16日东榆林朔贸通煤专线防冻液造成绝缘子重度污染绝缘闪络跳闸。期间因专用线检修和绝缘子清扫共远动操作该装置26次，运行稳定、操作可靠。

2009年以来，大同西供电段在管内北同蒲线的12条煤专线安装了该装置，使用效果良好，有效地杜绝了因煤专线故障对正线的影响。

4 结束语

目前，国内已建成电气化铁路3.2万km，占全国铁路营业总里程的24%，而在电气化铁路网络中，支线分布众多，支线接触网故障对正线的影响已经成为正常运输秩序的主要干扰源。本文通过对北同蒲线接触网供电特点的分析，提出支线接触网故障智能切除装置研究方案。该装置安装在正线与支线的分支处，有效地切除支线故障，提高了正线供电的可靠性。随着国内电气化铁路的不断延伸和提速工程的全面展开，该装置在提高铁路技术装备水平、提高铁路运输供电质量、提高铁路供电管理效率的工作中，将产生明显的社会效益和经济效益。

[1]于万聚.高速电气化铁路接触网[M].成都：西南交通大学出版社，2003.

[2]支线接触网故障智能切除装置技术手册.北京：诚骋成科技发展有限公司，2009.