侯月线沁水-嘉峰牵引供电运行方式优化分析

李卫民

0 引言

中国铁路太原局管内侯月线1995 年开通时牵引供电系统设计为2 座变电所，2010 年扩能改造时增加桥上变电所一座。由于地处山区等原因，3座变电所供电臂长度分布不均匀。沁水变电所主变采用Scott 平衡变压器，供电方式为末端闭环AT供电方式。沁水—上交供电臂长22.132 km，沁水—嘉峰供电臂长45.61 km，嘉峰至上交间坡度7‰～8‰。沁水—嘉峰供电臂长、车流量大，经常运行在满负载或超负载状态下，造成牵引网末端电压低于下限值（19 kV），且多次造成阻抗保护动作中断供电。通过调研分析，提出相应的解决方案，希望对运输生产有所帮助。

1 侯月线供电方式及供电臂分布情况

侯月线于1995 年开通，按照当时运力，设翼城、沁水2 座变电所。2010 年进行扩能改造，在翼城—沁水增建桥上变电所。目前侯月线太原局管内全长139.024 km，共有3 个变电所、7 个AT 所、4 个分区所，牵引供电系统为末端闭环AT 供电方式。具体分布如图1 所示。

图1 侯月线供电分段示意图（单位：km）

由于运输组织和地处山区的原因，沁水至嘉峰间供电臂全长达45.61 km，在大负荷情况下，供电臂末端（嘉峰）网压降低至16.8 kV 左右，沁水变电所T 座母线电压降低至40.4 kV（标称电压为55 kV），无法满足电力机车运行要求。该供电臂下行因负荷大多次出现阻抗Ⅱ段跳闸，中断行车。经对2018 年、2019 年多次跳闸数据分析，保护定值已接近末端短路阻抗值，保护定值无调整裕度。

沁水—嘉峰上下行供电臂现状如图2 所示，该供电臂长期大负荷运行，对供电设备性能带来安全隐患，造成主要回路过载，变压器绝缘性能下降等 不良影响。

图2 沁水-嘉峰上下行末端闭环牵引网结构

末端网压降低是由输电线路电压损耗及变压器电压损耗造成。输电线路电压损耗、变压器电压损耗与输电电流的大小、流经路径的阻抗大小等有关。通过减小输电电流、降低线路阻抗、缩短供电臂的长度、改变供电设备运行参数，均可提高电力机车受电端电压，满足供电要求。

2 解决方案

2.1 更改沁水变电所电分相位置

沁水变电所至上交分区所供电臂长22 km，至嘉峰分区所长45.6 km，平衡两供电臂的长度可以改善末端网压，因此可以采用将沁水变电所供电线电分相向嘉峰方向移10 km 方案。但经实地考察，因增加支柱空间不足、供电线太长，加之地处山区，有长大隧道，该方案难以实现。

2.2 增设变电所

在沁水—嘉峰段郑庄AT 所附近增建1 座变电所。经过实地考察，与地方供电局沟通，发现此地处于山区，没有合适选址，也没有符合条件的外部电源，另接引电源成本太高，方案实施困难。

2.3 调节主变分接开关

将沁水变电所主变分接开关升档，可以直接调高网压。变压器5 档变比为104 500/55 000 V，调至5档时，母线电压可提升至58.21 kV。经过验证，当线路有负荷时，所内网压和线路末端网压均可满足要求。但当线路无负荷时，网压过高，AT、分区所的所用变绝缘会受到严重损伤，交直流屏所带设备也会处于危险用电电压下，该方案不安全。

2.4 倒接变电所主变低压侧T、M 座绕组

将变电所主变低压侧T、M 座绕组负载进行倒接，以减小主变高压侧输电电流，降低高压输电线路及变压器损耗，改善供电质量。

Scott 接线方式下变压器M 座绕组属于重负载绕组，在T、M 座负载相同条件下，M 座高压侧电压高、电流小，将变电所主变低压侧T、M 座绕组负载进行倒接，可减小110 kV 输电线路电压损耗，同时还可以降低主变绕组电压损耗，从而提高牵引网母线电压。

Scott 接线变压器原、副边电压矢量关系如图3所示。图中：UU、UV、UW为变压器原边相电压；UVW、UUW为变压器原边线电压；UVD为变压器T座原边侧电压；UT为变压器副边T 座电压；UM为变压器副边M 座电压。

图3 Scott 接线变压器原、副边电压矢量关系

以原边相电压UU为参考，变压器原边、副边额定电压E1、E2之比为

式中：IU、IV、IW为变压器高压侧三相电流；IM、IT为变压器低压侧M 座、T 座电流。

取2019 年10 月23 日15：18 沁水变电所211断路器跳闸时的数据进行验证。跳闸时，下行方向供电臂T、F 合成电流Ifh达到2 482 A，同时上行方向供电臂T、F 合成电流Ifh= 532 A，母线电压U= 40.4 kV，负载角度Φfh= 19.77°，变压器T 座的T、F 线最大合成电流为3 013 A。

针对T 座单座运行进行分析，110 kV 侧V 相最大电流IV线= 869.8 A，经查阅110 kV 线路等效阻抗ZU线=ZV线=ZW线= 1 Ω，110/55 kV 线圈间主变短路阻抗电压Ud= 11.05%，负载损耗110/55 kV 在S= 75 000 kV·A 时，ΔP= 278.24 kW、Ue=110 kV、Ie= 393.6 A、功率因数cosΦ= 0.9。

经计算，主变110 kV 侧ZV、UW、ZUW等效短路阻抗ZV、UW=ZUW= 14 Ω。

根据接线型式可得出

倒接后，假设M 座单侧运行，功率因数cosΦ= 0.9，110 kV 高压侧电压损耗为ΔUUW=IV线×(1 -13.4%)×(ZU线+ZW线+ZUW) = 12 051.95 V。

经计算，55 kV 侧T、M 座绕组倒接后，原T座负载最大时母线电压可提高ΔUM提= (ΔUV、UW-ΔUUW)/2 = 715 V。

当T 座负载最大时，将变电所主变T、M 座绕组负载进行倒接，原T 座负载最大时母线电压及沁水—嘉峰供电臂母线电压可提高715 V，过载能力比原来提高了13.4%，该方案简便可行[1]。

2.5 在郑庄AT 所加并联线

沁水—嘉峰上下行供电臂为末端闭环AT 供电方式，供电臂长达45.61 km，线路长、车流量大、线路阻抗大、电压损耗大。将上下行供电臂末端闭环AT 供电方式改为上下行供电臂多点并联AT 供电方式，可大大减小线路阻抗。经推算，负载越靠近并联点，线路阻抗值减小幅度越大，从而提高末端电压满足供电要求。由于郑庄AT 所原来为开闭所，可利用既有设备实现上下行并联，不需要增加太多投资，便可对供电臂存在的问题进行优化。方案结构见图4。

图4 沁水-嘉峰上下行多点并联牵引网结构

2.5.1 有效提高末端电压

仍然以2019 年10 月23 日15：18 沁水变电所211 断路器跳闸时的数据进行验证。

当沁水—嘉峰上下行供电臂末端闭环运行时，假设下行供电臂存在1#机车和2#机车2 个负载，下行T 电流I1t= 1 147.13 A，上行T 电流I2t= 359.37 A、接触线电流I1—I9分布如图5 所示[2]。

图5 沁水-嘉峰上下行末端闭环时电流分布

式中：ZM长= 0.163 4 Ω，为长段回路等效阻抗；ZM中= 0.246 3 Ω，为中段回路等效阻抗；L5、L6为第一、二负载距变电所距离；I4、I6为第一、二负载电流；L为沁水变电所至嘉峰分区所间距离；L2为至迎沟AT 所至郑庄AT 所间距离；L3为郑庄AT 所至端氏AT 所间距离；L7为第一负载至郑庄AT所间距离；L8为第二负载至郑庄AT所间距离[3]。

假设沁水—嘉峰间上下行供电臂末端闭环运行，且在郑庄AT 所位置处上下行供电臂加并联线，下行供电臂有2 个负载，下行T 电流I1t= 787.84 A，上行T 电流I2t= 718.66 A，接触线电流I1～I10分布如图6 所示。

图6 沁水-嘉峰上下行末端闭环，郑庄上下行加并联线时电流分布

其中：ZM长/2 = 0.163 4 Ω/2 =ZQ长= 0.081 7 Ω，为长段回路等效阻抗；ZQ中= 0.246 3 Ω，为中段回路等效阻抗；L5、L7为第一、二负载距变电所距离；I9、I10为第一、二负载电流；L6为沁水变电所至郑庄AT 所间距离；L8为郑庄AT 所至嘉峰分区所间距离；L10为第二负载至郑庄AT 所间距离。

沁水—嘉峰下行供电臂2 个负载，在郑庄AT所位置处上下行供电臂加并联线，相比沁水—嘉峰上下行供电臂末端闭环时，各负载位置接触网减小电压损失ΔUT1、ΔUT2为ΔUT1= ΔUM1- ΔUQ1= 1 005.38 V，ΔUT2= ΔUM2- ΔUQ2= 2 211.83 V。

由上述分析得，当沁水—嘉峰供电臂为末端闭环AT 供电方式，在最大负载运行时供电臂末端最低电压16.8 kV，若在郑庄AT 所将上下行并联，实现多点并联AT 供电，接触线电压最高可抬高2 211 V，供电臂末端电压可提高至19.011 kV，超过电力机车最低受电电压19 kV 要求，效果最佳，方案可行[5]。

2.5.2 有效遏制保护误动

经计算，211 断路器T、F 线合成电流小于2 246 A 才能保证保护不误动。改为上下行多点并联运行，末端网压可提高，上下行供电臂电流的分流分配更加平均，可有效减少沁水—嘉峰下行供电臂电流，从而降低该供电臂因过负荷的跳闸次数[6]。

沁水—嘉峰上下行供电臂末端闭环时，下行方向区间（上坡区段）供电臂属于重负载区间，最大电流为3 013 A。假设负载位于郑庄—嘉峰下行，负载电流可在沁水变电所1#、2#馈线馈出端实现平均分配，按照等电位原理分析，电流分布如图7所示[4]。

图7 负载位于郑庄—嘉峰下行时电流分布

馈出端合成电流I1ft、I2ft为1 506.5 A，小于允许最大负载电流（2 246 A），使上下行电流达到平衡分配，减少沁水变电所211 断路器跳闸次数。

假设负载位于沁水—郑庄下行，沁水变电所1#、2#馈线负载电流分配与电流流经路径长短成反比。流经郑庄—嘉峰上下行环流近似为0 A，可忽略不计，按照等电位原理分析，电流分布见图8。

图8 负载位于沁水-郑庄下行时电流分布

馈出端合成电流I1ft= 1 898.4 A，I2ft= 1 114.6 A，小于允许最大负载电流（2 246 A），可有效减少沁水变电所211 断路器跳闸次数。

综上，在郑庄AT 所将上下行并联，实现多点并联AT 供电，在不改变原有保护定值，维持原有的负载量的情况下，能有效减少沁水变电所211 断路器跳闸次数。

3 结论

通过以上分析，改善沁水—嘉峰牵引供电系统运行中存在的问题，最简捷、经济、有效的办法有以下两种。

（1）将沁水变电所主变T、M 座倒接。在最大负荷运行情况下，接触线末端（嘉峰）网压可抬高2 211 V 左右，若再将沁水变电所主变T、M 座绕组进行倒接，沁水—嘉峰供电臂母线电压也可提高715 V，过载能力提高了13.4%。供电臂末端（嘉峰）接触线网压将提高至19.726 kV，超过电力机车最低电压19 kV 要求，效果最佳，方案可行。

（2）在郑庄AT 所将上下行并联，实现多点并联AT 供电方式。沁水—嘉峰上下行负载电流在沁水变电所1#、2#馈线馈出端达到最佳平衡，有效减小沁水变电所1#馈线运行电流，降低211 断路器跳闸概率，满足运行要求。

另外，需对变电所现有的故障测距系统进行升级，以满足改变后的运行方式。