南凯公司牵引供电技术交流(天津凯发)20120424.docVIP

电气化铁路牵引供电综合自动化系统技术文档天津凯发电气股份有限公司2012.41目录1、 电气化铁路牵引供电形式2、 AT供电方式基本知识3、 保护原理、整定与保护配置4、 供电故障报告分析及抢修指导5、 现场实际案例分析6、 运营及维护注意事项拟制： 张忠杰、马尉栋 审核：标准化：质管部 批准：版本修改记录版本号修改内容描述修改原因修改人日期V1.1修改版适合用户需求张忠杰、马尉栋2012.4.23版权说明：本技术文件适用于天津凯发电气公司出品的DK3500A综合自动化系统，由天津凯发公司起草，版权及最终解释权归天津凯发公司所有。本技术文件的信息会随着技术升级而改变。本文件所有披露信息受版权法保护，未经天津凯发公司授权，任何单位及个人严禁复制、印刷、向其他厂家传播本技术文件部分及全部内容。本技术文件中凡是标注颜色背景或黑体突出显示的文字是需要特别关注的，请仔细阅读并了解。1、电气化铁路牵引供电形式 各铁路局管辖范围内一般均有常速电气化铁路、客运专线和高铁等几类电气化铁路，供电方式有直供、全并联AT两大类，其中全并联AT又分解列母线方式和分段并联母线方式两种。分类示意如下： 直供铁路： 京沪普速、沪杭普速、浙赣普速、萧甬普速、郑徐线、兰武线、新日线、京九线、京广线、太中银线、包兰线、北同蒲线、津秦线、南昆线、洛张线、鹰厦线、龙厦线等 AT客专： 解列母线并联AT：京沪高铁、沪杭高铁、郑西高铁、哈大客专、石郑客专、西宝客专、向蒲客专、津秦客专等 分段母线并联AT：甬温、温福、沪宁、厦深等 AT重载： 大秦线、侯月线、迁曹线、南同蒲线等各类铁路供电特点如下：1）直供铁路 由接触网向电力机车供电，通过回流线回流，分区所与变电所馈线保护配合，接触网故障测距由馈线保护实现；2）解列母线并联AT 由接触网向机车供电，通过自耦变将电流吸上经正馈线回流。AT所、分区所的保护及自动装置与变电所馈线保护相配合。供电拓扑示意如下：3）分段母线并联AT由接触网向机车供电，通过自耦变将电流吸上经正馈线回流。AT所、分区所的保护及自动装置与变电所馈线保护相配合。供电拓扑示意如下：2、 AT供电方式基本知识自耦变压器结构及原理对标准单相双绕组变压器，根据电磁转换原理，保持安匝平衡关系。有I1*W1=I2*W2.当绕组1与绕组2匝数相等，且X，x相连形成中点，则变压器构成单相AT变压器。根据安匝平衡电磁转换原理，有I1=I2，原理图可示意如下：UU变电所n2n1n2n1AT2AT1I/2I/2123IIG1/2IG1/2IG1IG2IG2/2IG2/2IG2/2IG2/2I则在牵引供电系统中，可分析电流矢量关系如下（理想状态）： 主要电流定义：馈出电流：为接触网馈线电流与回流线-正馈线电流的矢量差。 负荷电流：为整个供电臂内机车电流总和。 短路电流：电压击穿点的电流，可看作负载阻抗为0的负荷电流。 变电所吸上电流：当变电所出口设置AT变时，为其中性点电流，当变电所无AT变时（如V/X接线、单相变出口可省略AT），轨回流即为吸上电流。关系式如下：则有：|It-If|=I设馈出电流Ik1=|It1-If1|，Ik2=|It2-If2|。 则Ik=Ik1+Ik2+非常重要的关系：其中有关供电系统知识参考相关书籍，如电气化工程局电气化铁道设计手册：牵引供电。主要特点：设置有带AT变压器的AT所和分区所，AT变吸上电流等于T、F内部绕组电流的两倍。针对变电所出口是否有AT变，出口电流采集点将不同。1）主接线图 按标准牵引变电所、标准AT所、标准分区所设计图纸考虑，以供电臂为整体对象进行综合考虑。 牵引变电所主变部分（单相变模式） 利用电磁平衡关系，有： IA*W1=It*W2/2-If*W2/2 则有：IA*W1=(It-If)*W2/2 可见低压侧应将It、If反接后引入装置形成负荷电流。 对220KV进线条件，W1/W2/2=8 对110KV进线电压条件，W1/W2/2=4 AT供电馈线部分（全并联）2）与直供保护测控部分的区别 由于AT供电系统网络的复杂度提高，相对直供保护测控的复杂度也有所提高，主要包括以下功能增加：馈线电流采集增加F线，母线电压采集根据压互设置进行调整，增加AT变本体保护、AT变保护测控单元（AT变互投、检有压合闸、失压解列逻辑，碰壳、二次谐波闭锁差动保护等）、AT故障测距单元。3、 保护原理、整定与保护配置3.1 变压器保护1）差动保护 变压器为功率变换元件，当设备完好时，输入功率与输出功率基本平衡，当出现绝缘破坏故障时，一部分电流被分流，当绕组匝间短路时，破坏了平衡，可利用平衡破坏程度增大（差电流增大）条件进行跳闸。保护定值只和变压器容量有关。 差速断：无条件，躲涌流，按7-8倍额定电流整定 三段比例差动：二次谐波闭锁：根据变压器容量及工艺考虑0.12-0.15无制动区差动定值：0.5-0.8In拐点1电流定值：In，拐点2电流定值：3In平衡系数：平衡系数和变压器高低压电流互感器变比、接线方式等都有关系。KB=LCTRatio/(HCTRatio*nT) 保护定值要按相配置差动定值。近点馈线短路时易造成差动流互线圈饱和差动误动。2）后备保护 低压启动低压过流 低压条件：Udy(母线电压、相间电压)，与馈线过流配合 低压启动高压过流 低压条件：Udy(母线电压、相间电压)，与馈线过流配合低压定值考虑装置引入电压，如为200V输入，则为132V左右。如为100V输入，则为66V左右，即低压定值存在两倍关系。 高压过负荷 I段报警、II段跳闸，一般按照1.3-2倍高压侧In进行I段告警和II段跳闸整定，时限按照变压器厂家技术说明进行设置。 失压保护 当进线电压失压时切除变压器，该保护可作为备自投的后备。 注意失压定值的设置（根据接入的是线电压或相电压确定）失压定值根据装置接入的电压不同进行相应的设置，一般取0.25-0.4Un。Un为外部接入的相电压。失压保护时限按照躲过电力系统供电线重合闸时限进行设置。 一定要注意外接是线电压还是相电压，两者差1.732倍。 备自投失压定值也要根据设计接线根据相电压或线电压确定定值！3）本体保护 跳闸信号：重瓦斯、压力释放、超温（温度II段）。当瓦斯继电器过于灵敏时，由于近点短路大电流易造成变压器油快速循环，瓦斯继会误发信号跳闸。3.2 馈线保护3.2.1 保护原理1）距离（阻抗）保护基于接触网接地的阻抗特性，设置动作区。根据安装地点可选择四边形特性 变电所：平行或阻抗四边形 开闭所进线及分区所并联断路器：阻抗四边形躲过圆点（动作区外）：当投入PT断线检查条件下自适应能力：投入3、5次谐波抑制（高铁不适应）短路阻抗角按接触网线材确定，一般为70.机车负荷角（普赛）：交直交动车按18，交直整流机车按37整定分电阻边和电抗边分别进行整定。距离各段电阻边整定只和负荷有关，因此各段定值相同。距离电抗边整定根据保护线路长度确定，直供线路和单位电抗及保护区段长度有关，AT区段由于线路参数为非线性，所以电抗值和长回路电抗及段中电抗合成及保护区段长度有关，一般需通过查表确定。2）电流速断保护 作为距离保护的近点后备保护，以及满足相间短路保护要求。 整定一般按最大运行方式下末端最大短路电流进行整定，建议不考虑低压闭锁，如投入后在相间短路情况下易闭锁保护，产生拒动或延迟动作（后备保护）。3） 过电流保护 作为距离保护的后备保护，主要考虑躲过最大负荷电流，可按最小短路电流进行整定。在客运专线可设低压闭锁提高躲负荷能力。在常速铁路可设谐波抑制提高躲负荷能力。4） 电流增量保护当线路短路接地电阻较大时，如存在过渡电阻或非金属性短路时,短路电流较小，有可能引起距离保护、过流保护拒动，应采用电流增量保护克服拒动影响，电流增量一般按照躲过最大机车启动电流整定,为防止误动,应考虑机车重联等因素。5）重合闸及检压分合闸 由于实际故障大多为瞬时性故障，为了保证最大可能的线路供电及缩小故障停电范围，一般要设置重合闸。检压分合闸主要用在线路上的分区所和并联AT所。3.3客运专线保护配合关系（解列母线并联AT）线路故障后动作逻辑： 1）变电所上、下行馈线跳闸 2）AT所、分区所保护测控装置失压动作分闸 3）变电所馈线重合闸（直供模式）如为瞬时故障，则上下行馈线均合闸成功，AT所、分区所自动装置检两侧有压自动合闸，恢复原供电模式如为永久故障，则非故障侧馈线重合成功，故障侧馈线保护后加速保护动作分闸，AT、分区所自动装置因外部电压条件不具备则推出检压合闸。现场应用注意： 正常供电恢复需考虑变电所自投动作时间影响。 即当变电所进线失压或主变故障时，启动自投装置，此时供电臂停电，两侧AT所、分区所均自动解列，由于自投动作时间较长，AT所、分区所检压合闸时间很难躲过自投时间，从而需逐所遥控合闸恢复供电。自耦变故障逻辑：正常运行时，一台AT变运行，当发生AT变本体故障、AT变碰壳保护动作、差动保护动作时，启动AT变自投，切除本AT变，投入对侧备用AT变。3.4 客运专线保护配置及接线 针对牵引变电所，保护主要考虑T、F综合影响，即原采集馈线电流回路要采集T、F合成电流，例如DK3530A差动保护，DK3531A后备保护，DK3560A并补保护，DK3520A装置具备T、F电流独立采集功能，单独接线。 母线电压采集：DK3531A采集母线合成电压Utf用于低压启动 DK3520A分别采集Ut、Uf，用合成电压Ut-Uf与合成电流It-If计算AT供电网的阻抗，用Ut与It、Uf与If计算解列条件下的直供供电网的阻抗。电流速断、过流、电流增量电流均按It-If计算。变压器部分保护配置不受运行方式影响，本文不做考虑。1）正常运行方式下保护配置变电所：0区距离I段，保护全长；电流速断；低压启动过电流；电流增量；重合闸，后加速过流（小电流），后加速距离III段（直供）AT所（分区所）：检无压分闸，检有压合闸，AT变保护及互投；2）越区方式下保护配置变电所：1区距离I段，保护本供电臂85%全长；距离II段，保护本供电臂及越区供电臂全长；电流速断；低压启动过电流；电流增量；重合闸，后加速过流（小电流），后加速距离III段（直供）AT所：检无压分闸，检有压合闸，AT变保护及互投；分区所：距离I段，保护本供电臂全长，重合闸，后加速过流检无压分闸，检有压合闸，AT变保护及互投；3.5 AT供电方式故障测距原理 故障测距原理主要包括“AT吸上电流比”、“上下行电流比”、“吸馈电流比”、“单位电抗法”及“横联电流比”等测距原理，各原理公式请参考有关说明书。 各测距原理适用范围如下：测距原理适用供电方式适用故障类型不适用条件吸上电流比（含横联电流比）各种单、复线各种运行方式T-R，F-R，F-PWT-F短路，电源侧开路、远端短路高阻模式，无测距通信通道上下行电流比复线末端并联线路各种短路形式单线分区开环运行的复线、全并联运行方式的复线电抗测距法直供方式单线、复线各种短路及AT供电T-F短路AT区段T-R，F-R短路，直供区段分相短路吸馈电流比AT单线单AT段T-R，F-R多AT区段影响故障测距精度的关键因素（假设原理适用场合）：测距原理主要影响测距精度条件吸上电流比线路带多条分支线路，供电区段位置不准，上下行电流比线路带多条分支线路，或上下行线路架构条件差异大，线路长度偏差大，机车与保护跳闸配合不符相关标准电抗测距法线路电抗参数及位置参数不准确、相间短路吸馈电流比变电所出口无AT，线路位置参数不准4、故障报告格式说明及故障抢修指导4.1 DK3530A差动装置 1）差速断保护报告2010年03月08日 15:33:43:728故障报告: 2主变DK3530A差动保护装置 保护启动 动作2010年03月08日 15:33:43:756故障报告: 2主变DK3530A差动保护装置 差流速断动作 动作 1#差流: 1.49 A,2#差流: 0.00 A,C相差流: 3.27 A,高压侧IA: 4.77 A高压侧IB: 0.00 A,高压侧IC: 0.00 A,低压侧Ia: 3.27 A,低压侧Ib: 0.00 A报文解析：平衡系数为1，动作条件1.4A，差动电流1.49A，无谐波闭锁达到动作条件。 2）比例差动保护报告2010年03月08日 15:33:35:145故障报告: 2主变DK3530A差动保护装置 保护启动 动作2010年03月08日 15:33:35:173故障报告: 2主变DK3530A差动保护装置 比率差动保护动作 动作1#差流: 0.77 A,2#差流: 0.00 A,C相差流: 3.13 A,A相差流二次谐波: 0.00 AB相差流二次谐波: 0.00 A,C相差流二次谐波: 0.00 A,A相差流三次谐波: 0.00 A,B相差流三次谐波: 0.00 AC相差流三次谐波: 0.00 A,A相差流五次谐波: 0.00 A,B相差流五次谐波: 0.00 A,C相差流五次谐波: 0.00 AA相制动电流: 3.52 A,B相制动电流: 0.00 A,C相制动电流: 1.56 A,高压侧IA: 3.90 A高压侧IB: 0.00 A,高压侧IC: 0.00 A,低压侧Ia: 3.13 A,低压侧Ib: 0.00 A低压侧A相二次谐波: 0.00 A,低压侧B相二次谐波: 0.00 A报文解析：平衡系数为1，动作条件0.7A，差动电流0.77A，无谐波闭锁达到动作条件。4.2 DK3531A后备保护装置 1）低压启动低压过流保护报告2010年03月08日 16:00:55:546故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 保护启动 动作2010年03月08日 16:00:57:239故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 低压侧A过流保护 动作高压侧UA: 0.01 V,高压侧UB: 100.08 V,高压侧UC: 100.20 V,低压侧Ua: 0.02 V低压侧Ub: 100.23 V,低压侧Uab: 100.24 V,高压侧IA: 0.00 A,高压侧IB: 0.00 A高压侧IC: 0.00 A,低压侧Ia: 1.09 A,低压侧Ib: 1.09 A,零序电压: 100.27 V零序电流: 0.00 A2）低压启动高压过流报告2010年03月08日 15:50:35:693故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 保护启动 动作2010年03月08日 15:50:38:174故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 高压侧C过流动作 动作高压侧UA: 0.00 V,高压侧UB: 0.02 V,高压侧UC: 0.00 V,低压侧Ua: 0.05 V低压侧Ub: 0.03 V,低压侧Uab: 0.02 V,高压侧IA: 0.00 A,高压侧IB: 0.00 A高压侧IC: 1.19 A,低压侧Ia: 0.00 A,低压侧Ib: 0.00 A,零序电压: 0.01 V零序电流: 0.00 A3）过负荷保护报告2010年03月08日 15:50:50:178故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 保护启动 动作2010年03月08日 15:51:00:155故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 高侧C过负荷1告警动作高压侧IA: 0.00 A,高压侧IB: 0.00 A,高压侧IC: 0.90 A,低压侧Ia: 0.00 A低压侧Ib: 0.00 A2010年03月08日 15:51:05:121故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 高侧C过负荷2动作高压侧IA: 0.00 A,高压侧IB: 0.00 A,高压侧IC: 0.90 A,低压侧Ia: 0.00 A低压侧Ib: 0.00 A4）失压保护报告2010年03月08日 16:03:38:953故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 保护启动 动作2010年03月08日 16:03:48:934故障报告: 2主变DK3531A后备保护装置 高压侧失压动作高压侧UA: 0.03 V,高压侧UB: 0.10 V,高压侧UC: 0.24 V,AB相线电压: 0.07 VBC相线电压: 0.14 V,CA相线电压: 0.22 V,高压侧IA: 0.00 A,高压侧IB: 0.00 A高压侧IC: 0.00 A,低压侧Ua: 0.03 V,低压侧Ub: 0.07 V4.3 DK3582A保护装置 1）AT差动保护2010年03月08日 16:21:17:715故障报告: SS AT保护测控装置 保护启动 动作2010年03月08日 16:21:17:795故障报告: SS AT保护测控装置 2#AT变差流保护动作 动作1#碰壳电流: 0.01 A,2#碰壳电流: 0.00 A,1#T线电流: 0.01 A,2#T线电流: 0.57 A1#F线电流: 0.01 A,2#F线电流: 0.58 A,1#差流: 0.01 A,2#差流: 1.16 AA相差流二次谐波: 0.01 A,B相差流二次谐波: 0.01 A,电压U1: 57.96 V,电压U2: 57.98 V电压U3: 57.89 V,电压U4: 57.91 V故障报告: SS AT保护测控装置 分252断路器 动作 2）碰壳保护2010年03月08日 16:22:56:054故障报告: SS AT保护测控装置 保护启动 动作2010年03月08日 16:22:56:135故障报告: SS AT保护测控装置 2#AT变碰壳过流保护动作 动作1#碰壳电流: 0.01 A,2#碰壳电流: 0.59 A,1#T线电流: 0.00 A,2#T线电流: 0.01 A1#F线电流: 0.01 A,2#F线电流: 0.01 A,1#差流: 0.01 A,2#差流: 0.00 AA相差流二次谐波: 0.01 A,B相差流二次谐波: 0.01 A,电压U1: 57.89 V,电压U2: 57.95 V电压U3: 57.95 V,电压U4: 57.91 V故障报告: SS AT保护测控装置 分252断路器 动作 3）AT所备自投报文2010年03月08日 16:22:56:136故障报告: SS AT保护测控装置 备自投启动 动作故障报告: SS AT保护测控装置 分252断路器 动作2010年03月08日 16:22:56:316故障报告: SS AT保护测控装置 分2521隔开 动作2010年03月08日 16:22:57:022故障报告: SS AT保护测控装置 合2511隔开 动作2010年03月08日 16:22:57:135故障报告: SS AT保护测控装置 合251断路器 动作2010年03月08日 16:22:57:312故障报告: SS AT保护测控装置 备自投成功 动作4）变电所备自投报文2009年06月08日 12:08:06:408保护事项:主变备自投装置 分101断路器2009年06月08日 12:08:06:408保护事项:主变备自投装置 分201断路器2009年06月08日 12:08:06:408保护事项:主变备自投装置 分203断路器2009年06月08日 12:08:06:408保护事项:主变备自投装置 1#变故障启动自投2009年06月08日 12:08:06:454保护事项:主变备自投装置 跳1隔开2009年06月08日 12:08:06:454保护事项:主变备自投装置 跳3隔开2009年06月08日 12:08:11:946保护事项:主变备自投装置 分1011隔开2009年06月08日 12:08:17:356保护事项:主变备自投装置 合1021隔开2009年06月08日 12:08:22:854保护事项:主变备自投装置 合2隔开2009年06月08日 12:08:22:854保护事项:主变备自投装置 合4隔开2009年06月08日 12:08:28:703保护事项:主变备自投装置 合102断路器2009年06月08日 12:08:28:949保护事项:主变备自投装置 合202断路器2009年06月08日 12:08:28:949保护事项:主变备自投装置 合204断路器2009年06月08日 12:08:29:189保护事项:主变备自投装置 备自投成功4.3 DK3520A馈线保护装置对永久故障，故障报文依次为保护启动，保护动作，一次重合闸，后加速保护动作（当保护时限在0.1s以内时无后加速）；对瞬时故障，故障报文依次为保护启动，保护动作，一次重合闸。以过流保护为例（各类报告格式均一致，黄色为重点关注数据）2010年09月18日 06:28:05:532保护事项:嘉兴南变电所 馈线212保护装置 保护启动2010年09月18日 06:28:05:625故障报告: 嘉兴南变电所 馈线212保护装置 过流I段动作T线故障距离: 25.49 km,F线故障距离: 25.49 km,线路阻抗角: 72.90 度,电阻: 2.91 欧姆电抗: 9.49 欧姆,T线阻抗角: 71.80 度,T线电阻: 2.56 欧姆,T线电抗: 7.75 欧姆F线阻抗角: 74.60 度,F线电阻: 3.32 欧姆,F线电抗: 12.05 欧姆,馈线电压: 24.77kV电压U1: 12.17kV,电压U2: 12.60kV,馈线电流: 2469.23 A,2次谐波电流: 3.85 A3次谐波电流: 7.69 A,5次谐波电流: 3.85 A,T线电流: 1473.08 A,F线电流: 996.15 A2010年09月18日 06:28:07:655保护事项:嘉兴南变电所 馈线212保护装置 一次重合闸2010年09月18日 06:28:07:825保护事项:嘉兴南变电所 馈线212保护装置 过流I段动作T线故障距离: 19.36 km,F线故障距离: 25.49 km,线路阻抗角: 71.60 度,电阻: 4.06 欧姆电抗: 12.20 欧姆,T线阻抗角: 70.90 度,T线电阻: 2.02 欧姆,T线电抗: 5.81 欧姆F线阻抗角: 225.20 度,F线电阻: 28.16 欧姆,F线电抗: 28.16 欧姆,馈线电压: 37.46kV电压U1: 18.02kV,电压U2: 19.43kV,馈线电流: 2880.77 A,2次谐波电流: 3.85 A3次谐波电流: 7.69 A,5次谐波电流: 7.69 A,T线电流: 2900.00 A,F线电流: 19.23 A报文解析：保护动作报文中关注短路角（线路阻抗角），反映金属性短路或非金属性短路，短路阻抗数据和保护定值比较。重合闸后加速保护报文关注故障测距结果，短路线（T,F）的阻抗角，短路阻抗数据和保护定值比较等。4.4 DK3571A故障测距装置2010年09月18日 06:28:07:622保护事项:嘉兴南变电所 嘉善南方向故标装置 T-R故障2010年09月18日 06:28:07:622保护事项:嘉兴南变电所 嘉善南方向故标装置 子所1故障数据2010年09月18日 06:28:07:622保护事项:嘉兴南变电所 嘉善南方向故标装置 子所2故障数据00262010年09月18日 06:28:07:622故障报告: 嘉兴南变电所 嘉善南方向故标装置 T-R故障 动作故障距离: 18.52 km, 公里标: 65.50 km,电阻: 29.41 欧姆（3.24）,电抗: 85.95 欧姆（9.45）U1电压: 24.66 kV,U1 T电压: 12.11 kV,U1 F电压: 12.54 kV,1#馈线电流: 2437.00 A1#T线电流: 1428.00 A,1#F线电流: 1014.00 A,2#馈线电流: 2482.00 A,2#T线电流: 1467.00 A2#F线电流: 1014.00 A,3#馈线电流: 6.00 A,3#T线电流: 0.00 A,3#F线电流: 6.00 A1#AT吸上电流: 0.00 A,2#AT吸上电流: 0.00 A,AT吸上总电流: 866.00 A,馈线电压角度: 181.101#T线电流角度: 290.20 ,1#F线电流角度: 107.30 ,2#T线电流角度: 290.60 ,2#F线电流角度: 107.303#T线电流角度: 0.00 ,3#F线电流角度: 0.00 ,144: -16128.00故障报告: 嘉兴南变电所 嘉善南方向故标装置 子所1故障数据 动作U1 T电压: 0.00 kV,U1 F电压: 0.00 kV,1#馈线电流: 835.00 A,1#T线电流: 460.00 A1#F线电流: 369.00 A,2#馈线电流: 835.00 A,2#T线电流: 1205.00 A,2#F线电流: 367.00 A1#AT吸上电流: 5.00 A,2#AT吸上电流: 1499.00 A,AT吸上总电流: 1504.00 A,1#T线电流角度: 256.701#F线电流角度: 77.50 ,2#T线电流角度: 76.90 ,2#F线电流角度: 77.30 ,144: -24320.00（关联开关及GPS状态信息：FFA100）故障报告: 嘉兴南变电所 嘉善南方向故标装置 子所2故障数据 动作U1 T电压: 3.50 kV,U1 F电压: 3.42 kV,1#馈线电流: 1613.00 A,1#T线电流: 968.00 A1#F线电流: 641.00 A,2#馈线电流: 1607.00 A,2#T线电流: 2259.00 A,2#F线电流: 647.00 A1#AT吸上电流: 5.00 A,2#AT吸上电流: 2596.00 A,AT吸上总电流: 2601.00 A,1#T线电流角度: 114.101#F线电流角度: 291.10 ,2#T线电流角度: 292.00 ,2#F线电流角度: 290.90 ,144: -24320.00（关联开关及GPS状态信息:FFA100）数据报文说明：变电所数据故障距离：故障点距变电所馈线的相对距离。U1电压:T-F间合成电压；1#馈线电流：It1-If1；2#馈线电流：It2-If2；3#馈线电流：备用馈线合成馈出电流（客专无）；AT吸上总电流：Iat1+Iat2，针对变电所无AT则为It1+If1+It2+If2；子所1（AT所），子所2（分区所）4.5 报文解析及故障性质判断保护动作后首先要判断故障发生地点，主要可能原因，因此就要充分理解报文有关内容和数据含义，指导问题分析。事故地点：1）所亭：变电所，AT所,分区所（进线、变压器、母线、开关柜） 2）区间：接触网、正馈线、机车 主要分析步骤：1） 差动保护、本体保护动作：原则上问题出现在变电所内变压器设备部分2） 变压器后备动作：进线失压、母线短路或开关柜电缆进线故障（保护配合正常时）3） 馈线保护动作重合成功，当AT所或分区所检压合闸后变电所立即保护动作，则问题可能发生在AT所或分区所母线或开关柜部分；重合失败，则根据失败后保护或后加速保护动作报文可确定故障线路 根据保护动作阻抗角可判断短路性质为金属性短路（65）、非金属性短路(45)，但一般无法区分是机车故障还是线路自身故障，因为机车故障分受电弓绝缘击穿（相当于接触网对地）、机车内电机击穿故障（相当于带变阻抗故障），需要掌握机车运行工况。同时，如运行机车上方吊铉断线悬垂，也会造成对车顶放电保护跳闸，如2s内机车快速驶出，则重合闸会成功，当下列机车驶到该位置时，又会重复故障。因此，重点事故排查的重点将是故障定位，然后确定故障原因（线路、机车）。要准确确定故障位置，就要充分利用故障测距装置数据。故障定位的基本步骤：1） 判断是否所亭外故障 根据供电臂各所亭保护动作情况，判断故障为所内故障还是所外线路故障。 2） 判断故障测距装置数据有效性 基于故障测距数据的同步性判断数据有效性。 数据同步性判据： Ik=Iat (示例见第5部分)3） 判断故障性质是否T-F短路（测距原理不同） 若为T-F短路，按线性电抗判断故障位置。4） 判断故障区段（SS-ATP、ATP-SP） 由Iatmax，Iatmax-1初步判断故障区间 当Iatmax在一端时，即在SS、SP时，则区段可立即确定； 当Iatmax在AT所时，此时需注意Iatss和Iatsp的数据大小，当其中一个大于另一个较多时，可确定区间，故障即在次大值所在区段。当两者数据相近时，则需考虑供电臂中变电所到AT所区段和AT所到分区所区段长度对电流分布的影响，故障可能靠近AT所，在两侧都有可能。需根据实际情况确定。 如供电臂区段长度大者电流也大，则故障必在此区段，如供电臂区段长者电流稍大，则故障可能发生在AT所两侧，需分头查找故障点。5） 判断上下行及故障线路根据确定的区段进行故障线路判断，当故障确定在SS-ATP区段时，则只分析变电所It1、It2、If1、If2四个电流找最大者即可判断上下行及故障线路；当故障确定在ATP-SP区段时，变电所电流由于并联比较平衡，必须由AT所和分区所并联电流极值进行判断，根据极值确定上下行和故障线路。6） 精确定位根据区段及线路细分，再结合故障测距指示距离，可快速判断故障部位及地点，指导快速故障点查找及抢修。要保证测距的精确度，主要需注意以下事项：1） 准确的线路参数，关键是供电线，供电臂线路长度数据。2） 接触网杆号与线路距离对照表。 AT故障测距装置关键定值故障测距关键定值如下：序号保护配置变电所功能选择子所功能选择1距离保护启动投退2距离谐波抑制与馈线保护一致退3距离谐波闭锁与馈线保护一致投4过流保护启动与馈线保护一致退5过流谐波抑制与馈线保护一致退6过流谐波闭锁与馈线保护一致退7过流低压闭锁与馈线保护一致退8增量保护启动与馈线保护一致退9AT吸上电流比投退10上下行电流比退退11吸馈电流比退退12变电所无AT根据实际情况退13本所为变电所投退14召测取低压数据退投15PT断线投退备注：当单装置应用时，测距原理根据实际条件确定保护配置，复线末端并联运行投入“上下行电流比”，单线单AT段投入“吸馈电流比”。序号定值符号定值名称整定说明1RAC额定电流1或52PIC突变量启动电流与保护一致321R距离启动电阻保护动作电阻最大值421X距离启动电抗保护动作电抗最大值578LA线路阻抗角以保护四边形为准650C过流定值按保护定值750V 过流启动低压闭锁定值按保护定值850DIC电流增量启动电流定值按保护定值50DILO增量保护小电流闭锁按保护定值10FLT故标启动延时0.0811Khl二次谐波闭锁系数按保护定值12Khr1谐波抑制加权系数按保护定值1327Uab相间短路低压定值201427U低压记录数据定值10V1527T低压记录数据延时016N子所个数217NID本所站号018D1AT区间1长度变电所馈线到AT所长度19D2AT区间2长度AT所到分区所长度22Qss变电所AT漏抗823Q1子所1 AT漏抗824Q2子所2 AT漏抗832KF故障判断系数0133X0单位电抗0.3转为二次值34La供电臂长度D1+D235LC修正距离0km36LD修正方向0:+ 1:-037S0变电所公里标上网点公里表38SD公里标方向0:+ 1:-根据管理供电臂方向确定39KCT1馈线1流互变比按所内流互设置40KCT2馈线2流互变比按所内流互设置41KCT3馈线3流互变比按所内流互设置42KATAT中性点流互变比按所内流互设置43KPT压互变比275AT所、分区所定值比较简单，只整定其中部分定值即可，请参考技术说明书。关键定值：保护配置及定值按馈线最大保