（中国铁路昆明局集团有限公司玉溪供电段650100）
摘要：本文通过对普速铁路接触网故障测距原理及故障测距产生误差的原因进行分析，并对提高接触网故障测距精度，提出了有效的控制措施。
关键词：接触网；故障测距；短路试验
电气化铁路接触网由于长期处于大电流、大张力、高频震动、持续磨损和易受外界干扰的恶劣工况，决定了接触网是整个铁路运输保障系统中的一个薄弱环节，并且接触网线路较长，一旦发生设备故障，如果不能准确判断故障种类和地点，就无法迅速抢修恢复供电，那必将造成整个铁路运输系统的混乱和瘫痪。因此当接触网发现故障时，通过变电所故障测距进行准确定位，对迅速组织抢修处理，恢复铁路运输畅通具有重要意义。
一、故障测距的原理
昆明局集团公司现用的测距方式有阻抗法和吸上电流法两种。沪昆、云桂高铁供电方式为ＡＴ供电，采用吸上电流法；其它线路均为直供方式，采用阻抗法。本文主要对直供方式接触网的测距基本原理进行分析。
1.变电所的供电方式如图1：
正常情况下的电流通路为：变电所馈线→抗雷线圈→供电线→接触网→机车受电弓→钢轨、地回流线。
发生金属性短路时，其电流通路为：变电所馈线→抗雷线圈→供电线→接触网故障点→钢轨、地回流。
图1：供电示意图
2.基本公式：
关于阻抗计算的公式有很多形式的表达式，但由于保护装置采集的电气参量是固定的，所以，使用于跳闸分析的基本只有一种。
保护装置所采用的电气参量为：电流I，电压U，夹角Q，其它各种参量（电阻R、阻抗Z）是通过相关计算得到结果，它们之间的关系如图2所示：
线路阻抗的构成：
电阻部份|ZR|＝|Z|cosQ＝R；
感性或容性部份（图中为综合后感抗）：|ZL-C|＝|Z|sinQ=X；
线路综合阻抗|Z|＝|U|/|I|
当馈线发生跳闸时，我们从保护装置采集的跳闸参数中，可以得到U和I以及Q后，通过计算，可得到基于纯金属性短路条件下的参数：
R=|ZR|＝|U|/|I|cosQ；
X=|ZL-C|＝|U|/|I|sinQ；
则根据图1中供电方式的构成，纯金属性短路情况下：
线路电抗值为：X短路＝XK＋X供电线＋XXL单位×L短路
则L短路＝（X短路－XK－X供电线）/XXL单位
（上式中XK：抗雷线圈电感量；XXL单位：接触网线路单位电抗值；X供电线：供电线电抗值L短路：接触网某一地点公里数；X短路：接触网某一公里数对应的总电抗值）
3.实际应用中，通过各个杆号对应的计算电抗值X短路与杆号公里数间L短路的对照列表来进行故标的整定。如（图1）所示：
当1#杆附近发生金属性短路时，1#杆距离上网点距离为L1，则根据实测电流、电压、角度计算出的电抗值即为X1(X1=XK+XXL单位×L1=|U|/|I|sinQ),我们就可以得到如下一个列表，表1。这个表就是我们所说的电抗公里对照表。
表1
在车站站场上的电抗由于软横跨或硬横跨的存在，多个股道的接触网形成了单线电抗并联的情况，如图4：根据电工原理。电抗并联，总电抗值减小。因此，站场上的电抗值将小于线路上的电抗值。由于站场股道数不同，接触网结构的差异，因此，我们现阶段只粗略的估算个值，取线路单位阻抗的1/3。因此在接触网线路上，由于站场的存在，使接触网的单位阻抗并不是完全一致的，电抗值并非完全均匀递增，如图5：
二、故障测距误差存在的原因分析
通过对电抗法测距原理的分析，可以看出故障电流I、故障电压U、故障角度Q是由馈线保护装置跳闸数据所采集到的，保护装置通过计算算出电抗X和阻抗R，再根据设定的单位阻抗就可以计算出故障点的距离。
2015年对昆明供电段管内32个牵引变电所，4个开闭所，102条馈线近五年来的跳闸数据进行了分析，其间发现明显故障点的跳闸共计130次，其中异物入侵导致跳闸27次，机车故障导致跳闸28次，雷击导致跳闸49次，其它原因导致跳闸26次。日常运行中，很多牵引变电所长期没有明显故障点跳闸或明显故障点跳闸次数较少，缺乏有实际意义的参考数据，不能对故障测距单位电抗及相关参数进行系统、有效、及时的修订。通过分析发现极少部分变电所馈线跳闸故障测距基本准确，有指导意义。大部分馈线因故障测距不准确或无明显故障点跳闸证明，需进行馈线短路试验对故障测距进行验证校核。
1.短路试验验证工作
2015年昆明供电段于6月15日至6月27日先后对了昆玉河线蒙自、建水北牵引变电所，南昆线石林南、岔江牵引变电所，沪昆线杨林、吴官田牵引变电所组织实施了短路试验。短路试验对每个所选取1条供电臂设置1个短路故障点进行试验，根据现场环境条件具体在蒙自牵引变电所232馈线（长桥海方向）供电臂中部K249+469处蒙自北～长桥海区间185#杆、建水北牵引变电所231馈线（蒙自方向）供电臂末端K100+634处建水～燕子洞区间47#杆、石林南牵引变电所231馈线（宜良北方向）供电臂末端K715+526处斑猫箐～宜良北143#杆、岔江牵引变电所231馈线（江所田方向）供电臂末端K545+094处小得江～江所田区间25#杆、杨林牵引变电所232馈线（四营上行方向）供电臂末端K2559+735处小新街～杨林区间356#杆、吴官田牵引变电所252馈线（马龙下行方向）供电臂中部K2502+342处马龙～吴官田区间13#杆设置故障点开展了短路试验。
短路试验使用原故标测距情况，如表2：
表2
短路试验使用新故标测距情况，如表3：
表3
注：括号内的数字为现场核对后对数据的修改值
2.典型短路试验数据分析
（1）蒙自变电所短路试验数据分析。
蒙自变电所短路试验选取的短路点为，蒙自牵引变电所232馈线（长桥海方向）供电臂中部K249+469处蒙自北～长桥海区间185#杆。原数据供电线长度1.495km、供电线单位电抗值0.72Ω/km、牵引网单位电抗值0.421Ω/km、抗雷线圈电抗值0.2Ω，短路试验时短路点测量电抗4.67Ω，短路点实际距离10.65km，根据公式L短路＝（X短路-XK-X供电线）/XXL单位计算L=（4.67-0.2-（1.495×0.72））/0.421=8.06km，与实际距离10.85相差2.79km。后通过对数据进行复核，发现供电线实际长度为1.695km，供电线单位电抗值取值偏大，抗雷线圈电抗值取值偏小，通过数据的核实并对供电线单位电抗和抗雷线圈电抗值重新核算后，牵引网单位电抗值核算为0.319Ω/km，将重新核算的数据代入公式L短路＝（X短路-XK-X供电线）/XXL单位计算L=（4.67-0.314-（1.695×0.4））/0.319=10.7km，与实际距离10.85相差0.15km。
（2）建水北变电所短路试验数据分析。
建水北牵引变电所231馈线（蒙自方向）供电臂末端K100+634处建水～燕子洞区间47#杆。原数据供电线长度2.28km、供电线单位电抗值0.606Ω/km、牵引网单位电抗值0.421Ω/km、抗雷线圈电抗值0.2Ω。短路试验前对供电线长度进行复核，确认供电线长度为2.04km，将供电线单位电抗、抗雷线圈电抗和牵引网单位电抗按蒙自变电所确定的数据修订，短路试验短路点测量电抗值7.03Ω，将修订的数据代入公式L短路＝（X短路-XK-X供电线）/XXL单位计算L=（7.03-0.314-（2.04×0.4））/0.319=18.5km，与实际距离18.88相差0.38km。如果按原数据相差为5.94km。
通过蒙自变电所、建水北变电所两个变电所短路试验数据分析验证，发现接触网故障测距存在误差的原因有以下几点：
1．对基础数据的掌握不准确，主要是对供电线的长度测量数据问题较多造成了一些误差的产生。
2．对故障测距管理工作重视不够，专业之间衔接不好，接触网结构发生改变时，如增加站场股道、安装加强线、更换线索（线索参数发生变化）、变更上网点或分相等，未能对基础参数及时进行调整，导致故障测距装置产生或误差增大。
3．对接触网、供电线等单位电抗值的确定依据不足，一些线路按照设计出具的单位电抗进行设定，但实际误差依然很大。
4．对短路试验重视不够，一些新线开通没有做短路试验，因而造成对故障测距装置的参数设定以经验值为主，发生跳闸后发现误差较大。
三、对策及措施
通过接触网故障测距原理的分析及短路试验的验证，只要做好以下几方面的工作是可以保证测距的准确性的。
1.保证基础数据的准确性，如供电线的长度、加强线的安装位置和长度、站场的状况等应尽量准确。
2.接触网专业和变配电主业要加强沟通，当接触网设备发生变化时，应及时通知变配电专业，以保证变配电专业及时对数据进行修改。
3.对于新线投运前应尽量争取做1-2条供电臂的短路试验，短路试验目前是最有效的检测方法，而且短路试验尽量在一个供电臂上做中部和末端两个点，为牵引网单位电抗的取值提供依据，近端点可以尽量不考虑因为近端点涉及的只有供电线和抗雷线圈，抗雷线圈的电抗基本可以确定，供电线的单位电抗由于其结构简单并且可以通过末端和中部短路试验进行校核，因此意义不大。
4.加强对跳闸数据的分析，接触网故障跳闸由于受一些因素如过渡电阻、谐波的影响，会造成误差的增大，这就要求技术人员对产生的误差要认真进行分析，找到产生问题的真正原因再对参数进行修改，切不可有误差就进行修改，通过不断的总结和改进将故障点的标定控制在500米范围内是完全可以做到的。
四、结束语
接触网发生故障后，要求就是快速判断、快速处置，本文通过对接触网故障测距原理进行分析，并根据短路试验对数据进行复核、修改，保证了接触网故障测距的准确性。故障定位的准确能够快速指引抢修人员到达故障地点进行抢修，缩短事故抢修时间，快速恢复接触网供电。
参考文献：
1.卢涛、韩正庆、王继芳《全并联AT供电方式的故障测距方法》电力系统及其自动化学报。2006.18
2.王斌、高仕斌《全并联AT供电牵引网故障测距方案的研究》供变电。2006.,