10kV馈线保护装置技术规范探讨
10kV馈线保护装置技术规范探讨
摘要：根据深圳地区配网自动化全覆盖和继电保护整定计算的技术原则，结合
配网自动化自身特点，对常用10kV微机保护测控装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面提出相应技术要求，一方面保证与配网常规10kV断路器柜、
直流电源等设备类型相匹配，另一方面达到满足配网自动化多种通信方式的要求。
关键词：配网自动化；10kV断路器柜系统方案；标准化配置；
1 前言
深圳供电局已于2011年将10kV断路器的应用列入配网建设计划，并于2012
年开始实施，最先选取福田区进行断路器的试点应用，一年后推广至全局使用。
到目前为止，在网运行的10kV断路器柜超过1500台，到十三五末期，在网运行
的断路器柜将超过4500台。
根据现有设备采购及运行情况，10kV断路器柜供应厂家众多，开关柜体设计
不统一，保护装置系统方案、保护配置功能以及控制回路存在较大差异，保护装
置以及控制按钮等二次设备布置类型繁多，回路设计与现行三遥型开关柜的二次
控制要求不一致，甚至出现部分控制回路错误的情况，给运行人员带来不便，且
存在误操作以及安全隐患。为了缩小各类型、各厂家的保护装置原理和技术参数
上的差异，需要对10kV微机保护测控装置的功能设计、结构、性能、安装和试
验等方面提出规范和相应的技术要求。
2 功能技术要求
2.1 使用条件
环境温度范围：-25～+55℃。
环境温度最大变化率：0.5℃/min。
温度：5%～100%。
最大绝对湿度：35g/m3。
大气压强：70～106kPa。
2.2 技术指标
2.2.1 交流二次电压
相电压：；线电压：100V。
开口三角电压：100V。
频率：50Hz。
直流电压：DC200V/DC110V/DC24V（根据现场直流系统电压等级进行配置，
允许偏差-20%～+15%。
每套保护（装置）交流电压回路功耗 1VA/相。
每套保护（装置）交流电流回路功耗 1VA/相（）.
直流回路功耗：正常；保护跳闸 30W。
最大允许电流：1.2 ，连续工作：10 ，10s；20 ，1s。
最大允许交流电压：连续工作， 1.2额定值。
输入接点容量：用于跳合闸回路，触电闭合连续运行电流，触电开断容量
（直流有感回路磁通量密度为）；用于信号回路，触点闭合连续运行电流，触
点开断容量30W（直流有感回路磁通量密度为）。
2.2.2 设备工频耐压
交流回路对地：2kV/min。
直流回路对地：1.5kV/min。
交流回路对直流回路：2kV/min。
浪涌电压冲击试验：5kV，1.2/50 。
2.3 微机保护测控装置
2.3.1 工作原理及安装
需与断路器开关间隔本体配套，具备保护测控及重合闸功能。所在开关柜柜
体需设置远方/就地转换开关、手分/手合转换开关（电动），设置保护投退、重
合闸投退硬压板，设置跳闸出口、合闸出口硬压板（压板采用普通分立式，压板
开口端在上方），跳闸出口、合闸出口硬压板能够实现遥控出口的试验功能。
为每个间隔的开关配置的测控装置安装于相应间隔开关柜柜体上部，其定值
设定、分合闸控制操作与开关手动操作处于同一操作面，便于观测与维护微机保
护测控装置。
2.3.2 结构型式
（1）线路板采取嵌入式结构，并用三防处理。
（2）微机保护测控装置为金属外壳，材料厚度不小于1.5mm，表面作喷涂处理，涂料颜色搭配开关柜本体。
（3）设置专用接地引线安装螺栓及接地标志。
2.3.3 微机保护测控装置操作及参数设置面板
（1）在微机保护测控装置面板上设置电源指示灯、微机测控保护装置运行护测控装置运行指示灯、装置自检（异常告警）指示灯、故障跳闸指示灯、重合闸
指示灯，所在开关柜柜体设置储能指示灯、开关分/合位指示灯。
“运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮；“告警”灯为黄色，当发生告警时点亮；“跳闸”灯为红色，当保护跳闸时点亮，在信号复归后熄灭；“重合闸”灯为红色，当保护合闸时点亮，在信号复归后熄灭；“跳位”灯为绿色，当开关在分位时
点亮；“合位”灯为红色，当开关在合位时点亮。
（2）设置故障指示灯复归按钮。
（3）微机保护测控装置人机界面友好，不需要辅助软硬件可直接读取保护参数、开入量、采样值、整定值、自检告警、保护跳闸事件记录等信息；除数值、
时间、单位等信息以数字或英文字母显示，其余信息内容应以中文字符显示，不
以代码显示，便于信息内容解读。
（4）保护装置定值应简化，宜多设置自动的辅助定值和内部固定定值；保护装置定值应采用二次值，并输入电流互感器和电压互感器的变比等必要的参数；
定值整定项目应包括相间动作电流定值、相间动作延时时间、零序动作电流定值、零序动作延时时间、重合闸延时时间，可由用户自行整定；控制字采用二进制方
式显示，遵循功能投退灵活的原则设置。
（5）微机保护测控装置在方便阅读的位置标示保护参数表及其整定指南。
（6）所有设备（包括继电器、控制开关、控制回路的开关及其他独立设备）都应有标签框，以便清楚地识别。所有标志应固定牢固、耐候。
（7）在微机保护测控装置面板上，不应设置断路器合闸、分闸按钮，“复位” 键等可引起保护失电重启的按键需有防误触碰的保护措施，如加装按键防护罩或
用红色标示等。
2.3.4 技术要求
（4）非电量保护：配电变压器间隔宜适当配置非电量保护，包括重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、超温报警或跳闸、压力释放告警或跳闸等。
（5）操作插件设计要求：
①操作插件的防跳功能应方便取消，跳闸位置监视与合闸回路的连接应便于
断开，端子按合闸回路与跳闸位置监视依次排列；跳闸回路与合闸位置监视应固
定连接，端子按跳闸回路与合闸位置监视依次排列。
②操作插件中的断路器跳、合闸压力闭锁功能应方便取消。3）保护装置先
上电而操作回路后上电时，不应误分合开关。
（6）自诊断：装置在正常运行时定时自检，自检的对象包括定值区、开出回路、采样通道、E2PROM等各部分。自检异常时，发出告警报告，点亮告警指示灯，并且闭锁分、合闸回路，从而避免误动作。
（7）动作指示：故障指示灯在故障后闪烁（延时24h自动复归或手动按钮复位；或者故障处理完毕、开关合闸后，故障告警复归），以方便查找故障；动作
指示灯安装在微机保护测控装置操作面板上。
结论
本文针对深圳供电局10kV断路器柜运行的现状和存在的问题，提供深圳供电局“十三五”内10kV断路器柜的建设目标和思路，对进入深圳地区配电网运行的
10kV微机保护测控装置，在功能设计、结构、性能、安装和试验等方面仅探讨以
上最低限度的技术要求。配电网自动化终端以无线通信方式为主，所以对设备必
须在保护、测控功能基础上提出无线通信软硬件技术要求，以便于设备安装调试
的顺利开展和设备投运后的正常通信。
参考文献：
[1]葛馨远主编.配电自动化技术问答[M].北京：中国电力出版社，2016.8
[2]张建国.基于CT自取电的10kV高压断路器柜及其应用[J].电子世界，2010，38（11）：160-161.
10kV馈线保护装置技术规范探讨
10kV馈线保护装置技术规范探讨 摘要：根据深圳地区配网自动化全覆盖和继电保护整定计算的技术原则，结合 配网自动化自身特点，对常用10kV微机保护测控装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面提出相应技术要求，一方面保证与配网常规10kV断路器柜、 直流电源等设备类型相匹配，另一方面达到满足配网自动化多种通信方式的要求。 关键词：配网自动化；10kV断路器柜系统方案；标准化配置； 1 前言 深圳供电局已于2011年将10kV断路器的应用列入配网建设计划，并于2012 年开始实施，最先选取福田区进行断路器的试点应用，一年后推广至全局使用。 到目前为止，在网运行的10kV断路器柜超过1500台，到十三五末期，在网运行 的断路器柜将超过4500台。 根据现有设备采购及运行情况，10kV断路器柜供应厂家众多，开关柜体设计 不统一，保护装置系统方案、保护配置功能以及控制回路存在较大差异，保护装 置以及控制按钮等二次设备布置类型繁多，回路设计与现行三遥型开关柜的二次 控制要求不一致，甚至出现部分控制回路错误的情况，给运行人员带来不便，且 存在误操作以及安全隐患。为了缩小各类型、各厂家的保护装置原理和技术参数 上的差异，需要对10kV微机保护测控装置的功能设计、结构、性能、安装和试 验等方面提出规范和相应的技术要求。 2 功能技术要求 2.1 使用条件 环境温度范围：-25～+55℃。 环境温度最大变化率：0.5℃/min。 温度：5%～100%。 最大绝对湿度：35g/m3。 大气压强：70～106kPa。 2.2 技术指标 2.2.1 交流二次电压 相电压：；线电压：100V。 开口三角电压：100V。 频率：50Hz。 直流电压：DC200V/DC110V/DC24V（根据现场直流系统电压等级进行配置， 允许偏差-20%～+15%。 每套保护（装置）交流电压回路功耗 1VA/相。 每套保护（装置）交流电流回路功耗 1VA/相（）. 直流回路功耗：正常；保护跳闸 30W。 最大允许电流：1.2 ，连续工作：10 ，10s；20 ，1s。 最大允许交流电压：连续工作， 1.2额定值。 输入接点容量：用于跳合闸回路，触电闭合连续运行电流，触电开断容量 （直流有感回路磁通量密度为）；用于信号回路，触点闭合连续运行电流，触 点开断容量30W（直流有感回路磁通量密度为）。 2.2.2 设备工频耐压 交流回路对地：2kV/min。 直流回路对地：1.5kV/min。
关于10kv配网馈线自动化技术探究
关于10kv配网馈线自动化技术探究 【摘要】本文主要结合配电网馈线自动化的内容以及馈线自动化工作原理，从配电网馈线自动化保护配置方案以及配电网馈线自动化过程中故障问题处理技术等方面，对于10kv配网馈线自动化技术进行分析论述，以提高电网配电系统的自动化水平，促进电力系统的自动化的发展与进步。 【关键词】10kv 配电网馈线自动化故障处理自动化技术分析 配电网馈线自动化是电力系统配电网自动化的重要组成部分，对于配网自动化以及电力系统自动化都有着很大的影响和作用。在电力系统配电自动化建设中，配网自动化系统的建设实现，主要包括配电网架规划、配电设备选择、配电网通信系统各建设、配电网主站部分建设以及配电网馈线自动化实现等，其中，对于配电网架的合理规划实现是配电自动化实现的重要基础，也是配电网自动化起步工作；而配电网馈线自动化实现配电网自动化的主要系统功能之一，也是为整个配电网系统安全可靠供电进行保障的最有效与最直接技术手段。本文将主要结合配电网馈线自动化的主要内容以及工作原理，从配电网馈线自动化方案的配置以及配电网馈线自动化过程中故障问题的处理技术等方面，对于10kv配电网馈线自动化技术进行分析研究。 1 配电网馈线自动化内容与工作原理分析 1.1 配电网馈线自动化的主要内容 1.1.1 配电网馈线自动化的主要任务 在配电网自动化中，馈线自动化是配电网自动化系统中的主要功能之一，对于配电网自动化系统的安全可靠以及稳定运行有着最为直接的影响和作用，也是进行配电网供安全可靠供电运行的最直接与最有效方法手段。进行配电网馈线自动化实现的过程，主要就是通过使用计算机信息技术以及现代通信、电子技术等现代化先进技术手段，帮助配电自动化系统的主站或者是由馈线自动化系统，独立的进行配电网运行故障检测、定位以及隔离、重构等工作。目前，在我国电力系统的配电自动化系统中，主要是通过使用馈线测控终端进行配电网开关以及重合器、配电网环网柜等配电网系统一次设备，实现对于配电网系统运行数据以及信息的采集与控制实现，因此，在实现配电网馈线自动化过程中，馈线测控终端以及通信、配电一次设备等问题是实现馈线自动化的关键环节，对于馈线自动化的实现有着非常重要的影响和作用。 1.1.2 配电网馈线自动化的主要功能 在配电网自动化系统中，配电网馈线自动化不仅可以实现对于配电网馈线运行状态的监测控制，而且还可以实现对于馈线运行过程中的故障问题进行检测、定位以及隔离处理等，实现馈线负荷运行的重新优化配置，保证配电网系统的安
10kV馈线继电保护实用整定方案
10kV馈线继电保护实用整定方案 摘要：10kV馈电线路在中低压配电网中十分常见，为了便于故障的隔离,在主线上,还可能设置有分段断路器。这样一来,10kV线路的结构复杂程度远远超过高压输电线路。现有的配电网保护在运行整定规程上并未对馈线上各级开关的保护配置与配合方式进行规定,只对变电站出口处的断路器保护进行了规定,因此各种保护配置、定值整定方案层出不穷,不尽合理。 关键词：10kV馈线；继电保护；整定方案 1继电保护整定计算方法存在的问题 1.1正序网断相口开路电压计算存在的问题 在实际进行继电保护计算时，针对处于非全相运行的线路，当其引发电力系统振荡时，需要完成振荡状态下电压、电流等电气量的计算。在这一过程中，完成正序网断相口开路电压的计算非常关键。 我们可以假设在某电系统之中，有m个发电机母线，他们的标号是 m=,12,...,s,Em∠θm表示的是第m台电机等值电势，Zm表示的是第m台电机等值阻抗，在任意线路中，如果出现非全相振荡现象，从叠加原理中，我们能够了解到，能够借助（1）式完成正序网断相口i、t开路电压的计算。 在上式中，是指仅在发电机节点m中进行电流注入的情况下，正序网断相口i、t开路电压。虽然借助上式，能够完成开路电压的精确计算，但仍存在一个不容忽视的问题，即整个计算过程太过复杂，计算量比较大。究其原因在于，在实际计算时，需要先通过暂态稳定计算，完成对Em与θm的求值，而随着电网结构的变化，上述值也会随之发生变化。因此，在实践过程中，每完成一次网络操作，上述值就要重新被计算一次，因此，在实际进行继电保护整定计算时，很难采用（1）式完成计算目的。
为了防止重复进行暂态稳定的计算，在实际进行继电保护整定计算时，我们 一般会做以下假设：即在非全相振荡线路两侧，针对等效发电机，其电势负值均 相等，具体可采用E表示，相差角可采用δ来表示。并采用（2）式，在非全相 振荡状态下，完成正序网断相口开路电压的计算： 在上述（2）式计算中，没有考虑网络结构本身的变化会对开路电压带来的 影响。如果在非全相振荡线路中，电路结构是非放射状两端供电线路，那么，采 用（2）式计算时，将会致使最终结果出现较大的误差，一般线路网络结构越复杂，最终计算结果偏差也会越大。 1.2继电保护整定计算软件存在的问题 （1）继电保护整定计算软件的精度有待进一步提高。继电保护整定计算软 件的实际运行机理比较复杂。对于不正确的计算方法，需要对相应的结果进行横 向比较。全过程对相关操作人员的专业要求较高。用户在查询最终整定计算结果时，需要重新计算，这不仅限制了软件的功能，而且不利于提高继电保护整定计 算效率。 （2）继电保护整定计算的实用性有待进一步提高。在继电保护整定计算软 件的实际应用中，通常对软件的实用性有较高的要求。一方面，相应的软件应能 高效地完成继电保护整定计算。另一方面，也要为用户提供切实可行的实施方案。但是，目前一些软件还没有完全满足上述实际要求，并且缺乏交互性设计，这不 利于软件开发价值的发挥。 210kV馈线继电保护实用整定方案 2.1整定思路 目前的柱上断路器开关等设备,可以实现从保护装置启动到断路器开关动作 跳开的时间在150ms以内,所以配电网各级保护级差的时间应大于0.2s,才能够实 现各级断路器开关在时间上互相配合,减小停电范围,实现保护的选择性。
浅谈对10kV馈线保护配置的认识
浅谈对10kV馈线保护配置的认识 前言： 一、10kV系统接地方式的影响 电力系统可分为大电流接地系统（包括直接接地、经电抗接地和低阻接地）、小电流接地系统（包括高阻接地，消弧线圈接地和不接地）。目前我公司10 kV电力系统都是采用中性点不接地的运行方式，即为小电流接地系统。10 kV配电线路在实际运行中，经常发生单相接地故障，特别是在雨季、大风和雷雨等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生。发生单相接地后，故障相对地电压降低，非故障两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可运行1～2 h，这也是小电流接地系统的最大优点。但是若发生单相接地故障后电网长时间运行，会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。 二、10kV电流互感器的接线方式 电流互感器的接线方式有两种： 1、三相三继电器完全星形联接 三相完全星形接线如图 5 所示。三相里形接线方式的电流保护装置对各故障（如三相短路、两相短路、两相短路并地、单相接地短路）都能使保护装置起动，足切除故障的要求，
2、两相两继电器不完全星形联接 此种接线是用两只电流互感器与两只电流继电器在A、C两相上对应连接起来。此种接线方式只适用于小电流接地系统中的线路继电保护装置，此种接线方式，对各种相间短路故障均能满足继电保护装置的要求。 我公司110kV龙桥变电站为例，10kV出线都采用两相两继电不 完全星形联接，B相未装设电流互感器，此种接线方式不能反应B相接地短路电流，所以对B相起不到保护作用。 优点：由于此种接线方式较三相完全星形接线方式少了三分之一的
设备，节约了投资，当不同线路上发生两点及多点接地时，采用两相星形接线可以保证有2/3的机会只切除一条线路。 如图：如果保护1、2采用三相接线，两套保护均将动作，保护1、2同时切除两条线路，如果采用两相接线，只要某一条线路是B 相一点接地，由于B 相未装设互感器，只能切除另一回线路。 缺点：例如，在下图所示的串联线路上发生两点接地时，我们希望只切除距离较远的那条线路 B-C ，而不要切除线路A-B 这样可以继续保证对变电所B 的供电，当保护1、2采用三相星形接线，由于两个保护之间的定值和时限上都是按照配合整定的，因此就能够100%的保证只切除B-C 线路上b 相故障 I II
10kV线路保护技术规范书
河南省电力公司10kV线路保护 技术规范书 河南省电力公司 二ОО六年八月
目录 1 总则 2 供货范围及要求 3 技术规范 4 试验 5 现场验收 6 设计联络会 7 技术服务及工厂培训 8 质量保证 9 特殊要求 10 附件 附件1：投标者应提交的资料（由厂家填写）附件2：供货范围和价格（由厂家填写） 附件3：技术差异表（由厂家填写） 附图：电气一次主接线图
1.总则 1.1 概述 1.1.1 本技术条件提出了甲方订购10KV线路设备的招标技术要求。主要包括设备的使用条件、主要技术参数、系统结构、性能要求及所需技术资料等方面的内容。 1.1.2 本技术条件是按DL 400-91、DL 478-92、DL 428－91等有关标准提出的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准的条文，投标厂家应按有关标准提供符合本技术规范的优质产品。 1.1.3 本技术条件所使用的标准及规定的条款如遇与卖方所执行的标准不一致时，投标厂家应提供执行标准原文，若使用外文应同时提供中译本。文本经协商确认后，按较高标准执行。 1.1.4卖方的投标文件应对招标文件逐条响应，如有差异，无论多么微小都应在以“技术差异”为主题的专门章节里逐条列出。 1.2 投标厂家应提供如下文件 a．生产资质证书（生产许可证、产品鉴定证书等） b．产品型式试验报告 c．质量保证模式 d．销售及运行业绩 e. 主要技术文件 f. 主要技术参数 h. 制造厂建议提供的备品备件 i. 制造厂建议提供的专用工器具及仪表
2 供货范围及要求 2.1卖方应按本标书的要求提供本工程所需的10kV线路保护及备品备件、专用工具和试验仪器等。 2.2卖方应提供设备的详细技术资料及图纸, 以供买方设计、运行维护之用。卖方在合同生效后, 按下列时间提供下列图纸及资料: (1) 保护原理和技术说明书 10天 (2) 保护屏面布置图(初步) 10天 (3) 保护内部逻辑接线原理图(初步) 20天 (4) 保护屏端子排图 20天 (5) 保护整定计算说明 20天 (6) 保护运行、调试和维护手册 20天 (7) 最终图纸 30天 2.3保护出厂时, 应进行出厂试验, 卖方应通知买方到现场见证, 并向买方提供出厂试验报告。 2.4保护运到工地后买方对保护进行工地验收试验, 卖方对二年的保护保证期间动作情况负责。若设备质量不合乎要求或动作不正常, 卖方应按买方要求进行处理及改进, 直至赔偿。 3. 技术规范 3.1技术条件 3.1.1设备应遵循的主要现行标准 所有设备的设计，制造，检查，试验及特性除满足规定的特别标准外，
10kV电力配网馈线自动化技术分析
10kV电力配网馈线自动化技术分析 摘要：在我国社会经济快速发展的背景下，各行各业的生活和工作都离不开 电力的有效支撑，因此，人们对于用电量的需求也呈现出逐年攀升的状态。为了 能够确保供电的可靠性和稳定性，为电力行业提出了更高的要求和标准。电力配 网馈线自动化是配网自动化中的重要组成部分，他不仅能够实现对配电线路运行 情况的实施监督，而且还能够在第一时间内发现故障线路，并且将故障线路进行 有效的切除，进而确保供电的稳定性和可靠性。所以，10千伏电力配网馈线自动 化技术对于确保电网的安全运行起到了非常重要的作用。本文主要对10千伏电 力配网馈线自动化技术进行了详细的分析与探讨，希望能够为电力行业的快速发 展提供参考性的意见或者是建议。 关键词：10千伏、电力配网馈线自动化、技术分析 引言：在配电网正常运行的前提下，馈线自动化技术不仅能够对馈线的电压、电流及分段开关的实时状态进行远程的监控和管理，同时还能够通过远程的操作 实现线路的开合和分闸内容，尤其是当配电网出现故障的时候，配网馈线自动化 系统更是能够在最快的时间将故障进行有效的隔离，进而确保其他线路的稳定运行。从目前来看，10千伏电力配网馈线自动化技术已经被广泛的应用到配电网中。 一、配电网馈线自动化技术的主要功能 在配网自动化系统中，配网的馈线自动化系统不仅具有远程监控的功能，而 且还能够将馈线在运行过程中出现的故障问题进行实时的解决与处理。在进行故 障处理的过程中不仅能够把馈线的运行负荷进行重新的优化与整合，以此来确保 配电网供电系统的安全稳定运行。除此之外，在电力系统正常运行的过程中，配 电网馈线的自动化系统还能够实现将超负荷运行的配电网系统进行系统的正常切 换功能，以此来实现对整个配电系统的正常运行设计。在完成以上功能的过程中，馈线自动化技术主要是通过馈线开关来实现对配电网系统的远程监控操作的。与 此同时配网馈线自动化系统还能够实现对操作的内容进行详细的记录功能[1]。
10kV配电线路微型机继电保护的研究
10kV配电线路微型机继电保护的研究
刘玉满 国网吉林省电力有限公司白山市城郊供电分公司吉林白山 134300 【摘要】基于10kV配电线路在整个电网中的重要性，微型机继电保护装置需要满足可靠性、选择性、快速性和灵敏性, 才能对10kV配电线路起到继电保护功能。微型机继电保护装也根据以上四个基本要求下完善保护装置的硬件和软件设计。本文根据10kV配电线路对微型机继电保护装置的要求，介绍微机型继电保护装置的硬件设计和软件设计。 【关键词】10kV配电线路；微型机；继电保护装置 引言 由于电力系统的整体性强，系统中任意环节发生故障都会对整个电力系统产生不同程度的影响，轻则引起断电，重则造成设备损毁，威胁系统运行的稳定性。而继电保护技术是电力系统安全稳定运行的保障，它随着电力技术的产生而产生。经过长时间的发展，继电保护从熔断器逐渐发展为类型多样的机电保护装置。近年来，随着计算机、模糊理论、小波技术和波形特征等理论技术的发展和应用，使微型机继电保护得以在电力系统大量应用[1]。笔者结合自身的工作经验，浅谈10kV配电线路微型机继电保护设计。 1、10kV配电线路微型机继电保护装置应满足的基本要求 1.1可靠性 微型机继电保护装置满足可靠性表现两个方面：一是面对10kV配电线路发生故障时能否采取正确的动作保护配电线路安全；二是微型机继电保护装置的保护范围应该要全面和广泛。10kV配电线路发生故障后，如果10kV配电线路发生的故障处于微型机继电保护装置的保护范围，微型机继电保护装置应立即采取正确可靠的动作；如果10kV配电线路发生故障的地点处于微型机继电保护装置保护范围外，微型机继电保护装置则不做出错误动作。在保护范围上，如果微型机继电保护装置作为10kV配电线路的主要保护装置，其保护范围应该为 10kV配电线路全长；如果微型机继电保护装置作为下级负荷线路的近后备保护装置，其保护范围应该为保护负荷线路的全长。 1.2选择性 如果微型机继电保护装置保护的电路为单端供电线路，当线路出现故障，微型机继电保护装
探讨10kV配电线路继电保护
探讨10kV配电线路继电保护 10kV配电线路是城市和乡村电力系统中常见的一种电力配送方式。为了保证电网的安全稳定运行，必须配备合适的继电保护装置。继电保护是电力系统中重要的一部分，它能够在电网出现故障时快速准确地切除故障部分，保护线路和设备的安全。本文将探讨10kV 配电线路继电保护的相关内容，包括继电保护的作用、原理和常见的保护装置等。 10kV配电线路继电保护的作用主要有以下几点： 1.安全保护：当线路或设备出现短路、接地故障等故障时，继电保护能够及时切除故障部分，防止故障蔓延，从而保护电网的安全运行。 2.设备保护：继电保护还能够对线路和设备进行过电流、过负荷等状态进行监测和保护，保证设备在合适的工作范围内运行，延长设备的使用寿命。 3.快速恢复电网：当电网出现故障时，继电保护能够快速准确地定位故障位置，保证故障得以迅速处理，尽快恢复电网的正常运行。 10kV配电线路继电保护的原理主要通过对电网各种故障状态进行监测和判断，当检测到电网发生故障时，及时切除故障部分，保护电网的安全运行。其原理主要包括以下几点： 1.故障检测：继电保护装置通过对电网各种故障状态进行监测，如短路、过载、接地故障等，及时发现电网故障的存在。 2.故障判别：一旦继电保护装置检测到电网发生故障，会对故障进行判断和分类，确定故障的类型和位置。 4.故障记录和报警：继电保护装置还会对电网的故障进行记录和报警，以便运维人员及时处理和维修故障。 三、10kV配电线路继电保护装置的常见类型 10kV配电线路继电保护装置的种类繁多，根据其功能和原理可以主要分为过流保护、跳闸保护、差动保护、接地保护等。 1.过流保护：过流保护主要用于监测电网中的过电流故障，一旦检测到电网出现过流故障，会迅速切除故障部分。 3.差动保护：差动保护是一种常用的保护装置，它主要用于对电网中的重要设备进行保护，一旦检测到设备发生故障，能够迅速切除故障部分，保护设备的安全。
探讨10kV配网线路防雷技术的保护方案
探讨10kV配网线路防雷技术的保护方案 在10kV配网线路的建设和运维过程中，雷电活动对线路设备和运行安全造成了严重威胁。针对10kV配网线路的防雷技术的保护方案至关重要。本文将探讨一些常用的10kV配 网线路防雷技术的保护方案。 1. 接地系统的建设 接地系统是电力系统中最基本的防雷措施，对于10kV配网线路的防雷保护尤为重要。接地系统应采用合理的接地方法，确保线路设备与大地之间有良好的接地连接，以便将雷 电冲击电流迅速引导入大地。接地系统应定期检查和维护，确保其连续性和导电性能。 2. 避雷器的配置 避雷器是配网线路中常用的防雷设备，用于吸收和排除雷电冲击电流，保护线路设备 不受雷击损坏。对于10kV配网线路，应配置适当的避雷器，根据线路的特点和雷电活动的频率选择合适的避雷器，以确保其防雷性能。 3. 防雷保护装置的应用 防雷保护装置是为了保护线路设备免受雷击损害而设计的设备，包括避雷针、避雷带、屏蔽罩等。在10kV配网线路中，应根据线路的特点和雷电活动情况合理配置防雷保护装置，以提供有效的防雷保护。 4. 线路设备的绝缘控制 绝缘是保证10kV配网线路安全运行的重要因素。线路设备的绝缘控制包括线路绝缘子、设备绝缘、支持绝缘等方面。应选用绝缘性能好、耐雷击能力强的绝缘材料和绝缘构件， 确保线路设备的良好绝缘性能。 5. 基础设施的检测和维护 定期检测和维护10kV配网线路的基础设施是防雷保护的重要环节。包括检查线路杆塔、绝缘子、导线、接地装置等的情况，以及排除可能影响线路安全运行的问题，例如树木、 破坏装置等。定期维护和清理线路设备，确保设备正常运行。 通过合理配置接地系统、避雷器、防雷保护装置，控制线路设备的绝缘性能，并进行 定期的检测和维护，可以有效地提高10kV配网线路的防雷能力，保护线路的设备和运行安全。该防雷技术的保护方案在实践中已证明是有效可靠的，可为10kV配网线路的防雷保护提供参考和指导。
10kV配电网接地选线保护装置运行实践及研究
10kV配电网接地选线保护装置运行实践 及研究 内蒙古鄂尔多斯 014323 摘要：煤矿10 kV 供电系统往往供电距离远，且井下全部为电缆线路，单相接地电容电流大，因弧光不能自动熄灭而产生相间短路，间歇性弧光引起的电压事故也相应增多。另外，煤矿井下存在瓦斯、煤尘等爆炸危险源，当电网发生接地故障时，电容电流引起的弧光就成为引爆瓦斯的火源，直接危及矿井安全。近年来，为了提高电网运行安全可靠、保证供电的连续性，很多配电网配置了消弧线圈和选线装置。但从大量的调研来看，目前配电网配置的消弧线圈大多技术较为陈旧，具有传动或转动等机械性机构，设备故障率高，补偿精度差；所配的选线装置选线准确性极低，当与消弧线圈配套运行时基本失效，变成一个摆设，不能满足用户对供电高可靠性的要求。煤矿单相接地选线的漏电保护装置，对装置中应用到的若干关键技术的分析，解决了注入装置和接地选线保护实现问题，提高了故障选线的效率及可靠性。 关键词：煤矿10kV电网；接地故障；选线保护 我国是一个以燃煤为主要能源供应的用电大国，产煤和用煤仍在全国电力供应中占有重要位置。为了响应国家能源发展战略，越来越多的行业使用绿色低碳能源，但是煤炭的重要性并没有因此而降低，依旧是日后很长一段时间内的重要发展战略资源。在煤炭开采工作中，供电系统保障了煤炭的正常生产。煤炭开采发展到了高机械化与高自动化的水平，因此矿井配电网更加复杂，使得供电负荷明显上升，一旦发生危险事故，不仅会影响正常生产，甚至发生瓦斯爆炸、矿井透水等危及井下人员安全的事故。所以，为了保证煤矿安全生产以及井下职工的生命安全，加快建设安全稳定的矿井供电系统尤为重要。 一、煤矿电网接地选线保护的重要性
10kV馈线继电保护实用整定方案分析
10kV馈线继电保护实用整定方案分析 摘要：目前，我国10kV配电网络的主干线路中设有大量配电变压器，与之 相连的多条分支线路中同样配有一个或多个配电变压器，为了提高电路故障隔离 质量，电网中具备大量的分段断路器。由此造成的后果是，电网线路结构接线十 分复杂，反而由安全隐患。本文围绕10kV馈线继电保护实用整定方案展开分析，供参考。 关键词：10kV；继电保护；实用整定方案；分段断路器 引言：馈线是电力系统配电网络中的一个专业术语，既可以指代与任意配网 节点相连接的之路，又可以是馈入/馈出支路[1]。由于配电网的典型拓扑呈现出 “辐射”状，故绝大多数馈线中的能量流动均是单向的。为了提高供电的可靠性，配网的结构设置日趋复杂，功率的传输方向不再具备单一性。因此，现代10kV 配网中的所有支路事实上都是馈线。 1.10kV配电网络馈线经典电路结构梳理 目前，全国范围内几乎完全覆盖了10kV配电网络，尽管各地变电站的建设 受地形因素以及地方实际供电需求等因素的影响而存在一定的差异，但10kV馈 电线路结构大同小异。其中一种经典的构成方式为：①S1、S2两个供电电源分别 设置在电路的两侧，整体呈现出环网并联的态势，多见于城市10kV配电网络 （业内人士形象地称之为“手拉手”模式）；②断路器、熔断器等设备分别设置 在环形配电网络的主干路上；③除了主干路之外，还设有两个处于表面看来处于 并联状态的分支线（分别命名为Br1和Br2），之所以称之为“表面”，是因为 两条分支线与主干线之间均存在一个开关，分支线是否启动取决于控制开关是否 处于闭合状态；若两个开关均同时闭合，则两条分支线之间以及与主干线之间均 呈现并联的关系。上述提到的断路器，除了S2电源附近母线出口处的断路器开 关处于打开（中断连接）状态之外，主干线路中的其他断路器、熔断器均处于接 通状态。通常情况下，各段线路的具体长度取决于电力负载情况，且供电半径通
10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析
10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析 馈线自动化系统是10kV配电网的重要组成部分，在正常的运行条件下，通过远程监控电网馈线的电压、限流情况以及联络开关和馈线分段开关的运行状态，实现馈线开关的分闸和合闸操作，自动隔离电网故障线线路，获取故障信息，保障配电网非故障馈线区域的供电。因此要根据10kV配电网的运行特点，进一步完善和优化馈线自动化系统的控制技术，确保10kV配电网安全、稳定的运行。本文分析了馈线自动化系统的控制方式和控制功能，阐述了10kV配电网馈线自动化系统的控制技术。 标签：10kV配电网;馈线自动化;控制方式;控制技术 配电控制系统自动化大致分为配电管理自动化、变电站配电自动化、配电线路的自动化、面向用户管理的自动化和配电通信的自动化等，其中配电线路的自动化即为馈线自动化，在电力电网配电过程中起着重要的作用。馈线自动化控制能够实时监控配电线路中各个供电开关的状态，得到线路正常运行过程中的电压电流，实现整个配电线路的自动控制和供电。因此结合10kV 配电的基本情况分析馈线自动化的应用具有重要的意义。 1. 10kV配电网馈线自动化的控制方式及控制功能 1.1馈线自动化系统的控制方式 馈线自动化的控制方式分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备（主要是开关设备）的功能有关。如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸; 如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。远方控制又可分为集中式和分散式两类。所谓集中式，是指由SCADA 系统根据从FTU 获得的信息，经过判断作出控制，亦称为主从式; 分散式是指FTU 向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制。 1.2馈线自动化系统的控制功能 1.2.1运行状态监控 10kV配电网馈线自动化系统的运行状态监控是指实时监控配电网各支路和主干线的电能量、功率因数、无功功率、有功功率、电流、电压等电气参数，监测配电网线路联络开关、分段开关的操作状态。遥控联络开关和分段开关的动作，实现遥控、遥测和遥信的功能。 1.2.2故障定位和故障恢复
10kV一二次深度融合馈线终端关键技术研究
10kV一二次深度融合馈线终端关键技术 研究 2济南职业学院山东省济南市 250000） 摘要 为了实现10KV柱上断路器与馈线终端的进一步融合，一次断路器侧采用电容分压技术，满足全范围内信号高精度测量；二次部分运用高精度互感器和运算放大器，实现了电压电流模拟量小信号的精密测量；馈线终端优化模拟量采集电路以及优化算法程序，提升了柱上断路器的测量保护的准确水平；融合暂态零序功率接地故障判断算法与保护逻辑算法进行研究，实现对故障的精准判断；实验结果表明，此馈线终端的研究加速了10kV一二次融合的进度，提高了线路故障判断准确性、故障隔离快速性。 关键字：馈线终端，电容分压，精密测量，暂态零序功率，接地故障判断 引言 随着配电设备标准化工作的深入，传统一二次柱上开关采用电磁式互感器，存在CT开路及PT短路的风险；不能满足交流电压、电流传感器、供电模块、真空灭弧室一体化固封在断路器的极柱内；馈线终端存在连接接口匹配性差，互换性难、不易扩展、功耗高等问题。进行10kV柱上断路器与馈线终端的进一步融合研究，实现一二次成套设备标准化、小型化的基础上，提高故障判断准确性，有利于提升一二次成套设备的安全、稳定运行。 1.硬件方案设计 为实现馈线终端的可靠性设计，基础硬件的高性能、高可靠性成为必不可少的前提条件。根据设计标准，从数据处理能力，执行效率，运行可靠性，抗干扰能力方面选择主控芯片，分析、收集现有可支撑项目研发的器件的发展现状，根
据标准要求，从数据转换位数、分辨率、采样速度方面选择AD数据采集芯片；根据应用功能，研究选择相适应的运算放大器，光耦隔离器、继电器等电子元器件。 2.小信号分析与采集 根据技术规范的技术要求，因为电子传感器相电压一二次侧的比值为10kV/ /3.25V/、零序电压一二次侧的比值为10kV// 6.5V/3 ，二次侧输出为模拟小信号。针对模拟小信号的采集，馈线终端负荷分别为1K,10k,2M时，由于馈线终端负荷阻抗的引入导致分压比改变的大小分比为-63.21%，-15.89%，- 0.112%，实验表明，只有在负荷大于2MΩ时，电子式电压传感器才能满足0.2级的准确度，符合技术规范中的要求。根据上述要求，一次侧采用CVT方案，电容分压方案基础上增加隔离变压器实现一二次电气隔离，测量和零序一体，抗干扰性能优异。所采用的设计电路如图2.1所示。 图2.1 电子式电压互感器一次侧采集方案示意图 使用仪表放大器，理论上共模干扰本身是应该被抑制，不会引起一个输出的变化，但是，由于仪表放大器的共模抑制能力随着干扰信号频率上升而下降，采集高频信号时，仪放的共模抑制能力有限，选择ADA4177组成的电压跟随器，可以避免上述问题。选择高Vr的TVS管，使得工作电压下的漏电流尽可能的小，达到2MOhm输入阻抗的需求。有用信号在±10V, 那么选择一个±20V Vr的TVS 管可以有效减少在有效信号电压围内的漏电流，电子式电压传感器实现原理如图2.2所示。
浅谈10kV配电架空线路电压—电流型馈线自动化技术
浅谈10kV配电架空线路电压—电流型馈线自动化技术 【摘要】在我国的郊区和农村以10kV架空线路居多，事故跳闸率偏高。传统的馈线方式导致变电站出线开关动作频繁、隔离故障所需时间长，非故障区域也会引起停电。提出10kV电压-电流型馈线自动化方案，即通过增设自动化断路器和自动化负荷开关将主干线分为几段，并配置智能控制器（FTU），通过与变电站保护配合减少了变电站出线开关的跳闸次数，在线路发生故障时能快速隔离故障区域、迅速恢复非故障区域的供电。 【关键词】10kV架空线路；电压-电流型馈线自动化；自动化断路器；自动化负荷开关 0.引言 随着经济的快速发展，人们对电的依赖性越来越强，这就意味着对配电系统的供电可靠性和电能质量要求越来越严格，而配网自动化是提高配电网运行的一种重要的技术手段，目前阶段主要是指实现10kV架空线路的馈线自动化。目前研究的馈线自动化策略很多，但真正实用于10kV架空线路，并且实用、经济、易于实现的馈线自动化策略并不多。本文提出适用于架空线路的电压-电流型馈线自动化方案，详细阐述该方案的实现原理和实现过程，分析比较了该种馈线自动化方式与传统馈线自动化方式的效果对比。 1.电压-电流型馈线自动化实现原理 实现10kV架空线路馈线自动化的主要目的是快速定位故障、隔离故障、非故障区域快速恢复通电，尽可能地减少故障引起的非故障区域停电范围，缩短故障排查时间。故障时只有靠近故障区域两侧的开关动作，使开关动作引起的停电范围最小。在故障隔离和恢复供电过程中，尽可能减少开关的动作次数，延长开关的使用寿命，基于此馈线自动化目的，提出电压-电流型馈线自动化方案。 电压-电流型馈线自动化实现的原理是指故障的检测、定位、隔离等功能的实现采用电流检测判据。当线路发生故障时，由配电网主站通过GPRS方式收集线路上相关FTU的故障信息，并进行故障分析、定位故障。由于主干线上的电压型自动化负荷开关具有“失压脱钩”的特点，此时，处于失电的负荷开关位于分闸位置，远方的主站只需发出开关闭锁合闸命令，就可以将故障点两侧的开关闭锁在分闸状态，这样就把故障区域隔离出来了。对于馈线上非故障区域的供电，通过变电站出线开关经过重合和解除联络开关闭锁合闸的命令，并结合自动化负荷开关的“来电自举”的特点，逐级恢复供电。这种电压-电流型混合配网自动化方案兼顾了电压型、电流型配电网自动化方案的优点，一方面具有电流型快速、快速可靠故障定位和故障隔离的优点，避免了电压型方案中因“残压闭锁”不绝对可靠而造成对侧全线停电的缺点，同时具有电压型开关采用交流操作电源的特点，开关操作可靠性大大提高。
10KV输电线距离保护设计
10KV输电线距离保护设计 线路L1、L2、L3进行距离保护的设计 摘要：电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力。因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段：继电保护的萌芽期、晶体管继电保护、集成运算放大器的集成电路保护和计算机继电保护。继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化的发展。 继电保护的原理是利用被保护线路或设备故障前后某些突变的物理量为信号量，当突变量到达一定值时，起动逻辑控制环节，发出相应的跳闸脉冲或信号。对电力系统继电保护的基本性能要求是有选择性，速动性，灵敏性，可靠性。 这次课程设计以最常见的10KV电网线路保护设计为例进行分析设计，要求对整个电力系统及其自动化专业方面的课程有综合的了解。特别是对继电保护、电力系统、部分有一定的研究。重点进行了电路的化简，短路电流的求法，继电保护中电流保护、距离保护的具体计算。 关键字：距离保护
目录 1 设计的原始资料 1.1 具体题目 2 分析课题 2.1 设计规程 2.2本设计的保护配置 2.2.1 主保护的配置 2.2.2 后备保护的配置 3 保护的配合及计算 3.1线路L1距离保护整定与校验 3.1.1线路L1距离保护第I段整定 3.1.2 线路L1距离保护第Ⅱ段整定 3.1.3 线路L1距离保护第Ⅲ段整定 3.2线路L2距离保护整定与校验 3.2.1 线路L2距离保护第I段整定 3.2.2 线路L2距离保护第Ⅱ段整定 3.2.3 线路L2距离保护第Ⅲ段整定 3.3 线路L3距离保护的整定与校验 3.3.1 线路L3距离保护第I段整定 3.3.2 线路L3距离保护第Ⅱ段整定 3.3.3 线路L3距离保护第Ⅲ段整定 4 继电保护设备的选择 4.1 互感器的选择 4.1.1 电流互感器的选择 4.1.2 电压互感器的选择 4.2 继电器的选择 5 二次展开原理图的绘制 5.1 保护测量电路 5.1.1 绝对值比较原理的实现 5.1.2 相位比较原理的实现 5.2 保护跳闸回路 5.2.1 起动回路 5.2.2 测量回路 5.2.3 逻辑回路 6保护的评价 参考文献 1.1具体题目 28．如下图所示网络，系统参数为：
10kV接地变保护装置技术规范
. 中广核太阳能哈密三期30MWp 项目哈密电站新增接地变、道路、辅助 设施工程 10kV 接地变保护装置 招标技术规范书 水利部 水利水电勘测设计研究院新疆维吾尔自治区 2015 年 07 月
目录 目录 (2) 1总则 (3) 1.1引言 (3) 1.2供方职责 (3) 2工程概况及技术规范要求 (4) 2.1工程概况 (4) 2.2使用环境条件 (5) 2.3保护测控装置额定参数 (5) 2.4保护测控装置总的技术要求 (6) 2.535KV 线路保护装置技术要求 ................................................................................................................................................ 错误!未定义书签。 2.635KV SVG连接变保护装置的技术要求 ........................................................................................................................ 错误!未定义书签。3试验 . (11) 3.1工厂试验 (11) 3.2现场试验 (11) 4技术服务、设计联络、工厂检验和监造 (11) 4.1技术文件 (11) 4.2设计联络会议 (13) 4.3工厂验收和现场验收 (13) 4.4质量保证 (13) 4.5项目管理 (14) 4.6包装、运输和储存 (14) 4.7现场服务 (15) 4.8售后服务 (15) 4.9备品备件、专用工具、试验仪器 (15) 5供货范围 (16)