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。

如果变电站出口处所设保护所在的10kV线路属于110kV或220kV变电站的

出线,则其允许的最长动作时间为1.2s,这是允许的最长时限。主干线上可设置

2～3分段,每个分段断路器处保护分为两段,如设置2分段,最末段的最长时间为0.3s,中间段最长时间为0.5s,变电站出口处保护最长时间为0.7～1s;如果其属

于35kV变电站的出线,则其下一级分段只能有一个,且分段处不宜与变电站出口

处过近。

由于城市配电网10kV线路较短,不同位置短路电流差异不大,根据局部问题

自行消化的思想,分段断路器处所设保护或分支线处所设保护的Ⅰ段应能够保护

本段线路全长,动作时间尽可能快,小于上一级保护的Ⅱ段动作时间;各段保护的

最末段为后备保护,在动作值与动作时间上进行完全配合。

2.2提升继电保护整定计算的准确性

为促使继电保护整定计算准确率得到显著提升，我们在实际进行软件应用时，可采用半自动整定模式，从而不仅可以利用软件计算，用户也可以参与整个计算

过程中，结合实际计算需要，做好相应参数、电网运行方式的针对性选择，能够

从根本上提升继电保护整定计算的准确性。

在保护整定值中，针对故障电气量而言，通常是在一些不利情况下获取的极值，因此容易产生比较极端的运行结果。而合理通过采用继电保护运行方式，能

够结合实际厂站大小、电网供电方式等灵活进行计算方式选择，提高计算准确性。

2.3断路器的整定

在复杂的电气系统保护工作中要根据三个因素进行分析,首先是瞬时电流的

保护工作,要根据该系统运行过程各类故障产生的瞬时电流,分析各个电流方向上

的最大电流值,在具体处理过程中还需考虑上级的保护设定参数,通常要求该电流

数值不得低于700A且要分析灵敏度;其次是对于方向限制的电流保护性能,该过

程要能规避各类线路末端故障对灵敏度的影响;最后是对于不同电能方向的过电

流保护工作,要根据系统的最大电负荷值对继电保护工作进行整定核算,通过具体

的分析工作给出相应的定值参数,并确定各类故障的灵敏度参数。

2.4非典型线路保护整定方案

1)对于长度很短(如2km,甚至更短)的用户专用线路,变电站出口处(第一级)

保护Ⅰ段可能在最小运行方式时,灵敏度不满足要求。可取消过流Ⅰ段,保护按Ⅱ、Ⅲ段整定原则进行设置。Ⅱ段的动作电流与下级保护过流Ⅰ段配合,动作时限设

为0.3s。该线路较短,不装设分段断路器,无需第二级保护。

2)对于轻载长线路(如15km,甚至更长),且无分段断路器的情况。若采用变电

站出口处保护Ⅰ段按照躲过线末最大三相短路电流整定,时限整定为0s的整定方案,在近处配电变压器容量较大时,若其低压侧发生故障,将会导致变电站出口处

保护动作,引起整条10kV馈电线路跳闸。针对该情况,应对变电站出口处保护Ⅰ

段增加0.2s左右的短时限,以便于配电变压器的速断保护或熔断器配合。

3)某些配电线路无分段断路器。若采用变电站出口处保护Ⅰ段按躲过线路上

所接配电变压器二次侧最大短路电流,时限整定为0s的整定方案,仍需要校验其

是否能躲过本线路励磁涌流。变压器的励磁涌流计算方式为:按本线路所接配电

变压器总容量的4～6倍来折算对应电流(如2000～3000A)。若无法躲过,则可采

用该电流作为整定值,或对过流Ⅰ段增加0.2s的时限,过流Ⅱ、Ⅲ段不变。

结论

综上,10kV变电站的继电保护工作中,需实现对于母线的保护、变压器的继电

保护、各类线路的继电保护等,在继电保护工作中需根据已配置了的自动化系统

对所有设备做出相关的响应动作,同时也要确保所有设备的建设质量符合标准。

在系统建设过程要分析主变压器的整定计算和线路的整定计算两个项目,以确保

该系统可高质量安全运行;在系统运行过程中要不断总结、不断优化,才能够在确

保设备本质安全的前提下实现电气系统的安全经济平稳长期运行。

参考文献：

[1]谭西章.继电保护不稳定因素分析及防范措施研究[J].电子测试,2020,16.

[2]冯晨鹏.关于变电站中继电保护装置使用中的故障分析及解决措施[J].矿

业装备,2020,4.

[3]杨浩侦.电力继电保护装置的调试和安全管理策略探究[J].科技经济导刊,2020,21.

10KV继电保护整定计算

继电保护整定计算一、10KV 母线短路电抗已知10母线短路参数：最大运行方式时，短路容量为MVA S d 157 )3((max)1.=，短路电流为KA U S I e d d 0647.91031573)3((max)1.)3((max)1.=?=?=，最小运行方式时，短路容量为 MVA S d 134) 3((min)1.=，短路电流为KA U S I e d d 7367.71031343)3((min)1.) 3((min)1.=?=?=，则 KA I I d d 77367.7866.0866.0)3((min)1.)2((min)1.=?==。取全系统的基准功率为MVA S j 100=，10KV 基准电压KV U j 5.101.=，基准电流为KA U S I j j j 4986.55.10310031 .1.=?=?=；380V 的基准电压KV U j 4.02.=，基准电流是KA U S I j j j 3418.1444.0310032.2.=?=?= 二、1600KV A 动力变压器的整定计算（1#变压器， 2#变压器）已知动力变压器量MVA S e 6.1=，KV 4.010，高压侧额定电流 A U S I H e e H e 38.9210316003..=?=?=，低压侧额定电流 A U S I L e e L e 47.23094.0316003..=?=?=，变压器短路电压百分比%5.4%=s V ，电流CT 变比305 150==l n ，低压零序电流CT 变比0n 。变压器高压侧首端最小运行方式下两相断路电流为KA I d 38.6)2((min)2.= 1、最小运行方式下低压侧两相短路时流过高压的短路电流折算到高压侧A I d 1300 )`2((min)3.= 2、最大运行方式下低压侧三相短路时流过高压的短路电流折算到高压侧A I d 1500 )`3((max)3.= 3、高压侧电流速断保护

继电保护整定方案及运行说明

继电保护整定方案及运行说明目录第一章总则 (1) 一、整定的内容与范围 (1) 二、引用标准 (1) 三、保护整定的基本原则 (1) 四、运行方式选择及主变中性点接地方式安排 (2) 第二章继电保护装置运行的一般规定 (3) 第三章电网继电保护整定方案 (4) 一、主变保护 (4) 二、35、10K V线路保护 (5) 三、备自投装置 (7) 第四章电网继电保护相关运行说明 (14) 第五章电网继电保护存在问题及改进建议 (15)

第一章总则一、整定的内容与范围 XX供电公司调度所负责管辖范围内设备的定值整定计算，即管辖范围内的110kV变压器、110kV母线、110kV母联、35kV及以下线路、变压器、电容器、接地变、110kV及以下备用电源自投装置等设备的整定计算。二、引用标准 ●DL/T584-2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》 ●《〈防止电力生产重大事故及二十五项重点要求〉福建省电力系统继电保护实施细则》 ●《关于规范变压器保护设计、整定、运行的补充规定》 ●关于印发《低压电网继电保护整定计算细则及算例》的通知 ●关于下发《电网110kV 主变保护配置原则及整定规范》的通知 ●于下发《省电力有限公司电力电力变压器非电量保护管理规定》 ●关于印发《电网备用电源自投装置配置技术原则及运行管理规定》的通知》三、保护整定的基本原则电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性、可靠性、速动性的要求，如果由于电网结构方式、运行方式、装置性能等原因，无法满足上述

要求时，按如下原则取舍： 1、电网应服从福州地区电网、省电网的安全稳定要求，避免出现电网故障时因越级跳闸而引起福州地区电网、省电网稳定性破坏事故，具体如下： 1.1电网与福州地区电网配合的边界为长乐变、西区变、金峰变、洞头变、首峰变、漳港变、两港变、松下变、长限变、滨海变、里仁变、文武砂变、文岭变、湖滨变、首祉变的110kV变压器。边界以上的系统阻抗（包括大、小方式下的正序、零序阻抗）由地调下达，以此作为电网整定计算的系统参数依据。 1、司属各110kV变电站主变压器的相间后备保护、接地后备保护等应满足地调下达的边界定值限额要求。 2、下一级电网服从上一级电网。 3、局部问题自行消化。四、运行方式选择及主变中性点接地运行安排 1、整定计算中选取正常运行方式为计算方式，即以XX供电公司调度所编制的《XX供电公司2009年度运行方式》，正常运行方式为依据，保护定值计算时，一般只考虑以上运行方式下，一回线或一个元件发生故障时保护能正确动作,在允许的前提下，计算时也尽量兼顾相邻的两个主要元件同时停役的情况。 2、主变中性点接地运行方式按DL/T584-2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》中6.1.3.5中e点规定，无地区电源的单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行，公司所辖110kV变电站中性点均不

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。

10kV配电线路保护措施及整定计算

10kV配电线路保护措施及整定计算摘要：电压质量作为衡量电能质量的一个指标，既是用电客户生产生活的需要，也是供电企业保证电网安全、可靠和经济运行重要条件。配电网是直接向用电客户供电的电力网络，10KV配电线路的电压质量显得尤为重要。10kV配电线路保护，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。本文针对提高10KV配网线路电压质量进行论述。关键字：线路保护，整定计算 0 引言对于输电线路，由于其比较规范，一般无T接负荷，至多有一、二个集中负荷的T接点。因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况均可一一计算，一般均可满足要求。对于配电线路，由于以上所述的特点，整定计算时需做一些具体的特殊的考虑，以满足线路保护的要求。 1 10kV配电线路保护的特点 10kV配电线路结构特点是一致性差，如负荷多少不一致，线路长短不一致，容量不一致等。有的为用户专线，只接带一、二个用户，类似于输电线路；有的呈放射状，几十台甚至上百台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几百m，有的线路长到几十km；有的线路由35kV变电所出线，有的线路由110kV变电所出线；有的线路上的配电变压器很小，最大不过100kV A，有的线路上却有几千kV A的变压器；有的线路属于最末级保护，有的线路上设有开关站或有用户变电所等，对于输电线路，利用规范的保护整定计算方法，各种情况均可一一计算，一般均可满足要求。 2 整定计算方案我国的10kV配电线路的保护，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。下面针对一般保护配置讨论。 2.1电流速断保护由于10kV线路一般为保护的最末级，或最末级用户变电所保护的上一级保护。所以，在整定计算中，定值计算偏重灵敏性，对有用户变电所的线路，选择性靠重合闸来保证。在以下两种计算结果中选较大值作为速断整定值。 2.1．1按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。实际计算时，可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。 Idzl=Kk×Id2max

10kv配电系统继电保护常用方案及整定计算

10KV配电系统继电保护常用方案及整定计算为保证选择性、可靠性，从区域站10KV出线、开关站10KV进出线均选用定时限速断、定时限过流。保护配置及保护时间设定。一、整定计算原则： 1.需符合《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-92等相关国家标准。 2.可靠性、选择性、灵敏性、速动性应严格保障。二、整定计算用系统运行方式： 1.按《城市电力网规划设计导则》（能源电[1993]228号）第4.7.1条和4.7.2条：为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应该从网络的设计、电压等级、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合，该导则推荐10KV短路电流宜为Ik≤16KA，为提高供电可靠性、简化保护、限制短路电流，110KV站两台变压器采用分列运行方式，高低压侧分段开关均采用备用电源自动投入。 2.系统最大运行方式：110KV系统由一条110KV系统阻抗小的电源供电，本计算称方式1。 3.系统最小运行方式：110KV系统由一条110KV系统阻抗大的电源供电，本计算称方式2。 4.在无110KV系统阻抗资料的情况时，由于3～35KV系统容量与110KV系统比较相对较小，其各元件阻抗相对较大，则可认为110KV系统网络容量为无限大，对实际计算无多大影响。 5.本计算：基准容量Sjz=100MVA，10KV基准电压Ujz=10.5KV，10KV基准电流Ijz=5.5KA。三、10KV系统保护参数只设一套，按最大运行方式计算定值，按最小运行方式校验灵敏度（保护范围末端，灵敏度KL≥1.5，速断KL≥2，近后备KL≥1.25，远后备保护KL≥1.2）。四、短路电流计算：110KV站一台31.5MVA，，10KV 4Km电缆线路（电缆每Km按0.073，架空线每Km按0.364）=0.073×4=0.29 10KV开关站1000KVA：（至用户变电所电缆长度只有数十米至数百米，其阻抗小，可忽略不计）。五、整定计算： 1.开关站出线（10DL）：当变压器采用过电流而不采用差动保护时，其电源线路较短时，例如电缆长度小于3Km时，采用线路--变压器组保护装置（即线路与受电变压器保护共用）。 A. 速断动作电流：躲过变压器低压侧最大三相短路电流：t=0S 灵敏度校验： B.过流保护动作电流：躲过可能出现的过负荷电流，如干变按Kgh=1.5，如大的风机、水泵等启动电流，按实际换算到10KV侧电流，Kgh可能为1.2、1.3等，微机保护按厂家提供资料，返回系数Kh=0.95。，t=0.3S 灵敏度校验：如灵敏度不够，改为低电压闭锁的过电流保护，电流元件按躲开变压器的额定电流整定，而低电压闭锁元件的起动电压则按照小于正常情况下的最低工作电压及躲过电动机自起动的条件来整定。 C.对变压器超温，瓦斯保护需跳闸者，变压器高压侧设负荷开关带分励脱扣器，作用于

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配网馈线自动化与线路继电保护配合应用

10kV配网馈线自动化与线路继电保护配合应用摘要：目前，农村配电网改造升级已配备多台配电自动开关和故障指示器，解决了农村配电网自动化程度低、故障范围大、故障点难以确定的问题。然而，由于农村地区配电网建设成本较低，往往采用逻辑简单、成本较低的电流保护，同时触发或跳触发现象时有发生，无法有效锁定和缩小故障区段，恢复非故障区域的供电。继电保护与馈线自动化协调整定原理根据断路器在柱上的位置，分析了分级保护和馈线自动化保护的整定，并介绍了，如何将继电保护与馈线自动化相结合，在无故障区域有效恢复供电，同时减少触发故障，可供参考。关键词：10kV配网；馈线自动化；继电保护 1农村配网当前保护现状农村配网线路建设初期大多对线路保护的投入不足，且线路往往延伸过长、负荷分配不合理，其保护往往依赖变电站出口断路器，停电范围过大；新装配网线路柱上断路器大多依靠自身带有的保护切断故障，选择范围较小，一般根据经验投入固定定值，无法适应日益增长的负荷需求。同时，对配网继电保护定值设定和保护方式的选择往往并未考虑断路器位置的影响。现有保护情况下，主线断路器与支线断路器在支线故障或者雷击时往往同时跳闸，容易导致主线路多个分段断路器同时跳闸甚至越级跳闸。 2农村配网线路继电保护 2.1农村配网线路继电保护整定原则农村配网继电保护，一般采用典型的主网继电保护方式，但其只能切除故障而不能恢复非故障区域供电，整定原则如下。

分级保护按照变电站10kV出线断路器（第一级保护）、分支断路器（第二级保护）、用户分界断路器（第三级保护）配置整定。采用变电站10kV出线断路器、分支断路器（或用户分界断路器）两级保护模式，三级保护只针对长分支线路带专用变压器用户的情况。 2.2农村配网线路继电保护断路器动作定值农村配网线路继电保护一般按三段式电流保护进行设置，但需要与变电站出线断路器相配合，若断路器较多，则无法覆盖全线路保护。这里仅列出分支断路器（含用户分界断路器）设置、按电流Ⅰ段和电流Ⅲ段保护进行配置、电流Ⅰ段零时限切除故障电流、电流Ⅲ段防止线路过负荷、零序保护功能可以视情况投入，根据继电保护要求断路器典型整定规则。 2.2.1分支断路器。分支断路器过流Ⅰ段保护动作定值按与线路出线断路器过流Ⅱ段保护配合整定，过流Ⅲ段保护动作定值按躲本分支最大负荷电流整定，过流Ⅲ段保护动作时限应与出口断路器电流Ⅲ段配合，形成至少0.3s级差，具体如表1所示。表1分支断路器过流保护整定方案 2.2.2用户分界断路器。用户分界断路器过流Ⅰ段保护定值根据配电变压器容量来确定，过流Ⅲ段保护动作定值按躲过本分支最大负荷电流整定，动作时限应与上一级分支断路器电流Ⅲ段配合，形成0.3～0.5s级差，具体如表2所示。表2分界断路器电流III段保护定值设置依据上述分析，三级电流保护动作时限配置一般如图1农村配网三级保护时限配合图所示。

10kV配电网的继电保护整定计算

10kV配电网的继电保护整定计算 10kV配电网的保护种类较多，本文分别对系统变电站各类保护的整定计算进行了阐述，给出了具体的整定计算原则和方法，具有较强的指导作用。标签：10kV配电网；系统变电站；保护整定计算继电保护装置是电力系统重要组成部分，对电网的安全稳定运行具有至关重要的作用。保护定值的正确整定是保护装置正确动作的关键因素。10kV配电网继电保护整定计算工作是由县级供电公司继保人员负责实施，这项工作细腻、繁琐而又十分重要，出现差错就会造成严重后果，因此必须引起高度重视。笔者阅读了较多关于保护整定计算方面的论著，大都是笼统、内容生涩或计算复杂，无法指导保护整定计算的具体工作。为此，本文进行了详细阐述，仅供参考。 3 整定计算原则 3.1整定定时保护： 1）按最大负荷电流或额定电流的1.5倍计算。线路最大负荷电流的取值原则：①.独立运行的线路：取年度最大负荷电流的1.2～1.5倍。②.联网运行的线路（正常时独立运行）：取各线路的年度最大负荷电流之和的1.2～1.5倍。③.新上线路：，即取全部变压器的50%额定容量，但不得超过系统变电站变压器的低压侧额定电流及该线路CT一次额定值。在线路投运后，再依据实时的最大负荷电流进行调整。④.最大负荷电流取值时，不得超过该线路CT一次额定值，否则更换较大变比CT；同时，必须依据线路的构成情况，例如某线路由300出口电缆和150导线构成，300电缆查阅《10kV 三芯电力电缆允许持续载流量表》为428A，150導线查阅《钢芯铝绞线技术数据》为445A，则最大负荷电流应取400A及以下。 2）当新增用户变电站或配电变压器时，应将新增变压器的总额定电流与线路近期最大负荷电流相加。若不超过先前所采用的最大负荷电流或超过不大时，则不变更定时保护定值；若超过较大时，应在新用户变电站或配电变压器投运前变更定时保护定值；若超过线路CT一次额定值时，应在新用户变电站或配电变压器投运前更换成较大变比CT，同时变更定时保护定值。 3）当线路送电出现定时保护动作情况时，表明定时保护不能躲开线路配电变压器的涌流冲击，应重新校核定时保护定值。 4）定时保护的配合原则：以配合上级为主（即系统变电站），兼顾下级为辅（用户变电站）。①.主一次为定时保护时，应与之配合。②.主一次为熔丝保护但

10KV继电保护整定计算

10KV继电保护整定计算一、基本概念 1.电压等级：10KV继电保护整定计算是针对10千伏电压等级的继电保护系统。 2.整定值：继电保护装置中可调整的参数，用于设定继电保护装置的工作条件。 3.故障电流：电气系统中发生故障时的电流。 4.故障类型：电气系统中可能发生的故障类型，包括短路、地故障、过电流等。二、整定计算步骤 1.收集电气系统的参数：包括变电站的变压器容量、电压等级、故障电流等信息。 2.确定继电保护装置类型：根据电气系统的特点和需求，选择适合的继电保护装置类型，如过电流保护、差动保护等。 3.确定整定准则：根据电气系统的要求和标准，确定继电保护装置的整定准则，如选择安全系数和判断准则。 4.确定故障电流值：根据电气系统中可能的故障类型和故障位置，计算故障电流值。 5.计算继电保护装置整定值：根据继电保护装置的类型和整定准则，计算出相应的整定值。

6.校核整定值：通过模拟故障和计算验证，校核继电保护装置的整定值是否满足要求。 7.编写整定计算报告：将整定计算的过程和结果进行文档化记录，便于后续的整定验证和维护工作。三、例子以过电流保护为例，进行整定计算： 1.收集电气系统参数：假设变电站变压器容量为1000MVA，电压等级为10KV。 2.确定继电保护装置类型：选择过电流保护装置。 3.确定整定准则：选择保护系数为1.2，判断准则为设备额定电流的1.5倍。 4.确定故障电流值：假设故障类型为三相短路，电压为10KV，则故障电流为I=1000MVA/(3*10KV)=33.3KA。 5.计算继电保护装置整定值：根据整定准则，整定值为 1.2*33.3KA*1.5=59.94KA。 6.校核整定值：通过模拟故障和计算验证，验证整定值是否满足要求。 7.编写整定计算报告：将整定计算的过程和结果进行文档化记录。以上只是一个简单的例子，实际的整定计算可能会更加复杂，涉及到更多的电气参数和整定准则。整定计算的结果需要综合考虑电气系统的实际情况和要求，确保继电保护装置能够可靠地工作。

10kV配网就地式馈线自动化方案及应用

10kV配网就地式馈线自动化方案及应用摘要： 10kV配网架空线路主要架设在乡镇农村地区，具有区域落雷密度大、线路走廊不清晰、外力破坏频率高等特点。本文以平冈埠场中心供电所10kV架空线路的运维案例和数据为支撑，结合馈线自动化保护配置模型，提出一种馈线自动化改造方案。关键词：配网自动化继电保护自动化开关 1. 引言馈线自动化的技术模式是在架空线路上安装具有自动化功能的柱上开关，发生故障时能自动隔离故障区域，迅速恢复非故障区域的正常供电。现阶段馈线自动化装置分为就地型、智能分布型和集中控制型三种。其中，就地型馈线自动化方案具有简单可靠，不依靠通信的优点，适用于农村、城郊架空线路。 1. 平冈埠场中心供电所10kV线路基本概况平冈埠场中心供电所10kV线路总长度610.163km，10kV系统均为中性点经消弧线圈接地系统，电站过流投入ⅠⅡ段电流保护，零序采用选线装置选切或动作于信号，人工切除。根据运行数据，馈线故障跳闸以架空线路为主。架空线路故障以单相接地故障为主。 1. 以10kV平冈镇线为例的馈线自动化改造方案 1. 平冈镇线运行概况

110kV平冈站10kV平冈镇线13.363公里，电缆线路长1.18公里，架空线路长12.175公里，架空线路占线路总长度的91.11%。线路上装设变压器34台，总容量12385KVA。线路上装设断路器7台，其中有配备自动化装置的三台。 110kV平冈站10kV母线F01线路投入过流I II段保护、加速保护和一次重合闸，其整定值如表1所示表1 过流Ⅰ段电流过流Ⅰ 段时间过流Ⅱ 段电流过流Ⅱ 段时间过流加速段电流过流加速段时间重合投入 C T变比 PT 变比 7 .5A .1s 1 .3A .6s 1 .3A .20s 1 4 00/1 10 /0.1 1. 1. 平冈镇线自动化开关继电保护定值计算 1. 线路设备等效参数计算平冈镇线架空线路采用JKLGYJ-150导线，查表得导线温度为50摄氏度时，单位长度每相阻抗值如表2所示表2 每相电阻/( )每相电抗( )

10kv系统继电保护整定计算与配合实例

10kV系统继电保护整定计算与配合实例系统情况：两路10kV电源进线，一用一备，负荷出线6路，4台630kW厄动机，2台630kVA变压器，所以采用单母线分段，两段负荷分布完全一样，右边部分没画出，右边变压器与一台电动机为备用。有关数据：最大运行方式下10kV母线三相短路电流为I31=5000A,最小运行方式下10kV母线三相短路电流为I32=4000A,变压器低压母线三相短路反应到高压侧Id为467A 一、电动机保护整定计算选用GL型继电器做电动机过负荷与速断保护 1、过负荷保护 Idzj=Kjx*Kk*Ied/(Kf*Ki)=1X1.2X42.8/(0.85X15)=4.03A 取4A 选GL12/5 型动作时限的确定：根据计算，2倍动作电流动作时间为21.5S,查曲线10倍动作时间为10S 2、电流速断保护 Idzj=Kjx*Kk*Kq*Ied/Ki=1X1.2X7X42.8/15=24A 瞬动倍数为24/4=6 倍 3、灵敏度校验由丁电机配出电缆较短，50米以内，这里用10kV母线最小三相短路电流代替电机端子三相短路电流. Km=0.866X4000/(24X15)=8.9>2 二、变压器保护整定计算 1、过电流保护 Idzj=Kjx*Kk*Kgh*Ie/(Kf*Ki)=1X1.3X3X36.4/(0.85X20)=8.4A 取9A 选 GL11/10 型动作时限取0.5S 灵敏度为Km=0.866X467/(20X9)=2.2>1.5 2、电流速断保护 Idzj=Kjx*Kk*Id/Ki=1X1.5X467/20=35A 35/9=3.9, 取4 倍灵敏度为 Km=0.866X4000/(180X4)=4.8>2 3、单相接地保护

配电网自动化系统的10kV线路继电保护整定计算

配电网自动化系统的 10kV线路继电保护整定计算摘要：针对配电网自动化系统的线路进行分析，其具体要涉及到三个或三个以上的开关保护整定，如果每个开关都对一级保护进行设置，将会存在由于保护时限紧张而无法配合的问题。常规10KV线路的两段式过流保护在时限方面无法使配电网自动化线路的多级开关保护时限配合要求得到满足，对此需要采取分级整定的方法对配电网多个开关，按照其具体保护安装位置和接带负荷性质进行划分，从而形成三级整定模式。本文针对配电网自动化系统的10KV线路继电保护整定计算进行分析，介绍了常规10KV线路继电保护的整定方案，探讨了配电网自动化系统的10KV线路保护整定，并针对其继电保护整定计算流程进行具体阐述，希望能够为相关研究人员起到一些参考和借鉴。关键词：配电网自动化系统；10KV线路；继电保护；整定计算配电网自动化系统可以有效实现配电网运行期间的自动化监视和控制，同时还能够实时监控配电网，对故障问题进行自动隔离，并及时恢复供电。针对自动化系统而言，其可以自动隔离故障和恢复供电，因此在线路有故障问题发生时，系统能够对故障进行自动定位，并将其两侧开关及时断开，从而使故障区得到隔离，对非故障区的供电进行恢复。对比传统人工的故障查找和修复方式，配电网自动化系统的建立，可以使停电范围得到缩小，使停电时间得到减少，从而有效保证供电可靠性。随着社会经济的持续发展，对供电可靠性也提出了更高要求，这需要对配电网有效开展继电保护工作。而配电网线路在保护配置和定值等方面的设置，对继电保护动作的性能具有重要影响，因此相关工作人员需要通过运用配电网自动化系统来合理制定10KV线路的保护整定方案，使配电网的供电质量得到有效提高。一、常规10KV线路继电保护整定方案

10kv保护整定计算

金州公司窑尾电气室10kv 保护整定 1. 原料立磨主电机（带水电阻）整定接线方式:A 、B 、C 三相式S=3800kWIn=266ANct=400/5 保护型号:DM-100M 珠海万力达 1.1保护功能配置 ?速断保护(定值分启动内,启动后) ?堵转保护(电机启动后投入) ?负序定时限电流保护 ?负序反时限电流保护零序电压闭锁零序电流保护 ?过负荷保护(跳闸\告警可选,启动后投入) ?过热保护 ?低电压保护 ?过电压保护 ?工艺联跳(四路) ?PT 断线监视 1.2电流速断保护整定 1.2.1高值动作电流:按躲过电机启动时流经本保护装置的最大电流整定： Idz'.bh=Krel ×Kk*In 式中: Krel----可靠系数,取1.2~1.5 Kk 取值3 所以 Idz'.bh=Krel ×Kk*In/80=1.2×3.5×266/80=13.97A 延时时间：t=0s 作用于跳闸 1.2.2低值动作电流 Idz'.bh=Krel ×Kk*In/Nct=1.2×2*266/80=7.98A 延时时间：t=0s 作用于跳闸 1.3负序电流定时限负序保护 Iop=2.4A 延时时间：T=1s 作用于跳闸 1.4负序电流反时限负序保护（暂不考虑） 1.5 电机启动时间 T=12s 1.6低电压保护 U *op= Krel st.min *U Un=(0.5～0.6)Un 取0.6Un 故U *op=60V 延时时间：t=0.5s 作用于跳闸 1.7零序电压闭锁零序电流保护 I0=10A/Noct=0.17A 延时时间：t=0.5s 作用于跳闸 1.8过电压保护

Uop=k*Un=115V 作用于跳闸延时时间：t=0.5s 1.9负序电压 U2op=0.12In=12V 1.10过负荷保护电流电流 Idz'.bh=Krel ×In/Nct=1.1×266/80=3.63A 取3.63A 延时时间：t=15s 作用于跳闸二、差动保护MMPR-320Hb 电机二次额定电流Ie=264/80=3.3A 1、差动速断电流此定值是为躲过启动时的不平衡电流而设置的，为躲过启动最大不平衡电流，推荐整定值按下式计算： t s k dz I K I tan ⋅=，k K ：可靠系数，取1.5t s I tan 为电流启动倍数取2In 则： =⋅=⋅l t s k j dz n I K I tan 1.5*2*264/80=9.9A 作用于跳闸 2、比率差动电流考虑差动灵敏度及匝间短路，按以下公式整定 dz I =0.5In/Nct=1.65A 作用于跳闸 3、比率制动系数：一般整定为0.5。 4、差流越限 Icl=0.3Idz=0.3*1.65=0.495A 取0.5A 2DM-100T 变压器保护功能配置 ?三段复合电压闭锁电流保护 ?反时限过电流保护 ?过负荷保护（跳闸或告警可选择） ?负序定时限过流保护 ?负序反时限过流保护 ?高压侧零序电压闭锁零序电流保护（跳闸或告警可选择） ?低压侧零序定时限电流保护 ?低压侧零序反时限电流保护 ?低电压保护 PT 断线监视 2.1 废气#1/#2变压器主要参数 S=1250kVAU d =6% 阻抗计算：X=6%×100/1.25=4.8高压侧额定电流Ing=72A Nct=100/5=20 说明：取10kV 基准电流I j =5.77kA 计算短路电流，。 2.2电流速断保护整定 Idz=K*Kk*In/Nct=5*1.5*72/20=27A K ：励磁涌流倍数 Kk ：可靠系数 T=0s 2.3限时速断保护 Idz=Kk/Kf*Kzqd*In/Nct=1.05/0.95*1.5*72/20=5.97A

10kV继电保护技术方案及说明

10KV开关柜继电呵护技术应答书之阿布丰王创作 1 适用范围本应答书为对明珠线二期工程10kV开关柜继电呵护部分的响应，适用于降压变电所10kV进线、10kV出线、10kV母联及配电变压器。 2 环境条件 2.1 环境温度：-10︒C～+40︒C 2.2 相对湿度：日平均值不大于95%；月平均值不大于90%（25︒C）有凝露的情况发生 2.3 饱和蒸气压：日平均值不大于2.2×10-3Mpa 月平均值不大于1.8×10-3Mpa 2.4 海拔高度：≤1000 m 2.5 地震烈度：7度 3 采取尺度本继电呵护装置的制造、试验和验收除了满足技术规格书的要求外，还符合如下尺度： 3.1 《电力装置的继电呵护和自动装置设计规范》(GB50062-92) 3.2 《微机线路呵护装置通用技术条件》(GB/T15145-94) 3.3 《继电器及继电呵护装置基本试验方法》(GB7261) 3.4 《静态继电器及呵护装置的电气干扰试验》(GB6162) 3.5 《线路继电呵护产品动态模拟技术条件》(SD286) 3.6 《电气继电器》(IEC255) 3.7 《微机型防止电气误操纵装置适用技术条件》（DL/T486-2000） 3.8 《地下铁道设计规范》(GB50157-92) 4主要继电呵护产品REF543性能及参数 4.1应用 REF54馈线终端设计用于中压网络的呵护，控制，丈量和监视，其可与分歧的开关柜一道使用，包含单母线，双母线及双重配

置系统，呵护功能也支持分歧的网络类型，如中性点不接地网络，谐振接地网络及部分接地网络。 RE54馈线终端功能特性基于专用的呵护，控制，丈量，运行状况监视及通信功能库，每个库包含某些特定功能块的组合，如呵护功能块。同使用传统的单个产品相比，组合库经济效益更好。专用库与继电器配置（IEC 1131 尺度）一起使得 REF54馈线终端较易适用各种分歧应用。借助于 MMI 图形显示，馈线终端内的控制功能就地指示隔离刀闸或断路器的状态。而且，馈线终端可允许将来自断路器及隔离刀闸的状态信息转送到远方控制系统，可控对象如断路器可通过远方控制系统断开，合上。状态信息和控制信号通过串行总线传送，也可通过馈线终端面板上的按钮进行就地控制。馈线终端设计用于短路及接地故障的选择性呵护 REF54馈线呵护包含过电流及接地故障功能，可用于强接地，电阻接地或谐振接地网络馈线的短路，时限过流及接地故障呵护，带有接地故障功能及方向接地故障功能的相同类型馈线终端可用于中性点不接地网络的过电流及接地故障呵护，当需要时可使用自动重合闸功能进行自动重合闸，可进行多达五个连续的自动重合闸周期。 REF54终端丈量三相电流及三个相间电压，中性点电流，残存电压，频率及功率因素。从丈量的电流，电压计算出有功，无功功率，可基于所丈量的功率计算出电能，丈量值可用与一次值成比例的值进行就地，远方显示。除了呵护，丈量，控制及运行状况监视功能外，馈线终端也提供大量的可编程 PLC 功能，使变电站自动化所需的多个自动化顺序逻辑功能集成到一个装置中。数据通信特性包含与高层设备通信的SPA 总线或 LON 总线，而且 LON 通信与 PLC 功能组合在一起减少了馈线终端之间的硬接线要求。 4.2特点 ·馈线终端用于中压网络的呵护、控制、丈量和监视 ·新的应用领域，如电能质量丈量、呵护、电容器呵护、控制和电动机的呵护、同期检测、频率呵护等

10kV馈线继电保护实用整定方案

10KV继电保护整定计算

继电保护整定方案及运行说明

10kV馈线继电保护实用整定方案

10kV配电线路保护措施及整定计算

10kv配电系统继电保护常用方案及整定计算

10kV馈线继电保护实用整定方案分析

10kV配网馈线自动化与线路继电保护配合应用

最新煤矿35KV及10KV供电系统继电保护整定方案

10kV配电网的继电保护整定计算

10KV继电保护整定计算

10kV配网就地式馈线自动化方案及应用

10kv系统继电保护整定计算与配合实例

配电网自动化系统的10kV线路继电保护整定计算

10kv保护整定计算

10kV继电保护技术方案及说明