10KV变压器保护配置方案(1)
电力系统继电保护-线路及变压器保护配置-配置-1页-佚名16
一、输电线路继电保护配置1、220KV线路通常配置：两套纵联保护和快速距离Ⅰ段作为主保护，三段式相间和接地距离、四段式零序方向电流保护作为后备保护，并配有综合重合闸装置。
一般采用近后备方式。
2、110kV线路保护配置：三段式相间距离保护，三段式接地距离保护和四段式零序方向电流保护；三相一次重合闸。
3、10kV线路保护配置：二段（三段）式相间（方向）电流保护；三相一次重合闸。
应采用远后备保护方式。
二、变压器保护配置气体保护（容量为户内400kV A及以上，户外800 kV A及以上变压器），电流速断保护（容量小于1500kV A的变压器）纵差动保护（容量为1500kV A及以上的变压器或装设电流速断保护灵敏度不能满足要求的变压器），相间后备保护（过流、复压启动过流、负序电流、阻抗），接地后备保护（零序电流、零序电压、间隙零序电流），过负荷保护，温度保护、压力释放保护。
三、母线保护配置1、母线保护配置原则：1）在110KV及以上的双母线和单母线分段情况下，为保证有选择性地切除任一组（或段）母线上所发生的故障，而另一组（或段）无故障的母线仍能继续进行，应装设专门的母线保护(母线差动保护)。
2）110KV及以上的单母线，重要发电厂的35KV母线或高压侧为110KV及以上的重要降压变电所的35KV母线，按照装设全线速动保护的要求必须快速切除母线上的故障时，应装设专用的母线保护(母线差动保护)。
3）35KV及以下变电所母线一般利用供电元件自身的保护装置切除母线故障。
2、微机母线保护装置配置的保护：母线差动保护，母联充电保护，母联过流保护，母联失灵保护，母联死区保护，母联非全相以及断路器失灵保护。
3.各电压等级母线保护配置：500KV3/2接线方式的母线配置母线差动保护（3/2接线母线相当于单母线），断路器失灵保护置于断路器保护中。
220KV级以上各电压等级母线配置双套微机母线保护装置。
110KV母线配置一套微机母线保护装置。
10kV配电系统继电保护如何配置
10kV配电系统继电保护如何配置笔者曾做过10多个10kV配电所的继电保护方案、整定计算，为保证选择性、牢靠性，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》等相关国家标准。
（2）牢靠性、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》：为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应当从网络的设计、电压等级、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行掌控，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搭配，该导则推举10kV短路电流宜为Ik≤16kA，为提高供电牢靠性、简化保护、限制短路电流，110kV站两台变压器采纳分列运行方式，高处与低处压侧分段开关均采纳备用电源自动投入。
（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，10kV4km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，可疏忽不计）。
如何合理选择10kV配电变压器的保护配置
大 用户或者 专线供 电 ， 一旦 出现母 线短 路或者熔 断器保 护不 动作时 ， 会导致 将 上 级变 电所 中的 ｌＲＶ出线开 关 动作 ， ０ 影响供 电可靠性 。 这种 情 况下 ， 选 在 应 择 断路 器 做为进 线 保护 比较妥 善 。 ３用断 路 器作 为变 压器 保护 ３ １ 断路 器的特 点 ． 断 路器 是大容 量 ｌＲ ０ Ｖ配 电变 压器 主要 的一 种短路保 护开 关 ， 因其开 断容 量大 、 断 次数 多 ， 泛地 应用 于变压 器 保护 。 分 广 断路器 具 备所有 保 护功能 与操 作功 能 ， 价格 相对 昂贵 。 但 ３ ２ 断路 器 的保护特 性 ． （ 断路器在 电力 系统中主要用 来分断正常负荷 电流 和故障 时的短路 电流 ， １ ） 为了实现 自动分断故障时短路电流的功能， 必须配备相应的继 电保护系统装 置。 当被保 护的 变压器 发生 故障时 ， 电器保护 装置迅 速准 确地 给 断路器 发 由继 出跳闸命 令 ， 障变压器 及时 从系统中断开 ， 对变压器 的损坏 ， 使故 减少 降低对 系 统的 影响 ， 证 系统 其他部 分继 续运 行。 保 （） Ｂ１２５ １９ 继 电保 护 和安 全 自动装 置 技术 规程 》规定 ， ２Ｇ ４８ — ９３《 选择 配 电变 压器 的保 护 开关设 备时 ， 当容量等 于或大 于８０ Ａ， ０ＲＶ 应选用 带继 电保 护装置 的 断 路器 。 电变 压 器容 量达 到８０ ＶＡ 以上 ． 油 浸变 压器 时 ， 配 ０Ｒ 及 使用
器技术性能好， 但设备投资较高； 负荷开关加熔断器可弥补负荷开关不能开断短路 电流的缺点， 又可满足实际运行的需要。 本文对 以上几种保护配置方式进行了 比较 分 析 ， 如何 合理选 择进 行 了详 细 阐述 。 对 ［ 关键词］ ０Ｖ配电变压器 跌落式熔断器 断路器 负荷开关 熔断器 １ｋ 中图 分类号 ：Ｍ４ Ｔ ３ 文献标 识码 ： Ａ 文 章编号 ：０９ ９ ４ ２ １）１ ０３ — １ １０ － １Ｘ（０ ２０ — ０ ５ ０
10kV配电系统综合继电保护配置
10kV配电系统综合继电保护配置作者：黄菁来源：《青年生活》2019年第23期摘要：智能电力网架中的继电保护配置是目前数字化变电站发展的关键，本文主要对数字化变电站中配电系统的继电保护装置进行研究，在分析已有的两种继电保护配置方案的基础上，对某电网10kV配电系统的继电保护配置现状加以分析，对于其存在的一系列问题提出一种新的解决方案，并具体探讨了方案中主变保护、间隔保护以及电子式互感器保护配置方案的实现过程。
关键词：数字化变电站;10kV配电系统;繼电保护;配置方案1.城市电网10kV配电系统中继电保护的简介继电保护是对电力系统中发生的故障或异常情况进行监测，在有异常情况时发出报警信号，或直接将故障部分隔离、切除的一种重要措施。
在10kV配电系统中，通过安装继电保护装置，对相关元件的运行质量进行实时的监测，一旦电路出现异常状态时，要求继电保护装置及时做出反映，防止电气事故的波及范围扩大。
城市电网10kV配电系统中的继电保护装置在技术上一般应满足四个基本要求，即可靠性、选择性、灵敏性和速动性。
由于城市电力系统容量的持续扩大，同时要求继电保护装置拥有合格的通信技术，确保各继电保护装置间的高效配合。
2. 城市电网10kV配电系统继电保护配置的分析2.1数字化配电系统继电保护优势母线承担着变电站内各级电压配电装置和各种电气设备的连接任务，分布式母线保护在信息的一致性与通信功能上均提出了严格的标准，但常规变电站体系的构造无法实现这个标准。
数字化变电站中母线的保护在设计上清理了出口继电器与复压闭锁式单元等设备，精简了母线的保护逻辑。
针对主变压器的智能保护，其采用双套保护的配置和直接采样的模式，通过GOOSE网络将分段断路器及闭锁备用自投进行连接，接受失灵保护的跳阐命令，实现失灵保护各侧断路器的跳闸功能。
在线路保护方面，GOOSE网络还能实现启动断路器后完成断路器失灵保护及重合闸等功能。
2.2配电系统继电保护方案的选择2.2.1常规数字化保护配置常规保护方案中的装置通常以互感器为核心在间隔层中进行装配和组装，其在结构上主要分为变压器保护、母线保护等逻辑结构，有的保护装置中需要对交流插件进行替换，通过GOOSE等数据采集光纤实现接口插件的替换，包括模拟量等接口插件也需要经由CPU插件实现替换。
10KV配电网控制器保护参数定值设置(仅供参考)1
控制器保护参数定值设置（仅供参考）一、零序定值的实际计算：零序定值=[界内架空线的长度（km）×0.02（架空线电流经验值）+界内电缆长度（km）×1（电缆电流经验值）]×3（三相）×1.5（或2）（倍率）建议：负荷侧电缆小于500米时×2倍负荷侧经验值，大于500米时×1.5倍负荷侧经验值。
中性点不接地系统或者经消弧线圈接地时，选10秒档，中性点接地选0秒档。
零序定值>10A用在低电阻接地中，定值设定要比变电站出线零序接地小一些。
二、过流保护的整定计算：1、单台变压器相间过流保护定值设定一次侧过流定值=负荷侧变压器容量（KVA）÷（1.732×10KVA）×1.8拨码值=一次侧过流定值÷变比2、多台相同容量的变压器相间过流保护定值设定一次侧过流定值=负荷侧变压器容量（KVA）÷（1.732×10KVA）×（N+1）(N为变压器的台数)拨码值=一次侧过流定值÷变比3、多台变压器相间过流保护定值设定如400KVA、600KVA、1250KVA一次侧过流定值=400KVA÷(1.732×10 KVA)+600KVA÷（1.732×10 KVA）+1250KVA÷（1.732×10 KVA）×1.8(注：选最大一台容量变压器负荷侧最大一次电流×1.8) 拨码值=一次侧过流定值÷变比四、速断定值的整定按照本线路最大一台容量的额定值*倍数，倍数一般取6~8倍，根据现场投运的实际情况进行调整。
1。
浅谈10kv配电变压器配电保护的合理配置
浅谈10kv配电变压器配电保护的合理配置摘要：无论是在环网供电单元、箱式变电站或是终端用户的高压室结线方式中，如配电变压器发生短路故障时，保护配置能快速可靠地切除故障，对保护10kV高压开关设备和变压器都非常重要。
因此，本文主要对10kv配电变压器的保护配置方式进行了分析探讨，仅供参考。
关键词：10kV配电变压器；保护配置；负荷开关1、高压配电室的接线《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006以及《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062—2008规定：当容量不小于800kVA时选择配电变压器的保护开关设备，应选用带继电保护装置的断路器。
可以从两方面理解为这个规定：一方面当配电变压器容量不小于800kVA时，通常会采用配备有瓦斯继电器的油浸变压器，断路器能够和瓦斯继电器共同工作有效地保护变压器；另一方面当配电变压器容量不小于800kVA的用户，出于各种不同理由，导致单相接地出现故障，致使零序保护动作，断路器跳闸、分隔，避免主变电站的馈线断路器动作，导致供电失常。
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006以及《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062-2008对未达到800kVA容量的单台变压器也做了详细的规定。
目前，多数的高压配电室的接线方案都采用一种基本的接线方式，在此基本接线方式上对10kV配电变压器保护配置方式的进行合理选择。
2、环网供电单元接线形式2.1 环网供电保护的特征负荷开关具有容易操作、性价比高等特征，可用于额定负荷电流的分合，但没有开断短路电流功能。
高遮断容量后备式限流熔断器是具有开断短路电流的保护元件，将负荷开关和高遮断容量后备式限流熔断器有机地进行结合，可以保护配电系统在各类正常或故障情况下运作。
应严格按规范和标准进行断路器指标的明确和结构的创造。
环网供电普遍采用负荷开关加熔断器组合，通过由两种高性价比的元件来实现对各种不同电器不同的操作和保护，即通过负荷开关完成负荷合分，而对发生短路的设备则采用高遮断容量后备式限流熔断器来保护，能有效的解决问题的同时避免了使用价格昂贵，操作复杂的断路器，相对更经济实用。
220_110_10kV主变压器选型及保护配置方案_任永胜
关键词： 极薄缓倾斜矿脉；全面法；采幅；贫化率；提高品位；面积承包
Key words： extremely thin slant vein；comprehensive method；mining site；dilution rate；to improve the quality；area contracting
摘要： 结合 220/110/10kV 主变压器相数、台数、绕组数、调压/冷却方式的分析，总结主变压器选。
Abstract： Combined with the analysis of phase, number and winding and voltage/cooling method of 220/110/10kV main transformer,
1.4 调压方式的确定 在调压过程中，在允许范围内 控制电压，进而在一定程度上保障发电厂或变电站的供电 质量。在对变压器的电压进行调整时，通常情况下采用分 接开关对变压器的分接头进行切换，从而改变变压器变 比。对于切换方式，可以分为两种：不带电切换和带负荷切
①自然风冷却：一般适用小容量的变压器，为使热量 发散到空气中，装有片状或管形辐射冷却器，用以增大油 箱的冷却面积。②强迫空气冷却：又称风冷式。容量大于 1000kVA 变压器在绝缘允许的油箱尺寸下，即使有辐射 器、散热装置仍达不到要求用人工风冷。在辐射器之间加 装数台电动风扇。③强迫油循环水冷却：一般水源充足的 情况下可以采用潜油泵强迫油循环，让水对油管道进行散 热，散热效率高，节省材料，减小变压器尺寸。但对冷却密 封性的要求较高，维护工作量大。④强迫油循环风冷却：该 冷却方式与强迫油循环水冷却原理相同，但是该冷却方式 需要用风进行冷却。对于大容量变压器来说，通常情况下 采用强迫油循环风对变压器进行冷却。⑤强迫油循环导向 冷却：大型变压器采用较多利用潜油泵将冷却油压入线圈 之间。线饼之间和铁芯油道内抽出，然后经风冷却后循环 使用。⑥水内冷变压器：变压器绕组由空心导线制成，运行 将纯水注入空心绕组中，借水循环带电热量，其水系统复 杂，变压器价格较高。
10kV高压线(变压器)防护施工方案
10KV高压线与变压器防护方案1 编制依据《建设工程施工现场供用电安全规范》（GB 50194）《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ 46—2005）《建筑施工安全检查标准》（JGJ 59）本公司有关安全生产的管理规定2 工程概况2.1 本方案护线架子所在位置本方案高压电(变压器）防护架搭设位置在塔水路，靠近6号楼6.3米左右的围墙外，3＃塔吊回转半径范围之内，见下图：2.3 现场情况:本方案防护部位位于6＃楼西南角、现场临时围墙外侧,10KV高压线及变压器，处于3号塔吊覆盖范围内，为防止施工中触碰高压线和吊运的物体掉下引起安全事故，项目部决定对该10kv高压线路采取防护和隔离防护措施,拟搭设毛竹防护三排架,搭设长度7m,高度约13米，顶端防护采用双层竹笆防护，北立面自第三步起采用满挂竹笆板全封闭，并在防护架处悬挂醒目的警告标志，以确保安全生产。
3 防护架子搭、拆操作重、难点分析3。
1 操作重点高压线防护架子搭设周期相对不长,一天就能搭设完成，施工过程中应请业主向当地电力主管部门申请停电作业，为尽量减少停电对周边居民的影响,在与电力主管部门协商确定停电日期后，项目部应准备充足的材料，精心组织施工力量，确保在规定的时间内完成高压线防护架的搭设工作，这是工作的重点之一。
3.2 操作难点本工程高压外电线路防护架子垂直高度较大，受季风影响较大，在无其他支承点的情况下确保防护架子整体稳定性是操作难点之二。
4 施工现场主要危险因素分析与防范4.1 搭、拆防护架子操作过程违章操作造成高处坠落事故.防范措施：架子工必须经过专门安全培训，考核合格,持证上岗；施工操作前做好安全教育，高空作业按要求佩挂安全带及其他劳动保护用品；搭、拆过程中严格执行安全技术交底，随搭(拆)随加固，不能一次性完成搭（拆）作业时，离开现场前必须做好架体临时支撑，确保架体稳定。
4。
2 在高压外电线路正下方搭设防护架子,竖立杆时高举竹槁触及高压线发生事故。
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10KV变压器保护配置方案（1）
摘要：10kV配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器等。
负荷开关投资省，但不能开断短路电流，很少采用；断路器技术性能好，但设备投资较高，使用复杂，广泛应用不现实；负荷开关加熔断器组合的保护配置方式，既可避免采用操作复杂、价格昂贵的断路器，弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点，又可满足实际运行的需要
关键词：10kV配电变压器断路器负荷开关熔断器保护配置无论是在环网供电单元、箱式变电站或是终端用户的高压室结线方式中，如配电变压器发生短路故障时，保护配置能快速可靠地切除故障，对保护10kV高压开关设备和变压器都
非常重要。
保护方式的配置一般有两种：一种利用断路器；另一种则利用负荷开关加高遮断容量的后备式限流熔断器组合。
这两种配置方式在技术和经济上各有优缺点，以下对这两种方式进行综合比较分析。
1环网供电单元接线形式
环网供电单元的组成
环网供电单元由间隔组成，一般至少有3个间隔，包括2个环缆进出间隔和1个变压器回路间隔.
环网供电单元保护方式的配置
环缆馈线与变压器馈线间隔均采用负荷开关，通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。
变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。
实际运行证明，这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。
环网供电单元保护配置的特点
负荷开关用于分合额定负荷电流，具有结构简单、价格便宜等特点，但不能开断短路电流，高遮断容量后备式限流熔断器为保护元件，可开断短路电流，如将两者有机地结合起来可满足配电系统各种正常和故障运行方式下操作保护的要求。
断路器参数的确定和结构的设计制造均严格按标准要求进行，兼具操作和保护两种功能，所以其结构复杂，造价昂贵，大量使用不现实。
环网柜中大量使用负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合装置，把对电器不尽相同的操作与保护功能分别由两种简单、便宜的元件来实现，即用负荷开关来完成大量发生的负荷合分操作，而采用高遮断容量后备式限流熔断器对极少发生短路的设备起保护作用，很好地解决问题，既可避免使用操作复杂、价格昂贵的断路器，又可满足实际运行的需要。
3种保护配置方式的技术-经济比较可以看出：
a）断路器具备所有保护功能与操作功能，但价格昂贵；
b）负荷开关与断路器性能基本相同，但它不能开断短路电流；c）负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合，可断开短路电流，部分熔断器的分断容量比断路器还高，因此，使用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合不比断路器效果弟,可费川却可以大大降低口
负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合的优点
采用负荷开关加高遮容量熔断器组合，具有如下优点：
a）开合空载变压器的性能好。
环网柜的负荷种类，绝大部分
为配电变压器，一般容量不大于1250kVA，极少情况达1600kVA,配电变压器空载电流一般为额定电流的2%左右，较大的配电变压器空载电流较小。
环网柜开合空载变压器小电流时，性能良好，不会产生较高过电压。
b）有效保护配电变压器，特别是对于油浸变压器，采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器比采用断路器更为有效，有时后者甚至并不能起到有效的保护作用。
有关资料表明，当油浸变压器发生短路故障时，电弧产生的压力升高和油气化形成的气泡会占据原属于油的空间，油会将压力传给变压器油箱体，随短路状态的继续，压力进一步上升，致使油箱体变形和开裂。
为了不破坏油箱体，必须在20ms 内切除故障。
如采用断路器，因有继电保护再加上自身动作时间和熄弧时间，其全开断时间一般不会少
于60ms,这就不能有效地保护变压器。
而高遮断容量后备式限流熔断器具有速断功能，加上其具有限流作用，可在10ms 之内切除故障并限制短路电流，能够有效地保护变压器。
因此，应采用高遮断容量后备式限流熔断器而尽量不用断路器来保护电器，即便负荷为干式变压器，因熔断器保护动作快，也比用断路器好。
c)从继电保护的配合来讲，在大多数情况下，也没有必要在环网柜中采用断路器，这是因为环网配电网络的首端断路器的保护设置一般为：速断保护的时间为0s,过流保护的时间为s，零序保护的时间为s。
若环网柜中采用断路器，即使整定时间为0s 动作，由于断路器固有动作时间分散，也很难保证环网柜中的断路器而不是上一级断路器首先动作。
d)高遮断容量后备式限流熔断器可对其后所接设备，如电流互感器、电缆等都可提供保护。
高遮断容量后备式限流熔断器的保护范围可在最小熔化电流到最大开断容量之间。
限流熔断器的电流- 时间特性，一般为陡峭的反时限曲线，短路发生后，可在很短的时间内熔断，切除故障。
如果采用断路器作保护。
必定使其它电器如电缆、电流互感器、变压器套管等元件的热稳定要求大幅度提高，加大了电器设备的造价，增大工程费用。
在这里，有必要指出在采用负荷开关加高遮断容量后备式熔
断器组合时，两者之间要很好地配合，当熔断器非三相熔断时，熔断器的撞针要使负荷开关立即联跳，防止缺相运行。
2 终端用户高压室接线形式
标准GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》规定，选择配电变压器的保护开关设备时，当容量等于或大于
800kVA,应选用带继电保护装置的断路器。
对于这个规定，可以理解为基于以下两方面的需要：
a)配电变压器容量达到800kVA及以上时，过去多数使用油浸变压器，并配备有瓦斯继电器，使用断路器可与瓦斯继电器相配合，从而对变压器进行有效地保护。
b)对于装置容量大于800kVA 的用户，因种种原因引起单相接地故障导致零序保护动作，从而使断路器跳闸，分隔故障，不至于引起主变电站的馈线断路器动作，影响其他用户的正常供电。
此外，标准还明确规定，即使单台变压器未达到此容量，但如果用户的配电变压器的总容量达到800kVA 时，亦要符合此要求。
目前，多数用户的高压配电室的接线方案是基本的结线方式，
在此基础上可以派生出一主一备进线或双进线加母线分段等方式。
一般在A 处装设断路器，在B 处也装设断路器，这样，视继电保护的配置情况，可以用A或B达到GB14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》的两个要求，在其中1 台变压器需要退出运行时，操作B 处的断路器即可实现。
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