10kV馈线保护
论10kV架空馈线自动化技术及其故障处理
罗 少威
（ 东电 网广 州海珠 供 电局 ， 东 广 州 ５ ０ ０ ） 广 广 １ ６０ 摘 要 ： 配电 网 自动 化的 主要任 务还 是可 靠地 实现配 电 系统 故障 隔 离与恢复 ， 高供 电可靠性 。 目前 提 因此 本文 结合 方案 ， 以实现馈 线
Ｃ Ｂ为带 时限保 护（ 过流：３ ｓ 序 １ ｓ和 ００ ， ． 零 ．） ０ 二次重合 闸功能 的馈 线出线断路器 ；Ｂ为带 时 Ｆ 限保护 （ 过流０１ｓ零序 ０ ｓ ． ， ５ ．） ６ 和二次重合闸功能 的主干线分段断路器 ；Ｓ ～Ｓ 为主干线分 ＦＷ１ＦＷ２ 段负荷开关 ；Ｂ 为带时 限保护 （ 断 ０ ，零序 Ｚ １ 速 ｓ ０ｓ ． ）和二次重合闸功能的分支线分界 断路器 ； ３ Ｚ Ｗ１ Ｓ 为分 支线分 界负荷开关 ； Ｓ － Ｓ 为 Ｙ Ｗ１Ｙ Ｗ３ 分支线用 户分界 负荷 歼关 ； Ｗ 为联络开关 ； Ｌ Ｓ 方 框表示断路器 ， 圆圈表示负荷开关 ； 开关填 充黑
自动化 的 内容 及其 故 障处理 策略进行 论 述。 关键 词 ： 馈线 自动化 ； 断路 器； 负荷 开关 ； 障 处理 故 １馈线 自 动化的技术分析 实现馈线 自 动化 的主要方式是用 断路 器或 负荷开关将馈线分成若干 区段 ， 实现对馈线的分 段监测 、 控制， 同时应用线路 分段 故障隔离技术 ， 使线路设备保护与变电站保护进行有效 的配合 。 实施馈线 自 动化的 目的： ①对馈线进行 陕速地 故 障定位、 故障隔离、 非故障区域供 电恢复 ， 最大限 度地减少故障引起 的停电范围 、 缩短故障恢 复时 间； ②对配电网正常运行状态进行监控 。 减少 要 故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段 ， 故障时只跳开靠近故障区域的下游开关 ， 使开关 动作 引起的停电范 围最小。另外 ， 行故 障隔 在进 离和供 电恢复的过程 中， 尽量使 开关不做不必要 的动作 ， 以减少开关动作次数 ， 延长开关 的使用 寿命。 ２馈线 自动化一次设备及保护 配置方案（ 断 路器＋ 负荷开关＋ 智能控制器 ） 本方案涉及的主要设备为馈线出线断路器 、 主干线分段断路器 、 主干线分段负荷开关 、 支 分 线分界断路器 、 分支线分界负荷开关 、 分支线 用 户分界负荷开关。 化分段负荷开关连接馈线自动化控制器。 ２ 分支线分界断路器一 配备时限电流保护 Ａ 分支 线分界断路器设 置在主干线的大分支 线首端 ，其作用主要是隔离分支线上发 生的故 障 。分段断路器配置三相 电流互感 器、 零序电流 互感器 ， 具有分断相问短路 电流 、 负荷 电流和零 序电流的功能 ， 分支线分段断路器 配置馈线 自动 化控制器 。 在主干线分段断路器（ Ｂ 电源侧的分 Ｆ） 支线上 ， 分支线分界断路器可整定相间短路动作 时限为 ０ ５ ， ． ｓ零序保护 ０ ｓ并可在第二 级分 支 １ ．， ６ 线上再增加一个分支线用户分界断路器， 相间短 路保护动作 时限整定为 ０ ， ｓ 零序保护 ０ ｓ ． 。分支 ３ 线分界断路器可选择设置在负荷较重、 线路延伸 距离长且发生故障次数较多的大分支线首端 。 在 条线路上不宜设置多 台电流保护动作 时间为 Ｏ 分界断路器， ｓ 避免瞬时故障引起断路器跳闸。 ２ ． ５分支线分界负荷开关 分支分界 负荷开关安装在分支线首端 ， 其作 用主要是隔离发生在分支线上的故障 。 分支线分 界负荷开关配置三相 电压和电流互感器 、 零序互 感器 ， 具有分断负荷电流和零序电流的功能 ， 自 动隔离单相接地故障 ， 分支线 分界负荷开关连接 馈线 自动化控制器 。 分支线以设置分支线分界负 荷开关为主， 所带负荷较重的大分 支线可在分支 线首端设置分支线分界断路器 ， 下级设置分界负 荷开关。 ２ ． ６分支线用户分 界负荷开关 分 支线用户分 界开关装设 在 １ ｋ ０ Ｖ配网架 空线路分支线用户出门位置 的责任分界点 ， 具有 分断负荷 电流 以及 自 隔离单 相接地 故障的能 动 力 ， 三相 电流互感器和零序电流互感器 。若 配置 分支线上只有一个用户 ， 可在分支线首端设置分 支线用户分 界负荷开关 ， 无需设置分支线分界负 荷开关 ， 支线用户分界负荷开关连接馈线 自动 分 化控制器。 分支线用户分界负荷丌关与分支线分 界负荷开关的功能基本相同 ， 应选择安装在重要 用户与公网线路 的责任分界点 ， 尤其是 曾多次发
电源故障(10KV馈线开关保护动作掉闸)
电源故障（10KV馈线开关保护动作掉闸）
记录保护动作情况及动作时间，检查并记录10KV开关位置，检查光字牌。
根据保护动作情况判断事故原因及范围，检查相应一次设备，确认为自身原因引起的故障后，向工程部经理汇报。
待事故处理完毕后，检查相应一次设备，确认高压设备无问题后，进行送电操作。
一、开关故障
主进开关出现故障，停用此开关，用另一台变压器带全负荷。
容量不够时，停次要负荷保重要负荷。
操作步骤：
1、将故障柜的真空开关退出运行（若引起火警，1人用手提式二氧化碳灭火器灭火，1人向消防中心报告）。
2、将故障柜的低压总开关退出，挂“有人工作，禁止合闸”指示牌。
3、将低压母联合闸，保证小区设施用电。
4、向主管领导报告故障经过和处理情况；工程部召开事故分析会，分析事故发生原因和处理措施，并出书面总结报告。
二、变压器故障
若变压器故障后，该变压器与另一变压器低压有联络时，低压自投成功，检查负荷情况，确保不至于过负荷掉闸。
三、其它故障
1、一般紧急处理故障
（1）若发生速断、高温跳闸现象，一般都是变压器内部问题引起的，可采用低压母联供电，不准采用高压母联供电。
（2）若发生过流跳闸现象，一般是低压侧出线问题引起，应立即查找低压侧故障，排除后方可送电，并做好现场工作记录。
2、外电源有电，电源断路器掉闸
（1）断路器的继电保护装置未动作，应详细检查设备，排除故障后方可恢复送电。
（2）断路器的继电保护装置已动作，不论掉闸与否，可按越级掉闸处理。
变电站10KV馈线二次原理图
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，且供电半径通常不会超过15km。
除此之外，主干线路以及分支线路中的多个配电变压器均有特定的作用，包含民居住宅日常生活变压器以及企业生产专用变压器，与线路之间相互连接的方式均以断路器或熔断器作为主要控制器件。
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。
谈10kV配网合环操作的条件及其对馈线保护的影响 林建文
谈10kV配网合环操作的条件及其对馈线保护的影响林建文摘要：任何电气或电子控制系统的目标都是测量、监控和控制一个过程，可以通过监控其输出并将其中的一部分，比较实际输出与期望的输出。
被测量的输出量称为“反馈信号”，使用反馈信号来控制和调节自身的控制系统的类型称为合环系统。
本文对10kV配网合环操作条件及对馈线保护的影响进行了分析。
关键词：10kV配网；合环操作；馈线保护1.合环控制系统合环控制系统也称为反馈控制系统，是一种控制系统，它使用开环系统的概念作为其前进路径，但具有一个或多个反馈回路或其输出与其输出之间的路径输入。
对“反馈”的引用仅仅意味着输出的一部分“返回”到输入以形成系统激励的一部分。
合环系统设计通过将其与实际情况进行比较来自动实现并保持所需的输出状态。
它通过产生一个误差信号来实现这一点，这是输出和参考输入之间的差异。
换言之，“合环系统”是一种全自动控制系统，其中其控制行为以某种方式依赖于输出。
图1 合环控制系统然后合环配置的特征是来自系统中的传感器反馈信号。
由此产生的误差信号的幅度和极性将直接与所需的参数和实际参数之间的差异有关。
此外，由于合环系统对输出条件有一定了解（通过传感器），因此它可以更好地处理任何系统干扰或条件变化，从而可能降低其完成所需任务的能力。
例如，温度偏差被反馈传感器检测到，并且控制器自动校正误差以在预设值的限制范围内保持恒定的温度。
或者可能停止该过程并激活警报以通知操作员。
在一个闭环控制系统中，误差信号是输入信号和反馈信号（可能是输出信号本身或输出信号的一个函数）之间的差值，它被送到控制器以减少系统错误并将系统的输出恢复到期望的值。
合环控制意味着使用反馈控制动作以减少系统内的任何误差，并且其“反馈”区分开环系统和闭环系统之间的主要区别。
准确性输出因此取决于反馈路径，一般而言，反馈路径可以做得非常准确，并且在电子控制系统和电路内部，反馈控制比开环或前馈控制更常用。
2.合环控制系统的优缺点合环系统比开环系统有许多优点。
10kV馈线保护大电流闭锁重合闸功能失效及解决措施
10kV馈线保护大电流闭锁重合闸功能失效及解决措施摘要:本文主要针对10kV馈线保护大电流闭锁重合闸功能的失效及解决措施展开了探讨，对大电流闭锁重合闸功能失效的原因作了系统分析，并给出了相应的解决措施，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词:10kV馈线保护；大电流闭锁重合闸；功能失效；解决措施大电流闭锁重合闸对10kv馈线保护有着十分重要的作用，因此，若大电流闭锁重合闸出现功能失效的故障，则会对10kv的馈线保护造成严重的危害。
我们必须要认真分析功能失效的原因，并及时采取措施做好解决。
基于此，本文就10kV 馈线保护大电流闭锁重合闸功能的失效及解决措施进行了探讨，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
1 保护动作情况(1)保护装置信息装置型号:南瑞继保RCS-9611B；软件版本:1.31.2，效验码:81A2。
(2)保护动作情况相对时间0ms时920间隔保护启动动作；20ms速断保护动作；33ms闭重过流保护动作；3123ms重合闸保护动作。
相关保护定值见表1，保护动作过程如图1所示，保护装置故障录波如图2所示。
表1 相关保护定值图1 保护动作时序图注:过流Ⅰ段为闭重过流保护，过流Ⅱ段为速断保护。
图2 10kV920间隔保护装置故障录波从保护动作情况可以看出，10kV馈线发生三相相间短路故障，二次故障电流为70.9A，故障电流达到闭重过流保护动作定值(66.5A)，闭重过流保护动作，但闭锁重合闸功能失效，重合闸动作。
2 现场试验及原因分析2.1 现场试验为了查明闭锁重合闸功能失效原因，申请断开920断路器，并对保护装置进行现场试验。
试验时故障电流大小为70A，不同的故障电流持续时间(t)下，920间隔保护装置的试验结果如图3、图4、图5所示。
图3 t≤34ms时保护装置试验结果图4 35ms≤t≤37ms时保护装置试验结果从图3―图5可看出，t≤34ms时，速断保护动作，重合闸保护动作，闭重过流保护不动作；35ms≤t≤37ms时，闭重过流保护动作，速断保护动作，重合闸保护动作，与此次故障情况一致，属保护误动作；t≥38ms时，闭重过流保护动作，速断保护动作，重合闸保护不动作，保护正确动作。
变电站10kV馈线开关与线路开关的保护配合应注意的要点
变电站10kV馈线开关与线路开关的保护配合应注意的要点摘要：通过将10kV馈线开关与线路开关进行配合，能够及时将出现故障的线路切断，从而避免故障范围扩大。
但是，在10kV馈线开关与线路开关的实际配合应用中，保护定值的设置可能会不合理，导致线路中的多级开关出现跳闸现象。
因此，需要对两者保护定值配合应注意的要点进行分析，以提高两者配合的有效性。
关键词：10kV馈线开关；线路开关；保护配合；要点通过变电站10kV馈线开关与线路开关的保护配合，可以对线路故障进行针对性的切除，从而将故障的影响范围降至最小。
在实际的生产工作中，各级开关在设定保护定值时，往往不依靠具有科学依据的数值进行设定，从而极易造成许多开关同时发生跳闸现象。
所以，运维人员在设定10kV线路的各级开关安全定值时，必须遵循一定的合理性，这样一来，对整个供电系统的可靠性都会有较大的提高。
在变电站的实际生产管理过程中，由于常常缺乏对10kV馈线开关以及其线路上的开关在设置保护定值时的综合分析；同时，因为对于随着线路中的装配容量的增加所导致的励磁涌流的猛增也缺乏一定的考虑，所以，近年来在变电站10kV线路中，各级开关不规则的发生跳闸现象的情况也时有发生。
1故障概述在某110kV变电站，当10kV的M线过流Ⅰ段时产生保护动作，重新合闸动作成功完成，此时线路中的电流为0。
这次故障一共引起了三个开关的跳闸现象发生，他们分别是M线上的533开关跳闸、主干线一号塔上的1T1开关跳闸及沟墘直线上的1T1开关跳闸，具体情况如图1。
（为了方便区分，以下将主干线一号塔上的1T1开关称作开关A，将沟墘支线上的1T1开关称作开关B）图1 线路故障时跳闸开关安全定值图2 馈线开关与线路开关的定制配合由于在这次故障中，处于10kV的M线末端的开关B发生了跳闸现象，所以充分的说明了故障发生的地点在开关B的后端，但同时其前两级开关却同时发生跳闸，那么就证明这些开关在设定安全定值时存在着不合理之处。
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工程名称：试验日期：年月日10kV 线路：
1.铭牌:
2.校验码检查:
3.逆变电源检查：
4.零漂检查：
5.通道有效值检查：
工程名称：试验日期：年月日10kV 线路：
6．开入量检查：
7.开出接点检查:
工程名称：试验日期：年月日10kV 线路：
8.保护试验:
2) 零序过流保护：
3）低周保护：
4）过负荷保护：
工程名称：试验日期：年月日10kV 线路：
5）重合闸：
9.保护整组试验：
1）保护跳闸及重合闸：
2）防跳：
4）开关操作及联锁回路：
10.其它检查：
11.装置异常检查:
工程名称：试验日期：年月日10Kv 线路：
12.二次回路绝缘检查：
13. 使用仪器、仪表:
14. 试验结果:
试验人员：试验负责人：。