10kV母线速断保护动作的分析与处理
10kV变配电站母线分段开关选择有关问题分析
10kV变配电站母线分段开关选择有关问题分析
10kV变配电站母线分段开关选择有关问题分析
10kV变配电站有两路电源进线时，主接线应单母线分接线段。
这样在一段母线检修时另一段母线与其电源进线可以继续运行，变配电站不会全站停电。
如果采用
变配
路为备用的运行方式，备用电源为线路备自投方式。
此时母线分段开关可以不选用断路器而直接选用两台隔离柜，即省掉一台母线分段断路器。
母线分段开关选用隔离柜后，在一段母线停电检修时，不能直接切断电源，应先断开检修母线上的所有出线断路器后，才能拉开隔离开关。
所以出线电源比较多时，母线分段开关宜选用断路器，有利于操作的安全性。
出线电源比较少时，母线分段
开关选用隔离柜，可以节省投资。
母线分段开关选用断路器后，在一段一段母线检修时，可以用母线分段断路器来切断电源，有利于操作的安全性。
但母线分段断路器应有充电保护，即合闸后将电源速断保护退出，可以减少变配电站电流速断保护的配合级数。
对于有两路电源进线的变配电站，母线分段开关常分，两路电源同时运行的运行方
10kV 投比较复杂一些。
10kV配网运行故障及预防措施分析
10kV配网运行故障及预防措施分析10kV配网是城市中枢电力配送系统的重要组成部分，它承担着将变电站送来的10kV 电能分发到各个城市区域的重要任务。
随着城市化进程的加快和电力需求的增长，10kV配网的运行故障也日益凸显，给城市的电力供应和生活带来了不小的影响。
对于10kV配网的运行故障及预防措施进行分析是非常必要的。
一、10kV配网的运行故障种类及原因分析1. 线路故障：包括线路断裂、短路等线路故障可能是由于施工质量不过关、老化、外力破坏、天气等因素引起的。
线路断裂一般是由于外部力量造成的，如施工不当、风雨等自然灾害等。
而短路一般是由于线路设备老化、绝缘破损等引起的。
2. 设备故障：包括变压器故障、断路器故障等设备故障可能是由于设备自身质量问题、老化等引起的。
变压器故障一般是由于内部绕组短路、过载、超压等问题引起的。
而断路器故障一般是由于触头烧坏、弹簧损坏等引起的。
3. 人为因素：包括操作不当、维护不及时等人为因素可能是由于操作人员不熟悉设备操作、抄表不准确等引起的。
维护人员维护不及时、不完全等也可能导致设备故障。
二、10kV配网运行故障预防措施1. 加强设备管理对于10kV配网中的各种设备，需要定期进行巡检、维护和保养，避免因设备本身问题导致的故障。
对于设备老化严重的，需要及时更换或更新。
2. 完善配网监测系统建立完善的配网监测系统，可以实现对10kV配网各项参数和设备状态的实时监测，一旦发现异常情况，可及时报警并进行处理，从而减少故障发生的可能性。
3. 增强人员培训和管理加强对操作和维护人员的培训，提高其专业水平和技能，避免因人为因素导致的故障发生。
加强对维护人员的管理，保证其按时进行巡检和维护工作。
4. 配网改造与升级对于老化严重的10kV配网设备和线路，需要进行改造和升级，以提高其运行稳定性和安全性。
5. 加强供电质量管理实行合理的供电管理，保障10kV配网的供电质量，避免因电压不稳、电能质量差等原因导致设备损坏。
10kV架空线路常见故障的原因分析及查找方法03
四、 10kV架空线路故障查找
(1)短路故障的查找
根据线路某线段摇测的阻值和天气情况来分析对比和 判断故障情况，查找原则：先拉大分支线，再拉小分支 线，先拉线路负荷重的分支线，再拉负荷轻的分支线， 先拉线路绝缘电阻低的分支线，再拉线路绝缘电阻高的 分支线，尽量缩小停电面积。 在线路中间将线路分为两段，分别对两端进行摇测， 确定故障点在哪段；在故障线路中间将线路分为两段， 分别对两端进行摇测，确定故障点在哪段；如此反复查 找，直到找到故障点。
二、 10kV架空线路故障形成原因
(4)小动物短路故障有： ①台墩式配电变压器上，跌落式熔断器至变压器的高压 引下线采用裸导线，变压器高压接线柱及高压避雷器未 加装绝缘防护罩。 ②高压配电柜母线上，母线未作绝缘化处理，高压配电 室防鼠不严。 ③高压电缆分支箱内，母线未作绝缘化处理，电缆分支 箱有漏洞。
四、 10kV架空线路故障查找
(1)短路故障的查找 要熟悉和掌握用电设备的地理位置和查找线路的走径 ，导线的弧垂是否符合要求。 当查出故障点后，立即对故障点进行抢修，经摇测合 格后，线路可以恢复供电。还必须立即对有短路电流通 过的线路全面认真巡查一遍。因为当线路发生短路故障 时，短路电流还要流经故障点上面的线路，所以对线路 中的薄弱环节，如线路T接点、断路器接头、引流线，绑 扎线会造成冲击而引起断线。
(2)接地故障：线路瞬时性接地故障；线路永久性接地故 障。
二、 10kV架空线路故障形成原因
(1)线路金属性短路故障有以下主要原因。 ①外力破坏造成故障，架空线或杆上设备（变压器、开关 ）被外抛物短路或外力刮碰短路；汽车撞杆造成倒杆、断 线；风暴、洪水引起倒杆、断线。 ②线路缺陷造成故障，弧垂过大遇风暴时引起碰线或短路 时产生的电动力引起碰线。
瞬时电流速断保护在线路保护中的问题
摘要:在进行远距离送电时，瞬时电流速断保护经常面临配电变压器励磁涌流、TA饱和等不正确动作状态，为了确保线路正常运行，本文通过阐述励磁涌流、TA饱和对瞬时电流速断保护的影响，同时分析线路中励磁涌流问题、TA饱和问题，并提出相应的政策建议，进而为瞬时电流速断保护提供参考依据。
关键词:励磁涌流TA饱和瞬时电流速断保护1概述1.1励磁涌流对瞬时电流速断保护的影响对于6-10KV配电线路，一般采用两段式电流保护。
两段式保护的第一段瞬时电流速断保护为主保护段，第二段过流保护为后备保护段。
当线路末段有多条出线或多台变压器时，瞬时电流速断保护按躲本线路末端母线故障的最大故障电流整定，即按照最大运行方式下线路末端三相短路电流来整定的，由于考虑到保护区不小于线路全长的20%[1]。
在这种情况下，需要取较小的动作电流值，尤其是系统阻抗较大（线路较长，配电变压器较多）时，其取值通常情况下会更小。
因此，在产生配电变压器空投及外部故障时，对于恢复电压时的变压器励磁涌流产生的影响，在整定过程中没有进行全面的考虑，与瞬时电流速断保护定值相比，励磁涌流的起始值比较大，进一步造成10kV变电站的出线送不出，或者跳闸现象频繁出现在运行过程中。
1.2TA饱和对瞬时电流速断保护的影响近年来，随着经济的不断发展，为了满足市场用电需求，对城网、农网进行了相应的改造，进一步扩大了10kV 系统的规模，在这种情况下，会进一步增加系统出口的短路电流。
通过对现场的故障电流进行测试，其故障电流通常情况下可以达到TA一次额定电流的数百倍，原有的一些变比较小的TA在发生故障时经常出现严重饱和，进而在一定程度上导致故障电流不能正确反应。
发生线路故障后，自身保护不动作的现象在一些出线中经常出现，进而出现母联断路器等越级跳闸的保护方式切除故障。
2线路中励磁涌流问题2.1影响继电保护装置励磁涌流[2]是变压器特有的电磁现象，并且励磁涌流是关于时间的多变量函数，通常情况下励磁涌流仅存于变压器的某一侧。
10kV母线速断保护动作的分析与处理
10kV母线速断保护动作的分析与处理发表时间：2019-05-20T10:12:00.813Z 来源：《电力设备》2018年第34期作者：冯庆宏[导读] 摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
（广东电网有限责任公司东莞供电局 523000）摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
关键词：母线速断一、事件现象某110kV变电站10kV1M母线速断保护动作，#1主变10kV侧501开关跳闸，同时闭锁10kV分段500开关备自投，造成10kV1M母线失压，运行人员到达现场检查10kV 1M母线无异常，但10kV F7线路保护装置的动作灯亮，707开关在合闸位置，其它保护装置无异常信号。
二、技术分析10kV母线快速保护不是单独保护装置，它由动作元件和闭锁元件两部分组成，即嵌入主变变低后备保护装置中的动作元件和嵌入在10kV间隔（包括10kV线路、站用变、接地变、电容器组等）保护装置中的闭锁元件组成。
10kV母线快速保护典型逻辑关系如图1所示。
图1 10kV母线快速保护典型逻辑其中，动作元件反应流经主变变低开关的电流增大，当10kV母线上发生任何相间短路时，都能够反应。
闭锁元件反应10kV间隔电流增大，当10kV间隔发生任何相间短路时，闭锁元件瞬时动作发出闭锁信号，该信号被瞬时传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中，起到闭锁10kV母线快速保护的作用。
在10kV母线快速保护功能设置为投入、10kV分段开关处于分闸位置、无10kV母线快速保护闭锁信号输入的情况下，当发生10kV母线短路故障时，10kV母线快速保护的动作元件动作，10kV母线快速保护经延时T1跳开主变变低开关，并同时闭锁10kV备自投。
一起10kV电容器故障分析处理
一起10kV电容器故障分析处理发布时间：2021-02-19T09:19:32.173Z 来源：《电力设备》2020年第31期作者：吴桂林范锦文[导读] 2018年3月19日9:25，值班员发现110kV变电站10kVⅡ段母线接地告警，站内运行方式三台主变分列运行，检查发现10kVⅡ段母线上其它开关综保均无异常，综保后台上发现2#10kV电容器组有报警跳闸，立即通知相关检修人员进行检查。
（湖北三宁化工股份有限公司 443206 湖北宜昌）1故障现象2018年3月19日9:25，值班员发现110kV变电站10kVⅡ段母线接地告警，站内运行方式三台主变分列运行，检查发现10kVⅡ段母线上其它开关综保均无异常，综保后台上发现2#10kV电容器组有报警跳闸，立即通知相关检修人员进行检查。
现场发现，2#10kV电容器组B相电容器至串联电抗器引流排的引线熔断，引线熔断后挂在柜体支架上，并对支架放电，C相、B相电抗器绕组层间、匝间及柜体均有放电灼烧痕迹。
电容器为辽宁锦洲电力电容器有限公司生产的TB10-4200100型，额定电流220A，电抗率0.1%，出厂日期2006年2月。
查后台记录发现3月19日9:25:28有“10kV母线瞬时接地告警保护动作，2#电容器不平衡电压保护动作”。
2原因分析该组电容器是为2#主变作补偿的，接在10kVⅡ段母线上。
该保护柜上装有自动电压无功控制A VQC装置，能检测系统电压自动投入电容器组。
检查后发现，电容器至串联电抗器引流排的软铜线未采用专用铜铝过渡接头搭接，而是用一颗螺钉直接搭接在铝排上，电容器额定电流有220A，在长期的电化学腐蚀作用下，搭接处的软铜线发热熔断，导致10kV母线接地。
由保护记录推断，软铜线应该是在3月19日9：25左右开始熔断的。
该瞬时接地故障发生后，B相电容器接地与10kV消弧线圈构成补偿回路；B相电容器两端电压UB=(j/ωC)×(Ic-IL)与A、C相电容器两端电压UA=UC=(j/ωC)×Ic相差较大，lc为电容器额定电流，IL为消弧线圈补偿电流，立即引起电容器不平衡电压保护动作，断路器跳闸后接地消失。
10kV母线事故处理
1、 10kV母线故障范围 2、主变低压侧后备保护配置 3、10kV母线故障与线路故障保护 （或开关）拒动的区别 4、10kV母线故障处理步骤（注意 站用变、电容器等）
10kV母线故障范围
• 母线上各元件电流互感器以内的故障都属 于母线故障，包括母线及直接连接在母线 上设备的故障。例如：连接在母线上的电 压互感器、避雷器、母线刀闸等故障。连 接在母线上各元件的开关、电流互感器的 故障也反应为母线故障。母线相对于输电 线路，故障的机率较小，而且瞬时性故障 的可能性也较小。
• 兴隆变电站#1、2主变10kV侧后备保护，作 为10kV母线保护和10kV母线上各元件的后 备保护。保护动作后，以第一段时限动作 于10kV分段开关，以第二段时限动作于本 变压器10KV侧开关，以第三段时限动作于 本变压器三侧开关跳闸，以实现选择性。
#1、2主变低压侧后备保护动作示意图
I 段母线故障保护动作示意图
• 如果母线上某一元件故障而保护拒动，其 保护的动作行为与母线故障基本相同，只 是由于线路上故障点远近不同，变压器保 护的动作元件可能有所不同 。
L1故障线路保护拒动示意图
10kV母线故障象征
• 监控系统报警，主变保护动作，10kV分段 开关（并列运行时）及连接于的故障母线 的主变10kV侧开关跳闸，故障母线失压， 母线上各元件负荷、电流降至“0”，保护发 失压信号，所带的所用变低压母线失压 （有低压备自投时备自投动作），电容器 低电压保护动作，开关跳闸。
故障处理
• 1、根据监控系统信息及报警信号，判断故障性质及停电 范围，汇报调度； • 2、立即到达现场检查保护装置动作情况与监控系统报警 信号是否相符，故障范围内设备有无异常现象，做好记录； • 3、若所用电系统未装设备自投，尽快恢复已停电低压母 线及其负荷供电(操作时防止由低压回路向故障母线反送 电)，并检查有关低压负荷运行正常 ； • 4、若发现明显故障点且可以隔离时，隔离故障点，根据 调度指令，恢复母线供电（电容器开关未跳闸时先拉开电 容器开关） 。如果故障点不能隔离，将故障母线转为检 修；
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施一、引言10kV配电线路是城市和乡村供电系统中的重要组成部分，其安全稳定运行关系到人民群众的生活和生产，因此对于配电线路的故障原因分析及运行维护检修措施至关重要。
本文将对10kV配电线路的故障原因进行分析，并提出运行维护检修的具体措施，以确保配电线路的安全稳定运行。
二、10kV配电线路故障原因分析1. 天气因素恶劣的天气条件是导致10kV配电线路故障的常见原因之一。
强风、雷电和大雨可能导致树木倒下、电杆倒塌、设备损坏等情况，从而引发电路短路或断路故障。
2. 落雷在雷电活跃的季节，落雷也是10kV配电线路故障的常见原因。
如果配电线路未设置良好的防雷设施或未进行及时维护，就会对线路设备造成损坏，甚至引发火灾等严重后果。
3. 设备老化设备老化是10kV配电线路故障的另一个重要原因。
随着设备的使用年限增长，设备的绝缘能力可能会下降，从而增加线路发生故障的概率。
设备的机械部件也可能因长期使用而出现磨损，导致设备的运行不稳定。
4. 人为因素人为因素也是导致10kV配电线路故障的一个重要原因。
未经授权的人员在不合适的情况下施工、擅自改动电缆或引线、未按规定操作设备等都可能造成线路故障。
5. 缺乏定期维护对于10kV配电线路来说，缺乏定期维护也是导致故障的一个常见原因。
设备长期使用或者长时间没有得到维护，会导致线路设备的老化、松动、腐蚀等问题，从而增加线路故障的概率。
三、运行维护检修措施1. 定期巡视对于10kV配电线路来说，定期巡视是保障线路安全稳定运行的重要手段。
电力供应企业应该进行定期的巡线工作，及时发现和解决可能存在的问题，防止故障的发生。
2. 设备防雷对于雷电活跃的地区，配电线路的设备应该进行防雷处理。
在电力设备上安装防雷设施，防止雷电对设备的损害，从而保障线路的安全运行。
3. 设备维护对于10kV配电线路的设备，应该进行定期的维护和检修，及时发现并解决设备的故障隐患。
10kV线路相间故障事故处理
二、10kV线路保护配置
10kV线路一般装设三段式或两段式过流保护和三 相一次重合闸。 全电缆线路大都为永久性故障，因此不装设（或 不投入）重合闸。
兴隆变电站10kV线路保护配置及定值： 速断保护 30A ，0秒 过流II段 6.2A ，0.8秒 过流III段 6.2A ，0.8秒 重合闸投入
三、10kV线路相间故障象征及判断
6、发现明显故障点、跳闸开关有异常现象、全电 缆线路不得强送，空载线路不应强送，低周低压 减载动作切除的线路不得强送，有小电源的线路 送电应防止非同期合闸，达到规定跳闸次数的开 关强送应经有关领导或技术负责人批准； 7、开关合闸送电前应复归保护信号。
8、值班人员做好记录，当开关允许切断故障次数 与实际故障跳闸次数之差小于两次时，汇报调度 停用重合闸。
情况二（占1/3）：例如L1线路A相、L3线路C相接地短路 L1、L3保护同时动作开关跳闸
双线异名相接地故障的象征
情况一：系统先出现单相接地信号，之后，
一条线路跳闸，有时接地相别会发生变化， 接地信号不消失。 情况二：系统先出现单相接地信号，之后，
两条线路同时跳闸，接地现象及信号消失。
双线异名相接地故障处理
练习
1、上仿真机进行10kV线路相间故障的处理 练习。 2、10kV线路相间故障处理案例、讲评。
五、双线异名相接地
两相接地即构成相间短路。一条线路的两相接地
短路与两相短路没有太大区别，只是两相接地短 路在保护动作开关跳闸后接地现象消失。如果接 地的两相分别落在两条线路上，则由于小电流接 地系统保护配置的特殊性，保护可能产生不同的
1、上仿真机进行10kV双线异名相接地故障 的处理练习。 2、10kV双线异名相接地故障处理案例、讲 评。
浅析10KV变电所继电保护问题
浅析10KV变电所继电保护问题摘要：在电力系统中少不了变电站，变电站在现代化工程建设中有着重要作用，可以保证变电所的继电保护装置逐渐的完善，还会对电力系统的整体结构、功能有所影响。
基于此，本文主要从笔者的实际工作经验出发，分析10KV变电站继电保护存在的问题，希望能给相关从业人员带来帮助。
关键词:10KV;变电所；继电保护；设计前言：继电保护是电力系统故障自动保护的一种方法。
高度重视电力系统和电气设备的自动保护是必要的。
在提高变电站自动化程度的过程中，还需要做好继电保护装置的升级改造，合理应用自动监控系统，这样才能使继电保护更加有效。
以下是对它的分析。
1 变电所分析电力资源在人们日常生活的生产环节中扮演着非常重要的角色，在21世纪的现在，人类对电力的需求也是越来越大，变电所可以应用于社区、企业、工厂等领域，变电所继电保护工作开展能够缓解人类的用电压力，而变电所在经过变换分布电流系统电流、电压，对电气设备的运行进行保证，进而维护电流系统的运行。
各地区之间变电所的设计要求是不同的，还需按照电力需求实现布线、配电，进而实现供需地平衡。
在变电所中还需进行充分考虑维护工作，以确保电气设备的正常运行。
2 变电所继电保护装置的构成2.1 中间网络通信继电保护装置在实现中间网络通信时，硬件网线、网络接口、中继器等设备是关键部分。
在系统实际应用中，通信软件是系统的技术支撑。
在通信协议约束下，数据可以端到端发送和接收，可以广播。
当实现中间网络通信时，可以自动修正一定级别的中继操作措施，从而保证系统的实时性。
2.2 后台操作装置继电保护系统中的后台操作系统可以实现接口控制的观察，确保人机交互时继电保护预警、协议、存储等保护的功能。
在通常情况下，后台的操作系统与后台的控制软件能够进行连接在一起，进而保证继电保护全面自动化，使得后台的操作设备有着报表管理、图形显示和图像检测等功能，进而对共享数据库实时刷新。
3 10kV变电所继电保护设置的问题在进行 10kV变电所的继电保护的时候，经过设置失压跳闸保护、过载保护和速断保护，依据电力系统的要求，只是进行设置失压跳闸是足够的，不需要再设置其他保护。
10kV线路跳闸预案
10kV线路跳闸预案引言：在电力系统中，10kV线路跳闸是一种常见的故障处理方式，它可以有效地保护电力设备和人员的安全。
本文将详细介绍10kV线路跳闸的预案，包括预案的目的、预案的执行步骤以及预案的应急措施等内容。
一、预案的目的1.1 提高电力设备的可靠性和安全性- 10kV线路跳闸预案的目的是及时发现和处理线路故障，以保护电力设备的正常运行。
通过预案的执行，可以有效地降低设备故障的发生率，提高设备的可靠性和安全性。
1.2 保障电力供应的连续性- 10kV线路跳闸预案的另一个目的是保障电力供应的连续性。
当线路出现故障时，及时跳闸可以避免故障扩大，减少停电时间，保证用户的正常用电需求。
1.3 保护人员的生命安全- 10kV线路跳闸预案的最重要的目的是保护电力工作人员的生命安全。
在处理线路故障时，必须严格按照预案的要求进行操作，避免发生意外事故，确保人员的安全。
二、预案的执行步骤2.1 故障检测与确认- 在10kV线路跳闸预案执行之前，必须首先进行故障检测与确认。
通过使用故障指示器、故障录波仪等设备，可以快速准确地检测出线路故障的位置和类型。
2.2 跳闸操作的准备工作- 在确认线路故障后，需要进行跳闸操作的准备工作。
包括通知相关人员、准备跳闸设备、制定跳闸计划等。
2.3 跳闸操作的执行- 在准备工作完成后，需要按照预案的要求进行跳闸操作的执行。
操作人员应严格遵守操作规程，确保跳闸操作的安全和准确性。
三、预案的应急措施3.1 故障处理与修复- 在线路跳闸后，需要及时进行故障处理与修复工作。
通过对故障设备的检修和更换，可以恢复线路的正常运行。
3.2 电力供应的调度安排- 在线路跳闸期间，需要进行电力供应的调度安排。
通过调整其他线路的负荷分配，确保用户的正常用电需求。
3.3 事故原因的分析与总结- 在故障处理和修复完成后，需要对事故原因进行分析与总结。
通过总结故障的原因和处理经验，可以提高电力系统的运行管理水平，减少类似故障的发生。
10kV配电线路保护的整定计算专题
10kV配电线路保护的整定计算专题第一篇：10kV配电线路保护的整定计算专题10kV配电线路保护的整定计算10kV配电线路的特点10kV配电线路结构特点是一致性差，如有的为用户专线，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100kVA，有的线路上却有几千kVA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。
问题的提出对于输电线路，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，以满足保护“四性”的要求。
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。
特殊线路结构或特殊负荷线路保护，不能满足要求时，可考虑增加其它保护(如：保护Ⅱ段、电压闭锁等)。
下面的讨论，是针对一般保护配置而言的。
(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。
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式中Idzl-速断一次值Kk-可靠系数，取1.5Id2max-线路上最大配变二次侧最大短路电流②当保护安装处变电所主变过流保护为一般过流保护时(复合电压闭锁过流、低压闭锁过流除外)，线路速断定值与主变过流定值相配合。
Ik=Kn×(Igl-Ie)式中Idzl-速断一次值Kn-主变电压比，对于35/10降压变压器为3.33Igl-变电所中各主变的最小过流值(一次值)Ie-为相应主变的额定电流一次值③特殊线路的处理：a．线路很短，最小方式时无保护区；或下一级为重要的用户变电所时，可将速断保护改为时限速断保护。
10kV配电线路多级断路器同时跳闸原因分析
10kV配电线路多级断路器同时跳闸原因分析10kV配电线路是城市供电系统中重要的一部分，多级断路器是保护线路安全的重要设备。
在实际运行中，有时会出现多级断路器同时跳闸的情况，给供电系统的稳定运行带来了一定的困扰。
有必要对多级断路器同时跳闸的原因进行深入分析，以便更好地保障供电系统的安全和稳定运行。
第一、10kV配电线路多级断路器的工作原理在了解多级断路器同时跳闸的原因之前，首先要对10kV配电线路多级断路器的工作原理进行清楚的了解。
多级断路器是一种可以在发生短路或过载时自动切断电路的保护设备，它的工作原理主要包括热保护、电磁保护和触发保护三种；在正常工作情况下，多级断路器能够有效地保护线路的安全运行。
如果出现同时跳闸的情况，就需要进一步分析其原因，以便及时排除故障，保障供电线路的稳定运行。
第二、多级断路器同时跳闸原因的分析1. 负荷过大负荷过大是导致多级断路器同时跳闸的主要原因之一。
当供电线路负荷超过多级断路器的额定容量时，会引起短路或过载，导致多级断路器同时跳闸。
这种情况通常会发生在高负荷时段，尤其是在夏季高温期间，由于空调等大功率设备的使用增加，线路负荷容易超载，从而引起多级断路器同时跳闸。
2. 设备故障设备故障也是多级断路器同时跳闸的常见原因之一。
当线路上的设备出现故障时，如短路、接地故障等，会导致多级断路器同时跳闸以保护线路安全。
设备老化、绝缘子损坏等问题也可能导致多级断路器同时跳闸。
3. 断路器调度不合理断路器调度不合理也可能造成多级断路器同时跳闸。
在供电系统中，断路器的调度应根据线路负荷、负载特性等因素进行合理调度，以保证供电系统的稳定运行。
如果断路器的调度不合理，可能会造成负载过大或电流分布不均，从而引起断路器同时跳闸。
5. 操作人员误操作或误判在供电系统运行中，操作人员的误操作或误判也可能导致多级断路器同时跳闸。
操作人员误将多级断路器同时合闸后，再次跳闸；或者误判线路状态，错误地进行操作，都可能导致多级断路器同时跳闸。
分析10kV越级跳闸事故原因
分析10kV越级跳闸事故原因越级跳闸大大地扩大了故障范围，对系统安全的威胁性很大，有时甚至会导致系统解列，造成大面积停电的恶性事故。
越级跳闸中比较常见的是10kV断路器越级跳闸，由于10kV电压等级跟电力客户紧密相连，所以一旦10kV母线失压，对电力客户影响很大。
文章探讨了10kV断路器越级跳闸的原因和故障发生后的处理措施。
一、原因10kV越级跳闸在原因很多，按设备类型大抵可分为两种，一次设备缺陷引起的断路器越级跳闸和二次设备缺陷引起的断路器越级跳闸。
(一)一次设备缺陷引起的越级跳闸的主要原因1.断路器机构跳闸线圈烧毁引起断路器拒动。
由跳闸线圈烧毁引起的越级跳闸在电力系统中是出现得比较多的。
跳闸线圈烧毁是因为长时间通电或者线圈两端承受的电压过大引起的。
跳闸电磁铁无冲程或跳闸线圈铁芯阻卡都会使得跳闸线圈烧毁，这在一些运行时间比较长的设备上比较常见。
运行值班员巡视设备时，如闻到断路器机构有焦味，同时断路器合闸指示灯不亮，则基本上可以判断为跳闸线圈烧毁，必须马上申请将设备停运，联系检修班组处理，防止设备故障时造成严重后果。
2.断路器机械操动部分卡死引起断路器拒动。
断路器机械操动部分卡死主要表现为机构卡涩或传动连杆销子脱离。
断路器如果长时间处于备用状态，在投入运行之前一定要做断路器特性试验。
3.断路器辅助继电器触点接触不良引起断路器拒动。
当断路器在合位时，断路器辅助继电器触点接通于跳闸回路中，如果触点接触不良，则跳闸回路不通，当设备端出现故障时，断路器无法跳闸，从而跳开上一级断路器，造成越级跳闸。
断路器合闸指示灯可以有效地监控跳闸回路。
断路器合闸指示灯不亮，排除坏灯的可能，就说明跳闸回路不通，这时要马上申请将设备停运，联系检修处理故障。
4.控制回路断线。
断路器控制电源断开时，会发出控制回路断线，这时候断路器已经是死断路器，要马上分析电源断开的原因，将电源合上去。
跳闸线圈烧毁和断路器辅助继电器触点接触不良都会发控制回路断线，所以运行人员应高度重视告警信号，出现断路器控制回路断线等告警时，应立即处理。
浅论10kV供电系统的继电保护的设计方案
一起10kV母线失电故障处理过程
一起10kV母线失电故障处理过程摘要：电网调度员是电力系统运行的指挥者，是保障电网安全运行的守护者，作为一名调度员，在工作中需要全身心的投入其中，认真对待每一项操作，每一个事故，踏踏实实做好本职工作，才能真正做好调度工作。
本文对一起10kV线线路故障保护拒动，越级造成10kV母线失电进行分析，并对调度工作阐述了个人的一些看法。
关键词：10kV母线；失电；故障；调度；思考一、案例10kV线路故障保护拒动，导致越级跳闸1.运行方式35kV变电站为内桥接线方式，一次接线图如图1所示，303开关、母联300开关、1号主变及101开关、2号主变及102开关均运行状态，304开关热备用状态，35kV备自投装置启用。
10kV侧为单母线分段接线方式，1号主变、2号主变分别带10kVⅠ、Ⅱ段母线运行，10kV母联100开关热备用状态，每段母线分别有3回10kV出线，启用10kV备自投装置。
2.保护配置情况：此变电站的保护配置情况：（1）10kV出线按三段式过电流保护设置。
过流I段，即速断保护，按大方式下躲开线路末最大短路电流，校验时只要满足在常见的大方式下，被保护线路出口故障灵敏系数不小1.2，时限为0S；过流II段，即限时速断保护，按照躲开线路所带容量最大的变压器低压侧发生故障时的最大短路电流整定，与线路分段开关定值和用户智能开关保护配合，时限为0.1S；过流Ⅱ段，即过电流保护，是线路保护的最后一道防线，必须保证线路末端发生故障时具有足够的灵敏度，并应躲开正常运行时最大负荷电流，同时要考虑保护CT、线路载流量等因素，时限为0.3s。
（2）主变10kV侧后备保护配置为两段式电流保护，I段为速断保护，电流定值与10kV 出线过流I段或II段配合整定，按小方式下10kV母线两相短路有1.5灵敏度整定，0.3秒跳10kV分段，0.6秒跳本侧，0.9秒跳两侧；II段为复压过电流保护，按躲变压器最大负荷电流整定，0.6秒跳35kV分段，0.9秒跳本侧，1.2秒跳三侧。
关于10千伏线路越级跳闸的原因分析
关于10千伏线路越级跳闸的原因分析摘要：供电可靠性是影响客户满意度的重要因素之一。
近年，随着供电可靠性要求的不断提高，关注越级跳闸显得尤为重要。
本文以某35KV变电站发生的越级跳闸事故为例，详细分析导致越级跳闸的原因，以此提出具体的解决对策，以此为避免类似事故再次发生而提供经验指导。
关键词：越级跳闸、故障隔离、供电可靠性变电站越级跳闸主要是在设备发生故障后，由于断路器拒动或者保护拒动而造成上级开关跳闸，本级开关不动作，导致停电范围扩大。
继电保护是电力系统的重要组成部分，是保证电网安全运行的有力保障，当电力系统出现故障时，继电保护就会做出相应的保护动作。
但是通过多年工作实践，继电保护如果不能及时根据电器故障系统做出相应的反应就会出现越级跳闸的现象，从而扩大停电范围，造成较大的负面影响。
本文以某35KV变电站进线越级跳闸事件为例，详细介绍越级跳闸的原因，并且通过严谨的故障查找分析其原因，从而为今后避免类似事故提供经验参照。
1.越级跳闸概述1.1越级跳闸的定义越级跳闸是指当一次设备发生故障时，由于断路器拒动、保护拒动或保护整定值不匹配，造成上级断路器跳闸，本级断路器不动作，从而使停电范围扩大，故障影响扩大。
1.2越级跳闸的常见原因（1）保护出口断路器拒动断路器电气回路故障、机械故障、分闸线圈烧损、断路器辅助触点不通等原因造成断路器拒动。
（2）保护拒动交流电压回路故障、直流回路故障以及保护装置内部故障等原因造成保护拒动。
（3）保护定值不匹配如上级保护整定值小或整定时间小于本保护等引起保护动作不正常。
（4）保护电源熔断器熔断。
2.越级跳闸实例分析2.1事件前后某变电站运行方式35kV 变电站为单台主变压器运行，图 1 所示为部分主接线图。
正常运行时，35kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行，由 35kV 备自投保护装置实现进线的明备用，10kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，10kVⅠ段母线上仅有011 出线间隔；10kV 052 断路器2号电容器一次设备发生故障后，052、012 断路器由保护装置跳开，011断路器由调度人员手动拉开。
10kV高压开关柜的故障及防范措施分析
3.1环境因素引起的绝缘事故
3.1故障分析
（1）由于开关柜运行环境恶劣造成产品表面凝露，再加上环境污秽严重，如果开关柜的除湿设计不合理或根本就没有除湿装置，则会产生锈蚀、沿面爬电和击穿等故障。（2）开关柜在设计时，只在电缆室和断路器室加平板加热器对开关柜进行加热除湿。由于加热板是局部加热设备，只能通过热对流进行传热，开关柜内不同部分呈现不均匀的温度，带水蒸气的热空气上行遇到温度较低的绝缘件及金属壳体时会在其表面形成凝露。虽然部分水蒸气可通过鱼鳞板或百叶窗排出柜，但同时也会有部分的灰尘通过鱼鳞板和百叶窗进入柜内，与凝露在绝缘件上的水珠结合形成导电通道，损坏绝缘件的绝缘性及加速柜内的腐蚀，导致绝缘事故的发生。
3.2跳闸故障
3.2.1高压开关柜运行中突然跳闸故障
高压开关柜上装有过流、速断、瓦斯和温度等保护，这种故障属于保护动作。跳闸后计算机监控系统报警信息条提示：“某某开关柜开关位置由合变分”的告警信息；高压开关柜面板分闸指示灯（绿灯）闪亮；高压柜内或中央信号系统的声光报警信号；速断、过流、瓦斯，温度、零序电流保护等保护动作后都有相应的信号继电器掉牌指示等信息来进行判断，以此缩小故障范围。
2.五防功能细分
五防功能的实际应用可以区分非强性(a项)和强制的(b，c，d，e，e项目)。有积极性的防御和被动性的防御。被动防御采用了高压带电显示装置。主动防御大分三种:①采用机器的连锁装置，用机器的零件传动而产生制约，使用可靠性最高(部件的破损、断裂)，可以优先使用。②采用电气联锁，它的主要优点是可以长距离传送，同时表现为可靠性比较差劲，因为它的电磁锁和导线都有损坏的可能，并且要保证持续的外电源长久的供电。
3.1.2解决方案
（1）首先要确保开关柜处于一个相对密闭的环境，在开关柜顶上加一台65W的排风机，使其在母线室上形成负压。其次，在电缆室加装一台微型除湿机，使柜内的水蒸气通过微型除湿机直接排出柜外。（2）在断路器室加装一套风机加热器，使加热器产生的热通过风机让柜内均匀受热，如图16所示。在母线室的负压下热空气带着水蒸气通过触头盒到达母线室后由风机排出柜外。（3）为保持开关柜内运行环境的稳定性，在开关柜的低压室增设一台温度湿度控制器。这样，既保持柜内运行环境稳定，又能自动控制柜内设备的运行，提高设备的工作寿命，同时也提供了柜内可视化的数据。
10kV配电所馈线故障造成全所失电的分析及防范措施
10kV配电所馈线故障造成全所失电的分析及防范措施摘要：本文主要对一起10kV配电所馈线故障造成全所失电进行分析，查找造成全所故障原因，制定有效的防范措施，避免类似问题再发生，切实提高铁路变配电所的运行可靠性，确保铁路运行秩序和安全。
关键词：配电所；全所失电；防范措施引言铁路电力变配电所主要承担为铁路信号、通信、防灾等重要行车设备，站房及铁路用户单位提供电源的任务。
变配电所是铁路供电系统的重要核心，它的运行状况、可靠性、稳定性直接影响铁路运行秩序和安全。
现在，随着铁路大建设、大发展，新铁路线不断建成运营，上海铁路局管内变配所数量快速增涨，这对我们运行维护提出了更高的要求。
因此，我们有必须对变配电所发生的典型故障进行分析，查找故障原因、掌握判断及处理方法，切实提高其运行可靠性。
本文选择了一起10kV配电所馈线故障造成全所失电的典型案例进行分析。
一、故障概况2013年1月25日下午，上海铁路局管内京沪线蚌埠东10kV配电所发生所内两路电源跳闸，上级供电公司电源速断跳闸，造成蚌埠东全所全部停电，影响机务一和机务二两路站馈线路供电。
二、情况调查（一）配电所原运行方式蚌埠东10kV配电所两路电源同时受电，单母线分段运行，自闭、贯通电源分别经所内有载调压器供电。
母联断路器在分断位置，母联备自投功能投入，当一路电源失电时，母联自投，由另一路电源带全所负荷供电。
电源一负责为机务一和自闭线路供电，电源二负责为机务二和贯通线路供电。
（二）配电所定值配置1、机务二：速断15A，延时0.1S；过流6A，延时0.5S。
电流互感器变比为100/5。
2、电源二：速断12A，延时0.3S；过流5A，延时0.8S；低电压40V，0.15S。
流互感器变比为150/5。
3、电源一：速断12A，延时0.3S；过流5A，延时0.8S；低电压40V，0.15S。
流互感器变比为150/5。
4、母联：过流4A，延时0.7S；备自投延时0.8S。
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10kV母线速断保护动作的分析与处理
发表时间：2019-05-20T10:12:00.813Z 来源：《电力设备》2018年第34期作者：冯庆宏[导读] 摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
（广东电网有限责任公司东莞供电局 523000）摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
关键词：母线速断
一、事件现象
某110kV变电站10kV1M母线速断保护动作，#1主变10kV侧501开关跳闸，同时闭锁10kV分段500开关备自投，造成10kV1M母线失压，运行人员到达现场检查10kV 1M母线无异常，但10kV F7线路保护装置的动作灯亮，707开关在合闸位置，其它保护装置无异常信号。
二、技术分析
10kV母线快速保护不是单独保护装置，它由动作元件和闭锁元件两部分组成，即嵌入主变变低后备保护装置中的动作元件和嵌入在10kV间隔（包括10kV线路、站用变、接地变、电容器组等）保护装置中的闭锁元件组成。
10kV母线快速保护典型逻辑关系如图1所示。
图1 10kV母线快速保护典型逻辑
其中，动作元件反应流经主变变低开关的电流增大，当10kV母线上发生任何相间短路时，都能够反应。
闭锁元件反应10kV间隔电流增大，当10kV间隔发生任何相间短路时，闭锁元件瞬时动作发出闭锁信号，该信号被瞬时传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中，起到闭锁10kV母线快速保护的作用。
在10kV母线快速保护功能设置为投入、10kV分段开关处于分闸位置、无10kV母线快速保护闭锁信号输入的情况下，当发生10kV母线短路故障时，10kV母线快速保护的动作元件动作，10kV母线快速保护经延时T1跳开主变变低开关，并同时闭锁10kV备自投。
当10kV间隔保护范围内短路故障或10kV分段开关在合闸位置时，闭锁元件瞬时发出闭锁信号并传送至主变变低后备保护装置，闭锁10kV母线快速保护。
110kV某变电站10kV母线快速保护与各10kV间隔单元闭锁元件之间的闭锁信号传送，采用硬接点方式，将所有10kV间隔单元保护装置中的闭锁元件瞬时动作出口接点并联后，接入主变变低后备保护装置的10kV母线快速保护闭锁开入回路，以闭锁变低后备保护装置中的10kV母线快速保护。
1、运行方式：
事故前，某110kV变电站#1、#2、#3主变各带本段10kV母线运行，各10kV母线分列运行，10kV分段500、550开关均在分闸位置，各主变变低501、502甲、502乙、503开关在合闸位置，如图2。
图2 事故前运行方式
事故后，该站#1主变10kV侧501开关跳闸，造成10kV1M母线失压，#2、#3主变各带本段母线运行，10kV分段500、550开关在分闸位置，如图3。
图3 事故后运行方式
2、10kV母线快速保护动作原因分析：
（1）10kV母线上发生短路故障，流经主变变低开关的故障电流达到10kV母线速断保护整定值。
（2）10kV间隔发生短路故障，流经主变变低开关的故障电流达到10kV母线速断保护整定值，但该10kV间隔闭锁元件无动作。
（3）10kV间隔发生短路故障，流经主变变低开关的故障电流达到10kV母线速断保护整定值，闭锁元件动作，但闭锁信号没有传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中。
3 处理过程
某110kV变电站10kV1M母线快速保护动作，#1主变10kV侧501开关跳闸，同时闭锁10kV 分段500开关备自投，造成10kV 1M母线失压。
运行人员到达现场检查10kV 1M母线一次设备无异常，10kV F7某某线线路保护装置的动作灯亮，707开关在合闸位置，其它保护装置无异常信号，将情况汇报调度，经调度监控班将10kV F7某某线路707开关远方分闸。
然后运行人员按步骤进行恢复：
合上#1主变10kV侧501开关，恢复10kV 1M母线送电；
除10kV F7线路外，恢复10kV 1M母线上的线路供电。
3、经调度令将10kV F7某某线线路由热备用转为检修。
4、再经调度令将10kV F7某某线707开关由冷备用转为检修。
经专业班组对10kV F7某某线线路保护装置检查后，怀疑其闭锁回路异常，更换其保护的CPU插件、操作插件及电源插件后装置试验合格。
确认10kV F7某某线线路可以投运后，按调度令将10kV F7线路707开关及线路由检修转为运行。
4、保护动作分析
现场检查10kV F7线路保护除了发出母线速断闭锁，没有其他保护动作，而#1主变低后备保护没有收到10kV F7线路保护发出的闭锁信号，10kV母线快速保护动作。
检查低后备保护装置事件记录、SOE记录均无闭锁快速母线保护开入记录。
图4 #1主变变低后备保护故障录波图
由图4可以看出10kV F7线路故障发生后，10kV1M母线三相电压同时明显降低，三相电流同时明显提高，故障切除后电压电流同时消失，可判断发生了三相短路故障。
根据上述情况，对保护动作情况分析如下：
19时53分48秒044，10kV F7线路发生三相短路故障，故障电流10.63A（一次值6378A）超过10kV母线速断闭锁保护整定值2.5A，7ms后10kV F7某某线线路保护装置发10kV母线速断闭锁信号，闭锁信号持续277ms后返回，未达到限时电流速断保护时间整定值（0.3s），因此线路保护未动作出口，707开关未能跳闸。
19时53分48秒049，#1主变低后备感受故障电流3.29A（一次值13160A）超过10kV母线速断保护整定值1.5A，10kV母线速断保护启动，在动作时限0.2s期间未收到线路保护发送的闭锁信号，200ms后母线速断保护动作跳开#1主10kV侧501开关并闭锁10kV 分段500开关备自投，造成10kV 1M母线失压。
由于故障电流消失，10kV F7线路保护随即返回。
5、现场试验情况
现场检修人员对10kV线路707开关机构进行检查，确认707开关机构正常，并无明显油渍或机械卡阻，机构二次接线紧固无松动，机构部件完整无损坏，检测线圈电阻分合阻值合格，闭锁线圈无损坏，机械特性及低电压动作试验均合格，传动合格。
之后继保人员在10kV F7某某线707开关柜短接闭锁母线速断保护接点，#1主变低后备保护正常收到相应闭锁开入。
模拟故障时刻电流10.63A，以及各种故障时长，10kV F7线路保护母线速断闭锁保护动作均正确，#1主变低后备保护均能正常收到相应闭锁开入。
现场对10kV F7线路保护的母线速断闭锁保护进行逻辑校验，试验次数超过50次，校验结果均无异常。
测量所有试验10kV F7线路保护的母线速断闭锁保护出口时间均小于35ms，即为瞬时动作，满足技术规范要求。
然后继保人员对全站47个间隔进行母线速断闭锁回路检查试验，所有间隔母线速断闭锁回路试验正确。
最后继保人员现场对10kV F7线路保护的CPU插件、操作插件以及电源插件进行更换，更换后装置试验合格，开关传动动作信号正确。
更换下来的旧插件元器件外观检查无异常，返厂作详细检测和进一步分析。
旧插件返厂后，厂家对插件CPU板（WB720）、操作板（WB740）、电源板（WB760B）进行多项测试未发现异常现象，总共测试次数在700次以上，未能重现故障。
厂家对操作板（WB740）的闭锁母线保护出口继电器（CJ4）进行开封检测，如图5所示，发现在该继电器内部存在少量可移动的磁极涂层杂质，粘附在继电器触点上，杂质的位置可以移动变化，且在磁极上发现有涂层划伤。
图5 闭锁母线保护出口继电器（CJ4）开封检测图片当杂质刚好处于触点之间时，会造成继电器触点不能可靠闭合；而继电器动作一次后触点打开时，杂质被弹开，继电器触点恢复正常。
6、分析结果
10kV F7线路保护的母线速断保护闭锁出口继电器触点由于粘附了杂质，导致保护动作后未能可靠出口，#1主变低后备母线速断保护因收不到10kVF7线路闭锁信号而动作，造成10kV 1M母线失压。
三、归纳总结
综上所述，某110kV变电站10kV F7线路发生三相短路，但由于10kV F7线路保护装置的的母线速断保护闭锁出口继电器触点粘附了杂质，导致10kV F7线路保护动作后未能可靠出口闭锁#1主变低后备母线速断保护，从而10kV母线速断保护动作跳开#1主变10kV侧501开关并闭锁10kV分段500开关备自投，造成10kV 1M母线失压。
而且，10kV母线速断保护动作时限比10kV馈线限时电流速断保护的动作时限短，在母线闭锁信号及回路故障时容易失配造成越级动作。
因为10kV母线速断保护闭锁回路关联复杂可靠性低，所以继保专业决定采取将10kV 母线速断保护定值时限由0.2s修改为0.6s的措施，保证其与10kV馈线定时限过流保护时限的0.3s有一定级差，预防10kV母线速断保护误动造成越级跳闸事件的重复发生。
参考文献：
[1]东莞供电局变电站电流闭锁式10千伏母线快速保护技术规范。
[2]东莞供电局变电站运行规程。
（2006.11）。