10kV及以下配电网定值整定
10kv保护定值计算口诀
10kv保护定值计算口诀1.确定保护系数：保护系数=故障电流/设备额定电流；2.确定最小整定电流：最小整定电流=最小稳定电流比×设备额定电流；3.确定整定电流系数：整定电流系数=整定电流/设备额定电流；4.确定最大故障电流：最大故障电流=保护系数×设备额定电流；5.整定电流=最大故障电流；6.计算电流变压器(TC)二次电流：二次电流=设备额定电流；7.确定最小二次电流：最小二次电流=最小稳定电流比×设备额定电流；8.判断自动重合投入低整定值：-若最小二次电流<最大故障电流，则设定为最小二次电流；-若最小二次电流>最大故障电流，则设定为最大故障电流；-若最小二次电流=最大故障电流，则设定为最小二次电流；9.计算TC一次电流：一次电流=最大故障电流；10.计算CT二次电流：CT二次电流=设备额定电流/TC一次电流；11.判断额定变比高整定值：-若CT二次电流>最小二次电流，则设定为CT二次电流；-若CT二次电流<最小二次电流，则设定为最小二次电流；-若CT二次电流=最小二次电流，则设定为CT二次电流；12.计算CT额定变比：CT额定变比=设备额定电流/CT二次电流；13.根据设备类型选取动作时间常数：-若为母线保护或发电机保护，则选取0.5s；-若为线路保护，则选取0.2s；14.根据设备类型选取动作开断倍数：-若为开断器保护，则选取2倍；-若为隔离开关或接地刀闸保护，则选取5倍；15.动作电流=最大故障电流×动作开断倍数；16.计算动作时间：动作时间=动作时间常数/动作电流；17.判断额定电压高整定值：-若设备额定电压>100kV，则设定为设备额定电压；-若设备额定电压<=100kV，则设定为100kV；18.计算电压变压器(TP)二次电流：二次电流=设备额定电压；19.根据设备类型和保护功能选取额定变比：-若为母线保护，则选取额定变比为1：1；-若为发电机保护，则选取额定变比为10：1；-若为线路保护，则选取额定变比为1：10；-若为变压器保护，则选取额定变比为1：1；-若为电缆保护，则选取额定变比为1：2；20.根据额定变比计算额定电流：额定电流=设备额定电流/额定变比；21.整定长延时：长延时=设备故障率×设备故障恢复时间；22.整定短延时：短延时=设备故障前潮流×设备故障前时间；23.整定变比校准：-若额定电流>初始电流整定值，则设定为额定电流；-若额定电流<=初始电流整定值，则设定为初始电流整定值；-若额定电流=初始电流整定值，则设定为额定电流；24.选择整定动作时间：长延时>短延时，则选择短延时；25.整定过流元件：根据设备类型和保护功能选取；26.整定过流元件倍数：根据设备类型和保护功能选取；27.整定剩余电流元件：根据设备类型和保护功能选取；28.整定剩余电流开断倍数：根据设备类型和保护功能选取；29.整定互感器初始电流整定值：根据设备类型和保护功能选取；30.整定互感器变比：根据设备类型和保护功能选取。
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。
城市配网10kV配电线路保护整定值分析
城市配网 10kV 配电线路保护整定值分析摘要：城市配网10kV配网线路的开关配置和保护值设置，必须按照科学原则进行。
只有合理配置交换机，设置保护值，才能有效防范配配网络故障和问题，维护配配网络的安全运行，控制配配网络安装成本，降低故障概率，为配配网络创造安全的工作环境，提高配配网络的工作效率。
依托城市配电网特殊情况下10kV配电网保护的研究，发现城市配电网实际设置中10kV线路保护存在的问题，并提出相应的建议，发挥各级保障设备的选择性，缩小停电范围，对提高配电网供电的可靠性具有关键意义。
关键词：配网；城市配网10kV；配电线路；整定1 城市配网10kV配电线路保护整定值概述目前，10kV配电线路各地差异较大，东部地区相对负荷较大线路较短，西部地区，尤其是偏远地区线路长、负荷。
例如，不同城市 10 kV 配电线路携带的用户数量可能大不相同。
对于城市配电网中主要用于专用线路供电的约10千瓦配电线路，实际承载的用户数通常只有1-2个等，而对于同一规格的其他线路，可以同时承载多个分支和多个变压器设备。
此外，输电线路长度不一致也是一个常见的问题。
中国采取了一系列措施，规范输电线路的使用，T线负荷明显减少。
根据有关规定，设备保护的参数可以设置，以满足日常需要。
1.1.如果故障情况下，13开关后段则可能11开关、12开关会同时动作，不仅要通过电流值来做选择，而且还应该通过时限避开同时动作，造成扩大停电范围。
2.电力系统中10kV单相接地允许可以运行2小时，小电流接地系统中，线路可以承受线电压的运行，依次保证供电可靠性。
但是随着电网越来越坚强，对电能的质量要求越来越高，负荷转带方式灵活，可以不用长时间故障运行。
2020年3月，四川凉山火灾事故就是因为10kV单相故障后，保护运行单相接地运行，导致火灾事故的发生。
而且城市电网中人员触电风险越来越大，人员触电后开关不及时跳闸则无法脱离电源，造成更大的伤害。
随着国家以人为本的安全理念的发展，尽可能减少人员的触电伤害，减少火灾危害性，建议今后可以考虑10kV线路发生单相故障后保护动作跳闸。
城市配网10kV配电线路保护整定值分析
城市配网10kV配电线路保护整定值分析作者：栾丽明王岩张勇来源：《环球市场信息导报》2015年第12期配电网一般指中低压（35kV及以下）的送电网络，其中10kV为骨干，加上开闭所、开关站、电缆分支箱、配电变压器等组成。
配网线路的继电保护装置是保证电网安全稳定运行和可靠供电的基本前提，而定值设置则是其中最关键的一环。
随着地方经济的飞速发展，特别是城市配网的发展，配网结构越来越复杂，线路定值设置很难做到前后级配合，导致部分区域发生不必要的停电事故。
为此，蓬莱市供电公司针对不同的线路结构，综合考虑多种因素，经过多年实践，总结出了实用、可靠的10kV配网线路保护定值整定方法。
城市电网线的特点是配电线路短、线路导线截面积大、负荷大、配电变压器容量大，线路运行方式存在环网运行、开环运行，不同变电站间的手拉手运行等，这些都对保护定值的整定计算、上下级线路定值的配合增加了较大的难度。
在整定计算中，偏重灵敏性，对有用户变电站和支线的线路，做特殊情况来考虑。
2 蓬莱城区配网情况简介蓬莱城区中压10kV配电网采用变电站、开闭所、环网柜、分接箱相结合的方式，主干环网线路沿非主干道架空架设，导线采用绝缘线，主干道及繁华市区采用电缆地下敷设。
配网接线尽量简单可靠，根据负荷分布、负荷性质、附近高压变电站分布情况，采用适当的接线方式。
具体接线图见图1。
3 10kV配网保护方式及定值配合设定城区环网主干线采用JKLGYJ—240绝缘导线及YJLV22—240电力电缆，因此，主干线发生瞬时性故障的机率较小，相反，分支线路多为架空裸导线，支路较多且深入工厂、居民区，因而，发生瞬时性故障的机率较大。
根据这一特点结合烟台东方配电自动化系统的功能，设置保护如下：3.1保护设置用于环网线路的变电站内开关（如10kV城关线开关）投入常规电流保护，即电流速断保护、过电流保护，配合一次自动重合闸。
城区环网主干线开关保护解除，与主干线直接连接的分支线路开关投入其自身的电流保护，定值按照实际情况整定，具有一次重合闸功能。
10KV配电线路保护定值的整定原则
10KV配电线路保护定值的整定原则随着我矿釜山35KV变电所的投运和10KV用户供电负荷的增加，10KV配电线路上的配变台数及容量正在大幅度地增加，其系统结构也会出现多样性，如“串型”结构，即10KV线路上有带保护的分段开关；“T型”结构，即10KV线路上有带保护的T接线路等。
为提高供电可靠性，随着井下盘区变电所的逐步增加，10KV线路间的环行供电现象已非常普遍。
这些给10KV配电线路保护定值的整定工带来了一定的复杂性。
现根据实际工作中碰到的问题谈具体整定方法。
1 10KV配电线路保护的整定原则过去，电磁型保护都采用电流速断、过电流二段式保护。
采用微机保护后，10KV配电线路的保护都配置了三段式：瞬时电流速断、定时电流速断和过电流保护。
在瞬时速断、定时速断中又可采用电压闭锁。
因此，微机保护的使用给整定计算带来了便利，给优化保护配合创造了条件。
但不管是电磁型还是微机型保护，它的整定原则是一样的。
1.1瞬时电流速断⑴按躲过线路上配变低压侧最大短路电流整定：①躲过最大容量配变低压侧短路故障；②躲过并列运行的配变低压侧短路故障。
实际计算时，忽略了变电所10KV母线至配变高压侧的电缆线路阻抗。
⑵按躲过配变励磁涌整定：一般取2.5～3.5倍的配变额定电流，为避免配电线路容量增加而造成保护定值频繁变更，从保护范围、长期规划等方面综合考虑，取较大倍数；对容量较大、线路较长的，可取较小倍数。
⑶电流速断时间：原来一般0S。
但近年来，由于反措要求，35KV配电线路一般均安装了避雷器，所以当线路遭受雷击时，避雷器瞬时放电，将会引起线路瞬时短路故障。
因此类故障是瞬时性的，可以自然恢复，但如果电流速断动作速度过快，则将产生不必要的动作跳闸。
为避免此类情况，取一个短延时（0.1S），以躲过避雷器放电时间。
1.2定时电流速断由于定时电流速断带有一定的延时（一般取0.2S），所以可按以下原则整定。
⑴按躲过线路上配变低压侧最大短路电流整定：①躲过最大容量配变低压侧短路故障；②躲过并列运行的配变低压侧短路故障。
10kV保护整定原则
附件：电业局10kV保护整定原则（试行）由于低压配网一次接线大都复杂且变化灵活，而目前该低压等级的保护整定无较实用的整定原则，但其整定的正确与否关系到高压系统及一次设备的稳定安全。
鉴于此，现基于国家电力调度通信中心编制的《3~110kV电网继电保护装置运行整定规程》（第二版）技术原则，并结合福州地区配网线路接线结构特点及10kV保护装置的配置状况等，制定了《福州电业局10kV保护整定原则（试行）》，以规范福州局10kV保护整定工作。
另外，随着一次接线、系统容量的变化，以及今后保护装置的功能进一步增强，应考虑重新修订本原则的可能。
一、10kV三段式保护整定原则1、I段：无时限电流速断保护时限0秒，电流定值按以下原则整定：（1）当10kV分列运行10kV侧的最大短路电流≥12000A，则I段电流定值取12000A，并投入“大电流闭锁重合闸”保护。
（2）当10kV分列运行10kV侧的最大短路电流≥12000A，且保护装置无“大电流闭锁重合闸”保护功能，则I段电流定值取6000A。
（3）当10kV分列运行10kV侧的最大短路电流＜12000A，则I段电流定值取6000A，不投入“大电流闭锁重合闸”保护。
2、II段：定时限电流速断保护时限0.2秒，电流定值按以下原则整定：按躲过系统最大运行方式下T接在线路上容量最大的一台变压器低压侧三相短路时流过保护的最大电流整定（当最大变压器的容量≤1600KV A时取1600KV A），可靠系数Kk取1.4。
灵敏系数校核：在最小方式下，被保护线路末端两相短路时灵敏系数不小于1.5。
3、III段：过流保护时限≤10kV边界时限值，时限不大于0.5S-0.7S。
电流定值整定：(1)T接线路中有分散的小工厂、照明、商场等性质的负荷，其起动电流倍数较小，自起动系数Kzq=1.0~1.3，一般取1.1；可靠系数Kk=1.2~1.4；返回系数Kfh=0.85(电磁型保护)，,Kfh=0.9(微机型保护)；Ifh.max为10kV馈线的最大限荷。
干货！10kV配电所继电保护配置及整定值的计算方法（实用）
干货！10kV配电所继电保护配置及整定值的计算方法（实用）说到10kV配电系统继电保护配置及整定值的计算，想必大部分电气设计人员再熟悉不过，但对于刚刚参加电气设计工作不久的新人来说就可能一脸懵了。
10kV配电系统广泛地应用在城镇和乡村的用电中，但在继电保护配置及定值计算方面往往不完善，常发生故障时断路器拒动或越级跳闸，影响单位用电和系统安全，因此，完善配置10kV配电系统的保护及正确计算定值十分重要。
那么10kV配电系统中继电保护具体如何配置？它的定值又应该如何计算呢？下面就跟着小编一起来学习一下吧！1、前言笔者曾做过10多个10kV配电所的继电保护方案、整定计算，为保证选择性、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。
2、继电保护整定计算的原则（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）可靠性、选择性、灵敏性、速动性应严格保障。
3、继电保护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。
10kV配电系统继电保护的配置与整定值计算
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、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》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》：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，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，可忽略不计）。
10kV线路保护的整定值计算
10kV线路保护的整定值计算摘要：对10 kV线路继电保护的整定计算中存在的特殊问题，提出了解决的方法。
关键词：10 kV线路继电保护整定计算10 kV配电线路结构复杂，有的是用户专线，只接一两个用户，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；有的线路短到几十米，有的线路长到几十千米；有的线路上配电变压器容量很小，最大不超过100 kV A，有的线路上却达几千千伏安的变压器；有的线路上设有开关站或用户变电站，还有多座并网小水电站等。
有的线路属于最末级保护。
陕西省镇安电网中运行的35 kV变电站共有7座，主变压器10台，总容量45.65 MV A；35 kV线路8条，总长度135 km；10 kV线路36条，总长度1240 km；并网的小水电站41座（21条上网线路），总装机容量17020 kW。
1 10 kV线路的具体问题对于输电线路而言，一般无T接负荷，至多T接一、两个集中负荷。
因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况都能够计算，一般均满足要求。
但对于10 kV配电线路，由于以上所述的特点，在设计、整定、运行中会碰到一些具体问题，整定计算时需做一些具体的、特殊的考虑，以满足保护的要求。
2 保护整定应考虑系统运行方式来源: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，使各级电压下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10 kV短路电流I k≤16 kA。
系统最大运行方式，流过保护装置短路电流最大的运行方式（由系统阻抗最小的电源供电）。
系统最小运行方式，流过保护装置短路电流最小的运行方式（由系统阻抗最大的电源供电）。
在无110 kV系统阻抗资料的情况时，由于3～35 kV系统容量与110 kV系统比较，相对较小，其各元件阻抗相对较大，则可近似认为110 kV系统容量为无穷大，对实际计算结果没有多大影响。
10KV综保整定值以及低压框架电流整定
1、高压微机保护值整定计算：
1.1先计算出一次电流，I1=P/（√3*U）。
1.2计算出互感器二次侧的电流I2=I1/(CT变比)。
1.3然后I微机整定值=I2*(保护倍数)
常规保护倍数：过负荷取1.2（1.1~1.3）倍二次侧电流I2 时限6S
过流取1.5（1.5~1.8）倍二次侧电流I2 时限0.5 S（这时限需配合低压的短延时，才不会越级挑闸）
速断取8（6 ~ 8 ）倍二次侧电流I2 时限0S
--------------------------------华丽的分割 ----------------------------
2、低压框架断路器的保护值整定计算：Ieb为变压器低压侧计算电流。
2.1长延时 Izd1=Kzd1*Ieb （Kzd1为长延时脱扣器可靠系数，取1.1）时限取60S。
2.2短延时 Izd2=M*Kzd2*Ieb（Kzd2为短延时脱扣器可靠系数，取1.3。
M 为过流倍数（3~5倍）。
M值根据框架开关所在保护的地方的不同而不同。
可参考如下（时限注意区分开来，才不会出现越级跳闸情况）。
单变压器进线开关3.9时限0.4S
双变压器进线开关5.2时限0.4S
母联框架开关 3.9时限0.3S
出线框架开关 2.6时限0.2S
2.3瞬时 Izd3=(10~15)Ieb 时限0S 2.4接地故障 Izd4=0.25~0.3Ieb 时限0.6S。
10kV配网线路保护定值整定及开关保护配合的研究
10kV配网线路保护定值整定及开关保护配合的研究发布时间：2021-06-22T02:56:39.275Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第5期作者：王凯王鑫潘昭旭刘翘楚[导读] 配网定值计算依附于主网定值计算系统，使系统网络复杂度与继电保护定值计算繁琐度成倍增长，且无法保证定值计算的准确性与可靠性。
国网山西电力公司吕梁供电公司山西吕梁 033000摘要：配网定值计算依附于主网定值计算系统，使系统网络复杂度与继电保护定值计算繁琐度成倍增长，且无法保证定值计算的准确性与可靠性。
且配网线路普遍存在线路故障时，断路器与线路开关同时跳闸或断路器先于线路开关跳闸的问题，导致单一故障造成停电范围广，且不利于故障巡视。
针对此问题本文提出将配网线路保护定值计算系统与主网定值系统分开，建立新的配网定值管控算法，提高配网定值计算的工作效率及实时更新能力；调整配网线路保护定值，以期达到断路器与线路柱上开关形成配合，从而降低配网调整率及故障停电范围。
关键词：配网线路；配网定值计算；分区保护；保护配合引言近几年，经济发展迅猛，经济发展过程中对能源的需求量越来越大，电力企业在发展过程的电力供应中出现需求不断增多的情况，对居民用电以及工农业供电质量的要求也在不断提高。
供电可靠性是衡量电网运行质量的重要技术指标，关系各行各业生产经营与正常运转，关系经济发展与社会稳定。
提高配电网供电可靠性，就是需要减少停电次数缩短停电时间，针对各种原因引起的跳闸，采取相应防范措施。
通过大数据应用改善主网与配网保护定值配合关系，强化主网与配网的联络，降低跳闸率，提升配网设备健康运行水平，优化完善网格化规划，梳理问题需求，大力提升配网供电可靠性，对提高配网保护自动化水平以及节约抢修时间与人力成本有着重大意义。
一、配网定值计算与线路保护配合目前存在的问题1、电网主网相对复杂，不便再增加配网部分定值配合与计算。
在主网基础上添加配网工程项目，网络复杂度与继电保护定值计算繁琐度成倍增长，且无法保证定值计算的准确性与可靠性。
kV及以下配电网定值整定
10kV线路保护功能
过流II段(限时速断，51P-1)
原则上退出
10kV线路保护功能
过流III段(定时限过流，51P-2)
按照躲最大负荷电流整定
I DZIII
KK *If *K K fh
式中，KK可靠系数，取1.3 K -- 线型系数，架空线取1.1，电缆取1
10kV柱上智能断路器保护功能
示例1：辐射型供电网络柱上断路器时间整定
CB
K1
K2
K3
K4
K5
K6
图1：辐射型供电网络示意图
图1为辐射型供电网络示意图，其中CB为变电站10kV出线断路器， K1、K2、K3为主干线柱上分段断路器。则在时间整定时，CB保 护过流I段动作时限整定为0.1S，K1柱上智能断路器速断保护动 作时间整定为50ms，K2、K3柱上智能断路器速断保护动作时间 整定为0ms
10kV柱上智能断路Байду номын сангаас保护功能
示例2：双电源环网供电网络柱上断路器时间整定
CB1
K1
K2
K3
K4
K5
变电站A
10kV母线
K6
DL
CB2
变电站B 10kV母线
K7
K8
K9
K10
K11
K12
图2：双电源环网供电网络示意图
10kV柱上智能断路器保护功能
定时限过流保护
电流定值。
I DZIII
Kk
K K fh
压侧三相短路时，流过高压侧的短路电流来整定，
保护动作电流
IDZⅠ =
K I (3) k d 2.max
，T1=0s
I 式中：
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=0.2910KV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）。
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及以下配电网定值整定
式中：Ie—高压侧额定电流
Kfh为返回系数，微机为0.9-0.95，电磁型为0.85
KK为可靠系数，取≥1.3
Kgl为变压器最大过负荷系数，建议取1.2-1.5
采用反时限过流保护时，反时限特性统一选择IEC
S1标准反时限特性
t (I
0.14 I p )0.02
1tp
10kV配电变压器保护功能
10kV配电变压器保护配置
干式变压器还应配置温度保护，800kVA及以下 配电变压器温度高保护动作时发信号，800kVA 以上配电变压器温度高保护动作时跳配电变压 器高、低压侧断路器。
800kVA及以上油浸式配电变压器还应装设瓦斯 保护，其中轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于 跳闸，跳开配电变压器高、低压侧断路器。
过流Ⅱ段：躲额定电流 IL2=KK×Ie／Kfh
（微机保护：KK=1.3-2，Kfh=0.9-0.95） （电磁保 护：KK=1.3-2，Kfh=0.85）
时间建议取0.6S
10kV并联电容器保护功能
零序电流
零序电流定值：一般取0.1Ie， 6.0s告警
不平衡保护
不平衡电压（差压、电流）：按 厂家提供的数据整定，时间建议 取0.1-0.2S
过流I段
可根据网内短路电流水平简化整定,推荐取一次值 2000A~3000A
时限根据需要取0~0.1S
10kV线路保护功能
过流II段(限时速断，51P-1)
原则上退出
10kV线路保护功能
过流III段(定时限过流，51P-2)
按照躲最大负荷电流整定
IDZIII
KK *If *K K fh
10kV线路保护功能
10Kv定值整定原则
1、10lkV用户用电可靠性与其相关保护朱国才北京供电局（100031）此次所谈范围仅限于目前北京地区101kV用户站及其供电电源线路的继电保护配置、定值整定原则与10kV用户可靠用电相关的几个方面。
就目前10kV用户站普遍采用的一次主接线方式(如图1)：图11 通常采用的10kV继电保护配置原则及整定方法(1) 上级电源——局变电所10kV出线(如图：调度号217、239断路器处)保护配置为：过流、速断、零序(10kV为小电阻接地系统时，需设零序保护)、重合闸；保护定值一般为：过流(N217或239断路器过流保护TA变比，I217或239断路器过流保护电流定值，时限1．0S )，速断(N217或239断路器速断保护TA变比，I217或239断路器速断保护电流定值，时限0．5或0S)，零序(N217或239零序保护TA变比，I217或239断路器零序保护电流定值，时限1．0S)，重合闸(1．0S，出线为电缆时一般需停用)。
(2) 用户站10kV进线(如图：调度号201、202断路器)保护配置为：过流、速断、零序(10kV为小电阻接地系统时，需设零序保护)，至于进线无压掉闸此次不做讨论；保护定值一般为：过流(N201，或202断路器过流保护TA变比，I201或202断路器过流保护电流定值，时限0．5S )，速断(N201，或202断路器速断保护TA变比，I201l或202断路器速断保护电流定值，时限0S)，零序(N201或202断路器零序保护TA变比，I201或202断路器零序保护电流定值，时限0．5S)。
(3) 用户站10kV母联(如图：调度号245断路器处)自投、后加速、合环保护此次亦不做讨论，速断、零序保护一般退出，通常投入过流保护，保护定值一般为：过流(N245断路器过流保护TA变比，I245断路器过流保护电流定值，时限0．5S)。
(4) 用户站10kV出线(如图：调度号211、221断路器处)保护配置为：过流、速断、零序(10kV为小电阻接地系统时，需设零序保护)；保护定值一般为：过流N211或221等断路器过流保护TA变比，I211或221等断路器过流保护电流定值，时限0．5S )，速断(N211或221等断路器保护TA变比，I211，或221等断路器速断保护电流定值，时限0S )，零序(N211或221等断路器零序保护TA变比，I211或221等断路器零序保护电流定值，时限0．5S)。
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。
10kV配网线路定值整定方法探讨
10kV配网线路定值整定方法探讨发表时间：2017-01-16T11:15:15.473Z 来源：《电力设备》2016年第24期作者：谢永松[导读] 科学配置柱上断路器或开关站的保护定值来满足继电保护四性要求,保障配网的安全稳定运行，大力提升电力系统的安全性及可靠性。
(国网湖南省电力公司会同县供电分公司湖南省怀化市 418300) 摘要：由于10kV配网线路结构复杂,城配网与农配网各有特点,其定值整定需要考虑的因素较多,我国目前缺少统一的定值整定标准,为满足继电保护灵敏性、可靠性、选择性、迅速性四性要求，需针对不同情况进行保护定值的灵活配置。
一般来说，我们通过科学配置柱上断路器或开关站的保护定值来满足继电保护四性要求,迅速切断故障，防止越级跳闸，缩小停电范围。
关键词：10kV配网线路；柱上断路器；定值整定1 10kV配网定值整定原则探讨1.1 10kV配网定值整定问题目前，10kV 配网线路柱上断路器（开关站）定值整定工作普遍存在以下问题：第一，一些供电公司柱上断路器仅被用作开断设备，其定值常年处于出厂状态，相当于退出，一旦线路故障即导致变电站开关跳闸。
故障的切除完全依赖于变电站保护。
第二，一些供电公司在10kV 配网线路柱上断路器（开关站）整定的定值上下级配合关系混乱或完全没有配合，越级跳闸现象严重，为了严格配合关系，应规定10kV农配网柱上断路器（开关站）定值不宜设置3级以上。
第三，当前电力系统没有规范的10kV 配网线路柱上断路器（开关站）保护定值整定原则。
1.2 电流速断保护（过流I段）1）按躲本线路末端最大方式下三相短路电流计算：Isd=K×Idmax。
式中，K为可靠系数，取1.3倍，Idmax为线路末端最大三相短路电流。
2）与上级电流速断保护定值配合，配合系数取1.1-1.3倍：Isd= Idz/K。
式中，K为配合系数，根据多年经验，本保护安装处与上级保护安装处距离<=3km,K取1.1，6km>=本保护安装处与上级保护安装处距离>3km,K取1.2，本保护安装处与上级保护安装处距离>6km,K取1.3。
10kv零序整定值len
10kv零序整定值len
10kV零序整定值是用于校准电网系统参数的重要指标。
它是为了保证电力质
量及系统的安全稳定，防止系统发生常见的负荷紊乱，短路及过载等现象，提高电网的安全性和可靠性而设定的一种机械特性。
10kV零序整定值工程实践中要考虑多方面因素，它不仅考虑零序电流的变化，更需要考虑到支撑系统器件、配电系统开关和连接线之间电压准确性的影响。
另外，在10kV整定值设定过程中，还要考虑穿越深沟及树冠带电、传输系统变低电压等
现象，以及远距离系统的变压器效果。
10kV零序整定值的正确设定，有助于提高系统的安全性和可靠性，并有效抑
制潜在的安全隐患。
采用相应的计算机模拟技术，可以准确的模拟出10kV电力系
统的运行性，进而分析 and 预测出潜在的安全隐患。
除此之外，有资深的工程师
具备必要的理论认知，也可以起到指导及把控作用，以保证通过现场实际实施结果的准确性。
10kV零序整定值的设定和使用，是维系普通电网电网系统安全稳定的重要的
因素，设定的准确性与可靠性关系着系统的安全和运行，也代表着一个地区电网维护和检测水平的高低。
因此，10kV零序整定值工程要保证其有效性和准确性，从
而确保电力供应及其承载环境的安全性及质量，必将发挥积极作用。
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压侧三相短路时，流过高压侧的短路电流来整定，
保护动作电流
IDZⅠ=KkId(32).max ，T1=0s
式中：I
( d
3) 2.m
ax
—最大运行方式下变压器低压侧三相
短路时，流过高压侧的短路电流；
KK—可靠系数，取≥1.3
.
10kV配电变压器保护功能
高压侧过电流保护
过电流保护按躲过可能出现的最大过负荷电流来整
时限根据需要取0~0.1S
.
10kV线路保护功能
过流II段(限时速断，51P-1)
原则上退出
.
10kV线路保护功能
过流III段(定时限过流，51P-2)
按照躲最大负荷电流整定
IDZIII
KK*If *K Kfh
式中，KK可靠系数，取1.3 K -- 线型系数，架空线取1.1，电缆取1
Kfh --返回系数，微机保护取0.9-0.95，电 磁型取0.85
tp为时间常数，取600S。
.
10kV配电变压器保护功能
过负荷保护
过负荷保护发信投入，整定为：1.1 Ie（Ie为变压 器高压侧额定电流）
零序保护
零序过流告警定值，一般取0.1 Ie ，6.0S告警；
零序过压告警定值，一般取3U0＝20V～30V（二次 值），6.0S告警
.
配网中保护对象
10kV线路保护 10kV配电变压器保护 10kV并联电容器保护 10kV并联电抗器保护 10kV柱上智能断路器保护
.
10kV线路保护配置原则
对10kV开关站、配电站的出线，当10kV出线侧设置了 断路器时，应配置以下功能
三段式相间定时限过流保护 三段式零序过流保护、 过负荷保护、 三相一次重合闸（检无压、检同期或不检）、 低频减载、 小电流接地选线、 三相操作回路、 故障录波、 对一次设备完善的测控功能
定，保护动动作电流
IDZII Kk
KglIe Kfh
T2=0.3-0.7s(应与上一级10kV出线过流保护的时限相配合)
式中：Ie—高压侧额定电流
Kfh为返回系数，微机为0.9-0.95，电磁型为0.85 KK为可靠系数，取≥1.3 Kgl为变压器最大过负荷系数，建议取1.2-1.5
采用反时限过流保护时，反时限特性统一选择IEC
If -- TA一次额定值与线路热稳电流最小值或可能出 现的最大负荷电流
Kfh-- 返回系数，微机保护取0.9-0.95[返回系数]， 电磁型取0.85。
动作时间可取0.6~1s
.
10kV线路保护功能
过流III段
当采用反时限过流保护时，反时限特性统一选择 IEC S1标准反时限特性。
t (I
10kV柱上智能断路器保护功能
示例1：辐射型供电网络柱上断路器时间整定
CB
K1
K2
K3
K4
K5
K6
图1：辐射型供电网络示意图
图1为辐射型供电网络示意图，其中CB为变电站10kV出线断路器， K1、K2、K3为主干线柱上分段断路器。则在时间整定时，CB保 护过流I段动作时限整定为0.1S，K1柱上智能断路器速断保护动 作时间整定为50ms，K2、K3柱上智能断路器速断保护动作时间 整定为0ms
短路电流 short-circuit current 电力系统在运行中 ，相 与相之间或相与地（或中性线）之间发生非正常连接（即短 路）时流过的电流。其值可远远大于额定电流 ，并 取决于 短 路点距电源的电气距离。例如，在发电机端发生短路时， 流过发电机的短路电流最大瞬时值可达额定电流的10～15倍 。大容量电力系统中，短路电流可达数万安。这会对电力系 统的正常运行造成严重影响和后果
现的最大负荷电流 5s发信告警
馈线重合闸
线路投非同期重合闸方式，重合时间建议取1S（或 根据实际需要取更长的时间）
Hale Waihona Puke 词解释非同期重合闸，就是当线路两侧断路器跳闸以后，不管线 路两侧电源是否同步，一般不需要附加条件，即可进行重 合。
.
10kV配电变压器保护配置
柱上配电变压器宜采用熔断器保护 对于配电站内的配电变压器，800kVA
.
10kV柱上智能断路器保护功能
T=TZDIII—nΔT
其中：ΔT=0.1S TZDIII为变电站对应出线过流III段时间定值。 若该条线路为双电源环网供电线路，正常运行方式下，联络
开关处于断开位置，相应智能断路器过流保护时间定值按辐 射型供电线路的原则整定。当其中一个电源需长时间停电时 （超过5天），则需要对相应的保护定值进行核算和调整， 以实现各级智能断路器保护的配合。
.
10kV并联电抗器保护功能
过流Ⅰ段
躲电抗器投入时的励磁涌流 IL1= KK×Ie （KK可取3-8）
式中Ie为电抗器额定一次电流 时间建议取0s
过流Ⅱ段：
躲额定电流 IL2= KK*Ie／Kfh
微机保护：KK=1.3-2，Kfh=0.95//电磁保护：KK=1.3-2， Kfh=0.85
0.4kV侧中性点零序电流保护
按躲过不平衡电流整定
I0= KK×KBP×Ie
KK=1.3 KBP=0.25
式中Ie为变压器低压侧额定一次电流
时间定值建议取2s ，跳变压器两侧断路器。
.
10kV并联电容器保护功能
过流Ⅰ段
躲电容器充电电流 IL1= KK*Ie （KK=3~5）
时间建议取0.1-0.2S
时间建议取5s 发信号
.
10kV柱上智能断路器保护配置
柱上智能断路器中配置如下保护功能
带时限的过流或速断保护 零序保护 三相二次重合闸
.
10kV柱上智能断路器保护功能
主干线智能分段断路器
限时电流速断保护
电流定值：按前述10kV线路保护过流I段整定原则进行整 定
时间定值，按如下原则整定
过流II段
过流Ⅱ段：躲额定电流 IL2=KK×Ie／Kfh
（微机保护：KK=1.3-2，Kfh=0.9-0.95） （电磁保 护：KK=1.3-2，Kfh=0.85）
时间建议取0.6S
.
10kV并联电容器保护功能
零序电流
零序电流定值：一般取0.1Ie， 6.0s告警
不平衡保护
不平衡电压（差压、电流）：按 厂家提供的数据整定，时间建议 取0.1-0.2S
对于全线仅装设了一个分段智能断路器的情况，其保护动作 时限整定为50ms,以便和支线智能断路器保护相配合
对于全线装设了2个及以上分段智能断路器的情况 若该条线路为辐射型供电线路，则从电源侧算起，第一 个智能断路器保护动作时限整定为50ms，其他智能分 段断路器保护动作时限整定为0ms 若该条线路为双电源环网供电线路，正常运行方式下， 联络开关处于断开位置，则从不同的电源侧算起，靠近 电源侧的第一个智能断路器保护动作时限整定为50ms， 其他智能分段断路器保护动作时限整定为0ms。当其中 一个电源需长时间停电时（超过5天）则需要将靠近停 电电源侧的第一个智能. 断路器的保护动作时限由50ms 调整为0ms。
800kVA及以上油浸式配电变压器还应装设瓦斯 保护，其中轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于 跳闸，跳开配电变压器高、低压侧断路器。
2000kVA及以上或者瞬时速断灵敏性不满足要 求的变压器还应装设差动保护，瞬时跳变压器 的高、低压侧断路器。
.
10kV配电变压器保护功能
高压侧电流速断保护
电流速断保护按躲过系统最大运行方式下变压器低
.
10kV线路保护功能
过流I段
按照TA一次额定值与线路热稳电流较小值的K倍整定， K取3~8。
IDZI KK*If
式中，KK为可靠系数，KK取3~8 If -- TA一次额定值与线路热稳电流最小值或可能
出现的最大负荷电流。 时限根据需要去0~0.1s
.
10kV线路保护功能
过流I段
可根据网内短路电流水平简化整定,推荐取一次值 2000A~3000A
式中Ie为电抗器额定一次电流
时间建议取0.6S
.
10kV并联电抗器保护功能
零序保护
零序过流告警定值，一般取0.1Ie，6.0S告警； 零序过压告警定值，一般取3U0＝20V～30V（二次
值），6.0告警。
过负荷保护
过负荷电流：Ifh=KK×Ie /Kfh
式中 KK=1.05 Kfh=0.95 式中Ie为电抗器额定一次电流
及以下配电变压器采用熔断器保护， 800kVA以上配电变压器配置专用继电 保护装置 电流速断保护、定时限过电流保护（或反时限过 电流保护）、低压侧单相接地保护（低压侧中性 点零序过电流保护）、过负荷保护
.
10kV配电变压器保护配置
干式变压器还应配置温度保护，800kVA及以下 配电变压器温度高保护动作时发信号，800kVA 以上配电变压器温度高保护动作时跳配电变压 器高、低压侧断路器。
S1标准反时限特性
t (I
0.14 Ip. )0.021tp
10kV配电变压器保护功能
IP为电流基准值，按以下原则进行整定
按躲最大负荷电流（1.2-1.5）倍过载能力 考虑
KK
--
Ip Kk
可靠系数，取1.3为
KglIe Kfh
Kgl -- 变压器最大过负荷系数，建议取1.2-
1.5；
Ie -- 变压器高压侧额定电流;
KIf Kfh
式中：KK—可靠系数，取1.3； K—线型系数，架空线K=1.1
If—TA一次额定值与线路热稳电流最小值或可能出线的最 大负荷电流；
Kfh—返回系数，微机保护0.9-0.95，电磁型保护0.85。 按上述原则整定的电流值还应与本线上下级开关过流保护定
值相配合
时间整定
若该条线路为辐射型供电线路，则从电源侧算起，第n个智 能断路器保护动作时限按如下公式整定