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。
含分布式电源10kV馈线继电保护仿真研究
含分布式电源10kV馈线继电保护仿真研究摘要：分布式电源接入不同的配电网时，将有可能对馈线的继电保护造成不同程度的影响。
在分析含分布式电源的10kV配电网结构与参数的基础上，利用PSCAD软件，构建了由主变压器、馈线线路、分布式电源等值模型所构成的馈线仿真模型。
对于馈线不同位置发生的相间短路对继电保护的影响进行了研究，提出了相应的整定改进方案。
仿真结果证明，新型方案可有效消除分布式电源对于馈线电流保护的影响。
关键词：分布式电源相间短路馈线保护PSCAD目前我国中、低压配电网主要是单侧电源、辐射型供电网络[1]，配电网的继电保护相对于高电压大系统的继电保护而言，属于简单保护。
而随着电力系统中分布式电源（Distribution Generation，DG）接入配电网，配电系统从放射状结构变为多电源结构，潮流的大小和方向可能发生巨大变化[2]。
从而将对继电保护的动作行为产生影响。
在我国，10kV馈线为终端线路，一般无下一级线路，配置的继电保护多采用两段式相间方向电流保护。
受线路传输功率的限制，其所接入的DG容量都较小。
在故障时DG所能提供的短路功率也存在多种不确定因素，馈线所在系统参数的变化，线路长度的变化等，都将对继电保护的动作行为产生影响。
在某些的电气量参数的选择范围已知的条件下，只要找出含DG馈线不同位置故障时的电流量变化规律，就能在不改变原有保护配置的基础上，通过对原有继电保护整定方案进行相应的改进，解决上述难点问题。
1 含分布式电源馈线故障分析DG的引入使配电系统从单电源辐射网络变为双端或多端有源网络。
不同位置的保护会受到不同位置的故障的影响，这势必影响原有馈线保护的选择性和灵敏性[3]，因此有必要在分析这些影响，DG接入系统如图1所示。
图1中Es为110kV等值电源（内含有等值阻抗），MT为主变压器（内含有等值阻抗），FL1为馈线1，FL2为馈线2，P1、P2为馈线保护，DG为分布式电源，QF为断路器，K1、K2、K3代表线路故障。
配电网直供区10kV馈线保护
2.2 几种保护方案
调研情况，结合配电网的具体特点，通过综合分析， 提炼出了4 10kV 馈线保护的几种可行性方案， 主要有 两类， 即二段式电流保护和三段式电流保护， 其中二 段式电流保护以“ 速断+ 过流” 进行配置， 这种保护 灵活多样，连同三段式电流保护，概括如下:
掌握保护装置的 整定技巧， 又要考虑继电 保护的配置
与选型，还要考虑电力系统的结构和运行。
根 我 对 有 表 的 个 、 、城 的 据 们 具 代 性 十 大 中尘 市
2 10kV 馈线的整定方案
2.1 1O 配电网保护整订的相关原则 kV
20 第 07年 ， 气 俄59 2期电 映 }
产 品 与应 用
第一类: 二段式电流保护，即 I 段为电流速断 保护，II 段为过流保护，其配置和整定方法遵从三
在二段式保护的①、②及第二类的三段式电流 保护速断时限均为 0，但动作值相差两倍多，即① 的保护范围较长，所以①误动作的几率要高一些。 二段式保护的①和③比较，动作值相当，但时 限相差 0.2^-0.3s。 这就要考虑到出线若发生近端故
障，是否会对变压器产生损伤。③较①延长 0.20.3s，因此方式③对变压器的冲击会大一些。 一个配电网要采用什么样的保护，不能生搬硬 套各个具体方案，因为配电网的建设以实际用户需
求为前提，所以配电网的保护要根据具体的配电网 实际情况， 结合理论分析， 灵活运用。 一般情况下， 如果线路较短、负荷集中的线路，可以考虑采用二 段式保护的①; 但如果线路长且负载较大，T 接用 户较多，再采用二段式保护的①就容易引起出线开 关的误动作。这时可以考虑投入速断延时加过流保 护，例如采用二段式的③，如晋江市 l O 配电网 kV 线路长、负荷较集中且容量大，采用的就是这种保 护方式 (3 ) ; 也可以将长线路分段，每段采用速断 延时加过流保护，其中各段的速断保护允许有一小 的时限级差进行配合，如泉州的 lO 保护就是这 kV 种应用的典型; 再如，若 lO 配电网采用环网形 kV 式开环运行，可以考虑采用二段式保护的②，并结 合重合闸前加速，如杭州的 l O 配网保护采用的 kV 就是这种方式。从实际运行实际情况来看，这些保 护方案是满足供电可靠性的。当然，三段式电流保 护也是较为可靠的一种保护方式，有些有条件的地 区己经将其投入运行。从 .l O 配网供电可靠性的 kV 要求上看，灵活使用二段式电流保护，完全可以满 足要求，因此，二段式电流保护是应用最普遍的馈 线保护方式。 3.2 保护装置动作时限对变压器的影响 运行人员在选择保护方案时， 对速断的延时是否 影响到变压器的性能存在顾虑。 变压器承受短路的动
10kV配网合环操作的条件及其对馈线保护的影响
建材发展导&lOkv配网合$操作的条件*其对-.保0的12覃芳（广西智光电力建设有限公司，广西南宁53O2OO）摘要：lOkv配网合环操作需要特定的条件，合环操作能够保护整个电力系统的稳定与安全，然而，合环操作也可能带来不良影响，特别是对馈线保护带来负面干扰。
通过分析了lOkv配网合环操作的条件，［及对馈线保护的影响。
关键词：lOkv配网合环操作；条件；馈线保护；影响lOkv配网作为整个供电系统的关键部分，配网运行质量会直接干扰到电力系统的运行质量，对此需要对配网加以优化改造，一般来说会采取合环操作模式，然而，如果合环操作频率较高，则将影响馈线保护安全，从而让系统面临更大的安全威胁，对此需要明确配网合环操作条件，并分析其对馈线保护带来的影响。
11OkV配网合环操作条件l.l合环操作条件配网合环操作需要达到以下三大条件：第一线路内部各个相大致相，：如果线运的线路差异，时能够达到合环操作的一切条件，要确保各个合环点端对相确，具体的核对相电，电力运，以tv来对相，电异较下要对相相加以对路，关的一切线路电，路如果模式达到一对相的相关要，要对，路u如果线路系统，相异时，量系统 内条件下，操作要模，此模来析线路，并线路端的电差，明确能关一，而要22Okv配网系统关。
第二电力运行u的电力化运行指的下，维持一切设备的化运转，使系统达到的运行u第三电，能u—切电 要遵的运，会到的干扰，配网的化电力供配网合环需要达到以上三大条件，才能 配网合环操作，然而，现的配网运行，一般需要把相差限制5度下，能对线路施合环操作，配网结构复杂，结构对电差、相的需求也有所差异，实际合环操作则先算电u2配网合环操作模式l）lOkv合环操作类型各异、差异性系统运行，处各类lOkv电内运行u2）配网类别相，例如：统一 的22Okv配网系统，却对的配网电，例如：llOkv电站对运行lOkv的合环操作u3）电类相，例如：llOkv电站，对运行的lOkv合环操作，各类合环操作中，一时刻线路内部现合环点为l-2个，需要现条件来对合环点u31OkV配网合环操作对馈线保护的影响3.1合环操作优缺点并存合环操作既能为配网系统带来优势，又一的劣势，其中优势为配网合环操作可以全面提升供电服务效率，减少停电事件，整个配网系统的安全、平稳电，从而保护配网系统的整平稳、安全，保证常规电力供模式下也能修各，养护相关线路，而能够现配网的自化修，=高修的智能化水平u合环操作际也某足劣势，合环操作会对馈线保护带来良影响，将增加馈线保护的风险，因为合环操作将现合环电，短路电高电，疑将对馈线保护带来威胁u3.2合环电流的影响合环线路端的电一般并列运行，当1Okv配网合环操作时，由线路侧的母线各自的力，会形成力差，进而会导致环流的出现，股电流不利于馈线保护功能的发挥u3.3冲击电流的干扰配网合环操作必须将关闭合，前，合环两端会现的电，将产生一个很大的电差u式闭合关，合环端的电高低又发生化，其一的化幅度，关侧电趋向大一，引发了短暂性停滞，时将现冲击性电流，冲击性电的特点就强烈的冲击性、干扰性、侵袭性，将干扰线路各个节点、角度，导连接环的电势、角度的相关变化，从而使得系统整体上化、浮动，平稳性难以保证u3.4短路电流配网合环操作会对线路的电形成一股阻力，电流极度受阻时则会现短路电，系统短路必然会对配网系统带来良干扰破，短路电增强，上升至一强度，会威胁、干扰变电系统安全u例如：电内部电保护极现，能造成更面的良破u特别配网系统线路，当其母线现短路，会馈线保护面临较大威胁，能对配网系统形成更大的破，影响安全电u3.5潮汐电流配网合环操作，当系统自带，以现问时，则能导被执行的合环操作线路失平衡，进而造成配网系统损运行失灵u最的：上级系统现部短路，将造成电力供，导关现很强的电，面对现，配网系统线路也会因为高的现，电力系统的整安全到影响u配网合环操作，必然需要环，此时势必会线路，此时馈线将面临高，对进保护模式u合环操作也将导电发生平衡，例如：电电A，此时电B的馈线将解环，电B u合环操作能够的电电B向，对的电A馈线会解环，说明变电站B的故障会电站A。
10kV馈线开关与分界开关保护配合应注意的要点浅析
以 削 弱其 沉 积 强 度 ， 利 用流 体 剪 切 应 力 剥 离 它 。
４ 结 语
本 文介 绍 了锅 炉 受 热 面 积 灰 的 影 响 因素 、 积灰类型 ， 分 析
了积 灰 的 形 成 过 程 ．对预 防 受 热 面 积灰 及 清 理 积 灰 有 一 定 的
征 的鉴 别上 。但 是 事 实上 ， 因为励 磁 涌 流 幅 值 比 较 大 ， 同 时 衰
减 也 比较 慢 ．这 就 对 变压 器 以及 系统 其 他 设 备 的后 备 保 护 带 来很 大 的 不利 影 响 ， 如 在 现 场 就 已经 引起 多 次零 序 电流 保 护误 动 现 象 出现 。所 以如 果要 提 高这 些保 护在 励 磁 涌 流 下 的性 能 ，
然后 从 各 级 开 关设 置 保 护 定 值 和 时 限 分 配 角 度 着 手 ． 进
３ ． ４ 剥 蚀
剥 蚀 是 指 沉 积 在 受 热 面上 的 灰 粒 重 新 脱 离 受热 面或 积 灰 层 被 烟 气带 走 的 过 程 。 这 个 过 程 实 际上 包含 两个 同 时存 在 到 流 体 中的 输 运 过程 。 前 者 通 常称 之 为剥 离 ， 后 者则 称 之 为 重 新 夹 带 或 重 夹 。 这 两 个 过 程 可 以 说 是 一 个 过 程 的 两个
方 面 ． 因为 流 体 与换 热 面 或 污 垢 层 接 触 ．污 垢 物 质 脱 离污 垢
别 开 关 保 护 定值 时安 排 不 公 平 ．就 会 产 生 多个 级 别 的 跳 闸现
降
图 １线路故 障时各级开关定值设置
象 出现 。 本 文 就 现 实生 活 中一 次 多个级 别 开 关跳 闸的 １ ０ ｋ Ｖ 线 路 故障 ， 以此 学 习应 该 怎 样设 定各 级 开 关的 定 值 。 变压 器励 磁 涌流 非 常容 易 导致 变压 器 出现 差 动保 护误 动 现 象。 长 时 间看 来 ， 对励 磁 涌 流 所做 的研 究大 都 集 中在 涌 流特
关于10kV馈线保护二次重合闸试验的验证
关于10kV馈线保护二次重合闸试验的验证摘要：目前，重合闸功能应用广泛，不但具备有效防止事故发生的应对措施，以及在瞬时性的故障中，能迅速恢复电网系统的供电功能，确保了供电的安全性和可靠性。
与此同时，减少了因停电而给居民在生活上带来的各种不便及因停电而造成的各种经济损失。
重合闸功能的应用在电力系统的正常运行、负荷的可靠性供电方面起了重要的作用。
但大家很多时候往往只了解一次重合闸的试验，忽略了二次重合闸的试验方法，无论在书本上还是在网络交流上，对二次重合闸的介绍也是寥寥无几。
因此，本文对10kV馈线保护装置二次重合闸功能试验的方法进行研究，并对闭锁二次重合闸功能进行验证。
关键词：10KV线路；二次重合；重合闸试验1、以南瑞RCS保护装置举例说明1.1 二次重合闸建议整定值(1)第一次重合闸时间为：Tl=5s(2)第二次重合闸闭锁时间为：T2=5s(3)第二次重合闸时间为：T3=60s(41重合闸充电时间为：T4=65s1.2 验证一次完整的二次重合过程(1)断路器合闸后，保护经过T4=65s后充电完成，然后模拟第一次故障——断路器跳闸。
(2)断路器跳闸后，经T1=5s——保护第一次重合闸。
(3)重合闸成功后，在T4>t>T2时间段内再模拟第二次故障——断路器跳闸。
(4)断路器跳闸后，经T3=60s后——保护第二次重合。
1.3 验证T4>t>T2的逻辑关系具体方法同2．1节，分别做以下四项试验：(1)t=T2+l=6s时，模拟第二次故障——断路器应能二次重合闸。
(2)t=T2—1=4s时，模拟第二次故障——重合闸放电，断路器不能二次重合闸。
(3)t=T4—1=64s时，模拟第二次故障——断路器应能二次重合闸。
(4)t=T4+1=66s时，模拟第二次故障一断路器跳闸后经Tl=5s重合闸；即重合闸功能已整组复归，重新开始第二轮动作。
1.4 验证二次重合闸整组复归功能（1）如一次重合闸成功后，经T4时间重合闸整组复归(充电指示灯充满电)，可以进行第二轮动作。
10kV开关柜的保护配置、巡视维护内容、异常及故障处理
10kV开关柜保护配置、巡视维护内容、异常及故障处理目录一、开关柜的保护配置 (2)（一）基本概念两段式电流： (2)（二）常用保护装置类型及结构： (2)二、巡视维护内容 (4)三、开关柜常见异常及故障处理 (8)一、开关柜的保护配置10kV馈线开关柜一般采用带重合闸的两段式电流保护，重要线路还会采用光纤纵差保护。
（一）基本概念两段式电流：过流一段又叫电流速断保护，没有时限，按高于本段末端最大短路电流整定；过流二段又叫限时电流速断保护，按高于下级保护电流速断保护的最大动作电流整定，可以作为本段线路一段的后备保护，动作跳闸时间一般为0.5-1秒。
重合闸：当架空线路故障清除后，在短时间内合上断路器，称为重合闸；由于实际上大多数架空线路故障为瞬时或暂时性的，因此重合闸是运行中常采用的自恢复供电方法之一。
（二）常用保护装置类型及结构：经常使用的有两类，一是电磁型保护，一是微机保护以下左图为电磁型保护装置，右图为微机型保护装置：新建的设备己全部采用微机保护。
1.保护装置的构成：（1）电磁型保护由电流继电器、时间继电器、中间继电器、信号继电器、重合继电器、压板等构成。
（2）微机型保护由电源插件、出口插件、CPU插件、交流插件、人机对话插件、压板等构成。
2.保护装置的动作信息和说明：（1）电磁型保护的动作信息是在信号继电器及重合闸充电灯上反应的，当保护动作后，对应的信号继电器会掉牌，直到手动复归。
并且电磁型保护装置自身出现异常后，一般情况下都不会有明显的异常现象，不容易发现。
（2）微机保护运行中发生动作或告警时,自动开启液晶背光,将动作信息(见下表)显示于LCD,同时上传到保护管理机或当地监控，能及时被发现处理。
3.保护动作及告警信息：二、巡视维护内容1.开关柜的巡视检查在日常运行中，开关柜要定期进行以下在以下情况，还需对开关柜以下项目进行特殊巡视：雷雨天气：瓷质部分有无放电闪络现象；大雾天气：瓷质部分有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；节假日时：监视负荷及增加巡视次数；高峰负荷期间：增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音；短路故障跳闸后：检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸保险丝是否良好，断路器内部有无异音；设备重合闸后：检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味；严重污秽地区：瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象。
10kv变压器馈线高压速断保护得整定 方法
10kv变压器馈线高压速断保护得整定方法下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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10kV配电网馈线自动化的优化配置方式
10kV配电网馈线自动化的优化配置方式摘要：随着国民经济的高速发展，国家对电力的需求日益增长，同时对供电可靠性的要求也越来越高，因此许多电力企业实施配网自动化工程时，首先考虑的是配电网馈线自动化工程。
目前，在我国6~10kV配电系统均为小电流接地系统，实际应用中的国内小电流接地选线装置由于系统的复杂性及信号传递过程中的非线性元件的影响，或者由于产品设计、制造、调试、安装方面存在的缺陷，误判的机率较高，装置的稳定性较差。
据电力运行部门的故障统计，配电网单相接地故障发生率最高，且由于发生单相接地后非接地相对地电压升高，因此，如何正常判断单相对地故障的位置并隔离故障和恢复供电显得尤为重要。
只有进一步加强城网改造并逐步实现配电自动化，才有可能迅速提高供电的可靠性水平。
关键词：10kV配电网；馈线自动化；优化配置引言馈线自动化是指在配电网正常运行的情况下，对馈线的电压、电流、联络开关以及分段开关的状态等进行远方实时监控，并负责线路开关远方合战、分闸的操作，而在配电网出现故障时，及时获取故障相关数据，对馈线故障段进行识别和迅速隔离，并恢复对正常区域的供电。
目前馈线自动化技术在我国的配电网中已经获得了广泛的应用，其中的主站系统和智能配电终端技术已经相当成熟，但对故障的自动识别、自动定位和自动隔离等技术还很浅显，有待完善和发展。
1.10 kV配电网馈线自动化系统的控制技术1.1 就地智能分布式馈线自动化控制技术就地智能分布式馈线自动化控制技术以线路中的电流和电压为故障段的判断依据，根据故障线路的过流规律和失压情况对网络方案进行重新构设。
由于联络开关在线路中的具体位置和线路分段的数目对此没有影响，所以在选择参数配置时，无需考虑这两点。
当选择智能负荷开关进行网络的组建时，线路各段的开关会在预定功能的指导下协调合作，自发地对故障进行有效地隔离，并能在故障发生后重构网络；当选择的是短路器时，断路器的开断、重合功能可以得到充分的发挥，对故障进行快捷、高效的切断和隔离，并使正常线路段及时恢复供电。
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：馈线自动化是配电网自动化中的一项重要内容，控制配电线路的安全运行状态，在配电线路发生故障的情况下，馈线自动化技术可以快速检测故障，确定故障线路的范围，同时清除故障线路，快速恢复非供电区域的供电。
研究10kV配电网馈线自动化系统的控制技术，对新形势下电力的稳定运行具有现实意义。
关键词：10kV配网馈线自动化；线路继电保护；配合应用引言目前，10kV线路保护的配置比较简单，一般来说，三级电流保护是主要步骤。
由于10kV配电线路的短长度和线路不同位置短路电流的微小差异，很难设定三级电流保护的阈值，无法保证保护的可靠性，因此容易引起事故，扩大停电范围。
为了解决10kV配电网线路保护可靠性不足的问题，馈线自动化系统正在由供电行业实施，作为现有保护系统的一项附加措施，可以快速解决与现有保护系统密切交互而导致的故障现场。
根据系统控制策略，馈线可以远程打开或关闭相应的部分开关，独立分离线路中有缺陷的部分，并快速将电力恢复到故障保护部分。
馈线自动化系统与线性继电保护结合使用，系统运行稳定可靠，所有功能指标均满足技术要求，大大提高了电网的智能控制水平。
1配网当前保护现状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馈线自动化系统馈线自动化作为配电网自动化的重要组成部分，负责监测配电网运行状态，快速发现故障，确定故障线路，快速排除故障线路，快速恢复无故障线路供电。
根据各种处理错误的方式，10kV配电网供电自动化系统分为两种模式：集中自动化控制的馈线自动化系统和相互配套的自动化开关的馈线自动化系统。
10kV馈线柜保护装置调试报告
10kV馈线柜保护装置调试报告
10kV架空馈线（一）保护调试报告
装置型号：NS3611 安装位置： 10kV配电室架空馈线（一）
二、检查保护装置的工作电源及回路是否有迂回
七、保护功能检查及整组试验：
3、保护装置逻辑及整组传动试验：
八、绝缘检查：
10kV架空馈线（二）保护调试报告
装置型号：NS3611 安装位置： 10kV配电室架空馈线（二）
二、检查保护装置的工作电源及回路是否有迂回
七、保护功能检查及整组试验：
3、保护装置逻辑及整组传动试验：
八、绝缘检查：
10kV电缆馈线（三）保护调试报告
装置型号：NS3611 安装位置： 10kV配电室电缆馈线（三）
二、检查保护装置的工作电源及回路是否有迂回
七、保护功能检查及整组试验：
3、保护装置逻辑及整组传动试验：
八、绝缘检查：
10kV电缆馈线（四）保护调试报告
装置型号：NS3611 安装位置： 10kV配电室电缆馈线（四）
二、检查保护装置的工作电源及回路是否有迂回
七、保护功能检查及整组试验：
3、保护装置逻辑及整组传动试验：
八、绝缘检查：
10kV架空馈线（五）保护调试报告
装置型号：NS3611 安装位置： 10kV配电室电缆馈线（五）
二、检查保护装置的工作电源及回路是否有迂回
七、保护功能检查及整组试验：
3、保护装置逻辑及整组传动试验：
八、绝缘检查：。
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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：。