QC继电保护Word下载.docx
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组员学历
研究生1人；
大学本科5人
活动次数
每季度4次，均利用业余时间，出勤率100%
小组成员简介
序号
姓名
年龄
小组职务
文化程度
小组分工
1
刘伟
39
大学
方案实施
2
段振坤
36
副组长
3
QC方案策划
4
王双
29
组员
5
李云
25
6
张宝英
28
研究生
小组荣誉简介
时间
QC成果
获奖情况
2006年3月
改进遥信系统，提高运行可靠性
二等奖
2007年3月
提高阎家屯站电压合格率及无功平衡水平
2008年3月
网络104规约在宣东集控站的应用
2009年3月
PAS在电网调度自动化系统的应用
优秀奖
数据机房远程集中控管
二．选题理由
1.与时俱进，配电网发展的要求。
张家口配电网建设和改造工作已经进入一个新的阶段，配电网正在向智能化、自动化、规范化和标准化方向迈进。
而对断路器定值的整定则是实现这一目标的必要手段。
2.统筹规划，打造坚强电网。
通过继电保护设备的应用实现故障设备的区段分析，提高设备利用率，减少运行人员故障巡视的时间并增强故障处置能力。
3.为百姓服务，提高供电可靠性。
投入线路分段断路器的过电流保护，并通过过电流保护动作时间阶梯配合，缩小故障情况下的停电范围，以达到减少“停电时户数”的目标。
因此,我们选定课题为:
利用网络平台，提升学习型班组建设水平
为了检验课题是否可行，用雷达图对该课题在六个方面进行评估：
项目
该课题是否耗资很大
课题是否容易完成
该课题对提升建设水平是否很重要
小组对课题的完成是否有足够的控制
是否已有可行的解决办法
是否有机会进行实际测试
（雷达图）12
54
课题评价分数为23分>
15分，证明课题可行。
三．现状调查和目标值的确定
【现状一】张家口配电网以10kVA系统作为主要的网络结构，10kV出线电源点为张家口城市网络中的220kV变电站（榆林变电站）及110kV变电站（东山坡、平门、柳树屯、西郊、宁远变电站），配电网的主要结构仍然为树形结构，即主线路上扩展多分支、多配变的模式，系统以单电源运行方式为主，对简单继电保护功能的应用提供了有利的条件。
【现状二】部分分段断路器不能达到可靠动作的要求，会出现故障电流不跳闸或大负荷时经常无故障跳闸的情况。
对电网的可靠性和稳定性带来的一定的负面影响，现阶段已暂将这些断路器的过流保护装置退出。
【现状三】线路中出现故障，变电站过流保护跳闸。
线路运行人员查找故障时需逐级重合分段断路器，以确定故障点，不仅工作难度大、范围广，同时也增加了“停电时户数”。
【现状四】原有的断路器定值陈旧，已无法满足现阶段快速增长的负荷及线路故障时负荷互带的要求。
【现状五】了解、从事自动化专业的人员较少，知识信息相对匮乏，操作不规范，经验性强。
对配网自动化的建设带来一定困难。
【目标值】综上所述，本次继电保护实用化试点方案研究的主要目标是：
实现配电网线路、设备故障时的可靠分段跳闸；
实现故障区段的隔离，提升运行巡视人员的故障处置能力；
调度人员应该根据不同时段及不同的负荷状况，可初步判断故障跳闸的区段，便于设备巡视人员工作的有效开展。
并在实际工作的同时加强对相关人员自动化知识的培训。
☆目标可行性分析
领导支持配电中心领导亲自参加本QC小组的活动，人员力量得到保证
软件保证所使用的软件已到位，可以投入运行
硬件保证整定断路器定值所需的各项设备仪器已准备齐全，可以投入使用
成员素质小组成员的文化程度较高，有较强的实干能力及丰富的工作经验
结论：
我们可以，并且必须完成好对配网断路器定值的整定工作，打造坚强的配电网络！
四．要因分析（见鱼刺图）
五．要因确认
因素名称
确定方法
确认情况
是否要因
参加人员
部分断路器跳闸保护装置电流定值的整定不正确
故障分析
在配电网实际运行的过程中，部分断路器由于跳闸保护装置定值整定过大，会导致线路故障断路器不跳闸的情况，严重影响电网的稳定运行；
还有部分断路器跳闸保护装置定值整定较小，遇到正常运行下的较大负荷时，会出现频繁跳闸的情况。
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
断路器跳闸保护装置过流延时定值的整定没有到各级断路器的相互配合
现阶段线路出现过流时，大部分情况是由变电站过流保护跳闸切除故障。
这样不仅造成了大范围的停电，扩大了停电户数，并且导致线路检修人员在寻找故障点时需逐级重合分段断路器，以确定故障范围，用时长、难度大，同时还增加了停电时间。
针对现有变电站线路保护的整定原则，配电网内断路器保护的时限无法实现逐级配合
调查分析
变电站出线定值设置两段过电流保护，过流保护I段（按照躲过线路末端最大故障电流整定）一般保护范围为60-80%线路全长，动作时间为0.5秒；
过流保护II段（按照躲过负荷电流整定）保护范围为线路全长，动作时间为1秒或1.5秒。
目前，配电网内继电保护设备配置不完善，当配电网设备发生故障时，变电站出线断路器的跳闸几率很高。
部分馈线出现故障的情况下，不能实现与其他馈线的互带
调查调查
由于经济的发展，用户负荷迅速增长，大部分断路器原先整定的过流定值已逐渐难以满足现阶段配电网络的需要，更加无法实现馈线故障时与其他馈线的互带。
导致配电网应变能力较弱，
断路器设备种类繁多，部分设备过于陈旧，欠缺维护
张家口配电网中断路器数量较多，规格、厂家类别较多。
部分断路器只能选择CT变比，而不能调节电流定值；
部分断路器的生产厂家则都已不再生产断路器。
这些情况都对断路器定值的整定及电网的安全可靠运行带来了较大的负面影响。
操作经验性强、不规范
由于电力技术的迅速发展，在工作中凭借以往经验处理问题和操作流程不规范现象应该得到有效的杜绝。
7
相关人员经验不足，知识信息储备相对匮乏
问卷调查
张家口配网自动化技术刚刚开展，从事相关工作人员较少，由于没有以往的工作经验，起步阶段难免会遇到技术、知识方面的困难。
确定主要原因为：
1、部分断路器跳闸保护装置电流定值的整定不正确
二、断路器跳闸保护装置过流延时定值的整定没有实现各级断路器的相互配合
三、针对现有变电站线路保护的整定原则，配电网内断路器保护的时限无法实现逐级配合
四、部分馈线出现故障的情况下，不能实现与其他馈线的互带
五、断路器设备种类繁多，部分设备过于陈旧，欠缺维护
六、操作经验性强、不规范
七、相关人员经验不足，知识信息储备相对匮乏
六．制定对策
要因
对策
目标
进度
负责人
1）查阅以往的运行资料,将不能正常动作的断路器进行整理、分类；
2）根据线路负荷的实际情况，计算断路器的跳闸保护电流适当的整定值；
3）对电流整定值存在问题的断路器进行适当的调整，工作安排应配合市区线路切改工作，尽量避免单独为断路器定值的整定工作安排停电。
通过对部分存在问题的断路器跳闸保护电流值的整定，确保其在0.95倍定值可靠不动作，1.05倍定值可靠动作的要求，以保证配电网络的安全可靠运行。
2009．05
断路器跳闸保护装置过流延时定值的整定没有实现各级断路器的相互配合
对每条馈线上的分段断路器进行统计、分析，制定出合理的延时配合方案,并通过对涌流控制器延时的时间的调整，达到线路发生故障时，分段断路器逐级跳闸的目的。
在电网发生故障时，故障线路的断路器由大号侧至小号侧依次跳闸，直至切除故障点。
在保证正确、及时的切除故障点的前提下，减小停电范围，同时也为抢修人员寻找故障点的提供依据。
与变电站协商，在保证电力安全生产的前提下，对变电站过流保护时间做适当调整。
在故障发生时，变电站过流保护动作前，为馈线上断路器的配合跳闸、切除故障预留充分的时间。
对配电网进行整体分析，对每条馈线的各段负荷有全面把握，并根据负荷及线路实际情况制定合理的馈线之间的联络点。
在任意线路发生故障时，能将非故障段负荷切至其他线路，并允许在非正常运行方式下的故障无选择性动作，如互带方式为反带，则保证在反代方式下无故障时保护不会误动。
2009．06
结合配网发展，逐批对陈旧及不能达到实现配网自动化要求的断路器进行更换。
配网线路中大部分断路器均可配合自动化实现线路故障时的分段跳闸。
制定《断路器二次保护调试标准化作业指导书》等各项涉及实际工作的作业指导书，规范操作流程，并在每项工作完成后填写工作记录。
通过制定并完善各项工作指导书，达到工作人员了解设备，熟知工作的目的。
使其在工作中知其然，并知其所以然。
彻底消除经验性操作等不规范操作的情况。
2009．07
开展多种方式的学习，提高大家的学习积极性。
有针对性的进行相关知识的培训、学习，提高工作人员专业的知识技能。
积极组织与配网系统较完善地区及本地区其他相关专业的信息交流，扩展相关工作人员的知识储备。
通过不断的学习、经验交流，使每位参与工作的职工都具备相应的专业知识及技能。
能够更好的完成各项工作。
7．实施对策
以下对实施对策的分析均已张家口配网中最广泛运用的内置TC-32型涌流控制器的断路器为例。
【实施一】分段断路器过电流保护电流定值的考虑：
按照可靠躲过正常运行方式及互带方式下最大负荷电流整定，并保证足够的可靠系数。
计算公式为：
Idz=1.3*（Kk*Kzqd*Kjx）*Ifh.max/（Kfh*Nta）；
选择Kk=1.5，Kzqd=1.15-2，Kjx=1，Kfh=0.85；
通过本次试点项目运行情况分析，在过电流定值计算中再乘以1.3倍（张家口配电网称为“负荷发展系数”），在保障系统继电保护定值灵敏度的前提下，防止了由于业扩工程造成的频繁更改定值情况。
【实施二】过电流保护：
按照躲过保护安装（分段断路器）处最大负荷电流整定的过电流保护，是完成线路各分段断路器在正常运行方式下逐级配合跳闸的主要保护功能。
其动作时间按照时限级差配合，在时限允许的情况下，可以选择500毫秒的级差；
若分段断路器较多，
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