提升QC继电保护.docx
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提升QC继电保护
【关键字】提升
利用网络平台提升学习型班组建设水平
技术小创新QC小组
一．小组简介
小组名称
技术小创新QC小组
建立日期
2002年1月
注册号
0201-041
活动日期
2009年3月1日至2009年12月20日
小组类型
现场型
组长
赵丽萍
小组成员
6人
平均年龄
32岁
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
组长
大学
方案实施
2
段振坤
36
副组长
大学
方案实施
3
赵丽萍
36
副组长
大学
QC方案策划
4
王双
29
组员
大学
QC方案策划
5
李云
25
组员
大学
方案实施
6
张宝英
28
组员
研究生
方案实施
小组荣誉简介
序号
时间
QC成果
获奖情况
1
2006年3月
改进遥信系统，提高运行可靠性
二等奖
2
2007年3月
提高阎家屯站电压合格率及无功平衡水平
二等奖
3
2008年3月
网络104规约在宣东集控站的应用
二等奖
4
2009年3月
PAS在电网调度自动化系统的应用
优秀奖
5
2009年3月
数据机房远程集中控管
二等奖
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毛病设备的区段分析，提高设备利用率，减少运行人员毛病巡视的时间并增强毛病处置能力。
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，缩小毛病情况下的停电范围，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：
序号
项目
1
该课题是否耗资很大
2
课题是否容易完成
3
该课题对提升建设水平是否很重要
4
小组对课题的完成是否有足够的控制
5
是否已有可行的解决办法
6
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，会出现毛病电流不跳闸或大负荷时经常无毛病跳闸的情况。
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】线路中出现毛病，变电站过流保护跳闸。
线路运行人员查找毛病时需逐级重合分段断路器，以确定毛病点，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毛病时负荷互带的要求。
【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、设备毛病时的可靠分段跳闸；实现毛病区段的隔离，提升运行巡视人员的毛病处置能力；调度人员应该根据不同时段及不同的负荷状况，可初步判断毛病跳闸的区段，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
序号
因素名称
确定方法
确认情况
是否要因
参加人员
1
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
2
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
故障分析
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。
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
3
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。
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
4
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，
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
5
断路器设备种类繁多，部分设备过于陈旧，欠缺维护
调查分析
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。
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
6
操作经验性强、不规范
调查分析
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。
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
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。
是
刘伟、段振坤、王双、赵丽萍、李云、张宝英
确定主要原因为：
一、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
序号
要因
对策
目标
进度
负责人
1
部分断路器跳闸保护装置电流定值的整定不正确
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
王双
2
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。
2009．05
赵丽萍
3
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
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。
2009．05
李云
4
部分馈线出现故障的情况下，不能实现与其他馈线的互带
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
刘伟
5
断路器设备种类繁多，部分设备过于陈旧，欠缺维护
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。
2009．06
段振坤
6
操作经验性强、不规范
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
刘伟
7
相关人员经验不足，知识信息储备相对匮乏
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。
2009．07
赵丽萍
七．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，300毫秒的级差也可以选择。
【实施三】瞬时电流速断保护：
瞬时电流速断保护以过电流保护的整数倍进行整定，定值计算按照躲过本段线路末端故障最大短路电流整定，但由于配电线路相对较短，瞬时电流速断保护在电流定值上无法实现各分段的配合，所以仅在最末一个分段断路器投入，整定时间为0毫秒；其他各分段瞬时电流速断保护均退出运行，整定时间为120毫秒（TC-32涌流控制器速断保护最长整定延时）。
【实施四】涌流吸收：
在手动或自动重合闸时，由于全部配电变压器的励磁涌流及电缆线路的合闸电容电流的暂态叠加，可能产生很大的暂态型冲击电流。
该功能即在上述情况下，通过延时躲过暂态电流的影响，按照实际应用实例分析及相关资料表明，延时200毫秒躲过暂态涌流是足够的（上述涌流在140-200毫秒内衰减完毕）。
【实施五】线路发生事故跳闸后，根据分段断路器跳闸情况，可初步判断故障发生的区域，进行故障设备巡查。
【实施六】根据负荷及线路实际情况制定合理的馈线之间的联络点。
联络点的选择有以下几点原则
1、尽量提供线路在故障时有灵活多样的互带方式，避免对互带线路造成较大的负荷压力。
2、尽量选取正带方式，避免反带方式。
以避免在反带情况下线路发生故障时，因故障线路末端断路器电流定值过小而无法实现互带。
3、减少分段数，在分段和联络断路器之间留有2个时限级差。
【实施七】设备校验工作应服从一次设备检修计划，纳入到配电网自动化设备的统一检修计划中，不宜由于二次设备检修安排不合理造成的一次设备停电。
【实施八】设备校验不超周期，遵循“应修则修、修必修好”的基本原则，在校验中发现设备缺陷，确保设备“零缺陷”运行，保障电力系统安全稳定运行。
【实施九】配网自动化设备专责制度要求配网自动化班组对维护范围内全部设备专责到人，不出现设备无专责的情况。
设立系统管理员、网络管理员、软件专责管理员。
【实施十】变电站主断路器过流I段定值中“时间定值”设置为0.5秒，对配电网分段断路器的速断保护及过流保护定值整定不利。
与主网整定计算进行协调后，将主网过流I段时间与过流II段时间整定相同，并统一为1.5S；（依据：
生产技术部要求变电站变压器出口故障必须在2S内切除）
【实施十一】涌流控制器在判别涌流已产生时，跳闸出口增加200ms延时，判断涌流的方式是电流有突变，所以在全部故障情况下，故障电流全部被判别为涌流产生，所以全部故障的跳闸时间均增加200ms，相当于由于二次设备本身的原因损失200ms的时限级差。
【实施十二】所有断路器在配置继电保护装置的情况下（包括柱上设备、箱内设备配置FTU、DTU、TTU的情况），必须经过配电自动化专业的审核（当张家口配电网二次系统标准化配置方案编制完成后，按照标准进行选择配置），杜绝二次设备配置的随意化，全方位提升配电网二次设备的工作安全性和可靠性。
八．效果检查
8.1运行情况
1、故障自动隔离情况统计表
序号
时间
所属
线路
故障原因
断路器
跳闸情况
时户数对比
（原时户数-分段跳闸时户数
）
01
7月26日
569
115左6号用户内部故障
115左2断路器正确动作跳闸
194-8.54=185.48
02
8月11日
568
64左1断路器所带分支瞬时故障
64左1断路器正确动作跳闸
152.46-11.36=141.1
03
8月31日
569
121电缆刀闸老旧，由于雷击损坏
89号断路器正确动作跳闸
305.5-218.4=87.1
04
9月1日
569
89断路器所带负荷段线路瞬时故障
89号断路器正确动作跳闸
305.5-218.4=87.1
05
9月16日
569
51断路器大号侧电缆被施工挖断
51号断路器正确跳闸
360-332=28
06
9月18日
568
115左2用户内部故障
115左2断路器正确动作跳闸
194-8.54=185.48
结论1：
本次试点项目相关的2条线路在实施继电保护功能后，分段故障隔离的目标基本实现，运行可靠。
在试点运行期间，针对配电网发生的6次故障，继电保护动作正确，正确动作率100%。
结论2：
通过时户数对比，即在总断路器跳闸（变电站断路器）和分段断路器跳闸两种情况下的对比，“时户数”指标得到了较大的优化，有利于配电网运行可靠性真实有效提升。
结论3：
实现故障的分段跳闸隔离，能够优化现场运行维护流程，减少故障情况下的巡视工作量，有效提升故障发现速度。
8.2经济效益
九．巩固措施
1.正常运行巡视，柱上断路器设备巡视班组在正常巡视中应该对涌流控制器防护盒进行重点检查，确保密封良好，防止由于雨雪影响设备运行。
2.结合断路器停电检修，进行涌流控制器跳闸脱扣功能试验，保证设备正常可用。
检修试验必须严格按照标准化作业指导书进行（配电中心将根据具体设备应用，逐步开展标准化作业指导书编写工作）。
3.试点设备每次故障跳闸后均应由运行方式主管根据《配电中心继电保护试点项目运行情况记录表》填写相关故障情况，运行及缺陷处理主管配合提供资料，调度班留存。
自动化主管负责运行情况讨论会的组织。
十.今后打算
配电网继电保护工作让大家深刻体会到了工作给予大家的乐趣，树立了“终身学习”、“学习工作化，工作学习化”的理念，使大家的精神得到了升华。
在工作发展方面，在设备方面，我们将积极筹集资金，购买世界上最先进的设备，用以使张家口配电网络永远领先其他中小型城市。
我们将在还没有装备继电保护装置的诸如高分箱、环网柜等城市电网基础设施上，加大投入力度，全部投放并最终运行各种先进的继电保护装置。
在团队建设方面，今后我们将继续扩大我们的队伍，补充我们的专业知识，学习其他地域的先进丰硕成果，营造独具特色的配电中心文化，让所有团队队员充满生机活力，事事争一流。
工作是美丽的，学习是快乐的，配电网继电保护工作是起点而永远没有终点，我们将为这一灿烂的事业而永远不懈奋斗。
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