继电保护个人工作总结

继电保护个人工作总结（精选10篇）

1.继电保护个人工作总结 篇一

继电保护专业2005年上半年工作总结

2005年的上半年就要过去了，广大继电保护专业人员在局领导的大力支持和亲切关怀下，兢兢业业、无私奉献，克服重重困难，圆满完成了各项工作任务。上半年，全区继电保护正确动作率均保持了较高的水平，二次设备定期检验工作和缺陷消除工作均达到了年初制定的安全生产责任书的要求，技改工程也能够按期高质量完成。对于在工作中发现的有关继电保护和自动装置的问题和隐患，能够认真对待，及时解决，保证了电网的安全、稳定、可靠运行。

一、2005年上半年主要工作回顾：

1、继电保护和自动装置的定期检验工作

继电保护和自动装置的稳定运行是电网安全运行的保障，对继电保护和自动装置的定期检验是保证装置正常运行的得力措施，全体继电保护工作人员为此付出了辛勤的努力，并取得了显著成效。上半年，包括年度预试工作在内，共对170套继电保护和自动装置进行了检验，检验过程严格遵守部颁规程和检验条例，对继电保护中的每一元件、每一回路都逐项检验，认真细致，不留死角。检验完毕后，及时撰写检验报告，报告格式详细齐全、内容清晰明了、审查无漏项。对于在检验工作中发现的问题，及时进行了整改。例1：3月14日，在220KV崔搂变电站进行110KV线路的定检工作，在给保护装置断掉操作电源再给上后，出现控制回路断线情况。110KV线路保护操作装置采用许继四方公司生产的SCX-11J型三相操作箱，经过认真审阅图纸，发现为操作回路中压力闭锁常开接点1YJJ损坏，不能闭合所致，1YJJ的打开使得装置的负电源无法到达跳合闸线圈，构不成闭合回路，出现了控制回路断线。在这次定检工作中，共发现8个110KV线路间隔的操作箱存在这个问题，全部予以更正。

例2： 6月14日，在220KV梁庙变检验梁110KV母差保护时，检验人员通过监测压板电位变化，发现母差保护动作后，母联开关不出口跳闸，经进一步检查，发现母联出口继电器（MCJ）的串联电阻损坏，该电阻损坏后，母联继电器MCJ无法励磁，母联出口继电器(MLJ)不动作，其接点不闭合，导致母联开关不跳闸，更换MCJ串联电阻后正常。

例3： 4月27日，在220KV梁庙变进行220KV线路I、II裕梁的定检工作，在检查二次回路时，发现开关机构中用于非全相保护的接触器，由于二次接线拆除不全，存在寄生回路，容易误动，导致开关误跳闸。考虑到实际采用的为微机保护装置中的非全相保护，开关机构中的非全相保护已经弃置不用，因此，将机构中用于非全相保护的二次接线全部拆掉，排除了寄生回路造成的干扰，保证了开关的正确动作。

2、日常缺陷处理工作

设备维护是检修部门的工作重点，设备维护水平的高低直接关系到电网安全可靠运行的程度，各级领导对消缺工作都十分重视。在缺陷消除工作中，本着“一类缺陷不过天，二类缺陷不过月，三类缺陷不过季”的方针，不管白天夜晚、刮风下雨，缺陷就是命令，出现紧急情况时都能及时到达现场，排除了一个个危及电网安全的隐患和险情。凭着高度的责任心和高超的技术水平，有力的保障了变电设备的正常运行，也充分体现了我局继电保护队伍的整体水平和工作作风。

例如，自今年4月份以来，220KV崔健线光纤通道频繁报出“通道异常”信号，保护人员在处理时通过自环式检测法，发现崔健1光纤接口装置有问题，联系厂家进行更换，更换后正常。十多天后，该装置又出现异常，崔健1光纤接口装置频繁闪烁告警，经查为光纤盒有问题，更换光纤盒，重新对光纤进行熔接后通道恢复正常。

3、技术改造工程

按照省公司调度中心的要求，完成了220KVzg变220KV母线保护的更换工作。进一步提高了保护装置的微机化率。

二、2005年下半年工作安排：

1、按照年度定检计划的要求，认真进行保护装置定期检验工作。

按照年初制定的“2005年度继电保护和自动装置定检工作计划”认真进行下半年的装置定期检验工作，定检

工作的开展应避免与渡夏期间抗旱保电工作相冲突，合理安排定检时间，保证设备该检必检的同时，最大限度的保证供电负荷。

2、千方百计做好设备维护工作，不准因为设备缺陷影响供电负荷。

我们的电网网架相对薄弱，输配电装备水平、设备可靠性以及自动化程度等方面相对落后，电网运行的外部环境较差，电网故障的机率相对也较大，要避免大面积停电事故和电网瓦解事故的发生，必须千方百计做好缺陷消除工作，争取设备缺陷能够按期消除，消缺率达到100%，使保护装置和自动设备处于良好的运行状态。

3、认真落实“五查”、“六复核”工作，加大反措执行力度。

认真进行继电保护专业的“五查”、“六复核”工作，加强专业技术管理，并形成常效机制，对发现的问题及时制定有效的整改措施。具体的说，在一个保护班组内，由工作负责人牵头，成立专门工作小组，对所辖变电站内的装置进行认真细致的检查，对自查中的发现的问题能举一反三，制订整改措施和计划，认真整改。

进一步贯彻落实《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》，加大反措执行力度。目前，我局在反措执行方面，还有潜力可挖。例如：反措中要求220KV主变保护应实行双重化配置，而截止2004年底，我局共有220KV变电站5座，主变8台，两台为双配（cl变崔＃1变、jk变健#1变），其余均不满足二十五项反措要求。再如：反措中要求母线保护、主变保护作用于断路器双跳闸线圈，而我局220KV变电站母线保护均为单配置，220KV开关机构均为双线圈，双操作回路。商222开关为双跳闸线圈的SF6开关，但其保护为许继早期电磁式保护，单操作回路，亦无法实现双跳。

问题的解决需要各个部门之间的沟通和协作，我们要做的是，针对我局目前的反措执行情况，制定切实可行的年度、月度反措实施计划，认真执行，逐月考核，同时，严格执行上级部门要求完成的反措工作。

4、图纸管理的微机化。

图纸是继电保护人员必不可少的技术资料，缺少图纸或图实不符会严重影响继电保护人员的工作质量，进而给电网稳定运行带来隐患。但随着新设备的不断投运和老设备的更新改造，难免会或多或少的存在着图纸不符的现象。因此，要对管辖范围内的图纸进行及时整理、绘制和补充。为了提高工作效率减轻劳动强度、图纸管理必须实现微机化，按照局里的要求，争取在2005年底实现5座220KV变电站的图纸微机化工作。

5、完成##电网内各变电站的备自投新装工作，切实增强供电可靠率。

按照省公司对电网备自投装置要求，根据##电网的实际情况，针对220kV变电站和110KV变电站，分别制定切实可行的备投方案。对于220KV变电站，全站失压后，由110kV侧备用电源恢复对220kV变电站110kV母线供电。对于110KV变电站，工作电源开关跳闸后，由备用电源恢复对110KV变电站全站供电。下半年，完成220KV##变、zg变、cl变、jk变，110KV西郊变、宁陵变、董店变、王集变的备自投装置安装工作。

6、加强专业队伍建设，培养综合性技术人才。

加强技术培训工作，培训方式应灵活多样，培训内容应涉及到通讯、计算机网络等专业，培训的方向是培养综合性技术人才。在专业队伍建设方面，在保持相对稳定的基础上，坚持踏实、勤奋、严肃、认真的专业作风，营造团结协作的工作氛围，走可持续发展的道路。目前，继电保护专业队伍具有较高的水平，今后要在管理创新、业务流程再造，人力资源优化方面有所突破。

总之，在下半年的工作中，要进一步加强图纸定值、设备台帐、检验报告等的管理，更充分的使用〈〈继电保护综合信息管理系统〉〉，完善各种专业档案，完善继电保护各项制度，完善各种继电保护运行、检验规程。一方面努力更新专业技术知识跟上电网发展的步伐，另一方面积极探索新形式下的继电保护管理工作，最终使继电保护装置正确动作率保持在较高水平，构筑可靠的保证电网安全的第一道防线。

2.继电保护个人工作总结 篇二

1 对实施状态检修工作的理解

将定期检修与状态检修进行对比就不难理解状态检修的先进意义。

定期检修表现出来的对新的供电形势的不适应和对安全生产的危害:该修的得不到修, 不该修的越修越坏, 从而危及电网安全;定期检修停电次数多、时间长, 造成工作时间长, 增加了发生事故的几率;检修逐渐增多, 检修成本和人员不能到位, 势必影响检修质量和电网及设备的安全。

而状态检修, 是从设备实际状况出发的、以状态为依据的预知维修制度。它通过对运行设备状况进行监测、诊断, 确定是否应对该设备进行检修。状态检修的好处主要体现在:提高供电可靠率、改善电网安全, 因为状态检修更有针对性, 更能对症下药;可以使检修具有实效性, 能及时解决问题, 避免不适症;延长设备使用寿命、改善设备安全, 这是因为有效避免了不必要的维修、失当维修和不解决根本问题的维修;减少生产用人、用车和工作时间, 改善人身安全和车辆、交通安全。

状态检修工作是对现有检修模式的一次变革, 是一个长期、复杂的系统过程。所以目前要做到的是稳扎稳打、分步实施、逐渐推广。状态检修工作的流程是:先做好管理体系工作, 即成立领导小组、工作小组, 制定状态检修设备安全职责与检查考核规定、管理责任制、工作实施细则等规章制度。然后修改形成新的技术标准和规范化措施。接下来收集设备状态信息并汇总评价, 形成综合报告, 根据报告制定和实施检修计划。最后对检修计划的效果进行绩效评估, 总结经验并应用到下一个检修周期中去。

状态检修工作也是一个管理的过程的变革。通过状态检修的实施, 建立了设备的参数、年限、技改反措、历史缺陷、检修记录、现场图片等数据资料库, 大大提高了对设备的管理水平。在状态检修中, 细化了各部门的职责, 形成了一个权责明确的工作流程, 完善了对生产运行的统一管理。同时, 检修越来越具有科学性、针对性, 停电检修工作不断减少, 设备可靠性指标逐渐提高, 有效降低了设备管理的运营成本, 可以取得很好的经济成本管理效果。

2 关于继电保护状态检修技术标准与技术手段方面

继电保护状态检修对新技术要求很高, 新技术的应用是关系到状态检修的成败的关键。目前我们的技术手段还达不到在线收集运行状态信息的目的, 大多采用人工离线收集数据信息。

继电保护状态检修是在定期检修的基础上发展起来的, 原有的作业指导书范本、安全措施票范本、运行规程和检修规程通过部分修改, 还继续适用于状态检修工作。修改主要集中在新标准、新技术手段的运用和不适应状态检修的旧标准的删除等两方面。如设备巡检中增加了二次回路红外测温工作, 所以也要在作业指导书中增加了相关部分的标准。状态检修的巡检更加重视数据量的采集和汇总, 所以作业指导书和规程相应地也进行了修改, 细化对运行环境、交直流采样、无故障时间等数据的纸质和电子记录。

依据状态检修工作的要求, 整合档案管理、基建管理、技改大修管理、运行管理等相关设备资料管理要求, 制定基础资料管理标准, 对设备基础资料进行了统一规范和要求, 利用公司信息化系统平台, 补充和完善设备基础资料信息。

状态检修的实施, 使检修术语也发生了很大的变化。以前的检修笼统的概括为全部校验和部分校验, 而在状态检修中, 更加详细分为A、B、C、D四个级别的检修, 每个级别的检修又可以具体分类, 如C类检修中, 可以根据设备状态评价报告制定具体的检修策略, 有针对性地对“注意状态”和“异常状态”的部件进行诊断性试验、更换插件或者升级版本。

状态检修评价标准在试点过程中也作了部分修改, 比如装置无故障时间这一项, 现在试行的状态检修评价导则作评价的标准是:预计无故障时间倍数=实际无故障时间/预计无故障时间, 然后依据斜率得到本项得分。而在实际执行过程中, 装置故障时间是很短的, 按照这种计算方法得到的都是满分, 不能反应现场设备情况, 我们在实际执行过程中, 采取的是根据无故障时间与故障次数综合计算得到得分的, 无故障时间倍数作为系数, 而故障次数依据故障次数扣分从而得到得分, 两者相乘即得最后得分。

3 关于状态量的收集与整理的一些经验与体会

状态检修实施过程中, 状态量的收集是最基础、最关键的工作。状态量包括投运前初始状态和运行状态。在设备运行之前, 对设备就应有比较清晰的了解, 掌握尽可能多的状态信息。包括设备的铭牌数据、型式试验及特殊试验数据、出厂试验数据、各部件的出厂试验数据及交接试验数据和施工记录等信息。运行中的状态量包括运行记录、检修历史记录、在线监测数据、历史缺陷记录、跳闸记录和家族性缺陷等信息。在我们进行的状态检修第一次状态量收集过程中, 主要做了如下几点工作:

3.1 由于220KV及以上电网一、二次设备在逻辑回路上联系较紧密, 由继电保护专业牵头联合调度、通讯、远动、方式、运行、变压器检修、开关检修人员一起对变电站的一、二次设备进行特巡, 内容包括:高频通道、光纤通道、保护信息远方上传、开关的防跳、非全相、开关辅助接点、隔离刀闸辅助接点、双跳圈回路的相互独立、独立流变、变压器套管流变、中性点流变、瓦斯保护等方面。特别明确:每次保护定期巡回检查时都必须核对保护、调度、运行、方式四家的定值单与继电保护装置运行的定值一致, 确保了装置运行状态正确可靠。

3.2 核对全公司主设备历年的交接、预防性试验数据、运行数据、缺陷记录、红外测温等状态信息, 做到数据信息完整。加强基建工程资料移交的协调工作, 保证了设备原始资料的完整性和及时性。使用相机与扫描仪将全部档案转换为电子档案, 方便了分类整理和搜索。

4 检修报告的形成与检修决策的制定与实施

目前, 由于技术条件所限, 实施的是人工评价, 需要等到辅助决策系统开发成熟以后才能进行计算机辅助评价。

人工评价的环节是, 状态量收集完成后, 班组先进行初评, 初评完成后统一提交到工区汇总形成工区初评报告、专业报告, 再经过专家组讨论, 综合生产、基建等部门意见, 形成综合报告。最后, 生产部门根据综合报告制定检修计划下发给工区, 工区拆分检修计划形成工区检修计划、制定检修策略, 并实施。检修结束前后还需要各进行一次状态评价工作, 并作为绩效评估的依据之一。

一次设备的检修与二次设备检修不是完全独立的。许多情况下, 二次设备检修要在一次设备停电检修时才能进行。在作出二次设备状态检修决策时要考虑一次设备的情况, 所以决定将继电保护状态检修的年限定为5年, 可以最有效地实现一、二次设备状态检修的统一, 减少停电次数。

5 状态检修的绩效评估方面的探讨, 以及下一步工作应该如何进行

由于本次工作是第一次试点, 所以绩效评估工作还没有具体展开, 只是有一个初步的思考与探讨。状态检修的绩效评估目的是为了准确评价实施状态检修策略后的成绩与效果, 发现在执行过程中存在的主要问题, 以期更好地开展此项工作。除要关注指标的短期波动外, 更应注重对中长期绩效的分析。评估组织由生产、基建、财务、计划、安监部门及调度、检修、运行单位人员组成, 各单位应结合实际情况, 对绩效评估的各项指标进行细化和动态修订, 明确各项指标在不同时期不同阶段的目标值, 以规避由于电网、设备及技术水平差异带来的不平衡性。绩效评估的方法是按状态评价的有效性、检修策略的正确性、计划实施、检修效果、检修效益进行分项评分;最后依据各分类权重计算出整体评估结果。工作流程是编制评估计划、分类评估、编写评估报告, 处理评估结果, 制定改进措施并跟踪调查效果, 直到达到预定目标。

由于状态检修工作的周期长、涉及面广、数据资料信息量大, 需要依赖计算机建立数据库、进行辅助分析诊断和对维修过程进行缜密、规范的管理。状态检修的成功实施最终需要有一个统一的软件支持系统。所以下一步的主要任务就是软件支持系统的开发工作。从功能上说, 状态检修支持系统应是集设备状态评估、检修策划、生产技术资料及生产信息管理等为一体的综合管理系统, 其核心是设备的状态检修管理, 其难点是辅助决策。需要强调的是, 状态检修的实施需要配备必要的检测仪器和软件支持系统, 但不能将希望寄托于存在一个包罗万象的系统能自动完成所有的工作。仪器和软件只能辅助工作, 最终的决策还需要由人做出。高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。状态检修思想的传播, 人员的观念和技术培训, 是下一步工作的另一个重点。

参考文献

[1]陈建民, 大电网继电保护技术应用与发展[J].华东电力, 2007 (11) .

[2]高翔、刘韶俊, 继电保护状态检修及实施探讨[J].继电器, 2005 (20) .

3.继电保护个人工作总结 篇三

一、智能电网发展及其继电保护现状

1、智能电网发展

智能电网也就是我们所说的电网的智能化，它的本质就是能源替代和兼容利用，主要是以建立在集成的高速双向通信物理网络为基础，创建开放系统，组织各级电网进行协调发展，应用先进的传感测量技术、信息技术、计算机技术、决策支持系统，使电网系统具有自动化、互动性、智能化以及高度集成，有助于电网运行和管理的优化，从而实现电网的安全、可靠运行。除此之外，智能电网还具有强大的电力输送功能以及智能化的运作平台，不仅能够为电力系统供电的安全性和可靠性提供保障，同时还可以对用户的接入和退出进行灵活、及时的调整。也可实现用户、电源以及电网信息的共享，且信息具有公开透明性。智能电网的网络拓扑结构、通信及决策系统具有灵活发达、高度集成、实时运行的特点，智能电网还有着快速故障诊断和排除系统以及新型继电保护系统。

2、继电保护现状

就当前来看，电力系统的发展向超高压及大联网系统而发展，并且在发展的过程中，继电保护的可靠性、安全性及灵敏性成为研究的重要内容。继电保护是对电力系统中的元件加以保护，从而避免元件发生异常及短路现象，从而实现保护的目的。电力运行过程中，继电保护装置具有基本特征，包括可靠性、选择性及速动性。尤其在智能电网的运行中，采用先进的科技水平可对继电保护的性能进行强化，进而确保高速运行的方式。

二、基于智能电网发展环境下的继电保护工作

1、可再生能源并网

具有清洁、高效、可再生等特点的新能源的大规模接入是智能电网发展的一个突出特征，其中风电、光伏、新型储能是最具代表性的几种能源，应用较为广泛，且前景较好。但是从现阶段新能源的应用来看，仍然在电能质量、电网运行、故障电流等方面存在一定的问题，这主要是由于来源不稳定、并网技术不成熟等原因引起的。我们以风电为例，将其接入电网后可能会出现保护误动或者电流保护II段拒动问题的出现，这主要是由于风电接入电网系统之后，会对电网的电流产生影响，主要表现为两个现象：一，给接入点上游带来分支电流；二，给接入点下游电流保护带来助增电流，从而导致上述问题的发生。除此之外，如果风机接入点相邻馈线存在故障，那么也有引起保护反向误动问题的风险。而故障电流产生的规律以及特点与风机的工作状态、接入类型以及控制策略等都有密切的联系。电网的潮流分布和短路电流特征的复杂性也要求风电接入必须要有继电保护装置对其进行优化，从而使小短路电流产生较大的系统阻抗，增强电流互感器的额定电流，在这种情况下，就要选择那些有较大变化的电流互感器来为电网提供保护。

2、超高压交直流混联

根据我国的电网发展规划，网架结构需要进行进一步的完善，其中继电保护技术必须要具有更强的分流处理能力。究其原因主要有两个方面。一，电网发生故障时，电网非周期分量会由于电压等级的升高而变慢，暂态特性的复杂性也会增强，同时还会带来巨大的谐波分量，在这种情况下就要求互感器要具有更强的性能和更好的滤波和直流分量处理，以为电网安全提供保护；二，高压交直流混联会引起一系列的电容电流问题、交直流互联暂态特性与计算误差问题以及同杆双回线路的零序互感和跨线故障问题等，这些都要求继电保护设备必须要进行特殊处理。另外，电网暂态特性日益复杂，也使内部故障与励磁涌流的区分更加复杂，加大了继电保护内部使用谐波判据的难度。

3、大量电子元件的应用

随着科学技术的进步，各种各样的电子元件迅速的开发并投入市场。再加上随着智能电网建设的逐步完善，可控串补、换流器、无功补偿器以及潮流控制器等大量电力电子元件开始在智能电网中得到广泛的应用。通过这些元件的应用，电能的质量得到了有效的提高和改善，同时也有效促进了控制策略灵活性的提高，从根本上改变了电网的运行特性。但从另一个角度来看，电力电子元件器件的开关频率的提高会导致系统出现大量的谐波。除此之外，光伏并网以及直流输电等也与继电保护设备存在协调问题。在这种情况下，就要求继电保护在设计时候必须要对电力电子元件所带来的谐波影响因素进行充分的考虑，以确保智能电网的稳定运行。

4、智能传感技术

智能传感技术的应用可提高信息采集效率，确保所采集信息的可可靠性、安全性，从而发挥继电保护的作用。对于传感技术的变压器保护，不仅需要将原有的变压器进行变动，而且还需要在变压器的一次侧、二次侧及其变压器自身方面设置智能传感器。当前所使用的传感器主要有振动传感器、温度传感器、液面传感器等，其布置在变压器相应的位置中，可有效发挥传感器的监测作用，从而实现继电保护。在智能电网的条件下，通过利用电子系统电气量二次采样，来辨别异常采样值。

5、电流互感器的安装

在变动所中电流互感器安装位置，决定电流互感器所转换电流的性质，同时也决定继电保护装置的动作，只有正确的、安装电流互感器，才可确保继电保护正确动作，避免继电保护装置误动发生。电流互感器安装中，影响继电保护功能的实现。在电流互感器接线方面，可以遵守一定的串联原则，对于变电所电流互感器安装中，对于线路一次绕阻，可以和被测电路串联，而对于二次绕阻，则需要与所有变电所的仪表负载实现串联；在实际安装中，可以按变电所被测电流的大小，从而选择合适的继电保护装置。同时，电流互感器二次侧必须一端接地，避免绝缘损坏高压窜入二次低压侧，避免造成人身安全事故；电流互感器二次侧不可以开路，可以避免电流互感器一次侧的电流转换成磁化电流，避免电流互感器的过度饱和而发生磁化，影响电流互感器正常运行。

6、提升人员综合素质

由于智能电网在建设中采用了大量的高科技，这就需要提高继电保护人员的综合素质。尤其对专业素质提出了较高的要求。加强人员专业的操作技能，充分了解新工艺及技术，重视人才对智能电网继电保护的作用。同时，进行相关培训，使其较快的掌握电力工作知识，提高其职业技能。并加强老员工的培训工作，使老员工实践操作技能与理论知识相配合，全面提高人员的整体素质。

三、结束语

近年来，随着我国工业的发展，在电力系统稳定性、灵活性以及智能化的研究也在逐渐的深入。一直以来，继电保护技术都为促进电力系统的安全有效运行提供了重要的保障，并且随着新时期智能电网的建设发展，继电保护技术的发展方向也逐渐开始转向保护、控制、测量、计算机化、网络化、智能化以及数据通信一体化，从而有效促进了电力企业的经济效益方面的提高，推动了企业的电网现代化的发展进程。随着我国电力发展工作对电气系统要求的日益提高，在智能电网中，继电保护技术也需要不断更新和完善，向着现代化的方向发展，以适应智能电网的发展需求。

4.继电保护总结 篇四

2继电保护的作用

•自动、迅速、有选择性的将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证无故障部分迅速恢复正常运行。

•反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护条件，而动作于发出信号或跳闸。3主保护：反映被保护元件本身的故障，并以尽可能短的时限切除故障的保护；

后备保护：主保护或断路器拒动时用来切除故障的保护。又分为近后备保护和远后备保护。

近后备保护：在本元件处装设两套保护，当主保护拒动时，由本元件的另一套保护动作。远后备保护：当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。

4对电力系统继电保护的基本要求是：选择性速动性 灵敏性 可靠性.第二章 微机保护

１微机保护装置硬件1)数据采集单元2）数据处理单元3)开关量输入/输出接口4）通信接口5）电源

２数据采集单元：ａ电压变换 ｂ采样保持电路及采样频率的选择ｃ模拟低通滤波器ｄ模拟量多路转换开关

3采样频率与采样定理 由采样值能完整正确和唯一地恢复输入连续信号的充分必要条件是：采样率fs应大于输入信号的最高频率fmax的2倍，即fs>2fmax 第三章 电流保护 1继电器的动作电流：使继电器动作的最小电流；b继电器的返回电流：使继电器返回的最大电流。返回系数，返回系数等于返回电流比动作电流，小于1。

2单侧电源网络相间短路时电流量值特征 影响短路电流的大小的因素（1）故障类型 K

（2）运行方式

ZZS(ZS.max,ZS.min)（3）故障位置 K短路电流的计算

１最大运行方式下三相短路

(3)

E

Ik

ZS.minZ1lk２最小运行方式下两相短路

I(2)3E

k

2ZS.maxZ1lk

3电流速断保护整定计算-主保护

按躲过本线路末端短路时的最大短路电流整定

IIset.1KIrelI

k.B.max

最小保护范围校验lmin l%1Z(E

IZS.max)限时电流速断保护AB2I-电流保护的第set.1II 段。a整定计算（整定值与相邻线路第Ⅰ段保

护配合）IIIKIII

set.1relIset.2b动作时限 tIII

1t2t

灵敏度校验

KIk.B

.mincsenIIIset.1当灵敏度不满足要求时，可与下一条线路的限时电流速断保护配合。

IIIIIII

set.1KrelIset.2

tII1tII

2t定时限过电流保护----电流保护的第Ⅲ段 整定计算

大于流过该线路的最大负荷电流I IIII

KIII

L.maxsetrelIL.max

外部故障切除后电动机自起动时可靠返回电动机自启动电流大于最大负荷电流 自启动电流： Iss.maxKssIL.max

外部故障切除后电动机自起动时可靠返回线路AB保护的返回电流应大于自启动电流 返回电流：

IIIIIII

reKrelIss.maxKrelKssIL.max

外部故障切除后电动机自起动时可靠返回动作电流:

IIII

IKIIIKIsetrerelssL.max

KreKre

灵敏性的校验 a近后备校验：

采用最小运行方式下本线路末端两相短路时的电流来校验

KIk.B.minb远后备校验 senIIII

1.3采用最小运行方式下相邻线路末端两相短路

set

时的电流来校验

KIsenk.C.minIIII

1.2

set

4两种接线方式的性能分析各种相间短路

a三相星形接线方式 b两相星形接线方式

三相星形能反应两相短路，有两个继电器动作，可反应单相接地故障，100%切除故障，对线路的后备保护有利。两相星形AB,BC两相短路时有一个继电器动作，不能反应B相接地故障。有2/3的几率切除故障，对后备保护不利。

5电流速断保护方向元件的装设原则

a同一线路两侧，定值小者加方向元件，定值大者可不加方向元件。b对同一变电站的电源出线，动作延时长的可不加方向元件，动作延时小的或相等时要加方向元件。6输入为线电压、相电流（90°接线）消除死区：引入非故障相电压。



IAUBC;IBUCA;ICUAB

最大灵敏角： 

senk9030

动作方程 90argU

r90 I

r内角： 

sen90k

7限时电流速断保护的整定计算

最大分支系数

KZZb.maxA.maxABZ

1B.min最小分支系数

KZA.minZb.minAB

Z1B.max

第四章 零序电流保护

1a零序电压：故障点零序电压最高，离故障点越远，零序电压越低，变压器中性点接地处为零。

b零序电流分布：与变压器中性点接地的多少和位置有关；大小：与线路及中性点接地变压器的零序阻抗有关。

2.零序功率方向继电器的接线特点（详见课本P79）

第五章 距离保护 12

34过渡电阻对距离保护的影响 对单侧电源线路的影响：Rg的存在总是使继电器的测量阻抗增大，保护范围缩短

对双侧电源线路的影响：取决于两侧电源提供的短路电流的大小及它们的相位关系。故障位置：对圆特性的方向阻抗继电器，在被保护区的始端和末端短路时，过渡电阻的影响比较大；而在保护区的中部短路时，影响较小

保护动作特性：在整定值相同的情况下，动作特性在+R轴方向所占的面积越大，受过渡电阻的影响就越小

被保护线路长度：线路越短，整定值越小，受过渡电阻影响越大

5系统振荡时测量阻抗的公式

ZZ

22)Z1Zm(1jctgM(2ZZM)j2ctg2 振荡闭锁措施

① 利用短路时出现负序分量而振荡时无负序分量

② 利用振荡和短路时电气量变化速度不同 ③ 利用动作的延时实现振荡闭锁 6震荡和短路的区别

震荡：三相对称，无负序零序分量;电压电流周期性缓慢变化；测量阻抗随δ变化

短路：有负序零序分量；电流电压突变；测量阻抗不变。

第六章输电线路的纵联保护输电线路纵联保护及特点：就是利用通信通道将线路两端的保护装置纵向联结起来，将各端的电气量（电流、功率方向等）传送到对端，将两端的电气量进行比较，判断故障在区内还是在区外，从而决定是否切断被保护线路。

特点：纵联保护随着所采用的通道、信号功能及传输方式的不同装置的原理结构性能和适用范围等方面有很大差别。纵连保护所用到的信号有：跳闸信号、允许信号和闭锁信号闭锁式方向纵联保护的工作原理

采用两个灵敏度不同的启动元件，灵敏度高的启动发信机发闭锁信号，灵敏度低的启动跳闸回路，以保证在外部故障时远离故障点侧，启动元件开放跳闸时，近故障点侧启动元件肯定能启动发信机发闭锁信号。

第七章 自动重合闸 1 自动重合闸的作用

a对于瞬时性故障，可迅速恢复供电，从而能提高供电的可靠性。b对双侧电源的线路，可提高系统并列运行的稳定性，从而提高线路的输送容量。c可以纠正由于断路器或继电保护误动作引起的误跳闸 2 自动重合闸的分类

A 根据重合闸控制断路器所接通或断开的电力元件不同可分为：线路重合闸、变压器重合闸和母线重合闸等。B 根据重合闸控制断路器连续跳闸次数的不同可分为：多次重合闸和一次重合闸。C 根据重合闸控制断路器相数的不同可分为：单相重合闸、三相重合闸、和综合重合闸。双侧电源送电线路重合闸的特点及方式 特点：时间的配合，考虑两侧保护可能以不同的时限断开两侧断路器。同期问题，重合时两侧系统是否同步的问题，以及是否允许非同步合闸的问题。方式（1）快速自动重合闸方式 当线路上发生故障时，继电保护快速动作而后进行自动重合（2）非同期重合闸方式不考虑系统是否同步而进行自动重合闸的方式。（3）检查双回线另一回线电流的重合闸方式（4）自动解列重合闸方式（5）具有同步检定和无压检定的重合闸 A对于瞬时性故障，两侧保护动作，断路器断开，线路失去电压，检无压侧重合闸先进行重合。重合成功，另一侧同步检定继电器在两侧电源符合同步条件后再进行重合，恢复正常供电；

B 对于永久性故障，两侧保护动作，断路器断开，线路失去电压，检无压侧重合闸先进行重合。重合不成功，保护再次动作，跳开断路器不再重合，另一侧的检同期重合闸不起动。重合闸动作时限的整定原则单侧电源线路的三相重合闸 ：故障点电弧熄灭、绝缘恢复；断路器触头周围绝缘强度的恢复及消弧室重新充满油，准备好重合于永久性故障时能再次跳闸，否则可能发生断路器爆炸。如果采用保护装置起动方式，还应加上断路器跳闸时间

2、双侧电源线路的三相重合闸

除上述要求外，还须考虑时间配合，按最不利情况考虑：本侧先跳，对侧后跳。重合闸前加速保护（简称为“前加速”）缺点：重合于永久性故障时，再次切除故障的时间可能很长；装ARD的断路器动作次数很多；若断路器或ARD拒动，将扩大停电范围。

重合闸后加速保护（简称为“后加速”）优点：第一次跳闸时有选择性的；再次切除故障的时间加快，有利于系统并联运行的稳定性。

缺点：第一次动作可能带有时限。

第八章 变压器保护变压器的故障类型及不正常工作状态

变压器主保护:内部的主保护是瓦斯保护；变压器套管引出线的主保护是纵差动保护 3 单相变压器励磁涌流的特点及概念：

特点①含有很大的非周期分量； ②波形偏向时间轴一侧，并出现间断； ③含有大量的高次谐波分量，以二次谐波为主。

概念：变压器励磁电流在正常运行与外部故障时对纵差动保护的影响可忽略但当变压器空载投入或外部故障切除后电压恢复时则可能出现数值很大的励磁电流称为励磁涌流。4 变压器差动保护不平衡电流的因素有哪些

1、三相变压器接线产生的不平衡电流

2、TA计算变比与实际变比不同产生的不平衡电流

3、由变压器带负荷调节分接头产生的不平衡电流

4、由电流互感器变换误差产生的不平衡电流

5、励磁涌流 5 变压器纵差动保护的基本原理n单相变压器TA 2nn

T

TA

1nTA2nT

三相变压器 n

TA1微机纵差动保护的比率制动特性

IId

set.max

Iset.min

res

res.g

res.max

动作判据

IdIset.min

当IresIres.g IdIset.minK(IresIres.g)当I

resIres.g KtgIset.maxIset.min制动特性斜率

Ires.maxIres.g

第九章 发电机的保护 1 发电机的纵联差动保护

可分为完全纵差和不完全纵差，联系：二者可组成发电机相间短路的双重化保护，不完全纵差保护能对匝间短路及分支绕组的开焊故障提供保护。发电机定子绕组单相接地保护 1.基波零序电流保护

（1）零序电流互感器装在发电机出口（2）采用具有交流助磁的零序电流互感器（3）当相间保护动作时将接地保护退出2.基波零序电压保护（85%）

动作电压整定值应躲开正常运行时的不平衡电（包括三次谐波电压），以及变压器高压侧接地时在发电机端所产生的零序电压。3，发电机失磁极端测量阻抗变化轨迹 变化轨迹是从第一象限到第四象限

第十章母线保护母联相位差动保护

基本原理：比较母联电流与总差电流的相位选择出故障母线。

2双母线固定连接的母线差动保护

缺点：当固定连接方式破坏时，任一母线的故障都将导致切除两组母线，保护失去选择性

3电流比相式母线保护基本原理

根据母线在内部故障和外部故障时各连接元件电流相位的变化来实现的（1）不需考虑不平衡电流的影响，提高了灵敏度（2）不要求采用同型号和同变比的电流互感器，增加了使用的灵活性。

90arg

ZmαZset

270

ZmZset

UAUkA(IAK3I0)Z1lk

UBUkB(IBK3I0)Z1lk

UCUkC(ICK3I0)Z1lk两相接地短路（以BC两相接地短路为例）

U(IK

3BBI0)Zl ZmBU1k

mBZ1lk单相接地短路ImB

（以A相接地短路为例）

U(I AAK3I0)Z1lk ZU

mA

mAIZ1lk

mAZmBUB

Z1两相接地短路IBK3Ilk（以0

BC两相接地短路为例）

UU0 kBKC

UB(IBK3I0)Z1l

k U(IK3I CC0)Z1lk

UBCUBUC(IBIC)Z1l

k U ZmBC

mBCZ1lk

（1）相间距离保护－－－ImBC

0°接线方式可以正确反应三相短路、两相短路、两相接地短路，不能正确反应单相接地短路。

5.继电保护个人工作总结 篇五

电气二次班

2011.10.30

电气二次班2011年继电保护技术监督工作总结

2011年，根据厂部的统一部署和部门工作的整体安排，电测仪表测量工作按原计划有条不紊地进行。在这一年当中，充分利用机组停运的机会对相应电测仪表做了周期性校验工作及技术培训工作。电测仪表监督各项指标也达到了预定的水平。工作总结如下：

一、监督指标完成情况

1、保护装置定检率为100%。、保护装置缺陷处理率100%。

3、保护装置事故率为0。

4、保护装置投入率100%。

5、保护正确动作率100%。

二、主要监督工作完成情况

1、在5、6月份进行的我厂#

1、#2机组的小修过程中，我们按照《继电保护检验规程》的要求，对全厂的保护装置进行了校验。根椐检修计划，我们对#2机发变组保护，励磁系统设备，6KV工作段上送至DCS信号进行了核对，确保了上传信号准确无误。进行了#

1、#2机本体CT及出口PT、CT端子箱二次回路清扫检查，二次线核对并紧固接线螺丝。对#

1、#2发变组保护A、B、C屏二次回路清扫检查、接线校对并紧固接线螺丝。对#

1、#2主变、厂高变端子箱清扫及二次线核对。上述端子箱目前已做到了图实相符，图纸均已贴于柜门上。

2、完成#

1、#2机电子间及330KV网继小室故障信息子站清灰检查，继电器小室线路故障录波装置清灰检查。

3、在三月份春检工作中，对起备变保护装置进行了校验，并用保护带开关进行了传动试验，动作行为正确，动作信号正常。且对保护屏端子排、开关就地端子排进行了检查和螺丝紧固，并进行了卫生清洁，完善了所有电缆孔洞的封堵，核实了以上设备的电气安装接线图，作到图实相符，对有问题的回路及电缆编号进行了完善。

4、在#

1、#2机组小修过程中，进行了励磁系统保护回路的检查清扫，对励磁系统保护逻辑进行了试验并且连带灭磁开关做了发变组的整体的传动试验。

5、按照厂部年度春检的要求，对330KV升压站所有开关控制柜，母线差动保护装置、线路保护装置均进行了装置清扫、回路检查、端子二次接线紧固和装置校验，并与清水河变电站工作人员进行了联调试验。6、在#

1、#2机组小修过程中，完成6KV厂用配电室所有开关综保装置二次回路清扫、检查、传动试验，接线紧固、核图、综保装置校验。

7、对380V各PC段工作电源进线控制回路清扫、各PC段PT柜回路检查及继电器校验，检查、紧固接线螺丝，并进行了低电压继电器的定值修改，进行各PC段联络开关连锁试验。

8、按照“关于对统调发电厂进行迎峰度夏涉网工作核查”的通知的要求，对我厂的发电机涉网保护定值、无功带载能力、进相运行能力、AVC子站等涉网工作进行检查，检查满足《西北区域发电厂辅助服务管理及并网运行管理实施细则》的要求。

9、对保护装置的电源模块及CPU板等备品进行了检查、统计，并对重要备品进行上报采购，保证继电保护装置备品正常的应急和储备。

10、对全厂继电保护装置保护压板进行核对，对有问题的进行统计并整改，以确保继电保护装置正确投退。

11、完成所有继电保护装置的型号、软件版本、程序生成时间、定值的核对，并制作详细的设备台账。

12、对所有电子间保护屏的接地按照《继电保护25项反事故措施》的要求，进行了改造。

三、监督人员岗位培训情况

1、每月制定详细的培训计划，根据计划与现场的实际情况安排人员进行相应的培训、讲课。培训内容包括图纸、保护逻辑、装置调试、试验过程、模拟缺陷处理等等。

2、利用检修机会进行了装置的调试培训，开展定期的事故分析会，吸取经验教训，培养事故分析能力。

3、不定期的进行现场考问与讲解,每月进行一至两次的技能考试。通过这些培训，使得人员的技术力量较2010年有了很大的提高。

4、今年，电气二次班全体成员轮流参加了保护处组织的继电保护专业取证考试培训班的培训，为日后继电保护人员持证上岗打下坚实的基础。

四、存在的问题措施及建议

1、保护信息子站上位机配置过低，长时间运行后频繁与电子间的发变组及启备变保护屏通讯中断，需重启上位机后才能恢复通讯，需及时对设备进行软硬件升级。

2、由于人员结构年轻，继电保护知识及现场经验欠缺，对工作中的许多工作虽得到了结果，但对过程还不能达到可控的程度，对工作的程序还不够熟悉。加强继电保护人员的专业培训，尤其是事故分析，争取机会到调度或厂家接受继电保护专业理论知识的培训。

3、还需要加强事故备品联储工作的开展，尤其是保护装置的电源模块及CPU板的订购要及时。

4、由于#

1、#2机组的一次风机变频器离电除尘近，运行环境恶劣，频繁出现变频器报各种莫名的故障报警，正在联合厂家积极处理。、330KV升压站端子箱有凝露现象，柜内加热器有损坏和电源未通的现象，端子箱雨水侵蚀厉害，需加装防御套，已上报材料。、330KV升压站内电缆沟封堵不严，存在漏水现象，以汇报厂部。

六、2012年继电保护技术监督工作的计划

1、针对我厂2012年检修工作的要求，制定继电保护定检计划并实施。

2、积极配合调度完成每月的继电保护技术监督表表。

3、根据我厂2012#1机组的A级检修计划，进行#1机组所属设备的保护装置的继电保护校验工作。

4、根据我厂 2012技术改造项目，对六千伏系统部分保护装置进行设备换型。

5、认真做好安全性评价的整改工作，进一步检查存在的问题和疏漏并整改；

6、认真贯穿落实上级继电保护表工作会议精神，以及上级的各项反事故技术措施，健全继电保护管理网络，加强继电保护管理工作。

6.继电保护总结及心得体 篇六

我认为，在这学期的实验中，不仅培养了独立思考、动手操作的能力，在各种其它能力上也都有了提高。更重要的是面对社会的挑战，只有不断的学习、实践，再学习、再实践。这对于我们的将来也有很大的帮助。以后，不管有多苦，我想我们都能变苦为乐，找寻有趣的事情，发现其中珍贵的事情。就像中国提倡的艰苦奋斗一样，我们都可以在实验结束之后变的更加成熟，会面对需要面对的事情。

回顾起此课程设计，至今我仍感慨颇多，在这段日子里，可以说得是苦多于甜，但是可以学到很多很多的东西。通过这次课程设计使我懂得了理论与实际相结合是很重要的，只有理论知识是远远不够的，只有把所学的理论知识与实践相结合起来，从理论中得出结论，才能真正为社会服务，从而提高自己的实际动手能力和独立思考的能力。在设计的过程中遇到问题，可以说得是困难重重，但可喜的是最终都得到了解决。

实验过程中，也对团队精神的进行了考察，让我们在合作起来更加默契，在成功后一起体会喜悦的心情。果然是团结就是力量，只有互相之间默契融洽的配合才能换来最终完美的结果。

7.继电保护个人工作总结 篇七

近几年来，故障录波器在电网中广泛使用，在电力系统发生故障时，保护和故障录波器均具备了以数据方式向电网调度中心传输故障信息的可能。继电保护及故障信息管理系统的提出，就是为了提高电网安全运行的调度系统信息化、智能化水平，在电网发生故障时，为调度提供实时故障信息，有效地快速恢复系统。

1 系统的概念和校验方法

在线校核是获取电力系统实时数据，对当前系统中各种继电保护定值的性能进行在线校验的过程。本文介绍的在线校核是将故障录波器采集的电力系统实时数据(包括系统拓扑结构、系统运行方式、保护配置定值等)转换后进行定值计算，将此定值与保护装置的经验定值进行比较，实时判别系统所有保护的性能，对保护定值进行校验，看其是否满足当前运行方式下所求的灵敏度，并同时对其进行在线整定。

2 系统的构成方案

2.1 系统要解决的问题

1)将变电站内微机保护、自动装置、故障录波器等输出的各种信息集中、分类处理，以满足调度中心对电网正常运行及故障情况下各种信息的需求。

2)在调度中心侧，具备保护设备管理及故障计算、整定计算、故障测距、录波数据分析等故障综合分析处理功能，实现继电保护运行、管理的网络化和自动化。

2.2 功能要求

1)系统应借助广域通信网络，采集、获取电网的实时运行信息，在线计算、校核保护装置的定值。在条件允许的情况下，可实现在线修改保护定值、选择保护装置的投停，以适应运行方式的要求，保证保护装置在各种运行方式下的选择性、可靠性和灵敏性。

2)优化整定值。系统应借助整定程序来优化电网各级保护装置的整定值，使整个电网的保护定值更加合理。

3)研究现场实时数据的传送方式。实现保护装置的自适应功能，需要范围广泛的大量现场实时数据支持，应根据继电保护装置的特点和当前电力系统通信技术的现状，研究、确定可靠获取和传送这些数据的方式。

4)利用GPS对各保护、自动装置，故障录波器等进行对时。

2.3 系统的结构

1)系统由多个子系统组成，形成一个完整的分层、分布式结构。系统主要负责监视、采集站内各保护装置、自动装置、直流系统以及故障录波器的运行状态、告警信息、动作信息和相应的故障录波数据，将获得的信息根据优先级别和不同的使用对象，经数据通道传输至当地监控系统、集控中心等主要站点。这个系统将采集来的信息根据其应用范围，进行转换。

2)保护管理机采用工控机组成，在物理连线上支持RS232,RS485，以太网等方式与保护装置、自动装置、录波器等相连，将各种设备的数据转换成统一的数据格式;对于非微机保护，可通过测控装置将非微机保护的节点信号收集到保护管理机中。

3)故障录波器对接收到的故障信息再进行数据转换，使其能够适应后面整定计算程序的需要;整定计算系统根据当前故障的运行方式以及测得的故障信息进行计算，对保护定值进行校验。

4)保护管理机利用接收到的GPS对时信号，对全站保护、自动装置、故障录波器进行广播对时，实现时间同步。

5)通信服务器完成主系统和下面各子系统之间的通信和数据交换功能，采用双机备用的方式。

3 系统的工作模式

在线校核系统工作于在线模式，可以作为电力系统运行状况实时检测的一部分。在线模式下，系统的状态参数为电力系统实时运行数据。系统实时实现保护定值的校验和结果发布，可以作为调度人员制定正常运行方案及故障发生时紧急处理的决策参考。

系统工作于在线模式时，有时因为某些节点发生故障或其他的一些原因，致使故障录波数据在某个时刻不完备，此时在线校核系统取用保护的经验值作为其定值。

给定的保护定值进行判断，确定所给保护定值的合理性，此功能可以实现整定计算工作中的定值校验功能，亦可作为整定计算工作人员的训练工具。

4 系统的关键技术

4.1 信息分类

电网发生故障时，如果所有的报警信息都不加区分地显示在调度人员面前，调度人员根本无法迅速对故障作出处理决策，必须按照自检信息、保护事件、故障报告、保护定值、模拟量、开关量、脉冲量、录波数据等信息类型，对搜集的数据进行合理分类。并应根据故障信息的类别而组成不同的信息表，使调度人员清晰地了解故障信息。

4.2 系统的主要应用模块

各应用模块的功能是否强大在很大程度上决定了继电保护系统的先进性。目前，针对本文的方法，已经在系统中实现了以下应用模块。

4.2.1 录波数据分析模块

该模块具有综合计算分析功能，可根据录波数据对故障时的模拟量等信息进行任意组合分析：对称分量分析可得到正、负、零序分量的大小和相位，并能逐点显示故障前后各分量电压、电流的变化量;谐波分析包括基波和各高次谐波的电压、电流、有功功率和无功功率的分析，可以分别显示各个波形，并计算各次谐波量的有效值、峰值以及瞬时值等;阻抗分析能求出阻抗，并画出阻抗矢量图;频率分析能显示和分析瞬时功率、平均功率、频率变化等波形。

4.2.2 短路计算模块

短路计算是继电保护整定计算和定值校核的基础，本模块能实现系统各种简单故障、任意复杂故障、各种特殊网络结构下的故障、直流系统各种典型故障及任意规模电网的故障计算。

4.2.3 整定计算和定值校核模块

整定计算模块能完成对电网、变电站所装设的继电保护设备的整定计算，整定计算过程结束后，可根据计算结果数据库扫描需要更改定值的保护装置，并自动生成定值通知单，定值通知单可以以Word文档或超文本格式输出。定值校核模块利用给定系统的运行数据(包括基本参数和状态参数)，校核线路保护定值是否能满足某些系统特定运行方式的需要，包括定值是否满足灵敏度和选择性的要求。

摘要：本文根据故障录波器测得的实时数据,提出了对定值进行在线校验的方法,对当前运行方式下的保护性能进行校核,提高系统运行的安全性,并对这种在线校核系统的构成方案、工作模式及关键技术等方面进行了探讨分析。

8.如何提高继电保护技术 篇八

关键词：继电保护事故处理方法

1继电保护事故的种类

1.1定值问题①整定计算的误差②人为整定错误③装置定值的漂移a元器件老化及损坏b温度与湿度的影响c定值漂移问题

1.2电源问题①逆变稳压电源问题a纹波系数过高b输出功率不足或稳定性差②直流熔丝的配置问题③带直流电源操作插件

1.3TA饱和问题作为继电保护测量TA对二次系统的运行起关键作用，随着系统短路电流急剧增加，在中低压系统中电流互感器的饱和问题日益突出，已影响到继电保护装置动作的正确性。现场因馈线保护因电流互感器饱和而拒动，主变后备保护越跳主变三侧开关的事故时有发生。由于数字式继电器采用微型计算机实现，其主要工作电源仅有5V左右，数据采集部分的有效电平范围也仅有10V左右，因此能有效处理的信号范围更小，电流互感器的饱和对数字式继电器的影响将更大。①对辅助判据的影响②对基于工频分量算法的影响③对不同的数据采集方法的影响④防止TA饱和的方法与对策。

1.4抗干扰问题运行经验表明：微机保护的抗干扰性能较差，对讲机和其他无线通讯设备在保护屏附近的使用会导致一些逻辑元件误动作。现场曾发生过电焊机在进行氩弧焊接时，高频信号感应到保护电缆上使微机保护误跳闸的事故发生。新安装、基建、技改都要严格执行有关反事故技术措施。尽可能避免操作干扰、冲击负荷干扰、直流回路接地干扰等问题的发生。

1.5保护性能问题保护性能问题主要包括两方面，即装置的功能和特性缺陷。有些保护装置在投入直流电源时出现误动：高频闭所保护存在频拍现象时会误动：有些微机保护的动态特性偏离静态特性很远也会导致动作结果的错误。在事故分析时应充分考虑到上述两者性能之间的偏差。

1.6插件绝缘问题微机保护装置的集成度高，布线紧密。长期运行后，由于静电作用使插件的接线焊点周围聚集大量静电尘埃，在外界条件允许时，两焊点之间形成了导电通道，从而引起装置故障或者事故的发生。

1.7软件版本问题由于装置自身的质量或程序漏洞问题只有在现场运行过相当一段时间后才能发现。因此，继电保护人员在保护调试、检验、故障分析中发现的不正常或不可靠现象应及时向上级或厂商反馈情况。

1.8高频收发信机问题在220 kV线路保护运行中，属于收发信机问题仍然是造成纵联保护不正确动作的主要因素，主要问题是元器件损坏、抗干扰性能差等，出问题的收发信机基本上都包括了目前各制造厂生产的收发信机。因此，收发信机的生产质量一定要重视起来。应注意校核继电保护通信设备(光纤、微波、载波)传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。另外，高频保护的收发信机的不正常工作，也是高频保护不正确动作的原因之一。如：收发信机元件损坏，收发信机起动发信信号产生缺口，高频通道受强干扰误发信，收发信机故障，收发信机内连线错误，忘投收发信机电源，收发信机不能起到闭锁作用，区外故障时误动等。

2继电保护事故处理的思路

2.1正确充分利用微机提供的故障信息对经常发生的简单事故是容易排除的，但对少数故障仅凭经验是难以解决的，应采取正确的方法和步骤进行。

2.1.1正确对待人为事故有些继电保护事故发生后，按照现场的信号指示无法找到故障原因，或者断路器跳闸后没有信号指示，无法界定是人为事故或是设备事故，这种情况的发生往往与工作人员的重视程度不够、措施不力、等原因造成。人为事故必须如实反映：以便分析和避免浪费时间。

2.1.2充分利用故障录波和时间记录微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号是事故处理的重要依据，根据有用信息作出正确判断是解决问题的关键。若通过一、二次系统的全面检查发现一次系统故障使继电保护正确动作，则不存在继电保护事故处理的问题；若判断故障出在继电保护上，应尽量维持原状，做好记录，做出故障处理计划后再开展工作，以避免原始状况的破坏给事故处理带来不必要的麻烦。

2.2运用正确的检查方法

2.2.1逆序检查法如果利用微机事件记录和故障录波不能在短时间内找到事故发生的根源时，应注意从事故发生的结果出发，一极一级往前查找，直到找到根源为止。这种方法常应用在保护出现误动时。

2.2.2顺序检查法该方法是利用检验调试的手段来寻找故障的根源。按外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。这种方法主要应用于微机保护出现拒动或者逻辑出现问题的事故处理中。

2.2.3运用整组试验法此方法的主要目的是检查保护装置的动作逻辑、动作时间是否正常，往往可以用很短的时间再现故障，并判明问题的根源。如出现异常，再结合其他方法进行检查。

2.3事故处理的注意事项

2.3.1对试验电源的要求在进行微机保护试验事要求使用单独的供电电源，并核实用电试验电源是否满足三相为正序和对称的电压，并检查其正弦波及中性线是否良好，电源容量是否足够等要素。

2.3.2对仪器仪表的要求万用表、电压表、示波器等取电压信号的仪器必须选用具有高输入阻抗者。继电保护测试仪、移相器、三相调压器应注意其性能稳定。

3如何提高继电保护技术

掌握和了解继电保护故障和事故处理的基本类型和思路是提高继电保护故障和事故处理水平的重要条件，同时要加强下述几个问题。

3.1掌握足够必要的理论知识

3.1.1电子技术知识由于电网中微机保护的使用越来越多，作为一名继电保护工作者，学好电子技术及微机保护知识是当务之急。

3.1.2微机保护的原理和组成为了根据保护及自动装置产生的现象分析故障或事故发生的原因，迅速确定故障部位，工作人员必须具备微机保护的基本知识，必须全面掌握和了解保护的基本原理和性能，熟记微机保护的逻辑框图，熟悉电路原理和元件功能。

3.2具备相关技术资料要顺利进行继电保护事故处理，离不开诸如检修规程、装置使用与技术说明书、调试大纲和调试记录、定值通知单、整组调试记录，二次回路接线图等资料。

3.3运用正确的检查方法一般继电保护事故往往经过简单的检查就能够被查出，如果经过一些常规的检查仍未发现故障元件，说明该故障较为隐蔽，应当引起充分重视，此时可采用逐级逆向检查法，即从故障现象的暴露点入手去分析原因，由故障原因判别故障范围。如果仍不能确定故障原因，就采用顺序检查法，对装置进行全面的检查。

3.4掌握微机保护事故处理技巧在微机保护的事故处理中，以往的经验是非常宝贵的，它能帮助工作人员快速消除重复发生的故障，但技能更为重要，现针对微机保护的特点总结如下。

3.4.1替代法该方法是指用规格相同、功能相同、性能良好的插件或元件替代被怀疑而不便测量的插件或元件。

3.4.2对比法该方法是将故障装置的各种参数或以前的检验报告进行比较，差别较大的部位就是故障点。

3.4.3模拟检查法该方法是指在良好的装置上根据原理图(一般由厂家配合)对其部位进行脱焊、开路或改变相应元件参数，观察装置有无相同的故障现象出现，若有相同的故障现象出现，则故障部位或损坏的元件被确认。

4小结

9.继电保护个人工作总结 篇九

我厂2006年继电保护工作在厂领导的重视和支持下，在省调继电保护处的关怀和指导下，认真贯彻执行国家电力公司、大唐集团公司和陕西省电力公司的有关规程、规定，按照2005继电保护专业会议的要求，在工作中我们始终坚持“安全第一，预防为主”的方针，以加强继电保护安全生产管理为基础，以提高继电保护安全运行可靠性为目标，坚持开展安全生产工作，经过各级继电保护工作人员的共同努力，较好的完成了继电保护工作的各项任务。

一、技术监督管理工作

1、根据《中国大唐集团公司继电保护及安全自动装置技术监督制度》要求，结合我厂生产实际，修编了《大唐灞桥热电厂继电保护及安全自动装置技术监督标准》，建立了由总工程师领导的生产技术部、电气检修部、运行部、继电保护班、电气运行班组成的继电保护技术监督网，生技部设立继电保护技术监督专责为一级管理，电气检修部、运行部分别设立检修监督专责和运行监督专责为二级管理，班组设监督组长为三级管理。加强了各级技术监督的领导和管理工作。对生技部，电气检修部、运行部，检修、运行各班组的继电保护监督专责人都有明确的职责分工及要求，认真开展继电保护技术监督工作。

2、根据2005年继电保护西北电研院技术监控动态检查发现的问题，我厂制订了详细的整改计划。按照我厂技术监督工作要求，每月月底召开继电保护技术监控工作会议，由生产技术部继电保护监督专责主持，总结当月技术监控工作完成情况及整改项目完成情况，提出继电保护技术监控存在的新问题，逐条安排、进行落实、解决，问题整改已基本完成。

二、技术管理和设备管理工作

在图纸、资料管理方面，制定并完善了图纸资料管理制度。每台设备都有几套图纸，生技部、电气检修部、班组各有一套完整图纸。并定期对图纸进行查对、整理，保证在工作中图纸的正确、健全、完善。我们正在对所有设备进行了计算机绘图，装订成册，以达到设备图纸人手一册，从而提高图纸的管理水平。我们对所有设备都建立有齐全的设备台帐和技术资料，将设备划分到人，做到设备管理专人负责。试验记录、检验报告都由班组技术员审核，作出评价，确保检验报告的准确性。班组建立有设备事故缺 1 陷记录本和保护动作记录本，由班组技术员填写和保管。按照保护装置校验仪器检验周期，我们对保护装置校验仪器全部进行了检验，保证校验仪器的正常使用。对设备变更，由生技部下发设备变更单和更改图纸，工作完成后技术存档。对继电保护定值计算工作，我厂修订了《继电保护定值计算管理标准》，明确了继电保护整定计算的计算、复核、审核、批准程序和人员职责。厂里专门安排了继电保护班技术员（计算人员）和电气检修部专工（复核人员）两名同志负责定值计算，并对全厂保护定值进行复核。我们在每次保护校验时，除了参考上次的校验记录，还都要和设备最新定值单进行核对，确保在保护整定方面不发生误整定。

三、继电保护定检、技改和反措工作

我们依据继电保护有关规程和“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则，《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业实施要求，《陕西电力系统继电保护反事故措施纲要》，按照厂里生产安排，制定了继电保护及安全自动装置定检计划和继电保护反措计划，在工作中坚持“两交底”制度、《危险点分析预控卡》制度，《继电保护安全措施票》制度。完成了#8机后置机变保护小修、#8机变保护小修、#11机变保护小修、#12机变保护小修，110KV灞纺保护小修、35KV灞韩保护小修、35KV母差保护校验、35KV旁路保护校验、110KV灞东III线路保护投运试验等保护定检工作和#11炉引风机甲电动机综合保护更换、#11炉引风机乙电动机综合保护更换、#11炉一次风机甲电动机综合保护更换、#1厂高变复压过流保护完善改造、#2厂高变复压过流保护完善改造、#11机励磁装置更换改造、#12机励磁装置更换改造等设备改造反措工作。并请电研院对我厂新更换的#11机励磁装置、#12机励磁装置进行了励磁参数测试和PSS性能试验。按期完成各项工作。经过我们大量细致地工作，截至目前，实现了继电保护正确动作率100%，故障录波器录波完好率100%。

四、继电保护工作规范化管理程序及作业指导书贯彻执行情况。

参照陕西省电力公司下发的《陕西电力系统继电保护工作规范化管理程序及作业指导书》的有关内容，按照我厂设备状况，编制了《大唐灞桥电厂#

11、12发电机变压器组保护装置检修作业指导书》，《大唐灞桥电厂#8发电机变压器组保护装置检修作业指导书》，《大唐灞桥电厂#0启/备变保护装置检修作业指导书》，《大唐灞桥电厂110KV母线保护装置检修作业指导书》，《大唐灞桥电厂110KV线路保护装置检修作业指导书》，《大唐灞桥电厂110KV故障录波器检修作业指导书》，《大唐灞桥电厂110KV稳定控制装置检修作业指导书》等主要设备保护装置检修作业指导书。规范了《继电保护安全措施票》 和设备检验试验记录。在继电保护检验工作中严格执行作业指导书和继电保护安全措施票，做到管理规范化、作业标准化，责任明确化。

五、技术培训工作。

为了提高继电保护人员的专业技能，厂里非常重视继电保护技术培训工作。对省公司今年举办的 “继电保护培训班”，厂里安排了全部继电保护人员进行了轮换学习。班组在年初制定全年培训计划，按照培训计划，从理论上每月进行一次技术讲课及两人次以上的技术问答。技术讲课主要是根据现场工作中的一些技术问题及新设备更换，请设备专责人及新更换设备厂家技术人员进行专题讲课。对技术问答，由班组技术员进行考评。在进行理论培训的同时，主要抓了实际工作能力的培训。班组利用空闲时间对年轻同志进行技术比武，对他们的设备调试水平进行考核，对成绩好地进行奖励，督促他们学习，提高了全体继电保护人员学习新技术的积极性。

六、工作中存在的问题。

10.继电保护个人工作总结 篇十

大唐石泉水力发电厂继电保护班

2006工作总结

撰写人：陈 军

二〇〇六年十一月三十日

大唐石泉水力发电厂2006年继电保护工作总结

2006年，保护班在各级领导的高度重视和大力支持下，全体继电保护人员克服班组合并、人员减少、工作繁重等不利因素，紧紧围绕部门和厂部工作目标，认真落实重点工作计划和继电保护技术监督工作要点，精心组织各项工作，按照规范化作业有关要求，狠抓各项安全技术措施的落实，坚持落实继电保护“技术监控”“安评复查”“继电保护专项检查”以及25项反措检查等一系列基础工作，确保了全年继电保护各项生产任务的安全顺利地完成。

在全班的共同努力下，搞好安全生产的同时，也加强了班组基础建设，使各方面的工作都有了明显的提高，保护工作更加规范化、系统化、全面化，为我厂 2006的安全生产做出了应有的贡献，取得了一定的成绩。为了今后的工作能再上一层楼、取得更好的成绩，现将2006年继电保护工作总结如下： 一．人员及设备管理基本情况

1．人员及设备管理状况

进入2006年，继电保护班班组结构、人员结构出现重大变化，由于喜河工程调人、女工休产假等原因，大唐石泉水力发电厂根据实际情况，将原保护班和原自动班合并，组成当前的继电保护班。但生产可供调配人员已由原来的两班共计25人，锐减至目前的11人，人员严重紧缺的局面未能得到改善。在现有11人中，年龄最大的52岁，最小的28岁，平均年龄34岁，具有大专及以上学历的9人，取得工程师或技师资格的3人，专业岗位人员8人取得高级工资格，2人取得中级工资格。负责石泉电厂及石有限共计五台机组、四台主变、三条110KV出线、一条220KV出线、两条110KV母线、一条220KV母线的全部继电保护装置、安全自动装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、同期控制、中央音响控制、电测仪表、压力仪表、关口电能计量、机组快速门控制、断路器控制、主变冷却器控制、筒阀控制、测震控制以及油、水、风电气控制等设备的正常运行、检修维护和技术改造工作。同时负责石泉电厂及石有限220V直流系统、48V直流系统、24V直流系统、故障录波装置、系统稳定控制装置、备用电源自动投入装置、远动装置及AGC控制回路、当地功能监视系统、中央空调、火灾报警装置、天车控制等设备的正常运行、检修维护和技术改造工作。

在继电保护班现有人员中，专职从事继电保护的工作人员仅有4人，且因其中一人担任合并后的继电保护班班长，实际工作中能全力从事继电保护的工作人员仅有3人，检修维护和技术改造工作量大、头绪繁多，面临建厂以来最严峻的人员不足局面，严重制约了各项生产工作安全、规范、顺利的进行。

截至2006年11月底，大唐石泉水力发电厂继电保护装置共计22台，其中微机型21台，微机化率95.5％。

2．全年保护动作情况

截至2006年11月底，全厂继电保护共计动作8次，正确动作8次，正确动作率100％。其中：

110KV保护动作8次，正确动作8次，正确动作率100％。重合闸动作2次，正确动作2次，正确动作率100％。录波器应录波2次，完好2次，录波完好率100％。3．全年设备缺陷情况：

截至2006年11月底，全厂二次设备共发生缺陷108项，其中继电保护发生26项（检修作业中发现11项），缺陷共消除26项，消缺率100％。基本做到了大小缺陷不过夜的要求，确保了主设备的安全运行。

以上缺陷中，电源损坏占12项（主要是WFBZ-01型、CSL-101A型及LFP-900系列），通道问题1项（高频），其它13项。从以上缺陷可见微机保护电源问题是个薄弱环节，应加强电源备品的储备，确保缺陷及时消除。

针对2006年保护运行中发生的缺陷，提出以下措施：1.对于运行中发生的微机保护电源损坏引起的缺陷，分析主要原因为微机保护装置制造厂家大多选用外购的民品级电源，运行寿命较短、可靠性较低，与微机保护装置整体运行寿命脱节，不能保障微机保护装置使用周期内的稳定、可靠运行，应提出使用军品级产品。2.新设备定购时，应在技术要求中明确附带的电源、面板等插件备品。3.对已临近使用周期的微机保护装置，应有计划地逐步进行更换。二．2006年主要工作回顾

1．以安全生产为纲，严把安全关，认真学习、提高认识，落实人员责任，夯实专业安全工作基础：

1.1．针对厂部年初制定的安全生产工作目标，完善各级人员安全生产责任制考核目标，每位班员与班长签订安全生产责任书，班长与分场签订安全生产责任书，做到安全生产责任制考核有据可依。

1.2．坚持每周安全学习不走形式，结合《安全简报》和《事故快报》上出现的事例对照检查，共同讨论，深入分析、总结经验，尤其是针对“8.3韩城发电厂人员严重违章造成对外供电全停事故”，全班多次组织学习，举一反

三、联系实际、深刻剖析，使全体班员在树立了牢固的“安全第一、预防为主”的思想认识下，查找自身问题，吸取事故教训，增强反事故能力，强化了专业安全生产的基础。

1.3．班上形成以班长、安全员、工作负责人为主的三道安全防范体系，全班上下齐抓共管，力争彻底杜绝工作中的各种不安全现象和习惯性违章。各成员也严格按照设备巡回卡中的路线及检查项目巡回，有效督促了每个人认真巡视设备，及时发现隐患。并利用设备检修的机会进行了查隐患、消缺陷，做到及时处理、处理彻底。

1.4．针对今年继电保护班班组结构、人员结构出现重大变化的特殊情况，重新调整人员专责和职责分工，做到专责和职责分配合理、责任明确、管理规范。

1.5．针对今年我厂今年开始实施的微机两票管理系统，强化规范性作业，严格工作票、危险点控制的标准化管理，提高现场工作的安全管理水平。

1.6．结合厂部春安、秋安大检查及安评复查、技术监控检查工作，按照要求逐点核查、逐项落实，对查出的问题有条件的积极安排整改，不具备条件的提出方案、上报计划。

2．精心组织、合理安排、认真准备、严格落实，确保各项生产检修工作的顺利完成: 2.1．2006年从一开年全厂计划性检修（包括春检和大小修）和技改工作任务就一个接一个，在人员少任务重的情况下，继电保护班对工作任务详细安排，人员合理调配，确保各项工作的安全完成。2.2．计划性检修完成的主设备工作主要有：二号发变组保护装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、电测仪表、压力仪表小修；石古线路保护装置、电测仪表年检；三号主变保护装置、电测仪表检查；石洋线路保护装置、电测仪表、压力仪表年检；220KV母线保护装置、电测仪表年检；四号主变保护装置、电测仪表、压力仪表检修；三号发电机组保护装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、电测仪表、压力仪表小修；一号发变组保护装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、电测仪表、压力仪表小修；石茶线路保护装置、电测仪表检查；石汉线路保护装置、电测仪表年检；四号发电机保护装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、电测仪表、压力仪表小修；五号发电机保护装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、电测仪表、压力仪表小修；一号厂房监控系统操作员站检查；二号厂房监控系统操作员站检查等。

2.3．计划性检修完成的辅助设备工作主要有：

一、二号厂房深井泵、排水泵汛前检修；二号厂房中央空调电气回路检查；二号厂房排风系统电气回路检查；

一、二号厂房桥吊电气回路检查；二号厂房厂用备自投装置定检；全厂关口计量表记校验；一号厂房220V直流系统检查；二号厂房220V直流系统检查等。

2.3．技改工作完成的主要有：石古线路开关更换控制回路改造；110KV母联开关更换控制回路改造；石汉线路开关更换控制回路改造；二号厂房220V直流系统改造；一号厂房中、低压机控制屏更换；一号主变更换机变非电量保护、主变冷却器控制回路改造；厂用电计量回路完善；一号机变组计量回路改造；远动当地功能系统完善；机组自动化元件更换、完善；监控系统工控机更换等。3．加强技术监督、安全性评价、专项检查工作，提高设备运行水平： 3.1．按照安评及技术监控的要求，我班不等不靠，本着实事求是的原则，对继电保护班所辖范围内的人、机、环三个安全方面进行了较全面的查评，对查出的问题及时安排在条件具备时分阶段进行整改。对一些不具备整改条件的问题，我们也都列出了详细整改计划进行了上报。通过这部分工作的开展，改变了我们以往的安全工作观念和方式，从结果管理转变为过程管理，对我班的整体工作起到了极大的促进作用。

3.2．针对技术监督检查工作，结合本班管理范围，按照自动化监督、电测监督、继电保护及安全自动装置监督、励磁系统及电压质量监督、计量管理各部分的要求，统一部署、合理分配、认真对照、逐条落实。并完成了电测仪器建标、标准仪器检验等工作。

3.3．结合安评复查工作，按照对电气一次部分、电气二次部分、水电厂自动装置、计算机监控、水轮机等部分的分组要求，开展自查工作，对自查情况汇总统计备查，协助专家组进行复查。在此期间，我班还在安评复查准备阶段及自查阶段，根据查出情况，开展对图纸资料、设备台帐、技术档案的收集、整理、归档，并对不规范的进行改进、完善，确保图纸资料的完整性、规范性；对一号厂房电缆层进行了专项整治工作；对电气仪表室及压力仪表室进行了专项整治工作。

3.4．按照厂部要求，开展重大危险源评估工作。3.5．参加应急预案演练活动计10余次。

3.6．在韩城电厂8.3事故发生后，继电保护班及时针对韩城电厂8.3事故通报的具体要求，开展继电保护情况自查工作，并配合集团公司继电保护专项检查组对我厂继电保护运行、校验、传动、定值等方面进行了认真检查，结果总体良好。3.7．在大修工作中，严格按照安评及技术监控要求，制定大修计划，拟定大修项目及大修标准，监督大修质量，应送检元件设备及时送检。

3.8．此外，我班通过对所管辖设备明确责任分工，督导各专责熟悉所辖设备，了解其运行状况，做好事故预想，制定相应防范措施；对班内试验仪器、仪表定期校验、检查，使其始终处于良好状态，随时满足各种大小修和设备突发缺陷的消缺工作需要。4．多管齐下、多种形式搞好培训工作，不断提高班员的业务技术水平：

鉴于2006年继电保护班班组结构、人员结构发生重大变化及设备技术更新快、技能要求高，设备管辖范围多，运行状况参差不齐，缺陷处理量大，要求工作人员有较全面的知识结构，一专多能的技术要求，才能胜任自己的岗位，班上针对这种情况，班组确定了由技术员重点抓培训工作的方针，结合本班实际工作性质，培训工作从不走形式，技术员制定了培训制度及考核细则。每月根据班员学习情况进行一次技术问答，在实际工作中也尽量让班员多动手，进行现场实际培训。定期进行技术考核和竞赛活动，定期举行各种技术讲课、技术问答和交流互学活动，遇有疑问，全班就展开讨论，直到全部都弄懂为止，这样便使班上同志养成了良好的学习风气和强烈的敬业精神。

为提高人员工作的主观能动性、发挥人员工作潜力、提高业务水平、减少事故发生、适应当前形势下对人员业务水平的要求，保护班确定了以加强实践操作能力、以老带新、以主带辅、加强现场培训、强化安全管理、提高人员独立工作能力为重点的培训工作方针。

为此我们重点进行以下工作：

4.1．技术培训规范化、多样化：以理论与实践并重为原则，以培训计划为总纲，紧密结合每月具体工作情况，采用“技术讲课”“技术问答”“技术讨论”“现场提问”等多种形式，切实有效地开展培训工作，达到了较好的培训效果。

4.2．培训工作与实际工作相结合：一是利用校验机会，开展技术讨论、查漏补缺、查找设备隐患等活动，提高设备检修质量及人员的查缺能力；二是利用技改工作，以老带新、以主带辅，按照标准化作业要求及技术管理要求，要求全员针对安全作业、标准化作业、实际操作、新装置操作方法、调试项目及要求等方面，掌握新设备在调试、投运试验工作中进行的项目和方式并进行总结，加强全员对新设备、新原理理解及应用方面的了解，提高全员对新设备的维护、使用能力；开展标准化制图、标准化施工报告撰写的学习，提高图纸资料的规范化管理；三是结合保护班设备专责划分情况，通过对图纸资料、定值管理、设备运行情况等方面的逐步深入了解，提高全员对专责设备检修、维护的水平。四是针对如韩城电厂发生的事故，开展技术讨论及事故分析活动，提高班员对设备隐患的认识和正确处理事故的能力。

4.3．有目的、有计划的开展技术讲课活动：2006，保护班根据本技改及检修工作频繁的情况，采用班内讲解、现场提问讲解等方式开展技术讲课活动。

4.4．按照厂部全面开展电工培训的要求，保护班根据实际情况，集中在8、9月份，以合理性、实效性、全面性、实用性为主导思想，兼顾各专业特点、各人员水平，制定了详细的、切实可行的每日培训计划并实施。

4.5．为改善今年继电保护班班组结构出现重大变化后，造成的班组人员严重紧缺、工作能力参差不齐的情况与设备管辖范围增多、工作量加大、要求人员具备较全面的知识结构及一专多能的技术能力之间的矛盾进一步加大的被动局面，保护班抓住三号机组大修时机，按照加强实践操作能力、以老带新、以主带辅、加强现场培训、强化安全管理、提高人员独立工作能力为重点的培训工作方针，结合厂部三号机组大修培训要求及各人员的具体能力，制定出针对性较强的专业互学培训计划，鉴于这是班组合并后的第一次大修工作，班组一是要求以老带新、以主带辅，让年轻人员及辅岗人员勇挑重担，担当一个专业工作面的大修负责人，使其得到机会，通过大修提高独立工作的能力。二是要求每个人参加两个以上专业面的大修工作，并下发专项记录本，要求各人做好学习记录，在大修中按照工作项目、安全措施、大修应完成工作内容、设备构成、静动态试验项目、试验方法、各专业大修工作范围、设备存在问题及处理情况等八大方面进行了解、学习、实践，在大修结束后撰写学习总结报告，由班组进行综评。

5．树立敢于拼搏、勇于奉献、认真负责的工作作风

在目前继电保护班人员少、设备多、工作繁重的状况下，为保障各项生产工作安全、规范、顺利的进行，必须树立敢于拼搏、勇于奉献、认真负责的工作作风，保护班全体人员秉承和发扬了这一优良传统。

在今年11月初进行的我厂一号主变更换工作中，由于变压器本体二次设备的变化需要对保护装置非电量部分进行改造、现地电缆全部更换以及厂家配套设备不合格需要自行设计改造冷却器控制回路、部分元件重新改进，造成保护班缺少充分的时间准备、工作量加大等困难。保护班临危受命，特事特办，不等、不靠、不怨，合理分配人员，采取边设计边施工、两个工作面四个工作组齐头并进的工作办法，项目负责人日夜加班将施工图纸设计完成。在有关领导和各部门精心部署、合理安排下，保护班人员克服任务重、工期短的困难，团结协作、加班加点，经过10天夜以继日的奋斗，如期圆满完成本次工程。在最后的投运试验中，保护班连续工作完成了既定的试验项目，排除了缺陷，在规定的工期内，保质保量、圆满顺利的完成了这项重大的技改工作，且没有发生一起人身和设备的不安全事件。

6．再接再厉、勇挑重担，优质高效搞好大修工作

十一月中旬，一号主变更换的硝烟尚未散去，三号机组大修工作又紧锣密鼓地开始了，这是保护班与自动班在人员大幅度减少，合并成立继电保护班后进行的第一次大修工作，虽然本次大修属于常规性大修，但由于继电保护班设备管辖较多，机组大修工作包括：保护装置及4503开关控制回路、监控系统及自动化元件、励磁系统、调速系统、电测仪表、压力仪表、压油装置二次回路、快速门控制回路等八项主要工作及其他配合工作和试验，而班组目前只有11人，大修期间还要穿插进行一号厂房控制台返回屏改造调研和石茶线保护、110KV母联保护更换准备等工作，人员更趋紧张。

鉴于这种情况，保护班积极动员、合理组织、认真安排、精心布置，确立了以先集中、后分开、再集中、再分开为主导思想的工作方针，将本次大修分为四个阶段，制定了切实可行的大修工作计划：第一阶段为拆卸阶段，在此阶段，保护班集中主要力量，配合大修主线工作，对电测仪表、压力仪表及空冷、上导、水导、推力的油位计、温度计探头等进行拆除，以保证主线工作的按时顺利进行。同时对监控系统及自动化元件、励磁系统、电调所需校验的继电器等元件拆卸备校。第二阶段为检修阶段，在此阶段，保护班对人员合理分配，分组进行，以完成保护装置、监控系统及自动化元件、励磁系统、电调的检查、调试工作为主，并结合大修进度完成压油装置二次回路、快速门控制回路的检查试验工作，期间穿插完成电测仪表、压力仪表、继电器的校验工作。第三阶段为回装阶段，在此阶段，保护班再次集中主要力量，配合大修主线工作，对电测仪表、压力仪表、继电器及空冷、上导、水导、推力的油位计、温度计探头等进行回装、试验，使三号机组具备动态试验条件，保证修后试验能按时顺利地进行。第四阶段为动态试验及开机试验阶段，在此阶段，保护班再次对人员合理分组，按照各专业制定的试验方案完成保护装置、监控系统、励磁系统、电调装置的动态试验。最后按照机组大修开机试验项目完成各项开机试验及检测工作。

按照既定的工作方针，继电保护班三号机组大修工作已经有条不紊、井然有序的开始进行，目前已顺利完成第一阶段的工作，第二阶段的检修工作也已全面展开，我们将再接再厉，圆满完成大修工作。7．严格管理、加强反措力度。

为了防止继电保护装置不正确动作，提高继电保护正确动作率，贯彻落实安评及技术监控工作要求，班组加大了开展防止电力生产重大事故措施工作的力度，结合《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及《防止电力生产重大事故的十八项实施细则》，进一步将反措工作做到实处。在保证安全的情况下我们对设备的设计原理、接线方式、定值整定及各种台帐记录进行了核对，并对存在的问题做了相应的处理。提高了设备安全运行可靠性。三．存在主要问题

1．专业管理还要进一步规范，工作效率还需提高

2．检修工作安排密度大、计划工作时间安排短，前期准备工作不能充分展开，工作中压缩工期，使有效工作时间短，给设备检修质量造成很大影响。新投设备竣工图纸、调试报告等资料无法按时完成。

3．设备备品备件储备有待加强，试验设备仪器尚需补充和更新。

4、人员严重短缺，已不能满足我厂继电保护生产维护及近期发展要求，部分工作无法按时开展、大型工作质量难以保证，人员身体极度疲劳，在连续工作中暴露出人员安全意识下降；出现工作中安全意识降低，采取防护措施不足等问题，出现不安全事件，已为我们敲响了警钟。

5．涉及线路对侧系统的保护和回路改动，应委托有资质的设计部门进行设计。

6．为专业班组配备必要的规程、反措，未能及时更新，保持最新版本，不便于学习、执行。

过去的一年里，在全体班员的共同努力下，我们虽然取得了一点成绩，但我们深知我们的工作还有很多需要改进和努力的地方，在今后的工作中我们将继续严格贯彻“安全第一、预防为主”的方针，严格按照“三无、两减少、一达标”的要求，再接再励，继续努力，为我厂争创一流企业作出更大的贡献！

大唐石泉水力发电厂继电保护班

二〇〇六年十一月三十日

附：

大唐石泉水力发电厂继电保护专业2006年先进个人名单