大家在生活中应该都会要写工作总结吧？一份好的工作总结是对自己工作内容的复盘，有利于在今后工作中查缺补漏。你知道如何写好工作总结吗？下面是范文网小编收集的继电保护专业技术工作总结6篇(继电保护专业技术工作总结范文)，供大家阅读。
继电保护专业技术工作总结1
继电保护专业技术工作总结
“>继电保护专业技术工作总结2007-02-06 09:57:20
2003年nn电网负荷增长快速，共24次刷新最高负荷历史记录。电网巨大的运行压力，对作为电网卫士的继电保护装置也提出了更高的运行要求。为使继电保护和安全自动装置能够稳定、安全、可靠地运行，分公司全体继电保护工作者保持了高度的责任心，克服困难，全力以赴，按质按量完成了继电保护的维护、抢修、技改任务，保证了电网的安全运行。现将有关工作总结如下：
一． 一年工作简况
一年来，继电保护人员精心维护、坚守岗位，及时、准确地处理了运行中继电保护和安全自动装置出现的异常问题。全年共计处理二次缺陷126项，节-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
假日抢修42次，为电网的安全、可靠运行提供了有力的保障。
一）设备运行指标
二）主要生产技术指标完成情况
三）继电保护及安全自动装置定检完成情况
继电保护及安全自动装置每年一次的定期检验是继电保护工作的重点，对于防范事故、消除隐患、完善回路等具有积极作用。2003年的继电保护定检工作已按计划100％完成。其中，完成主系统（包括110kv保护、主变、备自投、录波器、低周减载、dwk）装置定期校验224套，完成10kv系统（包括10kv馈线、站变、电容、消弧线圈、10kv母联、公共回路）装置定期校验692套。
通过定期校验，共发现并更换了存在隐患或已发生故障的保护插件件，处理二次回路异常问题6次，处理ct二次回路绝缘降低缺陷8次，较好地消除了设备和二次回路存在的事故隐患。
四）继电保护及安全自动装置动作-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
情况
线路保护共动作4次，正确动作4次，正确动作率100％，重合闸动作4次，重合成功2次，重合闸成功率为50％。
线路备自投装置动作3次，正确动作3次，正确动作率100％。备自投装置的可靠运行对nn电网安全度夏和保证变电站连续供电起了应有的作用。
3.故障录波器动作一次，正确录波1次。
保护动作855次，正确动作855次，正确动作率为100％；重合闸动作711次，重合成功511次，重合成功率为％。
二． 继电保护及安全自动装置现状及运行情况分析
一）设备现状
nn供电分公司属下现有35座110kv变电站，各种继电保护及安全自动装置的数量统计如下：
二）运行情况分析
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1、isa系列保护：
isa保护是我公司使用面最广、运行时间最长的微机保护，主要型号有isa-1、isa-1h、isa-200、isa-300四个系列，共计有主变保护44套，10kv保护（包括10kv母联保护）400套，低周减载装置2套。各型号的数量统计如下表：
isa-1保护1992－1996年间在我公司安装使用较多，至今共有24套主变保护、208套10kv保护在运行中。isa-1是最早期的数码管微机保护，大部分运行时间已接近十年，保护插件内的元器件已逐渐老化，插件故障率明显偏高。2003年，共有5套主变保护、41套10kv保护的电源插件和cpu插件发生故障需要更换。另外，isa-1保护的设计也存在不足，如其出口继电器设计在电源插件内，若电源插件发生故障，将可能导致保护拒动或误动。
isa-1保护的故障率逐年升高，运行维护成本不断加大，必须逐步进行淘汰。2003年，调度中心已安排更换了oo站、-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
oo站的isa-1保护，2004年将结合四遥改造更换oo站的isa-1保护。
isa-351d、e是isa-1h型10kv保护的换代产品，分别在oo站安装了70套，但运行情况并不理想。主要问题是电源插件和cpu插件的故障率较高。如小塘站自1999年投产至今，其10kv 2、5段的28套isa-351e保护已有16块cpu插件因发生“eprom故障”需要更换。
2002、2003年的改造和扩建工程主要使用最新版的isa-351ea、351f型保护（351f型为测控一体化保护），共有106套。运行至今未发生保护故障的情况，但其配套使用的isa-301a型通讯管理机由于参数设置烦琐、软件运行不稳定已3次出现装置死机的现象。对于测控一体化的保护来说，通讯管理机死机意味着调度人员不能准确掌握设备的运行情况且不能对10kv开关进行分、合闸操作，因此，此缺陷将使无人值班变电站的调度工作变得很被动。
isa-200、300主变保护在我公司共有-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
18套，其运行状况较为稳定，但插件的硬件质量一般，特别是操作插件内的继电器较易损坏。小塘、民乐站2003年已发生2次因主变保护操作插件问题而不能进行合闸操作的情况。
可见，深圳南自所的isa系列保护虽然经过多次改版、升级，但其硬件质量仍有待进一步提高。
2、lfp（rcs）系列保护：
我公司从1999年开始使用南京南瑞继保公司的lfp－900及rcs－9000系列保护（rcs－9000是lfp－900的换代产品）。首先是使用在网内运行经验丰富、口碑较好的lfp-941型110kv线路保护取代ckj-4型集成保护，结果运行状况良好。于是，从2000年开始引进该公司的测控一体化rcs-9000保护。至今，我公司共有332套lfp-900和rcs-9000系列保护在运行。其保护装置数量统计如下：
lfp（rcs）-941型110kv线路保护性能稳定、动作可靠性高、自检功能完善、插件工艺水平好，在我公司运行3年多-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
未发生误动、拒动的情况，只有2套保护因cpu故障而更换插件。
rcs-9000主变保护运行较稳定，至今未发生过设备故障。
南京南瑞继保公司过去一直以开发、生产高压系统继电保护产品为主，2000年才推出配置低压电网保护装置的rcs-9000综合自动化系统，因此，其低压系统保护装置的质量水平不如主系统保护装置。
2001年在我公司oo等站安装的rcs-9000 10kv保护两年多来的运行状况并不理想。出现较多的问题主要是电源插件内的双位置继电器hhj和“保护动作”等信号接点容易损坏，oo站在2003年的保护定检中已因此而更换了7块插件。
另外，与rcs-9000综合自动化系统配套使用的rcs-9692通讯管理机运行不够稳定，较易发生保护与rtu的通讯中断故障。金沙、盐步站的rcs-9692已因硬件故障更换了3块插件和部分通讯口的-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
芯片。
2002、2003年生产的rcs-9000综合自动化系统（应用于oo等站）对硬件进行了改进，质量有了较大提高，以上问题已基本不再出现。
总的来说，rcs-9000保护运行稳定，硬件使用较先进的表贴工艺，软件设计合理，厂家售后服务到位，是运行情况较好的保护系列。
3、四方公司的csc2000综合自动化系统
我公司oo站使用的是经省公司招标进网的广州四方公司的csc2000综合自动化系统。从2002年12月和2003年8月oo站先后投产至今，两站的保护装置运行基本稳定，未发生设备故障。
但从设备投产前调试所出现的问题看，csc2000保护的软、硬件水平并不理想，主要问题有：
(1)插件质量差，工艺粗糙。夏教站调试时，就发现主变保护及10kv保护装置普遍存在插件插槽缺少或松动、vfc芯-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
片松脱、装置背板接线松动、面板复归按钮易坏等现象，后经厂家专门派人处理后，情况才有所好转。
(2)部分保护的软件设计不合理。如主变过负荷功能由差动保护实现、10kv馈线的零序保护只能选择告警或退出（选择跳闸功能则需要更换保护程序）、110kv线路备自投没有低周闭锁功能等。
(3)控制回路通过外加操作箱实现，完全脱离保护装置。控制回路的监测只能通过操作箱内的twj、hwj继电器实现，而不能通过保护自检完成，降低了控制回路的可靠性。另外，该操作箱由广州四方邦德公司自行生产（广州四方是北京四方的分公司），其工艺水平必然比不上流水线生产的产品，质量是否过关仍需时间验证。
(4)保护定值的控制字设置过于复杂、不够直观，不便于定值的整定、核对和更改。
(5)保护装置的液晶显示面板过小，不方便查看，且界面不够友好。
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四方公司的产品在某些方面也具有其先进性，如通讯网络采用以太网、lonworks方式，继保工程师站的设立等。但产品硬件质量的问题将是制约该公司产品在我公司全面推广的主要因素。
另外，广州四方邦德公司作为北京四方公司的分公司，主要进行图纸设计、工程调试、售后维护等工作，并无产品设计、开发能力，其产品研发力量主要依托北京四方公司。因此，用户工程的资料存档、保护程序管理和备品备件配置等均须由北京四方公司完成。
4、dlp保护：
美国ge公司的dlp-a、c为早期的110kv线路保护，1992－1997年，我公司共安装了40套该型号的保护。1999年，00站新建工程中，又与西门子综合自动化系统配套使用了5套dlp-d型110kv线路保护。
dlp保护的优点是精度准确、硬件工艺水平高，其九十年代产品的工艺水平甚至比现在国产保护的工艺还要好。缺-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
点是分立元件多，需外加继电器实现同期合闸、重合闸、后加速等功能，使动作可靠性降低。另外，由于通讯规约的限制，该保护与我公司使用面最广的dr-2000、gr-90型rtu均无法实现通讯，只能通过硬接点方式上送保护信号。
由于保护运行年限长，dlp-a、c型保护插件内的电子元件老化速度已经加快，2002年，共有2块电源插件、1块a/d转换插件故障，2003年则有3块电源插件发生故障。
另外，美国ge公司现已不生产dlp-a、c型的保护装置，发生故障的插件需经代理商检测后再辗转回厂维修，手续烦琐，且保护备品备件的购买也相当困难。为此，调度中心已计划逐步淘汰此型号的保护，在此类保护未全部淘汰前，将利用更换下来的装置作为备品备件以应付不时之需。2003年，已将00站的dlp-c保护更换为rcs-941a保护。
5、西门子sel、abb等进口保护：
我公司使用的进口保护数量统计如-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
下表：
从多年的运行情况来看，进口保护装置的硬件质量高、保护精度准确、出口回路可靠、装置故障率低，运情况行较稳定。
进口保护难以解决的主要是通讯问题。由于通讯规约的差异，进口保护与国产rtu一般较难实现保护报文的收发，如abb的保护只能以硬接点方式发送保护动作信息；sel-300保护只能通过sel-2020通讯管理机进行通讯。这既不利于调度人员全面掌握现场设备的运行状况，也由于现场遥信信号增多，使二次回路变得复杂。
另外，进口保护备品备件的购置也是一个难题。进口保护一般由经销商代理，而代理商对专业知识知之甚少，根本无法有效建立用户的档案库，而这正是用户若干年后购置备品备件的依据。所以，运行多年的进口保护一般较难购买到相同型号、相同版本的备品备件。
鉴于以上原因，且国产微机保护的-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
可靠性、兼容性已相当高，建议今后设备选型时不再考虑进口保护装置。
7、备自投装置
我公司共有30个变电站安装了32套备自投装置，各型号的数量统计如下：
isa-258是我公司使用最多的备自投装置，其动作逻辑合理、功能完善、动作可靠，且程序软件中具有低周闭锁功能，符合我公司的运行方式要求。缺点是装置插件故障率偏高，2003年，罗村、盐步、海北站的isa备自投装置共有3块cpu插件和1块电源插件发生故障。
rcs-9652备自投装置硬件质量较好、精度准确、运行可靠，缺点是低周闭锁功能需要外加继电器实现，既增加了回路的复杂性，也降低了该功能的可靠性。
csb-21a备自投装置的逻辑为可编程设计，通过调试人员编程可适应多种运行方式。这样虽然增加了备自投装置的灵活性，但同时也降低了其可靠性，因为逻辑程序由厂家人员在现场编写、修改，既没有对程序进行固化，也没有经-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
过严格的动模试验，受人员主观因素影响，其合理性必然降低，而程序修改的随意性也相应增大。
备自投装置关系到变电站供电的连续性，是保证用户正常供电的重要设备，选型时应以硬件可靠、逻辑简单、程序合理直观为主，尽量避免使用灵活性过大、人工编程过多的备自投装置。
8、故障录波器
我公司已有11个变电站安装了故障录波器，其分布情况如下：
1997年安装的5套录波器经过多年的运行，已出现设备老化现象，主要表现在以下几方面：
(1)零漂和启动量误差偏大。如2003年里水站录波器定检时，发现其cpu3的第十路模拟量通道的零漂达95ma，而a相电压突变量启动值误差达5v。
(2)电源件和vfc插件极易损坏。2003年，已有8块电源插件和2块vfc插件故障需要更换。
(3)后台机故障率高。松岗、狮山站-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
录波器的后台机由于显示器和硬盘故障不能正常接收录波数据，已更换新的后台机。
以上现象表明，早期安装的故障录波器的运行状况已逐年下降，“养兵千日，用兵一时”，安装在枢纽变电站的录波器在电网发生故障时若不能有效启动录波，将失去其对电网的监测作用。因此，必须考虑尽快更换以上5套故障录波装置。
三． 认真落实反措，保证电网安全运行
2003年，我们根据设备运行中出现的问题及时提出解决方法，努力提高继电保护运行水平，全年共完成反措项目7项。
一）110kv线路备自投功能完善
根据佛山供电分公司调度中心的要求，为确保低周减载装置能正确有效地切除负荷，我们对xx10个变电站的isa-258al型110kv线路备自投装置的程序进行了升级，在装置中增加“低周闭锁-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
备自投”逻辑功能。同时，在黄岐、联新站的rcs-9652型110kv线路备自投装置屏增加检测110kv线路电压的低频继电器，并相应增加了“低周闭锁”压板和回路。
二）针对isa-1保护装置故障率偏高，且其出口继电器故障后不能自检告警的问题，我们在2003年的定检方案中对isa-1保护的电源插件状况和跳闸出口继电器及其配线的连接情况进行重点检查，有异常时立即更换。结果，共发现18块电源插件存在缺陷。
三）认真组织各专业学习各级安全事故通报，积极落实通报中的反事故措施，针对通报中出现的问题，自觉联系自身实际，及时提出解决方案。如：广电集团第24期《安全运行简报》的事故通报中，提到由于lfp-941j型距离保护的程序存在缺陷，导致韶关供电分公司的一条110kv线路重合闸后由于保护拒动造成越级跳闸的事故。联系到我分公司的情况，发现xx站110kvxx线的距离保-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
护同样是lfp-941j型，于是马上联系南京南瑞继保公司将升级后的新版程序邮寄到我公司，并安排时间对红大线的保护程序进行了更换。在同一期的简报中，还提到清远供电分公司一台北京四方公司的csr-22a主变本体保护由于二极管击穿而导致主变保护跳闸的事故，于是，对我公司夏教、横江变电站运行中的4台csr-22a型主变本体保护进行了检查，发现其使用的均为四方公司针对此问题而改进后的硬件版本，不存在二极管可能击穿的问题。
四． 改善设备运行状况，开展技术改造工作
2003年，继电保护专业共完成技改项目13项。通过淘汰部分运行年限较长、故障率较高的保护设备，并在部分变电站新装10kv母联保护和故障录波器装置，有效改善了保护装置的运行状况。主要技改项目包括：
1、安排更换了xx站的dlp-c型110kv线路保护。
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2、更换了xx的电磁型主变保护、xx站的isa-1型主变保护、xx站的isa-1型主变和10kv保护及xx站isa-1型10kv保护。
3、为有效提高电网的监控和故障记录能力，分别在xx5个枢纽变电站安装了故障录波器。
4、为提高10kv 馈线近端故障的后备保护能力，增加10kv母线的主保护设备，改变10kv母线故障时只依赖主变后备保护切除故障的现状，调度中心从2001年开始逐步在10kv母联开关上安装保护装置。2003年，分别在xx等9个变电站的10kv母联开关上安装了保护装置。至此，我公司所有10kv母联开关均已安装了独立的保护装置。
五．发现存在问题，提高设备管理水平
1． 技改工程、保护定检等工作现场的安全问题仍需加强。由于旧站改造、保护定检等工作现场均有运行设备，且现场的联跳回路复杂，工作中安全措施-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
不足够或工作人员稍有麻痹大意都有可能引起运行设备跳闸停电的事故。因此，如何从制度上、技术上、思想上保证工程调试现场的安全是今后班组安全生产工作的重点和难点。
2． 工程验收必须实行规范化管理，二次设备安装验收项目和验收表格仍需进一步完善。调度中心针对工程现场已制订了一份详细的验收表格，但由于各变电站现场实际情况不同，此验收表格仍需在实际执行中不断滚动修编，逐步完善，以形成规范化的标准文本。
3． 在变电站的日常维护、反措工作中，对二次回路进行小改造时，往往只是改动一、两根接线，回路改动量很小，若要求设计室同步提供相应的二次图纸有一定困难。因此，对于此类回路改动，一般是将改动部分直接画在现场图纸上。但回路改动后，其相关图纸及更改方案的存档若不及时，则会给以后的维护工作带来困难。因此，今后需加强此类资料的规范化管理工作，保证改-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
动前有人审核签名，改动后有人跟踪存档。
4． 根据广电集团和佛山供电分公司的计划，2004年将逐步推行设备规范化检修abc，这对于规范设备检修流程和试验方法、提高设备的状态检修水平具有积极作用。但由于每种型号保护装置的规范化检修文本由不同分公司编制，其操作方法和操作步骤在我公司现场的可操作性仍有待检验，而我公司继保专业已根据各变电站设备状况制订了详细的定检方案，因此，如何协调《佛山nn供电分公司2004年定检方案》与规范化检修文本的差异，保证规范化检修率与定检完成率均按指标完成，将是2004年继保定检工作需要重点处理的问题。
六．展望2004年，未雨绸缪早准备
1.保证定检质量，落实反事故措施。根据反措要求，对2002年8月前投运的所有南京南瑞继保电气公司的lfp-941a保护版本进行升级，以改善该保护的程序逻辑。
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2.针对目前紧张的供电形势，将低频减载、备自投等自动装置的校验列为2003年定检工作的重点，提前制订有针对性的试验方案并抓紧落实，做到早安排、早准备，以保证安全自动装置健康可靠运行。
3.改进部分保护及安全自动装置的联跳和闭锁回路，提高装置的动作可靠性，减少装置拒动、误闭锁的可能性。如改进xx等站的110kv线路联跳电厂线开关的回路，取消各站备自投装置的刀闸闭锁回路，增加穆院站备自投装置的“低周闭锁”投入压板等。
4.加深继保人员对技改工程的介入深度。从技改项目立项批复就确定项目负责人，由负责人全程跟踪项目的图纸设计、图纸审核、技术交底、合同签订、进度安排、现场施工、竣工图纸编制等流程，并成立施工图纸审核小组，严把设计关，保证图纸与施工现场的一致性，确保技改工程能够环环紧扣、有条不紊地开展。
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5.加强继电保护设备缺陷的跟踪和处理。通过对继电保护设备缺陷的分类、整理、统计，掌握第一手的设备运行状况资料，并形成综合性的评价意见，为今后的设备选型、技改立项、设备运行分析提供有力依据。
6.加强对保护型号、程序版本、装置密码等基础资料的收集、更新工作，保证随时掌握所有二次设备的基本信息，为专业工作提供有用的资料支持。
7.建立继电保护技改项目库。通过评价分析、缺陷统计等基础数据对继电保护设备的运行状况进行排序，按顺序制订改造计划，逐步淘汰运行时间长、故障率高、可靠性降低的保护装置。
8.修编各类二次设备的订货、设计、施工技术规范书，并装订成册，为二次设备订货、施工图纸设计、工程施工、工程调试验收提供统一的技术标准。
9.滚动修编、不断完善继电保护及自动装置的验收表格，逐步完善工程验收、调试的项目和流程，实现工程的标-，管理类，工作总结类，工作计划类文档，下载--
准化、规范化管理。
10.加强备品备件的管理。指定两名兼职仓管员，专门负责定期对备品备件进行试验、统计、故障插件返修及出入仓登记，保证抢修备品充足且可用。
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继电保护专业技术工作总结2
飞来峡电厂2010年继电保护专业工作总结
广东省飞来峡电厂安装有4台单机容量35MW的水轮发电机组，2台主升压变压器，主接线为扩大单元接线，一回220kV出线送至省网，一回110kV出线送至清远地网。220kV线路保护装置采用南瑞公司的RCS-901A（902A），110kV线路保护装置采用国电公司的RCS-941，110kV母线保护装置采用深圳南南瑞公司的BP-2C，主变和机组保护采用ELIN公司的微机型保护装置等。继电保护配置统计如下：
飞来峡电厂主变压器保护
飞来峡电厂高压线路保护
飞来峡电厂母线保护
飞来峡电厂机组及馈线保护
一、2010年继电保护运行情况
1、运行统计：包括220kV、110kV、10kV线路、变压器、发电机等保护装置共44套，投运率达100%。
2、缺陷统计：继电保护设备缺陷只有1个。2009年12月30日，设备检修期间，检测出110kV母线保护装置故障无法运行，厂家已确认无法修复。2010年1月31日完成110kV母线保护装置技术改造项目，更换了整套保护装置。
3、保护动作统计：本年度110kV及以上变压器继电保护装置动作0次。110kV及220kV线路继电保护装置共动作0次，发电机保护装置共动作3次，正确动作3次，正确动作率为100%。
2010年7月6日，2#机组带35MW负荷并网运行，机机组出现轴电流保护动作，机组跳闸停机。次日2#机组在并网运行时又出现两次机组轴电流保护动作。原因是由于集电环外罩内的轴电流互感器表面碳粉较多，在运行过程中造成主轴和金属外壳经碳粉接地，引起轴
电流保护动作。受油器
大轴油管连接法兰
接地碳刷
集电环
外罩
发电机测速探
头绝缘垫支撑座
此事件后我们进行了工作总结，要加强泡头设备的巡视，发现受油器表面的油污要及时清理，加强对滑环温度的监视，发现滑环温度高要及时通知检修人员进行碳粉清理。另外在机组年度检修时均要求开盖清除轴电流互感器上的碳粉。
二、保护专业管理工作情况
1、定期工作
（1）、每月定期校对保护装置、故障录波器、安稳装置的时钟。
（2）、每年6月和12月定期校对保护装置的整定值。
（3）、每年在电气主设备计划检修期间检验保护装置。
（4）、运行人员每天检查保护屏压板连片、打印机、指示灯等设备状况。
（5）、每季度向省中调继保部报送缺陷统计报表。
（6）、保护动作后，按要求将相关资料报送省中调继保部。
2、定值修改、管理
我们编制了详细的继电保护定值管理制度，汇总出整个枢纽设
备的保护定值，收集了设备保护的最初整定值、历年来的修改值和修改通知。继电保护定值由专人负责，一人核查，二级验收。每年定期核查保护定值二次，一般在6月和12月份。保护专责人员收到中调的定值修改通知或电话命令后，积极配合，定值修改后立即执行定值修改单回执程序。其中定值修改情况如下：
（1）、2010-3-3，配合清远局更换电流互感器，将飞清线保护装置整定值“接地相间距离II段”时间1s改为，当天恢复。
（2）、2010-3-19，应省中调要求，将飞清线保护装置整定值“接地相间距离II段”时间1s改为，当天恢复。
3、保护职责管理
飞来峡电厂成立一个继电保护班，负责所有继电保护及自动装置、直流系统、励磁系统、调速器系统以及电气二次控制系统的维护检修工作。班组人员有高级、中级和初级职称，学历高，素质高，业务能力强。
在保护专业日常工作中，严格遵守《电业安全规程》和电力系统继电保护各项规程规范，积极落实《广东省电力系统继电保护管理规定》，规范保护工作流程，加强专业培训和技术监督，进一步完善设备台账、缺陷报表、事故分析、定值整定和定期检验工作。
另外，认真完成省中调发下来的反措通知、学习文件及各项信息统计报表，并将相关落实情况及时向中调反馈。
三、排查设备安全隐患
飞来峡电厂已投运行十年，针对继电保护相关专业和系统存在的安全隐患，我们进行了全面的排查和处理。
1、直流系统：2009年1#蓄电池出现多个电池漏液、外壳变形、内阻偏大等缺陷。于2010年12月完成蓄电池组技术改造，更换了整组蓄电池组（500Ah）。
2、保护装置：2009年12月110kV母线保护装置故障无法投运，于2010年1月完成母线保护装置技术改造，将WMZ-41型母线保护更换成BP-2P型母线保护装置。
3、二次回路：断路器操作回路存在元件老化、锈蚀严重现象。结合设备年度检修工作，已对部分继电器、小开关、接触器、按钮、接线端子等元件进行了更换。另外也更换了2#变压器电流互感器的所有电缆。
四、实施南方电网保护专项方案
根据广东电网广电调继[2010]15号转发《关于开展南方电网220kV及以上并网电厂继电保护专项工作的通知》要求，我们进行了工作调研、过程实施、技术培训和工作总结。
1、编制了《飞来峡电厂继电保护组织管理体系》、《飞来峡电厂继电保护管理制度》、《飞来峡电厂内部继电保护培训制度》及《飞来峡电厂继电保护运行规程》。
2、派送人员参加省电力中调组织的继电保护专项技术培训，回来后也进行了内部培训和交流。
3、加强班组内部专业培训。内容包括专业理论知识、现场设备原理、试验仪器操作方法及技术标准和规范。
四、2011年保护工作计划
1、存在的问题
面临电网与直调电厂的关系越来越紧密，省中调发来的文件也越来越多，省中调对直调电厂的安全考核也越来越严。现在我们面临的问题主要有专业技术人员培训不够，与兄弟单位交流较少，技术监督工作制度需进一步完善等。
2、2011年工作重点
（1）、进一步排查二次回路的设备缺陷。
（2）、继续落实《广东省电力系统继电保护管理规定》，加强继电保护业务管理，加强安全监督和技术监督工作。
（3）、进一步完善《飞来峡电厂继电保护管理体系》，继续落实南方电网继电保护专项方案的各项工作。
（4）、完善保护人员配置，完善管理制度，积极开展内部专业培训及省中调组织的保护技术培训和考核。
（5）、积极、主动地加强与省中调、兄弟单位的业务交流和沟通。
继电保护专业技术工作总结3
个人专业技术总结
2013年10月专业技术工作总结---我2008年7月毕业于理工大学电力工程学院电气工程及其自动化专。毕业后即进入发电有限责任公司工作，一直从事电力系统及其自动化（主要是继电保护与自动化）工作。并于2009年底获得电力工程助理工程师职称。
自参加工作以来，我严格遵守公司及所在部门的各项规章制度，认真贯彻执行公司文件及会议精神，坚决服从公司领导的各项工作安排，积极维护集体荣誉，圆满完成工作任务。思想上要求进步，工作上积极努力，任劳任怨，认真学习专业知识，不断充实完善自己。
走出校门，走进西电，开始了一种全新的生活方式，得到了领导和同事们的关心帮助，让我对将来的工作充满了热情。回顾过去6年的工作，有困难也有收获，经历了从学生到职工的转变，收获了为人处事、专业技术方面的实践经验。现将这几年工作简要总结如下：
一、思想方面 我以主人翁的意识，时刻关注 电力的发展，切身为公司和集体的利益着想，凡事以公司大局着眼考虑，对公司及自身的发展充满信心。作为一名入党多年的老党员，在日常检修维护工作中，我时刻以身作则，力争处处起到带头作用。
我自参加工作起，从点点滴滴做起，虚心向老师傅求教，持之以恒，尽心尽力，不断提高自己的工作技能，脚踏实地的做好自己本职工作的每一个工作任务，保证机组及线路的检修质量。
二、岗位职责 2008年7月至今，我作为 电厂继电保护的一名检修员工，负责所在班组的物资材料管理。2012年初，经过自己的努力，我被任命继电保护检修组长。我自己及工作小组负责检修维护的设备主要有：#1、#3机组的高低压厂用电保护装置及控制回路；#2、#4机组发变组保护装置及励磁控制系统；#5机组发变组保护及低压动力保护装置及控制系统；#6机组励磁控制系统及高压厂用电保护装置及控制系统；220kv西平i线保护装置及二次回路、西北线保护装置及二次回路、西柳线保护装置及二次回路、西正ii线保护装置及二次回路、220kv ii母线母差保护装置及二次回路、220kv2312、2311、2331、2332、2333、2351、2352、2353、2363断路器及短引线保护装置及二次回路；500kv高压电抗器保护装置及二次回路、柏集i线保护装置及二次回路、500kv ii母线母差保护装置及二次回路、500kv5011、5012、5013断路器保护及短引线二次回路；全厂avc系统、gps时钟系统、厂用电监控系统总站；
在工作的这几年中，每次设备检修都认真贯彻执行公司关于安全生产、标准化作业、班组精细化管理及精神文明建设等方面的方针政策。牢固树立“安全第一”的意识，始终把安全放在各项工作的第一位；不断完善规范变电检修施工的标准化作业指导书文本，严格按照指导书内容逐项实施，在实践中积累宝贵工作经验。每次检修都能按时优质的完成检修任务，保证机组及电网设备的可靠投运。在日常消缺中，严禁违章作业，没有因为消缺造成的电网事故。
四、具体工作及工作收获 我重点介绍一下前几年工作中的重大改造工程 2011年我参与了#2机组给粉电源控制回路改造。改造的原因是热控联锁的投入速度太慢，会导致备用电源投入时给粉机掉闸。将联锁回路改造由电气联锁实现就可以解决这个问题。通过这个工作，我学习到热工控制与电气控制的区别，并完全掌握了给粉电源回路的设计及维护技能。2012年在#1机组控制系统改造中我负责低压动力系统电气回路改造。在这次改造中，机组低压动力及开关全部实现了远控及远方监视。大大降低了运行值班员的工作效率。经过这次改造，我完全掌握了发电机组低压厂用电的回路特点及检修维护方法，提高了独立处理缺陷及独立负责检修改造项目的能力。这是我第一次独立的负责重大的技术改造项目，受益匪浅。2013年9月我负责我厂220kv西柳线保护更换升级工程（保护i更换为南瑞继保的rcs931gmv，保护i更换为许继电气的wxh803a）。通过比对设计院的设计图纸及现场实际情况，编写了西柳线保护更换方案及技术措施。在具体的工作中，协调工作组各个成员合理安排，保证了西柳线的按计划投运。经过这次改造，我对线路保护及断路器保护回路认识由原来单纯依靠图纸的检修维护提升到设计施工改造的深度。
2013年10月我负责#2机组的励磁调节器及可控整流柜更换升级工程。在这个工作中，在其他组员的协助下，全面设计了励磁调节器的外控制回路及信号反馈回路。初次涉及励磁系统改造，我谦虚认真的向老师傅求学，同时不厌其烦的去现场核对原有回路编号及实际接线情况。最终经过大家的共同努力，完成了#2机组励磁控制系统改造，保证机组按时投运，大大降低了励磁系统的缺陷发生率。经过这次改造，大大加深了我对励磁控制系统的全面认识。2013年10月我又负责220kv升压站2331、2332断路器保护及短引线保护升级改造工程。由于此次施工不更换保护柜，只替换保护柜内的保护装置及配件，同时还需要与线路保护装置衔接。经过多次实地勘查编写了保护更换的方案及措施。与老回路图纸及线路保护图纸相比较后，设计了新的断路器保护柜图纸。施工中，由于同时更换两个开关的保护，经过大家的合理协调，在很紧张的工期内完成了改造工程并保证一次投运成功。此次改造中，我深刻的体会到写作配合的作用，一共团队有带头人，但是还需要有好的队员。经过这次改造，我独立负责项目的能力进一步得到了加强。对保护原理的理解更加全面深入。
2013年5月我厂avc系统增加备机，进行升级改造。实现了双平面，双主机，配合厂家编写了升级方案跟施工措施。avc系统是个缺陷频发点，通过升级改造，可以大大提高avc系统远方控制率以及调节合格率。对avc系统日常的缺陷比如，网络不通、死机等能够单独处理。
五、技术总结 在工作的这几年中，完成了所负责设备的大小修任务。其中有发变组保护，变压器保护，高压动力保护，低压动力保护，励磁控制系统，线路保护，断路器保护，avc系统等。已经熟悉这些设备的性能配置及其维护方法，能独立负责以上设备的检修维护。经过设备改造升级工程，我熟悉并掌握了作为项目负责人需要具有能力。
工作这六年来，无论从专业技术上，还是从政治思想上以及班组协调上我都有了长足的进步。从一个初出茅庐的学生，转变成为一个合格的电力系统工作者，中间有成绩也有波折。不管以前做的多好，我都不应该骄傲自满。在以后的工作中我会继续谦虚谨慎，争取在未来的一段时间内使得自己的专业技术水平再上一个台阶。
继电保护专业技术工作总结4
继电保护专业技术工作总结
2003年电网负荷增长快速，共2xxxx刷新最高负荷历史记录。电网巨大的运行压力，对作为电网卫士的继电保护装置也提出了更高的运行要求。为使继电保护和安全自动装置能够稳定、安全、可靠地运行，分公司全体继电保护工作者保持了高度的责任心，克服困难，全力以赴，按质按量完成了继电保护的维护、抢修、技改任务，保证了电网的安全运行。现将有关工作总结如下：
一．一年工作简况
一年来，继电保护人员精心维护、坚守岗位，及时、准确地处理了运行中继电保护和安全自动装置出现的异常问题。全年共计处理二次缺陷126项，节假日抢修4xxxx，为电网的安全、可靠运行提供了有力的保障。
一)设备运行指标
二)主要生产技术指标完成情况
三)继电保护及安全自动装置定检完成情况
继电保护及安全自动装置每年一次的定期检验是继电保护工作的重点，对于防范事故、消除隐患、完善回路等具有积极作用。2003年的继电保护定检工作已按计划10xxxx完成。其中，完成主系统(包括110kv保护、主变、备自投、录波器、低周减载、dwk)装置定期校验224套，完成10kv系统(包括10kv馈线、站变、电容、消弧线圈、10kv母联、公共回路)装置定期校验692套。通过定期校验，共发现并更换了存在隐患或已发生故障的保护插件3xxxx，处理二次回路异常问题xxxx，处理ct二次回路绝缘降低缺陷xxxx，较好地消除了设备和二次回路存在的事故隐患。
四)继电保护及安全自动装置动作情况
线路保护共动作xxxx，正确动作xxxx，正确动作率10xxxx，重合闸动作xxxx，重合成功xxxx，重合闸成功率为5xxxx。
线路备自投装置动作xxxx，正确动作xxxx，正确动作率10xxxx。备自投装置的可靠运行对电网安全度夏和保证变电站连续供电起了应有的作用。
3.故障录波器动作一次，正确录波xxxx。
保护动作85xxxx，正确动作85xxxx，正确动作率为10xxxx；重合闸动作71xxxx，重合成功51xxxx，重合成功率为。
二．继电保护及安全自动装置现状及运行情况分析
一)设备现状
供电分公司属下现有3xxxx110kv变电站，各种继电保护及安全自动装置的数量统计如下：
二)运行情况分析
1、isa系列保护：
isa保护是我公司使用面最广、运行时间最长的微机保护，主要型号有isa-
1、isa-1h、isa-200、isa-300四个系列，共计有主变保护44套，10kv保护(包括10kv母联保护)400套，低周减载装置2套。各型号的数量统计如下表：
isa-1保护1992－1996年间在我公司安装使用较多，至今共有24套主变保护、208套10kv保护在运行中。isa-1是最早期的数码管微机保护，大部分运行时间已接近十年，保护插件内的元器件已逐渐老化，插件故障率明显偏高。2003年，共有5套主变保护、41套10kv保护的电源插件和cpu插件发生故障需要更换。另外，isa-1保护的设计也存在不足，如其出口继电器设计在电源插件内，若电源插件发生故障，将可能导致保护拒动或误动。
isa-1保护的故障率逐年升高，运行维护成本不断加大，必须逐步进行淘汰。2003年，调度中心已安排更换了oo站、oo站的isa-1保护，2004年将结合四遥改造更换oo站的isa-1保护。
isa-351d、e是isa-1h型10kv保护的换代产品，分别在oo站安装了70套，但运行情况并不理想。主要问题是电源插件和cpu插件的故障率较高。如小塘站自1999年投产至今，其10kv
2、5段的28套isa-351e保护已有16块cpu插件因发生“eprom故障”需要更换。
200
2、2003年的改造和扩建工程主要使用最新版的isa-351ea、351f型保护(351f型为测控一体化保护)，共有106套。运行至今未发生保护故障的情况，但其配套使用的isa-301a型通讯管理机由于参数设置烦琐、软件运行不稳定已xxxx出现装置死机的现象。对于测控一体化的保护来说，通讯管理机死机意味着调度人员不能准确掌握设备的运行情况且不能对10kv开关进行分、合闸操作，因此，此缺陷将使无人值班变电站的调度工作变得很被动。
isa-200、300主变保护在我公司共有18套，其运行状况较为稳定，但插件的硬件质量一般，特别是操作插件内的继电器较易损坏。小塘、民乐站2003年已发生xxxx因主变保护操作插件问题而不能进行合闸操作的情况。
可见，深圳南自所的isa系列保护虽然经过多次改版、升级，但其硬件质量仍有待进一步提高。
2、lfp(rcs)系列保护：
我公司从1999年开始使用南京南瑞继保公司的lfp－900及rcs－9000系列保护(rcs－9000是lfp－900的换代产品)。首先是使用在网内运行经验丰富、口碑较好的lfp-941型110kv线路保护取代ckj-4型集成保护，结果运行状况良好。于是，从2000年开始引进该公司的测控一体化rcs-9000保护。至今，我公司共有332套lfp-900和rcs-9000系列保护在运行。其保护装置数量统计如下：
lfp(rcs)-941型110kv线路保护性能稳定、动作可靠性高、自检功能完善、插件工艺水平好，在我公司运行3年多未发生误动、拒动的情况，只有2套保护因cpu故障而更换插件。
rcs-9000主变保护运行较稳定，至今未发生过设备故障。
南京南瑞继保公司过去一直以开发、生产高压系统继电保护产品为主，2000年才推出配置低压电网保护装置的rcs-9000综合自动化系统，因此，其低压系统保护装置的质量水平不如主系统保护装置。
2001年在我公司oo等站安装的rcs-kv保护两年多来的运行状况并不理想。出现较多的问题主要是电源插件内的双位置继电器hhj和“保护动作”等信号接点容易损坏，oo站在2003年的保护定检中已因此而更换了7块插件。
另外，与rcs-9000综合自动化系统配套使用的rcs-9692通讯管理机运行不够稳定，较易发生保护与rtu的通讯中断故障。金沙、盐步站的rcs-9692已因硬件故障更换了3块插件和部分通讯口的芯片。
200
2、2003年生产的rcs-9000综合自动化系统(应用于oo等站)对硬件进行了改进，质量有了较大提高，以上问题已基本不再出现。
总的来说，rcs-9000保护运行稳定，硬件使用较先进的表贴工艺，软件设计合理，厂家售后服务到位，是运行情况较好的保护系列。
3、四方公司的csc2000综合自动化系统
我公司oo站使用的是经省公司招标进网的广州四方公司的csc2000综合自动化系统。从2002年12月和2003年8月oo站先后投产至今，两站的保护装置运行基本稳定，未发生设备故障。
但从设备投产前调试所出现的问题看，csc2000保护的软、硬件水平并不理想，主要问题有：
(1)插件质量差，工艺粗糙。夏教站调试时，就发现主变保护及10kv保护装置普遍存在插件插槽缺少或松动、vfc芯片松脱、装置背板接线松动、面板复归按钮易坏等现象，后经厂家专门派人处理后，情况才有所好转。
(2)部分保护的软件设计不合理。如主变过负荷功能由差动保护实现、10kv馈线的零序保护只能选择告警或退出(选择跳闸功能则需要更换保护程序)、110kv线路备自投没有低周闭锁功能等。
(3)控制回路通过外加操作箱实现，完全脱离保护装置。控制回路的监测只能通过操作箱内的twj、hwj继电器实现，而不能通过保护自检完成，降低了控制回路的可靠性。另外，该操作箱由广州四方邦德公司自行生产(广州四方是北京四方的分公司)，其工艺水平必然比不上流水线生产的产品，质量是否过关仍需时间验证。
(4)保护定值的控制字设置过于复杂、不够直观，不便于定值的整定、核对和更改。
(5)保护装置的液晶显示面板过小，不方便查看，且界面不够×××。
四方公司的产品在某些方面也具有其先进性，如通讯网络采用以太网、lonworks方式，继保工程师站的设立等。但产品硬件质量的问题将是制约该公司产品在我公司全面推广的主要因素。
另外，广州四方邦德公司作为北京四方公司的分公司，主要进行图纸设计、工程调试、售后维护等工作，并无产品设计、开发能力，其产品研发力量主要依托北京四方公司。因此，用户工程的资料存档、保护程序管理和备品备件配置等均须由北京四方公司完成。
4、dlp保护：
美国ge公司的dlp-a、c为早期的110kv线路保护，1992－1997年，我公司共安装了40套该型号的保护。1999年，00站新建工程中，又与西门子综合自动化系统配套使用了5套dlp-d型110kv线路保护。
dlp保护的优点是精度准确、硬件工艺水平高，其九十年代产品的工艺水平甚至比现在国产保护的工艺还要好。缺点是分立元件多，需外加继电器实现同期合闸、重合闸、后加速等功能，使动作可靠性降低。另外，由于通讯规约的限制，该保护与我公司使用面最广的dr-2000、gr-90型rtu均无法实现通讯，只能通过硬接点方式上送保护信号。
由于保护运行年限长，dlp-a、c型保护插件内的电子元件老化速度已经加快，2002年，共有2块电源插件、1块a/d转换插件故障，2003年则有3块电源插件发生故障。
另外，美国ge公司现已不生产dlp-a、c型的保护装置，发生故障的插件需经代理商检测后再辗转回厂维修，手续烦琐，且保护备品备件的购买也相当困难。为此，调度中心已计划逐步淘汰此型号的保护，在此类保护未全部淘汰前，将利用更换下来的装置作为备品备件以应付不时之需。2003年，已将00站的dlp-c保护更换为rcs-941a保护。
5、西门子sel、a等进口保护：
我公司使用的进口保护数量统计如下表：
从多年的运行情况来看，进口保护装置的硬件质量高、保护精度准确、出口回路可靠、装置故障率低，运情况行较稳定。
进口保护难以解决的主要是通讯问题。由于通讯规约的差异，进口保护与国产rtu一般较难实现保护报文的收发，如a的保护只能以硬接点方式发送保护动作信息；sel-300保护只能通过sel-2020通讯管理机进行通讯。这既不利于调度人员全面掌握现场设备的运行状况，也由于现场遥信信号增多，使二次回路变得复杂。
另外，进口保护备品备件的购置也是一个难题。进口保护一般由经销商代理，而代理商对专业知识知之甚少，根本无法有效建立用户的档案库，而这正是用户若干年后购置备品备件的依据。所以，运行多年的进口保护一般较难购买到相同型号、相同版本的备品备件。
鉴于以上原因，且国产微机保护的可靠性、兼容性已相当高，建议今后设备选型时不再考虑进口保护装置。
7、备自投装置
我公司共有3xxxx变电站安装了32套备自投装置，各型号的数量统计如下：
isa-258是我公司使用最多的备自投装置，其动作逻辑合理、功能完善、动作可靠，且程序软件中具有低周闭锁功能，符合我公司的运行方式要求。缺点是装置插件故障率偏高，2003年，罗村、盐步、海北站的isa备自投装置共有3块cpu插件和1块电源插件发生故障。
rcs-9652备自投装置硬件质量较好、精度准确、运行可靠，缺点是低周闭锁功能需要外加继电器实现，既增加了回路的复杂性，也降低了该功能的可靠性。
c-21a备自投装置的逻辑为可编程设计，通过调试人员编程可适应多种运行方式。这样虽然增加了备自投装置的灵活性，但同时也降低了其可靠性，因为逻辑程序由厂家人员在现场编写、修改，既没有对程序进行固化，也没有经过严格的动模试验，受人员主观因素影响，其合理性必然降低，而程序修改的随意性也相应增大。
备自投装置关系到变电站供电的连续性，是保证用户正常供电的重要设备，选型时应以硬件可靠、逻辑简单、程序合理直观为主，尽量避免使用灵活性过大、人工编程过多的备自投装置。
8、故障录波器
我公司已有1xxxx变电站安装了故障录波器，其分布情况如下：
1997年安装的5套录波器经过多年的运行，已出现设备老化现象，主要表现在以下几方面：
(1)零漂和启动量误差偏大。如2003年里水站录波器定检时，发现其cpu3的第十路模拟量通道的零漂达95ma，而a相电压突变量启动值误差达5v。
(2)电源件和vfc插件极易损坏。2003年，已有8块电源插件和2块vfc插件故障需要更换。
(3)后台机故障率高。松岗、狮山站录波器的后台机由于显示器和硬盘故障不能正常接收录波数据，已更换新的后台机。
以上现象表明，早期安装的故障录波器的运行状况已逐年下降，“养兵千日，用兵一时”，安装在枢纽变电站的录波器在电网发生故障时若不能有效启动录波，将失去其对电网的监测作用。因此，必须考虑尽快更换以上5套故障录波装置。
三．认真落实反措，保证电网安全运行
2003年，我们根据设备运行中出现的问题及时提出解决方法，努力提高继电保护运行水平，全年共完成反措项目7项。
一)110kv线路备自投功能完善
根据佛山供电分公司调度中心的要求，为确保低周减载装置能正确有效地切除负荷，我们对xx1xxxx变电站的isa-258al型110kv线路备自投装置的程序进行了升级，在装置中增加“低周闭锁备自投”逻辑功能。同时，在黄岐、联新站的rcs-9652型110kv线路备自投装置屏增加检测110kv线路电压的低频继电器，并相应增加了“低周闭锁”压板和回路。
二)针对isa-1保护装置故障率偏高，且其出口继电器故障后不能自检告警的问题，我们在2003年的定检方案中对isa-1保护的电源插件状况和跳闸出口继电器及其配线的连接情况进行重点检查，有异常时立即更换。结果，共发现18块电源插件存在缺陷。
三)认真组织各专业学习各级安全事故通报，积极落实通报中的反事故措施，针对通报中出现的问题，自觉联系自身实际，及时提出解决方案。如：广电集团第24期《安全运行简报》的事故通报中，提到由于lfp-941j型距离保护的程序存在缺陷，导致韶关供电分公司的一条110kv线路重合闸后由于保护拒动造成越级跳闸的事故。联系到我分公司的情况，发现xx站110kvxx线的距离保护同样是lfp-941j型，于是马上联系南京南瑞继保公司将升级后的新版程序邮寄到我公司，并安排时间对红大线的保护程序进行了更换。在同一期的简报中，还提到清远供电分公司一台北京四方公司的csr-22a主变本体保护由于二极管击穿而导致主变保护跳闸的事故，于是，对我公司夏教、横江变电站运行中的4台csr-22a型主变本体保护进行了检查，发现其使用的均为四方公司针对此问题而改进后的硬件版本，不存在二极管可能击穿的问题。
四．改善设备运行状况，开展技术改造工作
2003年，继电保护专业共完成技改项目13项。通过淘汰部分运行年限较长、故障率较高的保护设备，并在部分变电站新装10kv母联保护和故障录波器装置，有效改善了保护装置的运行状况。主要技改项目包括：
1、安排更换了xx站的dlp-c型110kv线路保护。
2、更换了xx的电磁型主变保护、xx站的isa-1型主变保护、xx站的isa-1型主变和10kv保护及xx站isa-1型10kv保护。
3、为有效提高电网的监控和故障记录能力，分别在xxxxxx枢纽变电站安装了故障录波器。
4、为提高10kv馈线近端故障的后备保护能力，增加10kv母线的主保护设备，改变10kv母线故障时只依赖主变后备保护切除故障的现状，调度中心从2001年开始逐步在10kv母联开关上安装保护装置。2003年，分别在xx等xxxx变电站的10kv母联开关上安装了保护装置。至此，我公司所有10kv母联开关均已安装了独立的保护装置。
五．发现存在问题，提高设备管理水平
1．技改工程、保护定检等工作现场的安全问题仍需加强。由于旧站改造、保护定检等工作现场均有运行设备，且现场的联跳回路复杂，工作中安全措施不足够或工作人员稍有麻痹大意都有可能引起运行设备跳闸停电的事故。因此，如何从制度上、技术上、思想上保证工程调试现场的安全是今后班组安全生产工作的重点和难点。
2．工程验收必须实行规范化管理，二次设备安装验收项目和验收表格仍需进一步完善。调度中心针对工程现场已制订了一份详细的验收表格，但由于各变电站现场实际情况不同，此验收表格仍需在实际执行中不断滚动修编，逐步完善，以形成规范化的标准文本。
3．在变电站的日常维护、反措工作中，对二次回路进行小改造时，往往只是改动
一、两根接线，回路改动量很小，若要求设计室同步提供相应的二次图纸有一定困难。因此，对于此类回路改动，一般是将改动部分直接画在现场图纸上。但回路改动后，其相关图纸及更改方案的存档若不及时，则会给以后的维护工作带来困难。因此，今后需加强此类资料的规范化管理工作，保证改动前有人审核签名，改动后有人跟踪存档。
4．根据广电集团和佛山供电分公司的计划，2004年将逐步推行设备规范化检修abc，这对于规范设备检修流程和试验方法、提高设备的状态检修水平具有积极作用。但由于每种型号保护装置的规范化检修文本由不同分公司编制，其操作方法和操作步骤在我公司现场的可操作性仍有待检验，而我公司继保专业已根据各变电站设备状况制订了详细的定检方案，因此，如何协调《佛山供电分公司2004年定检方案》与规范化检修文本的差异，保证规范化检修率与定检完成率均按指标完成，将是2004年继保定检工作需要重点处理的问题。
六．展望2004年，未雨绸缪早准备
1.保证定检质量，落实反事故措施。根据反措要求，对2002年8月前投运的所有南京南瑞继保电气公司的lfp-941a保护版本进行升级，以改善该保护的程序逻辑。
2.针对目前紧张的供电形势，将低频减载、备自投等自动装置的校验列为2003年定检工作的重点，提前制订有针对性的试验方案并抓紧落实，做到早安排、早准备，以保证安全自动装置健康可靠运行。
3.改进部分保护及安全自动装置的联跳和闭锁回路，提高装置的动作可靠性，减少装置拒动、误闭锁的可能性。如改进xx等站的110kv线路联跳电厂线开关的回路，取消各站备自投装置的刀闸闭锁回路，增加穆院站备自投装置的“低周闭锁”投入压板等。
4.加深继保人员对技改工程的介入深度。从技改项目立项批复就确定项目负责人，由负责人全程跟踪项目的图纸设计、图纸审核、技术交底、合同签订、进度安排、现场施工、竣工图纸编制等流程，并成立施工图纸审核小组，严把设计关，保证图纸与施工现场的一致性，确保技改工程能够环环紧扣、有条不紊地开展。
5.加强继电保护设备缺陷的跟踪和处理。通过对继电保护设备缺陷的分类、整理、统计，掌握第一手的设备运行状况资料，并形成综合性的评价意见，为今后的设备选型、技改立项、设备运行分析提供有力依据。
6.加强对保护型号、程序版本、装置密码等基础资料的收集、更新工作，保证随时掌握所有二次设备的基本信息，为专业工作提供有用的资料支持。
7.建立继电保护技改项目库。通过评价分析、缺陷统计等基础数据对继电保护设备的运行状况进行排序，按顺序制订改造计划，逐步淘汰运行时间长、故障率高、可靠性降低的保护装置。
8.修编各类二次设备的订货、设计、施工技术规范书，并装订成册，为二次设备订货、施工图纸设计、工程施工、工程调试验收提供统一的技术标准。
9.滚动修编、不断完善继电保护及自动装置的验收表格，逐步完善工程验收、调试的项目和流程，实现工程的标准化、规范化管理。
10.加强备品备件的管理。指定两名兼职仓管员，专门负责定期对备品备件进行试验、统计、故障插件返修及出入仓登记，保证抢修备品充足且可用。
临泽电力局继电保护六统一活动成效显著
2011-06-17 来源: 作者:张智 【大 中 小】 浏览:112次 评论:0条
自4月15日开始，调度所为了持续巩固2010继电保护“三抓三提高”活动”成果，根据张掖市电力公司通知的要求，积极开展了继电保护“六统一”活动，并取得了阶段性成效。
此次活动是以提升装置标准，规范运行管理和提高继电保护可靠运行为目标。活动中，调度所对所辖8所变电站进行了安全自动装置压板颜色统一的工作和设备运行规程的全面修订，对保护压板投退说明装置信息进行了审核，尤其对定值单中的控制字、系数、进行了核对，并制定了继电保护防“三误”措施和年效验计划。还借鉴了市公司的先进经验，结合自身特点，对自动化、通信、接口、规约等各通道情况进行了梳理，并建档备案。通过“六统一”活动的开展，为提高该局继电保护运行管理水平起到了积极的推动作用。
继电保护专业技术工作总结5
个人专业技术总结
2013年10月专业技术工作总结---我2008年7月毕业于理工大学电力工程学院电气工程及其自动化专。毕业后即进入发电有限责任公司工作，一直从事电力系统及其自动化（主要是继电保护与自动化）工作。并于2009年底获得电力工程助理工程师职称。
自参加工作以来，我严格遵守公司及所在部门的各项规章制度，认真贯彻执行公司文件及会议精神，坚决服从公司领导的各项工作安排，积极维护集体荣誉，圆满完成工作任务。思想上要求进步，工作上积极努力，任劳任怨，认真学习专业知识，不断充实完善自己。
走出校门，走进西电，开始了一种全新的生活方式，得到了领导和同事们的关心帮助，让我对将来的工作充满了热情。回顾过去6年的工作，有困难也有收获，经历了从学生到职工的转变，收获了为人处事、专业技术方面的实践经验。现将这几年工作简要总结如下：
一、思想方面 我以主人翁的意识，时刻关注 电力的发展，切身为公司和集体的利益着想，凡事以公司大局着眼考虑，对公司及自身的发展充满信心。作为一名入党多年的老党员，在日常检修维护工作中，我时刻以身作则，力争处处起到带头作用。
我自参加工作起，从点点滴滴做起，虚心向老师傅求教，持之以恒，尽心尽力，不断提高自己的工作技能，脚踏实地的做好自己本职工作的每一个工作任务，保证机组及线路的检修质量。
二、岗位职责 2008年7月至今，我作为 电厂继电保护的一名检修员工，负责所在班组的物资材料管理。2012年初，经过自己的努力，我被任命继电保护检修组长。我自己及工作小组负责检修维护的设备主要有：#
1、#3机组的高低压厂用电保护装置及控制回路；#
2、#4机组发变组保护装置及励磁控制系统；#5机组发变组保护及低压动力保护装置及控制系统；#6机组励磁控制系统及高压厂用电保护装置及控制系统；220kv西平i线保护装置及二次回路、西北线保护装置及二次回路、西柳线保护装置及二次回路、西正ii线保护装置及二次回路、220kv ii母线母差保护装置及二次回路、220kv2
312、2
311、23
31、23
32、23
33、23
51、23
52、23
53、2363断路器及短引线保护装置及二次回路；500kv高压电抗器保护装置及二次回路、柏集i线保护装置及二次回路、500kv ii母线母差保护装置及二次回路、500kv50
11、50
12、5013断路器保护及短引线二次回路；全厂avc系统、gps时钟系统、厂用电监控系统总站；
在工作的这几年中，每次设备检修都认真贯彻执行公司关于安全生产、标准化作业、班组精细化管理及精神文明建设等方面的方针政策。牢固树立“安全第一”的意识，始终把安全放在各项工作的第一位；不断完善规范变电检修施工的标准化作业指导书文本，严格按照指导书内容逐项实施，在实践中积累宝贵工作经验。每次检修都能按时优质的完成检修任务，保证机组及电网设备的可靠投运。在日常消缺中，严禁违章作业，没有因为消缺造成的电网事故。
四、具体工作及工作收获 我重点介绍一下前几年工作中的重大改造工程 2011年我参与了#2机组给粉电源控制回路改造。改造的原因是热控联锁的投入速度太慢，会导致备用电源投入时给粉机掉闸。将联锁回路改造由电气联锁实现就可以解决这个问题。通过这个工作，我学习到热工控制与电气控制的区别，并完全掌握了给粉电源回路的设计及维护技能。2012年在#1机组控制系统改造中我负责低压动力系统电气回路改造。在这次改造中，机组低压动力及开关全部实现了远控及远方监视。大大降低了运行值班员的工作效率。经过这次改造，我完全掌握了发电机组低压厂用电的回路特点及检修维护方法，提高了独立处理缺陷及独立负责检修改造项目的能力。这是我第一次独立的负责重大的技术改造项目，受益匪浅。2013年9月我负责我厂220kv西柳线保护更换升级工程（保护i更换为南瑞继保的rcs931gmv，保护i更换为许继电气的wxh803a）。通过比对设计院的设计图纸及现场实际情况，编写了西柳线保护更换方案及技术措施。在具体的工作中，协调工作组各个成员合理安排，保证了西柳线的按计划投运。经过这次改造，我对线路保护及断路器保护回路认识由原来单纯依靠图纸的检修维护提升到设计施工改造的深度。
2013年10月我负责#2机组的励磁调节器及可控整流柜更换升级工程。在这个工作中，在其他组员的协助下，全面设计了励磁调节器的外控制回路及信号反馈回路。初次涉及励磁系统改造，我谦虚认真的向老师傅求学，同时不厌其烦的去现场核对原有回路编号及实际接线情况。最终经过大家的共同努力，完成了#2机组励磁控制系统改造，保证机组按时投运，大大降低了励磁系统的缺陷发生率。经过这次改造，大大加深了我对励磁控制系统的全面认识。2013年10月我又负责220kv升压站23
31、2332断路器保护及短引线保护升级改造工程。由于此次施工不更换保护柜，只替换保护柜内的保护装置及配件，同时还需要与线路保护装置衔接。经过多次实地勘查编写了保护更换的方案及措施。与老回路图纸及线路保护图纸相比较后，设计了新的断路器保护柜图纸。施工中，由于同时更换两个开关的保护，经过大家的合理协调，在很紧张的工期内完成了改造工程并保证一次投运成功。此次改造中，我深刻的体会到写作配合的作用，一共团队有带头人，但是还需要有好的队员。经过这次改造，我独立负责项目的能力进一步得到了加强。对保护原理的理解更加全面深入。
2013年5月我厂avc系统增加备机，进行升级改造。实现了双平面，双主机，配合厂家编写了升级方案跟施工措施。avc系统是个缺陷频发点，通过升级改造，可以大大提高avc系统远方控制率以及调节合格率。对avc系统日常的缺陷比如，网络不通、死机等能够单独处理。
五、技术总结 在工作的这几年中，完成了所负责设备的大小修任务。其中有发变组保护，变压器保护，高压动力保护，低压动力保护，励磁控制系统，线路保护，断路器保护，avc系统等。已经熟悉这些设备的性能配置及其维护方法，能独立负责以上设备的检修维护。经过设备改造升级工程，我熟悉并掌握了作为项目负责人需要具有能力。
工作这六年来，无论从专业技术上，还是从政治思想上以及班组协调上我都有了长足的进步。从一个初出茅庐的学生，转变成为一个合格的电力系统工作者，中间有成绩也有波折。不管以前做的多好，我都不应该骄傲自满。在以后的工作中我会继续谦虚谨慎，争取在未来的一段时间内使得自己的专业技术水平再上一个台阶。
继电保护专业技术工作总结6
继电保护专业技术工作总结
“>继电保护专业技术工作总结2007-02-06 09:57:20
2003年nn电网负荷增长快速，共24次刷新最高负荷历史记录。电网巨大的运行压力，对作为电网卫士的继电保护装置也提出了更高的运行要求。为使继电保护和安全自动装置能够稳定、安全、可靠地运行，分公司全体继电保护工作者保持了高度的责任心，克服困难，全力以赴，按质按量完成了继电保护的维护、抢修、技改任务，保证了电网的安全运行。现将有关工作总结如下：
一． 一年工作简况
一年来，继电保护人员精心维护、坚守岗位，及时、准确地处理了运行中继电保护和安全自动装置出现的异常问题。全年共计处理二次缺陷126项，节
假日抢修42次，为电网的安全、可靠运行提供了有力的保障。
一）设备运行指标
二）主要生产技术指标完成情况
三）继电保护及安全自动装置定检完成情况
继电保护及安全自动装置每年一次的定期检验是继电保护工作的重点，对于防范事故、消除隐患、完善回路等具有积极作用。2003年的继电保护定检工作已按计划100％完成。其中，完成主系统（包括110kv保护、主变、备自投、录波器、低周减载、dwk）装置定期校验224套，完成10kv系统（包括10kv馈线、站变、电容、消弧线圈、10kv母联、公共回路）装置定期校验692套。
通过定期校验，共发现并更换了存在隐患或已发生故障的保护插件件，处理二次回路异常问题6次，处理ct二次回路绝缘降低缺陷8次，较好地消除了设备和二次回路存在的事故隐患。
四）继电保护及安全自动装置动
作情况
线路保护共动作4次，正确动作4次，正确动作率100％，重合闸动作4次，重合成功2次，重合闸成功率为50％。
线路备自投装置动作3次，正确动作3次，正确动作率100％。备自投装置的可靠运行对nn电网安全度夏和保证变电站连续供电起了应有的作用。
3.故障录波器动作一次，正确录波1次。
保护动作855次，正确动作855次，正确动作率为100％；重合闸动作711次，重合成功511次，重合成功率为％。
二． 继电保护及安全自动装置现状及运行情况分析
一）设备现状
nn供电分公司属下现有35座110kv变电站，各种继电保护及安全自动装置的数量统计如下：
二）运行情况分析
1、isa系列保护：
isa保护是我公司使用面最广、运行时间最长的微机保护，主要型号有isa-
1、isa-1h、isa-200、isa-300四个系列，共计有主变保护44套，10kv保护（包括10kv母联保护）400套，低周减载装置2套。各型号的数量统计如下表：
isa-1保护1992－1996年间在我公司安装使用较多，至今共有24套主变保护、208套10kv保护在运行中。isa-1是最早期的数码管微机保护，大部分运行时间已接近十年，保护插件内的元器件已逐渐老化，插件故障率明显偏高。2003年，共有5套主变保护、41套10kv保护的电源插件和cpu插件发生故障需要更换。另外，isa-1保护的设计也存在不足，如其出口继电器设计在电源插件内，若电源插件发生故障，将可能导致保护拒动或误动。
isa-1保护的故障率逐年升高，运行维护成本不断加大，必须逐步进行淘
汰。2003年，调度中心已安排更换了oo站、oo站的isa-1保护，2004年将结合四遥改造更换oo站的isa-1保护。
isa-351d、e是isa-1h型10kv保护的换代产品，分别在oo站安装了70套，但运行情况并不理想。主要问题是电源插件和cpu插件的故障率较高。如小塘站自1999年投产至今，其10kv
2、5段的28套isa-351e保护已有16块cpu插件因发生“eprom故障”需要更换。
200
2、2003年的改造和扩建工程主要使用最新版的isa-351ea、351f型保护（351f型为测控一体化保护），共有106套。运行至今未发生保护故障的情况，但其配套使用的isa-301a型通讯管理机由于参数设置烦琐、软件运行不稳定已3次出现装置死机的现象。对于测控一体化的保护来说，通讯管理机死机意味着调度人员不能准确掌握设备的运行情况且不能对10kv开关进行分、合闸操作，因此，此缺陷将使无人值班变电站的调度工作变得很被动。
isa-200、300主变保护在我公司共有18套，其运行状况较为稳定，但插件的硬件质量一般，特别是操作插件内的继电器较易损坏。小塘、民乐站2003年已发生2次因主变保护操作插件问题而不能进行合闸操作的情况。
可见，深圳南自所的isa系列保护虽然经过多次改版、升级，但其硬件质量仍有待进一步提高。
2、lfp（rcs）系列保护：
我公司从1999年开始使用南京南瑞继保公司的lfp－900及rcs－9000系列保护（rcs－9000是lfp－900的换代产品）。首先是使用在网内运行经验丰富、口碑较好的lfp-941型110kv线路保护取代ckj-4型集成保护，结果运行状况良好。于是，从2000年开始引进该公司的测控一体化rcs-9000保护。至今，我公司共有332套lfp-900和rcs-9000系列保护在运行。其保护装置数量统计如下：
lfp（rcs）-941型110kv线路保护性能稳定、动作可靠性高、自检功能完
善、插件工艺水平好，在我公司运行3年多未发生误动、拒动的情况，只有2套保护因cpu故障而更换插件。
rcs-9000主变保护运行较稳定，至今未发生过设备故障。
南京南瑞继保公司过去一直以开发、生产高压系统继电保护产品为主，2000年才推出配置低压电网保护装置的rcs-9000综合自动化系统，因此，其低压系统保护装置的质量水平不如主系统保护装置。
2001年在我公司oo等站安装的rcs-9000 10kv保护两年多来的运行状况并不理想。出现较多的问题主要是电源插件内的双位置继电器hhj和“保护动作”等信号接点容易损坏，oo站在2003年的保护定检中已因此而更换了7块插件。
另外，与rcs-9000综合自动化系统配套使用的rcs-9692通讯管理机运行不够稳定，较易发生保护与rtu的通讯中断故障。金沙、盐步站的rcs-9692已因硬
件故障更换了3块插件和部分通讯口的芯片。
200
2、2003年生产的rcs-9000综合自动化系统（应用于oo等站）对硬件进行了改进，质量有了较大提高，以上问题已基本不再出现。
总的来说，rcs-9000保护运行稳定，硬件使用较先进的表贴工艺，软件设计合理，厂家售后服务到位，是运行情况较好的保护系列。
3、四方公司的csc2000综合自动化系统
我公司oo站使用的是经省公司招标进网的广州四方公司的csc2000综合自动化系统。从2002年12月和2003年8月oo站先后投产至今，两站的保护装置运行基本稳定，未发生设备故障。
但从设备投产前调试所出现的问题看，csc2000保护的软、硬件水平并不理想，主要问题有：
(1)插件质量差，工艺粗糙。夏教站调试时，就发现主变保护及10kv保护
装置普遍存在插件插槽缺少或松动、vfc芯片松脱、装置背板接线松动、面板复归按钮易坏等现象，后经厂家专门派人处理后，情况才有所好转。
(2)部分保护的软件设计不合理。如主变过负荷功能由差动保护实现、10kv馈线的零序保护只能选择告警或退出（选择跳闸功能则需要更换保护程序）、110kv线路备自投没有低周闭锁功能等。
(3)控制回路通过外加操作箱实现，完全脱离保护装置。控制回路的监测只能通过操作箱内的twj、hwj继电器实现，而不能通过保护自检完成，降低了控制回路的可靠性。另外，该操作箱由广州四方邦德公司自行生产（广州四方是北京四方的分公司），其工艺水平必然比不上流水线生产的产品，质量是否过关仍需时间验证。
(4)保护定值的控制字设置过于复杂、不够直观，不便于定值的整定、核对和更改。
(5)保护装置的液晶显示面板过小，不方便查看，且界面不够友好。
四方公司的产品在某些方面也具有其先进性，如通讯网络采用以太网、lonworks方式，继保工程师站的设立等。但产品硬件质量的问题将是制约该公司产品在我公司全面推广的主要因素。
另外，广州四方邦德公司作为北京四方公司的分公司，主要进行图纸设计、工程调试、售后维护等工作，并无产品设计、开发能力，其产品研发力量主要依托北京四方公司。因此，用户工程的资料存档、保护程序管理和备品备件配置等均须由北京四方公司完成。
4、dlp保护：
美国ge公司的dlp-a、c为早期的110kv线路保护，1992－1997年，我公司共安装了40套该型号的保护。1999年，00站新建工程中，又与西门子综合自动化系统配套使用了5套dlp-d型110kv线路保护。
dlp保护的优点是精度准确、硬件
工艺水平高，其九十年代产品的工艺水平甚至比现在国产保护的工艺还要好。缺点是分立元件多，需外加继电器实现同期合闸、重合闸、后加速等功能，使动作可靠性降低。另外，由于通讯规约的限制，该保护与我公司使用面最广的dr-2000、gr-90型rtu均无法实现通讯，只能通过硬接点方式上送保护信号。
由于保护运行年限长，dlp-a、c型保护插件内的电子元件老化速度已经加快，2002年，共有2块电源插件、1块a/d转换插件故障，2003年则有3块电源插件发生故障。
另外，美国ge公司现已不生产dlp-a、c型的保护装置，发生故障的插件需经代理商检测后再辗转回厂维修，手续烦琐，且保护备品备件的购买也相当困难。为此，调度中心已计划逐步淘汰此型号的保护，在此类保护未全部淘汰前，将利用更换下来的装置作为备品备件以应付不时之需。2003年，已将00站的dlp-c保护更换为rcs-941a保护。
5、西门子sel、abb等进口保护：
我公司使用的进口保护数量统计如下表：
从多年的运行情况来看，进口保护装置的硬件质量高、保护精度准确、出口回路可靠、装置故障率低，运情况行较稳定。
进口保护难以解决的主要是通讯问题。由于通讯规约的差异，进口保护与国产rtu一般较难实现保护报文的收发，如abb的保护只能以硬接点方式发送保护动作信息；sel-300保护只能通过sel-2020通讯管理机进行通讯。这既不利于调度人员全面掌握现场设备的运行状况，也由于现场遥信信号增多，使二次回路变得复杂。
另外，进口保护备品备件的购置也是一个难题。进口保护一般由经销商代理，而代理商对专业知识知之甚少，根本无法有效建立用户的档案库，而这正是用户若干年后购置备品备件的依据。所以，运行多年的进口保护一般较难购
买到相同型号、相同版本的备品备件。
鉴于以上原因，且国产微机保护的可靠性、兼容性已相当高，建议今后设备选型时不再考虑进口保护装置。
7、备自投装置
我公司共有30个变电站安装了32套备自投装置，各型号的数量统计如下：
isa-258是我公司使用最多的备自投装置，其动作逻辑合理、功能完善、动作可靠，且程序软件中具有低周闭锁功能，符合我公司的运行方式要求。缺点是装置插件故障率偏高，2003年，罗村、盐步、海北站的isa备自投装置共有3块cpu插件和1块电源插件发生故障。
rcs-9652备自投装置硬件质量较好、精度准确、运行可靠，缺点是低周闭锁功能需要外加继电器实现，既增加了回路的复杂性，也降低了该功能的可靠性。
csb-21a备自投装置的逻辑为可编程设计，通过调试人员编程可适应多种运行方式。这样虽然增加了备自投装置的灵活性，但同时也降低了其可靠性，因为逻辑程序由厂家人员在现场编写、修改，既没有对程序进行固化，也没有经过严格的动模试验，受人员主观因素影响，其合理性必然降低，而程序修改的随意性也相应增大。
备自投装置关系到变电站供电的连续性，是保证用户正常供电的重要设备，选型时应以硬件可靠、逻辑简单、程序合理直观为主，尽量避免使用灵活性过大、人工编程过多的备自投装置。
8、故障录波器
我公司已有11个变电站安装了故障录波器，其分布情况如下：
1997年安装的5套录波器经过多年的运行，已出现设备老化现象，主要表现在以下几方面：
(1)零漂和启动量误差偏大。如2003年里水站录波器定检时，发现其cpu3的第十路模拟量通道的零漂达95ma，而a相电压突变量启动值误差达5v。
(2)电源件和vfc插件极易损坏。2003年，已有8块电源插件和2块vfc插件故障需要更换。
(3)后台机故障率高。松岗、狮山站录波器的后台机由于显示器和硬盘故障不能正常接收录波数据，已更换新的后台机。
以上现象表明，早期安装的故障录波器的运行状况已逐年下降，“养兵千日，用兵一时”，安装在枢纽变电站的录波器在电网发生故障时若不能有效启动录波，将失去其对电网的监测作用。因此，必须考虑尽快更换以上5套故障录波装置。
三． 认真落实反措，保证电网安全运行
2003年，我们根据设备运行中出现的问题及时提出解决方法，努力提高继电保护运行水平，全年共完成反措项目7项。
一）110kv线路备自投功能完善
根据佛山供电分公司调度中心的要求，为确保低周减载装置能正确有效地切除负荷，我们对xx10个变电站的isa-258al型110kv线路备自投装置的程序进行了升级，在装置中增加“低周闭锁备自投”逻辑功能。同时，在黄岐、联新站的rcs-9652型110kv线路备自投装置屏增加检测110kv线路电压的低频继电器，并相应增加了“低周闭锁”压板和回路。
二）针对isa-1保护装置故障率偏高，且其出口继电器故障后不能自检告警的问题，我们在2003年的定检方案中对isa-1保护的电源插件状况和跳闸出口继电器及其配线的连接情况进行重点检查，有异常时立即更换。结果，共发现18块电源插件存在缺陷。
三）认真组织各专业学习各级安全事故通报，积极落实通报中的反事故措施，针对通报中出现的问题，自觉联系自身实际，及时提出解决方案。如：广电集团第24期《安全运行简报》的事故通报中，提到由于lfp-941j型距离保护的程序存在缺陷，导致韶关供电分公司的一条110kv线路重合闸后由于保护拒动造成越级跳闸的事故。联系到我分公司的情况，发现xx站110kvxx线的距离保护同样是lfp-941j型，于是马上联系南京南瑞继保公司将升级后的新版程序邮寄到我公司，并安排时间对红大线的保护程序进行了更换。在同一期的简报中，还提到清远供电分公司一台北京四方公司的csr-22a主变本体保护由于二极管击穿而导致主变保护跳闸的事故，于是，对我公司夏教、横江变电站运行中的4台csr-22a型主变本体保护进行了检查，发现其使用的均为四方公司针对此问题而改进后的硬件版本，不存在二极管可能击穿的问题。
四． 改善设备运行状况，开展技术改造工作
2003年，继电保护专业共完成技改项目13项。通过淘汰部分运行年限较长、故障率较高的保护设备，并在部分变电站新装10kv母联保护和故障录波器
装置，有效改善了保护装置的运行状况。主要技改项目包括：
1、安排更换了xx站的dlp-c型110kv线路保护。
2、更换了xx的电磁型主变保护、xx站的isa-1型主变保护、xx站的isa-1型主变和10kv保护及xx站isa-1型10kv保护。
3、为有效提高电网的监控和故障记录能力，分别在xx5个枢纽变电站安装了故障录波器。
4、为提高10kv 馈线近端故障的后备保护能力，增加10kv母线的主保护设备，改变10kv母线故障时只依赖主变后备保护切除故障的现状，调度中心从2001年开始逐步在10kv母联开关上安装保护装置。2003年，分别在xx等9个变电站的10kv母联开关上安装了保护装置。至此，我公司所有10kv母联开关均已安装了独立的保护装置。
五．发现存在问题，提高设备管理水平
1． 技改工程、保护定检等工作现场的安全问题仍需加强。由于旧站改造、保护定检等工作现场均有运行设备，且现场的联跳回路复杂，工作中安全措施不足够或工作人员稍有麻痹大意都有可能引起运行设备跳闸停电的事故。因此，如何从制度上、技术上、思想上保证工程调试现场的安全是今后班组安全生产工作的重点和难点。
2． 工程验收必须实行规范化管理，二次设备安装验收项目和验收表格仍需进一步完善。调度中心针对工程现场已制订了一份详细的验收表格，但由于各变电站现场实际情况不同，此验收表格仍需在实际执行中不断滚动修编，逐步完善，以形成规范化的标准文本。
3． 在变电站的日常维护、反措工作中，对二次回路进行小改造时，往往只是改动
一、两根接线，回路改动量很小，若要求设计室同步提供相应的二次图纸有一定困难。因此，对于此类回路改动，一般是将改动部分直接画在现场
图纸上。但回路改动后，其相关图纸及更改方案的存档若不及时，则会给以后的维护工作带来困难。因此，今后需加强此类资料的规范化管理工作，保证改动前有人审核签名，改动后有人跟踪存档。
4． 根据广电集团和佛山供电分公司的计划，2004年将逐步推行设备规范化检修abc，这对于规范设备检修流程和试验方法、提高设备的状态检修水平具有积极作用。但由于每种型号保护装置的规范化检修文本由不同分公司编制，其操作方法和操作步骤在我公司现场的可操作性仍有待检验，而我公司继保专业已根据各变电站设备状况制订了详细的定检方案，因此，如何协调《佛山nn供电分公司2004年定检方案》与规范化检修文本的差异，保证规范化检修率与定检完成率均按指标完成，将是2004年继保定检工作需要重点处理的问题。
六．展望2004年，未雨绸缪早准备
1.保证定检质量，落实反事故措施。根据反措要求，对2002年8月前投运的所有南京南瑞继保电气公司的lfp-941a保护版本进行升级，以改善该保护的程序逻辑。
2.针对目前紧张的供电形势，将低频减载、备自投等自动装置的校验列为2003年定检工作的重点，提前制订有针对性的试验方案并抓紧落实，做到早安排、早准备，以保证安全自动装置健康可靠运行。
3.改进部分保护及安全自动装置的联跳和闭锁回路，提高装置的动作可靠性，减少装置拒动、误闭锁的可能性。如改进xx等站的110kv线路联跳电厂线开关的回路，取消各站备自投装置的刀闸闭锁回路，增加穆院站备自投装置的“低周闭锁”投入压板等。
4.加深继保人员对技改工程的介入深度。从技改项目立项批复就确定项目负责人，由负责人全程跟踪项目的图纸设计、图纸审核、技术交底、合同签
订、进度安排、现场施工、竣工图纸编制等流程，并成立施工图纸审核小组，严把设计关，保证图纸与施工现场的一致性，确保技改工程能够环环紧扣、有条不紊地开展。
5.加强继电保护设备缺陷的跟踪和处理。通过对继电保护设备缺陷的分类、整理、统计，掌握第一手的设备运行状况资料，并形成综合性的评价意见，为今后的设备选型、技改立项、设备运行分析提供有力依据。
6.加强对保护型号、程序版本、装置密码等基础资料的收集、更新工作，保证随时掌握所有二次设备的基本信息，为专业工作提供有用的资料支持。
7.建立继电保护技改项目库。通过评价分析、缺陷统计等基础数据对继电保护设备的运行状况进行排序，按顺序制订改造计划，逐步淘汰运行时间长、故障率高、可靠性降低的保护装置。
8.修编各类二次设备的订货、设计、施工技术规范书，并装订成册，为
二次设备订货、施工图纸设计、工程施工、工程调试验收提供统一的技术标准。
9.滚动修编、不断完善继电保护及自动装置的验收表格，逐步完善工程验收、调试的项目和流程，实现工程的标准化、规范化管理。
10.加强备品备件的管理。指定两名兼职仓管员，专门负责定期对备品备件进行试验、统计、故障插件返修及出入仓登记，保证抢修备品充足且可用。
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