继电保护技术监督总结
1继电保护技术监督总结
上半年我厂的继电保护技术监督工作在公司各级领导的充分重视和大力支持下，在省电力试验研究院的精心指导下，通过生产部人员的共同努力下，不断细化管理，加强设备消陷，使我厂的继电保护技术监督工作比上一年有了较大提高。我专业着重完善了各项基础管理工作、加大设备技术改造的力度，提倡文明生产、将继电保护技术监督工作融入到现场工作中去、融入到日常工作中去，妥善地处理好了监督指导和实际工作之间的关系，充分发挥了技术监督对企业安全生产、技术管理、经济运行等方面的监督、护航作用，为我厂的安全生产和机组的稳定运行打下了坚实的基础。现将上半年我厂继电保护技术监督主要工作总结如下:
1、继电保护及安全自动装置动作情况
上半年全厂继电保护及安全自动装置共动作0次，正确动作0正确动作0次，正确动作率100%。
2、保护装置设备缺陷处理故障简况处理过程及结果
号机变压器保护柜发“近区变重瓦斯或温度过高”信经检查，近区变近区变运行正常，没有开入信号，装置更换3号机变压器保护柜I/O-1板，带断路器传动试验正常。内无动作信息，面板信号灯正常，但“近区变重瓦斯或温度过高”信号接点接通(按复归按钮时能瞬时断号机发电机保护柜发“发电机定时限过负荷”信号；经检查，发电机运行正常，定子电流正常，装置内无动作信息，面板信号灯正常，但“发电机定时限过负荷”信号接点接通(按复归按钮时能瞬时断开)。判断为装置误发信号。
更换3号机发电机保护柜I/O-1板，带断路器传动试验正常。号机变压器保护柜发“装置故障”信号；检查发现装置面板“故障”灯亮，硬件自检:I/O-3插入位置状态为“”(CPUB系统)；Actel状态为“”(CPUB系统)。需更换3号机变压器保护柜I/O-3板因无I/O-3板备品，将BI/O-5板跳线改成与I/O-3板跳线相一致(跳线作用是I/O板地址设置)，将此板换上后硬件自检正常。但由于发电机、变压器满负荷运行，故未做断路器传动试验。属装置硬件故障。
从缺陷统计看，保护装置缺陷主要集中发生在发变组保护柜，徐村电台机发变组保护均采用南京自动化股份有限公司生产的DGT801数字式发电机变压器组保护装置，以前在运行中就曾多次出现故障，故障主要为触摸屏故障和误发信号。装置共6面屏的触摸屏均出现过故障，经过更换触摸屏后，运行中没有再出现故障。对误发信号的问题，生产部积极与南自厂协商，南自厂同意将3柜所有I/O板信号继电器更换为进口继电器(注:出口继电器均为进口继电器)。新插件已经寄到，但目前不具备更换条件，只能逐步更换，新插件的稳定性还有待观3、技术改造工作去年12月对徐下回线继电保护装置更新改造。
今年上半年又完成了徐下回线继电保护、110kV母线保护的更新改造工作。新的徐下回线继电保护装置采用南瑞继保电气有限公司RCS-941压输电线路保护装置，保护配置情况:RCS-941包括完整的三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护和低周保护、还包括以纵联距离和零序方向元件为主体的快速主保护。装置配有三相一次重合闸功能、过负荷告警功能、频率跟踪采样功能。改造后的徐下回线、徐下回线继电保护装置，运行正常，性能稳定。改造后的110kV母线保护采用深圳南瑞科技有限公司生产的BP-2B机母线保护装置，保护配置:母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵(或死区)保护、以及断路器失灵保护出口等功能。目前装置运行正常。
4、存在问题及建议继电保护相关工作总体做得较好，继电保护装置正确动作率100%，没有发生装置拒动、误动故障。但改造后的DGT801发变组保护装置在运行中多次发生硬件方面的故障，建议购买足够的DGT801装置插件备品，提高设备健康水平，保证机组安全稳定运行。
220XX年度继电保护技术监督总结
xx发电有限公司的继电保护技术监督在试验院和公司领导的指导下，在公司继电保护三级监督网成员的共同努力下，认真贯彻执行国家的行业、xxx电力有关继电保护监督工作的方针、政策、法规、标准、规程、制定等，贯彻“安全第一、预防为主”的方针，实行技术责任制，按照依法监督，分级管理，行业归口的原则，对整个工程的设计、初设审查、设备选型、安装、调试、运行维护等阶段实施继电保护技术监督。
一、 20XX年继电保护监督工作主要的工作项目有：
1、制定了全年继电保护工作规划和继电保护工作的长期规划，根据继电保护相关规定定期安排继电保护装置的校验检查，巡视检查。
2、在公司领导下，在试验院的各位专家的支持下，各参加建设单位的配合下，完成了#12机新建机组的保护整定、定值通知单的下放、机组的启动调试工作。
3、完成了20XX年根据电网阻抗变化后的保护整定校核工作。
4、完成了#11机组大修的发变组保护及厂用系统保护校验的技术监督工作。
5、完成了新增设的6KV系统联络开关的保护整定及校验技术监督工作。
6、配合安全性评价，完成了全厂安全性评价的自查及华电专家组的查评工作。
二、继电保护运行、管理监督工作：
为了更好的推动继电保护监督工作，强化专业管理，提高继电保护动
作率，切实保证电厂安全稳定运行，xx发电有限责任公司认真执行《电力系统继电保护技术监督规定》。建立了相应的继电保护监督的机构：xx发电公司设立了以安全生产技术部专工为继电保护监督的专责工程师，并设立以安全生产技术部、车间及班组的从事继电保护的专业人员为主的各级监督小组，在总工程师的带领下从事继电保护监督工作。
建立了完善的继电保护监督制度，切实认真贯彻执行继电保护监督条例及有关规程 ，并对需要整改的相关工作制定相应的继电保护整改措施，督促实施；完善了所管设备的图纸资料，使其符合现场实际需要。
建立设备制造、安装、调试、运行检修、技术改造等全过程质量管理的技术资料，实现档案管理的的规范化。根据现场实际运行的继电保护设备及开展工作维护消缺工作的需要，举办技术培训，不断提高从事继电保护工作的人员的技术水平。
二、 存在的问题：
1、起备变过流保护灵敏度虽满足规定要求，但灵敏度仍然偏低，故需要更换为复合电压过电流保护。
2、继电保护三级监督网不完善：班组继电技术人员太少，真正能独立完成继电保护监督的校验、检查、分析和管理的人员只有一到两人，建议将班组的继电保护专业技术人员再充实一到两个人；车间的继电保护监督技术管理人员很薄弱，故加重了上级工作量以及减少了一个监督环节，容易出现问题；由于继电保护工作在电力生产中处在十分重要的地位，继电保护事故一旦发生，就不是一般事故，影响都十分恶劣。因此，壮大和稳定继电保护技术人员队伍，提高技术人员责任心和待遇都是我公司应该尽快解决的问题。
三、 20XX年的工作计划：
1、配合线路预试，完成110KV线路保护、母线保护校验检查、220KV系统线路保护校验检查工作；
2、结合20XX年#12机大修，完成机变保护及厂用系统保护的校验检查工作，全面完成新投入运行的保护的校验检查工作。
3、完善继电保护校验的专用试验工器具。
4、加强继电保护技术培训工作，增强继电保护人员技术水平。
5、督促各级继电保护监督网完成20XX年度继电保护监督的管理工作。
四、考核指标：
xxxxx发电有限责任公司20XX年继电保护监督报表
320XX年继电保护技术监督工作总结
一、20XX年度工作完成情况
(一)主要经济指标完成情况(统计至11公司继电保护及自动装臵累计定检率为96.04%。其中:220kV保护装臵定检完成率93.9%，应检164套，现检154套，12月分可全部完成。110kV系统保护装臵定检率为97.3%，应检265套，实检258部保护装臵动作1095次，正确动作1095次，正确动作率100%。220kV系统保护装臵动作108次(正确动作108次，正确动作率100%)。110kV及以下系统保护装臵动作987次，正确动作987次，正确动作100%。故障录波装臵应录波40次，实际录波40次，录波完好率100%。220kV系统主保护投入率为99.9996%。
(二)主要工作完成情况及工作亮点
1、全面开展了短路电流计算校核工作。结合20XX年度整定方案的编制对20XX年全网各电压等级的最大短路电流进行计算，并针对计算结果进行了分析排名，按电压等级分别列出短路电流前5名的变电站。针对主变低压侧并列运行时母线短路电流大于开关遮断电流的变电站，要求低压侧分列运行。
2、推进省、地、县调一体化整定计算工作，各县公司已配臵整定计算软件，目前在进行绘图和试算工作。今后保护定值单将在OMS系统中完成复核、审核及执行等各流程。
3、制定了赣西电网继电保护定值通知单管理办法及定值单上网流转与执行定值单的操作说明要求相关单位和部门严格执行定值单上网流转流程以满足省公司同业对标指标，并对违反管理办法及要求的部门和人员进行考核。
4、全面清理各110kV变电站的主变及中低压线路保护电压闭锁定值。低电压定值已提高到85V-90V，负序电压定值降底到3.5V。防止出现闭锁元件灵敏度不够造成保护越级跳闸或拒动的情况。
5、按照省调的工作部署，开展了各厂家继电保护装臵共性缺陷的软件升级工作，北京四方220kV线路保护CSC-101、CSC-103型保护升级工作，12月份可以全部完成。根据省调要求对所辖110kV继保、许继电气、国电南自线路保护软件进行升级，对CT断线闭锁逻辑进行完善，防止在特殊情况下保护发生拒动;南瑞继保110kV路保护RCS-941、RCS-943升级工作，现已完成，国电南自110kV路保护PSL-621升级工作，12月分可完成。
6、继续深入开展县公司所辖继电保护装臵定值整定工作进行指导，要求部分县公司派人员到地调进行继保整定计算培训工作，截止到20XX年11月，赣西电网所辖七个县(市、区)供电公司均委派相应的继电保护人员到赣西地调参加继电保护整定计算培训，县调继电保护整定计算及技术监督水平有了较大幅度的提高。
7、完成220kV众村变新建、220kV清江变电站综自改造、110kV变新建等工程的继电保护定值整定计算和技术监督工作。
8、地调继电保护故障信息分站的建设由于省地调调度数据网设备交换导致目前还未完全正常运行，220kV变电站信息子站还有珠珊、白沙变电站需结合改造后接入、有大部分220kV变电站信息子站未接入110kV、10kV保护设备，需列项目接入，待全部改造投入运行后将大大提高继电保护装臵动作分析等专业管理水平。
9、结合省调图档管理系统工程项目的建设，大部分变电站图纸实现了微机化管理，但图档管理系统维护还有待加强。
10、做好基建、技改工程提前介入工作，严把工程施工验收关。220kV的智能化变电站，针对智能化变电站，重点做好了厂家出厂联调试验，在试验中除发现了很多虚端子连接错误或设计遗漏外，还发现了一些二次设备厂家装臵原理、软件或设臵也存在一些问题。如:220kV、110kV母线电压合并单元外接3U0通道采样板线性范围存在与电力系统现场运行不适应的问题。南京金智220kV、110kV母线电压合并单元，外接3U0通道采样板线性范围最大为200V，当外加电压大于200V时，输出将变为几十伏且不稳定，这样可能会造成保护拒动;上海思源弘瑞220kV、110kV母线电压合并单元，外接3U0道采样板线性范围满足要求，但经主变间隔合并单元转发后也不满足要求，当外加电压大于206V时已饱和，输出将不是线性变化，最大输出为223V。
南京金智母线PT合并单元PT并列原理存在缺陷，能满足只有在分段开关合位时才能并列，但在并列操作后，若分段开关断开时，不能自动解列，将会导致二次电压与一次电压不对应。110kV母差保护需接收主变套失灵启动、解复压信号，但母差内失灵启动开入为同一接收点，母差内解复压开入也为同一接收点，不允许多发一收，建议分开，已要求母差厂家升级。
发现许继母线测控装臵外接3U0电压通道电压变比软件设臵存在问题，已要求按外接开口三角绕组实际变比更改软件设臵。在220kV众村变、110kV富塘变投运前，继保人员提前介入，与施工人员一起调试设备，检查安装情况，不仅让施工过程中不符合反措标准的部分得到了提前整改，避免重复施工，也让继保人员更加熟悉现场设备情况，为以后日常维护打下了坚实的基础。
11、做好施工图纸会审工作，对继电保护专业最新要求及时与设计人员进行沟通，确保新投设备满足反措相关要求。
12、按照省公司要求，结合反措对220kV双套保护出口跳闸回路进行了全面排查，保证了一一对应;加快了继电保护反措清理、整改工作。
13、加强保护动作、缺陷分析管理。对保护动作、缺陷情况及时进行了分析，为电网运行、事故抢修提供了相关信息。如:对清江变220kV母差保护动作情况进行了分析，并将开关同期合闸存在的相关问题上报了省公司，最后由省公司下发了相关文件对220kV线路测控装臵同期功能进行了全面检查。对祥符变#2主变中压侧间隙零序保护出口跳三侧等保护动作情况进行了分析。通过对清家线清江变侧、张化线张家山变侧保护动作报告、录波波形分析发现赣中氯碱主变中性点间隙调整不符要求，现已按要求进行了调整。对江口电厂131开关CT故障及刀闸引流线脱落引起的一系列保护动作情况进行了分析，为江口电厂事故抢修提供了帮助，并对其提出了相应的整改要求。对河东10kVII母电压不平衡情况进行了检查分析，发现系由消弧线圈中性点位移电压采集不正确造成档位调整不对，从而导致一次电压不平衡引起。
14、组织学习了继电保护统计分析系统的运用并组织人员对系统中的数据进行了填报、完善。
15、做好继电保护技改、扩建及新建工程的全过程技术监督管理，从接入系统、初设审查、图纸会审、现场施工、定值整定、投运等环节把好技术关，力争继电保护设备零缺陷投入运行。同时协助各施工单位的施工做好施工方案(如白沙变、清江变、珠珊变、仙康线破口进大台变等改造扩建工程)，尽量做到方案更优，尽量最大限度地保证改造变电站继电保护正常运行。
16、根据公司第六届职工生产技术运动会实施方案的要求，组织举办了第六届生产技术运动会场站继电保护自动化技术竞赛，通过此次竞赛发现继保人员理论水平及现场操作能力还有待于全面提高。
二、面临的发展形势和存在的问题及困难
1、110kV线路参数实测率不高，许多老线路未结合停电进行参数实测。根据《整定规程》要求110kV及以上线路须使用实测参数。目前发现线路理论计算的零序阻抗与实测参数相差较大，对故障电流计算的准确性有很大影响;且110KV线路参数实测率仍然偏低(仅占线路总数的40%)，请相关部门加强线路参数实测工作的协调与执行。
2、在三集五大之后，公司所辖渝水、峡江等县公司调控中心继电保护整定计算人员调整，未进行过系统的继电保护整定计算培训，应尽快与赣西调控中心继电保护整定专责取得联系并派遣新人进行相关的继电保护整定计算培训，以满足县公司继电保护整定计算及技术监督的要求。
3、部分110kV线路两侧均为光纤差动保护，但由于光纤通道，因此光纤差动保护不能投运，这样的保护有清樟I线、清樟II线等。这些线路应尽快沿线敷设OPGW光缆以使线路保护的光纤差动保护功能得以应用。
4、对县公司继电保护工作的监督工作有待进一步深入，各县公司继电保护专业技术人员配臵、技术水平均有一定差距，目前部分县调仍未配臵继电保护专责，部分县公司继电保护整定计算仍由生技部负责，对县调继电保护整定计算及技术监督工作均带来不利影响。
5、继电保护图纸管理还存在很多问题。部分基建工程设备投运后还没有移交图纸;图实相符还有大量工作要做，到现场核对图纸;图档管理系统电子化图纸还不齐全，部分改造、新建工程还未提供电子版图纸。
6、220kV主保护投入率仍需继续加强监控，今年已发生了10护退出事件，设备消缺工作不容忽视。
7、有待进一步完善公司的继电保护设备台帐，220kV系统的台帐管理要加强，继电保护统计分析系统记录还有待完整，及时性和准确性均不够;110kV及以下台帐的管理更需进一步细化。
8、图纸会审工作有待加强。图纸会审时间太短，应有相应的工作流程及合理的会审时间。
9、保护装臵插件出现缺陷后，继保人员现场很难维修，而保护装臵厂家、型号也较多，导致插件种类繁多，很难做到所有插件有备品，只能临时联系厂家供货，但时间较长，至少需要3天，有些厂家还需先签合同才能发货，影响了设备的可靠运行。有待进一步完善公司的备用插件板的种类与数量，完善厂家备品供货流程，提高保护装臵消缺效率。
三、20XX年工作目标和重点工作措施
1、全面推进省、地、县调整定计算软件的推广使用，规范定值单流转管理。
2、继续加强对县公司整定计算及继电保护动作分析的指导及监督。
3、进一步推行使用110kV线路实测参数，确保尽早实现赣西电网全网110kV及以上线路整定计算使用实测参数值。
4、继续加强对县公司整定计算及继电保护动作分析的指导及监督。
5、继续抓好继电保护故障信息地调分站、变电站子站工程项目的建设，努力提高继电保护装臵动作分析等专业管理工作水平。
6、抓好图档管理系统的完善工作及使用。制定运检室图档管理系统管理制度，在班组设立图档管理专员，确保做好图档管理系统工作，力争图纸全部实现微机化管理，并与现场实际进行核实做到图实相近。
7、进一步完善继电保护设备台帐的管理。
8、继续深入开展同业对标工作，确保同业对标指标数据的可控和在控。加强保护定检工作的计划管理，缩短保护装臵故障处理时间，提高工作质量，确保20XX年继电保护专业同业对标的指标均保持在优。
9、加强继电保培训工作，特别是智能化变电站技术的培训工作。
10、做好基建工程提前介入工作，严把工程施工验收关。运检室在基建施工阶段应尽量派出一位能起到工程质量监督作用的人员到现场，至少要在保护调试阶段严格把关，确保设备无隐患投入运行。
11、抓好继电保护及安全自动装臵设备的定检管理，严肃定检计划，规范定检内容，严把试验报告审核关。每年技术监督检查均会提到试验报告问题，运检室应严把试验报告审核关，对不符合要求，敷衍马虎的定检技术报告要坚决退回，并考核相关人员，使公司的定检技术报告能做标准统一。
12、完善班组继电保护仪器仪表的配臵，确保继保工作安全顺利开展。
4保护班20XX年继电保护技术监督工作总结
20XX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%。
2、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20XX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。
5、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。
6、330KV升压站内电缆沟封堵不严，存在漏水现象，以汇报厂部。
六、20XX年继电保护技术监督工作的计划
1、针对我厂20XX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20XX#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20XX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。
7、制定详细的继电保护方面的培训计划，加强班组成员现场消缺及继电保护设备的维护能力。