继电保护技术监督工作总结
继电保护技术监督工作总结
201*年12月和201*年4月，试验院系统所按201*年年中技术监督巡检
大纲对我厂继保专业进行了2次监督检查工作，工作中发现了本厂继电保护方面存在的诸多问题，并及时提出了整改建议。在厂领导、维护分厂领导和二次班的积极配合下，使本厂的继电保护工作开展得到了进一步的提高。1运行状况评价
我厂的继电保护、自动装置、直流系统到目前为止运行良好，保护投入率100％，正确动作率100％，没有发生因继电保护、自动装置、直流系统发生故障导致非计划停运的事件。2存在的问题及整改情况
201*年年底技术监督巡检在我厂发现问题5项，分别为：
1.1升压站及#1机组已投入运行，部分图纸、资料和试验报告备品、备件还没有移交到班组（已完成）；
1.2＃1机直流系统、网控直流系统直流系统表计（数字电压、电流表）无检验标识（正在统计实施中）；
1.3直流系统充电装置的过压、欠压和绝缘监测的保护定值设定不合规程（已进行修正）；
1.4完善加装变压器本体保护防雨罩(已造计划)；
1.5缺继电保护、励磁系统、直流系统技术监督细则(购置当中)。到目前为止，整改完成2项，正在进行整改的有3项。
201*年半年技术监督巡检发现问题12项，含06年底4项，分别为：2.101#启备变保护投运已经超过一年，但只进行了一次部检，未安规程要求做一次全检。发生这个情况的原因主要是当时启备变停电时间只有3个多小时不到4个小时，来不及进行全检（为此已报停电申请，但是未得到批复）；
2.2保护装置打印机没有装纸，个别的没有上电（已经完成）；
2.3没有检查本厂断路器、刀闸辅助接点是否存在交直流同层布置的情况（正在落实之中）；
2.41、2#机组100％甩负荷试验未做，不满足安稳装置投运要求（已经联系相关部门进行整改）；2.5没有查到变压器油温度计、绕组温度计的首检的检定证书，温度计是否进行过检定无法确定，检定时间无法确定，今后什么时候再次进行检定无法确定（正在落实当中）；
2.6微机五防、网络监控系统软件未进行备份（已进行备份）；2.7设备维护工作的工作面划分不清（已经出具相关文件）；
2.8直流系统存在的问题。第一，直流蓄电池维护制度编写有误，把核对性充放电试验的周期定为1年，与规程规定不符，规程规定新投运的阀控式蓄电池组，2－3年进行一次核对性充放电试验，运行6年以上的每年进行一次核对性充放电试验。第二，没有定期进行蓄电池单体电压测试，只有201*年12月的测试记录，且报告格式不正确。第三，没有编制全厂直流系统空开、熔断器的配置表，没有开展空开、熔断器配置核查工作。如果空开、熔断器配置不合理，直流故障时会造成越级跳闸，扩大停电范围，建议尽快编制配置表，并每年进行核查。第四，没有直流充电装置的稳压精度、稳流精度、纹波系数的测试报告，据了解没有开展这些工作，如果这些指标超标会影响蓄电池的使用寿命，建议补做，如有不合格及时请厂家处理（正在落实当中）。
扩展阅读：201*年度继电保护技术监督工作总结
201*年继电保护技术监督工作总结
一、201*年度工作完成情况
（一）主要经济指标完成情况（统计至11月止）
公司继电保护及自动装累计定检率为96.04%。其中：220kV保护装定检完成率93.9%，应检164套，现检154套，12月分可全部完成。110kV系统保护装定检率为97.3%，应检265套，实检258套。全部保护装动作1095次，正确动作1095次，正确动作率100%。220kV系统保护装动作108次（正确动作108次，正确动作率100%）。110kV及以下系统保护装动作987次，正确动作987次，正确动作率100%。故障录波装应录波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201*年度整定方案的编
制对201*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的南瑞继保、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线路保护RCS-941、RCS-943升级工作，现已完成，国电南自110kV线路保护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201*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程家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众村变、珠珊变、白沙变及凤岭变均是今年已投运或即将投运的智能化变电站，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原理、软件或设也存在一些问题。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通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A、B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外接3U0电压通道电压变比软件设存在问题，已要求按外接开口三角绕组实际变比更改软件设。
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。对河东变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、金高线等。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、技术水平均有一定差距，目前部分县调仍未配继电保护专责，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次主保护退出事件，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、保护装插件出现缺陷后，继保人员现场很难维修，而保护装
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，提高保护装消缺效率。
三、201*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,做到图实相符。
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，缩短保护装故障处理时间，提高工作质量，确保201*年继电保护专业同业对标的指标均保持在A段。
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，确保继保工作安全顺利开展。
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