继电保护专业技术总结（精选多篇）

推荐第1篇：继电保护专业技术总结

继电保护专业总结（07年高级技师考评论文） 作者：zzh

文章来源：本站原创

更新时间：2011年10月18日

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一、技术经历：

我1987年在XXXX参加工作，先在化验室工作，先后做过水、煤、油化验及绝缘油色谱分析。在此期间，除认真做好本职工作外，自学电子技术，并达到了一定水平，能维修各种电器设备，经常为单位修理有关电子仪器、仪表，连当时油化班较先进的气相色谱仪出了故障，也进行过修复。1995年后，从事了一年的直流检修工作，尽管时间短，但成绩显著。参加了省局技改项目“XXX变电站调相机励磁系统改造“的现场安装调试，协同省中试所及有关高校的专家、教授工作了2个月，在他们帮助下努力学习相关知识，对电机励磁原理、回路，由不懂到熟悉，以至于能发现设计和调试中出现的问题，并提出解决方法，受到了专家们的好评。当时所属各变电站，大多使用模拟式可控硅充电机，其故障频繁，且维修难度大，需具备相当的电子技术知识，我担任这一工作后，排除了各类充电机故障数起；并负责了市局技改项目“浦沅变电站直流充电机数字化改造”，在本单位率先将模拟式可控硅充电机改造成数字式，降低了充电机故障率，提高了运行稳定性。

1996年后，开始从事继电保护工作，个人能力得到了更大发挥和展示。不到一年时间就熟悉了业务，担任工作负责人，承担了一系列重大工作。1997年参加了我局第一座综合自动变电站的二次安装和调试；1998年起先后负责了XX、等6座110KV变电站的无人值守改造工作；XX等多座110KV变电站增容改造工作。2000年后，除参与所辖20多座变电站定期检验和日常维护外，还主持或专业负责了大量基建工程：8个110KV新建变电站、4个220KV和10多个110KV变电站技改工程的安装调试工作。

在这些年的工作中，通过个人努力，技术水平不断提升，高超的技艺和敬业精神，为业内同行所目睹。04-05年间我在海南做了近一年工程，在三亚某220KV变电站技改施工时，由于业主对本人工作的高度认可，强烈要求把本不属于我公司施工范围的两项保护改造工程，交由我们做，业主说：你来做我们能放心。05年在海南儋洲，负责了某220KV变电站增容改造、保护换型工程，由于该站规模大、年代老、接线复杂，涉及的运行设备、回路多。当地继保同行对我们能否胜任工作，表示怀疑，认为我们根本做不了，最终得请他们来，并为施工设置障碍。面对此情况，我从容不迫，在进行详细的现场查勘后，精心编制了作业指导书和技术方案，精心施工，最终顺利、安全完成了任务。事后当地继保同行表示由衷佩服，认为我们的水平胜过了某些省级专业电建公司。05年底，我参与了公司一项外接工程的后期调试，在试运行阶段，发现10KV电容、电抗器组一次接线有误。我经过查阅分析，认为厂家和设计院提供的图纸错误，对安装人员进行了误导，排除了安装问题，经与厂家交涉后，对方认可，为单位挽回了经济损失，维护了公司在当地的形象。

我参加工作时只有高中学历，这些年努力学习，不断提升自我，取得了一些成绩。于1992年通过高等教育自学考试，获得英语专业大专文凭，1997年在湖南大学电力自动化升本专业函授学习，2000年取得大学学历和工学学士学位。2003年通过职业技能考试取得技师资格，并被市局聘任为继电保护技师。2006年参加国家一级建造师考试一次通过，取得电力专业一级建造师执业资格。2007年担任继电保护班班长。

二、解决的技术问题事例

从事继电保护工作后，处理和解决了大量技术问题，下面对我近年来所解决过的问题，略举数例。

（1） 发现和解决线路保护重合闸缺陷

我在实际工作中多次发现一些微机线路保护重合闸回路存在缺陷，在控制回路断线时会发生误动作，对这一问题我经过认真分析，找出了问题症结所在，提出了解决方法，并在《湖南电力》杂志上发表了题为《微机保护重合闸控制回路的改进》一文详述这一问题。

（2） 解决在无人值守改造工作中的技术问题

在常规变电站进行无人值班改造时，需加装位置继电器，极易发生红录灯同时亮、位置继电器误起动、不返回等异常现象，究其原因是由于灯与位置继电器之间，以及不同间隔之间通过控制母线，在KK开关处在不同状态时，形成了寄生回路所至。我采用在指示灯回路串接二极管以阻止电源反馈、改变位置继电器的接线等方法，使这一难题得以很好解决。

由于常规保护变电站接线复杂，在无人值守改造时会遇到各种意想不到的问题，比如产生寄生回路，就是一个典型，有时从图纸上很难反映出来，必须全面仔细分析，并正确处理。

（3） 解决XX变保护综自改造中问题

03年我负责了XX变综自改造，该站一次设备为原有GIS，二次更换为SEL保护，由某小公司组屏并提供综自系统。由于各种原因，导致施工图纸与现场出入很大，无法使用，我在现场对大部分图纸重新设计，并解决了一系列技术问题，下面是其中两例。

1、修改保护逻辑

由于SEL保护采用现场可编程设计，其动作逻辑交由用户现场编写，我以前没有接触过，但还是只用较少时间，就熟悉了其使用，并对厂家所编各保护逻辑进行了检查，发现厂家所编逻辑有不正确之处。比如在线路重合闸逻辑中，功能不全，没有设置不检定选项，且按要求在检无压一侧应同时投入检同期功能，以防止线路偷跳后重合闸不能动作，而厂家所编程序没有同时投入检同期元件；在主变复压保护中负序元件，电压闭锁计算不正确；主变没有按反措要求配置限时速断保护等等。这些问题经我指出后，均做了修改。

2、改进线路有压闭锁线路侧地刀控制回路

当进线线路有电压时，应闭锁线路侧地刀合闸回路，当时设计没考虑，经我提出后，设计院按通常做法，采用外加电压继电器的方式进行闭锁(见图一)。由于电磁式电压继电器常期带电，可能发生烧坏、接点卡住等故障，且用常闭接点控制，在线路TV断线时，会误开放，导致闭锁不可靠。我提出取消电压继电器，通过修改测控装置逻辑，由测控装置进行电压采样和判断、控制，用常开接点控制，只在线路确无压时动作(见图二)。经与保护厂家及设计部门商量，得到认可，并成功实施，简化了接线，使这一回路的可靠性大为提高。

为了防此误操作，线路侧地刀必须加入线路电压闭锁，在后来安装的塔牌水泥、三亚河西等GIS变电站，都推广采用了这一方法来实现线路侧地刀闭锁。

12继电保护中级职称专业技术总结

________________________________________ 专业技术工作总结；

一、个人简介；我叫XXX，XXX年至XXX年在郑州大学学习电力；近几年来，主要负责的有20多项变电工程项目继电保；

二、三年来主要参建工程；（1）我作为变电工程项目专业技术负责，到目前为止；（2）共参加了以下变电站工程的年度集中检修；；参加了国网运行惠州鹅城换流站的2010年、201；（3）参加编制了变电工程“标准化”检修作业指导书；《201 专业技术工作总结

一、个人简介 我叫XXX，XXX年至XXX年在郑州大学学习电力系统及自动化专业，XXX年7月参加工作，在变电工程公司调试公司从事继电保护调试工作，XXX年-XXX年，担任变电广东项目部项目总工，XXX年XX月任调试公司副经理。

近几年来，主要负责的有20多项变电工程项目继电保护调试及项目技术管理工作，并在变电站工程电气安装的工作实践中，对变电工程的专业知识、专业方向有了更深入的理解和掌握，在日常工作中感觉到专业理论基础发挥了坚实有力的作用；通过对变电工程的施工技术准备、编制装材计划、编制施工组织设计及施工技术方案、检修作业指导书等，使我进一步熟悉和了解变电工程有关的技术标准、规程规范、相关的法律法规、技术政策；认真钻研新规程、新标准的修订，及时掌握专业技术的最新动态和要求，对变电工程施工技术管理提供有力的帮助；工作之余，坚持计算机技术和

一、二次施工及标准化检修的理论学习，在施工实践中积极应用，使自己的综合能力取得长足的进步；多年来的施工技术实践，对自己的继电保护专业素质、组织协调、分析判断等综合能力都得到了有力锻炼和坚实的提高。

二、三年来主要参建工程

（1）我作为变电工程项目专业技术负责，到目前为止参加并完成了220kVXX变电站、220kVXX变电站、220kVXX变电站、220kVXX变电站、1000kVXXX工程、500kVXX变电站扩建工程、220kVXX变电站工程、220kVXX变电站改造工程等多个项目。以上每一工程在质量上均满足设计要求，未发生任何安全责任事故，按时或提前完成任务，并达标投产送电一次成功，特别是1000kV特高压南阳开关站工程获得国家优质工程金奖。施工质量和施工技术水平等许多方面收到了诸多业主的一致好评。

（2）共参加了以下变电站工程的年度集中检修；

参加了国网运行惠州鹅城换流站的2010年、2011年的年度检修，并担任技术总负责；参与1000kV南阳特高压变电站的全部两次年度检修，并担任保护专责专责工程师；参与国网运行灵宝换流站的多次年度检修，并担任保护专业专责 工程师。

（3）参加编制了变电工程“标准化”检修作业指导书； 《2010年南阳开关站年度检修作业指导书》、《2010年灵宝换流站年度检修检修作业指导书》、《2010年惠州换流站年度检修检修作业指导书》、《2011年惠州换流站年度检修检修作业指导书》。

三、勤于钻研，解决施工技术难题

三年来，无论是作为变电站工程的项目专业技术负责人，还是作为变电站工程的项目总技术负责人，我都是在技术上严格要求自己，力争每一项工作都做的精益求精。我所参与过的工程全部都是顺利地投入运行，没有发生任何重大安全、质量事故。

在日常的施工中，积极钻研专业技术的同时也积累了丰富难得的宝贵经验。一分耕耘，一分收获，我参加的1000kV特高压南阳开关站工程被评为为“国家优质工程金奖”工程。这些既是对我以前工作的肯定，也是对以后工作的一种鞭策，我以后一定会更加强化在专业知识方面的优势，发挥自己的特长，为公司争得更高的荣誉，创造更大的效益。

四、善于总结，技术管理标准化

积极响应公司科学管理标准化。根据多年变电工程的施工经验，认真总结变电工程的各种施工技术方案、标准化检修作业指导书，这些都促进了施工技术管理标准化。使变电工程技术管理工作更科学、更规范、更到位。

五、集思广益，推广应用新技术

最近几年的变电施工过程中，运用了现代化的项目管理软件－P3E/C。我通过刻苦的学习，掌握了P3E/C的使用，利用P3软件建立的施工进度计划网络图；施工进度的控制从制定进度计划开始（制定了三级网络计划），根据施工经验、工程量、施工资源、施工能力和效率编制最科学的施工作业计划；在施工过程中由于外部条件的变化和初始施工计划编制的局限性，施工实际进度与计划进度存在差异，就定期对施工计划进行更新，进行进度、资源计划的对比、滚动调整，做到动态管理，达到保质、保量按合同工期完成检修任务的目的。

六、协调组织，弘扬团队精神

在工程施工中协调、组织、沟通和指导起着举足轻重的作用，负责变电站继电保护工作以来，特别强调发挥集体作用，弘扬团队精神；挖掘每个施工人员的潜能，发挥各自一技之长，是我的责任；面对近几年来施工工程多、任务重，工程施工人员又严重缺员的情况，为了能保质保量地完成工程公司的各项施工任务，我通过加强继电保护班内部人员的合理搭配，发扬团结合作，紧密配合的团队精神，在充分挖掘集体潜力的基础上，对公司变电工程施工计划进行了充分的分析、研究，从而大大提高了工作效率，并圆满地完成了工程公司的各项施工任务。

七、积极参加导师带徒活动

我在工程中结合施工技术多年来的施工经验，向新来学员讲解，积极讲解、贯彻国网公司、省电力公司等新的技术要求，使越来越多的新员工称为技术骨干。 积极参加公司的导师带徒活动，编写了变电站继电保护调试方案，结合自身的实际经验，声情并茂地为新来员工进行讲解，取得了很好的效果。目前，经我所带的新学员、徒弟都能独立工作。

在这几年的工作中，虽然在继电保护专业方面积累了一定的经验，但我也深知自己的知识有限，还要不断加强理论知识的学习。我也会以本次技师申请为契机，不断的去完善自己，、把自己所学应用到实际工作中，并毫无保留的贡献给班组成员，以期培养出更多优秀的继电保护调试人员。

为了适应电力建设事业飞速发展，我将在今后的工作中不断的加强学习，努力提高自己的管理水平和技术水平，大胆探索新方法、新工艺，并应用到实际施工中，及时总结经验，踏踏实实做好每一项工作，为电力建设作出更大的贡献。 在此，我郑重递交继电保护工技师申请，请领导与专家审核！ 申请人：XXX 2012年08月26日 继电保护专业技术工作总结 单位工作总结范文

继电保护专业技术工作总结 继电保护专业技术工作总结

20xx年电网负荷增长快速，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）设备运行指标文秘114版权所有

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。20xx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39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

1.110kv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％。

2.110kv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。

4.10kv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71.2％。

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。20xx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。20xx年，调度中心已安排更换了oo站、oo站的isa-1保护，20xx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。

20xx、20xx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20xx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。

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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20xx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，20xx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。

20xx年在我公司oo等站安装的rcs-900010kv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20xx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。

20xx、20xx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csc20xx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csc20xx综合自动化系统。从20xx年12月和20xx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，csc20xx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-20xx、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，20xx年，共有2块电源插件、1块a/d转换插件故障，20xx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。20xx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，20xx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20xx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。20xx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

20xx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20xx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

20xx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。文秘114版权所有

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20xx年开始逐步在10kv母联开关上安装保护装置。20xx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，20xx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20xx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20xx年继保定检工作需要重点处理的问题。

六．展望20xx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20xx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20xx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。 电力继电保护专业个人技术总结

[日期：2009-12-17] 来源：贵州电力网

作者：佚名 [字体：大 中 小]

本人于2001年6月毕业于..电力学校，所学专业为发电厂及电力自动化。后分配至..市供电公司，于2001年12月7日在公司人力资源部报到至今，已年满四年。通过公司组织安排进行了入局教育培训，后工区组织进行二级教育培训，在2002年3月进入电气修试工区继电保护班，在班组进行了班组教育

培训，这几年来在身边师傅同事及领导的帮助下做了一些专业技术工作，现做如下介绍：

2002年期间：第一次跟随师傅参加现场实践工作，参加了110kv高崖变电站、110kv新添变电站春季检修工作；参加了新建110kv安定变电站的安装调试工作，安定变电站110kv部分采用先进gis室内一次设备，全站实现无人值班站；参加了110kv新添变电站技改工程工作，实现保护微机化改造；参加了35kv内官变电站、宁远变电站、阳坡变电站实行无人值班站的改造工作；期间，一直参加其他各变电站的消缺工作。在期间工作中逐步熟悉设备和工作程序，熟悉电业安全工作规程中有关条文；在这一年工作中，对变电站、继电保护工作有了系统地初步认识，会合理使用常用工具和专业工具，并做好维护保养工作，正确选用测量仪表、仪器，做好维护保养工作，能正确执行电力安全工作规程及继电保护有关规程，会按整定值通知单整定各种继电器，能正确执行继电保护与自动装置整定通知单中的跨线连接和连片投切等各项要求措施。

2003年期间正值“非典”：我随工区师傅及工区领导、公司领导参加了110kv漳县变电站新增#2主变、四条110kv线路保护装置、10kv线路保护、母差装置、低周减载装置、35kv和10kv母联备投装置安装调试工作，期间，现场有新旧设备并存现象，对保护知识有机会全方位认识。在工程验收阶段，漳县遇到了暴雨遭遇洪水，我施工人员在公司领导带领下冒着生命危险进行抢险工作，使电力设备完好无损，本人也受到公司表扬；参加了新建110kv洮阳变电站综自设备的安装调试工作；参加了各变电站消缺工作；在这一年中，对继电保护知识有了更进一步掌握，能进行简单的继电保护整定值计算和变比计算，能看懂控制信号、测量、以及继电保护与自动装置等二次回路图，并能熟练地按图查线，判断其回路接线的正确性，能核查继电保护装置检验报告填写的正确性和完整性，能正确执行继电保护与自动装置反事故措施内容，处理回路缺陷，对发生的一般故障能调查、分析和处理。

2007年期间：参加了..330kv变电站的验收工作，..330kv变电站是我公司首座330kv电压等级的变电站，使我有机会认识学习，对高电压等级更深入学习电气知识；参加了110kv高崖变电站gis室内一次设备及其二次设备的安装调试工作；在这一年中，对继电保护工作已很大程度上掌握了技术。

2008年期间：参加了110kv高崖变电站、通渭变电站、漳县变电站的旧直流系统的电池更换工作；参加了110kv渭源变电站、高崖变电站的低周减载安装调试工作；参加了110kv洮阳变电站110kv线路新增、母联保护装置安装调试及投运工作，在这工作中，我在师傅的指导下，学习独立完成工程负责人应该掌握的。在这一年当中，有了独立负责一项普通工程的能力。

2009年，刚参加了110kv高崖变电站、新添变电站、洮阳变电站的春检工作任务。在这新的一年中，努力使自己在工作中更成熟、技术更全面、思想更先进，在今年公司会议精神开展“爱心活动”、实施“平安工程”作为抓安全、保稳定的工作主线，摆在2006年各项工作的首位，这一主线使自己在这新的一年内有更突出的表现。

在这工作的几年中，我对继电保护工作应知应会、应掌握的基础知识已掌握，对继电保护工作中遇到的诸多问题，有了一定的经验知识，在以后的工作任务中，还是继续向师傅们虚心请教、刻苦钻研继电保护知识，使自己在继电保护工作岗位上发挥得更出色。

在这几年来的专业技术工作中，自己利用所学的专业技术知识在生产实践中做了一些实际工作，具备了一定的技术工作能力。但是仍存在着一些不足，在今后的工作中，自己要加强学习、克服缺点，力争自己专业技术水平能够不断提高。

我作为一名..供电公司普通电力工人、合格的继电保护专业人员，在此申请继电保护专业助理工程师任职资格，望公司职称工作小组领导审查，并希望审查通过，给予鼓励！

此致！

单位：电气修试工区继电保护班

推荐第2篇：继电保护中级职称专业技术总结

专业技术工作总结

尊敬的领导：

我叫刘勇，于2007年7月份毕业于山东理工大学，所学专业为自动化。后分配至国网山东博兴县供电公司工作，到现在已经有六年的时间，在这六年的时间里我一直在公司检修工区从事变电检修继电保护工作。主要负责的有20多项变电工程项目继电保护调试及项目技术管理工作，并在变电站工程电气安装的工作实践中，对变电工程的专业知识、专业方向有了更深入的理解和掌握，在日常工作中感觉到专业理论基础发挥了坚实有力的作用；我进一步熟悉和了解变电工程有关的技术标准、规程规范、相关的法律法规、技术政策；认真钻研新规程、新标准的修订，及时掌握专业技术的最新动态和要求，对变电工程施工技术管理提供有力的帮助；工作之余，坚持计算机技术和

一、二次施工及标准化检修的理论学习，在施工实践中积极应用，使自己的综合能力取得长足的进步；多年来的施工技术实践，对自己的继电保护专业素质、组织协调、分析判断等综合能力都得到了有力锻炼和坚实的提高。

一、六年来主要参建工程

我作为变电工程项目专业技术负责，到目前为止参加并完成了110kV乐安变电站、110kV村魏变电站、110kV成达变电站、110kV张王变电站、350kV李韩变电站建设工程、110kV清河变电站、110kV官张变电站改造工程等多个项目。以上每一工程在质量上均满足设计 1

要求，未发生任何安全责任事故，按时或提前完成任务，并达标投产送电一次成功，施工质量和施工技术水平等许多方面收到了诸多业主的一致好评。

二、勤于钻研，解决施工技术难题

六年来，无论是作为变电站工程的项目参与人，还是作为变电站工程的项目技术负责人，我都是在技术上严格要求自己，力争每一项工作都做的精益求精。我所参与过的工程全部都是顺利地投入运行，没有发生任何重大安全、质量事故。

在日常的施工中，积极钻研专业技术的同时也积累了丰富难得的宝贵经验。一分耕耘，一分收获，这些既是对我以前工作的肯定，也是对以后工作的一种鞭策，我以后一定会更加强化在专业知识方面的优势，发挥自己的特长，为公司争得更高的荣誉，创造更大的效益。

三、善于总结，技术管理标准化

积极响应公司科学管理标准化。根据多年变电工程的施工经验，认真总结变电工程的各种施工技术方案、标准化检修作业指导书，这些都促进了施工技术管理标准化。使变电工程技术管理工作更科学、更规范、更到位。

四、协调组织，弘扬团队精神

在工程施工中协调、组织、沟通和指导起着举足轻重的作用，负责变电站继电保护工作以来，特别强调发挥集体作用，弘扬团队精神；

挖掘每个施工人员的潜能，发挥各自一技之长，是我的责任；面对近几年来施工工程多、任务重，工程施工人员又严重缺员的情况，为了能保质保量地完成工程公司的各项施工任务，我通过加强继电保护班内部人员的合理搭配，发扬团结合作，紧密配合的团队精神，在充分挖掘集体潜力的基础上，对公司变电工程施工计划进行了充分的分析、研究，从而大大提高了工作效率，并圆满地完成了工程公司的各项施工任务。

在这几年的工作中，虽然在继电保护专业方面积累了一定的经验，但我也深知自己的知识有限，还要不断加强理论知识的学习。我也会以本次技师申请为契机，不断的去完善自己，、把自己所学应用到实际工作中，并毫无保留的贡献给班组成员，以期培养出更多优秀的继电保护调试人员。

为了适应电力建设事业飞速发展，我将在今后的工作中不断的加强学习，努力提高自己的管理水平和技术水平，大胆探索新方法、新工艺，并应用到实际施工中，及时总结经验，踏踏实实做好每一项工作，为电力建设作出更大的贡献。

申请人：刘勇

2012年12月20日

推荐第3篇：继电保护中级职称专业技术总结

专业技术工作总结

一、个人简介

我叫XXX，XXX年至XXX年在郑州大学学习电力系统及自动化专业，XXX年7月参加工作，在变电工程公司调试公司从事继电保护调试工作，XXX年-XXX年，担任变电广东项目部项目总工，XXX年XX月任调试公司副经理。

近几年来，主要负责的有20多项变电工程项目继电保护调试及项目技术管理工作，并在变电站工程电气安装的工作实践中，对变电工程的专业知识、专业方向有了更深入的理解和掌握，在日常工作中感觉到专业理论基础发挥了坚实有力的作用；通过对变电工程的施工技术准备、编制装材计划、编制施工组织设计及施工技术方案、检修作业指导书等，使我进一步熟悉和了解变电工程有关的技术标准、规程规范、相关的法律法规、技术政策；认真钻研新规程、新标准的修订，及时掌握专业技术的最新动态和要求，对变电工程施工技术管理提供有力的帮助；工作之余，坚持计算机技术和

一、二次施工及标准化检修的理论学习，在施工实践中积极应用，使自己的综合能力取得长足的进步；多年来的施工技术实践，对自己的继电保护专业素质、组织协调、分析判断等综合能力都得到了有力锻炼和坚实的提高。

二、三年来主要参建工程

（1）我作为变电工程项目专业技术负责，到目前为止参加并完成了220kVXX变电站、220kVXX变电站、220kVXX变电站、220kVXX变电站、1000kVXXX工程、500kVXX变电站扩建工程、220kVXX变电站工程、220kVXX变电站改造工程等多个项目。以上每一工程在质量上均满足设计要求，未发生任何安全责任事故，按时或提前完成任务，并达标投产送电一次成功，特别是1000kV特高压南阳开关站工程获得国家优质工程金奖。施工质量和施工技术水平等许多方面收到了诸多业主的一致好评。

（2）共参加了以下变电站工程的年度集中检修；

参加了国网运行惠州鹅城换流站的2010年、2011年的年度检修，并担任技术总负责；参与1000kV南阳特高压变电站的全部两次年度检修，并担任保护专责专责工程师；参与国网运行灵宝换流站的多次年度检修，并担任保护专业专责

工程师。

（3）参加编制了变电工程“标准化”检修作业指导书；

《2010年南阳开关站年度检修作业指导书》、《2010年灵宝换流站年度检修检修作业指导书》、《2010年惠州换流站年度检修检修作业指导书》、《2011年惠州换流站年度检修检修作业指导书》。

三、勤于钻研，解决施工技术难题

三年来，无论是作为变电站工程的项目专业技术负责人，还是作为变电站工程的项目总技术负责人，我都是在技术上严格要求自己，力争每一项工作都做的精益求精。我所参与过的工程全部都是顺利地投入运行，没有发生任何重大安全、质量事故。

在日常的施工中，积极钻研专业技术的同时也积累了丰富难得的宝贵经验。一分耕耘，一分收获，我参加的1000kV特高压南阳开关站工程被评为为“国家优质工程金奖”工程。这些既是对我以前工作的肯定，也是对以后工作的一种鞭策，我以后一定会更加强化在专业知识方面的优势，发挥自己的特长，为公司争得更高的荣誉，创造更大的效益。

四、善于总结，技术管理标准化

积极响应公司科学管理标准化。根据多年变电工程的施工经验，认真总结变电工程的各种施工技术方案、标准化检修作业指导书，这些都促进了施工技术管理标准化。使变电工程技术管理工作更科学、更规范、更到位。

五、集思广益，推广应用新技术

最近几年的变电施工过程中，运用了现代化的项目管理软件－P3E/C。我通过刻苦的学习，掌握了P3E/C的使用，利用P3软件建立的施工进度计划网络图；施工进度的控制从制定进度计划开始（制定了三级网络计划），根据施工经验、工程量、施工资源、施工能力和效率编制最科学的施工作业计划；在施工过程中由于外部条件的变化和初始施工计划编制的局限性，施工实际进度与计划进度存在差异，就定期对施工计划进行更新，进行进度、资源计划的对比、滚动调整，做到动态管理，达到保质、保量按合同工期完成检修任务的目的。

六、协调组织，弘扬团队精神

在工程施工中协调、组织、沟通和指导起着举足轻重的作用，负责变电站继电保护工作以来，特别强调发挥集体作用，弘扬团队精神；挖掘每个施工人员的潜能，发挥各自一技之长，是我的责任；面对近几年来施工工程多、任务重，工程施工人员又严重缺员的情况，为了能保质保量地完成工程公司的各项施工任务，我通过加强继电保护班内部人员的合理搭配，发扬团结合作，紧密配合的团队精神，在充分挖掘集体潜力的基础上，对公司变电工程施工计划进行了充分的分析、研究，从而大大提高了工作效率，并圆满地完成了工程公司的各项施工任务。

七、积极参加导师带徒活动

我在工程中结合施工技术多年来的施工经验，向新来学员讲解，积极讲解、贯彻国网公司、省电力公司等新的技术要求，使越来越多的新员工称为技术骨干。

积极参加公司的导师带徒活动，编写了变电站继电保护调试方案，结合自身的实际经验，声情并茂地为新来员工进行讲解，取得了很好的效果。目前，经我所带的新学员、徒弟都能独立工作。

在这几年的工作中，虽然在继电保护专业方面积累了一定的经验，但我也深知自己的知识有限，还要不断加强理论知识的学习。我也会以本次技师申请为契机，不断的去完善自己，、把自己所学应用到实际工作中，并毫无保留的贡献给班组成员，以期培养出更多优秀的继电保护调试人员。

为了适应电力建设事业飞速发展，我将在今后的工作中不断的加强学习，努力提高自己的管理水平和技术水平，大胆探索新方法、新工艺，并应用到实际施工中，及时总结经验，踏踏实实做好每一项工作，为电力建设作出更大的贡献。

在此，我郑重递交继电保护工技师申请，请领导与专家审核！

申请人：XXX 2012年08月26日

推荐第4篇：继电保护专业技术工作总结

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。

推荐第5篇：继电保护专业技术工作总结

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

1.110kv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。

2.110kv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。

4.10kv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71.xxxx。

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-900010kv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。

推荐第6篇：继电保护专业技术工作总结

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

1.110kv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％。

2.110kv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。

4.10kv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。

推荐第7篇：继电保护总结

第一章 绪论 1.继电保护装置的构成

测量比较元件－逻辑判断元件－执行输出元件

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： I.maxKIL.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KrelI.maxKrelKIL.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relL.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

1 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。

2 纵连保护所用到的信号有：跳闸信号、允许信号和闭锁信号

3 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。

3 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。

4 重合闸动作时限的整定原则

1 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。

5 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

1 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

6 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。

2 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

1 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。

（2）接地距离保护－－－带零序电流补偿的接线方式，可以正确反应单相接地短路、两相接地短路和三相短路时。不能正确反应两相短路。

推荐第8篇：供电公司继电保护专业技术监督自查报告

xx供电分公司

继电保护专业技术监督自查报告

根据技冀监办【2012】4号文件精神，对照《xx电网继电保护及安全自动装臵技术监督工作规定（试行）》的相关规定，xx供电分公司进行了继电保护专业技术监督专项的自查整改工作，形成如下自查报告。

一、技术监督工作开展情况

（一）技术监督网络建立情况

为了保证继电保护装臵的正常运行,认真开展继电保护专业技术监督工作，分公司成立在生产副经理领导下的继电保护技术监督小组。领导、协调继电保护工作。

继电保护技术监督组织机构： 继电保护技术监督小组 组长（生产副经理）： xx 副组长： xx xx 继电保护专责工程师： xxx 继电保护技术监督小组成员： xxx xxx xxx xxx

1、生产副经理（技术总监职责）：

1) 贯彻执行上级有关继电保护技术监督的各项规定。 2) 定期召开继电保护监督工作会议,检查与协调继电保护技术监督工作 。

3) 审批有关继电保护技术监督报告,重要的继电保护技术总结 。

4) 负责继电保护装臵的安装、检修、调试监督工作的重点项目。

1 5) 负责组织重大继电保护事故的调查和缺陷分析处理 。6) 负责组织继电保护监督网的技术监督活动 。

2、继电保护专责工程师的职责：

1)在技术总监的领导下,认真贯彻执行上级颁发的规程、规定、制度和标准,并结合本单位的具体情况制定实施细则。 2）负责继电保护技术监督计划、工作总结以及日常继电保护监督管理工作,按时完成定期工作。

3）协助技术总监对继电保护业务做好领导工作。

4） 监督大修或安装中的继电保护装臵的试验、测试项目计划的实施。

5）负责组织、编制继电保护装臵的试验报告和测试项目报表以及大修继电保护监督总结报告 。

6）负责组织编制继电保护技术监督工作的档案,包括设备台帐、图纸、资料、检修计划、改造计划、反措计划、试验记录、检验报告等 。

7）监督继电保护装臵的定期检验和装臵验收。

8）按时报送继电保护装臵监督工作的有关报表、总结 。 9）负责继电保护监督的日常工作,并将各项制定落实到实际工作中 。

10）负责组织继电保护专业的技术培训,不断提高工作人员的专业素质和技术水平。

3、继电保护技术监督小组成员职责：

1） 按时完成继电保护技术监督的日常总结,并上报继电保护专责工程师。

2 2）按时参加继电保护技术监督活动,协助继电保护专责工程师分析日常发现的问题,制定防范措施。

3）即时向班组传达继电保护技术监督网的活动精神。 4）建立、健全继电保护专业的技术标准、技术档案、设备台账、做好技术归档工作。

5）经常分析研究事故的原因和规律,及时从装臵和技术规定上提出自己的技术分析和反事故措施。

6）经常深入现场,及时了解设备缺陷并汇报领导。协助继电保护专责工程师解决问题。

7）编写班组继电保护技术监督计划,并监督执行。 8）参加继电保护装臵的检修、验收,并做出评价。

9） 认真参与继电保护技术革新和合理化建议活动,不断推进继电保护设施的标准化工作。

（二）基建、运维环节技术监督工作开展情况

1、在系统规划、设计和确定一次系统接线时,考虑继电保护装臵的技术性能,多征求区调的意见。

2、继电保护装臵的设计必须统筹兼顾,本着保电网、保设备的原则,服从电力系统的运行要求。

3、按照有关技术规程、规范、反事故技术措施的要求,进行设备的安装、调试,保证施工质量并形成完整的技术资料。

4、运行人员介入调试继电保护装臵,了解装臵性能、结构和参数,并对装臵按规程、标准进行验收。

5、新安装的继电保护装臵投运前,应进行项目验收。

6、新设备投运时,相应设计、安装的全部继电保护装臵应同时投

3 入。

7、对所有运行设备的继电保护装臵和安全自动装臵进行技术监督。

8、定期对运行中的继电保护装臵存在的质量问题进行评议,与制造单位一起对问题进行解决。

9、继电保护装臵在运行中出现的异常、故障、事故等重大事件,及时上报。

二、全过程技术监督专项自查工作开展情况

（一）专项自查开展情况

在9月5日至9月10日期间，在继电保护技术监督小组指导下变电运维操作班、调控运行班、变电检修试验班进行自查，对监督管理、继电保护监督技术管理、继电保护专业技术工作、继电保护的运行和维护等四个方面进行自查自纠，健全监督体系、完善相关制度、落实运行维护情况，在9月12日至9月13日期间安全检修部和调度控制中心牵头对继电保护技术监督开展情况进行核查验收。

（二）专项自查设备范围

1、按继电保护技术监督体系检查要求，从管理体系、技术体系、执行体系、培训体系、保障体系五个方面进行检查。

2、按继电保护技术监督体系检查项目细化要求，从监督管理、继电保护技术监督管理、继电保护专业技术工作、继电保护的运行和维护等四个方面进行细化要求。

（三）“十八大”保电前带电检测工作开展情况

4 按照“十八大”保电相关要求及奥运保电成功经验，细化2座110千伏变电站和6座35千伏变电站的日常巡视工作，加强安全工器具的管理，对试验不合格的安全工器具及时更换，提前进行备品备件的购臵，发现缺陷及时上报处理。利用红外呈像仪、红外测温仪等设备对带电运行设备进行巡检，及时发现问题和隐患。

（四）基建工程全过程技术监督、质量管理工作开展情况

1、开展标准化作业,工作前编制标准作业指导书。

2、继电保护装臵投运前必须经过正式鉴定,方可投入运行。

3、施工必须按二次施工图和技术规范要求施工。施工单位必须按二次施工图向运行部门进行技术交底。

4、运行部门在工程验收时能行使安全否决权。

5、基建、设计、制造、运行部门共同协作,保证二次设备质量,不留问题。

6、合理配合电网保护,保证二次保护定值正确,动作可靠。

7、根据电网结构变化,及时做好继电保护定值计算工作,及时调整保护定值。

8、加强对继电保护工作的安全检查。特别强调与电网联接线路的保护要重点检查,保证保护的投入率和正确率。

9、建立完善的继电保护技术监督体系。在技术总监领导下的继电保护专责工程师、班组的继电保护专责人。

10、设立继电保护设备台帐、运行维护、事故分析、定期校验、缺陷处理、反事故执行情况档案。

5

11、设立继电保护设备台帐、缺陷处理台帐、反措执行台帐、图纸、定值整定及定值管理。

三、存在的问题及隐患

1、专业技术人员缺乏，人员技术专业素质不高。

2、相应的制度规程不完善，基础资料不全、待完善。

3、35千伏站设备健康水平较低、隐患较多，需要改造，xxx、xxx站2座变电站综合自动化设备邯郸自动化和鲁能集成电子生产，目前一公司面临倒闭，一个公司设备严重老化，在加上以上2座变电站设备运行多年，都给运行和维护工作造成极大困难，不利于电网安全稳定运行。

四、整改措施及整改计划

1、高度重视继电保护工作,充实配备技术力量,加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训,保持继电保护队伍的稳定,不断提高继电保护人员的专业理论知识。

2、认真贯彻各项规章制度及反事故措施,注重继电保护队伍建设。培养继电保护工作人员严谨细致的工作作风。

3、让具有良好实践能力的专业技术人才来承担继电保护工作，加强技术人才培养和储备。

4、完善基础资料，健全制度和规程。

5、申请改造项目，对35千伏变电站综合自动化系统进行全面改造。

xx供电分公司 2012年9月15日

推荐第9篇：继电保护复习总结

第一章

1.对继电保护的基本要求：可靠性、选择性、速动性、灵敏性。

可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护性能的最根本的要求。所谓安全性，是要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动作。所谓信赖性，是要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不发生拒绝动作。

选择性是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。

速动性是指尽可能快地切除故障，以减少设备及用户在大短路电流、低电压下运行的时间，降低设备的损坏程度，提高电力系统并列运行的稳定性。

灵敏性是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。

第二章

2.过电流继电器的动作电流、返回电流、返回系数：

动作电流：能使继电器动作的最小电流称为动作电流Iop。

返回电流：能使继电器返回原位的最大电流称为继电器的返回电流Ire。

返回系数：返回系数是返回电流与动作电流的比值，即

KreIre Iop

3.系统最大运行方式和最小运行方式：

最大运行方式：对继电保护而言，在相同地点发生相同类型的短路时流过保护安装处的

电流最大，称为系统最大运行方式，对应的系统等值阻抗最小， Zs＝

Zs.min；

最小运行方式：对继电保护而言，在相同地点发生相同类型的短路时流过保护安装处的

电流最小，称为系统最小运行方式，对应的系统等值阻抗最小, Zs＝

Zs.max。

4.电流速断、限时电流速断和定时限过电流保护的整定计算（包括动作电流、动作时限、

灵敏度校验）：

5.三段式电流保护如何保证选择性：

电流速断（Ⅰ断）：依靠整定值保证选择性；

限时电流速断（Ⅱ断）：依靠动作时限和动作值共同保证选择性；

定时限过电流保护（Ⅲ断）：依靠动作电流、动作时限、灵敏系数三者相配合保证选择性。

6.相间电流保护的接线方式和各种接线方式的应用场合：

相间电流保护的接线方式：分为三相星形接线、两相星形接线。三相星形接线广泛用于发电机、变压器等大型贵重电气设备的保护中；两相星形接线应用在中性点直接接地系统和非直接接地系统中。

7.相间短路功率方向元件的接线方式、90°接线及评价：

相间短路功率方向元件的接线方式：

90°接线方式是指在三相对称且功率因数cosϕ = 1的情况下， 加入继电器的电流Ir超前电压Ur 90°的接线方式。

对90°接线方式的评价：第一，对各种两相短路都没有死区，因为继电器加入的是非故障的相间电压，其值很高；第二，选择继电器的内角α=90°－φk后，对线路上发生的各种故障，都能保证动作的方向性。

8.中性点直接接地系统发生单相接地故障时的故障特征（没有死区）：

（2） 零序电压：零序电源在故障点，故障点的零序电压最高，系统中距离故障点

越远处的零序电压越低，取决于测量点到大地间阻抗的大小。

（2） 零序电流：由于零序电流是由零序电压产生的，由故障点经线路流向大地。

（3） 零序功率：对于发生故障的线路，两端零序功率方向与正序功率方向相反。

9.对零序电流保护的评价，零序功率元件有无电压死区：

对零序电流保护的评价：

优点： （1）零序过电流保护的灵敏度高； （2）受系统运行方式的影响要小； （3）

不受系统振荡和过负荷的影响； （4）方向性零序电流保护没有电压死区； （5）

简单、可靠。

缺点：（1）对短线路或运行方式变化很大时，保护往往不能满足要求； （2）单相重合

闸的过程中可能误动； （3）当采用自耦变压器联系两个不同电压等级的电网

时，将使保护的整定配合复杂化，且将增大第III段保护的动作时间。

零序功率元件没有电压死区。

10.中性点不接地系统发生单相接地故障时的故障特征：

（1）发生接地后，全系统出现零序电压和零序电流。非故障相电压升高至原来的倍，电源中性点对地电压与故障相电势的相量大小相等方向相反；

（2）非故障线的零序电流为该线非故障相对地电容电流之和，方向为由母线指向线路

且超前零序电压90°；

（3）故障点的电流为全系统非故障相对地电容电流之和，其相位超前零序电压90°；

（4）故障线的零序电流等于除故障线外的全系统中其他元件非故障相的电容电流之和，其值远大于非故障线的零序电流，且方向与非故障线电流的方向相反，由线路指向母线，且滞后零序电压90°；

（5）故障线的零序功率与非故障线的零序功率方向相反。

11.中性点经消弧线圈接地时的补偿方式：完全补偿、欠补偿、过补偿。

第三章

12.相间距离和接地距离的接线方式：

为保护接地短路，取接地短路的故障环路为相-地故障环路，测量电压为保护安装处故障相对地电压，测量电流为带有零序电流补偿的故障相电流，由它们算出的测量阻抗能够准确反应单相接地故障、两相接地故障和三相接地短路情况下的故障距离，称为接地距离保护接线方式。

对于相间短路，故障环路为相-相故障环路，取测量电压为保护安装处两故障相的电压差，测量电流为两故障相的电流差，由它们算出的测量阻抗能够准确反映两项短路、三相短路和两相短路接地情况下的故障距离，称为相间距离保护接线方式。

13.测量阻抗、动作阻抗、整定阻抗：

测量阻抗Zm：护安装处测量电压Um与测量电流Im之间的比值，系统不同的运行状态下，测量阻抗是不同的，可能落在阻抗平面的任意位置。在短路故障情况下，由故障环的测量电压、电流算出的测量阻抗能够正确地反应故障点到保护安装处的距离。

动作阻抗：使阻抗元件处于临界动作状态对应的测量阻抗，从原点到边界圆上的矢量连线称为动作阻抗，通常用Zop来表示。

整定阻抗：和整定长度Lset相对应的阻抗Zset

Zset = Z1 · Lset 

其中z1为单位长度线路的复阻抗

14.正常运行及短路故障时测量阻抗的特征：

正常运行时，保护安装处的测量电压近似为额定电压，测量电流为负荷电流，测量阻抗为负荷阻抗。负荷阻抗的量值较大，其阻抗角为数值较小的功率因数角，阻抗性质以电阻性为主；当短路时，测量电压降低，测量电流增大，测量阻抗变为短路点与保护安装处之间的线路阻抗，阻抗角等于输电线路的阻抗角，数值较大，阻抗性质以电感性质为主。

15.距离保护的整定计算：

16.分支电路对测量阻抗的影响（助增和外汲）：

助增电流，使测量阻抗增大，保护范围缩短。

外汲电流，使测量阻抗减小，保护范围增大，可能造成无选择性动作。

17.电力系统振荡：并联运行的电力系统或发电厂之间出现功率角大范围周期性变化的现

象，称为电力系统振荡。

18.振荡时测量阻抗的变化规律：

在系统两端电动势相等的情况下，测量电阻按下式规律变化：

1111ZmZZMjZctgMZjZctg 222222

测量阻抗分成了两部分：第一部分1ZZM为保护安装处到振荡中心的线路阻抗，2

只与保护安装处到振荡中心的相对位置有关，与功角无关; 第二部分垂直于ZM，并随功角的变化而变化

当δ由0°变化到360°时，测量阻抗终点的轨迹是Z∑的垂直平分线。

19.振荡与短路的区别：

（1）振荡时，三相完全对称，没有负序分量和零序分量出现；而短路时，总要长时或瞬

时出现负序或零序分量；

（2）振荡时，电气量呈周期性变化，其变化速度与系统功角的变化速度一致，比较慢；

从短路前到短路后其值突然变化，速度很快，而短路后短路电流、各点残压和测量阻抗不计及衰减时是不变的；

（3）振荡时，电气量呈现周期变化，若阻抗测量元件误动作，则在一个振荡周期动作和

返回各一次；而短路时阻抗元件可能动作，可能不动作。 20.实现振荡闭锁的方法：

(1) 利用系统短路时的负序、零序分量或电流突然变化，短时开放保护，实现振荡闭锁。

（2） 利用阻抗变化率的不同来构成振荡闭锁。

（3） 利用动作的延时实现振荡闭锁。

21.整定值相同的不同特性的阻抗元件躲负荷能力、躲过渡电阻能力及躲振荡能力的比较：

在整定值相同的情况下，橄榄型、方向圆特性、全阻抗圆特性的阻抗元件躲过负荷能力依次从大到小；躲过渡电阻的能力依次从小到大；躲振荡能力依次从大到小。

22.单侧电源线路过渡电阻对距离保护的影响：

过渡电阻的存在总是使继电器的测量阻抗值增大，阻抗角变小，保护范围缩短。保护装置距短路点越近时，受过渡电阻影响越大；同时，保护装置的整定阻抗越小，受过渡电阻的影响越大。

第四章

23.载波通道的工作方式：正常无高频、正常有高频、移频方式。

24.载波信号的种类：闭锁信号、允许信号、跳闸信号。

25.闭锁式方向纵联保护、纵联电流差动保护、纵联电流相位差动保护的基本工作原理：

闭锁式方向纵联保护：

闭锁信号

当区外故障时，被保护线路近短路点一侧为功率方向为负，2和5发出闭锁信号，两侧收信机收到闭锁信号后将各自保护闭锁。

当区内故障时，线路两端的短路功率方向均为正，发信机均不向线路发送闭锁信号，保护的起动元件不被闭锁，瞬时跳开两侧断路器。

纵联电流差动保护：



纵联电流差动保护原理是建立在基尔霍夫定律基础之上的。

线路正常运行和外部故障(k2)时：IMIN0

线路内部故障(k1)时：IMINIK

流入差动继电器的电流：IrImIn

线路正常运行和外部故障(k2)时：IMIN0Ir0

IMINIK线路内部故障(k1)时：IrIk

纵联电流相位差动保护：比较被保护线路两侧电流的相位，即利用高频信号将电流的相位传送到对侧去进行比较来确定跳闸与否。区内故障：两侧电流同相位，发出跳闸脉冲；区外故障：两侧电流相位相差180°，保护不动作 。

第五章

26.双侧电源线路自动重合闸和单侧线路自动重闸的不同:

（1）当线路上故障跳闸后，存在着重合闸时两侧的电源是否同步，以及是否允许非同

步合闸的问题;

（2）当线路上发生故障时，两侧的保护可能以不同的时限跳闸（如一侧以第Ⅰ段时限

动作，另一侧以第Ⅱ段时限动作），为了保证故障点电弧的熄灭和绝缘强度的恢复，以使重合闸有可能成功，线路上两侧的重合闸必须保证在两侧的断路器都跳闸后再进行重合，其重合闸的时间与单侧电源的有所不同。

27.具有同步检定和无压检定的重合闸:

具有同步检定和无压检定的重合闸在使用无压检定的一侧要同时投入同步检定，在使用同步检定的一侧绝对不能投入无压检定。除在线路两侧均装设重合闸装置以外；在线路一端还装设有检定线路无电压的继电器KU1，当线路无电压时允许重合闸重合；而在另一侧则装设检定同步的继电器KU2,检测母线电压与线路电压间满足同期条件时允许重合闸重合。这样当线路有电压或是不同步时，重合闸就不能重合。

28.重合闸与继电保护的配合：

（1） 重合闸前加速保护：当任何一条线路上发生故障时，第一次都由保护3瞬时为

选择性动作予以切除，重合闸以后保护第二次动作切除故障是有选择性的。

（2） 重合闸后加速保护：当线路第一次故障时，保护有选择性动作，然后进行重合。

如果重合于永久性故障，而与第一次动作是否带有时限无关。

29.重合闸时限的整定：

单侧电源三相重合闸的最小时间整定原则：

（1）在断路器跳闸后，负荷电动机向故障点反馈电流的时间；故障点电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度需要的时间；

（2）在断路器动作跳闸息弧后，其触头周围绝缘强度的恢复以及消弧室重新充满油、气需要的时间；同时其操作机构原状准备好再次动作需要的时间；

（3）如果重合闸是利用继电保护跳闸出口启动，其动作时限还应该加上断路器的跳闸时间

双侧电源线路的重合闸最小时间除满足以上原则外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性。

30.三相重合闸、单相重合闸及综合重合闸：

三相重合闸：任何类型故障均跳三相，重合三相，重合于永久性故障跳三相。

单相重合闸：单相故障跳单相，重合单相，重合于永久性故障跳三相；相间故障，三相

跳开不重合。

综合重合闸：单相故障跳单相，重合单相，重合于永久性故障跳三相；相间故障跳三相，

重合三相，重合于永久性故障跳三相。

第六章

31.变压器的主保护：

变压器的主保护是纵差动保护和瓦斯保护。电流纵差保护不但能够正确区分区内外故障，而且不需要与其它元件的配合，可以无延时地切除区内各种故障，具有独特的优点，因而被广泛地用作变压器的主保护。后备保护是过电流保护和阻抗保护。

32.纵差动保护中不平衡电流产生的原因及消除方法：

原因：

（1） 计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流；

（2） 由变压器带负荷调节分接头产生的不平衡电流；

（3） 电流互感器传变误差产生的不平衡电流；

（4） 变压器励磁电流产生的不平衡电流；

消除方法：

（1） 计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流的补偿；

（2） 应尽可能使用型号、性能完全相同的D级电流互感器，使得两侧电流互感器的

磁化曲线相同，以减少因电流互感器性能不同引起的稳态不平衡电流。

（3） 在差动回路中接入具有速饱和特性的中间变流器来减少电流互感器的暂态不平

衡电流。

33.励磁涌流的特征及鉴别方法：

励磁涌流：当变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复时，电压上升的暂态过程中，变压器可能严重饱和，出现很大的暂态励磁电流，称励磁涌流，其值可达变压器额定电流的4～8倍。可能造成保护误动作。

特征：

（1） 由于三相电压之间有120的相位差，因而三相励磁涌流不会相同，任何情况下

空载投入变压器，至少在两相中要出现不同程度的励磁涌流；

（2） 某相励磁涌流可能不再偏离时间轴的一侧，变成了对称性涌流。对称性涌流的

数值比较小。非对称性涌流仍含有大量的非周期分量，但对称性涌流中无非周

期分量；

（3） 励磁涌流中有一相或两相二次谐波含量比较小，但至少有一相比较大。

（4） 励磁涌流的波形仍然是间断的，但间断角显著减小，其中又以对称性涌流的间

断角最小。但对称性涌流有另外一个特点：励磁涌流的正向最大值与反向最大

值之间的相位相差120。这个相位差称为“波宽”，显然稳态故障电流的波宽

为180。

鉴别方法：分为频域特征鉴别和时域特征鉴别两类。采用速饱和中间变流器的方法和

二次谐波制动的方法属于频域特征鉴别，而间断角鉴别的方法则属于时域

特征鉴别。

声明：

（1） 纯属个人意见，仅供参考；

（2） 红色字体部分有待斟酌与完善。

推荐第10篇：继电保护培训总结

篇一：2011继电保护培训总结

“220kv及以上直调电厂继电保护专业培训” 学习报告

检修厂 赖新书 陈育才

2011年6月21至24日，检修厂赖新书、陈育才参加广东省电力调度中心举办为期四天的《220kv及以上直调电厂继电保护专业》第二期培训班学习。此次培训由南方电网、南京南瑞继保公司及华南理工大学专家授课，其具体的培训内容如下：

1、由南方电网副总工程师赵曼勇分别按继电保护分类有关问题介绍、技术规程中有关电厂保护问题介绍、有关反措问题介绍、关于厂网保护整定配合有关问题介绍、关于继电保护新技术发展进行讲解。

2、由南京南瑞继保公司技术专家沈文英分别对ct回路异常对差动保护的影响、ct暂态饱和的特点、pt回路两点接地对保护的影响、pt回路n线断线对保护的影响、发电机机端pt一次回路、二次回路容易断线对保护的影响、直流系统二次回路抗干扰的影响进行讲解

3、由南京南瑞继保公司技术专家分别讲解了南方电网继电保护反事故措施、2007版广东省继电保护检验规程中的二次回路绝缘检查、新安装装置验收时的绝缘检查及新安装装置验收时屏柜的绝缘试验、南网大型发变组继保整定规程中的固定斜率制动式纵差保护、变斜率制动式纵差保护、比率制动式不完全纵差保护、单元件纵差保护、纵向零序过电压保护、变压器纵差保护、定子绕组单相接地保护、转子绕组过负荷保护、发电机低励失磁保护、误上电保护、变压器零序过流保护。在保护定值整定中，应按中调下发的定值单进行整定，不得未经调度部门同意私自更改定值。

4、由华南理工大学电力学院李晓华老师分别讲解了什么是短路？短路计算的目的和作用？为什么要进行稳态短路电流计算？ 稳态短路计算有什么难点？ 什么是对称分量法？ 如何将相分量分解为正序、负序、零序分量之和？电力系统序网的建立、如何分析计算短路点电流和电压？

5、由华南理工大学电力学院老师分别讲解了发电机的故障类型；发电机的不正常状态；发电机的保护配置包含纵联差动保护、反应发电机定子绕组及引出线相间短路、定子绕组匝间短路、定子单相接地保护（接地电流超过允许值时）、过电流保护（外部短路引起）、对称过负荷保护（装于一相上）、励磁回路接地保护、失磁保护、失步保护、转子过负荷保护、逆功率保护、定子绕组过电压保护、发电机过励磁保护。

6、由广东省电力调度中心继电保护部陈志光部长介绍2011年上半年广东省直调电厂继电保护误动作原因及分析。

通过此次培训使电厂继电保护专业运行维护人员更进一步的了解继电保护专业对系统稳定和设备安全的重要性，以及厂网保护装置定值整定配合的重要性。熟练掌握线路保护、变压器保护、机组保护的配置原理。篇二：继电保护培训总结

2011年5月12日至6月24日，我很荣幸参加了“华能第四 期继电保护培训班（青工班）”。通过这次培训，让我从中受益匪浅。这次培训实用性强，既增长了理论知识，又安排了现场时间实践，对工作有很大启示。培训期间，感谢华能淮阴电厂的技术人员、工程学院的老师和公司领导百忙之中抽出时间为我们上课，无私的传授经验和知识，在各方面为我们创造便利的条件，使我的个人理论和动手能力都有很大的提高。 在培训期间，整个培训主要分为理论学习和现场实践两个部 分。我们主要进行了几个方面的学习： 一．专业理论知识学习

理论学习部分主要邀请了南京工程学院的教师为我们上课，

主要讲述了电机学、电力系统、继电保护原理、继电保护自动装置以及继电保护整定及装置测试五门课程。作为电厂的一员，只有掌握专业理论知识，学以致用，才能更好的完善工作，并针对实际工作中遇到的问题进行分析和讨论，进而提出解决方案。 在电机学课程中，我们主要学习了电厂中常见的变压器和同

步电机相关理论。变压器方面着重介绍变压器的运行原理、空载特性以及主要参数；变压器的常见故障和接线组别问题。同步电机方面主要介绍了发电机的电枢反应原理，同步电机数学模型，发电机并网条件以及同步电机的功角特性，让我对电厂中的电机设备有了系统的认识和理解，为相关专业知识的学习奠定了基础。在电力系统课程中，我们主要从电力系统整体出发，学习电

力系统的组成和要求，明确发电厂在电力系统中的地位和作用，熟悉了电力系统的稳态和暂态过程，电力系统故障的常见特点。针对电厂着重介绍了电厂内的一次系统和二次系统的设备及其功用。学会用故障分量法对电力系统最为普遍的电力系统短路及接地故障进行分析。让我们建立系统的大局观，更好明确故障的危害和影响，并掌握科学的分析和解决问题的方法。

在继电保护原理的课程中，我们主要针对现在常见的主要保

护原理进行讲解。在差动保护中，着重介绍主变差动、发电机差动、母线差动的原理和动作条件，特别针对变压器保护因接线方式产生的误差和补偿方式以及二次谐波制动做出了具体论证分析，对于保护装置中常见的比率制动差动和故障分量法也做出了详细的解释。同时介绍了电力系统振荡对保护装置动作的影响。通过对这部分知识的学习，让我对大学中学习的继电器保护和现在普遍采用的微机保护之间融会贯通，将现有知识和实际情况联系起来，可以说是本次培训中自己收获最大的一部分。

在继电保护整定及装置测试课程中，我们真正做到了从实际

出发，以电厂中常见的rcs-985发变组保护、dgt-801发变组保护和pst 692u变压器保护为实际算例，结合30mw机组实际参数，进行了常见主变差动保护、发电机差动保护、高厂变差动保护、复压过流保护定值的整定计算。并且结合目前应用最为普遍的博电pw4661继电保护测试仪，讲解了rcs-985主要保护的测试和校验方法。可以说是本次理论学习中最具有实际指导意义的一门课程，几种保护型号完全切合我厂的实际工况，结合实际工作出现的问题，认真向老师和各位电厂同仁请教，获得了很大的收获和提高。 在继电保护自动装置课程中，主要介绍了电力系统中常见的

几种自动装置。主要学习了备自投装置和快切装置（aat）的原理和运行方式；自动重合闸装置（arc）的原理和应用；自动准同期装置的合闸条件以及自动励磁调节器的简单原理和操作。随着电厂自动化程度的提高，自动化设备和保护的应用也愈加广泛。很多保护装置都和自动化装置进行了整合，同时也是智能电网对电厂设备提出的新要求，对于我们有实际的意义。

二、现场设备实践

在结束了理论学习之后，华能淮阴电厂为我们提供了#1机组

的rcs-985发变组保护、rcs-915母差保护和savr-2000自动励磁调节装置作为实践平台，让我们进行几种设备的校验工作，作为一名电厂职工，现场工作才是日常工作的重点，通过实践让我能够加强对之前理论知识的巩固和提高，真正做到了理论实际相结合。 rcs-985发变组保护是我国电厂应用最为普遍的发变组保护

系统，我厂的四台机组同样采用了此类保护，之前工作中往往发变组保护都是由经验丰富的老师傅进行检验，这次培训提供给我一次宝贵的实践机会。对rcs-985发变组保护的主变差动保护、发电机差动保护、高厂变差动保护、主变后备保护等主要保护进行了校验，同时针对rcs-985差动保护的变斜率比率制动特点有了更加深刻的认识，对日后工作的进行提供了重大的帮助和支持。

rcs-915母差保护也是电厂中一种常见保护，由于我厂之前 进行了厂网改造，线路保护移交至变电站部分，这也是我第一次在实际工作中接触此类保护。工作之前详尽阅读了设备说明书、接线图和校验报告等技术资料，在不影响安全的前提下，我主要针对差动保护的启动、速断定值和比率制动特性进行了校验。 savr-2000自动励磁调节装置作为目前国内电厂普遍采用 的励磁装置型号，我厂四期#

7、#8机也采用该型号励磁装置。主要做了小电流、欠励、过励，v/f限制等静态试验。值得一提由于实验机型是三机励磁系统，副励磁机采用的是中频机来模拟，和我厂的自并励方式并不相同。在试验中我按着之前积累的方法进行v/f限制试验总是存在差异，经过大家的交流和思考才发现是由于判断依据不同造成的。提高了自身判断和处理问题的能力。

三、参观学习和交流

在进行学习和实践之余，还组织我们参观南瑞继保和南瑞电

控的生产研发机构。让我们第一次亲眼见到现代化的生产体系和经营模式，既开拓了眼界，又增长了见识。同时还组织来自全国各地华能电厂的同行们进行互相学习，针对现场工作中遇到的问题和心得进行了分享和交流，能够结识来自不通电厂的继电保护同仁，也是这次培训的一大收获。此次培训对我来说不仅是一次理论武装，更是一次实践指导，

具有重要的现实意义。非常感谢公司给我这次学习培训机会，在培训中我时刻严格律己，认真听讲，做好笔记，边学习边交流，边实践边总结，是我的综合水平得到了进一步提高。在今后的工作中更要认真学习，虚心请教，吸取别人优点和长处，不断提高自身能力，做好本职工作，争取百尺竿头更进一步。我有信心通过自身努力和付出，为公司创造更多的价值。衷心祝愿公司明天更加美好辉煌！

ps:本文仅做参考应付差事使用，如有雷同，纯属巧合篇三：继电保护学习总结1 继电保护学习总结

2010年05月至2010年12月，因电网发展的需要，我被派到普洱供电局修试所二次保护班跟班学习，通过半年的跟班学习，使我受益匪浅，对继电保护的了解更进一步。下面就对我个人这些日子的学习做个总结：

到普洱供电局的第

一、二周进行《安规》学习培训；第

二、三周进行简单专业知识的培训；第四周开始跟着师傅们变电站现场，学习他们的工作流程及工作要求；第五周开始正式可以到现场在师傅们的带领参加具体工作，工作虽然辛苦，但是给我的感觉是快乐的，供电局的师傅们很热心，不管你问题的大小与否，他们都会很耐心的给你讲解，通过他们的教导和我的努力学习，使得此次学习得以顺利完成。 下面是我个人现场学习的总结： 1互感器的基本知识：

电流互感器的精度（准确度），是指其在100%额定二次负荷情况下的百分比误差。0.1%误差即为0.1级；0.5%误差即为0.5级。电力系统常用的电流互感器的精度有0.1、0.

2、.0.5、1.0、2.

5、5级等。用于测量的电流互感器，精度应不低于0.5级，而所配仪表精度应不低于1.0级。

常见的电流互感器接线方式有：三相星形接线（适用于中性点直接接地系统的线路电流保护及变压器的电流保护）、两相不完全星形接线（常用于三相三线制中性点不接地系统中，可作相间保护和电流的测量）、两相三继电器接线（当发生三相短路或a、c两相短路时，均有两只继电器动作，较两相不完全星形接线的可靠性高。但不能反应b相接地故障，适用于中性点不直接接地系统中）、三相零序接线（三只同型号的电流互感器并联接入仪表或继电器，流入仪表的电流等于三相电流之和，它反映的是零序电流之和，因此专用于零序保护）等。 零序电流互感器：在一圆形铁芯中通过三相导线，其二次绕组在铁芯上。正常情况下，三相负荷对称，铁芯中无磁通产生，二次绕组中无电流。当系统发生单相接地短路时，三相电流之和不再为零，有三倍零序电流出现，铁芯中出现零序磁通，则在二次绕组中有感应电动势产生，若接至过电流压继电器，则继电器动作，发出单相接地报警信号。

电流互感器二次绕组的接线要求：①电流互感器二次回路应有一个接地点，以防当

一、二次侧绕组绝缘击穿时危及设备及人身安全。但不允许有多个接地点，且接地点应尽量靠近互感器。②电流互感器二次绕组不准开路，且在其二次回路中不准装熔断器。③测量仪表和保护装置不能接在同一个二次绕组上。④电流互感器与电压互感器不能互相连接，否则，电流互感器相当于开路，而电压互感器相当于短路，危及设备和人身安全。

电压互感器有两种类型：35kv有以下电压等级的电压互感器实质上是一种小型降压变压器，其一次绕组并接入电力系统母线上，二次侧绕组并接着各种测量仪表、保护装置等的电压线圈；在110kv及以上中性点直接接地的系统中，常采用同电容器串联组成的电容分压式电压互感器，同电容器串接于高压母线与地之间，而在临近接地的一个电容两端并接入一只通用小型电压互感器。此两种电压互感器，当一次侧接入额定电压的母线或线路时，二次绕组的输出电压都为额定值（每相电压为100/ v。）

电压互感器的极性：单相和三相电压互感器都采用减极性接法，其外特性与直接接入电路相同。

电压互感器常见的接线方式：①一只单相电压互感器接于相间电压（此接线只能测量线电压、频率或接单相元件）。②两只单相电压互感器的v－v接法（用两只单相电压互感器即可取得对称的三相电压；此接线不能测量相电压，只能测相间电压）。③三只单相电压互感器星形接线（又称三相三柱式电压互感器，一般用于中性点不接地或经消弧线圈接地的小接地系统中）。④三相五柱式电压互感器（一次绕组为星形接线，接到一次回路中；二次绕组为星形接线，接测量仪表；辅助二次绕组为开口三角形接线，开口处接零序过电压继电器，专用于小接地电流系统绝缘监察装置）。 2断路器基本知识：

断路器的作用：在正常运行时断路器可以接通和切断电气设备的负荷电流；在系统故障时则能可靠地切断短路电流。

断路器有：少油断路器；多油断路器；空气断路器；六氟化硫（sf6）断路器；真空断路器。 断路器的控制方式：①按控制地点分为集中控制和就地控制两种。②按控制电源分为强电控制和弱电控制两种。③按控制电源的性质分为直流操作和交流操作（包括整流操作）两种。 3二次回路图：

原理图：体现二次回路工作原理的图纸，并且是绘制张开图和安装图的基础；展开图：二次回路的每一个独立电源来划分单元而进行编制；安装图：由屏面布置图，屏背面接线图，端子排图组成；

看二次回路的基本原则：先交流后直流；先电源后接线；先线圈后触点；从上到下；从左到右；

二次回路基本有：交、直流回路；；控制回路；信号回路；二次回路编号原则：穿越原则：每条连接导线的两端标以相同的标号，并与张开图上的相应的回路标号一致；对面原则：每条连接导线的任一端标以对侧所接设备的标号或代号，故同一导线的标号是不同的，并与展开图上的回路标号无关。 通过半年时间的学习，从师傅们的身上学到很多东西，他们对工作乐观、积极的态度，工作流程的规范性，如果有机会多些向他们学习，我们的专业知识一定会更上一层楼。在此也很感谢公司领导给予我这样一个机会。谢谢您们！

第11篇：继电保护问答题总结

1距离保护是利用正常运行与短路状态间的哪些电气量的差异构成的？

答：电力系统正常运行时，保护安装处的电压接近额定电压，电流为正常负荷电流，电压与电流的比值为负荷阻抗，其值较大，阻抗角为功率因数角，数值较小；电力系统发生短路时，保护安装处的电压变为母线残余电压，电流变为短路电流，电压与电流的比值变为保护安装处与短路点之间一段线路的短路阻抗，其值较小，阻抗角为输电线路的阻抗角，数值较大，距离保护就是利用了正常运行与短路时电压和电流的比值，即测量阻抗之间的差异构成的。

2为了切除线路上各种类型的短路，一般配臵哪几种接线方式的距离保护协同工作？

答：保护装臵一般只考虑简单故障，即单相接地短路、两相接地短路、两相不接地故障和三相短路故障四种类型的故障。再110KV及以上电压等级的输电线路上，一般配臵保护接地短路的距离保护和保护相间短路的距离保护。接地距离保护的接线方式引入“相——地”故障环上的测量电压、电流，能够准确的反应单相接地、两相接地和三相接地短路；相间距离保护接线方式映入“相——相”故障换上的测量电压、电流，能够准确地反应两相接地短路、两相不接地短路和三相短路。即对于单线接地短路，只有接地距离保护接线方式能够正确反应；对于两相不接地短路，只有相间距离保护接线方式能够正确反应；而对于两相接地短路及三相短路，两种接线方式都能够正确反应。为了切除线路上的各种类型的短路，两种接线方式都需要配臵，两者协同工作，共同实现线路保护。由于相间距离保护接线方式手过渡电阻的影响较小，因此对于两相接地短路及三相故障，尽管理论上两种接线方式都能够反应，但一般多为相间距离保护首先跳闸。

3距离保护装臵一般由哪几部分组成？简述各部分的作用。

答：距离保护一般由启动、测量、振荡闭锁、电压回路断线闭锁、配合逻辑和出口等几部分组成，它们的作用分述如下：(1)启动部分：用来判别系统是否发生故障。系统正常运行时，该部分不动作；而当发生故障时，该部分能够动作。通常情况下，只有启动部分动作后，才将后续的测量、逻辑等部分投入工作。(2)测量部分：在系统故障的情况下，快速、准确地测定出故障方向和距离，并与预先设定的保护范围相比较，区内故障时给出动作信号，区外故障时不动作。(3)振荡闭锁部分：在电力系统发生振荡时，距离保护的测量元件有可能误动作，振荡闭锁元件的作用就是正确区分振荡和故障。在系统振荡的情况下，将保护闭锁，即使测量元件动作，也不会出口跳闸；在系统故障的情况下，开放保护，如果测量元件动作且满足其他动作条件，则发出跳闸命令，将故障设备切除。(4)电压回路断线部分：电压回路断线时，将会造成保护测量电压的消失，从而可能使距离保护的测量部分出现误判断。这种情况下应该将保护闭锁，以防止出现不必要的误动。(5)配合逻辑部分：用来实现距离保护各个部分之间的逻辑配合以及三段式保护中各段之间的时限配合。(6)出口部分：包括跳闸出口和信号出口，在保护动作时接通跳闸回路并发出相应的信号。

4什么是故障环路？相间短路与接地短路所构成的故障环路的最明显差别是什么？ 答：在电力系统发生故障时，故障电流流过的通路称为故障环路。

相间短路与接地短路所构成的故障环路的最明显差异是：接地短路的故障环路为“相-地”故障环路，即短路电流在故障相与大地之间流通；对于相间短路，故障环路为“相-相”故障环路，即短路电流仅在故障相之间流通，不流向大地。

5阻抗继电器的绝对值比较动作方程和相位比较动作方程之间的关系是什么？

答：设绝对值比较式中“≤”左侧的阻抗记为ZB，右侧的阻抗记为ZA，则绝对值比较动作条件的一般表达式为丨ZB丨≤丨ZA丨；设相位比较式中分子、分母的阻抗分别用ZC和ZD表示，则相位比较动作条件的一般表达式为90≤ZC/ZD≤270。可以得出四个量之间关系为

ZC=ZB+ZA ZD=ZB-ZA ZB=1/2(ZC+ZD) ZA=1/2(ZC-ZD)

6 什么是距离继电器的参考电压？其工作电压作用是什么？选择参考电压的原则是什么？ 答：在相位比较的距离继电器中，用作相位比较的电压称为参考电压，也叫做极化电压，例如在相位比较式180-ɑ≤arg(Uop/Um)≤180+ɑ中，用电压Um判断Um相位是否符合方程式，所以Um就称为参考电压和极化电压。 选择参考电压的原则：相位不随故障位臵变化、在出口短路时不为0的电压量作为比相的参考电压，如正序电压、记忆电压等。

7 以记忆电压为参考电压的距离继电器有什么特点？其初态特征与稳态特征有何差别？

答：以记忆电压为参考电压的距离继电器可消除所有故障的死区，尤其是克服出口三相对称短路时三相电压都降为零而失去比较依据的不足；但其动作特性不能长期保持。

处态特性与稳态特性差别：①在传统的模式距离保护中，记忆电压是通过LC谐振记忆回路获得的，由于回路电阻的存在，记忆量是逐渐衰减的，故障一定时间后，记忆电压将衰减至故障后的测量电压。所有记忆回路产生的仅在故障刚刚发生、记忆尚未消失时是成立的，因此称之为处态特性；②数字式保护中，记忆电压就是存放在存储器中的故障前电压的采样值，虽然不存在衰减问题，但故障发生一定时间后，电源的电动势发生变化，将不再等于故障前的记忆电压，在用故障前的记忆电压作为参考电压，特性也将会发生变化。所以记忆电压仅能在故障后的一定时间内使用，例如仅在Ⅰ、Ⅱ段中采用。

8什么是最小精确工作电流和最小精确工作电压？测量电流或电压小于最小精工电流或电压时会出现什么问题？ 答：通常情况下，在阻抗继电器的最灵敏角方向上，继电器的动作阻抗就等于其整定阻抗，即Zop=Zset。但是当测量电流较小时，由于测量误差、计算误差、认为设定动作门槛等因素的影响，会使继电器的动作阻抗变小，使动作阻抗降为0.9Zset对应的测量电流，称为最小精确工作电流，用Iac.min 表示。 当测量电流很大时，由于互感器饱和、处理电路饱和、测量误差加大等因素的影响，继电器的动作阻抗也会减小，使动作阻抗降为0.9Zset对应的测量电流，称为最大精确工作电流，用Iac.max表示。

最小精工电流与整定阻抗也会减小，使动作阻抗降为0.9Zset对应的测量电流，称为最大精确工作电流，用Iac.max表示。

最小精工电流与整定阻抗值的乘积，称为阻抗继电器的最小精工电压，常用Uac.min表示。 当测量电流或电压小于最小精工电流电压时，阻抗继电器的动作阻抗将降低，使阻抗继电器的实际保护范围缩短，可能引起与之配合的其他保护的非选择性动作

9什么是电力系统的振荡？振荡时电压电流有什么特点？阻抗继电器的测量阻抗如何变化？

答：电力系统中发电机失去同步的现象，称为电力系统的振荡；电力系统振荡时，系统两侧等效电动势间的夹角δ在0°~360°范围内作周期性变化，从而使系统中各点的电压、线路电流、距离保护的测量阻抗也都呈现周期性变化。

10采用故障时短时开放的方式为什么能够实现振荡闭锁？开放时间选择的原则是什么？

答：

1、利用电流的负序、零序分量或突变量，实现振荡闭锁。

2、当系统发生故障时，短时开放距离保护允许保护出口跳闸称为短时开放。若在开放的时间内，阻抗继电器动作，说明故障点位于阻抗继电器的动作范围之内，将故障线路跳开；若在开放的时间内阻抗继电器未动作，则说明故障不在保护区内，重新将保护闭锁。

开放时间选择的原则：Tdw称为振荡闭锁的开放时间，或称允许动作时间，它的选择要兼顾两个方面：一是要保证在正向区内故障时，保护I段有足够的时间可靠跳闸，保护Ⅱ段的测量元件能够可靠启动并实现自保持，因而时间不能太短，一般不应小于0.1s；二是要保证在区外故障引起振荡时，测量阻抗不会在故障后的Tdw时间内进入动作区，因而时间又不能太长，一般不应大于0.3s。

11什么是距离保护的稳态超越？克服稳态超越影响的措施有哪些？

答：稳态超越是指在区外故障期间测量阻抗稳定地落入动作区的动作现象。见图3-16（a），A处的总测量阻抗可能会因下级线路出口处过渡电阻的影响而减小，严重情况下，可能会使测量阻抗落入其Ⅰ段范围内，造成其Ⅰ段误动作。这种因过渡电阻的存在而导致保护测量阻抗变小，进一步引起保护误动作的现象，称为距离保护的稳态超越。

克服稳态超越影响的措施是:采用能容许较大的过渡电阻而不至于拒动的测量元件.

12用故障分量构成继电保护有什么有点？

答：工频故障分量的距离保护具有如下几个特点。

（1）继电器以电力系统故障引起的故障分量电压电流为测量信号，不反应故障前的负荷量和系统振荡，动作性能不受非故障状态的影响，无需加振荡闭锁。

（2）

继电器仅反应故障分量的工频稳态量，不反应其暂态的分量，动作性能较为稳定； （3）继电器的动作判据简单，因而实现方便，动作速度较快；

（4）具有明确的方向性，因而既可以作为距离元件，又可作为方向元件使用； （5）继电器本身具有较好的选相能力。

13纵联保护依据的最基本原理是什么？

答：纵联保护包括纵联比较式保护和纵联差动保护两大类，它是利用线路两端电气量在故障与非故障时、区内故障与区外故障时的特征差异构成保护的。纵联保护的基本原理是通过通信设施将两侧的保护装臵联系起来，使每一侧的保护装臵不仅反应其安装点的电气量，而且哈反应线路对侧另一保护安装处的电气量。通过对线路两侧电气量的比较和判断，可以快速、可靠地区分本线路内部任意点的短路与外部短路，达到有选择、快速切除全线路短路的目的。

纵联比较式保护通过比较线路两端故障功率方向或故障距离来区分区内故障与区外故障，当线路两侧的正方向元件或距离元件都动作时，判断为区内故障，保护立即动作跳闸；当任意一侧的正方向元件或距离元件不动作时，就判断为区外故障，两侧的保护都不跳闸。

纵联差动保护通过直接比较线路两端的电流或电流相位来判断是区内故障还是区外故障，在线路两侧均选定电流参考方向由母线指向被保护线路的情况下，区外故障时线路两侧电流大小相等，相位相反，其相量和或瞬时值之和都等于零；而在区内故障时，两侧电流相位基本一致，其相量和或瞬时值之和都等于故障点的故障电流，量值很大。所以通过检测两侧的电流的相量和或瞬时值之和，就可以区分区内故障与区外故障，区内故障时无需任何延时，立即跳闸；区外故障，可靠闭锁两侧保护，使之均不动作跳闸。

14纵联保护与阶段式保护的根本差别是什么？

答：纵联保护与阶段式保护的根本差别在于，阶段式保护仅检测、反应保护安装处一端的电气量，其无延时的速动段（即第Ⅰ段）不能保护全长，只能保护线路的一部分，另一部分则需要依靠带有一定延时的第Ⅱ段来保护；而纵联保护通过通信联系，同时反应被保护线路两端的电气量，无需延时配合就能够区分出区内故障与区外故障，因而可以实现线路全长范围内故障的无时限切除。

15什么是重合闸前加速保护？

答：所谓前加速就是当线路第一次故障时，靠近电源端保护无选择性动作，然后进行重合。如果重合于永久性故障上，则在断路器合闸后，再有选择性的切除故障。

16什么是重合闸后加速保护？

答：所谓后加速就是当线路第一次故障时，保护有选择性的动作，然后进行重合。如果重合于永久性故障上，则在断路器合闸后，再加速保护动作瞬时切除故障，而与第一次动作是否带有时限无关。

17变压器可能发生哪些故障和不正常运行状态？它们与线路相比有何异同？

答：变压器故障可以分为油箱外和油箱内两种故障，油箱外得故障主要是套管和引出线上发生相间短路和接地短路。油箱内的故障包括绕组的相间短路、接地短路、匝间短路以及铁芯的烧损等。

变压器的不正常运行状态主要有变压器外部短路引起的过电流、负荷长时间超过额定容量引起的过负荷、风扇故障或漏油等原因引起的冷却能力下降等。此外，对于中性点不接地运行的星形接线变压器，外部接地短路时有可能造成变压器中性点过电压，威胁变压的绝缘；大容量变压器在过电压或低频率等异常工况下会使变压器过励磁，引起铁芯和其他金属构件的过热。 油箱外故障与线路的故障基本相同，都包括单相接地故障、两相接地故障、两相不接地故障和三相故障几种形式，故障时也都会出现电压降低、电流增大等现象。油箱内故障要比线路故障复杂，除了包括相间故障和接地故障外，还包括匝间故障、铁芯故障等，电气量变化的特点也较为复杂。

18关于变压器纵差保护中的不平衡电流与差动电流在概念上有何区别与联系？引起差动电流的原因。

答：差动电流指被保护设备内部故障时，构成差动保护的各电流互感器的二次电流之和（各电流互感器的参考方向均指向被保护设备时）。不平衡电流指在正常及外部故障情况下，由于测量误差或者变压器结构、参数引起的流过差动回路电流。

19对比变压器过电流保护和线路过电流保护的整定原则的区别在哪里？

答：线路的过电流保护为保证在正常情况下各条线路上的过电流保护绝对不动作，显然保护装臵的启动电流必须大于该线路上出现的最大负荷电流I L.max；同时还必须考虑到外部故障切除后电压恢复，负荷自启动电流作用下保护装臵必须能够返回，其返回电流应大于负荷自启动电流，一般考虑后一种情况整定。

变压器过电流保护：(1)对并列运行的变压器，应考虑切除一台最大容量变压器时，在其他变压器中出现的过负荷。当各台变压器容量相同时，按负荷在剩余的变压器中平均分配计算，有I L.max=(n/n-1)I N 式中，n为并列运行变压器的可能最少台数；I N为每台变压器的额定电流。(2)对降压变压器，应考虑电动机自启动时的最大电流，即I`L.max=KI`L.max 式中，I`L.max为正常时的最大负荷电流（一般为变压器的额定电流）；K为综合负荷的自启动系数。对于110KV的降压变电所，低压6~10KV侧取K=1.5~2.5；中压35KV侧取K=1.5~2。 按上述原则整定时，有可能会出现灵敏度不足的情况，这时通常需要配臵低压启动的过流保护或复合电压启动时的过电流保护。

20三绕组变压器相间后备保护的配臵原则是什么？

答：三绕组变压器的相间短路的后备保护在作为相邻元件的后备时，应该有选择性地只跳开近故障点一侧的断路器，保证另外两侧继续运行，尽可能的缩小故障影响范围；而作为变压器内部故障的后备时，应该都跳开三侧断路器，使变压器退出运行。

21零序电流保护为什么在各段中均设两个时限？

答：在变压器零序电流保护中，要考虑缩小故障影响范围的问题。每段零序电流可设两个时限，并以较短的时限动作于缩小故障影响范围（跳母联等），以较长的时限断开变压器各侧断路器。

第12篇：继电保护培训总结

继电保护培训总结

根据公司安排，我有幸参加了新疆公司举办的继电保护培训班。能成为首批培训员工中的一份子，我感到十分的荣幸，同时也感谢单位领导给我这样一次不断完善和提高自己能力的机会。

培训期间，主要学习专业知识课如《继电保护原理于基础》、《继电保护事故案例分析》、《AGC能量管理》、《电力系统故障分析》、二十五相反措，技术监督继电保护专业和电测专业等，并在热电生产现场对线路保护屏、继电保护室、蓄电池室等进行了现场讲解和查找故障等方法。在这7天的培训生活中，我的感受很多，收获也很大。

（一）、对《电力系统继电保护原理》进行学习。继电保护原理也是继电保护专业的基础，这门课通过对各种故障的特点进行总结分类，讲述了保护的构成原理，以及各种原理的保护的使用范围，优点和缺点，以及系统中各种保护的配合使用问题。故障的针对性。

（二）、对《电力系统故障分析》的学习。这是继电保护专业的最基础的部分，要掌握故障分析，首先要对电力系统正常运行有深刻的理解，所以可以说继电保护是一门综合性的课程。通过对故障分析的重新学习，我对电力系统常见故障有了全面的认识，通过对各种故障的特点进行总结，我发现了故障的规律性，以及继电保护在这些

（三）、二次回路对我来说是一个陌生的知识点。以前学校重视原理教学，二次回路部分并没有讲。这个月在开始讲二次回路前，我对其进行了恶补，有什么不会的问题，找老师和有工作经验的同学请教，在后来通过上课学习，我对二次回路有了一定程度的掌握，二次回路分为控制回路、测量回路、信号回路、调节回路、继电保护和自动装置回路以及操作电源系统，现在我掌握比较好的是电源系统、测量回路和信号回路，其他的回路我正在不断的学习中。

（四）、学习昂立继电保护测试仪的使用。在学习中，既温习了各种继电保护原理，还掌握了测试仪的使用方法以及对各种保护的测试方法。

（五）、学习了继电保护技术监督于电测技术监督。学习中，从新知道技术监督的重要性，还对技术监督报周报、月报、季报有了进一步的认识，回到单位对技术监督提出的要求，对厂里设备进行排查，对报表做好进一步完善。

通过这2个月实训学习，让我又从新了解和认识了继电保护这个专业。不仅仅是专业知识的了解，更多的是对于从事继电保护的人员应当具有的专业精神和素质。继电保护要求的是快速，准确和精确，不能出一点差错，这就要求我门在以后的工作当中认真的对待，仔细在仔细，小心在小心，一点点疏忽都可能让整个电网受到巨大的伤害，让企业受到巨大的损失。

第13篇：继电保护实习总结

变电站信息点表

变电站信息点表用于汇总变电站运行、监控设备的状态数据，为实现变电站自动化管理提供信息资源。信息点表按照信息的类型分为遥测、遥信、遥控、遥调。 遥测信息：是通过测量得到的数据，包括主变或线路的电流、电压、功率因数、温度、频率和档位等。

遥信信息：是指远程通信信息，包括设备的告知信息、变位信息、异常信息和事故信息。告知信息指隔离刀闸、接地刀闸等设备的位置信息；变位信息指断路器的变位信息；异常信息包括断线、中断、过负荷等设备异常信息；事故信息包括保护告警或动作出口等信息。

遥控信息：是指远程控制信息，包括主变、隔离刀闸和断路器接收并执行远控的信息。 遥调信息：是指远程调节信息，对设备的控制量进行远程调试。

网线水晶头接线法、“看门狗”软件、串并口的区别

网线水晶头的接法分为两种，分别是直连互联和交叉互联。直连互联法用于在不同级别的设备之间单项传输数据，交叉互联法用于在相同的设备之间实现信息交流，数据可以相互传输。

直连互联的线序从1到8分别是橙白、橙、绿白、蓝、蓝白、绿、棕白、棕。如果是交叉互联，则将1和

3、2和6位置互换。

此次工作需要将同步时钟和远动交换机联接起来，所以采用的是直连互联法。将网线按直连线序排列好之后插入水晶头内，这个时候需要再核对一下，因为插进去的时候很可能会把顺序打乱，确认无误后用网线钳把网线固定在水晶头内。网线接通完成后，确认同步时钟和远动交换机内的时间一致。

“看门狗”是一款应用于51单片机的监控软件，通过设定两个定时器，对程序的运行进行循环监控，在程序运行正常时，每隔一段时间输出一个脉冲给看门狗，俗称“喂狗”，当程序跑飞或死循环而无法按时“喂狗”时，看门狗将自动复位系统，使得设备在无人监控的情况下保持稳定且连续的工作状态。

串行接口采用串行的方式传播数据，通过一条数据线，二进制数据一位一位地顺序传送，传播速度较慢，但经济使用，传播距离远，串口适用于远距离、低速度的传输。

并行接口采用并行的方式传播数据，一个数据单元中的八位二进制数通过八个通道并行传输，理论上传输速度是串口传输的8倍。并口传输距离短，因为随着长度增加，并口传输干扰会增加，数据容易出错，并口适用于近距离、高速度的传输。

重合闸前加速保护和重合闸后加速保护 同期检无压是指在线路的一侧（远离电源侧）两端在无电压时才能重合闸，在线路的另一侧（靠近电源侧）两端电压的相位、幅值、频率相同或在允许的范围内才能重合闸。

重合闸前加速保护的作用是确保电源在线路故障时的安全，一般用于具有几段串联的辐射式线路中，前加速保护装置安装在电源侧一段线路上，当线路出现故障时，保护设备无选择性地瞬时动作于跳闸，切断电源侧线路，在自动重合闸后，再纠正这种无选择性的保护动作。

重合闸后加速保护的作用是减少永久性故障对线路的影响，在线路出现故障时，保护装置有选择性的动作于跳闸，如果线路是瞬时性故障，重合闸后设备恢复正常，如果线路是永久性故障，保护设备会选择性地瞬时跳闸，以加速切断线路，减少故障对电路的影响。 检定同期重合闸装置是在线路一侧检无压后，线路另一侧频率差在允许范围内再进行重合闸。在装有检定同期重合闸装置的线路上，不需要安装重合闸后加速装置，因为在线路永久性故障的情况下，无压侧重合闸后再次跳开，此时检定同期重合闸装置不重合，在线路瞬时故障时，无压重合后，线路重合成功，不存在故障。所以检定同期重合闸装置不使用后加速，以免合闸冲击电流引起勿动。

CT测试报告

在现场对新增的电流互感器进行特性试验，试验完成后需要对试验结果进行分析总结，以确定电流互感器能否达到要求。利用TAC750B Analyzer软件将试验数据和图形导出，自动生成CT测试报告，报告中包含CT励磁曲线、拐点电压电流、变比等信息。

当电流的变化率超过电压变化率五倍，即dI/dU5，则定义这个点为拐点。在励磁曲线的拐点之前，CT处于正常工作状态，电压电流基本是线性关系；在拐点之后，CT已经饱和，处于非正常工作状态，在确定了拐点的位置之后，就可以判断电流互感器是否能满足正常供电的要求。

修改定值

为适应气候变化、设备老化或线路负荷变化等情况，需要不定时的地调整继电保护设备的整定值，工作中一般在高压室设备上修改或者在远动室主机上修改后下发至设备。

二次回路维护工作的三要素

“清灰”、“紧螺丝”、“摇绝缘”是继电保护二次回路维护工作的“三要素”。清灰是很有必要的，灰尘堆积在设备中，遇到潮湿天气会结成泥块，导致设备绝缘水平下降；螺丝松动会使端子排中线路接触不良，导致间歇性开路，影响二次回路的稳定性；继电保护回路绝缘检测非常重要，人为因素或环境因素等都有可能导致回路绝缘水平降低，一旦发现要及时处理。

二次保护定值检查

二次保护设备中的压板分为硬压板和软压板两类，硬压板称为保护压板，它关系到保护装置的功能和动作出口能否发挥作用，硬压板分为功能压板（黄色）和出口压板（红色），功能压板一般为弱电压板，安装在保护屏内部，出口压板一般为强电压板，安装在保护屏上，直接连接跳闸线圈。软压板是通过软件系统控制投退的功能压板，软硬压板是串联的，只有在软硬压板同时投入时，保护动作才能出口。

重合闸后加速保护的作用是减少永久性故障对线路的影响，在线路出现故障时，保护装置有选择性的动作于跳闸，如果线路是瞬时性故障，重合闸后设备恢复正常，如果线路是永久性故障，在线路重合闸后，保护设备在一定延时后加速跳闸，迅速切断线路，减少故障对电路的影响。

当重合闸后加速装置拒动时，在一定延时后，主变后备保护动作并切除故障，避免事故范围扩大。在测试过程中，可以停用重合闸后加速装置，然后测试在永久性故障的情况下主变后备保护能否动作。

同期检无压是指在线路的一侧（远离电源侧）两端在无电压时才能重合闸，在线路的另一侧（靠近电源侧）两端电压的相位、幅值、频率相同或在允许的范围内才能重合闸。

检定同期重合闸装置是在线路一侧检无压后，线路另一侧的相位、幅值、频率差在允许范围内再进行重合闸。在装有检定同期重合闸装置的线路上，检同期侧不需要安装重合闸后加速装置，因为在线路永久性故障的情况下，无压侧在重合闸后再次跳开，此时检定同期重合闸装置不重合，在线路瞬时故障时，无压重合后，线路重合成功，不存在故障。所以检定同期重合闸装置不使用后加速，以免合闸冲击电流引起勿动。

本次工作需要对二次保护的一段、二段、三段保护定值和重合闸后加速定值进行检查。使用仪器模拟各种电流电压情况，检测保护装置是否能正确响应，总结步骤如下：

一、确保断路器处于合闸位置，继电保护装置的硬压板已退出，避免试验引起一次设备动作。

二、将测试仪器连接到二次回路，选择多态模拟模式。首先测试回路是否正常，给ABC三相各输入一定大小的电流，查看设备显示的结果是否与输入的电流大小一致。

三、根据定值单的数值1±5%依次设置，分别测试速断保护、过流保护、过负荷保护是否能正常响应。

四、将合闸硬压板合上，接下来测试二次回路能否在永久性故障的情况下，重合闸后加速跳闸。使用多态模拟，一态为正常态，二态为故障态，三态重合闸，四态为正常态，五态为后加速跳。（一态提供了二次保护设备的充电时间，四态提供了重合闸后加速跳闸的响应时间）

电流互感器试验和CT测试报告

电流互感器能够有效地隔离高压系统和低压系统，并将一次系统的大电流按一定的变比转换为小电流，提供二次系统中保护、测量和计量设备以安全稳定的电流。电流互感器二次侧不可开路，因为二次绕组匝数与一次绕组匝数的比值很大，产生的感应电动势很大，会击穿绝缘，危害设备和人员的安全。

电流互感器的极性标志有加极性和减极性两种，常用的都是减极性，主要是为了方便统一。假设电流互感器的一次侧电流从L1端口流入，从L2端口流出；二次侧电流从K1端口流出，从K2端口流入，且L

1、K1为同名端，L

2、K2为同名端，则称作减极性，反之，称作加极性。

在投运新装电流互感器、更换电流互感器二次电缆时应该进行极性试验，以防止在接线时极性错误，造成二次保护回路、测量回路或计量回路紊乱。赣东北供电公司使用TAC750B互感器测试仪，采用一次升流试验的方法，测量电流互感器的极性和励磁特性。

电流互感器的准确级是指在允许的二次负荷范围内，一次电流为额定值时的最大电流误差百分比。华林岗变10kV线路侧CT的准确级是 0.2s/0.5/10P15, 0.2s、0.5的误差为±0.2%、±0.5%，10P15是指当电流互感器一次电流达到额定电流的15倍时，其复合误差不超过10%。

准确级0.2s用于计量、0.5用于测量、10P15用于保护。0.2s和0.5是速饱和性的，即二次侧电流在达到饱和值后，不会随一次侧电流升高而升高，从而有效地保护计量和测量设备。10P15饱和比较慢，能较真实地反应一次侧电流的实际情况，保证保护设备能正确地判断故障，并在电流达到保护定值时，正确跳开开关。

在现场对新增的电流互感器进行特性试验，试验完成后需要对试验结果进行分析总结，以确定电流互感器能否达到要求。利用TAC750B Analyzer软件将试验数据和图形导出，自动生成CT测试报告，报告中包含CT励磁曲线、拐点电压电流、变比等信息。 当电流的变化率超过电压变化率五倍，即dI/dU5，则定义这个点为拐点。在励磁曲线的拐点之前，CT处于正常工作状态，电压电流基本是线性关系；在拐点之后，CT已经饱和，处于非线性状态在确定了拐点的位置之后，就可以判断电流互感器是否能满足正常的工作要求。

变压器的瓦斯保护

油浸式变压器的箱体内会发生各种故障，包括线圈匝间或层间短路、绕组断线、绝缘介质劣化、油面下降、套管内部故障、铁芯多点接地等故障。

一、线圈匝间或层间短路是由线圈的绝缘层破损而引起的，短路容易产生大电流而烧毁线圈。相对于匝间短路来说，层间短路更为严重。

二、绕组断线主要有以下情况：线圈接头处焊接不良导致断线、绕组发生短路故障而烧断线圈、雷击引起的绕组断线。绕组断线会导致低压侧三相电压不平衡，同时断线处会有电弧产生，损坏绝缘介质。

三、绝缘介质劣化包括高温加速油劣化、与氧气接触加速油氧化、油中进入水分、潮气等情况。

四、油面下降可能是由长期渗、漏油或检修试验人员操作不当所引起的。变压器油面下降，会增大油与空气、水分的接触面积，加速油质劣化，特别是当油面低于散热管的上管口时，油循环散热不能实现，将导致温度剧增，甚至烧坏变压器。

五、变压器中的铁芯必须可靠接地，因为在变压器运行和试验过程中，铁芯会产生感应电压，超过一定电压会导致金属构件对地放电，所以铁芯及其金属构件必须可靠接地。但是，如果出现铁芯多点接地的情况将影响绕组正常的磁路，因为铁芯多点接地将形成回路，当磁场穿过回路时会产生感应电流，电流产生的磁场会干扰正常磁场，所以铁芯叠片只能允许单点接地。

由于以上故障较难发现并及时处理，所以需要在变压器油箱内安装瓦斯继电器，实时监控并切除故障。

瓦斯保护的原理：油箱内部异常放电会分解绝缘介质，产生气体，造成油箱内气体和油涌动，当涌流增强后会触发瓦斯继电器，引起轻瓦斯报警；当主变内部发生严重故障时，油箱内涌流突增，使一定量的油冲向瓦斯继电器的挡板，动作于重瓦斯跳闸，使得与主变连接的断路器全部断开。瓦斯保护反应油箱内各种故障，而且动作迅速、灵敏度高、接线简单，它不能反应油箱外的引出线故障，所以不能单独作为变压器的主保护。

变压器的差动保护

差动保护是变压器的主保护，用来保护变压器绕组内部及引出线上的相间短路故障，也可以用来保护变压器单相匝间短路故障。 差动保护的原理：纵联差动保护是通过比较变压器两侧电流的大小和相位来判断是否出现故障。假设主变

一、二次侧电流分别为I

1、I2，由于变压器两侧的电流大小和相位不同，所以需要在一次、二次侧分别安装电流互感器，保证I

1、I2的幅值大小相同，与此同时，需要加装相位补偿装置，保证I

1、I2同相位。经过变换之后的电流分别为I、I。

差动保护的动作量为差动电流（差动电流设为

\'\'1\'\'2Ir，动作值设为Iset）

，差动电流为变压

IrII0\'\'1\'\'2器一次和二次侧电流相量和。在变压器正常运行和保护范围外部故障时，，

IrII保护不动作。在变压器保护范围内部故障时，差动电流为流入故障点的电流，当故障电流大于动作电流即

\'\'1\'\'2，

IrIset时，差动保护动作。

变压器差动保护的范围包括构成差动保护的电流互感器之间的电气设备、以及连接这些设备的导线。由于差动保护对保护区外的故障不动作，不需要与保护区外相邻的保护设备配合，所以在区内发生故障时，可以瞬时动作。

对于容量较小的变压器，可以在电源侧安装电流速断保护，对变压器及其引线上各种型式的短路进行保护。

变压器的过负荷保护

电力系统中用电负荷超出发电机的实际功率或变压器的额定功率，会引起设备过载，长期过负荷会引起系统或电气设备故障。过负荷保护反应变压器过负荷引起的过电流，由于变压器的过负荷大多数情况下都是三相对称的，所以只需要在一相接一个电流继电器。

变压器的过电流保护

变压器过电流保护动作于变压器外部故障引起的变压器绕组过电流，以及在变压器内部故障时作为差动保护和瓦斯保护的近后备保护，相邻母线或线路的远后备保护。

在系统中发生接地故障后，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。

零序过电流保护的原理：将ABC三相电缆穿过零序电流互感器，互感器负责监测零序电流，在正常情况下三相电流的矢量和为零，无零序电流，单相接地时，三相电流的矢量和不为零，产生了零序电流，当零序电流超过一定值时，综合保护接触器吸合，断开电路。

变压器的压力释放保护

当变压器内部发生故障时，变压器油和绝缘材料会因为高温而产生大量的气体，使得油箱内压力剧增，当压力达到压力释放器的动作值时，压力释放保护就会动作，压力释放阀自动打开泄压。

变压器的温度保护

油浸式变压器在运行中，它的温度在不断的变化，通过安装在变压器上的温度计可以监测上层油温的变化，上层油温一般情况下为85℃，规定的最高允许温度为95℃。当上层油温达到95℃时，绕组温度已经达到105℃，油温过高会加速油质的劣化和绕组绝缘的老化、使装置的电器特性变坏。

变压器的温度保护主要是指油温保护，在变压器内装设有温度探头，可以测量油箱内的上层油温，测量值一方面传入表盘并显示在仪表上，另外一方面通过模数转换装置传入温度信号控制装置，当变压器油温升高到给定值时，温度控制装置动作，同时自动开启变压器冷却风扇，发出报警信号。

正序、负序和零序分量

在电力系统中，A、B、C三相之间依次间隔120度，人为规定的正相序为ABC，负相序为ACB。在理想的电力系统中，只存在正序分量（电流、电压和功率），当系统发生故障时，三相分量出现不对称的情况，相量的大小和方向都有可能发生变化。

对于系统中任意的三相分量，都可以分解为三组对称分量的合相量，这三组对称分量称为正序、负序和零序分量，分解方法如下：

1、正序分量的求法：

I11IA1120IB1240IC3 系统中A相分量保持不变，B相分量逆时针旋转120度，C相分量顺时针旋转120度，最终合成的相量除以3就得到了正序分量的A相，由正序分量的A相沿顺、逆时针旋转120度分别得到正序分量的B、C相。

2、负序分量的求法：

I21IA1240IB1120IC3 系统中A相分量保持不变，B相分量顺时针旋转120度，C相分量逆时针旋转120度，最终合成的相量除以3就得到了负序分量的A相，由负序分量的A相沿顺、逆时针旋转120度分别得到负序分量的B、C相。

3、零序分量的求法：

I01IAIBIC3

系统中A、B、C相的合相量除以3就得到了零序分量的A相量，且B、C相零序分量与A相零序分量大小相等、方向相同。 在发生接地故障或短路故障时正序、负序和零序分量的分布：

a、在系统正常运行时存在正序分量，不存在负序和零序分量，这个在发电的时候就已经人为定义了。

b、在发生单相接地时存在正序、负序和零序分量，因为接地产生零序分量，不对称接地产生负序分量。

c、在发生两相短路接地时存在正序、负序和零序分量，原因同上。 d、在发生三相不对称短路接地时存在正序、负序和零序分量，原因同上。

e、在发生三相对称短路接地时存在正序和零序分量，不存在负序分量，因为对称接地只会产生零序分量。

f、在发生两相短路时存在正序和负序分量，不存在零序分量，因为两相短路导致三相不平衡，产生负序分量。

g、在发生三相不对称短路时存在正序和负序分量，不存在零序分量，因为三相不对称短路导致三相不平衡，产生负序分量。

h、在发生三相对称短路时存在正序分量，不存在负序和零序分量，因为三相对称短路故障后系统依然是三相对称的，没有负序分量产生。

零序电流保护

大电流接地系统是指中性点直接接地或经小阻抗接地的系统，在发生单相接地故障时会产生很大的接地电流；小电流接地系统是指中性点不接地、经大阻抗接地或经消弧线圈接地的系统，在发生单相接地故障时由于没有形成回路，所以不会产生较大的接地电流。

接地故障不仅有零序电流产生，还会产生零序电压和零序功率，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。零序电流保护的原理是基尔霍夫电流定律，即流入任一节点的电流矢量和为零，零序电流保护以电流互感器作为检测单元，通过检测A、B、C三相电流的合向量大小来判断有无零序电流产生。在系统正常运行时，三相电流的合向量几乎为零，零序电流互感器无信号输出，保护不动作；在大短路电流接地系统中，发生接地故障时，三相电流的合向量不为零，零序电流互感器二次信号输出为正，保护动作带动脱扣装置使线路断开。

三段式零序电流保护的构成原理：线路电流流经零序电流滤过器（零序电流滤过器可以减小或消除不平衡电流），然后分别与I、II、III段零序电流测量元件进行比较，根据逻辑单元的设定，只要有任意一段保护动作，逻辑单元就会接通并响应于跳开断路器。

变压器的零序电流保护分为两段，I段保护延时较短，作为外部相邻线路接地故障的后备保护，当相邻线路的保护拒动时，主变零序电流I段保护会迅速动作以切除故障，减少主变故障运行的时间，II段保护延时较长，动作于母线解列和解列灭磁，母线解列是指当发电机和母线之间失去同步并无法恢复时，为防止事故扩大而造成严重影响所采取的将它们之间的联系切断的措施。

负序电流保护

负序电流的产生，主要是由三相负荷的不平衡引起的，因为负荷不平衡会导致中性点偏移。不仅如此，不对称短路故障（单相接地短路、两相接地短路、两相短路、三相不对称短路）也会产生负序电流。

通过监视系统中的负序电流变化可以有效控制负序电流：在系统中选择合理的监视点，计算监视点的负序电流，分析得到整个线路的情况，及时地处理故障以减小负序电流的危害。

相间短路的三段式保护

I段保护是指瞬时电流速断保护，保护范围是线路的前面一部分，末端有死区，当运行方式变化大时，保护的灵敏度不高，在最小方式运行的情况下保护范围不小于线路全长的15%到20%。

II段保护是指限时电流速断保护，保护范围是线路的全长及下级线路的一部分，是线路的主保护，可以保护瞬时电流速断保护范围以外的部分，同时作为瞬时电流速断保护的后备保护。

III段保护是指定时限过电流保护，保护范围是本线路和下级线路的全长，既可作为本级近后备保护，又可作为下级远后备保护。

反时限过电流保护

定时限过电流保护的保护动作时间是固定不变的，反时限过电流保护是指保护装置的动作时间随短路电流的增大而减小的保护。

在同一线路的不同地点发生短路，短路电流的大小不同，靠近电源端处的短路电流较大，远离电源端处的短路电流较小，反时限过电流保护的优点是在靠近电源处的线路短路时保护动作时限较短，可以有效地保护电源的安全，缺点是时限配合较复杂，成本太高，在不重要的设备上不必要安装。

雷电过电压

雷电过电压是外部过电压的一种，属于自然灾害，包括直接雷击过电压、雷电反击过电压、感应雷过电压和雷电侵入过电压。

直接雷击过电压是雷电直接击中线路导致的过电压；雷电反击过电压是在雷电击中线路后，电流通过接地引下线传入大地，但是由于接地引下线及其附属设备有一定的电阻，当电流过大时，杆塔顶部就会有过电压；感应雷过电压是由于临近设备遭遇雷击产生高电压，从而产生的感应过电压；雷电侵入过电压是雷电电流在线路或设备中行进，由于线路或设备有电阻而产生的过电压。

空载长线路的电容效应

在空载线路中，由于线路末端没有用电设备，所以I20，线路电阻可忽略不计，电路图可描述为U1线路电感U2接地电容，由于接地电容和线路电感上的压降相反，所以U2大于U1，即线路末端电压高于首端电压。

电源漏抗的存在犹如增加了线路的长度，加剧了空载长线路末端的电压升高。在单电源电路中，以最小运行方式下的线路电感为依据估算最严重的工频电压升高。线路末端接有并联电抗器时，可以有效减小电容效应。

第14篇：继电保护总结7

皖能合肥发电有限公司

2011年上半年

继电保护技术监督网会交流材料

2011年6月

皖能合肥发电有限公司检修分公司电气公司

2011年上半年

继电保护技术监督网会交流材料

一、上次监督网会布臵任务的完成情况

1、400V马达控制器的CT特性不好，不能正确反映故障电流，尽快联系厂家解决。

答：需更换的设备清单已统计，计划在明年A修完成更换。

2、＃5机升压站端子箱冬季易结露需技改。

答：下半年升压站进行GIS改造，结合GIS改造将主变站3台端子箱进行改造。

3、＃5机电气二次图纸需完成CAD制图，要制定进度计划，定期检查、限期完成。

答：图纸的整理归纳工作完成，在迎峰度夏期间完成部分设备的CAD制图工作。

4、＃5机主变、高厂变、启备变瓦斯继电器送检及备品的准备。答：计划在#5机A修送检，瓦斯继电器在新建#6机时统一准备。

5、结合电机特性不断完善继电保护定值计算。答：此项工作在执行中。

6、400V低电压保护及零序保护结合设备诊断进行合理投退。答:在502D修中已执行新的定值单。

7、＃5机继电保护小室内继电保护校验屏完成电源接线。

答：计划在下半年C修中完成。

8、继续做好班组专业人员及新人员的技术培训工作，同时要配合发电部做好运行人员的相关知识和系统的培训。

答：已制定计划，接合生产及设备技改工作主要提高其动手能力。

二、设备健康状况及差异化分析（含技术指标统计）

我公司#5机系统有220KV保护7套，6KV保护68套，400V保护245套。 截止6月30日，共接令调整保护定值操作0套次。继电保护共动作7次，正确动作7次，动作正确率100%。其中220KV保护动作0次，110KV保护动作0次，110KV以下保护动作7次，故障录波器应评价动作0次，正确动作0次，故障录波完好率100%，母差保护投入率100%。保护及自动装臵投入率100%。

#5机AVR自动投入率100%， 励磁系统故障次数0次，励磁强迫停机0小时。

差异化分析

2010年我班所辖设备发生未遂一起

2011年我班所辖设备发生未遂一起，异常两起

设备健康状况较去年相比有所下降，在以后的生产过程中应注意加强对设备的管理，确保相同事故不会再次发生。

三、工作完成情况（包括缺陷消除、计划检修、技术改造、资投自控项目等完成情况）

2011年上半年，主要进行#5机组502D修工作，按时完成检修任务。另外每天坚持对全公司设备进行两次巡检，对设备缺陷的消除做到及时、有效，返

修率低。截止到6月30日共消除有记载缺陷近30起，对于威胁到负荷的缺陷，都是加班加点连夜消除。

A、2011年上半年主要的工作内容总结如下：

a) 完成#5发变组系统二次回路清扫检查，定值核对，保护检查及传动。 b) 完成#5机励磁调节器系统清扫检查。

c) 完成#5机6KV工作段A、B段保护定值核对及回路清扫检查。 d) 完成#5机6KV公用段A、B段保护定值核对及回路清扫检查。 e) 完成#5机400V马达控制器定值核对及回路清扫检查。 f) 完成#5机凝泵变频系统回路清扫检查。 g) 完成#5发变组故障录波器回路清扫、检查。 h) 完成#5机UPS回路清扫检查及传动试验。 i) 完成#5机400V开关定值核对及回路清扫检查。

j) 完成#5机继保小室内保护用计算机交流工作电源插排回路改造。 k) 完成火检风机就地控制柜切换方式改造。 l) 完成空压机紧急停车回路改造。 m) 完成空预器控制柜切换方式改造。 n) 完成机组排水槽水泵电源开关改造。 o) 每月对励磁调节器滤网进行一次清扫检查。 p) 完成上半年全公司保护定值及压板核查工作。 q) 完成春季安全大检查工作。

四、重大设备缺陷情况分析

1、严重未遂1起

4月29日16:30#5机励磁小室东西两侧空调跳闸，励磁调节器整流柜发出温度高警报。

原因分析：空调厂家维保人员指出，励磁小室使用的申菱工业空调其室外机不应放臵在室内汽机运转层平台南墙边上，室外机所处的环境应该空气流通，且流通的空气温度不能高于43℃。当天温度高，并且室外机所在位臵的窗户被人关闭导致其环境温度过高，空气不流通，导致空调管压快速升高，空调跳闸。空调维护不彻底，未能将室外机内积灰彻底清除，导致室外机散热效果差。

暴露问题：1）对于励磁小室空调的重要性认识不够，对空调维保人员的工作监督不到；2）没有明确的空调维保人员的工作范围及标准。3）目前的空调设计安装不合理，室外机装在室内，散热不好。4）在励磁小室及空调设备均无温度远程监控。5）励磁小室空调的重要性应等同于励磁调节器（关系到#5机的安全运行），在天气炎热时必须2台空调同时运行，否则励磁调节器就会高温报警甚至高温跳闸，所以励磁小室空调不能无备用，应该再增加空调。6）空调电源配臵不合理，目前从检修动力箱取电不可靠，同时只有一路电源，不能做到紧急备用。7）没有制定相关事故预案。

防范措施： 1）检修人员督促空调维保人员按合同和技术规范要求对空调进行维保，确保空调安全运行。已执行，每月空调室外机清洗一次。2）对空调室外机周围的窗户打开通风，并挂警告牌告知保洁人员不得随意关窗。已执行。3）应在励磁小室内应增加环境温度监测点，引至DCS。在502D修中已完成。4）励磁小室空调电源取自检修动力箱不可靠，应从开关室另取。且应做到一用一备。在502D修中已完成。5）申请励磁小室增加空调以作备用。在502D修中已增加一台空调备用。6）当空调故障后，在故障未排除前

应该降低整流柜电流以减少发热量。当2台空调同时故障，还应打开励磁小室东、西两侧门通风。已做好措施。

五、管理工作（管理制度修订、健全情况；资料、图纸管理情况；备品、工器具储备、维修情况；器材送检情况；人员培训、取证情况；技术革新及合理化建议开展情况；安全管理情况；本技术监督网活动开展情况及需要特殊说明的情况等）

a) 不断完善继电保护管理制度、继电保护检验工作制度、继电保护反措工作制度及励磁系统管理制度，班组严格执行； b) #5机组图纸已按计划开始CAD绘图； c) 进行501A修的备品备件准备工作； d) 完成了#5机组定值重新计算工作；

e) 计划在迎峰度夏期间，将班组有三套微机继电保护校验仪送检； f) 积极开展本专业技术革新及合理化建议工作，在今年第一季度合理化建议评比中取得了较好成绩；

g) 积极开展每周的安全学习活动及进行公司安全大检查活动； h) 每月月底进行班组为主的继电保护技术监督网活动。 i) 每月对所辖设备的空调进行保养，保证空调运行工况良好。

六、存在问题

无

七、系统新技术应用及反事故措施经验交流 无

八、下一步工作计划 a) 做好迎峰度夏工作。

b) 做好明年的#5机组A修的准备工作。

c) 做好下半年#5机组C 修引风机变频改造和220Kv GIS准备工作。 d) 继续做好#5机组二次反措工作。

第15篇：继电保护工作汇报总结

继电保护工作汇报总结

2014年，是全面深化改革的开局之年，也是全面完成“十二五”规划的关键之年。一年来，面对严峻复杂的电力和煤炭市场形势，继电保护专业在厂部及队部的正确领导下，精诚团结、勇于担当，以安全生产保发电量为工作重点，认真开展各项工作，确保设备消缺率达到99％以上。现将全年工作总结如下：

一、机组大小修工作：

1、1月、2月先后完成#3机、#6机、#5机组的C类检修工作。

2、正在进行#3机组的A类检修工作。（截止目前保护全部校验共计完成： 6KV电动机保护20套，6KV变压器保护2套，380V电动机保护13套，备自投保护4套，脱硫系统电动机保护5套，变压器保护1套，电源开关保护3套。通过设备升级改造后，提升了设备运行的安全稳定性，保证了机组的安全稳定运行，并且通过大家的努力工作，改造大修过程中没有发生任何故障，顺利的投入运行。

二、春、秋查工作：

1、完成220KV I、II、III、IV母二次回路春查工作。

2、完成#

2、#3高备变二次回路春查及保护校验工作（保护全部校验共计完成：4套）。

3、完成220KV 丰厂I线、丰厂II线、丰厂III线二次回路春查及保护校验工作。

4、完成网控220KV电缆沟、网控电缆夹层、#6机电缆夹层清扫、封堵、防火检查工作。

5、完成外围设备的防雨度夏、防冻度冬密封、防冻检查工作。

6、完成室外就地端子箱更换密封条工作。

7、完成室外瓦斯继电器密封检查及防雨罩检查、更换工作。春秋查工作是每年例行的检修的工作，利用这个机会，对继电保护二次工作进行了认真细致的检查，同时消除一些内在隐患，保证继电保护装置和安全自动装置安全健康运行。

三、定期维护、检查、日常工作：

1、完成运行机组的日常维护、消缺工作。

2、完成现场设备安全运行以及防盗工作。

3、完成现场设备的文明生产工作。

4、完成6S班组建设工作。

5、完成全厂蓄电池检查工作。

6、完成全厂所辖空调检查、维护及室外机冲洗工作。

7、完成＃3～＃6机变频器的检查、维护及滤网清洗工作。

8、完成继电保护技术监督季报的编写上报工作。

9、完成继电保护及安全自动装置动作情况月报表的上报工作。

10、完成＃3～＃6机设备月定期检查维护、记录工作。

11、完成供水绝缘电阻表的检验工作。

四、节能、改造项目：

1、完成#3机主变风冷控制箱更换、改造、调试工作。

2、完成#3机发变组故障录波器的安装、接线、调试工作。

3、完成#3机#

9、#10DPU装置升级、更换、改造、调试工作及RC#3继电器的更换工作。

4、完成#5机控制I段蓄电池组更换、试验工作。

5、完成#3机动力蓄电池组更换、试验工作。

6、完成#3机控制充电柜更换、调试工作。

7、完成#3机动力充电柜更换、调试工作。

8、完成#3机盘车顶轴油泵远方控制、监视改造、接线、传动工作。丰镇电厂是一个老电厂，一些保护装置运行时间长，为了保证设备健康运行，对一些年长有隐患的设备进行了升级改造，保证设备健康水平的提升。

五、安全生产工作：

1、认真学习安全文件及事故通报等，总结以往工作经验，吸取兄弟单位的事故经验教训，并展开充分的讨论，不断提高自我安全意识。

2、工作中，严格遵守电业工作规程、反措、技术监督、检修规程的规定，执行工作现场危险点控制措施和继电保护安全措施，真正做到安全第一，全年继电保护校验工作，未发生误碰、误接线、误整定事故，未发生人身及设备责任事故，实现了安全无事故的目标，为我厂的安全生产奠定了基础，保证电力系统的继电保护设备的完好运行。

3、每月开展一次安全思想教育活动，活动内容涉及安全生产的各个方面，强化员工的安全意识，时刻做到警钟长鸣。

4、定期开展安全自查、事故预想、反事故演习、根据设备及现场实际认真编写事故预案。

七、技术培训工作：

1、在日常检修工作不忙的情况下，抽出时间进行技术问答和考问讲解，对旧知识和新技术重点提问和讲解，温故而知新，使员工的理论知识得到加深，技术眼界得到扩展，同时穿插检修工艺的学习和安全知识的考试，最终达到培训工作的全面展开不留死角，为日常的检修工作打下一个良好的技术安全基础。

2、2014年继电保护班技术改造工作量比较大，总的技术改造有十多项，为使员工熟练掌握新设备的检修及维护，继电保护班将培训讲课设在改造现场，生动、具体的讲解改造设备的回路、调试方法，取得了良好的培训效果。

3、根据继电保护班日常消缺工作量较大，技术性较强的特点，对各专业常发生的缺陷进行现场讲解，提高的班组各成员的消缺技术水平，保证缺陷的及时消除。

总之，丰镇发电厂继电保护工作在大家的努力下，在各方面取得了很好的成绩，保证了保护装置和自动装置的良性运行，提高了全厂的安全稳定系数。

第16篇：继电保护知识点总结

电力系统中常见的故障类型和不正常运行状态

故障：短路(最常见也最危险)；断线；两者同时发生

不正常：过负荷；功率缺额而引起的频率降低；发电机突然甩负荷而产生的过电压；振荡

继电保护在电力系统发生故障或不正常运行时的基本任务和作用。 迅速切除故障，减小停电时间和停电范围 指示不正常状态，并予以控制 继电保护的基本原理

利用电力系统正常运行与发生故障或不正常运行状态时，各种物理量的差别来判断故障或异常，并通过断路器将故障切除或者发出告警信号 继电保护装置的三个组成部分。 测量部分：给出“是”、“非”、“大于”等逻辑信号判断保护是否启动 逻辑部分：常用逻辑回路有“或”、“与”、“否”、“延时起动”等，确定断路器跳闸或发出信号 执行部分 保护的四性

选择性：保护装置动作时仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量减少 速动性：继电保护装置应尽可能快的断开故障元件。 灵敏性：继电保护装置应尽可能快的断开故障元件。故障的切除时间等于保护装置和断路器动作时间之和

可靠性：在保护装置规定的保护范围内发生了它应该反映的故障时，保护装置应可靠地动作（即不拒动，称信赖性）而在不属于该保护装置动作的其他情况下，则不应该动作（即不误动，称安全性）。 主保护、后备保护

保护：被保护元件发生故障故障，快速动作的保护装置 后备保护：在主保护系统失效时，起备用作用的保护装置。 远后备：后备保护与主保护处于不同变电站

近后备：主保护与后备保护在同一个变电站，但不共用同一个一次电路。 继电器的相关概念：

继电器是测量和起动元件

动作电流：使继电器动作的最小电流值 返回电流：使继电器返回原位的最大电流值 返回系数：返回值/动作值 过量继电器：返回系数Kre1 绩电特性：启动和返回都是明确的，不可能停留在某个中间位置 阶梯时限特性： 最大(小)运行方式：

在被保护线路末端发生短路时，系统等值阻抗最小(大)，而通过保护装置的电流最大(小)的运行方式 三段式电流保护：由电流速断保护、限时电流速断保护及定时限过电流保护相配合构成的一整套保护

1 工作原理：

电流速断保护:当所在线路保护范围内发生短路时，反应电流增大而瞬时动作切除故障的电流保护，为了保证保护的选择性，一般情况下只保护被保护线路的一部分

限时电流速断保护：切除本线路上电流速断保护范围之外的故障，作为电流速断保护的后备保护

定时限过电流保护：反应电流增大而动作，保护本线路全长和下一条线路全长，作为本条线路主保护拒动的近后备保护，也作为下一条线路保护和断路器拒动的远后备保护。 整定计算：

串联线路：三相星形接线可100%只切除后面的一条线路,两相星形接线2/3机会 放射线路：三相星形接线两套保护均将启动，两相星形接线2/3机会只切一条 采用两相星形接线时，由于B相没有装设继电器，因此灵敏度系数只能由A、C相电流决定，灵敏度比三相接线降低一半，措施：中线上再接入一个继电器 应用：三相接线：大型贵重电气设备保护，中性点直接接地电网作为相间保护及单相接地保护(专门的零序电流保护) 两相接线：中性点直接和非直接接地电网中都广泛采用作为相间短路保护 方向电流保护的基本原理 由母线到线路（正方向故障），动作；由线路到母线（反方向故障），不动作 只有方向元件和电流元件同时动作，保护装置才能动作于跳闸 功率方向继电器

应具有明确的方向性，故障时继电器的动作有足够的灵敏度 正方向出口附近短路，存在死区，不能动作

90°接线，只有正方向出口三相短路短路的很小死区外，基本无死区，且灵敏度高

方向性电流保护的评价

在具有两个以上电源的网络接线中，采用方向性保护能保证各保护之间的选择性。

方向性过电流保护常用于35kV以下的两侧电源辐射型电网和单电源环网中作为主要保护

35kV及110kV辐射型电网，方向性过电流保护常与电流速断保护配合使用，构成三段式方向电流保护，作为相间短路的整套保护。

2 中心点直接接地系统

接地短路时零序分量的特点

(1)故障点的零序电压最高，系统中距离故障点越远处的零序电压越低

(2)零序电流的分布，主要决定于送电线路的零序阻抗和中性点接地变压器的零序阻抗，而与电源的数目和位置无关。

(3)对于发生故障的线路，两端零序功率的方向与正序功率的方向相反

(4)零序电流与零序电压之间的相位差也将由背侧零序阻抗的阻抗角决定，而与被保护线路的零序阻抗及故障点的位置无关 (5)电力系统运行方式变化时，系统的正序阻抗和负序阻抗随着运行方式和变化，因而间接影响零序分量的大小。

方向性零序电流保护：零序功率由线路到母线时动作

零序电流保护优点：灵敏度高、受系统运行方式变化影响较小、减少误动、速动性好、零序方向元件无死区 中性点非直接接地系统

接地短路时零序分量的特点

在发生单相接地时全系统都将出现零序电压

在非故障的元件上的零序电流数值等于本身的对地电容电流，电容性无功功率的实际方向为由母线流向线路。

在故障线路上，零序电流为全系统非故障元件对地电容电流之和，电容性无功功率的实际方向为由线路流向母线。

中性点经消弧线圈接地系统中单相接地故障的特点

流经故障线路的零序电流将大于本身的电容电流，但大的不多。

流经故障线路的容性无功功率实际方向为由母线到线路，同非故障线路。 中性点不接地电网中单相接地的保护

(1)绝缘监视：三个电压表度数不同时动作，依次断开某线路时，0序电压信号消失，判别故障线路

(2)零序电流保护：利用故障线路零序电流较非故障线路大 (3)零序功率方向保护 距离保护的基本原理 电压、电流保护作为主保护一般只适应于35kV及以下电压等级电网；对于110kV及以上电压等级的复杂电网，线路保护常采用距离保护。

距离保护的实质是用测量阻抗Zm与被保护线路的整定阻抗Zset比较，当|Zm|

阻抗继电器是距离保护装置的核心元件

全阻抗继电器：动作无方向性，无电压死区，动作阻抗固定为Zset，一般用作无需判断方向的启动元件等。

方向阻抗继电器：动作具有方向性，有电压死区，动作阻抗随测量阻抗角变化而变化，最大动作阻抗为Zset，广泛作为距离保护的测量元件

偏移特性阻抗继电器：正向保护范围长，反向短路范围短，具有一定的方向性；消除了方向阻抗继电器出口短路时的电压死区；动作阻抗随测量阻抗角的变化而变化；用于手合或重合于故障时采用。

四边形阻抗继电器：电抗特性下倾a4，防止相邻线路出口经过渡电阻短路时的稳态超越；电阻特性倾斜a3，提高躲长线路负荷阻抗的能力；二象限边界线倾斜a2，金属性短路时，动作特性有一定的裕度；四象限下倾a1，保证本线路出

3 口经过度电阻短路时，保护能够可靠动作 测量阻抗：加入阻抗继电器的电压电流比值

整定阻抗：编制整定方案时，根据保护范围给出的阻抗 动作阻抗：使距离保护装置刚能动作的测量阻抗 阻抗继电器接线方式

常用接线方式：0º接线，＋30º接线，－30º接线、相电压和具有K3I0补偿的相电流接线。

设负荷的功率因数(cosΦ)为1时，若Um与Im同相位，称0º接线 若Um超前Im30º时，称30º接线以此类推

对相间距离保护——阻抗继电器采用0 °接线

对接地距离保护——阻抗继电器采用零序电流补偿接线 要接三个

最小精确工作电流：阻抗继电器的动作阻抗与整定阻抗的差距在10&时，加入阻抗继电器的最小电流。基座Iac.min 短路点过渡电阻对距离保护的影响：

单侧电源：使测量阻抗值增大，缩小保护范围；保护装置距离短路点越近时，受影响越大，保护装置整定值越小，受影响越大

双侧电源：阻抗继电器动作特性在+R轴方向所占面积越大，受过渡电阻的影响就越小。

在相同定值下，全阻抗继电器所受影响大；当保护安装点越靠近震荡中心，受影响越大

震荡闭锁回路：

当系统只发生震荡而无故障时，区外故障引起的系统振荡时，应可靠闭锁；区内故障，无论是否振荡，都不应闭锁 (1)利用负序或零序分量是否出现

(2)利用电流、电压或测量阻抗的变化速度的不同来实现

纵联保护：用通信信道将输电线两端的保护装置纵向联接起来，将各端电气量相互传到对端进行比较，判断故障在本线路范围内还是在本线路外

纵联差动保护：两侧电流方向不一致时继电器中有电流，继电器动作，跳两侧断路器

载波通道的组成部分、工作原理 高频阻波器：使高频信号被限制在被保护输电线路范围内，不能穿越到相邻线路 结合电容器：通高频，阻工频

连接滤波器：带通滤波器，使所需频带的高频电容能够通过 高频收发信机

闭锁式方向纵联保护的基本原理、构成 这他娘的怎么写？？

自动重合闸的作用及对它的基本要求

自动重合闸（ZCH）装置是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置

作用：(1)对暂时性故障，可迅速恢复供电，从而能提高供电的可靠性

(2)对两侧电源线路，可提高系统并列运行的稳定性，从而提高线路的输送容量 (3) 可以纠正由于断路器或继电保护误动作引起的误跳闸

(4) 在电网的设计与建设过程中，有些情况下由于考虑重合闸的作用，即可以暂

4 缓架设双回路线路以节约投资

基本要求：动作迅速；可靠动作；

单侧电源线路的三相一次自动重合闸的原理

当线路上发生故障，继电保护断开故障线路的三相断路器后，重合闸启动，并经过预订延时后发出重合命令，使三相断路器重新合闸，若瞬时性故障，重合成功，永久性，不再重合

双侧电源送电线路上具有同步检定和无电压检定的重合闸的工作原理

当线路短路时，两侧QF断开，线路失去电压，M侧低电压继电器动作，经ZCH重合。

a、重合成功，N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、重合不成功，保护再次动作，跳开M侧DL不再重合，N侧不重合。 重合闸前加速保护

任一线路故障，第一次都由最里面的断路器切除，第二次选择性切除 重合闸前加速保护

第一次故障，有选择性动作，第二次瞬时切除故障，适用于35KV以上网络 变压器可能产生的故障的类型和异常运行状态及其保护措施 油箱内部故障：绕组相间短路，匝间短路，单相接地，铁心烧损 油箱外部故障：引出线及套管上发生各种相间短路和接地故障 不正常运行状态：外部故障或过负荷引起的过电流 外部接地短路引起的过电流

外部接地短路引起的中性点过电压 变压器油面降低过励磁等 保护措施：

主保护：瓦斯保护；纵联差动保护；电流速断保护 后备保护：

外部相间短路时：过电流保护；复合电压启动的过电流保护；负序电流及单相式低压起动的过电流保护；阻抗保护

外部接地短路时：过负荷保护；过励磁保护；其他保护 变压器纵差动保护的基本原理

与线路保护有所区别，变压器保护要考虑变比的影响 不平衡电流产生原因：

(1) 由变压器两侧相位不同而产生的不平衡电流 (2) 由于两侧电流互感器的误差引起的不平衡电流 (3) 计算变比与实际变比不同而产生的不平衡电流 (4) 带负荷调变压器的分接头产生的不平衡电流 (5) 由变压器励磁电流Iu所产生的不平衡电流 变压器纵联差动保护的整定计算的原则

1.在正常运行情况下为防止电流互感器二次回路断线时引起差动保护误动作，保护装置的起动电流应大于变压器的最大负荷电流IL.max。当负荷电流不能确定时，可采用额定电流IN，并引入可靠系数K rel，Krel=1.3。 2.躲开保护范围外部短路时最大不平衡电流 3.躲过变压器最大的励磁涌流 变压器瓦斯保护

5 在变压器油箱内部发生故障（包括轻微的匝间短路和绝缘破坏引起的经电弧电阻的接地短路），由于故障点电流和电弧的作用，使变压器油及其它绝缘材料因局部受热而分解产生气体，流向油枕。故障严重时，油会迅速膨胀产生大量的气体，冲向油枕利用这一特点构成反应于上述气体而动作的保护装置—瓦斯保护。 变压器励磁涌流

产生原因：空载合闸时，铁心中会产生很大的磁通，使变压器铁芯严重饱和，励磁电流急剧增大，称为励磁涌流 影响因素：励磁涌流的大小和衰减时间与外加电压的相位，铁芯中剩磁的大小和方向，电源容量的大小，回路阻抗以及变压器容量的大小等都有关 特点：含有很大成分的非周期分量，使励磁涌流偏于时间轴的一侧； 含有大量的高次谐波，而以二次谐波为主； 波形之间出现间断； 识别方法：二次谐波制动

变压器相间短路的后备保护的工作原理、特点

过电流保护：起动电流按躲开变压器可能出现的最大负荷电流IL.max来整定，起动电流其值一般较大，往往不能满足作为相邻元件后备保护的要求 低压起动过电流保护：只有当电流元件和电压元件同时动作后，才能起动时间继电器，经延时后，通过出口继电器动作于跳闸 复合电压起动的过电流保护：将三个低电压继电器改由一个负序电压继电器和一个接于线电压上的低电压继电器组成。 负序过电流保护：对于大型发电机变压器组其额定电流大，电流元件往往不能满足作为后备保护灵敏度的要求，此时宜采用负序电流保护。

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第17篇：继电保护培训总结

“220kV及以上直调电厂继电保护专业培训”

学习报告

检修厂 赖新书陈育才

2011年6月21至24日，检修厂赖新书、陈育才参加广东省电力调度中心举办为期四天的《220kV及以上直调电厂继电保护专业》第二期培训班学习。此次培训由南方电网、南京南瑞继保公司及华南理工大学专家授课，其具体的培训内容如下：

1、由南方电网副总工程师赵曼勇分别按继电保护分类有关问题介绍、技术规程中有关电厂保护问题介绍、有关反措问题介绍、关于厂网保护整定配合有关问题介绍、关于继电保护新技术发展进行讲解。

2、由南京南瑞继保公司技术专家沈文英分别对CT回路异常对差动保护的影响、CT暂态饱和的特点、PT回路两点接地对保护的影响、PT回路N线断线对保护的影响、发电机机端PT一次回路、二次回路容易断线对保护的影响、直流系统二次回路抗干扰的影响进行讲解

3、由南京南瑞继保公司技术专家分别讲解了南方电网继电保护反事故措施、2007版广东省继电保护检验规程中的二次回路绝缘检查、新安装装置验收时的绝缘检查及新安装装置验收时屏柜的绝缘试验、南网大型发变组继保整定规程中的固定斜率制动式纵差保护、变斜率制动式纵差保护、比率制动式不完全纵差保护、单元件纵差保护、纵向零序过电压保护、变压器纵差保护、定子绕组单相接地保护、转子绕组过负荷保护、发电机低励失磁保护、误上电保护、变压器零序过流保护。在保护定值整定中，应按中调下发的定值单进行整定，不得未经调度部门同意私自更改定值。

4、由华南理工大学电力学院李晓华老师分别讲解了什么是短路？短路计算的目的和作用？为什么要进行稳态短路电流计算？ 稳态短路计算有什么难点？ 什么是对称分量法？ 如何将相分量分解为正序、负序、零序分量之和？电力系统序网的建立、如何分析计算短路点电流和电压？

5、由华南理工大学电力学院老师分别讲解了发电机的故障类型；发电机的不正常状态；发电机的保护配置包含纵联差动保护、反应发电机定子绕组及引出线相间短路、定子绕组匝间短路、定子单相接地保护（接地电流超过允许值时）、过电流保护（外部短路引起）、对称过负荷保护（装于一相上）、励磁回路接地保护、失磁保护、失步保护、转子过负荷保护、逆功率保护、定子绕组过电压保护、发电机过励磁保护。

6、由广东省电力调度中心继电保护部陈志光部长介绍2011年上半年广东省直调电厂继电保护误动作原因及分析。

通过此次培训使电厂继电保护专业运行维护人员更进一步的了解继电保护专业对系统稳定和设备安全的重要性，以及厂网保护装置定值整定配合的重要性。熟练掌握线路保护、变压器保护、机组保护的配置原理。

第18篇：继电保护培训总结

2011年5月12日至6月24日，我很荣幸参加了“华能第四

期继电保护培训班（青工班）”。通过这次培训，让我从中受益匪浅。这次培训实用性强，既增长了理论知识，又安排了现场时间实践，对工作有很大启示。培训期间，感谢华能淮阴电厂的技术人员、工程学院的老师和公司领导百忙之中抽出时间为我们上课，无私的传授经验和知识，在各方面为我们创造便利的条件，使我的个人理论和动手能力都有很大的提高。

在培训期间，整个培训主要分为理论学习和现场实践两个部

分。我们主要进行了几个方面的学习：

一．专业理论知识学习

理论学习部分主要邀请了南京工程学院的教师为我们上课，

主要讲述了电机学、电力系统、继电保护原理、继电保护自动装置以及继电保护整定及装置测试五门课程。作为电厂的一员，只有掌握专业理论知识，学以致用，才能更好的完善工作，并针对实际工作中遇到的问题进行分析和讨论，进而提出解决方案。

在电机学课程中，我们主要学习了电厂中常见的变压器和同

步电机相关理论。变压器方面着重介绍变压器的运行原理、空载特性以及主要参数；变压器的常见故障和接线组别问题。同步电机方面主要介绍了发电机的电枢反应原理，同步电机数学模型，发电机并网条件以及同步电机的功角特性，让我对电厂中的电机设备有了系统的认识和理解，为相关专业知识的学习奠定了基础。

在电力系统课程中，我们主要从电力系统整体出发，学习电

力系统的组成和要求，明确发电厂在电力系统中的地位和作用，熟悉了电力系统的稳态和暂态过程，电力系统故障的常见特点。针对电厂着重介绍了电厂内的一次系统和二次系统的设备及其功用。学会用故障分量法对电力系统最为普遍的电力系统短路及接地故障进行分析。让我们建立系统的大局观，更好明确故障的危害和影响，并掌握科学的分析和解决问题的方法。

在继电保护原理的课程中，我们主要针对现在常见的主要保

护原理进行讲解。在差动保护中，着重介绍主变差动、发电机差动、母线差动的原理和动作条件，特别针对变压器保护因接线方式产生的误差和补偿方式以及二次谐波制动做出了具体论证分析，对于保护装置中常见的比率制动差动和故障分量法也做出了详细的解释。同时介绍了电力系统振荡对保护装置动作的影响。通过对这部分知识的学习，让我对大学中学习的继电器保护和现在普遍采用的微机保护之间融会贯通，将现有知识和实际情况联系起来，可以说是本次培训中自己收获最大的一部分。

在继电保护整定及装置测试课程中，我们真正做到了从实际

出发，以电厂中常见的RCS-985发变组保护、DGT-801发变组保护和PST 692U变压器保护为实际算例，结合30MW机组实际参数，进行了常见主变差动保护、发电机差动保护、高厂变差动保护、复压过流保护定值的整定计算。并且结合目前应用最为普遍的博电PW4661继电保护测试仪，讲解了RCS-985主要保护的测试和校验方法。可

以说是本次理论学习中最具有实际指导意义的一门课程，几种保护型号完全切合我厂的实际工况，结合实际工作出现的问题，认真向老师和各位电厂同仁请教，获得了很大的收获和提高。

在继电保护自动装置课程中，主要介绍了电力系统中常见的

几种自动装置。主要学习了备自投装置和快切装置（AAT）的原理和运行方式；自动重合闸装置（ARC）的原理和应用；自动准同期装置的合闸条件以及自动励磁调节器的简单原理和操作。随着电厂自动化程度的提高，自动化设备和保护的应用也愈加广泛。很多保护装置都和自动化装置进行了整合，同时也是智能电网对电厂设备提出的新要求，对于我们有实际的意义。

二、现场设备实践

在结束了理论学习之后，华能淮阴电厂为我们提供了#1机组

的RCS-985发变组保护、RCS-915母差保护和SAVR-2000自动励磁调节装置作为实践平台，让我们进行几种设备的校验工作，作为一名电厂职工，现场工作才是日常工作的重点，通过实践让我能够加强对之前理论知识的巩固和提高，真正做到了理论实际相结合。

RCS-985发变组保护是我国电厂应用最为普遍的发变组保护

系统，我厂的四台机组同样采用了此类保护，之前工作中往往发变组保护都是由经验丰富的老师傅进行检验，这次培训提供给我一次宝贵的实践机会。对RCS-985发变组保护的主变差动保护、发电机差动保护、高厂变差动保护、主变后备保护等主要保护进行了校验，同时

针对RCS-985差动保护的变斜率比率制动特点有了更加深刻的认识，对日后工作的进行提供了重大的帮助和支持。

RCS-915母差保护也是电厂中一种常见保护，由于我厂之前

进行了厂网改造，线路保护移交至变电站部分，这也是我第一次在实际工作中接触此类保护。工作之前详尽阅读了设备说明书、接线图和校验报告等技术资料，在不影响安全的前提下，我主要针对差动保护的启动、速断定值和比率制动特性进行了校验。

SAVR-2000自动励磁调节装置作为目前国内电厂普遍采用

的励磁装置型号，我厂四期#

7、#8机也采用该型号励磁装置。主要做了小电流、欠励、过励，V/F限制等静态试验。值得一提由于实验机型是三机励磁系统，副励磁机采用的是中频机来模拟，和我厂的自并励方式并不相同。在试验中我按着之前积累的方法进行V/F限制试验总是存在差异，经过大家的交流和思考才发现是由于判断依据不同造成的。提高了自身判断和处理问题的能力。

三、参观学习和交流

在进行学习和实践之余，还组织我们参观南瑞继保和南瑞电

控的生产研发机构。让我们第一次亲眼见到现代化的生产体系和经营模式，既开拓了眼界，又增长了见识。同时还组织来自全国各地华能电厂的同行们进行互相学习，针对现场工作中遇到的问题和心得进行了分享和交流，能够结识来自不通电厂的继电保护同仁，也是这次培训的一大收获。

此次培训对我来说不仅是一次理论武装，更是一次实践指导，

具有重要的现实意义。非常感谢公司给我这次学习培训机会，在培训中我时刻严格律己，认真听讲，做好笔记，边学习边交流，边实践边总结，是我的综合水平得到了进一步提高。在今后的工作中更要认真学习，虚心请教，吸取别人优点和长处，不断提高自身能力，做好本职工作，争取百尺竿头更进一步。我有信心通过自身努力和付出，为公司创造更多的价值。衷心祝愿公司明天更加美好辉煌！

PS:本文仅做参考应付差事使用，如有雷同，纯属巧合

第19篇：继电保护检查总结

继电保护检查总结

1.应重视电气二次回路的抗干扰措施，严格按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求中的相关规定执行，如在主控室、保护室组建等电位环网，微机保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆等措施。现部分厂站存在等电位环网未组建，利用屏柜槽钢接地的现场，还有部分厂站二次线虽然采用屏蔽电缆但屏蔽线未引出接地。此项工作应在厂站基建阶段严格要求施工单位按照设计要求施工，设备运行后改造困难。

2.应重视CT、PT二次回路接地点问题，并定期检查这些接地点的可靠性和有效性。应注意对于公用PT的二次回路只允许在控制室内有一点接地，公用CT二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。部分厂站存在对于公用PT、CT就地接地的情况，容易造成两点或多点接地情况。

3.应加强对线路保护光缆尤其是尾纤的维护力度。多个厂站屏间尾纤的敷设自屏柜底部电缆夹层走，且未采取任何防护措施，采用防火泥封堵后尾纤直接封在防火泥内，很容易造成尾纤的损伤，造成损耗增大或光纤中断，主保护被迫退出运行。

4.应重视保护屏柜内二次接线，尤其是母线保护、低频减载、稳定控制装置等关系多个元件的屏柜。备用回路的二次线也应压接良好，不用的线应包扎好，二次线线头裸露易造成回路接地或短路，引起保护装置误动。

5.应认真执行保护装置定期采样检查及定值核对制度。可提前发现保护装置插件的异常及保护定值输入的正确性，减少保护装置异常退出时间及误动、拒动的情况。检查发现部分厂站尤其近期新投运厂站无此项制度或此制度执行力度不足。

6.微机保护装置预防性试验项目应按照规程要求定期试验并且项目要全面。除邹

二、邹

三、邹四进行过一次母线保护校验外，其他厂、站母线保护装置均未按照继电保护规程要求进行全部校验与部分校验，部分厂站母线保护屏内二次线积灰严重，自投运未清扫过。

7.保护装置备品备件的管理应以厂站或分公司为单位进行管理。微机保护装置电源模块在运行4-5年未进行更换，现几乎所有厂站未进行更换，且无单独电源模块备件。线路保护若厂站有备用间隔利用备用间隔同型号保护作为紧急备用，无备用间隔的厂站线路保护也无备件，对于母线保护、变压器保护各厂站无备件。建议以分公司或公司为单位对重要电气设备的保护装置进行整套装置的备件，以防事故时紧急备用。

8.重视保护装置软、硬压板的投退。保护能否正确动作切除故障，除与保护定值整定正确与否密切相关外，还与软、硬压板正确投退密切相关，因硬压板与厂家、设计院设计接线密切相关，就要求各厂站技术人员根据图纸接线情况，对照保护定值要求的保护功能，投退相应保护压板。

9.应尽量实现全网的GPS对时功能，至少实现本厂站的GPS对时。事故分析必须确定保护动作的先后顺序，GPS对时是先决条件，尤其对于跨厂、站的事故，若不能实现GPS对时，将很难对事故进行分析。

10.保护装置的电缆孔洞应采用放火泥封堵。部分厂站为了操作简单采用放火包进行封堵，但封堵不严，存在进入灰尘及小动物的可能。

11.保护装置硬压板的名称应标住准确。部分厂站存在硬压板只是按照厂家出厂名称标注，而未按照设计院接线及本公司实际命名编号进行标注的情况，因我公司人员岗位变动较快，运行操作中易造成误投或漏投保护硬压板的情况，引起保护误动或拒动。

第20篇：继电保护试验总结

继电保护实验总结

继电保护是电力系统密不可分的一部分，是保障电力设备安全和防止、限制电力系统大面积停电的最基本、最重要、最有效的技术手段。实践证明，继电保护如果发生不正确动作，往往会造成事故，酿成严重的后果。为保障电力系统安全正常运行，我厂在2014年聚银公司大检修期间对电力系统进行继电保护试验，相关工作总结如下；

一． 工作概况

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。2014年继电保护定检工作已按计划完成，主要负责110KV变压器（1#主变、2#主变）、60变、60变电容器、60变谐波室、61变、62变、68变、69变、70变、PVC变电所等高压变电所二次系统保护装置的整定、各变电所内表计的检验、耐压试验、电缆长度的测量。通过实验校验，共发现存在隐患的插件 3个，已更换处理；发现二次回路存在异常问题2个，已处理；表计存在隐患已处理的4块 。 二．安全措施

安全问题是工作中的重重之重，在进入变电所之前检查相关的安全措施是重要的工作，工作票、安全措施、劳保护具的穿戴齐全每相都得按规章制度进行，在工作中有相关变电所人员安全监护，继电保护试验时负责人时刻提醒工作班人员注意安全。

三、工作中遇到的问题及解决方案

由于本次继电保护试验是我厂首次负责，工作中会遇到许多问题， 面对的一切都是崭新而富有挑战的。因此需要充实自己，我们经常用业余时间，看些与电力系统相关的书籍，或者上网查一些继电保护方面的资料及前辈们的经验心得。而运用这些专业知识到工作中才是最重要的，否则就是“纸上谈兵”了。到以往作继电保护试验的师傅前请教工作中遇到的问题，及时解决遇到的问题。本次的工作得到分厂领导的极大重视，在进行差动实验及反时限实验时，各位领导到现场亲自指导，确保试验的顺利进行。为保证本次实验的顺利完成，加班是经常遇到的事。

四、今后打算

针对上述问题，在今后的工作中要克服困难、加强专业技术、技能的学习力争更大的进步，将所学到的专业知识运用到工作中去，把工作做得更上一个台阶。

《继电保护专业技术总结.doc》

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