继电保护专业开机试验问题总结分析

作者：崔志刚

来源：《城市建设理论研究》20xx年第03期

摘要：继电保护专业人员在20xx年组织进行两次机组大修开机试验，通过经历试验过程，技术人员积累了若干继电保护专业问题的处理经验，现对专业问题进行总结分析，供技术人员在今后工作中参考。

关键词 继电保护 开机试验 问题 分析

中图分类号： TM774文献标识码： A

1短路试验时一相电流反相的问题

1.1问题表现

在二号机短路试验过程中，测量高厂变高压侧电流相位时，发现高厂变高压侧电流为A、

C、B负相序，同时高厂变差动A相有差流。

1.2问题分析

正常情况下，一组电流量三相相位应该是A、B、C按顺时针互差120°正相序排列，若任一相接反，则为A、C、B按顺时针负相序排列。以A相接反为例的向量关系如图1。 IA

IC IBICIAIB

图1正常相位 A相接反相位

首先排除测试环节的问题及确定测试结论无误，再从问题表现的两个方面中，可以分析确定出如下结论：“高厂变差动?A?相有差流”则必然高厂变高压侧或是低压侧A相接线有误。再由“高厂变?高压侧?电流为A、C、B负相序”进一步确定高厂变高压侧A相接线有误。通过检查最终确定在高厂变高压侧A相电流互感器本体根部接线端子处A相二次线首尾反接，这是典型的违反继电保护“三误”之一“误接线”的事件。

这里重点分析造成误接线的原因。经了解，因高厂变大修需要对电流互感器本体二次线进行一次拆线、接线。拆线工作由一组人员进行，接线工作是由另一组不同的工作人员进行，且两组人员工作态度不严谨，随意性大，都没有严格参照图纸进行施工。【继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定】中要求：“更改拆动前要与原图核对，接线更改后要与新图核

对”。【继电保护及电网安全自动装置检验条例】规定：“现场检验工作必须按符合实际的图纸进行，严禁凭记忆工作”。可见按图施工何等重要。在这项工作中，作业人员责任心不强，没有按图施工是造成误接线的直接原因。

1.3经验总结

继电保护工作人员要提高工作态度的严谨性，避免随意性、杜绝可能、大概的心理，另外必须按规程规定要求按图施工，这样才能保证接线的正确性，才能避免误接线。

2空载试验时电压数据疑似错误的问题

2.1问题表现

在二号机空载试验过程中，核对两组电压之间相位关系时，实测两组电压间的角度，数据如表1：

表1-启备变和线路间电压角度

启备变a相 启备变b相 启备变c相

线路A相 360° 240° 120°

线路B相 120° 360° 240°

线路C相 240° 120° 360°

此测量数据得出后，工作组成员提出：启备变a、b、c三相电压是负相序，这是一组错误数据。

2.2问题分析

上述测量数据，如果以启备变为基准，是线路电压超前启备变电压，则说明数据错误，即电压线接线有误；如果以线路为基准，是启备变电压超前线路电压，则说明数据正确，即电压线接

线正确，关键在于确定基准，明确两组电压谁超前谁的问题。

具体分析若以启备变为基准的情况如下：以启备变a相电压Ua为基准，线路A相电压超前启备变a相电压360°，线路B相电压超前启备变a相电压120°, 线路C相电压超前启备变a相电压240°，则相量如图2，可见线路A、B、C三相电压是负相序，这是一组错误数据，可能电压线接线有误。

启备变Ua 线路 UA

UBUC

图2 以启备变 Ua为基准的线路电压相量

具体分析若以线路为基准的情况如下：以线路A相电压UA为基准，启备变a相电压超前线路A相电压360°，启备变b相电压超前线路A相电压240°, 启备变c电压超前线路A相电压120°，则相量如图3，可见启备变a、b、c三相电压是正相序，这是一组正确数据，电压线接线正确。

线路UA 启备变Ua

UcUb

图3 以线路UA为基准的启备变电压相量

经验证核实，表1这组数据是以线路为基准，是基于启备变电压超前线路电压的正确数据。

2.3经验总结

开机试验的测试负责人在正确使用测试仪器的基础上，遇到测试数据异常时，要通过综合判断，尽快找出问题的关键点。首先要排除测试环节是否存在问题，最后从多角度确定是否是真实的接线有问题。

3 发电机并列时“合闸”指令不能发出的问题

3.1问题表现

在二号机并列时，“投入”自动准同期装置后，自动准同期装置显示“同频”报警并且“加速”指令间断发出，自动准同期装置同步指示器的指示灯逆时针旋转，“合闸”指令始终不能发出。

3.2问题分析

电力行业规程规定的使待并发电机组并入电网运行的“三要素”是指：发电机与电网电压幅值相等、频率相等、相位相同。

在工程应用中，将自动准同期装置内的设定值设置为允许频差±0.2Hz，允许压差±5%，同相位时刻自动准同期装置发出“合闸”指令。正常情况下，在自动准同期装置显示“同频”报警并且“加速”指令间断发出后，自动准同期装置应表现出同步指示器的指示灯由逆时针旋转状态改

变成顺时针旋转状态，并且“同频”报警消失，这样在同相位时刻自动准同期装置才能发出“合闸”指令，实现主开关合闸并网。

但是，从“合闸”指令不能发出的问题表现来看，自动准同期装置同步指示器的指示灯一直逆时针旋转，这表明“加速”指令发出后没有实现发电机加速的效果。继电保护技术人员在自动准同期装置屏的端子排处监测“加速”指令，此接点以较短延时断续闭合，这表明“加速”指令确实已正常发出。那么，没有实现发电机加速的原因不是指令对侧没有收到，就是对侧确已收到但因某种原因没实现效果。经进一步检查，发电机不加速的原因得到确定：“加速”指令对侧确已收到，但运行值班人员将机组“转速目标值”设定在3000转，这一设定限制了转速的增长。“转速目标值”定值设定成3000，是在机组开机冲转阶段转速达到3000转定速暖机的需要。在并网阶段要求发电机转速高于3000，此时再利用“转速目标值”暖机阶段的设定，显然不能满足要求，将此值重新设定后，实现了机组的正常并网。

3.3经验总结

在机组并网“投入”自动准同期装置前，保护人员一定要与当值运行人员沟通，确定“转速目标值”设定在高于3000的定值，以满足顺利并网的要求。

4开机试验过程的其它关键问题

4.1开机试验重点安全措施

开机试验前，将热控DEH回路发电机并网信号可靠断开，将发电机主开关位置信号电缆可靠断开；在机组正式并网前一定要恢复热控DEH回路发电机并网信号和发电机主开关位置信号电缆，特别是恢复发电机主开关位置信号电缆时要与热控人员沟通，确定排除了可能在恢复接线时掉机的风险后，才能进行恢复工作。

4.2空载试验测试发电机电压曲线的重点要求

进行该项实验前，一定要将发变组A,B柜过压保护定值调整至大于实验最大目标值5%的位置，如实验最高电压为130%额定电压，则过压保护定值可设为135V；设定励磁系统为手动调节方式，电压升压和降压过程一次性顺序完成，不能往复调节，如果在全部数据测量完成前发生设备异常或越过测量点而未读取数则，灭磁后重新进行实验。

5结束语

按图施工避免误接线；正确使用测试仪器并多角度正确判断试验过程的问题；提高专业人员综合能力并做好关键问题的多部门协调工作。这样既能省略继电保护人员不必要的检查过程、减少劳动量，又能缩短整体开机试验的时间，进一步节约经济成本，提高企业经济效益。 参考文献：

（1）【继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定】

（2）【继电保护及电网安全自动装置检验条例】

 

第二篇：继电保护专业技术工作总结

继电保护专业技术工作总结

20##年电网负荷稳定。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。20##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。20##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。20##年，调度中心已安排更换了oo站、oo站的isa-1保护，20##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10kv2、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。

　　20##、20##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型通讯治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，通讯治理机死机意味着调度人员不能准确把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，非凡是操作插件内的继电器较易损坏。小塘、民乐站20##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20##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，20##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。

　　20##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”等信号接点轻易损坏，oo站在20##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通讯治理机运行不够稳定，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。

　　20##、20##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20##年12月和20##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、保护程序治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-20##、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，20##年，共有2块电源插件、1块a/d转换插件故障，20##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。20##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通讯治理机进行通讯。这既不利于调度人员全面把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，20##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20##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。20##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

　　20##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20##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

　　20##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。文秘站-cnwmz.com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母线故障时只依靠主变后备保护切除故障的现状，调度中心从20##年开始逐步在10kv母联开关上安装保护装置。20##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，提高设备治理水平

　　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治理，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具体的验收表格，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治理工作，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，20##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具体的定检方案，因此，如何协调《佛山供电分公司20##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20##年继保定检工作需要重点处理的问题。

　　六．展望20##年，未雨绸缪早预备

　　1.保证定检质量，落实反事故措施。根据反措要求，对20##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20##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、早预备，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，把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，保证随时把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、规范化治理。

　　10.加强备品备件的治理。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。