第一篇：繼電保護裝置及壓板管理細則

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

繼電保護裝置及壓板管理細則 目的

為了進一步完善繼電保護裝置及其壓板的管理，明確電氣專業各級人員責任，規范電氣值班人員或檢修人員投退繼電保護裝置及其壓板的操作行為，確保繼電保護裝置安全、可靠、穩定運行，特制定本細則。2 適用范圍

本細則適用于中海石油舟山石化有限公司機動部、運行五部和維保單位。3 編制依據

3.1 《電氣運行規程》，TM28-16。

3.2 《繼電保護及安全自動裝置技術規程》，GB/T14285-2006。3.3 《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》，DL/T 995-2006。

3.4 《中海石油舟山石化有限公司電氣管理辦法》，MP-01-04，2015，公司。4 釋義

4.1 繼電保護裝置

當電力系統本身或電氣設備（如發電機、線路等）發生故障危及電力系統安全運行時，能夠及時向運行值班人員發出警告信號，或者直接向所控制的斷路器發出跳閘命令，以終止這些事件擴大發展，實現這種自動化措施的成套設備,一般通稱為繼電保護裝置。它由測量比較元件、邏輯判斷元件、執行輸出元件等多個電子元器件模塊或單元組成。主要包括：

a)完成數據采集和處理、遙控和通信等功能的監控裝置；

b)電力線路、母線、發電機、變壓器、電動機、電力電容器及補償裝置等設備的保護裝置；

c)自動重合閘、備用設備及備用電源自投裝置及電源快切裝置； d)發電機自動調整勵磁裝置、自同期與準同期裝置； e)低周低壓減載裝置、故障錄波裝置； f)連接控制與保護裝置的二次回路與元件。4.2 壓板

連接或斷開電氣二次控制回路中某個節點的連接片簡稱壓板。主要包括： a)安裝在開關柜和保護屏上的聯鎖或保護壓板；

中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

b)安裝在進線柜和母分柜上的閉鎖壓板； c)繼電保護裝置內置的軟壓板。5 職責 5.1 機動部職責

a)負責繼電保護定值的計算、校核、發布； b)負責審核繼電保護裝置的調試方案； c)負責繼電保護裝置檢維修計劃的審核；

d)負責繼電保護裝置備件的采辦計劃或更新計劃的審核；

e)負責低周減載、快切裝置、母線、線路繼電保護裝置投退的審批； f)參與公司新建、改擴建電氣工程一次主接線方案、繼電保護的配置方案、保護方式、二次接線圖的審查；

g)參與繼電保護裝置選型和工程驗收等工作；

h)負責公司電力系統與外部電網繼電保護的配置、定值以及定期檢驗的協

調工作；

i)負責低周減載、快切裝置、母線、線路繼電保護裝置檢維修質量驗收工

作。

5.2 運行五部職責

a)負責繼電保護裝置的日常運行維護管理； b)負責繼電保護裝置檢維修計劃的編制；

c)負責繼電保護裝置備件的采辦計劃或更新計劃的申報；

d)負責繼電保護裝置的日常巡檢，并定期開展專項檢查，主要檢查其運行

是否正常、是否與運行方式相符；

e)負責繼電保護裝置投入、停用和保護方式切換等操作；

f)負責繼電保護裝置調試、檢維修工作時安全措施的落實和安全監護管

理；

g)負責除低周減載、快切裝置、母線、線路之外其他繼電保護裝置檢維修

質量驗收工作，并參與上述保護裝置的檢維修質量驗收；

h)發現繼電保護裝置缺陷及時聯系維保單位處理或更換，并做好記錄。5.3 維保單位的職責

a)負責繼電保護裝置維護或更換工作；

中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

b)負責繼電保護裝置保護定值的輸入和核對；

c)負責配合調試單位開展繼電保護裝置的調試或預防性試驗工作。6 繼電保護裝置的管理 6.1 繼電保護裝置的基本要求

6.1.1 繼電保護裝置應滿足選擇性、速動性、靈敏性和可靠性“四性”的基本性能要求；

a)選擇性：是指首先由故障設備或線路本身的保護裝置將故障從電力系統

中切除，使停電范圍盡量縮小，以保證系統中的無故障部分仍能繼續安 全運行，當故障設備或線路本身的保護或斷路器拒動時，才允許由相鄰 設備、線路的保護或斷路器失靈保護切除故障。為保證選擇性，對相鄰 設備和線路有配合要求的保護和同一保護內有配合要求的兩元件(如起 動與跳閘元件、閉鎖與動作元件)，其靈敏系數及動作時間應相互配合； b)速動性：是指在發生故障時，保護裝置能迅速動作切除故障，從而縮小故障范圍，減輕短路引起的破壞程度，減小對用戶影響，提高系統的穩定性及提高自動重合閘和備用電源或備用設備自動投入的效果等； c)靈敏性：是指繼電保護裝置在其保護范圍內發生故障或不正常運行狀態時的反應能力，即保護裝置應具備的靈敏系數。靈敏系數應根據不利正常(含正常檢修)運行方式和不利的故障類型計算；

d)可靠性：是指繼電保護裝置在保護范圍內發生了故障時，保護裝置該動作時應動作，不該動作時不動作。為保證可靠性，宜選用性能滿足要求、原理盡可能簡單保護方案，并應具有必要的檢測、閉鎖和告警等措施，以便于整定、調試和運行維護。

6.1.2 所有保護裝置均應在檢驗和整定完畢，按有關規程驗收合格后，方能正式投入運行。

6.1.3 凡經整定好的繼電保護裝置，任何人不得擅自更改保護定值，更不準隨意亂動、亂調。

6.1.4 一次設備投入運行時，繼電保護和自動裝置必須同時投入。

6.1.5 線路兩端的光纖差動保護裝置型號應相同，CT型號和參數也應相同。6.2 運行管理

6.2.1 電氣運行人員要按《電氣運行規程》要求，做好繼電保護裝置日常運行中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

管理工作，認真進行定期巡回檢查，并重點作好下列檢查工作：

a)微機繼電保護裝置外殼是否完好，接點是否有變形或燒傷現象； b)各壓板的位置與運行方式是否相符； c)各微機繼電保護裝置是否有發熱現象； d)微機繼電保護裝置各指示燈指示是否正確； e)微機繼電保護裝置顯示屏顯示是否正常。

6.2.2 運行中的微機繼電保護裝置及自動裝置，出現下列情況之一者，應立即退出運行：

a)繼電器有焦臭味或著火、冒煙； b)繼電保護或自動裝置誤動作； c)出現可能使裝置誤動作的信號；

d)CT開路應停用該CT所帶的微機保護裝置；

e)查找直流接地時，在斷開直流熔斷器（斷路器）前應停用由該直流熔斷

器（斷路器）控制的保護裝置。

6.2.3 下列情況應停用整套微機繼電保護裝置：

a)在微機繼電保護裝置使用的直流回路、交流回路、開關量輸入、輸出回路上工作；

b)微機保護裝置內部作業； c)繼電保護工作人員輸入定值。

6.2.4 在繼電保護裝置及二次回路上開展工作前，電氣運行人員必須審查維護檢修人員的工作票及其安全措施是否正確，并采取有效措施防止繼電保護裝置誤動作發生。

6.2.5 繼電保護裝置檢修維護或調試工作完畢后，電氣運行人員應進行驗收，檢查拆動的接線、元件、壓板位置、標志是否恢復正常，保護裝置是否有報警信號，試驗交接記錄所寫內容是否清楚等，驗收合格后方可投入運行。

6.2.6 屬于地方電力調度許可的繼電保護裝置，機動部應與地方電力部門繼保室核準保護定值，其投運、停用和保護方式切換等操作，需得到電力值班調度的命令或同意后方可操作。

6.2.7 新安裝的或有較大更改的繼電保護裝置,必須經有資質單位進行調試，并出具合格報告后才能投用。

中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

6.2.8 繼電保護裝置出現異常或動作后，電氣運行人員應進行認真檢查和故障判斷，詳細記錄異常情況或動作情況，并立即匯報相關主管領導，通知有關繼保人員到現場處理。

6.2.9 繼電保護裝置信號的復歸，應根據故障性質和管轄權限進行，一般故障經值班長與運行人員共同確認即可復歸，重大故障必須經電氣班長或電氣專業人員確認才能復歸，所有動作信號必須執行“先記錄，后復歸”的原則，然后登記在《繼電保護動作記錄》簿中，并向機動部相關領導匯報。

6.2.10 正常情況下，變電所的電壓互感器和線路側電壓互感器不允許退出運行，必須退出運行時應充分考慮到其對繼電保護裝置的影響，采取相應防范措施，并辦理相關手續。

6.2.11 Ⅰ、Ⅱ段母線PT在一次側未并列前，二次側不得并列，以防反充電造成PT熔斷器熔斷，使保護失壓而誤動作。

6.2.12 電氣運行人員應每月進行一次微機保護裝置采樣值檢查并校對時鐘。6.2.13 為避免繼電保護裝置等電子設備受電磁信號的干擾而發生誤動作，在該類設備運行時，其周圍2m內嚴禁使用對講機、手機等電子器具。

6.2.14 繼電保護裝置，原則上要求全部投用，特殊情況下或檢維修需要停用保護裝置、退出壓板，則必須辦理停運手續。6.3 定值管理

6.3.1 保護定值整定計算應符合繼電保護有關規定及保護定值間的相互配合原則，繼電保護定值單由機械動力部負責計算、審定，公司主管領導批準方為有效，定值單應有編號并注明編寫日期。

6.3.2 機動部應根據電力系統實際情況、運行方式的變化及時組織繼電保護定值修改計算。

6.3.3 繼電保護定值要嚴格執行《繼電保護整定值通知單》，由機動部留存并下發電氣班組、運行五部和維保單位。

6.3.4 發布的保護定值單任何人不得隨意修改，如設備變化或其他原因需要更改保護定值，需要辦理保護定值變更手續。6.4 保護裝置檢驗規定

6.4.1 保護裝置應進行定期檢驗，檢驗由機動部安排落實；定期檢驗周期及檢驗標準原則上應按照國家現行試驗標準《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

程》要求執行，具體結合公司大修周期和保護裝置狀態情況，由機械動力部編制繼電保護檢驗計劃，經公司主管領導批準后安排檢驗,因生產裝置連續運行限制，確實不能按照規程規定周期進行檢驗的保護裝置，必須報公司主管領導批準。6.4.2 新安裝的或有較大更改的繼電保護裝置投入運行前，必須要經過有資質的單位按照國家相關規范進行檢驗，并仔細檢查、確認設備選型、接線等符合設計圖，確認保護整定值符合定值通知單、保護動作正確無誤。

6.4.3 在生產裝置許可的情況下，應定期進行一次斷路器保護裝置的分合閘試驗及進線、母分開關的分合閘自動投切試驗，以檢驗保護裝置動作的正確性。6.4.4 長期冷備用的繼電保護裝置應每季度進行一次通電（1～2天），并做好記錄。

6.4.5 檢驗工作中需要拆除二次線時，必須做好記錄和標記，工作結束后按原樣恢復，并用動作試驗檢查接線的正確性。所有接線端子或連接片上的電纜標號應完整齊全，連接螺絲牢固可靠，標記清晰并與圖紙符合。

6.4.6 對數據已送入電氣后臺監控系統的保護繼電器，維護人員應定期對微機繼電保護裝置進行采樣值檢查。

6.4.7 改造、檢修或更換一次設備后，運行中發現其配置的保護裝置出現異常情況，應及時對保護裝置進行補充檢驗。

6.4.8 檢驗工作結束后，檢驗單位應認真做好繼電保護檢驗記錄，并出具保護裝置檢驗報告。

6.4.9 新、改、擴建工程保護裝置的檢驗和整定試驗均由施工單位負責,施工單位應提出調試方案，報機械動力部審核后方可進行調試。7 附則

本細則由機械動力部負責解釋。

【正文結束】

附件：保護裝置（壓板）投退申請表

中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

設備內控管理體系 繼電保護裝置及壓板管理細則

中海石油寧波大榭/舟山石化有限公司

第二篇：繼電保護裝置定值管理規定

繼電保護裝置定值管理規定

范圍

本標準規定了供電公司繼電保護整定計算的職責，并針對變電站的設備制定了繼電保護定值的管理內容與方法，是繼電保護定值工作的基本依據和管理標準,各級與繼電保護及安全自動裝置相關的調度、生產、基建等部門應遵守執行。規范性引用文件

水電生字第11號 繼電保護及安全自動裝置運行管理規程

調繼[2008]46號 福建省網縣級公司繼電保護定值計算和定值管理規定 3 整定計算職責 3.1 調度所職責

3.1.1 調度所為市電網繼電保護整定計算技術管理歸口單位。負責監督執行上級有關整定計算規程、規定。

3.1.2 負責調度管轄范圍內的繼電保護整定計算及定值管理工作，保證所管轄范圍內繼電保護整定計算及定值執行的及時、完整和正確,并與電網運行要求相適應。不因自身原因造成新建、擴建、技改等工程工期滯后。

3.1.3 每年按時下達公司所屬各變電站各電壓等級母線最大、最小短路容量。3.l.4 根據地調下發的系統綜合阻抗及邊界定值限額，及時校核管轄范圍內的定值；向地調報備與福州電網整定分界點上的110kV變壓器保護定值及分界點的邊界阻抗。

3.1.5 負責審核整定范圍分界點的下級保護整定值配合。

3.l.6 按時上報繼電保護動作月報、年報及動作評價等繼電保護動作相關報表。3.l.7 收集、整理、健全定值整定有關的繼電保護圖紙、資料及電氣設備的參數。3.l.8 每年一季度編制所轄電網繼電保護整定方案及運行方式說明，經相關部門會審、分管領導批準后實施。

3.l.9 每年或結合基建工程、電網接線變化、負荷性質變化、小電源情況變化等，向調度所報備本側歸算至整定分界點的綜合阻抗、主設備、線路參數，向調度所報備分界點上的 保護定值。定值管理內容與方法 4.1 定值整定范圍劃分

4.1.1 調度所負責管轄范圍內的110kV主變及以下母線、線路、電容器、接地變、站用變、低頻低壓減載等保護裝置的整定計算，負責公司所屬變電站備用電源自投（含0.4kV站用變備用電源自投）裝置的整定計算。其中：

4.1.1.1 站用變0.4kV母線配有備自投保護裝置的，投切方式的整定方案由變電部負責提供，調度所負責審定后統一下發定值單。

4.1.1.2 變壓器非電量保護由生產計劃部負責按福建省電力有限公司生產運行部下達的《關于印發福建省變壓器非電量保護定值單的通知(閩電生便（2006）0162號)》 的要求整定簽字并蓋部門公章后轉調度所，由調度所負責編制定值單號后，將其與主變壓器的電量保護定值單一并發布至相關部門。另外，主變啟動風冷定值由生產技術部負責提供電流定值大小，具體對應保護裝置的定值單由調度所負責整定下達。

4.2 定值整定

4.2.1 繼電保護的定值整定應符合相關的整定計算規程、規定及反措要求。應以經領導審核的地區系統運行方式及運行參數為依據，按照電網繼電保護整定方案及運行方式說明所確定的各項原則、變壓器中性點接地方式以及整定范圍分界點上的邊界阻抗和邊界限額的要求進行整定。電網繼電保護方案及運行方式說明的編制內容包括如下：

4.2.1.1 系統運行方式的有關說明。4.2.1.2 各變電站變壓器中性點接地方式。

4.2.1.3 各種保護裝置的整定原則及為防止系統瓦解，或保證重點用戶用電作特殊考慮的整定原則。

4.2.1.4 繼電保護運行注意事項或規定事項，正常檢修方式或特殊方式下繼電保護的安排以及可能出現的問題說明。

4.2.1.5 正序及零序阻抗參數圖、繼電保護配置表。

4.2.1.6 整定方案對系統近期發展的考慮及保護配置缺陷說明、定值失配說明等其他遺留的問題和改進意見。

4.2.2 工程項目籌建單位應按調度規程的規定，將有關的電氣設備的參數、圖紙、資料等提交繼電保護整定部門，整定部門應于投產前二天提供正式的保護定值單。

4.2.3 定值整定管轄范圍變更時，應同時移交有關圖紙、資料，一個月內由接管單位復核定值。若運行方式有變化，接管單位應在變化前重新計算定值，保證裝置的定值與運行方式相適應。

4.2.4 采用計算機定值計算專家系統計算的整定值結果，應經過人工校核或經不同廠家的計算機定值計算專家系統校核。當系統發生變化時，應及時更新專家系統的電網參數數據庫。

4.3 定值單管理

4.3.1 定值單實行統一編號，更改定值的定值單應注明被替代的定值單編號。定值單內容應填寫完整，除裝置全部整定值內容外，還應標明保護或自動裝置型號、被保護設備雙重編號、主設備容量、限荷，CT、PT變比、定值單簽發的日期、要求執行定值的時間、實際執行時間等詳細內容，并加蓋整定部門公章；根據一次系統運行方式變化需更改運行中保護定值的，與相鄰線路有配合關系的也應在說明欄中說明清楚。

4.3.2 如遇臨時性運行方式或事故搶修運行，需要變更保護定值時，可由調度員直接下達調度指令進行更改，如上述特殊方式運行時間超過三個工作日，應在三個工作日內補發正式定值單。

4.3.3 保護裝置的定值單及整定計算底稿需整理成冊，妥善保存。4.3.4 定值單的管理

4.3.4.1 為維護定值單的嚴肅性，各單位需妥善保存紙質定值單定值本，嚴禁因折疊、破損、缺角、骯臟、復印不明等原因導致誤整定或保護誤投退。

4.3.4.2 要求每年8月進行保護定值單的核對。變電部門、檢修部門根據定值整定部門提供的定值清單進行詳細核對后將結果報定值整定部門；定值整定部門再根據核對結果進行最終確認后將現運行的定值清單通知變電部門、檢修部門，并配合各部門將不全的定值單補齊，同時將本次核對情況報備設備所屬生產技術部門。4.4 定值單審批

4.4.1 保護定值單應有“計算、審核、批準”三欄；其中“計算” 欄由整定部門保護整定人員簽字，“審核”欄由生產技術部門保護專責簽字，“批準”欄由或整定部門領導簽字。

4.4.2 站用變高壓側不帶有斷路器而采用其它方式保護(例熔絲、負荷開關等)的，參照廠家出廠定值選配，由變電運行部門運行專工負責確認，定值選配表應編入該站設備運行維護規程。

4.4.3 對有定值失配等不符合有關規程規定的問題，整定部門保護整定專責應編寫整定方案，經整定部門內部集體討論確定后，報設備所屬的生產技術部門審核，并經本單位總工程師或分管領導批準后執行。

4.5 定值單執行

4.5.1 繼電保護定值單是現場繼電保護設備調試、運行的依據，現場保護裝置定值整定應嚴格按定值單的內容完整執行，包括核對定值單中的全部文字說明項的內容；執行過程中如有疑問或因設備、運行等因素不能完全滿足定值單的要求時，應及時反饋整定專責并征得同意，不得隨意更改或者不執行其中某一部分內容，同時現場調試人員應做好記錄并在OMS系統調試意見欄中詳細注明；上述定值變動，整定專責通過當班調度員下達調度指令執行，整定專責應在三個工作日內補發正式定值單。

4.5.2 定值單執行完成后，調試人員應向運行人員做書面交代，在二次記錄簿上詳細寫明定值單執行情況，變電運行人員應與值班調度員核對定值單編號并匯報執行情況（包括定值單編號，執行時間，定值偏差或存在問題等），經核對無誤后方許可投運。對于書面定值單，調試人員、應在定值單相應欄上簽名（當由外單位人員調試時，本單位保護驗收人員應在“驗收人員”欄簽名；由本單位繼電保護人員調試時，“驗收人員”“調試人員”欄應由本項工作不同的調試人員簽名），變電運行人員及調度員在各自的定值單上簽名及對方的姓名并簽注執行時間；若定值單是通過OMS系統流轉，則應在OMS系統上完成相應確認流程。

4.5.3 現場定值單應按照定值單要求的期限執行，對于暫時無法執行的定值，有關執行部門應向整定專責說明原因，并需征得整定專責同意。

4.6調試定值單執行 4.6.1 新建、擴建、技改工程，負責定值計算的繼電保護部門應配合工程進度及時提供所有保護裝置的調試定值單。調試定值單以OA或書面形式或OMS系統調試定值單流程傳送給籌建單位，調試定值單僅有署名，無審核、無編號，也不加蓋公章。調試定值不得用于保護設備的正式投產。

4.6.2 工程籌建單位應督促調試單位認真核對調試定值單全部內容，并在設備啟動前的五個工作日內將核對結果簽注在調試定值單上并將調試定值回執整定專責，同時在調試定值單上簽署調試人員和籌建人員姓名，或在OMS系統上注明并完成確認流程。若調試定值單定值內容與現場保護裝置定值清單有出入時，要求調試單位打印一份定值清單，附在調試定值單后面，同時反饋于整定專責，以確保正式通知單與現場實際情況一致。

4.7 OMS系統定值單管理

4.7.1 定值單通過OMS系統的定值單工作流程下發后，對于原先下發的書面定值單，將結合基建、技改及定值調整逐步取消，在該定值未被替代前仍然有效。

4.7.2 定值單通過OMS系統的定值單工作流程傳送時，應嚴格按照整定、審核、運行驗收等有關的預設流程執行。定值單流程所涉及到的各角色應及時完成相應工作，并將姓名、時間及意見等內容填寫完整。

4.7.3 為保證OMS系統中定值單執行流程能順利及時的完成，要求定值單調試人員在定值單執行完畢后應立即在現場完成定值單流程的相應的工作（由外單位人員進行保護調試時，此內容由本單位參加驗收的繼電保護人員負責填寫，并在備注欄備注：此定值單由XX單位的XX人執行），保證變電運行人員能及時與調度員進行定值核對匯報工作。

4.7.4 若因特殊情況或其他原因確實無法現場及時完成OMS系統定值執行流程的確認工作，在征得調度部門領導或本單位相關領導同意后，可以先用書面或電話方式完成定值單核對工作，但必須在24小時內補充完成OMS系統流程的確認工作。

4.7.5 考慮現場計算機網絡的可靠性，在現場網絡不通，無法正常進行定值單執行流程的情況下，現場調試、運行人員應及時通知整定專責，取得相應定值單的清晰傳真件（該傳真件上應有公章），調試人員據此執行后，運行人員應與調度員進行核對并記錄，之后調試、運行雙方應在各自的傳真件上簽字并在二次本上詳細記錄。定值單流程所涉及到的各角色在網絡恢復正常后應及時完成相應工作。

4.7.6 考慮計算機網絡的可靠性，整定部門、變電站及調試班組應保留一份書面保護定值單。變電站及調試班組保留的書面定值單應有調試人員、運行人員雙方簽字。檢查與考核

本標準自頒布之日起執行，按《市供電有限公司職工獎懲管理辦法》（長供標[2009]24號）進行考核。

第三篇：福建電網繼電保護軟壓板和信號遠方操作管理規定

福建電網繼電保護軟壓板和信號遠方操作管理規定

一、總則

1.1為適應電網快速發展及調控一體管理模式的要求，充分發揮電網二次設備的性能，減輕運維檢修人員的勞動強度，提高電網運行效率，決定審慎開放對福建電網各變電站35千伏及以下等級的繼電保護（含110千伏備自投等安全自動裝臵，以下同）遠方投退軟壓板，開放各電壓等級的保護信號遠方復歸，為規范本項工作，確保電網運行安全，特制定本規定。

1.2本規定規范了繼保設備軟壓板和信號遠方操作要求、實現辦法、應用原則以及保護設備應滿足的技術條件等。

1.3本規定適用于福建省電力有限公司所屬已實現調控一體并完成二次遠控操作功能調試驗收的直管單位新建變電站，已運行變電站應依據調度主站和變電站二次設備的技術條件逐步完善，其他采用調控一體模式的配調中心可參照執行。

二、術語

2.1遠方操作：指在調控中心EMS系統及該系統運維監控工作站遙控投退保護軟壓板、復歸保護信號的操作。

2.2就地操作：指在保護屏上進行硬壓板的操作或通過保護裝臵面板進行軟壓板的操作；在保護屏上對保護信號進行復歸的操作。

三、軟壓板遠方投退及信號遠方復歸實現辦法

3.1 新建站在調控一體技術支持平臺以站內遙控方式實現遠方投退軟壓板功能,即由調控系統延伸工作站下發遠方投退軟壓板的命令給綜合自動化系統，再由綜合自動化系統將投退命令轉發給保護裝臵執行。目前采用遠方改定值的規約命令方式實現遠方投退軟壓板功能的廠站可繼續運行。

3.1.1保護裝臵及站內綜自系統應具備軟壓板及其遠方投切功能，保護裝臵的軟壓板功能，即重合閘、低周功能、備自投方式等功能性壓板的投退應以軟壓板的形式而不能以控制字的方式進行，同時保護裝臵應支持將軟壓板做為遙信形式上送并在遠方投退成功后將投退情況以變位遙信的形式上送，如投退不成功，應返回遙控失敗信息。注：保護裝臵軟壓板與硬壓板的關系均采用與門邏輯。3.1.2實行遠方投退繼電保護和自動裝臵軟壓板的變電站，各繼電保護和自動裝臵相應的硬壓板正常應保持固定狀態。如：重合閘壓板投入、閉鎖重合閘壓板解除、低周減載壓板投入、備自投外部方式壓板均解除等。

注：備自投裝臵外部方式壓板投入時均為閉鎖相應方式壓板，應針對不同裝臵軟壓板投入定義不同而采取不同的遙控方式。

3.2變電站繼電保護信號的遠方復歸功能在EMS系統中實現，采用軟復歸及硬復歸兩種方式。

3.2.1軟復歸：由EMS系統遠方發送規約命令，通過保護裝臵通信接口實現保護動作信號復歸，它直接作用于保護裝臵。

3.2.2硬復歸：由EMS系統遠方發操作命令給測控裝臵，通過測控裝臵的硬接點去啟動保護裝臵的復歸繼電器，從而復歸保護信號，類似觸動保護屏上的信號復歸按鈕。一個復歸命令對應復歸一個屏內裝臵所報出的信號。遠方復歸必須保證一對一的正確性，嚴禁復歸信號變成了開關及刀閘的遙控操作，保護信號遠方復歸后必須能返回執行情況，以保證現場信號確已被復歸。

3.3 保護裝臵信號遠方復歸新建變電站應統一采用軟復歸方式，操作箱等無通信接口設備采用硬復歸方式，已投運變電站內部分保護裝臵功能上無法實現信號軟復歸的，測控裝臵控點夠的可采用硬復歸方式，控點不足的待保護改造或技改時實現本功能。

3.4為保證運行監控人員可以快速、準確、完整的獲取現場一、二次設備運行信息，保護設備及功能設計應滿足以下要求：

一類硬接點信號，保護設備應提供帶自保持功能的信號接點，廠站自動化系統采集的是帶自保持功能的信號接點。

二類和三類硬接點信號，保護設備應提供不保持的信號接點，異常情況消除或方式改變，相應信號節點應返回；在異常情況未消除時，保護設備應保證異常信號不被任何形式的復歸命令所復歸。

反措要求的軟報文信號（如差動保護CT斷線信號）、保護測控一體化裝臵的重要軟報文信號（含保護測控裝臵動作總、告警總兩個信號）等一類軟報文信號，調控系統應將該類軟報文信號設臵帶保持功能。

四、遠方復歸信號和遠方投退軟壓板應用原則

4.1調控中心負責對信號內容及性質進行初步分析和判斷，對設備異常信號通知運維站及時記錄、核查和處理。運維站接到調控中心指令后，應及時核查設備異常信號，結合現場設備情況進行分析和判斷，確認是否可遠方復歸，對于符合遠方復歸條件的給予復歸，不符合的派人現場檢查，閉環跟蹤處理，及時掌握所轄變電站運行工況和設備健康水平。

4.2信號遠方復歸必須確保電網及設備安全運行，確認不會遺漏設備安全隱患和缺陷的情況下進行。信號遠方復歸前必須確認該裝臵已發出的所有信號均可以遠方復歸，不會誤復歸影響設備安全運行的重要信號。

4.3對于已有運維人員在現場或有人將去現場檢查的，應采用現場復歸信號。

4.4信號遠方復歸必須具備較高技術資格人員擔任。信號遠方復歸必須如實記錄在運維站運行日志中，且應方便查詢及統計。

4.5遠方復歸信號結束后，運維站人員應通過EMS系統確認信號已復歸，并電話匯報至調控中心。調控中心再次確認信號已復歸后，一般不必再安排人員到現場檢查確認，但對于一類事故信號，在事故應急處理后，仍需安排人員至現場檢查確認。

4.6可采用遠方復歸的信號歸類如下（僅對于具備且已進行調試驗收的可遠方復歸的裝臵信號，不具備該功能則必須進行現場檢查確認及手動復歸）。

4.6.1 正常運行出現Ⅲ類狀態信號，收發信機動作信號，失靈啟動裝臵電流達啟動值的信號，保護過負荷信號、母差保護“開入變位”信號，如確認上述設備除啟動或變位信號外無其他信號時，可對該設備此類信號進行遠方復歸。母差保護“開入變位”信號復歸后再次出現，應現場檢查設備。

4.6.1由于系統方式改變導致保護失壓的保護裝臵Ⅱ類異常信號（如方式改變導致備自投裝臵失壓、母差保護失壓、低頻低壓裝臵失壓、線路保護裝臵失壓、母差保護閉鎖開放等）。

110kV主變保護中各側PT斷線為自保持信號的，如南自PST1200（簡化版）、PST671U，在確認無其他異常告警信號時，例如母線遙測值已恢復正常、復壓開放已返回，可由運維站人員自行進行遠方復歸，如無法復歸，則應反饋調控中心并立即通知檢修人員，按消缺流程處理。

4.6.2正常系統操作出現的Ⅲ類狀態信號，如采用遠方遙控母聯開關或者遠方遙控刀閘引起的母差保護“開入變位”、“互聯”信號，遠方確認遙控對象已成功變位且該信號為遙控操作引起，可遠方復歸該信號。倒閘出現的“切換繼電器同時動作”，“切換繼電器同時不動作”，系統擾動出現的“收發信機裝臵動作”，正常運行中母差保護出現“互聯”信號，可遠方先復歸一次。

4.6.3本線無故障時允許式接口裝臵收、發令信號復歸需對整個電網方式進行分析后，才允許進行遠方復歸。

4.6.4閩電調?2009?870號文異常信號中的非緊急缺陷類信號，原則上可嘗試進行遠方信號復歸，如信號遠方復歸成功后，不必再立即安排人員至現場進行信號復歸，但應結合巡視至現場再次確認狀態。

告警異常類信號出現后，部分保護裝臵（帶自檢功能）硬接點出現后但無相應軟報文信息提示其當前狀態，則運維站人員可對其先行遠方復歸（不是復位），確認當前狀態后（是異常一直存在，或異常已消失），將設備運行狀態告知檢修人員分析、處理，同時運行人員立即到現場安排設備檢查，核對及確認相關信息（自檢信息等），提高檢修人員對異常信息的分析、判斷和處理效率。若異常信號伴隨有軟報文信號出現，不論報文提示該信號是否已復歸，均不進行遠方復歸，要求運維站人員現場檢查確認后手動復歸，并將現場檢查情況匯報檢修人員。

4.6.5 220千伏及以上開關的操作箱出口跳閘信號、110kV及以上線路開關跳閘時的保護動作、重合閘動作信號均為自保持信號，兩側GIS開關（調控一體支持系統中應能夠將兩側GIS開關的設備用特殊標記標識）的線路保護跳閘重合不成功后加速跳閘調度要求強送時，由調控中心通知運維站人員，運維站人員在指定時間內確認報文上送完整，至少一套保護動作正確，無其余一二次設備異常信號下，在強送前對這些相關的跳閘信號進行遠方復歸，對于高頻閉鎖保護應進行高頻通道檢查試驗無異常。在臺風和惡劣天氣電網故障頻發時線路保護跳閘又重合成功后的跳閘信號（要求雙重化配臵的保護均動作）可由運維站人員自行進行遠方復歸。上述事件處理結束后應安排人員到現場檢查核對一二次設備狀態。

4.6.6 35kV及以下線路保護或備自投裝臵中事故總和報警總信號為自保持信號的，例如北京四方的CSC-

211、CSC-221A、CSC-246，在確認故障已切除或無其他異常告警信號時，可由運維站人員自行進行遠方復歸，如無法復歸，則應反饋調控中心并立即通知檢修人員，按消缺流程處理。信號遠方復歸成功后，仍應結合巡視至現場再次確認狀態。

4.6.7其他各單位經專業認證和領導審核批準可進行遠方復歸的一二次信號。

4.7下列情況必須現場進行手動復歸：

4.7.1正常運行出現Ⅱ類狀態信號，不論信號是否可以遠方復歸，均需安排運維站人員現場檢查確認。信號分類及復歸類型如下：（1）出現“裝臵閉鎖”、“直流消失”“火災報警”信號，不采用遠方復歸，需安排現場檢查、確認。

（2）EMS監控系統有異常信號且對應軟報文未復歸的，運維站人員應立即通知檢修人員分析、處理，以提高缺陷處理效率。

（3）出現“CT斷線”、“母差開入異常”等信號，為防止設備二次回路有接觸不良而信號可被復歸的情況發生，該類型信號必須人員至現場檢查，確認無異常后采用現場復歸。

4.7.2 正常運行同一變電站同時出現兩套及以上保護同一類型的裝臵異常信號，不采用遠方復歸，要求現場檢查確認后手動復歸。4.7.3 高頻保護裝臵或光纖差動保護裝臵的高頻（光纖）通道異常或通道中斷報出時，不可采用遠方信號復歸功能。該類型信號必須人員至現場檢查，確認無異常后采用現場復歸。

4.7.4設備故障或異常信號遠方復歸成功后，短時內（1小時內）再次報出時，不得再進行遠方復歸，需至現場檢查確認后手動復歸。4.7.5部分動作信號返回時無復歸報文上送，該類型信號不得采用信號遠方復歸，需至現場檢查判斷后手動復歸。

4.7.6開關變位伴隨的保護動作信號(非4.7.5兩側SF6開關的線路保護跳閘重合不成功后強送條件外)，運行人員必須到現場檢查確認,裝臵異常可能影響保護正常運行的保護信號，運行人員也必須到現場檢查確認。

4.7.7對于直流系統等設備采用智能接口，技術上無法實現信號遠方復歸，必須現場復歸該類型設備的信號。

4.7.8正常運行EMS監控系統出現保護跳閘信號，但無相應開關變位及潮流變化時，不得采用遠方復歸，需現場檢查設備。

4.7.9閩電調?2009?870號文各類信號中需要通過現場檢查、確認一二次設備狀況的，不得進行遠方復歸的信號。

各單位應在保證電網及設備安全的前提下，根據實際情況制定相應的各類信號遠方復歸策略。對于保護、自動裝臵因通訊異常或其他原因導致經常誤報，但短時無法處理又不影響設備運行的，以及間歇性、季節性出現的異常信號，應明確其復歸條件，供運維站人員對照執行。

4.8遠方投退軟壓板，由調控中心依據專業部門的方式單意見下達給運維站執行，運維站接到調控中心指令后，應及時核查設備和通道異常信號，在主站端設臵保護裝臵通訊狀態一覽表，要求運行人員在操作前先確認保護裝臵通訊狀態。狀態正常方允許遠方投退軟壓板，保護通訊中斷時嚴禁進行遠方投退軟壓板操作。

4.9采用遠方進行“重合閘投入”、“低周減載”等軟壓板的投入或退出操作時，嚴禁同時通過操作就地保護屏上的重合閘出口、合閘出口或閉鎖重合閘硬壓板來進行重合閘投入或退出操作，嚴禁同時通過操作就地保護屏上的低周減載硬壓板來進行低周功能投入或退出操作，要求在其每條線路保護裝臵上做好看板管理。

4.10遠方進行軟壓板的投入或退出操作也應嚴格執行操作票的有關規定，嚴禁無票操作或單人操作。

4.11軟壓板采用遠方操作后，變電運行值班員應結合巡視檢查保護裝臵面板上軟壓板狀態是否正確。

4.12在就地通過保護裝臵的面板進行軟壓板的投入或退出操作后，應與遠方對應軟壓板進行核對狀態正確。4.13異常處理

4.13.1“保護通訊中斷”光字牌亮，則無法在遠方進行投退軟壓板的操作，應立即匯報維護人員進行處理，此時相應軟壓板只能在相應就地保護裝臵面板上進行投退。

4.13.2當出現遠方軟壓板狀態與就地保護裝臵面板上狀態不一致時，在確認保護裝臵未死機的情況下，則以就地保護裝臵面板上軟壓板的狀態為準，若保護裝臵死機或遠方軟壓板狀態不正確應匯報維護人員進行處理。

4.13.3在遠方操作投退繼電保護和自動裝臵軟壓板和信號復歸過程中，發生系統異常無法繼續操作時，專業人員應到現場進行檢查，確認當前設備軟壓板運行狀態和發生異常的原因并處理。

4.14能實現保護遠方軟壓板投退操作的變電站，應及時更改相應典型操作票，現場運行規程、巡視作業指導書及巡視卡。4.15遠方投退軟壓板成功確認方法

4.15.1遠方修改定值系統具備在遠方召喚定值的功能，而保護軟壓板作為定值的一部分能被召喚，可在遠方修改定值系統中獲取軟壓板的狀態進行確認。

4.15.2軟壓板在變位后主動上送變位信息，遠方投退軟壓板主站端根據變位信息修改主站端顯示的壓板狀態；主站端定時下發總召喚命令，將下屬保護裝臵壓板狀態召喚上來，避免由于變位信息發生、傳輸、接收過程中可能產生的錯誤而引起主站端壓板狀態與保護裝臵壓板狀態不一致。

4.16保護信號和軟壓板遠方操作功能集成在調控一體的應用支持系統中，該系統應具備以下功能要求。

4.16.1運行所延伸工作站可查閱、核對繼電保護和自動裝臵軟壓板狀態，具備軟壓板投退操作，可遠方執行信號復歸。

4.16.2遠方投退繼電保護和自動裝臵軟壓板、遠方復歸信號時需經用戶名及密碼確認，并實行監護操作。

4.16.3遠方操作投退繼電保護和自動裝臵軟壓板和復歸信號必須逐個執行，不得批量操作。

4.16.4系統具備繼電保護和自動裝臵遠方投退軟壓板和信號遠方復歸的事項記錄功能，并提供查詢功能。

4.16.5監控系統應具備統計并顯示一周期內同一個信號出現的次數，防止調控運行人員遺漏重要信號。

五、對新建、改擴建工程要求 5.1新建、改擴建工程在設計、設備選型、接入調試時應能滿足實現信號遠方復歸功能，新投運保護裝臵的重合閘、低周功能、備自投方式的投退和改變應以軟壓板的形式進行，不能以控制字的形式進行，同時保護裝臵應支持遠方投退軟壓板功能，能對收到綜自系統及監控系統的投退軟壓板及招喚軟壓板命令作出正確的響應。

5.2新建、改擴建工程需遠方信號復歸功能須在啟動送電前經調試成功，保護裝臵、綜自系統、調控系統經驗收合格且應經運行所延伸工作站和當地后臺監控機分別進行實際遙控投退“重合閘投入”和“低周減載”等功能軟壓板，遠方與就地狀態核實無誤，確保信號復歸一對一的正確性，方可進行遠方重合閘和低周減載等功能投退操作。

在運行變電站狀態下進行驗收時需要做遠方投退壓板的試驗，應有防止控錯間隔，控錯壓板的措施。

5.3啟動送電前基建部門應統計允許進行信號和軟壓板遠方操作功能的裝臵清冊并移交調度運維班組、調度自動化和繼自班組學習和存檔。

六、附則

6.1本規定由福建電力調度通信中心負責解釋。6.2本規定自頒布之日起執行。

第四篇：微機繼電保護裝置的發展趨勢

微機繼電保護裝置的發展趨勢

摘要：介紹微機繼電保護發展歷史與發展趨勢，數字信號處理器DSP應用于微機繼電保護，促使變電站綜合自動化水平的進一步提高。

1.微機繼電保護發展歷史與現狀

電力系統的飛速發展對繼電保護不斷提出新的要求,電子技術、計算機技術與通信技術的飛速發展又為繼電保護技術的發展不斷注入了新的活力,因此繼電保護技術的發展得天獨厚。在我國,微機繼電保護的發展大體上經歷了三個階段。第一階段以單CPU的硬件結構為主,硬件及軟件的設計符合我國高壓線路保護裝置的“四統一”的設計標準;第二階段為以多個單片機并行工作的硬件結構為主, CPU之間以通訊交換信息，總線不引出插件,利用多CPU的特點做到了后備容錯，風險分散，強化了自檢和互檢功能,使硬件故障可定位到插件。對保護的跳閘出口回路具有完善的抗干擾措施及防止拒動和誤動的措施。第三階段以高性能的16位單片機構成的硬件結構為主,具有總線不出芯片,電路簡單及較先進的網絡通信結構,抗干擾能力進一步加強,完善了通信功能,為變電站綜合自動化系統的實現提供了強有力的環境,使得我**機保護的硬件結構進一步提高。第一代微機保護裝置:1984年華北電力學院研制的MDP-1，特點是:采用單CPU結構及多路轉換的ADC模數變換模式。第二代微機保護裝置，它是由華北電力學院北京研究生部首先研制的。第一套“11”型微機保護裝置于1990年5月投入了試運行。特點是:采用多單片機并行工作，總線不引出插件，數模變換采用VFC方式。第三代產品是CS系列，特點是:采用不擴展的單片機，總線不引出芯片及較先進的網絡通信結構技術。

2.微機繼電保護裝置發展趨勢

繼電保護技術的發展趨勢是向計算機化，網絡化，智能化,保護、控制、測量和數據通信一體化發展。2.1計算機化。

隨著計算機硬件的迅猛發展,微機保護硬件也在不斷進步。現在以32位數字信號處理器(DSP)為基礎的保護、控制、測量一體化微機裝置已經研制成功并投入使用。采用32位微機芯片不僅僅在精度上有很大的提高,更重要的是32位微機芯片具有很高的集成度,很高的工作頻率和計算速度,很大的尋址空間,豐富的指令系統和較多的輸入輸出接口。信息和數據的長期存放空間,快速的數據處理能力,強大的通信功能,與其它保護、控制裝置和調度聯網以共享全系統數據、信息和網絡資源的能力, 這就要求微機保護裝置具有相當于一臺PC機的功能。現在,同微機保護裝置大小相似的工控機在功能、速度、存儲容量和可靠性等方面已得到了巨大的發展, 成本大大降低,因此用成套工控機來做繼電保護硬件裝置的時機己經成熟,這將是微機保護未來的發展方向之一。

2.2網絡化。

計算機網絡作為信息和數據通信工具己成為信息時代的技術支柱,它深刻影響著各個工業領域,也為各個工業領域提供了強有力的通信手段。傳統的繼電保護專業性很強,并以“事先整定,實時動作,定期檢驗”為其特征,很少觸及到裝置或系統的經常自檢,遠方監控,信息共享,動態修改定值等問題。國外早就提出過系統保護的概念,這在當時主要是指安全自動裝置, 但是對于繼電保護同樣適用。繼電保護的作用應不只限于切除故障元件和限制事故影響范圍(這當然是其主要任務),還要保證全系統的安全穩定運行。這就要求每個保護單元都能共享全系統的正常運行和故障時的信息,并在此基礎上進行大量的計算和分析,作出正確的判斷使全系統協調動作。對于一般的非系統保護, 實現保護裝置的網絡化也有很大的好處,繼電保護裝置能夠得到與系統有關的信息越多,對故障性質,故障位置和故障距離的判斷就越準確,動作的靈敏性、選擇性和可靠性就越高。由此可知,微機保護裝置的網絡化可大大提高繼電保護的性能,這是微機保護發展的必然趨勢。2.3保護、控制、測量、數據通信一體化。

80年代末90年代初,數字信號處理(單片機)技術的應用,導致變送器RTU 的問世,現在隨著繼電保護的計算機化和網絡化,保護裝置實際上就是一臺高性能、多功能的計算機,它可以通過網絡獲取系統正常運行和故障時的所有信息和數據,也可以在它獲得的被保護元件的信息和數據的基礎上進行計算和判斷, 并將結果通過網絡上傳給控制中心或任一終端,因此,每個微機保護裝置不但可以完成傳統的繼電保護功能,而且在系統正常運行情況下還可完成測量、控制、數據通信等功能,亦即實現了裝置的保護、控制、測量、數據通信的一體化。2.4智能化。

近年來,人工智能如神經網絡、遺傳算法、進化規劃、模糊邏輯等在電力系統各個領域都得到了應用,在繼電保護領域應用的研究也已經開始。這些算法都有其獨特的求解復雜問題的能力,如果將這些人工智能的方法適當的結合起來可使求解的速度更快。可以預見,人工智能技術在繼電保護領域必將會得到越來越廣泛的應用,以解決用常規方法難以解決的問題。電力工業的發展和繼電保護相關科學技術的進步都給微機繼電保護裝置的研制提出了前所未有的機遇與挑戰。微機繼電保護裝置結構上不斷優化,功能上不斷增強,應用上更為靈活,繼電保護裝置的功能有了較大的延拓。世界上知名自動化系統供應商不斷推陳出新,研發了許多優秀的微機繼電保護裝置平臺。隨著單片機技術的發展，特別是數字信號處理器DSP技術的出現，使得繼電保護硬件平臺更加先進。數字信號處理器DSP與目前通用的CPU不同，是一種為了達到快速數學運算而具有特殊結構的微處理器。DSP的突出特點是:運算能力強、精度高、總線速度快、吞吐量大，尤其是采用專用硬件實現定點和浮點加乘（矩陣）運算，速度非常快。將數字信號處理器DSP應用于微機繼電保護，極大地縮短了數字濾波、濾序和傅里葉變換算法的計算時間，不但可以完成數據采集、信號處理的功能，還可以完成以往主要由CPU完成的運算功能，甚至完成獨立的繼電保護功能。鑒于此，國內外已研制出以數字信號處理器DSP為硬件平臺的新型微機繼電保護裝置，促使變電站綜合自動化水平的進一步提高。

參考文獻

［1］袁剛,范繼霞.淺談微機保護的使用現狀［J］.中國科技信息,2005;12：23 ［2］張承軍.配電系統監控保護裝置的應用.大眾科技,2005;83(9)：103 ［3］景勝.我**機保護的現狀與發展［J］.繼電器,2001;29（10）：1-4 ［4］孫悅迪,張冰,田有文.微機繼電保護的研究現狀及展望.農業機械化與電氣化，2005；（4）：48－49

［5］崔廣文.微機繼電保護技術的現狀與發展.中國科技信息,2005;（9）：38-39

第五篇：變電站繼電保護裝置培訓總結

2012年變電站繼電保護裝置培訓總結 根據變管所的安排，由我負責110kV變電站繼電保護裝置培訓，在變管所的信任和大力支持下，培訓在3月12日-7月5日期間得以全部落實完成，對我個人來說有了很大的進步，對于培訓班組來講，也或多或少有所收獲，但重要的是反映出了培訓工作中的難點和存在問題，現就此次培訓總結如下。

好的方面

一是現場培訓方法在培訓中得到了絕大部分員工的支持，可以肯定的是現場培訓不至于讓大家反感。由于此次培訓絕大部分內容都是根據現場設備講解，都在普通員工可接受范圍內，基本上是無課件的形式就地傳授，改變了以往照本宣科的陳舊方法，員工互動效果明顯，實際工作中的問題討論增多，真心的付出，也換回了變電站運行員工的尊重。二是對本人而言，重新梳理了繼電保護知識，在互相討論實際問題中，加深了理論知識的實際運行，也暴露出了自身部分知識的欠缺，為我個人技能水平的提高指引了方向和動力。

三是滿足了部分積極向上員工的培訓需求，尤其是西山變、乾塘變、土庫房變以及兩個新站（膩腳變和稼依變）的值班人員的培訓要求。在稼依變曾有一位值班員這樣感嘆道

“這樣的課聽起來真的很享受”，可以看出部分員工對培訓還是很需要的。

存在的問題

一是培訓內容的過多，時間壓縮過大，造成值班人員對培訓內容的消化接收效果不明顯。我所培訓的繼電保護裝置包括了全站的保護，如果對于一個基礎偏差甚至還可以的員工來說仍然是有點難度的，按照以往的經驗，我在乾塘變一個早上就只能培訓主變的“高后備”保護裝置，而此次的培訓內容是這樣的好幾倍，可見內容上是偏多的。

二是本人的技能水平有待進一步提高，由于是現場培訓，員工互動良好，從其中的問題探討我發現了很多自身知識面的狹窄，還有運行工作經驗不足，對有些問題解答不是很能服眾，對此我將認真下來加強學習，同時也建議下期培訓改派運行經驗豐富，技能水平高的老師培訓。

三是部分變電站員工人員結構老化，基礎知識薄弱，出現了學習積極性的下降以及聽不懂的喊聲。最明顯的表現在江那變、羊街變和小高爐變電站。

劉朝東

2012-7-8 丘北