大修技改总结.docx

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大修技改总结

　　第一篇、大修工作总结

　　大修技改总结

　　大修工作总结

　　一、生产技术改造和设备大修工作完成情况

（一）生产技术改造完成情况

　　1．项目、投资完成情况

　　2010年，公司资产共完成生产技术改造项目126项，投资102591万元，完成年计划项目的100%，投资的100%；

　　完成跨区电网（国家电网公司总部资产）生产技术改造项目20项，投资3235万元，完成年计划项目的100%，投资的100%。

　　2．改造规模情况

　　2010年，公司资产生产技术改造中，改造35千伏及以上输电线路（含电缆）166公里、变压器235万千伏安、断路器（含GIS间隔）190台、塔基692基、四小器（含互感器、避雷器等）496台；完成改造10（20）千伏及以下线路（含电缆）0公里、配电变压器0万千伏安、断路器（含开关柜、柱上开关、环网柜等断路器设备）173台。

　　跨区电网生产技术改造中，改造35千伏及以上输电线路（含电缆）0公里、变压器0万千伏安、断路器（含GIS间隔）4台、塔基31基、四小器（含互感器、避雷器等）16台。

　　3．改造用途分布情况

　　2010年，公司资产用于提高电网安全稳定水平的技改项目54项，投资34669万元，占公司资产投资的38%；用于提高电网输送能力的技改项目7项，投资1700万元，占公司资产投资的6%；用于提高设备可靠性的技改项目59项，投资44222万元，占公司资产投资的41%；用于提高电网经济运行水平的技改项目0项，投资万元，占公司资产投资的0%；用于其他技改项目6项，投资22000万元，占公司资产投资的24%。

跨区电网用于提高电网安全稳定水平的技改项目18项，投资2397万元，占跨区电网总投资的74%；用于提高电网输送能力的技改项目0项，投资0万元，占总全年投资的0%；用于提高设备可靠性的技改项目1项，投资706万元，占跨区电网投资的22%；用于提高电网经济运行水平的技改项目0项，投资0万元，占跨区电网投资的0%；用于其他技改项目1项，投资125万元，占跨区电网投资的4%。

　　4．改造专业分布情况

　　2010年，公司资产电网一次设备改造项目96项，投资48371万元，占项目的76%，投资的47%；二次系统改造（包括继电保护及安全自动装置、调度、通信、自动化）项目28项，投资46220万元，占项目的22%，投资的45%；发电设备改造项目0项，投资0万元，占项目的0%，投资的0%；零购项目2项，投资8000万元，占项目的5%，投资的8%；其他改造项目0项，投资0万元，占项目的0%，投资的0%。

跨区电网一次设备改造项目15项，投资2162万元，占项目的75%，投资的67%；二次系统改造（包括继电保护及安全自动装置、调度、通信、自动化）项目4项，投资941万元，占项目的20%，投资的29%；零购项目1项，投资125万元，占项目的5%，投资的4%；其他改造项目0项，投资0万元，占项目的0%，投资的0%。

　　5．改造主要成果情况

（1）电网系统改造方面

　　打开了0个500/220千伏电磁环网；消除接入220千伏及以上电网出力受阻电厂0座；完成各电压等级电网输送能力工程7项，提高电网输送能力65万千瓦，其中500（330）千伏电网工程0项，提高电网输送能力万千瓦，220千伏电网工程0项，提高电网输送能力0万千瓦，110千伏及以下电网工程7项，提高电网输送能力65万千瓦。

（2）电网一次设备改造方面

　　更新改造不满足安全运行要求的变压器235万千伏安，其中铝线圈变压器改造4万千伏安，薄绝缘变压器改造4万千伏安，抗短路能力不足的变压器改造227万千伏安；缺陷频发的高能耗变压器改造0万千伏安。

　　更新改造不满足运行要求的断路器121台，更换遮断能力不足的断路器28台。

更新改造不满足运行要求的输电线路166公里，其中更换耐热导线0公里。

　　输电线路防雷改造12条，48公里，投资267万元；输电线路防舞动治理改造0条，0公里，投资0万元；输电线路防风偏改造0条，0公里，投资0万元；输电线路差异化改造3条，11公里，投资758万元。

　　（3）电网二次装备改造方面

　　更新改造微机保护442套，公司保护微机化率100%；更新改造安全自动装置101套；更新改造通信装置套；更新改造自动化装置41套；更新改造光缆183公里。

　　（4）电网智能化改造方面

　　完成电网智能化改造技改项目2项，投资4298万元，其中完成2座变电站智能化改造，投资4298万元；完成调控一体化改造0项，投资0万元。

　　（5）生产装备购置方面

　　完成生产车辆购置142辆，投资6895万元，其中带电作业车9辆、应急电源车2辆、高空作业车1辆、其他生产车辆130辆；

　　完成仪器仪表购置102套，投资2480万元，其中带电检测仪器18套、试验仪器22套，其他仪器仪表62套；

　　完成工器具购置54套，投资1267万元，其中带电作业工器具18套，安全工器具20套、其他生产工器具16套。

　　（6）跨区电网技术改造主要成果

　　更新改造跨区电网不满足运行要求的变压器75万千伏安、不满足运行要求的断路器2台。

输电线路防雷改造0条，0公里，投资0万元；跨区电网输电线路防舞动治理改造0条，0公里，投资0万元；输电线路防风偏改造0条，0公里，投资0万元；输电线路差异化改造0条，0公里，投资0万元。

　　更新改造跨区电网继电保护及安全自动装置17套、自动化装置0套、通信装置2套、光缆0公里。

　　完成生产车辆购置0辆，投资0万元；仪器仪表购置13套，投资125万元；工器具购置0套，投资0万元。

　　技术改造主要设备退役情况

（1）主要设备退运情况

　　生产技术改造退运110（66）千伏及以上变压器2台，容量155兆伏安，其中因电网发展增容退运1台，容量35兆伏安；因电网发展提高技术参数退运0台，容量0兆伏安；因存在严重缺陷退运1台，容量120兆伏安；因事故损坏退运0台，容量0兆伏安；其他原因退运0台，容量0兆伏安。

退运变压器已异地使用0台，容量0兆伏安；留作备用0台，容量0兆伏安；退役台，容量0兆伏安。

　　生产技术改造退运110（66）千伏及以上断路器48台，其中因电网发展需提高技术参数退运4台；因存在严重缺陷退运44台；因事故损坏退运0台；其他原因退运0台。

退运断路器已异地使用32台；留作备用8台；退役8台。

　　生产技术改造退运110（66）千伏及以上隔离开关67台，其中因电网发展需提高技术参数退运11台；因存在严重缺陷退运56台；因事故损坏退运0台；其他原因退运0台。

退运隔离开关已异地使用42台；留作备用6台；退役19台。

　　注统计范围为生产技术改造相关设备。

退运设备特指发生退出运行位置动作的设备；留作备用设备包括作为生产备用及已计划在其他地点使用但尚未安装的设备；退役设备特指退役报废设备。

（2）主要设备退役情况大修技改总结

　　生产技术改造退役110（66）千伏及以上变压器2台，容量155兆伏安，平均运行寿命25年。

其中因存在严重缺陷退役1台，容量120兆伏安，平均运行寿命24年；因事故损坏退役0台，容量0兆伏安，平均运行寿命0年；其他原因退役1台，容量35兆伏安，平均运行寿命26年。

　　生产技术改造退役110（66）千伏及以上断路器8台，平均运行寿命25年。

其中因存在严重缺陷退役8台，平均运行寿命25年；因事故损坏退役0台，平均运行寿命0年；其他原因退役0台，平均运行寿命0年。

　　生产技术改造退役110（66）千伏及以上隔离开关19台，平均运行寿命24年。

其中因存在严重缺陷退役19台，平均运行寿命24年；因事故损坏退役0台，平均运行寿命0年；其他原因退役0台，平均运行寿命0年。

（二）生产设备大修工作完成情况

　　1．项目、投资完成情况

　　2010年，公司资产共完成生产设备大修1346项，166210万元，完成年计划项目的100%，资金的100%。

　　跨区电网设备大修19项，1287万元，完成年计划项目的100%，资金的100%。

　　2．大修规模情况

　　2010年，公司资产生产设备大修中，完成修理35千伏及以上输电线路（含电缆）3691公里（输电线路防舞动治理1830公里、防风偏治理1271公里）、变压器810万千伏安、断路器（含GIS间隔）224台、塔基3188基、四小器（含互感器、避雷器等）1220台；完成修理10（20）千伏及以下线路（含电缆）1907公里、配电变压器390万千伏安、断

　　路器（含开关柜、柱上开关、环网柜等断路器设备）1165台；完成修理继电保护及安全自动装置177套、调度系统38套、通信设备98套、自动化装置85套、光缆381公里。

　　跨区电网生产设备大修中，完成修理35千伏及以上输电线路（含电缆）870公里（输电线路防舞动治理150公里、防风偏治理0公里）、变压器0万千伏安、断路器（含GIS间隔）40台、塔基105基、四小器（含互感器、避雷器等）102台；完成修理10（20）千伏及以下线路（含电缆）0公里、配电变压器0万千伏安、断路器（含开关柜、柱上开关、环网柜等断路器设备）0台；完成修理继电保护及安全自动装置0套、调度系统0套、通信设备0套、自动化装置0套、光缆0公里。

　　3．大修专业完成情况

　　2010年，公司资产电网一次设备大修项目1005项，资金131496万元，占项目的75%，资金的79%；二次系统（包括继电保护及安全自动装置、调度、通信、自动化）大修项目170项，资金19603万元，占项目的13%，资金的12%；发电设备大修项目0项，资金0万元，占项目的0%，资金的0%；其他改造项目171项，资金15111万元，占项目的13%，资金的9%。

　　跨区电网一次设备大修项目10项，资金883万元，占项目的53%，资金的69%；二次系统（包括继电保护及安全自动装置、调度、通信、自动化）大修项目6项，资金260万元，占项目的32%，资金的20%；其他改造项目3项，资金144万元，占项目的15%，资金的11%。

　　二、主要完成工作

　　生产技术改造管理方面工作开展情况

（1）完成技改大修项目计划的编制、审核及下达，并根据国网公司审查意见，对计划进行了修改完善。

（2）完成技改“十二五”规划编制。

根据国网公司统一部署，组织开展进行了“十二五”技改规划报告编制，对技改规划项目进行评审，经各专业讨论后上报国网公司。

　　（3）PMS系统正式运行，实现了工程项目的信息化管理。

根据国网公司生产信息化建设工作统一安排，8月份完成了PMS技改大修模块的开发工作，并将2010年技改大修项目计划录入到系统中，“十二五”技改规划项目、2011年技改大修项目计划等都已通过PMS系统向国网公司进行数据报送，实现了技改大修的项目储备、计划审核、资金规模统计分析、月度报表等环节的信息化管理。

　　（4）开展了技改大修标准化管理体系编制工作。

为加强标准化、精益化、规范化管理，结合我公司工程管理工作的实际，对工程管理制度进行了梳理后确定了15项技术改造管理标准和11项大修管理标准的制订工作，目前已经完成了标准化体系的初稿编制，正处于征求意见阶段，将在2011年的工程管理中将贯彻执行。

　　（5）督促项目实施进度，加强项目过程管理。

为督促各单位建设进度，制定了项目的里程碑进度计划和月度报表制度，及时掌握、督促项目实施进度。

抽选了部分单位，对项目实施进度、项

　　目管理、资料归档、竣工验收、结算审计、资金使用等环节进行检查，对检查中发现的问题进行整改，提高了项目单位规范管理的意识。

　　（6）完成2010年、2011年技改限上项目的可研审查工作。

参加了国网公司组织的2010年12个、2011年17个技改限上项目的审查，并根据审查意见进行修改、完善。

　　（7）完成2010年技改大修综合计划调整工作。

根据国网公司安排，2010年技改大修综合计划进行了调整，对原技改计划的8个项目进行了资金调整、取消了15个项目计划、新增加了应急指挥中心建设等11个项目，调增了2010年技改项目资金24602万元。

　　（8）完成跨区电网项目审查、计划编制等工作。

下发了2011年跨区电网项目审查意见，向国网公司报送了跨区电网项目计划建议，组织超高压公司参加了国网公司对2011年跨区电网项目的评审，按照国网经研院审查意见，对潍坊站500kV淄潍线高抗器更换项目进行了修改完善。

　　生产技术改造技术方面工作开展情况

（1）与电网建设规划结合，缩短配电网供电半径，提高负荷转供能力、提高电网电压无功控制能力；认真处理电网技术改造与基本建设等工作的关系，以基本建设促进电网快速发展，以技术改造促进电网完善与挖潜，做到统筹协调，共同推动电网发展。

（2）降低变电站短路电流水平，提高设备短路容量，改造不满足电网动热稳定要求的设备；逐步实现保护双重化配置，对老旧运行不可靠的继电保护、安全稳定自动装置进行更换。

加大电网分析力度，研究互联电网稳定特性和交直流混合系统的相互影响，加强电网运行风险预警，重点抓好临时方式、过渡方式、检修方式和特殊方式的风险预控。

　　（3）加强输电线路抗冰、防污、防雷、防风、防舞动等差异化改造,开展输电线路抗冰、防污、防雷、防风、防舞动的科技攻关，研究自然灾害对线路和变电站内设备造成的潜在影响。

进一步加大电力设施保护力度，认真研究行之有效的电力设施防外力破坏的技术手段；加高改造跨越距离不足、易受车辆撞击的线路杆塔；加大防盗技术的应用范围，对重点设备进行加固，提高防护等级，提高电力设施防外力破坏的能力和水平。

　　（4）加强对改造家族性或先天性缺陷较多、不满足反措要求设备的改造力度，对老化严重、超过寿命周期的设备以彻底更换为主，在设备状态评价的基础上，有计划地分步对接近使用寿命的设备进行更新改造。

加快更新改造设计水平低、制造工艺落后、耐污等级低、故障率高、威胁电网安全运行的老旧设备，及时消除电网安全隐患。

　　（5）解决因输电设备容量不足造成的电网“卡脖子”问题，对负荷增长迅速地区，提高负荷预测准确性，及时进行主变增容改造或从电网结构上考虑负荷转供，确保电力“送得出、落得下、用得上”。

　　（6）加大电网节能减排投入，重点开展高损耗输变电设备更新，推动S7及以下高损耗配电变压器改造；加强对无功补偿的配置，合理设计无功容量，提高功率因数。

采用新型节能产品，减少架空线路铁质金具涡流损耗，降低线损；合理规划、优化线路通道，解决线路迂回供电问题，缩短供电半径。

　　（7）严格把好设备入网关，禁止存在家族性或先天性缺陷输变电设备入网运行，降低检修成本、能耗成本、环保整治成本，减少后期改造的工程量，提高改造资金的利用效益，坚持对达不到寿命周期的设备不予提前更换的原则。

　　第二篇、大修总结汇报材料

　　大修技改总结

　　汽机专业#3机组大修总结

　　暨一季度检修分析汇报材料

　　一、#3机组大修工作总结

　　本次#3机大修汽机队以反措项目的实施、节能技改项目的实施、#3机主机汽封改造、#3机开式水系统改造、#3机#6低加正常疏水改造、#3机内漏阀门治理、#3机低压B转子末级叶片更换作为重点检查监督工作。

共计完成标准项目25大项，122小项。

阀门检修项目151项。

炉外管道检验5大项，42小项。

技改项目2项及特殊项目3项。

汽机技术监督8项。

化学监督项目9大项，21小项。

金属监督项目11大项，58小项。

反事故措施计划项目共15大项，31小项。

本次#3机组汽机检修共完成质检点133项，其中W点5项，H点120项，P点8项。

　　本次大修汽机队施工组织较好，内部以及与相关专业紧密协调、配合，检修项目实施时间安排合理。

针对低压B转子汽端末级转子叶片送制造厂更换工作，打乱了原有的施工、调整工序，造成检修工期延长的实际情况，汽机队在一方面同物资公司一道积极协调上电集团，优化衔接末级叶片更换工序组合，确保末级叶片顺利返厂。

另一方面，汽机队多次进行施工工序的调整、优化，根据低压A转子和低压B转子外形尺寸大体相同的实际情况，提出了利用低压A转子代替B转子进行汽封间隙调整的思路，大大缩短了调整时间，另外，为方便发电机穿转子，又将A转子调端和电端对调的方式，保证了发电机转子的如期穿入。

　　#3机组第二次大修共发现缺陷23条，已全部处理。

其中重大缺陷汇报如下

　　1）低压B转子调端末级叶片磨损

　　低压B缸解体检查发现转子调端末级叶片共计24片（编号为1、2、3、4、6、7、8、9、10、12、22、23、25、26、27、36、37、38、53、56、60、63、64）磨损变形。

　　原因分析

（1）从现场实际测量末级叶片与排汽导流环间隙情况来看中上部间隙偏小（标准间隙为13mm），中分面部分冲刷较严重，上隔板左下角（间隙6mm处下方），有长度约15cm左右，宽度约8mm的磨损堆积物带，损坏叶片的围带上也附着磨损堆积物，经光谱检验确认该堆积物与叶片材质相同。

（2）由于汽缸及排汽导流环的变形，同时某些叶片运行状态下径向变形较大，在某些突变工况下，造成磨擦，导致叶片损坏。

　　综上所述由于汽缸及排汽导流环的变形，同时某些叶片运行状态下径向变形较大，在某些突变工况下，造成磨擦，导致叶片损坏。

处理措施低压转子返厂更换损坏的叶片，并对处理后的转子进行动平衡试验。

对末级隔板洼窝中心进行调整，消除左右偏差，修后调整末级叶片与排汽导流环径向间隙5-0mm，对排汽导流环凸起的部位打磨过渡处理。

　　预防措施本次#3机组大修，对所有汽缸连接的抽汽、疏水管道阀门进行检查，保证阀门关闭严密，管道畅通。

加强事故状态或汽轮机工况突变状态下的运行调节与处理，严格执行防止大轴弯曲和汽缸

　　进水措施。

　　2）#1轴承下部瓦块钨金磨损

　　#1轴承下部瓦块钨金接触面积超出75%，钨金磨损严重。

　　原因分析因因#1轴承无顶轴油管，转子在盘车及中低转速下轴承油膜无法形成，部分瓦块吃力不均匀，造成轴瓦的磨损。

　　处理措施已更换#1轴承全部瓦块（共4块），更换后测量顶部间隙为0.71mm（标准值为0.71-0.81mm）。

　　防范措施检查新瓦块的背部调整小球面应光滑、无毛刺。

调整#1轴承的静态对中。

在复装时将轴承顶隙调整到下限值，加大轴承压盖的紧力。

　　3）高压主汽阀、#1——#4高压调节阀阀座焊缝裂纹

　　原因分析阀座与阀壳为套装过盈配合，焊缝作用仅是为了防止阀座松动后转动，原焊接时只焊接了一遍，阀座的焊接强度偏低，启动时阀座受热较快，与阀壳的膨胀不一致，造成焊缝拉裂。

　　处理措施将裂纹挖除后进行补焊处理。

　　预防措施焊接时将裂纹挖除干净，经金属监督认证后进行焊接。

焊接时严格按照厂家提供的焊接工艺施焊。

焊后进行热处理，防止阀座变形。

所有焊缝金相检查合格。

　　4）对#3机凉水塔内部填料破损情况进行检查，发现部分位置的填料出现损坏塌陷现象（最大塌陷面积达到2平方米），直接影响凉水塔的冷却效果，影响机组的经济性。

　　原因分析由于受设计、制造工艺和制造设备的限制，#3机凉水塔使用的部分填料质量不好，主要表现为易碎、易风化、制造工艺不

　　高、淋水和冷却效果不好，经过使用已经出现风化易碎的现象。

直接影响凉水塔的冷却效果和机组的安全运行。

　　处理措施对凉水塔破损的填料进行更换。

　　防范措施为确保冷水塔的冷却效果，此次检修对凉水塔内部已经轻微风化的部分填料全部进行更换。

此次更换面积大约为400m3-500m3。

　　5）对二期循环水出联络门一次门检查发现，阀蝶下半脱出掉落。

原因分析循环水联络门直径为2000mm，门杆直径为150mm。

由于循环水的腐蚀造成底部门杆断裂，在阀门开关时形成阀蝶脱出掉落。

处理措施更换新的联络门。

　　预防措施对新更换的蝶阀阀杆处进行防腐处理，在阀杆底部加装防冲蚀板，在蝶阀密封面处加装限位装置防止开关过度造成阀门损坏。

　　#3机组启动过程中汽机队发生设备异常2项1）2012年3月17日12:

45发电机消泡箱油位高，消泡箱油位报警，密封油由油档进入发电机。

2）2012年3月20日13:

00进行修后高调门严密性试验时，因#4高调门LVDT连杆固定端螺栓松动，引起#4高调门波动频繁，造成修后高调门严密性试验时间过长。

异常现象的发生暴露出汽机队检修人员执行设备管理制度不严，检修人员操作运行设备。

对处理密封油箱满油异常情况经验不足，处理不当。

工作人员工作不认真，连杆装好后未再次进行检查以及消缺不及时等问题。

针对暴露出来的问题汽机队将严格执行运行设备由运行人员进行操作的管理制度。

加强工作人员的培训，提高业务素质。

提高工作人员的责任心，设备安装后，需进行检查核实是否存在问题。

缺陷检查要全面、仔细，及时

　　消缺。

　　#3机组开机后，主机#1轴承振动得到很好地改善由修前的1859um降到了100um以下，#6低加正常疏水系统投运正常，消除了高加三通阀内漏等修前缺陷14条。

目前#3机组3A汽泵非驱动端密封泄漏正在进行抢修，其余机侧主机及辅机设备运行正常。

　　二、缺陷分析

　　汽机队一季度共发生缺陷88条，消除77条，缺陷延期11条。

消缺率为85%。

延期缺陷主要为阀门内漏及供热首战内设备缺陷。

今后我们将加大对一、二期设备及供热首战设备的管理力度，加强内漏阀门的治理工作，重视对辅助设备的巡检同时也要加强设备巡检及设备治理力度,提高巡检质量及状态检测水平，减少设备缺陷，保持设备健康稳定运行。

在停止对外供热后加大消缺力度消除对供热首站的设备缺陷。

　　三、技术监督报告

　　汽机队一季度共完成汽机技术监督项目10项（#3汽轮机主、辅机设备检修监督，主机汽封改造，#6低加疏水改造，#3机设备异动监督，#3机超速试验，#3汽轮机及给水泵汽轮机注油试验，#3汽轮机主汽门、调门严密性试验，#3汽轮机真空严密性试验，#1机1B循泵复装，一期真空系统漏点封堵）。

　　四、状态监测分析

　　一季度汽机队对#1-4机主机及45台辅机转动设备进行运行监测，设备运行无异常。

运行机组各油箱油位正常，各油箱油质合格；

　　第三篇、集团大修技改办法

　　大修技改总结

　　技术改造和大修项目管理办法

　　第一章总则

　　第一条为规范集团公司技术改造和大修项目管理，确保技改投资、大修费用资金使用效果和工作目标，提高各分、子公司装置设施运行质量和技术水平，特制定本办法。

　　第二条本办法适用于集团公司所属各分、子公司。

　　第三条本办法主要对技术