第一篇：大修心得体会

继电班大修心得

1号机组大修工作结束了，这是我做为班长第一次带领全班，完成大修任务，在这艰难的一个多月的时间里，我的感受颇深。

刚成为班组负责人不久，就面临1号机组大修的任务，心理压力很大。我们继电班组负责的专业多，大修任务重，且公司刚刚完成了人员分流工作，人员流失严重，专业人员相对匮乏，骨干技术力量的不足，一度使我对完成大修任务失去了信心。然而随着大修工作的一步步推进，班组成员的齐心协力，让我重拾了信心。即使再辛苦，再艰难，当看到一项一项完成的大修任务进度表时，心理充满了自豪感。大修让我学到了很多平时学不到的东西，同时也看到了自身存在的不足。

一、大修期间，做为班长，要纵观大修全局，结合人员情况和工作环境，既要合理的安排工作，又要协调指挥，打好提前量，各专业互相配合，提高进度。然而在实际工作当中，往往会出现无人可用的情况，只能一个专业干完，才能干另一个专业，无法达到每个专业互不干涉，平行作业共同推进任务进度的效果。

二、做为班组的负责人，要深入了解班组每个成员的强项以及存在的不足，并会合理的利用每个人的长处，发挥作用，提高作业效率，避免重复作业浪费劳动力，压缩作业时间。大修刚开始的一段时间，班组成员之间缺少默契，责任心不强，互相配合的不是很顺畅，然而通过一段时间的磨练，班组成员之间，成员和班长之间都已经有了足够的默契，责任意识也增强了，工作效率有了很大的提高。

三、继电保护专业目前所面临的内、外部环境日趋严峻，一方面是各种干扰影响了继电保护工作的有序开展，另一方面还缺乏对于继电保护人员的适当激励，给目前已经繁重的检修工作带来管理上的压力。随着大修改造和更新设备的增多，班组人员对设备的了解以及专业知识的掌握程度还不够，对于完成机组大修、技改等大型的作业还很吃力，让我深刻的意识到培养技术骨干、加强对班组成员技术培训是多么的重要。所以今后我要重点加强人员的专业技术培训，打造一支专业技术过硬的队伍。

第二篇：大修心得体会

大修心得体会

2011年的停工大修是我参加工作7年来经历的首次大修，此次大修主要负责督促热工仪表及控制系统的检修、消缺并进行跟踪验收等工作。现将大修中的一些心得体会记录如下：

一、工作中的：本次大修中负责的热工项目具体说来包括锅炉汽机检测仪表的消缺、系统上更换及研磨电动门的接线调试、联锁变更的实施及验证。这些工作大多都是平时机组运行中因为无法隔离而没办法实施的，同样也是就说，此次的检修质量也决定了今后四年机组的稳定长周期运行。当领导给我布置了这样的任务之后，我首先是感觉到了沉重的压力，进而也感受到了领导的信任，当时就默默下定了决心，就像领导说的那样，即使掉几斤肉，也要把所有的大修任务按期、高质的完成。在随后的工作中，面对自己曾经的“老东家”，可以说是喜忧参半，喜的是大家都没把我当外人，尽力的配合我的工作，让我能很清楚的了解到施工进度及工作计划，有什么需要协调的事情也都很乐意联系我，当然我也欣然为大家服务。忧的是，大家的干劲显然不是很足，有时候真的想冲上去和他们一块干，但是，自己也知道这并不合适。遇到有的师傅满口牢骚的时候，当时真的想不管了，反正干不完活最后也是你们的事。但是，静下心来想想，耽误的工期最后还是会变成影响开工的因素，再想想领导要求的我们要树立服务意识，不就是要在施工人员有困难的时候去帮他们想办法解决并为他们创造一个安全的施工条件吗。于是，还像以前一样找到热工专业的负责人，和他们沟通施工中存在的困难、工期问题以及人员工作积极性等问题。通过沟通，他们也认识到了工期的紧张，马上就组织人员进行了动员并提早安排施工人员开始电动门的接线工作，为后面的调试工作节省下了宝贵的时间。通过双方的共同努力，按时完成了仪表消缺、电动门调试、联锁逻辑变更及验证工作。

二、思想上的：本次大修是我第一次以一名技术管理人员的身份参与到这样的施工作业中，刚开始还是很不适应的。主要表现在自己的目光还是很短浅的，做事没有大局观，抓不住重点。但是，经过了几次车间的检修会议，几位领导和装置长的发言让我明白了该以怎样的方法去开展自己现在的工作，也明白了后面的工作要从整个的施工进度及后面的开工等进行全面的考虑，要提早做准备。另外，车间领导及其他同事们那种一丝不苟的工作态度是我以前从没感受过的，他们的奉献精神也深深的打动了我。在他们的努力下，车间获得了一项又一项的荣誉，让我更加体会到了集体荣誉感以及融入这个集体的幸福感。

三、存在的问题及建议：

1.个人的技术水平还有待于提高，尤其是装置生产运行方面的知识以后还要加强学习。

2.此次大修后的技措项目资料及提前的审批工作没有做到位，反应出了车间技术基础工作还存在问题，在日后的技术管理工作中，个人要做到“工作到位，提前准备”，积极与各位同事及时沟通，有问题及时汇报主管领导，努力为车间的技术管理工作的进步做出自己的一点贡献。

3.希望车间能加大培训工作的管理力度。在此次开工的过程中，通过联锁保护试验，我感觉到了各值操作人员的技术水平还有待于提高，尤其是判断问题的能力，大多数还是依靠运行工程师及装置长来解决。

四、小结：来发电车间三个多月了，在这三个月中就经历了工作以来的第一次大检修，感觉自己从工作上和思想上都有了一点进步，同样，也暴漏出了更多以前没有发现的缺点及问题。但是，我自认为这也是好事，只有发现了问题才能及时的改正并使自己从技术能力及管理能力上得到提高。以上就是我自己的一点心得体会，谈不上什么总结，毕竟自己要学习的还很多，只是自己的一点心里话而已。今后，我还是会牢记“发电因你而精彩”这句打动了我的话，踏实做好自己的本职工作，也请领导及时批评指教。

第三篇：大修心得体会

大修总结

总结本次紧张的大修工作，我个人在本次检修中主要以学习为主，在本班调度长与副调度长的带领下我受益匪浅，现将我在大修过程中学习到的知识与经验总结如下:

一、在闪蒸汽、燃料气管线置换时由于交接班不清晰，接班人员未到现场仔细确认，使置换检修进度滞后。通过总结这件事我应该在以后的工作中多想多问，及时将自己的疑问和全班人员探讨，发挥集体的智慧并在交接班中和全班人员尽量将该交接的交接清楚有疑问的问题及时问清楚。

二，跟踪现场检修进度的过程中学习各种设备结构。以前对设备结构不是很清楚，只是通过文字描述想象设备的结构。通过这次检修我看到了很多以前没有机会教导的设备结构。知道了塔里的塔盘是什么样子的，汽轮机、压缩机内部是什么样子的。同时也发现公司各换热器换热内结垢很严重有很多煤粉，汽轮机末级叶轮颜色变黄。这些问题我将会在以后的工作中多学习、多思考希望能避免这些问题。

三、在大修结束后低压蒸汽管网先后两次建立低压蒸汽管网，通过这两次暖管，我熟悉了低压蒸汽管网。特别是第二次在暖管过程中由于管网压力一直提不来，起初认为是开工锅炉负荷低所造成的，但是一个小时过后压力一直没有变化我班副调度长带领我现场检查才发现发现合成A系列PV400A76放空阀处于全开位置，建立管网所用的蒸汽全部从此处放空。我们副调度长发现问题后能及时分析并找到原因，使我知道了调度工作经验是多么的重要，这也是我今后学习总结的方向。

四、检查梳理了公用物料管线。利用此次机会我配合调度长对每一根管线进行梳理，熟悉了全厂公用管网。本次大修后各种公用介质管道上甩头加阀门的点很多作为一名生产调度需要平衡全厂物料，这次我熟悉了公用物料管线并知道了新的公用介质使用点。

现在我们面临着大修后的开车工作，在开车过程中安全是所有工作的重点。我将在置换、开车等工作中严格执行公司制度领导指示，确保开车工作安全、顺利进行。

2015年8月29日

第四篇：电厂大修心得体会

电厂大修心得体会

走进检修现场，人声鼎沸，如火如荼。1号机组A修和2号机组C修工作全面铺开，现场人来人往，忙忙碌碌，一片生机盎然的景象：有抡大锤的、有上螺丝的，有搭架子的、有清洗研磨的。一道工序接着一道工序，一环扣着一环。

电热检修一部本次检修基本上没有外包，重点项目都靠自己完成，各班组在克服人员少、工作量大的困难下，各项工作正在有序进行：控制线路星罗密布，迷惑不了他们雪亮的眼睛；仪表检定一丝不苟，他们精益求精；高压试验预防设备损坏，他们在认真执行；电源开关清扫、改造，在他们的手里变得焕然一新；烟囱的检修梯，让人看了头晕目眩，却难不住我们脱硫班矫健的身影……这是一支年轻的队伍，这是一支朝气蓬勃的队伍。

电气专业安全争先、团结拼搏；热控专业学习创新，团结高效。现场的客观条件，要求我们要时时留意，处处小心。一顶顶安全帽的下面，是我们一张张充满着睿智与机警的脸；一根根安全带系在腰间，时刻准备着，迎接新的挑战。本次大修工作，一干就要两个多月，没有经历过的人很难体会到其中的艰辛，但当大伙看到胜利的果实时，都会露出幸福的笑容。将要磨破多少只手套、经受多少次嗑碰，我们不会去统计，只知道伴着汗水眼前呈现出的就是一个个希望。我们每个人都正在接受着大修的洗礼：新手们勤奋好学、争先恐后，师傅们刻苦钻研，推陈出新。正是因为风雨的洗礼，年轻的心才会走向更加成熟。

每次大修总能透着一股近乎神密的力量，把我们紧紧地凝聚。春华秋实，美好的明天需要我们今天的努力，让我们携起手来，迎接新的挑战，共同创造更加美好的明天。

第五篇：大修工作总结

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 3231.5 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）167.6 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 33.8 %；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 1.6 %；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 43.1 %；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 21.4 %。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 128.5 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 1.5 %，投资的 7.8 %；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 128.5 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 68.5 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 68.5 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 167.6 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 128.5 万元；工器具购置 0 套，投资 0 万元。6.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 151.5 兆伏安，其中因电网发展增容退运 1 台，容量 31.5 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

生产技术改造退役110（66）千伏及以上变压器 2 台，容量 151.5 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 31.5 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 25.5 年。其中：因存在严重缺陷退役 8 台，平均运行寿命 25.5 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

1.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。www.teniu.cc（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。2.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。（8）围绕“以站线为中心、周期轮回”的技术改造理念，确立整站整线改造工作的重点，整站整线改造，尽量做到一次性改造完毕，未来5～10年内一般不再考虑对整站整线改造后站线再次改造；对于仅有少数设备较新的老旧站，整体改造后将可继续运行的设备调至其他站继续使用。（9）根据国家电网公司统一部署，按照统筹规划、试点先行、协调推进的原则，完善现有变电站综合自动化、配电网自动化、负荷管理系统、调度自动化系统、二次安全防护体系和调度数据网，推进变电站智能化改造和调控一体化改造。3.生产技术改造工作成效（1）设备健康水平提升成效

全面落实公司各项反事故措施要求，解决影响电网安全运行的重大隐患，开展相关设备的技术改造，提高设备健康水平。加强了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。（2）电网输送能力提升成效

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”。通过更换大截面导线等改造措施，解决导线过热、线径过细问题，通过适当提高输电线路导线运行允许温度，挖掘现有线路潜力，提高输变电设备的输送能力。根据电网受端地区经济发展的需要，优化电网结构及线路通道，提高受端电网吸纳电力的能力。（3）电网节能降耗工作成效

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。

（4）设备专项治理工作成效

对存在安全隐患的老旧隔离开关更新改造；对GG-1A开关柜、多油断路器更新改造；完成主要供电区域S9型以下等高耗能配电变压器改造；对超过20年的CT和PT的改造更换；完成高层、半高层布置的110kV、220kV变电站改造；对运行中存在严重缺陷、影响电网安全运行的断路器进行改造，对短路容量达不到电网要求的断路器进行改造；完成对运行10年以上的保护装置和变电站综合自动化装置的更新改造，实现220kV及以上系统的变压器保护和母线保护的全面微机化、双重化；对早期投运且运行状况普遍较差的各类保护进行改造。（5）实施抗灾抢险、重点保电等工作成效

圆满完成第二十二届省运会、世界太阳城大会等重大活动的保电任务；进一步提高安全风险管控和应急处置能力，电网经受住了“1.20”和“2.28”两次大范围线路舞动事件的重大考验，成功化解了大面积停电事故风险。（6）其他方面工作成效

在国家电网公司系统率先完成220千伏青岛午山变电站智能化改造并通过验收。

三、生产技术改造工作存在的问题

（一）生产技术改造管理方面存在的问题

（1）国网公司不断规范技改管理工作，对技改项目的编制查、批复等环节有了具体明确的要求，但基层单位对技改工作的管理还存在滞后的现象，有的基层单位对技改项目申报随意，内部审核不严格，可研编制不规范，PMS中数据填报不准确。

（2）个别单位工程专责人员存在兼岗现象，精力不能完全投入到工程管理中去，造成工作被动应付；有些单位人员对项目管理缺乏认识，对专业技能、规章制度把握能力不足，在项目申报、工程款支付等环节随意性较大；工程管理专责人员变化较快，对工作的交接还不全面，需要加强基层单位管理人员的业务培训，提高管理水平。

（二）生产技术改造项目实施方面存在的问题

项目实施过程中的管理资料整理不规范，部分单位对项目月度实施情况报送不及时、不仔细，报表数据填写不准确；部分单位对大修项目管理不严格，还存在使用成本资金购置固定资产的现象；多数单位在物资订货、结算进度上比较缓慢，与本单位财务、审计、物资等部门协调配合不够。

（三）其他方面存在的问题

（1）关于跨区电网结算问题：ERP系统上线以后，按国网公司集中采购的要求，跨区电网技改工程中需要集中采购的物资的采购策略为01，01（国网采购，国网招标），因资产属性不同，跨区电网技改工程的物资采购结算工作无法按照ERP系统设定的流程进行运转，原因是集团公司财务在系统中生成财务票据时无法实现三单匹配，并且需要手工修改系统中的大量相关单据；如果修改采购策略，由山东电力集团公司超高压公司财务结算，需要将采购申请退回，即使采购策略修改成功，山东电力集团公司超高压公司财务也面临三单不匹配的问题，并且因国网公司对ERP系统中的各项指标严格控制，采购申请无法实现退回。需要国网公司明确在今后的跨区电网技改及零购项目中，这类物资如何在ERP系统中流转，如何进行结算以及固定资产卡片如何建立。（2）物资招标的批次少，间隔时间长，同一个项目中的不同设备要经过多个批次的招标才能完成采购，特别是有些设备的选型、参数需要与设计单位结合，影响了项目的建设进度。

四、2011年生产技术改造工作

（一）工作思路

按照加快“两个转变”和“四化”工作要求，围绕建设坚强智能电网的战略目标，规范管理，完善制度，强化措施，加强监督，严格考核，提高精益化管理水平；加强规划，慎重投入，注重效益，提高设备运行的可靠性；强化培训，加强沟通，提高工程管理人员技术素质，全面完成各项工作任务。

（二）工作安排

（1）做好工程管理标准化体系建设工作。尽快完成工程管理标准化体系编制，在征求意见的基础上，结合国网公司管理办法，2月份下发试行。

（2）尽快组织开展项目施工、设计、监理招标工作。联系招标中心，尽快编制招标文件。（3）加强生产信息化建设，积极探索、完善流程管理。在现有生产管理信息系统的基础上，研究开发技改大修PMS模块与ERP的接口功能，实现PMS与ERP的有机统一；通过深化PMS系统应用，积极探索设备全寿命周期、物资主设备材料订货等管理环节，完善管理流程，提高立项质量和管理效率。

（4）进行2012项目计划编制审查工作。总结2011年计划编制存在的问题，从可研编制、资金控制、项目审查等环节加强管理，在PMS中做好项目储备。

（5）加强2011年项目管理工作。充分发挥监理的作用，实现监理月报制度，对2011年项目的实施进度、过程资料、管理标准的落实情况进行检查和抽查，掌握项目实施情况，引导、督促基层单位逐步规范项目管理。

（6）对基层单位工程专责进行培训。结合国网公司的有关管理办法，对集团公司的管理标准、管理制度进行宣贯、培训。择机举办培训班，邀请有关工程建设领域的管理专家进行授课，提高基层单位工程专责的业务素质。

（7）加大项目审计监督力度。会同集团公司审计部，在各单位自查的基础上，抽取部分单位对2010年的技改大修项目进行专项审计。对审计发现的问题，及时进行整改，督促各单位规范项目管理。

五、工作建议

（1）加强制度建设，规范项目管理。从国网公司的层面上制定相关的管理标准、技术标准，逐步规范技改项目管理。

（2）优化招标原则，完善招标体系。由于设备厂家追求产品的利润，在低价中标的招标原则下，部分厂家把价格因素置于首位，而放松了产品质量的管理，使得近年来新安装设备故障率大大增加，可靠性快速下降。因此，应适当调整设备的招标原则，对设备招标从价格、技术等各方面进行综合考核，限制低档产品在招投标工作中的恶意竞争。

（3）加强人员培训，提高管理水平。规范高效的工程管理，需要一套完善的体系，更需要一批业务精、管理水平高的人员，建议加强对工程管理人员的培训，不断提高工程管理人员水平。