变电站改造工程总结范文

变电站改造工程总结篇1

【关键词】超高压变电站；不停电改造；质量控制；安全控制；LCC

1.引言

随着输变电技术的发展和电网容量的不断扩大，一些早期投产的超高压变电站已不能满足电网的需求，这些变电站在超高压电网中处于非常重要的地位，并且有些变电站地处繁华地段，今后对这些超高压变电站在不停电的条件下进行大规模改造会大量涌现[1-3]。因此，研究超高压变电站大规模不停电改造相关的关键技术对提高电网的安全稳定性及供电可靠性具有重要意义。

本文分析了超高压变电站大规模不停电改造的主要原因、特点及改造中应遵循的原则，提出了超高压变电站不停电改造的施工方案，总结了超高压变电站不停电改造土建、电气施工中质量及安全控制措施，介绍了LCC技术在超高压变电站不停电改造中的应用。

2.不停电改造概述

2.1 不停电改造的主要原因

一般认为，超高压变电站在面临如下的情况时，应考虑对其进行不停电改造。（1）配电装置出线间隔已饱和，有必要扩建配电间隔；（2）配电装置内部接线与规划进线不匹配；（3）架空线路需要改造；（4）室外高型构架配电装置已达到设计寿命；（5）主变平均负载率较高，需增容现有主变。

2.2 不停电改造的特点

对这些大型超高压变电站进行大规模改造，如果要采取异地新建方案将需要大量的土地购置费用，同时进出输电通道也必须要全部改造，在目前的情况下几乎不可能。同时，这些变电站承担着向地区供电的重要责任，停电改造几乎是不可能的。因此，对于这些在运行条件下的超高压变电站进行大规模不停电改造，由于是在不中断变电站正常运行的条件下实施，因此呈现出以下特点：

（1）改造规模大、时间跨度长

超高压变电站改造工程不仅涵盖全部一、二次设备的更换和升级改造，还涉及接地网、电缆沟等基础设施的改造和易位重建，保护室新建与保护迁移等一系列工程项目，加上有限的停电窗口，难以满足密集施工的停电需求，使改造工程持续时间较长，同时改造期间的设备过渡状态、回路的过渡接线及因施工造成的薄弱运行方式给现场运行人员和运行管理部门带来了巨大的压力。

（2）施工难度高，安全风险大

为最大限度地保持设备的正常运行，改造工程中往往会有大量的工程项目是在紧邻运行设备的间隙或夹缝中展开的，许多情况下，运行设备与改造设备难以清晰分隔，特别是二次回路本来就十分复杂，历经多次扩建技改后，更是剪不断理还乱。这些情况在给改造工程施工带来巨大的困难和诸多不确定因素的同时，也造成许多危险源点面临前所未有的安全风险。

（3）对正常运行干扰大，现场安全管理任务重

工程施工与变电站的运行作业并行展开，交叉进行。强大的施工噪音，繁杂的施工作业，给变电站值班人员的正常运行作业造成了极大的干扰，而少数施工人员安全意识淡薄给变电站设备运行安全带来的威胁，成为现场运行人员和运行管理部门实施现场安全管理的严峻挑战。

2.3 不停电改造的原则

为了保证超高压变电站改造工程实施的科学性、安全性，满足变电站“两型一化”的要求，提高变电站改造后的运行效率和安全性，超高压变电站改造工程普遍应遵循的原则有：（1）统一计划、分步实施、安全第一、稳妥可靠；（2）尽可能地减少停电时间，尽量利用老设备和设施；（3）配电装置就地改造时，必须保证变电站运行安全；（4）新建配电装置采用高可靠性、占地较少的GIS装置；（5）兼顾远景建设规模的需要，对设备及建筑进行调整，提高场地综合利用率。

3.不停电改造的施工方案

由于每个变电站都具有其特殊性，因此，超高压变电站的改造工程也应该从变电站的实际情况入手，依照改造原则，研究出改造的最佳方案。通过对改造实例的研究及相关资料的总结，归纳出了变电站改造常见的方案可以分为站内改造及小规模就地改造，其中站内改造方案又可分为“改造期间，由原配电装置临时供电”与“改造期间，线路变压器直接受电”两种方法。改造方案分述如下：

3.1 站内改造

（1）改造期间，由原配电装置临时供电

阶段一：拆除部分配电设备，腾出GIS建设场地；

阶段二：GIS配电楼建设；

阶段三：主变及线路切换，接入GIS相应间隔；

阶段四：平整场地。

施工注意事项：明确划分施工区与运行区，保证运行安全。

（2）改造期间，线路变压器直接受电

阶段一：自进线侧至主变高压侧敷设临时电缆；

阶段二：进线通过临时电缆连至主变高压侧，原配电装置不带电，供电成线路变压器组直接受电；

阶段三：拆空原配电设备，就地建设GIS配电楼；

阶段四：主变及线路切换，接入GIS相应间隔。

施工注意事项：拆除配电装置时，应保护好处于运行状态的电缆及电缆头，保证主变正常运行，做好临时隔离围栏，注意施工安全。在实际改造过程中，应根据变电站内配电设备的实际情况对方案进行适当调整。

站内改造方案显著的优点是可以节省土地资源，使改造的投资与小规模征地改造更加具有经济性。

3.2 小规模征地改造

阶段一：在变电站围墙外沿线路走廊方向小规模征地；

阶段二：在征用地上建造GIS配电装置楼；

阶段三：主变及线路切换，从原配电装置接入GIS相应间隔；

阶段四：拆空原配电装置，平整场地。

施工注意事项：新建GIS配电楼时，注意控制建筑高度，不影响原有出线和原配电装置的运行。在实际改造过程中，应根据变电站内配电设备的实际情况对方案进行适当调整。

近年由于土地资源稀缺，大部分变电站位于负荷密集的城区，所以采用此方案会增加土地征用的费用，提高了投资的成本。因此，小规模征地改造方案在实际改造工程中很少采用。

4.不停电改造土建施工的全面管理

变电站土建工程是变电站电气设备顺利安装的先决条件，是变电站安全可靠运行的基础工作。土建工程施工中如果出现问题，往往会影响电气设备安装按计划有序进行，甚至会影响整个工程建设的周期，因此做好变电站土建工程的施工质量控制，在整个变电站改造过程中是十分重要的。

4.1 土建施工质量控制

施工阶段质量控制是一个从对投入的原材料质量控制开始，直到完成工程质量验收为止的全过程，是一个系统控制过程。在工程施工质量控制中，常采取的方法是“三阶段”（事前、事中、事后）控制法。

（1）事前控制

事前控制就是在现场正式施工前实施的质量控制。事前控制主要包括：了解和熟悉电气设备的安装条件，人员的培训，施工机具的管理，图纸、文件会审，施工组织设计、施工方案、方法和工艺的审查，原材料的供方选择、到货验收、贮存等。

（2）事中控制

事中控制是指施工过程中进行的质量控制。事中控制包括基本要求、施工人员的控制、施工机械和设备的控制、试验和测量的控制。另外在土建施工过程中应做好监督工作，对发现的问题，应及时予以纠正，做好土建施工与电气施工的配合工作。最后，在土建施工过程中如果遇到特殊的天气情况，如雨季或大风天气，应该有相对应的防范措施。

（3）事后控制

事后控制是指完成施工过程以及工程完成后的质量控制。事后控制的目的是及时发现工程实体中已经存在的施工质量缺陷，并加以处理，最终保证工程质量。当然，也应该将事后控制过程中所发现的质量缺陷及时进行反馈，以改进施工工艺或施工方法，不断提高工程施工质量。

事前、事中和事后三个阶段的质量控制构成了整个变电站改造土建施工过程的质量控制体系。三个质量控制阶段既相对独立，又互相联系。事前控制是预防，事中控制是突出过程控制，事后控制是发现工程缺陷与工程消缺。只有三个阶段的质量控制工作都做好了，变电站土建施工质量才有最终保障。

4.2 土建施工安全控制

（1）安全特点

土建工程施工中很多技术含量不高的工作，普工、辅助工较多，施工作业人员组成复杂，导致人员流动频繁，此种情况既加大了安全管理的难度又增添了极不稳定的因素。超高压变电站土建工程的主体施工几乎都是在露天条件下进行，劳动条件差、强度高，机械化程度低，并且现场环境复杂，交叉作业多，不利于现场安全管理。比如在进行土方开挖时，地面下方有时会埋有电缆，由于是在变电站运行条件下进行的土建施工，因此施工区域周围经常会有高压运行设备，因此土建施工中除了要将土建工作做好外，还要注意人员及设备的安全。

（2）安全控制的主要措施

对技改及大修项目的前期准备工作和施工过程有充分的了解，对可能出现的危险源进行科学的预测，再根据预测的结果，结合自身安全管理水平做出相应的自检结论。只有在安全自检合格的情况下，才能进行下一道开工程序的操作。土建施工的主要措施包括：施工前的安全自检程序，加强对扩建施工队伍的资质审查，加强本单位员工和外来施工人员的安全教育，做好安全措施，专人现场监护，重视现场安全交底，强化施工现场的文明生产，加强施工现场的管理。

5.不停电改造电气施工的全面管理

超高压变电站改造的电气施工是整个改造工程的关键环节，其施工质量的好坏直接关系到改造工程后变电设备的安全运行。超高压变电站在不停电条件下的改造，其工期是受到一定的限制的。因此研究如何在有限的时间内，按质按量地完成电气施工，做好变电站改造电气施工质量控制，在整个变电站改造过程中就显得非常重要。

5.1 电气施工质量控制

电气施工阶段的质量控制是一个由对投入资源（如电气设备）的质量控制开始，直到完成改造工程验收为止的全过程系统控制过程。工程施工是一种物质生产活动，因此影响工程产品质量的因素有五个方面，它们分别是人（Man）、材料（Material）、机械（Machine）、方法（Method）及环境（Environment），简记为4M1E质量因素。电气施工阶段质量控制就是要对4M1E五个质量因素进行全面的控制。

5.2 电气施工安全控制

大型变电站在运行条件下改造项目的施工，由于施工现场周围有带电设备，又要受作业环境及施工进度受诸多因素的影响，因此安全控制难度大。要想安全、高效、保质、顺利地完成改造工程的电气施工，就必须对电气施工的全过程进行有效的安全控制，并分析可能出现的危险点，制定出相应的预防措施，保证改造工程的顺利完成。要做好电气施工的安全控制，就需要做好施工的安全组织措施以及安全技术措施。

电气施工期间的施工质量控制和安全控制两者之间相辅相成，共同保证着整个变电站改造的电气施工的顺利完成。

6.LCC技术在改造中的应用

全寿命周期成本（LCC）技术是从设备、项目的长期经济效益出发，全面考虑设备、项目或系统的规划、设计、制造、购置、安装、运行、维修改造、更新，直至报废的全过程，使LCC最小的一种管理理念和方法。

6.1 LCC技术应用的必要性

全过程工程造价管理流程是目前我国电力行业普遍应用的一种技术，但它不包括对项目使用期的运行和维护成本管理，没有形成一个闭环的控制过程。全寿命周期（LCC）造价管理则从整个项目生命周期出发进行思考，侧重于从项目决策、设计、施工、运行维护各阶段全部造价的确定与控制。两者主要区别在于时间跨度和指导思想的不同，而全寿命周期工程造价管理理论比全过程工程造价管理理论更为先进，内涵更为深刻。同时，随着LCC技术渐渐地在电力系统中的应用的显著效果，将LCC应用于变电站的建设与改造必然是一种趋势，必然会获得不错的经济和社会效益。

6.2 LCC技术应用的可行性

超高压变电站改造或建设的成本管理本身是一个非常复杂和细致的工作，既要对工程造价进行LCC管理和控制，又要不影响到建设项目的实施效率。因此对变电站的改造或建设实施LCC造价管理需要一些特定的条件，而目前这些条件已经基本可以满足，主要有以下几点：

（1）将全寿命周期（LCC）技术应用于工程造价管理，需要成熟的理论指导。目前，国内外学术界对相关理论有大量研究成果，条件日趋成熟。

（2）全寿命周期（LCC）电力工程造价模式的实施需要具体工作人员有较高的素质，对项目全过程的各个细节有清晰的认识。随着我国电力工程造价管理人员的数量和素质不断提高，这个条件也逐步具备。

（3）全寿命周期（LCC）电力工程造价管理模式的实行需要详细的历史数据支持。历史数据的存储和统计需要先进的计算机数据信息管理系统的支持，随着计算机技术的不断进步和电力企业信息化程度的提高，目前信息管理系统存储容量、运算速度等硬件条件已经具备。

6.3 LCC技术的优点

总的来说，应用LCC技术进行分析和评估，是在满足特定的性能、安全性、可靠性、维修性以及其它要求的同时评估或优化产品的寿命周期费用，本身具有以下几个优点：

（1）LCC项目的立足点是从全系统着眼，在整个电网系统考虑LCC最低，根据这个原则，来考虑单个部件或设备的LCC。因而，辨别、确定系统中的关键部件，及该部件对整个系统的影响，是进行研究的重点。

整个问题的研究，必然将导致对系统的可靠性及故障影响模型的研究，将梳理出关键设备或现有薄弱点，这项工作在当前欧美各国相继发生大面积停电的形势下显得尤为重要。

根据梳理出的关键点和薄弱点，用LCC理念进行管理、整改，必将对全网的可靠性有较大好处。这是由于LCC考虑了故障成本、维护成本等诸因素，是以可靠性为基础的总成本最小。

（2）对于设备的新建或改造，用LCC管理方法可减少不同方案选择的盲目性，实现以合理的成本获得高的可靠性，从而获得最大的经济收益。

（3）对于现有设备的资产管理，可用LCC管理理念来确定维护检修方式，备品备件的配置地点和数量，设备用维护检修来延长寿命，还是更新或技术改造来获得最低LCC，从而为企业的可持续发展奠定基础。

总之，从理论的深度和实际的效果来看，全寿命周期理论应用于变电站更新改造或建设的管理和控制领域，是一次大的进步，相信LCC技术将在提高电力工程的投资利用效率方面发挥更大的作用。

7.结语

本文对超高压变电站大规模不停电改造的主要原因、特点及改造中应遵循的原则进行了分析，提出了超高压变电站不停电改造的施工方案，将施工方案分为站内改造和小规模就地改造，说明了施工中应该注意的事项，总结了超高压变电站不停电改造土建、电气施工中如何进行质量及安全控制，介绍了LCC技术在超高压变电站不停电改造中应用的必要性、可行性以及优点。

参考文献

[1]孙骏.220kV变电站增容改造[J].上海电力，2008（6）： 546-547，564.

[2]陈珏，房岭锋.现有超高压变电站高型构架的改造[J].供用电，2004，21（2）：41，44.

变电站改造工程总结篇2

     参加工作后我直接在生技科工作，见习期间一直配合变电专工管理变电站，全面掌握了洮南农电所辖6座变电站的设备原理及其运行状况，初步建立健全了变电站的技术档案，为提高变电站运行管理水平打下了良好的基础。在1995年底瓦房变电站创建红旗化变电站期间，我参与了变电站的五防改造，全面掌握了变电站的倒闸操作程序，同时也掌握了该变电站的一、二次系统运行原理。1996年初，正值公司安排二龙、大通、黑水三座变电站主变调整工作，我全过程参加该工作，对主变压器这类大型设备的装卸运输有了全面的掌握了解，同时还参加了二龙变电站S7-1800kVA变压器的交接试验工作。见习结束后组织安排我做送电专责，负责管理公司的6条66kV线路，当时的线路状况实在很差，一条瓷横担线路；两条由35kV升压到66kV改造的线路，直线杆只有4片X-4.5绝缘子。在此期间我对66kV架空线路设计、运行管理进行了系统的学习。1997下半年我兼任公司配电专责，不但要负责管理全公司1000多公里的10kV配电线路、980台配电变压器，还负责用户工程设计工作。但当时的农电配电管理很不规范，甚至连准确的数据都没有，我及时准确地统计了全县的10kV配电线路、公用专用变压器、并且绘制相对准确的地理位置图。通过两年多的工作实践，我掌握了农电生产的全部专业管理，全面锻炼充实了自己。

     1998年公司成立农网办，以生技科为主成立了设计组，我很自然的成了设计组的一员，从整体改造方案到工程立项论证，从计划上报到具体实施，从工程设计到物资拨付，从工程概预算到工程竣工决算，从工程开工到工程整体竣工验收，我全过程参与。历经八年的时间，在公司领导的正确带领下，在同志们的大力支持下，我作为主要人员，完成了洮南农电所辖农村电网的整体规划设计，组织开展了一、二期农网改造10kV及以下工程施工图设计和概预算工作，完成了工程竣工验收和工程决算工作，最终顺利完成了洮南农村电网建设改造工作任务，并于2006年8月顺利通过了吉林省发改委组织的整体验收。

    通过一、二期农村电网改造工程建设，洮南市农村电网得到极大的改善，新建了两座66kV变电站增加了电源布点，部分解决了10kV线路供电半径过长问题，10千伏及以下配电网设备状况得到很大改善。具体体现在：

   一是使60%的农网设备老化、供电质量差和供电能力不足等问题基本得到解决。电网技术装备得到较大提高，变电站100％的实现了县调自动化。

   二是66千伏网架初具规模，电网结构和布局得到了较大的改善，电源布点趋近合理，淘汰了部分老旧、高耗能设备，消除“两线一地”运行线路。

   三是0.4千伏低压配电网得到改造，淘汰了木杆，消灭了户户串联的供电方式，实现了一户一表。对居住比较集中的村落，实现了三相四线制供电，提高了电压质量。

   2009年农网完善工程开始，新建66千伏蛟流河输变电工程、66千伏安定输变电工程、66千伏幸福输变电工程；改造瓦房变电站工程、永大线改造工程、洮二线改造工程；新建及改造10千伏线路442.85公里，改造0.4千伏线路351.61公里，新增及改造变压器327台，总容量25.1MVA。初步解决了洮南农村电网结构简单、供电电源稀疏，变电站布点不均匀不合理，网架薄弱，供电可靠性低，抵御自然灾害能力差的问题。消灭了居民用户低电压问题，容量不足问题，限制负荷发展瓶颈问题。为建设坚强电网做好基础，为农村经济发展提供坚实后盾。

   在国网公司的坚强领导下，在国家政策的支持下，在省市公司的指导下，洮南市农村电网一定会建设的更好，洮南公司发展一定会更好，前景更加广阔。

变电站改造工程总结篇3

关键词：数字化改造 工艺自控

随着苏里格气田的快速发展、生产规模的不断扩大，第三采气厂在生产运行管理、用工总量控制等方面面临的压力与挑战日益严峻。鉴于此，第三采气厂通过持续攻关研究，对早期建设的集气站进行了全面的数字化建设、改造，以提高现场运行管理水平、缓解气田发展所面临的人员用工压力。

1数字化集气站改造原则及实现功能

1.1改造原则及目标

改造原则：立足于集气站工艺/自控系统现状，结合现场生产运行管理实际，通过局部工艺优化改造和自控系统配套完善，以最小的改造和最低的投入完成集气站数字化升级改造工作，以满足现场生产、管理要求。

改造目标：提升集气站数字化运行管理水平，进而降低岗位员工劳动强度和人员配置、提升集气站系统运行的安全可靠性，并实现集气站远程监控管理和操作控制。

1.2改造实现的功能

结合数字化集气站的运行管理，改造预期实现三大目标，即“集中监视运行、远程操作管理和就地自动控制”，其主要由“智能自动控制、远程操作管理、视频安防和应急安全管理”等四大功能模块构成。

集气站数字化改造所实现的具体功能（如图1）为：

1）集气站内压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等生产数据自动采集、监测并生成电子报表；

2）压缩机、发电机、UPS等关键设备运行参数监测；

3）进气干管远程开关及放空控制；

4）分离器远程排液及放空；

5）分离器出口流程自动切换；

6）压缩机进口压力自动调节；

7）压缩机远程紧急停机；

8）集气站放空火炬远程点火；

图1数字化集气站改造实现的功能

9）集气站超压保护，远程自动放空；

10）集气站全站紧急关站；

11）气井油压、套压、流量等数据远程监测；

12）气井远程开关控制；

13）集气站远程安防保卫：智能视频、可视门禁、红外报警、远程广播、电子路卡。

2 数字化集气站改造

2.1工艺及自控仪表、阀门改造

结合数字化集气站运行管理目标功能设计，对现场工艺系统进行相应改造，对现场自控仪表及阀门进行配套完善，以满足现场数字化系统运行控制的基本要求。

2.1.1进站区改造（如图2、图3）

改造内容：

1）各干管加装进站控制电动球阀；

2）将原干管放空阀（手动闸板阀）改为电动球阀；

3）将放空总管节流针阀更换为电动调节阀，并在进站总机关放空汇管上加装压力变送器。

图2 进站区改造示意图

改造实现的功能：

1）在站内或干管出现异常、紧急情况时，可远程操控进站电动球阀，实现集气站与各集气干管间的可靠隔离；

2）集气站进站运行异常需进行干管放空时，可通过放空电动球阀、电动调节阀进行应急放空操作；

3）可实时监控放空总管系统压力，并通过调节电动调节阀开度，合理控制放空速度和流量，确保放空操作安全。

图3 进站区改造实物图

2.1.2分离器区改造（如图4、图5）

改造内容：

1）分离器排污系统并联安装疏水阀与电动球阀；

2）将原分离器出口至外输流程控制阀门（手动闸板阀）改为电动球阀；

3）在分离器出口管线上增加压力变送器，用于分离器进出口运行压力监测；

4）将分离器手动放空流程改为电动球阀、电动调节阀组合的自动放空流程。

图4分离器区改造示意图

改造实现的功能：

1）将疏水阀作为分离器主排污控制阀门，实现自动、连续、稳定排污，有效缓解瞬间高速排液对下游设备的冲击，同时避免分离器内长时间或高位积液；

2）将电动球阀作为分离器辅助排液控制阀，在主排污系统运行异常时，可就地自动或远程手动操控排液；

3）利用分离器进、出口压力变送器，实现分离器本体运行压差监控，防止因设备内部冻堵而故障损坏。

4）在集气站压缩机故障停机时，通过自动或远程操控分离器出口电动球阀（至外输管路），实现工艺流程自动切换（集气站天然气不经压缩机增压而直接进入外输流程），避免站场憋压事故发生。

5）分离器本体或站内出现异常、紧急情况时，可自动或远程操控打开分离器放空电动球阀，并通过放空调节阀合理控制放放空速度，确保放空操作安全平稳运行。

图5分离器区改造实物图

2.1.3污水罐区改造（如图6、图7）

改造内容：

在污水罐原磁浮子液位计基础上配装远传液位变送器将监测数据上传站控系统。

图6 污水罐区改造示意图

改造实现的功能：

利用该液位变送器，实现污水罐液位远程监控管理。

图7 污水罐区改造实物图

2.1.4压缩机区改造（如图8、图9）

改造内容：

1）将来自不同分离器的压缩机进气管线在压缩机进口前连通汇合；

2）在汇合后管线至压缩机进气洗涤罐间，依次增加电动球阀、电动调节阀及压力变送器各1台。

图8压缩机区改造示意图

改造实现的功能：

1）实现单台压缩机组同时混合处理多台分离器来气。

2）利用压缩机进口加装的压力变送器，可实时检测压缩机进气压力变化，并作为调节阀控制指令源。

3）在站内其它机组意外停机时，通过压缩机进口电动调节阀自动稳压调节，确保正运行机组正常稳定运行。

4）实现异常情况下压缩机远程自动或手动停机，并自动切断压缩机组进口流程。

图9压缩机区改造实物图

2.1.5供配电系统改造（如图10）

集气站以市电为主电源，通过对站内备用发电机组及UPS系统改造，进一步提高供电系统的稳定可靠性。

改造内容：

1）对原普通型燃气发电机组进行改造，并增加机组“智能检测及自启动”系统；

2）新增10KVA UPS供电电源系统1套，为集气站控制系统及现场仪表、电动阀门提供可靠电源。

改造实现的功能：

1）自动检测内外电通断、发电机运行状态、负荷等；

2）可实现发电机组远程启动，或当市电断开或电压不足时，系统自动报警并自启动发电机；

3）在集气站内外电异常时，通过UPS单元为集气站自控系统、设备及仪表供电。供电时长约2小时。

图10 供配电系统改造实物图

2.2自控及视频安防系统改造

结合数字化集气站现场自动控制、远程操作管理和集中监视运行的基本功能需求，对集气站自控、信息系统进行建设改造和升级完善。

2.2.1自控系统改造

结合近年来气田站控系统实际应用情况，数字化集气站工控系统依然采用“BB硬件 + Honeywell PKS软件”模式。同时结合集气站现场监控点设置，为满足集气站实际使用和扩展需求，将原集气站ControlWave Micro系统的数据库由200点扩容到1000点。

数字化集气站硬件组成（如图11）：为单套核心控制器+通讯控制器，两个8 槽I/O机架及数块I/O卡件，系统点数统一配置为1000点，采用一台高性能串口服务器集成站内第三方设备（压缩机，UPS、流量计等）上RTU传输而来的RS485信号，通过Modbus协议转TCP/IP，最终将数据传送至核心控制器进行处理。

除压缩机、流量计、UPS等第三方设备运行参数之外，其它监控数据点均采用硬点方式接入，即通过I/O卡件将数据传送给核心控制器进行处理。

所有数据经自控机柜内部交换机连接集气站通讯机柜中可网管交换机，采用重新规划的站控网段进行通讯，与自控系统服务器构成自控系统局域网完成数据通讯。

图11 自控系统硬件构架示意图

2.2.2系统组态及应用

系统组态包括数据库组态和操作界面组态两部分，需充分考虑到集气站就地自动控制、远程操作管理和远程集中监视运行以及各系统兼容、扩展等问题。

1）数据库组态

综合考虑集气站相关生产数据的报警、部分压力点连锁、逻辑功能实现以及辅助参数设置（如孔板计量参数）等因素，通过系统、合理组态，建立标准统一、功能健全的数据库，以满足数字化集气站实际应用需求。

2）操作界面组态（如图12）

操作界面组态时，遵循人机界面简单、直观、易于监控和操作的原则。

标准统一：站控画面采用统一模式、颜色、位号编排、主流程框架布局和受控点（设备、仪表、阀门等）样式，方便现场监控及操作；

分级组态：依据分类管理和细节监控的实际需要，分级、分层次建立监控页面，满足宏观监控和细节管理要求。

功能完备：针对不同数据点类型，具备点细节调阅、查询；关键报警、控制点，密码进入、条件设定。如控制点（控制指令输出），具有可弹出的面板选项及参数录入窗口。

作为整个站控系统的管理终端，所有生产数据信息和受控过程以一种更为全面和易于操控的方式呈现出来，能够更好的服务于现场生产运行管理。

图12集气站流程监控主界面

2.2.3视频安防系统改造（如图13）

通过部署集气站路口道闸、可视门禁、围墙红外报警、站场智能视频、远程广播等单元设备，实现集气站设备运行及人员、车辆出入情况远程监控，增强防盗窃、破坏和异常事件处置能力，确保现场安全平稳运行。其包括：

智能视频：非法闯入报警、图像跟踪锁定；

可视门禁：远程启闭、可视对讲和身份识别进入；

红外报警：周界全面布防、越界闯入报警；

远程广播：远程安全教育、闯入呼叫驱赶；

电子路卡：车牌识别、远程启闭和身份识别通行。

图13 集气站安防系统画面

3数字化中心管理站建设

结合长庆油田公司数字化作业区“电子巡井、人工巡站、集中值守、区域监控、应急联动”运行管理模式要求，并综合考虑后勤保障、运行管理及建设投资等因素，依托处理厂倒班点建设作业区中心管理站（如图15），实现了气田单井、集气站的远程监控管理和应急响应。

图15 中心管理站操作站

3.1中心管理站建设内容

中心管理站利用现有工控网络实现集气站生产数据的接入。从系统构成上，均采用2台冗余服务器配套多台操作站的架构（如图14），管理软件采用Honeywell PKS系统，数据库容量为65000点。

图14 中心管理站网络拓扑图

中心管理站与集气站自控系统构成一个整体的数字化网络，其服务器通过交换机与集气站自控机柜进行通讯，实现集气站生产数据集中采集监控。中心管理站操作站对各集气站监控界面及数据进行重新整合，可远程实时监控和操作管理多个集气站，并根据不同生产实际和管理需要，合理设置系统报警及操作管理权限。

3.2中心管理站实现的功能

中心管理站可远程监管井口以及集气站生产，强化了作业区区部与井站之间的沟通联系，直接实现了生产现场可视化管理。具体功能总结如下：

1）可监控管理现场生产及视频安防系统；

2）可实现生产数据及安防系统自动报警；

3）可查询调阅现场历史数据及画面；

4）可对现场进行远程操作和应急管理；

中心管理站的应用，将分散的生产现场(井、站)的数据信息有机进行整合，便于作业区对所辖集气站、单井整体运行情况实时掌控、统一管理（如图16）。

图16 中心管理站集中监控画面

4改造效果分析

目前，第三采气厂共投运数字化集气站20座，中心管理站2座，成功搭建了集生产、安全于一体的数字化管理体系，提高了现场管理水平：

1）降低了员工劳动强度，提高了生产效率

通过集气站自控、工艺系统升级完善，实现了数字化管理，减少了岗位员工对生产的直接参与和干预，降低了巡检维护强度，岗位员工配置由7人调减为3人；

2）节约了建设资金，方便了现场管理

依托处理厂建设作业区中心管理站，使井区中心站由5个缩减为2个，大幅降低了建设资金和土地投入，且后勤依托条件好，更便于作业区统一运行管理；

3）优化了人力资源配置，提高了管理效率

通过数字化集气站和作业区中心管理站配套建设、改造，实现了区部监控、调度等相关岗位整合，简化了管理层级（取消了井区管理层级）、降低了集气站岗位员工配置，强化了作业区应急维护大班，优化了劳动组织架构和人力资源配置，提高了管理效率。

4）提高了安全可靠性，转变了现场管理模式

在集气站具备现场自控功能的同时，扩展了远程操作、应急处置和集中监控管理等功能，并与作业区中心管理站相匹配，使集气站自动化水平和安全可靠性持续增强，实现了集气站管理模式的根本性转变（如图17）。

图17 改造前后集气站管理模式对比

5总结和展望

随着苏里格气田开发建设工作的深入和数字化集气站优化、完善工作的不断继续，其在气田生产管理中的优势将得以更充分体现，也必将对长庆油田用工总量控制、管理水平提升和5000万吨目标的早日实现起到积极的推动作用。

作者简介：蒋昌星（1972―），男，油气田开发高级工程师，西安石油大学石油与天然气工程专业在读硕士研究生。

参考文献：

[ 1] 王常力, 廖道文. 集散型控制系统的应用与设计

[M ]. 清华大学出版社, 1993.

[2] 刘翠玲, 黄建兵. 集散控制系统[M ]. 中国林业出版社, 2006.

[3] 朱天寿, 刘. 苏里格气田数字化集气站建设管理模式[J ]. 天然气工业, 2011.

变电站改造工程总结篇4

关键词：配电系统 限流电抗器 改造

1、引言

现代大型石油化工企业生产工艺控制普遍采用计算机过程控制系统，80%以上的用电负荷是电动机[1]。石化电气系统不同于民用配电系统，其安全生产对高度可靠、安全、稳定的电网提出了苛刻的要求。广州石化电力系统随着生产装置扩能改造带来很大的变化，需要认真考虑和切实解决广州石化化工区配电系统存在的问题。

2、电力系统主接线概况

广州石化生产装置分化工区和炼油区，地理位置上两个生产装置区相距约4公里[2]。

炼油区的动力一站有6台发电机接入6kV母线，其110kV系统有一路110kV的外线电源，作为自备电站的应急启动电源；动力二站有2台发电机，其110kV系统的4个联络回路分别为2个与动力一站110kV系统的联络、2个与化工区220KV炼化总站110kV系统的联络。

化工区110/6kV总降压站有一座110kVGIS配电装置、2台40MVA的110/6kV降压变压器、一个化工区6kV总配电系统，整个化工区的用电是由炼油区的动力一站主6kVⅢ段和IV段提供，先经过炼油区动力一站的2台40MVA的升压变压器升压到110kV后，再通过两回110kV电缆输送到化工区总降的110kVGIS。

随着炼油区千万吨炼油改扩建工程等项目相继建成投运，广州石化电网的用电负荷大幅度增长，电力系统主接线有了很大的变化。

3、化工区配电系统存在的问题

（1）主6kV系统Ⅲ、Ⅳ段负荷较重。随着广州石化后期的不断发展，企业供电负荷也不断增加，并且不断地接入主6kV系统Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线和其馈出供电的下级变电所，主6kV系统的供电负荷较重，运行存在较大风险。

（2）供电回路故障率高、损耗较大。炼油区升压站和化工区总降使用的110kVGIS装置，设备残旧，故障率高，备品备件已经不再生产，给运行维护、安全生产带来极大的不利；长距离电缆输送的线路损耗影响运行的经济效益。

（3）化工区大电机启动压降过大。分析计算表明，化工区最大容量电机启动时其所在的母线电压水平一般保持在85%左右，容易形成电网闪络，给电压敏感设备带来危害，可能使DCS等电子设备的硬件或软件的运行发生故障或错误。

（4）电源布置和检修分组不合理。化工区总降离新建的220kV炼化站相距大约百米，但是电源却取自动力一站主6kV系统，未尽量简化的供电网路的结线增加了供电层次，不利于倒闸操作和检修，不利于主6kV系统定期的检修和试验。

4、改造方案的提出

石油化工企业电力系统的特点是供电范围小，配电距离短，输送容量小[3]。文献[4]规定了电动机的端电压应按正常情况下土5%、特殊情况下+5%、-10%偏差允许值进行验算。

如果将化工区110kV电源接入炼化站110kV母线，将极大地增大化工区6kV电气系统的短路容量，并且超过了化工区6kV变电所开关柜断路器现有的额定短路开断电流31.5kA。因此，改造方案可以考虑提高开关柜的额定短路开断电流能力，或者采取有效的限制短路电流的措施。

限制短路电流通常采取的措施[5]主要包括在变压器回路中装设电抗器、变压器分列运行、采用高阻抗变压器、装设出线电抗器和提高系统运行电压。广州石化电气系统的分列运行方式、变电所的空间及其周围的环境和普遍使用6kV高压电气设备的实际情况，说明化工区110kV电源接入炼化站110kV母线之后，变压器分列运行、装设出线电抗器和提高系统运行电压等措施不是限制短路电流的现实手段。

为此，提出三个改造方案，第一个改造方案是更换不能满足额定短路开断电流的化工区6kV开关柜，选用额定短路开断电流能力为40kA的新开关柜，第二个改造方案是更换原Ud=10.3%的两台变压器，使用阻抗更高（Ud=14%）的同容量变压器，第三个改造方案是在变压器变低侧和6kV变电所开关柜之间增加一组回路限流电抗器（电抗率4%）。

5、改造方案的分析

广州石化化工区110kV配电系统改造，从本质上来说未改变广州石化电力需求和负荷平衡，本文利用ETAP软件对三个方案作潮流计算、母线电压计算、短路电流计算和大电机启动压降计算。

将化工区110kV电源接入炼化站110kV母线，三个方案的潮流计算结果表明电源容量和接入点是合适的；母线电压计算结果表明配电系统能够保证供电电压质量；在最大运行方式下三相短路稳态电流计算结果表明配电系统能够保证开关设备的容量及为保护整定提供参考；化工区最大容量在某一运行方式下启动时母线压降计算结果表明配电系统能够保证较高的母线电压水平，不会出现电网扰动。

通过科学的电气计算，广州石化化工区110kV配电系统改造的三个方案在技术上都是可行的，都具有较高的可靠性，在方案设计上也能够满足企业近、中期发展的规划。但是，方案一和方案二固定资产投资费用较大，方案三的综合评价结果优于方案一和方案二。广州石化化工区110kV配电系统改造采用方案三，即在变压器变低侧和6kV变电所开关柜之间增加回路限流电抗器。

6、结语

现代大型石油化工企业的发展需要与之相匹配的企业电力系统，尤其要以系统的理念解决企业改扩建发展过程中对企业电网带来的新问题。广州石化化工区110kV配电系统改造，解决了原来面临的一系列生产运行维护问题，大大提高了化工区供电的可靠性，有利于生产装置的安稳长运行和提高企业的经济效益。

参考文献

[1]吴敏青.炼化企业电气专业技术管理要点和电气事故案例分析.

[2]广州中元石油化工工程有限公司，中国石油化工股份有限公司广州分公司化工区乙烯总降110kV配电系统改造可行性研究报告.

[3]耿毅.工业企业供电.冶金工业出版社.

变电站改造工程总结篇5

关键词 变电站；预防控制；改扩建

中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号1674-6708（2012）81-0029-02

基于西北电网750kV-330kV-110kV网架结构所决定，330kV电压等级变电站作为甘肃等西北省份特有电压等级变电站，大多数作为西电东送通道重要节点，面对国家大开发战略与社会经济大发展局面，不可避免的面临投运后增容改造等各项改扩建任务。330kV变电站作为西北电网重要节点更面临繁重的改扩建任务以满足当地经济发展的需要。主要会进行以下几方面的改扩建工作。一是主变压器增容改造工程，包含主变压器更换、低压侧母线升压改造、电容器组改造、所用系统增容升级以及相应保护装置更新升级；二是满足当地经济发展上下网需要的间隔增建，包括相应间隔一二次设备安装、土建施工及相应保护装置增建；三是继电保护装置改造升级，包括保护装置改造升级、线路开断保护重新配置等；四是变电站内各项实用技改，包括刀闸完善化改造、站内设备RTV喷涂、直流系统改造、变电站土建基础大修、全站接地网阴极防腐技改、站内电子防盗围栏装设、通信设备升级改造等等。由于扩建工作涉及户内、户外、土建、电气施工，点多面广，因而如何平衡工程保质保量完成与保障人身安全，值得我们深深思考。在部分330kV变电站站内施工现场安全管理中，我们始终坚持“安全第一 预防为主”的方针，总结出了适合自身情况的现场安全管控措施，包括现场监护制度及现场监护责任追溯制度等，既能确保施工人员人身安全，又能最大限度的降低运行部门的责任风险。

1）认真履行进站施工人员安规考试制度，交代危险点，杜绝意识风险

330kV变电站改扩建工程基本都是由外来施工队伍进行施工，在进站前验明公司安监部审批手续的同时，对全体施工人员进行安规考试，试卷备案备查，考试合格方可进入站内开展工作。同时变电站明确将变电站违章行为明确告知施工方，执行违章罚单制度，每个运行人员监护时均有权根据实际违章情况开具现场反违章罚单，从经济因素上约束施工人员行为。

2）实行每日工作登记及工作证制度，严格控制现场作业人数

实行工作证制度，每个工作票所列工作人员进出施工现场必须佩带工作证及安全劳动防护用品，便于运行人员监护，确保工程进度的情况下严格控制作业现场人数，杜绝走错间隔行为。

3）实行施工工具使用安全交底，建筑垃圾当日清运

向施工方负责人交代具体电压等级安全距离，进出变电站禁止肩扛铁锹等作业工具，现场施工位于较低母线或引流线下方时严禁挥锹过高，严禁站在1米高以上土堆上作业。

4）按照施工现场安全措施标准化的要求，区分一次、二次设备，做好软硬隔离，包括软围栏与硬隔离措施，严格将带电区域与施工区域隔离，由运行人员监督实施

作为变电站运行人员，要严格按照工作票所列安全措施与工作范围要求，与工作负责人一道共同检查安全措施设置情况。施工区域应设置明显的出入标示与作业标示，物料堆放区域应有明确的防火防风措施。加强对施工队伍的安全管理，变电站运行当值人员执行全天候监护制度，负责核对施工人员工作证以及监督施工人员有无违章行为，对屡教不改的人员直接告知其工作负责人并开具停工通知单，限期整改。同时填写当日监护日志，负责记录当日违章情况及施工情况。明确追溯责任，在遇有电气安装工作时及时抄录或者拍摄设备参数信息，并负责当日设备参数录入。

5）监督文明施工，禁止破坏站内环境

要求施工过程中不得将垃圾留在变电站内，及时当日清运。施工期间造成植被破坏的，及时给予恢复或硬化，设备起吊或者设备进站造成的道牙路面损坏均应记录在案，工程竣工前及时恢复，同时要求施工方每日打扫施工车辆进出通道。

6）认真组织开展全站有针对性的反事故演习，及时消除施工期间安全隐患

平常每月轮值开展的反事故演习，在施工期间实行每周开展一次，重点针对施工范围设备开展，从设备和人员两个方面来预防，如电缆沟破拆造成保护误动、现场警示标示不全造成跌落坑洞、上下抛掷物品、高处作业造成跌落等等，根据实际施工进度分析施工工作中存在的危险点和薄弱环节，制定出相应的事故演习方案及处理方针。

7）形成常态化施工现场管控制度，强调过程控制

当值值班长和站长应每日巡视施工现场，要求施工单位的安全员和工作负责人必须在现场才能开工，同时加大反违章力度。施工吊车起吊应严格执行安规要求，保证与相应电压等级的安全距离。接用施工电源前，应会同施工方共同测算施工用电设备负荷，检查所使用电源箱交流级差配置、空开容量等情况，防止所接施工设备因过负荷或因短路等情况时空开故障造成越级跳闸，危及站用系统安全。电气施工需要动火的严格按照安规要求办理动火工作票，严格划定动火范围，禁止跨范围工作。土建遇有破拆设备混凝土基础或电缆沟时，对破拆产生的暴露电缆、接地网的孔洞及时封堵，做好防锈蚀、防小动物工作。遇有站内特殊巡视时，更应将施工区域作为重点巡视范围进行巡视，力求做到隐患排查闭环管理。对施工人员的恣意堆放施工器材、防小动物工作不到位等随意性违章行为加大监督与处罚力度，杜绝因人为原因导致的人身、设备事故。

8）确保工作票制度的严肃性，严禁跨工作票所列施工范围工作

工作票制度是电力工作一切工作顺利进行的可靠保证，要求无论是运行人员还是施工人员都要严格执行工作票相关制度。对于站内管理，运行人员应将当值产生的工作票所列施工范围、安全措施、接地线装设等情况作为重点移交项目按值移交，同时应严把工作票办理关，遇有工作范围重叠、工作任务不同时，杜绝同一施工人员出现在同一时间执行的不同工作票中。对于施工人员，由运行人员宣贯工作区域与带电区域范围以及隔离措施，同时要求工作负责人必须每日持票工作，每日办理开工和收工手续。

9）明晰责任，强化验收，防止因验收不到位造成的新投设备迫停事件；

变电站运行人员应全程参与新设备投运各项试验，及时了解试验结果并及时按值移交。做到有隐患设备坚决不投运，杜绝因设备归调后短期内设备原因引起的迫停事件发生。

作为运行人员多次参与公司所辖变电站改扩建工作，只有以主人翁的心态参与到各项站内工作中，才能为公司“三集五大”战略的顺利实施保驾护航。

参考文献

[1]国家电网公司电力安全工作规程（变电站、发电厂电气部分）.

[2]国家电网公司变电站管理规范.

[3]甘肃省电力公司有人值班变电站管理规范（试行）[S].

变电站改造工程总结篇6

【关键词】自动化工作；风险；控制

1.关于遥控试验

1.1 遥控试验的安全措施

2004年12月，变电站发生误跳710开关导致1号主变失电的不安全情况。当日工作内容为：变电站监控系统增加重合闸软压板远方投退功能，分析原因为：遥控试验710开关前漏脱710遥控压板。因此，在变电站对运行开关做遥控试验前，应做以下安全措施。

①对于闸刀和地刀，须在操作机构箱内将“远近控切换开关”切至“近控”或“就地”位置或将操作电源拉开（部分500kV开关不能将开关本体上“远近控切换开关”切至“近控”或“就地”位置，否则，开关将处于非自动状态）。

②测控装置远方就地切换开关打至就地位置（某些厂家产品打至就地位置后不接受遥控命令）。

1.2 遥控点号的验证方法

①在测控装置，保护测控一体化面板上查看分合动作信号灯。常规RTU变电站观察遥控继电器动作情况。

②查看测控装置，保护测控一体化装置内遥控执行报告情况（遥控试验前，将装置内遥控记录清除）。

③使用合格高内阻电压表查看遥控脉冲情况（此方法慎用）。

1.3 遥控试验范围

对遥控有影响的工作结束后必须进行遥控验证，以确保遥控的正确性。

①以下内容必须进行全部遥控验证：修改遥控数据库、修改遥控配置表、涉及到遥控的参数下装、涉及到遥控装置地址对照表、底层下装、修改具备遥控功能的规约。

②以下内容可不进行遥控验证：不具备遥控功能的规约调试；独立的遥测、遥信等参数文件的修改；系统软件的变动。

③以下内容必须进行变动部分遥控验证（分和合）：间隔层装置的地址变动；间隔层装置的参数修改；间隔层装置调换。

④以下内容必须挑选部分遥控验证（分和合）：应用软件的修改。

⑤对于底层下装的设备，涉及部分全部进行遥控验证（分和合），其余装置挑选部分遥控验证

1.4 遥控验证

①对于使用同一对象号或同一装置地址的遥控对象，可以仅进行一种性质的遥控验证（分或合）；对于同一遥控对象其遥控性质没有联系的必须进行两种性质的分别验证。

②对于使用不同对照表的规约，必须分别进行遥控验证。

2.关于数据库的修改

2.1 总控单元数据库修改

2.1.1 准备工作

①严格按照规定，执行通讯自动化安全措施卡，预先分析工作影响范围，所需安全措施，并报公司技术部门批准。

②按照有关规定执行自动化设备停役申请手续，申请变电站有人值班。

③备份总控装置中所有数据库、程序、配置文件，以防数据库崩溃时恢复；

2.1.2 数据库填写

①将现场运行总控中实时数据库导出。不能导出的严格核对设备检修记录，确保备份数据库实时正确。

②按照信息表正确填写，一人填写，一人监护，填库结束后，专人核对。

2.1.3 现场施工

①对远传点号进行主单元主通道完整试验，传动前核实站名、开关号及遥控顺序；对运行设备必须脱开遥控压板后方可进行试验。

②对远传点号进行主单元备通道遥控抽查试验。

③对主备总控单元数据库更新，必须在一台工作完全结束投入运行后，才允许对另一台总控进行更新，两台总控单元的数据库必须完全一致。对备单元进行主备通道的远传点号抽查。

2.1.4 备份及防病毒工作

①对数据库进行备份，履行设备修试记录，对于变电站整体综合自动化改造的工作，应每天进行备份并作好标记。

②便携式电脑应安装正版杀毒软件并定期升级查杀，使用专用调试电脑及相关配件数据线，并不得挪作他用。

2.2 后台机数据库修改

2.2.1 准备工作

①严格按照规定，执行通讯自动化安全措施卡，预先分析工作影响范围，所需安全措施，并报公司技术部门批准。

②按照有关规定执行自动化设备停役申请手续。

③备份所有后台数据库、图形画面、报表、五防逻辑，以防数据库崩溃时恢复；

2.2.2 现场施工

①按照信息表正确填写，一人填写，一人监护，填库结束后，专人核对。

②变电站有多台后台监控系统计算机时，当前修改计算机工作站应为自动化工程师工作站或站内备用工作站。

③三遥试验核对正确后，对在线其他运行工作站进行软件更新，严禁运用网络广播命令进行边修改边广播工作。

④对监控系统计算机改动部分进行试验，包括遥控试验核对。传动前核实站名、开关号及遥控顺序；必须先在停用遥控电源的情况下进行模拟传动，对运行设备必须脱开遥控压板后方可进行试验。

2.2.3 备份及防病毒工作

①对数据库进行备份，履行设备修试记录，对于变电站整体综合自动化改造的工作，应每天进行备份并作好标记。

②便携式电脑应安装正版杀毒软件并定期升级查杀，使用专用调试电脑及相关配件数据线，并不得挪作他用。

3.关于厂方人员参与二次设备工作

①厂家技术人员在协助本公司人员进行变电站改、扩建工作前，应提出方案，书面明确工作内容、影响范围、安全措施（防人身、防设备和防误操作）、注意事项和验收方法，并由该工作部门批准。

②工作部门与厂方技术人员签订通信、自动化设备检修安全措施卡，同时工作部门将厂方技术人员列入工作票工作成员之中。

③工作负责人在工作前应要求厂方人员按规定着装，佩戴个人安全防护用品。同时应向厂方技术人员交工作内容，交待工作现场情况、安全措施及注意事项，经双方签字，并带好审核批准的安全措施卡。

④厂方工作人员在工作中由监护人进行全程监护，并进行逐项检查，对处理的全过程负责；厂方人员在工作中，不能进行超出工作范围或超出技术方案的工作，一经发现，工作监护人员应立即制止。

⑤在工作结束后，工作负责人应根据处理方案中的验收方法，由运行人员、检修人员对验收项目进行逐项验收并签字，同时做好记录。

⑥所有工作，在开始前和结束后，均需及时向设备运行值班员和远动值班员汇报。

4.结束语

当前，早期综合自动化系统及少量电磁型变电站系统运行年限超期，存在安全隐患，纷纷进入设备升级换代期，自动化人员工作量剧增。在采取了严格的安全风险控制措施下，实现了500kVXXX变监控系统升级更换工作，是第一次实现500kV变电站不停电自动化系统升级改造工作，掀开了自动化改造工作安全在控、能控的新的一页。希望本文对自动化工作安全风险控制的总结，对现场实际工作有一定的借鉴意义。

参考文献

[1]帅军庆.华东电网调度和运行系统技术技能竞赛题库集[M].北京：中国电力出版社，1997.

变电站改造工程总结篇7

关键词：泵站工程；改造建设；环境影响；综合评价

中图分类号：TV675 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）08-0112-02

1 泵站概况

王家崖泵站位于宝鸡峡塬上总干灌溉系统王家崖水库，主要承担向总干渠抽库补水任务，于1981年建成，设计流量25.2m3/s，设计总扬程16.4m。安装卧式湘江56-28型离心水泵机组4台，配套TD173/51-16、1250kW同步电动机，泵站总装机功率5000kW。

2 泵站改造工程主要内容

主体建筑物：拆除重建放水闸房37.3m2；拆除原砖混结构厂房，新建混凝土排架结构主厂房546m2和副厂房411m2；拆除已破损的钢筋混凝土管、镇墩及管床，更换为预应力钢筋混凝土管，新做管床与镇墩，改建排水沟；拆除重建出水池，衬砌出水池与下游输水渠连接段，并整修出水池四周边坡；对厂房四周及进厂道路两侧边坡进行整修，底部坡脚砌护，并设置排水沟。

水泵电动机组：更新4台湘江56-28I型卧式离心泵，配套TD173/51-16、1250kW电机，泵站总装机功率5000kW。

泵站高低压变配电设备：更新开关柜、励磁、保护、直流屏等配电设备24面，高低压电缆9km，更新改造变压器3台。

主要管护设施：改造进站道路160m；拆除现有危房，新建管理用房面积200m2；完善配套供水设施，更新深井潜水泵1台，水塔1座；完善站内排水系统。

3 泵站改造工程环境影响评析

3.1 对社会经济发展的影响

3.1.1 王家崖泵站改造降低了管理成本。新泵站装置合理，设备技术状态良好，提高了设备完好率和泵站运行安全性，节省了能源使用。

3.1.2 王家崖泵站改造降低了供水成本。由于加强信息化、自动化建设，采用变频调速技术，使泵站配水条件改善，减少了弃水和泵站开停机次数，提高了水资源利

用率。

3.1.3 王家崖泵站改造减少了维修费用。新泵站室温、噪声明显下降，改善了劳动环境，消除不安全因素，减少事故发生率，并节约了因新增排灌流量所需基建投资。

3.1.4 王家崖泵站改造延长了水泵使用寿命。由于采用抗空蚀耐磨损材料，改善水泵空蚀性能，可有效延长大修周期，减少机组日常维护费用。

3.1.5 王家崖泵站改造促进了农业丰收。新泵站恢复提高灌溉排涝标准，改善灌排条件，有效缓和用水高峰期供需矛盾，提高灌溉可靠性和供水效率，保证了农业的稳产高产。

3.1.6 王家崖泵站改造减轻了群众用水负担。随着工程改善和节水灌溉技术推广，供水成本较前降低，亩次用水量减少15m3，年用水量减少50m3，亩年可节约水费10～15元。

3.2 对生态环境的影响

3.2.1 王家崖泵站改造改善了泵站区域面貌，改善了灌溉条件，灌区用水有了进一步保障，重新塑造了灌区水利形象。

3.2.2 王家崖泵站改造促进了灌区林业发展和气候改善。由于增加行道林、田间林网、经济林，进行牧草、林草生态保护，使灌区的农、林作物生产水源得到保证，有利于灌区生态环境改善，最终走向良性循环。从而改善灌区生态环境，减少夏季干热风危害，增加灌区湿度，改善了区域小气候。

3.3 对区域水质的影响

王家崖泵站工程从渭河取水，工程改造后灌溉渠系及田间渗入量增加，对低洼地区地下水位回升有一定影响，从回升到稳定，水质亦有一定改善，从长远看对改善渭河水质是有利的。

3.4 对城乡生产生活的影响

王家崖泵站经过30年运行，泵站效率低，能源单耗高，出水流量下降，效益减少。改造后机组出水流量提高，减少了农业干旱灾害损失，提高了作物产量，群众生活更加富足。

3.5 对施工环境的影响

王家崖泵站离城镇远，改造施工不会对周围居民生活产生较大影响，且是在原位置、原线路上进行改造，土石方开挖量小，对泵站周围环境影响不大。泵站改造产生的碎石土、混凝土渣及其他废弃物用来填筑厂区道路、管槽道路，就地利用，变废为宝。

王家崖泵站改造拆除的土石方除少部分被利用外，大多被废弃，如处置不当会造成局部水土流失。因此泵站改造采取措施积极防治，土方开挖考虑边坡稳定，施工中加强边坡防护，对弃渣场采取护坡、挡墙等措施，面在施工后及时进行了整治。

3.6 对灌区排灌作业的影响

考虑施工时间、设施占用，坚持合理安排施工进度，力求泵站改造和灌溉抽水两不误。在泵站改造分期实施中，采取新旧机组共存、电气设备过渡措施，保证改造期间新旧机组安全运行和防汛，对灌区灌溉未产生较大

影响。

王家崖泵站改造土建布置、机电设备选型、施工安装都受到原工程、设备、设施、建设场地和环境的限制，工作面小，多任务、多工种、多工序同时作业，相互干扰较大，技术要求高，改造工期紧。为不影响正常灌溉，施工坚持做到：

3.6.1 正确处理工程实施与设备维修的矛盾。王家崖泵站改造施工中，烟尘、杂物污染较多，因而注意采取措施对未改造机组和电气保护系统进行防尘、防潮、防损坏保护。

3.6.2 电气控制和保护系统一次改造完成。因为分期实施对安全运行会造成较大影响，也增加临时接线工

作量。

3.6.3 施工力量安排。由于泵站改造土建工程量相对不大，为配合机电改造，工作分散，工期较长，施工很难集中安排，误工、怠工现象易发。因此土建施工选择技术全面、调配灵活的单位承接，并注意与机电改造配合，确保了节点工期。

3.7 泵站环境改造

根据王家崖泵站具体条件，实施中对花草、树木配置进行园林艺术处理；硬化泵站进场道路0.16km，与西宝北线相接，达到路基坚实，路面平整；修建泵站饮水净化设施，完善泵站管理场所上下水系统；使主泵房电动机层值班地点噪声小于80dB（A），中控室、微机室和通信室噪声小于60dB（A），使泵站生产生活区生态环境明显

改善。

4 结语

王家崖泵站改造工程对环境影响有利方面为主，不利影响为次，而且通过采取措施加以控制或避免。因此，泵站改造工程实施对环境改善产生了良好效果。

变电站改造工程总结篇8

××年生产技术工作紧紧围绕中国南方电网公司、广电集团公司和江门供电分公司××年工作会议精神，努力实践中国南方电网公司一号令、“六个更加注重”工作方针和广电集团公司“两型两化”发展子战略，以及公司制定的“五大目标、十大任务”，团结一致，奋发努力。贯彻落实“抓大事，抓重点，抓协调，抓那些管得住、管得好、能管出成效的工作”的管理思路，围绕年初制定的工作目标，以全面做好迎峰度夏工作、保证电力正常供应为第一要务，有条不紊地开展各项工作，克服困难，扎实工作，在安全生产、电力供应、科学管理和党风廉政建设等各方面取得优良成绩，全面完成公司下达的各项工作任务。借此机会，我谨代表生技部向在过去一年里给予我们支持与帮助的公司领导、职能部门同志们，表示衷心的感谢！

一、××年工作总结汇报

全面做好迎峰度夏工作，确保电力正常供应。版权所有!

针对近年来地方经济发展迅速，电力供应形势日趋严峻的局面，按照徐达明总经理在××年月召开江门供电分公司迎峰度夏动员大会上的讲话要求，本着“早计划、早准备、早落实”的原则，根据广电集团迎峰度夏工作的精神以及江门分公司的实际情况，从电网建设、输变电设备运行维护、地方电源和需求侧管理、电网调度和运行方式、解决配网“卡脖子”问题、杜绝安全责任事故等六方面制定了江门分公司××年迎峰度夏的重点工作（××年月江电生号文件下发），明确了责任部门、责任人，限期完成；同时也要求直属各分公司也根据各自的实际情况制定各自的迎峰度夏重点工作。××年安全生产工作紧紧围绕以全面做好迎峰度夏工作为第一要务来开展，整个生产系统全力配合集团公司各项迎峰度夏重点工程工作（西江、香山工程、铜新线、开台Ⅱ回工程等），做好各项生产准备工作，确保工程按时投产。同时按照江门供电分公司迎峰度夏重点工作重点完成了江门站主变预试定检、北街站主变更换、台山站主变大修、开平站主变缺陷处理、荷塘站全站改造等工作。提高电网装备水平的同时也改善了地区电网卡脖子状况。

为督促直属单位认真落实各项迎峰度夏的工作，在月和月公司陈剑锋副总经理带队、在月生技部组织分别对所属单位进行了迎峰度夏的安全检查，对发现的问题及时整改，确保各项迎峰度夏措施的落实，圆满完成今年迎峰度夏保供电工作任务。

做好电网设备运行维护，保证电网安全稳定运行。

为了保证迎峰度夏保供电工作任务能够完满完成，在××年底下达公司××年迎峰度夏的重点工作的同时也下达了运行维护的重点工作，及以上的输变电设备均为重点运行维护对象，而江门变电站、回线路以及台山电厂送出输变电设备的维护工作定为重点中的重点。特别是在系统电源紧缺的状况下，必须确保台山电厂送出输变电设备运行稳定，绝不允许发生因维护不到位而导致台山电厂送出受阻、“窝电”。

公司各单位认真做好输变电设备的运行维护工作。各单位围绕大修、技改、设备消缺、维护、预防性试验、继电保护和自动装置定期检验等工作，限期加以解决，确保电力设备在迎峰度夏到来前处于良好的状态。

（一）在月日前，对预试和运行中发现的缺陷进行了消缺和大修，涉及及以上设备有：江门站江茂甲线电抗器渗漏油处理；开平站主变套管介损超标；台山站主变大修；开台线高频信号误报警处理等。

（二）抓紧设备的技术改造，完成了江门站和母差保护更换、江外线保护更换、北街站主变的更换以及一批变电站、线路的改造。通过技术改造，淘汰落后的设备，提高了电网运行的可靠性，保障迎峰度夏的顺利进行。

（三）加强设备的巡视维护，并及时进行处理：

在月份安排了一次全区的输变电设备的夜巡和特巡；

在月份安排了全区输变电设备的红外成像普查，对发现的红外异常发热在月日前进行消缺，不能消缺的加强监视。

根据电网运行的情况和上级的安排，在贵广直流调试期间加强了对沿线和变压器噪声和中性点直流分量的监测；在“西电东送”万期间加强了相关回线路和江门站的巡视。根据设备负荷的情况，加强了重载的线路和主变的监视。在整个度夏期间，没有发生因为设备原因而影响供电的情况。

××年电网设备运行情况大致良好，共创造了个百日安全天数，同时也创造了公司天的最高安全运行记录。月份共计发生一般电网事故起（“”事故中断安全记录）、发生一类设备障碍起。“”事故后迅速组织有关部门研究分析事故所暴露出来的问题，对本次事故处理过程各环节进行全面总结及反思，形成《外海变电站失压事故教训及各方面工作总结》书面报告。安排①月日至月日进行了沙江甲线等条线路绝缘子清扫；②月日至月日完成水台线等条线路跳爬；③完成外海站、母差更换改造。④完善我公司市区电网架构，有针对性地安装电网装设备用电源自动投入装置；⑤委托专业技术单位开展研究提高市区电网运行可靠性课题。

××年月共发现紧急缺陷项，及时处理项，及时消缺率；重大缺陷项，及时处理项，及时消缺率；一般缺陷项，及时处理项，及时消缺率。

××年月生技部针对江门电网运行情况，结合有关典型事故经验教训制定出《江门供电分公司保障设备安全运行的十项重点措施》。

有效控制，确保各项生产经济指标完满完成。

①供售电量完成情况分析

今年月总供电量完成万千瓦时，完成预算万千瓦时的同比增长，其中省网供电量完成万千瓦时，完成预算万千瓦时的，同比增长；全市地方发电机组完成上网电量万千瓦时完成预算万千瓦时的同比减少其中地方水电完成万千瓦时，完成预算万千瓦时的，同比减少；地方火电购电量为万千瓦时，完成预算万千瓦时的，同比减少。售电量完成万千瓦时）完成预算万千瓦时的，同比增长；线损率完成，同比下降，比预算指标下降；城市供电可靠率为，比预算指标上升；城市及农村供电可靠率为，比预算指标上升；综合电压合格率为，比预算指标上升。

从月的情况分析来看，目前每天的供电量约为万千瓦时，所以月份的总供电量约为万千瓦时，至月日总供电量为万千瓦时，预计全年的总供电量约为万千瓦时，江门供电分公司总供电量将历史性超过亿千瓦时。

×××年各直属分公司月供电量同期对比表

单位：万千瓦时

项目

本部

新会

开平

台山

恩平

鹤山

江门全区

总供电量

网供电量

购入电量

地方水电

地方火电

售电量

线损率

②线损率完成情况分析

线损完成情况表

时间

本期

去年

同期

同比

±％

年度

计划

比计划±％

±≥定量说明

累

计

统计

口径

由于受供售电量不同期，以及各种技改项目、两网改造项目的投运，管理力度的加大等的影响，使线损有所下降。

公司上半年线损率为，同比增加个百分点，完成情况不理想。对此，江门分公司领导高度重视。徐达明总经理在公司总经理例会上，组织专题研究公司线损管理工作，要求大家深刻认识做好线损管理工作的重要意义，明确了线损管理工作必须纳入公司日常的主营业务范围，贯彻到所有的工作当中去，并且明确了有关责任和分工。

以生技部作为线损归口管理部门，各部门通力合作，下半年抓紧实施了具体任务，主要有：

建立完善线损管理体制和三级网络，做到统一领导，分级管理；渠道畅通，明确责任人。

制定了《江门分公司线损管理办法实施细则》，严格线损指标的考核。

开展线损管理方面的分析，各单位定期提交分析报告，提高管理水平，将指标控制在一个合理水平。

建立了每月线损分析例会制度，定期召开线损分析会。

重视技术降损的措施。加强电网规划，做好电网的经济运行，提高设备的负荷率。

组织编制了《江门供电分公司农电千伏及以下配电网线损“四分”管理实施方案》，积极推进以个供电所为试点单位实施的农电线损“分线、分台区”工作。

在技术降损方面，以技术线损合理为原则，重点开展了以下工作：要求本部配营部及直属各分公司各自定出大降损项目；加紧实施无功补偿重点项目（站端及低压台区补偿，站端增加无功补偿约，共组）。

在管理降损方面，以管理线损最低为原则，树立管理出效益的观念，重点开展了以下工作：

①加强抄核收人员管理，提高抄核收人员责任心，防止漏抄、错抄。

②减低因安装技术错误而损失电度，组织安装计量人员加强安装业务水平学习和培训，引进新安装技术新计量仪器，把技术安装错误降低到零为目标。

③加大用电检查力度，防止窃电和违章用电。

④加快更换安装新型电子表和公用变用户轮换长寿电能表的进度，加大用电户偷窃电难度。

⑤××年月我公司因统计出错、计量表损坏、偷电等造成损失电量约万千瓦时（分别为本部万千瓦时、新会万千瓦时，开平万千瓦时、鹤山万千瓦时、台山万千瓦时），折合线损。

通过努力，至月份止，分公司累计线损率为％，预计可顺利完成集团公司下达的年度指标。

同心协力，打造“南网第一站”。

今年公司决定通过打造“南网第一站”的建设工程，树立变电站管理的标杆及亮点，并以此以点带面，全面带动江门地区变电站管理水平、设备维护水平的提升。

、××年月日成立打造“南网第一站”系统工程领导小组以及工作小组；（江电生号文）

、××年月日，在江门站召开工作小组第一次会议，会议确定了工作小组成员的分工以及对打造“南网第一站”的前期工作作了部署；

、××年月，工作小组分别对省内的横沥站、惠州站、增城站以及南网公司辖内的平果站、宝峰站、贵阳站进行了调研；

、××年月，工作小组对调研的情况进行总结，针对江门站的实际情况根据不同的专业提出了建设“南网第一站”的初步设想；

、××年月日，召开打造“南网第一站”领导小组和工作小组的联席会议，会议确定了建设“南网第一站”的十一项内容共小项的工作，并明确了各项工作的责任人、责任部门、完成时间。

、××年月中国南方电网公司袁懋振董事长视察江门变电站，提出丰富“南网第一站”的指示：有很丰富的内涵和要求，需要做大量的工作，要提高软件素质和硬件素质，提高设备科技含量，还要有环境。

、××年月工作小组分别对华东电网的东善桥站、车坊站进行调研，重点学习变电站运行管理、信息化建设等。

全面推行南网公司生产标准，强化安全生产基础。

生技部组织公司生产系统以全面贯彻执行南网公司项生产系统管理标准和技术标准为东风，组织制定宣贯、实施措施，达到深刻领会标准、规定的主要精神和具体内容，并确保其正确、有效实施。以此带动、强化公司安全生产基础工作，严格规范电力生产人员的工作行为，确保电网的安全稳定运行，不断推进管理的标准化、科学化及现代化。以此指导生产基层单位规范、优化工作流程，逐步实现生产现场的工作标准化。并在此基础上继续推行公司标准化工作，修编、出台了《江门供电分公司大修技改管理办法实施细则》、《江门供电分公司扩建、技改、大修工程施工管理规定》、《江门供电分公司生产统计管理办法》、《江门供电分公司高电压管理信息系统管理规定》、《江门供电分公司规范化设备检修和维护工作管理办法》、《江门供电分公司电力可靠性工作管理规定》、《江门供电分公司红外检测工作管理规定》、《江门供电分公司线损分析例会制度》、《江门供电分公司线损管理办法实施细则》、《生产统计管理办法》、《输变电设备缺陷管理实施细则》等项标准规定；同时也编制了《生产技术月报》、《南网公司生产标准执行月报》、《“南网第一站“建设月报》。

①月日日在新会举办第一期宣贯学习班，全区有关人员多人参加。

②月日日在新会举办第二期宣贯学习班，全区有关人员多人参加。

③月日首先在江门站执行南网公司新技术标准，并以江门站作为南网公司系统内安健环标准的试点实施。

④月日全公司生产系统全面执行南网公司新技术标准。

⑤月日召开南网公司新技术标准执行专题研讨会，并将执行的问题收集整理上报广电集团公司。

⑥月日南方电网公司安全监察与生产技术部有关领导到江门站检查十二项生产标准执行情况。

加强技改大修工程管理，提升电网设备装备水平。

㈠技改项目完成情况

×年度计划安排技改项目项，计划资金万元。目前已完成技改项目项，占总项目量的；完成投资万元，为计划投资的。正在施工的项目有项。

表：××年技改项目完成情况表

全区

江门

新会

开平

台山

恩平

鹤山

计划项目

已完成项目

正在执行项目

未执行项目

计划投资（万元）

完成投资（万元）

㈡大修项目完成情况

××年度计划安排大修项目项，计划资金万元（其中大修资金万元）。目前已完成大修项目项，占总项目量的；完成投资万元，为计划投资的。正在施工的项目有项；未开展的项目项。

表十六：××年大修项目完成情况表

全区

江门

新会

开平

台山

恩平

鹤山

计划项目

已完成项目

正在执行项目

未执行项目

计划投资（万元）

完成投资（万元）

存在的主要问题是：

、集团今年对我公司设备技术改造给予了巨大的支持，先后三批技改项目共计万元。由于第三批项目月才下达，设备统一招标花费一段时间，原计划年内完成设备定货工作可能完成不了。现在尚未完成的项目中除新会分公司开关无油化改造项目外，其余均为第三批下达项目。

、今年修理项目中部分项目超支比较严重，主要是由于迎峰度夏增加工程、设备缺陷处理、电力设施被盗等原因导致。

、集团公司类项目资金使用按照里程碑拨款方式，但我公司财务帐上有集团公司拨款资金沉淀，虽然集团公司生产技术部同意拨款，但集团公司财务部仍不同意拨款，导致项目结算不同步。

探索开展生产系统经济技术指标管理。

今年年初生技部在年度工作计划中提出开展生产系统经济技术指标管理但由于未能在人力、时间两方面投入探索研究上半年在这方面的工作开展着重是安排生产系统管理人员学习标杆管理理论知识，在探索开展有关经济技术指标管理方面的工作没有实质性进展，标杆管理工作也没有收到预期效果。下半年与人力资源部联合举办了一期标杆管理培训班，对于如何系统性、科学性地开展标杆管理工作有了进一步的认识，生技部计划在明年与专业管理技术服务公司合作制定江门供电分公司标杆管理建设方案。指导生产系统开展标杆管理工作。

党风廉政建设方面

没有发生党风廉政违纪现象，党风廉政建设目标完成良好。

二、经验与体会

⒈领导高度重视安全生产，早计划、早准备、早落实，保障电网安全稳定运行和迎峰度夏的工作完满完成。

徐达明总经理在××年月召开江门供电分公司迎峰度夏动员大会上的讲话要求，本着“早计划、早准备、早落实”的原则，根据上级精神结合公司实际情况，认真分析总结去年迎峰度夏工作经验，从电网建设、输变电设备运行维护、地方电源和需求侧管理、电网调度和运行方式、解决配网“卡脖子”问题、杜绝安全责任事故等六方面制定了江门分公司××年迎峰度夏项重点工作，督促各单位版权所有!加强工作管理，并按公司要求建立了“迎峰度夏”措施落实及重大缺陷处理督查督办制度，保障主要输变电设备健康运行。

⒉规范和加强安全生产基础管理，进一步完善安全生产规章制度标准，夯实安全生产管理基础。

中国南方电网公司颁布十二项安全生产管理和技术标准后，我公司率先邀请标准主要起草人开展宣贯，在月、月分别在新会举办两期宣贯学习班，全区有关人员多人次参加宣贯学习。月份生技部统一安排有关新标准执行的准备工作，包括新的工作票的印刷等；月日首先在江门站执行南网公司新技术标准，并以江门站作为南网公司系统内安健环标准的试点实施。月日起新标准在全公司顺利施行。从新标准施行后，生技部及时跟踪施行情况，每月编制《南网公司生产标准执行月报》，并将收集意见及时反馈上级部门。从新标准施行半年时间所反映情况来看，执行情况良好并且收效显著。

⒊加强电网运行管理和专业技术管理工作。

针对上半年线损指标完成不理想，按照徐达明总经理年中工作报告要求，结合贯彻执行集团公司《××年线损工作会议纪要》的精神，以生技部作为线损归口管理部门，在降低管理线损上提出切实可行的措施。编制了《江门供电分公司农电千伏及以下配电网线损“四分”管理实施方案》，积极推进以个供电所为试点单位实施的农电线损“分线、分台区”工作。建立了每月线损分析例会制度，定期召开线损分析会，每月跟踪线损的完成情况，及时分析线损指标浮动情况，做到线损指标可控、在控。

⒋准备充分、处理准确，减少事故损失。

“”事故发生后在分钟时间恢复了所有失压的变电站的运行，充分说明了事先根据运行情况制定完善的事故预案以及各级调度员、运行人员熟练掌握事故预案处理步骤，对于迅速恢复供电起着非常重要的作用。领导的重视、靠前指挥，使各项事故处理措施能直接、迅速、准确地传达、执行，大大地提高了事故处理的效率。

⒌以人为本，开展各专业技术培训学习。

生技部与人力资源部联合举办了多次业务技术培训学习，包括中国南方电网公司颁布十二项安全生产管理和技术标准宣贯学习、线损理论知识培训学习、标杆管理培训学习，使各级管理、生产人员业务知识水平得到提高。

三、存在问题

⒈电网结构不合理、自动化水平不高。

“”事故由于外海站失压导致个变电站同时失压，说明我公司电网电网结构不合理、自动化水平不高，未能实现供电方式。针对目前电网结构的特点。为提高供电可靠性，已经布置调度中心开展备自投工作，在江门地区电网的合适点处共装设套备用电源自动投入装置。另外，外力破坏、盗窃电力设施现象严重，对电网安全的威胁不容忽视。

⒉电网设备防污闪管理不到位。

“”事故的根本原因是由于输电线路外绝缘配置不足，在浓舞恶劣环境下发生闪烙所引发。针对此情况，生技部已经在今年安排①月日至月日进行了沙江甲线等条线路绝缘子清扫；②月日至月日完成水台线等条线路跳爬；③完成外海站、母差更换改造。结合集团公司今年防污闪工作要求，下半年重点做好污区分布图修订工作，并对照新污区分布图重新统计输变电设备外绝缘爬距配置，不合乎要求的马上安排整改。

⒊迎峰度夏重点工作未能全部按时完成。

××年迎峰度夏项重点工作，只有项按时在月日前完成。需要其中部分工作未能按时完成存在客观原因，如停电问题。但也反映出在制定重点工作时没有充分考虑各方因数，工作未够细致。在制定××年迎峰度夏重点工作时需吸取教训。

⒋线损管理工作未做到责任到位。

上半年线损指标完成不理想，甚至可以说有点失控。幸好在下半年及时指定切实可行的措施，建立完善线损管理体制和三级网络，做到统一领导，分级管理；渠道畅通，明确责任人，落实责任到位；并制定了《江门分公司线损管理办法实施细则》，严格线损指标的考核。在管理降损方面，以管理线损最低为原则，树立管理出效益的观念，重点开展了以下工作：①加强抄核收人员管理，提高抄核收人员责任心，防止漏抄、错抄。②减低因安装技术错误而损失电度，组织安装计量人员加强安装业务水平学习和培训，引进新安装技术新计量仪器，把技术安装错误降低零为目标。③加大用电检查力度，防止窃电和违章用电。坚持开展经常性，有针对性用电检查活动。采取以“防”为主的策略，对检举、查获窃电的有关人员奖励办法的政策，鼓励用户举报窃电和违章用电。另外要从计量安装规范技术性防窃电入手。④加快更换安装新型电子表和公用变用户轮换长寿电能表的进度，加大用电户偷窃电难度。

⒌部门资源共享、信息化建设不够。