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大修个人工作总结【篇1】
本年度大修成功的方面有：
1、本次生料磨的大修以公司生产部的人员力量为主、外部人员为辅成功地进行了生料磨的各项大修工作，不仅锻炼了内部维修队伍的素质，也为降低生料磨外协费用奠定了基础。
2、成功进行了窑头、窑尾内置柔性滚动密封改造的先例，为公司节能降耗和稳定生产奠定了基础。
3、对蓖冷机高温段细料侧风机进行了风压、风量的升级，提高了回转窑的煅烧和适应能力。
4、在同力集团首先将高温风机出风管道与增湿塔进行短接，对系统的稳定以及节能起到了促进作用。
5、对余热发电的冷凝器采用了胶球在线清洗系统。
6、预热器一级筒内筒长度增加400毫米，收尘效率的提高还有待进一步验证。
本次检修不足的地方有：
1、余热发电的检修没能一次检修成功，暴漏出我们对汽轮机的认识和掌控能力还需要进一步的提高。
2、有些设备的检查和预防工作还需要进一步的提高，比如液压挡轮和入窑斗提的检查、高温风机液偶等。
3、对预热器5级旋风筒内部的严重结皮情况认识还不足，经化验，主要是碱含量很高，有几种原材料中碱氯含量都超标，再生产时，应该从原材料和控制方面加强。
4、对部分设备的.状态认识不足，造成检修的不彻底，比如：入AQC锅炉前的阀门需要进行更换轴以及阀板。
5、备件准备不够充分，如：篦冷机臂梁、煤磨辊架、生料磨液压缸、窑头电收尘下拉链机等。
6、更换窑内耐火砖53米，直镁砖用到26米，之后用尖晶石砖和高铝砖，但是尖晶石砖导热系数很高，窑筒体温度高，散热大，要考察采用新型的耐火材料来代替。
7、为消除红河现象，延长篦板和盲板的使用周期，改了部分盲板为充气盲板，但实际效果不好，考虑分区域强化北侧供风冷却的方案。
检修过程发现问题新增加项目：
更换煤磨辊架、生料磨液压缸、篦冷机臂梁等。
大修个人工作总结【篇2】
5月23日随着xxx二套合成反应器的开车，xxx运行部所有生产装置全部恢复生产，也标志运行部大检修工作顺利完成，作为运行部一名安全管理人员，如此大规模的检修也是第一次参与，通过此次大检修学习了很多东西，同时也存在一些不足，需在以后的工作中继续学习完善。现将本人大检修期间工作总结如下：
一、大修主要工作：
环保管理工作方面大修开始前编制了《xxx运行部20xx年装置开停工及检维修环保方案》，对大修停车、检修及开车过程中产生的三废情况进行了统计，并对三废排放及处置措施做出了严格要求，细化了排污计划表，确保三废排放可控。并对开停工及检维修过程存在的环境危害因素进行了识别评价，确保每项作业活动环境危害因素识别到位，环保措施控制到位。
大修过程中按照编制的《装置停工环保措施确认表》现场检查确认环保措施落实情况，确保做到排放的废水清污分流，污污分治。废水及时检测后根据分析指标进行排放，确保废水送公用工程运行部排放指标合格。
对运行部产生的固体废物提前做好了转运计划，卸除的废催化剂、废润滑油等危险废物及时联系回收厂家安排车辆进行转移，卸除一车，转移一车，确保危险废物及时转运，不在在运行部长期积存。
大修期间负责对运行部雨污切换阀进行了改造，将频繁故障的电动阀更换为地面操作手动阀，即消除了废水穿雨水环保风险，也方便了人员操作，开关阀门无需下井操作，降低了安全风险，提高了工作效率。
装置开车前对运行部所有环保设施备用情况进行了检查，确保装置开车环保设施正常使用，能够与主装置同步运转。开车期间关注装三废排放情况，确保环保措施落实到位，防止发生环保污染事件。
安全工作方面大修年前认真学习了公司及运行部大修HSE管理手册，对大修期间修改的安全规范进行了熟悉。大修期间每天提前到作业现场确认安全措施落实情况，确保各项作业即安全规范又不影响检修进度。作业开始后全天现场巡检作业情况，发现违章及时要求整改，确保每天进行作业安全管理到位。
二、大修工作中存在的不足
1、现场重要环境风险和安全风险随控制较好，未发生安全环保事件，但整个大修期间三废乱排乱放、安全违章大量存在，暴露出安全环保管理仍不够到位。
2、安全环保专业知识欠缺，不能满足公司精细化管理的要求。
三、改进措施
1、细化安全环保各项细节管理，从作业前风险分析调专业措施落实必须严格审核把关，特别是风险较大作业，一定要严格审核作业方案，现场产生按照方案要求严格落实，确保作业安全环保管理到位。
2、加强安全环保专业知识学习，尽快提高自身安全环保管理水平，为后续工作顺利完成打好基础。
通过此次大修，对我的安全环保管理水平有了一定的提升，对运行部特殊情况下三废的产生和控制有了较好的掌握，顺利实现了大修环保目标，对以后的工作也有很大的帮助，同时也发现了自身的不足，在将来的工作中继续加强学习，完善自身管理水平。
大修个人工作总结【篇3】
主变异常处理
一．声音异常的处理：
1)当变压器内部有“咕嘟咕嘟”水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局部严重过热引起，应立即停止变压器的运行，进行检修。
2)变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，立即断开变压器断路器，将变压器转检修。
3)当响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象，应立即停止变压器的运行，进行检修。
4)响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理
二．油温异常升高的处理：
（一）变压器油温异常升高的原因 1)变压器冷却器运行不正常。2)运行电压过高。
3)潜油泵故障或检修后电源的相序接反。4)散热器阀门没有打开。5)变压器长期过负荷。6)内部有故障。7)温度计损坏。8)冷却器全停。
（二）油温异常升高的检查
1)检查变压器就地及远方温度计指示是否一致 2)检查变压器是否过负荷。3)检查冷却设备运行是否正常。
4)检查变压器声音是否正常，油温是否正常，有无故障迹象。5)检查变压器油位是否正常。
6)检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体。7)必要时进行变压器预防性试验。
（三）油温异常升高的处理
1)若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运修理；若不能
立即停运修理，则应按现场规程规定调整变压器的负荷至允许运行温度的相应容量，并尽快安排处理；若冷却装置未完全投入或有故障，应立即处理，排除故障；若故障不能立即排除，则必须降低变压器运行负荷，按相应冷却装置冷却性能与负荷的对应值运行
2)如果温度比平时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷、冷却条件不变，而温度不断升高，温度表计又无问题，则认为变压器已发生内部故障（铁芯烧损、绕组层间短路等），应投入备用变压器，停止故障变压器运行，联系检修人员进行处理。
3)若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。4)若由变压器过负荷运行引起，在顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷。
5)若散热器阀门没有打开，应设法将阀门打开，一般变压器散热器阀门没有打开，在变压器送电带上负荷后温度上升很快。若本站有两台变压器，那么通过对两台变压器的温度进行比较就能判断出。
6)如果三相变压器组中某一相油温升高，明显高于该相在过去同一负荷、同样冷却条件下的运行油温，而冷却装置、温度计均正常，则过热可能是由变压器内部的某种故障引起，应通知专业人员立即取油样做色谱分析，进一步查明故障。若色谱分析表明变压器存在内部故障，或变压器在负荷及冷却条件不变的情况下，油温不断上升，则应按现场规程规定将变压器退出运行。
三．油位异常的处理
（一）引起油位异常的主要原因有：
① 指针式油位计出现卡针等故障。②隔膜或胶囊下面蓄积有气体，使隔膜或胶囊高于实际油位。③吸湿器堵塞，使油位下降时空气不能进入，油位指示将偏高。④胶囊或隔膜破裂，使油进入胶囊或隔膜以上的空间，油位计指示可能偏低。⑤温度计指示不准确。⑥变压器漏油使油量减少
（二）油位异常的处理 1.油位过低的处理
油位过低或看不到油位，应视为油位不正常。当低到一定程度时，会造成轻瓦斯动作告警。严重缺油时，会使油箱内绝缘暴露受潮，降低绝缘性能，影响散热，甚至引起绝缘故障。
1）油位过低的原因：
(1)变压器严重渗油或长期漏油。
(2)设计制造不当，储油柜容量与变压器油箱容量配合不当。一旦气温过低，在低负荷时油位下降过低，则不能满足要求。
(3)注油不当，未按标准温度曲线加油。
(4)检修人员因临时工作多次放油后，而未及时补充。2）油位过低的处理：
① 若变压器无渗漏油现象，油位明显低于当时温度下应有的油位（查温度～油位曲线），应尽快补
油。
② 若变压器大量漏油造成油位迅速下降时，应立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且低于油位计指示限度时，应立即将变压器停运。
③
对有载调压变压器，当主油箱油位逐渐降低，而调压油箱油位不断升高，以至从吸湿器中漏油，可能是主油箱与有载凋压油箱之间密封损坏，造成主油箱的油向调压油箱内渗。应申请将变压器停运，转检修。
2.油位过高的处理 1）油位过高的原因：
(1)吸湿器堵塞，所指示的储油柜不能正常呼吸。(2)防爆管通气孔堵塞。
(3)油标堵塞或油位表指针损坏、失灵。
(4)全密封储油柜未按全密封方式加油，在胶囊袋与油面之间有空气（存在气压，造成假油位）。2）变压器油位过高的处理：
① 如果变压器油位高出油位计的最高指示，且无其他异常时，为了防止变压器油溢出，则应放油到适当高度；同时应注意油位计、吸湿器和防爆管是否堵塞，避免因假油位造成误判断。放油时应先将重瓦斯改接信号。
② 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
（三）渗漏油、油位异常和套管末屏放电的处理 1．运行中变压器造成渗漏油的原因有：
(1)阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。
(2)高压套管基座电流互感器出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏油。
(3)胶垫不密封造成渗漏。(4)设计制造不良。2.变压器渗漏油的处理:(1)变压器本体渗漏油若不严重，并且油位正常，应加强监视。
(2)变压器本体渗漏油严重，并且油位未低于下限，但一时又不能停电检修，应通知专业人员进行补油，并应加强监视，增加巡视的次数；若低于下限，则应将变压器停运。
3.套管渗漏、油位异常和套管末屏有放电声的处理:(1)套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换套管或消除放电现象，经电气试验合格
后方可将变压器投入运行。
(2)套管油位异常下降或升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏；当确认油位已漏至金属储油柜以下时，变压器应停止运行，进行处理。
(3)套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验。
(4)大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。此时应采取加强防止大气过电压和内部过电压措施。
（四）压力释放阀异常处理:(1)压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应立即取变压器本体油样进行色谱分析，如果色谱正常，则怀疑压力释放阀动作是其他原因引起。
(2)压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因、故障未消除前不得将变压器投入运行。
（五）轻瓦斯动作的处理 1.变压器轻瓦斯报警的原因：
(1)变压器内部有较轻微故障产生气体。(2)变压器内部进入空气。(3)外部发生穿越性短路故障。
(4)油位严重降低至气体继电器以下，使气体继电器动作。(5)直流多点接地、二次回路短路。(6)受强烈振动影响。(7)气体继电器本身问题。2.变压器轻瓦斯报警后的检查：(1)检查是否因变压器漏油引起。
(2)检查变压器油位、温度、声音是否正常。
(3)检查气体继电器内有无气体，若存在气体，应取气体进行分析。(4)检查二次回路有无故障。
(5)检查储油柜、压力释放装置有无喷油、冒油，盘根和塞垫有无凸出变形。3.变压器轻瓦斯报警后的处理：
(1)如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。
(2)轻瓦斯动作发信后，如一时不能对气体继电器内的气体进行色谱分析，则可按颜色、气味、是否可燃进行鉴别。
(3)如果轻瓦斯动作发信后，经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时应尽快将该变压器停运
（六）油色谱异常的处理
根据油色谱含量情况，结合变压器历年的试验（如绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电测量和微水测量等）的结果，并结合变压器的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停止运行等）。
（七）内部放电性的处理
若经色谱分析判断变压器故障类型为电弧放电兼过热，一般故障表现为绕组匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、绕组熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对接地体放电等。对于这类放电，一般应立即安排变压器停运，进行其他检测和处理。
（八）变压器铁芯运行异常的处理
(1)变压器铁芯绝缘电阻与历史数据相比较低时，首先应区别是否应受潮引起。
(2)如果变压器铁芯绝缘电阻低的问题一时难以处理，不论铁芯接地点是否存在电流，均应串入电阻，防止环流损伤铁芯。有电流时，宜将电流限制在100mA以下。
(3)变压器铁芯多点接地，并采取了限流措施，仍应加强对变压器本体油的色谱跟踪，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。
（九）变压器油流故障的处理 1.变压器油流故障的现象：
(1)变压器油流故障时，变压器油温不断上升。
(2)风扇运行正常，变压器油流指示器指在停止的位置。
(3)如果是管路堵塞（油循环管路阀门未打开），将会发油流故障信号，油泵热继电器将动作。2.变压器油流故障产生的原因：(1)油流回路堵塞。
(2)油路阀门未打开，造成油路不通。(3)油泵故障。
(4)变压器检修后油泵交流电源相序接错，造成油泵电动机反转。(5)油流指示器故障（变压器温度正常）。(6)交流电源失压。3.处理方法：
油流故障告警后，运行人员应检查油路阀门位置是否正常，油路有无异常，油泵和油流指示器是否
完好，冷却器回路是否运行正常，交流电源是否正常，并进行相应的处理。同时，严格监视变压器的运行状况，发现问题及时汇报，按调度的命令进行处理。若是设备故障，则应立即向调度报告，通知有关专业人员来检查处理。
（十）变压器过负荷的处理
(1)运行中发现变压器负荷达到相应调压分接头额定值的90%及以上，应立即向调度汇报，并做好记录。
(2)根据变压器允许过负荷情况，及时做好记录，并派专人监视主变压器的负荷及上层油温和绕组温度。
(3)按照变压器特殊巡视的要求及巡视项目，对变压器进行特殊巡视。(4)过负荷期间，变压器的冷却器应全部投入运行。
(5)过负荷结束后，应及时向调度汇报，并记录过负荷结束时间。
（十一）冷却装置故障的处理 1.冷却器故障的原因：
(1)冷却器的风扇或油泵电动机过载，热继电器动作。(2)风扇、油泵本身故障（轴承损坏，摩擦过大等）。(3)电动机故障（缺相或断线）。
(4)热继电器整定值过小或在运行中发生变化。(5)控制回路继电器故障。
(6)回路绝缘损坏，冷却器组空气开关跳闸。(7)冷却器动力电源消失。(8)冷却器控制回路电源消失。
(9)一组冷却器故障后，备用冷却器由于自动切换回路问题而不能自动投入。2.冷却器故障的处理：(1)冷却装置电源故障。【fAnwEN.HAO86.cOm 好工具范文网】
(2)机械故障。包括电动机轴承损坏、电动机绕组损坏、风扇扇叶变形等。这时需要尽快更换或检修。
(3)控制回路故障。控制回路中的各元件损坏，引线接触不良或断线，触点接触不良时，应查明原因迅速理。
(4)散热器出现渗漏油时，应采取堵漏油措施。(5)当散热器表面油垢严重时，应清扫散热器表面。
(6)散热器密封胶垫出现渗漏油时，应及时更换密封胶垫，使密封良好，不渗漏。
主变事故处理
第1条 主变保护原理
1.1差动保护：检测主变同相各侧之间电流矢量和（正常值约为零）达到或大于整定值时，保护动作迅速跳开主变各侧开关，以切断故障电流。
iA+ia+ia′≧icd 1.2 瓦斯保护：检测流过瓦斯继电器的气体或油流达到设定的状态时，保护动作迅速跳开主变各侧开关，以切断故障电流。
1.3 压力释放保护：主变内部故障产生高温使油气急剧膨胀，产生的压力促使压力释放装置动作，保护跳闸接点动作于跳三侧开关。
1.4 冷控失电保护：对于大容量主变对主变散热程度要求很高，通常有强迫油循环风冷系统，该系统电源消失将无法工作，主变在高温下运行绝缘很容易损坏。目前，冷控失电保护回路中通常串有一温度接点，当冷却系统电源消失后温度升到设定值，保护将动作跳开主变各侧开关，以防止主变绕组过热损坏。
1.5 主变零序保护：有中性点接地的接地零序保护和中性点不接地的间隙零序保护两
种，接地零序可取外接零序电流或自产零序电流进行检测，当达到或超过零序电流定值时保护动作跳相应开关。间隙零序取间隙CT和零序电压进行检测，当达到或超过定值时保护动作跳相应开关。
1.6 复合电压闭锁过流保护：取负序电压或低电压作为闭锁过电流保护动作的条件，故障时满足负序电压或低电压条件，才能开放过电流保护动作，保证保护的可靠性和灵敏性。
第2条 主变保护配置及范围
每台主变配置两套变压器保护，构成电气量保护双主双后的配置，配有RCS-978、四方CST-231B、PST1204C型、PST1203A型4种电气量保护。RCS-974G和PST-12型作为非电气量保护接口。
2.1 #1主变保护
#1主变A柜配RCS-978H和RCS-974G，保护电流取自三侧开关CT，当主变高压侧或中压侧开关被旁代时，保护电流切至旁路开关的CT回路，#1主变B柜配CST-231B保护，CZX-22R、CZX-12A操作箱，YQX21J/JSQ11J电压切换及失灵箱，保护电流取自主变三侧套管CT。
2.1.1 RCS-978H装置组成和保护范围：
——主变差动保护：比率差动、差动速断、工频变化量比率差动保护构成。保护范围：
#1主变三侧开关CT范围之内的的短路故障，包括主变内部绕组相间短路、严重匝间短路、主变外部套管及引出线相间短路、CT本身故障、110kV和220kV侧绕组和引出线上的单相接地短路。
——后备保护：由复合电压闭锁方向过流保护（Ⅰ、Ⅱ段）+零序方向过流保护（Ⅰ、Ⅱ段）+零序电压保护+间隙零序过流保护构成。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。
2.1.2 RCS－974G装置组成和保护范围：
非电量保护-----装置设有7路非电量信号接口，5路非电量直接跳闸接口，3路非电量延时跳闸接口。所有的非电量信号均可通过RS-485通信接口传送给上位机。主要包括瓦斯、温度、压力释放、冷控失电保护上传的信息。保护范围：主变内部故障。
非全相保护-----可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经发变器动作接点闭锁，可整定选择使用两组TA。保护范围：防止高压侧开关在运行状态下出现三相位置不一致。
失灵保护-----可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经变压器动作接点、断路器不一致接点闭锁，可整定选择使用两组TA。保护范围：防止高压侧开关在事故情况下拒动时扩大事故，失灵保护动作跳开该母线上的所有开关。
2.1.3 #1主变保护B屏CST231B保护功能：
1）主保护主要配有：差动速断和比率差动保护和CT二次回路断线检测。保护范围：#1主变三侧套管CT之间的短路故障，包括主变内部短路故障。
2）后备保护主要有：高（中）压侧：复压闭锁（方向）过流，零压闭锁零序方向过流，零序过流保护，间隙零流零压保护；低压侧复压闭锁过流，零序过电压保护等。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。
2.2 #2主变保护
#2主变保护A柜配有PST1203A型、PST1204B型保护，保护电流取自三侧开关CT。PST-12型操作箱及本体保护。#2主变保护B柜配有CSR 22A本体保护、YQX21J/JSQ11J电压切换及失灵箱、CST-231B保护，保护电流取自主变三侧套管CT。
2.2.1 PST-1203A主保护功能
包括差动保护1（SOFT-CD1）。主要包括二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动元件和TA断线判别元件等。同时还包括变压器各侧过负荷元件、变压器过负荷启动风冷元件、变压器过负荷闭锁调压元件等。
二次谐波制动元件：防止励磁涌流引起差动保护误动。
差动速断过流元件：在变压器区内严重故障时快速跳开变压器各侧开关。
TA断线判别元件：为了变压器在正常运行时TA回路状况，发现异常情况发告警信号，并可由控制字投退来决定是否闭锁差动保护。
过负荷元件：反应变压器的负荷情况，仅监测变压器各侧的三相电流。
过负荷启动风冷元件：反应变压器的负荷情况，监测变压器高压侧和中压侧三相电流。过负荷闭锁调压元件：反应变压器的负荷情况，仅监测变压器高压侧电流。2.2.2 PST-1204B后备保护功能
包括高压侧后备保护（SOFT-HB3）、中压侧后备保护（SOFT-HB3）、低压侧后备保护（SOFT-HB4），三侧后备保护共用出口回路、信号回路、直流电源回路等。SOFT-HB3保护程序主要配置：复合电压闭锁（方向）过流保护；零序（方向）过流保护；间隙零序保护；非全相保护。SOFT-HB4保护主要程序主要配置：复合电压闭锁过流保护。
复合电压闭锁方向过流保护：反应相间短路故障，可作为变压器后备保护，本侧TV断线时，本保护的方向元件闭锁或开放由控制字选择，TV断线后若电压恢复正常，本保护也随之恢复正常。
零序方向过流保护：反应单相接地故障，可作为变压器的后备保护，电压、电流取自本侧的TA、TV断线时，本保护的方向元件退出。TV断线后若电压恢复正常，本保护也随之恢复正常。
间隙零序保护：反应变压器间隙电压和间隙击穿的零序电流。
非全相保护：本保护检测断路器位置节点，同时判断零序电流，保护动作出口仅跳本侧开关或变压器各侧开关。本保护仅适用于分相跳闸的断路器。
2.2.3 #2主变保护B屏CST231B保护功能
1）主保护主要配有：差动速断和比率差动保护和CT二次回路断线检测。保护范围：#1主变三侧开关CT之间的短路故障，包括主变内部短路故障及外部引出线的短路故障。
2）后备保护主要有：
1、高（中）压侧:复压闭锁（方向）过流，零压闭锁零序方向过流，零序过流保护，间隙零流零压保护；低压侧复压闭锁过流，零序过电压保护等。保护范围：作为主变差动的后备保护防止差动保护拒动失去保护，又作为相邻母线或线路的后备保护。
2.2.4 #2主变保护B柜CSR 22A本体保护
1）、重瓦斯引入接点，由本装置发出信号或跳三侧开关；
2）、冷却失电、压力释放保护引入接点，动作于信号或延时动作于跳三侧开关；
3）、轻瓦斯、温度引入接点，动作于信号。
第3条 主变事故处理基本原则
（1）保障另一台主变能在最大运行方式下运行。
（2）快速确定有无人为因素的误动，以迅速恢复主变运行。（3）及时隔离故障点，恢复正常设备的运行。3.1 主变常见事故分析
3.1.1 主变外部故障：套管损坏短路、引出线之间短路、CT故障、主变10kV侧引入10kV室内至CT间的小动物事故或多相支柱瓷瓶绝缘击穿。现象：主变差动保护动作，三侧开关跳闸，外部损坏故
障明显，如果出在10kV高压室内则焦臭味明显，查故障录波有差流突变。
3.1.2 主变内部故障：内部绕组绝缘损坏发生匝间或相间短路、分接开关接点故障。现
象：瓦斯保护动作或伴有差动保护动作，三侧开关跳闸。外部只能从温度表、瓦斯继电器气体或油色及释压阀有无喷油来检查，一般故障现象不明显。
3.1.3 主变保护误动：差动电流回路极性接反或绝缘损坏出现分流，端子排绝缘损坏有短路；瓦斯接点接通或被短接，人为误碰等，通常事故报文无故障电流。
3.2 主变保护动作处理 3.2.1差动保护动作：
1）复归事故音响，记录事故时间。
2）值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功已为0，检查另
一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3）正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查主变低压侧开关处有无异常，然后再去
户外检查差动电流互感器范围内有无异常，检查主变端子箱内有无异常。4）查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。5）向调度详细汇报检查结果。
6）关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。7）如果发现有明显故障现象，应及时将故障点进行隔离。
8）如果故障现象不明显，不能确定是否误动，将主变转为冷备用或检修状态。9）记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。3.2.2 瓦斯保护动作：
1）复归事故音响，记录事故时间。
2）值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功已为0，检查另一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。3）正、副值班员应迅速到检查主变本体外观有无异常、瓦斯继电器气体情况，检查主
变端子箱内有无异常。
4）查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。5）向调度详细汇报检查结果。
6）关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。7）如果发现有明显故障现象，应及时将主变转为检修状态。
8）如果故障现象不明显，不能确定是否误动，将主变转为冷备用或检修状态。
9）
记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。3.2.3 主变后备保护动作：
1、复归事故音响，记录事故时间。
2、值班负责人在后台机上检查事故主变三侧开关的电流、有功、无功变化情况，确定是哪一侧的后备保护动作。检查另一台主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3、正、副值班员应检查后备保护动作侧的出线有无保护动作，有无开关拒动，是否属越级跳闸，相应母线是否有异常，检查主变有无异常。4、5、6、7、8、9、查看保护保护信息，打印事故报告，以判断是否误动。向调度详细汇报检查结果。
关注另一主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
如果能确定是线路故障越级跳闸，则隔离拒跳开关，按指令恢复主变及其他线路开关送电。主变有异常时将主变转为冷备用或检修。
记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。
3.3.4 冷控失电信号发出：
1、记录时间，复归音响，检查主变温度不超过规定值。
2、检查400V室风冷电源是否消失，空气开关有无跳闸。
3、检查主变风冷控制箱电源是否消失，空气开关有无跳闸，有无异味。
4、检查无异常后断开风冷所有支路开关，从400电源端开始依级送电，遇有再次跳空气开关的则不再送该支路，恢复其他风冷支路供电。
5、若属于400V电源端故障，则设法隔离切换站用电源。
6、上述情况在超过10分钟仍不能恢复风冷电源，应汇报调度，申请退出冷控失电跳闸出口压板，并密切监视主变温度。运行时间按厂家说明不能超过规定时间（变压器规程为2小时）。
7、做好记录，汇报变电所领导。第4条
主变事故处理实例
4.1 事故处理实例（1）
一、题目：#1主变中压侧套管B相瓷瓶污闪击穿故障
二、处理过程
1、运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV
母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入 a)b)监控系统信号：#1主变保护差动速断、比率差动、工频变化量差动动作。
光字牌及表计情况：差动保护、事故跳闸光字牌亮，#1主变三侧开关电流、有功、无功为0。c)d)跳闸情况：201、101、901开关跳闸
保护屏信息：RCS-978:差动速断B、比率差动B、工频变化量差动B动作;
CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。e)f)一次设备检查情况：#1主变中压侧套管B相瓷瓶损坏，201、101、901开关在分闸位置
处理步骤：
1）、复归事故音响，记录事故时间。
2）、值班负责人在后台机上检查#1主变201、101、901开关的电流、有功、无功已为0，检查#2主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3）、正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查主变低压侧开关处有无异常，然后再去户外检查差动电流互感器范围内有无异常，经检查#1主变中压侧套管B相瓷瓶损坏。4）、查看记录#1主变保护A、B柜信息，打印事故报告。5）、向调度详细汇报检查结果。
6）、关注#2主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7）、复归信号,将#1主变转为检修状态。退出#1主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。4.2 事故处理实例（2）
一、题目：#2主变内部分接开关故障(只有调压瓦斯保护动作)
二、处理过程
1、运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入2、3、监控系统信号：#2主变保护有载重瓦斯动作。
光字牌及表计情况：分接开关轻瓦斯、分接开关重瓦斯、事故跳闸光字牌亮，#2主变三侧开关电流、有功、无功为0。
4、跳闸情况：202、102、902开关跳闸5、6、保护屏信息：PST-12:调压重瓦斯、调压轻瓦斯灯亮，高、中、低跳闸指示灯亮。
一次设备检查情况：#2主变有载调压瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，202、102、902开关在分闸位置
7、处理步骤：
1）、复归事故音响，记录事故时间。
2）、值班负责人在后台机上检查#2主变202、102、902开关的电流、有功、无功已为0，检查#1主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3）、正、副值班员应迅速到#2主变处检查，经检查#2主变有载调压瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，#2主变端子箱无异常，202、102、902开关在分闸位置
4）、查看记录#2主变保护A、B柜信息。5）、向调度详细汇报检查结果。
6）、关注#1主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7）、复归信号,将#2主变转为检修状态。退出#2主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。4.3 事故处理实例（3）
一、题目：#1主变本体内部故障
二、处理过程
1、运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入
2、监控系统信号：#1主变保护比率差动、工频变化量差动动作，#1主变本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯动作。
3、光字牌及表计情况：#1主变重瓦斯、#1主变轻瓦斯、差动保护、事故跳闸光字牌亮，#1主变三侧开关电流、有功、无功为0。
4、5、跳闸情况：201、101、901开关跳闸
保护屏信息：RCS-978:差动速断BC、比率差动BC、工频变化量差动BC动作;RCS-974C本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯动作；CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。
6、一次设备检查情况：#1主变本体瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，201、101、901开关在分闸位置。
7、处理步骤：
1）、复归事故音响，记录事故时间。
2）、值班负责人在后台机上检查#1主变201、101、901开关的电流、有功、无功已为0，检查#2主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。
3）、正、副值班员应迅速到#1主变处检查，经检查#1主变本体瓦斯继电器内有气体、油色变浑浊，#1主变端子箱无异常，201、101、901开关在分闸位置。
4）、查看记录#1主变保护A、B柜信息，打印事故报告。5）、向调度详细汇报检查结果。
6）、关注#2主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7）、复归信号,将#1主变转为检修状态。退出#1主变后备保护跳中压母联、低压侧分段开关压板。
8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。4.4 事故处理实例（4）
一、题目：#2主变低压侧高压室内老鼠短路故障
二、处理过程
1、运行方式：220kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路
1、线路
3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路
2、线路
4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV母线分段运行，分段在热备用，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入
2、监控系统信号：#2主变比率差动保护动作。
3、光字牌及表计情况：#2主变差动保护、事故跳闸光字牌亮，#2主变三侧开关电流、有功、无功为0。
4、跳闸情况：202、102、902开关跳闸
5、保护屏信息：PST-1203A: 保护动作指示灯亮，差动保护出口;CST231B:CDCKA、CDCKB、CDCKC差动跳闸出口。操作箱高、中、低跳闸灯亮。
6、一次设备检查情况：#2主变902开关柜玻璃孔处烧穿，有明显烧焦气味，202、102、902开关在分闸位置
7、处理步骤：
1）、复归事故音响，记录事故时间。
2）、值班负责人在后台机上检查#2主变202、102、902开关的电流、有功、无功已为0，检查#1主变是否过负荷后向调度简要汇报。同时正值班员查看现场是否有人工作，有马上令其停止工作并退出现场。3）、正、副值班员应迅速到10kV高压室内检查#2主变低压侧开关处检查，然后再去户外检查差动电流互感器范围内设备有无异常，经检查#2主变902开关柜玻璃孔处烧穿，有明显烧焦气味。4）、查看记录#2主变保护A、B柜信息，打印事故报告。5）、向调度详细汇报检查结果。
6）、关注#1主变负荷变化并相应启动备用风冷，根据调度指令调整负荷。
7）、复归信号,将#2主变和902开关转为检修状态。退出#2主变后备保护跳中压母
联、低压侧分段开关压板。
8）、记录事故现象和处理情况，并向调度和变电所领导汇报。
大修个人工作总结【篇4】
我于20xx年8月9日来到公司工程技术部工作，初来乍到，虽然我的工作岗位和角色发生了很大变化，但在领导的关心和同事的帮助下，凭着自己的专业基础和工作经验，加上刻苦钻研和学习，很快适应了工作环境，深刻感受到了工作的紧张和忙碌，也体会到了这份工作带给我的快乐和自豪，现就谈谈我对G110公路的一些看法。
一、G110桥面铺装早期病害分析的一点个人看法
1、按损坏形式（推移、壅包）可初判为铺装层内部产生较大剪应力，引起不确定破坏面剪切变形，由于铺装层与桥面板间结合面粘结力差，抗水平剪切能力较弱，在水平方向上产生相对位移发生剪切破坏，产生推移、壅包病害。
2、冬季除雪撒盐，雪融后盐水渗透至铺装层，产生对混凝土铺装层腐蚀现象。
3、4cm厚SMA—13级配控制不严，孔隙率较大，透水性较强，桥面雨水渗透到桥面铺装层，产生冬春冻融破坏。
4、山区路段处于严寒地区山区重载公路，近年降雪较大，据同事介绍为达到快速开通的目的，洒布了大量的除雪盐。融化的盐水必然要渗透于铺装层，腐蚀后形成活动层，遇水形成灰浆，加之重载外力车碾压造成铺装层剥蚀。
5、渠化交通、重车破坏导致交通荷载累积，造成局部路面疲劳开裂。
二、针对病害应采取的一些预防措施1、优化设计
1、沥青面层层间应使用防水材料，无论是何种沥青混合料，必然有一定的空隙率存在，就会遭受一定的水破坏。在沥青面层表面涂上防水材料，形成一种不透水的薄膜封层，能使沥青面层中因降雨、刹车而聚集的水大大减少。
2、严格控制超载车辆，公路管理部门应该对超载车辆进行强制卸载后方可放行，并在入口处设卡不得让超载车辆进入公路。
3、沥青玛蹄脂碎石混合料SMA—16的抗车辙性能要优于SMA—13，由于G110为重载货运公路，设计路面4cmSMA—13建议改为SMA—16。
4、增设山区段路面层排水设施，以利于沥青混凝土下渗水的排出，降低水破坏的影响。
三、对G110公路工程质量的一点看法
在山区段大修过程中我发现公路隧道的外观质量不尽人意，主要表现在洞身二次衬砌混凝土表面有麻面；混凝土施工缝处理不好影响外观质量；模板缝及错台较大；洞内水沟盖板翘曲、松动；怀疑隧底有少量冒水（洞内混凝土路面局部有少量积水，由于大车行驶要使用刹车水，不能明确肯定积水为隧底冒水）；洞门外装饰的干挂大理石板有局部脱落现象，值得肯定的是洞内防排水质量较好，雨后在隧道内通行未发现渗漏水的问题，能够做到“拱部不滴水，边墙不淌水，安装设备之孔眼不渗水”的要求。
总之，沥青混凝土路面病害的产生有多方面的因素，有设计方面的原因，也有施工方面的原因。以上是我个人的一些粗浅的看法，有不当和错误之处敬请领导和同事提出批评，此次大修对我也有很大启发，我决心在二期工程建设中加强施工现场管理、提高现场施工质量，严格要求施工单位规范施工，尽量在提高沥青路面使用性能的同时，延长使用寿命，提高公司的投资效益。
工程技术部：
20xx—9—xx
大修个人工作总结【篇5】
郑 杰
一、基本情况
辰溪电力公司大路口变建设于2001年，共有2台主变，#1主变型号SFS7-31500/110kV，是贵阳变压器厂1994年8月产品，于2002年5月投运，现已运行12年。在运行过程中，曾经历过两次短路故障冲击，由于负荷紧张，电网结构等原因，#1主变一直是高负荷、重载运行，不能开展吊罩大修。在辰溪电力公司7月份成功实施了城区负荷分配，转移了近4000kW负荷至110kV辰溪变后，才具备了#1主变实施吊罩大修的基础条件。
为确保供电的可靠性和安全性，对其大修是十分必要的，在经过认真准备，多方协调，请教市公司专家，并得到检修试验业务室积极支持，公司领导决定对#1主变进行大修。
二、检修目的
#1主变运行至今已经有12年，按规程要求在投运5年内或每间隔10年需开展大修1次，#1主变早已超过检修周期。而且#1主变存在以下缺陷：
渗漏油严重（1）
渗漏油严重（2）
35kV B相套管桩头滑丝、变形、渗油
玻璃管油位计脏污，不利于运行人员巡视，观察。
本次检修主要目的为更换全套密封件，消除35kV B相套管桩头滑丝、变形、渗油等缺陷，开展诊断性电气试验。通过吊罩检修消除隐蔽缺陷，确定设备电气性能、健康水平。避免因缺陷得不到消除，导致故障停运引起事故，提高设备安全性、可靠性、经济性。保证电网安全、设备安全。
三、组织管理
为保证大修的顺利完成，公司对此次大修任务高度重视。在大修前，进行了充分的准备。一方面按照变压器大修的要求，及中华人民共和国电力行业标准《电力变压器检修导则》（DL/T 573---95），结合大路口变电站#1主变的缺陷和可能会本次大修工作中出现的一些问题，认真组织编写了#1主变大修的《施工方案》，经公司生产领导审核，报市公司生产副总批准。认真按照标准化作业流程编写《工作票》、《工序质量卡》，组织管理、安监、调控、运行、施工等各个单位、部门召开检修前协调会，对本次大修吊罩任务作了详细的分工安排，让各单位了解工作安排、明确工作任务。做好开工准备；另一方面在厂家及兄弟单位的紧密配合下，积极组织大修所需材料、配件，例如滤油机、油罐、套管架等，保证主变大修工作的顺利开展。这次主变大修，严格按照标准化作业流程进行变电设备检修，检修中对人员及安全管理、检修工器具管理、现场布置等相关工作都按照标准化要求进行。
四、安全措施
安全工作始终是工作的重中之重，为了安全、优质的完成此次主变大修任务，辰溪公司坚持“安全第一，预防为主”的方针，在#1主变大修过程中，工作负责人每天开工前召开班前会，进行工作进度布置、危险点和质量控制点分析，在现场按照主变大修施工方案的要求组织工作，确保生产安全，控制检修质量，每天收工后召开班后会进行总结和安排；同时认真细致地做好个人安全防护措施、现场安全保护措施和各种安全隔离措施，实现了大修安全的能控、可控、在控。根据大修现场实际，制定切实可行的安全措施。
1、开工前，工作负责人对工作班成员开展“三交”，交待工作任务、停电范围及安全措施。细致做好安全防护措施。例如在＃1主变的工作区域四周设置硬质围栏，做到检修设备与运行设备的完全隔离；吊车接地时，接地线选用6mm²铜芯线，连接点严格按要求用螺丝拧紧，确保可靠接地等。
2、是指定专人为安全监察员。施工过程中，安全员随时排查现场施工安全隐患、检查现场违章行为，及时纠正和处理不安全的行为，并加强协调、督促整改。
3、公司领导始终坚持在检修现场，在施工过程中遇到困难时，积极协调，组织各方人员会商，拍板确定实施方案。无论是安全监督还是施工质量，均认真督促施工单位，按规程、规范及施工方案要求实施检修工作,。
五、质量管控
10月14日大路口变电站#1主变大修工作正式开始，本次大修工作共安排15名检修人员实施。工作一展开，大家各就各位，各司其职，各负其责，现场紧张繁忙而有序。14日按施工方案实施各项修前试验。试验过程中发现110kVB相直阻偏大，经各方商讨决定按计划实施吊罩工作。15日上午9点半开始了＃1主变110kV侧和35kV侧套管接线柱引线拆除，并进行器身检查、拆除主变控制回路及二次回路的电源线路等工作。并在起重人员和厂家技术人员的协同配合下，拆除了主变高、中压侧和中性点的套管以及油枕等附件；同时，抽出部份变压器油并进行处理。16日，在全部抽出变压器油并进行处理后，＃1主变吊罩检修开始，25吨的大型吊车开始吊罩，随着吊钩的缓缓升高，＃1主变的钟罩被成功吊起。
吊罩检修（1）
随后检修人员对变压铁芯、绕组和铁轭等常规件进行了详细的检查、清扫，并逐个对各个紧固螺丝紧固一遍，检查分接开关动作是否灵活可靠，有无损坏；对铁芯的绝缘进行检测，对油箱底部的铁屑及杂物进行清理；
吊罩检修（2）
110kVB相引线绝缘损伤 在吊罩检修中发现的110kVB相引线绝缘损伤，110kVB相导电杆有电弧灼伤，是导致直阻偏大的原因。现场决定对110kVB相引线绝缘损伤部分用皱纹纸和白纱带进行包扎修复。
110kVA相 抱箍线夹裂纹
110kVB相导电杆、35kVB相导电杆则需从厂家派焊接技术人员对导电杆重新更换焊接加工。吊回钟罩后按规定回装附件紧固螺栓，回装高、中压侧和中性点套管等，对所有放油阀进行密封；为免主变内部受潮，将变压器油加至高出变压器铁芯位置（110kVB相导电杆是检修中发现问题，需厂家调货，110kVB相套管无法及时回装）。17日，完成了主变散热片、油枕、净油器、主变风机辅助设备的回装工作。18日，完成110kVB相导电杆、35kVB相导电杆重新更换焊接加工，并在当天完成110kVB相套管、35KVB相套管回装，将变压器油加至油枕正常油位。19日，主变注油后静止，并对主变各密封件仔细检查，查看有无渗漏点，对变压器外壳清洗。20日，进行主变投运前各项电气试验、主变绝缘油检验等，各项试验数据指标都达到合格，当天进行冲击合闸试验，带负荷运行。＃1主变大修实现了安全优质高效。
六、检修效果
此次大修从10月14日开始，到10月20日，检修工程历时7天提前按照预定计划完工。由于事先准备充分、分工明确，提高了工作效率，吊罩大修后，大路口#1主变的健康水平有了进一步提高，尤其是在本次检修中发现的110kV侧B相导电杆电弧灼伤、引线有轻微局部放电，绝缘损伤等缺陷得到了及时、有效的处理。避免了因隐患发展导致故障检修停电的事件发生。确保了辰溪电网的可靠、安全运行。通过此次主变大修，锻炼了队伍，增强了协调作战精神，积累了宝贵的经验。
附：大修检查处理记录： 1、110kV侧B相导电杆有电弧灼伤（吊罩检查过程中发现）、35kVB相导电杆滑丝、变形，均重新更换焊接加工。2、110kV侧B相引线有轻微局部放电现象（吊罩检查过程中发现），对引线绝缘损伤部分用皱纹纸和白纱带进行包扎修复。
3、更换冷却风机1台，2个净油器内硅胶全部更换、更换净油器蝶阀4个。
4、铁芯螺栓紧固。
5、更换变压器全部密封件。
大修个人工作总结【篇6】
设备大修、技改回顾及工作总结 根据集团对应城公司二〇〇五年大修、技改工作安排，应城公司年初成立了大修、技改专班，深入车间，调查摸底，初步收集了大修、技改项目，在反复协商，请示汇报的基础上，于2005年四月三十一日拟定了大修、技改项目，并经总经理批准。集团于二月四日和六月二日三次发文，对应城公司四项技改项目 (总费用150万元)、及公司内定的大修、技改项目(总费用263.66+140万元) 的请示进行了批复。根据批准的项目，技术设备处迅速对项目进行的整理，并提出了材料计划报供应处，第一批材料于五月二十八日回厂。整个大修、技改工程分三阶段，第一阶段对制盐二车间六个大项的设备进行了预制。在设备制作过程中，技术设备处始终有人现场监督，督促制作、焊接人员按规定要求进行施工，保证了设备的制作质量，同时在材料的使用方面，督促制作人员尽力提高材料的利用率，减少材料的浪费，如罐顶的制作，在整体拼装到位后，将切割下的材料连接至所缺部分。随后，第三阶段材料陆续回厂，设备的制作也随即展开。7月12日，第一阶段大修、技改工作开始。维修车间分三班同时施工，集中主要力量对蒸发罐罐及二次蒸汽管的安装进行重点突破，13日拆下旧罐及二次蒸汽管，修齐割缝，并用50T吊车吊装新罐顶到位，点焊、加固，15日，120T吊车吊二次蒸汽管，下午19：20全部到位，16日，根据焊接工作量十分艰巨的实际问题，外请焊工10人，加班抢焊，于18日全部焊接完毕。与此同时，洗盐槽、闪发桶的安装也相继展开，车间内自主检修项目亦紧张进行，所有项目全部于19日晚完工。20日早，开始对整个系统进行漫罐试压、酸洗、补漏、清理现场垃圾，21日早6：00由制盐一车间倒换到二车间开车。由于1#锅炉的进度和质保原因，于21日早4：30开始烘炉，22日早8：00完毕并开炉，整个阶段工期10天，其中制盐系统仅7天，比原计划提前2天。8月1日，第二阶段大修、技改工作开始进行，由于制盐三车间和热电二车间的客观原因，只对热电动力系统的部分水冷壁管更换，炉墙部分砌筑和返料器进行修理，制盐三车间未列大修、技改项目，只是根据制盐系统状况更换了部分卤水管道，Ⅰ效加热室上锥，Ⅱ效盐脚下部，Ⅲ效循环管出口喇叭段，运转设备进行了配件更换，整个工期11天，其中制盐工期7天，完工后于8月11日9：00开车。第三阶段大修、技改工作主要集中在制盐一车间，其中在8月23日接到食用盐生产许可证验收通知，于28日决定对与盐接触的设备和管道进行更换，这样，增加了6个项目，即浮洗器(2台)、喂料槽(2台)、干燥床床层以上、贮盐斗、离心机下盐斗管道及部分盐浆管道，全部更换为耐腐蚀的不锈钢或纳米材料。9月2日回增加部分项目的材料后，开始制作浮洗器和喂料槽。9月12日大修、技改工作正式打响，由于工作量和时间的紧迫性，将盐脚安装、主蒸汽管的更换外包，以减轻人员不足的工作压力。经过全部参战人员的精心施工，于9月20日全部完工，其中制盐部分9月20日完工并进行进水试压，21日补漏，中午制盐一车间开车(同时二车间放水涮罐)，下午4：00回离心机下料斗，连夜安装投入使用。回顾三个阶段的大修、技改工程，其特点是任务重、时间跨度长，全体参战人员均付出了巨大精力。尤其是第一阶段，气温高达38℃，长时间在太阳底下曝晒，连走路都困难，有的人闹肚子，还有的人出现了中暑的征兆，但他们仍然坚守岗位，忘我工作，为大修、技改工作的完成作出了巨大贡献。在大修准备阶段，技术设备处拿出了七张施工图纸，对集团的盐脚设计图多次与总部联系，商讨技术问题，如材质问题，在6月14日寄来的图纸中，外壳材质为Q235/316L复合板，由于复合板材料订货周期较长 (45天以上)，制作要求时间也要30天以上，不能满足计划安装时间，经请示集团同意用316L板，从而加快了材料购置速度，保证了设备的制作时间；在盐脚设计尺寸上，由于设计的长度比原盐脚长度长300-580mm，使排污管无法在排盐平台上安装，多次请示后，集团未批准将长度缩短，从而将排污管安装至排盐平台下面，致使管道安装不尽合理，在某种程度上，对排锅巴有一定影响。待新平台浇筑成功后，再作更改，最大限度满足排锅巴要求，在加料管上，设计图上的Ⅲ、Ⅳ效分别为φ108、φ133，偏大，而Ⅲ、Ⅳ效由于是转料的较后位置，加上1#旋流器的顶流液的回入，加卤量较Ⅰ、Ⅱ较小得多，如以控制阀门的开启度，势必影响管道的畅通，因而，技术设备处经过论证，将Ⅲ、Ⅳ效加料环管更改为φ89管道，一是减少了制作难度，二是节约了材料，三是有利于操作。对浮洗器的更新，原设备的尺寸偏小（分别为φ1200、φ1380，高为10m），洗盐时间偏短，特别是在扩能后，明显不利于盐质的稳定，因此，技术设备处反复研究、设计，将其直径增大为φ1500/φ2200，从而增加了容积，延长了洗盐时间，加大了介质的处理量，对提高盐质十分有利。对干燥床，由于食用盐许可证的要求，材质必须是不锈钢，原打算以δ8碳钢板作基材，内衬δ2不锈钢，由于基材和内衬的先后施工，相当于制作二台干燥床，不能在计划时间内完成施工，技术设备处与维修车间协商并经刘总批准，改为δ4不锈钢制作安装，从而缩短了工期，保证了施工在要求的时间内完成，而费用与原方案基本一样。在管道安装方面，技术设备处始终要求施工人员施工路线的美观，讲求垂直、水平、直线，杜绝倾斜、交叉，彻底改变了管道蜘蛛网状的现象。对于在生产期间可以施工的项目，维修车间也加班加点预制与施工，如一车间沉盐器，原佐宝公司有一台φ4500的蒸发罐且内衬，经过修补，内衬组装，于6月4日投入使用，如当初不使用带内衬的沉盐器，可能会影响食用盐许可证的验收。又如一车间的冷水管进口管，原为φ426管，通过二车间热水管改造成功的经验，将其改为φ529管道，减小了管道的阻力，增加了泵的出力，该工程于7月1日投入使用，也取得了较好的效果。关于锅炉大修部分解决的主要问题第一、第三阶段大修分别维修了1#、2#锅炉。1#锅炉检修主要解决了二级过热器爆管，过热器减温水蛇形管漏水，卫燃带脱落和斜炉顶漏灰问题。2#锅炉检修解决炉膛下集箱和燃烧器处漏风冒火问题，解决燃烧器内粉管穿孔造成煤粉流速变化，减缓了此处结焦，提高了球磨机的制粉能力，降低了送往制盐的蒸汽压力损失。1#炉主要检查、检修内容：更换了二级过热器，其第2排至第7排管(过热器出口集箱端)加长，从集箱根部更换，用热317焊条电焊，其余管头采用亚弧焊焊接。原二级过热器爆管，其处理措施之一是封堵集箱管头，但废置在过热器烟巷里管子被迅速氧化变形，使此处其它管子排列不规则，间距大的形成烟气走廊，从而使管子过热漏气，恶性循环。通过更换二级过热器，使烟气在过热器各处流速相同，解决了过热器局部爆管的问题。减温器集箱弯曲，经测量上母线，发现两端高，中间低，相差40mm。这次检修还更换了左右两组减温器蛇形管。斜炉顶烧穿漏灰，拆除斜炉顶砼，发现其挂钩全部被氧化，大部分断裂，斜炉顶钢梁变形，左上角被烧坏，用12#槽钢修复。铺底模装新挂钩，因斜炉顶槽钢架不在一个平面，造成挂钩底部距模板距离不一致，为了保证砼质量，又将较长的挂钩取出换上短挂钩，从而保证挂钩距木模50mm的距离。为了保证新浇砼与汽包下原砼连接质量，施工人员在炉膛里面搭脚手架，在锅筒下部清除没有连接好的新旧接头，焊接连接钢筋，重新浇捣接缝。检查发现水冷壁管变形，右侧墙中上部与水冷壁间无间隙，前墙上部也与水冷壁无间隙。拆除锅筒内加药管、排污管和两端共7只旋风分离器，由孝感锅检所进行探伤，通过检验判定该炉合格。更换水处理盐计量箱及其配套的阀门管道和流量计，更换交换器中排滤网，2#交换器换新树脂，两台交换器共用6吨浓度为30%盐酸浸泡，通过盐酸处理，使交换器周期制水能力达到1400吨。用蒸汽烘炉，烘炉后期炉膛中上部达到110℃，在此温度下稳定4小时。2#炉主要检测、检修内容：更换已烧坏的2#、3#、4#燃烧器一次风道，这次检修割开燃烧器发现一次风道前端与喷嘴连接处严重磨损，且把外层钢板磨穿，4#最严重，2#次之，3#磨损轻些。风道前端钢板磨穿导致煤粉在此处流线弯曲变形，行程加大，动能消耗大，速度下降，增大了喷嘴处结焦的机率。此次检修更换了已磨穿或磨薄的钢板，减轻了此处的结焦。另外还更换了燃烧器处的1#至4#三次风管弯头。炉膛两侧滑块全部脱落，两侧集箱处漏火严重，前后滑块侵蚀剥落达150mm，第一层耐热钢筋被烧损。出渣口耐火砖前墙从平面上看呈凸形，其弓高300mm。这次检修将前后左右滑块全部拆除，重浇高铝耐火砼，将出渣口处前后耐火砖墙拆除重砌，解决了炉膛下部密封问题。后墙水冷壁挂钩烧损，不能固定水冷壁管，水冷壁管向里凸350mm。省煤器上部左侧墙有高10mm、长2000mm 裂缝，这次检修通过在内侧用细颗粒浇注料填塞，并将该处人孔用1/2砖墙封堵，解决了此处冒火问题。送风机改用轴承箱支承。球磨机更换衬板，选出直径小于25mm的钢球，添加新钢球，使球磨机制粉能力增强。分别换2台机械过滤器排水管滤网，清洗石英砂，更换部分石英砂。挖补细粉分离器蜗壳，将送制盐蒸汽管更换为直径φ426×11mm管子，减小蒸汽流速，提高供汽压力。3#炉主要检测、检修内容：砌筑燃烧室，原运行的燃烧室是2002年3月砌筑的，受运行冲刷和水淋急冷，燃烧室耐磨砖磨蚀120mm，且变形严重，前后墙向里凸240mm。这次检修将燃烧室拆除重砌，其中上部加一道拉结钢筋，更换了给煤管和二次风管，重浇返料器出料口；更换燃烧室风帽90只，更换DN150×5排渣管口；更换34根水冷壁管，主要是换密相区后墙和右墙管子，该处管子正面均匀磨损，背火面局部磨损呈勾槽状。更换8根左侧顶棚管，其迎烟气面均匀磨损，磨损段长1000mm，其厚度只有1.7mm，用锤击呈明显凹坑，且声音沉闷。烟窗管防磨瓦横向断裂，裂缝宽10mm，但裂缝处钢管本体未见磨损，烟窗口左右下角防磨瓦有磨损。烟窗管拉钩高温氧化脱落，前墙管子拉钩头部被拉直，未起固定管子作用，管子向里弯曲；堵塞炉膛四周砖墙裂缝，炉膛后墙正中间有一条自标高9.05m至4.80m竖缝，缝宽30mm，标高6.0m处向外冒火，烧热钢梁后墙左边还有一条自标高9.0m至6.0m竖缝，缝宽20mm，处理此二条缝是将该处水冷壁割出拉开，用耐磨可塑料堵塞压实。炉膛前墙、左右墙裂缝也用耐磨可塑料处理；更换旋风筒上顶板，旋风筒顶板破裂，其裂纹呈网状，运行后期完全由耐热钢筋吊拉住而未塌落。此次将其拆除重新浇注，增设吊钩数量，其间距为600×600mm，钢筋间距由200×200mm改为120×120mm，材质由原1Cr18Ni9Ti改为2Cr25Ni20，增设纵横二条膨胀缝，顶板在旋风筒中心处留有DN150观察处理孔；处理旋风分离器，两旋风分离器进口内隔墙扭曲，其前端磨损120mm，后端与弧形砖联接处磨穿，拆除部分重砌。左旋风筒筒体有一个230×120mm孔洞。旋风筒内φ1800mm直段、大锥、1000mm直段、小锥和顶板裂缝均用浇注料堵塞。喉管变形呈椭圆状，右喉管下口长轴930mm、短轴810mm，距φ1800mm内筒最大625mm，最小270mm，但旋风筒本身未见裂缝；炉顶密封保温清理拆除斜炉顶灰尘和保温，重浇厚度为100m的高铝砼，并用硅酸铝板密封保温。省煤器顶板也用硅酸铝板密封保温；水膜除尘器筒体进烟口和文丘里管用铸石胶泥勾缝堵漏，换了整台引风机；烘炉，自8日9时起用木柴烘，逐渐升温，至过热器前烟温190℃时稳定8小时，9日22时改用煤烘炉，即向正常启炉样上炭，待木炭基本燃着后，给煤启动引鼓风，炉温升到一定程度后压火。这样启炉、压火共进行5次，缓慢升温、保温，至10日5时升压、暖机发电。大修解决的主要问题：1#炉大修解决过热器爆管的问题，延长了锅炉运行周期；提高了燃烧区温度，减少了炉膛熄火的机率；解决了炉顶漏风、漏灰，改善了环境；解决了减温器漏水，保证了锅炉安全。2#炉大修解决了喷燃器风道磨穿漏粉问题；解决了炉膛冷灰斗段漏风冒火问题，提高了锅炉效率；降低了送往制盐的蒸汽压力损失，提高了制盐产量。3#炉检修后引风机电流由180A增大至200A，炉膛烟压由正压变为-50Pa， 省煤器烟压-1800 Pa，循环灰浓度-700 Pa，一次风机电流由180A减至160A ，料层高度增大至1000mm ,炉膛温度由1060℃降至1010℃，炉膛温度降低，负压变大，增大锅炉出力，改善了环境，保证了安全，提高了效率。存在问题及解决措施的建议： 1#、2#炉均存在漏粉问题。2#炉送粉管弯头处漏粉严重，拟在以后涮罐停炉时陆续更换弯头。1#炉送粉管和三次风管也有冒粉问题，解决的办法是通过补焊或试用铸石胶泥封堵。两台炉水膜除尘器文丘里管均积灰。积灰造成烟道阻力大，为了保证炉内负压，必须加大引风，增加电耗。另外每天需人工清灰，增加员工劳动强度，且清灰时造成炉膛正压，影响环境，要从改进喷嘴和喉管及水量等几方面解决。水膜除尘器高度不够，烟气带水较多，造成叶轮积灰，时常需清灰。给水管、减温水管、再循环管常有焊缝漏水故障发生。两台炉结焦速度较快。结焦主要是原煤的原因，原煤的灰溶点低，易粘附在炉墙上。但若一、二、三次风比例、速度和煤粉浓度、粒度不合适，以及各燃烧器状况不同也会加快结焦速度。从2#炉看，前后墙长焦快些，大修检查发现4#燃烧器三次风管结有500mm厚的焦。总的来看三次风带粉较多，造成炉膛上部粉多，上部燃烧份额大，炉膛中上部长焦速度快。解决三次风粉多的措施可从提高粗、细粉分离器的效率，盘活锁气器，调整再循环风量等几方面着手。1#炉一级过热器漏汽，大修时通过检查没有发现第一排过热器明显磨损，但运行后出现了漏汽故障，为防漏汽再次发生，可在磨损严重的部位采用耐热瓦防磨。1#炉过热器后防爆门关闭不严，时常漏灰。拟在防爆孔内填硅酸铝板，做到既能密封又能起防爆作用。若此方法失败，则更新防爆门，其门内要浇耐砼，以减小防爆门的变形。2#炉北承重梁侧面和底面砼脱落，底筋露出，需要封闭处理。3#炉水冷壁管使用四年半，其管壁较薄，加之多次局部换管，焊缝多，本炉焊缝磨损速度快。因此水冷壁漏水仍是该炉今后上要隐患，旋风分离器隔墙磨损扭曲变形，其后墙从平面上和立面上看均严重弯曲，右喉管下口变形大，影响分离器效率，继续发展危及安全运行。返料器运行状况未达到设计要求，旋风分离器内烟压低于炉膛1600Pa，要使旋风分离器内灰粒流入炉膛，这就要求旋风分离器下边立管上的灰粒有一定堆积高度，靠灰粒自重压入炉膛。灰量多时，灰柱高度自动升高，压差增大，灰流动速度增加灰流量增加，灰量少时，灰柱高度减低，灰流动速度减低，灰流量减少，返料器内灰是自动平衡的。返料器内是要求积存一定的灰的，根据3#炉返料器隔板易烧坏和返料器视镜观察判断，返料器内是没有积存灰的，灰一边由分离器经返料器下锥，造成分离器内捕集的灰又被二次携带，这样降低了分离器效率，导致循环倍率低，使炉膛温度较高。水冷壁穿管可通过更换全部水冷壁和改变烟窗管处烟速来解决，旋风分离器变形磨损可通过增加支撑和改变材质来解决，炉膛温度较高，可通过调返料风和降低煤粒径来解决。随着三个阶段的大修、技术工作的完成，通过生产实践，也发现了一些问题，如喂料槽的改型，新设备容器有较大幅度的缩小，而操作人员还一时不能适应液位的操作，有时漫槽，通过摸索，现已适应了要求。又如盐脚的改造，其转料和排盐位置均发生了变化，具体操作方法尚需时间摸索、巩固，转料阀门的开启度、锅巴排放的频率如何调整，都需要实际操作得出行之有效的经验，以取得最佳效果。 技术设备处二〇〇五年九月二十八日
大修个人工作总结【篇7】
我于20xx年8月9日来到公司工程技术部工作，初来乍到，虽然我的工作岗位和角色发生了很大变化，但在领导的关心和同事的帮助下，凭着自己的专业基础和工作经验，加上刻苦钻研和学习，很快适应了工作环境，深刻感受到了工作的紧张和忙碌，也体会到了这份工作带给我的快乐和自豪，现就谈谈我对G110公路的一些看法。
1、按损坏形式（推移、壅包）可初判为铺装层内部产生较大剪应力，引起不确定破坏面剪切变形，由于铺装层与桥面板间结合面粘结力差，抗水平剪切能力较弱，在水平方向上产生相对位移发生剪切破坏，产生推移、壅包病害。
2、冬季除雪撒盐，雪融后盐水渗透至铺装层，产生对混凝土铺装层腐蚀现象。
3、4cm厚SMA—13级配控制不严，孔隙率较大，透水性较强，桥面雨水渗透到桥面铺装层，产生冬春冻融破坏。
4、山区路段处于严寒地区山区重载公路，近年降雪较大，据同事介绍为达到快速开通的目的，洒布了大量的除雪盐。融化的盐水必然要渗透于铺装层，腐蚀后形成活动层，遇水形成灰浆，加之重载外力车碾压造成铺装层剥蚀。
5、渠化交通、重车破坏导致交通荷载累积，造成局部路面疲劳开裂。
1、沥青面层层间应使用防水材料，无论是何种沥青混合料，必然有一定的空隙率存在，就会遭受一定的水破坏。在沥青面层表面涂上防水材料，形成一种不透水的薄膜封层，能使沥青面层中因降雨、刹车而聚集的水大大减少。
2、严格控制超载车辆，公路管理部门应该对超载车辆进行强制卸载后方可放行，并在入口处设卡不得让超载车辆进入公路。
3、沥青玛蹄脂碎石混合料SMA—16的抗车辙性能要优于SMA—13，由于G110为重载货运公路，设计路面4cmSMA—13建议改为SMA—16。
4、增设山区段路面层排水设施，以利于沥青混凝土下渗水的排出，降低水破坏的影响。
在山区段大修过程中我发现公路隧道的外观质量不尽人意，主要表现在洞身二次衬砌混凝土表面有麻面；混凝土施工缝处理不好影响外观质量；模板缝及错台较大；洞内水沟盖板翘曲、松动；怀疑隧底有少量冒水（洞内混凝土路面局部有少量积水，由于大车行驶要使用刹车水，不能明确肯定积水为隧底冒水）；洞门外装饰的干挂大理石板有局部脱落现象，值得肯定的是洞内防排水质量较好，雨后在隧道内通行未发现渗漏水的问题，能够做到“拱部不滴水，边墙不淌水，安装设备之孔眼不渗水”的要求。
总之，沥青混凝土路面病害的产生有多方面的因素，有设计方面的原因，也有施工方面的原因。以上是我个人的一些粗浅的看法，有不当和错误之处敬请领导和同事提出批评，此次大修对我也有很大启发，我决心在二期工程建设中加强施工现场管理、提高现场施工质量，严格要求施工单位规范施工，尽量在提高沥青路面使用性能的同时，延长使用寿命，提高公司的投资效益。
