回首每一天的周而复始，你是否在工作的过程中，获得了宝贵的成长经验？工作作为我们的立身之本，工作是见证我们成长的标志，为自己写一份独有的工作报告吧。让我们在回首自己忙碌岁月的同时，发现自己工作的不足之处，寻找出更好的工作方式，成为更好的自己。今天小编给大家找来了《火电集控巡检工作总结》，供需要的小伙伴们查阅，希望能够帮助到大家。
第一篇：火电集控巡检工作总结
火电厂集控运行
当今的火力发电厂，高参数、大容量、高自动化技术的现代化火电 机组已经成为主力机组。基于高参数、大容量发电机组的特点，炉、 机、电纵向联系的单元制发电机级(即单元机组)的采用成为普遍 选择。单元机组在实际设计上，通常将炉、机、电的主机、在一个 控制室内，使得对单元机组的运行操作、控制和监视可以在一个控 制室内进行，该控制室即称为集中控制室(或者称为单元控制室); 在运行过程中，先进行监视和控制。这种运行方式，就是“集控运 行”。单元机组集控运行已以成为当今大型火力发电机组的主要控制方式， 只需要几个运行人员，就可以在集控室内实现单元机组的启动、停 机、正常运行和事故处理等各种监视和操作。单元机组集控运行， 使各个设备很好地互相适应，利于协调操作，便于运行管理和统一 指挥，也有利于机组的安全，经济运行。 由于现在化火电机组的运行是复杂的炉、机、电系统和复杂的自动 控制系统的运行组合，因此，对于运行人员来说，不仅要熟悉炉、 机、电各个系统的运行机理，还必须了解自动控制系统的控制功能 和控制过程。 运行管理在火电厂各项管理工作中的重要性显得越来越突出。
第二篇：电厂集控巡检员岗位规范（整理）
集控巡检员岗位职责
一、岗位内容
1、负责本专业控制室以外设备及系统的监视、调整、维护、检查巡视和投入、停运的操作。
2、正确执行上一级值班员发布的操作命令。
3、认真执行工作票、操作票制度，正确无误地切换热力系统及电气系统的运行方式。
4、正确分析、判断异常工况，处理所辖设备突发性事故。
5、定期巡回检查，发现设备及系统的缺陷，及时汇报并采取相应措施，做好缺陷登记工作。
6、做好所辖设备系统的定期切换或试验工作。
7、完成值长、机组长等下达的技术问答、考问讲解、反事故演习等培训工作。努力学习专业技术，提高自身素质。
8、做好交接班及生产情况汇报工作
二、岗位责任
1、值班中对所辖设备系统的安全、经济、稳定运行和操作负责。
2、按工作票、操作票的要求负责安全措施的落实。
3、工作上接受值长、机组长领导，操作上受值长、机组长的指挥，并严格执行其操作命令，并及时汇报。
4、重大操作应有机组长、主值监护进行。
5、安全上受各级安监人员监督。
6、对责任区文明生产负责监督、管理和清扫。确保设备物见本色、标志清晰，有关用品摆放符合定置管理要求。
7、积极配合检修人员治理设备泄漏。
8、按规定着装和佩带工作标志。
三、岗位能力
1、熟悉本专业全部系统图，主要设备部件图、构造图的识绘知识。
2、了解本专业运行规程。
3、了解流体力学的基本原理。
4、了解热力学及传导、对流、辐射传热的基本原理。
5、了解电工及热工一般知识。
6、了解锅炉水循环的方式及工作原理。
7、了解本专业所属设备的运行维护、异常情况判断及事故处理知识。
8、了解消防基本知识及消防器材的使用方法。
9、了解常用工具的用途、使用方法及注意事项。
10、熟知并执行《集控运行规程》《辅机运行规程》《安全规程》中的有关条文的规定。
四、技能要求
1、看懂一般部件的原理图、构造图，默画本专业系统图。
2、用明了、精练、准确的技术语言联系和交流工作。
3、定期检查本专业设备系统，及时发现缺陷，并进行正确的处理。
4、正确实施设备、系统检修前的安全措施和进行检修后的运行验收工作。
5、能进行各种工况下的运行操作和调整工作。
6、配合进行热力试验工作，根据试验计划的要求将设备调整至最佳试验运行工况。
7、能进行本专业所辖设备的倒闸操作。
8、能正确分析、判断本专业所辖设备故障原因，并能迅速、正确地处理。
第三篇：2018660MW火电机组集控专业试题
1. MFT动作后的联锁有哪些?
1) 锅炉MFT动作，联跳所有的制粉系统(磨煤机、给煤机、密封风机，联关制粉系统出口门)。
2) 锅炉MFT动作，联跳所有的等离子点火器。 3) 锅炉MFT动作，联锁关闭汽轮机主汽门。
4) 锅炉MFT动作，联锁关闭燃油跳闸阀和所有的油角电磁阀。 5) 锅炉MFT动作，联跳两台一次风机。 6) 锅炉MFT动作，联锁吹灰器退出。
7) 锅炉MFT动作，联动关闭过热、再热减温水总门。 8) 锅炉MFT动作，联动关闭主给水电动门和给水旁路门。
9)锅炉MFT动作，联跳两台汽动给水泵，联跳电动给水泵(动作前机组负荷>132MW) 2. MFT动作条件有哪些?
动作条件：
1) 按手动停炉按钮; 2) 送风机全停; 3) 引风机全停; 4) 所有给水泵全停;
5) 主给水流量低≤316t/h 延时30s;
6) 锅炉出口主汽压力高高≥29.04Mpa，延时3s; 7) 炉膛压力高高≥+3.0kPa，延时3s; 8) 炉膛压力低低≤-3.0kPa，延时3s;
9) 后烟道后墙入口集箱温度高; 10) 一级过热器出口集箱出口温度高; 11) 再热器保护;
12) 所有火焰丧失(所有煤层四分之三无火，所有油层四分之三无火); 13) 失去全部燃料;
14) 火检冷却风机出口母管压力低≤4kPa，延时10s; 15) 火检冷却风机全部跳闸，延时10s;
16) 锅炉风量低<30%(630t/h)，延时5s; 17) 延时点火;
18) 汽轮机跳闸且锅炉燃料量>75t/h;
19) 全燃油时，燃油进油压力低低≤2.0MPa(OFT)，延时3s; 20) 脱硫请求MFT。
3. 机组冷态冲转条件有哪些?
1) 主汽压力：8.0MPa(a)，再热汽压力：0.8MPa(a);温度符合汽轮机启动升负荷曲线要求。
2) 凝汽器真空：≥84.7kPa。 3) 润滑油温27～52℃。
4) 汽轮机各内外壁金属温差小于极限值，蒸汽品质合格。 5) 检查汽轮机各疏水阀开启。 6) 检查DEH在“复合配汽”方式。 4. 协调投入有哪些注意事项?
1) 投协调操作顺序：引风机→送风机→汽轮机主控→给水自动→给煤机自动→煤主控自动→CCS。 2) 退协调操作顺序：给水自动→煤主控自动→给煤机自动。
3) 手动-自动切换时应尽可能减小实际值与设定值的偏差，做到无扰切换。
4) 注意炉膛负压、磨一次风量、氧量等偏差大时可能跳手动。负压、氧量的测量值，在变送器无故障时应优先选用平均值。
5) 协调控制方式有故障时应联系热控及时检查处理正常。 6) 当发生RB时，机组会自动选择锅炉输入控制(BI)方式 5. 滑参数停运过程中有关参数如何控制?
1) 主再热蒸汽降温速度：<1.2℃/min。 2) 主再热蒸汽降压速度：<0.3MPa/min。 3) 汽缸金属温降率：<72℃/h。 4) 过、再热蒸汽过热度：>56℃。
5) 严密监视汽轮机第一级蒸汽温度不低于第一级金属温度56℃以上，否则应立即打闸停机。
6) 在整个停运过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、内外壁温差、各轴承振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。
6. 在滑参数停机过程中，发生哪些情况，应停止滑降参数，迅速减负荷到零，打闸停机?
1) 机组发生异常振动。
2) 主、再热汽温失控，10分钟内下降50℃。 3) 汽轮机各内外壁温差超过极限值。 7. DEH跳闸保护有哪些?
(1)机组未并网时转速故障; (2)ETS跳闸动作反馈; (3)汽机电超速; (4)手动停机;
(5)汽机挂闸运行时，安全油压低低;
(6)汽机挂闸但未冲转时，进行阀门校验，汽机转速大于100r/min 8. 进行高压缸预暖前应确认哪些项目? 1) 汽机跳闸并处于连续盘车状态。 2) 凝汽器真空大于88kPa。
3) 高压缸第一级后汽缸金属内壁温度低于150℃。
4) 主汽阀处于关闭状态，高排逆止门关闭状态，一段抽汽电动阀、逆止阀关闭状态。 5) 辅汽压力≥0.7MPa，蒸汽过热度≥28℃。 9.高压缸预暖期间的注意事项有哪此些?
1) 在高压缸暖缸期间，通过调整倒暖阀、导汽管疏水阀、高排逆止门前疏水阀来调整汽缸的金属温升率，严格控制金属温升率允许范围内。
2) 注意监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心指示在正常范围。 3) 经常检查高排逆止阀前、后疏水袋水位，检查高压缸内外壁温差正常。 10. 高压调阀室预暖前有哪些准备工作? 1) 检查并确认汽轮机处于跳闸状态。
2) 调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。 3) 检查并确认EH油压正常。 4) 确认主蒸汽温度高于271℃。
5) 确认高排通风阀(VV阀)及高排通风阀前隔离阀全开。 6) 确认高压缸倒暖阀全关。 11. 汽机紧急停运的操作
1) 在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降;检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，VV阀开启。
2) 检查厂用电系统是否正常，否则应手动补救，设法保住厂用电。 3) 按机组跳闸联锁中内容检查跳闸后的其它联锁动作正确，否则立即手动完成，并通知热工专业人员进行处理。
4) 检查锅炉联动MFT，否则手动停炉。 5) 检查交流辅助油泵联启，否则应立即手动启动。检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。 6) 当汽轮机转速降至1500r/min时，检查一台顶轴油泵联启，否则应立即手动启动一台。 7) 检查本体疏水扩容器减温水自动投入正常，低压缸喷水正常投入，否则手动投入。 8) 检查汽机高中压疏水阀、低压疏水阀应自动开启，否则应手动开启。
9) 检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节凝汽器、除氧器水位正常。 10) 检查主机润滑油温、密封油温、发电机风温、定冷水温正常，必要时解列冷却器冷却水。 11) 关闭高、低压旁路阀。
12) 注意汽机惰走情况，差胀、振动、轴向位移、缸胀和汽轮机各部温差等，倾听汽轮机内部声音是否正常。
13) 当汽轮机转速降至2000r/min时，关闭至凝汽器所有疏水，停运真空泵，开启真空破坏门(故障停机时此项酌情处理)。
14) 机组跳闸后，应迅速将轴封倒为辅汽供汽。及时调整轴封供汽压力，真空到零，停用轴封，解列轴封减温水，切换辅助蒸汽至临机或启动炉供汽。 15) 检查本机冷段及四抽至辅汽电动门关闭，将除氧器用汽切换为辅汽，并通知邻机或启动锅炉保证辅汽压力。
16) 汽轮机转速至零，投入盘车，记录转子惰走时间、偏心、盘车电流、缸温等。 17) 停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢油差压正常。 18) 运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，未查明原因，严禁立即再次启动机组。 19) 其它操作与正常停机相同。
20) 向调度及公司有关领导汇报故障情况。 12. 凝汽器真空下降及处理
1) 发现真空下降，应首先核对排汽温度等有关表计确认，并迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。
2) 启动备用真空泵，如真空继续下降至86.6kPa以下时，应联系值长机组开始减负荷维持真空在80kPa以上，减负荷速率视真空下降的速度决定，每降低1kPa减负荷100MW，降负荷过程中，若真空有回升趋势应停止减负荷。
3) 如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至76kPa时，保护应正常动作，否则应立即故障停机并汇报值长，并注意高、低压旁路，主、再热蒸汽管道等所有疏水门严禁开启。
4) 真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。
5) 注意低压缸排汽温度的变化，达到47℃时，低压缸喷水开始投入，80℃报警并且喷水阀全开，继续上升到107℃时，保护动作跳机。 6) 事故处理过程中，应密切监视下列各项：
a) 各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。
b) 注意机组振动、差胀、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变化。 13. 主机润滑油压下降原因及处理 1) 原因
a) 主油泵和油涡轮增压泵工作不正常。 b) 压力油管泄漏。 c) 冷油器漏。 d) 主油箱油位低。
e) 油压调节阀在运行中自动变更。 2) 处理
a) 润滑油压下将时，应立即核对各表计，查明原因。
b) 当润滑油压下降到0.115MPa时，检查交流辅助油泵启动，当润滑油压下降到0.105MPa时，事故油泵应自动启动，否则手启。
c) 润滑油压下降时，应立即检查轴承金属温度，回油温度，发现回油温度异常升高，达到极限时，应立即破坏真空停机。 d) 检查主油泵进出口压力是否正常，若主油泵及油涡轮增压泵工作失常无法恢复，汇报值长，请求停机。
e) 检查事故油泵、交流辅助油泵或交流启动油泵出口逆止阀是否关严，处理无效，汇报值长，请求停机。
f) 对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏应切换冷油器，并隔绝故障冷油器，联系检修处理。
g) 检查油压调节阀是否误动。 h) 当润滑油压低至0.07MPa时，汽机应自动脱扣，否则手动停机，并按紧急停机处理。 i) 在启动过程中，若辅助油泵故障而造成润滑油压下降时，应立即启动事故油泵，脱扣停机，待故障消除后，方可启动汽机。 14. 汽轮发电机组轴承温度高处理
1) 当轴承回油温度升高2～3℃，应全面检查：
a) 该轴承的金属温度。
b) 其它各轴承的金属温度及回油温度。 c) 润滑油压及油温。 d) 各轴承振动情况。 e) 轴封供汽压力。 f) 轴封加热器内真空。
2) 若轴承内有杂物或进出口堵塞 ，使轴承金属温度，回油温度升高，应汇报值长，启动交流辅助油泵和启动油泵，适当提高润滑油压。
3) 润滑油温升高，使各轴承金属温度、回油温度升高时应立即查明温度升高的原因，如冷却水中断或冷却水压力降低，应尽快恢复正常;如调节阀失灵，应立即联系维护处理，如冷却水门误关，应立即开启;若加热器误投，应立即停运。
4) 润滑油压降低应立即启动交流辅助油泵和启动油泵，并寻找原因，予以处理。 5) 轴封压力升高或轴封加热器真空降低，应尽快查明原因，予以处理。
6) 当汽轮机任一轴承金属温度大于100℃时，应加强温度监视并通知检修人员对热工测点、系统设备进行检查;当汽轮机任一支持轴承金属温度达121℃或任一轴承回油温度达75℃、发电机轴承回油温度达到70℃时，经调整处理无效在确认测点正确时应故障停机。 7) 润滑油质不合格时，及时投入油净化装置。
15. 汽轮机紧急停运条件(发生下列任一条件时，应破坏真空紧急停机) 1) 汽轮机转速超过3330r/min而危急保安器拒动。 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 轴向位移达保护动作值而保护未动。 汽轮机发生水冲击。
机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或汽轮机内部有明显的金属撞击声。 汽轮机任一支持轴承断油冒烟。 汽轮机轴承或端部轴封磨擦冒火时。
轴承润滑油压下降至0.07MPa，而保护不动作。 主油箱油位急剧下降至1150mm以下，且补救无效。
主蒸汽管道、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行，威胁机组安全。
10) 发电机及励磁系统冒烟、冒火。
11) 机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。 12) 发电机氢气冷却系统发生火灾、爆炸。
13) 主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内下降50℃及以上。 14) 高中压、低压差胀超限达保护动作值而保护不动作。 15) 汽轮机断叶片。 16) 厂用电全部失去。 16. 低温省煤器投运条件
当机组和系统全部满足以下要求时，方可投入低温省煤器： 1) 机组启动后，空预器出口烟温且不低于105℃; 2) 凝结水及抽汽回热系统工作正常; 3) 低温省煤器进口温度不低于60℃;
4) 除氧器工作正常，自控装置准确、完好; 5) 低温省煤器系统经检查确认具备投入条件。 17. 低温省煤器解列操作及注意事项
1) 如果经减小低温省煤器进水流量后，低温省煤器出口烟温仍低于85℃，此时应解列低温省煤器。
2) 停运低省再循环泵。 3) 打开低省大旁路电动门。 4) 关闭低省出口电动门。
5) 如长期停用或需要检修，关闭低温省煤器进、出口手动阀门，开启所有疏水门，待低温省煤器压力降至0.1MPa后，开启空气门。
6) 如果机组停运后需要对低温省煤器系统全面放水，应检查关闭8号低加入口至低省电动门、8号低加入口至低省调门、8号低加出口至低省电动门、低省出口电动门，开启空气门，开启低温省煤器系统所有放水门进行全面放水。 7) 防冻期内只要低温省煤器系统停运(不论机组是否运行)，系统阀门状态必须保持上述全面放水的状态。 18. 真空泵联启条件
1) 高效真空泵组罗茨泵入口真空小于对应凝汽器真空0.5kPa以上延时5S; 2) 对应侧高效真空泵组发故障停机信号;
3) 对应侧高效泵组正常运行后，入口气动阀开到位信号消失延时5S;
对应侧凝汽器真空小于-89.3kPa 19. 瓦斯保护运行方式是如何规定的?
1) 变压器充电时，重瓦斯保护必须投入跳闸位置。
2) 变压器正常运行时，重瓦斯保护应投跳闸位置，有载调压分接开关的瓦斯保护应投跳闸位置。
3) 需要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯保护改投信号位置。
4) 在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置。 5) 变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。
6) 当在重瓦斯保护回路上工作时，应将重瓦斯保护改为信号，工作结束后投入跳闸。 7) 运行中的变压器进行滤油、加油、更换油再生器的硅胶及需换潜油泵时，或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷时，应将重瓦斯保护投信号位置，工作结束后待空气放尽后，方可恢复。变压器带电滤油过程中或油处理后投入运行，应将重瓦斯保护改投入信号。带电滤油完毕或油处理后投入运行，至少24小时后，检查瓦斯继电器无气体时再投入跳闸。若仍有气体，则每隔12小时检查一次，直到无气体时再投入跳闸
8) 新投入和检修后投运的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投入跳闸。充电正常后改为信号，再经48小时运行放气后投入跳闸。 20. 厂用电系统中性点运行方式。
高压厂用电电压采用6kV，低压厂用电电压采用380V。高厂变6KV中性点采用低电阻接地方式，单相接地时作用于跳闸。主厂房380V中性点经高电阻接地，单相接地时发信号。照明、检修变压器二次侧的中性点直接接地(即380V/220V系统)，辅助车间380V系统采用中性点直接接地方式
21. 发电机升压并列注意事项有哪些?
1) 当发电机转速升至3000r/min时，才允许将发电机励磁投入，升压至额定电压，检查发电机定子回路、转子回路无接地报警和异常。检查主变冷却器已经启动运转，无异常报警信号。
2) 调整发电机电压频率与系统一致，通过同期装置，将发电机并入系统。
3) 发电机升压过程中，发电机定子额定空载电压对应的转子电流不应超过其额定空载转子电流的10%。否则应立即降压，对转子回路进行检查，寻找原因，消除缺陷后才能重新升压。
4) 发电机并入系统后，由汽机部分调整有功功率，电气部分调节发电机无功负荷。 5) 并列时，值长(或值班负责人)监护，主值操作。
6) 出现发电机PT断线、同期装置异常、DEH转速控制不稳时禁止并列。 7) 发电机发生非同期并列时，应果断打闸解列，并注意防止超速。
22. 500KV交流系统当发生哪些情况时，应立即汇报值长申请调度把有关设备停止运行?
1) 变压器瓷套管、避雷器瓷套、PT瓷套、CT瓷套、开关瓷套、母线支持瓷瓶及刀闸瓷瓶破损、严重放电，不能维持正常运行时。
2) 开关本体气体泄漏无法恢复时。
3) 各电气连接处或刀闸接触处过热且无好转趋势时。 23. 6KV工作电源开关跳闸现象及处理。
1) 现象
a) 事故音响发出，故障录波器动作;
b) 工作电源开关跳闸，跳闸段工作电源电流表指示到零; c) DCS上显示报警;
d) 厂用电快切装置“装置闭锁信号”、“切换失败”信号可能发出，若因“工作分支过流”、“工作分支零序过流”、“弧光保护”等动作，闭锁厂用电快切。
2) 处理 a) 检查备用电源是否自投。
b) 如果母线失电，应检查无“6KV母线工作电源进线分支过流”、“6KV母线备用电源进线分支过流”、“6KV母线工作电源进线分支零序过流”、“6KV母线备用电源进线分支零序过流”、“弧光保护”动作信号时，可用备用电源开关对失电母线强送电一次，不成功不得再送。
c) 如果母线失电，应将该段负荷切至另一路电源供电。
d) 对失电母线测量绝缘，通知检修处理缺陷。故障消除后，用启备变对母线送电，并按照值长命令逐步恢复负荷。
第四篇：集控班组月度工作总结
集控班组月度工作总结(12月份)
一、工作亮点
1. 12月18日 09:50 临时接到#1机组开机通知，本班在系统未恢复且凝器、除氧器、锅炉未上水、各辅机未测绝缘的情况下，合理组织人员进行机组恢复，到16:00交班基本达到锅炉点火条件。在此特别感谢其它班级同事的帮助。
2. 班组异常分析《高调门卡涩分析及运行措施》获得A类第一名的成绩。2015年度本班异常分析成绩突出，全年共在厂部获得10次第一名，分工会2次第一名的好成绩。
二、工作不足
1. 2015年度本班绩效成绩不好，从未获得绩效第一名的成绩。 2. 通过班组对两票自查，两票问题大大减少，但还有部分的问题，如未执行的操作票操作时间中的年月日提前进行了填写(如29日#1机组调门活动试验操作票，已进行整改)。
三、整改措施及完成时间
1. 2016年度班级应重视绩效各指标，值长、单元长积极认真把关，主值积极进行调整，确保绩效各项得分不丢分;
2. 两票问题，一是要加强两票的培训，二是要班组内部对重复出现问题的监护人、操作人进行考核。
四、意见和建议
1. 意见：新两票系统2016年1月1日正式使用，但标准操作票库里标准操作票仍不全，使得运行人员在操作时必须手动进行制作临时操作票，既造成标准票库仍不全，且各班出现同样的操作时重复制票，耽误时间、易出现错票等问题。
2. 建议：给予各班单元长制作标准票的权限，各班根据一个翻班出现的无标准票的操作，利用大夜班或周末不忙的情况下，制作标准操作票，提交给专工，由专工进行审核后，补充至标准操作票库，逐步补齐标准操作票。
第五篇：集控站秋安检查工作总结
秋安大检查工作即将结束，根据局及工区的安排，我站进行了认真自查整改，现将自查整改情况汇报如下：
一、 安全教育方面：
由站长、副站长和技术员负责，坚持每周安全日活动，开好安全活动会，及时分析本周内的安全生产情况，发现违章及时采取防范措施，不让人员思想、设备隐患得到积压，让安全警钟时时长鸣于耳。
二、 安全管理方面：
目前，我站正在开展站际竞赛工作，为了保证倒闸操作、设备维护和站际竞赛三项工作有序开展，由站长和站委会成员对站上工作合理安排，站上集中精力、人力认真完成每次操作，确保不发生“误操作”现象。注重班前会班后会的召开，能和大家及时沟通提醒要求人人对每一项工作内容薄弱环节熟悉，心中清楚。
三、 技术培训方面
1、 以工区组织的“规范化运行方式介绍比赛” 为契机，组织全站人员，要求对所管辖的7个变电站进行规范化介绍，力求做到“人人都能介绍、人人都会介绍”，并达到规范、准确、流利。
2、 对全站人员的个人学习笔记、技术问答、现场考问等进行检查，要求人人都有笔记，对笔记内容进行现场提问，并与绩效考核进行挂钩。
3、 对安全生产管理系统应用及基础信息维护进行培训学习，人人熟悉、人人会用。
4、 对集控站运行中设备薄弱环节进行分析讨论，重点对运行设备屡次发生的异常故障现象进行分析总结出原因。
5、 在集控站对调过程中对综自信息进行实践学习，明白监控人员因该具备的基本知识和职责范围。
6、 对9月15日发生的“持不合格操作票”操作的相关责任人进行认真教育和严肃处理。
四、 运行工作方面：
(一)设备类：
1、 全面排查了所管辖变电站的所有设备，对能够自行处理的问题进行了处理，对不能执行处理的问题上报工区。
2、 处理了XX变1101端子箱油泥塌陷问题。
3、 对集控站取暖设施进行检查更换，对有安全隐患线路进行更换处理。
4、 对XX变的损坏的大门进行焊接。
5、 对集控站安全工器具进行全面整理和完善。
6、 检查7站交、直流二次保险配备是否正确，接触是否良好，进行核对检查，并更换。
7、 更换了XX变1号主变消弧线圈温度计。
8、 处理XX变1号电容器网门松动问题。
9、 对集控站的所有充油设备油色、油位、油温以及渗漏油情况进行全面检查并记录。
10、 给XX变备用间隔加装挂锁。
11、 处理XX变10kV II母标示牌脱落问题。
12、 对XX变10kV高压室南大门进行封堵。
13、 处理XX变电容器进线刀闸，并处理了XX变围墙外树木影响电容器安全运行问题。
(二)资料方面
1、对集控站消防设施、安全工器具、防鼠设施资料建立统一的台帐。
2、完善XX集控站国网生产管理系统中设备各种台长的基础信息录入。
3、对新添的设备及时修改了操作票中与实际部对应的部分。
4、对所辖变电站的图纸、设备预试等记录进行了全面梳理。
五、防火消防方面：
由消防专责人XX已对集控站的消防措施进行了检查完善，做到消防器材齐全，物卡一致，定期更换，合格使用，定置摆放，并有防火预案，检查记录。并对XX变消防设施进行统一存放、编号建立相应的管理制度和使用制度。
六、安全工器具方面：
由周银生负责工器具管理，做到按期试验，合格使用，物卡一致，按置摆放，定期检查、维护，对存在问题已汇总、上报。整理集控站安全工器具间，规整了安全工器具，摆放整齐、配备合理各种资料制度齐全。