国网成立变电中心、输电中心、电缆中心

2020 年设备管理重点工作任务

一、 主要目标

工作思路：坚持安全发展理念，落实设备管理责任，突出源头防范和综合治理，注重基础保障和状态管控，推进管理变革和技术创新，在设备管理“三化” (标准化、 精益化、 智能化)上下功夫，在“三全” (全寿命资产管理、 全过程技术监督、 全面质量管理)上求突破，提升设备管理质效，为公司高质量发展提供安全保障。

工作目标：安全方面， 实现“三杜绝、 三防范” ,即杜绝因设备管理责任造成的大面积停电事故、 人身死亡事故、 重特大设备事故，严格防范因管理责任造成的重大火灾、 恶性误操作、 重大网络安全事件。指标方面， 实现 “三降低、 三提升” ，即直流平均单极闭锁次数、 500 千伏及以上输电线路、 变电设备故障停运率同比降低 5%以上;直流工程能量可用率提升 5%以上，城市、农村配网供电可靠率分别提升至 99.967%、 99.838%，城市、 农村综合供电电压合格率分别提升至 99.995%和 99.750%。

二、 重点任务

为统筹做好今年工作，国网设备部确定了 10 个方面共 35 项重点工作(计划表详见附表)，各单位要全力推进，全面完成各项重点工作任务。

(一)坚决打赢疫情防控阻击战

1.全力做好疫情防控供电保障。 认真做好定点医院、 发热门诊、 防疫用品生产厂家、 党政机关等重要用户和重点单位供电设施巡检及运维保障工作。全力做好新增隔离点、 方舱医院等配套应急供电工程建设。

2.全力做好疫情期间设备运维保障。 进一步细化落实换流站、 变电站(运维班、 集控站)、 输电线路和配网设备防疫期间运维保障重点措施要求，超前做好省内和跨省运维保障应急支援各项工作。

3.全力做好生产人员疫情防控。 加强生产场所防疫管理，落实开复工疫情防控工作要求，确保科学有序开复工。优化调整变电站运维值班模式，严格换流站、 重要枢纽站封闭式管理。

(二)确保中央决策部署落地见效

4.实施配网建设攻坚工程。 精心组织，周密部署，启动百日攻坚行动，确保上半年完成“三区两州” 、 抵边村寨建设任务，供暖季前完成“煤改电” 配套电网建设，年底前完成冬奥会配套、第二批边防部队通大网电、 中央预算内投资、 乡村电气化提升、城镇配网工程等各类配网建设任务，顺利通过国家组织的新一轮农网改造升级检查验收。

5.强化工程现场安全管控。 开展业主、 施工、 监理“三个项目部” 达标创建工作。严格落实配网工程十八项禁令、 三十条措施。推广应用配网工程管控 APP、 智能视频终端、 无人机等新技术，常态化开展“四不两直” 现场安全督查，确保生产现场安全可控、 能控、 在控。

6.深化配网标准化建设。 强化配网网格化建设改造项目需求管理，加快标准化网架建设。制定配网工程建设差异化技术原则和建设标准。 年内实现标准化定制手车式开关柜、 环网柜应用比例达 50%，箱式变电站、 低压开关柜应用比例达 30%。

(三)强化设备管理责任

7.落实主体责任。 细化落实各单位、 各层级设备管理主体责任。进一步强化换流站属地化管理，切实承担好换流站(特高压变电站)主体运维责任，落实省公司、 检修公司、 换流站(特高压变电站)三级责任人制度。

8.落实专业责任。 强化各级设备管理部门责任，严格专业管理，细化技术分析，严肃监督考核，强化生产人员安全、 技术技能培训、 到岗到位管理，深入基层，贴近设备，常态化抓好作业风险管控、 隐患排查治理等工作。

9.落实设备主人责任。 制定《落实设备主人制指导意见》 ，分专业逐台(条)设备明确设备主人和工作职责，给予设备主人充分话语权，全面落实可研设计、 安装调试、 交接验收、 运维检修等各关键环节设备主人责任，建立设备主人、 运维核心骨干人员的激励机制。加快培养设备运维“全科医生” 、 “专科医生” ，培育严、 细、 实作风，精细运维，精心操作，精准掌握设备状态，确保设备管控到位。

(四)确保设备安全运行

10.加快消除设备隐患。 完成 382 台换流变分接开关隐患整改，加快交流 GOE 型套管油色谱排查，深入分析特高压主变异常原因,制定落实针对性提升措施。开展防止直流闭锁专项行动，做好换流站控保、 阀控系统等重点隐患和重要变电站站用交直流电源等专项隐患排查治理。开展特(超)高压变压器运行安全提升专项行动，加快抗短路能力不足变压器治理。 开展跨高铁线路精细化航巡检查，年内完成 2500 处跨高速、 跨重要输电通道隐患整治。

11.有效防控安全风险。 认真落实特高压变压器安全风险防控若干措施，切实防范特高压变压器运行风险。 全面实施 18 处特高压输电密集通道风险立体化、 可视化防控工程，健全“三位一体” 通道防护机制，落实通道属地化管理责任,组织通道清障攻坚行动，开展重要输电通道抗灾能力校核，迎峰度夏前完成防雷击、 防山火、 防外破等专项隐患治理。

12.进一步提升消防能力。 完成锦屏、 苏州等 12 座换流站消防综合提升改造，完成全部特高压换流变本体排油改造。完成特高压变电站消防水池、 事故油池扩容等 73 项重点措施，推进变压器本体排油改造和高效灭火设施配置。 加快推进 1566 项高压电缆消防隐患治理，年内实现变电站消防隐患全部销号，全面完成电气火灾三年综合治理任务。

(五)强化设备精益管理

13.强化精益运维。 严格落实季节性运维保障措施。提前做好张北-雄安、驻马店-南阳、阿里联网等重要工程生产准备工作。加快 29 座特高压变电站、 12 座换流站在线智能巡视系统建设。大力推广输电线路无人机、 直升机和人工协同巡检。

14.强化精益检修。 统筹安排春(秋)检预试，科学开展状态评价，精准制定检修策略，深入开展承载力分析，合理安排检修计划，严格执行现场标准化作业，严控关键工艺，严把验收关口。落实提升直流系统能量可用率指导意见，多措并举提升直流能量可用率。

15.强化精益管控。建立特高压变压器(换流变)运维、 厂家、 支撑单位三位一体运维保障体系，发挥专家团队支撑作用，开展特高压变压器(换流变)集中检(监)测分析，建立特高压主设备运行状态数据共享平台。深化红外、局放等检测技术应用，加快变电站设备集中监控系统建设。推进重要输电线路通道可视化建设，开展迎峰度夏特高压跨区输电通道运维保障工作督查，提升覆冰、 山火等“六大中心” 实用化水平。

(六)提升设备管理质效

16.深化全寿命资产管理。 完善资产全寿命周期管理体系，明确管理绩效目标，优化体系评价规则，推进体系运转与实际业务深度融合。启动变压器、 GIS 等主设备全寿命成本管理试点工作，完善信息化支撑手段，提高基层一线成本管理意识。深化实物“ID” 建设应用，开展地市公司全业务应用试点，推进设备管理各环节信息贯通共享，实现设备招标采购、 安装调试、 交接验收等全过程数字化移交，提高设备管理绩效。

17.深化全过程技术监督。 加强与规划、 物资、 建设等专业协同联动，推进新版十八项反措技术条款进标准、 管理条款进制度，严格技术标准和十八项反措在设计、 制造、 建设、 运维等各环节刚性执行，推动反措执行排查问题整改。制定特高压设备全过程技术监督细则，进一步加强首台首套设备技术监督，充分发挥中国电科院、直流技术中心等支撑单位作用，抓好特高压青海-河南等重点工程全过程技术监督。继续做好电气设备性能、金属、土建等专项技术监督，及时通报反馈技术监督发现的共性突出问题，推动设备质量全面提高。

18.深化设备全面质量管理。 实施变压器(换流变)、 GIS、直流控保等设备可靠性提升专项行动，持续完善变压器抗短路能力校核工作，试点开展变压器技术符合性评估和 GIS 电气结构校核，协同做好设备关键性能指标抽检，共同把好设备入网质量关。优化完善总部和省公司两级供应商设备运行绩效评价体系，为选好选优设备奠定基础，推动设备向中高端迈进。

19.推进设备管理提质增效。 细化地市公司设备运维成本分析，在保证安全前提下，合理控制运维成本。建立降损成效量化评价体系，结合电压、 功率因数等数据开展无功配置运行分析，深入推进技术降损。

20.深化技改大修管理。 适应输配电价改革，推进资产与投资联动、 规划和计划衔接，修订完善技改大修原则，强化项目造价控制，优化投资重点和时序，提升资金投入针对性、 有效性。

21.高质量完成“十四五” 专项规划编制。 认真总结评估公司“十三五” 设备管理工作，加强重大问题研究，统筹考虑电网安全、 设备质量、 队伍建设和效率效益，科学编制“十四五” 设备管理专项发展规划。

(七)提升供电服务能力

22.加强供电可靠性管理。 开展停电时户数预算式管控，落实计划停电分级审批机制，对年度停电超过 100 小时的台区和故障停电超过 5 次的线段，按照“一台区一方案、 一线一策” 的原则，逐一开展销号治理。扎实推进城市配电网可靠性提升工程，年内完成世界一流城市配电网建设及总结评估工作。

23.加强配网精益运维。 强化缺陷隐患排查治理，推进带电检测技术应用。 完成“4+18” 单位城区配电电缆网隐患综合治理,提升配网单相接地故障准确定位和快速处置能力。 深化 10 千伏同期分线线损管理，强化预警督办和全过程管控。持续加大配网不停电作业人员和装备投入，推动配网检修施工作业方式加快向不停电作业转型升级。

24.加强供电服务保障。 扎实推进漠视侵害群众利益问题专项整治，开展供电质量问题整治提升专项行动。持续深化供电服务指挥中心建设运营，规范运作模式、 业务流程和内设机构，推广配电业务移动应用，建立以工单驱动业务的管理新模式。

(八)推进设备管理变革

25.推进地市公司运检业务管办分离。落实公司“放管服”工作要求，加快实施地市公司运检业务管办分离，组建成立变电中心、 输电中心、 电缆中心等生产业务实施机构，增强生产一线技术管理力量，提升设备管理穿透力、 执行力。

26.优化变电站运维监控模式。积极稳妥推进变电设备监控职责移交至运维单位，运维单位切实担负起变电站主辅设备、 安消防等运行监控责任。结合各地实际情况，坚持试点先行、 全面推进，加快变电集控站建设，完善主辅设备监控等技术支撑手段，山东、辽宁、四川等 10 家省公司年内完成 26 个集控站试点建设。

27.因地制宜推进属地化管理。 组织专题研究，按照“有利于设备安全、 有利于人员稳定、 有利于应急响应、 有利于后勤保障” 的原则，充分发挥各级生产单位优势和力量，因地制宜推进输变电设备属地化管理，提高设备运检质效。

28.推进配网建设运维一体化管理。 健全配网工程管理支撑机构，完善区域供电服务体系，加强配电专业管理，推进运检抢一体、 中低压统筹、 一二次兼顾的综合运检班组建设，促进营配业务高效协同，进一步提升供电服务能力。

29.深化 “放管服” 管理。 明确各级设备管理职责，落实设备专业管理、 技改大修投入分层分级决策机制，强化项目“事前统筹、 事中分析、 事后考评” 闭环管理，加强重点督办项目管控，服务基层、 服务一线，提升设备管理质效。

(九)加快设备技术创新

30.加快管理数字化转型。 成立柔性工作组，优化顶层设计和技术方案。 加快电网资源业务中台建设，完成电网分析中心、设备状态中心等 5 个服务中心建设，年底前完成全网(除西藏外)推广部署。推进人工智能模型云服务、 内外网移动作业和统一视频应用。 推进新一代配电自动化系统建设，年内实现各网省配电自动化主站覆盖率 100%，配电自动化线路覆盖率 90%的目标。

31.推动设备智能化升级。 推进台区智能融合终端建设与应用，深化故障研判主动抢修、 电动汽车有序充电等业务应用。开展换流站、 变电站、 输电线路数字化、 智能化升级试点建设，在27 家省公司各选取 1 家地市单位开展地市级输电全景智慧监控建设。加快制定智能设备技术标准，融合油色谱、 局放、 压力等先进实用智能传感技术，统一智能设备接口规范，实现设备状态全面感知、 在线监测、 主动预警和智能研判。

32.推进新技术、 新装备应用。 加快推进特高压变电站(换流站)在线智能巡视系统推广应用，提升巡视效率和监控强度。推进国产新型干式套管试点应用，逐步替代进口套管。研究状态监测新技术，精准掌握特高压变压器(换流变)、 调相机等重要设备状态。加大输电线路巡视无人机、 变电站巡检机器人及配网不停电作业机器人推广应用力度，完善一线班组带电检测(监测)仪器仪表配置，提高设备运检效率。

(十)提升应急处置能力

33.完善应急保障。 进一步修订主设备损坏、 气象灾害、 地震地质灾害、 输电通道火灾等专项应急预案，完善变电站消防、电缆火灾事故、 输电线路覆冰舞动等应急处置方案，按需足额配齐换流站(变电站)等重要设备备品备件。推进防汛“五个一”管理体系建设，细化落实防汛应急保障措施。

34.加强应急演练。 迎峰度夏(冬)前分别开展重要输电通道突发山火、 严重冰情、 防汛、 防台等应对专项应急演练。进一步健全与政府消防部门、 周边消防力量应急联动机制，联合开展应急演练。

35.强化应急处置。 密切关注天气变化、 电网设备运行情况，加强预警监测，遇有突发事件，及时启动响应。建立完善特高压主设备异常处置协同联动工作机制，加强跨区域跨省应急协同联动，建立健全藏中、 川藏联网等联合抢修机制。

三、 保障措施

各单位要加强组织领导，建立协同机制，细化责任分工，落实基础保障措施，做好工作衔接配合，确保按计划高质量完成各项重点工作任务。

(一)加强组织领导，确保责任到位

要高度重视，加强组织领导，省公司分管领导亲自布置安排，亲自协调解决问题，省公司设备部设专人督办。各单位要坚持党建引领，充分发挥党支部战斗堡垒和党员先锋模范作用，按照公司设备管理重点工作任务和计划安排，因地制宜制定工作实施方案，细化分解目标任务，明确责任分工和进度要求，动态开展工作质量检查，确保安全、 优质、 高效完成。

(二)建立协同机制，确保措施到位

公司总部统筹部署，各省公司设备部牵头建立协同保障机制，及时研究解决推进过程中遇到的各类问题，定期通报工作进展情况，协同推进工作。统筹考虑人员、 装备、 设施等保障措施，合理安排实施计划，涉及技改大修、 科技立项的项目，应按照相关规定纳入年度计划，落实项目资金来源。

(三)严格过程管控，确保完成任务

强化过程管控与监督，通过工作协调会、 监督检查等方式，协调推进工作开展。各单位要及时向总部汇报工作进展和存在的问题，确保各项工作扎实推进、 取得实效。国网设备部将动态检查重点工作任务和计划实施情况，重点工作任务完成情况纳入年度设备管理绩效考核。

来源：电力知识课堂