以可靠性为抓手 推进设备全生命周期管理

玉溪供电局建立以资产策略为引导，以可靠性为总抓手，设备风险管控为主线，履行设备主人职责，稳步推进设备全生命周期管理，全面落实设备基础管理、运维管理、检修管理、技术监督管理、指标管理内容和要求，对设备选型、入口、移交验收、运维检修直至退役报废这一全生命周期进行综合管理。

以可靠性为抓手 推进设备全生命周期管理

云南电网有限责任公司玉溪供电局

为进一步夯实电网安全运行基础，预控设备运行风险，提高设备健康水平和使用效率，提升设备精益化管理水平，实现资产的全生命周期风险、效能、成本的综合最优。以中长期发展战略为指引，结合玉溪供电局的资产管理经验，考虑玉溪供电局自身发展阶段和特点，建立以资产策略为引导，以可靠性为总抓手，设备风险管控为主线，履行设备主人职责，稳步推进设备全生命周期管理，全面落实设备基础管理、运维管理、检修管理、技术监督管理、指标管理内容和要求，对设备选型、入口、移交验收、运维检修直至退役报废这一全生命周期进行综合管理。

一、以供电可靠性为抓手，践行生产领域创先

结合玉溪经验与东部可靠性先进供电局对标成果，形成了“更高远的目标、更坚强的网架、更深度的协同、更鲜活的创新、更优质的服务”的“5 Plus”可靠性管理模式。通过近五年的艰苦奋斗，玉溪供电局在网架建设和管理创新方面均取得了巨大成绩，2014-2015年，连续两年在全国349家地市级供电企业评比中排名第9名，成为云南电网乃至西部地区首家跻身全国供电可靠性前十的单位。着力开展配网建设，全口径配电网架水平大幅提升，筑牢可靠性指标提升的硬件基础。截至2015年底，红塔区中压公用线路联络率提升至89.69%，配网自动化覆盖率达到83%，全口径配网联络率、可转供电率、线路平均分段数、主干线平均线路长度、典型接线率分别为64.32%、60.17%、3.02段/条、12.78千米、99.59%，2016年三季度结束后，全口径配网公用线路联络率、可转供电率可分别提升至73%和68%。经过多年探索形成的一套成熟、高效的“生产综合计划管理”模式，为“先算后停”、“可靠性六步法”提供了坚实的支撑平台，2014和2015年通过综合停电分别减少“年用户平均停电时间”19.4小时和17.2小时。大力推广配网带电作业，自2011年以来，作业次数逐年大幅攀升。2015年，全口径开展配网带电作业1207次（130次旁路带电作业），其中涉及城区业扩报装的107项客户工程全部开展配网带电作业，玉溪电网带电作业实现了“作业电压、作业领域、作业区域、作业项目”四个全覆盖，减少停电时户数24.8519万时户，多供电量915.1461万千瓦时，提升全口径综合可靠率（RS-1）0.165个百分点。编制《带电作业与转供电技术方案库》，利用35kV移动变电站、10kV环网柜，将带电作业与转供电有效结合，形成了一套变电检修、改造作业“零停电”的有效经验。2014年以来对江东变、螺丝铺变、大龙潭变等7个变电站技改采用了“带电作业+临时代供电”技术，减少停电时户数6.28万时户，提升全口径综合可靠率（RS-1）0.02个百分点。2016年，计划对通海变、前卫变、九溪变、水塘变采用“35kV移动变电站代工”技术配合变电站技改，预计节约3.17万时户数，降低全口径用户平均停电时间1.74小时。

二、以设备风险管控，推进设备全生命周期管理

1.抓实规划、设计，把好设备选型关

各生产部门全面参与电网规划、新改扩建工程的可行性研究，结合电网、设备、作业、职业与环境健康四大风险及运维情况，提出新建、改扩建规划需求。依托技术管理平台，梳理网、省公司设备的技术标准、缺陷防控措施，逐渐归纳形成一套完整的、符合实际需求的设备选型、布置方式以及图纸审查关键点的规范手册，在可研、初设和设计阶段严格审核。编制《变电设备、辅助元器件设计、选型指导意见》，完善变电设备设计、选型。基于“三分两自一环”玉溪配电网馈线自动化专题研究，提出了适合玉溪电网的配电自动化技术路线，为省公司推进配电自动化建设提供了理论基础。全面应用标准设计和典型造价，将标准设计完善到标准设备层级的G4层，在每项工程设计和评审过程中全面执行标准设计，确保标准设计和典型造价的应用率达到100%，品类优化应用率达到90%。

2.优化监造模式，把好设备入口关

完善设备监造验收机制，分专业选定技术专家，编制监造验收标准，由技术专家主导新入网重要设备的监造验收。优化“外委+自主”监造模式，建立设备监造计划管理、过程管理工作流程和质量验收、责任追溯机制，提高设备监造质量。对照技术协议、品控手册，严格把关电力设备相关技术性能、出厂试验，对生产工艺流程进行监造，之后对出厂试验项目进行现场见证，试验项目结果及数据满足相关国家和电力行业技术标准，满足技术协议要求，设备达到出厂条件。2015年监造发现了500kV宁州变Ⅱ期500kV变压器出厂试验局放试验两次不合格，督促厂家进行问题查找、整改，对红塔区公变新增技改等项目设备进行抽查，发现并更换问题配变8台。

3.提高安装质量，把好设备移交验收关

编制《施工调试关键点抽检作业表单》，对工程关键节点进行验收管控。落实设备图实相符核对工作，保障图纸、监控系统设备名称、编号、接线方式与现场一致，力求将问题控制在竣工验收之前。建立过程验收和移交验收质量追溯机制，明确验收标准，严格把控交接验收质量，实施验收质量责任追溯。强化基建、客户、生产各项目的验收管理，编制《基建工程主要变电设备中间验收、关键节点验收项目表》，提前介入掌握项目主设备安装、试验情况，开展项目实体质量检查工作，及时消除安装、调试存在问题。2015年完成500kV宁州变II期工程，220kV雄关变、110kV芭蕉变、110kV恩永变II期工程输变电工程验收，验收发现缺陷得到及时处理，确保设备“零缺陷”投产。

4.差异化、多举措，把好设备运维检修关

以设备风险管控为主线，按“2（两个维度）+4（设备管理四原则）+6（设备运维六步骤）”工作模式，从健康度、重要度开展设备风险评估，确定设备风险等级和管控等级，制定设备的运维策略和差异化计划，统筹安排玉溪电网年度设备管理工作，针对性地开展设备风险管控，并开展绩效评估，持续改进优化。

（1）输电设备：针对Ⅰ、Ⅱ级管控设备开展专业巡维，针对不同管控级别设备评估输电线路的雷击、鸟害、污闪、外力破坏、山火、风偏、滑坡、覆冰、跨越、重要老旧线路或新投线路特殊区段，对线路从不同区段、不同时间开展区段巡维，实现输电线路的差异化运维。开展输电线路网格化管理探索与实践，系统收集输电线路GPS、通道交叉跨越等信息，通过Google地图平台及数据转换工具，在地形中形成可视化线路通道，清晰显示线路通道环境及存在的交叉跨越风险，为日常巡视工作提供重点方向，便于及时跟踪缺陷、隐患的发展状态，及时对存在问题进行系统处理。深入开展人巡+机巡的输电运维模式，每年开展2次Ⅱ级管控输电线路直升机巡检，对巡检结果进行系统整理、分析，及时发现电气部位及塔上部分缺陷。充分发挥直升机及人巡的优势，实现两种巡视模式的交叉互补，确保输电线路可控、在控。

（2）变电设备：针对Ⅰ、Ⅱ级管控设备开展专业巡维；对所有管控级别设备依据风险变化情况开展动态巡维，并结合预试定检开展停电维护；开展变电运行差异化巡维策略研究与应用，综合考虑重点管控设备、事故事件等级、重要供电用户、投运年限、重载等影响因素，制定了变电站运行差异化巡维计划，规范了各类巡视要求，优化了变电运行巡维管理模式，减少不必要的巡维工作，提高巡维效率，使其从抓“量”向保“质”和提“效”转变，并在云南电网公司层面得到推广应用。

（3）配电设备：设定了配网状态评价表单自动计算公式，提高配电设备状态评价准确性，组织配网设备状态评价及发布玉溪电网配电设备差异化运维计划，差异化运维成果在南方电网公司配网专业会上进行了发布，并得到了肯定。

5.降库存，把好设备退役报废关

按照云南电网公司逆向物资管理实施细则开展物资回收、鉴定、保管与处置，成立了退役报废设备鉴定小组，根据设备退运技术鉴定标准、设备技术鉴定标准开展物资鉴定工作，持续降低闲置物资库存率及报废净值率。近年来玉溪电网设备报废净值率控制在10%以下。

6.开展资产全生命周期技术监督

遵循“专业精益、纵向集约、横向协同”的管理策略，纵向上基于业务线条、专业线条、资产全生命周期技术监督线条，横向上以资产全生命周期管理各环节为切入点，完善专业组联动和专家组会商机制，组建了玉溪电网技术监督团队，成立了14个技术监督团队专业组，专业组成员达300余人，团队实行全过程、闭环的监督机制、报告机制、预警机制、活动机制、专业组成员调用机制、激励与考核机制，并基于资产全生命周期的5个关口及业务开展技术监督，重点监督趋势性、苗头性、突发性的问题，及时发现500kV玉溪变500kV#1主变含气量超标、110kV北苑变110kV GIS 设备气室SF6湿度超标、220kV峨山变GIS设备气室SF6微水超标及220kV峨山变#1、#2主变、110kV杨广变#2主变、110kV螺丝铺变#1、#2主变氢气含量超标问题； 500kV玉溪变220kV玉竹Ⅱ回线2573断路器合后即分问题、110kV青龙变#1主变分解开关内渗油均得到彻底处理。

三、加强科技创新，提升设备运维效率

1.大力推进在线监测应用

为了适应输变电设备全寿命周期管理，采用科学有效的设备状态监测手段，及时掌握设备健康状态发展趋势。变电设备主要在线监测有：26座变电站的开关柜在线温度监测、18套主变绝缘油色谱在线监测、2座变电站的开关柜局放在线监测、91套容性设备带电测试、11套蓄电池组智能监测诊断。输电设备开展雷电定位系统探测及大风、覆冰、山火、污区绝缘子的在线监测。

2.4 个全覆盖开展带电作业，提高供电可靠率

一是开展配网旁路带电（带负荷）作业和“移动发电转供系统接入、退出”新型项目的拓展，掌握了云南电网内的全部37项带电作业项目，实现带电作业项目全覆盖。二是可开展10kV至220kV电压等级的带电作业，实现带电作业范围内电压等级全覆盖。三是按“统一管理、集约布点、全面覆盖”的思路，带电作业全面辐射到玉溪八县一区，带电作业开展率达100%，实现带电作业开展率全覆盖。四是不断拓展带电作业项目，在大修技改、客户搭接、基建施工、变电站检修作业等领域开展带电作业，实现了作业领域带电作业全覆盖。2014年输网带电作业完成90次，配网带电作业770次，2015年输网带电作业完成130次，配网带电作业1207次，提高供电可靠率达到0.32%。

3.加强科技及技术创新投入

为更好践行“统筹全网科技资源、服务公司主营业务、引领行业技术进步、支撑公司科学发展”工作方针，推进科技创新四个转变，提升驾驭大电网能力，加强新技术研究，提高科技工作管理水平，支撑公司全面创先。我们将持续以提高供电可靠性为总抓手，紧扣设备管理主线；规范业务管理，抓落实、守“红线”；完善风险管理，抓执行、保“底线”；按设备规范化管理标准抓好日常工作的落实，持续推进创先工作，全面保障设备健康运行，促进安全生产管理水平再上台阶。