以可靠性為抓手 推進設備全生命周期管理

玉溪供電局建立以資產策略為引導，以可靠性為總抓手，設備風險管控為主線，履行設備主人職責，穩步推進設備全生命周期管理，全面落實設備基礎管理、運維管理、檢修管理、技術監督管理、指標管理內容和要求，對設備選型、入口、移交驗收、運維檢修直至退役報廢這一全生命周期進行綜合管理。

以可靠性為抓手 推進設備全生命周期管理

云南電網有限責任公司玉溪供電局

為進一步夯實電網安全運行基礎，預控設備運行風險，提高設備健康水平和使用效率，提升設備精益化管理水平，實現資產的全生命周期風險、效能、成本的綜合最優。以中長期發展戰略為指引，結合玉溪供電局的資產管理經驗，考慮玉溪供電局自身發展階段和特點，建立以資產策略為引導，以可靠性為總抓手，設備風險管控為主線，履行設備主人職責，穩步推進設備全生命周期管理，全面落實設備基礎管理、運維管理、檢修管理、技術監督管理、指標管理內容和要求，對設備選型、入口、移交驗收、運維檢修直至退役報廢這一全生命周期進行綜合管理。

一、以供電可靠性為抓手，踐行生產領域創先

結合玉溪經驗與東部可靠性先進供電局對標成果，形成了“更高遠的目標、更堅強的網架、更深度的協同、更鮮活的創新、更優質的服務”的“5 Plus”可靠性管理模式。通過近五年的艱苦奮斗，玉溪供電局在網架建設和管理創新方面均取得了巨大成績，2014-2015年，連續兩年在全國349家地市級供電企業評比中排名第9名，成為云南電網乃至西部地區首家躋身全國供電可靠性前十的單位。著力開展配網建設，全口徑配電網架水平大幅提升，筑牢可靠性指標提升的硬件基礎。截至2015年底，紅塔區中壓公用線路聯絡率提升至89.69%，配網自動化覆蓋率達到83%，全口徑配網聯絡率、可轉供電率、線路平均分段數、主干線平均線路長度、典型接線率分別為64.32%、60.17%、3.02段/條、12.78千米、99.59%，2016年三季度結束后，全口徑配網公用線路聯絡率、可轉供電率可分別提升至73%和68%。經過多年探索形成的一套成熟、高效的“生產綜合計劃管理”模式，為“先算后停”、“可靠性六步法”提供了堅實的支撐平臺，2014和2015年通過綜合停電分別減少“年用戶平均停電時間”19.4小時和17.2小時。大力推廣配網帶電作業，自2011年以來，作業次數逐年大幅攀升。2015年，全口徑開展配網帶電作業1207次（130次旁路帶電作業），其中涉及城區業擴報裝的107項客戶工程全部開展配網帶電作業，玉溪電網帶電作業實現了“作業電壓、作業領域、作業區域、作業項目”四個全覆蓋，減少停電時戶數24.8519萬時戶，多供電量915.1461萬千瓦時，提升全口徑綜合可靠率（RS-1）0.165個百分點。編制《帶電作業與轉供電技術方案庫》，利用35kV移動變電站、10kV環網柜，將帶電作業與轉供電有效結合，形成了一套變電檢修、改造作業“零停電”的有效經驗。2014年以來對江東變、螺絲鋪變、大龍潭變等7個變電站技改采用了“帶電作業+臨時代供電”技術，減少停電時戶數6.28萬時戶，提升全口徑綜合可靠率（RS-1）0.02個百分點。2016年，計劃對通海變、前衛變、九溪變、水塘變采用“35kV移動變電站代工”技術配合變電站技改，預計節約3.17萬時戶數，降低全口徑用戶平均停電時間1.74小時。

二、以設備風險管控，推進設備全生命周期管理

1.抓實規劃、設計，把好設備選型關

各生產部門全面參與電網規劃、新改擴建工程的可行性研究，結合電網、設備、作業、職業與環境健康四大風險及運維情況，提出新建、改擴建規劃需求。依托技術管理平臺，梳理網、省公司設備的技術標準、缺陷防控措施，逐漸歸納形成一套完整的、符合實際需求的設備選型、布置方式以及圖紙審查關鍵點的規范手冊，在可研、初設和設計階段嚴格審核。編制《變電設備、輔助元器件設計、選型指導意見》，完善變電設備設計、選型。基于“三分兩自一環”玉溪配電網饋線自動化專題研究，提出了適合玉溪電網的配電自動化技術路線，為省公司推進配電自動化建設提供了理論基礎。全面應用標準設計和典型造價，將標準設計完善到標準設備層級的G4層，在每項工程設計和評審過程中全面執行標準設計，確保標準設計和典型造價的應用率達到100%，品類優化應用率達到90%。

2.優化監造模式，把好設備入口關

完善設備監造驗收機制，分專業選定技術專家，編制監造驗收標準，由技術專家主導新入網重要設備的監造驗收。優化“外委+自主”監造模式，建立設備監造計劃管理、過程管理工作流程和質量驗收、責任追溯機制，提高設備監造質量。對照技術協議、品控手冊，嚴格把關電力設備相關技術性能、出廠試驗，對生產工藝流程進行監造，之后對出廠試驗項目進行現場見證，試驗項目結果及數據滿足相關國家和電力行業技術標準，滿足技術協議要求，設備達到出廠條件。2015年監造發現了500kV寧州變Ⅱ期500kV變壓器出廠試驗局放試驗兩次不合格，督促廠家進行問題查找、整改，對紅塔區公變新增技改等項目設備進行抽查，發現并更換問題配變8臺。

3.提高安裝質量，把好設備移交驗收關

編制《施工調試關鍵點抽檢作業表單》，對工程關鍵節點進行驗收管控。落實設備圖實相符核對工作，保障圖紙、監控系統設備名稱、編號、接線方式與現場一致，力求將問題控制在竣工驗收之前。建立過程驗收和移交驗收質量追溯機制，明確驗收標準，嚴格把控交接驗收質量，實施驗收質量責任追溯。強化基建、客戶、生產各項目的驗收管理，編制《基建工程主要變電設備中間驗收、關鍵節點驗收項目表》，提前介入掌握項目主設備安裝、試驗情況，開展項目實體質量檢查工作，及時消除安裝、調試存在問題。2015年完成500kV寧州變II期工程，220kV雄關變、110kV芭蕉變、110kV恩永變II期工程輸變電工程驗收，驗收發現缺陷得到及時處理，確保設備“零缺陷”投產。

4.差異化、多舉措，把好設備運維檢修關

以設備風險管控為主線，按“2（兩個維度）+4（設備管理四原則）+6（設備運維六步驟）”工作模式，從健康度、重要度開展設備風險評估，確定設備風險等級和管控等級，制定設備的運維策略和差異化計劃，統籌安排玉溪電網年度設備管理工作，針對性地開展設備風險管控，并開展績效評估，持續改進優化。

（1）輸電設備：針對Ⅰ、Ⅱ級管控設備開展專業巡維，針對不同管控級別設備評估輸電線路的雷擊、鳥害、污閃、外力破壞、山火、風偏、滑坡、覆冰、跨越、重要老舊線路或新投線路特殊區段，對線路從不同區段、不同時間開展區段巡維，實現輸電線路的差異化運維。開展輸電線路網格化管理探索與實踐，系統收集輸電線路GPS、通道交叉跨越等信息，通過Google地圖平臺及數據轉換工具，在地形中形成可視化線路通道，清晰顯示線路通道環境及存在的交叉跨越風險，為日常巡視工作提供重點方向，便于及時跟蹤缺陷、隱患的發展狀態，及時對存在問題進行系統處理。深入開展人巡+機巡的輸電運維模式，每年開展2次Ⅱ級管控輸電線路直升機巡檢，對巡檢結果進行系統整理、分析，及時發現電氣部位及塔上部分缺陷。充分發揮直升機及人巡的優勢，實現兩種巡視模式的交叉互補，確保輸電線路可控、在控。

（2）變電設備：針對Ⅰ、Ⅱ級管控設備開展專業巡維；對所有管控級別設備依據風險變化情況開展動態巡維，并結合預試定檢開展停電維護；開展變電運行差異化巡維策略研究與應用，綜合考慮重點管控設備、事故事件等級、重要供電用戶、投運年限、重載等影響因素，制定了變電站運行差異化巡維計劃，規范了各類巡視要求，優化了變電運行巡維管理模式，減少不必要的巡維工作，提高巡維效率，使其從抓“量”向保“質”和提“效”轉變，并在云南電網公司層面得到推廣應用。

（3）配電設備：設定了配網狀態評價表單自動計算公式，提高配電設備狀態評價準確性，組織配網設備狀態評價及發布玉溪電網配電設備差異化運維計劃，差異化運維成果在南方電網公司配網專業會上進行了發布，并得到了肯定。

5.降庫存，把好設備退役報廢關

按照云南電網公司逆向物資管理實施細則開展物資回收、鑒定、保管與處置，成立了退役報廢設備鑒定小組，根據設備退運技術鑒定標準、設備技術鑒定標準開展物資鑒定工作，持續降低閑置物資庫存率及報廢凈值率。近年來玉溪電網設備報廢凈值率控制在10%以下。

6.開展資產全生命周期技術監督

遵循“專業精益、縱向集約、橫向協同”的管理策略，縱向上基于業務線條、專業線條、資產全生命周期技術監督線條，橫向上以資產全生命周期管理各環節為切入點，完善專業組聯動和專家組會商機制，組建了玉溪電網技術監督團隊，成立了14個技術監督團隊專業組，專業組成員達300余人，團隊實行全過程、閉環的監督機制、報告機制、預警機制、活動機制、專業組成員調用機制、激勵與考核機制，并基于資產全生命周期的5個關口及業務開展技術監督，重點監督趨勢性、苗頭性、突發性的問題，及時發現500kV玉溪變500kV#1主變含氣量超標、110kV北苑變110kV GIS 設備氣室SF6濕度超標、220kV峨山變GIS設備氣室SF6微水超標及220kV峨山變#1、#2主變、110kV楊廣變#2主變、110kV螺絲鋪變#1、#2主變氫氣含量超標問題； 500kV玉溪變220kV玉竹Ⅱ回線2573斷路器合后即分問題、110kV青龍變#1主變分解開關內滲油均得到徹底處理。

三、加強科技創新，提升設備運維效率

1.大力推進在線監測應用

為了適應輸變電設備全壽命周期管理，采用科學有效的設備狀態監測手段，及時掌握設備健康狀態發展趨勢。變電設備主要在線監測有：26座變電站的開關柜在線溫度監測、18套主變絕緣油色譜在線監測、2座變電站的開關柜局放在線監測、91套容性設備帶電測試、11套蓄電池組智能監測診斷。輸電設備開展雷電定位系統探測及大風、覆冰、山火、污區絕緣子的在線監測。

2.4 個全覆蓋開展帶電作業，提高供電可靠率

一是開展配網旁路帶電（帶負荷）作業和“移動發電轉供系統接入、退出”新型項目的拓展，掌握了云南電網內的全部37項帶電作業項目，實現帶電作業項目全覆蓋。二是可開展10kV至220kV電壓等級的帶電作業，實現帶電作業范圍內電壓等級全覆蓋。三是按“統一管理、集約布點、全面覆蓋”的思路，帶電作業全面輻射到玉溪八縣一區，帶電作業開展率達100%，實現帶電作業開展率全覆蓋。四是不斷拓展帶電作業項目，在大修技改、客戶搭接、基建施工、變電站檢修作業等領域開展帶電作業，實現了作業領域帶電作業全覆蓋。2014年輸網帶電作業完成90次，配網帶電作業770次，2015年輸網帶電作業完成130次，配網帶電作業1207次，提高供電可靠率達到0.32%。

3.加強科技及技術創新投入

為更好踐行“統籌全網科技資源、服務公司主營業務、引領行業技術進步、支撐公司科學發展”工作方針，推進科技創新四個轉變，提升駕馭大電網能力，加強新技術研究，提高科技工作管理水平，支撐公司全面創先。我們將持續以提高供電可靠性為總抓手，緊扣設備管理主線；規范業務管理，抓落實、守“紅線”；完善風險管理，抓執行、保“底線”；按設備規范化管理標準抓好日常工作的落實，持續推進創先工作，全面保障設備健康運行，促進安全生產管理水平再上臺階。