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。
云南电网有限责任公司玉溪供电局是云南电网有限责任公司的分公司，属国有大型供电企业。1996年7月成立，担负着玉溪市二区七县（即：红塔区、江川区，通海县、峨山县、新平县、元江县、华宁县、澄江县、易门县）的供电任务。截止2016年5月底，玉溪电网共有500千伏公用变电站2座，220千伏公用变电站13座，110千伏变电站51座，35千伏变电站50座，变电总容量1338.9万千伏安；35千伏及以上输电线路287条，共4270.655千米。110千伏及以上主变“N-1”通过率为65.2%，110千伏及以上线路“N-1”通过率为93.93%，35千伏主变“N-1”通过率为60%，35千伏线路“N-1”通过率为82%。10千伏公用线路486回，10千伏主干线路平均长度约10.49千米，架空线路绝缘化率14.24%。公用线路中共有联络线路313回，联络率为65%，可转供线路有291回，配网可转供电率为60%。直供用电客户84.2万户，年售电量116.42亿千瓦时。通过“十二五”电网规划建设，玉溪电网建成与昆明、楚雄、普洱、红河电网相联的主网骨干网架，变电容量增长1.12倍，500千伏突破2座，220千伏变电站覆盖二区七县，110千伏及以下网架日益科学，35千伏及以上变电站实现光纤全覆盖和无人值班率100%。
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，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%，预计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。
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。
（1）设备风险管控为主线，做好设备运维管理。
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，系统对巡检结果进行整理、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”的转变，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。
（2）多举措，全面提升设备管理规范化水平。
1）完善设备全生命周期缺陷管理，强化缺陷指标管控，建立预控和监督的常态化管理机制。一是完善包括设备投产验收、运行维护、预试定检在内的设备缺陷记录和分析，促进设备全寿命周期的质量管控。二是严格执行消缺指标的月度统计和年度考核，明确设备的重复发生缺陷指标，重点管控具有显著统计特征的高发缺陷。三是强化设备缺陷分类统计分析，促进对设备健康质量的综合管控。
2）进一步推动设备主人制的落实。在抓好设备“五关”把控深度的基础上，强化运行部门设备主人制的落实，将设备及辅助设施均纳入设备主人管辖范围，建立健全输配电设备主人清册，以表单的形式明确每一台设备（设施）的责任人、职责、执行周期及到位标准，从台账资料、状态评价及风险评估、运维、设备检修试验、设备报废五个维度强化监督职责，运行人员对照一张表即可完成设备主人制管控，并在变电站试点设立“设备主人责任牌”、解决长期困扰运行人员的“设备主人制管什么、怎么管”的问题，强化责任落实和监督机制，将设备基础管理落实到位。
3）严格执行“应试必试、试必试全，应修必修、修必修好”的检修策略，通过年度、月度计划合理安排设备检修。检修前复查，掌握设备运行情况，落实检修项目；检修过程中，严控检修试验项目及质量；检修后验收，落实检修完成情况，形成闭环。变电检修开发了“一体化”管理资料包，进一步规范变电检修全过程安全和质量管理，提升设备检修前、中、后管理水平。2015年完成5台主变压器、74组隔离开关、19台断路器机构满足A修工作及12台变压器有载分接开关、3台主变油枕B修工作，完成变电设备预试1376台（组）次。针对县级供电企业检修资源短缺、检修运维不足的现状，利用2015-2016两年时间，完成县公司近40座变电站拉网式检修，有效保证了健康水平。
4）全面提升设备管理规范化水平。省内率先落实《设备规范化管理标准》各项内容和要求，按照对标找差-夯实固化-全力推进-闭环完善四步骤，从设备基础管理、设备运维管理、设备检修管理、设备技术监督管理、设备指标管理五个维度建立设备管理的长效机制，同时完善玉溪供电局设备主人管控机制，强化设备风险闭环管控与设备差异化运维，初步实现设备规范化管理和设备资产全生命周期的风险管控。严格落实《变电运行规范化管理标准》，优选500kV玉溪变参加南方电网变电运行规范化竞赛，最终500kV玉溪变评价得分在云南电网各变电站中排名第一。
5）开展设备隐患治理专项工作。2015年8月，500kV玉溪变#2主变套管介损经复测后核实，发现500kV#2主变B相高压套管介损达到0.594%，与出厂值（0.37%）比，差别达到60.54%。同时B相高压套管油中溶解气体色谱分析，三比值为010，对应故障类型为局部放电，玉溪局及时对B相套管进行了更换，有效的避免了一起500kV主变故障；2015年11月，玉溪电网在运的LW59-252型220kV断路器存在直动导向装置与导向套公差配合不当的批次问题，断路器存在分合不到位及“慢分慢合”的风险，并伴随设备损坏及电网风险，共涉及220kV雄关变5台、220kV杞麓变2台共7台断路器，玉溪供电局于12月25日前完成了7台断路器的修理工作，及时消除了设备隐患。为消除设备长期未操作而潜在的风险，制定了年度变电设备检查性操作计划，并针对检查性操作风险编制《变电站隔离开关检查性操作及应急处置方案》，截至2016年6月已完成368台设备的检查性操作，发现问题得到及时处理，“三未”设备风险得到控制。
6）不折不扣地落实反措要求。依据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、《南方电网公司反事故措施》、《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》要求，每年梳理全网的遗留反事故措施项目，并落实到年度大修、技改中，经年度计划平衡、协调，形成年度的反事故措施计划执行。2014年完成108项，2015年完成89项，完成率100%，通过近三年的反措施实施，110kV及以上线路在变电站侧加装电站型避雷器、变压器COT325-800型套管反措、GG1A柜反措均按要求开展，及时消除设备存在的风险。
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。
1.开展变电站图实相符核查工作。启动玉溪电网图实相符、两票、五防、设备管理专项检查，并以此为契机，开展现场培训工作，形成了“半天检查+半天培训”的变电站检查培训模式，共发现问题180项，针对发现问题，按照“解决存量、控制增量”的原则，一方面组织相关单位整改；另一方面，从“验收、竣工图移交、检修、运行”四个阶段进一步细化、明确了图实相符管理的相关要求，有效保障了变电站图实相符的准确性。
2.CSGⅡ资产管理新系统应用稳步推进。截至6月30日，完成抢修工单流转4350单，闭环率100%，配网缺陷模块录入率及紧急重大缺陷闭环率均实现100%；主网设备变更、主网设备台账管理、配网设备台帐管理、维护检修管理、缺陷管理设备状态评价、工作票模块开展效果较好，数据质量均得到提升；电子化移交推进顺利，中压拓扑连通率提升至97.73%，达到并超过省公司95%的指标。
3.开展账卡物一致性核对工作。紧密承接网、省公司帐卡物一致工作的管理思路和要求，分专业、分阶段、分步骤推进帐卡物匹配工作。截止6月，已完成局和农网Ⅰ类变电、输电专业帐卡物匹配明细，主网设备整体合格率已达到98%以上，完成省公司95%的考核指标。
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。2011-2015年度，共组织申报省公司科技成果奖励39项、申报玉溪市科技局科技成果奖励19项。共获得省公司奖励23项，其中科技进步三等奖14项，专利三等奖3项，技改贡献奖3项，职工技术创新一等奖1项（同时获得2014年度网公司职工技术创新一等奖、全国能源化学系统职工技术创新成果一等奖）、职工技术创新二等奖1项（同时获得全国电力职工技术成果三等奖）。2011-2015年度，共申报玉溪市科技局科技成果奖励19项，获得玉溪市科技进步三等奖12项。其中2014年度共获得云南电网公司科技进步三等奖奖励4项,技改贡献奖三等奖2项，职工技术创新一等奖1项，三等奖3项；获得网公司职工技术创新一等奖、全国能源化学系统职工技术创新成果一等奖；获得玉溪市科技进步三等奖3项。承担了网公司“国家863计划课题基于分布式能源的用户侧智能微电网关键技术研究与集成示范”子课题研究和“电力光纤到户关键技术研究与示范工程”国家863计划可研申报工作。
2016年，内外部改革任务艰巨，机遇与挑战并存，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。
（本文为原创一一供稿单位：广东电网有限责任公司惠州供电局）
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