国网浙江省电力有限公司变电专业双周例会材料（第03次）2902

国网浙江省电力有限公司变电专业双周例会材料（第03次）设备管理部2020年03月02日目录设备运行情况专业管理工作开展情况下阶段工作任务及管理要求宁波公司220千伏陆湾变1号主变跳闸湖州公司220千伏祥福变110千伏II母跳闸检修公司500千伏夏金变2号主变跳闸检修公司1000千伏特高压安吉站安兰I线B相高抗色谱异常事件湖州公司220千伏吉安变安英2417线线路压变异常绍兴公司220千伏双桥变220千伏副母压变A相渗油检修公司500千伏翔云变方翔5808线压变C相漏油检修公司500千伏王店变3号主变1号低抗开关油压低分合闸总闭锁告警一、设备运行情况（一）设备异常事件一、设备运行情况（1）事件概况2月21日15时38分，宁波公司220千伏陆湾变1号主变两套差动保护动作，跳开三侧开关，无负荷损失。经现场检查，1号主变35千伏侧A、B相铜排接地线挂设处裸露部位有短路放电痕迹，铜排边缘烧蚀。陆湾变1号主变型号：SFSZ11-240000/220；厂家：泰安泰山电气有限公司；投运日期：2016年12月；出厂日期：2016年3月；上次检修日期：2019年9月。1.宁波公司220千伏陆湾变1号主变近区短路跳闸事件铜排故障点A相烧熔处B相烧熔处一、设备运行情况（2）现场检查在放电点附近铜排A、B相下方槽钢构架及地面上发现少量直径0.5mm金属铜丝，其中较长铜丝3根，最长约33cm，另两根较短，约10cm左右，以及明显烧熔的短铜丝数根，槽钢构架上有放电黑点。现场多处发现鸟类羽毛，疑似鸟筑巢引起。现场检查引流排其他绝缘部分完好，无放电痕迹和破损，放电及破坏只发生在裸露部分。调阅图像监控系统历史记录，故障发生前1号主变35千伏侧鸟类活动频繁，2月21日15时11分左右，有鸟类多次穿行1号主变35千伏侧母排处并在主变本体上四处徘徊跳动。15时30分后，现场忽起西南阵风，15时36分30秒1号主变35千伏侧出现明显放电火光。一、设备运行情况一、设备运行情况（3）处置措施针对陆湾变1号主变35千伏侧母排A、B相故障点烧蚀部位进行打磨处理，同时对1号主变开展两次油色谱分析试验（间隔4小时），结果均合格。打磨完毕后对主变低压侧至开关柜的35千伏母排进行绝缘、耐压试验，均合格。2月22日2时00分，陆湾变1号主变完成复役。待疫情得到控制，厂家到位后，开展#1、#2主变振动测试工作。一、设备运行情况（4）原因分析初步判断本次事件中鸟类筑巢时铁丝掉落、搭接低压铜排是主变近区短路的直接原因；主变35千伏侧引流排接地线挂设处三相均裸露，绝缘热缩套未复位，导致在异物搭接过程中相间短路。暴露问：一是人员履职尽责意识不强，省公司设备风险预警单落实不到位。1月30日，主网运检管控中心下发设备风险预警单，要求各单位加强主变低压侧附属设备巡视，并重点关注主变低压侧设备绝缘化改造范围内设备绝缘的完好度。主变低压侧节点挂设处绝缘护套，三相未按规范要求错开间距，且在最近一次倒闸操作后未及时复位，现场巡视未及时发现隐患。二是变电站鸟害隐患排查整治不到位。宁波公司2019年7月曾经发生过鸟害引起的220千伏殿跟变110千伏正母I段故障，且本次1号主变跳闸与1月份嘉兴公司220千伏青石变1号主变鸟害引起的低压侧短路故障跳闸情况极其类似。宁波公司未深刻吸取教训并引起重视，对双周会材料学习宣贯和鸟害隐患治理工作落实执行不到位。一、设备运行情况（5）后续措施一是严格落实省公司下发的有关规定，切实加强主变低压侧附属设备巡视工作。各单位要强化主变低压侧设备绝缘化改造范围内设备绝缘完好度的检查力度，严防因主变低压侧绝缘损坏导致的设备故障事件，特别是接地点热缩套未复位或脱落等情况；各单位要引以为戒，明确主变低压侧母排挂接地点管理及考核要求，并明确接地线挂设点防短路要求，消除事故隐患，要认真组织巡视与隐患排查工作，杜绝同类型事件再次发生。二是梳理汇集近几年因鸟害、异物引起的设备异常及跳闸事件，开展专题研究，通报异常、分析现状、提出措施，请宁波公司牵头落实；试点技术应用，针对鸟类活动频繁区域和前期发生过鸟害引起的设备跳闸事件的单位（省检、宁波、温州、嘉兴、台州、金华等），统筹部署相关防鸟驱鸟装置试点；加大考核力度，压实压紧责任，针对变电站内环境及周边隐患排查整治工作，管理或现场执行不到位，发生鸟害、异物等引起的设备跳闸事件，每次扣5-10分；加强鸟害隐患排查治理，随着春季来临、气候变暖，鸟类活动也越发频繁，各单位要重视设备的运行环境，重点关注低压母线闸刀、构支架、主变低压侧等鸟类筑巢和活动情况，结合日常维护、检修工作，采取倒刺、药物、引鸟装置、声光装置等综合措施防范并做好总结评估，对于可能危及设备正常运行的鸟害、异物等隐患，滚动更新并加强“一站一库”跟踪管控和闭环管理。一、设备运行情况2.湖州公司220千伏祥福变110千伏Ⅱ母跳闸事件（1）事件概况2月22日，220千伏祥福变110千伏Ⅱ母差动保护动作，2号主变110千伏开关、110千伏Ⅰ、Ⅱ段母分开关、以及110千伏Ⅱ段母线上运行的出线（祥玻1762线开关、祥高1760线开关、祥阳1759线开关、祥新1757线开关、祥湖1752线开关、祥下1758线开关、仑祥1706线开关、福巷1754线开关）均跳闸。下属龙山变、下箬变、新塘变、环湖变、李家巷变110千伏备自投动作成功，高阳变负荷通过配网转供（上10千伏母线），无负荷损失。祥福变一次接线图一、设备运行情况110千伏Ⅱ段母线故障气室位置GIS设备厂家为北京北开电气股份有限公司，型号ZFW31-126，2013年12月出厂，2014年5月投产，上次检修时间2016年1月。（2）现场检查110千伏Ⅱ段母线与Ⅲ段母线硬连接靠近Ⅱ段母线侧气室，经SF6气体分解物检测，SO2为192.2微升每升，H2S为22.8微升每升，且检测过程中该气室气体有明显臭鸡蛋气味，相邻气室检测数据正常。一、设备运行情况经现场开盖检查，发现110千伏Ⅱ段母线与Ⅲ段母线硬连处母线气室内存在大量白色粉末，硬连接气室与Ⅱ母间的绝缘盆子上存在大片放电痕迹，B相触头处有明显烧蚀情况，其余部位除了吸附了大量的白色粉末外无明显放电。现场抢修情况：将四通筒体及导电杆等部件进行更换，用吸尘器、无水酒精等对筒体内部、波纹管处绝缘子表面、绝缘子上触座内部以及导电杆表面进行吹扫清理，组装后经回路电阻测试数据合格，抽真空、充气静置、微水测试及耐压试验数据合格。28日21时30分，110千伏Ⅱ段母线复役，祥福变恢复正常运行方式。导电杆及盆式绝缘子放电受损情况一、双周设备运行情况（3）原因分析制造厂装配时该故障气室B相导电杆插入盆式绝缘子静触头深度不足，长期运行发热引起动静触头烧熔，熔斑滴落在筒体内壁引起母线B相接地，拉弧瞬间造成AB相相间短路、进而发展为三相短路，造成Ⅱ母差动保护动作。（4）后续处理措施一是现场安装时要记录具体插入深度数值，旁站监督予以重点关注；二是单位要加强红外和局放检测工作；三是北开和泰开110千伏GIS开展X射线检测，请各单位梳理需求，公司统一安排可研编制及审查工作。一、设备运行情况（1）事件概况2月24日至28日，夏金变停役220千伏副母I段，开展220千伏1号母联开关气室C相伸缩节焊缝漏气处理。为配合漏气处理后的耐压试验，2月28日停役220千伏正母Ⅰ段。2月28日9时9分，在执行“2号主变220kV开关从冷备用改为检修”倒闸操作第43步“放上2号主变220kV开关操作控制柜内2号主变220kV开关流变2号主变第一套保护大电流切换端子1SD短接螺丝”时，2号主变第一套差动保护动作，跳开2号主变5031、5032开关。夏金变2号主变2017年6月8日投产，设备型号为ODFSZ-334000/500，重庆ABB变压器有限公司生产，投运至今运行正常。2号主变第一套分差保护装置型号为PCS978，南瑞继保生产。2018年4月开展设备首检。（2）现场检查及原因分析故障后，现场检查2号主变及三侧一次设备正常。初步判断大电流切换端子1SD短接侧与连接侧与相应端子排电流回路接线错误，是造成2号主变第一套差动保护电流回路两点接地进而保护动作的直接原因。3.检修公司500千伏夏金变2号主变异常跳闸事件一、设备运行情况500千伏夏金变主接线图一、设备运行情况（3）暴露问题（省检修公司反馈）夏金变2号主变投产验收及检修时二次回路接线检查不到位。夏金变2号主变2017年投产，2018年首检，期间均未发现SD大电流端子接线接反的情况。（4）后续工作（省检修公司反馈）一是针对山东泰开同类型控制柜内大电流试验端子进行排查，现场逐一检查确认接线正确性。对排查发现存在同样问题的间隔，同步安排接线整改。二是强化投产验收及检修二次回路接线检查规范执行，重点加强电流、电压、跳闸等重要二次回路接线检查全面性与规范性，特别是对SD大电流端子两侧接线需开展电缆逐芯对线。一、设备运行情况（1）事件概况2月26日9:00，1000千伏特高压安吉站油色谱在线监测发现安兰I线B相高抗乙炔含量快速上升（25日前一直稳定在1.7μL/L附近），突增到4.28µL/L，后续跟踪27日为5.92µL/L，28日7.04µL/L，29日（17:00）11.1µL/（在线数据，已校准）。浙江公司经过专业分析和研判，并汇报总部设备部后，向华东网调申请紧急拉停，29日22:10，安兰I线完成改检修操作。（2）原因分析根据该高抗各项运行数据，油色谱在线、离线跟踪数据，特高频、超声波、高频局放带电检测，以及重症监护系统实时跟踪数据，综合分析表明该高抗内部存在明显的多源、持续性放电故障。放电点主要位于Y柱地回路，铁心地屏或屏蔽帽、螺栓等夹件裸露金属部位放电的可能性较大。具体原因待设备返厂解体检查后进行明确。4.检修公司1000千伏特高压安吉站安兰I线B相高抗色谱异常事件一、设备运行情况（3）暴露问题特高压安吉站共9台在运高抗、1台备用相，除湖安II线B相外均为特变衡阳产BKD-24000/1100型。该批次高抗投运以来已发生三次地屏放电缺陷事件，均通过更换和返厂修复处理，存在共性问题，安全运行风险较大。（4）后续措施一是落实原安塘II线A相高抗修复及返运工作，做好应急抢修准备，待高抗备用相到位后立即开展更换工作，尽快恢复运行。二是组织开展安兰I线高抗返厂解体检查，明确缺陷性质及缺陷原因，并落实修复工作及。三是将安吉站剩余特变衡阳产BKD-24000/1100型高抗列入综合改造计划，原则上结合停电计划按照每次2台为单位进行改造。一、设备运行情况（1）事件概况2月12日18时，湖州公司220千伏吉安变在进行夜巡测温时发现安英2417线线路压变电磁单元温度异常，达到24.8℃，并且伴有振动异响，二次电压正常。相邻220千伏不同厂家压变测温为15℃左右，环境温度8℃。申请停电检查处理。吉安变安英2417线线路压变由日新电机（无锡）有限公司2002年6月生产，型号WVL220-5H，2002年12月投运。上次检修时间2019年12月16日，高压电容尾N端绝缘电阻10000MΩ，未见明显异常。5.湖州公司220千伏吉安变安英2417线压变发热紧急停役事件电磁单元异常发热一、设备运行情况停电后现场试验发现该压变高压电容尾N端绝缘电阻偏低，为2MΩ（要求为5000MΩ），1a-1n绕组变比误差为0.65%，其他检查试验无异常。进一步解体检查发现电磁单元接线端子盒内二次接线盘的接线柱表面有水汽，存在部分锈蚀情况；阻尼装置穿心电感的内封盖与油箱金属壁发生接触，接触位置与压变发热位置基本吻合。综合判断阻尼装置电感与油箱壁碰触是导致压变电磁单元发热的主要原因。本次事件中，湖州公司运维人员认真负责、巡视到位，及时发现CVT电磁单元发热重大缺陷，值得肯定。电容分压器抽头引出和二次接线盒受潮阻尼装置穿心电感与油箱壁接触一、设备运行情况（2）原因分析本次事件中压变电磁单元发热原因为：压变长期运行过程中在振动作用下，阻尼装置的穿心电感紧固螺栓松动，造成穿心电感内封盖发生位移并与油箱金属壁接触，形成新磁回路，在涡流作用下接触部分电阻发热。高压电容尾N端绝缘电阻偏低原因为二次接线盒内接线柱受潮。一、设备运行情况（1）事件概况2月17日下午，绍兴公司220千伏双桥变在运行巡视过程中发现220千伏副母压变A相上下节电容单元连接法兰部分存在渗漏油，地面无油迹。电容单元漏油属于紧急缺陷，根据运维管理规定，对该设备紧急停役并进行更换处理。现场检查确认，渗油部位位于上节电容单元底部密封处。双桥变220千伏副母压变A相由桂林电力电容器厂1998年生产，1999年投运，型号：TYD220/√3—0.02H。最近一次停电检修为2012年6月，各项试验数据均合格无异常。6.绍兴公司220千伏双桥变副母压变A相电容单元渗油紧急停役事件一、设备运行情况本次事件中，绍兴公司运维人员认真负责、巡视到位，及时发现CVT电容单元渗漏油重大缺陷，避免了缺陷进一步发展导致设备损坏事件的发生，值得肯定。压变电容单元渗漏油一、设备运行情况（2）原因分析2月18日对更换下来的异常压变进行检查，发现上节电容单元底部有油迹，上部瓷瓶无油迹，下节电容单元顶部及上部分瓷瓶处挂有油迹，确认渗油部位位于上节电容单元底部密封处。27日，对副母压变A相上节电容进行了解体检查，解体后，检查膨胀器，其中第8片膨胀器破损，进油，其余膨胀器完好；检查电容芯子无异常；检查瓷套底部平面平整无异常；检查底部密封面凹槽平整无异常；检查底部密封件，密封件完整，弹性变差，存在轻微老化现象。一、设备运行情况瓷套底部平面底部密封面凹槽底部密封件第8片膨胀器破损进油电容芯子一、设备运行情况上节电容渗油部位上节电容底部密封老化渗油220千伏双桥变220千伏副母压变运行超过20年，设备老旧，密封件存在老化情况，上节电容膨胀器破损1片，2月17日昼夜温差大，内部压力受到影响，造成密封不良，导致渗油。一、设备运行情况（1）事件概况：2月25日晚，检修公司500千伏翔云变在进行红外测温时发现500千伏方翔线C相压变存在渗漏油情况。电容单元漏油属于紧急缺陷，根据运维管理规定，该设备紧急停役并进行更换处理。该压变为桂容公司产品，2014年11月出厂，2015年5月投运，TYD4500/√3-0.005H，上次检修时间为2016年9月检修，各项试验结果正常。（2）原因分析：经现场检查确认，压变漏油部位为中节电容单元下密封板处。漏油原因可能为近期昼夜温差大，中节电容底部密封件在气温骤变过程中密封失效，导致渗漏油。具体原因待解体分析。本次事件中，检修公司运维人员认真负责、工作到位，及时发现重大设备缺陷，值得肯定。7.检修公司500千伏翔云变5808线压变C相电容单元漏油紧急停役事件一、设备运行情况近期电容式电压互感器缺陷故障事件问题说明：近期公司发生多起电容式电压互感器（CVT）缺陷故障情况。分别为500千伏河姆变220千伏副母A相压变二次电压异常、220千伏吉安变安英2417线压变电磁单元发热、220千伏双桥变副母压变A相电容单元渗油、500千伏翔云变5808线压变C相电容单元漏油事件。上述事件反应出共性问题：一是检修质量管控和提升问题。四起事件中，220千伏吉安变压变、500千伏河姆变压变均为刚进行停电检修，检修后短期内即发生受潮、松动等缺陷，检修工艺、检修、检修质量管控仍有待提升。二是老旧设备质量管控问题。四起事件中，500千伏河姆变压变（2004年）、220千伏吉安变压变（2002年）、220千伏双桥变副母压变（1998年）运行年限均在15年以上，运行工况较差，设备缺陷故障风险大。一、设备运行情况三是桂容产品质量问题。四起事件中，500千伏河姆变压变、220千伏双桥变副母压变，500千伏翔云变5808线压变均由桂容电容器厂生产，该公司近年发生多起设备缺陷故障（非同型号），尤其是运行年限较长的设备，安全运行隐患较大。后续工作：一是做好设备解体检查及原因分析工作。在做好疫情防控的前提下组织厂家、设备主人对缺陷压变进行解体试验检查，重点关注密封件安装工艺、材质质量、老化特性，以及由此引发的渗漏油、进水、锈蚀等问题，明确故障原因，提出针对性改进措施。电科院做好技术支撑工作。二是加强CVT检修质量管控。针对两起修后短时间内即发生缺陷的事件，组织开展检修试验执行情况、检修项目、检修标准梳理排查，提出检修标准优化、检修质量管控与提升方案，切实做到应修必修、修必修好。一、设备运行情况三是加强特性设备运维管控。针对桂容生产或是运行年限较长、运行工况较差的设备加强运行巡视，加强二次电压监测分析，加强缺陷跟踪管控和及时消缺工作，尤其是在气温骤升骤降等极端天气条件下应通过特巡、专项排查等方式强化运维管理，及时发现、消除缺陷隐患。四是开展电容式电压互感器异常问题专题分析。针对近期连续发生的CVT缺陷事件，组织电科院及相关单位开展专项分析，从设备质量、生产工艺、检修运维、缺陷管控等方面理清存在的问题，提出专项提升和治理方案。五是加强重点缺陷设备的改造工作。结合专题分析结果，明确重点缺陷设备的改造方案及要求，加快隐患设备的更换改造工作。改造过程中加强设备入网质量管理，必要时开展设备质量抽检工作。一、设备运行情况8.检修公司500千伏王店变3号主变1号低抗开关油压异常事件2月19日，500千伏王店变3号主变1号低抗开关后台报油压低分合闸总闭锁告警，无控制回路断线等其他告警信号。该开关生产厂家杭州西门子，型号3AQ1EG，上次检修时间2016年3月。现场检查开关油压27Mpa（油泵启动值32Mpa，油压低闭锁合闸27.3Mpa，闭锁分闸25.3Mpa），判断开关仅为合闸闭锁，为防止液压进一步下降导致开关分闸闭锁，申请拉开3号主变1号低抗开关。一、设备运行情况根据图纸可知，B1常开接点16-17在压力低于320bar时闭合，接点闭合后，启动继电器时间继电器K15，K15的15-18接点闭合，启动继电器K9（油泵打压继电器），K9启动后，其串入马达的常开接点闭合，马达启动，断路器开始打压。达到设定值时，马达在打压延时时间继电器设定之后停止。现场检查发现K9继电器故障(不吸合)，更换后恢复正常。同时检查发现该开关油压低闭锁合闸和油压低闭锁分闸节点归并上送后台，导致油压低于合闸闭锁值后即出现分合闸总闭锁信号。一、设备运行情况后续处理措施：一是要求各单位应加强液压机构无功投切断路器的信号监视，若液压机构无功投切断路器一周内未出现打压信号，应立即现场确认油压值，防止出现油压偏低导致断路器闭锁。二是要求各单位严格按照省公司二次元器件检修要求，结合断路器大修，对机构二次元器件进行检查更换。二、专业管理工作开展情况（一）提升设备本质安全1.全面启动GIS智能化提升工作2月26日，总部组织三家省公司、中国电科院召开开关设备智能化提升工作视频启动会，会议对各牵头单位工作进行再布置。受总部委托，公司牵头GIS智能化提升工作，内容包括相关标准编制、设备研制、试点和总结。2月28日，公司牵头组织5家省公司、中国电科院、9家GIS设备厂家讨论GIS智能化提升工作感知层的技术讨论会，会议明确SF6压力监测等11项技术纳入本次智能化提升范畴。后续将编制具体实施方案，选择试点变电站，有序推进各项工作，也请省电科院、杭州公司、宁波公司安排专人开展该项工作。二、专业管理工作开展情况2.组织落实220/500千伏变压器低压侧绝缘化改造排查及推进工作针对近期连续发生的因异物搭接导致的主变低压侧区内短路跳闸事件的问题，组织各单位重点讨论了变压器低压侧绝缘化问题的治理思路，明确了下一步工作要求：（1）开展220/500千伏主变绝缘化改造情况专项排查。要求各单位切实开展220千伏及500千伏变压器低压侧绝缘化改造情况排查，并明确改造前运维措施及后续改造计划，于3月6日前反馈。如有对标准内容执行情况、后续低压侧绝缘化改造的意见或建议，一并以书面形式反馈。（2）明确主变绝缘化改造及运维、检修技术规范。要求宁波公司牵头，嘉兴公司配合，开展变压器中低压侧绝缘材料运维检修技术规范编制，明确当前已完成标准化绝缘改造以及未完成部分绝缘材料的运维巡视、检修试验等技术要求，于3月6日前形成初稿，结合绝缘化改造排查情况，于3月16日前优化完善。请电科院做好技术支撑及把关。二、专业管理工作开展情况（3）开展绝缘化材料运行老化特性及新型绝缘技术研究。一是要求省电科院牵头、各单位配合，开展绝缘化材料运行特性及新型绝缘技术研究。各单位在开展绝缘化改造时，均应按要求对每台变压器原有绝缘材料进行取样，做好样品记录，送电科院待检；二是要求省电科院明确各地市公司绝缘材料取样及记录要求，并对取样进行耐压等性能特性试验，6月底完成绝缘材料实际运行老化特性初步评估；三是省电科院牵头开展各类绝缘材料实验室等效老化特性试验，结合现场实际运行老化试验结果，充分评估绝缘材料使用寿命，支撑差异化运维检修及改造策略，6月底前完成。四是开展绝缘管母等绝缘技术适用性评估，探索优化变压器低压侧绝缘形式，4月15日前完成。二、专业管理工作开展情况3.组织召开2020年度三变专业第一次视频电话工作会议2月24日，省公司设备部组织召开了2020年三变专业第一次视频电话工作会。省电科院、省检修公司、各地市公司、紧水滩电厂三变专业团队成员以及主网运检管控中心相关人员参加了本次会议。会议针对2020年三变专业反事故措施、精英团队考核方案修订、年度重点工作思路等事宜开展了部署和讨论。主要内容包括：一是通报了2019年度三变专业各项反事故措施条款执行情况，宣贯了2020年度省公司三变类设备反事故措施各项条款内容及执行要求。二是宣贯了修订版《三变专业精英团队考核评优制度》，明确了考核评优机制，阐述了重点生产工作、团队建设、生产管理等部分的具体考评方法。三是宣贯了《电力变压器有载分接开关注油补油作业指导书》，规范了浙江电网电力变压器有载分接开关注油补油工艺。二、专业管理工作开展情况四是宣贯了变压器健康状态管控和动态抗短路能力评估能力建设的工作思路。部署了非电气状态量数字化智能感知和光纤智能变压器研制的新技术应用工作。五是部署了电流互感器宽频域组网监测相关配合工作。六是部署了三变专业精英团队优秀技术论文征集工作，通报了当前论文征集情况。二、专业管理工作开展情况4.统计110千伏及以上变电站土地资源公司现有110千伏及以上变电站1849座，占地1638万平方米。核心区域变电站785座，占地672.7万平方米，现有可对外利用土地资源合计6.8万平方米，其中杭州公司220千伏古荡变和金桥变、绍兴公司110千伏新昌变、金华公司110千伏武义变，分别可对外利用土地资源约1.5、1、0.6、0.9万平方米。近几年核心区域还有33座变电站改造后可对外利用约28万平方米。后续将结合设备运行现状，逐站优化改造方案，配合做好土地资源统筹谋划及使用工作。二、专业管理工作开展情况5.进一步做好变电站消防能力提升工作一是召开消防专业视频会议，对2020年消防重点工作开展具体部署。由宁波公司牵头，结合《新消防法》及近期政府部门发布的文件通知，对公司消防相关制度流程开展修订；由台州公司牵头，编制变电站消防集中监控管理规定，推进整体项目建设，确保按目标实现220千伏及以上变电站消防设施全监控；由金华公司牵头，制定变电站消防机器人验收及运维管理办法，为消防机器人的推广应用打好基础。二是参加国网特高压变电站消防能力提升研讨会，要求省检修公司加快推进特高压变电站事故油池扩容及充油设备区域电缆沟封闭治理工作，并按总部要求继续维持每站2辆消防车的配置，以满足消防应急需要。二、专业管理工作开展情况（二）变革创新变电设备运维管理模式，实行设备主人制1.组织召开变电集控站试点建设思路宣贯视频会议2月17日，公司设备部组织召开了变电集控站试点建设思路宣贯视频会议，设备部变电处相关人员、主网运检管控中心、各单位运检部分管主任、运维专职，变电运维室主任参加了会议。会议主要对国网公司关于变电集控站的建设思路进行了宣贯与解读，明确了省公司2020年重点工作任务。各单位要清楚认识国网公司推进变电集控站建设的目的，主要针对目前变电运维人员业务技能不足，变电站主辅设备监控力度和细度降低，对监控异常信号和设备缺陷等分析研判能力不足等实际情况，开展集控站建设，强化主辅设备监控和运维基础管理，使运维人员更贴近和关注设备，做好设备状态管控等全寿命周期管理工作；集控站建设作为省公司设备主人深化实施工作的重要部分，各单位要予以充分重视，积极开展相关工作，助推设备主人工作的落地。2月28日，按照国网公司总体部署，省公司下发了变电站监控业务开展情况调研报告和主设备监控系统调研表，开展各单位变电站监控业务现状摸底和调研，请各单位高度重视、认真研究，并于本周三（3月4日）前反馈设备部，各单位反馈材料须经部门主任审核后发出。计划本周五再次组织召开讨论会，进一步讨论和明确浙江公司集控站建设思路，推进国网公司重点工作任务在浙江率先引领实施。二、专业管理工作开展情况二、专业管理工作开展情况2.组织召开运维类项目审查视频会议2月25日，设备部组织召开了2020年运维类项目审查视频会议，设备部变电处相关人员、主网运检管控中心、各单位运检部运维专职，华云信息科技公司相关人员参加了会议。会议主要对2020年运维类项目进行了专业审查，重点明确了微机防误、智能辅控、机器人维保等项目的相关要求。一是变电站户外照明系统维修、变电站标识标牌维修应作为独立项目单独立项，不再与生产环境整治类项目打包申报。二是各单位在申报变电站巡检机器人检修类项目时，要注意立项维保的机器人条件：已正式通过验收和投运，并已超过质保期；杭州、嘉兴、金华、丽水等单位已于2019年立项并将于2020年实施的机器人升级的站点，不再列2020年机器人维保项目。三是2020年需结合变电站辅控系统建设，重点完成：（1）GIS设备SF6压力在线监测、电流互感器宽频域监测、变压器声纹振动监测、蓄电池在线监测、避雷器在线监测等省公司统推项目的辅控联调和数据接入；（2）原已部署建设的辅控系统厂站端维护检修及数据迁移至辅控2.0系统；（3）原有的220千伏及以上变电站在线监测（油色谱、铁心夹件电流）数据迁移至辅控2.0系统。后续不再单独立项在线监测类项目，统筹纳入辅控系统检修项目。二、专业管理工作开展情况3.220千伏变电站严重及以上缺陷管控情况通报2月1日至2月29日,浙江电网220千伏及以上变电站内共发生严重及以上缺陷102条,已消缺36条，遗留缺陷66条，消缺率35.29%。其中，危急缺陷24条，消缺率91.67%，严重缺陷78条，消缺率17.94%。其中，省检修、宁波、杭州公司缺陷发现数量较多，达到了15条以上。嘉兴、衢州公司消缺率达到80%以上，缺陷管控情况较好。二、专业管理工作开展情况4.变电站“一站一库”应用评价主网运检管控中心对1月26日-2月26日期间“一站一库”应用情况进行了统计分析，本次统计包括110千伏及以上变电站所有“一站一库”数据。具体情况如下。其中金华公司新增量最多为217条，温州公司整改最大为107条，省检修公司闭环量最大为92条。请各单位充分利用春检停电窗口，积极开展消缺、反措及隐患整治，加大“一站一库”整改、闭环力度。5.持续推进智能运检管控平台建设（1）组织开展管控平台第三次双周例会2月27日，组织开展智能运检管控平台第三次双周例会，对宁波公司“三全”试点工作开展情况、杭州公司缺陷智能定级可行性研究及电子工作票开展情况、华云公司电网一张图策划方案及、变电核心业务典型应用场景进行了专题讨论,部署了下阶段工作计划与要求。要求各单位、华云公司按照计划继续推进，同时管控平台专项团队强化过程进度管控，继续与专业做好沟通对接，按轻重缓急的原则确定先行开发内容，并明确开发时间节点。（2）组织开展省电科院设备健康管理中心、宁波公司设备状态预控建设讨论2月17日，组织省电科院、宁波公司开展设备健康管理中心建设思路讨论，对管理中心的构建思路、整体框架和宁波公司设备状态预控微应用定位进行了明确。要求省电科院继续完善整体框架设计和重点应用的谋划，计划本周开展专业评审工作，请提前做好准备，同时要求宁波公司进一步完善微应用需求方案，并与开发单位做好对接。二、双周专业管理工作开展情况（3）组织省检、杭州、宁波公司开展变电检修全业务智能化讨论2月25日，结合近期梳理的检修专业典型应用场景，组织省检、杭州、宁波公司针对变电检修全业务智能化开展讨论，其中宁波公司在检修全业务智能化方面已编制了相对全面的方案，后续要求宁波公司于3月3日结合检修专业评审，对前期编制的变电检修业务“三全”试点应用方案进行汇报并与会讨论，省公司也将同步加强运检智能化落实的过程管控；要求杭州公司结合目前管控平台计划、检修相关模块建设情况，进一步思考谋划变电检修全业务智能化框架内容以及落地过程的相关工作，并于3月15日前编制完成本单位实施方案；要求省检修公司结合自身变电检修业务特点，在整个检修主线的基础上进一步思考符合自身实际需求的检修智能化实施方式，于3月15日前编制完成实施方案。二、双周专业管理工作开展情况（4）组织开展备品备件模块讨论2月24日，组织开展智能运检管控平台备品备件模块需求讨论，对部分单位的现有管理系统进行了分析比较，进一步讨论了模块的业务边界、需求要点和难点问题，要求丽水公司、温州公司3月3日前开展进一步研究并落实模块整体构架。（5）组织开展知识图谱使用测试2月25日，组织开展知识图谱使用测试培训，落实了测试人员和反馈机制。后续请电科院、杭州公司、宁波公司等测试单位认真组织开展测试工作，及时反馈测试问题，进一步完善该模块功能应用。二、双周专业管理工作开展情况二、专业管理工作开展情况1.组织开展直流换流站备品备件管控系统评审2月27日，省公司设备部组织开展直流换流站备品备件管控系统开发情况评审，省检修公司、上海许继相关人员参加会议，并邀请国网直流技术中心相关人员参与评审。会上检修公司汇报了换流站备品备件管控系统开发过程管控和总体进度，上海许继展示了换流站备品备件管控系统相关功能应用，国网直流技术中心考虑系统后续单机部署方式、针对直流技术中心数据获取方式提出具体要求，设备部对系统开发功能完善和现场试用工作做出具体安排。（三）提升设备检修安全、质量、效率二、专业管理工作开展情况2.组织开展2020年4-5月份综合检修方案集中评审2月12日、26至28日，主网运检管控中心组织对全省10家单位的2020年4-5月份综合检修方案（共16份检修方案）进行了远程集中评审，两次参与评审的单位均按专业要求完成了综合检修前期踏勘、方案编审等工作，其中省检修公司乔司变、温州公司洋湾变、台州公司悬渚变、金华公司西陶变等几个方案对具体工作中危险点及预控措施针对性不强，请各单位切实加强对方案前期踏勘的重视和内部审核，关于方案中所提到的工作内容，要全面分析和辨识具体工作中存在的危险点，并加强相关安全措施针对性方面的审核把关，评审专家团队对本次评审工作准备充分，审核严谨、仔细，对各方案均提出合理性意见及建议，请相关单位后续根据评审报告完善修编综合检修方案。2020年6-8月份全省暂未安排综合检修工作，2020年9月份综合检修方将于2020年6月下旬开始集中评审。二、专业管理工作开展情况3.变电直流专业年度重点工作宣贯设备部变电、直流处年初制定了本专业2020年重点工作。主要包括提升电网设备本质安全，提升运检效率效益和强化特高压换流站运检管控三部分。（1）提升电网设备本质安全主要包括：加强设备源头管控，强化老旧设备改造，强化反措及隐患整治与变电站消防综合提升。设备源头管控主要工作是在今年设备源头管控的基础上，继续会同相关部门，开展变压器、GIS和开关柜抽检工作，并依托设备主人进一步强化新建220千伏及以上变电站设备监督见证工作；强化老旧设备改造的工作主要是在严格执行老旧设备改造计划的基础上，进一步明确老旧设备边界定义及改造要求，并在老旧和隐患设备整改前，加强此类设备的运维管控；二、专业管理工作开展情况强化反措及隐患整治主要是强化2019年未完成部分与2020年新制定的变电设备反事故措施进度管控，“结合一站一库”建设常态开展设备隐患的专项排查整治工作，加强兰江站1000千伏GIS母线压变加装，500千伏西门子断路器PPC瓷套更换等重点隐患反措的整改落实。变电站消防综合提升主要是继续加强消防隐患治理，重点完成220千伏及以上变电站消防集中监控建设，结合特高压换流站年检完成消防专项提升工作，同时推动消防新装备、新技术的有效落地。二、专业管理工作开展情况（2）提升运检效率效益主要包括：夯实运维管理基础，推进运维模式变革，深化智能运检技术应用，强化生产指挥体系建设，加强检修精益化管理，深化设备精细化管控等。夯实运维管理基础方面，持续提升防误管理水平，修编公司相关防误规程，加强变电站两票执行的正确性和规范性管理；统一变电运检管理标准，开展国网五通与公司现行运维规章制度差异性内容梳理并完善补充；组织开展现场专用规程编制，强化运规、典票的编制审批和宣贯考核工作，多措并举提升人员技能水平。推进运维模式变革方面，按照国网公司整体部署，有序推进省检和各地市公司集控站建设，同步完善变电站主辅设备监控能力；扎实开展公司设备主人深化实施年活动，全面推进设备主人各项业务的标准化实施；稳步构建履行设备主人职责的运检班组，培育7个能够承担设备消缺、C/D级检修、生产计划编制、技改大修项目管控、运检成本分析等业务的运检班组。二、专业管理工作开展情况深化智能运检技术应用，全面推进基于电网资源业务中台的智能运检管控平台建设与运维检修移动应用的推广，并选取试点单位开展智能运检实用化工作的落实。加快推进变电站智能化改造提升项目落地，完善新一代变电站辅助设备监控系统（辅控2.0）的开发并上线部署，强化辅助类设备的标准化接入与数据应用，完善变电站辅助设备设施的标准化、规范化管理规定。强化生产指挥体系建设，持续推动生产指挥中心实体化运作，加强标准化建设，完善建章立制工作，强化专业联动和业务融合；强化生产指挥中心“故障应急处置、设备状态管控和与运检业务管控”三大核心业务，提升人员综合业务水平；修编生产指挥中心建设指导意见，进一步完善生产指挥中心考核评价体系。二、专业管理工作开展情况强化检修精益化管理主要目标是强化检修规范化、精益化、数智化。检修规范化方面将重点从检修计划智能化编制与刚性执行，110千伏变电站检修管理与检修项目三方面加强管控；检修精益化方面将重点从检修差异化，检修试验专业提升与检修典型经验总结宣贯三方面加强管控；检修数智化方面将重点推动检修专业“全业务、全流程、全数据”的智能化落地实施，有效提升专业管理的智能化水平。深化设备精细化管控的工作主要是加强设备状态全面监控能力，提升设备状态精准评价能力，强化专业团队建设以及加强各类重点设备管控等工作。二、专业管理工作开展情况（3）强化特高压换流站运检管控主要包括：完善特高压运维体系，开展特高压换流站设备异常排查治理及重点设备管控，调相机生产准备及运维，强化直流智能运检水平与强化柔直运检管理提升。完善特高压换流站运维保障体系主要是将及时总结今年特高压换流站运检管理经验的基础上，完善换流站运维保障体系，同时强化年度检修精益化管控，探索年检优化措施，有效提升直流能量可用率。开展特高压换流站设备异常排查治理及重点设备管控主要将持续深入开展换流站一、二次设备隐患排查、治理，建立并完善换流站设备隐患库，完善换流变返厂维修方案，强化换流变状态管控，探索并逐步强化直流智能运检水平。结合金华站调相机调试情况，加快调相机缺陷问题整改，做好调相机生产准备及运维，同时重点推动柔直运检管理提升，强化柔直运检能力。三、下阶段工作任务及管理要求（一）提升设备本质安全一是500千伏由拳变220千伏线路间隔互换方案讨论。二是GIS智能化提升工作方案编制。三是开关、过电压专业年度重点工作宣贯。四是1000千伏特高压安吉站安兰I线B相高抗缺陷处置。五是完成500千伏河姆变220千伏副母A相压变、500千伏翔云变方翔线C相压变解体，组织开展CVT典型缺陷故障案例分析研讨会。六是推进主变中低压侧结缘花改造排查及治理工作。三、下阶段工作任务及管理要求（二）变革创新变电设备运维管理模式，实行设备主人制一是组织召开变电集控站建设讨论会。二是组织编制生产指挥中心建设和设备主人深化实施年度综合考评细则。三是组织召开变电运维专业会。四是承担国网公司集控站建设指导意见、变电运维一体化实施方案修编工作。三、下阶段工作任务及管理要求（三）提升设备检修安全、质量、效率一是组织评审宁波公司检修智能化落地方案。二是梳理变电设备检修差异化需求。三是组织开展高试专业提升工作方案制定。四是跟踪特高压换流站备品备件采购流程。五是推动开展变电检修移动APP推广应用。责任质量安全谢谢！