国家电网公司“十二五”发展规划生产规划.doc

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1、国家电网公司“十二五”发展规划专项规划之九生产规划生产技术部2010年9月目 录前言- 1 -一、总则- 1 -（一）规划背景- 1 -（二）规划目的和内容- 2 -（三）规划依据- 2 -二、“十一五”生产管理基本情况- 3 -（一）电网装备水平显著提升- 3 -（二）生产管理水平显著提升- 3 -（三）生产效率进一步提升- 5 -（四）技改大修管理进一步加强- 6 -（五）配网管理和生产管理信息化进一步加强- 7 -（六）“十一五”电网生产过程存在的问题- 8 -三、“十二五”国家电网安全生产面临的形势和任务- 11 -（一）特高压大电网对生产管理提出更新更高要求- 11 -（二）频发的自

2、然灾害对各级电网安全运行形成严峻挑战- 12 -（三）风电大规模开发和集中接入对电网运行提出新的要求- 12 -（四）“一强三优”现代公司建设迫切需要变革传统的生产管理方式- 13 -四、规划指导思想及原则和目标- 13 -（一）指导思想- 13 -（二）规划原则- 13 -1.加大变革创新力度，稳步推进大生产体系建设- 14 -2.加大技术管理创新力度，提高生产运维效率- 14 -3.优化技改投资方向，提高投资效益- 14 -4.深化生产标准化建设，提高安全生产水平- 14 -（三）规划目标- 14 -五、“十二五”生产管理重点任务- 15 -（一）构建大生产管理体系- 15 -1变革生产组

3、织结构- 16 -2.实施运维一体化管理- 18 -3.创新专业化检修管理模式- 20 -4.合理利用社会化资源- 21 -（二）优化技改投资方向- 22 -1.投资规模- 23 -2.投资分布- 23 -（三）深化电网设备状态检修- 25 -1.强化状态检修组织保障- 26 -2.强化状态检修技术保障- 27 -3.强化状态检修人才保障- 28 -4.强化状态检修制度保障- 28 -（四）深化生产管理标准化建设- 29 -1.规范生产组织结构- 29 -2.规范生产技术部资产全寿命周期管理职责- 31 -3.完善生产技术管理标准体系- 32 -4.深化生产管理信息化建设- 33 -5.细化强

4、化设备状态管理- 34 -（五）建立先进高效的生产装备体系- 35 -1.完善设备状态监测检测装备配置- 35 -2.加强生产专业车辆配置- 35 -3.加快直升机业务发展- 36 -（六）强化跨区电网运行管理- 37 -1.完善跨区电网运维管理机制- 37 -2.建立完善跨区电网管理信息化系统- 38 -3.加大运维人才培养力度- 38 -（七）强化配网建设与管理- 38 -1优化配网网架结构- 38 -2.全面开展配网带电作业- 39 -3.加快推进配网状态检修- 40 -4.全面推广应用配电地理信息系统- 40 -（八）积极实施智能电网改造- 41 -1.输电环节- 41 -2.变电环节

5、- 41 -3.配电环节- 42 -六、保障措施- 42 -（一）组织保障- 42 -（二）制度保障- 42 -（三）技术支撑- 43 -（四）人才保障- 43 -（五）资金保障- 43 -国家电网公司“十二五”生产规划前言“十二五”是公司深入落实科学发展观，全面推进电网发展方式和公司发展方式转变、加快建设“一强三优”现代公司的关键时期，公司“三集约”管理将进一步深化，“五大体系”建设将全面展开，公司生产管理面临的创新发展任务十分艰巨而紧迫。认真总结公司“十一五”发展的经验，科学编制公司“十二五”生产规划，对于保障国家电网安全、经济、优质供电和“一强三优”现代公司建设具有重要意义。生产技术部根

6、据公司统一部署，按照公司发展战略和“十二五”电网发展规划，在全面总结公司“十一五”生产工作基础上，分析了“十二五”安全生产面临的形势和任务，充分借鉴国内外先进企业管理经验和大生产体系建设研究成果，提出了未来五年公司生产管理创新发展的总体思路、规划目标、重点任务及保障措施。 一、总则（一）规划背景“十一五”是国家电网发展最好最快时期，公司特高压交直流示范工程成功投运，国家电网主网架基本形成，资源配置能力比“十五”末大幅提高。公司生产系统按照公司党组的工作部署，坚持“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”，健全安全生产制度体系，完善责任体系，创新管理方式，依靠技术进步，不断提高安全生产精

7、益化水平，妥善应对频发的自然灾害对电网设备造成的冲击，确保了电网安全可靠供电，为加快建设“一强三优”现代公司提供了重要保障，为“十二五”公司和电网发展奠定了良好基础。“十二五”期间，国家经济发展方式转变和清洁能源大规模开发利用，为国家电网科学发展提供了重要战略机遇，以特高压为骨干网架的国家电网将得到长足发展，资源配置能力将大幅提升；为适应国家电网的发展要求，以“三集五大”为特征的公司发展也将深入推进，到“十二五”末，公司将基本建成“一强三优”现代公司。（二）规划目的和内容以公司发展战略为指导，适应“十二五”公司和电网发展要求，全面总结“十一五”生产管理工作经验，正确把握“十二五”形势和任务，重

8、点规划“十二五”生产管理的发展目标、重大任务和保障措施，推动公司生产精益化和现代化水平再上新台阶，到“十二五”末，公司生产管理总体水平达到国内领先国际先进水平。（三）规划依据本规划依据国家安全生产法律法规和政策要求、国民经济和社会发展要求以及公司发展战略编制。主要依据：国家电网公司“十二五”发展规划国家电网公司坚强智能电网发展规划国家电网公司“大生产”体系研究报告二、“十一五”生产管理基本情况（一）电网装备水平显著提升截至2009年底，公司系统66千伏及以上输电线路长度54.7万公里，变电容量19.5亿千伏安，变电站12398座，变压器23166台，断路器92255台，与“十五”末相比，分别增

9、长了43.3、98.4%、34.7、61.3、95.4。城市配网635千伏配电线路长度达47.9万公里，配电容量2.94亿千伏安，配电变压器72.1万台，与“十五”末相比，分别增长了77.5%、98.1%和88.3%，电网供电能力显著提高。在电网设备规模迅速扩大的同时，电网装备技术水平也迅速提升，截至2009年底，公司系统66千伏及以上断路器组合化率达到19.2，无油化率达到96.5、继电保护及自动装置微机化率达到99.3，变电站综合自动化率达到81.8%，与“十五”末相比，分别提高了5.8、4.2、5.9、8.8个百分点 。城市配网方面，电缆化率达35.2%，架空绝缘化率达41%，单辐射线路

10、占21.1%，联络线路满足“N1”准则比例为68.4%，配网装备水平进一步得到提高。（二）生产管理水平显著提升跨区电网运维管理进一步加强。“十一五”期间，跨区电网发展迅速，跨区电网资产规模达到1150亿，分布在21个省（市、自治区），500千伏及以上电压等级交直流线路195条，总长度32982公里；500千伏及以上电压等级变电站（含开关站）68座，变电容量7916万千伏安；500千伏直流换流站18座，输送容量2721万千瓦，比“十五”末增加260；跨区交流输电容量达到2950万千瓦，比“十五”末增加119。为充分发挥跨区电网在全国范围内优化配置资源的能力，公司不断改进资产运维管理方式，发挥集团

11、化运作优势，妥善处理专业化管理和属地化运维的关系，将32982公里交直流输电线路和常规交直流变电（换流）站实施属地化运维，由总部生技部直接实施专业管理，进一步提高了专业管理效率，跨区电网运行可靠性显著提高。其中，直流输电系统年平均单双极强迫停运次数显著降低，2009年年平均单极停运次数为2次/极年，较2005年减少50%，远低于10-12次/极年的设计水平；通过控制强迫停运次数，强迫能量不可用率逐年下降，2009年平均强迫能量不可用率为0.13，比2005年降低1.17个百分点。通过建立实施生产运行、基建施工、技术监督和设备厂家组成“四位一体”运维保障机制，确保了1000千伏特高压交流试验示范

12、工程、800千伏特高压复奉直流输电示范工程投运后的安全稳定运行，充分验证了发展特高压的可行性、安全性和经济性，标志着公司已掌握了特高压交、直流输电建设、生产运行核心技术，占领了世界电网发展的制高点，为建设、运行以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网奠定了良好基础。 在公司系统全面开展基于资产全寿命周期管理的生产对标活动，充分调动各单位加强生产管理的积极性；同时，全面开展基于输变电设备状态检修的精益化生产管理，电网生产运行水平有了明显提高。在雨雪冰冻等严重自然灾害频发的情况下，保证了电网安全运行和电力可靠供应，圆满完成了北京奥运会、残奥会、上海世博会、党的十七大及国庆60周年等重要保

13、电任务。截至2009年底，公司系统人身伤亡事故从2005年的28人下降到2009年的6人，同比降低78.57%；电网和设备事故从271起下降到2009年的37起，同比降低86.35%。110千伏及以上架空线路、变压器、断路器可用系数从99.314%、99.709%和99.776%提高到2009年的99.528%、99.852%和99.903%，分别提高了0.214、0.143、0.127个百分点；城市综合供电电压合格率从99.150%提高到2009年的99.447%，提高0.297个百分点；城市用户供电可靠率（RS-）从99.7545%提高到99.9108%，提高0.1563个百分点。（三）生

14、产效率进一步提升“十一五”期间，公司继续加大变电站综合自动化改造力度，实施无人值班集中监控，缓解结构性缺员矛盾。截至2009年底，公司系统74%的变电站实现了无人值班。从变电站值班模式看，28家网省公司（不含华东、华中、蒙东）中，有6家采用集控站模式，18家采用集中监控中心+运维操作站模式，只有4家单位采用传统的有人值班模式。根据统计，采用集控站模式的运行值班人员是集控中心值班人员的3倍以上，统筹考虑运行值班和运维操作人员，则采用集控站模式的单位平均人站比数约为3.88人/站，集中监控中心模式为2.86人/站，传统模式为9.87人/站。以公司目前变电站规模，若按有人值班人员定额测算，共需变电运

15、行人员约13.7万人，而公司系统现有变电运行人员为5.82万人，通过改进变电站运行管理方式，变电运行管理效率有了大幅提高。电网快速发展和设备规模迅速扩大，传统的“到期必修”检修管理模式已不适应电网生产管理的要求。生技部根据公司关于全面推行状态检修的工作部署，全面开展输变电设备状态检修工作，制订了状态检修管理规定、输变电设备状态检修试验规程以及主要输变电设备状态评价导则和检修导则，建立了以状态检修技术标准、管理标准和工作标准为基础，以设备运行状态管理为核心，以专家队伍建设、检测装备和信息化平台开发为保障的状态检修工作体系。截至2010年6月，29家网、省（市）公司及所属地市供电公司（超高压公司）

16、全部通过公司总部及网省公司组织的状态检修工作验收，公司系统输电线路、主变压器及断路器三类主设备的状态检修工作全面实施，基本实现了从“到期必修”到“应修必修、修必修好”的转变。通过全面开展状态检修工作，电网可靠性明显提升，设备检修效率大幅提高。以开展状态检修工作较早的浙江公司为例，通过状态检修的全面开展，一是输变电设备健康水平和可靠性指标明显上升，与状态检修开展前（2007年）相比，2009年110千伏及以上变压器检修由705台减少到327台，减少了46.2%，可用系数提高了0.023%，计划停运率降低了26.295次/百台年；断路器检修由1461台减少到770台，减少了47.3%，可用系数提高

17、了0.009%，计划停运率降低了15.812次/百台年。二是结构性缺员矛盾得到缓解，浙江公司系统现有变电检修人员1386人，运行人员2438人，输电运行检修人员794人，负责运维的110千伏及以上变电站1136座、输电线路32141千米。通过开展状态检修，设备有效检修运维工作量大大降低，2009年与2007年相比，检修工作票减少了25%，操作票减少了30.43%。尽管近年来输变电设备数量大幅增加，基建、技改任务繁重，但检修人员数量基本保持不变。三是生产综合绩效显著提升，通过实施状态检修，输变电设备检修人工工时、差旅费、车辆台班费等检修成本大幅下降，经测算，2009年全省输电线路、变电设备检修费

18、用节约达14762万元。若计及减少电网不必要停电所创造的多供电效益，按现行平均电价计算，2009年增加效益约52500万元。（四）技改大修管理进一步加强“十一五”期间，公司全面加强电网技术改造集约化管理，严格执行限上项目审批程序，确保投资取得预期的效益。“十一五”电网技术改造共完成68104项，完成投资864.1亿元。其中，公司总部完成37.8亿元，各网省公司、直属单位完成826.3亿元，2006-2010年度技改投资分别完成150、193、189、190和142亿元。以高低压电磁环网解环和受端电网改造为重点，实施提高电网输送能力工程1146项，投资129.1亿元（占14.94），累计提高电网

19、输送能力85533兆瓦。以提高设备可靠性为重点，投资579.4亿元（占67.05%），对制造工艺落后、材质差、故障率高等老旧设备进行了改造，累计改造变压器6776万千伏安，改造断路器27580台，改造输电线路86200公里，改造二次设备33818台套。落实国家节能减排政策，推广节能环保技术，降低供电能耗，累计投资34.9亿元（占4.04%），改造高损耗变压器1255万千伏安, 减少电能损失22810万千瓦时。针对频发的雨雪冰冻灾害，公司以战略性输电通道、骨干网架和特别重要的供电线路为重点，全面实施输电线路抗冰改造工程。截至2009年底，累计完成110kV及以上输电线路抗冰改造1039条，其中包

20、括3条500千伏直流线路和136条500千伏交流线路，完成投资90.4亿元，有效提高了电网抵御雨雪冰冻灾害的能力。（五）配网管理和生产管理信息化进一步加强“十一五”期间，公司为解决配电网薄弱问题，在生技部成立了配电处，配网专业管理工作得到了明显加强。在全面开展配网现状调研基础上，有针对性提出了重点措施。组织制定城市配电网技术导则、配电自动化技术导则等技术标准，建立完善配网建设与管理的标准体系；制定下发电缆通道管理规范，从电缆网状态监测、通道综合整治、故障诊断技术、带电检测技术应用等方面推进电缆设备精益化管理；深入推进配电状态检修和带电作业，提高供电可靠性，累计培训配电带电作业技能人员6154人

21、，开展配电带电作业101223次，提高供电可靠性0.02个百分点。积极推进配网智能化改造，第一批4个城市配网自动化试点项目按计划顺利建设，第二批试点项目也已全面启动。加强公司生产管理信息化系统建设，开发完成公司系统生产管理信息系统（PMS）及状态检修辅助决策支持系统和总部生产信息管理系统，实现设备管理、运行管理、检修管理、缺陷管理、试验报告管理等基础功能以及现场标准化作业、设备状态监测等高级应用。截至2010年6月，系统应用全面覆盖公司系统32家网省公司和直属单位，系统注册用户达到29万人。目前，每月系统应用超过100万人次，产生的运行数据达到86万余条。初步建成以资产管理为核心，覆盖公司总部

22、、网省公司、地市公司三个层面、贯穿电网生产全过程的一体化生产管理信息体系，为提高电网生产管理集约化、精益化、标准化水平提供了有力支撑。（六）“十一五”电网生产过程存在的问题 在总结“十一五”生产经验的同时，必须清醒地认识到公司安全生产存在的问题，以便及时加以解决。一是国家电网主网架还处于发展建设初期，电网抵御自然灾害的能力亟待加强。近年来，自然灾害频繁发生，而电网设施首当其冲遭受破坏。2005-2009年，公司系统因恶劣气候引发电网和设备事故152起，占电网和设备事故总数的24.71%。2008年年初，我国南方地区发生严重雨雪冰冻灾害，造成湖南、江西、浙江、湖北、安徽等电网设施损毁严重，80个

23、县市供电几乎全部中断，国家电网直接财产损失达104.5亿元。2008年“5.12”四川汶川特大地震，造成公司系统重大人员伤亡和财产损失。公司系统员工遇难150人，失踪255人，受伤390人（重伤100人）。公司经营区域内四川、甘肃、陕西、重庆4个省级电网、23个地市的110个县、1875个乡镇、18046个行政村供电受到影响，累计停电用户525.36万户。公司35kV及以上变电站因灾停运245座、10kV及以上线路因灾停运3322条，倒塌房屋19005栋（间），损毁机器设备58611台（套）；地震灾区公司9座水电站及4座农网水电站大坝不同程度损坏。公司直接经济损失超过120亿元。2009-20

24、10年冬季，受七次大范围大风降温、雨雪冰冻等恶劣天气影响，河南、山西、东北、辽宁、山东等13个网省公司634条66千伏及以上输电线路发生舞动现象，337条线路闪络跳闸619次，215条线路出现机械损伤。此外，每年夏季台风、雷暴、洪水、泥石流等自然灾害也对电网形成严重威胁。自然灾害已成为影响大电网安全运行的主要因素。随着高速铁路、高等级公路和市政等基础设施大规模投资建设，电网输电线路陪停迁改数量增多，电力设施外力破坏风险增加。2005-2009年，由于外力破坏引起的电网、设备事故共102起，占事故总数的16.59%，成为威胁电网安全运行的重大隐患。二是传统的生产管理方式难以满足公司“两个转变”的

25、要求。公司现有生产组织结构和管理模式主要是沿用传统的方式，虽然能够基本上满足电网安全生产需要，但是管理链条过长、分工过细导致的机构臃肿、效率低下、结构性缺员问题比较突出，与发达国家电网企业的管理方式相比差距较大。主要表现在：生产管理层次多而不强，难以适应精益化生产管理的要求。在地市公司层面，生产技术部作为基层直接的生产技术管理部门应予以加强，随着输变电设备集中监控中心和运维一体化的推广实施，其下设的各城区分公司和各运检工区不应作为一个层级存在，而生产技术部应向事业部方向转变，直接组织指挥分布在各地区的运维班组（分中心）开展设备运维。在网省公司层面，生技部门专业管理力量也需要进一步加强。目前各网

26、省公司生技部仍然是按照专业分工设置职能处室，不适应资产全寿命周期管理、状态检修管理和电网安全运行管理要求，特别是日益增多的自然灾害时刻都影响着电网安全运行，负责电网运行管理的专业力量急需加强。各网省公司中试院（所）作为技术支持单位，与电网生产运行结合不够紧密，缺乏有效的体制机制保障，不适应支持电网状态（检修）管理的要求。在公司总部层面，生产技术部专业管理组织结构应进一步完善。随着特高压直流输电的快速发展，在总部生技部增设直流输电专业管理处室并配置符合要求的专业管理人员显得十分迫切。此外，由于公司电网特别是跨区电网覆盖地域广阔，极易遭受恶劣天气影响，因此，应进一步充实电网运行管理的专业力量。直属

27、科研单位作为总部的技术支持单位，也应进一步完善生产技术研究布局，加强电网生产运行研究力量，及时研究解决电网生产运行遇到的重大技术难题。各级生产组织机构的设置和专业力量的配置都难以适应深度参与集中招投标对设备选型把关的要求。生产业务分工细而分散，不能满足精益化生产管理的要求。如变电运行和变电检修分成两个工区，导致设备运行操作与检修操作分离，既降低了生产检修效率又不利于设备状态（检修）管理；超高压公司的设置及其业务管理模式种类繁多，缺乏系统性和科学性。首先是一个网省公司设置多个超高压公司，造成管理机构重复设置和人力资源重复配置；其次是业务管理模式多种多样，有的超高压公司只负责变电运检工作，有的只负

28、责线路运检工作，还有的超高压公司只负责专业化检修而运维工作由相关地市公司负责；第三是实施专业化集中检修对地域较大的网省公司来说，设备运输问题以及专业技术人员异地工作问题影响专业化优势发挥。社会资源利用不充分。随着新型、大型设备和组合电器的推广应用，一方面A、B类检修任务大幅减少；另一方面，公司系统现有检修专业力量和装备水平难以满足要求。因此，充分利用设备厂家资源进行设备A、B类检修是提高输变电设备大修绩效的有效途径。另外，对于社会化程度较高且技术含量较低的工作通过利用社会资源来完成，也是缓解人员短缺、降低生产成本的有效途径。但公司系统尚未形成规范的利用专业厂家等社会资源为生产运行服务的常效机制

29、和管理办法。资产全寿命周期管理有待进一步深化。一是按业务环节设置各专业管理部门，很难统筹考虑设备在全寿命周期内的性价比；二是在规划设计、设备采购和建设施工过程中，应根据输变电设备在电网安全可靠供电中的重要性，适当提高其技术标准，落实公司防冰减灾、覆冰舞动等差异化设计要求，尽量减少技改大修再投入和停电造成的间接损失，确保在资产全寿命期间内费用最低，效益最大化；三是公司尚未建立起输变电设备全寿命周期管理的运行考核机制，工作有待深化。三是安全管理标准化需要进一步加强。从“十一五”期间发生的人身伤亡事故看，一些单位存在规章制度执行不到位、责任落实不到位、作业现场管理不规范情况，习惯性违章问题仍未彻底消

30、除。从近年来设备事故来看，新设备质量下滑，新设备交接验收把关不严，设备隐患排查缺少有效技术手段等。 三、“十二五”国家电网安全生产面临的形势和任务按照公司总体战略部署，到“十二五”末，覆盖公司经营区的特高压主网架将投入运行，“一强三优”现代公司的战略目标和“世界一流电网，国际一流企业”的愿景将基本实现。（一）特高压大电网对生产管理提出更新更高要求在“十二五”期间，“三华”同步特高压电网主网架将建成投运，多条远距离、大容量特高压直流输电系统逐步建成投产，国家电网已经发展成为世界上电压等级最高、技术最先进、资源配置能力最强的特大型交直流互联电网。准确把握特高压电网运行规律，提高驾驭大电网的能力，是

31、公司“十二五”乃至更长时期内必须面对的紧迫而艰巨任务。首先是涉及特高压电网的设备施工、运维和控制技术没有现成的经验可以借鉴，创新突破任务异常艰巨；其次是特高压电网输送容量大、输电距离远，输电线路沿途环境、气象、地质等条件复杂，防范自然灾害和外力破坏的难度之大前所未有；第三是特高压电网建设过渡期内，国家电网主网架结构仍然薄弱，抵御事故的能力亟待加强。（二）频发的自然灾害对各级电网安全运行形成严峻挑战近年来，强台风、雷暴雨、雨雪冰冻和地震泥石流等自然灾害的频度和强度比以往明显增加。特别是夏季用电高峰期间，电网设备大多都处于满载或重载状态，自然灾害对各级电网安全运行形成严重威胁。因此，贯彻落实公司关

32、于战略性输电通道、骨干网架等主要输电线路实施差异化规划设计、建设施工和运维的工作部署，切实提高抵御自然灾害的能力，防止大面积停电的任务十分紧迫而艰巨。（三）风电大规模开发和集中接入对电网运行提出新的要求近年来，随着我国一系列促进可再生能源发展政策的颁布，风电得到了快速发展，全国风电装机容量平均每年以20%的速度递增，截至2009年底已达到1800万千瓦。由于风电的间歇性、随机性和反调峰特性，以及风电大规模开发多集中在西北、东北等电网较为薄弱地区，电网调峰、调频、调压难度空前，电网运行控制复杂，潜在风险加大。（四）“一强三优”现代公司建设迫切需要变革传统的生产管理方式长期以来，我国一直沿用电网发

33、展初期的生产管理方式，而传统的生产管理方式纵向层级较多，横向业务分工太细，机构设置不规范，使得资源重复配置，生产管理精益化、集约化和标准化水平不高，影响了公司生产运行的整体运营效率，资产全寿命周期管理难以形成有效的常态机制，不符合现代企业管理要求。为此，必须变革传统的生产组织架构，整合分散的生产管理职能，创新生产管理方式，强化资产全寿命周期管理，形成高效的业务工作流程，以进一步提高生产运行绩效。建设坚强智能电网，设备可靠运行是基础。为此，必须对设备的运行状态进行连续、全面和科学的监测和评价，通过精益化的管理不断提高设备可靠性。传统的生产管理组织结构和业务管理模式不适应以设备状态（检修）管理为核

34、心的精益化生产要求，急需进一步完善生产管理体系，整合运检业务，强化设备状态管理，不断提高设备运行可靠性和供电优质服务水平。四、规划指导思想及原则和目标（一）指导思想以公司发展战略为指导，适应公司和电网“十二五”发展要求，以强化资产全寿命周期管理为主线，以提高生产精益化水平为重点，以技术管理创新为保障，变革组织架构、创新管理方式、优化业务流程，构建高效、精益的大生产体系，着力提高公司生产管理标准化、精益化和集约化水平，显著提升公司生产效率和效益。（二）规划原则1.加大变革创新力度，稳步推进大生产体系建设以加强资产全寿命周期管理为主线，以提高生产管理效率、集约化和精益化水平为目标，整合重组生产运行

35、和检修业务，优化生产组织架构，形成精益高效的现代化生产业务流程，不断提升生产绩效水平。2.加大技术管理创新力度，提高生产运维效率强化设备状态管理，深化输变电设备状态检修，完善技术、管理和工作标准体系，积极开发推广应用生产运行新技术、新装备，完善信息化辅助决策技术支持系统，加快推进输变电设备由“到期必修”向“应修必修、修必修好”状态检修的根本性转变，进一步提升生产运维效率。3.优化技改投资方向，提高投资效益按照公司关于建设坚强智能电网的部署，在战略性输电通道、骨干网架和特别重要供电线路抵御自然灾害能力方面，在提高电网设备运行能效方面，在提高电网供电可靠性和智能化水平方面，以及在研发推广应用生产运

36、行新技术、新装备等方面，加大投资力度，提高投资效益。4.深化生产标准化建设，提高安全生产水平深化作业现场标准化建设，推广设备工厂化检修；规范检修运维等生产工作流程，统筹安排设备停电检修任务，加强作业过程风险管控，把人身伤害风险降到最低。（三）规划目标通过构建大生产体系，实施基于设备状态管理的精益化生产技术管理创新，优化技改大修资金投入和全面推广电网设备状态检修和标准化作业，到“十二五”末，公司生产管理实现以下目标：1.80的网省公司建立起有效的资产全寿命周期管理流程和保障体系；80运维单位达到公司状态检修技术、管理和工作标准要求，基本实现从“到期必修”到“应修必修、修必修好”的根本性转变；60

37、运维单位实现电网设备运维一体化和检修专业化；90高压变电站实现无人值班（少人值守）和集中监控；综合生产人员效率比2010年提高20；全面实施现场标准化作业流程。公司总体生产管理水平达到国内领先国际先进水平。2.设备计划停运率下降20以上；110千伏及以上架空线路、变压器、断路器可用系数分别提高0.1、0.05、0.04个百分点；城市供电可靠率和综合电压合格率分别达到99.93%、99.6%。3.配网节能变压器比例达到60%；断路器无油化率100%，组合化率达到25%；城市中心区配网满足“N-1”准则比例达到98%，城区达到90%以上；配电架空线路绝缘化率达到60%。4.在线监测、带电检测、带电

38、作业等生产运行新技术、新装备全面推广应用；建立覆盖公司经营区域的7大直升机作业基地，机群规模达到22架。 五、“十二五”生产管理重点任务（一）构建大生产管理体系按照“变革组织架构、创新管理方式、优化业务流程、提升绩效水平”的总体要求，以加强资产全寿命周期管理为主线，以提高生产管理效率、集约化和精益化水平为目标，通过整合重组生产运行和检修业务，优化生产组织结构，健全技术支撑体系，形成精益高效的现代化生产业务流程，实现公司生产组织结构规范化、业务管理专业化和生产管理精益化，不断提升生产绩效水平。重点内容是： 1变革生产组织结构地市公司及其县区公司层面：建立“一部四中心”模式，保留生产技术部作为生产

39、技术管理的职能部门，按照运维一体化和检修专业化（工厂化）的思路，整合原变电运行工区、变电检修工区、输电工区、配电工区的业务内容，成立输电运维中心、变电运维中心、配电运维中心和检修试验中心等四个生产中心，由地市公司生产技术部对其进行统一归口管理，规范公司系统生产组织形式和岗位设置，强化生产技术部资产管理职能，提高工区、班组综合作业效率；鼓励有条件的单位对地市公司“一部四中心”生产组织结构进行深化改革，按照事业部制模式，将四个生产中心的专业管理职能上划到生产技术部，巡检运维职能下放到运维班组，将“生产技术部工区班组”三级管理压缩调整为“生产技术部班组”两级管理，实现地市公司生产组织结构扁平化，基层

40、班组直接向生产技术部负责，专业管理人员直接组织指挥现场作业，目标要求更明确，指令下达更快捷，生产管理效率和执行效率将得到显著提高。对直供直管县公司，35千伏及以上输变电设备监控、运维和检修纳入地市公司统一管理，只负责配网的监控和运维管理；对控股（代管）县公司，110千伏及以上输变电设备的检修以委托方式纳入地市公司统一生产管理。对于电网规模较大的县公司可参照地市公司“一部四中心”模式降低配置标准设置；对于电网规模较小的县公司可由其生产技术部直接管理下设的变电运维、变电检修、输电运维、带电作业等班组。网省公司层面：规范超高压公司设置，成立输变电检修中心（公司）和设备状态评价指导中心，由省公司生产技

41、术部对其进行业务管理。强化生产技术部设备全寿命周期管理、状态检修、运行管理以及技术监督等职能，改变以往按设备专业分工的职能处室设置模式，根据资产全寿命周期过程管理的需要设置职能处室。为了加强500千伏及以上主网架（含特高压交直流线路）的专业化管理，在一个省区内成立一个超高压公司对输变电设备进行集中管理是必要的，但不宜重复设置；鼓励有条件的单位实施属地化管理。为了加强超高压输变电设备的专业化检修和主网架应急抢修，在一个省区内设立一个输变电设备检修中心是必要的，具体检修业务分工视不同网省公司而定。依托网省公司电力试研院成立设备状态评价指导中心，为输变电设备状态检修提供技术支撑，提高设备状态管控能力

42、。公司总部层面：随着青藏、西北新疆联网工程的陆续建成投产，覆盖国土面积88的公司经营区域将全部实现联网运行。随着特高压电网的快速发展，国家电网主网架将不断加强，配置资源的能力将不断提升，在我国综合能源运输体系中的作用将进一步显现。与此同时，国家电网运行环境的复杂性和现代社会对供电可靠性的要求越来越高，迫切需要加强国家特高压交直流骨干电网和各级电网（设备）的运行管理。为此，在原输电处基础上成立电网运行管理处，加强电网设备运行管理的专业力量，增设线路运行管理、专业管理和电力设施保护岗位，编制68人。随着状态检修工作的全面开展，设备状态管理的制度标准建设和相应新技术开发应用的工作量明显增加，同时生产

43、过程中的资产全寿命周期管理工作需要进一步强化。因此，在原变电处基础上成立变电设备管理处，增设资产（设备）状态分析评价和精益生产管理岗位，负责公司系统变电资产（设备）分析评价和精益化生产流程的建设，编制68人。近年来，公司直流输电工程快速发展，至“十一五”末，公司共有18座换流站，直流输电容量已达2721万千瓦，直流线路长度达8626公里，全部直流线路和8座500千伏换流站由公司委托相关网省公司实施属地化运维。随着常规直流换流站属地化管理推进，除国网运行分公司、西北、湖北、上海、江苏和四川公司已承担换流站运维工作外，还将有更多的网省公司承担直流输电系统运维工作。这些直流输电工程承担着电源基地电力

44、外送和大区电网互联的重要作用，具有输送容量大、输电距离长的特点，亟需强化直流专业管理，因此在总部和有关网省公司生技部成立直流管理处十分必要。直流管理处内设换流变压器等一次设备、换流阀和控制保护系统等专业管理岗位，编制57人，负责公司系统直流换流站设备专业技术管理、设备状态评价管理、状态检修管理和组织专业培训等。为充分发挥国网运行分公司技术和管理资源优势，由国网运行分公司对660千伏及以上跨区直流输电系统的换流站实施专业化直接运维，实施运维一体化管理，并逐步实施分区域集中监控；在国网运行分公司内部成立直流核心设备检修中心，负责运行分公司直接管理的直流输电核心设备的状态检测及专业化检修，同时为公司

45、属地化运维的直流核心设备的检修提供支持服务。为切实加强特高压交直流输变电设备状态管理和技术监督工作，依托中国电科院和国网电科院组建两个国家电网设备状态评价指导中心，其主要职责是开展特高压交直流输变电设备状态评价和异常设备分析诊断，开发应用在线监测、带电监测技术，相关仪器仪表入网检测和检定，状态检修新技术的研究和推广，以及对网省公司设备状态评价指导中心的业务指导等工作。2.实施运维一体化管理改变目前由运行人员进行设备巡视和现场操作的方式，将设备巡视、现场操作、维护（C、D、E类检修）业务和运行检修人员进行重组整合，按照大生产体系建设两个阶段目标，逐步推行运维一体化管理。组织形式上，首先是实现工区

46、一体化，即将变电运行、维护性检修业务统一纳入变电运维中心，在管理层面实施“运维一体化”；其次是实现班组一体化，即在变电运维站内，将运行和维护职能归属同一班组。通过员工技能培训，培养既熟悉变电运行业务，又掌握某方面的C、D（E）类检修技能人才，经考试合格，可独立承担运行和维护职责。实施“运维一体化”对人员综合素质提出了更高的要求，且对原有的业务流程和职责分工都将重新调整，因此，各单位应根据设备装备水平和员工素质等方面的实际情况，循序渐进，分阶段稳妥推进。第一阶段实现设备D类检修的运维一体化；第二阶段实现单一间隔设备的运维一体化；第三阶段实现全部变电设备的运维一体化。实施过程中，重点做好以下四个方

47、面的工作，一是整合完善运行维护组织机构，促进业务融合。将目前的变电运行工区职能和变电检修工区的部分职能整合，建立变电运维中心，下设若干个变电运维站，逐步实现变电一、二次设备的C、D类检修、检验、消缺等工作与运行巡视、操作、日常维护等业务在班组内整合。二是健全保障制度，培养“一岗多能”人才。运行工作要求有较强的综合性知识，而维护性检修工作要求有较强的专业性知识，这种差异性造成实施运维一体化时对人员素质的要求更高，对运维人员的培训十分重要。同时，运维人员的劳动强度和安全风险增大。因此要建立健全与之相配套的人员培训激励制度，制定“双师型”人才、“一岗多能”人才培训计划和实施方案，健全考核激励机制，通

48、过培训和轮岗等方式，引导和推动员工向双师型、复合型人才发展。三是完善业务流程，明确责任界面。传统管理方式下，设备状态变更需由运行人员许可把关，完成检修工作后，由运行人员负责进行验收。实施“运维一体化”后，需要重新梳理和调整原有的业务流程，细化停役操作和现场作业的安全管理和技术措施，落实安全责任，确保安全控制环节没有漏洞。3.创新专业化检修管理模式考虑到目前各网省公司在地域环境、电网规模、装备水平和员工素质等诸多方面存在较大的差异性，兼顾检修效率和检修质量，同时避免大量人员异地调动，为进一步提高检修专业化水平，创新管理方式：对地域面积较大的网省公司，宜采取“两级集约”“区域协作”的检修管理模式。一是将省内地市公司承担的检修频度低、检修装备和技术要求高或由其开展较为困难的关键核心设备的检修工作划入新组建的省公司输变电检修中心，原则上由该中心主要承担220千伏及以上主变压器的A、B类检修、开关、刀闸、互感器等设备的轮换检修、110千伏及