《油色谱在线监测系统》试验过程十分简单

新型设备密集应用，管控难度升级。随着“沙戈荒”、藏东南等大型清洁能源基地开发提速，甘肃—浙江±800千伏特高压直流输电工程等应用新技术的项目规模化建设，特高压柔性直流换流阀、大容量柔性直流换流变压器、构网型静止无功发生器（SVG）等一批新型设备投入工程应用。此类设备技术路线新、复杂程度高、工程应用时间短、运行数据积累有限，部分还部署于高海拔等复杂地区，属地管理基础相对薄弱。特高压设备电压等级高、输送容量大，作为系统主网架关键节点，一旦发生异常，波及范围更广，影响程度更深，对运维技术水平、故障处置经验和状态管控精度提出从未有过的要求，设备运行压力持续增大。

配电网有源化转型，供电保障承压。建设新型电力系统背景下，配电网从传统“源随荷动”的无源放射网络向“源荷互动”的有源化网络转型。分布式光伏、储能、新能源汽车充电桩等设备广泛接入，部分地区分布式电源接入规模与台区消纳能力不匹配，导致有功功率倒送、线路反向重过载、局部电压越限等问题，对配电网承载力提出更高要求。同时，精密制造等高技术产业快速发展，用户对供电可靠性、电压稳定性等的要求不断提高。未来配电网设备既要耐受来自末端新能源、新业态的反送冲击，又要能满足用户更高的电能质量需求，提升配电网可靠性、灵活性、充裕性已刻不容缓。

1 概述（LYGCXT6000《油色谱在线监测系统》试验过程十分简单）

感谢您选用LYGCXT6000变压器油色谱在线监测系统。为确保可靠、正确使用本监测系统，请您详细阅读并保存本使用手册。

我们生活中日常用的电，前期有很大的工程在里面，而这些工程项目的完成也需很多的仪器辅助完成，节约时间，减少人力成本，就比如常见的油色谱在线监测系统试验，试验单位这里就需要用到油色谱在线监测系统，很多单位不一定 有这样的仪器储备，这时候就需要寻找国内真正做油色谱在线监测系统设备的厂家采购，要想找到国内真正做油色谱在线监测系统设备的厂家是需要费一番周折的。那么，在国内真正做油色谱在线监测系统设备的厂家还是比较分散的，上海来扬电气极其注重使用时的体验度和功能上的要求，追求质量的保证，严格要求产品质量得到保障，适应年限达到保修期，维修时方便快捷。

所以，很多客户找国内真正做油色谱在线监测系统设备的厂家大家都会想到上海来扬，口碑一直都很不错，生产车间随时恭候考察，做到真的信任和沟通。

上海来扬对各类电工仪器都有一定的了解，我公司主打的直流电阻测试仪、试验变压器、直流高压发生器、氧化锌避雷器测试仪、回路电阻测试仪、真空度测试仪、试验变压器、油色谱在线监测系统、局部放电测试仪、继电保护测试仪、高压开关测试仪、高压核相仪、绝缘油介电强度测试仪、串联谐振试验装置、介质损耗测试仪、互感器特性综合测试仪等一系列电工产品都有强烈的自信，力争满足客户提供的参数要求，做到全心全意做好每一件仪器的售前售后的工作保障。

公司在运营过程中秉承“产品适用、价格适中、服务很好”的营销理念，为产品的持续创造注入不竭动力。免费技术服务随时响应客户反馈，我们的服务团队为广大客户提供及时、周到、高效的服务得到广大用户好评！.目前已经形成了上百类仪器仪表类产品。

1.1保障须知

从事本系统安装、运行操作及维护的所有人员：

1、必须具备相应的专业技术资质；

2、严格遵守本使用手册的相关说明；

3、不得在系统后台数据服务器上玩游戏、浏览网页；

4、不得在系统后台数据服务器上安装其它任何软件，避免造成不必要的冲突。

违反以上操作可能导致：

1、降低系统监测精度，危害系统使用寿命；

2、可能损坏本系统设备或用户的其他设备；

3、造成不必要的伤害。

1.2 相关标准（LYGCXT6000《油色谱在线监测系统》试验过程十分简单）

本系统引用下列标准，并由此规定了本系统的技术要求、验收规则、检验方法、适用范围、包装要求、标志、运输及储存。

1、GB7597－1987电力用油取样方法

2、GB/T7601－1987运行中变压器油水分测定法

3、GB/T14542－93运行中变压器油的维护管理规定

4、DL/T 596－1996 电力设备预防性试验规程

5、DL/T 572－1995 电力变压器运行规程

6、GB /T 7252一2000变压器油中溶解气体分析和判断导则

7、GB/T17623－1998 绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法

8、GB/T 2423－2001电工电子产品环境试验

9、GB/T 17626－1998电磁兼容 试验和测量技术

10、GB/T 13384－1992机电产品包装通用技术要求

11、GB190—1990危险货物包装标志

12、GB5099－1994钢质无缝气瓶

13、GB 4208－1993外壳防护等级（IP代码）

1.3 应用范围（LYGCXT6000《油色谱在线监测系统》试验过程十分简单）

LYGCXT6000变压器油色谱在线监测系统适用于110KV及以上电压等级电力变压器、330KV及以上电压等级高压并联电抗器的运行状态监测。作为状态监测传感层设备，主要完成智能变电站一次充油设备状态监测参量的本地测量、数据通信功能，满足智能化变电站基于IEC61850的通信要求，实现全数字式数据采集传输。

系统是否只用于规定的用途， 由用户负责。为了保障起见，在系统的安装、改进、投入运行和更新过程中，事前未经本公司同意不能进行其他未**的作业。否则可能危害本系统和变压器的可靠运行。

1.4 产品特点（LYGCXT6000《油色谱在线监测系统》试验过程十分简单）

1、 真空与电磁振荡脱气技术

采用的真空与电磁振荡相结合的脱气技术可在低真空度条件下，利用电磁激振与溶质的真空挥发共同形成溶解气体的循环自激，在无任何介质介入的前提下，实现变压器油溶解气体的快速有效分离。脱气效率高、时间短、重复性好，避免对变压器绝缘油的污染。

2、冷阱技术

在油色谱检测中存在油气对色谱柱活性物质的污染，这将严重影响色谱柱的分离效果，降低色谱柱使用寿命。通常采用活性剂（如活性碳等）对分离出来的故障气体进行吸附过滤，可有效降低油气对色谱柱污染。但活性剂的活化再生特性无法满足在线监测系统长时期稳定运行要求。

冷阱是在一定的低温环境下，将变压器油C3以上有机物挥发成份实现有效冷凝，**避免油气对色谱柱的污染，实现系统免维护要求。

3、复合色谱柱

用复合单柱取代双柱，简化系统结构。复合色谱柱在一定温度环境下，可有效分离H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等六种故障气体，且在不同恒温条件下，各气体出峰面积不变，不影响系统数据处理的捕峰条件，适用于现场安装的变压器油色谱在线监测装置。复合色谱柱具有柱效率高，抗污染性能好，使用寿命长等特点。

4、气体检测器技术

采用集成传感技术，敏感元件和控制电路集成在独特的陶瓷硅芯片上，对应设计的故障气体受检气室，具有*小的死体积，可大大提高检测灵敏度。

和FID、TCD传感器相比，不怕中毒，寿命长。和其他非色谱检测法对比，检测器构造简单，体积小巧，检测灵敏度高。

5、支持TCP/IP、IEC61850通信协议

气体组份浓度、载气压力状态、谱图等数据信息可采用SV/GOOSE形式传输至过程层网络，支持TCP/IP通讯协议并***支持智能变电站基于IEC61850通信要求，可实现与其他厂商的变压器状态监测主IED的无缝接入。

2 技术参数（LYGCXT6000《油色谱在线监测系统》试验过程十分简单）

2.1基本数据

1、额定数据

额定电压：AC220V。

功率消耗：在额定工作电压下，功率消耗不大于1000w 。

2、检测指标

表1气体组分检测指标

3、监测周期

*小监测周期2小时。可按用户需要任意设定监测周期。

4、重复性

对同一油样（以乙烯C2H4浓度50μL/L 计算）,连续进行5次油中气体成份分析，试验结果之间的差异不超过5次平均值的10%。

5、测量误差

对*低检测限值和*高检测限值之间气体含量的油样进行分析的同时，取同一油样在气相色谱仪上检测，以色谱仪检测数据为基准，计算测量误差。

测量误差：*低检测限值或±30%，取两者*大值。

6、通信接口

电气以太网接口：2个，10M/100M，RJ-45。

通讯串口：2个，RS485。

7、外形尺寸

本产品外形为长方形箱体，采用1.5mm 厚冷板。具体尺寸如下：1400mmÍ720mmÍ420mm。

2.2环境条件

1、环境温度：-40°C～+55°C；

相对湿度：5%～95%无冷凝；

大气压力：80kPa ～110kPa；

4、海拔高度：0～3000m。

2.3绝缘性能

1、绝缘电阻

A、在标准试验环境下，绝缘电阻符合表2的要求。

表2标准试验环境下绝缘电阻要求

B、在温度（+40±2）°C，相对湿度（93±3）%恒定湿热试验环境下，绝缘电阻符合表3的要求。

表3恒定湿热环境下绝缘电阻要求

2、介质强度

在标准大气条件下，介质强度符合表4要求。

表4介质强度要求

3、冲击电压

在标准大气条件下，在电源及信号端口对外壳之间施加标准雷电冲击电压。当额定电压Ur>60V时，试验电压为5kV；当额定电压Ur≤60V时，试验电压为1kV。装置无击穿及元器件损坏现象。

2.4机械性能

1、振动

抗振动：5Hz～17Hz    0.12″双峰位移   

17Hz～640Hz  1.7峰-峰加速度

2、冲击与碰撞

抗冲击：10G峰-峰加速度（12ms）

2.5抗干扰能力

1、承受静电放电抗扰度试验

装置的外壳端口能承受GB/T 17626.2-2006中规定的试验等级为4级的静电放电抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置正常工作。

2、承受辐射电磁场抗扰度试验

装置的外壳端口能承受GB/T 17626.8-2008中规定的试验等级为5级的工频磁场、GB/T 17626.9-1998中规定的试验等级为5级的脉冲磁场抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置正常工作。

3、承受射频电磁场抗扰度试验

装置的外壳端口能承受GB/T 17626.3-2008中规定的试验等级为5级的射频电磁场抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置正常工作。

4、承受快速瞬变抗扰度试验

装置的电源端口、通信端口、输入和输出端口能承受GB/T 17626.4-2008中规定的试验等级为4级的电快速瞬变脉冲群抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置正常工作。

5、冲击（浪涌）试验

装置的电源端口、通信端口、输入和输出端口能承受GB/T 17262.5-2008中规定的试验等级为4级的浪涌（冲击）抗扰度试验。对电源端口、信号端口施加干扰时，装置在技术要求规定范围内能正常运行；对通讯端口施加干扰时，允许通讯暂时中断，但能自行恢复。无元器件损坏现象。

6、电压暂降、短时中断抗扰度试验

装置能承受GB/T 17626.11-2008中规定的试验等级为40的持续时间10个周波的电压暂降、短时中断抗扰度试验。

7、承受阻尼振荡磁场抗扰度试验

装置的外壳端口能承受GB/T 17626.10中规定的试验等级为5级的阻尼振荡磁场抗扰度试验。同时，干扰消失后，装置正常工作。

2.6连续通电

出厂前，在常温下进行不小于72h的连续通电试验，装置各项参数和性能指标符合企标。

2.7保障要求

防护等级：IP56

3产品功能介绍

3.1数据采集功能

运用气相色谱分析原理，采用真空与电磁振荡相结合的脱气技术，应用复合型色谱柱气体分离方法，使用基于集成传感技术的检测器，实现对变压器油中溶解的多组分气体H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2的在线检测，可辅助实现CO2及微水H2O的检测。

3.2工作原理

电力变压器、电抗器、套管等充油高压电气设备，通常采用油、纸\纸板组成绝缘系统。当设备内部发生热故障、放电性故障或油、纸老化时，会产生多种故障气体，这些故障气体溶解于油中。不同类型的故障产生的气体组份及浓度也不同，因此故障气体组份可以反映不同类型的故障。利用气相色谱分析法对故障气体组份进行定性、定量分析，获得气体组份及其含量，实现对变压器的故障诊断。

3.3工作流程

1、变压器油经闭路循环进入油气分离室，受检油样在真空环境及电磁激振作用下，实现油气分离。

2、经冷阱除油后，分离出的故障特性气体导入气体定量室后，在载气的作用下流经色谱柱。利用色谱柱对各个气体组份具备不同的吸附\解附作用，使故障特性气体被依次分离。

3、气敏传感器按出峰顺序对故障特性气体逐一进行检测，并将故障气体的浓度特性转换成电信号。

4、数据处理单元对电信号进行分析处理，分别计算出故障气体各组份浓度。

5、通信模块将气体组份浓度、载气压力状态、谱图等数据信息按照TCP/IP、IEC61850通信协议上送过程层网络，变压器状态监测主IED故障诊断系统对色谱数据进行综合分析诊断，超过设定注意值时进行报警，实现变压器故障的在线监测。

3.4系统结构

图3-1系统结构在功能上划分为油样获取单元、油气分离单元、载气单元、色谱检测单元、控制与数据处理单元、通信接口单元。

1、油样获取单元

经油泵强循环从变压器主油箱取得油样，并送入脱气室。

2、油气分离单元

采用真空与电磁振荡相结合的脱气方法，将气体从油中分离出来，并导入定量室。

3、载气单元

为色谱检测提供流速、流量恒定的流动相，保证色谱分离的准确性和稳定性。

4、色谱检测单元

采用复合型色谱柱及基于集成传感技术的检测器，实现多组份气体的分离和检测。

5、控制与数据处理单元

按照工艺流程实现对控件的顺序控制，实现载气调节、温度控制，完成信号调理、转换和数据计算。

6、通信接口单元

按照TCP/IP、IEC61850通信协议，将数据信息上传至过程层网络。

3.5数据通信功能

装置适用于符合TCP/IP、IEC61850标准的全智能变电站，气体组份浓度、载气压力状态、二维谱图等数据信息采用MMS方式传输至过程层网络。

装置可提供两路电气以太网接口，用于与变压器状态监测主IED通讯，或者将数据信息直接上送站端一体化信息平台。

4硬件结构

   4.1结构与安装

现场数据采集器外形尺寸为：1400×720×420mm

4.2面板说明

运行指示：装置主CPU运行指示，常开状态。

控制指示：装置各部件运行指示，常开状态。

采样指示：数据采集过程中启动，时间约20-30分钟，其它时间处于常闭状态。

4、通讯指示：系统通讯进程指示。系统开始运行与数据上传过程中闪烁，其它时间保持常闭状态。

5、恒温A指示：色谱柱温度控制指示。

6、恒温B指示：油室温度控制指示。

7、压力指示：载气压力正常指示。载气欠压时熄灭。

8、吹扫指示：色谱柱吹扫过程指示。

9、柱温控制器：控制并恒定色谱柱的气体分离温度，温度漂移小于0.5℃。绿色显示为实时温度值；红色显示为设定温度值。

10、油温控制器：控制并恒定油室中变压器油的温度，温度漂移小于0.5℃。绿色显示为实时温度值；红色显示为设定温度值。

11、开/关：启动按钮。

12、电源指示：装置上电状态显示，常开状态。

5安装、运行及维护

5.1标准配置

1、单套变压器油色谱在线监测系统配置表

2、按独立项目配置

N表示该项目安装现场数据采集器的台数。

5.2安装要求

1、基本安装要求

1）、通常情况下，采用异口方式实现变压器油从变压器本体至现场主机的闭路循环。特殊情况下，如果变压器本体仅提供一个外接油口，只能采用同口方式实现油的闭路循环。

2）、采用异口方式，需要在变压器本体开设取油/回油口。取油/回油口应开设在变压器事故排油阀同侧，取油/回油阀门可选用铜制球阀，规格DN25\40\50等均可，此要求需与变压器厂商协商确定。如用户不提供，供应商将按国标提供外径为110mm标准法兰连接件。

3）、取油/回油口开设在变压器上本体油箱，取油口应设置在上本体油箱的中部或偏上，回油口应设置在本体油箱沿上部约150mm处，取油/回油口之间的距离不得少于800mm。

A、取油/回油管采用6mm铜管。

B、由变压器厂商提供取油/回油阀的尺寸，供应商按照该尺寸定制接口法兰。

2、变压器油循环进出口的确定与安装件制作

由于不同厂家、不同型号、不同电压等级的变压器对油取样口的不同设计，用户在后，需向供应商提供以下信息：

1）油循环模式：同口油循环或异口油循环；

2）油循环口连接件尺寸图。未提供该图纸的用户，供应商将按外径110mm国标法兰制作连接件。

3）油循环口离变压器油池卵石的垂直距离及油循环口与数据采集器的布管距离。

以上内容也可在供应商技术人员现场实际考查后与用户协调确定。

3、现场安装位置的确定与安装地基的浇注

可参照下图确定安装位置并浇注安装地基。

一般选择安装在变压器电力柜侧，与电力柜同列。

安装地基用混凝土浇注，厚度100mm。按地基浇注尺寸图预埋地角固定螺丝。

确定取电位置并提供取电点到安装位置的布线距离。

4）通讯电缆与油循环管的铺设

A、通讯电缆的铺设参见系统示意图。铺设通讯电缆需保证进出线两侧的预留长度在10M左右，以备用。通讯电缆在电缆沟线架上需固定，避免电缆划伤、拉断。

B、油循环管采用镀锌管或硬塑料管进行保护以免损伤。油管两侧出口预留长度保持在1M左右，以备用。油管铺设完成后应对油管出入口进行密封，以防杂物进入。

5.3安装步骤

开箱检查

用户在收到后，请及时检查是否有因运输而造成的损坏，详细检查装置并核对与装置一同运输的装箱清单上列出的所有附件。如果有与装箱清单内容不符，请立即与供应商联系。

现场主机就位

1）将安装基座用膨胀螺栓固定在混凝土地基上，并焊接接地线

2）将现场主机用自带螺栓固定在安装基座上。此操作应将现场主机的前后下封面板卸下，方可连接。

3）将两瓶15L装气瓶去帽后安放在现场主机右侧空位

循环油路连接

1)将取油/回油口对接法兰分别安装在变压器箱体取油/回油口的阀体上。法兰油路连结，采用高性能密封胶，保证油路不会漏油渗油，油路管道连接采用不锈钢管件。

2）预埋油循环管保护导管。保护导管一般采用φ60mm镀锌管或硬塑料管。为防止保护导管妨碍变压器的其它现场作业，保护导管应预埋至油池底部并两端加固。

3）油循环管使用两根φ6mm×1.0mm的紫铜管。将其中一根油循环管的一端连接在变压器取油口，另一端连接在现场主机的进油口；将另一根油循环管一端连接在现场主机的出油口，另一端连接在变压器回油口。

4）缓慢打开变压器取油口处的阀门，此时，现场主机侧未连接的油循环管接口将有空气与变压器油的混合物流出。待未接油循环接口无气体溢出时，将该接口对接在进油口，并将变压器的取油口阀门、现场主机的进油口阀门逐步打开直至全开状态，此时变压器箱体与现场主机油室之间的油闭路循环系统形成。

载气连接

1）确认载气减压阀调节手柄处于松弛状态后，将减压阀牢固地安装到载气瓶上。

2）减压阀检漏。将随机提供的接头连接到减压阀出口，并密封减压器出口。缓慢打开气瓶总阀门，此时总表压力（1级压力表）应在130-140Kg/cm2。缓慢调节调节柄，将2级压力表的压力调节在3.5-4.0 Kg/cm2之间。关闭载气瓶总阀，退出减压器调节柄，等待1小时后，两指示表压力无变化视为减压器工作正常，无泄露。

3）将标配φ3mm不锈钢管连接在减压器出口上，调节减压器调节柄进行管路吹扫，10秒钟后关闭载气瓶阀门，退出减压阀调节柄。将不锈钢管的另一端连接到现场主机的载气进口接头上。

动力电缆的连接

1）现场主机应采用独立电源供电或使用所安装变压器数据检测系统公用电源、风冷电机电源等。现场主机总功耗不大于1000W。

2）将动力电缆从取电点铺设至现场主机接线盒电源端子排处。

3）现场主机的主电源由3×1.5mm屏蔽电缆直接接入接线盒。

通信电缆的连接

1）通信电缆铺设应注意防止拉断、刮伤等，并应将通信电缆固定在电缆沟信号电缆层桥架上。

2）采用RS485通讯模式，使用双绞屏蔽电缆。如果传输距离超过1200M，使用光缆。

3）采用TCP/IP通讯模式，使用网络通信电缆。如果传输距离超过100M，使用光缆。

5.4系统运行

1、启动设备主电源：上电后数据处理器主电源指示灯闪烁。

注：

A、现场主机端子排5/12/24直流电源是提供现场操作用的，如接现场操作显示气、加装网络交换机等；

B、设备一定要带油运行，不然可能影响油泵的使用寿命。没油就是空载，对电机及油泵危害严重。

2、通讯连接：

确定上电状态正常后，进入安装调试操作程序，此时现场主机处于待运状态。通过调试软件实现通讯初始化，使现场设备投入正常运行。通过以上操作现场设备与控制分析软件形成网络式系统。

3、系统运行

确认系统连接正常后即可执行系统的正常运行操作。在系统的初始化设定中，用户可以结合实际情况进行采样时间的设定。数据自动采集、检测周期，系统默认为每24小时/次。本系统*小检测周期为2小时/次、*大检测周期为30天/次。初始安装运行可点击采样开始键实现随机采样。

5.5 日常维护

1、检查系统运行程序是否处于正常运行状态。正常运行状态是指运行程序未被不正常关闭、系统通信正常，能获得正常的日常监测数据等。

2、检查供电是否正常。供电正常指主电源、220V交流电源常开状态。

3、检查取油/回油管与变压器连接处是否有泄漏异常。

4、检查载气压力指示是否正常。压力指示分别为：减压阀气瓶总压力指示应在5.0Kg/cm2以上，如低于该压力需及时更换新的载气；1级减压后，调试时已将压力设定在3.5-4.0Kg/cm2范围内，无论是否更换载气，此压力范围应保持不变。2级减压指示指的是现场主机上的压力表指示，此压力应在1.8-2.0Kg/cm2，调试完毕后，此压力不允许再次调节，否则将影响系统正常运行。

5、载气更换规程。更换载气请关闭载气瓶总阀。总阀关闭后，卸下1级减压阀出口的不锈钢连接管并放空压力，然后卸下减压阀。新载气到位后，装好减压阀，将不锈钢管连接到1级减压阀出口，按上述要求调节好压力。

5.6系统调试

1、现场设备安装完毕，经系统检查无异常后，可进入调试阶段；

2、对现场主机送电；

3、打开载气瓶总阀门，调节减压阀调节柄，使减压阀二级表压力在3.5-4.0Kg/cm2左右；

4、检查现场主机面板压力显示，压力表指示值应在1.8-2.0Kg/cm2左右；

5、实现现场主机与过程层网络的通讯连接。调用调试程序，使系统进入载气管路置换清扫过程，总共需耗时约30分钟；

6、油路、气路检漏。系统正常运行必须保证全系统无泄露；

7、退出调试程序。使系统进入正式采样运行。

新型电力系统建设过程中设备管理面临的挑战复杂多元、相互交织，需要做好充分研判、超前应对。近期，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出“增强电网治理能力”“促进新质生产力赋能电网发展”，为电网设备管理完善优化提供了指引。电网企业可从技术、管理、人员等方面进一步提升电网设备管理水平。

强化技术更新应用。加快构网型装备、自主化柔性直流控制保护等关键核心技术攻关，推动特高压设备核心组部件国产化应用。完善仿真试验平台建设，强化运行监控与故障处置经验积累，加快对新型设备运行与故障机理的认知掌握。深化大数据、人工智能等技术手段运用，探索智能体、数字孪生等技术应用研究，提高对设备运行环境、实时状态的精准感知，帮助识别设备潜在运行风险。建立设备健康评估模型，绘制设备数字画像，实现对设备状态的诊断评估、故障预警与趋势预测，支撑管理者决策，推动设备管理向更加科学、精细的模式转变。

优化生产管理机制。健全适应新型电力系统的设备管理制度体系，覆盖设备全业务场景和设备全生命周期管理，保障路径清晰、业务流程规范。健全完善设备主人制，抓实抓牢现场的“明白人”，发挥设备主人在全寿命周期管理、运检标准制定与执行、设备状态管控与处置等方面的作用，提高设备主人意识和设备管理能力。加快推动业务模式转型，结合变电、输电、配电等不同类型设备的特点，打造变电“无人值守+集中监控”、输电“无人机+可视化”立体巡检、配电“工单驱动+主动运维+不停电作业”等设备运维新模式。

提升人员队伍能力。加强设备管理核心业务自主实施能力，聚焦“能干、会管”，从强技能、重管控维度建设基层班组，确保核心业务“自己干”、外委业务“管得住”。注重管理人员基层实战能力提升，加强管理人员现场组织协调与解决复杂问题能力培养锻炼，提升管理人员对新型电力系统复杂生态的认知和驾驭能力。强化高水平专家人才培育，完善考核激励机制，培养一批具有行业影响力和专业话语权的设备专家。加快基层班组人员由“技能型”向“技术型”转变，推动技术管理下沉到班组一线，加快技术骨干培养，提升设备管理精细化水平。

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