电网企业每年对电网生产技改和生产大修的投入是有限的，要充分考虑公司经营形势、财务能力等，所以生产技改大修的投入要突出重点。每个电网企业均应结合自身设备健康水平，区域自然环境等诸多条件，确定下一年度的投入重点。

一、电网生产技改投入重点

（一）输电专业

1.线路“六防”隐患治理

（1）重点开展防风害、防冰害、防雷击等差异化改造，加强线路防风偏治理，强化线路舞动、冰闪、脱冰跳跃、过荷载等抗冰差异化措施落实；扩大自动气象站、覆冰观（监）测站（点）部署范围，推进输电线路拉力传感、光传感覆冰监测等技术应用，应用柔性相间间隔棒、防舞拉线及舞动监测传感器，推广线路避雷器，加强线路避雷器计数器等在线监测装置配置力度，提升输电设备状态感知水平。

（2）加快高压电缆及通道外力破坏隐患治理，重点完善技防措施，应用光纤振动监测、可视化等状态感知装置，提升风险管控能力，防止发生断面丧失事件；加大受潮、浸水接地箱及电缆接头隐患治理，开展渗水、漏水区段综合整治，提升电缆通道健康水平；邻近易燃、易爆或腐蚀性介质的存储容器或输送管道，在通道及工作井加装气体监测装置，防止由于有毒有害气体发生有限空间的人身伤亡事故。

（3）结合老旧线路评估结果，滚动开展30年及以上老旧架空线路、25年及以上老旧电缆线路差异化改造；按照线路重要等级、绝缘状态评价以及阻水缓冲层烧蚀等家族质量缺陷排查结果，优先开展评价结果为严重状态的架空线路、一二级高压电缆、存在家族质量缺陷的高压电缆改造工作。

2.重要跨越区段风险治理

加快输电线路“三跨”隐患改造，加大涉铁线路及重要跨越区段设备安全隐患分级治理，防止发生公共和电网安全事件。

3.输电线路防灾及应急能力建设

（1）加大重要输电线路风险区段、微气候微地形区段全自动气象站部署力度，推广极轨/同步多源卫星融合的电网山火广域实时监测系统应用，密切监控输电通道运行环境。

（2）提升密集通道安全运行水平，搭建密集通道专项综合预警监测模型，实现0.5 km×0.5 km 监测预警精度，提高预测准确度，以防止线路多回同跳为目标，开展密集通道高风险区段线路设防等级提升改造，增强线路抵御自然灾害的能力。

（3）落实线路防外破物防技防措施，对机械化耕种区的拉线塔进行自立式铁塔改造，对于通道运行环境恶劣、外力破坏风险高的输电线路，在落实外部条件的情况下可另选路径进行改造。

（4）加强存在地质灾害风险区域内杆塔的监控及改造，对位于易内涝区、蓄滞洪区等导线对地净空距离不满足要求的输电线路，经综合评估论证后，可采取迁移或升高等措施进行改造，深化北斗卫星在灾害防治中的应用；加大分布式故障诊断、电缆快速抢修等技术的应用，进一步提升输电线路故障应急响应及快速处置能力。

4.智慧输电线路改造

（1）加大易覆冰、舞动区域，外破多发区域，微气象区域，电缆沟道，运维人员到达困难地区，“三跨”等重点区域和线路特殊区段多维在线监测装置部署。

（2）加强通道可视化监控体系建设，加快重要线路可视化，加强外破、山火及地质高风险区段监控部署，应用前端智能识别技术，提高通道隐患发现率。

（3）加快完善无人机自主巡检配套设施及系统，因地制宜深化驻塔巡检机器人、高压电缆隧道智能巡检装置、灭火机器人等智能巡检装备的应用，扩大无人机可见光、红外巡视覆盖范围，推广应用无人机激光扫描、复合绝缘子无人机检测技术。

（4）加快大数据分析、边缘智能、图像识别等多维物联手段与现场感知装置落地融合。加大密集通道立体防护设施等的投入，提升密集通道智慧管控水平。

5.高压电缆通道消防改造

（1）强化高压电缆通道断面管理，针对充油电缆、油纸绝缘电缆、中性点非有效接地方式电缆、通信光缆和低压电源线持续开展疏导工作；如果短期不具备疏导条件，应将通讯光缆和低压电源线放入阻燃管或防火槽盒中，敷设有非阻燃电缆的隧道（沟道），不同电缆回路间应全线加装防火隔板、防火槽盒等。

（2）做好通道分级防护。在一二级高压电缆通道，非阻燃高压电缆、电缆接头两侧及相邻电缆2～3 m长的区段应采取涂刷防火涂料、缠绕防火包带等措施；密集区段（4 回及以上）电缆接头应选用防火槽盒、防火毯等防火隔离设备；与高压电缆同一隧道（沟道）敷设的中性点非有效接地方式电缆线路，应开展中性点接地方式改造，并在不同电缆回路间全线加装防火隔板。

（3）提高火灾监测预警和应急处置能力。在具备安装条件的隧道、沟道，全面配置视频监测、测温光纤、烟感报警等成熟可靠的状态感知装置，结合高压电缆精益化管控平台地市级部署，提高火灾初期监测和预警报警能力；结合各单位实际情况，配置隧道应急消防车、超细干粉灭火弹、临界态二氧化碳灭火系统、水喷雾灭火系统等装备，做到及时发现火情、迅速处置火情。

（二）变电专业

1.变电运维专业

（1）变电站在线智能巡视建设。

（2）变电站智能巡检机器人配置。500 kV 及以上变电站全覆盖，逐步开展已覆盖变电站机器人内网接入改造和220 kV 变电站机器人建设，实现远程智能巡检。

（3）防汛能力提升改造。具有较高内涝风险、易受台风影响、历史上发生过极端降雨导致受灾的变电站，根据汛期灾害情况针对性提升变电站防汛薄弱环节，做好防洪防涝项目储备。按照要求补充配置防汛设备设施，全面完成变电站建筑物和围墙改造加固。

（4）应急指挥视频系统建设。开展应急视频指挥系统试点建设和现场应用。国网江苏电力公司做好试点项目储备，考虑系统建设费用，其他单位按照前端装置配置原则完成相关项目储备。

（5）站用电灵敏度校核和剩余电流监测。总结前期站用交流系统灵敏度校核、剩余电流监测试点经验。

（6）站用交直流系统隐患治理和可靠性提升。

（7）变电设备反措改造治理。综合考虑问题危害性、重要程度、整改难度等因素，完成全部重要设备问题反措改造治理。

2.变压器专业

（1）特高压变压器油色谱在线监测装置改造提升。对750～1 000 kV 变压器（高抗）在运装置未能达到A 级、乙炔最小检出浓度高于0.5 μL/L，500 kV 变压器（高抗）在运装置未达到B 级要求，运行年限8年以上且无法通过升级大修满足要求的，优先利用技改项目更换。

（2）推广部署特高压变压器状态综合监测装置。为强化特高压变压器（高抗）高压套管、出线装置等重点部位早期异常预警能力，解决升高座等重点区域现有监测手段不足、难以满足极端故障情况下需求等问题，在总结现有状态综合监测装置运行经验的基础上，对运行异常500～750 kV 变压器（电抗器），按照轻重缓急有序开展综合监测装置配置，推广部署特高压变压器（高抗）状态综合监测装置。

（3）110 kV 及以上变压器抗短路能力不足改造。根据110 kV 及以上变压器抗短路能力校核结果，按照轻重缓急、多措并举、综合治理的原则，结合设备实际情况，采取站间调配、加装中性点小电抗、限流电抗器、治理变压器运行环境等措施，对不满足要求的变压器可进行改造或更换。

（4）线圈类老旧设备改造。主要技术参数（额定变比、容量、泄漏电流、精度等）不满足要求或运行超过20年老旧110 kV 及以上互感器和避雷器。

（5）无功补偿装置改造。容性无功补偿装置容量不满足规定的下限要求，或主变压器最大负荷时其高压侧功率因数低于0.95 的变电站，应进行无功补偿装置的增容改造。集合式电容器电容偏差与出厂值比超过5%的电容器应进行改造，框架电容器外熔丝改为内熔丝结构。

（6）消弧线圈容量不足及铁磁谐振治理。根据变电站出线布置情况，对消弧线圈容量不足或电容电流超标的实施增容改造或小电阻改造，10 kV 架空线路系统、电容电流不大的变电站，可试点采用主动干预消弧装置，实现快速接地故障转移，减少配网架空裸线接地导致的风险；对于35、10 kV 系统长期存在铁磁谐振问题的变电站，合理采用4PT、更换CVT、一次消谐装置等方式解决。

3.开关专业

（1）老旧开关类设备改造。为提升设备运行可靠性，开展老旧严重、存在安全隐患的开关类设备治理。完成不少于30%半高层结构开关类设备改造，完成不少于20%运行15年及以上的GG1A、GBC、XGN 型开关柜改造，完成不少于30%运行20年及以上瓷柱式断路器改造，完成不少于30%运行20年及以上敞开式隔离开关改造，完成不少于30%柱上简易开关设备和不少于30%少油断路器改造。

（2）变电站一键顺控改造。遵循“先GIS 站后AIS 站，先高电压等级后低电压等级”原则，按照《变电站一键顺控改造技术规范》（运检一〔2018〕63号）和《变电站隔离开关分合闸位置“双确认”改造技术规范》（设备变电〔2019〕104号）技术要求，开展变电站一键顺控改造。

（3）开关类设备智能化提升。开展变电站SF6 密度继电器远传升级、机械特性在线监测装置加装、开关柜无线测温装置加装。

（4）遮断容量不足开关类设备改造。根据调控部门下发的年度短路电流计算报告，完成全部遮断容量不足和直流分量超遮断容量的开关类设备改造。

4.变电站消防专业

（1）主变压器排油注氮灭火装置优化改造。按照《国网设备部关于加强油浸变压器排油注氮灭火装置全寿命周期管理的通知》的要求，根据前期排油注氮灭火装置质量评价结果，全面完成主变压器排油注氮灭火装置优化改造并投“自动”。

（2）火灾自动报警系统改造。按照《国网设备部关于进一步加快变电站消防隐患治理和消防能力提升的通知》的要求，常态化开展消防隐患排查治理，及时消除新发现消防隐患，尤其要确保火灾自动报警系统配置率、完好率、投入“自动运行”率达到100%。

（3）特高压变压器本体应急排油改造。根据公司特高压变压器本体应急排油改造相关方案和规范的要求，按照“优先对衡变、山东电工生产的变压器改造，分片区、变压器厂家全覆盖”的原则，持续扩大改造试点。按需统筹考虑集油坑格栅抬高工作，项目宜单设，结合特高压本体应急排油改造一并实施。

（4）配置高效移动灭火设施。结合各站实际情况，采用“固定+移动”组合方式，选用配置泡沫—细水雾涡扇炮灭火系统、压缩空气泡沫灭火系统、高举灭火车、移动消防炮等高效灭火设施。

（5）消防新技术推广应用。提高火灾初期监测预报警能力，强化220 kV 及以上变电站电缆夹层、电缆密集区火灾自动报警（感温电缆等技术）配置，推广应用极早期火灾探测器、红外视频监测、光纤测温、自动灭火等实用高效的新技术和新装备。各省公司结合实际情况，开展消防新技术推广应用。

（6）BOX-IN 新技术试点应用。推进具有局部释压功能特高压高抗新型隔声降噪装置（BOX-IN）的研究应用，国网陕西电力公司做好试点改造项目储备。

5.数字化建设

（1）开展集控站、变电运维班主设备调度终端延伸改造。

（2）变电站辅助设备信息接入。开展无人值班变电站消防监控信息接入，在集控站内按要求完善消防集控中心，开展消防监控工作。

（3）集控站监控系统试点建设。开展所辖变电站站端接入，完成所辖220kV及以上无人值班变电站消防监控信息接入。

（三）配电专业

1.加强森林草原火灾隐患治理

加大线路通道内树线矛盾隐患及可燃、易燃物隐患清理力度，及时消除潜在风险；加快消除线路接头、线夹发热、导线断股等本体缺陷；开展新技术应用，加强森林草原配电线路一二次融合分界开关等故障快速隔离技术应用，充分利用线路通道制高点杆塔，加装通道可视化监拍、红外摄像头等火灾在线监测装置，完善通道技防措施。

2.有序开展配电设备技术改造

按照《国家电网公司生产技术改造工作管理规定》《国家电网公司生产技术改造原则》《配电网设备标准化定制提升工作方案》《配电网技术改造设备选型和配置原则》等文件和标准的要求，开展配电设备技术改造。以完善目标网架、恢复或提高供电能力、满足配电自动化、不停电作业、分布式电源接入及防灾等要求为原则，对存在安全隐患或缺陷的配电设备进行技术改造，相关设备按标准化定制要求进行配置。

3.做好配电自动化技术改造

针对功能需优化配电自动化主站系统及存在缺陷、隐患的终端设备进行技改，确保配电自动化线路准确定位和自动隔离恢复故障，均实现参与配电线路故障处理率达到95%以上。

4.加快台区智能融合终端建设

初步完成配电物联体系建设，形成覆盖技术研究、装备研制、工程建设、运行维护等方面的配电物联网产业生态链。

（四）技术专业

1.电能质量监测提升

根据公用配电变压器规模增长，按照《供电监管办法》（电监会27号令）每百台配变设置2个电压监测点的数量要求，按需购置、安装电压监测仪并保证适量的备品备件；进一步扩充C、D 类供电电压监测点，购置相应硬件以满足接入条件。全面梳理电能质量干扰源和敏感用户负荷档案，按照公司电网电能质量监测点的设置原则，按需购置、安装电能质量监测终端并接入监测系统。更换不符合技术标准要求的老旧、故障电压监测仪和电能质量监测终端，完善电压监测仪和电能质量监测终端检验平台。

2.加强电网技术降损

依据《国家电网有限公司电网技术降损工作管理规定》（国家电网企管〔2020〕394号）要求，从电网网架及无功优化、设备节能选型、电网经济运行3个方面，对高损站、线、变、台区损耗进行全面摸底，大力挖掘经济运行潜力，合理储备降损项目，重点开展无功优化、三相不平衡治理、高损线路及台区改造、高耗能设备更换等降损效益明显的项目储备与实施。

3.推进输变电设备物联网建设

结合智慧变电站（换流站）、智慧线路建设，按照输变电设备物联网技术体系，遵循公司统一的标准传感网协议，解决感知层状态采集和传输问题，逐步实现设备运维替代和设备状态感知，提升设备管理效率。

4.提升物联网装置检测平台性能

完善物联网装置检测平台，提升物联网传感器和节点装置的无线通信性能、电气性能、机械性能、IP 防护性能等7 大类28 项物联网设备关键性测试实验能力，重点实现自动化测试平台设计及自动化测试流程应用，实现物联网装备通信协议的快速、准确检测，提高检测规范性和效率。

（五）调控专业

1.电网运行方面

电网运行风险防控平台改造升级，深化在线安全校核、外部运行环境监视、安控信息采集、断面限额智能匹配、运行关键指标监测等功能应用，实现对大电网运行风险的协同监视、评估、预警及防控。推广实时调度运行业务网络化交互功能，全面提升调度运行效率。深化人工智能在调控领域的应用，试点调控语音交互等功能。

2.设备监控方面

提升源网荷储协同互动调节能力，开展源网荷储调节资源多类型、规模化接入，实现分布式电源、储能、电动汽车、智能楼宇空调、电采暖等新型能源和负荷设备的规模化接入。建设源网荷储协同调度控制技术手段，实现源网荷储各类调节资源的全景监视；根据各类电源和负荷的运行特性和技术要求，统筹考虑调频、调峰、新能源消纳等因素，实现源网荷储协同控制，建设互动运营平台。提升设备远方操作水平，持续扩大远方操作范围，加大“一键顺控”技术应用，推进省、地两级调控机构顺序控制功能应用部署。提升电网监控全息实时感知度、掌控度和监控运行效率，建设监控信息“事件化”功能。(www.daowen.com)

3.运行计划方面

完善电力市场技术支持系统，加强省间、省内现货市场及省间、省内辅助服务市场系统建设，开展现货市场仿真系统建设；完善停电计划管理系统，开展基于调控云的国分省地一体化停电管理系统建设，加强停电计划刚性管控系统建设，开展停电组合优化功能开发；加强发电计划、平衡管理系统功能提升，提高发电计划系统运转效率，完善考虑安全约束的发电计划编制功能，建设电力电量平衡管理功能；加强负荷预测系统建设，母线负荷预测充分考虑220 kV 以下集中式、分布式新能源以及小电源、大用户等因素，提高预测准确率；完善构建三级调度协同高效的安全校核技术支持系统，加强日前安全校核系统建设，提高校核精细化水平，完善智能限额功能，提升日前7 大类数据管理功能，提高数据质量和交互效率，完善中长期电力电量校核系统功能；升级完善计划专业数据分析系统，提升深度量化分析功能，为电网计划安排提供指导。

4.新能源消纳方面

开展资源监测分析系统功能升级改造，完善风光资源监测和分析系统功能，提高来风来光资源监测分析水平。开展新能源理论功率和可用发电功率功能升级改造，提升理论功率准确性。完善新能源功率预测功能，对新能源预测模型进行升级，提升新能源预测精度和预见期，开展预测不确定性的量化评估。完善新能源优先调度自评价功能，完善水电及新能源消纳能力计算功能，提升水电及新能源消纳水平。

5.系统运行方面

（1）仿真平台升级改造，完善仿真中心数据平台与调度控制系统接口，开发基于调度控制系统电网运行状态形成仿真中心数据平台运行方式功能。建设电磁暂态模型参数管理功能模块，实现设备电磁暂态模型参数和机电状态模型参数的统一管理。优化协同计算平台和数据平台数据接口模块，建设协同计算平台稳定分析项目管理功能模块。

（2）安控定值管理平台升级改造，实现国调直调重要安控的模型和数据全接入，全面统一管理重要安控的定值和策略，并在国调和系统保护实验室同步建设系统保护和重大安控定值和策略一体化管理系统。

（3）系统保护安控硬件在环试验平台升级改造，初步构建常态化的6 大分区电网系统保护硬件在环实验平台。研发仿真资源任务分布的灵活组态和仿真平台模块化快速搭建工具。在系统保护实验室同步构建“系统保护数据中心”，接入系统保护和重要安控的模型和数据等信息。

6.继电保护方面

（1）落实公司安全生产专项整治3年行动工作要求，加强继电保护和安全自动装置缺陷整治，加快完成运行超15年的二次设备改造，推进运行不稳定、状态评价差的二次设备整改，推动标准化的稳控装置和低频低压减载装置应用，提升电网“三道防线”设备可靠运行水平。

（2）推进电网装备自主可控能力建设，推广自主可控、安全可靠新一代变电站二次系统，开展二次设备国产化替代，推动基于国产化芯片的各电压等级、各类型二次设备的全面应用，实现变电站二次系统集约高效、安全可靠。

（3）落实公司新版《十八项电网重大反事故措施》，重点开展非微机化、非国产化以及载波保护改造，加快110（66）kV 及以下母线保护差异化配置以及110（66）kV厂站故障录波配置等改造工作，夯实电网安全运行基础。

（4）推动继电保护技术进步，推广应用“双保护、三路由”通道技术方案，加快重要线路双通道保护改造，推动保护和通讯设备光接口直连技术应用，推广保护设备二维码标签实施和应用，开展基于5G 技术的新型配网保护应用，提升继电保护性能水平。

（5）加强继电保护技术支持系统建设，利用云大物移等新技术，深化继电保护在线监视与智能诊断应用，推广应用保护故障信息互推共享技术，推动地级调控机构继电保护定值在线校核模块建设，开展基于云计算的整定计算技术研究应用，推进二次设备运行评价系统建设应用，推广直流保护设备可靠性评价应用，开展直流换流站控制保护远程诊断，开展继电保护智能移动运维检修平台建设，推广移动手持终端、智能穿戴设备应用，提升继电保护运行管理和现场运维水平。

7.系统支撑方面

（1）提升电网监测预警与控制基础支撑能力。增强电网各类内外部信息的采集与处理以及运用电网运行状态实时分级评估反映电网整体运行态势的能力。开展基于系统级关键告警引擎主动推送故障综合告警及处置预案的研究，实现大电网全维度态势感知，支撑全局监视、电网运行状态分析。

（2）通过多时间尺度、高精度预测，分析送受端资源互补特性，构建全周期滚动、跨区域统筹、源网荷协调的电力电量平衡体系，实现调峰、备用、调频等各类资源的全局共享，挖掘系统整体调节能力，提升清洁能源消纳水平。

（3）加强调度主站运维检修工作安全审计，实现运维检修的安全管控，主站侧建立“排雷”自检测系统，保证系统稳定运行。通过资源虚拟化技术，助力解决机房空间不足问题，推进智慧机房建设，实现自动化机房的大数据无人可视化智能监视及运维管理。

（4）优化厂站自动化系统的数据和功能，全面支持站内设备的远方监视和控制。强化站端的故障智能告警、数据智能辨识等应用实用化水平。研究应用厂站的远程图形模型、远程调用和远程维护服务功能。

8.网络通信方面

优化省内光缆网架，缩小网孔结构，省、市骨干光缆网架分别向网状网和环网结构演进。开展省、市调度机构入城光缆独立三路由建设。推进B 类及以上区域35 kV 变电站和110 kV 变电站光缆双路由改造。开展保护安控通道重载、ADSS光缆“三跨”、站内光缆单沟道、通信电源风险隐患治理，化解重大运行风险。开展老旧、高故障率、低带宽通信设备升级改造。开展公司三地数据中心100G OTN 环网建设，提升三华传输带宽，增强网络可扩展性和容灾能力。

9.网络安全方面

（1）按照“省内统一”原则建设电力监控系统恶意代码监测系统，提升恶意代码快速发现和处置能力。

（2）在调度控制系统重要服务器（至少包括前置机、SCADA、AGC、AVC 服务器和跨安全区传输服务器等）部署可信验证模块，提升系统自身安全主动免疫能力。

（3）开展运维安全堡垒机建设，优化运维访问网络接入点，支持运维安全全要素管控，实现运维行为全过程记录。

（4）加快开展安全Ⅲ区网络结构优化及分域管理，强化Web 应用防护与攻击监测溯源等措施，加强调控云安全措施，全面提升Ⅲ区防护水平。

（5）按照国家等级保护2.0 等最新要求，完成电力监控系统安防措施部署完善和升级改造。加快无损漏扫检查工具等现场安全防护测试装备的配置。

二、电网生产大修投入重点

（一）输电专业

1.输电线路“六防”隐患治理

（1）加快输电线路“三跨”区段及涉铁线路安全隐患治理，对退运线路及时拆除或加固补强处理，提升线路本质安全水平。

（2）结合新版雷害、污区、涉鸟故障等电网灾害风险分布图开展“六防”隐患专项排查，对接地腐蚀严重地区更换不锈钢接地或石墨、石墨烯接地等措施防止接地装置腐蚀，有效降低接地电阻；对不满足污区分布图要求的设备，应更换复合绝缘子、调爬和喷涂防污闪涂料等。

2.高压电缆附属设施设备隐患治理

（1）全面开展高压电缆接地系统隐患排查，重点治理电缆终端沉降、封铅开裂脱落、多点接地、悬浮接地等隐患治理，提升电缆接地系统健康状态。

（2）全面完成高压电缆火灾隐患治理，强化高低压混通道、变电站进出口等电缆密集敷设区段内电缆整理，减少相互叠压，落实输配电缆间防火隔离措施，全面提升高压电缆线路防火水平。

3.架空线路防倒塔断线掉串治理

（1）对杆塔基础周围堆取土可能引起基础位移或杆塔变形，存在汛期水淹、基础沉降、杆塔倾斜等风险的杆塔，应根据评估结果有针对性地开展治理，必要时更换杆塔；加大大跨越老旧线路水泥杆塔、导地线专业检测评估，落实隐患治理措施。

（2）全面排查治理压接式耐张线夹压接缺陷，采取补压、安装预绞式备份线夹或重新压接等方式进行加固，重点开展高落差、大挡距、人口密集区压接式耐张线夹消缺；开展绝缘子专项检测及整治，运行中出现异常或经检测发现异常的绝缘子应进行整批次更换，降低绝缘子断串、掉串等风险，对运行15年及以上合成绝缘子和运行中出现异常的绝缘子进行更换。

4.输电（电缆）线路防外破措施

（1）根据线路周边运维环境，差异化选择物防、技防措施，保障线路安全运行。对存在遭受大型船只、车辆破坏隐患的线路，采用拦河线、限高架等物防措施；对易遭外力碰撞的线路杆塔，设置防撞墩、安装限高限位装置、涂刷醒目标志漆等措施；对拉线塔进行拉线防盗割装置改造，必要时更换为自立式铁塔，消除拉线塔倒塔风险。

（2）按照《国家电网有限公司关于开展森林草原输配电线路火灾隐患排查治理专项行动的通知》（国家电网安监〔2020〕254号）要求，以“六查六加强”为重点，加大重要输电通道、森林草原等重点区段火灾隐患治理，采取林木砍伐、植被置换、土地流转等多种措施严防山火发生。

（3）针对人员可到达区域的电缆井盖，采取加装防坠网、换装防沉降井盖或智能井盖等措施；对损坏的电缆终端站、终端塔围墙或围栏，及时进行修复，并落实地面硬化、防盗等措施，提高防外破能力。

5.加强智能运检辅助设备缺陷隐患治理

（1）落实在运可视化装置、分布式诊断装置、接地电流监测等各类在线感知及监控设备缺陷隐患治理，及时更换受损的部件，对功能落实、频繁掉线等无法满足应用需求的装置要及时进行升级维修，对欠费装置补充流量费。

（2）推广无人机、机器人、激光除异物等智能运检装备的应用，带电检测仪器仪表等出现异常时应及时修复，确保作业安全。

（二）变电专业

1.变电运维专业

（1）变电站建（构）筑物大修。对外立面有开裂、渗漏雨的变电站设备房间、食堂、车库等维护大修。

（2）防误闭锁装置和智能钥匙管理机升级改造。对失效、老旧的防误闭锁装置，要加快整改或升级换型，确保运行状态良好。全面推广智能钥匙管理机的应用。

（3）站内机器人、视频终端设备大修。开展站内机器人、视频终端设备（摄像机、硬盘机等）、安防等辅助设备缺陷治理，确保运行状态良好。

（4）变电设备反措大修治理。按照《国网设备部关于开展十八项反措未落实问题（变电专业）整改工作的通知》的要求，综合考虑问题危害性、重要程度、整改难度等因素，完成全部重要设备问题反措大修治理，完成60%一般设备问题反措大修治理，完成50%整改难度较大的设备问题反措大修治理。

2.变压器专业

（1）500 kV 及以上油色谱在线监测装置治理提升。对特高压变压器（高抗）在运装置未能达到A 级、乙炔最小检出浓度高于0.5 μL/L，500 kV 变压器（高抗）在运装置未达到B 级要求。

（2）重过载变压器治理。对长期重过载运行的变压器，无法通过调整运行方式且短时间内无基建项目增容改造，考虑通过与轻载变压器对换（轮转）、设备租赁等方式短时间解决，长期仍需通过基建工程彻底解决。

（3）110 kV 及以上变压器中低压侧母线绝缘化。按照反措要求开展110 kV及以上变压器中低压侧母线和变电站出口2 km 内的10 kV 线路绝缘化改造：500（330）kV 变压器35 kV 套管至母线引线应绝缘化；220 kV 及以下变压器中（低）压侧架空母线不需要绝缘化处理。

（4）无功补偿装置治理。结合现场实地条件和设备全寿命周期管理要求，完善干式空心串联电抗器首端布置、避雷器紧靠电容器高压侧、放电线圈首末端与电容器首末端紧密连接等反措治理。

3.开关专业

（1）开关类设备隐患治理。

（2）开关类设备运行环境治理。改善室外GIS 设备运行环境，沿海、日夜温差大的省份完成5 座户外GIS 设备加装防护棚。多雨省份完成湿度过高、放电频发的10 座变电站开关柜及高压配电室运行环境综合治理。

（3）特高压GIS 特高频局放在线监测装置完善。强化特高压GIS 设备运行状态监控能力，解决在线监测装置无法上传规定数据、覆盖范围不达标、装置准确级较低、装置故障无法运行等问题。

4.变电站消防专业

（1）变电站消防设备设施大修。按照《国网设备部关于进一步加快变电站消防隐患治理和消防能力提升的通知》的要求，对运行异常的火灾自动报警系统、电缆火灾报警系统、变压器（高抗）固定灭火系统等进行维修。

（2）主变防火墙钢构架喷涂耐火材料。综合“11·22”灭火经验，根据站内实际情况，对主变构架未涂刷耐火涂料或耐火涂料的耐火极限达不到2.5 h 要求的特高压变电站，结合主变停电，做好主变防火墙上方架构（不包含横梁）涂刷耐火涂料项目储备。

（3）变电站消防设备设施维保和检测。按照《国网设备部关于印发变电站消防设施运维管理规范（试行）的通知》的要求，安排有资质的维保、检测单位，对重要变电站消防设备设施、站外消防水源等进行定期维保与检测，确保消防设施配置满足要求、运行可靠。

（三）配电专业

1.加强森林草原火灾隐患治理

按照《国家电网有限公司关于开展森林草原输配电线路火灾隐患排查治理专项行动的通知》（国家电网安监〔2020〕254号）的要求，以“六查六加强”为重点，全面开展森林草原输配电火灾隐患排查治理工作，加大线路通道内树线矛盾隐患及可燃、易燃物隐患清理力度，及时消除潜在风险；加快消除线路接头、线夹发热、导线断股等本体缺陷；开展新技术应用，加强森林草原配电线路远传故障指示器、一二次融合分界开关等故障快速定位、隔离技术应用，充分利用线路通道制高点杆塔，加装通道可视化监拍、红外摄像头等火灾在线监测装置，完善通道技防措施；加强过程管控，加快治理进度，实行销号管理，各省公司均实现隐患治理90%以上。

2.有序开展配电设备检修

按照《国家电网公司生产技术改造工作管理规定》《国家电网公司生产技术改造原则》《配电网设备标准化定制提升工作方案》《配电网技术改造设备选型和配置原则》等文件和标准的要求，开展配电设备检修。各省公司均要以完善目标网架，恢复或提高供电能力，满足配电自动化、不停电作业、分布式电源接入及防灾等要求为原则，对存在安全隐患或缺陷的配电设备进行检修，相关设备按标准化定制要求进行配置。

3.强化配电电缆隐患排查治理

重点做好配电电缆“三类隐患”和中性点非有效接地电缆的防火防爆措施，整治城市重要电缆通道火灾隐患，加强电缆火灾损毁应急体系建设，实现配电电缆单相故障接地快速处置。

4.加强配电自动化大修

针对存在缺陷、隐患的配电自动化主站系统及终端设备进行大修，确保配电自动化线路准确定位和自动隔离恢复故障，均实现参与配电线路故障处理率达到95%以上。

（四）调控专业

落实公司安全生产专项整治3年行动工作要求，加强继电保护和安全自动装置以及二次回路缺陷治理，解决不满足公司新版《十八项电网重大反事故措施（修订版）》要求的遗留问题，消除电网安全隐患。

（五）其他

落实公司设备侧新型数字基础设施建设工作要求，持续开展电网资产统一身份编码实施工作，完成变电站交流一次设备，换流站直流一次设备以及输配电、信息、通信、继电保护和安全自动装置等设备赋码贴签工作任务，实现设备增量覆盖率100%。对不满足作业要求的生产作业库房、物资仓库等，开展配套设施整治。