生产技术部精益化管理推进年工作重点.docx

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生产技术部精益化管理推进年工作重点

严格计划统筹和流程管控、强化运维管理和状态检修

全面提升生产技术精益化管理水平

——2011年生产技术部（智能电网办公室）精益化管理推进年工作重点

近年来，在国家电网公司和省公司党委的坚强正确领导下，生产技术管理工作在持续改进中向精益化管理目标不断迈进。

生产管理信息系统实用化通过国家电网公司正式验收，输变电设备状态检修已全面开展，生产计划和检修停运工作的统筹协调不断加强，新设备运行监测和新投产工程生产交接验收得到规范，技改大修项目的技术原则和投资方向及评审筛选得到优化，设备运行分析和缺陷、隐患等专项整治工作更为深入，跨区电网改造和运维工作安全平稳，历时六个月的世博保电实现了“五个确保”，迎峰度夏和恶劣天气的考验应对有力，技术标准和生产管理规章日趋完备，智能电网规划和试点项目顺利推进，配网精益化运维和故障抢修成效明显。

所有这些，为公司各方面的协调发展和工作绩效的提升奠定了坚实基础，为实现安全生产和经营目标提供了强有力支撑。

2011年生产技术部将围绕国网公司和省公司重点工作部署，以深入推进生产管理精益化为抓手，构建适应“三集五大”的生产技术管理体系，强化设备运维和状态检修，大力优化生产业务流程，切实抓好生产过程管控，不断提升生产技术管理绩效和电网设备安全可靠水平。

一、指导思想与总体目标

指导思想：

围绕深化“两个转变”、贯彻“三集五大”工作部署，突出设备管理和状态检修等核心业务，强化资产全寿命周期管理理念，推进专业化检修和运维一体化及主农网生产技术统筹管理，注重转变和创新生产业务模式，以“生产管理精益化推进年”为工作主线，着力抓好生产管理信息化、装备配置和现场作业标准化、业务流程及过程管控规范化，不断深化设备状态检修、生产计划统筹、运行分析评价、技术监督和工艺质量等专业管理，优化技改大修项目投资方向，进一步提高生产技术管理绩效和电网安全可靠运行水平，确保优质高效完成2011年生产管理各项目标任务。

工作目标：

通过在生产技术管理各环节融入并实施精益化管理理念和措施，努力实现“五确保、五提升、五实现”的目标。

（一）“五个确保”

①确保不发生重大设备损坏责任事故；

②确保不发生运维、操作、检修、技改等生产现场人身重伤以上事故和恶性误操作事故；

③确保不发生220、500千伏变电站全停和大面积停电事故；

④确保不发生变电操巡、检修等环节人为责任造成的电网和设备事故；

⑤确保不发生直流输电双极闭锁事故和跨区电网其它责任考核事故。

（二）“五个提升”：

①提升电网安全可靠运行水平：

线路雷害故障降低20%，外破事件下降30%以上；输变电设备故障次数降低25%，配网设备故障降低15%。

架空线路、变压器、断路器计划停运次数同比减少8％，非计划停运次数同比减少15％，可用系数同比提高0.015个百分点；

②提升设备健康水平：

加大老旧互感器、开关及刀闸更新改造投入，重点进行防雷、防冰害、防舞动、防污闪等专项整治。

改造薄绝缘、铝线圈老旧变压器6台、容量363MVA；更新20余座110千伏及以上变电站集控综自装置和4个地调自动化系统；大修、改造老旧线路66条、1650公里；220千伏主设备微机保护率达到100％，220千伏安全自动装置、区域稳控系统微机化率达到60％；

③提升电网供电能力：

新建和改造10kV线路500余条1500多公里，配变增点增容3000余台500MVA；重点解决2010年运行中的54条超载线路和291条重载线路、533台超载配变和1085个低电压台区；

④提升电网经济运行水平和供电质量:

城市用户供电可靠率完成99.931%，用户平均停电时间5.04小时/户；城市综合供电电压合格率完成99.501%，城市D类（居民端）电压合格率完成99.205%；力争配网带电作业次数增加20%，全省配电网故障抢修平均时间降低到1.6小时；新增改造电容器设备70台套，容量37.12万千乏；全省各地市无功电压全部实现AVC系统控制；无功补偿装置可用率达到99.325%；

⑤提升电网智能化水平：

全面完成输变电状态监测系统、220kV应城智能变电站新建、220kV枣山和110kV鲁巷、樊城等5座智能变电站改造、武汉配电自动化建设及部分地市馈线自动化试点，力争完成10座无人值班综自改造智能化任务。

试点进行电网调度技术支持系统和调控一体化设施改造。

（三）“五个实现”：

①全面实现220千伏变电站无人值班改造、地市调控系统技术更新改造和110千伏及以上变电站集中运维、操巡模式组建；

②全面实现110千伏及以上输电线路和变电站设备的状态检修管理；

③全面实现地市配电中心统一、规范的专业管理模式组建及精益化抢修，尤其是配网带电作业统一纳入配电中心进行规范化的专业管理；

④全面实现输变配各专业管理按国网公司生产管理系统标准流程运转，生产信息化各功能模块全面深化应用；

⑤全面实现可靠性绩效管理与各专业管理和生产计划的有机统一，尤其是设备停运在修试、技改、反措、隐患治理、缺陷查处等环节的统筹和优化。

二、重点工作内容和措施

（一）拓展生产信息化应用深度和广度，夯实生产精益化管理基础

1、巩固系统应用基础，推进系统全面深化应用。

进一步提高系统数据的完整性、准确性、规范性，对生产相关业务流程信息全面补缺，对不规范数据限期进行整改，确保主要输变配电设备、仪器仪表、工器具及备品备件台帐和图形维护及时对应，确保变更记录与设备一一关联。

按照系统应用的各项指标要求，严格系统单轨闭环运行，严禁生产业务系统外流转，做到生产人员全员使用，系统模块全面应用，生产流程全面管控，生产业务全部在线。

2、狠抓生产信息化管理规制的落实，促进生产业务流程规范化。

充分利用实用化评价工具坚持定期巡查，对发现的问题进行认真分析，完善相应的规章和责任考核，将整改与固化生产流程相结合，实现管理流程的规范化。

定期通报排名各单位系统应用情况，系统应用评价结果纳入单位年度生产综合考评，促进公司系统实用化评价考核工作的全面落实。

通过规范系统生产计划、运行、检修等各项生产业务应用流程，落实生产管理各岗位的信息化工作职责，加强年度、月度计划任务和工作任务单等功能模块的实用化关联应用，提高生产业务的计划性和统筹性，实现专业管理工作信息化，做到主要电力生产业务流程在系统内的闭环规范管理。

3、进一步加强系统建设，完善系统功能。

按照PMS系统“建设与应用并重，着力深化应用”的统一部署，稳步推进系统二期状态检修辅助决策模块和现场标准化作业模块的推广实施。

将现有的配网系统相关生产业务平稳过渡到PMS系统的配网管理模块，实现全省配网设备台帐齐全、生产业务流程统一，2011年元月份开始进行数据导入和编码规范整理，开展配网模块培训，2011年6月底前全面应用PMS系统配网管理功能。

加强系统横向集成，OMS建成之后，在PMS与OMS之间部署接口程序，实现两系统间调度专业相关业务数据传输，实现检修计划、停电申请等涉及到调度的生产业务流程的闭环流转。

4、抓好生产业务重点管控，加强现场作业标准化管理。

贯彻国网统一部署，推广实施现场标准化作业模块，全面落实生产现场作业关键工序，完善设备检修工艺标准，在系统中对生产现场现场作业过程中每一项具体的操作进行细化、量化、标准化、程序化，实现生产现场工作全过程的规范化管理。

2010年1月中旬之前完成系统角色及流程讨论，1月20之前完成范本数据的审核，2月底之前完成范本的录入工作，3月初开展试点单位试运行推广工作，3月底实现推广单位标准化作业模块推广应用。

5、适应ERP、PMS及财务集约化工作要求，不断提高生产项目管理的标准化和集约化管理水平。

按照国网公司统一部署，统一技改（含配网）、大修项目的分类、项目和WBS编码主数据，实施技改、大修项目与国网总部企业级编码器的接入，通过项目主数据统一，提高技改、大修项目管理的标准化水平。

结合财务、物资集约化管理要求，规范项目预算管理、招标采购管理、资金申请和支付流程，切实提高技改、大修项目管理的规范化和集约化。

继续强化项目里程碑管理，规范项目里程碑进度计划编制和下达流程，加大里程碑计划的执行和考核力度，实现项目实施的过程管控。

（二）着力提升生产绩效指标，切实加强运维管理和检修计划的停运统筹

6、以减少停电次数，杜绝重复停电为主控目标，加强输变电设备检修计划统筹。

加强设备检修计划各环节的统筹协调和责任考核，出台《输变电设备检修计划管理规定》，强化大修项目、技改工程、反措执行、隐患治理、缺陷查处、基建迁改等环节停电统筹的过程管控。

注重大修、技改项目立项与设备计划停电紧密结合，强调设备修试计划停电管理的刚性，除危急电网设备安全运行紧急项目外，年度大修、技改及反措项目计划要结合设备状态评价报告统筹安排，做到一次和二次、变电和输电及同一线路两侧的设备同步安排，尽量避免零星分散作业，杜绝设备和回路的重复停运，降低电网运行和作业安全风险。

7、加强可靠性管理和专业管理的结合，充分发挥生产业绩指标在管理中的导向作用。

深化可靠性分析数据应用，实现可靠性管理在生产管理和设备安全管理关口的前移。

修订公司《电力可靠性管理办法》，进一步明晰各相关部门和专业可靠性管理责任,协同抓好主农网可靠性“一体化”管理，推进可靠性管理向直流输电和代管单位的延伸。

定期开展设备运行质量分析与评估。

开展回路可靠性评价评估工作，按时完成国网公司委托的输变电系统可靠性统计软件的开发和推广、电网运行风险评估数学模型的建立、系统可靠性数据填报手册的编制等工作。

积极探索可靠性分析结论在电网规划、技改大修、物资采购领域的应用。

各专业围绕可靠性目标，通过大力推广带电作业和设备状态评价，适当延长设备停运周期，切实减少设备停运。

通过大力整治家族性设备缺陷，提高设备巡视、维修质量，减少设备非停。

8、以同业对标进位为目标，深入开展可靠性指标管控。

推广和强化可靠性指标管理标准流程，从目标制订、停电计划管理、两票管理、缺陷管理、抢修管理、标准化作业管理、带电作业管理和生产管理系统数据维护等方面入手，强化指标分解考核、停运计划制订、临时停运审批、可靠性数据采集等关键环节管控力度。

开展可靠性数据核（互）查，提高数据质量，夯实管理基础。

强化可靠性全过程管理工作质量考核，在月度生产例会上通报数据迟报率、漏报率、重复停运、超标准工期停运等关键过程指标。

进一步修订完善设备停运时限标准，强化作业前准备工作，加强作业中时间节点控制，防止超标准工期停电。

9、总结变电站无人值班和集中监控的运维经验教训，进一步提升变电站运维操巡工作质量。

强化《变电站运行管理规定》等相关管理标准的贯彻执行，加强运维管理定期分析和考评，规范和统一变电站操作、巡视、维护等生产工作标准，强化一站一卡的标准巡视责任。

认真梳理与大生产、大检修体系相关的运行、监控、维护、修试等管理标准和工作规定，完善变电运维操巡站制度和标准体系建设，制定《运维操巡站运行管理规定》。

出台《变电站现场运行规程编审管理办法》，下发变电站典型现场运行规程标准模板，开展变电站现场运行规程统一修编。

落实变电站防全停应急预案，确保相应技术措施和人员管理责任到位。

（三）深入推进设备状态检修，加强设备评价技术管理体系与流程管控

10、全面实施输变电设备状态检修。

加强对新颁发输变电一、二次设备状态评价、检修导则和PMS辅助决策系统功能贯彻实施。

按同间隔设备全面开展状态评价工作，依据评价结果调整主城网110千伏及以上设备年度检修计划。

扩展状态检修工作覆盖面，加强农网移交的110千伏变电站设备的PMS相应模块应用和状态检修工作。

推进换流站直流设备状态检修，审定发布省公司35千伏及以下输变电设备试验规程和评价、检修导则等补充管理、技术标准，试点开展配网设备状态检修。

11、强化状态评价质量，优化检修策略。

完善组织保障、技术支撑和执行等工作体系建设，落实设备状态评价指导中心机构设置和各级生产部门状态检修岗位配备，落实状态评价三级体系工作职责。

加强变电与线路专业之间检修策略的协调优化，增强不同单位共管线路及送、受端电网设备之间的协调一致，提高试验检修的针对性和有效性，避免安排不必要的检修，提高状态检修工作成效。

12、完善技术标准及装备配置，规范开展状态检测。

依据带电检测仪器配置原则和状态监测系统建设原则，选择成熟有效的测试方法和仪器装置，有重点、有计划地配备带电检测仪器和在线监测系统。

依据带电检测技术规范和高频局部放电等检测技术导则，评估总结试点应用经验，深入开展各项带电检测工作。

依据在线监测系统技术规范和入网检测、安装验收、运行管理规范，加强在线监测装置的配备及管理，提高设备故障检测及诊断水平。

（四）加大电网技术改造力度，不断提高生产项目管理水平

13、突出技改大修重点，加大电网及其设备改造力度。

2011年技改大修要重点解决生产设备危机安全的隐患和家族性缺陷及陈旧老化问题，提高重要输电通道和骨干网架抵御自然灾害能力，加大变电站综合自动化改造和集中监控改造力度，继续开展防雷害、抗冰、防舞动等专项治理，积极采用成熟新技术，提高电网可靠性和智能化水平。

同时按照检修、运维、调控等管理模式变化，进行相关技术装备的标准化配置。

突出抓好8座220千伏和21座110千伏变电站无人值班综自改造及4个地调自动化系统更新、改造6台110千伏及以上铝线圈、高能耗主变、200余台存在安全隐患的老旧互感器更新、120余台断路器和260组隔离开关改造，以及反事故技术措施和隐患排查明确的专项治理。

14、完善技改大修技术原则和管理制度，推进项目管理标准化。

按照国家电网公司最新管理办法的要求，修订完善省公司技改大修管理办法，进一步明确项目管理各环节管理职责，健全省公司和二级单位责任体系。

加强大修项目制度建设，逐步实现大修项目的标准化流程管理。

修订完善储备库项目管理办法，实现项目立项工作常态化机制。

制订颁布技改和检修定额实施细则，实现技改大修管理的标准化管控。

15、优化投资方向，加强项目方案评审工作。

继续滚动修编“十二五”技改规划和项目储备库，严格规划和储备库项目计划的严肃性和可执行性，原则上除危急安全生产的紧急项目外，年度计划主要从储备库中优选。

深化项目评估工作，加强项目效益分析。

确保重点项目可行性研究深度，未完成可行性研究报告评审的重大项目（技术方案复杂或投资额度大）不得列入下一年度计划。

16、加强技改大修项目过程管理，严格重点工程安全、质量管控。

完善复杂的、大型的现场作业项目方案报审制度，严格现场标准化作业指导卡的审定和执行，做好人身和设备安全风险防范。

加大对重大技改、大修项目监理的力度，做好见证点验收工作。

抓好技改、大修项目月度完成情况的检查督办，对重点项目时间节点进行进度控制，对各单位技改项目完成率、投资完成率进行统计、考核、通报。

探索重大工程后评价工作。

（五）强化装备技术管理，加强新投产设备的生产验收和运行监测

17、做好新投工程质量监督工作，确保验收责任到位。

总结近期新建工程生产验收工作经验，规范验收工作流程，建立常态化的工作联系沟通机制。

关口前移、提前介入，主动参与设备制造和安装调试的旁站监督，力争在设计、制造和施工阶段消除设备安全隐患。

做好生产单位和省公司两级生产验收的组织工作，全面核查现场设备和制造安装质量文件，重点排查运行暴露出的设备制造环节组部件选材检验、结构设计和装配工艺的事故隐患，以及反事故措施落实、试验调试项目程序齐全性等方面存在的问题，把好入网工程质量关。

18、强化新投产设备的运行监测，防范新投运设备事故。

针对新设备故障多发态势，加大运行巡视和缺陷查处力度，按照新投运设备隐患排查治理工作要求，全面开展新设备带电检测，加强互感器、套管在一个月内的油色谱分析和红外测温，加大GIS的运行监视和超高频局放、SF6气体组分分析等带电检测频度，落实刀闸触指装配工艺、绝缘拉杆进厂检验、屏蔽罩固定结构改进等反事故措施。

19、加强资产全寿命周期管理和全过程技术监督。

充分利用ERP、PMS等信息化平台，加强基础数据收集和分析，夯实资产全寿命周期管理的基础工作。

跟踪国网公司管理要求，适时部署资产全寿命周期管理评估决策系统。

在试点进行武汉江汉路变电站GIS全寿命周期评价（LCC）基础上，进一步细化评价指标，摸清设备生产运行各环节成本费用，比较各种技术方案的可行性和经济性，为设备选型和技术改造提供可靠的依据。

完善技术监督全过程管理体系，结合状态检修和智能电网建设，在规划可研、设备采购、工程建设和设备运维环节落实技术监督全过程管理要求，重点加强设备选型及差异化配置、技术规范审核把关、设备监造及质量抽检、工程施工质量监督，一季度修订发布省公司技术监督条例，进一步加强技术监督分析和核查。

（六）加强直流输电系统隐患排查治理，强化输电线路尤其是跨区电网运维管理。

20、加大直流输电系统隐患排查治理和带电检测工作力度。

加大直流输电系统隐患排查治理力度，重点抓好葛洲坝站备用换流变出厂验收及现场备用换流变返厂修理，加强出厂监造，严把出厂验收关，完成存在隐患的极IB相换流变更换。

充分利用红外测温、紫外成像、超声波探测、超高频局放等先进技术手段，加强直流输电系统设备带电检测工作，建立设备带电检测、隐患排查治理的常态工作机制，确保不发生人为责任原因的单、双极闭锁。

21、强化跨区电网运维管理，建立健全跨区电网运维考核工作机制，提高设备运维水平。

加大跨区电网尤其是直流换流站、特高压交直流线路、三峡外送线路及四大直流线路等重要输电通道管理及线路防冰害、防舞动、防雷害、防污闪工作力度，落实跨区电网各项技术监督措施。

大力推广新技术、新工艺，开展跨区电网数字标准化巡视、设备带电监测等工作，提高跨区电网运维管理的科技含量。

根据国家电网公司直流输电系统运行考核管理办法、组织好换流站、直流线路的生产运行、年度大修、大型技术改造等工作，以提高直流输电系统可靠性、能量可利用率为重点，建立健全直流输电系统运行维护指标考核机制。

22、加强锦苏特高压直流等新投产跨区电网工程的生产准备，确保工程顺利投运。

认真做好锦苏特高压直流、三峡地下电站送出线路、团林换流站及林枫直流线路等新投产跨区电网工程的生产准备工作，进一步落实运维组织机构及人员配备、完成运行、检修管理规程编制、建立运维制度及设备台帐、设置维护基站以及配备运检工器具等工作，严格开展生产验收，确保工程顺利投运和生产运行工作的按时接管。

23、加强老旧线路安全隐患整治和防雷、防舞动等专项改造。

对运行30年以上线路设备进行专题分析，按照“十二五”期间线路专项改造规划，落实年度线路改造计划。

针对线路雷击故障开展雷害分析，分析雷击特征，总结推广三峡近区500千伏输电线路防雷措施效果评估经验，开展220千伏及以上线路防雷后评估工作，制定有针对性的防雷害措施和实施方案。

结合气象要素和地形地貌分区分级原则，进一步修订完善全省舞动分布图，并根据《国家电网公司输电线路防舞差异化改造技术要求》，应用舞动分布图指导输电线路的设计和运行线路的防舞改造。

24、深入开展输电线路防外破标准化管理工作。

在总结6个供电公司线路防外破标准化试点建设工作的基础上，编写并发布《湖北省电力公司输电线路防外力破坏工作管理规范》和《湖北省电力公司输电线路防外力破坏工作操作手册》。

召开防外破标准化管理重点推进会和现场会，总结推广防外力破坏经验。

继续开展争创“无外破跳闸事故”输电中心创建活动。

（七）持续深入推进配网精益化管理，提升供电服务水平。

25、完善抢修精益化管理，建立常态考核机制。

开展标准配网调度试点，统一规范配调运行、故障报修、应急抢修、信息发布等配网生产业务管理。

开展2010年配网故障抢修情况诊断和分析，优化各流程环节抢修指标体系标准，提出持续改进的措施，制定2011年迎峰度夏抢修精益化方案，进一步消除无效停电时间。

在每月通报各单位抢修情况及排名的基础上，将抢修服务情况纳入到《湖北省电力公司供电服务评价办法》中进行评价考核，形成常态的精益抢修管理和考核体系，不断提升抢修速度。

26、大力推进带电作业，减少计划停运率。

配网带电作业统一纳入配电中心，进行规范的专业化管理。

制定配网带电作业推进工作方案，进一步完善配网带电作业技术标准，强化带电作业技术培训，提高带电作业装备水平。

按照国网公司《10kV架空配电线路带电作业管理规范》的统计内容和方法，建立配电带电作业季度统计考核机制。

全面开展更换避雷器、断接熔断器引线等第一类带电作业项目和更换直线杆绝缘子及横担、不带负荷更换柱上开关等第二类带电作业项目，试点开展带负荷更换设备和旁路作业等第三类和第四类项目，拓宽作业领域，作业次数提高20%，开展地市公司带电作业竞赛，选拔优秀选手组队参加国网公司带电作业技术比武。

27、开展配电自动化建设，抓好高故障台区改造和电缆专项整治。

在配变监测基础上，增加开闭所、柱上开关、环网柜监测信息，进一步完善配电SCADA，完成武汉公司水果湖区域配电自动化试点建设，继续开展配网改造和馈线自动化建设，加大低压设施老化严重的高故障台区改造力度，持续开展电缆沟整治，加强重要用户供电设施的巡视排查，消除高危客户电网责任安全隐患。

28、规避风险，抓好新建住宅供电配套工程项目管理和用户投资“悬置资产”的清理。

按照明年初湖北省物价局拟颁发的新建住宅供电配套工程建设价格（收费）标准正式文件要求，用好用足政策规范运作，进一步理顺配套工程项目管理，加强项目节点管控，利用ERP系统相关项目管控模块严格项目管理。

修订完善《新建住宅供电配套工程项目管理实施细则》和《新建住宅供电配套工程预算编制与计算标准实施细则》，进一步强化工程物资技术规范书的应用水平，协同做好物资技术把关和采购及时性，确保相应项目的工期和质量。

针对城市配网用户投资形成的“悬置资产”和与用户签订的“代维服务”等问题，全面清理维护和故障处理责任，防范人身和法规风险。

（八）全面强化体系建设和技术支撑，确保输变配智能化项目优质高效完成

29、健全有力的组织领导体系和流畅的工作体系。

适时优化并明确智能电网建设工作机制和流程，明晰智能电网工作机构和责任，发挥各专业部门在智能电网建设中的主体作用，统筹智能电网建设和改造方面重大问题协调，加强对重大技术方案审定、技术问题处理、工程验收等环节的深度介入和审核把关，建立“职责分明、界面清晰、纵向畅通、横向协调、统一高效”的智能电网工作机制和工作流程。

在公司层面成立智能电网研究技术中心，开展智能电网关键问题、专题研究和前沿技术课题攻关和纵深研究。

优选公司本部、地市公司、设计试验单位技术专家和人才，成立标准化设计、调试试验、验收运维、智能高压设备、信息与二次设备等协作组，强化对试点项目的技术支撑。

30、切实加强技术标准和专业人才支撑作用。

以统一的技术标准为基础开展智能电网建设工作。

加强对新标准的跟踪分析，持续开展针对各环节的智能化标准培训，及时组织标准起草人进行宣贯和解读。

强化对已有标准的督导和检查，确保智能电网建设各项技术标准、规程规范全部统一到国网公司标准体系之中。

充分利用公司智能电网建设项目，以开展智能变电站设计竞赛、专题研讨等多种方式，促进智能化技术与标准快速实用化。

跟随重大项目建设、运行和管理，开展智能电网技术现场实训，促进公司员工及时掌握智能电网相关技术，培养一批具有较深专业技术的人才队伍。

31、力求智能化试点项目出成果、出经验、出人才。

重点做好跨年度鲁巷变、应城变、水果湖地区配网自动化续建项目衔接，加强项目统筹协调，督促跨部门沟通协调。

贯彻全寿命周期管理理念，结合变电站设备更新和改扩建工程，经过充分论证，在2011年变电站综自改造计划中，安排5到8座变电站进行智能化改造。

重点抓好做好技术方案选择、招投标技术文件审查、设备验收、系统调试、技术标准制定与执行等相关工作，确保扩大试点项目顺利推进，为公司智能电网“十二五”规划顺利实施积累经验、锻炼人才。

（九）深入思考和有序推进生产运行及检修管理体系变革和业务流程优化

32、深入研讨创新生产管理界面的责任及业务。

认真研究落实国网公司大检修体系建设实施方