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[摘要]电网的高速发展带来的技改、基建、新设备投运工作量极大增加，电网运行方式变动频繁，非正常运行方式、特殊运行方式难于避免，给电网安全稳定运行带来了威胁。本文根据贵港的实际情况，对电网的风险掌控进行分析和探讨。
[关键词]电网；风险管控
前言：随着经济的高速发展，贵港电网的规模迅速增大。贵港电网现有500kV线路3条，220kV线路18条，110kV线路47条，拥有35kV及以上变电站93座。截止至2011年末，最高负荷已突破100万千瓦，成为广西电网第6个负荷突破100万千瓦的地区供电局。
电网的高速发展带来的技改、基建、新设备投运工作量极大增加，电网运行方式变动频繁，非正常运行方式、特殊运行方式难于避免，给电网安全稳定运行带来了威胁。
为此，电网风险管控工作在供电企业凸显得越来越重要。
一、目前我局的电网风险管控情况
1.现状
2008年开始，我局作为广西电网公司安全生产风险管理体系的试点单位，积极推行电网安全风险管理，对照体系要素要求开展了对现有规章制度的梳理，编制了电网风险管理的相关标准。通过近几年来的不断实践和总结，形成了电网风险评估、发布、控制、反馈的闭环管理机制。
2.目前存在的问题。
经过几年的电网风险管理的体系化运作，员工风险意识有了极大地提高，电网风险得到了较好的控制，但仍存在着不少问题:
（1）现有的电网风险控制方法无法满足新调规的要求。
《电力安全生产事故应急处置和调查处理条列》（第599号令）和新的《中国南方电网有限责任公司电力事故（事件）调查规程（试行）》的先后实施，对电网风险的等级进行了细分，考核更为严格，给电网运行带来了更大的考核压力。
（2）电网规划建设对电网风险分析结果响应滞后。
电网规划建设需经立项—可研—初设—设计—施工招标—工程建设等环节，由于建设周期长，且在建设过程中存在很多不确定性，导致单线单变、单电源终端变电站等电网风险的“硬伤”无法及时消除。
（3）电网风险闭环管理监督手段落后。
目前电网风险闭环管理的监督主要是通过专人收集设备管辖部门的风险控制反馈表及作业现场抽查风险控制措施落实情况两种手段进行，耗时耗力，但效果较差。
（4）各部门参与电网风险控制的主动性不够。
目前电网风险的评估、分析――预警发布――风险控制――控制情况反馈环节基本上由调度牵头进行，其他部门配合执行。局属各部门主动参与度不够，电网风险控制效果不理想。
由于存在上述问题，调度部门从2011年开始尝试性地针对一些风险值较大的电网风险控制工作进行改变，摸索一套更好、更有实效的电网风险控制方法。下面以社步站110kV#2M检修为例。
二、电网风险控制实例
社步站110kV#2M检修，进行110kV社南线1361刀闸消缺。
1.停电前设备主要情况。
社步站是桂平电网（县级供电公司）的主供电源。正常情况下，社步站#1主变、#2主变的总负荷最高约为 21.7万千瓦、平均负荷约为14.6万千瓦；桂平网区最高负荷约为 25.6万千瓦、平均负荷约为17.6万千瓦。
检修前110kV及以下设备运行方式：社步站#1主变、#2主变分列运行，110kV母线为单母线分段接线，110kV#1M上运行开关是110kV社乐线、110kV社木线、110kV专旁190开关（代路110kV社蒙祥线运行）；110kV#2M上运行开关是110kV社南线、110kV社西祥线、110kV社麻线，110kV社蒙祥线138开关挂110kV#2M热备用。如图1所示
因110kV社南线1361刀闸发热，需停电社步站110kV#2M进行消缺。
2.电网风险控制情况
（1）风险评估环节。
由于社步站是桂平电网的主供电源，且负荷较重。为此，调度部门联合局生技部，由生技部牵头组织各生产部门对风险进行梳理、分析，最后得出评估结果为：社步站所供负荷＞桂平网区总负荷负荷的 60%。一旦检修方式下N-1故障，将造成较大事故发生。针对风险评估结果，各部门提出本部门的风险控制措施，并经会议讨论，最终确定了风险控制措施。（附贵港电网风险量化评估截图）
（2）风险发布环节。
调度将风险评估结果编写电网运行安全风险预警通知单，通过内部门户网站、OA等形式向全局发布，通知涉险做好风险控制措施电网运行安全风险预警通知单包含了“危害辨识与风险评估概述”、“电网一次设备运行风险”、“电网继电保护运行风险”、“风险控制措施及实施要求”等五个方面的内容。
（3）风险控制环节。
各部门按照电网运行安全风险预警通知单的风险控制要求进行落实。
控制措施一：调度部门做好检修方式下的电网运行方式、继电保护及自动装置调整，避免检修方式下N-1故障造成较大事故，安排停电设备如期检修。由于检修前社步站所供负荷＞桂平网区总负荷负荷的 60%，为将风险降级，安排检修方式为：将桂平网区的负荷分为三片供电区域，尽量安排每片供电区域的供电负荷平衡，将每片供电区域的负荷按＜桂平网区总负荷的40%控制，从而保证了其中任一设备故障，均不会造成较大事故发生，从电网运行方式安排上将风险降级或减少。如图2所示：
控制措施二：设备管辖部门组织加强所辖责任区内的相应设备特巡特维，保证设备检修期间其他设备正常运行。部门相关一线班组准备抢修的备品备件，编写本班组的现场处置预案，并进行反事故演习，确保检修方式下发生事故时能正确、迅速反应，将事故影响尽可能减少到最低程度。
控制措施三：生产职能部门，如生技部、安监部等，组织人员监督各部门风险措施的落实情况，对检修工作的开展进行技术指导。
（4）风险反馈环节。
设备检修结束，电网风险解除后，各班组将风险措施落实情况反馈到调度。
3.风险控制结果：
本次电网风险由于生技部进行牵头组织，各部门积极参与了风险控制的各个环节，对风险认识到位，在行动上更为主动和积极，使得本次风险得到了有效控制。
三、对电网风险管理的几点建议
通过对电网风险管控方法的一些革新和尝试，使该项工作取得了较好的效果。为总结经验，促进工作，对今后的电网风险管控工作提出几点建议：
1. 电网风险控制由生技部进行牵头进行，效果会更为明显。
生技部作为局生产技术指导部门，对局各生产部门的业务熟悉，掌握着全局的生产资源，提出的电网风险控制措施更切合实际，更具有可操作性，调配各部门也更为容易。
2.建立电网风险管理系统。
借助于科技手段，建立电网风险管理系统，将电网风险管理的各个环节通过系统进行流转，最终固化流程。将依赖于人为的电网风险管理流程实施改变为依靠系统进行管理，从而进一步规范电网风险管理，也能极大地提高工作效率。
3.将电网风险评估结果融入到电网的长期规划中。
要将调度做的短期电网风险分析输入到电网规划中去，与电网规划的中长期风险结合起来，通过电网建设将电网风险降到最低程度。
电网风险就像空气一样无处不在，电网风险控制控制是一项长期的工作。随着电网的不断发展，用户对供电可靠性要求越来越高，电网风险的管控控制显得越来越重要。相信通过我们的共同努力，电网风险一定可以有效控制！
[关键词]电网；风险管控
前言：随着经济的高速发展，贵港电网的规模迅速增大。贵港电网现有500kV线路3条，220kV线路18条，110kV线路47条，拥有35kV及以上变电站93座。截止至2011年末，最高负荷已突破100万千瓦，成为广西电网第6个负荷突破100万千瓦的地区供电局。
电网的高速发展带来的技改、基建、新设备投运工作量极大增加，电网运行方式变动频繁，非正常运行方式、特殊运行方式难于避免，给电网安全稳定运行带来了威胁。
为此，电网风险管控工作在供电企业凸显得越来越重要。
一、目前我局的电网风险管控情况
1.现状
2008年开始，我局作为广西电网公司安全生产风险管理体系的试点单位，积极推行电网安全风险管理，对照体系要素要求开展了对现有规章制度的梳理，编制了电网风险管理的相关标准。通过近几年来的不断实践和总结，形成了电网风险评估、发布、控制、反馈的闭环管理机制。
2.目前存在的问题。
经过几年的电网风险管理的体系化运作，员工风险意识有了极大地提高，电网风险得到了较好的控制，但仍存在着不少问题:
（1）现有的电网风险控制方法无法满足新调规的要求。
《电力安全生产事故应急处置和调查处理条列》（第599号令）和新的《中国南方电网有限责任公司电力事故（事件）调查规程（试行）》的先后实施，对电网风险的等级进行了细分，考核更为严格，给电网运行带来了更大的考核压力。
（2）电网规划建设对电网风险分析结果响应滞后。
电网规划建设需经立项—可研—初设—设计—施工招标—工程建设等环节，由于建设周期长，且在建设过程中存在很多不确定性，导致单线单变、单电源终端变电站等电网风险的“硬伤”无法及时消除。
（3）电网风险闭环管理监督手段落后。
目前电网风险闭环管理的监督主要是通过专人收集设备管辖部门的风险控制反馈表及作业现场抽查风险控制措施落实情况两种手段进行，耗时耗力，但效果较差。
（4）各部门参与电网风险控制的主动性不够。
目前电网风险的评估、分析――预警发布――风险控制――控制情况反馈环节基本上由调度牵头进行，其他部门配合执行。局属各部门主动参与度不够，电网风险控制效果不理想。
由于存在上述问题，调度部门从2011年开始尝试性地针对一些风险值较大的电网风险控制工作进行改变，摸索一套更好、更有实效的电网风险控制方法。下面以社步站110kV#2M检修为例。
二、电网风险控制实例
社步站110kV#2M检修，进行110kV社南线1361刀闸消缺。
1.停电前设备主要情况。
社步站是桂平电网（县级供电公司）的主供电源。正常情况下，社步站#1主变、#2主变的总负荷最高约为 21.7万千瓦、平均负荷约为14.6万千瓦；桂平网区最高负荷约为 25.6万千瓦、平均负荷约为17.6万千瓦。
检修前110kV及以下设备运行方式：社步站#1主变、#2主变分列运行，110kV母线为单母线分段接线，110kV#1M上运行开关是110kV社乐线、110kV社木线、110kV专旁190开关（代路110kV社蒙祥线运行）；110kV#2M上运行开关是110kV社南线、110kV社西祥线、110kV社麻线，110kV社蒙祥线138开关挂110kV#2M热备用。如图1所示
因110kV社南线1361刀闸发热，需停电社步站110kV#2M进行消缺。
2.电网风险控制情况
（1）风险评估环节。
由于社步站是桂平电网的主供电源，且负荷较重。为此，调度部门联合局生技部，由生技部牵头组织各生产部门对风险进行梳理、分析，最后得出评估结果为：社步站所供负荷＞桂平网区总负荷负荷的 60%。一旦检修方式下N-1故障，将造成较大事故发生。针对风险评估结果，各部门提出本部门的风险控制措施，并经会议讨论，最终确定了风险控制措施。（附贵港电网风险量化评估截图）
（2）风险发布环节。
调度将风险评估结果编写电网运行安全风险预警通知单，通过内部门户网站、OA等形式向全局发布，通知涉险做好风险控制措施电网运行安全风险预警通知单包含了“危害辨识与风险评估概述”、“电网一次设备运行风险”、“电网继电保护运行风险”、“风险控制措施及实施要求”等五个方面的内容。
（3）风险控制环节。
各部门按照电网运行安全风险预警通知单的风险控制要求进行落实。
控制措施一：调度部门做好检修方式下的电网运行方式、继电保护及自动装置调整，避免检修方式下N-1故障造成较大事故，安排停电设备如期检修。由于检修前社步站所供负荷＞桂平网区总负荷负荷的 60%，为将风险降级，安排检修方式为：将桂平网区的负荷分为三片供电区域，尽量安排每片供电区域的供电负荷平衡，将每片供电区域的负荷按＜桂平网区总负荷的40%控制，从而保证了其中任一设备故障，均不会造成较大事故发生，从电网运行方式安排上将风险降级或减少。如图2所示：
控制措施二：设备管辖部门组织加强所辖责任区内的相应设备特巡特维，保证设备检修期间其他设备正常运行。部门相关一线班组准备抢修的备品备件，编写本班组的现场处置预案，并进行反事故演习，确保检修方式下发生事故时能正确、迅速反应，将事故影响尽可能减少到最低程度。
控制措施三：生产职能部门，如生技部、安监部等，组织人员监督各部门风险措施的落实情况，对检修工作的开展进行技术指导。
（4）风险反馈环节。
设备检修结束，电网风险解除后，各班组将风险措施落实情况反馈到调度。
3.风险控制结果：
本次电网风险由于生技部进行牵头组织，各部门积极参与了风险控制的各个环节，对风险认识到位，在行动上更为主动和积极，使得本次风险得到了有效控制。
三、对电网风险管理的几点建议
通过对电网风险管控方法的一些革新和尝试，使该项工作取得了较好的效果。为总结经验，促进工作，对今后的电网风险管控工作提出几点建议：
1. 电网风险控制由生技部进行牵头进行，效果会更为明显。
生技部作为局生产技术指导部门，对局各生产部门的业务熟悉，掌握着全局的生产资源，提出的电网风险控制措施更切合实际，更具有可操作性，调配各部门也更为容易。
2.建立电网风险管理系统。
借助于科技手段，建立电网风险管理系统，将电网风险管理的各个环节通过系统进行流转，最终固化流程。将依赖于人为的电网风险管理流程实施改变为依靠系统进行管理，从而进一步规范电网风险管理，也能极大地提高工作效率。
3.将电网风险评估结果融入到电网的长期规划中。
要将调度做的短期电网风险分析输入到电网规划中去，与电网规划的中长期风险结合起来，通过电网建设将电网风险降到最低程度。
电网风险就像空气一样无处不在，电网风险控制控制是一项长期的工作。随着电网的不断发展，用户对供电可靠性要求越来越高，电网风险的管控控制显得越来越重要。相信通过我们的共同努力，电网风险一定可以有效控制！