安全生产_供电局安全生产风险分析报告

2012年广州供电局安全生产风险分析报告（征求意见稿）广州供电局二一二年二月目录一、2011年安全生产风险管控工作回顾3（一）全面落实重点措施，有效防范电网风险3（二）做好设备风险防范工作，确保重要设备可靠运行3（三）加强作业安全管理，杜绝人身死亡事故4（四）落实社会影响风险预控措施，维护我局良好形象5二、2012年安全生产风险分析5（一）人身安全风险61.电气误操作引起的人身安全风险62.现场施工触电、感应电引起的人身安全风险73.高空坠落引起的人身安全风险84.承包商人身安全风险9（二） 电网安全风险101. 电网基准风险102. 基于问题的电网安全风险18（三）设备安全风险191.国务院599号令与南网新调规设备风险192.施工质量带来的设备运行风险203.老旧设备运行风险204.设备系统性缺陷造成的运行风险245.重、过载造成设备故障的风险276.自动化设备运行风险297.通信网架薄弱带来设备运行风险298.设备污闪事故的风险309.外力破坏风险3010.消防风险3311.用户专用设备故障风险34（四）基建工程施工的风险341.由于质量带来的风险342.由于进度带来的风险353.由于业主、施工、监理单位管理不到位造成的人身安全风险364.施工现场一般管理风险365.土建施工现场风险366.线路施工现场风险377.重点工程的人身安全风险37（五）自然灾害风险421.防风防汛风险422.雷击造成设备事故（事件）风险42（六）造成不良社会影响的风险431.电力供应风险432.用户用电安全风险433.用户停电时间管理风险454.基建工地存在被阻挠施工的风险46三、2012年安全生产风险控制措施46（一）人身安全风险控制措施461.电气误操作引起的人身安全风险控制措施462.现场施工触电、感应电引起的人身安全风险控制措施473.高空坠落引起的人身安全风险控制措施484.承包商人身安全风险控制措施49（二）电网安全风险控制措施561. 电网基准风险控制措施562. 基于问题的电网安全风险控制措施62（三）设备安全风险控制措施621. 599号令与南网新调查规程相关风险控制措施622.施工质量带来的设备运行风险控制措施633.老旧设备运行风险控制措施634.设备系统性缺陷造成的运行风险控制措施655.重、过载造成设备故障的风险控制措施666.自动化设备的风险控制措施677.通信网架薄弱带来设备运行风险控制措施688.设备污闪事故的风险控制措施689.外力破坏风险控制措施6910.消防风险控制措施7111.用户专用设备故障风险控制措施72（四）基建工程施工的风险控制措施721.质量带来的风险控制措施722.进度带来的风险控制措施733.由于业主、施工、监理单位管理不到位造成的人身安全风险控制措施754.施工现场一般管理风险控制措施775.土建施工现场风险控制措施776.线路施工现场风险控制措施787.重点工程的人身安全风险控制措施78（五）自然灾害风险控制措施891.防风防汛风险控制措施892.雷击造成设备事故（事件）风险控制措施89（六）不良社会影响等风险控制措施901.电力供应的风险控制措施902.用户用电安全风险控制措施933.客户停电时间管理风险控制措施944.基建工地被阻挠施工风险控制措施952012年广州供电局安全生产风险报告一、2011年安全生产风险管控工作回顾2011年初我局结合安全生产实际，对2011年人身、电网、设备、环境、基建及营销安全管理方面的风险隐患进行了全面的梳理和分析，形成广州供电局2011年安全生产风险分析与防范措施，梳理风险141项，制定措施303项，并按照风险控制措施实施时间要求切实执行各项控制措施，已完成285项措施，其余18项措施为中长期措施，在今年继续实施。（一）全面落实重点措施，有效防范电网风险2011年，我局严格控制电网风险，开展了“楚穗直流双极投运后广州电网安全运行”专项研究，制定落实电网运行措施和设备运维方案，并开展楚穗直流联合反事故演练。坚持每月、每日发布电网、设备运行风险，制定督查计划，加强设备的特维和巡视，实现风险评估、发布、管控、监督的闭环管理，抓好重点风险管控，有效化解各级电网风险283项、设备风险1740项，未发生一般及以上电网事故，未发生误调度、误操作、误整定事故。（二）做好设备风险防范工作，确保重要设备可靠运行2011年，积极开展设备状态评估，编制并发布了设备健康状况评估报告及2011年广州供电局设备风险概述。组织各单位开展防风防汛专项检查工作，共梳理出784项防风防汛风险，形成了广州供电局2011年防风防汛风险评估及控制措施，并逐一落实。设备安全运行创历年最好水平，2011年设备事故2起，同比下降60%； 设备一类障碍20起，同比下降37.5%。（三）加强作业安全管理，杜绝人身死亡事故1.加强风险管控，防止误操作引起的人身安全风险。制订广州供电局2011年杜绝误操作工作方案等方案，各单位根据方案制订具体的实施方案并按计划推进。加强变电站“五防”装置等相关设备的检查维护，防误装置的重大及紧急缺陷消缺率、消缺及时率均为100%。坚持操作票三级审核、五防模拟、操作监护及“零解锁”制度的贯彻执行。2.承包商的人身安全风险管理2011年，我局无发生员工人身伤亡事故，发生“7.15”承包商人身死亡事故1起，死亡1人。“7.15”事故发生后，我局深刻反思承包商及施工安全管理中存在的漏洞和问题，强化对人员作业的安全管理。开展承包商资信评价，建立承包商资信考核评价制度。重新对327家承包商进行资信评价考核，评审通过241家综合实力较强的承包商在我局的施工准入资质，提高了承包商总体素质。对承包商进行综合资信评价，建立人员资质注册、考试、审核、监察机制，对参与我局各类工程施工的承包商人员按照“准员工”标准实施规范化管理。严格执行承包商人员持证上岗制度，已组织5批次承包商人员参加电网建设作业人员资格认定考核。建立关键技术工序的施工资格准入和淘汰制度，在我局基建、大修技改、业扩配套工程中10kV电缆头制作必须持有资格证的人员方可施工。强化承包商现场施工安全监察管理。2011年全局安监人员开展了18399次现场安全监察工作，其中检查承包商12012次。对承包商人员资质、项目开工前的十大必备条件的审核、施安全作业“十个规定动作”等的刚性执行等开展监察。对承包商在施工过程中发生的违章、质量事故、安全事故等，按照承包商管理规定，给予相应处罚，同时对该公司负责人进行约谈。进一步充实、规范业主项目部人员配备，充分发挥业主项目部、监理项目部和局安监大队监管的力量和作用，确保施工现场监理人员及时到位。（四）落实社会影响风险预控措施，维护我局良好形象我局对重要电力用户用电进行安全风险评估，分析重要电力用户供电电源、供电网络的可靠性，切实开展用户安全管理工作，落实预控措施，全力完成保供电用户的电力保障工作，圆满完成了广州地区大运会保供电和支援深圳任务。精心组织供电保障，在国家领导人视察广州期间成功避免了重大停电事故，受到南方电网公司的表彰，顺利完成普通保供电105宗，大型保供电30宗。二、2012年安全生产风险分析国家及南方电网公司有关事故（事件）条例和规程的颁布实施，对安全生产工作提出了更高更严的要求，涉及的安全生产管理内容也更广更细。根据国务院599号令、中国南方电网有限责任公司电力事故（事件）调查规程（试行）（以下简称新调规）、广州电网运行方式的改变、楚穗直流双极投运后广州电网相关设备运维策略的改变及承包商安全管理薄弱等风险，同时结合今年的工程计划安排，在广州供电局2011年安全生产风险分析与防范措施的基础上，继续落实去年未完成的中长期控制措施，并对2012年人身、电网、设备等安全管理方面存在的风险隐患进行全面梳理和分析，编制了2012年广州供电局安全生产风险报告。（一）人身安全风险1.电气误操作引起的人身安全风险（1）现状分析误操作可能引起的人身安全风险主要有带电合地刀或挂地线、带地刀或地线送电、带负荷拉合刀闸。目前，我局主网电气操作主要采取远方操作模式，防误的各种机械、电气连锁、微机五防装置较为完善，并严格实施操作票三级审核、五防模拟、操作监护及“零解锁”制度，人身安全风险得到有效控制；但配网部分设备防误的各种机械、电气连锁未能完善，没有微机五防，且采取就地操作模式，误操作的风险较为突出。（2）风险概述就地装设接地线，因误入带电间隔引起的人身伤害。就地操作过程中，因10kV开关柜设备故障短路引起的电弧灼伤。部分老旧变电站110kV以上隔离刀闸和接地刀闸未实现远方操作功能，部分10kV开关柜线路侧未配置接地刀闸，就地操作过程中有可能对人身造成一定的威胁。配网设备间隔闭锁和环网联络柜逻辑闭锁功能未完善或存在缺陷，有误操作的风险。2.现场施工触电、感应电引起的人身安全风险（1）现状分析随着电网建设速度的加快，我局各类现场作业点多面广，据统计，近几年全局主、配网及工程专业的运行、检修、试验、施工等现场作业日均超过100处，其中不乏大型交叉作业，我局通过加强对施工前风险评估、工作票管理、调度侧管理、现场监督管理等一系列措施，有效地控制了风险。但施工触电及感应电造成的人身伤害仍是我局高风险因素之一，特别是10kV开关柜作业造成的人身伤亡近几年在系统内时有发生，需引起足够的重视并加以防范。（2）风险概述同塔双（多）回线路部分线路停电作业，或工作线路与带电线路平行，或在运行中线路登杆、塔作业，作业人员存在着触电、感应电受伤风险。人员或工器具等与带电线路小于安全距离，或人员误入带电线路侧，易造成人员触电。线路运行维护时在修剪树木工作中，由于作业人员无采取安全措施，导致线路对树木放电作业人员触电；工作过程中，由于低压侧或用户侧倒送电，极易引发作业人员触电。10kV开关柜由于采用紧凑型封闭设计，绝缘距离裕度较小，在母线带电而又未采取强制隔离措施的情况下，工作人员极易造成触电。3.高空坠落引起的人身安全风险（1）现状分析每年主、配网大量线路施工、检修、维护工作均需要进行登杆作业。无论从我局内部还是从整个电力系统的安全事故记录来看，由于杆塔结构的原因，高空坠落是登杆作业中面临比较突出的人身安全风险。（2）风险描述钢管杆（塔）主材直径大、登塔人员难以合抱，自主材向横担移位时，跨度大且无扶手和脚踏处，极易发生坠落。在横担上作业时，横担无其它支撑，双保险只能系在同一横担上；且横担较窄、作业人员身体难保持平衡，有高空坠落风险。不掌握杆塔材质状况及作业中的受力状态，对高空作业现场实际风险评估不充分，防倒杆措施或作业方式选择不当，造成登杆作业中杆塔倒塌或横担折断，导致人员高空坠落的风险。高处和高空作业较多，工具和器材跌落几率大，存在打伤下方工作人员的风险。4.承包商人身安全风险（1）现状分析2011年在安监部资质备案的承包商达241家，承包商现场安全管理水平良莠不齐，我局连续3年发生承包商人身伤亡事故，多经企业和承包商存在极高的人身事故风险。2011年我局“7.15”承包商人员触电死亡事故，给我们再次敲响了警钟。（2）风险概述良莠不齐，部分承包商的安全管理薄弱，现场控制存在不到位现象，特别是多班组、多工种协同作业现场，以及交叉作业现场欠缺协调、分工不清、职责不明、违章现象依然存在。 承包商由于中标工程项目较多，施工人员不稳定，流动现象严重，并存在工程违规分包可能。对于大型、复杂或危险性高的现场施工作业，承包商事前危害识别与风险评估能力不足，安全技术控制措施不完善。施工单位工作负责人现场安全管理、指挥及协调等综合能力不满足现场作业的要求。对于关键技术工序的电力专业施工，譬如电缆接头制作，施工单位缺乏高技能人才或人员技能不足。承包商自身管理不健全、不完善，部分承包商安全管理人员严重不足。各类项目任务量大，点多面广，项目管理人员紧缺，普遍存在一人兼管多项工程现象，现场安全监督人员不足。承包商选择上过分依赖关联企业，对承包商选择的开放性不足。 施工现场生产机具、生产用电及个人防护用品存在管理不到位的情况。（二） 电网安全风险1. 电网基准风险（1）对照国务院第599号令与南网新调规，广州电网发生电力事故（事件）风险突出，电网运行及风险控制难度增大。对照国务院第599号令，在正常及N-1检修方式下，广州电网存在较大事故风险3项，一般事故风险10项。对照南网新调规，广州电网存在一级事件风险43项，二级事件风险230项，三级事件风险397项。广州电网发生电力事故（事件）风险突出，尤其在电网结构薄弱、电力供需矛盾突出的形势下，电网运行控制压力更大，对电网方式安排、调度监控、运行操作、风险控制等工作提出了更高的要求。l 较大事故风险增城地区较大事故风险。500kV增城站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，或2012年500kV增城站主变采取2+2分区供电方式下，增城站#2、#3主变检修方式下发生N-1故障，增城市损失负荷比例超过60%、用户停电比例超过70%。从化地区较大事故风险。220kV从化站220kV 1M、2M母线或#1、#2主变，检修方式下发生N-1故障，从化市用户停电比例超过70%。中部电网较大事故风险。2012年，220kV棠下站分母运行，中部电网优化工程完成前，500kV广南站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过20%。l 一般事故风险南部电网一般事故风险。500kV广南站220kV 1M、2M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过10%。中部电网一般事故风险。500kV广南站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过10%。北郊片网一般事故风险。500kV北郊站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过10%。增城地区一般事故风险（新塘站）。220kV新塘站220kV 1M、2M母线或220kV增新甲乙线检修方式下发生N-1故障，或220kV增新甲乙线发生路径N-1故障，增城市损失负荷比例超过40%。增城地区一般事故风险（荔城站）。220kV荔城站220kV 1M、2M母线或220kV增荔甲乙线检修方式下发生N-1故障，或220kV增荔甲乙线发生路径N-1故障，增城市用户停电比例超过50%。从化地区一般事故风险（从化站）。220kV从化站110kV 1M、2M母线，检修方式下发生N-1故障，从化市用户停电比例超过50%。从化地区一般事故风险（绿洲站）。220kV绿洲站220kV 1M、2M母线或#2、#3主变，检修方式下发生N-1故障，从化市损失负荷比例超过40%。从化地区一般事故风险（从化站稳控）。220kV从化站稳控装置动作切除最大可切量，从化市损失负荷比例超过40%。增城地区一般事故风险（增城站稳控）。220kV新塘站稳控装置动作切除最大可切量，增城市损失负荷比例超过40%。增城地区一般事故风险（荔城站备自投）。220kV荔城站备自投动作，过载联切切除最大可切量，增城市用户停电比例超过50%。（2）广州电网作为交直流混联运行、西电输送的受端负荷中心之一，在直流系统严重故障造成系统失稳的情况下，面临大面积停电的风险。楚穗直流双极投运后，南方电网主网强直弱交特性更加凸显，交直流混联特性更加复杂，直流闭锁造成系统失稳的风险更加突出。楚穗直流大负荷运行时双极闭锁，一旦稳控拒动，可能导致系统失稳；楚穗直流单极闭锁，短时内天广、兴安等直流任一单极闭锁，系统失稳；楚穗直流双极闭锁，短时内天广、兴安任一直流同时单极或双极闭锁，即使相关防范单一直流双极闭锁的稳控措施正确动作，系统仍然失稳。广州电网部分设备严重故障可能造成楚穗直流换相失败，严重情况可能造成多回直流持续换相失败，引起系统失稳，需要密切关注：北郊站、增城站500kV出线发生三相短路或单相短路且开关拒动，会导致四回及以上直流同时换相失败且直流功率降至零，可能引起系统稳定破坏。北郊站、增城站、广南站220kV侧出线及花地、华圃等28个变电站220kV出线发生三相短路故障可能导致楚穗直流换相失败。（3）广东省网500kV内环网解开，广南、狮洋片成为末端电网，供电能力及可靠性降低，存在大面积停电的风险。为了限制短路电流、优化潮流分布，2012年广东电网采取沙角电厂分厂、打开500kV内环网运行，“江中珠+广州南部”成为末端电网，大方式下需通过蝶五双线、江西双线4回500kV线路受入4800MW电力。一旦4回线路发生单回或多回线路跳闸，或者末端电网内部大机组跳闸，都需要大面积紧急限电；如果线路跳闸或内部机组跳闸后稳控拒动，则有连锁跳闸导致末端电网与主网解列、造成重大电网事故的风险；若线路跳闸导致机组保护误动跳闸，也可能引发末端电网失稳以及损失大量负荷。内环网开断后，500kV五狮双线、顺广双线、江西双线等线路检修或跳闸的情况下，末端电网可靠性大幅下降，需要重新合上内环网，运行控制复杂，并存在短路电流超标的风险。（4）受制于系统短路电流水平超标，被迫采取分区解环、母线分列等运行措施，导致电网供电可靠性和灵活性降低，存在局部电网解列或大面积停电的风险。近年来，随着电网工程投产及电源大幅增长，电网结构越来越紧密，短路电流持续上升；为降低短路水平，多个站点被迫采取分区解环、母线分列等措施，产生部分单端多站长距离串行供电的结构，导致供电可靠性及供电能力降低。2012年，主要分母运行站点及串供情况包括：500kV增城站主变2+2分母运行；500kV广南站主变1+2分母运行；天河站分母运行，北郊站犀牛站麒麟站天河站鹿鸣站串供；开元站分母运行，增城站华圃站开元站串供、广南站黄埔A厂开元站串供；罗涌站、棠下站分母运行；北郊站与花都站断开220kV联络，空港站、汉田站终端运行。一旦供电端发生故障，将导致多个站全站失压，造成局部地区大面积停电。（5）主网网架结构薄弱，关键断面、设备供电能力受限，超稳定极限运行风险突出；部分220kV、110kV变电站供电可靠性低，存在全站失压的风险。2012年，主网网架结构仍然薄弱，关键断面、设备重过载问题等突出，部分站点供电可靠性低，存在全站失压风险，电网运行控制难度较大。花都站主变、广南站主变、北郊站主变、220kV广瑞甲乙线、广儒甲乙线、北石甲乙线、北犀甲乙线、北涌甲乙线、麒天甲乙线、厚瑞甲乙线等电网关键断面、通道重载运行，供电能力受限。新塘、嘉禾、茶山、迎宾等多个220kV终端变电站由同塔双回电源供电，路径N-1情况下，全站及其所供部分110kV变电站全站失压、局部地区面临大面积停电风险。设备重过载及不满足N-1情况突出，不满足主变N-1的220kV变电站占24%，不满足主变N-1的110kV变电站占23%。存在110kV线路三级及以上串供接线5项，存在保护失配导致越级跳闸风险。存在110kV单线供电情况16项，供电可靠性低，线路N-1情况下面临全站失压风险。110kV 3T接线不规范，T接主变超过3台的线路7条，主变并接供电11处，线路长期重载，检修安排困难。（6）电网安全稳定控制装置、主保护拒动可能导致系统稳定破坏，造成大面积停电甚至全网失稳的风险。广东电网安稳控制系统在广州电网已经安装有北郊、增城、广南3个控制子站，16个切负荷执行站。随着主网潮流进一步增加，电网安全裕度进一步降低，双回线路N-2等严重故障都需要依靠安稳控制系统确保安全；一旦发生故障时稳控系统拒动，可能导致系统稳定破坏或大面积停电。如500kV蓄增甲乙线故障，广蓄电厂稳控系统拒动，广东电网主网将动态失稳；沙角电厂机组检修情况下，如顺广甲乙线故障，广南站稳控系统拒动，广南片、狮洋片将面临大面积停电。此外，安稳系统结构复杂，PT、CT回路、跳闸回路和通信回路复杂、压板多，且程序更新和调试均由厂家人员具体负责，对现场安全技术措施和组织措施的布置落实要求较高，现作和运行操作均存在一定的风险。500kV厂站若发生500kV保护死区故障（单相或相间故障），电网不能维持稳定；大多数厂站发生500kV线路三相短路，主保护拒动，电网不能维持稳定；大多数500kV厂站发生500kV或220kV母线三相故障，母差保护拒动，电网不能维持稳定。（7）局部电网动态无功储备不足，故障情况下电压可能大幅跌落；电网发生大扰动时，电压暂降可能造成大范围低压脱扣动作，瞬间损失大量负荷。广州电网负荷增长迅速，区内动态无功电源少，电压支撑能力不足，尤其以中部、东部、北部地区最为严重。在500kV线路尤其是西电东送通道故障后，潮流大幅转移可能造成西电交流落点及临近变电站电压大幅下跌，尤其北郊、花都站500kV母线电压需特别关注。110kV及以上电网发生大扰动时，可能造成电压暂降，导致大量低压脱扣装置动作，全网瞬间损失大量负荷。2011年，广州电网发生两起损失负荷较多的低压脱扣事件：7月 31 日，220kV北石乙线相间故障引起北郊片电压瞬间跌落，低压脱扣损失负荷约300MW；8月 15 日，110kV 嘉人乙线相间故障引起嘉禾片电压瞬间跌落，低压脱扣损失负荷约200MW。（8）2012年电力供应面临较多不确定因素，电力供需矛盾突出，存在大面积错峰限电的风险。根据南网及省网预测，2012全年电力供应形势持续紧张。南方五省区来水为多年平均的四到五成，电煤供应不稳定，全网电力供需形势更为严峻，将出现全年持续缺电的情况；广东电网全年电力供应紧张，最大缺口9500MW左右，出现在上半年，度夏期间最大缺口7000MW。预计广州地区电源性缺口将达100160万千瓦，电力供需矛盾特别突出。此外，受花都站主变、广南站主变、北郊站主变、220kV广瑞甲乙线、广儒甲乙线、北石甲乙线、北犀甲乙线、北涌甲乙线、麒天甲乙线、厚瑞甲乙线等主网关键断面及部分220kV主变、110kV设备重载影响，广州电网还存在较严重的结构性限电问题。（9）广州作为国家中心城市、综合性门户城市和区域文化教育中心的国际大都市，重要用户量大面广，保供电责任重大；部分重要用户供电可靠性不高，存在停电或失压风险。广州作为国家中心城市、综合性门户城市和区域文化教育中心的国际大都市，党政军、交通、传媒等重要用户量大面广，重要会议、活动繁多，保供电责任和意义重大；同时由于配网结构薄弱、设备残旧、配网可转供率不高等因素综合影响，部分重要用户供电可靠性不高，存在停电或失压风险，保供电压力巨大。2. 基于问题的电网安全风险根据2012年重点工程及检修工作计划，初步对停电期间的电网风险进行分析和评估，构成级电网风险12项、级电网风险9项。l 级电网风险（1）中部网优化工程：220kV广瑞甲乙线、赤厚甲乙线同停。（2）狮洋-花地工程：220kV广芳甲乙线、广花甲乙线同停； 220kV芳聚甲乙线同停。（3）北郊站更换刀闸：北郊站220kV 1M、2M轮停；北郊站220kV 5M、6M轮停。（4）聚龙工程：220kV芳富甲乙线同停。（5）新化高速迁改工程：220kV黄赤甲乙线同停；220kV儒潭甲乙线同停。（6）甘岭输变电工程：220kV狮花甲乙线同停。（7）东区二期迁改项目：220kV黄碧甲乙线同停。（8）木棉工程施工：220kV绿从甲乙线同停。（9）狮洋-富山工程：220kV富鱼线停电。（10）萝岗新城高压线下地工程：220kV增棠甲乙线同停。（11）甘岭站接入：220kV狮花甲乙线、狮富甲乙线同停。（12）潭村站GIS设备大修：220kV儒潭甲乙线同停。l 级电网风险（1）增城地区规整工程：500kV穗水丙线、水增线、增穗乙线，220kV增荔甲乙线同停。（2）中电荔新工程：新塘站220kV母线、220kV增新甲乙线同停。（3）增城至中部网第二通道工程：220kV增棠甲乙线同停。（4）犀牛输变电工程：220kV北麒甲乙线同停。（5）广乌改造工程：220kV广番甲乙线同停。（6）华润-迎宾工程：220kV虎亚甲乙线同停。（7）迁岗工程：220kV庙科甲乙线同停。（8）碧山站综自改造：220kV棠碧甲线、棠碧乙线轮停。（9）宁西至荔城送电工程：220kV增荔乙线停电。（三）设备安全风险1.国务院599号令与南网新调规设备风险对照国务院第599号令与南网新调规，广州电网发生电力事故（事件）风险突出，设备风险控制难度增大。对照国务院第599号令和南网新调规，一般事故2项，一级事件风险38项，二级事件风险55项。这些风险导致电网运行控制压力更大，对设备运维等工作提出了更高的要求。l 一般事故风险（1）500kV变电站主变一般事故风险。500kV增城站、广南站、狮洋站、北郊站某一相主变发生重大缺陷、且需返厂检修时，直接经济损失可能大于100万元。（2）220kV变电站主变一般事故风险。220kV变电站某1台主变发生烧毁现象、需更换或返厂大修时，直接经济损失可能大于100万元。2.施工质量带来的设备运行风险（1）现状分析近年来，我局电网建设发展迅猛，电网结构不断完善，电网可靠性不断提高。但是，由于施工单位水平参差，赶进度现象仍然存在，一定程度上造成了设备投运先天不足，给后续的安全运行带来一定的隐患。（2）风险概述设计不合理导致设备运行环境不佳，带来设备运行风险。在现场不满足施工条件的情况下，强行施工，如GIS安装，造成设备内部运行风险。施工工艺不符合要求，没有按照设计要求施工，如地网焊接、软基处理等，导致后续的运行风险。验收时间不足，影响验收的完整性，容易造成后续的运行风险。遗留问题得不到根本的解决，导致设备运行条件不佳。图纸、资料移交不及时、不完整，导致运行依据缺失。3.老旧设备运行风险（1）输电设备现状分析a.现有的输电线路仍存在大量的拉V塔和水泥杆，运行安全系数较低、运行年限较长，维持杆塔平衡的拉线占地范围大、易受外力的影响；一旦在外力的影响下，拉线失效的缺陷在短时间内极易发展为倒塔的恶性事故，连锁引发电网事故的安全风险。b.从2011年3月起由于线路运行方式调整、迎峰度夏期间线路负荷上升，导致线路线夹发热的缺陷逐渐暴露出来，共处理了12起导线过流金具异常发热造成的紧急缺陷。c.部分铁塔采用的玻璃绝缘子跨越人口活动或聚集区域，一旦发生劣化造成自爆，有损坏过往人员或车辆的安全风险。风险概述a. 拉V塔、水泥杆运行安全系数较低，杆塔缺陷发展至倒塔事故迅速，导致线路跳闸甚至砸伤人（物）。b.玻璃绝缘子自爆后带来的高空坠物，损伤过往的人员或车辆。（2）变电一次设备现状分析a.我局部分老旧变压器运行时间接近20年，且缺陷较多，如增城站#2主变（运行20年，总烃含量超标）、蓝田站#1变（运行19年，乙炔超标）、公益站2主变（运行17年，乙炔超标），白山站#2主变（运行24年，渗漏油情况严重），上述主变存在一定的运行风险。b.老旧的10kVXGN开关柜GN30刀闸发热情况较多，其中，白山、北棠站10kV开关柜老旧，设备发热严重，07年已立项更换，由于负荷无法转出，一直未能安排高压室停电，运行风险较大。c.我局相当部分110kV及以上的刀闸是老旧的国产刀闸，机构锈蚀严重，触指性能差，发热频繁。d.我局现运行的GIS设备中运行超过20年的有16个间隔。其中区庄站110kV 配电装置是广东省第一套GIS设备，设计寿命为25年，已运行27年。风险概述a.我局部分老旧变压器运行时间接近20年，且缺陷较多，存在运行风险。b.XGN开关柜GN30刀闸机构及用材容易造成发热现象，特别是白山、北棠站10kV负荷常年重载，触头发热频繁，容易造成设备事故。c.老旧的国产刀闸，机构锈蚀严重，容易造成操作事故；触指性能差，发热频繁，容易造成设备事故。d.区庄站110kV GIS设备现已超过设计寿命年限，存在很大运行风险，但由于停电原因，改造相当困难。（3）继保自动化设备现状分析a.旧棠下变电站的母线保护为中阻差保护（集成电路型），运行年限超过15年。由于棠下站GIS改造仍未最后完工，设备仍无法退出运行。b.北棠、番禺变电站仍分别使用FZY-J1型与D20A型RTU自动化设备，型号老旧，运行时间超过了12年。已在2006年和2007年立项进行改造，由于停电和征地等原因进展缓慢。对于该类型的老旧RTU设备，设备厂家已停产该型号设备，备品备件不齐全，存在运行风险。c.潭村、白山、均和、温泉等变电站的部分继保、自动化设备运行已超过了12年，瑞宝、赤沙、开元、嘉禾、茶山、罗涌、泮塘、郭塘等变电站运行时间超过8年，设备出现老化现象，缺陷较多，严重影响设备安全可靠运行。风险概述部分早期的保护和自动化设备运行年限长，装置老化，设备缺陷频发。设备厂家已停产该型号设备，备品备件不齐全，无法提供足够、及时的技术支持。（4）配电设备现状分析老旧、残旧设备数量已较2007年有很大幅度下降，但截止2011年底，仍有179台产气柜，758台压气柜，46.65千米油纸电缆在运行中，这些设备运行中存在绝缘水平低、开关开断容量不足，存在安全隐患。风险概述a.产气柜存在开断容量不足问题，属于淘汰设备，目前均已不能操作，停电操作需操作上一级电房内开关设备，扩大了停电范围。b.压气柜和油纸电缆属老旧设备运行年限长，存在绝缘水平下降等设备安全风险。（5）通信设备现状分析a.部分110kV变电站的通信直流电源设备没有实现远程监控，部分站点蓄电池容量不满足要求，双重化配置低，缺陷较多。b.部分接入设备老化，且该部分设备型号已停产，无法采购备品备件，出现故障将难以修复。c.综合数据网设备投运较早，部分设备没有实现双引擎保护。风险概述a.部分110kV变电站的通信直流电源设备没有实现远程监控，部分站点蓄电池容量不满足要求，双重化配置低，缺陷较多。无实现电源监控的站点，不能及时发现电源故障.b.老化的接入设备（6062）主要分布在我局承担与广东电网公司互联和局端上下业务地位重要，故障时将影响重要业务。c.综合数据网设备投运较早，部分设备没有实现双引擎保护。缺少双引擎的数据网设备主要分部在核心层故障导致重要业务中断。4.设备系统性缺陷造成的运行风险（1）LW6-220型断路器绝缘拉杆松动或松脱现状分析平顶山开关厂LW6-220型断路器在2005年发现有绝缘拉杆松动或松脱现象，经过厂家的防松法兰反措整改，效果不理想，无法根治，现已停止。目前，我局仍有44台在运行中，现阶段只能通过加强监视标记来确保其安全运行，有较大的安全风险。风险概述LW6-220型断路器绝缘拉杆松动或松脱可能造成开关拒动，不能正常切开故障电流，导致越级跳闸或设备损坏；开关不能正常分闸，导致机构动作但开关实际未分开，导电回路仍然存在，容易误导操作人员导致带负荷拉合刀闸。（2）10kV移开式小车开关短路事故风险现状分析开关小车操作过程中，有可能由于触头挡板掉落导致短路事故，并造成人身事故。10kV移开式开关柜触头挡板在小车进出时会自动升降，操作过程中升降臂有可能松脱，挡板掉落导致短路事故。2008年广东电网接连发生2起10kV移开式开关柜在正常操作中发生的短路事故，其中一起在我局。按相关反措要求，对进入系统运行的手车柜，开关小车导电臂必须安装绝缘护套。我局已抓紧落实，但该措施仍不能完全杜绝同类事故的发生。风险概述开关小车操作过程中，有可能由于触头挡板掉落导致短路事故，并造成人身事故。（3）户外GIS设备锈蚀、密封问题的风险现状分析我局现运行的设备中，部分户外GIS设备达不到户外设计要求，导致锈蚀、密封问题较多，带来一定的设备运行风险。其中，花地站110kVGIS的锈蚀最严重，存在机构箱辅助节点接触不良导致刀闸和接地刀闸不能操作及刀闸转动轴承锈蚀卡阻的情况。再如乌洲站由于GIS设备SF6压力表接线盒进水受潮，导致直流接地故障。风险概述a.机构的锈蚀可能导致刀闸无法操作。b.密封的问题可能导致漏气、微水超标，将危害绝缘，影响灭弧，并产生有毒物质。c.由于压力表接线盒进水受潮，导致直接接地故障。（4）同杆并架双回线路发生跨线故障时保护误动的风险现状分析220kV番良线、花泮线、花罗甲线以及田心站2030 旁路保护未配置光纤电流差动保护或具有分相命令的光纤距离保护，线路发生跨线故障时保护可能判为相间故障永跳，影响供电可靠性。风险概述220kV番良线、花泮线、花罗甲线为同杆并架双回线，目前线路保护未配置光纤电流差动保护或具有分相命令的光纤距离保护，当线路发生跨线故障时，目前运行中的保护可能判为相间故障永跳，影响供电可靠性。（田心站2030 旁路保护在代路时情况同理）。（5）500kV广南站500kV线路汇控箱继电器锈蚀问题的风险现状分析部分户外二次设备达不到设计要求，锈蚀问题严重，存在设备运行风险。其中，广南站500kV线路汇控箱继电器锈蚀情况较严重，2011年9月，500kV沙广甲线在线路由检修转运行操作时，由于防跳继电器锈蚀卡阻导致5013开关不能合闸。风险概述户外汇控箱继电器锈蚀可能影响开关的正常动作。5.重、过载造成设备故障的风险 （1）导线连接部位发热断线风险现状分析2011年通过增大对输电设备红外检测的频次和范围，及时发现和处理了12起线路发热导致的紧急缺陷，成功避免了设备事故的发生，有效降低了因线路故障停运带来的电网风险。但输电线路导线连接部位点多面广、红外检测要求条件较苛刻（适宜夜间进行）以及调度运行方式临时改变等因素，导致部分线路导线连接部位发热缺陷不能得到及时发现、红外缺陷恶化迅速存在发热断线的安全风险持续存在。风险概述当系统运行方式改变或潮流发生变化导致重载运行时，导线连接部位发热问题尤为凸现，如果发热严重而又得不到及时的发现和处理，将出现导线熔断故障，直接影响电网安全稳定运行。（2）部分馈线和配变过载或重载造成安全运行风险 现状分析2011年共出现过载10千伏馈线157条，重载馈线463条，重、过载馈线占公用馈线总数的13.89；过载配变1228台，重载配变1592台，重、过载公变占总数的10.19，并伴有低压分支线过载烧断线的现象。风险概述a.重、过载线路和配变长时间运行，降低设备绝缘水平和使用寿命，存在烧毁设备的安全风险，并存在伤及人员的安全风险。b.低压线路烧断跌落存在伤及路人的安全风险。c.重、过载线路限制配网的转供电和线路运行方式调整，在检修和故障处理时，存在方式调整困难，停电时间长的风险。6.自动化设备运行风险（1）现状分析目前我局调度自动化系统采用南瑞OPEN3000与东方DF8003两套互为主备的调度集控系统，根据新调规，自动化设备存在发生1至5级事件的风险。（2）风险概述机房电源系统故障、空调系统故障、水浸等原因可能导致两套自动化系统全停，根据“省级以上调度自动化系统失灵超过5分钟”的标准，构成一级事件。系统更新过程中因意外导致系统失灵、系统功能缺陷导致的单套系统非计划停运等情况下，根据“省级以上调度自动化系统按主/备调度自动化系统配置时，发生主系统非计划停运超过8小时，或备用系统非计划停运超过48小时” 的标准，构成二级事件。直流电源系统故障、站控层交换机双机失电或故障等情况下，可能构成三、四、五级事件。7.通信网架薄弱带来设备运行风险（1）现状分析通信传输网网络复杂，节点数量大，资源需求及分布不均，还有部分网络存在资源缺口。传输B网目前核心带宽仅为2.5G，只能满足目前2M级别的业务需求，没有提供大颗粒业务如155M业务的能力。部分新建220kV投产变电站存在单设备、单路光缆的情况。包括：220kV庙岭、科城站等站，造成传输网设备未能成环保护。（2）风险概述 随着业务量需求不断增大，目前传输AB网部分汇聚环和接入环带宽占用率已经达到80%-90%，不能再满足日益增长的通信业务需求。 通信站点传输设备单链路运行，在光缆故障时没有成环保护，当光缆或设备出现故障时，会导致包括安稳、保护、自动化业务重要业务中断。8.设备污闪事故的风险(1)现状分析广州地区阴霾多雾天气多发，且城市污染较严重，我局近几年虽不断加大改造力度，但部分设备因污源情况变化及改造难度等原因，广州电网目前仍然有极少数不符合现有防污等级的运行设备，设备污闪的风险仍然存在。（2）风险概述在设备运行环境极端恶劣的情况下，有可能发生设备污闪事故。9.外力破坏风险（1）非蓄意破坏现状分析我局输电线路及中低压配网线路遍布城乡各地，运行环境十分复杂，容易受到外部环境各种因素的影响，主要包括人为破坏和自然破坏两方面。近几年，由于市政工程及外部流动作业等因素，给我局防外力破坏带来极大困难和压力，尽管我局已做了很大努力，但因外力破坏造成的事故障碍一直居高不下。2011年10kV馈线跳闸77次，占故障跳闸次数的15.3，位列配网10kV馈线故障跳闸次数的第4位。风险概述a.线路保护区内的违章施工、高杆植物、违章建筑等容易造成与导线安全距离偏低，从而引起线路跳闸，对输电线路安全运行造成严重威胁。b.在输电架空线路线行底流动吊车作业，因作业距离不足造成放电跳闸。c.线路走廊附近由大风扬起的飘浮物、杆塔上的鸟巢以及山火容易造成线路短路放电，从而导致线路跳闸。d.清障工作、特别是对树木实施砍伐经常受到农民和绿化园林单位的制约，发现的隐患不能及时消除，造成设备运行风险恶化。e.城市广告牌遮挡覆盖低压街线，运行巡视无法查看，难以发现缺陷和隐患,存在漏电伤及人员的危险。f.市政等工程项目在靠近电缆走廊沿线施工，在图纸资料不全和未经探测的情况下采用大型机具盲目开挖，误伤运行中电缆。g.盲目开展顶管作业，因图纸不准确和探测手段落后造成顶管作业误伤运行中电缆。h.电力电缆的铜芯、铜屏蔽，甚至避雷器、拉线等都成为不法分子盗取的对象。电力电缆被盗造成的外力破坏事故数量增多。（2）蓄意破坏现状分析近几年，经过我局与公安机关联合开展打击盗窃破坏“三电”违法斗争行动以来，广州地区盗窃破坏电力设施案件及其损失连续4年大幅下降，但随着国际铜价期货价格的不断上涨，案件反弹势头明显，个别地区发案较为突出，部份镇街案件反弹明显。通过开展创建平安电网集中整治，消除了一批影响电网安全运行的外部隐患，但是电力设施被盗窃破坏仍是影响电网安全运行的主要因素。风险概述a.电力设施存在点多,线长,面广的特点,防范难度大。b.外委施工单位人员管理薄弱，且人员流动性大，法律意识薄弱，容易造成监守自盗，私自变卖废旧电力设施行为发生。c.废旧金属收购业管理滞后，销赃渠道未能完全堵塞。d.青少年和中小学生盗窃破电力设施案件现象较多。e.电力设施被盗窃破坏，引起大面积停电事故。10.消防风险（1）现状分析消防设施是生产场所最重要的附属设施之一，由于专业限制，消防设施的设计、施工、验收仍存在一定的问题，造成一定的运行风险。另一方面，由于我局生产场所消防维护工作量大，目前我局生产场所消防维护模式是在运行单位的监督下由专业维护单位进行维护工作，维护单位的水平及责任心参差不齐，造成部分设施维护不到位。（2）风险概述维护单位水平参差不齐，消防设施维护不到位，有消防隐患不能及时发现并排除。部分变电站消防系统未设双电源，当主供电源消失后，消防系统被迫退出运行。部分变电站使用的消防、安防系统为早年产品，由于其技术已落后，需更换为新型智能型系统。消防水泵的设计与变电站站用变容量不匹配，当主变水喷淋系统启动时，上级供电电源有可能跳闸，不能及时扑灭火情。老旧的进口火灾报警系统配件难找，使系统长期带病运行。由于基建项目中消防预算不足，导致消防设施选型、选材质量较差，对日后的生产运行带来较大风险。现在变电站的土建设计基本是按照南网典型设计规范执行，典设中变电站内消防通道和消防控制室的设计方案与广州市公安消防局的相关要求不符，不符合相关消防规定。部分变电站在进行改造或增建、更换设备等工作时，没有把对消防系统有影响的问题处理好，也没有通知消防维护单位，在施工中造成不必要的消防系统误报警，甚至损坏消防系统的元器件。配电房配置的消防器材该配置种类及数量，国家或行业都未制定明确标准。11.用户专用设备故障风险（1）现状分析用户事故出门是用户专用设备因自身维护管理原因，在设备故障情况下，越级跳闸到变电站10千伏馈线开关，扩大了停电范围，不但影响对其它用户的正常供电，同时存在变电站馈线保护拒动再越级的机率，影响系统安全运行的可能。（2）风险概述在设备故障情况下，越级跳闸到变电站10千伏馈线开关，扩大停电范围。（四）基建工程施工的风险1.由于质量带来的风险（1）现状分析网公司对基建项目提出了零缺陷移交的要求，基建质量管理的要求不断提高，但由于设备供应商和施工单位引起的质量缺陷时有发生，虽然未造成大的质量隐患和发生质量事故，但给运行单位的工作造成了一定不便。（2）风险概述因设备供应商提供的设备带有质量缺陷，对输变电运行带来风险。因对进场的施工材料把关不严，造成质量缺陷，形成运行隐患。输变电项目土建、电气、线路等工程施工时带有质量缺陷，对输变电运行带来风险。2.由于进度带来的风险（1）现状分析今年续建或新建电网建设项目再创历史新高，建设任务非常繁重，而工程进度管理受设备供应商、停电计划、施工力量、设计等方面的影响，各项工作面临巨大的考验。（2）风险概述供货商设备缺陷、供货延迟、停电申请不获批准、施工单位力量参差不齐、设计变更不及时等各方面的原因，造成施工进度受影响。基层上报情况与实际情况不符，不能有效准确地管理进度。若缺乏进度滞后的预警机制，以及进度落后时的主动应对方案，可能导致不能有效管控项目进度，造成工期拖延等问题。3.由于业主、施工、监理单位管理不到位造成的人身安全风险（1）由于在建及新建的工程数量多，且业主项目部的管理人员数量相对缺少，容易造成建设单位业主缺位的现象。（2）部分承包商在承接工程后，由于自身的管理原因，在工程管理时存在管控不足现象，容易造成以包代管甚至层层分包，造成总承包商的管理缺位。（3）总承包单位选用资质不符合要求的分包单位施工。（4）监理单位现场人员不到位，管控力度不足，问题处理不及时。4.施工现场一般管理风险（1）新员工未经三级安全教育即上岗作业，特种作业人员无证上岗，未按要求设置安全监督管理机构或配备安全监督管理人员。（2）施工方案、作业指导书中未制定专项安全措施，项目施工前未进行安全技术措施交底或交底没有针对性，对施工中可能出现的危险源和环境因素辨识不充分，对重大方案及专项方案未进行风险评估。5.土建施工现场风险（1）深基坑开挖时，地质勘探不明，支护不足，排水通风不足。（2）模板、高支模搭设拆卸不当。（3）电力隧道施工工艺复杂，在掘进过程可能产生风险。6.线路施工现场风险基础施工中基坑防塌方措施不足，高空作业施工人员安全意识不高，安全措施不完善。7.重点工程的人身安全风险2012年工程实施期间对人身安全影响较大的重点工程项目主要有木棉输变电工程、增城科城棠下线路工程、狮洋花地、富山线路工程、中部电网结构优化改造工程、110千伏奥林玉树线路工程等。根据年度计划，具体分析如下：2012年重点工程风险分析表序号风险名称风险等级风险概述1木棉输变电工程I1、触电；2、高空坠落；3、坍塌（倒塌）；4、物体打击；5、机械伤害；6、工地运输2增城科城棠下线路工程I一、基础分部工程1、基坑放坡不当或支护不当而致使坍塌；2、基础模板支护不当而致使坍塌或其它伤害；3、原材料运输可以引起车辆伤害；4、施工临时用电、电气设备接地不当引起触电。二、铁塔分部工程（包括拆塔）1、高处作业存在坠落风险；2、高处材料、工器具掉落伤人；3、工器具不合格或以大代小；4、交叉作业。三、架线分部工程1、高处作业存在坠落风险；2、高处材料、工器具掉落伤人；3、工器具不合格或以大代小；4、交叉作业；5、感应电触电伤人；6、跑线、卡线引发其它伤害。3狮洋花地、富山线路工程I一、基础施工：1、基坑坍塌（含支模）风险；2、临时用电伤害风险；3、起重伤害（吊钢笼）；二、杆塔组立：1、现场布置及起吊不当引起起重伤害、高处坠落、物体打击等；2、高处作业存在高处坠落、物体打击、感应触电等；三、架线施工：高处坠落、物体打击、触电、起重伤害、机械伤害以及其它伤害等。4中部电网结构优化改造工程I1、施工临时用电设施无专业班组或制定专人负责拆装、运行及维护；2、焊机电源线破损残旧，电源线与开关接触不良；3、组塔时分片吊装塔材，磨绳缠绕卷筒圈数不够，绞磨芯不穿销钉；4、高空踩踏未出芽帽螺栓角铁；5、在带电线路附近作业，没有安全保护措施及没有设置明显的警告标志；6、停电剪旧线时没有固定导线的两头；7、施工现场夜间未设危险警示灯；8、临近带电作业；9、吊机作业时，下面有人；10、跨越线路进行跨越架；11、组塔架线易造成高空坠落；5110千伏奥林玉树线路工程I1、电缆敷设时人员站在钢丝绳内角；2、敷缆时用手搬动转动中的滑轮；3、电缆试验无人监护、无设警示标志和围栏；4、施工损坏运行中的电缆；5、电缆坑开挖无人监护、无设警示标志和围栏；6、施工电源使用不当造成触电事故；7、电缆坑开挖塌方；8、电缆顶管损坏地下管线。6110kV科城送电线路工程（科城高塘、家庄、玉树）I一、电缆沟土建施工：1、临时占用市政道路施工，因来往车辆较多，存在车辆伤害；2、临边、洞口无防护措施；3、电气设备未正确接地，转动部件没有防护外壳；4、未按要求放坡或支护。二、电缆敷设施工：1、施工设备未经检查合格投入施工，以小代大使用；2、施工人员站在电缆内角侧作业，或用手搬动牵引中的