时间：2023-06-12 14:44:49
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇电厂风险管控，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
摘 要 大型电煤企业的电煤供应链系统涉及到的物流环节繁多，牵涉企业部门主体复杂，存在风险种类，其管控工作是一项复杂的系统工程。大型电煤企业除了对电煤供应链风险进行全面的识别和评估，还应结合企业运行现状，给予一定的风险管控保障和支持，才能有效地防控风险的发生。因此，探讨和分析大型电煤企业如何结合企业现状，在信息、人力、设备、技术和资金等方面进行管控保障，对于企业的风险管控和持续发展具有极其重要的意义。
关键词 大型电煤企业 电煤供应链风险 风险管控保障
作为国家的重要能源战略企业，大型电煤企业在保障煤炭供应充足、电力通畅方面发挥着举足重轻的作用。其电煤供应链系统起始于上游的煤炭采购供应环节，中间经运输、配送等物流环节到下游的煤炭接卸和库存等环节，这一过程涉及到煤矿、铁路、港口、航运公司、煤场和电厂等多个企业之间的衔接和协调，任何一个环节的出错和失误都会给整个供应链带来风险，给企业甚至社会带来巨大的经济损失。此外，受集团战略调整和市场波动等外界环境因素的影响，大型电煤企业电煤供应链系统也会产生一定的风险。
鉴于大型电煤企业电煤供应链风险涉及到的物流环节众多，物流链条较长，牵涉到的部门主体复杂，潜在风险的种类繁多，发生的时间不确定，可能产生的后果也不尽相同，相应的处理措施也不一样，每一特定风险都需要依据自身的实际情况做出抉择，在对电煤供应链风险全面的识别和评估后，为保障大型电煤企业电煤供应链风险管控工作的顺利进行，企业还应结合实际运行状况，在信息、人力、设备、技术和资金等方面提供足够的保障支持。
一、信息保障
大型电煤企业在充分整合现有电煤供应链信息资源的基础上，加快建立和完善管控信息系统，建立一套“统一管理、多网联动、快速响应、处理有效”的电煤供应链管控信息体系。
电煤供应链管控信息平台体系包括电煤企业对整个供应链的管控信息平台，以及电煤供应链中各环节企业面向企业用户的信息和接收平台，以便实时监控可能出现的风险情况。电煤供应链管控信息平台的基本构成包括：基础支撑系统、数据库系统、综合应用系统、信息接收与系统、安全保障体系和标准规范体系。该管控信息平台具有风险隐患监测、综合预警预测、综合研判、辅助决策、调度、风险评估和综合业务管理等功能。
大型电煤企业的电煤供应链管控信息平台必须统筹规划、统一建设，其中数据库系统和信息接收与系统可根据需要集中部署在各电厂内，也可分布式部署在各电厂和研究院内，但必须与企业电煤供应链管控信息平台实现互联互通、数据共享。
二、人力保障
大型电煤企业的电煤供应链管控主体必须按照“平战结合、因地制宜，分类建设、分级负责，统一指挥、协调运转”的原则建立电煤供应链管控队伍。管控队伍应该包括研究院风险管控队伍、各电厂风险管控队伍、运力管控队伍和管控储备人员等。
（一）大型电煤企业研究院风险管控队伍
将大型电煤企业燃料管理中心的燃料管理部、海运调运部、综合管理部等部门整体纳入电煤供应链风险管控体系，未来管控模式中建议将公司的技术研究中心、物流管理中心等部门整体纳入。
（二）大型电煤企业各电厂风险管控队伍
大型电煤企业下属各电厂应指派专业部门，如燃料管理部，负责风险管控队伍的组建和日常管理，规范电煤供应链风险管控体系的保障行为，同时还要保障电煤供应链中其他相关企业的利益。
（三）电煤供应链运力管控队伍
大型电煤企业应与船公司协商，让船公司负责相应航线的运力保障队伍的建设工作，并按照“平战结合、统一指挥”的原则对各条航线建立风险保障运力储备；同时，大型电煤企业除了与船公司运输企业签订长期包运合同以外，还应掌控一定比例量的市场运力，以防范风险情况突发。
（四）供应链风险管控人员储备
大型电煤企业的电煤供应链风险管理机构和执行单位应按照相关标准对从事风险管控的人员进行培养。风险管控人员年龄应控制在25-45岁之间，专业知识扎实、政治素质高并熟悉电煤供应链整体运作等。
三、设备保障
大型电煤企业电煤供应链风险管控的设备保障包括设备种类的购置与改装、设备保障体系的设立和设备管理制度的制订三个方面。为确保设备调运的时效性和覆盖区域的合理性，以“因地制宜、规模适当、合理分布、有效利用”为原则，结合不同区域的电厂分布，建立完善的设备保障体系。
（一）设备种类
大型电煤企业电煤供应链的风险所需设备主要包括风险控制设备和运行设备备件两类。风险控制设备主要包括风险管控人员管理时所需的监控设备、统计设备、管理设施及办公用品等；运行设备备件包括翻车机、卸船机、堆垛机、斗轮机以及卸煤皮带等设备的关键零件。
大型电煤企业以及下属电厂的风险管理部门应采取购置与改装相结合的方式，在储备供应链中所需的大型机械设备的同时，还应具备对设备进行升级或改装的能力，如卸船机、翻车机等接卸设备的升级改装，以及卸煤皮带、斗轮机等设备的贮存，以备不时之需。
（二）设备保障体系
下属各电厂应根据本电厂可能出现风险的种类和特点，依托每年财务预算，在考虑到设备使用情况以及设备使用寿命的情况下，对如何储备本电厂生产运行所需的主要设备进行统筹规划。
（三）设备管理制度
对大型电煤企业电煤供应链风险管控中设备的储备实行代储管理制度，由神华集团主管部门负责监管，设备的调度和使用都须经神华集团主管部门同意。大型电煤企业风险管控部门负责具体的购买与管理工作，采取租用仓库或委托物流公司代储的方式进行管理。代储单位对储备设备实行封闭式管理，设立专库存储，专人负责，同时，建立、健全各项储备管理制度，包括设备台账和管理经费会计账等。储备设备的入库、保管、出库等要有完备的凭证手续。代储单位应根据神华集团的相关要求，对新购置入库设备进行数量和质量验收，并在验收工作完成后5个工作日内将验收入库的情况上报集团相关部门。
此外，各电厂的供应链风险管理部门应建立完善的设备管理规章制度，制定并规范采购、储存、更新、调拨、回收各个工作环节的程序，加强设备储备过程中的监管，防止储备设备被盗用、挪用、流失和失效，对各类设备部件应及时予以补充和更新。
四、技术保障
建立和完善大型电煤企业的电煤供应链管控体系的技术保障，主要途径是提高科技成果转化率，要通过加大科研资金以及管控人员的投入力度，来获得风险管理技术水平的全面提高。必须以技术的不断创新为保障，来降低电煤供应链整体风险水平。
大型电煤企业应依托科研机构，加强应对风险事件的技术支撑体系研究，建立风险管理技术的开发体系和储备机制；制订与风险管控相关的科研计划，借鉴国际先进经验，重点加强运力配置、需求预测、运价管控等项目的研究工作；开展预警、分析、评估模型的研究，并建立包括专家咨询、知识储备、风险管控预案、风险应急资源等数据库，提高防范和处理影响机组安全等重大风险的能力以及决策水平。
五、资金保障
充足的资金保证是大型电煤企业的电煤供应链风险管控工作顺利实施的重要保障。在大型电煤企业电煤供应链管控工作中，管控领导小组应认真分析资金投入情况，加强资金管理，编制详细的供应链风险管控预算书，对资金使用过程进行控制。建立财务监督制度，节约资金投入，对于每一笔支出都应使用地合理、规范。对超出预算的投入，应进行偏差分析，使资金投入尽量控制在预算范围内。针对应急保障所需的各项经费，应按照现行事权、财权划分原则，分级负担，并按规定程序列入各级主管部门年度财政预算中。
参考文献：
[1]柳键,叶影霞.供应链风险管理的研究与对策.工业技术经济.2007(12):95～98.
[2]傅克俊,胡祥培等.供应链系统中的应急策略与模型.中国软科学.2007.197(5):119～124.
关键词 火力发电厂 消防系统 风险 管理 维保
随着火力发电厂的建设和生产规模越来越大，对消防系统设施的投入也越来越大，消防安全隐患也越来越多。火力发电厂对消防系统的安全运行也非常重视，但消防系统在投入运行后，由于生产环境恶劣以及后期运行管理不到位等各方面的原因，消防系统存在很大的风险，进而严重威胁火力发电厂的生产安全。
1、火力发电厂生产环境特点及消防系统配置
火电厂的生产环境有几个明显的特点：①电气设备多，分布面广，构造复杂；②高温高压设备多；③易燃、易爆和有毒物品多；④工作环境恶劣，如煤仓和输煤区域的煤粉尘等[1]。这些特点表明，火力发电厂生产环境相当复杂，潜在危险性大，消防系统管理中稍有疏忽，潜在的危险会转化为安全事故。
根据国家规定，对单台容量300MW机组及以上容量的发电厂，科学设置了以下几类固定式灭火系统 [2]：①火灾报警系统；②自动水消防系统；③气体灭火系统；④低倍数泡沫灭火系统；⑤消火栓灭火系统；⑥干粉灭火系统；⑦火探管灭火系统；⑧消防给水供水系统 ⑨其它被动防火系统等。
2、火力发电厂消防系统存在的风险及产生原因
存在的风险：①故障：是指消防系统设备在运行中由于老化、磨损、外部干
扰或人为因素等，部分丧失所要求的特定功能。譬如报警控制器液晶面板显示模糊、探测器误报警等。设备故障会造成消防系统局部工作不正常，最终影响到整个消防系统。②损坏：是指消防系统设备的运行受到自然或非自然的因素完全丧失所要求实现的特定功能。譬如探测器不能报警、储气瓶阀门损坏等。设备损坏造成消防系统局部瘫痪，严重的损坏将使整个系统瘫痪。
系统风险产生的内在原因：①设备自身老化。消防系统设备具备一个正常的老化寿命，在使用过程中自身会老化直至不能使用，譬如电缆橡胶皮的硬化，电池的充放电效率减低等；②设备正常磨损、消耗。消防系统设备存在正常的磨损和消耗，在长期的使用后会超过其使用寿命，导致系统损坏，如水系统的垫片、经常开闭的保护继电器、减压阀门等。
系统风险产生的外在原因：①外部不利环境。火力发电厂有毒有害气体多，辐射强烈，会对消防设备进行物理化学侵蚀；电磁场干扰大，对消防系统设备造成电磁干扰；高温高压设备多，使消防设备老化加速。②人为因素。相关人员的操作不当、有意、无意损坏、挪作它用甚至偷盗等，会对消防系统设备造成故障和损坏。譬如使用者不按照操作规程进行操作；输煤栈桥洒水降尘时对消防设备冲水；盗用消防设备部件等。
3、消防系统风险与投运时间、各灭火子系统及生产区域的关系
3.1 消防系统风险与投运时间的关系研究
2010年公安部上海消防研究所灭火理论研究室抽样调查了内蒙古10个火力发电厂，对消防系统风险次数进行了统计，汇总处理以后如下表1所示：
研究小组对各个火力发电厂的消防系统风险次数进行统计分析，进而研究消防系统投运时间与风险大小的关系，调查中个别案例与总体走向趋势不一致，但如表1中趋势所示：消防系统投运时间越短，消防系统数风险相对越小；消防系统投运时间越长，消防系统风险就较大。
3.2 消防系统风险和各灭火子系统的关系研究
以火力发电厂常规设置的固定式灭火系统作为重点研究对象，对各个灭火子系统发生的风险次数进行统计、汇总、分析、可得出如下表2所示的各灭火子系统的风险分布统计表。
从表中可以看出，火力发电厂消防系统风险主要集中在火灾报警系统、消火栓灭火系统及自动水消防系统上，其中最多的是火灾报警系统。产生这样的结果是因为以下原因：
（1）、火灾报警、消火栓及自动水消防系统在电厂内分布范围广，设备数量多，特别是火灾报警系统分布最广，数量最多，因此发生风险的次数也多。
（2）、火灾报警系统电气设备多，容易受到粉尘、潮湿、高电磁、高温高压的干扰，设备风险最多。消火栓及自动水消防系统在运行中充满0.5~1.0Mpa的压力水，同时受到外部粉尘、潮湿和高温高压的影响，因此风险也相应较多。
3.3 消防系统风险和火力发电厂生产区域的关系研究
火力发电厂根据其消防系统布置的结构特点，主要由以下几个区域组成：集控楼区域、汽机房区域、锅炉房区域、输煤系统区域、脱硫系统区域，网控楼区域、其它区域[3]。由于各个区域环境存在较大差异，因此消防系统设备运行的稳定性、故障率及寿命等都存在差异。调研中对各运行区域进行风险统计、分析后可以得出如表3所示：
从表3中可看出输煤系统区域的消防系统风险最大，集控楼、锅炉房、汽机房的消防系统风险次之、网控楼区域的消防系统风险最小。输煤系统由于生产环境最为恶劣，出于降尘需要频繁冲水，导致环境潮湿，因此消防设备会受到腐蚀、水冲刷，造成电气设备短路及设备腐蚀，系统风险增大。集控楼、锅炉房及汽机房消防系统设备数量多，在高电磁干扰、高温高压设备影响下，风险概率也随之增加。网控楼、脱硫区域等区域生产环境良好、设备数量少，因此风险概率低。
4、火力发电厂消防系统风险管理对策研究
火力发电厂消防系统设备的正常运行，能够保证在火灾初期及时报警灭火，将损失降低到最少。调研中发现火力发电厂对消防安全非常重视，但消防系统投运后无专业人员管理，容易发生故障甚至瘫痪。
针对导致消防系统风险的内因及外因，本文提出了一个火力发电厂消防系统风险管理解决对策―“消防系统管理及维保”，将保证消防系统设备在运行中处在正常状态，保证火力发电厂的生产安全。
消防系统管理及维保的核心内容由以下几个部分组成：
（1）、由具备专业消防维护资格的消防系统管理人员对消防系统进行的风险管理，及时更换存在风险的零部件，保证消防系统设备处在正常运转状态。
（2）、对火力发电厂的消防设施进行日常巡检、修理、维护及保养，建立消防系统维保档案。
（3）定期对消防系统进行检测，记录检测结果，并配合企业定期开展消防演习，制定消防应急预案。
（4）为火力发电厂生产管理人员提供专业消防培训，协助火力发电厂制定消防系统设备管理制度，并配合消防监督管理部门的年检。。
消防系统管理及维保，能够为火力发电厂提供专业的消防服务，并根据消防系统风险与投运时间、各灭火子系统及生产区域之间的关系，提供合理对策：
（1）根据火力发电厂消防系统投运时间长短，合理配备消防系统管理人员，火力发电厂消防系统投运时间越长，消防系统管理人员应越多，消防系统管理和维保就应越完善，投运时间越短，管理人员就应适当减少。
（2）、火力发电厂各灭火子系统的风险概率各不相同，则在进行管理和维护时，针对风险概率高的灭火子系统，应加大管理力度，增加巡检次数，缩短巡检周期、申请更多的备品备件及易损易耗件；反之，则应减少巡检次数，加长巡检周期，降低备品备件及易损易耗件的数量，譬如应每天对火灾报警系统进行巡检，而对于泡沫灭火系统则可以一周巡查一次。
（3）、各生产区域消防系统风险概率不同，则应对风险概率高的区域加大管理力度，增加巡检次数，缩短巡检周期并申请更多的备品备件及易损易耗件，反之亦然。同时根据各生产区域的地理位置，消防系统管理人员应设置合理的巡查路线，以保证能够迅速、及时、准确的发现消防系统风险并将其排除。
5、结论
“消防系统管理及维保”已经开始在内蒙古各大发电集团下的火力发电厂进行应用，并有成功运行的案例。
“消防系统管理及维保”具有以下特点：
（1）要求的管理人员专业，并同时具备管理和技术技能，能够全面掌控消防系统风险并将风险降到最低。
（2）所提供的管理和维护服务专业，而不是对消防系统设备进行简单的“被动维护”，能够为火力发电厂提供全面而主动的消防系统服务。
关键词：电厂；燃料管理；发电成本
电厂规模的进一步扩大意味着对发电燃料的需求量也在不断地增大，尤其是近几年来有调查表明，燃料成本的投入已经占据电厂发电总成本的60%之多。由于燃料的有限供应和经济市场的不断变化，电厂必须要采取一定的措施来保障其正常发展。毫无疑问，传统的发电燃料管理模式的适应性已经明显降低，需要摒弃，因此电厂必须加大对燃料的管控力度。
1电厂发电燃料管理与成本控制的现状
燃料成本的管理在一定程度上决定了电厂的运营，对其正常发展起着至关重要的作用。在电厂实际发电过程中，相关工作人员会基于发电需要和各项发电流程对燃料需求量做出精准的计算，同时将所有相关的燃料数据信息包括有限使用期、使用效果等进行全面的整合和合理的安排，使其实现规范进厂。在进厂后，还会安排专业的质量检测人员对燃料质量进行监督管理，在保证其质量的前提下科学安排燃料的使用。
1.1供应商管理体系已基本形成
从某种角度来看，可以说燃料供应商扼住了电力生产的咽喉。电厂的正常运营和稳步发展需要其具备部分可以稳定提供燃料资源的供应商。就目前而言，中国已经实现了对燃料供应商地理位置、信誉度以及燃料质量等信息的管理监督，这些基本信息可以有效地帮助电厂筛选出值得长期合作的供应商。
1.2燃料合同管理流程基本形成
燃料合同对于供求双方来说，既是安全的保障，又是有力的约束。因此电厂与供应商都要对燃料合同的制订予以足够的重视，在保障自身权益不受侵犯的同时尽力谋求最大的经济效益。电厂制订燃料合同的工作人员需要对供应商的一系列信息做出详细的调查，同时结合当下市场变化情况，对燃料的价格、供应量、交货时间以及违约赔偿等做出严格的要求，在法律的约束下进一步控制燃料成本的投入。
2强化燃料管理对于实现成本有效控制的意义
由于电力需求的不断增大，许多电厂不仅开始加强对风能、太阳能等新型能源的开发研究，而且开始大量采购煤炭，以煤炭作为主要燃料来支持电力的生产。煤炭属于不可再生资源，储存量随着各行业的使用而大幅度降低，但同时行业发展的需求却在不断增长，供求矛盾日益突出，无论是采购价格，还是采购量，都需要更加坚实的经济基础。基于这种情况，电厂必须制订详细科学的煤炭采购及使用计划，以充分保障电厂的正常运转。此外，燃料采购工作人员应时刻对燃料市场价格及供应量等相关数据信息的变动保持足够的敏锐度，抓住合适的采购时机一举进发，这样可以充分控制电厂燃料采购成本的投入，使电厂产生的经济效益最大化[1]。
3电厂发电燃料管理的问题和不足
3.1对燃料市场变化适应性较差
尽管目前电厂已经基本实现了对煤炭质量检测、发电燃料应用以及燃料供应商等方面的管理，但是随着市场地位的不断升高，电厂应逐渐加大对燃料市场变化的管理力度。目前，电厂在这方面的管理是比较欠缺的。同时随着国家对煤炭使用管控力度的不断增强，煤炭价格在不断上涨。这意味着即便燃料合同已经拟订，但是在实际签订前还会发生价格上涨的情况，如果此时供应商毁约，要求重新制订合同，那么电厂就需要承担更多的燃料采购成本，导致其资金规划出现偏差，不利于电厂的整体发展。
3.2燃料质量低造假严重
在实际生产电力的过程中，电厂为了实现对燃料的充分利用，一般会依据煤炭的品种和质量等特征信息进行发热量的设计，在保障煤炭散发出20929～23022kJ/kg热量的同时控制其燃烧产生的灰土比值。有时电厂收到的燃料仅仅只能发出约为16743kJ/kg的热量，这将直接对发电效率造成强烈的负面影响。这种情况的产生在一定程度可以归结于电厂燃料质量检测人员的工作过失，如果在检测过程中对煤炭的质量进行严格的检查，并确保其中各项杂质的成分处于正常范围内，那么就可以有效避免对后续一系列工作产生负面影响。
3.3采制化流程薄弱
燃料采制化工作在燃料管理工作环节属于比较薄弱的一项。在燃料实际使用过程中，如果工作人员没有依据相关规定和操作守则来进行煤炭的采样和检查，就不能实现对煤炭质量的准确判断，进而导致煤炭的实际使用效果与预期效果不相符，对电厂整体的煤炭使用效率和电力生产效率造成极大的威胁。同时，有的不良商家为了谋取煤炭的经济利益，选择在煤炭中掺杂其他物质或者将不同质量的煤炭混合售卖，这都会导致煤炭燃烧发热的不均匀。这些情况如果在正式投入使用前没有被发现，电厂的发电水平势必会受到极大的影响，进而对后续的供电产生连锁式反应[2]。
3.4燃料管理不科学
尽管合同制订与管理体系已经基本建成，但是煤炭的价格与供应量受到多种因素的干扰，针对各因素下的煤炭采购相关规定仍然没有全面制订，因此电厂的成本管理需求尚无法被完全满足。
4电厂发电燃料管理的强化策略
4.1进一步了解燃料行情和相关政策
在未来很长一段时间内，电厂仍然会选择将煤炭作为第一燃料资源投入发电。因此，电厂应加强对煤炭燃料市场价格以及供应量等信息的搜集和整理，时刻关注其变化，并对其下一步的浮动做出一定的预估，进而实现对风险的预测和最佳采购时机的把握。同时电厂也要关注政府对这方面的制度要求。相关工作人员要结合电厂发电的实际规划和燃料需求，对燃料市场的变化进行深入的研究。目前市面上比较流行的煤炭采购理念是“提质控价”，工作人员要加强对该理念的理解和应用，在维持与供应商之间良好合作关系的同时加强对电力设备的维修和保护，这样可以有效降低其损坏率，延长使用寿命。相关工作人员应在充分调查煤炭市场行情变化的基础上，结合电厂发展需求构思建立起一个自主独立的数据库，在数据库各项信息的对比浮动中，发现其规律，从而有效提高电厂的主动性，使其能够把握燃料采购的最佳时机，实现采购成本的大幅度降低和燃料风险的高效预测。
4.2做好燃料合同的计划和管理工作
煤炭采购合同的制作与签订对电厂的正常运营来说是非常重要的，在某些关键时刻甚至能够决定其生死。因此，把握合同内容及其签订时机是非常重要的。为了有效地避免各种后续可能发生的意外纠纷，相关工作人员除了应提前表明自己的采购需求和责任担当外，还应该对各种意外情况的出现进行预防和措施制订。采购合同自双方签订之时即产生法律效力，无论是电厂，还是供应商，都应该按照合同规定执行[3]。
4.3完善配煤掺烧工作
由于煤炭管控力度加大且采购成本投入较大，在实际生产过程中应加强对燃料使用的规范化管理，力求实现燃料使用效率的最大化。电厂可以从燃料配煤掺烧入手，制订专业化的制度管理规范。同时根据供应商的生产运输速度和电厂生产各个环节的实际需求来进行煤炭的相关管控工作，相关的操作人员也应该按照具体的操作要求科学规范地使用燃料。除此之外，电力设备的使用状况以及电厂生产电力的技术水平也在一定程度上影响着燃料的燃烧效果。相关工作人员在进行燃料管控工作时要充分考虑到各个因素的影响，对其进行合理的管理，为电厂降低燃料成本提供保障[4]。
4.4提升电厂对燃料的科学管理水平
为了进一步加强对电厂工作人员的管理，增强其责任意识和安全意识，电厂需要制订相应的燃料管理措施。煤炭的可燃性比较强，并且容易受到天气因素的影响，因此相关工作人员要根据煤炭的质量和品种等相关信息判断并提供最适合的储存条件，以尽可能地保障煤炭的正常使用。除此之外，电厂还需要根据煤炭的使用状况和储存价值来制订相应的库存管理措施，定时对煤炭的热值和品质进行监测，充分保证厂内燃料质量的稳定性。
5结语
随着市场经济的不断变化和对煤炭资源管控力度的不断加大，电厂必须强化对煤炭的使用管理，进而实现对燃料成本的有效控制和电厂经营水平的大幅提升。
参考文献：
［1］曲桂君.浅析电厂发电燃料管理与成本控制［J］.科技风，2018(31)：186.
［2］邹艳庆.燃煤电厂采制一体化应用前景［J］.科技风，2019(35)：151.
［3］郝亮.论发电企业燃料管理及成本控制策略［J］.商讯，2020(14)：109-110.
【关键词】电网;风险识别;预警管理
引言
电网风险的识别和预警是电网企业应急管理重要环节，体现了电力应急管理“以防为主”的原则。开展电网风险识别预警就是要准确识别电网风险因素和潜在危险，并通过风险分析和评估来研判突发事件发生的可能性，进而采取科学有效的措施实现避免灾害发生或降低危害程度的过程。有效的电网风险识别和预警管理，对于提高电网风险控制水平和提升应急管理能力具有重要意义。
一、电网风险的识别
电网风险作为一种特殊的危机存在种类，它也具备着一般风险的普遍特征，包括：风险存在的普遍性、风险潜伏的屏蔽性、风险爆发的紧急性、风险传播的公开性。同时，它又具有一些独特的特征，如：受产业链影响严重、风险来源极多、风险带来损失巨大等[1]。电网风险的爆发会严重影响社会稳定和人民正常生活。电网风险产生的根源包括以下几个方面：
1.自然灾害的不断冲击。近年来世界各地台风、洪水、地震、海啸等灾难性气候频发，对当地电网造成了巨大破坏，严重影响了正常供电。
2.电网自身问题。我国电网尚处在建设期，新输电线路及变电站的相继投运，都会给电网安全运行带来风险。
3.电力应急准备不足。当前，我国电网应对突发灾害事件的评估体系还不够完善，尚未完全形成高效成熟的应急管理体系。
二、电网风险预警的方法
近年来，为了研究电力系统在不同因素影响下的发生大面积停电的特征和规律，专家们先后提出了OPA模型、CASCADE模型、隐故障模型、Manchester模型及基于交流最优潮流的停电模型等多种模型来模拟电力系统大面积停电事故[2]。针对电力应急管理对电网风险预警的实质性要求，电网风险预警的方法研究也逐渐被重视起来，预警方法逐步完善，实用性也不断增强。虽然预警方法日益增多，但大体可以归为指数类预警方法、统计类预警方法和模型类预警方法三种类型。
1.指数类预警方法。主要应用于宏观经济领域，通过制定综合指数来判断被监测对象所处的状态，不仅能预测到经济周期的转折点，也可以用来分析经济的波动幅度等。例如景气指数法。
2.统计类预警方法。主要应用于企业财务风险预警中，通过统计方法来发现被监测对象的波动规律，具有使用变量少、数据容易收集、操作较简便等优点。例如Logistic回归分析法、多元判别分析法等。
3.模型类预警方法。主要通过建立数学模型来评价被监测对象所处的状态，适用于监测点比较多、比较复杂的风险预警环境中。例如概率分类的模型识别、人工智能等。
三、浙江电网风险预警管理体系
为适应电网发展需求，不断加强电网风险管控，确保电网安全稳定运行和可靠供电，浙江电网建立了风险预警管理体系，对省、地、县各级电网运行风险管理职责分工进行了明确，规范了相应的工作职责、内容和要求，并提出相应的预防性控制措施。
1.电网风险预警分析内容。（1）静态安全分析，重点考虑设备N-1故障、同杆并架线路同时故障等;其中，N-1故障考虑的范围包括发电机、线路、变压器、母线等设备;同杆并架线路原则上定义为同杆并架长度比例50%以上者，对同杆比例低于50%的线路，视电网实际运行情况及线路同跳后果决定是否作为同杆并架线路考虑。（2）暂态稳定、频率稳定、电压稳定、短路电流计算、小干扰稳定。（3）电力电量平衡、局部电网供电能力。（4）确定风险的等级和预控措施要求。
2.风险管控职责范围划分。依据“统一调度、分级管理”的原则，对各级调度风险管控职责范围进行划分。（1）省调风险管控职责范围。1）事故后造成四级以上电网事件者。2）事故后造成3座220千伏厂站（含用户变、牵引站）全停，或事故前为单线（单母线）带2座以上220千伏厂站（含用户变、牵引站）方式者。3）事故后造成变电站内220千伏以上任一电压等级母线非计划全停者;其中双母接线的变电站，一条母线检修方式下另一条母线跳闸，造成本变电站内220千伏以上任一电压等级母线非计划全停除外。4）事故后造成装机总容量1000兆瓦以上的发电厂全厂对外停电者。5）事故后造成电网电能质量降低，频率偏差超出（50±0.2）赫兹;或220千伏电压监视控制点电压偏差超出±5%，延续时间30分钟以上;或500千伏以上电压监视控制点电压偏差超出±5%，延续时间1小时以上。6）事故后造成±400千伏以上直流输电系统双极闭锁或多回路同时换相失败者。7）220千伏以上电网非正常解列成三片以上，其中至少有三片每片内解列前发电出力和供电负荷超过100兆瓦。8）220千伏系统中，并列运行的两个或几个电源间的局部电网或全网引起振荡，且振荡超过一个周期（功角超过360度）。9）省调管辖电网输电断面超稳定限额连续运行时间超1小时。（2）地调风险管控职责范围。1）事故后造成电网减供负荷40兆瓦以上者。2）双母接线的220千伏变电站一条母线检修方式下另一条母线跳闸，或单条220千伏线路送220千伏变电站线路跳闸，造成变电站非计划全停者。3）事故后造成220千伏变电站内110千伏母线非计划全停者。4）事故后造成3座以上110千伏变电所全停者。5）地调管辖电网输电断面超稳定限额连续运行时间超1小时。6）造成地市级以上地方人民政府有关部门确定的特级或一级重要电力用户电网侧供电全部中断者。（3）县调风险管控职责范围。1）事故后造成县域范围内1座110千伏变电站全停者。2）事故后造成变电站内35千伏母线非计划全停者。3）事故后造成地市级以上地方人民政府有关部门确定的二级或临时性重要电力用户电网侧供电全部中断者。
3.风险预控措施。可采取的风险预控措施包括但不限于：（1）电网运行方式调整。主要包括电网分层分区方式调整、变电站母线接排方式调整，等等。（2）电厂运行方式控制。根据电网安全稳定运行、发用电平衡等要求，合理安排电厂开停机组、优化机组出力，提出对机组功率因数、母线电压水平以及PSS投退状态等控制要求等。（3）负荷转移与控制。结合电网实时运行方式，对事故后造成负荷损失，可能达到有关风险等级标准的，提前做好负荷转移工作;对影响全省或局部地区安全稳定运行和可靠供电的，需事先编制有序用电、错避峰方案并予以落实;对事故后可能造成供电缺额的，需提前落实足够容量的紧急拉限电容量。（4）安全稳定控制系统（装置）调整。对可能影响电网安全稳定运行和可靠供电的安全稳定控制系统（装置），需根据运行方式要求及时调整系统（装置）投退状态及切负荷量，确保系统（装置）有效发挥作用。（5）防全停措施。主要包括防全停技术措施和防全停组织管理措施，以减少事故后减供负荷。（6）设备巡视。
四、结束语
风险的识别和预警是应急管理的基础，致力于从根本上防止灾害的发生。电网安全运行是整个社会经济平稳增长的基础，正确的认识电网风险的存在，制定合理有效的风险识别预警机制，建立健全电网风险预警管理体系，对提升电网企业应急管理能力具有十分重要的意义。
参考文献
[1]李瑾，牛东晓，刘金朋.区域电网危机预警管理研究.华东电力，2010，（1）：11-13.
[2]田超，沈沉，孙英云.电力应急管理中的综合预测预警技术.清华大学学报（自然科学版），2009，49（4）：481-484.
关键词： IT 火电产业管理应用
一、引言
IT技术是信息产业中的重要组成部分，为企业经济发展起重要支撑作用，随着改革的不断深化，产业结构进一步调整，使以资金密集、技术密集的发电企业集团传统的经营模式和管理流程受到前所未有的冲击。发电集团不断加大软件、计算机通信等网络技术的运用、提升和完善用于降本增效，这不仅折射出信息化对集团企业管理的推动和深化，也暴露了信息网络在优化实践中存在的问题。
二、基本情况
本人就职于中铝宁夏能源集团有限责任公司，公司主要从事火电、铝、风电、太阳能发电等产业的建设运营管理，目前已形成火电、风电等五大产业板块和火电―煤炭等三条特色产业链。本人所在部门为火电事业部，部门职责为对公司控股的马莲台发电厂和六盘山热电厂进行运营管理。
三、企业面临的压力和竞争
鉴于所处行业和市场的特殊性，主要采用线上线下的方法进行企业压力和竞争分析。
从线上来说，2013年以前，发电企业面对的唯一客户是国家电网公司，宁夏电力公司对全区用电负荷进行预测，统一管辖区内统调机组的电量分配，与发电企业签订年度购售电合同。发电企业按照计划发电，获取非市场电量收入。
2013年宁夏试点大用户直购电，允许部分发电企业与符合市场准入的工业用户直接交易，就有限数量内的电量和电价进行直接交易。自此，发电企业有了市场电量收入。
大用户直购电的试行造成发电企业间竞争加剧，要求发电企业对于自己客户（电网和大客户）的服务工作逐渐细化，这给发电企业提出了新的竞争和挑战。
从线下来说，在发电企业生产经营过程中，燃料成本占火电发电成本50%以上，是火力发电可变成本的重要组成部分，是影响企业利润的关键因素。
由此可见，除了客户关系管理，发电企业面临的压力主要在于内部管理挖潜和成本控制。
四、火电产业关键业务过程分析
从集团控制层面来说对电厂生产运行监测管理及信息传递管理是火电产业关键业务流程之一。
火电厂自身关键业务有四：
一是燃煤采购流程：在电厂生产经营过程中，燃料成本占火力发电的50%以上，是发电生产成本的关键因素之一。流程涵盖合同管理、物流运输管理、验收管理、库存管理、燃料结算管理等。
二是运行、维修流程：涵盖设备管理、资金预算管理、合同管理、固定资产管理、检修消缺管理等。运行管理流程，主要运行信息、记录事件（值长日志）等；维修管理流程，包括大型维修的时间计划、承包维修工程采购管理、维修工程的验收管理等。
三是物资管理流程：包括生产日常维护备品件、大小修所需消耗性材料以及办公所需各种物资（除燃料外）等的采购。如备品备件的管理流程，包括计划、采购、入库、出库流程等。
四是电力市场竞价上网流程：流程涵盖智能管理中的发电计划管理、营销管理和成本分析管理。竞价上网是电厂市场销售的主要环节，为了成功竞价，电厂必须遵循市场规则的基础上进行大量的定价分析，了解市场交易模型，预测市场占有额，不仅要对自身发电成本进行分析，还要对其他发电企业的成本进行预测，科学确定上网电价的投标报价，力争使自己的报价能多发电并获得最大利润。
五、IT支持火电产业关键业务
1、在集团远程监测和管控中的应用：
由于火电项目建设围绕用电负荷展开，具有地域的分散性，马莲台发电厂位于宁东镇，六盘山热电厂位于固原市，为保证电厂生产运行情况可控在控，生产数据能够及时传送至银川，集团计划逐步在银川建立管控中心：2015年建立火电产业视频监测及应急指挥系统，目前已建成投运风电产业产业视频监测及应急指挥集成。
管控中心通过摄像设备获取电厂生产现场的前端图像，录像机存储和转换、光纤传输，最后在管控中心的显示装置呈现还原现场情况，实现对生产现场的视频监测。
2、OA系统在办公管理中的应用：OA协同办公系统通过个性化授权，将常用的流程推送到个人门户，方便调用和规范、表单和流程的集成，缩短了公文和报表的流转时间，加快了信息传递和决策的速度，提高了办公效率，有效降低了管理成本。
3、在火电企业燃煤采购流程中的应用：
火电厂燃煤采购流程中的运输环节是通过租用运输队伍前往合同煤矿点进行装车运输，按照吨公里支付车队运费、按照煤炭品质支付煤矿企业燃料费。在没有专人跟车的情况下容易出现亏吨亏卡，造成高额的采购和运输成本。
通过安装车辆定位系统（GPS），可以实现精确定位，电厂将GPS系统与车辆信息相连，绑定车辆ID，可以对车辆的位置、状况等进行实时监控。从矿方将原煤装车封箱开始，电厂密切关注车辆在运输路途中的停留时间和次数，发现停车状况及时联系司机，以了解停车必要性和时间长短，确保车辆运载原煤的质量和数量，防止卸车掺假、以次充好等亏吨亏卡情况的发生，有效提高运输效率，降低燃料采购成本。
4、在火电企业运行、维修流程中的应用：
厂级监控信息系统（Supervisory Information System in Plant Level，简称SIS）是集过程实时监测、优化控制及生产过程管理为一体的电厂自动化信息系统。SIS包含硬件和应用软件，硬件包括网络设备、控制网络接口设备、实时历史信息数据库服务器，过程管理功能站和值长监视站。
SIS可以实现处理全厂生产实时数据，完成厂级过程监控和管理、性能优化分析、负荷经济分配、运行优化操作指导、故障辅助分析诊断系统、设备寿命管理等功能，同时提供全厂完整的生产过程历史实时数据信息，可作为可靠生产信息资源，使管理和技术人员能够实时掌握各发电企业生产信息及辅助决策信息，充分利用和共享信息资源，提高决策科学性。
六、结论
基于IT系统在集团控制下的产业管控、生产运营、信息化办公等管理中的应用，有效提升了火电机组的设备可靠性、降低了集团远程管控风险，提高了信息的可利用率，各系统独立应用的效果非常显著，如何使集团控制下产业内各IT系统更好的兼容衔接，搭建可靠的信息化网络平台，使系统优势互补、强强联合，为提质增效挖掘更深层次的管理空间，还需要进一步的探索。
参考文献
【1】《电力市场竞价策略》中国水利水电出版社 15
【2】《电力企业管理信息化》中国电力出版社 59-60、74
一、项目管理在发电厂设计中的优势
项目管理的实质就是通过采用相关的管理制度和措施对于实施中的项目进行指导，并且可以确保在既定的期限或条件的限制下通过较小的人力物力的付出来满足人们的需求。相较于其它的管理方法来说，更加的科学和实用。
1.基于发电厂的实用性来说，通过科学的设定项目管理的目标，制定系统性的项目管理程序可以很好的实现发电厂的设计。在这个发电厂设计的过程中可以很好的发挥出现有的技术优势，并且能够很好的确保这个设计出来之后的实用性是比较可靠的。
2.通过项目管理方法的使用，可以很好的实现对发电厂设计团队的配置，通过管理能力较强的负责人的选择和综合能力较好的技术人员的优质组合可以很好的提高发电厂设计的效率，这对于成本的控制来说是十分有利的。
3.项目管理可以很好的实现团队凝聚力的提升，这对于发电厂设计的完整性和科学性是十分有利的。同时可以通过合理地激励机制激发设计者的能力和创新思维，充分的满足他们的精神需求和物质需求，这些对于发电厂设计工作来说都是不可或缺的。
二、项目管理在发电厂设计中的运用
1.做好前期的组织工作
发电厂的设计是为了更好的为人们的生活提供充足的电力，因此在发电厂的设计中需要相应的章程来指导和规范，并且需要明确的进行科学的资金与各项参考标准的预算，同时规范化的设计流程也是必不可少的，这也是检验设计目标实现与否的重要参考依据。需要包括以下几个方面：合同的审批、制定项目立项书、项目实施计划、项目实施控制、项目验收。其中项目的立项书必须明确的包含采购、软件开发等方面的要求，同时也要定期的进行项目进程的总结和汇报，在后期，必要的总结和资料的整理也是十分重要的，这样既可以很好的帮助项目的实现，同时也能通过系统性文件的展示很好的为后期发电厂的兴建增加更加有力的支持。
2.项目管理的启动规划
通过集体会议的方式进行项目计划的移交，并且明确项目的各项目标和实际的项目管理的细则，同时进行必要的人员的配置和相关信息的传达。通过目标的细化和各阶段的分离进行工作的安排，并且明确各个阶段的资金的分配比例，从而制定出系统性的项目管理的计划。
3.项目管理的具体实施措施
（1）全面引入风险管理机制。设计项目的项目管理是一门实际操作性很强的工作。它要求管理者拥有较强的沟通技巧和具备超前的风险意识，尤其牵涉到新工艺和新技术的工作包及其相关接口。管理人员在项目初期就根据专家意见和过往的工程实例按照其重要程度对项目的所有工作包和接口进行细致的划分，定量地划分为5个风险等级，列为日常风险管控和项目沟通的重点，同时建立风险登记册，对其在设计过程中有可能出现的提资错误和提资延误、进度拖延等风险作出预测，从而提前通过组织专业和设备厂家一起消化参考资料，共同协商解决问题，将风险消化在工作实施之前。
（2）项目进度和接口的动态管理。设计项目的进度和接口动态管理相对传统的管理模式，创新主要在于接口更细化，责任更明确，管理动态化。设计接口“动态”管理的主要管理流程如下：①工作分解。首先要对项目的设计工作和牵涉的接口清单进行工作分解，这是精细化管理的基础。②编制进度和接口管理计划。进度和接口管理计划由专人编制，编制时要充分考虑与里程碑计划、设备材料采购计划、施工安装计划等之间的逻辑关系来合理确定，并注明影响工作完成的各项约束条件。计划一旦确定，不轻易变更。参与设计的各专业人员需要严格按照达成一致的进度接口计划进行工作。③实施“动态”管理。最终的“动态”管理实际是由专门的管理人员具体实施的。专业部门根据接口资料状态的不同合理安排进度和人员投入，并每月提交相关表格以便管理人员及时输入系统，对设计进度和接口进行“动态”跟踪。特别对于开“天窗”出版的施工图，接口的动态管理延续至现场，并交由各专业工代继续完成接口清单的跟踪管理，确保在图纸实施施工前所有接口都处于关闭状态，这一措施有效避免了施工返工。
4.项目管理的控制及收尾
做好全面的准备工作之后，进行人员的组织和开始发电厂的设计是比较核心的内容，并且需要预先进行先关数据的设计和试运行，并进行具体的记载和数据分析，以此来作为参考将可能出现偏差的范围逐渐的缩小。在进行项目的总结的过程中需要进行客观的评估和可行性的鉴定，值得注意的是项目执行的过程中的各种文件图纸的存档和整理工作也要形成一定的系统性，这样既可以很好的给施工方呈现出一种严谨的工作态度，同时也可以为下一阶段的发电厂的施工提供较好的辅助作用。
三、总结
【关键词】深基坑；基坑施工；安全管理
引言
近年来，随着改革开放的不断深入发展，沿海经济的飞速发展以及国家提出的“一带一路”战略规划的全面落地，使得越来越多的企业将资金投入到沿海地区，在为广大投资者提供了众多发展机遇的同时，也让建筑行业面临着新的课题，即在国家日趋严格的安全管理形势下，如何安全平稳地在沿海地区开展深基坑项目施工。下面我们结合广西省北海市某电厂循环水泵房深基坑项目施工的安全管控措施为例，简要论述深基坑施工中的安全管控要点与大家共勉。
1.工程概况
某电厂2×1000MW新建工程循环水泵房标段，此循环水泵房位于本期工程中部，循泵房距A排外57m，东侧为材料库，西侧紧邻500kVGIS楼和继电器楼，北侧与取水明渠连接。循泵房为敞开式取水，设计底标高为-12.7m，基坑开挖深度为18.4m，达到三级基坑标注。
2.基坑周围环境
电厂项目拟建场地位于铁山港西岸，根据石头埠水文站实测统计，多年平均位1.67m（1956黄海高程），多年平均低潮位-0.90m，多年平均潮位0.36m，平均潮位差为2.45m。区内地下水以孔隙水为主，孔隙水又分为孔隙潜水和孔隙承压水。循环水泵房施工场地刚完成吹填，形成陆域围堰施工尚未结束，场地地下水与海水连通，其水位处于动态变化中，根据现场观测，勘测期间的地下水埋深一般为7m~10m，据设计院降水成果资料横向渗透系数为22.12m/d，渗透系数大，天然地基承载力极差，施工过程中随时存在边坡砂体大面积滑动、坍塌及管涌等施工安全风险。
3.施工方案实施
循环水泵房为全厂最深基坑，施工难度大、工况复杂、安全风险控制点多，设计基坑分三级放坡+SMW工法桩支护施工。现场采用机械开挖为主，人工开挖为铺的施工工艺进行土方开挖，根据现场实际情况两台挖机同步作业，采用反铲挖掘机进行，每级边开挖边人工进行边坡修整，修整好一段即进行喷射混凝土护坡，直至整个基坑结束。护坡采用4cm×4cm网眼的钢丝网，混凝土强度等级为C20，锚杆为准14的钢筋，长1m、间距2m×2m、呈梅花形布置。边坡上设泄水孔，采用50的PVC管，间距5m×5m，呈梅花形布置，外倾坡度不小于5%。最底一排高于地面30cm左右，泄水孔下部用土工布包扎牢固。泄水孔泄的水不流入基坑而是渗入深井由深井泵排出。二级基坑开挖时（-4.6m），在循泵房一侧设运土通道，通道上铺设钢板，在盖梁处将通道上H型钢割除至盖梁顶部留5cm，在盖梁上部铺垫50cm土后再铺设钢板，方可运土。期间设置一台挖机在-4.60m层挖土装车，另一台挖机下到-7.7m，将土挖运传递到前面一台挖机，直到挖至设计标高，最后剩余土方用16m长臂挖机进行挖土装车。
4.基坑施工过程安全管控要点
（1）深基坑临边防护措施采取1）基坑施工必须按要求进行，具体临边防护要求按“三宝四口五临边”的管控要求执行。2）基坑开挖深度超过2m时，建议在栏杆式防护的基础上加密目式安全网防护。3）挖掘机的履带前端到挖掘坑边宜保持1.5m距离，渣土车始终在挖掘机的后方等待装土，离边坡保持6m以上的距离，以消除由于施工机械作业对桩与边坡产生的侧向挤土压力。遇特别软弱部位时，机械应铺钢板行走。4）挖掘机一次性挖至基底及边坡应预留150mm厚土层，再采用人工清底、修坡、找平，以保证基底标高和边坡坡度正确，避免超挖和土层遭受扰动。5）基坑开挖完成后，应及时清底、验槽，浇筑混凝土垫层，减少基坑暴露时间，防止暴晒和雨水浸刷破坏地基土的原状结构。（2）基坑降排水措施1）基坑排水措施基坑上边排水沟的水统一排至基坑周边沉淀池，然后就近排向厂区雨水井内。2）基坑降水措施基坑明水渗入底板下砾沙层，全部用深井泵排出，确保基坑无积水。（3）坑边荷载控制措施1）基坑边缘严禁堆置土方和建筑材料，或沿挖方边缘移动运输工具和机械，堆放必须距基坑上部边缘不少于4m，堆置高度不应超过1.5m。2）各类施工机械距基坑、边坡和基础桩孔边的距离，应根据设备重量、基坑、边坡和基础桩的支护、土质情况确定，堆载不得超过设计规定。3）各类施工机械施工与基坑、边坡的距离小于规定时，应对施工机械作业范围内的基坑支护、地面等采取加固措施（如铺设钢板、枕木等）。（4）深基坑上下通道布设要求1）土方开挖过程中及时对形成的基坑进行栏杆围护，在基坑边采用脚手管搭设人行通道上下基坑。2）通道的设置，在结构上必须牢固可靠，数量、位置上应符合《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》（DL5009.1-2004）的相关要求。（5）土方开挖控制措施1）土方施工机械应经过监理单位及EPC总承包单位（如为自建自管工程此处应该由建设单位机械管理部门）检查验收合格后进场作业，操作人员应持证上岗，遵守安全技术操作规程。2）机械开挖土方时，作业人员不得进入机械作业半径范围内进行坑底清理或找坡作业。3）施工时应遵循自上而下的开挖顺序，严禁先切除坡脚，并不得超挖。
5.结束语
深基坑施工具有施工难度大、工况复杂、安全风险大等特点，尤其是在沿海吹填陆域施工，施工安全管理具有相当大的难度。这就要求项目参建各单位全方位、全过程地参与到施工安全管理的各个环节，总结经验，大胆创新安全管理手段，将项目安全工作提升到一个更高的层次。
参考文献：
［1］国家能源局.DL5009.1-2004电力建设安全工作规程第一部分：火力发电［S］.中国电力出版社，2014.
［2］冯柳，彭光俊.基坑坍塌事故分析［J］.建筑安全，2005（2）：11-13.
关键词：升压站；控制系统；功能
中图分类号： TM73 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）19-187-2
0 引言
随着电力需求的不断快速增长，人们提出了建立电力生产中心的设想，即升压站系统，它是通过电荷电压变换的一个整体系统。升压站一般是把低电压变为高电压，然后送到更高等级的电压输电系统，以实现资源共享。为了方便使用，将大电压变成小电压，或将小电压变大电压的变电设备。升压站主要是升压，减小线路电流，减小电能的损失。
1 传统NCS控制方式
在常规升压站中控制功能全部由NCS来实现对电气设备的监视、控制，一般厂用电、低压配电系统及高压变压器组控制功能基本都是由DCS来实现的，具体如下：
现在高压电气设备与传统模式最大的不同是采用网络微机监控系统NCS作为主要的监控手段而传统方式是采用一对一硬手操控模式，NCS的推广应用提高了电力系统自动化水平，节约了大量人力，同时增强了设备的安全可靠性。
间隔层、一级网络网络微机监控系统、站控层二层设备组成了升压站的监控系统，服务器、工程师站、微机防误系统和操作员站通过网络连接组成了计算机站控层监控系统，站控层不但具备人机联系界面，还可以实现升压站管理中心和实现网络电气设备监控，并可以和调度通信中心通信。若干个监控子系统通过网络连接组成了间隔层，它是站控层或网络通信失败监控无法实现对设备的控制，通过间隔层操作可以实现间隔设备的就地操作、监视功能，站控层与厂局级管理系统SIS实现网络通讯。
目前，NCS已在升压站运行中被广泛应用技术已经非常成熟，下面我们对控制系统进行深入研究。
2 NCS纳入DCS控制方式
DCS是分布式控制系统的英文缩写（Distributed Control System），国内将他命名为为集散控制系统，相对于集中式控制系统它是在集中式控制系统的基础上演变、发展而来的一种新的计算机控制系统。
我们在深入研究电气控制需求后来探讨NCS纳入DCS控制方式，根据DCS控制系统的特性，我们进一步设计替代方案。随着控制系统的快速发展，NCS逐渐被DCS系统取代，DCS系统通过IEC61850规约通信后，升压站的电气量通过MMS接口与DCS系统连接，电流互感器、电压互感器等模拟量和保护信号通过变送器转换成4～20 mA量送入DCS，这样DCS就能实现对升压站内所有设备的监视和操作。
3 NCS纳入DCS控制方式比NCS控制方式具备的优势
3.1 造价对比
常规NCS控制方式所需设备如表1所示。
由以上表对比可以看出，采用NCS纳入DCS控制方式后，控制系统造价降低了很多。
3.2 先进性对比
传统升压站的NCS系统必须单独组网，信息传送必须经过规约转换后才能实现接口通信再送到DCS系统，时间上无法做到与控制系统时间完全一致，对事故分析时造成一定的影响。
如果升压站中电气设备的操作和监控分别在两套不同的系统来实现，升压站维护成本会非常大且操作复杂，给后期使用和维护造成很大困难，而且两套系统信息不互相兼容必须通过规约转换器来实现信息的互通，增加了投入成本和运行风险。NCS纳入DCS控制方式后，技术可以实现两个系统兼容，不需要通信转换既可以实现信息的共享，减少了系统运行风险同时降低了投入成本，系统运行更加可靠。
3.3 对设计、施工和运行的影响对比
常规NCS控制方式在电厂或升压站中已经用了很多年，因此本文以NCS控制方式为例，通过传统NCS系统和NCS纳入DCS控制方式对设计、施工和运行产生的影响进行比较。
3.3.1 与调度接口的问题
传统NCS控制系统只能通过专用远动工作站和规约转换器转换成常用的101、104远动规约来实现和调度的通信，但是由于存在很大的缺点和漏洞被调度所不接受。但是NCS纳入DCS控制方式后，系统通过监控后台通信装置直接可以实现与调度的互相连接，实现通信与信息的远传。
3.3.2 信息采集问题
网络微机监控系统的功能不但包括升压站的控制、监视，同时它还是一个信息采集站，即整个系统与升压站内所有的一次设备、二次设备如故障录波器、保护装置、直流、DCS、安全稳定控制装置等设备连接，实现信息在监控系统的监视，所需数据可以实现存储和实时传递，NCS通过通信接口与电能计量装置互联，可以实现电能的有功、无功、电压、电流量的传输，同时利用系统软件可以生成报表供运行人员查阅。
3.3.3 同期问题
由于DCS系统通过变送器采集相关的电压、电流量，而变送器只能采集电压、电流量的幅值，而无法获得相位信息，因此必须装设独立的同期装置来实现断路器的同期。不仅如此，500千伏3/2接线方式接线较为复杂，还必须另外装设近区优先法则电压切换装置，根据升压站线路的运行情况自动切换电压来实现同期和线路的重合闸，给设计、施工人员工作带来不便；而在NCS中，这些装置都安装在断路器测控柜中，产品标准化设计，成熟可靠。
3.3.4 规约问题
目前，由于DCS通信存在不稳定等漏洞和国家的管控，其发展速度在很大程度上受到了限制。一般情况下，DCS系统通信规约的限制对于电气自动化的控制开发有一定局限性，因此不能实现接受电气智能设备的更多电气和模拟量，所以它的应用较多的用在发电厂的机炉控制方面。反观电气NCS，厂家的大力开发和现场广泛应用实现了与电气智能设备连接功能全部实现，而且可以实现各个电气智能设备厂家的不同产品通过接口程序或硬件设备实现无缝连接，经验丰富；而DCS厂家对智能电气设备不熟悉，其通信和规约转换又受到限制，与智能电器设备之间接口和互通有没有较为成熟的借鉴经验，这对DCS厂家和后期的维护人员具有较大的挑战性。
4 结语
本文通过对传统NCS控制方式的分析后，提出了电气NCS纳入DCS控制的方案，并将两者通过现场应用后进行了对比，其功能如何实现进行深入研究。在风电场的升压站中如果将所有的控制信息NCS纳入DCS控制，通过DCS系统完全可以实现监控系统的各种功能，这种先进的控制方式可以优化系统运行方式，实现风电场资源的合理化配置。
参 考 文 献
[1] 朴成刚，郭玉龙，胡正洪.火力发电厂电气监控系统的应用和发展方向[J].天津电力技术，2008.
近年来，电力企业不断发展，特别是水电企业，改变了以往一直以来封闭式的网络结构和业务系统，利用信息网络逐渐跟外界接口联系，许多企业都建立了自己的网络系统，如企业门户、办公自动化系统、财务系统、营销系统、生产管理系统等，极大提高了办公效率，实现数据实时传输及共享。信息化的发展、网络的普及，使办公地点不紧紧局限于办公室，远程移动办公成为了可能，办公效率也大大提高，突破了时间及空间的限制，但信息化高速发展的同时也给我们带来了严重的网络安全问题。对此国家也非常关注，特意成立中央网络安全和信息化领导小组，再次体现出过对保障网络安全、维护国家利益、推动信息化发展的决心。由此可见，网络安全已经到了不可小视，必须深入探讨研究的地步。
2广蓄电厂信息网络安全建设
2.1网络安全区域划分
划分安全区域是构建企业信息网络安全的基础，提高抗击风险能力，提高可靠性和可维护性。广蓄电厂内网划分为网络核心区、外联接入区、IDC业务区、终端接入区。网络核心区域是整个电厂信息网络安全的核心，它主要负责全网信息数据的传输及交换、不同区域的边界防护。这个区域一般包括核心交换机、核心路由器、防火墙及安全防护设备等。IDC业务区主要是各业务应用服务器设备所在区域，如企业门户、OA系统、生产管理系统等各信息系统服务器。终端接入区即为终端设备（如：台式机、笔记本电脑、打印机等）连入内网区域。
2.2二次安防体系建设
根据国家电监管委员会令第5号《电力二次系统安全防护规定》、34号《关于印发<电力二次系统安全防护总体方案>》的相关要求，电厂坚持按照二次安全防护体系原则建设：
（1）安全分区：根据安全等级的划分，将广蓄电厂网络划分为生产控制大区和管理信息大区，其中生产控制大区又划分为实时控制Ⅰ区和非实时控制Ⅱ区。
（2）网络专用：电力调度数据网在专用通道上使用独立的网络设备组网，采用SDH/PDH不同通道等方式跟调度、各电厂的生产业务相连接，在物理层面上与其他数据网及外部公共信息网安全隔离。对电厂的IP地址进行调整和统一互联网出口，将生活区网络和办公网络分离，加强对网络的统一管理和监控。
（3）横向隔离：在生产控制大区与管理信息大区之间部署经国家指定部门检测认证的电力专用正反向安全隔离装置。正向安全隔离装置采用非网络方式的单向数据传输，反向安全隔离装置接收管理信息大区发向生产控制大区的数据，采用签名认证、内容过滤等检查处理，提高系统安全防护能力。
（4）纵向认证：广蓄电厂生产控制大区与调度数据网的纵向连接进行了安全防护硬件的部署，包括纵向加密装置、纵向防火墙等，并配置了相应的安全策略，禁用了高风险的网络服务，实现双向身份认证、数据加密和访问控制。
2.3安全防护措施
（1）防火墙
在外联接入区域同内网网络之间设置了防火墙设备，并对防火墙制定了安全策略，对一些不安全的端口和协议进行限制。通过防火墙过滤进出网络的数据，对内网的访问行为进行控制和阻断，禁止外部用户进入内网网络，访问内部机器，使所有的服务器、工作站及网络设备都在防火墙的保护下。
（2）口令加密和访问控制
电厂对所有用户终端采用准入控制技术，每个用户都以实名注册，需通过部门账号申请获得IP地址才能上局域网，并通过PKI系统对用户访问企业门户、OA系统等业务系统进行访问控制管理。在核心交换机中对重要业务部门划分单独的虚拟子网（VLAN），并使其在局域网内隔离，限制其他VLAN成员访问，确保信息的保密安全。对电厂内部的网络设备交换机、防火墙等，采用专机专用配置，并赋予用户一定的访问存取权限、口令等安全保密措施，建立严格的网络安全日志和审查系统，定时对其进行审查分析，及时发现和解决网络中发生的安全事故，有效地保护网络安全。
（3）上网行为管理
上网行为管理设备直接串行部署在内网边界区域，并制定了精细化的活动审计策略、应用软件监控管理策略，监控及记录用户非法操作信息，实时掌握互联网使用情况，防患于未然，通过上网行为管理设备进行互联网网关控制。
（4）防病毒系统
在电厂的局域网内部署了Symantec防病毒系统。Symantec系统具有跨平台的技术及强大功能，系统中心是中央管理控制台。通过该管理控制台集中管理运行SymantecAntiVirus企业版的服务器和客户端；可以启动和调度扫描，以及设置实时防护，从而建立并实施病毒防护策略，管理病毒定义文件的更新，控制活动病毒，管理计算机组的病毒防护、查看扫描、病毒检测和事件历史记录等功能。
（5）建立虚拟专网（VPN）系统
为保证网络的安全，实现移动办公，在核心网络边界区域部署了1台VPN设备，并设置访问条件和身份认证授权策略，如通过PKI系统进行身份认证和访问授权后才能访问电厂企业门户系统、OA系统等。使用虚拟专网（VPN）系统，不仅满足了电厂用户远程办公需求，而且保证了电厂信息网络及信息系统数据安全传输。
3信息网络安全管理策略
俗话说：“三分技术，七分管理”，这在信息网络安全管理方面也是适用的。事实上95%以上的计算机、网络受到的攻击事件和病毒侵害都是由于管理不善造成的。广州蓄能水电厂作为国内一流的水力发电厂，头顶上始终悬着一把信息网络安全的达摩克利斯之剑。在推进信息化道路上，借鉴国内外企业对信息网络安全管理的经验，形成属于自身发展的网络安全管理策略。（1）建立完善的网络信息安全管理制度。在信息网络安全方面电厂成立专门的信息化安全小组，制定完善的信息安全规章制度，规范整个电厂对网络及信息系统的使用。（2）建立完备的网络与信息安全应急预案。电厂建立了一套应急预案体系，目的就是在发生紧急情况时，指导电厂的值班人员对突发事件及时响应并解决问题。（3）定期进行安全风险评估及加固。电厂每年进行安全风险评估分析，及时了解和掌握整个网络的安全现状，通过安全加固使得网络安全系统更加健全。
4结束语
拉开我国进口LNG序幕
LNG被认为当今世界上最清洁的能源之一，是由天然气冷却至-160℃液化而成，液化后的天然气体积仅为同量气态天然气的六百分之一，具有更高效、更安全、更环保、更便于储运等显著优势，被誉为能源“皇冠”上的明珠。
我国引进国外LNG最初起源于2006年国内第一座LNG接收站——中海油广东大鹏LNG接收站的成功投产。而首次开展引进国外LNG的调研和试点工作，则可上溯到上世纪90年代。当时，随着中国改革开放事业的不断发展和深入，国内能源需求不断增大，能源结构不断优化，特别是沿海地区经济发展迅速，对能源的需求急剧上升。对此，中国海油积极执行国家能源发展战略，审时度势，明确提出了“油气并举、向气倾斜”的战略方针，并根据国家“走出去”的战略方针，在原国家计委的直接领导下，率先开展了我国东南沿海四省一市引进国外LNG的调研和试点工作，拉开了我国引进国外LNG的帷幕。随后，由中国海油主导建设的广东大鹏LNG接收站、福建莆田LNG接收站、上海LNG接收站、浙江LNG接收站等国内大型LNG接收站相继投产运营，另有大批LNG接收站正在建设或规划之中，LNG进口规模连创新高，迅速成长为中国最大的LNG清洁能源供应商。截至2013年7月，气电集团累计为我国进口LNG突破了5000万吨，对国民经济发展和环境保护工作做出了积极贡献，也进一步奠定了在国内LNG行业的领军地位。
构建完整LNG产业链
LNG产业链上中下游各环节环环相扣、相辅相成，且刚性链接、无法省略、不能压缩，只有构建完整的产业链条，才能够有效规避系统风险，确保能源的稳定供应和合理的投资回报。
构建有竞争力的“资源池”
气电集团为解决LNG资源采购难的问题，深入研究国际LNG资源采购策略，积极探索国际LNG市场发展规律。在国内首次提出并不断完善了“资源池”的概念，创造了独具特色的LNG资源获取方式，构建了具有较强竞争力的“资源池”。
一是多渠道灵活地获取境外长期LNG资源合同。截至2013年7月，气电集团签订的国际LNG长期合同量达到了2090万吨/年，成为了全球排名第二的LNG单项主力买家，进一步保障了国内清洁能源供应。
二是在国外建设LNG生产基地，气电集团积极参与境外天然气资源的勘探开发、液化设施的投资建设运营及运输等产业链上游环节。增强了清洁能源安全保障力度，增加了在国际LNG贸易中的话语权，进一步提高了产业链的综合承受能力。
三是加大中短期合同和现货合同的签署和实施。为了满足我国天然气应急调峰和安全保供的需要，增加资源供应来源的多元化和灵活性，提高进口资源的价格竞争力，气电集团逐步加大了中短期合同和现货合同的签署和实施力度，中短期和现货占贸易量比重从2008年的10%增加到目前的30%。
四是积极开发国内资源，降低资源对外依存度。气电集团不断加强煤制气、煤层气、焦炉尾气制LNG、页岩气、生物沼气制LNG等关键技术的研发。提高国内资源的开发力度，进一步平抑进口气价，降低资源对外依存度，积极发挥好国内资源对核心产业的补充作用。
大力发展与“改善民生”相关的产业
一是大力发展交通新能源用户。气电集团高度重视LNG在交通能源领域的应用，制定了“加快发展LNG车船加注产业”的发展战略。截至目前，气电集团已经建成LNG加注站98座，供应近1.3万辆天然气汽车，LNG汽车加注业务在全国处于领先地位。与此同时，由气电集团牵头开发的“将LNG汽车引入现有和新建公交线路”方法学获得联合国批准，是我国首个自主开发获批的交通领域方法学，为中国公交行业LNG利用项目提供了可实施节能减排的量化标准，大大促进了LNG清洁燃料在我国交通领域的推广和使用。
二是大力发展天然气发电用户。当前国内电厂还是以燃煤为主，不仅效率低，而且污染严重。而天然气发电相比燃煤发电有着许多突出的优点，如占地面积小，耗水量少，污染物排放量低，发电机组运行灵活，有着天然的调峰优势，而且天然气发电效率高、低碳清洁，可明显缓解日益严重的环保压力。近年来，气电集团在国内大力发展天然气发电业务。海南洋浦电厂、中山嘉明电厂、广东惠州电厂、福建莆田电厂、深圳福华德电厂等天然气发电项目相继投产运营，总装机规模达到了480万千瓦，居全国燃气发电行业前列，成为了中国大型清洁能源发电企业之一。
三是大力发展城市燃气用户。除了汽车加气和天然气发电之外，气电集团还积极发展与人们生活息息相关的城市燃气事业，为珠三角城市群、福建省大部及上海等国内沿海城市数亿居民供应着清洁的天然气资源。
强化基础设施项目建设和管理
为了确保进口LNG平稳顺利地输送到我国沿海城市的千家万户，气电集团围绕LNG接收站，积极建设沿海天然气管道、LNG卫星站、天然气发电项目、汽车加气站等终端项目。经过10年的努力，气电集团已经累计在中国沿海地区投资650亿元，建设了年接收能力超过1800万吨的LNG接收站，在沿海6省建设的天然气管道近3200公里，天然气发电总装机规模480万千瓦。这些LNG产业基础设施的建设不仅对引进境外资源、保障能源供应、确保能源安全起到了至关重要的作用，而且为我国沿海经济社会发展做出了不可磨灭的贡献。
在大力投资LNG产业基础设施建设的基础上，气电集团还不断通过“科学决策项目投资、构建LNG项目管理体系、加强项目股权管理”等措施强化LNG基础设施投资的项目管理，统筹全产业链建设，提升项目管理能力，以保障产业链运作畅通，确保能源供应的安全和稳定。
强化应急保供强化应急保供能力建设
气电集团从维护国家能源安全的高度出发，逐步建立了完善的应急保供体系。通过采取“增加现货供应、接收站代加工、站线租赁服务、调剂流向、建设LNG调峰设施”等多种措施，逐步建立起了完善的应急保供体系，有效保证了迎峰度冬、冰雪灾害应急保供、广州亚运会、深圳大运会、上游资源方事故等用气高峰期和特殊时期的稳定供应。2011年12月19日，上游珠海终端海底天然气汇管被挖沙船挖破，番禺30-1及惠州21-1平台紧急关停，于次日零时全面停止对下游供气28天。中海石油电集团迅速启动了“联供、联保、联运”的应急机制，积极协调当地政府及南方电网等企业，本着“以民用为主线，适当照顾工商业用气，按市场规律办事，确保商务风险可控”的原则，利用在广东、福建等地的LNG资源及完善的产业链网络，圆满完成了28天艰苦卓绝的应急保供任务，赢得了地方政府及社会各界的一致好评。此外，为了满足我国东南沿海各地天然气应急调峰和安全保供的需要，气电集团还通过加大中短期合同和现货采购来减轻沿海经济发达地区的能源消费压力，成效卓著。
加强全面风险管理
尽管LNG本身具有安全、环保的性质，但是，由于LNG温度超低、生产工艺复杂、资源竞争激烈、受经济形势影响较大等因素，使得LNG行业具有高风险的特点。对此，气电集团有着清醒的认识，为了能进一步加强全面的风险管理，提高风险管控能力，气电集团对LNG产业链所有风险进行分析归类，得出十大类主要风险，并根据不同风险制定不同的识别和防范制度，采取不同的措施，确保将各类风险降到最低点。
近年来，气电集团逐步建立了全面风险管理体系，涵盖产业链各环节以及经营管理中可能面对的各类风险控制点，构建并实施了22项管理制度、175个办法、23个细则、218个流程等。与此同时，气电集团还在全产业链开展了管理提升活动，并结合产业“新、高、广、大、多”的特点，因地制宜，找准发力点，紧紧围绕安全生产、工程建设、降本增效、公司治理、制度建设等扎实开展管理提升活动，取得了良好的效果，确保各项规定执行不缩水，各项制度不走样，切实提高了风险管控能力。
持续打造“绿色央企”
在“奉献清洁能源，创造美好生活”企业宗旨的指引下，气电集团不仅提供了持续稳定的LNG清浩能源，有力保障了能源的稳定和安全，打造了国内LNG行业的领军地位，而且真正地履行了能源央企的政治使命和社会责任，出色地完成了能源央企所肩负的经济发展任务。截至2013年7月，气电集团累计进口LNG突破5000万吨，已落实的长期LNG资源合同量达2090万吨/年，一跃成为全球排名第三的LNG单项主力买家。累计节约或替代标准煤9300万吨，减少二氧化碳排放约1.75亿吨，减少二氧化硫排放约295万吨，相当于种植940万亩森林、3.76亿棵成年大树，较好地履行了“绿色央企”的职责。
通过对发电厂发电机、电气设备及系统进行危险有害因素辨识，辨识出系统中存在的主要危险因素有触电伤害、雷电伤害、火灾、爆炸、高处坠落等；存在的主要有害因素有电磁辐射危害、中毒和窒息危害。本研究可以为电厂工程技术人员对发电厂运行过程中的风险认知和控制决策提供支持和帮助，可以有效控制风险，遏制事故发生和人员伤亡。
关键词：
发电厂；电气设备；系统；风险辨识
一、引言
发电厂是电力生产的重要环节，就安全而言，由于其生产工艺流程及行业生产特点，决定了发电生产企业安全工作的重要性。发电生产“产、供、销”一次性完成，没有其他中间环节，整体性特别强。在发电生产过程中任何一个环节出了问题，都会影响整体安全效果。发电生产过程中存在的有害危险因素种类多，可能发生的事故类别多。因此，要想更好的防范发电厂事故发生，就必须要深入辨识了解发电厂存在的各类危险有害因素，确保做到有的放矢，防患于未然。在电力生产过程中，发电机及电气设备系统由于其系统的复杂性，存在的风险往往隐性的比较多，如果不加以重视，可能会酿成更大的事故发生。本文试图应用系统安全理论，从危险和有害因素两个方面，通过发电厂发电机、电气设备及系统风险辨识和分析，更加系统、全面的认知和评价发电机及电气系统的安全状态，为发电厂电气设备安全风险管控提供帮助和技术支持。
二、发电机、电气设备及其系统主要危险因素分析
重点对发电机及励磁系统危险，变压器危险，高、低压配电装置危险，电缆火灾，污闪事故，雷击和接地网故障，继电保护和直流系统危险，全厂停电事故，电气误操作，触电伤害，高处坠落等方面进行风险辨识和分析。
1.发电机及励磁系统危险因素分析。其存在危险因素主要有：由于制造质量不良、检修质量低劣、运行中操作维护不当、过电压、发电机定子铁芯间绝缘破坏、发热、绝缘老化、等造成定子线圈绝缘击穿，引起火灾；发电机由于安装、检修不当，密封油系统故障，造成发电机密封不良，引起火灾；在发电机电压幅值、相位、频率与电力系统相差过大情况下，由于人为误操作或自动装置误动作将该发电机并入电力系统，造成发电机非同期并列，产生巨大冲击电流，强大的电动力效应，将使发电机定子绕组变形、扭弯、绝缘崩裂、甚至将定子绕组毁坏，同时，使机组发生强烈的振动，并引起电力系统电压下降，严重时会引起系统振荡，乃至瓦解；定子绕组中的负序电流过大会使转子表面的部件过热，甚至烧损；转子匝间短路，保护开关拒动，烧毁发电机转子；发电机非全相运行会烧损发电机转子；定转子间气隙内存在焊渣、铜屑、螺丝和检修工具等，引起扫膛，使定转子绕组严重受损；励磁系统灭磁开关拒动、误动，灭磁时产生过电压，严重时将烧毁转子绝缘及整流器元件；定子内冷水系统故障，造成定子绕组超温，损毁绝缘造成短路。
2.变压器危险因素分析。主变压器及厂用变压器容量大、电压等级高、负荷率高，变压器所用的绝缘材料多，这些材料都是可燃物质，而且变压器油量越多，火灾危险性更大。变压器着火的主要原因包括：绕组绝缘损坏导致短路，主要是绝缘老化、变质损坏；由于过电压将绝缘击穿或结构不完善、维护不当使绝缘受潮击穿；由于变压器油中的总烃和含氢量超标，导致套管爆炸事故；磁路、铁芯故障发热，引起变压器故障；变压器油质下降、油位过低，导致变压器内部绝缘降低；遭受雷击；其他原因，如小动物或金属导线造成短路；变压器周围可燃物起火，引起变压器短路爆炸、着火等。
3.高、低压配电装置危险因素分析。其存在危险因素主要有：断路器切断容量不够，在故障时不能切断电弧；安装、检修工艺不良，操作结构调整不当、部件失灵，合闸接触不良；断路器失灵，操作结构卡涩，跳（合）闸线圈烧毁等，引起拒分或误动；操作不当或误操作导致事故；断路器连接部分发热、闪弧、引起弧光接地过电压，使其相间、对地短路，甚至爆炸着火；操作电源故障，操作电源电压过低，熔断器熔断，辅助接点接触不良，引起断路器故障时拒动；由于六氟化硫气体微量水超标等原因导致断路器内部绝缘强度降低引起短路事故。
4.电缆的火灾危险性。其存在危险因素主要有：电缆遇外来火源、热源或电缆短路很容易引起电缆燃烧着火；敷设在汽轮机油系统或锅炉燃油系统附近的电缆，在油系统着火后很有可能被引燃；输煤或制粉设备周围的电缆上，常有煤粉沉积，可能因煤粉自燃而引起电缆着火。电缆受外界机械损伤；电缆运行过负荷、过热、过电压等原因都将使电缆绝缘损坏或老化，最终引发电缆相间或对地击穿短路起火；阻燃措施不到位，未能刷涂有效的防火涂料，阻燃隔断不够严密等均会导致火灾的扩大；电缆运行中温度较高，中间接头的温度更高。在高温作用下，绝缘材料逐渐老化，很容易发生绝缘击穿事故；接头容易氧化而引起发热，甚至闪弧引燃电缆；焊接作业时有焊渣落到电缆上，引起电缆着火；电缆的管理、维护、检查、定期测温、定期预防性试验及消除缺陷、反事故措施、技术培训不严。
5.污闪事故分析。若升压站电气设备及母线外绝缘爬电比距不能满足要求或未采取防污措施，在潮湿条件下，尤其是大雾、冰雪等恶劣气候条件下，绝缘极易被击穿，从而发生污闪事故。
6.雷击和接地网故障危险性分析。若不采取避雷针（线）防直击雷保护措施或架空地线进线保护、避雷器等防雷电波侵入的措施，在雷雨季节可能引起电气设备损坏或人员伤亡。若接地网不定期进行校核，接地电阻不合格、接地引下线热稳定容量不满足要求或接地装置地下直埋部分存在腐蚀、虚连、断裂等现象，出现系统过电压时，容易造成电气设备损坏。
7.继电保护和直流系统危险因素分析。继电保护装置是保证电厂、电网安全稳定运行的重要设施，在运行中若发生误动或拒动，将可能导致重大设备损坏、全厂停电或电网瓦解等重大事故。发电厂、变电站直流系统是十分重要的电源系统，若出现混线、接地问题，可能导致断路器、继电保护误动、乱动或拒动等事故的发生。在厂用电事故状态下，直流系统电源不可靠，可能导致交、直流油泵等设备无法起动，最终造成汽轮发电机轴承烧损事故。
8.全厂停电事故危险因素分析。汽轮机故障、锅炉停炉、发电机损坏、直流系统故障等都会引起全厂停电事故，全厂停电会造成电力输送中断，特别是柴油发电机主要是为各类旋转机械的油泵及其它重要设备提供事故保安电源。如果在全厂停电时柴油发电机不能使用或发生故障，致使转动机械的油泵不能给各转动机械供油，从而会导致一些转动机械轴承烧损，进而引发更大的设备事故。
9.电气误操作危险因素分析。未装设防误闭锁装置或装置失灵，紧急解锁钥匙管理不严，在运行、检修期间随意解锁，加上不执行“两票”及安规中的有关规定等，容易发生电气误操作。
10.触电伤害危险性分析。通常机组采用电压等级多，全厂电气设备及其系统较为复杂，存在漏电、触电、电伤等潜在危险性。
11.高处坠落危险性分析。在位置较高的升压系统、厂用变等配电装置上检修时，缺乏防止人体坠落的安全措施，会造成高处坠落等伤害事故。
三、发电机、电气设备及其系统主要有害因素分析
1.工频电场有害因素分析。电厂高压电气设备运行时会产生工频电场，如果长期处于高磁辐射环境下，可能对作业人员身体健康产生一定影响。
2.化学品中毒危害因素分析。作业人员在电缆沟中进行施工、维护时，如果有毒气体聚积，可能发生人员中毒事故。在断路器中使用六氟化硫，在电离作用下分解产生有剧毒的高氟或低氟化硫，若密封不严，出现渗漏，会对人体造成危害。
四、结语
通过对发电厂发电机、电气设备及系统进行风险辨识与分析可知，系统中存在的主要危险因素有触电伤害、雷电伤害、火灾、爆炸、高处坠落等；存在的主要有害因素有电磁辐射危害、中毒和窒息危害。电厂工程技术人员或者管理者以此为参考，在全面认知风险的基础上做到更好的防控风险。
参考文献：
[1]于立友，戚作秋，郝崑.电缆火灾风险控制[J].东北电力技术，2010，9：50-52.
[2]王雪杰，齐磊，于立友.柔性直流输电系统风险评估研究[C].强化安全基础推动安全发展论文集，2014，10：35-37.
关键词：电网安全；稳定运行；管理
作者简介：孙伟（1964-），男，山东肥城人，山东省肥城市供电公司工会主席，工程师。（山东肥城271600）
中图分类号：F273 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2012）09-0111-02
电力系统是一个非线性、高维数、分层分布的动态大系统，其网架结构、线路参数、负荷分布等对于系统的运行有着很大的影响，任何干扰因素都可能造成系统的振荡，不稳定甚至崩溃。由此可见，保持电力系统的稳定运行，是电力系统最重要的任务。县级供电企业所管辖的区域电网，存在诸多不可靠因素。一方面，由于县级电网缺乏科学统一的规划，没有形成合理的网架结构，造成电网网络结构薄弱，电磁环网交错，很难充分发挥电网输送能力。特别是部分输电线路负载过重，负荷高峰时段满负荷、超负荷运行，容载比低，电网“卡脖子”问题严重，极不利于电网的安全、优质、经济运行。一旦有异常情况，容易引起连锁反应，甚至导致大面积停电。另一方面，缺乏总体规划的多电源点并网，电网的技术装备水平不能满足保护配置要求，增加了保护配合的难度。随着电网规模的不断扩大，系统短路容量逐年增加，部分开关的开断容量已不能满足要求，技术改造的压力较大。一旦电网发生故障将会导致电网稳定破坏，甚至引发大面积停电事故。本文从电网安全的主要问题进行分析，阐述了建立和完善区域电网安全运行及应急机制的重要性和紧迫性，对区域电网安全运行管理提出几点探讨意见。
一、县级电网安全运行管理的现状
1.县级电网规划不合理，网架结构薄弱
县级区域电网建设与地方经济发展程度、经营管理状况、资源分布、电网规划和建设水平、资金投入息息相关。县级电网建设初期，由于缺乏统一的规划，各自为政，导致县级电网发展不合理，高压电网网架结构薄弱，电磁环网交错，运行方式调整困难，很难充分发挥电网输送能力；中低压配电网容量不足，负荷高峰期易出现瓶颈现象，造成供电可靠性低、线损高、电压质量低等一系列问题，不仅阻碍经济的发展，还在一定程度上造成了电力资源的浪费，这一现象在县级供电企业代管之前尤为突出。代管以后至上划期间，虽然实行代管逐步完善了企业管理标准，人员得到有效控制，但电网建设资金投入不足问题一直未能得到彻底解决。经济的发展与电网发展出现结构性矛盾，电网建设影响和制约着经济发展。
2.电网无功补偿不足
电网无功补偿容量不足，部分变电站未严格按照无功补偿配置标准配置，加之长久以来用户无功补偿力率标准为0.8～0.85，远远低于电力行业标准，特别是部分工业大用户，忽视功率因数对生产成本的影响，无功投入严重匮乏，造成电网负荷高峰与低谷期间功率因数波动较大，影响电压质量，从而导致部分供电区域电压波动幅度大，影响人民生产生活用电需求。
3.自动保护动作装置系统存在一定的安全隐患
随着电网的快速发展，自动装置及保护系统对电网安全的支撑作用越来越明显，已成为确保现代电网安全稳定运行的技术支持中心。由于县级电网结构相对比较薄弱，设备装备水平、维护水平较低，电网设备故障和外力破坏事故较多，而电网安全对自动保护装置可靠性的依赖程度较高，二次系统一旦出现问题，容易造成电网事故。目前，县域电网电压等级增多，35千伏线路故障就可能造成220千伏输变电系统故障。长期以来县公司二次系统的继电保护、自动化、通信各个专业系统整体运作效率不高，加之二次系统的运营维护人才缺乏，二次系统的安全稳定运行存在一定的安全隐患。
二、县级区域电网安全运行管理的意见探讨
1.科学、合理规划电网
保证电网安全首先必须保证电网规划安全。加强电网建设、合理规划电网是电网安全的第一步。供电企业作为电力管理部门、电力供应商，应主要从提高电网的供电能力、供电质量与供电可靠性等方面统筹考虑，科学合理规划，建设合理的网架结构，充分发挥输配电设备的负载能力，提高电网运行方式调整的灵活性。
（1）电源点的分布。在电网规划中，对于变电站的选址问题笔者认为应从以下两方面考虑：便于与电源或其他变电站的相互联系，通过改善网络结构，提高输电系统运行的灵活性和可靠性；在选择变电站的位置时，应当尽量靠近负荷中心，每个变电站既能独立运行也能环网运行，增加配网环网率，从电网布局上来提高电网供电的可靠性。
（2）加强无功电压管理，优化网络结构。无功优化管理作为电压无功管理的重要环节，对降低电网损耗、提高经济效益和社会效益起着重要的作用。电力部门和各用电单位在无功补偿现状的基础上结合实际情况，根据各个电压等级的无功缺额情况，制定和实施无功优化补偿方案，合理选择调整各个电压等级补偿容量和补偿方式，针对性地采取行之有效的技术措施和管理措施，推广随机随器补偿，实现各个电压等级无功就地平衡，达到网损最小、供电质量最好的目标。
（3）加强二次系统安全管理，防范电网事故扩大。电力二次系统安全防护工作坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。加强直接调度范围内的变电站输变电部分的二次系统安全防护的技术监督，建立健全电力二次系统安全的联合防护和应急机制，制定应急预案，负责统一指挥调度范围内的电力二次系统安全应急处理，保证电网安全稳定运行。
2.完善电网应急机制，防止电网故障连锁反应
“电网安全稳定运行”是供电企业的生命线，建设“一强三优”现代公司的企业发展目标，对电网调度运行管理提出了更高要求。必须加强电网运行应急预案管理，不断提高电网运行、调度、检修管理部门对电网紧急事件快速反应和正确处置能力，确保电网安全稳定运行，为提升公司经济效益和社会效益提供坚实的基础保障。电网运行应急管理工作，应本着“安全第一、预防为主”的原则，建立调度员为第一参与人，生产、安监、运行等相关部室监督检查、共同促进的电网运行应急预案管理工作常态运行机制。
3.加强内控机制建设，提高安全内控机制水平
为进一步强化县级电网安全运行管理，提升电网安全运行管控水平，防止发生大电网稳定破坏事故、大面积停电事故和调度人员责任事故，充分发挥县级电网输变电设备的输配电能力，保证县级电网安全稳定运行。
（1）按《电力系统安全稳定导则》要求，加强电网运行方式和稳定状况的分析，及时发现电网存在的问题，提出解决的方案和有效措施，并做好相应的反事故预案。由于县级电网建设初期缺乏合理规划造成网架结构的不合理，因此应对县级电网进行全面分析计算，为县级电网规划改造提供理论依据，使电网结构符合电力系统稳定导则与技术导则的要求，同时合理配置继电保护与安全自动装置，确保装置在各种可能情况下正确动作，充分发挥三道防线的作用，有效制止事故时的连锁反应。
（2）认真开展县级电网风险分析及电网安全性评价工作，加强电网风险管控。以安全生产“三个不发生”为核心，以“N-1”风险分析为指导，合理安排检修工作，实现电网及设备的动态管理，保证“电网调控有方案、运行风险有预见、控制处置有措施”，杜绝发生大面积停电事故和稳定破坏事故，从而保证电网安全、稳定运行，确保电网“可控、能控、在控”。
（3）加强业务技能及安全培训，规范业务流程。首先，针对电网建设快速发展，新设备、新技术大量应用，网络接线、运行方式不断变化的特点，加强对调度专业人员的技术培训，并结合工作和季节特点开展事故预想，进行反事故演习，不断提高人员处理事故的应急处置能力。其次，规范各项工作程序和标准，全面分析各项工作流程及关键环节，制定切实可行的工作程序和标准，使各项工作规范化、程式化，从而规范调度专业员的行为，强化安全职责，保证调度运行安全。
4.完善相关法律法规，坚持电网统一调度
随着电网的互联和电网覆盖范围的扩大，县域电网一旦发生事故而不能迅速消除就很可能导致大电网稳定被破坏和不可控的连锁反应，从而造成长时间、大范围的停电，对社会的政治稳定和经济安全造成严重影响，国外几次电网大面积停电事故教训深刻。因此，我们必须建立全新的规章制度，完善电力法律法规体系，坚持电网的分级统一调度，以保证电网安全运行。
5.抓并网电厂协调管理，防止并网电厂失调威胁电网安全
加强并网电厂安全技术监督与服务，认真贯彻落实国家电力监管委员会《关于发电厂并网运行管理的意见》，规范并网双方行为，与并网电厂签订《并网调度协议》，明确双方的安全责任及义务；依法坚持“三公”调度，加强与并网电厂的交流，建立长效沟通渠道，充分发挥调度在并网电厂间的桥梁和纽带作用；加强对所属并网电厂的安全、运行、检修管理，严肃调度纪律，倡导并网电厂之间协调共赢，全力维护电网安全、稳定运行。
三、结束语
随着社会对供电的需求和电网装备水平的不断提高，对电网安全稳定运行提出了更高要求。我们必须结合实际，客观分析自身电网运行管理现状，准确掌握区域电网存在的隐患和不足，从而有重点、有计划地制定行之有效的措施，确保全电网安全、稳定、优质、经济运行，满足社会和人民生产生活日益增长的用电需求。
参考文献：
[1]周翠霞,樊小伟.电网安全稳定运行分析及建议[J].河北电力技术,2006,(6).
[2]陈光明.关于电网安全管理的思考[J].中国科技财富,2010,(10).
