附件：
电网运行安全风险管理规定
（正式版）
中国南方电网有限责任公司
二OO九年九月
前 言
随着社会的进步，经济发展和人民生活对电力的依赖程度越来越高。电网事故对社会生产、生活秩序正常运转带来严重后果。加强电网安全风险管理，保持电网安全稳定运行，是电网企业最基本的社会责任。
为加强南方电网安全风险管理，规范电网安全的危害辨识、风险评估和控制等相关工作，提高电网运行控制水平，确保电网安全稳定运行和可靠供电，根据国家和公司有关规定，制定本规定。
本规定由中国南方电网电力调度通信中心提出、归口并负责解释。
本规定主要起草单位：中国南方电网电力调度通信中心
本规定参与起草单位：公司安全监察部、广东电网电力调度通信中心、贵州电力调度通信局
本规定主要起草人：汪际锋、杨晋柏、李建设、黄河、侯君、谭冠雄、范展滔、马骞、柳亦钢、杨振纲、孙斌、刘明
1.总则
2.
2.1.电网安全风险管理的目的是应用规范、动态、系统的方法去识别及评估电网运行过程中的风险，制定风险控制措施，实现风险的超前控制，把风险降低到可接受程度。
2.2.
2.3.电网安全风险管理贯彻“安全第一、预防为主”的方针和“统一管理、分级负责”的原则。公司统一确定电网风险评估标准，总调、中调、地调（以下简称调度机构）负责组织实施所辖电网安全风险评估，各有关部门参与风险控制。
2.4.
2.5.本规定明确了南方电网范围各单位（部门）安全风险的管理职责、规定了安全风险管理的内容、方法与实施流程，适用于南方电网各电压等级电网安全风险的管理。
2.6.
2.7.各省公司及各供电局可依据本规定制定所辖电网风险管理实施办法或实施细则。
2.8.
3.规范性引用文件
4.
以下引用文件及其最新版本均适用本规定
《电力系统安全稳定导则》中华人民共和国国家经济贸易委员会（DL755-2001）
《中华人民共和国突发事件应对法》（中华人民共和国令第六十九号）
《国家突发公共事件总体应急预案》（2006年1月8日发布）
《电力生产安全事故应急救援和调查处理条例》（法制办）
《中国南方电网电力调度管理规程》中国南方电网有限责任公司（Q/CSG 2 1003－2008）
《中国南方电网有限责任公司电力生产事故调查规程》（南方电网安生[2005]18号
《安全生产风险管理体系》中国南方电网有限责任公司
5.术语和定义
6.
6.1.电网运行安全风险：指电网运行安全的不确定性，即可能影响电网运行安全的因素、事件或状态发生的可能性及后果的组合。
6.2.
6.3.基准风险：电网正常方式和正常情况下在较长时期内存在的风险。
6.4.
6.5.基于问题的风险：系统试验、设备检修、设备异常等非正常方式或特定情况下一定时期内存在的风险。
6.6.
6.7.电网安全风险管理：通过辨识与分析可能导致电网事故的潜在的风险，采取科学有效的措施对其加以控制或化解，实现电网安全稳定运行的管理行为。
6.8.
6.9.电网安全危害辨识：按照一定标准，结合电网运行特点，对潜在的或固有的影响电网运行安全的危害因素和危害事件进行系统和科学的分析、归纳与鉴别的过程。
6.10.
6.11.现场涉网危害辨识：设备运行维护单位所辖设备检修、系统调试、设备异常等情况，可能导致运行中的设备跳闸的范围、原因、概率进行分析的过程。
6.12.
6.13.电网安全风险评估：在危害辨识的基础上，分析各种风险因素发生的概率、对电网安全和供电的影响程度，确定风险等级的过程。
6.14.
6.15.电网安全风险控制：根据安全生产的目标和宗旨，在危害辨识和电网风险评估的基础上，选择最优的控制方案，降低风险发生概率和减轻风险后果的过程。
6.16.
7.职责
8.
8.1.各单位安委会和分管安全生产的领导负责本单位电网安全风险控制措施的批准、组织实施和资金保障。
8.2.
8.3.调度机构负责组织实施所辖电网安全风险的危害辨识、风险评估和控制管理。
8.4.
8.5.安全监察部门负责组织实施风险控制过程的安全监督。
8.6.
8.7.发展规划、市场营销、工程建设、生产技术等部门负责组织落实职能管理范围内的风险控制措施。
8.8.
8.9.运行维护单位（供电局、超高压局、发电厂等）负责开展现场涉网危害辨识，负责落实加强设备运行维护和现场作业安全管理等方面的风险控制措施。
8.10.
9.危害辨识和风险评估
10.
10.1.管理内容及要求
10.2.
10.2.1.调度机构应结合年、月、周、日四种电网运行方式的编制，持续开展电网安全危害辨识和风险评估。
10.2.2.
10.2.3.运行维护单位应配合调度机构开展电网安全危害辨识，根据设备检修、系统调试、设备异常等情况开展现场涉网危害辨识，并将可能导致两个及以上运行设备跳闸的危害辨识结果随同年、月度检修计划上报对应调度机构。
10.2.4.
10.2.5.电网安全风险评估应包括正常运行方式下较长时间内持续存在的基准风险评估，以及由设备检修、系统试验、设备异常等原因引发的在一段时间内存在的基于问题的风险评估。
10.2.6.
10.2.7.年度运行方式及迎峰度夏方案应偏重基准风险评估，对于风险较大的非正常方式也应开展基于问题的风险评估；月度运行方式和特殊保供电方案应偏重基于问题的风险评估，同时也应开展正常运行方式存在的基准风险评估；周、日方式主要开展基于问题的风险评估。
10.2.8.
10.2.9.基准风险的危害辨识和风险评估应特别关注电网正常运行是否满足《电力系统安全稳定导则》、《电力系统安全稳定控制技术导则》等技术标准的要求，电网三道防线是否适应等。
10.2.10.
10.2.11.调度机构应在全面评估电网安全风险的基础上，每年制定电网安全风险概述。
10.2.12.
10.2.13.调度机构应每年或在电网发生较大变化时，对风险评估结果进行回顾和更新，建立风险管理的动态机制。
10.2.14.
10.3.危害辨识方法
10.4.
10.4.1.危害辨识应分析查找可能引发电网安全风险的危害因素和危害事件。
10.4.2.
10.4.3.电网危害因素是指影响电力系统安全稳定性和供电可靠性的特定条件，强调在一定时间范围内的积累作用。电网危害因素包括外部因素和内部因素。
10.4.4.
10.4.5.外部因素包括：
10.4.6.
10.4.6.1.地域特性影响；
10.4.6.2.
10.4.6.3.自然灾害和恶劣气候影响；
10.4.6.4.
10.4.6.5.污秽（污闪）、山火等影响；
10.4.6.6.
10.4.6.7.外力破坏影响；
10.4.6.8.
10.4.6.9.其它。
10.4.6.10.
10.4.7.内部因素包括：
10.4.8.
10.4.8.1.系统规划、设计的标准是否满足要求；
10.4.8.2.
10.4.8.3.电网结果和电源分布的合理性；
10.4.8.4.
10.4.8.5.负荷分布及负荷特性的影响；
10.4.8.6.
10.4.8.7.无功补偿与无功平衡的影响；
10.4.8.8.
10.4.8.9.设备选型、配置标准及健康水平的影响；
10.4.8.10.
10.4.8.11.继电保护与安全自动装置的配置及运行状况的影响；
10.4.8.12.
10.4.8.13.运行方式的影响；
10.4.8.14.
10.4.8.15.系统试验、设备检修、工程施工及新设备启动等工作的影响
10.4.8.16.
10.4.8.17.人员行为和技术素质的影响；
10.4.8.18.
10.4.8.19.电厂及重要用户的影响；
10.4.8.20.
10.4.8.21.其它。
10.4.8.22.
10.4.9.电网危害事件是指导致电网危害因素转化为风险后果的突发事件，强调突发性和瞬间作用。
10.4.10.
10.4.11.电网危害事件一般考虑《电力系统安全稳定导则》规定应防范的电网N-1、N-2等常规故障，这些故障包括：
10.4.12.
10.4.12.1.任何线路单相瞬时接地故障重合成功；
10.4.12.2.
10.4.12.3.同级电压的双回线或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合；
10.4.12.4.
10.4.12.5.同级电压的双回线或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合；
10.4.12.6.
10.4.12.7.任一发电机跳闸或失磁；
10.4.12.8.
10.4.12.9.受端系统任一台变压器故障退出运行；
10.4.12.10.
10.4.12.11.任一大负荷突然变化；
10.4.12.12.
10.4.12.13.任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；
10.4.12.14.
10.4.12.15.直流输电线路单极故障；
10.4.12.16.
10.4.12.17.单回线单相永性故障重合不成功及无故障三相断开不重合；
10.4.12.18.
10.4.12.19.任一段母线故障；
10.4.12.20.
10.4.12.21.同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开；
10.4.12.22.
10.4.12.23.单回直流输电系统双极故障。
10.4.12.24.
10.4.13.电网安全危害事件还应考虑《电力系统安全稳定导则》未规定应防范但发生可能性较大的N-2及以上非常规故障，这些故障包括：
10.4.14.
10.4.14.1.运行维护单位上报的现场工作可能导致的N-2及以上元件同时或相继跳闸；
10.4.14.2.
10.4.14.3.恶劣气候（雷暴、台风、污秽等）和特殊环境（山火影响区域等）下可能发生的N-2及以上元件同时或相继跳闸。
10.4.14.4.
10.4.14.5.控制保护、安全稳定控制、通信自动化等二次系统异常导致可能发生的其它非常规故障。
10.4.14.6.
10.4.15.在进行较长时间基准风险评估时，危害辨识可适当考虑可能发生的部分组合故障、多重故障和非典型故障。
10.4.16.
10.5.风险评估方法
10.6.
10.6.1.风险评估应分析风险可能造成的后果（损失）和风险发生的可能性（概率），进而综合评估风险的大小和确定风险的等级。
10.6.2.
10.6.3.根据风险可能造成后果的范围，电网安全风险分为南方电网级、省区电网级和地市电网级。
10.6.4.
10.6.5.根据可能造成电网安全和负荷损失的严重程度，风险后果分为特大损失、重大损失、较大损失、一般A类损失和一般B类损失，各自对应情况详见附件二。
10.6.6.
10.6.7.在评估电网故障造成负荷损失时，应考虑故障后安全自动装置动作造成的负荷损失，但不考虑事故前计划安排错峰和计划用电限供的负荷。
10.6.8.
10.6.9.在分析电网安全运行风险的后果时，可采用以下方法：
10.6.10.
10.6.10.1.系统现状和电网结构分析（查找薄弱环节）
10.6.10.2.
10.6.10.3.电力电量平衡分析
10.6.10.4.
10.6.10.5.系统潮流及无功电压分析
10.6.10.6.
10.6.10.7.系统N-1静态安全分析
10.6.10.8.
10.6.10.9.系统暂态稳定性分析
10.6.10.10.
10.6.10.11.系统动态（小干扰）稳定性分析
10.6.10.12.
10.6.11.根据引起后果发生概率的大小，风险可能性分为可能性很大、可能性较大、可能性一般、可能性较小和可能性很小。
10.6.12.
10.6.13.风险发生概率的选取应考虑危害因素的数量和持续时间，也应考虑危害事件发生的可能性。
10.6.14.
10.6.15.对风险的后果和可能性分别确定不同的风险值，并以后果和可能性的风险值乘积作为风险大小和定级的依据。
10.6.16.
10.6.17.根据风险值大小，电网运行风险分为五级，Ⅰ级（特大风险）、Ⅱ级（重大风险）、Ⅲ级（较大风险）、Ⅳ级（一般A类风险）和Ⅴ级（一般B类风险），依次用红色、橙色、黄色、蓝色和白色表示。
10.6.18.
10.6.19.电网风险定量分析和等级确定方法由南网总调另行组织制定。
10.6.20.
11.风险控制
12.
12.1.风险控制措施的制定
12.2.
12.2.1.调度机构应在危害辨识和风险评估的基础上，科学制定风险防范措施，降低风险造成后果的严重程度和风险发生的可能性，把风险控制在可接受的程度。
12.2.2.
12.2.3.风险控制措施包括技术措施和组织措施。技术措施通常包括：
12.2.4.
12.2.4.1.优化电网结构、电源和负荷分布，提高电网安全稳定裕度；
12.2.4.2.
12.2.4.3.调整电网运行方式和潮流分布，减少N-1、N-2事故可能造成的损失；
12.2.4.4.
12.2.4.5.及时消除一、二次设备缺陷，降低风险发生的概率；
12.2.4.6.
12.2.4.7.优化施工、调试、试验方案，减少危害因素及持续时间；
12.2.4.8.
12.2.4.9.其它技术措施。
12.2.4.10.
12.2.5.组织措施通常包括：
12.2.6.
12.2.6.1.对有关单位、部门及人员的工作要求；
12.2.6.2.
12.2.6.3.物资、人员和技术准备；
12.2.6.4.
12.2.6.5.过程安全管理和安全监察；
12.2.6.6.
12.2.6.7.针对性事故预案和快速应急响应机制；
12.2.6.8.
12.2.6.9.其它组织措施。
12.2.6.10.
12.2.7.调度机构在制定风险控制措施过程中既要考虑措施的适用性、可操作性和资源保障，也应考虑措施的经济性和控制措施可能带来的新风险。
12.2.8.
12.2.9.风险控制措施确定后，应制定并发布《电网运行安全风险预警通知书》，《电网运行安全风险预警通知书》包括风险名称、等级、控制措施和应急预案等内容，具体参见附录三。
12.2.10.
12.3.风险控制措施的落实
12.4.
12.4.1.调度机构和各有关部门（单位）应严格按照《电网运行安全风险预警通知书》要求做好各项工作，落实各项措施，有效控制电网安全风险。
12.4.2.
12.4.3.调度机构负责落实合理安排电网运行方式、加强系统运行监控、优化电网安全三道防线及准备电网黑启动和网络恢复等方面的控制措施。
12.4.4.
12.4.5.安全监察部门负责组织实施风险控制过程的安全监督，Ⅱ级以上风险应派专人到现场指导和监督。
12.4.6.
12.4.7.发展规划部门负责组织落实加强和优化电网结构等方面的控制措施。
12.4.8.
12.4.9.市场营销部门负责组织落实需求侧错（避）峰、计划用电等方面的控制措施。
12.4.10.
12.4.11.工程建设部门负责组织落实工程建设、新设备入网管理等有关控制措施。
12.4.12.
12.4.13.生产技术部门负责组织和指导运行维护单位落实加强设备运行维护和现场作业安全管理等方面的控制措施。
12.4.14.
12.4.15.运行维护单位（供电局、超高压局、发电厂等）负责落实加强设备运行维护和现场作业安全管理等方面的控制措施。
12.4.16.
12.4.17.调度机构及有关部门（单位）应制定风险控制措施实施计划，并对实施情况和控制效果进行跟踪监测和评估，以确保措施及时、有效完成，实施过程中发现措施不完善的，应及时提出并予以完善。
12.4.18.
12.4.19.调度机构应会同安监部门定期对风险评估的合理性、风险控制措施的落实情况和效果及时评估和回顾，以持续改进风险评估和控制水平。
12.4.20.
13.风险预警发布
14.
14.1.签发
14.2.
14.2.1.南方电网、省区电网、地市电网Ⅰ级安全风险原则上不予安排，需要重新优化方案，将风险控制在Ⅱ级及以下。确需安排且无法通过优化降低风险等级的，须经网公司（南方电网Ⅰ级）或省公司（省区电网、地市电网Ⅰ级）安委会主任签发。
14.2.2.
14.2.3.南方电网Ⅱ级安全风险由公司分管副总经理或总工程师签发，南方电网Ⅲ级及以下安全风险由总调负责签发。
14.2.4.
14.2.5.省区电网Ⅱ级、地市电网Ⅱ级及以下安全风险由省区电网公司制定相关规定明确签发人。
14.2.6.
14.2.7.南方电网、省区电网、地市电网Ⅲ级及以上风险签发前，签发人应组织有关单位（部门）对风险评估报告和风险控制措施进行审查。
14.2.8.
14.3.发布形式及时间
14.4.
14.4.1.电网运行基准风险，即电网正常方式和正常情况下在较长时期内存在的风险，按照年度、月度电网运行方式和迎峰度夏方案编制要求的时间发布。
14.4.2.
14.4.3.系统试验、设备检修等基于问题的风险，按以下时间要求以《电网运行安全风险预警通知书》的形式发布。
14.4.4.
14.4.4.1.电网运行Ⅰ级安全风险，提前7个工作日发布；
14.4.4.2.
14.4.4.3.电网运行Ⅱ级安全风险，提前5个工作日发布；
14.4.4.4.
14.4.4.5.电网运行Ⅲ级安全风险，提前3个工作日发布；
14.4.4.6.
14.4.4.7.电网运行Ⅳ、V级安全风险，提前2个工作日发布；
14.4.4.8.
14.4.5.设备异常、事故等无法通过方式安排预先控制的基于问题的风险，应根据实际情况及时发布。
14.4.6.
14.4.7.发布风险预警时，一般应明确风险终止的日期或解除风险预警的条件，到期或满足解除条件后自行解除风险预警，特殊情况下由调度机构组织发布风险预警解除通知。
14.4.8.
14.5.发布范围
14.6.
14.6.1.电网安全风险应发布至引发风险的有关单位、风险可能影响的单位和需采取措施防范风险的有关单位。
14.6.2.
14.6.3.安全监察部门负责按规定向等公司系统以外单位报告或发布电网运行存在的安全风险。市场营销部门负责按规定对、用户等公司系统以外单位发布电网安全风险可能引起的错峰、限电等信息。
14.6.4.
14.6.5.南方电网Ⅲ级及以上电网安全风险应送至公司有关领导和部门。
14.6.6.
14.6.7.省区电网Ⅲ级及以上的电网安全风险及其《电网运行安全风险预警通知书》应报网公司安监部门和调度机构备案。
14.6.8.
14.6.9.地市电网Ⅲ级及以上的电网安全风险及其《电网运行安全风险预警通知书》应报网、省公司安监部门和调度机构备案。
14.6.10.
14.6.11.南方电网、省区电网、地市电网Ⅱ级及以上风险应报相应部门，同时通报相应电网应急管理指挥机构。
14.6.12.
15.不同层级风险管理协调
16.
16.1.电网安全风险管理协调主要由对应调度机构之间协调完成。上、下级电网安全风险控制措施之间相互冲突的，由上级调度机构协调确定解决方案。
16.2.
16.3.一项工作可能同时引发不同电网安全风险时，设备运行维护单位应按照调度管辖关系向对应调度机构报送现场涉网安全危害辨识结果。
16.4.
16.5.下级调度机构管辖电网工作可能导致上级调度机构管辖电网安全风险的，下级调度机构应提前向上级调度机构汇报工作安排及危害辨识结果，并提请上级调度机构进行管辖电网风险评估，在上级调度机构完成风险评估并落实有关措施后方可批复相应工作安排。
16.6.
16.7.上级调度机构管辖电网工作可能导致下级调度机构管辖电网安全风险的，上级调度机构应提前向下级调度机构说明工作安排及危害辨识结果，并要求下级调度机构进行管辖电网风险评估，在下级调度机构完成风险评估并落实有关措施后再批复相应工作安排。
16.8.
16.9.一项工作同时引发不同电网安全风险时，有关调度机构收到危害辨识结果后，原则上分别进行风险评估，分别制定、下达《电网运行安全风险预警通知书》；必要时可由上级调度机构或其指定的下级调度机构制定、下达《电网运行安全风险预警通知书》，其它调度机构转发风险评估结果和有关风险控制措施。
16.10.
16.11.上级电网安全风险控制措施需要下级电网配合的，或下级电网安全风险控制措施需要上级电网配合的，上下级调度机构之间协调一致后，由存在电网安全风险的调度机构组织制定《电网运行安全风险预警通知书》，配合调度机构转发风险评估结果和有关风险控制措施。
16.12.
16.13.同级电网安全风险存在相互影响或需要相互配合的，由事件引发电网调度机构向上级电网调度机构报告危害辨识结果、需要配合的事项。上级电网调度机构负责向受影响电网通报危害辨识结果、需要配合的事项，指导受影响电网进行风险评估与控制。
16.14.
17.附则
18.
18.1.本规定由中国南方电网电力调度通信中心提出、归口并负责解释。
18.2.
18.3.本规定自2009年12月1日起执行。
18.4.
19.附录
20.
20.1.附录一 电网运行安全风险管理流程图
20.2.
20.3.附录二 电网运行安全风险的后果分级
20.4.
20.5.附录三 电网运行安全风险预警通知书
20.6.
附录一 电网运行安全风险管理流程图
附录二电网运行安全风险的后果分级
1.南方电大损失。
2.
1)南方电网失去稳定或减供负荷30%以上。
2)
3)因南方电网主网原因造成、澳门电网联网系统失去稳定，或导致电网减供负荷40%以上，澳门电网减供负荷60%以上。
4)
3.南方电网重大损失。
4.
1)南方电网减供负荷在10%～30%。
2)
3)南方电网主网发生长时间功率振荡，系统未失去稳定。
4)
5)因南方电网主网原因造成电网减供负荷16%～40％，或造成澳门电网减供负荷40%～60%。
6)
7)广东、云南或贵州电网与主网非正常解列。
8)
9)多个500kV及以上厂站保护装置、安自装置、通信通道存在或可能存在相同硬件缺陷或原理错误，可能导致电网故障时保护装置、安自装置拒动的情况。
10)
11)纳入省区电网平衡的总调直调机组一次减出力占该省区电网负荷12％以上。
12)
13)国家有关部门要求防止的其它重大事故或重大不良影响事件。
14)
5.南方电网较大损失。
6.
1)南方电网减供负荷7%～10%。
2)
3)因南方电网主网原因造成电网减供负荷12%～16％，或造成澳门电网减供负荷20%～40%。
4)
5)500kV枢纽厂站站用电全失等可能引发多条线路被迫紧急停运的情况。
6)
7)500kV枢纽厂站母线检修，另一回母线跳闸导致多回联络线解列。
8)
9)多个500kV及以上厂站保护装置、安自装置、通信通道存在或可能存在相同硬件缺陷或原理错误，可能导致电网故障时保护装置、安自装置误动的情况。
10)
11)南网总调调度自动化系统主站全停。
12)
13)纳入省区电网平衡的总调直调机组一次减出力占该省区电网负荷的8％~12%，或者装机容量1800MW以上的总调直调发电厂一次发生两台以上发电机组因电网原因停止运行，造成全厂对外停电的。
14)
15)检修方式安排下，不发生其它故障即可能导致1000～5000MW以下错峰的情况。
16)
17)南方电网公司认定的其它较为重大事故或较大不良影响事件
18)
7.南方电网一般A类损失。
8.
1)南方电网减供负荷4%～7%。
2)
3)因南方电网主网原因造成电网减供负荷6%～12％，或造成澳门电网减供负荷10%～20%。
4)
5)检修方式安排下，不发生其它故障即可能导致1000MW以下错峰的情况。
6)
7)可能导致多个厂站形成孤网，并可能全部失电的情况。
8)
9)可能导致稳定断面越限或电磁环网过载，可能引发连锁跳闸或振荡的情况。
10)
11)纳入省区电网平衡的总调直调机组一次减出力占该省区电网负荷的4％~8%，或者装机容量1200～1800MW的总调直调发电厂一次发生两台以上发电机组因电网原因停止运行，造成全厂对外停电的。
12)
13)南网总调认定的其它事故或不良影响事件。
14)
9.南方电网一般B类损失。
10.
1)省间500kV（含400kV）及以上电网非正常解列。
2)
3)电网输电断面超稳定限额运行时间超过1小时。
4)
5)装机容量600～1200MW的总调直调发电厂一次发生两台以上发电机组因电网原因停止运行，造成全厂对外停电的。
6)
7)220kV及以上母线、联络线运行的线路、变压器的主保护非计划停运，造成无主保护运行。
8)
9)切机、切负荷、振荡解列、低频低压解列、安稳装置等安全自动装置非计划停运时间超过168小时，导致南方电网安全水平降低。
10)
11)南网总调调度自动化系统失灵超过1小时、调度通信系统通信中断超过2小时。
12)
13)南方电网实时运行备用小于总负荷2％或网内最大单机出力。
14)
15)220kV及以上线路、母线、变压器主保护非计划停运，导致主保护非计划单套运行时间超过36小时；
16)
17)南网总调认定的其它电网运行障碍或不良影响事件。
18)
11.省区电大损失。
12.
1)电网负荷20000MW以上的省、自治区电网减供负荷30％以上。
2)
3)电网负荷5000～20000MW以下的省、自治区电网减供负荷40％以上。
4)
13.省区电网重大损失。
14.
1)电网负荷20000MW以上的省、自治区电网减供负荷13％~30％，或者电网负荷5000~20000MW的省、自治区电网减供负荷16％~40％，或者电网负荷1000~5000MW的省、自治区电网减供负荷50％以上。
2)
3)接入电网负荷2000MW以上的省、自治区电网的发电厂一次减少出力占电网负荷的12％以上。
4)
5)多个220kV厂站保护装置、安自装置、通信通道存在或可能存在相同硬件缺陷或原理错误，可能导致电网故障时保护装置、安自装置拒动的情况。
6)
7)国家有关部门要求防范或南网公司认定的，其它可能导致省区电网重大事故或重大不良影响事件。
8)
15.省区电网较大损失。
16.
1)电网负荷20000MW以上的省、自治区电网减供负荷10％~13％；或者电网负荷5000~20000MW的省、自治区电网减供负荷12％~16％；或者电网负荷1000~5000MW的省、自治区电网减供负荷20％~50％；或者电网负荷1000MW以下的省、自治区电网减供负荷40％以上的。
2)
3)接入电网负荷为2000MW以上的省、自治区电网的发电厂一次减少出力占电网负荷的8％~12%，或者装机容量1800MW以上的发电厂一次发生两台以上发电机组因电网原因停止运行，造成全厂对外停电的。
4)
5)省区电网公司认定的，其它可能导致省区电网较大事故或较大不良影响事件。
6)
17.省区电网一般A类损失。
18.
1)电网负荷20000MW以上的省、自治区电网减供负荷5％~10％，或者电网负荷5000~20000MW的省、自治区电网减供负荷6％~12％，或者电网负荷1000~5000MW的省、自治区电网减供负荷10％~20％；或者电网负荷1000MW以下的省、自治区电网减供负荷25％～40％。
2)
3)接入电网负荷2000MW以上的省、自治区电网的发电厂一次减少出力占电网负荷的4％~8％，或者装机容量1200~1800MW的发电厂一次发生两台以上发电机组因电网原因停止运行，造成全厂对外停电的。
4)
5)省区电网调度机构认定的，其它可能导致省区电网事故或不良影响事件。
6)
19.省区电网一般B类损失。
20.
1)变电站220kV及以上任一电压等级母线被迫全部停止运行。
2)
3)220kV及以上母线、联络线运行的线路、变压器的主保护非计划停运，造成无主保护运行。
4)
5)装机容量600~1200MW的发电厂一次发生两台以上发电机组因电网原因停止运行，造成全厂对外停电的。
6)
7)省区电网内部输电断面超稳定限额运行时间超过1小时。
8)
9)切机、切负荷、振荡解列、低频低压解列、安稳装置等安全自动装置非计划停运时间超过168小时，导致省区电网安全水平降低。
10)
11)省区电网调度机构调度自动化系统失灵超过1小时、调度通信系统通信中断超过2小时。
12)
13)省区电网实时运行备用小于总负荷2％或网内最大单机出力。
14)
15)220kV及以上线路、母线、变压器主保护非计划停运，导致主保护非计划单套运行时间超过36小时。
16)
17)省区电网调度机构认定的，其它可能导致省区电网障碍或不良影响事件。
18)
21.地市电大损失。
22.
1)广州、深圳、南宁、昆明、贵阳、海口等主要城市电网减供负荷60％以上，或者居民停电用户数为城市供电总用户数70％以上的。
2)
23.地市电网重大损失。
24.
1)广州、深圳、南宁、昆明、贵阳、海口等主要城市电网减供负荷40％~60％，或者居民停电用户数为城市供电总用户数50％~70％。
2)
3)其他设区的市电网减供负荷60％以上，或者居民停电用户数为城市供电总用户数70％以上的。
4)
5)国家有关部门要求防止或网、省公司认定的，其它可能导致地市电网重大事故或重大不良影响事件。
6)
25.地市电网较大损失。
26.
1)广州、深圳、南宁、昆明、贵阳、海口等主要城市电网减供负荷20％~40％，或者居民停电用户数为城市供电总用户数30％~50％。
2)
3)其他设区的市电网减供负荷40％~60％，或者居民停电用户数为城市供电总用户数50％~70%。
4)
5)县级市电网减供负荷60％以上，或者居民停电用户数为城市供电总用户数70%以上。
6)
7)地区供电局认定的，其它可能导致地市电网较为重大事故或较为重大不良影响事件。
8)
27.地市电网一般A类损失。
28.
1)广州、深圳、南宁、昆明、贵阳、海口等主要城市电网减供负荷10％~20％，或者居民停电用户数为城市供电总用户数15％~30％。
2)
3)其他设区的市电网减供负荷20％~40％，或者居民停电用户数为城市供电总用户数30％~50%。
4)
5)造成县级市减供负荷40％~60％，或者居民停电用户数为城市供电总用户数50％~70％。
6)
7)供电局认定的，其它可能导致地市电网事故或不良影响事件。
8)
29.地市电网一般B类损失。
30.
1)110kV及以上电网失去稳定。
2)
3)110kV及以上电网非正常解列成三片及以上。
4)
5)地区电网调度机构调度自动化系统失灵超过1小时、调度通信系统通信中断超过2小时。
6)
7)变电站220kV及以上电压等级任一段母线被迫停止运行。
8)
9)地区电网调度机构认定的，其它可能地市电网障碍或不良影响事件。
10)
附录三 电网运行安全风险预警通知书
电网运行安全风险预警通知书
| 签发人： 编号： |
| 风险名称： |
| 风险等级： |
| 危害辨识与风险评估概述： |
| 风险控制措施及实施要求： |
| 事故预案和应急预案： |
