电网运维风险量化评估

电网运维风险量化评估（通用6篇）

篇1：电网运维风险量化评估

【关键词】电力；信息网络安全；风险评估

改革开放以来，我国社会经济得到了长足的发展，人民物质文化生活水平不断提高，用电量亦直线增涨，电力行业获得了前所未有的发展机遇。随着电力行业的不断发展壮大和信息网络技术日新月异的发展，电力行业和电力企业也面临着一系列的挑战，电力信息网络风险管理和防御显得日益重要，信息网络风险量化评估成为重中之重。由于我国电力信息化技术起步较晚，发展也比较滞后，电力信息网络风险管理与风险防御是一个新的课题，电力信息网络风险量化评估在最近几年才被重视，所以存在不少的问题急待完善。

1电力信息网络风险量化评估的必要性

随着信息技术的不断发展,电力信息网络存在的风险越来越大,电力企业不得不提高信息网络风险防控意识,重视电力信息网络的风险评估工作。进行电力系统信息网络风险量化评估意义体现在许多方面，可以提高电力企业管理层和全体员工的信息网络安全意识,促进电力企业不断完善电力信息网络技术的研发与提升,防范广大电力用户个人信息泄露，为电力企业今后的良好发展保驾护航。近年来，电力企业迎来了黄金发展时期，电力网络覆盖面不断扩大，电力企业管理理念也不断提升，电力系统也随之步入了数字化时代，信息网络安全防范成为当务之急。目前电力系统信息网络安全防范一般为安装防病毒软件、部署防火墙、进行入侵检测等基础性的安全防御，缺乏完整有效的信息安全保障体系。风险量化评估技术能够准确预测出电力信息网络可能面临的各种威胁，及时发现系统安全问题，进行风险分析和评估，尽最大可能地协助防御电力系统安全威胁。

2电力系统信息网络安全风险评估中存

在的问题我国电力信息网络安全风险评估是近几年才开始的，发展相对滞后，目前针对电力信息网络安全风险评估的相关研究特别少。2008年电力行业信息标准化技术委员会才讨论通过了《电力行业信息化标准体系》，因此电力信息网络安全风险评估中存在不少的问题和难题有待解决。

2.1电力信息网络系统的得杂性

电力行业，电力企业，各电网单位因为工作性质不同，对电力信息网络安全风险的认识各不相同，加上相关标准体系的不健全，信息识别缺乏参考，电力信息网络安全风险识别存在较大的困难。此外电力信息网络安全风险评估对象难以确定，也给评估工作带来了很大的困难。2.2电力信息网络安全风险量化评估方法缺乏科学性我国部分电力企业的信息网络安全风险评估方法比较落后简单，其主要方式是组织专家、管理人员、用户代表根据一些相关的信息数据开会研讨，再在研讨的基础上进行人为打分，形成书面的文字说明和统计表格来评定电力信息网络系统可能面临的各种风险，这种评估方法十分模糊，缺乏科学的分析，给风险防范决策带来了极大风险，实在不可取。

2.3传统的电力信息网络安全风险评估方法过于主观

目前用于电力信息网络安全风险分析计算的传统方法很多，如层次分析、模糊理论等方法。可是因为电力网络安全信息的复杂性、不确定性和人为干扰等原因，传统分析评估方法比较主观，影响评估结果。在评估的实际工作中存在很多干扰因素，如何排除干扰因素亦是一大难点。电力信息网络安全风险量化评估要面对海量的信息数据，如何采用科学方法进行数据筛选，简约数据简化评估流程是当前的又一重大课题。

3电力信息网络所面临的风险分析

电力信息网络系统面临的风险五花八门，影响电力信息网络系统的因素错综复杂，需要根据实际情况建立一个立体的安全防御体系。要搞好电力信息网络系统安全防护工作首先要分析电力信息网络系统面临的风险类别，然后才能各个突破，有效防范。电力信息网络系统面临的安全风险主要有两面大类别：安全技术风险和安全管理风险。

3.1电力信息网络安全技术风险

3.1.1物理性安全风险是指信息网络外界环境因素和物理因素，导致设备及线路故障使电力信息网络处于瘫痪状态，电力信息系统不能正常动作。如地震海啸、水患火灾，雷劈电击等自然灾害；人为的破坏和人为信息泄露；电磁及静电干扰等，都能够使电力信息网络系统不能正常工作。3.1.2网络安全风险是指电力信息系统内网与外网之间的防火墙不能有效隔离，网络安全设置的结构出现问题，关键设备处理业务的硬件空间不够用，通信线缆和信息处理硬件等级太低，电力信息网络速度跟不上等等。3.1.3主机系统本身存在的安全风险是指系统本身安全防御不够完善，存在系统漏洞，电力企业内部人员和外部人员都可以利用一定的信息技术盗取用户所有的权限，窃走或破坏电力信息网络相关数据。电力信息网络安全风险有两种：一是因操作不当，安装了一些不良插件，使电力信息网络系统门户大开，被他人轻而易举地进行网络入侵和攻击；二是因为主机硬件出故障使数据丢失无法恢复，以及数据库本身存在不可修复的漏洞导致数据的丢失。

3.2电力信息网络安全管理中存在的风险

电力信息网络是一个庞大复杂的网络，必须要重视安全管理。电力信息网络安全管理风险来源于电力企业的内部，可见其风险威胁性之大。电力信息网络安全管理中存在风险的原因主要是企业内部管理混乱，权责划分不清晰，操作人员业务技能不过关，工作人员责任心缺乏，最主要还是管理层对电力信息网络安全管理中存在的风险意识薄弱，风险管理不到位所致。

4电力信息网络风险评估的量化分析

4.1电力信息网络风险评估标准

目前我国一般运用的电力信息网络风险评估标准是：GB/T20984-2007《信息安全技术：信息安全风险评估规范》，该标准定义了信息安全风险评估的相关专业术语，规范了信息安全风险评估流程，对信息网络系统各个使用寿命周期的风险评估实施细节做出了详细的说明和规定。

4.2电力信息网络安全风险计算模型

学界认为电力信息网络的安全风险与风险事件发生概率与风险事件发生后造成的可能损失存在较高的相关性。所以电力信息系统总体风险值的计算公式如下：R(x)=f(p,c)其中R(x)为系统风险总值，p代表概率，c为风险事件产生的后果。由此可知，利用科学的计算模式来量化风险事件发生的概率，和风险事件发生后可能产生的后果，即可演算出电力信息网络安全的风险总值。

4.3电力信息网络安全风险量化评估的方法

4.3.1模糊综合评判法模糊综合评判法采用模糊数学进行电力信息网络安全风险量化评估的一种方法，利用模糊数学的隶属度理论，把对风险的定性评估转化成定量评估，一般运用于复杂庞大的电力信息网络安全防御系统的综全性评估。利用模糊综合评判法时，要确定好因数集、评判集、权重系数，解出综合评估矩阵值。模糊综合评判法是一种线性分析数学方法，多用于化解风险量化评估中的不确定因素。4.3.2层次分析法电力信息网络风险量化评估层次分析法起源于美国，是将定性与定量相结合的一种风险量化评估分析方法。层次分析法是把信息网络风险分成不同的层次等级，从最底层开始进行分析、比较和计算各评估要素所占的权重，层层向上计算求解，直到计算出最终矩阵值，从而判断出信息网络风险终值。4.3.3变精度粗糙集法电力信息网络风险量化评估变精度粗糙集法是一种处理模糊和不精确性问题的数学方法，其核心理念是利用问题的描述集合，用可辨关系与不可辨关系确定该问题的近似域，在数据中寻找出问题的内在规律，从而获得风险量化评估所需要的相关数据。在实际工作中，电力信息网络风险量化评估分析会受到诸多因素的影响和干扰，变精度粗糙集法可以把这些干扰因素模糊化，具有强大的定性分析功能。电力信息网络风险量化评估是运用数学工具把评估对象进行量化处理的一种过程。在现实工作中，无论采用哪种信息网络风险评估的量化分析方法，其目的都是为了更好地进行风险防控，为电力企业的发展保驾护航。

5总结

电力信息网络安全对保证人民财产安全和电力企业的日常营运都具有非常重要的意义，电力企业领导层必须要加以重视，加大科研投入，定向培养相关的专业人才，强化电力信息网络安全风险评估工作，为电力企业的良好发展打下坚实的基础。

参考文献

[1]庞霞,谢清宇.浅议电力信息安全运行维护与管理[J].科技与企业,2012(07):28.[2]王申华,蒋健.电力信息安全运行维护及管理探讨[J].信息与电脑(理论版),2014(11):45.[3]黄兆光.浅谈电力信息安全运行维护和管理[J].信息通信,2014(11):166-167.

篇2：电网运维风险量化评估

2电力系统信息网络安全风险评估中存

在的问题我国电力信息网络安全风险评估是近几年才开始的，发展相对滞后，目前针对电力信息网络安全风险评估的相关研究特别少。电力行业信息标准化技术委员会才讨论通过了《电力行业信息化标准体系》，因此电力信息网络安全风险评估中存在不少的问题和难题有待解决。

2.1电力信息网络系统的得杂性

电力行业，电力企业，各电网单位因为工作性质不同，对电力信息网络安全风险的认识各不相同，加上相关标准体系的不健全，信息识别缺乏参考，电力信息网络安全风险识别存在较大的困难。此外电力信息网络安全风险评估对象难以确定，也给评估工作带来了很大的困难。2.2电力信息网络安全风险量化评估方法缺乏科学性我国部分电力企业的信息网络安全风险评估方法比较落后简单，其主要方式是组织专家、管理人员、用户代表根据一些相关的信息数据开会研讨，再在研讨的基础上进行人为打分，形成书面的文字说明和统计表格来评定电力信息网络系统可能面临的各种风险，这种评估方法十分模糊，缺乏科学的分析，给风险防范决策带来了极大风险，实在不可取。

2.3传统的电力信息网络安全风险评估方法过于主观

目前用于电力信息网络安全风险分析计算的传统方法很多，如层次分析、模糊理论等方法。可是因为电力网络安全信息的复杂性、不确定性和人为干扰等原因，传统分析评估方法比较主观，影响评估结果。在评估的实际工作中存在很多干扰因素，如何排除干扰因素亦是一大难点。电力信息网络安全风险量化评估要面对海量的信息数据，如何采用科学方法进行数据筛选，简约数据简化评估流程是当前的又一重大课题。

3电力信息网络所面临的风险分析

电力信息网络系统面临的风险五花八门，影响电力信息网络系统的因素错综复杂，需要根据实际情况建立一个立体的安全防御体系。要搞好电力信息网络系统安全防护工作首先要分析电力信息网络系统面临的风险类别，然后才能各个突破，有效防范。电力信息网络系统面临的安全风险主要有两面大类别：安全技术风险和安全管理风险。

3.1电力信息网络安全技术风险

3.1.1物理性安全风险是指信息网络外界环境因素和物理因素，导致设备及线路故障使电力信息网络处于瘫痪状态，电力信息系统不能正常动作。如地震海啸、水患火灾，雷劈电击等自然灾害;人为的破坏和人为信息泄露;电磁及静电干扰等，都能够使电力信息网络系统不能正常工作。3.1.2网络安全风险是指电力信息系统内网与外网之间的防火墙不能有效隔离，网络安全设置的结构出现问题，关键设备处理业务的硬件空间不够用，通信线缆和信息处理硬件等级太低，电力信息网络速度跟不上等等。3.1.3主机系统本身存在的安全风险是指系统本身安全防御不够完善，存在系统漏洞，电力企业内部人员和外部人员都可以利用一定的信息技术盗取用户所有的权限，窃走或破坏电力信息网络相关数据。电力信息网络安全风险有两种：一是因操作不当，安装了一些不良插件，使电力信息网络系统门户大开，被他人轻而易举地进行网络入侵和攻击;二是因为主机硬件出故障使数据丢失无法恢复，以及数据库本身存在不可修复的漏洞导致数据的丢失。

3.2电力信息网络安全管理中存在的风险

篇3：电网运维风险量化评估

进入21世纪以来, 我国的电力行业取得了快速发展, 人们对于电能的依赖程度越来越高, 但是在变电站运行过程中, 还存在着诸多问题, 不仅有工作人员自身的素质问题, 同时还有设备老化以及设备管理不到位等问题, 极大的降低了变电站的运行效率, 因此, 对变电站工作人员在倒闸操作中存在的风险进行量化分析, 进而发现其中存在的问题, 并有针对性的提出合理的解决措施, 提高变电站工作人员倒闸操作安全性, 进而保证电力系统的正常运行[1]。

2 倒闸操作

变电站倒闸操作主要是指在变电站运行过程中, 工作人员使电气设备的运行状态进行改变而进行的操作, 而变电站的倒闸操作是维护电力系统正常运行的重要方式, 因此, 变电站倒闸操作能否顺利进行直接影响着电力系统的正常运行。但是, 工作人员在进行倒闸操作过程中, 很容易由于操作不当而引起安全事故, 例如线路短路等, 甚至造成大面积的停电现象, 因此, 倒闸操作是一项极为重要的操作, 对于变电站的工作人员倒闸操作风险进行量化分析是十分必要的。

3 倒闸操作中的风险分析

3.1 操作人员人为因素

(1) 变电运维人员责任心不足。很多变电运维人员进行值班时, 并没有巡视相关变电设备的实际情况, 即使有巡视, 也是简单的看一下, 并没有进行详细的查看。一些变电运维人员并没有严格依照倒闸相关的流程要求进行操作, 没有认真完成自身的工作任务, 缺乏工作积极性和进取心。此外, 还有一些操作人员不认真对待调度指令, 出现不按照指令操作的现象, 在进行设备编码时, 也没有按照相关要求。这就导致变电站的很多安全事故都是由于变电运维人员不认真操作引起的。变电运维人员的负责程度直接影响着其工作效率和效果, 进而影响倒闸操作的正确性, 带来安全隐患。

(2) 变电运维人员缺乏必要的专业素养。许多供电所相关的变电运维人员并不具备分析及处理设备故障的能力, 而仅仅会进行基础的操作, 一旦设备有故障出现, 就只能靠外来指令进行盲目操作或者尽量去逃避问题。此外, 这些变电运维人员对于变电站相关设备的了解更是少之又少, 操作技术也不够熟练, 在有问题出现时还不能及时按照正确的指令进行操作, 对于故障的记录分析更是不认真, 变电运维人员的专业素质不够直接影响刀闸操作的风险, 甚至会导致事故危害的扩大, 这就要求相关部门必须要高度重视变电运维人员的专业素养, 增强其处理突发事件的能力[2]。

3.2 设备状态因素

(1) 设备陈旧。很多变电所存在设备过于陈旧, 经常会出现元件老化导致的电流故障出现。因为设备陈旧, 相关的值班员经常会有不正确操作出现, 造成拗断传动杆等现象。开关过慢或较差的灭弧能力导致开关爆炸等问题也时有发生。此外, 尽管一些设备已经进行了一定改造, 但是这种改造依然不够彻底, 仍存在二次回路穿线的危险。变电站的一些非人为因素引起的安全事故, 很大一部分都是由设备原因导致的, 这就要求相关部门必须要充分认识到设备陈旧可能给变电站带来的危险, 加强对此类设备的巡视检查, 并进行设备的及时更新。

(2) 对于新设备利用不当。随着我国变电站的不断发展, 很多变电站的主要设备已经得到了更新, 并且也将先进技术应用在变电设备上, 电气五防闭锁回路及微机防操作系统等也有了一定发展, 这些技术的应用可以减低设备操作者出现失误的机率, 特别是国外引进的一些技术比较成熟和发达的设备。尽管我国的相关设备及技术有了较大的提高, 但是由于相关人员对于新设备的了解不足, 不能讲新设备的优势很好的发挥出来, 进而可能导致各种操作不当的问题出现, 带来倒闸操作危险[2]。

4 基于变电站倒闸操作风险的量化分析

根据上文所写, 在变电站运行过程中还存在很多问题, 尤其是工作人员进行的倒闸操作, 有些工作人员自身素质较低, 倒闸操作管理制度不完善, 电气设备老化等, 这些问题严重影响了变电站的正常运行, 进而给整个电力系统的运行带来一定的影响, 因此应该有针对性的提出合理解决措施, 提高变电站倒闸操作的安全与稳定。

4.1 基于工作人员执行能力的分析

在变电站运行过程中, 应该以预防与安全为主的工作方针, 因此, 在工作人员进行倒闸操作之前: (1) 应该做好前期的准备工作, 在接到上级的调度命令时, 应该对命令进行一定的审核; (2) 要核对设备的编号, 在核对设备编号过程中, 要本着认真的原则, 且这个过程不能忽略。对于操作过程中没按要求采取一定的防护措施, 要及时进行制止, 同时, 还应该禁止无票操作或者单人操作情况的发生。

例如, 工作人员在操作110k V线路开关时, 这个过程十分重要, 很容易由于操作不当而带来一定的危害, 而工作人员的素质会直接影响操作的安全性, 因此, 要对工作人员进行一定的培训, 这样才能工作人员才能使自身专业素质得到提升, 能够写出代路操作票, 而监护人的素质也应该进行一定的提高, 这样在进行倒闸操作时, 可以有效对工作人员的操作进行指导, 对于电气五防要进行定期检查, 其中可以对事故进行一定的评估, 如对由于工作人员的操作不当, 而给电网带来A类事故, 那么可以假设其后果值为50;而由于错误操作, 给旁路开关造成一定的影响, 但是当线路开关拉开时, 线路出现失压现象, 通常而言, 这种事故发生的可能性很小, 因此, 可以假设其对应后果值为1;现阶段, 110k V电网运行较为安全, 一般采用环网运行的方式, 这样会出现不明显分流现象, 且负荷少, 这就说明电路系统出现问题, 而另一线路还在供电, 当旁路开关假合时, 线路就会出现失压现象, 这种事故通常不会发生, 且已经很多年没有发生过, 也不会造成一定的安全事故, 其分值为0.5。

而在写操作票时, 如果工作人员书写的合格率为80%, 而监护人员在进行审查时, 不能90%的查出不对地方, 其中造成操作不当的主要原因是操作人员在书写操作票时出现错误, 其次, 监护人员在进行审核时, 没有认真审核, 从而不能全部把错误检查出来, 而对于填写操作票出现的错误, 其频率为1次/每年, 在填写表格打分时, 可以打2分;而工作人员书写时出现错误, 然后, 监护人员在进行审核时同样出现错误, 但是这种情况很少出现, 打分为1;最后, 由于防控措施不到位而造成操作错误的发生, 其打分值为3。

4.2 根据操作任务的量化分析

由于变电站倒闸操作是一个复杂的操作, 有很多细节需要注意, 因此, 对于操作人员的素质有着较高的要求。同时, 如果发生倒闸操作不当, 就会带来一定的安全事故, 因此, 在进行风险评估时, 要根据实际情况设立风险评价等级, 不同的风险对应的级别不同。而进行单一单元变电站倒闸操作时, 不同的班组甚至的评估方式不同, 比如, 高等风险的作业, 要进行严格的核实, 进而制定严格的防护措施, 保证变电站的正常运行[3]。

5 总结

变电运维人员的操作情况对于整个变电站的安全运行有着至关重要的影响, 变电运维人员不但要具备必要的操作技能, 还必须要具备处理应急风险的能力, 一旦有故障出现, 必须要能够对风险进行评估量化, 充分了解倒闸操作每个环节可能导致的风险及危害的大小, 并且能够及时采取风险控制措施, 保证整个生产过程的安全高效。

参考文献

[1]刘春友.变电运维人员倒闸操作风险的量化分析[J].电力安全技术, 2010, 11:22~25.

[2]李韶芬.变电运维人员倒闸操作风险的量化分析[J].科技与企业, 2013, 07:103.

篇4：电网变电运维风险和技术检修分析

【关键词】电网变电运维；风险；检修

自进入21世纪以来，我国的经济的发展速度越来越快，并且已经成为了亚洲乃至世界最大的经济市场，这也使得国内企业的发展环境得到了明显的改善。随着企业的发展和国内群众的需求，导致国内各类群体对于电能的需求量不断提升，这为电网运维工作提出了挑战，也使国内电网变电运行当中的各类风险问题日益突出。想要保证电网运行的稳定性，就必须对各类风险问题进行深入的研究，并且制定相应的检修措施，降低风险对电网本身的影响。

一、当前国内电网变电运维过程中存在的风险问题

随着当前国内用电需求度的不断提升，使得电网变电运维工作的难度也在增加，在实际运行时电网会因各类风险因素导致不稳，并且可能会对供电网络当中各类设备造成损伤。

（一）自然风险问题

电网当中有较大比例的设备是需要暴露在自然环境下的，而自然环境的不可控性也导致这类风险对电网运维工作存在较大的影响。首先，外界气温会对电网线路造成明显的影响，在冬季时北方地区的温度较低，此时电网当中充油导线就会出现明显的紧缩情况，此时就会产生油面过低的问题，影响了导线的整体功能；而在夏季时外界温度较高，尤其是我国南方地区夏季平均温度均在35℃以上，此时就会导致充油导线过度松弛，进而出现油面过高的情况，同样会影响电网导线的具体功能。其次，酸雨、雷电、大风等恶劣天气状态下对于电网导线的损伤也较大，其中大风会导致导线上被杂物缠绕，从而增加了导线自身的重量，加之大风天气的影响，就会使导线产生摇摆，甚至了断裂；酸雨则主要是对导线外的绝缘层产生了腐蚀作用，从而导致雨水进入导线内引发短路的情况，同时酸雨对于避雷器、接地电阻等也有一定的腐蚀作用；雷电是电网风险因素当中破坏力较强的，并且很容易产生火灾，对周围线路和设备造成焚毁，严重影响了电网运维工作的效果。

（二）变压器操作风险问题

变压器是电网当中的主要设备，对这类设备的操作对于电网本身的稳定性影响较大，很容易使电网无法正常工作。当前我国电网变压器操作过程中的风险问题主要体现在两个方面，其一是在使用空载变压器切换操作时，对于被切换的电压值评估不足，导致电压过剩的情况，此时就会对变压器本身的绝缘结构产生损害，进而在后期的使用过程中出现变压器超负荷工作的情况[1]；其二是在操作过程中忽略空载电压对变压器的影响，进而导致变压器的输出电压出现偏差，并且对其运行的整体稳定性构成影响。

（三）倒闸风险问题

在对电网进行运维的过程中常见的操作方式就是倒闸，在实际操作过程中相关人员还需要填写倒闸操作票，这是为了有效记录倒闸操作的原因和时间，为整体运维工作提供数据支持。其所需要填写的内容主要包括倒闸前后电网设备的运行情况、倒闸后电网设备的维修情况等。相关操作人员必须严格遵照变电站相关管理规定对操作票进行填写，保证了电网运维工作的统一化、规范化管理[2]。

（四）母线倒闸的风险问题

在当前电网倒闸操作过程中最关键的步骤就是母线倒闸，如果相关人员在进行此项操作时没有开展前期的准备，并且也没有根据变电站标准操作规程来进行，那么此项操作就会对电网运维工作造成较大的影响。根据对实际工作的总结可以看出母线倒闸所产生的风险问题主要体现在三个方面，其一是在切换继电保护、自动化等设备功能时产生了误动的情况；其二是在倒闸前未对母线当中的负荷情况进行检查，导致倒闸操作是在母线负荷的情况下进行操作；其三，在对线路当中母线进行空载充电操作时，未对电感式电压互感器、断口电容等进行检查，进而导致了串联谐振的问题，在实际操作过程中如果未针对这三种风险问题进行有效的预防和处理，那么必然会导致电网的运维工作出现障碍，甚至导致母线损伤。

（五）直流回路风险问题

直流回路是电网当中的重要结构，其在操作时所产生的风险问题也直接对电网运维工作造成较大的影响。这类风险问题主要是因为未按照标准操作规程，或管理人员在操作时导致直流回路误动。该类风险的最大特点就是即便发生故障问题，也不会引发自动保护设备的反应，导致电网当中的保护设备失去原有功能，进而快速对电网的运维稳定性产生影响[3]。如果在影响发生后仍未采取有效的检修措施，那么就会对大范围内的电网设备造成损伤，降低其使用寿命或直接产生损毁的情况。

二、电网变电运维过程中的检修措施

（一）驗电

验电是电网故障检查和修理过程中最基础的措施，其主要是在电网发生故障后，对各输电线路段内的电压差或带电情况进行检查，进而降低检修时误入带电间隔，或者检查接地设备是否具有带电的情况。当电网发生故障后通常可以使用安装接地线路的方式保持输电网络内电压的稳定，而验电操作就是接地线路安装时的最基础工作，在操作过程中必须要保证自身的安全。验电操作的核心目的在于对输电线路当中的危险点进行检查，并且在查处后进行标识，这样可以有效保证电网变电运维工作的安全性和效率性。

（二）接地线路安装

接地线路本身就是为了将过剩的电压导入地下，从而保持电网运行的稳定。在运维检修过程中也必须对接地线路进行安装，这样可以有效避免检修过程中线路突然连通，同时也能够使设备和线路上的静电感应电压消除。因此在实际安装时，应该对线路和设备当中最容易产生静电感应电压的位置进行确定，并且在这类位置附近安装接地线路。安装时需要至少两名操作人员完成，并且所有人员均需要佩戴绝缘手套，在安装隔离开关时必须有一名工作人员监督，防止意外问题。安装的顺序应该以接地线路的接地端作为起始，当确定接地端连接稳定后再进行其它结构的安装。

（三）线路跳闸检修

线路跳闸是电网运维过程中较为常见的故障类型，如发生这一故障时应先对跳闸的诱发原因进行研究，判断此次故障是否是由于误操作导致的，如果是则可以将电闸复位。如果是由线路所导致的跳闸问题，则应该对故障点进行检测，其检测的操作范围应该是在CT线路到线路出口的整个输电段进行检查，并且还需要了解线路内是否存在直接连接的情况，主要检查的问题就是CT线路是否发生断路的情况，如发现则必须马上进行线路修补[4]。

（四）低压侧开关跳闸检修

在当前电网运行情况下主变电器会发生低压侧开关跳闸的问题，其直接对变电器的运行造成影响，并进一步对变电器所负责的输电线路造成影响。引发这一问题的原因主要分为三类，分别是越级跳闸、开关误动、母线故障。在检修过程中应该对一次和二次设备均进行检查，并且还要对自动化保护设备的运行状况进行检查，这样就可以判断当主变压器低压侧电流过量输送时保护设备是否在正常运行状态下。需要注意的是，在检测自动化保护设备运行状态时，重点检查项目应该时线路保护功能，同时还对保护设备对主变压器的保护功能进行检查。

（五）变压器三侧跳闸的检修

首先是对瓦斯保护的检查和修理，检查的内容包括变压器是否发生火灾、变压器的外形是否发生改变，然后再对变压器内呼吸器喷油情况进行检查，并且确定二次回路的接地线路是否正常连接、是否具有短路的问题，在确定这些情况后就可以根据实际问题进行相应的修理。其次是对差动情况的保护功能进行检查，该项工作的检查范围应该包含了主变压器三侧开关的所有CT线路。

（六）其它风险控制工作

在保证对设备进行检修的同时，还应该对风险故障检修工作的管理制度进行完善。当前我国很多变电站运维工作时均是以状态检修为主，这样就降低了技术人员对故障的诊断能力，从而无法使其个人能力得到提升。因此应该适当将诊断检修模式的比重提高，并且建立完善的检修标准，借此提升技术人员的工作效率，降低管理成本。但同时也不能忽略状态检修工作的重要性，应该制定标准化的定期检修制度，例如主变压器应该采取“每年一小检、每十年一大修”的检修方案，并且需要根据电网实际输电情况采取提前性的检修工作。在实际工作过程中还应该注意自动化保护设备的监控管理工作，重现对轮值表进行设计，并以自动化保护设备的运行周期为基础，更好地实现动态监控数据收集，为电网设备的维修提供更加准确的辅助。

结语

电网变电运维工作十分重要，随着当前社会各类群体对电能需求度的不断提升，也导致电网设备的风险问题更加突出，应该对各类风险问题进行深入的了解，并且强化各种风险问题的检修工作，落实验电操作、接地线路安装等基础检修工作，并强化技术人员的线路跳闸、主变压器跳闸等的检修质量，并进一步完善变电站内的风险控制管理制度，保证各项工作的规范化和标准化发展。

参考文献

[1]王峰，冯延江.对变电运维技术管理中危险点与预控措施的探讨[J].科技信息，2013（36）：41-42.

[2]李博.变电运维中隐患风险分析与应对技术[J].科技与企业，2014（15）：47-48.

[3]刘洋.基于变电运维一体化实施过程分析[J].中国高新技术企业，2013（20）：57-58。

篇5：电网运维风险量化评估

一、电网运行安全风险在线评估的内涵

对于风险的含义,在工程界有一个经典的公式。即:R={Si,pi,xi} 。其中R 为风险,Si表示有危害的场景,pi是出现该场景的概率而xi则代表场景出现的后果。因此,我们可以从危害、场景和可能性三个方面来阐述电网运行安全风险的内涵。 (一)电网运行阶段的危害 1

.中断供电造成能量损失。供电是电力系统存在的重要目的,在电力被广泛应用的今天,供电的中断必会给社会各界的单位或个人带来不同程度的能量损失。

2.造成直接经济损失。电力系统运行安全问题的出现在给用电客户带来经济损失的同时,造成安全隐患的负荷中断、设备损坏和机会成本更会带来直接的经济损失。

3.电网运行超过稳定约束。表现在设备过载、母线电压越线和暂态失稳等方面。

(二)电网运行安全稳定问题的场景

1.第一场景:电网元件运行正常,但运行工况过渡到稳态后出现安全稳定问题。

2.第二场景:电网元件运行正常,但发电或负荷大幅度波动诱发安全稳定问题。

3.第三场景:电网元件故障,故障情况下发生的安全稳定问题。

(三)电网运行安全风险的可能性

电网运行安全风险出现的可能性,要根据问题出现的场景进行分析。第一场景是关于导致运行方式的概率。第二场景针对风电等新能源机组出力和符合突变出现的特征。第三类场景则是基于电网运行方式、外部自然环境、设备状态和故障历史统计信息等内容对故障形态及演化规律进行了探究。

二、我国电网运行安全风险在线评估的必要性

国家电网是社会经济发展的重要组成部分,与人民的生活密切相关。电网系统是用户供电的根本保证,因此保证电网运行安全是电力系统管理的首要任务。电力系统的`运行过程中,相关工作人员要进行实时监控,实时调度、迅速应对随机事件的发生,以确保电网的安全运行。因此,电力调度员的工作任务十分繁重,随时都要面对各种各样的调度决策问题,同时也要承担每一步决策和操作可能造成的安全性和经济性问题。

三、电网运行安全风险在线评估的特点

电网运行安全在线评估是在电力系统运行过程中进行的一种风险管理,针对在线化和风险评估两方面的特征分析,具有以下几个方面的特点:

(一)评估所需的时间尺度短。这是电网运行安全在线评估的最大特点和优势,只需要几分钟到几小时就可以完成评估,对系统问题作出迅速反馈。

(二)候选场景动态变化。电网运行安全风险的在线评估需要根据电网的运行方式、自然环境和设备状态,有针对性的选取场景,同时不断调整候选场景。

(三)故障可能性模式具有时变性。外部环境和设备状态是故障可能性建模的主要原因,究其根本故障是由于外因不断变化和考虑的时间范围小造成的。

四、电网运行安全风险在线评估所要解决的问题

电网运行安全在线评估对于保证电力系统的顺利运行有着重要的作用,但在具体实施过程中仍存在着很多的重点和难点。本文针对实现在线评估的需要解决的几个关键问题进行了分析。

(一)选择合适的风险指标

风险指标与评估和控制决策方法以及效果密切相关。电网运行中关注的方面很多,不必将这些要求都在指标体系中予以体现,可将某些方面作为约束条件。

(二)高校风险场景的动态生成与初选

风险评估的场景数量对效率有很大影响,而需要详细进行风险评估的场景不一定多。在初始场景之后的每个阶段有多种可能的场景,因而在后续阶段仍需选择场景。因此,快速、准确的风险场景生成和初选技术对实现在线风险评估非常重要。

(三)故障可能性时变模型

故障概率的准确性是影响风险评估结果可信度的关键因素之一,因而备受关注。故障概率建模虽然已有一定基础,但仍有必要深入研究。

参考文献:

[1]赵希正.强化电网安全保障可靠供电[1].电网技术,,27(10):7.

[2]吴政球,荆勇.基于时域仿真的暂态稳定裕度灵敏度分析[1].中国电机工程学报,,21(6):19-24.

[3]李生虎,丁明,汪兴强.电力系统静态电压安全问题的概率评价[J].电力系统动化,003,27(20):26-30.

篇6：地区电网风险的综合量化评价方法

关键词：地区电网,综合量化,风险评价

地区电网是电力系统的重要组成部分, 对于固定资产额巨大的供电企业而言, 地区电网规划工作在供电企业的生存与发展中始终起着决定性的作用, 是电网发展的重要依托[1], 其水平和质量直接影响到电网供电的安全性、可靠性和经济性。但是, 现有的地区电网风险评价方法主要从网架结构的合理性方向上进行考虑, 针对基础网架合理性及发生失电后的电压等级进行量化评价, 而对于不同设备类型、不同电网故障类型及不同设备运行过程中的故障率等因素缺乏综合性的量化统计与分析。

本文综合考虑影响地区电网的内外因素, 提出了综合量化地区电网风险的评价方法, 从供电质量、供电能力、供电经济性等3个方面对地区电网进行实时评价和运行方式评价, 建立了一套科学合理的地区电网风险评价指标体系, 明确了各项指标的统计对象及计算方法。以某地区供电公司为例, 将该地区电网某时段的运行数据作为实时评价依据, 对该地区电网进行基准风险评价, 为风险控制措施的制订提供了依据, 从而最终实现了地区电网安全稳定运行。

1 地区电网安全风险评价

本文主要从风险可能造成的后果 (损失) 和风险发生的可能性 (概率) 等2个方面对地区电网安全风险进行综合评价, 进而确定电网安全风险等级。在电网安全风险评价量化过程中, 将可能造成的后果 (损失) 和发生概率的乘积作为定级依据, 则电网安全风险值的计算公式为[2]

电网安全风险值=电网安全风险后果值×概率值

根据电网安全风险值大小, 将电网安全风险分为八级:特别重大事故 (一级电网事件) 、重大事故 (二级电网事件) 、较大事故 (三级电网事件) 、一般事故 (四级电网事件) 、五级电网事件、六级电网事件、七级电网事件、八级电网事件。其中:一级电网事件的风险值为100;二级电网事件的风险值为30~100;三级电网事件的风险值为6~30;四级电网事件的风险值为2~6;五级到八级电网事件的风险值为0.5~2;某一区域电网或一项工作同时包含2个及以上等级的电网运行风险时, 取其最高等级风险。

1.1 电网安全风险后果值量化

电网安全风险后果值的计算公式为

根据国家电网公司安全风险评价规范对电网安全的威胁和负荷损失的严重程度, 将后果严重程度分为八类:特别重大事故 (一级电网事件) 分值为90~100分;重大事故 (二级电网事件) 分值为80~90分;较大事故 (三级电网事件) 分值为70~80分;一般事故 (四级电网事件) 分值为60~70分;五级电网事件分值为50~60分;六级电网事件分值为10~50分;七级电网事件分值为3~10分;八级电网事件分值为0~3分。同时, 按照电网故障发生时间的不同, 将社会影响因数分为五类:特级保供电时间发生故障分值为2;一级保供电时期发生故障分值为1.6;二级保供电时期发生故障分值为1.4;特殊保供电时期发生故障分值为1.2;一般时期发生故障分值为1。

1.2 风险概率值量化

根据引起后果发生概率的大小, 将电网安全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等五类, 其中可能性很大风险的分值为0.7以上;可能性较大风险的分值为0.4~0.7;可能性一般风险的分值为0.2~0.4;可能性较小风险的分值为0.1~0.2;可能性很小风险的分值为0~0.1。

建立基于期望值的风险评价模型, 量化影响风险评价结果的各种不确定因素, 并在模型中具体表现出来, 即基准风险发生概率值的计算公式为

电缆、架空线、主变、母线、发电机等电力设备的设备类型影响因子如表1所示。

需要以变电站为划分单位对不同电压等级的设备所占比例按需进行调整。将故障类型划分为一类、二类、三类。其中一类分值为1, 二类分数为0.2~0.6, 三类分数为0~0.2。

以变电站为统计单位, 根据历史故障概率量化出不同设备的故障概率为

2 地区电网风险的实时评价

地区电网风险的实时评价主要从供电能力评价、供电质量评价、经济性评价[3]等3个方面分类开展。其中:供电能力评价包括设备负载率合格率指标、设备N-1合格率指标、变电站运行方式合格率指标;供电质量评价包括线路电压降落合格率指标、母线电压合格率指标、主变功率因数合格率指标;经济性评价包括主变理论线损合格率指标、主变负载均衡度指标。

2.1 供电能力评价

2.1.1 设备负载率合格率指标

该指标统计对象为地区电网中正在运行的主变和线路, 统计其负载率的合格情况。当负载率超过80%时视为重载, 超过100%视为过载。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部设备无重载或过载时为100分, 当全部设备均重载或过载时为0分。以rI-1标记本项指标, 其计分公式为

2.1.2 设备N-1合格率指标

该指标统计对象为地区电网中正在运行的主变和线路, 统计其N-1计算的合格情况。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部设备N-1计算均合格时为100分, 当全部设备N-1计算均不合格时为0分。以rI-2标记本项指标, 其计分公式为

2.1.3 变电站运行方式合格率指标

该指标统计对象为地区电网中正在运行的变电站, 统计其运行方式满足安全规定的比例。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部变电站的运行方式均合格时为100分, 当全部变电站的运行方式均不合格时为0分。以rI-3标记本项指标, 其计分公式为

2.2 供电质量评价

2.2.1 线路电压降落合格率指标

该指标统计对象为地区电网中正在运行的66 k V线路, 统计其电压降落的合格情况。当电压降落超过5%时视为越限, 电压降落的计算公式为

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部线路的电压降落均合格时为100分, 当全部线路的电压降落均不合格时为0分。以rII-1标记本项指标, 其计分公式为

2.2.2 母线电压合格率指标

该指标统计对象为地区电网中各变电站中正在运行的中低压侧母线, 统计其电压合格情况。根据《国家电网若干技术原则的规定》以及国家电网公司的内部考核规定, 66 k V母线的电压合格范围为-3%~+7%, 10 k V母线的电压合格范围为0%~+7%。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部母线的电压均合格时为100分, 当全部母线的电压均不合格时为0分。以rII-2标记本项指标, 其计分公式为

2.2.3 主变功率因数合格率指标

该指标统计对象为地区电网中正在运行的主变, 统计其低压侧功率因数的合格情况。根据《国家电网若干技术原则的规定》, 220 k V变电站二次侧的功率因数合格范围为0.95~0.98, 66 k V变电站二次侧的功率因数合格范围为0.9~0.98。另外, 对于无功倒送的情况也应视为功率因数不合格。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部主变的功率因数均合格时为100分, 当全部主变的功率因数均不合格时为0分。以rII-3标记本项指标, 其计分公式为

2.3 经济性评价

2.3.1 主变理论线损合格率指标

该指标统计对象为地区电网中正在运行的主变, 统计其理论线损率的合格情况。当理论线损率低于1%时视为越限。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部主变的理论线损率均合格时为100分, 当全部主变的理论线损率均不合格时为0分。以rIII-1标记本项指标, 其计分公式为

2.3.2 主变负载均衡度指标

该指标统计对象为地区电网中各变电站中正在运行的主变, 统计其负载均衡程度。负载率相差30%以内视为合格。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部主变的负载均衡度均合格时为100分, 当全部主变的负载均衡度均不合格时为0分。以rIII-2标记本项指标, 其计分公式为

3 地区电网风险的运行方式评价

地区电网风险的运行方式评价与实时评价类似, 也是从供电能力评价、供电质量评价、经济性评价等3个方面分类开展的。其中:供电能力评价包括馈线供电半径合格率指标、主变平均最高负载率指标、变电站及用户站接线方式评价指标;供电质量评价包括母线电压合格率指标、主变功率因数合格率指标;经济性评价包括理论线损率指标、主变最佳负载率指标[4]。

3.1 供电能力评价

3.1.1 馈线供电半径合格率指标

该指标统计对象为地区电网中的10 k V馈线, 统计其供电半径的合格比例。根据《农村电力网规划设计导则》, 农网中10 k V馈线超过15 km, 则视为过长。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部馈线供电半径均合格时为100分, 当全部馈线供电半径均不合格时为0分。以sI-1标记本项指标, 其计分公式为

3.1.2 主变平均最高负载率指标

该指标统计对象为地区电网中的主变, 统计其平均最高负载率水平。平均最高负载率是取全年负荷最高的25 d的日最高负荷平均值。根据《国家电网若干技术原则的规定》, 当变电站有2台主变时, 以50%以内为合格范围;当变电站有3台主变时, 以65%以内为合格范围;当变电站有4台主变时, 以72%以内为合格范围。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部主变的平均最高负载率均合格时为100分, 当全部主变的平均最高负载率均不合格时为0分。以sI-2标记本项指标, 其计分公式为

3.1.3 变电站及用户站接线方式评价指标

该指标统计对象为地区电网中的变电站和用户站, 统计其接线方式的合理性。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部变电站和用户站的接线方式均合理时为100分, 当全部变电站和用户站的接线方式均不合理时为0分。以sI-3标记本项指标, 其计分公式为

3.2 供电质量评价

3.2.1 母线电压合格率指标

该指标的统计对象为地区电网中各变电站的中低压侧母线, 统计其电压合格情况。根据《国家电网若干技术原则的规定》以及国家电网公司的内部考核规定, 66 k V母线的电压合格范围为-3%~+7%, 10 k V母线的电压合格范围为0%~+7%。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部母线在统计期间内电压均合格时为100分, 当全部母线在统计期间内电压均不合格时为0分。以sII-1标记本项指标, 其计分公式为

3.2.2 主变功率因数合格率指标

该指标统计对象为地区电网中的主变, 统计其低压侧功率因数的合格情况。根据《国家电网若干技术原则的规定》, 220 k V变电站二次侧的功率因数合格范围为0.95~0.98, 66 k V变电站二次侧的功率因数合格范围为0.9~0.98。另外, 对于无功倒送的情况也应视为功率因数不合格。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部主变在统计期间内功率因数均合格时为100分, 当全部主变在统计期间内功率因数均不合格时为0分。以sII-2标记本项指标, 其计分公式为[5]

3.3 经济性评价

3.3.1 理论线损率指标

该指标统计对象为地区电网中的主变和线路, 统计其总计的理论线损率水平。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当理论线损率为0时为100分, 当理论线损率为100%时为0分。以sIII-1标记本项指标, 其计分公式为

3.3.2 主变最佳负载率指标

该指标统计对象为地区电网中的主变, 统计其平均负载率与最佳负载率之间的偏差情况。

以满分100分计算, 计分公式为线性公式, 当全部主变的平均负载率均等于最佳负载率时为100分, 当全部主变的平均负载率与最佳负载率之间均相差100%时为0分。以sIII-2标记本项指标, 其计分公式为[6]

4 算例分析

以某地区供电公司为例, 将该供电公司地区电网某时段的运行数据作为实时评价依据, 对该地区电网进行风险评价, 其供电能力评价结果、供电质量评价结果及经济性评价结果如表2~4所示。

综上可知, 该供电公司地区电网整体运行水平良好, 其中供电能力水平可进一步提高, 供电能力中需重点改善变电站运行方式合格率水平, 供电质量与经济性水平应继续保持。

5 结论

1) 通过地区电网安全风险评价方法, 将地区电网中不同电压等级变电站内变压器、母线、电缆、架空线路等电力设备的故障率进行有效统计, 得出不同设备可能发生的故障情况, 并给出具体量化分值, 有效描述了地区电网的故障程度, 达到了直观反映故障情况的目的, 从而为地区电网的管理者提供一定的参考依据。

2) 综合量化地区电网风险的评价方法, 有效解决了现有地区电网风险评价过程中方法模式单一、设备运行过程中相关指标缺乏综合统计及电网不确定性因素无法进行量化等问题, 从供电质量、供电能力、供电经济性等方面对地区电网进行实时评价和运行方式评价, 建立了一套科学合理的地区电网风险评价指标体系, 提高了地区电网风险管理水平, 从而最终实现了地区电网的安全稳定运行。

参考文献

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