《电力安全生产“十五五”行动计划》解读文章之三
聚焦系统重大风险 提升电网运行韧性
新型电力系统正由“量变”向“质变”演变，新能源和新型并网主体占比不断提升，电力系统的结构和形态发生深刻变化，系统运行安全风险进一步加大。《电力安全生产“十五五”行动计划》明确加强源网荷储各环节风险管控的重点任务，提升系统性风险防范化解能力。
一、加强常规发电安全管理
（一）如何加强转型背景下火电机组风险管控
一是加强新工况下煤电机组安全风险管控。健全新工况下煤电机组风险监测预警机制，加强关键部位、组件监测，有效管控机组老化、深度调峰、频繁启停、快速爬坡、应急转备用带来的风险。建立设备健康状态跟踪机制，编制煤电深度调峰机组安全管理运行、检修技术导则，研究提出关键参数监测阈值及诊断标准，开展掺氢、掺氨运行安全管理措施，提升对掺烧工况的安全管控水平。加强发电厂全停隐患排查治理，建立风险管控及隐患排查双重预防机制，避免非电因素引发全厂停电事故。
二是提升新建和存量煤电机组的本质安全水平。新建机组严格遵循新一代煤电技术标准规范体系，提前布局超低排放、深度调峰、CCUS等关键模块的兼容接口，降低后期安排检修的窗口压力。鼓励企业科学开展现役高寿期存量机组风险评估，合理确定新工况下机组剩余使用年限，研究建立“关而不拆”机组的定员配置和维护标准，完善煤电机组延寿和转型管理机制。
三是提升燃气轮机技术自主可控性。突破高温部件寿命预测模型、氢泄漏多物理场耦合仿真等关键技术，通过多流水试制模式提升透平叶片制造工艺水平，强化透平精密铸造、特种加工等环节的备选供应商梯队建设，完善国产重型燃气轮机扶持政策，加快燃机设计制造、维护检修国产化能力培育。
（二）如何加强核电机组电力安全相关风险管控
提升核电厂外电网线路保障水平，将涉核线路纳入地方防灾减灾体系，建立气象灾害监测预警机制，完善涉核线路设备故障抢修、调度处置等应急预案，确保故障后优先组织抢修、恢复核电厂供电。
（三）如何加强水电站风险管控
一是提升水电监测预警能力。推动智能监测系统建设，打造覆盖流域梯级的“空天地内水一体化”监测体系，通过实时感知和收集气象、水情、渗流、应力、变形等数据，深度挖掘价值，应用AI算法实现风险预测与自动预警。推进水电站智能化升级，通过集中控制、远程运维等方式，降低现场人员风险。
二是健全流域联合调度与协同管理机制。推动制定流域联合调度规程编制导则，规范流域联合调度管理，实施共享气象、水情等数据。推动建立流域梯级联合调度平台，运用大数据、AI等数智化技术实现安全科学调配，通过信息共享、削峰错峰等措施降低风险。定期开展区域、流域应急能力脆弱性分析，测试极端天气应对能力。
（四）如何加强大坝风险管控
一是加大水电站大坝运行安全保障。健全大坝安全法律法规及技术标准体系。完善大坝安全风险管控体系，加强大坝安全风险分析和隐患治理，强化高坝大库、抽蓄电站安全性评估，进一步提升大坝运行安全应急管理能力。建立健全水电站输水系统安全管理体系和技术标准，确保水电站输水发电系统安全运行。
二是提升大坝监测检测和智能运维水平。持续开展大坝安全智能化监测检测新技术研究，深化北斗卫星导航系统、卫星遥感等新技术的深入研究与推广应用，攻关水库大坝深埋、深水、长距离等复杂隐患精准探测技术，增强大坝安全隐患排查能力。进一步推进大坝安全在线监控系统的深入应用，加快开展大坝智能巡检、智能诊断、智能辅助决策支持等研发应用，实现高空及水下缺陷的精确定位和路线导航，为缺陷的智能修复提供支撑。
二、加强新业态新主体安全管理
（一）如何加强新能源发电安全管理
一是强化重点场景新能源发电安全管理。完善漂浮式风机等新技术安全标准体系，强化标准实施与监管，重点加强对水下基础、设备防腐、防冲刷等安全检测，建立海上风电场全生命周期安全监测体系。加快制定“沙戈荒”新能源基地设备防风沙、耐高温、抗严寒等环境适应性技术标准，构建覆盖不同气候区的光伏组件选型推荐方案及环境适应性地图。建立极端气候条件下源网协同机制、设备运行保障机制及相关应急处置预案，提升复杂场景下安全风险应对能力。加大智能辅助运维装备研发，推动新能源智慧场站建设，深化AI诊断、物联网感知、无人机巡检等智能化运维技术应用，实现隐患智能识别与闭环治理。
二是健全新能源发电企业安全管理体系。全面推行新能源发电企业安全生产标准化认证，构建覆盖运行监控、巡检维护、缺陷管理、应急处理等核心业务流程的标准化体系。建立新能源项目全周期安全风险动态评估与防控机制，定期开展风险辨识与“回头看”，动态优化安全运行策略。推动发电企业与主机厂商、关键部件供应商建立协同防治机制，强化技术联动与风险共防。委托专业机构定期开展新能源场站安全管理体系审核评估，提升企业安全管理能力。
三是提升新能源发电二次系统专业化管理能力。建立以企业为主体的技术监督网络，明确从集团到场站各级机构的监督职责，实现全过程、全方位技术监督管理。严格执行《电力二次系统安全管理若干规定》，完善新能源场站并网管理，强化发电企业对并网管理的自审责任。加强二次专业队伍建设，推行技能等级认证制度，配齐配足继电保护等专业的技术人员，开展系统性岗位能力培训与认证。
（二）如何加强新型储能安全管理
一是健全储能全链条安全标准体系。推动制定储能设计、建设、验收、安全运营、退役处置等环节标准，推进标准动态更新和工程验证。建立安全评价机制。鼓励储能应用规模较大地区率先制定地方安全规范，积累实践经验后完善国家标准体系，实现“地方先试、全国推广”。
二是提升储能本质安全水平。会同电力装备、材料、消防等行业，加强电芯、系统到电站全环节技术创新，强化新型储能本质安全。研究分布式热管理、定向泄爆等技术，推动构建安全防线，加强新型储能系统安全防护。
三是建立储能安全监管与信息共享机制。鼓励企业建设储能安全管理平台，加强各区域储能项目运行状态、环境参数、故障及安全事件信息共享，推动形成企业-地方-行业三级安全数据链。推动平台与电网调度、消防应急等系统互通，实现风险感知、预警推送与联动处置，完善分区分级数据，支撑重点区域、高风险电站精准监管。
三、加强电网安全运行主动防控
（一）如何提升系统运行控制能力
一是提升新型电力系统特性认知能力。加快研究“双高”电力系统稳定基础理论，深化研究系统故障机理、频率电压稳定机理与新型振荡形成机理，以及“沙戈荒”送端和多直流馈入受端电网稳定特性等。构建基于超算的全电磁暂态云仿真平台，常态化开展全电磁暂态仿真分析，推进新能源涉网模型库统一管理与参数开放，更全面、更准确认知新型电力系统运行机理和系统特性。
二是加强复杂电力系统安全运行控制。构建源网荷储广域稳定控制方法体系，实现海量异构资源有机协调控制。将全网支撑资源最小等效开机纳入系统运行方式分析，考虑电网高低负荷、新能源大发、直流大规模输送等运行工况，加强多层级电网最小等效开机评估校核，保证合理的安全运行裕度。将方式分析计算向规划设计和实时运行两头延伸，研究推广在线安全稳定分析应用。构建新一代调度技术支持系统，提高电力系统运行控制的自适应和数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。
三是强化电网合理分区运行及黑启动能力。推动优化电力系统结构布局，有效控制并逐步化解电力系统重大结构性风险，强化分层分区运行能力。完善电网分区恢复方案，加强系统动态分区恢复、分布式资源多点协同、主配协同等并行快速恢复技术应用。推动多路径快速恢复的黑启动预案编制，定期开展黑启动应急演练，提升事故后快速恢复能力。构建多元黑启动电源体系，探索应用“火电+储能”、新能源发电、柔性直流、构网型储能、微电网等多元化黑启动模式，优化黑启动电源规模布局。
（二）如何加强电网安全风险管控
一是深化风险管控体系建设。健全大电网稳定破坏风险专项管控机制，围绕多回直流同时故障、重要输电通道全停、负荷中心电压失稳、安控系统不正确动作等系统性重大风险，“一案一策”制定风险管控措施。常态化开展枢纽变电站、重要换流站、主干电网和重要输电通道动态风险评估，优化电力设施运行环境，重点推进重要输电通道沿线森林草原火灾防范和极端风险防控能力建设。优化源网荷储各侧动态无功补偿配置原则和控制方式，防范局部电压失稳问题引发系统性崩溃风险。加强电网振荡风险管控，部署建设新能源汇集站、换流站、储能站等厂站宽频振荡监测系统，提升振荡风险辨识和防控能力。动态开展电缆通道分级和风险评估，加强安全运行管理和隐患治理。
二是优化完善系统安全风险防线。定期全面评估新型电力系统下“三道防线”的适应性，动态开展稳控策略和控制限额核算，持续巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”。加快老旧保护改造和安控装置标准化建设，持续扩展区域系统保护和频率防线可控资源。研究第三道防线切负荷动态调整策略，增加切负荷装置馈线功率方向判别、可切荷量滚动增补等机制，确保第三道防线可切负荷全时段满足低频减载控制要求。完善电力市场交易安全稳定校核机制，在市场交易流程设计中留足安全校核执行时间，提升市场环境下电力系统的安全风险应对能力。
（三）如何加强配电网安全管理
一是加强配电网安全风险管控。健全配电网安全运行风险管控机制，推动大电网安全风险识别、监视、控制体系向配电网延伸。建立基于运行风险的网架动态完善机制，针对性补强薄弱环节，着力解决配电网单辐射线路多级串供等问题，强化城中村、偏远农村地区薄弱区段风险管控，有效管控县域电网全停风险。完善有源配电网运行管理机制，加强设备双向重过载、电压越限等风险智能监视与预警。
二是加强主配微协同安全调度。建立健全主配网电力平衡、稳定分析、故障处置等协同运行机制，加强新型并网主体纳入调度管理的监管。健全主配微分级调控机制，推动控制模式由“主网驱动、源随荷动”向“主配协同、源荷互动”转变，强化配微层面对主网的安全主动支撑能力。构建源网荷储分层协同调控策略，实现调节能力逐级汇聚上报、全网资源统筹决策、控制策略分解下发。
三是提升配电网调度安全管控能力。适应有源配电网管理强化需要，加强市级、县级调度机构力量，满足新型电力系统安全运行新增业务需求，有效支撑主配协同和源网荷储协同控制。开展配电运行人员安全技能培训，建设配电网调度自动化、网络安全、电力通信等实训基地。
（四）如何深化电力监控系统网络安全防护
落实电力监控系统安全防护有关法规要求，严格管控电力监控系统的安全分区部署，杜绝违规分区。强化关键信息基础设施安全保护。加强分布式能源、新型并网主体及新业务形态的网络安全防护，根据发展规模和新技术应用，及时优化调整分区防护策略、落实整改措施，杜绝违规分区。强化电力监控系统供应链安全与内生安全，优先采用安全可信产品，推广供应链全环节可信管理措施，增强产业链供应链风险防控能力，加强漏洞隐患闭环管控；落实系统本体安全加固要求，开发设计与配置等手段构建系统内生安全属性，逐步建立系统本体安全免疫能力。建立健全电力监控系统网络安全监测预警机制，丰富监测采集手段，扩展监测覆盖范围，进一步提高网络安全态势感知和应急处置水平。
（五）如何提升电网安全技术支撑能力
推动电力装备技术不断提升，深化柔性直流、电力电子构网型设备、新型调相机等关键技术的研究推广应用，做好前瞻性技术储备和谋划布局。深化数智赋能增效，加快建设电网数字孪生平台，推动人工智能技术在新能源预报预测、仿真计算、运行控制等方面的研究应用。建立新技术运行可靠性风险动态评估机制，建立新型电力装备可靠性特征库，针对已经试点应用的新型储能、构网型设备等新技术可靠性特征进行量化评估，动态更新风险预警图谱。
四、提升涉网安全管理能力
（一）如何加强新能源和新型并网主体涉网管理
一是科学界定新能源和新型并网主体涉网安全管理责任。针对纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体，加强统一调度管理，依据有关法律法规和标准规范，开展涉网二次系统和监控系统的技术监督工作。对照国家标准及行业标准等规定要求，落实新能源和新型并网主体的业主（单位）涉网安全责任。
二是进一步规范并网验收标准与运行参数管理。前置参与新能源和新型并网主体的设计、建设过程，严格审核涉网性能型式试验报告，重点加强故障穿越、运行适应性、电能质量等型式试验确认，以及数据采集传输、功率控制、电压调节等功能实测试验，保证入网前涉网性能符合要求。规范新能源和新型并网主体涉网安全相关设备的控制逻辑和参数、涉网保护定值等管理流程，强化建模及参数实测管理，完善涉网参数全周期、精细化管理机制。
三是有序推进新能源和新型并网主体涉网性能标准制修订与执行。健全提升新能源电压频率耐受、故障穿越、动态无功支撑等涉网性能标准，开展存量新能源和新型并网主体涉网性能标准检测试验，制定涉网性能改造计划，推进存量新能源和新型并网主体涉网性能达标。推动新建新能源和新型并网主体按照涉网性能标准建设运行，鼓励具备构网运行能力，逐步建立与新型电力系统发展相适应的涉网安全性能。
四是建立健全新能源和新型并网主体涉网性能评价机制。定期对各类主体涉网性能参数与执行效果进行测试、评价和核定，重点核查涉网性能不达标、违规并网、违反调度纪律等突出问题，建立分级分类警示制度，实施差异化监管措施。研究健全新能源建模及参数实测机构管理及监督评价机制。
五是完善涉网安全技术监督机制。强化技术监督，落实设备制造厂家、设备产权单位、并网检测机构的技术责任。研究制定技术监督工作资质认证体系。健全技术监督机制，将异常事件责任、两个细则考核结果、调度评价等纳入技术监督工作质量评估。完善技术监督管理、评价制度，明确电厂落实调度机构对涉网二次系统技术监督工作的管理要求。探索培育技术监督服务市场，有效发挥市场化技术监督对新能源涉网安全管理的支撑作用，确保技术标准有效执行。
（二）如何加强常规电源涉网管理
一是强化常规电源网源协调管理。建立完善常规电源涉网性能动态监测机制，动态调整常规电源涉网控制策略和参数，提高对系统特性变化的适应性。进一步加大涉网要求执行的监管力度，包括地方电网在内的各电网企业强化对常规机组（含自备电厂）的专业管理和技术指导，确保法规政策和调度管理规程等标准规范执行到位。
二是大力提升常规电源调节支撑能力。加强火电机组深度调峰工况下一次调频技术攻关，推动水电机组调相改造、抽蓄机组全工况长时调相运行等关键技术攻关，深入挖掘常规电源调节潜力。科学布局各类动态无功资源，在电网关键枢纽站、新能源集中接入点、远距离输电薄弱环节及系统强度不足区域，优先配置同步调相机等大容量动态无功补偿装置。
三是加强常规电源最小开机管理。进一步强化常规电源最小开机常态化管理，保证发电企业执行调度开停机指令，对擅自启停机、机组跳闸故障等加强管理，确保最小开机容量满足电网安全运行需求。
（三）如何加强用户侧涉网管理
一是科学界定用户侧涉网安全管理范围。综合考虑系统安全需要，定期梳理可能造成一般及以上电力安全事故或对系统安全稳定造成重大影响的电力用户，包括局部地区负荷占比高的大用户、电能质量敏感型用户、重要行业用户、源荷混合型用户、负荷聚合类用户、高风险越级跳闸用户等，按年度形成本辖区用户侧涉网安全管理范围的电力用户清单。
二是强化用户侧涉网安全源头管控。明确相关电力用户在规划接入、业扩报装、并网运行等阶段的涉网安全要求，将用户侧涉网安全风险作为并网验收重点内容。定期开展预防性试验，及时更换改造老旧设备，严禁设备“带病运行”。全面梳理用户侧涉网安全管理相关标准规范清单，推动制定必要的技术标准，积极消除因标准差异带来的涉网安全问题。
三是加强用户侧涉网安全运行管理。研究开发用户侧涉网安全智能监测平台，通过“一户一档”等方式开展在线化管理，深入评估威胁电网侧的安全风险，明确用户侧管控要求并落实反事故措施，定期更新用户侧涉网安全风险台账，及时报告构成一般及以上电力安全事故的风险。加强对电力用户的政策宣贯，制定电力用户涉网安全事故应急预案，开展涉网安全应急演练，提升应急处置能力。
四是加强用户侧涉网安全监督管理。建立涉网安全管理要求落实情况年度核查机制，针对不满足涉网安全管理相关要求、危害供电安全的用户，加强采取措施整改。将用户侧涉网安全管理纳入电网安全风险管控体系，地方政府、电网企业及其调度机构、用户协同做好用户侧涉网安全专业管理。
五、加强设备安全管理
（一）如何严把设备入网关
一是强化设备质量源头管控。建立覆盖原材料采购、工艺执行到成品检验的全流程质量追溯体系，实现覆盖一次、二次设备及智能变电站设备的前端质量追溯。严格电力设备招标采购管理，超前介入设计和制造环节，完善成品设备出厂全面检测流程，将设备隐患纳入设备采购招投标评价流程，探索建立设备质量安全“黑名单”和重大缺陷电力设备“召回”制度。建立电力行业设备检测检验认证分级化管理体系，以及检验检测机构认证后评估机制。
二是持续完善设备标准化技术体系。完善现有设备质量标准体系，推动设备标准化向模块化、智能化方向深化。适应海上风电、柔性直流、智能运检等技术的突破性发展，针对新能源设备、智能运检设备等首台（套）设备，补全新型设备技术标准体系，形成覆盖设计、生产、安装、运维的全链条技术标准。
（二）如何加强设备运维检修
一是强化以可靠性为中心的设备状态检修。完善设备可靠性评价与差异化检修决策模式，形成系统性状态检修工作流程规范和技术标准。依据电力设备故障的影响程度和影响范围，制定设备抢修优先级和差异化应急抢修方案。应用人工智能与大数据技术，优化检修周期与资源配置，构建“集中监控+状态检修+应急抢修”新模式，推动从定期检修向状态检修转变。构建检修质效评价体系，开展检修策略合理性、检修效果后评估，促进检修流程优化、检修工艺改进及质效提升。
二是加大老旧、性能不达标设备更新改造力度。落实国家大规模设备更新有关要求，围绕设备可靠性提升、防灾减灾建设等方向，依法依规淘汰不符合现行产品标准、安全风险高的老旧设备。大力推进发输变配电设备更新和安全改造，加快推进发输电设备抗灾、城镇老旧小区、城中村配电设施升级改造，在灾害多发的重点地区配置特种作业车、全地形运输、应急卫星通信、专业化UPS电源等先进装备。
（三）如何加强设备全过程技术监督
构建行业与企业分工协作、联动贯通的技术监督体系，打破行业组织和电力企业间的管理壁垒。完善设备隐患问题自暴露免罚体制机制，鼓励设备厂家、建设单位、生产部门等自主发现设备质量问题。创新监督实施方式，推动监督过程精益化执行，开展工程并网接入前置监督、新建工程项目制监督和关键领域专题式监督。加强“人工智能+”技术在设备全生命周期技术监督过程中的应用，建立技术监督线上流程，实现各环节自动监督和智能监督，提升监督时效性和科学性。深化质量监督结果应用，强化质量问题整改，严肃处置供应商质量问题。
（四）如何建立健全电力设备质量信用体系
依托国家能源局资质和信用信息系统、电力设备质量安全风险监测平台，纵向贯通省、市、县三级监管数据，横向接入市场监管总局企业信用信息、电力企业不良供应商通报等数据，建立电力设备制造企业工商登记、质量认证、行政处罚等基础数据库，实现信息共享和风险联合监测。加强电力设备质量联合追溯，将质量安全追溯作为企业落实主体责任的重要考量，提升电力设备制造企业质量内控和风险处置水平。