《电网安全风险管控办法》全面解读与实践应用

《电网安全风险管控办法》全面解读与实践应用勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01政策背景与修订意义02办法总体框架与职责分工03风险识别与定级标准04风险监视与分级管控CONTENTS目录05风险控制核心措施06源头治理与全流程管控07典型案例分析08实施保障与监督考核CONTENTS目录09常见问题解答与实施建议01政策背景与修订意义监管目标升级2025年电力安全监管新形势2025年电力安全监管基本目标为杜绝重大以上电力人身伤亡事故、杜绝较大以上电力安全事故、杜绝水电站大坝垮坝漫坝事故，努力降低事故起数、伤亡人数，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。大电网安全风险管控强化深入开展运行方式分析，排查电网结构性问题，从源头化解“十五五”电网安全重大风险。重点加强迎峰度夏（冬）等重点时段安全风险管控，着力防范电网大面积停电风险。涉网安全管理体系完善研究出台用户侧涉网安全管理文件，明确用户侧涉网安全管理责任。分省制定强化新能源及新型并网主体涉网安全管理方案，明确涉网安全管理范围及存量并网主体涉网性能改造计划。应急与网络安全监管加强制定进一步加强电力应急体系建设的指导意见，加快推进国家级电力应急基地和研究中心建设，建立跨企业跨区域电力应急力量调用机制。研究修订电力监控系统安全防护总体方案，组织开展电力行业网络安全演习。

《办法》修订的核心动因适应新型电力系统构建新要求随着新能源装机容量持续增长，火电、水电、核电、风电、光伏等多类型电厂协同运行格局形成，电网有源化特征明显，网架结构多变，负荷特性复杂，原有管控体系需升级以应对新挑战。

原有风险管控体系存在实践问题面对设备运行状态不可靠、防灾减灾能力不足等问题，以及风险识别不全面、应急处置能力不足等短板，需通过修订完善条款表述，补充针对性管控要求。

法律法规与标准体系更新驱动依据新修订的《中华人民共和国安全生产法》《电力系统安全稳定导则》等法律法规、国家标准提出的新要求，需固化保留成熟经验做法，推动《办法》转为正式施行。

并网主体多元化发展现实需要适应电力系统并网主体多元化趋势，需将风电、光伏、新型储能、可调节负荷等新型并网主体纳入管控范畴，明确各方职责任务，形成共管共治格局。

新型电力系统下的风险挑战01并网主体多元化带来的协同风险随着风电、光伏、储能及虚拟电厂等新型并网主体增多，电网有源化特征显著，源网荷储协同难度加大，传统调度机制面临挑战，需防范多主体无序脱网风险。

02电网结构与运行特性复杂化风险新能源大规模并网导致电网潮流分布多变，电压稳定控制难度增加，加之电力电子化设备比例上升，系统惯性降低，易引发低频振荡等稳定性问题。

03设备质量与技术标准适配风险新型电力系统设备更新迭代加快，部分设备质量参差不齐，涉网性能改造滞后，如2025年宁夏某光伏箱变因温度过高存在火灾隐患，凸显设备安全管理压力。

04极端天气与自然灾害防御风险气候变化导致极端天气频发，2025年银川4.6级地震致变电站GIS设备变形，2025年西南水电站因暴雨引发山体滑坡，对电网防灾减灾能力提出更高要求。02办法总体框架与职责分工七章三十五条核心结构解析

总则：奠定风险管控基础明确立法目的是防范电网大面积停电风险，建立科学防范、流程管理、闭环监管的管控机制。规定电网企业、发电企业、电力用户及其他并网主体的业主单位为主体责任方，国家能源局及其派出机构、地方电力管理部门履行监督管理职责。风险识别和定级：精准定位风险由电网企业及其电力调度机构组织风险识别，明确后果（减供负荷、停电用户比例等）、成因（电网结构、设备状态等）和故障场景。风险等级分为四级，一级对应特别重大事故，四级含一般事故及县域电网全停，其他风险企业自行定义。风险监视：动态跟踪与报告遵循分区分级原则，跨区、跨省、省内风险分别由相应电网企业监视，国家能源局及派出机构监督指导。四级以上风险需动态识别、滚动调整等级，并按规定上报国家能源局、派出机构及地方政府。风险控制：多维度措施保障主体单位制定四级以上风险控制方案，其他风险明确措施。通过专项隐患排查、设备特巡（降低概率），转移负荷、调整调度计划（减轻后果），完善应急预案、开展演练（提升应急能力）等综合施策，确保措施落实。风险治理：源头防范与全链条管控强调源头治理，从规划（优化布局）、设计（差异化选型）、建设施工（过程管控）、隐患排查、可靠性管理、物资管理、灾害防范、应急管理等环节，系统防范化解风险，夯实电网安全运行基础。工作实施与监督管理：闭环与考核电网企业按年度总结风险管控工作，形成方案和建议并定期报告。国家能源局建立年度运行方式分析会议制度，推动厂网协同及重大措施落实。对未按要求报告或管控导致事故的，依法严肃处理责任单位和个人。附则：明确适用与实施界定“以上”包含本数，办法自公布之日起实施，废止原《电网安全风险管控办法（试行）》，确保新规的权威性和时效性，为电网安全风险管控提供明确法律依据。

电网企业主体责任界定风险识别与定级主导责任电网企业及其电力调度机构负责组织风险识别，明确风险后果、成因及故障场景，并牵头进行风险定级，将风险划分为一级至四级，其中四级风险包括可能导致一般电力安全事故或县域电网全停的情况。

风险监视与报告责任电网企业需按分区分级原则监视电网安全风险，动态识别并滚动调整风险等级。对于四级以上风险，需按规定向国家能源局及其派出机构、地方电力管理部门报告，确保风险信息及时上传。

风险控制方案制定与实施责任针对四级及以上风险，电网企业及其电力调度机构应制定符合法规和技术要求的风险控制方案，综合采取降低风险概率、减轻后果、提升应急能力等措施，并评估实施效果，确保措施落实到位。

风险治理与源头防控责任电网企业需将风险治理与规划、设计、建设施工等环节结合，通过优化电网规划、加强设备质量管理、完善应急预案等，从源头防范化解风险，如河北公司通过路径优化等措施累计压降三级及以上风险829处。明确主体责任分工多主体协同管控机制构建

电网企业及其电力调度机构、发电企业、电力用户和其他并网主体的业主单位承担主体责任，国家能源局及其派出机构、地方电力管理部门履行监督管理职责，形成多方协同格局。建立风险共管共治模式

推动构建源网荷储共建共治共享的电力安全治理体系，打造隐患联治、风险联控、安全联创的治理模式，强化各主体在风险识别、控制、治理等环节的协同联动。完善信息共享与沟通机制

电网企业及时向发电企业、电力用户告知风险，相关主体因自身原因可能影响电网安全时需及时上报，通过信息化渠道实现三级及以上风险作业信息的精准报送与共享。强化联合监督与考核评估

国家能源局派出机构与地方电力管理部门建立联合执法机制，对企业风险管控落实情况开展监督检查；各主体上级单位对下级单位风险管理工作进行考核，确保协同措施落地见效。03风险识别与定级标准

风险识别四要素分析法

风险后果：电力安全事故影响程度依据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》，风险后果主要评估电网减供负荷比例、停电用户范围、重要电力用户停电及机组故障停运等指标，分为特别重大、重大、较大、一般四级事故等级。

风险成因：多维度风险因素组合风险形成原因包括电网结构、电源布局、负荷特性、设备状态、人员行为、运行环境等，部分风险由多因素组合导致，如单回线长距离供电（结构因素）叠加老旧开关设备（设备因素）易引发供电中断风险。

故障场景：三级大扰动细化分类参照《电力系统安全稳定导则》三级大扰动分类，细化第三级大扰动中的多重故障及偶然因素，典型场景包括单一设备严重故障、多重故障叠加、外力破坏导致的系统连锁反应等。

识别方法：系统性风险排查机制采用基于威胁建模的系统分析法、漏洞扫描的技术评估法、历史案例分析法及专家调查法，结合《电网安全风险管控办法》要求，由电网企业牵头组织，发电企业、用户及并网主体配合完成全场景风险识别。四级风险划分标准详解一级风险：特别重大电力安全事故可能导致特别重大电力安全事故的风险，对应《电力安全事故应急处置和调查处理条例》中规定的最高级别事故标准。二级风险：重大电力安全事故可能导致重大电力安全事故的风险，其后果严重程度仅次于特别重大事故，对电网稳定和电力供应造成严重威胁。三级风险：较大电力安全事故可能导致较大电力安全事故的风险，此类事故会造成区域性的电力供应问题和一定的社会影响。四级风险：一般电力安全事故或县域电网全停可能导致一般电力安全事故或县域电网全停的风险，县域电网全停作为新增管控情形，凸显电力保供重要性。01县域电网全停风险管控要求县域电网全停风险等级定位根据《电网安全风险管控办法》，县域电网全停风险被定义为四级风险，与可能导致一般电力安全事故的风险同级，需纳入重点管控范畴。02风险识别关键要素风险识别需明确可能导致县域电网全停的后果，查找电网结构、电源布局、设备状态、人员行为、运行环境等成因，判明故障场景。03风险监视责任主体县域电网全停风险由当地电网企业负责监视，国家能源局当地派出机构、地方电力管理部门按照各自职责负责监督指导。04风险控制措施类型综合采取降低风险概率（如专项隐患排查、设备特巡）、减轻风险后果（如转移负荷、调整运行方式）、提升应急处置能力（如制定应急方案、开展演练）等措施。04风险监视与分级管控

分区分级监视责任体系跨区电网风险监视责任跨区电网风险由所属电网企业负责监视，国家能源局负责相关工作的监督指导，确保重大跨区域电网风险可控。

区域内跨省电网风险监视责任区域内跨省的电网风险，由当地区域电网企业负责监视，国家能源局当地区域派出机构负责相关工作的监督指导。

省内电网风险监视责任省内的电网风险，由当地电网企业负责监视，国家能源局当地派出机构、地方电力管理部门按照各自职责，负责相关工作的监督指导。

其他风险监视责任其他未明确级别的风险由电网企业自行监视，确保各类风险均有明确的责任主体和监视机制。四级风险报告流程规范报告责任主体电网企业及其电力调度机构负责组织进行风险定级，并作为四级风险报告的责任主体，需按规定及时上报。报告对象与路径四级风险需报告国家能源局当地派出机构、地方电力管理部门；跨区电网风险由所属电网企业负责监视并报告国家能源局，区域内跨省电网风险由当地区域电网企业负责监视并报告国家能源局当地区域派出机构。报告内容要求报告内容应明确风险可能导致的后果，如一般电力安全事故或县域电网全停等情况，以及风险形成原因，包括电网结构、设备状态等因素，并说明已采取的初步控制措施。报告时限规定对于四级以上电网安全风险，相关电网企业应按照监督指导关系及时报告，确保风险信息传递的时效性，以便监管部门和地方政府及时掌握情况并采取应对措施。

重点时段风险专项管控迎峰度夏/冬专项风险分析电网企业及其电力调度机构应组织开展迎峰度夏、迎峰度冬专项安全风险分析，形成专项风险管控报告，重点防范高温、严寒等极端天气及用电高峰对电网安全运行的影响。

节假日及重大活动保电针对节假日及重大活动等保电关键时段，需提前制定专项风险管控方案，加强电网设备特巡、负荷预测与调整，确保重要场所及民生用电安全可靠，如2025年国庆期间某省电网实施的特级保电措施。

恶劣天气预警与应急响应建立健全台风、暴雨、冰雪等恶劣天气预警机制，提前启动应急响应，落实差异化防灾减灾措施，如2025年1月银川地震后，国网银川供电公司迅速排查处置变电站隐患，保障电网稳定运行。

年度运行方式与风险管控衔接将年度运行方式分析机制纳入电网安全风险管控体系，通过科学分析指导风险管控，以定量研判推动厂网协同，督促重大风险管控措施在重点时段有效落实。05风险控制核心措施风险控制方案编制要点合规性与可行性要求风险控制方案需符合国家有关法规和技术规定、规程等要求，综合考虑风险控制方法与途径，必要时与发电企业、电力用户等其他风险相关方进行沟通和说明，确保方案的可行性和措施的可操作性。降低风险概率措施包括但不限于专项隐患排查、组织设备特巡、精心挑选作业人员、加强现场安全监督、加强设备技术监督管理等，从源头减少风险发生的可能性。减轻风险后果措施主要有转移负荷、调整调度计划、取消市场出清结果、调整运行方式、合理安排作业时间、采取需求侧管理措施等，旨在降低风险事件发生后的影响程度。提升应急处置能力措施涵盖制定应急处置方案、开展反事故应急演练、提前告知用户安全风险、提前预警灾害性天气等，以增强对风险事件的应急响应和处理能力。

降低风险概率技术手段01专项隐患排查与设备特巡开展针对性的隐患排查，对关键设备、老旧线路等进行重点检查，及时发现并消除潜在缺陷。组织设备特巡，特别是在恶劣天气、重要保电时段，提升设备健康状态监测频次和精度，确保设备处于良好运行状态。

02精心挑选作业人员与加强现场监督选拔经验丰富、技能熟练的作业人员参与高风险作业，严格执行持证上岗制度。加强现场安全监督，配备专职安全员，对作业过程进行全程监护，及时制止不安全行为，确保作业规范有序。

03加强设备技术监督管理建立健全设备技术监督体系，对设备的设计、制造、安装、运行、检修等全生命周期进行技术监督。运用在线监测、状态评估等技术手段，掌握设备运行状态，预测设备故障趋势，提前采取预防措施，提高设备可靠性。

减轻风险后果管理策略负荷转移与调度计划调整通过转移负荷、调整调度计划等手段，降低风险发生时对电网稳定运行的影响，确保重要用户电力供应。

市场出清结果调整与运行方式优化必要时取消市场出清结果，合理安排作业时间，优化电网运行方式，提升系统应对风险的灵活性。

需求侧管理措施应用采取需求侧管理措施，引导用户错峰用电，平衡电力供需，减少风险事故造成的供电压力。

应急物资储备与多元化储备方式形成多元化应急物资储备方式，完善应急预案体系，建立健全应急联动机制，加强应急演练，控制和减少事故损失。

应急处置能力提升路径应急预案体系完善修订《国家大面积停电事件应急预案》《电力企业应急预案管理办法》，制定《重要电力用户认定及自备应急电源监督管理办法》，提升预案规范性和可操作性。

应急力量体系建设加快推进国家级电力应急基地和研究中心建设，推动完善国家—省—市—县四级电力应急力量体系，建立跨企业跨区域电力应急力量调用机制。

应急演练常态化开展定期组织开展反事故应急演练，模拟自然灾害、设备故障、网络攻击等场景，检验预案有效性和应急队伍协同作战能力，2025年重点加强迎峰度夏（冬）专项演练。

应急物资储备多元化形成多元化应急物资储备方式，结合智能电网特点，储备适配新型设备和网络安全事件的应急物资，确保应急响应时物资供应及时充足。

预警与响应机制优化完善安全事件预警机制，提前预警灾害性天气等风险，建立快速应急响应流程，确保事故发生后能够迅速启动响应，减少损失，如2025年银川供电公司地震后快速处置GIS设备隐患案例。06源头治理与全流程管控规划阶段风险预控措施

电网结构优化与电源布局统筹深入开展运行方式分析，排查电网结构性问题，从源头化解“十五五”电网安全重大风险。统筹电源布局，增强电网网架结构，加强调峰能力建设，提升系统抵御风险能力。路径站址多方案比选与优化项目前期深度参与选址选线，争取政策倾斜，多方案比选优化路径站址，减少“三跨”作业和临电作业。例如通过路径调整缩短跨河档距、减少重要道路跨越，降低施工与运行风险。差异化设计与设备选型综合考虑运行环境、用电需求、负荷特性等因素，实施差异化设计，做好设备选型。针对复杂地质、交叉跨越等高危工况进行专项设计，提高系统本质安全水平。安全自动装置与防灾标准落实在规划中明确安全自动装置按要求正常投入，确保事故情况下区域电网稳定运行。总结灾害发生规律，评估对电网影响，因地制宜提高设防标准，融入规划设计环节。设计环节差异化方案全链条风险治理设计原则设计环节需统筹电源布局、负荷特性、运行环境等因素，强化差异化设计选型，从源头提升系统抵御风险能力，落实《电网安全风险管控办法》中源头治理要求。复杂工况专项设计优化针对复杂地质、交叉跨越、近电作业等高危工况，采用"路径调整、电缆转代、方案优化"等措施。如河北公司通过专项设计累计优化工程210项，压降三级及以上风险829处。设备选型与参数差异化配置综合考虑设备全寿命周期管理要求，对开关、变压器、母线等关键设备实施差异化选型。如双主变配置可降低设备分（s2）至0.05，双母线配置降低母线分（s3）至0.05，提升系统可靠性。区域特性适应性设计策略结合供电区域电源情况、负荷性质及灾害风险，制定差异化方案。例如供电区域内有电源且安全自动装置正常投入时，电网结构分（d）可减半处理；重要负荷区域设备防护等级需提升10%-20%。建设施工风险压降技术

路径优化技术通过卫片比选和现场踏勘，优化线路路径，缩短跨河档距、减少"三跨"作业和近电作业，如定州电厂500KV三期送出工程将跨河档距从超1000m优化至800m以内，降低施工风险。机械化施工技术应用山区铁塔组立机械化施工、小型隧道掘进机械等创新工法，减少人工干预，提升施工安全性，如河北公司通过机械化施工有效管控复杂地质条件下的风险作业。工艺创新技术采用钻越铁路调整施工工艺、输电线路智能化履带封网机、无人机安拆攀登自锁装置等创新技术，优化施工工序，降低"三跨"、近电等高危作业风险，如某工程通过封网跨越创新工法提升安全措施86处。基础选型优化技术针对线路和变电站基础施工，优化基础选型、减小基础埋深，如河北公司通过基础施工优化，压降三级及以上风险829处，其中二级风险468处，三级风险361处。

设备全寿命周期管理

设备全寿命周期管理的定义设备全寿命周期管理是指从设备规划、设计、采购、安装、运行、维护、检修直至报废处置的全过程管理，旨在通过优化各环节，提高设备可靠性，降低电网运行潜在风险。

设备健康水平分析与评估加强设备运行状况和健康水平的常态化分析，通过物联网技术对电力设施进行实时监测，结合设备可靠性统计数据，为风险识别、分级提供技术支持，及时发现并消除隐患。

老旧设备更新改造策略推进老旧电力设备设施更新改造，针对运行时间长、性能下降的设备制定专项计划，如开关、变压器、安全自动装置等，依据其运行年限和健康状况，优先更换存在高风险的老旧设备。

全寿命周期管理与风险治理的融合将设备全寿命周期管理与隐患排查治理、风险管控相结合，落实整改措施，提升设备整体技术和质量水平，从根本上防范因设备问题引发的电网安全风险，保障电力系统安全稳定运行。07典型案例分析输变电工程风险优化案例项目前期路径优化案例定州电厂500KV三期送出工程通过优化跨滹沱河路径，将档距从超1000m缩短至800m以内，降低杆塔高度，减少大档距跨河风险1处。工程前期方案优化案例沧东电厂三期500kV线路送出工程调整路径避开核电大件运输道路，减少跨越作业2次，压降三级风险2处，降低杆塔高度及施工难度。工程建设阶段创新案例雄安-容西220KV电缆线路工程优化路由，向远离500kV保霸线基础侧偏移15米，避免近电作业及基础支护，压降二级风险1处。机械化施工降风险案例山区铁塔组立采用机械化施工，河北公司累计优化工程210项，应用创新工法压降三级及以上风险829处，提升安全措施86处。隐患排查奖励机制实践

重大设备隐患奖励案例2025年1月，国网银川供电公司员工发现220千伏高桥变电站GIS伸缩节严重变形隐患，公司对相关62人奖励7.52万元，及时避免母线短路故障风险。

人身安全隐患奖励案例2025年7月，国网石嘴山供电公司2名员工制止用户未搭设跨越架擅自展放导线跨越带电线路行为，避免人身触电事故，获奖励2000元。

设备设施隐患奖励案例2025年9月，国能宁夏大坝三期发电有限公司员工发现引风机房检修电源电缆拉断裸露隐患，及时处置后获奖励1000元，消除人员触电风险。

新能源领域隐患奖励案例2025年9月，国能石嘴山发电公司员工发现光伏箱变温度高及电缆发热隐患，通过加装空调解决问题，获奖励5000元，有效防范火灾风险。自然灾害风险处置实例

地震灾害应急处置案例2025年1月银川市4.6级地震中，国网银川供电公司员工巡检发现220千伏高桥变电站GIS伸缩节严重变形，及时上报后消除母线短路故障风险，公司对62名相关人员奖励7.52万元。

恶劣天气风险防范案例2025年7月，国能宁夏大坝三期发电有限公司运行部员工巡检发现6号炉引风机房北侧检修电源电缆拉断裸露，立即断开电源并疏散人员，避免触电事故，获奖励1000元。

地质灾害风险管控案例定州电厂500KV三期送出工程通过路径优化，将跨越滹沱河档距从超1000m缩短至800m以内，降低杆塔高度和施工风险，减少大档距跨河风险点1处。08实施保障与监督考核

年度运行方式分析机制01年度运行方式分析的核心地位年度运行方式分析机制是电网安全风险管控体系的关键组成部分，通过科学分析指导风险管控，以定量研判推动厂网协同，确保重大风险管控措施落实到位。

02年度运行方式分析的重点内容深入开展运行方式分析，排查电网结构性问题，从源头化解电网安全重大风险，为电网规划、建设、调度及风险管控提供全面的技术支撑和决策依据。

03重点时段专项风险分析要求电网企业及其电力调度机构需组织开展迎峰度夏、迎峰度冬等重点时段专项安全风险分析，形成专项风险管控报告，强化重点时段电网安全风险管控。

04年度运行方式汇报分析会议制度将长期以来形成的年度运行方式汇报分析会议制度纳入电网安全风险管控体系，推动以科学分析指导风险管控实践，督促重大风险管控措施有效落实。报告编制目的与原则风险管控报告编制规范目的是系统梳理电网安全风险，为决策提供依据，保障电力系统安全稳定运行。原则包括全面性、客观性、规范性和时效性，确保报告内容真实反映风险状况。报告核心内容框架应包含风险识别结果、风险等级评估、现有控制措施、风险控制方案、治理建议等。需明确风险可能导致的后果、形成原因及故障场景，参照《电力系统安全稳定导则》细化扰动情况。报告编制责任主体