广州供电局X年安全生产风险分析报告(征求意见稿).docx

2012年广州供电局安全生产风险分析报告
（征求意见稿）

广州供电局
二○一二年二月
目录
一、2011年安全生产风险管控工作回顾 3
（一）全面落实重点措施，有效防范电网风险 3
（二）做好设备风险防范工作，确保重要设备可靠运行 3
（三）加强作业安全管理，杜绝人身死亡事故 4
（四）落实社会影响风险预控措施，维护我局良好形象 5
二、2012年安全生产风险分析 5
（一）人身安全风险 6
1.电气误操作引起的人身安全风险 6
2.现场施工触电、感应电引起的人身安全风险 7
3.高空坠落引起的人身安全风险 8
4.承包商人身安全风险 9
（二） 电网安全风险 10
1. 电网基准风险 10
2. 基于问题的电网安全风险 18
（三）设备安全风险 19
1.国务院599号令与南网新调规设备风险 19
2.施工质量带来的设备运行风险 20
3.老旧设备运行风险 20
4.设备系统性缺陷造成的运行风险 24
5.重、过载造成设备故障的风险 27
6.自动化设备运行风险 29
7.通信网架薄弱带来设备运行风险 29
8.设备污闪事故的风险 30
9.外力破坏风险 30
10.消防风险 33
11.用户专用设备故障风险 34
（四）基建工程施工的风险 34
1.由于质量带来的风险 34
2.由于进度带来的风险 35
3.由于业主、施工、监理单位管理不到位造成的人身安全风险 36
4.施工现场一般管理风险 36
5.土建施工现场风险 36
6.线路施工现场风险 37
7.重点工程的人身安全风险 37
（五）自然灾害风险 42
1.防风防汛风险 42
2.雷击造成设备事故（事件）风险 42
（六）造成不良社会影响的风险 43
1.电力供应风险 43
2.用户用电安全风险 43
3.用户停电时间管理风险 45
4.基建工地存在被阻挠施工的风险 46
三、2012年安全生产风险控制措施 46
（一）人身安全风险控制措施 46
1.电气误操作引起的人身安全风险控制措施 46
2.现场施工触电、感应电引起的人身安全风险控制措施 47
3.高空坠落引起的人身安全风险控制措施 48
4.承包商人身安全风险控制措施 49
（二）电网安全风险控制措施 56
1. 电网基准风险控制措施 56
2. 基于问题的电网安全风险控制措施 62
（三）设备安全风险控制措施 62
1. 599号令与南网新调查规程相关风险控制措施 62
2.施工质量带来的设备运行风险控制措施 63
3.老旧设备运行风险控制措施 63
4.设备系统性缺陷造成的运行风险控制措施 65
5.重、过载造成设备故障的风险控制措施 66
6.自动化设备的风险控制措施 67
7.通信网架薄弱带来设备运行风险控制措施 68
8.设备污闪事故的风险控制措施 68
9.外力破坏风险控制措施 69
10.消防风险控制措施 71
11.用户专用设备故障风险控制措施 72
（四）基建工程施工的风险控制措施 72
1.质量带来的风险控制措施 72
2.进度带来的风险控制措施 73
3.由于业主、施工、监理单位管理不到位造成的人身安全风险控制措施 75
4.施工现场一般管理风险控制措施 77
5.土建施工现场风险控制措施 77
6.线路施工现场风险控制措施 78
7.重点工程的人身安全风险控制措施 78
（五）自然灾害风险控制措施 89
1.防风防汛风险控制措施 89
2.雷击造成设备事故（事件）风险控制措施 89
（六）不良社会影响等风险控制措施 90
1.电力供应的风险控制措施 90
2.用户用电安全风险控制措施 93
3.客户停电时间管理风险控制措施 94
4.基建工地被阻挠施工风险控制措施 95

2012年广州供电局安全生产风险报告

一、2011年安全生产风险管控工作回顾
2011年初我局结合安全生产实际，对2011年人身、电网、设备、环境、基建及营销安全管理方面的风险隐患进行了全面的梳理和分析，形成《广州供电局2011年安全生产风险分析与防范措施》，梳理风险141项，制定措施303项，并按照风险控制措施实施时间要求切实执行各项控制措施，已完成285项措施，其余18项措施为中长期措施，在今年继续实施。
（一）全面落实重点措施，有效防范电网风险
2011年，我局严格控制电网风险，开展了“楚穗直流双极投运后广州电网安全运行”专项研究，制定落实电网运行措施和设备运维方案，并开展楚穗直流联合反事故演练。坚持每月、每日发布电网、设备运行风险，制定督查计划，加强设备的特维和巡视，实现风险评估、发布、管控、监督的闭环管理，抓好重点风险管控，有效化解各级电网风险283项、设备风险1740项，未发生一般及以上电网事故，未发生误调度、误操作、误整定事故。
（二）做好设备风险防范工作，确保重要设备可靠运行
2011年，积极开展设备状态评估，编制并发布了设备健康状况评估报告及《2011年广州供电局设备风险概述》。组织各单位开展防风防汛专项检查工作，共梳理出784项防风防汛风险，形成了《广州供电局2011年防风防汛风险评估及控制措施》，并逐一落实。设备安全运行创历年最好水平，2011年设备事故2起，同比下降60%； 设备一类障碍20起，同比下降37.5%。
（三）加强作业安全管理，杜绝人身死亡事故
1.加强风险管控，防止误操作引起的人身安全风险。
制订《广州供电局2011年杜绝误操作工作方案》等方案，各单位根据方案制订具体的实施方案并按计划推进。加强变电站“五防”装置等相关设备的检查维护，防误装置的重大及紧急缺陷消缺率、消缺及时率均为100%。坚持操作票三级审核、五防模拟、操作监护及“零解锁”制度的贯彻执行。
2.承包商的人身安全风险管理
2011年，我局无发生员工人身伤亡事故，发生“7.15”承包商人身死亡事故1起，死亡1人。“7.15”事故发生后，我局深刻反思承包商及施工安全管理中存在的漏洞和问题，强化对人员作业的安全管理。
开展承包商资信评价，建立承包商资信考核评价制度。重新对327家承包商进行资信评价考核，评审通过241家综合实力较强的承包商在我局的施工准入资质，提高了承包商总体素质。
对承包商进行综合资信评价，建立人员资质注册、考试、审核、监察机制，对参与我局各类工程施工的承包商人员按照“准员工”标准实施规范化管理。严格执行承包商人员持证上岗制度，已组织5批次承包商人员参加电网建设作业人员资格认定考核。建立关键技术工序的施工资格准入和淘汰制度，在我局基建、大修技改、业扩配套工程中10kV电缆头制作必须持有资格证的人员方可施工。
强化承包商现场施工安全监察管理。2011年全局安监人员开展了18399次现场安全监察工作，其中检查承包商12012次。对承包商人员资质、项目开工前的十大必备条件的审核、施安全作业“十个规定动作”等的刚性执行等开展监察。对承包商在施工过程中发生的违章、质量事故、安全事故等，按照承包商管理规定，给予相应处罚，同时对该公司负责人进行约谈。进一步充实、规范业主项目部人员配备，充分发挥业主项目部、监理项目部和局安监大队监管的力量和作用，确保施工现场监理人员及时到位。
（四）落实社会影响风险预控措施，维护我局良好形象
我局对重要电力用户用电进行安全风险评估，分析重要电力用户供电电源、供电网络的可靠性，切实开展用户安全管理工作，落实预控措施，全力完成保供电用户的电力保障工作，圆满完成了广州地区大运会保供电和支援深圳任务。精心组织供电保障，在国家领导人视察广州期间成功避免了重大停电事故，受到南方电网公司的表彰，顺利完成普通保供电105宗，大型保供电30宗。
二、2012年安全生产风险分析
国家及南方电网公司有关事故（事件）条例和规程的颁布实施，对安全生产工作提出了更高更严的要求，涉及的安全生产管理内容也更广更细。根据国务院599号令、《中国南方电网有限责任公司电力事故（事件）调查规程（试行）》（以下简称新调规）、广州电网运行方式的改变、楚穗直流双极投运后广州电网相关设备运维策略的改变及承包商安全管理薄弱等风险，同时结合今年的工程计划安排，在《广州供电局2011年安全生产风险分析与防范措施》的基础上，继续落实去年未完成的中长期控制措施，并对2012年人身、电网、设备等安全管理方面存在的风险隐患进行全面梳理和分析，编制了《2012年广州供电局安全生产风险报告》。
（一）人身安全风险
1.电气误操作引起的人身安全风险
（1）现状分析
误操作可能引起的人身安全风险主要有带电合地刀或挂地线、带地刀或地线送电、带负荷拉合刀闸。目前，我局主网电气操作主要采取远方操作模式，防误的各种机械、电气连锁、微机五防装置较为完善，并严格实施操作票三级审核、五防模拟、操作监护及“零解锁”制度，人身安全风险得到有效控制；但配网部分设备防误的各种机械、电气连锁未能完善，没有微机五防，且采取就地操作模式，误操作的风险较为突出。
（2）风险概述
①就地装设接地线，因误入带电间隔引起的人身伤害。
②就地操作过程中，因10kV开关柜设备故障短路引起的电弧灼伤。
③部分老旧变电站110kV以上隔离刀闸和接地刀闸未实现远方操作功能，部分10kV开关柜线路侧未配置接地刀闸，就地操作过程中有可能对人身造成一定的威胁。
④配网设备间隔闭锁和环网联络柜逻辑闭锁功能未完善或存在缺陷，有误操作的风险。
2.现场施工触电、感应电引起的人身安全风险
（1）现状分析
随着电网建设速度的加快，我局各类现场作业点多面广，据统计，近几年全局主、配网及工程专业的运行、检修、试验、施工等现场作业日均超过100处，其中不乏大型交叉作业，我局通过加强对施工前风险评估、工作票管理、调度侧管理、现场监督管理等一系列措施，有效地控制了风险。但施工触电及感应电造成的人身伤害仍是我局高风险因素之一，特别是10kV开关柜作业造成的人身伤亡近几年在系统内时有发生，需引起足够的重视并加以防范。
（2）风险概述
①同塔双（多）回线路部分线路停电作业，或工作线路与带电线路平行，或在运行中线路登杆、塔作业，作业人员存在着触电、感应电受伤风险。
②人员或工器具等与带电线路小于安全距离，或人员误入带电线路侧，易造成人员触电。
③线路运行维护时在修剪树木工作中，由于作业人员无采取安全措施，导致线路对树木放电作业人员触电；
④工作过程中，由于低压侧或用户侧倒送电，极易引发作业人员触电。
⑤10kV开关柜由于采用紧凑型封闭设计，绝缘距离裕度较小，在母线带电而又未采取强制隔离措施的情况下，工作人员极易造成触电。
3.高空坠落引起的人身安全风险
（1）现状分析
每年主、配网大量线路施工、检修、维护工作均需要进行登杆作业。无论从我局内部还是从整个电力系统的安全事故记录来看，由于杆塔结构的原因，高空坠落是登杆作业中面临比较突出的人身安全风险。
（2）风险描述
①钢管杆（塔）主材直径大、登塔人员难以合抱，自主材向横担移位时，跨度大且无扶手和脚踏处，极易发生坠落。
②在横担上作业时，横担无其它支撑，双保险只能系在同一横担上；且横担较窄、作业人员身体难保持平衡，有高空坠落风险。
③不掌握杆塔材质状况及作业中的受力状态，对高空作业现场实际风险评估不充分，防倒杆措施或作业方式选择不当，造成登杆作业中杆塔倒塌或横担折断，导致人员高空坠落的风险。
④高处和高空作业较多，工具和器材跌落几率大，存在打伤下方工作人员的风险。
4.承包商人身安全风险
（1）现状分析
2011年在安监部资质备案的承包商达241家，承包商现场安全管理水平良莠不齐，我局连续3年发生承包商人身伤亡事故，多经企业和承包商存在极高的人身事故风险。2011年我局“7.15”承包商人员触电死亡事故，给我们再次敲响了警钟。
（2）风险概述
①良莠不齐，部分承包商的安全管理薄弱，现场控制存在不到位现象，特别是多班组、多工种协同作业现场，以及交叉作业现场欠缺协调、分工不清、职责不明、违章现象依然存在。
②承包商由于中标工程项目较多，施工人员不稳定，流动现象严重，并存在工程违规分包可能。
③对于大型、复杂或危险性高的现场施工作业，承包商事前危害识别与风险评估能力不足，安全技术控制措施不完善。
④施工单位工作负责人现场安全管理、指挥及协调等综合能力不满足现场作业的要求。
⑤对于关键技术工序的电力专业施工，譬如电缆接头制作，施工单位缺乏高技能人才或人员技能不足。
⑥承包商自身管理不健全、不完善，部分承包商安全管理人员严重不足。
⑦各类项目任务量大，点多面广，项目管理人员紧缺，普遍存在一人兼管多项工程现象，现场安全监督人员不足。
⑧承包商选择上过分依赖关联企业，对承包商选择的开放性不足。
⑨施工现场生产机具、生产用电及个人防护用品存在管理不到位的情况。
（二） 电网安全风险
1. 电网基准风险
（1）对照国务院第599号令与南网新调规，广州电网发生电力事故（事件）风险突出，电网运行及风险控制难度增大。
对照国务院第599号令，在正常及N-1检修方式下，广州电网存在较大事故风险3项，一般事故风险10项。对照南网新调规，广州电网存在一级事件风险43项，二级事件风险230项，三级事件风险397项。
广州电网发生电力事故（事件）风险突出，尤其在电网结构薄弱、电力供需矛盾突出的形势下，电网运行控制压力更大，对电网方式安排、调度监控、运行操作、风险控制等工作提出了更高的要求。
l 较大事故风险
①增城地区较大事故风险。500kV增城站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，或2012年500kV增城站主变采取2+2分区供电方式下，增城站#2、#3主变检修方式下发生N-1故障，增城市损失负荷比例超过60%、用户停电比例超过70%。
②从化地区较大事故风险。220kV从化站220kV 1M、2M母线或#1、#2主变，检修方式下发生N-1故障，从化市用户停电比例超过70%。
③中部电网较大事故风险。2012年，220kV棠下站分母运行，中部电网优化工程完成前，500kV广南站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过20%。
l 一般事故风险
①南部电网一般事故风险。500kV广南站220kV 1M、2M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过10%。
②中部电网一般事故风险。500kV广南站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过10%。
③北郊片网一般事故风险。500kV北郊站220kV 5M、6M母线检修方式下发生N-1故障，广州市损失负荷比例超过10%。
④增城地区一般事故风险（新塘站）。220kV新塘站220kV 1M、2M母线或220kV增新甲乙线检修方式下发生N-1故障，或220kV增新甲乙线发生路径N-1故障，增城市损失负荷比例超过40%。
⑤增城地区一般事故风险（荔城站）。220kV荔城站220kV 1M、2M母线或220kV增荔甲乙线检修方式下发生N-1故障，或220kV增荔甲乙线发生路径N-1故障，增城市用户停电比例超过50%。
⑥从化地区一般事故风险（从化站）。220kV从化站110kV 1M、2M母线，检修方式下发生N-1故障，从化市用户停电比例超过50%。
⑦从化地区一般事故风险（绿洲站）。220kV绿洲站220kV 1M、2M母线或#2、#3主变，检修方式下发生N-1故障，从化市损失负荷比例超过40%。
⑧从化地区一般事故风险（从化站稳控）。220kV从化站稳控装置动作切除最大可切量，从化市损失负荷比例超过40%。
⑨增城地区一般事故风险（增城站稳控）。220kV新塘站稳控装置动作切除最大可切量，增城市损失负荷比例超过40%。
⑩增城地区一般事故风险（荔城站备自投）。220kV荔城站备自投动作，过载联切切除最大可切量，增城市用户停电比例超过50%。
（2）广州电网作为交直流混联运行、西电输送的受端负荷中心之一，在直流系统严重故障造成系统失稳的情况下，面临大面积停电的风险。
楚穗直流双极投运后，南方电网主网强直弱交特性更加凸显，交直流混联特性更加复杂，直流闭锁造成系统失稳的风险更加突出。楚穗直流大负荷运行时双极闭锁，一旦稳控拒动，可能导致系统失稳；楚穗直流单极闭锁，短时内天广、兴安等直流任一单极闭锁，系统失稳；楚穗直流双极闭锁，短时内天广、兴安任一直流同时单极或双极闭锁，即使相关防范单一直流双极闭锁的稳控措施正确动作，系统仍然失稳。
广州电网部分设备严重故障可能造成楚穗直流换相失败，严重情况可能造成多回直流持续换相失败，引起系统失稳，需要密切关注：
①北郊站、增城站500kV出线发生三相短路或单相短路且开关拒动，会导致四回及以上直流同时换相失败且直流功率降至零，可能引起系统稳定破坏。
②北郊站、增城站、广南站220kV侧出线及花地、华圃等28个变电站220kV出线发生三相短路故障可能导致楚穗直流换相失败。
（3）广东省网500kV内环网解开，广南、狮洋片成为末端电网，供电能力及可靠性降低，存在大面积停电的风险。
为了限制短路电流、优化潮流分布，2012年广东电网采取沙角电厂分厂、打开500kV内环网运行，“江中珠+广州南部”成为末端电网，大方式下需通过蝶五双线、江西双线4回500kV线路受入4800MW电力。一旦4回线路发生单回或多回线路跳闸，或者末端电网内部大机组跳闸，都需要大面积紧急限电；如果线路跳闸或内部机组跳闸后稳控拒动，则有连锁跳闸导致末端电网与主网解列、造成重大电网事故的风险；若线路跳闸导致机组保护误动跳闸，也可能引发末端电网失稳以及损失大量负荷。
内环网开断后，500kV五狮双线、顺广双线、江西双线等线路检修或跳闸的情况下，末端电网可靠性大幅下降，需要重新合上内环网，运行控制复杂，并存在短路电流超标的风险。
（4）受制于系统短路电流水平超标，被迫采取分区解环、母线分列等运行措施，导致电网供电可靠性和灵活性降低，存在局部电网解列或大面积停电的风险。
近年来，随着电网工程投产及电源大幅增长，电网结构越来越紧密，短路电流持续上升；为降低短路水平，多个站点被迫采取分区解环、母线分列等措施，产生部分单端多站长距离串行供电的结构，导致供电可靠性及供电能力降低。
2012年，主要分母运行站点及串供情况包括：500kV增城站主变2+2分母运行；500kV广南站主变1+2分母运行；天河站分母运行，北郊站—犀牛站—麒麟站—天河站—鹿鸣站串供；开元站分母运行，增城站—华圃站—开元站串供、广南站—黄埔A厂—开元站串供；罗涌站、棠下站分母运行；北郊站与花都站断开220kV联络，空港站、汉田站终端运行。一旦供电端发生故障，将导致多个站全站失压，造成局部地区大面积停电。
（5）主网网架结构薄弱，关键断面、设备供电能力受限，超稳定极限运行风险突出；部分220kV、110kV变电站供电可靠性低，存在全站失压的风险。
2012年，主网网架结构仍然薄弱，关键断面、设备重过载问题等突出，部分站点供电可靠性低，存在全站失压风险，电网运行控制难度较大。
①花都站主变、广南站主变、北郊站主变、220kV广瑞甲乙线、广儒甲乙线、北石甲乙线、北犀甲乙线、北涌甲乙线、麒天甲乙线、厚瑞甲乙线等电网关键断面、通道重载运行，供电能力受限。
②新塘、嘉禾、茶山、迎宾等多个220kV终端变电站由同塔双回电源供电，路径N-1情况下，全站及其所供部分110kV变电站全站失压、局部地区面临大面积停电风险。
③设备重过载及不满足N-1情况突出，不满足主变N-1的220kV变电站占24%，不满足主变N-1的110kV变电站占23%。
④存在110kV线路三级及以上串供接线5项，存在保护失配导致越级跳闸风险。
⑤存在110kV单线供电情况16项，供电可靠性低，线路N-1情况下面临全站失压风险。
⑥110kV 3T接线不规范，T接主变超过3台的线路7条，主变并接供电11处，线路长期重载，检修安排困难。
（6）电网安全稳定控制装置、主保护拒动可能导致系统稳定破坏，造成大面积停电甚至全网失稳的风险。
广东电网安稳控制系统在广州电网已经安装有北郊、增城、广南3个控制子站，16个切负荷执行站。随着主网潮流进一步增加，电网安全裕度进一步降低，双回线路N-2等严重故障都需要依靠安稳控制系统确保安全；一旦发生故障时稳控系统拒动，可能导致系统稳定破坏或大面积停电。如500kV蓄增甲乙线故障，广蓄电厂稳控系统拒动，广东电网主网将动态失稳；沙角电厂机组检修情况下，如顺广甲乙线故障，广南站稳控系统拒动，广南片、狮洋片将面临大面积停电。
此外，安稳系统结构复杂，PT、CT回路、跳闸回路和通信回路复杂、压板多，且程序更新和调试均由厂家人员具体负责，对现场安全技术措施和组织措施的布置落实要求较高，现作和运行操作均存在一定的风险。
500kV厂站若发生500kV保护死区故障（单相或相间故障），电网不能维持稳定；大多数厂站发生500kV线路三相短路，主保护拒动，电网不能维持稳定；大多数500kV厂站发生500kV或220kV母线三相故障，母差保护拒动，电网不能维持稳定。
（7）局部电网动态无功储备不足，故障情况下电压可能大幅跌落；电网发生大扰动时，电压暂降可能造成大范围低压脱扣动作，瞬间损失大量负荷。
广州电网负荷增长迅速，区内动态无功电源少，电压支撑能力不足，尤其以中部、东部、北部地区最为严重。在500kV线路尤其是西电东送通道故障后，潮流大幅转移可能造成西电交流落点及临近变电站电压大幅下跌，尤其北郊、花都站500kV母线电压需特别关注。
110kV及以上电网发生大扰动时，可能造成电压暂降，导致大量低压脱扣装置动作，全网瞬间损失大量负荷。2011年，广州电网发生两起损失负荷较多的低压脱扣事件：7月 31 日，220kV北石乙线相间故障引起北郊片电压瞬间跌落，低压脱扣损失负荷约300MW；8月 15 日，110kV 嘉人乙线相间故障引起嘉禾片电压瞬间跌落，低压脱扣损失负荷约200MW。
（8）2012年电力供应面临较多不确定因素，电力供需矛盾突出，存在大面积错峰限电的风险。
根据南网及省网预测，2012全年电力供应形势持续紧张。南方五省区来水为多年平均的四到五成，电煤供应不稳定，全网电力供需形势更为严峻，将出现全年持续缺电的情况；广东电网全年电力供应紧张，最大缺口9500MW左右，出现在上半年，度夏期间最大缺口7000MW。预计广州地区电源性缺口将达100～160万千瓦，电力供需矛盾特别突出。
此外，受花都站主变、广南站主变、北郊站主变、220kV广瑞甲乙线、广儒甲乙线、北石甲乙线、北犀甲乙线、北涌甲乙线、麒天甲乙线、厚瑞甲乙线等主网关键断面及部分220kV主变、110kV设备重载影响，广州电网还存在较严重的结构性限电问题。
（9）广州作为国家中心城市、综合性门户城市和区域文化教育中心的国际大都市，重要用户量大面广，保供电责任重大；部分重要用户供电可靠性不高，存在停电或失压风险。
广州作为国家中心城市、综合性门户城市和区域文化教育中心的国际大都市，党政军、交通、传媒等重要用户量大面广，重要会议、活动繁多，保供电责任和意义重大；同时由于配网结构薄弱、设备残旧、配网可转供率不高等因素综合影响，部分重要用户供电可靠性不高，存在停电或失压风险，保供电压力巨大。
2. 基于问题的电网安全风险
根据2012年重点工程及检修工作计划，初步对停电期间的电网风险进行分析和评估，构成Ⅲ级电网风险12项、Ⅳ级电网风险9项。
l Ⅲ级电网风险
（1）中部网优化工程：220kV广瑞甲乙线、赤厚甲乙线同停。
（2）狮洋-花地工程：220kV广芳甲乙线、广花甲乙线同停； 220kV芳聚甲乙线同停。
（3）北郊站更换刀闸：北郊站220kV 1M、2M轮停；北郊站220kV 5M、6M轮停。
（4）聚龙工程：220kV芳富甲乙线同停。
（5）新化高速迁改工程：220kV黄赤甲乙线同停；220kV儒潭甲乙线同停。
（6）甘岭输变电工程：220kV狮花甲乙线同停。
（7）东区二期迁改项目：220kV黄碧甲乙线同停。
（8）木棉工程施工：220kV绿从甲乙线同停。
（9）狮洋-富山工程：220kV富鱼线停电。
（10）萝岗新城高压线下地工程：220kV增棠甲乙线同停。
（11）甘岭站接入：220kV狮花甲乙线、狮富甲乙线同停。
（12）潭村站GIS设备大修：220kV儒潭甲乙线同停。
l Ⅳ级电网风险
（1）增城地区规整工程：500kV穗水丙线、水增线、增穗乙线，220kV增荔甲乙线同停。
（2）中电荔新工程：新塘站220kV母线、220kV增新甲乙线同停。
（3）增城至中部网第二通道工程：220kV增棠甲乙线同停。
（4）犀牛输变电工程：220kV北麒甲乙线同停。
（5）广乌改造工程：220kV广番甲乙线同停。
（6）华润-迎宾工程：220kV虎亚甲乙线同停。
（7）迁岗工程：220kV庙科甲乙线同停。
（8）碧山站综自改造：220kV棠碧甲线、棠碧乙线轮停。
（9）宁西至荔城送电工程：220kV增荔乙线停电。
（三）设备安全风险
1.国务院599号令与南网新调规设备风险
对照国务院第599号令与南网新调规，广州电网发生电力事故（事件）风险突出，设备风险控制难度增大。
对照国务院第599号令和南网新调规，一般事故2项，一级事件风险38项，二级事件风险55项。这些风险导致电网运行控制压力更大，对设备运维等工作提出了更高的要求。
l 一般事故风险
（1）500kV变电站主变一般事故风险。500kV增城站、广南站、狮洋站、北郊站某一相主变发生重大缺陷、且需返厂检修时，直接经济损失可能大于100万元。
（2）220kV变电站主变一般事故风险。220kV变电站某1台主变发生烧毁现象、需更换或返厂大修时，直接经济损失可能大于100万元。
2.施工质量带来的设备运行风险
（1）现状分析
近年来，我局电网建设发展迅猛，电网结构不断完善，电网可靠性不断提高。但是，由于施工单位水平参差，赶进度现象仍然存在，一定程度上造成了设备投运先天不足，给后续的安全运行带来一定的隐患。
（2）风险概述
①设计不合理导致设备运行环境不佳，带来设备运行风险。
②在现场不满足施工条件的情况下，强行施工，如GIS安装，造成设备内部运行风险。
③施工工艺不符合要求，没有按照设计要求施工，如地网焊接、软基处理等，导致后续的运行风险。
④验收时间不足，影响验收的完整性，容易造成后续的运行风险。
⑤遗留问题得不到根本的解决，导致设备运行条件不佳。
⑥图纸、资料移交不及时、不完整，导致运行依据缺失。
3.老旧设备运行风险
（1）输电设备
①现状分析
a.现有的输电线路仍存在大量的拉V塔和水泥杆，运行安全系数较低、运行年限较长，维持杆塔平衡的拉线占地范围大、易受外力的影响；一旦在外力的影响下，拉线失效的缺陷在短时间内极易发展为倒塔的恶性事故，连锁引发电网事故的安全风险。
b.从2011年3月起由于线路运行方式调整、迎峰度夏期间线路负荷上升，导致线路线夹发热的缺陷逐渐暴露出来，共处理了12起导线过流金具异常发热造成的紧急缺陷。
c.部分铁塔采用的玻璃绝缘子跨越人口活动或聚集区域，一旦发生劣化造成自爆，有损坏过往人员或车辆的安全风险。
②风险概述
a. 拉V塔、水泥杆运行安全系数较低，杆塔缺陷发展至倒塔事故迅速，导致线路跳闸甚至砸伤人（物）。
b.玻璃绝缘子自爆后带来的高空坠物，损伤过往的人员或车辆。
（2）变电一次设备
①现状分析
a.我局部分老旧变压器运行时间接近20年，且缺陷较多，如增城站#2主变（运行20年，总烃含量超标）、蓝田站#1变（运行19年，乙炔超标）、公益站＃2主变（运行17年，乙炔超标），白山站#2主变（运行24年，渗漏油情况严重），上述主变存在一定的运行风险。
b.老旧的10kVXGN开关柜GN30刀闸发热情况较多，其中，白山、北棠站10kV开关柜老旧，设备发热严重，07年已立项更换，由于负荷无法转出，一直未能安排高压室停电，运行风险较大。
c.我局相当部分110kV及以上的刀闸是老旧的国产刀闸，机构锈蚀严重，触指性能差，发热频繁。
d.我局现运行的GIS设备中运行超过20年的有16个间隔。其中区庄站110kV 配电装置是广东省第一套GIS设备，设计寿命为25年，已运行27年。
②风险概述
a.我局部分老旧变压器运行时间接近20年，且缺陷较多，存在运行风险。
b.XGN开关柜GN30刀闸机构及用材容易造成发热现象，特别是白山、北棠站10kV负荷常年重载，触头发热频繁，容易造成设备事故。
c.老旧的国产刀闸，机构锈蚀严重，容易造成操作事故；触指性能差，发热频繁，容易造成设备事故。
d.区庄站110kV GIS设备现已超过设计寿命年限，存在很大运行风险，但由于停电原因，改造相当困难。
（3）继保自动化设备
①现状分析
a.旧棠下变电站的母线保护为中阻差保护（集成电路型），运行年限超过15年。由于棠下站GIS改造仍未最后完工，设备仍无法退出运行。
b.北棠、番禺变电站仍分别使用FZY-J1型与D20A型RTU自动化设备，型号老旧，运行时间超过了12年。已在2006年和2007年立项进行改造，由于停电和征地等原因进展缓慢。对于该类型的老旧RTU设备，设备厂家已停产该型号设备，备品备件不齐全，存在运行风险。
c.潭村、白山、均和、温泉等变电站的部分继保、自动化设备运行已超过了12年，瑞宝、赤沙、开元、嘉禾、茶山、罗涌、泮塘、郭塘等变电站运行时间超过8年，设备出现老化现象，缺陷较多，严重影响设备安全可靠运行。
②风险概述
部分早期的保护和自动化设备运行年限长，装置老化，设备缺陷频发。设备厂家已停产该型号设备，备品备件不齐全，无法提供足够、及时的技术支持。
（4）配电设备
①现状分析
老旧、残旧设备数量已较2007年有很大幅度下降，但截止2011年底，仍有179台产气柜，758台压气柜，46.65千米油纸电缆在运行中，这些设备运行中存在绝缘水平低、开关开断容量不足，存在安全隐患。
②风险概述
a.产气柜存在开断容量不足问题，属于淘汰设备，目前均已不能操作，停电操作需操作上一级电房内开关设备，扩大了停电范围。
b.压气柜和油纸电缆属老旧设备运行年限长，存在绝缘水平下降等设备安全风险。
（5）通信设备
①现状分析
a.部分110kV变电站的通信直流电源设备没有实现远程监控，部分站点蓄电池容量不满足要求，双重化配置低，缺陷较多。
b.部分接入设备老化，且该部分设备型号已停产，无法采购备品备件，出现故障将难以修复。
c.综合数据网设备投运较早，部分设备没有实现双引擎保护。
②风险概述
a.部分110kV变电站的通信直流电源设备没有实现远程监控，部分站点蓄电池容量不满足要求，双重化配置低，缺陷较多。无实现电源监控的站点，不能及时发现电源故障.
b.老化的接入设备（6062）主要分布在我局承担与广东电网公司互联和局端上下业务地位重要，故障时将影响重要业务。
c.综合数据网设备投运较早，部分设备没有实现双引擎保护。缺少双引擎的数据网设备主要分部在核心层故障导致重要业务中断。
4.设备系统性缺陷造成的运行风险
（1）LW6-220型断路器绝缘拉杆松动或松脱
①现状分析
平顶山开关厂LW6-220型断路器在2005年发现有绝缘拉杆松动或松脱现象，经过厂家的防松法兰反措整改，效果不理想，无法根治，现已停止。目前，我局仍有44台在运行中，现阶段只能通过加强监视标记来确保其安全运行，有较大的安全风险。
②风险概述
LW6-220型断路器绝缘拉杆松动或松脱可能造成开关拒动，不能正常切开故障电流，导致越级跳闸或设备损坏；开关不能正常分闸，导致机构动作但开关实际未分开，导电回路仍然存在，容易误导操作人员导致带负荷拉合刀闸。
（2）10kV移开式小车开关短路事故风险
①现状分析
开关小车操作过程中，有可能由于触头挡板掉落导致短路事故，并造成人身事故。10kV移开式开关柜触头挡板在小车进出时会自动升降，操作过程中升降臂有可能松脱，挡板掉落导致短路事故。2008年广东电网接连发生2起10kV移开式开关柜在正常操作中发生的短路事故，其中一起在我局。按相关反措要求，对进入系统运行的手车柜，开关小车导电臂必须安装绝缘护套。我局已抓紧落实，但该措施仍不能完全杜绝同类事故的发生。
②风险概述
开关小车操作过程中，有可能由于触头挡板掉落导致短路事故，并造成人身事故。
（3）户外GIS设备锈蚀、密封问题的风险
①现状分析
我局现运行的设备中，部分户外GIS设备达不到户外设计要求，导致锈蚀、密封问题较多，带来一定的设备运行风险。其中，花地站110kVGIS的锈蚀最严重，存在机构箱辅助节点接触不良导致刀闸和接地刀闸不能操作及刀闸转动轴承锈蚀卡阻的情况。再如乌洲站由于GIS设备SF6压力表接线盒进水受潮，导致直流接地故障。
②风险概述
a.机构的锈蚀可能导致刀闸无法操作。
b.密封的问题可能导致漏气、微水超标，将危害绝缘，影响灭弧，并产生有毒物质。
c.由于压力表接线盒进水受潮，导致直接接地故障。
（4）同杆并架双回线路发生跨线故障时保护误动的风险
①现状分析
220kV番良线、花泮线、花罗甲线以及田心站2030 旁路保护未配置光纤电流差动保护或具有分相命令的光纤距离保护，线路发生跨线故障时保护可能判为相间故障永跳，影响供电可靠性。
②风险概述
220kV番良线、花泮线、花罗甲线为同杆并架双回线，目前线路保护未配置光纤电流差动保护或具有分相命令的光纤距离保护，当线路发生跨线故障时，目前运行中的保护可能判为相间故障永跳，影响供电可靠性。（田心站2030 旁路保护在代路时情况同理）。
（5）500kV广南站500kV线路汇控箱继电器锈蚀问题的风险
①现状分析
部分户外二次设备达不到设计要求，锈蚀问题严重，存在设备运行风险。其中，广南站500kV线路汇控箱继电器锈蚀情况较严重，2011年9月，500kV沙广甲线在线路由检修转运行操作时，由于防跳继电器锈蚀卡阻导致5013开关不能合闸。
②风险概述
户外汇控箱继电器锈蚀可能影响开关的正常动作。
5.重、过载造成设备故障的风险
（1）导线连接部位发热断线风险
①现状分析
2011年通过增大对输电设备红外检测的频次和范围，及时发现和处理了12起线路发热导致的紧急缺陷，成功避免了设备事故的发生，有效降低了因线路故障停运带来的电网风险。但输电线路导线连接部位点多面广、红外检测要求条件较苛刻（适宜夜间进行）以及调度运行方式临时改变等因素，导致部分线路导线连接部位发热缺陷不能得到及时发现、红外缺陷恶化迅速存在发热断线的安全风险持续存在。
②风险概述
当系统运行方式改变或潮流发生变化导致重载运行时，导线连接部位发热问题尤为凸现，如果发热严重而又得不到及时的发现和处理，将出现导线熔断故障，直接影响电网安全稳定运行。
（2）部分馈线和配变过载或重载造成安全运行风险
①现状分析
2011年共出现过载10千伏馈线157条，重载馈线463条，重、过载馈线占公用馈线总数的13.89％；过载配变1228台，重载配变1592台，重、过载公变占总数的10.19％，并伴有低压分支线过载烧断线的现象。
②风险概述
a.重、过载线路和配变长时间运行，降低设备绝缘水平和使用寿命，存在烧毁设备的安全风险，并存在伤及人员的安全风险。
b.低压线路烧断跌落存在伤及路人的安全风险。
c.重、过载线路限制配网的转供