电网风险分析报告（精选9篇）
1.电网风险分析报告 篇一
2012年鹤庆电网 运行安全风险及防范措施
鹤庆电网是指鹤庆县域范围内35kV及以下的发、输、变、配、用等设备，经过近几年电
网改造和反措项目的不断实施，鹤庆电网的网络架构和装备水平有了长足的完善和发展，同时，由于公司不断的加强对电网的管理工作，近几年对电网的管理水平也有了较大的进步，确保鹤庆电网安全、稳定运行的软、硬件条件得到了较大的改善。但由于受对电网的管控水平和能力的限制、电网运行过程中受外界因素影响及鹤庆电网网架结构等因素的影响，2012年鹤庆电网仍然存在较大的运行安全风险，鹤庆县调作为管理鹤庆电网的职能部门，承担着确保鹤庆电网安全、优质、经济运行的重任，现就2012年鹤庆电网运行安全风险分析及相应的防范措施做如下汇报：
一、鹤庆电网的基本概况
鹤庆电网经过近几年的改造和发展，已形成经110kV鹤庆变及110kV北衙变联主网运行的网络架构，同时，网内有众多小水电经35kV 或110kV线路并网，可以作为鹤庆电网电源点的有力补充，改变了以往电源点单一，一旦电源点失电将造成整个鹤庆电网瓦解的局面。
目前，鹤庆电网内共有10座35kV变电站，其中2座为 用户变电站（35kV锰矿变及35kV砂石料场变），在正常运行方式下各变电站的联网运行方式为： 1、35kV金墩变（锰矿变）→35kV锰矿线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 2、35kV辛屯变→35kV辛屯线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 3、35kV六合变→35kV松六线→35kV松桂变→35kV小松线→小腰江电站→110kV小鹤线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 4、35kV朵美变→35kV中朵线→35kV中江变（35kV砂石料场变→35kV砂石料场线）→35kV燕中线→燕子崖电站→35kV小燕西线→小腰江电站→110kV小鹤线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 5、35kV黄坪变→35kV邓北黄线→35kV观音桥变→35kV观音桥线→110kV北衙变→110kV洱北西线→主网。
根据以上运行方式的安排可知，在正常运行方式下，目前35kV鹤庆电网大体上划分为三个片区运行，其中35kV金墩变、锰矿变、辛屯变联110kV鹤庆变运行，35kV松桂变、六合变、朵美变、中江变、砂石料场变经小腰江电站联110kV鹤庆变运行，35kV黄坪变、观音桥变联110kV北衙变运行。以上运行方式的安排，使鹤庆电网内各35kV变电站尽量靠近电源点运行，减少了线路损耗，降低了线路压降，能较好的提高供电电能质量。同时，35kV松桂变作为鹤庆电网35kV 网络的中心变电站，可以通过35kV松桂线联110kV北衙变运行，也可以通过35kV金松线经35kV金墩变联110kV鹤庆变运行，在特殊情况下，可以将110kV鹤庆变片区和110kV北衙变片区联接，有效的提高了35kV鹤庆电网的互相转供电能力，有利于提高35kV鹤庆电网的供电可靠性。
鹤庆电网内有较多的小水电并网，其中西甸电站经35kV西金线联35kV金墩变运行，新庄电站经35kV新小线联小腰江电站运行，燕子崖电站（增容）经35kV小燕西线联小腰江电站运行，根据今年我公司同大理供电局签订的电力调度协议，大理地调将燕子崖电站（增容）及新庄电站的调度管辖权委托于鹤庆县调；金河电站、燕子崖电站经110kV燕鹤线联110kV鹤庆变运行，六合电站经110kV六小线联小腰江电站运行，小腰江电站经110kV小鹤线联110kV鹤庆变运行，其余小水电及用户小电经10kV线路就近并网运行。在以上小水电中，金河电站、燕子崖电站、六合电站及小腰江电站属地调管辖范围，但在鹤庆电网与主网联接减弱或孤网运行时，将作为鹤庆电网电源的有力补充。
鹤庆县城由110kV鹤庆变10kV城网供电，目前，110kV鹤庆变共馈出9回10kV线路，10kV城网各条10kV线路之间有较多的联络开关，各条线路之间可以互相转供电，有利 于提高供电可靠性。
二、2012年鹤庆电网运行安全风险分析
2012年，因受对电网的管控水平和能力的限制、电网运行过程中受外界因素影响及鹤庆电网网架结构等因素的影响，鹤庆电网的运行仍然存在较大的安全风险，电网运行的软、硬件环境仍然存在诸多不利于保证电网安全、稳定运行的因素。现从三个方面对2012年鹤庆电网运行安全风险分析如下：
（一）对电网的管控水平和能力较低，基础管理工作仍不到位。
要确保电网的安全、稳定运行，就必须加强对电网的管控水平，提升对电网管控的能力，加强对电网管理方面的制度和流程等的梳理、完善和执行力度，切实做到确保电网安全、稳定运行的措施完善，执行有力。目前，我公司对电网的管理工作仍存在以下问题：
1、图实相符管理工作仍未执行到位。2010年下半年，实际上此工作调度所已于2009年便安排开展，调度所在生产技术部的支持下完成了对公司所属7座35kV变电站的图实核对工作，取得了一定的成果。同时，调度所制定了电气一次接线图管理制度和电气一次接线图执行流程，但从目前的情况来看，公司所属各厂、站的电气一次接线图虽经图实核对得到了确认，但仍未执行到位，主要体现在部分厂、站 后台机，集控系统所使用的一次接线图与调度所印发的各厂、站一次接线图存在不一致，系统仍未得到更新，特别是数据库内的相关信息没有得到及时修正，电气一次接线图的执行不到位、不彻底给电网调度工作带来了一定的安全风险。结合公司对各厂、站五防系统的实施，调度所请生产技术部及时对各厂、站的一次接线图执行情况进行全面清查，并请于3月31日前将执行结果以书面形式反馈调度所，但至今仍未得到任何反馈信息。另外，公司所属各电站的图实核对工作仍未完成，特别是西甸电站，作为可以连接小腰江电站与35kV金墩变的中间站点，对电网运行方式的调整起到重要的联络作用，图实核对工作的不完善也给电网调度工作带来了一定的安全风险。2、10kV配网图纸的管理工作不到位。随着农网改造工程和反措项目的实施，10kV配网发生变化比较频繁，给配网图纸的更新、维护工作带来较大的困难。目前，公司的配网图纸管理工作仍然相对滞后，图纸的更新赶不上配网的变化，各部门使用的配网图纸存在较多的错漏。特别是10kV城网片区及35kV六合变片区，随着110kV鹤庆变新增3回10kV出线（目前已投运两回，近期将投运1回）及35kV六合变的投运，10kV城网片区及六合片区的配网发生较大的变化，增加了部分“手拉手”供电的10kV线路，10kV线路之间互相转供电的可能性增加，配网运行方式的调整更加灵活 多变，但相应的配网图纸的更新不到位，到目前为止调度台上没有一份完整的、正确的配网图纸，给配网调度工作带来了一定的安全风险。
3、新设备投运的管理工作仍不完善。从2010年开始，调度所加强了对新设备投运的管理工作，虽然取得了一定的成效，但仍然存在较多不完善的地方，主要体现在10kV配网部分的新设备投运管理工作仍不完善。目前，部分供电所仍未按相关要求及时报送新设备投产申请，特别是在10kV分支线路上的新设备投产工作，因调度所无法在工作过程中进行管控，往往不走相应流程便完成了投运工作，一是给配网图纸的更新带来困难，二是新设备的投产未经继保审定，线路的保护定值未经校核和更新，长此以往必将造成相应10kV线路因保护定值不当而频繁动作或线路的长时间过负荷运行。如35kV辛屯变10kV新华线，发生在三德水泥厂的因未办理新设备投运手续而擅自投运新设备造成110kV鹤三线跳闸，并导致大理电网内96台风机跳闸、部分小水电机组跳闸的电网事故就是因用户未严格执行新设备投产流程造成的。
4、检修（停电）管理工作管控力度不够。经过去年加强对检修（停电）工作计划的上报、平衡、执行及检修（停电）申请的上报、批复、执行等流程的管控，公司的检修（停电）管理工作取得了一定的成效，检修（停电）工作的安排 逐渐有序、合理，对减少重复停电时间，提高电网的供电可靠性起到了积极的作用。但在部分月份，依然存在有计划完成率低，非计划检修（停电）工作较多的情况，给公司的统筹安排带来了较大的困难。而非计划检修（停电）工作或临时增加工作内容，都给电网的运行带来较大的安全风险，并增加了工作自身的风险。因为计划检修工作都是经过详细的工作实施方案审查，电网运行方式安排、继电保护审核、危险点分析及相应控制措施安排等流程的，可以有效的降低检修工作给电网运行带来的安全风险及工作自身的风险，但非计划检修工作或临时增加工作内容在以上流程的控制上可能就会存在漏洞，从而增加了电网运行的安全风险和工作风险，发生在怒江供电有限公司的2·24人身触电死亡事故就是典型的事例。
5、对用户的管理工作不到位，给电网的运行带来较大的安全风险。加强对用户的管理工作，是确保电网安全、稳定运行的重要内容。近期，我公司电网内10kV线路因用户分支线故障引发主干线跳闸的情况时有发生，主要发生在10kV洗马池线新峰支线、马厂支线及10kV大箐线林场支线，以上支线反复出现因线路故障引发10kV主干线跳闸的情况，特别是10kV洗马池线，影响到公司三座小水电的正常运行，存在较大的隐患。前段时间，三德水泥厂在进行设备检修时，擅自将部分设备通过电缆将负荷接入35kV辛屯变10kV新华 线，因电缆被车辆碾压和10kV新华线负荷较重导致10kV新华线两次跳闸，也是对用户的管理工作不到位的具体体现。
6、公司各部门间的沟通、协调不充分，未严格按相关工作流程办理工作业务。信息在各部门之间及时、准确的传递是确保电网在进行检修工作期间安全、稳定运行，确保检修工作顺利开展的重要条件。目前，公司有的部门在进行工作时未提前与其他部门进行衔接，导致其他部门不清楚相关工作的开展时间、工作内容及对电网、设备造成的影响，给电网运行及调度工作带来了一定的安全风险。如前期生产技术部进行五防系统安装工作，虽然不涉及任何厂、站、线路的停电，但根据公司规定应提前向调度所进行备案。继电保护内容在生技与调度之间的传递不及时。
7、对外单位工作人员进入我公司厂、站工作时的监督管理工作缺失，容易引发因工作人员对工作现场设备状况不熟悉，对周围带电体辨识不明确，危险点分析不到位，走错间隔等原因造成的安全事故，增加电网运行的安全风险。西电实业有限公司电气分公司在35kV松桂变进行35kV松六线3141隔离开关与35kV母线引流线搭接工作时仅与生产技术部办理了外单位工作许可，虽不涉及线路或设备停电，但未向调度所办理工作备案，且工作现场无我公司人员监管，工作一旦失误，将造成严重的安全生产事故。8、35kV无人值班变电站的集控模式有待进一步完善。经过公司对各35kV变电站的综自改造，目前各35kV变电站（除新投产的35kV六合变）的五遥信号已集中上传调度所，部分35kV变电站已实现无人值守，但目前的集控模式在操作流程上具有一定的困难。主要体现在部分35kV变电站保护动作原因不能上传调度且离供电所较远，当线路、设备发生故障时调度值班员不能及时分析动作原因，如果故障发生在夜间，特别是当有小水电接入的10kV线路发生故障时，调度值班员难以做出正确的决策。特别是即将进入雨季，夜间跳闸的情况将大幅增加，10kV洗马池线，35kV黄坪变。
9、调度值班电话对外公布后，当系统停电时咨询电话过多严重干扰了正常调度工作，给电网的调度工作带来较大安全风险。云龙供电有限公司前期曾发生因系统停电，用户咨询电话长时间占用通信通道，导致大理地调与云龙县调的沟通不畅，延长了恢复送电的时间。在3月份大理电网调度工作会上，大理电网电力调度中心主任、李副局长、文局长都重点谈了这个问题，要求做好调度电话的保密工作，确保在进行电网调度工作时的通讯畅通。
10、调度值班人员对电网快速变化的认知水平不足，对驾驭复杂电网的能力还有待提升，调度专业知识仍有较大欠缺，特别是继电保护方面知识的欠缺给调度工作带来较大难度，专业知识亟待更新。安全风险控制体系不够具体、完善，部分员工对调度工作的重要性认识不到位，长期的调度工作 养成了麻痹大意的思想意识，安全意识较为淡薄，都给电网的调度工作埋下了隐患。
（二）电网运行过程中受外界环境影响增加了电网安全运行的风险
1、自然灾害频发影响电网的安全、稳定运行。近年来，各类自然灾害频发，雷击、干旱、地震、山火、冰雪凝冻、泥石流等灾害时有发生，电网运行的环境变得恶劣，严重影响电网的正常运行。3月10日发生的盈江地震曾对盈江地区的电网造成重大损害，前期丽江地区的山火严重影响了220kV大丽线的正常运行，造成了丽江电网大面积停电。鹤庆地处地震带，因地震带来的电网运行安全风险时时存在；鹤庆电网受山火影响的风险较大，部分山区电网受冰雪凝冻、泥石流等灾害的影响依然存在，都给电网的运行带来了较大的安全风险。
2、外力影响对电网造成严重破坏的风险。近期，县域内各项城市改造、大型基建项目较多，给电网的安全、稳定运行带来一定的风险，一方面是施工过程给电网造成严重破坏的风险，一方面是配合工程项目进行的电网改造项目较多，增加了电网运行过程中的安全风险。
（三）鹤庆电网网架结构自身的缺陷带来的安全风险近几年鹤庆电网经过不断的新建和改造，得到了长足的发展，但仍然存在以下几方面的问题。1、35kV主网架依然薄弱，局部电网存在单线单变或一线多变的情况，不能满足N-1的要求或设备N-1故障严重过载，存在连锁跳闸的安全风险。35kV六合变、朵美变、黄坪变为单线单变，一旦线路或主变故障跳闸，将影起大面积停电，35kV辛屯变仅有35kV辛屯线与110kV鹤庆变联接，而35kV辛屯变35kV辛飞线作为丽江机场的备用电源，一旦35kV辛屯线故障跳闸，将导致辛屯片区大面积停电，同时丽江机场将失去备供电源，将造成严重的影响；35kV中江变、朵美变、砂石料场变通过35kV小燕西线联小腰江电站运行，35kV黄坪变、观音桥变通过35kV观音桥线联110kV北衙变运行，为一线多变，一旦主干线路跳闸，将同时造成多个变电站失压，造成大面积停电。2、110kV主通道失压造成鹤庆电网大面积停电的风险。目前，鹤庆电网仅通过110kV剑鹤双回及110kV洱北西线与主网联接，若以上两条主通道故障，将造成大面积停电事故，即使仍有一条主通道与主网联接，由于鹤庆电网35kV网架结构的原因，受导线及电流互感器输送容量的限制，仍不能保证全网的正常供电，将造成局部电网解列甚至全停的风险。
3、小腰江电站主变失压的风险。小腰江电站主变在雨季时因遭受雷电灾害的影响，经常出现主变跳闸的情况，一旦小腰江主变失压，将造成35kV小燕西线、小松线、新小 线失压，造成35kV中江变、朵美变、砂石料场变、松桂变、六合变及新庄电站、燕子崖电站（增容）失压，造成大面积停电。
4、线路通道输送负荷过载的风险。35kV小燕西线部分线路导线型号为LGJ-75，线路输送能力有限，一旦35kV砂石料场变用电负荷增加，同时燕子崖电站3号机组出力降低，将大大增加35kV小燕西线的输送负荷，带来一定的运行风险。
5、设备、线路老化带来的安全风险。目前，我公司部分设备、线路老化严重，部分35kV变电站仍在使用老式的油开关等设备，主保护、断路器、安稳装置拒动或误动的风险比较突出。6、35kV或10kV线路单相接地故障带来的安全风险。经过初期排查，我公司35kV线路及部分35kV变电站10kV线路不具备单相接地跳闸的条件。因110kV以下电网是小电流接地系统，单相接地故障引发的故障电流较小，零序电流值不足以达到保护装置动作值的下限，因此不能满足单相接地引起线路跳闸的条件，需进行相应的改造。同时，设置线路单相接地跳闸，则线路可能因瞬间接地故障而跳闸，与确保电网供电可靠性的矛盾比较突出，需要与重合闸装置的设置配合使用，特别是35kV线路部分，避免因线路瞬间接地造成大面积的停电事故。
三、2012年电网运行安全风险防范措施
针对以上2012年鹤庆电网运行过程中存在的安全风险，提出以下的防范措施：
1、以南方电网公司县调规范化管理达标工作为契机，按照达标工作的相关要求，切实做好图实相符、配网图纸管理、新设备投运管理及检修（停电）工作管理，进一步提升调度管理水平，确保各项工作正常、有序开展，降低因管理工作不到位带来的电网运行安全风险。
2、加强与公司其他部门间的沟通与协调，确保电网运行信息在各部门间及时、准确流转；加强对用户侧的管理工作，逐步将用户申请和用户工作纳入到公司正常的管理流程，规范用户工作；加强对外单位工作人员工作申请的批复流程管理，加强对其施工过程的监督管理。
3、进一步优化和完善集控管理模式，确保集控操作及时、正确执行；完善调度电话管理制度，确保调度电话保持畅通。
4、加强调度所内部员工的培训和教育工作，确保各项制度落实到位。一是加强专业素质的培训，注重对调度所员工在基础知识方面的培训，加强学习，不断提高专业素质，增强工作能力；二是加强对调度员的安全责任意识的教育，从思想上加强值班调度员对电网调度工作重要性的认识，从而形成自觉、自愿的执行公司制度的良好风气，以便更有利 于确保电网调度工作的安全、顺利开展，确保鹤庆电网的安全、优质经济运行。
5、加强电网运行方式和月度运行方式的编制和执行。结合我公司电网实际，编制符合鹤庆电网实际情况，能切实和实际工作结合，有效利用的和月度电网运行方式；完善风险控制管理体系，建立电网特殊运行方式的方案分析、危险点分析及控制措施，有效指导、指挥电网的调度工作，有效避免因调度台的失误导致的电网运行安全风险。
6、建立健全各类事故应急预案，对电网在因外界环境影响时的应急处置措施进行合理部署，并进行组织有序的应急模拟演练，确保在电网遭受自然灾害、外力破坏时，能及时有效、组织有序的进行应急处置，尽量避免鹤庆电网全面瓦解的事故发生，切实做好重要用户的保供电工作。
7、编制和完善适合鹤庆电网的黑启动方案和孤网运行方案。借助和依托鹤庆电网内并网小水电较多的优势，合理选择黑启动电源，优化黑启动的主要路径（黑启动恢复骨干网架）和负荷恢复方式。加强孤网运行期间鹤庆电网电力电量平衡分析工作，制定孤网期间鹤庆电网内重要用户的保供电方案和无能力保持孤网运行时的鹤庆电网内重要用户保供电方案。
8、加强对老化设备、线路的巡视、维护工作，确保将故障消除在萌芽状态，避免因设备、线路故障引发电网事故。加强对重载线路的巡视和维护工作，并通过电网运行方式的合理安排，尽量避免线路过载情况的发生。
9、依托农网改造工程的实施，不断完善和优化鹤庆电网的网架结构，切实做好鹤庆电网的发展规划，逐步减少单线单变或一线多变的情况，提高电网的环网供电水平，满足线路和设备的N-1要求；加强对老化设备、线路的更新、改造工作，使鹤庆电网的硬件装备水平逐步得到提升，降低电网运行的安全风险。
10、加强对电网运行数据的统计分析，尽量将电网运行情况做到量化细化，并从中分析电网运行的规律和特点，特别是对电网故障原因进行重点分析，并有针对性的进行改造、检修和电网运行方式安排，降低电网运行的安全风险。
我的发言完了，请各位批评指正，谢谢大家！
2.电网风险分析报告 篇二
城市电网规划设计是影响城市经济和社会发展的重要因素,电网规划需适应城市的发展目标、定位和规划。由于城市经济发展、人口状况不尽相同,对电网的需求也会有所差异。因此,在一个城市的电网规划过程中应该遵循一定的原则:(1)根据城市用电量的实际需求进行电网的规划设计;(2)设计的电网应该根据城市的发展战略留有一定的扩容空间;(3)应该尽量选用小型设备以节省占地空间;(4)符合相关电网规定,确保供电安全可靠;(5)使容量之间的配置经济合理、比例协调;(6)遵循分层与分区原则,方便对事故的处理,简化接线,避免出现大规模的停电。
2 城市电网规划存在的风险
城市环境的复杂性以及城市发展过程中的不确定因素,使得城市电网规划过程存在着诸多风险,这些风险存在于城市电网规划的整个过程以及各个方面;另一方面,城市电网规划的风险不以人的意志为转移,无论规划人员是否意识到风险的存在,潜在的风险都有可能变为现实并可能造成严重的后果。但是根据电网规划的一些经验,可以在总体上对潜在的风险进行预测与测定,城市电网规划大致包含以下几种风险:
2.1 基础数据不足
作为城市电网规划的重要依据,城市电网的基础数据往往会变化很快,然而电网设备却可能未及时更新以及在更新或者基础数据变化后没有进行很好的统计记录。另外,各基础设施规划部门相对独立,使得彼此之间的沟通协调工作难以进行,在电网规划设计中需要的其他单位的基础数据准确性和完整性很难得到保证,因此会导致在电网规划时用于计算分析的基础数据存在偏差,从而造成计算结果与实际存在一定的偏差。
2.2 缺乏科学的电网规划技术
由于电网规划设计具有量大面广的特点,因此要对城市的发展状况以及负荷的增长状况作出合理的预测,而这又需要做大量的数据搜集工作以及数据分析计算工作。然而,现在的城市电网规划设计过程主要凭借个人的经验来选择变电站的布点、架设的线路以及确定安置的配电变压器规格,缺乏利用科学的手段进行合理的规划的能力。
2.3 城市电网规划与其他规划衔接不协调
目前,我国城市的很多专项规划过程包括电网的规划设计在内大都是彼此独立进行的,彼此之间缺乏沟通,而且没有一个有效的政府部门进行组织协调工作,致使电网规划与其他规划脱节甚至冲突的现象普遍存在;另一方面,城市电网规划没有得到政府部门足够的重视,导致在规划过程中对变电站站址及线路走廊没有进行控制性预留,从而造成城市电网规划设计的过程困难重重。
3 规避城市电网规划风险的有效措施
3.1 保证电量、负荷预测工作的准确性
随着城市的不断发展,城市对电的需求量也不断增大,因此在做城市电网规划时应该保证留有一定的电量和负荷余量。在电网的规划中确定电网的余量是一个重要问题,如果余量留的太大,将会造成浪费;如果留的太小,又不能满足负荷增长的需要。因此,要采用科学合理的方法来保证电量、负荷预测工作的准确性。目前已有多种预测工具来保证电量与负荷余量的准确预测,比如电力弹性系数法、回归分析模型、趋势外推模型、产值单耗法以及灰色系统模型和神经网络模型等基于人工智能的预测方法。另外,在电量与负荷余量的预测过程中,凭借单一的方法不能得到准确的预测,还要结合负荷密度指标法和专家分析法等来对预测数据进行修正。因此,在对电量以及负荷的预测过程中,只有合理地综合以上几种方法才能够保证预测数据的准确性。
3.2 做好数据管理工作
历史数据是进行负荷预测的重要依据,因此历史数据的完整性以及真实性将会对负荷预测的准确性产生重要影响,也是对电网现状进行评估的一项标准。根据一些电网的相关资料,可以评估变电站的各项参数,及时发现问题所在,为以后的建设以及改造提供参考,所以做好电网相关资料数据的管理对电网的规划具有重要意义。
3.3 运用城市电网规划软件
通过以上分析可知,在电网的规划设计过程中,需要大量的历史数据,还要总结城市过去的人口、经济以及占地和交通等发展状况,并对这些数据进行合理的分析与整理,以更好地保证电网数据预测的准确性。如果只凭传统的规划方法将会造成大量的时间和人力资源的浪费,也不能准确地作出预测,不能满足现代化城市电网规划的需要。随着计算机应用的普及,应用于各行业各专业的计算机软件应运而生,其中城市电网规划软件就是为合理、科学、快速的城市电网作出规划的一种计算机软件,因此在规划设计过程中,应充分利用计算机辅助规划系统来确保城市电网规划工作更好地完成。
3.4 解决好城市电网规划与其他规划的衔接问题
为了解决好城市电网规划与其他规划的衔接问题,应做好以下几个方面的工作:
(1)政府部门应该设置专门的部门来加强电网规划项目与其他规划的协调工作,并尽量优先考虑电网规划工作,为其办理相关审批手续。同时相关政府部门应该针对电网规划建设的特点,出台相对应的审批实施办法和细则,争取简化审批流程,缩短手续的办理时间,为电网规划工作的顺利、按时进行提供保障。
(2)要完善城市其他规划项目的管理工作。对其他项目的立项、设计、审批、建设到最后的档案管理都要进行跟踪管理,并由城市规划部门进行统筹的协调工作,确定规划用址以及相关项目的管线工程由城市规划部门统一管理协调,避免各规划项目相互冲突的现象出现。另外,还要提高各项目规划专业部门的协调性,现存的基础设施建设与规划部门大都相对独立,而且还具有一定的垄断性,政府部门应进行统一的协调管理,确保各规划单位能够积极配合提供电网规划过程中所需要的基础数据资料,确保规划的预测数据更准确。
(3)建立规划变更互动机制。如果城市的规划有所调整,将会对电力系统的设施布局产生直接的影响,因此电力部门和规划部门应该有及时协商更改规划的机制,当城市的规划发生调整或者电网规划过程中负荷的预测产生较大的偏差时,电力部门与政府部门应该积极协商,及时采取有效措施,尽量减少规划变更所造成的损失。
4 结语
城市电网规划的合理与否将直接影响到城市人民的生活,由于在规划过程中不仅要协调城市的发展战略、城建规划以及其他项目的规划,而且还要对城市将来的用电量以及负荷情况作出准确的预测,因此,这项工作相对来说比较复杂。在电网规划过程中会存在各种各样的风险,这就要求电网规划部门在规划设计过程中运用合理有效的方法来规避各种风险的产生,确保电网规划工作顺利有效地进行。
参考文献
[1]周轩.试析城市电网规划设计的关键问题与技术[J].电力与能源,2012(19)
[2]李勇,刘宁.城市电网规划中若干问题的探讨[J].供电企业管理,2008(6)
[3]张利.市级配电网规划风险评估与规避策略研究[D].华北电力大学,2012
[4]陶卫君.城市电网规划风险评价与规避研究[D].华北电力大学,2010
3.大电网连续故障的风险分析及对策 篇三
【关键词】大电网;风险;连锁反应;控制
大电网分布广、规模大特点，面临着小型电网所没有的风险，在这些风险当中。连锁故障在确保电网安全运行当中是影响最大的故障原因之一。大电网连锁故障指的是处于电力系统当中的一元件出现故障问题，这一故障原件进而影响了其他原件的工作，使其停止运行，这就被称为连锁故障，这种故障蔓延的速度是比较快的，一旦出现就会很快的导致大规模停电。发生这样故障的几率虽然不高，但是一旦发生后果都是比较严重的。
1.风险分析
1.1 因为电力系统的安全自动装置所引发的风险
在电力系统当中，主要的自动装置有切机、快关汽门、切负荷等。一般的情况之下，这些安全自动装置构成了成个电力系统的两道安全防线。但是在特殊的时候，当自动装置无法正常运行，就会将连锁故障的风险系数增大。也就是说安全自动装置不仅仅是提高了电力系统输送电力的能力，还对整个电力系统的安全运行带来了风险。并且这种连锁故障引发的风险是真实存在的，例如在2008年的春天，北方发生了大面积的冰雪灾害，因为断线等因素使得安全自动装置无法进行负荷的切换，就会诱发了连锁故障，严重的还使得整个大电网崩溃。
1.2 因为联络线功率问题所引发的风险
从国外大电网建设的实例当中我们可以看出，现在的大电网都是从中小电网进行互联之后发展来的，我国的大电网建设情况也基本上与国外的建设发展规律相似，形成的就基本规律为以下内容：大电网建设当中最先开始的是各省级的电网分别形成自己的主网架，主网架形成之后利用500KV的线路将各省级的电网进行连接，连接成区域性的电网，例如划分成华北、华中等区域电网。目前，我国主要是通过1000KV的特高压交流以及800KV的特高压直流线路来进行区域电网的连接，利用这种方式来实现全国进行特高压联网的目的。
但是上面所说的区域电网连接方式，在进行联网的初级阶段，因为电网本身联系上存在着不稳定、不坚强，就非常容易因为联络线控制不好导致引起连锁故障。从理论上来讲，电厂是需要对联络线功率的波动规律而做出调整的，主要是为了保证联络线功率保持在一定的范围内运行，但是在实际当中，影响因素是非常多的，不仅有来自调节时滞的影响，还有来自机组特性差异的影响，同时电厂之间也有可能存在着协调的问题。
1.3 因为电网网架结构所引发的风险
上面所说的两种影响因素主要是与电网设备有关的因素，而电网网架结构这一影响因素涉及到了电网规划的内容。电网网架结构的布局的合理、坚强能够有效的促进电网的运行，同时也可以促进电网的安全运行。相反的，如果电网网架结构涉及不够合理、优化，就有可能因为结构的问题引起大电网出现连锁故障风险。
1.4 因为电网运行方式所引发的风险
这种原因所引发的风险主要为检修不协调、方式安排的优化程度不够等，具体来说，第一种原因中在检修计划无法做到合理安排的情况下进行工作，就有可能使电网处于脆弱情况下进行运行。第二种所说的原因是因为电网结构上存在不合理，使得运行方式不灵活，最后就会使电网的检修工作无法很好的安排。
1.5 因為小概率事件所引发的风险
小概率事件发生的可能性是非常小的，所以小概率事件在实际的工作当中容易被忽略。但是实际上这些小概率事件对电网所造成的影响通常也较为严重的。例如在2008发生的罕见的冰雪灾害或者是因为人类活动所引起的问题。如果将这些小概率事件忽略，不采取预防措施，那么这些小概率事件在条件充足的情况下就会诱发产生大规模的电网连锁事故。
2.大电网运行风险技术对策
2.1 对广域测量系统进行大范围的推广实施
大电网运行以全局为主，从大量的大电网运行实践当中我们可以看到一般情况下考虑大电网连锁故障的因素主要是依据就地信息进行的，而将大电网各个部分之间的影响忽略了。现在所具有的测量系统当中的例如节点电压等基本上都处于本地的状态，无法提供出全局的数据信息，这就使得没有办法进行全局的安全监控和安全评估。当处于这样的情况下，广域测量系统对于大电网的发展来说是必须的。目前广域测量系统已经在全局反馈控制、全网动态记录等方面有了不俗表现，并能够对连锁故障所发生的各个途径做到了有效监控。进行广域测量系统的推广需要从技术角度、经济角度去考虑，从运行的整体去进行规划，对现有的技术进行规范，不断的对各种技术进行改进。
2.2 针对大电网进行实时风险预防控制技术的深入研究
广域测量系统在大电网的运行当中能够对其运行的状态信息做到详细的提供，也只有在这样的基础之上，进行安全性能高、可靠性高的风险评估软件的开发，才能确保所取得的数据处理的更为快速和有效，对大电网的薄弱环节需要及时的发现，避免出现大电网和连锁故障。目前在大电网运行当中已经投入使用的风险评估软件是非常之多的。这些风险评估软件通常的情况下采用的方法是：将能力管理系统数据作为参考依据，然后使用直流算法对整个大电网系统进行扫描，将超度所限定的元件默认为是当前的电网风险。这一方法不仅有着周期性的限制，同时评估的精度也无法保证，但是大电网连锁故障的发生处于的是前期缓慢发展，后期快速变化的情况，所以这种技术必然会对大电网的安全运行有所影响房，也无法发挥出风险评估软件的真实作用。将打大电网连锁故障的特征与现在的风险评估软件的不足之处结合起来对软件进行深度开发，提高软件在评估结果上的预见准确度。具体的做法为：风险评估软件开发研究第一需要对整个大电网的状态进行评估，评估是以相量测量单元数据作为基础的，在完成第一步之后需要与检修操作、环境状态等的发展趋势与大电网未来的发展趋势结合一起记性分析，目的是为了对电网可能发生的多重故障做做到预控，最后一个步骤是在现有的防御体系下时间轴上实现扩展，给予调度员足够的响应事件。
2.3 尽快实现大电网调控一体化体系
从当前大电网的运行来看已基本上实现了自动化，开关操作、数据收集等的自动化设置都已经完成，但是这些仅仅自动化工作对于有效的预防大电网发生连锁故障的需求还存在着严重的不足，具体的来说判断性、交互性没有实现。而调控一体化的实现是解决这一问题的关键。最近一些年，我国电网调控一体化发展先后经历了有人值班、无人值守集控站、监控中心等各种模式。从模式变化上来看，都对变电运行的人员结构的优化、操作管理的强化、人员安全压力的减轻都有着非常重要的作用，但是这种模式也使得调度与值班之间联系的越来越弱化、处理应急事故的时间延后等现象。故随着大电网规模化的不断加深，调控一体化体系的建设步伐也应该加快，将大电网运行集中监控归结到整个电网调度的统一化管理当中，对有关技术规范及调度管理制度进一步完善，将大电网运行控制的协调及反应能力进一步加强。
3.总结
电网设备、人为原因、外界因素等都是造成大电网发生连锁故障的潜在风险源。本文在明确了产生大电网连锁故障的原因，提出了对广域测量系统进行大范围的推广实施、针对大电网进行实时风险预防控制技术的深入研究、尽快实现大电网调控一体化体系是能够有效的预防出现大电网连锁故障的，同时也为我国的电网建设提供了支撑。
参考文献
[1]蒋宇.大电网极端故障情况下的稳定控制策略研究.南京理工大学.2009年：1-72
[2]李继红.大电网连锁故障的风险分析及对策.电网技术.2011年12月：43-49
作者简介：
郭海波（1979—），男，内蒙古通辽人，大学本科，国网内蒙古东部电力有限公司通辽供电公司助理工程师，研究方向：电气。
4.电网风险分析报告 篇四
随着电网商业化运作不断发展，电力营销成为了电力企业的核心项目，直接关系到电力企业的经营状况和长远发展。当前我国的电力行业正处在过渡期，面临着很多营销发展过程中出现的问题，对电力企业带来了严重挑战。首先介绍了电力行业发展的现状，然后分析了当前电网经营企业在电力营销过程中面临的风险，并提出相应的合理规避对策和建议，有效地保证了电力企业根本利益，向健康的方向发展。
一、引言
目前我国处于电力市场改革的过渡期，由于电力企业自身发展的要求和国家对电力系统监管力度不断加强，电力营销在企业工作中的重要性越来越明显，当前我国电网经营企业的电力营销模式还相对简单，管理创新和营销水平处在较低水平，给电力行业发展带来阻碍。此外，在电网经营企业电力营销过程中，提高经营管理水平和服务水平，实现利益的最大化固然重要，但是更要重视在达到这一目标过程中将要面临的风险，只有不断发现和重视风险，并采取措施防范电力营销中的风险，才能在市场竞争中保持核心竞争力，保证企业的长远健康发展。
二、目前我国电网经营企业电力营销特点和面临的形势电网经营企业的电力营销主要是指在复杂的电力市场中，以电力客户为中心，以供求关系为依托，保证客户能够得到安全、合格的电力商品和服务。我国的电力经营企业电力营销的特点主要体现在很强的服务性和整体性两方面，因为电力企业的公益性和国有地位，决定了电力营销的服务性，营销人员需要不断与客户联系并提供优质服务来达到营销目的提升销售技巧；此外电网涉及到发电厂、输电线路、变电、配电和用电一体，每个环节必不可少不可分离，所以整体性也是电力行业的主要特点。
随着我国电力体制改革的不断深入，电网经营企业正面临着一系列的新形势，现阶段电力企业不断增加，电力供求已经供大于求，电力出现了短暂富余情形，但同时伴随偶尔的短缺，电力供求关系复杂化；此外，电力行业变得越来越开放，客户可以自由选择售电企业，且随着电力企业增多，电力企业之间、大中小电网企业之间和供电厂等之间产生更多的竞争利益关系，加大了电力营销企业的竞争；最后，在市场经济日趋完善的今天，服务变得尤为重要，客户的要求和期望值越来越高，这就需要供电单位强化服务意识，完善售前售后服务，达到供电企业和客户的和谐交往。
三、电网经营企业在电力营销过程中的风险
3.1严峻的市场风险
市场是电网经营企业的根本，在市场经济发达的今天，市场决定着电网企业的发展，而从根本上就涉及到电量、电费和电价等因素。其中电量因素包含供求关系的平衡风险和销售渠道的风险，市场需求和国家政策的调整都会影响到电量的供求平衡，而其他能源的竞争也会导致电量市场竞争变弱，使电力企业发展受限；其次，巨额的电费拖欠也从根本上束缚了电网企业的发展，阻碍了电力营销的正常进行；最后，现阶段我国电价结构不太合理，销售侧要求降低电价，而发电侧由于供不应求纷纷提高电价，致使电网企业发展受到制约。
3.2法律风险和社会政策风险
现阶段我国电力市场还处在过渡阶段，法律法规的制定和修订都比较落后，执法能力不足，这就导致在电网经营企业电力营销过程中无法可依，合法的利益得不到保障，违法的行为得不到惩处，供电合同不能按合同约定执行；除了法律以外，电力行业属于国有垄断行业，这就意味着必须受到政府和其他监管部门的管制，电价、电费回收等都依赖于国家的政策，因此，国家政策的制定给电网经营企业带来不同程度的风险；电网企业还是媒体和社会普遍关注的焦点，所以稍一出错就会受到公共舆论的报道，对企业信誉造成很大的危害，因此公共关系也是电网经营企业的一大风险。
3.3窃电和线路损坏风险
窃电引起的损失是电网经营企业效益流失的主要原因之一，由于窃电具有很高效益的原因，许多不法分子非法窃取电量，而打击乏力是导致窃电行为不能根治的重大原因；此外由于电网长期风吹雨淋、日晒夜露，线路损坏变得尤为严重，不少企业对线路损坏将造成的危害没有正确的认识，基层单位线损考核点的计量装置误差，还有供电、售电统计上的不对应，为了完成上级的指标人为造假，均给电网企业电力营销带来了很大的风险。
3.4供电企业管理水平低，管理手段陈旧，体制僵化
我国电力营销企业没有建立完善的电力营销模式，营销管理水平低下，管理机制没有创新，市场竞争力和国内外一些先进企业还有很大差距，使我国电网经营企业的资源严重浪费，供电企业的产、供、销一体化的经营方式过于陈旧，售电方法手续繁琐，现抄电表与电子信息采集不能有效对接，不能按市场需求和客户需要来组织生产和供应。此外，电网经营企业内部员工业务素质不高，缺乏有效的绩效考核机制，是企业不能充分发挥自身的潜力，很大程度上阻碍了电力营销市场的发展。
3.5电力营销业务应用系统的安全风险
电网企业电力营销系统安全主要是指系统保持正常稳定运行的能力，在电力营销过程中有很多因素会削弱电力营销业务工作的能力，当电力营销应用系统受到侵害时，将会直接造成数据紊乱、丢失或被篡改，使营销业务无法正常进行；此外营销数据还有泄漏的风险，竞争企业为了获得优先权，非法侵入盗走数据，使管理不完善的企业面临重大风险，影响系统正常工作。
四、应对电网经营企业电力营销的风险的对策
4.1加强电力市场法制建设，加大电力行业监管力度
为了避免电力市场上的不法行为，政府需要强化电力市场的法制建设，制定出一套符合电力市场需求的法律，让不法行为得到遏制。此外政府部门也要对电力经营企业的业务进行严格监管，防止工作人员做假账、投机等行为出现，确保电力经营企业能够合法竞争，和谐发展，电力市场拥有健康的环境。
4.2在技术手段上大力推进电力营销全过程的现代化建设
大力推进电力营销现代化建设，必须以自动化、信息化促进电力营销现代化，并建立先进的网络营销体系。(1)结合营销现代化建设，建立营销标准化工作体系，实现电力营销的规范化；(2)建设包括电力营销管理系统、客户服务系统、自动抄表系统、客户缴费系统和电力负荷管理系统等营销技术支持系统，覆盖数据采集、经营业务、管理决策等多方面的工作，实现各系统之间的数据集中、功能集成和管理集约；(3)进行与市场相适应的业务流程重组和机构再造，实现业扩、检查、计量、电费、收费、配电等电力营销全过程的网络化控制与管理；(4)应用数据库与数据挖掘技术，在建立不同主题的历史数据基础上，对有关经济运行、电力生产和销售、市场前景、负荷预测、利润目标等方面进行定性、定量分析，实现资源使用效益最大化。
4.3引入电费担保制度，确保电费依法按时回收
以前我国电费回收都是采用付保证金的方法，有很多弊端，电费回收成为一大风险，针对这一问题，电网经营企业需要划分客户的信用等级。根据客户交费情况，并参考用电客户的银行、税务等信用等级，针对不同信用等级客户，采用不同的电费担保方式签订供电合同。对信用好的企业可以用信誉担保或不担保，对信用差的企业则要求付定金担保或采用第三方担保方式，降低电力营销过程中的经济风险。此外对企业的信用等级采用跟踪考察，根据不同表现上升或者下降信用等级，并重新确定相对的担保方式。
4.4加强电力经营企业队伍建设，努力提高电力营销人员的整体素质
重视人力资源管理，实施电力企业营销队伍的知识结构调整，改革和创新在岗培训方式，制订全员的培训计划，开展多种形式的营销岗位培训，实行持证上岗制度，加强营销人员的思想政治素质和专业技能培训，努力造就一支全面发展的新一代电力营销队伍。此外，实行合同招聘、人才流动的市场用人机制，对营销岗位实行备员制度，通过绩效考核的方式，使营销人员优胜劣汰，促进电力营销队伍整体素质的有效提高。最后，对营销岗位采取适当倾斜政策，包括新进人员分配、薪酬分配等，不断充实和配备善经营、会策划、懂法律的相应专业人才。
五、结语
5.电网风险分析报告 篇五
摘要：“厂网分离”迫使电网经营企业把主要利润来源从发电侧转向售电侧，好范文，全国公务员公同的天地电力市场营销的核心地位日益凸显，相关的风险不容忽视。
电力欠费风险、窃电及线损风险、市场风险、“两改一同价”相关的风险、电力职工的人身安全风险是主要的市场营销风险。
防范市场营销风险要大力培育核心竞争力、严格依法经营、实现城乡经营一体化、积极与保险公司合作。
关键字：电网经营企业市场营销风险成因及对策
在市场经济条件下，每个企业都是在风险中经营的，电网经营企业也不例外。当前国家电力体制改革正在稳步推进，“厂网分离”迫使电网经营企业把主要利润来源从发电侧转向售电侧，电力市场营销的核心地位日益凸显，相关的风险不容忽视。
据中国能源网转引中国电力网7月1日的报道，电费拖欠问题使得印度国家电力委员会破产，今年已经亏空51亿美元。由于大面积窃电，消费者拒绝交费，可观的补贴和为农民无偿供电，国电委员会的财政一直飘红，一些省的输配电损失高达50。这是电力市场营销风险的生动例证。
一、电力市场营销的主要风险类型及其成因
1、电力欠费风险。当前电网经营企业遇到的最大问题是电费回收困难，以河南省电力公司为例，截止2004年底，新欠和历欠电费达7.95亿元，约占全年应收三项电费162.26亿元的4.9。巨额电力欠费造成电网经营企业虚赢实亏、资金周转困难，形成了很大的财务风险。
巨额电力欠费的形成，有用电企业经营困难、社会法制不完善等外部原因,特别是近年来，国有企业以破产、改制方式“金蝉脱壳”、偷逃电费的情况日益严重，此外，农电体制改革期间，被解聘的农村电工大量拖欠电费甚至携款外逃也时有发生。从内因看，长期以来实行以资金结零“硬指标”考核电费回收，忽视对电费回收过程的规范管理，瞒报欠费、垫交电费、挪用电费等违规行为屡禁不止，也是造成电力欠费居高不下的重要原因。
2、窃电及线损风险。窃电已经成为电网经营企业效益流失的主要原因之一。据国内有关媒体报道，东北电网每年被窃电量约20亿千瓦时，其中辽宁省达10亿千瓦时，折合损失3亿元。业内人士指出，省级电网经营企业因窃电受到的全部损失，可达到总供电量的1左右。
窃电之所以成为电网经营企业的顽疾，主要是窃电具有“高收益”，同时由于对窃电分子的打击不够有力和不够一贯，窃电又具有“低风险”。
一般来说，窃电损失可以归于管理线损的范畴，相对于窃电形成的损失，线损管理的粗放和对企业造成的潜在损失没有得到得到足够和充分的认识。以河南省电力公司为例，2004年售电量为386.99亿千瓦时，线损率为8.83，如按上年线损率10.73计算，相当于少损电量8.07亿千瓦时，按2001年售电均价395.12元计算，相当于少损电费3.19亿元。这一方面说明河南省电力公司2004年线损管理工作取得了重大成果，另一方面也确实反映了线损管理中的巨大潜力。
当前电网经营企业的线损风险，突出表现在基层单位线损指标不真实上，主要原因有基层单位线损考核点计量装置误差超标，供、售电量统计和抄表时间上的不对应，线损率“四分”考核不落实，为完成上级线损考核指标而人为造假等。
3、市场风险。电网经营企业面临的市场风险主要来自电价和售电量两方面。
当前对电网经营企业电价产生推高效应的主要因素有：独立发电企业投入巨资进行环保改造等引起上网电价上涨，国家电价体系中新增输、配电价，贴费取消后输配电网络建设资金缺口，多年来累积下来的巨额欠费风险尚未释放，城乡电网改造的巨额投资贷款还本付息，城乡居民“一户一表”后运行维护、劳动定员和人工成本、商业投保等费用的增加，以及国家要求逐年增加利润和调高电力税收等政策的影响等。相应的电价降低因素不足。
电价是由国家管制的，降低电价是电力市场化改革的既定目标，如果电价水平低于电网经营企业正常运营的成本，企业风险会特别巨大而深远。
由于电能的需求弹性较小，现阶段可能导致企业售电量下滑的主要影响因素有：地方经济不景气、营业区划转或大用电客户转向独立发电企业直接购电等。
4、“两改一同价”的相关风险。主要有产权移交后增加的安全风险和两网改造的资金还贷风险等。
随着农村电力资产的移交和城市居民“一户一表”的推行，供电企业的安全责任也随着产权延伸，因触电人身伤亡等电力事故对电网经营企业的索赔会越来越多，一次赔偿少则几万元，多则十几万甚至几十万、上百万元。
从荆州局几个农村县市局的情况看，尽管当前农村居民实行的过渡期电价比城镇居民生活用电电价高出0.3元左右，但由于线损
较大、运行维护费用偏高，如支付贷款本息就形成亏损。
此外，农用电力设施被盗也时有发生，如荆州局所属公安县电力局2003年10月以来2年多时间，被盗低压线路价值达100多万元。
5、电力职工的人身安全风险。近几年来，基层电力职工因抄表收费、查处窃电以及停电催费等工作原因，受到谩骂、围攻、殴打等人身威胁和伤害事件呈
现上升趋势。
基层营销职工普遍呼吁加强电力执法工作，在对“你最希望解决的实际困难”进行问卷调查时，近一半的职工选择了“强化电力执法”。
从本质上说，电力市场营销风险的形成可以归纳为两大方面的原因：从内部看，是由于企业管理体制的不适应和经营管理的粗放，如欠费风险、窃电及线损风险等，这是下一步电网经营企业自身努力的主要方向；从外部看，宏观经济、法制环境和国家电力改革相关政策的影响，也给电网经营企业带来潜在的市场风险和“两改一同价”相关风险、电力职工人身伤害风险等，需要社会各界的共同努力。
二、电网经营企业防范市场营销风险的主要对策
1、强化企业战略管理，增强核心竞争力意识
电网经营企业应高度重视企业发展战略的研究、制订和实施，确立电力市场营销作为核心业务的战略地位，大力培育核心竞争力。企业决策层要彻底改变“重发、轻供、不管用”思维定势，树立从电网规划、设计到电网调度及运行都为市场营销服务的“大营销”观念，加大对营销部门的现代化投入，强化培训引入激励机制，提高营销人员整体素质和待遇，不断提高营销工作质量，大力推进电力市场营销实现机制创新、技术创新和管理创新。
电网经营企业培育核心竞争力，还可以导入企业形象综合识别系统（cis系统），一方面要倡导品牌意识，扎实开展优质服务，树立富有亲和力的企业形象。另一方面，要全方位开展行业“公关”，充分发挥行业协会的纽带和沟通作用，在修改“电力法”、强化电力供应和使用的法制秩序、“两改一同价”、电价政策等重大问题上，积极争取政府和社会各界的支持，为电网经营企业创造良好的外部经营环境。
2、强化供用电合同管理，增强依法经营意识
在电力市场化改革的转轨时期，不少电网经营企业由于长期的垄断地位和行政权力，还没有把自己与用电客户摆在同等的地位，没有意识到供用电合同是供电企业与用电客户之间建立民事权利义务关系的唯一契约，不签订合同、合同要素不全、合同涂改、不按合同执行等不规范情况十分普遍。因此供用电合同的管理问题要摆在营销工作的突出位置。
要加大对合同管理的考核力度，把没有与客户签订供用电合同、不履行合同等导致企业重大损失的行为列为营业事故，严肃处理。
对电力客户的违约用电、窃电以及拖欠电费、故意伤害电力职工等行为，要更多地运用合同法、电力法、担保法、刑事诉讼法等法律武器，有力地维护企业合法利益不受侵害。
3、强化农村电力市场营销，增强一体化经营意识
要理顺农村电力市场营销的内部管理体制，逐步由市场营销部门开展城乡一体化市场营销工作，实现农电工与系统职工同工同酬，或者由农电工组建抄表公司实现独立核算。要有计划地提高农电工的业务素质和工作待遇，要加强对农电工电费风险金的管理，对农村大用电客户的电费宜直接交基层供电所收取或银行代收，对每月电费较多的农电工，还应实行分次向农电工给付发票和回收电费的办法，最好每次给付发票不超过该电工所交风险金，同时积极向农村居民宣传凭发票交付电费防止欺诈的问题。要加强农电工工作质量的审核和稽查，可以推广农电工交叉抄表，发挥内部监督机制，防止可能的电量电费流失。要扎实开展线损“四分”管理工作，认真查处线损管理上的人为造假问题。
当前防范欠费风险要把重点放在营销第一线的基层营业站所，可以采取以下措施：
严格执行电费抄核收管理的有关规定，实行收支两条线管理办法，加大对隐瞒欠费、截留、挪用电费等违规行为的查处力度。
定期对各基层营业站（所）的电费发票与欠费情况进行全面的清理、与收费人员对帐，明确追缴欠费的责任人员和时限，认真进行奖惩考核并形成制度。
禁止用电客户用欠条领走电费发票，发生视同给付发票职工的个人借款进行追缴；禁止收钱不给用电客户等额发票行为；采取有力措施，促使用电客户优先领取欠费期1年以上的电费发票，防止形成呆死电费。
接收网改完成村前，必须与村组电工结清电费。
落实专人负责对重点用电客户的欠费及其生产、破产、改制情况进行监控，防止企业借改制偷逃电费。
4、强化与保险公司的合作，增强风险经营意识
电网经营企业要建立健全风险防范机制，要落实专业部门，负责及时跟踪研究外部环境变化给企业带来的影响，对潜在的风险能够进行科学的评估、及时的预警和有效的控制。
6.电网风险分析报告 篇六
一、公司调控一体化建设经验
xxxx供电工公司严格贯彻落实省公司“三集五大”工作部署，按照“大运行”体系建设的总体要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，以提升电网运行绩效为目标，以集约化、扁平化、专业化为主线，优化整合公司电网调度和设备运行资源，推进变电设备运行集中监控业务与电网调度业务的高度融合，实现“调控一体化”；优化调度功能结构，推进电网调度业务转型，提升电网运行调控能力和安全、经济运行水平。
xxxx供电公司“调控一体化”体系建设包括变革运行管理模式、调整岗位设置、培训考试、场所改造、完善规章制度、技术支撑系统改造等六个方面主要内容：
1、变革运行管理模式：按照省公司“大运行”要求，地市级调度负责地区电网调控运行，调度管辖市域110kV及以下电网；承担市域110kV及以下变电设备运行集中监控业务；合并成立调控运行班，实现 “调控合一”。
2、调整岗位设置：严格按照省公司“地调人员总体测算”办法，在公司范围内（主要面向原变电站值班人员）选拔、择优录取。调控值班人员在调控大厅内同值值班，调控中心主要承担电网调度、变电站监控及特殊情况下紧急遥控操作等职责。另设方式计划室，继电保护室，自动化班。
3、培训考试：成立由调控中心主任为组长、各专业班长为组员的培训小组，按值班次制定严格的培训计划，有序开展调控人员的培训工作。培训内容主要有：省、地调《调度规程》、《调度操作管理规定》、《调度典型操作任务票》、变电所现场运行规程、电网事故处理应急预案、保供电方案、PMS系统应用、无功优化系统及视频监控系统应用及“大运行”体系建设工作规定、调控岗位工作标准及业务工作流程、调度管辖范围划分等内容。按照公司统一工作进度，完成调控员的培训考核工作。
4、场所改造：原有调度大厅无法胜任调控一体化的需求，对值班场所进行建设优化。
5、完善规章制度：根据地调功能定位、组织架构以及相关职责和业务范围变化，梳理优化业务流程，规范工作界面，明确职责范围，建立“大运行”标准制度体系，组织修定完善本专业管理标准、技术标准、工作标准，其重点是修订建立公司调控运行规程。
6、技术支撑系统改造：调控一体化工作对调度SCADA系统提出了更高的要求。由于变电站已经实现无人值班，因此电网实时变化必须在第一时间上传至调度端，并能较为清晰明确的被调度员接收。这就要求SCADA系统对事故信号状态信号等上传量的准确率达到100%，并且能够对数据采集、处理、通信、SOE以及遥控遥调等功能实现可靠操作，为调控一体化工作提供坚实可靠的技术支持。
调控一体化作为一种新的管理模式，是“大运行”体系建设的核心环节，由于集变电站监视与电网调度于一体，可及时、全面、准确掌握和分析变电站信号，对信号产生疑问时可随时回溯，为快速做出判断、处理提供条件，体现了调度运行业务的融合和优化。
二、公司地县一体化改造经验
“地县一体化”模式是国网公司关于构建大运行体系建设的重要组成部分，也是公司推进“大运行”工作的重要一环。大运行的实施将有力推进地县调度和集控运行监控的融合，有利于减少电网运行管理的中间环节，缩短电网调度的日常业务流程，能及时、全面、准确地掌握电网运行情况，为快速判断、处理故障提供条件，使电网安全稳定运行地可控度得以提高，电网调度运行控制能力和水平真正适应“两个转变”工作要求。
“地县一体化”的模式也利于运行人员的统筹调配，实现减员增效。通过加强新模式下运行人员的综合技能培训，提高人员综合业务素质，也为运行人员创造了良好的工作条件和工作环境，体现了以人为本的管理理念。同时人力资源使用效率最高，监控范围大，能够适应大电网的发展需要。
调度自动化系统增加分区功能并增设权限管理服务，以实现地县一体化；系统以调度自动化系统为基础，对信息、权限、图形进行更深层次的分析展示。通过分区、权限划分、图形索引单独划分以及人员配置等技术手段，为地县调控人员完成各自职责提供友好的人机接口。实现地县调控人员能够各司其职，通过分区的权限设置，对本区大量告警信息分类、综合、推理和压缩，并以形象直观的方式显示。
系统应用方面，地调及所辖县调人员统一培训，并规范维护工作习惯，统一绘图风格，具体如下：
1.数据库方面。为每个原有县调划分分区，数据库分区工作，数据互通但分区单独运行，确保数据库安全运行。每个区分划分权限，明确地县一体化管理要求，权限具体到变电站，将来可以具体到间隔。人员权限根据职责具体划分。根据国网要求，对保护信号分类分级，并对县调侧接入工作站保护信号进行优化，确保符合规范。
2.图形方面。统一绘图规范和风格，根据地调原有规范对变电站电气一次接线图规范做图，保证系统图形规范和整体电网拓扑正确。为每个分区分别绘制各分区索引目录，包括地理接线图、通道监视一览、报表一览和地理潮流图等，并划分图形浏览和使用权限。保证每个分区独立调度和安全调度。
3.系统使用方面。地调侧仍采用调控一体化方式。对所采集的信号进行分类显示，便于运行监控人员掌握重要信息，按重要性将变电站上传信号信息按其性质分类上传。
调度自动化系统“地县一体化”后，能够更全面地提升系统在电力系统的应用层次，加快提高电力发展管理水平，更好地适应建设现代化智能电网的要求。在今后的专业管理工作中，需要继续深化“精益化”管理，将地县一体化进程不断推进。一是加强组织领导，开拓进取，学习创新，积极探索自动化管理的新思路和新方法，不断修订和完善自动化管理制度。
二是要加强对各个变电站内自动化设备的巡视，明确设备缺陷的特征及趋势，做出相应的预防处理措施。
三是要不断采用新设备、新技术，增加自动化系统的稳定性。四是要不断的提高人员素质，提高自动化人员的综合水平，确保正确无误的操作设备。
三、公司电网调度运行风险预控经验
公司在电网调度运行风险管控方面始终坚持“安全第一，预防为主”的原则，严守“安全”底线，提高政治觉悟，站在公司发展的大局考虑，认真开展风险分析并及时采取有针对性的预控措施，确保电网安全稳定运行。
一是建立流程，规范内容。制定安全校核工作制度，建立风险分析、电网月度及周检修计划安全校核等9项工作流程，并通过信息系统固化电网安全校核工作流程，明晰责任，细化工作内容及工作标准。
二是滚动校核，每周会商。紧密跟踪电网负荷特性变化，滚动开展安全校核。合理安排电网基改建、设备检修停电、机组运行方式。每周各专业针对下周检修工作集中会商，逐项分析基改建工程、停电工作引起的电网运行和操作风险，细化预控方案。
三是全面分析，重点研究。结合电网出力平衡、负荷预测、天气预报等信息，深入分析电网重载设备、N-1过载设备、潮流断面控制要点及下周电网最小开机方式，针对特高压送电方式下的通道、母线检修、针对工程过渡阶段的一次、二次危险点进行专题研究，充分考虑小概率事件对电网安全的影响，制定运行风险的应对措施。
7.电网风险分析报告 篇七
一、项目前期工作
一个新建电网工程主要分为项目规划、项目前期、项目建设、项目投运等四大步骤 (如图1所示) , 项目前期是连接项目规划与项目建设的桥梁, 是电网新建输变电工程的一个重要阶段, 项目前期的工作进度将影响这个电网工程是否能够快速建成并顺利投运, 而项目前期的工作效率将取决于是否能减少或规避此过程中存在的诸多风险因素。
项目前期工作是指根据核准制要求, 在电网项目核准之前需开展的相关工作。具体包括报审项目建议书, 编制评审可行性研究报告, 根据需要编制规划选址、压覆矿产、地震安全、地质灾害评估、项目用地预审、环境评价、水土保持等专题评估报告, 落实各项支持性文件, 编制报送核准申请报告等工作。
二、风险的概念
对风险的定义目前主要有两种观点:一是以美国学者威利特等为典型代表的静态学派, 他们把风险理解为不确定事件。这种理解从风险管理与保险关系的角度出发, 以概率论的观点对风险进行定义。二是以美国学者威廉姆斯和赛因斯为典型代表的动态学派, 他们认为:“风险是在一定条件下, 一定时间内可能产生结果的变动。”这种变动就是预期结果与实际结果的差异, 意味着预期结果与实际结果的不一致或偏差。因此这种变动越大, 风险越大。
电网项目前期工作风险是指在电网项目决策和实施过程中, 由于各种因素的综合作用, 造成实际结果与预期目标的差异。
三、项目前期风险分析
项目前期风险因素分析流程如图2所示, 项目前期工作具有流程节点多、时间周期长、涉及范围广等特点, 在这个过程中有诸多的不确定性因素, 这些不确定性因素构成了项目前期工作中存在的风险。
1、电网规划与城市规划相脱节, 造成选址选线出现反复
随着城市的扩张和人口的膨胀, 建设用地资源越来越少, 各方利益矛盾越来越突出, 电网规划与城市规划各自独立开展, 城市规划国土部门对电网工程未能预留相应的建设用地以及线路走廊, 造成电网工程项目选线困难。当城市规划实施调整时, 将直接影响电网规划步骤, 致使线路路径进行调整, 冲突严重时将会颠覆电网工程的所有前期工作, 直接对工程项目的可行性造成影响。
2、相关部门利益冲突使项目前期工作受阻
一方面, 随着经济高速发展和城市规模的不断扩大, 土地资源日益紧缺, 征地、拆迁成本费用逐年增加, 并且由于相关利益主体借助“行业规范”或者“行业标准”提出高额补偿要求, 补偿额度远高于政策规定的补偿标准, 同时附加诸多条件, 比如免费增容改造用电设施、修建乡村道路、优惠电价等等, 或者抢建抢种以套取高额赔偿, 致使征地拆迁过程进展缓慢, 时间周期拉长。另一方面, 部分企业单位和公众对电磁环保认识普遍存在误区, 认为高压线路会影响健康, 并且各地块业主、线路沿途所经企业单位、房地产开发商往往反对在其地块或周围建设变电站或跨过输电线路, 环评工作无法顺利进行, 市环保局要求高压线路与建筑物距离标准加大, 增加了选址选线的难度, 甚至导致已经批复的站址被迫调整。诸多的利益冲突造成项目前期工作受阻。
3、审批程序日趋严格致使前期工作的周期加长
一是审批环节严格。根据《企业投资项目核准暂行办法》 (国家发改委[2004]19号) 对于电网项目核准权限的要求:330千伏及以上电网工程由国务院投资主管部门进行核准 (国家发展改革委) , 330千伏以下电网项目由地方投资主管部门核准 (各省、直辖市、自治区发展改革委或经贸委) 。同时, 要取得国土局、规划局、公路局、水利局等部门的9项支持性文件, 工程项目逐级审批、逐级办理, 审批工作周期漫长。二是审批内容严格。文物法、城乡规划法等相关法律的出台影响着工程项目前期工作, 项目前期工作增加了文物勘测评估、林地评估、地质灾害评估、固定资产项目节能评估等内容, 对前期工作提出了更高的要求, 使前期工作周期明显加长。
4、设计深度不足使前期工作审批周期延长
前期工作的可行性研究阶段涉及多个专业, 对相关设计人员的专业素质要求比较高, 设计人员必须对环评、用地、林业、水利等环节有足够的法律法规认识, 否则将造成可行性研究设计深度不够, 致使选址选线、路径规划、可研评审、土地报批等过程中要补充修订大量内容, 影响前期工作进度。此外, 有些设计人员责任心不强, 选址选线阶段没有充分考虑土地权属、可能存在的纠纷、土地权属人的意见等相关因素, 甚至没有进行详细的地质勘察就提交审批, 造成站址出现了占用基本农田或者建站的地质条件不满足规程要求等情况, 导致线路出现跨越环境敏感区, 最后不得不更改设计方案。
四、项目前期风险的应对措施
根据项目前期工作的特点, 及对这些风险因素进行的分析与探讨, 本文提出了一些应对措施, 以期减少或者避免这些风险因素, 提升项目前期工作的质量, 提高电网发展速度和效益。
1、合理电网规划, 衔接城市发展
加强对电网规划的研究, 不断提高电网专项规划的准确性和合理性。电网规划与城市总体规划的协调统一、有机结合, 将在很大程度上提高前期工作的主动权, 降低工作难度。因此, 政府应对已纳入专项规划的站址和走廊进行严格保护, 为前期工作的顺利开展铺平道路。
2、加快开展前期, 增加项目储备
加快开展前期工作是实现“规划一批、开展一批、储备一批、建设一批”前期工作目标的有效途径。对电网规划已明确的建设项目, 应提前2至3年启动前期工作, 争取在开工前半年至1年时间完成可研批复及核准工作。加快开展前期工作可以增加电网项目储备, 为下一步电网项目建设做好铺垫。
3、建立沟通机制, 争取政府支持
电网前期单位只有与政府相关部门建立长期有效的沟通洽谈机制, 通过主动宣传和沟通, 提高政府对电网建设重要性的认识, 才能营造互信共赢的良好环境氛围。因此, 应促使政府出台对电网发展有利的政策措施, 在土地征用、民事协调等方面给予支持, 将各项工程纳入政府年度重点建设项目计划。
4、优化前期流程, 搞好项目储备
一方面, 可以超前安排前期工作, 以应对前期工作周期长、不确定性增加的特点, 根据电网发展规划和电力市场需求, 提前一年部署开展前期工作;另一方面, 各电网项目环评可以由地市公司统一“打包”委托设计院开展专题研究, 环保部门统一“打包”评审、批复, 可节省宝贵的前期工作时间, 缩减前期工作周期。
5、加强政策培训, 提高人员素质
电网项目前期工作人员要及时加强学习相关法律法规和政策规定, 如《环境保护法》、《物权法》、《城乡规划法》、各地政府出台的土地占用补偿标准等。前期工作人员依法维护好各方的利益, 可解决项目前期工作中遇到的纠纷与冲突。
五、总结
风险的存在使电网项目前期工作面临着一系列不确定性因素, 对项目前期工作提出了挑战。因此, 把风险的分析与控制管理作为电网项目前期工作的一项重要内容, 是提高电网项目前期工作效率的重要方法, 是缩短电网项目建设周期的有效手段, 具有重要的现实意义和社会意义。
参考文献
[1]刘芸:浅议水电项目前期工作管理[J].水利发电, 2006 (6) .
[2]李中城:电力企业危机管理探析[J].中国电力教育, 2008 (5) .
[3]黄怀泽:电网企业风险管理初探[J].广东水利水电职业技术学院学报, 2009 (3) .
8.电网风险分析报告 篇八
【关键词】运行事故；防范策略；风险分析；电网调度
引言
电网安全的有效运行需要每个电力部门进行综合防御以及治理。而电网调度的运行作为防御电网事故排序中最紧要的一个关口，那么对这一关口进行事故风险分析是非常重要的。况且这几年来我国的电力技术正在迅速发展，这就意味着调度运行的每个部门都注入大量科学、先进的技术手段。这样就会更快发现电网调度运行时候所出现的问题，以便于更快的解决问题。比如说辅助决策系统、电网预警控制系统、防御操作系统、监控系统、蓝控系统以及操作票系统。这些系统都为电网调度的运行工作提供了很大的帮助。但是只有这些先进系统是不够，还需要工作人员对电网调度工作进一步提高警惕，避免恶劣事故的发生。
一、事故风险
1.1电网事故风险
电网调度的运行过程中难免会遇到一些事故的发生。第一种风险是由于比较恶性失误操作所导致的风险。这种风险表现在带接地线合断路器、带负荷误拉隔离开关带电荷接地线等。这属于比较恶劣的事故，会对电网、电网设备以及人身安全造成很强的破坏。所以说电网调度运行环节是电力安全管理中最重要的部门，需要对其工作严加监督。第二种风险是在工作运行过程中因监视不到位出现的风险。在很多情况下，一些工作人员在值班的过程中会出现监视不力的现象，这样就使得电网的安全水平急速下降从而导致电网电能的质量下降。最终的结果就是出现不可估量的电网事故。比如说有些变电站母线电压超过了规定电压曲线值的百分之五，况且持续了很长一段时间也没有对其作出调整。在检修电网的时候，首先要对网架结构的变化来进行可能出现的事故的一些预测，与此同时要对可能出现危险的地方进行报警预控。一定要做好安全防范，如果不能确保以上措施有效的实施，那么就会对电网造成极其严重的影响，这样的话电网事故就会随着工作的进行它的等级也在进一步增大。比如说当设备因为停运检修造成了单线联络两个网络，现在如果不能采取及时的措施，那么故障就会变得更加复杂，从而也会给社会带来一定的影响。
1.2人员伤亡事故风险
在电网调度运行的过程中，每个部门的工作都要细致、谨慎，只有这样才能减少或者避免发生人员伤亡的事故。虽然说在电网调度的工作当中很少发生人员伤亡的事故，但是还是存在有一定程度的风险，所以说要及时预防。比如说有的线路检修票管理不到位，就会出现线路有人员工作的时候呈现送电的状态，这样就导致了人员伤亡的悲惨事故。
1.3电網的安全管理事故风险
电网调度运行这个工作的特点是：要求严格、涉及范围广。所以电网的调度中心要有比较完善的基础技术设施和事故预案与应急措施。因为一个电网调度中心没有健全的预防机制，就很容易导致事故的发生。下面这个例子就充分的说明了具有一个健全基础设施的重要性。2007年的某个地方发生的事故，当时工作人员对这些内容进行了反复的演练，所在对待事故的处理上工作人员有自己积极正确的判断能力，这样就有效的阻止了事故的升级与恶化，把停电的时间减到最短，这样也把对社会的影响降到了最小。电网调度的管理者在事故调查中对安全管理的措施都落实到位，这样就避免了事故的发生，工作人与还得到了上级的高度肯定。
二、针对事故风险做出的防范策略
2.1要加强对电网调度的安全管理工作，避免事故发生
第一，健全电网调度的安全管理体制是很重要的，这是通过完善每一项的规章制度和明确每个工作人员的责任来实现的。这样电网调度的安全管理体制才能得到有效的落实。同时要不断的建立健全电网调度内的事故处理预案和应急机制，对比较重要的电网危险点和电网的检修工作做好分析和处理。
第二，做好电网调度工作流程的管理，在工作当中要严格按照每一项工作的工序来进行，避免出现差池。工作人员在操作电网调度的过程中要掌握娴熟的调度技术，要使用电网调度的专业术语，仔细的填写审查的操作票。填写完之后再进行认真的检查或者再让其他相关的工作人员检查，直到检查无误即可。
第三，培养高素质的工作人员，当调度中出现问题的时候，调度员能够及时发挥他们处理事情的能力，然后积极的参与电网分析工作。管理者还要组织调度员学习电网事故的处理，还要对调度员进行DTS的培训，这样就进一步强化了调度员的心里素质。调度员在工作的时候会出现以下失误：判断不清楚、违反调度的规定、操作不当以及不正确的下达命令等。还有时候会对事故处理不当导致事故的发生造成恶劣影响。所以只有加强对调度员的培训才会避免或者减小事故的发生。
第四，要加强电网的运行监视控制和强化危险点的分析与事故的预案管理。在电网调度运行的过程中要落实有效措施，这样才能避免由于预控不力和调整不及时所带来的电网事故。
2.2把安全关口移到前面
电网调度运行的每个环节都不能忽视，因为电网调度的运行工作是一个整体，是很多部门协调配合才能运转的。所以注意把安全的关口移到前面，这样就可以在一定程度上避免安全隐患的发生。
三、总结
安全是在电力企业中最为重要的部门，可以说如果没有安全的保障，那么电网调度工作就无法正常的运转。应该说“安全第一，预防为主”这句话是电力企业的至理名言。生活中有很多例子都在证明着这一点。根据实际生活当中的例子可以总结出很多经验和教训，所以做有针对性的把电网调度的工作做好，采取有效的措施。虽然有时候无法估量事故发生所带来的危害，但是工作人员只要做好相应的应急措施就能有效降低事故的发生。
参考文献
[1]刘志.综合防御由偶然故障转化为电力灾难.北美.8.14·电力系统自动化，2003，27
[2]王红英，张明亮，孙素琴.大电网安全可靠运行预警预控方法.电力系统自动化，2008，32.（19）：20---24
9.电网实习报告 篇九
实习内容
首先介绍在广东电网XX局各部门的实习情况。在XX局实习的这些部门可以概括为四类：电力调度控制中心、变电站与变电管理所、输电管理所与营业厅。
①电力调度控制中心
在电力调度控制中心实习时，我首先弄清楚了什么是电力调度，就是为了保障电网的安全稳定运行，从发电到用电整个过程中对电网的控制，包括了运行监视、事故处理、指挥控制等。同时了解了电力调度控制中心的业务，参观了这些部门的工作场所和设备，掌握了很多关于自动化和电力通讯的新知识。
②变电站与变电管理所
在变电站与变电管理所实习时，我对参观500kV水乡变电站与220kV立新变电站印象十分深刻，因为这是我第一次参观变电站。在变电站实习期间主要干了4件事。首先是了解了站内设备，比如变压器以及变压器中各组件、STATCOM、GIS、刀闸、断路器等，学习了其各部件的作用与原理。第二是了解了变电站的接线方式，接线方式是很久之前学习的内容，通过老师现场的`讲解与回去自己查阅相关资料，把接线方式整体复习巩固了一遍。第三是了解了变电站内最新应用的巡视机器人，明白了它的工作目的与工作原理，并亲眼目睹了它的工作场景。第四了解站内布局，根据变电站接线图并对照实物了解变电站的结构布局，对变电站有一个整体的认识。
③输电管理所
在输电管理所，我首先了解了输电管理所的工作内容，其次学习了架空线与电缆的结构，这部分知识很贴近工程实际，然后学习了输电线路安全隐患和辨识，这部分内容让我体会到这份工作的危险性与重要性。最后，作者在现场听老师讲解了110kV架空杆塔以及110kV电缆终端场的结构。在输电管理所的学习让作者对在学校接触较少的输电知识有了一定的了解。
④营业厅
在营业厅实习时，我熟悉了营业厅服务台的业务办理流程，了解与南方电网公众号相关联的营销管理系统的操作方法，熟悉了营配班的业务。
实习收获
以上部分主要介绍的是对专业知识的巩固和学习，下面我将介绍在实习过程中与电网工作人员交流时的一些收获。
首先是与XX局人资交流，我了解了XX局的组织架构，学习了一些面试的要点和技巧，这些对于即将到来的电网校招是很有帮助的。
通过与XX局工作的师兄师姐交流，我了解了他们在XX工作和生活的实际情况。他们还从自己的角度上给我介绍怎么才能“干好”这份工作，其中有一个观点我印象很深刻，就是在工作中不要好高骛远，要经得住寂寞，相信是金子总会发光。
最后就是与立新变电站的黄站长交流，从他介绍平时的工作与讲解变电站设备时能看出来他作为一个“莞电人”的“严、勤、细、实”的作风，这种作风很值得我学习。他还对我们年轻人寄以厚望，希望我们能抓住机遇，学习新技术、新方法来建设电网，这也深深鼓舞了我。
实习总结
1、基础知识方面：这20天里我白天参观学习、听老师讲解，晚上我还会查阅相关资料，对白天所学知识进行总结，遇到不会的问题还会与老师和同学交流讨论，在电气专业知识方面收获颇丰。
2、接受了“莞电人”传递出来的良好的价值观念，在工作与学习中要踏实做人、勤奋做事，同时作为青年人要有新思维、新技术，把握住电网正在向智能化、现代化发现的机遇，未来一定大有可期。这种好的价值观对我未来的职业生涯大有裨益。
3、我认为XX电网有很好的发展前景。XX电网供电量位居全国第八，有充足的市场保证;同时应用了许多先进的技术，包括智能变电站、无人机巡检、巡检机器人等;XX电网给各类人才提供了发挥自己才能的舞台，无论是科研型、实操型还是管理型，在这里都会找到适合自己的成长路线。
实习心得