风电、光伏的电力监控二次安防的重要性[推荐五篇]

第一篇：风电、光伏的电力监控二次安防的重要性

www.xiexiebang.com

在过去一年，山东能源监管办对当地的风电、光伏电站进行多次现场核查，并要求相关电站就相核查出来的问题进行整改。经过数月时间过后，43个光伏、风电电站存在重大隐患且未整改，山东电力调度控制中心已在2017年3月28日下午起，将这些新能源电站强制与电网解网，并切断站场与调度数据网的连接。从问题汇总看，光伏电站主要出现的问题有：场站生产控制大区与管理信息大区之间未部署物理隔离装置;场站部署的物理隔离和纵向加密装置未部署或未启用;厂站监控系统、综合自动化系统、光功率预测系统等生产类系统存在远程运维情况;光功率预测系统中安全Ⅲ区天气预报服务器与互联网直连，未部署防火墙进行访问控制和逻辑隔离;场站各区域间的防护设备存在漏洞，可间接连接至互联网。

国家电网运行的系统保护设计原则：

a)满足电力系统第一级安全稳定标准的要求，由系统一次网架及继电保护装置来保证，作为系统稳定运行的第一道防线。

b)满足电力系统第二安全稳定标准要求，配置切机、切负荷控制等装置，作为系统稳定运行的第二道防线。

c)确保电力系统第三级安全稳定标准的要求，配置适当的失步解列及满足容量的低频率、第电压减负荷装置和高频率切机、快关主汽门等装置，作为系统稳定运行的第三道防线。

2017年4月份以来，华北能源监管局组织开展了冀北地区新能源发电企业涉网安全专项督查，针对督查中发现的问题，华北局于5月4日对河北龙源风力发电有限公司、国电电力河北新能源开发有限公司和晶科电力有限公司3家企业进行了安全监管约谈，冀北电力公司调度中心派员参加。约谈主要针对冀北地区涉网安全检查中发现的三家企业下属新能源场站存在的母差保护未投入、I区II区业务直接跨区访问等5项重大涉网安全问题展开。

电力行业各单位按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的安全防护总体策略。持续开展工作，基本建成了覆盖全行业的安全防护体系，有效保障了电力监控系统等关键信息基础设施的安全运行和电力的可靠供应。

按照国家经贸委【2002】30 号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》、国家电监会电监安全【2006】34 号文《电力二次系统安全防护总体方案》要求，将电厂、变电站各类信息按照二次系统安全防护总体方案分为四个安全区，即：实时控制区Ⅰ、非控制生产区Ⅱ、生产管理区Ⅲ、管理信息区Ⅳ。

2016年，国家能源局针对电力监控系统安全防护和机组涉网管理先后下发国能综安全[2016]92号、国能综安全[2016]298号文件，展开针对电力监控系统安全防护专项检查和并网电厂涉网安全专项检查。国家电网调度中心随后发文组织签订并网调度协议补充条款(调技[2016]74号文)。此次山东查处的这些存在安全隐患的新能源项目便是2016年多次检查中发现的。

一套架构清晰、功能强大的智能化运维系统能够大大减轻运行维护人员的工作强度，提高运行效率，减少误操作的发生。但从电网运行的安全方面考虑，我们可以判断出如下问题： www.xiexiebang.com

1、实时控制区Ⅰ是国家电网公司的独有专利，不能为了智能化运维的方便，就可以直接接入实时控制区Ⅰ。

2、若想运维的方便，可以接入其他安全分区，但必须满足国家相关标准规范及国家能源主管部门及电网公司的要求。

第二篇：风电、光伏发电情况监管报告

风电、光伏发电情况监管报告

二0一一年一月

为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25 号令），2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。

调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份；在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。

本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个（其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网）。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个（其中有2 个项目部分容量已并网）。

一、基本情况

（一）风电、光伏发电发展情况

近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。

风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%；东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%；华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%；华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%；东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表

1、附表2。

从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%；华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大（主要分布在山东省），为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%；华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%；江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%；此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表

3、附表4。

从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%；河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦；山东其次，为3.60 万千瓦；广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。

（二）风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦；中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。

（三）风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制；2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时；最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。

（四）风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主；华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表

5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%；发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%；电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%；华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表

8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%；变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。

（五）风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%；东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%；华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%；华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%；东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图

3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%；河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%；江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点；东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点；吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时；河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。

二、监管评价

（一）近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施；各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案；发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升；电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础；可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益；可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障；可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。

（二）风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%；2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。

（三）风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法（试行）》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。

三、存在问题

（一）风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求；2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高（如吉林省为72%），其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。

（二）风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网（用户侧）分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。

（三）风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。

（四）风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难；2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。

四、整改要求

（一）风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。

（二）电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。

（三）电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。

五、监管建议

（一）进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。

（二）进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源；二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业；三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准；四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策；五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。

（三）进一步抓好并网和运行管理，适应风电、光伏发电规模发展的需要一是组织开展风电、光伏发电并网接入、安全运行有关问题的研究，制定相关技术标准，降低风电、光伏发电对电力系统安全稳定运行的不利影响。二是要进一步做好风电和光伏发电并网安全性评价、辅助服务补偿管理工作、风电和光伏发电调度管理等工作，从制度上提升对风电、光伏发电并网及运行的监管力度。

第三篇：XXX光伏电站电力二次系统安全防护管理制度

电力二次系统安全防护管理制度

1.总则

1.1.为了防范黑客及恶意代码等对电力二次系统的攻击侵害，保障我公司电力二次系统的安全可靠、稳定运行，提高电力二次系统的安全管理水平，根据国家电监会颁布的《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）及《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全[2006]34号)，特制定本管理办法。

1.2.我公司电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则。

1.3.我公司电力二次系统安全防护工作以“安全第一、预防为主，管理和技术并重、综合防范”为方针,遵循“统一领导、统一规划、统一标准、统一组织开发”的原则。

1.4.本管理办法适用于我公司电力二次系统,所有涉及电力二次系统的规划、设计、系统改造、工程实施、运行管理等均应符合本管理办法的要求。

1.5.引用标准及规范：

1.5.1.《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》国家经贸委30号令

1.5.2.《电力二次系统安全防护规定》国家电监会5号令

1.5.3.《电力二次系统安全防护总体方案》国家电监会电监安全[2006]34号文

2.管理职责 2.1.我公司根据国家电监会《电力二次系统安全防护总体方案》要求，按照“谁主管谁负责，谁运营谁负责”的原则，建立电力二次系统安全管理制度，明确运行、检修、调试和信息化等部门相关人员的安全职责。

2.2.电力调度机构负责直接调度范围内的下一级电力调度机构和变电站的二次系统安全防护的技术监督。发电厂内涉及到电力调度的生产控制系统和装置，如发电厂的输变电二次系统、自动发电控制功能、无功电压控制功能、电厂报价终端、电能量采集装置、故障录波装置、继电保护装置和安全自动控制装置等，由电力调度机构和我公司主管单位共同实施技术监督，我公司其它二次系统安全防护可由其上级主管单位实施技术监督。

2.3.二次系统安全防护技术监督的单位对管辖范围内的技术方案负责审核，对涉及电力二次系统安全防护的产品选用提出指导意见。

2.4.成立由主管生产安全领导为组长的电力二次系统安全防护工作组，工作组成员名单并报相应电力调度部门、电监会备案。

3.技术管理

3.1.我公司电力二次系统安全防护工作必须坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则,保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。

3.2.根据各自二次系统情况制定电力二次系统安全防护方案，防护方案应每年滚动修订、完善。

3.3.涉及电力二次系统安全防护的产品应具备国家网络与信息安全主管部门（国家电监会信息中心）认可的有关证明。

3.4.未完成电力二次系统安全防护措施前应制订安全防护改造应急措施。

3.5.在对电力二次系统进行安全检查过程中，如发现部分应用系统及网络未按照电力二次系统安全防护规定执行的应限期整改，若限期之内还不能完成，则对责任人进行通报批评并依据相关规定进行处罚。4.应急管理

4.1.制定本单位电力二次系统安全防护应急预案，内容包括突发事件发现、应急安全隔离措施、事件上报、安全处理、事件反馈等几个方面并定期开展演练。

4.2.应急预案的制定和修改必须履行一定的审核手续，存放在规定的地方，并根据演习的结果不断完善应急预案。

4.3.对在电力二次系统中发生的安全技术事故和安全事件,要采取妥善措施,防止事件扩大，保护好现场,并在立即向河北电力调度控制中心报告，并在8小时内提供书面报告。对隐报、缓报、谎报或未在上述时间内报告的将按国家有关规定，追究相关单位和当事人的责任。5.培训与评估

5.1.每年需举办电力二次系统安全防护知识培训，提高电力二次系统安全防护技能和意识。

5.2.在进行安全评估和监督检查中应严格控制风险，确保电力系统安全稳定运行。参加评估的人员应将遵守有关保密规定。

5.3.对电力二次系统安全防护工作监督检查专家组对本公司单位电力二次安全防护实施情况进行监督检查，提出整改意见进行整改。6.附则

6.1.本管理办法由自发布之日起执行。

权限密码管理制度

1.总则

1.1.为确保继电保护装置及网络安全运行，保护公司权益不受侵害，特制订此管理制度。

2.服务器密码及口令管理

2.1.监控机、网络路由器以及继电保护装置的口令和密码，由安生部门负责人和系统管理员商议确定，必须两人同时在场设定。

2.2.监控机、网络路由器以及继电保护装置的口令须部门负责人在场时要由系统管理员记录封存。

2.3.密码及口令要定期更换（视网络具体情况），更换后系统管理员要销毁原记录，将新密码或口令记录封存（方式同2.2）

2.4.如发现密码及口令有泄密迹象，系统管理员要立刻报告部门负责人，经生产副总批示后再更换密码和口令。

3.用户密码及口令的管理

3.1.对于要求设定密码和口令的用户，由用户方指定负责人与系统管理员商定密码及口令，由系统管理员登记并请用户负责人确认（签字或电话通知），之后系统管理员设定密码及口令，并保存用户档案。3.2.当用户由于责任人更换或忘记密码、口令时要求查询密码、口令或要求更换密码及口令的情况下，需向网络服务管理部门提交申请单，由部门负责人或系统管理员核实后，履行本条1款所规定的手续，并对用户档案做更新记载。

3.3.如果网络提供用户自我更新密码及口令的功能，用户应自己定期更换密码及口令，并设专人负责保密和维护工作。

4.附则

4.1.本管理办法由自发布之日起执行。

门禁管理和机房人员登记制度

1.总则

1.1.为确保计算机网络系统安全、高效运行和各类设备处于良好状态，正确使用和维护各种设备，管理有章、职责明确，特制定本制度。本制度分为5个部分：

1.1.1.值班制度 1.1.2.巡视制度

1.1.3.日常管理制度

1.1.4.运行维护制度

1.1.5.安全保密制度

2.值班制度

2.1.机房实行24小时值班制度

2.2.值班人员要遵守值班守则

2.3.值班守则

2.3.1.要培养值班人员有一定的综合素质，有一定的应变和事故判断能力。

2.3.2.值班人员的主要职责是要在第一时间发现故障和故障隐患，并及时报告，使相关管理人员能及时赶到现场尽最大可能缩短故障恢复时间。

2.3.3.熟知工作内容和责任规范。值班时间内不得作与工作、业务无关的任何私事，不得擅自离开岗位。

2.3.4.值班人员负责机房的安全和机房环境卫生。认证履行机房的各项规定，并督促进入机房人员严格遵守。

2.3.5.负责机房的环境设备与网络系统的安全运行；负责完成规定的日常操作和故障监测记录，简单故障的排除，负责环境设备的日常巡视。

2.3.6.值班人员必须以严肃、严格的态度，认证执行机房巡视制度负责每日对机房网络设备、机房设备、机房环境的巡视、认真填写巡视记录表，发现问题及时向相关管理人员反映。

2.3.7.值班人员要定时对网络管理监控机进行巡视并认真进行记录。

2.3.8.当遇到故障报警时，应及时判断处故障点，并立即通知相关的系统管理员现场排除故障。发生重大故障时，还应及时报告直接领导。

2.3.9.值班人员应按时到岗，认真交接，双方签字后交班人员方可离岗。

2.3.10.必须严格遵守各项相关管理规定和消防管理规定。

3.巡视制度

3.1.网络运行设备的巡视

3.1.1.各服务器的CPU和内存的工作状况

3.1.2.防火墙的工作状况

3.1.3.网站的工作状况

3.1.4.邮件服务器的工作状况 3.1.5.网络交换机的工作状况

3.1.6.客户端的网络运行速度

3.1.7.认真做好记录 3.2.机房环境的巡视

3.2.1.机房门窗的关闭情况

3.2.2.机房的卫生状况

3.2.3.机房的灯光状况

3.2.4.机房的温度、湿度及空气状况

3.2.5.认真做好记录

3.3.机房设备的巡视

3.3.1.对机房的UPS、空调、消防报警等系统的运行情况进行经常性巡视，密切注意工作负荷、电池容量、室内温湿度等数值，以保证网络安全、正常的运行

3.3.2.主配电柜的供电电压、电流。

3.3.3.UPS的输出电压、电流和负载功率。

3.3.4.UPS电池的状况。3.3.5.空调的工作状况。

3.3.6.新风机和空气净化器的工作状况。

3.3.7.消防报警系统的工作状况。

3.3.8.查看所有机房设备的报警记录。

3.3.9.认真做好巡视记录。

4.日常管理制度

4.1.每日清理机房的环境卫生。

4.2.到机房工作的人员要听从值班人员管理

4.3.到机房工作的人员进入机房前需换上机房专用工作服和工作鞋，并定期清理自己的装用工作服和工作鞋。

4.4.到机房工作的人员不得在机房内吃食品，饮水，吸烟或其他与工作无关的事宜。

4.5.到机房工作的人员严禁携带与工作无关的物品，特别是易燃、易爆、强磁、腐蚀性物体等危险物品进入机房。

4.6.到机房工作的人员应严格遵守岗位责任制，不能乱动与自己工作无关的设备。

4.7.机房内不能存放任何食品。

4.8.严禁在机房内使用其他用电器。

4.9.严禁在机房内存放杂物

4.10.严禁在机房大声喧哗、玩电子游戏、聊天等

4.11.严禁在机房的服务器上浏览INTERNET的网页和接收电子邮件。4.12.在机房工作必须按操作规程正确操作、使用各类设备。5.运行维护制度

5.1.配电柜一年进行至少2次维护检查。维护内容：清扫灰尘、检查各接点、触电的温升，松紧。注：双路供电还应检查互投开关是否可靠

5.2.UPS一年进行2次巡检。维护内容：清扫灰尘、检查UPS逆变器工作状况及UPS整机的工作状况、检查电池组机每节电池的状况并对电池进行放电。

5.3.机房专用空调每月进行一次巡检。维护内容：清扫及更换各过滤网、清洗或更换加湿罐、清扫室外机、测量工作压力、测量工作电压、电流，检查下水管道是否畅通及漏水报警是否正常、进行软化水更换。5.4.新风机每年进行两次维护。维护内容：更换过滤网，检查电机的工作状况

5.5.空气净化每季度要进行一次维护。维护内容：对设备进行清洗、跟换活性炭。

5.6.机房消防系统每年进行一次检测。维护内容：检查个监测点及报警设备的可靠性、检查消防设备的电池、喷头。

5.7.机房防雷设施每年检查一次。维护内容：检测个防雷器的可靠性、检查接地状况、5.8.机房每年进行两次专业保洁。维护内容：对机房的地板进行调整和清洁、对底板下、天棚板上进行清洁。

6.安全保密制度

6.1.门禁管理

6.1.1.机房必须设有门禁，机房的工作人员需登记进入机房。非机房工作人员不能随意进入机房。非机房工作人员进入机房必须登记和服从值班人员管理。

6.1.2.防雷、防火、防水、防盗、防虫害

6.1.2.1.防雷：需按国家的规定对机房的设备进行接地，对进出机房的电力线，网络线需要加装防雷器。每年要按国家的规定对防雷设施及设备接地进行检测

6.1.2.2.防火：需按国家的规定在计算机机房进行消防设施的安装。消防报警及灭火设施要24小时工作。设施每年要按国家规定对消防报警及灭火设施进行检测

6.1.2.3.防水：要经常检查机房的防漏水情况，空调、门窗及屋顶。6.1.2.4.防盗：严格机房进出管理，门禁要24*7小时工作，严格执行进出机房的登记制度、严格执行进出机房不得携带其他物品的规定

6.1.2.5.防虫害：经常检查机房的顶棚上和地板下的封闭情况。不得在机房内存放食品，不得在机房内堆放杂物。

6.2.网络运行安全管理

6.2.1.对涉密网和内部办公网要与INTERNET网物理隔离，所用服务器要安装在屏蔽机柜内，网络线、网络插座、插头都要屏蔽。

6.2.2.对INTERNET网的进口要加装防火墙，如必要可装多级防火墙。防火墙的设置要经常根据需要进行调整以防入侵。

6.2.3.对所有服务器要安装防病毒软件，要经常对防病毒软件进行升级。经常对计算机病毒进行检测。

6.3.系统设备安全管理

6.3.1.进入机房不得带拷贝工具和便携机

6.3.2.机房内所有服务器应设有开机密码、系统登陆密码

6.3.3.机房内所有服务器都应设有带密码的屏幕保护

6.3.4.网管人员操作后应将服务器处于锁定状态

6.3.5.非网管人员不得私自操作任何服务器

6.4.认真遵守国家的各项保密制度

6.4.1.严格遵守党和国家的保密制度。有关打印结果、存储介质及原始数据必须有本人保管。带有密级的媒体应及时锁入保险柜中，收、发要登记。定期集中销毁废弃的涉密纸、物。

6.4.2.需要于正常工作日、时之外使用机房加班的人员，应得到主管处领导的批准，并向运行值班人员办理登记手续。机房的值班人员必须同时在长陪同 6.4.3.严禁与机房工作无关的人员进入机房

6.4.4.非机房工作人员在机房工作是必须有机房值班人员陪同 6.4.5.机房内各类服务器应由专人分类管理

6.4.6.建立设备、资料责任制。

7.附则

7.1.本管理办法由自发布之日起执行。

计算机系统管理办法

为保证风电场生产办公用计算机设备本身和计算机网络系统的安全稳定运行，以及相关工作的正常开展,保证存储在计算机中的信息和数据不被破坏,防止操作系统程序及应用软件系统不被非法更改或破坏,特制定本办法,加强计算机系统管理。

一．监控系统计算机的管理

1．电站监控系统计算机除主管领导、系统管理员外，禁止任何人对此计算机的操作。查看、调用数据，须经当值值班长同意或授权。如遇变电站正常倒闸操作或事故处理，则由有权限进入该系统的操作人员，严格按《安规》、《运规》、《调规》及相关规定和要求进行操作。二．工程师站及办公用计算机的管理：

1．工程师站计算机有权限进入电站微机防误系统的操作人员，应严格按变电运行规定及规程要求在微机防误系统下，模拟操作及填写、上传、打印操作票。查看、填写当日发电日报表、月报表及相关数据，必须经当值值班长同意或授权，禁止打开、移动、删除计算机目录下的所有文件夹及文件，未经系统管理员批准，禁止进行数据拷贝或外来磁盘、光盘的插入和操作，严禁进行与工作无关的任何操作。

2．办公用计算机使用必须经当值值班长或系统管理员同意，并且详细登记、记录后方可使用。自己所建文件或文档必须归类到各自所属磁盘的文件夹内，不准将文档、文件或文件夹乱摆乱放，不得随意打开、移除、更改与自己无关的程序及文件。除上网向公司上传报表数据外，未经系统管理员同意或授权，不得上网做与公司报表无关的事。严禁更改计算机的所有设置，严禁安装和删除所有程序，严禁更改、删除、移动计算机内所有文件夹及文件，严禁外来磁盘以及光盘的插入和操作。

三.计算机数据管理：

每日接班人员，在接班前必须检查计算机设置有无改变，系统文件及程序有无丢失，计算机系统是否稳定。并且检查和核对前一日报表是否正确、完整，上报数据是否成功报出，公司月报表必须填写合格，打印后交由场领导审核批准后，方可上报电公司。四.附则

本管理办法由自发布之日起执行。

二次系统安全防护管理分级责任制

根据国家电力监管委员会相关文件精神，及国家关于电力企业二次系统安全防护管理规定的相关法律、规程，本着“谁主管谁负责，谁运营谁负责”的原则，制定XXX电站二次系统安全防护管理分级责任制。负责管理、审评及考核评估等工作。

一、二次系统安全防护管理组织机构

组长： 副组长： 组织成员：

二、二次系统安全防护管理责任

组长：为二次系统安全防护管理的主要负责人。负责审评相关的制度编写、签发；组织人员对二次系统安全防护的评估，制定评估计划；负责监督、考核各项规章制度的实施情况，必要时对各项规章制度进行修改。负责组织对二次系统突发事故及安全隐患的处理、指挥，二次系统安全防护应急机制的启动。

副组长：二次系统安全防护日常管理，是二次系统安全防护管理的执行人。负责相关的制度编写，对二次系统安全防护制度的评估、考核；负责对设备的监管、故障及突发事故的调查、处理的指挥、救援及设备定期检修维护等工作；负责组织员工二次系统安全防护的培训，制定培训计划，提交整改建议。

组织成员：二次系统安全防护日常管理工作的具体执行者。负责各项相关制度的具体实施，机房值班制度具体实施情况的监管、考评；负责组织对网络运行设备的巡视，发现问题、缺陷及故障隐患必须及时向上级主管领导汇报，负责对突发事件的判定及时汇报；机房日常管理工作及各项规章制度的具体组织实施等。三.附则

本管理办法由自发布之日起执行。

二次系统安全联合防护应急预案

一、目的

为提高电力二次系统的安全防护水平，保证电力系统的安全稳定运行，有效防止、控制大唐通辽新能源有限责任公司生产大区二次系统由于遭到黑客、恶意代码攻击及其他人为破坏时造成重大损失及系统瘫痪，缩小故障时的故障范围。本着“安全第一，预防为主”的原则，根据《电力二次系统防护规定》及《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定》，制定XXX电站二次系统安全联合防护应急预案。

二、指挥机构职责及分工

1、指挥机构：

组长： 副组长： 组织成员：

2、指挥机构职责

1）指挥领导小组：负责应急预案的制订、修订，组建应急专业指挥队伍，组织实施和演练;检查监督做为重大事故的预防措施和应急的各项准备工作。

2）领导小组：发生事故时，发布和解除应急救援命令、信号;组织指挥救援队伍实施救援行动;向上级和地调有关主管部门汇报事故情况，配合地调及省调相关部门做好应急处理，必要时向公安机关报案、求助;组织事后的事故调查、分析，总结应急救援工作经验教训。3）领导小组人员分工

组长：负责事故发生时现场总指挥职责，安排组织人员配合地调及省调相关部门处理事故，防止事故进一步扩大;负责组织对事故的调查和向上级主管部门汇报工作，批准所采取的纠正预防措施;

副组长：协助组长负责应急事故处理的具体工作;

组织成员：负责组织人员根据实际情况对事故做应急处理，努力控制、制止事故蔓延，防止因事故扩大而造成电网瘫痪或波及其他上网设备，现场组织人员恢复故障系统，实时向上级报告故障蔓延情况及控制恢复情况。做好事故后的调查报告及总结。

三、应急预案

假设发电厂生产区二次系统突然出现不明原因故障，现场值班长应保持冷静，现场其他值班人员应当保持头脑清醒，迅速向上级领导报告,并迅速采取以下应急措施：

1、迅速查找故障原因，判断故障是外部入侵还是内部人为误操作引起，若是内部人为误操作引起马上组织恢复正常工作状态，并上报应急领导小组。根据实际情况通过应急领导小组考虑是否上报上级调度。

2、若是确定故障原因是由于外部入侵造成时，除做好上诉工作外，应及时与上级调度报告紧急状态，考虑是否应断开网路改用外部通信设施进行系统监控，防止扩大事故范围从而引起整个电网的瘫痪。

3、做好本系统内其他设备的隔离工作，缩小故障范围，并应及时与周边的上网设备进行联系，请求同时做好防范工作，并协助配合对本系统进行监控、协调与救援帮助。

4、必要时及时报警（拨打110），请公安机关介入协助应急救援工作。

5、在故障被控制后，对所管辖的设备进行检查，并立即组织人员进行系统恢复，力争在最短的时间内把故障消除恢复正常运行。

6、做好事后的故障调查工作，分析、总结故障原因，在最短的时间内提交防范整改措施，做好整改计划并立即实施。组织加大监控力度防止二次攻击，并做好应对二次攻击的战略计划。

7、及时将事故的调查报告、损失情况、处理结果上报给相关的领导及相关部门。

四、预防措施

1、严格执行二次系统安全防护的各项规章制度，对设备进行定期检查，发现隐患及时处理。

2、对系统资料进行备份并指派专人进行保管，定期进行安全评估，做到有备无患。

3）定期组织二次系统安全防护培训，提高员工的防范认识，做到防患于未然。

五、附则

本管理办法由自发布之日起执行。

电力二次系统安全评估制度

为提高电力二次系统的安全防护水平，保证电力系统的安全稳定运行，有效防止、控制电站生产大区二次系统遭到黑客、恶意代码攻击及其他人为破坏而造成重大损失及系统瘫痪，缩小故障时的故障范围。本着“安全第一，预防为主”的原则，防范与未然，特制定二次系统安全评估制度。一、二次系统安全评估采取以自评估为主、联合评估为辅的方式，将安全评估纳入电力系统安全评价体系，掌握基本的评估技术和方法。

二、二次系统在投运前、升级改造之后必须进行安全评估。

三、对已投入运行的系统，根据国家及国家电力监管委员会，关于电力二次系统安全评估的相关规定，进行定期安全评估。

四、对于电力监控系统，根据国家及国家电力监管委员会，关于电力二次系统安全评估的相关规定，每年进行一次安全评估。评估方案及结果应及时向上级主管部门汇报、备案。

五、参与评估的机构及人员必须稳定、可靠、可控，并与大唐通辽新能源有限公司签署长期保密协议。

六、对电力生产大区安全评估的所有记录、数据、结果等均不得以任何形式携带出电站，并按国家有关要求做好保密工作。

七、电力二次系统安全评估必须严格控制实施风险，确保评估工作不影响电力二次系统的安全稳定运行。

八、评估前应根据国家及国家电力监管委员会，关于电力二次系统安全评估的相关规定，制定相应的应急预案，实施过程应符合电力二次系统的相关管理规定。

九、附则

本管理办法由自发布之日起执行。

第四篇：安防监控在治安保卫工作中的重要性

新时期治安保卫、防恐工作中 技术防范效能作用发挥的重要性

企业事业单位内部治安保卫，是指企业事业单位维护本单位内部治安秩序的活动，是保护单位内的人身安全、财产安全，维护单位的工作、生产、教学等秩序。其工作内涵是：

（一）开展治安防范宣传教育，并落实本单位的内部治安保卫制度和治安防范措施；

（二）根据需要，检查进入本单位人员的证件，登记出入的物品和车辆；

（三）在单位范围内进行治安防范巡逻和检查，建立巡逻、检查和治安隐患整改记录；

（四）维护单位内部的治安秩序，制止发生在本单位的违法行为，对难以制止的违法行为以及发生的治安案件、涉嫌刑事犯罪案件应当立即报警，并采取措施保护现场，配合公安机关的侦查、处臵工作；

（五）督促落实单位内部治安防范设施的建设和维护。

恐怖暴力活动，是指某些政治集团、组织或个体为实现其政治主张或泄私愤，使用爆炸、纵火、暗杀、绑架和劫持人质等严重暴力手段，滥杀无辜、报复社会，造成不特定人群的心理恐慌，严重危害公共安全的犯罪行为。此外，一些严重刑事犯罪分子使用爆炸、投毒、暗杀等手段进行的严重暴力犯罪活动也是恐怖活动的主要表现形式。

炼化企业属于技术密集,大量存在高温高压、易燃易爆、有毒有害等高危险的行业。XX炼油化工总厂于XXXX年建厂，是我国最早的石油加工工厂之一，发生问题将造成严重的危害，并带来极大的负面政治影响。企业的特点和生产的特点，要求必须高标准、高质量、全方位、全时段的完成好治安保卫及防恐工作，杜绝治安灾害事故、破坏和恐怖袭击事件的发生。炼化总厂偏远的地理位臵、周边复杂的社情、14个一级生产要害、7个甘肃省级易遭恐怖袭击部位、治安保卫人员构成的不合理等等，增加了治安保卫及防恐工作的工作的难度和发生问题的可能性。

现今的治安保卫、防恐工作，防范是重点。在犯罪日益科技化、智能化的情况下,传统意义上的物防、人防、群防群治已明显地暴露出它的局限性和不足，依靠科技强保、科技创安，向科技要稳定,向科技要安全,加大技术防范力度和密度，实现治安防范、防恐工作科技化，走依靠科技进步、提高科技含量的内涵式发展道路,用科技手段推动治安保卫、防恐工作，已成为当今企业治安保卫、防恐工作发展的主流和方向。加大企业内部防控网建设，形成治安防范、防恐的网络化，加大技术防范力度,提高治安防范、防恐能力，在治安防范、防恐工作中，最大限度、尽最大可能地使用高新科技手段 ,最有效地预防和打击犯罪，成为做好企业治安保卫工强有力的手段。治安防范如果没有技防作保障并充分发挥其效能作用,治安保卫、防恐工作不可能有效提高，作用不可能有效发挥，工作不可能做好。

闭路电视监控防范系统通过摄像机及其辅助设备（镜头、云台等），直接观察被监视场所的情况，能实时、直观、真实地反映被监视控制对象的画面，同时可以把监视场所的情况进行同步录像，由于它具有只需一人在控制中心操作就可观察许多区域，并能远距离观察的独特功能，已被广泛运用于技术防范之中，成为当今技术防范的主要手段和必须手段。闭路电视监控防范系统是一种先进的、防范能力极强的综合系统，其除了能自己单独发生作用外，还可以与其他防范系统、防范手段和防范措施实现联动，从而提高防范整体能力，在技术防范中有着举足轻重的作用。XXXX年我厂投入130多万元，建成治安保卫电视监控系统并投入使用，厂区周届、油库周界设有41个监控点，重点目标、周届实现了24小时视频监视。XXXX年厂区扩建，扩建区域的电视监控被列入扩建计划，扩建区域新增6个监控点并融入到治安保卫电视监控系统中，保证了治安保卫电视监控系统对厂区的全覆盖和系统的完善。治安保卫电视监控系统的建立和使用，降低了治安保卫工作的难度，减轻了人员的工作强度，解决了无法全时监控、雨雪天无法用车进行巡逻等问题，有效提高了治安保卫工作的工作效率、工作质量和工作能力，提升了各类案件、事件的快速处臵能力，减少了各类案件、事件的发生可能性。用好治安保卫电视监控系统，充分发挥出其优势和效能，已成为做好新时期治安保卫、防恐工作的必要要素，直接关系到治安保卫、防恐工作得好坏。

用好治安保卫电视监控系统，充分发挥出其优势和效能要做好如下几点：

一、完善制度建设，强化执行管理

中国有句俗话：没有规矩，不成方圆，其意思就是说，没有规则（即制度）的约束，人类的行为就会陷入混乱。要想治安保卫监控系统发挥效能，首先要制定相应的操作程序、管理制度，并随时根据需要和工作实际进行修订，以保证其合理性、适用性和可操作性。制度是实现目标的有力措施和手段，有了制度才能谈管理，有了制度管理才有依据，管理才能有章可循。制定的制度要确定管理内容、明确职责任务、细化管理流程、提高可操作性和适应性，为制度执行打下良好的基础。其次是执行制度，制度的生命力在于执行，从某种意义上说，不能严格执行比没有制度更糟糕，执行制度要提高执行力，在严格细致上做文章，严格按制度落实责任，按制度管理工作内容，按制度管理工作流程，将制度落实到日常工作实际中，落实到工作细节中，落实到业绩考核中，用制度的执行保证工作的正常高效运行。

二、技能需求式培训，保障日常运行

人在任何系统里都是不可缺少和不容忽视的，治安保卫电视监控系统同样也离不开人的操作和观察，其最终目标的实现必须依靠人来完成。人员的技能素质是系统日常运行的保障，操作技能的掌握程度直接关系到系统的日常运行，要发挥系统优势和效能，必须进行人员技能培训。培训目标应达到操作熟练，功能运用全面；培训内容应遵循满足需求，先基本后深入，由简到繁至全面掌握的原则；培训人员要覆盖到全部操作人员和所有相关人员。

三、做好日常维护，确保全时正常运行

日常维护对一个系统的全时正常运行是必不可少的，日常维护跟不上、做不好，势必故障不断，设备损坏率提高，使用寿命缩短，系统的效能发挥将大打折扣，甚至成为摆设。做好日常维护，思想上要重视，管理要跟上，要有计划性的、完备的设备维护实施方案，要舍得投入必要的人力、物力、财力，维护要全面，对前端摄像系统、视频传输系统、视频控制系统、视频显示和记录系统都要维护，维护要定期和不定期相结合，维护要有重点，易发生问题、易损坏的部分要加强维护，防止和减少问题的发生，有问题要做到及时解决，雨雪天后要及时清洁前端摄像系统，确保效能的发挥。

四、物尽其用，力争效能最大化

电视监控系统，是一种功能全面、技术先进、防范能力极强的综合系统。效能最大化，就要根据其功能，利用其特点，充分发挥优势。选择的监控点要系统功能满足，全面与重点相结合，覆盖时段要24小时全时段，覆盖范围要尽可能全方位，监控点要合理，符合实际情况，满足监控要求。监控到异常，要立即进行相应的处臵，异常情况资料要及时调取并留存备查。有相应的应急预案，预案要有针对性、适用性和可操作性，紧急情况启动预案，有条不紊的应对、处臵紧急情况。

五、完善现有系统，保证技术先进性和功能的适用性

炼化总厂治安保卫电视监控系统设计之初，已将系统具有预备容量的扩充与升级换代的可能考虑在其中，以满足发展的需要。系统的建立不可能尽善尽美，要根据实际运行所暴露出的不足，针对不足有重点、有计划的不断完善系统，要根据监控的盲区以及监控范围、目标的变化，按照实际需要进行系统的调整、扩容，要根据设备使用的寿命，技术的发展，实际情况的不断变化，进行系统更新，从而保证系统的适应性和技术的先进行，确保效能的长期高效发挥。

六、多系统联动，不断开发新功能

孤立的系统，满足需求是片面的，其功能是单一的，作用发挥是有限的。多系统联动，能实现功效多元化、立体化，能满足多方面的需求，能最大化效能。多系统联动，要考虑现有各系统的融合联动，还要考虑现有系统和新建系统的融合联动，通过系统和系统的融合联动，扩展各系统的功效，最大化各系统的功效，满足更广泛的需求。

以上是我对新时期治安保卫、防恐工作中技术防范效能作用发挥的重要性的一点看法和认识，有不当之处请予指正。

XXXX年XX月XX日

第五篇：光伏风电工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 —彭苏彪（工程总监）

工程项目建设管理控制程序

设备监造及设备验收 / 7 工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 —彭苏彪（工程总监）

目录

设备监造和性能验收试验.......................................................................................................3 1.1.监造与检验...............................................................................................................3 1.2.催交、催运与现场检验...........................................................................................5 1.3.检验、试验和验收...................................................................................................6 1.4.清退出场...................................................................................................................6 / 7 工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 华电—彭苏彪 设备监造和性能验收试验

1.1.监造与检验

在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中，不论工作地在何处，承包方均应委托有资质和业绩的监造分包方，根据最新版的《电力设备监造技术导则》以及相应技术规范中规定的内容、方式和监造项对合同工程的设备进行监造。

分包方监造分包方配备与合同工程的总监造工程师、专业监造师的资质、业绩和数量应满足合同工程设备监造的需要。在监造服务合同签订后，监造工作开展前，承包方应将总监造工程师及监造机构其他监造人员的履历报送监理工程师、发包方审核备案。

承包方应将分包方监造分包方编制的《设备监造规划》报监理工程师审查，发包方审批。承包方应将《设备监造实施细则》和《质量控制计划》报监理工程师审批，发包方备案。《质量控制计划》中的质量见证项目应不少于《电力设备监造技术导则》中下表的要求。

承包方应监督、检查并确保分包方监造分包方履行以下的职责和义务： ⑴ 熟悉合同设备的图纸、技术标准、制造工艺和检验、试验方法及质量标准；

⑵ 审查确认制造单位提交的工艺方案是否符合合同中技术协议要求；

⑶ 审查确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备订货合同的要求。

⑷ 审查确认制造单位及其主要分包单位的质量管理体系和实际生产能力是否满足设备供货合同的要求。

⑸ 审查确认制造单位特种作业人员、关键工序操作人员和主要检验、试验人员的上岗资质是否满足设备质量要求。

⑹ 审查确认制造单位的检验、试验设备是否满足设备生产过程检验和各项试验的要求。

⑺ 查验制造单位的装配场地和整机试验场地的环境是否满足设备质量的要求。⑻ 审查确认制造单位对合同设备拟采用的新技术、新工艺、新材料的鉴定书和试验报告，并通知承包方。

⑼ 查验制造单位提供的原材料、外购件、外协件、配套件、元器件、标准件、毛坯铸锻件的材质证明书、合格证等质量证明文件，符合要求的，予以签认，并在制造过程中做好/ 7 工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 华电—彭苏彪

跟踪记录。

⑽ 对设备制造过程进行监督和抽查，深入生产场地对所监造设备进行巡回检查，对主要及关鍵零部件的制造质量和制造工序进行检查、拍照并予以确认。

⑾ 按制造单位检验计划和相应标准、规范的要求，监督设备制造过程的检验工作，并对检验结果进行确认。如发现检验结果不符合规定，及时通知制造单位进行整改、返工或返修；对当场无法处理的质量问题，监造人员应书面通知制造单位，要求暂停该部件转入下道工序或出厂，并要求制造单位处理；在以上过程中均要做好相应记录。当发现重大质量问题时，应及时通知承包方并提交书面报告。

⑿ 参加制造单位的试组装、总装配和整机试验、出厂试验，对装配和试验结果签署意见。

⒀ 检查制造单位对设备采取的防护和包装措施是否符合《设备订货合同》的要求，相关的随机文件、装箱单和附件是否齐全，在确认后签发发运证书。

⒁ 审核设备制造单位根据《设备订货合同》的约定提交的进度付款单，提出审核意见。⒂ 在设备制造期间，按日、周、月向承包方提供监造工作简报，简报中需附有当日关键点相片，相片右下角需有当日日期。通报设备在制造过程中加工、试验、总装以及生产进度等情况。

⒃ 根据承包方和制造单位共同商定的监造项目，按设备制造进度到现场进行监检，对存在问题及处理结果，定期向承包方以书面形式报告。

⒄ 如发生分包方监造分包方无法控制的质量及进度偏差，需不超过2个工作日向承包方作出口头及书面说明。

⒅ 设备监造工作结束后，编写设备监造工作总结，整理监造工作的有关资料、记录等文件，并提交给承包方。

⒆ 设备出厂试验报告须有分包方监造分包方书面签字，当设备不符合出厂条件时，分包方有义务阻止设备出厂，并口头及书面向承包方做出声明。

⒇ 分包方监造分包方，有义务签署设备质量验收单及设备放行单。

承包方应将分包方监造分包方提交的工作简报、鉴定结果、试验报告、存在的质量、进度问题及处理结果、设备监造工作总结、设备质量验收单及设备放行单整理后报告监理工程师和发包方。在合同工程竣工时将《电力设备监造技术导则》规定监造单位应向委托人提交的全部监造资料整理经监理工程师审查后移交发包方。

在合同规定要提供的所有主要设备、主要辅助设备和关键材料的制造、加工和准备过程中,关键的监造、检测、试验活动，承包方应及时通知发包方派代表参加。发包方有权对监/ 7 工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 华电—彭苏彪

造、检测、试验的结果提出异议，并要求再次检测或试验；同时发包方有权要求对存在质量问题的设备和材料进行整改或更换，由此发生的所有费用由承包方承担。

每当上述在制物件准备就绪、有待进行包装、覆盖或掩蔽之前，承包方应及时通知发包方代表。发包方代表应按时参加上述物件的检验、检查、测量或试验，不得无故拖延；或通知承包方说明无需进行上述工作。如果承包方未按上述要求发出通知，当发包方代表提出要求时，承包方就应除去上述在制物件上的覆盖物，随后再将其恢复原状，在以上过程中均要做好相应记录。

1.2.催交、催运与现场检验

承包方应当负责所有设备材料的催交、催运直至运抵项目现场。

承包方应要求分包方及供货商同意监理工程师检验任何运抵现场供货内容。对监理工程师在检验过程中提出的任何异议承包方应立即进行核查，采取必要措施全面正确地履行其合同义务，并将采取的措施通知监理工程师并及时以口头及书面形式告知发包方

承包方应执行合同及相应技术规范规定的所有检验和试验，相应检验方法和检验机构应满足技术规范要求,完成检验后向发包方提供检验或试验报告。承包方或其供货商或分包方应在执行任何检验或试验前5天书面通知监理工程师检验或试验的地点和时间。如果承包方未能发出此类通知，监理工程师有权不认可检验或试验的结果，并要求承包方重新检验或试验。如果承包方拒绝进行重新检验或试验，发包方有权自行或聘请第三方重新检验或试验，不论结果是否合格，所需费用均由承包方承担。

当承包方拒不理会监理工程师提出的质量及进度偏差。监理工程师有权直接向发包方发出预警。承包方将对此作出书面说明。

发包方可要求承包方对进入现场的设备、材料进行任何附加检验，或重新检验。如果附加或重新检验表明，结果不符合合同要求，不管合同有何其它规定，承包方不能将该批检验过的设备、材料用于合同工程，附加或重新试验的费用由承包方承担。如果附加或重新检验结果符合合同要求，由发包方承担附加或重新检验的费用。如果承包方执行监理工程师的指示进行附加或重新检验，使承包方遭受损失或合同工程已或将延误，且附加或重新检验的结果表明，检验过的设备、材料符合合同要求。

如果分包方或供货商未能及时、正确地履行上述合同义务，监理工程师有权拒绝接收分包方或供货商的供货或提供的服务。

承包方应当遵守中国相关法律和法规进行设备、材料强制性检验、试验、检测等要求。/ 7 工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 华电—彭苏彪

1.3.检验、试验和验收

应按本规范对承包方提供的设备进行检验和试验。工厂检验和试验、现场检验和试验（含调试）及验收试验是三个不同的阶段。对材料及制造工艺进行检验，通过试验证实各设备的性能，而验收试验则指通过最终全面运行证明其性能和保证值。

业主将按最新版的约定的性能验收规范来接收整套光伏发电系统。

承包方应编制设备和材料的试验工作计划，安排所有设备、材料按规程、规范要求应进行的任何现场试验的时间和试验方案，报监理方审核，发包方代表批准。承包方应提供足够的具有相应资格和经验的职员进行合同所规定的各项现场试验，并负责准备试验所需的技术文件、装备、仪器、工具、燃料、水电与材料等消耗品。

如果需要发包方代表及监理工程师到场的试验，则承包方应提前72小时通知发包方代表及监理工程师，如发包方代表及监理工程师未在通知的时间和地点到场，则除非发包方代表或监理工程师另有指令，否则，承包方就可开始进行规定的试验。

承包方应及时将正式的试验报告提交监理工程师及发包方代表。无论发包方代表及监理工程师是否参加了试验，检验或试验的准确性及正确性，仍由承包方负责，不解除承包方的任何义务或职责。

发包方可要求承包方附加任何检验，或重新试验。如果附加或重新试验表明，结果不符合合同技术协议要求，承包方则应立即组织更换或修复缺陷，并保证上述被更换或修复的项目符合合同技术协议规定；附加检验，或重新试验所产生的费用均由承包方承担。如果附加或重新试验结果符合合同技术协议要求，附加或重新试验的费用由发包方承担。以上过程中均应有相关的记录文件。

合同规定的由承包方承担试验之外的其他试验，承包方应负责提供为进行试验所必需的所有文件和其他资料，还应提供为有效进行上述试验所需要的协助。

1.4.清退出场

如果发包方代表或监理工程师根据检验、检查或试验结果判定，其工程设备、材料、设计或加工成品或半成品质量不合格或不符合合同及技术协议的规定，且是无法通过修复达到符合合同及技术协议规定的，则发包方代表或监理工程师有权发出通知要求承包方将上述工程设备、材料、加工成品或半成品，立即运离现场，并说明清退出场的理由。承包方则应立即组织清退并更换，并保证上述被更换物资符合合同及技术协议规定。/ 7 工程项目建设管理控制程序---设备监造及设备验收

编辑批准 华电—彭苏彪

1.5.设备监造和性能验收试验的范围

承包方设备监造的范围包括但不限于主变压器、箱变。设备性能验收的范围包括且不限于主变压器、箱变、汇流箱。

1.6.设备监造和性能验收试验的标准

监造及性能验收要求为设备合同相应技术协议要求，发包方有权根据项目情况以及承包方所选择的设备厂家数量以及设备数量，对抽检方式等进行调整。/ 7