北极星电力网获悉，近日《西北电力系统安全分析报告(2016年)》发布，其中详细介绍供热机组、自备电厂数量不断增加使调峰日益困难、周密部署煤电超低排放和节能改造工作等情况，以下为报告全文：
西北电力系统安全分析报告
(2016年)
(简化版)
西北能源监管局
甘肃能源监管办
新疆能源监管办
2016年2月
引 言
为保障2016年西北电力系统安全稳定运行，按照国家能源局安全监管目标导向、问题导向的要求，西北能源监管局会同甘肃、新疆能源监管办组织编写了《2016年西北电力系统安全分析报告》。
《报告》从西北区域电网网架结构、重要输电通道及断面、调峰调频调压、主设备、二次系统、电网运行外部环境、电网运行管理、电力生产安全管理、电力建设安全管理、应急管理等10个方面逐项深入分析，指出了目前存在的38类主要安全风险和突出问题。在此基础上，提出了监管意见，指导系统内各单位整体把握行业安全状况，有针对性地做好全年安全生产工作。
2016年，系统内各单位要按照国家能源局和地方政府统一部署，强化责任落实，扎实做好电力安全生产各项工作。对《报告》披露的风险和问题，要结合本单位实际，对照梳理，开展排查，制定具体治理措施，加强安全风险管控，严格落实闭环管理，全力维护电力系统安全稳定运行，确保“十三五”电力安全生产工作开好局，起好步。
2016年2月
第一部分 西北电力系统基本情况
一、系统基本情况
西北电网包括陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆五省(区)电网，电网覆盖地域广阔，东西、南北跨度大，供电面积达311.38万平方公里，约占全国陆地面积1/3。电网交流最高电压为750千伏，直流最高电压为±800千伏，区域发电装机容量约占全国1/8。
西北电网统调220千伏及以上降压变变电容量27524.8万千伏安，交流输电线路长度60909公里(1312条)。2015年，新增220千伏及以上降压变变电容量4321.3万千伏安，交流输电线路长度4648公里(127条)。
目前，电网形成了交直流电网混合运行，多通道、多方向、多落点的电力大规模外送格局，“大直流”、“大环网”、“大风电”、“大光伏”等特点突出，电网的结构和特性日趋复杂。
西北电力系统涉及生产运行的主要企业有：西北电网公司，陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆五省(区)电力公司，陕西省地方电力(集团)公司，以及新疆生产建设兵团、石油、水利系统所属供电公司等从事输供电业务企业;华能、大唐、华电、国电、中电投、神华发电集团公司在西北区域分公司，五省(区)能源投资公司、地方发电公司，以及新疆生产建设兵团、石油、水利系统所属发电厂、统调独立发电厂等从事发电业务企业。
二、系统安全情况
(一)电力系统安全运行情况
2015年，西北区域电力系统安全运行平稳，未发生大面积停电电力安全事故，未发生电力系统水电站大坝垮坝，以及对社会造成较大影响的电力安全事件。
全年累计发生1起设备事故，同比增加1起。发生2起电力安全事件，同比减少5起。1起设备事故为三峡新能源金昌风电公司电力安全事故是根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》(国务院第599号令)规定，指电力生产或者电网运行过程中发生的影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的事件(包括热电厂发生的影响热力正常供应的事故)。
电力安全事件是根据《西北区域电力安全信息报送规定》，指未构成电力安全事故，但影响电力(热力)正常供应，或对电力系统安全稳定运行构成威胁，可能引发电力安全事故或造成较大社会影响的事件，或可能对电力企业、电力行业和国家安全造成危害的电力信息安全事件。
1台风机倒塔事故，经济损失962万元;2起电力安全事件均发生在陕西德源府谷电厂(2×60万千瓦)，该电厂通过单回500千伏线路接入华北电网，出线发生故障导致电厂对外全停，事件反映出单回线送出线路运行风险较高，故障对电厂机组运行带来较大安全隐患。
分析2016年系统安全运行形势，西北电网网架结构依然处于转型关键期，电网安全问题复杂，局部电网依然薄弱，系统安全运行风险高。特别是年内随着±800千伏灵绍直流外送通道投运和新能源发电持续大规模集中并网，电网运行控制难度将进一步增加。
(二)电力行业安全生产情况
2015年，西北区域电力行业未发生重大及以上电力人身伤亡事故。全年累计发生人身伤亡事故6起、死亡10人，同比事故起数持平，死亡人数增加2人。其中，一般事故5起、死亡6人，较大事故1起、死亡4人。6起事故均发生在发电企业，3起发生在生产领域，3起发生在建设领域;按事故原因划分，高空坠落1起，起重伤害2起，机械伤害1起，触电1起，坍塌1起;从事故过程看，5起与外包单位有关，3起为环保设施改造过程中发生。
分析事故得出：西北区域电力行业人身安全形势依然严峻，发电企业、外包队伍、环保改造工程安全管理存在突出问题，是主要薄弱环节。今年起，按照国务院要求，将全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作，改造过程中人身事故防范工作是重中之重。
(三)安全生产工作开展情况
2015年，西北电力系统各单位认真贯彻落实国家能源局、西北五省(区)政府关于加强安全生产工作的指示和要求，深化专项整治，排查治理隐患，全面加强安全生产和监督管理。
1.开展了电网风险管控、电力建设工程落实施工方案、电力建设工程质量、电力工控系统安全防护等专项行动，其中国家能源局在电网风险管控专项行动中对青海进行了驻点监管，在电力建设工程落实施工方案专项行动中对宁夏进行了重点督查。通过一系列扎实有效的措施，专项行动取得了较好的成效，未发生信息安全影响主网运行事件，电网运行持续平稳，行业安全生产形势整体稳定。
2.开展了电力行业安全生产大检查及“回头看”等活动，西北能源监管机构重点督查57家主要电力企业，发现问题800余项，责令停工2家施工现场。通过大检查，进一步完善了安全生产体系建设，落实了电力企业安全生产主体责任，健全了隐患排查治理机制，提高电力安全生产保障能力。
3. 开展了隐患排查治理工作，全年共排查发现一般隐患4781项，完成整改4576项，发现重大安全隐患4项，完成整改3项，累计落实整改资金7.13亿元。
4. 完成了电力迎峰度夏、度冬、防洪度汛、抗战胜利70周年纪念活动保电等重点工作，保证了区域电力安全生产和可靠供应。
第二部分 系统运行主要安全风险
一、电网网架结构方面
(一)网架结构依然处于转型关键期，电网安全问题复杂西北电网在2015年投运了4项重点工程和实施了4项电磁环网解环工程，750千伏主网架和局部网架有所加强。
目前，主网架依然处于从330千伏向750千伏转型的关键时期，电源和网架均处于快速发展阶段，电网同步稳定、电压稳定、频率稳定及热稳定等问题依然存在，且交互影响，运行控制策略复杂，耦合度高;2016年随着±800千伏灵绍直流外送通道投运，外送规模进一步扩大，大容量直流输电通道送端交流电网支撑能力不足问题进一步凸显;新能源发电持续大规模集中投运，对主网调峰、调频、调压的压力进一步增大，电网运行控制难度不断增加。
(二)区域内远距离大规模送电特点未变，继续制约西北电网稳定水平
在2015年，新疆与西北联网通道情况未发生变化。 西北地区地理特点决定了西北电网独特的狭长结构，电气联系
相对薄弱。狭长的电网结构、能源分布与经济社会发展不均的格局决定了西北电网“长距离、大规模送电”的潮流输送特点，从而制约了西北主网稳定水平。
(三)新疆电网长链型网架结构带来电网运行稳定问题复杂 新疆电网在2015年提高了南疆电网送受电能力;乌昌750千伏电网环网运行，提高了供电可靠性和电网送电能力。
目前，新疆电网仍处于750千伏骨干电网建设过渡期，220千伏、110千伏各级电网协调发展的局面，长链型网架结构未根本改变，且将长期存在，不能较好的承载将串珠型电源汇集的电力远距离传输转供、大规模疆电外送、新能源大规模投产、电网规模升级及负荷密集接入等需要，电网安全稳定运行面临较多问题。
(四)电磁环网结构下电网稳定、短路电流问题仍然突出
西北电网在2015年已实现部分地区电磁环网解环、部分解环或分片运行，优化了电网结构，释放了电网输送能力，降低了短路电流水平。
目前，网内仍存在多个750/330、750/220千伏电磁环网。在电磁环网运行结构下，电网稳定问题突出，电网运行控制策略复杂。此外，电磁环网结构下短路电流问题也比较突出，严重制约了电网输送能力。
(五)局部电网网架结构薄弱，供电可靠性低
在2015年，甘肃电网提高了河西地区330千伏供电可靠性。新疆电网完善了吐哈地区电网结构。
目前，仍存在部分750千伏变电站单主变运行，局部电网750千伏单线联络情况，电网运行可靠性低。边远地区以330千伏及220千伏电网辐射型供电，N-1故障将引起局部电网解列，存在电网大面积停电风险。
二、重要输电通道及断面方面
(一)大容量外送直流通道送端交流电网支撑能力不足
目前，西北电网总体规模相对较小，大容量外送直流通道发生直流闭锁故障后，对送端电网形成大的冲击，存在电网频率稳定、功角稳定及电压稳定等问题，需依赖于安全稳定控制措施正确动作才能保证电网安全稳定运行。
(二)新疆与西北联网通道在严重故障下稳定问题突出
目前，联网通道是新疆外送的主要交流通道，也是酒泉风电、河西光伏、海西光伏等新能源送出的主要通道，并为天中直流、柴拉直流送端提供网架支撑。联网通道在严重故障下功角稳定、电压稳定、频率稳定等各类稳定问题突出。
(三)部分省际、省内主要断面受稳定问题制约电网输送能力
目前，750千伏主网架已延伸至各省(区)内部，部分省际、省内主要交流通道还存在电磁环网运行，运行控制复杂，750千伏线路严重故障后存在热稳定、动态稳定问题;部分省(区)330千伏主要输送通道热稳定问题突出，输电断面卡脖子造成电网运行困难。
(四)大部分主力电源送出通道安全运行可靠性较低
西北电网在2015年主力电厂接入系统未有大的变化。 目前，大部分主力发电厂通过单回线路或同杆双回线路接入电网，其送出线路发生N-1或同杆双回N-2故障后，将导致系统损失较大出力，系统频率存在越限风险，部分情况还需采取稳控措施。
三、调峰调频调压方面
(一)新能源比重不断增大对电网调峰带来较大压力
西北区域新能源发电装机5618.1万千瓦，占全网总装机比重为29.53%，远超过水电比重15.09%，主要集中接入在甘肃河西、青海海西、新疆哈密等地区。
由于新能源发电具有随机性强、难以准确预测等特点，且风电还有很强的反调峰特性，给电网开机方式安排和备用容量留取造成了较大困难。为保障新能源全额消纳，在光伏、风电大发期间部分省(区)电网需火电机组、水电机组深度调峰，负荷集中地区受电断面压力增大，在安排受电断面检修方式下若需同时保证新能源消纳，电网面临限负荷风险，电网运行方式安排极其困难。随着新能源比重未来不断扩大，电网调峰压力将进一步增大。
(二)供热机组、自备电厂数量不断增加使调峰日益困难
西北区域在2015年新增供热机组17台，装机容量499.5万千瓦;新增自备电厂机组5台，装机容量168万千瓦。
目前，随着越来越多热电联产机组以及企业建设自备电厂，供热机组和自备电厂数量不断增加，比重不断扩大，而一些供热机组、自备电厂执行调度指令不够严格，参与调峰、调压、调频积极性不高，深度不够，造成电网调峰能力不足。部分自备电厂设备运维水平较低，造成机组非计划停运频繁，也对电网安全稳定运行造成较大影响。
(三)网内局部地区电压控制困难
目前，主网分省(区)及分电压等级的感性、容性无功补偿度均满足标准要求，但局部地区电压控制问题仍然存在。部分地区在部分时段无功补偿不足，电压调整困难。新能源波动也会造成电压调整困难。部分地区低压网因无功补偿设备原因无法正常运行导致无功补偿不足。
(四)新能源集中并网地区机组大面积脱网风险仍然存在
由于新能源电力电子设备抗电压扰动能力较差，特别是风电汇集地区短路容量低，发生严重故障(送端三相短路、近区直流故障等)时，系统电压可能降低至额定电压20%以下，而超出风机耐受范围造成低压脱网，风机脱网后电压升高，若超出风机耐受高压范围又造成风机高压脱网，进而造成电压进一步升高，容易发生连锁反应，存在大规模脱网的可能性，以及进一步可能导致系统低频和近区设备过电压的风险。
四、重要输变电设备、机组运行方面
(一)部分重要输电通道设备重载，运行存在风险
西北电网在2015年重要输电通道设备重载情况未发生大的变化。
目前，甘肃河西、青海海西、新疆哈密等新能源发电基地并网规模大，增长迅速，而当地负荷水平低，电网相对薄弱，电量消纳需要大量外送，特别是在新能源大发期间，部分输变电设备重载、满载运行，安全裕度小，运行风险大。另外，当西北电网电力大规模外送时,直流送端的近区交流电网部分线路、主变也会出现重载情况。
(二)部分负荷中心线路、主变在大负荷期间重载，影响可靠供电
目前，大负荷时期，存在部分输变电设备重载，在N-1运行方式下可能过载。
(三)部分主要设备运行问题较多，存在安全隐患
分析近几年主要设备运行情况，存在一些330千伏以上主设备频繁发生故障，多次造成重要厂站发生母线及输电线路跳闸情况，给电网运行方式安排和运行控制带来困难。
五、二次系统方面
(一)安全稳定控制系统日趋复杂，对电网安全构成巨大风险 西北电网750千伏主网架还处于建设完善阶段，局部电网依然薄弱，许多联络线发生故障后，会导致大范围潮流转移，可能引发多种稳定问题，需要加装安全稳定控制系统保证系统安全，提高电力输送能力。但是安控装置数量大，装置涉及环节多、结构复杂、逻辑繁琐，对电网安全构成风险。
(二)网络与信息安全防护存在较大安全风险
目前，随着网络与信息技术在电力系统中的普遍应用，网络与信息安全防护存在较大安全风险。
(三)部分二次设备运行可靠性低
目前，西北电网仍有部分220千伏及以上变电站二次设备不满足“反措”要求，二次设备还存在故障率高、运行不稳定的情况。
六、电网运行外部环境方面
(一)自然灾害和恶劣气象是影响电网安全运行的突出外因 近年来，地震、泥石流等自然灾害和恶劣天气多发，而西北区域基本属于湿陷性黄土地貌，容易造成输电线路基础塌陷、配网线路倒杆断线，对电网、人身、设备安全造成影响。
(二)外力破坏造成电网、供电安全事件时有发生
目前，输电线路外部运行环境日趋复杂。各类公路、铁路、市政等基础设施大规模建设，造成钻越、跨越输电线路的工作点多、面广，违章施工、吊车(水泥罐车)碰线、异物短路等外力破坏故障频发;树线矛盾依然突出，城市内电缆盗割、野蛮施工损伤电缆等现象时有发生。
第三部分 安全生产管理主要问题
一、系统运行管理方面
(一)电网、电源建设不匹配带来系统安全运行压力较大
目前，网内电网、电源建设不匹配造成网架结构不合理，局部电网薄弱现象依然存在，对系统安全运行和可靠供电带来较大压力。
(二)电网安全风险管控工作有待深入
目前，部分电网企业开展风险管控工作缺乏系统性，易造成管控缺失。另外，少数发电企业局限认为电网风险管控仅是电网企业的工作，电源侧没有太大责任，未按照《电网安全风险管控办法》组织开展相关工作。
(三)电力二次系统运行管理水平有待提高
部分供电、发电企业对二次系统重视不够，二次专业人员配备不足，工作人员对智能二次设备的技术掌握不够，部分二次设备未按照规定开展检验或检测，部分运行二次设备的缺陷和隐患未得到及时处置。
(四)部分电力企业对网络与信息安全重视不够
目前，依然存在部分电力企业对网络与信息安全认识不足、重视不够，存在网络与信息安全制度不健全、责任落实不到位、经费保障不到位等问题。
(五)网厂协调存在问题对电网运行带来风险
目前，一些地方开展机网协调工作效果不好，对涉网参数管理不规范，特别是对机组调速、励磁及PSS系统的基础参数、运行状态不掌握，辅机低电压穿越、进相能力等机组涉网性能达不到规定要求。
(六)用户涉网设备管理不到位对电网安全造成较大影响
目前，仍有部分电力大用户存在用电安全管理不到位、涉网设备运行维护不力、低压电器配置不合理、保安电源配置不符合电力行业标准等问题，用户内部电气设备故障时有发生，有些已对电网安全和其它用户安全可靠用电造成较大影响。
二、电力生产安全方面
(一)少数企业安全生产基础不牢固
目前，通过督查以及对发生的事故分析，仍存在少数电力企业负责人安全生产“红线”意识不够，安全生产责任体系不完善，对国家安全生产的法律法规执行不到位，对安全工作重部署、轻检查、不督导;内部还存在管理不规范、制度不健全、培训不到位、隐患排查治理不彻底问题，现场“三违”现象还比较严重，反映出安全生产基础依然薄弱。
(二)电力生产外包项目安全管理薄弱
目前，通过调研以及对发生的事故分析，近年来发电企业新厂新机制，人员编制少，大量的检修、煤场、脱硫、脱硝、除灰等工作以委托运营、特许经营或项目外委等形式外包，一些企业对外包单位和作业日常监督、检查不到位，未将其纳入企业整体安全管理体系。
(三)新能源电站安全管理问题较多
目前，部分新能源电站依然存在安全管理体系不健全、规章制度不完善、规程标准得不到有效落实、安全管理薄弱等问题。此外，由于缺少必要的安全培训，导致电站人员专业技能不熟悉、对电力行业安全生产工作不了解等问题突出。
三、电力建设安全方面
(一)部分项目参建单位安全生产责任未切实履行
目前，通过督查以及对发生的事故分析，部分参建单位对工程安全重视不够，未切实履行自身安全生产责任。部分电力工程建设项目以包代管，建设单位和监理单位对施工单位工程分包缺乏有效监督，甚至存在违规进行主体工程分包情况。
(二)工程建设施工方案落实不到位
部分建设工程开展电力建设工程落实施工方案专项行动不扎实，存在施工方案未按照规定进行技术交底或者交底针对性不强、特殊专项施工未编制施工方案、未进行论证审批、施工方案或作业指导书编制不严谨等问题。
(三)施工现场风险管理不完善，反“三违”工作不力
目前，部分建设工程重视主体工程安全风险，忽视临建、附属设施安全风险;重视施工区域安全风险，忽视周围施工环境对安全的影响，风险管理不完善;对现场立体交叉作业、深基坑以及高边坡作业和脚手架搭设(拆除)等特殊、危险作业把关不严，监护、验收和旁站监理落实不够。
四、电力应急管理方面
(一)部分电力企业应急预案编制不完善，演练开展不规范
目前，部分企业应急预案与关联单位应急预案衔接不够，缺乏系统性和整体性;现场处置方案存在针对性差、可操作性不强等问题;未建立应急预案评审制度，缺乏对预案分析和评估过程，预案持续改进的工作机制尚不健全;应急演练开展不规范，重演轻练，演练评估工作未落实到位。
(二)跨区输电通道应急管理与属地监管部门衔接不够
跨区输电通道生产管理涉及多家单位和专业部门，线路运维一般由经过省(区)电网企业所属检修公司运维负责，换流站运维一般由国网运行分公司或者所在省(区)电网企业负责，调度由国调中心负责，管理中存在突发事件应对与属地政府、监管部门联系不畅、未建立有效的应对协作机制。
(三)应对大面积停电的政企社会联动应急管理机制有待进一步健全完善
目前，大面积停电发生后可能引发交通、医疗、通信、供水等生命线工程陷入紊乱或停止运行，严重危害社会正常生产生活，而政府主导的政企社会联动有效应对大面积停电的应急管理机制还不够健全，缺少大面积停电联合演练，社会综合应急处置能力有待检验。
第四部分 监管意见
一、深化电网风险管控，全力保障电力系统安全稳定运行
(一)加强电网规划，加快薄弱电网的建设和改造
电网企业要加强重要输电通道及新能源发电送出通道的规划，加大和政府沟通，加快已建成的大容量输电通道配套补强工程的规划建设，提升电网输送能力和安全运行能力;加强薄弱电网的建设改造，特别要加强单线单变及迎峰度夏、度冬电网瓶颈的改造力度;深入研究局部电网存在的电磁环网情况严重、短路电流超标、调峰调频能力不足等问题，制定落实相应的风险管控措施，提升电网本质安全水平。
(二)深入开展电网安全风险管控，提升协同管控水平
电力企业要继续深入开展电网安全风险管控工作，不断建立健全全面覆盖、全程管控、高效协同的电网安全风险管控机制，探索完善高效的电网安全风险管控模式;深入研究电网安全风险识别标准，扎实开展运行方式分析，加强电网运行协调，统筹部署电网控制策略，有效落实电网风险控制措施。
(三)合理选用主要设备，加快存在隐患设备的专项治理
电力企业要结合近年电力主要设备和“家族”性缺陷设备暴露出的问题，强化设备设计选型，严把设备入网质量关，实现设备监造生产、采购、安装、调试的全过程质量控制，使其满足运行条件;针对部分地区高海拔、高湿度、重污秽等自然条件，实施差异化的设计和设备选型策略，加大对电力防灾技术研发的支持和投入力度，提升电力设备设施抵御自然灾害的能力。
(四)加强电力二次系统、网络与信息安全管理
电力企业应当加强针对继电保护和安全自动装置不正确动作、通信中断可能引发电网大面积停电的风险分析，认真梳理分析二次系统配置和策略，制定并组织落实风险各项控制措施，杜绝因二次系统拒动、误动导致重大安全事故。
(五)加强新能源、大用户及自备电厂并网管理
电网企业要严把新能源电站、大用户及自备电厂并网接入关口，加强涉网设备安全运行技术指导，定期开展涉网设备安全监督检查，及时发现和解决问题。调度机构要进一步强化调度管理，加强对涉网设备的监督管理。
(六)加强电网运行基础管理
电力企业要加强对设备安装调试、运行和检修管理，加强对重要电力设施的运行维护，严格落实设备预试定检、技改和反措。要加强厂网沟通协调，及时消除涉网安全隐患。要认真落实安全生产培训责任，切实开展人员安全技能和专业知识培训，加强班组建设，提升全员安全意识和业务素质。
二、夯实安全生产基础，有效推动电力行业依法治安和安全发展
(一)坚守安全红线，落实安全生产责任
电力企业要牢固树立安全生产红线意识，认真贯彻落实国家相关法律法规要求，建立完善“党政同责、一岗双责、齐抓共管”的安全生产责任体系，切实做到“五落实五到位”。要严格执行安全生产各项规章制度，加大安全生产考核力度，实行安全生产和重大事故风险“一票否决”，严格依据法律法规，加大安全事故查处和责任追究力度。推进电力行业安全生产诚信体系建设，建立健全安全生产诚信制度和“黑名单”制度，完善诚信激励和失信惩戒机制。
(二)进一步强化企业安全生产基础
电力企业要推进依法治安，深入宣传贯彻新《安全生产法》。继续加强隐患排查整治，牢固树立“隐患就是事故”的预防理念，建立完善的隐患排查治理体系，深化隐患源头治理。要加强对危险源安全监督管理，对查出的缺陷和隐患，要及时消缺和整治。要把安全培训纳入企业发展整体规划，足额列支安全培训经费，严格培
训制度，开展全员安全生产教育培训，做到企业主要负责人、安全管理人员和特殊作业人员必须经培训持证上岗，从业人员先培训后上岗。要继续做好电力行业安全生产标准化工作，提高企业安全管理水平。
(三)狠抓电力项目外包安全突出问题治理
电力企业要加强外包队伍安全管理。建立完善的外包队伍审查制度，杜绝安全管理差、施工力量薄弱或屡次发生人身伤亡事故的外包队伍参与施工作业。严厉打击超越资质范围承揽工程，挂靠、借用资质，违法分包和转包工程等不法行为。要加强劳务分包安全管理，将劳务派遣人员、临时用工纳入本企业统一安全管理体系，严格落实安全措施，加强作业现场检查。
三、强化建设专项整治，严防燃煤电厂环保改造工程人身伤亡事故
(一)周密部署煤电超低排放和节能改造工作
电力企业要认真贯彻落实国家能源局《关于贯彻国务院114次常务会议精神做好煤电超低排放和节能改造项目安全管理工作的通知》要求，提高思想认识，牢固树立生产场所任何工作人员均属厂内安全管理范围的理念，深入吸取以往超低排放改造事故教训，认真落实企业安全生产主体责任，切实加强设计招标、建设施工、安装调试等各环节安全管理，推动施工项目安全标准化建设，保障充足安全投入，全力保证超低排放和节能改造工作安全开展。
(二)继续深入推进电力建设工程落实施工方案专项行动
工程建设项目各单位要严格落实《电力建设工程施工安全监督管理办法》，继续深入推进“电力建设工程落实施工方案专项行动”，要重点抓好对2015年专项行动督查发现问题的整改，要结合工程特点编制施工安全技术规划、项目管理规划、项目施工组织设计和专项施工方案，对危险性较大的工程作业，应编制专项施工方案，并进行安全验证;危险性较大的分部分项工程实施前，应将专项施工方案转换成作业指导书。由技术负责人组织专项施工方案的编写人向参与施工作业的员工进行安全技术交底。
(三)做好改造项目风险预控，强化现场安全管理
电力企业要加强施工现场安全管理，采取风险分级管控、隐患排查治理双重预防性工作机制，突出对重要环节、关键部位、重点区域的安全管控，突出对有限空间作业、地质条件复杂区域作业、动火作业、高处或临边作业、线路停电或跨越作业防护措施等落实情况监管，加大现场“三违”现场查处和纠正力度，将“三违”作为未遂事故认真分析处理，按照“四不放过”原则对违章人员进行曝光、教育和处罚。
四、持续加强应急管理，着力提升应对电力突发事件应急处置能力
(一)进一步规范应急预案编制、演练工作
电力企业要按照国家能源局有关预案管理和编制导则要求，进一步规范应急预案编制工作，强化危险源辨识和风险分析，结合实际情况制定有针对性的应急预案和现场处置措施，注意与相关单位应急预案的衔接，建立上下贯通、多方联动的电力应急预案体系，并按规定开展应急预案的评审工作。要结合应急预案积极开展与其他企业、与地方政府相关部门的联合应急演练，建立政府与企业、企业与关联单位之间的应急联动机制，加强应急预案演练评估，并针对演练中发现的问题对预案提出修订意见。
(二)贯彻落实《国家大面积停电事件应急预案》
电力企业要切实加强组织领导，扎实有效地做好《预案》的贯彻落实工作。要强化衔接与联动，及时开展相关预案修编工作。要重点明确和落实监测预警、信息报告和电网抢修恢复、应急供电保障等各项措施。要及时向政府汇报，全面推进预案应急演练，建立长效机制，定期组织、广泛开展演练活动，切实提高预案的实效性、适用性和可操作性。
