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第1篇 电网调度规范化管理规定
1 范围
本标准规定了市电网调度各专业管理的内容与要求,适用于电网调度所涵盖的各专业管理。
2 规范性引用文件
电调[2005]968号 电网县级供电企业调度所规范化管理考核办法
3 职责
3.1 本标准的主管部门是供电有限公司调度所(简称县调)。
3.2 电力系统运行实行“统一调度,分级管理”的原则,县调在业务上服从福州电业局调度所的指挥。
4 管理内容及方法
4.1 调度运行管理
4.1.1 调度安全管理
4.1.1.1 工作中没有发生误调度事件。
4.1.1.2 严格遵守上级调度纪律,无违反调度纪律行为。制定并执行县调调度对象违反调度纪律考核规定。
4.1.1.3 有调度操作指令票管理规定;防止电网调度值班人员误操作规定;省公司两票实施细则。严格执行“两票三制”,两票格式规范、统一、内容正确,无安全隐患。定期进行两票检查、分析和讲评制度,两票合格率100%。开展调度员千项操作无差错奖励活动。4.1.1.4 应制订调度员岗位任职资格标准。调度员需持证上岗。制订且执行年度培训计划,并有培训和考试记录。每年进行《电力安全工作规程》、《调度规程》考试。
4.1.1.5 每季度开展一次反事故演习活动。每周召开一次安全日活动,进行运行分析和危险点预控,活动内容要有针对性。每月每人完成一篇书面事故预想和技术问答。发生事故后应有事故分析报告,对事故处理进行评价。
4.1.2 制度管理
4.1.2.1 调度台应具备省、地、县调调度规程;所辖变电站运行规程及事故处理规程。
4.1.2.2 设备异动单管理应按县网设备异动管理规定执行。
4.1.2.3 具备并执行调度运行岗位值班日常工作规定及运行交接班规定。调度记录实行微机化管理。
4.1.2.4 调度台应制定地调许可县调管辖设备等相关规定。
4.1.2.5 认真做好电网事故紧急限电和超电网供电能力限电的管理,制定方案报市政府批准,并按方案严格执行。
4.1.2.6 各变电站一次系统图完整,配备与生产运行实际相符的主网、配网及地理接线图。县调scada 系统一次系统接线图正确。
4.1.2.7 值班期间,使用调度规范用语并做好录音工作;录音设备齐全、性能完好、且音质清晰,录音需保存3个月。
4.1.2.8 应认真执行定值单流程管理,保证现场与调度台执行的定值单一致。
4.2 运行方式管理
4.2.1 运行管理
4.2.1.1 一次设备技术资料及参数管理:
4.2.1.1.1 应建立线路、主变、开关、刀闸、阻波器、ct等一次设备技术资料及设备参数申报、确认归档、异动通知等管理制度,设备台帐齐全,并实现计算机管理;
4.2.1.1.2 制定调度管辖范围内的线路长期允许载流量、主变长期及急救短时过载能力的规定,上调度台执行,并能在scada系统中告警显示。
4.2.1.2 设备检修管理:
4.2.1.2.1 建立并健全检修申请管理制度,停役申请单实行流程化管理,由部门领导审核后上调度台,并由调度员下达执行;
4.2.1.2.2 属地调许可设备停复或启动投产等工作时应严格按照《地调规程》有关规定向地调办理申请;
4.2.1.2.3 编制月度调度管辖范围内设备及线路检修计划,并经分管领导审批后执行。
4.2.1.3 新设备的启动投产管理:
4.2.1.3.1 在《调度规程》中应有县网新设备启动投产流程管理规定,并严格执行;
4.2.1.3.2 属地调许可范围的设备启动方案及启动申请应按《地调规程》有关规定提前上报地调。启动方案要有编制、审核、批准人。
4.2.1.4 负荷预测管理:
4.2.1.4.1 在scada系统中应设置网供负荷总加实时及负荷预测曲线;
4.2.1.4.2 严格按照地调下达的电网负荷预测管理办法,认真开展负荷预测工作;
4.2.1.4.3 应及时跟踪气象信息,并针对气候因素对本地区负荷变化的影响进行分析。
4.2.1.5 电容无功补偿容量配置按照国网公司《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》要求进行。
4.2.1.6 电压及网供功率因数管理:
4.2.1.6.1 在scada系统分别建立110kv/35kv主变分接头及电容补偿设备运行监控、网供功率因数一览表;
4.2.1.6.2 每年根据电网实际情况,设置电网电压考核点,每月对电压考核点的电压合格率进行统计、分析,提出存在问题及整改措施;
4.2.1.6.3 严格执行地调下达的无功电压及功率因数管理办法,结合电网实际情况,加强无功电压管理,提高电网功率因数水平;
4.2.1.6.4 加强avc管理,实现无功自动控制。
4.2.1.7 年度运行方式编制,应按地调编制年度运行方式规范要求编制电网年度运行方式,并经审核、批准后印发执行。
4.2.2 安全管理
4.2.2.1 严格执行专业管理规定,不发生因运行方式误安排或安全自动装置整定错误引发电网稳定破坏及非计划停电等事故。
4.2.2.2 电网安全自动装置的管理:
4.2.2.2.1 加强对电网的低频安全自动装置的管理,在加强装置投退管理的同时,应定期进行装置检验,不定期下现场检查装置运行情况,发现问题及时整改,并做好记录;
4.2.2.2.2 应保证安全自动装置切荷量满足要求。认真做好典型日低频装置投运率与切荷量的上报工作;
4.2.2.2.3 在scada系统中应建立安全自动装置投运情况一览表,建立低频减载各轮次和总切荷量实时信息显示。
4.2.2.3 根据电网实际情况有针对性地编制国家法定节假日及特殊期间电网保供电方案,经分管领导批准后上调度台执行。
4.3 继电保护管理
4.3.1 继电保护正确动作率达到100%;不发生保护拒动和”三误”情况。
4.3.2 应制定继电保护运行管理规定、保护整定规定和定值管理规定,具备装置检验管理规程、技术监督制度。
4.3.3 基建和技改等保护图纸齐全。
4.3.4 上级部门的继电保护反措文件齐全,并针对反措文件制定本部门的反措落实计划;对于已达运行年限的保护设备应制定技改计划进行更换。
4.3.5 继电保护装置检验完成率100%;基建工程和运行设备检验项目完整规范;检验报告资料齐全。
4.3.6 继电保护定值单规范、管理完善,并认真执行定值单核对制度和地调边界定值限额;有完整的保护计算稿(可为计算机文档);设备参数齐全准确,按年度修编制定所辖电网继电保护整定方案。
4.3.7 保护专业人员配置齐全,责任制落实:按要求向省公司上报月保护动作统计报表和保护运行年报、半年报。
4.3.8 继电保护部门对调度有关专业人员和所辖范围变电站运行人员每年进行专项培训。
4.4 调度自动化管理
4.4.1 安全管理
4.4.1.1 不发生事故、未遂事故、障碍。
4.4.1.2 系统要有备份资料和黑启动方案及应急方案。
4.4.1.3 要配制一定容量的ups电源;机房接地电阻≤0.5ω (技术鉴定书为准);远动通道、电源、rtu应有防雷装置;机房要保持整洁。
4.4.2 运行管理
4.4.2.1 自动化系统(scada)应通过实用化验收,每三年复查一次并合格。
4.4.2.2 自动化运行指标应满足:远动装置可用率应≥99%;电网事故时遥信动作正确率100%;县负荷总加完成率≥95%;计算机(双机)可用率100%;调度自动化系统平均可用率≥95%;调度日报合率≥96%;县调转发地调通道月可用率≥98%。
4.4.3 专业管理
4.4.3.1 自动化管理中应有运行值班记录、缺陷处理记录、软件修改记录、ups充放电检测记录、运行管理制度;机房管理制度;运行中设备建立台帐和专人管理;备品、备件、仪器、仪表有详细台帐记录;
4.4.3.2 日常维护资料应具备主站系统网络拓扑图;通道组织图;主站电源接线及分配图;遥测、遥信、遥控表;图库修改异动单;机柜内部接线图。
4.4.3.3 对新建、扩建变电站综自系统、调度主站系统进行调试验收;参与新建、扩建变电站的初设工作。
4.4.3.4 应制定业务培训制度,自动化人员应持证上岗。
4.5 电力通信管理
4.5.1 安全管理
4.5.1.1 不发生事故、未遂事故、障碍
4.5.1.2 通信供电电源管理要求交流电源具备双回路;蓄电池容量充足;自动切换功能正常;告警功能齐全;各设备应分路供电。(中心站蓄电池实际放电时间不小于8小时,整流容量不小于50a)。
4.5.1.3 机房和设备防雷接地要求具备环形接地母线;通信接地应引至接地网的总接地排处且可靠连接,机房内各种电缆的金属外皮和屏蔽层、所有设备的金属外壳及机框、保护地、工作地均应以最短距离与环形接地母线相连;各类设备保护地线应用多股铜导线独立地接至环形接地母线上,不准接在交流供电回路的零线上;引入机房内电缆空线对应在配线架上短路接地;音频配线架空线对应可靠接地。
4.5.2 规章制度及专业人员管理
4.5.2.1必须具备的上级通信规程规定有:部颁规程(《电力系统通信管理规程》、《电力系统通信调度运行管理规程》、《电力系统通信站防雷运行管理规程》)。 省颁规程、规定(《福建省电力系统通信管理规程(试行)》、《福建省电力系统通信调度管理规定》、《福建电力通信系统通信网路管理办法》)
4.5.2.2 必须具备的上级通信各专业规程规定:部颁各专业规程(《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》)。省颁各专业规程、规定(《福建省电力系统光纤通信运行管理规程》、《福建省电力系统自动交换网运行管理暂行规定》、《福建省电力系统载波通信运行管理规程》)。
4.5.2.3 应制定通信机房管理制度,设备定期检测制度,录音设备管理制度,仪表、备品备盘、资料管理制度,设备缺陷管理制度,设备(电路)检修、异动(设备停、退役、变更、改造,电路的开通、变更、取消)管理制度。
4.5.2.4 应制定业务技术培训制度,通信人员应持证上岗。
4.5.3 运行管理
4.5.3.1 应具备通信网络图,机房设备平面布置图,通信设备系统连接图,交直流电源系统原理及供电示意图,通信设备配线图表(包括odf、ddf、vdf)等运行资料。
4.5.3.2 应建立县内通信月、年运行简报,包括运行率统计,运行分析等。具备通信设备月测、月报表,年检报告,通信设备接地引下线电阻测试报告,高频通道户外加工、结合设备,线路阻波器、结合滤波器,定期检测(结合线路检修进行)等记录。
4.5.3.3 应具备设备说明书和维护手册(含调整测试、故障处理流程或导则),具备竣工验收资料。
4.5.3.4 通信设备(含电源设备、配线架)的标志应准确、牢固、清晰、统一,图实相符。
4.5.3.5 通信设备的年度运行率:光纤≥99.00%;载波≥96.00%;调度交换≥98.00%。
4.5.3.6 设备完好率:设备的机械及电气特性应满足有关技术标准(告警、主要技术指标符合标准)。通信主设备(包括电源、载波加工结合设备)完好率≥98.00%;辅助设备(包括光纤熔接机、测试仪表、配线架(箱)完好率≥90%。
4.5.3.7 应具备主设备(电路)故障时应急措施(或预案)。
4.5.3.8 要求通信机房安全,消防设施完好(包括机房事故照明、防小动物封堵等)。通信机房、设备清洁,温度控制在18℃-25℃,湿度控制在85%以下。
第2篇 电网公司营销安全风险防范管理规范
第一章 总 则
第一条 为深入贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”方针,加强营销安全风险防范与管理,防止营销安全和经济事故的发生,制定本规范。
第二条 本规范用于指导公司各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司以及所属供电企业,建立营销安全风险防范与管理机制,规范风险防范措施与管理要求,有效降低和化解营销安全风险。
第二章 风险分类
第三条 根据营销业务特点,营销安全风险归类为供用电安全风险、电费安全风险、现场作业安全风险、供电服务安全风险和营销自动化系统安全风险。
第四条 供用电安全风险是指在电力供应与使用过程中,因业扩报装管理不规范、客户电气设备带缺陷运行、重要客户安全隐患未及时有效治理、未依法签订并履行供用电合同等原因,引起的客户设备损坏、人身伤亡、异常停电等安全用电事故风险。主要包括:
(一) 业扩管理风险:因用电项目审核不严、客户重要负荷识别不准确、供电方案制定不合理、受电工程设计审核不到位、中间检查和竣工检验不规范等原因,引起的重要客户供电方式不符合安全可靠性要求、客户受电装置带隐患接入电网等风险。
(二) 安全用电服务风险:因未履行用电检查责任、客户拒绝整改安全隐患、保供电方案不完善等原因,引起的客户受电装置带隐患运行、保供电任务不能圆满完成等风险。
(三) 重要客户安全风险:因重要客户备用电源和自备应急电源配置不到位、非电性质保安措施不完备、隐患排查和治理不彻底等原因,引起的重要客户供电中断、突发停电不能有序应对等风险。
(四) 法律风险:因供用电合同条款不完备、产权归属与运行维护责任不清晰、合同未签或过期、停限电操作不规范等原因,引起的客户安全用电事故由供电企业承担相应的法律责任等风险。
第五条 电费安全风险是指在电费管理过程中,因国内外经济形势变化、抄核收管理不规范、电价政策执行错误、社会代理收费机构拒收客户现金缴纳电费等原因,引起的电费纠纷、电费差错、电费欠收等风险。
(一) 欠费风险:因用电企业关停、破产、重组、转制,客户经营状况不良,客户流动资金紧缺,客户转租,政府拆迁,社会稳定等原因,引起的电费不能及时回收等风险。
(二) 管理风险:因抄核收管理制度不健全或执行不到位等原因,引起的电费差错、电费资金被截留或挪用、职务犯罪等风险。
(三) 抄表风险:因抄表数据差错,漏户等原因,引起的电费纠纷、电费差错、客户拒缴电费等风险。
(四) 核算风险:因电费计算规则或计算电费相关参数错误等原因,引起的电费纠纷、电费差错风险。
(五) 发票风险:因电费发票管理不规范,存根、收据、银行回单等未按规定处理等原因,引起的发票丢失、发票虚开等风险。
(六) 收费风险:因走收安全防范措施不到位、欠费催缴不力、收费管理不规范等原因,引起的电费不能及时足额回收、形成呆坏帐或呆坏账非法核销、电费损失、人身安全等风险。
(七) 法律风险:因电价政策执行错误、供用电合同中电费结算及缴纳条款不规范等原因,引起的被行政处罚乱收费、媒体曝光等风险。
(八) 合作单位风险:因社会代理收费机构拒收客户现金缴纳电费等原因,引起客户缴费难造成的欠费、客户投诉等风险。
第六条 现场作业安全风险指在装表接电、用电检查、计量装置现场检验或故障处理等现场作业过程中,因管理措施不到位、违反现场安全操作规定、错接线等原因,引起的人身伤害、设备损坏、计量差错等风险。
(一) 管理风险:因管理措施缺失等原因,引起的现场作业误操作造成设备损坏、人员伤亡等风险。
(二) 装拆风险:因装拆计量装置工作中发生走错工作间隔、带电操作、接线错误、电能计量装置参数及电能表底度确认失误等原因,引起的人身触电伤亡、二次回路开路或短路故障、计量差错等风险。
(三) 现场检验风险:因走错工作间隔、装设临时电源不当、试验接线或登高操作不慎、互感器现场检验防护缺失等原因,引起的人身触电、高坠伤亡、开路或短路故障造成设备损坏等风险。
(四) 电能计量异常处置风险:因现场校验结果确认不当、故障与异常情况未经客户有效确认、窃电或违约用电处置不当等原因,引起的电量损失、客户投诉等风险。
(五) 实验室工作风险:因检定过程中误操作、耐压试验防护不到位、未按规程实施检定等原因,引起的人身安全与设备损坏事故、检定质量偏差等风险。
国家电网公司营销安全风险防范工作手册
一 供用电安全风险防范与管理
1 业扩管理风险
1.1 用电项目审核不严
1.2 重要负荷识别不准确
1.3 供电方案制订不合理
1.4 客户受电工程设计文件审核不到位
1.5 中间检查与竣工检验不规范
1.6 客户业扩报装资料保管不当
2 用电安全服务风险
2.1 用电检查不规范
2.2 日常用电检查过程中用电方不配合检查
2.3 用电检查中未能发现安全隐患或未开具书面整改通知单
2.4 用电方拒绝整改用电安全隐患
2.5 保供电问题
3 重要客户安全风险
3.1 重要客户认定问题
3.2 单电源供电问题
3.3 自备应急电源管理问题
3.4 非电性质保安措施问题
3.5 隐患排查和治理问题
3.6 突发停电应急处置问题
3.7 隐患档案管理问题
4法律风险
4.1 未与客户签订供用电合同或合同超过有效期
4.2 合同签订的主体不合法
4.3 合同附件不完整、必备条款不完善
4.4 产权归属与运行维护责任问题
4.5 供电方采取停电时受到诸多外部因素干预
4.6 “有序用电方案”的制定与效力问题
4.7 “限电序位表”的制定与效力问题
二电费安全风险防范与管理
1 欠费风险
1.1 用电企业关停、破产、重组、转制
1.2 客户欠交电费或恶意欠费
1.3 拆迁户电费回收
1.4 物业管理区域公用电电费回收
2 电费管理风险
2.1 抄表管理不规范
2.2 核算管理不规范
2.3 收费制度建设落后
2.4 抄、核、收混岗
2.5 电费账户失控
2.6 职务犯罪
3 抄表风险
3.1 抄表差错
3.2 漏户、黑户
4 核算风险
4.1 电费计算差错
5 发票风险
5.1 发票管理不善、丢失
5.2 增值税发票虚开
6 收费风险
6.1 走收电费安全
6.2 欠费催缴不力
6.3 陈欠电费台账混乱、呆坏账非法核销
6.4 电费违约金损失
6.5 电卡表安全
6.6 电费现金管理风险
7 法律风险
7.1 电价政策执行错误
7.2 缴费模式
7.3 无法采取停电措施
7.4 电费结算条款不规范
7.5 欠费停电执行不规范
8 合作单位风险
8.1 合作单位拒收
8.2 合作代收点撤销
8.3 合作单位收费信息网络建设、维护不能满足需求
三 现场作业安全风险防范与管理
1 管理风险
1.1 人员健康管理疏漏
1.2 作业人员工作安排不当
1.3 职业道德教育缺失
2 装拆风险
2.1 走错工作间隔
2.2 电流互感器二次开路
2.3 电压回路短路或接地
2.4 倒送电
2.5 接户线带电作业差错
2.6 电能计量错接线
2.7 擅自操作客户电气设备
2.8 电能表底度确认不到位
3 现场检验风险
3.1 走错工作间隔
3.2 装设临时电源不当
3.3 接线时误碰运行设备
3.4 互感器现场检验防护缺失
3.5 互感器现场试验接线高坠
4 电能计量异常处置风险
4.1 现场校验结果确认处置不当
4.2 故障情况未经客户确认
4.3 电能计量装置封印异常处置不当
4.4 窃电处置风险
5 实验室工作风险
5.1 设备误操作
5.2 交流工频耐压试验
5.3 仓库物件搬运
5.4 检定质量发生偏差
四客户服务安全风险防范与管理
1 服务意识与技能风险
1.1 服务意识淡薄
1.2 服务技能欠缺
1.3 违反“十个不准
2 服务质量风险
2.1 服务形象受损
2.2 信息披露不透明
2.3 “三不指定”未执行
2.4 “一口对外”未实行
2.5 抄表收费服务随意
2.6 业务办理时限过长
2.7 停限电公告不及时
2.8 延伸有偿服务不规范
3 服务事件处置风险
3.1 投诉、举报处理不当
3.2 负面事件化解不作为
3.3 新闻舆论应对不及时
五 营销自动化系统安全风险防范与管理
1 系统故障风险
1.1 设备损坏
4.1 提高认识,培养营销人员综合业务素质
充分认识营销安全风险防范工作中人的重要性,要加强营销人员思想教育与业务培训工作。特别是对容易被忽视与防范难度较高的风险,要制定具体的培训计划和方案,以考核评价等方式保障培训效果,提高营销人员安全风险防范意识和防范技能。
4.2 建立制度,细化完善工作标准与规范
加强营销工作标准与制度建设,将营销安全风险防范措施体现在有关工作标准与规范当中。各单位要结合本单位实际,分析不同风险点与营销业务具体工作环节的关系,以工作标准、作业指导书等营销工作标准化载体,将营销安全风险防范措施落实到具体工作中。
4.3 强化执行,抓实风险防范措施的落实
注重营销安全风险的防范管理,以管理手段保障风险防范措施的贯彻落实。各单位要明确营销安全风险管理的职责分工,对风险的预警、上报、防范处理等环节细化监督管理体系,保障风险防范的有效性,防止风险后果的形成。
4.4 持续改进,不断探索完善风险防范的内容与方法
密切关注法律法规、国家政策、管理体制与社会环境的发展变化对营销工作的影响,及时调整营销安全风险防范内容,探索研究新的风险防范措施与方法,从风险点识别、防范措施、管理制度等方面不断补充完善风险防范与管理体系,确保具有持续性和适用性。
为深入贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”方针,加强营销安全风险防范与管理,防止营销安全和经济事故的发生,营销科全体人员自学《国家电网公司营销安全风险防范与管理规范》和《国家电网公司营销安全风险防范工作手册》。
营销安全风险主要分为:供用电安全风险、电费安全风险、现场作业安全风险、供电服务安全风险和营销自动化系统安全风险。营销安全是国网公司安全工作的重要组成部分,学习此规范与手册有助于有效降低和化解营销安全风险。
同时建立营销安全风险防范与管理工作的监督检查制度,定期组织自查与抽查、开展营销安全风险评估,掌控营销安全风险防范与管理情况,加强风险管理过程监控,及时发现存在的问题并采取有效措施予以解决,切实提高风险防范与管理工作的有效性。
第3篇 国家电网公司营销安全风险防范与管理规范
第一章 总 则
第一条 为深入贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”方针，加强营销安全风险防范与管理，防止营销安全和经济事故的发生，制定本规范。
第二条 本规范用于指导公司各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司以及所属供电企业，建立营销安全风险防范与管理机制，规范风险防范措施与管理要求，有效降低和化解营销安全风险。
第二章 风险分类
第三条 根据营销业务特点，营销安全风险归类为供用电安全风险、电费安全风险、现场作业安全风险、供电服务安全风险和营销自动化系统安全风险。
第四条 供用电安全风险是指在电力供应与使用过程中，因业扩报装管理不规范、客户电气设备带缺陷运行、重要客户安全隐患未及时有效治理、未依法签订并履行供用电合同等原因，引起的客户设备损坏、人身伤亡、异常停电等安全用电事故风险。主要包括：
（一） 业扩管理风险：因用电项目审核不严、客户重要负荷识别不准确、供电方案制定不合理、受电工程设计审核不到位、中间检查和竣工检验不规范等原因，引起的重要客户供电方式不符合安全可靠性要求、客户受电装置带隐患接入电网等风险。
（二） 安全用电服务风险：因未履行用电检查责任、客户拒绝整改安全隐患、保供电方案不完善等原因，引起的客户受电装置带隐患运行、保供电任务不能圆满完成等风险。
（三） 重要客户安全风险：因重要客户备用电源和自备应急电源配置不到位、非电性质保安措施不完备、隐患排查和治理不彻底等原因，引起的重要客户供电中断、突发停电不能有序应对等风险。
（四） 法律风险：因供用电合同条款不完备、产权归属与运行维护责任不清晰、合同未签或过期、停限电操作不规范等原因，引起的客户安全用电事故由供电企业承担相应的法律责任等风险。
第五条 电费安全风险是指在电费管理过程中，因国内外经济形势变化、抄核收管理不规范、电价政策执行错误、社会代理收费机构拒收客户现金缴纳电费等原因，引起的电费纠纷、电费差错、电费欠收等风险。
（一） 欠费风险：因用电企业关停、破产、重组、转制，客户经营状况不良，客户流动资金紧缺，客户转租，政府拆迁，社会稳定等原因，引起的电费不能及时回收等风险。
（二） 管理风险：因抄核收管理制度不健全或执行不到位等原因，引起的电费差错、电费资金被截留或挪用、职务犯罪等风险。
（三） 抄表风险：因抄表数据差错，漏户等原因，引起的电费纠纷、电费差错、客户拒缴电费等风险。
（四） 核算风险：因电费计算规则或计算电费相关参数错误等原因，引起的电费纠纷、电费差错风险。
（五） 发票风险：因电费发票管理不规范，存根、收据、银行回单等未按规定处理等原因，引起的发票丢失、发票虚开等风险。
（六） 收费风险：因走收安全防范措施不到位、欠费催缴不力、收费管理不规范等原因，引起的电费不能及时足额回收、形成呆坏帐或呆坏账非法核销、电费损失、人身安全等风险。
（七） 法律风险：因电价政策执行错误、供用电合同中电费结算及缴纳条款不规范等原因，引起的被行政处罚乱收费、媒体曝光等风险。
（八） 合作单位风险：因社会代理收费机构拒收客户现金缴纳电费等原因，引起客户缴费难造成的欠费、客户投诉等风险。
第六条 现场作业安全风险指在装表接电、用电检查、计量装置现场检验或故障处理等现场作业过程中，因管理措施不到位、违反现场安全操作规定、错接线等原因，引起的人身伤害、设备损坏、计量差错等风险。
（一） 管理风险：因管理措施缺失等原因，引起的现场作业误操作造成设备损坏、人员伤亡等风险。
（二） 装拆风险：因装拆计量装置工作中发生走错工作间隔、带电操作、接线错误、电能计量装置参数及电能表底度确认失误等原因，引起的人身触电伤亡、二次回路开路或短路故障、计量差错等风险。
（三） 现场检验风险：因走错工作间隔、装设临时电源不当、试验接线或登高操作不慎、互感器现场检验防护缺失等原因，引起的人身触电、高坠伤亡、开路或短路故障造成设备损坏等风险。
（四） 电能计量异常处置风险：因现场校验结果确认不当、故障与异常情况未经客户有效确认、窃电或违约用电处置不当等原因，引起的电量损失、客户投诉等风险。
（五） 实验室工作风险：因检定过程中误操作、耐压试验防护不到位、未按规程实施检定等原因，引起的人身安全与设备损坏事故、检定质量偏差等风险。
国家电网公司营销安全风险防范工作手册
一 供用电安全风险防范与管理
1 业扩管理风险
1.1 用电项目审核不严
1.2 重要负荷识别不准确
1.3 供电方案制订不合理
1.4 客户受电工程设计文件审核不到位
1.5 中间检查与竣工检验不规范
1.6 客户业扩报装资料保管不当
2 用电安全服务风险
2.1 用电检查不规范
2.2 日常用电检查过程中用电方不配合检查
2.3 用电检查中未能发现安全隐患或未开具书面整改通知单
2.4 用电方拒绝整改用电安全隐患
2.5 保供电问题
3 重要客户安全风险
3.1 重要客户认定问题
3.2 单电源供电问题
3.3 自备应急电源管理问题
3.4 非电性质保安措施问题
3.5 隐患排查和治理问题
3.6 突发停电应急处置问题
3.7 隐患档案管理问题
4法律风险
4.1 未与客户签订供用电合同或合同超过有效期
4.2 合同签订的主体不合法
4.3 合同附件不完整、必备条款不完善
4.4 产权归属与运行维护责任问题
4.5 供电方采取停电时受到诸多外部因素干预
4.6 “有序用电方案”的制定与效力问题
4.7 “限电序位表”的制定与效力问题
二电费安全风险防范与管理
1 欠费风险
1.1 用电企业关停、破产、重组、转制
1.2 客户欠交电费或恶意欠费
1.3 拆迁户电费回收
1.4 物业管理区域公用电电费回收
