继电保护、安全自动装置、厂站自动化设备、通信以及站用直流，是大电网安全运行的重要保障。当前，二次系统管理存在以下问题：
1. 二次系统管理弱化
2. 对专业队伍重视不够
3. 智能变电站技术掌握不足
4. 反措执行不力以及站用直流管理缺失
主要内容包含专业管理、设备管理、运行管理、软件管理、技术支撑、队伍建设与专业培训6个方面。
2.1 夯实专业管理，提升二次全过程管控水平
2.1.1 存在问题
①全过程管理的部分环节之间协调不顺畅、衔接不到位，部分环节技术要求不一致；
②反措资金及整改计划落实不到位，部分反措问题在新建工程中重复发生；
③技术监督标准不统一。
2.1.2 解决方案
（1）加强全过程管控
①严把“工程设计关、设备选型关、投产验收关、运行维护关”
完善电网运行对通用设计的动态反馈机制。各单位要及时反馈通用设计无法满足运行要求的问题；基建部门要及时滚动修编通用设计，并经专业部门会签，防止问题在后续工程中重复出现。
②加强设备质量信息共享，落实质量责任追溯制度和供应商黑名单制度
各单位要及时向物资部门反馈二次设备产品质量及供应商履约、服务等方面问题，并纳入物资部门的供应商绩效评价。
③确保合理验收时间，落实交接验收要求
强化基建与生产专业衔接，严禁盲目赶工期、抢进度，实现“零缺陷”投产，确保工程建设质量。
（2）强化技术监督管理
①落实技术监督管理规定
技术监督管理部门、执行单位要坚持统一标准、分级管理的工作原则，对所有新建、改扩建工程全面开展技术监督，依据全过程技术监督精益化管理实施细则逐阶段逐条检查。
②技术监督要实施全过程闭环管理
后一阶段的监督执行单位应对前一阶段开展监督，并对发现的问题出具告（预）警单。本阶段告（预）警单全部整改完毕后，工程才可进入下一个阶段。
（3）完善标准体系
①针对建设、运行环节技术标准差异造成的标准执行混乱问题，要以运行为主导，梳理、完善二次技术标准体系，逐步实现设计、建设、检修、运行等各环节的技术要求协调一致。
②增强标准的针对性和时效性，紧密结合电网运行需要和技术发展趋势，及时总结分析电网运行中的经验教训，推进技术标准制修订工作，做好《继电保护和安全自动装置技术规程》等基础性标准修订工作。
（4）加大反措落实力度
①针对反措执行中整改资金和计划落实不到位问题
加大反措排查和整改力度，针对排查发现的问题，评估问题危害，制定整改计划，落实专项资金。
②针对反措问题在新建工程中重复发生的情况
在设计环节刚性执行反措要求，从源头上根治安全隐患，及时将反措要求纳入相应标准，提高二次系统的可靠性。
2.2 加强设备管理，提高二次装备水平
2.2.1 存在问题
①二次技改、大修投入不足，智能变电站保护及相关装置缺陷率偏高；
②安控装置标准化程度低，入网检测及定期检验实施难度大；
③直流控制保护系统标准化程度不高，对电网适应性不足；
④站用直流电源管理存在漏洞。
2.2.2 解决方案
（1）加快二次设备改造
全面评估设备运行状态，增强技改的科学性、针对性和规范性，重点解决制约电网安全运行的关键问题。强调要加快进口保护和非光纤通道保护改造。加快运行状况不佳的老旧设备改造，杜绝设备超期服役、带病运行。
（2）加强安控装置管理
深入推进安控装置标准化，全面开展安控装置入网检测。制定现场标准化作业指导书，严格执行首年全检和定期检验制度，提高检验水平。
（3）规范直流控制保护系统管理
落实直流控制保护系统标准化要求，推进直流控制保护装置入网检测。要以电网需求为导向，优化完善直流控制保护系统策略，加快成熟产品定型。
（4）加强厂站自动化设备管理
落实变电站自动化设备的“四统一”标准化要求，应用工业级软硬件设计方法，提高装置标准化和可靠性水平。
（5）是强化站用直流电源管理
切实履行站用直流电源运维管理职责，提高站用直流电源巡视、检修、验收工作质量，杜绝站用直流电源失去事故，保证变电站二次系统可靠运行。
2.3 规范运行管理，提升二次系统可靠运行水平
2.3.1 存在问题
①交、直流保护对电网特性变化不适应，导致系统连锁故障风险加剧；
②智能变电站运维检修和改扩建工作安全风险大、停电范围广、配置文件变更频繁且管控难度大；
③厂站自动化设备运行中存在导致实时数据中断、远方操作误控、AGC/AVC误控等风险；
④变电站集中监控模式下，一旦发生黑客攻击、恶意代码植入或非法控制，极有可能导致设备停电甚至大面积停电事故；
⑤线路保护、安控系统高度依赖光纤通道，光传输设备或通道故障，可能导致多条线路失去主保护、多套安控系统退出运行；
⑥二次设备运维管理弱化问题有所抬头，已经发生了导致保护不正确动作的事件。
2.3.2 解决方案
（1）提升继电保护适应性
根据系统运行的边界条件全面开展普查工作，对交流保护、直流控制保护、发电厂涉网保护及各类辅机进行适应性分析，制定完善措施，防范电网频率、电压异常等工况可能引发的连锁性故障风险。
（2）加强智能变电站运行管理
推进配置文件管理系统建设、开展配置文件核查，确保文件的正确性。推广应用二次虚回路可视化、自动校验、智能诊断和检修策略辅助决策等技术，切实提升智能变电站现场工作安全性和效率。
（3）强化厂站自动化设备运行管理
重点加强通信网关机、测控装置、PMU、AGC/AVC、同步时钟、调度数据网等设备的运行管理，以保证数据采集和传输的准确性、及时性和可靠性，保证操作控制指令的安全可靠执行，为电网调控运行提供坚强支撑。
（4）强化生产控制大区网络安全管理
按照“外防与内控结合、人防与技防并重”的原则，全面落实网络边界防护和系统安全保障的各项措施，有效防范电力二次系统的网络与信息安全风险。
（5）加强通信设备运行管理
强化涉及电网安全运行的通信风险管控，强化通信设备运维、优化业务运行方式、制定应急迂回预案、加强专业沟通协调，避免通信系统异常导致的二次设备运行风险。
（6）强化二次设备运维管理
强化运行巡视、完善现场运行规程、加强运维人员培训，切实提高二次设备的巡视、运行操作、异常处置等运维工作质量，保证二次设备可靠运行。
2.4 强化软件管理，严控二次设备软件版本
2.4.1 存在问题
近年来，先后制定了关于继电保护、直流控制保护系统、安控系统的软件版本管理规定，明确了管理要求，建立了管控流程，但在规定的落实和执行中仍存在管控不到位的情况，暴露出入网环节把关不严、运行环节修改随意、检测环节流于形式等问题，严重威胁电网的安全稳定运行。
2.4.2 解决方案
（1）继电保护设备
将并网电厂和大用户涉网保护软件纳入相应调控中心的统一管理，对软件入网和变更实施统一管控，确保采用专业检测合格的软件。
（2）直流控制保护系统
软件变更要严格履行申请、审核、批准流程，并经过中国电科院仿真试验验证后才能实施。
（3）安全稳定控制系统
安控装置须通过公司专业检测，系统策略须通过省级电科院工程实施测试，严格落实软件策略升级必检的管理要求。
（4）厂站自动化设备
要建立软件版本集中管理系统，通过自动化手段实现软件版本在线校核、软件配置和升级全过程记录，提升软件管控力度和效果。
2.5 完善技术支撑手段，提升管理信息化水平
2.5.1 存在问题
①整定计算平台协同贯通不足，定值在线校核实用化水平低；
②在线监视与分析对调控运行支撑不足；
③统计分析与运行管理精益化水平低，状态检修智能化程度不高。
2.5.2 解决方案
（1）全面建设继电保护一体化整定平台
实现不同调控机构间整定计算的相互贯通和高效协同。加快推进继电保护定值在线校核系统实用化，实现定值在线校核与整定计算的闭环，确保定值的正确性和对电网的动态适应性。
（2）推广继电保护在线监视与智能诊断平台
在智能变电站全面应用保护设备在线监视与智能诊断装置，在调度端加快推进继电保护在线监视与分析平台实用化，实现电网故障快速分析、二次设备实景展示、设备状态智能诊断，全面支撑调控一体化。
（3）推广保护设备运行管理平台
要充分应用物联网和大数据技术提升继电保护设备运行管理水平。逐步推广保护设备电子标签，应用保护数据自动采集和智能录入技术，实现全网保护设备的唯一识别和智能化管理。
加快推进保护设备运行管理平台实用化，建立全面反映继电保护装备水平、动作行为、健康水平的关键指标评价体系，实现对全网装置运行状态的量化分析，全面支撑继电保护设备精益化管理。
2.6 加强队伍建设和专业培训，夯实电网安全运行基础
2.6.1 存在问题
二次系统安全运行情况调研反映出二次机构设置不合理、专业队伍有待加强、培训资源不足、智能变电站运维能力有待提升等一系列问题。
2.6.2 解决方案
（1）加强专业队伍建设
完善机构设置，缩短管理链条，实现专业管理的扁平化、集约化和精益化。
加强骨干队伍培养，成立各级继电保护专家组，充分发挥专业骨干的示范引领和传帮带作用，依托专家组、劳模工作室开展专项业务培训，全面提升专业队伍素质。
建立专业激励机制，鼓励专业技术人员在生产一线建功立业，增强专业队伍的凝聚力和战斗力。
（2）加强人员培训
充分重视二次系统培训工作，加大培训资源投入，在省公司层面推广建设实训基地。各单位要制订全面、详细、实用的培训计划和培训内容，定期对专业人员进行培训，滚动开展三年全员轮训，着重解决智能变电站二次系统运维检修能力不足问题。
参考文献：
《国家电网公司关于加强电网二次系统管理工作的通知（2017）编制说明》国家电力调度控制中心
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