电力系统调度运行规程

电力系统调度运行规程第1章总则1.1适用范围本规程适用于国家电网公司所属各级电力调度机构，包括但不限于省级、地市级及县级电力调度中心，以及相关发电、输电、变电、配电等单位的调度运行管理。适用于电力系统各层级的实时监控、调度控制、故障处理及运行维护等全过程。本规程旨在规范电力系统调度运行的组织架构、操作流程及技术标准，确保电力系统安全、稳定、经济、高效运行。适用于电力系统各类型运行方式，包括正常运行、异常运行、事故处理及紧急状态下的调度决策。本规程适用于电力系统调度运行中的各类设备、系统及信息平台，包括调度自动化系统、SCADA系统、EMS系统等。1.2规程编制依据本规程依据《电力系统调度规程》（国家电网公司标准），结合《电网调度自动化系统运行管理规程》《电力系统稳定导则》等国家及行业标准制定。编制依据包括国家电力监管委员会发布的《电力调度管理规定》及《电力系统调度运行管理规程》。依据国家能源局发布的《电力系统调度运行管理指导意见》及《电力系统调度运行技术规范》。依据电力系统运行经验、典型事故案例及实际运行数据，结合电力系统发展现状进行编制。依据《电力系统安全稳定运行导则》及《电力系统调度自动化技术规范》等技术标准。1.3规程适用对象本规程适用于各级调度机构的运行值班人员、调度员、自动化系统维护人员及电力系统相关技术人员。适用于电力系统各层级的调度运行人员，包括调度员、监控员、操作员及技术支持人员。适用于电力系统各类型设备、系统及信息平台，包括调度自动化系统、SCADA系统、EMS系统等。适用于电力系统运行中的各类操作、监控、分析及故障处理等环节。适用于电力系统运行中的各类调度指令、操作票、调度记录及运行日志等文档管理。1.4规程管理职责调度机构负责规程的制定、修订、废止及发布，并监督执行情况。电力调度机构应建立规程管理制度，明确规程的管理流程和责任分工。调度运行人员需按照规程执行调度指令，确保调度运行的准确性与规范性。电力调度机构应定期组织规程培训与考核，确保相关人员掌握规程内容。电力调度机构应建立规程版本管理机制，确保规程的时效性与可追溯性。1.5规程修订与废止的具体内容本规程应根据电力系统运行情况、技术发展及管理要求，定期进行修订。修订内容包括调度运行流程、操作规范、技术标准及管理要求等。修订应由电力调度机构组织，由专业技术人员及管理人员共同参与，确保修订内容的科学性与可行性。规程修订后应通过内部评审、审批及发布程序，确保修订内容的权威性与可执行性。对于过时、不适用或存在重大缺陷的规程，应按照规定程序进行废止，确保规程的适用性与有效性。规程废止后，应及时更新相关系统数据，确保系统数据与规程内容一致，避免运行风险。第2章调度运行组织与职责1.1调度机构设置根据《电力系统调度自动化规程》（DL/T1032-2016），电力系统调度机构通常分为区域控制中心（RCC）和省（自治区、直辖市）级调度中心，负责不同电压等级的电力系统运行管理。电网调度机构应设立值班调度员、自动化值班员、设备维护人员等岗位，确保调度运行的连续性和稳定性。电网调度机构需配备必要的通信设备和信息系统，如调度数据网、SCADA系统、EMS（能量管理系统）等，以实现对电网运行状态的实时监控与控制。电网调度机构的设置应遵循“统一调度、分级管理”的原则，确保各级调度机构在权限范围内独立开展工作，避免职责交叉或遗漏。电网调度机构的组织架构应根据电网规模、电压等级和运行复杂度进行合理划分，确保调度运行的高效性与安全性。1.2调度人员职责调度人员需熟悉国家电网公司《电力调度自动化系统运行管理规程》（Q/CSG1002-2016），掌握电网运行状态、设备参数及调度指令的执行要求。调度人员应定期进行技能培训和考核，确保其具备处理突发事故、异常工况及复杂调度任务的能力。调度人员需在值班期间保持通讯畅通，及时响应调度指令，并在重大事件发生时启动应急预案，确保电网安全稳定运行。调度人员需按照《电力调度管理规定》（国家电网公司）的要求，对电网运行数据进行分析和汇报，为调度决策提供依据。调度人员应遵守调度纪律，严格履行调度命令，不得擅自更改调度计划或干预正常运行。1.3调度运行管理流程调度运行管理流程通常包括调度计划编制、设备运行监控、异常处理、故障处置、调度指令下达及执行反馈等环节。在调度计划编制阶段，应依据电网负荷预测、设备检修计划及运行策略，制定合理的调度方案。设备运行监控阶段，调度人员需通过SCADA系统实时采集电网运行数据，如电压、频率、电流、功率等，并进行分析判断。异常处理阶段，若发现电网运行异常，调度人员应立即启动应急预案，采取隔离、调整、恢复等措施，确保电网稳定运行。调度指令下达后，需跟踪执行情况，确保指令准确无误，并在执行过程中进行必要的协调与调整。1.4调度信息报送与反馈的具体内容调度信息报送应包括电网实时运行数据、设备状态、负荷情况、电压频率、系统稳定性等关键参数。信息报送需遵循《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1032-2016）规定的格式和内容要求，确保信息准确、及时、完整。调度信息反馈应包括调度指令执行情况、异常处理结果、设备运行状态变化、系统运行趋势等，为后续调度提供依据。调度信息报送与反馈应通过调度数据网实现，确保信息传输的实时性和安全性。信息报送与反馈应结合电网运行实际情况，定期进行数据校验与分析，为调度决策提供科学支持。第3章电力系统运行方式与调度策略1.1电网运行方式规定电网运行方式是指电力系统中各电压等级、网络结构及设备配置的标准化规定，确保电力在不同区域间安全、稳定、经济地传输。根据《电力系统稳定导则》（GB/T1996-2018），电网运行方式需符合电网安全稳定运行的基本要求，包括电压等级、网络结构、设备容量等参数的设定。电网运行方式需结合电网实际运行情况，如负荷变化、设备检修、季节性负荷波动等，进行动态调整。例如，夏季高峰期需增加发电容量，冬季则需优化输电路径以减少损耗。电网运行方式中，主干电网的运行方式应遵循“统一调度、分级管理”的原则，确保各区域电网之间的协调运行。根据《电力系统调度规程》（DL/T572-2014），主干电网运行方式需满足电网安全稳定运行和经济调度的基本要求。电网运行方式的制定需考虑设备的额定容量、短路容量、继电保护整定等参数，确保电网在各种运行方式下均能满足安全运行标准。例如，主变压器的容量应满足电网最大负荷需求，同时保证短路电流不超过继电保护装置的设定值。电网运行方式需定期进行模拟分析和稳定性评估，确保在各种运行方式下电网的稳定性和可靠性。根据《电力系统稳定性分析导则》（GB/T31467-2015），需通过仿真软件对电网运行方式进行模拟，验证其在不同运行状态下的稳定性。1.2调度运行策略制定调度运行策略制定需结合电网实际运行情况，包括负荷预测、设备状态、市场运行等，制定合理的发电、输电、配电调度方案。根据《电力系统调度运行规程》（DL/T1145-2019），调度策略需遵循“统一调度、分级管理”的原则，确保各区域电网协调运行。调度运行策略应结合电网的实时运行数据，如电压、频率、功率等参数，进行动态调整。例如，当电网频率偏差超过允许范围时，需通过调整发电出力或负荷分配来恢复稳定。调度运行策略需考虑电网的经济性与安全性，平衡发电成本、输电损耗、用户用电需求等，确保电网在满足安全运行的同时实现经济调度。根据《电力系统经济调度导则》（GB/T32857-2016），需通过优化调度方案，降低运行成本并提高电网运行效率。调度运行策略需结合新能源接入情况，如风电、光伏等分布式电源的并网运行，制定相应的调度方案，确保新能源的高效利用和电网的稳定运行。根据《新能源并网调度运行规程》（DL/T1996-2017），需制定新能源并网的运行策略，包括功率预测、调度安排等。调度运行策略需定期进行优化和调整，根据电网运行情况、市场变化、设备状态等因素进行动态调整，确保调度方案的科学性和可行性。根据《电力系统调度运行技术导则》（GB/T32858-2016），需通过仿真和数据分析，对调度策略进行持续优化。1.3电力系统稳定控制措施电力系统稳定控制措施主要包括电压稳定、频率稳定、功角稳定等，是确保电网安全运行的重要保障。根据《电力系统稳定导则》（GB/T1996-2018），电压稳定需通过调节发电机出力、无功补偿设备等手段实现。电力系统稳定控制措施需结合电网的运行方式和负荷情况，制定相应的控制策略。例如，在电网负荷突变时，需快速调整发电机出力或无功补偿设备，以维持电网频率和电压的稳定。电力系统稳定控制措施包括自动调节、人工干预、自动重合闸等，确保电网在各种运行状态下均能保持稳定。根据《电力系统自动调节装置运行导则》（DL/T1146-2019），自动调节装置需在电网运行过程中实时监测并调整系统参数。电力系统稳定控制措施需考虑电网的动态特性，如发电机、变压器、输电线路等的动态响应，确保系统在扰动后能够快速恢复稳定。根据《电力系统动态稳定性分析导则》（GB/T31466-2015），需通过仿真分析验证系统在扰动后的动态稳定性。电力系统稳定控制措施需结合电网的运行方式和负荷情况，制定相应的控制策略。例如，在电网发生短路故障时，需通过快速切除故障设备、调整无功补偿等方式，恢复系统稳定。1.4调度运行异常处理的具体内容调度运行异常处理需根据异常类型（如电压异常、频率异常、功率异常等）进行分类处理。根据《电力系统调度运行规程》（DL/T1145-2019），异常处理需遵循“先保障安全、再恢复运行”的原则。调度运行异常处理需结合电网运行情况，如负荷变化、设备故障、系统失稳等，制定相应的处理措施。例如，当电网频率异常时，需通过调整发电机出力或负荷分配来恢复频率稳定。调度运行异常处理需及时通知相关单位，并组织人员进行现场检查和处理。根据《电力系统调度运行规程》（DL/T1145-2019），异常处理需在规定时间内完成，并记录处理过程和结果。调度运行异常处理需结合电网的实时运行数据，如电压、频率、功率等参数，进行分析和判断。根据《电力系统调度运行技术导则》（GB/T32858-2016），需通过仿真和数据分析，确定异常原因并制定处理方案。调度运行异常处理需确保异常处理后的电网运行恢复正常，并防止类似异常再次发生。根据《电力系统调度运行规程》（DL/T1145-2019），需制定异常处理预案，并定期进行演练和优化。第4章电力设备运行与维护1.1电力设备运行规程电力设备运行应遵循国家电力行业标准，如《电力设备运行管理规程》（GB/T31461-2015），确保设备在规定的电压、频率和温度范围内正常运行。设备运行过程中，应实时监测其运行参数，包括电压、电流、温度、振动等，确保其运行状态符合安全运行要求。电力设备运行需按照调度指令进行，不得擅自更改运行方式或停运设备，以保证电力系统的稳定性和可靠性。设备运行记录应详细记录运行时间、参数变化、异常情况及处理措施，作为后续分析和改进的依据。电力设备运行需定期进行状态评估，如使用红外热成像、振动分析等手段，评估设备健康状况，预防潜在故障。1.2电力设备维护与检修电力设备维护应按照“预防为主、检修为辅”的原则，定期开展清洁、润滑、紧固、更换磨损部件等维护工作。维护工作应结合设备运行状态和历史数据，采用计划性维护和状态检修相结合的方式，确保设备长期稳定运行。检修工作应由具备资质的运维人员执行，遵循《电力设备检修规程》（DL/T1496-2016），确保检修质量与安全标准。检修过程中，应使用专业检测工具，如万用表、绝缘电阻测试仪、超声波探伤仪等，确保检修的准确性和安全性。检修后需进行试运行和性能测试，确保设备恢复到正常运行状态，并记录检修过程和结果。1.3电力设备故障处理规程电力设备发生故障时，应立即启动应急预案，按照《电力系统故障处理规程》（GB/T31462-2015）进行处置。故障处理应优先保障电网安全，如发现设备跳闸、电压失衡、电流异常等情况，应迅速隔离故障设备，防止影响其他设备运行。故障处理过程中，应记录故障发生时间、现象、原因及处理措施，作为后续分析和改进的依据。故障处理需由专业人员进行，严禁非专业人员擅自处理，避免引发二次事故。故障处理后，应进行复电和试运行，确保设备恢复正常运行，并对故障原因进行深入分析。1.4电力设备安全运行要求的具体内容电力设备应按照设计规范和运行要求安装，确保其电气连接、机械结构和控制系统符合安全标准。设备运行过程中，应定期进行绝缘测试、接地检查和防雷保护，防止因绝缘老化或接地不良导致的短路或电击事故。电力设备应配备完善的保护装置，如过载保护、接地保护、过压保护等，确保在异常工况下能及时切断电源。设备运行环境应保持干燥、清洁，避免灰尘、湿气等影响设备正常运行，防止设备因环境因素导致故障。电力设备应设置明显的安全标识和警示标志，确保操作人员在运行过程中能够及时识别危险区域，保障人身安全。第5章电力系统调度操作与指令5.1调度操作流程调度操作流程是确保电力系统安全、稳定、经济运行的核心环节，遵循“三核三控”原则，即核对设备状态、核对调度命令、核对操作步骤，同时控制操作风险、控制操作时间、控制操作顺序。电力系统调度操作流程通常包括操作准备、操作步骤、操作结束三个阶段，操作前需进行设备状态检查、调度命令确认及操作票审核，确保操作前的充分准备。操作过程中需严格按照调度指令执行，操作顺序必须清晰明确，避免误操作导致系统失衡或设备损坏。操作完成后需进行操作结果确认，包括设备状态变化、系统运行参数是否正常、是否有异常信号等，确保操作符合预期。调度操作流程中，操作人员需具备良好的专业素养和应急处理能力，确保在突发情况下能够迅速响应并采取有效措施。5.2电力系统调度指令发布调度指令发布是电力系统调度管理的重要手段，通常通过调度自动化系统进行，确保指令准确、及时、有序地下达。指令发布需遵循“分级发布”原则，根据调度层级和操作复杂程度，由不同级别的调度员发布不同级别的指令，确保指令的权威性和可执行性。指令内容应包括操作任务、操作对象、操作步骤、安全措施等关键信息，确保操作人员能够准确理解并执行。指令发布前需进行复诵确认，避免因信息传递错误导致操作失误，这是调度操作安全的重要保障。指令发布后，操作人员需在操作票上签字确认，并在操作过程中进行实时监控，确保指令执行过程中的安全与规范。5.3调度操作票管理调度操作票是调度员在进行电力系统操作时的书面依据，是确保操作安全、规范的重要工具。操作票需按照“一票一操作”原则，每张票对应一个具体的操作任务，内容包括操作任务、操作步骤、安全措施、操作人、监护人等信息。操作票需经过严格的审核和批准流程，由调度员、监护人、操作人员三方共同确认，确保操作票的准确性与完整性。操作票的使用需遵循“三审三核”原则，即操作前审核、操作中核对、操作后复核，确保操作过程的规范性。操作票管理应纳入调度自动化系统，实现操作票的电子化、可追溯性，提升调度操作的效率与安全性。5.4调度操作安全规定的具体内容调度操作安全规定是保障电力系统安全运行的重要制度，强调“安全第一、预防为主”的原则。电力系统调度操作中，必须严格执行“两票三制”制度，即操作票和工作票，以及交接班制度、巡回检查制度、设备巡视制度。调度操作安全规定中，明确要求操作人员必须具备相应的资质和技能，定期进行安全培训和考核，确保操作人员的专业能力。在操作过程中，必须严格执行“三不原则”，即不冒险、不蛮干、不疏忽，确保操作过程中的安全与规范。调度操作安全规定还应结合实际运行经验，制定相应的应急预案和事故处理流程，确保在突发情况下能够快速响应和处理。第6章电力系统调度通信与信息管理6.1电力系统通信系统规定电力系统通信系统应遵循国家电力行业标准《电力系统通信技术规范》（GB/T2881—2015），确保通信网络的可靠性、安全性和高效性。通信系统应采用光纤数字通信技术，实现调度数据网络（SDN）与生产控制网（PCN）的分离，避免信息泄露风险。通信设备应具备冗余设计，关键节点应配置双路由、双电源供电，确保在单点故障时仍能维持通信功能。通信协议应符合IEC60870-5-101标准，支持实时数据传输与远程控制，保障调度指令的及时下达与反馈。通信系统需定期进行性能测试与故障排查，确保通信质量符合《电力系统通信运行管理规程》要求。6.2电力系统信息传输要求电力系统信息传输应遵循《电力系统调度自动化设计规范》（DL/T516-2013），确保信息传输的实时性、准确性和完整性。信息传输应采用以太网交换机与路由器构建的通信网络，实现调度数据网与生产控制网的互联互通。信息传输应采用分层设计，上层为调度中心，下层为各发电、输电、变电、配电单位，确保信息传递的层级清晰。信息传输应支持多种数据格式，如IEC60870-6-101、IEC60870-6-102等，满足不同系统间的兼容性要求。信息传输应具备数据校验机制，如CRC校验、MD5哈希等，确保传输数据的完整性与一致性。6.3电力系统信息安全管理电力系统信息安全管理应依据《电力系统信息安全防护规程》（DL/T1966-2016），建立多层次的安全防护体系。安全管理应采用加密技术、访问控制、身份认证等手段，确保信息在传输、存储、处理过程中的安全性。信息安全管理应定期开展安全风险评估，识别潜在威胁，制定相应的应对措施，如入侵检测、漏洞修补等。安全管理应遵循最小权限原则，确保不同层级用户仅具备完成其职责所需的最小权限。安全管理应建立应急响应机制，制定信息泄露、系统瘫痪等突发事件的应急处理流程与预案。6.4电力系统信息报送标准的具体内容信息报送应遵循《电力系统调度信息报送规范》（DL/T1318-2018），明确各类调度信息的报送内容、格式与时间要求。信息报送应包括设备运行状态、负荷情况、电压曲线、设备故障信息等，确保调度中心能够全面掌握系统运行状况。信息报送应采用标准化格式，如IEC60870-5-101、IEC60870-5-102等，确保信息传递的统一性与兼容性。信息报送应支持实时与历史数据的双向传输，确保调度中心能够进行动态分析与历史追溯。信息报送应定期进行数据校验与质量评估，确保信息的准确性与及时性，符合《电力系统调度自动化运行管理规程》要求。第7章电力系统调度运行监督与检查7.1调度运行监督机制调度运行监督机制是确保电力系统安全、稳定、经济运行的重要保障，其核心是通过科学的管理手段和制度约束，实现对调度运行全过程的动态监控与及时反馈。根据《电力系统调度自动化规程》（DL/T1033-2017），调度运行监督应涵盖设备状态、运行参数、指令执行、异常处理等多个维度。监督机制通常采用“三级调度”模式，即省级、地市级、县区级调度机构分级负责，形成上下联动、协同配合的监督体系。这种模式有助于实现对电网运行的精细化管理，确保调度指令的准确性和执行效率。监督过程中，应结合实时监控系统（SCADA）与人工巡检相结合的方式，利用智能分析算法对电网运行状态进行预测与预警。例如，通过负荷预测模型和设备健康状态评估，提前识别潜在风险，防止异常运行。调度运行监督还应注重数据的实时性与准确性，确保调度指令的及时下达与执行。根据《电力系统调度运行规程》（GB/T28244-2012），调度运行数据应具备实时性、完整性与一致性，以支持科学决策和应急响应。监督机制需定期开展运行分析与评估，通过历史数据比对、运行指标分析，发现运行中存在的薄弱环节，并提出改进建议。例如，通过负荷曲线分析发现负荷波动异常，及时调整调度策略。7.2调度运行检查与考核调度运行检查是确保调度指令准确执行的重要手段，通常包括调度指令执行情况、设备运行状态、异常处理及时性等内容。根据《电力系统调度运行规程》（GB/T28244-2012），检查应涵盖调度指令的下达、执行、反馈全过程。检查方式多样，包括日常巡检、专项检查、交叉检查等。例如，通过“双查机制”（即调度员自查与值班员互查）确保调度指令的准确性与执行的规范性。考核机制应结合运行指标与管理指标，运行指标包括电网运行稳定性、设备完好率、事故率等，管理指标包括调度纪律、执行规范性、培训成效等。考核结果应作为调度员绩效评估的重要依据。考核结果应形成书面报告，反馈至相关单位，并作为后续调度运行改进的参考依据。例如，若某时段调度指令执行偏差较大，需分析原因并制定改进措施。考核过程中应注重过程管理，避免只关注结果而忽视过程。例如，通过“运行过程记录”和“调度指令执行记录”追溯执行情况，确保检查的客观性和公正性。7.3调度运行问题整改调度运行问题整改是确保电网安全运行的关键环节，涉及问题发现、分析、整改、验证等全过程。根据《电力系统调度运行规程》（GB/T28244-2012），问题整改应遵循“问题-原因-措施-验证”的闭环管理原则。整改工作应由调度运行部门牵头，结合运行数据分析与现场检查结果，制定针对性整改措施。例如，若发现某区域负荷过高，需调整调度策略，优化发电计划。整改过程中应建立整改台账，明确整改责任人、整改时限和验收标准。根据《电力系统调度运行规程》（GB/T28244-2012），整改完成后需进行验收，确保问题彻底解决。整改后应开展运行验证，通过模拟运行、负荷测试等方式验证整改措施的有效性。例如，通过负荷模拟分析，确认调整后的调度策略是否能有效降低电网风险。整改应纳入日常运行管理，形成制度化、规范化流程，避免问题重复发生。例如，建立“问题整改数据库”，记录历史问题与整改措施，为后续运行提供参考。7.4调度运行事故调查与处理的具体内容调度运行事故调查是保障电网安全运行的重要环节，其核心是查明事故原因、评估影响、提出防范措施。根据《电力系统调度运行规程》（GB/T28244-2012），事故调查应遵循“四不放过