电力调度运行与应急处理规范（标准版）

电力调度运行与应急处理规范（标准版）第1章总则1.1适用范围本规范适用于电网企业、电力调度机构及相关单位在电力调度运行与应急处理过程中的管理与操作。本规范旨在规范电力系统运行的组织架构、操作流程及应急响应机制，确保电力系统的安全、稳定、经济运行。本规范适用于各级电力调度机构、发电企业、输电企业、变电企业及用户等主体。本规范适用于电力系统运行过程中发生故障、事故、异常工况等情形下的调度与应急处理。本规范适用于国家电网公司、南方电网公司等电力系统主要运营单位，以及其下属相关单位。1.2规范依据本规范依据《中华人民共和国电力法》《电力调度管理条例》《电力系统调度规程》等法律法规制定。本规范依据《国家电网公司电力调度自动化管理规定》《电力系统安全稳定运行导则》等技术标准和规程。本规范依据《电力系统调度运行规则》《电力系统故障分析与处理技术导则》等技术规范。本规范依据《电力安全事故应急处置规程》《电力系统应急管理体系建设指南》等应急管理相关文件。本规范依据《电力系统调度运行与应急处理技术导则》（国家电网公司标准号：Q/GDW1168-2013）等技术标准。1.3职责分工电力调度机构负责电力系统的实时监控、运行调度、故障分析与处理，确保系统运行安全。发电企业负责机组运行、功率调节及数据上报，确保电力供应的稳定性与可靠性。输电企业负责输电线路的运行维护、故障隔离与恢复，保障电力输送的连续性。变电企业负责变电站的运行监控、设备维护及事故处理，确保电压、频率等参数稳定。应急指挥中心负责应急响应的启动、协调与指挥，确保应急处置的高效与有序。1.4术语定义的具体内容电力调度运行：指电力系统调度机构对电力系统运行状态进行实时监控、调整与协调的过程。应急处理：指在电力系统发生故障、事故或突发事件时，按照预案采取的紧急措施与处置流程。电压中枢点：指电力系统中承担电压调节与控制功能的关键节点，通常为系统中电压等级最高的节点。电力系统稳定器（PSS）：指用于增强电力系统稳定性的自动调节设备，用于抑制系统振荡。停电范围：指因故障或事故导致电力中断的区域，包括停电的线路、变电站及用户负荷等。第2章电力调度运行管理2.1调度机构设置与职责调度机构通常包括区域调度中心、省调、地调及县调，形成四级调度体系，各层级根据电网规模和管理范围划分职责。根据《电力调度自动化系统技术规范》（GB/T28895-2012），调度机构需承担电网运行监视、故障处理、设备维护等核心职能。调度机构需明确各岗位职责，如调度员、监控员、运维人员等，确保信息传递高效、责任清晰。国家电网公司《电力调度规程》（DL/T1152-2017）规定，调度机构应具备独立运行和决策能力，确保电网安全稳定运行。调度机构需配备专业技术人员，包括电力系统专家、通信工程师、自动化工程师等，确保调度工作符合国家技术标准和行业规范。根据《电力系统调度自动化系统设计规范》（GB/T28895-2012），调度人员需具备相关资格认证，定期接受专业培训。调度机构的组织架构应符合《电力系统调度自动化系统设计规范》要求，确保信息采集、传输、处理、反馈各环节无缝衔接。例如，省调负责区域电网调度，地调负责局部电网调度，县调负责基层电网调度。调度机构需建立完善的管理制度，包括调度运行制度、应急预案、值班制度等，确保调度工作有章可循、有据可依。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），调度机构应定期开展运行分析和问题整改，提升调度效率。2.2调度运行规程调度运行规程是指导电网调度工作的技术文件，内容涵盖调度指令、操作流程、设备运行标准等。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），规程应包含调度操作票、设备巡视、异常处理等具体要求。调度运行规程需依据电网实际运行情况制定，如电压、频率、潮流等参数需符合《电力系统安全稳定运行导则》（GB/T31911-2015）要求。规程中应明确各层级调度员的操作权限和操作顺序，避免误操作。调度运行规程应结合电网运行经验，定期修订，确保其与电网发展和运行实际情况相匹配。例如，根据《电力系统调度自动化系统设计规范》（GB/T28895-2012），规程应包含调度自动化系统运行、设备故障处理、通信系统故障处理等内容。调度运行规程需明确调度员在不同场景下的操作规范，如正常运行、异常处理、紧急情况下的指令下达等。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），规程应包含调度员的职责划分和操作流程。调度运行规程需与调度自动化系统、通信系统、电力设备等紧密配合，确保调度指令能够准确、及时地传达至相关设备和人员。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），规程应包含调度自动化系统的运行标准和通信系统的故障处理流程。2.3调度数据与通信系统调度数据与通信系统是电力调度运行的核心支撑系统，包括调度自动化系统、通信网络、数据采集与监控系统（SCADA）等。根据《电力调度自动化系统技术规范》（GB/T28895-2012），调度数据系统需具备实时数据采集、处理、传输和展示功能，确保调度员能够实时掌握电网运行状态。调度数据系统需通过通信网络实现与各终端设备的数据交互，通信网络应具备高可靠性和低延迟特性。根据《电力系统通信技术规范》（GB/T28896-2012），通信系统应采用光纤通信技术，确保数据传输的稳定性与安全性。调度数据系统需支持多种通信协议，如IEC60044-8（IEC60044-8）、IEC60044-10（IEC60044-10）等，确保不同系统之间的数据兼容性。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），调度数据系统应具备数据采集、传输、处理和展示的完整功能。调度数据系统需具备数据存储、分析和可视化功能，支持调度员进行实时监控、趋势分析和故障诊断。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），数据存储应具备高可靠性，支持历史数据查询和报表。调度数据与通信系统需定期进行安全评估和系统优化，确保系统运行稳定、数据准确。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），系统应配备冗余设计和故障恢复机制，确保系统在突发情况下仍能正常运行。2.4调度值班与交接班的具体内容调度值班人员需按照《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017）规定，严格执行值班制度，确保24小时不间断运行。值班人员需熟悉调度系统操作流程，掌握电网运行状态和异常处理方法。调度交接班时需详细记录电网运行情况、设备状态、调度指令、异常处理记录等，确保交接信息完整、准确。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），交接班应采用书面或电子记录形式，确保信息可追溯。调度值班人员需按照《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017）要求，定期进行设备巡检和系统检查，确保设备运行正常。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），值班人员需掌握设备运行参数和故障处理方法。调度值班人员需在值班期间保持通讯畅通，确保与调度中心、相关单位及设备运行人员的实时沟通。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），值班人员需掌握应急通信设备的使用和维护方法。调度交接班需由值班负责人主持，确保交接内容清晰、责任明确。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1153-2017），交接班记录应保存备查，确保运行记录完整、可追溯。第3章电力系统运行监控与调控3.1运行状态监测与分析电力系统运行状态监测是通过实时采集电压、电流、频率、功率等参数，利用先进的传感器和智能终端设备，对电网运行情况进行动态跟踪与评估。根据《电力系统运行监控技术规范》（GB/T31923-2015），监测数据应具备高精度、高时效性，确保系统运行的稳定性与安全性。常用的监测手段包括状态估计（StateEstimation,SE）和故障识别算法，如基于最小二乘法（LeastSquaresMethod）的在线估计技术，可有效提升系统运行的可靠性。通过实时监测，可及时发现设备异常、线路过载或谐波干扰等问题，例如在某地区电网中，监测系统在发现某条线路电流突增20%时，立即触发报警并启动紧急处置流程。监测数据的分析还涉及负荷预测与负荷曲线对比，结合历史数据与气象信息，可优化调度策略，减少能源浪费。电力系统运行状态监测系统应具备数据可视化功能，如采用GIS地图与三维模型，实现对电网运行状态的直观展示与决策支持。3.2电力系统稳定控制电力系统稳定控制旨在维持电网运行的动态平衡，防止因扰动导致的电压、频率或稳定性破坏。根据《电力系统稳定导则》（DL/T1985-2016），稳定控制主要包括功角稳定、电压稳定和频率稳定三类。功角稳定控制通过调节发电机有功功率和励磁电流，维持系统同步角在合理范围内，防止系统振荡。例如，当系统出现低频振荡时，可通过自动发电控制（AGC）进行调节。电压稳定控制主要通过无功功率调节，如调节变压器分接头或投入无功补偿装置，确保系统电压在规定的范围内波动。在某省级电网中，通过调整无功功率，成功避免了电压骤降事件。频率稳定控制依赖于调度中心的自动调频系统，通过调整发电机组出力，维持系统频率在50Hz±0.5Hz范围内。根据《电力系统频率控制技术规范》（GB/T31924-2015），频率偏差超过±0.5Hz时，应启动频率调节装置。稳定控制策略需结合系统运行方式、负荷变化及设备状态，采用多目标优化算法进行动态调整，确保电网运行的经济性与安全性。3.3电网运行异常处理电网运行异常包括短路、接地、断线等故障，以及设备过载、电压波动、频率异常等。根据《电网运行异常处理规范》（Q/CSG21800-2017），异常处理应遵循“快速响应、分级处置、闭环管理”的原则。在发生短路故障时，应立即启动继电保护装置，隔离故障区域，防止故障扩大。例如，某地区电网在发生单相接地故障后，通过快速切除故障线路，恢复了正常供电。对于电压异常，如电压骤降或升高等，应启动电压调整装置，如调压变压器或无功补偿设备，恢复系统电压稳定。根据《电力系统电压调整技术规范》（GB/T31925-2015），电压调整应遵循“先主后次、先近后远”的原则。频率异常时，调度中心应根据频率偏差启动自动发电控制（AGC）或负荷控制，调整发电机组出力或用户负荷，恢复系统频率在正常范围内。例如，在某地区电网中，频率偏差超过±1.0Hz时，AGC系统迅速调整了发电机组出力，恢复正常频率。电网运行异常处理需结合实时监控数据与历史经验，采用智能算法进行故障诊断与预测，提高处理效率与准确性。3.4电力系统调度指令发布的具体内容调度指令发布需遵循标准化流程，包括指令编号、时间、执行对象、操作内容、安全措施等。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1973-2016），调度指令应由调度员根据系统运行状态和应急预案发布。指令内容包括调整发电出力、调整变压器分接头、投入或切除无功补偿设备、启动或停止某些运行设备等。例如，当系统负荷突增时，调度员需发布增加发电机组出力的指令。指令发布前需进行风险评估与安全确认，确保操作不会引发系统失稳或设备损坏。根据《电力调度安全规程》（GB26860-2011），调度指令应由具备资格的调度员执行，并记录执行过程。指令发布后，需跟踪执行情况，如发现异常应立即复核并调整。例如，在某地区电网中，调度员发布指令后，发现某条线路电压异常，随即调整了相关设备参数，确保系统稳定运行。指令发布应通过调度通信系统实现，确保信息传递的准确性和时效性，避免因信息延迟导致的运行风险。根据《电力调度通信技术规范》（GB/T31926-2015），调度指令应采用加密传输方式，确保数据安全。第4章应急处理机制与预案4.1应急事件分类与响应等级应急事件根据其影响范围、严重程度和可控性分为四级，分别为特别重大、重大、较大和一般四级，依据《电力系统应急响应分级标准》（GB/T31911-2015）进行划分。特别重大事件是指造成电网大面积停电、重要用户供电中断或重大设备损坏，需启动最高级应急响应的事件。重大事件涉及电网局部区域停电、设备故障或系统稳定性受影响，需启动二级应急响应，由省级电力调度机构统一指挥。较大事件指电网局部区域供电中断、设备故障或系统运行异常，需启动三级应急响应，由地市级电力调度机构协调处理。一般事件指电网局部运行异常或小范围设备故障，可由基层单位自行处理，无需启动四级应急响应。4.2应急预案编制与实施应急预案应依据《电力系统应急预案编制导则》（DL/T1986-2016）制定，涵盖事件分类、响应流程、处置措施及责任分工等内容。应急预案需结合历史事故数据、设备参数及运行经验进行编制，确保其科学性与可操作性。应急预案应定期修订，依据《电力系统应急预案管理办法》（国家能源局令第10号）要求，每三年至少修订一次。应急预案应通过培训、演练和宣传等方式进行落实，确保相关人员熟悉应急流程与处置措施。应急预案应与电网运行规程、安全措施及突发事件处置机制相结合，形成闭环管理机制。4.3应急处置流程与措施应急处置应遵循“先通后复”原则，优先恢复供电、设备运行及系统稳定，确保关键负荷优先保障。应急处置需明确责任分工，依据《电力系统应急处置规范》（DL/T1987-2016）制定处置步骤，包括信息报告、现场处置、协调联动等环节。应急处置应结合电网运行状态，采用隔离、转移、恢复等措施，确保事故影响范围最小化。应急处置过程中需实时监控系统运行状态，利用SCADA系统、继电保护装置等进行数据采集与分析。应急处置完成后，需进行事件分析与总结，形成事故报告并反馈至相关单位，持续优化处置流程。4.4应急演练与评估的具体内容应急演练应按照《电力系统应急演练规范》（DL/T1988-2016）开展，包括桌面演练、实战演练和综合演练三种形式。桌面演练主要针对应急流程、职责分工和处置措施进行模拟，确保人员熟悉流程。实战演练则模拟真实事故场景，检验应急预案的适用性和处置效果，通常在事故后30日内完成。综合演练结合多种应急事件，检验预案的全面性和协同处置能力，通常每半年开展一次。应急演练后需进行效果评估，依据《电力系统应急演练评估标准》（DL/T1989-2016）进行量化分析，提出改进建议。第5章电力系统事故处理与恢复5.1事故报告与分析事故报告应遵循《电力系统事故调查规程》要求，及时、准确、完整地记录事故发生的时间、地点、原因、影响范围及设备状态等信息，确保信息可追溯。事故分析需采用系统化的分析方法，如故障树分析（FTA）和事件树分析（ETA），结合历史数据与现场情况，识别关键故障点与系统薄弱环节。根据《电力系统安全稳定运行导则》，事故报告应包含故障类型、系统频率、电压波动、负荷变化等关键参数，并结合调度系统运行数据进行综合评估。事故分析结果需形成书面报告，供调度部门、运维单位及上级管理部门参考，为后续处理提供依据。事故报告应通过电力调度系统至相关平台，确保信息共享与协同处理。5.2事故处理原则与步骤事故处理应遵循“先通后复”原则，确保系统尽快恢复运行，避免次生事故。事故处理需由调度中心统一指挥，各相关单位协同配合，按照《电力调度自动化系统运行规程》执行操作。处理过程中应实时监控系统运行状态，利用SCADA系统、继电保护装置等进行动态分析与调整。事故处理完成后，需进行系统复电与负荷转移，确保电网安全稳定运行。处理过程中应记录操作步骤与设备状态变化，形成完整的处理档案，便于后续审查与复盘。5.3事故后恢复与系统重建事故后恢复应优先保障核心负荷与关键设备的供电，采用“分层分区”恢复策略，逐步恢复全网运行。恢复过程中应利用备用电源、旋转备用容量及储能系统，确保系统具备足够的恢复能力。恢复后需进行系统稳定性检查，包括频率、电压、相角等参数是否符合安全标准，必要时进行系统重启与参数调整。事故后恢复需结合《电力系统恢复运行规程》，制定详细的恢复方案，确保恢复过程可控、有序。恢复完成后，应进行系统运行评估，分析事故原因与处理效果，为后续改进提供依据。5.4事故责任与追责机制的具体内容事故责任追究依据《电力法》《电力安全事故应急条例》等相关法律法规，明确各级责任主体。事故责任划分应结合事故调查报告，明确直接责任、管理责任与指导责任，并落实相应的处罚与整改措施。追责机制应包含行政处分、经济处罚、通报批评等，确保责任落实到位，防止类似事故再次发生。事故责任追究需与电力系统安全绩效考核挂钩，纳入年度安全评价体系，强化责任意识。追责机制应建立长效监督与反馈机制，定期开展事故案例分析，提升全员安全防范意识。第6章电力调度运行安全与保密6.1安全管理要求电力调度运行安全管理应遵循《电力调度自动化系统安全防护规程》（DL/T1963-2016），建立分级管控机制，明确各级调度机构的安全责任，确保调度信息的实时性、准确性和完整性。应采用基于风险的管理方法（Risk-BasedManagement,RBM），结合电力系统运行状态、设备健康状况及外部环境因素，动态评估安全风险，制定相应的防范措施。调度运行中应严格执行调度命令的“双确认”制度，确保指令执行过程中的准确性与可追溯性，防止误操作或指令遗漏导致的系统故障。调度自动化系统应具备网络安全防护能力，符合《电力系统调度自动化安全防护技术规范》（GB/T28866-2012），防止非法入侵、数据篡改及信息泄露。应定期开展调度运行安全演练，提升调度人员的应急处置能力，确保在突发情况下能迅速响应、有效控制事故范围。6.2保密制度与措施电力调度运行涉及国家能源安全、电网稳定及用户用电安全等重要信息，应严格遵守《电力法》及《电力监管条例》中关于保密的规定。调度系统应建立分级保密制度，对涉及电网运行、设备参数、调度指令等关键信息实行加密传输与权限管理，防止信息泄露。调度人员应签署保密协议，不得擅自披露调度信息，不得在非授权场合使用调度系统，确保信息在传递过程中的保密性。应采用加密通信技术（如TLS、IPsec）保障调度数据传输安全，防止网络攻击或数据窃取。调度中心应定期开展保密培训，提升相关人员的保密意识与操作规范，确保保密制度落实到位。6.3安全培训与教育电力调度运行安全培训应纳入各级调度人员的岗前培训与年度考核内容，确保其掌握调度规程、应急处置流程及安全操作规范。培训内容应包括电力系统运行知识、调度业务流程、安全操作规范及事故案例分析，提升调度人员的风险识别与应急处理能力。应建立培训记录与考核机制，确保培训效果可追溯，对未通过考核的人员进行补训或调岗处理。调度人员应定期参加安全知识讲座、应急演练及事故复盘会议，增强其安全意识与应急反应能力。培训应结合实际案例，如2019年某地区电网调度误操作事件，提升调度人员对操作失误的防范意识。6.4安全检查与监督的具体内容调度运行安全检查应涵盖调度系统运行状态、数据传输安全性、调度指令执行情况及设备运行参数等关键环节，确保系统稳定运行。应定期开展调度自动化系统安全检查，包括系统日志分析、网络攻击检测及设备运行状态监测，及时发现并消除安全隐患。调度中心应建立安全检查台账，记录检查时间、内容、发现问题及整改情况，确保问题闭环管理。安全监督应由专人负责，定期对调度人员操作行为、信息保密情况及安全制度执行情况进行检查，确保制度落实到位。对发现的安全问题应立即启动整改程序，必要时可采取临时限电、隔离等措施，防止问题扩大化。第7章电力调度运行与应急处理的监督与考核7.1监督机制与职责电力调度运行的监督机制通常由电力调度机构、电力企业及相关部门共同构建，涵盖运行过程中的实时监控、异常预警、故障处理等环节。根据《电力调度自动化系统技术规范》（GB/T28865-2012），调度机构需建立多层级监督体系，确保调度指令的准确性和执行的及时性。监督职责划分明确，调度机构负责系统运行的总体监督，电力企业负责具体设备运行的日常维护与应急响应，相关监管部门则负责制度执行情况的检查与考核。这种分工有助于提升运行效率与责任落实。监督工作需结合信息化手段，如调度自动化系统、远程监控平台等，实现对调度运行全过程的数字化、可视化管理。依据《电力系统调度自动化系统运行规程》（DL/T1309-2016），调度机构应定期开展系统运行状态分析，确保监控数据的准确性和实时性。监督过程中需建立反馈机制，对发现的问题及时进行整改，并通过考核机制对责任单位进行问责。根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号），事故责任追究应依据调查结果，明确责任主体并落实整改措施。监督结果应纳入绩效考核体系，作为调度人员晋升、评优及责任追究的重要依据。根据《电力企业绩效考核管理办法》（国能发监管〔2021〕34号），考核指标应包括运行效率、事故处理能力、应急响应速度等关键参数。7.2考核标准与评价方法考核标准应涵盖运行安全、效率、响应速度、设备可靠性等多个维度，依据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1309-2016）和《电力系统调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1309-2016），明确各环节的考核指标与权重。评价方法应采用定量与定性相结合的方式，如运行数据统计、故障处理时间分析、设备故障率统计等，结合专家评审与现场检查，确保考核的客观性与全面性。考核周期通常按月、季度或年度进行，根据《电力调度运行绩效考核办法》（国能发监管〔2021〕34号），考核结果应反馈至相关单位，并作为后续调度运行优化的重要参考。考核结果应与调度人员的绩效挂钩，激励其提升运行水平。根据《电力调度人员绩效考核办法》（国能发监管〔2021〕34号），考核结果应公开透明，接受社会监督。考核过程中需注重过程管理，对关键环节