电力系统调度运行与管理规范（标准版）

电力系统调度运行与管理规范（标准版）第1章总则1.1适用范围本标准适用于国家电网公司及其下属各级电力调度机构，涵盖电网运行、设备管理、调度指挥、应急处置等全过程。适用于各类电力系统，包括但不限于电网主干网、区域电网、省级电网及新能源并网系统。标准适用于电力调度运行与管理的全过程，涵盖运行监控、设备维护、故障处理、调度决策等环节。本标准适用于电力系统调度运行与管理的规范性、标准化和信息化建设。本标准适用于电力系统运行中的调度指令发布、执行、反馈及结果评估等环节。1.2规范依据本标准依据《电力系统调度规程》《电力系统运行管理规程》《电力系统调度自动化规程》等国家及行业标准制定。依据《电力系统安全稳定运行导则》《电力系统调度自动化系统运行管理规程》等技术规范。依据《电力系统调度运行管理规范》《电力系统调度运行与管理导则》等国家电网公司内部标准。依据《电力系统调度运行管理信息系统技术规范》《电力系统调度运行管理数据接口规范》等技术标准。依据《电力系统调度运行与管理绩效评估办法》《电力系统调度运行与管理考核办法》等管理规定。1.3调度运行管理原则调度运行管理应遵循“安全第一、高效运行、科学决策、统一指挥、分级管理”的基本原则。调度运行管理应坚持“实时监控、动态分析、精准控制、闭环管理”的运行机制。调度运行管理应遵循“统一调度、分级管理、协同配合、资源共享”的原则，确保调度指令的准确性和执行的高效性。调度运行管理应遵循“预防为主、防患未然”的原则，强化风险预警与应急响应能力。调度运行管理应遵循“数据驱动、智能决策”的原则，推动调度运行向数字化、智能化方向发展。1.4调度运行职责划分电力调度机构应按照《电力系统调度规程》规定，负责电网运行的实时监控、调度指令发布与执行。调度运行职责包括电网运行状态的实时监测、设备运行参数的采集与分析、故障预警与处理、调度指令的发布与执行等。调度运行职责应明确各级调度机构的职责边界，确保调度指令的准确性和执行的高效性。调度运行职责应涵盖电网运行的调度计划编制、运行方式安排、设备运行维护及应急处置等关键环节。调度运行职责应明确各专业部门的协作机制，确保调度运行的协调性与一致性。第2章调度运行组织架构2.1调度机构设置根据《电力系统调度运行与管理规范（标准版）》，调度机构通常设置为省级及以上电网调度中心，负责本区域电网的运行、监视、控制和协调工作。机构设置应遵循“统一调度、分级管理”的原则，确保各级调度机构在职责范围内有效衔接，避免信息孤岛和管理盲区。一般包括省级调度中心、地市级调度中心及县级调度站三级架构，其中省级调度中心负责区域电网的统一调度，地市级调度中心负责具体电网的运行控制，县级调度站则承担局部电网的监视与反馈。机构设置需符合《电网调度自动化系统运行管理规程》要求，确保调度信息的实时性、准确性和完整性。例如，某省电网调度中心通常配备不少于5个自动化终端，覆盖全省主要变电站和输电线路，实现对电网运行状态的全面监控。2.2调度人员职责调度人员需具备电力系统专业知识，熟悉电网运行规程和调度指令执行流程，确保调度指令的准确传达与执行。调度人员应定期参加专业培训，掌握最新的电力系统技术标准和调度操作规范，提升应急处置能力。调度人员需在调度中心值班，负责电网运行状态的实时监控，及时发现并处理异常情况，保障电网安全稳定运行。调度人员需遵循《电力调度机构人员管理规范》，明确岗位职责，落实岗位责任制，确保调度工作的高效与规范。某省电网调度中心规定，值班人员需持证上岗，且每季度进行一次调度技能考核，确保其专业能力符合调度要求。2.3调度运行管理制度调度运行管理制度应涵盖调度指令的发布、执行、反馈及闭环管理，确保调度工作的规范性和可追溯性。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》，调度指令需通过调度自动化系统发布，确保指令的准确性和时效性。系统应具备指令执行记录、状态反馈、异常报警等功能，实现调度过程的数字化和信息化管理。调度运行管理制度应定期修订，结合电网运行实际情况和新技术发展，确保制度的科学性和实用性。某省电网调度中心推行“双确认”制度，即调度指令下达前需经调度员与监控员双重确认，确保指令执行无误。第3章电网运行监控与调度3.1电网运行状态监测电网运行状态监测是确保电力系统稳定运行的基础工作，通常采用SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）系统进行实时数据采集与分析。根据《电力系统调度运行与管理规范（标准版）》要求，监测内容包括电压、电流、功率、频率、功率因数等关键参数，确保电网运行在安全边界内。监测数据通过智能终端与主站系统实时传输，采用基于时间序列分析的方法，结合历史数据与实时数据进行趋势预测，以识别潜在故障或异常波动。电网运行状态监测还涉及设备状态评估，如变压器、断路器、继电保护装置等设备的运行状态，通过在线监测系统（如红外测温、振动分析等）实现早期故障预警。根据《电力系统自动化》期刊中的研究，电网运行状态监测应遵循“实时、准确、全面”的原则，确保数据采集的高可靠性和处理的高效率。采用多源数据融合技术，结合气象数据、负荷预测模型与设备运行数据，提升监测精度与决策支持能力。3.2调度指令发布与执行调度指令的发布需遵循“分级管理、逐级下达”的原则，通过调度中心主站系统实现指令的集中管理与下发。根据《电力系统调度运行与管理规范（标准版）》要求，指令发布应包括调度命令、操作票、安全措施等内容。指令执行过程中，需严格遵循“操作票制度”与“双确认”原则，确保操作步骤清晰、责任明确，避免误操作风险。调度指令的执行需通过调度自动化系统进行实时监控，采用远程操作与现场操作相结合的方式，确保指令执行的准确性和及时性。根据《电力系统调度自动化》的相关规范，调度指令的发布与执行应结合电网运行状态，动态调整指令内容，确保电网运行的稳定与安全。实际运行中，调度指令的执行需结合电网负荷变化、设备状态及天气因素进行灵活调整，确保调度工作的科学性与合理性。3.3电网运行异常处理电网运行异常处理是保障电网安全稳定运行的重要环节，通常包括故障识别、隔离、恢复及负荷调整等步骤。根据《电力系统调度运行与管理规范（标准版）》要求，异常处理需遵循“快速响应、分级处置”的原则。异常处理过程中，调度人员需通过SCADA系统实时获取电网运行状态，结合故障录波数据与保护装置动作信息，快速判断故障类型与范围。对于重要用户停电或大面积停电事件，调度中心应启动应急预案，协调相关单位进行故障隔离与恢复，确保电网运行的连续性。根据《电力系统继电保护》的相关研究，异常处理需结合自动保护装置与手动操作相结合，确保故障隔离与恢复的高效性与安全性。实际运行中，异常处理需结合电网运行负荷、设备状态及历史运行数据进行综合判断，确保处理措施的科学性与有效性。第4章电力系统运行方式与计划4.1电力系统运行方式制定电力系统运行方式是指电力系统在特定运行条件下，各设备、线路、发电厂、变电站之间的运行状态和相互关系。其制定需遵循《电力系统运行规则》和《电力系统调度管理规程》的要求，确保系统安全、稳定、经济运行。运行方式的制定需综合考虑系统容量、负荷特性、设备状态、电网结构等因素。例如，根据《电力系统稳定性分析导则》，应通过系统稳定性分析确定运行方式，确保系统在各种工况下具备足够的稳定性和可靠性。运行方式的制定通常由调度中心主导，结合历史运行数据、负荷预测和设备检修计划进行。例如，根据《电力系统调度运行管理规范》（GB/T24514-2009），运行方式应结合电网实际运行情况，制定合理的运行策略。在制定运行方式时，需考虑不同运行方式之间的转换条件，确保系统在运行过程中能够灵活调整。例如，根据《电力系统调度自动化系统技术规范》（GB/T28865-2012），应建立运行方式切换的自动化机制，避免人为操作失误。运行方式的制定还需结合电力市场运行情况，合理安排发电计划和负荷分配。例如，根据《电力市场运行管理办法》，运行方式应与市场交易计划相协调，确保电力系统供需平衡。4.2电力系统运行计划编制电力系统运行计划是为保障电网安全、稳定、经济运行而制定的长期和短期运行安排。其编制需依据《电力系统运行方式制定规范》（GB/T24514-2009），结合负荷预测、设备检修计划和调度指令进行。运行计划编制通常包括发电计划、负荷计划、设备检修计划、电网运行方式调整等内容。例如，根据《电力系统运行调度管理规程》（DL/T1143-2019），运行计划应结合电网实际运行情况，制定合理的发电和负荷分配方案。运行计划编制需考虑季节性负荷变化、节假日负荷波动、新能源接入等因素。例如，根据《电力系统运行调度管理规程》（DL/T1143-2019），应建立负荷预测模型，预测不同季节和时段的负荷变化趋势。运行计划编制还需结合电力市场运行情况，合理安排发电计划和负荷分配。例如，根据《电力市场运行管理办法》，运行计划应与市场交易计划相协调，确保电力系统供需平衡。运行计划编制需通过仿真系统进行模拟验证，确保运行方案的可行性。例如，根据《电力系统运行调度仿真技术规范》（DL/T1144-2019），应通过仿真系统验证运行计划的合理性，确保系统在运行过程中具备足够的稳定性和可靠性。4.3电力系统运行方式调整电力系统运行方式调整是指在运行过程中，根据系统运行状况、负荷变化、设备状态等因素，对运行方式做出的及时调整。调整方式包括运行方式变更、负荷调整、设备检修等。运行方式调整需遵循《电力系统调度运行管理规程》（DL/T1143-2019）的要求，确保调整过程符合调度规程和安全规范。例如，根据《电力系统调度运行管理规程》（DL/T1143-2019），调整运行方式前应进行充分的分析和评估。运行方式调整通常由调度中心主导，结合实时运行数据和预测数据进行决策。例如，根据《电力系统调度自动化系统技术规范》（GB/T28865-2012），应通过实时监控系统获取运行数据，及时调整运行方式。运行方式调整需考虑系统稳定性、设备安全、电网运行经济性等因素。例如，根据《电力系统稳定性分析导则》（GB/T19966-2014），调整运行方式时应确保系统在调整后仍具备足够的稳定性。运行方式调整后，需进行相应的运行方式记录和分析，确保调整过程的可追溯性和可验证性。例如，根据《电力系统运行调度管理规程》（DL/T1143-2019），调整后的运行方式应记录在案，并定期进行分析和评估。第5章调度运行数据管理5.1数据采集与传输数据采集是电力系统调度运行的基础，需遵循《电力系统数据采集与监控系统（SCADA）技术规范》要求，采用标准化协议如IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等，确保数据实时性与准确性。采集设备应具备高可靠性，采用冗余设计与故障自愈机制，保障数据在异常情况下仍能正常传输。数据传输需通过安全加密通道实现，如使用TLS1.3协议，防止数据泄露与篡改，符合《电力系统信息安全技术规范》相关要求。传输过程中需设置数据质量检测机制，如采用IEC60870-5-104中的数据完整性校验，确保传输数据的时效性和一致性。建立数据传输监控与告警系统，实时监测传输延迟、丢包率等关键指标，确保调度运行的稳定性。5.2数据存储与处理数据存储需遵循《电力系统数据存储与管理规范》，采用分布式存储架构，如HadoopHDFS或Spark，实现海量数据高效存储与快速检索。数据处理应遵循数据清洗与标准化流程，如使用ETL（Extract,Transform,Load）技术，确保数据一致性与统一格式，符合《电力系统数据质量管理规范》要求。数据处理需支持多维分析与可视化，如使用PowerBI或Tableau，实现调度运行状态的动态监控与趋势预测。数据存储应具备高可用性与容灾能力，采用主从复制、数据备份与异地容灾机制，确保数据安全与系统连续运行。建立数据生命周期管理机制，包括数据归档、脱敏与销毁，符合《电力系统数据安全管理规范》中的数据保留与销毁标准。5.3数据安全与保密数据安全需遵循《电力系统信息安全技术规范》，采用多层防护机制，如网络边界防护、终端安全管控、数据加密传输等，防止外部攻击与内部泄露。保密管理应建立权限分级制度，如采用RBAC（基于角色的访问控制）模型，确保调度运行数据仅限授权人员访问。安全审计需记录所有数据访问与操作行为，符合《电力系统安全审计规范》，实现可追溯与合规性审查。建立数据安全应急响应机制，如制定《电力系统数据安全事件应急预案》，确保在发生安全事件时能快速恢复与处置。定期开展数据安全演练与风险评估，如结合《电力系统安全风险评估导则》，提升数据安全防护能力与应急处置水平。第6章调度运行应急与事故处理6.1应急预案制定与演练应急预案是电力系统应对突发事件的重要保障，应依据《电力系统调度运行与管理规范》（标准版）要求，结合电网结构、设备状况及历史事故经验制定，确保覆盖各类可能的故障类型。预案需包含应急组织架构、响应流程、资源调配、通信保障等内容，并定期组织演练，如《中国电力企业联合会》提出的“三级演练”机制，确保预案的可操作性和实用性。演练应模拟真实场景，如主控室事故报警、设备故障跳闸、系统失稳等，通过实战检验预案有效性，提升调度人员的应急处置能力。演练后需进行总结评估，分析存在的问题，并根据实际运行数据优化预案内容，如引用《电力系统调度自动化技术规范》中关于应急演练频率和内容的建议。应急预案应与电网运行、设备维护、应急物资储备等相结合，形成闭环管理机制，确保在突发事件发生时能够快速响应、有效处置。6.2事故处理流程与措施事故发生后，调度员应立即启动应急预案，按照《电力系统调度运行与管理规范》中规定的“五步处理法”进行初步判断，包括：事故现象观察、系统状态评估、故障源定位、隔离措施实施、恢复供电安排。事故处理需遵循“先通后复”原则，优先保障电网安全稳定运行，如《国家电网公司电力调度自动化管理规定》中明确的“先恢复主干线路、再处理局部故障”的操作规范。调度员应通过SCADA系统、继电保护装置等实时监控系统状态，利用《电力系统自动控制技术规范》中的“状态识别与分析”方法，快速判断事故性质及影响范围。在事故处理过程中，需协调各专业部门，如调度、运行、设备、安全等，确保信息畅通、协同处置，避免因信息不对称导致事故扩大。事故处理完成后，应进行系统分析，总结经验教训，并根据《电力系统事故调查规程》要求，形成事故报告，为后续优化提供依据。6.3事故调查与分析事故调查应按照《电力系统事故调查规程》进行，由独立的调查组负责，确保调查过程客观、公正，避免人为干扰。调查内容应包括事故原因、影响范围、损失程度、责任划分等，依据《电力系统安全运行管理规定》中的“四不放过”原则，确保问题得到彻底解决。事故分析需结合现场记录、设备参数、运行日志等资料，利用《电力系统故障分析技术规范》中的“故障树分析”（FTA）方法，找出根本原因。分析结果应形成报告，提出改进措施，如《电力系统运行管理指南》中提到的“预防性维护”和“设备老化评估”等建议。调查与分析应纳入日常培训与考核体系，确保相关人员掌握事故处理与分析方法，提升整体运行管理水平。第7章调度运行培训与考核7.1培训内容与计划培训内容应涵盖电力系统调度运行的核心知识与技能，包括电力系统结构、运行方式、设备原理、安全规程、应急处置等内容，确保培训内容与国家电力调度规程及行业标准相一致。培训计划应根据调度人员的岗位职责和工作年限制定，一般分为基础理论、专业技能、应急演练、案例分析等模块，确保培训内容系统性与实用性。培训周期通常为每年一次，分为集中培训与岗位实践相结合的形式，确保新员工在上岗前掌握基本操作规范，老员工在岗位变动时更新知识体系。培训内容应结合实际案例，如电网运行异常、设备故障、调度指令执行等，提升学员的应急处理能力和风险防范意识。培训应纳入年度绩效考核体系，培训合格率作为考核指标之一，确保培训效果与工作要求相匹配。7.2培训实施与考核培训实施应采用理论授课、实操演练、在线学习、现场模拟等多种形式，确保培训内容覆盖全面、形式多样。培训过程中应设置考核环节，如理论考试、操作考核、应急预案演练等，考核结果作为培训效果的重要依据。考核方式应采用百分制，理论考核占40%，实操考核占30%，应急预案演练占20%，其余10%为平时表现。考核结果应反馈至学员，对不合格者进行补考或重新培训，确保培训质量。培训实施应建立培训档案，记录学员培训过程、考核结果及改进措施，便于后续评估与跟踪。7.3培训效果评估培训效果评估应通过问卷调查、访谈、