电力系统运行与调度操作规程（标准版）

电力系统运行与调度操作规程（标准版）第1章总则1.1适用范围本规程适用于国家电网公司及其下属各级电力企业，用于指导电力系统运行与调度操作的规范性工作。适用于各级调度机构、发电厂、变电站、输电线路及电力用户等所有参与电力系统运行的单位。适用于各类电力系统运行与调度操作，包括但不限于电力系统稳定控制、设备倒闸操作、调度指令执行等。本规程适用于电网运行中的正常、异常及事故处理等各类操作场景。本规程依据《电力系统调度规程》《电力安全工作规程》《电力设备操作规范》等国家及行业标准制定。1.2规程依据本规程依据《中华人民共和国电力法》《电网调度管理条例》《电力系统安全稳定运行导则》等法律法规制定。基于国家电网公司发布的《电力系统运行调度规程》《电力设备操作规范》等内部标准。参考了国家电网公司电力调度自动化系统运行维护规程及电力系统调度自动化技术规范。依据电力系统运行实际经验及电力行业技术发展水平，结合国家电网公司电力调度实践制定。本规程适用于各级调度机构及运行人员在电力系统运行中的操作行为和管理要求。1.3规程适用对象适用于各级调度机构的运行人员、值班人员、调度员及管理人员。适用于各发电厂的运行值班人员、设备维护人员及调度员。适用于各变电站的运行值班人员、设备操作人员及调度员。适用于输电线路的运行值班人员、设备维护人员及调度员。适用于电力用户及相关单位的运行管理人员及操作人员。1.4规程使用规范的具体内容本规程规定了电力系统运行与调度操作的基本原则、操作流程及安全要求。操作前需进行现场勘察、设备检查及安全措施确认，确保操作安全。操作过程中需严格按照调度指令执行，不得擅自更改操作步骤或顺序。操作完成后需进行操作记录、设备状态检查及操作票归档。操作过程中如遇异常情况，应立即停止操作并上报调度机构，等待指令处理。第2章电力系统运行基本要求2.1运行管理职责电力系统运行管理应遵循“统一调度、分级管理”原则，各级调度机构需按照《电力系统调度规程》履行职责，确保系统运行安全、稳定、经济。运行管理职责包括设备运维、运行监控、故障处理、调度指令执行等，需明确各岗位的职责边界，避免职责不清导致的运行风险。根据《电力系统运行管理规定》，运行管理应建立完善的岗位责任制，确保人员分工明确、责任落实到人，实现运行全过程的可追溯性。运行管理需结合电力系统实际运行情况，制定相应的管理措施，如定期开展运行分析、设备巡检、隐患排查等，以提升系统运行效率。运行管理应建立运行绩效评估机制，通过数据统计、运行指标分析等方式，持续优化管理流程，提升整体运行水平。2.2运行值班制度电力系统运行需实行“两值班”制度，即运行值班和设备检修值班，确保系统运行不间断。运行值班人员应按照《电力调度自动化系统运行规程》执行值班任务，确保实时监控系统运行状态，及时发现并处理异常情况。值班人员需持证上岗，熟悉系统运行规程、设备参数及应急处置流程，确保在突发情况下能够迅速响应。值班记录应详细记录运行状态、设备参数、异常处理情况及操作指令，确保运行过程可追溯、可复原。值班制度应结合实际运行情况，合理安排值班人员，确保关键设备和时段的运行保障，避免因人员不足导致的运行中断。2.3运行记录与报告电力系统运行记录应包括设备状态、运行参数、故障处理、操作指令等，需按照《电力系统运行记录管理规程》进行规范记录。运行记录应使用标准化格式，确保数据准确、内容完整，便于后续分析和事故追溯。运行记录需定期归档，保存期限应符合《电力系统档案管理规定》，确保运行数据的长期可用性。运行报告应包括运行概况、异常情况、处理措施及后续建议，报告内容应真实、客观，符合《电力系统运行报告规范》要求。运行报告需由值班人员或专业人员审核，确保报告内容准确无误，为运行决策提供可靠依据。2.4运行异常处理的具体内容电力系统运行异常包括设备故障、系统失压、频率偏差等，需按照《电力系统异常运行处理规程》进行分级响应。异常处理应遵循“先确认、后处理、再恢复”原则，确保异常原因明确、处理措施得当，避免扩大影响范围。异常处理过程中，值班人员应立即上报调度中心，按照调度指令执行操作，确保系统运行安全稳定。异常处理需结合系统运行数据和现场情况，采用隔离、倒换、重启等手段进行处置，必要时需启动应急预案。异常处理后，应进行复盘分析，总结经验教训，优化运行流程，防止类似问题再次发生。第3章电力系统调度管理3.1调度机构与职责调度机构是电力系统运行的核心管理单位，负责制定和执行电网运行规则，确保电力系统安全、稳定、经济运行。根据《电力系统调度规程》（GB/T28189-2011），调度机构通常包括区域调度中心、省调、地调和县调，形成四级调度体系。调度机构的职责包括：监视电网运行状态、协调各层级调度单位、发布调度指令、处理突发事件、保障电力供应稳定。例如，国家电网公司调度中心负责全国电网的统一调度，确保区域电网间的协调运行。调度机构需具备专业资质和权威性，通常由电力行业主管部门设立，如国家能源局下属的电力调度机构，确保调度决策的科学性和权威性。调度机构运行需遵循“统一调度、分级管理”的原则，确保各级调度单位在上级调度指导下独立执行调度任务，避免指令冲突。调度机构还需定期开展调度演练和培训，提升调度人员的专业技能和应急处理能力，确保在突发情况下能快速响应。3.2调度运行组织架构调度运行组织架构通常采用“四级四分”模式，即国家电网、省调、地调、县调，以及相应的技术支持和运维单位。这种架构有利于实现分级管理与协同调度。调度运行组织需配备专业团队，包括调度员、工程师、技术支持人员等，确保调度工作高效、精准。例如，省调下设多个专业组，如电力系统稳定组、调度自动化组等。调度运行组织需建立完善的通信系统，确保各层级调度单位之间能够实时、准确地传递调度指令和运行数据。例如，调度通信系统通常采用光纤通信、无线通信和卫星通信相结合的方式。调度运行组织需具备完善的应急预案和事故处理机制，确保在电网故障或突发事件时能够快速启动应急响应程序。例如，国家电网公司设有“黑启动”预案，确保系统在重大事故后能够恢复运行。调度运行组织需定期进行系统维护和优化，确保调度自动化系统、通信系统和监控系统稳定运行，提升调度效率和可靠性。3.3调度指令发布与执行调度指令是调度机构对电网运行进行管理的重要手段，通常通过调度命令系统发布，确保指令的准确性和可追溯性。根据《电力调度自动化系统技术规范》（DL/T550-2016），调度指令需包含时间、内容、执行人、复诵内容等要素。调度指令的发布需遵循“逐项发布、逐项确认”的原则，确保每项指令的执行都有据可查。例如，调度员在发布指令前需与执行人员进行复诵确认，避免误操作。调度指令的执行需由执行人员按照指令内容进行操作，如调整发电机出力、调整变压器变比、切除或投入线路等。执行过程中需记录操作过程，确保可回溯。调度指令的执行需结合电网运行状态进行评估，确保指令的合理性与安全性。例如，调度员需根据实时负荷、电压、频率等参数判断指令是否可行。调度指令的执行需与调度日志、操作记录等系统相结合，确保调度过程的透明化和可追溯性，为后续分析和改进提供依据。3.4调度通信与信息管理的具体内容调度通信系统是调度运行的基础支撑，通常采用光纤通信、无线通信和卫星通信相结合的方式，确保调度指令和运行数据的实时传输。根据《电力调度自动化系统技术规范》（DL/T550-2016），调度通信系统需具备高可靠性、高安全性、高稳定性。调度通信系统需实现调度数据网（SDN）与生产控制大区的互联互通，确保调度信息在不同区域之间准确传递。例如，国家电网调度通信系统采用“双通道”设计，确保在通信中断时仍能保持运行。调度信息管理包括电网运行状态监控、设备状态监测、负荷预测、故障诊断等，需通过SCADA（数据采集与监控系统）、IEC60044-8（电力系统自动化标准）等技术实现。调度信息管理需建立完善的数据库和数据处理系统，确保调度数据的准确性、完整性和时效性。例如，调度中心通过实时数据采集和分析，实现对电网运行的动态监控。调度信息管理需结合和大数据技术，提升调度决策的智能化水平。例如，基于机器学习的负荷预测模型可提高电网运行的预见性，减少调度误差。第4章电力设备运行与维护4.1设备运行规程根据《电力系统运行规程》（GB/T31924-2015），设备运行需遵循“三核对”原则，即核对设备编号、运行参数及现场标识，确保运行状态与调度指令一致。设备运行过程中，应实时监测电压、电流、频率等参数，确保其在额定范围内运行，避免因参数偏差导致设备过载或损坏。电力设备运行需定期进行状态巡视，包括绝缘电阻测试、温度检测及油位检查，确保设备处于良好运行状态。对于重要设备，如变压器、断路器等，应建立运行日志，记录运行时间、参数变化及异常情况，便于后续分析与追溯。根据《电力设备运行管理规范》（DL/T1425-2015），设备运行应遵循“五防”原则，即防止误操作、防止误接线、防止误合闸、防止误拉闸、防止误动设备。4.2设备维护与检修设备维护应按照“预防性维护”与“状态维护”相结合的原则，定期开展清洁、润滑、紧固等基础维护工作，延长设备寿命。检修工作应遵循“计划检修”与“故障检修”相结合，计划检修根据设备运行情况和周期性要求安排，故障检修则根据突发性故障及时处理。电力设备检修需采用“五步法”：检查、清洁、润滑、紧固、测试，确保检修质量符合标准。检修后应进行试运行测试，验证设备是否恢复正常运行，确保检修效果。根据《电力设备维护规程》（DL/T1426-2015），设备维护应建立台账，记录维护时间、内容、人员及结果，便于跟踪与管理。4.3设备故障处理设备故障处理应遵循“先通后复”原则，即先恢复设备运行，再进行故障排查与修复。故障处理需按照“分级响应”机制进行，重大故障由调度中心统一指挥，一般故障由现场运行人员处理。故障处理过程中，应使用专业工具进行诊断，如万用表、绝缘电阻测试仪等，确保故障定位准确。对于复杂故障，应组织专业团队进行分析，结合历史数据和现场情况制定处理方案。根据《电力系统故障处理规范》（DL/T1562-2018），故障处理需在24小时内完成初步处理，重大故障应在72小时内完成修复。4.4设备状态监测与评估设备状态监测应采用多种技术手段，如红外热成像、振动分析、油中溶解气体分析等，全面评估设备健康状态。状态监测数据应定期汇总分析，结合设备运行数据、历史故障记录及环境因素，评估设备是否处于异常状态。设备状态评估应采用“状态评价法”，根据设备运行状态、运行寿命、维护记录等，划分设备运行等级，指导后续维护策略。对于关键设备，如变压器、断路器，应建立状态评价模型，结合运行参数和历史数据进行动态评估。根据《电力设备状态监测与评估技术导则》（DL/T1427-2015），设备状态评估应纳入设备全生命周期管理，为设备寿命预测和检修决策提供依据。第5章电力系统稳定控制5.1稳定控制原则稳定控制原则应遵循“预防为主、综合治理、分级管理、动态调节”的基本原则，确保电力系统在各种运行方式下保持稳定运行。根据《电力系统稳定导则》（GB/T31921-2015），稳定控制应结合系统结构、负荷特性、设备参数及运行工况进行综合分析。稳定控制需在系统发生扰动后及时响应，防止系统失稳或出现频率、电压、功角等关键参数异常。电力系统稳定控制应遵循“先控制、后调节”的原则，优先处理直接影响系统稳定性的扰动，再进行调节。稳定控制应结合系统调度策略，合理分配控制资源，确保各区域、各层级的稳定控制措施有效衔接。5.2稳定控制措施电力系统稳定控制措施主要包括频率调节、电压调节、功角稳定控制等，其中功角稳定控制是核心内容。根据《电力系统稳定导则》（GB/T31921-2015），功角稳定控制通常采用自动励磁调节、自动调频调压等措施。在系统发生功角失同步时，应启用自动解列或手动解列措施，防止系统崩溃。电压稳定控制可通过无功补偿设备（如SVG、STATCOM）进行动态调节，确保系统电压在允许范围内。频率稳定控制主要通过调频机组、自动发电控制（AGC）等手段实现，确保系统频率在规定的范围内波动。5.3稳定控制执行与反馈稳定控制执行应通过调度系统实现，包括实时监控、自动控制与人工干预相结合的方式。稳定控制执行过程中，需实时采集系统运行数据，包括频率、电压、功角、负荷等关键参数。稳定控制反馈机制应包括自动反馈与人工反馈，确保控制措施的有效性与及时性。稳定控制反馈结果需通过调度系统进行分析，判断控制措施是否达到预期效果。稳定控制执行过程中，需根据系统运行状态调整控制策略，确保系统在扰动后尽快恢复稳定。5.4稳定控制记录与分析的具体内容稳定控制记录应包括控制动作时间、控制策略、执行结果、系统状态等信息，确保可追溯性。稳定控制分析应结合系统运行数据与控制策略，评估控制措施的有效性与稳定性。稳定控制分析需考虑系统运行工况、负荷变化、设备状态等因素，确保分析结果的准确性。稳定控制记录应保存一定周期，便于后续分析与优化控制策略。稳定控制分析可通过历史数据对比、仿真模拟等方式进行，提升控制措施的科学性与实用性。第6章电力系统安全运行6.1安全操作规程电力系统运行人员必须严格遵循《电力系统运行操作规程》（GB/T31924-2015），确保操作过程符合标准化流程，避免误操作引发事故。操作前应进行设备状态检查，包括电压、电流、温度等参数是否正常，确保设备处于可操作状态。所有操作需在操作票上记录，由监护人进行复核，操作后需进行设备状态确认，确保操作后系统运行稳定。操作过程中应实时监控系统运行状态，如出现异常信号需立即停止操作并上报。重要操作（如开关合闸、保护装置调整）需由两名以上人员协同操作，确保操作准确性和安全性。6.2安全措施与防护电力系统应配置完善的防误操作装置，如机械锁、电气闭锁、电气联锁等，防止误操作导致设备异常。作业现场应配备必要的个人防护装备（PPE），如绝缘手套、绝缘靴、安全帽等，确保工作人员安全。电力设备应定期进行绝缘测试和绝缘电阻测量，确保设备绝缘性能符合标准（如GB156-2008）。重要设备应设置双重化保护系统，防止单一故障导致系统失稳。电力系统应建立完善的应急预案，包括事故处理流程、应急联络机制和应急物资储备。6.3安全事故处理发生事故后，应立即启动事故处理预案，由值班负责人统一指挥，确保事故处理有序进行。事故处理过程中，应优先保障人身安全，防止次生事故的发生，如断电、设备损坏等。事故原因调查需在24小时内完成，分析事故原因并制定改进措施，防止类似事件再次发生。事故处理后，应进行全面检查，包括设备状态、系统运行参数、保护装置动作情况等，确保系统恢复正常。事故报告应按照规定及时上报，包括事故类型、时间、地点、影响范围及处理措施。6.4安全检查与评估的具体内容安全检查应涵盖设备运行状态、继电保护装置、自动装置、二次系统等关键环节，确保系统稳定运行。检查过程中应使用专业工具（如绝缘电阻测试仪、接地电阻测试仪）进行数据采集，确保检查数据准确。安全评估应结合历史数据和当前运行情况，分析系统运行风险，提出改进建议。安全评估结果应形成报告，供管理层决策参考，确保安全措施持续优化。安全检查与评估应纳入年度绩效考核体系，作为员工安全责任的重要依据。第7章电力系统应急管理7.1应急预案管理应急预案管理是电力系统运行中应对突发事件的重要保障，其核心是根据电力系统特点和潜在风险，制定全面、科学、可操作的应急处置方案。根据《电力系统安全稳定运行导则》（GB/T31924-2015），预案应涵盖风险评估、组织架构、职责分工、应急措施等内容，确保在突发事件发生时能够迅速启动并有效执行。一般采用“三级预案”体系，即总预案、专项预案和现场处置预案。总预案由省级电力调度机构制定，专项预案由地市或县级电力公司根据具体风险制定，现场处置预案则针对具体事件制定，形成层次分明、相互衔接的应急体系。预案应定期更新，根据电力系统运行情况、设备状态、自然灾害影响等因素进行动态调整。根据《电力系统应急管理导则》（GB/T31925-2015），预案更新周期一般为每两年一次，确保其时效性和实用性。预案需通过专家评审和现场演练验证其可行性，确保在实际操作中能够有效指导应急行动。根据《电力系统应急演练规范》（GB/T31926-2015），预案评审应包括技术可行性、操作流程、人员培训等内容。预案应纳入电力系统运行管理信息系统，实现信息共享和动态管理，便于各级调度机构实时掌握预案执行情况，提高应急响应效率。7.2应急响应流程应急响应流程是电力系统在突发事件发生后，按照规定的程序和步骤进行处置的全过程。根据《电力系统应急管理规范》（GB/T31927-2015），应急响应分为启动、评估、处置、恢复和总结五个阶段。启动阶段由调度机构根据风险等级和事件严重性决定是否启动预案，一般通过调度命令或应急通知方式通知相关单位。评估阶段主要包括事件影响范围、设备状态、负荷变化等的实时监测和分析，确保对事件的准确判断。根据《电力系统应急响应技术导则》（GB/T31928-2015），评估应采用定量分析和定性分析相结合的方法。处置阶段是应急行动的核心，包括负荷转移、设备隔离、故障隔离、电源恢复等措施。根据《电力系统应急处置技术导则》（GB/T31929-2015），处置应优先保障重要用户和关键设施的供电安全。恢复阶段是事件后恢复正常运行的过程，包括故障排查、设备修复、系统恢复、数据恢复等，确保电力系统尽快恢复正常运行。7.3应急处置与恢复应急处置是电力系统在突发事件发生后，采取一系列技术措施和管理措施，以控制事态发展、减少损失。根据《电力系统应急处置技术导则》（GB/T31929-2015），处置应遵循“先通后复”原则，优先恢复关键负荷供电。应急恢复包括电力系统恢复、设备修复、通信恢复、信息系统恢复等，需根据事件影响范围和严重程度制定恢复计划。根据《电力系统恢复技术导则》（GB/T31930-2015），恢复应分阶段进行，确保各阶段目标明确、措施具体。在应急处置过程中，应建立应急指挥中心，统一指挥、协调各相关单位，确保资源合理调配和行动高效有序。根据《电力系统应急指挥规范》（GB/T31931-2015），指挥中心应具备实时监控、信息传递、决策支持等功能。应急恢复后，应进行系统性检查和评估，确保所有问题得到解决，并总结经验教训，优化应急预案和处置流程。根据《电力系统应急评估技术导则》（GB/T31932-2015），评估应包括事件影响分析、处置效果评估、系统恢复情况等。应急恢复过程中，应加强与周边电网、发电厂、用户等的协同配合，确保电力系统整体稳定运行，防止次生事故的发生。7.4应急演练与评估的具体内容应急演练是检验应急预案有效性的重要手段，通过模拟实际突发事件，检验电力系统应对能力。根据《电力系统应急演练规范》（GB/T31933-2015），演练应包括桌面推演、实战演练、联合演练等多种形式。演练内容应涵盖事件识别、应急响应、处置措施、恢复流程、沟通协调等多个方面，确保各环节衔接顺畅。根据《电力系统应急演练技术导则》（GB/T31934-2015），演练应结合实际场景，模拟不同等级的突发事件。演练后应进行评估，评估内容包括演练目标达成度、响应速度、处置效果、协调能力、人员培训效果等。根据《电力系统应急评估技术导则》（GB/T31935-2015），评估应采用定量分析和定性分析相结合的方法。评估结果应反馈至应急预