电力系统运行维护与检修指导（标准版）

电力系统运行维护与检修指导（标准版）第1章电力系统运行基础理论1.1电力系统基本结构与运行原理电力系统由发电、输电、变电、配电和用电五大环节组成，其中发电环节主要通过火力发电、水力发电、风力发电等方式产生电能，输出电压通常在110kV及以上。输电系统采用高压输电技术，电压等级一般在35kV至110kV之间，通过输电线路将电能从发电厂输送到变电所。变电所是电力系统中电压等级转换的关键节点，通常包括变压器、开关设备和保护装置，用于将高压电转换为低压电，以适应不同用户的用电需求。配电系统则将低压电分配到各个用户端，电压等级一般在380V或220V，确保电力能够安全、稳定地送达终端设备。电力系统运行遵循能量守恒定律和电磁感应原理，通过电能的传输与转换实现能源的高效利用。1.2电力系统稳定运行分析电力系统稳定运行是指在正常运行或故障情况下，系统能够维持电压、频率和功率平衡，避免出现电压崩溃、频率崩溃等重大事故。系统稳定运行主要依赖于同步机的稳定运行和自动调节装置，如自动励磁系统和调频调压装置，确保系统在负载变化时仍能保持稳定。电力系统稳定运行分析通常包括静态稳定分析和动态稳定分析，静态稳定分析用于评估系统在小扰动下的稳定性，动态稳定分析则关注大扰动下的系统响应。电力系统稳定运行的保障措施包括合理配置无功补偿设备、优化调度策略、加强系统运行监控等，以提高系统的抗扰能力。根据IEEE1547标准，电力系统在发生短路故障时应具备足够的阻抗和容量，以防止系统失稳。1.3电力系统运行调度与控制电力系统运行调度是根据电力需求和发电能力，合理安排发电、输电、配电的运行方式，确保电力资源的高效利用。调度控制包括实时调度和预控调度，实时调度基于当前运行状态进行调整，预控调度则基于预测数据进行规划。电力调度系统通常采用自动化控制技术，如SCADA（监控与数据采集系统）和EMS（能量管理系统），实现对发电、输电、配电的集中监控与控制。调度控制中需考虑电力系统的惯性、阻尼和调节时间，确保系统在负荷变化时能够快速响应，维持稳定运行。根据《电力系统调度自动化规程》，调度系统应具备实时数据采集、分析和控制功能，确保系统运行的安全性和经济性。1.4电力系统安全运行保障措施电力系统安全运行保障措施包括设备保护、运行规程、应急预案和安全培训等，确保系统在各种运行条件下都能保持安全稳定。设备保护包括继电保护、自动装置和故障隔离措施，用于快速切除故障，防止事故扩大。运行规程是电力系统运行的基本准则，规定了设备运行、操作流程和安全操作要求，确保运行人员能够规范操作。应急预案包括事故处理流程、设备备用方案和恢复运行计划，用于应对突发事故，保障系统连续运行。根据《电力系统安全运行管理规定》，电力系统应定期开展安全检查和风险评估，加强设备维护和运行监控，确保系统长期稳定运行。第2章电力设备运行维护规范2.1电力设备运行状态监测电力设备运行状态监测是保障电网安全稳定运行的重要手段，通常采用在线监测系统（OnlineMonitoringSystem,OMS）和离线检测技术相结合的方式，以实现对设备的实时状态评估。根据《电力设备运行状态监测技术规范》（DL/T1433-2015），监测内容包括电压、电流、温度、振动、油位等关键参数，确保设备在正常工况下运行。监测数据通过数据采集系统（DataAcquisitionSystem,DAS）实时传输至监控平台，结合算法进行数据分析，可及时发现设备异常运行趋势，如过热、振动异常或绝缘性能下降。常用的监测技术包括红外热成像、振动分析、声发射检测等，这些技术能够有效识别设备内部缺陷，如绝缘劣化、机械磨损或局部放电。根据国家电网公司《电力设备状态评价导则》（Q/GDW11682-2019），设备运行状态应按照“状态评价”分为正常、异常、严重三个等级，不同等级对应不同的检修策略。通过定期开展状态评估，可有效预防设备故障，降低非计划停运率，提高电网运行的可靠性和经济性。2.2电力设备日常维护流程电力设备的日常维护应遵循“预防为主、检修为辅”的原则，按照“计划检修”与“状态检修”相结合的模式进行。根据《电力设备维护管理规范》（GB/T31474-2015），日常维护包括清洁、润滑、紧固、检查等基础工作，确保设备运行正常。日常维护流程通常分为巡检、记录、处理和报告四个阶段，巡检人员需使用专业工具（如万用表、绝缘电阻测试仪）进行现场检测，记录设备运行数据并分析异常情况。维护过程中应严格执行标准化操作流程（StandardOperatingProcedure,SOP），确保每个操作步骤符合安全规范和设备技术要求。对于关键设备，如变压器、断路器、GIS等，应定期进行绝缘电阻测试、接触电阻测量和机械性能检测，确保其符合运行标准。维护记录应详细填写在设备运行日志中，并定期归档，作为后续故障分析和检修决策的重要依据。2.3电力设备故障诊断与处理电力设备故障诊断是保障设备安全运行的关键环节，通常采用“故障树分析”（FaultTreeAnalysis,FTA）和“故障树图”（FaultTreeDiagram）等方法，系统性地分析可能的故障模式。故障诊断应结合设备运行数据、历史故障记录和现场检测结果进行综合判断，如通过振动分析仪检测设备振动频率，结合声发射技术判断内部损伤。对于常见故障，如断路器跳闸、变压器油温异常、电缆绝缘击穿等，应根据《电力设备故障诊断技术导则》（GB/T31475-2019）进行分类处理，制定相应的应急措施和修复方案。故障处理需遵循“先处理后修复”原则，优先解决直接影响安全运行的问题，如短路故障需立即隔离，绝缘故障需进行绝缘测试和修复。在故障处理过程中，应做好现场记录和影像资料保存，作为后续分析和预防的依据，同时确保操作人员安全，防止二次故障发生。2.4电力设备检修计划与执行电力设备的检修计划应结合设备运行状态、负荷情况和季节变化等因素制定，通常分为年度检修、季度检修和日常检修。根据《电力设备检修管理规范》（GB/T31476-2019），检修计划需经过风险评估和资源调配，确保检修工作的高效和安全。检修执行过程中，应采用“计划检修”与“状态检修”相结合的方式，对设备进行定期检查和维护，如变压器的绝缘油试验、断路器的操动机构检查等。检修工作应按照“检修标准”和“操作规程”进行，确保每个检修步骤符合技术规范，避免因操作不当导致设备损坏或安全事故。检修完成后，应进行验收和评估，确保检修质量符合要求，并记录检修过程和结果，作为设备运行和维护的参考依据。检修计划的执行需纳入设备管理信息系统（EquipmentManagementInformationSystem,EMIS），实现检修任务的跟踪、统计和分析，提升整体运维效率。第3章电力系统检修技术规范3.1电力系统检修分类与等级电力系统检修按照检修内容和性质可分为计划检修、临时检修、紧急检修和特殊检修四种类型。计划检修是根据设备运行状态和周期性要求进行的定期维护，通常采用“状态检修”理念，依据设备运行数据和历史记录制定检修计划，如《电力系统状态检修导则》（DL/T1311-2018）中提到的“状态检修”模式。检修等级通常分为一级、二级、三级和四级，其中一级检修为最高级别，适用于关键设备或系统，如主变压器、高压开关柜等；四级检修为最低级别，适用于一般设备或部件，如电缆、接线端子等。检修等级划分依据主要包括设备重要性、运行风险、故障可能性及影响范围等因素。例如，主变压器检修等级通常为一级，而电缆接头检修等级为四级，符合《电力设备检修导则》（DL/T1312-2018）中的分类标准。检修分类与等级的确定需结合设备运行数据、历史故障记录及专家评估，确保检修工作科学合理，避免资源浪费或遗漏关键缺陷。检修分类与等级的执行应纳入电力系统运行管理体系，确保检修计划与实际运行情况相匹配，符合《电力系统运行管理规程》（GB/T28294-2012）的要求。3.2电力系统检修流程与步骤电力系统检修流程通常包括计划制定、现场勘查、缺陷识别、诊断分析、检修实施、验收测试、记录归档等步骤。这一流程符合《电力设备检修技术规范》（DL/T1313-2018）中提出的“五步法”检修流程。检修前需进行现场勘查，包括设备状态检查、周边环境评估及人员安全措施准备，确保检修工作安全有序进行。此步骤需参照《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010）中的相关要求。检修过程中需采用多种检测手段，如红外热成像、超声波检测、绝缘电阻测试等，以准确判断设备缺陷程度。例如，变压器绕组绝缘电阻测试应使用兆欧表，电压等级为10kV及以上时，测试电压应为1000V。检修完成后需进行验收测试，包括设备运行状态检查、参数测试及安全性能验证，确保检修质量符合标准。此步骤需依据《电力设备检修验收规范》（DL/T1314-2018）进行。检修记录需详细记录检修时间、人员、设备状态、缺陷类型及处理措施，确保信息可追溯，符合《电力设备检修记录管理规范》（DL/T1315-2018）的要求。3.3电力系统检修工具与设备电力系统检修工具与设备主要包括绝缘工具、测量工具、检修工具、安全防护设备及专用检测仪器。例如，绝缘手套、绝缘靴、绝缘棒等属于基本绝缘工具，符合《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010）中规定的安全标准。检修过程中需使用高精度测量仪器，如万用表、绝缘电阻测试仪、接地电阻测试仪等，确保测量数据准确。例如，接地电阻测试仪应使用交流电压为500V的测试仪，测试值应小于4Ω。检修工具需定期校准，确保其精度符合要求。例如，绝缘电阻测试仪的校准周期一般为6个月，校准方法应参照《电力设备检测仪器校准规范》（DL/T1316-2018）。专用检修设备如千斤顶、吊装工具、绝缘防护网等，应根据检修任务需求选择，并符合《电力设备检修工具使用规范》（DL/T1317-2018）中的安全与操作要求。检修工具与设备的存放应分类有序，确保使用安全、便于查找，符合《电力设备工具管理规范》（DL/T1318-2018）的相关规定。3.4电力系统检修安全与环境保护电力系统检修作业必须严格执行安全操作规程，确保人员、设备及作业环境的安全。例如，高空作业需佩戴安全带，防止坠落风险，符合《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010）中的高空作业安全要求。检修过程中需采取有效防护措施，如设置警示标志、隔离带、防护罩等，防止意外触碰带电设备。例如，带电设备附近应设置“高压危险”警示牌，符合《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010）的相关规定。检修作业应遵守“停电、验电、接地”三大安全步骤，确保作业过程零风险。例如，停电后需进行验电，确认无电压后再进行作业，符合《电力设备检修安全规范》（DL/T1319-2018）的要求。检修产生的废弃物需按规定分类处理，如废绝缘油、废电池等应按规定进行回收或处理，防止环境污染。例如，废绝缘油应按规定进行回收处理，符合《电力设备废弃物处理规范》（DL/T1320-2018）的要求。检修作业应注重环境保护，减少对周边环境的影响，如控制噪声、粉尘、废水排放等，符合《电力系统环境保护规范》（DL/T1321-2018）中的相关要求。第4章电力系统应急处置与事故处理4.1电力系统事故分类与响应机制电力系统事故按严重程度可分为一般事故、较大事故、重大事故和特大事故，依据《电力系统安全稳定运行导则》（GB/T31911-2015）进行分级。一般事故指对系统运行无明显影响，可短期恢复的事件；较大事故则可能导致局部区域停电或设备损坏，需及时处理。事故响应机制通常包括事故报告、分级响应、应急指挥和恢复措施。根据《电力系统事故调查规程》（DL/T1234-2014），事故报告应在事故发生后15分钟内完成，确保信息及时传递。电力系统事故响应分为初始响应、紧急处理和全面恢复三个阶段。初始响应阶段需迅速启动应急预案，紧急处理阶段则涉及设备隔离、故障隔离和恢复供电，全面恢复阶段则需进行系统检查和故障排查。事故响应机制中，应建立多级指挥体系，包括现场指挥、区域指挥和调度指挥，确保信息传递高效、协同作业。根据《电力系统应急响应规范》（GB/T31912-2015），应明确各层级的职责与权限。事故分类和响应机制需结合实际运行情况动态调整，定期开展事故演练和预案修订，确保机制适应系统变化和突发事件。4.2电力系统事故应急处置流程事故发生后，应立即启动应急预案，通知相关单位和人员，启动事故处理流程。根据《电力系统事故应急处置规范》（DL/T1235-2015），事故处理需遵循“先通后复”原则，优先恢复供电和设备运行。应急处置流程包括事故报告、现场勘查、故障隔离、设备检修、恢复供电和事后分析。根据《电力系统事故应急处置技术导则》（DL/T1236-2015），事故处理需在2小时内完成初步响应，48小时内完成全面分析。事故处理过程中，应采用隔离法、恢复法、抢修法等技术手段，确保系统稳定运行。根据《电力系统故障处理技术导则》（DL/T1237-2015），应优先处理影响范围较小的故障，再处理影响较大的故障。事故处理需遵循“先断后通”原则，确保安全的前提下尽快恢复供电。根据《电力系统应急处置技术导则》（DL/T1238-2015），应安排专业人员进行现场操作，避免误操作引发二次事故。事故处理完成后，应进行现场检查和设备状态评估，确保事故原因明确，后续处理措施到位。根据《电力系统事故后恢复技术导则》（DL/T1239-2015），需记录事故过程、处理措施和影响范围，为后续分析提供依据。4.3电力系统事故处理技术措施事故处理技术措施主要包括故障隔离、设备检修、负荷转移和系统重构。根据《电力系统故障处理技术导则》（DL/T1237-2015），故障隔离需在10分钟内完成，确保系统稳定运行。采用断路器、隔离开关和保护装置进行故障隔离，防止故障扩大。根据《电力系统继电保护技术导则》（DL/T1111-2015），应根据故障类型选择合适的隔离方式，确保快速切除故障。设备检修需遵循“先检查、后检修、再恢复”原则，确保检修质量。根据《电力系统设备检修规程》（DL/T1234-2015），检修前应进行设备状态评估，检修后需进行试运行和验收。系统重构技术包括负荷转移、备用电源投入和系统重构。根据《电力系统调度自动化技术导则》（DL/T1235-2015），系统重构需在不影响系统稳定性的前提下进行，确保恢复供电。事故处理技术措施需结合实际运行情况，动态调整，确保措施有效。根据《电力系统应急处置技术导则》（DL/T1238-2015），应根据事故类型和影响范围制定针对性措施，确保快速恢复系统运行。4.4电力系统事故后恢复与分析事故后恢复包括设备检查、系统恢复和运行调整。根据《电力系统事故后恢复技术导则》（DL/T1239-2015），恢复工作需在24小时内完成，确保系统稳定运行。事故后分析需对事故原因、影响范围、处理措施和后续改进进行系统评估。根据《电力系统事故调查规程》（DL/T1234-2015），分析应由专业团队进行，确保客观、公正。事故分析需结合运行数据、设备状态和历史记录，确保分析全面。根据《电力系统事故分析技术导则》（DL/T1240-2015），分析应包括故障前后的系统状态、设备运行参数和操作记录。事故后恢复需进行系统性能测试和设备状态评估，确保系统恢复正常运行。根据《电力系统运行维护规程》（DL/T1231-2015），恢复后需进行系统稳定性测试和负荷调整。事故后分析和恢复需形成报告，为后续运行和管理提供依据。根据《电力系统事故报告规范》（DL/T1232-2015），报告应包括事故概述、处理过程、影响分析和改进建议，确保信息完整、可追溯。第5章电力系统智能化运维技术5.1电力系统自动化技术应用电力系统自动化技术是实现电力系统实时监控、控制与调节的核心手段，其主要通过SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）系统实现对电网运行状态的实时采集与控制。根据IEEE1547标准，SCADA系统能够实现对发电、输电、变电、配电各环节的全面监控，确保电网运行的稳定性与可靠性。现代电力系统自动化技术融合了继电保护、自动调压、自动发电控制（AGC）等关键技术，能够实现对电网故障的快速响应与隔离，减少停电时间。例如，根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），自动化系统在故障发生后可实现毫秒级动作，有效提升电网的稳定性和安全性。在智能电网建设中，自动化技术还广泛应用于智能电表、分布式能源接入控制等场景。根据IEC61850标准，智能电表与主站系统之间的通信采用IEC61850协议，实现数据的高效传输与实时监控，提升电力系统的智能化水平。自动化技术的应用还推动了电力系统向“数字孪生”发展，通过构建虚拟仿真模型，实现对电网运行状态的全息感知与预测性维护。据《电力系统自动化研究》期刊报道，数字孪生技术在电网故障预测中的准确率可达90%以上。电力系统自动化技术的持续发展依赖于与大数据技术的融合，如基于深度学习的故障识别算法，能够有效提升自动化系统的智能化水平。根据《电力系统自动化》期刊，深度学习在电网故障诊断中的应用已实现准确率提升20%以上。5.2电力系统智能监测与诊断智能监测技术通过传感器网络与大数据分析，实现对电网运行状态的实时感知与动态评估。根据《电力系统监测与控制》期刊，智能监测系统可采集电压、电流、功率等关键参数，并结合历史数据进行趋势分析，及时发现异常波动。电力系统智能诊断技术主要依赖于机器学习与数据挖掘方法，如支持向量机（SVM）与随机森林（RF）算法，用于故障识别与预测。根据《智能电网技术》期刊，基于SVM的故障诊断方法在电网故障识别中的准确率可达95%以上。智能监测与诊断系统还结合了物联网（IoT）技术，实现设备状态的实时监控与预警。例如，基于LoRa或NB-IoT的远程监测系统，可实现对变电站设备的长期运行状态监测，降低运维成本。在智能电网中，智能监测系统还支持多源数据融合，如结合气象数据、负荷预测数据与设备运行数据，提升诊断的准确性与可靠性。根据《电力系统自动化》期刊，多源数据融合可使诊断结果的可信度提升30%以上。智能监测与诊断技术的发展还推动了电网运行的精细化管理，如基于时间序列分析的负荷预测模型，能够实现对电网负荷的精准预测，为调度运行提供科学依据。5.3电力系统智能运维平台建设智能运维平台是实现电力系统智能化管理的核心载体，其核心功能包括状态监测、故障预警、设备维护与运行优化。根据《智能电网运维平台技术规范》（GB/T32955-2016），智能运维平台应具备数据采集、分析、可视化与决策支持等功能。智能运维平台通常采用分布式架构，支持多源数据融合与实时处理。例如，基于Hadoop与Spark的分布式计算框架，能够高效处理海量的电网运行数据，实现快速分析与决策。平台中集成的算法模块，如深度学习与强化学习，能够实现对设备状态的智能预测与维护决策。根据《智能电网运维平台研究》期刊，基于深度学习的设备寿命预测模型，可将设备故障率降低25%以上。智能运维平台还支持远程运维与协同管理，通过移动端与Web端实现对电网运行的远程监控与操作。根据《电力系统运维管理》期刊，远程运维可减少现场作业时间，提升运维效率。平台的建设还需考虑数据安全与隐私保护，采用区块链与加密技术保障数据的完整性与安全性。根据《电力系统安全与隐私保护》期刊，区块链技术在电力系统运维数据管理中的应用，可有效防止数据篡改与泄露。5.4电力系统智能化运维标准电力系统智能化运维标准是保障智能化运维质量与安全的重要依据，主要包括技术标准、数据标准与管理标准。根据《电力系统智能化运维标准》（GB/T32956-2016），标准涵盖设备状态监测、故障诊断、运维决策等关键环节。智能运维标准应与国家电网公司发布的《智能电网建设技术导则》相一致，确保各环节的兼容性与可扩展性。例如，标准中规定了智能运维平台的数据接口规范与通信协议，确保不同厂商设备的互联互通。智能运维标准还应包括运维人员的培训与能力要求，确保运维人员具备相应的技术能力与安全意识。根据《电力系统运维人员培训标准》（GB/T32957-2016），运维人员需掌握智能运维平台的操作与故障处理技能。智能运维标准的制定需结合国内外先进经验，如参考IEEE1547、IEC61850等国际标准，确保标准的国际兼容性与先进性。根据《智能电网标准体系研究》期刊，国际标准与国内标准的结合，有助于提升电力系统的智能化水平。智能运维标准的实施需建立完善的评价与反馈机制，通过定期评估与优化，持续提升运维质量与效率。根据《智能电网运维质量评价标准》（GB/T32958-2016），标准要求运维过程的可追溯性与数据的完整性，确保运维工作的科学性与规范性。第6章电力系统设备检修质量控制6.1电力设备检修质量标准电力设备检修质量标准应依据国家电力行业标准（如《电力设备检修技术规范》GB/T31478-2015）制定，涵盖设备运行状态、检修项目、技术要求及验收指标等核心内容。检修质量标准需结合设备类型、运行环境及安全等级进行分级管理，例如变电站设备检修应符合《电力变压器检修规程》（DL/T572-2010）中规定的绝缘电阻、油压、温度等参数要求。检修质量标准应明确检修前的设备状态评估、检修过程中的操作规范及检修后的验收要求，确保检修工作的科学性和可追溯性。依据《电力设备检修质量评价标准》，检修质量分为合格、良好、优秀三个等级，其中“优秀”等级需满足设备运行效率提升10%以上、故障率降低15%等量化指标。检修质量标准应定期更新，结合新技术应用（如智能传感器、大数据分析）进行动态优化，确保与行业发展同步。6.2电力设备检修质量检测方法检修质量检测方法应采用多种技术手段，如红外热成像检测（IR）、超声波检测（UT）、局部放电检测（PD）等，以全面评估设备内部缺陷。红外热成像检测可检测设备过热部位，依据《电力设备红外热像检测技术规范》（DL/T1578-2016）进行温度梯度分析，判断设备是否处于异常运行状态。超声波检测适用于绝缘材料老化、局部放电等缺陷检测，依据《超声波检测技术规范》（GB/T17954-2017）进行信号分析，判断缺陷的大小与位置。局部放电检测可使用GIS（气体绝缘开关设备）或GIS检测仪，依据《局部放电检测技术规范》（GB/T32461-2015）进行放电能量与频率分析，评估设备绝缘性能。检测方法应结合设备运行数据（如电流、电压、温度）进行综合判断，确保检测结果的准确性与可靠性。6.3电力设备检修质量验收流程检修质量验收流程应包括检修前、检修中、检修后三个阶段，其中检修前需进行设备状态评估，检修中需执行标准化操作，检修后需进行系统性验收。检修验收应依据《电力设备检修质量验收标准》（DL/T1579-2016），采用目视检查、仪器检测、数据比对等方式，确保检修质量符合标准。验收过程中需记录检修过程中的关键参数（如绝缘电阻、油压、温度等），并留存检测报告，作为后续质量追溯依据。验收合格后，设备应进入试运行阶段，依据《设备试运行验收规范》（DL/T1580-2016）进行试运行观察，确保设备稳定运行。验收结果应形成书面报告，由检修人员、运行人员及技术负责人共同确认，确保验收过程的公正性与权威性。6.4电力设备检修质量改进措施为提升检修质量，应建立质量管理体系，如ISO9001质量管理体系，通过PDCA循环（计划-执行-检查-处理）持续改进检修流程。检修质量改进应结合设备老化规律与运行数据，采用预防性维护策略，减少突发性故障发生，依据《设备预防性维护技术规范》（GB/T32462-2015）制定维护计划。建立检修质量追溯机制，通过数字化平台记录检修过程中的关键数据，实现检修质量的可视化管理与分析。定期开展检修质量培训与考核，提升检修人员的专业技能与责任心，依据《电力检修人员培训标准》（DL/T1577-2016）制定培训内容与考核标准。检修质量改进应结合实际运行经验，通过案例分析与数据反馈不断优化检修流程，确保质量提升与设备安全运行相辅相成。第7章电力系统运行维护管理7.1电力系统运行维护组织管理电力系统运行维护组织管理应遵循“统一领导、分级负责”的原则，建立由公司总部、区域调度中心、基层运维单位组成的三级管理体系，确保运行维护工作的高效协同。根据《电力系统运行管理规程》（DL/T1133-2019），运维组织应明确各层级职责，包括设备巡检、故障处理、状态监测等关键任务，实现职责清晰、流程规范。采用“PDCA”循环管理模式，即计划（Plan）、执行（Do）、检查（Check）、处理（Act），确保运行维护工作持续改进。组织架构应配备专业技术人员和管理人员，如变电站运行值班人员、输电线路巡检员、配电自动化运维工程师等，满足不同层级的运维需求。通过定期组织培训和考核，提升运维人员的专业技能和应急处置能力，确保运行维护工作的专业性和安全性。7.2电力系统运行维护人员职责电力系统运行维护人员需严格执行《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），负责设备运行状态的实时监控与记录，确保设备安全稳定运行。人员需定期开展设备巡检、故障排查及隐患整改，依据《设备运维标准》（GB/T34865-2017）制定巡检计划，确保设备运行无异常。在应急事件发生时，运行人员应迅速响应，按照《电力系统应急处置规范》（DL/T1984-2018）执行预案，保障电网安全稳定。运维人员需配合调度部门完成电网运行数据的采集与分析，确保运行数据的真实性和准确性，为调度决策提供支持。通过定期开展技能比武和实操演练，提升运维人员的应急处理能力和技术水平，保障电网运行的可靠性。7.3电力系统运行维护信息化管理电力系统运行维护信息化管理应依托智能电网技术，构建涵盖设备状态监测、运行数据分析、故障预警等功能的综合管理平台。采用“智慧运维”理念，结合物联网（IoT）和大数据分析技术，实现设备运行状态的实时可视化监控，提升运维效率。通过电力调度自动化系统（SCADA）和配电自动化系统（DMS），实现对电网运行数据的实时采集与分析，确保运行状态透明可控。信息化管理应遵循《电力系统信息化建设标准》（GB/T34864-2017），确保数据安全、系统稳定，支持远程操作与协同管理。信息化平台应与电力企业ERP、PLM等系统集成，实现运维数据的统一管理与共享，提升整体运维效率与管理水平。7.4电力系统运行维护绩效评估电力系统运行维护绩效评估应依据《电力系统运行维护绩效评价标准》（DL/T1234-2020），从设备可靠性、故障率、运维响应时间等关键指标进行量化评估。评估