电力系统运行操作规范（标准版）

电力系统运行操作规范（标准版）第1章总则1.1适用范围本规范适用于电力系统运行操作的全过程，包括但不限于发电、输电、变电、配电及用电等环节。本规范依据《电力系统运行操作规程》（GB/T31464-2015）及相关行业标准制定，适用于国家电网公司及所属单位的电力系统运行操作。本规范适用于各级电力调度机构、运行值班人员、设备运维人员及相关技术人员在电力系统运行中的操作行为。本规范旨在确保电力系统安全、稳定、经济、高效运行，防止误操作、设备损坏及安全事故的发生。本规范适用于电力系统运行中的所有操作，包括但不限于设备启动、停运、切换、调试、故障处理等。1.2操作原则操作应遵循“先启动、后并网、再调试”的原则，确保系统运行的稳定性与安全性。操作前应进行充分的设备检查与系统分析，确保设备处于良好状态，避免因设备缺陷引发事故。操作过程中应严格执行“三核对”制度，即核对设备名称、编号、状态，确保操作准确性。操作应按照“操作票”或“操作指令”进行，确保操作流程的规范性与可追溯性。操作完成后应进行操作回溯与记录，确保操作过程可查可查，便于后续分析与改进。1.3操作人员职责操作人员应熟悉电力系统运行规程、设备原理及操作流程，具备相应的专业技能与应急处理能力。操作人员应严格遵守操作指令，不得擅自更改操作步骤或进行违规操作。操作人员需在操作前进行设备状态检查，确保设备处于正常运行状态，避免因设备异常引发事故。操作人员应记录操作全过程，包括操作时间、操作内容、操作人员及监护人信息，确保操作可追溯。操作人员在操作过程中如发现异常情况，应立即停止操作并上报，不得擅自处理。1.4操作记录与交接操作记录应包括操作时间、操作人员、操作内容、设备状态、操作结果及异常情况等信息。操作记录应使用标准化的记录格式，确保内容清晰、准确、完整，便于后续查阅与分析。操作记录应保存在指定的档案系统中，确保操作过程可追溯，便于事故分析与责任认定。操作交接应按照“交接班制度”执行，确保操作人员在交接过程中清楚掌握设备状态与操作要点。操作交接应由操作人员与监护人共同确认，确保交接内容准确无误，避免因交接不清引发操作失误。第2章电气设备操作2.1一次设备操作一次设备是指直接参与电能生产、传输和分配的设备，包括变压器、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、母线、电缆等。根据《电力系统设备运行规程》（GB/T31466-2015），一次设备的操作需遵循“操作顺序、状态检查、安全措施”的原则，确保设备运行的稳定性和安全性。一次设备操作应严格按照调度指令执行，操作前需进行设备状态检查，确认设备处于正常运行或检修状态。例如，在变压器停电操作中，需先断开母线侧断路器，再拉开变压器隔离开关，确保无电压后再进行停电操作，避免带电作业。操作过程中应使用标准化操作票，确保操作流程清晰、责任明确。根据《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），操作票应包含操作任务、操作步骤、安全措施及操作人、监护人签名，防止误操作。对于高压设备操作，应使用绝缘工具，并在操作前进行绝缘电阻测试，确保设备绝缘性能良好。例如，电流互感器二次侧操作时，需确认其二次侧无负载，避免短路或反向接线。操作完成后，应进行设备状态确认，包括电压、电流、温度等参数是否正常，确保设备运行稳定。根据《电力系统运行规程》（DL/T1063-2016），操作后需进行设备状态巡视，记录操作过程和结果。2.2二次设备操作二次设备是指用于控制、保护、测量和调节电力系统运行的设备，包括继电保护装置、自动装置、控制柜、信号系统、测控装置等。根据《电力系统继电保护技术规程》（DL/T15335-2018），二次设备的操作需遵循“先控制后保护”的原则，确保系统稳定运行。二次设备操作前需确认其运行状态，如继电保护装置是否处于正常投运状态，控制回路是否完好。例如，在启动自动装置时，需先检查电压是否正常，再进行装置投运操作，避免误动。操作过程中应使用标准化操作票，并由具备资质的人员执行。根据《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），操作票应包含操作任务、操作步骤、安全措施及操作人、监护人签名，确保操作流程规范。二次设备操作需注意信号系统状态，如信号灯、信号继电器等是否正常，避免误信号影响运行判断。例如，在母线停电操作中，需确认所有信号指示正确，避免误判母线状态。操作完成后，需进行设备状态检查，包括信号指示、装置运行状态、控制回路是否正常等，确保二次设备运行稳定。根据《电力系统运行规程》（DL/T1063-2016），操作后应进行设备状态巡视，记录操作过程和结果。2.3保护装置操作保护装置是电力系统中用于检测故障并采取相应措施的设备，包括电流保护、电压保护、距离保护等。根据《电力系统继电保护技术规程》（DL/T15335-2018），保护装置的操作需遵循“先停后改”的原则，确保系统稳定运行。保护装置操作前需确认其运行状态，如保护装置是否处于正常投运状态，是否需要退出或投入。例如，在变压器保护装置投运前，需确认其相关回路无异常，保护装置处于“停用”状态。操作过程中应使用标准化操作票，并由具备资质的人员执行。根据《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），操作票应包含操作任务、操作步骤、安全措施及操作人、监护人签名，确保操作流程规范。保护装置操作需注意保护定值的准确性，确保其在故障情况下能正确动作。例如，在调整保护装置定值时，需根据系统运行方式和故障类型进行调整，避免误动或拒动。操作完成后，需进行保护装置状态检查，包括保护装置是否正常投运，是否出现异常信号，确保保护装置运行稳定。根据《电力系统运行规程》（DL/T1063-2016），操作后应进行设备状态巡视，记录操作过程和结果。2.4通信系统操作通信系统是电力系统中用于信息传输和控制的设备，包括光纤通信、无线通信、调度数据网等。根据《电力系统通信技术规程》（DL/T1376-2013），通信系统操作需遵循“先调度后通信”的原则，确保信息传输的准确性和安全性。通信系统操作前需确认其运行状态，如通信通道是否畅通，是否需要切换或重启。例如，在进行通信系统切换操作时，需先确认主通道无异常，再进行备用通道切换，避免通信中断。操作过程中应使用标准化操作票，并由具备资质的人员执行。根据《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），操作票应包含操作任务、操作步骤、安全措施及操作人、监护人签名，确保操作流程规范。通信系统操作需注意通信协议的正确性，确保信息传输的准确性和实时性。例如，在进行数据采集操作时，需确认通信协议版本与系统匹配，避免数据传输错误。操作完成后，需进行通信系统状态检查，包括通信通道是否正常，是否出现异常信号，确保通信系统运行稳定。根据《电力系统运行规程》（DL/T1063-2016），操作后应进行设备状态巡视，记录操作过程和结果。第3章电网运行管理3.1电网运行状态监控电网运行状态监控是保障电力系统安全稳定运行的基础工作，主要通过智能变电站监控系统、SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）系统及在线监测装置实现对电网各节点的实时数据采集与分析。监控系统需具备多源数据融合能力，包括电压、电流、功率、频率、温度、设备状态等参数，确保对电网运行的全面掌握。根据《电力系统自动化》（2020）文献，电网运行状态监控应结合算法进行异常检测，如基于深度学习的故障识别模型，可有效提升故障预警准确率。电网运行状态监控需定期开展状态评估，利用GIS（地理信息系统）与拓扑分析技术，识别潜在风险点，如线路过载、设备过热等。通过实时数据可视化平台，实现对电网运行的动态展示，为调度员提供科学决策依据。3.2电网负荷调度电网负荷调度是平衡供需、优化资源配置的关键环节，主要通过日前负荷预测、实时负荷调整及周负荷计划实现。前期负荷预测采用气象数据、历史负荷曲线及负荷特性模型，结合算法进行多因素综合分析，提高预测精度。实时负荷调整需依托自动发电控制（AGC）系统，根据电网运行状态动态调整发电出力，确保系统频率稳定。负荷调度需考虑新能源并网特性，如风电、光伏的波动性，通过储能系统和调度算法实现削峰填谷。根据《中国电力系统》（2021）文献，负荷调度应结合电力市场机制，实现资源高效配置，提升电网运行经济性。3.3电压与频率控制电压与频率控制是维持电网稳定运行的核心任务，主要通过无功补偿装置（如SVG、STATCOM）与同步发电机调节实现。电压控制主要依赖于变压器分接开关和无功补偿设备，确保电网电压在±5%范围内波动。频率控制由同步发电机的有功功率调节实现，根据《电力系统稳定器》（PSS）原理，通过自动励磁系统维持系统频率在50Hz±0.5Hz。在负荷突变或新能源接入情况下，需通过自动调压装置和频率调节装置进行快速响应，确保系统频率稳定。根据《电力系统稳定与控制》（2022）文献，电压与频率控制应结合智能控制策略，提升系统抗扰能力。3.4系统稳定运行管理系统稳定运行管理是保障电网安全运行的重要措施，包括短路保护、过载保护及自动重合闸等装置的配置。电网短路保护采用过流保护和速断保护，根据《电力工程电气设计规范》（GB50061-2010）规定，保护装置应满足灵敏度和选择性要求。系统稳定运行需定期开展稳定分析，包括静态稳定、动态稳定及暂态稳定分析，确保系统在各种工况下稳定运行。采用自动励磁调节和无功补偿装置，可有效改善系统电压分布，提升系统运行的稳定性。根据《电力系统稳定器设计与应用》（2023）文献，系统稳定运行管理应结合数字仿真技术，进行多场景模拟与优化。第4章设备维护与检修4.1设备巡检与维护设备巡检是确保电力系统安全稳定运行的重要环节，应按照规定的周期和标准进行，通常包括日常巡视、夜间检查及特殊工况下的全面检查。根据《电力设备运行维护规程》（DL/T1483-2016），巡检应涵盖设备外观、接线、运行参数及异常声响等关键指标，确保设备处于良好运行状态。巡检过程中需使用专业工具如红外热成像仪、振动分析仪等，对设备温度、振动频率及噪音进行量化分析，以判断是否存在过热、异响或机械磨损等问题。例如，某变电站通过红外热成像发现某变压器绕组温度异常升高，及时排查后发现为局部过载，避免了潜在的设备损坏。设备维护分为预防性维护和故障性维护两种类型。预防性维护应根据设备运行状态和历史数据制定计划，如定期更换滤油器、清洁绝缘子等；故障性维护则是在设备出现异常时进行紧急修复，如更换损坏的开关柜元件。维护记录应详细记录巡检时间、人员、设备状态、发现的问题及处理措施，确保可追溯性。根据《电力设备运行维护管理规范》（GB/T31477-2015），维护记录需保存至少5年，以便后续分析设备运行趋势和优化维护策略。对于关键设备如变压器、断路器等，应建立运行日志和状态监测系统，结合智能传感器实时采集数据，实现远程监控与预警，提高维护效率和响应速度。4.2检修计划与执行检修计划应基于设备运行状态、历史故障数据及运维经验制定，通常分为年度检修、季度检修和月度检修等不同周期。根据《电力设备检修规程》（DL/T1484-2016），检修计划需结合设备负荷、季节变化及电网负荷情况综合安排。检修执行应遵循“先通后固”原则，即先恢复设备运行，再进行修复。例如，在停电检修时，应先检查线路绝缘、断路器动作情况，再进行设备更换或维修，确保安全有序进行。检修过程中应严格遵守安全规程，如佩戴绝缘手套、使用安全工器具，并在检修区域设置警示标志，防止误操作或人员伤害。根据《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），检修作业需由具备资质的人员执行，且需办理工作票。检修后的设备应进行验收，包括外观检查、功能测试及参数验证。验收标准应参照《电力设备检修验收规范》（GB/T31478-2015），确保设备符合运行要求，无遗留缺陷。检修记录需详细记录检修时间、人员、设备状态、处理措施及验收结果，作为后续运维和故障分析的依据。根据《电力设备运行维护管理规范》（GB/T31477-2015），检修记录应保存至少5年，便于追溯和优化检修策略。4.3设备故障处理设备故障处理应遵循“快速响应、准确诊断、有效修复”的原则，确保故障及时排除，避免影响电网运行。根据《电力系统故障处理规程》（DL/T1485-2016），故障处理应包括故障定位、隔离、修复及复电等步骤。对于常见故障如断路器拒动、变压器油温异常等，应结合专业工具和经验判断，如使用万用表测量电压、电流，使用绝缘电阻测试仪检测绝缘性能，以确定故障点。例如，某变电站因断路器拒动导致母线失压，通过检查发现为控制回路接触不良，及时更换元件恢复运行。故障处理过程中应确保安全，如断开电源、设置隔离措施，并由专业人员进行操作。根据《电力安全工作规程》（GB26164.1-2010），故障处理需在确保安全的前提下进行，避免引发二次事故。对于复杂故障，如母线短路、线路故障等，应组织专业团队进行分析，必要时可进行停电检修或使用带电检测设备进行诊断。根据《电力设备故障诊断技术规范》（GB/T31479-2015），故障诊断应结合现场情况和历史数据综合判断。故障处理后应进行复电测试，确保设备恢复正常运行，并记录处理过程和结果，作为后续运维参考。根据《电力设备运行维护管理规范》（GB/T31477-2015），故障处理需在24小时内完成关键设备的复电，确保电网稳定。4.4设备验收与记录设备验收应由专业人员进行，包括外观检查、功能测试及参数验证，确保设备符合设计和运行要求。根据《电力设备验收规范》（GB/T31476-2015），验收应包括设备铭牌、接线、绝缘性能、运行参数等关键指标。验收过程中应使用专业仪器进行测试，如绝缘电阻测试仪、相位表、频率计等，确保设备运行参数在安全范围内。例如，某变电站验收时发现某开关柜绝缘电阻低于标准值，经检查发现为绝缘材料老化，及时更换绝缘件。验收记录应详细记录验收时间、人员、设备状态、测试结果及验收结论，确保可追溯性。根据《电力设备运行维护管理规范》（GB/T31477-2015），验收记录应保存至少5年，便于后续分析和优化运维策略。设备验收后应建立运行日志，记录设备运行状态、故障记录及维护情况，作为设备运行趋势分析的重要依据。根据《电力设备运行维护管理规范》（GB/T31477-2015），运行日志需定期整理，确保信息完整。验收过程中应注重设备的长期运行性能，如绝缘性能、机械强度、电气性能等，确保设备在长期运行中保持良好状态。根据《电力设备运行维护管理规范》（GB/T31477-2015），设备验收应结合历史运行数据和实际运行情况综合判断。第5章事故处理与应急措施5.1事故处理流程事故处理应遵循“先断后通”原则，确保系统安全稳定运行。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》要求，事故处理应立即隔离故障设备，防止故障扩大，同时尽快恢复非故障区域供电。事故处理流程应包括故障识别、隔离、恢复、检查与总结等环节。依据《电力系统事故处理规程》（GB/T31924-2015），故障处理需在15分钟内完成初步隔离，30分钟内完成系统恢复。事故处理需由值班人员按照操作票执行，确保每一步操作有据可依。根据《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T1305-2013），操作过程中应严格履行“三核对”制度，即核对设备名称、操作步骤、操作结果。对于重大事故，应启动事故处理预案，由调度中心统一指挥，确保各相关单位协同配合。根据《电力系统事故处理应急预案编制导则》（GB/T31925-2015），预案应包含事故分级、响应级别、处置措施等内容。事故处理后，应进行现场检查与记录，确保故障原因明确，处理措施有效。根据《电力系统事故分析与处理导则》（DL/T1489-2014），事故处理后需填写事故报告单，详细记录故障时间、地点、现象、处理过程及结果。5.2应急预案管理应急预案应根据系统运行特点和可能发生的事故类型制定，涵盖自然灾害、设备故障、系统失稳等场景。依据《电力系统应急预案管理办法》（国发〔2011〕38号），预案应定期演练，确保其有效性。应急预案应包括组织架构、职责分工、处置流程、物资储备、通讯方式等内容。根据《电力系统应急处置技术导则》（DL/T1492-2014），预案应结合实际运行情况，动态更新，确保与实际相匹配。应急预案需由专业团队编制，并经专家评审后实施。根据《电力系统应急预案编制导则》（DL/T1491-2014），预案编制应结合历史事故数据和运行经验，确保科学性与实用性。应急预案应定期修订，根据系统运行变化和新出现的事故类型进行更新。根据《电力系统应急预案管理办法》（国发〔2011〕38号），预案修订周期一般为每两年一次，特殊情况可缩短周期。应急预案应与调度系统、运行部门、外部单位建立联动机制，确保信息共享与协同处置。根据《电力系统应急联动机制建设导则》（DL/T1493-2014），联动机制应包括信息通报、资源调配、联合演练等内容。5.3事故分析与报告事故分析应采用系统化方法，包括故障前的运行状态、故障发生过程、影响范围及后果等。根据《电力系统事故分析与处理导则》（DL/T1489-2014），事故分析应结合现场记录、保护装置动作信息、SCADA系统数据等进行综合判断。事故报告应包含时间、地点、故障现象、处理措施、影响范围及后续建议等内容。根据《电力系统事故报告规程》（DL/T1488-2014），事故报告需在事故发生后2小时内提交，确保信息及时传递。事故分析应由专业技术人员进行，必要时可邀请外部专家参与。根据《电力系统事故分析技术导则》（DL/T1487-2014），分析应采用故障树分析（FTA）和事件树分析（ETA）等方法，确保分析全面、准确。事故分析结果应作为改进系统运行和预防类似事故的依据。根据《电力系统事故后改进措施导则》（DL/T1486-2014），分析结果需形成报告，提出针对性的整改措施，并纳入运行管理流程。事故报告应规范格式，确保内容完整、数据准确。根据《电力系统事故报告格式标准》（DL/T1485-2014），报告应包括事故等级、处理过程、责任分析、改进措施等部分，确保可追溯性。5.4事故处理记录事故处理记录应详细记录事故发生的时间、地点、现象、处理过程、责任人及处理结果。根据《电力系统事故处理记录管理规程》（DL/T1484-2014），记录应由值班人员或专业技术人员填写，确保信息真实、完整。事故处理记录应包括故障前后的系统状态、保护装置动作情况、设备状态变化等。根据《电力系统事故处理记录技术规范》（DL/T1483-2014），记录应使用标准化格式，便于后续分析和追溯。事故处理记录应保存一定期限，通常不少于一年。根据《电力系统事故记录保存规程》（DL/T1482-2014），记录应归档管理，确保可查阅、可追溯。事故处理记录应作为运行分析和培训的依据，用于总结经验、优化操作流程。根据《电力系统事故处理记录应用导则》（DL/T1481-2014），记录应定期汇总，形成分析报告，指导后续运行。事故处理记录应由专人负责管理，确保记录的准确性和完整性。根据《电力系统事故处理记录管理规范》（DL/T1480-2014），记录应定期检查，确保无遗漏、无误。第6章信息安全与保密6.1信息安全管理信息安全管理应遵循国家电力行业的信息安全标准，如《信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求》（GB/T22239-2019），明确信息系统的安全等级划分、风险评估与防护措施。信息安全管理需建立完善的组织架构和制度体系，包括信息安全政策、流程规范、责任分工及考核机制，确保信息安全工作有章可循、有据可依。信息安全管理体系（ISO27001）可作为参考框架，通过持续改进和风险管控，实现信息资产的全生命周期管理，降低安全事件发生概率。电力系统中关键信息基础设施（CII）应实施三级等保，确保核心业务系统、电力调度系统、电网监控系统等具备相应的安全防护能力。建立信息安全管理的常态化机制，定期开展安全培训、应急演练和风险评估，提升全员信息安全意识和应急响应能力。6.2保密制度与措施电力系统涉及国家能源安全和电网稳定运行，必须严格执行保密制度，防止敏感信息泄露。根据《电力企业保密工作管理办法》，明确保密信息的分类、定密、流转和销毁流程。保密措施应涵盖物理安全、网络防护、访问控制及数据加密等层面，如采用国密算法（SM2、SM3、SM4）进行数据加密，确保信息在传输和存储过程中的安全性。保密制度应结合岗位职责和权限管理，建立分级授权机制，确保敏感信息仅限授权人员访问，防止越权操作或非法获取。电力企业应定期开展保密检查和审计，确保保密制度落实到位，对违规行为进行追责，形成闭环管理。保密工作应纳入绩效考核体系，将信息安全和保密责任与员工晋升、评优等挂钩，增强全员保密意识。6.3信息传递与存储信息传递应通过加密通信渠道进行，如采用、TLS等协议保障数据传输过程中的机密性和完整性，防止中间人攻击和数据篡改。电力系统中涉及电网调度、故障诊断等关键信息，应采用专用通信网络（如电力调度数据网络）进行传输，确保信息在传输过程中的稳定性与可靠性。信息存储应遵循“最小化存储”原则，对非必要信息进行归档或删除，避免存储空间浪费和安全隐患。同时，应采用加密存储技术，如AES-256，确保数据在存储过程中的安全性。电力系统应建立统一的信息存储平台，实现信息的集中管理、分类存储与权限控制，避免因存储分散导致的信息泄露或丢失。信息存储应定期进行备份与恢复测试，确保在发生事故或灾难时，能够快速恢复关键信息，保障系统连续运行。6.4信息安全检查与整改信息安全检查应定期开展，包括系统漏洞扫描、日志审计、安全事件分析等，确保系统符合国家信息安全标准和行业规范。检查结果应形成报告并反馈至相关部门，对发现的问题限期整改，确保问题闭环管理，防止重复发生。信息安全整改应结合系统实际运行情况，制定针对性的解决方案，如修复漏洞、更新安全补丁、加强访问控制等。建立信息安全整改台账，记录整改过程、责任人、完成时间及验收情况，确保整改工作有序推进。信息安全整改应纳入年度工作计划，结合技术升级、人员培训和制度完善，形成持续改进的良性循环。第7章操作培训与考核7.1培训计划与内容培训计划应依据《电力系统运行操作规范（标准版）》要求，结合岗位职责和操作流程，制定系统化培训方案，确保覆盖所有关键操作环节，如设备启动、故障处理、系统调试等。培训内容应包含理论知识与实操技能，理论部分需涵盖电力系统基础、设备原理、安全规程等内容，实操部分则需通过模拟训练、现场操作、案例分析等方式进行。培训计划应遵循“分层次、分阶段”原则，针对不同岗位和操作级别，制定差异化的培训内容，如新员工岗前培训、高级操作员专项培训、应急处理专项培训等。培训内容需结合行业最新标准和实践经验，如引用《电力系统运行操作规范（标准版）》第5章相关条款，确保培训内容与实际运行需求一致。培训周期应根据岗位要求设定，一般为6个月至1年，确保员工具备足够的操作能力与安全意识。7.2培训实施与管理培训实施需由具备资质的培训师或专业技术人员负责，确保培训内容准确、方法科学。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》第6章规定，培训师应具备相应资格认证，并定期进行能力评估。培训应采用多种方式，如课堂讲授、视频教学、仿真操作、案例研讨、现场操作演练等，提升培训效果。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》第7章要求，培训应注重实操与理论结合，确保员工掌握实际操作技能。培训过程需记录详细，包括培训时间、地点、内容、参与人员、考核结果等，确保培训可追溯。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》第8章规定，培训记录应作为员工上岗的重要依据。培训实施需建立考核机制，培训结束后进行理论与实操考核，考核内容应覆盖所有培训内容，确保员工掌握核心技能。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》第9章规定，考核成绩应作为晋升、评优的重要依据。培训管理应纳入企业安全生产管理体系，定期评估培训效果，并根据实际运行情况调整培训计划与内容。7.3考核标准与方式考核标准应依据《电力系统运行操作规范（标准版）》制定，涵盖操作规范性、安全意识、应急处理能力、设备操作熟练度等方面。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》第10章规定，考核内容应覆盖所有关键操作流程。考核方式应多样化，包括理论考试、实操考核、案例分析、操作演练等，确保全面评估员工能力。根据《电力系统运行操作规范（标准版）》第11章规定，实操考核应采用标准化流程，确保公平、公正。考核结果应作为员工晋升、评优、岗位调整的重要依据，考核成绩应与