湖南电网调度控制管理规程

湖南电网调度控制管理规程（修编征求意见稿）
二〇一四年八月
目录
第一章总则......................................................... 第二章调控机构的任务及职责........................................... 第三章调度管辖与设备监控范围.........................................
3.1一般原则........................................................
3.2调管范围........................................................
3.3监控范围........................................................ 第四章调控运行管理...................................................
4.1基本原则........................................................
4.2调度运行管理....................................................
4.3监控运行管理....................................................
4.4无人值守变电站运行管理..........................................
4.5集控中心调度运行管理............................................ 第五章电网稳定管理...................................................
5.1一般原则........................................................
5.2安全稳定计算....................................................
5.3稳定限额管理....................................................
5.4涉网稳定管理....................................................
5.5稳控装置管理....................................................
5.6其他要求........................................................ 第六章无功电压运行管理...............................................
6.1一般原则........................................................
6.2电网无功电压管理主要内容........................................
6.3电压允许偏差范围................................................
6.4变电站电压控制要求..............................................
6.5发电厂电压控制要求.............................................. 第七章频率及电压调整运行管理.........................................
7.1频率调整运行管理................................................
7.2电压调整运行管理................................................
7.3AGC运行管理 ....................................................
第八章电网运行方式编制和管理.........................................
8.1一般原则........................................................
8.2电网年度运行方式编制............................................ 第九章调度计划管理...................................................
9.1调度计划管理原则................................................
9.2年度停电计划....................................................
9.3月度停电计划....................................................
9.4日前调度计划....................................................
9.5负荷管理........................................................ 第十章新设备投运管理.................................................
10.1一般原则.......................................................
10.2工程前期管理...................................................
10.3新设备投运前调度管理...........................................
10.4新设备启动及试运行调度管理.....................................
10.5新设备启动条件.................................................
10.6有下列情况之一者，新设备不应接入系统运行.......................
10.7设备退役管理................................................... 第十一章并网调度管理.................................................
11.1一般原则.......................................................
11.2协议签订.......................................................
11.3新机组投运管理.................................................
11.4并网机组运行管理与技术要求.....................................
11.5网源协调管理................................................... 第十二章水库调度管理.................................................
12.1水库调度管理基本原则...........................................
12.2水电调度的主要工作.............................................
12.3水库调度运行管理...............................................
12.4直调和省调委托水电厂的汇报要求................................. 第十三章新能源调度管理...............................................
13.1新能源调度管理基本原则.........................................
13.2新能源并网管理.................................................
13.3新能源优先调度................................................. 第十四章气象信息管理.................................................
第十五章继电保护和安全自动装置.......................................
15.1基本原则.......................................................
15.2定值管理.......................................................
15.3运行及检验管理................................................. 第十六章调度自动化管理...............................................
16.1调度自动化管理基本原则.........................................
16.2调度自动化运行管理.............................................
16.3调度自动化检修及异常管理....................................... 第十七章电力通信管理.................................................
17.1电力通信管理基本原则...........................................
17.2通信检修与异常管理............................................. 第十八章设备监控管理.................................................
18.1设备监控一般原则...............................................
18.2设备监控信息管理...............................................
18.3变电站集中监控许可管理.........................................
18.4集中监控缺陷管理...............................................
18.5监控运行分析评价管理........................................... 第十九章调控运行操作规定.............................................
19.1调度倒闸操作基本原则...........................................
19.2调度操作制度...................................................
19.3监控远方操作制度...............................................
19.4调度倒闸操作指令票.............................................
19.5并列与解列操作.................................................
19.6合环与解环操作.................................................
19.7断路器操作.....................................................
19.8隔离开关操作...................................................
19.9变压器操作.....................................................
19.10线路操作......................................................
19.11母线操作......................................................
19.12冲击合闸操作..................................................
19.13零起升压操作..................................................
19.14融冰操作...................................................... 第二十章事故处理规定.................................................
20.1事故处理基本原则...............................................
20.2频率异常处理...................................................
20.3电压异常处理...................................................
20.4线路事故处理...................................................
20.5母线事故处理...................................................
20.6变压器、高压电抗器及互感器事故处理.............................
20.7发电机事故处理.................................................
20.8断路器及隔离开关事故处理.......................................
20.9输电断面潮流异常事故处理.......................................
20.10电网振荡事故处理..............................................
20.11调度通信中断事故处理..........................................
20.12调度自动化异常事故处理........................................ 附件1：发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则 (73)
附件2：主要设备调度标准名称表 (76)
附件3：调度术语表 (78)
附件4：逐项操作指令票、综合操作指令票及委托操作单的格式及举例 (88)
附件5：保护装置调度运行规定.......................................... 附件6：新设备接入电力系统需向调控机构提供的资料...................... 附件7：湖南电力系统调控机构代号......................................
第一章总则
第一章
1.1 为加强湖南电力调度控制管理工作，执行国家节能环保政策，保障电力系统
安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电，以下简称供电）、用电等各方的合法权益，特制定本规程。

1.2 本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能
源法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》、《电网运行准则》、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》和国家、地方政府以及电力管理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。

1.3 湖南电力系统运行遵循“统一调度、分级管理”的原则。

1.4 湖南电力系统系指接入湖南电网的发电、供电、用电设施和为保证这些设施
正常运行所需的继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）、调度自动化和电力通信设施、计量装置等构成的整体。

1.5 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、发电厂运
行值班单位（含梯级水电站集控中心、风电场集控中心等）及变电站运维（运行）单位。

调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构，由上至下依次分为：省级电力调度控制中心（以下简称省调），地市（区、州）电力调度控制中心（以下简称地调），县（市、区）电力调度控制中心（以下简称县调）。

1.6 电力调控机构依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导、协调。

任何单位
和个人不得非法干预电力调控工作。

1.7 各级调控机构在电力调度业务中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级
调控机构的调度指挥，各级调控机构设备监控业务应服从相应调控机构的调度指挥。

1.8 通信机构负责电力通信网管理、运行和维护，各级通信机构在电力通信运行
管理中是上下级关系，下级通信机构必须服从上级通信机构的调度指挥。

1.9 从事与湖南电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均应遵守本
规程。

1.10 本规程适用于湖南电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调控
有关的行为。

各电力生产运行单位颁发的有关电力调度控制的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.11 本规程由国网湖南省电力公司电力调度控制中心负责修订、解释。

第二章调控机构的任务及职责
第二章
2.1 电网调控机构为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行组织、
指挥、指导和协调，其主要任务如下：
2.1.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，减少环境污染，充分
发挥电网的发、输、供电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要。

2.1.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保障电力系统安全、稳定、
连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.1.3 按照“公平、公正、公开”的原则和电力市场规则，依据有关合同或者
协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。

2.2 调控机构依法对电网实施调度管理，调度指挥电网运行，实施设备集中监控，
负责调控业务专业管理。

2.3 省调主要职责：
2.3.1 组织实施省级电网调度控制业务相关的专业管理和技术监督。

2.3.2 指挥直调范围内电网的运行、操作和故障处置。

2.3.3 负责跨省联络线控制，协助电网频率调整。

2.3.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.3.5 签订直调范围内电厂的并网调度协议并依据协议对电厂进行调度管理。

2.3.6 开展省级电网运行方式分析，依据国家电网年度运行方式制定省级电网
运行方式。

2.3.7 开展省级电网月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日
前发供电计划。

2.3.8 根据国家电网主网设备年度停电计划，制定调管设备年度、月度、日前
停电计划，受理并批复调管设备的停电工作票申请。

2.3.9 负责调管范围内电网稳定专项管理，开展电网故障分析，参与省级电网
发展规划及相关工程设计的审查。

2.3.10 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操
作。

2.3.11 受理并批复新建、扩建和改建的直调设备投入运行申请，编制新设备启
动调试调度方案并组织实施。

2.3.12 负责组织开展直调范围内继电保护和安全自动装置定值的整定计算，负
责直调范围内继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理及检验管理。

2.3.13 制定省级电网继电保护、调度自动化系统规划。

2.3.14 参与制定电力通信规划，协调与调度控制相关的通信业务。

2.3.15 负责直调范围内水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防
洪、防凌、航运、供水等综合利用的关系。

负责直调范围内风电场、光伏电站等新能源电站的发电调度管理。

2.3.16 负责制定湖南电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，报省
人民政府电力行政主管部门批准后执行。

2.3.17 负责下级调控机构调控运行人员、直调发电厂运行值班人员及变电站运
维（运行）人员上岗培训考核工作。

2.3.18 行使上级批准（或者授予）的其他职责。

2.4 地、县调主要职责：
2.4.1 地调、县调工作职责按照国家电网公司电网调度控制管理通则要求，规
范执行。

第三章调度管辖与设备监控范围
第三章
3.1 一般原则
3.1.1 并入湖南电力系统运行的发电、输电、变电、配电等相关设备，不论其
产权归属或管理方式，均应纳入相应电力调控机构的调度管辖范围。

3.1.2 调度管辖范围（简称调管范围）：指调控机构行使调度指挥权的发、输、
变、配电系统，包括上级调度委托和授权调度的设备、直接调度范围和调度许可范围。

3.1.3 直接调度范围（简称直调范围）：指调控机构直接调度指挥的发、输、变、
配电系统，对应设备称为直调设备。

3.1.4 调度许可范围：指下级调控机构直调设备运行状态变化应得到本级调控
机构许可的设备范围，对应设备称为许可设备。

3.1.5 接入500千伏电网的发输变电设备的调度权限由网调明确；接入 220千
伏电网的发输变电设备和接入110千伏电网的发电设备的调度权限、地调与地调之间的调管范围由省调明确；接入 110千伏电网的发输变电设备和接入35千伏电网的发电设备的调度权限、县调与县调之间的调管范围由地调明确。

3.1.6 列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数等改变，应经产权所有单位批准，
并报相应调控机构备案。

结线变更等应征得相应调控机构同意。

3.1.7 保护装置、电力通信、调度自动化等二次设备的调度管辖范围原则上与
一次设备的管辖范围一致。

3.2 调管范围
3.2.1 省调调管范围一般为湖南电力系统内除上级调度直调范围以外的下列设
备：
3.2.2 上级调度委托和授权省调调度的设备；
3.2.3 省调直接调度的发电厂（站、场）（以下简称发电厂）设备：
a)直接并入220千伏及以上电压等级电网的发电厂设备；
b)其他应由省调直接调度的发电厂设备。

3.2.4 省调委托地调调度的发电厂设备：
a)直接并入110千伏电压等级电网且总装机容量3万千瓦及以上的水电厂
机组；
b)直接并入110千伏电压等级电网且总装机容量2万千瓦及以上的风电、
生物质能和光伏等新能源电厂机组；
c)直接并入110千伏电压等级电网且总装机容量6万千瓦及以上其它类型
的发电厂机组。

3.2.5 500千伏主变低压侧设备；
3.2.6 220千伏及以上电压等级联络变电站的220千伏设备（主变压器除外）；
3.2.7 220千伏及以上电压等级的区域间联络线；
3.2.8 省调许可调度的设备：
a)220千伏直馈线路；
b)220千伏终端变电站设备（用户变电站设备除外）。

3.2.9 地调调度管辖范围一般为：
3.2.9.1 并入本地区电网内上级调管范围以外的风电、生物质能和光伏等
新能源电厂设备；
3.2.9.2 装机容量0.5万千瓦及以上并入本地区电网内上级调管范围以外
的其他发电厂设备；
3.2.9.3 地级市城区内110kV变电站设备及所辖县域内110千伏变电站的
110千伏设备（含主变）；
3.2.9.4 110千伏线路；
3.2.9.5 地级市城区内35千伏及以下变电站和线路；
3.2.9.6 220千伏直馈线路；
3.2.9.7 220千伏终端变电站设备；
3.2.9.8 上级调度管辖范围外的220千伏线路和变电站设备。

3.2.10 县调调管范围一般为
3.2.10.1 县域内上级调管范围以外的并网发电厂设备；
3.2.10.2 县域内35千伏及以下电压等级的设备；
3.2.10.3 上级调管范围以外的联络线。

3.2.11 发电厂厂用系统、变电站站用系统分别由发电厂、变电站自行管辖。

3.2.12 调控机构应于预计投产日三个月前发布新设备的调管范围，每年一季度
发布所辖调管范围明细表。

3.3 监控范围：指调控机构集中监控的设备范围。

3.3.1 监控范围划分基本原则：
3.10.1.1 500kV及以上变电站：所有设备纳入省调监控范围。

3.10.1.2 220KV 变电站：地调所在市区内的220KV 变电站10KV 母线（含附属设备）及以上设备、站用电设备纳入地调监控班监控范围，10KV 馈线断路器纳入配网调控班监控范围；县域内的220KV 变电站10KV 母线（含附属设备）及以上设备、站用电设备纳入地调监控班监控范围，10KV 馈线断路器一般纳入县调监控范围；
3.4.1.3 110KV 变电站：地调所在市区内的110KV 变电站10KV 母线（含附属设备）及以上设备、站用电设备纳入地调监控班监控范围，10KV 馈线断路器纳入配网调控班监控范围；县域内 110KV 变电站 110KV 设备（含主变）纳入地调监控班监控范围，其他设备纳入县调监控范围。

3.4.1.4 35KV 变电站：地调所在市区内的35KV变电站纳入配网调控班监控范围；县域内的35KV变电站纳入县调监控范围。

3.4.1.5未配置配网调控班的地调，其配网调控班监控设备纳入地调监控班监控范围。

第四章调控运行管理
第四章
4.1 基本原则
4.1.1 各发、供、用电单位和各级调控机构，应遵守调度纪律，服从统一调度。

4.1.2 省调值班调度员是湖南电力系统运行、操作和事故处理的指挥者，接受上级调控机构值班调度员的调度指挥，负责执行上级调控机构值班调度员的调度指令和发布调度指令。

4.1.3 省调调度对象是取得调控业务联系资质的下级调控机构值班调度员和值
班监控员、发电厂运行值班人员、变电站运维人员及线路维护单位运行值班人员，负责执行省调值班调度员的调度指令。

4.1.4 省调调度员和监控员应经过培训、考试、考核合格，调控值班长经电网企业总工程师批准，其他资格调度员和监控员经省调总工程师及以上领导批准，方可正式上岗。

4.1.5 省调值班调度员和值班监控员与调度对象进行调控业务联系时，应使用普通话和规范的调度术语，双方应先互报单位和姓名，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。

记录应采用纸质签名方式或电子签名方式存档备查。

发生错误，以录音或记录为依据确定责任归属，如无录音、记录可查，由发令单位对其后果负主要责任。

4.2 调度运行管理
4.2.1 调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。

4.2.2 发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省调值班调度员同意后方可执行。

4.2.3 除调控机构相关负责人（指省调控中心正、副主任，正、副总工程师，调控处负责人）外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调度指令。

上级领导关于调控业务的指示，应通过调控机构相关负责人转达。

4.2.4 运行值班人员须通过省调组织的调度对象资格认证考试合格后，方可担任省调调度对象。

省调应及时公布取得省调调度对象资格人员名单和省调调度员、监控员岗位及人员变更情况。

4.2.5 值班调度员应按照规定发布调度指令，并对其下达调度指令的正确性负
责。

下级调控机构值班调度员、值班监控员、发电厂运行值班人员及变电站运维（运行）人员应执行调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。

4.2.6 运行值班人员须通过省调组织的调度对象资格认证考试合格后，方可担任
省调调度对象。

省调应及时公布取得省调调度对象资格人员名单和省调调度员、监控员岗位及人员变更情况。

4.2.7 调度对象的主要职责：
4.2.7.1 正确 4.2.3.1 执行调度指令，并及时汇报调度指令的执行情况。

4.2.7.2 及时汇报设备异常运行情况。

4.2.7.3 按要求执行调度系统重大事件汇报制度。

4.2.7.4 按要求上报运行信息，完成值班调度员下达的相关工作。

4.2.7.5 自行处理本规程规定可以自行处理的事项。

4.2.8 调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。

调度对象不执行或延误执
行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。

如受令人对调度指令有疑义，应立即向发令人提出，如发令人仍重复其指令，受令人应迅速执行。

如执行该指令确会严重威胁人身、设备或电力系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告发令人和本单位直接领导人。

4.2.9 发生以下行为之一者，按严重违反调度纪律论处：
4.2.9.1 不执行或故意拖延执行调度指令。

4.2.9.2 擅自改变调度管辖设备的状态、控制模式、参数、定值。

4.2.9.3 不执行省调下达的保证电力系统安全的措施。

4.2.9.4 不如实汇报电力系统运行情况，隐瞒或虚报事实。

4.2.9.5 调控机构认定的其他性质恶劣的行为。

对上述行为，调控机构将通告有关单位处理，同时取消严重违反调度纪律者的调度对象资格，被取消调度对象资格者六个月后才能提出申请，须通过调控机构组织的调度对象资格认证考试合格后，方可再次获得调度对象资格。

4.2.10 省调调度管辖设备发生异常情况，运行值班人员应及时向省调值班调度员汇报。

省调值班调度员应及时将电网运行的重大变化情况告知相关单位运行值班人员。

4.2.11 任何单位和个人未经值班调度员许可，不得擅自改变设备状态及运行方式。

遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，运行值班人员应按有关规定处理，处理后应立即报告值班调度员。

4.2.12 湖南电力系统内属于国调和华中分中心调度管辖的设备，其设备状态及运行方式的改变，运行值班人员应分别向上级值班调度员和省调值班调度员汇报。

不属于国调和华中分中心调度和省调管辖的设备，如改变其设备状态及运行方式对湖南电力系统有影响时，应征得省调值班调度员同意。

4.2.13 当危及电力系统安全运行时，省调值班调度员有权指挥操作下级调控机构调度管辖的设备。

调度对象同时接到两级调度相互矛盾的调度指令时，由高一级调度决定执行哪级调度指令，受令人应将执行情况分别汇报两级调度的值班调度员。

4.2.14 带电作业须在作业当天向值班调度员申请，经值班调度员同意后方可进行。

申请时需说明带电作业的地点、工作内容、工期及要求。

竣工后应及时汇报。

对于要求退出重合闸的线路带电作业，值班调度员在通知开工前，应先退出该线路的重合闸。

4.2.15 值班调度员有权批准如下检修项目：
4.2.1
5.1 对系统和用户无明显影响（不限制出力，不限制用电，不造成重大安全威胁）的检修。

4.2.1
5.2 对于已停电检修设备而言，不扩大停电范围、不推迟复电时间、不新增复电要求的配合性检修。

4.2.1
5.3 只需退出双重化配置保护中的单套保护的检修。

4.3 监控运行管理
4.3.1 值班监控员负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

接受相关调控机构值班调度员的调度指挥，正确执行调度指令。

并在必要时按规定通知变电站运维人员。

4.3.2 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，主要负责监视设备的事故
类、异常类、越限类、变位类告警信息。

变电站运维（运行）人员负责监视变电站告知类信息。

4.3.3 值班监控员对认定为缺陷的告警信息应启动缺陷闭环管理流程。

若该缺陷
可能会导致电网设备退出运行或电网运行方式改变时，值班监控员应立即汇报相关调控机构值班调度员。

4.3.4 监控范围内变电设备检修，涉及信号、测量或控制回路的，变电站运维人
员应在开工前向值班监控员汇报，竣工后与值班监控员核对双方监控系统信息一致性。

4.3.5 值班监控员无法对监控范围内变电站实施正常监视时，应按规定将监控职
责移交给该变电站运维人员。

监控职责移交或收回后，值班监控员均应向相关调控机构值班调度员汇报。

4.4 无人值守变电站运行管理
4.4.1 变电站须经相应调控机构验收合格，试运行一周后方可实行无人值守。

4.4.2 变电站无人值守验收合格后，运维单位应向相关调控机构报送所属运维班
名称及联系方式。

运维班管辖变电站范围、运维班成员及联系方式发生变更时，运维单位应及时报送相关调控机构。

4.4.3 无人值守变电站运维班应24小时有人值班，须配备相应的信息系统，实
现对所辖无人值守变电站告知类信息的监控和其他告警信息的查询。

4.4.4 无人值守变电站运维人员负责所辖无人值守变电站的现场倒闸操作、设备
巡视、定期轮换试验、消缺维护及事故处理等工作。

4.4.5 无人值守变电站运维人员在到达变电站现场后进行调控业务联系时，应报
所在变电站名称及姓名。

4.4.6 无人值守变电站运维人员一般不得用移动电话接受调度指令。

4.4.7 值班调度员有权根据电网运行情况要求变电站恢复有人值守。

4.5 集控中心调度运行管理
4.5.1 集控中心负责所控厂（站）的远方监视、遥控操作、异常和事故处理。

4.5.2 集控中心所控厂（站）负责本厂（站）的设备巡视与维护、现场操作以及在特殊情况下（如发生事故或电网运行需要）接受相应调控机构值班调度员的调度指令。

4.5.3 一般情况下，值班调度员只与集控中心进行调度业务联系，不再与集控中心所控厂（站）直接联系。

4.5.4 集控中心失去对所控厂（站）的联系及监视控制时，应立即向值班调度员汇报。

值班调度员直接与所控厂（站）进行调度业务联系。

第五章电网稳定管理
第五章
5.1 一般原则
5.1.1 稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统稳定
水平，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。

5.1.2 稳定运行管理的基本要求是保证系统运行的安全和稳定，维持系统频率
和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水平，不断完善系统稳定分析、监测和控制手段。

5.1.3 调控机构应深入研究系统安全稳定问题，并提出电力系统规划与建设的
建议，规划部门应予以充分考虑。

5.1.4 稳定运行管理按调管范围分级负责，省调归口管理。

5.2 安全稳定计算
5.2.1 稳定计算的任务是确定系统的静态、暂态、电压及频率稳定水平，分析
和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事故后的恢复策略。

5.2.2 稳定计算应执行《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》和《电
力系统安全稳定计算技术规范》等。

5.2.3 调控机构负责计算、编制调度管辖范围内的稳定运行限额，颁发安全稳
定运行规定，制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求，并按要求报上级调控机构备案。

5.2.4 稳定计算分析应针对系统可能出现的各种运行方式，选择系统安全稳定
最不利的情况进行安全稳定分析和校核，提出合理的运行方式。

5.2.5 省调负责系统稳定计算参数的协调管理。

发电厂、供电公司、建设单位
负责向相关调控机构提供稳定分析所需的技术资料和参数。

电网企业运维部门负责向调控机构提供安全电流、过负荷能力、同塔架设等安全稳定计算资料。

5.2.6 系统发生事故后，调控机构应根据事故性质及时进行仿真计算，总结经
验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施。