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电力系统运行的基本工作包括调峰、调频、调压和稳定控制等，是保证电力系统的安全、稳定和经济运行的重要手段与措施。
电力系统调峰是指电网用电负荷高峰或低谷时段，为了保证电力电量的供需平衡，对发电机组进行的有功出力调整，与备用服务并列为电力系统的两大辅助服务。不同的是，备用服务是指电网中电源容量大于负荷需求的部分，保证电力系统在发输配电设备定期检修以及电网发生故障时进行调峰、调频操作，保证对用户的电力供应。
在我国将备用服务与调峰服务分开考虑的运行背景下，备用服务更多的表现为静态的容量特性，调峰服务则表现为动态的调节特性。调峰机组选择的原则为首先选择启停灵活快捷，调节速度快的燃气轮机组、抽水蓄能机组和常规水电机组，然后再选用具有调节能力的燃煤机组和核电机组等。另外，通过需求侧管理机制的引导，将部分柔性负荷列为系统调峰对象，可进一步提高电力系统的调峰能力。不同类型机组的调峰能力如下：
（1）抽水蓄能电厂改发电机状态为电动机状态，调峰能力接近200%。
（2）水电机组减出力调峰或停机，调峰依最小出力（考虑震动区）接近100%。
（3）燃油（气）机组减出力，调峰能力在50%以上。
（4）燃煤机组减出力、启停调峰、少蒸汽运行、滑参数运行，调峰能力分别为50%（若投油或加装助燃器可增加至 60%）、100%、100%、40%。
电力系统调频是指为保障电力系统频率稳定而对发电机组有功出力进行的调整，实现发电和用电的能量平衡。电力系统调频主要包括一次调频、二次调频、三次调频。其中一次调频是依靠电力系统运行惯性进行的电力系统频率调节，但只能做到有差调节；二次调频是依靠调频机组进行电力系统频率调节，可做到无差调节；三次调频是指为使负荷分配经济合理，达到运行成本最小的目标，按最优化准则将区域所需的有功功率分配于受控机组的调频方式。
在进行二次调频时，为避免在电网频率调整过程中出现过调或频率长时间不稳定的现象，需要对电网参与二次调频的电厂进行分工和分级调整，即将电网中所有电厂分为主调频厂、辅助调频厂和非调频厂。对于调频厂的选择，一般遵循如下原则：
（1）调频厂应有足够的调整容量和调整范围，以满足电网最大的负荷增、减变量需要。
（2）调频机组具有与负荷变化速度相适应的较快调整速度，以适应电网负荷增、减最快的速度需求。
（3）机组具有实现自动调频的条件。
（4）调整机组的有功功率时，应符合安全和经济运行的原则。
（5）某些中枢点的电压波动不得超出允许范围。
（6）对联合电网，还要考虑由于调频而引起联络线上交换功率的波动是否超过允许范围的问题。
在实际运行时，由于常规机组的发电计划出力根据系统负荷和风电、光伏等新能源发电功率超短期预测结果而定，故在大规模新能源接入条件下，电力系统自动发电控制（automatic generation control，AGC）调节容量需同时考虑负荷预测和新能源发电功率预测偏差造成的系统功率缺额，即净负荷预测误差导致的功率不平衡量。
自动发电控制是电力系统调度自动化的主要内容之一。它利用调度监控计算机、通道、远方终端、执行（分配）装置、发电机组自动化装置等组成的闭环控制系统，监测电力系统的频率，调整发电机出力。自动发电控制着重解决电力系统在运行中的频率调节和负荷分配，以及与相邻电力系统间按计划进行功率交换等问题，其基本功能有负荷频率控制（load frequency control，LFC），经济调度控制（economic dispatch control，EDC），备用容量监视（reserve capacity monitor，RM），AGC性能监视（automatic generation control performance monitor，AGC PM），联络线偏差控制（tie line bias control，TBC）等。
电力系统调压是指为保障电力系统电压稳定而对电力系统无功出力进行调整，实现无功功率平衡。无功电源的安排应有规划，并留有适当裕度，以保证系统中各中枢点电压在正常和事故后均能满足规定的要求，电网无功补偿遵循分层分区，就地平衡原则。
电压调整有逆调压、恒调压和顺调压三种方式，其中逆调压方式指系统在高峰负荷时通过增大中枢点电压的方式防止负荷点电压过低，系统在低谷负荷时通过降低中枢点电压的方式防止负荷点电压过高；恒调压方式是指在任何负荷下都保持中枢点电压不变；顺调压方式是指在高峰负荷时允许系统中枢点电压稍有降低，在低谷负荷时允许系统中枢点的电压稍有升高。
目前电压调整有发电机调压、变压器调压和无功补偿设备调压三种措施。主要包括以下内容：
（1）调整发电机、调相机无功出力，调整风电场风电机组和光伏电站并网逆变器的无功出力，投切或调整无功补偿设备、交流滤波器等达到无功就地平衡。
（2）对于换流器母线电压控制，一般采用交流滤波器自动投切方式，特殊情况下，可手动投切交流滤波器。
（3）在无功就地平衡前提下，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置。
（4）调整直流输电系统功率或电压。
（5）调整电网接线方式，改变潮流分布。
电力系统稳定是电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力，电力系统稳定控制是指按照一定的稳定判据，采取相应的控制措施以达到保持电力系统稳定运行的目的，主要包括电力系统小干扰稳定控制、电力系统暂态稳定控制、电力系统次同步振荡抑制、电力系统电压稳定控制，以及电力系统异步运行与再同步等五个方面。
（1）电力系统小干扰稳定控制。实际电力系统中的小干扰常表现为系统的低频振荡，通常是由于系统缺乏足够的阻尼引起，采取增大阻尼措施是提高系统小干扰稳定性的有效方法。常用的方法有利用静态稳定器（power system stabilization，PSS）、静止无功补偿器（static var compensators，SVC）和高压直流（high voltage direct current，HVDC）输电系统等三种方法提高小干扰稳定性。
（2）电力系统暂态稳定控制。电力系统暂态稳定是指电力系统受到大干扰后，各同步机组保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行方式的能力，通常指保持第一、第二摇摆不失步的功角稳定。暂态稳定控制主要包括快速切除故障、减小输电系统电抗、可调节并联补偿、动态电气控制、投切电抗器断路器的按相操作、汽轮机阀门的快速操作、切除发电机、受控的系统解列和减负荷、快速励磁系统、不连续励磁控制，以及高压直流输电联络线控制等方面的内容。
（3）电力系统次同步振荡抑制。电力系统次同步振荡是指电力系统受到扰动偏移其平衡点后出现的一种运行状态，在这种运行状态下，电网与汽轮发电机组之间在一个或多个低于系统同步频率的频率下进行显著能量交换。电力系统次同步振荡的预防与抑制主要有增加附加设备的控制、改造电力系统和发电机等措施。
（4）电力系统电压稳定控制。电压稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压失稳的能力。电力系统电压稳定控制主要有投入必要的发电设备、串联电容器、并联电容器、采用静止无功补偿器、较高电压水平运行、低电压甩负荷、采用低功率因数发电机和利用发电机无功过负荷能力等措施。
（5）电力系统异步运行与再同步。电力系统异步运行是指在电力系统中由于发电机组严重故障或错误操作等原因而失去同步时，各同步发电机组之间处于不同步的运行状态。当系统同步运行被破坏时，必须采取措施，以便在尽可能短的时间内消除这种异步运行状态，恢复系统同步运行，这一过程称为再同步。电力系统异步运行与再同步主要包括由失步过渡到稳态异步运行的过程、实现异步运行再同步的必要条件、机组失步下的再同步，以及大型汽轮发电机组失磁异步运行等四个方面的内容。