智能电网调度操作规程标准版

智能电网调度操作规程标准版一、总则（一）制定目的为规范智能电网调度操作行为，保障电网安全、可靠、经济、高效运行，提升调度智能化水平，依据《中华人民共和国电力法》《电网调度管理条例》及电力行业技术标准，结合智能电网“信息化、自动化、互动化”特性，制定本规程。（二）适用范围本规程适用于各级智能电网调度机构（含区域调度、省级调度、地市级调度）及关联的发电企业、供电运维单位、用户侧能源管理部门的调度操作活动，涵盖发电、输电、变电、配电环节的设备调度与系统运维。（三）基本原则1.安全优先：以电网安全稳定运行为核心，操作流程需满足“N-1”安全准则，防范连锁故障与大面积停电。2.智能协同：依托调度自动化系统（如D5000、EMS）实现“源-网-荷-储”协同调度，提升资源优化配置效率。3.分级负责：按电网电压等级、设备归属及分层分区原则，明确各级调度机构的操作权限，避免越权调度。4.精准规范：调度指令需术语规范、逻辑清晰，操作过程需留痕可追溯，确保“令出必行、行之必准”。二、调度管理体系（一）调度机构职责调度机构是电网运行的指挥中枢，主要职责包括：实时监控电网运行状态（负荷、电压、潮流、设备健康度等），通过态势感知系统预判风险；下达发电计划调整、设备启停/投切、电网拓扑变更等调度指令；统筹“源-网-荷-储”互动调度，协调分布式电源、储能装置、柔性负荷参与电网调节；牵头处置电网故障、自然灾害等突发事件，组织多部门协同抢修与恢复供电。（二）调度权限划分发电侧：区域调度负责跨区机组（如特高压配套电源）的启停、出力调整；省级调度负责省内主力机组（如火电、水电）的调度；地市级调度负责分布式电源、用户侧储能的聚合调控。电网侧：500kV及以上输电线路、枢纽变电站由区域/省级调度操作；220kV及以下设备由地市级调度或运维单位按指令执行。（三）人员资质与管理调度人员需满足：持《电力调度员资格证书》上岗，定期参与“智能调度系统操作”“电网风险分析”等专项培训；熟悉智能调度系统（如SCADA、AGC/AVC、调度数据网）的操作逻辑，具备“人机协同”调度能力；每年通过“反事故演习”“调度指令规范”考核，考核不通过者暂停调度权限。三、设备调度操作规范（一）发电设备调度1.操作准备调度员通过EMS系统核查机组当前状态（出力、工况、环保约束等），结合负荷预测、电网备用容量需求，制定调度策略；发电企业需提前报送机组可调容量、爬坡速率、启停时间等参数，确保调度指令可行。2.操作流程机组启停：下达指令时需明确“启停时间、目标工况、环保参数（如脱硝投入）”，发电企业复诵确认后执行，调度员实时监控机组转速、并网电流等参数；出力调整：AGC模式下，调度系统自动下发调节指令；手动模式下，调度员需结合电网频率、联络线功率，下达“目标出力、调整速率”指令，禁止超机组调节能力（如火电最小技术出力）操作。3.操作后核查确认机组状态稳定（如并网后电压、频率符合标准），出力曲线与调度计划偏差≤2%；将操作记录（含指令时间、执行反馈、异常信息）归档至调度自动化系统。（二）输电设备调度1.操作准备核查线路潮流、母线电压、继电保护定值（如差动保护范围），通过拓扑分析系统模拟操作后电网运行状态；确认相关变电站的开关、刀闸位置（遥信信号），避免带负荷拉刀闸、带地线合闸。2.操作流程线路投切：下达指令时需明确“操作对象（如XX线#1开关）、操作类型（合闸/分闸）、操作顺序（先合母线侧刀闸，后合线路侧刀闸）”；运维单位执行时需同步反馈操作步骤（如“XX线#1开关分闸完毕”），调度员通过遥测、遥信验证操作结果。3.操作后核查检查线路潮流、母线电压是否在允许范围（如500kV线路潮流≤热稳定限额）；确认继电保护、安稳装置的投退状态与电网运行需求匹配。（三）变电设备调度1.操作准备核查变压器负载率、油温、分接头位置，通过状态监测系统（如油色谱在线监测）评估设备健康度；确认变电站自动化系统（如综自系统）运行正常，防误闭锁装置无异常。2.操作流程变压器投切：下达指令时需明确“冷却器投退、分接头调整方向（升压/降压）”，禁止在变压器过载时调整分接头；开关操作需遵循“先断负荷侧、后断电源侧”原则，刀闸操作需在开关分闸后执行。3.操作后核查确认变压器负载率≤85%（重载时段≤95%），油温≤85℃；检查母线电压偏差≤±5%额定电压，无功补偿装置投切合理（功率因数≥0.95）。（四）配电设备调度1.操作准备依托配电自动化系统（DAS）核查配电网拓扑、负荷分布、分布式电源接入状态；结合用户侧需求响应（如工商业负荷可调节容量），制定“故障转供、峰谷调节”策略。2.操作流程开关操作：下达“环网柜#1开关合闸”“分支箱#2刀闸分闸”等指令时，需明确操作区域（如XX台区），避免影响非故障区域供电；分布式电源调度需遵循“并网点电压越限则优先切机”原则，通过聚合调控平台下发功率调整指令。3.操作后核查确认配电网线损率≤3%（台区线损≤5%），电压合格率≥99.9%；检查用户侧储能、充电桩等柔性负荷的响应状态，确保与调度指令一致。四、自动化与信息化系统操作（一）SCADA/EMS系统操作1.登录与权限管理调度员需通过“数字证书+动态密码”双因子认证登录系统，禁止共享账号；操作权限按“调度员-副值-正值-值长”分级，禁止越权修改遥测、遥信数据。2.数据维护与校验遥测数据（如负荷、电压）异常时，需通过“人工置数-现场核校-系统修正”流程处理，禁止直接修改原始数据；遥信状态（如开关位置）与现场不符时，需立即通知运维单位核查，确认后通过“遥信对位”功能修正。3.故障切换与备份主系统故障时，需在10分钟内切换至备用调度系统（如异地容灾中心），确保调度指令连续下发；每日0点自动备份系统数据，备份文件需离线存储，定期（每月）验证备份有效性。（二）AGC/AVC系统操作1.策略配置与启用启用AGC前，需核查电网调频能力（如机组爬坡速率、储能充放电功率），设置“调节死区（如频率偏差≤±0.05Hz不调节）”；AVC策略需结合电网无功分层分区平衡原则，设置“电压控制目标（如220kV母线电压95%~105%额定值）”。2.异常处置AGC/AVC系统发出“调节超时”“设备拒动”告警时，调度员需立即切至手动模式，通过人工指令调整机组出力、无功补偿装置；系统参数（如调节速率、死区）修改需经“技术校核-分管领导审批”，禁止擅自调整。（三）调度数据网操作1.网络配置与变更新增变电站接入调度数据网时，需提前制定“IP地址分配、VLAN划分”方案，通过“模拟测试-小范围试点-全网部署”流程实施；禁止在调度数据网中传输非生产数据（如办公文件、视频），定期（每季度）开展网络安全扫描。2.故障处置网络中断时，优先通过“备用通道（如卫星通信）”恢复调度数据传输，同时通知通信运维单位排查故障；发现网络攻击（如非法接入、数据篡改）时，立即启动“断网-溯源-加固”流程，保存攻击日志备查。五、应急调度处置（一）故障预警与预判通过“电网态势感知系统”分析设备负荷率、电压稳定性、线路潮流裕度，预判“重载线路过载”“母线电压越限”等风险，提前4小时发布预警；极端天气（如台风、暴雪）前，制定“重要线路特巡”“机组备用容量储备”等预控措施。（二）故障处置流程1.故障隔离线路跳闸后，调度员通过“故障录波+智能巡检”定位故障点，下达“XX线#2开关分闸、#3刀闸分闸”指令，隔离故障区域；变压器故障时，优先通过“差动保护+非电量保护”动作信息，确认故障类型（如绕组短路、油温过高），下达停运指令。2.负荷转移与恢复利用配电网“环网结构”“分布式电源”转移非故障区域负荷，优先保障医院、变电站等重要用户供电；电网黑启动时，按“启动电源（如水电机组）-骨干线路充电-负荷逐步恢复”顺序操作，避免电压、频率大幅波动。（三）应急协同指挥建立“调度-运维-抢修-用户”四方联动机制，通过“应急指挥平台”共享故障信息（如故障位置、预计恢复时间）；重大故障时，调度中心负责人需到岗指挥，每30分钟向应急指挥部汇报处置进展。（四）事后评估与改进故障处置结束后24小时内，组织“故障复盘会”，分析调度指令的及时性、操作步骤的合规性；针对暴露的问题（如系统响应延迟、人员操作失误），修订调度规程、优化系统参数，每半年开展“同类故障推演”。六、安全保障与监督（一）调度指令规范指令需包含“操作对象（如XX线#1开关）、操作内容（合闸/分闸）、操作时间（15:00前执行）、操作依据（如负荷转移需求）”，禁止口头随意指令；重要操作（如500kV设备投切）需填写《调度操作票》，经“拟票-审核-批准”三级签字后执行。（二）操作监护与复诵实行“双人监护”制度：监护人员需审核指令的正确性（如操作顺序是否符合“五防”要求），操作过程中全程监护，禁止“单人操作、无人监护”；运维单位执行指令时需“复诵确认”（如“收到，XX线#1开关合闸指令，执行时间15:00”），调度员需验证复诵内容与指令一致。（三）防误操作管理应用“智能防误系统”，对操作指令进行逻辑校验（如“带地线合闸”“非同期并列”等违规操作自动拦截）；每月开展“防误操作演练”，模拟“误碰开关”“指令错误”等场景，提升人员风险意识。（四）监督与考核调度机构每月抽查“操作记录、指令录音、系统日志”，对“越权操作”“指令不规范”