2_《调度控制规程》_在线真题试卷与模拟练习_2_《调度控制规程》_考试宝

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6.2.6 在受端投入备用机组，必要时限电。 6.3 变压器的正常和事故过负荷允许值按现场规程执行，当变压器负荷超过过负荷允许值时，应迅速采取措施将变压器负荷控制在允许值以内。处理方法如下： 6.3.1 投入备用的变压器。 6.3.2 提高变压器运行电压，投切无功补偿装置。 6.3.3 变压器受电侧如有电源，增加其出力。 6.3.4 改变系统接线，转移主变负荷。线路对侧有备用电源自投装置的，可以使用备自投功能快速转移负荷。 6.3.5 在变压器负荷侧限电。 7 线路事故处理 7.1 线路断路器跳闸后，没有值班调度员的指令，不得送电。 7.2 省调值班调度员在对线路试送电前应注意以下事项： 7.2.1 用于试送电的断路器必须完好，且具有完备的继电保护。 7.2.2 应合理选择送电端，使电网稳定不致遭到破坏。送电端应尽量选择对系统稳定影响较小的一端。在地区电网与主网联络线跳闸恢复送电时，一般由大网侧送出，小网侧同期并列。在送电前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，有关地调应积极配合。 7.2.3 厂（场、站）、变电站（汇集站）的运行值班人员及变电设备运维人员必须对故障跳闸线路的有关设备进行外部检查，并将检查结果汇报省调。若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等，待查明原因后再决定能否送电。 7.2.4 应对送电前的送端电压进行控制，对送电后首、末端及沿线的电压做好估算，避免引起过电压。 7.2.5 220kV线路跳闸后，在送电时应考虑系统各点电压情况和无功补偿装置投、退情况，充分利用各地区电网的调压装置，尽可能避免造成过大的电压波动。 7.2.6 两端有电源的单回线路、双回线路或环状线路跳闸后，值班调度员应先查明线路有无电压。线路有电压时应判明是否解列为两个系统后再做处理，严防非同期合闸；无电压时应检查线路断路器及保护正常后，允许对线路送电一次。送电失败后，应断开断路器两侧隔离开关，等待巡线。 7.2.7 如线路系多级或越级跳闸，视情况可分段对线路进行试送电。分段试送电时可根据电压情况，考虑分段带部分或全部负荷后试送下一段线路。 7.3 线路断路器跳闸时，如重合闸未投入、重合闸未动作或动作不成功，值班调度员应了解跳闸线路的有关设备信息并确定是否试送电；若有明显的故障现象或特征，应查明原因后再考虑是否试送；试送电前，值班调度员应与值班监控员、厂（场、站）、变电站（汇集站）的运行值班人员及输变电设备运维人员确认具备试送条件；具备监控远方试送操作条件的，应进行监控远方试送，一般允许试送电一次。电缆线路故障，未查明原因前不得试送电。但线路为重要联络线、电铁牵引站供电线路、跳闸造成变电站失压或所带负荷为重要用户及在风暴、雷雨、污闪严重等气候环境恶劣、相邻线路联系薄弱或存在重大缺陷影响输电能力时，为保证对重要用户供电或防止系统失稳和瓦解，值班调度员可再试送电一次。 7.4 充电备用线路或负荷侧装设有备用电源自投装置的线路，其断路器跳闸后，若没有损失负荷，则一般不再对跳闸线路试送电；但事发时虽没有损失负荷，负荷高峰时段有可能造成限电的，应对跳闸线路试送电。 7.5 对接有自备电源的用户专用线，线路跳闸后，在未得到用户变电站的报告和送电的要求前，省调值班调度员不得下令对线路试送电。 7.6 当线路和高抗直接物理联接，如线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得送电。在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障线路送电，在试送前应将高抗退出后才能对线路试送电。 7.7 在带电作业过程中，如设备突然停电，作业人员应视设备仍然带电，工作负责人（工作申请人）应尽快与调度人员联系，值班调度人员未与带电作业工作负责人（工作申请人）取得联系前不得试送电。 7.8 线路发生严重三相电流不平衡或断线非全相运行，如线路保护未动作跳闸，应将线路停运。 7.9 当220kV断路器操作时发生非全相运行，有关厂（场、站）、变电站（汇集站）的运行值班人员、值班监控员及变电设备运维人员应不待调度命令立即拉开该断路器；如断路器在运行中一相断开，应不待调度命令立即试合该断路器一次，试合不成功应尽快采取措施并将该断路器拉开；当断路器运行中两相断开时，应不待调度命令立即将该断路器断开。 7.10 架空输电线路连续多次跳闸时，值班调度员应按下述原则处理： 7.10.1 保护动作、故障选相、故障测距信息基本相同时，如该线路无重要负荷或采取转移负荷措施后，线路运维单位可以根据气象条件、故障信息等情况，向值班调度员提出将该线路转为备用或检修状态的申请。 7.10.2 恶劣天气条件下，输电线路发生多次冰害或风害故障，重合闸成功。通过故障测距、故障电流等信息判别故障点为相同相序、相同位置，两小时内连续跳闸达到2次（以现场汇报为准）后，或判别故障点为不同相序、不同位置，两小时内连续跳闸达到4次（以现场汇报为准）后，为避免设备损坏和多次冲击电网导致事故扩大，由现场申请退出线路两侧重合闸；后续该区段再次发生故障停运后，现场导线覆冰脱落或大风停止前不再进行试送电。 7.10.3 恶劣天气条件下，输电线路发生冰害或风害故障，重合闸失败。若第一次试送电成功，处置策略参照一次跳闸重合成功执行。若第一次试送电不成功，且相关环网线路现场天气恶劣，运行工况较差的，允许进行第二次试送电。若第二次试送电仍不成功，现场导线覆冰脱落或大风停止前不再进行试送电。若第一次试送电不成功，且相关环网线路现场天气正常，现场导线覆冰脱落或大风停止前不再进行第二次试送电。 7.11 线路故障跳闸后，不论重合或试送电成功与否，值班调度员均应及时通知线路运维单位巡线，同时应将继电保护、安全自动装置动作情况和断路器跳闸情况、故障录波器对故障点的测距范围告知运维单位供巡线人员参考，并告知线路状态。没有得到值班调度员“××线路已停电，可以工作”的许可，线路巡视检修人员应视线路为带电线路，任何人不得登杆作业。如查出线路故障需停电检修，应按规定办理停电检修的申请、批复手续（重合及试送电均不成功的线路，按紧急检修办理申请手续）。 7.12 线路跳闸涉及无人值班变电站时，值班调度员应按下述原则处理： 7.12.1 若跳闸线路对网架和潮流分布影响不大，应等待运维人员到达现场，经检查确认现场一、二次设备无异常后，根据保护动作情况决定是否试送电。 7.12.2 若线路跳闸造成以下几种紧急情况，为提高事故处理速度，在通过监控系统了解断路器位置、保护动作等基本信息并经分析可以试送电时，可以在运维人员未赶到现场前试送线路，但涉及同期操作且不具备远方同期条件时，应等待运维人员到达现场后方可进行操作： 7.12.2.1 电网重要断面联络线跳闸导致地区电网解列，且地区电网有功缺额，需采取限电措施时，应从无人值班站侧试送，有人值班站侧同期。 7.12.2.2 电网重要断面联络线跳闸导致相邻联络线断面过载，需要采取限电措施。 7.12.2.3 线路跳闸导致220kV变电站全站失压引发五级电网事件。 7.12.2.4 由于线路跳闸造成对电气化铁路牵引站等重要供电用户停止供电，需要立即恢复。 8 变压器及高压电抗器事故处理 8.1 变压器断路器跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处理： 8.1.1 变压器、高压电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸时，在未查明故障原因并消除故障前不得送电；在经运维单位检查并书面确认变压器、高压电抗器内外部无故障后，可以送电一次。有条件时应进行零起升压。 8.1.2 变压器、高压电抗器后备保护动作跳闸，在找到故障点并有效隔离，且确定本体及各侧引线无故障后，可试送一次。 8.1.3 高、中（低）压有源的联络变压器故障跳闸后，可能造成系统解列，在重新投入变压器之前，应注意防止发生非同期合闸。 8.1.4 中性点接地的变压器故障跳闸后，值班调度员应按规定调整其他运行变压器的中性点接地方式。 8.2 两台及以上并列运行的变压器，其中一台故障跳闸不能投入时，运行的变压器可按事故过负荷的规定运行。 8.3 无人值班变电站的变压器跳闸后，在运维人员未赶到现场进行全面检查前，不允许对跳闸主变试送电。 9 系统振荡的事故处理 9.1 电网振荡发生时，当值调度员应查看WAMS系统推图信息及振荡源定位信息、PMU数据，做好上下级调度和厂（场、站）、变电站（汇集站）等信息的核实工作，判断振荡类型和振荡源位置，调整电网运行方式，尽快消除振荡。 9.2 电网同步振荡处置： 9.2.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，提高系统电压，并立即向值班调度员汇报。【缺少答案，请补充】

调度机构备调体系

同城第二值班场所

异地值班场所

备用技术支持系统

时段平均发电水头

时段平均入库流量

时段平均出库流量

时段入库水量

时段出库水量

时段发电用水量

时段弃水量

调峰弃水损失电量

允许最小出库流量

发电耗水率

节水增发电量

水能利用提高率

梯级水电站

径流式水电站

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