调度控制管理规程_在线真题试卷与模拟练习_调度控制管理规程_考试宝

更新时间：试题数量：购买人数：提供作者：

有效期：个月

章节介绍：共有个章节

收藏

我的练习

我的错题
(0道)

我的收藏
(0道)

我的斩题
(0道)

我的笔记
(0道)

专项练习

顺序练习 0 / 0

随机练习 自定义设置练习量

题型乱序 按导入顺序练习

模拟考试 仿真模拟

题型练习 按题型分类练习

易错题 精选高频易错题

学习资料 考试学习相关信息

搜索

题库预览

1.4.1 发电机组的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装置、 PSS、 (　　)

2.1 调控机构按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证” 的原则，建立电力监控系统纵深安全防护体系，并对下级调控机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。 14.2.2 按照“统一管理、分级维护” 原则，省调负责省级调度数据接入网的运行管理与考核, 地调负责地级调度数据接入网的运行管理与考核。 14.2.3 调控机构、厂站运维单位应按照相关要求，分别负责主站系统和子站系统自动化设备的运行维护，并向相关调控机构及时提供实时数据、模型、图形，实现“源端维护、全网共享” 。 14.2.4 电网模型命名应与电网一次设备调度命名一致。电网模型、电网一次接线图的描述和交换应遵循相关规范要求。 14.2.5 运行维护要求 14.2.5.1 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。 14.2.5.2 调控机构、厂站运维单位的专责人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。 14.2.5.3 厂站运维单位应建立厂站自动化设备的台账、运行日志、设备缺陷和测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，编制运行维护设备的运行月报，按时上报调控机构。 14.2.5.4 在进行调控主站系统的运行维护时，如可能会影响到自动化信息或功能，应按规定提前办理自动化检修票，开工前自动化值班人员应提前通知值班调度员、监控员和相关调控机构自动化值班人员。 14.2.5.5 在厂站端进行工作可能影响上下行自动化信息时，应按规定提前办理自动化检修票，开工前应提前通知相关调控机构自动化值班人员，自动化值班人员应通知值班调度员、监控员。 14.2.5.6 未经调控机构同意，不应在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。当自动化设备在运行中发生危及人身、电网或设备安全的情况时，现场人员应按相关规程处理，并及时向调控机构自动化值班人员汇报。 14.2.6 异常和故障处理 14.2.6.1 下级调控机构主站设备异常影响送上级调控机构自动化信息时，应及时汇报上级调控机构自动化管理部门。 14.2.6.2 子站设备运维部门发现故障或接到设备故障、自动化信息异常通知后，应及时处理并向调控机构自动化值班人员如实汇报有关情况。对于超过 24 小时设备故障（异常）或信息错误，必须向调控机构提交书面报告，如实记录故障（异常）现象、原因及处理过程、处理结果和预防措施。 14.2.6.3 因设备缺陷暂时无法根本解决的，应采取加强管理、提高巡视力度、进行人工处置等方法，改善设备运行状况，同时申报改造项目予以解决。 14.2.6.4 厂站处理异常时如需投退 (　　)

3.6 发电厂（机组）远方 (　　)

9 直流融冰开关连接直流融冰装置和提供融冰电源的交流系统间的开关。对于有35kV交流融冰母线的变电站，指连接交流融冰母线与交流系统35kV母线间的分段开关。 6 调度自动化 6.1(　　)区域控制偏差，是控制区总的净交换功率与交换功率计划之偏差和互联电网基准频率与实际频率偏差合成的值。 6.2(　　)自动发电控制 6.3 AVC(Automati 自动电压控制 6.4 一次调频电网的频率偏离额定值时，机组自动进行有功功率增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的能力。 7 继电保护 7.1 主保护为满足系统稳定和设备安全要求，以最快速度有选择地切除被保护设备故障的保护。 7.2 后备保护主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。 7.3 线路纵联保护借助通道（如光纤、载波等）传送保护区各端规定的保护信息，并按保护装置逻辑进行计算、比较和判别故障类型和区位，完成快速、可靠、准确切除本线路故障的保护。 7.4 继电保护和安全自动装置远方操作（简称保护远方操作） · 70 · 对变电站继电保护和安全自动装置进行远方启停重合闸、远方投退备自投、远方切换定值区等的操作。 7.5 继电保护和安全自动装置就地操作（简称保护就地操作）在保护屏上进行硬压板、信号复归的操作，或通过装置面板进行软压板投退、定值区切换等的操作。 · 71 · 附录 2 典型调度操作指令票模板典型调度操作指令票模板四川电网调度操作指令票操作日期 XXXX 年 XX 月 XX 日调字 20XX-XXXX 操作任务顺序计划操作时间发布命令时间执行单位受令人操作内容回令人操作完成时间注意事项备注发令人监护人复核人审核人拟票人 · 72 · 附录 3 直流融冰临时工作申请单模板申请内容申请单位申请人联系电话工作单位工作类别临时工作检修原因停电设备及状态风险等级控制要求主设备名称电压等级主设备类型设备管辖申请工作时间是否紧急抢修工作内容恢复运行要求备注需明确对正常运行设备无影响及其它需要说明的内容工作时间工作开始时间工作结束时间调度执行人现场执行人事故处置预案现场照片 — 1 — — 3 — 国网四川省电力公司办公室 2017 年 6 月 14 日印发值班调度员（含在线安全分析工程师，下同）对调度管辖范围内的调度系统值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。 1.9 调度许可下级调控机构在进行许可设备运行状态变更前征得本级值班调度员许可。 1.10 直接调度一方对其调度管辖范围内的设备直接进行运行和操作指挥的调度方式。 1.11 委托调度一方委托他方对其(委托方)调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。 1.12 授权调度根据电网运行需要将调度管辖范围内指定设备授权下级调控机构直接调度，其调度安全责任主体为被授权调控机构。 1.13 越级调度紧急情况下值班调度员越级下达调度指令给下级调控机构直调的运行值班单位人员的方式。 1.14 调度关系转移经两调控机构协商一致，决定将一方直接调度的某些设备的调度指挥权，暂由另一方代替行使。转移期间，设备由接收调度关系转移的一方调度全权负责，直至转移关系结束。 2 调度 2.1 调度指令值班调度员对其下级调控机构值班调度员、相关调控机构值班监 · 64 · 控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布有关运行和操作的指令。 2.2 操作将电气设备从一种状态转换到另一种状态的行为。 2.3 操作指令值班调度员发布的有关操作的调度指令。 2.4 单项操作令值班调度员发布的单一一项操作的指令。 2.5 逐项操作令值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。 2.6 综合操作令值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由接受指令的调度系统值班人员按规程自行拟订。 2.7 发布指令值班调度员向调度系统值班人员发布调度指令。 2.8 接受指令调度系统值班人员接受相关调控机构值班调度员所发布的调度指令。 2.9 回复指令调度系统值班人员在执行完相关调控机构值班调度员下达的调度指令后，向相关调控机构值班调度员报告已执行的调度指令的内容和时间等。 2.10 转令值班监控员接受相关调控机构值班调度员下发的操作指令，并将 · 65 · 操作指令完整、准确的转发给输变电设备运维人员进行执行的过程。 2.11 口头令由值班调度员口头下达（值班调度员无须填写操作票）的调度指令。 2.12 复诵进行调度业务联系时，通话双方重复通话内容以确认正确性的过程。 3 设备 3.1 出线刀闸直接与线路（母线）相连接的线路（母线）专用隔离刀闸，不包括出线开关两侧的刀闸。 3.2 主变刀闸直接与主变相连接的主变专用隔离刀闸，不包括主变开关两侧的刀闸。 3.3 母线刀闸直接连接两条母线的隔离刀闸，不包括母联开关两侧的刀闸。 3.4 PT 电压互感器。 3.5 CT 电流互感器。 3.6 串补在线路上串联的电容器。用以补偿线路的电抗，使线路的总电抗减小，从而加强线路两端的电气联系，缩小两端的相角差，使输电线路获得较高的稳定限额，并提高线路传输功率。 3.7 死开关断路器保护及自动装置全部停用、控制电源断开、机构闭锁或人为锁定，开关处于不能跳闸的状态。 3.8 开关非全相运行 · 66 · 开关仅有一相或两相运行。 3.9 SVC(Stati 相控电抗器 3.11 PSS(Power System Stabilizer) 电力系统稳定器。发电机自动电压调节器中的一种附加励磁控制装置。它的主要作用是给电压调节器提供一个附加控制信号，产生正的附加阻尼转矩，来补偿以端电压为输入的电压调节器可能产生的负阻尼转矩，从而提高发电机和整个电力系统的阻尼能力，抑制自发低频振荡的发生，加速功率振荡的衰减。 3.12 安全自动装置在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全和稳定运行，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源或备用设备自动投入、自动切负荷、低频和低压自动减载、电厂事故减少出力、切机、电气制动、水轮发电机自起动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改发电、自动解列、失步解列及自动调节励磁等。 4 设备操作 4.1 充电设备带标称电压但不接带负荷。 4.2 零起升压将设备电压由零逐步升高至预定电压值或额定电压值。 4.3 零起升流电流由零逐步升高至预定电流值或额定电流值。 4.4 X 次冲击合闸以额定电压给设备连续 X 次充电。 · 67 ·

1 为加强四川电力系统调度控制管理，保障系统安全、优质、经济运行，依照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。 1.2 四川电力系统调度控制坚持“安全第一、预防为主、综合治理” 的安全生产方针。四川电力系统内各级电网企业及其调控机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。 1.3 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。 1.4 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。 1.5 电力调度控制机构(　　)是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。电力系统内共有五级调控机构，依次为：国家电力调度控制中心(　　)，国家电力调度控制分中心（以下简称分中心，在本规程中特指国家电网西南电力调控分中心），省（自治区、直辖市）电力调度控制中心(　　)，地市（区、州）电力调度控制中心(　　)，县（市、区）电力调度控制中心(　　)。 1.6 本规程是四川电力系统调度控制管理的基本规程，适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电）、用电及其它活动中与电力调度控制有关的行为。四川电力系统内各级调控机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度控制规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定，均不得与本规程相抵触。 1.7 四川电力系统内的各级调控机构以及发电、供电、用电单位的运行、管理人员均应遵守本规程。非电力调度控制系统人员凡进行涉及四川电力调度控制的有关业务时，也必须遵守本规程。 1.8 本规程由四川电力调度控制中心归口并负责解释。

1 调度管辖范围(　　)是指调控机构行使调度指挥权的发、供、用电系统，包括直接调度范围(　　)和许可调度范围(　　)。 2.2 调控机构直接调度指挥的发、供、用电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。 2.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、供、用电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。 2.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、供、用电系统授权下级调控机构调度。 2.5 调管及监控范围划分原则2.5.1 省调直调范围 2.5.1.1 四川电力系统内国调、分中心授权调度的 500kV 系统。 2.5.1.2 四川电力系统内重要的 220kV 网架、地区电力系统间 220kV 联络线和 220kV 电厂并网线路。 2.5.1.3 四川电力系统内在全省消纳的发电厂及其送出系统。 2.5.1.4 国调、分中心授权调度的其它设备。 2.5.2 省调许可范围：对省调直调系统运行有影响的发、供、用电系统。 2.5.3 省调监控范围：四川电力系统内 500kV 变电站设备。 2.5.4 地调直调范围 2.5.4.1 地区电力系统内省调授权调度的 22 0kV 系统。 2.5.4.2 地区电力系统内 110kV 及以下系统。 2.5.4.3 地区电力系统内在本地区消纳的发电厂及其送出系统。

5.4.4 省调授权调度的其它设备。 2.5.5 地调许可范围：由各地调自行规定。 2.5.6 地调监控范围：本地区电力系统内 220kV、 110kV 变电站设备。 2.5.7 地区电力系统之间 110kV 及以下联络线的调度关系由相关地调协商确定。 2.5.8 县调调管及监控范围由地调自行规定。 2.5.9 原则上二次设备的调管范围与一次设备的调管范围一致，有明确规定的除外。 2.5.10 各发电厂、变电站的厂(　　)用电系统由各厂(　　)自行管辖，有明确规定的除外。 2.6 调度运行管理的主要任务2.6.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。 2.6.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。 2.6.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正” 调度。 2.7 调控机构的职责2.7.1 省调的职责 2.7.1.1 接受国调及分中心的调度指挥。 2.7.1.2 落实国调及分中心专业管理要求，组织实施省级电力系统调度控制专业管理。 2.7.1.3 负责控制区联络线关口控制，参与电网频率调整。 2.7.1.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。 2.7.1.5 负责省级电力系统调度运行管理，指挥直调范围内电力系统的运行、操作和故障处置。 2.7.1.6 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。 2.7.1.7 监视调管范围内电力监控系统网络安全运行状态，及时处置相关事件。 2.7.1.8 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、检修申请。 2.7.1.9 开展省级电力系统月度、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。 2.7.1.10 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式。 2.7.1.11 负责省级电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。 2.7.1.12 参与省级电网发展规划、工程设计审查，编制省级电网调控运行专业规划。 2.7.1.13 负责直调设备新建、扩建和改建工程的并网管理。 2.7.1.14 组织签订直调系统并网调度协议。 2.7.1.15 负责组织开展直调范围内电网继电保护及安全自动装置的整定计算、运行管理，协助开展省域内国调及分中心直调的电网继电保护及安全自动装置运行管理。 2.7.1.16 负责直调范围内调度自动化系统的运行管理，负责省级电网调度自动化专业管理。 2.7.1.17 负责协调与省级电网运行控制相关的通信业务。 2.7.1.18 组织开展调管范围内的故障分析，参与电网事故调查。 2.7.1.19 负责直调范围内调度控制系统值班人员持证上岗及考核工作。 2.7.1.20 会同有关部门编制《四川电网有序用电预案》、《四川电网紧急拉闸限电序位表》，报政府批准后执行。 2.7.1.21 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、航运、供水等方面的关系。 2.7.1.22 落实国调和分中心专业管理要求，组织实施省级电网水电及新能源调度专业管理。 2.7.1.23 行使国调及分中心授予的其它职责。 2.7.2 地调的职责 2.7.2.1 接受省调的调度管理，接受省调授权的与电力调度相关的工作。 2.7.2.2 负责所辖电力系统的安全、优质、经济运行，负责调度控制管辖范围内设备的运行、监控、操作及故障处置。

3.1.1 省调许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调直调设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。 3.3.1.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调直调设备的影响及相应的要求。 3.3.1.3 省调进行调度许可时，应将对省调直调设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调管设备的影响由地调自行考虑。 3.3.2 非省调许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。 3.3.2.1 影响省调调度管辖安全自动装置(　　)切机、切负荷量的工作。 3.3.2.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。 3.3.2.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。 3.3.2.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。 3.3.3 地调许可设备管理原则由地调自行制定。

1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、相互配合、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、日发输电计划及年、月、周、日设备停电计划。 5.2 发输电计划编制原则5.2.1 调控机构直调的发电设备，不论其产权归属和管理形式，均应纳入相应调控机构的发输电计划范围。 5.2.2 月度发输电计划应在年度分月发输电计划的基础上，综合考虑跨区跨省交换计划、用电负荷需求、水情预测、电网安全约束及设备停电计划等因素进行编制。 5.2.3 日前发输电计划应在月度发输电计划的基础上，综合考虑次日跨区跨省交换计划、水情、气象、电网约束及设备停电计划等因素进行编制。 5.2.4 编制发输电计划时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送(　　)电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。各种备用容量应满足相关规程规定要求。 5.2.5 发输电计划（包括大用户直供、替代等交易）应通过调控机构安全校核。 5.3 设备停电计划编制原则

8.2 调控机构调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其它改进工作应与一次设备同步按规定办理异动手续。 5.8.3 凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检验和涉网试验的，应在异动报告中注明，必要时应向调控机构报送有关资料、试验方案等。 5.8.4 调度管辖、监控范围内互感器变比改变、保护装置更换、测控单元更换等一、二次设备异动，自动化子站运维单位应与调控机构同步完成主、备调自动化系统联调。 5.8.5 自动化子站设备永久退出运行，应事先由其维护部门向调控机构提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调控机构协商后确定。 5.9 带电作业管理5.9.1 涉及系统运行方式变化或操作的带电作业应办理停修申请书。 5.9.2 办理带电作业停修申请书时，应明确是否有控制负荷、停用重合闸、故障跳闸可否试送电等要求。 5.9.3 值班调度员有权批准仅需退出重合闸，且在当日完工的带电作业。 5.10 安全措施管理5.10.1 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守相关规定，严禁“约时” 停、送电，严禁“约时” 挂、拆接地线和“约时” 开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸(　　)，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。 5.10.2 输电线路的停电检修，该线路各端的接地措施由值班调度员负责命令厂站运行值班人员和输变电设备运维人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理完工手续。 5.10.3 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(　　)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理完工手续。

1 一般原则6.1.1 凡新建、扩建和改建的发输变电设备并入电网运行，应符合国家有关法规、标准及相关技术要求。 6.1.2 新建、扩建和改建的发输变电设备接入系统(　　)的可研、初设和设计审查等工作应有相应电网调控机构参加。 6.1.3 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户在并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。 6.1.4 调控机构应编制《并网调度服务指南》，明确设备并网应具备的条件、工作流程和资料报送要求等内容。新建、扩建和改建的发输变电设备应按《并网调度服务指南》办理并网相关手续。 6.2 调控机构主要职责6.2.1 对并网方的并网条件进行认定。 6.2.2 划分调管范围，编制、下达设备调度命名编号文件。 6.2.3 开展继电保护定值整定计算工作。 6.2.4 编制新设备启动投产方案。 6.3 调度命名6.3.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。 6.3.2 新建、扩建和改建的 500kV 及以上变电站、并网发电厂及线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报国调、分中心或省调审定，其调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应调控机构负责下达。

3.3 新建、改建和扩建的 220kV 变电站及送出线路、 220kV 及以下并网且电力全省统一消纳发电厂及并网线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报省调审定，其调管范围划分和发电厂、变电站、线路的调度命名统一由省调负责下达，厂站内设备的调度命名和编号按设备调管范围由相应调控机构负责下达。 220kV 及以上发输变电设备的调度命名和编号应符合省调制定的调度命名规则。 6.3.4 新建、改建和扩建的 110kV 及以下变电站及送出线路、 220kV 及以下并网且电力在地区电网消纳发电厂及并网线路的调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应地、县调负责下达。 6.3.5 发电厂厂用电系统设备及变电站站用变系统设备由发电厂或变电站参照调控机构命名规则自行命名编号，但不得与调控机构下达的设备命名重名或重号。 6.4 新设备投运应具备的条件6.4.1 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户已签定《并网调度协议》。 6.4.2 已按《并网调度服务指南》要求报送资料并通过调控机构审核。 6.4.3 继电保护、调度通信、自动化设备安装调试完毕，并完成与调控机构主、备调的联调。 6.4.4 设备参数测量工作已完成，并报送调控机构(　　)。 6.4.5 新投发电机组的各项涉网试验方案完备，并向调控机构报备。 6.4.6 纳入调控机构监控范围的设备已完成设备监控信息表审核及与调控机构主、备调的实传试验。 6.4.7 专业人员完成调控机构组织的业务培训；厂站运行值班人员(　　)完成上岗资格培训及考试，并取得《调度控制系统运行值班合格证书》。 6.4.8 启动试验方案和相应调度方案已获批准。 6.4.9 已向调控机构提出新设备投运申请并经批准。 6.4.10 生产准备工作已就绪（包括现场规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等），相关厂、站及设备具备启动带电条件。 6.4.11 启动委员会同意投产。 6.5 新设备启动投运6.5.1 新设备启动投运，可能对上级调控机构调管范围安全产生较大影响时，应经上级调控机构许可。 6.5.2 新设备在启动时应根据调试计划完成规定的所有试验，调控机构根据电网情况为并网调试安排所需的运行方式。 6.5.3 并网调试期间，并网方应根据经调控机构审核的并网调试调度方案，按照值班调度员的调度指令进行并网调试；调控机构应针对可能发生的紧急情况制定事故处理预案。 6.5.4 新设备应按新设备启动并网调度方案规定程序进行启动，如临时更改启动程序，应经启委会同意；若启动过程中发生电网故障或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。 6.5.5 新设备只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启委会的许可后才能进行启动。 6.5.6 新设备启动调试工作全部结束，进入试运行前应经启委会同意。 6.5.7 并网设备调试及相关系统试验完毕后，并网方应将调试报告、试验报告及相关参数报调控机构。

1 四川电力系统的频率调整和省间联络线潮流的控制方式按国调、分中心下达的有关联网运行规定执行。 8.2 电网标准频率是 50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。西南、华中电网交流同步运行期间，电网频率按(　　) Hz 控制。 8.3 电力系统内所有发电厂均应监视频率。各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。 8.4 四川电力系统解列孤网运行时，频率由省调值班调度员统一指挥。 8.5 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或发电厂负责。 8.6 发电厂必须按照调度指令开停机炉、投退 AGC、调整出力、维持备用容量。当发电厂因故不能使其出力与调度指令相符时，应立即汇报值班调度员。 8.7 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当发电厂出力或送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。 8.8 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调控机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度控制系统值班人员应按发布的调整指令执行。 8.9 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合有关规定。 8.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调控机构可以对超计划使用电力或电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位负责。 8.11 各级调控机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。 8.12 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求。因电网故障、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。

1.4 电网中长期规划、 2～3 年滚动分析校核，年度、丰(　　)期、月度、临时运行方式应按照统一标准开展稳定分析。 10.1.5 调控机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。涉及到上级调控机构调管设备的应报上级调控机构审核。 10.1.6 调控机构应对年度运行方式以及周、日调度计划和临时运行方式以及电网实时运行状态等进行安全稳定校核分析。 10.1.7 为保证电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备。 10.2 管理职责10.2.1 省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。 10.2.2 地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网(　　) 安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施，配合实施省调安全稳定控制措施。 10.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保发电厂和发电设备的安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启动方案，配合进行电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改造或更新等阶段均应进行涉网安全的网源协调工作，定期开展并网安全自评价工作，达到电网稳定运行必备条件。 10.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施。 10.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。 10.3 电网安全稳定分析10.3.1 电网安全稳定分析应严格执行《电力系统安全稳定导则》及《电力系统安全稳定计算技术规范》，按照调度管辖范围实行分级负责。 10.3.2 电网安全稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。 10.3.3 调控机构应建立覆盖全网 220kV 以上发、供、用电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展电网稳定分析工作，必要时应对 110kV 网络进行仿真分析。 10.3.4 电网安全稳定分析的内容主要包括年度方式计算、丰(　　) 期稳定计算、在线安全分析，根据电网运行需要滚动确定稳定运行限额，分析和研究提高电网稳定水平的措施和对电网稳定事故进行分析计算。 10.3.5 调控机构组织开展运行中电网的安全稳定计算分析工作，制定电网运行方式和安全稳定运行规定，提出保证电网安全稳定运行的策略和措施，并按要求报上级调控机构。 10.3.6 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。 10.3.7 220kV 及以上系统设备无快速保护运行时，调度机构应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施。如需按单永故障校核标准控制功率时，应经省调分管领导批准；如不满足单永故障校核标准，应经省公司分管领导批准。 10.3.8 调控机构应专题计算电网特殊运行方式稳定限额，并通过批复停修申请书将稳定限额逐级下达执行。 10.3.9 对220kV以上电网正常运行有影响的系统性试验，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验调度方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。 10.4 稳定限额及断面管理10.4.1 调控机构应根据设备运行参数和稳定计算分析结果，确定运行设备输送功率、电流、电压或功率因数等的限额。 10.4.2 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

4.3 调控机构应根据电网丰(　　) 期电网特性，通过稳定计算分析，编制电网丰(　　) 期稳定运行规定，经本级电网企业分管领导批准后执行。特殊情况下，需临时给定稳定断面及稳定限额。电网临时稳定限额应经本级调控机构分管领导批准后执行。 10.4.4 电力系统不能超安全稳定限额运行。根据电网运行实际需临时调整稳定限额时，应经直调该设备的调控机构分管领导批准并做好事故预案，涉及上级调控机构许可范围的还应经上级调控机构许可。 10.4.5 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。若输电断面由分属不同调控机构的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由相关最高级调控机构协调确定，相关调控机构应根据职责要求履行监控责任。 10.4.6 上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。 10.4.7 调控机构值班调度员负责保持所辖电网的稳定运行，出现超稳定限额情况时，应立即采取措施予以消除。涉及上级调控机构直调设备稳定限额变化或影响上级调控机构所辖电网稳定运行的情况，应及时汇报上级调控机构。 10.4.8 值班监控员、厂站运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。 10.4.9 在负荷调整和调度操作时，应按要求提前调整设备潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自动装置动作。 10.4.10 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，并采取安全控制措施保证系统安全稳定运行。 10.5 安全稳定控制措施管理10.5.1 调控机构应根据《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准，制定电网安全稳定控制措施。 10.5.2 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机、直流调制，必要时可采用切负荷、解列局部电网。 10.6 电网低频低压减负荷管理10.6.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施；地调应根据省调下达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。 10.6.2 地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案应满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。 10.6.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。 10.6.4 地调应定期对本地区的低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。对因地区电网运行方式或电网结构、负荷分布变化影响到低频、低压自动减负荷量的，应上报省调并制定调整方案。

2.8 监控远方操作必须采取防误措施，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护等要求，确保操作正确。若电网或现场设备发生异常及故障，可能影响操作安全时，值班监控员应中止操作并报告值班调度员，必要时通知输变电设备运维人员。 11.2.9 监控远方操作前后，值班监控员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置，监控远方操作后的位置检查应满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”，若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备状态。 11.2.10 监控远方操作中，因监控系统或站端设备异常等导致操作无法执行时，值班监控员应终止操作，汇报值班调度员，通知自动化人员或输变电设备运维人员检查处理，并可根据情况联系输变电设备运维单位进行现场操作，现场操作由值班调度员直接下令至输变电设备运维人员。 11.2.11 监控远方操作完成后（除涉及无功、电压调节进行的无功补偿设备和变压器调档操作外），值班监控员应及时汇报值班调度员，同时告知输变电设备运维单位。 11.2.12 设备检修工作许可开工后和设备送电前，输变电设备运维人员应及时告知值班监控员，值班监控员应在监控系统对应检修设备上设置或拆除“检修” 牌，并做好相关记录。 11.2.13 遇有下列情况时，不允许对开关进行远方操作： 11.2.13.1 开关未通过遥控验收。 11.2.13.2 开关正在进行检修(　　)。 11.2.13.3 开关切除故障短路电流次数或正常操作次数已达规定值。 11.2.13.4 集中监控功能(　　)异常影响开关遥控操作。 11.2.13.5 一、二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。 11.2.13.6 未经批准的开关远方遥控传动试验。 11.2.13.7 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。 11.2.13.8 输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。 11.2.14 调控机构应定期对开关远方操作情况进行统计分析，并按时报送上级调控机构。

1 故障处置原则12.1.1 迅速限制故障的发展，消除故障的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。 12.1.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、站用电的正常供电，迅速将解网部分恢复并网运行。 12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。 12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。 12.1.5 按规定及时汇报故障及处置情况，并告知有关单位和提出故障原始报告。 12.2 故障处置要求12.2.1 电网发生故障时，值班监控员、厂站运行值班人员、输变电设备运维人员及检修公司生产值班人员应立即将故障发生的时间、设备名称及其状态等概况向值班调度员汇报，经检查后再详细汇报如下相关内容： 12.2.1.1 保护装置动作及通道运行情况。 12.2.1.2 设备实际位置、外部有无明显缺陷及故障征象。 12.2.1.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。 12.2.2 发生以下故障时，下级调控机构值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报： 12.2.2.1 上级调控机构许可设备故障。 12.2.2.2 影响上级调控机构直调范围内安控装置(　　)切机、切负荷量的。 12.2.2.3 影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。 12.2.2.4 影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。 12.2.2.5 影响上级调控机构直调范围内保护及安控装置通道正常运行的。

2.2.6 其它影响上级调控机构直调系统安全运行或需要上级调控机构协调、配合处理的。 12.2.3 故障处置时，调度控制系统值班人员进行对系统有重大影响的操作前，应取得相应值班调度员的许可。上级调控机构值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知下级调控机构值班调度员。非故障单位应加强运行监视，不得在故障当时向调控机构和故障单位询问故障情况或占用调度电话。 12.2.4 为防止故障扩大，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后应尽快汇报值班调度员： 12.2.4.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。 12.2.4.2 将故障停运已损坏的设备隔离。 12.2.4.3 当厂(　　)用电部分或全部停电时，恢复其电源。 12.2.4.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，按现场规程规定调整保护。 12.2.4.5 系统故障造成频率严重偏差时，调整机组出力和启停机组协助调频。 12.2.4.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。 12.2.5 设备故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据现场规程规定确认设备是否具备送电条件，并向值班调度员汇报并提出送电时的要求。 12.2.6 故障处置时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助故障处置。相关单位应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联系。 12.2.7 故障处置完毕后，故障单位应整理故障报告，及时汇报有关部门。 12.3 故障协同处置12.3.1 调控机构值班调度员负责处置直调范围的故障，故障处置期间下级调控机构值班调度员应服从上级调控机构值班调度员统一指挥。 12.3.2 直调范围内电力系统发生故障，值班调度员应按要求立即进行故障处置；若影响非直调电力系统运行时，应及时通报相关调控机构，需上级或同级调控机构配合时，应由上级调控机构协调处理。 12.3.3 跨区、跨省重要送电通道故障后，省调接受国调、分中心统一指挥通过调整机组出力、控制联络线功率等措施，将相关断面潮流控制在稳定限额之内，必要时采取控制受端电网负荷等措施，控制电网频率、电压满足相关要求。 12.3.4 各级调控机构间应建立电网运行信息共享机制，及时通(　　) 报故障告警信息及处置措施，提高故障处置协同水平。 12.4 频率异常处置12.4.1 电网频率的标准是 50Hz，超过 50±0.2Hz 为异常频率。 12.4.2 四川电网与外网交流联网运行发生频率异常时，省调根据分中心的统一指挥进行频率调整。 12.4.3 电网频率降低时按下列办法处理，注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额： 12.4.3.1 电网频率低于 49.80Hz 时，省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组，必要时采取限电措施，使频率恢复正常。 12.4.3.2 电网频率低于 49.50Hz 时，省调应按限电序位表拉闸限电，使频率恢复至 49.80Hz 以上。 12.4.3.3 电网频率低于 49.00Hz 时，发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组等措施；有限电序位表的厂站，应不待调度指令立即按限电序位表拉闸限电。 12.4.3.4 电网频率低于 48.50Hz 时，调度控制系统值班人员可不受限电序位表的限制，自行拉负载线路(　　)。 12.4.3.5 当频率下降到低频减载装置动作值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减载装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度员下令不应擅自送电。 12.4.3.6 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度员下令，不应送电或并列。 12.4.3.7 当频率恢复至 49.80Hz 以上时，发电出力的改变、停电负荷恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

4.4 电网频率高于 50.20Hz 时的处理方法： 12.4.4.1 调频厂将出力减至最低。 12.4.4.2 少用网供计划的地调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。 12.4.4.3 电网频率超过 50.50Hz 时，各发电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，各级值班调度员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至 50.20Hz 以下。 12.5 电压异常处置12.5.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的 90％以下时，厂站运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用机组的过负荷能力使电压恢复至额定值的 90％以上，并立即汇报值班调度员。值班调度员应采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷）消除发电机的过负荷情况。 12.5.2 当枢纽变电站 500kV 母线电压下降至 480kV、 220kV 母线电压下降至 190kV 以下时，为了避免系统发生电压崩溃，值班调度员应立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的 95％以上，原则上首先对电压最低的地区实施限电。 12.5.3 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应不待调度指令，拉开装置所接跳的开关。 12.5.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应采取切除电容器、投入电抗器、减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常。 12.5.5 当 500kV 厂站的母线电压超过 550kV(　　) 时，应立即采取措施在20 分钟之内将电压降至合格范围。如需拉停 500kV 线路配合调压，应经调控机构分管领导批准。 12.6 功率越限处置当电网设备、输电断面功率超过稳定限额时，应按以下原则迅速采取措施降至限额以内: 12.6.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。 12.6.2 降低送端发电厂出力(　　)，并提高电压水平。 12.6.3 调整系统运行方式(　　)，转移过负荷元件的潮流。 12.6.4 在受端进行限电或拉闸。 12.6.5 涉及多级调控机构调管范围的输电断面，由最高一级调控机构值班调度员统一进行指挥调整。 12.7 系统同步振荡处置12.7.1 系统同步振荡的主要现象 12.7.1.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。 12.7.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。 12.7.1.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。 12.7.2 系统同步振荡的处理方法 12.7.2.1 厂站运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组 AGC、 AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。 12.7.2.2 厂站运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意，解列该机组。 12.7.2.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷，直至振荡消除。 12.8 系统异步振荡处置12.8.1 系统异步振荡的主要现象 12.8.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发电厂(　　)联络线上的电流和功率将往复摆动。 12.8.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。

14.4 母线无压时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在设备上工作。 12.15 开关故障处置12.15.1 开关操作时或运行中发生非全相运行，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关，并立即汇报值班调度员。 12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁” 尚未出现“分闸闭锁” 时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。 12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁” 时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施: 12.15.3.1 若为 3/2、 4/3 接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流(　　)。 12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关、用刀闸解环，解环前退出旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。 12.16 串补装置故障处置12.16.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应根据现场运行规程判断设备能否继续运行。若不能继续运行或判断不明，应尽快汇报值班调度员将串补装置退出运行，线路及高压电抗器可以继续运行。 12.16.2 串补装置本体保护动作退出运行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得对串补装置送电。 12.16.3 串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。此时，线路接地操作应在线路转冷备用 15 分钟后进行。 12.16.4 线路故障跳闸停运后，应将串补装置转冷备用状态，并检查线路、高压电抗器、串补装置的保护动作情况。线路恢复送电后，串补装置检查无异常，可投入运行。 12.17 互感器故障处置12.17.1 电压互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应按现场规程规定切换二次回路，必要时应调整母线或线路运行方式。 12.17.2 在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件。 12.17.3 电流互感器不能正常运行时，原则上应立即停用相关一次设备。 12.17.4 电流互感器二次回路异常时，应停用相关保护，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应迅速按现场规程规定处置。 12.18 安控装置动作或异常处置12.18.1 当安控装置动作后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员根据运行情况决定所切机组(　　) 是否并列(　　)，但不得使任一线路或变压器超极限运行，并严格按新的运行方式下的稳定限额控制潮流。 12.18.2 当安控装置误动时，应将误动的安控装置退出，恢复正常方式，并通知有关人员迅速查明原因。 12.18.3 当切机装置拒动时，应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。 12.18.4 当安控装置通道不能正常运行时，应按规定退出该通道或停运该安控装置；停运该安控装置时，同时退出相关联的通道。 12.19 通信联系中断处置12.19.1 调控机构与主要厂站通信联系中断，备调通信畅通时，可将调度指挥权转移至备调。 12.19.2 调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位的调度通讯联系中断时，各相关单位应积极采取措施，尽快恢复通讯联系。在未取得联系前，通讯联系中断的调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应暂停可能影响系统运行的设备操作。 12.19.3 当厂站与调控机构通信中断时：

更多题库