西北电网网调调度员服务规程

第一篇：西北电网网调调度员服务规程

西北电网网调调度员服务规程

第一章

调度员职责

第1条 网调调度员在值班期间，为西北电力系统运行操作和事故处理的总指挥人。

第2条 网调调度员应严格贯彻执行下列法规和指令，不得违犯。

1、《中华人民共和国电力法》和《电网调度管理条例》；

2、电业安全工作规程；

3、西北电力系统调度规程；

4、西北电力系统稳定规程

5、现场规程有关部分；

5、上级指示、指令；

第3条 网调值班每值2～3人，调度长1人，主值调度员或调度员1～2人，调度长负责当值全面工作，其他调度员在调度长的领导下完成本值工作。同值应密切配合，随时交换情况，为系统安全、优质、经济运行努力工作，全面完成本值各项任务。

调度员具体职责：

1、领导和指挥西北电力系统的运行、操作和事故处理，努力做到系统安全、优质、经济运行，按计划发电和供电；

2、指挥西北电力系统的调峰、调频和调压，使电能质量符合国

家标准；

3、执行日调度计划，接受次日调度计划。根据系统实际运行情况，有权修改日调度计划或采取其它有利于系统安全、优质、经济运行的措施；

4、指挥调管范围内设备的操作及事故处理并及时填写事故报告；

5、拟定和审核操作票，发布操作指令，在发布指令时，同值应互相监听；

6、批准当班内可以完工的临时检修申请或24小时内可以完成的不影响系统正常供电的临时检修申请；

7、正确应用调度室内通信、自动化等设备，如发现故障，及时通知有关处室处理。

8、填写交接班日志，按时交接班，并保持调度室内的整洁、肃静；

9、执行领导指示，对系统中出现的重大问题应及时向有关领导汇报；

第4条 严格遵守保密制度，调度室内公用或个人存阅的规程、图纸、资料等，要注意保存，不得向无关人员泄漏机密。

第二章

值班制度

第5条 非调度工作人员不得擅自进入调度室，外来人员未经领导批准严禁入内。

第6条 不得将无关人员带入调度室，值班期间谢绝会客。

第7条 值班调度员对工作要严肃认真，不作与值班无关的事情。

第8条 值班调度员接班后应对系统的运行情况要勤了解、勤分析、勤调整，并做好当值的事故预想及处理措施。所有记录要完整、清晰，不得涂改。

第9条 要保持调度室的肃静、整洁。

第10条 严格遵守保密制度。

第11条 调度员在值班期间不得擅自离开工作岗位，不得回家或停留在食堂用餐。

第12条 为了保证系统调度的正常工作和通信畅通，值班调度员不得转接非调度业务电话。

第13条 值班人员应按调度处（组）长安排的值班表轮流值班，如因病、事需要请假应按规定办理请假手续，征得调度科长同意后方可离岗，不得私自找人替班。

第14条 值班调度员不得连值两班。

第三章

交接班制度

第15条 交班值应提前十分钟作好交班的一切准备工作，认真填写值班日志，将有关资料及用具收集齐全并摆放整齐，使调度台面干净、整洁。

第16条 接班值所有人员应提前十分钟到岗，了解系统情况，认真阅读休班期间的各种记录、工作票、调度业务单及其它运行资料。

第17条 调度长主持交、接班，交班人员应详细口述电气方式、机炉方式、检修设备、系统负荷、预计工作、运行原则、存在问题等内容及其它注意事项。接班人员应认真听取，如有问题应及时提出。

第18条 交接班内容以交接班日志、记录为依据，如交班少交或漏交所造成的后果，应由交班值负责。若接班值未认真接班造成后果由接班值负责。

第19条 如遇下列情况，不得交接班：

1、交接班人员未到齐；

2、事故处理及倒闸操作未告一段落时；

3、记录、报表填写不完全或交待不清时；

4、交接班时发生事故，应立即中止交接班，并由交班调度员进行事故处理。接班调度员可按交班调度员的要求协助处理事故；

5、不到交接班时间。

第20条 交接班调度员双方在交接班日志上签字后，交接班手续才算履行完毕。

第四章

培训制度

第21条 网调值班调度员应由专业技术素质较高，工作能力较强和职业道德高尚的人员担任。

第22条 调度员上岗值班之前必须首先学习《中华人民共和国电力法》及《电网调度管理条例》《电业安全工作规程》等法规，然后经过现场生产实习、调度室跟班实习、监护值班三个阶段培训，并经网调主管主任或总工程师考试审核批准，才能正式值班。在实习阶段无权发布调度指令及进行调度业务联系。被监护值班期间，对其所进行的一切工作，和监护人员负同等责任。

第23条 调度员每年必须轮流下现场，以便了解设备，熟悉情况。并应定期举行反事故演习，经常开展安全活动，分析事故，总结经验，吸取教训，不断提高业务技术水平。

第24条 调度员离岗一月以上者，应跟班1－3天熟悉情况后方可正式值班。半年以上者，应经必要的跟班实习考试后方可正式值班。

第25条 网调调度员必须熟悉：

1、《中华人民共和国电力法》《电网调度管理条例》《电业安全工作规程》有关部分；

2、《电力工业技术管理法规》有关部分；

3、西北电力系统调度规程；

4、西北电力系统稳定规程；

5、各省调调度规程有关部分；

6、网调调管范围内的设备规范、操作及事故处理；

7、网调调管范围的继电保护及自动装置配置、整定值和使用规定；

8、有关的计算、分析、统计报表及系统调度通讯的通道情况；

9、调度室内通信、自动化等设备的使用。

第二篇：省调调度员考试试题库

电网调度员试题库

名词解释：

1、主保护：满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。

2、高频闭锁距离保护：利用距离保护的启动元件和距离方向元件控制收发信机发出高频闭锁信号，闭锁两侧保护的原理构成的高频保护。

3、二次设备：是指对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需的低压电气设备。

4、重复接地：将零线上的一点或多点，与大地进行再一次的连接叫重复接地。

5、距离保护：是利用阻抗元件来反应短路故障的保护装置。因阻抗元件反应接入该元件的电压与电流的比值（U/I=Z），即反应短路故障点至保护安装处的阻抗值，而线路的阻抗与距离成正比，所以称这种保护为距离保护或阻抗保护。

6、零序保护：在大短路电流接地系统中发生接地故障后，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。零序电流保护就是常用的一种。

7、后备保护：是指当某一元件的主保护或断路器拒绝动作时，能够以较长时限（相对于主保护）切除故障元件的保护元件。

8、高频保护：就是故障后将线路两端的电流相位或功率方向转化为高频信号，然后利用输电线路本身构成一高频电流通道，将此信号送至对端，以比较两端电流相位或功率方向的一种保护。

9、电力系统安全自动装置：是指防止电力系统失去稳定和避免电力系统发生大面积停电的自动保护装置。

10、电力系统事故：是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量和质量并超过规定范围的事件。

11、谐振过电压：电力系统中一些电感、电容元件在系统进行操作或发生故障时可形成各种振荡回路，在一定的能源下，会产生串联谐振现象，导致系统某些元件出现严重的过电压。

12、断路器失灵保护：当系统发生故障，故障元件的保护动作而断路器操作失灵拒绝跳闸时，通过故障元件的保护作用于本变电站相邻断路器跳闸，有条件的还可以利用通道，使远端有关断路器同时跳闸的接线称为断路器失灵保护。

13、谐振：由电阻、电感和电容组成的电路，若电源的频率和电路的参数符合一定的条件，电抗将等于零，电路呈电阻性，电压与电流同相位，这种现象称为谐振。

14、综合重合闸：当发生单相接地故障时，采用单相重合闸方式；当发生相间短路时，采用三相重合闸方式。综合考虑这两种重合闸方式的装置称为综合重合闸装置。综合重合闸装置经过转换开关切换，一般都具有单相重合闸，三相重合闸，综合重合闸和直跳(即线路上发生任何类型的故障，保护可通过重合闸装置的出口，断开三相，不进行重合闸)等四种运行方式。

15、自动重合闸：是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置。

16、运用中的电气设备：是指全部带有电压或一部分带有电压及一经操作即带有电压的电气设备。

17、远后备：是指当元件故障而其保护装置或开关拒绝动作时，由各电源侧的相邻元件保护装置动作将故障切开。

18、能量管理系统（EMS）：是现代电网调度自动化系统的总称。其主要功能由基础功能和应用功能两个部分组成。

19、近后备保护：用双重化配置方式加强元件本身的保护，使之在区内故障时，保护无拒动的可能，同时装设开关失灵保护，以便当开关拒绝跳闸时启动它来切开同一变电所母线的高压开关，或摇切对侧开关。

20、复合电压过电流保护：是由一个负序电压继电器和一个接在相间电压上的低电压继电器共同组成的电压复合元件，两个继电器只要有一个动作，同时过电流继电器也动作，整套装置即能启动。

21、自动低频减负荷装置：为了提高供电质量，保证重要用户供电的可靠性，当系统出现有功功率缺额引起频率下降时，根据频率下降的程度，自动断开一部分不重要的用户，阻止频率下降，以使频率迅速恢复到正常值，这种装置叫自动低频减负荷装置。

22、线路的纵联保护：当线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，是线路的主保护。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传输到对侧，然后，两侧分别安装对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。

23、电力系统动态稳定：是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节器和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。

24、调度术语中“许可” 的含义: 在改变电气设备的状态和电网运行方式前,根据有关规定,由有关人员提出操作项目,值班调度员同意其操作。

25、综合指令：是值班调度员对一个单位下达的一个综合操作任务,具体操作项目、顺序由现场运行人员按规定自行填写操作票,在得到值班调度员允许之后即可进行操作。

26、频率的一次调整：由发电机组的调速器自动实现的不改变变速机构位置的调节过程就是频率的一次调整。这一调节是有差调节，是对第一种负荷变动引起的频率偏差进行的调整。

27、频率的二次调整：在电力负荷发生变化时，仅靠发电机调速系统频率特性而引起的一次调频是不能恢复原运行频率的，为使频率保持不变，需运行人员手动或自动操作调速器，使发电机的频率特性平行地上下移动，进而调整负荷，使频率不变。保持系统频率不变是由一次调整和二次调整共同完成的。

28、频率的三次调整：即有功功率的经济分配。按最优化准则分配预计负荷中的持续分量部分，安排系统系统内各有关发电厂按给定的负荷曲线发电，在各发电厂、各发电机组之间最优分配有功功率负荷。

29、发电机调速系统的频率静态特性：当系统频率变化时，发电机组的调速系统将自动地改变汽轮机的进汽量或水轮机的进水量，以增减发电机组的出力，这种反映由频率变化而引发发电机组出力变化的关系，叫发电机调速系统的频率静态特性。

30、逆调压方式：在最大负荷时提高中枢点电压以抵偿因线路上最大负荷而增大的电压损耗，在最小负荷时将中枢点电压降低一些以防止负荷点的电压过高。这种中枢点的调压方法称为逆调压。在最大负荷时，使中枢点电压比线路额定电压高5%，在最低负荷时，使中枢点电压下降至线路的额定电压，大多能满足用户要求。

31、恒调压：如果负荷变动较小，即将中枢点电压保持在较线路额定电压高（2%--5%）的数值，不必随负荷变化来调整中枢点的电压仍可保证负荷点的电压质量，这种调压方法叫恒调压或常调压。

32、顺调压：如负荷变化甚小，或用户处于允许电压偏移较大的农业电网，在最大负荷时允许中枢点电压低一些（不得低于线路额定电压的102.5%），在最小负荷时允许中枢点电压高一些（不得高于线路额定电压的107.5%）。在无功调整手段不足时，可采取这种调压方式，但一般应避免采用。

33、电力调度计划的变更权：是指电网调度机构在电网出现特殊情况下，变更日调度计划的一种权利。这种权利是有限的，不能借此权利滥变调度计划而使其失去严肃性。

34、变压器空载损耗：变压器运行时，一次侧在额定电压下变压器所消耗的功率。其近似等于铁损。

35、变压器连接组别的时钟表示法：以变压器高压侧线电压的向量作为分针，并固定指向“12”，以低压侧同名线电压的向量作为时针，它所指向的时数，即为该接线组别的组号。

36、变压器过励磁：当变压器在电压升高或频率下降时都将造成工作磁通密度增加，变压器的铁芯饱和称为变压器过励磁。

37、变压器励磁涌流：是指变压器全电压充电时在其绕组产生的暂态电流。其最大值可达变压器额定电流值的6—8倍。最大涌流出现在变压器投入时电压经过零点瞬间。

38、电力系统：把由发电、输电、变电、配电、用电设备及相应的辅助系统组成的电能生产、输送、分配、使用的统一整体称为电力系统。

39、电力网：把输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体称为电力网。

40、输电能力：是指在电力系统之间，或在电力系统中从一个局部系统（或发电厂）到另一个局部系统（或变电所）之间的输电系统容许的最大送电功率（一般按受端计）。

41、主网：是指最高电压输电网，在形成初期也包括次一级电压网，共同构成电网的骨架。

42、电网结构：主要是指主网的接线方式、区域电网电源和负荷大小及联络线功率交换量的大小等。

43、线路充电功率：由线路的对地电容电流所产生的无功功率，称为线路的充电功率。

44、潜供电流：当故障相（线路）自两侧切除后，非故障相（线路）与断开相（线路）之间存在的电感耦合和电容耦合，继续向故障相（线路）提供的电流称为潜供电流。如其值较大时可使重合闸失败。

45、波阻抗：电磁波沿线路单方向传播时，行波电压与行波电流绝对值之比称为波阻抗。其值为单位长度线路电感与电容之比的平方根。

46、自然功率：输电线路既会因其具有的分布电容产生无功功率，又会因其串联阻抗消耗无功功率，当沿线路传送某一固定有功功率，线路上的这两种无功功率适能相互平衡时，这个有功功率叫线路的自然功率。如传输的有功功率低于此值，线路将向系统送出无功功率；而高于此值时，则将吸收系统的无功功率。

47、大接地电流系统：中性点直接接地系统中，发生单相接地故障时，接地短路电流很大，这种系统称为大接地电流系统。

48、电压崩溃：电力系统无功电源的电压特性曲线与无功负荷的电压特性曲线的切点所对应的运行电压，称为临界电压。当电力系统所有无功电源容量已调至最大，系统运行电压会因无功负荷的不断增长而不断降低，如运行电压降至临界电压时，会因扰动使负荷的电压下降，将使无功电源永远小于无功负荷，从而导致电压不断下降最终到零，这种电压不断下降最终到零的现象称为电压崩溃。电压崩溃会导致大量损失负荷，甚至大面积停电或使系统瓦解。

49、频率崩溃：发电机的频率特性曲线与负荷的频率特性曲线的切点所对应的频率称为临界频率。电力系统运行频率等于（或低与）临界频率时，如扰动使系统频率下降，将迫使发电机出力减少，从而使系统频率进一步下降，有功不平衡加剧，形成恶性循环，导致频率不断下降最终到零，这种频率不断下降最终到零的现象称为频率崩溃。

50、重合闸后加速：当线路发生故障后，保护有选择性地动作切除故障，然后重合闸进行一次重合，如重合于永久性故障时，保护装置不带时限地动作断开短路器。

51、变压器复合电压过流保护：该保护通常作为变压器的后备保护，它是由一个负序电压继电器和接在相间电压上的低电压继电器共同组成的电压复合元件，两个继电器只要有一个动作，同时过流继电器也动作，整套装置既能启动。

52、跨步过电压：通过接地体或接地网流到地中的电流，会在地表及地下深处形成一个空间分布的电流场，并在离接地体不同距离的位置产生一个电位差，这个电位差叫跨步电压。跨步电压与入地电流强度成正比，与接地体的距离的平方成反比。跨步电压较高时，易造成对人、蓄的伤害。

53、反击过电压：在变电站中，如雷击到避雷针上，雷电流则通过架构接地引下线流散到地中，由于架构电感和接地电阻的存在，在架构上会产生很高的对地电位，高电位对附近的电气设备或带电的导线会产生很大的电位差。如两者距离较近，就会导致避雷针对其它设备或导线放电，引起反击闪落而造成事故。

54、系统瓦解：由于电力系统稳定破坏、频率崩溃、电压崩溃、连锁反映或自然灾害等原因所造成的四分五裂的大面积停电事故状态。

55、联锁反映：是指由于一条输电线路（或一组变压器）的过负荷或事故跳闸而引起其它输电设备和发电机的相继跳闸（包括防止设备损坏而进行的人员操作在内）。联锁反映是事故扩大的一个重要原因。

56、三道防线：是指在电力系统受到不同扰动时对电网保证稳定可靠供电方面提出的要求。（1）当电网发生常见的概率高的单一故障时，电力系统应保持稳定运行，同时保持对用户的正常供电。（2）当电网发生了性质严重但概率较低的单一故障时，要求电力系统保持稳定运行，但允许失去部分负荷（或直接切除某些负荷，或因系统频率下降，负荷自然降低）。（3）当系统发生了罕见的多重故障（包括单一故障同时继电保护动作不正确等），电力系统可能不能保持稳定运行，但必须有预定的措施以尽可能缩小事故影响范围和缩短影响时间。

57、差动速断保护：在变压器内部发生不对称故障时，差动电流中产生较大的二次谐波分量，使变压器微机纵差保护被制动，直至二次谐波分量衰减后，纵差保护才能动作。为加速保护动作行为，规定当差动电流大于可能出现的最大励磁涌流时，纵差保护应立即动作跳闸，按次原理而整定的保护即为差动速断保护。

二、填空题：

1、小接地电流系统中，消弧线圈的三种补偿方式为 欠补偿、全补偿、过补偿。小接地电流系统一般以过补偿为补偿方式。

2、发电机的不对称运行一般是在电力系统的不对称运行时发生的。不对称运行对发电机的影响主要是负序电流导致发电机转子发热和振荡，其次是发电机定子绕组可能一相或两相过载。

3、发电机进相运行是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态，其定子电流相位超前定子电压相位。

4、发电机的调相运行是指发电机不发有功，主要向电网输送感性无功。

5、负荷的频率静态特性是指负荷随频率的变化而变化的特性。

6、电力系统的负荷是不断变化的，按周期长短和幅度大小，可将负荷分解成三种成分，即微小变动分量、脉动分量、持续分量。

7、电力系统的频率静态特性取决于负荷的频率静态特性和发电机的频率静态特性。

8、电力系统的频率调整需要分工和分级调整，即将所有电厂分为主调频厂、辅助调频厂、非调频厂三类。主调频厂负责全系统的频率调整工作，辅助调频厂负责只有当频率超出某一规定值后才参加频率调整工作，非调频厂在正常时带固定负荷。

9、自动发电控制系统（AGC）的功能与电力系统的频率调整密切相关，它包含了频率的一、二、三次调整。自动发电控制系统具有三个基本功能：频率的一次调整、负荷频率控制、经济调度控制。

10、电网备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%。

11、表示电力系统负荷的曲线有日负荷曲线、周负荷曲线、年负荷曲线、年持续负荷曲线。

12、周负荷曲线表示一周内每天最大负荷的变化状况，它常用于可靠性计算和电源优化计算。

13、年负荷曲线表示一年内各月最大负荷的变化状况。其特性指标有月不平衡负荷率、季不平衡负荷率和年最大负荷利用小时数。

14、年持续负荷曲线：全年负荷按大小排队，并作出对应的累计持续运行小时数，从最小负荷开始，依次将各点负荷连成曲线。

15、电力系统的调峰是指为满足电力系统日负荷曲线的需要，对发电机组出力所进行的调整。

16、山东电网频率的标准为50Hz，频率不得超过±0.2Hz，在 AGC投运情况下，电网频率按50±0.1Hz控制。电网频率超出50±0.2Hz为异常频率。

17、电压监测点是指作为监测电力系统电压值和考核电压质量的接点。电压中枢点是指电力系统重要的电压支撑点。

18、电压调整方式一般分为逆调压、恒调压、顺调压。

19、并联电容器补偿调压是通过提高负荷的功率因数，以便减少通过输电线路的无功功率来达到调压目的的。

20、并联电容器增加了系统的无功功率，其容量与电压平方成正比，其调压效果随电压上升显著增大，随电压下降显著下降。

21、系统无功功率的平衡应本着分层、分区和就地平衡的原则。

22、电力系统过电压的类型分为：大气过电压、工频过电压、操作过电压、谐振过电压。

23、避雷线和避雷针的作用：防止直击雷。避雷器的作用：防护大气过电压和操作过电压。

24、不接地系统发生单相接地时，接地时间要求不能超过 2 小时。

25、电力系统中性点接地方式有： 中性点直接接地、中心点经消弧线圈接地、中性点不接地。

26、谐振过电压分为线性谐振过电压、铁磁谐振过电压、参数谐振过电压。

27、发电厂按使用能源划分为火力发电厂、水力发电厂、核能发电厂、风力发电厂和其他如地热、太阳能发电厂等。

28、同步发电机的振荡包括同步振荡和异步振荡。

29、自藕变压器一、二次绕组之间既有磁的联系，又有电的联系。为防止因高压侧单相接地故障而引起低压侧的电压升高，自藕变压器的中性点必须可靠的直接接地。30、变压器一、二次绕组的连接方式连同一、二次线电压的相位关系总称为变压器的连接组别。

31、变压器的调压方式有有载调压和无载调压。

32、避免变压器过励磁运行的方法：防止电压过高运行和加装过励磁保护。

33、电压互感器主要用于测量电压用，其二次侧可开路，但不能短路。

34、电流互感器主要用于测量电流用，其二次侧可短路，但不能开路。

35、变压器励磁涌流中含有直流分量和高次谐波分量，其随时间而衰减，大容量变压器一般经5—10s而衰减完。

36、电网是电力系统的俗称，电网按功能分为输电网和配电网，输电网由输电线、电网联络线、大型发电厂和变电站组成。

37、电力网的可靠性评价主要包括两个方面：充足性和安全性。

38、电力网可靠性指标主要有三类，即事件的频率、事件的持续时间、事件的严重程度。

39、合理的电网结构，是保证电力系统安全稳定运行的客观物质基础，其基本内容是执行电网分层和分区的原则。

40、电源接入电网的原则：分层、分区、分散。

41、电网调度机构具有一定的行政管理权、电网发供电的生产指挥权、发用电的监督权和控制权、电力电量考核权。

42、电网主接线方式大致可分为有备用接线和无备用接线两大类。

43、电网无功补偿的原则是分层、分区和就地平衡的原则。

44、影响系统电压的因素是负荷变化、无功补偿容量的变化及系统运行方式的改变引起功率分布和网络阻抗变化。

45、电力系统综合负荷模型是反映实际电力系统负荷的频率、电压、时间特性的负荷模型。其具有区域性、时间性和不唯一性。

46、在我国，110kV及以上的系统中性点采用直接接地方式，60kV及以下系统中性点采用不直接接地方式。

47、小接地电流系统发供电可靠性高，对绝缘的水平要求也高。

48、电力系统稳定运行从广义角度可分为发电机同步运行的稳定性问题、电力系统无功功率不足引起的电压稳定性问题、电力系统有功功率不足引起的频率稳定性问题。

49、提高电力系统静态稳定性的根本措施缩短“电气距离”。50、采用快速励磁系统是提高电力系统暂态稳定性的具体措施之一。

51、线路采用单相重合闸可提高电力系统的暂态稳定性。

52、电力系统中的设备一般处于运行、热备用、冷备用、检修四种状态。

53、调度指令的形式：即时指令、逐相指令、综合指令。处理紧急事故或进行单一的操作，可采用即时指令。

54、用母联开关对备用母线或检修后的母线充电时，现场应投入母联开关的保护，必要时将母联开关保护整定时间调整到零。

55、母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源应。

56、纵联保护的信号有： 闭锁信号、允许信号、跳闸信号。

57、大短路电流接地系统中，输电线路接地保护方式主要有： 纵联保护、零序电流保护和 接地距离保护等。

58、零序电流的回路构成为： 线路、变压器中性点、大地、接地点。

59、按重合闸作用于断路器的方式，可以分为 三相、单相和 综合重合闸三种。

60、微机保护有三种工作状态，即：调试状态、运行状态和 不对应状态。61、为更可靠地切除被充电母线上的故障，在母联断路器或母线分段断路器上设置相电流或零序电流保护，作为母线充电保护。

62、母线充电保护只在母线充电时 投入，当充电良好后，应及时停用。63、重瓦斯继电器由 挡板、弹簧、干簧触点等组成。

64、断路器断路器失灵保护是当系统故障，故障元件的保护动作而其断路器操作失灵拒绝跳闸时，通过故障元件的保护作用于变电站相邻断路器跳闸，有条件的通过通道，致使远端有关断路器同时跳闸的接线。65、断路器失灵保护所需动作延时，必须让故障线路或设备的保护装置先可靠动作跳闸，以较短时间断开母联或分段断路器，再经一时限动作于连在同一母线上的所有有源电源支路的断路器。

66、在电压互感器二次回路的出口，应装设 总熔断器 或自动开关，用以切除二次回路的 短路 故障。

67、中央信号装置由 事故信号 和 预告 组成。

68、直流正极接地有造成保护 误动的可能，直流负极接地有造成保护 拒动 的可能。

69、变压器并联运行的条件是：变比相等、短路电压相等、绕组接线组别相同。70、电力系统的设备状态一般划分为运行、热备用、冷备用和检修四种状态。71、线路有重合闸重合不成，根据调度命令再强送一次，强送不成，不再强送。72、调度命令分逐项命令、综合命令和即时命令。

73、处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时命令。

74、并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

75、投入保护装置的顺序为：先投入直流电源，后投入出口压板；停用保护装置的顺序与之相反。

76、运行中的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用。

77、停用一条母线上的电压互感器时，应解除相应的电压闭锁压板，投入电压闭锁联络压板，母差保护的运行方式不变。

78、电力系统对继电保护的基本要求是可靠性、选择性、快速性、灵敏性。79、新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在负荷状态下进行相位测定

80、联络线两侧不得同时投入检查线路无压重合闸。使用检查线路无压重合闸的一侧同时使用检查同期重合闸，并启动重合闸后加速装置。

81、当母线故障发生在电流互感器与断路器之间时，母线保护虽然正确动作，但故障点依然存在，依靠母线出口动作停止该线路高频保护发信，让对侧断路器跳闸切除故障。82、规程规定强油循环风吹变压器冷却介质最高温度为 40℃，最高上层油温度为85℃。

83、操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄请问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。84、在全部停电或部分停电的电气设备上工作时，保证安全的技术措施为停电、验电、装设接地线、悬挂标示牌和装设遮拦。

85、母联(分段)兼旁路开关作旁路运行时，投入带路运行的保护，解除其他保护跳母联（分段）的压板；作母联（分段）开关运行时，投入其他保护跳母联（分段）的压板，停用带路运行的保护。

86、由旁路开关带主变开关或旁路开关恢复备用：操作前停用主变差动保护，并切换有关保护的CT回路及出口回路，操作结束后，投入主变差动保护。87、由旁路开关带出线开关或旁路开关恢复备用，在开关并列过程中，各侧高频保护应停用。

88、带高频保护的微机线路保护装置如须停用直流电源，应在两侧高频保护装置停用 后，才允许停用直流电源。

89、中性点绝缘水平与首端绝缘水平相同的三相变压器叫做全绝缘变压器。90、并联电容器的作用是提高功率因数和提高运行电压，并能提高输变电设备的输送能量和降低线损。

91、距离保护就是指反映保护安装处至故障点的距离，并根据这距离的远近确定动作时限的一种保护装置。

92、三段式距离保护中第Ⅰ段的保护范围是线路全长的80%-85%。93、高频保护的高频电流信号可分为闭锁信号、允许信号和跳闸信号。94、“四不放过”的内容是事故原因不清不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任人没有受到处罚不放过。95、由旁路开关代出线开关或旁路开关恢复备用，在开关并列前，应解除该侧零序电流保护最末两段的出口压板，若该段无独立压板，可一起解除经同一压板出口跳闸的保护，操作结束后立即投入。

96、变压器中性点间隙接地保护采用零序电流继电器和零序电压继电器并联方式，带有0.5s的时限构成。供零序电流用的电流互感器设在放电间隙接地端。97、变压器的分接头一般是都从高压侧抽头，因为该绕组一般在外侧，抽头方便，电流较小。98、电力系统的稳定从广义角度讲，可分为发电机同步运行的稳定性问题，电力系统无功不足引起的电压稳定问题，电力系统有功功率不足引起的频率稳定性问题。

99、LFP-901A、902A系列微机保护停用重合闸时，应投入沟通三跳回路。100、对于变压器低压侧或中压侧有并网地方电厂，变压器故障掉闸，在投入主变或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

101、衡量电能质量的指标有 电压、频率 和 谐波分量。

102、倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷、恶劣天气时进行。103、110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，在根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

104、合环调电时，保护方式不改变，调电结束后，投入带负荷线路的重合闸，停用充电备用线路的重合闸。

105、电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。

106、线路各侧的高频保护必须同时投、停。当线路任一侧开关断开时，高频保护可不停用。

107、变压器中性点放电间隙保护应在变压器中性点接地刀闸断开后投入，接地刀闸合上前停用。

108、运行中的变压器复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时，可不停用，但应及时处理。

109、电力系统内部过电压一般有 操作过电压和 谐振过电压。

110、变压器阻抗保护不得失去电压，若有可能失去电压时，应停用阻抗保护。111、无导频的高频保护（闭锁式高频保护），在线路送电后，两侧应进行通道检查，一切良好，才能继续运行。

112、高频保护停用时，后备保护应继续运行。

113、闭锁式高频保护频繁发讯时，可继续运行，但应立即通知有关人员处理。114、频率主要取决于系统中有功功率的平衡，频率偏低表示发电功率不足。115事故处理中的需要改变运行方式时，应注意保护及自动装置的投运方式。

116、隔离开关不能切断 负载 电流和 短路电流。117、变压器的油起绝缘和散热作用。

118、变压器装设过流保护，是变压器差动、瓦斯保护的后备保护。119、变压器温度计所反映的温度是变压器的上部温度。

120、电容式重合闸是利用电容的瞬时放电和长时充电来实现一次性重合的。121、发生短路时，正序电压是愈近故障点数值越小，负序电压和零序电压是愈近故障点数值 越大。

122、在220KV双母线运行方式下，当任一组母线故障，母线差动保护动作而母联断路器拒动时，母差保护将无法切除故障，这时需由断路器失灵保护或对侧线路保护来切除非故障母线。

123、一次设备停电，保护装置及二次回路无工作时，保护装置可不停用，但其跳其它运行开关的出口压板宜解除。

124、新安装的变压器投运前对变压器进行5次冲击合闸试验，冲击合闸时中性点临时接地。

125、系统发生故障时，若是严重故障，可能破坏系统稳定性，产生系统振荡，甚至可能引起系统瓦解。

126、电气设备不允许无保护运行。

127、联络线两侧不得同时投入检查线路无压重合闸。

128、电力系统过电压分：大气过电压、工频过电压、操作过电压、谐振过电。129、冲击变压器时会产生较大的涌流，其中最大峰值可达到变压器额定电流的6～8倍。

130、变压器零序方向过流保护是在大电流接地系统中，防御变压器相邻元件接地时的零序电流保护，其方向是指向本侧母线。131、距离保护中阻抗、电抗与输电线路的长度成正比。132、继电保护的“三误”是指误整定、误碰、误接线。133、母线电流差动保护采用电压闭锁元件，主要是为了防止由于误碰出口中间继电器而造成母线电流差动保护误动。

134、为了检查变压器差动保护躲过励磁涌流的性能，在对变压器进行5次冲击合闸试验时，必须投入变压器差动保护。

135、变压器的后备保护，主要是作为相邻元件及变压器内部故障的后备保护。136、断路器的控制电源最为重要，一旦失去电源，断路器无法操作，因此断路器控制电源消失时发出音响和光字牌信号。137、变压器的故障可分为内部故障和外部故障。

138、避雷线和避雷针的作用是防止直击雷；避雷器既可用来防护大气过电压，也可用来防护操作过电压。

139、变压器中性点间隙接地的保护采用零序电流继电器与零序电压继电器并联方式，带有0.5S的限时构成。140、110kV线路保护宜采用远后备方式，220kV线路保护宜采用近后备方式。141、电流互感器及电压互感器的二次回路必须有且只能有一点接地。142、电力系统的运行操作是指变更电力系统设备状态的行为。

143、一般情况下，220kV变压器高低压侧均有电源送电时应由高压侧充电，低压侧并列。

144、逆调压方式是指在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。

145、上、下级电网（包括同级和上一级及下一级电网）继电保护之间的整定，应遵循逐级配合的原则，满足选择性要求。

146、变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。147、对双母线接线的母线，要求断路器失灵保护应首先动作于断开母联断路器。148、纵差保护为防止区外故障引起不平衡的差动电流造成误动作，往往采用比率制动特性。

149、大修后的变压器投运前要做 3次冲击试验。

150、母联断路器向空母线充电后，发生谐振时，应立即拉开母联断路器使母线停电，以消除谐振。151、经同期、无压闭锁的三相或综合重合闸，在闭锁元件失去作用时，应改为单相重合闸或停用重合闸。

152、通道检查指示不正常或收、发讯电压低于允许值，应进行通道余量检查，并通知有关人员处理。

153、变压器中性点放电间隙保护应在变压器中性点接地刀闸断开后投入。154、应停用高频保护的情况有：高频保护装置故障、通道故障或通道余重不足、直流电源消失、电压回路断线。

155、变压器中性点零序过电流保护和间隙过电压保护不得同时投入。156、一次事故死亡3人及以上，或一次事故死亡和重伤10人及以上未构成特大人身事故者，构成重大人身事故。

157、电力设备损坏，直接经济损失达1000万元者。生产设备、厂区建筑发生火灾，直接经济损失达100万元者。构成特大设备事故。

158、变压器零序方向过流保护是作为母线接地故障的后备保护，设有两级时限，以较短的时限跳母线或分段断路器，以较长的时限跳变压器本侧断路器。159、低频、低压减负荷装置动作后，值班人员应将动作时间、切除负荷线路条数和切除负荷数，报告地调值班调度员。

160、PT回路断线时，可不停用母差保护，但应立即处理。

161、电流二次回路切换时：应停用相应的保护装置；严禁操作过程中CT开路。162、微机继电保护装置出现异常时，当值运行人员应根据装置的现场运行规程进行处理，并立即向主管调度汇报，继电保护人员应立即到现场进行处理。163、当变压器电压升高或频率下降时都将造成工作磁通密度增加，变压器的铁芯饱和，这种现象称为变压器过励磁。

164、高频保护投入跳闸前，必须交换线路两侧高频信号，确认正常后，方可将线路高频保护两侧同时投入跳闸。

165、对于主变保护差动CT回路改动后，在主变充电时差动保护投入，在主变带负荷前差动保护应停用，在做完带负荷试验并确认正确后，差动保护才可以投入。166、220kV线路重合闸方式分为单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸。167、备用电源自动投入装置启动部分的作用是当母线因各种原因失去电压时，断开工作电源，而自动合闸部分的作用则是将备用电源投入。168、差动保护的缺点是：对变压器内部不严重的匝间短路故障反映不够灵敏。169、零序电流出现只有在系统发生接地或非全相运行才会出现。

170、装在变电所控制盘上的线电压表、相电压表指示的是交流电压的有效值。171、220kV电压监视点母线电压低于213.4kV或高于235.4kV时，应立即报告所属调度值班调度员。发电厂电压监视控制点值班员应保持500kV、220kV母线电压在500kV至550kV、220kV至242kV之间运行，超出且无法调整时，应立即报告省调值班调度员。

172、凡并入山东电网的发电、供电（超高压公司）、用电单位，必须服从省调的统一管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管辖范围内内具体实施电网调度管理。

173、充电备用无负荷的线路应停用重合闸。

174、电网紧急需要时，省调值班调度员可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知地调值班调度员。

175、事故情况下试送母线时，尽可能用外来电源，只有在无其它试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。

176、变压器系瓦斯、差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

177、电源联络线开关跳闸时，如开关两侧均有电压，现场值班人员不必等待调度指令，立即找同期并列，然后再向值班调度员汇报。

178、任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。

179、新设备试运由所属调度机构统一调度。调度联系对象由运行单位运行人员担任。

180、当电网发生异常或事故时，在确保不拉合故障电流的情况下，省调值班调度员可下令变电监控中心对无人值班变电站的开关进行遥控分合。181、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

182、当开关允许遮断故障次数少于2次时，厂站值班员应向管辖调度提出要求，停用该开关的重合闸。

三、选择题：

1、电力系统发生振荡时，各点电压和电流（A）。

A、均作往复性摆动； B、均会发生突变；C变化速度较快；D、电压作往复性摆动。

2、离保护各段的时限由（C）建立。

A、测量部分； B、逻辑部分； C、启动部分； D、极化回路。

3、关于备用电源自动投入装置下列叙述错误的是（D）。A、自动投入装置应保证只动作一次；

B、应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备；

C、工作电源或设备上的电压，不论因任何原因消失时，自动投入装置均应动作； D、无论工作电源或设备断开与否，均可投入备用电源或设备。

4、电容式重合闸只能重合（B）。

A、两次 ； B、一次； C、三次； D、视线路的情况而定。

5、当线路保护采用近后备方式，对于220KV分相操作的断路器单相拒动的情况，应装设（B）保护。

A、非全相运行； B、失灵； C、零序电流； D、方向高频。

6、高频保护通道中耦合电容器的作用是（A）。

A、对工频电流具有很大的阻抗，可防止工频高压侵入高频收发讯机； B、对工频电流具有很小的阻抗，可防止工频高压侵入高频收发讯机。C、对高频电流阻抗很大，高频电流不能通过。

7、对带有母联断路器和分段断路器的母线要求断路器失灵保护动作后应（B）。A、只断开母联断路器或分段断路器；

B、首先断开母联断路器或分段断路器，然后动作于断开与拒动断路器连接在同一母线的所有电源支路的短路器；

C、断开母联断路器或分段断路器及所有与母线连接的开关。

8、在母线倒闸操作程中，母联断路器的操作电源应（A）。A、拉开； B、合上； C、根据实际情况而定。

9、变压器在短路试验时，因所加的电压而产生短路的短路电流为额定电流时，这个所加电压叫做（A）。

A、短路电压；B、额定电压；C、试验电压。

10、高压侧有电源的三相绕组降压变压器一般都在高、中压侧装有分接开关。若改变中压侧分接开关的位置（B）。

A、改变高、低压侧电压； B、改变低压侧电压；C、改变中、低压侧电压。

11、当变比不同的两台变压器并列运行时，在两台变压器内产生环流，使得两台变压器空载的输出电压（C）。

A、上升；B、降低 ；C、变比大的升，小的降；D、变比小的升，大的降

12、在小接地系统中，某处发生单相接地时，母线电压互感器开口三角的电压为（C）。

A、故障点距母线越近电压越高；B、故障点距母线越近，电压越低； C、不管距离远近，基本上电压一样高

13、铝合金制的设备接头过热后，其颜色会（C）。A、呈灰色；B、呈黑色；C、呈灰白色；D、呈银白色。

14、高频保护的保护范围（A）。A、本线路全长；B、相邻一部分；

C、本线路全长及下一段线路的一部分； D、相邻线路。

15、断路器失灵保护在（A）动作。A、断路器拒动时； B、保护拒动时；

C、断路器重合于永久性故障时；D、距离保护失压时。

16、变压器发生内部故障时的主保护是（A）保护。A、瓦斯；B、差动；C、过流；D、过电压。

17、保护用的电流互感器的不完全星形接线，在运行中（A）故障。A、不能反映所有的接地； B、能反映各种类型的接地； C、仅反映单相接地； D、不能反映三相短路。

18、零序电流的分布，主要取决于（B）。

A、发电机是否接地； B、变压器中性点接地的数目； C、用电设备的外壳是否接地； D、故障电流。

19、主变中性点接地开关合上后其（A）投入。A、中性点零序过流;B、间隙过流;C、间隙过压;D、主变复合电压过流保护。20、距离保护一段的保护范围是（C）。

A、被保护线路线路的一半； B、被保护线路的全长；

C、被保护线路全长的80%—85% ； D、被保护线路全长的20%—50%。

21、距离保护二段的保护范围是（B）。

A、被保护线路全长的95%；B、被保护线路全长并延伸至下一段线路一部分； B、未被距离一段保护到的线路剩余部分。

22、接入距离保护的阻抗继电器的测量阻抗与（C）。A、与电网运行方式无关；B、短路形式无关；

C、保护安装处至故障点的距离成正比；D、与短路点短路容量成正比。

23、零序保护动作时限的整定（B）。

A、应考虑小接地电流系统有关保护的动作时限； B、不考虑小接地电流系统有关保护的动作时限； C、应与距离、高频保护相配合。

24、对变压器差动保护进行相量图（六角图）分析时，变压器应（C）。A、空载 B、停电 C、带一定负荷

25、发生三相对称短路时，短路电流中包含有（A）。A、正序分量； B、负序分量； C、零序分量。

26、SFPSZ型变压器冷却方式为（C）。

A.自然冷却；B、风吹冷却；C、强迫油循环风冷。

27、下列关于变压器的叙述正确的是（D）。A、110kV以上的变压器在停送电前，中性点必须接地。

B、变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，正常过负荷和事故过负荷可经常使用。

C、变压器瓦斯或差动保护掉闸可以试送一次。D、变压器在空载损耗等于短路损耗时运行效率最高。

28、有一空载运行线路，首端电压和末端电压分别为U1和U2，下面正确的是（C）。

A、U1>U2； B、U1=U2 ； C、U1< P>

29、任何情况下，频率超过50±0、2Hz的持续时间不得超过（B）；频率超过50±0、5Hz的持续时间不得超过（A）。A、15min;B、30 min;C、45 min;D、1h。

30、任何情况下，监视控制点电压低于规定电压95%、高于规定电压105%的持续时间不得超过（D）；低于规定电压90%、高于规定电压110%的持续时间不得超过（C）。

A、15 min； B、30 min； C、1 h； D、2h。

31、两变压器容量、短路阻抗相同，当差30度角并列时，其环流为变压器出口三相短路电流的（1/4）倍。

A、1/2 B、1/3 C、1/4 D、1/5

32、我国电力系统中性点接地方式有三种，分别是（C）。A、直接接地方式、经消弧线圈接地方式和经大电抗器接地方式。B、不接地方式、经消弧线圈接地方式和经大电抗器接地方式。C、直接接地方式、不接地方式、经消弧线圈接地方式。

33、在6kV—10kV、20kV—60kV小电流接地系统中，接地电流分别（A）时，需要装设消弧线圈，以避免烧毁设备，造成相间短路及间歇过电压。A、大于30A，大于10A；B、大于10A，大于30A； C、均大于10A

34、母线电流差动保护采用电压闭锁元件主要是为了防止（C）。A、区外发生故障时母线电流差动保护误动。B、系统发生振荡时母线电流差动保护误动。

C、由于误碰出口中间继电器而造成母线电流差动保护误动。

35、另序电流保护只有在系统发生（B）故障时，此保护才能动。A、相间故障引起三相弧光短路； B、系统接地或非全相； C、两相非对称性短路。

36、大电流接地系统中，任何一点发生接地时，零序电流等于通过故障点电流的（A）。

A、1/3倍； B、2倍；C、2.5倍； D、1.5倍。

37、电流互干器极性对（C）无影响。

A、距离保护；B、方向保护；C、电流速段保护；D、差动保护。

38、在发生非全相运行时（C）保护不闭锁。A、距离一段；B、另序二段；C、高频保护。

39、在直流RC串联电路中，电阻R上的电压等于（A）。A、0； B、全电压；C、2倍电压； D、R/（R+XC）。

40、在变压器电源电压高于额定值时，铁芯中的损耗会（C）。A、减少；B、不变；C、增大；D、无规律变化。

41、Y，d11接线的变压器二次侧线电压超前一次侧线电压（B）。A、30°;B、30°;C、300°;D、60°。

42、零序电流过滤器和零序电流互感器只有在（C）时，才有零序电流输出。A、三相短路；B、两相短路；C、单相短路；D、三相短路接地。

43、电力系统发生震荡时，（C）可能会发生误动。A、电流差动保护； B、零序电流速断保护； C、电流速断保护； D、非电气量保护。

44、RLC串联电路的复阻抗Z=（C）欧姆。A、R+ωL+1/ωc； B、R+L+1/C； C、R+jωL+ 1/jωc； D、R+j（ωL+ 1/ωc）。

45、分析和计算复杂电路的基本依据是（C）。C、欧姆定律； B、克希荷夫定律； D、克希荷夫定律和欧姆定律； D、节点电压法。

46、运行中的电流互感器，当一次电流在未超过额定值1.2倍时，电流增大，误差（C）。

A、不变;B、增大;C、变化不明显;D、减少。

47、变电站的母线装设避雷器是为了（C）。

A、防止直击雷;B、防止反击过电压;C、防止雷电行波。

48、发生两相短路时，断路电流中含有（C）分量。A、正序； B、负序； C、正序和负序； D、正序和零序。

49、为防止电压互感器断线造成保护误动，距离保护（B）。A、不取电压值； B、加装了断线闭锁装置； C、取多个电压互感器的值； D、二次侧不装熔断器。50、过流保护加装复合电压闭锁可以(C)。A、便于上下级配合； B、提高保护可靠性； C、提高保护的灵敏度； D、具有选择性。

51、山东电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不得超过(A)赫兹。A、±0.2;B、±0.1;C、±0.3;D、±0.5。

52、双母线的电流差动保护，当故障发生在母联断路器与母联TA之间时出现动作死区，此时应该（B）。

A、启动远方跳闸； B、启动母联失灵保护。C、启动失灵保护及远方跳闸； D、不动作。

53、双母线运行倒闸操作过程中会出现两个隔离开关同时闭合的情况，如果此时一条母发生故障，母线保护应（A）。A、切除双母线； B、切除故障母线；

C、启动失灵保护及远方跳闸； D、不动作，由远后备保护切除故障。

54、电流互感器是（A）。

A、电流源，内阻视为无穷大； B、电流源，内阻视为零； C、电压源，内阻视为无穷大； D、电压源，内阻视为零。

55、快速切除线路任意一点故障的主保护是（C）。A、距离保护；B、零序电流保护；C、纵联保护。

56、主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护是（A）。A、后备保护；B、辅助保护；C、大电流联切装置。

57、为防止变压器后备阻抗保护在电压断线时误动作必须（C）。A、装设电压断线闭锁装置；B、装设电流增量启动元件； C、同时装设电压断线闭锁装置和电流增量启动元件。

58、变压器比率制动的差动继电器，设置比率制动的主要原因是（B）。A、为了躲励磁涌流;B、当区外故障不平衡电流增加，为了使继电器动作电流随不平衡电流增加而提高动作值;C、为了内部故障时提高保护的动作可靠性。

59、对采用单相重合闸的线路，当发生永久性单相接地故障时，保护及重合闸的动作顺序为（B）。A、三相跳闸不重合；B、选跳故障相、延时重合单相、后加速跳三相； C、选跳故障相、瞬时重合单相、后加速跳三相。60、断路器失灵保护是（C）。

A、一种近后备保护，当故障元件的保护拒动时，可依靠该保护切除故障； B、一种远后备保护，当故障元件的断路器拒动时，必须依靠故障元件本身的动作信号起动失灵保护以切除故障点；

C、一种近后备保护，当故障元件的断路器拒动时，可依靠该保护隔离故障点。61、在大接地电流系统中，线路始端发生两相金属性接地短路时，零序方向电流保护中的方向元件将（B）。

A、因短路相电压为零而拒动；B、因感受零序电压最大而灵敏动作； C、因零序电压为零而拒动。

62、哪项不是变压器并联运行的条件（B）。

A、变比相等； B、容量相等；C、短路电压相等；D、绕组接线组别相同。63、中性点经消弧线圈接地系统中，消弧线圈的补偿方式应采用（C）。A、欠补偿； B、完全补偿 ； C、过补偿 ；D、以上皆可。64、对同一系统，包括的设备最多的是（A）。

A、动力系统； B、电力系统； C、电力网； D、用电设备。65、小接地电流系统单相接地时，接地点电流为（A）。A、系统正常时每相对地总电容电流的3倍；

B、系统正常时的总电容电流； C、接地线路的负荷电流。66、继电保护的（A）是对继电保护的最基本性能要求。A、可靠性 ； B、选择性； C、快速性； D、灵敏性。67、高频保护中的阻波器的作用是（B）。

A、收发信号； B、通工频，阻高频； C、通高频，阻工频； D、防止雷击。68、由于长线路的电容效应及电网的运行方式突然改变而引起的持续时间相对较长的过电压称做（A）。

A、工频过电压； B、大气过电压；C、操作过电压； D、谐振过电压。69、涉及两个以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用（B）。A、即时指令； B、逐项指令； C、综合指令。70、下列接线方式为无备用接线方式的是（A）。A、放射式;B、环式;C、两端供电网;D、双干线式。71、直流母线的电压不能过高或过低，允许范围一般是（C）。A、±3% ； B、±5% ； C、±10% ； D、±15%。72、所谓母线充电保护是指（C）。

A、母兼旁联断路器带出线保护的后备保护； B、利用母线上任一断路器给母线充电时的保护； C、利用母联断路器给另一母线充电时的保护；

73、谐波制动的变压器纵联差动保护中，设置差动速断元件的主要原因是（B）。A、为了提高差动保护的动作速度；

B、为了防止在区内故障，较高的短路水平时，由于电流互感器的饱和产生高次谐波量增加，导致差动元件拒动；

C、保护设置的双重化，互为备用；D、差动保护的后备保护。74、闭锁式纵联保护跳闸的必要条件是（A）。

A、正方向元件动作，反方向元件不动作，没收到过闭锁信号； B、正方向元件动作，反方向元件不动作，收到过闭锁信号； C、正、反方向元件都动作，没收到过闭锁信号； D、正、反方向元件都不动作，没收到过闭锁信号。75、纵联保护的信号有闭锁信号、允许信号和（A）。A、跳闸信号 B、预告信号 C、延时信号 D、瞬时信号

76、在中性点直接接地系统中，变电站低压侧有电源的变压器，若变电站中只有单台变压器运行，为防止出现不接地系统的工频过电压状态。其中性点运行方式应为（A）。A、接地运行;B、不接地运行;C、根据运行方式决定运行与否； D、根据负荷情况决定运行与否。

77、变电站倒母线操作或变压器停送电操作，一般应下达（C）操作指令。A、即时 ；B、逐项； C、综合；D、根据调度员习惯下达。78、变压器是（B）电能的设备。 A、产生；B、传递；C、即传递又生产。

79、为了调整运行变压器的分头，需要切断变压器所带的负荷，这种变压器的调压方式称为（B）。

A、投、停变压器调整； B、无载调压； C、有载调压。

80、一般认为油浸式变压器绕组用的绝缘在80--140℃范围内，温度每增加6℃，其绝缘老化速度增加一倍，即称为变压器的（B）。 A、老化准则；B、6℃准则；C、运行准则。81、用隔离开关可以拉合下列设备（C）。

A、空载线路； B、空载变压器；C、电网无接地故障时，电压互感器。82、断路器失灵保护与母差保护共用出口回路时，闭锁元件的灵敏度应按（A）的要求整定。

A、失灵保护； B、母差保护； C、母线上所有元件保护； D、母联保护； 83、自耦变压器中性点应（A）运行。

A、直接接地； B、不接地； C、经消弧线圈接地；D、经电阻接地。84、发电机与电网并列时，应调整发电机的频率和电压，满足（A）时，发电机方可并网。

A、任一稳定频率，并列点两侧电压偏差在1%内； B、任一稳定频率，并列点两侧电压偏差在5%内； C、50±0.2Hz，并列点两侧电压偏差在20%内。85、系统最长振荡周期一般按（C）秒考虑。A、0.5 ；B、1.0；C、1.5 ；D、2.0。86、下列说法正确的是（A）。

A、消弧线圈装设在变压器或所变高压侧的中性点上，系统单项接地时，消弧线圈才起补偿作用；

B、装设在变压器中性点上的消弧线圈，一方面系统正常时能补偿电容电流，另一方面也能提高系统的稳定性；

C、消弧线圈的电抗是感性的，所以在系统正常运行时消弧线圈要消耗系统部分无功功率。

87、输送相同的负荷，提高输送系统的电压等级会（B）。A、提高负荷功率因数； B、减少线损；C、改善电能波形。88、系统频率降低时，可以通过（C）的办法使频率上升。A、增加发电机的励磁，降低功率因数； B、投入大电流联切装置；

C、增加发电机有功出力，减少用电负荷。

89、在小电流接地系统中发生单相接地时，接地相的电压（A）。A、降低； B、不变； C、升高。

90、快速切除线路与母线的短路故障，是提高电力系统的（A）的最重要的手段。

A、暂态稳定； B、静态稳定；C、动态稳定；D、以上都不是。91、在小电流接地系统中，发生单相接地故障时，因（A），所以一般允许短时间运行。

A、不破坏系统线电压的对称性； B、接地电流较小造不成危害。C、查找故障点。92、电网倒闸操作，应按（C）值班调度员的指令进行。A、地调； B、省调； C、调度管辖范围内。

93、改变母线运行方式的操作，由其（C）的值班调度员下令操作。A、地调； B、省调； C、调度管辖范围内。

94、一般情况下，监视控制点电压低于规定电压95%的持续时间不应超过（B）小时。

A、0.5； B、1； C、2。

95、LGJQ-400型导线的持续允许电流为（C）A。A、645； B、745； C、845； D、945。

96、对于同一电容器，连续投、切中间间隔时间为（A）以上。A、5min ； B、10min； C、15min； D、20min。

97、新变压器投入运行需冲击5次，大修后的变压器需冲击的次数为（A）。A、3次；B、2次； C、1次。

98、电力系统的安全自动装置有低频、低压解列装置、大电流连切装置、切机装置和（B）等。

A、纵差保护；B、低频、低压减负荷装置；C、失灵保护。99、电力系统的频率特性取决于发电机的频率特性和（A）。

A、负荷的频率特性；B、电力系统的电压特性；C、发电机的静态稳定。100、火电机组的最低技术出力由（A）决定。A、锅炉的技术允许最小负荷； B、汽轮机的技术允许最小负荷； C、发电机的稳定运行。101、一条110kV线路经降压变压器向10kV配电系统供电，当10kV配电系统发生单相接地时，该110kV线路保护。（B）。

A、动作跳闸；B、不动作；C、变压器低压侧保护动作跳闸。

102、线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超15%，省调下令在受电地区限电、拉闸，使线路过负荷时间不超过（B）。A、15 min；B、20 min；C、30 min。

103、对新投产的线路或更改后的线路，必须（A）。

A、必须核对相位、相序；B、不必核对相位、相序。C、根据需要决定。104、电力设备损坏，直接经济损失达到（D）万元者，定为特大设备事故。A、100； B、200； C、500；D、1000。105、下列属于“特大电网事故”的是（A）。

A、省会城市及国家计划单列市全市减供负荷80%及以上； B、省会城市及国家计划单列市全市减供负荷40%及以上； C、电网瓦解。

四、简答题：

1、简述日负荷曲线的有关概念及意义。

答：日负荷曲线：表示负荷数值在一昼夜0时至24时随时间而变化的特性曲线。表示日负荷曲线的特性指标有日负荷率和日最小负荷率，日负荷率表示日电量除以24的值与日大负荷的比值，日最小负荷率表示日最小负荷与日最大负荷的比值，较高的负荷率有利于电力系统的经济运行。在日负荷曲线上，平均负荷以上为尖峰负荷，最小负荷以下的部分为基本负荷，平均负荷与最小负荷之间的部分为中间负荷。日最大负荷与最小负荷之差称为日负荷峰谷差。积累负荷峰谷资料主要用来研究调峰措施、调整负荷及规划电源。

2、系统电压调整的常用方法有几种？

答：（1）增减无功功率进行调压，如发电机、调相机、并联电容器、并联电抗器调压。（2）改变有功功率和无功功率的分布进行调压，如调压变压器、改变变压器分解头调压。（30改变网络参数进行调压，如串联电容、投停并列运行变压器、投停空载或青载高压线路调压。特殊情况下有时采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。

3、电力系统过电压分几类？其产生原因及特点是什么？

答：（1）大气过电压。由直击雷引起，特点是持续时间短暂，冲击性强，与雷击活动强度有直接关系，与设备电压等级无关。因此，220kV以下系统的绝缘水平往往由防止大气过电压决定。（2）工频过电压：由长线路的电容效应及电网运行方式的突然改变引起，特点是持续时间长，过电压倍数不高，一般对设备绝缘危险性不大，但在超高压、远距离输电确定绝缘水平时起重要作用。（3）操作过电压：由电网内开关设备操作引起，特点具有随机性，但在不利情况下过电压倍数较高。因此，330kV及以上超高压系统的绝缘水平往往由防止操作过电压决定。谐振过电压：由系统电容及电感组成谐振回路时引起，特点是过电压倍数高、持续时间长。

4、什么是电磁环网？对电网运行有何弊端？什么情况还暂时保留？

答：电磁环网是指不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的连接而构成的环路。弊端：（1）易造成系统热稳定破坏。（2）易造成系统动稳定破坏。（3）不利于电网经济运行。（4）需要装设高压线路因故障停运连锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明，安全自动装置本身拒动、误动影响电网的安全运行。一般情况，在高一级电压线路投运初期，由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强，需要保证输电能力或为保证重要负荷而又不得不电磁环网运行。

5、简述高频闭锁距离保护有什么基本特点？

答：高频闭锁距离保护是以线路上装有方向性的距离保护装置作为基本保护,增加相应的发信与收信设备,通过通道构成纵联距离保护。其特点是:（1）能足够灵敏和快速地反应各种对称与不对称故障；（2）仍保持后备保护的功能；（3）电压二次回路断线时保护将会误动,需采取断线闭锁措施,使保护退出运行。（4）不是独立的保护装置,当距离保护停用或出现故障、异常需停用时,该保护要退出运行。

6、高频保护投停应注意什么？为什么？

答：高频保护投入前，必须交换线路两侧高频信号，确认正常后，方可将线路高频保护两侧同时投入跳闸。对环网运行中的线路高频保护两侧必须同时投入跳闸或停用，不允许单侧投入跳闸。因为当发生区外故障时，停用侧的高频保护不能向对侧发闭锁信号，而导致单侧投入跳闸的高频保护误动。

7、发现变压器有哪些情况时，应停止变压器运行？ 答：有下列情况之一时，应停止变压器运行：

（1）变压器内部音响很大，很不均匀，有放电声；（2）在正常负荷及冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升；（3）油枕喷油或防爆管喷油；（4）严重漏油致使油面低于油位指示计上的限度；（5）套管有严重的破损和放电现象。

8、综合重合闸有几种运行方式？各是怎样工作的？ 答：综合重合闸由切换开关QK实现三种方式。

综合重合闸方式。单相故障跳闸后单相重合，重合在永久性故障上跳开三相，相间故障跳开三相后三相重合，重合在永久性故障上再跳开三相。

三相重合闸方式。任何类型故障均跳开三相、三相重合（检查同期或无压），重合在永久性故障上时再跳开三相。

单相重合闸方式。单相故障跳开故障相后单相重合，重合在永久性故障上后跳开三相，相间故障跳开三相后不再重合。

9、由旁路开关带出线开关或旁路开关恢复备用，在开关并列前，应解除该侧零序电流保护最末两段的出口压板，为什么？

答：因为线路零序电流保护的电流互感器采用的是三相零序接线，在正常运行时三相电流平衡，零序回路电流为零（只有很小的不平衡电流），但在旁路开关带出线开关或旁路开关恢复备用时，由于旁路（或被带线路）开关、刀闸和各接头的接触电阻大小三相不一致，在开关并列过程中，出现三相电流不平衡，造成零序电流回路有电流通过，而零序电流保护最末两段电流动作值较小，为防止误动，所以，在开关并列前，应解除该侧零序电流保护最末两段的出口压板。

10、自动重合闸的启动发生有哪几种？各有什么特点？

答：自动重合闸有两种启动方式：断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动方式、保护启动方式。不对应启动方式的优点：简单可靠，还可以纠正断路器误碰或偷跳，可提高供电可靠性和系统运行的稳定性，在各级电网中具有良好的运行效果，是所有重合闸的基本启动方式，其缺点是，当断路器辅助接点接触不良时，不对应启动方式将失败。保护启动方式，是不对应启动方式的补充，同时，在单相重合闸过程中需要进行一些保护的闭锁，逻辑回路中需要对故障相实现选相固定等，也需要一个由保护启动是重合闸启动元件。缺点：不能纠正断路器误动。

11、操作中发带负荷拉、合隔离开关后应如何处理？

答：（1）带负荷合隔离开关时，即使发现合错，也不准将隔离开关再拉开。因为带负荷拉隔离开关，将造成三相弧光短路事故。（2）带负荷拉隔离开关时，在刀片刚离开固定触头时，便发生电弧，这时应立即合上，可以消除电弧，避免事故。但如隔离开关已全部拉开，则不许将误拉的隔离开关再合上。

12、什么是变压器零序方向保护？有何作用？

答：变压器零序电流方向保护是在大电流接地系统中，防止变压器相邻元件接地时的零序电流保护，其方向是指向本侧母线。作用是作为母线接地故障的后备，保护设有两级时限，以较短的时限跳闸母线或分段断路器，以较长时限跳开变压器本侧断路器。

13、简述方向高频保护有什么基本特点？

答：方向高频保护是比较线路两端各自看到的故障方向,以综合判断是线路内部故障还是外部故障。如果以被保护线路内部故障时看到的故障方向为正方向,则当被保护线路外部故障时,总有一侧看到的是反方向。其特点是:（1）要求正向判别启动元件对于线路末端故障有足够的灵敏度；（2）必须采用双频制收发信机。

14、母差保护投入运行，哪些压板应在投入位置?

答：母差保护投入运行，下列压板应在投入位置：（1）Ⅰ组母线电压闭锁压板。（2）Ⅱ组母线电压闭锁压板。（3）母联开关掉闸压板。（4）各元件掉闸压板及闭锁重合闸压板。（5）并应解除Ⅰ、Ⅱ母线电压闭锁联络压板和母线充电保护压板。

15、采用单相重合闸为什么可以提高暂态稳定性?

答:采用单相重合闸后,由于故障时切除的是故障相而不是三相,在切除故障相后至重合闸前的一段时间里,送电端和受电端没有完全失去联系(电气距离与切除三相相比,要小得多),这样可以减少加速面积,增加减速面积,提高暂态稳定性

16、避雷器的作用是什么？

答：通过并联放电间隙或非线性电阻的作用，对入侵流动波进行削幅，降低被保护设备所受过压值。避雷器即可用来防护大气过电压，也可用来防护操作过电压。

17、电网发生事故时，事故单位应迅速正确地向值班调度员汇报哪些情况？ 答：（1）跳闸开关及时间、现象；（2）继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距；表记摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；人身安全和设备运行异常情况。

18、哪几种情况应停用线路重合闸装置？

答：（1）装置不能正常工作时（2）不能满足重合闸要求的检查测量条件时（3）可能造成非同期合闸时（4）长期对线路充电时（5）断路器遮断容量不允许重合时（6）线路上有带电作业要求时（7）系统有稳定要求时（8）超过断路器跳合闸次数时。

19、变压器中性点间隙接地的接地保护是怎样构成的？

答：变压器中性点间隙接地的接地保护采用零序电流继电器与零序电压继电器并联方式，带有0.5S的限时构成。当系统方式接地故障时，在放电间隙放电时有零序电流，则使设在放电间隙接地一端的专用电流互感器的零序电流继电器动作；若放电间隙不放电，则利用零序电压继电器动作。当发生间歇性弧光接地使，间隙保护共用的时间元件不得中途返回，以保证间隙接地保护的可靠动作。20、电网无功补偿的原则是什么？

答：电网无功补偿的原则是电网无功补偿应基本上按分层分区和就地平衡原则考虑，并应能随负荷或电压进行调整，保证系统各枢纽变的电压在正常和事故后均能满足规定的要求，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。

21、装有重合闸的线路，当断路器跳闸后，什么情况下不允许或不能重合闸？ 答：（1）手动跳闸；（2）断路器失灵保护动作跳闸；（3）远方跳闸；（4）断路器操作气压下降到允许值以下时跳闸；（5）重合闸停用时跳闸；（6）重合闸在投运单相重合闸位置，三相跳闸时；（7）重合于永久性故障又跳闸；（8）母线保护动作跳闸不允许使用母线重合闸时。

22、直流正、负极接地对运行有哪些危害？

答：直流正极接地有造成保护误动的可能。因为一般跳闸线圈（如出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等）均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动作。直流负极接地与正极接地同一道理，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作（越级扩大事故）。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器触点。

23、提检修申请时应说明的内容是什么？

答：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请及批准手续，不得在设备上工作。

24、省调值班调度员有权批准哪些检修？

答：1．八小时以内可以完工的检修；2．与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

25、省调批准的输变电设备检修时间是如何计算的？

答：输变电设备检修时间从设备断开并接地，省调值班调度员下开工令时开始，到省调值班调度员得到“××设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。申请时间包括停、送电操作及检修时间。500kV、220kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟。

26、对有关设备核相是如何规定的？

答：电气新设备投入运行前应核相；电气设备检修改进后，可能造成相序、相位混乱的，也应核相。是否需要核相，由施工单位向所属调度机构提出要求。

27、调度指令分为哪几项？各项指令是如何划分的？ 答：调度指令分逐项指令、综合指令和即时指令。

涉及两个以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令；

凡不需要其它单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令； 处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

28、哪些操作操作值班调度员可不用填写操作指令票？

答：合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)；投入或退出一套保护、自动装置；投入或退出机组AGC功能；发电机组启停；计划曲线修改和功率调整；应做好上述内容的记录。

29、变压器并列运行的条件是什么？

答：结线组别相同；电压比相同；短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况

下，可以并列运行。30、刀闸能进行哪些操作？

答：在电网无接地故障时，拉合电压互感器；在无雷电活动时拉合避雷器；拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线；电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路（但20kV以上应使用户外三联刀闸）；其它刀闸操作按厂站规程执行。

31、影晌系统电压的因素是什么?

答:系统电压是由系统的潮流分布决定的,影响系统电压的主要因素是:1)由于生产、生活、气象等因素引起的负荷变化;2)无功补偿容量的变化;3)系统运行方式的改变引起的功率分布和网络阻抗变化。

32、微机保护装置有几种工作状态?并对其进行简要说明。答：有三种工作状态:(1)调试状态:运行方式开关置于“调试”位置,按RESET键,此状态为调试状态。主要用于 传动出口回路、检验键盘和拨轮开关等,此时数据采集系统不工作。

（2）运行状态:运行方式开关置于“运行”位置,此状态为运行状态,即保护投运时的状态。在此状态下,数据采集系统正常工作。

(3)不对应状态：运行方式开关由“运行”位置打到“调试”位置,不按RESET键，此状态为不对应状态。在此状态下,数据采集系统能正常工作,但不能跳闸。

33、微机故障录波器通常录哪些电气量?

答：对于220kV及以上电压系统,微机故障录波器一般要录取电压量UA、UB、UC、Ua、Ub、Uc、3U0，电流量IA、IB、Ic、3Io;高频保护高频信号量,保护动作情况及断路器

位置等开关量信号。

34、为什么要核相?哪些情况下要核相?

答:若相位或相序不同的交流电源并列或合环,将产生很大的电流,巨大的电流会造成发

电机或电气设备的损坏,因此需要核相。为了正确的并列,不但要一次相序和相位正确, 还要求二次相位和相序正确,否则也会发生非同期并列。

对于新投产的线路或更改后的线路,必须进行相位、相序核对,与并列有关的二次回路检

修时改动过,也须核对相位、相序。

35、省调对接地刀闸（地线）管理规定是如何规定的?

答：：凡属省调管辖线路出线刀闸以外的省调值班调度员下令操作的线路接地刀闸（地

线），由省调操作管理；出线刀闸以内的接地刀闸（地线），由厂、站值班人员操作管理； 检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。

36、省调对联络线停送电操作是如何规定的？

答：如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环；如两侧均 为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有

特殊规定的除外。

37、山东电网的发电机组按照频率责任范围是如何定义的？ 答：分为：主调频机组，辅助调频机组和负荷监视机组。

主调频机组一般指具备并投入AGC功能运行的发电机组，负责保持电网频率50赫兹运行。辅助调频机组由省调指定，负责保持电网频率50±0.1赫兹运行。负荷监视机组负责保持电网频率50±0.2赫兹运行。主调频机组、辅助调频机组之外的运行机组均为负荷监视机组。主调频机组的AGC功能退出后，作为辅助调频机组运行。

38、值班调度员在处理事故时应特别注意：

答：（1）防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；（2）按照规定及时处理异常频率、电压；（3）防止过负荷跳闸；（4）防止带地线合闸；（5）防止非同期并列；（6）防止电网稳定破坏；（7）开关故障跳闸次数在允许范围内。

39、两端有电源的线路事故跳闸，应根据什么原则决定由何端强送？ 答：（1）短路故障容量小的一端；（2）开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端；（3）保护健全并能快速动作跳闸的一端；（4）能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端；（5）电网稳定规程有规定的按规定执行。40、线路过负荷时，应采取哪些措施？

答：（1）受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；（2）提高送、受端运行电压；（3）改变电网结线方式，使潮流强迫分配；（4）将受电地区负荷调出；（5）在受电地区限电或拉闸。

41、线路过负荷采取一般措施无效时，省调又是如何规定的？

答：（1）线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，省调下令地调在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，省调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过二十分钟。

（2）线路过负荷超过15%时，省调值班调度员立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。（3）继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。

42、电网发生振荡的一般现象是什么？ 答：（1）发电机、变压器及联络线的电流、电压、功率表周期性的剧烈摆动，振荡中心电压波动最大，周期性的降低或接近于零；

（2）失去同步的发电厂间联络线输送功率往复摆动。虽有电气联系，但送端频率升高，受端频率降低，并有摆动；

（3）发电机有异音。电灯忽明忽暗。可能甩掉部分负荷。

43、哪些情况可停用不停电设备的保护装置进行检查或试验？

答：（1）用旁路（母联）开关保护或临时保护代替；（2）220kV及以上设备有两套完整保护的，可以轮流停用；（3）在保证有一套主保护运行的情况下，天气好时允许其它保护装置轮流停用，但停用时间不得超过1小时。

44、电源联络线改为单电源供电时，保护装置的投停是如何规定的？

答：（1）投三相重合闸的线路，应将受电侧保护及重合闸停用，有纵联保护的，将全部保护改投信号。电源侧的重合闸改检查线路无压（或普通三相）重合闸。电网改变后改变方式，电网恢复前恢复方式。（2）投单相或综合重合闸的线路，保护装置的方式不变。

45、哪些情况应停用高频保护？

答：(1)通道故障或通道余重不足时；(2)高频保护装置故障时；(3)直流电源消失时；(4)电压回路断线时。

五、论述题：

1、母线操作的方法和注意事项是什么？

答：（1）备用母线充电，在有母线断路器时应使用母联断路器向母线充电。母联断路器的充电保护应在投入状态，必要时要将保护整定时间调整至零。这样，如果备用母线存在故障，可由母联断路器切除，防止扩大事故。

（2）母线倒闸操作中，母联断路器的操作电源应拉开，防止母联断路器误跳闸，造成带负荷拉隔离开关事故。

（3）条母线的所有元件须全部倒换至另一母线时，一般情况下是将一元件的隔离开关合于一母线后，随即断开另一母线隔离开关。另一种是将需要倒母线的全部元件都合于运行母线之后，再将另一母线侧对应的所有隔离开关断开。采用哪种方法要根据操作机构布置和规程规定决定。

（4）由于设备倒换至另一母线或母线上电压互感器停电，继电保护和自动装置的电压回路需要转换有另一电压互感器供电时，应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动。避免电压回路接触不良及通过电压互感器二次向不带电母线反充电，而引起的电压回路熔断器熔断，造成继电保护误动作等情况出现。（5）进行母线倒闸操作时应注意对母差保护的影响，要根据母差保护规程作相应的变更。在倒母线操作过程中无特殊情况，母差保护应投入运行。

（6）有电感式电压互感器的空母线充电时，为避免断路器触头间的并联电容与电压互感器感抗形成串联谐振，母线停送电操作前将电压互感器隔离开关断开或在电压互感器的二次回路并（串）联适当电阻。

进行母线倒闸操作前要做好事故预想，防止因操作中出现异常，如隔离开关绝缘子断裂等情况，而因起事故的扩大。

2、高频保护为什么规定每天定时对高频通道进行实验检查？

答：高频保护是由分装在被保护线路两侧的保护盘与传送高频讯号的通道所组成。当任何一部分发生问题，它将不能正常工作。对于相差高频、方向高频等保护，对侧讯号送不过来时，在外部故障时会发生误动，对于远方跳闸高频保护会拒动，为了检查通道的完好性，要求每天定时、定向检查通道。当检查发现有问题时应及时处理或退出保护。

3、在检定同期和检定无压重合闸装置中，为什么两侧都要装检定同期和检定无压继电器?

答：如果采用一侧投无电压检定，另一侧投同期检定这种接线方式。那么，在使用无电压检定的那一侧，当其断路器在正常运行情况下由于某种原因(如误碰、保护误动等)而跳闸时，由于对侧并未动作，因此线路上有电压，因而就不能实现重合，这是一个很大的缺陷。为了解决这个问题，通常都是在检定无压的一侧也同时投入同期检定继电器，两者的触点联工作，这样就可以将误跳闸的断路器重新投入。为了保证两侧断路器的工作条件一样，检定同期侧也装设无压检定继电器，通过切换后，根据具体情况使用。但应注意，一侧投入无压检定和同期检定继电器时，另一侧则只能投入同期检定继电器。否则，两侧同时实现无电压检定重合闸，将导致出现非同期合闸。在同步检定继电器触点回路中要串接检定线路有电压的触点。

4、试述变压器差动保护为什么不能代替瓦斯保护？

答：瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，包括铁心过热烧伤、油面降低等，但差动保护对此无反应。如变压器绕组产生少数线匝的匝间短路，虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上却并不大，因此差动保护没有反应，但瓦斯保护却能灵敏地加以反应，这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。

5、系统振荡事故与短路事故有什么不同？

答：（1）振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此外，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时电流、电压值突变量很大。（2）振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而变化；而短路时，电流与电压之间的角度是不变的。

（3）振荡时系统三相是对称的；而短路时系统可能出现三相不对称。

6、运行中的变压器瓦斯保护，当现场进行什么工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置改为“信号”位置？

答：（1）进行注油和滤油时；（2）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时；（3）除采油样和气体继电器上部放气阀放气外，在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时；（4）开、闭气体继电器连接管上的阀门时；（5）在瓦斯保护及其二次回路上工作时；（6）对于充氮变压器，当油枕抽真空或补充氮气时，变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完毕后，经1小时试运行后，方可将重瓦斯投入跳闸。

7、什么是主保护、后备保护、辅助保护和异常运行保护？

答：（1）主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。

（2）后备保护是主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种。

1）远后备保护是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。

2）近后备是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护来实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现后备保护。

（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。

（4）异常运行保护是反映被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。

8、变压器并联运行的条件是什么？并简要说明不满足条件有何后果？ 答：所有并列运行的变压器变比相等、短路电压相等、接线组别相同。变比不同，会在并列运行的变压器间产生均衡电流，该电流增加了变压器的损耗，同时使变压器的负荷增大或减少。短路电压不等时，使短路小的变压器易过负荷，变压器容量不能得到合理利用。将接线不同的变压器并联运行，会因较大的相位差较大的均衡电流烧毁变压器。

9、试述电力系统谐波产生的原因及影响。

答：高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性，即所加的电压与产生的电流不成线性关系而造成的波形畸变。如变压器、交直流换流器、电弧炉在传递、变换、吸收系统发电机所供给的基波能量的同时，有把部分基波能量转化为谐波能量，向系统倒送大量的高次谐波，使电力系统的正弦波形畸变。当前，电力系统的谐波源主要有三大类：磁饱和型，电子开关型，电弧型。谐波对电网的影响是：对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗和发热，并因长时间的振动致使金属疲劳和机械损坏；谐波会引起线路线路产生附加损耗；谐波会引起系统谐振，保护装置误动，损坏系统设备，危机电力系统的安全运行；谐波还会干扰通信设备。限制谐波的主要措施是：增加换流装置的脉动次数，加装交流滤波器、有源电力滤波器，加强谐波管理。

10、当系统频率低于49.1赫兹、49.0赫兹时，省调对频率异常处理是如何规定的？

答：（1）当频率低于49.1赫兹时，各发电厂、变电监控中心（变电站）值班人员应主动迅速地将装有自动低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸。

（2）当频率低于49.0赫兹时，各地调值班调度员应主动按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复到49.0赫兹以上；

（3）低频率运行时，对拉闸和自动低频减负荷装置动作跳闸的线路,需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的线路由省调下令恢复送电。

11、为了迅速处理事故，防止事故扩大，哪些情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理？

答：（1）对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；（2）厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；（3）电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；（4）将已损坏的设备隔离；（5）电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；（5）安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替；（6）本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。上述操作事后应尽快报告值班调度员。

12、省调对母线故障处理是如何规定的？

答：（1）发电厂母线电压消失时，现场值班人员应首先将可能来电的开关断开，然后断开所有开关（如双母线均有电源时，应先断开母联开关），一面迅速恢复受影响的厂用电，一面检查母线，同时报告值班调度员。

（2）具有两个及以上电源的变电站母线电压消失时，现场值班人员在每条母线上保留一个电源线路开关，断开其它开关（如双母线均分布有电源时，应先断开母联开关），一面检查母线，一面报告值班调度员。

（3）装有备用电源自投装置的变电站母线电压消失，备用电源自投装置拒动时，现场值班人员不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关，若母线仍无电压，立即拉开备用电源开关，再拉开其它开关。一面检查母线，一面报告值班调度员。

（4）母线电压消失时，如发现母线有明显故障，则应该将母线的所有开关、刀闸断开，用另一条母线送电。倒换母线操作时，应先拉开故障母线侧刀闸，再合非故障母线侧刀闸。

母线如无明显故障，可用发电机由零升压或选用适当电源线试送。

（5）母差保护动作跳闸，并伴有故障象征而使母线电压消失时，在未查明原因前，一般不应试送。

6）（母线因后备保护动作跳闸电压消失（多为线路故障开关拒动越级跳闸所致），在查明故障点并切除后，再恢复母线送电。

（7）试送母线时，尽可能用外来电源，只有在无其它试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。

（8）母线有带电作业时电压消失，应先进行母线检查，不得立 即试送。

13、电力系统中性点直接接地和不直接接地系统中,当发生单相接地故障时各有什么特点? 答:电力系统中性点运行方式主要分两类,即直接接地和不直接接地。直接接地系统供电可靠性相对较低。这种系统中发生单相接地故障时,出现了除中性点外的另一个接地点,构成了短路回路,接地相电流很大,为了防止损坏设备,必须迅速切除接地相甚至三相。不直接接地系统供电可靠性相对较高,但对绝缘水平的要求也高。因这种系统中发生单相接地故障时,不直接构成短路回路,接地相电流不大,不必立即切除接地相,但这时非接地相的对地电压却升高为相电压的1.7倍。

14、为保证电网继电保护的选择性,上、下级电网继电保护之间配合应满足什么要求? 答:上、下级电网(包括同级和上一级及下一级电网)继电保护之间的整定,应遵循逐级配合的原则,满足选择性的要求,即当下一级线路或元件故障时,故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值相互配合,以保证电网发生故障时有选择性地切除故障

15、简述220千伏线路保护的配置原则是什么？

答:对于220千伏线路,根据稳定要求或后备保护整定配合有困难时,应装设两套全线速动保护。接地短路后备保护可装阶段式或反时限零序电流保护,亦可采用接地距离保护并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。相间短路后备保护一般应装设阶段式距离保护。

16、简述线路纵联保护的基本原理？

答：线路纵联保护是当线路发生故障时,使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置,是线路的主保护。

它的基本原理是:以线路两侧判别量的特定关系作为判据,即两侧均将判别量借助通道传送到对侧,然后两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。因此,判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。

17、距离保护有哪些闭锁装置？各起什么作用? 答:距离保护有两种闭锁装置,交流电压断线闭锁和系统振荡闭锁。交流电压断线闭锁:电压互感器二次回路断线时,由于加到继电器的电压下降,好象短路故障一样,保护可能误动作,所以要加闭锁装置。振荡闭锁:在系统发生故障出现负序分量时将保护开放(0.12-0.15秒),允许动作,然后再将保护解除工作,防止系统振荡时保护误动作。

第三篇：中学生上网网瘾调查结题报告

《预防农村中学生沉溺网络游戏的研究与实践》课题研究总结

实验教师：刘亚萍日期2011.12.28

一、调查结果

1．大部分中学生（包括上过网的和未上过网的）喜欢上网。

2．中学生上网的目的：

⑴中学生上网，查阅自己爱好的信息或玩游戏者较多，其次是聊天、娱乐、收发邮件、下在音像资料或图片，再次是查阅资料、做网页、查阅有关知识的信息、浏览新闻等等；

⑵大部分男生上网是为了玩游戏；一多半女生上网是为了聊天。

3．比较热门的网站

搜狐、新浪等。

4．中学生上网的时间：

大部分中学生上网是在节假日，还有一部分是在放学后和同学一起上网。

5．中学生上网的途径

大部分中学生在家里上网，其次是去网吧或在同学、朋友家上网。

6．（非中学生）是否支持中学生上网：

支持者居多，反对者较少，大部分支持者的前提是“要正确对待，有限制地上网”。但很多中学生的家长反对或控制孩子上网。其反对原因大多是“上网耽误学习”及“上网容易受不良信息影响”。

7．网络对中学生的好处

⑴可以开阔视野，扩大知识面；

⑵因特网信息量大，信息交流速度快，中学生可以根据学习的需要，快速的查阅相关信息，并能及时了解世界新闻信息、科技动态，不受时空限制，这给中学生的生活、学习带来了很大的便利；

⑶由于网络的虚拟性，中学生在网上与其他人交谈时，不受时空的限制，方便的与其他人交流看法、心得，可以把平时不便于说的话说出来。从某一方面来讲，教师、学生家长可以在网上更好的了解学生的意见、建议，以及思想情况；

⑷可以促进中学生的学业。在网上查阅信息非常方便，学生可以根据学习的需要，找到合适的学习资料，甚至是合适的老师。这可以增加学生学习的动力和效率。

8．网络对中学生的坏处

⑴容易上瘾。

许多中学生沉迷于网络游戏、聊天室，不知不觉的出现了精神和身体上的病症，影响中学生的健康成长。

⑵容易受网上不良信息的影响。

许多网站（包括许多著名的大网站）的页面甚至主页上，都有一些不健康的内容，中学生很容易受它们的影响。有一些中学生受网上暴力内容的影响，甚至走上了犯罪的道路。

⑶容易荒废学业。

许多中学生自控能力不强，上网经常着了迷，晚上经常拖得很晚，不但影响了这一天的写作业和复习，还影响到第二天的学习。

⑷网吧问题。

现在网吧的数量日渐增多，且其中有很大一部分是非法的网吧。许多中学生在放学后、节假日和同学一起去网吧上网联机打游戏、聊天等等，且上网时间很长。这不仅浪费钱财，而且在网吧里更容易受到不良信息的影响。在调查过程中，许多接受调查的人都表示，很多网吧里电脑上的主页就是不良的网页。

⑸网上交友问题。

许多中学生在网上都有网友。而网络毕竟是一个虚拟世界，网上许多人说的都是谎话，很容易是中学生说谎、受骗，甚至在这些人的“引导”下误入歧途。

9．网络对中学生心理的影响

⑴许多网络游戏都含有暴力的内容。很多中学生上网就是为了玩游戏，经常接触这些游戏，就有可能使一些中学生掺入恐怖、暴力、以强凌弱等等不好的思想，给中学生的心理造成了较大危害。

⑵在调查中发现，聊天室中，许多人几乎句句不离脏话，而且经常谈论一些不良的内容。许多中学生长期沉迷于聊天室，不可能不受其影响。

⑶在网上，一切事物都是虚拟的。一些中学生长期沉迷于网络的虚幻世界里，有的人就会逐渐形成孤僻、沉默、不善于于别人沟通等性格。

二、分析

由调查可以看出：

1． 中学生上网主要还是处于好奇心和爱玩。

2． 中学生由于上网而出现的问题主要有两方面：一是影响了学习；二是受到网上不良信息的影响。

但是调查表明，受到网络影响的中学生并不太多。一般中学生上网是出于好奇和网络信息量大且速度快。绝大部分中学生上网还是非常正经的。

少数由于网络而出现问题的中学生,他们的问题一般是出在了“玩”上。网络吸引他们的不是知识，而是其他他们所看到的事物。中学生好奇心强、爱玩，自控能力又不太强，这使这些过于沉迷于网络的中学生在生活、学习，乃至思想上出了问题。而且，促成他们出现了问题的不只是在于他们本身，其根源问题是在于，现在针对中学生乃至青少年的网站实在太少。一般上网，如果不是有明确目的地搜索信息，充斥于中学生眼中的网络世界的，更多的还是过于成人化的东西。真正能让中学生感兴趣，并能牢牢吸引住他们的有益的专门网站寥寥无几。正因为如此，许多感到寂寞、无聊而上网的中学生，才会被吸引到网络游戏、聊天室中来，或是在无意的浏览中，被不良信息所影响。而且，玩游戏、聊天时都

很容易上瘾，时间往往在不知不觉中过去，这样就使一些中学生的身体受到影响，还影响到学习的效率和质量。

3． 一些中学生迷恋网吧的原因

⑴假期缺少能使中学生感兴趣的活动。

⑵缺少可以供中学生们娱乐、活动、放松的有益的免费活动场所。

许多中学生的学习压力大，因此在节假日，都很想去外面放松一下。但现在正是缺少能真正让他们放松而且能在玩中学到知识的场所。而像科技馆等场所，虽然比较好，可是门票往往很贵，而且展品也很少更新，中学生不可能经常去。所以，正是这种“真空”使网吧得到了机会。而且网吧为了增加顾客，上网的价格不贵，还增加了许多能满足学生们“爱玩”性格的游戏，这更使中学生经常“光顾”网吧。

⑶对非法网吧的打击力度不够。许多非法网吧已转到了“地下”，这更使执法人员无法清除它们。

三、针对问题的解决办法

1． 中学生自己要加强自控能力，上网避免浏览不良信息，并要少玩游戏，安排好上网的时间，不要太长。

2． 老师和家长应该引导学生上网，不能盲目的“堵网”，而应该通过各种培训教育，积极引导学生主动接触、了解并使用网络，并通过教育，提高学生的素质，重点培养他们的判别是非的能力，增强道德判断能力，使中学生能自动远离网上的不良信息，并能熟练的使用网络来为自己服务。

3． 应多多建立一些针对中学生的网站。

这些网站不应该是说教式的，而应该是非常有趣味，能吸引住中学生，并能使中学生在“玩”中学到知识，受到教育。应该调查中学生更喜欢什么样的网站，更喜欢什么内容的网站，并将这些有益的内容加到这些针对中学生的网站中，使它们能真正贴近中学生，把他们从网络游戏、聊天室中吸引过来。

可以在这些网站中加入一些论坛，是中学生能在其中畅所欲言，发表对网站，对老师、家长、学校的看法和建议，倾诉自己的想法和苦恼，这样就能用许多中学生都喜欢的方式，不但是中学生远离不良网站，还能更实际的解决他们的心理问题，改进老师、家长的教育方法，改进网站的内容、效果。这样做往往是事半功倍。

4．应该努力监督网络中网站的内容，净化网上环境，如果发现对中学生思想、行为有误导作用的网站，应该把它们清除。这样才能从根本上解决问题。

5．针对网吧的问题，应该加强对非法网吧的监管力度，一发现非法的网吧，就要坚决清除。可以发动中学生“举报”非法网吧，给监察网吧提供便利。

其实，只要全社会的人都来关注中学生上网，不久以后，网络必将成为中学生学习生活的一个必要工具。

第四篇：西北电网调度管理规程

西北电网调度管理规程

第一章 总

则

第1条 为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。

第2条 西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。

第3条 本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。

第4条 各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。

西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家

和上级有关文件统一进行。

第5条 各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。第6条 本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。

第7条 本规程自颁布之日起执行。

第二章 调度管理的任务和组织形式

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求： 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。

第9条 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。

西北电网各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分，既是生产运行机构，又是电网运行管理的职能部门，依法在电网运行中行使调度权。

各级调度机构在调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

调管范围内的发电企业、变电站的运行值班人员必须服从所属有调管权的上级调度机构的调度。

第10条 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，西北电网设置四级调度机构，即: 西北电网有限公司设西北电力调度通信中心(以下简称网调)； 陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力公司分别设电力调度（通信）中心（以下简称省调）；

各供电局设地区调度所（以下简称地调）； 县（市区）电力局设调度室。

第三章

网调的职责和权限

第11条 网调的职权： 指挥西北电网内网调调管设备的运行、操作及事故处理,协调间接调管设备的事故处理，当危及主网安全和或影响供电时,网调有权越级调度。指挥、协调电网的调峰、调频和电压调整。组织西北电网运行方式的编制，执行主网的运行方式，核准省网与主网相关部分的运行方式。会同有关部门制定水库运用计划，实施直调水电厂的水库运用计划,协调全网水库的合理运用，满足流域防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用的要求。参与编制电网的分月调度计划和技术经济指标，负责编制全网月、日调度计划，并下达执行；监督调度计划执行情况，负责督促、调整、检查、考核。平衡西北电网发电、输电设备的检修计划，负责受理并批准直调设备的检修申请，审核准间接调管设备的检修申请。负责西北电网电力电量交易管理，按有关规定及协议实施调度,并对省际间交换和直调发电企业的功率和电量进行考核管理。8 负责电网的安全稳定运行及管理，编制全网低频减负荷方案，提出并组织实施改进电网主网安全稳定运行的措施，实施全网无功电压和网损管理，参与电网事故的调查分析。负责调管范围内设备的继电保护参数整定和管理。根据调管范围和直调厂划分原则，负责制定网调调管范围，并报请电网管理部门批准，负责编制直调范围内新建、改扩建设备的启动并网方案。负责签订和执行调管范围内的并网调度协议。参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的审查，参与调管范围内的通信、调度自动化的规划。行使西北电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、通信、调度自动化的专业管理职能，组织并参与本网内有关电网调度管理方面的专业培训与经验交流。坚持依法监督、分级管理原则，依据有关授权对电力建设和生产过程实施技术监督；组织并参与有关提高系统安全经济运行的科研试验，以及新技术的推广应用。负责贯彻上级有关部门制定的有关标准和规定,行使主管部门赋予的其它职权。

第四章 调度管理制度

第12条 西北电力调度通信中心是西北电网的最高调度指挥机构，在调管范围内行使调度权。

第13条 网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。

网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。

在发布和接受指令、以及进行其它调度业务联系时，双方均应做详细

记录并录音，同时必须使用调度术语及普通话。

第14条 网调调管的任何设备，未获网调值班调度员的指令，各省调，发电企业、变电站值班人员均不得自行操作；当危及人身和设备安全时可先行操作，但事后应立即报告网调值班调度员。

在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。

对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。

第15条 网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向网调值班调度员提出意见；如网调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。

任何单位和个人不得非法干预电网调度，干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令 的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。

各省调和发供电单位的领导人发布的指令，如涉及网调调度员的权限，必须取得网调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。

第16条 电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。

第17条 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，网调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理：

1.未经网调许可，不按照网调下达的发电、输电调度计划执行；

2.不执行网调批准的检修计划；

3.不执行网调调度指令和下达的保证电网安全措施；

4.不如实反映执行调度指令情况；

5.不如实反映电网运行情况；

6.违反调度纪律的其它情况。

第18条 调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。

第五章 调度管理范围划分原则

第19条 网调调管的设备：

西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备。【网调调度管辖范围明细表见附录一】

网调直接调度对全网调频调峰、安全稳定影响较大的骨干发电企业，目前包括龙羊峡水电厂、李家峡水电厂、刘家峡水电厂、安康水电厂、渭河二厂、靖远一厂、靖远二厂、大坝电厂；网内其它20万千瓦及以上机组由网调间接调管，包括秦岭电厂、蒲城电厂、宝鸡二厂、平凉电厂、石嘴山二厂等。【网调间接调管设备明细表见附录二】 对于接入网调直接调管母线的非直调线路、变压器等设备的停送电工作，必须征得网调值班调度员许可后，才能进行操作。

第20条 网调负责对西北电网内所有330KV及以上电压等级新建、改扩建设备按照以上原则进行调管范围划分，经西北电网公司批准后执行，并报国调备案。

根据电网发展变化的情况，网调可以按照上述程序对调管范围进行适当调整。

第六章 电网调度计划的编制和管理

第21条 电网调度计划（即运行方式）按年、月、日分别进行编制，应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下：

1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。

2.调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上，编制全网全年电力电量平衡方案和设备检修计划，制定电网安全经济运行必须的各项措施。

3.月度调度计划须在分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。

4.日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑日用电负荷需求，近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后，编制日发电曲线并下达。4.编制调度计划时，对具有综合效益的水电厂（站）水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂（站）的设计文件，合理运用水库，一般不得破坏水库的正常运用。

5.编制调度计划时应留有足够的运行备用容量，同时应考虑电网联络线断面的输送能力及不同主体利益关系的平衡。电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应经西北电网公司主管生产的领导同意。

第22条：调度计划（即运行方式）的编制

一、西北电网运行方式由网调协调组织各省公司及各发电企业编制，并经西北电网公司审批后执行。

二、运行方式应包括 1.编制的依据和原则； 2.上系统运行简要总结； 3.电力生产需求预测；

4.新（改、扩）建项目的投产计划； 5.电网主要设备检修计划 6.水电厂水库运行方式 7.电网结构及运行结线方式

8.潮流计算及N-1静态安全分析和静态电压稳定分析 9.系统稳定分析及安全约束 10.无功电压和网损管理

11.电网安全自动装置和低频率减负荷整定方案 12.系统短路容量

13.330千伏电网过电压问题 14.电网安全运行存在的问题及措施 15.对西北电网稳定性的总体评价

三、为了编制下一运行方式，各省调应于本年9月底前向网调提供下列资料：

1.下一年（改、扩）建项目计划；

2.本省（区）调管范围内的分月发电设备可调出力（能力）；

3.本省（区）调管范围内的发供电设备检修计划； 4.本省（区）分月负荷预计及电力电量平衡情况；

四、各直调发电企业应于本年9月底前向网调提交以下资料： 1.下一年（改、扩）建项目计划； 2.发电机组技术参数；

3.发变组及其它电气设备检修计划；

4.分月发电量计划（能力）。

第23条：月调度计划（即月运行方式）的编制

一、月调度计划的编制程序

1.网调水调部门每月20日前提供水库水位和流量控制意见，并通知有关省调和直调发电企业。

2.各省调于每月23日前，将本省（区）下一月初步调度计划的主要内容汇报网调。

3.网调各直调发电企业于每月23日前，向网调报送调管设备检修计划、双边电量购销协议以及发电能力等信息。

4.网调根据上述资料，平衡系统发输变电设备检修情况，确定后编制西北电力系统月度调度计划，报西北电网公司批准后于每月25日左右以正式文件通知有关单位执行，并上报国调。

二、月调度计划的内容包括：

1.全网及各省（区）电力电量平衡情况；

2.全网、各省（区）及各直调发电企业的发电计划；

3.各省（区）（广义）联络线交换电量计划； 4.发电设备检修进度表； 5.输变电设备检修进度表； 6.水电厂水库控制运用计划； 7.无功电压曲线。

第24条：日调度计划（即日运行方式）的编制

一、日调度计划的编制程序

1.日调度计划编制的依据是月调度计划和电网的实际情况。2.各省调应于前一天12时前向网调汇报第二天本网预计最大/最小负荷（如遇节假日则为节假日前一天），调管范围内的机炉运行方式，调管范围内的最大/最小出力及发电量、设备检修安排、送购电计划及广义联络线96点监控曲线。

3.各直调发电企业在每天12时前向网调汇报第二天机炉运行方式、最大/最小出力及发电量。

4.网调进行全网电力、电量平衡后于先一日16时前编出并下达给各省（区）调度、直调发电企业和有关变电站。

二、日调度计划的内容

1.日预计负荷曲线（包括全系统、各省（区）发用电曲线及广义联络线控制曲线、各直调发电企业的负荷曲线，机炉运行方式安排）和旋转备用容量；

2.发供电设备检修通知单及调度业务通知单； 3.特殊运行方式下的电气结线图和反事故措施；

4.系统水、火电运行调整原则,保证电网安全稳定运行的措施,重大方式变化的事故处理方案。

第七章 系统电力电量平衡方案的编制和执行

第25条 网调编制系统电力电量平衡方案的原则是：

1.充分发挥发输变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，尽量保证电力电量的正常供应，满足水库各项综合运用基本要求；

2.充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行； 3.在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。

第26条 水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。

第27条 各直调发电企业必须按照网调下达的日有功负荷曲线及规定的无功电压曲线运行，并根据调度指令调整。网调将对直调发电企业的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当发电企业无法使其有功负荷和电压与相应的日负荷曲线和无功电压曲线相符合时，应立即汇

报网调值班调度员。

直调发电企业的机组起动时间、增减负荷的速度、以及最大可能出力和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。

第28条 陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。

各省调应制定火电最小开机方式，并报网调备案。

第29条 网调值班调度员可以按照有关规定，根据电网运行实际情况调整调度计划，调度员调整计划必须填写调度值班记录。

第30条 为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。

对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 系统频率调整和联络线功率监视与控制

第31条 电网额定频率是50.00赫兹，其偏差不得超过±0.2赫兹；在自动发电控制(AGC)投入时，电网频率按50.00±0.10赫兹控制。第32条 所有并网发电机组都应参与系统一次调频，且须按西北电网运行要求进行参数整定，并使性能达到行业以及西北网调有关规定的标准。未经网调同意，严禁将网调直调发电机组一次调频特性更改或退出。

按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。

第33条 全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。

第34条 第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10赫兹，在规定的负荷调整范围内，第一调频厂应主动负责调整系统频率，当第一调频厂已达到接近规定的负荷调整范围时，应立即报告网调。第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。

在系统频率偏差超出50.00±0.20赫兹时，第二调频厂应不待调令立

即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内；当系统频率偏差超过50.00±0.50赫兹时，系统内所有发电企业均应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内。网调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.20Hz时，应及时汇报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改调管发电厂的计划出力曲线。

第35条 网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。

频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。

第36条 联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。

当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。

第37条 各省（区）调度对广义联络线应加强监视，并按照调度计划及时进行调整。

第九章 电网稳定管理

第38条 电网稳定分析应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的规定，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，依照调度管辖范围分级负责进行。网调与各省调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必须的、要准确的参数与信息。

第39条 网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。

第40条 安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令，现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用，如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时，需经网调许可。

第41条 当安全稳定控制装置动作后，现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解，装置运行单位应给予积极的配合。

第42条 安全稳定控制装置的调管辖单位每年应对装置进行一次检查工作，装置运行单位应积极配合定检工作。

第43条 电网运营企业应制定本网黑起动调度操作方案，并根据电网 的发展，适时修订。各电网使用者有关单位应根据方案的要求积极配合开展相关工作。

第十章 系统低频自动减负荷管理

第44条 为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电，在系统频率因故严重下降时，应能自动切除部分负荷，因此，系统内应配置足够数量的低频减负荷装置。

第45条 低频减负荷装置的设置按网调运行方式执行。第46条 低频减负荷装置的整定原则：

1.确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50赫兹以上，并不得高于51赫兹；

2.在各种运行方式下低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限;3.系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作； 4.根据负荷性质确定低频减负荷顺序，先切除次要用户、后切除较重要的用户；

5.低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备自投装置等再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用；

6.全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。第47条 各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省（区）

电网的低频减负荷方案，并逐级落实到各地区供电局和有关厂站，各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。

第48条 网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。第49条 低频自动减负荷装置的运行管理

1.低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。

2.在拉闸限电情况下，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍应满足方案要求。各省(区)应当装设备用低频减负荷装置，以便随时调整。3.各省（区）低频减负荷装置应每年定期检验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

4.各省调应将每月15日4时、10时、21时各级低频减负荷装置所控制的实际负荷数于月底前书面报告网调。

5.电网发生事故时，如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况，各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况，动作时间和切除的负荷量，并及时报告网调值班调度员；事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。

第十章 系统电压调整与管理

第50条 西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。

第51条 根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。

第52条 网调每月编制控制点和监测点具体的电压曲线或无功出力曲线，随同月调度计划下发给有关厂站，以监视和调整电压。因电网运行方式的变化，电压曲线或无功出力曲线在日方式安排中可作适当修正。

各省调也应编制各自调管范围内电压或无功曲线，由有关发电厂和变电站负责监视和调整。

第53条 凡具有调节能力和手段的发电企业和变电站必须根据给定的电压或无功曲线，对母线电压进行调整和监视，使其符合规定的数值。网调调管的发电机、调相机的自动调整励磁装置和强行励磁装置的投入和退出，必须取得网调值班调度员的同意。

当控制点母线电压超过允许的偏差范围时，该控制点的发电企业应不

待调令调整机组出力使其恢复到允许的偏差范围以内。若控制点母线电压在机组当无调整能力用尽后且仍超过允许电压偏差范围时，值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。当监测视点母线电压超过允许的偏差范围时，该监视点的变电站值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。网调和省调在电压调整上要互相配合，密切协作。为了保证系统电压正常，网调值班调度员可以根据实际情况改变电压或无功曲线，并及时通知各有关厂站执行。

第54条 各级值班调度员应经常监视系统监测点电压，当其超出允许的偏差范围时，应积极采取措施，确保系统电压符合规定值。调整电压的主要方法有：

1.改变发电机励磁，包括使用进相方式运行； 2.利用带负荷调压变压器;3.投入和切除并联电容器或电抗器； 4.改变发电厂间负荷的分配； 5.使用调相机；

6.必要时可改变系统结线和运行方式，但应注意系统安全； 7.调整变压器分接头。

第55条 网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改

措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。网调直调发电机组进相深度的暂规定如下：

1.龙羊峡单机出力不大于25万千瓦时，单机最大进相深度为8万千乏。

2.李家峡单机最大进相深度7万千乏。

3.刘家峡#5机最大进相深度为8万千乏，#1～4机暂不考虑进相运行。

4.安康单机出力10～20万千瓦时，进相深度为8万千乏。5.渭河单机最大进相深度8万千乏。

6.靖远一厂＃1－3机组暂不具备进相能力，＃4机组最大进相深度5万千乏。

7.靖远二厂单机最大进相深度6万千乏。

8.大坝＃

1、2机最大进相深度6.5万千乏，＃

3、4机最大进相深度4万千乏。

第56条 为了保证电压质量和降低电能损耗，变压器分接头采用分级管理，即各级调度机构分别负责本调管范围内的变压器分接头位置的整定。发电企业和变电站未经有关调度同意，不得自行改变调管范围内的变压器分接头的位置。网调调管的330kV有载调压变压器的分接头，应根据网调运行方式中无功优化结果进行调整；网调调管的330kV非有载调压变压器分接头的改变应根据网调调令执行。网内其它非网调调管的330kV变压器分接头的改变应报网调备案。第57条 为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差

范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。

第58条 考虑到电压的局部性特点，要求各省调根据本电网的实际情况，确定低压减载装置的配置方案和切荷量。

低压减载装置主要应配置在：离电源点较远、无功支撑不足的电网；可能孤网运行的电网；电源支撑不足的负荷中心地区。

第59条

网调负责330kV及以上电网的网损统计和分析工作，负责汇总各省（区）电网高压网损情况，并定期进行全网网损分析，提出改进意见。

第十一章

运行备用管理

第60条 西北电网运行备用由网内所有统调发电企业共同承担，按照“统一调度、分级管理”的原则，实行全网共享，优化配置。第61条 西北电网运行备用容量的配置原则为：

1.西北电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上预测最高负荷的百分之二；各省（区）电网的旋转备

用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率。其中各省（区）旋转备用容量包括主网通过相关联络线提供的备用。2.非旋转备用容量由网调统一安排，其容量应不小于西北电网内最大单机容量发电机组的额定功率。

3.一般情况下，由水电机组承担主要的旋转备用容量，当水电机组受水库运用制约而备用容量不足时，可由火电机组承担主要的旋转备用容量。

第62条 西北电网运行备用容量的使用原则为：

1.全网共享原则。当发生电网频率异常、机组事故、线路事故时，由网调统一安排使用。事故紧急情况下，网调可越级使用省（区）调调管的运行备用容量。

2.各省（区）电网承担的备用容量，首先用于本省（区）的预计负荷偏差的调整、本省（区）大机组故障和线路事故的处理，通过网调也可用于其他省（区）大机组故障、线路故障或全网事故的处理。3.网调及各省（区）调所调范围内运行备用不足时，应迅速安排备用容量，并在规定时间内达到要求，以保证电网有足够的运行备用容量。4.当省（区）电网内发生事故造成运行备用不足时，首先由网调将全网可调运行备用容量调出，缺额部分由事故省（区）承担，送电省原则上不限电。

第十一章

设备检修管理

第63条 编制设备检修进度应遵照以下原则：

1.设备检修的工期与间隔应符合原部颁检修规程的规定，并满足有功出力备用裕度的要求。

2.发输变电设备的检修安排应根据西北电网特点进行,水电机组主要安排在枯水期进行，大容量火电机组应尽量安排在汛期进行。具有多年或年调节特性的大型水电站及其梯级电站的部分机组也可依据情况考虑安排在汛期进行。330kv输变电设备一般集中安排在每年的春秋两季。

3.设备检修应做到相互配合,即电源和用电，发电和输变供电，主机和辅机，一次和二次设备检修之间及各单位之间的相互配合。4.网内20万千瓦及以上机组的检修计划由西北电网公司组织各省公司、有关发电企业及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。5.330KV输变电设备的检修计划由西北电网公司组织各省公司及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。

第64条 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003），发电企业机组检修按检修规模和停用时间分为A、B、C、D四个等级。第65条 系统内调管设备的检修按照是否纳入计划分为计划检修（含节日检修）和非计划检修。

计划检修是指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验。节日检修是指节假日期间的计划检修项目。

非计划检修是指设备缺陷或故障造成的临时设备停运检修，包括临时检修、事故检修和带电作业等。

第66条 计划检修分为：

1.检修计划：网调直调发电企业应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划，并于每年10月15日前向西北电网公司及网调报送下网调调管设备检修建议计划。网调调管的其它发输变设备的下检修建议计划由各省（区）电力公司编制，于10月15日前报送西北电网公司及网调。西北电网公司于每年11月15日前召开检修平衡会议确定下全网设备检修计划并下达。

2.月度检修计划：网调根据检修计划和各单位按规定上报的检修项目，于月前十天召开有关单位参加的检修会议或电话联系，经平衡后确定，在月度调度计划中下达。

3.节日检修计划：网调除在月度检修计划中考虑确定外，特殊情况应在节日前三天报网调平衡后安排。

第67条 检修申请的批复和检修时间的规定

1．网调调管范围内设备的检修，虽已在年、月检修计划中确定，但仍需在开工前一日十二时前由规定部门向网调提出申请，网调在开工前一日十六时前答复。遇节假日应提前到节假日前一日申请批复。2．发输变电设备的检修管理范围按调管范围界定

网调直调的发电企业和变电站的设备检修申请，由发电企业值长和变电站值班长向网调值班调度员提出；网调调管的线路检修申请按照维护分工，分别由所在省调向网调值班调度员提出；各省调调管设备的操作对网调调管设备及主网运行方式有影响的，各省调必须按规定提前向网调申请，在征得网调许可后方能操作。

设备检修如影响到需要网调调管设备停止运行进行配合时，相关省调或厂站值（班）长应按规定提前向网调进行申请必须在设备检修申请的同时，向网调报送具体的检修工作方案，在征得网调许可批准后方能操作。

批复工作由网调值班调度员按情况分别通知相关的发电企业、变电站、省调，批准内容和工作时间以检修通知单为准。当网调调管范围内设备运行方式的改变对省（区）电网有影响时，应及时通知相关省调。

网调值班调度员可根据系统情况，直接批准当日内可以完工并不影响系统正常运行的设备检修。

基建施工单位由于施工需要或用户因本身工作需要，而要求网调调管范围内的设备停电时，其停电计划和申请手续由设备运行维护单位统一向网调办理。

3.设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中获批准，但改变设备状态，必须得到值班调度员的指令以后才能进行，检修工作也只有得到值班调度员的许可，才能正式开工，检修工作结束后，应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工作已经完毕。

4.如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时,不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期,应经调管该设备的调度部门批准。

已经批准的停电检修工作,检修单位因故不能开工时,应于停电前通知网调值班调度员。因系统原因不能按期开工，应提前通知申请单

位。

5.开工检修的设备因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前办理改期申请手续，如果计划检修工期只有一天者（包括每天都要恢复送电的检修），只允许由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。

6.对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向网调增报申请，若有设备状态变化必须明确要求,待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按第6条规定办理改期申请手续。

7.设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，从而影响省际间正常的电力、电量互供计划者，按省际间互供电管理办法追究相应单位的责任。

8.严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在网调调管的电气设备上进行带电作业时，凡对系统有要求，均须按正常手续办理申请。

9.申请检修的单位，凡设备在恢复送电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，需报出试验方案或要求，该方案或要求必须在试验前七天提出。

第十二章 新建、改建和扩建设备

投入系统运行的管理

第68条 新建、扩建的330KV及以上电压等级的发电企业、变电站的调管范围划分和设备命名编号由网调负责。

第69条 在电网内新、改扩建的发、输电工程拟并网前，应满足以下条件：

1.向有关电网管理部门提交齐全的技术资料；

2.生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制度等均已完备、新投产设备已通过启动调试）；

3.与有关电网调度机构间的通信通道符合规定，并已具备投运条件；

4.按电力行业标准规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，并通过有资质的技术质检机构的检测，电网运行所需的安全措施已落实；

5.远动设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息具备送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件，系统联调完毕，并通过有资质的技术质检机构的检测；

6.与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格；

7.具备正常生产运行的其它条件。

第70条 网调调管的新建发电企业及输变电工程和改建扩建工程均应于设备投入运行前三个月由项目业主或建设单位向网调提出投入系统运行申请书，申请书一式二份，内容包括：

1、新建或改建工程的名称、范围;

2、预定的启动试运日期及试运计划;

3、启动试运的联系人及主要运行人员名单;

4、启动试运过程对系统运行的要求。

同时还应按网调要求报送以下资料:

1、主要设备的规范和铭牌参数;

2、平面布置图、一次电气结线图(包括厂用系统结线图)、相序图、二次保护原理图、保护装置说明书、汽水系统图、输煤制粉系统图、水工建筑及水库等资料;

3、设备运行操作规程及事故处理规程;

4、通讯联络方式；

5、远动和自动化设备相关资料。上述资料如有变化，要及时上报网调。

第71条

网调在接到上述申请后,应于启动前将批准书通知设备运行单位,批准书内容包括:

1、设备调度管辖范围的划分;

2、设备命名及编号；

3、运行方式的确定,变压器分接头位置的确定;

4、继电保护和自动装置的整定值及设备最大允许负荷电流值;

5、设备加入系统运行的调度方案和启动试运完毕加入系统运行的管理制度;

6、网调值班调度员名单。

第72条 新建、改扩建设备启动申请应提前三天向网调提出，网调于启动试运前一日批复。新建或改建工程单位，虽已接到网调的批复，但仍需得到网调值班调度员的调度指令后方可启动操作。

第73条 由于设备资料不全，设备试验不合格，设备投运后对电网安全带来威胁，保护装置不全，通讯不完善，缺少调度自动化信息等，网调有权拒绝该新设备投入系统运行。

第74条 满足并网运行条件的发电企业、机组、用户变电站以及电网申请并网运行，有关电网管理部门和调度部门应当予以受理，按规定签订并网调度协议。

并网运行的发电企业或用户变电站必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力，同时体现公平、公正、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统一安排并网发电企业的调峰、调频、调压和事故备用.第75条 对于各省调调管范围内的110KV及以上新建或改扩建的输变电工程，单机容量5万千瓦及以上、总装机容量10万千瓦及以上的发电企业，所在省调应在设备命名编号文件下发后，将有关设备规范、参数及运行方式等相关资料报网调，在启动操作前须汇报网调。如对主系统运行有较大影响时，网调将提出具体启动要求，省调必须严格执行且在启动操作前须征得网调同意。

同时涉及网、省调管范围的新建、改扩建工程的启动方案，相关单位应在网调统一组织下充分协商、分头实施。

第76条 在新设备启动调试期间，新设备的电气操作应根据调管范围 的划分，按照各级调度的调令执行。设备试运完毕后,相关单位必须向网调汇报该设备正式加入系统调度管理。

第十三章 水库及水电站的调度管理

第77条 水库调度的原则

1.依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》等有关政策法规，水库设计原则和有关规定，作好水库调度工作，确保水库运行安全,充分发挥水库的综合效益。

2.水库防汛工作服从有管辖权的地方防汛部门的统一领导和指挥。3.黄河龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库必须统一调度，并由西北网调统一指挥。

43.西北电网内各水库原设计运行原则是近期水库调度运行的基本原则要严格依据水库设计文件安排水库运行方式。第78条 西北网调水库调度范围：

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡、安康五水库径流发电调度； 2.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四库非防洪目的的泄水闸门调度。

第79条 西北网调水库调度管理职责

1.每年汛末，网调依据水库蓄水状况、综合利用要求及电网实际情况，提出当年11月至次年6月龙羊峡、李家峡、刘家峡水量调度建议方案，供黄河水量调度会议讨论。

2.在满足综合利用的前提下，网调统一制定黄河上游汛期长、中、短期龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡水量调度方案；有关省公司依据此方案编制黄河上游其它水库运用方案。

3.网调负责具体实施黄河上游龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库的日常水量调度及梯级电站的联合优化调度，节水增发，提高水能利用率。

4.网调协助各级政府完成黄河上游梯级水库的防汛、防凌工作。5.网调应及时向流域机构提出刘家峡水库运行中存在的问题和建议。6.网调协助流域机构处理沿黄地区及有关部门对黄河上游水量调度工作的意见。

7.网调负责安康水库运行计划制定及水量调度工作。8.网调负责西北电网跨流域补偿（优化）调度。

9.网调负责刘家峡水库的排沙调度（在新规程实施初期，该工作目前暂委托甘肃中调实施）。

10.网调负责龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡非防洪目的的闸门的调度及泄水设备的检修审批。

第80条 有关省调和直调水电发电企业的职责

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四水库泄水建筑物检修时，如影响到后期水库运用，必须提前向西北网调报批提出申请。

2.有关省调及直调水电发电企业应积极主动做好向西北网调转发水情信息的各项工作，直调水电发电企业在现有或新建应负责将水情信息系统必须开发具有向西北网调转发水情信息的相关功能送至网调。

第十四章 继电保护和安全自动装置的调度管理

第81条 继电保护和安全稳定控制装置的运行管理

1.网、省调必须严格执行原电力部颁布的《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》等。2.继电保护和安全自动装置的投退及更改定值均应按调度指令执行;未经装置调管辖调度机构的同意，现场运行人员不得改变安全稳定控制装置的运行状态。

3.现场继电保护与安全自动装置的定值调整和更改工作，必须按定值单要求在规定时间内完成。直调发电企业计算的发变组保护定值，在保护投运前由发电企业自行核对；

4.继电保护和安全自动装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向网调汇报，若需退出装置进行检验时，必须经调度批准。如危及一次设备安全运行时，可先将保护装置退出，但事后应立即汇报。5.继电保护与安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续;6.厂、站运行人员应严格执行汇报制度。继电保护和安全自动装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录及时传至相应调度机构和相关维护技术人员，做好必要的注释。

7．发电机的励磁系统及调速系统对系统稳定有较大影响，其定型、改造、更换必须进行可行性研究，并报直接调管的调度部门机构认可后方可实施。励磁系统及PSS的整定参数应由其直接调管的调度机构主管调度部门下达或批准。

8.各级调度部门继电保护管辖权限应与一次设备相一致，不允许出现继电保护运行管理上的空白点；属省调管辖的保护装置的应用，如影响到主网的稳定运行和保护配合时，应经网调许可。每年一季度，各省调和有关地调应根据运行方式的安排，向网调报送整定交接面处的等值阻抗。二季度网调下发主网厂、站母线等值阻抗； 9.凡网调布置的继电保护装置及二次回路“反措”及微机保护软件更换工作，有关单位必须在规定时间内完成。由省调或运行单位制定和组织实施的“反措”，涉及到网调调管的保护装置和二次回路时，须提前向网调报送有关资料，待得到网调批准后方可实施。

10.涉及到网厂双方或不同电网之间的接口定值应兼顾电网运营者和电网使用方的利益。发生争议时，各方应协商解决。协商时按局部利益服从整体利益、低压电网服从高压电网及技术、经济合理的原则处理。

第82条 对网调调度员及发电厂、变电站运行人员业务技能的要求

一、网调调度员应具备下列技能：

1． 能按规程正确指挥及监督继电保护和安全自动装置的操作及运行；

2． 能根据继电保护和安全自动装置的动作情况分析判断系统故障及

异常情况；

3． 熟悉保护定值的含义及保护允许最大负荷电流；

4． 熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理、控制策略及运行注意事项。

二、厂、站运行人员应具备下列技能

1.能按规程对继电保护和安全自动装置进行正常监视、操作及检查； 2.能对继电保护和安全自动装置，以及二次回路工作的安全措施进行监督；

3.能及时发现继电保护和安全自动装置，以及二次回路的缺陷和异常状况；

4.熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理，以及现场继电保护运行规程。

第83条 网调调度员及发电厂、变电站运行人员在继电保护和安全自动装置运行方面的职责 一．网调调度员的职责：

1.批准和监督调管范围内各种保护装置和安全自动装置的正确使用与运行；

2.根据保护装置的最大允许电流，调整电网的运行方式；

3.在事故处理及改变系统运行方式时,考虑继电保护及安全自动装置运行方式的变更；

4.管辖的保护装置和安全自动装置修改定值或新保护装置投运前，与厂、站运行人员核对保护装置定值和运行注意事项，并在通知单上签

字和注明核对时间；

5.掌握直接影响电网安全稳定运行的有关继电保护和安全自动装置问题，并及时督促有关部门解决；

6.在系统发生事故以及其它异常情况时，当值值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况分析处理事故，并做好记录，及时通知有关人员；

7.根据系统稳定、运行方式及负荷情况，提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。

二、厂、站运行人员的职责：

1．根据网调当值调度员的命令，进行保护装置和安全自动装置的投、撤操作；

2．在继电保护和安全自动装置及二次回路上工作前，负责审查相关工作人员的工作票和安全措施，并按工作票要求和实际情况做好工作现场的安全措施。工作完毕，负责对工作内容及安全措施的恢复进行验收（如检查拆动的接线、元件、标志是否已恢复，压板位置、继电保护工作记录是否清楚等）；

3．管辖的保护装置和安全自动装置在修改定值或新装置投运前，与网调当值调度员核对保护装置定值和运行注意事项，无误后方可投入运行；

4．根据继电保护运行规程，对保护装置及二次回路进行定期巡视、检测。按保护装置整定所规定的允许负荷电流，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

5．发现并记录保护装置和安全自动装置及其二次回路存在的缺陷及异常情况，及时督促有关部门消除和处理；

6．及时向网调当值调度员报告保护和安全自动装置动作（或启动）及异常情况。

第十五章 电网调度自动化系统的调度管理

第84条 电网调度自动化系统是反映和控制电网运行工况的信息系统，是保证电网安全、优质、经济运行的重要支持手段之一。电网调度自动化系统主要包括能量管理系统（EMS）、调度生产管理系统（DMIS）、水调自动化系统（HMS）、电力调度专用数据网络（SPDNet_NW）等。西北电网各单位、各发电企业必须遵守国调颁发的《电网调度自动化系统运行管理规程》和网调颁发的《西北电网调度自动化管理规定》。

第85条 网调直（间）调厂站的自动化信息，应直接传送至网调，网调所需其它厂站自动化信息由省调转发。各省所需的全网有关信息由网调返送各省调。自动化信息传送应采用主备通道，原则上应采用两种不同的路由或通信介质（网络/网络或网络/专线）。

第86条 调度自动化系统中采用的设备应取得国家有资质的检测部门颁发的质量检测合格证后。且必须符合上级调管机构所规定的通信规约及接口技术条件方可使用。同属多级调度机构所调管的厂站

宜采用一发多收方式，一般不允许重复设置RTU。

第87条 调度自动化设备的维护由设备所在单位负责，各级电网调度机构应设置自动化部门，各发电企业应设置自动化专职（责）人员，负责自动化系统（设备）的日常运行维护，保证设备的正常运行及信息的完整性和准确性，并配备所需的备品备件。调度自动化系统（设备）维护单位应配合上级调度部门的安全检查、信息核对、信息表修改等工作。

第88条 各级调度自动化系统因故障或其它原因临时停运，应及时处理并通知网调值班调度员（？？）。系统计划停运，应提前三天申请，经上级有关主管领导批准后方可实施。调度自动化系统工作若影响上传信息时，需经上一级调度部门同意方准工作。

第89条 新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目应实行分级归口管理。各级调度自动化运行管理机构应配合计划、基建部门分别管理各自调管的新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目，在调度自动化部分的设计审查、功能要求、配置原则、技术方案论证、设备选型、接口标准和通信规约等技术方面把关；跟踪调管的新建、改扩建厂站的调度自动化系统（远动设备）建设的全过程，参加竣工验收，并保证和一次系统设备同步投运。

第90条 调度自动化系统和厂站自动化设备的更新改造方案需经上级调度部门批准，必须采取必要的过渡措施，改造后不得影响原有信息的传送。

第91条 当电网结构、调管范围发生变化时，调度自动化运行管

理部门应根据调度部门提供的资料及时修改数据库、画面、报表、模拟盘信息等，并根据规定的信息采集传送原则，向上级调度自动化管理部门上报厂站主接线图、信息表、相关设备参数等，及时完成信息的采集、传送和转发。

第92条 值班调度员发现调度自动化系统异常或信息有误时，应及时通知自动化值班人员进行处理。自动化值班人员若发现相关调度自动化系统、厂站自动化设备异常时，应及时通知有关单位自动化专业人员处理，并做好记录。

第93条 各级调度部门和厂站端自动化设备维护单位接到上级部门自动化设备异常通知后，应及时处理，不得延误处理时间，并如实向上级汇报。各级通信部门接到自动化部门有关自动化通道异常申告后应及时进行检查测试、组织各级通信部门处理，不得延误。对于长时间（超过24小时）设备异常或信息错误，各级调度部门和厂站自动化设备运维单位必须向上级调度机构提交书面报告，如实反映事故（异常）情况、处理方案和预防措施。如有必要，上级调度机构可组织联合调查组对事故进行分析、调查。

第94条 各级调度部门及厂站所辖电力监控系统及电力调度专用数据网络的规划设计、项目审查、工程实施、运行管理等各相关环节都必须严格遵守原中华人民共和国经济贸易委员会30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护暂行规定》的有关条款,并符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的相关要求。第95条

各级调度自动化系统所采用的网络安全设备必须经过国家

有关安全部门的认证，各类安全设备必须严格符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的规定要求。

各级调度部门应建立电力调度专用数据网络, 新的节点和业务系统接入电力调度专用数据网络, 必须经上级调度部门批准后方可实施。

第96条 AGC的控制原则和规定

为了协调好西北网调与陕、甘、青、宁各省调的AGC功能，按照目前西北电网调度体制及调管设备范围划分原则，确定以下控制原则：

1.西北网调的AGC采用定频率(FFC)或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC）控制模式，负责全网的频率调整及网调AGC控制区对外联络线的调整。

2.陕、甘、青、宁省调的AGC采用定联络线功率(FTC)控制模式或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC），负责本省与相邻省间联络线功率的调整。

3.以上所控制的联络线功率是一种广义的联络线功率。4．凡参加AGC的机组，必须经网调组织调试，合格后由网调下文方具备正式投运条件。单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上水电机组应具备AGC功能，且其性能应达到国家有关标准要求。

网调直调的发电企业原则上由网调的AGC控制。

5、参加AGC的机组发生异常情况、AGC装置不能正常运行或协调事故时，发电企业可先停用AGC，将机组切至“当地控制”，然后

立即汇报调度，并对异常情况进行处理。

6、参加AGC系统运行的发电企业根据需要编写现场规程，并将现场规程报有关调度。

第97条 网调调度员在AGC运行方面的职责

1、监督AGC装置的正确使用；

2、当电力系统运行条件满足AGC运行时,启动AGC到运行状态；

3、在启动AGC之前负责监视AGC控制电厂的远方控制信号，并通知当地值班人员；

4、正确选择AGC的一次控制模式与二次控制模式；

5、正确选择各发电机组的控制模式；

6、对陕、甘、青、宁省调下达各自的广义联络线交换计划曲线，作为这些省调AGC定联络线交换功率的计划值。

第十六章 系统调度通信管理规定

第98条 各级电力通信机构必须认真贯彻执行原部颁及西北电网公司颁发的有关通信管理规程、规定。

第100条各省（区）调度部门内均应设立通信管理部门（含通信调度），负责通信专业管理职能，负责本级电力通信的调度和运行维护。（总则）

第10199条 网调负责西北电力通信网主干通信电路的运行管理及电路调配，各级调度通信部门负责所辖通信站设备的运行维护。第102条通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构，各网省调应设置通信调度，并实行24小时专人值班。通信调度负责对各级通信部门之间的沟通和联络、不同专业间的配合协调、通信电路故障的指挥处理和通信带宽资源的调配。

第103100条 通信调度必须严格执行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的指挥原则，团结协作，确保通信电路的畅通。正常运行情况下，按逐级原则，通信调度实行自上而下的领导和指挥以及自下而上的报告制度。紧急情况下，上级通信调度可越级指挥并在事后通报下级通信调度，通信站和下级通信调度可越级报告并在事后报告上一级通信调度。

第104101条 直调厂站至网调的通信应具备两种独立路由或光纤、微波等不同通信方式的通道，以确保调度电话和自动化数据的可靠传输。同时在网省调应配置实用、有效的主干电路通信设备运行监视及管理系统，以确保通信电路故障时，告警信息能准确、及时反映上传。第105102条 加强继电保护、安全自动装置传输通道的维护，要尽可能为继电保护、安全自动装置提供双通道，并保证有独立的通信电源系统供电。

凡通信人员需对复用继电保护、安全自动装置的通信设备进行测试、检修，必须事先以书面方式向网调提出申请，经批准后，填写工作票，并通过所在厂、站电气值班人员向主管调度申请退出相关继电保护、安全自动装置，批准后方可开始工作。工作完毕后，应立即向网调汇报，并向本厂、站电气值班人员办理完工手续。

第106103条 通信电路、设备计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对调度生产业务造成影响时，（相应通信运行管理部门）应提前三天报调度部门批准，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。检修工作结束后，需按规定办理复役手续。第104条 通信人员在进行通信电路、设备的投入、退出、转接、调测、检修、故障处理、统计分析与评价及电路的运行方式和分配计划等方面的工作时，必须规范工作程序。

凡影响或可能影响上级电路正常运行的计划检修、改造、搬迁等工作，必须提前一周向上级通信调度以书面形式提出申请，详细报告计划、方案、措施等，经批准后方可实施。

计划检修、改造、搬迁等工作完成后，必须在一个月内将实际完成情况以书面形式详细报告上级通信调度。

第105条 发现主干电路中断或接到调度、自动化及保护专业用户的故障申告，网调首先应判断故障点，并及时通知有关省通信调度及电路所辖运行维护单位进行处理。

各级通信调度和电路所辖运行维护单位在接到故障通知后，应尽快派人到现场进行故障处理，不得以任何借口予以推诿、拖延。电路运行维护单位在网、省调的指挥和协调下应尽可能缩短故障处理时间。如遇疑难故障不能马上立即恢复时，应采取电路迂回、转接等应急措施，保证主干通信电路和重要业务通道的畅通。

电路、设备恢复正常后，现场维护人员应将中断原因、故障部位、处理结果及恢复时间通知网通调值班员。

电路的使用和故障处理，应执行“先生产、防汛，后行政”，“先干线、后支线”的调度原则。

第106条

如果输电线路或通信设备检修影响电力调度、继电保护、安全自动装置、自动化数据通道时，由通信部门提出受影响的通道名单，经主管 领导批准，并于通道停用前及恢复后通知相关专业部门及电网调度部门。

第107条

新建厂站通信部分基建项目应实行分级归口管理，通信部门应配合计划、基建部门完成设计审查、功能要求、配置原则、方案论证、设备选型和接口标准、通信规约的确定。

第五篇：风电运行规程

风力发电运行规程 范围

本规程规定了风力发电场设备和运行人员的要求，正常运行、维护的内容和方法及事故处理的原则和方法等。本规程适用于并网风力发电机组（以下简称风电机组）组成的总容量在1000kW及以上的、单机容量为100kW及以上定桨距或变桨距水平轴风电机组组成的风力发电场（以下简称风电场）。垂直轴式风电机组组成的风电场或容量在1000kW以下的风电场可参照执行。2 引用标准及参考文件

《 GB/T1.1-2000 标准化工作导则》、《 GB/T15498-1995 企业标准体系》、《管理标准和工作标准的构成和要求 GL/T800-2001》、《电力行业标准编制规则 DL/T600-2001》、《电力标准编写的基本规定 GB14285—1993》、《继电保护和安全自动装置技术规程 DL408—1991》、《电业安全工作规程 DL/T572—1995》、《电力变压器运行规程 DL/T596—1996》、《电力设备预防性试验规程 DL/T620—1997》、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL5027—1993》、《电力设备典型消防规程 SD 292—1988 架空配电线路及设备运行规程（试行）》 3 职责

3.1 运行管理部门是本规程的归口管理部门。3.2 运行管理部门负责规程的制订、修订等工作。4 管理内容与要求 4.1 对设备的基本要求 4.1.1 风电机组: 4.1.1.1 风电机组及其附属设备:风电机组及其附属设备均应有设备制造厂的金属铭牌，应有风电场自己的名称和编号，并标示在明显位置。4.1.1.2 塔架和机舱:塔架应设攀登设施，中间应设休息平台，攀登设施应有可靠的防止坠落的保护设施，以保证人身安全。机舱内部应有消音设施，并应有良好的通风条件，塔架和机舱内部照明设备齐全，亮度满足工作要求。塔架和机舱应满足到防盐雾腐蚀、防沙尘暴的要求，机舱、控制

箱和筒式塔架均应有防小动物进入的措施。

4.1.1.3 风轮:风轮应具有承受沙暴、烟雾侵袭的能力，并有防雷措施。4.1.1.4 制动系统:风电机组至少应具有两种不同原理的能独立有效制动的制动系统。

4.1.1.5 调向系统:调向系统应设有自动解缆和扭缆保护装置。在寒冷地区，测风装置必须有防冰冻措施。

4.1.1.6 控制系统:风电机组的控制系统应能监测以下主要数据并设有主要报警信号：

1）发电机温度、有功与无功功率、电流、电压、频率、转速、功率因数。2）风轮转速、变桨距角度。3）齿轮箱油位与油温。4）液压装置油位与油压。5）风速、风向、气温、气压。6）机舱温度、塔内控制箱温度。

7）机组振动超温和控制刹车片磨损报警。

4.1.1.7 发电机:发电机防护等级应能满足防盐雾、防沙尘暴的要求。湿度较大的地区应设有加热装置以防结露。发电机应装有定子绕组测温装置和转子测速装置。

4.1.1.8 齿轮箱:齿轮箱应有油位指示器和油温传感器，寒冷地区应有加热油的装置。4.1.2 其他要求: 4.1.2.1 风电场的控制系统应由两部分组成：一部分为就地计算机控制系统；另一部分为主控室计算机控制系统。主控制室计算机应备有不间断电源，主控制室与风电机组现场应有可靠的通信设备。4.1.2.2 风电场必须备有可靠的事故照明。

4.1.2.3 处在雷区的风电场应有特殊的防雷保护措施。4.1.2.4 风电场与电网调度之间应保证有可靠的通信联系。

4.1.2.5 风电场内的架空配电线路、电力电缆、变压器及其附属设备、升压变电站及防雷接地装置等的要求应按“引用标准”中相应的标准执行。

4.2 应具备的主要技术文件

4.2.1 风电场每台风电机组应有的技术档案

4.2.1.1 制造厂提供的设备技术规范和运行操作说明书、出厂试验纪录以及有关图纸和系统图。

4.2.1.2 风电机组安装记录、现场调试记录和验收记录以及竣工图纸和资料。

4.2.1.3 风电机组输出功率与风速关系曲线（实际运行测试记录）。4.2.1.4 风电机组事故和异常运行记录。4.2.1.5 风电机组检修和重大改进记录。

4.2.1.6 风电机组运行记录的主要内容有发电量、运行小时、故障停机时间、正常停机时间、维修停机时间等。4.3 对运行人员的基本要求

4.3.1 风电场的运行人员必须经过岗位培训，考核合格，健康状况符合上岗条件。

4.3.2 熟悉风电机组的工作原理及基本结构。4.3.3 掌握计算机监控系统的使用方法。

4.3.4 熟悉风电机组各种状态信息，故障信号及故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理的方法。

4.3.5 熟悉操作票、工作票的填写以及“引用标准”中有关规程的基本内容。

4.3.6 能统计计算利用时数、故障率等。4.4 正常运行和维护

4.4.1 风电机组在投入运行前应具备的条件: 4.4.1.1 电源相序正确，三相电压平衡。

4.4.1.2 调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。4.4.1.3 制动和控制系统的液压装置的油压和油位在规定范围。4.4.1.4 齿轮箱油位和油温在正常范围。

4.4.1.5 各项保护装置均在正确投入位置，且保护定值均与批准设定的值相符。

4.4.1.6 控制电源处于接通位置。

4.4.1.7 控制计算机显示处于正常运行状态。4.4.1.8 手动启动前叶轮上应无结冰现象。

4.4.1.9 在寒冷和潮湿地区，长期停用和新投入的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。

4.4.1.10 经维修的风电机组在启动前，所有为检修设立的各种安全措施应已拆除。

4.4.2 风电机组的启动和停机

4.4.2.1 风电机组的启动和停机有手动和自动两种方式。4.4.2.2 风电机组应能自动启动和停机。

1）风电机组的自动启动：风电机组处于自动状态，当风速达到启动风速范围时，风电组按计算机程序自动启动并入电网。

2）风电机组的自动停机：风电机组处于自动状态，当风速超出正常运行范围时，风电机组按计算机程序自动停机。4.4.2.3 风电机组的手动启动和停机： 1）手动启动和停机的四种操作方式：

a)主控室操作：在主控室操作计算机启动键和停机键。

b)就地操作：断开遥控操作开关，在风电机组的控制盘上，操作启动或停机按钮，操作后再合上遥控开关。

c)远程操作：在远程终端操作启动键或停机键。

d)机舱上操作：在机舱的控制盘上操作启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用。

2）风电机组的手动启动：当风速达到启动风速范围时，手动操作启动键或按钮，风电机组按计算机启动程序启动和并网。

3）风电机组的手动停机：当风速超出正常运行范围时，手动操作停机键或按钮，风电机组按计算机停机程序与电网解列、停机。

4.4.2.4 凡经手动停机操作后，须再按“启动”按钮，方能使风电机组进入自启状态。

4.4.2.5 故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作。

风电机组在故障停机和紧急停机后，如故障已排除且具备启动的条件，重新启动前必须按“重置”或“复位”就地控制按钮，方能按正常启动操作方式进行启动。4.4.3 风电场运行监视

4.4.3.1 风电场运行人员每天应按时收听和记录当地天气预报，做好风电场安全运行的事故预想和对策。

4.4.3.2 运行人员每天应定时通过主控室计算机的屏幕监视风电机组各项参数变化情况。

4.4.3.3 运行人员应根据计算机显示的风电机组参数，检查分析各项参数变化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视,并根据变化情况做出必要处理，同时在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。

4.4.4 风电场的定期巡视:运行人员应定期对风电机组、风电场测风装置、升压站、场内高压配电线路进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上。

4.4.4.1 检查风电机组在运行中有无异常响声、叶片运行状态、调向系统动作是否正常，电缆有无绞缠情况。4.4.4.2 检查风电机组各部分是否漏油。

4.4.4.3 当气候异常、机组非正常运行、或新设备投入运行时，需要增加巡回检查内容及次数。4.4.5 风电机组的检查维护

4.4.5.1 风电机组的定期登塔检查维护应在手动“停机”状态下进行。4.4.5.2 运行人员登塔检查维护应不少于两人，但不能同时登塔。运行人员登塔要使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具必须单独放在工具袋内，工具袋必须与安全绳联结牢固，以防坠塔。

4.4.5.3 检查风电机组液压系统和齿轮箱以及其他润滑系统有无泄漏，油面、油温是否正常，油面低于规定时要及时加油。4.4.5.4 对设备螺栓应定期检查、紧固。

4.4.5.5 对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析，对

轴承润滑点定时注油。

4.4.5.6 对爬梯、安全帽、照明设备等安全设施应定期检查。4.4.5.7 控制箱应保持清洁，定期进行清扫。

4.4.5.8 对主控室计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护。4.5 异常运行和事故处理

4.5.1 风电场异常运行与事故处理基本要求

4.5.1.1 当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。4.5.1.2 事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损害的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。如需立即进行抢修的，必须经领导同意。4.5.1.3 当事故发生在交接班过程中，应停止接班，交班人员必须坚守岗位、处理事故，接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，交接双方值长决定是否继续交接班。

4.5.1.4 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因，并写出书面报告，汇报上级领导。

4.5.2 风电机组异常运行及故障处理

4.5.2.1 对于标志机组有异常情况的报警信号，运行人员要根据报警信号提供的部位进行现场检查和清理。

1）液压装置油位及齿轮箱油位偏低，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏，并及时加油恢复正常油面。

2）测风仪故障。风电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除。

3）风电机组在运行中发现有异常声音，应查明响声部位，分析原因，并做出处理。

4.5.2.2 风电机组在运行中发电机温度、可控硅温度、控制箱温度、齿轮箱油温、机械制动刹车片温度超过规定值均会造成自动停机。运行人员应

查明设备温度上升原因，如检查冷却系统、刹车片间隙、刹车片温度传感器及变送回路。待故障排除后，才能再启动风电机组。4.5.2.3 风电机组液压控制系统油压过低而自动停机的处理：

运行人员应检查油泵工作是否正常。如油压不正常，应检查油泵、油压缸及有关阀门，待故障排除后再恢复机组自启动。4.5.2.4 风电机组因调向故障而造成自动停机的处理：

运行人员应检查调向机构电气回路、偏航电动机与缠绕传感器工作是否正常，电动机损坏应予更换，对于因缠绕传感器故障致使电缆不能松线的应予以处理。待故障排除后再恢复自启动。

4.5.2.5 风电机组转速超过极限或振动超过允许振幅而自动停机的处理： 风电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵会造成风电机组超速；机械不平衡，则造成风电机组振动超过极限值。以上情况发生均使风电机组安全停机，运行人员应检查超速、振动的原因，经处理后，才允许重新启动。

4.5.2.6 当风电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸的处理： 当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路开关跳闸时，运行人员应检查线路断电或跳闸原因（若逢夜间应首先恢复主控室用电），待系统恢复正常，则重新启动机组并通过计算机并网。

4.5.2.7 风电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序： a）利用主控室计算机进行遥控停机。

b）当遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机。c）当正常停机无效时，使用紧急停机按钮停机。

d）仍然无效时，拉开风电机组主开关或连接此台机组的线路断路器。4.5.3 风电场事故处理

4.5.3.1 发生下列事故之一者，风电机组应立即停机处理： a）叶片处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符时； b）风电机组主要保护装置拒动或失灵时； c）风电机组因雷击损坏时；

d）风电机组因发生叶片断裂等严重机械故障时；

e）制动系统故障时。

4.5.3.2 当机组发生起火时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当机组发生危机人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。

4.5.3.3 风电机组主开关发生跳闸时，要先检查主回路可控硅、发电机绝缘是否击穿，主开关整定动作值是否正确，确定无误后才能重合开关，否则应退出运行进一步检查。

4.5.3.4 机组出现振动故障时，要先检查保护回路，若不是误动，应立即停止运行做进一步检查。

4.5.3.5 风电场内电气设备的事故处理可参照本标准所列“引用标准”中相应标准的规定处理。

1）升压站的事故处理参照DL/T572、GB14285、《电力电缆运行规程》、DL5027和DL408进行处理。

2）风电机组的升压变事故处理参照DL/572的规定处理。3）风电场内架空线路事故参照SD292的规定处理。

4）风电场内电力电缆事故处理参照《电力电缆运行规程》的规定处理。5 检查与考核

5.1 本规程的执行情况由生产技术部门负责检查与考核。5.2 依据本规程和企业经济责任制相关规定进行考核。