电力调度员技师考试论述案例题

电力调度员技师考试论述案例题202X年7月15日14时32分，某省级电网南部区域迎峰度夏期间（当日最高气温38.6℃，区域最大负荷428MW，同比增长9.2%，旋转备用容量48MW，线路及主变载流量按40℃环境温度修正，修正系数0.95），220kV桐柏枢纽站发生连锁故障，调度自动化系统及现场运维反馈信息如下：1.电网拓扑及运行方式220kV桐柏变电站为南部区域核心枢纽站，配置2台180MVA三绕组有载调压主变（接线组别YNd11d11，容量比100%/100%/50%，变比220±8×1.25%/112±8×1.25%/10.5kV，短路阻抗：高-中12.5%、高-低21.5%、中-低8.5%）；220kV侧为双母线带旁路接线，运行方式为#1、#2主变220kV侧分别接I、II母，母联断路器20M运行，共4回220kV出线：桐柏I线（接500kV玉城变220kV母线，线路长度37.2km，导线型号LGJ-400/35，基准载流量680A）、桐柏II线（接220kV清溪变，线路长度22.6km，导线型号LGJ-300/25，基准载流量530A）、桐柏III线（接220kV梅林变，线路长度28.1km，导线型号LGJ-300/25，基准载流量530A）、桐柏IV线（接220kV葛洲坝变，线路长度41.5km，导线型号LGJ-400/35，基准载流量680A）；110kV侧为双母线接线，运行方式为#1主变110kV侧接I母、#2主变110kV侧接II母，母联断路器110M热备用，共10回110kV出线，带8座110kV终端变电站，总负荷297MW，其中一级负荷42MW、二级负荷78MW；10kV侧为单母线分段接线，分段断路器10M运行，每段母线各带12回馈线，配置2组10MVar并联电容器（正常各投1组），10kV总负荷26.8MW，其中一级负荷3.2MW（含市第一人民医院备供电源、市级通信枢纽电源）。2.保护配置220kV线路配置双套独立主保护及后备保护，第一套主保护为光纤分相电流差动保护（RCS-931BM，动作时限7ms），第二套主保护为纵联距离保护（CSL-102A，动作时限12ms），后备保护为三段式相间距离、三段式接地距离、四段式零序电流保护，重合闸采用单相重合闸方式，动作时限0.8s，后加速保护动作时限20ms；主变配置双套电气量主保护（差动保护，动作时限20ms）及非电量保护（重瓦斯、轻瓦斯等），后备保护为220kV侧复合电压闭锁过流（整定值1.2Ie、复合电压整定值负序0.1Un、低电压0.7Un、时限2.0s）、110kV侧复合电压闭锁过流（整定值1.2Ie、复合电压整定值负序0.1Un、低电压0.7Un、时限1.5s）、10kV侧过流保护（整定值1.5Ie、时限0.5s）；10kV馈线配置三段式过流保护，重合闸采用三相一次重合闸，动作时限1.2s，其中桐医17线（带市第一人民医院10kV备供电源）过流II段整定值1200A、时限0.5s。3.故障前运行数据故障前5min（14时27分）SCADA系统采样数据显示：桐柏站220kVI母电压230.8kV、II母电压231.2kV，110kVI母电压115.7kV、II母电压115.9kV，10kVI母电压10.48kV、II母电压10.49kV；#1主变高压侧电流300A、负载率63.6%（额定电流471.7A），#2主变高压侧电流315A、负载率66.8%；桐柏I线有功功率126MW、电流327A、负载率48.1%，桐柏II线有功功率72MW、电流221A、负载率41.7%，桐柏III线有功功率68MW、电流209A、负载率39.4%，桐柏IV线有功功率92MW、电流241A、负载率35.4%；10kVI段电容器投运1组（10MVar）、II段投运1组（10MVar）。4.故障动作时序14时32分17秒，调度自动化系统顺序记录（SOE）显示：（1）220kV桐柏I线A相发生永久性接地故障，第一套差动保护动作时间7ms，第二套纵联距离保护动作时间12ms；桐柏I线211断路器A相跳闸时间23ms；（2）桐柏I线重合闸动作时间827ms，A相合闸后检测到永久性故障，后加速保护动作，三相跳闸时间859ms；（3）桐柏站#1主变110kV侧复合电压闭锁过流保护启动，启动持续1.2s后返回，未动作跳闸；（4）10kVI段馈线桐医17线过流II段动作跳闸，动作电流1680A，重合闸动作时间1215ms，重合成功，电流恢复至正常负荷电流72A；（5）110kV清溪变110kV母线电压最低降至98.2kV，10kV母线电压最低降至8.7kV，12台10kV工业用户低压脱扣装置（整定值0.85Un、时限0.2s）动作，累计甩负荷12MW。5.故障后稳态运行数据14时35分，调度员完成初步方式调整前，SCADA系统稳态采样数据显示：桐柏站220kVI母电压217.3kV、II母电压226.8kV，110kVI母电压104.2kV、II母电压112.7kV，10kVI母电压9.82kV、II母电压10.31kV；#1主变负载率87.2%、#2主变负载率78.4%；桐柏II线电流482A、修正后负载率95.7%，桐柏III线电流467A、修正后负载率92.7%，桐柏IV线电流312A、修正后负载率48.2%；南部区域甩负荷后总负荷394MW，旋转备用容量降至22MW。6.现场核查情况故障后20分钟，运维人员现场巡查反馈：桐柏站站内设备无异常；桐柏I线12号塔A相绝缘子串因前期强对流天气残留冰棱引发鸟害闪络，造成永久性A相接地故障，绝缘子串受损需更换，线路停电抢修预计耗时8小时。根据以上材料，回答下列问题：1.结合本次故障过程，分析220kV桐柏I线永久性A相接地故障引发的电压暂降及负荷波动机理，并说明#1主变110kV侧复合电压闭锁过流保护仅启动未动作的原因。参考答案：本次故障的电压暂降与负荷波动可分为三个阶段，各阶段机理如下：（1）第一阶段：故障发生至桐柏I线A相跳闸（0-23ms）。此阶段为220kV系统不对称金属性接地故障，由于220kV为大电流接地系统，中性点电位直接固定为0，故障点A相电压降至0，故障电流从桐柏站220kV母线与500kV玉城变两端流向故障点，桐柏站220kVI母A相电压因桐柏I线线路阻抗（正序阻抗0.4Ω/km、故障点距桐柏站20.3km，总阻抗约8.12Ω）产生压降，降至约92kV（标幺值0.42），B、C相电压因负序分量影响小幅波动，幅值维持在225-230kV之间。电压暂降经#1主变传递至110kVI母与10kVI母，其中110kVI母A相电压最低降至约46kV，10kVI母A相电压最低降至约4.2kV。此阶段负荷波动主要表现为异步电动机暂态堵转电流冲击：感应电动机负荷在电压骤降时，转差率快速上升，定子电流升至额定电流的5-7倍，导致10kV馈线电流急剧增大，其中桐医17线因医疗设备、电梯等电动机负荷占比达65%，冲击电流达到1680A，触发过流II段动作跳闸，造成一级负荷备供电源短时中断。（2）第二阶段：桐柏I线A相跳闸至重合闸动作（23ms-827ms）。此阶段桐柏I线处于非全相运行状态，系统存在负序与零序分量，三相电压不平衡度约8%，220kVI母线电压逐步恢复至222kV左右，110kV、10kV母线电压同步回升。此阶段负荷波动主要表现为低压脱扣装置动作甩负荷：110kV清溪变等终端站10kV母线电压因暂降幅度达到0.85Un以下且持续时间超过0.2s，触发用户侧低压脱扣装置动作，累计甩负荷12MW，导致桐柏站总负荷下降约4%。（3）第三阶段：重合闸合于永久故障至三相跳闸后稳态（827ms以后）。重合闸合于永久故障后，再次发生A相接地故障，随后三相跳闸，桐柏I线电源完全切除，潮流发生转移：原由桐柏I线承担的126MW负荷，经220kV母联转移至桐柏II、III、IV线承担，其中桐柏II、III线因导线截面小、载流量有限，负载率快速升至90%以上。此阶段电压暂降的核心原因是无功损耗增加：潮流转移后，重载线路与主变的无功损耗（与电流平方成正比）大幅上升，系统无功备用不足导致母线电压下降，220kVI母电压降至217.3kV（标幺值0.988，在±7%合格范围内但偏低），110kVI母电压降至104.2kV（标幺值0.947），10kVI母电压降至9.82kV（标幺值0.935）。1主变110kV侧复合电压闭锁过流保护仅启动未动作的原因：复合电压闭锁过流保护的动作条件为“电流元件动作+复合电压元件动作”，二者需同时满足。本次故障中，不对称故障产生的负序电压分量达到12.7kV（标幺值0.115），超过复合电压元件负序整定值（0.1Un=11kV），因此复合电压元件启动；但1主变110kV侧额定电流为945.5A，过流整定值为1.2Ie=1134.6A，故障期间110kV侧电流因电动机冲击上升至892A，未达到整定值，因此电流元件未动作，保护仅启动不跳闸。此外，10kV馈线故障由馈线保护快速切除，未传递至主变中压侧，也避免了主变后备保护动作。2.作为当值地区调度员，请详细论述接到桐柏I线跳闸告警后的应急处置流程及操作要点，需符合《电力系统调度规程》要求，兼顾供电可靠性与电网安全。参考答案：接到桐柏I线跳闸告警后，调度员应按照“先保人身、再保电网、后保设备”“先控制、后处置、再恢复”的原则开展处置，具体流程及要点如下：（1）故障信息核实与初步研判（1分钟内完成）①核对调度自动化系统SOE记录、遥测遥信数据，确认跳闸断路器、保护动作类型、故障相别，检查桐柏站各电压等级母线电压、主变负载、其他出线负载情况，重点核实一级负荷供电状态；②立即通知桐柏站运维人员现场检查站内设备、桐柏I线线路侧设备状态，询问是否有人员伤亡、设备起火、爆炸等异常情况；③同步核对区域备用容量、可调电源出力情况，初步判断故障影响范围与风险等级。操作要点：优先核实一级负荷供电情况与电网重载设备风险，不得因等待现场反馈延误风险控制。（2）快速控制电网风险（3分钟内完成）①潮流控制：立即下令调整220kV葛洲坝变出力，提升桐柏IV线有功输送功率至120MW，同步降低清溪变、梅林变侧电源出力，将桐柏II、III线负载率控制在90%（修正后）以下，防止线路过载跳闸；若潮流调整空间不足，立即按照有序用电序位表切除部分三级负荷，优先保障重载线路安全。②电压调整：下令投入桐柏站10kVI、II段剩余两组并联电容器（共20MVar），补充系统无功；调整#1主变有载调压分接头（从第5档调至第3档，提升变比2.5%），将110kVI母电压提升至109kV以上、10kVI母电压提升至10.2kV以上；若电压仍偏低，申请中调调整500kV玉城变无功补偿装置，提升220kV系统电压水平。③方式优化：核实110kVI、II母压差（初始差8.5kV，标幺值7.7%），调整#2主变分接头降低II母电压，待压差控制在5%（5.5kV）以内后，下令合上110kV母联断路器110M，实现两台主变中压侧并列运行，均衡主变负载，提升I母电压支撑能力。操作要点：合环操作前必须核对待合环两侧电压差、相序、相位，防止非同期合环；调整分接头时需逐档调整，每档调整后监控电压变化，避免过调。（3）故障隔离与抢修安排①待现场运维人员确认桐柏I线线路侧无异常、站内设备正常后，若为瞬时故障可按规程强送一次，但本次故障重合闸失败，判定为永久性故障，立即下令将桐柏I线转为检修状态：拉开桐柏I线两侧隔离开关，挂接地线，做好安全措施；②通知输电运维部门开展线路故障排查与抢修，核实预计抢修时间，同步告知重要用户停电影响与恢复时间；③向上级调度（中调）汇报故障情况、处置措施、当前运行方式与风险，申请中调调整区域电源出力，提升旋转备用容量至最大负荷的8%（约34MW）以上。操作要点：设备转检修操作必须严格执行调度指令票制度，履行唱票复诵程序，确保操作安全；永久性故障不得强送，防止扩大设备损坏。（4）负荷管控与后续保障①梳理南部区域可中断负荷清单，落实15MW三级可中断负荷、10MW二级可中断负荷，做好紧急情况下的限电准备；②通知一级负荷用户启用自备应急电源，做好备用电源切换准备；③安排调度监控人员加强重载设备（桐柏II、III线，#1、#2主变）的实时监控，每15分钟核查一次负载率、温度等参数，发现异常立即处置。（5）信息报送与记录①按照《电力安全事故应急处置和调查处理条例》要求，在规定时间内向单位领导、电力监管部门报送故障信息；②完整记录故障时间、保护动作、操作过程、负荷损失等信息，为后续事故分析提供依据。3.本次故障暴露出南部电网迎峰度夏期间存在哪些安全风险隐患？请结合调度运行管理角度提出针对性的反事故措施。参考答案：本次故障暴露出的安全风险隐患及反事故措施如下：（一）存在的安全风险隐患1.电网结构薄弱，N-1安全水平不足。220kV桐柏站作为核心枢纽站，4回出线中桐柏I线为主力电源（占总负荷的39%），其余3回出线中桐柏II、III线导线截面小（LGJ-300/25），高温修正后载流量仅503.5A，桐柏I线跳闸后，桐柏II、III线负载率快速升至90%以上，接近过载极限，不满足220kV线路N-1安全准则要求；110kV侧采用母联热备用方式，单台主变故障或电源中断时，电压支撑能力不足，暂降幅度大。2.无功电压管理不到位，抗干扰能力弱。一是桐柏站110kV侧无无功补偿装置，仅靠10kV电容器与主变分接头调压，无功支撑能力不足，故障后无功损耗大幅上升导致电压偏低；二是用户侧低压脱扣装置整定值不合理，多数工业用户低压脱扣整定值为0.85Un、0.2s，未与电网保护动作时限配合，电压暂降时频繁误动，造成不必要的负荷损失。3.配网保护配合不当，一级负荷供电可靠性存在短板。10kV一级负荷馈线（桐医17线）过流保护未配置低电压闭锁元件，电压暂降时电动机冲击电流易触发过流保护动作，导致一级负荷备供电源中断，不符合《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》要求。4.迎峰度夏风险管控不精细。一是线路载流量动态管理不到位，运行方式安排未充分考虑高温环境下的载流量修正系数，导致故障后线路负载接近极限；二是线路通道隐患排查不彻底，前期强对流天气后未及时清理绝缘子残留冰棱、开展鸟害特巡，导致故障发生；三是区域旋转备用容量不足，故障后旋转备用仅22MW，占最大负荷的5.1%，接近最低标准，无法应对后续故障风险。（二）针对性反事故措施1.优化电网结构，提升N-1安全水平。一是加快桐柏II、III线增容改造，将导线更换为LGJ-400/35，提升载流量至680A，满足N-1故障下的潮流转移需求；二是优化110kV侧运行方式，正常情况下合上110kV母联断路器，实现双母线并列运行，提升电压支撑与负荷转移能力；三是在迎峰度夏前开展全电网N-1校核，充分考虑高温、大负荷等极端工况，对不满足N-1要求的设备，提前制定负荷转移方案与限电序位表。2.强化无功电压管理，提升抗扰能力。一是在桐柏站110kV侧加装2组20MVar并联电容器，提升中压侧无功支撑能力；二是优化AVC（自动电压控制）策略，设置故障后电压快速调整逻辑，故障发生后1分钟内自动投入备用无功补偿装置、调整主变分接头，抑制电压暂降；三是联合用电管理部门开展用户侧低压脱扣装置专项排查，督促用户将低压脱扣整定值调整至0.7Un、0.5s以上，或加装防晃电装置，减少不必要的负荷损失，同时要求一级负荷用户配置不间断电源（UPS），保障关键设备供电。3.优化配网保护配置，保障一级负荷供电。一是对所有一级负荷10kV馈线进行保护改造，加装低电压闭锁过流保护，避免电压暂降时电动机冲击电流导致保护误动；二是校核配网保护与主网保护的配合关系，调整保护整定值与动作时限，防止越级跳闸；三是加快一级负荷双电源改造，配置备自投装置，实现电源故障后的毫秒级切换，确保供电连续性。4.细化迎峰度夏风险管控。一是建立设备载流量动态管理机制，根据实时气温、设备温度动态调整允许负载，通过调度自动化系统实现重载设备自动预警，当负载率超过90%时自动触发告警，提示调度员调整潮流；二是加强线路通道隐患排查，迎峰度夏前开展鸟害、覆冰、树障专项治理，极端天气后24小时内完成特巡，及时消除隐患；三是优化区域开机方式，迎峰度夏期间旋转备用容量不低于最大负荷的8%，同时落实20%的可中断负荷，建立快速响应机制，确保紧急情况下10分钟内完成负荷切除。4.若桐柏II线在桐柏I线故障后2小时因过载保护动作跳闸，且现场检查确认无永久性故障，请论述调度员应采取的紧急控制措施及负荷分级管控原则，确保一级负荷可靠供电。参考答案：桐柏II线跳闸后，桐柏站220kV电源仅剩余桐柏III、IV线，原桐柏II线承担的95MW负荷将进一步转移至桐柏III、IV线及#2主变，预计桐柏III线负载率将升至121%（修正后）、桐柏IV线负载率升至82%，#1、#2主变负载率均将超过95%，存在严重的过载连锁跳闸风险，调度员应立即采取以下措施：（一）紧急控制措施1.第一时间（1分钟内）下达负荷切除指令，按照批准的有序用电序位表，首先切除南部区域所有三级负荷（合计176.6MW，其中110kV侧162MW、10kV侧14.6MW），快速降低桐柏站总负荷至147.2MW（一级45.2MW+二级78MW+网损24MW），确保桐柏III线负载率降至85%以下、主变负载率降至80%以下，防止设备过载损坏与连锁故障。操作要点：切除负荷优先选择可中断的大工业用户、景观照明、商业非核心负荷，避免影响居民基本生活与重要用户供电；下达指令时必须明确切除负荷的具体线路、容量与执行时限，执行后立即核实负荷下降情况。2.快速调整电源侧出力，提升供电能力。一是申请中调调整220kV葛洲坝变、梅林变出力，将桐柏IV线输送功率提升至180MW（修正后允许值646A，对应有功约210MW，预留20%备用），桐柏III线输送功率提升至70MW，合计供电能力达到250MW，满足当前147.2MW的负荷需求；二是通知区域内小电厂满发，提升本地电源支撑能力，将旋转备用容量恢复至30MW以上。3.优化站内运行方式，均衡设备负载。一是保持110kV母联、10kV分段断路器合闸状态，实现两台主变并列运行，均衡主变负载，避免单台主变过载；二是调整主变分接头，将各电压等级母线电压控制在合格范围内，优先保障一级负荷电压质量；三是投入全部无功补偿装置，减少无功传输损耗，提升设备有功输送能力。4.及时开展故障恢复，提升供电可靠性。待负荷降至允许范围、现场确认桐柏II线无永久性故障后，