2025年調(diào)度員綜合實操卷及答案1.（單選）電網(wǎng)實時潮流計算中，若某220kV線路N-1后另一回220kV線路電流達(dá)到1.45倍額定值，調(diào)度員應(yīng)優(yōu)先采取下列哪項措施？A.立即下令降低該線路送端機(jī)組出力20%B.投入該線路所在斷面的串聯(lián)電抗器C.遙控拉開該線路末端一座110kV變電站的10kV母分D.臨時提升該線路熱穩(wěn)限額10%答案：A解析：N-1后過載>1.4倍已超出規(guī)程允許短時載流上限，降低送端機(jī)組出力可在30s內(nèi)緩解潮流，其余選項或需現(xiàn)場操作或需設(shè)備改造，時效不足。2.（單選）某地區(qū)光伏裝機(jī)3000MW，瞬時出力2400MW，若氣象臺發(fā)布10min內(nèi)云團(tuán)將遮蔽80%輻照，調(diào)度員使用“云團(tuán)移動法”預(yù)測出力下降速率最接近：A.8MW/sB.12MW/sC.16MW/sD.20MW/s答案：C解析：2400MW×0.8÷120s=16MW/s，云團(tuán)移動法按線性陡降模型計算。3.（單選）抽水蓄能機(jī)組在發(fā)電工況跳閘，廠站端上傳“電氣事故+導(dǎo)葉關(guān)閉超時”，調(diào)度員遙控啟動SFC拖動，若SFC可用容量80MVA，拖動時間一般不大于：A.120sB.180sC.240sD.300s答案：B解析：規(guī)程要求300MW級抽蓄機(jī)組SFC拖動時間≤180s，超時將觸發(fā)軸承保護(hù)閉鎖。4.（單選）調(diào)度員使用“負(fù)荷-電價彈性矩陣”進(jìn)行需求響應(yīng)測算，若彈性系數(shù)-0.15，峰段電價提升0.4元/kWh，對應(yīng)負(fù)荷可下降：A.4%B.5%C.6%D.7%答案：C解析：-0.15×0.4÷0.1=-0.06，即6%。5.（單選）某500kV母線單相接地，故障點零序電阻R0=6Ω，零序電抗X0=18Ω，母線處零序電壓3U0理論值最接近：A.9.8kVB.12.4kVC.15.1kVD.18.6kV答案：C解析：3U0=3If·R0，If=550kV÷√3÷√(R02+X02)=550÷1.732÷18.97≈16.7kA，3U0≈3×16.7×6≈301kV·A÷20（變比）≈15.1kV。6.（單選）調(diào)度員在DTS中設(shè)置“保護(hù)誤動”教案，若需模擬220kV線路光纖差動保護(hù)因通道誤碼0.3%導(dǎo)致差流越限，應(yīng)修改哪一項參數(shù)？A.通道延時B.采樣值偏移C.誤碼率D.同步角差答案：C解析：誤碼率直接決定采樣值畸變概率，0.3%可造成差流>0.2In。7.（單選）新能源場站一次調(diào)頻死區(qū)設(shè)置為±0.05Hz，當(dāng)系統(tǒng)頻率跌至49.95Hz時，單臺3MW風(fēng)機(jī)理論功率上調(diào)量約：A.15kWB.30kWC.45kWD.60kW答案：B解析：3MW×1%×(0.05/0.1)=0.03MW。8.（單選）某地區(qū)220kV電網(wǎng)短路水平45kA，若計劃新增2×1000MW核電，需限制短路水平，優(yōu)先選用：A.母線分段運行B.高阻抗變壓器C.500kV降壓220kVD.串聯(lián)電抗器答案：B解析：高阻抗變壓器可從源頭提高阻抗，降低220kV側(cè)短路電流，對系統(tǒng)潮流影響最小。9.（單選）調(diào)度員使用“滾動調(diào)度”算法，若預(yù)測誤差服從N(0,3%)，為將次日96點負(fù)荷曲線置信區(qū)間縮至±1%，需將滾動周期縮短至：A.15minB.30minC.45minD.60min答案：A解析：誤差與√T成正比，3%×√(T/96)=1%，得T≈10.7，取15min。10.（單選）某省間現(xiàn)貨市場出清采用“節(jié)點電價”，若A節(jié)點邊際機(jī)組為燃?xì)鈨r0.75元/kWh，B節(jié)點為燃煤0.65元/kWh，斷面極限200MW已用滿，A→B輸電損耗2%，則B節(jié)點電價最接近：A.0.663元/kWhB.0.680元/kWhC.0.698元/kWhD.0.715元/kWh答案：C解析：B節(jié)點電價=A節(jié)點價×(1+損耗)=0.75×1.02≈0.765，但B節(jié)點本地燃煤邊際機(jī)組報價0.65低于輸電折算價，故B節(jié)點電價被本地機(jī)組決定，取0.65+擁堵價格0.048≈0.698。11.（單選）儲能電站參與一次調(diào)頻，采用“虛擬慣量”控制，若系統(tǒng)頻率變化率df/dt=-0.3Hz/s，儲能需釋放功率與其額定功率比值約：A.3%B.5%C.7%D.9%答案：D解析：H=5s，ΔP/PN=2H·(df/dt)/fN=2×5×0.3/50=0.06，再加調(diào)頻系數(shù)1.5倍≈9%。12.（單選）調(diào)度員在EMS中啟用“在線擾動識別”，若需區(qū)分220kV線路三相短路和兩相接地，最優(yōu)特征量為：A.負(fù)序電壓幅值B.零序電流相位C.正序電壓變化率D.三相電流不平衡度答案：B解析：兩相接地存在顯著零序分量，相位與正序故障分量差異大，可快速區(qū)分。13.（單選）某地區(qū)年最大負(fù)荷8500MW，年平均負(fù)荷5200MW，若建設(shè)200MW/800MWh儲能進(jìn)行削峰填谷，按“兩充兩放”策略，其年利用小時數(shù)理論上限：A.1200hB.1460hC.1600hD.1800h答案：B解析：800MWh×2÷200MW×365=1460h，受循環(huán)次數(shù)限制。14.（單選）調(diào)度員使用“熱穩(wěn)限額在線刷新”功能，若環(huán)境溫度由30℃突降至20?C，導(dǎo)線允許載流上升約：A.5%B.8%C.11%D.14%答案：C解析：鋼芯鋁絞線溫度系數(shù)約0.4%/℃，10℃差對應(yīng)4%，疊加日照下降7%，合計≈11%。15.（單選）某省調(diào)與地調(diào)之間E1通道中斷，調(diào)度員啟用“公網(wǎng)VPN+IPSec”備用通道，若需保證AGC信號端到端延時<200ms，應(yīng)優(yōu)先：A.提高VPN帶寬至100MB.啟用QoSEF隊列C.關(guān)閉AES256加密D.采用TCP加速答案：B解析：AGC信號小包頻發(fā)，QoSEF可確保低延時，加密算法對延時影響<10ms。16.（單選）風(fēng)電場功率預(yù)測準(zhǔn)確率考核采用“RMSE”，若日前預(yù)測曲線RMSE=12%，上報可調(diào)容量10%，實際調(diào)度下調(diào)8%，則考核扣減費用按：A.12%B.10%C.8%D.5%答案：C解析：調(diào)度按實際調(diào)用量8%與預(yù)測誤差孰低扣減。17.（單選）調(diào)度員在“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同平臺下發(fā)需求響應(yīng)指令，若用戶響應(yīng)量低于申報量70%，則對響應(yīng)不足部分按：A.1.2倍現(xiàn)貨價懲罰B.1.5倍目錄價懲罰C.2倍補貼價追回D.3倍目錄價懲罰答案：C解析：規(guī)則明確按補貼價2倍追回。18.（單選）某500kV主變中性點經(jīng)小電抗接地，電抗值12Ω，若單相接地故障點零序電壓3U0=120kV，則中性點電位升高至：A.12kVB.24kVC.36kVD.48kV答案：B解析：中性點電位=3U0·Xn/(X0+Xn)=120×12/(18+12)=48kV，但小電抗僅承受相電壓，折算后24kV。19.（單選）調(diào)度員使用“動態(tài)安全約束”算法，若暫態(tài)穩(wěn)定裕度<5%，優(yōu)先切除：A.核電B.火電C.風(fēng)電D.光伏答案：D解析：光伏切除代價最低，且無旋轉(zhuǎn)慣量，利于穩(wěn)定。20.（單選）某地區(qū)10kV配網(wǎng)采用“合環(huán)運行”，若合環(huán)點兩端電壓相角差>15°，調(diào)度員應(yīng)：A.立即解環(huán)B.投入SVGC.降低饋線負(fù)荷D.調(diào)整主變分接頭答案：A解析：相角差>15°將引發(fā)環(huán)流過大，需解環(huán)。21.（多選）下列哪些操作可提升220kV電網(wǎng)短路比SCR>3？A.新增220kV線路B.新增同步調(diào)相機(jī)C.風(fēng)電場改恒功率因數(shù)D.220kV母線分裂運行E.新增SVG答案：A、B、D解析：SCR=Sk/Sn，新增線路提高Sk，調(diào)相機(jī)提供短路容量，分裂運行降低Sn；SVG不增加短路容量。22.（多選）調(diào)度員在“日前市場”出清后發(fā)現(xiàn)某線路出現(xiàn)“反向潮流”，可能原因：A.負(fù)荷預(yù)測偏高B.新能源出力預(yù)測偏低C.省間聯(lián)絡(luò)線計劃反向D.機(jī)組最小技術(shù)出力約束E.網(wǎng)絡(luò)安全約束松弛答案：B、C、D解析：新能源實發(fā)高于預(yù)測、外送計劃反向、機(jī)組下限導(dǎo)致本地過剩，均可能引起反向潮流。23.（多選）下列哪些信號屬于“穩(wěn)控裝置”策略表“三取二”閉鎖條件？A.線路有功越限B.主變油溫高C.電壓互感器斷線D.裝置通信中斷E.斷路器SF6低氣壓答案：C、D、E解析：VT斷線、通信中斷、SF6低氣壓均為閉鎖，線路越限、油溫高為動作量。24.（多選）儲能電站參與“二次調(diào)頻”時，需滿足：A.響應(yīng)時間<1sB.調(diào)節(jié)精度<1%C.日調(diào)節(jié)深度>100循環(huán)D.狀態(tài)上送周期<5sE.調(diào)頻里程報價<15元/MW答案：A、B、D解析：二次調(diào)頻要求響應(yīng)<1s、精度<1%、狀態(tài)上送<5s，循環(huán)次數(shù)與里程報價由市場決定。25.（多選）“分布式調(diào)相機(jī)”在新能源高占比電網(wǎng)中的作用：A.提供短路容量B.抑制次同步振蕩C.提升慣量D.降低線損E.提供無功支撐答案：A、C、E解析：調(diào)相機(jī)可提供慣量、短路容量、無功，但對次同步振蕩抑制有限，不直接降線損。26.（多選）調(diào)度員使用“數(shù)字孿生”平臺進(jìn)行故障反演，需輸入：A.PMU時標(biāo)數(shù)據(jù)B.保護(hù)SOEC.氣象雷達(dá)圖D.機(jī)組煤耗曲線E.斷路器機(jī)械特性答案：A、B、C解析：反演需實時PMU、SOE、氣象，煤耗與機(jī)械特性非必需。27.（多選）下列哪些屬于“黑啟動”電源必備條件？A.自啟動能力<15minB.電壓控制精度<0.5%C.頻率控制精度<0.1HzD.具備孤島運行經(jīng)驗E.容量>5%系統(tǒng)負(fù)荷答案：A、C、D解析：黑啟動電源需快速自啟、頻率精度、孤島經(jīng)驗，電壓精度<1%即可，容量無強制5%。28.（多選）“虛擬電廠”聚合資源時，需建模：A.響應(yīng)延時B.爬坡速率C.通信協(xié)議D.用戶舒適度E.變壓器阻抗答案：A、B、D解析：虛擬電廠需聚合響應(yīng)特性、爬坡、舒適度，通信協(xié)議與變壓器阻抗由平臺統(tǒng)一。29.（多選）調(diào)度員在“節(jié)假日短期”預(yù)測中，發(fā)現(xiàn)誤差突增，可能因素：A.旅游熱點酒店負(fù)荷激增B.高速充電樁集中充電C.工廠輪休模式調(diào)整D.氣溫驟變E.電視臺晚會直播答案：A、B、C、D解析：節(jié)假日特殊行為、氣溫均影響負(fù)荷，電視直播對總負(fù)荷影響極小。30.（多選）“調(diào)相機(jī)+SVG”聯(lián)合控制策略，可提升：A.暫態(tài)過電壓限制B.短路比C.電壓穩(wěn)定裕度D.傳輸極限E.風(fēng)機(jī)穿透率答案：A、C、D、E解析：聯(lián)合控制可提升電壓穩(wěn)定、傳輸極限、穿透率，短路比由調(diào)相機(jī)單獨提供。31.（判斷）“新能源一次調(diào)頻”死區(qū)大于火電，因此系統(tǒng)頻率質(zhì)量會下降。答案：錯誤解析：死區(qū)大減少頻繁動作，但系統(tǒng)頻率由全網(wǎng)共同支撐，不會必然下降。32.（判斷）“線路動態(tài)增容”僅依賴環(huán)境溫度下降即可長期提高限額。答案：錯誤解析：動態(tài)增容需實時風(fēng)速、日照、導(dǎo)線溫度綜合評估，環(huán)境溫度下降不一定長期持續(xù)。33.（判斷）“省間現(xiàn)貨”出清價格可能為負(fù)，主要由于新能源棄電。答案：正確34.（判斷）“調(diào)相機(jī)慣量”與容量成正比，與轉(zhuǎn)速無關(guān)。答案：錯誤解析：慣量J∝容量×轉(zhuǎn)速2。35.（判斷）“儲能調(diào)頻里程”與調(diào)節(jié)深度成正比，與響應(yīng)時間無關(guān)。答案：錯誤解析：里程=調(diào)節(jié)深度×次數(shù)，響應(yīng)時間影響考核系數(shù)。36.（判斷）“PMU數(shù)據(jù)丟包”超過5%將觸發(fā)狀態(tài)估計不收斂。答案：正確37.（判斷）“云儲能”通過聚合分布式儲能資源，可降低配網(wǎng)峰谷差。答案：正確38.（判斷）“斷路器失靈保護(hù)”動作后，一定啟動遠(yuǎn)方跳閘。答案：錯誤解析：母線失靈保護(hù)動作后啟動遠(yuǎn)方跳閘，線路失靈保護(hù)不一定。39.（判斷）“風(fēng)電場無功控制”采用恒電壓模式，需預(yù)留至少10%無功裕度。答案：正確40.（判斷）“頻率崩潰”與電壓崩潰可能同時發(fā)生，但機(jī)理獨立。答案：正確41.（填空）某220kV線路采用“光纖差動+距離”保護(hù)，若通道中斷，差動保護(hù)應(yīng)在________ms內(nèi)可靠閉鎖。答案：4042.（填空）“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同平臺數(shù)據(jù)模型遵循________標(biāo)準(zhǔn)。答案：IEC61970/61968CIM43.（填空）“新能源場站”一次調(diào)頻響應(yīng)時間應(yīng)≤________s。答案：1544.（填空）“儲能電站”日等效循環(huán)次數(shù)定義：充放電量除以________。答案：額定容量45.（填空）“穩(wěn)控策略”按“________、________、________”三級可靠性配置。答案：就地、區(qū)域、全局46.（填空）“短路比”SCR=________。答案：短路容量/額定容量47.（填空）“黑啟動”試驗周期為________年。答案：348.（填空）“虛擬電廠”響應(yīng)時間≤________s。答案：149.（填空）“調(diào)頻里程”單位________。答案：MW/km50.（填空）“線路動態(tài)增容”核心監(jiān)測量是________溫度。答案：導(dǎo)線51.（簡答）說明“新能源高占比”場景下，調(diào)度員如何利用“儲能+調(diào)相機(jī)”組合解決“暫態(tài)過電壓”與“慣量不足”矛盾。答案：新能源高占比導(dǎo)致線路輕載時充電功率大，故障切除后暫態(tài)過電壓；同時傳統(tǒng)機(jī)組被替代，慣量不足。儲能通過快速吸收有功抑制過電壓，調(diào)相機(jī)提供無功與慣量。調(diào)度員在日前計劃中將儲能SOC預(yù)留20%向上調(diào)節(jié)空間，故障前調(diào)相機(jī)進(jìn)相運行吸收無功，故障后儲能1s內(nèi)吸收有功+調(diào)相機(jī)遲相提供無功，協(xié)同將母線暫態(tài)電壓抑制在1.15p.u.內(nèi)，同時調(diào)相機(jī)慣量等效增加0.8s，滿足頻率變化率<0.5Hz/s。52.（簡答）闡述“分布式光伏+充電樁”集群參與“需求響應(yīng)”時的聚合建模關(guān)鍵步驟。答案：1.采集戶用光伏出力、充電樁負(fù)荷、用戶出行鏈數(shù)據(jù)；2.建立“出行-充電”概率模型，蒙特卡洛模擬1000次得可削減潛力曲線；3.引入用戶舒適度函數(shù)，量化延時充電成本；4.采用K-means聚類生成5類典型響應(yīng)單元；5.以聚合商為單位上傳“四參數(shù)”模型：最大上調(diào)/下調(diào)功率、響應(yīng)延時、可持續(xù)時間、爬坡速率；6.調(diào)度員在SCUC中增加“集群約束”，確保聚合響應(yīng)量≥中標(biāo)量90%。53.（簡答）說明“省間現(xiàn)貨”與“省內(nèi)現(xiàn)貨”價格倒掛時，調(diào)度員如何調(diào)整聯(lián)絡(luò)線計劃保障電網(wǎng)安全。答案：價格倒掛時，市場力驅(qū)使電力由低價省向高價省反向輸送，可能過載聯(lián)絡(luò)線。調(diào)度員步驟：1.實時評估斷面熱穩(wěn)與暫穩(wěn)裕度；2.若裕度<8%，立即將聯(lián)絡(luò)線計劃由市場結(jié)果切至“安全約束”模式；3.向交易機(jī)構(gòu)發(fā)布“約束上調(diào)/下調(diào)”信號，重新出清；4.對因調(diào)整產(chǎn)生的費用按“兩個細(xì)則”分?jǐn)偅?.事后向市場監(jiān)管委員會提交“約束干預(yù)報告”。54.（簡答）說明“調(diào)相機(jī)變頻啟動”對電網(wǎng)的影響及調(diào)度員預(yù)控措施。答案：調(diào)相機(jī)變頻啟動時SFC從電網(wǎng)吸收有功，最大可達(dá)調(diào)相機(jī)容量15%，引起母線電壓暫降0.08p.u.，持續(xù)8s。調(diào)度員預(yù)控：1.日前安排附近機(jī)組預(yù)留20%旋轉(zhuǎn)備用；2.啟動前投入母線SVG，提升電壓至1.05p.u.；3.將SFC啟動電流斜坡時間由5s延長至12s；4.若電壓仍低于0.93p.u.，閉鎖SFC，改由燃?xì)鈾C(jī)組黑啟動方式拖動機(jī)組。55.（簡答）說明“風(fēng)電場群”出現(xiàn)“次同步振蕩”時，調(diào)度員在線識別與抑制流程。答案：1.PMU監(jiān)測到20–40Hz頻段電流振幅>0.5%額定，觸發(fā)告警；2.調(diào)用“寬頻測量”APP，F(xiàn)FT分析確定振蕩頻率31.2Hz；3.比對風(fēng)機(jī)變流器阻抗模型，確認(rèn)負(fù)阻尼區(qū)間；4.下發(fā)指令將風(fēng)機(jī)變流器次同步阻尼控制增益由0.2提至0.6；5.若振幅未降，投入150MvarSVG附加SVC次同步阻尼；6.仍無效，切除振蕩源風(fēng)電場200MW；7.事后向設(shè)備商提交“振蕩事件”報告，要求升級變流器固件。56.（計算）某地區(qū)高峰負(fù)荷8000MW，光伏裝機(jī)5000MW，出力同時率0.85，風(fēng)電裝機(jī)3000MW，出力同時率0.5，常規(guī)機(jī)組最小技術(shù)出力3500MW，若需保障旋轉(zhuǎn)備用4%，求需新增儲能功率。答案：負(fù)荷8000MW旋轉(zhuǎn)備用=8000×4%=320MW新能源出力=5000×0.85+3000×0.5=4250+1500=5750MW常規(guī)最小3500MW可調(diào)容量=3500-320=3180MW需新增儲能=5750+320-8000=-1930MW（負(fù)值表示新能源已富余，無需新增儲能，反而需棄電或儲能充電1930MW）結(jié)論：需新增1930MW儲能用于棄電時段吸收，非旋轉(zhuǎn)備用。57.（計算）220kV線路長60km，正序電阻0.06Ω/km，電抗0.4Ω/km，輸送功率300MW，功率因數(shù)0.95，求線路電壓損耗。答案：R=0.06×60=3.6ΩX=0.4×60=24ΩP=300MW，Q=P·tanφ=300×0.329=98.7MvarΔU=(PR+QX)/U=(300×3.6+98.7×24)/220=(1080+2368.8)/220=15.67kV電壓損耗率=15.67/220=7.12%58.（計算）儲能系統(tǒng)額定容量100MW/400MWh，循環(huán)效率90%，年利用1500次，求年循環(huán)電量與損耗電量。答案：年循環(huán)電量=100MW×1500×4h=600000MWh損耗電量=600000×(1-0.9)=60000MWh59.（計算）某省間現(xiàn)貨節(jié)點電價A=0.70元/kWh，B=0.50元/kWh，斷面極限400MW已用滿，損耗3%，求擁堵價格。答案：擁堵價格=A-B×(1+損耗)=0.70-0.50×1.03=0.70-0.515=0.185元/kWh60.（計算）風(fēng)電場裝機(jī)容量200MW，風(fēng)機(jī)慣性常數(shù)4s，系統(tǒng)慣性常數(shù)5s，若風(fēng)電滲透率40%，求系統(tǒng)等效慣性常數(shù)。答案：等效H=(1-0.4)×5+0.4×4×0.2=3+0.32=3.32s（風(fēng)機(jī)提供20%慣量折算）61.（綜合案例分析）背景：2025年8月12日，華東地區(qū)受臺風(fēng)“木蘭”外圍影響，10:30起某500kV沿海斷面A-B雙回線路因陣風(fēng)達(dá)32m/s先后跳閘，雙回輸送功率共2800MW失去，系統(tǒng)頻率跌至49.32Hz，低頻減載第一輪動作切除負(fù)荷1200MW，頻率回升至49.68Hz。此時：1.新能源出力：光伏5500MW同時率降至0.3，風(fēng)電8000MW同時率0.4；2.旋轉(zhuǎn)備用：區(qū)內(nèi)常規(guī)機(jī)組備用僅剩600MW；3.儲能：已投入調(diào)頻300MW/1200MWh，SOC平均45%；4.區(qū)外受電：特高壓直流雙極送電3000MW正常；5.負(fù)荷：當(dāng)前70000MW，預(yù)測11:00將達(dá)78000MW。問題：（1）作為華東總調(diào)值班調(diào)度員，給出后續(xù)10min內(nèi)處置要點。（2）若11:00前頻率無法恢復(fù)50Hz，需采取何種措施？（3）臺風(fēng)過境期間如何保障“新能源場站”并網(wǎng)安全？（4）事后如何評估低頻減載動作合理性？答案：（1）10min處置要點：a.立即令區(qū)內(nèi)在運機(jī)組超發(fā)，目標(biāo)增發(fā)800MW，核電機(jī)組提功率至100%，燃?xì)鈾C(jī)組緊急啟動4臺共800MW；b.令儲能由調(diào)頻模式轉(zhuǎn)“緊急功率支撐”，300MW滿功率放電，目標(biāo)SOC降至20%；c.令風(fēng)電場、光伏場站快速恢復(fù)出力，核查風(fēng)機(jī)是否因高風(fēng)切出，若風(fēng)速<25m/s立即并網(wǎng)；d.令區(qū)外直流調(diào)制，提升300MW送電；e.通知地調(diào)準(zhǔn)備第二輪低頻減載清單，但暫不放行；f.每1min滾動評估頻率，若≥49.80Hz暫停進(jìn)一步切負(fù)荷。（2）11:00前頻率未恢復(fù)：a.執(zhí)行第二輪低頻減載1500MW，優(yōu)先切非民生負(fù)荷；b.啟動需求響應(yīng)，調(diào)用“虛擬電廠”資源1000MW；c.令抽蓄電站由泵工況切發(fā)電，2臺共600MW；d.若仍不足，申請國調(diào)跨區(qū)支援1000MW。（3）臺風(fēng)期新能源并網(wǎng)安全：a.提前24h下發(fā)“臺風(fēng)預(yù)警”，要求風(fēng)電場檢查葉片、錨栓，光伏加固支架；b.臺風(fēng)眼墻臨近時，風(fēng)速>25m/s風(fēng)機(jī)主動離網(wǎng)，避免塔架過載；c.調(diào)度員啟用“臺風(fēng)模式”：風(fēng)電出力上限由同時率0.8降至0.5，預(yù)留20%裕度；d.臺風(fēng)過境后，組織“有序并網(wǎng)”，逐臺核查振動、絕緣，避免集中并網(wǎng)沖擊。（4）低頻減載評估：a.調(diào)取PMU數(shù)據(jù)，驗證頻率跌至49.32Hz時刻、減載1200MW后頻率變化率