自动化竞赛分析题

分析题1．阅读以下回路图，依据右表所列回路名称，分别简述其功能实现原理。答：同期手合：把手就地位置、手合同期压板在同期位置，在装置判断同期条件满足后可完成手动合闸操作；非同期手合：把手就地位置、手合同期压板在非同期位置，可实现手动合闸操作；手跳：把手就地位置，可实现手分操作；遥合出口：出口压板投入、把手远方，装置接收合闸令后并成功出口可实现遥合操作；遥分出口：出口压板投入、把手远方，装置接收分闸令后并成功出口可实现遥分操作；绿灯：模拟断路器跳位继电器动作点亮测控屏分位指示灯；红灯：模拟断路器合位继电器动作点亮测控屏合位指示灯；2．案例分析：某常规35kV变电站，自动化综自后台为国内某厂家A后台系统，站内主要测控保护装置均为国内某继保厂家B提供。通讯总控装置为A厂家提供，负责站内通讯及上传地调系统。站内以太网单网TCP-103规约通讯，对上采用标准101及标准104上传调度主站系统。现站内通讯、与地调主站通讯均正常，厂家重新启动总控装置后，自动化后台恢复通讯后所有遥信位置均显示为分（与实际位置不符），遥测正常刷新显示；主站在5分钟左右（规约延迟响应250S）后通讯恢复，所有遥信状态、遥测均正常显示。在等待一段时间（约15分钟）后，自动化后台位置显示正常。请分析造成此现象的原因。答：主要是由总召时间不一致引起。总控装置正常启动后，后台迅速与其通讯恢复连接后即对其进行总召。因为是不同厂家测控、保护装置，此时总控对下通讯会有一定延迟，此时总控对站内所有装置通讯尚未完成，总召时刻晚于后台对其总召时间，总控会对后台上述所有初始状态（0），而调度主站在规约延迟响应时间后，再对总控进行总召，此时总控将上送实际状态至主站，而遥测数据因为是不断刷新。会有二级数据上送至后台及远动，若为遥信变位，后台显示状态则会一直不变，直至后台对总控二次总召后，恢复正确。解决措施：1）后台手动启动总召唤2）修改总控程序，对下通讯未完成时不响应后台总召3）后台强制增加响应延迟时间后再进行总召4）站内采用61850通用规约，提高通讯速率。后台与远动装置独自对站内装置通讯。3．按照《IEC60870-5-101华东电网应用规范》的要求，在非平衡传输模式下，IEC101规约何时进行链路初始化？请按下图描述链路初始化报文交互流程。IEC101链路初始化的报文交互流程图答：按照《IEC60870-5-101华东电网应用规范》的要求，在非平衡传输模式下有几种情况需要进行链路初始化：a)控制站设备电源重启b)控制站控制IEC101规约通讯链路的进程启动或重启c)控制站的链路报文没有被确认且超过最大报文重发次数（最大为3次）IEC101链路初始化的报文交互流程如下：控制站首先发送请求链路状态报文—》被控站响应链路状态报文—》控制站发送复位远方链路报文—》被控站响应确认报文且将ACD为置1—》控制站发送请求1级数据报文-》被控站发送初始化结束报文。至此，IEC101链路初始化过程结束，下一步由控制站发送总召唤报文,总召唤流程结束后，控制站发送时钟同步报文，对时结束后就进入正常的规约通讯流程。4、后台死机及典型故障处理答：后台机出现死机的现象：A：无数据和开关闸刀变位（及通常所说的数据不刷新）B：机器死机，及点击画面切换，或别的间隔画面机器无反映（及通常说的机器死机）对于A种情况检查方法：检查方法：到各个结点机上观察数据是否刷新，同时观察测控装置是否通讯正常。可以通过画面监视观察；也可以通过在各后台机上点击控制台上的“数据浏览”，选择“实时数据浏览”，可以看到与各个逻辑结点发送至后台的实时遥信遥测数据。处理方法：如果只是画面出现的数据不刷新，实时数据中一切正常，可以在后台画面中空白处点击右键-》选择厂站解锁和厂站恢复告警。如果是一台后台刷新另一台不刷新，可能是由于多机数据同步不成功造成的，所以可以将数据不刷新的机器重启。如果实时数据中信号也不刷新，请检查装置通讯状态和检修状态。原因分析：此类问题的出现可能是由于前面在进行数据库修改时，操作员站的库没有和主机完成统一造成，多为扩建后出现。对于B种情况检查方法：现象1：系统死机鼠标键盘还可以移动（1）检查方法：使用Ctrl-Alt-Del组合键调出任务管理器，查看是否有应用程序处于未响应的状态，结束未响应的程序，并重启该程序，若不能解决可以重启整个后台系统。原因分析：库中表定义出错导致的监控系统运行不正常。处理方法：如果提示内容可以理解并找出相应故障点，找出后修改，如果没有办法理解则需与开发部联系说明错误情况请求帮助处理。（2）检查方法：使用Ctrl-Alt-Del组合键调出任务管理器窗口中没有相关提示，一切正常，但是机器反映速度还是相当的慢。原因分析：此时很有可能是机器硬盘空间不足造成，主机中有12张历史记录表来存储历史记录，每一年覆盖一次，如果系统中的文件比较多（如61850的站），系统信息也比较多情况下，硬盘空间出现不足时会造成机器反映速度减慢，SQL数据库起不来的情况。机器是否出现出现硬盘满的情况可以通过点击控制台上的“数据库维护”按钮，启动数据库，在数据库的“系统信息类”中查询到本机的硬盘使用情况，并设置告警%几告警。处理方法：如果出现此类情况，处理方法为将监控系统历史记录删除或者将12张表中的某些表从转存到其他介质上存储，以减少主机的硬盘空间占用。（3）检查方法：如果以上检查发现都很正常，先将机器重启后观察是否正常。处理方法：重启后正常，引起死机的故障点多为机器硬件故障，可以先尝试用Windows自带的磁盘检测工具检查并修复硬盘，然后将机器关电拆开，清理灰尘，插拔内存后再启动观察一段时间。如果问题还是经常出现需与机器厂家联系检测机器性能或者更换（视机器工作年限而定，如果工作时间达到5年以上建议更换）。原因分析：机器灰尘过多，硬盘故障或者是运行时间过长照成的硬件故障。现象2．系统死机其鼠标无法移动只能强行关闭机器电源，再将机器重启，然后按照B类问题处理方法处理此类问题。5、以下是IEC101的部分报文，试分析该报文块一般出现在什么时间，并写出帧功能主:680a0a6873016a01060100000000e616子:e5主:105b015c16子:680a0a6808016a01070100006801e516----------------------------------------------------------------------------------主:0a0a6853016a01030100000002c516子:e5------------------------------------------------------------------------------------主:680f0f685301670106010000f963390a020c047416子:e5主:107b017c16子:680f0f680801670107010000a964390a020c04db16答：时钟同步过程主:680a0a6873016a01060100000000e616延时获得激活子:e5链路确认主:105b015c16请求2级数据子:680a0a6808016a01070100006801e516延时获得确认----------------------------------------------------------------------------------主:0a0a6853016a01030100000002c516主站计算延时获得，发送延时子:e5链路确认（从站需要保存延时）------------------------------------------------------------------------------------主:680f0f685301670106010000f963390a020c047416时钟同步激活子:e5链路确认主:107b017c16请求2级数据子:680f0f680801670107010000a964390a020c04db16时钟同步确认6．以下报文是IEC60870-5-101规约通讯过程中的一段遥控命令交互报文，规约通讯的主从站双方约定：站地址所占字节数：1传送原因所占字节数：1信息体地址所占字节数：2遥信起始地址0x1遥测起始地址0x4001遥控起始地址0xB01请解析下列报文，根据IEC60870-5-101华东执行细则规定，下列的遥控命令交互报文的过程是否完整？[2015-06-04]18:01:22.425发送6809096873412E010641040B85BE16[2015-06-04]18:01:22.636接收1020416116[2015-06-04]18:01:22.636发送105A419B16[2015-06-04]18:01:24.433接收6809096808412E010741040B855416[2015-06-04]18:01:28.364发送6809096853412E010641040B051E16[2015-06-04]18:01:28.579接收1020416116[2015-06-04]18:01:28.579发送107A41BB16[2015-06-04]18:01:30.374接收6809096808412E010741040B05D416答：根据上述主从端参数，该报文解析如下：[2015-06-04]18:01:22.425发送6809096873（控制域：PRM=1，FCB=1，FCV=1）41（链路地址：65）2E（双点遥控命令）0106（传输原因：激活）41（ASDU公共地址：65）040B（信息体地址：0xB04,遥控点号：3）85（S/E=1：遥控选择，DCS=1：控分）BE（校验码）16（结束字符）遥控选择报文，双点遥控，遥控点号是3，控分[2015-06-04]18:01:22.636接收1020416116链路确认报文，有1级数据[2015-06-04]18:01:22.636发送105A419B16召唤1级数据[2015-06-04]18:01:24.433接收680909680B（控制域：ACD=0，FUNC=11：请求响应）41（链路地址：65）2E（双点遥控命令）0107（传输原因：激活确认，P/N=0:肯定确认）41（ASDU公共地址：65）040B（信息体地址：0xB04,遥控点号：3）85（S/E=1：遥控选择，DCS=1：控分）54（校验码）16（结束字符）遥控返校正确确认报文，双点遥控，遥控点号是3，控分[2015-06-04]18:01:28.364发送6809096853（控制域：PRM=1，FCB=0，FCV=1）41（链路地址：65）2E（双点遥控命令）0106（传输原因：激活）41（ASDU公共地址：65）040B（信息体地址：0xB04,遥控点号：3）05（S/E=0：遥控执行，DCS=1：控分）1E（校验码）16（结束字符）遥控执行报文，双点遥控，遥控点号是3，控分[2015-06-04]18:01:28.579接收1020416116链路确认报文，有1级数据[2015-06-04]18:01:28.579发送107A41BB16召唤1级数据[2015-06-04]18:01:30.374发送680909680B（控制域：ACD=0，FUNC=11：请求响应）41（链路地址：65）2E（双点遥控命令）0107（传输原因：激活确认，P/N=0:肯定确认）41（ASDU公共地址：65）040B（信息体地址：0xB04,遥控点号：3）05（S/E=1：遥控执行，DCS=1：控分）D4（校验码）16（结束字符）遥控执行正确确认报文，双点遥控，遥控点号是3，控分根据对上述报文的解析，上述遥控命令交互的过程为：（主站）遥控选择—》（从站）遥控返校—》（主站）遥控执行—》（从站）遥控执行确认。根据IEC60870-5-101华东执行细则，被控站在执行结束后需要发出一个“执行结束（EXECUTEtermination）”报文，因此该遥控命令交互过程不完整，还缺少一个子站的遥控执行结束报文，报文格式如下：6809096828412E010A（传输原因：激活终止）41040B05F416若子站没有发送遥控结束报文，根据IEC60870-5-101华东执行细则，可以认为本次的遥控过程还没有完全结束，主站有可能不会下发下一个遥控命令，直到遥控过程的周期超时为止。7、110kV主变容量40MVA,Y/△-11,110kV/10.5kV，高变比400/5A，低变比3000/5A；(1)分别接入1、4侧，算出高侧低侧平衡系数及Ie1/Ie4？(2)高侧三相加1×Ie1正序电流，三相差流是多少？(3)高侧电流为：Ia=1×Ie1∠0度，Ib=1×Ie1∠240度，Ic=1×Ie1∠-120度，低侧怎么加电流可以使高低压侧平衡?(4)差动保护怎样消除高低压侧Y/△-11接线的电流相位和大小的差别？答：（1）Ie1=40000*5/(400*110)Ie4=40000*5/(3000*10.5*1.732)（2）均为（3）IaL=Ie4∠-150°,IbL=0，IcL=Ie4∠30°（4）外部按照Y/Y接线，并规定电流方向均由母线指向变压器，角度差和幅值差由装置内部计算进行消除，我低压差动保护使用Y侧往△进行补偿，即Ia=Iah-Ibh、Ib=Ibh-Ich、Ic=Ich-Iah（均为矢量运算），则Ia与IaL之间正好反方向，故角度差得以消除，Ia的幅值扩大了倍，则程序上除以，则幅值差得以消除；8.配网自动化主站系统新增线路，若配电主站已经存在图模，那么自动化专业在该条线路的馈线自动化功能投运前需要做哪些工作?答：1、自动化在主站侧应先行进行仿真测试：a)检查该条线路的拓扑是否正常；b)在配电自动化主站系统中正确配置涉及馈线自动化的参数，如保护类型、与开关的关联关系、启动条件、运行方式等；c)检查仿真测试的策略是否正常。2、现场馈线自动化测试。3、馈线自动化功能投运。9．在调度数据网的维护和管理中，从信息安全的角度考虑必须进行身份验证，为确保身份认证的安全性，可以从哪些方面入手管理用户的口令？答：从信息安全的角度考虑，在调度数据网的日常维护和管理中，必须对维护和管理人员的身份进行验证，为确保身份验证的安全性，防止口令被人破解，可以从以下方面进行考虑：设置的口令复杂度满足“口令长度不得小于8位，且为字母、数字或特殊字符的混合组合”的要求；不要多个同类型设备设置相同的用户名密码；口令与用户名不能相同；口令必须定期更新；不使用初始口令；多次口令验证失败，可采用断开连接，限制非法登陆次数等方式防止暴力破解口令。10．根据下图分析此网络环境中存在的哪些安全隐患，并提出解决方案。答：1、根据14号令《电力监控系统安全防护规定》，生产控制大区的业务系统在与其终端的纵向联接中使用无线通信网、电力企业其它数据网（非电力调度数据网）或者外部公用数据网的虚拟专用网络方式（VPN）等进行通信的，应当设立安全接入区。因此在公网前置机所属区划分为安全接入区。2、对于采用公网作为通信信道的前置机必须与自动化系统进行隔离，应采用电力专用的正反向隔离装置对网络隔离，保障调度系统自动化系统安全。3、公网前置机当采用GPRS/CDMA等公共无线网络与配电终端通信时，应当启动安全防护措施，包括：1)采用双向认证加密技术，实现配网终端与主站之间的双向身份鉴别。2)采用APN+VPN的技术实现无线虚拟专用通道，确保报文的机密性、完整性保护。11．论述智能电网调度控制系统输变电设备在线监测功能框架。答：输变电设备在线监测功能应在智能电网调度控制系统平台上集成，部署在安全区Ⅱ，应符合电力监控系统安全防护相关规定。其功能框架如下图所示，分为三个层次：数据处理、查询统计、辅助分析。功能包括：数据采集，数据校验与存储、数据监视、告警管理、监测装置查询、监测量查询、告警查询、典型数据比对分析、设备异常状态趋势跟踪分析。12．试分析比较智能变电站与新一代智能变电站的技术差异。答：（1）间隔内一次设备：智能变电站中断路器、隔离开关、互感器等独立配置、独立安装；新一代智能变电站中采用集成式隔离断路器，将常规断路器、隔离开关、接地开关、互感器等设备功能集于一身，且集成状态监测功能，大大提高了设备及功能的集成度。满足相关内\外部条件时取消母线\出线侧隔离开关。（2）间隔内电气接线：智能变电站同常规站，新一代智能变电站改变了接线型式，简化了间隔内电气接线。（3）间隔内配电装置型式：智能变电站同常规站，新一代智能变电站采用集成式隔离断路器、气体绝缘母线(GIB)等设备组合使得配电装置尺寸较常规AIS方案大大缩减，有效减少配电装置占地及站内道路用地，配电装置布置型式大大简化。（4）智能电力变压器：智能变电站采用变压器+智能组件方式，新一代智能变电站同样采用变压器+智能组件方式，但对于110kV变压器智能组件与变压器本体集成。（5）开关柜：智能变电站中为常规开关柜，新一代智能变电站可配置气体绝缘开关柜，二次设备与开关柜一体化集成设计。（6）二次系统：智能变电站为一体化监控系统，新一代智能变电站采用层次化保护控制系统。在一体化监控系统的基础上，设置了站域保护控制系统和就地级保护两级保护。构建了一体化业务平台，站内不划分安全Ⅰ、Ⅱ区。（7）测控装置：智能变电站中220kV测控独立配置，新一代智能变电站测量、控制、计量、PMU功能集成，装置功能集成度进一步提升。13．为防止监控系统故障导致变电站全停，论述在监控系统规划设计时的注意事项。答：（1）调度主站端及变电站监控系统的遥控操作应在监控系统间隔图上进行，间隔图应布局合理，能清晰显示开关遥测和遥信信息，完善集中监控功能，具备远方操作模拟预演、拓扑防误校核等手段。（2）变电站应与调控主站建立时间同步机制，设置双机冗余的全站统一时钟装置，实现对站内各系统和设备的统一授时管理。14．试分析阐述遥信、遥测、遥控功能测试。答：遥信功能测试是按SCD文件配置，逐一模拟智能终端硬接点输入，检查监控后台接收测控装置输出相关遥信报告的正确性；改变智能终端的检修状态，检查监控后台接收测控装置输出相关遥信报告品质位的正确性；改变测控装置的检修状态，检查监控后台接收测控装置输出遥信报告品质位的正确性。遥测功能测试是按SCD文件配置，模拟测控装置的所有SV输入，检查测控后台显示的相应遥测量的正确性；检验监控后台显示测控装置模拟量功率计算的准确度；改变SV输入值的大小或相角，检验测控装置的模拟量死区值；改变SV的检修状态，检查监控后台接收测控装置输出遥测报告品质位的正确性；改变测控装置的检修状态，检查监控后台接收测控装置输出遥测报告品质位的正确性。遥控功能测试是在监控后台对站内所有可遥控设备进行远方控分、控合操作。由于系统集成测试阶段不具备一次断路器等设备，遥控时可以只量到智能终端的出口节点，也可以采用模拟断路器代替一次设备。15．为防止监控系统故障导致变电站全停，论述在运行中强化监控系统管理的具体要求。答：（1）调度主站及变电站监控系统的遥控操作必须通过实际传动试验验证无误才能投入使用，防止误控断路器、隔离开关。（2）应严格管控监控信息点表变更，规范监控信息点表管理，确保调度主站端和变电站端监控信息点表准确无误，防止信息错误。（3）调控主站端操作必须采用调度数字证书，规范权限管理及安全审计，加强用户名和密码管理，确保远方操作监护到位。（4）变电站应加强自动化设备电源安全管理，防止自动化设备停电造成一次设备失去监控。16．在满足设备可靠性前提下，谈谈哪些措施可以提高装置硬件集成度、取消冗余功能器件、减少装置配置数量。答：（1）当一个间隔同时配置电流互感器和电压互感器时，电流、电压宜采用组合型合并单元装置进行采样，减少合并单元装置数量。（2）当可靠性满足要求时，一个间隔内智能终端、合并单元可采用一体化装置，实现硬件整合，减少过程层装置数量。（3）当间隔层保护、测控装置下放布置于户内组合电器汇控柜时，宜取消汇控柜模拟控制面板，利用测控装置液晶操作面板实现其功能，取消功能重复元件。（4）站控层主机宜集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站功能，实现信息共享与功能整合，减少后台数量。（5）母线保护装置应取消模拟操作面板，测控装置应取消操作把手，利用装置自带的液晶操作面板实现其功能，取消功能重复部件。（6）断路器保护、220kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置，35（10）kV宜采用保护、测控、计量多合一装置，故障录波及网络记录分析仪宜采用一体化装置，提高硬件集成度。17．为防止智能变电站全停，论述在选型采购时的注意事项。答：（1）合并单元、智能终端、过程层交换机应采用通过国家电网公司组织的专业检测的产品。（2）智能控制柜应具备温度湿度调节功能，柜内最低温度应保持在+5℃以上，柜内最高温度不超过柜外环境最高温度或40℃（当柜外环境最高温度超过50℃时），湿度应保持在90％以下。（3）就地布置的智能电子设备应具备完善的高温、高湿及电磁兼容等防护措施，防止因运行环境恶劣导致电子设备故障。（4）应加强合并单元采样延时测试，避免因合并单元延时错误引起的继电保护误动。18．试分析智能变电站技术演进过程。答：变电站技术演进可以分为4个阶段：（1）常规变电站：将计算机技术和网络通信技术应用于变电站，取代强电一对一控制方式，实现站内监控和远方调控的有效整合。（2）数字化变电站：数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。（3）智能变电站：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。（4）新一代智能变电站：系统高度集成，结构布局合理，装备先进适用，经济节能环保，支撑调控一体。19．罗氏线圈电流互感器的采样频率基本在10kHz以内，不能满足行波采集要求，因此必须对现有罗氏线圈电流互感器做适当改进，现有如下三种改进方案：方案一：在现有输出不变的前提下，另外增加一路光输出信号（采样应不小于1MHz），具体做法是在不改变互感器特性和不影响数据采集的情况下，增加一块高速数据采集单元，用于采集罗氏线圈中的高频行波信号。方案二：对原有的罗氏线圈及采集单元不做改动，另外增加一个罗氏线圈和一块高速数据采集单元，做到双线圈互不干扰，采集板互不影响，保证了低频率信号和高频行波信号完全经由各自的通道，分别采集和处理，完成各自的任务。方案三：将罗氏线圈电流互感器中原有的低频信号采集线路板更换为可同时采集低频信号和高频行波信号的通用高速数据采集单元，所有的信号经该采集单元采集后经由不同通道传输。试分析比较上述三种方案。答：方案一：在原有的罗氏线圈电流互感器中增加一块高速数据采集单元，在做到两个采集模块互不影响的情况下，既能够保证低频率信号的输出，也可以满足行波信号的采集。该方式的经济性较高，但保护用远端模块与故障测距用远端模块共用一个罗氏线圈，独立性不强，任一模块故障均会相互影响。目前实际工程中一般均采用此方案。方案二：在原有的罗氏线圈电流互感器中增加一个罗氏线圈和一块高速数据采集单元，从源头上做到了高频与低频的完全分离，信号的可靠性更高，但由于增加了一个罗氏线圈，制造成本会相应增加。方案三：用一块高速数据采集单元完成低频与高频行波信号的采集，对罗氏线圈电流互感器的原有结构改动最小，制造成本最低，但目前可采集高频行波信号的采集线路板通常精度不高，不能满足保护的要求，而且此方案还处于研发阶段，暂无运用实例。20．对于一个正在运行的调度自动化主站系统，有4台调度员工作站，其中：1台调度员工作站实时数据不刷新，而此时其他3台调度员工作站均可正常工作。请分析：（1）这台调度员工作站实时数据不刷新的可能原因。（2）请写出发生该故障的处理预案。答：（1）实时数据不刷新的可能原因：A：调度员开启了其他应用功能，调度员界面从实时态进入了研究态。B：系统的SCADA参数配置被修改，导致这台调度员工作站的运行参数没有配置。C：这台调度员工作站的网络没有联上。D：调度员界面程序有问题。（2）故障处理预案：根据现象区分故障类型：A．首先区分调度员界面是实时态还是研究态，如是研究态实时数据不刷新属正常情况；如是实时态数据不刷新则属不正常情况。B．检查系统的SCADA参数配置工具，检查这台调度员工作站的运行参数是否正确配置。如果，没有正确配置，则修改。C．如果参数正确配置，检查这台调度员工作站的网络没有联上，检查网头、网线、网卡是否正常。如果有损坏，则修复。D．如果网络正常，检查这台调度员工作站调度员界面程序是否有问题。如有问题，将调度员界面程序退出并重起，观察是否正常。E．如果仍然不行，找厂家进行远程维护或电话指导检查。F．记录故障特征和处理过程、G．根据故障性质上报主管部门及领导。21．下图为华东接入网与一平面骨干网拓扑示意图，其中路由器A为某网调厂站接入路由器，B、C为接入网汇聚路由器，D、E为接入网核心路由器，F、G分别为华东一平面骨干路由器1、骨干路由器2，H为XX调一平面骨干节点路由器。华东骨干一平面实时业务网段为10.30.0.0/16，XX调一平面骨干的实时业务网段为10.32.9.0/24。问题：（1）路由器A与B之间启用哪些路由协议？B与D之间启用哪些路由协议？F与G之间启用哪些路由协议？D与F之间启用哪些路由协议？（2）在互联链路1-8中，哪些链路必须开启MPLSLDP，为什么？哪些链路可以不开启MPLSLDP，为什么？路由器D从F引入的实时业务路由LP定义为200，路由器E从G引入的实时业务路由LP为默认值。为实现华东接入网实时业务路由中只接收华东骨干实时业务网段10.30.0.0/16的路由，路由器D、E引入骨干网业务路由时需要做路由过滤，只允许业务网段10.30.0.0/16的路由通过。但在路由器E上查看实时路由表时，发现还有路由器H的实时业务网段路由，相关路由如下：Destination/MaskProto10.30.0.0/16IBGP10.32.9.0/24EBGP请问可能是什么原因引起的？请说明为什么目的网段为10.30.0.0/16的路由的协议属性为IBGP，目的网段为10.32.9.0/24的路由的协议属性为EBGP？答：（1）A和B之间启用静态路由、BGP；B与D之间启用OSPF、BGP；F与G之间启用OSPF、BGP；D与F之间启用静态路由、BGP。（2）1、2、3、4、5、8必须开启MPLSLDP，因为需传递公网标签；6、7可以不开启MPLSLDP，根据国网数据网并网规范，跨域互联采用OPTIONB方式，不需要传递公网标签，只需通过MP-BGP传递私网标签。（3）可能是因为在路由器D上按要求对引入的骨干实时路由做了路由过滤，在路由器E上没有按要求对引入骨干实时路由做路由过滤。因路由器D从F引入的实时业务路由LP定义为200，路由器E从G引入的实时业务路由LP为100，至骨干网的1实时路由优先选择LP较高的，即优先选择路由器D发布的路由。因此路由器E上目的网段为10.30.0.0/16的路由为路由器D发布，所以目的网段为10.30.0.0/16的路由的协议属性为IBGP。路由器D上采用了路由过滤，因此D不发布目的网段10.32.9.0/24。路由器E上引入的目的网段10.32.9.0/24路由为路由器G发布，协议属性为EBGP。22．某变电站部分接线图如图所示，T1主变型号SFZ8-31500/110，高压侧套管CT变比为600/5，线路L1、L2CT变比300/5，现收到该站报文如下：685D407E709415A8140012000140000BFE3E00EF01C4F205FE9AFFF602350DD4FE67008F02D2F256080300DAFEDCFF1A01BAF2A0044E0081043202FDFCCFFFDB02B3F2F7080300000808080308DF0DF207000008000000350805081208060E主站系统中线路L1有功状态估计值为-8.79MW，线路L2有功状态估计值为-10.02MW，T1主变高压侧有功状态估计值为18.81MW；其遥测点号从0开始分别为4点、8点、21点，功率系数为1.732*CT*PT*1.2/4095,请判断L1、L2、T1高压侧的状态估计有功遥测估计点是否合格？(量测类型基准值参照规范要求)L1L1L2T1内桥110kVⅠ段母线110kVⅡ段母线10kVⅠ段母线解：LI有功：4点FE05H-507=(-507/4095)*300*110*1.732*1.2/1000=-8.492MW状态估计残差=|-8.97+8.49|/114=0.26%<2%合格（线路有功无功功率参考值110kV电压等级取114MW）L2有功：8点FED4H-300=(-307/4095)*300*110*1.732*1.2/1000=-5.025MW状态估计残差=|-10.02+5.025|/114=4.4%>2%不合格（线路有功无功功率参考值110kV电压等级取114MW）T1高压侧有功：21点0232H562=(562/4095)*600*110*1.732*1.2/1000=18.826MW状态估计残差=|18.81-18.826|/31.5=0.051%<2%合格（对于变压器绕组取绕组容量）23．某地区电力调控中心自动化主站系统配有两套80kVA的UPS电源系统并列运行，各带一组46节12V、200安时的蓄电池组,带满所有自动化系统设备时，两台UPS输出电流均为39安培（三相电流平衡），UPS效率为90%，功率因数为1。某日，调度大楼市电突然断电，UPS电源蓄电池组开始供电，30分钟后，自动化维护人员关闭非重要服务器、工作站，负载交流电流降为31安培，问：（1）蓄电池组大约还能放电多长时间？（2）该地区自动化UPS电源系统配置是否符合“任一台容量在带满主站系统全部设备后，应留有40%以上供电容量”的电网调度系统安全性评价要求？（下图为该200安时蓄电池组放电电流-时间关系曲线图，表中数据取相近的整数计算,假定蓄电池组放电期间电压无明显变化）答：（1）交流输出39安培换算成蓄电池放电电流（直流）为39*220*3/(0.9*46*12)=51.8A查图，得到放电时间约为3小时。放电30分钟消耗的容量为1/6,剩余5/6。交流输出31安培换算成蓄电池放电电流（直流）为31*220*3/(0.9*46*12)=41.2A查图，得到放电时间约为4小时。剩余电量可放电4*5/6=3.33小时。（2）自动化系统所有设备负载容量为2*39*220*3/1000=51.48kW一台UPS带满所有负载后，留有的供电容量为(1-51.48/(0.9*80))*100%=28.5%<40%因此，该地区的UPS配置不满足安全性评价要求。24．某110kV线路电流值，流变变比2000/5,考虑电流120%系数，遥测点号为90（点号从0开始），该站满码值为32767，收到下面的IEC60870-5-101规约报文后，该线路电流值为多少安培？（保留2位小数）6876766828010D96140159407EC494C00054E325BF000000e843007ACEA74100673A0B41009AD763C00014688FC000DCF91EBF00528E1241004001AA41001DE7584100418D2BC00038269E400022B0F2BE009AD01C41004001AA4100C317664100B4503EC00038269E4000819503BF00BAD2914100E0017F4100BA16答：该报文为厂站上送的遥测报文，以短浮点数形式上送，类型标识为0D，带品质描述位，第90点遥测的报文为0000E84300，转化为短浮点数为43E80000，代表的十进制数为464，所以该条线路的电流值为(464/32767)*2000*1.2=33.99A(保留两位小数)25．如图，5台路由器通过广播网络互连，互连协议为OSPF，互连接口均为eth0。其中：A路由器：loopback0：1.1.1.1，loopback1：2.2.2.2，eth0：10.0.0.1。loopback0，loopback1，eht0均开启OSPF。未指定Router-id。B路由器：loopback0：3.3.3.3，loopback1：4.4.4.4，eth0：10.0.0.2。Loopback0，eht0开启OSPF。未指定Router-id。C路由器：loopback0：5.5.5.5，loopback1：6.6.6.6，eth0：10.0.0.3。Loopback0，loopback1，eht0均开启OSPF。Router-id指定为loopback0地址。D路由器：loopback0：7.7.7.7，loopback1：8.8.8.8，eth0：10.0.0.4。Loopback0，loopback1未开启OSPF，eht0开启OSPF。未指定Router-id。E路由器：eth0：10.0.0.5，eth1，10.1.1.1。eht0开启OSPF，eth1接口shutdown。未指定Router-id。请写出各路由器Router-id，已知A，B，C，E路由器互连接口优先级为1，D路由器互连接口优先级为0。各路由器同时开机，请指出DR、BDR，并画出邻接关系示意图。答：各路由器Router-id：A：2.2.2.2、B：4.4.4.4、C：5.5.5.5、D：8.8.8.8、E：10.0.0.5DR为E、BDR为C邻接关系示意图：26．若要将一个B类的网络172.24.0.0划分子网，其中包括3个能容纳16000台主机的子网，7个能容纳2000台主机的子网，8个能容纳254台主机的子网，请写出每个子网的子网掩码和主机IP地址的范围，并写出计算过程。答：1）最大的子网主机数为16000台，16000≦2，n=14每个子网的子网掩码都是：11111111.11111111.11000000.00000000即：255.255.192.0主机IP地址的范围是：172.24.0.0–172.24.63.254172.24.64.0–172.24.127.254172.24.128.0–172.24.191.2542）最大的子网主机数为2000台，2000≦2，n=11每个子网的子网掩码都是：11111111.11111111.11111000.00000000即：255.255.248.0主机ip地址的范围是：172.24.192.0–172.24.199.254172.24.200.0–172.24.207.254…172.24.240.0–172.24.247.2543）最大的子网主机数为254台，254≦2，n=8每个子网的子网掩码都是：11111111.11111111.11111111.00000000即：255.255.255.0主机ip地址的范围是：172.24.248.0–172.24.248.254172.24.249.0–172.24.249.254…172.24.255.0–172.24.255.25427．通过状态估计统计分析工具发现国调D5000系统某日0-14点东善桥2589线有功状态估计有大量不合格点，计算171次，线路两端不合格点数分别达62和30次。而在省调D5000系统中该测点的这一阶段的不合格次数分别为7次和9次。差距较大。下表截取了国调D5000东善桥侧一些个连续计算不合格点的统计信息，试分析上述现象的原因是什么？这种情况可以调整参数么，有什么理论或实践可行的解决办法？序号时间厂站线路端点名电压等级有功量测值有功估计值有功残差值是否合格12013-06-2600:14:57华东.东善桥江苏.东板2589线22028.4436.958.51否22013-06-2600:49:58华东.东善桥江苏.东板2589线22052.9560.557.6否32013-06-2600:55:06华东.东善桥江苏.东板2589线22071.7464.04-7.7否42013-06-2601:00:00华东.东善桥江苏.东板2589线22080.7174.02-6.69否52013-06-2601:24:58华东.东善桥江苏.东板2589线22060.768.347.64否62013-06-2601:29:58华东.东善桥江苏.东板2589线22064.2373.319.08否72013-06-2601:34:57华东.东善桥江苏.东板2589线22053.764.2410.54否82013-06-2601:39:58华东.东善桥江苏.东板2589线22053.7863.9610.18否92013-06-2601:49:58华东.东善桥江苏.东板2589线22030.0759.0729否102013-06-2601:55:03华东.东善桥江苏.东板2589线22047.1671.6924.53否112013-06-2602:19:58华东.东善桥江苏.东板2589线22045.7437.09-8.65否122013-06-2602:25:02华东.东善桥江苏.东板2589线22063.451.42-11.98否132013-06-2602:55:02华东.东善桥江苏.东板2589线22028.9837.758.77否142013-06-2603:04:57华东.东善桥江苏.东板2589线22068.7360.18-8.55否答：（1）通过分析有功残差值发现这14个点残差最大24，最小-11.98，且呈现随机分布。由此可以初步判断这是由于线路两侧有功量测不平衡所致。造成该线路频繁量测不平衡的原因是改线路附件有较大的冲击性负荷存在。这种情况调整参数无效。（2）国调D5000系统不合格点远大于省调D5000系统的原因是：2589线一端属性是“华东.东善桥”，全部量测信息在华东网调直收后转发给国调D5000系统；而另一端端线路属性是“江苏.板桥”，量测信息由南京供电公司OPEN3000系统采集，通过DL476规约依次转发给省调D5000---华东网调D5000---国调D5000系统，2589线两端量测点到达国调D5000系统的时间不一致，从而放大了冲击性负荷的影响，导致状态估计残差曲线呈现震荡随机分布。而江苏D5000系统受量测传输延时较小，所以不合格次数也较少。解决办法：需要从减小2589两侧有功量测不平衡量的思路去解决。一是缩小2589线两端转发延时，例如“2589华东.东善桥”量测取省调转发值；二是采取线路对端代措施，这里要注意，无论那一侧是被对端代，代路操作均需要请华东人员在网调侧D5000系统完成，在省调D5000系统对端代解决不了转发时延问题；三是未来发展带时标的量测和状态估计，可以彻底解决时延和冲击性负荷问题。28．请根据下列五张路由表截图（顺序分别为骨干1、骨干2、核心1、核心2和汇聚）画出拓扑结构，并标注出每台路由器的loopback地址、互联接口及互联地址。骨干1：骨干2：核心1：核心2：汇聚：答：29．自动化检修人员用校验仪对一台测控装置进行二次通流试验，分别接入Ua=Ub=Uc=100V，Ia=Ic=3A，φa=φc=30º。试分析以下情况中，有功功率和无功功率的测量结果。(1)C相电压断线。(2)三相电压相序错误，电压相序接为B、A、C。(3)A、C相电流相序接反。答：C相电压断线考虑C相电压断线时，Ubc为0，所以P、Q如下P=Uab*Ia*cos(30+φa)=√3*100*3*0.5=150√3WQ=Uab*Ic*cos(φc-90)*√3/2=225var（1）电压相序错接为B、A、CP=Uba*Ia*cos(φa-150)+Uca*Ic*cos(φc+30)=0Q={Uba*Ic*cos(φc+90)+Uac*Ia*cos(φa-30)}*√3/2=225var（2）A、C相电流相序接反P=Uab*Ia*cos(30-120+φc)+Ucb*Ic*cos(90+φa)=Uab*Ic*cos(φc-90)+Ucb*Ia*cos(φa+90)=0Q={Uab*Ia*cos(30+φa)+Ubc*Ic*cos(-90-120+φc)}*√3/2=-0.5*100*3*√3*√3/2=-225var30．某地区调度自动化系统接入直收厂站50个，所有厂站均有两路通道：数据网和光纤专线。2010年2月份，有电源停电、通讯中断等故障。由记录得知：2月3日7时至9时主站前置切换失败，中断2小时；2月25日13时至14时30分主站电源故障系统中断1.5小时；厂站一2月3日12时至16时测控装置故障4小时，2月25日12时至18时总控单元故障6小时；厂站二2月3日8时至11时因光纤通道改路径影响数据传输中断3小时；厂站三2月9日8时30分至16时30分因数据网络接入路由器故障网络通道中断8小时；厂站四2月24日8时至17时变电站自动化监控系统停电检修，2月27日9时至13时UPS故障4小时。1）计算数据传输通道月可用率；2）计算数据通信系统月可用率，并写出分析过程。（按照DL516-2006管理规程标准计算，保留两位小数；变电站监控系统按照设计要求，仅后台由UPS供电，其它设备由站内直流电源供电。)答：1）数据传输通道月可用率=(全月日历小时数×条数-∑每条数据传输通道停用小时数)/（全月日历小时数×条数）×100%（1分）=[28×24×50×2-(3×2)-8]/(28×24×50×2)×100%=99.98%（1分）2）因为厂站1测控装置故障不影响本站数据上传，故障时间不计入；厂站1总控单元故障时间与主站故障时间有交叉，需要扣除1.5小时，为（6-1.5）=4.5小时；厂站2故障时间与主站故障时间有交叉，需要扣除1小时，为（3-1）=2小时；厂站3网络故障而专线未停用，故障时间不计入；由于总控装置按照设计要求使用直流电源，厂站4UPS故障不影响数据上传，故障时间不计入。（4分）数据通信系统月可用率=[全月日历总小时数-（各套数据通信系统停用小时数÷数据通信系统总套数)]/全月日历总小时数×100%（1分）=[28×24-(4.5+2+9)/50-2-1.5]/（28×24）×100%=99.43%（1分）答：数据传输通道月可用率为99.98%，数据通信系统月可用率为99.43%。主站/厂站日期故障时间段累计时间AYDTD累计ATX累计备注主站02.0302.2507:00-09:0013:00-14:3021.5--2×501.5×50传输通道按50×2条统计通信系统总套数按50统计厂站102.0302.2512:00-16:0012:00-18:00-6---4.5不影响数据上传总控故障，与主站停有交叉扣1.5小时厂站202.0308:00-11:0033×22双通道中断，与主站停有交叉扣1小时厂站302.2508:30-16:3088-网路通道中断，单通道中断不影响ATX厂站402.2408:00-17:009-9影响数据上传02.2709:00-13:00---不影响数据上传31．单位计划部署园区网络，该单位总部设在A区，另有两个分部分别设在B区和C区，各个地区之间的距离分别如图1-1所示。该单位的主要网络业务需求在A区，网络中心及服务器机房也部署在A区；B区的网络业务流量需求远大于C区;

C区虽然业务量小，但是网络可靠性高。根据业务需求，要求三个区的网络能够互联并且能访问互联网。同时基于安全考虑，该单位要求采用一套认证设备进行身份认证和上网行为管理。【问题1】为保障业务需求，该单位采用两家运营商接入Internet。根据题目需求，回答以下问题：1.两家运营商的Internet接入线路应部署在哪个区，为什么？

2.网络运营商提供了

MPLS

VPN和千兆裸光纤两种互联方式，哪一种可靠性高？为什么？3.综合考虑网络需求及运行成本，AB区之间与AC区之间分别釆用上述哪种方式进行互联？【问题2】该单位网络部署接入点情况如表1-1所示。根据网络部署需求，该单位釆购了相应的网络设备，请根据题目说明及表1-1，确定表1-2所示的设备数量及合理的部署位置（注：不考虑双绞线的距离限制）【问题3】根据题目要求，在图1-2的方框中画出该单位的A区网络拓扑示意图（汇聚层以下不画）。答：【问题1】1、

A区。A区是网络中心，B区和C区接入Internet流量都需要经过A区。

2、

MPLS-VPN是本地线路走SDH专线，连接到运营商的MPLS

VPN专网。裸光纤是物理层的点对点连接，所以可靠性当然是裸光纤高。

3、

AB区之间用裸光纤，AC区之间用MPLS

VPN方式。因为B区的业务量需求远大于C区，需要髙带宽，且裸光纤传输带宽远大于MPLS

VPN。但远距离较裸光纤的各方面，成本较大。所以对于AC之间业务流量小，二者相距80公里，出于成本考虑，用MPLS

VPN更合适。【问题2】

（1）2

(2)

C

（3）

B

（4）A

（5）27

（6）19【问题3】32．阅读以下说明，回答问题1至问题3，将解答填入对应的下划线内。【说明】

某单位采用双出口网络，其网络拓扑结构如图2-1所示。图2-1该单位根据实际需要，配置网络出口实现如下功能：

1．单位网内用户访问IP地址158.124.0.0/15和158.153.208.0/20时，出口经ISP2；

2．单位网内用户访问其他IP地址时，出口经ISP1；

3．服务器通过ISP2线路为外部提供服务。

【问题1】

在该单位的三层交换机S1上，根据上述要求完成静态路由配置。

ip

route

0.0.0.0

0.0.0.0（设置默认路由）

ip

route

158.124.0.0

（设置静态路由）

ip

route

158.153.208.0

（设置静态路由）

【问题2】

1．根据上述要求，在三层交换机S1上配置了两组ACL，请根据题目要求完成以下配置。

access

-list

10

permit

ip

host

10.10.30.1

any

access

-list

10

permit

ip

host

any

access

-list

12

permit

ip

any

158.124.0.0

access

-list

12

permit

ip

any

158.153.208.0

access-list

12

deny

ip

any

any

2.完成以下策略路由的配置。

route-map

test

permit

10

ip

address

10

ip

next-hop

【问题3】

以下是路由器R1的部分配置。请完成配置命令。

R1(config)#interface

fastethernet0/0

R1(config-if)#ipaddress

R1(config-if)ip

nat

inside

……R1(config)#interface

fastethernet0/1

R1(config-if)#ipaddress

R1(config-if)ip

nat

outside……答：【问题1】（1）

10.10.10.1

（2）255.254.0.0

（3）10.10.20.1

（4）255.255.240.0

（5）10.10.20.1【问题2】（6）10.10.30.2

（7）0.1.255.255

（8）0.0.15.255

（9）match

（10）set

（11）10.10.20.1【问题3】（12）10.10.10.1

（13）255.255.255.0

（14）55.23.12.98

（15）255.255.255.25233．请写出OSI七层模型与TCP/IP四层模型及它们之间的对应关系；说明：段、分组、报文、帧、比特分别属于哪一层。答：34.变电站监控系统运行正常，而遥信变位不反应，试分析故障原因。答：若出现监控系统运行正常，而遥信变位不反应，则可能有下列故障原因：（1）继电器辅助触点有问题（2）遥信线缆有问题（3）测控装置故障（4）遥信电源故障（5）光电耦合器故障（6）测控装置地址有误（7）监控系统数据库定义有误（8）测控装置置检修状态（9）测控装置与监控系统通信中断（10）该遥信被封锁（11）监控系统该间隔被检修挂牌。35．对量测值和状态量的准确性进行分析时，如何进行不良数据的辨识？答：（1）检测量测值是否在合理范围，是否发生异常跳变（2）检测断路器/刀闸状态和量测值是否冲突，并提供其合理状态（3）检测断路器/刀闸状态和标志牌信息是否冲突，并提供其合理状态（4）当变压器各侧的母线电压和有功、无功量测值都可用时，可以验证有载调压分接头位置的准确性。 36．状态估计计算不收敛时，如何解决有功发散问题？答：检查是否有多岛计算的情况发生，如果有多岛，查看是哪个岛发散。检查线路、主变参数，是否存在很小的电抗。检查线路、主变参数中是否有电阻>>电抗的情况找到全网最大有功偏移的母线，检查周边的线路参数、量测。通过置伪遥信将此最大有功偏移的母线周围相关的支路（线路、主变）从主网中切除，再启动状态估计。系统出现不合理量测，而取量测程序和坏数据辨识均未将其检查出来。该情况多会导致迭代一次就发散。可通过查找此“不合理遥测”的值，屏蔽此量测，重新启动状态估计计算。 37．依据《智能电网调度技术支持系统》系列标准要求，对实时监控与智能告警应用中事故重演的要求有哪些？答：应提供检索事故的界面，并提供在研究态下的事故重演功能，重演的运行环境应相对独立，与实时环境互不干扰；应能通过任意一台工作站进行事故重演，并可允许多台工作站同时显示事故重演；重演时断面数据应与重演时刻的电网模型及画面相匹配；应能设定重演速度，并能暂停正在进行的事故重演；应能通过专门的分析控制画面，选择已经记录的各个时段中的任何意时段的电力系统的状态进行分析，并可将分析结果导出；应具备将网络分析应用软件与事故追忆相结合的能力，当重演到某个时刻时，可直接启动该断面下的状态估计、潮流计算等功能；应能够自动回放事故发生前后记录的报文，全息反演事故过程。 38．压无功控制中存在的闭锁条件有那些?答：保护闭锁：在对变压器有载调压分接头开关和电容器组监视控制过程中，如检测到系统、变压器、母线、电容器发生故障和收到异常的保护信号时，应立即闭锁调节。遥测闭锁：当遥测值超过要求的范围时，闭锁调节。遥信闭锁：当变电站主接线运行方式发生改变时，闭锁调节。其他闭锁：TV断线，主变压器调压控制器、电容器组的控制回路断线或异常时，闭锁调节。变压器出现多次拒动或滑档时，应立即停止调节，并闭锁相应操作。 39．EC61850-9-1和IEC61850-9-2的主要区别？答：1）IEC61850-9-1部分遵循了IEC60044-7／8标准对合并单元的设定：输入通道为12路，采用专用数据集，帧格式固定，不允许改变，采用广播或组播的方法；2）IEC61850-9-1只支持直接映射到数据链路层的服务，不支持可重新设定输入通道数、采样频率等参数的控制服务，也不支持对数据对象的直接访问等服务。因此IEC61850-9-1的映射方法相对固定、简单，但对ASCI模型的支持不够完备；3）IEC61850-9-2部分除了支持直接映射到数据链路层的服务外，还支持向MMS的映射，通过控制服务可重新设定输入通道数、采样频率等参数，支持对数据集的更改和对数据对象的直接访问；.4）IEC61850-9-2帧格式可灵活定义，并支持单播方式。因此IEC61850-9-2的映射方法更为灵活，对ASCI模型的支持也更加完备。 40．新建500kV变电站，厂站端需添加一台加密装置，通过华东接入网实现与分中心通信，厂站端配置完成后，请问主站端装置管理中心上需要做哪些步骤？ 答：导入厂站加密装置证书：通过更新证书功能，导入厂站加密装置证书增加厂站装置节点：在管理管理中心添加此厂站对应的加密装置节点增加隧道：在分中心加密装置节点上添加一条与该厂站的隧道配置策略：针对分中心加密装置节点，在刚添加的这条隧道上添加相应的策略状态检查：检查隧道协商是否成功，加解密是否正常 41．新建变电站调试104通道异常，请结合日常调试工作从OSI七层模型的角度分析（1、2、3、4、7层）可能出现的原因？（答案供参考）答：物理层：线缆等物理连接问题。数据链路层：通信传输设备或路由器互联端口封装协议不匹配。网络层：网络路由不可达或没有返回路由（网络路由协议配置不正确）。传输层：网络或二次安防设备上2404端口没有打开。应用层：主、厂站104规约配置问题。 41．如某厂站和主站用IEC60870-5-104规约通讯，发现每次主站接收完8帧数据，就会发一次总召，请分析其可能存在的原因？答：原因可能是厂站端每发送一条数据，就想得到主站的一条确认报文，而主站的W值为8，必须收到8帧报文才会发一条确认报文，通讯双方没有严格按照K和W的约束，引起上述异常。 42．简述电力系统量测误差的主要来源有哪些? 答：电流互感器、电压互感器等测量设备的误差。变送器或测控装置的误差。远动装置传送单个数据最大值的限制及传送数据速度带来的量测数据的非同时性。模/数转换器的误差。电力系统快速变化中个别测点间的非同时测量。量测与传输系统受到干扰或出现故障。人为数据定义的错误。43.请写出调度数据网络系统严重故障应急技术措施。答：1)通过故障检查排除业务异常引起的情况，并以最短时间将重要业务线路转移到备用设备上去，保障SCADA等重要业务正常运行。2)检查是否硬件、电源故障；3)对设备及链路进行检测，作连通性检测；如：ping和tracert4)排除线路上的问题，异常数据流量问题；5)对当前配置进行分析，首先分析接口状态信息；6)分析IGP协议路由信息（OSPF协议），分析公网路由情况，路由协议运行的状态等；如：display和debugging。7)分析BGP协议路由信息，分析公网路由情况，路由协议运行的状态等；8)分析MPLS标签分配情况，LDP和LSP的运行状态等；9)分析MPLSVPN内部情况，私网路由情况，MPBGP路由协议运行的状态等；10)对故障设备进行配置分析优化，完成对故障设备的恢复；11)分析跨域互联EBGP协议路由信息，分析公网路由情况，路由协议运行的状态等；12)分析跨域互联MPLSVPN内部情况，私网路由情况，MPBGP路由协议运行的状态等；13)对跨域互联故障设备进行配置分析优化，完成对故障设备的恢复；14)依据故障信息对设备作经验性判断和理论分析，对相关原因实施排错。44．根据Q/GDW_678_2011《智能变电站一体化监控系统功能规范》，请阐述智能变电站如何实现防误闭锁？答：（1）防误闭锁分为三个层次，站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁。（2）站控层闭锁宜由监控主机实现，操作应经过防误逻辑检查后方能将控制命令发至间隔层，如发现错误应闭锁该操作。（3）间隔层联闭锁宜由测控装置实现，间隔层闭锁信息宜通过GOOSE方式传输。（4）机构电气闭锁实现设备本间隔内的，防误闭锁不设置跨间隔电气闭锁回路。（5）站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁属于串联关系，站控层闭锁失效时不影响间隔层联闭锁，站控层和间隔层联闭锁均失效时不影响机构电气闭锁。45．进行变压器绕组设备参数维护，已知：一台SF7-31500/110型变压器，其额定变比为110/11kV，短路损耗Pk=123kW，短路电压百分值Uk%=10.5，空载损耗P0=32.5kW，空载电流百分值I0%=0.8，计算归算到高压侧绕组的电阻、电抗参数。 答：由变压器型号SF7-31500/110已知--31500为容量单位（KVA），--110为额定电压单位（KV）解：46．如图所示电路发生三相短路，试用有名制法计算周期分量有效值Idz、冲击电流iM（KM=1.8）（提示冲击电流）解：取10.5KV电压级为基本级等值电路：47.前置系统（FES）在调度主站系统中的起到什么作用？答案：前置系统作为EMS/SCADA系统中实时数据输入、输出的中心，主要承担了调度中心与各所属厂站之间、与各个上下级调度中心之间、与其它系统之间以及与调度中心内的后台系统之间的实时数据通信处理任务，也是这些不同系统之间实时信息沟通的桥梁。信息交换、命令传递、规约的组织和解释、通道的编码与解码、卫星对时、采集资源的合理分配都是前置系统的基本任务，其它还有象通讯报文监视与保存、站多源数据处理、为站端设备对时、设备或进程异常告警、维护界面管理等任务。48.系统中有哪些无功电源，其运行特性是什么？如何合理使用无功电源。答：发电机是电力系统中最主要的无功电源。发电机一般情况下总是以滞后功率因数运行，即向电网发出无功功率。可以通过调节发电机的励磁电流（或电压）的大小来调整发电机的无功出力，或者说是调整机端电压，可以实行连续平滑调节。发电机可作调相机运行，是指发电机不发有功功率，专门发无功功率的状态。该方式，水电机组在枯水期时可以采用。发电机可进相运行，即从电网中吸收无功功率。进相运行时，要受到系统稳定性、发电机定子端部发热等因素的限制，故发电机如要进相运行，必须符合以下条件：具备进相运行能力的发电机在进行了进相运行试验后方可进相运行。系统中有哪些无功电源还有无功补偿设备，主要有：调相机，可看成是不发有功功率的发电机，补偿机理与发电机相同，过励磁运行时发出无功功率，欠励磁运行时，吸收无功功率，通过调节励磁可以方便地连续平滑调节无功功率。不过，调相机投资大，功率损耗较大，且为旋转设备运行维护工作量大。并联电容器，补偿无功为：。并联电容器的优越性在于其经济性。一是其投资少和运行费用便宜。另一是，采用并联电容无功补偿后，需要线路、变压器输送的无功功率减少，有利于减少网损。并联电容器一般不能连续调节，一般变电所中采用分组投切。并联电容器的最大缺点来自其补偿机理，即其无功与电压平方成正比。这样当系统无功不足导致电压偏低时，并联电容器补偿的无功反而随电压下降成平方倍下降，（线路充电功率也有同样特性）。所以，为了系统的稳定性，并联电容器不能独立作为电网的电压支撑，需要有输出无功可不随系统电压下降而减少的