2025年电力监控技术试题库及答案

2025年电力监控技术试题库及答案一、单项选择题（每题2分，共30分）1.以下不属于电力监控系统（SCADA）核心功能模块的是：A.数据采集与处理B.人机交互界面（HMI）C.继电保护定值计算D.远程控制与调节答案：C（继电保护定值计算通常属于继电保护装置或专业软件功能，非SCADA核心模块）2.电力监控系统中，实现多源数据同步对时的关键技术是：A.IEEE1588v2B.TCP/IPC.MMS协议D.GOOSE报文答案：A（IEEE1588v2（精确时间协议）是电力监控系统实现亚微秒级同步对时的主流技术，优于传统GPS/北斗的秒级精度）3.某110kV变电站监控系统采用IEC61850通信协议，其过程层与间隔层之间的典型传输方式是：A.硬接线模拟量B.基于GOOSE的数字量C.4-20mA电流信号D.串口RS-485答案：B（IEC61850过程层与间隔层通过GOOSE（面向通用对象的变电站事件）报文传输开关量、状态量等实时信息）4.分布式光伏接入配电网后，电力监控系统需新增的关键监测参数是：A.并网点谐波畸变率B.主变油温C.母线电压幅值D.线路有功功率答案：A（分布式光伏逆变器可能引入高次谐波，需监测并网点谐波畸变率（THD）以评估电能质量）5.以下关于电力监控系统网络安全防护的描述，错误的是：A.应部署纵向加密认证装置B.生产控制大区与管理信息大区需用防火墙隔离C.可复用办公网IP地址D.关键主机需安装主机加固软件答案：C（电力监控系统网络需独立IP地址规划，禁止与办公网复用，避免横向攻击风险）6.电力监控系统中，远动终端（RTU）与主站通信时，采用“问答式”传输的典型协议是：A.IEC60870-5-101B.IEC61850C.ModbusTCPD.DNP3.0答案：A（IEC60870-5-101是面向点对多点的问答式远动协议，适用于低速通道；104为TCP/IP扩展的循环式）7.某35kV线路发生瞬时性接地故障，监控系统显示“零序过流I段动作”，但未触发跳闸，最可能的原因是：A.保护定值设置为“信号”状态B.零序CT极性接反C.监控主站通信中断D.开关机构卡涩答案：A（零序过流I段若定值设为“信号”，仅发告警不跳闸；其他选项会导致保护不启动或开关拒动）8.电力监控系统中，“SOE”（事件顺序记录）的主要技术指标是：A.事件分辨率B.存储容量C.通信速率D.抗干扰能力答案：A（SOE的核心是记录事件发生的时间顺序，分辨率通常要求≤1ms，以准确分析故障时序）9.以下属于电力监控系统“过程层”设备的是：A.监控主站服务器B.合并单元（MU）C.远动通信装置D.间隔层保护测控装置答案：B（过程层设备包括智能终端、合并单元、互感器等，负责一次设备数据采集与控制执行）10.新能源电站（风电场）监控系统中，需重点监测的设备状态参数是：A.风机齿轮箱油温B.主变分接头位置C.母线电压相序D.线路功率因数答案：A（风机齿轮箱是机械传动核心部件，油温异常（如＞80℃）可能预示轴承磨损或润滑故障）11.电力监控系统中，“四遥”功能的“遥调”指：A.远程调整设备参数（如变压器分接头、无功补偿装置容量）B.远程测量设备运行参数（如电压、电流）C.远程控制设备分合（如断路器、隔离开关）D.远程获取设备状态信号（如开关位置、告警信号）答案：A（四遥：遥测（测量）、遥信（状态）、遥控（分合）、遥调（参数调整））12.采用双机热备的监控主站系统，当主机故障切换至备机时，关键数据同步的最小时间间隔应不大于：A.1sB.5sC.10sD.30s答案：A（双机热备要求数据实时同步，切换时需保证控制指令、SOE等关键数据丢失≤1s，避免事件漏报）13.电力监控系统网络安全等级保护中，220kV及以上变电站监控系统应划分为：A.第一级（用户自主保护）B.第二级（系统审计保护）C.第三级（安全标记保护）D.第四级（结构化保护）答案：C（根据《电力监控系统安全防护规定》，220kV及以上变电站属于重要电力监控系统，应实施第三级防护）14.以下关于电力监控系统数据采集误差的描述，正确的是：A.模拟量误差主要源于A/D转换精度，与传输通道无关B.开关量误报可能由电磁干扰导致接点抖动C.谐波含量不影响电压、电流的有效值测量D.同步对时误差仅影响SOE记录，不影响潮流计算答案：B（开关量输入回路若未加防抖滤波，电磁干扰可能导致接点抖动，引起误报；A项传输通道噪声会叠加误差；C项谐波会影响有效值计算；D项同步误差影响潮流计算的时间一致性）15.分布式能源监控系统（DERMS）的核心功能是：A.实现光伏、储能等多能源协调控制B.监测主变负载率C.统计线损率D.远方操作10kV断路器答案：A（DERMS需整合分布式光伏、储能、电动汽车充电桩等，实现有功/无功协调控制、需求响应等高级功能）二、判断题（每题2分，共20分。正确填“√”，错误填“×”）1.电力监控系统的“间隔层”设备直接连接一次设备，负责数据采集与控制执行。（×）（间隔层设备（如保护测控装置）连接过程层与站控层，过程层设备直接连接一次设备）2.IEC61850协议支持“面向对象”建模，可实现不同厂家设备的互操作。（√）（IEC61850通过统一信息模型（如LNode、DO）和通信服务，解决了传统协议的互操作性问题）3.电力监控系统中，GPS对时是唯一满足精度要求的同步方式。（×）（北斗卫星对时、IEEE1588v2均能满足亚微秒级精度，且北斗在国内优先推广）4.网络安全防护中，纵向加密装置应部署在生产控制大区与管理信息大区之间。（×）（纵向加密用于上下级调度数据网之间（如地调-县调），横向隔离（如防火墙）用于生产控制大区与管理信息大区）5.新能源电站监控系统需增加对功率预测、涉网保护（如低电压穿越）的监测功能。（√）（新能源接入需满足电网要求的功率预测（误差≤15%）、低电压穿越（LVRT）等性能，需监控系统实时监测）6.电力监控系统主站数据库中，“实时库”用于存储历史数据，“历史库”用于存储秒级实时数据。（×）（实时库存储秒级实时数据（如当前电压、电流），历史库存储经压缩的小时/日/月统计数据）7.10kV配电自动化终端（FTU）的主要功能是实现故障定位、隔离与自愈（FA）。（√）（FTU安装于柱上开关，通过采集故障电流、电压，配合主站实现馈线自动化（FA）功能）8.电力监控系统中，GOOSE报文采用“发布-订阅”机制，无需确认即可传输。（√）（GOOSE通过多播方式发布，订阅方接收后直接处理，适用于快速跳闸等实时性要求高的场景）9.分布式电源（DG）接入配电网后，监控系统需将“单电源辐射状”潮流计算模型改为“多电源网状”模型。（√）（分布式电源可能导致潮流双向流动，需调整潮流计算的网络拓扑模型和功率方向判据）10.电力监控系统的“五防”功能仅指防止误分/合断路器，与隔离开关无关。（×）（五防包括：误分合断路器、带负荷拉合隔离开关、带电合接地刀闸、带接地刀闸合闸、误入带电间隔）三、简答题（每题5分，共40分）1.简述电力监控系统的三层架构及各层主要功能。答：电力监控系统采用“站控层-间隔层-过程层”三层架构。站控层（主站层）包括监控主机、服务器、远动装置等，负责数据汇总、人机交互、远程控制及高级应用（如潮流计算）；间隔层包括保护测控装置、故障录波器等，实现本间隔数据采集、保护逻辑判断及与站控层/过程层通信；过程层包括智能终端、合并单元、互感器等，直接连接一次设备，完成电流/电压采样、开关量输入输出及控制指令执行。2.对比IEC61850与Modbus协议在电力监控系统中的应用差异。答：①协议类型：IEC61850是面向对象的变电站通信标准，支持模型化建模；Modbus是面向寄存器的通用工业协议。②应用场景：IEC61850主要用于变电站自动化（过程层-间隔层-站控层），支持GOOSE/SV等实时报文；Modbus多用于低压配电、工业控制，采用RTU/TCP模式。③互操作性：IEC61850通过SCL（变电站配置语言）实现设备互操作；Modbus需自定义寄存器地址，不同厂家设备需配置映射。④实时性：IEC61850GOOSE报文传输时间≤4ms，优于ModbusTCP的10-20ms。3.列举电力监控系统数据采集误差的主要来源及减小措施。答：误差来源：①传感器误差（如CT/PT变比偏差、温度漂移）；②A/D转换误差（量化误差、采样频率不足）；③传输误差（电磁干扰导致信号畸变、通信延迟）；④同步误差（多源数据采样不同步）。减小措施：①选用高精度传感器（0.2级及以上）并定期校验；②提高A/D转换分辨率（16位以上）及采样频率（≥1000Hz）；③采用屏蔽电缆、差分传输抑制干扰，通信协议增加CRC校验；④部署IEEE1588v2同步对时，确保采样同步误差≤1μs。4.说明故障录波装置与SOE（事件顺序记录）的主要区别。答：①功能定位：故障录波装置记录故障前后的电气量波形（如电压、电流、功率），用于故障分析；SOE记录事件发生的时间顺序（如保护动作、开关变位），用于时序分析。②数据类型：故障录波存储波形数据（采样率≥1kHz），SOE存储事件名称、时间戳（分辨率≤1ms）。③触发方式：故障录波由故障启动（如过流、零序动作）；SOE由开关量变位、保护信号触发。④存储时长：故障录波存储故障前0.5s至故障后2s数据；SOE持续记录所有事件，存储容量按事件数量（如10万条）。5.电力监控系统网络安全防护应采取哪些技术措施？答：①网络分区：划分生产控制大区（安全区I/II）与管理信息大区（安全区III/IV），大区之间用正向/反向隔离装置；②纵向加密：上下级调度数据网之间部署纵向加密认证装置，实现报文加密与身份认证；③横向隔离：同一大区不同业务系统间用防火墙进行访问控制（ACL）；④主机加固：关键主机安装防病毒软件、关闭不必要服务、设置强口令；⑤日志审计：部署日志审计系统，记录网络流量、操作行为，保留≥6个月；⑥无线管控：禁止生产控制大区使用无线通信，确需使用时采用认证加密（如WPA3）。6.分布式光伏接入配电网后，对电力监控系统提出了哪些新需求？答：①新增监测参数：并网点谐波畸变率（THD）、逆变器运行状态（如MPPT效率）、无功输出能力；②控制功能扩展：需支持光伏逆变器的有功功率调节（如限发）、无功电压控制（Q-V下垂）；③故障处理优化：分布式光伏可能提供短路电流，需调整保护定值（如过流保护方向元件）、优化故障定位逻辑（避免多电源导致的FTU误判）；④数据同步要求：光伏出力具有间歇性，需提高数据采集频率（从传统的3s/次提升至1s/次），满足功率预测（误差≤15%）需求；⑤网络安全增强：光伏监控终端（如DTU）可能通过公网通信，需部署VPN加密或纵向加密装置。7.简述电力监控系统主站“双机热备”的实现原理及切换条件。答：实现原理：主备服务器通过高速数据总线（如万兆以太网）或共享存储（如SAN）实时同步数据库、通信状态、控制指令等关键数据；主站运行时，备机处于“热备用”状态，实时监听主机心跳报文（周期≤1s）。切换条件：①主机硬件故障（如CPU/内存占用率＞95%持续30s、电源模块故障）；②主机软件异常（如监控进程崩溃、通信服务中断持续10s）；③人工干预切换（如主机维护）。切换时，备机自动接管所有业务，确保控制指令、SOE记录不丢失，切换时间≤2s。8.电力监控系统中，如何通过“潮流计算”功能验证数据的合理性？答：潮流计算通过基尔霍夫定律（节点功率平衡、支路潮流约束）验证采集数据的合理性：①节点功率平衡：对每个母线节点，计算有功/无功注入量（P注入=P发电-P负荷，Q注入=Q发电-Q负荷），应满足|P注入-ΣP支路|≤0.5%×P额定；②支路潮流约束：检查线路/变压器的有功/无功潮流是否与两端母线数据一致（如线路A-B的P_AB应等于P_A流出量，误差≤1%）；③电压幅值验证：根据潮流计算的节点电压，对比采集的母线电压，偏差应≤0.5kV（110kV系统）；④无功平衡验证：检查无功补偿装置（如电容器）的输出是否与母线电压、功率因数匹配（如电压偏低时电容器应投入）。若数据偏差超过阈值，系统将标记“数据异常”并触发告警，提示运维人员检查传感器或通信通道。四、综合分析题（每题10分，共30分）1.某110kV变电站监控系统出现“10kV母线电压A相缺失”告警，但现场检查10kVPT一次熔管正常。请分析可能的故障原因及排查步骤。答：可能原因：①PT二次回路故障（如二次熔管熔断、端子排接触不良）；②合并单元（MU）故障（采样模块损坏、光纤链路中断）；③保护测控装置故障（A相采样通道异常）；④监控主站数据处理错误（数据库点表配置错误、通信协议解析异常）。排查步骤：①检查10kVPT二次电压（用万用表测量二次端子电压，正常应为57.7V），若为0V，检查二次熔管（5A）是否熔断，端子排是否松动；②若二次电压正常，检查MU的A相采样值（通过MU调试接口查看SV报文，A相电压应≈57.7V），若MU输出异常，检查MU电源（24V）、光纤链路（光功率≥-20dBm）；③若MU输出正常，检查保护测控装置的A相电压采样值（通过装置面板查看或后台调取），若装置显示异常，重启装置或更换采样板卡；④若装置显示正常，检查监控主站数据库点表（确认A相电压对应的信号点地址、系数是否配置正确），测试主站与装置的通信（如MMS报文是否包含A相电压数据），若通信中断，排查交换机、网线（水晶头是否氧化）；⑤最终若所有环节正常，可能为主站软件BUG，需联系厂家升级程序。2.某风电场接入220kV系统后，监控主站频繁收到“并网点谐波超标（THD＞5%）”告警。请分析可能的谐波源及治理措施。答：可能谐波源：①风力发电机变流器：双馈风机的背靠背变流器（IGBT高频开关）会产生5、7、11次等特征谐波；②箱式变压器：低压侧非线性负载（如风机控制系统电源）可能注入谐波；③集电线路电缆：长电缆的电容效应会放大谐波谐振；④电网背景谐波：上级电网存在谐波源（如电弧炉、整流设备），叠加风电场谐波后超标。治理措施：①优化变流器控制策略：采用PWM调制技术（如空间矢量调制）降低开关频率谐波，增加谐波补偿模块（APF）主动注入反向谐波；②加装滤波装置：在并网点安装LC无源滤波器（针对5、7次谐波）或有源滤波器（APF），滤除2-50次谐波；③调整变压器接线方式：箱变采用Dyn11接线，利用三角形绕组抑制3次及倍数次谐波；④加强监测与管理：在并网点安装电能质量在线监测装置（PQDIF），实时记录谐波数据，超过国标（GB/T14549-1993）时限制风机出力；⑤电网协同治理：与电网公司沟通，排查上级电网谐波源，协调整改（如要求电弧炉用户加装滤波器）。3.某地区推进“源网荷储