(2025年)电力系统继电保护与电力系统可靠性试题及答案

(2025年)电力系统继电保护与电力系统可靠性试题及答案一、单项选择题（每题2分，共20分）1.下列哪项不属于继电保护“四性”要求？A.选择性B.速动性C.经济性D.灵敏性答案：C2.三段式电流保护中，定时限过电流保护通常作为（）。A.主保护B.近后备保护C.远后备保护D.辅助保护答案：C3.超高压线路纵联保护中，采用光纤通道的主要优势是（）。A.抗电磁干扰能力强B.传输容量小C.成本低D.无需同步对时答案：A4.电力系统可靠性评估中，“平均无故障工作时间（MTBF）”反映的是（）。A.设备维修效率B.设备故障频率C.设备在故障前的平均运行时间D.系统恢复供电速度答案：C5.微电网接入大电网时，传统电流保护可能失效的主要原因是（）。A.短路电流幅值增大B.短路电流方向改变C.系统频率升高D.谐波含量降低答案：B6.双母线接线中，母联断路器的失灵保护应（）。A.仅跳开母联断路器B.跳开所有连接于故障母线的断路器C.跳开非故障母线的所有断路器D.仅跳开发电源侧断路器答案：B7.发电机定子绕组匝间短路保护的关键是（）。A.检测零序电压B.检测负序电流C.区分匝间短路与相间短路D.提高动作速度答案：C8.电力系统可靠性中的“可用度”定义为（）。A.故障时间/(运行时间+故障时间)B.运行时间/(运行时间+故障时间)C.修复时间/故障时间D.故障时间/修复时间答案：B9.特高压直流输电系统中，行波保护的主要作用是（）。A.反应稳态电流变化B.快速切除直流线路故障C.保护换流阀D.调节有功功率答案：B10.新能源电站并网点的继电保护配置需重点考虑（）。A.高次谐波影响B.短路电流特性差异C.系统频率稳定性D.无功补偿容量答案：B二、填空题（每空1分，共20分）1.继电保护的选择性是指故障发生时，仅将（）切除，保证非故障部分继续运行。答案：故障元件2.距离保护的Ⅰ段通常保护线路全长的（），Ⅱ段作为本线路Ⅰ段的后备，Ⅲ段作为相邻线路的（）。答案：80%-85%；远后备3.自动重合闸与继电保护的配合方式有（）和（）两种。答案：重合闸前加速；重合闸后加速4.电力系统可靠性评估分为（）和（）两个层面，前者关注单一设备，后者关注系统整体。答案：元件可靠性；系统可靠性5.变压器纵差动保护需克服的不平衡电流主要包括（）、（）和（）引起的不平衡电流。答案：变压器励磁涌流；变压器两侧电流相位不同；电流互感器变比误差6.微电网孤岛运行时，其内部故障特征表现为（）和（），传统三段式电流保护可能因（）不足而拒动。答案：短路电流幅值小；故障方向不确定；灵敏度7.直流输电系统的保护可分为（）保护和（）保护，前者反应直流线路故障，后者反应换流站设备故障。答案：线路；换流站8.提高电力系统可靠性的技术措施包括（）、（）和（）。答案：设备冗余配置；状态检修；优化网络结构三、简答题（每题8分，共40分）1.简述纵联保护的基本原理及常用通道类型。答案：纵联保护通过比较被保护线路两端的电气量（如电流相位、功率方向等）来判断故障位置。基本原理是：当线路内部故障时，两端保护装置检测到的电气量满足特定关系（如电流相位差180°），保护动作跳闸；外部故障时，两端电气量关系不满足，保护不动作。常用通道类型包括：光纤通道（抗干扰强、传输容量大）、微波通道（无需物理连接，适合长距离）、电力线载波通道（利用高压线路本身传输信号）。2.分析新能源高渗透对继电保护的影响及应对措施。答案：影响：①新能源（如光伏、风电）多通过逆变器并网，短路电流受限（通常为额定电流的1.2-2倍），传统过流保护可能因灵敏度不足拒动；②逆变器输出电流含有大量谐波，可能导致距离保护阻抗测量误差；③多电源接入使故障电流方向复杂，传统方向性保护可能误动。应对措施：①采用基于序分量或波形特征的保护原理（如暂态量保护）；②引入数字式保护装置，提高谐波滤波能力；③利用广域测量系统（WAMS）获取多端电气量，实现协同保护；④优化保护定值，考虑新能源出力波动对短路电流的影响。3.比较电流保护与距离保护的优缺点。答案：电流保护优点：原理简单、实现成本低、动作速度快（Ⅰ段）；缺点：受运行方式影响大（系统等值阻抗变化时，保护范围波动）、长线路上灵敏度可能不足（Ⅲ段动作时限长）。距离保护优点：反应故障点到保护安装处的距离（阻抗），受运行方式影响较小，保护范围稳定；缺点：需测量电压和电流，装置复杂；受过渡电阻影响（如单相接地故障时，过渡电阻可能导致距离保护误动或拒动）；需考虑电压回路断线闭锁问题。4.说明电力系统可靠性评估中“故障树分析（FTA）”的步骤及应用场景。答案：步骤：①确定顶事件（如系统停电）；②建立故障树，将顶事件分解为中间事件和基本事件（如设备故障、人为操作错误）；③计算基本事件的发生概率；④通过逻辑门（与门、或门）计算顶事件的发生概率；⑤进行重要度分析，识别对系统可靠性影响最大的基本事件。应用场景：适用于复杂系统的可靠性分析（如变电站主接线可靠性、大电网连锁故障评估），可直观展示故障传播路径，为设备冗余配置和检修策略优化提供依据。5.阐述变压器瓦斯保护的工作原理及与纵差动保护的配合关系。答案：瓦斯保护原理：利用变压器内部故障时产生的气体（轻瓦斯）或油流冲动（重瓦斯）驱动气体继电器动作。轻瓦斯反应轻微故障（如匝间短路初期、油位下降），发出信号；重瓦斯反应严重故障（如绕组短路、铁芯烧损），跳开变压器各侧断路器。与纵差动保护的配合：纵差动保护反应变压器内部和外部的相间短路、接地短路，但对匝间短路（短路匝数少、差流小）和轻微内部故障灵敏度不足；瓦斯保护能敏感反应变压器内部的任何故障（包括油面降低），但无法反应外部故障。二者互为补充，共同构成变压器的主保护。四、计算题（每题10分，共30分）1.某110kV线路采用三段式电流保护，已知线路最大负荷电流为350A，电流互感器变比为600/5，可靠系数Krel=1.2，返回系数Kre=0.85，自启动系数Kss=1.5。计算定时限过电流保护的动作电流（一次侧）。解：定时限过电流保护动作电流需满足躲过最大负荷电流的自启动电流，公式为：Iop=Krel×Kss×I_Lmax/Kre代入数据：Iop=1.2×1.5×350/0.85≈741.18A（一次侧）2.某电力设备的故障时间服从指数分布，已知平均故障间隔时间（MTBF）为5000小时，平均修复时间（MTTR）为100小时。计算该设备的可用度A和年故障次数（按8760小时/年计算）。解：可用度A=MTBF/(MTBF+MTTR)=5000/(5000+100)≈0.9804（98.04%）年故障次数λ=1/MTBF×8760=(1/5000)×8760≈1.752次/年3.某220kV线路长度为100km，正序阻抗为0.4Ω/km，零序阻抗为1.2Ω/km。配置距离保护时，Ⅰ段整定为线路阻抗的80%，计算Ⅰ段的整定阻抗（二次侧）。已知电压互感器变比为220kV/100V，电流互感器变比为1200/5。解：线路一次侧正序阻抗Z1=0.4×100=40ΩⅠ段整定阻抗（一次侧）Zop.Ⅰ=0.8×40=32Ω二次侧阻抗Zop.Ⅰ（二次）=Zop.Ⅰ×(TV二次电压/TV一次电压)/(TA一次电流/TA二次电流)TV变比nTV=220000/100=2200TA变比nTA=1200/5=240二次侧阻抗Zop.Ⅰ（二次）=32×(100/220000)/(5/1200)=32×(1/2200)×(1200/5)=32×(1200)/(2200×5)≈32×(12/110)≈3.49Ω五、综合分析题（每题15分，共30分）1.某500kV双回线并列运行，其中一回线发生单相接地故障，分析两侧继电保护的动作行为及重合闸配合逻辑。答案：（1）故障特征：500kV线路为大电流接地系统，单相接地故障时故障相电流显著增大，出现零序电流，非故障相电压升高。（2）保护动作：①线路主保护（如分相电流差动保护）检测到故障相电流差超过整定值，立即跳开故障相断路器；②零序电流保护（Ⅱ段）作为后备，若主保护拒动则经延时跳开三相。（3）重合闸配合：采用单相自动重合闸（ARC），故障相断路器跳开后，经重合闸延时（约0.5-1.5秒）重合故障相。若为瞬时性故障（如雷击），重合成功，系统恢复正常；若为永久性故障（如绝缘子击穿），重合后差动保护再次动作，跳开故障相（或三相，视整定值）。（4）双回线影响：一回线故障跳开后，另一回线负荷增大，需校验其过负荷能力；若双回线存在互感，零序电流可能受非故障线路影响，需调整零序保护定值避免误动。2.结合“双碳”目标下电力系统形态变化，论述继电保护与系统可靠性的协同提升策略。答案：（1）系统形态变化：新能源占比提升（2030年非化石能源消费占比目标25%以上）、直流输电规模扩大（如“西电东送”工程）、微电网/分布式电源大量接入，导致系统短路电流特性改变、多源网络结构复杂、电力电子化特征显著。（2）协同提升策略：①保护技术创新：研发适应电力电子设备的保护原理（如基于宽频带阻抗的逆变器保护），利用数字孪生技术实现保护定值动态优化；②可靠性评估深化：建立含高比例新能源的可靠性评估模型（考虑新能源出力不确定性、逆变器控制策略影响），引入“弹性”指标（系统应对极端故障的恢复能力）；③设备协同设