配电自动化主站运检班

1.故障区段被隔离后，其上游的非故障区段有出口断路器合闸恢复供电（）

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2.就地控制型馈线自动化，联络开关在检测到两侧带电时，延时合闸（）

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3.就地控制型馈线自动化终端不能用于电缆网路。（）

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4.就地型馈线自动化不需要通信条件，投资小，但仅能用于运行方式相对固定且只有一个联络电源的配电线路。（）

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5.就地型馈线自动化具有自具性，不依赖与主站控制，适用于不具备通信条件的区域实现架空线路的馈线自动化。（）

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6.就地型馈线自动化是基于重合器实现故障隔离。（）

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7.馈线自动化，当开关为负荷开关时，在定位出故障时，需立即跳开开关，进行故障隔离。（）

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8.馈线自动化是指中压配电线路发生故障后，实现故障的自动定位、隔离与供电恢复的自动化措施。（）

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9.馈线自动化在进行恢复供电时，需要考虑转供电源是否会过载。（）

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10.联络开关身份的识别在正常运行时可以进行，不会影响供电恢复控制速度（）

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11.配电网中，线路上分段开关愈多，馈线自动化减少故障停电的效果愈好。（）

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12.使用馈线自动化进行故障隔离时，当环网柜母线发生故障时，需要将进线、出线开关均跳开。（）

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13.速动型馈线自动化，需要干线开关配置负荷开关（）

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14.小电流接地故障保护技术中，现有的选线定位装置主要出告警信号，一般不直接切除故障（）

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15.当变电站出线断路器装设瞬时电流速断保护时，瞬时速断可以保护线路全长。

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16.分界开关若选用断路器，可配置过流保护与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。分界开关一般不配置零序保护。

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17.发生故障时，由故障点上游距离故障点最近的一级保护跳闸，尽量做到用户侧故障不造成线路停电，支线故障不造成干线停电。

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18.变电站出线断路器装设了瞬时电流速断保护的情况下，故障时有不会发生越级跳闸的现象。

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19.对于分布式电源的线路，分布式电源并网开关恢复动作应在确定其出线有压条件下进行。

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20.对于集中型馈线自动化，线路拓扑发生变化时，需在主站系统的对该线路拓扑进行更新。

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21.对于电压时间型馈线自动化，变电站跳闸后，开关失压分闸，变电站重合后，开关来电延时合闸，根据合闸前后的电压保持时间，确定故障位置并隔离，并恢复故障点电源方向非故障区间的供电。

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22.对于电压时间型馈线自动化，变电站出线开关应选用带有重合功能的断路器，配置过流保护和二次重合闸，若变电站出线开关无法配置二次重合闸，将线路靠近变电站首台开关的来电延时时间延长以躲过变电站出线开关的合闸充电时间。

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23.速动型智能分布式馈线自动化的故障定位，主要通过检测故障区段两侧短路电流、接地故障的特征差异,从而定位故障发生在对应区段。

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24.速动型智能分布式馈线自动化故障定位完成后，在变电站馈线保护动作之前隔离相应故障区段，随后判断题联络电源转供条件满足与否，若满足，合上联络开关完成非故障停电区域的供电恢复。

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25.集中型馈线自动化模式下，线路发生单相接地故障时，终端之间交互各自区内区外故障信息，定位故障区段，完成故障隔离，若一次开关拒动，扩大一级进行故障隔离。

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26.智能分布式馈线自动化主要应用于对供电可靠性要求较高的城区电缆线路，包括但不限于A+、A类区域。仅适用于单环网、双环网、多电源联络、N供一备、花瓣形等开环运行的配电网架。

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27.在智能分布式馈线自动化模式下，对于闭环运行线路，确认故障隔离成功，进行过负荷预判，满足条件时合上联络开关，完成非故障停电区域的负荷转供。

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28.在智能分布式馈线自动化模式下，对于开环运行线路，在故障隔离完成后，联络开关无需动作。

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29.速动型智能分布式馈线自动化可快速定位、隔离故障，在变电站/开关站出口断路器保护动作前完成故障隔离，故障点上游的非故障区段无停电，故障影响范围最小，故障隔离的时间最短。

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30.速动型智能分布式馈线自动化需全线间隔均配置断路器，且变电站/开关站出口断路器保护动作时限至少需0.3s及以上的延时。

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31.智能分布式馈线自动化通信与主站通信使用共同信道，互不干扰。

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32.智能分布式馈线自动化不同联络互投区域的配电终端应选择不同网段,且不能与主站通信地址冲突。

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33.智能分布式馈线自动化终端宜与变电站侧过流保护特性相同，例如同为定时限特性。

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34.为确保一次及二次系统安全、稳定运行，在制定分布式馈线自动化相关逻辑策略时，要充分考虑在非正常状态时的处理方案。

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35.在智能分布式馈线自动化模式下，变动部分设备投运前，完成动作参数、拓扑参数的现场调整和包含“现场二次回路—配电主站”整组传动测试的交接试验后，做好定值整定执行记录后存档。

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36.分布式FA配电终端的采集、控制和故障处理功能相关参数的计算整定、现场设定、交接试验应统一管理。

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37.在速动型智能分布式馈线自动化模式下，当合环运行线路发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，就地实现快速故障定位、故障隔离，并进行非故障区域恢复供电。

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38.在速动型智能分布式馈线自动化模式下,对于花瓣形环网供电形式，若单个花瓣合环供电，环内发生故障时，与手拉手单环合环运行的故障处理方式一致。

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39.在速动型智能分布式馈线自动化模式下,对于花瓣形环网供电形式，若单个花瓣开环供电，环内发生故障时，与手拉手单环合环运行的故障处理方式一致。

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40.在速动型智能分布式馈线自动化模式下,对于花瓣形环网供电形式，在某个花瓣电源侧全失电或开环状态发生故障后，应能根据预设条件，将部分负荷通过花瓣间联络线转供到其他花瓣。

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41.电流接地系统接地故障判断题时，根据定值管理水平，分界开关要同时投入基于暂态信息自适应接地故障判断题功能、零序过流保护功能，不能只应用其中一种。

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42.级差保护与智能分布式馈线自动化配合时，对于速动型智能分布式FA，级差保护为主保护，智能分布式为后备保护。

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43.级差保护与智能分布式馈线自动化配合时，对于缓动型智能分布式FA，考虑到站内速断延时不足，应该混合应用；

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44.大型配电自动化主站系统与小型主站系统在生产控制大区配置上的差别是大型主站前置服务器和应用服务器分别冗余配置，小型的配置1台前置服务器和1台应用服务器（）

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45.告警服务分为传统流水账式告警和智能辅助决策两类（）

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46.后台子系统部署在信息管理大区，是整个配电主站的核心主系统，面向配电网实时运行控制业务（）

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47.前置子系统（FES,FrontEndSystem）由数据采集服务器,前置网络组成,是配电主站系统中实时数据采集、控制的中心。（）

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48.事故追忆（PDR）是数据处理的基本功能。系统检测到预定义的事故时,可以自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时稳态信息。以便调度员在一个特定的事件（扰动）发生后,可以重新展现扰动前后系统的运行情况和状态,以进行必要的分析。（）

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49.传统配电自动化主站与新一代配电自动化主站在前置采集系统上结构和功能完全相同。（）

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50.在配电主站监视该配电终端误信号在二次回路短接之后10天内是否有继续发生遥信误报（）

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51.配电网供电能力评估是在收集现有的配电网大量基础数据的其础上,通过科学计算,合理地完成对现状网的评估和分析,用来指导电网的建设发展,可以保证资金的有效利用和网络的长期最优发展,可以为电网的安全稳定运行及经营管理莫定基础。（）

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52.配电主站是配电自动化系统的大脑，所有信息都是通过主站的整体分析处理，进而发挥支撑配电设备运维、配电网调控监控工作，对到达配电网的高效管控、实现可靠供电高质量供电服务目标的。（）

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53.超短期负荷预测用于实时控制，需5-10s负荷值（）。

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54.大型配电主站系统的生产控制大区应配置2台前置服务器和2台应用服务器（）

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55.大型配电主站系统的管理信息大区应配置2台Web服务器和2台磁盘阵列（）

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56.新一代配电主站系统硬件结构从逻辑上可分为采集与前置系统、运行监控子系统和状态监控子系统（）

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57.前置子系统按照通信通道不同，可分为专网数据采集和公网数据采集（）

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58.前置子系统是配电主站系统中实时数据输入、输出的中心。（）

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59.主站系统应当具备提供配电终端蓄电池在线监控应用，实现对蓄电池的实时监控管理。（）

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60.传统配电终端与配电主站之间的信息调试方式出错几率小，试验周期短。（）

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61.配电网供电能力评估用来指导电网的建设发展，提高供电质量。（）

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62.配电间隔利用率是配电传输能力的一个体现。（）

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63.我国6~35kV配电网中性点广泛采用小电流接地方式。（）

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64.电力网线损率是电力企业重要的综合性技术经济指标（）

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65.主站提供的共享方式既包括符合规范的标准接入方式，又包括非标准接入方式（）

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66.分布式电源接入配电网，在潮流方向、电压调整、继电保护、线路检修等方面给配电网的安全稳定运行带来了不利的影响。（）

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67.通过运行状态估计程序能够提高数据精度，过滤掉频繁变化的数据。（）

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68.负荷预测按照预测周期可分为超短期、短期、中期和长期负荷预测。（）

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69.前置系统运行维护主要要求能够查看前置系统与终端通信的报文，完成配电SCADA数据采集、系统时钟和对时功能的任务。（）

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70.运行维护人员可通过主站前置系统界面完成事故反演。（）

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71.计算机硬件类故障指与服务器、工作站的CPU、硬盘、内存等硬件设备相关的故障。（）

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72.配电自动化主站不能查看历史告警的可能原因是数据库磁盘空间满（）

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73.配电自动化主站某台机器画面操作失败，可能的原因是该机器网络状态异常（）

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74.配电自动化主站前置实时数据界面中遥测遥信名称不能显示，需要将通信厂站表该厂站遥测遥信最大数目缩小（）

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75.配电自动化主站系统中某台主机断网，需要检查断网主机是否能Ping通其他机器（）

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76.系统管理员、安全管理员、审计管理员是权限管理中的三个特殊的角色，它们中的任意2个可以同时被赋予同一个用户。（）

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77.“云管边端”中“管”层采用“通用硬件平台+轻量级物联网操作系统+设备业务应用软件”的技术架构，实现配电网的运行状态、设备状态、环境状态以及其它辅助信息等基础数据的采集，并执行决策命令或就地控制。

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78.“云管边端”中“云”层采用“互联网平台+业务微服务+大数据+人工智能”的技术架构，实现海量终端连接、系统灵活部署、弹性伸缩、应用和数据解耦、应用快速上线

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79.配电物联网中，核心网是感知层终端中的末端节点与核心节点之间的通信网络。（）

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80.配电物联网中的边缘计算终端是架构中的感知主体，是构建配电物联网海量数据的基础。（）

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81.公司主动开展配电网适应性研究，完善技术标准、简化管理流程、出台服务意见、加强配套电网建设，努力满足分布式光伏、储能、电动汽车充电桩小规模接入配电网的需求。

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82.利用采集感知设备信息，实时获取电压、电流等关键数据，就地开展台区线损统计分析。

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83.配电网物联网的建设思路为“坚持一个引领，服务两个领域，实现三流合一，提升五大能力”。

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84.配电物联网架构-软件定义终端按照硬件平台化，软件枢纽化的原则，实现终端软硬件的解耦（）

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85.配电物联网应用特点中设备广泛互联体现了设备的互联、互感、互操作的特点（）

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86.随着配电物联网技术的深入实践，将实现精益化线损管理、负荷精准预测，精准规划投资，从而极大提升配网运行效率。

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87.通过对配电网低压设备的全域识别及设备间广泛互联，实现配电网的全面感知、数据融合和智能应用，进而推动配电侧能源流、业务流、数据流的“三流合一”。

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88.应用配用电统一模型、物联网通用标准协议，通过线路拓扑、电源相位、线户关系的自动识别支持“站-线-变-户”关系自动适配，推动跨专业数据同源采集。

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89.云端主站分析所有台区历史数据和区域特性等数据，优化改进区域电能质量智能调节策略，满足用户高质量用电需求。

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90.配电物联网的演进计划是：以公司泛在电力物联网建设规划为蓝图，加快配电物联网技术创新应用，分阶段推进配电物联网体系建设。

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91.配电网需要引入“大云物移智”等新技术和新理念，全力打造一个以实现“配电网+物联网”深度融合为导向的配电物联网生态系统

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92.配电网面临分布式电源、储能、微电网、电动汽车、新型交互式用能等设备大规模接入以及用户深度参与互动，源网荷储人协同发展压力大。

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93.边缘计算节点内部不同容器间的业务APP可以相互通信，交换数据。

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94.边缘计算节点内部容器内业务APP故障时，不影响其他容器内APP的正常运行。

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95.配电物理网信息模型宜满足简单易用、快速开发、快速部署、快速实施的特点。

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96.低压分路采集监测APP是通过与低压智能断路器实时通信，实现低压智能断路器实时数据采集，低压开关状态采集、停送电及故障告警。

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97.配电一二次融合成套柱上开关是配电智能柱上开关上发展的一个阶段。

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98.云主站微应用是由中国电科院微应用管控中心统一发布管理的。

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99.配电物联网是泛在电力物联网在配电领域配电的实践应用。

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100.即插即用主要包括端对边、边对云的即插即用。

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