《供电可靠性管理培训题库——综合能力》_在线真题试卷与模拟练习_《供电可靠性管理培训题库——综合能力》_考试宝

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电网基本情况分析：（1）通过2017—2021年武运市的配电线路、等效用户数变化情况，分析武运市供电公司整体的电网规模变化趋势。（2）重点对武运市直供区及县公司2021年与2020年配电网同比变化情况进行重点分析。

武运市2021年供电可靠性相关数据及停电情况分析如下： ### 一、系统平均停电时间情况（续表） |单位|系统平均停电时间（h/户）|全口径同比增长（%）|预安排平均停电时间（h/户）|预安排同比增长（%）|故障平均停电时间（h/户）|故障同比增长（%）| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |昌隆市|10.8701|-184.57|1.2688|-196.29|9.6013|-183.09| |东风县|5.9757|-51.55|2.0660|-208.76|3.9098|-19.42| |丰华县|15.0901|-256.96|2.9588|-1426.50|12.1314|-200.76| |丰茂县|4.9960|-30.54|1.2405|-73.01|3.7555|-20.75| |复兴县|8.6398|-113.64|0.4399|-31.98|8.2000|-120.98| |冠群县|7.1761|-60.10|2.0251|-362.34|5.1510|-27.37| |全市|8.2201|-106.78|1.5165|-175.75|6.7036|-95.71| ### 二、系统平均停电频率情况全市系统平均停电频率2.790次/户，同比增长140.43%。按地区特征划分，城市平均停电频率2.329次/户，同比增长209.93%；农村平均停电频率2.912次/户，同比增长129.48%。按停电性质划分，系统平均预安排停电频率0.250次/户，同比增长156.17%；系统平均故障停电频率2.540次/户，同比增长138.99%。 2021年武运市系统平均停电频率统计表： |单位|全口径平均停电频率SAIFI-1（次/户）|同比增长（%）|城市平均停电频率SAIFI-1（次/户）|同比增长（%）|农村平均停电频率SAIFI-1（次/户）|同比增长（%）|系统平均预安排停电频率SAIFI-S（次/户）|同比增长（%）|系统平均故障停电频率SAIFI-F（次/户）|同比增长（%）| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |直供区|1.179|40.56|1.791|158.01|0.709|-24.95|0.250|39.26|0.930|40.92| |北斗县|2.386|141.88|1.189|286.04|2.611|134.06|0.072|15.79|2.315|150.32| |昌隆市|3.898|372.61|2.492|1283.56|4.190|334.06|0.220|266.90|3.679|380.89| |东风县|3.215|155.03|2.450|170.30|3.515|151.46|0.308|40.35|2.907|179.16| |丰华县|4.357|125.36|2.758|85.22|4.756|132.65|0.431|476.21|3.926|111.23| |丰茂县|2.053|186.95|8.422|848.76|1.776|150.82|0.256|214.37|1.798|183.43| |复兴县|2.556|128.16|2.007|252.27|2.740|109.82|0.096|56.92|2.459|132.30| |冠群县|2.765|92.18|3.937|232.13|2.620|78.28|0.368|331.19|2.397|77.10| |合计|2.790|140.43|2.329|209.93|2.912|129.48|0.250|156.17|2.540|138.99| ### 三、停电情况分析 #### （一）按停电性质划分 2021年武运市预安排和故障对停电的影响分别占18.46%、81.54%，其中，10kV配电网设施故障、检修停电2类责任原因是引起停电的主要原因，共占全市91.41%。停电责任原因分布如图（武运市停电责任原因分布图）：预安排占18.46%，故障占81.59%；故障中10kV配电网设施故障占78.86%，检修停电占12.55%，工程停电占4.58%，限电、调电及低压作业影响占1.33%，低压设施故障占1.45%，10kV及以上输变电设施故障占1.23%。 1. **预安排停电**：全市整体上看，检修停电占68.00%，引起用户平均停电时间1.0319h/户，主要是10kV配电网设施计划检修占53.34%；工程停电占24.83%，引起用户平均停电时间0.3768h/户，主要是10kV配电网设施计划施工占24.10%。预安排停电责任原因分布如图（武运市预安排停电责任原因分布图）：不大于4h占33.77%，4~8h占20.30%，8~12h占14.36%，12~16h占9.90%，16~20h占6.97%，20~24h占4.09%，大于24h占10.61%。从主要责任原因在各单位分布看，10kV配电网设施计划检修停电冠群县（29.45%）、直供区（24.10%）占比较高；10kV配电网设施计划施工停电丰华县（80.69%）、复兴县（9.01%）占比较高。 2. **故障停电**：武运市整体上看，10kV配电网设施故障停电占96.71%，引起用户平均停电时间6.4821h/户。其中，自然因素占57.64%，外力因素占15.59%，是10kV配电网设施故障的主要原因。故障停电责任原因分布如图（武运市故障停电责任原因分布图）：10kV配电网设施故障占96.71%，自然因素占57.64%，外力因素占15.59%，用户影响占5.91%，运行维护占7.81%，设备原因占3.86%，设计施工占2.29%，低压设施故障占1.77%，10kV及以上输变电设施故障占1.51%。从主要责任原因在各单位分布看，自然因素停电丰华县（31.53%）、复兴县（21.45%）占比较高；外力因素停电丰华县（40.92%）、昌隆市（29.24%）占比较高。 #### （二）累计停电时长分析 2021年武运市供电用户累计停电小于4h占比最高为33.77%，累计停电4~8h（20.30%）、8~12h（14.36%）占比较高。累计停电时长占比分布如图（2021年武运市用户不同停电时长占比）：不大于4h占33.77%，4~8h占20.30%，8~12h占14.36%，12~16h占9.90%，16~20h占6.97%，20~24h占4.09%，大于24h占10.61%。（注：相关表格、图表见对应截图，如系统平均停电时间续表、2021年武运市系统平均停电频率统计表、武运市停电责任原因分布图、武运市预安排停电责任原因分布图、武运市故障停电责任原因分布图、2021年武运市用户不同停电时长占比图，以及自然因素、外力因素停电各单位占比情况图等。）【缺少答案，请补充】

请根据资料1、10、12，做出网架结构测算分析： (1) 计算供电区域负荷密度（σ）。 (2) 计算供电区域容载比（Rₛ）。 (3) 计算主变最大负载率。 (4) 计算省庄镇区域的用户平均停电时间规划目标及综合电压合格率规划目标。 (5) 分别计算10kV辛娄线新报装的5户分布式光伏用户的电网并网电压等级。

请根据资料1~12，提出供电可靠性提升建议： (1) 利用供电可靠性、配电自动化、配电网规划等方面知识分析10kV辛娄线在线路结构等方面存在的问题，并给出结构标准化改造方案。 (2) 根据区域内设备负载率、网架结构等问题，给出区域内网架结构短期解决方案（优化后10kV线路联络率、N−1通过率达到100%，线路无重过载）。 (3) 根据110kV省庄站主变负载、负荷增长及10kV网架等情况，制定短期优化方案和长期规划方案（短期优化方案后主变负载降至70%以下，长期规划方案需满足线路供电半径要求）。

背景材料：资料1：省庄镇配电网地理接线图（图1）显示，该配电网包含110kV凤台站（2×31.5MVA）、小井站（2×50MVA）、省庄站（2×31.5MVA），10kV线路（同力线、粮局线、羊娄线、苑庄线、岗上线等）分布于泰莱路、灵山大街、博阳路周边，部分线路与凤台站、小井站线路联络。资料2：省庄镇配电网线路概况表（表1）列出14条10kV线路参数：所属变电站（省庄站、凤台站、小井站）、所在母线（Ⅰ/Ⅱ段）、等级（Ⅰ/Ⅱ级）、用户数（7~105户）、供电半径（1.5~8.6km）、主干线型号（JKLGYJ-120/20等）、最大允许负荷（6980/9578kVA）、年度最大负荷（5109~9185kVA）、联络情况（部分线路与凤台、小井站线路联络）。资料3：省庄镇配电网负荷分布图（图2）显示，负荷集中在泰莱路-灵山大街区域：博阳路西为工业区（负荷密度大，制造业），博阳路东为生活居住区（含新兴工业，负荷密度较大），泰莱路北为新建小区（入住率低，负荷密度一般），灵山大街南为新兴园区（供电可靠性要求高，食品加工等）。资料4：110kV省庄变电站一次接线图（图3）显示，省庄站采用双主变（#1、#2主变，容量+6MVA）、单母线分段接线，10kV侧出线（粮局线、小井#1/2线、海洼线等）配置柱上开关、熔断器、电容器，部分出线带支线（如粮局线带#26D开关后支线）。资料5：省庄镇近两年停电事件（表2）显示，7次停电含1次预安排（岗上线检修）、6次故障：羊娄线2次（设备老化、断线/断杆）、粮局线1次（大风大雨，烧损）、岗上线2次（自然灾害、电缆击穿）、苑庄线1次（产品质量不良），故障类型为内部故障停电。资料6：省庄镇故障停电自愈情况（表3）显示，6次故障中5次自愈/隔离成功（粮局线、岗上线、苑庄线等），1次自愈失败（2021年4月羊娄线，全线故障，实际故障为广源支线，因30D开关失自动化功能导致无法自愈）。资料7：10kV羊娄线参数：分段开关2台（电压型，30D开关机构卡涩损坏，强合位置，失自动化功能）；支线6条（红庙、广源、东岭支线无支线开关，圣元、羊南、羊西支线首端有自动化断路器）；计划新装5户分布式光伏（容量10MVA、5MVA、500kVA、380kVA、5kVA）。【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

计算供电区域负荷密度（σ）。

计算供电区域容载比（Rₛ）。

计算主变最大负载率。

计算省庄镇区域的用户平均停电时间规划目标及综合电压合格率规划目标。

分别计算10kV羊娄线5户分布式光伏用户的并网电压等级。

分析10kV羊娄线线路结构问题并提出改造方案。

请根据资料4和资料9中配电自动化等故障信息，按时间节点描述整个故障实际发展演变过程，并分析出配电自动化方面存在的问题。

请根据资料9，计算10kV袁庄线故障时间（计算时间精确到s，单位为h，最终答案保留到小数点后2位，写出解答步骤）。【缺少答案，请补充】

请根据资料4和资料9中配电自动化等故障信息，按时间节点描述整个故障实际发展演变过程，并分析出配电自动化方面存在的问题。【缺少答案，请补充】

从抢修总负责人角度，从信息发布至故障恢复送电、多专业、多部门等角度描述故障抢修处置流程。

针对阳光县近期发生的多起异线不同相故障，开展原理及成因分析，制定针对性措施，避免因单相接地导致的故障扩大，提升供电可靠性。

背景材料：35kV邓集变电站10kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行，10kV袁庄线与10kV陈河线为异站单联络（满足N-1要求），两线开关设备自动化且具备三遥功能，线路投入全自动FA模式（接地告警但FA不启动）。2021年4月26日07:01:46，35kV邓集变电站Ⅰ段母线电压异常告警，小电流接地选线装置判定Ⅰ段母线袁庄线接地故障。调控中心通过配电自动化主站查看Ⅰ段母线及线路信号、联络情况，通知开发区抢修站巡视10kV袁庄线、张庄线。现场巡视发现：10kV袁庄线万花城开分接箱（普通型、无开关）进线间隔A相支柱绝缘子击穿烧毁，需更换新分接箱（有备件）；10kV张庄线米家支线D001开关负荷侧B相支柱绝缘子绝缘击穿，需更换开关（有备件），米家支线重要用户方舱医院（自备应急电源）失电。抢修完成后，10kV袁庄线45D开关（14:35:38）、60D开关（14:44:21），10kV张庄线米家支线D001开关（12:12:15）恢复合闸，系统恢复原运行方式。【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

请根据资料9，计算10kV袁庄线故障时间（计算时间精确到s，单位为h，最终答案保留到小数点后2位，写出解答步骤）【缺少答案，请补充】

请根据资料4和资料9中配电自动化等故障信息，按时间节点描述整个故障实际发展演变过程，并分析出配电自动化方面存在的问题

从抢修总负责人角度，从信息发布至故障恢复送电、多专业、多部门等角度描述故障抢修处置流程【缺少答案，请补充】

根据资料梳理中压基础台账变更情况：（1）中压线段基础台账变更情况。（2）中压用户基础台账变更情况。

根据资料对平安新区运行事件基本情况开展分析：（1）停电性质分析。（2）停电责任原因分析。（3）中压相关指标计算。（4）低压供电可靠性指标计算。（5）中压、低压停电事件统计。（6）提升措施建议。

重点停电事件分析。

预算式指标动态调整情况。

资料1：平安新区区域概况平安新区总面积53.6km²，常住人口20万人，区内有高精尖电子产品制造企业、食品加工企业和多个光伏发电集中汇流并网，供电可靠性要求较高。平安新区供电公司下辖2座变电站，110kV东方变电站2台主变（额定电压：110kV/35kV/10kV，联结组标号：YNynd11）容量均为50MVA，35kV红旗变电站2台主变（额定电压：35kV/10kV，联结组标号：YNd11）容量均为20MVA。两座变电站均由220kV梦天站（额定电压：220kV/110kV/35kV，联结组标号：YNynd11）供电。区域内共有13条10kV线路，10kV架空线路总长度92km，电缆线路总长度18km。2021年10kV配变变压器载容比为0.45，2021年中压用户载容比系数0.54，中压用户总数1020户。2022年上半年配电变压器平均负载率为56%。平安新区供电公司拥有绝缘斗臂车2台，旁路作业装备1套（含旁路负荷开关1台及50m旁路电缆6根，额定电流200A），不停电作业人员12人，具备独立开展10kV各类复杂作业能力。10kV发电车1台（1800kW，运行负载不超过最大负载80%，最长运行时间5h），低压发电车1台（800kW，运行负载不超过最大负载100%，最长运行时间10h），以上发电忽略负荷变化引起油耗变化等因素。 2021年起，平安新区供电公司选择10kV红日线和10kV太常线试点开展低压用户供电可靠性评价工作。平安新区供电公司2022年1—7月累计等效用户为1370户，供电可靠率ASAI-1为99.9247%，7月31日在投用户数1400户。8月，10号新上注册用户5户、15号新上注册用户10户（包含石油小区#1变移交用户）、21号新上注册用户5户，均采取带电作业方式，13号2户停运拆除。预计年度等效用户较1—8月增长2.5%。根据平安新区供电公司1—8月停电情况，预计年底会超出年初确定的年度目标值，但为满足发改能源规〔2020〕1479号文要求，需要将用户平均停电时间控制在合理范围之内。9—12月预安排停电、故障停电原预测停电时户分别为500、900h·户，计划平衡、调整后，测算预安排停电可压降15%。说明：计算设施指标时，联络开关应纳入其他开关数量统计，可归属两侧线路的任一侧统计。资料2：配网网络拓扑图（图1）、10kV赤南线单线图（图2）、10kV红星线单线图（图3）、10kV新程线单线图（图4）【缺少答案，请补充】

背景材料： 1. 线路图：图4为10kV新程线单线图，图5为10kV方太线、阳光线拓扑图，图6为10kV红日拓扑图，图7为10kV光明线拓扑图，图8为10kV胜利线、方正线拓扑图，图9为10kV曙光线单线图，图10为10kV光伏线单线图，图11为10kV同庆线单线图，图12为10kV太常线单线图。 2. 资料3：10kV赤壁线及负荷情况说明 10kV赤壁线主干线于2005年5月20日建成，2005年5月30日投产送电，薛正支线于2010年4月10日建成，2010年4月30日投产送电。临月环网柜临月小区：2018年8月15日交房并供电，共6栋居民楼4台10kV变压器（#1、#2、#3、#4），均由小区物业管理，至今未移交供电公司，小区内居民用户均为一户一表，#1、#2在高压侧共用1个计量收费点，#3在高压侧有1个计量点，#4在低压侧分别各有2个计量收费点，其中#1~#2为居民楼供电，#3为小区配套商户供电，#4为小区公共设施供电。临月环网柜万达商业：2010年6月6日为万达商业客户2台变压器送电，用户自备发电设备作为应急电源。石油小区（三供一业，1个计量点）共有变压器2台（#1变为居民供电、#2变为沿街商业供电），居民60户，变压器性质原均为专变。2022年8月15日对小区进行一户一表改造验收通过后，将#1配变资产移交供电公司管理。为平衡10kV赤壁线负荷及完善联络，2022年8月30日将临月环网柜及其负荷永久切改至10kV曙光线末端#72杆，新联络开关位置为临月环网柜01开关。 3. 资料4：10kV红星线、方太线故障情况线路网架情况：10kV红星线与10kV方太线为同母线出线线路，10kV红星线与10kV新程线为异站单联络线路，满足N-1要求，10kV红星线与10kV方太线现有开关设备已全部实现自动化，并具备三遥功能，线路均投入全自动FA模式，具备接地告警功能但FA不启动。故障点情况：经现场巡视10kV红星线故障情况，发现万城花开分接箱（普通型、无开关、运行超过25年）进线间隔A相支柱绝缘子击穿烧毁，需要更换新的分接箱（有备件），其他未发现异常。经现场巡视10kV方太线故障情况，发现28D（真空断路器，2022年1月出厂并投入使用）支线开关负荷侧B相支柱绝缘子绝缘击穿，需更换开关（有备件）。重要用户情况：方太线28D支线重要用户方能医院（自备应急电源故障，28D支线总容量1000kW）；红星线万城花开小区（2台变压器，总容量800kW）内有多个需吸氧用户，吸氧设备市电停电后自身仅能维持1h工作时间。其他停电详细详见表1调度日志（表1包含8月调度运行日志，如设备跳闸、运行记录等内容）。【缺少答案，请补充】

分析8月10日红旗站10kVⅠ母线接地故障（日志序号3）：（1）计算该故障的总停电时间（从故障发生到送电成功的时间）。（2）统计该故障影响的中压用户数及容量（包含专用用户和公用用户）。（3）统计该故障影响的低压用户数及容量（0.23kV和0.4kV用户）。

分析8月21日红旗站10kV光明线故障（日志序号10）：（1）根据配网检修停电时间定额标准（表5），判断该故障的检修时间是否符合定额要求（日志中14:25汇报故障，15:39恢复送电）。（2）统计该故障影响的中压用户数及容量（包含专用用户和公用用户）。

（1）中压线段基础台账变更情况：平安新区供电公司2022年8月中压线段基础台账共发生变更2次，变更原因如下：①2022年8月15日，赤壁线石油小区#1变压器三供一业移交供电公司管理，导致东方00610线段内公专用户数及容量发生变更；②2022年8月30日，赤壁线临月环网柜及其负荷永久切改至曙光线接带运行，导致东方006111和东方00110两个线段内公专用户数及容量发生变更。结合表“8月中压可靠性线段台账”（如下），按资料5模板编制8月中压可靠性线段台账。（表格：8月中压可靠性线段台账，包含序号、线段编码、线段范围描述、公用户（变压器台数、总容量）、专用户（变压器台数、总容量）、注册日期、注销日期、投运日期、退役日期、备注）（2）中压用户基础台账变更情况：平安新区供电公司2022年8月中压用户基础台账共发生变更4次，变更原因如下：①2022年8月15日，赤壁线石油小区#1因三供一业移交，台账资产性质发生变化而进行变更；②2022年8月30日，赤壁线临月环网柜接带的全部用户，随线段切改变更而进行变更；③2022年8月10日，凤苑名居因新上三相低压用户，台账低压用户数量发生变化而进行变更；④2022年8月21日，良乡公交因新上单相低压用户，台账低压用户数量发生变更而进行变更。结合表“8月中压可靠性用户台账”（如下），按资料5模板编制8月中压可靠性用户台账。（表格：8月中压可靠性用户台账，包含序号、用户名称、所属线段编码、用户性质（公/专）、用户容量、是否双电源、注册日期、注销日期、投运日期、退役日期、备注）（含图）（含图）

根据资料对平安新区2022年8月运行事件基本情况开展分析，包括：（1）停电性质分析：计算8月总停电时户数、预安排停电/故障停电时户数及占比，分析预安排停电（供电网限电、检修停电）、故障停电（内部/外部故障停电）的构成及占比；（2）停电责任原因分析：分析预安排停电（供电网限电、配电网设施计划检修停电）、故障停电（10kV配电网设施故障、10kV及以上输变电故障、发电设施故障）的时户数及占比；（3）中压相关指标计算：①等效用户数计算（8月、1—8月、全年等效用户数）；②系统平均预安排/故障停电时间计算；③平均供电可靠率计算；④红线缺供电量计算；⑤低压供电可靠性指标计算（低压停电总时户数、低压等效用户数、8月ASAI-1、有序用电等效停电时间及低压供电网限电缺供电量）；⑥中压停电事件统计：结合中压停电事件表，编制中压停电事件表。【缺少答案，请补充】（含图）

平安新区供电公司针对供电网停电、设计施工、自然灾害分别提出了哪些提升措施建议？

请简述红星线和方太线的故障过程（从07:01:46到14:44:21的故障处理过程）。

红星线和方太线的抢修方案分别是什么？

红星线和方太线的负荷转供方案分别是什么？

红星线和方太线的抢修恢复方案分别是什么？

停电信息发布的内容（表格形式）是什么？

计算红星线故障停电时的停电转供电时间（已知停电开始时间为07:07:15，负荷转供完成时间为07:15:25）。

计算红星线故障修复时间（已知停电开始时间为07:07:15，恢复供电时间为14:35:38）。

计算红星线故障故障点上游恢复供电操作时间（已知故障隔离时间为07:15:25，上游开关操作恢复送电时间为07:16:36）。

平安新区供电公司的预算式指标动态调整情况是怎样的？

请根据资料1~4，测算阳光市可靠性指标。

请根据资料3中2021年各类型故障占比情况，分析故障停电压降成效和存在的问题，并指出2022年重点提升方向。

请根据资料7，精确计算截至4月底等效总用户数。【缺少答案，请补充】