篇一：2017国家电网招聘考试试题库
2014年国家电网考试题库
1、判断题
1)电流互感器二次侧不允许短路；电压互感器二次侧不允许开路。（×）不允许短路
2)运行中，电压互感器二次侧某一相熔断器熔断时，该相电压值为零。（×）设定a相无输出，星形接法Uax=0，Ubx=100/1.732v，Ucb=100/1.732v，三角形接法uab=0，ucb=100v，uac=0
3)交直流回路可共用一条电缆，因为交直流回路都是独立系统。（×）
4)同一故障地点、同一运行方式下，三相短路电流一定大于单相短路电流。（×）当故障点零序综合阻抗小于正序综合阻抗时,单相接地故障电流将大于三相短路故障电流。
5)电网运行的客观规律包括瞬时性 、动态性 、电网事故发生的突然性。（×）电力系统的同时性；电力系统的整体性； 电力系统的快速性；电力系统的连续性；电力系统的实时性；电力系统的随机性。
6)电压无功优化的主要目的是控制电压、降低网损。（√）
7)隔离开关操作的原则“先断后通”。（×）“先通后断”
8)三相四线制的对称电路，若中线断开，三相负载仍可正常工作。（√）
9)电力系统中有感性和容性两种无功设备。（√）
10)对于220kV电压等级的高压线路，意味着该线路的额定相电压为220kV。（×）线电压
11)发电机进相运行时，发出无功，吸收有功。 （×）吸收无功，发出有功。
12)电力系统备用容量只有量的规定性要求，在地域上和构成方面不作要求。（×）地域上和构成方面
13)交直流互联系统中，从直流变换为交流称为整流，从交流变换为直流称为逆变。（×）
14)“弱联系、长线路、重负荷和具有快速励磁调节”的系统更容易发生低频振荡。（√）
15)直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。（√）
16)特高压直流输电中间可以有落点，具有网络功能，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成国家特高压骨干网架。（×）没有高压直流断路器
17)适时引入1000 kV特高压输电，可为交流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑，有利于从根本上解决500 kV短路电流超标和输电能力低的问题。（×）直流多馈入
18)在交、直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。（√）
19)在我国，特高压是指由1000千伏级交流和正负800千伏级直流系统构成的高压电网。（√）
20)我国第一条交流特高压试验示范线路是连接华北、华中两大电网的晋东南－南阳－荆门交流特高压输电线路。（√）
1、县及以上供电营业场所实行无周休日制度（ √）。
2、因计算机系统出现故障而影响业务办理时，请客户留下联系电话，以便另约服务时间。（×）
3、接到客户报修时，应详细询问故障情况，如判断属客户内部故障，应立即通知抢修部门前去处理。（×）
4、供电企业必须配备用于临时供电的发电车，以加快故障抢修速度，缩短故障处理时间。（×）《国家电网公司供电服务规范》第二十条第（二）加快故障抢修速度，缩短故障处理时间。有条件的地区应配备用于临时供电的发电车。
5、按用户提出的电压、容量等要求提供电力是供电企业的法定义务。（×）
6、当电力供应不足，不能保证连续供电时，供电企业可自行制定限电序位。（×）
7、居民家用电器因电力运行事故造成损坏的，从损坏之日起十五天内，向供电企业提出索赔要求，供电企业都应受理。（×）根据《居民用户家用电器损坏处理办法》 第七条 的规定，从家用电器损坏之日起七日内，受害居民用户未向供电企业投诉并提出索赔要求的，即视为受害者己自动放弃索赔权。超过七日的，供电企业不再负责其赔偿。
8、用电负荷是指客户的用电设备在某一时刻实际取用的功率总和，是客户在某一时刻对电力系统所要求的功率。（√）用电负荷是指用户在某一时刻用电设备实际取用的总功率
9、由于用户的责任造成供电企业对外停电，用户应按供电企业对外停电时间少供电量，乘以一年供电企业平均售电单价给予赔偿。（×）这个条款不公平，用户责任造成的停电损失，合理的方式应该按供电企业平均售电利润给予赔偿。因为停电了，供电企业没有售电，他购入的电量也同步减少，成本降低了。按售价全额赔偿就不仅是补偿，还具有处罚的成分。
10、因自然灾害等原因断电，供电人应当按照国家有关规定及时抢修。未及时抢修，造成用电人损失的，应当承担损害赔偿责任。（√）合同法第一百八十一条因自然灾害等原因断电，供电人应当按照国家有关规定及时抢修。未及时抢修，造成用电人损失的，应当承担损害赔偿责任。
11、临时用电期限除经供电企业准许外，一般不得超过六个月，逾期不办理延期或永久性正式用电手续的，供电企业应终止供电。（√）
12、城乡居民客户向供电企业申请用电，受电装置检验合格并办理相关手续后，3个工作日内送电。（√）
13、设备对地电压在250V以上的为高压电气设备，设备对地电压在250V及以下的为低压电气设备。（×）?老安规对，新安规为1000V及以上为高压，以下为低压
14、伪造或开启供电企业加封的用电计量装置封印用电，属于违约用电。（×）
15、用户认为供电企业装设的计费电能表不准时，只要向供电企业提出校验申请，供电企业应在十天内校验并将检验结果通知用户。（×）《供电营业规则》第七十九条 供电企业必须按规定的周期校验、轮换计费电能表，并对计费电能表进行不定期检查。发现计量失常时，应查明原因。用户认为供电企业装设的计费电能表不准时，有权向供电企业提出校验申请，在用户交付验表费后，供电企业应在七天内检验，并将检验结果通知用户。如计费电能表的误差在允许范围内，验表费不退；如计费电能表的误差超出允许范围时，除退还验表费外，并应按本规则第八十条规定退补电费。用户对检验结果有异议时，可向供电企业上级计量检定机构申请检定。用户在申请验表期间，其电费仍应按期交纳，验表结果确认后，再行退补电费。
16、客户欠电费需依法采取停电措施的，提前7天送达停电通知书。（√）
17、供电营业区内的供电营业机构，对本营业区内的用户有按照国家规定供电的义务，不得违反国家规定对其营业区内的申请用电的单位和个人拒绝供电。（√）
18、非居民客户向供电企业申请用电，受电装置检验合格并办理相关手续后，5个工作日内送电。（√ ）
19、自备电厂自发自用有余的电量可以自己向厂区外供电。（×）
20、反映供电质量的主要指标有频率、电压和供电可靠性。（×）
21、供电企业提供24小时电力故障报修服务，供电抢修人员到达现场的时间一般为：城区范围45分钟；农村地区90分钟；特殊边远地区2小时。（√）
22、一类负荷主要是指中断供电将造成人身伤亡，产品大量报废，主要设备损坏以及企业的生产不能很快恢复，造成重大政治影响，引起社会秩序混乱，产生严重的环境污染等用电负荷。（√）
23、在传输的电功率一定的情况下，供电电压越高线损越小，供电电压越低线损越大。（√）
24、大工业用户电费由基本电费和电度电费二部分构成。（×）电价构成：大工业电价包括基本电价，电度电价和功率因数调整电费三部分。电度电价是指按用户用电度（千瓦时）数计算的电价。基本电价是指按用户用电容量计算的电价。功率因数调整电费是和根据用户功率因数水平的高低减收或增收的电费。 基本电费的计算：基本电费可按变压器容量计算，也可按最大需要计算。具体采用哪种计算办法，在不影响电网安全经济运行的前提下，经供用电双方充分协商后，由用户自行选择，但在1年之内应保持不变。
25、使用两部制电价能促使用户均衡生产，提高设备利用率，压低尖峰负荷，提高负荷率。（√）两部制电价可以发挥价格经济的杠杆作用,使客户提高设备利用率,减少不必要的设备容量,减少电能损耗,压低尖峰负荷,提高负荷率,可以有利于挖掘供用电设备的潜力,促进节约,合理担负费用,电力部门可以减少投资,降低成本,客户用电可以减少电费支出.对供用电双方都有好处.
26、用户的受电电压愈高，相应供电成本就愈高，停电单价就高；相反，供电电压愈低，相应的供电成本就愈低，售电单价就低。（×）供电电压是衡量电力企业在生产运输和销售过程中功率与能量损耗的因素之一，一般讲，供电电压愈高，客户应负担的损耗就愈小，故电价水平愈低，供电电压越低，客户应负担的损耗就越大，故电价水平亦应相应提高。同时，减低了供电部门较低电压设备的投资线路损耗，使折旧运行费用降低。
27、功率因数调整电费办法中，功率因数标准0.9,适用于100千伏安以上的高压供电工业客户,(包括社队工业客户)。(×)
28、负荷率是指在一段时间内平均负荷与最大负荷的比率。（√）
29、对执行分时峰谷电价的用户，大力推广使用蓄热式电锅炉（电热水器）和冰蓄冷集中型电力空调器，对改善系统负荷曲线，用户减少电费支出都有好处。（√）
30、在给定时段内，电力网所有元件中的电能损耗称线损。线损电量占供电量的百分数称线损率。（×）窃电、漏电损失等也称线损，在输送和分配（变压）电能过程中，电力网中各个元件所产生的功率损失和电能损失以及其他损失，统称为线路损失（供电损失），简称线损。
三、选择题:
1、根据国家有关法律法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，以供用电（B）明确供电人与用电人的权利和义务，明确产权责任分界点，维护双方的合法权益。
A 、协议B、合同C、契约
2、以实现全社会电力资源优化配置为目标，开展（C）和服务活动，减少客户用电成本，提高电网用电负荷率。
A节约用电B用电管理C电力需求侧管理
3、国家电网公司承诺，供电设施计划检修停电时，提前（C）天向社会公告。
A、3 B、5 C、7 D、10
4、“95598”客户服务热线应时刻保持电话畅通，电话铃响（A）声内接听，应答时要首先问候，然后报出单位名称和工号。A、4 B、5 C、6 D、10
5、对客户投拆，应100%跟踪投拆受理全过程，（B）天内答复。
A、3 B、5 C、7 D、10
6、在公共场所施工，应有安全措施，悬挂施工单位标志，（C），并配有礼貌用语。
A、安全警示B、安全标示C、安全标志
7、供电服务人员应遵守国家法律法规，（ABCD），服务意识强，真心实意为客户着想。
A、诚实守信B、爱岗敬业C、廉洁自律D、秉公办事 《国家电网公司供电服务规范》中
3.1.2 服务人员应爱岗敬业，诚实守信，恪守承诺，廉洁自律，秉公办事。 3.1.3 服务人员应真心实意为客户着想，努力满足客户的合理要求。
8、供电企业用电检查人员实施现场检查时，用电检查员的人数不得少于（B）人。
A、1 B、2 C、3 D、4
篇二：输变电设备状态监测系统技术
输变电设备状态监测系统技术
输变电设备状态监测是智能电网的重要组成部分。为适应国家电网公司坚强智能电网的发展要求，促进输变电设备状态监测技术、状态监测装置和主站系统的统一和规范化发展，实现输电线路和变电设备状态监测系统的一体化建设，制定本技术导则。
本标准的附录A为规范性附录。
本导则由国家电网公司科技部归口。
本导则由国家电网公司生产技术部提出并解释。
本导则起草单位： 国网电力科学研究院、中国电力科学研究院。
本导则主要起草人：林峰、焦群、于钦刚、冀肖彤、阎春雨、张晓帆、李盛盛、朱江、杨维勇、李莉、洪功义、姚景祺
输变电设备状态监测系统技术导则
1 范围
本技术导则规定了输变电设备状态监测系统的技术原则、系统架构、数据接入、功能要求、接口要求、通信要求、信息安全防护要求等方面的内容。
本技术导则适用于国家电网公司35kV及以上变电设备、交流66kV～1000kV架空输电线路、直流±400kV～±800kV架空输电线路。
2 规范性引用文件
下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。
Q /GDW 383-2009智能变电站技术导则
Q/GDW Z414-2010 变电站智能化改造技术规范
高压设备智能化技术导则
DL/T 860 变电站通信网络和系统
国家电网公司生产管理系统设备代码（国家电网公司生产技术部第462号文，2008年5月） 电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）
国家电网公司SG186工程安全防护总体方案（国家电网公司信息化工作部第316号文，2008年） 3 术语和定义
3.1
状态量 criteria
指对原始采集量进行加工处理后，能直观反映输变电设备本体运行状态、气象、通道环境的物理量。
3.2
状态监测装置 condition monitoring device
指安装在被监测的输电或变电设备附近或之上，能自动采集和处理被监测设备的状态数据，并能和状态监测代理、综合监测单元或状态接入控制器进行信息交换的一种数据采集、处理与通信装置。输电线路状态监测装置也可向数据采集单元发送控制指令。
3.3
状态监测代理 condition monitoring agent (CMA)
能在一个局部范围内管理和协同各类输电线路状态监测装置，汇集各类状态监测装置的数据，并替代各类状态监测装置与主站系统进行安全的双向数据通信的一种状态监测代理装置。CMA可接入不同类型、不同厂家甚至不同线路上的一组状态监测装置，实现在输电线路环境下各类状态监测装置的标准化接入、安全接入和智能化接入。
3.4
综合监测单元comprehensive monitoring unit
部署于变电站内，以变电站被监测设备为对象，接收与被监测设备相关的状态监测装置发送的数据，并对数据进行加工处理，实现与状态接入控制器（CAC）进行标准化数据通信的一种装置。
3.5
状态接入控制器 condition acquisition controller (CAC)
部署在变电站内的，能以标准方式对站内各类综合监测单元或状态监测装置进行状态监测信息获取及控制的一种装置。
3.6
状态接入网关机 condition acquisition gateway (CAG)
部署在主站系统侧的一种关口设备，能以标准方式远程连接状态监测代理（CMA）或CAC，获取并校验CMA或CAC发出的各类状态监测信息，并可对CMA和CAC进行控制的一种计算机。CAG有变电CAG和线路CAG之分。
3.7
主站系统 master station system
指能接入各类输变电设备状态监测信息，并进行集中存储、统一处理和应用的一种计算机系统。主站系统包括变电CAG、线路CAG、集中数据库、数据服务、数据加工及各类状态监测应用功能模块。
3.8
心跳信息 heartbeat information
表征状态监测装置、综合监测单元、CMA、CAC处于正常运行状态的信息总称。
3.9
受控采集方式 data acquisition mode under control
状态监测装置按照状态监测代理发出的指令进行数据采集、存储、传输的工作方式。
3.10
自动采集方式 automatic data acquisition mode
状态监测装置按照设定的时间进行数据的采集和存储，并将数据上传到状态监测代理的工作方式。
3.11
平均无故障工作时间 mean time between failures (MTBF)
状态监测装置两次相邻故障间的工作时间的平均值。
3.12
年故障次数 fault time per year
状态监测装置年故障的平均次数。
3.13
系统平均维修时间 mean time to repair (MTTR)
状态监测装置修复故障所需时间的平均值。
3.14
数据缺失率 missing measure rate
未能测得的有效数据个数与应测得的数据个数之比。
3.15
面向服务的体系结构 service-oriented architecture（SOA）
面向服务的体系结构是一个组件模型，它将应用程序的不同功能单元（称为服务）通过这些服务之间定义良好的接口和契约联系起来。接口是采用中立的方式进行定义的，它应该独立于实现服务的硬件平台、操作系统和编程语言。
4 技术原则
a)系统应面向智能电网长远发展需要，采用集约化和标准化设计，具有统一性和开放性。
b) 系统应建立输变电设备状态监测一体化的稳定技术框架，具备实用的基础应用功能，在此基础上不断充实和完善高级应用功能。
c)系统应采用通用和开放的信息系统架构，符合SOA设计思想，采用的通信协议应具有灵活的扩展性，以适应未来监测业务和监测数据的发展需要。
d) 系统中的各类装置应具有高可靠性、高稳定性和高抗干扰性，具有足够的使用寿命。输电线路的状态监测装置应具备在恶劣运行环境下的正常运行能力。各类装置应满足数据准确性和数据标准化要求。变电设备状态监测装置的接入应不影响被监测设备的接线方式及其安全正常运行。
e)状态监测装置的现场布点应遵循必要性和科学性的基本原则，统筹考虑，优化设计。 f)在输电线路状态监测部分，系统和装置应尽可能在软硬件方面考虑节电技术的应用，通过智能控制策略等方法逐步降低现场端总功耗，为解决现场电源问题提供技术手段。 g) 系统应用软件应具有良好的人机界面，操作简单，便于使用。
h) 系统应能灵活适应各种通信技术的发展变化。
i) 系统应充分考虑与本系统相关的各类系统边界和接口，最大限度地发挥信息系统建设效益。
j) 系统和状态监测装置均应满足信息安全防护方面的相关要求。
5 系统架构
5.1 系统框架
输变电设备状态监测主站系统采用“两级部署，三级应用”的部署结构，即主站系统部署在国家电网公司总部和网省公司两级，各类输变电设备状态监测数据在网省集中存储，地市（包括基层班组）和网省公司用户均通过登录网省级主站系统使用输变电设备状态监测应用功能。
各类状态监测装置、CMA和CAC部署在变电站和输电线路上，实现对各类输变电设备的状态监测和状态信息接入。
集中于网省公司的状态监测数据进一步上送总部系统，以便总部系统使用。总部用户也可通过远程调用网省主站系统查看各类状态监测数据。
系统需要的其它相关数据通过国家电网公司企业级一体化平台予以集成。
系统框架中，视频/图像监控子系统相对独立，主站系统通过与视频/图像监控子系统连接实现输变电设备的视频/图像监控功能。
系统架构可参见附录A中的图A.1，图中关于信息安全防护措施可参见“10 信息安全防护要求”。
5.2 系统分层
输变电设备状态监测系统从分层角度，可分为装置层、接入层和主站层。装置层重点发展各种先进实用的传感原理、传感器技术和标准化数据生成技术；接入层重点发展各种集约、高效、智能的信息汇总、信息标准化和信息安全接入技术；主站层重点发展各种监测信息的存储、加工、展现、分析、诊断和预测等数据应用技术。其分层结构可参见附录A中图A.2。分层系统结构中各层之间存在两个接口级别，分别是：第1级接口I1和第2级接口I2。I1接口是监测层与接入层之间的接口，面向状态监测装置，其设计和实现原则是尽量简单和可靠，并且要考虑节电运行。I2接口是接入层到主站层之间的接口，面向主站系统，其设计和实现应考虑开放性和可扩展性。 随着需求和技术的发展，在接入数据标准化的基础上，装置层、接入层和主站层均可以逐步开发和应用智能化技术。装置层在单个装置内部发展智能化技术，接入层基于局部的多装置协同发展智能化技术，主站层则基于电网全局发展智能化技术。
6 监测数据的接入
6.1 接入数据分类编码
所有接入主站系统的输电线路状态监测数据按Q/GDW XXX-2010输电线路状态监测装置通用技术规范中的规定进行统一分类编码。
所有接入主站系统的变电设备状态监测数据按Q/GDW XXX-2010变电设备在线监测系统技术导则中的规定进行统一分类编码。
6.2 输电线路状态监测数据的接入
通过CMA接入主站系统的输电线路状态监测数据是经过处理后的可被主站系统直接使用的标准化数据，应满足输电线路各项技术规范中的数据规范要求。
6.3 变电设备状态监测数据的接入
通过CAC接入主站系统的变电设备状态监测数据是经过处理后的可被主站系统直接使用的标准化数据，应满足Q/GDW XXX-2010变电设备在线监测系统技术导则中的数据规范要求。 7 功能要求
7.1 输电线路状态监测装置的功能
输电线路状态监测装置应具有准确、可靠地自动采集输电线路状态的功能，具有一定的数据缓存能力，并能与CMA进行双向数据通信。
输电线路状态监测装置应满足Q/GDW XXX-2010输电线路状态监测装置通用技术规范及各专项技术规范的功能要求。
7.2 变电设备状态监测装置的功能
变电设备状态监测装置应具有连续、准确、可靠地自动采集变电设备设备状态的功能，具有一定的数据缓存能力，并能与综合监测单元或CAC进行双向数据通信。
变电设备状态监测装置应满足Q/GDW XXX-2010变电设备在线监测装置通用技术规范及Q/GDW XXX-2010变电设备各类在线监测技术规范的各项功能要求。
7.3 CMA功能
对于输电线路状态监测，CMA位于状态监测装置与主站系统之间，承担的主要功能包括： a)汇集监测数据。
b) 集中实现数据远传。
c)集中实现数据的安全接入。
d) 转发主站系统对状态监测装置的配置和控制命令，为主站系统提供一个统一的标准化的远程交互控制节点。
CMA通过替代各类状态监测装置处理复杂多变的远程通信、信息安全、就地智能化等方面的共性问题，以实现在输电线路环境下各类状态监测数据的集中接入。
综合考虑输电线路状态监测技术现状和未来发展变化，CMA可存在两种形态：独立装置形态和嵌入组件形态，两种形态的结构参见附录A中的图A.3和图A.4。独立装置形态的CMA是一台可以独立安装的设备，可以接入不同厂家、不同类型的状态监测装置。嵌入组件形态的CMA则与状态监测装置一体化集成，但仍应具有接入其它状态监测装置的能力。
7.4 综合监测单元功能
对于变电设备状态监测，综合监测单元对应于一台被监测设备的全部监测数据，其承担的主要功能包括：
a)汇聚被监测设备所有相关状态监测装置发送的数据，结合计算模型生成上级系统可直接利用的标准化数据。
b) 实现现场数据缓存和转发功能。
c)转发对状态监测装置的配置和控制命令。
7.5 CAC功能
对于变电设备状态监测，CAC对应于一个变电站的全部监测数据，其承担的主要功能包括： a)以变电站为对象，汇集全站监测数据并上传主站系统。
b) 实现本站状态监测数据安全接入主站（如身份认证、数据加解密等），确保信息安全。 c)协调管理全站综合监测单元和状态监测装置，转发主站系统对状态监测装置和综合监测单元的配置和控制命令。
d) 并具有一定的就地数据分析处理能力。
7.6 CAG功能
CAG属于主站系统的一个组成部分，有变电CAG和输电CAG两种。
CAG遵循I2接口标准通过CAC和CMA接收所有的状态监测数据，应能对CMA或CAC下达各种参考配置和控制命令。CAG的主要功能包括：
a)接收各变电站CAC发送的变电设备状态监测数据，并解析入库。
b) 接收各CMA收集的输电线路状态监测数据，并解析入库。
c)接收CAC和CMA转发的状态监测装置、CMA和CAC运行工况信息，并解析入库。 d) 在入库前完成最后一道数据校验，包括输变电设备标准17位码和状态监测装置标准
篇三：输变电设备状态监测与故障诊断系统
IZD-4000输变电设备状态监测与故障诊断系统
------宁波智电电力邓立林
IZD-4000系统简介
IZD-4000输变电设备状态监测与故障诊断系统是为满足国家电网公司智能电网建设、集约化生产管理及“三集五大”中大生产体系集中监控要求而开发的重要技术支撑系统。
IZD-4000输变电设备状态监测与故障诊断系统是智能电网建设的重要内容，它通过各种先进的传感技术、数字化技术、嵌入式计算机技术、广域分布的通信技术、在线监测技术以及故障诊断技术实现各类电网设备运行状态的实时感知、监视、分析、预测和故障诊断。输变电设备状态监测技术是实现智能变电站建设的关键支撑技术，是智能变电站建设的核心内容。因此，输变电设备状态监测与故障诊断系统的建设对提高国家电网公司生产管理水平、加强状态监测检修辅助决策应用、推动智能电网建设具有积极而深远的意义。
IZD-4000系统可为智能变电站提供在线监测与故障诊断的整体解决方案。系统可对变压器温度及负荷、油中溶解气体、油中微水、套管绝缘、铁芯接地电流、局部放电、辅助设备（冷却风扇、油泵、瓦斯继电器、有载分接开关等）、断路器及GIS中SF6气体密度及微水、GIS局部放电、断路器动作特性、GIS室内SF6气体泄露、电流互感器及容性电压互感器绝缘、耦合电容器绝缘和避雷器绝缘等信息进行综合监测。IZD-4000系统具有准确性高、可靠性高、互换性好等特点，是按照统一的结构方式、通讯标准、数据格式等的全面集成。
IZD-4000输变电设备状态监测与故障诊断系统依据获得的电力设备状态信息，采用基于多信息融合技术的综合故障诊断模型，结合设备的结构特性和参数、运行历史状态记录以及环境因素，对电力设备工作状态和剩余寿命作出评估；对已经发生、正在发生或可能发生的故障进行分析、判断和预报，明确故障的性质、类型、程度、原因，指出故障发生和发展的趋势及其后果，提出控制故障发展和消除故障的有效对策，达到避免电力设备事故发生、保证设备安全、可靠、正常运行的目的。
IZD-4000系统特点
IZD-4000系统技术特点
? 系统架构网络化：站内系统架构按照站控层、间隔层、过程层三层网络结构，也既是《智能变电站技术导则》中所规定的系统层及设备层两层网络结构，系统按照标准的IEC61850协议进行网络化的数据传输和网络化控制。
? 全站信息数字化：对高压设备本体或部件进行智能控制所需设备状态参量及进行就地数字化测量。测量结果可根据需要发送至站控层网络或/和过程层网络。设备状态参量包括变压器油温、有载分接开关分接位置，开关设备分、合闸状态等。
? ?
设备状态可视化：系统基于自监测信息和经由信息互动获得的设备其它信息，通过智能组件的自诊断，以智能电网其它相关系统可辨识的方式表述自诊断结果，使设备状态在电网中是可观测的。 通信协议标准化：全站实现通信协议标准化（遵循IEC61850标准），站控层具有智能高级应用，可对外提供统一的网络服务接口，系统满足《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》要求。
? ? ? ?
监测功能模块化：监测功能可根据需求对《变电站智能化改造技术规范》中规定的监测项目进行灵活配置，各监测功能模块基于统一的通讯协议，具有“即插即用”的特点。
监测目标全景化：对整个变电站关键设备包括变压器、开关设备等进行全面的状态监测，实现监测目标全景化。
信息共享平台化：支持信息一体化平台应用要求，站内数据信息集中共享；满足集中监控、顺序控制、状态检修等要求；站控层采用一体化平台与电力数据网相连。
信息展现一体化：站内系统信息平台把经过整合的信息资源展现给用户，提供给用户最全面的全方位监测和故障诊断信息，大大提高了信息系统的易用性和效率，实现了信息展现一体化的建设目标。
IZD-4000系统组成
IZD-4000系统设备层由MDD3000系列智能汇控柜组成。智能汇控柜满足《高压设备智能化技术导则》、《智能变压器技术条件》的技术要求，采用组件化、标准化、就地化设计原则。智能汇控柜以监测对象进行组柜，满足高压设备全景式监测的要求。智能汇控柜是一个能独立运行的智能监测与诊断系统，由主IED（智能汇控柜处理器）、多个子IED（监测子系统）、交换机、继电保护装置等组成。各单元之间采用光纤连接，统一采用IEC61850通信规约。某一智能汇控柜故障不影响其他智能汇控柜的运行，同一智能汇控柜某一子IED故障也不影响其他IED的运行，系统可靠性高、扩展性好。
MDD3000T智能变压器
在线监测系统
MDD3000G智能断路器
&GIS在线监测系统
其他智能在线监测系统
IZD-4000系统组成图
MDD3000T变压器智能在线监测系统
MDD3000T系统是按照国家电网公司发布的Q/GDW Z 410-2010《高压设备智能化技术导则》和《油浸式电力变压器智能化技术条件》的要求开发而成，采用独立的智能汇控柜形式，是变压器的智能化装置，并可接入IZD-4000系统，成为智能变电站状态监测与评估系统组成部分。
MDD3000T变压器智能汇控柜组成
MDD3000T变压器智能汇控柜主要由iMAS2020T嵌入式处理器（主IED）、iMGA2020色谱微水监测智能组件、iPDM2020T局部放电监测智能组件、iIMM2020套管绝缘监测智能组件、iCSM2020冷却单元监测智能组件、iOLTC2020有载开关监测智能组件、iOCM2020工况信息监测智能组件以及光纤交换机组成，并可根据需要扩展其他监测智能组件。各智能组件均采用无风扇冷却方式以提高可靠性，采用上架式19英寸标准机箱安装在汇控柜内。
MDD3000T智能汇控柜在现场就近变压器安装，采用双220V交流电源或220V/110V直流电源供电，通过电源自诊断实现电源的自动切换。汇控柜采用不锈钢和具有磁屏蔽功能涂层的保温材料组成的双层结构，内部有温湿度自动调节功能，确保汇控柜内所有智能组件和电气元件工作在良好的环境条件下。
MDD3000T智能汇控柜组成
MDD3000T智能汇控柜主要功能
MDD3000G智能断路器&GIS在线监测系统
MDD3000G系统是按照国家电网公司新发布的Q/GDW Z 410-2010《高压设备智能化技术导则》的要求开发而成，采用独立的智能汇控柜形式，是断路器和GIS的智能化装置，并可接入IZD-4000系统，成为智能变电站状态监测与评估系统组成部分。
MDD3000G智能汇控柜组成
MDD3000G智能汇控柜是断路器和GIS的智能化装置，主要由iMAS2020G嵌入式处理器（主IED）、iPDM2020G局部放电监测智能组件、iBMS2020断路器动作特性监测智能组件、iMOA2020避雷器绝缘监测智能组件、iIEM2020A SF6微水及密度监测智能组件、光纤交换机等组成。各智能组件均采用无风扇冷却方式设计以提高可靠性，采用上架式19英寸标准机箱安装在汇控柜内。
《2017国家电网公司电网设备状态监测系统管理规定》出自：百味书屋
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