电力系统调度自动化设计技术规程
电力系统
调度自动化设计技术规程
主编部门：能源部西北电力设计院
能源部中南电力设计院
批准部门：中华人民共和国能源部
施行日期：1992年12月24日
中华人民共和国能源部
关于颁发《电力系统调度自动化设计
技术规程》电力行业标准的通知
能源电规［1991］1243号
应电力建设发展的需要，我部委托西北电力设计院和中南电力设计院对《电力系统远动设计技术规定》29—82(试行)进行了修订和补充。经组织审查，现批准颁发《电力系统调度自动化设计技术规程》电力行业标准，其编号为5003—91，自颁发之日起执行。原水利电力部电力规划设计院颁发的《电力系统远动设计技术规定》29—82(试行)同时停止执行。
各单位在执行过程中如发现不妥或需要补充之处，请随时函告电力规划设计管理局。
1991年12月24日
1 总则
1.0.1 为保证电力系统调度自动化设计满足调度指挥灵活，安全可靠以及统一技术标准的要求，特制定本规程。
1.0.2 本规程的适用范围为：
1.0.
2.1 大区电力系统、大区互联电力系统和省级电力系统调度自动化系统设计、可行性研究和概念设计。
1.0.
2.2 大区电力系统调度中心(网调)和省级电力系统调度中心(省调)工程设计。
1.0.
2.3 由网调、省调直接调度的新建水力发电厂、火力发电厂和变电站工程设计中有关调度自动化部分设计。
1.0.
2.4 改建和扩建的发电、变电工程可参照使用本规程。
1.0.3 电力系统调度自动化设计是一项系统工程，必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政策。从电力系统特点和运行实际出发，采用符合可靠性、实用性和经济性要求的方案，为保证电力系统安全经济运行和电能质量提供条件。
1.0.4 电力系统调度自动化系统设计是电力系统设计的组成部分，应以电力系统(一次系统)设计为依据，并在系统调度管理体制和调度职责范围划分原则基本明确的条件下进行。
1.0.5 电力系统调度自动化系统应与电力系统的统一调度、分级管理的体制相适应，并实行分层控制，系统总体设计应采用适合中国国情的先进而成熟的技术，力求
经济实用。
1.0.6 电力系统调度自动化系统设计应在分析电力系统特点、运行需要和通道条件的基础上，提出调度自动化系统总的功能要求，远动信息内容和信息传输网络，远动、计算机和人机联系系统以及自动发电控制系统等的设计。
1.0.7 调度中心工程设计的调度自动化部分应根据经审定的电力系统调度自动化系统设计和可行性研究，确定各类设备的型式和规范以及系统实施方案配置图。编制功能说明，实时数据资料清册、显示画面图册和打印表格图册，并编制订货图和安装接线图。
1.0.8 发电、变电工程设计的调度自动化部分应根据经审定的电力系统调度自动化系统设计，核实各种设备的调度关系和远动信息内容，落实设备型式和规范以及远动通道，并编制原理接线图和安装接线图。对于确定进行自动发电控制的水火电厂，还要根据电厂采用单机调整或成组调整的不同情况，落实与厂内自动化系统的接口。
1.0.9 电力系统调度自动化设计，除应执行本规程的规定外，尚应符合现行国家和部颁发的有关规范和规程的规定。
2 调度端部分
2.1 调度自动化系统功能
2.1.1 网、省两级调度自动化系统应根据调度职责范围逐步实现以下总体功能：2.1.1.1 数据采集和监视、控制。
2.1.1.2 自动发电控制和经济调度。
2.1.1.3 计算机通信。
2.1.1.4 实用的安全分析。
2.2 技术要求
2.2.1 调度端与远动终端的通信方式宜采用问答式。远动规约应符合有关标准，在网(省)调范围内，宜采用一种远动规约。
2.2.2 在网(省)调范围内有其它远动规约时，应采用规约转换方法或其它方式解决相互接口。
2.2.3 数据采集、处理和控制类型有：
2.2.
3.1 遥测量：模拟量、脉冲量、数字量。
2.2.
3.2 遥信量：状态信号。
2.2.
3.3 遥控命令：数字量、脉冲量。
2.2.
3.4 遥调命令：模拟量、脉冲量、数字量。
2.2.
3.5 时钟对时。
2.2.
3.6 计算量。
2.2.
3.7 人工输入。
2.2.4 调度自动化系统时间与标准时间的误差应不大于10。
2.2.5 遥测量指标如下：
2.2.5.1 远动系统遥测误差不大于±1.5%。
2.2.5.2 越死区传送整定最小值不小于0.5%(额定值)。
2.2.6 遥信量指标如下：
2.2.6.1 正确动作率不小于99.9%。
2.2.6.2 事件顺序记录系统分辨率应小于20。
2.2.7 遥控正确率不小于99.99%，遥调正确率不小于99.9%。
2.2.8 实时性指标如下：
2.2.8.1 遥测传送时间不大于3s。
2.2.8.2 遥信变化传送时间不大于2s。
2.2.8.3 遥控、遥调命令传送时间不大于4s。
2.2.8.4 系统实时数据扫描周期为2～10s。
2.2.8.5 自动发电控制命令发送周期为3～15s。
2.2.8.6 经济功率分配计算周期为5～15。
2.2.8.7 画面调用响应时间：90%的画面不大于3s，其它画面不大于5s。
2.2.8.8 画面实时数据刷新周期为5～10s。
2.2.8.9 模拟屏数据刷新周期为6～12s。
2.2.8.10 双机自动切换到基本监控功能恢复时间不大于50s。
2.2.9 系统可用率不小于99.8%。
2.2.10 计算机通信信道技术要求如下：
2.2.10.1 传送速率为1200～9600。
2.2.10.2 误码率在信杂比为17时不大于10-5。
2.2.10.3 采用全双工主备通信信道。
2.2.10.4 统一接口标准。
2.3 计算机选型和硬件配置原则
2.3.1 计算机系统硬件包括以下设备：
2.3.1.1 计算机。
2.3.1.2 外存贮器。
2.3.1.3 输入输出设备。
2.3.1.4 专用不间断电源。
2.3.2 计算机系统配置原则：
2.3.2.1 计算机系统配置应完成调度自动化系统功能，并满足系统技术要求。
2.3.2.2 新建计算机系统应选用成熟的主机系统和配套设备，并应具有较好的可扩性、可维护性、兼容性及较高的可靠性和性能价格比。
2.3.3 计算机选型原则：
2.3.3.1 计算机应选用成熟的、性能价格比优越的机型，大网内各级调度的计算机机型系列宜统一。
2.3.3.2 大网内各级调度的计算机机型系列不统一时，应采用标准接口统一计算机通信规约。
2.3.4 根据设计水平年调度自动化系统的功能，并考虑投运后10年内发展的需要，应按以下条件确定计算机系统的规模：
2.3.4.1 数据采集与监控对象的容量。
2.3.4.2 远动终端类型及数量。
2.3.4.3 与其它调度自动化系统或厂站监控计算机系统之间数据交换的类型及数量。
2.3.4.4 外部设备的类型及数量。
2.3.4.5 信道数量及传送速率。
2.3.4.6 计算机中央处理机负荷率的估算条件和具体要求。
2.3.5 计算机中央处理器平均负荷率在电力系统正常情况下，任意30内，应小于40%。在电力系统事故状态下，10s内，应小于60%。
2.3.6 在确定计算机内外存容量时，应考虑在满足设计水平年要求的基础上留有一定的备用容量，以利于系统的扩充。
2.3.7 计算机应配置远程数据通信部件，能与有关的调度自动化系统进行数据通信。
2.3.8 计算机系统应配置工频频差、时差测量部件和能与标准时间进行对时的标准时钟。
2.3.9 应配置适当数量用于设备维修、程序开发和离线计算的程序员终端和打印机。
2.3.10 根据远动终端和信息传送方式对信道的要求，配置必要的通信接口。
2.4 人机联系系统
2.4.1 人机联系系统包括以下设备：
2.4.1.1 彩色屏幕显示设备。
2.4.1.2 打印和记录设备。
2.4.1.3 电力系统调度模拟屏及控制器。
2.4.2 人机联系系统是调度自动化系统的重要组成部分，其技术指标及功能应满足调度自动化系统的总体要求。
2.4.3 控制台宜设置合用键盘以实现人机对话和模拟屏不下位操作。
2.4.4 人机联系系统应具有定义控制台不同安全等级的功能，其等级应不少于4 个。
2.4.5 人机联系系统应具有自调、自诊断功能，操作方法应简单、灵活。
2.4.6 彩色屏幕显示设备应包括显示控制器、彩色显示器、键盘和其它光标控制器。
2.4.7 宜选用中密度彩色显示器，根据需要也可选用高密度、全图形彩色显示器。对非调度员所用显示器亦可选用性能较低的显示器。
2.4.8 调度员用的彩色屏幕显示器屏幕尺寸宜不小于51(19英寸)，显示颜色不少于7种。
2.4.9 人机联系系统应有汉字显示和打印的功能，汉字应符合国家一级汉字库标准。
2.4.10 人机联系系统应配置不少于2套屏幕显示器控制器，4～8台彩色显示器及相应的键盘和光标控制器。
2.4.11 应配置用于运行记录、事件记录的打印机和硬拷贝机，其总数不少于3 台，打印宽度应不小于132个标准字符，字符种类应包括Ⅱ码及一级汉字库。
2.4.12 调度模拟屏控制器与计算机接口宜采用串行方式。
2.4.13 根据调度管理范围配置阻燃型镶嵌式调度模拟屏和2～4席调度台。
2.4.14 调度模拟屏宜采用不下位操作。
2.5 软件要求
2.5.1 在购置计算机系统时应配备必要的计算机系统软件，对系统软件不作任何变动。
2.5.2 应配置适合电力系统特点的响应快、可维护性和可扩性好的实时数据库管理系统。
2.5.3 结合调度功能要求，配备模块化实时数据采集和监控程序。宜采用成熟的标准软件包。
2.5.4 应根据需要配备各类支持软件。
2.5.5 具有电网应用软件功能的系统，应建立相应的响应快、可扩性好和使用方便的应用数据库。
2.5.6 应用软件项目可根据需要逐步扩充，宜选用成熟的软件包。
2.5.7 应具有对各类应用软件进行调试、维护和在线修改数据库的功能。
2.5.8 计算机的数据通信规约应采用国际标准，在同一网调范围内通信规约应统一。
2.5.9 计算机数据通信规约的应用层，应采用部颁电力系统实时数据传输应用层协议。
2.6 机房及其它要求
2.6.1 应保持机房的温度、湿度。机房温度为18～24℃，温度变化率每小时不超过±5℃，湿度为40%～70%。
2.6.2 机房应防尘，应达到设备厂家规定的空气清洁度。对部分要求净化的设备应设置净化间。
2.6.3 交流供电电源必须可靠，应由两路来自不同电源点的供电线路供电。电源质量符合设备要求，电压波动范围宜小于±10%。
2.6.4 为保证供电的质量和可靠性，计算机系统应采用不间断电源供电。交流电消失后不间断供电维持时间应不小于1h。
2.6.5 计算机系统应有良好工作接地。如果同大楼合用接地装置，接地电阻宜小于0.5Ω，接地引线应独立并同建筑物绝缘。
2.6.6 机房内应有新鲜空气补给设备和防噪音措施。
2.6.7 根据设备的要求还应考虑防静电、防电火花干扰、防雷击、防过电压和防电磁辐射等要求。
2.6.8 机房内应有符合国家有关规定的防水、防火和事故照明设施。
3 远动部分
3.1 远动信息
3.1.1 发电厂、变电站应向有关调度传送下列遥测量：
3.1.1.1 发电厂发电总有功功率和总无功功率。
3.1.1.2 容量为100及以上的发电机有功功率和无功功率。
3.1.1.3 容量为50及以上的同步调相机或其它无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率。
3.1.1.4 发电厂三绕组升压变压器高压侧和中压侧有功功率和无功功率；双绕组升压变压器高压侧有功功率和无功功率。
3.1.1.5 220及以上电压等级的降压变压器有功功率和无功功率，其中三绕组变压器可在高压侧和中压侧或在中压侧和低压侧测量。
3.1.1.6 联络变压器高压侧和中压侧有功功率和无功功率。
3.1.1.7 220及以上电压等级的线路有功功率和无功功率。
3.1.1.8 110线路宜测有功功率，也可测电流。个别线路必要时可加测无功功率。3.1.1.9 母联和分段断路器宜只测电流，必要时测有功功率和无功功率。
3.1.1.10 旁路断路器的测量内容与同等级电压线路相同。
3.1.1.11 双向传输功率的线路、变压器以及可能转为调相运行的发电机的双向功率。
3.1.1.12 容量为100及以上发电机有功电能量。对于可能转为调相运行的机组测双
向有功电能量，并分别计量。
3.1.1.13 发电厂有部分机组未测单机有功电能量时，可测全厂发电总有功电能量。
3.1.1.14 火电厂厂用总有功电能量。
3.1.1.15 跨大区、跨省联络线和计量分界点的线路测双向有功电能量，并分别计量。
3.1.1.16 系统联络变压器中压侧或高压侧的有功电能量，必要时加测低压侧有功电能量。具有送受关系的系统联络变压器测双向有功电能量，并分别计量。
3.1.1.17 系统频率监视点频率和可能解列运行点的电网频率。
3.1.1.18 低水头水电厂水库水位和下游水位。
3.1.1.19 高水头水电厂水库水位，当航运或灌溉有要求时，可加测下游水位。
3.1.1.20 蓄能水电厂上池水位和下池水位。
3.1.1.21 220及以上电压等级的各段母线电压。
3.1.2 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向有关调度选送下列遥测量：3.1.2.1 50及以上、100以下的发电机有功功率。
3.1.2.2 大型火力发电厂厂用总有功功率。
3.1.2.3 50及以上、100以下的发电机有功电能量。
3.1.2.4 220及以上电压等级的联络变压器高压侧电流。
3.1.2.5 运行中可能过负荷的自耦变压器公共绕组电流。
3.1.2.6 大型水电厂厂用总有功电能量。
3.1.2.7 由调度中心监视的220以下的中枢点母线电压。
3.1.2.8 电磁环网并列点开口相角差。
3.1.2.9 330和500长距离输电线路末端电压。
3.1.2.10 为监视系统稳定需要的功角或发电机机端电压。
3.1.3 发电厂、变电站应向有关调度传送下列遥信量：
3.1.3.1 线路、母联、旁路和分段断路器的位置信号(含330和500电抗器断路器)。3.1.3.2 发电机、变压器和调相调压设备的断路器位置信号。
3.1.3.3 发电厂、变电站的事故总信号。
3.1.3.4 220及以上电压等级的线路主要保护(宜为高频保护、相间距离Ⅰ、Ⅱ段、零序或接地距离Ⅰ、Ⅱ段)和重合闸动作信号。
3.1.3.5 220及以上电压等级的母线保护动作信号。
3.1.4 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向有关调度选送下列遥信量：3.1.
4.1 反映电力系统运行状态的330及以上电压等级的隔离开关位置信号。
3.1.
4.2 发电机、变压器内部故障综合信号。
3.1.
4.3 220及以上电压等级的一倍半接线，当2个断路器之间配有短线保护时，其短线保护动作信号。
3.1.
4.4 与小容量机组连接的220及以上电压等级的长距离输电线过电压保护动作信号。
3.1.
4.5 220及以上电压等级的断路器失灵保护动作信号。
3.1.
4.6 调度范围内的通信设备运行状况信号。
3.1.
4.7 影响电力系统安全运行的越限信号(如过电压和过负荷，这些信号也可在调度端整定)。
3.1.
4.8 参与自动发电控制的发电机组热力系统重要事故信号。
3.1.
4.9 可能转为调相运行的发电机组和抽水蓄能机组运行状态信号。
3.1.
4.10 有载调压变压器抽头位置信号。
3.1.
4.11 电力系统自动调节装置运行状态信号(如水电厂成组调节装置，火电厂机炉协调控制装置等)。
3.1.5 调度中心根据需要可向发电厂、变电站传送下列遥控或遥调命令：
3.1.5.1 断路器的分合。
3.1.5.2 电力电容器、电抗器的投切。
3.1.5.3 有载调压变压器抽头的调节。
3.1.5.4 水轮发电机的起停和调节。
3.1.5.5 火电机组功率调节。
3.2 远动设备
3.2.1 远动设备应满足远动信息采集和传送的要求。工程设计中应选用性能优良、运行可靠的定型产品。
3.2.2 1个厂站宜采用1套远动终端。
3.2.3 远动终端宜向1个调度端发送信息。根据需要也可向2个调度端发送遥测、遥信信息，但同一被控设备不允许执行2个调度端的遥控、遥调命令。
3.2.4 远动终端应有遥信变位优先传送的功能。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，遥控、遥调命令应予闭锁。
3.2.5 远动终端的远动规约宜与调度端系统一致。当不一致时，工程中应解决与调度端的接口及规约转接。
3.2.6 远动终端的容量宜按发电厂、变电站的发展需要确定。发展时间宜考虑10 年。
3.2.7 远动终端可以适当兼顾发电厂、变电站电气监测功能，但不应因此而影响远动终端的功能和技术指标。
3.2.8 当厂站端装有双机监测系统并且其性能和可靠性指标满足调度自动化要求时，可考虑由监测系统兼顾远动功能，并应解决与调度端的接口。
3.2.9 远动终端主要技术指标如下：
3.2.9.1 遥测精度：0.2级，0.5级。
3.2.9.2 模拟量输入：4～20，±5V。
3.2.9.3 电能量累计容量：216。
3.2.9.4 遥信输入：无源触点方式。
3.2.9.5 事件顺序记录分辨率：不大于5。
3.2.9.6 模拟量输出：4～20，0～10V。
3.2.9.7 遥控输出：无源触点方式。触点容量为直流220V、5A，110V、5A或24V、1A。
3.2.9.8 远动信息的海明距离：不小于4。
3.2.9.9 远动终端的平均故障间隔时间：宜不低于10000h。
3.2.10 遥测变送器的精度宜为0.5级。
3.2.11 遥测变送器的模拟量输出宜采用恒流输出。
3.2.12 遥测变送器应同发电厂、变电站的电气监测系统、弱电测量系统统一考虑。
3.2.13 远动终端应有抗电磁干扰的能力，其信号输入应有可靠的电气隔离，其绝缘水平应符合国家有关标准。
3.2.14 远动终端与遥测变送器和通信设备之间的电缆应采用多芯双绞屏蔽电缆。3.2.15 远动终端和遥测变送器屏应可靠接地。
3.2.16 远动终端安装地点应考虑环境的要求和运行上的方便。
3.3 信息传输方式和通道
3.3.1 各级调度对直接调度的厂站通过远动直接收集信息；对非直接调度的厂站，如需要信息，通过其它调度转发。
3.3.2 承担自动发电控制任务的电厂(含梯调)，远动信息宜直接传送。
3.3.3 远动通道应在通信设计中统一组织。单机容量为300及以上或电厂总容量为800及以上的电厂，以及参加自动发电控制的电厂和330及以上电压等级的枢纽变电站，应有2个独立的远动通道，当1个通道故障时，可进行自动切换或人工切换。220枢纽变电站有条件时也可有2个独立通道。
3.3.4 远动通道应具备必要的传输质量，在信噪比为17时其误码率不大于10-5。
3.3.5 信噪比测试点为远动信息接收端的入口或载波、微波设备远动信息接收端的出口。
3.3.6 远动通道的主要技术指标如下：
3.3.6.1 传送速率可选用(200)、300、600或1200。
3.3.6.2 远动通道为全(半)双工通道。
3.4 其它
3.4.1 远动设备应配备不间断电源。交流电消失后，不间断电源维持供电时间宜不小于20。
3.4.2 远动设备应配备相应的调试仪表，其配置标准按部颁《远动专用仪器仪表配置》标准执行。
3.4.3 工程设计中应考虑远动终端必要的备品备件。
4 自动发电控制部分
4.1 控制目标及方式
4.1.1 电力系统自动发电控制的目标为：
4.1.1.1 维持系统频率为50，其允许偏差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000及以上的电力系统，维持其系统频率偏差不超过±0.1；3000 以下的电力系统频率偏差不超过±0.2。
4.1.1.2 减少系统时钟误差，其允许误差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000及以上的电力系统日累计时差宜不超过±5s。
4.1.1.3 对于互联电力系统，还应维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值。4.1.2 电力系统自动发电控制方式主要有下列3种，应根据电力系统的特点和调度管理体制进行合理的选择。
4.1.2.1 定频率控制方式，即控制系统频率偏差为零(Δ0)。
4.1.2.2 定联络线功率控制方式，即控制联络线净交换功率偏差为零(ΔP t=0)。
4.1.2.3 联络线功率与频率偏移控制方式，即控制联络线净交换功率偏差与系统频率偏差之和为零(ΔP t·Δf =0，B为频差系数)。
4.2 调整容量和调整厂
4.2.1 系统所需调整容量取决于系统负荷的变动幅度、允许频率偏差、系统功率- 频率特性以及系统容量等因素，宜为系统总容量的3%～5%或系统最大负荷的8%～
10%。具体计算公式见附录A。
4.2.2 系统宜采取多厂、多机组参加调整，调整厂或机组的总容量至少应为系统所需调整容量的3～4倍。
4.2.3 在安排调整厂(或机组)时要有一个合理的布局，并要根据不同季节考虑水火电协调问题以及线路输送能力等约束条件。
4.2.4 调整厂(或机组)应具备下列基本条件：
4.2.4.1 基础自动化水平高。对于火电厂应具备机炉协调控制系统；对于水电厂应具备完善、可靠的机组自动起停控制系统。
4.2.4.2 可调容量大。火电机组可调容量宜为额定容量的30%以上，水电机组宜为额定容量的80%以上。
4.2.4.3 调整速度与负荷变化相适应。对火电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的2%以上，水电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的50%以上。
4.2.5 应优先选择容量较大、水库调节性能好的水电厂和单机容量在200及以上、热工自动化水平高、调节性能好的火电机组参加调整。对于单机容量在200以下的火电机组如有条件，根据系统需要亦可考虑参加调整。
4.3 控制系统
4.3.1 负责电力系统发电控制的调度中心应充分利用调度自动化系统，来承担系统自动发电控制的任务，不宜设置专用的微机控制装置。
4.3.2 控制系统对调整厂或机组宜采用设定值控制信号方式，即由调度端计算机通过远动终端或当地计算机对调整厂或机组自动调整装置发出设定值，对发电机的出力进行自动调整。
4.3.3 控制系统应具备定频率、定联络线功率和联络线功率与频率偏移3种控制方式，并能根据不同情况自动切换或由调度员手动切换。
4.3.4 为避免因系统自然波动引起不必要的频繁调节，作为控制系统调节信号的区域控制误差，其计算公式见附录B，应设置死区及经过滤波处理。
4.3.5 控制系统宜采用比例积分调节方式，其比例系数和积分时间常数应可调。4.3.6 控制系统应对电力系统旋转备用容量进行计算和监视。当计算出实际旋转备用容量小于要求值时应发出告警信号。
4.3.7 控制系统应对参加自动发电控制机组的可用性和响应情况进行监视和检查。当发现其不可用或未响应控制时，应自动转为离线控制方式，并发出告警信号。
4.3.8 在下列异常情况下，自动发电控制应自动停止或改用另一种控制方式，并发出告警信号。
4.3.8.1 电力系统频率测量部件故障或频率偏差超过极限时(定频率或联络线功率与频率偏移控制方式)。
4.3.8.2 某条联络线交换功率测量部件故障或联络线净交换功率偏差超过极限时(定联络线功率或联络线功率与频率偏移控制方式)。
4.3.8.3 区域控制误差滤波值超过极限值。
4.3.9 对装有机炉协调控制装置(或闭环控制计算机)的调整火电机组和装有成组调节装置(或闭环控制计算机)的调整水电厂，不应装设专用的自动调功装置，但要求控制系统的控制信号方式应与调整厂的自动调整装置协调一致。
4.3.10 对未装设机炉协调控制装置或成组调节装置或闭环控制计算机的调整厂或
机组，可考虑装设专用的自动调功装置。
4.3.11 自动发电控制的软件应包括区域控制误差计算与滤波处理、区域控制、功率分配、机组响应检查、备用容量计算与监视和自动发电控制性能监视与统计等。
4.3.12 自动发电控制需要下列信息。
4.3.12.1 系统频率。除在调度端内直接测量外，还应选择几个远方监视点。
4.3.12.2 各联络线的有功功率和电能量。线路两侧有关调度端宜取同一点测值，如有困难时，也可考虑取不同测点，但应采用适当的补偿措施以减少误差。
4.3.12.3 系统内部有输送容量极限要求的重要线路的有功功率。
4.3.12.4 所有参与调整的发电机有功功率或全厂总有功功率。
4.3.12.5 所有参与调整的发电机运行状态及热力系统重要事故信号。
4.3.12.6 电力系统自动调整装置运行状态信号。
4.3.12.7 各联络线断路器的位置信号。
4.3.12.8 反映系统解列运行的事件信号。
4.3.12.9 系统允许频率偏差设定值。
4.3.12.10 时差修正值。
4.3.12.11 各联络线交换功率设定值及交换电能量设定值。
4.3.12.12 所有参与调整的发电机最大、最小允许调整出力及调整速率极限。
4.3.12.13 水轮机组振动区。
4.3.12.14 其它约束条件。
附录A
系统所需调整容量(Δ)的具体计算公式如下：
ΔP G=ΔP L·Δf s
式中ΔP L——系统负荷变动幅度。一般按最大负荷的10%考虑；
B——频差系数；
Δf s——允许频率变动幅度。
附录B
各控制方式区域控制误差()
对于定频率控制方式：
(ΔΔt)
对于定联络线功率控制方式：
ΔP t+Δ
对于联络线功率与频率偏移控制方式：
(ΔP t+Δ)(ΔΔt)
式中ΔP t——实际联络线净交换功率偏差；
ΔE——实际联络线净交换电能量偏差；
H——需要进行电能量校正的小时数；
Δf——实际频率偏差；
B——频差系数；
Δt——实际时差；
b——时差系数。
附加说明：
本规程由能源部电力规划设计管理局提出。
本规程由能源部电力规划设计管理局归口。
本规程主编单位：能源部西北电力设计院、能源部中南电力设计院。
本规程主要起草人：程鹏达、范家正、杨凤英、邢若海、冯绍正。
电力系统
调度自动化设计技术规程
5003—91
条文说明
《电力系统调度自动化设计技术规程
条文说明》的编制说明
为适应电力系统调度自动化设计需要，根据能源部电力规划设计管理局下达的任务，由西北电力设计院和中南电力设计院对原《电力系统远动设计技术规定》29—82(试行)进行了修订和补充。经广泛征求各方面意见，并由电力规划设计管理局组织审查，形成了现批准颁发的《电力系统调度自动化设计技术规程》电力行业标准。现对规程中的主要条文做一些必要的说明。
1 总则
1.0.1 说明了本规程的编制目的。电力系统调度自动化是一项投资大、涉及面广、各级调度之间以及有关专业之间相互关联密切的系统工程。统一技术标准对于系统工程的顺利建设、可靠运行和节约投资都是必要的。规程中贯彻了“全国电网调度自动化振兴纲要”的精神和“采用符合国情的先进技术和力求经济实用”的原则。本规程分调度端、厂站端和自动发电控制三部分。三个部分在技术上密切相关，应用中要注意协调统一，避免发生矛盾。
1.0.2 明确了本规程的使用范围。本规程根据大区电网和省网的运行特点和调度任务，对调度自动化功能要求、控制方式、信息采集和监控内容以及设备配置等要求作了具体规定，作为电力系统调度中心及其所辖厂站调度自动化设计的技术标准。一般每隔一定的年限都要编制电力系统调度自动化系统设计，经审定后作为调度中心工程和发变电工程中有关调度自动化设计的依据。
网、省调如需新建调度自动化系统工程或对其计算机系统进行全面更新或重大扩充，应根据经审定的调度自动化系统设计编制可行性研究报告，报请主管部门
审批。
网、省调如需对调度自动化系统进行对外招标采购，一般需编制标书或功能规范书。为确定标书编制原则、系统规模、性能指标等数据，需根据调度自动化系统设计完成概念设计。概念设计不确定设备型号，设备型号由厂商在报价书中提出。
1.0.3 提出了电力系统调度自动化系统设计所需要的条件。
1.0.3.1 电力系统设计。这是最基本的，主要内容有，电力系统一次接线，代表性的运行方式，调相调压和潮流计算，系统稳定计算等方面的资料，借以了解分析电力系统特点和运行中可能发生的问题，以便比较准确地确定远动信息内容和调度自动化具体功能。
1.0.3.2 调度管理体制，包括各级调度中心的设置情况、所址、调度管理范围和职能划分，这也是必要的条件。因为电力系统调度自动化是直接为电力系统调度服务的。这方面的资料一般由有关电管局或电力局提供；如果远景调度管理体制，生产部门一时提不出，也可从电力设计部门提出意见经电管局或电力局确认后作为设计的依据。
1.0.4 各级调度在实现电力系统调度自动化工作中，应强调可靠性，实用性和经济性。特别是要从电力系统的实际情况和发展水平，来分析考虑各个不同发展阶段所能达到的自动化水平，恰当地确定需要解决和能够解决的问题，要做到少花钱，多办事，急用先上，早见成效，在设备的选用中一定要防止那种不从实际出发，不求实用效果，不顾运行需要和经济能力，而一味追求最新水平，宁大勿小，宁高勿低倾向，应根据电力系统的发展和与其相适应的自动化功能来考虑问题，要充分发挥调度自动化系统的投资效益。
1.0.5 为适应电力系统分电压等级、分地区管理的需要，现代大电网调度自动化系统，都采用与统一调度分级管理相适应的分层控制系统。这样有利于节省通道和提高投资效益，易于保证自动化系统可靠性，并能更好适应现代技术水平的发展，今后，各级调度的自动化系统，都应根据其管辖范围和任务，来确定相应的功能和配置方案，其总体功能达到中等实用水平。
1.0.6～1.0.8 主要明确电力系统调度自动化设计和发变电工程以及调度中心工程调度自动化设计的内容划分。电力系统调度自动化设计是从电力系统特点和运行要求以及各级调度中心、各厂站间的相互协调出发，主要提出调度自动化功能要求，计算机和人机联系系统选型和解决远动信息内容和信息传输网络的合理组织，以及远动设备性能和制式要求等系统性的问题，而具体的实施则在发变电工程和调度中心工程设计中进行。调度中心工程和发变电工程调度自动化设计应以电力系统调度自动化系统设计为依据，并结合工程具体情况进行核实，做出具体设计，避免工程设计脱离系统总体要求。当系统调度自动化设计已经不符合发变电工程和调度中心工程的具体情况，工程设计中需要进行原则性变更时，也应考虑调度自动化信息传输网络的合理性，并在工程设计文件中进行必要的说明，供有关部门审批。
2 调度端部分
2.1 调度自动化系统功能
2.1.1 列出了网、省2级调度自动化4项总体功能。
调度自动化系统收集、处理电力系统运行实时信息，通过人机联系系统把电力系统运行状况集中，而有选择的显示出来进行监控，并完成经济调度和安全分析等功能。运行人员可借此统观全局，集中精力指挥全网安全、经济和优质运行。调度自动化系统的安全监控和计算机\通信功能的实现，可以提高电力系统的安全运行水平。当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置，防止扩大事故，减少停电损失。调度自动化系统经济调度功能的实现，可以达到可观的节能效果。调度自动化系统具有安全分析功能，可以进行事故预想，并提出对策，提高调度人员的应变能力。通过约束条件和紧急控制等手段，解除线路过负荷，使电力系统保持正常运行状态。
调度自动化总体功能大致可分低、中、高3档。低档功能是数据采集、监视和控制()；中档功能是数据采集、监视和控制以及自动发电控制和经济调度()；高档功能是在中档基础上增加安全分析等应用软件功能，即等。各级调度应按照调度自动化现状、调度职责和电力系统实际情况和发展水平，按照由低至高，由易至难原则，恰当确定总体功能。
2.2 技术要求
2.2.1～2.2.2 循环数据传送式()的远动终端和问答式远动终端将并存较长时间，并由循环传送方式过渡到问答方式。当新建调度自动化系统时，应择优选用网(省)内统一远动规约的问答式远动终端。当网(省)内远动规约不一致时，利用规约转换或其它方式解决。
2.2.3～2.2.10 主要参考能源部“电网调度自动化实用化要求”(试行)、引进调度自动化系统技术规范书及国内外有关资料，列出了调度自动化系统应达到的系统性技术要求和指标。
下面对某些技术要求和指标说明如下：
一、2.2.3中除遥控命令和遥调命令中数字量、脉冲量的功能应根据所选用系统和工程需要可有所取舍外，调度自动化系统应具备采集、处理和控制第2.2.3条中各个类型数据的能力，使调度自动化系统实现对有(无)功、电压(流)、频率、水位、功角的遥测；对断路器、隔离开关和继电保护信号的遥信；对发电机组有功的遥调；对断路器的遥控；对有功、电能量总加和人工输入、自动发电控制参数、非遥信的断路器(隔离开关)状态的整定等功能。
二、远动系统遥测误差是指调度自动化系统包括变送器、远动终端、通道、调度端各个环节误差的综合。根据调度管理需要和电子设备的水平定为1.5%。
三、事件顺序记录主要用于系统中重要断路器和保护信号，这个指标含义有：
(1)不同厂站2个事件同时发生，调度端记录的2个事件顺序时间，其误差应小于事件顺序记录系统的分辨率。
(2)记录不同厂站2个事件发生时间，其先后相差时间大于或等于事件顺序分辨率时，调度端记录的2个事件顺序时间，其前后的次序不应颠倒。
事件顺序记录分辨率主要用于事故分析，根据目前大部分系统的水平定为20。
四、实时性指标共10项，其中：
(1)遥测和遥信传送时间是以远动终端具有遥信优先传送，遥测量为64个(循环传送或越死区传送)及通道速率为600时，所能达到的指标。
(2)画面调用响应时间是指调用键按下至整个画面包括实时数据显示完成的时
间。
(3)双机自动切换到基本监控功能恢复时间是指双机切换发出指示至显示器画面上的数据重新开始更新的时间。
五、计算机信道指标是根据调度自动化系统近几年能达到技术指标而拟定，这需要通信专业配合与协作，并将随着通信专业相关指标的修订而改变。
2.3 计算机选型和硬件配置原则
2.3.1～2.3.3 提出了计算机系统硬件内容、配置原则和计算机的选型原则。
由于计算机技术发展很快，本规程不可能也无必要对调度自动化系统的计算机的型号、内外存容量和一些主要技术指标作定量的规定，这就要求在设计中应根据计算机的发展情况、本节中计算机和计算机系统选型的一般原则合理选择计算机及系统。在机型的选择上，要根据调度职责分工和自动化要求而定。要防止那种不从实际出发，不求实用效果，不顾经济能力，而一味追求大、高的倾向。否则，不仅花钱多，而且高档计算机开发难度大，时间长，以致迟迟不能投入运行。
2.3.4 明确了计算机系统在设计中一般考虑投运后使用10年。条文中提供了确定计算机系统规模的条件，其第2.3.4.1～第2.3.4.5款应根据调度职责范围和功能要求而确定。第2.3.4.6款计算机中央处理器负荷率应根据电力系统发生事故时，调度自动化系统采集、处理的数据和实用任务的急增的情况下，保证中央处理器的正常工作。因此负荷率的估算条件应提出在电力系统事故时，单位时间内(如10s) 发生遥信变位、遥测越死区的数量和工况越限；事件和事故追忆处理的类型与数量以及事故、事件打印、显示的种类和数量等，以便供制造厂家在系统设计时合理确定计算机系统规模，并可在系统验收时作为验收中央处理器负荷率的依据之一。
2.4 人机联系系统
2.4.1～2.4.2 提出人机联系系统的内容和总的要求。由于人机联系系统是调度自动化系统窗口，而各个制造厂家提供人机联系系统都有自己特色，应根据调度管理需要和调度自动化系统总体要求合理选择。
2.4.3 为了便于调度员操作，应将调度管理所需要的画面调用、远方控制、模拟屏不下位、打印起动等操作，用一个键盘来实现。
2.4.4 为了保证系统正常工作，在众多人员使用系统时，必须有一个完善的管理手段，即对各席控制台和每个使用人员赋予不同使用范围。根据调度中心各类人员对调度自动化系统的要求，至少可分为以下4级：
2.4.4.1 操作员级：可进行全部操作。
2.4.4.2 调度员级：除系统管理的其它操作。
2.4.4.3 调度所运行管理人员级：调看画面，修改相关表格。
2.4.4.4 调度所其它人员：调看画面。
2.4.10～2.4.13 提出了人机联系系统配置的基本要求。为了可靠运行，必须配2 套屏幕显示控制器，显示器则根据使用情况至少配4台，并能逐步增加；打印机总数不少于3台，其中1台用于事件记录，1台用于报表打印，1台用于拷贝画面，调度控制台则根据在值调度员人数相应配2～4席。
2.5 软件要求
软件分系统软件、支持软件和应用软件。在新建调度自动化系统时，应由制造厂家配备必要的系统软件和支持软件，应有良好数据库管理系统和模块化的数据采
集和监控程序。至于应用软件，如自动发电控制和经济调度的软件应考虑符合中国国情，安全分析软件则应考虑实时网络结构。应用软件的项目应该根据需要逐步扩充，目前对软件水平和对软件的具体要求很难有统一指标和要求，这有待今后逐步补充。
2.6 机房及其它要求
为保证调度自动化系统正常运行，在本节中对必备的运行环境提出了最基本要求，应在调度楼工程设计中落实，至于调度所的机房、接地、电源等项具体的设计，则应遵照相应的设计技术规程。
3 远动部分
这部分是在总结29—82《电力系统远动设计技术规定》(试行)经验，和国内几个系统调度自动化实践经验的基础上制定的。考虑到各电力系统对调度自动化功能具体要求的差异，在条文中考虑了一定的灵活性。
3.1 远动信息
3.1.1 所列信息内容属于必要的上行信息。
3.1.1.1 发电厂总有功功率和总无功功率是常规遥测。通过各电厂总发电功率的遥测，可以随时了解全系统实际出力，掌握供需平衡，进行经济调度和安全监控。这些数据经过处理，可以反映出各省、各地区、水电、火电总出力，这些都是调度管理工作所必须的。
3.1.1.2 对大容量机组的功率进行单独遥测，是考虑这些机组的运行情况对系统影响很大，调度员需要直接掌握，有些大机组的出力将由调度所直接调整。单机遥测的具体容量取决于它们在系统运行中的地位，根据大多数系统的机组组成情况，近期大机组容量按100考虑。
3.1.1.3 对无功补偿装置进行遥测是为了系统无功出力平衡，监视稳定运行，进行调相调压。
3.1.1.4～3.1.1.6 三款所列变压器的功率遥测，主要为了掌握各级电压网络和各地区的负荷情况，为经济调度和安全监视提供条件，并监视用电计划执行情况(有关变压器功率总加，可反映各级电压网络总功率和各地区的总负荷)。
3.1.1.7～3.1.1.11 五款主要为了掌握电网潮流。220及以上电网是网调和省调调度管理的重点，为可靠信息采集，需要一定的冗余量，并为网损计算提供便利。对直接调度的线路一般在线路两端遥测有功和无功，而间接调度的线路一般只在一端进行遥测。对直接调度的110线路，一般在线路一端遥测有功功率。考虑到当前许多系统无功电源比较紧张，中调还要参与或指导部分110线路无功和电压调整工作，所以对环网线路或电源联络线，可以加测无功功率。
母联和分段断路器一般不经常投入运行，只测电流就可满足需要。但有些母联和分段断路器，由于系统运行方式的需要，投入运行的情况比较多，可以改测有功功率，或测有功和无功。
3.1.1.12～3.1.1.16 所测数据经过处理，可以反映出全系统、各省、各地区的水电和火电总发电有功电能量或总厂用有功电能量。计算产供销各环节的效率，进行经济核算，监督供用电计划或合同执行情况。对于具有单机有功电能量遥测的电厂，其总发电有功电能量可以在调度端进行总计。
3.1.1.17 频率遥测的目的在于监视系统频率质量和解列网的运行以及指导系统并
列，有时也对电力系统振荡时的频率进行监视。一般在系统调度自动化规划设计中，统一选择若干有代表性的点作为频率监视点。
3.1.1.18～3.1.1.20 水电厂水位遥测主要为了经济运行，防洪和下游用水等综合调度的需要。
3.1.1.21 220及以上电网是总调和中调调度管理的重点，遥测其电压，主要为了监视电压水平、系统稳定和控制电网潮流。
3.1.2 所列选送内容属于选择项目，是否需要或需要哪几项，应根据具体条件加以确定。
3.1.2.1 电力系统50的单机功率一般不遥测，但是有些特殊情况可以灵活处理，如水电少的电力系统，水电单机容量虽然只有50左右，但水库调节性能较好，这种机组在系统运行中机动性比较大，调度员对其运行情况十分关心，如果条件可能，可以加测其单机有功功率。
还有部分火电厂，既有100及以上的机组，又有100以下的机组，为了调度管理的方便，可以加测50及以上机组的单机有功功率。至于更小的机组，由于对电力系统运行影响不大，不考虑单机功率的遥测。
3.1.2.2 大型火电厂厂用总有功功率绝对值相当大，为掌握电厂注入电网实际功率，厂用功率需要扣除。一般可以采取直接测量升压变压器功率，若不测量升压变压器功率时，可以加测厂用总有功功率。
3.1.2.3 当远动终端容量许可，且调度端计算机系统具备相应的处理能力，直接测量50～100单机有功电能量，可以减少厂(站)端总计环节，提高测量精度。
3.1.2.4～3.1.2.5 主变压器一般都有一定的过载运行能力，可以不测电流。但是当这些主变压器，或因其在电力系统运行中的特殊重要性，或因其可能长期过载运行，出于对电力系统安全运行考虑，需要加测变压器可能过载的绕组电流。
3.1.2.6 水电厂厂用电能量所占比重很小，一般不需测量，但是大型水电厂，厂用电能量绝对值比较大，根据系统设计要求和远动终端容量可能，可以加测厂用有功总电能量。
3.1.2.7 主要为了监视这些中枢点电压质量，参与或指导电力系统无功和电压调整工作。
3.1.2.8 为了指导并加快电磁环网的并列操作，保证电力系统安全运行，往往需要对其相角差进行监视。
3.1.2.9 这种线路末端开断时，其电压可能升得很高，为监视过电压，可对其电压进行测量。
3.1.2.10 功角数值比电压更直接反映电力系统运行的稳定程度，但是取得功角的方法，国内还缺乏成熟的经验，所以，究竟遥测什么参数，需在调度自动化设计中统一研究确定。至于这种遥测的必要性和测点的布置，需根据电网结构和潮流输送情况加以确定。
3.1.3 所列遥信内容属于调度中心必要的信号。
3.1.3.1～3.1.3.2 直接调度的断路器和间接调度的断路器均需要位置信号，以便及时掌握断路器变位情况和电力系统实时接线情况，但间接调度的信号一般通过直接调度中心转发获得。
3.1.3.3 提高判断事故的速度和准确性。
3.1.3.4～3.1.3.5 继电保护动作信号是为了给分析事故和处理事故提供条件。线路主要保护的遥信量有两种取法：一种是对每回线路取高频、距离、零序共3个信号；另一种是对每回线路取高频，距离I、Ⅱ段，零序I、Ⅱ段共5个信号。后一种信号取法更有利于判断事故性质和事故段。
3.1.4 所列遥信项目属于选择项目，需视具体情况而定。
3.1.
4.1 反映电力系统运行状态的隔离开关主要有双母和旁母隔离开关，一倍半和角形接线中反映主设备运行或退出的隔离开关，以及反映变压器中性点接地方式的隔离开关。这类信号可以在调度端由人工设置，也可以由遥信取得。具体方法在系统设计中统一研究确定。
3.1.
4.2发电机一般指的是电力系统中进行自动发电控制的大型发电机组；变压器一般指与上述发电机配套的升压变压器和电力系统中起枢纽作用的降压变压器。
3.1.
4.3～3.1.4.5为了给分析事故和处理事故提供条件。
3.1.
4.6 一般取载波机的导频告警信号，以便在调度中心进行处理，并在通信调度室及时反映电力系统通信设备运行状况。
3.1.
4.7 对于具有遥测的越限信号也可以在调度端整定取得；对于设有遥测的越限信号，则需要通过远动终端发送至调度端。
3.1.
4.8 主要为供水泵故障、风机故障等信号，只要求1个总信号。为准确判断事故原因和事故范围提供条件，避免误操作，并从电力系统范围内采取对策，满足调整要求。
3.1.
4.9 主要为了防止对运行方式的误判断。
3.1.
4.10～3.1.4.11 掌握设备可调情况，防止误操作。
3.1.5 网调和省调对发电厂、变电站进行直接控制，应以提高电力系统安全经济运行为主要目的，其控制、调节的具体内容在电力系统调度自动化设计中确定。有些工程在设备选择时要留有远期进行控制、调节的条件。
3.2 远动设备
3.2.1 远动终端的选择应考虑其设备功能、制式、容量以及具体的技术指标，能满足调度自动化系统的要求，并为工厂生产的定型产品。定型产品是指已经部一级鉴定，并由工厂定型批量生产的产品。未经鉴定过的产品或新研制的产品可在个别工程中试运行，但不作为正式产品普遍推广使用。
3.2.2～3.2.3 远动终端的配置要考虑节约投资和简化二次接线。属一个调度中心调度的厂站，向直接调度的调度中心发送信息并接受其控制命令。非直接调度的调度中心如需要信息，可通过转送解决。其设备分属2个或2个以上调度中心调度的厂站，一般与其存在主要运行关系的调度中心交换远动信息，其余调度中心通过转送解决。如果根据信息流向合理性和传送时间等要求，必要时可向2个调度中心同时发送远动信息，其余调度中心通过转送解决。为保证运行安全并明确责任，同一设备不允许执行2个调度端的遥控、遥调命令。若遇特殊情况需要阶段性改变调度关系，且在调度规程中做出规定的，才可相应改为接受另1调度端的遥控、遥调命令。
个别厂站若需2套远动终端，需经专门论证，并经主管部门批准。
3.2.4 调度操作命令应在判明当时电网设备位置状态后下达。为确保调度命令的准确性，避免误操作，应有遥信优先和遥控、遥调保护功能。
3.2.5 为确保组网，在工程中要注意妥善解决远动通信规约问题。
3.2.6 1个厂站一般只配置1套远动终端，所以，在确定其容量时要适当考虑发展要求，避免给工程扩建造成困难。
3.2.7～3.2.8 为确保调度监控需要，对远动终端的性能和可靠性都有相应要求，因此，远动终端一般为调度自动化系统专用。在保证系统监控需要的前提下，可以考虑与厂站监视功能相互兼顾。
3.2.9 远动终端主要技术指标是综合考虑电力系统需要和目前设备条件制订的，其中：
3.2.9.1 遥测精度不包括变送器误差。为满足系统综合精度，一般要求远动终端的精度为0.2级，也可以采用0.5级。目前生产的多数远动终端可以达到这个要求，少数精度较差的产品，要求制造厂进行改进。
3.2.9.2 远动终端模拟量输入一般采用4～20，根据电力系统实际情况，也可采用0～±5V。在确定设备规范时应注意与变送器输出一致。
3.2.9.3 电能量累计容量一般按24h累计值需要考虑，按二次侧每千瓦·小时1800 脉冲计，需要216。若累计器容量小于216，应对变送器进行相应调整。
3.2.9.4 遥信输入要求无源触点方式。为了工程施工和运行管理方便，一般需装设遥信转接端子。遥信转接端子视工程情况不同，安排在远动终端、变送器屏中，也可单独设置遥信转接屏。
3.2.9.5 国产设备按分辨率不大于5考虑，进口设备适当提高要求。
3.2.9.6 在工程设计中模拟量输出应与厂站自动调节系统协调，避免造成接口困难。
3.2.9.7 遥控输出直接接入厂站二次控制回路时，其触点容量应选用直流220V、5A；遥控输出接入遥控重动继电器回路时，其触点容量视重动继电器参数，选用直流110V，5A或24V，1A。但重动继电器触点接入二次控制回路时，其触点容量应选用直流220V，5A。所有重动继电器宜统一装在遥控执行屏上。
3.2.9.8 网调、省调一般以遥测、遥信为主，要求远动信息的海明距离不小于4。对于遥控、遥调其信息的海明距离可以适当提高。
3.2.9.9 对远动终端平均故障间隔时间的要求，不仅出于减少维修工作量，更重要的是出于调度自动化系统协调工作的要求。对于调度40～50个厂站的调度中心来说，远动终端平均故间隔时间宜在15000h左右。鉴于国产元器件质量和工艺水平，本规定暂按不小于10000h考虑。对于引进设备，按17000h考虑。
3.2.10 根据电力系统综合准确度要求，遥测变送器准确度一般为0.5级。有功电能量变送器和大容量发电机组以及330～500主干线功率变送器，有条件时可以适当提高。
3.2.11 为保证遥测的准确度和稳定度，要求变送器采用恒流或恒压输出。
3.2.12 变送器尽可能合用，以减少互感器负载并节省投资。
3.2.13 抗电磁干扰能力一般包括串模干扰和共模干扰抑制比，其指标应符合远动终端国家标准。
3.2.14 目的在于减少电磁干扰影响。
3.2.15 为保证人身和设备的安全，需要可靠的保护接地。
3.2.16 主要指温、湿度和洁净度要满足设备要求，并尽量缩短电缆连线。
3.3 信息传输方式和通道
3.3.1 详见第3.2.2～第3.2.3条说明。
3.3.2 为了适时、准确、可靠地进行自动发电控制，这类电厂的远动信息不宜采取转送方式，在电力调度自动化系统配置和通道组织中都应加以注意。
3.3.3 这类电厂的运行状况对调度来说很重要，为保证信息传输不中断，在通道组织中应提供相应条件。为此，在电力系统通信设计和调度自动化设计中应该密切配合，以便落实。
3.3.4 为了保证远动系统正确传送和接收以及调度自动化系统的正常工作，除了远动装置要有必要的纠错和检错能力(海明距离≥4)外，通道误码率也是一项重要指标。误码率过高会增加信息的拒收率，甚至造成误执行机会，影响信息的处理和反映速度。一般微波和光纤通信误码率较低，可以满足要求。电力线载波通道需要精心调整才能满足要求。
3.3.6 参照标准。其中1200通常占用一个话路(200)300、600通常采用电力线载波上音频复用，以节省通信频率资源。
3.4 其它
3.4.1 首先要提高发电厂、变电站远动设备交流电源的可靠性，一般具有备用电源对于以遥测、遥信为主要功能的厂站，不停电电源维持供电时间主要满足全厂或全站停电时，保证远动信息不丢失，因此，允许比通信设备维持供电时间短，一般不小于20。当发电厂、变电站具有遥控功能，需要进行遥控处理事故时，不停电电源维持供电时间与通信设备要求一致，一般按不短于1h考虑。
4 自动发电控制部分
4.1 控制目标及方式
4.1.1 提出电力系统自动发电控制的3个主要目标。其中第4.1.1.1、4.1.1.3款是参考能源部的“电网调度自动化系统实用化要求”(试行)中对自动发电控制的功能要求及主要考核指标。第4.1.1.2款是参考四大网调度自动化系统引进工程的技术规范书及国外有关文献而提出的。
4.1.2 只提出电力系统自动发电控制中当前比较常用的3种控制方式，但在具体设计中并不排除使用其它控制方式的可能性。
4.2 调整容量和调整厂
4.2.1 是参考能源部颁发的“电网调度自动化系统实用化要求”(试行)对自动发电控制的考核指标而提出的。
4.2.2 原则上凡具备自动发电控制条件的发电厂或机组都应该参加自动发电控制。水电厂在枯水期担任调整任务是比较好的，因为它能适应电力系统负荷的变动而不影响水能利用的经济性，但它在丰水期必须满发，不宜承担调整任务。担任调整的火电厂最好是煤粉炉而且有储粉仓，但由于一般煤粉炉在70%以下负荷时燃烧不稳定。因此，要求调整厂或机组的总容量至少应为电力系统所需调整容量的3～4倍。而在日本的文献中也提出需要数倍的要求。
4.2.3 为了尽量减少送电损耗，在设计中安排调整厂或机组时，要有一个合理的布局，不要过分集中，并且要根据不同季节考虑水火电的协调问题。
4.2.4 着重提出调整厂或机组应具备的3个最基本的条件，也是最起码的条件。
4.2.5 根据上条调整厂或机组应具备的3个基本条件，进一步提出哪些电厂或机组应优先选择作为调整厂或机组，这是一个原则性的意见，至于容量的界限，在设计
过程中还应根据电力系统的具体情况具体考虑。
4.3 控制系统
4.3.1 近几年来，我国电网调度自动化工作发展很快，绝大多数省网或大区网都已相继建成调度自动化系统，只需开发自动发电控制软件即可实现自动发电控制功能。因此，为了节约资金，不宜设置专用的微机控制装置。除非调度自动化系统是采用多微机分布系统，那就自当别论了。
4.3.2 经了解，目前装有机炉协调装置或闭环控制计算机的调整厂或机组，对控制信号多数要求设定值，个别也有要求升/降脉冲的，这取决于厂或机组自动调整装置。因此，在设计时，必须与有关专业进行配合，以便取得协调。
4.3.3 是为了增加控制系统的适应性，如某系统正常采用联络线功率与频率偏移控制方式，一旦频率或净交换功率测量出现故障时，此方式就不能采用，而应采用定联络线功率或定频率控制方式。
4.3.4 因为在区域控制误差中，包含对应于负荷随机变化的1个稳定的随机分量，而且还包括转子角度振荡引起的1个自然频率有效分量。区域控制误差中这些因素变化的频带的宽度正好扩展到自动发电控制系统允许的带宽中，因此，需要1 个能抑制由扰动和频率二者引起的区域控制误差变化的非线性滤波过程。
4.3.5 为了使区域控制误差为零，必须采用积分调节方式。但由于负荷刚变动时，积分值较小，调节出力也就较小，为了加快调节过程，通常宜采用比例积分调节方式。
4.3.6 为了保证电力系统随时有足够的可调容量，以便发现旋转备用容量过小时，可以及早开机。
4.3.7 给调度员随时了解调整机组是否具备可调的条件。
4.3.8 因定频率或联络线交换功率控制方法测量故障，将直接影响作为控制信号的区域控制误差值的正确性，使控制失误。因此，出现这种情况时，自动发电控制必须自动停止或改用与此测量值无关的另一控制方式，并发出告警信号让调度员知道，以便通知有关人员排除故障。此外，控制系统对频差、净交换功率偏差和区域控制误差都有1个允许极限值的限制，超过这些极限值时，自动发电控制就应停止。
4.3.9～4.3.10 对调整厂或机组要否装设专用的自动调功装置提出了一个原则意见，在设计过程中，还必须与有关专业紧密配合，使之协调一致。
4.3.11 只对自动发电控制软件提出一个总的要求，一些细节有待今后总结经验后予以补充。
4.3.12 第4.3.12.1～第4.3.12.8款为实时信息，第4.3.12.9～第4.3.12.14款为人工输入信息。其中第4.3.12.1、2、9、10、11款是控制系统用以计算区域控制误差值所必需的数据；第4.3.12.3～第4.3.12.8款是提供调度员及时了解系统主网及调整机组的运行情况，以便作出决策；第4.3.12.12～第4.3.12.14款则是对控制系统的一些约束条件。
供电局调度自动化主站系统工作标准
**供电局调度自动化主站系统工作标准 1 适用范围 1.1 本规程适用于市级调度自动化系统主站的运行维护工作。 2 总则 2.1 为规范市级调度自动化系统主站的运行维护工作，确保调度自动化系统安全、稳定、可靠和不间断运行，特制定本标准。 2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统（EMS）及其它调度工作相关的自动化系统主站的软、硬件设备，包括机房监控、电源、空调等辅助系统。市级自动化部门应结合具体情况明确运行维护范围。2.3 本规程根据国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。 2.4 市级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检修、故障处理、备品备件、资料、退出运行等工作必须遵照本规程，并制订相应的实施细则贯彻执行。 2.5 调度自动化系统主站的运行维护工作应制度化、规范化。市级调度自动化部门应建立并执行以下制度： a) 新设备投运制度；b) 运行值班制度；c) 维护管理制度；d) 检修管理制度； e) 故障处理制度；f) 备品备件制度；g) 资料管理制度；
3 新设备投运 3.1 新设备（功能）投运前必须通过验收和试运行，明确设备的运行维护责任。 3.2 新投运设备（功能）不得影响已投运设备（功能）的稳定运行。 3.3 新投运设备应具备运行维护所需的完整技术资料，设备及联接电缆标识清晰。 3.4 新投运设备应建立相应的设备台帐，指定专责人员对设备的运行进行连续的跟踪管理。 4 运行值班 4.1 值班员要求 4.2 值班职责：系统巡视并记录、异常维护 4.3 交接班：交接班准备工作、交接班时间地点、交接班内容 5 维护管理 5.1 维护内容 5.2 维护流程 6 检修管理制度 6.1 检修原则：安全原则、从属原则、告知原则 6.2 检修分类：计划检修、非计划检修（事故、临时）
电力系统调度自动化论文
电网调度自动化系统可靠性的应用研究 课程名称：电力系统调度自动化 学院： 专业：电气工程及其自动化 班级： 学号： 姓名： 2015年11月
摘要 电力二次设备和系统是电网安全稳定运行的根本保障，可靠性是其基本要求之一。近年来，世界上多个国家和地区相继发生了较大面积的连锁大停电事故，造成了巨大的经济损失和社会影响，调查分析发现：电力系统安全装置和调度自动化系统的故障失效是引起这些灾难事故的重要原因。随着电力系统的发展和全国大电网的互联，对二次系统的可靠性要求将越来越高。因此，对电力二次系统可靠性进行系统、定量的研究分析具有重要的理论意义和应用价值。 电网调度自动化系统是由调度主站、远方厂站自动化系统以及连接主站和厂站的数据通信网络所组成的复杂系统。本文主要对组成调度系统的二次设备、变电站自动化系统以及电网调度自动化系统的可靠性进行定量分析和评估。 根据调度系统设备的特点，建立电力二次设备的软、硬件可靠性模型和综合模型，定量评估各设备的可靠性指标。利用该方法对微机保护装置的可靠性进行估计，根据保护装置模块化的结构特点，建立保护装置的结构可靠性模型，得到保护装置及相应模块的可靠性指标：误动失效率、拒动失效率和总失效率。利用可靠性理论，定量评估单套保护配置和双套保护配置下模块冗余对保护系统动作可靠性的影响，计算得出各种冗余方式下保护系统的可靠性指标：拒动概率和误动概率。 针对变电站自动化各二次设备对系统可靠性影响程度不同的特点，本文引入重要度因子来表征各设备在系统中的重要程度，计算得出各设备的等效可靠性指标。利用故障树分析法((FTA)建立变电站自动化系统的故障树模型，通过系统故障树的定性分析、定量计算和敏感度分析，计算得到变电站自动化系统的可靠性指标，确定出系统可靠性的薄弱环节，提出关键设备冗余配置的改进措施。定量评估表明，关键设备冗余能显著地增强变电站自动化系统的可用度，是提高变电站自动化系统可靠性的有效方法。 电网调度自动化系统的可靠性不仅与各单元设备的可靠性密切相关，而且与单元之间的相互联系和配合有关。在评价各设备和子系统对调度的等效可靠性指标基础上，本文重点考虑时间因素(主要是厂站与调度主站之间信息传输延时)对 调度系统功能可靠性的影响，提出考虑时间因素的通信网络可靠性模型和参数估计方法，得出通信系统的等效可靠性指标。利用故障树分析法分别定量评估考虑时间因素的调度系统和不考虑时间因素的调度系统的可靠性，对比分析表明，通信系统传输延时对调度自动化系统可靠性具有重要影响，而且信息传输超时严重的通信通道是调度自动化系统可靠性的最薄弱环节，最后提出了相应的解决措施和方法。算例仿真计算表明，本文提出的可靠性定量评估方法是合理的、可行的，对实际应用具有指导意义。 关键词：电网调度自动化系统；可靠性；可用度；故障树分析(FTA)
电网调度自动化系统
电网调度自动化系统 1.电网调度自动化系统的规划* 第一章引言* 第二章需求分析* .1 现状与需求* .2 设计原则* .3 规划目标及依据* .4 设计内容* 第三章主干网架构* .1 电力通信特点* .2 通道方案设计* 第四章主站系统* .1 调度自动化主站系统的规划* .2 变电所端的规划* .3 调度自动化系统计划费用* 附录1．选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题* 附录2．交流采样RTU与直流采样RTU性能的比较* 电网调度自动化系统的规划 引言 近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企 业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和
变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。 电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求（请参阅部颁有关文件）；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。 建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。 从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。 在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物不断出现，MIS 系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA 系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。 本规划设计方案全面分析了县级调度自动化系统在企业计算机管理网中的地位和作用，充分考虑了MIS系统、EMS系统等对调度自动化系统极其通道的要求和影响，系统规划设计在调度自动化系统功能一步到位的基础上，力求将整个电力企业的计算机都纳入整个企业网中，实现统一规划、分块工作、异地互联、整体管理，并为将来的应用扩展和系统的升级预留接口。
地县级调度自动化主站系统技术规范
Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 地/县级调度自动化主站系统 技术规范 Technical specification for the master station of dispatching automation system in district/county power networks 中国南方电网有限责任公司发布
目次 前言............................................................................ III 1范围. (4) 2规范性引用文件 (4) 3术语和定义 (4) 4总体原则及要求 (5) 4.1系统建设基本原则 (5) 4.2系统建设模式划分及选择 (5) 4.3系统建设功能选择 (5) 5系统结构及配置原则 (6) 5.1系统结构基本要求 (6) 5.2硬件配置原则及要求 (6) 5.3软件配置原则及要求 (7) 6系统支撑平台 (7) 6.1平台总体要求 (8) 6.2平台基本功能要求 (8) 6.3平台高级功能要求 (16) 6.4系统配置及监视 (18) 7电网设备及参数管理 (19) 8数据采集与监视控制 (20) 8.1前置系统 (20) 8.2数据采集及处理 (20) 8.3控制和调节 (22) 8.4挂牌操作 (23) 8.5事故追忆 (23) 8.6历史反演★★ (23) 8.7拓扑着色 (23) 8.8设备监视及运行统计 (23) 8.9模拟盘/大屏幕接入 (24) 8.10信息分区功能★★ (24) 8.11基于系统拓扑的防误功能★★ (24) 8.12配电线路故障处理★★★★ (24) 9电网安全分析 (25) 9.1状态估计★★ (25) 9.2调度员潮流★★ (25) 9.3短路电流计算★★ (26) 9.4静态安全分析★★ (27) 10电网经济分析及优化运行 (27) 10.1短期负荷预报 (27) 10.2自动电压控制★★★ (28) 10.3负荷特性统计分析★★ (28) 10.4网损分析★★★ (28) 11调度员培训仿真系统 (29) 11.1总体要求★★★ (29) 11.2电力系统模型★★★ (30)
电气控制电路设计规范
电气控制电路设计规范(1) 【引入】电器图以各种图形、符号和突显等形式来表示电气系统中各电器设备、装置、元器件的相互连接关系。电器图是联系电气设计、生产、维修人员的工程语言，能正确、熟练的识读电气图是从业人员必备的基本技能。 一、电气图的作用与分类为了表达电气控制系统的设计意图，便于分析系统工作原理、安装、调试和检修控制系统，必须采用统一图形符号和文字符号。 1.电气系统图和框图 2. 电气原理图 3. 电器布置图 4. 电器安装接线图 5. 功能图 6. 电气元件配置明细表 二、电气图阅读的基本方法 1. 电气图阅读的基本方法 1) 主电路分析 2)控制电路分析 3)辅助电路分析 4)联锁和保护环节分析 5) 总体检查 2. 电气图阅读 1) 主电路阅读 2)阅读控制电路 三、电气控制电路设计规范 1. 电气工程制图内容 电气控制系统是由若干电器元件按照一定要求连接而成，从而实现设备或装置的某种控制目的。为了便于对控制系统进行设计、分析研究、安装调试、使用维护以及技术交流，就需要将控制系统中的各电器元件及其相互
连接关系用一个统一的标准来表达，这个统一的标准就是国家标准和国际标准，我国相关的国家标准已经与国际标准统一。用标准符号按照标准规定的方法表示的电气控制系统的控制关系的就称为电气控制系统图。 电气控制系统图包括电气系统图和框图、电气原理图、电气接线图和接线表三种形式。各种图都有其不同的用途和规定的表达方式，电气系统图主要用于表达系统的层次关系，系统内各子系统或功能部件的相互关系，以及系统与外界的联系；电气原理图主要用于表达系统控制原理、参数、功能及逻辑关系，是最详细表达控制规律和参数的工程图；电气接线图主要用于表达各电器元件在设备中的具体位置分布情况，以及连接导线的走向。对于一般的机电装备而言，电气原理图是必须的，而其余两种图则根据需要绘制。绘制电气接线图则需要首先绘制电器位置图，在实际应用中电气接线图一般与电气原理图和电器位置图一起使用。 国家标准局参照国际电工委员会（IEC）颁布的标准，制定了我国电气设备有关国家标准。有关的国家标准有GB472—1984《电气图用图形符号》、GB698—1986《电气制图》、GB509—1985《电气技术中的项目代号》和GB715—1987《电气技术中的文字符号制定通则》。 2.电气工程制图图形符号和文字符号 按照GB472—1984《电气图用图形符号》规定，电气图用图形符号是按照功能组合图的原则，由一般符号、符号要素或一般符号加限定符号组合成为特定的图形符号及方框符号等。一般符号是用以表示一类产品和此类产品的特征的简单图形符号。 文字符号分为基本文字符号和辅助文字符号。基本文字符号又分单字母文字符号和双字母文字符号两种。单字母符号是按拉丁字母顺序将各种电气设备、装置和元器件划分为23 类，每一大类电器用一个专用单字母符号表示，如“ K”表示继电器、接触器类，“ R'表示电阻器类。当单字母符号不能满足要求而需要将大类进一步划分，以便更为详尽地表述某一种电气设备、装置和元器件时采用双字母符号。双字母符号由一个表示种类的单字母符号与另一个字母组成，组合形式为单字母符号在前、 另一个字母在后，如“ F”表示保护器件类，“ FU'表示熔断器，“ FF”表示热继电器。 辅助文字符号用来表示电气设备、装置、元器件及线路的功能、状态和特征，如“DC表示直流， “AC表示交流，“ SYN表示同步，“ ASY表示异步等。辅助文字符号也可放在表示类别的单字母符号后面组成双字母符号，如“ KT表示时间继电器，“ YE”表示电磁制动器等。为简化文字符号起见，当辅助文字符号由两个或两个以上字母组成时，可以只采用第一位字母进行组合，如“MS表示
电网调度自动化系统典型设计
电网调度自动化系统 典型设计 电力公司农电工作部 二О一О年元月
目录 1 总则 (4) 1.1 适用范围 (4) 1.2 引用标准 (4) 1.3 建设原则 (4) 2 系统体系结构 (5) 2.1 总体要求 (5) 2.1.1 标准性 (5) 2.1.2 一体化设计 (5) 2.1.3 可靠性 (5) 2.1.4 安全性 (6) 2.1.5 开放性 (6) 2.1.6 易用性 (6) 2.2 系统软件结构 (7) 2.3 系统硬件结构 (7) 2.3.1 网络数据传输设备 (7) 2.3.2 数据通信与采集 (8) 2.3.3 数据服务器 (8) 2.3.4 网关/应用服务器 (8) 2.3.5 人机界面交互工作站 (8) 2.3.6 WEB服务器 (8) 3 支撑平台 (9) 3.1 系统运行环境 (9) 3.1.1 操作系统 (9) 3.1.2 商用数据库 (9) 3.1.3 其它工具软件 (9) 3.2 支撑平台 (9) 3.2.1 网络数据传输 (9) 3.2.2 实时数据处理 (10) 3.2.3 历史数据处理 (10) 3.2.4 图形界面 (11) 3.2.5 报表服务 (12) 3.2.6 权限管理 (12) 3.2.7 告警 (12) 3.2.8 计算服务 (12) 4 系统应用功能 (13) 4.1 数据采集功能 (13) 4.2 SCADA功能 (14) 4.2.1 数据采集 (14) 4.2.2 数据处理 (15) 4.2.3 计算与统计 (17) 4.2.4 人机界面 (18) 4.2.5 事件顺序记录（SOE） (19) 4.2.6 事件及报警处理， (19) 4.2.7 事故追忆及事故反演PDR (21) 4.3 集控/监控功能 (22) 4.3.1 控制与调节功能 (22)
电力调度自动化系统基础
电力调度自动化系统简介 第一部分 EMS简介 第一章电力调度自动化系统的构成 本章介绍调度自动化系统的构成。通过基本结构形式介绍和基本功能介绍，熟悉调度自动化系统的结构及其设备，掌握电力调度自动化系统的基本功能。 一、电力调度自动化系统的结构 以计算机为核心的电力调度自动化系统的框架结构如图1-1所示。 调度自动化主站系统 图1-1 电力调度自动化系统的框架结构 图1-1中可以看到，调度自动化系统采取的是闭环控制，由于电力系统本身的复杂性，还必须有人（调度人员）的参与，从而构成了完整、复杂、紧密耦合的人一机一环境系统。 （一）子系统构成 电力调度自动化系统按其功能可以分成如下四个子系统： 1、信息采集命令执行子系统 该子系统是指设置茬发电厂和变电站中的子站设备、遥控执行屏等。子站设备可以实现“四遥”功能，包括：采集并传送电
力系统运行的实时参数及事故追忆报告；采集并传送电力系统继电保护的动作信息、断路器的状态信息及事件顺序报告(SOE)；接受并执行调度员从主站发送的命令，完成对断路器的分闸或合闸操作；接受并执行调度员或主站计算机发送的遥调命令，调整发电机功率。除了完成上述“四遥”的有关基本功能外，还有一些其他功能，如系统统一对时、当地监控等。2、信息传输子系统 该子系统完成主站和子站设备之间的信息交换及各个调度中心之间的信息交换。信息传输子系统是一个重要的子系统，信号传输质量往往直接影响整个调度自动化系统的质量。 3、信息的收集、处理与控制子系统 该系统由两部分组成，即发电厂和变电站内的监控系统，收集分散的面向对象的RTU(RemoteTerminal Unit)的信息，完成管辖范围内的控制，同时将经过处理的信息发往调度中心，或接受控制命令并下发RTU执行。调度中心收集分散在各个发电厂和变电站的实时信息，对这些信息进行分析和处理，结果显示给调度员或产生输出命令对对象进行控制。 4．人机联系子系统 从电力系统收集到的信息，经过计算机加工处理后，通过各种显示装置反馈给运行人员。运行人员根据这些信息，作出各类决策后，再通过键盘、鼠标等操作手段，对电力系统进行控制。（二）电力调度自动化主站SCADA/EMS系统的子系统划分
电力系统调度自动化复习提纲及答案分解
常见缩写全拼及翻译（15分） EMS :电力系统监视和控制 :能量管理系统 :馈线自动化测控终端 ：自动发电控制 :负荷频率控制 : 分区控制误差( ) :网络分析软件 :电子式互感器 :广域动态信息监测分析保护控制系统: 短期负荷预测 :配电管理系统 :配电变压器监测终端 :经济调度控制 :调度员模拟培训系统 :电力系统潮流计算 : 电力系统电压和无功频率自动控制:最优潮流 填空题（25） 简答（30）
综合分析（35） 第一章 1、什么是电力系统；电网； 电力系统：组成电力工业的发电及其动力系统、输电、变电、配电、用电设备，也包括 调相调压、限制短路电流、加强稳定等的辅助设施，以及继电保护、计量、调度 通信、远动和自动调控设备等所谓二次系统的种种设备的总和统称为电力系统， 它是按规定的技术和经济要求组成的，并将一次能源转换成电能输送和分配到用 户的一个统一系统。 电网：电力系统中的发电、输电、变电、配电等一次系统及相关继电保护、计量和自动化等二次网络统称为电力网络。 2、 1准则 判定电力系统安全性的一种准则，又称单一故障安全准则。按照这一准则,电力系统的N个元件中的任一独立元件（发电机、输电线路、变压器等）发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电；不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故。当这一准则不能满足时，则要考虑采用增加发电机
或输电线路等措施。 3、电力系统三道防线 第一道防线（第一级安全稳定标准保持稳定运行和电网的正常供电）：由继电保护装置快速切除故障元件，最直接最有效地保证电力系统暂态稳定； 第二道防线（第二级安全稳定标准保持稳定运行，但允许损失部分负荷）：采用稳定控制装置及切机、切负荷等措施，确保在发生大扰动情况下电力系统的稳定性； 第三道防线（第三级安全稳定标准，当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失）：当电力系统遇到多重严重故障而稳定破坏时，依靠失步解列装置将失步的电网解列，并由频率及电压紧急控制装置保持解列后两部分电网功率的平衡，防止事故扩大、防止大面积停电。 4、电力系统的状态及各个状态的判断标准
电力调度自动化系统运行管理规程
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；
县级调度自动化系统的设计和改造
课题名称县级调度自动化系统的设计和改造年级/专业电气工程及其自动化 学号 学生XX
目录 1.兴化电网及调度自动化系统发展概况 1.1电网现状与发展 1.2调度管理关系及远动信息传输方式 1.3电力通信网概况 1.4 调度自动化主站系统现状 1.5调度自动化厂站端远动系统及其通道情况1.6其他自动化系统 1.7现有调度自动化系统存在的问题 2.系统改造规模与总体要求 2.1系统改造目标 2.2系统改造规模 2.3系统设计原则 3.调度自动化系统设计 3.1系统体系结构 3.2系统安全措施 3.3硬件配置模式和系统网络结构 3.4系统硬件配置 3.5前置机和通道柜 3.6调度员工作站
3.7维护工作站 3.8应用软件(PAS)工作站 3.9运方工作站 3.10 网关兼网络管理工作站3.11 网络交换机 3.12调度自动化系统的电源3.13系统软件配置 3.14防病毒软件 3.15图形与人机联系软件 3.16 SCADA功能软件 3.17电力系统应用软件(PAS) 3.18监控中心 3.19与其它系统的接口 4.新老调度自动化系统的过渡4.1新老系统过渡的基本要求 4.2新老系统过渡的措施 5.自动化系统改造设备增添
前言 我国县级电力调度自动化工作起步于80年代中期，到90年代初期，部分县级电力系统加装了简单的调度自动化设施。兴化市电网调度自动化系统于1994年投运(南瑞农电DD-93系统)，1995年通过了XX省调度自动化系统实用化验收。目前使用主站系统是1999年改造的SE-900系统。随着兴化市电网的不断发展，对调度自动化系统的要求也越来越高，系统的一些缺点和不足之处逐渐暴露出来，现系统缺少如网络拓扑、状态估计、负荷预报、调度员潮流、智能调度操作票预演等高级应用软件，无法向调度员提供全面了解电网运行状况、辅助调度员正确及时制定电网调度计划的手段。随着电网规模的日益增大，高级应用功能的需求愈加迫切。 为了建设一个功能完善、性能稳定的调度自动化系统，笔者认为兴化供电公司调度自动化系统的建设应借鉴电网的运行经验，适应电网的发展要求，满足电网安全调度、优质运行的需求。笔者对目前先进的调度自动化系统进行调研后，提出兴化调度自动化系统的更新方案。更新后的调度自动化系统技术上可达到目前国内该领域的先进水平，系统在未来5到8年内应能满足电网发展和科技发展需求，在实用化验收合格的基础上，使电网调度自动化的水平再上一个新台阶。 县级调度自动化系统的设计和改造 [摘要]笔者根据对兴化县级调度自动化现状的分析，从电力通信网、远动系统、通道等方面进行调查，查找兴化调度现有的调度自动化系统存在的一些问题，再根据目前调度自动化系统运用的先进手段，提出对县级调度自动化系统的设计和改造方案，从目标、规模、设计原则三方面确定改造内容，最终解决网络结构、工作站运行、配置等一系列需要解决的问题。改造后的调度自动化系统能够基本满足5到8年内应能满足电网发展和科技
浅谈电网调度自动化系统
浅谈电网调度自动化系统 发表时间：2018-10-18T10:06:17.133Z 来源：《电力设备》2018年第18期作者：王平 [导读] 摘要：随着我国高科技技术的快速发展，尤其是人工智能逐步进入日常生活和生产学习，我们的各级电网调度自动化已经实现了大一统的格局，国网统一采用国电南瑞的D5000系统进行全国三级调度系统全覆盖联网，真正实现了全国上下调度一张网，从传统意义上的SCADA系统辅助型调度逐步转变为半智能型调度，相信不久的将来过往电力调度将会进入全智能型调度时代。 （内蒙古电力（集团）有限责任公司乌海超高压供电局内蒙古乌海市 016000） 摘要：随着我国高科技技术的快速发展，尤其是人工智能逐步进入日常生活和生产学习，我们的各级电网调度自动化已经实现了大一统的格局，国网统一采用国电南瑞的D5000系统进行全国三级调度系统全覆盖联网，真正实现了全国上下调度一张网，从传统意义上的SCADA系统辅助型调度逐步转变为半智能型调度，相信不久的将来过往电力调度将会进入全智能型调度时代。 关键词：电网调度；自动化系统；措施 1电网调度自动化系统简介 中国幅员辽阔，虽然电网调度自动化系统已经实施多年，但是比美国等超级发达国家还相对落后。在早期的自动化系统中主要采用远端RTU和调度端SCADA系统，传输设备一般采用载波机或者155M型光端机传输设备，信号不稳定，传输速率较低，极大的影响了各级调度人员的综合判断。由于各地经济发展不平衡导致各级电网对于调度自动化系统的投资力度参差不齐，采用的系统设备更是差距颇大。电网调度自动化系统一般分为主站端和厂站端，主站端主要安装于调度侧，厂站端则安装于各发电厂及变电站节点处。电网调度自动化系统也是进行信息处理的专用系统，通过远端设备采集数据后进行一次汇总分析后将实时信息通过光传输设备实时传输至调度端自动化合主站系统，然后进行二次整合后转化成调度员常用的各类电网信息，以便调度人员能够对所属区域内的电网运行状态进行合理的调整控制，最终达到整个电网的安全、稳定、经济运行。 2电网调度自动化系统的现状 随着时代的发展和国家电网设备的不断更新换代，我国电网调度自动化系统有了很大的进步，不管是在应用理论上还是在实践操作上都取得了长足进步。为各级电网的安全、稳定、经济运行奠定了坚实的基础。尽管我国电网调度自动化系统已经取得了可喜的成就，但还是有些问题需要解决。 3电网调度自动化常见的故障 3.1通信传输故障 通信传输故障是电网调度自动化中常见故障类型，这种故障极容易造成调度信息出现延时与错误，导致调度误动的风险。其中，调度功能受限是引起通信传输故障的主要因素。电网调度在进行自动化建设之中通常需要承受电网系统巨大负担，直接影响了调度自动化性能，由于受到阻碍而难以保障传输信号准确性，加之由于自动化设备与线路等方面缺乏完善性而造成光纤误码问题，给电网调度自动化通信传输质量造成巨大影响。 3.2遥信错误故障 电网调度进行自动化过程中通常与许多电力设备相关联，且各种电气设备务必要保持同步状态。只有这样，才能够保障电网调度正常运行。然而，由于电网调度自动化运行具有较高水平，在电网调度自动化各类设备运行之中，如果监控设备无法满足整体运行速度，将会使得电网调度自动化中发生遥信错误现象，简单的说，在正常电网调度自动化中出现故障报警，造成电力人员难以准确判断电网调度故障，无法实现对故障的有效控制，进而难以确保调度设备具有良好的一致性。 3.3通道延时故障 电网调度自动化中会出现通道延时障碍。现阶段，电网自动化中会经常性应用光纤通道。然而，由于受到通道装置以及光纤熔接等方面因素影响，造成通道传输过程之中发生延时故障。比如，某一企业的光纤环网在运行中，由于光纤通道发生异常且发出警告指示，然而由于相关工作人员不能够及时的更新通道保护装置，而导致维护人员不能够检测到异常警告指示，由此不仅造成故障报警时间的延长，而且导致通道故障状况加重。 4电网调度自动化常见故障的对应措施 4.1完善电网调度的通信系统 电力企业应重视完善并改进电网调度通信系统，奠定电网调度自动化基础，为调度通信质量提供重要保障。比如，某一电力企业采用光纤通信方式，加强对调度自动化安全性与稳定性维护，从而提升电网调度自动化中通信传输水平。企业结合电网调度自动化对于通信传输需要，建设专业化的光纤通道，实现在调度自动化中的光纤通信，并且采用光波通讯方式，满足长距离通信所需要的条件，并且将电网调度自动化中存在的电磁干扰排除。此外，这一企业在通信系统之中采用光纤通信技术，构建起通信干扰，从而符合调度自动化需要。此外，电网调度自动化的关键是通信系统，正确处理好通信调度之中通信问题，保障通信系统的顺利运行，为电网调度自动化营造出良好的环境。 4.2改造调度的硬件系统 针对于电网调度自动化之中存在的遥信错误故障，有必要改造电网调度自动化中硬件系统，并创设可靠、稳定的运行环境，展现出电网调度的优质性。比如，某一变电所根据自身情况提出改进电网调度自动化硬件系统措。这一变电所通过硬件改造的应用来处理好遥信错误方面故障，进而推动电网调度的基础性能的提高。首先，设计性能稳定的硬件系统，实现对硬件设备运行环境的优化，利用计算机加强对硬件设备控制，采用自动化系统监控，科学的制定监控周期，从而推动硬件设备管理水平的提高。而后根据电网调度自动化的运行现状，并且根据遥信错误故障措施的发生频率，大力进行局部的改造。首先，提升计算机收集设备信息的能力；其次，提高监控系统的准确程度，防止出现错误的警报信息；最后，通过计算机的应用加快自动采集系统的建设，做好真实的设备信息收集工作，将信息错误发生的概率降至最低，提升硬件设备数据分析能力。此外，遥信错误故障是影响电网调度自动化最为主要的因素，给调度信息处理速度造成巨大影响。因此，有必要加强对调度硬件系统的改造，从而有效的避免出现遥信错误。 5结论 综上所述，近些年，我国电力事业快速发展，电网调度承担着越来越多的业务，这样一来，不仅扩展电网调度的指挥范围，更加大了
电力系统调度自动化复习题
电力系统远动及调度自动化 一、单项选择题(共20题，每题分，共30分) 2.调度控制中心对发电厂的机组启、停操作命令属于( C ) A.遥测信息 B.遥信信息 C.遥控信息 D.遥调信息 3.已知RTU中每个遥测量的工作区一次只能保存10个数据，事故追忆要求保留事故前的3个数据，事故后的4个数据，每个遥测量占2个字节。如果有100个遥测量，则安排用于事故追忆的内存单元数目是( B ) A. 1000 5.越限呆滞区上下限复限值同时减少，则对同一监视信号，告警次数是( B ) A.越上限增加、越下限减少 B.越上限减少、越下限增加 C.越上限越下限都增加 D.越上限越下限都减少 6.异步通信中数据接收端的接收时钟为16倍数据速率，以下选项为干扰信息的宽度，其中能被检验出来的是( A ) 倍时钟周期倍时钟周期 倍时钟周期倍时钟周期 7.在数据通信中，应用最广的数据信息代码集是( C ) 码 B.补码 C.七位ASCII D.余3码 8.下列选项中哪一项不属于通信子网协议( D ) A.物理层 B.链路层 C.网络层 D.传输层 9.计算机网络的物理层数据传输方式中数据采样方式应属于( D ) A.规约特性 B.机械特性 C.电气特性 D.电信号特性 环形结构的性能之一是( D ) A.可靠性好 B.灵活性好 C.价格低 D.模块性好 12.在EMS中分析电力系统电压失稳属于( C ) A.状态估计 B.静态安全分析 C.动态安全分析 D.最优潮流 11.自动发电控制AGC功能可保证电网的( B ) A.电压 B.频率 C.电流 D.功率因数 频率属( C ) A.短波频段 B.中波频段 C.微波频段 D.长波频段 15.数据传输系统中，若在发端进行检错应属( B ) A.循环检错法 B.检错重发法 C.反馈校验法 D.前向纠错法 18.星形结构计算机网的特点之一( A ) A.资源共享能力差 B.资源共享能力强 C.可靠性 D.建网难 19.异步通信方式的特点之一是( B ) A.设备复杂 B.设备简单 C.传输效率高 D.时钟要求高 20.调度员尽力维护各子系统发电，用电平衡时属( D ) A.正常状态 B.紧急状态 C.恢复状态 D.瓦解状态 21.电力系统状态估计的量测量主要来自( C ) A.调度人员 B.值班人员系统 D.主机
对电网调度自动化系统发展现状及趋势的分析
对电网调度自动化系统发展现状及趋势的分析 发表时间：2018-05-14T10:07:03.157Z 来源：《电力设备》2017年第35期作者：王明哲王翰博王鹏叶林[导读] 摘要：在电力行业改革过程中，科技发挥不可替代的作用。 （国网冀北电力有限公司怀来县供电分公司河北省张家口市 075400） 摘要：在电力行业改革过程中，科技发挥不可替代的作用。科技的提升促使电力行业整体水平持续提升，电网调度自动化系统得到推广，成为电力行业走向持续发展的关键。立足新的发展时期，为了全面提升电网调度自动化系统运行效率，贯彻全新的服务思想，要对电网调度自动化系统的发展现状进行深入、客观的分析，掌控其发展趋势，促使电力行业在增加收益的同时，实现长期、可持续发展。 关键词：电网调度；自动化系统；现状；发展趋势 前言 为了促使电网调度自动化系统更好发挥对行业推动性作用，要准确掌控其发展模式与发展方向，保证为行业稳定发展提供正确引导，有效减少成本投入，为电力行业整体效益目标的实现提供巨大支持。为此，要多角度对电网调度自动线系统发展状况进行探讨，有针对性地制定提升调度自动化水平的策略，更好地服务于生产与服务。同时，要准确洞察市场发展动态，以市场为导向，强化整个电力行业整体竞争水平的提升。 1结合电力行业发展正确认识电网调度自动化发展水平 1.1电力行业科研能力显著增强，行业整体水平持续提升 随着科技影响力的扩大，电力行业也注重技术的引进，重视电网调度自动化程度的增强，加快科研成果的获取，生产力整体水平不断提高。结合时代发展要求，组建高素质与能力的科研队伍，同时，与相关高校、机构等积极合作，创建具有丰富的实践经验、专业水平较高的专业团队，使得电网调度自动化具备了更加强大的技术支撑，这对于整体社会的发展产生巨大促进作用。 1.2先进的自动化技术有效提升系统运行管理效率，电网调度自动化系统具备优质的运行模式 对于电网调度自动化系统的运行，其运行的可靠性离不开高水平自动化技术的全面支持，与先进的电力技术息息相关。从本质上讲，电力技术是影响调度自动化的重要因素，事关系统运行与管理的高效性，对整个系统的规范化管理作用突出，发挥对电网调度自动化系统服务的巨大支撑性功能，这也是强化系统运行稳定性的关键。在新的发展阶段，电网调动的自动化系统各个部门之间需要更加高效的配合与协作，这也是提升整体运行效率的重要手段。除此之外，只有具备更加合理与可靠的统计分析，电网调度自动化系统产生的数据信息才能够得到准确、高效的处理，强化数据分析处理能力的增强，促使电网调度自动化系统拥有更加科学的运行模式。 1.3电网调度自动化系统技术方案不断完善，维护系统运行的高效性与稳定性 用户用电质量的提升与电网调度自动化系统运行可靠性息息相关。为此，要构建完善的系统技术方案，对服务功能进行不断健全，有效降低事故发生几率。具体讲，可以定期组织事故模拟培训，对电网运行稳定性进行有效分析，促使电网自动化系统技术人员能够掌握更多影响因素，形成针对性应对方案，有效提升系统运行效率。另外，要在先进信息技术的支持下构建高水平的数据网络，强化自动化系统运行能力的增强。具体讲，要制定网络总体技术方案，保证满足自动化系统安全运行的要求。另外，随着电网调度自动化从业人员服务观念的强化，积极融入创新思维，电网调度自动化系统技术方案得到全面而高效的综合评估，强化细节问题的应对，维护系统运行的高效性。 2新时期电网调度自动化系统发展方向与趋势 2.1电网调度自动化系统的数字化能力显著增强，强化自动化服务水平的全面提升 电网调度自动化系统之所以能够提供较高的服务项目，与电网数字化发展具有不可分割的关系，尤其是大规模数据信息量化与交互，在数字化模式的支持下，得到更加灵活的呈现。在电网自动化系统数字信息的影响下，系统运行稳定性得以增强，电网整个运行效率显著提升。数据信息的及时处理与高效应用能够满足电网稳定运行的工作方式，与电力市场发展要求相契合。另外，信息技术促使多元化的信息技术与电力行业相融合，电网调度自动化具备了坚实的技术保障，各个环节具备了更加强大的数据处理能力。 2.2电网调度自动化系统智能化水平不断提升，强化系统全面监控与管理 在信息技术的影响下，电网调度技术具备了更加强大的应用效果。在数据集成化操作下，电网调度技术更具智能化特征，电网调度自动化系统中的数据得到更加合理深入与合理的分析处理，实现对整个系统更加有力的监督与管控，维护系统运行的高效性与稳定性，加快电力计划的实现。在智能化电网调度技术的应用下，能够将预警模块应用其中，保证故障能够在最短时间内得到有效处理，构建完善的智能化电网调度自动化系统。另外，在电网调度自动化系统中应用高品质的软件，有效扩大可视化界面的应用，强化系统运行管理水平的全面提升。 2.3电网调度自动化更显市场特征，促进行业长远、持久性的发展 对于电力行业的改革，突出的特征就是电网自动化与市场发展的融合，市场特征更加显著。在改革进程中，问题仍然存在，如电网传输规模较大，潜在的安全隐患较多等。为此，要对未来市场电网调度自动化系统的发展特征进行深入分析，促使其能够融入市场，与市场发展保持一致性，维护电力行业长远、健康发展。 结束语 综上，立足新的发展阶段，电力行业整体稳定性十分关键，而电网调度自动化系统运行情况称为影响行业发展的关键。为此，为了强化电网调度自动化系统的管控功能，降低事故发生率，要重视对其发展趋势的深入分析，准确掌握发展方向，在扩大行业生产效益的同时，为整个社会提供更加高效的电力服务。 参考文献： [1]刘婧.论调度自动化系统及数据网络的安全防护[J].黑龙江科技信息，2016（23）：14. [2]陈悦颖.澳门电网新一代调度自动化技术支持系统总体方案研究[D].华南理工大学，2015. [3]罗彬萍.电网智能调度自动化系统研究现状及发展趋势[J].中国高新技术企业，2013（11）：130-131.
调度自动化系统课程设计
大学网络教育学院 专科生（业余）课程设计 题目调度自动化系统体系结构设计办学学院大学电气信息学院 教学部纺织服装职业技术学院 专业电气工程及其自动化 年级08级春 指导教师 学生 学号
调度自动化系统体系结构设计 摘要 电力系统的调度运行方式分为国调，区调，中调，地调，县调五种，其中县调是各地方根据需要成立县级调度控制机构，主要进行管理配电网络和分配负荷，控制负荷工作。县级电网调度自动化系统是指利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术、厂站RTU相结合，将电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机融合在一起。作为最基层的地方型电网，随着电子计算机在电力系统中的广泛应用及应用网络技术，数据库技术和多媒体技术的迅速发展，建立一个崭新的县级电网调度自动化系统已经是势在必行。 本次县级调度自动化系统的机构功能设计主要针对实际工作，结合县级调度自动化系统的基本功能、硬软件结构、技术指标进行，以达到对县级调度自动化系统结构的一个感性认识，提高今后在实际工作中的应用能力。 关键词：调度自动化体系结构设计
目录 前言 (4) 第一章设计依据 (5) 第二章设计目标 (6) 第三章设计原则 (7) 第四章设计容 (8) 4.1 电网结构 (8) 4.2 调度自动化系统功能 (8) 4.3 基准厂站布置 (10) 4.4 基准厂站的主接线设计 (11) 4.5 信息的组织原则 (11) 4.6 基准站信息的组织和信息量 (13) 4.7调度中心主站计算机系统结构 (17) 4.8调度自动化系统的技术指标 (19) 参考文献： (24) 附图： 附图1：毕业设计基准A变电站主接线图 (25) 附图2：毕业设计基准B变电站端面图 (25)
调度自动化主站系统方案
一、自动化主站（220 题） （一）判断题（121 题） 1. ASCII 码是美国标准信息交换码，是目前最普遍使用的字符编码。ASCII 码有7 位码和8 位码两种形式。（√） 2. 为提高数据传输可靠性，通过计算机通信传输的数据应带有数据有效/无效等质量标志。（√） 3. DL/T63 4.5101-2002 是国内等同采用的国际电工委员会TC—57 技术委员会制定的基本远动任务的配套标准。（√） 4. DL/T719-2000 是电力系统中传输电能脉冲计数量的配套标准。（√） 5. DL/T634.5104-2002 是国内等同采用的国际电工委员会TC—57 技术委员会制定的采用标准传输协议子集的 DL/T634.5101-2002 网络访问标准。（√） 6. 按照有关设计规程要求，电网调度自动化主站系统的计算机中央处理器平均负荷率在电网正常运行时任意30min 内宜小于40%，在电网事故情况下10s 内宜小于60%。（√） 7. RTU 与调度端的通讯必须采用同步通讯模式。（×） 8. 判断系统发生预想事故后电压是否越限和线路是否过负荷的分析称为动态安全分析。（×） 9. 判断系统发生预想事故后系统是否失去稳定的分析称之为静态安全分析。（×） 10. 电力系统运行管理的目的就是使其正常运行，为用户提供电能。（×） 11. 电力系统运行的可靠性及其电能的质量与电力系统的自动化水平没有联系。（×） 12. 潮流计算是以导纳矩阵为计算基础的。（√） 13. 问答式规约适用于网络拓扑为点对点，多点对多点，多点共线，多点环形或多点星型的远动通信系统。（√） 14. 问答式规约既可采用全双工通道，也可采用半双工通道。（√） 15. PDR 具有记录电力系统事故前后量测数据和状态数据的功能。（√） 16. 时间分辨率是事件顺序记录的一项重要指标（√） 17. 为了提高传输的可靠性，对传输信息要进行抗干扰编码（√） 18. 远动终端应可靠接地、有抗电磁干扰的能力、信号输入应有可靠的电气隔离（√） 19. 数据通信和数字通信是没有区别的（×） 20. SOE 中记录的时间是信息发送到SCADA 系统的时间。（×） 21. OMS 功能包含信息发布和查询、数据的采集、数据的处理、生产（管理）流程的控制、各专业的专业管理等。（√） 22. 网络拓扑是调度自动化系统应用功能中的最基本功能。它根据遥信信息确定地区电网的电气连接状态，并将网络的物理模型转换为数学模型。（√） 23. AGC 的控制目标是使由于负荷变动而产生的区域控制偏差ACE 不断减小直至为零。（√） 24. 调度端所配置的计算机系统应可靠接地，接地电阻应小于0.5 欧姆。（√） 25. 串行通信中，有两种基本的通信方式：异步通信和同步通信。（√） 26. 在电力系统状态估计中，最常用的方法是最小二乘估计法。（√） 27. 负荷预测可分为系统负荷预测和母线负荷预测。（√） 28. 运用状态估计必须保证系统内部是可观测的，系统的量测要有一定的冗余度。在缺少量测的情况下作出的状态估计是不可用的。（√） 29. 电压监测点是指作为监测电力系统电压值和考核电压质量的节点。电压中枢点是指电力系统重要的电压支撑点。（√） 30. 为了保证可靠地传输远动数据，DL/T634.5104-2002 规定传输层使用的是TCP 协议，因此其对应的端口号是2404 端口。（√） 31. LAN 代表局域网；WAN 代表广域网；SCADA 代表数据采集与监视控制；AGC 代表自动发电控制；EMS 代表能量管理系统； GPS 代表全球定位系统。（√） 32. DTS 不能较逼真地模拟电网正常和紧急情况下的静态和动态过程。（×） 33. DTS 作为EMS 的有机组成部分，与SCADA 系统相连，以方便地使用电网实时数据和历史数据， 不能作为独立系统存在。（×） 34. 调度员培训模拟系统（DTS）由（教员控制模块）、（电力系统仿真模块）、（控制中心仿真模块）三个功能模块组成，其核心模块是（电力系统仿真模块）。（√）