调度自动化主站系统
简述电力系统调度自动化系统的组成。
电力系统调度自动化系统是指用于对电网进行实时监视、运行控制和故障处理的一套系统。
它主要由以下几部分组成：1. 电网数据采集系统电网数据采集系统是整个调度自动化系统的底层基础，它负责采集和传输电网的各类数据。
这些数据包括电网的电压、电流、功率、频率等实时状态信息，以及设备的运行参数、故障信息等。
数据采集系统通常由远程终端单元（RTU）和传输网络组成，RTU负责在现场对数据进行采集和处理，而传输网络则负责将采集到的数据传输到上级系统中进行处理。
2. 调度自动化主站系统调度自动化主站系统是电力系统调度自动化系统的核心部分，它负责对采集到的实时数据进行监视、分析和决策。
主站系统通常由计算机、数据库、通信设备等组成，它可以对整个电网的运行状态进行实时监视，并可以根据需要进行相应的控制操作。
主站系统还可以通过与其他辅助系统的接口，进行故障处理、预测分析、计划调度等工作。
3. 运行控制与保护系统运行控制与保护系统是调度自动化系统的另一个重要组成部分，它主要负责对电网的运行状态进行实时控制和保护。
运行控制系统可以根据电网的实时数据，进行自动化的设备控制操作，调整电网的运行状态，保证电网的安全稳定运行。
保护系统负责在电网发生故障时，对故障进行快速的检测和隔离，保证电网的安全运行。
4. 调度自动化辅助系统除了上述几个主要组成部分外，调度自动化系统还包括一些辅助系统，用于实现一些特定的功能。
这些辅助系统包括电网模拟仿真系统、故障录波分析系统、远程通信系统等。
这些系统可以为电力系统的调度运行提供支持，提高系统运行效率和可靠性。
电力系统调度自动化系统是一个复杂的系统工程，它包括了多个不同的组成部分，这些部分相互协作，共同完成对电力系统的实时监视、运行控制和故障处理等工作。
这些系统的良好运行，对于保障电力系统的安全运行和提高电网运行效率具有重要意义。
电力系统调度自动化系统的组成是电力系统运行中不可或缺的重要部分，我们继续深入了解这些组成部分，以及它们如何共同发挥作用，保障电力系统的安全、稳定运行。
调度主站系统的硬件架构
调度主站系统的硬件架构摘要本文结合调度主站系统，分析了在配电自动化主站中的核心地位，讨论了调度计算机系统的典型配置，详细阐述了各类设备的主要功能及要求。
关键词电力系统；配电自动化主站；硬件构成0 引言配电管理自动化主站计算机系统是配电自动化系统的一个子系统，它完成信息处理和加工任务，是整个配电自动化的核心。
调度计算机系统主要由计算机硬件、网络、各类软件和通信设备组成。
配电自动化主站系统的核心是计算机系统。
1 调度计算机系统的配置目前的配电自动化主站系统的普遍采用分布式的计算机网络。
分布式系统是把系统的各项功能分散到多台计算机中去，各台计算机之间用局域网相连并通过局域网高速交换数据。
人机联系处理机以工作站方式接在局域网上。
目前调度自动化系统普遍采用的模式是单机单网典型配置和双机双网典型配置。
单机单网系统当一台设备出现故障时，调度主站的运行被迫中断，因此可靠性不高。
该模式的主站往往用在对可靠性要求不高的系统中，或管理的系统规模较小。
一般重要的配电网，因调度主站系统实现对电力系统的监视控制，而配电网对可靠性要求很高，要求配电调度主站，运行要求为7×24小时运行模式，系统一旦启动，要求长期稳定运行，当电力系统出现故障或异常，主站系统应在尽可能短的时间内将异常信息报告给调度员或系统维护人员。
分布式系统采用标准的接口和介质，把整个系统按功能分解分布在网络的各个节点上，提高了系统整体性能，降低了对单机的性能要求，提高了系统的安全性和可靠性，且系统的可扩充性增强。
调度主站设备分为3类：计算机设备、网络设备、通信设备，其它还包括调度显示屏幕、UPS 电源、调度电话交换机等。
计算机网络中的工作站分为三类：前置工作站、服务器、Web服务器、工作站。
工作站包括：调度员工作站、维护工作站，转发工作站等，为人机联系设备。
网络设备主要指调度交换机。
通信设备包括传输设备和接入设备。
2 各类设备的功能2.1 人机联系设备配电网管理采用配电调度自动化系统后，要求调度人员利用这一系统全面、深入和及时地掌握配电网的运行状况，做出正确的决策和发出各种控制命令，以保证配电系统的安全、经济运行。
浅谈电力调度自动化主站系统改造
Ｌｓｕ， ｈ ｊ ｎ ｒｖｎ ｅ ｔｉ ｐ ｐ ｒ ｘｏ ｎ ｓｔｅｐ ｒｏｅａ ｄｎ ｃ ｓｉ ｆｐｗｅ ｉ ａｃ ｕｏ ｔ ｎｓｓ ｍ ｅｏｍ． ｉ ｉＺ ｅｉ ｇｐｏｉｃ，ｈｓ ａ ｅ ｐ ｕ ｄ ｕｐ ｓ ｎ ｅ ｅｓｙｏ ｏ ｒｄｓｔ ｈａ ｔｍａｉ ｙｔ ｒｆｒ ｈ ａ ｅ ｈ ｔ ｐ ｏ ｅ 关键 词 ： 主站 ； 改造 ； 因； 原 必要 性
Ｋｅ ｒ ｓ ｙ ｗｏ ｄ ：ｍａ ｔｒｓａｉｎ；ｒｎ ｆｒ ｔｏ ｒａ ｏ ； ｅ ｅ ｓｔ ｓｅ ｔｔ ｏ ｔａ ｓｏｍａｉｎ；ｅ ｓｎｓ ｎ ｃ ｓｉｙ
中图分类号 ：Ｐ ７ Ｔ ２
文献标识码 ： Ａ
文章编 号：０ ６ ４ １ （０ ０）７ ０ ２ 一 １０ — ３ １２ １ ２ — ２ ８ 叭
・２ ２ ８・
价值 工程
浅 谈 电力调 度 自动化 主 站 系统 改造
Ｄｉｃ ｓｏ ｏｎ Ｐｏｗｅ ｓ ｔ ｈｉ ｓ ｕｓ ｉ ｎ ｒＤｉｐａ ｃ ｎｇ Ａｕｔ ｍ ａ ｉ ｎ ｏ ｔｏ Ｓｙｓｅ Ｒｅ ｏｒ ｔ ｍ ｆ ｍ
陈 俊 Ｃ ｅ ｕ ｈ ｎＪ ｎ
（ 浙江 省丽 水遂 昌电力局 ， 昌 ３ ３ ０ ） 遂 ２ ３ ０ （ ｕｃ ａ ｇＰ ｗ ｒＢ ｒａ ， ｉ ｕ ，ｈ ｊ ｎ ｒｖｎ ｅ Ｓ ｉｈ ｎ ２ ３ ０ Ｃ ｉａ Ｓ ｉｈ ｎ ｏ ｅ ｕｅ ｕ Ｌｓ ｉＺ ｅｉ ｇＰ ｏｉｃ ，ｕｅａ ｇ３ ３ ０ ， ｈｎ ） ｈ ａ
４ 改造 的 结 果 电 力调 度 自动 化 系 统 是 指 直 接 为 电 网 运 行 服 务 的数 据 采 集 与 现在， Ｎ ０ ０系统 已经运行将近一年 ，在这一年的时间里， Ｏ ２０ 该 监 控 系统 ， 括 在 此 系 统 运 行 的应 用 软 件 。 它基 于 计 算 机 、 信 、 包 通 及 系统运行安全 ， 稳定 ， 没有出现任何故 障， 运行情 况基本 良好。 改造 完 成 ， 系统 采 用 是 Ｃｉ ｔ ｅｖｒ 从 分 布 式 体 系 结 构 ， 该 ｌｎ／ ｒｅ 主 ｅ Ｓ 系 控 制技 术 ， 线 为各 级 电力调 度 机 构 生 产 运 行 人 员提 供 电 力 系统 运 在 行信息、 分析决策工具和 控制手段 。本文 以浙江丽水遂 昌电力局 电 统 遵循 一体 化设 计 思 想 ，在 统 一 的 实 时 信 息 服 务 平 台 的 基 础 上 ， 可 力调 度 自动 化 主 站 系 统 的 实际 改造 为例 ， 阐 述 加 快 自动 化 建 设 进 灵 活 扩 展 、 集成 和 整 合 Ｓ Ａ Ａ Ｐ Ｓ Ｄ Ｃ Ｄ 、 Ａ 、 ＭＳ于 一 体 的 能 力 ， 种 应 用 各 程 ， 高 调 度 自动 化 系 统 运 行 应 用 水 平 ， 现 有 的调 度 自动 化 系 统 功 能 的 实 现 和 使 用 具 备 统 一 的数 据 库 模 型 、 机 交换 界 面 ， 效 的 提 对 人 有 进 行 改 造 的 要 性。 保 证 了 系统 的 实时 性 、 定 性 和 可 靠 性 。 稳 １ 原调 度 自动 化 系统 简 介 系统 除具备常规 的 Ｓ Ａ Ａ功能， 数据采集功能、 Ｃ Ｄ 即： 控制、 计算 、 遂 昌 电力 局 调 度 自动 化 系 统 目前 接 入 厂 站 １ ８个 ，其 中 １０ Ｖ 事 件记 录及 处理 、 机 界 面 、 １ｋ 人 报警 处理 、 势 记 录 、 扑着 色 、 史 数 趋 拓 历 及 以上 厂 站 ４个 ， 规 Ｒ Ｕ 厂站 ２个 ， 合 自动 化 变 电所 １ 。集 据 管理 、 表打 印 、 常 Ｔ 综 ２个 报 数据 转发 、 拟 屏控 制 、 模 系统 时钟 等 功 能外 ， 还具 控站与调度 所合用一个系统。 主站 系统与 １９ ９ ６年开始建设 ， 采用上 备 一 些 面 向 电网 分析 和 控 制 的 高 级 应 用 功 能 （ Ａ ， ： Ｐ Ｓ）如 网络 建 模 、 海 申 贝 的 ＷＩ Ｙ Ｄ 系统 ，并 通 过 实 用 化 验 收 ，０ ２年 升 级 为 Ｙ Ｄ 状 态估 计 、 度 员潮 流 、 ＮＪ ２０ Ｊ一 调 负荷 预报 等 。 系统 功 能 强 ， 用 方便 灵活 ， 该 使 ２０ ０ ０系统 。 采 用 双服 务 双 数 采 冗余 结构 。 画面清晰度高 ， 实时性强 ， 测准确 ， 遥 遥信变位及事件记录反应正确 ２ 调 度 自动 化 系 统 的 改造 原 因 及 时， 能够 全面 反 映 电 网 的运 行 情 况 ， 为调 度 员做 好 安 全 、 经济 的调 我 局 电 网调 度 自动 化 系 统 与 ２０ ０ ２年 ８月 升 级 ， 今 已近 九 年 。 度 提 供 了可 靠 的 依 据 。 至 随 着 无 人 值 班 变 电所 的 深 入 发 展 ， 度 自动 化 系统 日益 重 要 ， 功 调 其 ５ 系 统 发展 的方 向 能 需 求 日益增 加 ，建 立 在其 基础 上 的 高级 应 用 软 件 的开 始 应 用 ， 主 当前 电力 调 度 自动 化主 站 系统 发 展 迅 速 ， 求 和 应 用模 式 也 有 需 站 系统 日渐 暴 露 出其 存 在 的 不 足和 缺 陷 ， 已无 法 满 足 电网 发展 的 要 了很大 的转变 ， 中体现在 以下方面 ： 集 ①规模 日益增 大。 随着变 电站 求 和 应 用 需 求。 为 了加 快 遂 昌 电 力局 自动 化 建 设 的进 程 ， 高调 度 数 字综 合 自动 化 的 发 展和 无人 值 班 的推 广 。 度 自动 化 主 站 系 统 无 提 调 自动 化 系统 运 行 应 用 水 平 ， 一 步 满 足 电网调 度 运 行 管 理 ， 电站 论 接入 的信 息 量 、 入 的范 围 、 入 的信 息种 类都 比 以往 大大 增 加 ， 进 变 接 接 无 人 值 班 及 集 控 站监 控 需 要 ， 高企 业 的 现 代 化 管 理 水 平 ， 现 有 这 就 对 系统 软 件 提 出 了 更 高 的要 求 ， 其 是 系统 的开 放性 、 定 性 、 提 把 尤 稳 的调 度 自动 化 系统 改 造成 符 合 电 网发 展 的 、 效 的 、 全 可 靠 的 系 可靠性 以及系统的高可用性等 方面。②应用 日益复杂。随着 电力调 高 安 统 已刻 不容 缓 。 度 自动 化 系统 实 用 化 的推 进 ， 度 自动 化 主 站 系 统 应 用 需 求 日益 实 调 ３ 调度 自动化 ＯＮ ０ ０系统的建设进程 ２０ 用化、 日益复杂化 ， 也 包括 了对数据源要求 的多样化 、 与兄 弟系统互 该 项 目于 ２ ０ ０ ７年 立 项 ，０ ８ ４月 完 成 了 自动 化 改 造 的技 术 连 的复杂化。③交互 日益增 强。调度 自动化系统及相关系统等信息 ２０ 年 方 案 ， 市 局 审 核 后 重 新 完 成 了修 订 ，０ ８年 ８月 进 行 了调 度 自动 交 互 的需 求 将 大 大增 强 ，并 且 随 着 各 个 子 系统 功 能 的扩 展 增 加 ， 经 ２０ 各 化 主 站 系 统 项 目招 标 工 作 ，最 终 选 择 了 国 电南 瑞 科 技 股 份 公 司 的 个 子 系 统 间 的 信 息耦 合 也 越 来 越 紧 密 ， 系统 问 的信 息交 换 和 共 享 子 Ｏ ２０ Ｎ ００电 网调 度 自动 化 主 站 系统 ，并 于 ２ ０ ０ ８年 ｌ 签订 了 商务 日益 增 强 。 ０月 和 技 术合 同。 ６ 结束 语 ２０ ０ ８年 １ ２月 ２ 日， 厂 家检 验 人 员 对调 度 自动 化 系统 进 行 了 ６ 电力 调 度 自动 化 主 站 系 统 作 为 电 力 系 统 安 全 稳 定 运 行 的 支 柱 出厂验 收， 保证 了系统 的质量。２ ０ ０ ９年 １ ５月 ， Ｎ ０ ０系统 开始 之一 ， 电网运行中越未越发挥 出更重要的作 用。随着 变电站数字 月 Ｏ ２０ 在 进 行 安 装调 试 工 作 。 到 ３月 ２ ８目 ， 已经 把 原 系统 的 １ 厂站 的遥 综合化的发展和无人值班 的推广 ， 为调度 “ ８个 作 眼晴” 的调度 自动化主 将 稳 经 测、 遥信信 号正确接收 ， 有关的画面 、 报表、 曲线、 关口总加等全部制 站 系统 ， 为 电 网的 安 全 、 定 、 济 运 行 履 行 更 多 的责 任 。 这 就 要 作完毕 ， 期间， 配合新建 ３ｋ ５ Ｖ金竹变投运前 的准备工作 ， 进行 了实地 求 我 们 保 持 与 技 术 发 展 同 步 ， 阔 眼 界 、 跃 思 维 ， 电 网调 度 出 开 活 从 大 共 遥控 试 验 ， 取得 了满 意 的效 果。 ０ ９ ４月 ， ２０ 年 进行 了系统 测 试和 遥 测 、 发 ， 力 发 展 与 各 专 业 的 交 流 和 学 习 ， 同提 高 电 网调 度 自动 化 �
电力系统调度规程 调度自动化设备管理
电力系统调度规程调度自动化设备管理第1条调度自动化主站系统包括：1.数据采集与监控（SCADA）系统/能量管理系统（EMS）。
2.电力调度数据网络及安全防护设备。
3.电能量计量系统。
4.电力市场运营系统。
5.电力系统实时动态监测系统。
6.调度生产管理信息系统。
7.配电自动化系统。
8.主站系统相关辅助系统（GPS卫星时钟、机房值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）等。
第2条调度自动化子站设备包括：1.远动终端设备（RTU）。
2.远动通信工作站。
3.变送器、交流采样测控单元及相应的二次测量回路。
4.电能量远方终端。
5.电力调度数据网络接入设备和安全防护设备。
6.相量测量装置（PMU）。
7.专用的GPS卫星授时装置。
8.远动通道专用测试仪及通道防雷保护器。
9.子站自动化设备供电的专用电源设备。
10.自动发电控制（AGC）/自动电压控制（AVC）执行装置和遥调接□o11.关口电能计量表计的相关接口。
12.与其他系统连接的相关接口设备与电缆等。
第3条设备管理主要包括设备的维护、检验、检修、技术改造和备品备件管理等,应按照《电网调度自动化系统运行管理规程》的要求执行。
1.设备的维护按属地化管理，由设备维护单位按照相关设备的管理规定，负责设备的检查、缺陷管理、事故处理、运行分析和统计等工作。
2.设备检验管理(1)设备投运前必须通过检验，运行中的设备应进行定期检验。
(2)调度自动化信息采集有关的变送器、交流采样测控装置、电能计量装置等必须严格执行《电工测量变送器运行管理规程》、《交流采样远动终端校准规范》和《电能计量装置技术管理规程》等有关规程进行检验。
(3)与一次运行设备相关的自动化设备的检验，应尽可能结合一次设备的检修同时进行。
(4)设备检验结果要及时记录，写出检验报告，并报相关的自动化运行管理部门备案。
3.设备检修管理(1)设备检修分计划检修、临时检修和故障检修。
(2)计划检修是指设备的更改、软硬件升级、大修等工作。
调度自动化主站(精)课件
系统硬件架构
01
02
03
服务器与存储设备
提供数据存储和计算服务 ，支持大规模实时数据处 理和存储。
输入输出设备
包括各类监控终端、打印 机、扫描仪等，实现人机 交互和数据输出。
网络设备
包括路由器、交换机等， 实现系统内部及与其他系 统的网络通信。
系统软件架构
操作系统
提供基础的系统服务和管理功能，如进程管理 、内存管理、文件系统等。
自动发电控制（ AGC）
负荷管理
网络分析
பைடு நூலகம்
调度自动化主站是电力系 统调度自动化的核心组成 部分，主要负责对电网运 行状态进行实时监控、分 析和控制。
实时采集电网运行数据， 监视电网运行状态，及时 发现异常。
根据电网运行状态和负荷 需求，自动调整发电机组 的出力，维持电网频率和 电压稳定。
根据电网负荷需求，对用 户进行负荷控制或需求响 应管理。
图形化界面技术
人机界面设计
提供直观、易用的图形化界面，方便调度员进行监视 、控制和操作。
动态展示
实时更新图形界面，反映电网运行状态和设备状态的 变化。
可视化分析
通过图形化界面进行可视化分析，帮助调度员快速发 现和解决问题。
数据库管理技术
数据模型设计
建立合理的数据模型，对调度自动化主站系 统中的数据进行有效组织和管理。
实施过程
效果评估
项目分阶段进行，确保数据迁移和系统整 合的顺利进行。
新系统投运后，提高了电力调度效率，降 低了运行成本，为地区经济发展提供了有 力支撑。
05
调度自动化主站的未来发展趋 势与挑战
调度自动化主站的未来发展趋势
1 2
调度自动化主站系统方案
调度自动化主站系统方案【方案一】调度自动化主站系统方案一、概述调度自动化主站系统是指利用计算机技术和现代通信手段实现对能源、交通、通信等领域的调度管理和监控的系统。
本方案旨在建立一个高效、可靠、灵活的调度自动化主站系统，以提升调度管理的效率和准确性。
二、系统组成1. 前端终端设备：包括调度员工作站和相关监控设备，用于接收和发送调度信息。
2. 通信网络：建立安全可靠的通信网络，实现调度信息的传输和交换。
3. 后台服务器：负责接收、处理和存储调度信息。
4. 数据库：存储各类调度数据，提供数据查询和分析功能。
5. 调度算法：采用智能调度算法，实现对调度任务的优化和智能分配。
三、系统功能1. 实时监控：通过前端终端设备，调度员可以实时监控各个调度节点的状态和运行情况，实时获取各种数据指标。
2. 调度指令下达：调度员可以通过系统下达调度指令，并将指令及时传输给相关设备，实现远程控制。
3. 数据分析与决策支持：系统能够对历史数据进行分析，提供决策支持和预测功能，为调度员提供参考意见。
4. 告警与故障处理：系统能够实时监测设备状态，一旦发生故障或异常情况，及时告警并提供相应的故障处理方案。
5. 数据安全和权限管理：系统采用多层次的数据安全措施，确保调度数据的安全性和完整性；同时实现权限管理，保障信息的访问和操作权限。
四、系统特点1. 高可靠性：采用双机热备份、冗余存储等技术手段，确保系统的高可靠性和稳定性。
2. 高效性：通过智能调度算法和分布式处理，系统能够高效地处理大量的调度任务和数据。
3. 灵活性：系统具备良好的扩展性和适应性，可以根据需求灵活进行定制和升级。
4. 开放性：系统采用开放标准和接口，方便与其他系统的集成和对接。
5. 可视化界面：系统界面简洁直观，操作友好，提升用户体验和工作效率。
五、实施步骤1. 需求分析：充分理解调度管理的需求，明确系统功能和性能要求。
2. 系统设计：基于需求分析，设计系统的硬件架构、软件模块和通信网络。
调度自动化主站系统的安全防护
当前 ，调度 自动化 主站系统已由十几年前单纯的能量管理系统 （Ｍ Ｅ Ｓ系统 ） 逐渐增加了高级应用系统（ Ａ Ｐ ｓ系统 ）电量管理系统（ ＭＲ 、 Ｔ 系统）调度管理系统（ Ｍ 、 Ｏ Ｓ系统）综合数据平 台系统、 、 机房监控系统和 调度数据 网系统（Ｐ Ｎ Ｔ系统） 这些系统的核心技术是建立在计算 ｓｒ Ｅ ｒ 等。 机技术和通讯技术 的基础之上 ， 并通过网络技术与局域 网（ Ｓ、 ＭＩ）互联 网（ ｔ ｔ Ｉｅ ） ， ｎ ｍｅ 相连 它们在为调度的 安全、 经济运行和管理提供很大帮助 的同时 ，而网络的自由性和不安全 陆则会给这些系统造成越来越严重 的隐患 ， 并且有可能对调度业务造成极大的破坏。 例如，０ ０年 １ 月 １ ２０ ０ ３日二滩电厂由于控制系统死机造成机组甩 负荷 ８ ０ Ｗ， ９ Ｍ 导致川渝电网发生大范围的停电事故。 事故分析认为 ， 控 制系统网络与办公 自动化系统网络的直接互联是其 中的不安全因素之 另据中新网报道， ２ ０ 在 ０ ３年的 ８ ４美加大停电中， ： １ 蠕虫病毒阻碍了 加拿大安大略省从停电事故 中恢复正常供 电的进程。随着公 网上黑客 和病毒的日益盛行 ， 国内电力信息系统中也 已经发现黑客活动的踪迹。 ２０ ０ ２年 １ ， ０月 国家经济贸易委员会颁布了第 ３ ０号令《 电网和电 厂计算机监控系统及调度数据 网 络安全防护的规定》在国家法律的 ， 基 图 １ 础上明确了电力调度信息系统安全的重要性， 并做出了相关规定。 ０ ４ ２０ 年１ ２ ２月 ０日， 国家电力监管委员会发布了《 电力二次系统安全防护规 ２ 安全区 Ｉ 非控制生产区。安全区 Ｉ中的业务系统或功能模块 ． ２ Ｉ ： Ｉ 定》电监会 ５ （ 号令）提出了“ ， 安全分区、 网络专用 、 向隔离、 横 纵向认证” 的典型特征为 ： 所实现的功能为电力生产的必要环节， 但不具备控制功 的安全防护原则。 为保障电网安全 、 、 稳定 经济运行， 抵御黑客 、 病毒、 能 ， 恶 使用调度数据网络 ， 在线运行 ， 与安全区 Ｉ 中的系统或功能模块联系 意代码 ，特别是集团式攻击等通过各种形式对 电力二次系统的攻击侵 紧密。 安全区 Ｉ的系统包括电能量计量系统， Ｉ 其面向的主要使用者为调 小时级， 其外部通信边界为电力拨 害， 防范由此引发的电力事故。 全国电力二次系统安全防护专家组编写 度员。该区数据的实时陛是分钟级 、
电力行业防止电力自动化系统、电力监控系统网络安全、电力通信网及信息系统事故的重点要求
电力行业防止电力自动化系统、电力监控系统网络安全、电力通信网及信息系统事故的重点要求1 防止电力自动化系统事故1.1 调度自动化主站系统和110kV及以上电压等级的厂站的主要设备（数据采集与交换服务器、监视控制服务器、历史数据库服务器、分析决策服务器、磁盘阵列、远动装置、电能量终端等）应采用冗余配置，互为热备，服务器的存储容量和中央处理器负载应满足相关规定要求。
备用调度控制系统及其通信通道应独立配置，宜实现全业务备用。
1.2 主网500kV（330kV）及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场、光伏电站均应部署相量测量装置（PMU）。
其测量信息应能满足调度机构需求，并提供给厂站进行就地分析。
相量测量装置与主站之间应采用调度数据网络进行信息交互。
新能源发电汇集站、直流换流站及近区厂站的相量测量装置应具备连续录波和次/超同步振荡监测功能。
1.3 调度自动化主站系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源（UPS）供电，不应与信息系统、通信系统合用电源，不间断电源涉及的各级低压开关过流保护定值整定应合理。
采用模块化的UPS，应避免并联等效电阻过低，引起直流绝缘监测装置监测误告警。
UPS单机负载率应不高于40%。
外供交流电消失后UPS 电池满载供电时间应不小于2h。
交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。
发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源或站内直流电源供电。
具备双电源模块的装置或计算机，两个电源模块应由不同电源供电。
相关设备应加装防雷(强)电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应可靠接地。
1.4 厂站内的远动装置、相量测量装置、电能量终端、时间同步装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器及安全防护设备等自动化设备(子站)必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。
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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/T634.5101-2002 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）。
（√）35. DTS 和实时系统通过硬件防火墙进行隔离。
（√）36. 调度员培训仿真系统提供对调度员进行正常操作、事故处理及系统恢复的训练。
（√）37. 电能量计量系统数据传输要求是实时的。
（×）38. 电能量计量系统的电能量数据是带时标存储和传输的。
（√）39. 为了电能量计量系统的实用性，电能量原始数据和处理参数可以修改。
（×）40. 电能量计量系统与厂站终端通信可采用数据网络、电话拨号、专线通道等通信方式。
（√）41. 电能量计量系统数据采集应具有周期召唤和随机召唤方式。
（√）42. 电能量采集终端应具备与电能表对时功能。
（√）43. 电能表应具备与采集终端对时功能。
（√）44. 电能量采集终端应具备与电能量主站系统对时功能。
（√）45. 电能量主站系统应具备与采集终端对时功能。
（√）46. 电能量计量系统从电能表中采集的数据是一次电量数据。
（×）47. 电能量计量系统数据库应采用大型商用关系数据库。
（√）48. 电能量计量系统中数据库备份一般可采用数据库完全备份和数据库增量备份两种方式。
（√）49. 电能量计量系统中数据库备份的介质可采用大容量磁盘、磁带或光盘。
（√）50. 电能量的分时数据可以由电能量采集终端中计算得到。
（×）51. 电能量计量系统应具有旁路替代的功能，根据替代起止时间加入相应时段内的旁路电量值。
（√）52. 电能量计量系统应具有CT 更换的功能，根据更换时间分别计算更换前后的电量值。
（√）53. 电能量计量系统应具备电量追补功能，对每个电量数值可进行电能量数据的追补。
（√）54. 电能量计量系统应具备权限管理功能，对不同用户可设置不同的管理权限，所有数据修改均应有记录。
（√）55. 电能量计量系统设备遇有紧急情况时，可以进行紧急处理和恢复。
但事后应及时向上级调度自动化值班人员联系，说明原因，双方做好记录，并及时上报。
（√）56. 电能量采集终端和专用通道一旦投入运行（含试运行）未经允许不得擅自停用。
（√）57. 电能量计量系统由安装在电厂、变电站的电度表，电能量采集终端，专用电能量采集通道（专用电话通道或数据网络通道）和安装在主站的电能量计量系统等构成。
（√）58. 电能量计量系统中，当主表表计采集数据丢失时，系统使用辅用表计的数据来替代主表丢失的数据；当主表数据和辅表数据均出现丢失或错误时，作为免考核处理。
（×）59. 替代包含电表替代和遥测替代两种，电表替代又分为: 辅表替代和线路对端设备替代。
（√）60. DL/T 645 协议属于IEC 国际标准协议体系。
（√）61. 电能量计量系统可以对采集数据的有效性进行校验，主要包括：限值校验、平滑性校验、主校表校验、EMS 功率积分值校验和线路对端电表校验。
（√）62. 电能量计量系统对时的为：天文钟—主站系统—终端。
（√）63. 电能量计量系统中的电量数据分主本及副本，它们都可被修改。
（×）64. 电能量计量系统中更换了CT/PT 后，系统无须保存历史CT/PT 的参数。
（×）65. 电能量计量系统所采集到的原始数据如果发生错误，有权限的数据管理员需按照规定的数据管理流程对该原始数据进行修改。
（×）66. 电能量计量系统与SCADA 系统之间需采用防火墙进行隔离。
（√）67. 电能量计量系统与调度生产管理系统之间需采用防火墙进行隔离。
（×）68. 电能量计量系统数据库应至少包括原始数据库和应用数据库，其中应用数据库保存的是经过人工审核、修正和确认后的用于结算的正确数据。
（√）69. UNIX 操作系统的文件系统是UFS (即UNIX 文件系统),是一个倒树的目录结构。
( √ )70. 从控制论的角度来看，AGC 过程是一个通过调节发电机出力使由于负荷变化和机组出力波动而产生的联络线交换功率偏差不断减少直到为零的闭环控制过程。
( × )71. 短期负荷预测通常是指24 小时的日负荷预测。
( × )72. OSI 模型中确保端到端数据可靠传输的是传输层的功能。
( √ )73. 基于5 类线缆的吉比特以太网标准是IEEE802.3ae。
（×）74. 恒定联络线交换功率控制FTC (Flat tie-line control)的控制目标是维持联络线交换功率的恒定。
( √ )75. 基本标准是制定和理解配套标准的依据，但配套标准不一定都要引用基本标淮。
（×）76. 在分层系统中，任何中间结点在面向外站方向，它是启动站，在面向控制站方向，它是从动站。
( √ )77. IEC 60870-5-104 规定了DL/T634.5101-2002的应用层与TCP/IP 提供的传输功能的结合。
( √ )78. 增量备份的恢复时间最短。
（×）79. 厂站端的模拟量经远动装置收集后传送到调度中心，通常需要设定“阀值”。
在处理这类模拟量时，只有模拟量超过这个“阀值”时才传送，小于或等于“阀值”就不传送。
（×）80. 全双工通信是通信双方都有发送和接收设备，由于接收和发送同时进行，必须采用四线制供数据传输的，也称为四线全双工。
（×）81. 同步通信相对于异步通信的编码效率较低，线路利用率低，数据传输速率低。
但同步通信方式较适用于低速的终端设备。
（×）82. 部颁101 通讯规约的检错码校验规定为偶校验. ( √ )83. 厂站RTU 的交流采样装置利用傅立叶算法计算有功无功功率时，当采用多路转换开关进行顺序采样时，前后两路之间存在时间差。
该时间差会影响前后两路量的相位关系，造成相位偏差。
采样误差通常来自于该相位偏差。
( √ )84. 磁盘阵列在作成RAID5 方式后出现一个硬盘故障，不影响数据的正常访问，但应尽早更换故障盘。
（√）85. 同样磁盘容量条件下，RAID0 比RAID1 能提供更大的可用空间。
（√）86. 计量点齐全、时钟统一是线损统计准确的前提条件。
（√）87. Sybase12.0 的数据库设备当出现使用空间不足时，能自动扩展设备大小。
（×）88. 服务器双机并行工作方式比双机热备工作方式更能发挥设备的作用。
（√）89. 数据库使用裸设备具有更高的安全性。
（√）90. oracle、sybse、sql server 数据库均支持裸设备。
（×）91. oracle、sybse、sql server 数据库均支持磁带备份。
（√）92. sql server 数据库具有自动优化的功能，安装后几乎不必调整数据库配置而直接使用。