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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。
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。
配电自动化主站系统及应用一、引言配电自动化主站系统是一种集中管理和控制配电设备的系统，通过自动化技术实现对配电网络的监测、操作和管理。
本文将详细介绍配电自动化主站系统的基本原理、功能特点及应用场景。
二、系统架构配电自动化主站系统由以下几个主要组成部份构成：1. 数据采集单元：负责采集配电设备的实时数据，包括电流、电压、功率等参数。
2. 数据传输单元：将采集到的数据传输至主站系统，通常采用网络通信方式，如以太网、无线通信等。
3. 主站服务器：负责接收和处理来自数据传输单元的数据，并进行实时监测、分析和控制操作。
4. 用户界面：提供给用户进行操作和管理的界面，通常采用图形化界面，方便用户查看和控制配电设备。
三、功能特点1. 实时监测：配电自动化主站系统能够实时监测配电设备的运行状态，包括电流、电压、功率等参数，及时发现异常情况。
2. 故障诊断：系统能够根据采集到的数据进行故障诊断，判断故障原因，并提供相应的解决方案。
3. 远程控制：用户可以通过主站系统远程控制配电设备的开关状态，实现对配电网络的远程操作。
4. 数据分析：系统能够对采集到的数据进行分析和统计，生成报表和图表，匡助用户了解配电设备的运行情况。
5. 告警管理：系统能够根据设定的告警规则，对异常情况进行告警，及时通知用户并采取相应的措施。
四、应用场景配电自动化主站系统广泛应用于各种配电场所，包括工业厂房、商业建造、住宅小区等。
以下是几个典型的应用场景：1. 工业厂房：配电自动化主站系统可以实现对工业厂房的配电设备进行集中管理和控制，提高设备的运行效率和可靠性。
2. 商业建造：系统可以监测商业建造的用电情况，实现对配电设备的优化调度，降低用电成本。
3. 住宅小区：系统可以实现对住宅小区的公共配电设备进行远程控制，提供安全可靠的电力供应。
五、总结配电自动化主站系统是一种集中管理和控制配电设备的系统，具有实时监测、故障诊断、远程控制、数据分析和告警管理等功能特点。
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；硬件构成中图分类号tm727 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）48-0068-020 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。
石油工业电网调度自动化系统设计王 佳 刘少龙 江 臻 岳丽娟（中石油西南油气田公司 川中油气矿龙岗 采油气作业区 四川 南充 637676）摘 要： 随着石油工业的发展，电网容量的不断扩大，互联大电网迅速形成。
大机组，互联大电网中超高压远距离输电线的出现，对安全经济和高质量发输电的要求更加严格，从而能实时地对电力系统运行进行自动数据采集与监视控制（SCADA）的调度自动化系统应运而生。
就是基于石油工业电网的实际情况，运用cc-2000电网调度自动化系统进行研究，从而进一步完善电网调度系统。
关键词： 石油工业；电网调度；自动化；cc-2000中图分类号：U665 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）1210045－015）系统时钟：具有统一时钟，内部时钟毫秒输出，整定0 引言值可调。
石油工业电网调度自动化系统是确保电网安全优质和石油6）不间断电源：1台。
经济地发供电提高电网调度运行管理水平的重要手段。
调度自1.4 调度自动化主站系统的硬件配置动化系统由远动子系统、计算机子系统和人机联系子系统组供电网调度主站配置如下图1所示。
成。
调度自动化系统按其功能的不同，划分为数据采集和SCADA和能量管理系统EMS。
电力系统调度是电力系统生产运行的重要部门，负责领导电力系统内发电、输电、变电和配电设备的运行，负责系统内重要的器械作和事故处理[1]。
可以说，电力系统能够安全经济运行，能够连续地向大用户供应符合质量标准的电能，是与各级电力系统调度所的工作密不可分的。
1 系统总体设计通过对电网和对地区供电调度系统的要求，根据实际现状对供电调度自动化系统进行硬件配置选择和设计。
1.1 调度系统设计原则为了满足经济和社会发展的需要，随着用电量的迅速增长，电网不断扩大，结构日益复杂，数据信息大量增加，因此必须对整个电网进行有效的集中的资源管理和网络管理。
因此设计中采用以下原则：实用性、开放性、先进性、可扩充性、可靠性、安全性。
中国南方电网调度自动化系统主站运行规程1 适用范围1.1 本规程适用于中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作。
2 总则2.1 为规范中国南方电网各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，特制定本规程。
2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统（EMS）、电能计量系统（TMR）、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。
各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《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》及国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。
2.4 各级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检验、变更、故障处理、评价、退出等工作必须遵照本规程，制订相应的实施细则并贯彻执行。
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。
各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) “两票三制”制度；d) 设备缺陷制度；e) 故障预案制度；f) 备品备件制度；g) 资料管理制度；h) 仪器、仪表及工具管理制度。
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 监视与维护4.1 运行值班人员按照相关运行值班制度的要求，对主站软、硬件设备的运行进行日常监视。
4.2 各级调度自动化系统主站的日常监视工作至少包括：a) 监视主站系统软、硬件的各项指标，发现问题须及时诊断处理，或通知专责人员跟进，做好记录。
b) 定期核对信息，提高数据的可靠性和准确性。
c) 定期检查系统日志文件、进程和磁盘空间。
d) 对现场工作票的内容、实施条件和安全措施进行审核，办理许可手续。
中华人民共和国电力行业标准电网调度自动化系统运行管理规程DL516—93中华人民共和国电力工业部1993-06-22批准1993-10-01实施1总则1.1电网调度自动化系统(以下简称自动化系统)是确保电网安全、优质、经济地发供电，提高调度运行管理水平的重要手段。
为使自动化系统稳定、可靠地运行，特制定本规程。
各级电业部门均应遵照执行。
1.2自动化系统是由主站和各子站(远动终端)经由数据传输通道构成的整体。
1.3子站的主要设备：a.远动装置(远动终端的主机)；b.远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜；c.远动装置到通信设备接线架端子的专用电缆；d.远动终端输入和输出回路的专用电缆；e.远动终端专用的电源设备及其连接电缆；f.遥控、遥调执行继电器屏、柜；g.远动转接屏等。
1.4主站的主要设备：a.计算机及双机切换部件；b.外存储器(磁盘机、磁带机等)；c.输入输出设备(控制台终端、打印机、程序员终端等)；d.数据传输通道的接口；e.到通信设备配线架端子的专用电缆；f.计算机软件(包括系统软件、支持软件和应用软件等)；g.计算机通信网络设备及其软件；h.调度控制台及用户终端；i.调度模拟屏；j.记录打印和显示设备；k.专用电源等。
1.5实时计算机数据通信网络已投入正式运行的电网，应制定网内专用的“实时计算机数据通信网络运行管理规程”，以保证通信网络的可靠运行。
1.6为保证自动化系统不断增加的应用功能(如自动发电控制、经济调度控制、调度员培训模拟等)的完满实现，各主管机构应及时制定相应的运行管理规程(规定)。
1.7各级调度部门、发电厂、因交通不便而需有常驻远动维修人员的枢纽变电站，或经常有远动维修任务的基地变电站，均应设相应的自动化系统运行管理机构或专职人员。
要按职责定岗，按标准定员。
1.8自动化专业人员应具有中专及以上文化水平，并保持相对稳定。
骨干技术力量调离岗位时，应事先征求上级自动化系统运行管理机构的意见。
延津局调配一体化系统建设方案河南省延津县电业局（453200）赵虹1 引言调配一体化系统是指将调度自动化主站系统与配网自动化主站系统的计算机、通信、电源等硬件设备，以及软件系统合二为一，基于同一软硬件平台实现调度自动化和配网自动化管理功能。
该系统不仅能实现多种功能，而且可以节省设备投资，减少人员配置，对计划升级调度自动化或新增配网自动化系统的供电企业来说是一种很好的选择方案。
2 延津局现状介绍2.1调度自动化现状延津局调度自动化系统采用积成电子的iES—500系统，建于2001年年底，至今已运行8年之久。
随着我县电网规模的迅速扩大，负荷的迅猛攀升，iES—500系统逐渐暴露出容量小、功能不全、准确性及可靠性较差等缺陷，已无法适应电网发展的需要，计划今年对调度自动化系统进行升级改造。
2006年10月调度自动化主站系统新增一套积成电子的电网高级应用软件（PAS系统），现运行正常。
2.2 配网建设现状目前我县城区由城关和北郊2座10kV开关站、僧固和文岩2座35kV变电站的12条10KV 出线供电，共有柱上断路器32台，分段开关15台，重合器若干台，配电变压器130台。
经过农网二期改造，城区开关全部更换成可以与远动通信接口的新型智能开关，实现了环网手拉手供电,形成了很好的配网自动化建设基础。
经过统计，城区用电负荷约占全县用电总负荷的1/3。
随着我县城区用电客户的增多及用电负荷的大幅度增长，城区电网布局日趋复杂化，供电服务范围扩大，电网故障几率增加，使城区配电网的运行维护工作量越来越大，人们迫切希望得到安全、优质、高效、低耗的电能和方便、快捷的全方位优质服务，要实现这个目标，只有依靠科技创新，建设城区配网自动化，提高供电可靠性，才能适应经济发展和人民生活的需要。
3调配一体化系统选择为了保证iES—500调度自动化系统升级时工作量最小，并最大限度地利用已有投资，特别是PAS系统，计划仍然采用积成电子的产品。
电网调度自动化主站系统功能扩展设计摘要：应用电网调度自动化系统可实现变电站无人值班,改善运行人员的工作条件.文章介绍了电网调度自动化主站系统的主要任务,分析了系统结构,并对其功能进行扩展设计。
关键词：电网调度；主站系统；自动化；发展趋向；前言随着国民经济的迅速发展,电网规模不断扩大,对电网调度自动化系统的性能提出更高的要求.当前调度自动化系统难以满足迅速处理、分析及存储电网信息的需求,所以系统功能的扩展十分迫切.调度自动化主站系统不仅可以提升电网运行效率,还可以改善工作人员的工作条件,从而为电网的发展发挥重要的作用。
一、电网调度自动化主站系统的功能和应用1.主要功能(1)数据采集和监视控制：数据采集又可以分为三种形式。
包括模拟量采集、状态量采集、脉冲量采集等；模拟量采集指的是采集变电站内母线电压、电流、二次设备直流电源电压、输电线路电压、电流等信息，状态量采集则是对变电站内一次设备和二次设备的信息进行采集。
一次设备包括隔离开关、断路器的预告信号、报警信号等，二次设备信息则包括接地信号、变压器分接头位置信号等：脉冲量采集则是采集脉冲电度表的电度量，科学处理采集到的数据，变压器、输电线路的电流、功率、电网功率、负载率等都是重要的数据。
借助于电离载波、光缆通信数据传输通道等．向主站系统上传这些数据，并且再次处理．之后向模拟屏等显示设备发送。
监视控制则主要是视频监视变电站．并且远程控制电容器投切、断路器等设备，事故告警、事故追忆等功能则主要由事故报告来实现。
(2)更加科学的进行电网分析和控制；研究风险，在电网调度自动化主站系统中，有PAS软件存在．可以对电网分析控制专门开发；本软件有着强大功能，涵盖了多个模块，如负荷预测、网络拓扑处理、电压无功优化、静态安全分析等，借助于本软件．电网调度运行人员能够对电力系统运行状态更好的分析．并且对电力系统的运行趋势科学预测，以便对电力系统运行中出现的各种问题及时处理。
小议调度自动化系统抗干扰及过压问题的具体方案摘要：本文笔者根据电网调度自动化设备现场运行工作的经验，对调度自动化设备的抗干扰、防过电压能力不足原因进行分析，并提出了提高自动化设备抗干扰、防过电压能力的一些具体措施。
关键词：调度自动化抗干扰能力过电压1抗干扰防过电压能力不足原因分析基于现场运行经验，我们对自动化设备干扰(特别是误遥信现象)、过电压问题的机理进行了分析，认为现阶段主要有以下几方面原因。
1.1设备元器件经长期运行后品质下降(1）遥信采集电路的电源设备不稳定或负载能力下降。
目前，国内生产的RTU设备，其遥信采集回路的工作电压大多是24V，光耦主回路的工作电流在5mA左右，如果采集回路电源输出下降至20V左右，将导致光耦元器件处于导通与截止的临界状态，造成遥信误报。
(2）光耦主回路的元件，如电阻、电容器、光耦器件的变质或损坏，也是造成遥信误报的原因之一。
(3）信号继电器触点的抖动或接触不良。
目前使用的信号继电器，其性能和技术指标是为220V工作电压等级设计的。
此类信号继电器在24V电压等级下工作时，受触点闭合时的压力及触点氧化造成的接触电阻的影响，容易造成误发信。
1.2电源问题电网的负载发生突变或非线性负载骤变足以构成自动化设备干扰，目前现场使用的不间断电源UPS设备多数属非正弦输出，不具备在线式性能，遇到上述电源突变的情况，其干扰不能忽略。
另外，不少UPS电源电池质量不高，在长期运行的状态下，电池失去逆变能力，无法提供市电丢失情况下的不间断应急电源。
1.3二次回路的电磁干扰自动化系统的遥信分辨率，一般在2ms～3ms之间，如果叠加在设备上的干扰信号脉宽大于此值，且幅值足以使光耦器件导通，就会被遥信采集回路接收，造成遥信的误报。
自动化系统在正常运行状态下的反应正确性比较好，但事故发生时，站端设备的遥信发信经常掺杂大量无关信息。
通过对江门供电局历年事故的分析，认为这些伪信号主要来自二次回路的干扰。
调度自动化系统故障现场处置方案1 总则1.1 编制目的为了正确、有效和快速处理供电分公司（以下简称公司）调度自动化系统故障，最大限度地减少因调度自动化系统浮现故障造成的影响和损失，根据国家有关规定，结合公司的实际情况，特制定本方案。
1.2 编制依据根据《电力企业现场处置方案编制导则》、《广西水利电业集团有限公司安全生产事故应急预案管理办法》（桂水电司生〔2022〕64号）、《供电分公司电力设备事故专项应急预案》等编制而成。
1.3 合用范围本方案合用于公司调度自动化系统故障现场处置。
2可能发生的故障类型和危（wei）险性分析一、主站、分站系统硬件故障和危（wei）险性分析1．主站服务器硬件浮现故障,包括SCADA服务器、Web服务器等硬件故障，如果设备损坏将影响服务器正常工作，严重的影响整个调度自动化系统的运行。
2．分站综合自动化装置故障，造成数据无法采样、上传，影响调度自动化系统运行。
二、主站、分站系统软件故障和危（wei）险性分析Windows操作系统、服务器应用程序等软件故障，使自动化系统无法运行。
三、电源故障和危（wei）险性分析1．主站交流电源使用35kV西郊站用电源，各分站交流均采用其站用电，交流失电后不尽快恢复，将使调度自动化系统瘫痪。
2．直流使用不间断电源UPS系统，当交流消失后，不间断电源UPS系统只能短时供电，易造成调度自动化系统瘫痪。
四、通讯通道故障和危（wei）险性分析1．光纤通道浮现断线，使调度数据无法上传，系统瘫痪。
2．各服务器与调度数据网（内网）无法连接，将使调度端无法监控，造成调度员监控效率大幅下降。
五、病毒伤害和黑客入侵和危（wei）险性分析调度数据网接口众多，系统防病毒和他人入侵形势严峻，虽然公司调度自动化系统通过WEB向公网发布信息实现了物理隔离，但是通过挪移硬盘，用户操作不当等原因，系统还是容易受到病毒、黑客破坏和攻击，使变电站或者电站继电保护装置无故障原因接受跳闸或者其他指令，造成系统大面积停电，导致严重的社会、经济影响。
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。
