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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。
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。
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。
电力调度自动化系统主站运行维护分析摘要：随着电网覆盖面积的逐渐增大，调度自动化系统主站涉及的内容也越来越多。
这也增加了调度自动化系统主站的运行维护难度。
本文将从调度自动让系统主站结构及优势入手，分析当前影响系统主站运行的隐患，并制定有效的应对措施，确保调度自动化系统的稳定运行，促进调度自动化系统主站运行维护效率，实现电网的经济效益。
关键词：调度自动化系统;主站运行;维护措施前言目前我国电力企业都已经开展了调度自动化系统建设，满足了电网调度的需求，成为提高电网安全、可靠运行的重要保障。
但是自动化系统自身存在一些不稳定因素，如果在运行过程中出现问题，势必会对电网运行产生一定的影响因此加强对调度自动化系统主站运行维护的研究具有非常重要的现实意义，能够明确影响自动化系统稳定运行的主要因素，实现对系统的优化，从而促进系统最大限度发挥积极作用，保障电网稳定可靠运行。
1调度自动化系统主站结构及优势调度自动化主站系统包括前置子系统、SCADA子系统等部分构成。
其中前置子系统作为实时数据输入、输出的中心，主要承担了调度中心与各所属厂站之间、与各个上下级调度中心之间、与其他系统之间以及与调度中心内的后台系统之间的实时数据通信处理任务，也是不同系统之间实时信息沟通的桥梁。
SCADA子系统负责处理FES子系统采集上来的实时数据，是调度员的眼睛和操作工具，用户的实时监视和操作，如远方遥控等都依赖于SCADA子系统提供的强大丰富的功能。
调度自动化系统作为电力调度与科学技术深度结合的产物，随着电力系统无人值班站的增多，许多原来在厂站端处理的事情，现在需要主站端的调度员根据系统实时运行情况，及时发现电网运行存在的安全隐患，提高电网安全、稳定性，从而保证电网运行的经济效益。
自动化系统主站具有较强的拓展性，能够为电网发展提供保障，尤其是提供电网数据信息的分析和研究，能够实现数据实时共享。
正确理解主站基本数据，掌握系统基本操作，快速响应、及时解决系统出现的问题，就显得十分重要。
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。
电力科技 电力调度自动化主站系统运行维护存在问题及对策林志辉（广西新电力投资集团藤县供电有限公司，广西 梧州 543300）摘要：电力调度自动化主站系统的有效使用，提高了工作人员对电网安全运行的预测水平和分析能力。
本文首先对调度自动化系统主站运行维护工作存在的问题进行分析，并提出应对措施，希望可为广大供电企业提供参考帮助。
关键词：电力调度；自动化；主站；运行维护1 电力调度自动化主站体系构成调度自动化主站系统对电网稳定安全运行起着至关重要的作用，电力调度自动化主站系统主要由设备、调度和数据三大功能系统构成，设备功能主要对网络服务设备运行情况进行监测控制和维护，调度功能主要对电网运行进行调度，数据功能主要实现数据信息采集及分析处理。
在电力调度自动化系统中，主要采用闭环控制体系，它主要包括监测和控制、处理机制、数据采集系统和调度运行系统。
2 调度自动化系统主站运行维护工作存在的问题2.1 硬件问题电源是调度自动化系统主站正常运行的动力保障，调度自动化主站系统如未设置独立的电源，系统的独立性会很差，在系统出现电源故障时，调度自动化系统会处于瘫痪状态，不能起到监控及控制的作用。
因调度自动化系统主要由计算机及控制系统构成，若服务器遭受雷击，整个调度系统的正常运行会受到影响，一些设备产生损坏，甚至会造成人员伤亡，因此，调度自动化系统的防雷措施仍需不断完善。
2.2 应急反应机制有待完善当前很多电力企业都设置了应急反应机制，但这些制度不够健全，工作人员反应也不够及时，不能在调度自动化系统产生故障后，第一时间对问题进行处理，给供电企业带来一定的经济损失。
2.3 日常运行维护制度有待健全因缺乏完善的日常运行维护制度，使调度自动化系统主站缺乏专人对全过程进行跟踪记录，没有及时记录主站产生故障的原因、时间、终端误码率等。
同时，也没有实时对调度自动化系统主站开展监测检验，使系统故障不能被及时发现和处理，给安全供电带来隐患。
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。
电网企业调度自动化主站系统的应用研究随着科技的不断发展和进步，电网企业的调度自动化主站系统也在不断地发展和更新，以适应不断变化的市场需求和用户需求。
但是，在应用研究中，还存在一些问题需要解决。
一、电网调度自动化主站系统概述电网调度自动化主站系统是指利用计算机技术、网络技术、数据采集技术等现代通信技术设计而成的信息集成平台，顾名思义，一般用于电网调度自动化管理。
主要包括以下三个要素：监控、控制和通信。
监控：电网调度自动化主站系统能够通过采集各个电力设备的运行状态、传感器的实时量测数据、图像等数据，实时显示和监测电网的运行状态，为调度员进行决策提供准确数据支持；控制：调度自动化系统能够对电网中的各种设备进行控制，实现对电网运行状态的实时控制和调整，保持电网的稳定运行；通信：电网调度自动化主站系统能够通过网络实现各设备之间的通信互联，将数据传输的速度和效率提高到最大化，提高采集数据的准确性。
二、电网调度自动化主站系统的应用研究电网调度自动化主站系统的应用从早期的单机版、服务版、网页版到目前的云端版，其应用场景不断地被扩大和改进，应用形式也不断地更新换代。
1.云平台的发展随着云平台的越来越成熟，电网调度自动化主站系统也加入了云端的行列，比如ABB、东光电气等企业纷纷推出了云端版的调度自动化主站系统，可以实现远程维护、服务和监督等功能，用户体验更加便利。
2.数据分析与人工智能随着数据采集技术、传感器技术、云计算技术等领域的不断发展，电网调度自动化主站系统也不断加强了数据分析和人工智能方面的研究。
比如，可以通过数据分析，预测电网设备的故障率，及时进行维护和更新，以减少停机率和提升设备利用率；通过人工智能，实现对电网设备的自主诊断和检测，提前发现设备可能存在的隐患和故障，降低电网的故障率和安全风险。
3.安全防范和风险控制电网调度自动化主站系统还能够实现安全防范和风险控制的功能。
比如，可以实现对电网透明度的管理，追踪电网的黑客攻击、病毒入侵、数据盗窃等风险，及时进行警报和预防措施，保障电网系统的保密性和安全性。
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。
