调度知识

一、主站（303题）
（一）判断题（183题）
SCADA/EMS
1. 电力调度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。

（√）
2. 电力调度自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。

（√）
3. 能量管理系统（EMS）主要包括：监视控制和数据采集（SCADA）、自动发电控制（AGC）/经济调度控制（EDC）、状态估计（SE）、调度员潮流（DPF）、静态安全分析（SA）、调度员培训模拟等功能。

（√）
4. 配电管理系统（DMS）主要包括：SCADA、负荷管理（LM）、自动绘图和设备管理（AM/FM）、投诉电话热线（TC）等功能。

（√）
5. SCADA系统，即监视控制和数据采集系统。

（√）
6. SCADA系统通过对电力系统运行工况信息的实时采集、处理、调整、控制，以实现对电力系统运行情况的监视与控制。

（√）
7. 如果要在SCADA工作站上看到某一量测过去任何时间的历史数据，则该工作站上需配备不小于历史数据库容量的硬盘才能实现。

（×）
8. 由于UNIX服务器和PC机从硬件架构到操作系统均不相同，不同厂商的UNIX服务器结构和操作系统也均不同，因此EMS所使用的服务器和工作站必须为同一厂商的同一种UNIX服务器或统一采用PC机。

（×）
9. EMS通过模拟盘和彩色显示器将现场量测量和状态量提供给调度中心的调度员，以实现调度员对二次系统的监视与控制。

（×）
10. 数据监视到状态变化和量测值越限时，则需进行事件处理，必要时发出告警。

量测值越限告警不应设置死区和时间延迟。

（×）
11. 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3个。

（×）
12. 调度员用的彩色屏幕显示器的屏幕尺寸宜不小于51cm（19’），分辨率不小于1280×1024。

（√）
13. EMS中对某一量测采样是指以某一时间间隔保存到历史数据库，以便日后查看。

时间间隔通常有1秒、5秒、1分钟、5分钟等，一旦对某一量测定义好采样间隔后就不能再更改。

（×）
14. EMS应具有接收多种远动规约的能力，与厂站端的通信方式宜采用循环式。

（×）
15. 不同调度中心EMS之间和同一调度中心EMS与其他计算机应用系统之间的通信宜采用专线方式。

（×）
16. 不同调度中心EMS之间和同一调度中心EMS与其他计算机应用系统之间的通信宜采用网络方式。

（√）
17. 前置机主要作用是完成数据采集与数据预处理。

（√）
18. 前置机可以通过并行处理计算机技术降低主CPU负载。

（√）
19. EMS主站系统通过DL/T634.5104-2002规约直接采集某一厂站信息，如果在SCADA工作站上看到该厂站某一线路量测与该厂站内值班人员反映的数据不一致，则可以肯定该厂站远动装置没有将数据传送到EMS的采集服务器上。

（×）
20. EMS主站系统一般应配备标准时钟设备保证系统时间的准确性和采集电网频率。

（√）
21. 为保证能量管理系统主站的可靠运行，主站关键设备应采用冗余配置。

（√）
22. EMS主站系统采用的负载均衡技术是指主备机负载要保持一样。

（×）
23. EMS主站系统采集后的数据转换一定要在后台主机里完成。

（×）
24. 对于额定发电功率300MW的机组，在主站计算工程量转换系数时，考虑最大300MW就能满足调度监视的要求。

（×）
25. EMS主站系统采用商业关系数据库的目的是为了标准化接口和保证系统的实时性。

（×）
26. 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。

（√）
27. 为了分析事故，在一些断路器发生事故跳闸时，系统自动把事故发生后一段时间的有关遥测量记录下来，这种功能称为事故追忆。

（×）
28. 时间分辨率是事件顺序记录的一项重要指标。

（√）
29. SOE中记录的时间是信息发送到SCADA系统的时间。

（×）
30. 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。

（×）
31. IEC 61970系列标准中的公共信息模型（CIM）包含了基本上所有和电力生产有关的数据，如RTU 设备、SCADA 数据、财务数据、网络连接、发电、检修和电力市场等。

（√）
32. EMS中的调度员潮流（DPF）、静态安全分析（SA）等功能，一般有两种工作模式：实时模式和研究模式。

（√）
33. 网络结线分析时，按开关状态和网络元件状态将母线模型化为网络物理结点模型，并将有电气联系的结点集合化为岛。

（×）
34. 状态估计是高维线性方程的加权最小二乘解问题。

（×）
35. 提高负荷预测精度的主要途径是硬件要好。

（×）
36. 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。

（×）
37. 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。

（√）
38. 电力系统状态估计就是利用实时量测系统的冗余性,应用估计算法来检测与剔除坏数据。

其作用是提高
数据精度及保持数据的前后一致性,为网络分析提供可信的实时潮流数据。

（√）
39. 电力系统状态估计是根据SCADA系统提供的实时信息，给出电网内各母线电压（幅值和相角）和功率的估计值；主要完成遥信及遥测初检、网络拓扑分析、量测系统可观测性分析、不良数据辨识、母线负荷预报模型的维护、变压器分接头估计、量测误差估计等功能。

（√）
40. 状态估计是根据可获取的量测数据实测动态系统内部状态的方法。

（×）
41. 在电力系统状态估计中，最常用的方法是最小二乘估计法。

（√）
42. 状态估计中所应用的最小二乘估计方法属于统计学中的估计理论。

（√）
43. 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。

（√）
44. 调度员潮流软件向其他应用软件提供实时运行方式。

（×）
45. 调度员潮流计算是以导纳矩阵为计算基础的计算。

（√）
46. 联络节点是潮流计算的无源节点。

（√）
47. 潮流计算基本模型是根据各母线注入功率计算各母线电压和相角。

（√）
48. 潮流计算中的平衡机是单机容量最大的一台发电机。

（×）
49. 潮流计算中可以采用单平衡机或多平衡机。

（√）
50. 调度员潮流各种量如母线注入功率、支路功率和母线电压之间的相互影响程度称为灵敏度。

（√）
51. 调度员潮流是在给定（或假设）的运行方式下进行设定操作，改变运行方式，分析本系统的潮流分布和潮流计算特性。

（√）
52. 最优潮流是在给定（或假设）的运行方式下进行设定操作，改变运行方式，分析本系统的潮流分布和潮流计算特性。

（×）
53. 最优潮流是指为达到某一最优目标所做的潮流计算。

（√）
54. 调度员潮流是指为达到某一最优目标所做的潮流计算。

（×）
55. 最优潮流可以代替有功安全约束调度。

（√）
56. 最优潮流是一个多约束的非线性方程组问题，采用牛顿法和基于线性规划原理处理函数不等式约束的方法。

（√）
57. 静态安全分析（SA）功能能够对多种给定运行方式（状态）进行预想事故分析，对会引起线路过负荷、电压越限和发电机功率越限等对电网安全运行构成威胁的故障进行警示，从而对整个电网的安全水平进行评估，找出系统的薄弱环节。

（√）
58. 负荷预测按照预测目标可分为系统负荷预测和母线负荷预测。

（√）
59. 短期负荷预测通常是指24小时的日负荷预测。

（×）
60. 负荷预测是根据系统的运行特性、增容决策、自然条件与社会影响等诸多因数，在满足一定精度要求
的条件下，确定未来某特定时刻的负荷数据，是能量管理系统的一个重要模块。

（√）
61. 负荷预测方法有：时间序列法、回归分析法、模糊预测法、叠加模型法、人工神经网络法、相关因数
预测法、专家系统法等。

（√）
62. 母线负荷分配系数是由状态估计在线维护的。

（√）
63. 母线负荷预测是将系统负荷（预测值或实测值）按对应的时点化为各母线负荷预测值，用于补充实时
网络状态分析量测之不足，为潮流计算提供假想运行方式的负荷数据。

（√）
64. 安全约束调度采用基于灵敏度矩阵的非线性规划模型，一般适合处理有功功率问题。

（×）
AGC
65. AGC的控制目标（A1、A2标准）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。

（√）
66. AGC控制时，根据区域控制偏差（ACE）给机组下发的指令与机组控制的上限、下限和机组的升降速率有关。

（√）
67. 区域控制偏差（ACE）是实际值与联络线有功功率计划值二者的差值。

（×）
68. 恒定联络线交换功率控制（FTC）的控制目标是维持联络线交换功率的恒定。

（√）
69. AGC可调容量应占系统总容量的3-5%，或系统最大负荷的6-8%。

（×）
70. 监视和调整备用容量，满足电力系统安全要求，是自动发电控制（AGC）的基本功能之一。

（√）
71. 频率的一次调整指的是由发电机组的调速器进行的、针对变化幅度很小而周期很短的偶然性负荷变动
引起的频率偏移的调整。

（√）
72. 频率的二次调整指的是由发电机的调频器进行的、针对变化幅度较大而周期较长的如冲击性负荷变动
引起的频率偏移的调整。

（√）
73. 发电机的频率调节特性标志了随频率的升降，发电机发出功率减少或增加的多寡。

（√）
74. 负荷的频率调节特性标志了随频率的升降负荷消耗功率增加或减少的多寡。

（√）
75. 系统的频率调节特性标志了系统负荷增加或减少时，在原动机调速器和负荷本身的调节效应共同作用
下系统频率下降或上升的多寡。

（√）
76. 系统的频率调节特性取决于发电机的单位调节功率和负荷的单位调节功率。

（√）
77. 自动发电控制系统应具备恒定频率、恒定联络线交换功率和联络线功率与频率偏移三种控制方式，并
能根据不同情况自动切换或由调度员手动切换。

（√）
78. 对于参加自动发电控制的火电和水电机组，均应装设专用的自动调功装置进行功率的调整。

（×）
79. AGC模式为联络线频率偏差控制（TBC）模式，A1（ACE在固定10分钟内应至少过零一次）≥90%；A2（ACE10分钟平均值≤LD）≥90%。

（√）
80. 电厂的监控系统及DCS 等系统应对EMS主站系统下发的AGC指令进行相应的安全校核，采取上/下限、差值（接收指令和实发相比）、零指令保护等技术措施，应拒绝执行超出机组AGC 合理调节范围的指令并进行报警。

（√）
81. 从控制论的角度来看，AGC联络线频率偏差控制（TBC）模式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。

（×）
82. AGC功能的遥调命令主要用于调度中心调节发电厂发电机组输出功率。

（√）
83. 电网通过机组的AGC功能及调频机组实现一次调频，保持电网频率稳定。

（×）
84. 自动发电控制（AGC）对电网部分机组出力进行二次调整,以满足控制目标：保证发电出力与负荷平衡，保证系统频率为额定值，使区域联络线潮流与计划相等，最小区域化运行成本。

（√）
85. 自动发电控制（AGC）具有三个基本功能：备用容量监视、负荷频率控制、经济调度。

（√）
86. 自动发电控制（AGC）具有三个基本功能：频率的一次调整、负荷频率控制、经济调度。

（×）
87. 承担自动发电控制任务的电厂，其远动信息应直接传送到对其有调度管辖权的调度机构的EMS主站系统。

（√）
88. 承担自动发电控制任务的电厂，远动信息可通过其它调度中心转发到对其有调度管辖权的调度机构的EMS主站系统。

（×）
89. 经济调度是自动电压控制的一项重要功能。

（×）
DTS
90. 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。

（√）
91. 调度员培训模拟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。

（√）
92. 调度员培训模拟系统主要用于调度员培训，它可以提供一个电网的模拟系统，调度员通过它可以进行模拟现场操作及系统反事故演习，从而提高调度员培训效果，积累电网操作及事故处理的经验。

（√）
93. 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。

（×）
94. 调度员培训模拟系统只能用于培养调度员掌握能量管理系统各项功能和熟悉实际系统，不可以做电力系统的分析与规划工具。

（×）
95. 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。

（×）
TMR
96. 电能量计量系统（TMR）的电能量数据是带时标存储和传输的。

（√）
97. 为了电能量计量系统（TMR）的实用性，电能量原始数据和处理参数可以修改。

（×）
98. 电能量计量系统（TMR）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。

（√）
99. 电能量计量系统（TMR）数据采集应具有周期召唤和随机召唤方式。

（√）
100. 电能量主站系统应具备与采集终端对时功能。

（√）
101. 电能量计量系统（TMR）从电能表中采集的数据是一次电量数据。

（×）
102. 电能量计量系统（TMR）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。

（√）103. 电能量计量系统（TMR）中数据库备份的介质可采用大容量磁盘、磁带或光盘。

（√）
104. 电能量计量系统（TMR）可具有旁路代路自动登陆功能，根据旁路代路起止时间加入相应时段内的旁路电量值。

（√）
105. 电能量计量系统（TMR）应具有电流互感器（TA）更换的功能，根据更换时间分别计算更换前后的
电量值。

（√）
106. 电能量计量系统（TMR）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。

（√）107. 电能量计量系统（TMR）主要包括安装在发电厂、变电站的电能计量装置、电能量远方终端、电能量计量主站系统及相应的拨号、专线和网络通道等。

（√）
108. 电能计量装置包括各种类型的电能表、计量用电压、电流互感器及其二次回路、电能计量屏（柜、箱）等。

（√）
109. 电能量计量系统（TMR）可以对采集的电能量数据的有效性进行校验，主要包括：限值校验、平滑性校验、主副表数据校验、EMS功率积分值校验和线路对端电表数据校验。

（√）
110. 通常电能量计量系统（TMR）中的电量数据分为原始数据和副本数据，它们都可被修改。

（×）111. 电能量计量系统（TMR）中更换了电流互感器/电压互感器后，系统无须保存历史电流互感器/电压互感器的参数。

（×）
112. 电能量计量系统（TMR）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。

（×）
113. 电能量计量系统（TMR）与SCADA系统之间应当采用具有访问控制功能的网络设备、防火墙或相当功能的设施实现逻辑隔离。

（√）
114. 电能量计量系统（TMR）与调度管理系统之间需采用防火墙进行隔离。

（×）
115. 电能量计量系统（TMR）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。

（√）
116. 计量点齐全、时钟统一是线损统计准确的前提条件。

（√）
OMS
117. 调度管理系统（OMS）功能包含信息发布和查询、数据的交换与处理、生产（管理）流程的控制、各
专业的专业管理等。

（√）
118. 调度管理系统（OMS）门户网站分为对内网站和对外网站，是整个调度中心对内和对外的门户。

其主要任务是实现调度中心内部资料和重要生产数据的查询、日常工作流程的处理，对对外信息发布。

（√）119. 调度管理系统（OMS）电网调度设备管理主要包括：整个电网、变电站、发电厂的各种一次设备。

（×）120. 调度管理系统（OMS）电网调度设备以调度命名为全局唯一标识，不使用简称、别名等其它名称。

（×）121. 调度管理系统（OMS）自动化子系统主要由自动化日志、自动化设备检修、自动化缺陷、自动化基建系统维护和自动化报表模块组成。

（√）
122. 调度管理系统（OMS）整个系统构建在一个或多个统一的系统支撑平台上，在此平台上构建各种调度生产管理应用。

（×）
123. 调度管理系统（OMS）统一系统支撑平台的总体计算架构应为多层分布式计算结构，总体上应至少划分为客户端表现层、应用服务层、数据层等几个层次。

（√）
124. 调度管理系统（OMS）统一系统支撑平台应采用动态模型架构，能通过工具动态建立各种业务模型，不需支持手工编程开发. （×）
125. 调度管理系统（OMS）统一系统支撑平台应提供基于标准的通用数据交换系统，能尽可能在无编程情况下实现应用系统间的互联。

（√）
126. 调度管理系统（OMS）统一系统支撑平台应提供完整的可视化工作流系统，以统一方式支持调度管理所需的各种流程化应用。

工作流系统应包括工作流设计器和工作流运行系统两部分，工作流运行系统不包括工作流引擎。

（×）
127. 一个完整的《E语言规范》数据文件的基本结构由注释区、系统声明区、数据块起始标记、数据块头定义、数据块、数据块结束标记六个部分组成。

（√）
128. 《E语言规范》数据的数据块由多个数据行组成，每个数据行由“@” 引导，数据行中的各数据项之间通过空格分割。

数据行的表达方式与数据块头定义一一对应。

（×）
129. 《E语言规范》的命名取自：简单（easy）、高效（efficiency）、电力（electric-power）3个英文词头，具有简洁、高效和实用于电力系统的特点。

（√）
130. 对于大量数据的描述，XML效率比《E语言规范》高得多，而且数据量越大则优势越明显。

（×）131. 《E语言规范》通过少量的标记符号和描述语法，就可以简洁高效地描述电力系统各种简单和复杂数据模型。

（√）
132. 对于少量数据的描述，XML比E语言效率稍高，但E语言更符合人类的自然习惯，计算机处理也更简单。

（×）
133. 设计《E语言规范》的主要目的在于简化标记，减少冗余，提高效率。

通过这种高效的标记语言实现
大规模电力系统模型和数据的描述、交换和集成。

（√）
134. 《E语言规范》数据是纯文本数据，其语法非常简洁。

它通过对文本中每行第一个字符或前两个字符的定义，就可以达到规范文本的目的。

这些符号均为英文半角符号，例如：<，>，@，#，/，等。

（√）135. 在《E语言规范》语法中，注释通过“/”引导开始，表明此行为注释行或说明行。

（×）
136. 《E语言规范》的系统声明由左尖括号加叹号并列“<!”引导开始，由叹号加右尖括号并列“!>”标记结束。

（√）
137. 《E语言规范》数据的数据块起始和结束通过类或类加实体起始符和结束符标记。

数据块起始用尖括号“<类名>”或“<类名：：实体名>”表示，数据块结束用尖括号内加单斜杠“</类名>”或“</类名：：实体名>”表示。

（√）
138. 《E语言规范》对于空格处理采用统一的空格分割符。

空格分割符由一个或连续多个空格或制表符（Tab）组成。

如果字符数据中含有空格字符，则需在字符数据前后加半角单引号“’”或半角双引号“””。

（√）139. 由于E语言与CIM XML均一致地遵循CIM基础对象类，因此以XML语言描述的电力系统模型可以方便地与以E语言描述的电力系统模型进行双向转换。

（√）
140. 《E语言规范》数据块头定义若是“@”，则表示数据的基本结构为多列式。

多列式数据的数据块中每个属性占一行，每个对象占一列，适合于多个对象且属性较多的模型描述。

（×）
141. 《E语言规范》数据块头定义若是“@#”，则表示数据的基本结构为横表式。

横表式数据的数据块中每个对象占一行、每个属性占一列，适用于表格类的模型描述，或属性较少且对象较多的模型描述。

（×）142. 《E语言规范》数据块头定义若是“@@”，则表示数据的基本结构为单列式。

单列式数据的数据块中每个属性占一行，属性名和值各占一列，适合于单个对象且属性较多的模型描述。

（√）
电力市场运营
143. 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。

（√）
144. 电力市场运营系统主要由以下子系统组成：数据申报子系统（DPS）、长期交易子系统（LTS）、短期交易子系统（STS）、日前交易子系统（DATS）、实时交易子系统（RTS）、结算管理子系统（SBS）、合同管理子系统（CMS）、市场分析子系统（MAS）、信息发布子系统（IPS）等。

（√）
145. 电力市场运营系统应对电力市场的数据申报、交易、结算、合同管理、市场分析和信息发布等环节提供技术支持。

（√）
146. 电力市场运营系统是支持电力市场运营的计算机、数据网络和应用软件的组合。

（×）
147. 交易管理系统根据市场主体的申报数据，根据负荷预测和系统约束条件，编制交易计划，通过安全校核后将计划结果传送给市场主体核相关系统。

（√）
148. 电力市场运营系统应采用适当的加密防护措施、数据备份措施、防病毒措施及防火墙技术，不必完全满足全国二次系统安全防护要求。

（×）
149. 2002年国务院5号文件的内容是《电力体制改革方案》。

（√）
150. 电力体制改革的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。

（√）
151. 电力市场运营系统的开发建设应以电力市场运行规则为基础。

（√）
152. 电力监管机构负责监管电力市场运营，依法维护市场主体的合法权益。

（√）
153. 电力市场辅助服务包括基本辅助服务和有偿辅助服务。

（√）
154. 电力市场运营机构负责组织运营系统的开发、研制，并负责系统的运行管理和维护。

（√）
155. 电力市场中的私有信息是指市场主体和公众均可以得到的数据和信息。

（×）
156. 电力市场中的公开信息是指只有特定的市场主体及电力调度交易机构才有权访问的保密数据和信息。

（×）
157. 电力市场中的市场出清是指根据报价，考虑网损系数和电网安全约束，确定中标电量和市场价格的过程。

（√）
158. 在三级电力市场体系中，省级电力市场是基础性市场，负责组织非竞价电量的年度合同交易、日前现货市场集中竞价交易和销售侧市场，发挥其在调度、交易、结算、实时平衡和安全协调中的基础性作用。

（√）
159. 以特高压电网为主干的国家电网为建设三级电力市场体系提供了物质载体。

三级电力市场体系建设与电源电网建设相辅相成，相互促进。

（√）
160. 电力市场运营系统独立于EMS和调度管理系统（OMS），不需要EMS和调度管理系统（OMS）的支撑。

（×）
规约
161. 通信规约是启动和维持通信所必需的严格约定，即必须有一套关于信息传输顺序、信息格式和信息内容等的约定（√）
162. 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。

（√）
163. 问答式规约既可采用全双工通道，也可采用半双工通道。

（√）
164. 问答式远动规约即主站发出一个主动的询问或操作命令，远动终端设备回答一个被动的信息或响应，由此一问一答构成一个完整的传输过程。

（√）。