电网监控与调度自动化试题及答案文档格式.docx
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标度变换的意义：
电力系统中各种参数有不同的量纲和数值范围，如V与kV，A与kA。
这些信号经过各种变换器转化为A/D转换器能接受的信号范围，经A/D转换为标幺值形态的数字量，但无法表明该测量值的大小。
为了显示、打印、报警及向调度传送，必须把这些数字量转换成具有不同量纲的数值，这就是标度变换。
第三章
3-1、简述RTU的种类、功能和结构。
远方终端RTU是电网监视和控制系统中安装在发电厂或变电站的一种运动装置，种类主要有分布安装于线路分段开关的馈线终端（FTU）和安装在配电变压器的数据终端（TTU）。
远方终端的功能是终端对电网的监视和控制能力也包括终端的自检、自调和自我恢复能力，分为远方功能和当地功能。
远方终端功能主要有遥测、遥信、遥控、遥调、电力系统统一时钟、转发和适合多种规约的数据远传。
当地功能有CRT显示，汉字报表打印，本机键盘、显示器，远方终端的自检与自调功能。
结构包括定时器/计时器、终端控制器、远功信息输入电路、输出电路、本机键盘和显示器、CRT显示器、打印机。
3-2、简述遥测交流采样过程及其修正。
采样过程：
在交流采样方式下，多个模拟遥测量首先有中介变换器进行交换成合适的电压，经虑波后进入电路多路模拟开关，按序多选一输出，通过采样保持器实现电压采样，并在模数转换过L路电流，在一个交流信号周期内对每一路都要采样N次，那么对某一输入信号两次采样之间的时间间隔为Ts，则A/D转换器必须在相应时间内完成数模转换，完成对多路输入信息的采集与转换，对二进制数码进行处理及运算，并编码成遥测信息字，向调度中心发送。
修正：
工频跟踪、相位差修正、极性转换，对变化不大的量采用越阈传送。
3-3、简述遥信采集输入电路、CPU定时巡查方式及其特点。
遥信采集输入电路：
遥信采集定时巡查方式主要分成三种：
（1）采用定时扫查方式的遥信输入，特点是CPU始终参与在扫描及判别的过程中，数据可靠性高；
缺点是CPU负载过重。
（2）采用中断方式的遥信输入，特点是CPU响应中断后进行数据的扫描，减轻CPU的负载，缺点是易受干扰引起误差通信，数据不可靠。
（3）中断触发扫查方式的遥信输入，特点是用8279读取遥信变位，扫查方式读取遥信状态，缺点是结构复杂。
3-4、简述遥控命令种类、遥控信息的传递过程。
遥控命令的种类分为遥控选择命令、遥控执行命令、撤销命令。
遥控信息传递过程：
（1）调度中心向厂站端RTU发遥控选择命令。
（2）RTU接收到选择命令后，启动选择定时器，校核性质码和对象码的正确性，并使相应的性质继电器和对象继电器动作，使遥控执行回路处于准备就绪状态。
（3）RTU适当延时后读取遥控对象继电器和性质继电器的动作状态，形成反校信息。
（4）RTU将返送校核信息发往调度中心。
（5）调度中心显示返校信息，与原发遥控选择命令核对，若调度员认为正确，则发送遥控执行命令到RTU；
反之，发出遥控撤消命令。
（6）RTU接收到遥控执行命令后，驱使遥控执行继电器动作。
若RTU接收到遥控撤消命令，则清除选择命令，使对象继电器和性质继电器复位。
（7）RTU若超时未收到遥控执行命令或遥控撤消命令，则作自动撤消，并清除选择命令。
（8）遥控过程中遇有遥信变位，则自动撤消遥控命令。
（9）当RTU执行遥控执行命令时，启动遥控执行定时器，定时到，则复位全部继电器。
（10）RTU在执行完成遥控执行命令后，向调度中心补送一次遥信信息。
第四章
4-1、简述变电站自动化的含义及基本结构。
变电站自动化是专业性的综合技术，将监视监测、继电保护、自动控制装置和远动等所要完成的功能组合在一起的一个综合系统。
变电站自动化系统的基本功能主要体现在七个子系统。
一、监控子系统，主要包括：
（1）数据采集，又分为模拟量的采集，数据量的采集，电能计量；
（2）事件顺序记录SOE（3）事故追忆、故障录波和测距（4）控制及安全操作闭锁（5）运行监视与人机联系（6）安全监视和报警（7）打印功能（8）数据处理与记录（9）谐波分析与监视
二、微机保护子系统：
（1）微机保护子系统的功能
（2）对微机保护子系统的的要求。
微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：
（1）高压输电线路主保护和后备保护
（2）主变压器的主保护和后备保护（3）无功补偿电容器组的保护（4）母线保护（5）配电线路的保护（6）不完全接地系统的单相接地选线等。
三、电压、无功功率综合控制子系统，保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能
四、“无防”子系统，利用计算机的逻辑分析功能强的特点，配套一些闭锁装置及动作闭锁回路改造，构成防止误操作的“五防”闭锁子系统。
五、其他自动装置功能子系统，
（1）低频减负荷控制
（2）备用电源自投技术（3）小电流接地选线控制
六、遥视及检测子系统运用，运用摄像仪和红外热像仪进行巡视摄像，经远方通道传至调度侧进行远方监视，能够识别危害物并发警告并视察区域温度的变化，防止设备温度过高和火灾。
七、远动及数据通信子系统：
（1）综合自动化系统内部的现场级间的通信
（2）综合自动化系统与上级调度的通信
4-2、做变电站自动化体系结构比较表
集中式变电站自动化结构模式、特点：
采用不同的计算机扩展自身接口电路，集中采集信息、计算处理、主机多种选择
缺点：
必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性、软件复杂、系统调试麻烦、组态不灵活。
分布式系统集中组屏的变电站自动化系统结构模式：
特点是将控制、保护两大功能作为一个整体来考虑二次回路设计大为简化、采取分层管理的模式
使用电缆较多
分散式与集中式相结合的变电站自动化结构模式，特点：
配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，高压线路保护和主变压器保护住在等采集中组屏安装在控制室内的分散式系统结构，缩小了控制室的面积、减少施工和设备安装工程量、节省了大量连接电缆、组态灵活、检修方便、抗干扰能力强、可靠性高。
4-3、分析变电站无功—电压综合控制的技术方案
变电站无功—电压综合控制是维持供电电压在规定的范围内，主要应用的是有载调压变压器分接头开关调压和投切电容器组对系统电压和无功功率的调节规律控制、把变压器低压侧电压U0分为高压区UH、低压区UL和正常区域，无功功率总量Q划分为上限区QH、下限区QL及正常区域制成九区域、只有第九区域满足运行方式，如果存在两者之一越限时，根据具体情况调节变压器或电容器，使电压、无功功率满足要求。
4-4、分析变电站防误操作闭锁系统的技术方案
变电站防误操作闭锁系统是在监控系统中嵌入“五防”闭锁系统程序。
运行人员按照防误主机及电脑钥匙，依次对设备进行操作，当操作不符合程序时，设备拒绝开锁，是操作无法进行，防止误操作的发生，对现场设备监控遥控是，向“五防”系统发送遥控允许请求，“五防”系统根据主机的操作规则库判断是否违反“五防”，违反的，向监控系统恢复禁止命令，否则，对当前操作进行确认后，进行下一步操作、直到完成任务。
第五章
5-1、简述配电管理系统的主要内容和功能。
（1）配电调度自动化系统DSCADA电压管理，故障诊断与停电管理。
（2）变配电站自动化，RTU，FTU，采集，监视，控制，保护通信。
（3）馈线自动化FA，测量监视远方控制，故障定点隔离，恢复。
（4）图资系统AM/FM/GIS.提供实时地理信息，背景下的设备，线网，用户信息。
（5）用电管理自动化，客户信息，符合管理，计量收费，用电管理自动化。
（6）配电网分析软件，网络拓扑，潮流分析，短路电流计算，状态估计，安全分析，负荷预测等。
5-2、分析馈线自动化的技术方案（两种方式）
就地控制方案分析
目标：
针对辐射式多段线路，依靠开关设备，就地实现线路故障定位，隔离与非故障段恢复供电。
思路：
利用线路首端断路器多次重合闸，配合各段开关，设置延时分、合闸与闭锁时限，根据重合后各开关闭合时间的长短来定位并闭锁距故障最近的开关，然后再次重合恢复非故障段供电。
实例：
QR为重合器，第一次跳闸后15s重合，第二次重合后5s重合。
QS1-QS4为分段器，延时闭合时限X，7s或14s；
延时分闸时限Y，3s；
闭锁时限Z，5s。
L1-L5为各段线路，设L4段发生永久短路故障。
工作过程：
（1）L4故障，QR快速跳闸，各段线路先后失压。
（2）各QS无压，分闸。
（3）QR延时15s自动重合闸，L1段及QS1带电。
（4）QS1延时7s（X时限）合闸，L2段及QS2，QS4带电。
（5）QS2延时7s合闸，L3段及QS3带电，QS4延时10s（与T接L3段错开）合到故障段L4段上。
（6）QR再次快速跳闸，全线失压。
（7）各QS失电，延时3s（Y时限）分闸，其中，QS1，QS2带电时间超过5s（闭锁时限Z），解除闭锁；
QS4带电时间小于5s，被闭锁分闸。
（8）QR二次跳闸后延时5s再次重合闸，L1及QS1带电。
（9）QS1延时7s后合闸，L2及QS2,QS4带电。
（10）QS2延时7s后合闸，L3段及QS4被闭锁于分闸，故障段L4被隔离。
（11）QS3延时14s后分闸，L5带电，至此实现FA。
应用分析：
所用时间T=15+7+10+5+7+7+14=65s（较短），但经历多次重合闸后对设备与负荷有冲击，线路结构复杂是，配合有困难。
（二）基于FTU与通信网络的FA方案分析
对辐射式或开环运行的环网多段线路，利用各段开关上的FTU及通信网实现故障定位，隔离，恢复。
对于辐射式或开环运行的环网多段线路，故障段最后一个流过故障电流的开关与第一个未流过Ir的开关之间，各FTU采集此信息送至控制站，（）至FTU遥控断开故障两端开关并闭锁，然后恢复非故障段供电。
工作过程分析：
如图：
QL3为联络开关断开，其他开关闭合，设永久故障位于QL1和QL2之间。
（1）故障：
QFA跳闸。
（2）短暂延时后，QFA重合，以排除暂时性故障。
（3）若为永久性故障，QFA再次跳闸。
（4）预先任意一个开关上的FTU为主FTU，如QL3上FTU，各FTU向主FTU3传送数据。
（5）主FTU得知QL1有两次失压，两次故障电流；
QL2有两次失压，没有故障电流，判断故障段在QL1和QL2之间。
（6）主FTU遥控QL1、QL2打开并闭锁，完成故障定位与隔离。
（7）主FTU遥控分段QL3闭合，将QL2与QL3间负荷从B端供电。
（8）主FTU通知QFA保护延时闭合QFA，恢复QL1之前负荷供电完成（7）。
所用时间缩短到几秒钟，减少冲击，增加FTU设备网络，成本高。
5-3、简述需方用电管理DSM的含义并分析器技术方案。
DSM是通过一系列经济政策和先进技术结合直接影响用户的电力需求，以提高用电效率，节能的系统工程，其关键在于调动用户和第三方的积极、有效参与。
DSM实施方案有：
（1）设置分时、分质电价，拉大价差，以改善负荷曲线。
（2）鼓励多方参与可再生电源发电，就近利用，减少传输损耗与发电污染。
（3）推广节电器具与方法，如价格补贴，能耗标识体系。
（4）推广需方储能技术，如建筑隔热，蓄冷、蓄热技术，以减小高峰电力需求。
（5）对用户的功率长时间运行的设备直接控制，节能运行。
（6）实现用监测计量自动化，促进用户参与自我管理用电。
第六章
6-1、做通信信道比较，根据实际情况分析并选择适当信道。
（1）电力线载波通信包括输电线载波通信，配电线载波通信，低压配电线载波通信，它是电力系统的主要通信通道主要服务于电力传输继电保护，SCADA和语言通道所需要的信息。
（2）脉动控制技术主要是用于单向通信所需要的信息场合。
（3）工频控制技术，双向通信，利用电压过零机制进行信号调制不存在国际波面存在的盲点问题，该技术目前在美国和加拿大已广泛应用于远方自动抄表和零散控制等领域。
（4）电缆通信常用于计算机设备之间的连接和直接的数字通信
（5）电缆金属屏蔽层通信
（6）光纤通信
（7）现场总线和RS-485接力，现场总线适用于满足RTV和附近区域工作站间的通信以及发电厂变电站内自动化中智能模块之间的通信在一些对实时性要求不高的场合，如远方自动化自动抄表也可以用RS-485方式通信代替现场总线
（8）无线电通信系统：
一般用于城镇配电网范围较小的监控系统
（9）无线扩频通信：
比较适用于构成10KV开闭所，小区变电站用于集结分散测控对象的区域工作站对配电自动化DSCADA控制中心间数据
（10）混合通信系统：
用于比较经济的方式全面满足配电自动化要求
（11）电话线：
广泛用于SCADA和继电保护中
（12）微波中继通信：
在我国主要用于通信主干线
（13）卫星通信：
适用于长距离干线或幅员广大的地区
6-2、做通信规约类型比较。
通信规约可分为循环传送式规约、应答是规约、对等式规约，循环式传送规约是一种以厂站端RTV为主端自发地不断循环向调度中心上报现场数据的远动数据传送规约，特点:
用循环上报现场数据，用信息自校验的方式，要信变位优先插入传送的方式提高传送的速率，允许多个从站和多个主站之间进行数据传输。
缺点：
有无用数据占用通道，只能用点对点的方式连线
应答是规约是一个以调度中心为主动的远方数据传送规约，适合于点对点、多个点对多、多点共线、多点环形或多点星形的远动通信系统以及调度中心与一个或多个远方终端进行通信，允许多台RTV共用一个通道，通道适应性强缺点：
应答式非主动上报规约聚集数据速度慢；
信息会丢失，实时性差。
6-3、做电力调度系统通信规约体系表。
电力系统调度自动化系统有场站内系统、主站与场站之间和主站侧系统三个层次。
场站内的站级通信总线和间隔级通信总线采用基于以太网的IEC61850系列标准，将变电站自动化系统分成电站层、间隔层、过程层，采用重复服务来实现数据变换
主站与场站之间协议通信可采用扩展的IEC61850或IEC60870-6TASE2标准，基于远动服务配套标准IEC60870-5-101用于变电站远动设备和调度计算机系统网、传输遥测、遥信、遥调、保护条件信息、保护定值、表波等数据。
第七章
7-1、做电力调度系统主站体系结构比较表。
（1）集中式的调度自动化主站系统结构：
特点：
计算机间采用接口与接口的链接方式，以小型计算机为主，有单机和多机系统。
缺点:
受硬件结构和价格昂贵的影响。
（2）分布式的调度自动化主站系统结构，特点：
采用标准的接口和介质，把整个系统按功能解列在网络的各个节点口，数据实现冗余分布，提高系统的整体性能，降低单机的性能要求提供了系统安全性和可靠性，系统的可扩充性增强。
软件没有完全的独立。
（3）开放式体系结构的基本特性，提供标准的接口对外互联逐步实现软件上的独立，便于不断扩展结构和功能
7-2、分析解决电力系统状态估计SE问题的技术方案。
电力系统状态、估计是为其他高级功能提供可靠数据集，状态估计是利用实时测量系统的冗余度来提高精度，估计出系统运行状态、冗余度越大、估计值和实际值越接近，尽可能使状态变量的估计值和测量值的误差平方最小，使用加权最小二乘法列出所需算术式，对其求导，并其导数为零，求的估计值可近似看
7-3、分析解决电力系统静态安全分析SA问题的技术方案。
静态安全分析是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，当系统发生故障后可能会出现系统电压越限，线路过负荷，系统失去稳定等为了便于及时了解所需状态量将网络进行导纳短上的化简进行潮流计算根据计算所得的结构进行预想事故分析，处理措施，校核越限的实际情况，做出相对应的措施选择渐而是系统不安全状态得到预防控制。
7-4、简述电力系统符合预测的类型、预测模型及主要预测方法。
电力系统负荷预测按内容分为系统负荷预测和母线负荷预测，按时间可分为超短期、短期、中期、长期负荷、按行业分可有城市民用负荷，商业负荷、农村负荷，2负荷及其他负荷按预测标识的不同特性又分为最高负荷、最低负荷、平均负荷、负荷峰各差、高峰负荷平均、低各负荷平均、平峰负荷平均全网负荷，母线负荷、预测模型主要有典型负荷分量，天气敏感负荷分量、异常或特殊事件符合分量、随机负荷分量。
Y（t）=N（t）+W（t）+S（t）+r（t）预测方法有时间序列法，卡尔曼滤波分析法、回归分析法、指数平滑预报法、
专家系统法、模糊预测法、灰色模型法、优选组合预测法、人工神经网络法。
7-5、简述电力系统自动发电控制AGC的基本原理与控制方式。
电力系统自动发电控制AGC调整电力系统功率的平衡在电力系统中负荷的变化会使整个电力系统的频率下降或上升，系统中所有机组调节器动作加大或减小、发电功率提高或降低到某一水平，这时整个电力系统发电和负荷达到新的平衡，与原来稳定的状态频率偏差△f和净变功率偏差△Pt，AGC动作，提高或减少发电功率恢复频率到达正常值（f。
）和变换功率到达计划值（I），随后AGC随时间调整机组重新分配发电功率。
控制方式有：
1、定频率控制FFC：
ACE=K△f
2、定变换功率控制方式FTC：
AGC=△Pt
3、联络先控制偏差模式TBC：
ACE=△Pt+K△f
4、自修正时差控制方式：
ACE=△Pt+K△f+Kt△f
5、自动修正变换电能，差控制方式：
ACE=△Pt+K△f+KwAw
6、自动修正时差级变换电能差控制方式：
ACE=△Pt+K△f+Kt△f+Kw△w
1.简述交流采样过程及其修正措施
交流采样过程：
输入——变换——滤波——多路模拟开关MPX——采样保持S/H——A/D转换——滤波运算处理——编码调制。
修正措施：
1）相位差修正；
2）把S/H采样保持器置于多路模拟开关MPX之前；
3）极性转换；
4）对于变化不大的量，采用模拟量越阈值传送。
3.简述遥信采集输入电路结构，并比较CPU定时巡查方式的特点
遥信采集输入电路由+24V电源、遥信触点、RC滤波网络、限流电阻、保护二极管、保护光电耦合器、+5V电源、遥信输出组成。
CPU定时巡查方式的特点如下：
名称
方式
特点
定时扫查方式
每5ms执行一次，全面扫查，读入比较，有变位就更新遥信数据区，插入传送遥信信息，同时记录遥信变位时间，无变位不传送。
CPU始终参与，可靠性高，但CPU负担重。
变位中断方式
按一定周期扫描，只有检测到遥信变位时，才向CPU发出中断请求，CPU响应中断，从8279芯片读入新的遥信状态。
8279芯片没有去抖动功能，易受干扰
中断触发扫查方式
8279高速扫描，检测到遥信变位时，才向CPU发出中断请求，CPU响应中断，起动扫查输入，读取新的遥信状态并处理。
克服前两种电路缺点，该方式CPU开销小且可靠性高。
4.做通信规约类型比较表
种类
循环式规约
应答式规约
对等式规约
特征
RTU主动循环上传
主站查询，产生事件时RTU触发启动传输
优点
对通道要求不高；
大大提高了传输数据利用率；
遥信变位优先插入传送的方式，重要数据发送周期短，实时性强；
循环式规约的容量较应答式规约大得多；
允许多台RTU以共线的方式共用一个通道，节省通道，提高通道占用率；
可采用变化信息传送策略，大大压缩了数据块的长度，提高了数据传送速度；
通道适应性强；
缺点
一般数据发送周期长，实时性较差；
独占通道；
必须采用全双工通道；
只能采用点对点的方式连接；
不能传递继电保护的相应信息；
主站采集数据速度慢；
对信道要求较高，在通道质量较差时，会发生重要信息丢失的现象；
采用整帧校验的方式，出错概率较大，实时性低；
容量较循环式规约小得多。
适用网络
适应于点对点信道结构的两点之间远动通信。
一般适用于多个从站和一个主站间进行数据传输。
5.做电力调度系统通信规约体系表
层次
厂站内系统
主站与厂站之间
主站侧系统
通信规约
厂站内的站级通信总线和间隔级通信总线采用基于以太网的IEC61850系列标准；
主站与厂站之间的数据通信可采用IEC60870-6TASE.2或扩展的IEC61850系列标准；
主站侧各应用系统应遵从IEC61970系列标准（CIM／CIS）；
6.做电力调度系统主站体系结构比较表
分类
集中式
分布式
开放式
单机系统
双机系统
主机—前置机系统
无冗余；
采用通信控制计算机和人机连接计算机构成系统，以提高主计算机的工作能力；
双机系统通常由一台计算机承担在线功能，另一台处于热备用状态。
前置机承担处理周期快计算简单的实时任务，减少计算机的负载使主机做更多复杂的任务；
采用标准的接口和介质，把整个系统按功能解列分布在网络的各个节点上，数据实现冗余分布，提高了系统的整体性能，降低了对单机的性能要求，提高了系统的安全性和可靠性，系统的可扩充性增强
采用标准的接口对外互连，逐步实现软件上的独立，便于不断扩展结构和功能；
结构的开放性主要体现在分布性、可移植性和互操作性三方面。
不足
可靠性低，任何一个关键性的系统元件损坏，都会导致整个主站控制系统停止工作
硬件相对复杂
硬件和监视软件相对复杂
所需要的服务器或工作站数量取决于如何分配软件模
升级会员 