电网公司招聘电力市场运营专业知识竞赛试题（附含答案）

电网公司招聘电力市场运营专业知识竞赛试题（附含答案）目录简介一、单选题：共74题二、多选题：共46题三、判断题：共183题一、单选题（A）是能量管理系统的主站系统的基础，必须保证运行的稳定可靠。A、SCADAB、AGCC、NASD、DTS.调度自动化SCADA系统的基本功能不包括：（C）A、数据采集和传输B、事故追忆C、在线潮流分析D、安全监视、控制与告警.为保证能量管理系统主站系统运行稳定可靠，其主要设备通常采用（B）配置。A、开放技术B、冗余技术C、互操作技术D、同步技术.电力调度自动化系统是由（B）构成。A、远动系统、综自系统、通信系统B、子站设备、数据传输通道、主站系统C、综自系统、远动系统、主站系统D、信息采集系统、信息传输系统、信息接收系统.调度自动化主站系统软件分为：（D）。A、操作软件、支持软件、管理软件B、系统软件、数据库软件、应用软件C、数据库软件、管理软件、操作软件D、系统软件、支持软件、应用软件.SCADA中前置机担负着（C）等任务。A、保存所有历史数据；B、对电网实时监控和操作；C、数据通信及通信规约解释；D、基本SCADA功能和AGC/EDC控制与显示；.EMS通过厂站RTU或测控装置采集的数据反映了电网的稳态潮流情况，其实时性通常能达到（B）oA、毫秒级B、秒级C、分钟级D、小时级.EMS历史数据保存的时间长短取决于历史数据服务器的（OoA、CPU速度快慢B、内存容量大小C、硬盘容量大小D、CPU缓存容量大小.SCADA系统，即（D）oA.安全分析系统调度员仿真培训系统C.事故分析系统D.监视控制和数据采集系统.《EMS应用软件基本功能实用要求及验收细则（试行）》中规定的应用软件基本功能是指：（B）A、网络拓扑、状态估计、调度员潮流、短路电流计算B、状态估计、调度员潮流、静态安全分析、负荷预测C、状态估计、调度员潮流、最优潮流、无功优化D、网络拓扑、调度员潮流、静态安全分析、负荷预测.《地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用要求及验收细则（试行）》中规定的应用软件基本功能是指:（B）A、网络拓扑、状态估计、调度员潮流、短路电流计算B、网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预报C、状态估计、调度员潮流、最优潮流、无功优化D、网络拓扑、调度员潮流、静态安全分析、负荷预报.（C）分析是EMS应用软件的基础。A、状态估计B、潮流计算C、网络拓扑D、负荷预报.电力系统状态估计的量测量主要来自(C)oA、调度人员B、值班人员C、SCADA系统D、主机.电力系统状态估计就是利用(C)的冗余性，应用估计计算法来检测与剔除坏数据，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。A.瞬时量测系统B.稳定量测系统C.实时量测系统D.暂时量测系统.状态估计的启动方式有：(C)oA、手动启动、自动启动、事件触发三种方式。B、人工启动、周期启动、自动启动三种方式。C、人工启动、周期启动、事件触发三种方式。D、手动启动、事件启动、自动启动三种方式。.状态估计根据SCADA提供的()和网络拓扑的分析结果及其它相关数据，实时地给出电网内各母线电压,各线路、变压器等支路的潮流，各母线的负荷和各发电机出力；对（）进行检测与辨识；实现母线负荷预报模型的维护、量测误差统计、网络状态监视等。（C）A、不良数据、实时信息B、隔离开关状态、显示结果C、实时信息、不良数据I）、不良数据、隔离开关状态.电力系统（B）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。A.安全分析B.状态估计C.事故分析D.断路计算18.运用状态估计必须保证系统内部是（）的，系统的量测要有一定的（）。在缺少量测的情况下作出的状态估计是不可用的。（A）A.可观测，冗余度B.可测量，冗余度C.可观测，可测量D.可测量，可测量.调度员潮流在给定（历史、当前或预想）的运行方式下，进行设定操作，改变（）,分析本系统的潮流分布；设定操作可以是在一次接线图上模拟断路器的开合、线路及发电机的投退、变压器分接头的调整、无功装置的投切以及发电机出力和负荷的（）等。（A）A、运行方式、调整B、实时信息、调整C、潮流分布、投退D、显示方式、调整.（B）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。A.连续潮流B.调度员潮流C.动态潮流D.最优潮流调度员潮流模块的电网数据来源为(B)oA、SCADA系统的实时数据B、经过状态估计处理过的熟数据C、RTU设备的原始数据D、网络拓扑处理过的数据(D)是指为达到某一最优目标所做的潮流。A、连续潮流B、调度员潮流C、动态潮流D、最优潮流(A)是电力系统分析中最基本和最重要的计算，是各种电磁暂态和机电暂态分析的基础和出发点。A、潮流计算B、状态估计C、短路电流计算D、安全分析(A)是对运行中的网络或某一研究态下的网络，按N-1原则，研究一个个运行元件因故障退出运行后，网络的安全情况及安全裕度。A、安全分析B、故障扫描C、网络拓扑D、状态估计（A）是研究元件有无过负荷及母线电压有无越限。A、静态安全分析B、动态安全分析C、暂态安全分析D、稳态安全分析（B）是研究线路功率是否超稳定极限。A、静态安全分析B、动态安全分析C、暂态安全分析D、稳态安全分析27.负荷预测按照预测周期可分为四类：（C）。A、（1）按小时负荷预测（2）日负荷预测（3）周负荷预测（4）月负荷预测B、（1）日负荷预测（2）周负荷预测（3）月负荷预测（4）年负荷预测C、（1）超短期负荷预测（2）短期负荷预测（3）中期负荷预测（4）长期负荷预测D、（1）日负荷预测（2）周负荷预测（3）月负荷预测（4）季负荷预测.针对影响系统负荷的因素，电力系统总负荷预测模型一般可以按四个分量模型描述为：，其中的意义是：（C）A、时刻的基本正常负荷分量B、时刻的天气敏感负荷分量C、时刻的特别事件负荷分量D、时刻的随机负荷分量.负荷预测可分为（A）两种负荷预测方法。A、系统和母线B、发电机和用户C、负载和出力D、电网和电厂.母线负荷预测是将系统负荷（预测值或实测值）按对应的时刻化为各母线负荷预测值，用于补充（）量测之不足，为（）提供假想运行方式的负荷数据。（A）A、实时网络状态分析、潮流计算B、AGC、安全分析C、安全分析、系统负荷预测D、实时网络状态分析、系统负荷预测.（A）功能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。A、安全分析B、调度员潮流C、事故分析D、短路计算.安全约束调度采用基于灵敏度矩阵的（）规划模型，一般适合处理（）问题。（B）A、非线性、有功功率B、线性、有功功率C、非线性、无功功率D、线性、无功功率.短路计算最常用的计算方法是：（C）A、快速分解法B、牛顿一拉夫逊法C、阻抗矩阵法D、矩阵降阶法AGC.自动发电控制AGC的英文全称为：（B）AutomaticGeneratingControlAutomaticGenerationControlAutomationGeneratingControlAutomationGenerationControl.CPS的含义是：（A）A、控制性能评价标准B、区域偏差控制C、自动发电控制D、能量管理系统.当CPS1指标在（A）范围时，表示AGC控制对该电网的频率质量是有帮助的。CPS12200100<CPS1<200C、0WCPS1<100D、CPS1<0AGC调整厂或机组应具备可调容量大，火电机组可调容量宜为额定容量的（B）以上。A、20%B、30%C、40%D、50%AGC调整厂或机组调整速度应与负荷变化相适应，水电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的（D）以上。A、20%B、30%C、40%D、50%新建、改建、扩建的发电机组并网应当具备的基本条件之一：200兆瓦、新建（）兆瓦及以上的火电机组和燃气机组，（）兆瓦以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组应具备自动发电控制功能，参与电网闭环自动发电控制；特殊机组根据其特性确定调频要求。（A）100,40100,50200,60200,100.自动发电控制（AGC）对电网部分机组出力进行（B）,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，使净区域联络线潮流与计划相等，最小区域化运行成本。A、一次调整B、二次调整C、三次调整.负荷频率控制（LFC）的基本任务是调整系统的（）达到额定值或/和维持区域联络线O为计划值。（B）A、负荷、交换功率B、频率、交换功率C、负荷、电压D、频率、电压DTS.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（B）,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。A、实际现场操作及系统反事故演习B、模拟现场操作及系统反事故演习C、直接现场操作及系统反事故演习D、脱离现场操作及系统反事故演习.（B）是一套按被仿真的实际电力系统的数学模型，模拟各种调度操作和故障后的系统工况，并将这些信息送到电力系统控制中心的模型内，为调度员提供一个逼真培训环境的计算机系统，以达到既不影响实际电力系统的运行而又培训调度员的目的。A、安全分析系统B、调度员培训模拟系统C、事故分析系统D、调度员潮流系统.调度员培训模拟系统（DTS）功能主要由以下基本模块组成：（A）A、（1）教员控制模块（2）电力系统仿真模块（3）控制中心仿真模块B、（1）教员培训模块（2）教员控制模块（3）电力系统仿真模块C、（1）教员操作模块（2）教员设置模块（3）控制中心仿真模块D、（1）教员设置模块（2）教员控制模块（3）电力系统仿真模块.在使用DTS进行培训过程中，学员不能做（B）操作。A、执行SCADA控制功能B、设置系统故障C、与电厂及变电站人员通信D、监视系统运行状态TMR.电能量计量系统（TMR）从电能表采集的原始电量数据是该计量点的（B）oA、一次电量数据B、二次电量数据C、功率数据D、电流数据.电能量计量主站系统一般采用以下（B）通信规约与电能量远方终端进行数据通信。A、DL/T634.5101-2002DL/T719-2000DL/T667-1999D、DL/T634.5104-2002调度管理系统（OMS）调度管理系统（OMS）根据目前大多数省级及以上调度机构专业设置和业务分工情况，将整个应用功能分为:公共、调度运行、系统（运行方式）、调度计划等（D）个子系统A、5B、6C、8D、10电力市场运营电力市场运营系统应对电力市场的（B）、合同管理、市场分析和信息发布等环节提供技术支持。A、报价、交易、计划B、数据申报、交易、结算C、报价、竞价、结算D、数据申报、竞价、计划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、(C)、结算管理子系统、合同管理子系统、市场分析子系统、信息发布子系统等。A、数据处理子系统、日前计划子系统、月度计划子系统、年度计划子系统B、实时交易子系统、日前计划子系统、月度计划子系统、年度计划子系统C、长期交易管理子系统、短期交易管理子系统、日前交易管理子系统、实时交易管理子系统规约DL/T719-2000、DL/T634.5101-2002传输规约分别是(B)oA、基本远动任务配套标准、电力系统电能累计量传输配套标准B、电力系统电能累计量传输配套标准、基本远动任务配套标准C、配电网自动化系统远方终端标准、基本远动任务配套标准D、电力系统电能累计量传输配套标准、基本远动任务配套标准的网络协议在DL/T634.5101-2002规约中，若确认帧受到干扰或超时未收到确认帧时，则主站帧计数位状态（C）oA、置0B、置1C、不变D、取反DL/T634.5101-2002规约是（B）的规约。A、循环式B、问答式C、网络式D、专线式DL/T634.5101-2002中规定（B）是设定规一化值的类型标识值。A、47B、48C、49D、50DL/T634.5101-2002中规定，平衡传输规则中在启动方向所有标准化功能码（0至4和9）的请求必需收到肯定或者否定响应。在没有完成服务的情况下，从动站以功能码（D）回答链路服务没有完成。A、17B、8C、9D、15DL/T634.5104-2002规约要求使用的端口号定义为（C）,已由IANA（互联网编号分配管理机构）确认。1404142424042424DL/T634.5104-2002规约一般适用于（D）。A、音频传输方式B、RS232数字传输方式C、RS-485总线传输方式D、网络传输方式EB90EB90EB907161010101BC是下列哪种规约及哪种控制字？（D）A、DL/T634.5101-2002，遥测控制字B、IEC-870-5-103，遥信控制字C、DNP3.0,遥信控制字D、DL451-91,遥测控制字TASE.2通信规约所使用的端口号为：（B）101102103104.采用循环式远动规约进行点对点的远动数据传输,所采用的检错码是下列哪一种？（C）A、奇偶校验B、累加校验C、循环冗余校验码D、对比校验指标.根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》规定，遥信变化传送时间不大于(B)oA、2sB、3sC、4sD、5s.根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》规定,遥测传送时间不大于(C)oA、2sB、3sC、4sD、5s.根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》规定，事件顺序记录站间分辨率应小于(B)oA、2msB、10msC^20msD、30ms.根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》规定，遥控、遥调命令传送时间不大于(C)oA、2sB、3sC、4sD、5s.根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》规定，双机自动切换到基本监控功能恢复时间不大于（C）oA、10sB、15sC、20sD、30s.调度模拟屏数据刷新周期为：（A）6s—12s5s一8sC、5s110sD、6s—10s67.调度自动化系统画面实时数据刷新周期为：（A）A、5s—10sB、4s—8s6s—12s5s—12sAGC控制目标是：维持系统频率为50Hz,装机容量在3000MW及以上电力系统频率偏差不超过±0.1Hz,装机容量在3000MW及以下电力系统频率偏差不超过（C）HzoA、0.1B、0.15C、0.2D、0.5.《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516-2006）要求，地县级、省级及以上调度自动化系统事故遥信年动作正确率分别不小于（B）o97%、98%98%、99%99%、99%D、99%、99.8%.《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516-2006）要求，地县级、省级及以上调度自动化系统数据传输通道月可用率分别不小于（A）o97%、98%98%、99%99%、99%D、99%、99.8%.《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516-2006）要求，地县级、省级及以上调度自动化系统数据网络通道月可用率分别不小于（B）o97%、98%98%、99%99%、99%D、99%、99.8%.《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516-2006）要求，地县级、省级及以上调度自动化系统遥测月合格率分别不小于（A）o97%、98%98%、99%99%、99%D、99%、99.8%.《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516-2006)要求，调度自动化系统状态估计覆盖率、状态估计月可用率和遥测估计合格率分别2()o(C)90%、90%、95%90%、95%、100%C、95%、90乐90%D、95%、90%>95%74.《电力调度自动化系统运行管理规程》(DL/T516-2006)要求，调度自动化系统调度员潮流月合格率2()，争取(),调度员潮流计算结果误差W(),争取()o(B)oA、90%、95%、2.0%、1.0%B、90%、95乐2.5%、1.5%C、95%、100%、2.0%、1.0%D、95%、100%、2.5%、1.5%二、多选题.能量管理系统主站系统硬件主要包括设备类型：前置系统、服务器、工作站、网络和安全设备、输入输出设备以及(A、B、D)oA、时钟系统B、外存储器C、交流采样装置D、专用不间断电源.EMS的计算机体系结构：（A、C、D）A、集中式B、标准式C、分布式D、开放式.在下列EMS传输的信息中，哪些是下行信息（C、D、E）oA、遥测B、遥信C、遥控D、遥调E.对时报文.专线通道质量的好坏，对于远动功能的实现，有很大的影响作用。判断专线通道质量的好坏，通常有几种常用手段：（A、B、C、D）A、观察远动信号的波形，看波形失真情况B、环路测量信道信号衰减幅度C、测量信道的信噪比D、测量通道的误码率.在EMS中，查看历史数据时会发现在某一时间点某些公式计算结果与分量并不对应，导致这一现象的原因是（A、B、D）oA、采集和计算的实时数据不带时标B、公式计算后得出的结果与该公式的分量存储到历史数据库中时存在不同步C、服务器CPU速度不够或内存偏小D、A公式某分量是B公式的计算结果，但在计算次序中B公式晚于A公式.目前EMS主站系统用于遥调设点的功能有：（A、B）A、AGCB、AVCC、LF.调度自动化系统由（A、B、D）构成。A、主站系统B、子站设备C、远动系统D、数据传输通道E.通信系统.主站系统采用通信规约与子站系统通信的目的是（B、D）oA、降低传送信息量B、保证数据传输的可靠性C、改正数据传输的错误D、保证数据传递有序.调度自动化系统的人机系统包括以下设备：（A、B、C、D）A、彩色屏幕显示设备B、打印和记录设备C、电力系统调度模拟屏及控制器D、大屏幕显示系统及控制器E.不间断电源.下面属于地区电网调度自动化系统应用软件基本功能的是（A、B、C）oA、网络拓扑B、调度员潮流C、负荷预报D、静态安全分析E.自动电压控制.下面属于网、省调能量管理系统应用软件基本功能的是（B、C）oA、动态安全分析B、状态估计C、调度员潮流D、网络拓扑E.自动发电控制.电力系统分析计算中支路元件参数包括（A、B、C、D）oA、线路电阻B、电抗C、对地导纳D、变压器变比.网络拓扑是一个公用模块，可以被以下哪些应用软件调用（A、B、C、D、E）。A、状态估计B、调度员潮流C、安全分析D、最优潮流E.调度员培训模拟系统.状态估计的几种常用算法：（B、C、D）A、高斯法B、最小二乘法C、快速分解法D、正交变换法.潮流计算的最常用算法：（A、C）A、牛顿法B、最小二乘法C、快速分解法D、傅立叶法.潮流计算中的计算节点类型包括：（A、B、C）A、P-V节点B、P-Q节点C、平衡节点D、非平衡节点.潮流计算需要输入的原始数据主要有：（A、B、C）A、支路元件参数B、发电机参数C、负荷参数D、灵敏度参数.潮流计算中的有源节点有：（A、B、C）A、发电机B、调相机C、负荷节点D、联络节点.最优潮流可以进行哪些优化？（A、C、D）A、有功B、频率C、无功D、电压.最优潮流的关键技术是：（B、C、D）A、考虑系统的等式约束B、处理函数不等式约束C、解决非线性收敛问题D、考虑离散变量问题.负荷预测准确率一般情况下要受到下列因素的影响：（A、B、C、D）A、电网总用电负荷的大小B、气象数据C、历史数据的完整性D、负荷预报算法.负荷预测依赖于（A、B、C、D）oA、历史同期数据B、天气预报C、近期实时数据D、节假日与工作日.负荷预测算法，目前实用的算法主要有：（A、B、C、D、E）A、线性外推法B、线性回归法C、时间序列法D、卡尔曼滤波法E.人工神经网络法.短路电流计算可以用于（B、D）oA、检验线路潮流是否超过限值B、校核开关遮断容量C、检验电网中运行元件是否超过限值D、调整继电保护定值.为了实现应用软件接口标准化，IEC第57技术委员会13工作组推出了应用软件系统接口的系列标准IEC61970,其核心内容有（A、B、C）oA、公用信息模型（CIM）B、组件接口规范（CIS）C、图形交换方案草案（SVG）D、TASE.2通信规约.在线运行时电压与无功功率控制的目的是：（A、B、D）A、保证用户的电压水平以保证用电设备的高效率运行B、合理利用无功能源使网损最小C、优化机组出力使一次能耗最小D、保持系统中枢点电压以满足电压稳定性的要求AGC.AGC控制模式常用有：（A、B、D）A、定频率控制模式B、定联络线功率控制模式C、定功率控制模式D、频率与联络线偏移控制模式.自动发电控制的主要目标有：（A、B、C）A、维持系统频率在允许误差范围内B、维持互联电网净交换功率及交换电能量在规定值C、计算系统的备用容量，当系统备用容量小于规定值时，发出报警D、计算系统网损，维持电厂母线电压在规定范围内.在下列异常情况下，自动发电控制应自动停止，并发出告警信号： （A、B）A、电力系统频率测量部件故障或频率偏差超过极限时（定频率或联络线功率与频率偏移控制方式）B、某条联络线交换功率测量部件故障或联络线净交换功率偏差超过极限时（定联络线功率或联络线功率与频率偏移控制方式）C、某台参加自动发电控制机组不可用或未响应控制时（定联络线功率或联络线功率与频率偏移控制方式）D、电力系统旋转备用容量小于要求值时（定频率或定联络线功率控制方式）.自动发电控制需要的信息有：（A、D）A、系统频率B、各联络线的无功功率C、参与AGC调节的发电机组无功功率D、参与AGC调节的发电机组最大、最小允许调整出力及调整速率极限31.自动发电控制性能评价标准有：（B、C）A、AO、A10标准B、Al、A2标准C、CPS1、CPS2标准D、CPS1、A1标准.对并网发电机组AGC的考核内容，包括：（A、B、C、D)A、AGC可用率B、AGC调节容量C、AGC调节速率D、AGC调节精度和响应时间DTSTMR.电能量计量系统（TMR）一般由（A、B、C、D）部分组成。A、电能计量装置B、电能量远方终端C、拨号、网络、专线通道D、主站系统.在线更换关口电表时，需要考虑对换表这段时间内损失的电量进行补偿，电量补偿通常采用以下方式（A、B、C）oA、按其相应时段的主表或副表值补偿B、按其相应时段的遥测量积分数据补偿C、按其对侧相应时段的主表或副表值并考虑一定的损耗补偿.线路进行旁路替代前，运行人员需记录（A、B、C）oA、旁路替代时间B、旁路电能表替代前读数C、被替代线路电能表替代前读数D、旁路电能表结束替代时读数OMS.2007年国调中心组织制定了（A、B、D）三项分析制度。A、《电网调度运行分析制度（试行）》B、《电网调度安全分析制度（试行）》C、《电网调度一次设备分析制度（试行）》D、《电网调度二次设备分析制度（试行）》.《E语言规范》主要适用范围包括：（A、B）A、描述电力系统模型B、电力系统应用系统间数据交换C、厂站与主站间实时数据交换D、电能量远方终端与主站系统的数据交换.《E语言规范》中连接符包括：（A、B、C）A、实体连接符B、赋值连接符C、名称连接符D、对象连接符电力市场运营.电力市场电能交易类型主要包括：（A、B、C）A、合约交易B、现货交易C、期货交易D、辅助服务交易.电力市场主体是指按规定获得电力业务许可证的（A、B、C、D）oA、发电企业B、电网经营企业C、供电企业（含独立配售电企业）D、经核准的用户.如果以市场上卖方所表现出的行为作为界定，按照竞争程度的不同来划分，市场结构可以划分为四类：（A、B、C、D）A、完全竞争型市场B、完全垄断型市场C、垄断竞争型市场D、寡头垄断型市场.电力市场中市场力发生作用主要与几个因素有关:（A、B、C、D）A、市场份额B、市场信息获取度C、策略互动（竞价策略、输电阻塞、市场进入壁垒等）D、外部因素（气候、燃料供应、市场机制、机组检修、事故等）.发电辅助服务包括：（A、B、C、D）A、自动发电控制B、旋转备用、非旋转备用、替代备用C、无功及电压支持D、恢复及黑启动规约.DL/T634.5101-2002的帧报文格式可以是：（A、B、A、固定帧长B、可变帧长C、单字符D、信息字.实时网络状态分析从SCADA取实时量测数据，从（A、B、C）等取伪量测数据。A、发电计划B、系统负荷预测和母线负荷预测C、电压调节计划D、实际负荷.用调度员潮流程序能进行给定断面的潮流计算，包括（A、B、C））oA、历史断面B、当前断面C、预想断面D、局部断面（一）判断题（183题）SCADA/EMS.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。（J）.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。（J）.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（EDO.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。（V）.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。（V）.SCADA系统，即监视控制和数据采集系统。（J）.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。（J）.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。（X）.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。（X）.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。（X）.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。（X）.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。（义）.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1280X1024。（J）.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。（X）.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。（X）.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。（X）.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。（J）.前置机主要作用是完成数据采集与数据预处理。（V）前置机可以通过并行处理计算机技术降低主CPU负载。（J）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。（X）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。（J）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。（J）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。（X）EMS主站系统采集后的数据转换一定要在后台主机里完成。（X）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。（X）.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。（X）.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。（J）.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。（X）.时间分辨率是事件顺序记录的一项重要指标。（J）.SOE中记录的时间是信息发送到SCADA系统的时间。（X）.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。（X）.IEC61970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。（J）.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。（V）.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。（X）.状态估计是高维线性方程的加权最小二乘解问题。（X）.提高负荷预测精度的主要途径是硬件要好。（X）.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。（X）.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。（.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。（J）.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。（V）.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。（X）.在电力系统状态估计中，最常用的方法是最小二乘估计法。（V）.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。（J）.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。（V）.调度员潮流软件向其他应用软件提供实时运行方式。（X）.调度员潮流计算是以导纳矩阵为计算基础的计算。（V）.联络节点是潮流计算的无源节点。（J）.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。（J）.潮流计算中的平衡机是单机容量最大的一台发电机。（X）.潮流计算中可以采用单平衡机或多平衡机。（J）.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。（V）.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。（J）.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。（X）.最优潮流是指为达到某一最优目标所做的潮流计算。（J）.调度员潮流是指为达到某一最优目标所做的潮流计算。（X）.最优潮流可以代替有功安全约束调度。（J）.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。（V）.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。（J）.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。（J）.短期负荷预测通常是指24小时的日负荷预测。（X）.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。（V）.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。（V）.母线负荷分配系数是由状态估计在线维护的。（J）.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。（J）.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。（义）AGC.AGC的控制目标（Al、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。（V）.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。（7）.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。（X）.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。（V）.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%。（X）.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（AGO的基本功能之一。（J）.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。（J）.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。（J）.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。（J）.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。（V）.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。（V）.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。（V）

.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。（J）.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。（X）.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）290%；A2（ACE10分钟平均值WLD）290%。（V）.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。（J）.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。（X）.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。（V）.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。（X）.自动发电控制（AGO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。（J）.自动发电控制（AGO具有三个基本功能：备用容量监视、负荷频率控制、经济调度。（V）.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。（X）.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。（V）.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。（X）.经济调度是自动电压控制的一项重要功能。（义）DTS.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。（V）.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。（J）.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。（V）.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。（X）.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。（X）.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。（X）TMR.电能量计量系统（TMR）的电能量数据是带时标存储和传输的。（V）.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。（X）.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。（J）.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。（V）.电能量主站系统应具备与采集终端对时功能。（V）.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。（X）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。（J）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。（J）.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。（V）.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。（J）.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。（V）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。（J）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。（J）.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。（X）.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。（X）.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。（X）.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。（J）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。（X）.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。（J）.计量点齐全、时钟统一是线损统计准确的前提条件。（J）OMS.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。（J）.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。（J）.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。（X）.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。（X）.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。（J）.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。（X）.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。（J）.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.（X）.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。（J）.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。（X）.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。（V）.《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。（X）.《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。 （V）.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。（X）.《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。（V）.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。（X）.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。（.《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：＜,＞,扎/，等。（J）.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。（X）.《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。（V）.《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。（J）.《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（V）.由于E语言与CIMXML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。（J）.《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。（X）.《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。（X）.《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。（V）电力市场运营.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。（J）.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。（J）.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。（V）.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。（义）.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