电力信息化的题目.docx

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电力信息化的题目

1、什么是电力一次设备，什么事电力二次设备，他们之间如何取得电的联系？

答：

电力一次设备:

一次设备是指直接生产、输送和分配电能的高压电气设备。

它包括发电机、变压器、断路器、隔离开关、自动开关、接触器、刀开关、母线、输电线路、电力电缆、电抗器、电动机等。

由一次设备相互连接，构成发电、输电、配电或进行其它生产的电气回路称为一次回路或一次接线系统。

电力二次设备:

对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需的低压电气设备。

如熔断器、控制开关、继电器、控制电缆等。

由二次设备相互连接，构成对一次设备进行监测、控制、调节和保护的电气回路称为二次回路或二次接线系统。

二次设备通过电压互感器和电流互感器与一次设备取得电的联系。

2、电力信息化可分为那两大类应用？

答：

电力信息化可分为两大类应用:

一是电力生产控制，如数据采集与监控（SCADA）系统、分散控制系统（DCS）、配电管理系统（DMS）、能量管理系统（EMS）；二是电力企业管理，如管理信息系统（MIS）、企业资源规划（ERP）、企业资产管理（EAM）、自动作图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）电力营销系统等

3、现场总线技术与以太网和串行通讯有何不同？

答：

现场总线层次结构为三层结构，包括物理层、数据链路层和应用层。

现场总线的层次结构决定了它不同于以太网络和串行通讯。

不同的厂家有不同的总线，不同的总线每层的协议有不同，在一应用系统中可以同时采用几种总线。

常用的总线如CAN总线、Profibus总线、Modbus总线和LonWorks总线等。

4、简述发电厂DCS。

SIS和MIS系统的主要区别？

5、EMS系统三级结构中每级的任务是什么？

答：

   EMS一般分为3级:

数据收集级、能量管理级和网络分析级。

数据收集级的任务是实时收集电力系统数据并监视其状态,其主要数据采集系统是SCADA。

能量管理级利用电力系统总体信息（频率、时差、机组功率、联络线功率等）进行调度决策,主要功能有:

负荷预测和发电计划等。

网络分析级从SCADA级取实时量测值和开关状态信息;向SCADA级送量测质量信息;网络分析级从能量管理级取负荷预测值和发电计划值,向能量管理级送网络修正系数和机组安全限制值。

6、DMS和EMS的相同点和不同点？

答：

DMS与EMS的相同点

DMS与EMS的相同点

（1）两者采集电力系统数据的内容和方式基本相同，都来自于远方量测终端或计算机转发。

（2）两者均用显示器做人机会话手段进行监视和操作。

（3）两者均配置网络分析软件，帮助调度员分析当前状态，指导未来运行。

（4）两者均可保留当前系统状态（方式），供以后恢复和分析。

（5）两者均与其它系统联接，共享数据与分析成果。

DMS与EMS的不同点：

（1）配电多为放射形或少环网，输电系统多环网。

（2）配电设备（如：

分段器、重合开关和电容器等）沿线分散配置，输电设备多集中在变电站。

（3）配电系统RTU数量大，每个远方量测终端采集量少，但总采集量大，输电系统相反。

（4）配电系统许多野外设备由人工操作，输电系统则多为远方操作。

（5）配电系统非预想（如交通事故引起）结线变化多于输电系统，配电系统设备扩展频繁，检修工作量大。

（6）配电系统自动化比输电系统晚，水平相对低。

7、电力二次系统安全防护的总体策略是什么？

电力信息安全的分区结构及各区包括的主要系统有哪些？

答：

为实现电力二次系统的安全防护，总体策略是安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证。

电力系统信息基础架构的分区结构原则上划分为生产控制大区和管理信息大区。

生产控制大区可以分为控制区（安全区I）和非控制区（安全区II）;管理信息大区在不影响生产控制大区安全的前提下，可以根据各企业不同的要求划分安全区，通常划分为生产管理区（安全区III）和办公管理系统（安全区IV）。

（1）安全区I是实时控制区，安全保护的核心。

（1）安全区I是实时控制区，安全保护的核心。

凡是具有实时监控功能的系统或其中的监控功能部分，均应属于安全区I。

如各级调度的SCADA（AGC/AVC）系统、EMS系统、WAMS系统、变电站自动化系统，配网自动化系统以及电厂实时监控系统等，其使用者为调度员和运行操作人员，据实时性为秒级，外部边界的通信均通过电力调度数据网（SPDnet）的实时VPN。

（2）安全区II是非控制业务区。

不直接进行控制但和电力生产控制有很大关系，短时间中断就会影响电力生产的系统均属于安全区II。

属于安全区II的典型系统包括水调自动化系统、电能量计费系统、发电侧电力市场交易系统、电力模拟市场、功角实时监测系统等。

其面向的使用者为运行方式、运行计划工作人员及发电侧电力市场交易员等。

数据的实时性是分钟级、小时级、日、月甚至年。

该区的外部通信边界为SPDnet的非实时VPN。

（3）安全区III是生产管理区。

该区的系统主要用于生产管理，典型的系统有DMIS系统、DTS系统、雷电监测系统、气象信息以及电厂生产管理信息系统等。

该区中公共数据库内的数据可提供运行管理人员进行web浏览。

该区的外部通信边界为电力数据通信网（SPInet）。

（4）安全区IV是办公管理系统。

包括办公自动化系统或办公管理信息系统。

该区的外部通信边界为SPInet或因特网。

8、简述SG186工程中采用了那些热点技术？

各解决何种问题？

答：

SG186工程中采用主要的热点技术有一体化技术，安全技术等，采用面向服务的架构SOA，解决的是应用共享问题,采用信息公共模型（CIM）,解决数据共享问题问题以及企业资源规划系统ERP解决电力企业的资源管理问题。

9、简述数字化变电站二次系统的三层架构？

⏹答：

IEC61850标准从逻辑上将变电站自动化系统分为三层，即变电站层、间隔层、过程层。

过程层是IEC61850标准中提出的新概念，数字化变电站过程层主要包括电子式互感器、断路器和变压器等高压一次设备及其智能终端，该层主要实现信号的采集和对系统的操作控制;

间隔层包括数字式保护、计量、监控等二次设备，负责间隔内信息的运算处理与控制，以及与过程层和站控层的网络通信工作;

变电站层有些类似于传统变电站的综自系统，负责全站信息的管理和远方调度等信息的通信。

10、目前我国电网调度分为那五级？

电网调度的基本任务有哪些？

答：

我国电网调度分为五级:

国调、网调、省调、地调和县调，各级调度的任务有所不同。

具体任务包括：

保证较高的安全水平，保证供电质量的优良，保证系统运行的经济性，选用具有足够的承受事故冲击能力的运行方式，保证提供强有力的事故处理措施。

11、配电管理系统DMS主要功能有哪些？

答：

DMS数据分为两大类：

SCADA和人工输入，而且后一部分目前占的比重相当大。

即使将来，投诉电话、报警电话和野外抢修队电话也需人工登录。

DMS安全管理主要是诊断故障、隔离故障和恢复供电，减少停电损失。

DMS经济调度主要是降低网损，方法是平衡设备中的潮流分布和调整电压。

DMS电压管理包括电压监视和控制，保证电压质量，并与降低网损目标一致。

DMS负荷管理用于监视和控制用户负荷，现有两种方式：

供电侧控制和用户侧控制，它可缓和供电紧张、抑制恢复供电的冲击电流（负荷冷起动），使供、用双方各得其利。

DMS中自动绘地图和设备管理（AM/FMM）主要服务于设备维修、投诉电话处理、报装、抢修及规划设计等。

此外，管理信息系统、自动抄表、继电保护整定、配电规划等项目均可包括进DMS中或与之相联接。

12、简述火电厂信息化系统的三层结构以及各系统的主要区别？

答：

火电生产企业生产和管理一般分为三个层次：

下层的控制操作层，DCS系统，面向运行操作者；

中间生产管理层，SIS系统，面向生产和技术管理者；

上层经营管理层，MIS系统，面向行政和经营管理者。

DCS（分散控制系统）是属于生产过程控制系统范畴

DCS系统完成对设备运行层实时数据的采集、转换和存储，控制设备生产运行。

是一个过程控制系统。

运行人员通过DCS实现对设备的控制功能，它强调的是运行的准确，以稳定性和安全性为首要目标。

厂级监控信息系统（SIS）是属于实时生产过程管理和监控范畴。

从机组DCS系统、辅助车间程控系统（PLC）等过程控制系统以及其它数据源中集成实时过程信息和历史数据，构成生产实时数据库和历史数据库，为生产管理人员的分析和决策提供支持，它强调的是发电厂优化控制与管理方面。

管理信息系统（MIS）是属于厂级管理现代化范畴。

管理信息系统（MIS）的主要任务是信息处理，积累信息事务层的非实时数据，帮助企业优化资源配置。

它强调信息流程的整体性，其信息可为所有决策人员使用，而对中、高层决策者所需的内外部信息和适应个人决策风格的经验和判断，则只提供部分信息的支持，不可能达到使决策者操作得心应手的程度。

13、数字化变电站具有哪些特征？

答：

一次设备的数字化和智能化。

变电站内传统的电磁式互感器由电子式器替代，直接向外提供数字式光纤以太网接口;站内采用具备向外进行数字的智能断路器、变压器等设备，或者在这些一次设备就地加装智能终端实现的数字式转换与状态监测，达到一次设备数字化和智能化的要求。

二次设备的数字化和网络化。

数字化变电站的二次设备除了具有传统式设备的特点外，还具备对外光纤网络通信接口，与传统变电站信息传输以为媒介不同，数字化变电站二次信号传输基于光纤以太网实现。

变电站通信网络和系统实现IEC61850标准统一化。

数字化变电站全站通信网络和系统实现均采用IEC61850标准，该标准的完系统性、开放性保证了数字化变电站站内设备具备互操作性的特征。

运行管理系统的自动化。

在现有综自系统已经具备较大程度的自动化的基础上，数字化变电站在站内设备的互操作性、信号的光纤传输、网络通x讯平台的信息共享等方面进一步体现了运行管理自动化的特点。

14、电网调度自动化系统分为那两层，分别具有什么功能？

答：

电网调度自动化系统分为调度主站层和厂站层两部分。

主站层通常完成信息的收集、管理、监视、分析及决策等方面的功能，厂站层则完成信息的采集及主站控制指令的执行功能。

15、为什么电力系统的量测不能直接用于分析计算，而必需要经过状态估计呢？

答：

状态估计是利用在线程序,实时处理远动装置送来的遥测和通信信息,从而得出表征电力系统实际结构和运行的可靠值,使各种误差和干扰的影响达到最小,状态估计也被称为滤波.状态估计问题就是按照一定的估计准则,对量测值进行处理,从而得到使目标函数最优的状态值的过程。

⏹

16、简述负荷测量的基本过程？

⏹答：

1.调查和选择历史负荷数据资料

多方面调查收集资料，包括电力企业内部资料和外部资料，从众多的资料中挑选出有用的一小部分，即把资料浓缩到最小量。

挑选资料时的标准要直接、可靠并且是最新的资料。

如果资料的收集和选择得不好，会直接影响负荷预测的质量。

⏹2.历史资料的整理

一般来说，由于预测的质量不会超过所用资料的质量，所以要对所收集的与负荷有关的统计资料进行审核和必要的加工整理，来保证资料的质量，从而为保证预测质量打下基础，即要注意资料的完整无缺，数字准确无误，反映的都是正常状态下的水平，资料中没有异常的"分离项"，还要注意资料的补缺，并对不可靠的资料加以核实调整。

⏹3.对负荷数据的预处理

　　在经过初步整理之后，还要对所用资料进行数据分析预处理，即对历史资料中的异常值的平稳化以及缺失数据的补遗，针对异常数据，主要采用水平处理、垂直处理方法。

4.建立负荷预测模型

　　负荷预测模型是统计资料轨迹的概括，预测模型是多种多样的，因此，对于具体资料要选择恰当的预测模型，这是负荷预测过程中至关重要的一步。

1.调查和选择历史负荷数据资料

5.预测误差分析

　　预测总会有一定的误差，这就需要在计算预测值的基础上,分析时间和空间各因素的变化及其影响程度，估计可能产生的预测误差，并修正预测结果。

17、简述智能电网调度支持系统的主要技术特点？

答：

（1）标准化

系统充分支持国际和国家先进技术标准，支持IEC61970、IEC61850、IEC61968、IEC62351等系列最新国际标准；推进标准创新，占领技术标准制高点，积极参与国际标准开发。

实时数据库和商用数据库管理系统支持符合IEC61970CIM标准的面向对象的数据模型，支持符合CIM标准的数据文件的输入和输出。

提供符合IEC61970CIS标准的EMS实时数据交换API接口。

支持符合IEC61970标准的第三方应用软件的接入，实现即插即用。

IEC61970系列标准是国际电工委员会（IEC）第57分会（电力系统控制与相关通信）第13工作组制定的一套国际便准，即：

能量管理系统应用程序接口（EMS-API）标准。

IEC61970-301定义了公用信息模型（CIM,CommonInformationModel）基本软件包的集合，它提供了EMS信息物理方面的逻辑视图。

标准IEC61970-302，定义了财务和能量计划（电力市场）逻辑视图。

标准IEC61970-303，定义了SCADA逻辑视图。

（2）一体化

一是电网调度运行控制的一体化。

针对一体化的电网特性，扩大建模和信息采集分析范围，实现各级调度一体化的电网实时监视、分析、控制和保护，实现调度计划、调度管理的上下级联动和实时监控分析的有机整合；

二是电网计划编制和分析计算的一体化。

需要协调各级电网运行方式、检修计划与新设备投产计划，集中开展“三华”电网计算分析、迎峰度夏和迎峰度冬运行方式审查、季度运行方式滚动分析、月度安全校核以及临时方式校核，统筹制定电网运行方式与稳定控制策略；

三是电网调度管理的一体化。

要实现国、网、省三级调度管理应用的有机互联互通，形成一个横向和纵向上广域分布式共享和协调运作的整体。

（3）集成化

集成化实现调度数据的整合，实现数据和应用的标准化，实现相关应用系统的资源整合和数据共享，实现电网调度信息化和管理现代化，从而为实现调度智能化服务。

系统应统筹考虑国调各应用功能的数据及应用需求，以面向服务的体系结构，按照应用和数据集成的理念，构造统一支撑的数据平台和应用服务总线，实现数据整合和应用功能整合，达到数据共享、数据一致、应用功能增值的目的，并为调度自动化系统的运行和开发提供功能强大、方便易用的集成支撑环境。

（4）智能化

调度技术支持系统是为调度决策服务的，因此要解决调度决策的智能化问题，首先必须充分集成调度决策所必需的全部信息，包括EMS信息、PMU动态量测信息以及继电保护、安全自动装置、故障录波、环保、气象、水情、新能源等稳态、暂态和动态信息；其次，必须充分利用动态预警、可视化等智能调度技术手段，提高调度运行规范化和科学化水平。

通过构建这样一个广域信息的集成数据平台，综合利用包括SCADA/EMS、WAMS、保护动作和事件记录在内的电网静态、动态和暂态信息系统资源，兼具防御功能的实时监测、分析处理和辅助决策功能。

实现全网安全稳定实时监视和预警、在线智能辅助决策和预防控制，确保电网的安全稳定运行。

（7）开放性

系统应采用开放的体系结构，支持多种硬件平台，提供开放的第三方开发、编辑环境，支持标准的数据库访问接口、标准的网络通信协议、标准的模型和接口，在系统容量和功能上具有良好的可扩展性，能适应电网快速发展过程中产生的新要求。

（8）先进性

系统应充分吸收借鉴国内外相关领域的先进技术和最新研究成果，采用面向服务的体系架构（SOA）、基于安全分区的体系结构、面向设备的标准模型和统一的可视化界面等国际前沿技术，基础平台和综合智能告警的一些关键技术实现突破性创新，达到国际领先水平。

（9）安全性

系统应具有高度的安全保障能力，在任何情况下，系统的操作失败或系统缺陷不能导致一次系统的事故或二次系统的崩溃。

系统应具有保密功能，保证核心业务数据在存储、传输、使用过程中的完整性、可用性。

系统应具备完善的安全管理功能，防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的越权操作。

满足信息技术等级保护要求。

18、简述PLC的工作原理？

⏹答：

PLC采用循环扫描工作方式，这个工作过程一般包括五个阶段：

内部处理、与编程器等的通信处理、输入扫描、用户程序执行、输出处理，其工作过程如图2-10所示。

19、水电站厂级监控系统的主要任务和功能有哪些？

答：

（1）实现站级层监控系统对相应主要机电设备运行工况、位置、参数的监视,并实现对主要开关设备的状态监视并显示。

（2）实现站级层监控系统对相应主要机电设备的现地/远方，自动/手动监控，调节，包括机组起/停，开关倒闸等.操作员工作站通过人机接口或者根据调度的命令、应用程序（AGC、AVC等）的命令自动地对监控系统对象进行控制和调节。

（3）具有越限报警和趋势报警功能.

（4）在电力系统事故或电站设备工作异常时，监控系统应能自动起动音响报警、语音电话自动告警系统，并在操作员站上显示报警信息,打印报警信息并记录入数据库.

（5）监控系统异常监视：

当监控系统的硬件或软件发生故障时，给出提示信息，并在操作员工作站上显示故障位置和进行打印记录。

同时，在工程师站上给出报警信号，显示故障位置及原因。

（6）对系统运行的各种数据进行收集、统计、分析判断，提供生产运行和维护指导。

站所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表等应记录下来，并能以一定格式显示，在打印机上打印及通过光盘刻录机以文件的方式储存在光盘上。

打印记录分为定时打印记录、事故、故障打印记录、操作打印记录及召唤打印记录等工作模式。

报表：

生成各种周期性的统计报表，时间间隔可由操作人员选择，也可根据操作员的指令随时生成各种报表。

20、数字化变电站的实时性特别是过程层的实时性问题如何解决？

答：

数字化变电站主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。

数字化变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流、电压互感器代替常规的TA和TV，将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC61850标准的统一信息建模，并采用智能断路器控制等技术，这使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越。

21、简述调度自动化系统的内涵和外延？

答：

调度自动化系统的内涵是电网运行和控制的信息化和智能化以及电网企业经营和管理的信息化和智能化。

调度自动化系统的外延已经涵盖电网调度中心的大多数信息系统。

包括：

数据采集和监视（SCADA）、能量管理（EMS）、调度员培训（DTS）、电能计量计费、故障信息管理、雷电监测、调度信息管理、电力市场交易、电力系统实时动态监测、电网运行环境监测等系统、继电保护和故障录波信息系统、电网企业管理信息系统等。

22、简述物联网所采用的关键技术？

⏹答：

物联网的关键环节包括“感知、传输、处理”。

也有说法物联网的三层结构：

感知层、传输层、应用层。

感知主要包括二维码标签和识读器、RFID（RadioFrequeneyID）标签和读写器、摄像头、GPS、传感器以及M2M终端、传感器网络和传感器网关等，要解决的重点问题是感知和识别物体、采集和捕获信息。

23、电力检测系统独有的信息安全特征有哪些？

答：

1、安全威胁的差异性。

2、安全需求的多样性。

3、事故后果的严重性。

4、事故样本的缺失性。

5、信息架构的异构性。

6、控制流程的协同性。

24、电力信息网由哪些安全防护技术措施？

答：

网络防火墙，物理隔离装置，入侵检测系统，网络隐患扫描系统，安全扫描技术与入侵检测相互配合，网络防病毒，数据加密及安全，数据备份，可靠安全审计，数据库安全，自动化补丁和资产管理，。

25、要实现智能配电网的自愈和优化控制，需要满足那些条件？

答：

1）具备各种智能化的开关设备和智能化的配电终端设备。

2）配电网系统中拥有多电源,具有灵活可靠的拓扑结构。

3）可靠的通信网络。

智能配电网运行优化和自愈控制功能是通过在控制或配调中心后台在线、实时、连续分析和远方遥控实现的,要求配电通信网络必须可靠,主要考虑主通信网络瘫痪情况下的备用通信网络或备用控制方案。

同时,还要求通信速度要快、信息处理能力要强。

26、智能配电网的主要技术内容包括那些？

答：

1）配电数据采集与监控（SCADA）技术。

2）变电站自动化（SA）。

3）馈线自动化（FA）,指中压电网故障定位、隔离与自动恢复供电技术。

4）高级量测体系，是一个使用智能电表收集并分析用户用电数据的系统。

AMI是传统自动抄表（AMR）技术的新发展。

5）配电管理自动化,包括设备管理、检修管理、停电管理、规划设计管理等内容。

6）客户信息系统（CIS）,又称用电管理系统,对用户及其用电信息进行计算机管理。

7）配电设备在线监测技术。

8）DER并网技术,包括DER的/即插即用、优化调度以及微网（microgrid,MG）共3部分内容。

MG是指接有DER的配电子系统,可脱离主网独立运行。

9）柔性交流配电技术（简称配电FACTS）,是FACTS技术在配电网的延伸,又称定制电力技术。

10）故障电流限制技术,指利用电力电子、高温超导等技术限制短路电流。

27、智能配电网具有哪些功能特征？

答：

1）技术内容更为丰富。

SDG以提高系统整体性能、节约总体成本为目的,强调各种技术的有机融合、协调应用。

2）性能更为完善。

支持DER的大量接入、深度渗透。

通过综合应用先进的测控技术、电力电子技术并发挥DER、需求侧管理的作用,使供电可靠性、电能质量、资产利用效率等都较传统配电网有实质性的提高。

3）实现与用户的互动,包括为用户提供择时用电、自有DER上网等。

DA中的AMR技术只是单向读取用户电表显示的用电量,不支持与用户互动的功能。

28、电力系统状态估计得主要功能有哪些？

答：

电力系统状态估计是电力系统调度中心的能量管理系统（EMS）的核心功能之一，其功能是根据电力系统的各种量测信息，估计出电力系统当前的运行状态。

现代电网的安全经济运行依赖于能量管理系统（EMS），而能量管理系统的众多功能又可分成针对电网实时变化进行分析的在线应用和针对典型潮流断面进行分析的离线应用两大部分。

电力系统状态估计可以说是大部分在线应用的高级软件的基础。

如果电力系统状态估计结果不准确，后续的任何分析计算将不可能得到准确的结果。

29、电力系统负荷短期，中期和长期符合预测各有什么作用？

答：

负荷预测根据目的不同，可分为超短期、短期、中期和长期负荷预测。

⏹超短期负荷预测是指未来1h以内的负荷预测，在安全监视状态下，需要5～10s或1～5min的预测值，预防性控制和紧急状态处理需要10min至1h的预测值。

⏹短期负荷预测是指日负荷预测和周负荷预测，分别用于安排日调度计划和周调度计划，包括确定机组起停、水火电协调、联络线交换功率、负荷经济分配、水库调度和设备检修等，对短期预测，需充分研究电网负荷变化规律，分析负荷变化相关因子，特别是天气因素、日类型等和短期负荷变化的关系。

⏹中期负荷预测是指月至年的负荷预测，主要用于电力系统的发展规划，为系统未来的发展规模提供依据，包括电源扩建计划、电网结构改建计划、以及设备更新改造计划等。

⏹长期负荷预测是指未来3～5年甚至更长时间段内的负荷预测，主要用来制定电力工业战略规划或发展设想，包括燃料需求量、