1、1智能变电站继电保护题库第一章 判断题1智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。2智能变电站内智能终端按双重化配置时，分别对应于两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则并接至合闸线圈。3对于 500kV 智能变电站边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压合并单元接入相应间隔电压合并单元的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。4任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过 4 个交换机。当采用级联方式时，允许短时丢失数据。5智能变电站内双重化配置的两套保护电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。6双重化配置保护使用的 GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的
2、原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。7智能变电站要求光波长 1310nm 光纤的光纤发送功率为-20dBm -14dBm，光接收灵敏度为-31dBm -14dBm。8智能变电站中 GOOSE 开入软压板除双母线和单母线接线外启动失灵、失灵联跳开入软压板既可设在接收端，也可设在发送端。9有些电子式电流互感器是由线路电流提供电源。这种互感器电源的建立需要在一次电流接通后迟延一定时间。此延时称为“唤醒时间” 。在此延时期间，电子式电流互感器的输出为零。10唤醒电流是指唤醒电子式电流互感器所需的最小一次电流方均根值。11温度变化将不会影响光电效应原理中互感器的准确度。12长期大功率激
3、光供能影响光器件的寿命，从而影响罗氏线圈原理中电子式互感器的准确度。13合并单元的时钟输入只能是光信号。14用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一直流电源。15电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。16现场检修工作时，SV 采样值网络与 GOOSE 网络可以联调。217GOOSE 跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。18220kV 智能变电站线路保护，用于检同期的母线电压一般由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。19智能变电站母线保护按双重化进行配置。各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。2
4、0智能变电站采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应母线保护子单元。21智能变电站保护装置重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况。22与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器动作范围大，频率范围宽。23传统电磁感应式互感器比电子式互感器抗电磁干扰性能好。24有源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏（Rogowski）线圈式和“罗氏线圈+小功率线圈”组合两种形式。25有源式电子式电流互感器（ECT）主要是利用法拉第（Faraday）磁光感应原理，可分为全光纤式和磁光玻璃式。26有源式电子式电压互感器（EVT）主要应用泡克耳斯（Pockels）
5、效应和逆压电效应两种原理。27无源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏（Rogowski）线圈式和“罗氏线圈+小功率线圈”组合两种形式。28无源式电子式电压互感器（EVT）主要采用电阻、电容分压和阻容分压等原理。29电子式电流互感器和电压互感器在技术上无法实现一体化。30电子式互感器是一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流（或电压）传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表，继电保护或控制装置。31智能变电站继电保护装置除检修采用硬压板外其余均采用软压板。32智能变电站和常规变电站相比，可以节省大量电缆。33IEC61850 系列标准的推
6、出，很好地解决了原来各厂家产品通信规约不一致、互操作性差的问题。34MMS 报文用于过程层状态信息的交换。35GOOSE 报文用于过程层采样信息的交换。36GOOSE 变位时为实现可靠传输，采用连续多次传送的方式。37跳合闸信息、断路器位置信息都可以通过 GOOSE 传递。38SV 传输基于广播机制。339Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范规定，SV 采样值应遵循 GB/T 20840.8-2007互感器 第8 部分：电子式电流互感器 （IEC60044-8）或 DL/T 860.92-2006变电站通信网络和系统 第 9-2 部分：特定通信服务映射（SCSM）映射到 IS
7、O/IEC 8802-3 的采样值 （IEC61850-9-2）标准。40SV 传输标准 IEC61850-9-1变电站通信网络和系统 第 9-1 部分：特定通信服务映射通过单向多路点对点串行通信链路的采样值可以用于网络传输采样值。41SV 传输标准 IEC61850-9-2 只能用于网络传输采样值。42IEC 60044-7/8 又称为 FT3，为互感器标准，一般用于互感器和采集器的数据接口标准。43SV 传输标准 IEC61850-9-2 自由定义通道数目，最多可配置 22 个通道。44智能变电站必须采用电子式互感器。45智能变电站必须采用合并单元。46智能变电站母线保护不需要设置失灵开入
8、软压板。47对于采样值网络，每个交换机端口与装置之间的流量不宜大于 40Mbit/s。48合并单元采样值发送间隔离散值应小于 20s，从而满足继电保护的要求。49110kV 及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。50智能变电站 110kV 合并单元智能终端集成装置中，合并单元和智能终端的功能可共用一块 CPU 实现。51智能变电站一体化监控系统中，根据数据通信网关机的分类，可将全站分为安全区、安全区、安全/区等几个分区。52IEC61850 系列标准是一个开放的标准，基于已公开的 IEC/IEEE/ISO/OSI 的通信标准。53IEC61850 系列标准采用 MMS 作为应用层协议，支持自
9、我描述，在线读取/修改参数和配置，不可采用其他应用层协议。54若保护配置双重化，保护配置的接收采样值控制块的所有合并单元也应双重化。55保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过 GOOSE 网络传输。56IEC61850 系列标准中规定了站内网络拓扑结构采用星型方式。57采用双重化通信网络的情况下，两个网络发送的 GOOSE 报文的多播地址、APPID 必须不同，以体现冗余要求。58智能变电站调试流程中只有现场调试和投产试验是在现场完成，系统测试则需在实验室完成。459IEC 61850-9-2 采样值都是以一次值传输的，因此合并单元和保护中并不需要设置
10、互感器变比。60数字化线路保护中，线路一侧是常规互感器，线路对侧时电子式互感器，如果不进行任何处理，正常运行时不会出现差动电流。61由于变压器各侧的合并单元通道延时可能不一致，所以保护装置中需要实现数据同步。62在交换机上为了避免广播风暴而采取的技术是快速生成树协议。63交换机的存储转发比直通转发有更快的数据帧转发速度。64当合并单元的检修压板投入时，其发出的 SV 报文中的“Test”位应置“0” ；当检修压板退出时，SV 报文中的“Test”位应置“1” 。65合并单元通信中断或采样数据异常时，相关设备应可靠闭锁。66变压器绕组温度监测 IED 一般采用 Pt100 传感器。67根据 Q/
11、GDW 410-2011智能高压设备技术导则 ，所有监测 IED 均接入过程层网络，并以 MMS 协议向监测主 IED 报送监测信息。68国家电网公司企业标准规定，合并单元和智能终端必须配置液晶显示。69智能变电站保护测控投上检修压板后，仍然向主站上送变位报文。70每个过程层装置都有唯一的 MAC 地址和 APPID 地址。71端口 1 作为镜像端口用来镜像端口 2.3 的数据，端口 1 就不能作为普通端口和其他装置通信了。72GOOSE 报文心跳间隔由 GOOSE 网信通信参数中的 MaxTime（即 T0）设置。73 “远方修改定值” 、 “远方切换定值区” 、 “远方控制压板”只能在装置
12、就地修改，当某个远方软压板投入时，装置相应操作只能在远方进行，不能就地进行。74用于标识 GOOSE 控制块的 appID 必须全站唯一。75当外部同步信号失去时，合并单元输出的采样值报文中的同步标识位“SmpSynch”应立即变为 0。76GOOSE 通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。77装置 ICD 文件中应预先定义统一名称的数据集，装置制造厂商不应预先配置数据集中的数据。78本体智能终端的信息交互功能应包含非电量动作报文、调档及测温等。79220kV 及以上变压器各侧的智能终端均应按双重化配置；110kV 变压器各侧的智能终端宜按双套配置。80断路器、隔离开关采用单位置接入时，由
13、智能终端完成单位置到双位置的转换，形成双位置信号给继电保护和测控装置。81直接采样是指智能电子设备（IED）间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输。82SV 报文 MAC 地址的推荐范围为 01-0c-cd-04-00-0001-0c-cd-04-ff-ff。583某 IEC 61850-9-2 的 SV 报文中电压量数值为 0x00c71fb，已知其为峰值，那么其有效值是 0.5768kV。84MMS 报文采用发布/订阅的传输机制。85SendMSVmessage 服务应用了 ISO/OSI 中的物理层、数据链路层、网络层、表示层及应用层。86当外部同步信号失去时，合并单元
14、应该利用内部时钟进行守时。87合并单元应能够接收 IEC61588 或 B 码同步对时信号。合并单元应能够实现采集器间的采样同步功能，采样的同步误差应不大于1ms。在外部同步信号消失后，至少能在 10min 内继续满足 4ms 同步精度要求。88已知合并单元每秒中发 4000 帧报文，则合并单元中计数器的数值将在 14000 之间正常翻转。89间隔层设备宜采用 IRIG-B、SNTP 对时方式。90在智能化母差采用点对点连接时，由于单元数过多，主机无法全部接入，需要配置子机实现、主机将本身采集的采样值和通过子机发送的采样值综合插值后送给保护 CPU 处理，在点对点情况下主机和子机之间需设置特殊
15、的同步机制。91智能变电站的断路器保护失灵逻辑实现与传统变电站原理相同，本断路器失灵时，经 GOOSE 网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。92智能变电站线路差动保护装置不能两侧分别采用常规互感器和电子式互感器。93高压并联电抗器非电量保护采用就地 GOOSE 点对点跳闸。94根据 Q/GDW 396-2009IEC61850 工程继电保护应用模型规定，GOOSE 双网冗余机制中两个网络发送的 GOOSE 报文的多播地址、APPID 不应一致。95交换机的转发方式有存储转发、直通式转发等，存储转发方式对数据帧进行校验，任何错误帧都被丢弃，直通式转发不对数据帧进行校验，因而转发速度快于
16、存储转发。96交换机的一个端口不可以同时属于多个 VLAN。97变电站应按双重化要求配置两套时间同步系统，以提高时间同步系统的可靠性。98合并单元装置启动完毕后即可对外发送采样数据。99远方调度通过遥调的方式对定值区进行修改，定值区号放入遥信数据集。100点对点采样方式下，合并单元失步后，保护装置应能发采样失步告警信号。101. 当断路器卫分相操动机构时，断路器总位置由智能终端合成，逻辑关系为三相与。102. 保护定值单采用装置 ICD 文件中固定明城的定值数据集的方式，装置参数数据集名称为 DSPARAMETER,装置定值数据集名称为 DSSETTING,均通过 SGCB 控制。 103.
17、正常运行时，如果运行人员误投入装置检修压板，可能造成保护误动。104. 当装置检修压板投入时，装置发送的 GOOSE 报文中的 TEST 应置 FALSE,发送采样值报文中采样值数据的品质 Q 的 TEST 位应置 TRUE。105. 某智能变电站里有两台同厂家、同型号、同配置的线路保护装置，这两台装置的 ICD 文件可能相同，CID 文件也有可能相同。6106. 配置描述语言 SCL 基于可扩展标记语言 XML 定义。107. 当交换机用于传输 SV 或 GOOSE 等可靠性要求较高的信息时应采用光接口。108. 智能变电站标准中定义的发送 GOOSE 报文服务不允许客户以未经请求和未确认方
18、式发送变量信息。109. GOOSE 报文心跳间隔由 GOOSE 网络通信参数中 MaxTime（即 T0）设置。110. GOOSE 输出数据集应使用 DO 方式。111. GOOSE 报文只能用于传输开关跳闸、开关位置等单位遥信或双位置遥信。112. GOOSE 报文的传输要经过 OSI 中的全部 7 层。113. 线路保护应直接采样，经 GOOSE 网络跳断路器。114. 变压器保护应直接采样，直接跳各侧断路器。115. 录波及网络报文记录分析装置采样值传输应采用点对点方式。116. 要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。117. 保护装置 GOOSE 中断后，保护装置
19、将闭锁。118. 根据 IEC61850 系列标准，定值激活定值区从 0 开始。119. 用于标识 GOOSE 控制块的 APPID 必须全站唯一。120. 合并单元失去同步时，采样值报文中的样本计数可超过采样率范围。121. IEC61850 系列标准中，SV 报文的 APPID 范围应为 40007FFF。122. 合并单元采样值发送间隔离散值应小于 10US;智能终端的动作时间应不大于 10MS。123. GOOSE 通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。124. SV 全程是采样值，基于客户/服务模式。125. 智能变电站中，保护装置可依赖于外部对时系统实现其保护功能。126. 电
20、子式电压互感器的复合误差不大于 5P 级要求。127. 根据 Q/GDW441-2010，智能控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在-1050C，湿度保持在 90%以下。128. 根据 Q/GDW441,智能变电站光缆应采用金属铠装、阻燃、防鼠咬的光缆。129. 单个保护装置的 IED 可以有多个 LD 和 SGCB，每个 LD 应可有多个 SGCB 实例。130. 智能变电站合并单元失去同步时，母线保护、主变压器保护将闭锁。131. 智能变电站 3/2 接线断路器保护安断路器单套配置，包含失灵保护及重合闸等功能。132. 同一个 LD 的相过流和零序过流的 LN 名都为 PT
21、OC,可通过 ININST 号或前缀来区分。133. 告警信号数据集中包含所有影响装置部分功能，装置仍然继续运行的告警信号和导致装置闭锁无法正常工作的报警信号。134. 遥测类报告控制块使用有缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以 Brcb 开头。135. 遥信、告警类报告控制块为无缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以 urcb 开头。136. BRCB 缓存报告控制块；URCB 指非缓存报告控制块，BRCB 和 URCB 均采用多个实例可视方式。137. 装置站控层访问点 MMS 及过程层 GOOSE 和 SV 访问点均应支持取代服务，以满足调试的需求。138. 当取代的数据配置在数据集中，S
22、UBENA 置为 True 时，取代的状态值和实际状态值不同，应上送报告，上送的数据值为取代后的数值，原因码应置数据变化位。139. BRCB 和 URCB 均采用多个实例可视方式，报告实例应不小于 12.140. 保护当前定值区号按标准从 1 开始，保护编辑定值区号按标准从 0 开始，0 区表示当前允许修改定值。141. 保护装置可通过在 ICD 文件中支持多个 AccessPoint 的方式支持多个独立的 GOOSE 网络。142. IED 配置工具应支持从 SCD 文件自动导出相关 CID 文件和 IED 过程层虚端子配置文件，这两种文件不可分开下装。143. 支持过程层的间隔层设备，对
23、上与站控层设备通信，对下与过程层设备通信，可采用 1 个访问点分别与站控层、过程层 GOOSE、过程层 SV 进行通信。144. 涉及多个时限、动作定值相同且有独立的保护动作信号的保护功能，应按照面向对象的概念划分成多个相同类型的逻辑节点，动作定值只在第一个时限的实例中映射。145. 故障录波应使用逻辑节点 RDRE 进行建模。保护装置只包含一个 RDRE 实例。7146. 取代服务中，当 SUBENA 置为 TRUE 时，改变 SUBVAL、SUBQ 应直接改变相应的数据属性 VAL、Q，同时须再次使能 SUBENA。147. 取代服务使现场调试工作变得极为简便，为了防止数据丢失，装置意外重
24、启后，取代服务应仍能保持。148. “远方修订定值”软压板只能在装置本地修改。 “远方修改定值”软压板投入时，装置参数、装置定值可远方修改。149. 合并单元输出数据极性应与互感器一次极性一致。间隔层装置如需要反极性输入采样值时，应建立负极性SV 输入虚端子模型。150. 新安装保护、合并单元、智能终端装置验收时应检验其检修状态及组合行为。151. 对于有多路(合并单元)SV 输入的保护和安全自动装置检验，应模拟被检装置的两路及以上 SV 输入，检查装置的采样同步性能。152. 新安装的保护装置可按装置类型检验后台各软压板控制功能及图元描述正确性。153. 应用数字化继电保护测试仪进行保护装置
25、调试时，可以读取保护装置输出的 GOOSE 报文关联测试仪的开入开展测试。154. 合并单元故障不停电消缺时，应退出与该合并单元相关的所有 SV 接受压板。155. 只有支路停役断路器分开时，母差相关支路的 SV 接受压板才可以退出。156. 装置之间的 GOOSE 通信需要先握手建立连接。157. 装置之间的 SV 传输通信不需要先握手建立连接。158. 合并单元采样的同步误差不大于1us。159. 母线合并单元通过 GOOSE 接受母联断路器位置实现电压并列功能，双母线接线的间隔合并单元通过GOOSE 接受间隔刀闸（隔离开关）位置实现电压切换功能。160. 双母线接线的间隔合并单元通过 G
26、OOSE 接受母联断路器位置实现电压切换功能。161. 根据 Q/GDW 441-2010，每个合并单元应能满足最多 12 个输入通道和至少 8 个输出端口的需要。162. 根据 Q/GDW 441-2010，合并单元采样值发送间隔离散值应小于 10us。163. 合并单元时钟同步信号在从无到有的变化过程中，其采样周期调整步长应不大于 1us。164. 根据 Q/GDW 441-2010，合并单元应输出电子式互感器整体的采样响应延时。165. 根据 Q/GDW 441-2010，对于接入了两段及以上母线电压的母线电压合并单元，母线电压并列功能宜由合并单元完成。166. 直接采样是指智能电子设备
27、(IED)间经过以太网交换机，以点对点连接方式直接进行采样值传输。167. SV 主要用于实现在多 IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。168. SV 信号发送端采用的数据集明城为 deSMV。169. SV 输入虚端子采用 DA 方式定义。170. 将合并单元的直流电源正负极性颠倒，要求合并单元无损坏，并能正常工作。171. SV 报文中可以同时传输单位置遥信、双位置遥信及测量值等信息。172. 保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由合并单元实现。173. 智能终端装置应是模块化、标准化、插件式结构：大部分板卡应容易维护和更换，且允许带电插拔：任何一个模块
28、故障或检修时，应不影响其他模块的正常工作。174. 智能终端将输入直流工作电源的正负极性颠倒，装置无损坏，并能正常工作。175. 装置正常工作时，其功率消耗不大于 30W；装置动作时，器功率消耗不大于 60W。176. 智能终端 DSP 插件一方面负责 MMS 通信，另一方面完成动作逻辑，开放出口继电器的正电源。177. 智能终端在电源电压缓慢上升或缓慢下降时，装置均不应误动作或者误发信号；当电源恢复正常后，装置应自动回复正常运行。178. 智能终端的开关量外部输入信号应经行光电隔离，隔离电压不小于 2000V179. 智能终端可以通过调整信号输入的滤波时间常数，保证在节点抖动（反跳或震动）以
29、及外部存在干扰下不误发信。8180. 智能终端部需要实现防跳功能。断路器的防跳功能宜在断路器本体机构中实现。181. 智能终端收到 GOOSE 跳闸报文后，以遥信的方式转发跳闸报文来进行跳闸报文的反校。182. 智能终端通过回采跳合闸继电器的节点来判断出口的正确。183. 智能终端部设置软压板是因为智能终端长期处于开关场就地，液晶面板容易损坏，同时也是为了符合运行人员的操作习惯，所以只能终端部设软压板，而设置硬压板。184. 本体智能终端的信息交互功能应包含非电量动作报文、调档及测温等。185. 在发生网络风暴时，智能终端不应误响应和误动作。186. 智能终端可以实现模拟量的采集。187. 智
30、能终端响应正确报文的延时不应大于 1ms。188. 智能终端需要对时。采用光纤 IRIG-B 码对时方式时，宜采用 ST 接口；采用光纤 IRIG-B 码对时方式时，宜采用直流 B 码，通信介质为屏蔽双绞线。189. 对于双套保护配置，智能终端应与保护装置的 GOOSE 跳合闸一一对应；智能终端双套操作回路的跳闸硬接点开出应与断路器的跳闸线圈一一对应，且双重化智能终端跳闸线圈回路应保持完全独立。190. 智能终端可通过 GOOSE 单帧实现跳闸功能。191. 智能终端 GOOSE 订阅支持的数据集不应少于 15 个。192. 智能终端动作时间不大于 7MS193. 智能终端发送的外部采集开关量
31、应带时标。194. 智能终端外部采集开关量分辨率应补大于 1ms，消抖时间不小于 5ms，动作时间不大于 10ms195. 智能终端应能记录输出、输入的相关信息。196. 智能终端应以虚遥信点方式转发收到的跳合闸命令。197. 智能终端遥信上送信号应与外部遥信开入序号一致。198. 智能终端动作时间是指智能终端从接受到 GOOSE 控制命令到相应硬接点动作所经历的时间。通常包括智能终端订阅 GOOSE 信息后的处理响应时间和智能终端开出硬接点的所用时间。199. 采用 GOOSE 服务传输温度等模拟量信号时，在模拟量死区范围内不主动上送数据，以避免模拟量信号频繁变化。200. 过程层包括变压器
32、、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能逐渐以及独立的智能电子设备。201智能高压设备是一次设备和智能组件的有机结合体。202智能高压设备是二次设备和智能组件的有机结合体。203保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过 GOOSE 网络传输，双重化配置的保护之间可直接通过 GOOSE 网络交换信息。204智能终端具有断路器控制功能，根据工程需要只能选择三相控制模式。205智能终端的断路器防跳、三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。206智能终端装置电源模块应为满足现场运行环境的工业级或军工级产品，电源端口
33、必须设置过电压保护或浪涌保护器件抑制浪涌骚扰。207智能终端装置内 CPU 芯片和电源功率芯片应采用自然散热。208智能终端装置应采用全密封、高阻抗、小功耗的继电器，尽可能减少装置的功耗和发热，以提高可靠性；9装置的所有插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。209智能终端开关量外部输入信号宜选用 DC220/110V，进入装置内部时应进行光电隔离，隔离电压不小于2000V，软硬件滤波。信号输入的滤波时间常数应保证在接点抖动（反跳或振动）以及存在外部干扰情况下不误发信，时间常数可调整。210网络通信介质宜采用多模光缆，波长 1310nm 或 850nm，宜统一采用 ST 型接
34、口。211智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。断路器防跳、断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。212智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视、断路器防跳等功能。断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。213智能终端应具有信息转换和通信功能，支持以 GOOSE 方式上传一次设备的状态信息，同时接收来自二次设备的 GOOSE 下行控制命令，实现对一次设备的实时控制功能。214智能终端在任何网络运行工况流量
35、冲击下，装置均不应死机或重启，不发出错误报文，响应正确报文的延时不应大于 1ms。215智能终端装置的 SOE 分辨率应小于 2ms。216智能终端装置控制操作输出正确率应为 100%，217智能控制柜内宜设置截面不小于 100mm2 的接地铜排，并使用截面不小于 100mm2 的铜缆和电缆沟道内的接地网连接。控制柜内装置的接地端子应用截面不小于 4mm2 的多股铜线和接地铜排连接。218220kV 及以上变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV 变压器各侧智能终端宜按双套配置。219智能终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑 10 个）和 GOOSE 网络接
36、口。220智能终端至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点。221智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过 GOOSE 网发出收到10跳令的报文。222智能终端的告警信息通过 GOOSE 上送。223智能终端配置单工作电源。224智能终端不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。225智能终端配置液晶显示屏，并应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。226智能终端柜内应配置足够端子排。端子排、电缆夹头、电缆走线槽均应由阻燃型材料制造。端子排的安装位置应便于接线，距柜底不小于 300mm，距柜顶不小于 150mm。每组端子排应留有不少于端子总
37、量 15%的备用端子。端子排上的操作回路引出线与操作电源不能接在相邻的端子上，直流电源正、负极也不能接在相邻端子上。227智能终端具有开关量（DI）和模拟量（AI ）采集功能，输入量点数可根据工程需要灵活配置；开关量输入宜采用强电方式采集；模拟量输入应能接收 420mA 电流量 05V 电压量。228智能终端应具备 GOOSE 命令记录功能，记录收到 GOOSE 命令时刻，GOOSE 命令来源及出口动作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法。229智能终端应至少带有 1 个本地通信接口（调试口） 、2 个独立的 GOOSE 接口（并可根据工程需要扩展） ；必要时还可设置 1 个独立的 MMS 接口
38、（用于上传状态监测信息） 。通信规约遵循 DL/T860（IEC61850）标准。230智能终端 GOOSE 的单双网模式可灵活设置，宜统一采用 ST 型接口。231智能终端安装处应保留总出口压板和检修压板。232智能终端应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE 断链、装置内部异常等信号；其中装置异常及直流消失信号在装置面板上宜接有 LED 指示灯。233智能终端应有完善的自诊断功能，并能输出装置本身的自检信息，自检项目可包括出口继电器线圈自检、开入光耦自检、控制回路断线自检、断路器位置不对应自检、定值自检、程序 CRC 自检等。234智能终端应具备接收 IEC61
39、588 或 B 码时钟同步信号功能，装置的对时精度误差不应大于1ms 。235智能终端应提供方便可靠的调试工具与手段，以满足网络化在线调试的需要。236智能终端可具备状态监测信息采集功能，能够接收安装于一次设备和就地智能控制柜传感元件的输出信号，11比如温度、湿度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等，支持以 MMS 方式上传一次设备的状态信息。237主变压器本体智能终端包含完整的本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及测温等） ，并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点，同时还宜具备就地非电量保护功能；所有非电量保护启动信号均应经大功率继电器重动，非电量保护跳闸通过控制电缆
40、以直跳方式实现。238在没有专用工具的情况下，可以通过观察光纤接口是否有光来判断该光纤是否断线，但不应长时间注视。239智能变电站中不破坏网络结构的二次回路隔离措施是拔下相关回路光纤。240智能保护装置跳闸状态是指：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，GOOSE跳闸、启动失灵及 SV 接收等软压板投入，保护装置检修硬压板退出。241.智能保护装置信号状态是指：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，跳闸、启动失灵等 GOOSE 软压板退出，保护检修状态硬压板投入。242智能保护装置停用状态是指：主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动
41、失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上。243变压器一侧断路器改检修时，先拉开该断路器，由于一次已无电流，对主变压器保护该间隔“SV 接收软压板”及该间隔合并单元“检修状态压板”的操作可由运行人员根据操作方便自行决定操作顺序。244某间隔断路器改检修时，为避免合并单元送出无效数据影响运行设备的保护功能，断路器拉开后应首先投入该间隔合并单元“检修状态压板” 。245为保证母差保护正常运行，某运行间隔改检修时，应先投入该间隔合并单元“检修状态压板” ，再退出母差保护内该间隔的“间隔投入软压板” 。246母差保护的某间隔“间隔投入软压板”必须在该间隔无电流的情况下才能退出。247母差保护
42、，当任一运行间隔合并单元投入检修状态，则母差保护退出运行。248时间同步装置主要由接收单元、时钟单元和输出单元三部分组成。249时间同步系统有独立运行和组网运行两种运行方式。250时间同步系统组网运行方式，在无线时间基准信号和有线时间基准信号输入都有效的情况下，采用有线时12间基准信号作为系统的优先授时源。251IRIG-B 码采用单向传输方式，自动对误差进行时差延时补偿，对时精度 1s。252保护装置、合并单元和智能终端均应能接收 IRIG-B 码同步对时信号，保护装置、智能终端的对时精度误差不大于1ms，合并单元的对时精度应不大于 1s。253从时钟能同时接收主时钟通过有线传输方式发送的至
43、少两路时间同步信号，具有内部时间基准（晶振或原子频标） ，按照要求的时间准确度向外输出时间同步信号和时间信息。254采用光纤 IRIG-B 码对时方式时，宜采用 ST 接口；采用电 IRIG-B 码对时方式时，宜采用交流 B 码，通信介质为屏蔽双绞线。255当存在外部时钟同步信号时，在同步秒脉冲时刻，采样点的样本计数应翻转置 0。256在智能变电站中，时钟同步是提高综合自动化水平的必要技术手段，是保证网络采样同步的基础，为系统故障分析和处理提供准确的时间依据。257TCP/IP 通过 “三次握手 ”机制建立连接，通过第四次握手断开连接。258NTP/SNTP 使用软件或硬件和软件配合方式，进行
44、同步计算，以获得更精确的定时同步。259在 SNTP 的服务器/客户端模式中，用户向 1 个或多个服务器提出服务请求，并根据获得的信息选择任意时钟源对本地时钟进行调整。260以太网络（Ethernet）使用 CSMA/CD（载波监听多路访问及冲突检测）技术，并以 10Mbit/s 的速率运行在多种类型的电缆上，目前以太网标准为 Ethernet 802.3 系列标准。261根据 IEC61850 的分层模型与 MMS 对象之间的映射关系，逻辑设备映射到 MMS 中的域，逻辑节点实例映射到 MMS 中的有名变量。262BER 基本编码规则采用 8 位位组作为基本传送单位，因此 TLV 结构的三个
45、部分都由一个或多个 8 位位组组成。263VLAN 表示虚拟局域网，用来构造装置与交换机之间的虚拟网络看，实现报文在特定 VLAN 里传播。264GMRP 是通用组播注册协议，此协议为装置对交换机所发送的请求，交换机收到请求后做出响应，将相关的信息转发给装置，需要手动进行配置。265 ，智能变电站过程层组网使用 VLAN 划分可以降低交换机负荷，限制组播报文。266采用双重化 MMS 通信网络的情况下，双重化网络的 IP 地址可以属于同一个网段。13267采用双重化 MMS 通信网络的情况下，冗余连接组中只有一个网的 TCP 连接处于工作状态，可以进行应用数据和命令的传输；另一个网的 TCP
46、连接应保持在关联状态，只可以进行非应用类型数据的传输。268采用双重化 MMS 通信网络的情况下，客户端只能通过冗余连接组中处于工作状态的网络对属于本连接组的报告实例进行控制。269交换机的转发方式有存储转发、直通式转发等。存储转发方式对数据帧进行校验，任何错误帧都被丢弃；直通式转发不对数据帧进行校验，因而转发速度快于存储转发。270交换机的一个端口不可以同时属于多个 VLAN。271交换机端口全线速转发是指交换机所有端口均以“端口线速度”转发数据且交换机不丢包。272智能变电站站控层系统宜统一组网，IP 地址统一分配，网络冗余方式宜符合 IEC61499 及 IEC62439 的要求。273
47、双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。274客户端检测到处于工作状态的连接断开时，通过定时召唤恢复客户端与服务器的数据传输。275MMS 双网热备用模式时，在单网络发生故障时，判断网络的故障需要一定周期，此时如果发生电力系统故障，不能及时上送报告给监控系统，不能做到无缝切换。276网络记录分析仪收到 SV 的报文 Sample Sync 值为 false，说明合并单元处于失步状态。277网络报文记录分析仪通过对站控层网络交换机的端口镜像实现 MMS 报文的监测。278网络报文记录分析系统因站控层发生故障而停运时，不能影响间隔层以及过程层
48、信号的正常记录。279GOOSE 报文帧结构的 TCI 域中，当 CFI（标准格式指示位）值为 1 时，说明是规范格式；当 CFI 值为 0时，说明为非规范格式。280在 GOOSE 报文帧结构中，VID 表示虚拟 LAN 标识，长度为 12bit，0 表示不属于任何 VLAN。281MMS 报文的传输要经过 OSI 中的全部 7 层。282当接收方新接收到报文的 StNum 小于上一帧报文的 StNum，将判断报文异常，丢弃该报文。283MMS 报文采用的是发布/订阅的传输机制。284SendMSVmessage 服务应用了 ISO/OSI 中的物理层、数据链路层、网络层、表示层及应用层。2
49、85在智能变电站中，MMS 报文主要为低速报文，GOOSE 报文主要为快速报文和中速报文。286根据 Q/GDW7152012110kV750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范 ，网络报文分14析装置在系统配置规模扩大时，可以修改程序和重组软件。287根据 Q/GDW7152012110kV750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范 ，网络报文分析装置记录数据的分辨率应小于 1s，记录数据的完整率大于 99%。288智能终端的跳位监视功能利用跳位监视继电器并在合闸回路中实现。289智能变电站跨间隔的母线保护、主变压器保护、光纤差动保护的模拟量采集，需依赖外部时钟。290TV 合并单元故障或失电，线路保护装置收电压采样无效，闭锁所有保护。291线路合
