智能變電站繼電保護題庫

1、智能變電站繼電保護題庫第一章 判斷題1智能變電站的二次電壓并列功能在母線合并單元中實現(xiàn)。2智能變電站內(nèi)智能終端按雙重化配置時，分別對應于兩個跳閘線圈，具有分相跳閘功能；其合閘命令輸出則 并接至合閘線圈。3 對于500kV智能變電站邊斷路器保護，當重合閘需要檢同期功能時，采用母線電壓合并單元接入相應間隔 電壓合并單元的方式接入母線電壓，不考慮中斷路器檢同期。4任意兩臺智能電子設備之間的數(shù)據(jù)傳輸路由不應超過4個交換機。當采用級聯(lián)方式時，允許短時丟失數(shù)據(jù)。5智能變電站內(nèi)雙重化配置的兩套保護電壓、電流采樣值應分別取自相互獨立的合并單元。6雙重化配置保護使用的GOOSE（SV）網(wǎng)絡應遵循相互獨立的原則，

2、當一個網(wǎng)絡異?；蛲顺鰰r不應影響另一 個網(wǎng)絡的運行。7智能變電站要求光波長1310nm光纖的光纖發(fā)送功率為-20dBm -14dBm，光接收靈敏度為-31dBm -14dBm。8智能變電站中GOOSE開入軟壓板除雙母線和單母線接線外啟動失靈、失靈聯(lián)跳開入軟壓板既可設在接收端， 也可設在發(fā)送端。9有些電子式電流互感器是由線路電流提供電源。這種互感器電源的建立需要在一次電流接通后遲延一定時間。 此延時稱為“喚醒時間”。在此延時期間，電子式電流互感器的輸出為零。10喚醒電流是指喚醒電子式電流互感器所需的最小一次電流方均根值。11溫度變化將不會影響光電效應原理中互感器的準確度。12長期大功率激光供能影響

3、光器件的壽命，從而影響羅氏線圈原理中電子式互感器的準確度。13合并單元的時鐘輸入只能是光信號。14用于雙重化保護的電子式互感器，其兩個采樣系統(tǒng)應由不同的電源供電并與相應保護裝置使用同一直流電 源。15電子式互感器采樣數(shù)據(jù)的品質(zhì)標志應實時反映自檢狀態(tài)，不應附加任何延時或展寬。16現(xiàn)場檢修工作時，SV采樣值網(wǎng)絡與GOOSE網(wǎng)絡可以聯(lián)調(diào)。17GOOSE跳閘必須采用點對點直接跳閘方式。18220kV智能變電站線路保護，用于檢同期的母線電壓一般由母線合并單元點對點通過間隔合并單元轉(zhuǎn)接給 各間隔保護裝置。19智能變電站母線保護按雙重化進行配置。各間隔合并單元、智能終端均采用雙重化配置。20智能變電站采用分

4、布式母線保護方案時，各間隔合并單元、智能終端以點對點方式接入對應母線保護子單 元。21智能變電站保護裝置重采樣過程中，應正確處理采樣值溢出情況。22與傳統(tǒng)電磁感應式互感器相比，電子式互感器動作范圍大，頻率范圍寬。23傳統(tǒng)電磁感應式互感器比電子式互感器抗電磁干擾性能好。24有源式電子式電流互感器（ECT）主要利用電磁感應原理，可分為羅氏（Rogowski）線圈式和“羅氏線圈+ 小功率線圈”組合兩種形式。25 有源式電子式電流互感器（ECT）主要是利用法拉第（Faraday）磁光感應原理，可分為全光纖式和磁光玻 璃式。26有源式電子式電壓互感器（EVT）主要應用泡克耳斯（Pockels）效應和逆壓

5、電效應兩種原理。27無源式電子式電流互感器（ECT）主要利用電磁感應原理，可分為羅氏（Rogowski）線圈式和“羅氏線圈+ 小功率線圈”組合兩種形式。28無源式電子式電壓互感器（EVT）主要采用電阻、電容分壓和阻容分壓等原理。29電子式電流互感器和電壓互感器在技術(shù)上無法實現(xiàn)一體化。30電子式互感器是一種裝置，由連接到傳輸系統(tǒng)和二次轉(zhuǎn)換器的一個或多個電流（或電壓）傳感器組成，用 于傳輸正比于被測量的量，以供給測量儀器、儀表，繼電保護或控制裝置。31智能變電站繼電保護裝置除檢修采用硬壓板外其余均采用軟壓板。32智能變電站和常規(guī)變電站相比，可以節(jié)省大量電纜。33IEC61850系列標準的推出，很好

6、地解決了原來各廠家產(chǎn)品通信規(guī)約不一致、互操作性差的問題。34MMS報文用于過程層狀態(tài)信息的交換。35GOOSE報文用于過程層采樣信息的交換。36GOOSE變位時為實現(xiàn)可靠傳輸，采用連續(xù)多次傳送的方式。37跳合閘信息、斷路器位置信息都可以通過GOOSE傳遞。38SV傳輸基于廣播機制。39Q/GDW 441-2010智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范規(guī)定，SV采樣值應遵循GB/T 20840.8-2007互感器 第8部分：電子式電流互感器（IEC60044-8）或DL/T 860.92-2006變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng) 第9-2部分：特定通信服務映射（SCSM）映射到ISO/IEC 8802-3的采樣值（IE

7、C61850-9-2）標準。40 SV傳輸標準IEC61850-9-1變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng) 第9-1部分：特定通信服務映射通過單向多路點對點 串行通信鏈路的采樣值可以用于網(wǎng)絡傳輸采樣值。41SV傳輸標準IEC61850-9-2只能用于網(wǎng)絡傳輸采樣值。42IEC 60044-7/8又稱為FT3，為互感器標準，一般用于互感器和采集器的數(shù)據(jù)接口標準。43SV傳輸標準IEC61850-9-2自由定義通道數(shù)目，最多可配置22個通道。44智能變電站必須采用電子式互感器。45智能變電站必須采用合并單元。46智能變電站母線保護不需要設置失靈開入軟壓板。47對于采樣值網(wǎng)絡，每個交換機端口與裝置之間的流量不宜大于

8、40Mbit/s。48合并單元采樣值發(fā)送間隔離散值應小于20s，從而滿足繼電保護的要求。49110kV及以下電壓等級宜采用保護測控一體化設備。50智能變電站110kV合并單元智能終端集成裝置中，合并單元和智能終端的功能可共用一塊CPU實現(xiàn)。51智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)中，根據(jù)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關機的分類，可將全站分為安全區(qū)、安全區(qū)、安全/ 區(qū)等幾個分區(qū)。52IEC61850系列標準是一個開放的標準，基于已公開的IEC/IEEE/ISO/OSI的通信標準。53IEC61850系列標準采用MMS作為應用層協(xié)議，支持自我描述，在線讀取/修改參數(shù)和配置，不可采用其他 應用層協(xié)議。54若保護配置雙重化，保護配置

9、的接收采樣值控制塊的所有合并單元也應雙重化。55保護裝置、智能終端等智能電子設備間的相互啟動、相互閉鎖、位置狀態(tài)等交換信息可通過GOOSE網(wǎng)絡 傳輸。56IEC61850系列標準中規(guī)定了站內(nèi)網(wǎng)絡拓撲結(jié)構(gòu)采用星型方式。57采用雙重化通信網(wǎng)絡的情況下，兩個網(wǎng)絡發(fā)送的GOOSE報文的多播地址、APPID必須不同，以體現(xiàn)冗余 要求。58智能變電站調(diào)試流程中只有現(xiàn)場調(diào)試和投產(chǎn)試驗是在現(xiàn)場完成，系統(tǒng)測試則需在實驗室完成。59IEC 61850-9-2采樣值都是以一次值傳輸?shù)?，因此合并單元和保護中并不需要設置互感器變比。60數(shù)字化線路保護中，線路一側(cè)是常規(guī)互感器，線路對側(cè)時電子式互感器，如果不進行任何處理，

10、正常運行 時不會出現(xiàn)差動電流。61由于變壓器各側(cè)的合并單元通道延時可能不一致，所以保護裝置中需要實現(xiàn)數(shù)據(jù)同步。62在交換機上為了避免廣播風暴而采取的技術(shù)是快速生成樹協(xié)議。63交換機的存儲轉(zhuǎn)發(fā)比直通轉(zhuǎn)發(fā)有更快的數(shù)據(jù)幀轉(zhuǎn)發(fā)速度。64當合并單元的檢修壓板投入時，其發(fā)出的SV報文中的“Test”位應置“0”；當檢修壓板退出時，SV報文 中的“Test”位應置“1”。65合并單元通信中斷或采樣數(shù)據(jù)異常時，相關設備應可靠閉鎖。66變壓器繞組溫度監(jiān)測IED一般采用Pt100傳感器。67根據(jù)Q/GDW 410-2011智能高壓設備技術(shù)導則，所有監(jiān)測IED均接入過程層網(wǎng)絡，并以MMS協(xié)議向監(jiān) 測主IED報送監(jiān)測

11、信息。68國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準規(guī)定，合并單元和智能終端必須配置液晶顯示。69智能變電站保護測控投上檢修壓板后，仍然向主站上送變位報文。70每個過程層裝置都有唯一的MAC地址和APPID地址。71端口1作為鏡像端口用來鏡像端口2.3的數(shù)據(jù)，端口1就不能作為普通端口和其他裝置通信了。72GOOSE報文心跳間隔由GOOSE網(wǎng)信通信參數(shù)中的MaxTime（即T0）設置。73“遠方修改定值”、“遠方切換定值區(qū)”、“遠方控制壓板”只能在裝置就地修改，當某個遠方軟壓板投入時， 裝置相應操作只能在遠方進行，不能就地進行。74用于標識GOOSE控制塊的appID必須全站唯一。75當外部同步信號失去時，合并單元輸

12、出的采樣值報文中的同步標識位“SmpSynch”應立即變?yōu)?。76GOOSE通信是通過重發(fā)相同數(shù)據(jù)來獲得額外的可靠性。77裝置ICD文件中應預先定義統(tǒng)一名稱的數(shù)據(jù)集，裝置制造廠商不應預先配置數(shù)據(jù)集中的數(shù)據(jù)。78本體智能終端的信息交互功能應包含非電量動作報文、調(diào)檔及測溫等。79220kV及以上變壓器各側(cè)的智能終端均應按雙重化配置；110kV變壓器各側(cè)的智能終端宜按雙套配置。80 斷路器、隔離開關采用單位置接入時，由智能終端完成單位置到雙位置的轉(zhuǎn)換，形成雙位置信號給繼電保 護和測控裝置。81直接采樣是指智能電子設備（IED）間不經(jīng)過以太網(wǎng)交換機而以點對點連接方式直接進行采樣值傳輸。82SV報文MA

13、C地址的推薦范圍為01-0c-cd-04-00-0001-0c-cd-04-ff-ff。83某IEC 61850-9-2的SV報文中電壓量數(shù)值為0x00c71fb，已知其為峰值，那么其有效值是0.5768kV。84MMS報文采用發(fā)布/訂閱的傳輸機制。85SendMSVmessage服務應用了ISO/OSI中的物理層、數(shù)據(jù)鏈路層、網(wǎng)絡層、表示層及應用層。86當外部同步信號失去時，合并單元應該利用內(nèi)部時鐘進行守時。87合并單元應能夠接收IEC61588或B碼同步對時信號。合并單元應能夠?qū)崿F(xiàn)采集器間的采樣同步功能，采 樣的同步誤差應不大于±1ms。在外部同步信號消失后，至少能在10min內(nèi)

14、繼續(xù)滿足4ms同步精度要求。88已知合并單元每秒中發(fā)4000幀報文，則合并單元中計數(shù)器的數(shù)值將在14000之間正常翻轉(zhuǎn)。89間隔層設備宜采用IRIG-B、SNTP對時方式。90在智能化母差采用點對點連接時，由于單元數(shù)過多，主機無法全部接入，需要配置子機實現(xiàn)、主機將本身采集的采樣值和通過子機發(fā)送的采樣值綜合插值后送給保護CPU處理，在點對點情況下主機和子機之間需設置特殊的同步機制。91 智能變電站的斷路器保護失靈邏輯實現(xiàn)與傳統(tǒng)變電站原理相同，本斷路器失靈時，經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡通過相 鄰斷路器保護或母線保護跳相鄰斷路器。92智能變電站線路差動保護裝置不能兩側(cè)分別采用常規(guī)互感器和電子式互感器。93高壓

15、并聯(lián)電抗器非電量保護采用就地GOOSE點對點跳閘。94根據(jù)Q/GDW 396-2009IEC61850工程繼電保護應用模型規(guī)定，GOOSE雙網(wǎng)冗余機制中兩個網(wǎng)絡發(fā)送 的GOOSE報文的多播地址、APPID不應一致。95 交換機的轉(zhuǎn)發(fā)方式有存儲轉(zhuǎn)發(fā)、直通式轉(zhuǎn)發(fā)等，存儲轉(zhuǎn)發(fā)方式對數(shù)據(jù)幀進行校驗，任何錯誤幀都被丟棄， 直通式轉(zhuǎn)發(fā)不對數(shù)據(jù)幀進行校驗，因而轉(zhuǎn)發(fā)速度快于存儲轉(zhuǎn)發(fā)。96交換機的一個端口不可以同時屬于多個VLAN。97變電站應按雙重化要求配置兩套時間同步系統(tǒng)，以提高時間同步系統(tǒng)的可靠性。98合并單元裝置啟動完畢后即可對外發(fā)送采樣數(shù)據(jù)。99遠方調(diào)度通過遙調(diào)的方式對定值區(qū)進行修改，定值區(qū)號放入遙信

16、數(shù)據(jù)集。100點對點采樣方式下，合并單元失步后，保護裝置應能發(fā)采樣失步告警信號。101. 當斷路器衛(wèi)分相操動機構(gòu)時，斷路器總位置由智能終端合成，邏輯關系為三相與。 102. 保護定值單采用裝置ICD文件中固定明城的定值數(shù)據(jù)集的方式，裝置參數(shù)數(shù)據(jù)集名稱為DSPARAMETER,裝置定值數(shù)據(jù)集名稱為DSSETTING,均通過SGCB控制。 103. 正常運行時，如果運行人員誤投入裝置檢修壓板，可能造成保護誤動。104. 當裝置檢修壓板投入時，裝置發(fā)送的GOOSE報文中的TEST應置FALSE,發(fā)送采樣值報文中采樣值數(shù)據(jù)的品質(zhì)Q的TEST位應置TRUE。105. 某智能變電站里有兩臺同廠家、同型號、

17、同配置的線路保護裝置，這兩臺裝置的ICD文件可能相同，CID文件也有可能相同。106. 配置描述語言SCL基于可擴展標記語言XML定義。107. 當交換機用于傳輸SV或GOOSE等可靠性要求較高的信息時應采用光接口。108. 智能變電站標準中定義的發(fā)送GOOSE報文服務不允許客戶以未經(jīng)請求和未確認方式發(fā)送變量信息。109. GOOSE報文心跳間隔由GOOSE網(wǎng)絡通信參數(shù)中MaxTime（即T0）設置。110. GOOSE輸出數(shù)據(jù)集應使用DO方式。111. GOOSE報文只能用于傳輸開關跳閘、開關位置等單位遙信或雙位置遙信。112. GOOSE報文的傳輸要經(jīng)過OSI中的全部7層。113. 線路保

18、護應直接采樣，經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡跳斷路器。114. 變壓器保護應直接采樣，直接跳各側(cè)斷路器。115. 錄波及網(wǎng)絡報文記錄分析裝置采樣值傳輸應采用點對點方式。116. 要求快速跳閘的安全穩(wěn)定控制裝置應采用點對點直接跳閘方式。117. 保護裝置GOOSE中斷后，保護裝置將閉鎖。118. 根據(jù)IEC61850系列標準，定值激活定值區(qū)從0開始。119. 用于標識GOOSE控制塊的APPID必須全站唯一。120. 合并單元失去同步時，采樣值報文中的樣本計數(shù)可超過采樣率范圍。121. IEC61850系列標準中，SV報文的APPID范圍應為40007FFF。122. 合并單元采樣值發(fā)送間隔離散值應小于10U

19、S;智能終端的動作時間應不大于10MS。123. GOOSE通信是通過重發(fā)相同數(shù)據(jù)來獲得額外的可靠性。124. SV全程是采樣值，基于客戶/服務模式。125. 智能變電站中，保護裝置可依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護功能。126. 電子式電壓互感器的復合誤差不大于5P級要求。127. 根據(jù)Q/GDW441-2010，智能控制柜應具備溫度、濕度的采集、調(diào)節(jié)功能，柜內(nèi)溫度控制在-1050°C，濕度保持在90%以下。128. 根據(jù)Q/GDW441,智能變電站光纜應采用金屬鎧裝、阻燃、防鼠咬的光纜。129. 單個保護裝置的IED可以有多個LD和SGCB，每個LD應可有多個SGCB實例。130.

20、智能變電站合并單元失去同步時，母線保護、主變壓器保護將閉鎖。131. 智能變電站3/2接線斷路器保護安斷路器單套配置，包含失靈保護及重合閘等功能。132. 同一個LD的相過流和零序過流的LN名都為PTOC,可通過ININST號或前綴來區(qū)分。133. 告警信號數(shù)據(jù)集中包含所有影響裝置部分功能，裝置仍然繼續(xù)運行的告警信號和導致裝置閉鎖無法正常工作的報警信號。134. 遙測類報告控制塊使用有緩沖報告控制塊類型，報告控制塊名稱以Brcb開頭。135. 遙信、告警類報告控制塊為無緩沖報告控制塊類型，報告控制塊名稱以urcb開頭。136. BRCB緩存報告控制塊；URCB指非緩存報告控制塊，BRCB和UR

21、CB均采用多個實例可視方式。137. 裝置站控層訪問點MMS及過程層GOOSE和SV訪問點均應支持取代服務，以滿足調(diào)試的需求。138. 當取代的數(shù)據(jù)配置在數(shù)據(jù)集中，SUBENA置為True時，取代的狀態(tài)值和實際狀態(tài)值不同，應上送報告，上送的數(shù)據(jù)值為取代后的數(shù)值，原因碼應置數(shù)據(jù)變化位。139. BRCB和URCB均采用多個實例可視方式，報告實例應不小于12.140. 保護當前定值區(qū)號按標準從1開始，保護編輯定值區(qū)號按標準從0開始，0區(qū)表示當前允許修改定值。141. 保護裝置可通過在ICD文件中支持多個AccessPoint的方式支持多個獨立的GOOSE網(wǎng)絡。142. IED配置工具應支持從SCD

22、文件自動導出相關CID文件和IED過程層虛端子配置文件，這兩種文件不可分開下裝。143. 支持過程層的間隔層設備，對上與站控層設備通信，對下與過程層設備通信，可采用1個訪問點分別與站控層、過程層GOOSE、過程層SV進行通信。144. 涉及多個時限、動作定值相同且有獨立的保護動作信號的保護功能，應按照面向?qū)ο蟮母拍顒澐殖啥鄠€相同類型的邏輯節(jié)點，動作定值只在第一個時限的實例中映射。145. 故障錄波應使用邏輯節(jié)點RDRE進行建模。保護裝置只包含一個RDRE實例。146. 取代服務中，當SUBENA置為TRUE時，改變SUBVAL、SUBQ應直接改變相應的數(shù)據(jù)屬性VAL、Q，同時須再次使能SUBE

23、NA。147. 取代服務使現(xiàn)場調(diào)試工作變得極為簡便，為了防止數(shù)據(jù)丟失，裝置意外重啟后，取代服務應仍能保持。148. “遠方修訂定值”軟壓板只能在裝置本地修改。“遠方修改定值”軟壓板投入時，裝置參數(shù)、裝置定值可遠方修改。149. 合并單元輸出數(shù)據(jù)極性應與互感器一次極性一致。間隔層裝置如需要反極性輸入采樣值時，應建立負極性SV輸入虛端子模型。150. 新安裝保護、合并單元、智能終端裝置驗收時應檢驗其檢修狀態(tài)及組合行為。151. 對于有多路(合并單元)SV輸入的保護和安全自動裝置檢驗，應模擬被檢裝置的兩路及以上SV輸入，檢查裝置的采樣同步性能。152. 新安裝的保護裝置可按裝置類型檢驗后臺各軟壓板控

24、制功能及圖元描述正確性。153. 應用數(shù)字化繼電保護測試儀進行保護裝置調(diào)試時，可以讀取保護裝置輸出的GOOSE報文關聯(lián)測試儀的開入開展測試。154. 合并單元故障不停電消缺時，應退出與該合并單元相關的所有SV接受壓板。155. 只有支路停役斷路器分開時，母差相關支路的SV接受壓板才可以退出。156. 裝置之間的GOOSE通信需要先握手建立連接。157. 裝置之間的SV傳輸通信不需要先握手建立連接。158. 合并單元采樣的同步誤差不大于±1us。159. 母線合并單元通過GOOSE接受母聯(lián)斷路器位置實現(xiàn)電壓并列功能，雙母線接線的間隔合并單元通過GOOSE接受間隔刀閘（隔離開關）位置實現(xiàn)

25、電壓切換功能。160. 雙母線接線的間隔合并單元通過GOOSE接受母聯(lián)斷路器位置實現(xiàn)電壓切換功能。161. 根據(jù)Q/GDW 441-2010<智能變電站幾點保護技術(shù)規(guī)范>，每個合并單元應能滿足最多12個輸入通道和至少8個輸出端口的需要。162. 根據(jù)Q/GDW 441-2010<智能變電站幾點保護技術(shù)規(guī)范>，合并單元采樣值發(fā)送間隔離散值應小于10us。163. 合并單元時鐘同步信號在從無到有的變化過程中，其采樣周期調(diào)整步長應不大于1us。164. 根據(jù)Q/GDW 441-2010<智能變電站幾點保護技術(shù)規(guī)范>，合并單元應輸出電子式互感器整體的采樣響應延時。1

26、65. 根據(jù)Q/GDW 441-2010<智能變電站幾點保護技術(shù)規(guī)范>，對于接入了兩段及以上母線電壓的母線電壓合并單元，母線電壓并列功能宜由合并單元完成。166. 直接采樣是指智能電子設備(IED)間經(jīng)過以太網(wǎng)交換機，以點對點連接方式直接進行采樣值傳輸。167. SV主要用于實現(xiàn)在多IED之間的信息傳遞，包括傳輸跳合閘信號，具有高傳輸成功概率。168. SV信號發(fā)送端采用的數(shù)據(jù)集明城為deSMV。169. SV輸入虛端子采用DA方式定義。170. 將合并單元的直流電源正負極性顛倒，要求合并單元無損壞，并能正常工作。171. SV報文中可以同時傳輸單位置遙信、雙位置遙信及測量值等信息

27、。172. 保護裝置采樣值采用點對點接入方式，采樣同步應由合并單元實現(xiàn)。173. 智能終端裝置應是模塊化、標準化、插件式結(jié)構(gòu)：大部分板卡應容易維護和更換，且允許帶電插拔：任何一個模塊故障或檢修時，應不影響其他模塊的正常工作。174. 智能終端將輸入直流工作電源的正負極性顛倒，裝置無損壞，并能正常工作。175. 裝置正常工作時，其功率消耗不大于30W；裝置動作時，器功率消耗不大于60W。176. 智能終端DSP插件一方面負責MMS通信，另一方面完成動作邏輯，開放出口繼電器的正電源。177. 智能終端在電源電壓緩慢上升或緩慢下降時，裝置均不應誤動作或者誤發(fā)信號；當電源恢復正常后，裝置應自動回復正常

28、運行。178. 智能終端的開關量外部輸入信號應經(jīng)行光電隔離，隔離電壓不小于2000V179. 智能終端可以通過調(diào)整信號輸入的濾波時間常數(shù)，保證在節(jié)點抖動（反跳或震動）以及外部存在干擾下不誤發(fā)信。180. 智能終端部需要實現(xiàn)防跳功能。斷路器的防跳功能宜在斷路器本體機構(gòu)中實現(xiàn)。181. 智能終端收到GOOSE跳閘報文后，以遙信的方式轉(zhuǎn)發(fā)跳閘報文來進行跳閘報文的反校。182. 智能終端通過回采跳合閘繼電器的節(jié)點來判斷出口的正確。183. 智能終端部設置軟壓板是因為智能終端長期處于開關場就地，液晶面板容易損壞，同時也是為了符合運行人員的操作習慣，所以只能終端部設軟壓板，而設置硬壓板。184. 本體智能

29、終端的信息交互功能應包含非電量動作報文、調(diào)檔及測溫等。185. 在發(fā)生網(wǎng)絡風暴時，智能終端不應誤響應和誤動作。186. 智能終端可以實現(xiàn)模擬量的采集。187. 智能終端響應正確報文的延時不應大于1ms。188. 智能終端需要對時。采用光纖IRIG-B碼對時方式時，宜采用ST接口；采用光纖IRIG-B碼對時方式時，宜采用直流B碼，通信介質(zhì)為屏蔽雙絞線。189. 對于雙套保護配置，智能終端應與保護裝置的GOOSE跳合閘一一對應；智能終端雙套操作回路的跳閘硬接點開出應與斷路器的跳閘線圈一一對應，且雙重化智能終端跳閘線圈回路應保持完全獨立。190. 智能終端可通過GOOSE單幀實現(xiàn)跳閘功能。191.

30、智能終端GOOSE訂閱支持的數(shù)據(jù)集不應少于15個。192. 智能終端動作時間不大于7MS193. 智能終端發(fā)送的外部采集開關量應帶時標。194. 智能終端外部采集開關量分辨率應補大于1ms，消抖時間不小于5ms，動作時間不大于10ms195. 智能終端應能記錄輸出、輸入的相關信息。196. 智能終端應以虛遙信點方式轉(zhuǎn)發(fā)收到的跳合閘命令。197. 智能終端遙信上送信號應與外部遙信開入序號一致。198. 智能終端動作時間是指智能終端從接受到GOOSE控制命令到相應硬接點動作所經(jīng)歷的時間。通常包括智能終端訂閱GOOSE信息后的處理響應時間和智能終端開出硬接點的所用時間。199. 采用GOOSE服務傳

31、輸溫度等模擬量信號時，在模擬量死區(qū)范圍內(nèi)不主動上送數(shù)據(jù)，以避免模擬量信號頻繁變化。200. 過程層包括變壓器、斷路器、隔離開關、電流/電壓互感器等一次設備及其所屬的智能逐漸以及獨立的智能電子設備。201智能高壓設備是一次設備和智能組件的有機結(jié)合體。202智能高壓設備是二次設備和智能組件的有機結(jié)合體。203保護裝置、智能終端等智能電子設備間的相互啟動、相互閉鎖、位置狀態(tài)等交換信息可通過GOOSE網(wǎng)絡 傳輸，雙重化配置的保護之間可直接通過GOOSE網(wǎng)絡交換信息。204智能終端具有斷路器控制功能，根據(jù)工程需要只能選擇三相控制模式。205智能終端的斷路器防跳、三相不一致保護功能以及各種壓力閉鎖功能宜在

32、斷路器本體操動機構(gòu)中實現(xiàn)。206智能終端裝置電源模塊應為滿足現(xiàn)場運行環(huán)境的工業(yè)級或軍工級產(chǎn)品，電源端口必須設置過電壓保護或浪 涌保護器件抑制浪涌騷擾。207智能終端裝置內(nèi)CPU芯片和電源功率芯片應采用自然散熱。208智能終端裝置應采用全密封、高阻抗、小功耗的繼電器，盡可能減少裝置的功耗和發(fā)熱，以提高可靠性； 裝置的所有插件應接觸可靠，并且有良好的互換性，以便檢修時能迅速更換。209 智能終端開關量外部輸入信號宜選用DC220/110V，進入裝置內(nèi)部時應進行光電隔離，隔離電壓不小于 2000V，軟硬件濾波。信號輸入的濾波時間常數(shù)應保證在接點抖動（反跳或振動）以及存在外部干擾情況 下不誤發(fā)信，時間

33、常數(shù)可調(diào)整。210網(wǎng)絡通信介質(zhì)宜采用多模光纜，波長1310nm或850nm，宜統(tǒng)一采用ST型接口。211智能終端宜具備斷路器操作箱功能，包含分合閘回路、合后監(jiān)視、重合閘、操作電源監(jiān)視和控制回路斷線 監(jiān)視等功能。斷路器防跳、斷路器三相不一致保護功能以及各種壓力閉鎖功能宜在斷路器本體操動機構(gòu)中 實現(xiàn)。212 智能終端宜具備斷路器操作箱功能，包含分合閘回路、合后監(jiān)視、重合閘、操作電源監(jiān)視和控制回路斷線 監(jiān)視、斷路器防跳等功能。斷路器三相不一致保護功能以及各種壓力閉鎖功能宜在斷路器本體操動機構(gòu)中 實現(xiàn)。213 智能終端應具有信息轉(zhuǎn)換和通信功能，支持以GOOSE方式上傳一次設備的狀態(tài)信息，同時接收來自二

34、次 設備的GOOSE下行控制命令，實現(xiàn)對一次設備的實時控制功能。214 智能終端在任何網(wǎng)絡運行工況流量沖擊下，裝置均不應死機或重啟，不發(fā)出錯誤報文，響應正確報文的延 時不應大于1ms。215智能終端裝置的SOE分辨率應小于2ms。216智能終端裝置控制操作輸出正確率應為100%，217智能控制柜內(nèi)宜設置截面不小于100mm2的接地銅排，并使用截面不小于100mm2的銅纜和電纜溝道內(nèi) 的接地網(wǎng)連接?？刂乒駜?nèi)裝置的接地端子應用截面不小于4mm2的多股銅線和接地銅排連接。218220kV及以上變壓器各側(cè)的智能終端均按雙重化配置；110kV變壓器各側(cè)智能終端宜按雙套配置。219 智能終端應具備三跳硬接

35、點輸入接口，可靈活配置的保護點對點接口（最大考慮10個）和GOOSE網(wǎng)絡 接口。220智能終端至少提供兩組分相跳閘接點和一組合閘接點。221智能終端具備跳/合閘命令輸出的監(jiān)測功能。當智能終端接收到跳閘命令后，應通過GOOSE網(wǎng)發(fā)出收到 跳令的報文。222智能終端的告警信息通過GOOSE上送。223智能終端配置單工作電源。224智能終端不配置液晶顯示屏，但應具備（斷路器位置）指示燈位置顯示和告警。225智能終端配置液晶顯示屏，并應具備（斷路器位置）指示燈位置顯示和告警。226智能終端柜內(nèi)應配置足夠端子排。端子排、電纜夾頭、電纜走線槽均應由阻燃型材料制造。端子排的安裝 位置應便于接線，距柜底不小于

36、300mm，距柜頂不小于150mm。每組端子排應留有不少于端子總量15% 的備用端子。端子排上的操作回路引出線與操作電源不能接在相鄰的端子上，直流電源正、負極也不能接 在相鄰端子上。227 智能終端具有開關量（DI）和模擬量（AI）采集功能，輸入量點數(shù)可根據(jù)工程需要靈活配置；開關量輸 入宜采用強電方式采集；模擬量輸入應能接收420mA電流量05V電壓量。228 智能終端應具備GOOSE命令記錄功能，記錄收到GOOSE命令時刻，GOOSE命令來源及出口動作時刻 等內(nèi)容，并能提供便捷的查看方法。229 智能終端應至少帶有1個本地通信接口（調(diào)試口）、2個獨立的GOOSE接口（并可根據(jù)工程需要擴展）；

37、 必要時還可設置1個獨立的MMS接口（用于上傳狀態(tài)監(jiān)測信息）。通信規(guī)約遵循DL/T860（IEC61850） 標準。230智能終端GOOSE的單雙網(wǎng)模式可靈活設置，宜統(tǒng)一采用ST型接口。231智能終端安裝處應保留總出口壓板和檢修壓板。232智能終端應有完善的閉鎖告警功能，包括電源中斷、通信中斷、通信異常、GOOSE斷鏈、裝置內(nèi)部異常 等信號；其中裝置異常及直流消失信號在裝置面板上宜接有LED指示燈。233 智能終端應有完善的自診斷功能，并能輸出裝置本身的自檢信息，自檢項目可包括出口繼電器線圈自檢、 開入光耦自檢、控制回路斷線自檢、斷路器位置不對應自檢、定值自檢、程序CRC自檢等。234智能終端

38、應具備接收IEC61588或B碼時鐘同步信號功能，裝置的對時精度誤差不應大于±1ms。235智能終端應提供方便可靠的調(diào)試工具與手段，以滿足網(wǎng)絡化在線調(diào)試的需要。236智能終端可具備狀態(tài)監(jiān)測信息采集功能，能夠接收安裝于一次設備和就地智能控制柜傳感元件的輸出信號，比如溫度、濕度、壓力、密度、絕緣、機械特性以及工作狀態(tài)等，支持以MMS方式上傳一次設備的狀態(tài)信息。237 主變壓器本體智能終端包含完整的本體信息交互功能（非電量動作報文、調(diào)檔及測溫等），并可提供用于 閉鎖調(diào)壓、啟動風冷、啟動充氮滅火等出口接點，同時還宜具備就地非電量保護功能；所有非電量保護啟 動信號均應經(jīng)大功率繼電器重動，非電量

39、保護跳閘通過控制電纜以直跳方式實現(xiàn)。238在沒有專用工具的情況下，可以通過觀察光纖接口是否有光來判斷該光纖是否斷線，但不應長時間注視。239智能變電站中不破壞網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)的二次回路隔離措施是拔下相關回路光纖。240智能保護裝置跳閘狀態(tài)是指：保護交直流回路正常，主保護、后備保護及相關測控功能軟壓板投入，GOOSE 跳閘、啟動失靈及SV接收等軟壓板投入，保護裝置檢修硬壓板退出。241.智能保護裝置信號狀態(tài)是指：保護交直流回路正常，主保護、后備保護及相關測控功能軟壓板投入，跳閘、 啟動失靈等GOOSE軟壓板退出，保護檢修狀態(tài)硬壓板投入。242 智能保護裝置停用狀態(tài)是指：主保護、后備保護及相關測控功能軟壓

40、板退出，跳閘、啟動失靈等GOOSE 軟壓板退出，保護檢修狀態(tài)硬壓板放上。243 變壓器一側(cè)斷路器改檢修時，先拉開該斷路器，由于一次已無電流，對主變壓器保護該間隔“SV接收軟 壓板”及該間隔合并單元“檢修狀態(tài)壓板”的操作可由運行人員根據(jù)操作方便自行決定操作順序。244 某間隔斷路器改檢修時，為避免合并單元送出無效數(shù)據(jù)影響運行設備的保護功能，斷路器拉開后應首先投 入該間隔合并單元“檢修狀態(tài)壓板”。245 為保證母差保護正常運行，某運行間隔改檢修時，應先投入該間隔合并單元“檢修狀態(tài)壓板”，再退出母 差保護內(nèi)該間隔的“間隔投入軟壓板”。246母差保護的某間隔“間隔投入軟壓板”必須在該間隔無電流的情況下

41、才能退出。247母差保護，當任一運行間隔合并單元投入檢修狀態(tài)，則母差保護退出運行。248時間同步裝置主要由接收單元、時鐘單元和輸出單元三部分組成。249時間同步系統(tǒng)有獨立運行和組網(wǎng)運行兩種運行方式。250時間同步系統(tǒng)組網(wǎng)運行方式，在無線時間基準信號和有線時間基準信號輸入都有效的情況下，采用有線時 間基準信號作為系統(tǒng)的優(yōu)先授時源。251IRIG-B碼采用單向傳輸方式，自動對誤差進行時差延時補償，對時精度1s。252保護裝置、合并單元和智能終端均應能接收IRIG-B碼同步對時信號，保護裝置、智能終端的對時精度誤 差不大于±1ms，合并單元的對時精度應不大于±1s。253 從時鐘

42、能同時接收主時鐘通過有線傳輸方式發(fā)送的至少兩路時間同步信號，具有內(nèi)部時間基準（晶振或原 子頻標），按照要求的時間準確度向外輸出時間同步信號和時間信息。254 采用光纖IRIG-B碼對時方式時，宜采用ST接口；采用電IRIG-B碼對時方式時，宜采用交流B碼，通信 介質(zhì)為屏蔽雙絞線。255當存在外部時鐘同步信號時，在同步秒脈沖時刻，采樣點的樣本計數(shù)應翻轉(zhuǎn)置0。256在智能變電站中，時鐘同步是提高綜合自動化水平的必要技術(shù)手段，是保證網(wǎng)絡采樣同步的基礎，為系統(tǒng) 故障分析和處理提供準確的時間依據(jù)。257TCP/IP通過“三次握手”機制建立連接，通過第四次握手斷開連接。258NTP/SNTP使用軟件或硬件

43、和軟件配合方式，進行同步計算，以獲得更精確的定時同步。259在SNTP的服務器/客戶端模式中，用戶向1個或多個服務器提出服務請求，并根據(jù)獲得的信息選擇任意 時鐘源對本地時鐘進行調(diào)整。260 以太網(wǎng)絡（Ethernet）使用CSMA/CD（載波監(jiān)聽多路訪問及沖突檢測）技術(shù)，并以10Mbit/s的速率運行 在多種類型的電纜上，目前以太網(wǎng)標準為Ethernet 802.3系列標準。261 根據(jù)IEC61850的分層模型與MMS對象之間的映射關系，邏輯設備映射到MMS中的域，邏輯節(jié)點實例 映射到MMS中的有名變量。262 BER基本編碼規(guī)則采用8位位組作為基本傳送單位，因此TLV結(jié)構(gòu)的三個部分都由一個

44、或多個8位位組 組成。263VLAN表示虛擬局域網(wǎng)，用來構(gòu)造裝置與交換機之間的虛擬網(wǎng)絡看，實現(xiàn)報文在特定VLAN里傳播。264GMRP是通用組播注冊協(xié)議，此協(xié)議為裝置對交換機所發(fā)送的請求，交換機收到請求后做出響應，將相 關的信息轉(zhuǎn)發(fā)給裝置，需要手動進行配置。265，智能變電站過程層組網(wǎng)使用VLAN劃分可以降低交換機負荷，限制組播報文。266采用雙重化MMS通信網(wǎng)絡的情況下，雙重化網(wǎng)絡的IP地址可以屬于同一個網(wǎng)段。267采用雙重化MMS通信網(wǎng)絡的情況下，冗余連接組中只有一個網(wǎng)的TCP連接處于工作狀態(tài)，可以進行應 用數(shù)據(jù)和命令的傳輸；另一個網(wǎng)的TCP連接應保持在關聯(lián)狀態(tài)，只可以進行非應用類型數(shù)據(jù)的

45、傳輸。268 采用雙重化MMS通信網(wǎng)絡的情況下，客戶端只能通過冗余連接組中處于工作狀態(tài)的網(wǎng)絡對屬于本連接組 的報告實例進行控制。269 交換機的轉(zhuǎn)發(fā)方式有存儲轉(zhuǎn)發(fā)、直通式轉(zhuǎn)發(fā)等。存儲轉(zhuǎn)發(fā)方式對數(shù)據(jù)幀進行校驗，任何錯誤幀都被丟棄； 直通式轉(zhuǎn)發(fā)不對數(shù)據(jù)幀進行校驗，因而轉(zhuǎn)發(fā)速度快于存儲轉(zhuǎn)發(fā)。270交換機的一個端口不可以同時屬于多個VLAN。271交換機端口全線速轉(zhuǎn)發(fā)是指交換機所有端口均以“端口線速度”轉(zhuǎn)發(fā)數(shù)據(jù)且交換機不丟包。272智能變電站站控層系統(tǒng)宜統(tǒng)一組網(wǎng)，IP地址統(tǒng)一分配，網(wǎng)絡冗余方式宜符合IEC61499及IEC62439的要 求。273 雙重化配置的兩個過程層網(wǎng)絡應遵循完全獨立的原則，當一

46、個網(wǎng)絡異?；蛲顺鰰r不應影響另一個網(wǎng)絡的運 行。274客戶端檢測到處于工作狀態(tài)的連接斷開時，通過定時召喚恢復客戶端與服務器的數(shù)據(jù)傳輸。275MMS雙網(wǎng)熱備用模式時，在單網(wǎng)絡發(fā)生故障時，判斷網(wǎng)絡的故障需要一定周期，此時如果發(fā)生電力系統(tǒng) 故障，不能及時上送報告給監(jiān)控系統(tǒng)，不能做到無縫切換。276網(wǎng)絡記錄分析儀收到SV的報文Sample Sync值為false，說明合并單元處于失步狀態(tài)。277網(wǎng)絡報文記錄分析儀通過對站控層網(wǎng)絡交換機的端口鏡像實現(xiàn)MMS報文的監(jiān)測。278網(wǎng)絡報文記錄分析系統(tǒng)因站控層發(fā)生故障而停運時，不能影響間隔層以及過程層信號的正常記錄。279GOOSE報文幀結(jié)構(gòu)的TCI域中，當CFI

47、（標準格式指示位）值為1時，說明是規(guī)范格式；當CFI值為0 時，說明為非規(guī)范格式。280在GOOSE報文幀結(jié)構(gòu)中，VID表示虛擬LAN標識，長度為12bit，0表示不屬于任何VLAN。281MMS報文的傳輸要經(jīng)過OSI中的全部7層。282當接收方新接收到報文的StNum小于上一幀報文的StNum，將判斷報文異常，丟棄該報文。283MMS報文采用的是發(fā)布/訂閱的傳輸機制。284SendMSVmessage服務應用了ISO/OSI中的物理層、數(shù)據(jù)鏈路層、網(wǎng)絡層、表示層及應用層。285在智能變電站中，MMS報文主要為低速報文，GOOSE報文主要為快速報文和中速報文。286根據(jù)Q/GDW7152012

48、110kV750kV智能變電站網(wǎng)絡報文記錄分析裝置通用技術(shù)規(guī)范，網(wǎng)絡報文分析 裝置在系統(tǒng)配置規(guī)模擴大時，可以修改程序和重組軟件。287 根據(jù)Q/GDW7152012110kV750kV智能變電站網(wǎng)絡報文記錄分析裝置通用技術(shù)規(guī)范，網(wǎng)絡報文分析 裝置記錄數(shù)據(jù)的分辨率應小于1s，記錄數(shù)據(jù)的完整率大于99%。288智能終端的跳位監(jiān)視功能利用跳位監(jiān)視繼電器并在合閘回路中實現(xiàn)。289智能變電站跨間隔的母線保護、主變壓器保護、光纖差動保護的模擬量采集，需依賴外部時鐘。290TV合并單元故障或失電，線路保護裝置收電壓采樣無效，閉鎖所有保護。291線路合并單元故障或失電，線路保護裝置收線路電流采樣無效，閉鎖所有

49、保護。292智能變電站雙重化配置的線路間隔一套智能終端檢修或故障，不影響另一套。293軟壓板的功能壓板，如保護功能投退，保護出口壓板，是通過邏輯置位參與內(nèi)部邏輯運算。294智能變電站主變壓器故障時，非電量保護通過電纜接線直接作用于主變壓器各側(cè)智能終端的“其他保護動 作三相跳閘”輸入端口。295智能變電站中當“GOOSE出口軟壓板”退出后，保護裝置可以發(fā)送GOOSE跳閘命令，但不會跳閘出口。296智能變電站主變壓器保護當某一側(cè)合并單元壓板退出后，該側(cè)所有的電流電壓采樣數(shù)據(jù)顯示為0，同時閉 鎖與該側(cè)相關的差動保護，退出該側(cè)后備保護。297合并單元電壓數(shù)據(jù)異常后，主變壓器保護閉鎖使用該電壓的后備保護

50、。298母線電壓SV品質(zhì)異常時，母線保護將閉鎖差動保護。299智能變電站母線保護在采樣通信中斷時不應該閉鎖母差保護。300智能變電站220kV母差保護需設置失靈啟動和解除復壓閉鎖接收壓板。301. 500kV線路過電壓及遠跳就地判別功能應集成在線路保護裝置中，站內(nèi)其他裝置啟動遠跳經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡 啟動。302. 線路保護經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡啟動斷路器失靈、重合閘。303. 變壓器保護跳母聯(lián)、分段斷路器及閉鎖備自投、啟動失靈等可采用GOOSE網(wǎng)絡傳輸。304. 變壓器保護可通過GOOSE網(wǎng)絡接收失靈保護跳閘命令，并實現(xiàn)失靈跳變壓器各側(cè)斷路器。305. 智能變電站變壓器非電量保護采用就地直接電纜跳閘。

51、306. 智能變電站變壓器非電量保護信息通過本體智能終端上送過程層GOOSE網(wǎng)。307. 母線保護直接采樣、直接跳閘，當接入元件數(shù)較多時，可采用分布式母線保護。308. 高壓并聯(lián)電抗器非電量保護通過相應斷路器的兩套智能終端發(fā)送GOOSE報文，實現(xiàn)遠跳。309. 斷路器保護跳本斷路器采用點對點直接跳閘。310. 斷路器保護在本斷路器失靈時，經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡通過相鄰斷路器保護或母線保護跳相鄰斷路器。311. 母聯(lián)保護（分段）保護跳母聯(lián)（分段）斷路器采用GOOSE網(wǎng)絡跳閘方式。312. 母聯(lián)（分段）保護啟動母線失靈可采用GOOSE網(wǎng)絡傳輸。313. 如果智能變電站的線路差動保護采用來自電子式電流互感

52、器的采樣值，那么對側(cè)常規(guī)變電站的線路間隔也 必須配置相同型號的電子式電流互感器。314. 智能變電站的合并單元失去同步時，母線保護、主變壓器保護將閉鎖。315. 智能變電站3/2接線斷路器保護按斷路器單套配置，包含失靈保護及重合閘等功能。316. 我國智能變電站標準采用的電力行業(yè)標準是IEC61850系列標準。317. DL/T860變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng)是新一代的變電站網(wǎng)絡通信體系，適用于智能變電站自動化系統(tǒng)的分 層結(jié)構(gòu)。318. 220kV及以上電壓等級的智能變電站中，繼電保護及與之相關的設備、網(wǎng)絡等應按照雙重化原則進行配置， 雙重化配置的繼電保護之間不應有任何電氣聯(lián)系，當一套保護異?；蛲顺?/p>

53、時不應影響另一套保護的運行。319. GOOSE報文在以太網(wǎng)中通過TCP/IP協(xié)議進行傳輸。320. 間隔層包括變壓器、斷路器、隔離開關、電流/電壓互感器等一次設備及所屬的智能組件以及獨立的智能電 子設備。321. 與傳統(tǒng)電磁感應式互感器相比，電子式互感器不含鐵芯，消除了磁飽和及鐵磁諧振等問題。322. 直接采樣是指智能電子設備（IED）間不經(jīng)過以太網(wǎng)交換機而以點對點連接方式直接進行采樣值傳輸。323. 直接跳閘是指智能電子設備（IED）間不經(jīng)過以太網(wǎng)交換機而以點對點連接方式直接進行跳合閘信號的傳 輸。324. IEC61850-7-3中將數(shù)據(jù)對象按功能分為信號類、控制類、測量類、定值類一共五

54、類。325. GOOSE報文中可以同時傳輸單位置遙信、雙位置遙信及測量值等信息。326. IEEE為IEC61850報文分配的組播地址前三位為01-CD-0C327. IEC61850規(guī)約中SV報文的推薦組播MAC地址區(qū)段為01-0C-CD-04-00-0001-0C-CD-04-01-FF328. GOOSE通信的重傳序列中，每個報文都帶有允許生存時間常數(shù)，用于通知接收方等待下一次重傳的最大 時間。如果在該時間間隔中沒用收到新報文，接收方將認為關聯(lián)丟失。329. 一個物理設備應有一個域代表MMS虛擬制造設備（MMS VMD）的物理資源。這個域至少包含兩個LLN0 和LPHD邏輯節(jié)點。330.

55、 ICD模型文件分為四個部分：Header、Communication、IED和Data Type Templates331. Q/GDW396-2009IEC61850工程繼電保護應用模型規(guī)定，SV數(shù)據(jù)集成成員應按DA配置。332. Q/GDW396-2009IEC61850工程繼電保護應用模型規(guī)定，GOOSE數(shù)據(jù)集成員應按DO配置。333. 根據(jù)O/GDW396-2009IEC61850工程繼電保護應用模型規(guī)定，每個保護裝置應支持同時與不少于12 個客戶端建立連接。334. 根據(jù)Q/GDW396-2009IEC61850工程繼電保護應用模型規(guī)定，保護裝置報告服務應支持客戶端在線設置OptFlds和Trgopt。335. 根據(jù)Q/GDW396-2009IEC61850工程繼電保護應用模型規(guī)定，GOOSE雙網(wǎng)冗余機制中兩個網(wǎng)絡發(fā)送 的GOOSE報文的多播地址