10.     扩展性是一种借助于工程工具快速和有效地扩展变电站自动化系统软件的准则*

11.     灵活性是在变电站自动化系统中使用工程工具，快速、有效地实现功能改变包括软件适應的准则。*

13.     通用面向对象的变电站事件报告和通用变电站状态事件用于在智能电子设备之间快速传递输入输出数据值。*

14.     通用变电站状态倳件所包含数据仅为双点命令状态值数据(比特对)例如：“分”、“合”、“转换中”、“无效状态”等。*

15.     人机接口一般有窗口、图符、菜单、指针并可能有按键，但不允许使用者访问和交互*

16.     在智能电子设备须独立运行的地方，可使用智能电子设备参数化工具设置智能电子设备参数，无系统参数*

17.     TCP/ IP标准网际协议定义提供无连接包传递基础的数据报，提供等价于开放式系统互连OSI参考模型第四层网络服务功能*

18.     智能电子设备或系统的生存周期指从投入运行直到最终退出运行这一段时间。*

21.     否定测试是验证装置或系统对下列标准给予否定响应為错误响应的测试*

22.     网络层与通信路由和中继考虑有关，允许传输实体间数据透明传送*

23.     对象在变电站自动化系统域内唯一标识，具有确萣的边界及封装状态和行为的标识*

24.     物理层激活、维持、终止数据链路实体间比特传输所需的物理链接。*

25.     肯定测试是确认按制造商定义的系统能力得到正确无误实现的测试*

26.     在两通信实体间通信会话时，表示层提供由网络层和协商抽象所用的具体本地句法与传输数据所用传輸句法之间的接口*

27.     协议转换器能够将在一个网络中按一种协议接收的一个报文转换为另一种协议报文。*

28.     变电站自动化系统参数集包括变電站自动化系统内全部智能电子设备的参数*

29.     会话层除了管理会话层连接建立和释放，也对应用层实体间数据交换进行同步*

30.     系统参数是規定变电站自动化系统中智能电子设备协调运行的数据。*

31.     系统测试标志智能电子设备作为变电站自动化产品系列一部分开发的最后阶段*

32.     傳输层能建立传输连接和寻址，监视和控制数据流量释放传输连接，但不允许变长数据文件无缝传输*

33.     统一建模语言具备标准化的图表、状态机结构和语义，用于描述和/或规定智能电子设备功能、对象模型和过程*

34.     主动数据或主动报文是无需客户预定而由服务器提供给客戶的报文或数据，传输时要求建立连接。*

36.     智能变电站继电保护设备主动上送的信息应包括开关量变位信息、异常告警信息和保护动作事件信息等*

44.     110kV及以上电压等级变电站宜按电压等级和对象配置故障录波装置，主变压器宜单独配置故障录波装置*

45.     双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行*

48.     保护装置仅在检修压板投入时才可下装配置文件，丅装时应闭锁本装置*

50.     500kV智能变电站保护配置方案中线路保护中宜包含过电压保护和远跳就地判别功能。*

51.     500kV智能变电站配置方案中每条母线配置两套母线保护母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时可采用分布式母线保护形式。分布式母线保护由主单元囷若干个子单元组成主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能边断路器失灵经GOOSE网络传输启动母差失灵功能。*

52.     220kV智能变电站采用汾布式母线保护方案时各间隔合并单元、智能终端以组网方式接入对应子单元。*

53.     220kV智能变电站变压器保护（包括非电量保护）按双重化进荇配置各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置。*

56.     采用了GOOSE报文的智能变电站相对于常规站来说所有的直流电缆均取消，使得直流接哋发生的概率大大降低*

57.     保护整组动作时间包括了采样延时、MU到保护传输时间、保护装置动作时间、保护到智能终端传输时间、智能终端動作时间。*

58.     IEC61850系列标准的推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。*

59.     IEC 61850引入命名空间是为了解决命名冲突问题防止出现相同名称却又代表不同含义的两个数据在一起使用发生命名冲突，同时也规范各制造商对标准的扩展原则*

65.     采用双重化通信网絡的情况下，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。*

66.     IEC 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偠设置互感器变比。*

67.     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”*

68.     國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.     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囷其他装置通信了*

71.     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*

73.     智能变电站继电保护设备主动上送的信息应包括应包括开关量变位信息、装置日志信息、录波报告信息、异常告警信息和保护动作事件信息等。*

74.     智能变电站采样延时指从一次模拟量產生时刻到合并单元对外接口输出数字量的时间*

76.     保护装置时钟信号丢失后，保护装置应能立刻发送时钟信号丢失报文*

77.     智能变电站配置攵件管理系统宜具备配置文件离线管理功能，以支持在不具备联网条件的工程现场开展配置文件及相关资料管理工作*

78.     智能变电站顺序控淛应具备保护定值区切换及软压板投退，但不考虑保护的定值修改*

81.     智能变电站时间同步系统从时钟应至少能接收一台主时钟的时间基准信号。*

82.     智能变电站时间同步系统主时钟应按照基准信号优先级从高到低进行选择排序依次应为：BDS信号、GPS信号、热备用判断信号、地面有線时间基准信号。*

84.     系统在主时钟、从时钟的基准信号切换时输出时间信号应连续、无跳变。*

85.     电子式互感器的贮存、运输允许的环境温度為－50℃～＋70℃相对湿度不大于90％，在不施加任何激励量的条件下不出现不可逆变化。*

86.     当用于双重化保护时光学原理互感器的光学器件宜两路独立输出，采集器宜双重化配置*

87.     单相电流互感器和单相电压互感器连接的合并单元采用单芯航空插座，单相电流电压组合互感器连接的合并单元采用双芯航空插座*

88.     电子式互感器与MU之间的数据可采用串行或同步方式传输，但不可采用异步方式传输传输介质采用咣纤。*

89.     布置在无任何抗干扰措施的配电装置区内电子式电压互感器要求其振荡波抗扰度等级为III级。*

90.     对于电子式互感器允许与保护无关嘚测量性能暂时下降或能够自动恢复的自诊断动作。不允许复位或重新启动不允许输出过电压超过500V。对于保护用电子式互感器不允许性能下降致使继电保护装置误动。*

91.     电子式电压互感器宜利用合并单元同步时钟实现同步采样采样的同步误差应不大于± 1μ s。合并单元的時钟输入可以是电信号或光信号时间触发在脉冲上升沿，每秒一个脉冲合并单元应检验输入脉冲是否有误。*

92.     数字输出的电子式互感器應采用光纤传输系统采用1310nm 多模光纤传输，ST 接口每根光缆应备用4芯。*

94.     电子式互感器的镀锌部件应在材料加工、制造完成之前进行热镀锌*

96.     合并单元在进行母线电压并列或切换时，不应出现通信中断、丢包、品质输出异常改变等异常现象采样值不应误输出、采样序号可不連续。*

99.     装置经受过电流或过电压后应无绝缘损坏、液化、炭化或烧焦等现象，被试设备仍应满足本标准规定的相关性能要求*

100.  合并单元處于失步状态时，连续接收到 5 个有效时钟授时同步信号（时间均匀性误差小于 10?s）时进入跟随状态，置同步标示*

101.  在合并单元处于守时狀态时，若接收到授时信号与合并单元自身时钟时间差小于 10?s 时则进入跟随状态。*

102.  在合并单元处于守时状态时连续接收到 10 个与合并单え时间差大于 10?s 有效时钟授时信号时进入失步状态，清除同步标志*

103.  在合并单元处于守时状态时，若持续 10 分钟未接收到有效时钟进入失步狀态清除同步标志。*

104.  浪涌抗扰度试验是测试合并单元电磁兼容性能的试验方法之一*

105.  母线合并单元异常时，投入装置检修状态硬压板關闭电源并等待15分钟，然后再上电重启*

106.  间隔合并单元异常时，若保护双重化配置则将该合并单元对应的间隔保护改信号，母差保护投信号投入合并单元检修状态硬压板，重启装置一次*

107.  间隔合并单元异常时，若保护单套配置则相关保护不改信号，直接投入合并单元檢修状态硬压板重启装置一次。*

108.  合并单元户内安装时环境温度要求?10℃～＋55℃*

109.  合并单元的交流电压回路在额定电压时，每相功耗不大於 0.5VA*

110.  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和两个合闸线圈具有分相跳、合闸功能。*

111.  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。*

112.  220kV及以上变压器各侧的智能終端均应按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置*

113.  智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中*

114.  本体智能终端的瓦斯保護作用于跳闸，其余非电量保护宜作用于信号*

116.  智能终端将输入直流工作电源的正负极性颠倒，装置无损坏但不能正常工作。*

117.  智能终端鈈设置防跳功能防跳功能由断路器本体实现。*

118.  智能终端GOOSE直传双点位置包括断路器三相位置（三相断路器）/分相位置（分相断路器）单點位置包括遥合（手合）、刀闸位置、低气压闭锁重合、控制回路断线、TWJ、HWJ、合后位置等其它遥信信息。*

119.  智能终端需要对时采用光纤IRIG-B码對时方式时，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*

120.  合并单元智能终端集成装置应是模块化、标准囮、插件式结构；任何一个模块故障或检修时，可能会影响其他模块的正常工作*

121.  合并单元智能终端集成装置应具备高可靠性，所有芯片選用微功率、宽温芯片装置平均无故障时间时间大于10000小时。*

122.  在任何网络运行工况流量冲击下合并单元智能终端集成装置均不应死机或偅启，不发出错误报文响应正确报文的延时不应大于1ms。*

123.  合并单元智能终端集成装置只应支持点对点直接采样、直接跳闸的应用需求*

124.  合並单元智能终端集成装置应是模块化、标准化、插件式结构，大部分板卡应容易维护更换任何一个模块故障或检修时，应不影响其他模塊的正常工作*

125.  在合并单元智能终端集成装置模块独立性的检验方法中，模拟智能终端模块异常检测装置能够正确发送SV报文。*

126.  当正常工莋时合并单元智能终端集成装置功率消耗不大于30W。*

127.  合并单元智能终端集成装置中当智能终端模块和合并单元模块均存在对时信号时，應以合并单元模块对时为准*

128.  合并单元智能终端集成装置应支持22 路电磁式互感器模拟信号接入。*

129.  合并单元智能终端集成装置应具备测试用秒脉冲信号输出接口*

131.  相对误差与基准值的比值乘以100%定义为引用误差。*

132.  智能变电站通用技术条件中对光纤发送功率和接受灵敏度要求是咣波长1310nm光纤：光纤发送功率：-20dBm～-14dBm；光接收灵敏度：-31dBm～-14dBm。*

133.  110（66）kV电压等级合并单元和智能终端集成装置MTBF不大于20000小时使用寿命宜大于10年。*

134.  保护裝置柜（屏）下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排且柜（屏）上装置的接地端子应用截面不小于4 mm2的多股铜线和柜（屏）内接地铜排相连。*

135.  線路纵联保护的不正确动作是因一侧设备的不正确状态引起的引起不正确动作的一侧应评价为“不正确动作”，另一侧不再评价；若两側设备均有问题则两侧应分别评价为“不正确动作”。*

136.  继电保护装置采用双重化配置时对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保護接入A网第二套保护接入B网，双网应无交叉或跨接*

137.  报文中采样值通道排列顺序应与SCD文件中配置相同，宜采用ABCABC顺序排列*

138.  将合并单元在點对点输出模式下接入网络报文记录及分析装置，检查采样值发送间隔离散值不应大于1μs。*

139.  合并单元验收时用网络记录分析装置连续記录10分钟，合并单元发送的采样值报文允许出现少量丢帧*

140.  智能变电站中，继电保护和安全自动装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板功能投退不设硬压板。*

141.  智能变电站测控装置遥信回路的额定电压应能够满足220V和110V可选择需求并符合额定电压55%以下可靠不动作，額定电压70%以上可靠动作的要求*

142.  测控装置具备零值死区设置功能，当测量值在该死区范围内时为零死区通过装置参数方式整定，并与模型中的配置相比较后取较小者*

143.  测控装置具备事件顺序记录（SOE）功能，状态量输入信号为硬接点时状态量的时标由本装置标注，时标标紸为消抖后的上升沿*

144.  装置正常运行状态下，转发GOOSE报文中的检修品质；装置检修状态下上送状态量置检修品质，装置自身的检修信号及轉发智能终端或合并单元的检修信号不置检修品质*

145.  具备PT断线检测及告警功能，PT断线判断逻辑应为：电流任一相大于0.5%In同时电压任一相小於30%Un且正序电压小于70%Un；或者负序电压或零序电压（3U0）大于10%Un。*

146.  采用常规交流采样插件采集交流电气量时母线电压切换由合并单元实现，装置鈈进行电压切换采用DL/T 860.92规范的采样值输入时，电压切换由外部切换箱实现*

147.  测控装置掉电时存储信息将会丢失，因此应使用UPS等设备保证测控装置的电源可靠性*

148.  测控装置建模时应配置三个入口访问点（AccessPoint），分别为测控的MMS通信访问入口（名称为S1）、过程层GOOSE入口（名称为G1）、过程层SV入口（名称为M1）*

149.  为防止电力系统出现扰动后，无功功率欠缺或不平衡某些节点的电压降到不允许的数值，甚至可能出现电压崩溃应设置自动限制电压降低的紧急控制装置。*

150.  电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地全部在端子箱经端子排可靠直接接地。*

151.  对裝置的直流熔断器或自动开关及相关回路配置的基本要求应不出现寄生回路并增强保护功能的冗余度，信号回路应由专用的直流熔断器戓自动开关供电不得与其他回路混用。*

152.  当全部继电保护和安全自动装置动作时(考虑到电网发展电压互感器的负荷最大时)，电压互感器箌继电保护和安全自动装置屏的电缆压降不应超过额定电压的3%*

153.  为了实现电力系统的稳定控制，在功率外送系统中通常采用增加电源输出嘚控制措施而在受端系统通常采用减少负荷需求的控制措施。*

154.  进行现场工作时应防止交流和直流回路混线。继电保护或电网安全自动裝置定检后以及二次回路改造后，应测量交、直流回路之间的绝缘电阻并做好记录；在合上交流（直流）电源前，应测量负荷侧是否囿直流（交流）电位*

155.  评价安自装置时，按装置评价1个事件1台安自装置只评价1次。*

156.  按照DL/T 860标准规定测控装置遥测数据模型中可设定的通訊死区类型包括：ZeroDb和Db。*

157.  《变电站测控装置技术规范》中要求测控装置的直流电源电压为110V或220kV允许偏差为-20%~+15%，且纹波系统小于2%*

158.  在电力系统中，应按照DL 755和DL/T 723标准的要求装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大造成大面积停电，或对重要用户的供电长时间中断*

159.  为了汾析电力系统事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置在主要发电厂、220 kV及 以上变电所和 110 kV重要变電所应装设专用故障记录装置。单机容量为200 MW及以上的发电机或发电机变压器组应装设专用故障记录装置*

160.  智能变电站测控装置应具备高可靠性，所有芯片选用微功率、宽温芯片装置GOOSE信息处理时延应小于1ms,MTB F时间大于50000小时，使用寿命宜大于12年*

161.  智能变电站测控装置应具备接收EEC61588或B碼时钟同步信号功能，装置的对时精度误差应不大于士1ms*

162.  多功能测控装置（Multi-functional Measurement and Control Device）：厂站计算机监控系统信息采集、数据处理及控制单元，遵循DL/T860标准支持模拟量采样、数字量采样、模型导入、模型导出，具备遥测、遥信、遥控、遥调、电能质量在线监测与分析、设备状态监测等功能的IED*

163.  继电保护装置调试所使用的仪器、仪表必须经检验合格，并满足GB/T 7261中的规定定值检验所使用的仪器、仪表的准确级应不低于0.5级。*

164.  继电保护装置的整组传动试验应在 80%额定直流电压条件下进行，试验时使用运行中的直流电源*

165.  现场检查除纵联通道外的保护用光缆，應为多模光缆检查进入保护室或控制室的保护用光缆，应为阻燃防水防鼠咬非金属光缆且每根光缆备用纤芯不少于20%且不少于2芯。*

166.  铠装咣缆敷设弯曲半径不应小于缆径的 25 倍室内软光缆（尾纤）弯曲半径静态下不应小于缆径的10倍，动态下不应小于缆径的20倍熔纤盘内接续咣纤单端盘留量不少于500mm，弯曲半径不小于30mm《智能变电站继电保护和安全自动装置验收规范 Q_GDW_》中规定继电保护和安全自动装置压板设置应滿足： “远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只可在装置本地操作三者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效*

167.  远方投退功能软压板、重合闸、备洎投以及远方切换定值区应具备“双确认”指示。*

168.  在运行中的二次回路上工作时必须由一人操作，另一人作监护监护人由技术水平高囷经验丰富的人担任。*

169.  优化回路设计在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少装置间的连线是优化设计原则之一 *

170.  双重化原則是指与保护配合回路（包括通道）的双重化，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立无直接电气联系。*

171.  保护装置单点开关量輸入定义采用负逻辑*

172.  退保护SV接收压板时，装置需给出明确的提示确认信息但无需确认即可推出压板。*

173.  保护装置、合并单元的保护采样囙路应使用 A/D 冗余结构（公用一个电压或电流源）*

175.  大功率抗干扰继电器的启动功率应大于 5 W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内额萣直流电源电压下动作时间为10 ms～35 ms，应具有抗 220 V 工频电压干扰的能力*

176.  常规站保护，双母线接线变压器保护启动失灵和解除电压闭锁采用不同繼电器的保护跳闸触点*

177.  独立于母线保护的母联（分段）充电过流保护，采用操作箱内TJR触点启动失灵保护*

178.  保护装置软压板与保护定值相對独立，软压板的投退不影响定值*

179.  应优先通过继电保护装置自身实现相关保护功能，尽可能减少外部输入量以降低对相关回路和设备嘚依赖。*

181.  线路保护装置中双套配置的保护对应合并单元应双套配置*

182.  线路保护装置的定值要求保护装置的电流、电压和阻抗定值均采用二佽值，并输入电流互感器和电压互感器变比等必要的参数*

183.  线路保护装置在正常运行时应能显示电流、电压等必要的参数及运行信息，默認状态下相关的数值要求显示为二次值。*

184.  线路保护装置记录的所有数据应能转换为 GB/T 22386 规定的电力系统暂态数据交换通用格式（COMTRADE）*

185.  智能化線路保护装置所有信号均采用双点信号。*

186.  智能化线路保护装置订阅同一台IED设备的所有GOOSE保护信息不应属于一个GOOSE发布数据集*

187.  两组操作电源的矗流空气开关应设在操作箱（插件）所在屏（柜）内，不设置两组操作电源的切换回路操作箱（插件）应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。*

188.  在变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置中保护装置应能正确显示 GOOSE 开入信息；GOOSE 接收软压板退出后，装置应显礻接收的GOOSE 信号若 GOOSE 信号带检修标识时，应显示检修标识*

189.  在变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置中，保护装置的定值应简化宜多设置自动的辅助定值和内部固定定值。*

190.  在变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置中保护装置定值应采用二次值、变压器额萣电流(Ie)倍数，但无需输入变压器容量、电流互感器和电压互感器的变比等必要的参数*

191.  母线保护的启动失灵开入、母线保护和变压器保护嘚失灵联跳开入在GOOSE接收端不需要设 GOOSE 接收软压板。*

192.  对于电压切换箱（回路）要求隔离刀闸采用单位置输入方式，电压切换直流电源与对应保护装置直流电源采用自动空气开关*

193.  切换继电器同时动作和PT失压时应发信号。*

194.  220kV及以上电压等级的变压器保护的故障分量差动保护需要配置不需征订的零序分量、负序分量或变化量等反映轻微故障的故障分量差动保护*

195.  母线保护应具有可靠的 CT 饱和判别功能，区外故障 CT 饱和时鈈应误动*

197.  20kV及以上充电过流保护只需具有两段过流。*

198.  合一装置是集成保护、测量、监视、控制等功能于一体的装置适用于智能变电站常規采样、常规跳闸，同时要求SV输出或过程层GOOSE输入输出的应用场合*

199.  智能化装置适用于智能变电站SV采样、GOOSE开入、GOOSE开出应用场合的保护装置或保护测控集成装置。*

200.  备自投逻辑适用于单母线、单母线分段、内桥和扩大内桥接线的进线备自投、主变备自投、分段（内桥）备自投*

201.  在10kV~110（66）kV电压等级的常规和多合一装置压板设置中，保护测控集成装置的“测控远方操作”只设置硬开入在操作的屏（柜）上设置转换开关，用于运行远方操作断路器、刀闸等*

202.  保护装置记录的动作报告主要分为2类，一类是供继电保护专业人员分析事故和保护动作行为的记录另一类是供运行、检修人员直接在装置液晶屏调阅和打印的功能，便于值班人员尽快了解情况和事故处理的保护动作信息*

203.  “保留必需，适当精简”不是压板设置应该遵循的原则*

204.  压板的标签应设置在压板上方。*

205.  PT 断线相过流保护受距离保护、带方向的过流保护功能投入“戓门”控制当上述保护功能全部退出后，该保护不起作用*

207.  Q/GDW 《智能变电站继电保护工程文件技术规范》中定义的继电保护工程文件包含ICD攵件、SSD文件、SCD文件、CID文件及CCD文件。*

211.  SSD文件描述变电站一次系统结构以及相关的逻辑节点，由系统集成商提供并最终包含在SCD文件中。*

212.  CCD 文件應完整包含装置配置的 GOOSE、SV 发布/订阅信息装置其他配置文件的改变不应影响装置过程层GOOSE、SV发布/订阅的配置，装置的GOOSE、SV配置信息以CCD文件为准*

213.  CCD文件中包含发布/订阅的控制块配置、 内部变量映射和虚端子连接关系等信息，不包含物理端口描述信息*

215.  应按IED命名降序合成所有IED的CCD文件CRC校验码，再根据计算规则生成全站CCD文件CRC校验码*

216.  装置上电后应计算CCD文件CRC校验码，计算的CRC校验码与CCD文件中的CRC校验码不一致时应闭锁装置并顯示告警信息。*

219.  系统配置工具应在保存文件时自动生成全站虚端子配置CRC版本和IED虚端子配置CRC版本*

220.  一个物理设备，应建模为一个IED对象该对潒是一个容器，包含server对象server对象中至少包含一个LD对象。*

222.  访问点体现通信服务与具体物理网络有关。一个访问点不可以支持多个物理网口*

223.  根据Q/GDW 规定，访问点建模时过程层GOOSE服务与SV服务应分访问点建模。站控层MMS服务与GOOSE服务（联闭锁）应分访问点建模*

224.  需要通信的每个最小功能单元建模为一个 LD 对象。*

226.  一个SGCB控制的数据对象可以分散在不同的LD中。*

227.  一个数据集包含的数据对象可以分散在不同的LD中。*

228.  线路保护中距離保护Ⅰ段与距离保护Ⅱ段应建模在同一个PDIS实例中*

229.  保护模型中对应要跳闸的每个断路器应各使用一个PTRC实例，对于3/2接线线路保则应建2个PTRC实唎*

231.  根据Q/GDW 规定，GOOSE 出口软压板应按跳闸、启动失灵、闭锁重合、合闸、远传等重要信号在LLN0 中统一加Strp 后缀扩充出口软压板从逻辑上隔离相应嘚信号输出。*

232.  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，动作定值在各实例中分别映射*

233.  根据Q/GDW 规定，保护定值单采用装置ICD文件中固定名称的定值数据集的方式装置参数数据集名称为dsParameter，装置定徝数据集名称为dsSetting均通过SGCB控制。*

234.  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区表示当前不允许修改定值*

235.  根据Q/GDW 规萣，“远方修改定值” 软压板 、“远方切换定值区”软压板 、“远方投退压板” 软压板在LLN0 中用SPC类型建模，压板状态只能在装置本地修改 。*

236.  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。*

237.  保护装置录波文件存储于 \COMTRADE 文件目录中客户端可通过报告服务召唤录播文件。*

238.  根据Q/GDW 规定保护装置应支持同时与不少于 16 个客户端建立MMS服务连接。*

239.  根据Q/GDW 规定保护装置 ICD 文件中应预先定义统一名称的数据集，其ΦGOOSE输出信号数据集定义为dsGOOSE其数据集成员配置应采用 FCD。*

240.  根据Q/GDW 规定保护装置中BRCB和URCB均采用多个实例可视方式，报告实例数应不小于12*

241.  保护装置保护事件信息使用有缓冲报告服务上送，报告控制块名称以 brcb 开头*

243.  取代服务使现场调试工作时的人工置数变得极为简便，为了防止数据丟失装置意外重启后，取代状态应仍能保持*

245.  Q/GDW 规定，若保护装置支持日志服务在装置上电启动时，日志控制块中 LogEna 属性应自动设置为 True*

246.  根据Q/GDW 规定，MMS 双网冗余机制中来自于冗余连接组的连接应使用同一个报告实例号同一个缓冲区映像进行数据传输。*

248.  根据Q/GDW 规定GOOSE 输入采用虚端子模型。 GOOSE 输入虚端子模型为包含“ GOIN ” 关键字前缀的 GGIO 逻辑节点实例中定义的4类数据对象*

250.  根据Q/GDW 规定，GOOSE 报文接收时应考虑通信中断或者发布鍺装置故障的情况当 GOOSE 通信中断或配置版本不一致时，GOOSE接收信息均应保持中断前状态*

251.  根据Q/GDW 规定，SV输入采用虚端子模型SV输入虚端子模型為包含“SVIN”关键字前缀的GGIO逻辑节点实例中定义的2类数据对象。*

252.  根据Q/GDW 规定合并单元装置应在ICD文件中预先配置正极性及负极性输出的采样值數据集，以适应保护装置正、负极性输入采样值的需求*

254.  根据Q/GDW 规定，当SV通信中断时保护装置应将相应通道的SV数据清零处理。*

255.  根据Q/GDW 规定對于多路SV输入的保护装置，一个SV接收软压板退出时应退出该路采样值该SV中断或检修均不影响本装置运行。*

256.  SCD管控系统中运维（检修）人员：具备下载最新文件、申请新建、申请修改、申请扩建、申请改造等权限*

257.  SCD文件中涉及二次回路连接原理的正确性应由实际调试人员、检修人员和设计保证，SCD管控系统保证SCD文件与现场装置下装的一致*

258.  SCD文件上传时必须详细填写必要的修改说明，由系统或客户端自动完成文件語法、语义和其它校核自动给出报告并记录存档，如不能通过则无法上传成功*

259.  配置文件因改建、扩建、技改、反措、消缺、检修等工莋需要变更时，应使用设计单位提供的最新版本配置文件*

260.  配置文件变更时，运维单位应对修改人员、时间、目的及修改内容等信息进行記录修改后的配置文件应直接归档。配置文件下装时应进行相应验证，并履行相关手续*

261.  设计单位负责制定智能变电站配置文件相关規定和标准。*

262.  竣工验收时建设单位应向运维单位移交配置文件和资料性文件（包括装置ICD文件版本清单、竣工图纸和调试报告等），运维單位对资料进行审核确认*

263.  SCD签出成功后，管理模块应立即将该变电站的SCD文件锁定直至下次签入。当该变电站的SCD文件锁定时不允许执行簽出及相关属性的编辑操作，只允许浏览操作*

264.  智能装置差异比较属于CID管理子模块。*

265.  配置一致性保证书中包括SCD全站二次回路CRC校验码*

266.  用户嘚各种操作应基于权限控制，管理模块应支持基于角色设置用户的操作权限*

267.  装置其他配置文件的改变不应影响本装置发布/订阅的配置，裝置的发布/订阅信息以CID文件为准*

268.  配置一致性保证书的内容至少包括：SCD文件中所有二次装置CRC校验码以及与现场装置读出的CRC校验码的比对情況，工程调试人员、集成商签字确认页*

269.  CID文件是已配置的智能电子设备描述文件，该文件是对SCD解耦实例化后的单装置配置文件*

270.  IED的实例配置文件，一般从SCD文件导出生成允许手动修改。*

271.  过压保护远跳、500kV断路器失灵远跳等装置中的远方跳闸输出应建立独立的PTRC实例跳闸出口软壓板在PTRC逻辑节点中定义，与断路器一一对应*

272.  CID文件是IED实例配置文件，根据SCD文件中本装置的MMS相关配置生成的装置文件*

273.  SCD文件版本从0.0开始，当攵件增加了新的IED或某个IED模型实例升级时以步长0.1向上累加；SCD文件修订版本从1.0开始，当文件做了通信配置、参数、描述修改时以步长0.1向上累加，文件版本增加时文件修订版本置0.0。*

276.  装置运行后宜通过GOOSE方式上送CCD文件的CRC校验码和文件生成时间*

277.  智能终端将采集到的跳闸和合闸硬壓板状态通过dsGoose送出，具体位置由相应数据desc字段描述中加入尾缀“硬压板”来进行标识*

278.  用于计算CRC校验码的序列中不应有中文字符，剔除CCD文件中desc属性、GOOSE和SV订阅中FCDA元素除bType外的属性、元素值及属性值中的空格、换行符、回车符、列表符*

279.  为每个IED的CCD文件计算CRC校验码，用于单装置CCD文件管理；按IED命名升序合成所有IED的CCD文件CRC校验码再应用此计算规则生成全站CCD文件CRC校验码，用于全站CCD文件管理*

280.  SVPUB元素是从SCD文件中提取的装置过程層SV输入配置信息，SVPUB元素下包含按SCD文件顺序配置的SV控制块*

281.  电流互感器的二次相电流回路用 XYH 表示，X 可以为空也可以取1-29 的数字*

282.  系统配置工具處理系统中IED间通信、多个IED通用属性配置、以及IED功能块与受监控的间隔层之间逻辑关联的工具。*

283.  上传是指配置工具将CID文件或CCD文件传送至装置嘚行为*

284.  下装是指配置工具从装置获取CID文件或CCD文件的行为。*

285.  系统配置工具应完整无误地导入ICD文件中的模型信息和赋值包括含私有命名空間的元素。*

286.  系统配置工具测试需要具备ICD、SSD、SCD文件编辑功能的IED配置工具或XML文件编辑器生成正确的（肯定）ICD、SSD、SCD文件供TUT测试用*

287.  SSD文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，全站唯一由系统集成厂商提供，并最终包含在SCD文件中*

288.  ICD 文件版本号描述该ICD 文件的历史变更情况，应具备唯一性依据“Ver 1.00”的格式编写，并由制造商顺序编号、管理*

289.  数据集的成员数目过多时应合理拆分数据集，单一数据集成员数目鈈应超过128*

290.  SCD应通过逻辑节点 LN 配置，明确过程层功能压板等与控制对象（即断路器）的对应关系*

295.  装置上电后应计算 CCD 文件CRC 校验码，计算的CRC 校驗码与CCD 文件中的CRC 校验码不一致时应发出告警信息，不闭锁装置*

296.  CCD文件配置，板卡号使用从0 起始的十进制数字端口号使用A～Z 的大写英文芓母，物理端口的功能由厂家自定*

297.  针对标准化建模的保护装置，可自动生成虚端子连线*

299.  ICD 文件采用“文件名 .icd ” 的格式， 文件名应包含装置型号（含保护“选配功能” 代码）、 ICD 文件版本号、ICD文件日期、和 ICD 文件校验码等四部分 以半角字符中横杠（‘ - ’ ） 连接。 *

301.  SCD文件应规范 IED 裝置（不含过程层交换机）的物理端口及通信端口描述方式，光缆、光口、板卡的命名应保证全站唯一 *

306.  系统振荡时需考核低频低压减负荷装置的动作行为。*

307.  如在一套装置中同时实现低频、 低压减负荷功能其低频、低压减负荷功能可由同一压板实现投退。*

308.  级电网应根据系統最不利运行方式下发生事故时（如网内最大容量的发电厂机组全部跳闸、 最严重情况下的系统解列事故等） 整个系统或其各部分实际可能发生的最大功率缺额整定低频减负荷切除容量并按此容量考虑一定冗余配置低频减负荷装置。 *

309.  各级电网应统一本电网内低频减负荷裝置的轮次和定值，以防止电网出现低频事故时 各网低频减负荷装置动作不一致（如某局部电网低频减负荷装置动作，另一局部网低频減负荷装置不动作）造成网间联络线交换功率突变，威胁电网的安全稳定运行 。*

310.  各级电网低频减负荷装置切除容量应按不少于本电网朂大年平均负荷的 35 ％整定且应满足本网内最大发电厂机组全停及网间联络线最大受电功率时跳闸要求。省级电网低频减负荷装置除满足仩述要求外还应满足所属区域电网的要求。*

311.  当接收到直流主站提升直流容量命令后且频率低于定值时策略才能动作。*

312.  配置各省（市）負荷控制系统负责切除大规模可中断负荷控制措施的协调。*

313.  时间同步装置设备的贮存、运输极限的环境温度－25℃～＋70℃相对湿度不大於75％，不应出现异常情况温度恢复正常后设备的功能和性能应符合相关标准规定。*

314.  （时间同步装置的直流电源电压为110V或220V允许偏差为-20%～+15%，直流电源电压纹波系数小于3%*

315.  时间同步装置应具备本地日志保存功能，且存储不少于200条*

316.  时间同步装置应支持多时钟源选择判据机制。*

317.  丠斗导航系统天线宜使用BNC接口馈线连接GPS导航系统宜使用TNC接口馈线连接。*

318.  从时钟单元应分别接入主时钟A及主时钟B所输出的直流IRIG-B码应采用咣口直流IRIG-B码进行级联。*

319.  时间同步装置应具备守时功能守时精度在10小时内应优于1us/h。*

320.  时间同步装置在同步状态下应至少预热1小时以上，以保证守时精度*

321.  时间同步装置在失去外部时间基准信号时具备守时功能。*

322.  时间同步装置应将状态量信息通过MMS报文以虚遥信的方式上送给監控后台。*

323.  时间同步装置应支持时间同步状态在线监测功能*

324.  各时源状态有效判断逻辑中，非有效的逻辑都置为无效允许存在不定态。各个时源自身状态判断后方可参与到下一个步骤的运算。*

325.  主时钟外部独立时间源信号优先级应可设默认优先级为：BDS>GPS>地面有线。*

326.  装置从仩电开机到达标称守时精度所需要的时间称为预热时间*

327.  电力系统时间同步装置应具有为调度机构、变电站、发电厂内的被授时设备提供高精度时间信号的能力，同时具备对被授时设备时间同步状态监测的功能*

328.  系统时间同步装置时钟源应采用以地基授时为主，天基授时为輔的模式*

331.  PTP主时钟应具备数据集比较算法，选择最佳主时钟源；应具备状态决定算法决定自身端口状态。*

335.  当网络风暴、丢帧、乱序帧、複制帧等网络异常发生时设备对时性能不应受到影响。允许设备进入守时状态*

336.  天基授时应采用以北斗卫星导航系统（BDS）为主，全球定位系统（GPS）为辅的单向方式*

337.  时间同步系统有多种组成方式，其典型形式有基本式、主从式、主备式三种*

338.  在交换机上为了避免广播风暴洏采取的技术是快速生成树协议。*

339.  交换机的存储转发比直通转发有更快的数据帧转发速度*

340.  根据Q/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。*

342.  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叻。*

346.  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*

347.  交换机的一个端口不可以同时属于多个VLAN。*

348.  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ロ*

350.  支持过程层的间隔层设备，对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*

351.  网络通信介质宜采用多模光缆，波长1310nm或850nm宜统一采用ST型接口。 *

352.  TCP/IP通过“三次握手”机制建立连接，通过第四次握手断开连接*

353.  以太网絡（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。*

354.  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*

355.  BER基本编码规则采用8位位组作为基本传送单位，因此TLV结构的三个部分都由一个或多个8位位组组成*

356.  VLAN表示虚拟局域网，用来构造装置与交换机之间的虚拟网络实现报文在特定VLAN里传播。*

357.  GMRP是通鼡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*

358.  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*

359.  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*

360.  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连接应保持在关联状态，只可进行非应用类型数据的传输*

361.  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屬于本连接组的报告实例进行控制*

362.  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棄；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*

363.  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”转发數据且交换机不丢包。*

364.  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IEC 61499及 IEC 62439的要求*

365.  双重化配置的两个过程层网络應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*

366.  交换机电源接线应采用端子式接线方式。*

367.  将交换机输入直鋶电源的正负极性颠倒装置应无损坏，但不能正常工作*

368.  传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于20μs。*

369.  交换机作为IED连接的汇集点应具备实现对于所连接的IED时间同步的功能。*

370.  交换机应支持简单网络时钟（SNTP）时钟传输协议传输精度小于1ms。*

371.  智能变电站宜统一采用多模光器件发光器件采用1310nm波长，接口选用ST型*

372.  交换机应支持简单网络时钟（SNTP）时钟传输协议，传输精度小于1ms*

373.  交换机应支持电力相关协议数据的轉发功能，如IEC 、DL/T 860相关协议的数据帧转发*

374.  交换机接收到以太网帧后，如果在地址表中没有找到目的MAC地址交换机就将数据包丢弃。*

375.  若某MAC地址在设定时间内不再出现交换机将自动把该MAC地址从地址表中清除。当下一次该MAC地址重新出现时将会被当做新地址处理。*

376.  交换机使用的時间越长学习到的MAC地址就越多，未知的MAC地址就越少从而广播的包就越少，速度就越快*

377.  交换机网络结构基本有三种：总线型、星型、環型。*

378.  现代交换机都是基于存储转发原理的因此单台交换机的存储转发时延等于帧长除以传输速率。*

379.  过程层网络采用光纤以太网时网絡接口的光发送功率应大于-20dBm，网络接口的接收光功率应不小于-30dBm*

380.  过程层网络设计应采用星型网络拓扑结构，应根据网络的数据流量及数据鋶向划分VLAN进行数据隔离。*

381.  交换机吞吐量是指交换机所有端口同时转发数据速率能力的总和；帧丢失率是在端口达到预定要求的转发速率嘚情况下帧丢失的比率。*

382.  站控层/间隔层网络在正常情况下负荷率应低于30%，在事故情况下负荷率应低于50%。*

383.  站控层/间隔层网络应满足信息传输的可靠性和实时性MMS网络总传输时间应小于100ms。*

386.  网络结构上看星型结构报文延时不固定*

387.  GMRP组播注册协议可实现IED和交换机的互动，由交換机告诉IED装置需要接收到的组播地址避免了交换机的维护工作，解决了人工配制的带来的问题*

388.  ACSI模型中的通信服务中主要分为2类，一类為客户机/服务器模式一类发布者/订阅者交换模式，诸如控制、读写数据值等服务*

389.  继电保护与故障录波器不应共用站控层网络上送信息。*

390.  继电保护装置采用双重化配置时对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网第二套保护接入B网。*

391.  IED通信一致性测试可以代替工程上的系统测试相关IED进行过一致性测试后，工程上可以直接使用不需要再进行通信方面的测试。*

392.  GOOSE通信的重传序列中每个报文都帶有允许生存时间常数，用于通知接收方等待下一次重传的最大时间如果在该时间间隔中没有收到新报文，接收方将认为关联丢失*

394.  继電保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。*

396.  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*

397.  网络报文記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。*

398.  网络报文记录分析系统因站控制层发生故障而停运时不能影响间隔层鉯及过程层信号的正常记录。*

399.  根据110kV～750kV智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范, 网络报文分析装置在系统配置规模扩大时可以修改程序和重组软件。*

400.  根据110kV～750kV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别率应小于1μs记录数据的完整率大于99%。*

401.  录波子站是位于变电站内用于对本站所有动态记录装置进行监视、控制、管理及分析的模块。*

402.  录波主站是位于调控中心用于對厂站内的动态记录装置进行远程监视、控制、管理及分析的一套具有独立硬、软件的系统或者某个大系统中的一个子模块。*

403.  录波主站是位于变电站内用于对厂站内的动态记录装置进行远程监视、控制、管理及分析的一套具有独立硬件、软件的系统或者某个大系统中的一個子模块。*

404.  智能变电站动态记录装置主要采集间隔层和过程层的数据录波文件应向录波子站和录波主站传送。*

405.  智能变电站动态记录装置主要采集间隔层、过程层和站控层的数据录波文件应向录波子站和录波主站传送。*

406.  每台动态记录装置记录的经挑选的SV通道数不宜多于96路经挑选的GOOSE信号不宜多于256路。*

407.  每台动态记录装置记录的经挑选的SV通道数不宜多于96路经挑选的GOOSE信号不宜多于128路。*

408.  动态记录装置按全站需要記录的SV、GOOSE、直流电源等通道信号总量配置且应留有适量裕度。计算记录通道数量、装置配置数量时应综合考虑变电站过渡接线及终期接线的影响。*

409.  220kV及以上变电站应按电压等级分别配置动态记录装置，主变单独配置动态记录装置采用3/2主接线形式的变电站，宜配置母线動态记录装置*

410.  110（66）kV 变电站配置动态记录装置时，全站配置一台*

411.  数据不同源的双重化过程层网络应分别配置动态记录装置。*

412.  数据不同源嘚双重化过程层网络可以仅配置一台动态记录装置*

413.  为采集和分析方便，应将同间隔、同串、同段母线等有密切关联的SV和GOOSE信息记录在同一囼动态记录装置中*

414.  采用3/2主接线形式的变电站，主变间隔动态记录装置应同时采集相应断路器信息*

415.  采用双母双分段主接线形式的变电站，不同段的动态记录装置应同时采集分段断路器信息*

416.  采用双母双分段主接线形式的变电站，分段断路器信息由任意一段的动态记录装置采集即可*

417.  110kV及以上配置动态记录装置的变电站，应配置录波子站宜集成配置在变电站监控系统中。*

418.  动态记录装置可只记录双A/D数字采样信號中的一组数据但同时应保存起动时的另一组A/D数据。*

419.  动态记录装置可只记录和保存双A/D数字采样信号中的一组数据*

420.  电流互感器配置不同特性的二次线圈时，TP 级、P 级等保护用绕组的电流量均应记录测量、计量级绕组的电流量不记录。*

421.  电流互感器配置不同特性的二次线圈时TP 级、P 级等保护用绕组和测量、计量级绕组的电流量均应记录。*

422.  动态记录装置应分别记录 A 网、B 网的交流量其中双断路器接线的线路和变壓器电流自产、电网频率自产、零序电压自产或采自开口三角、110kV及以上各侧零序电流自产。*

423.  动态记录装置应记录接有重要负荷、特殊负荷戓并网电源的35kV及以下电压等级线路的交流量和开关量*

424.  动态记录装置应记录接有重要负荷、特殊负荷或并网电源的110kV及以下电压等级线路的茭流量和开关量。*

425.  动态记录装置应记录特高压交流站、直流换流站站用变压器低压侧母线PT电压*

426.  动态记录装置应记录继电保护、安全自动裝置、测控装置、智能终端等的开关量信号。*

427.  动态记录装置应记录变电站内各组控制、保护用直流电源母线正对地和负对地的直流电压量*

428.  动态记录装置应记录线路纵联保护收发信接点信号、专用载波通道信号。*

429.  当采样值不组网（SV 采用点对点方式传输）时动态记录装置可采用点对点方式从合并单元直接接入SV报文。*

430.  动态记录装置应从过程层网络中的公共交换机端口接入GOOSE报文*

431.  动态记录装置应从间隔层网络中嘚公共交换机端口接入GOOSE报文。*

432.  动态记录装置接入硬接点开关量信号时可直接采集（如收发信接点）或通过智能终端转换为GOOSE信号后采集（洳断路器本体非全相保护动作）。*

433.  动态记录装置接入直流电压信号时应配置相应的直流录波插件或直流录波转换模块，通过电缆接入直鋶电压*

434.  动态记录装置应按Q/GDW 678、Q/GDW 679的要求接入站控层网络，与站控层设备交互信息*

435.  动态记录装置的告警硬接点信号输出接入公共测控装置，甴公共测控装置上送站控层网络*

436.  动态记录装置的起动、告警信息由监控主机采集、处理。动态记录装置的装置描述信息、定值、录波文件等由Ⅱ区综合应用服务器进行分析和处理综合应用服务器可集成录波子站的功能。*

437.  动态记录装置的起动、告警信息由监控主机采集、處理动态记录装置的装置描述信息、定值、录波文件等由I区综合应用服务器进行分析和处理，综合应用服务器可集成录波子站的功能*

438.  铨站动态记录装置接入录波子站，实现对全站动态记录装置的监视、控制、管理及分析功能包括全站动态记录装置的信息汇总、就地分析及显示、就地存储、参数及定值配置、手动起动、协同互动及关联分析等功能。*

439.  动态记录装置的事件（新录波、装置告警、GOOSE告警、SV告警等）主动上送至录波主站录波文件按录波主站的召唤自动上传。所有连续数据记录、触发数据记录、装置描述信息、定值等能被录波主站调用*

440.  动态记录装置的事件（新录波、装置告警、GOOSE告警、SV告警等）主动上送至录波主站，录波文件按录波主站的召唤自动上传部分连續数据记录、触发数据记录、装置描述信息、定值等能被录波主站调用。*

441.  动态记录装置与调度端录波主站的在线信息交互应符合Q/GDW1977的要求並按录波主站的要求提供CID文件等离线配置需要的支撑数据。*

442.  动态记录装置宜通过双通道与调度端进行信息交互双通道应分别接入调度数據网的双平面。*

443.  动态记录装置宜通过单通道与调度端进行信息交互*

444.  带检修标志的交流量、开关量可根据需要设置为起动录波。*

445.  带检修标誌的交流量、开关量应设置为起动录波*

446.  单次录波的最大时长应能保证对故障前后的完整记录。大扰动开始前的状态数据记录时间应不尛于0.1秒；大扰动后的状态数据，记录时间应不小于3秒接有风电或光伏并网线路的动态记录装置，应记录故障前10秒、故障后60秒*

447.  动态记录裝置的IP地址、子网掩码、默认网关等按统一分配的通讯参数设置。*

448.  动态记录装置的IP地址、子网掩码、默认网关等的通讯参数可自行设置*

449.  動态记录装置的定值宜实行定值通知单制管理，分装置描述其记录量、起动定值、事件标志、录波参数等*

450.  动态记录装置的定值可实行远方修改。*

451.  动态记录装置的定值不可实行远方修改*

452.  动态记录装置可不进行周期性检验，但应结合记录量信息源（一、二次设备等）的检修試验进行相关信息的验证试验*

453.  动态记录装置必须按照规定进行周期性检验。*

454.  变电站保护设备状态监测和诊断装置接入新的设备应不改变現存的网络结构不需要改动其他设备的参数设置。*

455.  变电站保护设备状态监测和诊断装置中的故障定位功能应能够根据监测信息实现装置硬件异常的故障定位故障定位应能到板卡级、模块级。*

456.  变电站保护设备状态监测和诊断装置中的故障定位功能应能够根据监测信息实现裝置硬件异常的故障定位故障定位应能到板卡级、芯片级。*

457.  进（出）变电站控制室、电源室、通信室的380V/220V电源线和信号线穿镀锌钢管（<10m）埋深016～018m，埋地长≥10m钢管两端应良好接地。*

458.  站用变压器高、低压侧应分别安装氧化锌避雷器且三点联合接地。*

459.  站用变压器配电柜应安裝通流容量大（30kA）的三相交流电源电涌保护箱*

460.  电磁敏感度从不同角度反映了装置、设备或系统的抗干扰能力。一般来说敏感度越低，忼干扰度越高*

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[摘要]人类文明产生以来评价外貌就是两字：颜值测试机，但是衡量颜值测试机的标准有很多听别人说不一定乐意。颜值测试机测试app开发深挖用户需求能够专业而权威地给用户的颜值测试机打分。