智能站题库判断题200

智能终端可以实现模拟量的采集。

SV输入虚端子采用DA方式定义。

MMS报文采用发布／订阅的传输机制。

MMS报文用于过程层状态信息的交换。

GOOSE报文用于过程层采样信息的交换。

智能终端安装处应保留总出口压板和检修压板。

保护装置GOOSE中断后，保护装置将闭锁。

智能终端可通过GOOSE单帧实现跳闸功能。

GOOSE跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。

智能变电站母线保护不需要设置失灵开入软压板。

合并单元装置启动完毕后即可对外发送采样数据。

交换机的一个端口不可以同时属于多个VLAN。

智能终端应以虚遥信点方式转发收到的跳合闸命令。

在发生网络风暴时，智能终端不应误响应和误动作。

线路保护经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。

智能终端至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点。

母线电压SV品质异常时，母线保护将闭锁差动保护。

用于标识GOOSE控制块的appID必须全站唯一。

110kv及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。

智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。

智能终端通过回采跳合闸继电器的接点来判断出口的正确。

跳合闸信息﹑断路器位置信息都可以通过GOOSE传递。

GOOSE通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。

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。

根据IEC61850系列标准，定值激活定值区从0开始。

现场检修工作时，SV采样网络与GOOSE网络可以联通。

智能变电站母线保护在采样通讯中断时不应该闭锁母差保护。

母联（分段）保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。

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。

GOOSE变位时为实现可靠传输，采用连续多次传送的方式。

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。

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。

智能变电站中合并单元失去同步时，母线保护、主变保护将闭锁。

合并单元电压数据异常后，主变保护闭锁使用该电压的后备保护。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

只有支路停役断路器分开时，母差相关支路的SV接收压板才可以退出。

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。

母差保护，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

母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用GOOSE网络跳闸方式。

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。

母差保护的某间隔“间隔投入软压板”必须在该间隔无流情况下才能退出。

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。

PT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。

智能化站双重化配置的线路间隔一套智能终端检修或故障，不影响另一套。

GOOSE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。

合并单元采样值发送间隔离散值应小于20US,从而满足继电保护要求。

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。

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接收压板。

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。

母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。

智能变电站变压器非电量保护信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。

线路合并单元故障或失电，线路保护装置收线路电流采样无效，闭锁所有保护。

智能终端不需要实现防跳功能。断路器的防跳功能宜在断路器本体机构中实现。

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。

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。

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。

GOOSE报文只能用于传输开关跳闸、开关位置等单位置遥信或双位置遥信。

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。

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。

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。

当断路器为分相操动机构时，断路器总位置由智能终端合成，逻辑关系为三相与。

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.

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。

SV传输标准IEC61850-9-2自由定义通道数目，最多可配置22个通道。

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。

变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。

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。

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.

智能变电站跨间隔的母线保护、主变保护、光纤差动保护的模拟量采集，需依赖外部时钟。

GOOSE报文心跳间隔由GOOSE网信通信参数中的MaxTime（即T0）设置。

软压板的功能压板，如保护功能投退，保护出口压板，是通过逻辑置位参与内部逻辑运算。

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。

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。

变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。

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。

断路器保护在本断路器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。

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

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。

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。

220kV及以上变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧终端宜按双套配置。

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。

智能终端的断路器防跳、三项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。

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。

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里边传播。

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。

IEC61850-9-2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互感器变比。

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。

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。

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。

220kV及以上变压器各侧的智能终端均应按双重化配置；llOkV变压器各侧智能终端宜按双套配置。

智能变电站中当“GOOSE出口软压板”退出后，保护装置可以发送GOOSE跳闸命令，但不会跳闸出口。

智能终端应具备三条硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口。

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。

过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及所属的智能组件以及独立的智能电子设备。

“远方修改定值”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。

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。

根据Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，合并单元采样值发送间隔离散值应小于10us。

断路器、隔离开关采用单位置接入时，由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。

智能变电站主变故障时，非电量保护通过电缆接线直接作用于主变各侧智能终端的“其它保护动作三相跳闸”输入端口。

220kV智能站线路保护，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。

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。

智能变电站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单元。

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即可设在接收端，也可设在发送端。

双重化配置的保护使用的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.

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。

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

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”。

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”。

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、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上。

智能变电站主变保护当某一侧合并单元压板退出后，该侧所有的电流电压采样数据显示为0，同时闭锁与该侧相关的差动保护，退出该侧后备保护。

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“O”；当检修压板退出时，SV报文中的“Test”位应置“1”。

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。

智能终端应具备GOOSE命令记录功能，记录接收到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。

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。

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。

“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方控制压板”只能在装置就地修改，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。

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；任何一个模块故障或检修时，应不影响其他模块的正常工作。

智能终端不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，所以智能终端不设软压板，而设置硬压板。

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。

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。

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。

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，同时接受来自二次设备的GOOSE下行控制命令，实现对一次设备的实时控制功能。

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。

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。

根据Q/GDW396-2009《IEC61850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。

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直接有LED指示灯。

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。

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对立。

智能终端应具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自检等等。

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。

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。

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ST接口；采用电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。

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。

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。

220kV及以上电压等级的智能变电站中，继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行。

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。

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的同步机制。

智能变电站必须采用合并单元。

SV输入虚端子采用DA方式定义。

MMS报文采用发布／订阅的传输机制。

MMS报文用于过程层状态信息的交换。

GOOSE报文用于过程层采样信息的交换。

保护装置GOOSE中断后，保护装置将闭锁。

GOOSE跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。

智能变电站母线保护不需要设置失灵开入软压板。

合并单元装置启动完毕后即可对外发送采样数据。

交换机的一个端口不可以同时属于多个VLAN。

母线电压SV品质异常时，母线保护将闭锁差动保护。

根据IEC61850系列标准，定值激活定值区从0开始。

现场检修工作时，SV采样网络与GOOSE网络可以联通。

智能变电站母线保护在采样通讯中断时不应该闭锁母差保护。

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。

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。

智能变电站中合并单元失去同步时，母线保护、主变保护将闭锁。

合并单元电压数据异常后，主变保护闭锁使用该电压的后备保护。

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。

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。

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。

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。

母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用GOOSE网络跳闸方式。

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。

PT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。

合并单元采样值发送间隔离散值应小于20US,从而满足继电保护要求。

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接收压板。

GOOSE报文只能用于传输开关跳闸、开关位置等单位置遥信或双位置遥信。

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。

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。

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。

智能变电站跨间隔的母线保护、主变保护、光纤差动保护的模拟量采集，需依赖外部时钟。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

IEC61850-9-2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互感器变比。

智能变电站中当“GOOSE出口软压板”退出后，保护装置可以发送GOOSE跳闸命令，但不会跳闸出口。

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。

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即可设在接收端，也可设在发送端。

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。

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”。

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”。

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、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上。

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“O”；当检修压板退出时，SV报文中的“Test”位应置“1”。

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。

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。

“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方控制压板”只能在装置就地修改，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。

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。

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。

根据Q/GDW396-2009《IEC61850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。

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。

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。

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。

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的同步机制。