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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（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IEC61588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，

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”。

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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，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 间基准信号作为系统的优先授时源。

251．IRIG-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1μs。

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±1μs。

253．从时钟能同时接收主时钟通过有线传输方式发送的至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。

257．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。

258．NTP/SNTP使用软件或硬件和软件配合方式，进行同步计算，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。

262．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。

263．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看，实现报文在特定VLAN里传播。 264．GMRP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。

267．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，只可以进行非应用类型数据的传输。

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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．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。

275．MMS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信号的正常记录。 279．GOOSE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。 281．MMS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。 283．MMS报文采用的是发布/订阅的传输机制。

284．SendMSVmessage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。 285．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/GDW715—2012《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。

287．根据Q/GDW715—2012《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 装置记录数据的分辨率应小于1μs，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。 290．TV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。 292．智能变电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。

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293．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。

294．智能变电站主变压器故障时，非电量保护通过电缆接线直接作用于主变压器各侧智能终端的“其他保护动 作三相跳闸”输入端口。

295．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。 296．智能变电站主变压器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。

297．合并单元电压数据异常后，主变压器保护闭锁使用该电压的后备保护。 298．母线电压SV品质异常时，母线保护将闭锁差动保护。 299．智能变电站母线保护在采样通信中断时不应该闭锁母差保护。

300．智能变电站220kV母差保护需设置失灵启动和解除复压闭锁接收压板。

301. 500kV线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其他装置启动远跳经GOOSE网络 启动。

302. 线路保护经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。

303. 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。 304. 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。 305. 智能变电站变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸。

306. 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。 307. 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。

308. 高压并联电抗器非电量保护通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。 309. 断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸。

310. 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。 311. 母联保护（分段）保护跳母联（分段）断路器采用GOOSE网络跳闸方式。 312. 母联（分段）保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。

313. 如果智能变电站的线路差动保护采用来自电子式电流互感器的采样值，那么对侧常规变电站的线路间隔也 必须配置相同型号的电子式电流互感器。

314. 智能变电站的合并单元失去同步时，母线保护、主变压器保护将闭锁。

315. 智能变电站3/2接线断路器保护按断路器单套配置，包含失灵保护及重合闸等功能。 316. 我国智能变电站标准采用的电力行业标准是IEC61850系列标准。

317. DL/T860《变电站通信网络和系统》是新一代的变电站网络通信体系，适用于智能变电站自动化系统的分 层结构。

318. 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。 319. GOOSE报文在以太网中通过TCP/IP协议进行传输。