智能变电站继电保护题库-第四章-填空题

第四章填空题一、工程应用模型1．保护功能逻辑节点有29类，第一个字符是P，差动保护逻辑节点名是PDIF、距离保护逻辑节点名是PDIS、保护跳闸条件逻辑节点名是PTRC。2．逻辑接点PDIF中的Op的中文语义是动作，其属性类型是act。3．断路器隔离开关、软压板、变压器档位控制应使用SBOwithenhencedsecurity方式；装置复归采用directcontrolwithnormalsecurity方式。4．虚端子是描述IED设备GOOSE、SV输入、输出信号连接点的总称，用以标识过程层、间隔层及其之间联系的二次回路信号，等同于传统变电站的屏端子。5．一个物理设备应建模为一个IED对象。该对象是一个容器，包含server对象，该对象中至少包含一个LD对象，每个LD对象中至少包含3个LN象：LLN0、LPHD、其他应用逻辑接点。6．每个服务器至少有一个访问点，一个访问点可以支持多个物理网口。无论物理网口是否合一，过程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)应统一访问点建模。7．ICD文件应包含模型白描述信息。如LD和LN实例应包含中文“desc”属性，实例化的DOI应包含中文desc和dU赋值。8．保护模型中对应要跳闸的每个断路器各使用一个PTRC实例。如母差保护按间隔建PTRC实例，变压器保护按每侧断路器建PTRC实例，3／2接线线路保护则建2个PTRC实例。9．Q／GDW396一2009《IEC61850工程继电保护应用模型》，告警信号用Alm上送，普通遥信信号用Ind上送，其他的统一在GGIO中扩充。10．合并单元装置若需发送通道延时，宜配置在采样值数据集的第一个FCD。若需发送双AD的采样值，双AD宜配置相同的TCTR或TVTR实例，且在采样值数据集中双AD的DO宜按“AABBCC顺序连续排放。11．在用数字化继电保护测试仪进行保护装置单体调试时，应先导入SCD或CID文件进行SV或G00SE输入输出关联。二、对时、网络、故障录波器和网络分析仪12．GPS时钟接收器由GPS接收天线、GPS接收模块、GPS接收内部电池组成。13．智能变电站常用的网络对时协议有网络时间协议(NTP／SNTP)和精确时钟同步协议(PTP)。14．OSI参考模型分为七层，从下向上分别为物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层和应用层。15．在OSI七层模型中，应用层为操作系统和应用软件提供访问网络的接口，并提供常见的网络应用服务。16．IEC61850在MMS编码／解码中使用的是BER基本编码规则，ASN.1基本编码规则BER采用的有标记（Tag）、编码结构长度(Length)以及内容(value)三个部分构成，一般称为TLV结构。17．双重化配置的保护过程层网络应遵循双网备份原则。18．在DL／T860标准中，数据集是报告、日志及GOOSE的传输基础。19．光纤接口类型有LC、FC、SC、ST：20．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》，网络报文记录分析仪应满足故障前2s(或设定时间)及故障后10s(或设定时间)按文件存储，并生成事件记录。21．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》，网络报文分析设备用于站控层以太网通信端口不少于2个，设备的最大客户端连接能力应满足系统内不少于8个客户端同时连接的需求。三、合并单元和智能终端22．合并单元是电子式互感器接口的重要组成部分，起到了数据共享的作用。23．已知合并单元每秒钟发4000帧报文，则合并单元中计数器的数值将在0到3999之间正常翻转。24．SV报文的以太网类型0x88BA，APPID的范围为0x4000~0x7fff。25．在某IEC61850-9-2的SV报文中看到电压量数值为0x000c71fb，已知其为峰值，那么其有效值是5.768kV。26．在IEC61850-9-2的SV报文中，每个通道的十六进制编码前4个字节表示该通道的瞬时值，后4个字节表示该通道的品质值。27．根据Q／GDW441—2010《智能变电站继电保护技术规范》，合并单元输出应能支持多种采样频率，用于保护、测控的输出接口采样频率宜为4000Hz。28．根据Q／GDW441—2010《智能变电站合并单元技术规范》，合并单元的使用寿命宜大于12年。29．根据Q／GDW441—2010《智能变电站合并单元技术规范》，合并单元的输入输出应采用光纤传输系统，并宜采用多模1310nm型光纤。30．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。31．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。32．智能终端主要由电源插件、DSP插件、开入插件、开出插件、智能操作回路插件和电流保持插件组成。33．智能终端响应正确报文的延时不应大于1ms。34．《智能变电站通用技术条件》规定，智能终端开关量采集SOE分辨率应不大于7ms。35．智能终端动作时间应不大于7ms(包含出口继电器的时间)。36．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以及存在外部干扰情况下不误发信，时间常数可调整。37．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4～20mA电流量和0～5V电压量。38．智能终端装置应具备高可靠性，所有芯片选用微功率、宽温芯片。装置MTBF时间大于50000h，使用寿命宜大于12年。39．智能终端装置在正常工作时，装置功率消耗不大于30W，当装置动作时，功率消耗不大于60W。四、基础知识和互感器40．智能变电站智能终端按双重化配置时，应分别对应两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能，其合闸命令输出则(并接至)合闸线圈。41．线路保护启动断路器失灵与重合闸等GOOSE信号一般采用网络传输方式。42．合并单元提供给测控、录波器等设备的采样数据采用SV网络传输方式，SV采样值网络与GOOSE网络应完全独立。43．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，考虑中断路器检同期。44．220kV及以上电压等级的智能变电站变压器应配置2套含有完整主、后备保护功能的变压器电量保护装置。非电量保护就地布置，采用直接电缆跳闸方式，动作信息通过本体智能终端上GOOSE网，用于测控及故障录波。45．双重化配置保护使用的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。46．根据Q/GDW441—2010《智能变电站通用技术条件》，GOOSE开入软压板除双母线和单母线接线启动失灵、失灵联跳开入软压板设在接收端外，其余皆应设在发送端。47．智能化保护交流额定电流数字量采样值通信规约为IEC60044-8时，额定值为01CFH或00E7H。48．智能化保护交流额定电流数字量采样值规约为IEC61850-9-2时，0x01表示1mA。49．智能化保护电压量定义采样值通信规约为GB/T20840.8时，额定值为2D41H，采样值规约为DL/T860.9-2时，0x01表示10mV。50．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。51．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的方均根值。52．电子式互感器需提供采集器状态、辅助电源/自身取电电源状态、检修测试状态等信号输出，应具有完善的自诊断功能，并能输出自检信息。53．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±1µs。54．合并单元的时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。55．一套ECT内应具备两个保护用电流传感元件，每个传感元件由两路独立的采样系统进行采集，如双A/D系统。五、智能站运行及检修安措56．智能变电站在后台对220kV某线路间隔进行遥控操作，涉及后台、站控层网络、线路测控装置、过程层网络及线路第一套智能终端，操作时应投入间隔测控装置及第一套智能终端的检修压板。57．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取下。58．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取下。59．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，装置电源关闭。60．远方投退智能保护重合闸功能是否成功，可以根据重合闸压板状态和保护装置充电状态这两个不同源的信号进行对照判断。61．智能化保护装置通信模型一般设置“保护动作”、“装置故障”、“装置告警”三个总信号，同时，“装置故障”、“装置告警”总信号还提供硬接点输出。62．变电站自动化系统从功能上划分为三层：变电站层、间隔层、过程层。63．IEC61850标准中定义了缓存型报告（BufferedReport）和非缓存型报告(UnbufferedReport)。通常在装置建模时，遥信、事件报告采用BufferedReport，遥测报告采用UnbufferedReport。64．IEC61850标准中遥控命令经过服务映射，最终下发到装置的mms的Write服务报文。65．光纤的类型主要分为两种：单模、多模。66．引起光纤衰弱的原因弯曲、挤压、杂质、对接。67．GOOSE的APPID地址范围为0000～3FFF，SMV的APPID地址范围为4000～7FFF。68．智能变电站的高级应用包括顺序控制、智能告警及故障信息分析决策、源端维护、设备状态可视化、支撑经营运行与优化控制、站域控制。69．IEC61850标准中，不同的功能约束代表不同的类型，请写出下列功能约束的含义，ST：状态信息；MX：测量值；CO：控制；SG：定值组。70．合并单元的母线电压切换可以通过两种开入方式进行切换，分别是硬开入、GOOSE接收。71．标准配送式智能变电站的技术原则是标准化设计、工程化加工、装配式建设。72．智能变电站站用电源系统包括交流电源、直流电源、逆变电源、UPS和通信电源等，应将其一体化设计和考虑。73．继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”要求，并提高保护的性能和智能化水平。74．IEC61850标准适用于变电站、风电厂、水电厂、分布式能源发电等不同领域。75．为了适应通信技术的发展，IEC61850-7-2定义了抽象通信服务接口ACSI，通过特定通信服务映射SCSM映射到实际的通信协议。76．线路保护不经GOOSE网络传输的信号为跳闸信号。77．SCD文件结构分为五个部分：Header部分、Substation部分、IED部分、Communication部分、DataTypeTemplate部分。78．保护LD．测量LD和控制LD的inst名称分别为：PROT、MEAS、CTRL。79．智能变电站调试流程中系统动模环节无法在现场完成。80．交换机通过用MAC地址表将帧转发到具体端口。81．同步机制包括时标同步和插值再采样同步。82．合并单元一般按间隔配置，分线路合并单元和母线合并单元，具有电压切换和电压并列功能。83．根据Q/GDW410－2011《智能高压设备技术导则》，变压器智能组件中的保