智能变电站继电保护题库.docx

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第一章判断题

1．智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。

2．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，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则

并接至合闸线圈。

3．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，不考虑中断路器检同期。

4．任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。

当采用级联方式时，允许短时丢失数据。

5．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。

6．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。

7．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。

8．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既可设在接收端，

也可设在发送端。

9．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。

10．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方均根值。

11．温度变化将不会影响光电效应原理中互感器的准确度。

12．长期大功率激光供能影响光器件的寿命，从而影响罗氏线圈原理中电子式互感器的准确度。

13．合并单元的时钟输入只能是光信号。

14．用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一直流电

源。

15．电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

16．现场检修工作时，SV采样值网络与GOOSE网络可以联调。

17．GOOSE跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。

18．220kV智能变电站线路保护，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。

19．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。

20．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。

21．智能变电站保护装置重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况。

22．与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器动作范围大，频率范围宽。

23．传统电磁感应式互感器比电子式互感器抗电磁干扰性能好。

24．有源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏（Rogowski）线圈式和“罗氏线圈+

小功率线圈”组合两种形式。

25．有源式电子式电流互感器（ECT）主要是利用法拉第（Faraday）磁光感应原理，可分为全光纤式和磁光玻

璃式。

26．有源式电子式电压互感器（EVT）主要应用泡克耳斯（Pockels）效应和逆压电效应两种原理。

27．无源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏（Rogowski）线圈式和“罗氏线圈+

小功率线圈”组合两种形式。

28．无源式电子式电压互感器（EVT）主要采用电阻、电容分压和阻容分压等原理。

29．电子式电流互感器和电压互感器在技术上无法实现一体化。

30．电子式互感器是一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流（或电压）传感器组成，用

于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表，继电保护或控制装置。

31．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。

32．智能变电站和常规变电站相比，可以节省大量电缆。

33．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。

34．MMS报文用于过程层状态信息的交换。

35．GOOSE报文用于过程层采样信息的交换。

36．GOOSE变位时为实现可靠传输，采用连续多次传送的方式。

37．跳合闸信息、断路器位置信息都可以通过GOOSE传递。

38．SV传输基于广播机制。

39．Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》规定，SV采样值应遵循GB/T20840.8-2007《互感器第

8部分：

电子式电流互感器》（IEC60044-8）或DL/T860.92-2006《变电站通信网络和系统第9-2部分：

特

定通信服务映射（SCSM）映射到ISO/IEC8802-3的采样值》（IEC61850-9-2）标准。

40．SV传输标准IEC61850-9-1《变电站通信网络和系统第9-1部分：

特定通信服务映射通过单向多路点对点

串行通信链路的采样值》可以用于网络传输采样值。

41．SV传输标准IEC61850-9-2只能用于网络传输采样值。

42．IEC60044-7/8又称为FT3，为互感器标准，一般用于互感器和采集器的数据接口标准。

43．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。

44．智能变电站必须采用电子式互感器。

45．智能变电站必须采用合并单元。

46．智能变电站母线保护不需要设置失灵开入软压板。

47．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。

48．合并单元采样值发送间隔离散值应小于20μs，从而满足继电保护的要求。

49．110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。

50．智能变电站110kV合并单元智能终端集成装置中，合并单元和智能终端的功能可共用一块CPU实现。

51．智能变电站一体化监控系统中，根据数据通信网关机的分类，可将全站分为安全Ⅰ区、安全Ⅱ区、安全Ⅲ/

Ⅳ区等几个分区。

52．IEC61850系列标准是一个开放的标准，基于已公开的IEC/IEEE/ISO/OSI的通信标准。

53．IEC61850系列标准采用MMS作为应用层协议，支持自我描述，在线读取/修改参数和配置，不可采用其他

应用层协议。

54．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。

55．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。

56．IEC61850系列标准中规定了站内网络拓扑结构采用星型方式。

57．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。

58．智能变电站调试流程中只有现场调试和投产试验是在现场完成，系统测试则需在实验室完成。

59．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。

60．数字化线路保护中，线路一侧是常规互感器，线路对侧时电子式互感器，如果不进行任何处理，正常运行

时不会出现差动电流。

61．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。

62．在交换机上为了避免广播风暴而采取的技术是快速生成树协议。

63．交换机的存储转发比直通转发有更快的数据帧转发速度。

64．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”。

65．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。

66．变压器绕组温度监测IED一般采用Pt100传感器。

67．根据Q/GDW410-2011《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。

68．国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．智能变电站保护测控投上检修压板后，仍然向主站上送变位报文。

70．每个过程层装置都有唯一的MAC地址和APPID地址。

71．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了。

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

73．“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。

74．用于标识GOOSE控制块的appID必须全站唯一。

75．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。

76．GOOSE通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。

77．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。

78．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。

79．220kV及以上变压器各侧的智能终端均应按双重化配置；110kV变压器各侧的智能终端宜按双套配置。

80．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。

81．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。

82．SV报文MAC地址的推荐范围为01-0c-cd-04-00-00~01-0c-cd-04-ff-ff。

83．某IEC61850-9-2的SV报文中电压量数值为0x00c71fb，已知其为峰值，那么其有效值是0.5768kV。

84．MMS报文采用发布/订阅的传输机制。

85．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。

86．当外部同步信号失去时，合并单元应该利用内部时钟进行守时。

87．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。

88．已知合并单元每秒中发4000帧报文，则合并单元中计数器的数值将在1~4000之间正常翻转。

89．间隔层设备宜采用IRIG-B、SNTP对时方式。

90．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。

91．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。

92．智能变电站线路差动保护装置不能两侧分别采用常规互感器和电子式互感器。

93．高压并联电抗器非电量保护采用就地GOOSE点对点跳闸。

94．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。

95．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。

96．交换机的一个端口不可以同时属于多个VLAN。

97．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。

98．合并单元装置启动完毕后即可对外发送采样数据。

99．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。

100．点对点采样方式下，合并单元失步后，保护装置应能发采样失步告警信号。

101.当断路器卫分相操动机构时，断路器总位置由智能终端合成，逻辑关系为三相与。

102.保护定值单采用装置ICD文件中固定明城的定值数据集的方式，装置参数数据集名称为DSPARAMETER,装置定值数据集名称为DSSETTING,均通过SGCB控制。

103.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。

104.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。

105.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。

106.配置描述语言SCL基于可扩展标记语言XML定义。

107.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口。

108.智能变电站标准中定义的发送GOOSE报文服务不允许客户以未经请求和未确认方式发送变量信息。

109.GOOSE报文心跳间隔由GOOSE网络通信参数中MaxTime（即T0）设置。

110.GOOSE输出数据集应使用DO方式。

111.GOOSE报文只能用于传输开关跳闸、开关位置等单位遥信或双位置遥信。

112.GOOSE报文的传输要经过OSI中的全部7层。

113.线路保护应直接采样，经GOOSE网络跳断路器。

114.变压器保护应直接采样，直接跳各侧断路器。

115.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。

116.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。

117.保护装置GOOSE中断后，保护装置将闭锁。

118.根据IEC61850系列标准，定值激活定值区从0开始。

119.用于标识GOOSE控制块的APPID必须全站唯一。

120.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。

121.IEC61850系列标准中，SV报文的APPID范围应为4000~7FFF。

122.合并单元采样值发送间隔离散值应小于10US;智能终端的动作时间应不大于10MS。

123.GOOSE通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。

124.SV全程是采样值，基于客户/服务模式。

125.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。

126.电子式电压互感器的复合误差不大于5P级要求。

127.根据Q/GDW441-2010，智能控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在-10~50°C，湿度保持在90%以下。

128.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。

129.单个保护装置的IED可以有多个LD和SGCB，每个LD应可有多个SGCB实例。

130.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。

131.智能变电站3/2接线断路器保护安断路器单套配置，包含失灵保护及重合闸等功能。

132.同一个LD的相过流和零序过流的LN名都为PTOC,可通过ININST号或前缀来区分。

133.告警信号数据集中包含所有影响装置部分功能，装置仍然继续运行的告警信号和导致装置闭锁无法正常工作的报警信号。

134.遥测类报告控制块使用有缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以Brcb开头。

135.遥信、告警类报告控制块为无缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以urcb开头。

136.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。

137.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。

138.当取代的数据配置在数据集中，SUBENA置为True时，取代的状态值和实际状态值不同，应上送报告，上送的数据值为取代后的数值，原因码应置数据变化位。

139.BRCB和URCB均采用多个实例可视方式，报告实例应不小于12.

140.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。

141.保护装置可通过在ICD文件中支持多个AccessPoint的方式支持多个独立的GOOSE网络。

142.IED配置工具应支持从SCD文件自动导出相关CID文件和IED过程层虚端子配置文件，这两种文件不可分开下装。

143.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。

144.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。

145.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。

146.取代服务中，当SUBENA置为TRUE时，改变SUBVAL、SUBQ应直接改变相应的数据属性VAL、Q，同时须再次使能SUBENA。

147.取代服务使现场调试工作变得极为简便，为了防止数据丢失，装置意外重启后，取代服务应仍能保持。

148.“远方修订定值”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。

149.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。

150.新安装保护、合并单元、智能终端装置验收时应检验其检修状态及组合行为。

151.对于有多路（合并单元）SV输入的保护和安全自动装置检验，应模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采样同步性能。

152.新安装的保护装置可按装置类型检验后台各软压板控制功能及图元描述正确性。

153.应用数字化继电保护测试仪进行保护装置调试时，可以读取保护装置输出的GOOSE报文关联测试仪的开入开展测试。

154.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接受压板。

155.只有支路停役断路器分开时，母差相关支路的SV接受压板才可以退出。

156.装置之间的GOOSE通信需要先握手建立连接。

157.装置之间的SV传输通信不需要先握手建立连接。

158.合并单元采样的同步误差不大于±1us。

159.母线合并单元通过GOOSE接受母联断路器位置实现电压并列功能，双母线接线的间隔合并单元通过GOOSE接受间隔刀闸（隔离开关）位置实现电压切换功能。

160.双母线接线的间隔合并单元通过GOOSE接受母联断路器位置实现电压切换功能。

161.根据Q/GDW441-2010<智能变电站几点保护技术规范>，每个合并单元应能满足最多12个输入通道和至少8个输出端口的需要。

162.根据Q/GDW441-2010<智能变电站几点保护技术规范>，合并单元采样值发送间隔离散值应小于10us。

163.合并单元时钟同步信号在从无到有的变化过程中，其采样周期调整步长应不大于1us。

164.根据Q/GDW441-2010<智能变电站几点保护技术规范>，合并单元应输出电子式互感器整体的采样响应延时。

165.根据Q/GDW441-2010<智能变电站几点保护技术规范>，对于接入了两段及以上母线电压的母线电压合并单元，母线电压并列功能宜由合并单元完成。

166.直接采样是指智能电子设备（IED）间经过以太网交换机，以点对点连接方式直接进行采样值传输。

167.SV主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。

168.SV信号发送端采用的数据集明城为deSMV。

169.SV输入虚端子采用DA方式定义。

170.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。

171.SV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。

172.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。

173.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。

174.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。

175.装置正常工作时，其功率消耗不大于30W；装置动作时，器功率消耗不大于60W。

176.智能终端DSP插件一方面负责MMS通信，另一方面完成动作逻辑，开放出口继电器的正电源。

177.智能终端在电源电压缓慢上升或缓慢下降时，装置均不应误动作或者误发信号；当电源恢复正常后，装置应自动回复正常运行。

178.智能终端的开关量外部输入信号应经行光电隔离，隔离电压不小于2000V

179.智能终端可以通过调整信号输入的滤波时间常数，保证在节点抖动（反跳或震动）以及外部存在干扰下不误发信。

180.智能终端部需要实现防跳功能。

断路器的防跳功能宜在断路器本体机构中实现。

181.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。

182.智能终端通过回采跳合闸继电器的节点来判断出口的正确。

183.智能终端部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，所以只能终端部设软压板，而设置硬压板。

184.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。

185.在发生网络风暴时，智能终端不应误响应和误动作。

186.智能终端可以实现模拟量的采集。

187.智能终端响应正确报文的延时不应大于1ms。

188.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，宜采用直流B码，通信介质为屏蔽双绞线。

189.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独立。

190.智能终端可通过GOOSE单帧实现跳闸功能。

191.智能终端GOOSE订阅支持的数据集不应少于15个。

192.智能终端动作时间不大于7MS

193.智能终端发送的外部采集开关量应带时标。

194.智能终端外部采集开关量分辨率应补大于1ms，消抖时间不小于5ms，动作时间不大于10ms

195.智能终端应能记录输出、输入的相关信息。

196.智能终端应以虚遥信点方式转发收到的跳合闸命令。

197.智能终端遥信上送信号应与外部遥信开入序号一致。

198.智能终端动作时间是指智能终端从接受到GOOSE控制命令到相应硬接点动作所经历的时间。

通常包括智能终端订阅GOOSE信息后的处理响应时间和智能终端开出硬接点的所用时间。

199.采用GOOSE服务传输温度等模拟量信号时，在模拟量死区范围内不主动上送数据，以避免模拟量信号频繁变化。

200.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其所属的智能逐渐以及独立的智能电子设备。

201．智能高压设备是一次设备和智能组件的有机结合体。

202．智能高压设备是二次设备和智能组件的有机结合体。

203．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。

204．智能终端具有断路器控制功能，根据工程需要只能选择三相控制模式。

205．智能终端的断路器防跳、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。

206．智能终端装置电源模块应为满足现场运行环境的工业级或军工级产品，电源端口必须设置过电压保护或浪

涌保护器件抑制浪涌骚扰。

207．智能终端装置内CPU芯片和电源功率芯片应采用自然散热。

208．智能终端装置应