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83801差模电压又称不对称电压，表示在某一个给定位置当在同一电路的两个导体之间测量时测得的电压
83802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）的检修试验进行相关信息的验证试验
83803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
83804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
83805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
83806220kV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，宜配置母线动态记录装置
83807ACSI模型中的通信服务中主要分为2类，一类为客户机/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
83808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，双网应无交叉或跨接
83809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
83810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
83811SCD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
83812根据Q/GDW1396-2012规定，SV输入采用虚端子模型。SV输入虚端子模型为包含“SVIN”关键字前缀的GGIO逻辑节点实例中定义的2类数据对象
83813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实例
83814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
8381520kV及以上充电过流保护只需具有两段过流
83816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、变压器额定电流（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
83817两组操作电源的直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
83818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，默认状态下，相关的数值要求显示为二次值
83819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次值，并输入电流互感器和电压互感器变比等必要的参数
83820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和经验丰富的人担任
83821现场检查除纵联通道外的保护用光缆，应为多模光缆，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
83822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装置定检后，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，应测量负荷侧是否有直流（交流）电位
83823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
83824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
83825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
83826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
83827IEC61850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
83828MU双A/D采样分别供两套保护的电压（电流）采样值使用
83829500kV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和若干个子单元组成，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
83830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输句法之间的接口
83831若一个功能由分布在不同的物理装置上的两个或多个逻辑节点完成，则该功能称之为分布功能。
83832数据链路层是开放式系统互连OSI参考模型第二层，构成OSI环境和智能电子设备应用或用户应用之间的接口。
83833串指1又1/2接线断路器布置，对于操作、维护和扩展，串不具备共同的机能、相互关系。
83834应用层是开放式系统互连OSI参考模型第二层，负责物理介质上数据传输
83835两绕组变压器通过副边三相短路，原边施加三相正序电压，直至电流达到额定，记录电压，测得正负序阻抗。
83836运行中某P级电流互感器二次开路未被发现，当线路发生短路故障该电流互感器一侧流过很大的正弦波形短路电流时，则二次绕组上将有很高的正弦波形电压。
83837为保证设备及人身安全、减少一次设备故障时电流互感器二次回路的环流，所有电流互感器的中性线必须在开关场就地接地。
83838电压为220kV及以上的变压器装设数字式保护时，除非电量保护外，应采用双重化保护配置。当断路器具有两组跳闸线圈时，两套保护宜分别动作于断路器的一组跳闸线圈。
83839为保证设备及人身安全、减少一次设备故障时CT二次回路的环流，所有电流互感器的中性线必须在开关场就地接地。
83840在对停电的线路电流互感器进行伏安特性试验时，必须将该电流互感器接至母差保护的二次线可靠短接后，再断开电流互感器二次的出线，以防止母差保护误动。
83841变压器的两套完整、独立的电气量保护和一套非电量保护应使用各自独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路），在保护柜上的安装位置应相对独立。
83842为减小电流互感器的误差，可将两个相同变比的电流互感器串联使用。
83843输电线路光纤分相电流差动保护，线路中的负荷电流再大，一侧TA二次断线时保护不会误动。
8384430.?变压器励磁涌流含有大量的高次谐波分量，并以2次谐波为主。
83845为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两个元件，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。
83846中性点直接接地系统，单相接地故障时，两个非故障相的故障电流一定为零。
83847油浸式变压器压力释放阀动作值校验应跟随变压器大修进行，而其二次回路动作模拟及电缆绝缘试验则必须按继电保护校验周期同步进行。
83848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。
83849智能变电站“三层两网”结构的三层指的是过程层、间隔层、站控层。
83850任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过3个交换机。当采用级联方式时，不允许丢失数据。
83851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。
83852某智能变电站里有两台同厂家同型号同配置的国网新六统一线路保护装置，这两台装置的ICD文件可能相同，CID文件也有可能相同。
83853每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套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。
83854两套保护的电压（电流）采样值可以取自同一个MU。
83855两套线路保护的电压（电流）采样值可以取自同一个MU。
83856互感器及其二次线圈、采集单元、合并单元的配置、安装、极性、精度、延时等应满足继电保护系统的性能、功能要求，在投运前提供必要的资料给继电保护专业备查。
83857根据Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，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。
83858根据IEC61850工程继电保护应用模型规范中规定，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。
83859单侧交换两个IED之间通信光纤的收发芯，IED之间仍能正常通信。
83860SCD文件包含变电站一次系统、二次设备配置、通讯网络及参数配置
838613/2接线的边断路器失灵保护动作跳相邻断路器，是通过GOOSE直接跳中断路器智能终端实现。
83862以太网帧的长度/类型（Length/Type）字段长度为2个字节，当其值小于等于1500时，表示该帧报文中承载的上一层的协议类型。
83863若微机保护装置和收发信机均有远方启信回路，两套远方启信回路可同时使用，互为备用。
83864线路保护的双重化主要是指两套保护的交流电流、电压和直流电源彼此独立；有独立的选相功能；有两套独立的保护专（复）用通道；断路器有两个跳闸线圈时，每套主保护分别启动一组。
83865保护装置的二次接线变动时或改动时，应严防寄生回路的存在。没用的线必须拆除。变动直流二次回路后，应进行相应传动试验，还必须模拟各种故障进行整组试验。
83866对于配置了两套全线速动保护的220kV密集型电网的线路，带延时的线路后备保护第二段，如果需要，可与相邻线路全线速动保护相配合，按可靠躲过相邻线路出口短路故障整定。
83867微机保护电压互感器二次三次回路开关场至保护小室的接地相电缆芯应分开。
83868在电压互感器二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，将二次回路断开即可。
83869对于3/2断路器接线母线保护，要求它的可信赖性比安全性更高。
83870CPU在运算过程中可能因干扰的影响而导致运算出错，对此可以将整个运算进行两次，以核对运算是否有误。
83871便携式光数字继电保护测试仪利用2个待核相的合并单元数据实现二次核相。
83872由于两者数据的同源性，在变电站中故障录波器和网络报文记录分析装置的配置有两种方式（1）将故障录波器和网络报文记录分析装置合成一个装置（2）分别配置故障录波器和网络报文记录分析装置
83873GOOSE报文判断中断的依据为在接收报文的允许生存时间的2倍时间内没有收到下一帧报文。
83874间隔层设备一般指保护装置、测控装置、对时装置等二次设备。
83875当前最经典的智能变电站系统结构为“三层两网”结构，三层：站控层、间隔层、过程层，两网：间隔层网络、过程层网络
83876运行中的同一开关两个智能终端装置不能同时停运。
83877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。
83878某智能变电站里有两台完全相同的保护装置，两台保护装置提供两个不同的ICD文件，但使用相同的CID文件。
83879运行中的同一间隔第一套保护可以与第二套合并单元同时停运。
83880无论在何时空投变压器至少有二相会出现不同程度的励磁涌流。
83881有源式电子式电压互感器（EVT）主要应用泡克耳斯效应和逆压电效应两种原理。
83882无源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏线圈（Rogowski）式和“罗氏线圈+小功率线圈”组合两种形式。
83883有源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏线圈（Rogowski）式和“罗氏线圈+小功率线圈”组合两种形式。
83884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。
83885LPCT要求二次侧阻抗较小
83886常规电流互感器二次回路，串联接入保护装置，应先接不出口跳闸的设备，后接出口跳闸的设备
83887常规互感器的二次回路极限电势越高，其饱和特性越好
83888智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。
83889智能终端与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。
83890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。
83891智能终端至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点。
83892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。
83893智能高压设备是二次设备和智能组件的有机结合体。
83894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。
83895IRIG-B码对时有交流（AC）和直流（DC）两种方式。其中AC码以调制的方式解码，适合较近距离传送，DC码是依靠电平逻辑编码，传送距离较远。
83896IRIG-B时间序列码是应用于时间信息传送的串行编码格式，有交流（AC）码和直流（DC）码两种。
83897双重化配置的两套线路保护不直接交换信息
83898数字化线路保护装置仅设计有“远方操作”和“保护检修”两块硬压板，保护功能投退不设硬压板
83899采用三相重合闸方式时，不得采用两套重合闸相互闭锁方式
83900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。
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