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10101GOOSE、SV输入输出信号与传统屏柜端子存在着对应的关系，为了形象地理解GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。
10102GOOSE（GenericObject-OrientedSubstationEvent）是一种面向通用对象的变电站事件，主要用于实现在多个智能电子设备（IED）之间信息传递，包括传输跳合闸、联闭锁等多种信号（命令），具有高传输成功概率。
10103dchg是由于数据属性的变化触发，qchg是由于品质属性值变化触发，integrity是由于设定周期时间到后触发，GI是客户启动总召后触发
10104CID文件由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。
10105CCD文件中任何内容的变化将导致文件中CRC码的改变。
10106CCD文件描述了IED的GOOSE、SV发布/订阅信息，包括发布/订阅的控制块配置、内部变量映射、物理端口描述和虚端子连接关系等信息。
10107CCD文件可以通过IED装置的MMS接口上传和下装，但是必须将装置置检修才能进行操作。
10108AppID是应用标识。对应于IED设备的数据集。
10109568B标准中，以太网双绞线线序为橙白-1，橙-2，绿白-3，蓝-4，蓝白-5，绿-6，棕白-7，棕-8。
101103/2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。
10111220kV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。
10112220kV智能变电站，220kV的母线电压合并单元双套配置，110kV的母线电压合并单元单套配置。
10113220kV电压等级全部停电情况下，220kV线路保护检修没有相关安全措施。
10114220kV变电站站控层设备有监控主机、综合应用服务器、数据服务器、数据通信网关机等。
10115220kV变电站保护及故障信息管理子站系统应配置独立装置。
10116检修不一致时，使用5000E手持测试仪给保护装置加断路器位置信号的GOOSE，在保护面板上看不到对应位置信号。
10117110kV线路间隔宜采用保护测控集成装置。
10118110kV每个间隔除应直接采集的保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收SV报文时，配置SV网络、SV网络宜采用星形双网结构。
10119110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。
10120《继电保护信息规范》中规定了：继电保护装置的状态变位信息应包括压板投退状态、开关量输入状态、保护功能状态、装置运行状态、远方操作保护功能投退。
10121《继电保护信息规范》中规定了：继电保护装置的保护动作报告应为中文简述，包括保护启动及动作过程中各相关元件动作行为、动作时序、故障相电压和电流幅值、功能压板投退状态、开关量变位状态、保护全部定值等信息。
10122“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本地操作，三者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。
10123“保护检修状态”硬压板投入时，保护装置报文上送带品质位信息。“保护检修状态”压板遥信置检修标志。
10124智能终端发告警信号控制回路断线，可能原因是和保护装置goose断链。
10125智能变电站百兆光纤以太网采用100BASE-FX标准，使用的光波长为850nm。
10126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。
10127以太网帧的广播帧的目的地址为：所有位均为“1”。
10128以太网交换机中，每个物理端口的发送缓冲区和接受缓冲区是各自独立的。
10129网络交换机采用直流、无风扇型。
10130间隔合并单元如果AD转换异常，发出的sv报文应该置无效位，母差收到这种报文后会闭锁差动保护。
10131当保护置检修，智能终端置检修，这时不可以正常出口，报文置检修。
10132在数字电路中，正逻辑"1"表示低电位，"0"表示高电位。
10133高频保护启动发信方式有：保护启动；远方启动；手动启动。
10134微机型接地距离保护，输入电路中没有零序电流补偿回路，即不需要考虑零序补偿。
10135高频通道反措中，采用高频变量器直接耦合的高频通道，要求在高频电缆芯回路中串接一个电容的目的是为了高频通道的参数匹配。
10136为了保证在电流互感器与断路器之间发生故障时，母差保护跳开本侧断路器后对侧高频保护能快速动作，应采取的措施是母差保护动作停信。
10137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。
10138防跳继电器的动作时间，不应大于跳闸脉冲发出至断路器辅助触点切断跳闸回路的时间。
10139在电力系统故障时，某保护装置本身定值错误、装置完好、回路错误，但由于装置原理缺陷造成越级动作，但未造成负荷损失，该保护装置可不予评价。
10140从保护原理上就依赖相继动作的保护，允许其对不利故障类型和不利故障点的灵敏系数在对侧开关跳开后才满足规定的要求。
10141测定保护装置整定的动作时间为自向保护屏通入模拟故障分量起至保护动作向断路器发出跳闸脉冲为止的全部时间。
10142暂态稳定是指电力系统受到小的扰动（如负荷和电压较小的变化）后，能自动地恢复到原来运行状态的能力。
10143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。
10144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。
10145在同一套保护装置中，闭锁、起动、方向判别和选相等辅助元件的动作灵敏度，应小于所控制的测量、判别等主要元件的动作灵敏度。
10146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。
10147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。
10148P级电流互感器的暂态特性欠佳，在外部短路时会产生较大的差流。为此，特性呈分段式的比率制动式差动继电器抬高了制动系数的取值。同理，继电器的最小动作电流定值也该相应抬高。
10149为防止寄生回路，电源回路在屏内配线应首尾成环。
10150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。
10151操作箱面板的跳闸信号灯应在保护动作跳闸时点亮、在手动跳闸时不亮。
10152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。
10153对数字式母线保护装置，允许在起动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁回路，而不在跳闸出口接点回路上串接电压闭锁触点。
10154220kV微机母差保护当PT断线时，按照标准化设计规范，装置应发出告警信号但不闭锁保护
10155零序电流保护虽然作不了所有类型故障的后备保护，却能保证在本线路末端经较大过渡电阻接地时仍有足够灵敏度。
10156在微机保护装置中，距离保护II段必须经振荡闭锁控制。
10157CPU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。
10158采用分层分布式布置的变电站综合自动化系统包括过程层、站控层及间隔层。调度中心和厂站之间交换的是实时信息，通常用远动装置传送。
10159零序电流方向保护装置，接入综合重合闸的哪个端子，要视其整定值而定。当能躲过非全相运行时的零序电流时，从M端子接入；不能躲过时，从N端子接入。
10160在220kV双母线运行方式下，当任一母线故障，母线差动保护动作而母联断路器拒动时，母差保护将无法切除故障，这时需由断路器失灵保护或对侧线路保护来切除故障母线。
10161线路微机保护在软件上有滤波功能，可以滤掉直流成分，因此零漂稍大不影响保护的计算
10162常规的变电站，只要有RTU远动设备即可以实现无人值班；变电站综合自动化不仅可以实现无人值班，而且大大提高了变电站的自动化水平。
10163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。
10164智能变电站和常规站相比，可以节省大量电缆
10165电站网络报文记录分析装置配置原则是单个装置的接入流量应不超过400Mbps，接入的合并单元数量应不超过30个。
10166典型的网络报文分析记录仪硬件系统由报文采集单元、暂态录波单元和管理单元组成。
10167在对合并单元采样值报文正常测试时，丢包次数、错序、重复、采样序号错误、通讯超时恢复次数、通讯中断恢复次数的统计不能出现非0值。
10168合并单元测试仪在同步方式下，输出一组模拟量，同时从待测合并单元输出侧接收数字报文，测量其幅值、频率、相位、功率等交流量。
10169智能站故障录波器应具有5个及以上独立的以太口，以实现就地和远方查询装置信息。
10170采样值网络传送的智能化变电站，网络报文记录分析装置可直接从SV交换机上接收采样值数据，从GOOSE交换机上接收GOOSE报文数据。此配置方案缺点是光纤数量多，需要的网络接口多，现场接线复杂。
10171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。
10172MU传输延时测试可校核SMV报文中互感器至MU输出的延时参数，实测MU延时与SV报文中延时值误差应小于10us，测试时间持续大于30分钟。
10173光数字继电保护测试仪不能模拟其他智能设备发布GOOSE信息。
10174合并单元测试仪可通过GOOSE报文或硬接点发送刀闸位置，来完成合并单元的电压并列、电压切换功能的测试。
10175光数字继电保护测试仪的通用测试功能可静态或递变输出SV报文中每个通道的幅值、相位，实现多种不同特性保护的动作值、动作时间、动作特性等快捷测试。
10176智能变电站中，网络报文记录分析装置只能提供电口以太网，不能提供光纤以太网接口
10177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
10178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别率应小于1μs，记录数据的完整率大于99%。
10179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。
10180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。
10181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。
10182网络记录分析仪收到SV的报文SampleSync值为false，说明合并单元处于失步状态。
10183220kV系统故障录波器应单独对录波器进行统计
10184微机故障录波器启动后，为避免对运行人员造成干扰，不宜给出声光启动信号
10185按照220kV~500kV电力系统故障动态记录准则的规定，故障录波器每次启动后的记录时间至少应大于3s。
10186引入故障录波器的开关量如经过重动继电器，其继电器的动作时间必须小于10MS
10187GOOSE报文变位后立即补发的时间间隔由GOOSE网络通讯参数中的MinTime即T1设置。
10188GOOSE报文APDU（报文内容）域EventTimestamp时间为SqNum加1时的时间。
10189当数据集成员数据发生变化时，GOOSE报文发送StNum=0，SqNum+1。
10190GOOSE报文接收方应严格检查Appid、GOID、GOCBRef、DataSet、ConfRev参数是否匹配。
1019111D0是SMV的应用ID号。
10192GOOSE报文的重发传输采用连续传输GOOSE报文，StNum保持不变，SqNum+1。
10193装置上电时，发送的第一帧GOOSE报文中的StNum=0。
10194GOOSE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。
10195SV分配的以太网类型值是0x88BA。
10196GOOSE分配的以太网类型值是0x88B8。
10197GOOSE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
10198GOOSE报文心跳间隔由GOOSE网络通讯参数中的MaxTime即T0设置
10199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。
10200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。
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