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10201GOOSE报文的传输要经过OSI的全部7层。
10202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。
10203SV报文MAC地址推荐范围为01-0c-cd-04-00-00至01-0c-cd-04-ff-ff。
10204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。
10205某IEC61850-9-2的SV报文中电压量数值为OxOOOc71fb，已知其为峰值，那么其有效值是0.5768kV
10206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”应置“1”。
10207从本质上来说，智能变电站自动化与传统变电站自动化相比，最大的不同是实现了过程层设备的数字化。
10208全球能源互联网是以特高压电网为骨干网架（通道），以输送清洁能源为主导，全球互联泛在的坚强智能电网。
10209智能终端一般靠近一次设备本体就地安装，工作环境较为恶劣。为减少设备故障率，一般不配置液晶显示屏，但具备足够的指示灯显示设备位置状态和告警。
10210站控层MMS网主要作用是监视间隔层设备和控制信息，可靠性要求高，且数据量相对较大。
10211国内智能变电站建设中出现了“站域集中式保护”和“广域保护”，前者功能限于本变电站内，后者一般包含多个变电站。
10212装置就地化安装，装置内部通信应尽量提高速率。
10213就地级保护功能实现依赖站域、广域保护控制系统。
10214站域级保护控制采集就地级保护信息，并经就地级保护控制系统下达指令。
10215广域级保护控制采集站域级保护控制、测量信息，并经站域保护控制系统下达指令。
10216正常情况下，软压板操作在监控后台实行遥控操作，紧急情况可允许就地操作。
10217智能变电站保护装置的置检修压板是检修时闭锁相关保护动作的。
10218间隔层设备之间的通信，物理上可以映射到站控层网络，也可以映射到过程层网络。
10219过程层网络实现过程层内部的数据传输。
10220站控层网络实现站控层内部的数据传输。
10221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。
10222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
10223IEC61850标准不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了电子式互感器、智能化开关等一次设备的模型和通信接口。
10224现阶段一次设备智能化主要依赖于“一次设备+智能组件”的有机结合。
10225智能组件包含合并单元、智能终端、电子式互感器等。
10226电子式互感器是实现变电站运行实时信息数字化的主要设备之一，智能变电站以电子式互感器的应用为标志。
10227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。
10228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。
10229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。
10230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。
10231装置正常工作时，其功率消耗不大于30W；装置动作时，其功率消耗不大于60W。
10232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。
10233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度，湿度保持在90%以下。
10234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。
10235“远方修改定值”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。
10236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。
10237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。
10238SV传输基于广播机制。
10239GOOSE报文用于过程层采样信息的交换。
10240MMS报文用于过程层状态信息的交换。
10241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。
10242智能变电站中在线路保护定检时，因一次设备已停电，故将所定检的线路保护装置、智能终端、合并单元检修压板可不需投入。
10243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，站内其它装置启动远跳GOOSE网络启动
10244保护装置在接收到异常的合并单元采样信号时，应能立刻闭锁保护出口，确保不误动。
10245合并单元和保护装置检修压板不一致时，保护依然可以动作。
10246远方投退软压板应采用“选择－返校－执行”方式。
10247运行中的同一开关两个智能终端装置不能同时停运。
10248保护装置每更改一次配置，需重新调试。
10249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交换信息。
10250智能终端和保护装置检修压板不一致时，保护装置依然可以发送保护动作GOOSE报文，但智能终端无法出口
10251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。
10252智能变电站主变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。
10253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。
10254智能终端安装处应保留总出口压板和检修压板。
10255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。
10256“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。
10257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。
10258现场检修工作时，SV采样网络与GOOSE网络可以联通。
10259对于500千伏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。
10260合并单元智能终端一体化后，合并单元功能不能用于点对点，只能用于组网方式。
10261智能终端如果没法和时间系统同步，会导致组网模式下的保护闭锁，引起严重后果。
10262合并单元智能终端一体化设备如果没法和时间系统同步，会导致组网模式下的保护闭锁，引起严重后果
10263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。
10264智能终端不具备防跳功能，所以断路器的防跳功能断路器本体机构中实现。
10265当断路器为分相操动机构时，断路器总位置由智能终端合成，分位逻辑关系为三相与，合位逻辑关系为三相或。
10266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。
10267智能变电站35kV及以下保测一体的线路保护，采用goose网络跳闸时，具备闭锁重合闸功能。
10268智能变电站，调度可通过图形网关机远程浏览技术对变电站进行操作控制。
10269220kV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
10270某220kV智能站某台线路开关检修结束复役后，第一套智能终端检修压板忘记取下，线路故障保护错误动作时开关依然能够跳闸。
10271线路保护与智能终端之间直接光纤连接，交互跳闸信号和开关位置信号，若线路保护报出与此智能终端GOOSE链路中断，则线路保护动作时智能终端一定不能跳闸。
10272智能变电站装置之间交互的SV、GOOSE虚端子在调试过程中已确定于SCD中，並下装至装置内部，在不更改SCD的情况下，虚端子连接不发生变化，因此，在已运行智能变电站中，虚端子异常较少出现。
10273非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送至过程层GOOSE网络，再经测控装置上送至站控层MMS网络。非电量保护和本体智能终端分别配置。
10274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。
10275主变保护装置相关电流通道同步异常，闭锁差动保护其原则为延时闭锁，延时返回。
10276参数、配置文件仅在检修压板退出时才可下装，下装时应闭锁保护。
10277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。
10278合并单元故障时，应停用相应的母差保护和线路保护，相关保护及合并单元装置应投入检修状态硬压板。
10279正常运行时，应按整定及运行要求投入保护装置的功能投入压板、GOOSE发送（接受）软压板、智能终端装置跳合闸出口硬压板及装置检修状态硬压板。
10280测控装置SV采样中断，是危机缺陷。
10281智能终端GOOSE中断，可能是由交换机端口损失引起。
10282GPS对时异常，可能造成保护装置误动作。
10283母线死区保护是一种专门保护各连接元件断路器和电流互感器之间短路的保护。
10284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。
10285对三绕组变压器的差动保护各侧电流互感器的选择，应按各侧的实际容量来选择电流互感器的变比。
10286母联电流相位比较式母线差动保护当母联断路器和母联断路器的电流互感器之间发生故障时将会切除非故障母线，而故障母线反而不能切除。
10287母差保护与失灵保护共用出口回路时，闭锁元件的灵敏系数应按失灵保护的要求整定。
10288断路器失灵保护的相电流判别元件的整定值，在为了满足线路末端单相接地故障时有足够灵敏度，可以不躲过正常运行负荷电流。
10289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”。
10290母差保护的某间隔“间隔投入软压板”必须在该间隔无流情况下才能退出。
10291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”。
10292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。
10293智能变电站中合并单元失去同步时，母线保护、主变保护将闭锁。
10294智能变电站跨间隔的母线保护、主变保护、光纤差动保护的模拟量采集，需依赖外部时钟。
10295自耦变压器中性点必须直接接地运行。
10296智能变电站的变压器保护可以采用分布式保护配置，由主单元和若干子单元组成，子单元可以跨电压等级布置。
10297500kV智能站，分相变压器A、B、C相非电量分相输入，作用于跳闸的非电量保护每相使用一个功能压板
10298110kV智能站中，变压器电量保护宜按双套配置，各侧合并单元按双套配置。
10299双母线接线方式的智能变电站母差保护在仅有一个支路隔离开关辅助触点异常时，保护装置仍具有选择故障母线的功能。
10300智能变电站断路器保护随着GOOSE双网化而进行双重化配置
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