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10401智能终端可以通过调整信号输入的滤波时间常数，保证在接点抖动（反跳或振动）以及外部存在干扰下不误发信。
10402智能终端的开关量外部输入信号应进行光电隔离，隔离电压不小于2000V。
10403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误发信号；当电源恢复正常后，装置应自动恢复正常运行。
10404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。
10405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。
10406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。
10407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。
10408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。
10409220kV及以上变压器各侧的智能终端均应按双重化配置；llOkV变压器各侧智能终端宜按双套配置。
10410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。
10411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。
10412在智能变电站中，时钟同步是提高综合自动化水平的必要技术手段，是保证网络采样同步的基础，为系统故障分析和处理提供准确的时间依据。
10413时间同步系统组网运行方式，在无线时间基准信号和有线时间基准信号输入都有效的情况下，采用有线时间基准信号作为系统的优先授时源。
10414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。
10415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。
10416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。
10417合并单元的时钟输入只能是光信号。
10418IRIG-B码对时兼顾了通信对时报文和脉冲信号的优点，是一种精度较低并且又含有标准的时间信息的对时方式。
10419IRIG-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。
10420智能变电站过程层设备若采用1PPS对时方式，应用850nm波长的光纤接口。
10421脉冲对时信号主要分为三种：秒脉冲信号PPS、分脉冲信号PPM和时脉冲信号PPH。
10422IRIG-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。
10423北斗卫星授时精度为50纳秒。
10424中国计划2020年左右“北斗”系统将覆盖全球。
10425当存在外部时钟同步信号时，在同步秒脉冲时刻，采样点的样本计数应翻转置0。
10426时间同步装置主要由接收单元、时钟单元和输出单元三部分组成。
10427在SNTP的服务器/客户端模式中，用户向1个或多个服务器提出服务请求，并根据获得的信息选择任意时钟源对本地时钟进行调整。
10428采用光纤IRIG-B码对时方式时，宜采用ST接口；采用电IRIG-B码对时方式时，采用交流B码，通信介质为屏蔽双绞线。
10429IRIG-B码采用单向传输方式，自动对误差进行时差延时补偿，对时精度1μs。
10430CCD文件CRC校验码比特数Width：16
10431间隔层设备宜采用IRIG-B、SNTP对时方式。
10432当线路过电压及远跳就地判别功能集成在线路保护装置中时，站内其他装置启动远跳经GOOSE网络启动
10433双重化配置的两套线路保护不直接交换信息
10434线路保护装置与智能终端之间的相互启动、相互闭锁、位置状态不得通过GOOSE网络传输，必须直采直传
10435线路保护远传开出采用PSCH建模
10436线路保护重合闸采用RBRF建模
10437线路保护装置在发送端应设置“GOOSE发送软压板”和接收端应设置“GOOSE接收软压板”
10438线路保护装置应按MU设置“SV接收软压板”
10439数字化线路保护设计的“远方投退压板”、“远方切换定值区”、“远方修改定值”三个软压板相互联系，当“远方投退压板”退出时，不能远方对“远方切换定值区”、“远方修改定值”软压板进行控制。
10440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
10441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
10442变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。
10443线路保护经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。
10444500kV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经GOOSE网络启动。
10445PT合并单元故障或失电，线路保护装置收电压采样无效，闭锁所有保护。
10446线路保护应直接采样，经GOOSE网络跳断路器。
10447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。
10448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。
10449SV输入虚端子采用DA方式定义
10450ICD模型文件分为四个部分：Header、Communication、IED和DataTypeTemplates。
10451虚端子解决了数字化变电站保护装置GOOSE信息无触点、无端子、无接线等问题。
10452GOOSE数据集成员应按DO配置
10453SV数据集成员应按DA配置
10454MMS报文采用的是发布/订阅的传输机制。
10455网络报文记录分析仪通过对站控层网络交换机的端口镜像实现MMS报文的监测。
10456线路保护应直接采样，经网络跳断路器。
10457IEC为IEC61850报文分配的组播地址前三位为01-CD-0C。
10458IEC61850系列标准中，SV报文中的APPID范围应为4000~7FFF
10459IEC61850规约中SV报文的推荐组播MAC地址区段为01-0C-CD-04-00-00~01-0C-CD-04-01-FF
10460GOOSE报文在以太网中通过TCP/IP协议进行传输。
10461mms报文的传输要经过OSI中全部七层。
10462GOOSE报文的传输要经过OSI中的全部7层。
10463变压器绕组温度监测IED一般采用Pt100传感器。
10464每个过程层装置都有唯一的MAC地址和APPID地址。
10465IEC61850系列标准中规定了站内网络拓扑结构采用星形方式。
10466IEC61850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。
10467IEC61850系列标准是一个开放的标准，基于已公开的IEC/IEEE/ISO的通信标准
10468IEC61850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。
10469合并单元装置启动完毕后即可对外发送采样数据。
10470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。
10471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。
10472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“O”；当检修压板退出时，SV报文中的“Test”位应置“1”。
10473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。
10474IEC61850-9-2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。
10475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。
10476智能站110千伏合智一体设备中，合并单元和智能终端的功能可共用一块CPU实现。
10477合并单元采样值发送间隔离散值应小于20US，从而满足继电保护要求。
10478智能变电站必须采用合并单元。
10479SV传输标准IEC61850-9-2只能用于网络传输采样值。
10480SV传输标准IEC61850-9-1
10481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。
10482220kV智能站线路保护，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。
10483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.
10484只有支路停役断路器分开时，母差相关支路的SV接收压板才可以退出。
10485装置之间的SV传输通信不需要先握手建立连接。
10486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。
10487母线合并单元通过GOOSE接收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接收间隔刀闸（隔离开关）位置实现电压切换功能。
10488合并单元采样的同步误差应不大于±1us。
10489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1～4000之间正常翻转。
10490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。
10491SV报文中可以同时传输单位置遥信、双位置遥信集测量值等信息。
10492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。
10493SV信号发送端采用的数据集名称为deSMV。
10494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。
10495根据Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，合并单元应输出电子式互感器整体的采样响应延时。
10496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。
10497根据Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，合并单元采样值发送间隔离散值应小于10us。
10498根据Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，每个合并单元应能满足最多12个输入通道和至少8个输出端口的要求。
10499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MU接入相应间隔电压MU的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。
10500SV传输基于广播机制
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