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10501智能变电站主变保护当某一侧MU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。
10502保护装置退出SV接收软压板后，保护装置不再判别对应SV虚端子的数据和品质。
10503智能变电站中当“GOOSE出口软压板“退出后，保护装置动作后，不再发送GOOSE变位报文。
10504智能变电站中当“GOOSE出口软压板“退出后，保护装置不再发送GOOSE报文。
10505IEEE为IEC61850报文分配的组播地址前三位为01-CD-0C。
10506虚端子解决了智能变电站保护装置GOOSE信息无触点、无端子、无接线等问题。
10507IEC61850工程继电保护应用模型中规定，合并单元采样值输入信号宜采用SVIN为前缀的GGIO逻辑节点建模。
10508IEC61850工程继电保护应用模型中规定，合并单元采样值输出信号应采用TCTR和TVTR逻辑节点建模。
10509IEC61850规约中SV报文的推荐组播MAC地址区段为01-0C-CD-04-00-00至01-0C-CD-04-01-FF。
10510IEC61850工程继电保护应用模型中规定，SV数据集成员应按DA配置。
10511智能终端GOOSE订阅支持的数据集不应少于15个。
10512SV信号发送端采用的数据集名称为dsSV。
10513取代服务使现场调试工作得到极大的简便，为了防止数据丢失，装置意外重启后，取代服务应扔能保持。
10514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。
10515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。
10516?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。
10517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。
10518GOOSE的APPID配置范围为4000到7FFF，SV的APPID配置范围为0000到3FFF。
10519CCD表示过程层配置文件，用于规范保护厂家过程层配置文件，实现标准化管控。
10520IED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。
10521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。
10522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。
10523BRCB和URCB均采用多个实例可视方式，报告实例数应不小于12。
10524?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。
10525BRCB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。
10526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。
10527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。
10528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。
10529SV全称是采样值，基于发布/订阅模式。
10530IEC61850规范中，SV报文的APPID范围应在4000~7FFF。
10531用于标识GOOSE控制块的appID必须全站唯一。
10532根据IEC61850标准，定值激活定值区从0开始。
10533GOOSE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。
10534GOOSE输出数据集应使用DO方式。
10535遥测类报告控制块使用无缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以urcb开头。
10536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。
10537同一个LD的相过流和零序过流其LN名都为PTOC，可以通过lnInst号或前缀来区分
10538IEC60044-8标准中的链路层选定为IEC60870-5-1的FT3格式。通用帧的标准传输速度为10Mbit/s（数据时钟），采用曼彻斯特编码，首先传输MSB（最高位）。
10539智能变电站内，除纵联保护通道外，应采用多模光纤。
10540建立TCP连接不需要两端设备进行同步。
10541数据链路层中，与传输介质有关的内容都放在LLC子层，而MAC子层则与传输介质无关，不管采用何种协议的局域网对MAC子层来说都是透明的。
10542TCP的确认是对接收到的数据最高序列号表示确认。接收端返回的确认号是已接收到的数据最高序号加1。因此确认号表示接收端期望下次收到的数据中的第一数据字节的序号
10543星型网任一点故障都会造成该点通信中断，同时会影响其他点的通信。
10544VLAN数据帧的传出协议，不需要考察交换机传出端口的VLAN类型。
10545过程层网络连接过程层设备与间隔层设备，主要是传输过程内部、间隔层内部以及过程层与间隔层之间的数据信息，内容以GOOSE和SV报文
10546同一个VLAN中的所有成员均能收到同一个VLAN中的其他成员发来的广播包。
10547MMS报文采用发布/订阅的传输机制。
10548UDP是一个连接协议，主要用于不要求确认或者通常只传少量数据的应用程序中，或者是多个主机之间的一对或多对多的数据传输，如广播、多播。
10549储存转发方式交换机在数据处理时延时小，它可以对进入交换机的数据包进行错误检测。
10550MAC帧的最小长度是128字节。
10551生成树算法选择一个交换机作为生成树的根，然后以最长路径为依据，找到树上的每一个节点。
10552根据OSI模型中的不同层，交换机分为数据链路层交换机和网络层交换机
10553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
10554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40Mbps
10555根据Q／GDW429，智能变电站使用的交换机应支持包括GMRP二层动态MAC地址的配置组播功能、静态MAC地址的配置组播功能以及动态IP映射（IGMP-SNOOPING）组播功能
10556根据Q／GDW429，智能变电站中使用的交换机应采用自然散热（无风扇）方式。
10557根据Q／GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，智能站中交换机的VLAN划分应采用最优路径方法结合逻辑功能划分
10558根据Q／GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，智能站中电接口交换机，应采用五类双绞线传输距离不小于50m，传输速率不小于端口的线速，接口统一选用RJ45接口
10559根据Q／GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，3/2接线方式下过程层交换机宜按串设置。
10560根据Q／GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》，MAC子层的标准还规定了帧间最小间隔为6μs，相当于96bit（12个字节）的发送时间。
10561在智能化变电站中，MMS报文主要为低速报文，GOOSE报文主要为快速报文和中速报文。
10562SendMSVmessage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。
10563MMS报文的传输要经过OSI中的全部7层。
10564MMS双网热备用模式时，在单网络发生故障时，判断网络的故障需要一定周期，此时如果发生电力系统故障，不能及时上送报告给监控系统，不能做到无缝切换。
10565客户端检测到处于工作状态的连接断开时，通过定时召唤恢复客户端与服务器的数据传输。
10566双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。
10567交换机端口全线速转发是指交换机所有端口均以“端口线速度”转发数据且交换机不丢包。
10568交换机的一个端口不可以同时属于多个VLAN。
10569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。
10570采用双重化MMS通信网络的情况下，冗余连接组中只有一个网的TCP连接处于工作状态，可以进行应用数据和命令的传输；另一个网的TCP连接应保持在关联状态，只可进行非应用类型数据的传输。
10571采用双重化MMS通信网络的情况下，双重化网络的IP地址可以属于同一个网段。
10572智能变电站过程层组网使用VLAN划分可以降低交换机负荷，限制组播报文。
10573GMRP是通用组播注册协议，此协议为装置对交换机所发送的请求，交换机收到请求后做出响应，将相关的信息转发给装置，需要手动进行配置。
10574VLAN表示虚拟局域网，用来构造装置与交换机之间的虚拟网络，实现报文在特定VLAN里边传播。
10575TCP/IP通过“三次握手”机制建立连接，通过第四次握手断开连接。
10576远动装置执行远方遥控不成功，不需要主站人员配合。
10577CDT规约。用2个字节的16位分别代表8个遥信，“00”代表信号分，“11”代表信号合。
10578101规约。可分成单点遥信（SIQ）和双点遥信（DIQ）。双点遥信01代表合位。
10579选择扫描速度。根据被测信号周期（或频率）的大约值，将Y轴扫描速度Z/div（或扫描范围）开关置于适当挡级。
10580被测信号由探头衰减后（或由同轴电缆不衰减直接输入，但此时的输入阻抗降低、输入电容増大），通过Y轴输入端输入示波器。
10581直接测量法，就是直接从屏幕上量出被测电压波形的高度，然后换算成电压值，直接测量法又称为标尺法。
10582比较测量法，就是用一己知的标准电压波形与被测电压波形进行比较求得被测电压值。调节的被测电压输出幅度，使它显示与被测电压相同的幅度。此时，标准电压的输出幅度等于被测电压的幅度。
10583比较法测量电压不可避免垂直系统引起和误差，因而降低了测量精度。
10584交流电压的测量。将Y轴输入耦合开关置于“正确C”位置，显示出输入波形的交流成分，若交流信号的频率很低时，则应将Y轴输入耦合开关置于“DC”位置。
10585远传数据选择异常的主要原因是远传配置不正确。
10586远传数据选择异常时，会引起远动装置本身的异常。
10587规约选定后，还需注意规约内参数的一致性。以104规约为例，站址（正确SDU地址）、地址的字节数、传送原因的字节数、信息体地址的字节数和起始地址等内容的一致性。
10588若使用网络通道，首先需检查网络通信线接头是否符合制作标准，网络线是否完好，网络交换机工作是否正常；其次还要检查网络通道的好坏，并正确配置路由器，合理分配通信用IP及正确配置网关地址，子网掩码可根据厂站远动机地址，自行设定。
10589数字通道还要检查串口的通信方式以及串口的波特率、数据位、起始位、停止位、校验位是否一致。如两侧串口通道质量匹配较好，可适当降低波特率。
10590主站和子站两侧的规约可任意指定，只要保证版本一致即可，如CDT规约、DIS正确规约与XT9702规约的区分、IEC870-101规约、103规约、与104规约的区分等。
10591遥信采集一般使用常开接点，当某一采集接点使用动断接点时，会出现遥信值和实际值相反的现象，可将该遥信参数中的取反项选中，或将采集接点改为常开接点使遥信状态与实际一致。
10592装置检修压板在投入状态时，不影响该装置的遥信上送到监控系统。
10593监控系统单个或部分遥信不刷新，可查看后台有没有人工置数，还要检查采集遥信的相应装置的遥信节点状态是否正确，相应节点可通过遥信信息表，相关设备回路图纸查到，节点状态可看装置采集的状态，也可通过灯泡法确定接点状态。
10594；在执行遥控操作后，系统通过其对应遥信点的变位情况来判断遥控操作是否成功。遥控点的判断遥信定义错误，不会造成遥控操作后，系统提示遥控执行不成功。
10595遥控选择不成功时装置有逻辑闭锁，在不满足条件时，禁止遥控，检查逻辑，使之正确，并满足条件。
10596装置有远方/就地切换把手，在远方不能进行遥控，请打到就地位置。
10597数据处理装置和远传数据处理装置异常处理包括了调度主站通信、远传数据选择、通信规约异常、测控装置异常。
10598后台监控系统数据库发生异常，影响后台监控系统数据与报表的正确性，将导致运行人员无法使用后台监控系统和发生错误判断的后果。
10599后台监控系统应用故障及后台监控备份失败或不全，后台监控系统故障后无法恢复，影响了运行人员的正常监视、控制等功能的应用，从而导致监控系统不能正常运行。
10600后台监控系统一般为主备机运行模式，两台主机可以同时进行故障恢复。
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