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11101方向距离继电器在母线发生三相对称短路时，如果保护安装在送电端继电器不会误动。如果保护安装在受电端在记忆作用存在时，不会误动，记忆作用消失后将误动。
11102对于相电流差突变量选相元件，当选相为B相时，说明△IAB或△IBC动作。
11103某RCS-931线路保护装置的各保护功能压板均正常投入运行，当发生PT断线告警时，则装置重合闸充电灯熄灭。
11104零序电流保护能反应各种不对称故障，但不反应三相对称故障。
11105线路两侧的保护装置在发生短路时，其中的一侧保护装置先动作，等它动作跳闸后，另一侧保护装置才动作，这种情况称之为保护不正确动作。
11106变压器充电时，励磁电流的大小与断路器合闸瞬间电压的相位角α有关。当α=0°或180°时，不产生励磁涌流；当α=90°时，励磁涌流最大。
11107运行中的变压器，当现场变压器中性点不接地运行时，重瓦斯保护应由跳闸改投信号。
11108三相对称负荷电流为5A，用钳形电流表测量电流，分别卡A相，AB相，ABC三相，电流指数结果为5A，5A，5A。
11109单侧电源送电时短路点的过渡电阻对距离保护影响，一般情况下是使保护范围伸长。
1111035kV母线发生A相接地时，该电压系统的零序电压等于相电压，且方向与原A相电压方向相同。
11111在小电流系统中，若忽略接地电流的影响，若在线路上发生单相接地，则变压器中性点的零序电压等于接地点的零序电压。
11112在空载投入变压器或外部故障切除后恢复供电等情况下，有可能产生很大的励磁涌流。
11113在距离保护中，"瞬时测定"就是将距离元件的初始动作状态，通过起动元件的动作而固定下来，以防止测量元件因短路点过渡电阻的增大而返回，造成保护装置拒绝动作。
11114电力系统中静止元件，不论三相是否对称，正序阻抗和负序阻抗都是相等的。
11115在线路发生不对称故障时，网络中各点正序电压值相应比三相短路时要高。
11116在正序网络中，除故障点作用的正序电动势外，还有各发电机作用的电动势。
11117在故障分析中，为方便可假设系统中所有变压器的变比等于两侧平均额定电压之比。
11118现场一次操作跳线路开关时，若安稳装置未设置该线路检修压板，则一定要先确认该线路的潮流已经降至安稳装置判跳闸故障的功率值之下。
11119系统电压主要取决于各区无功负荷供需平衡情况，影响系统电压的主要因素是：负荷变化、无功补偿容量的变化、系统运行方式的改变引起的功率分布变化和网络阻抗变化。
11120备自投装置的作用是：当正常供电电源因供电线路故障或电源本身发生故障而停电时，只要备用电源正常，它就可将负荷自动、迅速的切换至备用电源，使供电不致中断。
11121按频率降低自动减负荷装置的具体整定时，其最高一轮的低频整定值，一般选为41~42Hz。
11122故障录波装置的统计是指全部故障录波装置和220kV及以上系统的故障录波装置（包括100MW及以上发电机的故障录波装置）的统计。
11123根据《220kV-500kV电力系统故障动态记录装置检测要求》，相电流越限起动的整定值设为110％IN，负序电流越限起动的整定值设为10％IN，零序电流越限起动的整定值设为10％IN，且要求动作值误差都不大于10％。
11124电力系统故障动态记录的主要任务是记录系统大扰动，如系统振荡，频率崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。
11125电力系统动态记录有高速故障记录功能，故障动态过程记录功能，长过程动态记录功能三种不同功能。
11126《220－500kV电力系统故障动态记录技术准则》中的模拟量的分段采样原则既保证了故障暂态与系统异常全过程的记录，又在满足实际使用要求前提下尽可能减少占用记录设备的内外存容量。
11127《220－500kV电力系统故障动态记录技术准则》中规定电力故障动态过程记录设备的最低要求的采样速率为可以观察到5次谐波。
11128《220－500kV电力系统故障动态记录技术准则》中规定电力故障动态过程记录设备的记录时间为系统大扰动开始时刻之前不小于0.04s，其后不小于0.1s。
11129自动重合闸装置动作后必须手动复归。
11130自动重合闸装置不应具有接收外来闭锁信号的功能。
11131自动投入装置的功能应符合的要求是工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投入装置均应动作。
11132自动灭磁装置在最严重的状态下灭磁时，发电机转子过电压不应超过发电机转子额定励磁电压的3～5倍。
11133自动励磁装置有可能导致发电机的负阻尼效应从而引起低频振荡。
11134自动低频率减负荷装置是为了防止电力系统发生频率崩溃而采用的系统保护。
11135自动低频率减负荷装置可以根据需要安装在电力用户内部；且用户应积极配合，不得拒绝。
11136自动低频减载装置的切负荷顺序，应该按照负荷的重要性进行安排。
11137自动低频减负荷装置所切除的负荷可以被自动重合闸再次投入。
11138自动低频减负荷装置共分两组，即：基本轮与特殊轮。基本轮为快速动作，用以抑制频率下降；特殊轮则为在基本轮动作后，用以恢复系统频率到可以运行操作的较高数值。
11139自动低频减负荷装置动作，不应导致系统其它设备过载和联络线超过稳定极限。
11140装置动作后“动作”信号灯须手动复归，异常信号灯可以自动复归。
11141正常运行时，原动机传送给发电机的机械功率Pm与电磁功率平衡，即Pm=Pe。如果系统中出现扰动，则原有平衡状态被打破，如果此时系统的特性能够使得机械功率与电磁功率重新平衡，则系统能够保持稳定，否则就会失稳。
11142正常运行情况下，低频解列点应是有功功率平衡点或基本平衡点，以保证在解列后小电源侧的无功功率能够基本平衡。
11143振荡解列装置可以提高系统的动稳定水平。
11144在做单装置试验时，应断开所有的通信通道，断开本柜的出口压板；在做远传试验时，只保留该方向的通道，其余通道应全部断开，断开本柜的出口压板，并且保证对侧装置的出口压板已经退出。
11145在自动低频减负荷装置切除负荷后，不允许使用备用电源自动投入装置将所切除的负荷送出。
11146在正常运行时，电动机转子上作用着两种转矩：一是电磁转矩，它是推动转子旋转的；一是机械转矩，它是制动性质的。正常运行时，两种转矩相互平衡，电动机保持恒定的转差运行。
11147在正常运行方式下，对不同的电力系统，按功角判据计算的静态稳定储备系数（Kp％）应满足10%~15％，按无功电压判据计算的静态稳定储备系数（kV％）满足15%~20％。
11148在系统频率不低于48Hz的情况下，各电业局（供电局）调度部门可自行恢复部分主要负荷供电。
11149在送端电厂可采用切机或压出力的方式，使电力系统迅速实现再同期。
11150在事故后运行方式和特殊运行方式下，按功角判据计算的静态稳定储备系数（Kp％）不得低于10％，按无功电压判据计算的静态稳定储备系数（kV％）不得低于8％。
11151在复杂电力系统中，任一发电机输出的电磁功率，都与所有发电机的电动势及电动势间的相对角有关，因而任何一台发电机运行状态的变化，都要影响到其余所有发电机的运行状态。
11152在电力系统中，应装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电或对重要用户供电长时间中断。
11153在电力系统由于有功缺额引起电压下降时，低压减载装置应自动根据电压降低值切除部分电力用户负荷。
11154在《电力系统安全稳定控制技术导则》中，为保证电力系统安全稳定运行，一次系统配备的完备防御系统应分为三道防线。
11155运行中或准备投入运行的自动低频减负荷装置，应由继电保护人员按有关规程和规定进行检验。
11156远方三相短路且切除时间较长最容易引起频率电压紧急控制装置低压继电器误动。
11157原动机功率不变，在合理范围内改变发电机的励磁电流，可以改变发电机的输出有功功率。
11158与并行通信相比，串行通信传送速度比并行通信要慢。
11159由于电能不能存储，发电机输出的电磁功率是由系统的运行状态决定的，全系统发电机输出的有功功率之总和，在任何时刻都是与系统的有功功率负荷相等。
11160用于电力系统的调峰电源一般是：常规水电机组、抽水蓄能机组、燃气轮机机组、常规汽轮发电机组和其它新形式调峰电源。
11161因系统故障绝大多数为不对称接地故障，此时零序电流很大，变压器中性点经小电阻接地后，将消耗一部分系统的过剩功率。
11162因为直流输电不存在功角问题，大大提高了系统的可靠性，但另一方面，由于直流系统故障率较高，其传送容量较大，一旦发生故障，将导致区域间较大的有功功率不平衡，这就要求采取措施，防止系统频率发生异常波动甚至崩溃。
11163一般线路元件单相永久性故障比相间故障对系统的冲击严重。
11164系统中的动态负荷吸取的电磁功率和输出的其他形式的功率失去平衡时，会自动调整其等值阻抗的大小，以取得新的功率平衡。当输入的电磁功率大于输出功率时，等值阻抗将减小，反之则增大。
11165系统振荡时越靠近振荡中心，电气量的相角变化率越大。
11166我国目前规定，在正常运行时Kp为10％～20％；当系统发生故障后，由于部分设备退出运行，为了尽量不间断对用户的供电，允许Kp短时降低，但不应小于5％，并应尽快采取措施恢复系统的正常运行。
11167稳定控制一般是指保证系统稳定不致破坏的措施；消除异步运行状态控制则是指稳定破坏后，出现异步状态时的控制。所以通常是将消除异步状态的控制作为稳定控制的前提，是避免失步造成的后果和防止大面积停电的重要措施。
11168为消除失步振荡，应装设失步解列控制装置，在预先安排的输电断面，将系统解列为各自保持同步的区域。
11169为限制频率降低，有条件时应首先将处于抽水状态的蓄能机组切除或改为发电工况，并启动系统中的备用电源。
11170为了使用户的停电时间尽可能短，备自投装置可以不等待延时立即动作。
11171为了充分提高输电通道的送电能力，通过采用稳定控制装置，在大潮流情况下切除送端机组，对于提高送电通道和一次设备的使用效率有很大作用。
11172为尽量提高系统的暂态稳定极限，应尽可能增加大扰动发生后的减速面积，增加加速面积，尽量减少发电机的输出电磁功率。
11173为防止电力系统出现扰动后，无功功率欠缺或不平衡，某些节点的电压降到不允许的数值，甚至可能出现电压崩溃，应设置自动限制电压降低的紧急控制装置。
11174通信接口装置的工作电源一般为48V。
11175提高暂态稳定性首先考虑缩短电气距离。
11176双侧电源的单回线路为避免非同步重合及两侧电源均重合于故障线路上，可采用一侧无电压检定，另一侧采用同步检定的重合闸方式。
11177事故手动低频减负荷是自动减负荷的必要补充，当电源容量恢复后，应逐步地手动或自动地恢复被切负荷。
11178失步振荡时，电压包络线最低点和电流包络线最低点几乎同时出现。
11179失步解列装置主要解决系统的电压稳定问题。
11180失步解列装置若失步动作周期设为1，称之为快速解列。
11181失步解列装置安装点离振荡中心越远，该安装点电压包络线的最小值就越低。
11182若装置的电流回路接在TA回路的末端，则当前级保护装置做回路试验时，需将装置退出或在前级保护装置上进行电流回路跨接。
11183如果线路发生故障，此时，送端系统因为送出电磁功率下降而机械转矩不能突变，使得机组的转速加快，而受端系统则因为出现无功缺额使得机组转速减慢，对于大功率远距离送出的系统，这一问题更加突出，当两端机组的功率角相对摆开到一定程度，则会导致系统发生暂态失稳。
11184如果系统没有足够的无功电源储备，则无功负荷的增加将导致负荷端电压降低。而电压降低又会使得并联电容器供给系统的无功也减少，导致系统电压进一步下降，同时，各局部区域将通过调节变压器分接头试图维持本地区电压，从而使得主网电压进一步严重下降而产生连锁反应，如果部分发电机因过励磁保护继电器动作而跳闸，则将使得系统电压迅速超越临界稳定点，最终可能会导致系统电压崩溃。
11185如果变电站有自带小水电上网，在变电站主供电源停电后，备自投可直接将备用电源合闸以恢复供电。
11186区域电网稳定控制是指为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在多个厂站的稳定控制装置，经通道和通信接口设备联系在一起，组成稳定控制系统，站间相互交换运行信息，传送控制命令，可在较大范围内实施稳定控制。
11187频率下降会使火电厂厂用机械生产率降低。当频率降到48～47Hz时，给水泵、循环水泵、送风机、吸风机等的生产率显著下降，几分钟后使发电机出力降低，导致频率进一步降低。严重时，这种循环会引起频率崩溃。
11188频率电压紧急控制装置整定无需和后备保护时间配合。
11189配置双套稳控装置时，两套稳控装置无需使用相互独立的TV二次绕组和TA绕组。
11190母差保护动作应闭锁相应备自投，以防止故障母线再送电。
11191两侧系统功角差摆过90度后，系统肯定就会失步。
11192可采用直流输电来提高系统静态稳定性。
11193考虑切断电流时熄灭电弧的能力，超高压系统常选用SF6断路器。
11194开关量输入回路采用二极管的目的是为了消除光电耦合器输出低电平时的残余电压，以防引入接口芯片形成干扰。
11195具备高周功能判断的安稳装置，若设有“高周功能压板”，只有投入“高周功能”压板，装置才会开放高周功能判断。
11196局部稳定控制是指分别安装在各个厂站，相互之间不交换信息、没有通信联系，解决的是本厂站母线、主变或出线故障时出现的稳定问题。
11197静态稳定是指电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态的能力。
11198静态电压失稳指负荷的缓慢增加导致母线电压缓慢下降，在达到系统临界值时导致电压失稳，在电压突然下降之前的整个过程中发电机转子角度及母线电压未发生明显变化。
11199解决功角稳定控制的装置其动作速度要求很慢（数秒～数十秒），解决设备热稳定的过负荷控制装置的动作速度要求较快（10ms内）。
11200接入本侧断路器的位置信号可以有效防止在潮流倒向过程中安稳装置误判出本侧断路器无故障跳闸。
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