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11501一次设备母线倒闸操作前，必须先将母差保护退出。
11502断路器失灵保护的延时均不需与其他保护的时限配合，因为它在其他保护动作后才开始计时。
11503微机母线差动保护起动元件的整定值，应能避开外部故障的最大不平衡电流。
11504所有母差保护的电压闭锁元件由低电压元件、负序电压元件及零序电压元件经或门构成。
11505采用高、中阻抗型母线差动保护时，要验证电流互感器10%误差和拐点电压是否满足要求。
11506断路器失灵起动回路由相电流元件、保护动作接点、母线电压元件构成。
11507母线保护、断路器失灵保护作现场定检工作前，只要填写工作票，履行工作许可手续既可进行工作。
11508BP-2B保护和电流突变量判据，当任一相的和电流突变量大于突变量门坎时，该相起动元件动作。其中和电流突变量采用和电流有效值比前一周波的突变量。
11509母差保护中，母联电流互感器断线闭锁母差。
11510对于母线保护装置的备用间隔电流互感器二次回路应在母线保护柜端子排外侧断开，端子排内侧不应短路。
11511母差保护在电流互感器二次回路不正常或断线时可跳闸。
11512接入RCS—915A/B型微机母线保护装置的TA极性规定如下：接在Ⅰ母线和Ⅱ母线上的间隔元件的TA的极性端，均以母线侧为星接入装置的极性端。母联的TA极性以II母侧为极性端接入装置的极性端。
11513在220kV双母线运行方式下，当任一母线故障，该母线差动保护动作而母联断路器拒动时，这时需由母联失灵保护来切除故障。
11514220kV母线配置两套母差的变电所，正常运行时，两套母差保护全部投入，需要时两套母差保护可分别单独投退。
11515当变电所220kV母线分列运行时，要求变电所中低压侧母线分列运行。
11516母联失灵出口延时定值应大于开关最大跳闸灭弧时间，一般整定为0.2S。
11517220kV母线分裂运行时，母联开关与母联CT之间发生故障，BP-2C母差保护经150ms延时确认分裂状态，母联电流不计入小差电流，由差动保护切除母联死区故障。
11518断路器失灵保护动作必须闭锁重合闸。
11519双母线差动保护按要求在每一单元出口回路加装低电压闭锁。
11520当一个半断路器接线方式一串中的中间断路器拒动，启动失灵保护，并采用远方跳闸装置，使线路对端断路器跳闸并闭锁其重合闸。
11521断路器失灵保护的延时必须与其他保护的时限配合。
11522失灵保护的母联断路器启动回路由母线差动保护（1母或2母）出口继电器动作接点和母联断路器失灵判别元件（电流元件）构成“与”回路。
11523失灵保护的线路断路器启动回路由失灵保护的启动回路由保护动作出口接点和断路器失灵判别元件（电流元件）构成“或”回路所组成。
11524失灵保护是一种后备保护，当设备发生故障时，如保护拒动时可依靠失灵保护隔离故障。
11525母线差动保护为防止误动作而采用的电压闭锁元件，正确的做法是闭锁总启动回路。
11526变压器主保护动作后均要启动断路器失灵保护。
115273/2断路器接线的母线，应装设2套母差保护，并且装设电压闭锁元件。
11528只将母线上所有电源元件的电流互感器均按同名相、同极性连接到差动回路、而无电源元件的电流互感器不接入差动回路的保护称之为母线不完全差动保护。
11529断路器失灵保护所需动作延时，应为断路器跳闸时间，保护返回时间之和再加裕度时间。
11530失灵保护的判别元件一般为相电流元件，当用于发电机变压器组保护起动断路器失灵保护时，判别元件应增加零序电流元件或负序电流元件。
11531母线电流差动保护（不包括3/2接线的母差保护）采用电压闭锁元件可防止由于误碰出口中间继电器或电流互感器二次开路而造成母差保护误动。
11532双母线接线的母差保护采用电压闭锁元件是因为有二次回路切换问题；3/2断路器接线的母差保护不采用电压闭锁元件是因为没有二次回路切换问题。
11533正常运行时，不得投入母联充电保护的连接片。
11534对于超高压系统，当变电站母线发生故障，在母差保护动作切除故障的同时，变电站出线对端的线路保护亦应可靠的跳开相应断路器。
11535母线完全差动保护起动元件的整定值，应能避开外部故障时的最大短路电流。
11536母线保护在外部故障时，其差动回路电流等于各连接元件的电流之和（不考虑电流互感器的误差）；在内部故障时，其差动回路的电流等于零。
11537微机母线差动保护的实质就是基尔霍夫第一定律，将母线当作一个节点。
11538母线必须装设专用的保护。
11539某母线装设有完全差动保护，在外部故障时，各健全线路的电流方向是背离母线的，故障线路的电流方向是指向母线的，其大小等于各健全线路电流之和。
11540用于母差保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。
11541220kV及以上电压等级变压器的断路器失灵时，跳开失灵断路器相邻的全部断路器即可。
11542断路器失灵保护的电流判别元件返回系数也不宜低于0.85。
11543220kV及以上电压等级双母线接线的微机母差保护出口可不经复合电压元件闭锁。
11544合理分配母差保护所接电流互感器二次绕组，对确无办法解决的保护动作死区，可采取后备保护加以解决。
11545对一个半断路器接线方式，当任一母线上的母线差动保护全部退出运行时，可通过解列保护切除母线故障，母线不需陪停。
11546当线路保护装置拒动时，一般情况只允许相邻上一级的线路保护越级动作，切除故障；当断路器拒动（只考虑一相断路器拒动），且断路器失灵保护动作时，应保留一组母线运行双母线接线）或允许多失去一个元件（一个半断路器接线）。
11547根据IEC61850工程继电保护应用模型规范中规定，保护装置报告服务应支持客户端在线设置OptFlds和Trgopt。
11548根据IEC61850工程继电保护应用模型规范中规定，保护装置应具备“远方修改定值”、“远方切换定值区”和“远方控制压板”三块软压板，且只能在装置本地修改。
11549根据IEC61850工程继电保护应用模型规范中规定，每个保护装置应支持同时与不少于12个客户端建立连接。
11550根据IEC61850标准，激活定值区从0开始。
11551IEC61850工程继电保护应用模型中规定，GOOSE数据集成员应按DO配置。
11552IEC61850工程继电保护应用模型中规定，GOOSE数据集成员应按DA配置。
11553依照IEC61850的建模要求，每个IED模型中至少包含一个LD，每个LD中至少包含三个LN。
11554智能变电站中，录波文件通过GOOSE报文上送后台。
11555智能变电站中，保护与监控系统的通过MMS报文进行通讯。
11556在GOOSE报文正在正常发送的过程中又有新事件产生，则上一个内容的GOOSE传输终止。
11557任何不可控制的信号点其ctlModel值都为0。
11558任何不可控制的信号点其ctlModel值都为空。
11559开入量虚端子建模一般采用的LN类型为GGIO。
11560智能变电站中，不同厂家不同原理的设备，建模的规范也不尽相同。
11561DL/T860中给出了网络拓扑结构的建议。
11562智能变电站中，保护装置可依赖于外部对时系统实现其保护功能。
11563一个物理设备应有一个域代表MMS虚拟制造设备（MMSVMD）的物理资源。这个域应至少包含二个LLN0和LPHD逻辑节点。
11564IEC61850规约第8-1章定义在IED之间传送信息的具体方法（例如应用层，编码等），即在交换时如何串行发送信息。
11565GOOSE报文中“TEST”位的改变会触发新的报文。
11566智能电网是将先进的传感量测技术、信息通信技术、分析决策技术和自动控制技术与能源电力技术相结合，并与电网基础设施高度集成而形成的新型现代化电网。
11567变电站内配置一套全站公用的时间同步系统，高精度时钟源按双重化配置，优先采用GPS系统标准授时信号进行时钟校正。
11568智能变电站能够完成比常规变电站范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息采集和信息处理，变电站内、站与调度、站与站之间、站与大用户和分布式能源的互动能力更强，信息的交换和融合更方便快捷，控制手段更灵活可靠。
11569双边应用关联类传送服务用于客户和服务器之间的请求和响应（确认和无确认）服务。
11570GOOSE通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。
11571在IEC61850中使用数据自描述被表述为：“设备包含它的配置方面的信息。这些信息的表述必须标准化，并且（在这个标准系列范围内）通过信息可以访问”。
11572引起服务器触发一个发送MMS报文服务的事件在被发送时，该事件所在的数据集其它事件信息将不会被发送。
11573GOOSE通信的重传序列中，每个报文都带有允许生存时间常数，用于通知接收方等待下一次重传的最大时间。如果在该时间间隔中没有收到新报文，接收方将认为关联丢失。
11574在IEC61850中使用的抽象服务接口ACSI被表述为：“一种虚拟接口，它为智能电子设备提供了抽象通信服务，例如连接、变量访问、非请求数据传输报告、设备控制以及文件传输服务，和所采用的实际通信栈和协议集独立”。
11575智能变电站中，一个服务器可以拥有一个或者多个逻辑设备。
11576智能变电站标准中定义的发送GOOSE报文服务不允许客户以未经请求和未确认方式发送变量信息。
11577ACSI定义的服务、对象和参数通过特殊通讯服务映射（SCSM）映射到下层应用程序。
11578GOOSE报文需在SCD中定义其发送设备的IP地址。
11579GOOSE报文需在SCD中定义其组播MAC地址。
11580直接跳闸是指智能电子设备（IED）间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。
11581直接采样是指智能电子设备（IED）间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输。
11582当交换机用于传输SV或GOOSE等可靠性要求较高的信息时应采用光接口。
11583无源式EVT主要应用泡克耳斯（Pockels）效应和逆压电效应两种原理。
11584与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器不含铁芯，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题。
11585间隔层设备一般指继电保护装置、系统测控装置的主智能电子设备（IED）等二次设备。
11586220kV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可以有电气联系。
11587220kV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。
11588配置描述语言SCL基于可扩展标记语言XML定义。
11589DL/T860《变电站通信网络和系统》是新一代的变电站网络通信体系，适用于智能变电站自动化系统的分层结构。
11590110kV及以上电网的中性点采用中性点经消弧线圈接地方式或中性点不接地方式。在这种系统中，发生单相接地故障时接地短路电流很小，故称其为小接地电流系统。
11591接地距离II段定值按本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路接地距离I段配合。
11592采用三相重合闸的线路，先合侧要检查线路无电压，后合侧要检查线路与母线电压同步。
11593当重合闸重合于永久性故障时，主要有以下两个方面的不利影响：1）使电力系统又一次受到故障的冲击；2）使断路器的工作条件变得更加严重。
11594对采用单相重合闸的线路，当发生永久性单相接地故障时，保护及重合闸的动作顺序为：先跳故障相，重合单相，后加速跳单相。
11595在有助增电流的情况下，距离保护选择性应以最大可能的助增工况考虑
11596专用高频通道新投入运行时，进行的传输衰耗试验的结果应保证收信和接收对端信号时的通道裕量不低于8.686dB。
11597输电线路BC两相金属性短路时，短路电流Ibc滞后于BC相间电压一线路阻抗角。
11598结合滤波器和耦合电容器串联组成一个带通滤波器。
11599零序电流保护的灵敏度必须保证在对侧断路器三相跳闸前后，均能满足规定的灵敏系数要求。
11600减小零点漂移的措施：（1）利用非线性元件进行温度补偿；（2）采用调制方式；（3）采用差动式放大电路。
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