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11901在检验继电保护及二次回路时，凡与其他运行设备二次回路相连的连接片和接线应有明显标记，并按安全措施票仔细地将有关回路断开或短路，做好记录。
11902用一次负荷电流和工作电压进行验收试验的目的是：判断互感器极性、变比及其回路的正确性，判断方向、差动、距离、高频等保护装置有关元件及接线的正确性。
11903新安装装置投运后一年内必须进行第一次全部检验。
11904微机型装置的检验，应充分利用其“自检”功能，继电保护和电网安全自动装置检验规程着重检验“自检”功能无法检测的项目。
11905检验分为三种：a）新安装装置的验收检验；b）运行中装置的定期检验（简称定期检验）；c）运行中装置的补充检验（简称补充检验）。
11906对于网内第一套进行升级的装置，应按照全部检验项目进行试验；若程序版本升级时涉及到外回路更改的，应做相应的传动试验；一般可仅做定值、逻辑试验。
11907定期检验分为三种：a）全部检验；b）部分检验；c）用装置进行断路器跳、合闸试验。
11908保护装置进行整组试验时，可以用继电器触点短接的办法进行。
11909若在进行保护装置的功能试验中必须通过修改整定或内部逻辑才能实现的，在工作结束后必须恢复原有定值及逻辑设定，并经必要的试验验证。
11910母线差动保护、断路器失灵保护定期校验时允许用导通方法分别证实至每个断路器接线的正确性。
11911对具有双跳圈的断路器进行试验时应对两组跳闸线圈的极性进行验证。
11912阻抗继电器受过渡电阻的影响，使得阻抗继电器的灵敏度下降。
11913自动重合闸方式要根据电网结构、系统稳定要求、电力设备承受能力和继电保护可靠性，合理选择。
11914装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸，自动检测回路应能发出告警或装置异常信号，并给出有关信息指明损坏元件的所在部位，在最不利情况下应能将故障定位至模块（插件）。
11915主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以是快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。
11916制定保护配置方案时，对两种故障同时出现的稀有情况可仅保证有选择地切除故障。
11917在确定继电保护和安全自动装置的配置方案时，应优先选用具有成熟运行经验的数字式装置。
11918在某些条件下必须加速切除短路时，可使保护无选择动作，不必采取其他补救措施。
11919在电压互感器二次回路中，除开口三角线圈和另有规定者（例如自动调整励磁装置）外，应装设自动开关或熔断器。接有距离保护时，宜装设自动开关。
11920远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护实现后备。
11921选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。
11922线路差动保护在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号并允许跳闸。
11923系统在全相振荡过程中发生三相故障，故障线路的保护装置应可靠快速动作跳闸。
11924为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏系数及动作时间应相互配合。如启动元件的灵敏系数比跳闸元件高，动作元件的灵敏系数比闭锁元件高。
11925为保证电网保护的灵敏性，电网保护上下级之间逐级配合的原则是保护装置整定值必须在灵敏度和时间上配合。
11926微机保护装置应具有独立的DC／DC变换器供内部回路使用的电源。拉、合装置直流电源或直流电压缓慢下降及上升时，装置不应误动作。直流消失时，应有输出触点以起动告警信号。直流电源恢复（包括缓慢恢复）时，变换器应能自起动。
11927微机保护装置必须具有故障记录功能，以记录保护的动作过程，为分析保护动作行为提供详细、全面的数据信息，可逐步代替专用的故障录波器。
11928双母线接线按近后备原则配置的两套主保护，可以合用电压互感器的同一二次绕组。
119293/2接线按近后备原则配备的两套主保护，应分别接入电压互感器的不同二次绕组。
11930设计安装的继电保护和安全自动装置应与一次系统同步投运。
11931确定电力网结构、厂站主接线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。
11932母差保护在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号并允许跳闸。
11933灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生故障时，保护装置具有的正确动作能力的裕度，一般以灵敏系数来描述。
11934灵敏系数应根据不利正常（含正常检修）运行方式和不利故障类型（仅考虑金属性短路和接地故障）计算。
11935可靠性分为可信赖性与安全性。安全性要求继电保护在设计要求它动作的异常或故障状态下，能够准确地完成动作；可信赖性要求继电保护在非设计要求它动作的其它所有情况下，能够可靠地不动作。
11936近后备是当主保护拒动时，由该电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。
11937简化电网运行接线，500kV电网与220kV电网之间，220kV电网与110kV及以下电压电网之间均不宜构成电磁环网运行。110kV及以下电压电网以辐射形开环运行。
11938继电器和保护装置的直流工作电压，应保证在外部电源为80％～110％额定电压条件下可靠工作。
11939继电保护灵敏性是指继电保护对设计规定要求动作的故障及异常状态能够可靠地动作的能力。
11940继电保护快速性是指继电保护应以允许的可能最快速度动作于断路器跳闸，以断开故障或中止异常状态发展。
11941继电保护快速动作可以减轻故障元件的损坏程度，提高线路故障后自动重合闸的成功率，并特别有利于故障后的电力系统同步运行的稳定性。快速切除线路与母线的短路故障，是提高电力系统暂态稳定的最重要手段。
11942继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
11943继电保护和安全自动装置的配置要满足电力网结构和厂站主接线的要求，并考虑电力网和厂站运行方式的灵活性。
11944继电保护动作的选择性是指保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。
11945后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。
11946后备保护可分为远后备和近后备两种方式。
11947对于220kV及以上电力系统的母线，母线差动保护是其主保护，变压器或线路后备保护是其后备保护。
11948对双重化保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用一根多芯电缆。
11949对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构形式、厂站主接线形式、变压器接线方式和运行方式，应限制使用。
11950电力系统继电保护有四项基本性能要求，分别是可靠性、选择性、速动性、后备性。
11951电力系统继电保护和安全自动装置的功能是在合理的电网结构前提下，保证电力系统和电力设备的安全运行。
11952电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源或自动投入、低频和低压自动减载、电厂事故减出力、切机、自动解列、失步解列及自动调节励磁等。
11953电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源或备用设备自动投入、自动切负荷、低频和低压自动减载、故障录波等。
11954单相经高电阻接地故障一般是导线对树枝放电。高阻接地故障一般不会破坏系统的稳定运行。因此，当主保护灵敏度不足时可以用简单的反时限零序电流保护来保护。
11955保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，不应接入电压互感器的开口三角电压。
11956保护装置的跳闸出口应能自保持，直至断路器断开。自保持宜由保护装置自身来实现。
11957保护装置的可靠性首先表现在保护装置的技术性能上，即必须在发生规定的故障时能可靠响应，给出跳闸命令；而在其他一切不需要它动作的情况下可靠不动作。
11958330kV及以上系统保护、高压侧为330kV及以上的变压器和300MW及以上的发电机变压器组差动保护用电流互感器宜采用TPY电流互感器。互感器在短路暂态过程中误差应不超过规定值。
11959220kV线路的全线速动主保护可作为相邻线路的远后备保护。
11960阻抗R、X的基准值不是RB、XB而是ZB，在求得R*、X*后，R、X值为R=R*ZB，X=X*ZB。
11961中性点直接接地系统中发生接地故障时，零序电流与零序电压的相位关系只与变电所和有关支路的零序阻抗角有关，与故障点有无过渡电阻无关。
11962中性点直接接地系统中发生接地短路时，在复合序网的零序序网图中没有出现发电机的零序阻抗，这是由于发电机的零序阻抗很小可忽略。
11963中性点直接接地系统中，中性点接地的变压器数量和其在系统中的位置，是经综合考虑变压器的绝缘水平、降低接地短路电流、保证继电保护可靠动作等要求而决定的。
11964中性点直接接地系统中，某线路的零序功率方向元件的零序电压接在母线电压互感器的开口三角电压时，在线路非全相运行时，该元件会动作。
11965中性点直接接地系统中，发生反方向接地故障时，保护安装处的零序电压超前零序电流80°左右。
11966中性点直接接地系统中，当故障点综合零序阻抗大于综合正序阻抗时，单相接地故障零序电流大于两相短路接地故障零序电流。
11967中性点直接接地系统中，当发生单相接地故障时，将在变压器中性点产生最大的零序电压。
11968中性点直接接地系统单相接地时，故障点的正，负，零序电流一定相等，各支路中的正，负，零序电流可不相等。
11969中性点经消弧线圈接地系统采用全补偿时，无论不对称电压的大小如何，都将因发生串联共振而使消弧线圈感受到很高的电压。为了避免全补偿运行方式的发生，我国一般采用欠补偿的方式。
11970中性点经消弧线圈接地系统采用过补偿时，系统频率的降低只是使过补偿度暂时减小，不会对正常运行时产生问题。
11971中性点经消弧线圈接地的系统普遍都采用全补偿方式，因为此时接地故障电流最小。
11972中性点加装10欧姆的电阻元件，在零序等值网络中该阻抗为30欧姆。
11973中性点不接地系统中，若忽略电容电流，发生单相接地，系统一定不会有零序电流。
11974中性点不接地系统发生单相接地时，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差90°。
11975中性点不接地系统发生单相接地时，故障线路的零序电流超前零序电压90°。
11976中性点不接地系统发生单相接地时，故障线路的3I0大小等于本线路的接地电容电流。
11977中性点不接地系统发生单相接地时，故障线路3I0的大小等于所有非故障线路的3I0之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。
11978中性点不接地系统发生单相金属性接地时，非接地相电压为正常相电压的1.732倍。
11979中性点不接地系统发生单相接地时，非故障线路的零序电流超前零序电压90°。
11980正序网络中存在原有的负荷分量电流、电压，同时存在正序故障分量电流、电压。故障支路中无负荷电流分量。正序电压故障点最低。
11981正序电压越靠近故障点数值越小，负序电压和零序电压越靠近故障点数值越大。
11982正弦振荡器产生持续振荡的两个条件，是振幅平衡条件和相位平衡条件。
11983振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而改变；而短路时，电流与电压之间的角度是基本不变的。
11984振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此外，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时电流、电压值突然变化量很大。
11985在线路上装设串联电容，可有效地减小线路电抗，改善系统稳定性及电压水平。
11986在线路上发生A相金属性接地短路时，电源侧A相母线上正序电压等于该母线上负序电压与零序电压之和。
11987在公用一个逐次逼近式A/D变换器的数据采集系统中，采样保持回路（S/H）的作用是保证各通道同步采样，并在A/D转换过程中使采集到的输入信号中的模拟量维持不变。
11988在负序网络或零序网络中，只在故障点有电动势作用于网络，所以故障点有时称为负序或零序电流的发生点。
11989运算放大器有两种输入端，即同相输人端和反相输入端。
11990原理上不受振荡影响的保护有相差动保护和电流差动纵联保护等。
11991愈靠近变压器中性点接地处，零序功率愈小。在故障线路上，零序功率方向是由线路流向母线。
11992有功功率P、无功功率Q的基准值是SB，而不是PB、QB，所以在求得P*、Q*后，P、Q值为P=P*SB，Q=Q*SB。
11993用于继电保护状态判别的故障量，使用得最为普遍的是工频电气量。而最基本的是通过电力元件的电流和所在母线的电压，以及由这些量演绎出来的其他量，如功率、相序量、阻抗、频率等，从而构成电流保护、电压保护、阻抗保护、频率保护等。
11994因为在有名制中，S3=sqrt（3）UI、S3=sqrt（3）UICOSφ（U为线电压，I为线电流）。所以在标么制中，同样，S3*=sqrt（3）U*I*、S3*=sqrt（3）U*I*COSφ。
11995序网络中的电流，不是电流、电压的全量。当全量电流或电压为零时，其中的分量（正序、负序、零序）电流或电压不会零。
11996线圈切割相邻线圈磁通所感应出来的电动势，称互感电动势。
11997线路断相情况下发生振荡，零序电流随振荡角的摆开而增大，两侧电势角差180°时为最大。
11998系统振荡时，接地故障点的零序电流将随振荡角的变化而变化。当两侧电势角角差δ摆开到180°时，零序电流最小。
11999系统任一点发生单相及两相接地短路时，网络中任何处的三倍零序电压（或电流）都等于该处三相电压（或电流）的相量和。
12000系统零序电流的分布与中性点接地的多少及位置有关。
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