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9501交换机使用的时间越长，学习到的MAC地址就越多，未知的MAC地址就越少，从而广播的包就越少，速度就越快
9502若某MAC地址在设定时间内不再出现，交换机将自动把该MAC地址从地址表中清除。当下一次该MAC地址重新出现时，将会被当做新地址处理
9503交换机接收到以太网帧后，如果在地址表中没有找到目的MAC地址，交换机就将数据包丢弃
9504交换机应支持电力相关协议数据的转发功能，如IEC60870-5-104、DL/T860相关协议的数据帧转发
9505智能变电站宜统一采用多模光器件，发光器件采用1310nm波长，接口选用ST型
9506继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网，双网应无交叉或跨接
9507交换机作为IED连接的汇集点，应具备实现对于所连接的IED时间同步的功能
9508传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于20μs
9509将交换机输入直流电源的正负极性颠倒，装置应无损坏，但不能正常工作
9510交换机电源接线应采用端子式接线方式
9511过压保护远跳、500kV断路器失灵远跳等装置中的远方跳闸输出应建立独立的PTRC实例，跳闸出口软压板在PTRC逻辑节点中定义，与断路器一一对应
9512智能变电站站控层系统宜统一组网，IP地址统一分配，网络冗余方式宜符合IEC61499及IEC62439的要求
9513采用双重化MMS通信网络的情况下，客户端只能通过冗余连接组中处于工作状态的网络对属于本连接组的报告实例进行控制
9514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
9515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
9516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
9517GMRP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
9518VLAN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里传播
9519BER基本编码规则采用8位位组作为基本传送单位，因此TLV结构的三个部分都由一个或多个8位位组组成
9520根据IEC61850的分层模型与MMS对象之间的映射关系，逻辑设备映射到MMS中的域，逻辑节点实例映射到MMS中的有名变量
9521以太网络（Ethe
9522TCP/IP通过“三次握手”机制建立连接，通过第四次握手断开连接
9523网络通信介质宜采用多模光缆，波长1310nm或850nm，宜统一采用ST型接口
9524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
9525GOOSE报文的传输要经过OSI中的全部7层
9526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
9527交换机的一个端口不可以同时属于多个VLAN
9528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
9529根据Q/GDW396—2009《IEC61850工程继电保护应用模型》规定，GOOSE双网冗余机制中两个网络发送的GOOSE报文的多播地址、APPID不应一致
9530SendMSVmessage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
9531GOOSE报文心跳间隔由GOOSE网信通信参数中的MaxTime（即T0）设置
9532端口1作为镜像端口用来镜像端口2.3的数据，端口1就不能作为普通端口和其他装置通信了
9533每个过程层装置都有唯一的MAC地址和APPID地址
9534根据Q/GDW410—2011《智能高压设备技术导则》，所有监测IED均接入过程层网络，并以MMS协议向监测主IED报送监测信息
9535交换机的存储转发比直通转发有更快的数据帧转发速度
9536在交换机上为了避免广播风暴而采取的技术是快速生成树协议
9537时间同步系统有多种组成方式，其典型形式有基本式、主从式、主备式三种
9538天基授时应采用以北斗卫星导航系统（BDS）为主，全球定位系统（GPS）为辅的单向方式
9539当网络风暴、丢帧、乱序帧、复制帧等网络异常发生时，设备对时性能不应受到影响。允许设备进入守时状态
9540PTP设备时间准确度应优于1us
9541PTP从时钟应具备时延补偿功能，补偿范围±100ms，步长≦100us
9542PTP从时钟应输出用于检测的TTL电平1PPM脉冲信号
9543PTP主时钟应具备数据集比较算法，选择最佳主时钟源；应具备状态决定算法，决定自身端口状态
9544PTP主时钟应输出用于检测的TTL电平1PPS脉冲信号
9545PTP设备电接口应支持10/100BASE-T接口
9546系统时间同步装置时钟源应采用以地基授时为主，天基授时为辅的模式
9547电力系统时间同步装置应具有为调度机构、变电站、发电厂内的被授时设备提供高精度时间信号的能力，同时具备对被授时设备时间同步状态监测的功能
9548装置从上电开机到达标称守时精度所需要的时间称为预热时间
9549主时钟外部独立时间源信号优先级应可设，默认优先级为：BDS＞GPS＞地面有线
9550各时源状态有效判断逻辑中，非有效的逻辑都置为无效，允许存在不定态。各个时源自身状态判断后，方可参与到下一个步骤的运算
9551时间同步装置应支持时间同步状态在线监测功能
9552时间同步装置应将状态量信息通过MMS报文，以虚遥信的方式上送给监控后台
9553时间同步装置在失去外部时间基准信号时具备守时功能
9554时间同步装置在同步状态下，应至少预热1小时以上，以保证守时精度
9555时间同步装置应具备守时功能，守时精度在10小时内应优于1us/h
9556从时钟单元应分别接入主时钟A及主时钟B所输出的直流IRIG-B码，应采用光口直流IRIG-B码进行级联
9557北斗导航系统天线宜使用BNC接口馈线连接，GPS导航系统宜使用TNC接口馈线连接
9558时间同步装置应支持多时钟源选择判据机制
9559时间同步装置应具备本地日志保存功能，且存储不少于200条
9560（时间同步装置的直流电源电压为110V或220V，允许偏差为-20%～+15%，直流电源电压纹波系数小于3%
9561时间同步装置设备的贮存、运输极限的环境温度－25℃～＋70℃，相对湿度不大于75％，不应出现异常情况。温度恢复正常后设备的功能和性能应符合相关标准规定
9562配置各省（市）负荷控制系统，负责切除大规模可中断负荷控制措施的协调
9563当接收到直流主站提升直流容量命令后，且频率低于定值时策略才能动作
9564各级电网低频减负荷装置切除容量应按不少于本电网最大年平均负荷的35％整定，且应满足本网内最大发电厂机组全停及网间联络线最大受电功率时跳闸要求。省级电网低频减负荷装置除满足上述要求外，还应满足所属区域电网的要求
9565各级电网应统一本电网内低频减负荷装置的轮次和定值，以防止电网出现低频事故时，各网低频减负荷装置动作不一致（如某局部电网低频减负荷装置动作，另一局部网低频减负荷装置不动作），造成网间联络线交换功率突变，威胁电网的安全稳定运行
9566级电网应根据系统最不利运行方式下发生事故时（如网内最大容量的发电厂机组全部跳闸、最严重情况下的系统解列事故等）整个系统或其各部分实际可能发生的最大功率缺额整定低频减负荷切除容量，并按此容量考虑一定冗余配置低频减负荷装置
9567如在一套装置中同时实现低频、低压减负荷功能，其低频、低压减负荷功能可由同一压板实现投退
9568系统振荡时需考核低频低压减负荷装置的动作行为
9569电流互感器的二次相电流回路用XYH表示，X可以为空也可以取1-29的数字
9570除CCD文件格式中规定的IED描述、FCDA描述、intAddr描述外，SCD文件中其余描述性属性desc、dU元素不提取到CCD文件中
9571变压器一侧断路器改检修时，先拉开该断路器，由于一次已无电流，对主变压器保护该间隔“SV接收软压板”及该间隔合并单元“检修状态压板”的操作可由运行人员根据操作方便自行决定操作顺序
9572保护装置重启后，发送的GOOSE报文内容应反映当前的真实状态，不应误发报文
9573SVPUB元素是从SCD文件中提取的装置过程层SV输入配置信息，SVPUB元素下包含按SCD文件顺序配置的SV控制块
9574SVPUB元素若FCDA按DO建模，提取规则与GOOSESUB相同：bType属性是SV发送虚端子的数据类型，desc属性是SV发送虚端子的描述，在CRC校验码计算时应剔除desc属性
9575SSD文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，全站唯一。由系统集成厂商提供，并最终包含在SCD文件中
9576SCD应通过逻辑节点LN配置，明确过程层功能压板等与控制对象（即断路器）的对应关系
9577SCD文件中涉及二次回路连接原理的正确性应由实际调试人员、检修人员和设计保证，SCD管控系统保证SCD文件与现场装置下装的一致
9578SCD文件应规范IED装置（不含过程层交换机）的物理端口及通信端口描述方式，光缆、光口、板卡的命名应保证全站唯一
9579SCD文件上传时必须详细填写必要的修改说明，由系统或客户端自动完成文件语法、语义和其它校核，自动给出报告并记录存档，如不能通过则无法上传成功
9580SCD文件版本从0.0开始，当文件增加了新的IED或某个IED模型实例升级时，以步长0.1向上累加；SCD文件修订版本从1.0开始，当文件做了通信配置、参数、描述修改时，以步长0.1向上累加，文件版本增加时，文件修订版本置0.0
9581SCD签出成功后，管理模块应立即将该变电站的SCD文件锁定，直至下次签入。当该变电站的SCD文件锁定时，不允许执行签出及相关属性的编辑操作，只允许浏览操作
9582SCD管控系统中运维（检修）人员：具备下载最新文件、申请新建、申请修改、申请扩建、申请改造等权限
9583IED元素是CCD文件的根节点，根节点下依次包含GOOSEPUB（GOOSE发布）元素、GOOSESUB（GOOSE订阅）元素、SVPUB（SV发布）元素、SVSUB（SV订阅）元素、CRC（校验码）元素
9584IED的实例配置文件，一般从SCD文件导出生成，允许手动修改
9585IED节点属性应包含制造商（manufacturer）、型号（type）和配置版本（configVersion）等信息
9586ICD文件版本号和CRC校验码信息应包含于对应IED的CCD文件中
9587ICD文件采用“文件名.icd”的格式，文件名应包含装置型号（含保护“选配功能”代码）、ICD文件版本号、ICD文件日期、和ICD文件校验码等四部分，以半角字符中横杠（‘-’）连接
9588ICD文件版本号描述该ICD文件的历史变更情况，应具备唯一性，依据“Ver1.00”的格式编写，并由制造商顺序编号、管理
9589GOOSE变位时为实现可靠传输，采用连续多次传送的方式
9590GOOSESUB元素中FCDA元素的bType属性在CRC校验码计算时应剔除
9591CID文件是已配置的智能电子设备描述文件，该文件是对SCD解耦实例化后的单装置配置文件
9592CID文件是IED实例配置文件，根据SCD文件中本装置的MMS相关配置生成的装置文件
9593CCD文件中intAddr元素的name属性是接收虚端子
9594根据Q/GDW1396-2012规定，对于多路SV输入的保护装置，一个SV接收软压板退出时应退出该路采样值，该SV中断或检修均不影响本装置运行
9595根据Q/GDW1396-2012规定，当SV通信中断时，保护装置应将相应通道的SV数据清零处理
9596根据Q/GDW1396-2012规定，保护装置应严格检查接收SV的AppID、SMVID、ConfRev等参数信息是否匹配
9597根据Q/GDW1396-2012规定，合并单元装置应在ICD文件中预先配置正极性及负极性输出的采样值数据集，以适应保护装置正、负极性输入采样值的需求
9598根据Q/GDW1396-2012规定，SV输入采用虚端子模型。SV输入虚端子模型为包含“SVIN”关键字前缀的GGIO逻辑节点实例中定义的2类数据对象
9599根据Q/GDW1396-2012规定，GOOSE报文接收时应考虑通信中断或者发布者装置故障的情况，当GOOSE通信中断或配置版本不一致时，GOOSE接收信息均应保持中断前状态
9600根据Q/GDW1396-2012规定，保护装置应严格检查接收GOOSE的AppID、GOID、GOCBRef、DataSet、ConfRev等参数信息是否匹配
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