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9701测控装置建模时应配置三个入口访问点（AccessPoint），分别为测控的MMS通信访问入口（名称为S1）、过程层GOOSE入口（名称为G1）、过程层SV入口（名称为M1）
9702测控装置掉电时存储信息将会丢失，因此应使用UPS等设备保证测控装置的电源可靠性
9703采用常规交流采样插件采集交流电气量时，母线电压切换由合并单元实现，装置不进行电压切换。采用DL/T860.92规范的采样值输入时，电压切换由外部切换箱实现
9704具备PT断线检测及告警功能，PT断线判断逻辑应为：电流任一相大于0.5%In，同时电压任一相小于30%Un且正序电压小于70%Un；或者负序电压或零序电压（3U0）大于10%Un
9705装置正常运行状态下，转发GOOSE报文中的检修品质；装置检修状态下，上送状态量置检修品质，装置自身的检修信号及转发智能终端或合并单元的检修信号不置检修品质
9706测控装置具备事件顺序记录（SOE）功能，状态量输入信号为硬接点时，状态量的时标由本装置标注，时标标注为消抖后的上升沿
9707测控装置具备零值死区设置功能，当测量值在该死区范围内时为零，死区通过装置参数方式整定，并与模型中的配置相比较后取较小者
9708智能变电站测控装置遥信回路的额定电压应能够满足220V和110V可选择需求，并符合额定电压55%以下可靠不动作，额定电压70%以上可靠动作的要求
9709智能变电站中，继电保护和安全自动装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，功能投退不设硬压板
9710合并单元验收时，用网络记录分析装置连续记录10分钟，合并单元发送的采样值报文允许出现少量丢帧
9711将合并单元在点对点输出模式下接入网络报文记录及分析装置，检查采样值发送间隔离散值，不应大于1μs
9712报文中采样值通道排列顺序应与SCD文件中配置相同，宜采用ABCABC顺序排列
9713CCD文件配置，板卡号使用从0起始的十进制数字，端口号使用A～Z的大写英文字母，物理端口的功能由厂家自定
9714线路纵联保护的不正确动作是因一侧设备的不正确状态引起的，引起不正确动作的一侧应评价为“不正确动作”，另一侧不再评价；若两侧设备均有问题，则两侧应分别评价为“不正确动作”
9715保护装置柜（屏）下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排，且柜（屏）上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和柜（屏）内接地铜排相连
9716110（66）kV电压等级合并单元和智能终端集成装置MTBF不大于20000小时，使用寿命宜大于10年
9717智能变电站通用技术条件中，对光纤发送功率和接受灵敏度要求是光波长1310nm光纤：光纤发送功率：-20dBm～-14dBm；光接收灵敏度：-31dBm～-14dBm
9718相对误差与基准值的比值乘以100%定义为引用误差
9719基于DL/T860的同期模型，采用CSWI中Check（检测参数）的sync（同期标志）位区分同期合与强制合
9720合并单元智能终端集成装置应具备测试用秒脉冲信号输出接口
9721合并单元智能终端集成装置应支持22路电磁式互感器模拟信号接入
9722合并单元智能终端集成装置中，当智能终端模块和合并单元模块均存在对时信号时，应以合并单元模块对时为准
9723当正常工作时，合并单元智能终端集成装置功率消耗不大于30W
9724在合并单元智能终端集成装置模块独立性的检验方法中，模拟智能终端模块异常，检测装置能够正确发送SV报文
9725合并单元智能终端集成装置应是模块化、标准化、插件式结构，大部分板卡应容易维护更换。任何一个模块故障或检修时，应不影响其他模块的正常工作
9726合并单元智能终端集成装置只应支持点对点直接采样、直接跳闸的应用需求
9727在任何网络运行工况流量冲击下，合并单元智能终端集成装置均不应死机或重启，不发出错误报文，响应正确报文的延时不应大于1ms
9728合并单元智能终端集成装置应具备高可靠性，所有芯片选用微功率、宽温芯片，装置平均无故障时间时间大于10000小时
9729合并单元智能终端集成装置应是模块化、标准化、插件式结构；任何一个模块故障或检修时，可能会影响其他模块的正常工作
9730智能终端需要对时。采用光纤IRIG-B码对时方式时，宜采用ST接口；采用电IRIG-B码对时方式时，宜采用交流B码，通信介质为屏蔽双绞线
9731智能终端GOOSE直传双点位置包括断路器三相位置（三相断路器）/分相位置（分相断路器），单点位置包括遥合（手合）、刀闸位置、低气压闭锁重合、控制回路断线、TWJ、HWJ、合后位置等其它遥信信息
9732智能终端将输入直流工作电源的正负极性颠倒，装置无损坏，但不能正常工作
9733智能终端的动作时间应不大于10ms
9734本体智能终端的瓦斯保护作用于跳闸，其余非电量保护宜作用于信号
9735智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中
9736220kV及以上变压器各侧的智能终端均应按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置
9737本体智能终端的信息交互功能应包含非电量动作报文、调档及测温等，并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点
9738智能变电站内智能终端按双重化配置时，分别对应于两个跳闸线圈和两个合闸线圈，具有分相跳、合闸功能
9739合并单元的交流电压回路在额定电压时，每相功耗不大于0.5VA
9740合并单元户内安装时环境温度要求?10℃～＋55℃
9741间隔合并单元异常时，若保护单套配置，则相关保护不改信号，直接投入合并单元检修状态硬压板，重启装置一次
9742间隔合并单元异常时，若保护双重化配置，则将该合并单元对应的间隔保护改信号，母差保护投信号，投入合并单元检修状态硬压板，重启装置一次
9743母线合并单元异常时，投入装置检修状态硬压板，关闭电源并等待15分钟，然后再上电重启
9744浪涌抗扰度试验是测试合并单元电磁兼容性能的试验方法之一
9745在合并单元处于守时状态时，若持续10分钟未接收到有效时钟进入失步状态，清除同步标志
9746在合并单元处于守时状态时，连续接收到10个与合并单元时间差大于10μs有效时钟授时信号时进入失步状态，清除同步标志
9747在合并单元处于守时状态时，若接收到授时信号与合并单元自身时钟时间差小于10μs时，则进入跟随状态
9748合并单元处于失步状态时，连续接收到5个有效时钟授时同步信号（时间均匀性误差小于10μs）时，进入跟随状态，置同步标示
9749装置经受过电流或过电压后，应无绝缘损坏、液化、炭化或烧焦等现象，被试设备仍应满足本标准规定的相关性能要求
9750合并单元测量交流电流回路在1.2倍额定电流下能长期连续工作
9751合并单元保护交流电流回路在1.2倍额定电流下允许工作10s
9752合并单元在进行母线电压并列或切换时，不应出现通信中断、丢包、品质输出异常改变等异常现象，采样值不应误输出、采样序号可不连续
9753合并单元应支持GOOSE或硬接点方式完成电压并列和切换功能
9754电子式互感器的镀锌部件应在材料加工、制造完成之前进行热镀锌
9755220kV及以上互感器应满足立式运输要求，并具有在运输中耐受10g而不损坏
9756数字输出的电子式互感器应采用光纤传输系统。采用1310nm多模光纤传输，ST接口。每根光缆应备用4芯
9757电子式电压互感器宜利用合并单元同步时钟实现同步采样，采样的同步误差应不大于±1μs。合并单元的时钟输入可以是电信号或光信号，时间触发在脉冲上升沿，每秒一个脉冲，合并单元应检验输入脉冲是否有误
9758对于电子式互感器，允许与保护无关的测量性能暂时下降或能够自动恢复的自诊断动作。不允许复位或重新启动。不允许输出过电压超过500V。对于保护用电子式互感器，不允许性能下降致使继电保护装置误动
9759布置在无任何抗干扰措施的配电装置区内电子式电压互感器，要求其振荡波抗扰度等级为III级
9760电子式互感器与MU之间的数据可采用串行或同步方式传输，但不可采用异步方式传输，传输介质采用光纤
9761单相电流互感器和单相电压互感器连接的合并单元采用单芯航空插座，单相电流电压组合互感器连接的合并单元采用双芯航空插座
9762当用于双重化保护时，光学原理互感器的光学器件宜两路独立输出，采集器宜双重化配置
9763电子式互感器的贮存、运输允许的环境温度为－50℃～＋70℃，相对湿度不大于90％，在不施加任何激励量的条件下，不出现不可逆变化
9764系统在主时钟、从时钟的基准信号切换时，输出时间信号应连续、无跳变
9765时间同步输出脉冲信号应采用上升沿作为准时沿
9766智能变电站时间同步系统主时钟应按照基准信号优先级从高到低进行选择，排序依次应为：BDS信号、GPS信号、热备用判断信号、地面有线时间基准信号
9767智能变电站时间同步系统从时钟应至少能接收一台主时钟的时间基准信号
9768智能变电站时间同步系统每台主时钟应能接收BDS信号、GPS信号、有线时间基准信号
9769智能变电站顺序控制的对象应包括断路器、隔离开关、接地开关
9770智能变电站顺序控制应具备保护定值区切换及软压板投退，但不考虑保护的定值修改
9771智能变电站配置文件管理系统宜具备配置文件离线管理功能，以支持在不具备联网条件的工程现场开展配置文件及相关资料管理工作
9772保护装置时钟信号丢失后，保护装置应能立刻发送时钟信号丢失报文
9773智能终端动作时间指智能终端收到GOOSE跳闸命令时刻至断路器跳闸时间
9774智能变电站采样延时指从一次模拟量产生时刻到合并单元对外接口输出数字量的时间
9775智能变电站继电保护设备主动上送的信息应包括应包括开关量变位信息、装置日志信息、录波报告信息、异常告警信息和保护动作事件信息等
9776智能变电站保护装置重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况
9777远方调度通过遥调的方式对定值区进行修改，定值区号放入遥信数据集
9778GOOSE通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性
9779CCD文件CRC校验码初始化值int：00000000
9780国家电网公司企业标准规定，合并单元和智能终端必须配置液晶显示
9781当合并单元的检修压板投入时，其发出的SV报文中的“Test”位应置“0”；当检修压板退出时，SV报文中的“Test”位应置“1”
9782IEC61850-9-2采样值都是以一次值传输的，因此合并单元和保护中并不需要设置互感器变比
9783采用双重化通信网络的情况下，两个网络发送的GOOSE报文的多播地址、APPID必须不同，以体现冗余要求
9784IEC61850系列标准中规定了站内网络拓扑结构采用星型方式
9785智能变电站必须采用合并单元
9786MMS报文用于过程层状态信息的交换
9787智能变电站保护测控投上检修压板后，就不向主站上送变位报文
9788IEC61850引入命名空间是为了解决命名冲突问题，防止出现相同名称却又代表不同含义的两个数据在一起使用发生命名冲突，同时也规范各制造商对标准的扩展原则
9789IEC61850系列标准的推出，很好地解决了原来各厂家产品通信规约不一致、互操作性差的问题
9790保护整组动作时间包括了采样延时、MU到保护传输时间、保护装置动作时间、保护到智能终端传输时间、智能终端动作时间
9791采用了GOOSE报文的智能变电站相对于常规站来说，所有的直流电缆均取消，使得直流接地发生的概率大大降低
9792根据IEC61850系列标准，定值激活定值区从0区开始
9793MU双A/D采样分别供两套保护的电压（电流）采样值使用
9794220kV智能变电站变压器保护（包括非电量保护）按双重化进行配置，各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置
9795220kV智能变电站采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以组网方式接入对应子单元
9796500kV智能变电站配置方案中每条母线配置两套母线保护，母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护形式。分布式母线保护由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能。边断路器失灵经GOOSE网络传输启动母差失灵功能
9797500kV智能变电站保护配置方案中线路保护中宜包含过电压保护和远跳就地判别功能
9798SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警
9799保护装置仅在检修压板投入时才可下装配置文件，下装时应闭锁本装置
9800智能变电站继电保护装置除检修采用硬压板外其余均采用软压板
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