在电子工程世界为您找到如下关于“SIWAREX”的新闻
0 前言 当今，在称量自动化和过程控制领域，电子称量系统被广泛地应用到监视和控制各种生产过程中。这些应用可以从简单的皮带张力的监视或容器填充度的测量，一直延伸到复杂的特定配方混合料的生产控制。SIEMENS电子称量系统 (SIWAREX)特别适合于这些高精度的测量任务，或被应用于其它测量手段不适宜使用的场合，例如导致传感器易损的活性材料的检测和受卫生条件限制的纯净物质(如食品...
项目概况 先进的称重技术为食品饮料行业的生产工艺提供了高效率的生产控制和质量保证。 SIWAREX FTC（灵活的连续称重技术）是一种高精度、高速的称重控制模块，可以用于各种失重式给料设备的称重控制应用。通过在固定时间间隔取得物料重量的变化，可以计算得出物料瞬时流量。闭环控制器利用这个流量值来控制失重式给料设备的给料量。 SIWAREX FTC是西门子S...
的西门子SIWAREX称重方案，无疑是一种满足新要求的一种可行的解决方案。
图3：西门子全集成控制结构示意图四、SIWAREX系统 如前所述，失重秤的配料过程分喂料和卸料两个阶段，控制部分比较复杂。失重秤的配料精度主要由称量精度和配料速度来决定的，这两个参量是两个相互矛盾的控制量，要提高称量精度，希望秤体越稳定越好，即喂料(或卸料)速度越慢越好，但势必增加配料时间，效率低...
SIWAREX资料下载
SIWAREX称重系统用于混凝土工厂的预混合配料...
SIEMENS称重事业部-SIWAREX FTC选型目录列表...
通过STEP7 MicroWin软件对SIWAREX MS称重模块进行标定...
SIWAREX相关帖子
SIWAREX视频
你可能感兴趣的标签
热门资源推荐Siwarex MS电子称重模块_百度文库
您的浏览器Javascript被禁用，需开启后体验完整功能，
享专业文档下载特权
&赠共享文档下载特权
&10W篇文档免费专享
&每天抽奖多种福利
两大类热门资源免费畅读
续费一年阅读会员，立省24元！
Siwarex MS电子称重模块
&&SIWAREX MS是一种多用途称重模块,适用于所有简单称重与测力
任务。该紧凑型模块可以简便的方式安装到SIMATIC S7-200 自动
化系统之中。可直接在SIMATIC-CPU 中存取当前重量数据,无需
添加其它接口。
阅读已结束，下载本文需要
想免费下载本文？
定制HR最喜欢的简历
你可能喜欢当前位置： >>
智能变电站继电保护题库
智能变电站继电保护题库第一章 判断题1．智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。 2．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，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则 并接至合闸线圈。 3．对于 500kV 智能变电站边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压合并单元接入相应间隔 电压合并单元的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。 4．任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过 4 个交换机。当采用级联方式时，允许短时丢失数据。 5．智能变电站内双重化配置的两套保护电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。 6．双重化配置保护使用的 GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一 个网络的运行。 7． 智能变电站要求光波长 1310nm 光纤的光纤发送功率为-20dBm ~-14dBm， 光接收灵敏度为-31dBm ~-14dBm。 8． 智能变电站中 GOOSE 开入软压板除双母线和单母线接线外启动失灵、 失灵联跳开入软压板既可设在接收端， 也可设在发送端。 9． 有些电子式电流互感器是由线路电流提供电源。 这种互感器电源的建立需要在一次电流接通后迟延一定时间。 此延时称为“唤醒时间” 。在此延时期间，电子式电流互感器的输出为零。 10．唤醒电流是指唤醒电子式电流互感器所需的最小一次电流方均根值。 11．温度变化将不会影响光电效应原理中互感器的准确度。 12．长期大功率激光供能影响光器件的寿命，从而影响罗氏线圈原理中电子式互感器的准确度。 13．合并单元的时钟输入只能是光信号。 14．用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一直流电 源。 15．电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。 16．现场检修工作时，SV 采样值网络与 GOOSE 网络可以联调。 17．GOOSE 跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。 18．220kV 智能变电站线路保护，用于检同期的母线电压一般由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给 各间隔保护装置。 19．智能变电站母线保护按双重化进行配置。各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。 20．智能变电站采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应母线保护子单 元。 21．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。122．与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器动作范围大，频率范围宽。 23．传统电磁感应式互感器比电子式互感器抗电磁干扰性能好。 24．有源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏（Rogowski）线圈式和“罗氏线圈+ 小功率线圈”组合两种形式。 25．有源式电子式电流互感器（ECT）主要是利用法拉第（Faraday）磁光感应原理，可分为全光纤式和磁光玻 璃式。 26．有源式电子式电压互感器（EVT）主要应用泡克耳斯（Pockels）效应和逆压电效应两种原理。 27．无源式电子式电流互感器（ECT）主要利用电磁感应原理，可分为罗氏（Rogowski）线圈式和“罗氏线圈+ 小功率线圈”组合两种形式。 28．无源式电子式电压互感器（EVT）主要采用电阻、电容分压和阻容分压等原理。 29．电子式电流互感器和电压互感器在技术上无法实现一体化。 30．电子式互感器是一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流（或电压）传感器组成，用 于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表，继电保护或控制装置。 31．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。 32．智能变电站和常规变电站相比，可以节省大量电缆。 33．IEC61850 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。 34．MMS 报文用于过程层状态信息的交换。 35．GOOSE 报文用于过程层采样信息的交换。 36．GOOSE 变位时为实现可靠传输，采用连续多次传送的方式。 37．跳合闸信息、断路器位置信息都可以通过 GOOSE 传递。 38．SV 传输基于广播机制。 39．Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》规定，SV 采样值应遵循 GB/T 7《互感器 第 8 部分：电子式电流互感器》 （IEC60044-8）或 DL/T 860.92-2006《变电站通信网络和系统 第 9-2 部分：特 定通信服务映射（SCSM）映射到 ISO/IEC 8802-3 的采样值》 （IEC）标准。 40．SV 传输标准 IEC《变电站通信网络和系统 第 9-1 部分：特定通信服务映射通过单向多路点对点 串行通信链路的采样值》可以用于网络传输采样值。 41．SV 传输标准 IEC 只能用于网络传输采样值。 42．IEC
又称为 FT3，为互感器标准，一般用于互感器和采集器的数据接口标准。 43．SV 传输标准 IEC 自由定义通道数目，最多可配置 22 个通道。 44．智能变电站必须采用电子式互感器。 45．智能变电站必须采用合并单元。 46．智能变电站母线保护不需要设置失灵开入软压板。247．对于采样值网络，每个交换机端口与装置之间的流量不宜大于 40Mbit/s。 48．合并单元采样值发送间隔离散值应小于 20μ s，从而满足继电保护的要求。 49．110kV 及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。 50．智能变电站 110kV 合并单元智能终端集成装置中，合并单元和智能终端的功能可共用一块 CPU 实现。 51．智能变电站一体化监控系统中，根据数据通信网关机的分类，可将全站分为安全Ⅰ区、安全Ⅱ区、安全Ⅲ/ Ⅳ区等几个分区。 52．IEC61850 系列标准是一个开放的标准，基于已公开的 IEC/IEEE/ISO/OSI 的通信标准。 53．IEC61850 系列标准采用 MMS 作为应用层协议，支持自我描述，在线读取/修改参数和配置，不可采用其他 应用层协议。 54．若保护配置双重化，保护配置的接收采样值控制块的所有合并单元也应双重化。 55．保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过 GOOSE 网络 传输。 56．IEC61850 系列标准中规定了站内网络拓扑结构采用星型方式。 57．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。 58．智能变电站调试流程中只有现场调试和投产试验是在现场完成，系统测试则需在实验室完成。 59．IEC
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。 60．数字化线路保护中，线路一侧是常规互感器，线路对侧时电子式互感器，如果不进行任何处理，正常运行 时不会出现差动电流。 61．由于变压器各侧的合并单元通道延时可能不一致，所以保护装置中需要实现数据同步。 62．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。 63．交换机的存储转发比直通转发有更快的数据帧转发速度。 64．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” 。 65．合并单元通信中断或采样数据异常时，相关设备应可靠闭锁。 66．变压器绕组温度监测 IED 一般采用 Pt100 传感器。 67．根据 Q/GDW 410-2011《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。 68．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。 69．智能变电站保护测控投上检修压板后，仍然向主站上送变位报文。 70．每个过程层装置都有唯一的 MAC 地址和 APPID 地址。 71．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。372．GOOSE 报文心跳间隔由 GOOSE 网信通信参数中的 MaxTime（即 T0）设置。 73． “远方修改定值” 、 “远方切换定值区” 、 “远方控制压板”只能在装置就地修改，当某个远方软压板投入时， 装置相应操作只能在远方进行，不能就地进行。 74．用于标识 GOOSE 控制块的 appID 必须全站唯一。 75．当外部同步信号失去时，合并单元输出的采样值报文中的同步标识位“SmpSynch”应立即变为 0。 76．GOOSE 通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。 77．装置 ICD 文件中应预先定义统一名称的数据集，装置制造厂商不应预先配置数据集中的数据。 78．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。 79．220kV 及以上变压器各侧的智能终端均应按双重化配置；110kV 变压器各侧的智能终端宜按双套配置。 80．断路器、隔离开关采用单位置接入时，由智能终端完成单位置到双位置的转换，形成双位置信号给继电保 护和测控装置。 81．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。 82．SV 报文 MAC 地址的推荐范围为 01-0c-cd-04-00-00~01-0c-cd-04-ff-ff。 83．某 IEC
的 SV 报文中电压量数值为 0x00c71fb，已知其为峰值，那么其有效值是 0.5768kV。 84．MMS 报文采用发布/订阅的传输机制。 85．SendMSVmessage 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。 86．当外部同步信号失去时，合并单元应该利用内部时钟进行守时。 87．合并单元应能够接收 IEC61588 或 B 码同步对时信号。合并单元应能够实现采集器间的采样同步功能，采 样的同步误差应不大于±1ms。在外部同步信号消失后，至少能在 10min 内继续满足 4ms 同步精度要求。 88．已知合并单元每秒中发 4000 帧报文，则合并单元中计数器的数值将在 1~4000 之间正常翻转。 89．间隔层设备宜采用 IRIG-B、SNTP 对时方式。 90．在智能化母差采用点对点连接时，由于单元数过多，主机无法全部接入，需要配置子机实现、主机将本身 采集的采样值和通过子机发送的采样值综合插值后送给保护 CPU 处理， 在点对点情况下主机和子机之间需 设置特殊的同步机制。 91．智能变电站的断路器保护失灵逻辑实现与传统变电站原理相同，本断路器失灵时，经 GOOSE 网络通过相 邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。 92．智能变电站线路差动保护装置不能两侧分别采用常规互感器和电子式互感器。 93．高压并联电抗器非电量保护采用就地 GOOSE 点对点跳闸。 94．根据 Q/GDW 396-2009《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。 95．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。496．交换机的一个端口不可以同时属于多个 VLAN。 97．变电站应按双重化要求配置两套时间同步系统，以提高时间同步系统的可靠性。 98．合并单元装置启动完毕后即可对外发送采样数据。 99．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。 100．点对点采样方式下，合并单元失步后，保护装置应能发采样失步告警信号。 101. 当断路器卫分相操动机构时，断路器总位置由智能终端合成，逻辑关系为三相与。 102. 保护定值单采用装置 ICD 文件中固定明城的定值数据集的方式，装置参数数据集名称为 DSPARAMETER, 装置定值数据集名称为 DSSETTING,均通过 SGCB 控制。 103. 正常运行时，如果运行人员误投入装置检修压板，可能造成保护误动。 104. 当装置检修压板投入时，装置发送的 GOOSE 报文中的 TEST 应置 FALSE,发送采样值报文中采样值数据的 品质 Q 的 TEST 位应置 TRUE。 105. 某智能变电站里有两台同厂家、同型号、同配置的线路保护装置，这两台装置的 ICD 文件可能相同，CID 文件也有可能相同。 106. 配置描述语言 SCL 基于可扩展标记语言 XML 定义。 107. 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。 108. 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。 109. GOOSE 报文心跳间隔由 GOOSE 网络通信参数中 MaxTime（即 T0）设置。 110. GOOSE 输出数据集应使用 DO 方式。 111. GOOSE 报文只能用于传输开关跳闸、开关位置等单位遥信或双位置遥信。 112. GOOSE 报文的传输要经过 OSI 中的全部 7 层。 113. 线路保护应直接采样，经 GOOSE 网络跳断路器。 114. 变压器保护应直接采样，直接跳各侧断路器。 115. 录波及网络报文记录分析装置采样值传输应采用点对点方式。 116. 要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。 117. 保护装置 GOOSE 中断后，保护装置将闭锁。 118. 根据 IEC61850 系列标准，定值激活定值区从 0 开始。 119. 用于标识 GOOSE 控制块的 APPID 必须全站唯一。 120. 合并单元失去同步时，采样值报文中的样本计数可超过采样率范围。 121. IEC61850 系列标准中，SV 报文的 APPID 范围应为 4000~7FFF。 122. 合并单元采样值发送间隔离散值应小于 10US;智能终端的动作时间应不大于 10MS。 123. GOOSE 通信是通过重发相同数据来获得额外的可靠性。 124. SV 全程是采样值，基于客户/服务模式。 125. 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。 126. 电子式电压互感器的复合误差不大于 5P 级要求。 127. 根据 Q/GDW441-2010，智能控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在-10~50°C，湿 度保持在 90%以下。 128. 根据 Q/GDW441,智能变电站光缆应采用金属铠装、阻燃、防鼠咬的光缆。 129. 单个保护装置的 IED 可以有多个 LD 和 SGCB，每个 LD 应可有多个 SGCB 实例。 130. 智能变电站合并单元失去同步时，母线保护、主变压器保护将闭锁。 131. 智能变电站 3/2 接线断路器保护安断路器单套配置，包含失灵保护及重合闸等功能。 132. 同一个 LD 的相过流和零序过流的 LN 名都为 PTOC,可通过 ININST 号或前缀来区分。 133. 告警信号数据集中包含所有影响装置部分功能，装置仍然继续运行的告警信号和导致装置闭锁无法正常工 作的报警信号。 134. 遥测类报告控制块使用有缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以 Brcb 开头。5135. 遥信、告警类报告控制块为无缓冲报告控制块类型，报告控制块名称以 urcb 开头。 136. BRCB 缓存报告控制块；URCB 指非缓存报告控制块，BRCB 和 URCB 均采用多个实例可视方式。 137. 装置站控层访问点 MMS 及过程层 GOOSE 和 SV 访问点均应支持取代服务，以满足调试的需求。 138. 当取代的数据配置在数据集中，SUBENA 置为 True 时，取代的状态值和实际状态值不同，应上送报告， 上送的数据值为取代后的数值，原因码应置数据变化位。 139. BRCB 和 URCB 均采用多个实例可视方式，报告实例应不小于 12. 140. 保护当前定值区号按标准从 1 开始，保护编辑定值区号按标准从 0 开始，0 区表示当前允许修改定值。 141. 保护装置可通过在 ICD 文件中支持多个 AccessPoint 的方式支持多个独立的 GOOSE 网络。 142. IED 配置工具应支持从 SCD 文件自动导出相关 CID 文件和 IED 过程层虚端子配置文件，这两种文件不可 分开下装。 143. 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。 144. 涉及多个时限、动作定值相同且有独立的保护动作信号的保护功能，应按照面向对象的概念划分成多个相 同类型的逻辑节点，动作定值只在第一个时限的实例中映射。 145. 故障录波应使用逻辑节点 RDRE 进行建模。保护装置只包含一个 RDRE 实例。 146. 取代服务中，当 SUBENA 置为 TRUE 时，改变 SUBVAL、SUBQ 应直接改变相应的数据属性 VAL、Q， 同时须再次使能 SUBENA。 147. 取代服务使现场调试工作变得极为简便，为了防止数据丢失，装置意外重启后，取代服务应仍能保持。 148. “远方修订定值”软压板只能在装置本地修改。 “远方修改定值”软压板投入时，装置参数、装置定值可远 方修改。 149. 合并单元输出数据极性应与互感器一次极性一致。间隔层装置如需要反极性输入采样值时，应建立负极性 SV 输入虚端子模型。 150. 新安装保护、合并单元、智能终端装置验收时应检验其检修状态及组合行为。 151. 对于有多路(合并单元)SV 输入的保护和安全自动装置检验，应模拟被检装置的两路及以上 SV 输入，检查 装置的采样同步性能。 152. 新安装的保护装置可按装置类型检验后台各软压板控制功能及图元描述正确性。 153. 应用数字化继电保护测试仪进行保护装置调试时，可以读取保护装置输出的 GOOSE 报文关联测试仪的开 入开展测试。 154. 合并单元故障不停电消缺时，应退出与该合并单元相关的所有 SV 接受压板。 155. 只有支路停役断路器分开时，母差相关支路的 SV 接受压板才可以退出。 156. 装置之间的 GOOSE 通信需要先握手建立连接。 157. 装置之间的 SV 传输通信不需要先握手建立连接。 158. 合并单元采样的同步误差不大于± 1us。 159. 母线合并单元通过 GOOSE 接受母联断路器位置实现电压并列功能，双母线接线的间隔合并单元通过 GOOSE 接受间隔刀闸（隔离开关）位置实现电压切换功能。 160. 双母线接线的间隔合并单元通过 GOOSE 接受母联断路器位置实现电压切换功能。 161. 根据 Q/GDW 441-2010&智能变电站几点保护技术规范&， 每个合并单元应能满足最多 12 个输入通道和至少 8 个输出端口的需要。 162. 根据 Q/GDW 441-2010&智能变电站几点保护技术规范&，合并单元采样值发送间隔离散值应小于 10us。 163. 合并单元时钟同步信号在从无到有的变化过程中，其采样周期调整步长应不大于 1us。 164. 根据 Q/GDW 441-2010&智能变电站几点保护技术规范&，合并单元应输出电子式互感器整体的采样响应延 时。 165. 根据 Q/GDW 441-2010&智能变电站几点保护技术规范&，对于接入了两段及以上母线电压的母线电压合并 单元，母线电压并列功能宜由合并单元完成。 166. 直接采样是指智能电子设备(IED)间经过以太网交换机，以点对点连接方式直接进行采样值传输。 167. SV 主要用于实现在多 IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。 168. SV 信号发送端采用的数据集明城为 deSMV。 169. SV 输入虚端子采用 DA 方式定义。6170. 将合并单元的直流电源正负极性颠倒，要求合并单元无损坏，并能正常工作。 171. SV 报文中可以同时传输单位置遥信、双位置遥信及测量值等信息。 172. 保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由合并单元实现。 173. 智能终端装置应是模块化、标准化、插件式结构：大部分板卡应容易维护和更换，且允许带电插拔：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。 174. 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，并能正常工作。 175. 装置正常工作时，其功率消耗不大于 30W；装置动作时，器功率消耗不大于 60W。 176. 智能终端 DSP 插件一方面负责 MMS 通信，另一方面完成动作逻辑，开放出口继电器的正电源。 177. 智能终端在电源电压缓慢上升或缓慢下降时，装置均不应误动作或者误发信号；当电源恢复正常后，装置 应自动回复正常运行。 178. 智能终端的开关量外部输入信号应经行光电隔离，隔离电压不小于 . 智能终端可以通过调整信号输入的滤波时间常数，保证在节点抖动（反跳或震动）以及外部存在干扰下不 误发信。 180. 智能终端部需要实现防跳功能。断路器的防跳功能宜在断路器本体机构中实现。 181. 智能终端收到 GOOSE 跳闸报文后，以遥信的方式转发跳闸报文来进行跳闸报文的反校。 182. 智能终端通过回采跳合闸继电器的节点来判断出口的正确。 183. 智能终端部设置软压板是因为智能终端长期处于开关场就地，液晶面板容易损坏，同时也是为了符合运行 人员的操作习惯，所以只能终端部设软压板，而设置硬压板。 184. 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。 185. 在发生网络风暴时，智能终端不应误响应和误动作。 186. 智能终端可以实现模拟量的采集。 187. 智能终端响应正确报文的延时不应大于 1ms。 188. 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；采用光纤 IRIG-B 码对时方式时， 宜采用直流 B 码，通信介质为屏蔽双绞线。 189. 对于双套保护配置，智能终端应与保护装置的 GOOSE 跳合闸一一对应；智能终端双套操作回路的跳闸硬 接点开出应与断路器的跳闸线圈一一对应，且双重化智能终端跳闸线圈回路应保持完全独立。 190. 智能终端可通过 GOOSE 单帧实现跳闸功能。 191. 智能终端 GOOSE 订阅支持的数据集不应少于 15 个。 192. 智能终端动作时间不大于 7MS 193. 智能终端发送的外部采集开关量应带时标。 194. 智能终端外部采集开关量分辨率应补大于 1ms，消抖时间不小于 5ms，动作时间不大于 10ms 195. 智能终端应能记录输出、输入的相关信息。 196. 智能终端应以虚遥信点方式转发收到的跳合闸命令。 197. 智能终端遥信上送信号应与外部遥信开入序号一致。 198. 智能终端动作时间是指智能终端从接受到 GOOSE 控制命令到相应硬接点动作所经历的时间。通常包括智 能终端订阅 GOOSE 信息后的处理响应时间和智能终端开出硬接点的所用时间。 199. 采用 GOOSE 服务传输温度等模拟量信号时，在模拟量死区范围内不主动上送数据，以避免模拟量信号频 繁变化。 200. 过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能逐渐以及独立的智能 电子设备。 201．智能高压设备是一次设备和智能组件的有机结合体。 202．智能高压设备是二次设备和智能组件的有机结合体。 203．保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过 GOOSE 网络 传输，双重化配置的保护之间可直接通过 GOOSE 网络交换信息。 204．智能终端具有断路器控制功能，根据工程需要只能选择三相控制模式。7205．智能终端的断路器防跳、三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中实现。 206． 智能终端装置电源模块应为满足现场运行环境的工业级或军工级产品， 电源端口必须设置过电压保护或浪 涌保护器件抑制浪涌骚扰。 207．智能终端装置内 CPU 芯片和电源功率芯片应采用自然散热。 208．智能终端装置应采用全密封、高阻抗、小功耗的继电器，尽可能减少装置的功耗和发热，以提高可靠性； 装置的所有插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。 209．智能终端开关量外部输入信号宜选用 DC220/110V，进入装置内部时应进行光电隔离，隔离电压不小于 2000V，软硬件滤波。信号输入的滤波时间常数应保证在接点抖动（反跳或振动）以及存在外部干扰情况 下不误发信，时间常数可调整。 210．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。 211．智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线 监视等功能。 断路器防跳、 断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中 实现。 212．智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线 监视、 断路器防跳等功能。 断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操动机构中 实现。 213．智能终端应具有信息转换和通信功能，支持以 GOOSE 方式上传一次设备的状态信息，同时接收来自二次 设备的 GOOSE 下行控制命令，实现对一次设备的实时控制功能。 214．智能终端在任何网络运行工况流量冲击下，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。 215．智能终端装置的 SOE 分辨率应小于 2ms。 216．智能终端装置控制操作输出正确率应为 100%， 217．智能控制柜内宜设置截面不小于 100mm2 的接地铜排，并使用截面不小于 100mm2 的铜缆和电缆沟道内 的接地网连接。控制柜内装置的接地端子应用截面不小于 4mm2 的多股铜线和接地铜排连接。 218．220kV 及以上变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV 变压器各侧智能终端宜按双套配置。 219．智能终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑 10 个）和 GOOSE 网络 接口。 220．智能终端至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点。 221．智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过 GOOSE 网发出收到 跳令的报文。 222．智能终端的告警信息通过 GOOSE 上送。 223．智能终端配置单工作电源。8224．智能终端不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。 225．智能终端配置液晶显示屏，并应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。 226．智能终端柜内应配置足够端子排。端子排、电缆夹头、电缆走线槽均应由阻燃型材料制造。端子排的安装 位置应便于接线，距柜底不小于 300mm，距柜顶不小于 150mm。每组端子排应留有不少于端子总量 15% 的备用端子。端子排上的操作回路引出线与操作电源不能接在相邻的端子上，直流电源正、负极也不能接 在相邻端子上。 227．智能终端具有开关量（DI）和模拟量（AI）采集功能，输入量点数可根据工程需要灵活配置；开关量输 入宜采用强电方式采集；模拟量输入应能接收 4~20mA 电流量 0~5V 电压量。 228．智能终端应具备 GOOSE 命令记录功能，记录收到 GOOSE 命令时刻，GOOSE 命令来源及出口动作时刻 等内容，并能提供便捷的查看方法。 229．智能终端应至少带有 1 个本地通信接口（调试口） 、2 个独立的 GOOSE 接口（并可根据工程需要扩展） ； 必要时还可设置 1 个独立的 MMS 接口（用于上传状态监测信息） 。通信规约遵循 DL/T860（IEC61850） 标准。 230．智能终端 GOOSE 的单双网模式可灵活设置，宜统一采用 ST 型接口。 231．智能终端安装处应保留总出口压板和检修压板。 232．智能终端应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE 断链、装置内部异常 等信号；其中装置异常及直流消失信号在装置面板上宜接有 LED 指示灯。 233．智能终端应有完善的自诊断功能，并能输出装置本身的自检信息，自检项目可包括出口继电器线圈自检、 开入光耦自检、控制回路断线自检、断路器位置不对应自检、定值自检、程序 CRC 自检等。 234．智能终端应具备接收 IEC61588 或 B 码时钟同步信号功能，装置的对时精度误差不应大于±1ms。 235．智能终端应提供方便可靠的调试工具与手段，以满足网络化在线调试的需要。 236． 智能终端可具备状态监测信息采集功能， 能够接收安装于一次设备和就地智能控制柜传感元件的输出信号， 比如温度、湿度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等，支持以 MMS 方式上传一次设备的状态 信息。 237．主变压器本体智能终端包含完整的本体信息交互功能（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，同时还宜具备就地非电量保护功能；所有非电量保护启 动信号均应经大功率继电器重动，非电量保护跳闸通过控制电缆以直跳方式实现。 238．在没有专用工具的情况下，可以通过观察光纤接口是否有光来判断该光纤是否断线，但不应长时间注视。 239．智能变电站中不破坏网络结构的二次回路隔离措施是拔下相关回路光纤。 240． 智能保护装置跳闸状态是指： 保护交直流回路正常， 主保护、 后备保护及相关测控功能软压板投入， GOOSE 跳闸、启动失灵及 SV 接收等软压板投入，保护装置检修硬压板退出。 241.智能保护装置信号状态是指：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，跳闸、9启动失灵等 GOOSE 软压板退出，保护检修状态硬压板投入。 242．智能保护装置停用状态是指：主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动失灵等 GOOSE 软压板退出，保护检修状态硬压板放上。 243．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。 244．某间隔断路器改检修时， 为避免合并单元送出无效数据影响运行设备的保护功能， 断路器拉开后应首先投 入该间隔合并单元“检修状态压板” 。 245．为保证母差保护正常运行，某运行间隔改检修时，应先投入该间隔合并单元“检修状态压板” ，再退出母 差保护内该间隔的“间隔投入软压板” 。 246．母差保护的某间隔“间隔投入软压板”必须在该间隔无电流的情况下才能退出。 247．母差保护，当任一运行间隔合并单元投入检修状态，则母差保护退出运行。 248．时间同步装置主要由接收单元、时钟单元和输出单元三部分组成。 249．时间同步系统有独立运行和组网运行两种运行方式。 250．时间同步系统组网运行方式，在无线时间基准信号和有线时间基准信号输入都有效的情况下，采用有线时 间基准信号作为系统的优先授时源。 251．IRIG-B 码采用单向传输方式，自动对误差进行时差延时补偿，对时精度 1μ s。 252．保护装置、合并单元和智能终端均应能接收 IRIG-B 码同步对时信号，保护装置、智能终端的对时精度误 差不大于±1ms，合并单元的对时精度应不大于±1μ s。 253．从时钟能同时接收主时钟通过有线传输方式发送的至少两路时间同步信号， 具有内部时间基准 （晶振或原 子频标） ，按照要求的时间准确度向外输出时间同步信号和时间信息。 254．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。 255．当存在外部时钟同步信号时，在同步秒脉冲时刻，采样点的样本计数应翻转置 0。 256．在智能变电站中，时钟同步是提高综合自动化水平的必要技术手段，是保证网络采样同步的基础，为系统 故障分析和处理提供准确的时间依据。 257．TCP/IP 通过“三次握手”机制建立连接，通过第四次握手断开连接。 258．NTP/SNTP 使用软件或硬件和软件配合方式，进行同步计算，以获得更精确的定时同步。 259．在 SNTP 的服务器/客户端模式中，用户向 1 个或多个服务器提出服务请求，并根据获得的信息选择任意 时钟源对本地时钟进行调整。 260．以太网络（Ethernet）使用 CSMA/CD（载波监听多路访问及冲突检测）技术，并以 10Mbit/s 的速率运行 在多种类型的电缆上，目前以太网标准为 Ethernet 802.3 系列标准。 261．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10映射到 MMS 中的有名变量。 262．BER 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。 263．VLAN 表示虚拟局域网，用来构造装置与交换机之间的虚拟网络看，实现报文在特定 VLAN 里传播。 264．GMRP 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。 265． ，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。 266．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。 267．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，只可以进行非应用类型数据的传输。 268．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。 269．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。 270．交换机的一个端口不可以同时属于多个 VLAN。 271．交换机端口全线速转发是指交换机所有端口均以“端口线速度”转发数据且交换机不丢包。 272．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。 273．双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则， 当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运 行。 274．客户端检测到处于工作状态的连接断开时，通过定时召唤恢复客户端与服务器的数据传输。 275．MMS 双网热备用模式时，在单网络发生故障时，判断网络的故障需要一定周期，此时如果发生电力系统 故障，不能及时上送报告给监控系统，不能做到无缝切换。 276．网络记录分析仪收到 SV 的报文 Sample Sync 值为 false，说明合并单元处于失步状态。 277．网络报文记录分析仪通过对站控层网络交换机的端口镜像实现 MMS 报文的监测。 278．网络报文记录分析系统因站控层发生故障而停运时，不能影响间隔层以及过程层信号的正常记录。 279．GOOSE 报文帧结构的 TCI 域中，当 CFI（标准格式指示位）值为 1 时，说明是规范格式；当 CFI 值为 0 时，说明为非规范格式。 280．在 GOOSE 报文帧结构中，VID 表示虚拟 LAN 标识，长度为 12bit，0 表示不属于任何 VLAN。 281．MMS 报文的传输要经过 OSI 中的全部 7 层。 282．当接收方新接收到报文的 StNum 小于上一帧报文的 StNum，将判断报文异常，丢弃该报文。 283．MMS 报文采用的是发布/订阅的传输机制。11284．SendMSVmessage 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。 285．在智能变电站中，MMS 报文主要为低速报文，GOOSE 报文主要为快速报文和中速报文。 286．根据 Q/GDW715―kV~750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范》 ，网络报文分析 装置在系统配置规模扩大时，可以修改程序和重组软件。 287．根据 Q/GDW715―kV~750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范》 ，网络报文分析 装置记录数据的分辨率应小于 1μ s，记录数据的完整率大于 99%。 288．智能终端的跳位监视功能利用跳位监视继电器并在合闸回路中实现。 289．智能变电站跨间隔的母线保护、主变压器保护、光纤差动保护的模拟量采集，需依赖外部时钟。 290．TV 合并单元故障或失电，线路保护装置收电压采样无效，闭锁所有保护。 291．线路合并单元故障或失电，线路保护装置收线路电流采样无效，闭锁所有保护。 292．智能变电站双重化配置的线路间隔一套智能终端检修或故障，不影响另一套。 293．软压板的功能压板，如保护功能投退，保护出口压板，是通过逻辑置位参与内部逻辑运算。 294．智能变电站主变压器故障时，非电量保护通过电缆接线直接作用于主变压器各侧智能终端的“其他保护动 作三相跳闸”输入端口。 295．智能变电站中当“GOOSE 出口软压板”退出后，保护装置可以发送 GOOSE 跳闸命令，但不会跳闸出口。 296．智能变电站主变压器保护当某一侧合并单元压板退出后，该侧所有的电流电压采样数据显示为 0，同时闭 锁与该侧相关的差动保护，退出该侧后备保护。 297．合并单元电压数据异常后，主变压器保护闭锁使用该电压的后备保护。 298．母线电压 SV 品质异常时，母线保护将闭锁差动保护。 299．智能变电站母线保护在采样通信中断时不应该闭锁母差保护。 300．智能变电站 220kV 母差保护需设置失灵启动和解除复压闭锁接收压板。 301. 500kV 线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其他装置启动远跳经 GOOSE 网络 启动。 302. 线路保护经 GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸。 303. 变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用 GOOSE 网络传输。 304. 变压器保护可通过 GOOSE 网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。 305. 智能变电站变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸。 306. 智能变电站变压器非电量保护信息通过本体智能终端上送过程层 GOOSE 网。 307. 母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。 308. 高压并联电抗器非电量保护通过相应断路器的两套智能终端发送 GOOSE 报文，实现远跳。 309. 断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸。 310. 断路器保护在本断路器失灵时，经 GOOSE 网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。12311. 母联保护（分段）保护跳母联（分段）断路器采用 GOOSE 网络跳闸方式。 312. 母联（分段）保护启动母线失灵可采用 GOOSE 网络传输。 313. 如果智能变电站的线路差动保护采用来自电子式电流互感器的采样值，那么对侧常规变电站的线路间隔也 必须配置相同型号的电子式电流互感器。 314. 智能变电站的合并单元失去同步时，母线保护、主变压器保护将闭锁。 315. 智能变电站 3/2 接线断路器保护按断路器单套配置，包含失灵保护及重合闸等功能。 316. 我国智能变电站标准采用的电力行业标准是 IEC61850 系列标准。 317. DL/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。 318. 220kV 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。 319. GOOSE 报文在以太网中通过 TCP/IP 协议进行传输。 320. 间隔层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及所属的智能组件以及独立的智能电 子设备。 321. 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。 322. 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。 323. 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。 324. IEC 中将数据对象按功能分为信号类、控制类、测量类、定值类一共五类。 325. GOOSE 报文中可以同时传输单位置遥信、双位置遥信及测量值等信息。 326. IEEE 为 IEC61850 报文分配的组播地址前三位为 01-CD-0C 327. IEC61850 规约中 SV 报文的推荐组播 MAC 地址区段为 01-0C-CD-04-00-00~01-0C-CD-04-01-FF 328. GOOSE 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用收到新报文，接收方将认为关联丢失。 329. 一个物理设备应有一个域代表 MMS 虚拟制造设备（MMS VMD）的物理资源。这个域至少包含两个 LLN0 和 LPHD 逻辑节点。 330. ICD 模型文件分为四个部分：Header、Communication、IED 和 Data Type Templates 331. Q/GDW396-2009《IEC61850 工程继电保护应用模型》规定，SV 数据集成成员应按 DA 配置。 332. Q/GDW396-2009《IEC61850 工程继电保护应用模型》规定，GOOSE 数据集成员应按 DO 配置。 333. 根据 O/GDW396-2009《IEC61850 工程继电保护应用模型》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。 334. 根据 Q/GDW396-2009《IEC61850 工程继电保护应用模型》规定，保护装置报告服务应支持客户端在线设13置 OptFlds 和 Trgopt。 335. 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。 336. 虚端子解决了数字化变电站保护装置 GOOSE 信息无触点、无端子、无接线等问题。 337. 智能终端与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如断路器、 隔离开关、主变压器等）的测量、控制等功能。第二章 选择题1.时间同步系统中时间保持单元的时钟准确度应优于（ A.1Ⅹ10-8；）S。B.7Ⅹ10-8；C.1Ⅹ10-7；D.7Ⅹ10-72.通常 GPS 装置中同步信号 IRIG-B（AC）码可以有（ ）电接口类型。 A.TTL B.RS-485 C.20mA 电流环 D.AC 调制； 3.同轴电缆用于高质量地传输 GPS 装置中 TTL 电平信号，其传输距离最大为（ ）m。 A.10； B.15； C.30 ；D.50； 4.空接点脉冲信号，如 1PPS、1PPM、1PPH，在选用合适的控制电缆传输信号时，其实际传输距离不大于（ m A.10 ；B.50； C.100； D.500； 5.主时钟应能同时接收至少两种外部基准信号，其中一种应为（ ）时间基准信号。 A.脉冲； B.电平； C.无线； D.串行口； 6.智能变电站现场常用时钟的同步方式不包括（ ） A.PPS ；B.IRIG-B ；C.IEEE-1588 ； D.PPM； ）7.合并单元在外部同步时钟信号消失后，至少能在（ ）内继续满足 4 ?s 的同步精度要求。 A.2min ；B.5min ；C.10min ； D.20min； ）8.能保证数据在发送端与接收端之间可靠传输的是 OSI 的（ A.数据链路层 ；B.网络层 ； C.传输层 ； D 会话层； 9.在 OSI 参考模型中，以下关于传输层描述错误的是（ ）A.确保数据可靠、顺序、无差错地从发送主机传输到接受主机，同时进行流量控制。 B.按照网络能够处理数据包的最大尺寸，发送方主机的传输层将较长的报文进行分割，生产较小的数据段。 C.对每个数据段安排一个序列号，以便数据段到达接收方传输层时，能按照序列号以正确的顺序进行重组。 D.判断通信是否被中断，以及中断后决定从何处重新发送。 10.OSI 参考模型的物理层中没有定义（ ） A.硬件地址； B.位传输； C.电平； D.物理接口；1411.IEC61850 标准使用 OSI 的应用专规（A-Profile）和传输专规（T-Profile）来描述不同的通讯栈。其中传输专 规含（ ） A.物理层、数据链路层、网络层、传输层；B.数据链路层、网络层、传输层、会话层； C.会话层、表示层、应用层； D.数据链路层、网络层、传输层；12.通常把传输层、网络层、数据链路层、物理层的数据依次称为（ ） A.帧（frame） ，数据包（packet） ，段（segment） ，比特流（bit） ； B.段（segment） ，数据包（packet） ，帧（frame） ，比特流（bit） ； C.比特流（bit） ，帧（frame） ，数据包（packet） ，段（segment） ； D.数据包（packet） ，段（segment） ，帧（frame） ，比特流（bit） ； 13.TCP/IP 五层参考模型相对于 OSI 七层参考模型，没有定义（ ） A.链路层和网络层；B.网络层和传输层；C.传输层和会话层；D.会话层和表示层； 14.在智能变电站中，过程层网络通常（ ）实现 VLAN 划分。 A.根据交换机端口；B.根据 MAC 地址；C.根据网络层地址；D.根据 IP 组播； 15.在 OSI 参考模型中，上层协议实体与下层协议实体之间的逻辑端口称为服务访问点（SAP） 。在 Internet 数据 帧中，目的地址“00-0F-78-1-60-01”属于（ ）的服务访问点。 A.数据链路层；B.网络层；C.传输层；D.应用层； 16.TCP/IP 体系结构中的 TCP 和 IP 所提供的服务分别为（ A.链路层服务和网络层服务；B.网络层服务和传输层服务； C.传输层服务和应用层服务；D.传输层服务和网络层服务； 17.OSI 模型的（ ）完成差错报告、网络拓扑结构和流量控制的功能。 A.物理层；B.数据链路层；C.传输层；D.网络层； 18.TCP/IP 通过“三次握手”机制建立一个连接，其中第二次握手的过程为：目的主机 B 收到源主机 A 发出的 连接请求后，如果同意建立连接，则会发回一个 TCP 确认，确认报文的确认位 ACK（ A.翻转；B.不变；C.置 1；D.置 0； 19.MMS 基于（ ）传输协议集 T-Profile A.UDP/IP；B.TCP/IP；C.GSSE；D.SV 20.根据 Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 ，智能变电站中交换机配置原则上任意设备间数据传 输不能超过（ ）台交换机。 A.3；B.4；C.5；D.8； 21.根据 Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 ，每台过程层交换机的光纤接入数量不宜超过（ ） A.8；B.12；C.16；D.24； 22.GOOSE 和 SV 使用的组播地址前三位为（ ）15））A.01-0A-CD；B.01-0B-CD；C.01-0C-CD；D.01-0D-CD； 23.当 SMV 采用组网或与 GOOSE 共网的方式传输时，用于母线差动保护或主变压器差动保护的过程层交换机 宜支持在任意 100M 网口出现持续（ ）突发流量时不丢包，在任意 100M 网口出现持续 0.25ms 的 2000M 突 发流量时不丢包。 A.1ms 的 100M；B.0.5ms 的 100M；C.0.25ms 的 1000M；D.2ms 的 100M； 24.在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启，不发出错误报文，相应正确报文的延时不应大于 （ ）A.1ms；B.2ms；C.10ms；D.1s； 25.在采用双重化 MMS 通信网络的情况下，来自冗余连接组的连接应使用（ ）报告实例号和（ ）缓冲映像 进行数据传输。 A.不同的、不同的；B.不同的、相同的；C.相同的、不同的；D.相同的、相同的； 26.下列关于 VLAN 的陈述错误的是（ ） A.把用户逻辑分组为明确的 VLAN 的最常用的方法是帧过滤和帧标识； B.VLAN 的优点包括通过建立安全用户组而得到更加严密的网络安全性； C.网桥构成了 VLAN 通信中的一个核心组件； D.VLAN 有助于分发流量负载； 27.一个 VLAN 可以看做是一个（ ） A.冲突域；B.广播域；C.管理域；D.阻塞域； 28.交换机存储转发交换工作通过（ ）进行数据帧的差错控制。 A.循环冗余校验；B.奇偶校验码；C.交叉校验码；D.横向校验码； 29.光纤弯曲曲率半径应大于光纤直径的（ ）倍。 A.10；B.15；C.20；D.30； 30.SV 分配的以太网类型值是（ ） ，APPID 类型 01。A.0x88B8；B.0x88B9；C.0x88BA；D.0x88BB； 31．GOOSE 分配的以太网类型值是（ ） ，APPID 类型为 00。 A．0x88B8 B．0x88B9 C．0x88BA D．0x88BB 32．GOOSE 报文和 SV 报文的默认 VLAN 优先级为（ ） 。 A．1 B．4 C．5 D．7 33．想要从一个端口收到另外一个端口的输入输出的所有数据，可以使用（ ）技术。 A．RSTP B．端口锁定 C．端口镜像 D．链路汇聚 34．IEC 标准基于（ ）通信机制。 A．C/S（客户/服务器）B．B/S(浏览器/服务器) C．发布/订阅 D．主/从 35．当 SV 报文的 VLAN 的优先级标记为（ ）时，表示优先级最高。 A．0 B．1 C．6 D．7 36．SV 的报文类型属于（ ） 。 A．原始数据报文 B．低速报文 C．中速报文 D．低数报文1637．GOOSE 报文的帧结构包含（ ） 。 A．源 MAC 地址、源端口地址 B．目标 MAC 地址、目标端口地址 C．源 MAC 地址、目标 MAC 地址 D．源端口地址、目标端口地址 38．VLANtag 在 OSI 参考模型的（ ）实现。 A．物理层 B．数据链路层 C．网络层 D．应用层 39．使用以太网桥和 VLAN 的主要目的分别是隔离（ ） 。 A．广播域、冲突域 B．冲突域、广播域 C．冲突域、冲突域 D．广播域、广播域 40．未知目的组播进入交换机一般（ ） 。 A．丢弃 B．向全部端口转发 C．向 VLAN 内部端口转发 D．向 VLAN 内除本端口外的所有端口转发 41．根据《智能能电站继电保护通用技术条件》 ，交换机传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于（ ） ，帧 丢失率应为（ ） 。 A．10μ s，1% B．15μ s，1% C．10μ s，0 D．15μ s，0 42．智能变电站交换机 MAC 地址缓存能力应不低于（ ）个。 A．512 B．1024 C．2048 D．4096 43．GOOSE 报文的目的地址是（ ） 。 A．单播 MAC 地址 B．多播 MAC 地址 C．广播 MAC 地址 D．以上均可 44．GOOSE 服务采用（ ）来获得数据传输的可靠性。 A．重传方案 B．问答方案 C．握手方案 D．以上均不是 45．GOOSE 报文判断中断的依据为在接收报文的允许生存时间的（ ）倍时间内没有收到下一帧报文。 A．1 B ．2 C．3 D．4 46．装置上电时，发送的第一帧 GOOSE 报文中的 StNum=（ ） 。 A．0 B ．1 C．2 D．3 47．GOOSE 报文变位后立即补发的时间间隔由 GOOSE 网络通信参数中的 MinTime（ ）设置。 A．T0 B．T1 C．T2 D．T3 48．GOOSE 报文心跳间隔由 GOOSE 网络通信参数中的 MaxTime（ ）设置。 A．T0 B．T1 C．T2 D．T3 49．每个 GSEControl 控制块最多关联（ ）个 MAC 地址。 A．1 B．2 C．3 D．4 50．交换机优先级映射的作用为（ ） 。 A．定义业务数据的默认优先级 B．不同优先级的数据被放入不同的输出队列中等待处理 C．业务优先级高的数据先输出 D．业务优先级低的后输出 51．IEC《点对点采样值传输在机电保护中的现实与应用》 ，下述说法不正确的是（ ） 。 A．采用以太网接口，传输速度为 10Mbit/s 或 100Mbit/s B．保护装置对实时性要求较高的应用采用点对点通信 C．测控、计量等实时性要求不高的应用采用网络通信 D．仅支持网络方式通信 52．根据 Q/GDW715―kV～750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范》 ，网络报文分析 仪的异常报文记录就地存储，存储容量不少于（ ）条，储存方式采用双存储器双备份存储。 A．1000 B．1500 C．2000 D．2500 53．根据 Q/GDW715―kV～750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范》 ，网络报文监测 终端记录 SV 原始报文至少可以连续记录（ ）h。 A．12 B．24 C．48 D．72 54．根据 Q/GDW715―kV～750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范》 ，网络报文监测 终端记录 GOOSE、MMS 报文，至少可以连续记录（ ）天。17A．7 B．10 C．14 D．30 55．根据 Q/GDW 715-kV～750kV 智能变电站网络报文记录分析装置通用技术规范》 ，网络报文监测 终端对时精度应不大于（ ）μ s，网络报文管理机对时精度应不大于（ ）ms。 A．10，1 B．1，10 C．100，1 D．100，10 56．智能变电站的故障录波文件格式采用（ ） 。 A．GB/T 22386 B．Q/GDW 131 C．DL/T 860.72 D．Q/GDW 1344 57．对于 220kV 及以上变电站，宜按（ ）设置网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置。 A．电压等级 B．功能 C．间隔 D．其他 58．变压器非电量保护信息通过（ ）上送过程层 GOOSE 网。 A．高压侧智能终端 B．中压侧智能终端 C．低压侧智能终端 D．本体智能终端 59．GOOSE 是一种面向（ ）对象的变电站事件。 A．特定 B．通用 C．智能 D．单一 60．SSD、SCD、ICD 和 CID 文件是智能变电站中用于配置的重要文件，在具体工程实际配置过程中的关系为 （ ） 。 A．SSD+ICD 生成 SCD 然后导出 CID,最后下载到装置 B．SCD+ICD 生成 SSD 然后导出 CID,最后下载到装置 C．SSD+CID 生成 SCD 然后导出 ICD,最后下载到装置 D．SSD+ICD 生成 CID 然后导出 SCD,最后下载到装置 61．以下属于 IEC61850 标准数据模型的是（） 。 A．通信信息片、物理设备、数据属性 B．物理设备、逻辑节点、数据和数据属性 C．逻辑设备、逻辑节点、数据和数据属性 D．PICOM、功能、数据和数据属性 62．智能终端和间隔层设备的通信速率一般为（） 。 A．10Mbit/s B．100Mbit/s C．10Mbit/s 和 100Mbit/s 自适应 D．1000Mbit/s 63．GOOSE 对检修 TEST 位的处理机制应为（） 。 A．相同处理，相异丢弃；B．相异处理，相同丢弃 C．相同、相异都处理； D．相同、相异都丢弃 64．Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》规定了 IEC
点对点采样模式下离散值应该不 大于（） 。 A．2μ s B．3μ s C．5μ s D．10μ s 65．合并单元的守时精度要求 10min 小于（） A．±4μ s B．±2μ s C．±1μ s D．±1ms 66．采用 IEC
点对点采样模式的智能变电站，一次设备未停役，仅某支路合并单元投入检修对母线保 护产生了一定影响，下列说法不正确的是（） 。 A．闭锁差动保护； B．闭锁所有支路失灵保护C．闭锁该支路失灵保护；D．显示无效采样值 67．有源电子式电流互感器采用（） 。18A．空心线圈、低功率线圈（LPCT） 、分流器；B．电容分压、电感分压、电阻分压 C．Faraday 磁光效应； 68．GOOSE 报文采用（）方式传输。 A．单播 B．广播 C．组播 D．应答 69．DA 指的是（） 。 A．逻辑设备 B．逻辑节点 C．数据对象 D．数据属性 70．GOOSE 报文的重发传输采用方式（） 。 A．连续传输 GOOSE 报文，StNum+1； B．连续传输 GOOSE 报文，StNum 保持不变，SqNum+1 C．连续传输 GOOSE 报文，StNum+1 保持不变，SqNum+1 D．连续传输 GOOSE 报文，StNum 和 SqNum 保持不变 71．双母单分段接线，按双重化配置（）台母线电压合并单元，不考虑横向并列。 A．1 B．2 C．3 D．4 72．5TPE 级电子式电流互感器在准确限值条件下的最大峰值瞬时误差限值为（） 。 A．5% B．10% C．0.20% D．10.00% 73．光学电流互感器中光信号角度差（或相位差）与被测电流的关系为（） 。 A．角度差（或相位差）是被测电流的微分；B．角度差（或相位差）是被测电流的积分 C．角度差（或相位差）与被测电流成正比；D．角度差（或相位差）与被测电流成反比 74． （）不是 SV 的 APPID。 A．46D0 B．11D0 C．41D0 D．41C0 75．装置复归采用（0 控制方式。 A．sbo-with-enhanced-security ；B．direct-with-enhanced-security C．sbo-with-normal-security； D．direct -with-normal-security D．Pockels 电光效应76．智能终端的动作时间应不大于（） 。 A．2ms B．7ms C．8ms D．10ms 77．电子式互感器（含合并单元）传输采样值额定延时应不大于（） 。 A．1000μ s B．1500μ s C．2000μ s D．2500μ s= 78．根据 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 ，IEC
SV 报文中，电压采样值值为 32 为整型，1LSB=（） ；电流采样值值为 32 为整型，1LSB=（） 79. IEC 采样值的以太网类型码为（） A.0x88D8 B.0x88B9 C.0x88BA D.0x88BB 80. 保护采用点对点直采方式，同步是在（）环节完成。 A.保护 B.合并单元 C.智能终端 D.远端模块 81. 电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，并且（）19A. 应附加必要的延时或展宽 B.不应附加任何延时或展宽 C.应附加必要的展宽 D.应附加必要的延时，但不应展宽 82. 一台保护用电子式电流互感器，额定一次电流 4000A （有效值） ，额定输出为 SCP=01CF H( 有效值， RangFlag=0)。对应于样本 2DF0 H 的瞬时模拟量电流值为（） A.4000A B.463A C.11760A D.. 根据 Q/GDW441-2010&智能变电站继电保护技术规范&，智能变电站单间隔保护配置要求为（） A.直采直跳 B.网采直跳 C.直采网跳 D.网采网跳 84. ICD 文件中 IED 名应为（） A.IEDNAME B.装置型号 C.TEMPLATE D.没要求 85. 根据 Q/GDW 396-2009&IEC61850 工程继电保护应用模型&，GOOSE 光纤拔掉后装置（）报 GOOSE 断链 A.立刻 B.T0 时间后 C.2T0 时间后 D.3T0 时间后 86. 保护跳闸信号 Tr 应由（）逻辑节点产生。 A.LLN0 B.LPHD C.PTRC D.GGIO 87. 某 500KV 智能变电站， 开关（5902 出线）间隔停役检修时，必须将（）退出。 A.500KVI 母母差检修压板 B.500KVI 母 5031 支路“SV 接收”压板 C.5031 断路器保护跳本开关出口压板 D.5902 线线路保护 5031 支路“SV 接收”压板 88. 以下 GOOSE 报文中优先级最高的是（） A. 0 B. 2 C. 5 D.7 89. 断路器使用（）实例 A.XCBR B.XSWI C.CSWI D.RBRF 90. 隔离开关使用（）实例 A.XCBR B.XSWI C.CSWI D.RBRF 91.断路器和隔离开关的控制使用（）实例 A.XCBR B.XSWI C.CSWI D.RBRF 92.报告服务中触发条件为 dchg 类型，代表着（） A.由于数据属性的变化触发；B.由于品质属性值变化触发 C.由于冻结属性值的冻结或任何其他属性刷新值触发；D.由于设定周期时间到后触发 93.报告服务中出发条件为 qchg 类型，代表着（） A.由于数据属性的变化触发；B.由于品质属性值变化触发 C.由于冻结属性值的冻结或任何其他属性刷新值触发；D.由于设定周期时间到后触发 94.报告服务中触发条件为 dupd 类型，代表着（） A.由于数据属性的变化触发；B.由于品质属性值变化触发 C.由于冻结属性值的冻结或任何其他属性刷新值触发；D.由于设定周期时间到后触发 95.报告服务中触发条件为 integrity 类型，代表着（） A.由于数据属性的变化触发；B.由于品质属性值变化触发 C.由于冻结属性值的冻结或任何其他属性刷新值触发；D.由于设定周期时间到后触发 96.报告服务中触发条件为 GI 类型，代表着（） A.由于数据属性的变化触发；B.客户启动总召后触发 C.由于冻结属性值得冻结或任何其他属性刷新值触发；D.由于设定周期时间到后触发 97.根据 Q/GDW396―2009《IEC 61850 继电保护工程应用模型》规定，GOOSE 数据集成员应按（）配置 A.DA B.DO C.LN D.LD 98. 根据 Q/GDW396―2009《IEC 61850 继电保护工程应用模型》规定，SV 数据集成员应按（）配置 A.DA B.DO C.LN D.LD 99. 根据 Q/GDW396―2009《IEC 61850 继电保护工程应用模型》规定，GOOSE 输入定义采用虚端子的概念， 在以（）为前缀的 GGIO 逻辑节点实例中定义 DO 信号。 A.SVIN B.MMSIN C.GOIN D.GSIN 100.智能终端和常规操作箱最主要区别（） A.智能终端实现了开关信息的数字化和共享化20B.智能终端为有源设备，操作箱为无源设备 C.只能终端没有了继电器 101.智能变电站保护及安全自动装置、测控装置、智能终端、合并单元单体调试应依据（）进行。 A.SCD 文件 B.GOOSE 报文 C,SV 报文 D.ICD 文件 102.下面（）时间最短 A.保护装置收到故障起始数据的时刻到保护发出跳闸命令的时刻 B.保护装置收到故障起始数据的时刻到智能终端出口动作时刻 C.一次模拟量数据产生时刻到保护发出跳闸命令的时刻 D.一次模拟量数据产生时刻到智能终端出口动作时刻 103.下面（）时间最长 A.保护装置收到故障起始数据的时刻到保护发出跳闸命令的时刻 B.保护装置收到故障起始数据的时刻到智能终端出口动作时刻 C.一次模拟量数据产生时刻到保护发出跳闸命令的时刻 D.一次模拟量数据产生时刻到智能终端出口动作时刻 104.在某 220kV 间隔智能终端检修压板投入时，相应母差（） A.强制互联 B.强制解列 C 闭锁差动保护 D.保持原来的运行状态 105.在某 220kV 间隔智能终端故障断电时，相应母差（） A.强制互联 B.强制解列 C 闭锁差动保护 D.保持原来的运行状态 106.在以太网中，是根据（）地址来区分不同的设备 A.IP B.IPX C.MAC D.LLC 107．IEEE802.1Q 的标记报头将随着介质不同而发生变化，安装 IEEE802.1Q 标准，标记实际上（） A.不固定；B.嵌在源 MAC 地址和目标 MAC 地址前 C.嵌在源 MAC 地址和目标 MAC 地址后；D.嵌在源 MAC 地址和目标 MAC 地址中间 108.交换机地址表存放（） A.IP 地址与端口的对应关系；B.IP 地址与 MAC 地址的对应关系 C.MAC 地址与端口的对应关系；D.IP 地址与 VLAN 的对应关系 109.VLAN ID 为 0 的帧进入交换机后被（） A.丢弃 B.加上默认 VLAN ID 进行转发 C.向每个端口转发 D.向 VLAN 内除本端口外的所有端口转发 110.一个没有带 tag 的数据帧，进入 TRUNK 类型端口后被（） A.丢弃；B.加上默认 VLAN ID 进行转发 C.向除了 pVLAN 之外的所有 VLAN 转发；D.向所有 VLAN 内端口 111.同一种保护的不同段分别建（）实例 A.相同的 B.不同的 C.没要求 112.GOOSE 报文判断中断的依据为在接收报文的允许生存时间的（）倍时间内没有收到下一帧报文。 A.1 B.2 C.3 D.4 113.下面有关采样值变电站配置语言定义的描述不正确的是（） A.APPID:应用表示，可选项，应为 4 个字符，字符应限定为 0~9 和 A~F B.MAC-Adress:介质访问地址值，可选项，成为 6 组通过连接符（-）的可显示字符，字符应限定为 0~9 和 A~F C.VLAN-PRIORITY:VLAN 用户优先级，条件性支持项目，应为单个字符，字符限定为 A~F D.VLAN-ID:VLAN 标识，可选项，应为 3 字符，字符应限定为 0~9 和 A~F 114.高压并联电抗器配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互感器（） A.分别配置独立的合并单元； B.共用 1 个独立的合并单元 C.首端与线路电压共用合并单元；D.首、末端与线路电压共用合并单元 115.某一个装置需要接受来自相应 SMV 网的 GOOSE 输入，必须在相应的 LD 的 LN0 中定义（）节点 A.Inputs B.DataSet C.LN D.DOI21116.进行 GOOSE 连线配置时应该从（）选取发送信号 A.GOOSE 发送数据集；B.LNO C.LN； D.Ldevice 117 下列（）属性不属于 ConnectedAP 节点的属性 A.iedName B.apName C.desc D.sAddr 118.关于 IEC60044-8 规范，下述说法不正确的是（） A.采用 Manchester 编码 B.传输速度为 2.5Mbit/s 或 10Mbit/s C.只能实现点对点通信 D.可实现网络方式传输 119.下面（）功能不能再合并单元中实现 A.电压并列 B 电压切换 C.数据同步 D.GOOSE 跳闸 120.220kV 出线若配置组合式互感器，母线合并单元除组网外，点对点接至线路合并单元主要用于（） A.线路保护重合闸检同期 B.线路保护计算需要 C.挂网测控的手合检同期 D.计量用途 121.采用点对点直接采样模式的智能变电站，仅母线合并单元投入检修对母线保护产生了一定的影响，下列说 法不正确的是（ ） 。 A.闭锁所有保护 B.不闭锁保护 C.开放该段母线电压 D.显示无效采样值 122. 采用点对点直接采样模式的智能变电站，仅某支路合并单元投入检修对母线保护产生了一定的影响，下列 说法不正确的是（ ） 。 A.闭锁差动保护 B.闭锁所有支路失灵保护 C. 闭锁该支路失灵保护 D.显示无效采样值 123. 实现电流电压数据传输的是（ ） 。 A.SMV B.GOOSE C.SMV 和 GOOSE D.都不是 124.合并单元常用的采样频率是（ ）Hz。 A.1200 B.2400 C.4000 D..以下（）报文可以传输模拟量值。 A.GOOSE B.SV C.MMS D.以上都是 126.各间隔合并单元所需母线电压量通过（ ）转发。 A.交换机 B.母线电压合并单元 C.智能终端 D.保护装置 127.双母线接线、两段母线按双重化配置（ ）台电压合并单元。 A.1 B.2 C.3 D.4 128.双母双分段接线，按双重化配置（ ）台母线电压合并单元，不考虑横向并列。 A.1 B.2 C.3 D.4 129.合并单元数据品质位（无效、检修等）异常时，保护装置应（ ） 。 A.延时闭锁可能误动的保护 B.瞬时闭锁可能误动的保护，并且在数据恢复正常后尽快恢复被闭锁的保护 C.瞬时闭锁可能误动的保护，并且一直闭锁 D.不闭锁 130.母线电压合并单元输出地数据无效或失步， （ ） 。 A.差动保护闭锁 B.失灵保护闭锁 C.母联失灵保护闭锁 D.都不闭锁 131.主变压器或线路支路间隔合并单元检修状态与母差保护装置检修状态不一致时，母线保护装置（ ） 。 A.闭锁 B.检修状态不一致的支路不参与母线保护差流计算 C.母线保护直接跳闸 D.保护不做任何处理 132.接入两个及以上合并单元的保护装置应按（ ）设置“合并单元投入”软压板。 A.模拟量通道 B.电压等级 C.合并单元设置 D.保护装置设置 133.220kV 及以上变压器各侧的中性点电流、间隙电流应（ ） 。 A.各侧配置单独的合并单元进行采集 B.于相应侧的合并单元进行采集 C.统一配置独立的合并单元进行采集 D.其他方式 134.下列说法（）是正确的。 A.合并单元只能就地布置 B.合并单元只能布置于控制室22C.合并单元可就地布置，亦可布置于控制室 D.合并单元采用激光供能 135.（）不是 SMV 的应用 ID 号。 A.46D0 B.11D0 C.41D0 D.41C0 136.TV 并列、双母线电压切换功能由（ ）实现。 A.合并单元 B.电压切换箱 C.保护装置 D.智能终端 137.当采用常规互感器时，合并单元应（）安装。 A.在保护小室 B.与互感器本体集成 C.集中组屏 D.在就地智能柜 138.SV 采样值报文 APPID 应在（ ）范围内配置。 A.4000~7FFF B.1000~7FFF C.1000~1FFF D.4000~8FFF 139.智能变电站电压并列由（ ）完成。 A.电压并列装置 B.母线合并单元 C.线路合并单元 D.母线智能终端 140.主变压器中性点、间隙电流应接入（ ） 。 A.相应侧合并单元 B.独立合并单元 C.主变压器保护 D.主变压器测控 141.SV 报文帧中以太网类型（Ethertype）值是（ ） 。 A.88B7 B.88B8 C.88B9 D.88BA 142.接入两个及以上合并单元的保护装置应按合并单元设置（ ）软压板。 A.“运行” B.“检修” C.“退出” D.“合并单元投入” 143.保护装置在合并单元上送的数据品质位异常状态下，应（ ）闭锁可能误动的保护， （ ）告警。 A.瞬时，延时 B.瞬时，瞬时 C.延时，延时 D.延时，瞬时 144.合并单元在外部时钟源丢失后，应保证守时误差在 10min 内小于（ ） 。 A.±1?s B.±2?s C.±4?s D.±5?s 145.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（ ） 。 A.±1?s B.±2?s C.±3?s D.±4?s 146.合并单元在时钟同步信号从无到有的变化过程中，其采样周期调整步长应不大于（ ） 。 A.±1?s B.±2?s C.±4?s D.±10?s 147.在某 IEC 的 SV 报文看到电压量数值为 0x000c71fb,已知其为峰值，那么其有效值为（ ） 。 A.0.5768kV B.5.768kV C.8.15611kV D.0.815611kV 148.在某 IEC 的 SV 报文看到电压量数值为 0Xfff38ECB，那么该电压的实际瞬时值为（ ） 。 A.-8.15413kV B.8.15413kV C.-0.815413kV D.0.815413kV 149.每台合并单元装置应能满足最多（ ）个输入通道的要求。 A.8 B.10 C.12 D.24 150.SV 信号发送端采用的数据集名称为（ ） 。 A.SV B.dsSV C.dsSMV 151、SV 信号订阅端采用的逻辑节点前缀统一为（ ） A、INSV B、INSMV C、SMVIN D、SVIN 152、合并单元使用的逻辑设备名为（ ） A、SVLD B、PI C、RPIT D、MU 153、当合并单元正常工作时，装置功率消耗不大于（ ） A、30W B、40W C、50W D、60W 154、智能终端使用的逻辑设备名为（ ） A、SVLD B、PI C、RPIT D、MU 155、智能终端具有信息转换盒通信功能，当传送重要的状态信息和控制命令时，通信机制采用（ ）方式，以 满足实时要求。 A、硬接点 B、手动控制 C、GOOSE D、遥信 156、变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过（ ）上送过程层 GOOSE 网。 A、智能终端 B、本体智能终端 C、合并单元 157、继电保护设备与本间隔智能终端之间的通信应采用（ ）通信方式。 A、GOOSE 网络 B、SV 网络 C、GOOSE 点对点连接 D、直接电缆23158、220kV 及以上电压等级变压器保护应配置（ ）台本体智能终端。 A、1 B、2 C、3 D、4 159、主变压器保护与各侧智能终端之间采用（ ）传输方式跳闸。 A、GOOSE 点对点 B、GOOSE 网络传输 C、电缆直接接入 D、其他 160、根据 Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》的要求，下列描述正确的是：( ) A、智能电子设备的相互启动、相互闭锁信息可通过 GOOSE 网传输，双重化配置的保护可直接交换信息 B、变压器保护跳母联、分段断路器，只能采用直跳方式 C、变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层 GOOSE 网 161、断路器、隔离开关遥控采用（ ）控制方式。 A、sbo-with-enhanced-security B、direct-with-enhanced-security C、sbo-with-normal-seurity D、direct-with -normal-seurity 162、高压并联电抗器非电量保护采用（ ）跳闸，并通过相应断路器的两套智能终端发送 GOOSE 报文，实现 远跳。 A、就地直接电缆 B、GOOSE 网络 C、GOOSE 点对点 D、MMS、GOOSE 合一网络 163、智能终端的动作时间应不大于（ ） A、2ms B、7ms C、8ms D、10ms 164、智能终端跳合闸出口应采用（ ） A、软压板 B、硬压板 C、软、硬压板与门 D 不设压板 165、防跳功能宜由（ ）实现 A、智能终端 B、合并单元 C、保护装置 D、断路器本体 166、智能控制柜应具备温度、湿度采集、调节功能，柜内温度控制在（ ） A、-20~40℃ B、-10~50℃ C、-10~40℃ D、-0~50℃ 167、关于智能终端硬件配置不正确的说法是（ ） A、智能终端硬件配置单电源 B、智能终端配置液晶显示 C、智能终端配置位置指示灯 D、智能终端配置调试网口 168、隔离开关、接地开关的控制类型通常选择为（ ） A、常规安全的直接控制 B、常规安全的操作前选择（SBO）控制 C、增强安全的直接控制 D、增强安全的操作前选择（SBO）控制 169、220kV 及以上电压等级的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 继电保护的跳闸回路应与两个（ ）分别一一对应。 A、合并单元 B、网络设备 C、电子式互感器 D、智能终端 170、智能组件是由若干智能电子设备集合组成，安装于宿主设备旁，承担与宿主设备相关的 （ ） 等基本功能。 A、测量 B、控制 C、监测 D、以上都是 171、一个逻辑设备可能分布于（ ）个不同的 IED 中。 A、1 B、2 C、3 D 、4 172、采样值传输协议的（ ）标准技术先进，通道数可灵活配置，组网通信需外部时钟进行同步，单报文传输 延时不确定，对交换机的依赖度很高，且软硬件实现较复杂。 A、IEC; B、IEC C、IEC60044-8 D、IEC 173、基于 IEC 的插值再采样同步，报文的发送、传输和接受处理的抖动延时小于（ ） 。 A、1us B、2 us C、10 us D、20 us 174、当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质 q 的 Test 位应置（ ） 。 A、False B、空 C、0 D、True 175、智能变电站主变压器非电量保护一般（ ） ，采用直接电缆跳闸方式。 A、布置在保护室； B、就地布置； C、可任意布置； D、集成在电气量保护内。24176、智能变电站线路保护的电压切换功能在（ ）中实现。 A、线路保护装置 B、母线合并单元 C、线路合并单元 D、线路智能终端 177、智能变电站内任两台智能电子设备之间的数据传输由不应超过（ ）台交换机。 A、1； B、2； C、4； D、8. 178、智能变电站双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波 等通道及加工设备等） ，两套通信设备（ ）电源。 A、分别使用独立的 B、可共用一个 C、只能共用一个 D、可根据现场条件使用 179、智能变电站对光纤发送功率和接受灵敏度的要求是光波长 1310nm 的光纤，其光纤发送功率和光接受灵敏 度分别是（ ） 。 A、-20dBm~-14 dBm 和-24dBm~-10 dBm；B、-20dBm~-14 dBm 和-31dBm~-14 dBm C、-20dBm~-14 dBm 和-19dBm~-10 dBm；D、-19dBm~-10 dBm 和 24dBm~-10 dBm 180、智能变电站对光纤发送功率和接受灵敏度的要求是光波长 850nm 的光纤，其光纤发送功率和光接受灵敏 度分别是（ ） 。 A、-20dBm~-14 dBm 和-24dBm~-10 dBm；B、-20dBm~-14 dBm 和-31dBm~-14 dBm C、-20dBm~-14 dBm 和-19dBm~-10 dBm；D、-19dBm~-10 dBm 和 24dBm~-10 dBm 181.智能变电站保护交流额定电流采样值规约为 IEC 时，0x01 表示（ ） A.1A B.1mA C.10 mA D.5 Ma 182.按 IEC60044-8 第 8.10.2 条规定，在额定一次短路电流（ I psc ? I pr Kssc ） 、100%直流偏移、额定一次时间常 数和额定工作循环下，电流互感器的最大峰值瞬时误差应小于（ ） A 3% B 5% C10% D15% 183.有些电子式电流互感器是由线路电流提供电源。这种互感器电源的建立需要一次电流接通后延迟一定时间， 此延时电路称为（ ） A 唤醒时间 B 传输延时 C 供电延时 D 接通延时 184.（）是指唤醒电子式电流互感器所需的最小一次电流的方均根值 A 启动电流 B 唤醒电流 C 误差电流 D 方均根电流 185.电子式电流互感器的额定延时（不包括合并单元）不大于（ ）Ts(采样周期)。 A1 B2 C3 D4 186.电子式互感器（含合并单元）应能真实的反映一次电流或电压，额定延时时间不大于（ ） A 1ms B2 ms C3 ms D4 ms 187.电子式电流互感器的复合误差不大于（ ） A 3% B 4% C5% D6% 188 电子式电压互感器的复合误差不大于（ ） A 3% B 4% C5% D6% 189.关于电子式互感器的输出接口标准，IEC TC57 已废除了（ ） A IEC60044-8 B IEC C IEC D.智能终端在接入遥信量的时候往往会做一些防抖处理，主要的目的是（ ） A 防止开关量来回变化 B 防治由于开关量来回变化导致的 GOOSE 报文过多引起网络堵塞 C 为间隔层设备提前消抖 191.电子式电压互感器浪涌扰度严酷等级要求为（ ）级 A I B II C III D IV 192.当量程标志为 0 时，电子式电流互感器保护用数字量输出的额定值为（ ） A.2D41H B.01CFH C.0100H D.FFFFH 193.传统互感器可以通过接入（ ）实现采样的数字化。 A.IED 装置 B.合并单元装置 C。智能终端 D。ECT 装置25194.5P 级电子式电流互感器在 100%In 点的测量误差限值为（ ） A ±0.75% B±0.2% C±0.35% D±1.0% 195. 5P 级电子式电流互感器在 100%In 点的相位误差限值为（ ） A±30 分 B±10 分 C±15 分 D±60 分 196. 5P 级电子式电流互感器在额定限值一次电流下的复合误差限值为（ ） A 5% B10% C0.2% D0.10% 197.5TPE 级电子式电流互感器在准确值条件下的最大峰值瞬时误差限值为（ ） A 5% B10% C0.2% D10.00% 198.数字量输出电子式电流互感器的极性（ ） A 以输出数字量的符号位表示 B 以二次端子的标示反映 C 以一次端子的标示反映 D 用专用信号通道表示 199.有源电子式电流互感器通常采用（ ）传感测量电流信息 A LPCT 线圈 B 空心线圈 C 霍尔元件 D 光纤传感器 200.有源电子式电流互感器通常采用（ ）传感保护电流信号。 A LPCT 线圈 B 空心线圈 C 霍尔元件 D 光纤传感器 201.下列说法（ ）是正确的。 A 空心线圈的输出信号时被测电流的微分。 B 空心线圈的输出信号时被测电流的积分。 C 空心线圈的输出信号时被测电流的正比。 D 空心线圈的输出信号时被测电流的反比。 202.光学互感器中采用（ ）的光信号进行检测。 A 自然光 B 荧光 C 偏振光 DX 光 203.光学电流互感器中光信号角度差（或相位差）与被测电流的关系为（ ） A 角度差（或相位差）是被测电流的微分 B 角度差（或相位差）是被测电流的积分 C 角度差（或相位差）是被测电流的正比 D 角度差（或相位差）是被测电流的反比 204 光学电流互感器中主要采用（ ）光纤 A 多模 B 单模 C 保偏 D 塑料 205.有源电子式互感器对准确级的要求通常为（ ） A 0.2S/5TPE B 0.5S/5P20 C0.5S/5P20 D0.2/3P 206.电子式电压互感器对准确级的要求通常为（ ） A 0.2S/5TPE B 0.5S/5P20 C0.5S/5P20 D0.2/3P 207 有源电子式互感器中传感保护电流的感应元件通常为（ ） A 罗氏线圈 B 低功率线圈 C 取能线圈 D 电容分压环 208 有源电子式互感器中传感测量电流的感应元件通常为（ ） A 罗氏线圈 B 低功率线圈 C 取能线圈 D 电容分压环 209.关于电子式互感器，下列说法错误的是（ ） A 有源电子式互感器利用电磁感应原理感应被测信号 B 无源电子式互感器利用光学原理感应被测信号 C 所有电压等级的电子式互感器的输出均为数字信号 D10、35kV 低压电子式互感器通常输出小模拟信号 210.5P 和 5TPE 级电子式电流互感器在额定频率下的误差主要区别在（ ） 。 A 额定一次电流下的电流误差 B 额定一次电流下的相位误差 C 额定准确限值一次电流下的复合误差 D 额定准确限值条件下的最大峰值瞬时误差 211． （ ）属于电子式互感器标准，其传输方式为点对点串行通信。其优点是收发实时性高，传输时延一致。 A．IEC 60044-8 B．IEC
D．IEC ．智能终端采集到的传感器信息一般采用（ ）方式上送信息。 A．IEC
B．MMS C．GOOSE26213．当进行双重化配置的时候，两套智能终端合闸回路（ ） 。 A．分别连接至机构的两个合圈；B．只使用其中一套智能终端的合闸回路 C．两套智能终端合闸回路进行并接 214．对空芯线圈的描述，下面不正确的是（ ） 。 A．空芯线圈是一种密绕于非磁性骨架上的螺线管；B．空芯线圈不含铁芯 C．空芯线圈不含铁芯，不会发生饱和； D．空芯线圈精度很高，主要用于传感测量电流215．IEC 60044-8 标准电压用的标度因子（SV）是（ ） 。 A．11585 B． 463 C．231 D．．智能保护装置“交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，GOOSE 跳闸、启动失 灵及 SV 接收等软压板投入，保护装置检修硬压板取下” ，此时该保护装置处于（ ）状态。 A．跳闸 B．信号 C．停用 D．视设备具体运行条件而定 217． 智能保护装置 “交直流回路正常， 主保护、 后备保护及相关测控功能软压板投入， 跳闸、 启动失灵等 GOOSE 软压板退出，保护检修状态硬压板取下” ，此时该保护装置处于（ ）状态。 A．跳闸 B．信号 C．停用 D．视设备具体运行条件而定 218．智能保护装置“主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动失灵等 GOOSE 软压板退出， 保护检修状态硬压板放上，装置电源关闭” ，此时该保护装置处于（ ）状态。 A．跳闸 B．信号 C．停用 D．视设备具体运行条件而定 219．下列（ ）不是智能变电站中不破坏网络结构的二次回路隔离措施。 A．断开智能终端跳、合闸出口硬压板；B．投入间隔检修压板，利用检修机制隔离检修间隔及运行间隔 C．退出相关发送及接收装置的软压板；D．拔下相关回路光纤 220．智能变电站自动化系统可以划分为（ ）三层。 A．站控层、间隔层、过程层；B．控制层、隔离层、保护层 C．控制层、间隔层、过程层；D．站控层、隔离层、保护层 221．智能变电站必须有（ ）网络。 A．站控层 B．过程层 C．间隔层 D．以上均不是 222．智能变电站的 IED 指（ ） 。A．计算机监控系统 B．保护装置 C．测控单元 D．智能电子设备 223．智能终端在智能变电站中属于（ ） 。 A．站控层 B．间隔层 C．链路层 D．过程层 224．GOOSE 是一种面向（ ）对象的变电站事件。A．通用 B．特定 C．智能 D．单一 225．LN 是指（ ） 。27A．逻辑设备 B．逻辑节点 C．数据对象 D．数据属性 226．GOOSE 报文采用（ ）方式传输。 A．单播 B．广播 C．组播 D．应答 227．GOOSE 报文可用于传输（ ） 。 A．单位置信号 B．双位置信号 C．模拟量浮点信息 D．以上均可以 228．智能变电站的站控层网络中用于“四摇”量传输的是（ ）报文。 A．MMS B．GOOSE C．SV D．以上都是 229．智能变电站的过程层网络中传输的是（ ）报文。 A．GOOSE B．MMS+SV C．GOOSE +SV D．MMS+ GOOSE 230．智能变电站中测控装置之间的联闭锁信息采用（ A．GOOSE B．MMS C．SV D．SNTP 231．智能变电站的变电站配置描述文件简称是（ ） 。 A．ICD B．CID C．SCD D．SSD 232．下列属于 DL/T860 规定类型 1 的通信协议时（ ） 。 A．GOOSE B．MMS C．SV D．SNTP 233．IEC61850 标准在定义逻辑节点时，凡是以 P 开头的逻辑节点的含义是（ A．测量计量 B．保护相关 C．保护功能 D．通用功能 234．IEEE802.1Q 允许带有优先级的实现，GOOSE 的优先级缺省值为（ ） 。 A．1 B．3 C．4 D．6 235．GOOSE 通信的通信协议栈不包括（ ） 。 A．应用层 B．表示层 C．数据链路层 D．网络层 236．IEC-61850 标准中对 GOOSE 报文多播 MAC 地址的建议分配区段位（ ） 。 A．01-0C-CD-01-00-00~01-0C-CD-01-01-FF；B．01-0C-CD-02-00-00~01-0C-CD-02-01-FF C．01-0C-CD-03-00-00~01-0C-CD-03-01-FF；D．01-0C-CD-04-00-00~01-0C-CD-04-01-FF 237．隔离开关、接地开关的控制类型通常选择为（ ） 。 A．常规安全的直接控制；B．常规安全的操作前选择（SBO）控制 C．增强安全的直接控制；D．增强安全的操作前选择（SBO）控制 238．220kV 及以上电压等级的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 继电保护的跳闸回路应与两个（ ）分别一一对应。 A．合并单元 B．网络设备 C．电子式互感器 D．智能终端 239．下述不属于 GOOSE 报警功能的是（ ） 。 A．GOOSE 配置不一致报警 B．断链报警 C．网络风暴报警 D．采样值中断28）报文。） 。240．ICD 文件中描述了装置的数据模型和能力，但是不包括（ ） 。 A．装置包含哪些逻辑装置、逻辑节点；B．逻辑节点类型、数据类型的定义 C．GOOSE 连接关系； 241．SCL 句法元素不包含（ ） 。 D．装置通信能力和参数的描述A．信息头、通信系统、数据类型模板；B．变电站描述（电压等级、间隔层、电力设备、节点等） C．导引码； D．智能电子设备描述（访问点、服务器、逻辑设备、逻辑节点、实例化数据 DOI 等） 242．GOOSE 报文帧中应用标识符（APPID）的标准范围是（ ） 。 A．0000~3FFFF B．4000~7FFFF C．8000~BFFFF D．C000~FFFFF 243．双重化配置的两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的（ ） 。 A．网络 B．电子式互感器 C．合并单元 D．智能终端 244．双母线接线，两段母线按双重化配置（ ）台电压合并单元。 A．1 B．2 C．3 D．4 245．双母单分段接线，按双重化配置（ ）台母线电压合并单元，不考虑横向并列。 A．1 B．2 C．3 D．4 246．双母双分段接线，按双重化配置（ ）台母线电压合并单元，不考虑横向并列。 A．1 B．2 C．3 D．4 247．智能变电站继电保护装置的采样输入接口数据采样频率宜为（ ） 。 A．80kHz B．400kHz C．40kHz D．4kHz 248．接入两个及以上合并单元的保护装置应按合并单元设置（ ）软压板。 A． “运行” B． “检修” C． “退出” D． “SV 接收” 249．除（ ）可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，以满足远方操作的要求。该压板投入时，上送带品质 位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面指示） 。 A．主保护投退压板 B．检修压板 C．纵联保护投退压板 D．零序保护投退 250．电子式互感器应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用（ ）接入合并单元，每个合并单 元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置，以满足双重化保护相互完全独立的要求。 A．交换机 B．单 A/D 系统 C．双 A/D 系统 D．总线 251．电子式互感器采样数据的品