智能变电站调试人员培训复习资料

智能变电站调试人员培训教材考题填空题一、《智能变电站开展概述》1、数字化变电站两大支柱是IEC61850，电子式互感器。2、下面哪个功能不属于智能变电站一体化监控系统的五大功能〔C〕：A.操作与控制B.运行监视C.保护信息管理D.运行管理E.辅助应用3、层次化保护包含就地保护、站域保护控制、广域保护。4、一次设备智能化是由一次设备、传感器和〔D〕构成。A.二次设备B.保护和测控设备C.状态监测设备D.智能组件5、智能变电站最根本的标准是〔D〕。A.高压设备智能化导那么B.智能变电站继电保护技术标准C.智能变电站自动化系统调试导那么D.智能变电站技术导那么6、智能组件功能包含测量、控制、保护、计量、监测。7、标准配送式智能变电站的技术原那么是标准化设计、工程化加工、装配式建设。二、《智能变电站标准标准》1、智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为根本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等根本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。2、智能变电站为三层结构，分别为站控层、间隔层和过程层。3、智能变电站站用电源系统包括交流电源、直流电源、逆变电源、UPS和通信电源等，应将其一体化设计和考虑。4、智能变电站的调试流程为组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验。5、继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”要求，并提高保护的性能和智能化水平。6、对网络设备，以交换机为了，其传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10μs；任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。7、智能变电站二次设备采用的对时方式可采用IRIG-B或IEEE1588〔IEC61588〕。8、智能变电站一体化监控系统按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的根本要求，通过系统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。9、在智能变电站一体化监控系统中，无论是在110kV及以下电压等级还是在220kV及以上电压等级的变电站，I区数据通信网关机都应是双重化配置。10、变电站数据采集应实现电网稳态、动态和暂态数据的采集，应实现一次设备、二次设备和辅助设备数据的采集。三、《IEC61850体系》1、在2007年前，IEC61850系列标准的名称是变电站通信网络和系统，2007年后，IEC61850系列标准的名称改为电力自动化通信网络和系统。2、IEC61850标准的主要设计目标是互操作性、功能自由配置、长期稳定性。3、IEC61850标准适用于变电站、风电厂、水电厂、分布式能源发电等不同领域。4、IEC61850第一版共有10个局部。5、IEC61850标准将变电站划分为三层，即变电站层、间隔层和过程层。6、IEC61850-6定义了变电站配置语言SCL，用于描述变电站的信息模型和配置。7、IEC61850-6规定了配置工具的要求，包括系统配置工具和IED配置工具。8、为了适应通信技术的开展，IEC61850-7-2定义了抽象通信效劳接口ACSI，通过特定通信效劳映射SCSM映射到实际的通信协议。9、IEC61850-7-3定义了公用数据属性类和公用数据类。10、IEC61850-7-4定义了逻辑节点类。四、《智能变电站系统架构及设备配置原那么》1、保护装置、智能终端等智能电子设备间的不可通过GOOSE网络传输交换的信息〔C〕。A.相互启动B.相互闭锁C.跳闸D.位置状态2、线路保护不经GOOSE网络传输的信号为〔C〕。A.失灵B.重合闸C.跳闸3、变压器保护不采用GOOSE网络传输的信号为〔A〕。A.跳各侧断路器B.跳母联断路器C.闭锁备自投D.启动失灵4、变压器非电量保护信息通过〔D〕上送过程层GOOSE网。A.高压侧智能终端B.中压测智能终端C.低压侧智能终端D.本体智能终端五、《智能变电站SCD文件配置》1、IED能力描述文件ICD，IED实例配置文件CID，全站系统配置文件SCD。2、IEC61850第二版中增加了两个配置文件：SED和IID。3、当前系统配置大致可分为五个阶段：模板生成阶段、设计阶段、工程组态、验证阶段、监控、五防等应用阶段、实际文件下载阶段。4、SCD文件结构分为五个局部：Header局部、Substation局部、IED局部、Communication局部、DataTypeTemplate局部。5、进行SCD配置前需要开展准备工作，主要有：收集ICD文件、验证ICD文件、ICD文件信息完备性检查、整理变电站设备清单、通信参数规划、分配、虚端子连接图表。6、装置的ICD文件中IED名应为：TEMPLATE。7、创立工程工程的顺序一般为：添加电压等级、添加间隔、添加IED。8、保护LD、测量LD和控制LD的inst名称分别为：PROT、MEAS、CTRL。9、物理设备建模时，每个LD至少包括3个逻辑节点：LNN0、LPHD、其他应用逻辑节点。10、GOOSE和SMV的MAC地址字段要求分别为：01-0C-CD-01-XX-XX和01-0C-CD-04-XX-XX。六、《二次系统现场调试流程及常用测试仪器与软件》1、智能变电站调试流程中哪个环节无法在现场完成？〔C〕A.组态配置B.系统测试C.系统动模D.投产试验2、智能变电站调试首先要完成〔B〕A.单体调试B.组态配置C.系统动模D.系统测试3、智能变电站调试首先要完成〔B〕A.单体调试B.组态配置C.系统动模D.系统测试4、光纤回路测试，不需要用到的测试仪器是〔D〕A.标准光源B.光衰耗器C.光功率计D.智能万用表5、某线路保护调试过程中出现“SV断链”，以下原因中不可能的是〔A〕A.CT断线B.线路间隔合并单元未上电C.线路间隔合并单元发送的SV报文与SCD配置不一致D.线路保护上SV接收光纤的Tx、Rx端口插反6、在保护传动试验中出现断路器拒动，以下原因中不可能的是〔D〕A.保护与智能终端之间的物理链路中断B.所接的智能终端端口并未订阅此保护跳闸信号C.断路器与智能终端之间的电缆线接错D.保护中“启动失灵”GOOSE出口软压板未投入7、验收保护时出现断路器拒动，最可能出现的异常原因是〔D〕A.保护与智能终端之间的物理链路中断B.所接的智能终端端口并未订阅此保护跳闸信号C.断路器与智能终端之间的电缆线接错D.保护中“跳闸”GOOSE出口软压板未投入8、变电站二次通流通压试验时，保护上二次采样值幅值偏差较大，可能出现的异常原因是〔B〕A.保护与合并单元之间的物理链路中断B.保护或合并单元变比设置错误C.合并单元额定延时误差较大D.合并单元与保护的检修状态不一致七、《智能变电站继电保护装置原理及调试方法》1、智能站继电保护装置与常规站在硬件上的区别之一是：将光纤接口板或光纤/扩展板替换了交流插件。2、母线保护与某间隔合并单元的检修状态不一致时会闭锁保护。3、继电保护装置新增了三块用于远方操作的软压板，分别为：远方控制软压板、远方修改定值区软压板、远方修改定值软压板。4、某线路差动保护装置接收的保护电压A相AD1品质为无效，此时应闭锁〔D〕保护。A.电流差动保护B.零序过流Ⅲ段C.PT断线过流保护D.距离Ⅰ段保护5、以下哪种情况不会导致保护装置无法正确接收合并单元的SV采样数据？〔C〕A.SV通道为无效状态。B.SV通道为检修状态。C.SV报文为非同步状态。D.SV报文MAC地址、APPID等通信参数与保护装置配置不一致。6、以下哪种情况不会导致保护装置动作后无法使本间隔智能终端跳闸？〔C〕A.对应的GOOSE出口软压板未投入。B.保护与智能终端直跳光纤异常。C.保护与交换机网络光纤异常。D.保护GOOSE报文MAC地址、APPID等通信参数与智能终端配置不一致。7、以下哪种措施不能作为继电保护工作的平安隔离措施？〔D〕A.投入保护装置的检修压板。B.拔出SV或GOOSE光纤；C.退出GOOSE出口软压板或开入软压板；D.投入远方控制软压板八、《智能变电站网络通讯技术及测试方法》1、VLAN是一个逻辑上属于同一个播送域的设备组。2、在由多个VLAN组成的一个局域网中，当IED设备从一个VLAN转移到另一个VLAN时，一般不需要改变物理连接。3、以太网交换机的每一个端口可以看做一个独立的冲突域。4、交换机通过用MAC地址表将帧转发到具体端口。5、CSMA/CD〔CarrierSenseMultipleAcesswithCollisionDetection〕即载波监听多路访问／冲突检测，它是播送式以太网共享传输介质的理论根底。6、网络优先级有8种(3bits优先级)，优先级7为最高。7、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差动保护的过程层交换机宜支持在任意100M网口出现持续0.25ms的1000M突发流量时不丢包，在任意1000M网口出现持续0.25ms的2000M突发流量时不丢包。8、站控层MMS网络平均负荷率正常时〔任意30min内〕≤30％。9、站控层MMS网络平均负荷率电力系统故障〔10s内〕≤50％。10、当前智能变电站使用的交换机为二层网络交换机。九、《智能变电站采样技术及调试方法》1、电子式互感器按一次传感局部是否需要供电划分有源式和无源式。2、分压型电压互感器〔有源〕的分压原理包括电阻分压、电容分压和阻容分压。3、两种同步机制包括时标同步和插值再采样同步。4、插值再采样同步要求报文的发送、传输和接收处理的延时抖动不超过10us。5、互感器的配置应兼顾技术先进性与经济性。6、合并单元对时误差的最大值应不大于1us。7、合并单元的守时精度应满足10分钟不超过4us的要求。8、合并单元一般按间隔配置，分线路合并单元和母线合并单元，具有电压切换和电压并列功能。9、实验测出电子式互感器的额定延时应小于2ms。10、母线合并单元按照IEC60044-8或者IEC61850-9-2协议与间隔合并单元级联，提供母线电压给各个装置。十、《智能化一次设备及调试方法》1、智能高压设备由高压设备本体、传感器和智能组件组成。2、根据Q/GDW410标准，智能组件内各IED之间的通信遵循IEC61850/DL/T860标准。3、不同电压等级、不同岗位的智能高压设备，其智能组件的配置是不一样的。4、根据Q/GDW410标准，变压器智能组件中的保护IED指非电量保护IED。5、根据Q/GDW410标准，变压器智能组件中的控制类IED包括有载分接开关控制IED、冷却装置控制IED。6、选相位合闸时，需要从合并单元获取系统电压和电流信息。7、顺序控制中，多开关设备最重要的需求是准确感知分、合闸位置。8、状态评估包括运行可靠性、控制可靠性和负载能力。判断题一、《智能变电站开展概述》1、110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。〔〕2、一致性测试应由通过ISO9001验证的组织或系统集成者进行。〔〕3、智能变电站和常规变电电站相比，可以节省大量电缆。〔〕4、IEC61850标准的推出，很好的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。〔〕5、MMS报文用于过程层状态信息的交换。〔〕6、GOOSE报文用于过程层采样信息的交换。〔〕7、智能变电站当采用直采模式时是不需要合并器的。〔〕8、智能终端和保护装置检修压板不一致时，保护装置依然可以发送保护动作GOOSE报文，但智能终端无法出口。〔〕9、做为系统集成商，在配置变电站SCD文件时，需要相关厂家提供的文件是CID文件。〔〕10、我们经常所说的智能变电站“三层两网”结构中“两网”指的是站控层网络、过程层网络。〔〕二、《智能变电站标准标准》1、针对智能变电站发布的第一部标准是《智能变电站技术导那么》。〔〕2、当前的智能设备是采用“一次设备+智能组件”的模式。〔〕3、状态监测主IED不属于间隔层设备。〔〕4、智能变电站空调、风机和加热器的远程控制或与温湿度控制器的智能联动是辅助系统优化控制的范畴。〔〕5、合并单元发送采样报文的时间间隔误差应小于10us。〔〕6、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。〔〕7、智能变电站110kV合并单元智能终端集成装置应支持SV、GOOSE共网口传输。〔〕8、为保证继电保护装置的平安性和可靠性，保护装置应不依赖于外部对时系统9、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，可将全站分为平安I区、平安II区、平安III/IV区等几个分区。〔〕10、智能变电站告警简报通过I区数据通信网关机上送调度〔调控〕中心。〔〕三、《IEC61850体系》1、IEC61850系列标准定义了通信网络和系统总体要求，不包括系统和工程管理、一致性测试等内容。〔〕2、IEC61850系列标准的目标是实现“一个世界，一种技术，一个标准”。〔〕3、IEC61850标准是智能电网的基石之一。〔〕4、IEC61850是一种新的电力自动化的方法。〔〕5、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。〔〕6、IEC61850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。〔〕7、IEC61850是一种通信规约，是IEC60870-5系列标准的进化和开展。〔〕8、IEC61850适用于变电站内的测控和保护设备，不适用于状态检测等设备。〔〕9、IEC61850标准规定了详细的测试方法和用例。〔〕10、IEC61850标准适用于变电站内、变电站与变电站之间，变电站与主站之间是IEC61970的范畴。〔〕四、《智能变电站系统架构及设备配置原那么》1、假设保护配置双重化，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。〔〕2、保护装置应依赖于外部对时系统实现其保护功能。〔〕3、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。〔〕4、双重化配置的保护之间可直接交换信息。〔〕5、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，站内其它装置启动远跳经GOOSE网络启动。〔〕6、线路保护直接采样，经GOOSE网络跳断路器。〔〕7、线路保护经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。〔〕8、变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器。〔〕9、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。〔〕10、变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸。〔〕11、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。〔〕12、断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸。〔〕13、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。〔〕14、母联〔分段〕保护跳母联〔分段〕断路器采用GOOSE网络跳闸方式。〔〕15、母联〔分段〕保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。〔〕16、录涉及网络报文记录分析装置采样值传输应采用点对点方式。〔〕五、《智能变电站SCD文件配置》1、目前，智能变电站系统中功能建模所遵循的主要标准是IEC61850标准。〔〕2、根据Q/GDW396标准，一个物理设备可以建多个IED对象〔〕3、GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应的关系，为了便于形象地理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑逻辑连接点称为虚端子。〔〕4、IEC61850标准中规定了站内网络拓扑结构采用星型方式。〔〕5、站控层MMS效劳与GOOSE效劳应统一访问点建模。〔〕6、系统内存在相同的MAC地址带来的结果是收到不相关的报文。〔〕7、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，以表达冗余要求。〔〕8、如果SCD文件中存在无效的GSE和SMV节点，可以采用删除此节点的方法处理。〔〕9、装置Inputs的ExtRef节点外部端子所属的IED不存在将直接导致装置无法接收到所需要外部信息。〔〕10、除测控联闭锁用GOOSE信号外，装置应在ICD文件的GOOSE数据集中预先配置满足工程需要的GOOSE输出信号。〔〕六、《二次系统现场调试流程及常用测试仪器与软件》1、智能变站调试流程中只有现场调试和投产试验是在现场完成，而系统测试那么需在实验室完成。〔〕2、调试人员有义务参与管理组态配置的工作。〔〕3、9-2采样值中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。〔〕七、《智能变电站继电保护装置原理及调试方法》1、数字化线路保护中，线路一侧是常规互感器，线路对侧是电子式互感器，如果不进行任何处理，正常运行时不会差动电流。〔〕2、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。〔〕3、某保护装置接收其合并单元软压板退出后，将该合并单元至保护装置光纤拔出，保护装置仍然会报SV断链。〔〕八、《智能变电站网络通讯技术及测试方法》1、在交换机上为了防止播送风暴而采取的技术是快速生成树协议。〔〕2、交换机是工作在网络层的设备。〔〕3、连接在同一交换机上的站点构成一个冲突域。〔〕4、一个冲突域内的所有主机都能够看到其他人发送的数据帧，即使目的MAC地址并非自己。〔〕5、交换机将接收到的播送帧从除源端口外的所有交换机端口转发出去。〔〕6、交换机的存贮转发比直通转发有更快的数据帧转发速度。〔〕7、以太网交换机的每一个端口可以看做一个独立的冲突域。〔〕8、交换机通过解析转发帧中的目的地址来学习和建立MAC地址表。〔〕9、可以使用端口聚合技术来增加交换机之间级联的带宽。〔〕10、理论上可以基于端口、流量和IP地址等信息划分VLAN。〔〕九、《智能变电站采样技术及调试方法》1、常规互感器的主要缺陷包括上下压绝缘困难以及有铁心，存在饱和问题等。〔〕2、电子式互感器的主要优势包括无磁饱和、频率响应范围宽、精度高、暂态特性好，不受环境因素影响，并且无传统二次负荷概念等优点。〔〕3、全光纤电子互感器采用是电磁感应原理。〔〕4、罗可夫斯基空心线圈的感应电压与被测电流成正比。〔〕5、铁心线圈低功率电流互感器没有磁路饱和现象。〔〕6、合并单元的一个主要功能是分配信号给不同的二次设备。〔〕7、电子式互感器校验仪主要用于电子式互感器误差和极性测试。〔〕8、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”应置“1”。〔〕9、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。〔〕10、电子式互感器现场试验不需要做极性检验。〔〕十、《智能化一次设备及调试方法》1、智能组件是不同功能IED的集合。〔〕2、智能组件内不同功能IED之间没有信息联系。〔〕3、监测主IED是间隔层设备。〔〕4、智能高压设备本质上是在线监测与高压设备本体的结合。〔〕5、变压器绕组温度监测IED一般采用Pt100传感器。〔〕6、根据Q/GDW410标准，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。〔〕7、一体化设计包括高压设备本体与传感器的一体化设备和电子互感器传感单元与高压设备的一体化设计。〔〕8、智能高压设备仅效劳于高压设备的状态检修。〔〕9、如果有实时控制信息，那么监测主IED应接入生产平安I区。〔〕10、监测主IED向站控层报送原始监测信息。〔〕问答题一、《智能变电站开展概述》〔1〕智能化变电站的概念是指什么？答：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通讯平台网络化、信息共享标准化为根本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监控等根本功能，并根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协调互动等高级功能的变电站。二、《智能变电站标准标准》〔1〕请列出合并单元调试中所涉及的相关标准标准〔至少列出4项〕答：1、DL/T281合并单元测试标准〔必须列出〕2、Q/GDW691-2011智能变电站合并单元测试标准〔必须列出〕3、Q/GDW441-2010智能变电站继电保护标准4、Q/GDW426-2010智能变电站合并单元技术标准5、Q/GDW396-2010IEC61850工程继电保护应用模型6、DL/T282合并单元技术条件7、智能变电站110kV合并单元智能终端装置集成技术标准(已报批)8、IEC61850标准〔2〕针对今后的智能变电站调试，结合自身的调试实际需求，你认为在那些环节或者方面需要制定和完善相关的标准标准以指导智能变电站调试。〔答案不固定，可在状态监测调试、一体化监控系统调试等方面，只要言之有理即可〕三、《IEC61850体系》〔1〕请简述IEC61850的面向对象思想及其与传统自动化方法的差异？〔2〕请简述IEC61850中IED、逻辑设备、逻辑节点、数据对象、功能约束等概念？四、《智能变电站系统架构及设备配置原那么》〔1〕假设保护配置双重化，保护配置的接收采样值控制块的所有合并单元是否也应该双重化？答：是的。〔2〕假设保护配置双重化，两套保护和合并单元在物理和保护上是否都需要独立？答：是的。一套合并单元检修不影响另一套保护和合并单元的运行。〔3〕保护装置是否应依赖于外部对时系统实现其保护功能？答：不应依赖。〔4〕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否通过GOOSE网络传输？答：可以。〔5〕双重化配置的保护之间可否直接交换信息？答：不可以。〔6〕3/2接线型式，电流MU和电压MU应如何接入保护装置？答：3/2接线型式，两个断路器的电流MU分别接入保护装置，电压MU单独接入保护装置。〔7〕线路过电压及远跳就地判别功能如何启动？答：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，站内其它装置启动远跳经GOOSE网络启动。〔8〕线路保护直接采样如何跳断路器？答：线路保护直接采样，直接跳断路器，不经GOOSE网络。〔9〕线路保护是否采用直跳方式启动断路器失灵、重合闸？答：不是。线路保护经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。〔10〕变压器保护是否采用直采直跳的方式？答：是的。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器。〔11〕变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵可否采用GOOSE网络传输？答：可以〔12〕变压器保护可否通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令？答：可以。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。〔13〕变压器非电量保护采用何种方式跳闸?答：变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸。〔14〕变压器非电量保护信息怎样上送到过程层GOOSE网？答：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。〔15〕母线保护采用何种采样和跳闸方式？答：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。〔16〕高压并联电抗器非电量保护采用何种方式跳闸？答：高压并联电抗器非电量保护采用直接电缆点对点跳闸。〔17〕高压并联电抗器非电量保护如何实现远跳？答：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。〔18〕断路器保护跳本断路器采用何种方式？答：断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸。〔19〕断路器保护在本断路器失灵时采用何方式跳相邻断路器？答：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。〔20〕母联〔分段〕保护跳母联〔分段〕断路器采用何种方式？答：母联〔分段〕保护跳母联〔分段〕断路器采用点对点直接跳闸方式。〔21〕母联〔分段〕保护启动母线失灵可否采用GOOSE网络传输？答：可以。〔22〕66kV、35kV及以下间隔保护跨间隔开关量信息交换可否采用过程层GOOSE网络传输？答：可以。〔23〕录涉及网络报文记录分析装置采样值传输是否只能采用点对点方式？答：不是。录涉及网络报文记录分析装置采样值传输可采用网络方式或点对点方式。五、《智能变电站SCD文件配置》〔1〕简述智能变电站系统配置工具的主要功能。答：1、对SCL文件进行合法性检查，生成和维护全站SCD文件。2、工程的创立和备份。3、SCL文件导入、导出，装置配置文件导出。4、典型间隔的创立、间隔的复制、删除。5、ICD/CID文件更新。6、可视化的系统实例化配置，如一次系统和IED的关联关系、全站IED的通信7、参数配置、虚端子连线配置等。8、装置参数、通信参数配置。9、对不同版本的ICD、SCD文件进行详细比对。〔2〕简述效劳器〔Sever〕建模的主要原那么。答：1、每个效劳器至少应有一个访问点〔AccessPoint〕。访问点宜按通信效劳分类，与具体物理网络无关。2、一个访问点可以支持多个物理网口。无论物理网口是否合一，过程层GOOSE效劳与SV效劳应分访问点建模。站控层MMS效劳与GOOSE效劳〔联闭锁〕应统一访问点建模。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，应采用3个不同访问点分别与站控层、过程层GOOSE、过程层SV进行通信。所有访问点，应在同一个ICD文件中表达。六、《二次系统现场调试流程及常用测试仪器与软件》〔1〕请从调试手段、试验仪器、调试人员知识成分、调试原理几个方面简述你对智能站二次系统调试的认识。答：调试手段改变——传统电气量检测改变为网络终端设备抓取报文分析；测试仪器改变——传统电气量试验仪改变为数字化试验仪；对调试人员的要求——需要掌握二次设备配置文件的解读，需要掌握根本通信报文的分析，需要了解交换机工作机理；调试原理没有改变——继电保护的原理性和功能性等外部特性没有改变，不会从根本上改变调试原理。〔2〕请简述智能变电站的根本调试流程及各个环节的工作重点。答：智能变电站标准化调试流程：组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验。组态配置完成变电站SCD文件的配置和检查，完成IED设别的配置；系统测试分为单体调试和分系统调试，单体调试主要完成IED单体功能验证性，分系统调试主要完成IED之间系统功能验证性试验；现场调试重点是光纤电缆回路检查和与一次设备之间的接口传动试验，完成一二次设备闭环验证性试验；投产试验与常规变电站一致，只是方法上稍有变动。七、《智能变电站继电保护装置原理及调试方法》〔1〕在智能变电站中，继电保护装置是如何实现保护跳闸及启动失灵功能的？答：对于本间隔的跳闸，采用点对点直接跳闸方式；对于跨间隔的跳闸一般采用网络跳闸，而启动失灵用网络方式实现。〔2〕检修压板作用与常规站有何变化？答：IED装置的检修状态均由检修硬压板开入实现，在常规站中检修压板投入后，保护装置只会将其上送的103事件报文屏蔽。而在智能站中当此压板投入时，有以下作用：站控层：发送的MMS报文置检修状态标志，监控、远动、子站做相应的处理；过程层：发送的GOOSE、SV报文置检修状态标志；特殊应用：仅当IED接收到的GOOSE、SV报文与自身检修状态为同一状态时才处理收到的报文。八、《智能变电站网络通讯技术及测试方法》〔1〕简述网络交换机组网的方式，给出架构建议。答：有总线型，星型，环形。第一、该网络是取代原来的二次接线,对实时性、平安性和可靠性要求很高;第二、一个交换机的故障要尽可能减少影响保护的套数基于上述两点，总线型网络的可靠性不能满足过程层网络的要求,因为一台交换机故障有可能导致失去多串设备保护。环形网络,其一有产生网络风暴的可能,其二环网中普遍采用快速生成树技术实现网络的冗余,其网络故障恢复的时间是秒级的,在此期间电网发生故障,将延缓电网切除时间,对电网极为不利。所