智能变电站典型设计方案1
数字化变电站自动化系统解决方案
数字化变电站自动化系统解决方案1数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站.与常规变电站相比,数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化,而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。
2IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。
整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网.站控层通信全面采用IEC61850标准,监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。
同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互.间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。
110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网,110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。
网络采用IEC61850国际标准进行通信,非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入.考虑到传输距离和抗干扰要求,各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。
根据过程层的不同需求，我们提供了以下两种数字化变电站解决方案.如图2—1所示,在过程层采用电子式PT/CT以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，各种测量与保护装置的交流采样部分全部取消,通过GOOSE网络传输实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850标准进行信息交互.该方案的组网原则主要包含以下几点：1）监控层网络使用星型独立双网。
南方电网智能变电站典型设计-贵州院
南方电网智能变电站典型设计2017年8月23日桂林3一汇报提纲标准介绍3二编制原则3三规范主要内容3四典型组网方案3五小结一、标准介绍1、为落实《南方电网智能变电站二次管理指导意见》（系统[2016]32号），根据南方电网智能变电站二次管理行动计划的要求，南网总调编制了《南方电网智能变电站IEC61850工程通用应用模型（试行）》等十项技术标准，于2017年2月17日颁布执行，见“调继[2017]3号”文。
2、本次“南方电网智能变电站典型设计”主要介绍南方电网《智能变电站二次系统通用设计规范（试行）》的技术原则、配置和功能要求。
3、站址选择和总布置，电气一次，土建，给排水，消防，节能和环保等技术原则与GB/T 51071《330kV~750kV智能变电站设计规范》、GB/T 51072《110(66)kV~220kV智能变电站设计规范》、DL/T 5510《智能变电站设计技术规定》及南网相关标准保持一致。
一、标准介绍4、南网总调于2017年8月15日左右发布了“关于征求《智能变电站IEC61850继电保护工程应用模型》等十七项技术标准征求意见的函”（调继函[2017]8号），其中含有《智能变电站二次系统通用设计规范（征求意见稿）》，正式稿内容可能会有调整，最终以颁布的正式稿为准。
一、标准介绍南方电网《智能变电站二次系统通用设计规范（试行）》3一汇报提纲标准介绍3二编制原则3三规范主要内容3四典型组网方案3五小结二、编制原则1、本规范编制原则主要依据《南方电网智能变电站二次管理指导意见》（系统[2016]32号）、《南方电网电力二次装备技术导则》（Q/CSG1203005-2015）。
2、本规范内容是在现行标准、规范基础上对南网智能变电站二次系统设计的相关规定，重点针对变电站二次系统智能化部分的设计内容。
与常规站相同的技术要求，不编写详细条文，直接引用现行相关规程的规定。
3、本规范具体内容有选择地吸收现有智能变电站行业标准、企业标准中相关内容。
(许继)数字化变电站方案及工程应用介绍
河北省保定市某35kV线路，配套的是许继电气的800 系列电流差动保护，运行良好。已经通过鉴定。 同其他厂家多种电子式互感器在工程中配合使用过。
3、工程应用的技术特点
（3） 支持开关智能化技术
常规开关 + 智能化接口模式。
智能化开关模式。许继研制一体化智能化高压开关柜。
数字接口和智能化操作、状态检修。
2、数字化变电站方案——自动化覆盖领域
变 电 站 层
操作员站 工程师站 继保子站 远动站
系 统 软 件
IEC60870-103/104
间 隔 层
自动化系统
FCK-801 WZH-831 FCK-801
IEC61850-8-1 二 次 装 置
WBH-801
WBH-801
电表
电缆（无通信） 过 程 层
（7） 二次系统应用功能创新
网络化间隔层五防功能；
结合本间隔设备的逻辑闭锁功能，在间隔层通过运行实时 状态分析识别及逻辑判断综合决策，实现变电站过程层、 间隔层、站控层完整一体的五防操作逻辑闭锁功能。
一键式智能（倒闸）操作功能；
可视化网络（电子眼）及二次设备安全监视。
3、工程应用的技术特点
3、工程应用的技术特点
经济可靠运行
（4）智能化一次设备；
实现状态检修和智能化操作 经济可靠安全 运行
1、数字化变电站概述
数字化变电站的优势：
与常规变电站相比： （5）光纤连接代替电线连接； 经济，抗电磁干扰性能好
经济可靠运行
（6）系统开放、扩展性好；
便于运行管理、分期建设 避免重复改造更换 经济，规划管理
1、数字化变电站概述
2、数字化变电站方案——工程选择
方案三：61850+非常规互感器+智能接口
浅谈500kV典型设计智能变电站防误系统及隔离开关,地刀联锁原理
浅谈500kV典型设计智能变电站防误系统及隔离开关,地刀联锁原理1.广东电网有限责任公司东莞供电局，广东东莞摘要：本文将基于依照中国南方电网智能变电站典型设计V2.1版本建设的500kV崇焕智能变电站介绍满足IEC61850标准的三层防误闭锁系统功能的实现，以及500kV变电站典型设计下各隔离开关、接地刀闸等一次电气设备的防误联锁逻辑原理。
关键词：防误闭锁系统，间隔层，GOOSE，刀闸联锁前言智能变电站通过数字化采样、标准化模型及网络化信息共享，能全面收集涵盖全站的设备状态信息以及相关运行控制信息，提升变电站作为电网基础运行单元的智能化水平，为电网提供标准、开放、准确共享的基础信息资源池，支撑数据高效收集、信息共享与交互，为智能电网发展提供所需电力能源及信息流，为智能电网、智能运维提供全面支撑。
为防止变电站内隔离开关、接地刀闸等电气设备的误操作，变电站内配备有防误闭锁系统。
防误闭锁系统是避免出现“五防”禁止的恶性电气误操作，保障变电站电气操作安全性的重要手段。
变电站“五防”内容简述为：（1）防止误分、合断路器；（2）防止带负荷分、合隔离开关；（3）防止带电挂（合）接地线（接地开关）；（4）防止带接地线（接地开关）合断路器（隔离开关）；（5）防止误入带电间隔；智能变电站系统按逻辑功能划分为三层：过程层、间隔层、站控层。
依据IEC61850标准协议，MMS报文客户端/服务器模式为变电站站控层与间隔层设备间的信息共享提供可靠通路、GOOSE报文发布/订阅模式可实现变电站间隔层与过程层以及间隔层设备之间的信息交互。
与之相对，智能变电站的防误闭锁系统也依照三层形式构建，包含：站控层五防、间隔层五防、过程层五防。
变电站防误闭锁系统处于安全I区，站控层防误闭锁由监控主机或数据网关机实现，间隔层防误闭锁由测控装置实现，过程层防误由一次设备实现[[参考文献.[]郭象吉,王刚.智能变电站防误闭锁系统的分析与构建[J], 2019(14): 46-48.]]。
基于物联网技术的智能变电站电源监测与管理系统设计
设计应用技术基于物联网技术的智能变电站电源监测与管理系统设计杜桢梁（山东送变电工程有限公司，山东济南文章针对变电站电源系统的智能化监测与管理需求，提出基于物联网技术的创新解决方案。
该方案采用典型的物联网系统架构，通过部署各类智能传感设备、构建泛在连接的通信网络以及建立云端智能决策中心等方式，实现对电源系统全方位、全生命周期的感知和管控。
系统集成多种先进算法，具备精准的数据采集、快速的异常检测以及高效的决策支持能力，在提高变电站电源系统的可靠性和优化运维效率等方面取得显著效果。
物联网技术；智能变电站；电源监测；状态评估；决策支持Design of Intelligent Substation Power Monitoring and Management System Based onInternet of Things TechnologyDU Zhenliang(Shandong Power Transmission and Transformation Engineering Co., Ltd., JinanAbstract: This article proposes an innovative solution based on Internet of Things technology for the intelligent monitoring and management needs of substation power supply systems. This solution adopts a typical Internet of ThingsTelecom Power Technology联网系统架构，主要由感知层、网络层以及应用层3各层之间通过标准化通信协议互联互通，。
感知层是整个系统的基础，主要由部署在变电站各处的智能化传感终端设备组成。
这些设备通过集电流传感器、温湿度传感器、（供电参数、环境参数、设备状态参数等）进行实时采集，并通等近距离无线通信技术将采集到的数据传输至网络层。
智能变电站简介
Ethernet Modbus or Canbus
1# 直 流 屏
总监控
(服务器)
1# 交 流 屏
1# Ups (Inv) 屏
1# 通 讯 屏
0# 直 流 屏
2# 直 流 屏
2# 通 讯 屏
2# Ups (Inv) 屏
2# 交 流 屏
1# 分 电 屏
2# 分 电 屏
3# 分 电 屏
1# 分 电 屏
2# 分 电 屏
3# 分 电 屏
2.1 一体化电源的特点
1 2 3
各种操作电源高度整合，集中监控； 统一用DL/T860标准接入自动化系统；
全部馈出开关均采用模块化设计； 远程可操作系统中任一个可操控部件；
4
3 IEC 61850标准
IEC 61850标准的内容框架 信息模型
物理设备 逻辑设备 5 逻辑节点 数据对象 数据属性 建模方法 7-1 7-4
4 IEC 61850标准
IEC 61850模型扩展原则
LN、DO和CDC都可以扩展 扩展应遵循国网公司标准 《IEC61850国际标准工程化实施技术规范》
逻辑设备 LD 物理设备 PHD
《IEC61850工程应用模型》
模板
逻辑节点类 LN
数据对象类 DO 公共数据类 CDC 数据属性 DA
IEC 61850模型体系结构
LN
LD PHD
接地距离I段：PDIS1 接地距离II段：PDIS2 接地距离III段：PDIS3
逻辑设备 公用/保护/测量/控制/录波 物理设备 实际的保护装置
分层模型
4 IEC 61850标准
IEC 61850的模型框架
公共LD：装置告警/装置自检信息 保护LD：保护启动/保护动作/定值/压板信息 测量LD：交流量/直流量 控制及开入LD：断路器/刀闸/变压器分接头 录波LD：录波信息
智能变电站中网络对时的优化设计
智能变电站中网络对时的优化设计摘要：随着通信和自动化技术的不断发展，智能变电站取代常规变电站已逐渐成为一种技术趋势。
广域信息同步实时采集技术是实现智能变电站各项应用功能的基础，它要求电子式互感器对电网电流和电压的数据一经采样便可被多个智能变电站中各个智能电子设备共享。
然而，无论控制和保护，还是监测和计量的计算处理都要求采样数据应在同一个时间点上采集，以免相位和幅值产生误差。
智能变电站中IEEE1588(IEC61588)网络对时信息与采样值共网传输时，由于IEEE1588对时信息网络传输的往返延时不一致，从而造成同步精度降低。
本文通过构建多次对时信息交换的时钟模型，并对本地时钟相偏进行最优推导，显著减小了网络传输延时不对称对智能电子设备的对时影响。
关键词：智能变电站;网络对时;信息延时;相偏估计;极大似然估计引言电力系统发展过程中，无论是建设智能变电站，还是投入应用，都赢得了许多技术人员的支持。
在智能化变电站技术应用中，工程调试技术和自动化系统结构，都是重要的组成部分，作为电力系统的工作人员必须要深入地认识和理解，才能够使自动化系统的结构和革新工程调试技术优化和发展，从而使智能变电站不断地创新和发展。
1智能变电站自动化系统的结构结构技术。
智能变电站自动化系统结构，将传统变电站综合自动化系统的结构技术继承并发展了，相对于传统变电站的结构技术，智能变电站自动化系统的结构技术不但数字连贯性更好和更加成熟，而且连接的速度也加快了，工程应用方式也能够满足高程度标准化的要求。
智能变电站自动化系统性结构技术完善，能够使智能变电站，既可以系统地维护和扩展工作，又能够更新工作，使变电站智能化进程进一步促进。
结构功能。
在智能变电站自动化系统的结构中，具有许多功能，运用变电站的一次设备作为对象的功能为最主要功能。
从功能性质上，智能变电站结构功能包括两个方面：基础功能和系统功能。
（1）基础功能，就是工程人员保护和排查以及监视自动化系统的基本工作；（2）系统性功能，就是运用自动化系统，工程人员将监控管理、控制站域、远程操作以及综合决策等相关变电站运行的活动实施。
110KV智能GIS变电站设计
110KV智能GIS变电站设计摘要：随着我国经济的快速发展，110千伏电压等级电网逐步完善，110千伏变电站建设规模大幅增加。
根据新的设计理念，合理规划、优化设计、土地压缩和合理利用，以及技术经济方案的合理性，已经成为越来越重要的指标。
因此，电力部门要逐步研发出一套配电网辅助规划系统，如此以来不但能够大幅度提高电网工程设计人员的工作效率，还能从整体上提高配电网规划的科学决策水平，这对于现代经济建设来说，具备极高的价值和意义，完善良好的变电站规划结果能够提高电力网络投资供电的可靠性，使其经济运营性进一步优化。
关键词：110kV；智能变电站；电气设计；一、GIS变电站的优点节约土地、占地面积小、技术先进、运行可靠。
GIS变电站解决了隔离开关的运行可靠性难题。
在AIS变电站内户外高压隔离开关是受环境和气候影响最大的电气设备之一。
由于恶劣的条件，几年过去后，风、雨、雪、霜、太阳、热、灰尘、盐雾、污秽、鸟虫等环境和气候条件，容易导致隔离开关发生机械或电气故障，接触表面积灰污染，腐蚀，复合膜的表面接触电阻增加，温度太高。
根据操作经验，户外隔离开关的工作电流如果额定电流为70%，一般会过热。
随着设备的老化和电力负荷的增加，隔离开关所造成的停电事故不断发生，并在上升，威胁到电力系统的运行安全。
GIS采用全SF6密封的隔离开关，从根本上避免了大气条件对触头的影响，可保证在长期运行中不会因接触电阻升高导致触头过热，解决了隔离开关的运行可靠性。
维护方便。
GIS基本属于免维护设备，检修周期长、维护工作量小。
设备一般仅要求5～7年进行一次预防性实验。
断路器和隔离开关的操动机构都可以进行整体更换，一次设备可分相整体更换[1]。
二、电气设备的选择（一）确定低压无功补偿配置相关技术人员在开展电容器量级选取的过程当中，可根据新建110千伏变压器的无功补偿结果进行设计。
在变电站工程项目建设设计内容当中，每台变压器都要配置与其相匹配的电容器，这类电容器都要保持5×8MVar的大小，至于中期安装的低压电容器，其规格要设定在3×5×8。
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智能终端
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.8继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对 点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采 用GOOSE网络传输方式。
释 义
1.继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络 传输方式。 2.对快速性要求不高的保护采用网络方式（经过交换机）跳闸 。例如：3/2接线的边断路器失灵保护跳相邻断路器通过 GOOSE网络接入母线保护和中断路器智能终端跳相关断路器 。 3.断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用GOOSE点 对点方式，间隔间采用GOOSE网络方式。
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.11 110kV及以上电压等级双母线、单母线分段等接线型式 （单断路器）EVT设置，宜在各线路、变压器间隔分别装设三 相EVT，条件具备时宜装设ECVT。 释 义 1.各间隔配置独立的三相ECVT，不仅可简化二次回路，而且 可大大提高保护的可靠性，但布置存在一定困难。 2.仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.a) 220kV及以上变压器电量保护按双重化配置。变压器 各侧及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电 流并入相应侧MU。 释 义
1.220kV以上变压器保护双重化配置。 2.自耦变公共绕组MU单独配置，低压侧三角绕组内部电流并入低压侧 MU。 3.普通变高、中压侧中性点零序CT和间隙CT分别并入高、中压侧MU。
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智能变电站继电保护
故障录波及网络分析仪配置原则
5.9.b）主变宜单独配置主变故障录波装置； 5.9.c）故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有 MU、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分 析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采 用相互独立的数据接口控制器。 释 义
非电量保护
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智能变电站继电保护
3/2接线断路器保护配置原则
5.6.a）断路器保护按断路器双重化配置。 5.6.c）断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；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。
释 义
1. 断路器保护双重化问题： 双重化的原因：为了防止一套保护跨双网。 双重化的后果：取消跟跳逻辑。 2. 断路器保护跳闸问题： 边断路器保护跳中断路器：通过GOOSE网经中断路器智能终端跳 闸。 断路器保护远跳：通过GOOSE网经线路保护跳闸。
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智能变电站继电保护
低压保护配置原则
5.8.d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。
释 义
1. 间隔间的信息交互原则： 低压间隔间的联闭锁信息通过GOOSE实现，可采用GOOSE和 MMS合一方案。 2. 主变保护闭锁备自投实现方案： 由于主变保护跳闸通过GOOSE网络实现，低压备自投一般采用 GOOSE和MMS合一方案，因此需要将站控层的MMS网和低压侧 的MMS＋GOOSE网合一。
高压侧 低压侧
AD 电路
AD 电路
AD 电路
AD 电路
转换器
转换器
CPU1 CPU2
MU1
MU2
MU1
MU2
图1 罗氏线圈电子互感器 ECT示意图
图2 纯光学电子互感器（ OCT/OVT）示意图
6
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
传感 元件 传感 元件 传感 元件 传感 元件
传感 元件
高压侧 低压侧
举 例
SV交换机1 GOOSE交换机1 线路保护1 合并单元1 智能终端1 SV交换机2 GOOSE交换机2 线路保护2 合并单元2 智能终端2
4
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.5按照国家标准GB/T 14285要求“除出口继电器外，装置内的 任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。智能变电站中的电 子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元（MU） 、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元 件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.c)变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；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。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。
释 义
1.变压器保护闭锁备自投是难点：由于变压器保护双重化配置，而备 自投单套配置，存在备自投跨双网的问题。 2.变压器保护启动失灵和解除电压闭锁通过GOOSE网络传输：由于 GOOSE采用组播机制，按照启动失灵和解除电压闭锁采用不同“继 电器接点”的原则，变压器保护一帧报文中设两个位，母线保护设 置两个与之对应的两个虚端子即可。 3.母线故障主变断路器失灵实现方案：3/2接线，断路器保护双重化配 置，与变压器保护采用GOOSE网络一对一方案；双母线接线，双重 化配置的母线保护和变压器保护采用GOOSE网络一对一方案。
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.b) 110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应 采用主、后备保护一体化配置；若主、后备保护分开配置， 后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置， 中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。 释 义
1.110kV变压器保护宜双套配置，此时各侧MU和智能终端也双套配置 、测控一般独立配置。 2.110kV变压器保护若采用主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控 装置一体化，此时各侧MU和智能终端也双套配置。差动保护与第一 套智能终端和MU对应，后备保护与第二套智能终端和MU对应。一 般采用各侧后备独立配置方案。
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
3.直接采样：智能电子设备不经过以太网交换机以SV点对点 连接方式直接进行采样值传输。
示 意 图 线路保护 母线保护 其他保护
SV光纤点对点
电流合并单元
10
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.直接跳闸：保护设备与本间隔智能终端之间不经过以太网交换 机以GOOSE点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。 示 意 图 线路保护 母线保护 其他保护
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.10 110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网 络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络 时，应采用相互独立的数据接口控制器。
释 义
1.110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。 2.为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，要求 装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。
释 义 电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采 样系统应采用双A/D系统，接入MU，每个MU输出两路数字 采样值由同一路通道进入一套保护装置。
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
传感 元件 传感 元件
传感 元件
传感 元件
高压侧 低压侧
调理 电路1 AD 电路 调理 电路2 AD 电路 调理 电路1 AD 电路 调理 电路2 AD 电路
智能变电站典型设计方案
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.4 220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置 原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化 配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。
释 义 220kV及以上电压等级继电保护装置应遵循双重化配置原则
母联保护
特别说明 3/2接线断路器保护
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双重 化配置（包括主变中低压侧）。 示 意 图
线路间隔
线路保护1 线路保护2
合并单元1
智能终端1
合并单元2
智能终端2
3
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
过程层网络按电压等级组网。 双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A网，第二套接 入过程层B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。
高压侧 低压侧
AD 电路 DA 电路 AD 电路 DA 电路 AD 电路 DA 电路 AD 电路 DA 电路
AD 电路
AD 电路
AD 电路
AD 电路
FPGA 数据输出 MU1
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出 MU2
FPGA 数据输出
转换器
转换器
MU1
MU2
图3 全光纤电流互感器（FOCT）示意图
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.d)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。 释 义
1.非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的 主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性；采 用就地布置原则，靠近被保护设备安装，故应采用电缆直接跳闸。 非电量信息采用硬接点方式，经本体智能终端上送过程层GOOSE网 ，再经测控上送至站控层网络。 2.非电量保护就地电缆直接跳闸实现方案有两种：一种是经主变各侧 智能终端跳闸，一种是直接接入断路器的操作机构；前者可靠性低 于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。 3.可采用非电量保护和本体智能电站继电保护
高抗保护配置原则
5.5.b)高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，并通 过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。
线路保护1 远跳1 GOOSE网1
示 意
线路保护2 远跳2 GOOSE网2
边断路器 智能终端1