许继电气110kV智能变电站技术方案
110kV智能变电站技术方案研究
110kV智能变电站技术方案研究作者：郭瑛来源：《城市建设理论研究》2014年第08期摘要：智能变电站是智能电网的基础，是连接发电和用电的枢纽。
以某110KV变电站为模型，研究智能变电站系统配置方案，主要包括主站系统配置方案、间隔层设备配置方案、过程层设备配置方案以及对时系统方案。
本文的研究可为变电站智能化改造以智能变电站的运行维护提供技术支撑。
关键词：110kV智能变电站；技术方案；配置中图分类号： TM411 文献标识码： A1引言智能变电站是智能电网的重要基础和支撑。
设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化以及运行管理自动化是智能变电站的基本特征。
本文研究的技术方案是以国家电网公司的《智能变电站技术导则》、《智能变电站继电保护技术规范》、《IEC 61850工程应用模型》等标准为设计依据。
根据智能电网功能需求、结合通用设计和“两型一化”标准化建设成果，以信息交互数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基础，严格遵循安全可靠、技术先进、资源节约、造价低廉的原则，实现信息化、自动化、互动化的智能变电站综合自动化系统。
本文以某110KV变电站实际工程为模型研究智能变电站的系统配置方案，该变电站总体工程概况如下：主变：两卷变，本期2台。
电气主接线：110kV户内GIS布置，内桥接线；10kV单母分段接线，开关柜安装。
110kV进线3回，PT间隔2个，分段间隔1个。
10kV出线20回，电容器组4台，所用变2台。
2整体技术方案站控层与间隔层保护测控等设备采用通信协议；间隔层与过程层合并单元通讯规约采用通信协议；间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。
站控层设备、线路、内桥及主变间隔保护和过程层设备采用对时，间隔层常规保护设备采用码对时。
过程层与站控层的独立组网：站控层主要采用双星型100MB电以太网，各小室间交换机通过光纤进行级联；过程层采用单星型光以太网来传输信息。
信息的传输模式：保护装置的跳合闸信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构位置和告警信息以及保护间的闭锁，启动失灵通过GOOSE网络进行传输。
(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
110kV 传统变电站智能化改造施工方案研究
2.智能变电站的优点。
证改造方案的合理性，技术人员一定要提 警信息，及时切断相关线路，保证整个变电
首先，智能化变电站能够自动调节整 前对变电站进行考察，了解变电站情况，包 站的安全。因此，利用信息化技术，技术人
个电路，保证整个电路的稳定性；其次，智 括变电站的设备使用情况、线路的空间结 员能够实现对智能监控系统的改造升级，
何实现安全作业且保证周边正常的生产 必要的时候可以运用网络技术进行相应 探索出更加科学的改造方案，进而促进我
生活是一个技术难题。
的计算和模拟，保证新旧设备能够兼容，并 国电力事业的健康快速发展。
第二，为实现变电站的正常运行，各 能够及时更新改造方案。其次，在变电站
个设备必须相互配合，同时运作。众所周 智能化改造的过程中，如果有条件的话，施
设备，具备的功能较多，例如自动控制电压 全的改造原则。其次，由于每一个变电站 很难及时发现问题，且修复的时间较长，经
的输出信号、实现电压参数的采集、监测电 的实际情况不同，设计人员一定要根据实 常会造成供电障碍。而智能化变电站能够
路的稳定性等等。
际状况，制定合适的改造方案。此外，为保 进行实时监控，一旦发现问题，能够发出预
的生活、生产用电量，建设智能化变电站显 成本将会很高；如果只是对部分设备进行 程中，施工单位需要将原有的电磁互感器
得尤为重要。随着各行各业的快速发展， 改造，施工单位要考虑设备之间是否兼容， 替换成电子互感器。首先，如果施工人员的
用电量逐年增多，由于 110kV 传统变电站 能否保证变电站的稳定运行。
技术协作信息
技术探讨与推广
近年来，随着社会的进步，科学技术的不断发展，各行各业发展异常迅速，但是无论哪个行业都离不开电力的发 展。然而，面对日益增多的用电量，110kV 传统变电站已经无法应对，因此，建设智能化变电站是电力行业发展的趋势。 如今，我国仍存在较多的传统变电站，而且在智能化改造的过程中，会遇到各种各样的问题。基于此，本文主要介绍 110kV 传统变电站智能化改造的基本含义，并分析在改造过程中存在的问题，并提出相应的解决措施，进而确保变电 站智能化改造的顺利完成，为相关的工作人员提供一些建议，进而促进电力行业的进一步发展，有力推动其他行业的 快速发展，为人们打造更加舒适的社会环境。
110kV智能变电站在线监测系统技术方案 (3)
目录（七）设备清单(建议配置，具体数量根据变电站实际情况确定)................................................2、电话支持服务 ...............................................................................................................................（一）概述电网安全运行是电力企业的首要任务，是建设和谐社会的基本保障。
随着智能电网工作全面展开，基于IEC61850的数字化变电站逐渐投入使用，在自动化领域，技术水平已经达到了国际水平。
但是对于非电气参数的监测手段仍然处于正在发展阶段。
目前，为电力系统状态检修提供数据的设备的监测项目分别进入到了电力的安全生产管理中。
以至于出现了一种监控“孤岛”现象，在电力系统主控室里摆满了各种计算机和服务器来监测：避雷器在线监测、SF6在线监测、高压接点测温监测、智能接地线管理、智能安全工器具柜管理、电缆温度在线监测、环境在线监测、图像监控、门禁系统等。
这种情况不仅浪费了空间资源和计算机资源，同时也增加了值班人员的工作量。
必须在不同的计算机之间进行大量的操作。
我公司在深刻的学习了国家电网公司SG186工程“建立一个信息平台”的理念之后，为了解决电力系统非电量监测的“孤岛”现象，研发了“智能变电站安全预警系统”。
该系统通过强大的数据库和计算机处理技术，能够将电力系统目前需要监测的各种设备参数通过一个共享的信息平台进行显示和处理，并可随时进行WEB浏览和数据共享，为电力系统状态检修提供一个可靠的数据监测信息平台。
（二）系统特点本系统中心思想，是把现有调度主站的功能与其它功能分开，让调度员专心进行调度工作。
将除综自以外的所有监测信息通过智能变电站安全预警终端进行整合并上传至YJ3000预警监控平台。
110kV智能变电站技术方案简析
110kV智能变电站技术方案简析作者：刘斐来源：《科技资讯》 2014年第36期刘斐（国网浙江桐庐县供电公司浙江杭州 311500）摘要：智能变电站是指以一次设备参量数字化、标准化和规范化的信息平台为基础，实现全站信息化、自动化、互动化的变电站。
按IEC 61850标准，智能变电站在逻辑上分为站控层、间隔层、过程层，它打破了常规变电站的各个子系统是信息孤岛的困境，实现了信息资源的共享。
以某一智能站为例，简要分析了智能变电站实现的技术方案，及其智能化技术的应用。
关键词：IEC 61850 智能变电站数字化中图分类号：TM72文献标识码：A文章编号：1672-3791（2014）12（c）-0091-01①作者简介：刘斐（1986—），女，浙江桐庐人，助工，从事变电检修工作。
智能变电站是采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现全站的信息化、自动化、互动化。
按照IEC 61850标准，智能变电站在逻辑上分成站控层、间隔层、过程层，其主要技术特征是设备智能化、信息标准化、控制智能化及完全互操作性。
智能站实现的难点在于过程层，由于早期光电互感器及一次智能设备原因。
目前随着电子式互感器技术的成熟及智能终端代理一次设备的完善，采用IEC 61850-9-1或IEC 61850-9-2采样传输，从而实现了过程层的数字化。
下面以某一110 kV智能变电站为例，分析其智能化技术的实现与应用。
1 过程层的实现智能变电站的过程层为直接与一次设备接口的功能层，其典型的过程层装置为合并单元与智能终端。
目前国内110 kV及以下变电站的过程层多采用61850-9-1点对点采样值传输。
该站亦采用这种传输方式，但采用IEC 61850-9-1实现的过程总线，增加了网络通信设备的投资，而且在跨间隔传送采样值方面存在着缺陷。
该站采用过程总线与站级总线合二为一的方案，实现了站内统一的单一总线信息共享，利用VLAN技术将过程层划分为一些功能子网，子网同时传输采样数据和GOOSE报文。
110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维研究
110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维研究1. 引言1.1 背景介绍110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维研究引言随着电力行业的不断发展和社会对电能质量的要求不断提高，110kV智能变电站作为电力系统的重要组成部分，其电气一次系统及继电保护运维显得尤为重要。
电力系统是各种电气设备和设施的组合，通过互相连接和协调工作来提供电力能量的一个整体。
而智能变电站作为电力系统中的关键节点，其电气一次系统承担着输送和分配电能的重要功能，而继电保护系统则是保障电网安全运行的重要保障。
随着电力系统的规模不断扩大，110kV电力系统在电力生产、传输、分配等方面的重要性日益突出。
对110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维的研究具有重要的现实意义和深远的发展价值。
本研究旨在深入探讨110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维的关键技术和问题，为电力系统的稳定运行和安全运行提供理论支持和技术指导。
1.2 研究意义电气一次系统及继电保护运维研究在110kV智能变电站中具有重要的意义。
随着智能电网的逐渐发展，110kV智能变电站作为电网的重要节点，其电气一次系统及继电保护系统的稳定运行对于电网的可靠性和安全性至关重要。
智能变电站的建设和运行涉及到大量的高压设备和电气设备，对于继电保护系统的运维不仅关系到设备的保护和安全，还直接影响到电网的运行质量和稳定性。
对于110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维的研究可以为电力行业提供实用的技术方法和经验，促进行业的进步和发展。
深入研究110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维，对于提升电网运行质量、保障电网安全稳定运行具有重要的意义。
1.3 研究目的研究目的旨在深入探究110kV智能变电站电气一次系统及继电保护运维的关键问题，为提高变电站设备运行稳定性、可靠性和安全性提供理论和实践支撑。
具体目的包括：1. 分析110kV智能变电站电气一次系统的结构和工作原理，探讨其在电力系统中的作用和重要性。
110kV智能移动变电站设计方案
110kV智能移动变电站设计方案摘要：为满足智能移动变电站的要求，在变电站的主变压器的选型和布置设计上，应设法降低变电所的高度与宽度，尽可能的减少车辆载重。
同时需要保证变压器的固定基础需要与车辆相连，防止车辆在运行时，导致电压器的震动与移位。
此移动式变电站的工作地点一般为野外作业，因此要主要车载的稳定性。
关键词：110kV；移动变电站；设计方案引言智能变电站一体化实际上就是促使变电站二次设备利用自动化控制技术、网络通信技术、微机技术，基于功能重组与完善设计，形成计算机软件与硬件设施设备，从而实现一体化、测量、运行维护的操作管理系统。
随着电力规模逐渐扩大，技术改造与基地建设项目也随之增多，一体化自动验收系统工作量也在不断增加。
其中，智能变电站的监控信息是依据无人值守方式加以收集，其信息量与验收量非常大。
而且智能变电站自动化所对应的是用户终端项目，验收明确要求把运行、协调、调度、计量等作为重要前提。
1智能变电站的优势整个变电站的使用过程和其他传统变电站进行比较的话，可以发现，现如今的智能化变电站能够更加多样的、智能的变化。
通过先进的技术和智能化设备，变电站进一步地将整个系统内的数据监控、控制以及设备故障录波功能。
数字化的智能化变电站是一种新型的变电站，同时集中了许多智能化的优点，将继电保护、安全设备的相关监控统一于一体。
这一点在以往的变电站中，其中系统的硬件配置核心维护是一个重要的点，另一方面还在于信息的交互环节会存在一些无法进行上传的缺点，如此一来就会造成多余的成本浪费。
这些缺点在数字化变电站中得到了很好的解决。
根据相关的分析结果，可以最终得出智能变电站的结构是“三层双网”结构。
通过这种机制可以清晰地分为三层：站控层、间隔层、过程层。
另一方面，双网是站点控制层和处理层的网络，通过它们共享数字信息。
这样分层的主要优点是成功地将智能变电站的信息数字化，然后通过网络传输数字化的信息，实现相关信息的共享。
wxh-811b技术说明书-印刷版
WXH-811B微机线路保护装置技术说明书（Version 1.00）许继电气股份有限公司XJ ELECTRIC CO.,LTD.前言传统变电站面临诸如常规互感器的动态量测范围存在局限性、缺乏统一的信息模型和信息交换模型而使电网信息共享难以实现、智能设备之间缺乏互操作、大量二次电缆对可靠性的不利影响等问题。
随着新型光电互感器技术的成熟、光通信技术和以太网智能交换技术的发展，以及IEC61850系列国际标准的颁布实施，为解决以上问题提供了技术支撑。
许继的符合IEC61850标准体系的数字化变电站自动化系统正是在上述背景下应运而生。
IEC61850标准体系对于变电站自动化技术的发展提供了有效的支撑，主要体现在建模的标准化，支持网络通信方式实现智能电子设备之间的信息交互，实现不同设备之间的互操作等。
需求的推动和技术的发展使变电站向着全数字化的方向发展，符合IEC61850的全数字化变电站是发展的潮流。
许继的数字化变电站基于成熟的软、硬件平台，信息模型和信息交换模型完全遵循IEC 61850的规范，支持互操作，其突出的特点如下：（1）数据采集数字化，采用非常规互感器提高了动态量测水平和测量精度，降低了绝缘要求，在高压系统采用节约成本效用明显；（2）一次设备智能化，IEC61850把变电站分为站控层、间隔层和过程层，过程层的智能接口可以看作是一次设备的延伸和在二次系统中的映射，便于实施精确跳合闸控制和开展设备的状态检修；（3）二次设备网络化，大量的控制电缆被数字通信网络取代，装置冗余被信息冗余取代，降低了工程造价，提高了可靠性；（4）系统建模标准化，统一的信息模型和信息交换模型解决了互操作问题，实现了信息共享，简化了系统维护、工程配置和工程实施。
IEC61850把数字化变电站自动化系统分为站控层、间隔层、过程层三层结构，网络化的信息流如图1所示，具体包括：过程层与间隔层的信息交换，间隔层设备内部的信息交换，间隔层之间的通信，间隔层与变电站层的通信，变电站层不同设备之间的通信。
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浙江杭州110kV智能变电站技术方案许继电气股份有限公司2009-08目录一、智能变电站概述 (3)二、工程概况: (3)三、整体方案 (4)1.站控层系统方案 (5)2.站控层系统配置与功能 (6)3.时钟同步方案 (7)四、工程方案 (7)1.110K V间隔层保护保护和安全自动装置特点 (7)2.110K V线路间隔 (7)3.主变间隔 (8)4.网络化备自投功能 (8)5.35K V/10K V线路保护配置 (9)6.10K V电容器保护配置 (9)7.35K V/10K V分段保护配置 (9)8.10K V所用变保护配置 (10)9.数字化故障录波 (10)10.网络监视仪（含过程层报文分析） (11)一、智能变电站概述变电站作为电网的重要组成部分，是确保电网安全、稳定的重要环节，常规变电站长期存在着由于互感器电磁特性的影响导致保护装置误动拒动、不同厂家设备间互操作性不良等问题。
如何提高电力系统电能传输分配的可靠性，同时延长系统运行生命周期，有效保护项目投资是各个电力公司面临决策的问题。
在电网建设中投资巨大、数量众多的变电站自动化系统是电力公司关注的焦点。
随着应用网络技术、开放协议、智能一次设备、电力信息接口标准等方面的发展产生了比较理想的技术解决方案，其中基于变电站通信网络与系统协议IEC61850标准的智能化变电站方案不但得到了电力企业用户的高度关注，同时也被广大电力装备生产制造厂家所认可。
智能化变电站以智能一次设备和统一信息平台为基础，通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，实现变电站设备的远程监控、程序化自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策、网络故障后的自动重构以及与调度中心信息的灵活交互，实现了一二次设备的智能化，运行管理的自动化。
智能变电站更深层次体现出坚强智能电网的信息化、数字化、自动化和互动化的技术特点。
国家电网公司、南方电网公司在“十五”期间就智能变电站应用技术展开了诸多试点工程，国网公司科技部也多次组织进行“智能化变电站关键技术研究框架”讨论会，智能变电站技术已成为近年来电网技术发展的重要方向。
2008年国网公司提出了建设坚强智能电网宏伟蓝图，常规变电站建设模式已经不能适应电力系统的发展要求，国内各电力公司都开始积极研究基于IEC 61850标准的新型智能化变电站的建设，以便更好的适应电力系统的发展潮流。
二、工程概况:电压等级： 110kV/35kV/10kV主变：本期2台110kV：内桥接线35kV/10kV: 单母分段具体配置容量以主接线图为准，本文只提供了智能变电站的改造方案。
三、整体方案✧整站建立在IEC 61850的标准基础之上，按分层分布式来实现智能变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。
变电站从整体上分为三层：站控层、间隔层、过程层。
✧站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850-8-1通信协议。
✧110kV采用传统互感器，通过采集转换装置和合并单元实现采样值数字化。
过程层采用双网配置，各间隔配置双套采集转换装置和合并单元分别接入过程层A、B网，配置单套智能终端采用双网口接入过程层A、B网。
对于线路测控和内桥保护测控装置配置双网口分别接过程层A、B网，主变双重化配置，每套单网口分别接A、B网。
过程层和间隔层设备之间采用IEC61850-9-2和GOOSE 通信协议进行数据交换。
✧35kV/10kV采用智能一体化开关柜，配置小信号模拟量输出的电子式互感器和综合智能保护测控装置就地安装。
9-2方式中合并单元将数字量采样信号以光纤方式接入过程层网络，间隔层保护、测控、计量等设备不再与合并单元直接相连，而都是通过过程层网络获取采样值信号，这样就达到了采样信号的信息共享。
通过交换机本身的优先级技术、虚拟VLAN技术、组播技术等可以有效的防止采样值传输流量对过程层网络的影响。
更主要的方面在于网络传输模式有效的解决了点对点传输模式下的一些缺陷。
✧实现模式灵活✧便于实现跨间隔保护✧网络化方式下对合并单元的输出光口数量没有要求✧安装方式灵活，适合就地安装随着交换机网络管理技术的迅速发展及其成本的降低，采样值网络传输模式已经在智能变电站得到推广应用。
它更符合智能变电站所倡导的全站数字网络传输的发展方向。
图典型110kV线路间隔IEC 61850-9-2方式配置图智能变电站整体方案图如下图：110kV线路1及内桥间隔(线路2同线路1)1#主变间隔2#主变与1#主变结构相同故障录波及报文分析35kV/10kV 间隔全站网络结构图1.站控层系统方案间隔层装置与监控、远动主站间的通讯结构采用星形以太网的方式，采用IEC 61850-8-1以太网通讯方式。
网络构架可采用单网或双网。
GPS2 110KV测GPS1站控层网络结构图2.站控层系统配置与功能站控层主机包括：操作员站（集成工程师站、VQC、小电流接地选线、五防一体化功能）、远动装置。
2.1 操作员站2.1.1 配置（单机或双机）Dell主机（WinXP操作系统）CPU：双核2.0GHz内存：2.0G硬盘：160GB显示器：22英寸液晶2.1.2 操作员站实现的主要功能✧实时数据采集✧安全监控与控制✧一次设备状态监测及分析✧屏幕显示与操作✧保护光字牌✧运行记录✧制表打印✧定值的远方查询和修改✧装置版本号查询2.2 远动站2.2.1 配置（嵌入式双机）主频：600M；内存：1G；串口：６个／每台；以太网口：４个／每台；2.2.2 远动站系统实现的主要功能✧４遥信息直采直送✧与电力数据网通信✧与载波通道通信✧接受GPS网络对时✧支持IEC870-5-104/101、CDT等远动通信规约3.时钟同步方案整站系统配置两台GPS同步对时装置，全站设备在任何情况下只有一个同步时钟源。
GPS当接收不到外部时间基准信号时，切换到内部守时，保持一定的走时准确度，使主时钟或扩展装置输出的时间同步信号仍能保持一定的准确度。
当外部时间基准信号接收恢复时，自动切换到正常状态工作，切换时间小于0.5S，切换时时钟输出的时间同步信号不会出错。
全站对时有以下两种方案：3.1方案1：采用IEEE1588对时方案站控层和过程层都采用IEEE1588对时方案。
IEEE1588基于工业以太网络对时能满足各间隔合并单元采样同步要求要求，对时精度达到 1 μS。
3.2方案2：站控层SNTP对时+合并单元光纤脉冲对时站控层及间隔层装置对时采用NTP网络时钟，两套NTP服务器同时运行，互为主备。
过程层合并单元采用双光纤脉冲对时。
四、工程方案1. 110kV间隔层保护保护和安全自动装置特点✧间隔层设备CPU采用两个双核微处理器，完全满足9-2规约下SMV和GOOSE共网数据实时性处理能力。
✧间隔层设备具有2~4个光纤以太网接口，满足过程层不同组网方式的要求。
✧间隔层设备功能模块完全遵循IEC61850规约的建模标准。
✧间隔层设备记录装置的所有异常数据，并具有“黑匣子”功能，具有部分设备的全生命周期管理功能。
2. 110kV线路间隔2.1保护配置110kV线路间隔采用常规电流电压互感器，通过加装采集转换装置将模拟量转换成FT3格式的光纤数字量，通过合并单元同步后以IEC61850-9-2标准接入过程层网络。
过程层网络按双网配置，每个间隔配置双套合并单元采集模拟量信息，分别接入过程层A、B网，实现采样值数据采集、传输的独立性、冗余性。
由于110kV 断路器为单跳线圈，因此配置单套智能终端实现数字化传输，由智能终端提供双GOOSE网口分别接入过程层A、B网，实现主变保护双冗余配置。
过程层设备均就地安装，为了节约安装空间并体现集成化思想，A网配置合并单元和智能终端一体化装置-综合智能单元（双网口输出），完成A网采样和A/B网GOOSE功能；B网配置独立合并单元完成B网采样功能，B网的GOOSE跳合闸和开入信息采集通过综合智能单元完成。
2.2 110kV电压实现方案电压互感器通过常规电压切换箱完成PT切换后，将电压模拟量接入采集装置输出FT3数字量格式接入各间隔合并单元，各间隔的合并单元将本间隔的电流、电压数据进行综合，然后以IEC61850-9-2格式输出至过程层网络。
3. 主变间隔1) 主变保护配置主变保护测控一体化装置，双套冗余配置。
每套保护分别接入过程层的A、B网，实现采样和跳闸的独立性。
2）内桥接线差动保护采用线路和桥的电流互感器，主变保护从主变交换机上采集电流、电压信号。
高压侧过程层配置即为110kV线路和内桥的配置。
3）主变中低压侧配置双采集线圈的电流、电压一体化的电子式互感器（罗氏线圈原理），输出采用小信号模拟量，配置双套主变综合智能单元接入小信号模拟量和采集遥信开入（集成智能终端和合并单元的功能，就地安装于开关柜中），然后以9-2和GOOSE规约向主变保护、测控、电度表等设备提供采样值和开入量。
两套主变综合智能单元分别接入过程层A、B网。
4）主变本体配置本体智能终端，完成主变非电量保护功能以及主变温度的采集。
本体智能终端安装于主变本体户外柜内，提供双光纤GOOSE接口分别接入过程层A、B网。
4. 网络化备自投功能利用过程层GOOSE网络实现备自投功能。
与常规备自投装置相比，取消了专用的备自投装置及各保护之间的连接线，避免了各间隔信息的重复采集，网络化采集和传输减少了信息传输环节，提高了备自投动作的可靠性。
110kV系统的进线备自投由内桥保护测控装置和线路测控装置协同完成。
闲线路测控装置完成进线备自投功能的分散执行，内桥保护测控装置完成进线备自投功能的集中处理。
进线备自投功能的动作执行由内桥保护测控装置通过GOOSE 信息实时传送到110kV线路的综合智能终端单元完成。
35kV/10kV系统的分段备自投功能由分段保护测控装置和主变保护测控装置协同完成。
主变保护测控装置完成分段备自投功能的分散执行判断功能，分段保护测控装置完成分段备自投功能的集中处理，各装置间的信息交换和跳合闸命令均通过GOOSE网络传递。
5. 35kV/10kV线路保护配置35kV/10kV出线间隔配置电子式电流、电压一体化互感器（罗氏线圈原理），采用小信号模拟量输出，通过航空插头直接接入保护测控装置和电度表。
保护测控装置集成保护、测控、开入开出、小信号模拟量接入功能。
每个出线间隔配置接入小信号模拟量的电度表。
10kV配置罗氏线圈原理的电子式电流电压一体化互感器，采用小信号模拟量输出，在保证可靠精度情况下，大幅降低了成本。
●三相式瞬时电流速断保护。
●三相式限时电流速断保护。
●三相一次自动重合闸（后加速）。
●低周减载(带滑差闭锁功能)出口跳闸。
●小电流接地选线功能●存储多次故障事件及录波数据。
6. 10kV电容器保护配置电容器配置电子式电流电压一体化互感器，采用小信号模拟量输出。