國網公司變電站設計補充規(guī)定宣貫及智能站經驗交流推廣會學習總結報告

國網公司變電站設計補充規(guī)定宣貫及智能站經驗交流推廣會

學習總結報告

2月23-25日，我和設計院三位同事一起參加了省公司基建部在濟寧舉辦的國網公司變電站設計補充規(guī)定宣貫及智能站經驗交流推廣會，會議的主要內容是①參觀110kV黃屯智能變電站②宣貫《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》（即國家電網基建[201*]58號文）③以110kV黃屯變、220kV怡明站為樣板講解智能變電站初設及施工圖深度設計方案④智能變電站調試經驗介紹⑤各設計單位交流智能站設計經驗和建議，下面就本次學習的內容及自身的思考和建議向領導匯報。

一．會議首先安排參觀了110kV黃屯智能變電站，黃屯變電站規(guī)劃規(guī)模3*50MVA,本期2*50MVA；110kV規(guī)劃出線2回，本期2回，擴大橋接線；10kV規(guī)劃出線36回，本期24回，單母線分段接線；設備全戶內布置。結合現(xiàn)場照片對個人認為的黃屯變亮點作介紹：

1.建筑外觀設計：黃屯變建筑外觀作了專門設計以同濟寧東開發(fā)區(qū)規(guī)劃建筑風格保持一致。

2．照明采用節(jié)能燈具：戶外路燈采用太陽能路燈（見上圖），戶內大量采用LED節(jié)能燈具。

3.智能站方案：110kV電流互感器采用純光纖型電子式互感器，110kV保護測控下放到110kVGIS室就地布置；10kV電流互感器采用低功率型電子式互感器，10kV采用保護測控一體化智能裝置就地安裝在10kV開關柜上；主變保護采用主后一體式保護裝置，雙重化配置，主變本體非電量保護下放到主變室就地布置。

雙重化配置的主變主后一體式保護測控裝置10kV饋線保護測控裝置

10kV電容器保護測控裝置10kV網絡屏獨立，布置在10kV高壓室內

主變本體非電量保護就地布置在主變壓器室內

4.智能輔助控制系統(tǒng)智能輔助控制系統(tǒng)實現(xiàn)圖像監(jiān)控、火災報警、消防、照明、采暖通風、環(huán)境監(jiān)測等系統(tǒng)智能聯(lián)動控制。

二．省公司基建部范士鋒處長講話，主要包括三個內容，一是告知國網公司成立設計處，二是強調在設計中要無條件的執(zhí)行三通（通用設計，通用造價，通用設備），三是要求切實提高設計質量，并提出了具體措施：應用下發(fā)的初設模板、加強施工圖設計深度、建議成立專門的智能站設計小組由咨詢院提供咨詢和幫助、嚴格執(zhí)行設計評審計劃并對計劃執(zhí)行不力的單位進行考核、提高技術能力并推薦應用國網推廣的新技術。

三．浙江省電力設計院陳建華博士宣講《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》，電力工程咨詢院有關設計專家以110kV黃屯變、220kV怡明站為樣板，講解智能變電站設計方案、初設及施工圖設計深度、設計依據(jù)的相關規(guī)范、介紹設計經驗和有關注意事項，電力研究院有關專家介紹了110kV黃屯變調試過程中的經驗教訓。

四．學習結束后各參會單位集體交流，由專家答疑并針對智能站建設提出建議，我代表菏澤院提出了兩點建議：1、從原來數(shù)字化變電站設計施工的實踐看，由于一二次設備結合更加緊密，而一二次設備廠家本身卻是互相獨立各自為政，建議從集團公司層面加強對一二次設備廠家的指導、協(xié)調，明確工程中各類廠家的職責分工，督促其加強互相合作，減少在智能變電站實施過程中互相推諉扯皮的情況。2、建議加強對智能變電站系統(tǒng)網絡結構的研究，對通用設計和標準配送式變電站各個方案提出推薦的智能變電站系統(tǒng)網絡結構，以規(guī)范各二次設備廠家系統(tǒng)網絡結構混亂的情況，提高設計效率和工程整體質量。這些建議得到了省公司基建部胡俊鵬專工的肯定和咨詢院專家的認可。

五．會議最后由胡工總結，強調各設計單位要熟練掌握智能站有關規(guī)程規(guī)定、智能站實施過程中要建立起協(xié)同配合的管理團隊、加強施工和調試過程中的設計聯(lián)絡，對今年可研已按常規(guī)站審核還未審初設的工程項目，省公司基建部的想法是全部按照智能站設計但還需要和國網公司溝通，大概到3月份上旬可以明確。

以上是這次會議的大概情況，最后根據(jù)在這次會議上的所看所學結合個人的思考，提出一些的想法和建議供領導參考：

1.關于電子式互感器，電子式互感器現(xiàn)在主要類型包括采用羅氏線圈的有源式電子式互感器、采用磁光玻璃和純光纖的無源式電子式互感器以及主要用于開關柜的低功率型電子式互感器。

采用羅氏線圈的有源式電子式互感器的優(yōu)點是重量輕、在GIS上應用可以將PT和CT做成一體式的ECVT且不受溫度影響，缺點是抗電磁干擾能力較差而且如果用于敞開式設備需要采用激光供電，供電模塊壽命短可靠性差。采用磁光玻璃和純光纖的無源式電子式互感器優(yōu)點是光學性能好、不受電磁干擾的影響，缺點是磁光玻璃抗震性能差、光纖和玻璃的連接點強度弱，兩者共同的缺點是受溫度影響大。低功率電子式互感器的缺點是抗干擾問題難以解決，所以在這次補充規(guī)定中明確要求“采用戶內開關柜保護下放布置時，宜采用常規(guī)互感器”，已經基本上把低功率電子式互感器排除在選擇之外。

根據(jù)智能變電站的定義和智能化要求，是否采用電子式互感器并不影響智能化的實現(xiàn)，常規(guī)互感器結合合并單元同樣可以滿足智能化的要求，在現(xiàn)階段電子式互感器還不成熟，缺少長期運行經驗、價格較高并且電子式互感器的壽命要小于常規(guī)互感器，現(xiàn)在還無法做到與其它設備同壽命周期。所以個人建議智能變電站選擇互感器時可以在敞開式設備（現(xiàn)在主要是主變中性點電流互感器）和開關柜中優(yōu)先選擇常規(guī)互感器配合合并單元的方式，在GIS設備中可選擇羅氏線圈型的電子式互感器，因為其可以做成電流電壓一體式的ECVT使用方便，而且在GIS上使用可以把電源模塊置于地電位端不需激光供電，避免了激光供電帶來的低可靠性，也可以選擇常規(guī)互感器加合并單元的方式。至于磁光玻璃和純光纖的電子式互感器，現(xiàn)在這兩種產品的運行經驗太少且價格太高，建議暫不考慮使用，等待其發(fā)展成熟且獲得足夠的運行經驗，黃屯變之所以采用純光纖型電子式互感器主要原因是黃屯變是試點站，咨詢院設計思路在于要做出亮點，跟現(xiàn)在要大規(guī)模推廣智能變電站的思路不同。

2.建議在實施智能變電站的過程中，在設備廠家確定后，借鑒都司數(shù)字化站當時的經驗，由主管部室牽頭，召集相關設備廠家開協(xié)調會議，明確職責分工和責任分界點，盡可能的減少廠家之間互相推諉扯皮的現(xiàn)象。

3.針對設計院二次設計力量薄弱的現(xiàn)狀，建議在智能變電站設計初期，集中公司變電二次技術力量會同智能變電站系統(tǒng)提供廠家召開設計聯(lián)絡會議，確定保護實現(xiàn)方案，因為智能變電站二次回路只體現(xiàn)在配置文件中，以連接裝置虛端子的方式實現(xiàn)，所以要在一開始就將整個保護實現(xiàn)方案確定下來，減少后期由于跟設備廠家各自理解不同造成的配置文件來回修改的問題。

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重慶智能變電站二次設計規(guī)范總結V1.00版

重慶智能變電站二次設計規(guī)范總結

“注”中的內容主要是對標題正文的討論內容的進一步解釋，注”中紅色字體部分是援引國網58、441號文件，通常都是會議上討論的依據(jù)。注”中后面的內容是對國網公司標準化原文的解釋。--------馮亮

為加快推進堅強智能電網建設，國網公司在結合智能變電站技術研究和建設試點成果，總結分析智能變電站關鍵技術、設計、設備應用情況，形成“安全可靠、成熟適用、經濟合理”的技術規(guī)范和配置要求，制定《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》，國網重慶公司在上述補充規(guī)定基礎上，結合重慶地區(qū)實際運行經驗，總結出重慶版本智能站建設補充規(guī)定。

1、

保護信息子站設置及分區(qū)問題

220kV及以上電壓等級保護信息子站獨立設置，目前作為安全區(qū)II設備，經過調度數(shù)據(jù)網----非實時網傳調度端主站；當保護信息子站需要遠方修改定值功能、切換定值區(qū)和投退壓板時其升級為安全區(qū)I設備，應經過調度數(shù)據(jù)網----實時網傳調度端主站。保護信息子站站端支持雙調度數(shù)據(jù)網接入。保護信息子站不獨立設數(shù)據(jù)采集網。保護信息子站經過防火墻接至站控層網絡。

注：

《國家電網基建〔201*〕58號_關于印發(fā)《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》的通知_》中“6.2.34）中提及保護及故障信息子站應與變電站自動化系統(tǒng)共享信息采集，330～750Kv變電站保護及故障信息子站可獨立配置。

非實時網絡為不控制網絡，電網安全分區(qū)中劃為安全區(qū)II，如傳統(tǒng)信息子站、故障錄波數(shù)據(jù)及計量數(shù)據(jù)等；實時網絡為控制網絡，電網安全分區(qū)中劃為安全區(qū)I，如保護信息、測控信息及后臺監(jiān)控等。傳統(tǒng)保護信息子站單獨組網，智能變電站中保護信息子站信息可依靠監(jiān)控網絡獲取，避免信息重復采集。保護信息子站現(xiàn)已具備遠方修改定值等功能，但運行中并未大面積推廣，還是依賴于實時網絡實行遠方控制。重慶地區(qū)由于運行習慣及調度中設有獨立的保護信息主站系統(tǒng)，所以220kV及以上電壓等級仍獨立設置保信子站。保護信息子站與監(jiān)控后臺分屬不同系統(tǒng)，因此需增加防火墻進行橫向隔離進入站控層網絡。

2、

注：

智能組件（智能終端及合并單元）布置原則

合并單元和智能終端應下放至就地布置。

1）220kV變電站的220kV部分及主變110kV側，合并單元和智能終端合組一面柜，雙重化配置的合并單元和智能終端合組一面柜，此柜由二次設備廠家提供。

2）220kV變電站110kV線路、PT、及母聯(lián)間隔，合并單元和智能終端安裝于GIS匯控柜內。

3）10kV及35kV開關柜布置時采用就地布置。主變10kV合并單元和智能終端可采用合一裝置（SV口和GOOSE口分開配置），安裝于10kV開關柜低壓室內

《國家電網基建〔201*〕58號_關于印發(fā)《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》的通知_》中“5.1.1總體原則d）中指出智能組件是可靈活配置的智能電子裝置，現(xiàn)階段一次設備智能組件一般包括：智能終端、合并單元、狀態(tài)監(jiān)測IED等。當合并單元、智能終端布置于同一控制柜內時，可將合并單元、智能終端硬件進行整合以節(jié)省硬件裝置數(shù)量；

1）110kV及以上電壓等級非開關柜設備（如GIS、AIS）采用智能終端與合并單元獨立配置，低壓開關柜設備（如10kV主變低壓側）智能終端與合并單元合一配置，是考慮主變低壓側過程層設備采用雙套配置，開關柜內空間有限。10kV其他保護設備采用保護測控一體化裝置含（操作及交流采集）就地安裝于開關柜內。

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2）由于220kV電壓等級及主變110kV側過程層設備雙重化配置，并且匯控柜內還有在線監(jiān)測等智能組件，空間有限，因此過程層設備單獨組一面屏。110kV線路、母聯(lián)間隔過程層設備由于是單套配置，本著節(jié)約屏柜，布局簡潔的原則，過程層設備組于匯控柜內。

3）在最近的國網第三批及貴州第二批智能站招標中可發(fā)現(xiàn)，合并單元與智能終端硬件上的合并有推廣的趨勢，不過大部分還是出現(xiàn)在110kV（66kV）低電壓等級變電站，重慶及貴州地區(qū)已明確220kV、110kV變電站中主變低壓側雙重化智能終端與合并單元合一配置。而山西與吉林地區(qū)則將合一配置擴大到110kV（66kV）等級間隔設備。

3、

注：

主變保護及各側過程層設備配置原則

1）220kV變電站的主變保護采用主后保護合一的雙套配置，各側合并單元和智能終端雙套配置。2）110kV變電站的主變保護采用主、后保護分開配置，各側合并單元和智能終端單套配置。后備保護宜與測控裝置一體化。

3）110kV變壓器常規(guī)CT配置一個保護繞組一個測量（計量）繞組。500kV變電站的變壓器可保留低壓側套管CT。

《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》電氣一次部分5.1.3智能終端配置原則中指出220kV～750kV主變保護裝置均采用雙重化配置，相應智能終端也采用冗余配置。110（66）kV變電站主變保護若采用主、后備保護一體化裝置時采用雙重化配置，相應智能終端也采用冗余配置。主變保護若采用主、后備保護分開配置時采用單套配置，相應智能終端也采用單套配置。5.2.2合并單元配置原則a)~e)合并單元的配置數(shù)量主要與繼電保護的配置方案有關，對于繼電保護有雙重配置要求的間隔，合并單元也應冗余配置，對應于互感器冗余的獨立輸出回路。

1）220kV及以上變電站的主變保護采用主后保護合一的雙套配置，為滿足2套保護獨立運行，任一智能終端或合并單元檢修，系統(tǒng)仍可正常運行。各側合并單元和智能終端雙套配置。

2）重慶地區(qū)原110kV變電站中主變保護采用主后分離模式，采用我公司ISA-387G、ISA-388G實現(xiàn)，現(xiàn)110kV智能變電站中主變保護采用2臺PRS-7378，其中一臺只投主保護，另外一臺只投后備保護（含測控功能），這也符合國網對于110kV及以下電壓等級宜采用保護測控一體化設備設備總體要求。各側合并單元與智能終端單套配置通過點對點方式接入主保護與后備保護；

3）常規(guī)站關于主變高中側一般各有7個CT繞組：保護2個、母差2個、測量1個、計量1個、故障錄波1個，采用常規(guī)互感器+合并單元方式后，由主變壓器高中側合并單元輸出的數(shù)據(jù)可以滿足主變壓器高、中壓側保護、測量、計量、故障錄波等需要，可取消主變壓器本體高、中壓側套管電流互感器等設備。對于110kV變壓器本體高側，由于保護及合并單元單套配置，常規(guī)CT可配置一個保護繞組。500kV變電站的變壓器保留低壓側套管CT，主要是滿足分相差動保護功能的需要。

4、

注：

間隔層設備中保護及測控裝置配置原則

1）220kV及以上電壓等級的繼電保護按照雙重化原則進行配置，間隔層設備采用保護測控功能分開配置，測控單套配置。

2）220kV及以上電壓等級主變測控裝置宜按開關獨立配置，本體測控宜獨立配置。當網絡雙重化配置時，測控裝置應配置獨立的數(shù)據(jù)接口控制器，分別接入雙重化的兩個網絡。3）110kV及以下電壓等級采用保護測控合一裝置。

《Q／GDW441-201*《智能變電站繼電保護技術規(guī)范》》中第5條：繼電保護及相關設備配置原則中指出220kV及以上電壓等級的繼電保護及與之相關的設備、網絡等應按照雙重化原則進行配置。在《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》測控配置指導原則中提到i)獨立配置時，測控裝置應單套配置；ii)330kV及以上電壓等級測控裝置宜獨立配置；iii)220kV電壓等級當繼電保護裝置就地安裝時，

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宜采用保護測控一體化裝置；iv)110kV及以下電壓等級宜采用保護測控一體化裝置；雙重化配置的繼電保護應遵循以下要求：

1）每套完整、獨立的保護裝置應能處理可能發(fā)生的所有類型的故障。兩套保護之間不應有任何電氣聯(lián)系，當一套保護異常或退出時不應影響另一套保護的運行；

2）兩套保護的電壓（電流）采樣值應分別取自相互獨立的MU；雙重化配置的MU應與電子式互感器兩套獨立的二次采樣系統(tǒng)一一對應；這樣保護采樣的來源才能獨立。兩套保護的跳閘回路應與兩個智能終端分別一一對應；兩個智能終端應與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應；這樣才能保證2套保護出口的獨立.

3）雙重化配置保護使用的GOOSE（SV）網絡應遵循相互獨立的原則，這樣當一個網絡異�；蛲顺鰰r不應影響另一個網絡的運行。而對于測控裝置而言，在精簡二次設備大原則的前提下，測控提倡與保護裝置合一配置，由于重慶地區(qū)運行習慣，220kV及以上電壓等級保護測控分開配置，測控單獨配置，同時接入過程層A、B網。110kV及以下電壓等級采用保護測控合一裝置。

5、

合并單元與互感器配置原則：

重慶地區(qū)新建智能變電站不采用電子式互感器，全部采用常規(guī)互感器。

220kV及以上電壓等級各間隔合并單元宜冗余配置；110kV及以下電壓等級各間隔（除主變間隔）合并單元宜單套配置

1）雙重化配置的保護的回路CT繞組配置2個5TPE保護級和2個0.2S測量（計量）級，布置于斷路器和線路側刀閘之間。母聯(lián)回路CT布置于一側。當配置行波測距裝置需另配置獨立的二次繞組，并經過控制電纜接至行波測距裝置（合并單元的采樣頻率不能滿足500kHz的要求）。

2）電壓互感器配置合并單元時，配置2個保護線圈（3P級）和2個測量（計量0.2級）線圈，取消開口三角線圈。10kV采用開關柜時，10kV母線PT不再配置合并單元3）電壓切換或電壓并列功能由合并單元來實現(xiàn)。

4）間隔電流合并單元輸出采用DL/T860-9-2標準輸入至間隔層設備；母線PT合并單元輸出采用FT3標準格式給間隔合并單元，采用DL/T860-9-2標準格式給保護裝置；每個間隔合并單元的雙A/D輸出22采樣值通道至保護裝置。合并單元采用DL/T860-9-2格式輸出時采用4kHZ，F(xiàn)T3輸出格式時采樣頻率采用4kHZ。

注：

《國家電網基建〔201*〕58號_關于印發(fā)《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》的通知_》中“5.2.1互感器配置原則c）中提及選用電子式互感器，需進行充分技術經濟論證d)采用常規(guī)互感器時，宜配置合并單元，合并單元宜下放布置在智能控制柜內合并單元配置原則1）220kV及以上電壓等級各間隔合并單元宜冗余配置；2）110kV及以下電壓等級各間隔合并單元宜單套配置；3)同一間隔內的電流互感器和電壓互感器宜合用一個合并單元；8)合并單元宜具備電壓切換或電壓并列功能，宜支持以GOOSE方式開入斷路器或刀閘位置狀態(tài)；9)合并單元應能提供輸出IEC61850-9協(xié)議的接口及輸出IEC60044-8的FT3協(xié)議的接口，能同時滿足保護、測控、錄波、計量設備使用。

1）在最近的國網第三批及貴州第二批智能站招標中可發(fā)現(xiàn)，電子式互感器并未大面積推廣，而采用常規(guī)互感器+合并單元的模式完成智能組件的就地化。經過國網幾個試點站反應，電子式互感器在實際運行中并不是特別穩(wěn)定，電子式互感器在高電壓等級變電站運行經驗尚需積累。而常規(guī)互感器在各電壓等級變電站已具有成熟的運行經驗，采用常規(guī)互感器，配以合并單元實現(xiàn)模擬量就地數(shù)字化轉換，利用光纖上傳，既提高了信號傳輸?shù)目垢蓴_性和可靠性，又可減少互感器二次繞組配置數(shù)量，從而減小互感器體積，提高其可靠性。據(jù)于此，重慶地區(qū)已明確，目前新建智能變電站，不采用電子式互感器，全部采用常規(guī)互感器。

2）雙重化配置，兩個P級CT（PT）分別接入兩套合并單元，滿足兩套保護裝置采樣的獨立性；兩個0.2S級CT分別接入兩套合并單元，用于測量與計量裝置。CT布置于斷路器和線路側刀閘之間是考慮到倘若

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CT布置于母線側和斷路器之間是存在弊端的：倘若CT與斷路器之間發(fā)生接地故障時，對于母差保護而言，為區(qū)外故障，母差保護不會動作，屬于線路保護動作區(qū)域，但是線路保護動作切掉斷路器后，并未能切除故障。取消電壓互感器三角電壓，使用保護自產的零序電壓，因零序電壓很小，考慮經濟性，智能站中一次設備未單獨配置零序電壓互感器。規(guī)避了傳輸及采集上造成的誤差

3）電壓切換或電壓并列功能由合并單元來實現(xiàn)。這樣保護只完成保護邏輯判斷功能，合并單元可通過GOOSE網絡獲取刀閘和斷路器位置狀態(tài)，完成上述功能，這也與傳統(tǒng)站中獨立于保護裝置配置電壓切換裝置或電壓并列裝置保持了一致性。

4）間隔電流合并單元輸出采用DL/T860-9-2標準輸入至間隔層設備，以達到整站間隔層設備輸入接口的標準化。合并單元之間級聯(lián)采用FT3格式，采用IEC60044-8協(xié)議，主要是因為傳輸數(shù)據(jù)延時小于IEC61850-9-2光網口接口。所以母線PT合并單元輸出采用FT3標準格式給間隔合并單元，傳輸母線電壓數(shù)據(jù)，以實現(xiàn)線路同期功能。35/10kV采用開關柜時，35/10kV母線PT不再配置合并單元,主要是因為開關柜內二次設備采樣及操作回路還是傳統(tǒng)回路，配置35/10kV母線PT合并單元意義不大，母線電壓可通過傳統(tǒng)電壓轉接并列裝置傳遞。

6、

智能終端與保護配置原則

220kV～750kV除母線外，智能終端宜冗余配置；110kV除主變外，智能終端宜單套配置；66kV（35kV）及以下配電裝置采用戶內開關柜布置時宜不配置智能終端；采用戶外敞開式布置時宜配置單套智能終端；每段母線智能終端宜單套配置，若配電裝置采用戶內開關柜布置時母線宜不配置。

本間隔的保護測控跳閘命令、合閘命令及保護所需開關量信號有直接光纖路徑傳輸時，優(yōu)先選擇直接光纖路徑。智能終端具備跳/合閘命令輸出的監(jiān)測功能。當智能終端接收到跳閘命令后，應通過GOOSE網發(fā)出收到跳令的報文。

注：

《國家電網基建〔201*〕58號_關于印發(fā)《國家電網公司201*年新建變電站設計補充規(guī)定》的通知_》中有關智能終端配置原則中指出各電壓等級智能終端的配置數(shù)量主要與繼電保護裝置配置原則有關，220kV～750kV繼電保護裝置均采用雙重化配置，相應智能終端也采用冗余配置。對于母線間隔，智能終端負責該段母線上的母線地刀、母線設備刀閘信息的采集和智能控制；110kV繼電保護裝置（主變保護除外）均采用單套配置，相應智能終端也采用單套配置。

1）根據(jù)國網要求，全站智能終端的布置宜實現(xiàn)就地化，以保證一次設備屬性的就地數(shù)字化66kV（35kV）及以下戶內開關柜實現(xiàn)了保護測控裝置下放布置，一二次設備距離較近，可不配置智能終端，信息采集和分合閘控制可采用常規(guī)控制電纜直聯(lián)實現(xiàn)；66kV（35kV）及以下戶外敞開式布置，一二次設備距離較遠，需就地配置智能終端，實現(xiàn)相關量就地數(shù)字化轉換，利用光纖上傳，提高信號傳輸?shù)目垢蓴_性和可靠性。

2）有關直采、直跳、網絡跳閘、網絡采集信息來源的明確，跨間隔信息及命令由GOOSE網絡傳遞。當GOOSE網交換機發(fā)生故障，直采直跳仍可完成本間隔保護測控功能，不受其影響。但為保證保護直跳時網絡監(jiān)視儀器能夠監(jiān)視跳閘信息來源問題，要求智能終端具備跳/合閘命令輸出的監(jiān)測功能，通過GOOSE網發(fā)出收到跳令的報文

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