该站全站采用了电子式互感器，在现场对电子式互感器和合并单元进行了多项试验，实验项目如下：
1）精度试验，如图10-8所示。
图10-8 电子式互感器精度试验现场
2）极性试验。
3）零漂试验。
4）一次侧瞬间上电、掉电冲击试验。
5）采集器电源瞬间上电、掉电冲击试验。
6）合并单元与保护测控装置联调。
7）电压并列功能测试。
8）GPS同步时钟精度测试。
针对现场测试中出现的采集器A/D采样存在约10%的直流分量、互感器极性、高压侧和低压侧合并单元输出延迟一致性、检修标志位等问题进行处理，确保了电子式互感器的数字输出满足保护和测量装置的需求。
全站统一构建冗余的GOOSE网，即GOOSEA网、GOOSEB网，网络形式采用星形网。过程层采样值和继电保护相关GOOSE信息采用点对点传输即直采直跳，分别如图10-9、图10-10所示，其他非继电保护（如录波、计量）的采样值也采用了点对点直接上送的方式（过程层未组SV网），GOOSE信息采用网络传输的模式，变压器各侧（含低压侧）及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入了主变高压侧MU；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。
图10-9 直采直跳方案（合并单元配置）
图10-10 直采直跳方案（智能终端配置）
本方案的优点是避开了交换机环节和对同步信号的依赖，实现了智能变电站的信息数字化传输和功能集成化；缺点是保护及合并单元所需的以太网口较多，发热量大，所使用的光缆数量多，硬件开销大。
220kV主变各侧智能终端按断路器双重化配置，分为第一套智能终端和第二套智能终端。第一套为许继电气，第二套为南瑞继保。第一套智能终端具备接收第一套保护跳合闸命令、测控的手合（遥合）/手分（遥分）命令及闸刀、地刀GOOSE命令；输入开关位置、闸刀及地刀位置、开关本体信号；跳合闸自保持功能等。第二套智能终端应具备接收第二套保护跳合闸命令，只具备开关遥合跳功能，输入开关位置；跳闸自保持功能等。智能终端配置单工作电源，具备一组跳闸线圈和一组合闸线圈。合闸自保持继电器采用第一套智能终端内的合闸自保持继电器；第二套智能终端内的合闸自保持继电器备用。第二套智能终端的非自保持合闸输出接点通过第一套智能终端合闸自保持继电器进行开关合闸，智能终端在收到手跳、TJR、母差动作等信号后，通过闭重硬接点实现相互闭锁重合闸。智能终端不设置防跳功能，防跳功能、三相不一致功能由开关本体实现。(www.xing528.com)
该站运行现场图及施工图如图10-11～图10-14所示。
图10-11 智能组件柜
图10-12 主变中性点电子式互感器
220kV该站工程设计中，220kV智能终端、合并单元按GOOSE和SV虚端子配置方法设计的相关施工图，如图10-15～图10-18所示。
图10-13 主变电子式电流电压互感器
图10-14 智能化GIS
图10-15 合并单元SMV虚端子（保护部分）
图10-16 合并单元SMV虚端子（测控部分）
图10-17 220kV智能终端GOOSE逻辑连线图（保护部分）
图10-18 220kV智能终端GOOSE逻辑连线图（测控部分）
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