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3.2110kV线路保护装置远传功能
XL1及XL2线路两侧的RCS943A型保护装置具有远传功能，可实现110kV系统故障时联切BC断路器，达到C光伏发电站与系统解列的要求。RCS943A型保护装置的硬件原理如图3所示，AB1及AB2的保护出口接点接入本保护装置的远传开入622或623）端子，在保护动作后给本保护装置的远传开人端子提供开人信号，BA1及BA2的远传开出809-810或811-812）端子接入BC跳闸回路，用BA1及BA2的远传开出实现BC跳闸，同时BA1和BA2保护动作的同时联切BC断路器。利用RCS943A型保护装置的远跳功能也能实现联切要求，其实现方案与远传方案基本相同。
（1）XL1与XL2线路并列运行，XL1线路故障。XL1线路故障，线路两侧保护动作，断路器跳闸。BA1保护动作的同时联切BC断路器，同时BA1的远传开出也沟通BC跳闸回路，但C光伏发电站在XL1线路两侧断路器跳闸后仍通过X12线路与系统并网运行，不存在联切的必要，因此应闭锁线路保护的联切功能，但是闭锁条件难以实现，导致保护的联切功能误切C光伏发电站。
（2）XL1与XL2线路并列运行，B变电站110kV母线故障。B变电站110kV母线故障时，AB1、AB2及CB保护动作，断路器跳闸。BA1及BA2接收到AB1及AB2的远传信号后远传开出沟通BC跳闸回路，C光伏发电站与系统解列，此时AB1、AB2、BC、CB断路器处于分位。因CB采用检同期的重合闸方式，故不会发生非同期合闸情况。CB是弱电源侧，若后备保护未动作，此时AB1、AB2及BC断路器处于分位，因BC采用检同期及母线有压线路无压的重合闸方式，故不会发生非同期合闸情况。
（3）XL1线路单供B变电站，XL1线路故障。XL1线路故障，线路两侧保护动作，断路器跳闸。BAl利用远传开出及跳闸联切回路实现BC断路器跳闸，C光伏发电站与系统解列。因BC采用检同期及母线有压线路无压的重合闸方式，因此不会发生非同期合闸情况。
（4）XL1线路单供B变电站，B变电站110kV母线故障。B变电站110kV母线故障时，AB1及CB后备保护动作，BA1接收到AB1的远传信号后远传开出沟通BC跳闸回路，因CB采用检同期的重合闸方式，因此不会发生非同期合闸情况。CB是弱电源侧，若后备保护未动作，此时AM及BC断路器处于分位，因BC采用检同期及母线有压线路无压的重合闸方式，因此不会发生非同期合闸情况。
该方案需进行二次回路设计及施工，且有可能误切C光伏发电站，但不会发生非同期合闸可能。按照文献［4]中关于继电保护可靠性的要求，为保证可靠性，宜选用性能满足要求、原理尽可能简单的保护方案，以便于整定、调试和运维，因此不宜采用联切方案。
3.3 110kV运行方式调整
该地区电网目前运行方式是XL1与XL2线路并列运行，B变电站两台主变并列运行。为了防止110kV线路非同期合闸，同时兼顾B变电站的供电可靠性，也可进行运行方式的调整：将XL1及XL2线路分列运行，B变电站两台主变分列运行，形成单回线一变压器运行的终端供电方式，如图4所示。
由于C光伏发电站在B变电站110kV II段母线并网运行，B变电站＃1变压器中、低压侧均无地区电源，因此XL1线路两侧重合闸可采用三相自动重合闸方式（不检定的重合闸方式）；XL2线路两侧重合闸需考虑同期问题，在目前不具备同期检定条件的情况下，可退出XI.2线路两侧重合闸，但会降低B变电站35kV及10kV II段负荷的供电可靠性，对此可投入35kV及10kV分段备用电源自动投入装置来提高供电可靠性。
