為了能夠更好地分析新一代智能變電站站域保護與常規繼電保護之間的區別，本文在對站域保護研究現狀、功能配置和功能原理方面進行介紹的基礎上，經過現場實驗對某110kV線路冗余保護和變低冗余后備保護的性能進行分析。結果表明，新一代智能變電站站域保護能夠更好地對二次系統進行保護。

近年來，隨著我國以特高壓為骨干網架的各級電網迅速協調發展，逐步形成了以信息化、自動化和互動化為主要特征的智能電網[1]。繼電保護作為電網安全穩定運行的第一道防線，必須適應甚至超前電網的發展需求[2]。

與傳統智能變電站相比，新一代智能變電站采用了層次化保護控制系統，主要由就地級保護控制[3]、站域級保護控制和廣域級保護控制3個層次構成[4]。其中站域級保護控制面向單個被保護對象，利用站內多個對象的電氣量、開關量和就地級保護設備狀態等信息，集中決策，實現保護的冗余和優化，完成并提升變電站層面的安全自動控制功能，同時也可作為廣域保護控制的子站。

站域保護控制系統作為層次化保護系統的關鍵環節，綜合利用了站內多間隔線路、元件的電氣量和開關量信息，不僅能夠實現故障點的快速、準確和可靠隔離，而且實現了站內冗余后備保護、優化后備保護及安全自動控制[5]。

站域保護控制可以獲取多個間隔或全站信息，比間隔保護得到的信息更多，可對現有保護系統進行補充和優化。對110kV及以下電壓等級沒有配置雙重化保護裝置的系統，可進行集中冗余保護，同時可實現全站備投、低頻低壓減載裝置、斷路器失靈保護等功能。

本文在對站域保護研究現狀和系統原理進行分析的基礎上，對運城市某110kV線路進行現場冗余保護和變低冗余后備保護實驗分析，對比分析了站域保護同常規微機型繼電保護的特性差異。結果表明，新一代智能變電站站域保護系統能夠有效地對故障進行檢測并控制，提高了保護的可靠性。

1 站域保護的研究現狀

目前站域保護方式主要分為集中(集成)式保護和分布化(網絡化)保護兩種。

文獻[6]提出了一種在邏輯上采用兩層配置方案的集中式保護，即以差動保護為主的單元保護模塊作為間隔級保護，以基于拓撲理論的網絡保護模塊作為全站系統級保護。文獻[7-8]提出了一種采用統一軟硬件平臺，并配置保護、測量和控制等功能的數字化集中式保護裝置。

文獻[9]提出了一種以多功能保護控制器MPCU為核心的數字化集成保護與控制系統DIPC。文獻[10-12]設計了應用于110kV數字化變電站的集成保護樣機，研究了集成保護對傳統線路保護、變壓器保護等功能的改進，并就過程層網絡通信系統的實時采樣、數據同步及可靠傳輸做了相關分析。文獻[13]對智能變電站中分布式網絡化保護進行定義并指出了其應用范圍，即在保護上實現分布式母線保護，在控制上實現網絡化備自投及低頻低壓減載。

文獻[14]提出了一種無主站式的分布式母線保護方案，各母線間隔保護單元通過可靠性較高的環形網絡交互數據，發生故障時只需將相應回路斷開，而不會引起整條母線的停電。

2 新一代站域保護功能配置

站域保護與控制裝置基于智能變電站過程層網絡數據共享，通過網絡接收電氣量采樣數據(網采)，發出跳合閘等控制命令(網跳)。站域保護與控制裝置在智能變電站中的位置及對外信息交互如圖1所示，其采集全站過程層與站控層網絡的信息數據，完成就地級保護的冗余后備、優化后備及安全自動控制，同時具備獨立的通信接口，支持廣域通信，完成廣域保護控制系統的子站功能。

圖1 站域保護與控制裝置

新一代智能變電站中站域保護與控制裝置的功能配置主要包括冗余保護、優化后備保護、安全自動控制和廣域保護控制的子站功能，見表1。從表1的功能配置表可以發現，站域保護中冗余保護只包含對單套配置保護的冗余，若主變保護已經雙重化配置，則站域保護控制裝置中不宜再配置冗余。

站域保護與控制裝置中冗余保護功能不含線路縱聯保護，主要原因是：①通道和對側設備不支持，若要支持，則需增加大量設備和工程量;②若含線路縱聯保護，則站域保護會通過線路關聯多個站，復雜程度大大增加，影響范圍較大。

站域保護與控制裝置中不需要包含10kV間隔保護的冗余，主要原因是10kV間隔采用傳統互感器和“六合一”裝置，無獨立的合并單元和智能終端，若站域保護裝置實現10kV間隔保護，則其采樣和出口同樣要經過“多合一”裝置，“多合一”裝置因故退出運行時，站域保護起不到冗余作用。

表1 站域保護的功能配置表

3 站域保護功能原理

3.1 采樣與跳閘方式

無論在智能變電站還是常規變電站，就地級保護裝置均采用直采直跳的方式進行工作，而站域保護率先采用網采網跳的方式進行工作。因本文著重強調智能變電站中的保護方式，故對智能變電站中直采直跳和網采網跳進行比較。

1)直采直跳是指智能電子設備間不通過交換機而以點對點連接方式直接進行采樣值傳輸和跳合閘信號的傳輸，其工作原理如圖2所示。

該方法的優點是，保護裝置不依賴于外部對時系統實現其保護功能，避免了組網方式下交換機引起的采樣和跳閘信息不確定性延遲。缺點是保護裝置光口數量多，使二次回路光纖連接復雜。

圖2 直采直跳工作原理圖

2)網采網跳是指智能電子設備間經過交換機的方式進行采樣值傳輸共享和跳合閘信號的傳輸，通過劃分VLAN的方式避免信息流過大，其工作原理圖如圖3所示。

該方法的優點是，保護裝置通過網絡實現信號輸入輸出，有效地減少了母線保護、主變壓器保護等跨間隔保護裝置的光口數量，簡化了二次回路光纖連接。缺點是多間隔數據同步依賴于對時系統及網絡，網絡化信息交互存在延時。

3.2 110kV線路冗余保護

110kV線路就地級保護一般單套配置，當保護因故退出運行時，110kV線路會失去保護。因此，站域保護控制裝置中配置110kV線路保護，作為就地級保護的冗余。但由于通信通道限制等原因，站域保護中線路保護不考慮縱聯保護，其他如距離保護、零序過電流、重合閘、手合后加速等保護功能同就地級線路保護一致。

圖3 網采網跳工作原理圖

3.3 變壓器優化后備保護

220kV及以上系統設計時，就地化的變壓器保護均按照主后一體雙重化的設計原則配置，任一套變壓器保護因故退出運行，不會對變壓器的運行造成影響。110kV及以下系統就地化的變壓器保護均按照主后一體雙重化配置或者主后分置的保護配置，任一套保護設備退出，不會對變壓器運行造成影響。

基于上述原因以及站間信息共享和協同保護技術，站域保護對變壓器后備保護進行補充，通過相鄰間隔保護的閉鎖和加速保護來提升變壓器后備保護的性能。

變壓器低壓側后備過電流保護動作切除故障，動作延時較長，會對一次設備造成傷害。采用簡易母線保護可快速切除故障，以減少變電站低壓母線短路故障對開關柜和變壓器的危害。

母線區外故障時，低壓側出線等相關保護能夠發出信號閉鎖簡易母線保護;母線區內故障時，低壓側出線等相關保護不發出閉鎖信號，簡易母線保護可以快速動作切除變壓器低壓側斷路器。低壓側如果有小電源，那么當母線區內故障時，簡易母線保護會經延時跳開低壓側小電源，再經延時跳開低壓側斷路器。

簡易母線保護取自母線TV，可實現復合電壓閉鎖(低電壓、負序電壓)，電流取自變壓器低壓側斷路器三相TA，簡易母線保護為復合電壓閉鎖過電流保護。

4 站域保護現場分析

為了能夠較好地對比分析新一代站域保護與傳統微機型繼電保護的性能差異，本文以110kV線路冗余保護和變壓器中壓側冗余后備保護為例進行驗證。

4.1 110kV線路冗余保護案例

以110kV線路東中線145為例，在整定計算中，110kV線路1冗余保護定值與145就地級線路保護定值完全一致，將兩套保護均投入運行，在同樣的運行狀態下，比較二者重合后加速情況下的保護動作行為。

由于無法直接對電子式互感器輸入電流，只能通過對一次設備進行升流試驗來模擬線路中的故障狀態，故通過PT斷線相過流保護來驗證線路冗余保護實現的可能性。PT斷線相過流定值為0.4A，時間為0.2s，保護動作整組報告對比見表2。

通過二者動作情況比較，站域保護110kV冗余保護僅比145就地級線路保護動作晚1ms，動作行為正確，但是在故障電壓相同的情況下，站域保護的故障電流為0.51A，零序故障電流為0.50A，遠遠小于就地級保護的故障電流120.27A和零序故障電流119.14A;且對于故障的測距也更加精確。

由此可見，110kV冗余保護具備線路保護的反應速度，可作為110kV線路保護的后備保護，動作值、動作時間、動作邏輯符合國家電網公司企業標準GDW 11053—2013《站域保護控制系統檢驗規范》中對于簡易母線保護的要求如下：動作值允許誤差不大于±5%或 ±0.02IN，延時允許誤差不大于±1或±40ms的要求。

表2 保護動作整組報告對比

4.2 變壓器中壓側冗余后備保護

簡易母線保護電壓取自母線TV，可實現復合電壓閉鎖(低電壓、負序電壓)，電流取自變壓器中壓側、低壓側斷路器三相TA，簡易母線保護為復合電壓閉鎖過電流保護，圖4所示為簡易母線保護主接線示意圖。下面以圖4所示示意圖中故障點進行主變中壓側故障和中壓側線路故障為例進行分析。

1)2號主變中壓側分支K1故障

當2號主變中壓側分支K1故障時，TA4處檢測到故障電流超過簡易母線保護定值，且無外部線路保護閉鎖條件，簡易母線保護動作出口跳閘本支路4DL。為了驗證簡易母線保護動作可靠性，本文在變電站中模擬主變中壓側故障，2號主變中壓側簡易母線定值設置見表3。

圖4 簡易母線保護主接線示意圖

表3 2號主變中壓側簡易母線定值

將2號變中壓側342開關(4DL)及中壓側分段340開關(11DL)合上，對1號主變中壓側合并單元輸入故障電流，由于中壓側簡母延時3不投入，故將故障時間設置為550ms。采用中元華電CAPP2008故障分析軟件對站域保護動作波形進行分析，如圖5所示。

圖5 母線保護動作情況及錄波波形

由圖5可見，0ms時簡易母線保護整組起動;199.5ms站域保護2號主變中壓側簡母延時1動作，跳開1號主變中壓側分段340開關;499.5ms時中壓側簡母延時2動作，跳開1號主變中壓側341開關，動作值、動作時間、動作邏輯符合企業標準中對于簡易母線保護的要求。

2)2號主變出線L1中K2處故障

當2號主變中壓側出線L1中K2處出現故障時，由于6DL處配置有線路保護裝置，其過流保護起動信號通過GOOSE送至站域保護裝置閉鎖2號主變簡易母線保護，2號主變簡易母線保護被閉鎖，可靠不動作。本文以35kV線路開關分位和合位情況下模擬線路故障情況。

表4 中壓側簡易母線保護定值

表5 35kV線路3405保護定值

(1)當35kV線路開關處于分位時

對2號主變中壓側342開關與35kV線路3405開關共同施加8.75A的故障電流，故障持續時間為700ms。動作情況及故障錄波如圖6所示。0整組起動，14.5ms外部閉鎖1開入(3405保護起動GOOSE信號關聯站域保護的中壓側外部閉鎖1)，15ms整組起動結束，外部閉鎖信號持續至故障消失。

圖6 3405分位簡易母線保護動作及錄波波形(276)

由圖6可見，當3405線路出現故障時，3405保護裝置整組保護起動，3405保護向站域保護發外部閉鎖信號開入，從而閉鎖2號主變中壓側簡易母線保護，直至故障消失，不致出現因某線路故障而致整條母線掉閘的事故發生。

(2)當35kV線路開關處于合位時

定值保持不變，將3405開關合上，其動作行為和錄波波形如圖7所示。

圖7 簡易母線保護動作情況及錄波波形(473)

3405保護裝置動作，跳開3405開關，同時向站域保護發GOOSE閉鎖命令，但是保護動作只能閉鎖站域保護200ms，若200ms后故障還沒有切除，則此時站域保護整組起動，由于故障還未結束，所以簡母延時1動作跳開中分段開關。

5 結論

本文研究成果成功應用于山西某新一代智能變電站，創新了智能變電站繼電保護模式，實現了從面向元件向面向系統轉變，從面向對象向面向功能轉變，提升了保護可靠性、靈敏性與選擇性。通過研究得到以下結論。

1)本文主要針對110kV線路冗余保護和變低冗余后備保護的性能進行了分析，實驗結果表明，新一代智能變電站站域保護能夠更好地對二次系統進行保護。

2)站域保護控制裝置彌補了就地級保護的不足，使電力系統的保護與控制功能更加完善。站域保護控制裝置的推廣應用可望進一步提高智能變電站及電網安全穩定運行水平，具備顯著的經濟與社會效益。

3)站域保護控制裝置能夠采集全站的模擬量和開關量信息，可識別變電站的拓撲結構，采用合適的算法和控制策略可使其保護性能進一步提升。