3.2 110kV线路冗余保护
110kV线路就地级保护一般单套配置，当保护因故退出运行时，110kV线路会失去保护。因此，站域保护控制装置中配置110kV线路保护，作为就地级保护的冗余。但由于通信通道限制等原因，站域保护中线路保护不考虑纵联保护，其他如距离保护、零序过电流、重合闸、手合后加速等保护功能同就地级线路保护一致。
图3 网采网跳工作原理图
3.3 变压器优化后备保护
220kV及以上系统设计时，就地化的变压器保护均按照主后一体双重化的设计原则配置，任一套变压器保护因故退出运行，不会对变压器的运行造成影响。110kV及以下系统就地化的变压器保护均按照主后一体双重化配置或者主后分置的保护配置，任一套保护设备退出，不会对变压器运行造成影响。
基于上述原因以及站间信息共享和协同保护技术，站域保护对变压器后备保护进行补充，通过相邻间隔保护的闭锁和加速保护来提升变压器后备保护的性能。
变压器低压侧后备过电流保护动作切除故障，动作延时较长，会对一次设备造成伤害。采用简易母线保护可快速切除故障，以减少变电站低压母线短路故障对开关柜和变压器的危害。
母线区外故障时，低压侧出线等相关保护能够发出信号闭锁简易母线保护;母线区内故障时，低压侧出线等相关保护不发出闭锁信号，简易母线保护可以快速动作切除变压器低压侧断路器。低压侧如果有小电源，那么当母线区内故障时，简易母线保护会经延时跳开低压侧小电源，再经延时跳开低压侧断路器。
简易母线保护取自母线TV，可实现复合电压闭锁(低电压、负序电压)，电流取自变压器低压侧断路器三相TA，简易母线保护为复合电压闭锁过电流保护。
4 站域保护现场分析
为了能够较好地对比分析新一代站域保护与传统微机型继电保护的性能差异，本文以110kV线路冗余保护和变压器中压侧冗余后备保护为例进行验证。
4.1 110kV线路冗余保护案例
以110kV线路东中线145为例，在整定计算中，110kV线路1冗余保护定值与145就地级线路保护定值完全一致，将两套保护均投入运行，在同样的运行状态下，比较二者重合后加速情况下的保护动作行为。
由于无法直接对电子式互感器输入电流，只能通过对一次设备进行升流试验来模拟线路中的故障状态，故通过PT断线相过流保护来验证线路冗余保护实现的可能性。PT断线相过流定值为0.4A，时间为0.2s，保护动作整组报告对比见表2。
通过二者动作情况比较，站域保护110kV冗余保护仅比145就地级线路保护动作晚1ms，动作行为正确，但是在故障电压相同的情况下，站域保护的故障电流为0.51A，零序故障电流为0.50A，远远小于就地级保护的故障电流120.27A和零序故障电流119.14A;且对于故障的测距也更加精确。
由此可见，110kV冗余保护具备线路保护的反应速度，可作为110kV线路保护的后备保护，动作值、动作时间、动作逻辑符合国家电网公司企业标准GDW 11053—2013《站域保护控制系统检验规范》中对于简易母线保护的要求如下：动作值允许误差不大于±5%或 ±0.02IN，延时允许误差不大于±1或±40ms的要求。
表2 保护动作整组报告对比
4.2 变压器中压侧冗余后备保护
简易母线保护电压取自母线TV，可实现复合电压闭锁(低电压、负序电压)，电流取自变压器中压侧、低压侧断路器三相TA，简易母线保护为复合电压闭锁过电流保护，图4所示为简易母线保护主接线示意图。下面以图4所示示意图中故障点进行主变中压侧故障和中压侧线路故障为例进行分析。
1)2号主变中压侧分支K1故障
当2号主变中压侧分支K1故障时，TA4处检测到故障电流超过简易母线保护定值，且无外部线路保护闭锁条件，简易母线保护动作出口跳闸本支路4DL。为了验证简易母线保护动作可靠性，本文在变电站中模拟主变中压侧故障，2号主变中压侧简易母线定值设置见表3。
图4 简易母线保护主接线示意图
表3 2号主变中压侧简易母线定值
将2号变中压侧342开关(4DL)及中压侧分段340开关(11DL)合上，对1号主变中压侧合并单元输入故障电流，由于中压侧简母延时3不投入，故将故障时间设置为550ms。采用中元华电CAPP2008故障分析软件对站域保护动作波形进行分析，如图5所示。
图5 母线保护动作情况及录波波形
由图5可见，0ms时简易母线保护整组起动;199.5ms站域保护2号主变中压侧简母延时1动作，跳开1号主变中压侧分段340开关;499.5ms时中压侧简母延时2动作，跳开1号主变中压侧341开关，动作值、动作时间、动作逻辑符合企业标准中对于简易母线保护的要求。
