2)2号主变出线L1中K2处故障
当2号主变中压侧出线L1中K2处出现故障时，由于6DL处配置有线路保护装置，其过流保护起动信号通过GOOSE送至站域保护装置闭锁2号主变简易母线保护，2号主变简易母线保护被闭锁，可靠不动作。本文以35kV线路开关分位和合位情况下模拟线路故障情况。
表4 中压侧简易母线保护定值
表5 35kV线路3405保护定值
(1)当35kV线路开关处于分位时
对2号主变中压侧342开关与35kV线路3405开关共同施加8.75A的故障电流，故障持续时间为700ms。动作情况及故障录波如图6所示。0整组起动，14.5ms外部闭锁1开入(3405保护起动GOOSE信号关联站域保护的中压侧外部闭锁1)，15ms整组起动结束，外部闭锁信号持续至故障消失。
图6 3405分位简易母线保护动作及录波波形(276)
由图6可见，当3405线路出现故障时，3405保护装置整组保护起动，3405保护向站域保护发外部闭锁信号开入，从而闭锁2号主变中压侧简易母线保护，直至故障消失，不致出现因某线路故障而致整条母线掉闸的事故发生。
(2)当35kV线路开关处于合位时
定值保持不变，将3405开关合上，其动作行为和录波波形如图7所示。
图7 简易母线保护动作情况及录波波形(473)
3405保护装置动作，跳开3405开关，同时向站域保护发GOOSE闭锁命令，但是保护动作只能闭锁站域保护200ms，若200ms后故障还没有切除，则此时站域保护整组起动，由于故障还未结束，所以简母延时1动作跳开中分段开关。
5 结论
本文研究成果成功应用于山西某新一代智能变电站，创新了智能变电站继电保护模式，实现了从面向元件向面向系统转变，从面向对象向面向功能转变，提升了保护可靠性、灵敏性与选择性。通过研究得到以下结论。
1)本文主要针对110kV线路冗余保护和变低冗余后备保护的性能进行了分析，实验结果表明，新一代智能变电站站域保护能够更好地对二次系统进行保护。
2)站域保护控制装置弥补了就地级保护的不足，使电力系统的保护与控制功能更加完善。站域保护控制装置的推广应用可望进一步提高智能变电站及电网安全稳定运行水平，具备显著的经济与社会效益。
3)站域保护控制装置能够采集全站的模拟量和开关量信息，可识别变电站的拓扑结构，采用合适的算法和控制策略可使其保护性能进一步提升。
