随着变电站二次设备及网络技术的发展，智能变电站成为智能电网的重要组成部分。智能变电站的显著优点是实现了就地数字化、 跨间隔数据共享，二次回路简单，无二次长电缆等。目前智能变电站标准化设计采用三层两网结构，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成：站控层由监控主机兼操作员工作站、数据服务器、数据通信网关机及网络打印机等设备构成；间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析、相量测量等若干个二次子系统组成；过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行。

随着智能变电站的发展，以下问题日渐凸显：系统结构较复杂，中间环节多，由于合并单元以及智能终端的处理延时，保护的整组动作时间比常规变电站保护增加7~8ms；合并单元故障影响范围大，SV网采数据同步对时间同步系统依赖性高；交换机数量多，配置工作量大，故障影响范围广，增加建设成本和维护难度；过程层配置复杂多变，安装调试及运维检修工作量大，改扩建技术难度高。

就地化保护新技术将有效解决以上问题，对智能变电站的推广应用提供了有利的技术支撑。就地化保护通过贴近一次设备高防护就地安装布置，采用电缆直接采样直接跳闸，取消过程层合并单元和智能终端设备，减少中间传输环节，提升保护速动性与可靠性；基于接口标准化设计，实现保护装置的即插即用、工厂化预制、集中式调试、模块化安装和更换式检修，提升工作质量和效率，减少停电时间；通过一体化设计，纵向集成单间隔功能，实现继电保护装置小型化、集成化，减少设备类型及数量，降低整体设备缺陷率。

目前110kV及以上就地化线路保护样机以及相关的管理单元设备已通过中国电科院检测，并在黑龙江漠河、新疆吐鲁番、浙江舟山等8个典型特殊气候地区挂网运行。

就地化保护装置结构特点

就地化保护装置采用小型化结构，模块化设计，便于整体安装、拆卸及更换。

保护装置对外接口采用专用电连接器和专用光纤连接器形式，通过预制电缆与预制光缆实现对外连接。各个电连接器与光纤连接器之间具有物理防误插措施，包括本连接器不同方向以及不同连接器之间可能出现的防误插措施。

装置采用金属全密封机箱结构，装置的IP防护等级满足IP67的要求。装置适应于环境温度：-40℃～+70℃。装置电磁兼容性能：工频电场强度19kV/m，工频磁场强度1130µT。装置具有防振动、抗跌落的机械结构，机械振动、冲击和碰撞性能满足DL/T 478-2013中4.10.4的规定。

就地化保护性能特点

就地化保护具有以下优点：

1）单间隔就地化线路保护减少了保护采样、跳闸信号中间传输环节，比目前智能化变电站保护的整组动作时间缩短7ms~8ms。

2）单间隔线路保护取消了保护装置与间隔合并单元、智能终端间SV、GOOSE虚端子配置，减少配置工作量。

3）跨间隔就地化保护通过双向环网技术实现数据冗余，任一节点通信中断，环网通信不受影响，可靠性高。

4）支持SV和GOOSE收发，为站域保护等站端设备提供数据采集和控制执行支撑。

5）简化二次光缆、电缆接线。

就地化保护与传统智能站保护的性能对比：

就地化保护 传统智能站保护

贴近一次设备安装，仅需配置就地端子箱， 保护装置工厂化预制、模块化安装 需要间隔保护屏和智能汇控柜，系统接线复杂，占地面积大

采用专用电连接器和专用光纤连接器插接，实现现场防误、即插即用 二次回路及接线复杂，易出现误接线、消缺困难

集中式调试、更换式检修，简化现场工作，提高人员工作效率 现场调试、检修，工作周期及停电时间长

采用电缆直采直跳，提升速动性和可靠性 应用了光纤通信，增加了中间传输及光电转换环节，使得保护动作速度下降

可无防护安装 需空调环境下运行

就地化线路保护实施方案

1) 基于间隔内功能纵向集成的理念，就地化线路保护集成了合并单元、智能终端功能。

2）每套线路保护均具有完整的主后备保护功能，双重化线路保护相互独立配置。

3）线路保护采用模拟量电缆直接采样，采集本间隔保护用三相电流、电压及同期电压。通过SV网络发布本间隔电流、电压采样值。

4）线路保护采用电缆直接跳闸。通过GOOSE网络发布本装置的跳闸信号及其他状态信号，通过GOOSE网订阅其他保护或控制设备的相关信号。例如：启动失灵、闭锁重合闸。

5）线路保护通过电缆接入必要的断路器信息，例如：断路器位置。

6）线路保护具备SV和GOOSE过程层共口输出功能，供站域等其他保护使用，采样率为4kHz。

7）线路保护纵联通道分别采用两个不同路由的通道。

就地化线路保护方案如图1所示。

图1就地化线路保护方案示意图

就地化主变保护实施方案

1）就地化主变保护由主机和子机构成。保护主机、子机之间通过HSR环网发送和接收信息。

保护主机包含全部保护功能、对外管理功能及本体子机功能，主机通过HSR环网接收采样数据和开关量，进行逻辑运算。运算结果通过HSR环网发给子机，跨间隔开关量通过GOOSE网收发。

保护子机完成本间隔模拟量采集，开关量采集及保护出口。子机采集模拟量和开关量后通过HSR环网发送给主机，并接收主机的开关量信号用于出口。

2）子机应采用电缆直接采样和电缆直接跳闸方式，装置接收的断路器位置等本间隔开入信息应采用电缆连接方式，与其他装置间的启动、闭锁等信号应采用GOOSE网络传输。

3）主机和子机具备SV和GOOSE过程层共口输出功能，供站域等其他保护使用，采样率为4kHz，子机同其他保护的信息交互采用GOOSE组网方式完成。

4）保护装置不依赖于外部对时系统实现其保护功能。

需要指出的是，主变保护主机、子机之间采用环网通信具有较高的可靠性，当任一节点通信中断时环网通信不会受到影响。并且可根据变电站规模划分不同子环网，有效降低环网传输流量，提高传输裕量，方便间隔扩展。

就地化母差保护实施方案

1）母线保护按照常规互感器接入方式设计，电缆直接采样、电缆直接跳闸。

2）母线保护采用积木式设计，由一个基础保护系统和若干个扩展保护系统构成，以基础保护系统为中心按星型拓扑连接。

3）基础保护系统和扩展保护系统能够灵活接入8个间隔，间隔在各基础保护系统或扩展保护系统的接入分配应根据实际工程由设备制造厂在出厂前完成。

4）基础保护系统负责8个间隔的模拟量和开关量的采集和对应间隔的分相跳闸出口，并完成保护逻辑功能、与智能管理单元接口功能、过程层网络通信接口功能、站控层通信接口功能。

5）扩展保护系统负责8个间隔的模拟量和开关量采集以及对应间隔的分相跳闸出口。

6）基础保护系统和扩展保护系统可以灵活接入电压模拟量或电流模拟量，每段母线的电压按一个独立的间隔接入，基础保护系统和各扩展保护系统之间为点对点连接方式。

7）基础保护系统和扩展保护系统之间按照共口方式传输SV和GOOSE数据。

8）基础保护系统和扩展保护系统具备SV和GOOSE过程层共口输出功能，供站域等其他保护使用，采样率为4kHz。

9）联闭锁信息（失灵启动、远跳闭重、失灵联跳等）采用GOOSE网络传输方式。

就地化保护智能管理单元

就地化保护智能管理单元实现变电站内就地化保护装置的界面集中展示、配置管理、备份管理、保护设备在线监视与诊断功能。智能管理单元与不同厂家保护装置间具备良好的兼容性，对各厂家保护装置采用统一的显示和操作界面。

变电站所有就地保护设备直接连接到站控层MMS网络。智能管理单元采用双机配置，部署在安全I区，与站控层双网连接，获取保护数据。管理单元具体应包含以下功能：

1）界面展示功能：

智能管理单元可以对菜单内容进行相应展示和操作；也支持保护中间节点信息上送及展示，辅助进行隐性故障识别。同时在智能管理单元中可以根据就地化保护的模拟量进行向量图、序分量的计算，实现保护的负荷展示功能，方便运维人员负荷检查，保证就地化保护的采样准确性。

2）备份功能：

为保证在更换就地化保护设备时简单易行，在就地化保护安装完成后，智能管理单元对保护设备相关的参数进行备份，备份文件包括：CID、CCD、工程参数、定值等。

3）保护设备在线监视与诊断功能：

智能管理单元可以根据就地化保护设备的上送告警信息、监测信息等对装置的运行状态进行评估，并可根据监测信息的统计变化趋势进行故障预警。同时管理单元可以收集保护设备的温度、电源电压、光口强度等信息，能够以图形形式展示出来，并能对相应数据进行分析预警。

随着电网规模的迅速扩张，电网亟需快速可靠、便于运维的继电保护新技术。本文在就地化保护新技术的基础上，提出了智能化变电站采用就地化保护配置方案；对就地化保护配置原则、装置技术特性、设备安装及接口方式均做了较为详细的说明；并在就地化保护配置基础上，提出了变电站采用三网合一的自动化网络架构。工程中可根据实际接线和建设规模，选择最优的保护配置方案，保证智能变电站可靠安全运行。

（作者均就职于华东电力设计院有限公司，文章有删节）