4. 场站电气主接线与保护分区
新能源场站的保护配合，第一步不是整定计算，而是把“保护分区”划清楚。分区决定了每套保护管到哪、相邻保护在哪里交接、故障由谁先切除。若分区模糊，就会出现越级跳闸、保护死区或重合闸误动。本节以典型“风电/光伏场站”为例，说明集电线路、箱变、升压站、送出线路、母线和储能单元的保护分区划分，以及电流互感器（TA）、电压互感器（TV）、合并单元（MU）与智能终端（ST）对配合的影响。
一、保护分区的划分原则
保护分区的基本依据是“电气边界”和“断路器位置”。每个分区由若干被保护元件组成，分区之间以断路器（或具备切除能力的开关设备）为界。工程上遵循三条原则：
- 边界唯一：相邻分区共用一台断路器时，该断路器由两侧保护共同作用，但必须有明确的主保护与后备保护归属。
- 无死区：TA 安装位置应使被保护元件处于 TA 与断路器之间，避免断路器与 TA 之间形成死区。
- 逐级配合：从储能单元/箱变→集电线路→母线→升压站主变→送出线路，动作时间与定值逐级配合，上级作为下级后备。
典型场站可划分为六个分区：储能单元分区、箱变分区、集电线路分区、升压站母线分区、主变及升压站分区、送出线路分区。各分区通过断路器与 TA 位置形成清晰的保护范围。
二、TA 与 TV 的配置要点
TA 配置的核心是“位置正确、变比匹配、极性一致”。集电线路保护用 TA 一般装于断路器线路侧，保护范围覆盖线路全长；箱变高压侧 TA 用于箱变差动或过流保护，其保护范围应覆盖箱变内部；主变差动保护需要各侧 TA，且各侧变比需按变压器额定电流折算，保证差流平衡。以一台 35 kV/0.69 kV、容量 2.5 MVA 的箱变为例，高压侧额定电流约 41.2 A，可选用 50/5 或 75/5 的 TA；低压侧额定电流约 2092 A，需选用 2500/5 的 TA。若两侧变比折算后不平衡，差动保护会产生不平衡电流，需通过平衡系数修正。
TV 配置则决定电压量输入。母线 TV 提供母线电压，用于母线保护、备自投和电压闭锁；线路 TV 用于距离保护和检同期；主变 TV 用于差动保护和过励磁判断。对于含储能单元的场站，PCS 交流侧通常也配置 TV，用于并网电压监测和低压穿越判断。TV 的接线组别（如 Y/Y/△）必须与保护装置电压输入方式一致，否则会出现相角偏差，影响方向元件和距离元件。
三、合并单元与智能终端对配合的影响
在智能变电站中，MU 将 TA/TV 的模拟量转换为 SV 采样值，ST 接收 GOOSE 命令执行跳合闸。它们对保护配合的影响主要体现在三方面：
- 采样同步：MU 之间若同步误差超过允许值（通常要求不大于 1 μs），差动保护两侧采样时刻不一致，会产生差流，严重时导致误动。工程上通过全站统一时钟或“点对点”同步方式解决。
- 传输延时：SV 和 GOOSE 经过交换机时会产生延时，若延时抖动过大，保护动作时间离散，上下级配合时间级差可能被压缩。一般要求 GOOSE 传输延时不超过 3 ms。
- 配置一致性：MU 的 TA 变比、极性、SV 通道映射必须与保护装置定值一致；ST 的 GOOSE 虚端子连接必须与跳闸矩阵对应。任一处配置错误，都会造成保护拒动或误动。
四、分区配合的检查方法
分区划分完成后，可用“故障点遍历法”检查配合关系：在集电线路末端、箱变高压侧、母线、主变高压侧、送出线路末端分别设置故障点，观察哪套保护先动作、动作时间是否满足级差。以集电线路末端故障为例，集电线路过流保护应在 0.3 s 动作，箱变高压侧熔断器作为后备，动作时间应大于 0.5 s；若箱变熔断器先于集电线路保护动作，说明级差不足，需调整定值或更换熔断器规格。
对于储能单元，还需检查 PCS 保护与集电线路保护的配合。PCS 通常具备过流、过压、欠压和频率保护，其动作时间应快于集电线路保护，避免故障时集电线路先跳闸导致整条线路停运。若 PCS 保护动作时间设置过长，则应由集电线路保护作为后备，但需确保 PCS 本身不因故障电流损坏。
综上，保护分区是场站保护配合的“骨架”，TA/TV 是“感官”，MU/ST 是“神经”。只有分区清晰、TA/TV 配置正确、MU/ST 同步可靠，才能实现从储能单元到送出线路的逐级配合，确保故障时快速、有选择地切除。