摘要：本文分析了智能化变电站二次回路基本内涵和特点，并阐述了继电保护二次回路的设计要求。
关键词：智能变电站；继电保护；二次回路
1 智能化变电站二次回路基本内涵和特点
与传统站相比，智能变电站中的二次设备新增加了合并单元和智能终端，其装置输入输出回路由传统的电缆回路升级为光纤回路，并引进新的“检修机制”功能。本文中涉及如下几个新概念：
1.1 智能化变电站
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
1.2 合并单元
即（MU）用以对来自二次转换器的电流和（或）电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。一次设备（电流、电压互感器）将一次电流和电压转变为二次模拟数值后，通过控制电缆传送至合并单元，在合并单元内部转变为数字量，经过光电转换成光信号后，按照特定协议通过光纤二次回路向间隔层设备（保护、测控装置等）发送采样值（即SV）。
1.3 智能终端
一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与间隔层二次设备采用光纤连接。一方面将一次设备的位置等节点信息转换为光纤数字信号（即GOOSE报文），通过光纤上传至间隔层设备；另一方面，将间隔层设备发出的控制等光纤数字信号转换为传统电控制信号，通过控制电缆实现对一次设备的测量、监视、控制等功能。
1.4 虚端子
合并单元与间隔层设备之间的信息传输属于SV网，智能终端与间隔层设备之间的信息传输属于GOOSE网，其输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应的关系，为了便于形象地理解和应用SV、GOOSE信号，将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。
1.5 检修机制
智能保护中引入检修机制，即智能装置的检修状态通过装置硬压板（即检修压板）开入实现，当投入时，检修位置“1”，退出时，检修位置“0”。保护接收SV时应对SV的检修位与装置本身的检修位进行比较，只有检修位一致时才用于保护逻辑，否则不参加保护逻辑计算。
智能保护测控装置、智能终端和合并单元是智能变电站中典型的智能组件，作为二次回路的“中转站”，智能终端和合并单元通过电缆与一次设备连接，通过光纤与保护、测控等设备连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。一方面，接收从保护、测控装置发出的光纤数字信号；另一方面，将数字信号转变为电信号，控制、监测一次设备，执行保护、测控装置的相关功能。
2 继电保护二次回路设计要求
根据二次回路设计总的要求及国家电网公司典型设计DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》，继电保护二次回路设计的主要要求如下：
2.1 常规控制系统
变电站或发电厂宜采用强电一对一控制接线，宜选用110kV或220kV直流控制电压。控制回路一般采用直流空气开关控制，无人值守变电站宜采用控制回路自动复位的二次接线。
断路器控制回路需满足下列要求：
2.1.1 断路器控制回路应该有电源监视回路，用来监视跳、合闹回路的完整性，当不完整时，应该报“控制回路断线”。
2.1.2 断路器控制回路应该能正确指示断路器合闸与跳闹的位置状态；重合闹时应该有明显的信号。
2.1.4 控制回路中应该有完善的“断路器防跳回路”。
2.1.5 断路器控制回路接线应简单可靠。
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2.1.6 断路器控制回路应采用双色灯接线的监视回路。断路器在合位时红灯亮，断路器在分位时绿灯亮。
2.1.7 若断路器在就地操作，可以只设置监视跳闸回路的位置继电器，用红灯表示合位，绿灯表示分位，事故时向主控室发出声、光信号。
2.1.8 当断路器的操作机构是分相操作时，保护装置应该设置综合重合阐和单相重合闹，并且要满足故障时断路器单重、三重、综重等功能。主变间隔、母联间隔、旁路间隔均应适用三相联动断路器。
2.1.9 220kV-500kV隔离开关宜采用远方及就地操作；全封闭组合电器宜采用远方操作；检修用的接地刀闹、隔离开关宜就地操作。额定电压在110kV及以下时，隔离开关与接地开关宜就地操作。接地刀闹、隔离开关应有完善的防误闭锁系统。主变三侧应有完善的三侧连锁系统。电气连锁部分的电源应独立设置。当断路器为液压或空气操动装置时，在压力降低至规定值时，应可靠的闭锁断路器的重合闹、合闹和跳闹。
2.2 常规信号系统
变电站应该设置能重复动作并自动解除的事故信号和预告信号装置。无人值班的变电站装设较为简单的音响信号装置，该装置仅在幵关装置就地操作时才投入。
中央信号继电器装置应具有的功能：断路器事故发生跳间时，能可靠的瞬时发出声光信号；能进行预告和事故信号的完好性试验；能手动或自动复归信号；事故音响时，不应有遥信信号发出；强电控制时，信号应由弱电发出；当设备发生异常运行或事故时，应采用一对一的光字牌信号；设计中可以将预告信号延时0.3s-0.5s，以避免断路器三相不一致或者控制回路断线造成的瞬间误发信号；继电保护装置及自动装置就地布置时，动作信号应可靠及时的传送到主控室。
2.3 交流电流、交流电压回路
2.3.1 电流互感器的选择应满足一次回路额定电压、最大负荷电流以及短时的动稳定、热稳定电流的要求，还应满足测量仪表、保护装置精度的要求。
2.3.2 对于中性点直接接地系统，可按照三相电流互感器配置；对于中性点非直接接地系统，可安装两相或三相配置。
2.3.3 当保护装置与测量仪表公用一组电流互感器，应分别接不同的二次绕组。
2.4 计算机监控系统
变电站监控采用目前成熟先进的计算机监控系统，按无人值班设计，计算机监控系统的设计原则如下：
2.4.1 计算机监控系统为分层分布式网络结构；
2.4.2 变电站内由计算机监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其他常规的控制屏以及模拟屏，变电站内的数据统一采集处理，资源共享；
2.4.3 计算机监控系统的电气模拟量采集釆用交流采样；
2.4.4 保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点形式输入测控单元；
2.4.5 远动数据传输设备按冗余配置，计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享，不重复采集，节约投资；
2.4.6 计算机监控系统具备防误闭锁功能，能完成全站防误操作闭锁；
2.4.7 计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求；
2.4.8 向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程；
结束语：
总而言之，智能化信息技术系统的运用，从根本上解决了变电站二次回路的复杂性，在缺乏智能变电站二次设计软件的情况下，“虚回路 ”及虚端子的表示为智能变电站二次设计提供了过渡桥梁。因此，智能变电站二次回路的应用已在为智能电网运行过程中的基本组成部分，也是我国变电站自动化系统的必然发展趋势。
参考文献
[1]电力系统光纤二次回路设计与研究[D].卞振杨.南京理工大学2012.
[2]综自变电站继电保护二次回路的检测设计[D].郭智慧.华北电力大学,2015.
[3]智能变电站二次系统的设计及其工程应用研究[D].张航.山东大学,2013.
论文作者:赵德阳
论文发表刊物:《电力设备》2017年第15期
论文发表时间:2017/10/19
标签：回路论文; 变电站论文; 断路器论文; 信号论文; 智能论文; 设备论文; 装置论文; 《电力设备》2017年第15期论文;