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引言
由电流、电压互感器供电的全部回路叫电压电流回路。其调试范畴包括变比、极性、准确级别、二次额定负载等。对于常规站，该回路试验验证了二次电缆接线的正确性。智能站，基于IEC61850规约，光纤取代传统电缆接线，数字信号代替模拟信号传输，二次回路试验不仅验证二次电缆、光纤接线的正确性，同时也对采样通道配置、虚端子连接以及SCD文件、IED配置等正确性进行验证。
本文对基于常规互感器结合合并单元的模式（Transformer MU，简称TM模式）的新建智能站电压电流回路调试中可能出现的问题进行分析解答，为其他调试人员在二次回路调试工作中提供参考。
1、电压电流回路实现原理
电压电流回路的基本作用有：（1）对一次设备运行工况进行监视；（2）计量用；（3）用于各类保护装置；（4）用于控制及调节等。
1.1常规变电站电压电流回路实现
常规站采用电磁式互感器，输出的二次模拟量经电缆直接接入二次设备。对于CT接线遵守串联原则，即原边与被测电路串联，副边与所有装置仪表负载串联；PT遵守并联原则，即原边与被测电路并联，副边与所有装置仪表负载并联。同时，CT二次回路不允许开路，PT一次回路不允许短路。
1.2智能变电站电压电流回路实现
智能站中，不论是采用传统的电磁式互感器或是电子式互感器，二次回路中的交流采样，由合并单元（Merging Unit，MU）完成。MU将电力系统中的同一时刻各相电压、电流以数字采样瞬时值的方式组帧，通过光纤，以组网或者点对点方式将其送往保护、计量、测控、电能量分析等装置设备。MU实现了智能站过程层的传感设备与间隔层之间通信的无缝联接，将互感器信号转变为遵循61850-9-1/2标准并能够在各层网络上传输。
2、电压电流回路调试方法说明
2.1电流回路调试试验
首先确认各二次回路用途、绕组特性，检查一点接地情况；然后分相进行一次、二次通流。二次通流验证二次回路的正确性以及各绕组特性正确，一次通流验证整个间隔电流回路正确性。
对于常规站，分相通流后，需在电流流经的各处使用钳形表测量电流大小与实际通流值是否一致，查看相关二次设备液晶显示结果是否正确。
向各二次设备发送采样报文，具体实现方式见下对于智能站，各二次保护装置不包含模/数转换器，数据的采样和转换由电子式互感器或MU完成，模数转换的启动命令、采样频率均由MU控制。间隔MU完成电压电流数据收集组帧后，图1所示。
二次设备从MU接收采样值，按通信方式分为两种：（1）直接采样，设备与MU之间为点对点方式；（2）网络采样，设备与MU之间经过SV网络交换机连接。如下图2。
图2 智能变电站两种采样方式
直接采样回路简单，传送过程无中间环节，各间隔独立采样，可靠性高，传输延时短，保护动作速度快。网络采样传输延时受网络延时影响，对交换机依赖强，对交换机的要求高。但网络采样，可实现采样信息的共享，同时可减少MU、测控、保护装置等采样光口，减少光纤数量。因此，在目前智能站设计中，常采用两者结合方式，线路、母差等保护装置采用直采，而对于测控、故障录波、信息子站等测量监视装置采用网络采样，例如宁夏李俊220kV变电站、金贵220kV变电站、于祥220kV变电站等，实现方式如下图3所示。
图3 直接采样与间接采样结合方式
2.2电压回路调试试验
常规站母线电压回路调试原理：电压回路一般由PT就地端子箱接至“母线电压切换/并列装置”，经切换后接至保护屏顶电压小母线，再经各间隔“操作继电箱”切换后给各二次设备使用。“母线电压切换/并列装置”受母线PT刀辅助接点的控制，“操作继电器箱”受各间隔母线刀辅助接点控制，并列/解列受母联断路器辅助接点控制。
智能站母线PT间隔的MU同时接入两条母线上的电压，并从母联智能终端引入母联及其母线刀位置，电压并列/切换功能由母线PT MU实现，不需要额外并列切换装置。母线PT MU通过FT3协议或61850-9-2标准将母线电压值发送至各间隔MU，由间隔MU将母线电压与本间隔电流信号进行组帧（如图1所示），然后发给各二次设备。
3、装置无流、失压原因分析
常规站保护装置无流失压，首先检查CT、PT端子箱处接线是否正确良好；其次检查回路是否存在短路开路现象等；还需检查二次设备交流输入插件是否正常。对于公用电压回路失压原因还包括：隔离开关重动继电器是否失磁，PT端子箱处低压断路器，熔断器是否断开，隔离开关辅助接点、电压切换接点以及重动继电器接点接触是否良好、二次回路绝缘等问题。
智能站光纤取代电缆，传递的采样值为数字量，因此智能站无流失压原因可以从以下几方面分析：
（1）光纤连接：光纤的通断以及衰耗，可使用光功率计或红光源来测试光纤的衰减以及导通性能。
（2）SCD文件配置：如果系统集成厂商配置SCD文件所依据的ICD模型与实际二次设备的ICD模型不符，或者二次设备采样通道虚端子连接错误，都会导致设备无法正常采样，装置无流或失压。
（3）合并单元系数配置：目前智能站采样值传输主要基于61850-9-2协议，MU发送采样值为一次值，而MU从互感器输入的为二次值，因而MU需要进行系数配置，符合实际的变比关系，设备才能从MU接收正确值。
（4）对时异常：由图1可知，各间隔MU从各处获取不同通道的电压电流值，组成数字帧，每一时刻数据都会被打上时间标签，保证同一时刻的数据全站统一。如果同步时钟源丢失，MU对时异常，导致各MU采集的数据没有同一时间标准，即意味着相与相之间，变压器进出线之间以及母线保护各支路之间将产生测量错误，这可能会造成保护设备误动，跳闸出口造成停电事故。因此当外部时钟丢失，MU要能发出对时异常告警信息，必要时二次设备将无采样信号。
（5）交换机VLAN或者静态组播划分：某些二次设备采用网采方式获取采样值，基于成本等多方面因素考虑，经常使用SV与GOOSE共网方式。基于61850-9-2的采样报文采样率为80点/周波，每5点一帧的应用模式下，每帧最大报文长度约为5296位，即662字节。则一个MU数据流量为：662字节*8bit/字节*4000帧/s=20.2Mbit/s，对于过程层100M交换机，占用流量值约为20%。相比于SV流量值，GOOSE流量值对网络带宽的占用基本可以忽略。因此，为防止采样值流量对交换机数据的影响，对各间隔交换机进行VLAN或是静态组播划分。如果上述交换机配置错误，将会使网采的二次设备接收不到采样报文，无采样值。
（6）其他：对于电磁型互感器，二次电压电流以模拟量接入MU中，同常规站一样，要检查CT、PT端子箱处接线是否正确；检查PT端子箱处低压开关是否正常；相关刀闸、断路器位置信号由就地智能终端通过过程层GOOSE接入到合并单元中，因此还需检查相关光纤链路是否正常，各GOOSE信号开入量是否有效等。
4、总结
本文通过对比常规站与智能站二次电流电压不同采样方式，阐述TM模式下二次电压电流回路工作基本原理，分析调试中一些常见问题，希望能对其他继电保护调试工作者提供参考。
（作者单位：宁夏送变电工程公司调试分公司）
作者简介
郑敏（1988-），女，福建福州，硕士学位，中级工程师，从事继电保护调试工作.
由电流、电压互感器供电的全部回路叫电压电流回路。其调试范畴包括变比、极性、准确级别、二次额定负载等。对于常规站，该回路试验验证了二次电缆接线的正确性。智能站，基于IEC61850规约，光纤取代传统电缆接线，数字信号代替模拟信号传输，二次回路试验不仅验证二次电缆、光纤接线的正确性，同时也对采样通道配置、虚端子连接以及SCD文件、IED配置等正确性进行验证。
本文对基于常规互感器结合合并单元的模式（Transformer MU，简称TM模式）的新建智能站电压电流回路调试中可能出现的问题进行分析解答，为其他调试人员在二次回路调试工作中提供参考。
1、电压电流回路实现原理
电压电流回路的基本作用有：（1）对一次设备运行工况进行监视；（2）计量用；（3）用于各类保护装置；（4）用于控制及调节等。
1.1常规变电站电压电流回路实现
常规站采用电磁式互感器，输出的二次模拟量经电缆直接接入二次设备。对于CT接线遵守串联原则，即原边与被测电路串联，副边与所有装置仪表负载串联；PT遵守并联原则，即原边与被测电路并联，副边与所有装置仪表负载并联。同时，CT二次回路不允许开路，PT一次回路不允许短路。
1.2智能变电站电压电流回路实现
智能站中，不论是采用传统的电磁式互感器或是电子式互感器，二次回路中的交流采样，由合并单元（Merging Unit，MU）完成。MU将电力系统中的同一时刻各相电压、电流以数字采样瞬时值的方式组帧，通过光纤，以组网或者点对点方式将其送往保护、计量、测控、电能量分析等装置设备。MU实现了智能站过程层的传感设备与间隔层之间通信的无缝联接，将互感器信号转变为遵循61850-9-1/2标准并能够在各层网络上传输。
2、电压电流回路调试方法说明
2.1电流回路调试试验
首先确认各二次回路用途、绕组特性，检查一点接地情况；然后分相进行一次、二次通流。二次通流验证二次回路的正确性以及各绕组特性正确，一次通流验证整个间隔电流回路正确性。
对于常规站，分相通流后，需在电流流经的各处使用钳形表测量电流大小与实际通流值是否一致，查看相关二次设备液晶显示结果是否正确。
向各二次设备发送采样报文，具体实现方式见下对于智能站，各二次保护装置不包含模/数转换器，数据的采样和转换由电子式互感器或MU完成，模数转换的启动命令、采样频率均由MU控制。间隔MU完成电压电流数据收集组帧后，图1所示。
二次设备从MU接收采样值，按通信方式分为两种：（1）直接采样，设备与MU之间为点对点方式；（2）网络采样，设备与MU之间经过SV网络交换机连接。如下图2。
图2 智能变电站两种采样方式
直接采样回路简单，传送过程无中间环节，各间隔独立采样，可靠性高，传输延时短，保护动作速度快。网络采样传输延时受网络延时影响，对交换机依赖强，对交换机的要求高。但网络采样，可实现采样信息的共享，同时可减少MU、测控、保护装置等采样光口，减少光纤数量。因此，在目前智能站设计中，常采用两者结合方式，线路、母差等保护装置采用直采，而对于测控、故障录波、信息子站等测量监视装置采用网络采样，例如宁夏李俊220kV变电站、金贵220kV变电站、于祥220kV变电站等，实现方式如下图3所示。
图3 直接采样与间接采样结合方式
2.2电压回路调试试验
常规站母线电压回路调试原理：电压回路一般由PT就地端子箱接至“母线电压切换/并列装置”，经切换后接至保护屏顶电压小母线，再经各间隔“操作继电箱”切换后给各二次设备使用。“母线电压切换/并列装置”受母线PT刀辅助接点的控制，“操作继电器箱”受各间隔母线刀辅助接点控制，并列/解列受母联断路器辅助接点控制。
智能站母线PT间隔的MU同时接入两条母线上的电压，并从母联智能终端引入母联及其母线刀位置，电压并列/切换功能由母线PT MU实现，不需要额外并列切换装置。母线PT MU通过FT3协议或61850-9-2标准将母线电压值发送至各间隔MU，由间隔MU将母线电压与本间隔电流信号进行组帧（如图1所示），然后发给各二次设备。
3、装置无流、失压原因分析
常规站保护装置无流失压，首先检查CT、PT端子箱处接线是否正确良好；其次检查回路是否存在短路开路现象等；还需检查二次设备交流输入插件是否正常。对于公用电压回路失压原因还包括：隔离开关重动继电器是否失磁，PT端子箱处低压断路器，熔断器是否断开，隔离开关辅助接点、电压切换接点以及重动继电器接点接触是否良好、二次回路绝缘等问题。
智能站光纤取代电缆，传递的采样值为数字量，因此智能站无流失压原因可以从以下几方面分析：
（1）光纤连接：光纤的通断以及衰耗，可使用光功率计或红光源来测试光纤的衰减以及导通性能。
（2）SCD文件配置：如果系统集成厂商配置SCD文件所依据的ICD模型与实际二次设备的ICD模型不符，或者二次设备采样通道虚端子连接错误，都会导致设备无法正常采样，装置无流或失压。
（3）合并单元系数配置：目前智能站采样值传输主要基于61850-9-2协议，MU发送采样值为一次值，而MU从互感器输入的为二次值，因而MU需要进行系数配置，符合实际的变比关系，设备才能从MU接收正确值。
（4）对时异常：由图1可知，各间隔MU从各处获取不同通道的电压电流值，组成数字帧，每一时刻数据都会被打上时间标签，保证同一时刻的数据全站统一。如果同步时钟源丢失，MU对时异常，导致各MU采集的数据没有同一时间标准，即意味着相与相之间，变压器进出线之间以及母线保护各支路之间将产生测量错误，这可能会造成保护设备误动，跳闸出口造成停电事故。因此当外部时钟丢失，MU要能发出对时异常告警信息，必要时二次设备将无采样信号。
（5）交换机VLAN或者静态组播划分：某些二次设备采用网采方式获取采样值，基于成本等多方面因素考虑，经常使用SV与GOOSE共网方式。基于61850-9-2的采样报文采样率为80点/周波，每5点一帧的应用模式下，每帧最大报文长度约为5296位，即662字节。则一个MU数据流量为：662字节*8bit/字节*4000帧/s=20.2Mbit/s，对于过程层100M交换机，占用流量值约为20%。相比于SV流量值，GOOSE流量值对网络带宽的占用基本可以忽略。因此，为防止采样值流量对交换机数据的影响，对各间隔交换机进行VLAN或是静态组播划分。如果上述交换机配置错误，将会使网采的二次设备接收不到采样报文，无采样值。
（6）其他：对于电磁型互感器，二次电压电流以模拟量接入MU中，同常规站一样，要检查CT、PT端子箱处接线是否正确；检查PT端子箱处低压开关是否正常；相关刀闸、断路器位置信号由就地智能终端通过过程层GOOSE接入到合并单元中，因此还需检查相关光纤链路是否正常，各GOOSE信号开入量是否有效等。
4、总结
本文通过对比常规站与智能站二次电流电压不同采样方式，阐述TM模式下二次电压电流回路工作基本原理，分析调试中一些常见问题，希望能对其他继电保护调试工作者提供参考。
（作者单位：宁夏送变电工程公司调试分公司）
作者简介
郑敏（1988-），女，福建福州，硕士学位，中级工程师，从事继电保护调试工作.