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二次接线与继电保护作为两个专业分开。虽然两者有着千丝万缕的联系，但是在教学上应该予以更大程度的独立化，进行二次接线的学习，或者说尽快的学会看二次图纸，不涉及较深的继电保护原理。在微机保护时代，一般技术人员已经很少参与保护装置的研发工作，所以，对于微机保护在继电保护原理方面的工作方式，我们当中的大多数人不需要进行太深入的学习。很多知识点，我们只要简单的了解或者记住结论就可以了。
“二次回路复杂吗？难学吗？”事实上，我认为，只要你明白一个“干电池、开关、灯泡”组成的照明回路是如何工作的，那么你就算是入门了。
为什么这么说呢？针对二次回路分析的文章有很多，从各个方面对绘图、识图等方面进行了阐述。实事求是的讲，作为入门的一种学习途径，我认为大家恰恰忽略了最为简单的方法：从纯粹电路学的角度来看二次回路。二次回路是什么？它的本质就是一个两端电压为220V 的直流回路罢了。从电路学的角度来看二次回路，也正符合了我最初“尽量抛开继电保护原理”学习二次回路的思路。
第一章微机型二次设备的工作方式
一般来说，我们将变电站内所有的微机型二次设备统称为“微机保护”，实际上这个叫法是很不确切的。从功能上讲，我们可以将变电站自动化系统中的微机型二次设备设备分为微机保护、微机测控、操作箱（目前一般与微机保护整合为一台装置内，以往多为独立装置）、自动装置、远动设备等。按照这种分类方法，可以将二次回路的分析更加详细，易于理解。现简单介绍一下各类设备的主要功能：
微机保护采集电流量、电压量及相关状态量数据，按照不同的算法实现对电力设备的保护功能，根据计算结果做出判断并发出针对断路器的相应操作指令。
微机测控的主要功能是测量及控制，可以采集电流量、电压量及状态量并能发出针对断路器及其它电动机构的操作指令，取代的是常规变电站中的测量仪表（电流表、电压表、功率表）、就地及远传信号系统和控制回路。
操作箱用于执行各种针对断路器的操作指令，这类指令分为合闸、分闸、闭锁三种，可能来自多个方面，例如本间隔微机保护、微机测控、强电手操装置、外部微机保护、自动装置、本间隔断路器机构等。
自动装置与微机保护的区别在于，自动装置虽然也采集电流、电压，但是只进行简单的数值比较或“有、无”判断，然后按照相对简单的固定逻辑动作发出针对断路器的相应操作指令。这个工作过程相对于微机保护而言是非常简单的。
1.1微机保护与测控的工作方式
微机保护是根据所需功能配置的，也就是说，不同的电力设备配置的微机保护是不同的，但各种微机保护的工作方式是类似的。一般可概括为“开入”与“开出”两个过程。事实上，整个变电站自动化系统的所有设备几乎都是以这两种模式工作，只是开入与开出的信息类别不同而已。
微机测控与微机保护的配置原则完全不同，它是对应于断路器配置的，所以，几乎所有的微机测控的功能都是一样的，区别仅在于其容量的大小而已。如上所述，微机测控的工作方式也可以概括为“开入”与“开出”两个过程。
1.1.1开入
微机保护和微机测控的开入量都分为两种：模拟量和数字量。
1.1.1.1模拟量的开入
微机保护需要采集电流和电压两种模拟量进行运算，以判断其保护对象是否发生故障。变电站配电装置中的大电流和高电压必须分别经电流互感器和电压互感器变换成小电流、低电压，才能供微机型保护装置使用。
微机测控开入的模拟量除了电流、电压外，有时还包括温度量（主变压器测温）、直流量（直流电压测量）等。微机测控开入模拟量的目的主要是获得其数值，同时也进行简单的计算以获得功率等电气量数值。
1.1.1.2数字量的开入
数字量也称为开关量，它是由各种设备的辅助接点通过“开/闭”转换提供，只有两种状态。
对于110kV 及以下电压等级的设备而言，微机保护对外部数字量的采集一般只有“闭锁条件”一种，这个回路一般是电压为直流24V的弱电回路。对于220kV 设备而言，由于配置双套保护装置，两套保护装置之间的联系较为复杂。
微机测控对数字量的采集主要包括断路器机构信号、隔离开关及接地开关状态信号等。这类开关量的触发装置（即辅助开关）一般在距离主控室较远的地方，为了减少电信号在传输过程中的损失，通常采用电压为直流220V的强电回路进行传输。同时，为了避免强电系统对弱点系统形成干扰，在进入微机运算单元前，需要使用光耦单元对强电信号进行隔离、转变成弱电信号。
1.1.2开出
对微机保护而言，开出是指微机保护根据自身采集的信息，加以运算后对被保护设备目前状况作出的判断以及针对此状况作出的反应，主要包括操作指令、信号输出等反馈行为。反馈行为是指微机保护的动作永远都是被动的，即受设备故障状态激发而自动执行的。
对微机测控而言，开出指的是对断路器及各种电动机构（隔离开关、接地开关）发出的操作指令。与微机保护不同的是，微机测控不会产生信号，而且其操作指令也是手动行为的，即人工发出的。
1.1.2.1操作指令
一般来讲，微机保护只针对断路器发出操作指令，对线路保护而言，这类指令只有两种：“跳闸”或者“重合闸”；对主变保护、母差保护而言，这类指令只有一种：“跳闸”。
在某些情况下，微机保护会对一些电动设备发出指令，如“主变温度高启动风机”会对主变风冷控制箱内的风机控制回路发出启动命令；对其它微机保护或自动装置发出指令，如“母线差动保护动作闭锁线路重合闸”、“母差动作闭锁备自投”等。微机保护发出的操作指令属于“自动”范畴。
微机测控发出的操作指令可以针对断路器和各类电动机构，这类指令也只有两种，对应断路器的“跳闸”、“合闸”或者对应电动机构的“分”、“合”。微机测控测控发出的操作指令属于“手动”范畴，也就是说，微机测控的操作指令必然是人为作业的结果。
1.1.2.2信号输出
微机保护输出的信号只有两种：“保护动作”、“重合闸动作”。线路保护同时具备这两种信号，主变压器保护值输出保护动作一种信号。至于“装置断电”等信号属于装置自身故障，严格意义上不属于“保护”范畴。
微机测控不产生信号。严格意义上讲，它会将自己采集的开关量信号进行模式转换后通过网络传输给监控系统，起到单纯的转接作用。这里所说的“不产生信号”，是相对于微机保护的信号产生原理而言的。
1.2操作箱的工作方式
操作箱内安装的是针对断路器的操作回路，用于执行微机保护、微机测控对断路器发出的操作指令。操作箱的配置原则与微机测控是一致的，即对应于断路器，一台断路器有且只有一台操作箱。一般来讲，在同一电压等级中，所有类型的微机保护配备的操作箱都是一样的。在110kV 及以下电压等级的二次设备中，由于操作回路相对简单，目前已不再设置独立的操作箱，而是将操作回路与微机保护整合在一台装置中。但是需要明确的是，尽管在一台装置中且有一定的电气联系，操作回路与保护回路在功能上仍是完全独立的。
1.3自动装置的工作方式
变电站内最常见的自动装置就是备自投装置和低周减载装置。自动装置的功能主要是为了维护整个变电站的运行，而不是象微机保护一样针对某一个间隔。例如备自投主要是为了防止全站失压而在失去工作电源后自动接入备用电源，低周减载是为了防止因负荷大于电厂出力造成频率下降导致电网崩溃，按照事先设定的顺序自动切除某些负荷。自动装置的具体工作过程将在后面的章节中专门详细介绍。
1.4微机保护、测控与操作箱的联系
对一个含断路器的设备间隔，其二次系统需要三个独立部分来完成：微机保护、微机测控、操作箱。这个系统的工作方式有三种，如下所述。
①在后台机上使用监控软件对断路器进行操作时，操作指令通过网络触发微机测控里的控制回路，控制回路发出的对应指令通过控制电缆到达微机保护里的操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控制电缆发送到断路器机构的控制回路，最终完成操作。动作流程为：微机测控——操作箱——断路器。
②在测控屏上使用操作把手对断路器进行操作时，操作把手的控制接点与微机测控里的控制回路是并联的关系，操作把手发出的对应指令通过控制电缆到达微机保护里的操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控制电缆发送到断路器机构的控制回路，最终完成操作。使用操作把手操作也称为强电手操，它的作用是防止监控系统发生故障时（如后台机“死机”等）无法操作断路器。所谓“强电”，是指操作的启动回路在直流220V电压下完成，而使用后台机操作时，启动回路在微机测控的弱电回路中。动作流程为：操作把手——操作箱——断路器。
③微机保护在保护对象发生故障时，根据相应电气量计算的结果
做出判断并发出相应的操作指令。操作指令通过装置内部接线到达操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控制电缆发送到断路器机构的控制回路，最终完成操作。动作流程为：微机保护——操作箱——断路器。
微机测控与操作把手的动作都是需要人为操作的，属于“手动”操作；微机保护的动作是自动进行的，属于“自动”操作。操作类型的区别对于某些自动装置、联锁回路的动作逻辑是重要的判断条件，将在相关的章节中具体介绍。
1.4.1 110kV电压等级二次设备的分布模式
针对110kV电压等级设备，目前各大商一讲微机保护与操作箱整合为一台装置，即操作箱不再以独立装置的的形式配置。以110kV线路为例，各大厂商配置如表1-1 所示。
表1-1
| 110kV线路间隔（主保护为距离保护） | |||
| 公司 | 微机测控 | 微机保护 | 操作箱 |
| 原许继四方 | CSI200E | CSL163B | ZSZ-11S |
| 许继 | FCK-801 | WXH-811 | |
| 南瑞继保 | RCS-9607 | RCS-941A | |
从组屏方案上来看，微机保护和信号按钮安装在110kV 线路保护屏上，微机测控、操控把手及切换把手安装在110kV 线路测控屏上。
1.4.2 35/10kV电压等级二次设备的分布模式
针对35/10kV电压等级的设备，各大厂商均已将其二次设备系统整合为一台装置，推荐就地安装模式（即一次设备为开关柜时，二次设备全部安装在开关上）以节省控制电路。例如，对10kV 线路，许继公司配置的设备型号是WXH-821，南瑞公司配置的设备型号是RCS-9611，它们都是保护、测控和操作箱一体化的装置。一般来讲，35kV 线路与10kV 线路使用的二次设备型号是相同的，这是因为其保护配置相同。
第二章 电流互感器和电压互感器
关于电流互感器和电压互感器的具体工作原理，言语篇幅就不在详细介绍了，本章主要以及各问题为例对这两种设备的选择进行一下简要的介绍。
2.1.电流互感器的选择
电流互感器（CT）的作用是将一次设备中的大电流转换成功二次设备使用的小电流，其工作原理相当一个阻抗很小的变压器。电流互感器一次绕组与主电路串联，二次绕组接负荷。
2.1.1 5A还是1A?
电流互感器的变比一般为X：5A。它的含义是：首先，X 不小于该设备可能出现的最大长期负荷电流，如此即可保证一般情况下CT 二次侧电流不大于5A；其次，在被保护设备发生故障时，在短路电流不使CT 饱和的情况下，CT 二次侧电流可以按照此变比从一次电流折算。
在超高压电厂和变电站中，如果高压配电装置远离控制室，为了增加电流互感器的二次允许负荷，减小连接电缆的导线界面及提高准确等级，多选用二次额定电流为1A 的电流互感器。相应的，微机保护装置也应选用交流电流输入为1A 的产品。根据目前新建110kV 变电站的规模及布局，绝大多数都是选用二次侧电流为5A 的电流互感器。
2.1.2 10P10、0.5还是0.2？
在变电站中，电流互感器用于三种回路：保护回路、测量回路和计量回路，而这三种回路对电流互感器的准确级要求是不同的。最常见的三种准确级就是我们上面所列的用于保护的10P10、用于测量的0.5 和用于计量的0.2。简单地讲，测量、计量级绕组着重于精度，即误差要小；保护级绕组着重于抗饱和能力，即在发生短路故障时，一次电流超过额定电流许多倍的情况下，一次电流与二次电流的比值仍在一定允许误差范围内接近理论变比。
对于 0.5、0.2 级电流互感器而言，0.5 或0.2就是其比值误差，计算公式为：(IA-IB)/ IB。
式中IA为二次侧实测电流；IB为根据一次侧实测电流和理论变比折算出的理论二次电流。
比值差的最小值分别为±0.5％和±0.2％。需要注意的，此类电流互感器的不保证在短路条件下满足此比值差。
对于保护级（P）的电流互感器而言，准确级分为5P 和10P 两种，其额定一次电流下的比值误差是固定的，分别为±1％和±3％，复合误差分别为5％和10％。5P20 级的电流互感器的含义我们可以简单的认为是：在电流互感器一次电流为20 倍额定电流时，其二次电流误差为5％。一般来讲，10P 级已经能够满足110kV 变电站的需要，至于是10 倍还是20 倍过流，需要根据实际的潮流及短路计算确定。
2.1.3 星形还是三角形？
电流互感器二次绕组的接线常用的有三种，完全星形接线、不完全星形接线和三角形接线，其接线形式及电流方向如图3-1 所示。
完全星形接线：三相均配置电流互感器，可以反映单相接地故障、相间短路及三相短路故障。目前，110kV 线路及变压器、10kV 电容器等设备配置的电流互感器均采用此接线方式。
不完全星形接线：仅在A、C 两相配置电流互感器，反映相间短路及A、C 相接地故障。目前， 10kV 架空线路在不考虑“小电流接地选线”功能（以下简称“选线”）的情况下多采用此接线方式，以节省一组电流互感器；否则，必须配置三组电流互感器，以获得零序电流实现“选线”功能。10kV线路采用电缆出线方式时，由于配置了专用的零序电流互感器实现“选线”功能，电流互感器均按不完全星形接线方式配置。
三角形接线：三相均配置电流互感器。在继电器保护时代，这种接线用于“Y，d11”接线的变压器的差动保护的高压侧，使变压器星形侧二次电流超前一次电流30°，从而和变压器低压侧（电流互感器接成完全星形）二次电流相位相同。目前，主变微机差动保护本身可以实现因主变接线组别造成的相位角差的校正，主变星形侧和三角形侧电流互感器均采用完全星形接线。三角形接线已经不再使用。
2.1.4 A、C还是A、B、C？
变电站主要设备的电流互感器配置情况如图2-2 所示。
在图2-2中，针对不同设备保护、测控的需要，电流互感器的配置也是不同的。
①变压器和电容器属于元件保护，必须在三相都配置电流互感器；
②110kV线路属于大电流接地系统，配置有零序电流保护，而且发生单相接地故障时保护应动作跳闸，所以必须在三相都配置电流互感器；
③10kV线路属于小电流接地系统，发生单相接地后允许单相接地运行一段时间，为节省一组电流互感器，往往只在A、C 两相配置电流互感器。同时，这种配置在同一母线上同时发生两条线路单相接地故障时，有2/3 的机会只切断一条线路。由于两相CT 无法计算出零序电流，所以在电缆出线中配置了专用的零序电流互感器，用于测量零序电流供小电流接地选线装置使用。10kV线路的电流互感器配置原则与10kV线路类似。
2.1.5 接地还是不接地？
电流互感器的二次侧不允许开路，而且在星形接线中，电流互感器二次侧中性点必须接地，只是在不同情况下的接地点不同。在110kV变电站中，只有主变高、低压侧用于差动保护的电流互感器二次侧是在主变保护屏一点接地，其余均是在电流互感器现场接地（按不配置110kV 母线差动保护考虑）。具体的接地方法将在各章节里详细讲述。
用于元件差动保护的各电流互感器的二次侧必须在一点接地，例如主变差动保护、母线差动保护。高压线路差动保护是依靠光纤传输电流量（经过变换以后）进行比对实现的，不是直接由差电流启动保护元件，所以线路两端电流互感器二次侧各自单独接地。
2.2.电压互感器
电压互感器的作用是将电力系统的一次电压按一定的变比转换为要求的二次电压，其工作原理与变压器基本相同。电压互感器的一次绕组并联接在主电路上，二次绕组接负荷。
2.2.1 Vv、星形还是开口三角?
电压互感器的接线方式主要有Vv接线和星形/星形（开口三角）两种，如图2-3 所示。
Vv接线为不完全三角形接线，其一次绕组不能接地，二次绕组接地。V-V 接线的特点是：只用两支单相电压互感器就可以获得三个对称的线电压，但是无法得到相对地的电压。Vv接线以前较广泛地应用于各种电测仪表，目前新建110kV 变电站已经不再使用这种接线方式。
星形/星形（开口三角）接线是目前广泛采用的接线方式，其一次绕组和二次绕组均接地。在这种接线方式中，从星形二次绕组可以获得相对地的电压、线电压和相对中性点电压,从开口三角绕组获得零序电压。所以，在电压互感器二次侧，每相配置三个线圈，取每相的0.5级二次线圈结成星形接线，用于提供测量及保护电压；取每相的0.2级二次线圈结成星形接线，用于提供计量电压；取每相的3P级二次线圈结成开口三角接线，用于提供零序保护电压。在以后各章节中，论及电压互感器时，均指此种接线方式。
编辑：黄飞
工商网监
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