二次接线设计若干问题探讨

1 电流互感器二次绕组接地问题

“DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程“规定如下：

13.1.3 与其他电流互感器二次绕组无电路联系的电流互感器的二次绕组中性点宜在配电装置接地。

几组电流互感器二次绕组间有电路联系的保护回路，每组电流互感器二次绕组均应各经一根多芯电缆引至控制室或继电器室，在控制室或继电器室将其中性点线相连并一点接地。

说明：发变组、主变压器差动保护用微机保护后，各侧电流互感器二次不再直接相连，均有各自变换器进行模拟量转换，为此这些电流互感器二次绕组中性点均应在配电装置接地，不宜再到继电保护室一起共同接地，因为当一次绕组击穿时，接地线最短，限制高电压传入二次回路最有效。

2 电压互感器二次回路中性点保护用MOA的技术条件

中国电力科学研究院高压研究所提出了技术条件。据文献2的论述，电压互感器(PT)的二次回路上必须有一点接地，对连接了多组PT的二次回路上，必须确保只在一点接地，接地点宜选在控制室内。为了更好地保护PT二次回路免受雷电过电压的危害，可考虑在PT安装处对其中性点实现附加保护，如图1所示。

图1中，PT中性点的保护装置可选用低压无间隙金属氧化物避雷器(简称MOA)。该MOA应在PT高压侧的雷电侵入波通过电容耦合到二次回路时可靠动作，并呈现低电阻，使PT二次回路中性点接近直接接地，增大了二次回路的等值电容(与中性点不接地相比)，从而降低二次回路上的静电耦合过电压幅值，保护二次回路的安全;而在电网发生接地故障，变电所地网注入最大可能的短路电流产生的ab两点间电位差作用下MOA不动作，以避免出现多点接地。

图1 多组PT二次回路接地方式示意图

变电所的最大接地故障电流取40kA，ab两点间的电位差按1kA接地故障电流10V估算，则Uab=400V。考虑短路电流中的直流分量(冲击系数取2.0)，ab两点间最大工频电位差的峰值为1131V(2√2×400)。PT二次回路的绝缘水平，工频1分钟耐压为2000V。根据对MOA的要求，以及MOA的阀片特性，选择MOA的参数如下：

额定电压Ur=800V，持续运行电压Uc=400V，1mA直流电流下电压U1mA≥1150，15KA雷电流下残压U15KA(8/20US)≤2300V，2ms方波通流I2ms≥75A，MOA型号为HY1.5W-0.8/2.3。

按照以上参数制造的MOA，在雷电情况下呈现低电阻(标称电流下小于1.6Ω)，对PT二次次中性点实现了有效接地。MOA的保护水平(2300V)低于PT二次回路的工频耐压峰值(2828V)，考虑冲击绝缘水平的增高效益，对PT二次回路将具有更大的保护裕度。

3 计算机监控系统和远动信息采集应合一，远动信息直采直送

“DL/T5149-2001 220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程”规定如下：

6.11远动功能

6.11.1计算机监控系统应能实现DL5002、DL5003中与变电所有关的全部功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。

6.11.3远动通信设备应直接从间隔层测控单元获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送。

从上述条文可见，监控系统与远动信息统一采集，而且实现了交流微机采样，不再用专用变送器采样，从间隔层测控单元通过网络采集到站控层以太网，再通过双远动工作站将调度所需信息发送到调度所，或从调度所接收信息。

上述条文不仅适用于变电所，同样适用于发电厂，目前大多数发电厂也是这样设计的，但有的发电厂仍然强调远动信息要自行安装设备独立采集信息，与计算机监控系统分为二套，这样做不仅增加了投资，而且将系统复杂化，甚至同一组数据有不同采集结果等。因此在当前发变电工程设计中应大力贯彻上述规程规定，推动我国技术进步。

4 计算机监控系统用UPS直流电源宜采用发电厂、变电所110V或220V蓄电池电源

当前发电厂DCS系统及大型变电所计算机监控系统UPS直流电源均从发电厂、变电所110V或220V直流系统取电源，保证了UPS系统在交流停电时取得可靠直流电源，某些大型变电所没有特别注意，UPS仍然采用自带电池，由于所带电池缺乏经常检测和维护，不能保证处于良好充电状态，往往在交流失电时，不能保证UPS规定的额定输出时间，京津唐电网几次大事故时, 几个受影响的大型发电厂远动装置UPS由于自带电池能量不够均不能达到额定输出时间，以致信息不能上送。为此不论大、中、小型发电厂、变电所监控系统用UPS直流电源一定要从发电厂、变电所110V或220V电池获取电源。

5 发电厂UPS配置探讨

当前，发电厂DCS系统一般由UPS提供电源，通常作法是1台机组配备一套UPS电源，UPS系统接线如下：

正常运行时，UPS由工作电源供电，通过整流器和逆变器输出。当工作电源或整流器故障，则由蓄电池向逆变器供电。当逆变器故障或过载时，UPS通过静态开关自动转至旁路运行。当对UPS进行维护或修理时，旁路电源通过手动旁路开关直接向负载供电。

鉴于大机组UPS电源的特殊重要性，有的电厂提出，万一UPS不能正常工作时，虽另有交流备用电源，但其可靠性及供电品质显然不及UPS，因此提出了二种新的UPS配置方案。方案一：2台机组配置了3台UPS，其中1台备用，当任一机组UPS故障时，由备用UPS手动切换代替故障UPS。

方案二：每1台机组配置2台UPS，同时并行工作。但其旁路电源系统为1套，对2套UPS均自动起旁路作用。

方案二投资比方案一增加不了多少，但供电可靠性高，系统清晰，对于600MW及以上机组宜用方案二，国内已有不少600MW机组采用方案二，对于300MW机组，一般仅配1套UPS。

6 发电厂DCS系统与厂用电监控系统关系

当前由于计算机控制技术的进步，发电厂锅炉、汽机、发电机系统普遍采用DCS系统(分布式控制系统)，但在计算机网络技术上，变电所计算机监控系统则更走在前面。

通过测控单元和网络技术，普遍实现了通过光纤网络采集信息和对断路器、隔离开关、无功设备等进行监控，而传统的DCS系统还是采用变送器进行遥测，通过硬接线上传信息和通过硬接线对断路器进行控制，没有充分发挥计算机网络技术的作用。控制电缆使用量很大。

当前，不少设计院开拓将计算机网络技术用于发电厂，主要实施方案如下：

1) 对于发电厂500kV、220kV送电网络，普遍不再建网络控制室，而在单元控制室设NCS系统，在配电装置设继电保护室，通过光纤网络将命令送至继电器室，通过各单元测控单元对断路器、隔离开关进行操作，达到和变电所计算机监控系统同样的水平。

2) 对于发电厂厂用电系统：有关厂用电源部分，可以作到通过光纤网络将命令送至测控单元，对断路器进行操作，但为了慎重起见，多数电厂仍然是DCS系统通过硬接线直接操作断路器。有关测量、信号、保护动作状况均为通过网络上传至单元控制室。

有关厂用电动机部分：有关断路器分、合操作为DCS系统通过硬接线进行，有关测量、信号、保护动作状况均为通过网络上传至单元控制室。

3) 对于发电厂厂用电系统：与有关厂用电源部分2)相同，但通过网络对断路器进行操作。有关厂用电动机部分：DCS系统通过光纤网络将命令传至电动机开关柜测控单元，对断路器进行分、合，有关测量、信号、保护动作状况通过网络上传至单元控制室。该系统由北京四方继保自动化公司开发，已在云南宣威2300MW机组上投运。

建议：请各设计院、制造厂、运行部门关注上述第3)种模式，尽量扩大计算机网络技术在发电厂的应用，解决应用中产生的问题，以节约投资和提高自动化水平，达到安全运行目的。

参考文献

[1]电力部，电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点。

[2]王梅义，仪用互感器的二次回路接地。《继电器》1993。

[3]解广润，《电力系统过电压》。水利电力出版社，1992。