通过近一段时间参与智能站验收的工作，在这里和大家探讨一下智能站“虚回路”和“信息流”的问题。
合并单元、智能终端的应用实现了采样与跳闸的数字化，从整体上促进了变电站二次回路的光纤化和网络化，而且通过一系列的SV/GOOSE断链信号实现了二次回路状态的在线监测。
这些替代了传统站二次回路的SV/GOOSE链路我们将之形象的称为“虚回路”，而内部传递的信息我们称之为“信息流”。那么这些虚回路是如何链接的?各个装置之间又分别传递了哪些信息流?本期我们以江苏某220kV智能站线路间隔为例，对此进行一些简单的梳理。
首先我们看过程层设备，现在大部分智能站仍然使用的是常规互感器。互感器与合并单元、智能终端之间通过电缆连接，如下图所示。
需要注意的是，线路电压直接接入本间隔合并单元。而I母、II母的电压都接入两套母线合并单元，由母线合并单元将并列后的电压，经过级联接入间隔合并单元。而I母、II母刀闸位置由智能终端经交换机传递给合并单元。
在此基础上，我们添加间隔层设备。间隔层设备我们主要关注三个“主角”：线路保护、线路测控、母线保护。首先我们在上图基础上添加线路保护装置。考虑到保护采样、跳闸的可靠性和快速性，根据《智能变电站继电保护技术规范》要求，线路保护应采用直采直跳，这是重要的技术原则。
合并单元与线路保护通过光纤直联。合并单元与线路保护间的信息流是单向的。
合并单元→线路保护传递：保护电流、同期电压、切换后的母线电压。
智能终端与线路保护通过光纤直联。
智能终端→线路保护传递：开关位置、闭重信号;
线路保护→智能终端传递：保护重合、跳闸命令;
接着我们添加线路测控装置。测控的采样、跳闸的可靠性和实时性要求相比保护要低一些，所以可以采用“网采网跳”的方式。所以线路测控与合并单元、智能终端均通过过程层交换机进行网联。再通过间隔层交换机与站控层设备进行通讯。
合并单元1→线路测控传递：测量电流、电压、合并单元1告警信号;
合并单元2→线路测控传递：合并单元2告警信号;
智能终端1→线路测控传递：开关、刀闸位置、智能终端1告警信号;
智能终端2→线路测控传递：智能终端1告警信号;
线路测控→智能终端1传递：开关、刀闸操作命令、闭锁信号;
最后我们添加母线保护装置。通常母线保护也采取“直采直跳”的方式。《智能变电站继电保护技术规范》要求，涉及多间隔的保护(母线保护)宜采用直跳，如确有必要，在满足可靠性和快速性的要求的情况下可以采用网跳。
因此，母线保护与合并单元、智能终端之间通过光纤直联。
合并单元→母线保护传递：保护电流、母线电压。
智能终端→线路保护传递：线路I母II母刀闸位置;
线路保护→智能终端传递：线路跳闸出口;
和传统站一样，母线保护和线路保护之间也存在配合，需要传递失灵启动、远跳、闭重等开入开出量。
因此，各线路保护装置通过过程层中心交换机与母线保护装置进行网联。
线路保护→母线保护传递：线路失灵启动;
母线保护→线路保护传递：闭重、远跳;
至此，我们就将一个线路间隔的虚回路信息流图绘制完成了。我们对照传统的二次回路可以发现其本质是基本相同的。通过了解虚回路的结构、信息流如何传递，我们就可以清楚的分析各种链路中断信号是如何发出的，对智能站的检修、消缺工作都有很重要的意义。
上图为山东容弗的SCD可视化工具，目前，业界普遍采用此类工具对智能变电站信息流进行查看及检视。此种工具一般以图形化的方式展示智能设备间的互操作关系，并且辅以差异化比较、配置文件规范性检测等功能，对智能站的调试、检修、消缺均有一定帮助。
