摘要：本文针对常规站信号远传及就地显示，断路器控制存在的回路接线复杂问题，提出通过智能变电站的智能终端对GIS/HGIS机构二次回路进行优化集成，实现信号采集、远传及就地显示一体化和智能控制柜断路器就地／远方分合闸控制的一体化。该方案替代了传统硬接线方式的电气回路，取消了辅助继电器等元器件，简化了二次回路及接线，提高了一次设备智能化水平。

    0 引言
    变电站内，常规GIS或HGIS的每个电气间隔设置一个汇控柜，柜内集中隔离开关和断路器机构的控制、信号和操作电源回路等。这部分二次回路一般采用继电器、转换开关、按钮等元器件搭接而成，对一次设备的控制和保护起着重要的辅助和保护作用。智能变电站设置智能组件柜，柜内有合并单元和智能终端等过程层设备，能实现采集、闭锁及通信功能，具有集成化、智能化的特点。
    工程中，常将汇控柜与智能组件柜一体化设置，即智能控制柜。目前，虽然智能控制柜由一次设备厂家集成采购，但是仍为传统汇控柜与二次智能组件柜的拼装模式，智能组件的合并单元、智能终端为二次专业领域，GIS或HGIS设备机构的二次回路为一次专业领域。在相关设计上仍将智能组件与机构二次回路割裂开来对待。但机构二次回路接线复杂，集成化程度较低，同时目前智能终端对机构二次回路没有进行优化集成，没有发挥智能终端数字化优势，也缺乏智能一次设备的智能化、集成化概念。
    文献指出断路器控制回路最频繁的主要故障模式是操作故障（拒动），其中控制回路中6种元件故障又占整个操作故障的88%，辅助继电器是主要的易故障元件。为此，通过智能终端集成汇控柜机构二次回路，取消辅助继电器等中间元器件，采用高集成化的印刷电路板加密封小继电器的形式，进一步提高机构二次接线的可靠性和集成度，符合目前智能一次设备的发展方向。

    1 信号一体化实现方案
    智能终端采集断路器、隔离开关、接地开关的位置状态信号及GIS各种告警信号，利用GOOSE网络实现信号的远传和共享，所有的信号均可在间隔层测控装置、站控层主机及调度端显示。同时，智能终端直接输出硬接点，直接接通机构面板上的信号灯，从而取消GIS汇控柜内的信号中间继电器。
    1.1常规信号显示方式
    GIS或HGIS设备机构的报警信号较多，而原始报警信号接点一般只有一付。常规站在汇控柜内通过设置中间继电器对原始报警信号接点进行重动扩展，实现信号远传及就地指示。这种通过硬件搭建的方式需用到大量重动继电器，回路接线复杂，如图1所示。

    1.2一体化信号显示
    采集、远传及就地显示一体化的信号回路如图2所示。机构信号作为开人量直接接入智能终端，由智能终端CPU进行处理、合并后，普通告警直接通过GOOSE网络按照设备信息规范要求上传调度主站，开关气室SF6气压低告警信号等重要告警在通过GOOSE网络上传的同时还通过智能终端的开出插件板直接输出硬接点，接通机构面板上的二次回路信号灯。设置机构面板信号灯就地显示设备重要告警信息，不仅满足运行人员就地巡视的需要和习惯；还可避免在智能终端GOOSE通信异常时无法告知GIS/ HGIS设备重要告警信息。通过信号回路一体化设计的方式，实现了就地显示和远传信息共享，取消了机构二次回路信号重动中间继电器，简化了二次回路。

    2 断路器就地／远方分合闸控制一体化
    2.1常规控制方式
    智能变电站中，断路器控制方式主要有调度端远方操作、变电站端后台机远方操作、智能终端就地操作和机构检修控制。智能控制柜包括机构二次回路元件和智能终端，控制方式涉及远方操作、智能终端就地操作和机构检修控制。根据规程要求，控制方式必须保持唯一性，因此控制方式之间需相互闭锁。
    常规方式往往采用2套控制方式的转换把手通过组合接线实现控制方式闭锁。2套转换把手为断路器机构和智能终端远方／就地转换开关，分别设置在智能终端和机构控制回路中，其中断路器机构的控制级别高于智能终端。通过2套远方／就地转换开关的不同状态组合，可实现3种不同的断路器控制方式，即远方操作、智能终端就地操作和机构检修控制。

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