在这种集成系统中，SF₆绝缘性能好、高压对地绝缘距离短，宜选用电阻/电容电压变换器和微型CT及罗柯夫斯基电流变换器进行电压和电流的量测，220kV及以上的系统建议采用电容环分压器和罗柯夫斯基线圈组合为一体的变换器，110kV及以下的系统可考虑选为电阻分压和微型CT组合为一体的变换器。
3.2集成智能开关设备系统
目前SF₆断路器的操作能量已减少到最初的20，并可期望进一步减少到10。操作能量的大幅度减少使断路器的断开与闭合由电力电子和微机组成的控制装置来代替常规的辅助开关、继电器等有触点的控制器来执行成为可能；同时为开关的智能化提供了可能。
集成开关设备系统的智能性主要表现在以下方面：①按电压波形控制合闸角，按最佳灭弧时间控制跳闸，以减少操作过电压，延长开关设备寿命；②实现间隔内自动闭锁和“五防”功能，保证设备和人身安全；③就地实现重合闸，执行当地可以执行的功能，而不依赖站级的控制系统；④实现设备在线自动监视和诊断，当设备出现缺陷时，在演变为故障前发出报警信号，为状态维修提供参考。
实现开关设备的智能化必须在断路器内嵌入电压和电流变换器及其数字光电量测系统，并作为智能控制的输入。集成开关设备系统的智能性由微机控制的二次系统、人工智能接口装置（IED）和相应的智能软件来实现。
4变电站集成自动化^[3,4]
目前，变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等虽然实现了微机数字化，但这些设备几乎都是功能单一的相互独立的装置和系统。这种按功能划分的变电站自动化系统，硬件重复配置、信息不共享、PT和CT负载重、二次结线复杂、整体可靠性差、投资成本大。面向对象将原来分散的二次装置进行合理的功能集成将简化整个二次系统结构，提高可靠性和可用率。新型量测技术和智能集成开关系统的开发和应用，可提供数据和信息的集中采集，统一传送，不同功能共享的模式，将推动集成自动化的深入发展。
4.1集成自动化的功能
变电站自动化系统的功能主要取决于变电站在电力系统中的地位、作用、规模、电压等级和一次设备情况。对于高压、超高压变电站来说，主要有以下3个方面；①监视与控制：运行数据和信息的收集、量测与计量、运行监视、运行操作、自动控制，包括紧急控制与当地后备控制、事件记录和故障录波、RTU功能、统计分析。②继电保护：线路保护与自动化重合闸、母线保护、变压器保护。当电力系统和变电站本身发生故障时，继电保护应准确判断故障、跳开相应的断路器迅速切除故障。③设备运行与维护；设备状态数据收集、在线诊断、设备状态和可靠性维修指导、自动故障恢复。
需强调的是，随着变电站无人值守和设备远方诊断、状态维修和以可靠性为中心的维修技术的发展，设备运行与维护系统应成为变电站自动化系统的重要组成部分。
4.2自动化系统集成的分类
自动化系统的集成可分为两个层次，即间隔级和变电站站级。间隔级的集成是构筑一个通用的硬件和软件平台，将间隔内的控制、保护、监视、操作闭锁、诊断和计量等功能集成在这个通用平台上。通用的硬件平台系由一组元件组成的多功能装置，这种通用硬件平台可以是多CPU组成的并列处理系统；通用的软件平台指的是在多功能硬件装置内建立统一的数据输入与数据库，按功能建立功能软件模块，完成各功能任务，并进行功能协调优化。这样原来间隔内必须执行的功能将不再配置专用的硬件装置。站级的集成是自动化需要在站级处理的各个功能通过站内通信网络组合在统一的系统中，这样原来面向不同任务的分隔系统和多个通信网络不再需要，从而简化了网络结构和通信规约。
间隔和站级功能集成的划分原则应是：凡间隔级能执行的功能不应由站级来执行，凡过程级能执行的功能不应由间隔级处理，以实现功能分层分布优化处理。例如故障录波功能可以集成到DOIU中。在智能集成开关系统中，其二次系统已实现了智能化，这样，自动重合闸、间隔内闭锁等功能便可集成到其二次系统中。
根据自动化在间隔和站级功能的集成程度，变电站自动化系统分为协调型自动化系统和全集成自动化系统。协调型自动化系统指的是间隔内仍然保留各自独立的控制、保护装置，通过统一的通信网络与站级相连，由站级的计算机系统对各功能进行协调；全集成自动化系统指的是间隔内执行的功能和数据处理集成在一个统一的多功能数字装置内，间隔内部、间隔间以及间隔同站级间用少量光纤总线进行网络通信的自动化系统。
4.3协调自动化系统
协调自动化系统结构如图10所示。

4.4全集成自动化系统
协调型自动化系统的进一步发展将是全集成自动化系统。全集成自动化系统基本结构如图11所示。与协调型自动化系统相比，其间隔级的DAP、DAC和Prot由多功能装置代替，结构更简单、经济性更好，但可靠性设计要求更高。
在整体设计方面要对站级、间隔级和过程级的功能进行优化，将功能尽可能分布在过程级。多功能装置集成了较多的功能，应按各功能响应时间和对电力系统的影响程度确定功能的优先级别。继电保护、紧急控制及与保护相关的功能要响应快，处于最优级别。对于可靠性要求高的变电站保护、量测和数据库等应采用双重模块，互为备用。

4.5站内通信
由图10、11可知，变电站自动化系统由站级、间隔级和过程级3个层次组成，由站控总线和过程总线进行通信连接。站控总线处理站级与间隔级各控制设备之间通信，而过程总线处理间隔级与过程级各种智能一次设备之间的通信。由于数据的采集和传送不再是模拟量的点对点方式，而采用集中采集和处理，以网络通信的方式传送，因此间隔级特别是过程级各控制设备应有适应网络通信的数字接口。
在协调型自动化系统中，量测数据通过点对点连接，直接从DOIU送往保护装置，过程总线用于控制和监视以及循环采样瞬时值的传送，保护装置对断路器的控制命令也用点对点传送，这样比较适合于现在数字式继电保护装置。点对点连接和过程总线的传输速率要求均为10Mbit/s。在IEC61850系列标准中，量测数据规约是IEC61850-9-1/IEC60044-8，过程总线规约是IEC61850-9-2，过程总线可采用现场总线结构，而站控制总线采用以太网。在全集成自动化系统中，量测、控制和保护的数据和信息传送均通过过程总线，过程总线的传输速率应达到100Mbit/s，采用以太网较好。因此，全集成自动化系统中站控和过程总线均采用以太网进行通信。
4.6组合的过程总线和站控总线
鉴于过程总线和站控总线在全集成自动化系统中采用以太网通信结构，为了减少间隔级控制装置的数字接口，将过程和站控以太网组合为一个以太网是发展的必然，其通信规约将采用TCP/IP规约。将过程总线和站控总线组合为统一以太网的变电站全集成自动化系统如图12所示。对于可靠性要求较高的变电站应采用双重站内通信系统及其相应的双重数字接口。

4.7标准化
IEC根据未来基于数字光电电气量测、智能开关设备和数字保护及通信的变电站全数字自动化系统的预期发展，正在拟定变电站内的开放式通信系统标准，即IEC61850系列标准。该系列标准覆盖过程总线和站控总线以及站内各智能接口的通信标准，既适应现有自动化水平又面向未来发展，是完全开放式的通用标准。标准共分10部分，即基本原理、名词术语、总的要求、系统和项目管理、通信要求、变电站结构语言、基本通信结构（ACSI）、站控总线图（profileforstationbus）、过程总线图（profileforprocessbus）和性能（验收）试验等，目标是依此建立的站内通信系统面向不同厂家设备，适应相同功能和运行要求的设备互换性。目前国内各厂家生产的变电站自动化系统，包括保护和控制，通信系统和标准各自立门户，不利于技术发展，增加了设计、调试困难和系统的成本，也不利于市场竞争。IEC61850系列标准现已部分出版，我国将与国际接轨，推行此系列标准。建议各制造厂家从速向IEC61850标准靠拢，使系统简化、可靠，降低成本，促进变电站自动化水平的提高。
5现代紧凑型变电站
现代紧凑型变电站指由上述集成开关设备系统或其他紧凑型开关设备、数字光电电气量测系统、集成自动化系统按先进设计理念进行设备布置的变电站。在这种变电站中隔离开关和接地开关元件数量明显减少，如图13所示，选用单母线连接的集成开关设备系统构成一个半开关接线，与常规布置相比，一个间隔内隔离开关从8个减少到3个，接地开关从11个减少到3个。这种变电站的一次和二次设备实现了集成，可在工厂整体组装、调整和试验，开关设备控制系统、光电电气量测系统和间隔的控制保护系统可有机组合在间隔电气柜或小室内并将其布置在紧靠一次设备的位置。

现代紧凑型变电站的主要特点是：站内元件和设备数量少、设备布置灵活紧凑、占地面积小、空间视觉佳、大量减少土建成本，一次和二次设备的集成使绝大部分可在工厂事先组装、调整和试验，大大减少了现场的装配、安装、电缆连接和调整、试验工作量。在工厂内清洁安装、调试还可提高设备可靠性，所有带电触头密封于SF₆气室内，断路器和整个二次系统可进行连续在线诊断和监视，无需定时检查，可实现状态维修和基于企业局域网的远方监控，大大提高了设备的可用率和可靠性。
6现代紧凑型变电站的经济性和可靠性
推动现代紧凑型变电站包括一次和二次系统集成技术的研究、开发和应用的主要动力是它的经济性和可靠性，在竞争的电力市场环境下，变电站的新建和更新改造可用变电站寿命周期成本来衡量。
6.1寿命周期成本最小
寿命周期成本指的是变电站的一次投资成本，包括设备的购买、运输、安装和调试，站址的土地征用、土建工程等费用和从变电站系统调试后算起的整个经济运行期间逐年支付的运行、维护、维修、管理和与可靠性相关连的中断供电损失成本的总和。寿命周期成本（LifeCycleCost），简称LCC
LCC=IC OC MC FC(6)

式中IC为一次投资成本，OC、MC、FC分别为整个经济运行寿命周期内运行、维护和中断供电损失成本的总和。
变电站的经济性和可靠性要求是：在优化的可靠性条件下，寿命周期成本最小。
6.2可靠性的经济度量
随着电力市场的发展，可靠性将更多地用停电造成的社会经济损失包括供电企业减少供电的损失来度量。变电站的可靠性指标是：停电概率（次/年）和停电持续时间（h/次），两者均包括强迫（概率）停电和计划停电。它的经济描述就是停电的经济损失，称为中断供电损失成本（FC）。

式中λ_j,T_j为j设备平均故障停电概率和持续时间；MTTR_j为j设备的平均修复时间；RC_j为j设备的平均修复成本；W_j为j设备故障的停电功率；a,b分别为用户停电的功率和电量价值。
可靠性高意味着停电造成的社会经济损失小，供电企业的投资增大；可靠性低意味着停电造成的社会经济损失增加，保证较低的可靠性，供电企业的投资可相应减少。因此，对变电站的可靠性要求要依据变电站在电力系统的作用和地位进行优化，可靠性的优化指供电企业微增可靠性付出的边际成本等于微增可靠性减少中断供电损失的边际成本。
6.3具有自我监视和诊断的可靠性
基于微机的数字装置或系统应该而且可能配备自检系统，实时监视和诊断运行状况，出现缺陷和故障隐患时即时报警。
具有自我监视和诊断功能的设备及其组成的变电站从理论上讲具有比常规系统更高的可靠性和可用率。图14给出了具有自我监视和诊断的变电站（或设备）与常规变电站（或设备）可靠性和可用率的基本差别。
6.4自我监视和诊断功能要求
过程级、间隔级和站级三个层次应有完善的自我监视和诊断功能，主要要求是；①连续对开关设备、变压器，特别是断路器进行自检，配置各类传感器，监视一次设备运行状态，发现设备的一、二次系统故障隐患，即时报警；②间隔级、站级的控制保护装置和系统连续自我监视诊断，发现导致可能不正确动作的缺陷时即时报警；③站控系统具有周期查询间隔级的自检功能，确保各级自检功能的可用性。

6.5紧凑型变电站的可靠性和经济性分析
利用可靠性和寿命周期成本分析软件可对变电站的可靠性和寿命周期成本进行计算，从几个可行的方案中优选出可靠性高、寿命周期成本小的方案。
（1）超高压、紧凑型枢纽变电站的经济性和可靠性^[5]比较
例：计划兴建的420kV枢纽变电站原拟采用双母带旁路的主结线方案，常规的一、二次设备和系统以便和两个电厂与系统相连。常规变电站单线图如图15所示。

现采用集成开关设备和微机数字控制保护装置构成的现代型紧凑变电站，主结线为环型母线。控制保护装置下放到开关现场，其单线图如图16所示。
对这两个方案，采用CIGRE调查的变电站元件可靠性数据进行可靠性和寿命周期成本分析计算，元件可靠性数据如表2所示，计算结果见表3和表4。计算结果表明：现代紧凑型变电站的可靠性和寿命周期成本与常规变电站相比都具有明显的优越性。

（2）110kV负荷端紧凑型变电站的经济性^[6]比较
对某已投运的110kV变电站分别采用标准的H型接线方案和采用集成开关设备及微机数字保护装置构成紧凑型变电站，进行经济性比较，结果见表5。结果表明：采用紧凑型变电站虽初期一次设备投入较高一些，但基建、安装、调试和维修成本降低很多，总成本仍能显著降低。

7结论
由数字光电电气量测系统、智能集成开关设备系统和集成自动化系统构成的现代紧凑型变电站，可实现一次和二次系统的技术集成，结构紧凑，占地面积小，在提高可靠性的同时可降低整个变电站的建设、运行和维修成本，是今后变电站的发展方向和实现技术、经济优化的途径。

参考文献

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