1、引言
隨著電力工業的迅速發展，電（diàn）力係統（tǒng）的規模不斷擴大，係統的（de）運行方式越來越複雜，對（duì）自動化水平的要求越來越（yuè）高，從而促進了電（diàn）力係統（tǒng）自動化技術（shù）的不斷發展。微機保護、故障錄波器（qì）、計（jì）算機監控係統、計（jì）算機調度自動化等都已成功（gōng）運用到（dào）電力係統中。與自動化程度相適應，對（duì）電力係統繼電保護裝置的要求也隨（suí）之提高。目前傳統的電工式繼電保護測試裝置已很難對繼電保護裝置的各方麵特（tè）性進行**測試，不再（zài）適（shì）應（yīng）技術發展的需要。為避免重複投資，提高信息資源（yuán）共享的水平，須對變電站（zhàn）自動化係統的信息采集、處理、傳輸加以規範，對站（zhàn）內功能配置予以綜合考（kǎo）慮。目前變電站自動（dòng）化係統一般采用以SCADA為基礎的站端（duān）計算機網絡，通過綜合（hé）設計，減少了（le）二次設備的重（chóng）複配（pèi）置，減（jiǎn）少了二次回路，減少了電流互感器及電壓互感器的負荷，從而簡化了（le）二次回路設計，並保證了數據（jù）的（de）一致性，在可靠性的基礎上（shàng）盡可能（néng）做到了軟硬資源的共享，提高了變電站的運行及管理水平，達到變電站減人增效，提高**運行水平的目的。
2、三（sān）相多（duō）功能電能表校驗儀（yí）的功（gōng）能設計原（yuán）則
2.1繼電（diàn）保護功能
變電站綜合自動化係統要具備常（cháng）規變電站係統保護及元件保護設備的全部功能，而且要獨立於監控係統，即當該係統網各軟、硬（yìng）件（jiàn）發生故障（zhàng）退出運行時，繼電保護單元仍然正常運行。微（wēi）機保護除了所具有的繼電保護功（gōng）能外（wài），還需（xū）具有其它功能。
(1)模擬量的顯示功能。係統應能顯示電流（liú）、電壓、有功、無功、電度等模擬量參數，當（dāng）通信網退出運（yùn）行時仍能滿足運行監視。
(2)故障記錄功能。係統應能顯示故障時間、電流、電壓大（dà）小、開關變位、保護動作狀態等。
(3)能儲存多套定（dìng）值（zhí），並能當地修改（gǎi）定（dìng）值和顯（xiǎn）示定值。
(4)與監控係統通信，能（néng）接收監控係統命令，選擇並修改定值，發送故障信息、保護動（dòng）作（zuò）情況、當時整定值及自診斷信（xìn）號等。
除當地外，還（hái）需能實現遠方查詢和整（zhěng）定保護定（dìng）值（zhí），此（cǐ）功能還具有遠方/就地閉鎖，操作權限閉鎖等措施。
(5)係統內（nèi）各插件具有（yǒu）自診斷功能。
2.2信息采集功能
分布式自動化係統的變（biàn）電站，信息由間隔層I/O單元采集。常（cháng）規四遙功能的（de）變電（diàn）站（zhàn），信息由RTU采集。電能量的采集宜用（yòng）單獨的電能量（liàng）采（cǎi）集裝置。係統對**運行中（zhōng）必要的信息進行（háng）采集，主要包括以下幾個（gè）方麵。
2.2.1遙測量
(1)主變壓器：各側（cè）的有功功率、無功（gōng）功率、電（diàn）流，主變壓器上層油溫等模擬量，模擬量均采用（yòng）交流采樣，以提高精度。主變壓器有載（zǎi）分接開關位置(當用（yòng）遙測方式處理時)。
(2)線路：有功功率、無功功（gōng）率、電流。
(3)母線分段斷路器相電流。
(4)母線（xiàn）：母線電壓（yā）、零序電壓。
(5)電容器：無功功率（lǜ）、電流。
(6)消弧線圈零序電流。
(7)直流係統：浮充電壓（yā）、蓄（xù）電池端電（diàn）壓、控（kòng）製母線電壓、充電電流。
(8)所用變：電壓。
(9)係統頻率，功率因數，環境溫度等。
2.2.2遙信量
(1)斷路器閘刀位（wèi）置信號。
(2)斷（duàn）路（lù）器遠方/就地切換信號。
(3)斷路器異常閉鎖信號。
(4)保護動作、預告信（xìn）號，保護裝置故障信號。
(5)主變壓器有載分接開關位置(當用遙信方式處理時（shí）)，油位異常信號，冷卻係統動作（zuò）信號。
(6)自動（dòng）裝置(功（gōng）能)投（tóu）切、動作、故障信號，如（rú）：電壓無功綜合（hé）控（kòng）製、低（dī）周減載、備用電源裝置等。(7)直流係統故障信號。
(8)所用變故障（zhàng）信號。
(9)其它有全站事故總信號、預告總信號；各段母線接地總信號；各條出線小電流接地信號；重合閘動作信號；遠動終端（duān）下行通道故（gù）障信號；消防及**防範（fàn）裝置動作信號等。
根據設備特點及確（què）保**運行需要（yào），可增加相（xiàng）應的特殊信號或對一些遙信量進行合並。
2.2.三相多功能電能表校驗儀的功能設計（jì）原（yuán）則
(1)斷路器分、合。
(2)主變壓（yā）器有載（zǎi）分接（jiē）開關位置（zhì）調整。
(3)主變壓器中性點接地閘刀分、合。
(4)保護及**自（zì）動裝置信號的遠（yuǎn）方複歸。
(5)有條件的（de）變電站高壓側備用電（diàn）源遠方投停。
(6)有條件的變電站電壓無功綜控的遠方投停。
(7)有條件的變電站直流充電裝（zhuāng）置的遠方投停（tíng）。
2.2.4電能量
(1)主變壓（yā）器各側有功電能量、無功電能量及其分時電能量。
(2)各饋電線有功電能量（liàng）、無功電能（néng）量。
(3)用戶（hù）專用線有功電（diàn）能量、無功（gōng）電能（néng）量（liàng）及（jí）其分時電能量和*大需量。
(4)所用（yòng）變（biàn）有功電能量。
2.3設備控製及閉鎖功能
(1)對（duì）斷路器和刀閘進行開合控（kòng）製。
(2)投、切電容器組及調節變壓器分（fèn）接頭。
(3)保（bǎo）護設備的檢查及整定值的設定。
(4)輔助設備的退出和投入（rù）(如空（kōng）調、照明、消防等)。
以上控製功能可以由運行人員通過CRT屏幕進行操作。三（sān）相（xiàng）多（duō）功能電能表校驗儀的功能設計原則，在設計上保留了手動操作手（shǒu）段，並具有遠方/就地閉（bì）鎖開關，保證在微機通（tōng）信係統失效時仍能夠運行和操作，包括可手動準同期和捕捉同期操作（zuò）。在各間隔的每個斷路器設置按鈕或開關（guān）式的一對一“分”、“合”操作開關和簡易（yì）的強電中央事故和告警信號。
為了防（fáng）止誤操作，操作閉鎖主要包括：
①操作（zuò）出（chū）口具有跳、合閉鎖（suǒ）功能和具有並發性操作閉鎖功能。
②CRT屏幕（mù）操作閉鎖功能，隻有輸入正確的操作命令（lìng）和監控命令，才有權進行（háng）操作控製。
③當站（zhàn）內通信網退出運行時，能滿足非（fēi）CRT屏幕操作、五防閉鎖功能和（hé）適應一次設備現場維修操作的五（wǔ）防閉鎖功能。
④根據（jù）一次設備的實際運行狀（zhuàng）態，自動實現（xiàn）斷路器、隔離開關操作閉鎖功能。2.4自（zì）動（dòng）裝置功能
(1)根據係統潮流進行無功自動調節控製，也可人工控製(人工（gōng）操作可就地（dì）、可遠方)。自動控製時可根據電（diàn）壓、潮流和無功負荷、變壓器（qì）抽頭位置信（xìn）號由裝置進行自動控製調節變壓器抽（chōu）頭位置或投退電容器組（zǔ）。
(2)低周減載。110kV、10kV線路可由各自的保護（hù）裝置實現，不用單獨配置低周減載裝置。整定值由各條線路（lù）裝（zhuāng）置自行整（zhěng）定。
(3)同期檢測和（hé）同期分閘（zhá）。同步檢測斷（duàn）路器兩側電（diàn）壓（yā）的（de）幅值、相位和頻率，並發出同期合閘啟動或閉（bì）鎖（suǒ）信號。此功（gōng）能可（kě）進行檢無壓（yā）同期，亦能進行手動準同期和捕捉（zhuō）同期。既能（néng）滿足正常運行方式下的同期，亦能（néng）滿（mǎn）足係（xì）統事故時的同期。
同期功能有手動和自動兩種方（fāng）式供選擇，同（tóng）期裝置與通信網相互獨立（lì）。
(4)小電流接地選（xuǎn）線功能。可通過采取3I0、3U0及其增量來判斷是否有接地故障，也可用5次諧波方式分析接地故（gù）障，小（xiǎo）電流接地選線功能（néng）與通信網相（xiàng）互獨（dú）立，不依賴通信網的後台機檢測。否（fǒu）則當通信網故障時該功能即失去檢測報警功能。而（ér）規程規定小電流係統（tǒng）當單相接地後允許2h帶故障運行，2h後要立即切除故障線路。
據有關綜合自動化站的運行記錄，在雷雨（yǔ）季節時雷擊曾擊壞（huài）過（guò）站內的通信網。若此時雷擊又同時造成10kV線路單相接地（dì），則運行（háng）人員不能及時發現線路單相接地故障。時間長了，若不及時處理，則有可能造成故障線路由單相接地發展成為兩相或三相接地短（duǎn）路故障（zhàng）。因此，小電流接地選線功能要獨立於通信網。
(5)事（shì）故錄波。對於220kV變電站的（de）主變、220kV線路除了保（bǎo）護裝置自帶故障錄波外，還設置了一（yī）套獨立的微機錄波屏，而110kV線路則用本身裝置（zhì）記錄。