1、引言
隨（suí）著電力（lì）工業的迅速發展，電力係統的規模不斷擴大，係統的（de）運行方式越（yuè）來越複雜，對自動化水平的要求越來越高，從（cóng）而促進了（le）電力係統自動化技術的不（bú）斷發（fā）展。微機保護、故障錄波器、計算機（jī）監控係統、計算機調度自動化等都已成功運用到電力係統（tǒng）中（zhōng）。與自動化程度相適應，對電力係統繼電保護裝置的要求也隨之提高。目前傳統的電工式繼電保護（hù）測試裝置已很（hěn）難對繼電保護裝置（zhì）的各方麵特性進行**測試，不（bú）再適應技術發展的需要。為避免重複投資，提高信息資源共享的水平，須對變（biàn）電站自動化係統的信息采集、處理、傳輸加以規範（fàn），對站內功能配置予以綜合（hé）考慮（lǜ）。目前（qián）變電站自動（dòng）化係統（tǒng）一般采用以SCADA為基礎的站端（duān）計算機網絡，通過綜合設計，減少了二次設備的重複配置，減（jiǎn）少了二次回路，減少（shǎo）了電流互感器及電壓互感器的負荷，從而簡化了二次回路設計，並保（bǎo）證了數據的一（yī）致性，在可靠性的基礎上盡可能做到（dào）了軟硬資源的共享，提高了變電站的運（yùn）行及管理（lǐ）水平，達到變電站減人增效，提高**運行水平的目的。
2、三相多功能電能表校驗儀的功能設計（jì）原則（zé）
2.1繼電保護功能
變電站綜合自動化係統要具備常規變電站係統保護及元件保護設備（bèi）的全部功能，而且要獨立於監控係統，即當該係統網各軟、硬件發生故障退（tuì）出運行時，繼電保護單元仍然正常（cháng）運行。微機保護除了所具有的（de）繼電保護功能外，還需具（jù）有其它功能。
(1)模擬量的顯示功能。係統（tǒng）應能顯示電流、電壓、有功、無功、電度等模擬量參數，當通信網退出運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、電壓大小（xiǎo）、開關變位、保護動作狀態等。
(3)能儲存多套定值，並能當地修改定值（zhí）和顯示定值。
(4)與監控係統通信，能接收（shōu）監控（kòng）係統命令，選擇並修改定值，發送故障信息、保護動作情況、當時整定值及自診斷信號等（děng）。
除當地外，還需能實（shí）現遠方查詢和整定保護定值，此功能還具有遠方/就地閉鎖，操作權限閉鎖（suǒ）等措施。
(5)係統內各（gè）插件具有自診斷功能。
2.2信息采集（jí）功能
分（fèn）布式自動化係統的變電站，信息由（yóu）間隔層I/O單元采集。常規四遙功能的變電站，信息由RTU采集。電能量的采集宜用單（dān）獨的電（diàn）能量采集裝置。係統（tǒng）對**運行中必要的（de）信息進行采集，主要包括以下幾個方麵。
2.2.1遙測量
(1)主（zhǔ）變壓器：各側的有功功（gōng）率、無功功率、電流，主變壓器上層油溫等模擬量，模擬量（liàng）均采用交流采樣（yàng），以提高（gāo）精度。主變壓器有載分接開（kāi）關位置(當用遙測方式處理時)。
(2)線路：有功功率、無功功率、電流。
(3)母（mǔ）線分段斷路器相電流。
(4)母線：母線電壓、零序電壓。
(5)電容器（qì）：無功功率、電流。
(6)消弧線圈零序電流。
(7)直流係統：浮充電壓、蓄（xù）電池端（duān）電壓、控製母線（xiàn）電壓、充電電（diàn）流。
(8)所用變：電（diàn）壓。
(9)係統頻率，功（gōng）率（lǜ）因數，環境溫度等。
2.2.2遙信量
(1)斷路器閘刀位置信號。
(2)斷路（lù）器遠方/就地切換信號。
(3)斷路器異常（cháng）閉鎖（suǒ）信號。
(4)保（bǎo）護動作、預告信號，保護裝置故障信號。
(5)主變壓（yā）器有載分接開關位（wèi）置（zhì）(當用遙信方式處理時)，油位異常信號，冷卻係（xì）統動（dòng）作信號。
(6)自動裝置(功能（néng）)投（tóu）切、動（dòng）作、故障信號（hào），如：電壓無功（gōng）綜合控製、低周減載、備用電源裝（zhuāng）置等。(7)直流係（xì）統故障信號（hào）。
(8)所用變故障信號。
(9)其它有全站事故總信號、預告總信號；各段母線接地總（zǒng）信號；各條出線小電流接地信號；重合（hé）閘動（dòng）作信號；遠動終端下行通道故障信號；消防及**防範裝置動作信號等。
根據設備特點及確保**運行需要，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（yàn）儀的（de）功能設計原則
(1)斷路器分、合（hé）。
(2)主變壓器有載分接開關位置調整。
(3)主變壓器中性點接地閘刀分、合。
(4)保護及**自（zì）動裝置（zhì）信號的遠方複（fù）歸（guī）。
(5)有條件（jiàn）的變（biàn）電站高壓側備用電源遠方（fāng）投停。
(6)有條件的變電站電（diàn）壓無功（gōng）綜控（kòng）的遠（yuǎn）方（fāng）投停。
(7)有條件的變電站直流充電（diàn）裝置的（de）遠方（fāng）投停。
2.2.4電能（néng）量（liàng）
(1)主變壓器各側有（yǒu）功電能量、無功電能量及其分時（shí）電能量。
(2)各饋電線有功電能量、無（wú）功電（diàn）能量。
(3)用戶（hù）專用線有功電能量、無功電能量及其分時電能量和*大需量。
(4)所用變有功電能量。
2.3設備控製及閉鎖功能
(1)對斷路器和刀閘進行開合控製。
(2)投、切電（diàn）容器組及調節變壓器分（fèn）接頭。
(3)保（bǎo）護設備的檢查及（jí）整定值的設定。
(4)輔助（zhù）設備的退出和（hé）投入(如空調、照明、消防等)。
以上控製功能可以由運行人員通過CRT屏幕（mù）進行操作。三相多功能電能表（biǎo）校（xiào）驗儀的功（gōng）能設計原（yuán）則，在設計上保留了手動操作手段，並具有遠方/就地閉鎖開關，保證在微機通信係統失效時仍能（néng）夠運（yùn）行和（hé）操作，包括可（kě）手動準（zhǔn）同期和捕捉同期（qī）操作。在各（gè）間隔的每個斷路器設置按（àn）鈕或開關式的（de）一對（duì）一“分”、“合（hé）”操作開關和簡易的強電中央事故和告警信號。
為了防止誤操作，操作閉鎖主要包括：
①操作出（chū）口（kǒu）具有跳、合（hé）閉鎖功能和具有並發性操作閉鎖功能。
②CRT屏幕操作閉鎖（suǒ）功（gōng）能，隻有輸入正確的操（cāo）作命令和監控命令，才有權（quán）進（jìn）行操作（zuò）控（kòng）製。
③當站內通（tōng）信網退（tuì）出運（yùn）行時，能滿足（zú）非CRT屏幕（mù）操（cāo）作、五防閉鎖功能（néng）和適應一次設（shè）備現場維修（xiū）操作（zuò）的五防閉鎖功能。
④根據一次設（shè）備的實際運行狀態，自動實現斷路器、隔離開關操作閉鎖功能（néng）。2.4自動裝置功能
(1)根據係（xì）統潮流進行無功自動調節控製，也可人工控製(人工操作可就地、可遠方)。自動控製時可根據電壓、潮流和無功負荷（hé）、變壓器抽頭位置信號由裝置進行自動控製調節變（biàn）壓器抽頭位置或投退電容器組。
(2)低周減載。110kV、10kV線路可由各自的保護裝（zhuāng）置實現，不用單獨配置低（dī）周（zhōu）減載裝置。整定值由各條（tiáo）線（xiàn）路裝置自行整定。
(3)同期檢測和同期分閘。同（tóng）步檢測斷路器兩側電壓的幅值、相位和（hé）頻（pín）率，並發出（chū）同期（qī）合（hé）閘啟動或閉鎖信號。此功能可進行檢（jiǎn）無壓同期，亦能進行手動（dòng）準同期和捕捉同期。既能滿足正常運（yùn）行方式下的同期，亦能滿足係統（tǒng）事故（gù）時的同期。
同期功能有手動（dòng）和自動兩種方式供（gòng）選擇，同期裝置與通信網相互獨立。
(4)小電流接地選線功能。可通過采取3I0、3U0及其增量來判斷是（shì）否有接地故障，也可用（yòng）5次諧波方式分析接地故障，小電流接地選（xuǎn）線功能（néng）與通信（xìn）網相互（hù）獨立（lì），不依賴通信網的後台機檢測。否則當（dāng）通信網故障時該功能即失去檢測報警功能。而規程規定小電流係統當單（dān）相接地後允許2h帶故障運行，2h後要立即切除故障（zhàng）線路。
據（jù）有關綜合自動化站的（de）運行記錄，在雷（léi）雨季節時（shí）雷擊曾擊（jī）壞過站內的通信網。若此（cǐ）時雷擊又同時（shí）造成10kV線路單相接地（dì），則運行人員不能及時發現線路單相（xiàng）接地故障。時間長了（le），若不及時處理，則有可能造成故障線路由單相（xiàng）接地發展成為兩相或三相接地短路故障。因此，小電流接地（dì）選線功能要（yào）獨（dú）立於通信網。
(5)事故錄波。對於220kV變電（diàn）站的主變（biàn）、220kV線路除了保護裝置（zhì）自帶故障錄波外，還設置了一套獨（dú）立的（de）微機（jī）錄波屏，而110kV線路則用本（běn）身裝置記錄。