变电站综合自动化.docx

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变电站综合自动化

第二章变电站综合自动化及二次网路设备运行异常处理

一、变电站综合自动化基础知识

1、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、控制系统、信号系统、继电系统、自动装置、运动装置）经过功能组合和优化设计，利用先进的计算机技术、电子技术、通信技术、信息处理技术，实现对变电站的主要电气设备和线路的自动监视、自动控制、测量和保护，以实现与运行和调度通信相关的综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统是得用多台微型计算机和大规模的集成电路组成的自动化系统，它代替了常规的控制设备、运动设备。

信号设备和测量监视仪表。

用微机保护代替了由各个继电器元件组成的继电保护屏，取消了常规的控制屏，运动屏和中央信号系统。

变电站的综合自动化是自动化技术，计算机技术和通讯技术等科技在变电站内的综合应用。

变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据、信息，利用计算机的高速计算机能力和逻辑判断功能，准确方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。

变电站实现综合自动化的优越性、主要有以下几点：

（1）提高电网管理的运行水平

（2）提高变电站的安全可靠运行水平

（3）提高供电质量及电压合格率

（4）变电站集中控制，实现了减员增效

（5）减小维护工作量，缩短了对电的时间

（6）为运行设备实现线检测和状态检测创造了条件

（7）缩小了变电站的占地面积，降低造价，减少总损资

总的来说，采用了变电综合自动化技术，简化了设计，简化了变电站二次部分的硬件配置，简化了变电站二次设备之间的连接线，减轻了安装施工和维护的工作量，降低了工程的部造价，减少了占地面积，为企业减员增效，实现无人值班，提高运行管理水平创造了良好的技术条件。

2、变电站综合自动化的功能与特点

变电站综合自动化具有功能综合化、结构微机化、分布分层化、操作监视屏幕化、运行管理智能化、通信局域网络化、光纤化、测量显示数字化的特点。

它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源外的全部二次设备。

微机监控综合了变电站的仪表屏、控制屏、模似屏、变送器屏、中央信号系统，远动的RTU功能以及无功补偿自动调节功能。

微机保护和监护系统一起综合了故障条波、故障测矩、小电流接地选线、自动按频率减负荷、自动重合闸等自动装置功能，总得来说，变电站综合自动化系统具备的功能主要要控制和监视功能，断电保护功能、自动控制功能，测量表计功能，通信接口功能和系统功能。

其基本功能主要体现在以下几个子系统功能中。

（1）监控子系统

监控子系统取代了常规的测量系统，取代了控制屏上的指针式仪表，改变了常规断路器控制回路的操作把手和位置指示，取代了常规的中央信号系统中的预先报警信号，事故音响报警信号，取消了光字。

监控子系统的功能包括了数据采集、事件顺序记录、故障记录、故障条波和测距、操作控制功能、安全监视功能、人机联系功能、数据统计和处理功能、打印功能。

（2）微机保护子系统

微机继电保护装置的硬件电路一般由五个功能单元构成，即数据采集系统、微型计算机、开关量输入输出电路、人机对话系统和工作电源。

微机继电保护装置的特点：

逻辑判断清楚正确，可以实现常规继电保护无法实现的优良保护性能，调试维护方便，运行可靠性提高，能够提供系统运行的信息量。

（3）电压无功综合控制子系统

变电站综合自动化系统必须具备有保证安全可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。

电压和频率是电能质量的重要指标之一。

因此电压无功综合控制也是变电站综合自动化综合系统的一个重要组成部分。

（4）代频减载控制

电力系统的频率是电能质量的最重要的指标之一。

它是反映系统有功功率是否的质量指标。

频率下降较大时，对电力系统的正常运行及发电设备和用电设备都十分不利。

目前，用微机实现低频率减负荷的方法有两种：

一种是采用专门的低频负荷装置；另一种是将低频减负荷的控制装置在电线路保护装置中。

（5）备用电源自动投入的控制

备用电源自动投入是保证配电系统连续可靠供电的重要措施，因此，备用电源自动投入已成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。

3、变电站综合自动化系统的通信任务

如何把变电站各个子系统组合起来，实际上是如何使监控主机与各个子系统之间建立起数据通信和进行操作。

先进的自动化系统应该能代替远方终端RTU的全部功能，即与调度主站建立起很强的通信功能。

因此，综合自动化系统的通信功能包括系统内部的的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。

综合自动化系统的的通信，主要解决自动化系统内部各子系统与监控主机和各子系统间的数据通信和信号交换问题。

它们的通信范围变电站内部。

通信方式有并行通行、串行通信、局域网络和现场总线等方式。

综合自动化系统与上级调度的通信，其基本任务是将变电站要传送的信号传给发送设备，再由发送设备将待发信号转换成适合在通道中传送的信号，并送入通道。

通道可以绕有线形式的，如载波通道、光纤通道、电话线等，也可以是无线通道，如微波通道、无线扩频。

接口设备将从通道上接收到信号进行转换传给收信者，收信者再把接收到的信号转换成对应的信息显示到调度端。

二、变电站综合自动仪运行与维护

由于变电站综合自动化系统部分体现了高科技在变电站领域的综合应用，因此为了确保电网变电站的安全，稳定，可靠的运行，运行人员必须做好系统的运行，使用和维护工作。

1、制定完善的运行巡视检查制度。

（1）综合自动化系统的巡视检查周期可与一次设备检查的周期一致。

（2）巡视运行中的设备和各种信号指示灯的工况。

（3）检查运行中的设备自检信号和报告信号，如有不正常情况应及时报告上线主管领导由设备专业维护人员进行处理。

（4）检查通信系统是否正常通信，如微机保护与管理单六通信是否正常，前量机与后台机通信是否正常。

检查、、、操作是否正常。

（5）检查各设备电源指示灯及工作电源是否正常。

（6）检查设备的连接片是否在正确位置。

（7）对不间断电源进行自动切换检查。

（8）根据工作需要不定期调看信号出现情况，特别是投运时应通过检查信号出现的是否正确，从而判断光耦端子及信号动作相符合。

2、运行规定及维护要领

变电站综合自动化系统在运行中往往因装置使用不当高人为因素，造成电力系统的不安全。

因此，按照相应规程，运行人员应做到以下几方面。

（1）每日值班人员应每半小时定时切换监视画面一次（此事目前各设备现已改进，一旦发生异常能及时优先报告），对大负荷和有缺陷的设备的情况下应严格监视后机画面，正常监视界面应停留在高负荷的变压器设备上。

（2）对设备的负荷潮流进行监控，在主变压器负荷达90%，其他设备负荷达95%时，要及时汇报值班调度员。

（3）对系统的电压进行监视，在系统电压超出允许值前应及时汇报值班调度员，使用有载调压的变电站值班人员在允许的范围下应及时给予调整（变压器负荷在89%以下时）。

（4）对监控机进行监控，有信号时应该及时记录，分析，汇报并按规定进行处理。

（5）监控系统故障应及时汇报调度值班员和上给主管领导，并采取相应的措施对现场设备给予监视，尽快安排予以处理。

（6）监督人员有事不能进行监督时，应委托其他运行人员监督，无人代替时不得离开岗位。

（7）保护反自动装置动作后，就按要求做好记录和每日信号，并将动作情况和测矩情况结果立即汇报给调度值班员。

（8）当综合自动化装置插件出现异常时，应及时分析，判断，并汇报调度值班员，如有备件应予及时更换，更换后应对综合自动化系统进行，不允许直接投入运行。

（9）当综合自动化系统出现异常时，值班人员就根据该装置的现场运行规秩进行处理，并立即向调度值班员汇报，采取相应措施或退出设备运行。

（10）远方更改综合自动化装置定值载操作时，应根据现场有关运行规定进行操作，并有保密和监视手续，防止误和误操作。

（11）在温差较大及湿度较大的环境中应做好温度与温度的控制，以适应设备装置的正常运行。

（12）对后台机的操作应注意；严禁直接断电，严禁乱删除或移动文件，严禁使用盗版光盘及来历不明的软件，严禁乱拨插计算机所有所用设备插头，严禁在后台上玩游戏。

3、变电站综合自动化系统的运行

变电站综合自动化系统是多种专业技术的复杂的系统工程。

为了保证电力系统的连续性，安全性要求，它应该是连续工作的。

在运行一段时间后，自动化系统会进入期，一般来讲，设备本身发生故障的情况较少。

一旦自动化系统出现问题，就要迅速排除故障，尽恢复系统工作。

下面就对几种常用综合自动化系统的故障检查活动进行简单说明。

（1）要了解自动化系统包含哪些子系统，每个子系统的主要设备功能，再根据出现的状况，通过排除法查找问题。

比如操作人员在对断路器进行了控操作时，屏幕上显示返校正确，但始终没有断路器变位信号。

这种就应先检查断路器在当地操作的位置能点是否正确，如果其状态始终不变，说明是位置解点的问题，而自动化系统没有问题，如果位置解点状态正确，相关的设备，电线完好，就有可能是通信方面的问题了。

（断路器不动作）

（2）设备故障时，要先检查设备电源电压是否正常，比如熔断器熔断就会造成工作电源不正常，而导致设备故障。

（3）如果故障一时还不能找到，就需要更换备品备件了，先恢复系统的正常运行，再查找和恢复故障设备。

因此，应配备足够的备口备件，以应争用。

（但目前民用企业单位很难做到此种条件，往往是故障出现之后方再联系厂家。

由此这一点根据现场条件，如有备用设备可暂用这一个方法）。

（4）计算机显示屏黑屏时，首先查看显示器电源是否断电，如果在打开状态则应检查是否人为切换到其它显示通道造成；如不是这一原因，则查看主机是否在工作状态，如果主机上显示灯已灭，则重新打开主机电源，恢复显示。

如果指示灯亮，但没有闪烁，那就可能是计算机已经死机，此时断开电源，重新启动计算机。

开机后要检查是否有病毒污染。

如果经常死机，可能是系统文件被破坏或硬件故障，应汇报相关领导派相关专业人员进行处理。

（5）后台机显示的数据不刷新时，要检查网络通信是否畅通，是否测控装置或总控机上的过热造成死机而使信号通信不畅了。

（6）无法在后台机上进行断路器的控操作时，要检查员

（7）无法进行变压器有载调压的远控操作时，应查看变压器有载调压装置的电源是否断电，如果电源正常，再检查变压器有载调压的升降边境片是否投入运行，还应检查通信是否正常。

上面是一此故障的处理方法，但是确保自动化系统的稳定运行还要靠平时的基础工作。

基础工作是和检修的前提性，先进性的工作。

它的主要内容有规章制度，信息管理以及标准化，定额，计量，统计工作等。

严格执行各项规章制度，有关设备维护检修的制度，同时做好技术培训工作。

对使用的每一种设备要详细阅读其说明书，清楚工作内设备的工作原理，工作性能。

为了使大家更深入实际，结合现场设备了解，熟悉设备工作原理，运行及维护工作，包括设备异常，故障的与用采用的措施，处理办法。

下面将有关设备逐一的单元出线结构进行分别讲解。

第四章现场设备使用情况及运行异常处理

1、110KV线路回路的设备配置

该回路综合自动化系统配置安装有三个装置（综合自动化监控保护操作）。

即SEL-311C保护及自动化系统，DF-3380三相操作，DF-3673线路监控装置。

（1）SEL-311保护及自动化系统，该装置内部配置有①相间和接地距离元件（相间阻扰园，接地阻挠园，接地四边形和一可延伸）；②震荡元件；③瞬间/定时限过流元件（相零序和负序）④反时限过流元件（相零序和负序）⑤电压元件（）；⑥同期检查元件。

并配置装有尖压，ccvt输整检测，负荷入侵以及方向元件元件逻辑；合间和重合间逻辑；输入，输出，定时器以及其他控制逻辑；断路器监视和测量功能；串行通信等方面设备的应用。

除此还有跳间和和拒示逻辑；合于故障跳间逻辑；通信辅助跳间逻辑；允许区外付跳间逻辑；方向比较解除逻辑；方向比较闸逻辑；重合闸监视逻辑等功能。

作为本变电站110kv线路使用，目前使用的主要保护元件为相间距离和接地距离元件，使用园形相间元件区域，园形接地后加速元件，电压元件，同期检测，低周元件，故障检测，失压,重合闸元件，有关保护整定为相间距离1-3段，接地距离1-3段，零序1-4段，接地方向优先级。

该装置使用主要起到测量保护，执行保护，其输出跳闸，重合闸输出合闸，同期检定合闸，低频低压跳闸其出口输出将由后面板接线标引到DF-3380三相操作某完成断路器的跳闸任务。

未使用本装置的跳合闸回路直接作用于跳合闸。

这一点需在执行中及运行异常故障时加以考虑处理方案也就是保护内部故障及失去电源以及通讯异常故障时都将影响保护失去作用。

应根据现场规程予以处理。

除此之外，当断路器在110TV无电压情况下操作送电时，应退出低压保护出口面板，不然因失压元件动作，断路器将合不上闸。

跳闸脉冲一直在工作。

所以当开关合闸后，110KV电线电压显示正确后，根据调度指令是否低压解列面板。

。

有关该回路请参阅电气二次回路原站各联系实际加以理解熟悉。

为了供大家进一步掌握其设备的情况，将一些有关信息种类罗列如下，以便大家在实际工作中加以分析，正确进行处理。

A、装置前面板指示灯表示信息反映：

①指示灯，EN为电源指示灯，该灯当投入该保护装置控制电源之后，电源的正常，考虑灯回路有无断线，焊接线不良。

如液晶不显示，应从装置控制电源及电源极回路检查，确定故障后作相应处理。

必要是由专业人员来解决。

但如该装置无电源或电源中断时，运行人员应考虑线路保护失去作用，相当无保护运行状态，此时应汇报调度值班员听候处理。

一般情况下，在时间内处理的情况下，保护可暂退出运行，超过当值值班时间需停用设备。

（因无保护运行，否则故障情况会造成越级掉闸，如本站1#，2#主变供给故障电流，主要主变后备保护动作跳闸，绵山站侧开关会掉闸，造成110KV周线失压，严重时甚至将发电机解到或掉机造成全站及电厂全部电力系统瓦解，并且无法恢复电厂开机运行）。

②指示灯TRIP，指示灯，正常运行时，该灯不燃亮。

其定义指示灯亮是反映该装置的保护或按制元件有输出跳闸的信息发出，由其TRIP跳闸逻辑发出输出的。

当该指示灯燃亮的时，运行人员应检查断路器是否有跳闸情况，该线路保护及其他装置的动作情况及灯光指示情况，来作相应的综合分析判断，并由两人在站作好动作情况记录，核对指示记录及灯光信号无误后，方可恢复信号，现场运行人员应及时汇报调度值班员，并汇报相关领导。

并进行综合性的分析，判断故障。

如开关跳闸还应同时检查站内的设备情况。

该灯燃亮，还涉及到一些过电流，失压元件产生跳闸回路，如TIME延时跑闸，SOFT合于故障跳闸，51反时限过电流元件跳闸，跳闸时区域414段启动的元件跳闸（这些元件本站没有使用给予定值）。

本站没有专用灯亮指示的低频，低压解列装置元件动作出口，不论连接片投否，只要发生低频，低压情况，达到整定值都将发出些信号。

再者本部该装置如相向距离，接地距离，零序保护动作，其出口动作也同样发出该信号灯，但同时会发出其他相应的指示灯燃亮。

（具体指示灯含义下面详作介绍说明）。

其相应的配合信号指示灯有51，A、B、C、G、1、2、3、4。

③COMM信号指示灯，其定义是指通讯辅助跳闸，该装置其方案，在通信的协作传输线提供单元保护，不需要外部协调设备。

该保护跳闸方案一般使用为高频保护，光纤保护等有六种方案可行。

即，直接传达输出跳闸（DTT）；直接区内线传输跳闸（PUTT）；方向比较非闭方式（DCUB）；方向比较闭（DCB）。

但这些回路使用是需要两端配置同样功能设备，而且两侧的定值需要配合相同工作原理的单独的定值类型。

本站没有使用以上类型保护功能。

由于装置内部设备保护动作出口跳闸就要同时起动COMM。

这里运行人员对此信号灯出现我们不作考虑，而要看其他信号指示回以分析，判断，处理的依据。

④SOTF指示灯，其定义为合于故障时跳闸信号灯。

也就是断路器操作关电时合于故障，将通过其定值52AEND信号（52AEVD≠OFF）进行，其定值动作进行控制三相断开条件（类似情况一般在运行中断路器均有些种情况，如开关拒动作时会发生越级跳闸，装有失灵保护的将会启动失灵保护）。

还有一种情况合闸用线操作时合于故障的情况下，同样通过保护定值控制负荷测控元件后人来实现。

以上二种情况，该继是器主要用于断路器失灵保护或用线保护的启动，通常动作时间整定为30周波左右。

该装置设施根据需要可设置方向，线路侧切需增装电压，但发生三相短路时测量电压将为零，方向六件不动作。

这种情况时SOTF逻辑跳闸时过电系保护将无方向性设置。

本站未使用及发生过该信号处理，需进一步了解，继保整定定值能知单未标明使用该回路。

这里只是介绍一下该信息，如将来出现在起码明白其动作的原因所在，帮助分析，判断及处理时考虑。

⑤RS信号指示灯，其定义主重合闸进行复核状态。

生命闸逻辑有两种工作状态情况，一个是重合闸在复位状态，另一个是重合闸在闭状态，而相应对应的继电器字为7GRS与7GLO，将重合闸置任何情况，其时间都处于其中的一种情况。

无论在任一给定状态下时，相应的继电器这有效为逻辑，其相应的指示灯点亮。

只有在重合闸处于重合闸周期状态时，才能产生自动重合闸。

本站110KV线路设有一相CA相，单相电压互感器，重合闸为检同期重合闸。

也就是110KV用线有电压情况，而线路侧有电压时，本站重闸启动经检同期回路方可执行，否则重合闸将不会动作。

关于重合闸指示灯RS是否燃亮（红灯），其条件，重合闸逻辑输入控制字定值，断路器在合闸位置时，该灯燃亮，反映重合闸在复位工作条件。

当重合闸在重合过程及重合成功初始时以及断路器在分闸位置时，再者取消重合闸逻辑监视情况下该灯将熄灭。

目前，本站重合闸在投运条件下，正常运行时该灯燃亮，如重合闸动作成功后，该灯仍应燃亮，如重合不成功，断路器在分闸位置时将会熄灭。

该灯在运行正常时，如发现熄灭，一则检查电源部分，二则检查二次接线情况，针对相应异常，进行解决电源问题恢复供电或处理重合闸二次回路缺陷，如引接线接触不良，断路器辅助接点切换不对应等。

⑥LD信号指示灯，为重合闸进入闭锁状态时才燃亮的灯，当重合闸进行复位状态时该灯熄灭。

前面已捉到重合闸复位与闭锁，重合闸在任何情况时候处于状态之一，当在给定的一个状态时，相应的继电器字有效为逻辑，并且指示要亮。

LD信号灯亮表示重合闸在闭锁状态，不能产生自动重合闸作用。

重合闸的闭锁状态的条件，如果下列任何一个条件成立，重合闸进入闭锁状态。

1、重合闸初始化时次数计数器等于或大于最后一次合闸。

设置不使用重合闸；再者失压情况（ELOP=Y设置，继电器字为LOP）；第三三相断开条件。

设置EBLKO=OFF，ENTOPV=OFF也就是讲应答闭锁延时是OFF，应答闭锁启动时等于OFF。

2、由于SELOGIC控制方程完值79RIS（重合闸初始化监示逻辑）而导致重合闸初始化不成功。

3、重合闸没有初始化的情况下，断路器跳开。

4、重合闸合闸一次数等于或大于最后一次且断路器处于分闸位置。

5、Selogic控制方程值79DTL（重合闸驱动到闭锁）二逻辑。

6、重合闸监视限制定时器（79CLSD）时时间到，通过SELOGIC控制方程把OPEN命令嵌入到重合闸逻辑中79DTL=……+OC（驱动到闭锁）再者，重合闸禁止重合；当重合闸定值有一个设置将会发出禁止重合闸；

①重合闸定值设置E79=N；②延时定时器1定值79OI，=0.00；那么重合闸无效并且不可能发生自动重合闸。

如果重合闸被禁，将出现下列情况：

①两个重合闸的继电器字（79RS和79LO）强制的逻辑0

②所有的次数计数器继电器字（SHO,SH1.SH2.SH3）强制的逻辑为0

③前面板的指示灯RS和LO都熄灭，表示重合闸已经被禁止。

禁止重合闸后合闸逻辑仍可工作，程序回路只是中断重合闸。

⑦信号灯51，其定义为反时限过流元件动作发出跳闸指令，该回路其逻辑投入，其定值51pt（相序）、51GT（零序）或51QT（负序）过流元件，任一无件在跳闸的上升沿，达到整定定值时将产生跳闸，此时该灯将燃亮。

反时限元件（过流）通过5110T无件，用定值E51p=Y，动作电流A，B，C三相最大的相电流。

相电流反时限元件最大相的定值，其51pp启动值，51c曲线类型，51ptd时间刻度盘，51prs电机或返回定时（Y=投入电机或返回定时，N=返回时延时1周波），51PTCSELOGIC控制议程闭锁控制定值设置51PTC控制闭锁开关。

其设置：

根据厂家说明使用手册整定计算，（按三序及电机或周波分别整定，启动值，曲线类型，时间刻度盘，电机或返回时间，控制方程闭锁控制定值）。

8、指示灯A，B，C该指示灯分别表示表示当发生故障时，在跳闸上升沿（各保护相）如过流元件产生跳闸并且某相发生故障，该相相应的灯燃亮，对于三相故障指示，SELOGIC控制方程设置FAUAT定启动。

该各相指示灯指示，单相故障，两相故障，三相故障，如果只出现两相及以上灯亮，其他回路灯没有G灯主相间距离保护动作，当G出现为接地距离及零序过流保护动作；51灯亮为过电流保护动作。

9、G指示灯，其定义为相向接地距离及零序电流过流保护出口，说明跳闸上升没动作发生跳闸。

这里需要补充的一点，一般线路两侧有电源的场有方向元件，方向指向线路，由方向控制元件来控制，具体详见厂家使用设备手册说明。

10、ZONE中指示灯，1，2，3，4其定义反映跳闸保护动作区域各段元件启动。

该跳闸区域包括距离，接地距离，零序方向过流，负序方向过流的区别，在故障期间监测到的最低区域数字分别来反映各数字表示跳闸期间的监测各段区域。

灯光燃亮，第一步，根据前面板灯光显示及装置动作相序及其它相应的灯光反映综合分析判断，那些保护，那个区域，开关跳闸与否来确定故障情况及性质。

第二检查设备动作情况，分析，判断，作好记录并汇报相关领导及值班调度员，处理。

B有关110KV线路保护运作，不论距离或零序保护动作，一般一二段故障声为本线路范围故障，所以同时了解电源侧电网侧保护动作情况综合分析，通常一二段动作应判定为线路故障，应巡线检查后，方可处理，恢复供电；但同时也要检查站内设备，不得有异常正常运行缺陷的情况下方可送电。

三，段动作应判为区处越级造成，可以送（调度同意方可）。

有关送电本回路需注意，本站送电时应与电厂解列，由系统送电后，恢复本站供电后，由电厂侧并弄；再者送电时应退出低电压解到连接片后方才能送电成功，送电后恢复低电压连接片。

如电厂不降到该项由同期装置并列操作，严禁使用远方就地操作送电，不然将会出现非同期误操作。

下面还有一些及项需提出注意的问题，关于电压回路失压应该由设置内部电压回路断相闭锁工作告警，并由其逻辑回路闭锁保护出口，正电源，还有关于电流二次回路断线及从厂家说明没有作解释说明。

目前暂从实际情况来讲，一旦发出各警信号，可从显示屏上三相电压，电流指示数据和判断，距离SEL-311C保护回路电流互无器是专用的一组，其它回路无法反映，电压回路可做其他回路装置，这里需讲明的电压回路使用的为专用保护一组，包括测控装置也是该组电源回路，并其测控装置无异常告警，应首先考虑SEL-311C装置的二次引接部分及内部装置，通过检查进行处理，如内部有问题，汇报领导由专业人员来处理，并汇报值班调度员，决定是否该线路运行。

DF-3673线路控装置，具有的功能：

a运测功能，对于三相网线制输入的接线方式，装置可完成一条线路的三相分相电流，电压，有功，无功，功率，频率的测量。

其中电压可选择可测量100v或380v；对三相三线制输入的接线方式，装置可完成一条线路Ia,Ic,Uab,Ucb,P,Q,cosp,f的测量；可进行电能度量分析，正序，向序，零序分量的计算。

b由字量采集功能，24路数字量，其中4路支持12V或24V，其余支持24V输入。

c远控功能，b路（12点）远控，其中路具有连动接点，此处还提供对双位置自保持接点。

d直充量采集功能，两路直流量（电流0~20MA，电压0~土UV）e通讯功能1）2个标准的串行口，通过