2.2.3遥控量

　　(1) 断路器分、合。

　　(2) 主变压器有载分接开关位置调整。

　　(3) 主变压器中性点接地闸刀分、合。

　　(4) 保护及安全自动装置信号的远方复归。

　　(5) 有条件的变电站高压侧备用电源远方投停。

　　(6) 有条件的变电站电压无功综控的远方投停。

　　(7) 有条件的变电站直流充电装置的远方投停。

　　2.2.4电能量

　　(1) 主变压器各侧有功电能量、无功电能量及其分时电能量。

　　(2) 各馈电线有功电能量、无功电能量。

　　(3) 用户专用线有功电能量、无功电能量及其分时电能量和最大需量。

　　(4) 所用变有功电能量。

　　2.3设备控制及闭锁功能

　　(1) 对断路器和刀闸进行开合控制。

　　(2) 投、切电容器组及调节变压器分接头。

　　(3) 保护设备的检查及整定值的设定。

　　(4) 辅助设备的退出和投入(如空调、照明、消防等)。

　　以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。

　　为了防止误操作，操作闭锁主要包括：

　　①操作出口具有跳、合闭锁功能和具有并发性操作闭锁功能。

　　②CRT屏幕操作闭锁功能，只有输入正确的操作命令和监控命令，才有权进行操作控制。

　　③当站内通信网退出运行时，能满足非CRT屏幕操作、五防闭锁功能和适应一次设备现场维修操作的五防闭锁功能。

　　④根据一次设备的实际运行状态，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能。

　　2.4自动装置功能

　　(1)根据系统潮流进行无功自动调节控制，也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、变压器抽头位置信号由装置进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。

　　(2) 低周减载。110kV、10kV线路可由各自的保护装置实现，不用单独配置低周减载装置。整定值由各条线路装置自行整定。

　　(3) 同期检测和同期分闸。同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和频率，并发出同期合闸启动或闭锁信号。此功能可进行检无压同期，亦能进行手动准同期和捕捉同期。既能满足正常运行方式下的`同期，亦能满足系统事故时的同期。

　　同期功能有手动和自动两种方式供选择，同期装置与通信网相互独立。

　　(4)小电流接地选线功能。可通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障，也可用5次谐波方式分析接地故障，小电流接地选线功能与通信网相互独立，不依赖通信网的后台机检测。否则当通信网故障时该功能即失去检测报警功能。而规程规定小电流系统当单相接地后允许2h带故障运行，2h后要立即切除故障线路。

　　据有关综合自动化站的运行记录，在雷雨季节时雷击曾击坏过站内的通信网。若此时雷击又同时造成10kV线路单相接地，则运行人员不能及时发现线路单相接地故障。时间长了，若不及时处理，则有可能造成故障线路由单相接地发展成为两相或三相接地短路故障。因此，小电流接地选线功能要独立于通信网。

　　(5)事故录波。对于220kV变电站的主变、220kV线路除了保护装置自带故障录波外，还设置了一套独立的微机录波屏，而110kV线路则用本身装置记录。

　　2.5报警功能

　　对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有：音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只)。

　　2.6设备监视功能

　　其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。

　　2.7操作票自动生成功能

　　根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。