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品牌:700-PK400A1
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保护单元应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。

d)双重化配置的两套保护，其信息输入输出环节应完全独立。

e)当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护动作性能。

f)纵联保护宜支持一端为电子式互感器另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。

6.2.5 检测单元

a) 应逐步扩展设备的自诊断范围，提高自诊断的准确性和**性。

b) 宜具备通过传感器自动采集设备状态信息(可采集部分)的能力，同时宜具备从生产管理系统(PMS)自动复制宿主设备其它状态信息的能力，包括指纹信息、家族缺陷信息、现场试验信息等。

c) 在不影响测量和可靠性的前提下，宜采用外置型传感器，确需内置的，仅内置**必要部分。不论内置或外置，传感器的接入应不影响宿主高压设备的安全运行。

d) 应具备远方设定采集信息周期、报警阈值功能。

6.2.6 计量单元

a) 应能准确的计算电能量，计算数据完整、可靠、及时、保密，满足电能量信息的**性和可信度的要求。

b) 应具备分时段、需量电能量自动采集、处理、传输、存储等功能，并能可靠的接入网络。

c) 应根据重要性对某些部件采用双重设备以提高冗余度。

d) 计量用互感器的选择配置及准确度要求应符合DL/T 448的规定。

e) 电能表应具备可靠的数字量或模拟量输入接口，用于接收合并单元输出的信号。合并单元应具备参数设置的硬件防护功能，其准确度要求应能满足计量的需要。

f) 宜针对不同计量单元特点制定各方认可的检定和溯源规程。

6.2.7 通信单元

a) 宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的交换。

b) 应具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。

c) 网络上的数据应分级，有优先传送功能，并计算和控制流量，满足在全站电力系统故障时保护与控制设备正常运行的需求。

d) 宜按照IEC 62351要求，采用信息加密、数字签名、身份认证等安全技术，满足信息通信安全的要求。

7 系统层功能要求

7.1 基本功能要求

7.1.1 顺序控制

满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。

可接收执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的一个或多个控制指令，经安全校核正确后自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制。

应具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程的功能。

应具备投退保护软压板功能。

应具备急停功能。

可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。

7.1.2 站内状态估计

应具备站内状态估计功能，实现数据辨识与处理，保证基础数据的正确性，并支持智能调度技术支持系统实现电网状态估计。

7.1.3 与主站系统通信

宜采用基于模型的通信协议与主站进行通信。

7.1.4 同步对时系统

智能变电站应建立统一的同步对时系统。

全站应采用基于卫星时钟与地面时钟互备方式获取**时间。

用于数据采样的同步脉冲源应全站**，可采用不同接口方式将同步脉冲传递到相应装置。

同步脉冲源应同步于正确的**时间秒脉冲，应不受错误的秒脉冲的影响。

同步对时可采用IEC61588、SNTP、IRIG-B等方式。

7.1.5 通信系统

应具备网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题。

应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护。

应具备对网络所有节点的工况监视与报警功能。

宜具备DoS防御能力和防止病毒传播的能力。

7.1.6 电能质量评估与决策系统

宜实现包含电压、谐波监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。

7.1.7 区域集控功能

当智能变电站在系统中承担区域集中控制功能时，除本站功能外，应支持区域智能控制防误闭锁，同时应满足集控站相关技术标准及规范的要求。

7.1.8 防误操作

根据变电站高压设备的网络拓扑结构，对开关、刀闸操作前后不同的分合状态，进行高压设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑变化计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。

7.1.9 配置工具

应通过统一的配置工具对全站设备进行全站数据模型及通信配置。

7.1.10 源端维护

变电站作为调度/集控系统数据采集的源端，应提供各种可自描述的配置参量，维护时仅需在变电站利用统一配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型。

变电站自动化系统与调度/集控系统可自动获得变电站的标准配置文件，并自动导入到自身系统数据库中。

变电站自动化系统的主接线图和分画面图形文件，应以网络图形标准SVG格式提供给调度/集控系统。

7.1.11 网络记录分析系统

宜配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。

网络报文记录分析系统宜具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。