智能变电站技术导则

e)应支持紧急操作模式的功能。

6.2.4 保护单元

a)应遵守继电保护基本原则，满足DL/T 769等相关保护的标准要求。

b)宜通过网络通信方式接入电流电压等数值和输出控制信号，信号的输入及输出环节的故障不应导致保护误动作，并应发出告警信号。

c)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快速性。

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，仅内置最必要部分。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，满足电能量信息的唯一性和可信度的要求。

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。