6.2.5 状态监测单元
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。
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。
在不影响测量和可靠性的前提下，宜将传感器外置，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一次设备的安全运行。
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
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。
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。
应根据重要性对某些部件采用双重设备以提高冗余度。
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。
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。
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
宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的交换。
应具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。
网络上的数据应分级，具备优先传送功能，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。
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。
可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的控制指令，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
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精确时间。
用于数据采样的同步脉冲源应全站唯一，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精确时间秒脉冲，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。
