2.5.相量测量装置的主要技术性能。
相量测量单元及数据集中处理单元应采用专用装置，硬件结构应采用模块化设计，各模块应具有良好的扩展性，操作系统应采用嵌入式多任务实时操作系统，数据储存应采用冗余存储。
2.5.1.实时监测：
相量测量装置的采样频率在电网额定频率为50赫兹时≥4800Hz。
相量测量单元采用过程中，数据采样的脉冲必须由同步/基准脉冲信号锁定（每秒测量的向量次数应是正数），相量对应的时标在每秒内均匀分布。
装置实时传送的动态数据时标与数据输出时刻之时间差，不大于50毫秒，装置按时间顺序逐帧、均匀、实时传送动态数据，传送的动态数据中应包含整秒时刻的数据。
动态数据的实时传送速率可以整定，至少具有20、 50、 100次/秒的可选速率。
当电力系统发生下列事件时，装置应能建立事件标识：
频率越限。
频率变化率越限。
幅值越上限，包括正序电压，正序电流，负序电压，负序电流，零序电压，零序电流，相电压，相电流越上限等。
幅值越下限，包括正序电压、相电压越下限等。
线性组合，包括线路功率振荡等。
同步时钟信号丢失、异常以及同步时钟信号恢复正常时。
2.5.2.动态数据记录。
装置动态数据的记录速度至少为100次/秒。
装置动态数据的保存时间不少于14天。
装置按照《电力系统实施动态监测系统技术规范》中的格式储存实时记录动态数据。
2.5.3.暂态数据记录。
装置应具备暂态录波功能。
暂态录波数据的输出格式应符合ANSI/IEEEC37.111（COMTRADE）的要求。
暂态录波记录长度应满足故障前不少于2秒，故障后不少于3秒，其他应满足DL/T553中规定。
暂态文件储存个数应不少于1000个。
2.5.4.通信要求。
通道要求：
相量测量装置与主站通讯通道带宽不低于2m，应采用电力系统调度数据网进行数据传输。
与主站通讯的底层传输协议：
在网络通讯方式下，底层传输协议采用TCP-IP协议。
与主站通讯的应用层协议：
相量测量装置与主站通讯的应用层协议符合《电力系统实时动态监测系统技术规范》的要求。
与主站、当地交互参照电力系统实时动态监测系统数据传输协议。
与当地监控系统的通讯：
相量测量装置向当地厂站监控系统传输装置的状态信息时，应采用符合相关国标、行标的标准。
通讯接口：
相量测量单元具有不少于两个100M网络接口和不少于两个RS-232/RS-485接口，数据集中器具有不少于4个100M网络接口和不少于两个RS-2322/RS-485接口，接入主站数量不少于4个。
相量测量装置内网应采用工业机以太网进行组网，以太网交换器应通过电力行业质量检验测试中心的检测。
2.5.5.时钟同步。
基准时钟源：
相量测量单元应具有采用全站统一时钟系统对时接口，要求统一时钟的对时精度优于土1μs，守时精度1小时内不超过55μs。
对时信号类型采用IRIG-B（DC）码。
对视信号采用光纤传输，光纤连接器采用820nm多模光纤接口。
相位延迟的修正：
相量测量单元内部造成的任何相位延迟必须被校正。
守时要求：
当接收授时信号丢失或者异常时，相量测量装置应能维持正常工作，并建立时间标识。
要求在失去同步时钟信号60min以内，在额定频率下，相量测量单元采集的相位误差小于1o。
2.5.6.测量元件的准确度。
基波电压、电流相量测量精度：
在额定频率是基波电压电流相量赋值测量误差极限：0.2%。
在额定频率时，基波电压相量相角测量误差应满足下表要求：
输入电压：0.1Un≤U≤0.5Un。
相角测量误差极值：0.5o。
输入电压：0.5Un≤U≤1.2Un。
相角测量误差极限：0.2度。
输入电压：1.2Un≤U≤2Un
相角测量误差极限：0.5o。
基波电流相量相角测量的误差要求（测量ta）：
输入电流：0.1In≤I＜0.2In。
相角测量误差极限：1o。
输入电流：0.2In≤I＜0.5In。
相角测量误差极限：0.5o
输入电流：0.5In≤I＜2In。
相角测量误差极限：0.5o。
基波频率影响：
基波频率偏差额定值为1Hz时，要求幅值测量误差改变量小于额定频率时测量误差极限值的50%，相角测量误差改变量小于或等于0.5o。
基波频率偏差额定值为3Hz时，要求幅值测量误差改变量小于额定频率时误差测量误差极限值的100%，相角测量误差改变量小于或等于1o。
谐波影响：
叠加10%的13次及以下次数的谐波电压，基波电压幅值测量误差要求相同，角度误差改变量小于或等于0.5o。
有功功率，无功功率测量精度：
在49~51Hz频率范围内，有功功率和无功功率的测量误差极限：0.5%。
频率测量精度：
测量范围：45Hz~55Hz。
测量误差：不大于0.01Hz。
交流电流接入要求：
为了保证对电力系统稳态和动态参数的测量精度，装置的交流电流回路接入测量TA回路。
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