Q/CSG
中国南方电网有限责任公司企业标准
Q/CSG 11006－2009
数字化变电站技术规范
2009-11 -26 发布 2009-11 - 26 实施 中国南方电网有限责任公司 发 布
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目次
前 言 ......................................................................................................... 1 1范围 .......................................................................................................... 2 2 引用标准 ................................................................................................. 2 3 术语与定义............................................................................................. 3 4 系统构成 ................................................................................................. 3 5 系统配置 ................................................................................................. 4 6 设备技术要求 ........................................................................................ 5 7 软件技术要求 ...................................................................................... 10 8应用功能 ................................................................................................ 12 9 总体性能指标 ...................................................................................... 23 10 设计要求............................................................................................. 24 11 产品验证技术要求 ............................................................................ 25 附录A 典型应用方案（资料性附录） ................................................. 26 附录B 建模原则（资料性附录） ......................................................... 29 附录C 服务（资料性附录） ................................................................. 38
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前 言
随着工业级网络通信技术、集成应用技术、电子及光电采集技术、信息技术，特别是DL/T860标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，从而以信息共享、硬件平台综合集成应用、软件功能插接复用、逻辑功能智能化策略的全新模式，实现变电站运行监视、快速保护、智能分析、标准化操作、设备状态监测等基本功能。
为统一设备配置和技术标准，指导和规范数字化变电站建设，特制定本技术规范。 本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。 本规范由广东电网公司电力科学研究院负责起草。
本规范主要起草人：陈炯聪、陈建福、段新辉、高新华、杨奕、赵永发、刘玮、梁晓兵、游复生、代仕勇、吴国沛、张喜平、潘璠
本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。 本规范自颁布之日起实施。
执行中的问题和意见，请及时反馈给南方电网公司生产技术部。
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数字化变电站技术规范
1范围
1.1本规范提出了数字化变电站的技术要求，适用于中国南方电网有限责任公司管理的110kV～500kV交流数字化变电站建设和改造工程。
1.2中国南方电网有限责任公司系统内直流换流站的交流部分，以及与中国南方电网有限责任公司电网有关的110kV～500kV用户变电站的相关技术要求可参照本规范执行。 2 引用标准
下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
GB/T 20840.7-2007 电子式电流互感器 GB/T 20840.8-2007 电子式电压互感器 GB/T 17626 电磁兼容 试验和测量技术 DL/T 860变电站内通信网络和系统
DL/T 5149-2001 220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规定 DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程 DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T 634.5101-2002远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准
DL/T 634.5104-2002 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问
DL/T 5218-2005 220kV～500kV变电所设计技术规程 DL/T614-2007多功能电能表 DL/T448 电能计量装置技术管理规程
Q/CSG 10011-2005 南方电网220kV～500kV变电站电气技术导则 《电力二次系统安全防护规定》，国家电力监管委员会[2005]第5号文件
《变电站二次系统安全防护方案》，国家电力监管委员会电监安全[2006]年第34号文件 《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》，中国南方电网公司，2008
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《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》，中国南方电网公司，2004 《南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定》，中国南方电网公司，2006 《中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范》，中国南方电网公司，2005年3月
IEC 60654-4：1987 Operating conditions for industrial-process measurement and control equipment – Part 4: Corrosive and erosive influences
IEC 60694：1996 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear Standards
IEEE 802 IEEE802局域网系列标准
IEEE 1588 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准 3 术语与定义
3.1数字化变电站（digital substation）
数字化变电站是指按照DL/T860、间隔层、过程层构建，过程层采用电子式互感器、智能终端等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。 3.2程序化操作（顺控）（sequence control）
由计算机、智能电子装置等按照严格的操作条件、规范的操作顺序，代替人工自动完成一系列的设备倒闸操作任务。
3.3智能终端（intelligent terminal）
指与传统一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置。 4 系统构成 4.1分层结构
4.1.1物理结构上，完整的数字化变电站由三个层次构成，分别为过程层、间隔层、站控层。 4.1.2过程层主要设备包括智能一次设备（含电子式互感器）、智能终端等，其主要功能是完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
4.1.3间隔层主要设备包括各种保护装置、自动化装置、安全自动装置、计量装置等，其主要功能是各个间隔过程层实时数据信息的汇总；完成各种保护、自动控制、逻辑控制功能的运算、判别、发令；完成各个间隔及全站操作联闭锁以及同期功能的判别；执行数据的承上
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启下通信传输功能，同时完成与过程层及站控层的网络通信功能。
4.1.4站控层主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站等设备，其主要功能是通过网络汇集全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，并定时将数据转入历史数据记录库；按需要将有关实时数据信息送往调度端；接受电网调度或控制中心的控制调节命令下发到间隔层、过程层执行；全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控、人机联系功能；具有对间隔层、过程层二次设备的在线维护、参数修改等功能。 4.2组网方式
4.2.1整个系统的组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps。
4.2.2网络宜采用双星型结构，网络宜采用双网双工方式运行，提高网络冗余度，能实现网络无缝切换。
4.2.3站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号。
4.2.4过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SMV两类信号， GOOSE信号和SMV信号可分别组网，也可合并组网，但应根据流量和传输路径分为若干个逻辑子网，保证网络的实时性和可靠性。
4.2.5系统应满足《变电站二次系统安全防护方案》的要求，实现二次系统的安全分区。 4.3典型应用方案
本规范中给出现阶段完整数字化变电站的技术要求，但考虑到建站规模、变电站的主接线、变电站在电网中的重要性、相关设备的成熟度等因素，各单位可选择采用不同方案，附录A（资料性附录）中给出了三种典型的应用方案供参考。 5 系统配置
5.1系统应具备灵活的DL/T860配置工具，配置工具应包括系统配置工具和装置配置工具，应能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件，具备良好的兼容性。
5.2装置配置工具应能生成和维护装置ICD文件，并支持导入SCD文件以提取需要的装置实例配置信息，完成装置配置并下装配置数据到装置，同一厂商的各类型装置ICD文件的数据模板应具备一致性。
5.3系统配置工具应能生成和维护SCD文件，支持生成或导入SSD和ICD文件，且应保留ICD文件的私有项；应能对一、二次系统的关联关系、全站的IED实例以及IED间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件。
5.4装置能力描述文件（ICD）的建模及扩展须符合DL/T 860和《DL/T860系列标准工程实施技术规范》；ICD文件应由装置厂商提供；此外装置厂商还需提供完整的装置说明文档，
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包括模型一致性说明文档、协议一致性说明文档、协议补充信息说明文档。
5.5系统规范文件（SSD）应能完整描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，并能配置到在全站系统配置文件中；SSD宜由设计单位或系统集成商完成。
5.6全站系统配置文件（SCD）应能描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，且具备唯一性，SCD应由系统集成厂商完成。
5.7 IED实例配置文件（CID），每个装置应只有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。
5.8 ICD、SSD、SCD、CID文件均应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容，不得随意变更。
5.9工程实施过程中，系统集成商提供系统配置工具，并根据用户的需求负责整个系统的配置及联调，装置厂商提供装置配置工具，并负责装置的配置及配合系统集成商进行联调，具体流程参照图1。
图1 工程配置流程
6 设备技术要求 6.1站控层设备技术要求
站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通信装置、保信子站、五防子系统、网络通信记录分析系统、卫星对时系统以及其它智能接口设备等。 6.1.1主机
具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和
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显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。500kV变电站应采用两台主机互为热备用工作方式。 6.1.2操作员站
是站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。应配置两台操作员站，操作员站间应能实现相互监视操作的功能。110～220kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。 6.1.3保信子站
应能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。保信子站具备多路数据转发的能力，能够通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约应符合《中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范》。支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参数的上传下载、设备运行状态监视等。220kV-500kV变电站的保信子站应双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失，同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。 6.1.4远动装置
满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至各级调度中心/集控（监控）中心，并将调度中心/集控（监控）中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。
远动工作站应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。远动子系统不应该存在单点故障导致系统失效的隐患。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。技术要求如下：
（1） 远动装置在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据重发、误发、漏
发，并不能出现抢主机的现象；
（2） 缓冲区的容量满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象；
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（3） 远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能； （4） 采用模块化结构，便于维护和扩展；
（5） 采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、
硬盘等转动部件。
6.1.5五防子系统
五防子系统主要包含五防工作站、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统应与后台软件一体化配置，五防工作站与其中一台操作员站应能实现互为备用的功能。 6.1.6网络通信记录分析系统
网络通信记录分析系统应能实时监视、记录数字化变电站网络通信报文（MMS、GOOSE、SV等），周期性保存为文件，并进行各种归类分析，包括通信过程解析、报文重组、异常分析等。网络通信记录分析系统可根据实际网络流量及应用需求由若干台设备组合构成。 6.2间隔层设备技术要求
6.2.1间隔层设备应采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便。
6.2.2所有间隔层设备应能按照DL/T860建模，并与站控层设备通信，并具有完善的自我描述功能；设备的最大客户端连接能力应满足系统内所有客户端通过各个网络同时连接的需求。
6.2.3所有间隔层设备与过程层设备之间的通信应满足DL/T860中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送。 6.2.4在任何网络运行工况流量冲击下，间隔层装置均不应死机或重启。
6.2.5宜采用冗余的110V或220V直流供电方式；当电压波动范围在20％内时，间隔层设备应能正常工作。
6.2.6测控装置应支持通过GOOSE协议实现间隔层五防功能。
6.2.7保护装置应支持GOOSE协议，实现装置之间状态、命令传递及GOOSE跳闸功能。 6.2.8保护装置的出口压板宜采用软压板方式，并具备功能投退压板。
6.2.9保护装置在接收到异常的合并单元采样信号时，应能立刻闭锁保护出口，确保不误动。 6.2.10测控装置应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，应有该电气单元的实时模拟接线状态图。
6.2.11测控装置应能设置所测量间隔的检修状态，相关的GOOSE信号应置“TEST”位的值为“TRUE”，订阅方需做相应处理确保不误动作，检修状态下应具备设置所有自动化信息不
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上送各级调度主站的功能；保护装置也应当设置检修态，保证测试GOOSE通信正确，但是不会实际跳闸。
6.2.12故障录波器应具有采样数据接口，从合并单元或交换机上接收采样信号，进行采样量的录波，同时应可记录重要的GOOSE开入开出量。
6.2.13计量装置与站控层通信应支持MMS协议，与合并单元通信应支持支持DL/T 860-9-1或DL/T 860-9-2标准。
6.2.14各类安全稳定装置应遵循DL/T 860标准建模和通信，包括备自投装置、低周减载装置、PMU装置等，其他功能要求等同于常规变电站的要求，在本规范中不作具体细节要求。 6.3过程层设备技术要求 6.3.1电子式互感器和合并单元
6.3.1.1电子式互感器可以采用电流、电压混合式互感器，也可单独配置，现场安装宜按间隔布置。
6.3.1.2对110kV及以上电压等级的互感器应使用数字信号输出的电子式互感器；10/35kV的互感器宜采用低功耗的一体化互感器。
6.3.1.3双重化保护装置使用电子式互感器的传感模块和合并单元应冗余配置，并使用不同回路的电源供电。
6.3.1.4合并单元的输出协议应优先采用DL/T 860-9-2，也可采用 DL/T 860-9-1或IEC60044。
6.3.1.5合并单元宜具备多个光纤以太网口，整站采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T 860推荐标准；合并单元宜具备供现场校验电能表用的光纤以太网口，如果合并单元与电能表不在同一个柜子时，从合并单元至电能表预留一组供校验用的光纤。
6.3.1.6合并单元应有完善的闭锁告警功能，应能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下不误输出。
6.3.1.7合并单元应具备合理的时间同步机制和传输时延补偿机制，确保在各类电子互感器信号以及常规互感器信号在经合并单元输出后的相差保持一致；多个合并单元之间的同步性能须能满足现场使用要求。
6.3.1.8户内布置的合并单元应能在显示屏上及时、正确显示各类信息，包括但不仅限于光路中断、同步消失、光强异常、数据无效等。
6.3.1.9合并单元光输出最低功率为-20dbm，接收侧接收功率裕度应在10dbm以上。 6.3.1.10有多路供电的采集模块在电源切换时，采集数据的精度、实时性应不受任何影响。
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6.3.1.11户外布置的合并单元屏体的防护等级应为IP54以上；合并单元电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3的要求，并能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。
6.3.1.12在数字化变电站的电能计量装置中，合并单元的设置决定了互感器的运行误差，如误差校正系数、互感器变比等敏感参数均是设置在合并单元中，故合并单元应具备相应的安全防护功能，应满足以下要求：
（1） 对于影响电能计量的所有参数设置均应具备硬件防护功能，具体可参照多功能
电子式电能表的方式；
（2） 合并单元应具备事件记录功能，即将对合并单元的所有操作事件进行记录，如
用户登录、参数修改、元器件更换、故障报警等；记录的格式应包含：发生日期、发生时间、事件代码、登录人员代码等；该事件记录应采用先入先出设计，且不可以人工清除；
（3） 合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。 6.3.2智能终端
6.3.2.1智能终端应采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE协议传递上下行信息。 6.3.2.2智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。 6.3.2.3对双重化保护配置的间隔，智能终端也应双重化配置，并应置于同一控制柜内，并且分别使用不同回路的电源供电。
6.3.2.4智能终端的GOOSE信息处理时延应较小，满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求。
6.3.2.5智能终端输出最低功率为-20dbm，输入最低功率为-30dbm，相应接收侧的接收功率裕度为10dbm以上。
6.3.2.6智能终端应具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，记录条数不应少于100条，并能提供便捷的查看方法。
6.3.2.7智能终端应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部异常等。
6.3.2.8户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；智能终端的电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3的要求，并能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。
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Q/CSG****－2009 6.4通信设备技术要求 6.4.1交换机
以太网交换机应能满足如下技术要求：
（1） 支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全 （2） 支持IEEE802.1p优先级协议
（3） 支持Quality of Service (802.1p) ，支持实时数据流 （4） 支持组播过滤
（5） 支持端口速率限制和广播风暴限制
（6） 支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP （7） 支持光纤口链路故障管理
（8） 支持基于端口的网络访问控制 (802.1x)
（9） 支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）
（10） 直流供电（注：双重化网络配置的交换机应分别使用不同回路的电源供电） （11） 无风扇设计
（12） 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等 （13） 符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力) （14） 符合IEC 61850-3 (电力)
（15） 交换机能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境
长期稳定运行。
6.4.2通信介质
户内网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤，通往户外的通信介质应采用光纤。 7 软件技术要求 7.1软件结构
7.1.1变电站自动化系统的软件由系统软件和应用软件组成。
7.1.2变电站自动化系统的软件应具有可靠性、开放性、可维护性和可扩展性。 7.1.3变电站自动化系统的软件应采用模块式结构，以便于修改和维护。 7.2系统软件 7.2.1操作系统软件
7.2.1.1操作系统是负责对计算机硬件直接控制及管理的系统软件。操作系统软件应包括系统生成包、诊断系统和各种软件维护工具。
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7.2.1.2操作系统能有效的管理各种外部设备，外部设备的故障都不应导致系统的崩溃。 7.2.1.3500kV变电站的主机、操作员站、五防工作站应采用UNIX操作系统；220kV及以下电压等级的变电站的主机、操作员站、五防工作站宜采用UNIX或LINUX操作系统；其他计算机可以采用WINDOWS系列操作系统。
7.2.1.4远动工作站应采用嵌入式实时多任务操作系统。 7.2.2数据库及数据库管理系统
7.2.2.1数据库一般分实时数据库和历史数据库，其内容包括系统所采集的实时数据、变电站主要电气设备的参数、作为历史资料长期保存的数据、经程序处理和修改的数据。 7.2.2.2数据库管理系统必须满足以下要求：
（1） 实时性: 能对数据库快速访问，在多个用户同时访问数据库时也能满足实时功
能要求；
（2） 灵活性：可提供多种访问数据库的方式；
（3） 可维护性：应提供数据库维护工具，以便监视和修改数据库内的各种数据； （4） 一致性：在任一工作站上对数据库中数据的修改，系统可自动修改所有工作站
中的相关数据，保证数据的一致性；
（5） 并发操作：历史数据库中的数据应可共享，当多个应用程序同时访问数据库时，
不应影响数据库中数据的完整性和正确性；
（6） 历史数据库应采用商用数据库；
（7） 历史数据库的数据应能根据需要，转存到光盘等介质保存。 7.2.3应用软件
应用软件主要用于完成变电站的各种监控应用，主要包括实时监视、异常报警、控制操作、统计计算、报表打印、网络拓扑着色、VQC等，其应满足以下要求：
（1） 应用软件应采用模块化设计，当某一软件模块工作不正常或退出运行，应能予
以告警；
（2） 应用软件必须满足系统功能和性能要求；
（3） 应用软件应具有良好的实时响应性、可扩充性和灵活性； （4） 应用软件应面向用户设计，便于操作使用；
（5） 所有应用软件应架构在统一的软件开发平台上，具有统一风格的人机界面和统
一的数据库，并能实现图模库一体化。
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Q/CSG****－2009 8应用功能
8.1数据库的建立和维护
8.1.1系统应能方便地根据SCD文档进行数据库生成和维护。所有参数应只需输入一次，这些参数可在多个应用中被使用，或在多个数据库中被拷贝。对其它数据生成的数据不必再重新输入。
8.1.2数据库维护应包括增加、删除或修改数据库参数。所有输入条目在被写入数据库前都应通过有效性检查。当在任意一台工作站上进行修改和更新的条目通过有效性检查并被写入数据库后，系统应把该变化条目自动广播到所有其它工作站上。
8.1.3系统应提供工具和图形界面以灵活、方便地定义新对象，包括其属性、属性显示、告警和用户对话框。 8.2监视和报警 8.2.1监视
8.2.1.1系统通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，应能监视各设备的通信状态和通信报文，并实时显示。
8.2.1.2对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电、停电设备颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。
8.2.1.3画面应采用符合Window标准的窗口管理系统，窗口颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可进行设置和修改。
8.2.1.4图形管理系统应支持多种汉字输入法，支持矢量汉字字库。应具有动态棒型图、动态曲线、历史曲线制作功能。屏幕显示、制表打印、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应采用中文。
8.2.1.5各种表格应具有显示、生成、编辑、统计、打印等功能。各种报表数据应能转换为EXCEL格式，以利于数据的二次应用。
8.2.1.6远动装置、操作员站可对检修设备状态信息进行屏蔽；测控装置、远动装置需向上发送带质量标志的数据，也可设置为数据不上送的方式。
8.2.1.7信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。其中开关量信号应能根据运行单位要求进行分类，至少分为三类：
（1） 第一类为事故信号，包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、
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影响全站安全运行的其他信号（包括全站通信中断、消防系统火灾告警等）；
（2） 第二类为报警信号，包括状态异常信号、采样值越限、自动化系统的异常事件
等；
（3） 第三类为告知信号，包括反映设备各种运行状态的信号以及查询事故跳闸或设
备异常后的详细信息，如开关分合、保护功能压板投退、保护的详细动作信息等。
8.2.1.8应显示的主要画面至少如下：
（1） 电气主接线图，包括显示设备实时运行状态（包括变压器分接头位置等）、各主
要电气量（电流、电压、频率、有功、无功、变压器绕组温度及油温等）等的实时值，并能指明潮流方向；显示各设备的铭牌参数、CT及PT变比等；可通过移屏、分幅显示方式显示全部和局部接线图及可按不同的详细程度多层显示；
（2） 继电保护配置图，反映各保护投退情况、整定值和压板位置等； （3） 直流系统图，包括显示充电装置的基本运行参数； （4） 站用电系统状态图； （5） 趋势曲线图； （6） 棒状图；
（7） 自动化系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示自动化系统的设备配置和
工作状态、通信状态，
（8） 统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、系统配置表、系统
运行状况统计表和运行参数表等；
（9） 定时报表、日报表、月报表； （10） 各种保护信息及报表； （11） 控制操作过程记录及报表； （12） 事故追忆记录报告或曲线； （13） 事件顺序记录报表；
（14） 操作指导及操作票、典型事故处理流程； （15） 遥测表、开关量表； （16） GOOSE通信状态图；
（17） 间隔层五防联锁（测控GOOSE联锁）状态表； （18） 网络交换机端口通信状态图等。
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Q/CSG****－2009 8.2.2报警
8.2.2.1采集的模拟量发生越限、数字量变位及计算机系统自诊断故障时能进行报警处理。事故发生时，事故报警装置立即发出音响报警，主机/操作员站的画面显示上应有相应开关的颜色发生改变并闪烁，同时显示报警条文。
8.2.2.2报警方式分为两种：一种为事故报警，另一种为预告报警。前者为事故信号触发；后者为报警信号和告知信号触发。
8.2.2.3对事件的报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。告警画面应能分级显示告警信息。
8.2.2.4事故报警和预告报警应采用不同颜色，不同音响予以区别，并自动启动事件记录打印。对前者应启动事故警笛及对应的语音信息，并弹出红色告警框；对后者应启动预告警铃及对应的语音信息，并弹出黄色告警框。
8.2.2.5事故报警可通过手动和自动方式进行确认，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存，对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，应同样处理，不应覆盖第一次。
8.2.2.6事故、预告报警信号经确认后，在规定的时间内（可人工设定）其异常仍未消除，系统应再次启动相应报警，重复提示运行值班人员。此功能应能根据实际需要，对每一项事故报警信号分别设定为启用或停用。
8.2.2.7系统应提供一览表画面，至少应包括：
（1） 告警一览表；
（2） 告警和事件画面：用于浏览告警和事件条目；
（3） 非正常状态一览表：该一览表应列出超越运行极限的模拟量点、及未处于实时
数据库中定义的正常状态的状态量点；
（4） 标签一览表：被加标签的设备的一览表。其中的每个条目应显示标签被设置的
日期和时间、设置标签人员的登录ID、一个清除码(如果输入)、被加了标签的设备的厂站名和点名、标签的类型及输入的注释；
（5） 告警屏蔽一览表：被用户屏蔽了告警处理的点的一览表，SOE一览表； （6） 无效化一览表：该表列出被用户无效化的测控单元、列出所有被无效化的点(包
括被用户直接设置成无效的点或由于测控单元无效引起该测控单元上也一起无效的点)，被无效化的点应按无效化的原因以不同的标识表示；
（7） 人工置数一览表。
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8.2.2.8应具有告警信息智能处理能力，对发生的信息应能够快速定位到相关的设备、间隔，能对发生的告警信息进行原因分析，提供参考处理意见。能对事故信息进行推理，分析事故发生原因，提供参考处理意见。 8.3 保护
8.3.1保护装置应能以MMS机制与站控层设备通信，以太网端口不应少于两个。
8.3.2保护装置应能以DL/T 860-9-1、DL/T 860-9-2或IEC60044协议与合并单元通信，以太网端口不应少于两个。
8.3.3保护装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个，根据组网方式的要求，本条款所指的以太网端口可与8.3.2中所指的以太网端口合并设置。
8.3.4对于差动保护，如母差、主变以及线路纵差保护，应能够满足一端（侧）为电子式互感器、其他端（侧）为常规互感器的使用需求。
8.3.5保护装置应具备完善的保护闭锁机制，在通信异常、合并单元数据异常、合并单元失步、GOOSE数据异常、硬件异常等情况下，应能立即闭锁相应的保护功能并告警，并将闭锁原因上送站控层主机。
8.3.6其他的应用功能、配置和动作精度等同于传统保护装置，应符合《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》和《南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定》的相关要求。 8.4控制与操作
8.4.1控制范围：全站所有断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变压器调压抽头、无功功率补偿装置及与控制运行相关的设备和其他重要设备。
8.4.2控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则。 8.4.3自动控制应包括程序化操作和调节控制, 由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制以及倒闸操作等。
8.4.4程序化操作和调节控制功能应相对独立，它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。
8.4.5系统应支持在站控层和调度中心、集控（监控）中心下达的程序化操作命令。 8.4.6系统应充分考虑程序化操作的安全性，保证各类程序化操作应通过五防校验。 8.4.7在自动控制过程中，遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。
8.4.8操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作
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事件、光字牌等，控制操作宜在间隔画面实现。
8.4.9操作：为使整个自动化系统能安全可靠地运行，系统须具有相应的安全、保护措施。
（1） 设置操作权限；依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的
范围，操作员应事先登录，应有并有密码措施，操作时应有完善的监护措施；
（2） 操作的唯一性；在同一时间只允许一种控制操作方式有效，就地操作模式优先
级最高；
（3） 对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查； （4） 操作应按选点、校验、执行的步骤进行。在进行选点校验操作时, 当遇到如下
情况之一时, 选点将自动撤消：
a) 选点后规定时间内(由操作员指定)未做后续操作； b) 按了清除键；
c) 选点后的后续操作无意义；
（5） 操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行； （6） 可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；
（7） 应提供详细的记录文件记录操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、
操作结果等，可供调阅和打印；
（8） 应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。
8.4.10小电流接地选线操作：操作员站应提供发生小电流接地故障时根据故障零序电流等参数进行排序功能，为选择试跳线路提供操作参考。 8.5远动功能
8.5.1应能实现DL/T 5002-2005和DL/T 5003-2005中规定的与变电站自动化系统有关的全部功能，以满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。
8.5.2远动装置必须具备同时与多个相关调度通信中心/集控站进行数据通信的能力，并且与不同调度通信中心/集控站通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。 8.5.3远动装置应直接从间隔层测控单元获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送，远动装置和站控层主机的运行互不影响。
8.5.4远动装置能同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。
8.5.5必须能适应各级调度的通信规约及相应的实施细则，应能同时支持DL/T 634.5101－2002和DL/T634.5104－2002规约。
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8.5.6远动装置宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能，并进行远方组态、诊断和数据备份时不能影响远动系统正常工作。
8.5.7具备SOE、遥控操作事件记录功能，各记录数不小于999条。 8.6变电站五防
8.6.1变电站自动化系统所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出，显示闭锁原因。在特殊情况下应能实现一定权限的解除闭锁功能。
8.6.2变电站五防子系统应由三层构成，分别是站控层防误、间隔层测控装置防误以及现场布线式单元电气闭锁。所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层防误应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控装置防误应实现本单元所控制设备的操作闭锁功能；现场布线式单元电气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地开关的防误操作功能。各层间应相对独立，任一层防误功能故障不应影响其他层正常防误功能的实现。
8.6.3间隔层测控装置间应具备直接通信功能，且不依赖于站控层设备。测控装置闭锁逻辑所需的信号应能由相关测控装置准确快速提供，通过互锁GOOSE实现，并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现。
8.6.4站控层防误系统即微机五防系统，由五防主机、电脑编码器（含电脑钥匙）、电脑锁具三大部分组成。微机五防系统应满足如下基本功能要求：
（1） 应具备五防数据库组态、五防接线图绘制、五防权限设置、操作票编辑、执行、
管理功能、工作票管理功能；
（2） 应具备所有设备的防误操作规则，并充分应用自动化系统中电气设备的闭锁功
能实现防误闭锁。自动化系统遥控应经过五防规则校验，如果不满足五防规则，应提出五防规则校验结果报告，指出哪些规则不满足，并禁止遥控；如果满足五防规则，自动化系统下发遥控命令到装置；
（3） 应能实时、准确采集自动化系统的遥信，保证与实际一次设备状态的一致性； （4） 程序的编制力求简单、可靠、实用，具有自动校验功能，必须有效防止“走空
程”（操作过程中漏项），当自动化系统控制失灵时应具备解除闭锁的应急措施。
8.6.5微机五防系统宜采用与后台软件一体化模式，两者在逻辑意义上融为一体，要求：
（1） 具有统一的数据总线，五防模块与自动化的其他应用模块一样从同一个实时库
获得数据；
（2） 具有统一的数据库组态，五防数据直接从自动化数据中挑选测点，编辑五防属
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性，如合分规则，操作术语等；
（3） 具有统一的画面编辑，可以直接采用自动化系统的画面作为五防的画面，不用
重新制作。
8.6.6远动装置宜具有全站逻辑防误闭锁的功能，各级调度中心下发的操作控制命令宜经其进行防误校验，此功能也可根据现场需要退出运行。
8.6.7电脑钥匙与锁具应顺畅配合，无卡涩现象，保证能在符合条件时顺利开锁，单次开锁成功率：≥99％（即连续开锁100次，成功开锁次数应在99次以上）；每张操作票向电脑钥匙传票时间应小于5秒（50项操作任务内）。
8.6.8电脑钥匙具有口令设置、试听语音、调节液晶对比度、背光、电池电量显示、锁编码检查、中止当前的操作票等功能。
8.6.9电脑钥匙与电脑的通讯应可靠、灵活、快捷，每套电脑钥匙应通过多通讯接口、转换开关、网络接口等形式实现与两台主机的通讯；电脑钥匙的电池宜采用便拆卸结构，并能提供备用电池和充电座。
8.6.10电脑钥匙应具备自动验证实际开锁步骤后（如通过检测回路电流、电脑钥匙机械按钮接触等），方可执行到下一操作流程。
8.6.11户外的锁具应具备足够的抗干扰和防潮防锈能力，并满足在温度介于－10℃～＋70℃之间以及在沿海盐雾腐蚀环境下长期稳定运行的要求。 8.7电压无功自动调节
8.7.1变电站电压无功调节功能宜通过与自动化系统配套的软件来实现，可根据远方调度或站内操作员设置的电压或无功目标值自动控制无功补偿设备，调节主变分接头，实现电压无功自动控制。
8.7.2电压无功自动控制应具有三种模式：闭环（主变分接头和无功补偿设备全部投入自动控制）、半闭环（主变分接头退出自动控制，由操作员手动调节，无功补偿设备自动调节）和开环（电压无功自动控制退出，只作调节指导），可由操作员选择投入或退出。 8.7.3运行电压控制目标值应能在线修改，并可根据电压曲线和负荷曲线设定各个时段不同的控制参数。
8.7.4能自动适应系统运行方式的改变，并确定相应的控制策略。
8.7.5应能实现遥控/自动就地控制之间的切换，并把相应的遥信量上传到调度/集控站。 8.7.6电压无功自动控制可对主变分接头和无功补偿设备的调节时间间隔进行设置。 8.7.7电压无功自动控制可根据电容器/电抗器的投入次数进行等概率选择控制，并可限制
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变压器分接头开关和电容器/电抗器开关的每日动作次数。
8.7.8 运行人员可以对每台VQC控制对象（主变、电容器）进行启/退操作，来独立控制某一设备是否参与VQC调节。
8.7.9 应有完善的VQC动作纪录可以查询，纪录的内容包括操作的设备对象、性质、操作时的电压和无功、操作时的限值等。
8.7.10系统出现异常时应能自动闭锁。当系统输出闭锁时，应提示闭锁原因。 8.7.11 电压无功自动控制程序模块的异常不能影响自动化系统后台的正常工作。 8.8计量
8.8.1应对采集到的电能量进行处理，通信标准应支持DL/T860-9-1或者DL/T860-9-2。 8.8.2应能对电能量进行分时段的统计分析计算。
8.8.3应能适应运行方式的改变而自动改变计算方法，并在输出报表上予以说明，如旁路代线路时的电能量统计等。 8.9同期
8.9.1变电站自动化系统应具有同期功能，应能检测和比较断路器两侧PT二次电压的幅值、相角和频率，自动捕捉同期点，发出合闸命令，以满足断路器的同期合闸和重合闸同期闭锁要求。
8.9.2同期功能宜在间隔层完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制。
8.9.3站控层应能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“强送”三种功能的选择，实现断路器合闸，三种功能的选择不允许由测控装置自行判别切换，应在操作员工作站上人工设定。
8.9.4对于3/2断路器接线，应实现断路器合闸操作同期电压“近区优先”的电压选择，该功能应由断路器测控单元或辅助装置完成，即每一个测控单元或辅助装置都可接入每一串中的四组PT二次电压，根据隔离开关的位置信息，自动选择断路器两侧同期电压，实现同期电压“近区优先”选择。
8.9.5不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸。 8.9.6同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功与失效均应有信息输出。
8.9.7同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差和频差的设定值进行修改，并可对断路器合闸本身具有的时滞进行补偿。
8.9.8同期操作过程应有发令、参数计算及显示、确认等交互形式。操作过程及结果应予以记录。
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8.9.9同期应能实现远方控制检无压/同期功能。 8.10人机界面
8.10.1应能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现整个系统的监测和控制。
8.10.2人机界面系统应基于X-Windows和OSF/Motif，能运行于任一种装有X-Windows Motif的工作站上，所有的交互式操作通过彩色CRT、键盘和鼠标进行。借助于PC上的标准软件，也可以在PC机上显示图形。界面应采用面向对象技术，具备图、模、库一致，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布节点的数据，所有应用均采用统一的人机界面，显示和操作手段统一。 8.10.3人机界面的应用包括：
（1） 画面编辑和显示功能； （2） 窗口管理及画面管理功能； （3） 交互式操作管理； （4） 画面硬拷贝功能；
（5） 支持汉字和用户自定义符号集； （6） 权限管理； （7） 丰富的汉化手段。 8.11事件顺序记录及事故追忆
8.11.1应将变电站内重要设备的状态变化列为事件顺序记录（SOE）。
8.11.2事件顺序记录报告所形成任何信息都不可被修改。但可对多次事件中的某些记录信息进行选择、组合，以利于事后分析。事件顺序记录应采用分类、分级的方式上送至各级调度。
8.11.3事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，事件顺序记录功能的分辨率应不大于2ms。
8.11.5通过智能终端采集的SOE信号时标应为事件发生时刻各智能终端本身的时标，不允许使用测控装置的时标。
8.11.6事故追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关的采样值，采样周期与实时系统采样周期一致，并能自动存储、还原事故前后的必要的电力系统数据和接线方式。 8.11.7事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定。 8.11.8 事故追忆应由定义的事故源起动，也可设置为由人工触发。
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8.12保护信息管理功能
8.12.1保护信息管理系统能实现故障信息就地应用处理、远传，以及保护日常运行监测的多重作用。
8.12.2保护信息管理系统应具备信息监视功能：可以在监视界面在线查看装置的模型，提供按面向对象的模式显示所监视装置提供的信息，信息显示按DL/T860所定义的层次结构逐级展开。
8.12.3保护信息管理系统支持使用监控系统导出的符合DL/T860-6标准的变电站配置文件来进行配置。
8.12.4保护信息管理系统采用DL/T860读数据值服务，依靠上传信息的时标进行保护信息的整理。采用缓存报告实现SOE和保护事件的传送。采用非缓存报告实现遥测信息上送。 8.12.5录波器应能记录DL/T 860-9-1、DL/T 860-9-2或IEC60044协议的采样值；对于构建了GOOSE网络的数字化变电站，应支持记录故障前后的GOOSE信息。
8.12.6录波文件格式应符合ANSI/IEEE C37.111-1991 COMTRADE标准，采取DL/T860标准规定的文件服务进行传送。
8.12.7录波装置宜按间隔配置，在系统发生故障及振荡时可靠起动装置。
8.12.8录波装置应能记录所有的系统故障或系统扰动的数据（含长过程），应有很强的抗干扰措施防止数据丢失（软件设计及硬件设计）。
8.12.9录波装置应有测距功能，测出的距离值应有显示，并可远传。
8.12.10录波装置应能对电力系统进行连续监视，任一起动元件动作后，开始录波，故障消除或系统振荡平息后经预先整定的时间后即停止记录。
8.12.11录波装置的事件记录的分辩率小于1ms，采样频率大于2000HZ. 8.12.12录波装置应有定时自动检测功能及正常运行时的手动试验功能。 8.12.13录波装置应有足够数量的信号指示灯及告警信号。
8.10.14录波装置应能记录和保存故障前100ms到停止记录时的电气量波形，并能清楚记录5次（或以上）谐波分量。
8.12.15录波装置应能测量系统频率及测量线路功率。 8.12.16录波装置可人工设置开关量的启动。
8.12.17保护信息的远传应符合《中国南方电网继电保护故障及信息系统通信与接口规范》的相关要求。
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Q/CSG****－2009 8.13同步对时
8.13.1站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台必须为北斗卫星时钟系统，主要输出信号（包括IRIG-B（DC）或秒脉冲）的时间准确度应优于1μs，时间保持单元的时钟准确度应优于7×10 （1分钟4.2μs）。
8.13.2站控层设备应采用SNTP对时方式，间隔层设备可采用SNTP、IRIG-B（DC）或脉冲对时。
8.13.3间隔层设备的对时误差应不大于1ms。
8.13.4智能终端应采用IRIG-B（DC）或脉冲对时，对时误差应不大于1ms。
8.13.5过程层合并单元如需同步，可采用自身同步源或卫星对时信号，但需冗余配置，同步精度应不低于1μs。
8.13.6变电站内可根据需要采用IEEE1588协议进行同步对时。 8.14网络通信记录分析
8.14.1数字化变电站宜建设一套网络通信记录分析系统，记录各通信实体（监控，保护/测控装置，智能终端等）间交互的信息以及交互过程，并能作出专业分析。 8.14.2网络通信记录分析系统应确保监视的报文不漏记、不丢失。
8.14.3网络通信记录分析系统应能根据报文特征和存储空间设置存储周期，SV报文存储周期不应少于7天，MMS和GOOSE报文不应少于30天。 8.14.4分析功能至少应包括：
（1） TCP会话和通信过程分析；
（2） 报文相关性分析，如MMS请求/响应匹配； （3） MMS错误分析，如编码错误，服务错误等； （4） GOOSE错误分析，如发布超时，不连续等； （5） SV错误分析、曲线分析等。 8.15统计及计算
8.15.1具备对电流、电压、频率、功率及温度等进行统计分析的功能。 8.15.2具备对电能量分时段和方向进行累计的功能。
8.15.3具备对变压器的负荷率、损耗及经济运行进行分析的功能。 8.15.4具备对母线电压不平衡及合格率、电量平衡率进行统计的功能。
8.15.5具备对断路器正常操作及事故跳闸次数、分接头调节档位次数，设备的投退、通道异常、主要设备的运行时间及各种操作进行自动记录和统计的功能。
-8
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8.15.6具备对变压器的停用时间及次数统计的功能。 8.15.7具备对变电站站用电量计算的功能。 8.15.8具备对电压无功最优调节计算的功能。 8.15.9具备对安全运行天数累计的功能。 8.15.10网络通信工况统计 8.16制表打印
8.16.1应能按要求定时打印值报表、日报表、月报表及年报表。
8.16.2能召唤打印月内任意一天的值报表、日报表和年内任意一月的月报表。
8.16.3事故时能自动打印报警记录、测量值越限记录、开关量变位记录、事件顺序记录、事故指导提示和事故追忆记录等，并能实现显示器画面硬拷贝功能。 8.16.4可完成运行日志和各类生产报表、事件报表及操作报表的打印。 8.16.5系统的任意一台计算机均应可直接打印报表或监控画面。 8.17自诊断与自恢复
8.17.1系统在线运行时，应对本系统的软硬件定时进行自诊断，当诊断出故障时应能自动闭锁或退出故障单元及设备，并发出告警信号。自诊断的范围包括：合并单元、智能终端、测控装置、保护装置、主机、操作员站、继电保护工作站、远动装置、各种通信装置、网络及接口设备、通道、对时系统等。对过程层和间隔层设备的在线诊断应至电路板级。 8.17.2 自诊断与自恢复内容宜包括：
（1） 系统应能检测出各设备的工作状态，正确判断出故障的内容，指出故障的设备
及插件，并使其自动退出运行，以便能迅速更换；
（2） 双机系统其中一台主机发生软硬件故障时，应能自动切换至另一台机工作。双
机切换从开始至功能恢复时间应不大于30s。各类有冗余配置的设备应能自动切换至备用设备；切换时数据不能丢失，并且要保证主、备机数据库的一致性，切换过程不应对系统稳定运行产生扰动；
（3） 发生电源掉电故障时，系统应及时报警；电源恢复时，系统应能重新启动； （4） 一般性的软件异常时，应能自动恢复正常运行。
8.17.3系统应具备一定的容错性，任一装置、部件、软件故障或退出不能影响系统的正常运行，运行人员的任何操作失误均不能引起系统的功能丢失和崩溃。 9 总体性能指标
数字化变电站相关设备应满足以下性能指标：
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（1） 事件顺序记录分辨率（SOE）
2ms
（2） 采样值传送时间 （至站控层显示器） 1s （3） 开关量变位传送时间（至站控层显示器） 1s （4） 遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口） 2s （5） 遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口） 1s （6） 控制命令从生成到输出的时间
1s
（7） 动态画面响应时间 2s （8） 双机系统可用率 （9） 控制操作正确率
99.9％ =100％ 20000h
（10） 系统平均无故障间隔时间（MTBF）
（其中I/O单元模件MTBF 50000h）
（11） 间隔级测控单元平均无故障间隔时间 （12） 各工作站的CPU平均负荷率：
正常时（任意30min内） 电力系统故障（10s内）
30％ 50％
40000h
（13） 模数转换分辨率 14位
1μs
（14） GPS主时钟时间准确度
（15） 间隔层装置对时精度 1ms （16） 合并单元同步准确度 1μs （17） 保护GOOSE信息响应时间 4ms （18） 防误闭锁GOOSE信息响应时间 10ms （19） 系统故障恢复最长时间 ≦3min （20） 抗干扰性能指标满足DL/T 860.3要求。 10 设计要求
除了常规变电站所需图纸外，数字化变电站设计须提供以下设计资料： （1） 过程层GOOSE设计对GoCB控制块优先级的分类表；
（2） 过程层GOOSE设计必须提供的装置虚端子对应的ICD文件数据对象、数据属性
映射表；
（3） 基于虚端子的二次接线图；
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（4） 已通过互操作测试的变电站应用装置ICD文件及其版本号； （5） 间隔层五防（测控装置GOOSE）联闭锁逻辑信息表；
（6） 合并单元数据流分类和定义表（说明合并单元之间的级联关系），如：主变高后
备、低后备及差动；
（7） 全站同步采样信号网络图； （8） 合并单元数据通信网设计图； （9） 过程层局域网设计图； （10） VLAN划分图；
（11） 软压板设计图（说明软压板之间的逻辑关系）； （12） 全站光纤开断图（带尾纤编号）； （13） 全站SSD文件。 11 产品验证技术要求
11.1所有入网产品需具备国家或南方电网公司认可的机构出具的一致性检测报告，并通过南方电网公司组织的互操作测试后，方可在南方电网各单位投运；一致性的测试应遵循DL/T 860.10的各项要求。
11.2除上款强制性要求外，系统测试还包括工厂试验、工厂验收试验和现场验收试验，试验覆盖本规范以及招标文件中要求的功能、性能以及互操作等方面的内容。 11.3工厂试验是由制造单位进行的设备出厂前的型式试验和预验收试验。
11.1.3 工厂验收试验是由制造单位和用户以及测试单位共同进行的系统设备出厂验收试验。
11.1.4 现场验收试验是设备安装调试完毕后，由制造单位和用户以及测试单位共同进行的投运前验收试验。
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附录
附录A 典型应用方案（资料性附录） 附1.1方案一
注：本方案采用光纤点对点与过程总线相结合的方式，即交流采样采用光纤点对点，跳合闸等开关量信息采用GOOSE网络方式。采样数据独立，将GOOSE单独组网。本方案以500kV站配置为例，其它电压等级变电站可根据需要酌情修改。
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附1.2 方案二
本方案采用完全过程总线方式，即交流采样9-2和GOOSE统一组网。本方案以500kV站配置为例，其它电压等级变电站可根据需要酌情修改。
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附1.3 方案三
本方案采用完全过程总线方式，即交流采样9-2、IEEE1588和GOOSE统一组网。本方案以500kV站配置为例，其它电压等级变电站可根据需要酌情修改。
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附录B 建模原则（资料性附录） 2.1建模总体原则
DL/T860.7部分规范了数据模型、服务以及建模方法。基于面向对象的建模思想，分层次的总体原则对间隔层设备进行建模。
面向对象的原则即面向功能对象的原则。一般情况下，同一个功能对象相关的数据以及数据属性，尽量建模在该功能对象中（包括对该对象的扩展）；同多个功能相关，或同全系统功能相关的数据，尽量建模在公共的逻辑节点或者逻辑设备中。 2.1.1 物理设备建模原则
一个物理设备即一个IED，建模为一个装置对象。该对象是一个容器，包含server对象，server对象中包含至少一个LD对象，每个LD对象中至少包括3个LN对象。 2.1.2 服务器建模原则
Server描述了一个设备外部可见（可访问）的行为，因此每个server有一个访问点。 一般情况下，一个物理设备中只包含一个server对象。当物理设备是网关时，该物理设备包含多个LD。通常，需要为网关接入的设备的每个LD对应建立一个LD模型。 2.1.3 逻辑设备建模总体原则
DL/T860.7中描述逻辑设备为由一组指定范围应用的逻辑节点组合而成的虚拟的设备。逻辑设备位于server中，每一个逻辑设备可以看作是一个包含LN对象和提供相关服务的容器。DL/T860标准中未规范具体LD如何划分，一般情况下把某些具有公用特性的逻辑节点组合成一个逻辑设备。 2.1.4 逻辑节点建模总体原则
需要通信的每个最小功能单元建模为一个逻辑节点对象，属于同一功能对象的数据和数据属性应放在同一个LN对象中，若标准的LN类不满足功能对象的要求，可进行LN类扩展或者新建LN类。 2.2模型扩展原则
DL/T860定义了若干逻辑节点和通用数据类，变电站自动化系统涉及的常见数据都能包括在内。但由于用户的需求各不用、各厂家实现的理念也不尽相同，设备的有些信息在DL/T860.7部分没有完全适合的模型与之对应。这时需要扩展模型，来满足装置对外信息的表达需要。 2.2.1 扩展总体规则
装置功能分解后得到的需要通信的最小功能单元，根据DL/T860.74中规范的逻辑节点类
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列表，选择合适的类对功能进行建模。
（1） 判断标准已有的LN类是否满足功能要求，满足的话，采用合适的LN类； （2） 标准已有的LN类不满足功能要求，判断已有的LN类是否满足被建模功能的核
心需求，如果满足核心需求，则只需向该LN类添加新的数据，以满足功能的需求；
（3） 如果标准已有的LN类不满足被建模功能的核心需求，则需要扩展一个新LN类。 2.2.2 逻辑节点新建以及扩展规则
（1） 如果有一个合适的LN类符合被建模功能的需求，逻辑节点实例应该具有该LN
类所有必选的属性；
（2） 基本数据相同的功能（例如，相间距离和接地距离保护），应采用源于相同LN
类的不同实例。（例如，相间距离保护建模为PhsPDIS，接地距离保护建模为GndPDIS，而不是在PDIS类中扩展相间出口和接地出口）；
（3） 如果有一个合适的LN类符合被建模功能的核心建模需求，只需要通过添加若干
数据，即可满足被建模功能的建模需求，应向已有LN类添加合适的数据来满足功能的需求，LN类的名字不变；
（4） 如果没有合适的LN类符合被建模功能的核心需求，根据以下规则新建LN类： a) LN类的名称首字母符合DL/T860所规定的逻辑节点组相关前缀的要求； b) LN类的名称的其他字母应与功能英文名称有关；
c) 新建LN类的名称不能与DL/T860中已存在的LN类名称冲突，符合DL/T860命
名空间的要求。
2.2.3 数据新建以及扩展规则
DL/T860标准已有的LN类不能满足要求时，不论采用已有LN类进行扩展还是新定义LN类，都需要向一个LN类添加新的数据。添加或扩展数据应遵循以下原则：
（1） 如果LN类中已有的可选的数据能满足要求，则使用可选的数据；
（2） 标准中定义的LN类中已有的数据，如果在一个LN实例中该数据类的实例多次
使用，在数据后扩展数字后缀，建模结构和含义类似的数据；例如：LN Class YPTR (Power transformer)中的数据HPTmp (Winding hotspot temperature in °C)；
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HPTmp1 HPTmp2 HPTmp3 HPTmp4 Winding hotspot 1 temperature (in °C) Winding hotspot 2 temperature (in °C) Winding hotspot 3 temperature (in °C) Winding hotspot 4 temperature (in °C) （3） 标准中定义的LN类不满足建模需求，需要添加数据时，如果DL/T860.74的第
6节数据名称语义中规定的数据能满足需要添加的数据的需求，则应选择标准规定的数据添加到LN类；
（4） 标准中定义的LN类不满足建模需求，需要添加数据时，如果DL/T860.74的第
6节数据名称语义中规定的数据不能满足添加数据的需求，则需要按照以下规定新建数据：
a) 新建数据的名称，应尽量采用DL/T860.74的第4节规定的缩写，加以组合形成
新的数据名称；
b) 新建数据应采用DL/T860.72规定的通用数据类和基本数据类型；
c) 新建数据的名称，不能与已有数据名称冲突，应符合DL/T860的命名空间要求。
2.2.4 其他
DL/T860规范的通用数据类，以及复杂数据类型和简单数据类型一般情况下可以满足变电站自动化系统的建模要求。因此，不建议扩充通用数据类、复杂数据类型和基本数据类型，建议通过扩展逻辑节点来满足需求。 2.3设备建模
2.3.1 物理设备IED建模
物理设备建模为一个IED，通常一个IED建模为一个server。 2.3.2逻辑设备LD的建模 2.3.2.1逻辑设备的划分 依据功能划分逻辑设备： （1） 公用LD； （2） 测量LD； （3） 保护LD； （4） 控制及开入LD； （5） 录波LD。
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Q/CSG****－2009 2.3.2.2LD设备的功能 公用LD
关于设备本身的信息以及设备中多个功能相关的数据的模型，建立在公用LD中，例如： （1） 装置自检信息； （2） 装置告警信息； （3） 系统参数。 测量LD
设备采集的模拟量信息建模在测量LD中，包括交流、直流等量。 保护LD
保护相关功能建模在保护LD中，包括事件、告警、定值、压板等信息。 控制及开入LD
设备采集的状态信息，和设备的遥控信息建模在该LD中。 录波LD
录波相关的信息建模在该LD中，例如录波启动，录波完成等信息。
在不影响正常功能的条件下，不宜划分太多LD。为使定值切换等操作简化，保护功能建议使用一个LD来表示。 2.3.3逻辑节点LN的建模 2.3.3.1模拟量数据建模
属于同一测量对象的数据尽量建立在该对象的LN中。模拟量数据模型一般位于测量相关的逻辑设备中。
变电站自动化系统测量量一般包括如下内容： （1） 交流量
a) 标量：用于建模频率，功率因数等标量信息，采用MV进行建模；
b) 矢量：用于建模电压电流等矢量信息，单项值采用CDC为CMV，数据类型
为Vector，三相值相到地的值采用WYE、相到相的值采用DEL，数据类型采用Vector。
（2） 直流量
a) 标量，采用MV进行建模；
b) 包括电压，电流，温度等信息，具体信息模型详见DL/T860.74。
2.3.3.2控制数据建模
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控制数据模型应位于控制及开入逻辑设备。
控制数据对象的通用数据类一般是SPC、DPC、INC、BSC、ISC。 （1） 断路器控制
断路器控制LN为CSWI，DO为DPC，是双位置控制。
一般情况下，开关位置接入合位和分位。采用CSWI，DO为DPC建模。某些情况下，开关位置只接入合位，装置自行处理，仍然使用DPC建模。 （2） 刀闸控制
刀闸控制LN为CSWI，DO为DPC，是双位置控制。某些情况下：刀闸只接入合位，装置自行处理，仍然使用DPC建模。
（3） 变压器分接头控制
变压器分接头控制建模为逻辑节点YLTC，其升降停控制DO为TapChg，CDC为BSC。
2.3.3.3开入量数据建模
开入量数据模型应位于控制与开入逻辑设备。 （1） 双位置
一般情况下，开关位置接入合位和分位，双位置模型为CSWI，Pos，stVal。 某些情况下，刀闸位置接入合位和分位，双位置模型为CSWI，Pos，stVal。 （2） 单位置
一般情况下，开关位置接入合位和分位位置模型为GGIO，SPCSO，stVal。 （3） 地刀位置
地刀位置，无论是否控制，采用CSWI。如果只接入合位，则装置自行处理。 （4） 档位
变压器分接头档位建模为逻辑节点YLTC，数据TapChg，数据属性valWTr建模。 （5） 其他开入
采用GGIO，Ind建模，其通用数据类为SPS。 2.3.3.4保护事件建模
保护事件数据模型应位于保护相关逻辑设备。 保护事件相关数据对象的通用数据类是ACT、ACD。
注意：某些保护事件在标准中找不到合适的LN，可通过新建保护LN类解决问题 2.3.3.5告警建模
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装置告警，通信告警可位于设备的公共LD，例如：通信插件告警等；保护告警可位于保护LD，例如过负荷告警等。
标准中规定了GGIO中的Alm建模告警，可使用AlmGGIO中，通用数据类采用SPS的Alm。 2.3.3.6压板建模
压板数据模型应位于保护相关LD中。保护功能压板放在LLN0中。出口压板放在PTRC和RREC中。通用数据类采用SPC。软压板使用SBOw控制方式。 2.3.3.7装置复归建模
每个装置一般配置一个复归对象，复归数据模型应位于公用LD中，采用LLN0中的LEDRs，直接控制方式。 2.3.3.8定值建模
（1） 控制字，例如公共控制字、纵联保护控制字、差动控制字、距离保护控制字等，
这些控制字与多个功能逻辑节点相关，控制字定值模型位于保护LD，扩展在LN0中；
（2） 控制字按照投退方式建模时，与系统相关的控制字建模在保护LD，扩展在LN0
中；与具体功能相关的控制字，建模在相关的功能LN中；如零序II段投入控制字扩展建模在零序二段的功能LN中；
（3） 与某个具体功能LN相关的定值，如相间I段电抗定值、接地II段电抗定值、
接地I段时间定值等，定值模型位于该功能LN内，即位于该功能LN所在的保护LD，扩展在功能LN内；
（4） 与某几个具体功能LN相关的定值，如相间距离电阻定值、接地距离电阻定值、
电抗零序补偿系数、电阻零序补偿系数等，定值模型位于功能LN所在的LD，扩展在了LN0中；
定值数据对象的通用数据类是SPG、ING、ASG、CURVE。一般情况下，控制字采用ING和SPG，其他定值采用ASG或者ING建模。
根据DL/T860标准规定，定值区号从1开始。
定值的排序：在保护LD的LLN0中，形成一个数据集，该数据集的成员均为装置的定值，数据集成员的排列顺序与装置说明书定值单中定值的顺序相同。 2.3.3.9录波建模
录波数据模型应位于录波逻辑设备。
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采用逻辑节点RDRE建模，下列数据对象是必须的： （1） RcdMade，该数据为true时，表示录波完成；
（2） FltNum，该数据表示用于区别故障的序号，用十进制表示，录波文件
（COMTRADE格式）名称可采用：装置名_LD名称_FltNum故障号_故障时间，该命名方式可保证录波文件与故障号的对应关系，故障时间格式为：年（四位）月（两位）日（两位）_时（两位）分（两位）秒（两位）_毫秒（三位）
2.3.3.10故障相关信息
不在LN中扩展，故障信息以xml格式体现录波文件的HDR文件中，格式如下： 35 Q/CSG****－2009
（1） 离线描述：应在模型描述文件ICD文件中提供数据名称描述，供离线配置工具
使用，离线描述位于逻辑节点实例中的数据对象实例DOI节点，在DOI节点的属性desc中填写数据的描述；
例如：
（2） 在线描述：在设备在线模型中提供数据名称的描述，供客户端软件或者在线配
置工具在线使用，在线描述位于逻辑节点实例中的DO中，用CDC中的数据属性dU建模数据描述。
一般情况下，建议装置对上述2种方式都支持。 2.3.3.12检修状态
装置的数据在q中表示是否处于检修状态，在Model 和beh中也应反映。 2.3.3.13GOOSE模型
GOOSE模型中，发送和接收的数据应为数据属性。 例如：
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DL/T860.71中描述逻辑设备LD0为：物理设备是代理或网关时，该网关必须包含一个LD0，用于描述代理或网关本身的数据。
通常网关的LD0包括： （1） 网关本身的自检信息 （2） 网关本身的告警信息 （3） 网关本身的参数 2.4.2网关代理的其它设备的模型
一个网关代理的每个设备，都可能包括若干LD，应保证一个网关中的每个LD模型具有独立性，同时应保证网关所代理的每个物理设备的模型具有独立性。 2.5 模型与装置功能一致性
DL/T860模型是以装置的功能为基础，依据DL/T860标准进行创建的。模型与装置实际功能应符合。
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附录C 服务（资料性附录）
DL/T860规定了通信服务模型的定义，对语义以及调用这些服务的操作（包括请求和应答中的参数）都做了详细规定。本规范根据工程实施的要求做如下具体规定。
表C.1 ACSI服务一致性要求 信息交换模型 信息交换服务 是否强制（M/O） 客户 备注 服务器 服务器 SERVER 关联 ASSOCIATION 逻辑设备 LOGICAL-DEVICE 逻辑节点 LOGICAL-NODE 数据 DATA 数据集 DATA-SET 取代 Substitution GetServerDirectory Associate Abort Release GetLogicalDeviceDirectory GetLogicalNodeDirectory GetAllDataValues GetDataValues SetDataValues GetDataDirectory GetDataDefinition GetDataSetDirectory GetDataSetValues SetDataSetValues CreateDataSet DeleteDataSet SetDataValues M M M M M M M O M M M M O O O M M M M M M M M M M O M M M M M M M M O M M M M O O O C1 C2 C2 C2 C2 C2 C2 M M O O 定值组控制 Setting Group Control GetSGCBValues SelectEditSG 报告 Reporting SelectActiveSG SetSGValues ConfirmEditSGValues GetSGValues Report data-change quality-change data-update 38
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日志 Loging 日志控制块 日志 Log GI IntgPd GetBRCBValues SetBRCBValues GetURCBValues SetURCBValues M M M M M M M M C3 C3 C3 C3 GetLCBValues SetLCBValues GetLogStatusValues QueryLogByTime QueryLogAfter M M M M M C4 C4 C4 C4 C4 GOOSE 采样值 SVC 控制 Control 文件传输 File Transfer SendGOOSEMessage GetGoCBValues SetGoCBValues GetGoReference GetGOOSEElementNumber SendMSVMessage SendUSVMessage GetMSVCBValues SetMSVCBValues GetUSVCBValues SetUSVCBValues O M M O O C6 C6 O O O O C5 C5 C5 O O C6 C6 O O O O Select SelectWithValue Cancel Operate Command-Termination TimeActivated-Operate GetFile SetFile DeleteFile GetFileAttributeValues M M M M M O M O O M O M M M M O M O O M 39
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时间 Time 时钟同步 O C7 注: 1). M 为强制, O 为任选. 2). 如服务器支持取代 Substitution, C1为M. 3). 如服务器支持定值组控制 Setting Group Control, C2为M. 4). C3 为服务器支持 BRCB、URCB 中的一种. 5). 如服务器支持日志 Loging, C4为M. 6). 如服务器支持GOOSE, C5为M. 7). C6 为服务器支持 SendMSVMessage、SendUSVMessage 中的一种. 8). 如服务器支持网络对时, C7为M. 3.1 关联 服务器应支持对不同客户的访问视窗； 应支持的客户/服务器双边应用关联服务包括：
Associate：建立关联，直接映射到MMS的Initiate服务； Abort:异常中止关联，直接映射到MMS的Abort服务； Release：释放关联，直接映射到MMS的Conclude服务； 建立关联时应正确设置AP，否则可能会导致连接失败。 3.2 目录类服务
读数据集目录时装置上送数据应包含有数据路径，直接使用‘/’和‘$’作为引用分隔符，以达到方便和统一。
FC应按DL/T860-8-1的顺序排列。 3.3 数据集
报告上送开关遥信时，一般关心的数据有Pos下面FC=ST的状态值（stVal），品质（q），变化时刻（t）。有的厂家采用FCDA，单独配置stVal，q，t。有的厂家采用FCD，直接配置成Pos。如果采用FCDA的配置方法，则一个遥信需要配置3项，这样遥信量大的时候，数据集的FCDA就会非常多。遥信信号、保护事件等重要状态信号应采用FCD方式上送，而如遥测值等不需要变化时间的信号可以采用FCDA方式上送。 3.4取代
取代模型提供了对DataAttribute的功能约束为MX(模拟值)或ST(状态值)值的取代。基本上，取代用于具有FC(为MX和ST) 的DataAttribute和相关的品质属性。取代使能时，对特定DataAttribute， DATA向客户提供以这些取代值代替过程值。
客户首先设置要被取代的值(xy.subVal、xy.subQ、xy.subID)，然后将xy.subEna属性置成TRUE使能取代。
注：SCSM映射中，应采用两种SetDataValue服务∶首先设置用于取代的值，然后设置取
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代使能。
能取代的DataAttribute的功能约束为SV(取代值)
在关联情况下，取代使能失败，被取代的值保持不变。由服务或服务器设备中的当地手段启动改变。
如果客户不直接访问负责数据采集的服务器(例如分层系统中，中间有网关 ，客户需要访问代理者) ，如何处理取代是代理者内部的处理。 3.5定值组控制
采用读取；
同一时刻只能有一个客户可以进行定值的修改，推荐改定值过程： （1） 客户端发出选择编辑组请求，服务器响应； （2） 客户读取编辑组当前定值，服务器响应； （3） 客户写服务器编辑组定值，服务器响应；
（4） 客户读取编辑组当前定值（用于验证写是否成功），服务器响应； （5） 客户确认定值修改，服务器响应，新定值有效； （6） 改激活定值组号，可直接由写服务完成。 3.6报告
（1） RCB非使能时，可以写RCB数据；RCB使能后，RCB数据方为有效
（2） 不得同时设置报告控制块的参数和使能RCB。正确步骤是先禁止使能或已在非使能
状态下，设置报告控制块的参数，最后再打开使能
（3） 应严格按照设置的触发原因上送报告
（4） 本规范规定URCB采用从“01”开始的两位数据编号的报告控制块实例方式。 3.7日志 Logging
本规范对日志规定如下： 3.7.1日志控制块规定
（1） 一个逻辑设备(LD)宜具有一个日志控制块,推荐放在LLN0中 （2） 日志控制块中的所有属性都应具备
（3） 属性的类型、格式都应按DL/T860标准中的规定填写。如果在DL/T860.72和
DL/T860.81标准中的规定不同, 则应按DL/T860.81的规定执行
（4） 日志引用LogRef属性为LOG唯一路径名, LogRef为LDName/LDinst(LDName/实际
LOG名)
（5） OldEntrTm 、NewEntrTm 属性是老的、新的日志条目写入时的时间EntryTime。在
传输时用6个字节BINARY-TIME时间格式表示，该时间由1984年1月1日0点0
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分0秒起到日志条目写入时的UTC时间止。在屏幕上显示时应采用当地时间
（6） OldEnt、 NewEnt 属性是最早的、最近的日志条目标识符。EntryID应是一固定长
度的8个 八位位组串。EntryID在显示时应高字节放置在左边，低字节在右边；而且一个字节中的高位在左边，低位在右边。
3.7.2日志的规定
（1） LOG按照先入-先出的原则写入。
（2） LOG结构应严格按照DL/T 860标准规定执行 ； （3） 一个逻辑设备(LD)只有一个日志；
（4） 所有日志中都必须包括产生日志的原因resion-code。而且resion-code应是一个
最小长度；
（5） 为6 位的位串。包含的原因值按照产生日志的TrgOps设置填写,但是不包含
general-interrogation。
3.7.3日志服务的规定
（1）日志服务按本规范的ACSI服务一致性要求表中列出的日志服务实施； （2）服务数据交换模型、服务执行时的参数都应遵循DL/T860标准的规定；
（3）客户使用QueryLogByTime 服务，从RangeStartTime 到 RangeStopTime 的时间段范围内检索Log条目。客户发出此服务时，在屏幕上填写RangeStartTime和RangeStopTime ，时间应采用本地时间；
（4）客户使用QueryLogAfter服务，在引用Log 中检索从RangeStartTime 起始时间和EntryID之后一定范围的Log条目。客户发出此服务时，在屏幕上填写RangeStartTime时间时应采用本地时间，EntryID参数也要填写一选定的8个 八位位组串的数。 3.8 GOOSE
3.8.1 GOOSE 控制块的规定
本规范对GOOSE控制块及GOOSE控制块中的属性规定如下：
（1） GOOSE控制块应具备DL/T 860.81中的表50所列属性； （2） DatSet数据成员应到最底层FCDA；
（3） 在工程应用时各设备制造商应提供组播地址过滤哈希算法的工具。 3.8.2 GOOSE服务的规定
（1） 具有GOOSE 功能的服务器应具有本规范的ACSI服务一致性要求表中列出的服务； （2） GetGoReference和GetGOOSEElementNumber服务按DL/T860.81的18.1.2的规定
实施。
3.8.3 GOOSE报文的规定
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（1）GOOSE的报文应遵循DL/T 860.72 的表29定义的格式； （2）GOOSE报文发送按附图C.1所示的规律执行。
图C.1 GOOSE发送过程
（3）定期发送GOOSE报文,通过重发相同数据来获得额外的可靠性,并且逐渐增加SqNum 和传输时间来实现有效的传输。GOOSE报文中的SqNum 和 StNum 的初始值为1。当有事件发生时，StNum 加1、SqNum变为 0 ，之后SqNum 顺序加1。 （4）GOOSE报文发送过程中各种时间间隔推荐如下：
a) T0: 稳定条件(长时间无事件)下重传时间间隔应小于60秒并可配置； b) (T0): 稳定条件下被事件缩短的重传时间间隔应小于T0； c) T1: 事件发生后,最短的传输时间间隔应小于1秒并可配置； d) T2, T3: 直到获得稳定条件的重传时间间隔应在1秒至20秒范围内。
（5）保护装置(间隔层设备)到智能终端(过程层设备)的跳闸信号,由发送GOOSE 报文来实现。 3.9采样值
采样值传输可通过DL/T 860.91和DL/T 860.92两种特定通信服务映射（SCSM）实现。DL/T 860.91对采样值到ISO/IEC 8802-3的特定通信服务映射规定的很具体，它规定了建立在与IEC 60044-8相一致的单向多路点对点连接之上的映射，因此下面主要说明DL/T 860.92采样值到ISO/IEC 8802-3的特定通信服务映射。
DL/T 860.92映射提供在APDU被递交到传输缓冲区前将若干ASDU连接成一个APDU的性能。被连接为一个APDU的ASDU的数目是可以配置的，并与采样速率有关。为减少实现的复杂性，ASDU的连接不是动态可变的。当若干ASDU连接成一帧时，最早采样值的ASDU是帧中的第1个ASDU。 3.9.1采样值控制块
本规范对采样值控制块做如下规定：
（1） 一个逻辑设备可具有MSVCB和 USVCB 中的一种控制块,并且放置在LLN0逻辑节点
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中；
（2） 控制块应具备DL/T 860.72中的表32或表33所列属性。除Refresh-time、
Sample-synchronised属性可选外,其它都应具备；
（3） 对于MSVCB控制块中的所有属性,任何客户可读采样值控制实例的属性，只有特定
客户可修改采样值控制属性；
（4） SmpRate属性规定采样率，即每秒采样次教。可根据工程应用的要求,选用合适的
采样率。推荐采用800点/秒至10000点/秒范围的采样率；
（5） 在工程应用时各设备制造商应提供组播地址过滤的工具。 3.9.2采样值的服务和采样值报文
（1） 采样值的服务应具有本规范的ACSI服务一致性要求表中列出的服务； （2） 采样值报文的格式应遵循DL/T 860.72的表34 的规定。 3.10控制 3.10.1 可控数据
本规范对可控公用数据做如下规定：
（1） 可控数据模型采用DL/T860.73和DL/T860.81附录E.3扩展的定义；
（2） 当DataAttributes数据属性在DL/T860.73具有FC=CO和ST时， 规定只用FC=ST； （3） 当DataAttributes数据属性在DL/T860.73具有FC=SP和MX时， 规定只用FC=MX。 3.10.2 控制的服务和服务参数
本规范对控制服务和服务参数做如下规定：
（1） 控制功能的服务应按本规范的ACSI服务一致性要求表中规定的服务执行； （2） 对现场开关的操作应采用增强安全的操作前选择控制模型，该模型必须采用
SelectWithValue、Cancel、Operate、CommandTermination 服务，控制对象的状态改变应产生报告生报告；
（3） 控制服务的特定公用数据属性类SBOw 、 0per 、Cancel 、ctlVal 的定义必须采
用DL/T 860.81的附录E.4；
（4） 控制功能的服务参数应遵循DL/T 860.72的17.5.2 的规定。
（5） 服务参数Value、T、Test、Check、AddCause 都必须具备并严格按照标准规定的
格式填写。
（6） 特别指出Check参数是进行同期、互锁检查用的,类型是PACKEDLIST, 如不用应
将两位填为 ”00” ,只使用同期检查填写为 ”10” , 同期、互锁检查都使用填写为 ”11”。
（7） 参数Value 应包括 ctVAL/setMag 、operTm 、origin 、ctlNum参数,其中OperTm
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只有采用TimeActivatedOperate时间激活操作服务时才为强制必备。
（8） origin参数的类型是Originator ,它是用以表明发出控制的原发者和原发者的地
址, Originator的定义应按照DL/T 860.73中表7的规定执行。
3.11时间和时间同步
本规范对时间和时间同步服务做如下规定：
（1） 如果采用网络对时时，应用层协议一般应为SNTP，传输层协议为用户数据报协议
UDP。
（2） 时标TimeStep在网络上传输时应采用UTC 时间信息格式；
（3） EntryTime在网络上传输时应采用6个字节BINARY-TIME时间格式。BINARY-TIME
时间表示增量时间(△t),它的计算由1984年1月1日0点起到事件发生时的UTC时间；
（4） 时间在屏幕上显示时都必须采用当地时间；
（5） 时间主站(时间服务器)应从外部时间源得到时间信息实现时间同步或与本标准的
客户/服务器在一个物理设备内一起实现。
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Q/CSG****－2009 3.12文件传输 3.12.1文件传输模型
文件传输服务提供了传输文件的功能。本规范对文件做如下规定： （1） 文件File类定义应按DL/T 860.72 表43的规定执行；
（2） 文件名应由文件路径和一个文件名构成。文件名不应超过255个八位位组。文
件名至少应为12个八位位组；
（3） 文件名称是否区分大小写应在PIXIT中声明；
（4） 文件长度以八位位组为单位的长度。最大文件长度应在PIXIT声明中规定； （5） LastModified 是文件最后一次修改的时间,其属性类型是TimeStamp, 在网络
上传输时应采用UTC 时间,在屏幕上显示时必须采用当地时间；
（6） 文件后缀用作区分文件的内容格式。后缀最大为3字节。注意不要使用DL/T
860.81 表79规定的保留后缀；
（7） COMTRADE文件应包含在根目录下的“COMTRADE”的文件目录内。COMTRADE文件
使用3种不同的后缀 hdr，cfg和dat。
本规范对文件服务做如下规定：
（1） 文件服务应具备本规范的ACSI服务一致性要求表中规定的服务； （2） 文件服务的参数按DL/T 860.81 中的规定执行； （3） FileName 参数不能为空，必须要有文件名；
（4） File-Data参数包含被传输的数据；file-data的类型是八位位组串； （5） 读文件目录时, 应不带 ”*.*” 参数。
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