保护和控制用数字采集及信息交换技术导则.doc

DL/T 671—××××
中华人民共和国国家改革和发展委员会 发布
201×-××-××实施
201×-××-××发布
继电保护和控制设备数据采集和信息交换技术导则
Technical guide for data acquisition and information exchange
of protection and control equipments
(送审稿)

DL/T XXX—201X
DL
中华人民共和国电力行业标准
ICS

1
DL/T XXX—201X
目 次
前 言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 2
4 信息范围及分类 3
5 信息交换技术原则及格式 5
6 信息指标 9
7 保护及控制设备对接口的要求 1011
8 功能及性能检验 12
附录 A （规范性附录） 装置报文帧格式 14
附录 B （规范性附录） 典型主接线ECT极性 19

I
前 言
本标准根据国家能源局2010年9月24日国能科技 〔2010〕320号文中的第11项任务（编号20100157）安排组织修订。
目前国内外建设的变电站普遍采用DL/T 860（IEC 61850）体系作为变电站自动化通信网络平台标准，IEC 61850标准体系中对于数据的格式和数据交换进行了规定，但是技术细则较为模糊，对于继电保护和控制设备用的数字采样和信息交换的要求涉及较少也不明确，不利于新技术的应用推广和装置的设计和开发。
本标准将为变电站的数据采集和信息交换等设备提供一个技术导则。
本标准的附录A和附录B为规范性附录。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业继电保护标委会归口。
本标准主要起草单位：
本标准主要起草人：

继电保护和控制设备数据采集和信息交换技术导则
1　 范围
本标准规定了变电站继电保护和控制设备的数据采集及信息交换应遵循的基本原则、技术要求、技术参数等。
本标准适合于变电站继电保护和控制设备的数据采集和信息交换，作为继电保护和控制设备的开发、设计、制造、试验和应用的技术依据。
2　 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 2900.1—2008 电工术语 基本术语
GB/T 2900.15—1997　电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器（IEC 60050-421、IEC60050-321，NEQ）
GB/T 2900.17—2009 电工术语 量度继电器和保护装置（IEC 60050-447:2009，IDT）
GB/T 2900.49—2004 电工术语 电力系统保护（IEC 60050-448:1995，IDT）
GB/T 2900.50—2008　电工术语 发电、输电及配电 通用术语（IEC 60050-601:1985，MOD）
GB/T 2900.57—2008　电工术语 发电、输电及配电 运行（IEC 60050-604:1987，MOD）
GB/T 14285—2006 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 20840.7—2007 互感器 第7部分：电子式电压互感器（IEC 60044-7:1999，MOD）
GB/T 20840.8—2007 互感器 第8部分：电子式电流互感器（IEC 60044-8:2002，MOD）
GB/T 22386—2008 电力系统暂态数据交换的通用格式（COMTRADE）（IEC 60255-24:2001，IDT）
GB/T 25931—2010 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议（idt IEC 61588:2009）
DL/T 66—1999 继电保护设备信息接口配套标准
DL/T 478—2010 继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T（Z）860 变电站内通信网络和系统（IEC 61850，IDT）
DL/T 860.92－2006 变电站通信网络和系统 第9-2部分：特定通信服务映射（SCSM）映射到ISO/IEC 8802-3的采样值（idt IEC 61850-9-2:2004）
DL/T 995—2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程
DL/T 1146—2009 DL/T 860 实施技术规范
IEC 61171:1992 辐射保护仪表.监视设备.环境中的大气放射性碘
IEC 61499-2:2005 功能块 第2部分:软件工具要求（Function blocks - Part 2: Software tool requirements）
IEC 61158 测量和控制的数字化通信 工业控制系统的现场总线（Digital data communications for measurement and control-Fieldbus for use in industrial control systems）
IEC 62439:2010 工业通信网络 高实用性自动化网络（Industrial communication networks - High availability automation networks）
IEEE C37.111-1999 电力系统暂态数据交换格式（COMTRADE）（IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange（COMTRADE）for Power Systems）
《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）
《电力二次系统安全防护总体方案》（国家电力监管委员会第 34号文，2006 年2月）
《变电站二次系统安全防护方案》（国家电力监管委员会第 34号文，2006年2月）
3　 术语和定义
GB/T 2900.1、GB/T 2900.17、GB/T 2900.49、DL/T 478确立的以及下列的术语和定义适用于本文件。
3.1　
电子式互感器　electronic instrument transformer
一种由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成的设备，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。
3.2　
电子式电流互感器　electronic current transformer；ECT
在正常和适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且在联结方向正确时其相位差接近于已知相位角的电子式互感器。
3.3　
电子式电压互感器　electronic voltage transformer；EVT
在正常和适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且在联结方向正确时其相位差接近于已知相位角的电子式互感器。
3.4　
智能电子设备　Intelligent Electronic Device；IED
包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置（例如电子多功能仪表、数字保护、控制器等）。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。
3.5　
智能组件 intelligent component
由若干智能电子装置集合组成，承担电力主设备的测量、控制和监测等基本功能。在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。智能组件可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。
3.6　
智能终端　smart terminal
与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能的智能装置。。
3.7　
合并单元　merging unit；MU
用以对来自二次转换器的电流和（或）电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个独立的单元。
3.8　
互操作性　interoperability
来自同一或不同制造商的两个及以上智能电子设备实现信息交换和应用，以正确执行规定功能的能力。
3.9　
IED能力描述文件　IED Capability Description；ICD文件
由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。
3.10　
系统规格文件　System Specification Description；SSD文件
描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD中并为全站唯一的一种文件。
3.11　
全站系统配置文件　Substation Configuration Description；SCD文件
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的一种文件，该文件应为全站唯一的并由系统集成厂商完成。SCD文件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。
3.12　
IED实例配置文件　Configured IED Description；CID文件
由装置制造厂根据SCD文件中与IED相关配置生成的装置文件，每个装置有一个。
3.13　
实例化的IED描述文件 Instantiated IED Description；IID文件
由装置厂商配置工具根据SCD文件提供的IED实例化文件，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，同时包含IED实例名称和通信参数等工程配置信息。
3.14　
系统交互文件 System Exchange Description；SED文件
用于系统之间交互信息描述，包含系统间传输的工程权利（如数据流）和IED的工程能力（例如数据集个数和接收方使用的控制块）的一种文件。
3.15　
虚端子 virtual terminator
GOOSE、SV 输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应的关系。为了便于形象地理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。
4　 信息范围及分类
4.1　 概述
根据DL/T 860（IEC 61850）规范,变电站的信息流描述如图1所示。

图1 IEC 61850标准的信息流
在物理结构上，变电站由三个层次构成，分别为站控层、间隔层、过程层，每个层次均由相应的设备及网络设备构成。
变电站信息流包括：
1） 间隔层和站控层之间保护数据的交换；
2） 间隔层和远方保护之间保护数据的交换；
3） 间隔层内数据的交换；
4） 过程层和间隔层之间瞬时数据的交换；
5） 过程层和间隔层之间控制数据的交换；
6） 间隔层和站控层之间控制数据的交换；
7） 站控层和远方工程师站数据的交换；
8） 间隔层之间直接数据的交换，尤其是像联闭锁这样的功能；
9） 变电站内数据的交换；
10） 变电站装置和远方控制中心之间控制数据的交换。
根据DL/T 860的总结，变电站保护与控制的信息按传输协议不同可以分为四大类：SV、GOOSE、MMS、时间同步信息。
4.2　 SV信息
SV（Sampled Value）即TV和TA采样值的数字化传输信息，是过程层与间隔层设备之间通信的重要组成部分。通过GB/T 20840、DL/T 860.92(IEC 61850-9-2)等相关标准规范SV信息通信过程，可实现过程层之间以及MU与间隔层的保护和控制设备之间瞬时采样数据的信息交换。
4.3　 GOOSE信息
GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)是面向变电站事件的通用对象的简称，G00SE派生于GSE。GSE是基于自治、分布概念的模型，提供了系统范围内快速可靠地输入输出数据的机制，即利用组播服务向多个物理设备同时发布一个通用的变电站事件信息。
GOOSE主要用于实现变电站多IED之间的信息传递，包括状态、品质及时间。例如开关量输入输出、跳合闸信号（命令）、间隔逻辑闭锁、检同期等信息。
4.4　 MMS规范信息
MMS（Manufacturing Message Specification）即制造报文规范，是ISO/IEC 9506所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。
间隔层设备支持通过MMS规范与站控层设备通信，其内容应包括间隔层设备支持的全部功能。例如:保护与控制设备的模拟量、设备参数、定值区号及定值、自检信息、保护动作事件及参数、录波报告、设备告警、远方遥控压板、断路器及隔离开关控制、远方复归、同期控制等功能。
4.5　 时间同步信息
4.5.1　 概述
变电站中，一般的保护与控制设备都需要采集多个交流量信息，所有这些信息都需要严格同步以实现相应功能。另外，变电站的事故分析、监视、控制、数据分析等高级应用也需要同一断面的数据。因此，变电站MU、保护与控制设备需要精确的时钟同步和准确的绝对时标。
4.5.2　 变电站的对时方式
变电站的对时方式包括：
1） SNTP网络对时，精度10ms；
2） 串口+脉冲对时，精度1ms；
3） IRIG-B码对时，精度1ms；
4） IEC61588对时，精度1μs。
4.5.3　 对时网络
保护与控制设备可采用全球卫星定位系统GPS和北斗卫星导航定位系统（Beidou Satellite Navigation and Positioning System）同时作为网络时钟源，对时网络可根据需要进行切换。
4.5.4　 SNTP的精度为±10ms可以满足变电站层监控、远动、故障信息子站等设备对时间精度的要求。
4.5.5　 间隔层IED以及过程层智能操作箱需要产生SOE，为了达到SOE时标±1ms的精度要求，可使用IRIG-B码方式或IEC 61588方式对时。
4.5.6　 采样值组网方式时，应实现多个MU之间的同步采样，应能够接收IEC 61588或IRIG-B码同步对时信号。MU与电子式互感器之间没有硬同步信号时，MU应具备前端采样、处理和采样传输时延的补偿功能。
5　 信息交换技术原则及格式
5.1　 概述
保护和控制用数字采样及信息交换应在保证继电保护、控制装置、测量装置等系统性能的基础上，优化整合信息系统的整体设计，进一步提升保护、控制、测量等各类设备的信息化应用水平，提供电网、设备运行信息共享、互操作和综合应用平台，满足智能电网对变电站信息的需求。
5.2　 组网技术原则
5.2.1　 组网时应合理考虑网络结构、交换机配置、带宽流量等因素，满足基础数据的完整性及一致性的要求，并应保证数据信息传输的实时性、有效性和可靠性。
5.2.2　 数据网络应采用100 Mbps及以上高速以太网，交换机之间的级联口可采用1000 Mbps。
5.2.3　 站控层系统宜统一组网，IP地址统一分配。网络冗余方式宜符合IEC 61499及 IEC 62439的要求。
5.2.4　 保护和就地控制功能不应受独立站控层网络失效的影响。
5.2.5　 双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则，双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；对于跨网络的数据交换需求，宜通过两个网络之间增加一个跨接交换机交换共享数据的方法解决，同时应在跨接交换机的端口以及与其联系的交换机端口均设置双向流量控制。
5.2.6　 在过程层网络内，数据发送方按通信配置发送组播报文，不应发送与之无关的报文。
5.2.7　 过程层网络交换机宜通过设置限制广播报文的发送。
5.2.8　 系统任两台保护控制设备之间的数据传输路径由不应超过4个交换机。当采用级联方式时，不应丢失数据。
5.2.9　 数据网络的设计与规划应具有一定的容错能力，单点故障不应影响整个网络的正常工作；任何新接入的设备不应造成网络故障，不应引起相应保护控制功能的退出。
5.2.10　 数据网络应满足二次安全防护体系标准的要求（见国家电力监督管理委员会文件《电力二次系统安全防护规定》、《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》）。
5.3　 保护与控制数据交换记录技术原则
5.3.1　 数据交换记录包括报文监视记录和故障数据记录。
5.3.2　 报文监视记录应对系统通信网络的全过程进行报文记录（带绝对时标的完整网络通信报文），包括MMS通信网络、GOOSE通信网络和SV采样值通信网络的报文记录。
5.3.3　 报文监视记录采用单向数据采集方式，对原有通信网络不应产生任何影响，也不应产生任何附加报文。同时，在出现故障、死机或断电的情况下，也不应对原有通信网络产生任何影响。
5.3.4　 报文监视记录应确保监视的报文全部信息不漏记、不丢失。
5.3.5　 故障数据记录装置具有按反应系统发生大扰动的系统电参量幅度及变化率判据而自起动和反应系统动态过程基本结束而自动停止的功能；也能由外部命令而起动和停止。
5.3.6　 每次记录的故障数据应快速地转出到中间载体，以迎接可能随之而来的下一次故障数据记录。其内存容量应满足在规定时间内连续发生的规定次数的故障不中断地存入全部故障数据的要求。
5.3.7　 故障数据记录设备应收集和记录全部规定的故障模拟量数据和直接改变系统状态的继电保护跳闸命令、安全自动装置的操作命令和纵联保护的通道信号。
5.3.8　 为适应集中处理的要求，故障数据记录输出的动态过程记录数据应符合标准格式，GB/T 22386—2008与ANSI/IEEE C37.111兼容。记录短路故障等突发事件的数据，其时间标志应满足同步化要求。
5.4　 对时技术原则
5.4.1　 变电站各层次设备应配置公用的时间同步系统，宜采用全球卫星定位系统GPS或中国北斗卫星定位系统标准授时信号进行时钟校正。
5.4.2　 变电站内时钟设备应按双套配置，主、备时钟间应确保始终同步。
5.4.3　 在主钟卫星信号从无到有情况下，主钟的输出信号应始终快速跟踪卫星信号。
5.4.4　 秒脉冲同步采用同步跟随的方式，即采样脉冲产生的间隔时间由以下两部分决定：
5.4.5　 1）本地时钟的固定计时；
5.4.6　 2）外部同步信号的调整计时。
5.4.7　 当MU有外部同步对时信号输入，且同步信号符合规约要求时，根据本地时钟与外部同步信号的误差，对采样时间间隔进行均匀调整，从而保证采样间隔的一致性。
5.4.8　 在MU同步脉冲从无到有的变化过程中,允许采样序号不连续,但应保证采样数据发送间隔离散不超过10μs。
5.4.9　 当MU 接收到时钟信号从无到有，或因主钟快速跟踪卫星信号等情况导致MU接收到的时钟信号发生跳变时，MU对时钟信号有效性的确认时间为2个秒脉冲s。
5.5　 信息交换技术原则
5.5.1　 系统采用DL/T 860通信标准，数据的采集、传输、处理应数字化、共享化，通过站控层网络收集各保护与控制装置的信息，并通过数据网上传至调度端。
5.5.2　 继电保护设备应支持DL/T 860标准，应支持上送模拟量、开关量、压板状态、设备参数、定值区号及定值、自检信息、异常告警信息、保护动作事件及参数（故障相别、跳闸相别和测距）、录波报告信息、装置硬件信息、装置软件版本信息、装置日志信息等数据。同时支持远方投退压板、修改定值、切换定值区、远方复归功能，并具备权限管理功能。
5.5.3　 测控装置应支持GOOSE功能并与过程层设备通信，其上行信息应包括断路器位置采集、隔离开关位置采集、断路器辅助状态采集、模拟量采集、设备告警状态采集、非电量继电器状态采集等功能，其下行信息应包括远方遥控压板、断路器控制、隔离开关控制、远方复归等功能，并能通过GOOSE和间隔层设备通信，实现间隔层联闭锁功能。
5.5.4　 故障录波设备应采用DL/T 860标准，应支持上送录波文件列表、录波文件、录波器工作状态信息及录波器定值等。
5.5.5　 当站控层设备对间隔层设备进行修改定值和投退软压板操作时，均应采用“选择－校验－完成执行的操作”，以保证操作的安全性。
5.5.6　 当变电站中的电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、MU、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元件损坏（除出口继电器外）时，应告警，不应引起保护误动作跳闸。
5.5.7　 双重化配置的MU应与两个独立的保护用电流一、二次转换器分别一一对应。
5.5.8　 电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置，以满足双重化保护相互完全独立的要求。
5.5.9　 若电子式互感器由MU提供电源，MU应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力。
5.5.10　 电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。
5.5.11　 MU输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。
5.5.12　 ECT与MU之间的数字量传输应采用串行数据的异步方式，也可采用同步方式传输。电子式互感器与MU间的接口、传输协议宜统一，通信协议宜采用IEC 60044-7/-8的FT3格式。
5.5.13　 电子式互感器和MU应真实反映非周期分量和高频分量。
5.5.14　 MU应同时支持GB/T 20840、DL/T 860.92－2006、通道可配置的扩展GB/T 20840.8等规约，完成MU间的级联，在工程应用时应能灵活配置。
5.5.15　 MU应接收外部公共时钟的同步信号，与ECT、EVT的同步可采用同步采样脉冲。在没有或丢失外部公共时钟同步信号的情况下，应在数据品质因数注明该采样值为非同步采样值，供后续设备采取相应技术措施。
5.5.16　 ECT、EVT数据采集器的采样频率不应小于10kHz以满足MU重采样的要求。
5.5.17　 MU输出信号的同步品质应与时钟设备同步信号相关，与卫星信号是否丢失无关。
5.5.18　 在MU接收到同步信号从无到有的情况下，MU应调整采样周期以跟踪时钟信号，一个采样周期调整范围小于1μs。为保证与时钟信号快速同步，允许在PPS边沿时刻采样计数器跳变一次，同时MU输出的数据帧同步品质位由无效变为有效。
5.5.19　 当因主钟快速跟踪卫星信号等情况导致MU接收到的同步信号发生跳变时，MU应调整采样周期以跟踪时钟信号，一个采样周期调整范围小于1μs。为保证与时钟信号快速同步，允许在PPS边沿时刻采样计数器跳变一次，MU输出的数据帧同步品质位在全过程中应保持有效。
5.5.20　 按间隔配置的MU的输入接口，接收来自本间隔电流互感器的电流信号。若间隔设置有电压互感器，还应接入间隔的电压信号。若本间隔的二次设备需要母线电压，还应接入来自母线电压MU的母线电压信号。
5.5.21　 对于接入了两段及以上母线电压的母线电压MU，母线电压并列功能宜由MU完成，MU通过GOOSE网络获取断路器、隔离开关位置信息，实现电压并列功能。
5.5.22　 MU应提供调试接口，宜根据现场要求对所发送通道的顺序、相序、比例系数等进行配置。
5.5.23　 互感器极性应按照附录B相关要求执行，当需要调整互感器极性时，宜通过保护和控制设备调整。
5.5.24　 决定保护装置跳闸的启动与动作判别应分别取自不同的AD采样数据。
5.5.25　 保护装置在双AD不一致时，应合理保留和退出相关的保护功能并告警。
5.5.26　 当智能终端接收到直跳口GOOSE命令后，应通过GOOSE 组网口转发反映直跳口的GOOSE变位报文，转发报文采用固定的组播地址“0x010CCD0101FF”。
5.6　 重采样的原则和指标提出
5.6.1　 MU重采样宜真实应能根据采样频率抑制频谱混叠，宜反映一次系统全周期分量，实现“透明”传输。。
5.6.2　 保护及控制装置应根据装置采样频率设计数字滤波器，以满足抗频率混叠的要求。
5.6.3　 重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况。
5.6.4　 保护装置数据同步或转换采样频率可以采用插值算法处理，插值算法应在同一时间体系下完成，以保证跨间隔数据的同步性。
5.7　 信息交换格式相关
5.7.1　 系统配置信息应包括ICD文件、IID文件、SSD文件、SCD文件、SED文件和CID文件。
5.7.2　 电压和电流双A/D通道的在MU按照不同的逻辑节点实例建模，应通过描述信息明确体现出通道的冗余关系。
5.7.3　 信息建模应符合DL/T 860（IEC61850）标准和DL/T 1146—2009的要求。
5.7.4　 站控层设备可分别通过离线获取和在线召唤的方式获取间隔层设备的模型，离线获取和在线召唤的模型应保持一致。其中的定值模型应包含描述、定值单位、定值上限、定值下限等信息。ICD文件中应设置ctlModel的默认值，如果不设置应支持在线读取。
5.7.5　 ICD文件中的数据集包含的成员应与装置实际运行的一致，以保证客户端可以正确解析报告信息。
5.7.6　 客户端读取服务器端录波文件列表时，应带文件路径，该路径以服务器端文件所在路径为准，一般推荐为COMTRADE。
5.7.7　 服务器端送给客户端的数据中所带时标，其时区信息应采用标准零时区，不应使用当地时区，但人机界面应转换为当地时区。
5.7.8　 使用GOOSE服务传输温度等模拟量信号时，发送装置应设置变化门槛避免模拟量频繁变化。
5.7.9　 智能终端发送的开关量应带时标。
5.7.10　 GOOSE虚端子信息包括开关量输入、跳闸出口、信号开出、告警、联闭锁等信息，SV虚端子信息包括电流通道、电压通道及固有延时，并应配置到DO层次。
5.7.11　 DL/T 860.92（IEC 61850-9-2）SV报文和GOOSE报文格式见附录A。
6　 信息指标
6.1　 抗混叠滤波器的要求
MU、保护及测控等装置需要设计抗混叠处理的环节，应根据装置数据采样频率设计数字滤波器。
.保护及测控等装置根据需要的频率特性设计抗混叠处理的环节。滤波器采样数据输入信号应满足以下要求：
f≥2 fa – fr的衰减≥40dB
式中： fr,, 为系统频率，fa为滤波器频带宽度。
6.2　 过程层信息
6.2.1　 电子式电流互感器
电子式电流互感器应满足以下要求：
1） ECT的复合误差满足5P级或5TPE级要求，EVT的复合误差不大于3P级要求。
2） 测量用数字量输出的额定值为：
量程标志＝0：2D41H；
量程标志＝1：2D41H。
测量用ECT和EVT能测量达2倍额定一次值而无任何溢出。
3） 保护用数字量输出的额定值为：
量程标志＝0：01CFH；
量程标志＝1：00E7H。
保护用ECT能测量电流高达50倍额定一次电流（0%偏移）或25倍额定一次电流（100%偏移）而无任何溢出。
当量程标志置位时，不发生溢出的一次电流最大可测量值增加一倍。
4） 传输系统及接口：
850nm光纤传输，ST接口。
5） 电子式互感器两路独立的采样数据的幅值差异不应超过实际输入量幅值的2.5%（或0.02In/0.02Un）。
6.2.2　 电子式电压互感器
电子式电压互感器应满足以下要求：
1） 准确级：
测量级——0.2S；
保护级——3P。
2） 数字量输出的额定值：
测量——2D41H；
保护——2D41H。
测量用ECT和EVT能测量达2倍额定一次值而无任何溢出。
3） 传输系统及接口：
850nm光纤传输，ST接口。
6.2.3　 合并单元(MU)
MU应符合满足要求：
1） MU能够实现采集器间的采样同步功能，采样的同步误差不应大于±1μs。在外部同步信号消失后，至少能在10 min内继续满足4μs同步精度要求；
2） 输出协议采用DL/T 860.92(IEC61850-9-2)时，MU的数字量输出应采用32位有符号数值；
3） MU采样值发送间隔离散值应小于10μs；
4） 在MU接收到时钟信号从无到有的情况下，采样周期调整范围小于1μs；为保证与时钟信号快速同步，允许在PPS边沿时刻样本计数器跳变一次，同时MU输出的数据帧同步品质位由无效变为有效。
6.2.4　 智能终端
智能终端应满足以下要求：
1） GOOSE订阅支持的数据集不少于15个；
2） 模拟开入接点分辨率小于1ms，消抖时间不大于5ms；
3） 接收跳闸GOOSE报文出口延时不大于9ms；
4） 智能终端应具备接收IEC61588或IRIG-B码时钟同步信号功能，装置的对时精度误差不应大于±1ms。
6.3　 间隔层信息
6.3.1　 测控装置
测控装置应满足以下要求：
1） GOOSE、SV功能支持虚端子配置；
2） 接收GOOSE报文处理延时不大于100 ms；
3） 状态量GOOSE报文发送响应延时不大于100ms；
4） MMS服务支持的最大连接数不少于160个；
5） GOOSE订阅支持的数据集不少于15个；
6） 装置的SOE分辨率应小于1ms。
6.3.2　 保护装置
继电保护设备应支持不小于16个客户端的TCP/IP访问连接，并应支持10个报告实例。
6.4　 站控层和间隔层
对站控层和间隔层设备要求如下：
1） 事件顺序记录分辨率（SOE）£ 1ms；
2） 模拟量传送时间（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） 控制操作正确率=100％；
8） 间隔层装置对时精度£ 1ms；
9） MU同步准确度 £ 1μs；
10） 保护GOOSE信息响应时间 £ 4ms ；
11） 防误闭锁GOOSE信息响应时间 £ 10ms；
12） 抗干扰性能指标满足DL/T 860.3要求；
13） 间隔层设备同时支持TCP/IP连接的客户端数量³ 16；
14） 间隔层设备支持报告实例数³ 10；
15） 继电保护设备支持远方召唤最近录波报告的数量³ 8。
7　 保护及控制设备对接口的要求
7.1　 非电量
7.1.1　 变压器非电量保护信息应通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。
7.1.2　 高压并联电抗器非电量保护应通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。
7.2　 测控装置
7.2.1　 测控单元应具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及测量数字显示等功能，对全所运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。
7.2.2　 测控装置应支持通过GOOSE服务与间隔层设备通信，其内容应包括间隔连锁信息、保护闭锁信息等，可包括测控主备切换信息。
7.2.3　 在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启，不应发出错误报文。正常响应正确报文的延时不应大于1ms。
7.3　 保护设备接口要求
7.3.1　 线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护可适应常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。
7.3.2　 应按MU设置“SV接收”软压板。在间隔MU检修前，应将与该MU相关运行设备的“SV接收”软压板退出。在保护装置“SV接收”软压板投入的情况下，当保护装置本地检修压板与MU上送的检修数据品质位不一致时，装置应报警并闭锁相关保护。
7.3.3　 当采用电子式互感器时，保护装置应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能。
7.3.4　 除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，以满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。
7.3.5　 保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信。保护装置的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。
7.3.6　 保护装置应具备过程层通信中断、异常等状态的检测和告警功能。
7.3.7　 智能终端宜通过GOOSE单帧实现跳闸功能。
7.3.8　 保护装置与其他相关IED设备间的GOOSE链路断链的情况下，相关开入状态的处理方式应按该开入对保护功能的影响而定，以尽量避免保护的误动为指导原则。
7.3.9　 保护设备定值管理
1） 若单个保护装置IED有多个LD和SGCB，远方系统宜按照LD管理定值和参数；
2） 远方系统宜根据IED的定值数据集和参数数据集管理定值条目的读、写、显示顺序；
3） 保护装置定值数据集dsSetting的FCDA宜配置到DO层次；
4） 远方系统使用SetSGValuess（设置定值组值）服务，可仅下发修改的定值条目，也可下发全部的定值条目，IED宜支持两种写定值方式；
5） 远方系统使用SetSGValuess（设置定值组值）服务，下发的定值条目的Reference可到DO层次，也可到DA层次，IED宜支持两种Reference；
6） 远方系统使用用ConfirmEditSGValues（确认编辑定值组值）和SelectActiveSG（选择激活定值组）服务，IED的站控层通信应不断开连接；
7） 远方系统使用ConfirmEditSGValues（确认编辑定值组值）和SelectActiveSG（选择激活定值组）服务，若IED的相关板卡需重启动，失去保护的时间宜尽量短暂；
8） 远方系统宜采用定值校验机制，确保定值修改的正确性。在修改定值或参数后，使用GetSGValues （读定值组值）服务获取最新的定值，与调度的定值清单作对比；
9） 若远方系统显示的定值格式与IED菜单显示的有差别，宜在远方系统作格式转换。例如保护时间定值的秒数值和毫秒数值转换、整数定值的16进制和二进制转换等；
10） 远方系统和IED的定值修改和读取宜支持定值CDC的新扩展，例如STG、ORG等新CDC的应用，以满足应用的需求。
11） IEC61850客户端进行定值操作时应顺序进行，应等待本次定值操作结束后再进行下一次定值操作，不能同时进行多个SGCB定值操作；读取定值控制块SGCB属性时，应逐个属性读取。
8　 功能及性能检验
8.1　 数字采样试验
数字采样试验主要包括但不限于下列测试项目：
1） SV报文格式检验；
2） 零点漂移检验；
3） 各电流、电压输入的幅值和相位精度检验；
4） 双AD数据一致性检验；
5） 采样数据品质位置位和清除检验；
6） 采样报文传输延时测试；
7） 采样通道（一次设备到MU输出）延时检验；
8） 采样通道延时在数据集中的位置检验。
8.2　 GOOSE通信试验
GOOSE试验主要包括但不限于下列测试项目：
1） GOOSE报文格式检查；
2） GOOSE开入功能检查；
3） GOOSE开出功能检查；
4） GOOSE控制命令记录功能检查；
5） GOOSE中断告警及闭锁功能检查；
6） GOOSE传输时延测试；
7） GOOSE报文发送间隔时间测试；
8） GOOSE通信中断及恢复测试；
9） SqNum，StNum检验；
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