DL∕T 860-901-2014 电力自动化通信网络和系统 第901部分：DLT 860在变电站间通信中的应用

ICS29.020备案号：47907-2015DL/T860.901—2014/IEC/TR61850-90-1:2010电力自动化通信网络和系统第90-(IEC/TR61850-90-1,Communicationnetworksandsystemsforpowerutilityautomation-Part90-1:UseofIEC61850forthecommunicationbetweensubstations,IDT)2014-10-15发布2015-03-01实施国家能源局发布I Ⅲ V 1 1 2 2 3 35.2使用允许式超范围纵联保护方案的线路距离保护 35.3使用闭锁式纵联保护方案的线路距离保护 55.4方向比较保护 75.5传输/直接跳闸 5.7并行线系统的多相自动重合闸应用 5.8电流差动线路保护 5.9相位比较保护 5.10其他应用 5.10.2故障定位系统(两端或三端) 5.10.3系统完整性保护方案(SIPS) 5.10.4实时预测切机 5.10.5失步检测 5.10.6同步相量 5.10.7紧急控制方案(RAS) 32 6.1.2功能和接口的逻辑分配(DL/T860.2中的5.2) 6.1.3接口的角色 6.1.4响应行为的需求 336.2基于站间通信的功能 6.2.1保护功能 6.2.2控制功能 6.3报文性能需求 6.3.1传输时间定义(DL/T860.5中的13.4) 6.4报文性能类的介绍和应用 6.4.2控制和保护 36DL/T860.901—20146.4.3计量和电能质量 6.5数据完整性的常规要求 6.6纵联保护的需求：可靠性(安全性和可依赖性) 40 6.6.3遵循CIGRE和IEC的保护方案的可依赖性需求 7应用以太网安全性和可依赖性问题方面注意事项 7.2数据流的安全性 7.3数据流的可依赖性 41 7.5变电站间使用以太网通信的推荐 7.5.2包延时的例子 7.6一些远程通信以太网的有益特性 42 438.1服务 438.2通信架构 438.2.1初步的说明和定义 438.2.2隧道技术 43 44 459.1通用结构 45 9.3通信辅助保护方案和直接跳闸 479.3.1推荐模型 479.3.2PSCH逻辑节点 479.4差动保护方案 9.4.1推荐模型 9.4.2RMXU逻辑节点 9.4.3采样值(SV)格式 10.2直接通信链接 10.2.1综述 10.3变电站间的纵联保护设备 DL/T860.901—2014国际电工委员会(IEC)TC57委员会于2004年完成制定并发布了IEC61850Communicationnetworksandsystemsinsubstations(变电站通信网络和系统)系列标准的第一版。该系列标准是基于通用网络通配置工具，在信息源定义数据和数据属性；定义和传输元数据，扩充数据和设备管理功能；传输采样测量值等；制定了变电站通信网络和系统总体要求、系统和工程管理、一致性测试等标准。迅速将此国际标准转化为电力行业标准，并贯彻执行，对于提高我国变电站自动化水平、促进自动化技术的发展、实现互操作性非常重要。我国于2004～2006年，将其翻译引进，等同采用为电力行业DL/T860多的应用，以满足当前技术发展需要。IECTC57委员会2005年起开始着手修订IEC61850技术标准。系列技术报告(technicalreport)、-80-xx系列技术规范(technicalspecification)等诸多技术文件，涉及力自动化通信网络和系统),并已成为智能电网核心标准之一。本标准根据中华人民共和国中国电力企业联合会2011年电力行本部分是DL/T860的第901部分，本部分出版时，与下述标准一起共同构成DL/T860系列标准：DL/T860.1电力自动化通信网络和系统第1部分：概论DL/Z860.2电力自动化通信网络和系统第2部分：术语DL/T860.3电力自动化通信网络和系统第3部分：总体要求DL/T860.4电力自动化通信网络和系统第4部分：系统和项目管理DL/T860.5电力自动化通信网络和系统第5部分：功能的通信要求和装置模型DL/T860.6电力自动化通信网络和系统第6部分：与智能电子设备有关的变电站内通信配置描述DL/T860.71电力自动化通信网络和系统第7-1部分：基本通信结构原理和模型DL/T860.72电力自动化通信网络和系统第7-2部分：基本信息和通信结构抽象通信服务接口DL/T860.73电力自动化通信网络和系统第7-3部分：基本通信结构公用数据类DL/T860.901—2014DL/T860.74电力自动化通信网络和系统第7-4部分：基本通信结构兼容的逻辑节点类和数据类DL/T860.7410电力自动化通信网络和系统第7-410部分：基本通信结构水电厂监视系统和控DL/T860.7420电力自动化通信网络和系统第7-420部分：基本通信结构分布式能源逻辑节点DL/T860.81电力自动化通信网络和系统第8-1部分：特定通信服务映射(SCSM)映射到MMSDL/T860.92电力自动化通信网络和系统第9-2部分：特定通信服务映射(SCSM)映射到ISO/IEC8802-3的采样值DL/T860.10电力自动化通信网络和系统第10部分：一致性测试DL/T860.102电力自动化通信网络和系统第10-2部分：基于IEC61850的水电设备互操作测试DL/T(Z)860.7500系列电力自动化通信网络和系统DL/T(Z)860.80系列电力自动化通信网络和系统DL/T(Z)860.90系列电力自动化通信网络和系统本标准等同采用国际电工委员会IEC/TR61850-90-1:2010《电力自动化通信网络和系统第90-1本部分的附录A是资料性附录。本部分编写格式依据GB/T1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》规定。本部分2014年首次发布。DL/T860.901—2014最初，起草DL/T860的目的是将其应用于变电站自动化系统中的设备间的信息交换。而现在，这信网络的基础。在电力系统控制和保护领域中现有的和新的应用中，变电站间直接交换标准化信息的需求也持续增DL/T860规定了用于这些信息交换的基本特性，然而，DL/T860的某些扩展或许也是必需的。本文件综述了DL/T860在变电站间信息交换的应用中需要加以考虑的不同应用方面。某些领域中，对现有DL/T860的特定部分需要加以扩展应用的，将会并入DL/T860的相关部分于未来出版。与本文件类似的DL/T860.902正在起草中，它的讨论范围是DL/T860用于变电站与控制中心之间的通信。应用于广域紧急控制方案(remedialactionschemes,RAS)的文件DL/T860.903也正在酝酿中。DL/T860不再局限于变电站的范畴，这也反映在标准系列标题的变化上。新的领域特定部分已被添加到本系列标准中。全国电力系统管理与信息交换标准化委员会正在起草DL/T860基本部分的第二版。V1DL/T860.901—2014电力自动化通信网络和系统第90-1部分：DL/T860在变电站间通信中的应用1范围DL/T860的本部分给出了在变电站间应用DL/T860进行信息交换时，需要考虑的不同方面的综述。特别地，本部分：——定义了需要在变电站间进行信息交换的用例；——给出了通信服务和通信架构的应用指南；——定义了作为可互操作应用的前提条件的数据；——描述了配置语言SCL的用法和升级。2规范性引用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。DL/T860(所有部分)电力自动化通信网络和系统[IEC61850(所有部分)]DL/Z860.2变电站通信网络和系统第2部分：术语(DL/Z860.2—2006,IEC/TS61850-2:2003,IDT)DL/T860.3变电站通信网络和系统第3部分：总体要求(DL/T860.3—2004,IEC61850-3:2002,IDT)DL/T860.5变电站通信网络和系统第5部分：功能的通信要求和装置模型(DL/T860.5—2006,IEC61850-5:2003,IDT)DL/T860.6电力自动化通信网络和系统第6部分：与智能电子设备有关的变电站内通信配置描述语言(DL/T860.6—2012,IEC61850-6:2009,IDT)DL/T860.72电力自动化通信网络和系统第7-2部分：基本通信结构抽象通信服务接口(ACSI)(DL/T860.72—2013,IEC61850-7-2:2010,IDT)DL/T860.74电力自动化通信网络和系统第7-4部分：基本通信结构兼容逻辑节点类和数据类(DL/T860.74—2014,IEC61850-7-4:2010,IDT)DL/T860.81电力自动化通信网络和系统第8-1部分：特定通信服务映射(SCSM)对MMS(ISODL/T860.92电力自动化通信网络和系统第9-2部分：特定通信服务映射(SCSM)映射到ISOIEC8802-3的采样值(DL/T860.92,IEC61850-9-2,IDT)¹)ANSI/IEEE1588网络化测量和控制系统的精确时钟同步协议标准(Standardforaprecisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems/revisionofANSI/IEEE1588-2002/Approved2008-09-10)IEC60044(所有部分)仪用互感器(Instrumenttransformers)IEC60834-1:1999电力系统纵联保护设备性能和测试第1部分：命令系统(Teleprotectionequipmentofpowersystems-Performanceandtesting-Part1:Commandsystems)2DL/T860.901—2014IEC60834-2:1993电力系统纵联保护设备性能和测试第2部分：模拟比较系统(Performanceandtestingofteleprotectionequipmentofpowersystems-Part2:Analoguecomparisonsystems)IEC60870-4远动设备与系统性能和测试第4部分：性能要求(TelecontrolequipmentandIEC62053-22电力计量设备(交流)特殊要求第22部分：有功电度的静态计量(0.2S和0.5S类)[Electricitymeteringequipment(a.c.)-Particularrequirements-Part22:StaticmetersforactiveenergyIEC/TS62351-6电力系统管理及其信息交换数据和通信安全第6部分：IEC61850的安全(Powersystemsmanagementandassociatedinformationexchange-Dataandcommunicationsecurity-Part6:IEEE802.1Q当地和城市区域网络虚拟桥接局域网(Localandmetropolitanareanetworks-Virtualbridgedlocalareanetworks)3术语和定义BERbiterrorratioBkr断路器client/servercentralequipment中心设备DCBdirectionalcomparisonbloc方向比较闭锁directionalrelaytodetectforwardfaEHVextremehighvoltage超高压HVhighvoltage高压IF,I/Finterface接口I/F-R接收数据接口I/F-S发送数据接口L2TPmediumvoltage中压PDH准同步数字序列PMUphasormeasurementunitscircuitbreaker断路器linedisconnectorearthingswitch接地开关802.1Qin802.1Q(VLANstacking)802.1Q中的802.1Q(VLAN栈)RASROoverreachingdistancezone远方终端RXreceiver接收器3DL/T860.901—2014SSsubstation变电站TPIteleprotectioninterface纵联保护接口TXtransmitter发送器VoIPvoiceoverIP(internetprotocol)IP语音(互联网协议)WANwideareanetwork广域网RORORORO双工通信链路&RXRXBkr2RO图1使用允许式超范围纵联保护方案的距离线路保护[1]2)约束/假设/设计考量相对地独立，则需要6bit。方向接地故障检测另外还需要1bit。●快速跳闸的信号传递和延时应足够小(如小于5ms)。●应有高可靠性保障(例如，误码率小于10-6,设置可替代路由，有重发机制)。2)方框中的符号见参考文献。4DL/T860.901—2014用例图Comm.I/F-SComm.I/F-R跳闸命令(CT/VT)发送数据接收数据I注：CB表示断路器；Comm.I/F-S为通信发送接口；Comm.I/F-R为通信接收接口。角色测量设备测量被保护线路的电流和电压通信发送接口(Comm.I/F-S)从当地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口(Comm.I/F-R)接收远方对端数据，并传送给本地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流和电压数据，并进行滤波数据发送使用滤波数据计算故障距离。当距离保护检测到一个正向故障时，距离保护发送允许信号给通信发送接口(至远方对端)数据接收从通信接收接口接收允许信号(来自远方对端)保护判断当距离保护检测到正向故障，并接收到来自远方对端的允许信号，它将发出一个跳闸命令给断路器基本流程数据采样和滤波用例步骤步骤1距离保护从测量设备获得电流和电压信号步骤2距离保护采样模拟量，并转换成数字量步骤3距离保护使用数字滤波器从采样数据中滤除不需要的频率分量数据发送用例步骤步骤1距离保护储存滤波后的瞬时数据步骤2距离保护使用滤波数据计算故障距离步骤3许信号(为发送数据给远方对端的继电保护)步骤4通信发送接口发送信息给远方对端5DL/T860.901—2014数据接收用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口把接收到的数据传送给距离保护步骤3距离保护接收数据保护判断用例步骤步骤1号，它将发出一个跳闸命令给断路器例外/替代流程无。先置条件无。无。[1]ProtectionUsingTelecommunication.5.3使用闭锁式纵联保护方案的线路距离保护概要当距离继电保护检测到反向故障，就发送一个闭锁信号给远方对端。如果继电保护检测到一个正向BBROBkr2BROTL1RX跳Bkr2&RXTL1ROB&图2使用闭锁式纵联保护方案的线路距离保护1另外一种工作方式是，方向比较闭锁(DCB)使用无方向元件检测到任意故障时，发送闭锁信号(换言之，即启动载波)。正向元件在操作中移除闭锁信号(停止载波)并发送一个跳闸信号给本地断6DL/T860.901—2014相对地独立，则需要6bit。方向接地故障检测另外还需要1bit。●快速跳闸的信号传递和延时应足够小(如小于5ms)。●应有高可靠性保障(例如，误码率小于10-6,设置可替代路由，有重发机制)。带闭锁式纵联保护机制的线路距离保护测量设备(CT/VT)早跳闸命令数据发送数据接收保护判断Comm.I/F-SComm.I/F-R测量设备测量被保护线路的电流和电压通信发送接口(Comm.I/F-S)从当地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口(Comm.I/F-R)接收远方对端数据，并传送给当地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流和电压数据，并进行滤波数据发送使用滤波数据计算故障距离。当距离保护检测到一个反向故障时，距离保护发送闭锁信号给通信发送接口(至远方对端)数据接收从通信接收接口接收闭锁信号(来自远方对端)保护判断它将发出一个跳闸命令给断路器数据采样和滤波用例步骤步骤1距离保护从测量设备获得电流和电压信号7DL/T860.901—2014表(续)用例步骤步骤2距离保护采样模拟量，并转换成数字量步骤3距离保护使用数字滤波器从采样数据中滤除不需要的频率分量数据发送用例步骤步骤1距离保护储存滤波后的瞬时数据距离保护使用滤波数据计算故障距离步骤3当距离保护检测到已定距离内的反向故障时，它传送给通信发送接口一个闭锁信号(为发送信号给远方对端的继电保护)步骤4通信发送接口发送信息给远方对端数据接收用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口把接收到的数据传送给方向保护步骤3方向保护接收数据保护判断用例步骤步骤1当距离保护检测到预定区域内的正向故障，而且没有接收到来自远方对端的闭锁信号，它将发出一个跳闸命令给断路器先置条件后置条件参考文献[1]ProtectionUsingTelecommunication.5.4方向比较保护概要当方向继电保护(比如典型的方向过电流保护)检测到正向故障，就发送一个允许信号给远方对端。如果继电保护同时也检测到一个来自远方对端的允许信号，它将发送一个跳闸信号给本地断路器，如图8DL/T860.901—2014DFDFDFBkr1DFTXRX跳Bkr2&单/双工通信链路RXBkr2DF约束/假设/设计考量●快速跳闸的信号传递和延时应足够小(如小于5ms)。用例图发送的数据Comm.I/F-S接收的数据早跳闸命令测量设备(CT/VT)大子角色测量设备测量被保护线路的电流和电压通信发送接口(Comm.I/F-S)从当地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口(Comm.I/F-R)接收远方对端数据，并传送给本地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流和电压数据，并进行滤波9DL/T860.901—2014表(续)提供的服务或信息数据发送使用滤波数据计算故障距离。当距离保护检测到一个反向故障时，距离保护发送闭锁信号给通信发送接口(至远方对端)数据接收从通信接收接口接收闭锁信号(来自远方对端)保护判断当方向保护检测到正向故障，而且接收到来自远方对端的允发出一个跳闸命令给断路器数据采样和滤波用例步骤步骤1距离保护从测量设备获得电流和电压信号步骤2距离保护采样模拟量，并转换成数字量步骤3距离保护使用数字滤波器从采样数据中滤除不需要的频率分量数据发送用例步骤步骤1方向保护储存滤波后的瞬时数据步骤2方向保护使用滤波数据计算故障距离步骤3当方向保护检测到一个正向故障时，它传送给通信发送接口一个允许信号(为发送信号给远方对端的继电保护)步骤4通信发送接口发送信息给远方对端数据接收用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口把接收到的数据传送给方向保护步骤3方向保护接收数据保护判断用例步骤步骤1当方向保护检测到一个正向故障，并接收到来自远方对端的允许信号，它将发出一个跳闸命令给断路器无。先置条件无。后置条件无。[1]ProtectionUsingTelecommunication.DL/T860.901—2014本地设备发送一个跳闸命令给远方设备，这个功能有时也称为联跳，如图4所示。跳闸约束/假设/设计考量●跳闸信号至少需要1bit表示，如果它是一个分相信号，就需要3bit。如果远方设备数多于1个，就需要更多比特位传送数据。●数据仅在跳闸命令发布时才发送。●在通信通道存在故障时，应考虑到有可替代的动作机制。●快速跳闸的信号传递和延时应足够小(如小于5ms)。●应有高可靠性保障(例如，误码率小于10-6,设置可替代路由，有重发机制)。用例图远方/直接跳闸远方/直接跳闸命令CommanderComm.I/F-S跳闸命令子大跳闸主控机请求本地设备发送一个跳闸命令给远方设备通信发送接口(Comm.I/F-S)从当地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口(Comm.I/F-R)接收远方对端数据，并传送给当地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除DL/T860.901—2014用例提供的服务或信息跳闸命令发布给本地设备发布一个跳闸命令数据发送发送跳闸命令给通信发送接口(至远方对端)数据接收从通信接收接口接收跳闸命令(来自远方对端)跳闸发布跳闸命令给断路器跳闸命令发布用例步骤步骤1给本地设备发布一个跳闸命令步骤2本地设备接收跳闸命令数据发送用例步骤步骤1本地设备把跳闸命令传送给通信发送接口(为发送命令给远方对端的继电保护作准备)步骤2通信发送接口发送信息给远方对端数据接收用例步骤步骤1通信接收端口把接收到的数据传送给远方设备步骤2远方设备接收数据继电保护策略用例步骤步骤1远方设备发出一个跳闸命令给断路器DL/T860.901—2014QB1QB1QC8QC8PosQC81tlQB1PosQB1ltlQC8PosQC8ItlQB1PosQB1ItlQB1QC8约束/假设/设计考量●时间要求不大于100ms。●状态位数量：两个开关状态(最大：所有线路对端的开关状态，即大约10个开关状态)。用例图状态开关状态采集开关状态释放/闭0锁命令联锁控制器联锁联锁Comm.I/F-S大开关状态接收开关状态开关状态采集线路上的开关，至少是接地开关和线路隔离开关的状态通信发送接口(Comm.I/F-S)从当地采集器接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口(Comm.I/F-S)接收远方对端数据，并传送给当地联锁控制器联锁控制器在本地联锁逻辑中使用远方开关状态DL/T860.901—2014用例提供的服务或信息开关状态采集采集线路上的开关，至少是接地开关和线路隔离开关的状态数据发送从当地采集器接收数据，并发送数据命令给远方对端数据接收接收远方对端数据，并传送给当地联锁控制器联锁计算在本地联锁逻辑中使用远方开关状态用例步骤步骤1采集线路上的开关，至少是接地开关和线路隔离开关的状态步骤2本地设备接收跳闸命令数据发送用例步骤步骤1本地设备把跳闸命令传送给通信发送接口(为发送命令给远方对端的继电保护作准备)步骤2从当地采集器接收数据，并发送数据命令给远方对端步骤3接收远方对端数据，并传送给当地联锁控制器步骤4在本地联锁逻辑中使用远方开关状态先置条件正确的联锁——线路隔离开关不会合于接地的线路，接地开关不会合于带电的(隔离开关合上的)概要多相自动重合闸方案(单相、两相、三相)应用于双回线电路。在多相自动重合闸的应用中，本方案采用远方对端的断路器状态进行动作决策(不常用于其他自动重合闸方法)。的自动重合闸过程(例如检测死区时间等),如图6所示。DL/T860.901—2014CBCB状态ARCB状态CB状态ARARAR约束/假设/设计考量用例图保护继电器跳闸跳闸信号保护继电器发送的数据数据接收接收的数据跳闸命令保护判断数据发送Comm.I/F-RComm.I/F-S角色保护继电器产生跳闸信号给自动重合闸通信发送接口(Comm.I/F-S)从本地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口(Comm.I/F-R)接收远方对端数据，并传送给本地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除用例提供的服务或信息保护继电器跳闸保护继电器跳开故障相，并把该信息送给自动重合闸被保护线路和并行线路上的本地断路器把它们的状态送给自动重合闸DL/T860.901—2014表(续)提供的服务或信息数据发送发送本地断路器状态给通信发送接口数据接收从通信接收接口接收当地断路器状态继电保护决策如果自动重合闸设备决定跳开其他相，就发送跳闸信号给当地断路器数据发送用例步骤步骤1自动重合闸把当地断路器状态传送给通信发送接口(为发送命令给远方对端的继电保护作准备)。自动重合闸同时也传递该信号给并行线上的其他自动重合闸，以共享其信息步骤2通信发送接口发送信息给远方对端数据接收用例步骤步骤1通信接收端口把接收到的数据传送给自动重合闸步骤2自动重合闸从数据接收端口或者并行线上的自动重合闸接收数据继电保护跳闸用例步骤步骤1如果被保护线发生故障，保护继电器跳开故障相，给出触发信号到被保护线路和当地变电站的其他线路自动重合闸，启动自动重合闸步骤2自动重合闸设备接收数据继电保护策略用例步骤步骤1通过检查双回线上的每端的断路器状态，自动重合闸检查哪些相工作正常。合闸状态信息“¹)并计算死区时间步骤2如果自动重合闸决定跳开其他相，就发送跳闸信号给当地断路器(*1)更多细节见参考文献[1]中描述。DL/T860.901—2014[2]KKASUGA,YSONOBE.Multi-phaseAutorecloseFunctionInstalledinLineDifferentialRelay.61stAnnualGeorgiaTechProtectiveRelayingConference,May2-4,2007,Atlanta,Georgia.概要电流差动继电保护测量被保护线路两端的电流。本地继电保护把电流值(IA图7所示。DELRXio>I远程通信系统TXip>IopRXTPFASA—信号适配器(滤波、混合电路、AD转换等);RX一信号接收器；Iop—满足稳定特性的动作阈值；DEL—延时补偿TPF—远程保护功能；ip—差动电流。约束/假设/设计考量●变电站间数据应同步。同步要求的精度由设计决定。●周期性的数据交换，数据交换频度取决于设计思路，比如每个工频周期12次(即50Hz系统中每秒600次),也有另一种设计是每个工频周期进行4次远程数据交换。●数据可以是瞬时值(采样值)、相量或者其他代表测量值的量。●为实现快速跳闸，传输延时应足够小(典型值是EHV5ms,HV和MV为10ms～40ms)。采用●高可靠性是必需的(如误码率小于10-6,设置可替代路由，有重发机制)。●可以采用几种通信介质(即图7中的通信系统),比如直联光纤、SDH、PDH等。DL/T860.901—2014用例图电流差动保护(端对端)电流差动保护(端对端)Comm.I/F-S跳闸命令保护判断O测量设备(CT/VT)发送的数据I测量设备测量被保护线路的电流(和电压)通信发送接口从本地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口接收远方对端数据，并传送给本地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量装置采样电流(和电压)数据，并进行滤波数据发送存储经过滤波的瞬时数据，发送采样数据给通信发送接口(至远方对端)数据接收从通信接收接口接收采样电流信号(来自远方对端)保护判断路器数据采样和滤波用例步骤步骤1测量装置传送电流(和电压，当需要充电电流补偿时)数据给电流差动保护步骤2电流差动保护采样模拟值，并转换成数字量步骤3电流差动保护使用数字滤波器从采样数据中滤除不需要的频率分量DL/T860.901—2014数据发送用例步骤步骤1电流差动保护储存滤波后的瞬时数据步骤2电流差动保护把滤波后的瞬时数据，连同其他的信息位，转成发送数据格式步骤3电流差动保护把数据传送给通信发送接口(以便发送数据给远方对端的继电保步骤4通信发送接口发送信息给远方对端数据接收用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口把接收到的数据传送给电流差动保护步骤3电流差动保护存储接收到的瞬时数据保护判断用例步骤步骤1电流差动保护采用在本地和远方对端同时刻的采样数据，计算差动电流和制动电流步骤2电流差动保护通过比较计算值和阈值，判断被保护线路中是否存在故障步骤3当电流差动保护检测到被保护线路存在故障，它将发出一个跳闸命令给断路器后置条件[1]ProtectionUsingTelecommunication.概要信号给本地断路器。如图8和图9所示。DL/T860.901—2014RX&一逻辑与；图8相位比较保护●为实现快速跳闸，传输延时应足够小(例如5ms)。●应有高可靠性保障(如误码率小于10-6,设置可替代DL/T860.901—2014用例图Comm.I/F-S数据接收测量设备Comm.I/F-R测量设备测量被保护线路的电流通信发送接口从本地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口接收远方对端数据，并传送给本地继电保护断路器从系统中将被保护线路切除用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流数据，并进行滤波数据发送信发送接口(至远方对端)数据接收从通信接收接口接收信号(来自远方对端)保护判断“on”的时间足够长，继电保护将发出一个跳闸命令给断路器用例步骤步骤1测量设备传送电流数据给相位比较继电保护步骤2继电保护采样模拟值，并转换成数字量步骤3继电保护使用数字滤波器从采样数据中滤除不需要的频率分量数据发送用例步骤步骤1相位比较继电保护储存滤波后的瞬时数据21DL/T860.901—2014用例步骤步骤2相位比较继电保护检测电流是否为正步骤3当相位比较继电保护检测到电流为正，发送“on”信号给通信发送接口(为发送数据给远方对端的继电保护)和本地时延补偿电路步骤4通信发送接口发送信息给远方对端步骤5本地时延补偿电路根据预设定值补偿传输延时，根据来自远方对端数据调整本地数据，并传递数据给决策电路数据接收用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口把接收到的数据传送给相位比较继电保护步骤3相位比较继电保护存储数据保护判断用例步骤步骤1相位比较继电保护比较本地信号和来自远方对端的信号，如果两个信号都是“on”的时间足够长，继电保护将发出一个跳闸命令给断路器无。先置条件无。后置条件[1]ProtectionUsingTelecommunication. ●故障定位系统(典型情况有2或3个终端)。●实时预测型切机。●失步检测。●紧急控制方案(RAS)。●从相量测量单元获取的同步相量(PMUs)。DL/T860.901—2014●数据应进行站间同步(如小于0.1ms)。●保证足够的数据带宽以传送三相电流和/或电压数据以及附加信息(如64kbit/s)。●在通信通道存在故障时，应考虑到有可替代的机制。●具体传输延时依据不同应用而定，大部分都是严苛的，如5ms。●应具有高可靠性(如，误码率小于10-6,设置可替代路由，有重发机制)。5.10.2故障定位系统(两端或三端)概要在具备所有端点的电压和电流情况下，通过使用所有终端信息，可以精确地估算故障位置，如图10VVVFLFLFLHMIHMIHMIFL——故障定位装置；HMI——人机交互接口。图10故障定位系统(2、3个终端)●表征测量电流和/或电压与其他附加信息。●故障定位计算对传输延时要求并不严苛。●通信通道故障将导致故障定位计算只能处理本地线路端的数据。●其他限制条件参见5.10.1。用例图故障定位系统(2、3个终端)数据采样和滤波数据采样和滤波V,I数据发送Comm.I/F-S数据接收和故障定位接收的数据O测量设备(CT/VT)天大发送的数据Comm.I/F-R测量设备测量线路的电流和电压通信发送接口从本地继电保护接收数据，并发送数据到远方对端通信接收接口接收远方对端数据，并传送给本地继电保护23DL/T860.901—2014用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流和电压数据，并进行滤波数据发送发送采样数据给通信发送接口(至中心计算机)数据接收和故障定位计算从通信接收接口接收允许信号(来自远方对端)用例步骤步骤1测量设备把电流和电压值送给本地终端步骤2网络计算终端采样模拟量并转换成数字量数据发送用例步骤步骤1当故障发生时，本地终端冻结采样数据。典型情况下，测量的冻结的数据时间上是从故障之前几个周期到故障后10个周期步骤2本地终端发送冻结数据给通信发送端口(为了发送数据给远方对端)步骤3通信发送端口发送信息给远方对端用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口把接收到的数据传送给本地终端步骤3本地终端估算故障定位，并显示和存储结果先置条件系统完整性保护方案包括远方终端单元(RTU)和中心设备(CE)。远方终端单元位于电站，并测机群(北部机群、东部机群和东南机群)的电压角度差，并估算未来角度差。如果中心设备预测到发电机群之间会失去同步，就发送一个跳闸信号到联络线断路器。如图11所示。24DL/T860.901—2014QVDCEVE电流跳闸RTURTUVB₁A2a⑥A1⑥B1跳闸东部发电机群RTUDVc图11系统完整性保护方案的例子约束/假设/设计考量●表征测量电流和电压与其他附加信息。●为了快速跳闸，传输延时要足够小(如小于5ms)。●通信通道故障将闭锁SIPS。●其他限制条件参见5.10.1。用例图Comm.I/F-R-CE数据接收-RTComm.I/F-R-RT跳闸接收的数据测量设备(CT/VT)O25DL/T860.901—2014测量设备从保护线上测量线路的电流和电压通信发送接口-RT从远方终端接收采样数据，并发送数据到中心设备通信接收接口-RT从通信发送接口CE(中心设备)接收跳闸命令，并传送命令给远方终端通信接收接口-CE从通信发送接口RT(远方终端)接收采样数据，并发送数据到中心设备通信发送接口-CE从中心设备接收跳闸命令，并传送给远方终端断路器CB断开连接西组发电机和其他发电机组的联络线用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流和电压数据，并进行滤波数据发送-RT发送采样数据和信息位给通信发送接口(至中心设备)数据接收-CE从通信接收接口接收采样数据和信息位(来自远方终端)数据发送-CE从通信接收端口发送跳闸信号(至远方终端)数据接收-RT从通信接收端口接收跳闸信号(从中心设备)跳闸基本流程数据采样和滤波用例步骤步骤1测量设备把电压值送给远方终端，电流值送给中心设备步骤2远方终端和中心终端采样模拟值并转换成数字值步骤3远方终端和中心设备采用数字滤波器从采样数据中滤除不想要的频率分量数据发送-RT用例步骤步骤1远方终端把采样电压值和其他信息位转成发送数据格式步骤2远方终端把数据发送给通信发送端口RT(为了发送数据给中心设备)步骤3通信发送端口RT发送信息给中心设备数据接收-CE用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据26DL/T860.901—2014表(续)用例步骤步骤2通信接收端口CE把接收到的数据传送给中心设备步骤3中心设备接收数据数据发送-CE用例步骤步骤1中心设备执行西组发电机和其他发电机组的角度差预测计算步骤2如果中心设备预测发电机将失步，中心设备发送跳闸命令给通信发送端口CE和/或本地断路器步骤3通信发送端口CE发送信息给远方终端数据接收-RT用例步骤步骤1通信接收端口RT给出跳闸命令给远方终端步骤2远方终端接收数据跳闸用例步骤步骤1如果远方终端B接收到跳闸命令，就发送跳闸命令给断路器无。先置条件继电保护之间的数据同步必须建立。后置条件参考文献[3]YOHURA,MSUZUKI,KYANAGIHASHI,MYAMAURA,KOMATA,TNAKAMURA,SMITAMURA,HWATANABE.APredictiveOut-of-StepProtectionSystemBasedOnObservationOfThePhaseDifferenceBetweenSubstations.IEEETrans.PWRD,Vol.5,No.4,November1990.概要本广域保护系统包括远方终端和中心设备。远方终端A和B测量电站A和B的电压和电流，并周期性地发送由电压和电流计算出的有功功率给中心设备。远方终端C发送电压数据给中心设备，当故障发生时，如果中心设备预测到发电机将失步，其将发送一个跳闸信号给发电机组，如图12所示。27DL/T860.901—2014发电厂发电厂A节点S电网主区域RTVsVBRTA切机命令③B发电厂BVA4图12实时预测型发电机切机系统约束/假设/设计考量●为了快速跳闸，传输延时要足够小(如小于5ms)。用例图实时预测式切机实时预测式切机数据采样和滤波测量设备(CT/VT)Comm.I/F-S-RTComm.I/F-R-CEComm.I/F-S-CEComm.I/F-R-RT发送的数据接收的数据发送的数据接收的数据O角色测量设备从保护线上测量电流和电压28DL/T860.901—2014表(续)通信发送接口-RT从远方终端接收采样数据，并发送数据到中心设备通信接收接口-RT从通信发送接口CE(中心设备)接收跳闸命令，并传送命令给远方终端通信接收接口-CE从通信发送接口RT(远方终端)接收采样数据，并发送数据到中心设备通信发送接口-CE从中心设备接收跳闸命令，并传送该命令给远方终端断路器CB断开连接到电站的发电机的出线(断路器)用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电流和电压数据，并进行滤波数据发送-RT发送采样数据和信息位给通信发送接口(至中心设备)数据接收-CE从通信接收接口接收采样数据和信息位(来自远方终端)数据发送-CE从通信接收端口发送跳闸信号(至远方终端)数据接收-RT从通信接收端口接收跳闸信号(从中心设备)跳闸用例步骤步骤1测量设备把电流和电压值送给远方终端步骤2远方终端采样模拟量，并转换成数字量步骤3远方终端采用数字滤波器从采样数据中滤除不要的频率分量数据发送-RT用例步骤步骤1远方终端A和B通过采样的电流和电压值计算功率步骤2远方终端将电气量数据(终端A和B的功率值，终端C的电流和电压值)及其他信息位，转换成发送数据格式步骤3远方终端把数据发送给通信发送端口RT(以便发送数据给中心设备)步骤4通信发送端口RT发送信息给中心设备用例步骤步骤1通信接收端口从远方对端接收数据步骤2通信接收端口CE把接收到的数据传送给中心设备步骤3中心设备接收数据29DL/T860.901—2014用例步骤步骤1中心设备执行发电机的角度差预测计算步骤2最少发电机组数步骤3中心设备发送跳闸信息(需要切除的发电机数)给通信发送端口(CE)步骤4通信发送端口CE发送信息给远方终端数据接收-RT用例步骤步骤1通信接收端口RT给出跳闸命令给远方终端步骤2远方终端接收数据跳闸用例步骤步骤1远方终端根据从中心设备接收来的跳闸信息，发送跳闸命令给断路器例外/替代流程[4]KMATSUZAWA,KYANAGIHASHI,JTSUKITA,M.SATO,TNAKAMURA,ATAKEUCHIStabilizingControlSystemPreventingLossOfSynchronismFromExtensionAndItsActualOperatingExperience.IEEETrans.PWRS,Vol.10,No.3,August1995.概要如图13所示，通过比较两个端点电压的相角，检测失步中心是否在两端点之间。如果两端点电压VVV图13失步检测约束/假设/设计考量●为了进行失步检测，需要中等程度的传输延时(如10ms～50ms)。●当通信通道存在故障时，可能导致失步检测的闭锁，必须考虑有可替代的动作机制。DL/T860.901—2014用例图失步检测失步检测测量设备Comm.I/F-SComm.I/F-R接收的数据发送的数据角色描述测量设备从被保护线路上测量电压通信发送接口从本地继电保护接收数据，并发送数据到远方终端通信接收接口从远方终端接收数据，并发送给本地继电保护断路器CB从另一系统断开被保护线路(断路器)用例提供的服务或信息数据采样和滤波从测量设备采样电压数据，并进行滤波数据发送失步检测发送采样电压给通信发送接口(远方终端)数据接收从通信接收接口接收允许信号(远方终端)跳闸在有必要时，失步检测发送跳闸信号给本地断路器基本流程数据采样和滤波用例步骤步骤1测量设备把电流值送给失步检测系统步骤2失步检测系统采样模拟量，并转换成数字量步骤3失步检测系统采用数字滤波器从采样数据中滤除不要的频率分量数据发送用例步骤步骤1失步检测系统把电压采样数据发送给通信发送端口(为了发送数据给远方终端继电保护)步骤2通信发送端口发送信息给远方终端31DL/T860.901—2014数据接收用例步骤步骤1通信接收端口把接收到的数据传送给失步检测系统步骤2失步检测系统接收数据保护判断用例步骤步骤1比较本地电压和远端电压，检查两个电压的相角差步骤2检测到失步时，如果有必要，失步检测系统发布跳闸命令给当地断路器先置条件继电保护之间的数据同步必须建立。后置条件参考文献同步相量使用相量测量单元(PMU)测量，该单元提供同步的测量数据给某种或多种用途，因而其应用是多种多样的。5.10.3中描述的系统集成保护方案(SIPS)是一种同步相量的典型应用。应用的细5.10.7紧急控制方案(RAS)概要紧急控制方案(RAS)用于电力系统监控和保护，在电网情况不利时执行自动分合闸操作，以保证电力系统的完整性，并避免电网崩溃。典型的自动紧急控制方案包括：切除发电机，以减少系统能量输入；切负荷、插入阻尼电阻器、串联电容器、断开线路互连线和系统解列。RAS的措施通常由中央控制器执行，控制器的数据由现场单元收集。现场单元能够测量电流和电压值和/或变换量值(W,var),并传送这些数据给中心设备，与来自电力系统其他位置的数据进行评估和执行断路器操作。6变电站间通信的要求DL/T860.901—2014变电站间通信适用于分布于两个变电站(如A和B)的变电站自动化系统(SAS)的通信功能，以6.1.2功能和接口的逻辑分配(DL/T860.2中的5.2)变电站自动化系统的功能在逻辑上分为3层(站控层，间隔/单元层，过程层)。图14显示了这些层的逻辑示意，并画出1～11的逻辑接口。A技术服务⑦FCT.AFCT.B站控层间隔层③PROT.CONTR.4,5过程接口高压设备6间隔层远程控制⑩过程层远程控制及自动装置②PROT.CONTR.B传感器⑧CONTR.PROT.4,5图14变电站A和B之间的逻辑接口接口1、3～6、8、9用于变电站自动化系统的站内通信功能。接口10表示TCI(远动接口),即SA系统到远端控制中心的通信。接口7表示TMI(远程监控接口),即到远端工程、监控和维护地点的通信。接口2表示TPI(纵联保护接口),即变电站间的保护相关功能。接口11表示同样的控制相关功能。表1列举了接口分组。过程接口间隔-站控接口变电站-变电站间接口保护控制DL/T860.901—2014IF2:变电站间的保护数据交换。本接口涉及模拟数据(例如应用于线路差动保护)以及二进制数据(例如应用于线路距离保护)。IF4:从过程层到间隔层的CT和VT的瞬时数据传递(特别是采样数据),它包括数据的反向传递，IF5:过程层和间隔层之间的控制数据交换。IF9:站控层内的数据交换。接口2专门用于与相邻变电站的远端保护设备的通信，接口11专门应用于和远端控制设备的通信。需要注意的是接口2和11可能连接到非DL/T860的通信网络，只要这些网络允许DL/T860报文通过，下述功能需要站间通信，更多的建模细节包括通信接口参见第9章。表2给出了使用站间通信的保护功能。DL/T860描述和备注距离保护PDIS,PSCH值时动作的一种继电器。域(如，1～4正向和1反向),并分别代表不同的特性DL/T860.901—2014DL/T860描述和备注差动保护PDIF,RMXU电气量的百分比、相角或其他量的差分相位比较保护PDIF,RMXU参见PDIF/87(即参见差动保护)线路差动保护PDIF,RMXU参见PDIF/87(即参见差动保护)表3给出了使用站间通信的控制功能。DL/T860描述和备注在站控层和/或间隔层的联锁功能CILO联锁可以是完全集中或者完全分布实现。由于在间隔和站控层的联锁规则基本相同，并基于所有相关的位置指示，不同的联锁逻辑节点可视为相同的LN类——联锁(IL)的实例。a)开关设备的间隔层联锁。这个LN中包括所有关于该间隔的联锁规则，发布请求命令的释放和闭锁。假设状态变化影响联锁，闭锁命令将被发布。b)开关设备的站控层联锁。这个LN中包括所有关于站控层的联锁规则，发布请求命令的释放和闭锁，交换带LN间隔的联锁信息6.3.1传输时间定义(DL/T860.5中的用的延时，即一个报文完整的传送过程，它包括两端的必要的编解码和介质访问时间(见图15)。在物理设备PD1中，一个应用功能1发送数据给另一个位于物理设备PD2上的应用功能2。从发送者把数据信处理器，全部的传输时间t还包括单独的编码时间(ta)、解码时间(tc)和纯网络传输时间。tctc通信解码应用功能2ta应用功能1通信编码bIEC61850对于二进制信号，传统的输出输入继电器取代了编解码(见图16)。这些输出和输入继电器具有大约10ms的响应时间。DL/T860.901—2014te应用功能2输入继电器/PD2物理设备PD1物理链接(有线线路)输出tabtab1tattb0PD1广域通信系统PD2继电器网关网关Dec图17线路保护的二进制信号的传输时间t传输时间的定义同样也适用于在变电站系统边界之外的链接情况，互联网络的延时也是t₆的一部分。在图17和图18中，表述了一些对t。有影响的延时。继电器动作时间(见图17)取代了编解码时间(见图18)。在完全串行通信的情况下(见图18),广域通信系统的编解码(见图17中的网关)被局域IEC60834-2:1993的图2中的纵联保护操作时间TA的定义基本上和本条中的传输时间相同。DL/T860.901—2014bb0非DL/T860广域通信系统网关网关物理设备2应用应用重新编码物理设备1解码b1tatteta基本性能类，一种是控制和保护应用(主要的准则是传输时间),另一种是计量和电能质量应用(主要6.4.2控制和保护容DL/T860的所有链接都使用同样的等级规格。如上所述，传输时间的需求独立于电压等级。IEC60834-2中图2说明的故障清除时间Tc是故障开37DL/T860.901—2014功能来说，是关键任务。接收IED接收到该报文后，应由接收该类型报文的相关功能以某种方式立即.1.1类型1A“跳闸”快速报文相比，该报文具有较严的要求。保护功能间联锁、联跳(直接跳闸)和逻辑判别可能有同样的b)同一变电站的不同间隔内，跳闸报文传输时间应不超过10ms,有更高要求时可能会要求不超c)对于相邻变电站间的跳闸(即线路保护),报文性能类的所有传输时间应符合IEC60834-1:1999注：在IEC60834-1:1999中，数字网络只定义了10ms的延所有其他快速报文对于不同IED共同实现的自动化功能和IED与过程之间的相互作用比较重要，a)基于快速状态的应用，传输时间应不超过20ms,如上述TR4规定一致；b)基于通常状态的应用，传输时间应不超过100ms,与上述TR5(>20ms)规定一致，但是有由于基于操作员的响应慢(响应时间大于1s),从过程层和间隔层到操作员的通信只需要采用低速性能类M1指的是精度等级为0.5(IEC62053-22)和0.2(IEC60044)最高为5次谐波的电费计量。性能类M2指的是精度等级为0.2(IEC62053-22)和0.1(IEC60044)最高为13次谐波的电费性能类M3指的是最高为40次谐波的电能质量的计量。此报文类型包括数字变送器和数字式互感器的输出数据，与所用变送器技术(磁、光等)无关。电DL/T860.901—2014高速报文类。此类报文和二进制报文的不同在于数据不仅由单一报文组成，也有从数据源(发送IED)间是4ms(按照类型1A“跳闸”的要求)。相关的分类在中给出。在变电站内，不论是当前使用的每秒一个脉冲同步(pps),还是以后在DL/T860的链接上使用IEEE1588同步，这也是需要考虑的问题。类可接受的传输时间变化(△TA)适用的同步方法0.2ms外部信号同步或自同步(自同步不在DL/T860定义中，因为本方法非标准化)外部信号同步外部信号同步涉及电力线两端IED之间的传输时间的通信路径的不对称性表现为传输时间的变化，需要在表4的类TT1中对自同步设置一些附加限制。如果传输时间的不对称性超过了类TT1允许的可接受范围类型6时间同步报文循DL/T860.5的时间同步类。对于控制和保护事件时标的性能类，根据表5进行分类。DL/T860.901—2014时间性能类精度ms事件的时标过零和分布式同期数据的时标。时标支持根据波形的定点分合对于仪用互感器的时间性能类，根据表6进行分类。时间性能类士25完整性意指对于给定通信链路条件下[例如，模拟链路的信噪比等同于DL/T860.5—2003第10.1.2条中，数据完整性也被引入作为PICOM的属性。所有与安全有关的报文，可接受的BER如表7所示。保护类-通信数据可接受的BER限值距离保护-二进制数据正常距离保护-二进制数据故障差动保护-模拟数据正常差动保护-模拟数据故障c)对命令使用至少两个步骤序列，如操作前选择(SBO)。这些措施超出DL/T860.5的内容，但在建模服务(例如，DL/T860.72中SBO)和定义映射40DL/T860.901—2014(DL/T860.81、DL/T860.91³)、DL/T860.92中编码)中应考虑数据完整性要求。6.6纵联保护的需求：可靠性(安全性和可依赖性)6.6.2遵循CIGRE和IEC的保护方案的安全性需求S=1-PucTelecommunications)的表6-1-1和表6-1-2中声明，参考IEC60834-的图21,用于闭锁机制的Pc应该小于104,互跳闸机制的Puc应该小于10-8。D=1-Pmc图21显示范围内允许式机制的Pme应该小于10-2,互跳闸机制的Pm应该小于10-4。图21显示，对所大于10ms的概率应低于104。不同部分的分割是建模和功能分配的事情。7.1综述本章强调了以太网的特定问题，并提供解决方案，可以工程化变电站网络，以保证变电站间通信应用需要的安全性和可依赖性。每一个以太网数据包结尾的32位CRC域提供了一个小于10-9错误命令的概率(满足IEC60834-1,其中，更需要关注的是在网络中注入欺诈以太网数据包的蓄意破坏的企图。从外部破坏安全性，需要一些外部访问点进入通信系统，所以要根据进入通信系统的可用外部访问点来采取相应措施。例如使3)考虑中。41DL/T860.901—2014用基于电力线载波的WAN,对电力线的访问应足够安全。此外，如果连接到变电站通信层是物理上安他数据流，如G0OSE和SMV,就不需要采取其他a)VLAN。IEEE802.1Q标准在以太网数据包的报文头中添加了4字节的“标签”以提供12位的VLAN-ID(VID)和3位的数据包优先级。支持VLAN的以太网交换机可以配置每个端口可接受的VLAN。因此给只连接到保护IED的端口分配VID,可以保证来自该端口的数据包不会在整个变电站网络中形成洪流量。b)认证。目前已经存在可以对接收到的数据包的源进行认证的安全技术(参考IEC62351-6)。由于VLAN的其他优点(见下文),当需要减少网络洪流量时，推荐使用VLAN。可以提高高优先级的数据流的输出延时性能(假定数据包具有IEEE802.1Q/p的正确优先级标识)。需要注意的是，虽然标识支持8个优先级，多数交换机都只提供4个或2个优先级的队列。b)光纤故障。在光纤故障时，冗余网络(比如环网)需要重构。典型的恢复时间为：SONET<60ms,SDH<50ms,以太网生成树大约1min,而以太网快速生成树约几十毫秒到几秒。只要这些故障发生概率小于10-4,都是可接受的。否则要采用其他结构，比如IEC62439中的PRP或其他具有快速恢复时间的解决方案。7.4避免GOOSE包造成WAN的洪流量换机分发到整个以太网段。通常的配置数据流限制的方法是在所有IED间配置VLAN(VID),这些IED站间通信使用不同的VID是避免洪流量的常用方法，虽然采用此方法可能造成从同一个IED送出的一本条款中，对连接到数据源(例如VF数据、视频等)的设备端口使用电信术语“点(drop)”,对42DL/T860.901—2014连接到网络节点(典型的是光纤连接)的设备端口使用术语“线(line)”。供应商那里租借的),通过这样的设备建立的以太网链接应通过一些技术保证安全，比如说采用L2TP(第二层隧道协议)建立一个VPN(虚拟私有网络),通过实现密钥管理来维护系统问重要的VLAN上其他IED的恶意企图。e)所有连接到其他设备(例如，视频、企业用户专线、VoIP、第三方WAN)的网络交换机“点”端口，对于重要的VLAN,应该配置VID,以屏蔽入口流量，并防止入口流量采用网络优先级队列处理G0OSE保护通信(例如，通过控制入口包IEEE802.1Q标签的优先级域标识)。f)通过限制最长的通路中交换机的数量和限制流量，GOOSE包的网络传输时间超过10ms的概在每个交换机的输出端口，高优先级的包可能要等待一个低优先级的最大长度的包通过：一个一个网络通路运行在100Mbit/s速率下包含16个中继段操作，运行在1Gbit/s下包含160个中继段操作，可能产生一个潜在的2ms的附加延时。的包(典型的GOOSE包)在100Mbit/s的速率下通过耗时48μs,1Gbit/s下耗时4.8μs。一个网络运行在100Mbit/s速率下，当有事件触发的40个GOOSE包突发，或运行在1Gbit/s下突发400个包，有可能造成一个潜在的2ms的附加延时。某些电力企业希望将其广域网用于传输第三方的以太网数据流(例如连接不同节点的LAN),这提高了与为电力企业的DL/T860IED所选择的VID的潜在冲突的可能性。对于这类应用，将数据流封装在第二个802.1QVAN标识中(有时被称为嵌套VLAN或者QinQ),标识以确保把这些数据流置于网络的GOOSE队列之外)。有些以太网远程通信网络采用SONET而不是以太网作为传输方式(对于光纤信号),这种技术允许提供几个以太网的WAN,每个WAN都有自己专有的带宽，并避免了来自其他WAN上的数据流的流(例如有8个队列16优先级),“穿过”数据流(线到线)比“增加”数据流(点到线)有更高的优43DL/T860.901—20148通信方面8.2通信架构本例中以功能A2的视角加以说明，因此变电站A称作本地，变电站B称作远端。SS-to-SSAl1Al1B1A2B2图19基本的站间通信结构实际是指本地通信网络(变电站网络)。在同样的意义上，当应用DL/T860时，任一功能能够关联到一“隧道”是指一种连接多个变电站网络的方法，允许对远端变电站功能的“直接访问”,如图20信息。对DL/T860,相关的数据流的类型有TCP/IP(对于C/S通信)和以太网第二层上的组播报文44DL/T860.901—2014站网络延伸到包含远端站。对于C/S通信，远端站的设备(服务器)成为可寻址的，从技术上说，即提供了远端站IP地址的路由。对于GOOSE/SV,广播域延伸到了远端站。A1A2功能B1B2图20通过隧道实现的站间通信交换远端联锁GOOSE报文将需要更高的带宽以获得足够小的延时，即便GOOSE通信的数据量很网关方案涉及纵联保护设备。发送方的纵联保护设备滤波并对信息重新编码，以满足用于传输信息的特定的通信机理。在接收方，纵联保护设备从远端重建信息，并以可用的形式提供给变电站GGIO网关因此DL/T860.74禁止具有可知语义的数据使用GGIO网关。GGIO网关将不会在本文件中再论及。45DL/T860.901—2014对于GOOSE(甚至是SV)报文将被代理以远端同样的格式发布。因此，代理网关是隧道功能Al功能代理A2B2功能B1B2<图21通过代理网关实现的站间通信9建模图22描述了网关方案的通用框图。网关和隧道方案的基本理念是将监管从功能本身分离，这在图22中通过监管通道的逻辑节点ITPC加以说明。任何通信故障将会通过数据质量属性引起功能的注意。网关和隧道方案的主要区别是隧道中代理逻辑节点并不存在(图22中虚线的代理在隧道方案中不应用应用远程保护设备远程保护设备应用ProxyLPHDLLN0PSCHRBRFRBRFPSCH√RBRFGOOSELLN0GOOSE代理PTRCWAN通道RBRFG0OSEGOOSE跳闸PSCHPSCHLPHDPTRCITPCITPC图22逻辑节点ITPC代表的通信通道和提供站间数据交换的逻辑节点的分配在第9章中，有些第5章的用例会遵循DL/T860作为例子建模。其他不在第9章提及的一些用例，9.2通信接口ITPC不包含待传输的输入和输出数据，而且没有“操作”数据对象。表8显示了合适的ITPC逻辑节点类。注：EEHealth用于指示通信通道的状态，而PhyHealth用于指示物理通信设备的状态。46DL/T860.901—2014数据对象名称通用数据类TM/O/C逻辑节点名依照DL/T860.72的第22章，名称将包含类名、逻辑节点前缀和逻辑节点的实例IDEEHealth外部设备健康状态0EENameDPL外部设备铭牌0BerChMV信道的误码率，在数字信道中使用0FerChMV信道帧误码率