南方电网继电保护信息系统主站-子站IEC 618 50规约 工程实施规范(送审稿)修改5
中国南方电网有限责任公司继电保护信息子站及智能远动机保
中国南方电网有限责任公司继电保护信息子站及智能远动机保信功能送样检测技术标准1、总则为规范南方电网公司（以下简称公司）继电保护信息子站及智能远动机的保信模块的送样检测工作，保证检测项目的合理性及结果判定的准确性，确保公司采购的继电保护信息子站及智能远动机的保信模块产品质量满足相关标准、采购合同的要求，特制定本标准。
本文中的子站含义包括常规继电保护信息子站和带有保信模块的智能远动机，下文不再单独说明。
2、适用范围本标准适用于公司采购的继电保护信息子站及智能远动机的保信模块的送样检测工作。
3、规范性引用文件GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 15145-2008输电线路保护装置通用技术条件IEEE-COMTRADE（IEEE Standard for Common Format for Transient Data Exchange for Power Systems）ANSI/IEEE C37.111-1999 COMTRADE暂态数据交换通用格式DL/T 623-2010 《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》DL/T 667-1999远动设备及系统-第5部分：传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准《中国南方电网继电保护故障信息系统主站－子站通信与接口规范（2015年修订版）》Q/CSG 110030-2012南方电网继电保护信息系统技术规范Q/CSG 110010-2011南方电网继电保护通用技术规范4、判定准则各检测项的评价分为A、B、C、D、E、F六项指标，满足所有F项指标，且A、B、C、D、E项指标总扣分数不超过30分为测试合格。
A项指标为本项扣分不超过2分、B项指标为本项扣分不超过5分、C项指标为本项扣分不超过10分、D项指标为本项扣分不超过20分，E项指标为本项扣分不超过45分，各类指标后面的数字代表：发现一处与要求不一致的扣分。
IEC61850过程层规约
MMS-取代效力
取代运用 装置取代效力的完成应能满足信号对点和联闭锁调试功用的需求。 客户端应支持批量恢复取代信号的功用。 GOOSE关联 处于取代外形时，GOOSE输入数据〔除ACT举措信号〕质量为取代质量。 取代数据值需求传递至联闭锁逻辑
2021年7月3日
MMS-文件效力
不支持服务(set/ctl/sub/para/file)
2021年7月3日
MMS-双网
双网初始化：只经过一个义务网使能报告控制块 双网切换：由后台系统自动切换
应用系统.通信前置单元
A网请求：关联连接 A网回复：关联结果
B网请求：关联连接 B网回复：关联结果
A网请求：设定报告参数 A网回复：设定结果
2021年7月3日
MMS-报告效力
URCB 用于遥测量 关注遥测突变门槛 无缓冲时间 无缓冲管理 经过buffered属性区分
2021年7月3日
MMS-报告效力
组包上送 如何上送取决如组包需求 从规范层面上要求GOOSE按FCDA，其它均按FCD对象组包(含V/Q/T)
2021年7月3日
控制方式：ctlModel
选择超时时间：sboTimeout
档位值：minVal、maxVal
2021年7月3日
MMS-控制效力
遥控前往的缘由码应分歧运用 监控在失败时显示错误码信息，便于剖析 如五防闭锁、同期失败等 局部不太运用的错误码 Blocked-by-mode (8) Blocked-by-process (9) Blocked-by-health (13) ….与内外模型分歧相关
……
2021年7月3日
第2局部 GOOSE和SV
2021年7月3日
IEC61850介绍
定义 状态信息 测量值、
控制 设点 替代 配置 描述 定值组 可编辑定值组 扩展定义 缓冲报告 非缓冲报告 日志 GOOSE控制 GSSE控制 多波采样值 单波采样值 IEC61850介绍
数据命名规则
IEC61850介绍
数据集（DatSet）
1. 数据集定义 2. 数据集创建 3. 数据集与报告、GOOSE、日志的关系 4. 信息定制
IEC61850介绍
取代 可以简单理解为人工置数
IEC61850介绍
定值
IEC61850介绍
报告/日志
IEC61850介绍
GOOSE (通用面向对象变电站事件)
提供了快速和可靠的系统范围内传输 输入、输出数据值。
基于分布的概念，通用变电站事件模 型提供了一个高效的方法，利用多路组播/ 组播服务向多个物理设备同时传输同一个 通用变电站事件信息
4.
DPS：双点状态信息
on/off/trans
IEC61850介绍
IEC61850基本数据类型
IEC61850介绍
IEC61850定义的CDC
名称 SPS DPS INS ACT ACD SEC BCR MV CMV SAV WYE DEL SEQ HMV HWYE
定义 单点状态 双点状态 整数状态 保护动作 方向保护动作信息 安全违例计数 二进制计数器 测量值 复杂测量值 采样值 3相系统的相地测量值 3相系统的相相测量值 序分量 谐波值 3相系统的相地谐波测量值
互感器（2） 开关设备（2） 电力变压器（4） 其他设备（15）
IEC61850介绍
LN应用示例
IEC61850介绍
逻辑节点的命名规则
IEC61850介绍
公共数据类CDC
IEC61850规约讲解
IEC61850-9-1 特定通信服务映射(SCSM)通过串行单方向多点共线点对点链路传输采 样测量值
主要定义了DO的相关内容。
IEC61850-7-4 变电站和馈线设备的基本通信结构——兼容逻辑节点类和数据类
主要定义了LN的相关内容。
IEC61850规约的结构和内容
映射到实际的通信网络： IEC61850-8-1 特定通信服务映射(SCSM)映射到MMS(ISO/IEC9506第2部分)和 ISO/IEC8802-3
功能和设备模型的通信要求
功能通信要求和装置模型，详细阐述了功能、逻辑节点和通信信息片三个概念以及三者的相互关系，对不 同等级的变电站内的不同种类的通信报文的通信时间提出了要求，以及如何验证整个系统的通信性能要求。
IEC61850规约的结构和内容
配置： IEC61850-6 与变电站有关的IED的通信配置描述语言
我们从以下三个角度来看数字化变电站的构建情况： 1、从变电站层次结构上来看 2、从使用设备上来看 3、从使用服务上来看
如何利用IEC61850规约构建数字化变电站？
—结构上来看，数字化变电站由站控层，间隔层，过程层组成。 站控层设备：监控主机，工程师站等。 间隔层设备：保护装置，测控装置等。 过程层设备：光CT/PT，合并单元，智能开关等。
二、IEC61850规约的结构和内容
IEC61850规约的结构和内容
系统概貌： IEC61850-1 介绍和概述
介绍了整个61850系列标准的制定目的、历史沿革，对61850的其它标准的核心内容作了一个提炼并加以 介绍，对以后的标准中涉及的核心概念作了初步的阐述。
IEC61850-2 IEC61850-3 IEC61850-4
IEC61850标准和传统变电站通信规约.pptx
ABB Automation Technologies AB, 2005 ©
以太网103的技术
1：嵌入式以太网技术（TCP,UDP) 2：IEC104通信规约 3：IEC103通信规约
2005-01-26 5
ABB Automation Technologies AB, 2005 ©
以太网103优缺点
变电站的通信模式
嵌入式以太网
更开发性 更简便性 更实效性 更友好性
ABB Automation Technologies AB, 2005 ©
2005-01-26 21
变电站自动化新的布置方式
传统变电站
新型变电站 （小间）
新型变电站 （就地）
变电站控制设备越来越靠近一次设备（小间、就地布置趋势）
IEC61850组成部分
变电站通信网络和系统标准 IEC 61850 系列 IEC 61850-1 变电站通信网络和系统第1 部分: 介绍和概述 IEC 61850-2 变电站通信网络和系统第2 部分: 术语 IEC 61850-3 变电站通信网络和系统第3 部分: 总体要求 IEC 61850-4 变电站通信网络和系统第4 部分: 系统和项目管理 IEC 61850-5 变电站通信网络和系统第5 部分:功能通信要求和装置模型 IEC 61850-6 变电站通信网络和系统第6 部分:与变电站有关的IED 的通信配置描述语言 IEC 61850-7-1 变电站通信网络和系统第7-1 部分:变电站和馈线设备的基本通信结构原理和模型 IEC 61850-7-2 变电站通信网络和系统第7-2 部分:变电站和线路(馈线)设备的基本通信结构抽象 通信服务接口(ACSI) IEC 61850-7-3 变电站通信网络和系统第7-3 部分:变电站和馈线设备的基本通信结构公用数据类 IEC 61850-7-4 变电站通信网络和系统第7-4 部分:变电站和馈线设备基本通信结构兼容逻辑节点 类和数据类 IEC 61870-8-1 变电站通信网络和系统第8-1 部分: 特定通信服务映射(SCSM) 映射到制造报文规 范MMS（ISO 9506-1 和ISO 9506-2）和ISO8802-3 的映射 IEC 61850-9-1 变电站通信网络和系统第9-1 部分：特定通信服务映射(SCSM)通过单向多路点对 点串行通信链路的采样值 IEC 61850-9-2 变电站通信网络和系统第9-2 部分：特定通信服务映射(SCSM)通过ISO/IEC 8802-3 的采样值 IEC 61850-10 变电站通信网络和系统第10 部分：一致性测试
IEC61850标准
实时通信
GOOSE、采样值 章节7-2 变电站/装置基
本通信结构(ACSI)
映射
章节8-1 SCSM映射到MMS和ISO/IEC 8802-3
要 总 信 章节9-1 SCSM映射-通过单向多路点对点串行
管 体 要 求 要求
理 求
通信链路的采样值
章节9-2 SCSM映射-通过ISO/IEC 8802-3 的采样值
IEC61850的简介
• 设备建模
如何为设备建立模型？ 采用模型中服务（services）的方式完成
电力系统通信的多种通信内容 设备的整体逻辑模型采用树形方式，层次
清晰，便于查询 为了规范模型结构，IEC61850标准预先定
义了部分逻辑节点模型
IEC61850标准
IEC61850的简介
XCBR 断路器 XSWI 隔离开关 TCTR 电流互感器 TVTR 电压互感器 SIMG 绝缘介质监视 CSWI 开关控制器 PTOC 带时限过电流 PTRC 保护跳闸条件
IEC61850标准
数字化变电站通信系统
IEC61850标准
GOOSE应用
GCB的通过客户端访问 发送为Peer-to-Peer 对等通信
订阅/发布方式，双方的关系体现 利用IEEE 802.1p/q标准
高优先级，传输速度快，理论传输时间<4ms
IEC61850标准
GOOSE应用
重发机制 T0没有事件发生时的重发时间(最小间隔) T1发生事件后的最短的重发时间(最大间隔) T2、T3逐渐接近T0 T1<T2<T3<T0
IEC61850标准
IEC61850的简介
• 各章节介绍
系
章 节
章
2011南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第1部分：平台规范 第44篇：IEC61850实施规范(征求意见稿)
1 1` 864∙∙ ∙∙2011-XX-XX 发布 2011-XX-XX 实施Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG 1XXXXX.144-2011南方电网一体化电网运行智能系统 技术规范第1-44部分：平台规范 IEC61850实施规范 Technical specificationsof operation smart system in China Southern GridPart 1-44: System platform specificationsSpecification of project implementation with IEC61850中国南方电网有限责任公司 发 布Q/ CSG 1XXXXX.144-2011目次目次 (I)前言 ..................................................................................................................................... I II1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 总则 (1)5 配置 (1)6 模型应用模型规范 (2)6.1 总体建模原则 (2)6.2 LN实例建模 (4)6.3 线路保护模型 (6)6.4 断路器保护模型 (8)6.5 变压器保护模型 (9)6.6 母线保护模型 (11)6.7 其他保护模型 (12)6.8 测控装置模型 (12)6.9 智能终端模型 (14)6.10 合并单元模型 (15)6.11 PMU模型 (16)6.12 状态监测设备模型 (16)7 服务实现原则 (18)7.1 关联服务 (18)7.2 数据读写服务 (18)7.3 报告服务 (18)7.4 控制服务 (20)7.5 取代服务 (21)7.6 定值服务 (21)7.7 文件服务 (21)7.8 日志服务 (21)8 双网冗余机制 (21)8.1 概述 (22)8.2 MMS双网冗余机制 (22)8.3 GOOSE、SV双网冗余机制 (22)9 GOOSE模型和实施规范 (22)9.1 GOOSE建模 (22)9.2 GOOSE的收发机制 (23)9.3 GOOSE时标 (25)10 SV模型和实施规范 (25)10.1 SV建模 (25)10.2 SV的收发机制 (26)10.3 采样同步 (26)11 检修处理机制 (27)11.1 装置检修状态 (27)11.2 MMS报文检修处理机制 (27)11.3 GOOSE报文检修处理机制 (27)IQ/ CSG 1XXXXX.144-2011II 11.4 SV报文检修处理机制 (27)附录A （规范性附录）监测逻辑节点类 (28)A.1电弧监测逻辑节点SARC (28)A.2断路器监测逻辑节点SCBR (29)A.3气体绝缘介质监测逻辑节点SIMG (32)A.4液体绝缘介质监测逻辑节点SIML (33)A.5绝缘子监测逻辑节点SINS (37)A.6有载调压分接头监测逻辑节点SLTC (38)A.7操作机构监测逻辑节点SOPM (39)A.8局放监测逻辑节点SPDC (41)A.9变压器监测逻辑节点SPTR (43)A.10开关监测逻辑节点SSWI (44)A.11温度监测逻辑节点STMP (46)A.12振动监测逻辑节点SVBR (47)A.13 角度逻辑节点TANG (49)A.14 轴位移逻辑节点TAXD (49)A.15 距离逻辑节点TDST (50)A.16 液流逻辑节点TFLW (51)A.17 频率逻辑节点TFRQ (52)A.18 通用传感器逻辑节点TGSN (53)A.19 湿度逻辑节点THUM (53)A.20磁场逻辑节点TMGF (54)A.21运动传感器逻辑节点TMVM (55)A.22位置指示逻辑节点TPOS (56)A.23压力逻辑节点TPRS (56)A.24转动逻辑节点TRTN (57)A.25声压逻辑节点TSND (58)A.26温度传感器逻辑节点TTMP (59)A.27机械压力逻辑节点TTNS (59)A.28振动传感器逻辑节点TVBR (60)A.29套管逻辑节点ZBSH (61)A.30避雷器逻辑节点ZSAR (62)A.31电容器逻辑节点ZCAP (63)A.32气象信息逻辑节点MMET (64)附录B （规范性附录）故障报告文件格式 (66)附录C （规范性附录）服务一致性要求 (70)Q/ CSG 1XXXXX.144-2011前言为落实公司二次一体化的工作要求，提高电网一体化运行水平，解决目前二次系统种类繁杂、运行信息割裂等问题，推进一体化电网运行智能系统建设，特制定南方电网一体化电网运行智能系统系列标准。
华北61850故障信息系统主、子站工程实施规范0409 - 副本
华北61850故障信息系统主、子站工程实施规范2011-07-20一、概述本规范参照现有故障信息系统主站、子站已实现的功能，并结合国内61850保护的功能、限制及能提供的信息等实际应用情况，提出华北61850故障信息系统主、子站通讯功能及技术规范。
本规范主要参考《DL/T 860系列标准工程化实施技术规范》，并针对有关细节加以明确。
二、主-子站通讯功能根据现场工程需求以及信息安全等问题，目前61850主-子站暂时只考虑以下几个主要通讯功能：1 报告服务报告服务是IEC61850主要的数据传送方式。
(1) 按报告发送方式分为如下几类：总召报告作为主站获取站内装置全部信息的一种途径。
主站通过设定不同数据集的GI 控制位来获取该数据集当前的全部信息。
通常情况下，主站在一段较长的周期内使用该报告来整体更新数据信息。
周期报告作为主站保持与子站通讯的重要途径。
主站通过设置不同报告控制块的周期时间来保证子站在周期内向主站主动发送装置信息以保持通讯状态。
主站不宜采用轮询方式来获取通讯状态。
突发变位报告(2) 按报告类型分为如下几类：事件报告作为子站向主站报告事件发生、开关量变位等相关数据信息的主要途径。
当有保护事件发生或者开关量变位，子站根据事先设置好的数据集向主站发送与事件和变位相关的数据。
模拟量变化报告作为子站向主站发送模拟量变化数据信息的主要途径。
子站根据主站订制情况向主站发送模拟量变化的实时信息。
2 定值召唤主站可以通过61850提供的服务对站内装置进行定值操作，考虑到工程需求以及信息安全，只允许主站读取装置定值（包括编辑区与当前区），不允许主站进行定值修改、切换定值区等操作。
3 故障录波数据处理及录波文件传送故障录波数据由子站收集，并格式化为符合COMTRADE标准的数据文件保存到子站历史数据库。
当电网发生故障时，子站收集装置形成的录波文件并通知主站，主站通过召唤命令获取所需（注1）的故障录波文件。
子站应支持主站从子站及装置中召唤录波文件。
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中国南方电网有限责任公司企业标准 南方电网继电保护信息系统 主站-子站DL/T 860工程实施规范（送审稿）DL/T 860 Implementation Specification for Relay Protection InformationSystem between Master System and Slave System of CSGQ/CSGICS备案号：目次1范围 (1)2规范性引用文件 (1)3术语和定义 (1)4缩略语 (2)5主子站建模规范 (2)5.1总体原则 (2)5.2站内保信系统建模要求 (2)6主子站通信模式 (3)7主子站通信服务 (3)7.1总体原则 (3)7.2关联服务 (4)7.3目录类服务 (4)7.4数据集服务 (4)7.5报告服务 (4)7.5.1报告控制块属性说明 (4)7.5.2报告服务相关说明 (4)7.5.2.1数据/品质变化报告 (4)7.5.2.2周期报告 (4)7.5.2.3总召唤报告 (5)7.6定值服务 (5)7.7文件传输服务 (5)7.7.1文件传输模型 (5)7.7.2文件服务 (5)7.7.3录波文件（列表）传输服务 (6)7.7.4暂态报文数据文件（列表）传输服务 (6)7.8日志服务 (7)8通信状态检测 (8)8.1保信子站通信状态监测 (8)8.2保护装置通信状态监测 (8)附录A 保信子站自身IED模型建模要求 (9)附录B IEC61850实施规范附加要求 (10)附录C 保信子站自身IED模型相关逻辑节点定义................................... 错误！未定义书签。
附录D 行波测距装置模型........................................................................... 错误！未定义书签。
附录E 扩展CDC定义 (1)附录F 保信子站自身IED建模示例 (2)前言继电保护信息系统提供了对继电保护、安全自动装置和故障录波器的分析平台，有利于调度及运维单位迅速掌握电网实际故障状况以及继电保护装置的动作行为，有助于提高调度及运行管理的水平。
随着数字化站及保护装置DL/T 860标准的推广，现有的保信主站-子站103规约已不能满足信息的高效传输需求。
因此，需要建立一套适应DL/T 860标准（61850规约）的保信主站与子站建模及通信规范。
南方电网公司系统运行部组织相关单位，在对保信主站与子站之间的通信进行分析研究的基础上，征求了科研、设计、运行等单位的意见，参照DL/T 860标准并结合南方电网的实际情况编写了本规范。
因行波测距装置与行波主站（或保信主站）间通信采用DL/T 860标准，与继电保护信息系统主站和子站间的通信方式基本相同，在本标准中一并予以规范。
附录1、2、3、4、5为规范性附录，附录6为资料性附录。
本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。
本规范由中国南方电网系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口管理和负责解释。
本规范主要起草人：徐鹏、刘之尧、高宏慧、陈宏山、张驰、华煌圣、王峰、代小翔、王金福、李维维、狄军峰南方电网继电保护信息系统主站-子站DL/T 860工程实施规范1范围本规范规定了南方电网继电保护信息系统主站与子站间采用DL/T 860标准通信时的通信模式、建模及通信服务。
本规范适用于南方电网行波测距装置及其主站系统，行波测距装置参照子站执行。
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，仅所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 18657.1 远动设备及系统第5部分：传输规约第1篇：传输帧格式（IEC60870-5-1，IDT）GB/T 18657.2 远动设备及系统第5部分：传输规约第2篇：链路传输规则（IEC60870-5-2，IDT）GB/T 18657.3 远动设备及系统第5部分：传输规约第3篇：应用数据的一般结构（IEC60870-5-3，IDT）GB/T 18657.4 远动设备及系统第5部分：传输规约第4篇：应用信息元素的定义和编码（IEC60870-5-4，IDT）GB/T 18657.5 远动设备及系统第5部分：传输规约第5篇：基本应用功能（IEC60870-5-5，IDT）GB/T 22386-2008 电力系统暂态数据交换通用格式（IEC 60255-24:2001，IDT）DL/T 1146-2009 DL/T 860实施技术规范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（IEC60870-5-101:2002，IDT）DL/T 634.5103-2002 远动设备及系统第5-103部分：传输规约继电保护设备信息接口配套标准（IEC60870-5-103:2002，IDT）DL/T 634.5104-2009 远动设备及系统第5-104部分：传输规约第104篇：采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问（IEC60870-5-104:2006，IDT）Q/CSG 110031-2012南方电网故障录波器及行波测距装置技术规范Q/CSG 1204005.34-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据第4篇：IEC61850实施规范Q/CSG 1204005.37-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据第7篇：对象命名及编码3术语和定义3.1继电保护信息系统Relay Protection Information System由安装在厂站端的保信子站系统、安装在调度机构或区控（集控）中心的保信主站系统和提供信息传输用的电力系统网络及接口设备构成的系统。
简称保信系统。
3.2保信子站系统Slave Relay Protection Information System指安装在厂站端负责与接入的继电保护装置及故障录波器通信，完成规约转换、信息收集、处理、控制、存储，并按要求向保信主站系统发送信息的硬件及软件系统。
是继电保护信息系统主要组成部分之一，简称保信子站。
3.3保信主站系统Master Relay Protection Information System指安装在调度机构或区控（集控）中心，负责与保信子站通信，完成信息处理、分析、发布等功能的硬件及软件系统。
是继电保护信息系统主要组成部分之一，简称保信主站。
3.4变电站保信配置描述文件Substation Protection Configuration Description以站内SCD文件为数据源，增加保信子站装置ICD文件，裁剪与保信无关的二次设备模型后形成的符合DL/T860规定的SCL文件。
该文件包括一次设备模型及其连接关系、二次设备模型和一二次设备关联关系，是保信主子站应用模型和通信模型的基础。
简称站内保信模型文件。
4缩略语下列符号、代号和缩略语适用于本文件。
LD逻辑设备（Logic Device）LN逻辑节点（Logic Node）DO数据对象（Data Object）DA数据属性（Data Attribute）IED智能电子设备（Intelligent Electronic Device）ICDIED 能力描述文件（IED Capability Description）SCD变电站配置描述文件（Substation Configuration Description）SPCD 变电站保信配置描述文件（Substation Protection Configuration Description）CS 客户端-服务器端通信模式（Client/Server）5主子站建模规范5.1总体原则保信建模基于站内IEC61850模型，需满足《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据第4篇：IEC61850实施规范》的要求，根据保信需要在本规范中增加附加要求。
5.2站内保信系统建模要求1）站内保信模型文件来源是站内SCD文件和保信子站自身装置ICD文件。
2）站内SCD文件应符合《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据第4篇：IEC61850实施规范》。
对该规范的附加要求见附录1。
3）保信子站自身的IED模型应符合附录2要求。
4）站内保信模型文件SPCD由保信模型配置工具生成，导入站内SCD文件和保信子站自身装置的ICD文件，裁剪掉与保信无关的二次设备模型后生成的符合DL/T860规定的SCL文件。
5）SPCD中必须包括一次设备模型及其连接关系、二次设备模型和一二次设备关联关系，其中二次设备模型必须含有保护装置、录波装置。
6）站内保信模型文件SPCD由保信子站供应商负责集成，本规范不限制具体步骤和工具。
7）站内保信模型文件SPCD生成流程见图1。
SSDICD站内SCDICD系统配置站内SPCD(站内保信模型文件)图1站内保信模型生成流程图8）保信子站的SPCD文件命名应采用“CSG[厂站编码]BX”的格式，厂站编码参照《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据_第7篇：对象命名及编码》。
9）保信主子站均以该SPCD为基础建立各自的保信应用模型和通信模型。
6主子站通信模式DL/T 860为变电站内通信标准，将其应用于保信主站-子站通信时，根据保信主-子站通信特点，需做适当扩展，主要表现在通信模式的扩展。
保信子站实现变电站二次设备与保信主站通信，把变电站内各个物理IED映射为保信子站的虚拟IED，虚拟IED的数据模型和物理IED保持一致，所有IED具备同一个IP地址实现与主站客户端的数据访问服务。
保信主站-子站通信模式如下图所示：主子站通信IED 模型映射图2保信主站-子站通信模式示意图7主子站通信服务7.1总体原则DL/T860定义了抽象通信服务接口（ACSI）模型，详细规定了语义以及调用这些服务的操作（包括请求和应答中的参数），本规范严格遵守DL/T860定义的通信服务。
DL/T 860的部分通信服务在保信主站-子站通信中有特殊应用，以下详细说明这部分通信服务的应用规定。
7.2关联服务保信子站应支持对不同客户的访问视窗，即各保信主站间不互相影响，各保信主站对保信子站的请求和设置等操作相互独立。
保信主站-子站通信建立时，MMS报文协商长度（PDU size）最小值建议不小于32000字节。
7.3目录类服务目录类服务包括：LogicalDeviceDirectory、GetLogicalNodeDirectory、GetDataDirectory、GetDataDefinition、GetDataSetDirectory。