IEC-规约简介及应用

IEC60870-5-104规约简介及在变电站自动化系统中的应用摘

要本文着重讨论国际电工委员会IEC发布的IEC60870-5系列电力系统传输规约配套标准的一部分：IEC60870-5-104传输规约在电网远动传输中的应用。分析了其传输报文的格式、基本功能和传输模式。介绍了103规约遵循的传输规则，增强性能模式的理论参考模型，FT1.2帧格式和常用的若干种数据类型等几个方面的内容。而后例举了104规约和103规约在变电所综合自动化系统中的实现方法。一、变电站自动化系统的发展经过十多年的发展，我国城乡电网改造与建设中不仅在中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现。变电站自动化系统要求站内设备的的信息可充分共享,并通过远动通信接口实现与外部系统的信息共享。构建一个快捷、稳定、可靠和富有弹性的通信网络是变电站自动化系统的基本要求，也是整个电力系统运行管理自动化的根本前提。简单的串行通信技术和现场总路线技术在实现变电站通信进程中的局限性和瓶颈问题让我们认识到，变电站自动化通信系统需要网络技术，更需要宽带、通用和符合国际标准的网络技术。在宽带、可扩展性、可靠性、经济性、通用性等方面的综合评估中，以太网具备压倒性的优势，成为变电站自动化系统中通信技术发展的趋势。随着计算机网络技术的不断发展，电力系统通信技术也在不断地加强；基于互联网络的高速通道已经成为电力通信和数据传输的主要通道。国际电工委员会（IEC）公布的基于TCP/IP的IEC60870-5-104远动规约适用于调度主站与变电站自动化系统或调度与RTU之间以及变电站内部基于以太网的数据传输。由于以太网的通信容量大和TCP/IP协议的开放性好，基于以太网的数据传输已被认为是电力系统自动化通信发展的必然趋势。因此研究IEC60870-5-104规约具有重要意义。围绕IEC60870-5-104远动规约在电力系统中的应用，对IEC60870-5-104通信规约进行了研究，分析通信规约原理，探讨了基于IEC60870-5-104规约的电力监控系统与保护装置的以太网通信。论述了IEC60870-5-104规约的研究背景、特点、意义以及在电力系统自动化的应用情况；介绍和分析了IEC60870-5-104规约的基本内容、原理，包括应用规约数据单元(APDU)的类型和结构，重发机制的实现以及网络通信的要点；并且根据目前在变电站自动化系统和微机保护的应用情况，模拟监控计算机与智能电子设备（IED）的通信网络构建；通过采用Delphi程序设计语言编写通信程序，讨论了基于IEC60870-5-104通信规约的软件的实现；利用Delphi网络控件设计了一个网络协议采用TCP/IP,通信规约采用IEC60870-5-104的以太网通信程序，设计相应的客户端软件和服务器软件进行系统联调，使其符合IEC60870-5-104通信规约原理要求；运用Delphi提供的多线程技术实现了主站与多个子站并行实时通信；结果实现了规约要求大部分功能，完成兼容的设备之间互操作的通信系统软件的设计，达到了双方可靠的进行数据交换的目的。1、IEC60870-5-104规约的研究背景及意义根据国际电工委员会制定的IEC60870-5-101和IEC60870-5-104远动规约，我国已经制定了相应的配套标DL/T634-1997和DL/T634.5104-2002。IEC60870-5-101远动规约已经在我国电力系统中得到了较为广泛的应用，国际电工委员会（IEC）公布的基于TCP/IP的IEC60870-5-104远动规约适用于调度主站与变电站综合自动化系统或调度主站与RTU之间以及变电站内部基于以太网传输数据，是IEC60870-5系列标准的配套标准。而IEC60870-5-104作为采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101的网络访问，随着计算机网络和通信技术的不断发展，电力系统运行的信息传输要求不断提高，变电站内信息传输方式已逐步走向数字化和网络化。由于以太网的通信容量大、TCP/IP规约的开放性好的特点，基于以太网的数据传输已被一致认为是电力系统自动化通信发展的必然趋势。因此采用TCP/IP的IEC60870-5-104规约的以太网通信，与传统的低速通道的串口通信相比，在实现兼容的设备之间互操作具有很大优势。随着全国电网的逐步连通，电力市场的建立和大电网安全分析系统数据准确性和通信调度的要求，迫切需要建立基于网络的电网系统，使各相关主站同时共享子站的实时信息。同时，能使变电站监控计算机系统与智能电子设备IED进行可靠的数据传输，在变电站通信中各个环节起至关重要的作用。IEC60870-5-104规约不仅能实现了地区电力调度与自动化变电站以网络方式进行数据通信，而且可以在变电站内站实现监控系统和智能电子设备（IED）装置实时通信，与常规CDT协议相比有明显的优势，在促进电力系统大电网的互连及安全稳定运行具有积极的意义。因此，研究IEC60870-5-104规约的原理具有重要的实际意义。2、IEC60870-5-104规约的应用及发展在我国，IEC60870-5-104的规范性文件是DL/T634.5104-2002/IEC60870-5-104:2000.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IEC60870-5-101的网络访问。104规约标准利用了国际标准IEC60870-5的系列文件。规定了IEC60870-5-101的应用层与TCP/IP提供的传输功能相结合。自从IEC60870-5-101出版以来，101规约在我国得到广泛应用。在电力系统监控中起重要作用，而基于TCP/IP传输的IEC60870-5-104是由IEC制定的一个开放性的国际标准，应用该规约传输远动数据，可以方便不同供应商的集成，加快开发速度和降低开发成本，已经逐步在调度推广应用。目前在我国的变电站自动化系统中，往往是多种协议都有，有CDT、101、104并存的局面，新引进的通信系统都采用IEC60870-5-104协议。随着欧美一些国家监控计算机主站与变电站IED的通信已逐步采用以太网数据传输，远动报文可以通过数据网络存贮和转发设备进行传输。由于基于TCP/IP的IEC60870-5-104规约的开放性好，可靠性高等，在国内外电力系统通信和变电站中得到越来越广泛的应用。二、IEC60870-5-104远动规约简介IEC60870-5-104远动规约适用于具有串行比特数据编码传输的远动设备和系统，用以对地理广域过程的监视和控制。制定远动配套标准的目的是使兼容的远动设备之间达到互操作。该标准利用了国际标准IEC60870-5的系列文件，规定了IEC60870-5-101的应用层与TCP/IP提供的传输功能的结合。TCP/IP框架内，可以运用不同的网络类型，包括X.25，FR(帧中继)，ATM(异步传输模式)和ISDN(综合服务数据网络)。根据相同的定义，不同的ASDU（应用服务数据单元），包括IE60870-5全部配套标准(例如IEC60870-5-102)所定义的ASDU，可以与CP/IP相结合，不过这些在本标准中没有进一步说明。（注:安全机制不在本标准范围之内）IEC60870-5-104规约改变了电网调度系统中传统的利用串口通讯机制进行实时数据传输，取而代之的是利用Internet技术进行调度，相比于以前的远动技术，更加灵活，简单，经济。1、规约概要IEC60870-5-104协议的目的将IEC60870-5-101标准用于TCP/IP网络访问，由于以太网的通信容量大、TCP/IP规约的开放性好的特点，IEC60870-5-104被认为是电力系统通信发展的必然趋势。当监控系统主站与IED设备连接到以太网，IED与监控计算机进行通信时，通信协议应采用IEC60870-5-104标准。它定义了开放TCP/IP网络接口的使用，所使用的参考模型源出于开放式系统互联的ISO-OSI参考模型，但它只采用其中的5层，其结构如图2-1-1所示，图2-1-2为TCP/IP协议集RFC2200的标准版本。根据IEC608770-5-1101从IEC660870--5-5中选选取的应用功功能初始化用户进程从IEC608770-5-1101和IEC660870--5-1044中选取的ASDU应用层（第7层）AAPCI（应用规约约控制信息）传输接口（用用户到TCP的接口）TCP/IIP协议子集（RFC22200）传输层（第4层）网络层（第3层）链路层（第2层）物理层（第1层）图2-1-1定义的远动配套标准选择的标准版本RFC793（传传输控制协议议）传输层（第4层）RFC791（互互联网协议）网络层（第3层）RFC16611（PPP）RFC8944（在以太网上传输输IP数据报）数据链路层（第2层）RFC16622（HDLC帧式PPP）X．21IEEE802..3物理层（第1层）图2-1-2选择的TCP/IP协议集RFC2200的标准版本由图2-1-1可知，IEC60870-5-104实际上是将IEC60870-5-101与TCP/IP提供的网络传输功能相结合，使得IEC60870-5-101在TCP/IP内各种网络类型都可使用，包括X2.5、FR（帧中继）、ATM（异步转移模式）和ISDN（综合业务数据网）。图中可以看出IEC60870-5-104实际上处于应用层协议的位置。基于TCP/IP的应用层协议很多，每一种应用层协议都对应着一个网络端口号，根据其在传输层上使用的是TCP协议还是UDP协议，端口号又分为TCP端口号和UDP端口号，其中TCP协议是一种面向连接的协议，为用户提供可靠的、全双工的字节流服务，具有确认、流控制、多路复用和同步等功能，适用于数据传输；而UDP协议则是无连接的，每个分组都携带完整的目的地址，各分组在系统中独立地从数据源走到终点，它不保证数据的可靠传输，也不提供重新排列次序或重新请求功能。为了保证可靠地传输远动数据，IEC60870-5-104规定传输层使用的是TCP协议，因此其对应的端口号是TCP端口。常用的TCP端口有：ftp文件传输协议，使用21号端口；telnet远程登录协议，使用23号端口；SMTP简单邮件传送协议，使用25号端口；http超文本传送协议，使用80号端口。IEC60870-5-104规定本标准使用的端口号为2404，并且此端口号已经得到IANA（互联网地址分配机构，InternetAssignedNumbersAuthority）的确认。对于基于TCP的应用程序来说，存在两种工作模式，即服务器模式和客户机模式。服务器模式和客户机模式是有区别的。在建立TCP连接时，服务器从不主动发起连接请求，它一直处于侦听状态，当侦听到来自客户机的连接请求后，则接受此请求，由此建立一个TCP连接，服务器和客户机就可以通过这个虚拟的通信链路进行数据的收发。IEC60870-5-104规定控制站（即监控计算机系统）作为客户机；而被控站（即站端保护设备IED）作为服务器，因此无论是监控计算机端软件还是IED端软件都必然涉及到基于TCP/IP的网络编程。Microsoft已经提供了一个Windows下的TCP/IP网络通信的API，这个API就是Socket接口（套接字）。不但如此，Microsoft还提供了两个MFC类，即CasyncSocket类和派生于CasyncSocket的CSocket类，他们完全封装了TCP/IP协议，传输层、网络层、链路层的工作都由他自动完成。当使用Windows的Socket套接字进行网络编程时，发送方将每个APDU都作为一个TCP包发送出去，接收方的Socket套接字接收到一个完整的TCP包并将其中的APDU解析出来后，将调用Socket的OnReceive()函数，在应用程序中通过重载此函数就能接收到一个完整的APDU，这将显著简化编程工作。2、IEC60870-5-104规约特点104规约作为一种国际标准协议，具有实时性好、可靠性高、数据流量大、便于信息量扩充、支持网络传输等优点，其内容和功能涵盖了保护方面的定义，它不仅可以应用在调度与变电站端，而且完全适用于变电站内的通信网。104规约的网络层和传输层采用TCP/IP协议，应用层协议采用101规约的ASDU。为了保证应用层ASDU的通信可靠性，包装了APCI传输接口，规定了应答和重发机制，引用ITU-TX.25标准。104规约传送的信息主要是SCADA的监控信息。IEC60870-5-104规约同属IEC60870-5系列标准的配套标准，与IEC60870-5-101共享相同的应用数据结构和应用信息元素的定义和编码，很好保持了标准的兼容性，会给通信数据的处理带来极大的方便。采用IEC60870-5-104可以使各个相关主站同时共享变电站的实时信息，为电网安全分析系统和配调系统基于统一时刻的准确数据，为高效和经济运行奠定基础。但是，104规约也有其特殊性所在，因为104规约是建立在以太网和TCP/IP之上的，所以存在着虚拟电路连接带来的一系列问题，由于它的特殊位置，它不可能再采用IEC60870-5-101的链路控制信息，IEC-60870-5-104使用应用规约控制信息（APCI）和一整套的传输机制来克服网络传输的不确定性。3、一般体系结构104规约定义了开放的TCP/IP接口的使用，包含一个由传输IEC60870-5-101ASDU的远动设备构成的局域网的例子。包含不同广域网类型(如:X.25，帧中继，ISDN，等等)的路由器可通过公共的TCP/IP-局域网接口互联(见图2-3-1)。101应用层传输接口101应用层传输接口TCP/IP101应用层传输接口TCP/IP主站(中心站)网络X.25，FR，ISDN..局域网接口终端系统局域网接口路由器（X.25，FR，ISDN..）TCP/IP传输接口101应用层路由器路由器网络X.25，FR，ISDN..路由器(X.25，FR，ISDN..)TCP/IP传输接口101应用层路由器(X.25，FR，ISDN..)局域网接口局域网接口终端系统无冗余冗余注:局域网接口可能冗余使用单独的路由器有以下好处:（1）终端系统无需特殊的网络软件（2）终端系统无需路由功能（3）终端系统无需网络管理（4）它使从专门从事于远动设备的制造商处得到终端系统更为便利（5）它使从非专业远动设备的制造商处得到适用于各种网络的路由器更为便利（6）只需更换路由器即可改变网络类型，而对终端系统没有影响（7）特别适合于转换原已存在的支持IEC60870-5-101的终端系统（8）易于实现4、IEC60870-5-104规约结构IEC60870-5-104规约使用的参考模型源出于开放式系统互联的ISO-OSI参考模型，但是它只采用的5层，其结构表2-3-1所示。从图中可以看出，IEC60870-5-104规约是将IEC60870-5-101与TCP/IP提供网络传输功能相结合，它实际上处于应用层协议的位置。由于IEC60870-5-101中未采用应用规约控制信息（APCI），因此IEC60870-5-104中的应用规约数据单元（APDU）相当于IEC60870-5-101中的应用服务数据单元（ASDU），并且IEC60870-5-104还对应用规约控制信息（APCI）作出了定义，所以APDU是ASDU与APCI的结合。APCI的控制域定义了防止报文丢失和重复的控制信息，以及对报文的开始、停止和传输连接的监控。基于TCP/IP的应用层协议很多,每一种应用层协议都对应着一个网络端口号。其结构表2-4-1所示。根据其在传输层上使用的是TCP协议（传输控制协议）还是UDP协议（用户数据报文协议），端口号又分为TCP端口号和UDP端口号，其中，TCP协议是一种面向的协议，为用户提供可靠的、全双工的字节流服务，具有确认、流控制、多路复用和同步等功能，适用于数据传输，而UDP协议则是无连接的，每个分组都携带的目的地址，各分组在系统中独立地从数据源走到终点，它不保证数据的可靠传输，也不提供重新排列次序或重新请求功能，为了保证可靠地传输远动数据，IEC60870-5-104规定传输层使用的是TCP协议，常用的TCP端口有：ftp文件传输协议，使用21号端口、telnet远程登录协议，使用23号端口、SMTP简单邮件传送协议，使用25号端口、http超文本传送协议，使用80号端口。IEC60870-5-104使用的端口号是2404，由IANA（互联网数字分配授权）定义和确认。表2-4-1IEC60870-5-104规约的模型结构物理层（第1层）TCP/IP协议议子集（RFC22200）链路层（第2层）网络层（第3层）传输层（第4层）应用层（第7层）从IEC608700-5-1001和IEC600870-55-104中选取的ASDU应用规约控制信息息APCI（应用规约约控制信息）传输接口（用户到到TCP的接口）用户进程按IEC608770-5-1101来选择IEC600870-55-104的应用功能能初始化注：第5，第6层未用表2-4-2TCP/IP规约组（RFC2200）选用的标准结构传输层接口（用户到TCP的接口）物理层（第1层）IEEE802..3X．21数据链路层（第22层）RFC8944（在以太网上传输输IP数据报）RFC16611（PPP）RFC16622（HDLC帧式PPPP）网络层（第3层）RFC791（互互联网协议）传输层（第4层）RFC793（传传输控制协议议）串行线以太网5、IEC60870-5-104规约网络结构它适用的网络拓扑结构为点对点﹑多个点对点﹑多点共线﹑多点环形和多点星形网络配置的远动系统中，但它要求在主站和每个远动终端之间采用固定连接的数据电路，这意味着必须使用固定的专用远动通道。IEC60870-5-104规约的网络结构大致分为三种：点对点结构（图2-5-1）、广域网结构（图2-5-2）和局域网结构（图2-5-3）。目前，应用最多的还是点对点结构，这种模式十分简单，没有体现出网络的特点，它是利用点对点的通信方式实现调度端和厂站端的连接，实际上是串口连接到网络连接的一种过渡；真正能够体现实时信息网络访问的是广域网结构，它不仅应该包含局域网而且还应包含不同类型（X.25，帧中继，ISDN，ATM等）的广域网，国家电力数据网采用的就是这种结构；而当104规约应用在变电站内部局域网络时，IED设备作为服务器端，远动或监控设备作为客户端，则采用是局域网结构。厂站厂站调度光纤通道接入设备接入设备图2-5-1104规约点对点结构客户端1客户端1客户端n端系统网调省调……服务器TCP/IP+IEC104站内以太网电力数据网图2-5-2104规约广域网结构客户端客户端客户端保护测量远动监控服务器TCP/IP+IEC104…………站内以太网图2-5-3104规约局域网结构6、IEC60870-5-104规约的帧格式采用FT1.2异步式字节传输的帧格式，数据帧有3种格式。（1）单个字符帧：只包含一个字符“E5”（一个8位组）；（2）固定帧：传送格式及顺序为启动字符（10H）控制域（C）链路地址域（A）帧校验和（CS）结束字符（16H）；（3）可变帧长帧：传送格式及顺序为启动字符（68H）LL重复启动字符（68H）控制域（C）链路地址域（A）链路用户数据（可变长度）帧校验和（CS）结束字符（16H）。7、IEC60870-5-104规约的过程描述（1）当主站软件重新启动或链路故障时，主战将向子站发出建立链路请求报文。（2）当链路建立后，进行应用数据传送。（3）目前传送的上行过程数据有遥测、遥信和电度量报文。（4）目前传送的下行控制命令有总召唤、计数量召唤和时钟同步命令。8、用IEC60870-5-104传输规约实施网络访问的主要功能的介绍用IEC60870-5-104传输规约实施的网络访问有以下主要功能：（1）安全传输功能。利用I格式，U格式报文实现防止报文丢失和报文重复传输；（2）实时传输功能。传输功能和IEC101规约所实现的类似，不过在IEC60870-5-104中不召唤1级、2级数据，子站主要通过定时发送全数据；（3）测试功能。利用U格式报文建立主站和子站的测试握手信号；（4）启停功能。利用U格式报文建立启/停传输控制机制；（5）故障续传功能。链路故障后采用的新的链路实现断点续传，搜寻链路故障时段内发电生产的历史信息；（6）校时功能。由于网络传输的时间不确定性，子站段采用GPS校时。（7）多线程功能。多线程技术实现对每个子站端口并行实时采访。9、规约软件实现方案的分析9.1TCP/IP层软件方案分析利用UNIX网络套接字编程，在系统的TCP/IP协议栈的基础上，通过网络路径传输IEC60870-5-104规约格式的数据，如图2-9-1所示。图2-9-1TCP/IP层软件软件基本流程9.2IEC104-5-104规约基本报文格式根据全国电力系统控制及其通信标准委员会三届五次会议和最近出版的国标DL/T634.5.104:2002对IEC60870-5-104规约的参数选择作了如下说明：不采用101规约中的链路地址和短报文（指单字节报文和链路确认报文）；不采用召唤一级数据二级用户数据。两个8位位组表示公共地址；两个8位位组表示传送原因；三个8位位组表示信息体地址；选用7个字节时标。定义了启动字符、应用服务数据单元的长度规范、可传输一个完整的应用规约数据单元或者为了控制的目的仅仅传输应用规约控制信息域。（1）启动字符：68H（1个字节）（2）长度规范：应用服务数据单元的最大帧长为249,而控制域的长度是4个八位位组，应用规约数据单元的最大长度为253，（即从APDUMAX=255中减去启动和长度8位位组）。（3）控制域：控制域定义抗报文丢失和重复传送的控制信息、报文传输的启动和停止、传输连接的监视。控制域的这些类型被用于完成计数的信息传输的（I格式）、计数的监视功能（S格式）和不计数的控制功能（U格式）。控制域的信息暂不处理。（4）端口号：每一个TCP地址由IP地址和端口号组成，用于本标准的端号口为2404。主站和子站均可作为客户端或服务端。9.3应用规约数据单元报文基本结构应用服务数据单元由数据单元标识符和一个或多个信息对象所组成。数据单元标识符在所有应用服务数据单元中常有相同的结构，一个应用服务数据单元中的信息对象常有相同的结构和类型，它们由类型标识域所定义。

数据单元标识符的结构如下：

（1）一个8位位组表示类型标识；

（2）一个8位位组表示可变结构限定词；

（3）两个8位位组表示传送原因；

（4）两个8位位组表示应用服务数据单元公共地址；

（5）三个8位位组表示信息体地址。

报文类型标识如下表1和表2所示。

在应用服务数据单元中，其数据单元标识符的第二个8位位组定义为可变结构限定词，如图2-9-2所示。

图2-9-2在可变结构限定词

在可变结构限定词中，SQ＝0表示由信息对象地址寻址的单个信息元素或综合信息元素。应用服务数据单元可以由一个或者多个同类的信息对象所组成；SQ=1表示同类的信息元素序列（即同一种格式测量值），由信息对象地址寻址。信息对象地址是顺序信息元素的第一个信息元素的地址，后续信息元素的地址是从这个地址起顺序加1。N是一个二进制数，它定义了信息对象的数目。在顺序信息元素的情况下每个应用服务数据单元仅安排一种信息对象。

9.4IEC60870-5-104规约的过程描述

当主站软件重新启动或链路故障时，主站将向子站发出建立链路请求报文。当链路建立后，进行应用数据传送。

目前传送的上行过程数据有遥测、遥信和电度量报文。目前传送的下行控制命令有总召唤、计数量召唤和时钟同步命令。

9.4关键技术和解决方案

（1）防止报文丢失和重复传输的技术难点

1）I格式说明

未被确认的I格式应用规约数据单元的最大数目为K：当未确认I格式的APDU达到K个时，发送端停止发送。

接收端在接收了W个应用规约数据单元以后确认。

控制域的笫一个8位位组的第1位为零，定义了I格式。I格式应用规约数据单元常常包含应用服务数据单元。I格式的控制信息如图2-9-3所示。

图2-9-3I格式

2）报文

若报文为68401000002，则表示发送1个报文接收2个报文，且W=100，K=100。

3）抗报文丢失和重复传送的保护

对于每个方向和每个应用规约数据单元，发送站将发送序号（N（S））加1,接收站将接收序号（N（R））也加1。接收站确认每一个应用规约数据单元或者应用规约数据单元的序号，哪个应用规约数据单元被可靠接收，就返回这个被正确接收的顺序号。发送站在缓冲区内保存所发送的应用规约数据单元，直到它收到和它自己的发送序号一样的接收序号，这个接收序列号是对所有发送序列号小于或等于该号的APDU的有效确认，这时就可以删除缓冲区里已正确传送过的APDU。

（2）链路故障后采用续传方式，搜寻历史数据

解决方案就是利用TCP/IP协议，实现故障续传的功能，双方重新建立一条链路，这条链路占用5001端口，它们之间实现历史数据传输，调度方通过发送故障时间标志给RTU，子站端通过得到的信息，从其历史数据库中提取断路时的历史数据传送给主站端。

（3）实现对每个子站端口并行实时采访

解决方案就是采用UNIX多线程技术来建立多个端口线程，并与各个子站建立链接，并发接收数据。

三、IEC60870-5-103继电保护规约概况1、IEC-870-5-103规约的传输规则传输规约IEC-870-5-103继电保护设备信息接口配套标准采用FT1.2异步式字节传输(Asynchronousbytetransmission)的帧格式，对物理层，链路层，应用层和用户进程作了大量的具体的规定和定义，详细说明了继电保护设备的信息接口。它适用于具有编码的位串行数据传输的继电保护设备（或间隔单元）和控制系统交换信息。

《IEC60870-5-2：链路传输规约》确定了链路层的标准链路传输过程：启动站的链路层仅在前一次所接收的报文传输请求或者成功地完成或者带差错指示地结束，才能够接收一个新的报文传输的请求。103规约采用窗口尺寸为1的非平衡方式传输的链路传输规则，即由控制系统向继电保护设备触发一次传输服务，或者成功的完成，或者报告产生差错，之后才能开始下一轮的传输服务，对于发送/确认，请求/响应传输服务在传输过程中受到干扰，用等待-超时-重发的方式发送下一帧，发送/确认和请求/响应这两种服务由一系列在请求站和响应站之间的不可分割的对话要素所组成。2、IEC870-5-103规约的参考网络模型和帧格式执行IEC870-5-103继电保护设备信息接口配套标准（以下简称103规约）依据的网络模型是增强性能结构EPA(EnhancedPerformanceArchitecture)。该结构是根据ISO的OSI七层标准模型转化而来的。因为103规约考虑到传输的效率，即使远动系统在有限的带宽下获得特别短的反应时间，使用的参考模型只有三层。如图1所示。

国内103规约选用传输帧格式是IEC6087052链路传输规则中描述的FT1.2格式。该数据帧有3种规约：单个字符帧，只包含一个字符“E5”（一个8位位组）；固定帧长帧，如图2；可变帧长帧，如图3所示。

固定帧长帧格式用于继保设备与系统之间传输的确认帧、忙帧和询问帧之用。可变帧长帧格式用于控制系统与继保设备传输数据之用。其中，上图2和图3中展开的数据帧中，报文长度L包括控制域、地址域和用户数据区的八位位组的个数，为二进制数；帧校验和是控制、地址和用户数据区八位位组的算术和。3、IEC870-5-103规约常用的信息体元素类型由图4可以看到，103规约报文中最重要部分信息体是由包含功能类型和信息序号的信息体标识单元，信息体元素和信息体时标（任选）三部分组成。

在任何一帧包含了信息体的数据报文中，仅从信息体标识（2个字节）即可判断出该报文中传递的数据基本类型，确定是遥信，遥测，电度还是遥控点的数据信息。这是由于103规约为各种不同基本类型的数据规定了不同的功能类型和信息序号。

本配套标准定义了两种信息序号：兼容范围和专用范围。兼容范围信息序号包含了继电保护设备和间隔单元的一些基本信息内容。专用范围的类型、标识功能类型和信息信号是考虑到国内已经生产和使用的继电保护设备在硬件方面可能发生较难适应的问题而特殊处理的。对于大于本标准所定义的信息内容和数量则采用通用分类服务的方式来传输信息，需要占用比较大的内存来定义各种目录和条目。

实现这些信息的传输有两种方法：参照兼容范围定义方法，按距离保护、过流保护、变压器差动保护和线路保护四种功能类型来定义各种信息的信息序号；按设备来定义继电保护信息的信息序号，如线路保护1、变压器1、母线1等，将继电保护信息分类给予信息序号。4、IEC60870-5-104规约与103规约的比较IEC60870-5-103协议是用于控制系统与继电保护设备信息交换中的继电保护设备的信息接口配套标准，物理层采用光纤传输或EIARS-485接口。103协议传送的信息主要针对继电保护的相关信息，101协议和104协议传送的信息主要为SCADA的监控信息。103协议和104协议共享相同的应用数据结构和应用信息元素的定义和编码。IEC60870-5系列标准和103协议已被我国作为优先采用的标准在推广；104协议由于制定较晚，因此没有103协议应用的广泛。四、IEC60870-5-103、104规约在电厂信息系统中的实际应用1、继电保护信息系统应用中存在问题目前我省已投入的微机型保护设备考虑得较多的是本身的继电保护功能，在数据的综合利用方面考虑的较少，在继电保护信息处理方面还处于比较落后的阶段。主要表现在以下一些方面。1.1变电站内的保护装置一般都是分散式地独立进行工作，其在运行中产生的信息输出到自己的打印机进行打印，输出到打印机的信息往往一般都用代码表示其内部的状态，对于运行人员来说难以直观理解；打印结果以硬拷贝的形式保存，不易于长期保存和进行档案管理及数据共享。1.2运行人员往往根据设备发出的接点信号来检查相应设备的运行情况，缺乏一个统一且方便的管理后台设备向运行人员提供友好的用户界面。1.3调度中心与当地电厂、变电站的联系不紧密，调度中心的运行人员通常只能靠变电站、电厂就地的运行人员的口头汇报或简单的保护动作信号进行事故处理。由于种种原因，口头汇报往往差错率较高，拖延了事故处理时间。1.4发生故障后需要保护专业人员到现场将保护报告打印后，再送到调度端进行数据分析，如果遇到较大范围的故障，则需要多个变电所或电厂的相关数据，造成数据分析时间上的延误。1.5电网发生故障时，大量报警信号同时涌入控制中心，使调度人员无所适从，严重地影响了重大事故的处理和系统恢复时间。1.6目前国产保护记录的数据只能以打印的形式供调度端使用，保护内部的数据只能通过专用的设备到现场取得；进口保护的数据可以通过远传功能送至调度端，但每一种保护的故障分析软件只能分析对应保护的动作行为，造成主站端多种分析软件并存，又互不通用，记录下的数据无法共享。1.7电网未建立统一的继电保护管理系统，继电保护人员每天面对诸如电网结构、保护配置、设备投退、运行方式变化等各种大量未经处理的信息，需对它们进行正确的分析、处理和统计，工作繁重，并且上下级局之间、局与各厂站之间存在着许多重复性数据录入、维护工作。1.8随着变电所逐步实现无人值班以及运行管理水平的提高，对保护装置的远方状态监控，远方定值校对，远方修改定值等需求将越来越大。1.9为此，各厂站建立新信息系统的要求也越来越迫切。继电保护及故障信息处理系统总体结构根据国内的类似系统的经验总结，该系统采用主站/子站模式是比较成熟的方案，由于福建省电网目前的主要调度机构分省调通中心和各地区调度，因此会出现多主站对应多子站的模式，具体方案如下，为了避免混淆，将设在电厂的故障信息系统成为主站，设在省调通中心的故障信息系统称为辅站，设在各变电站的故障信息系统称为子站。省调主站省调主站光纤网络地调辅站n500kV厂站侧子站1220kV厂站侧子站1500kV厂站侧子站n220kV厂站侧子站n光纤网络：MODEM通道：网络通道方案优点是调通中心端和地调端分工明确，责任清晰，任何一个调度端的故障均不会影响到其他调度端的功能实现，主站和辅站的软件总体上是一致的，有利于系统的开发和维护。系统的缺点是调通中心端主站担负的通讯量较大，随着系统的发展，调通中心端主站应考虑足够的系统容量。考虑到继电保护及故障信息处理系统是一个准实时的系统，随着电力系统以及宽带网络通道的发展应用，通讯对系统性能的影响将逐步减小；另外，故障信息处理系统要求得到子站的信息准确可靠，经过地调辅站的转发后，无法满足这个要求；因此，本工程中我们采用了这方案。继电保护及故障信息处理系统总体要求a)无论该故障信息系统出现何种情况，绝对不能影响继电保护和故障录波器的安全、可靠及独立运行。b)系统要同时考虑继电保护专业人员、调度人员、现场运行人员、检修人员、管理人员的需求。c)系统既要满足电网故障情况下对故障信息和继电保护动作信息的快速采集、传送和分析应用，又要实现日常运行中对微机继电保护和故障录波器的监测功能。d)系统整体技术水平应达到国内领先水平。3、主站（辅站）的功能要求和配置考虑到中心端主站和地调端的辅站在功能和结构上有很多相似之处，以下“主站”的称谓中均包括了主站和辅站。主站的基本功能：3.1主站端应包括实时数据处理模块（或中心），当系统发生故障时，首先接收各子站上传的故障跳闸简要报告。在调度员工作站和继保专业人员工作站中以图形画面方式和语音提示方式推出事故报警提示和故障跳闸简要报告。并且在全网接线图上对应的站点及故障线路将以动态闪烁的方式快速直观地显示故障站点和故障线路。简要的故障跳闸报告应包括：变电站名称、故障线路、断路器编号、故障时间、故障类型、重合闸时间、重合闸是否成功这些简要信息量。所有的简单故障报告均记录至主站端数据库。3.2在传送故障简要报告以后，接收各子站上传的故障详细信息。其中包括保护装置的具体动作信息，如具体启动的元件等，还包括故障描述、故障测距等。除了将故障测距结果送至调度员工作站以外，其他信息送至继保专业工作站。所有的信息将记录至主站端数据库。3.3继电保护和故障录波装置记录的详细波形数据的传送，应根据用户设定，决定主站是否向子站发出命令，以便使子站向主站传送故障的详细波形数据；还应该事先设定具体传送时间安排，应尽量避免大量的波形数据传送，占用太多主站端通讯资源。3.4正常情况下，对厂站端的继电保护装置、故障录波装置的运行状况和整定参数进行监测，对运行设备的参数进行查询。采用与电气一次接线图方式一致的图形化管理和图形化信息发布。通过点击电网地理接线图上任意一个分站，可调出该分站电气主接线图、保护／故障录波器配置图等；通过点击电网地理接线图上某一线路可调出该线路的保护配置、线路参数、运行状态、整定值、CT变比、历史事件等信息。双击保护装置或故障录波装置图标，可再弹出保护装置的具体情况汇总，以便于继保人员监测装置。3.5主站系统中应具备较完善的数据库功能。将系统发生的故障时间、类型、地点、保护动作情况、故障时的模拟量等信息，以及正常运行时设备状态变更、异常情况记录至数据库中。具备数据库管理功能，能将各变电站送来的各种信息进行处理，并能方便地进行不同条件的查询，如按各种编号（如单位、厂站、线路等）、设备型号、报告类型（动作报告、启动报告、告警报告等）、时间段等多种条件查询，并能实现查询后的转存备份、统计分析、打印历史记录等工作。3.6数据库采用商用型关系数据库。主要考虑方便地与其他系统互连，使系统具备开放性和可开发性。同一个数据（或实体）在数据库中的地址具有惟一性，不可以重复出现，以节约资源。在特殊情况下，为了提高系统的处理效率和可靠性，可适当存在数据的冗余，但应严格保证数据的安全性、一致性、可靠性、实时性和可维护性。数据库的安全性应满足以下要求：数据库是整个系统运行的核心和基础，其安全性应该放在非常重要的位置。就其安全性可以分为内部安全性和外部安全性。内部安全性是指在数据库内部进行数据交换或授权用户对数据库进行操作、更新数据库时，不应该造成数据的破坏与丢失。外部安全性一方面是指防止非授权用户对数据库的数据、窗体、表格和模块进行非法操作。因此，要求数据库具有用户级安全设计，不同级（或组）别的用户在打开数据库时对其进行身份验证，使其对数据库享有不同的操作权限。外部安全性另一方面是指防止外部程序的非法进入、应用程序的潜在错误、计算机病毒程序或计算机系统的软硬件故障对数据的破坏。另外，从数据库保密性要求应防止低级别用户或非法用户对数据的转移、推导或窃取。为此，在系统设计上考虑与DMIS或MIS系统的连接采用防火墙隔离。3.7主站端应具备设备台帐管理及综合统计分析功能，台帐管理应将管辖内的所有保护设备列入台帐，包括具体保护设备的各种统计内容以及根据子站上传的保护装置运行信息；记录每套主站的年运行小时数；根据用户要求统计出各种保护的动作率，包括各种型号保护、各种类型保护和各个厂家的保护运行动作情况；另外根据故障发生的类型和地区，统计出全省或地区的故障发生概率等，采用目前电力系统中通用的报表形式输出结果，同时考虑将统计结果存入数据库。3.8该系统应具备可扩展性和可维护性。系统应提供一个电力系统元件库，包括断路器、变压器、发电机等元件。当增加子站时，只要通过在配置文件中增加对子站的描述，以及通过图形编辑，修改（如添加、删除等）电网地理接线图和各变电站电气主接线图（利用元件库中元件以搭积木的方式生成），方便地增加和修改子站信息。同时为了日常维护，系统应提供最常使用的编辑功能。3.9主站端应具有故障综合分析软件，以统一的平台软件完成下列功能：求出故障量的有效值、峰值、直流分量等数据；求出各故障序分量的大小及相位，能以向量图和波形两种方式输出；通过比较故障录波记录的数据对保护的动作行为进行人工的判断。软件应能够识别不同保护装置的波形文件以及COMTRADE格式的录波数据。3.10利用故障录波器记录的故障线路双端的故障数据，并结合线路的参数辅助继保专业人员进行故障距离的分析和计算。3.11主站端应具备信息WEB发布功能，通过与调度中心的调度生产管理系统可靠相连，实现数据共享和交换。故障信息系统为不同权限的用户提供不同的数据、页面、图形和功能供领导和安监人员使用。WEB发布的信息主要包括各类保护动作情况的综合信息、重大事故后的保护动作综合信息。目前发布的信息应经过继保专业人员的人工干预。3.12位于省调度中心的故障信息主站系统应能够与即将投入运行的福建省安全稳定控制系统、福建省功角监测系统进行通信，并将安控系统和功角监测系统的运行信息存入数据库。3.13主站端应定时自动检查与子站的通讯情况，将检查结果存入数据库。如果存在两个通道，在主通道发生故障，自动地将通道切换为备用通道。3.14主站端应对用户设定不同的权限，主要包括三个层次：第一层为继保专业人员；第二层为运行人员；第三层为领导和安监人员。3.15主站端应包括一套继电保护定值管理和远方校对功能系统。主要功能包括对调度负责范围内的保护设备的定值单管理，包括调度下发的每个工程各阶段定值单的管理，以便于继保专业人员对继保设备定值的增加、修改、存储、查询。另外，对调度端数据库中最新的定值与现场的设备中的定值进行校对，以便及时发现两者之间的不对应，避免发生保护的误动和拒动。3.16对于未安装故障信息系统的厂站，调度端主站应能够与厂站原有的故障录波器通讯并取得故障数据，针对不同的故障录波装置的故障数据格式，包括COMTRADE格式和录波装置的专用格式，主站端应具有相应的措施予以处理。3.2主站端配置及结构继电保护及故障信息处理系统的计算机系统考虑采用一个独立的网段，该网段可以采用双网结构的冗余配置或采用单网结构。通过网关/Web服务器连接到调度生产管理系统(DMIS)，实现与其它子系统的通信。网关/Web服务器前暂设置防火墙，配置Web浏览器功能，调度生产管理系统用户的访问将通过网关/Web服务器的Web功能实现，避免外部网络用户直接接触继电保护系统，保证系统的运行安全。主站端包括福建调通中心端和我厂的主站。从功能上说，主站的功能是一样的，但考虑到调通中心负责的是全省的保护设备，数量多，另外从重要性、安全可靠性及投资角度出发考虑，在调通中心端的网络采用双网结构的配置，数据服务器、通讯服务器均考虑采用双重化配置（此费用我厂不考虑），我厂端采用单网结构，服务器只考虑单重配置。由于本系统的开放性，在条件成熟时，如我厂端负责的设备数量增加，我厂对该系统的可靠性、安全性要求提高后，再将调端的设备配置为双重化。中心端配置如下：数据库服务器2台，主频不低低于PIII800配置，硬盘盘不小于200G(SCSSI)，1G内存，双双以态网卡，17”彩显。通讯服务器2台，主频不不低于PIII800配置，硬盘盘不小于200G，512M内存存，2个双以态网网卡，17”彩显。磁盘阵列36GG6X6GGWEB服务器兼网网关(包含防火墙墙功能)1台，主频不不低于PIII800配置，硬盘盘不小于200G，256M内存存，17”彩显。拨号服务器（或采采用MODEMMPOLLL）2台。调度员工作站1台，主频不低低于PIV1GG配置，硬盘盘不小于400G，512M内存存，双以太网网卡，21”彩显。保护工程师工作站站3台，主频不低低于PIV1GG配置，硬盘盘不小于400G，512M内存存，双以太网网卡，可读写写光盘机，221”彩显。网络设备（包包括网卡、Switcch-HUBB）1套网络打印机11台，A3激光打印机机。UPS电源11台。30000VAh操作系统软件按计计算机配置。商用数据库软件。2套主站端系统软件（包包括应用软件件）1套福建调通中心端继继电保护及故故障信息处理理系统主站配配置见图2。至MIS系统通信服务器1数据处理服务器A调度员工作站拨号服务器至MIS系统通信服务器1数据处理服务器A调度员工作站拨号服务器光纤网络500kV厂站侧子站1电话网络调通中心主站系统继保工程师工作站（3台）网络打印机服务器兼网关(具备防火墙功能)磁盘阵列数据处理服务器B通信服务器2图2：调通中心主站端端系统配置图图调度端辅站配置如如下：数据库服务器1台，主频不低低于PIII800配置，硬盘盘不小于200G(SCSSI)，1G内存，以以态网卡，117”彩显 。通讯服务器1台，主频不不低于PIII800配置，硬盘盘不小于200G，512M内存存，以太网卡卡，17”彩显 。WEB服务器兼网网关1台，软件包包含防火墙软软件。主频不不低于PIII800配置，硬盘盘不小于200G，256M内存存，以太网卡卡2个，17”彩显 。拨号服务器（或采采用MODEMMPOLLL）1台。调度员工作站1台，主频不低低于PIV1GG配置，硬盘盘不小于400G，256M内存存，以太网卡卡，21”彩显。保护工程师工作站站2台，主频不低低于PIV1GG配置，硬盘盘不小于400G，256M内存存，以太网卡卡，可读写光光盘机，21”彩显。网络设备（包包括Switcch-HUBB等）1套网络打印机11台，A3激光打印机机。UPS电源11台。30000VAh操作系统软件按计计算机配置。商用数据库软件。1套主站端系统软件（包包括应用软件件）1套我厂端的继电保护护及故障信息息处理系统主主站配置见图图3。调度员工作站拨号服务器光纤网络调度员工作站拨号服务器光纤网络电话网络地调辅站系统保护工作站数据库服务器通信服务器网络打印机WEB服务器兼网关防火墙至MIS系统4、厂站端子站的功功能要求和配配置厂站端子站的功能能要求：4.1完成与厂厂站内微机保保护装置、故故障录波装置置的通信，包包括与各种装装置间通信规规约的转换，为为了减少对已已经运行设备备的修改，子子站和现有设设备之间采用用原有装置支支持的通信规规约。4.2应具备专专门的装置能能够采集非微微机保护或不不具备通讯能能力的其他装装置的动作信信息，将采集集量送至子站站中。4.3子站对各各装置实时查查询，对各保保护装置的动动作事件、保保护装置的自自检信号等，以以及相关的波波形及时收集集并按照重要要性在就地数数据库分级记记录，在当地地给出明确的的提示信息。4.5保护装置置的动作信息息应主要包括括保护动作后后的简要故障障信息和详细细的保护动作作信息，并根根据事先的设设定，将不同同电压等级的的保护信息自自动传送至不不同的调度端端主站。一般般情况下，220kV及以上的保保护信息传送送至调通中心心和地调端，110kV及以下电压压等级信息仅仅传送至地调调端辅站。传传送顺序按先先传送简要故故障信息，然然后传送详细细保护动作信信息。两者之之间的时间间间隔按照不同同的通道方案案进行设定。4.6在故障处处理结束以后后，信息管理理系统应自动动地读取保护护装置记录的的故障波形文文件和故障录录波装置记录录的事件文件件。故障录波波装置记录的的事件文件内内容包括完整整的故障前、故故障中、故障障后的模拟量量、开关量信信息，为了统统一各种录波波装置文件格格式的不同，子子站端应将录录波文件统一一转换为IEEE标准COMTRRADE格式，并同同时保留原有有的文件。容容量较大的波波形文件和录录波数据文件件均由主站端端发出命令后后，调用这些些数据。4.7子站端应配配置实时的数数据库系统，以以满足电力系系统的实时性性要求。该系系统主要存放放本站内所有有保护、录波波的记录数据据。实时数据据库应该在人人机访问界面面上与商用数数据库保持一一致。4.8子站端可根根据信息的重重要性确定其其优先级，保保证重要信息息首先传送。各各种信息的重重要等级按保保护动作信息息、保护记录录波形数据、保保护启动信息息、保护装置置的变位、操操作的顺序安安排。所有操操作、动作事事件、修改均均要记录到事事件表中，便便于事后分析析查阅。子站站端能够能够够同时对多个个主站发送数数据、响应请请求。4.9子站能够够对装置的定定值以及参数数进行调阅、校校核和修改。可可查阅各装置置的历史记录录和当前状况况，可设置是是否允许修改改保护定值及及区号。远方方主站也可以以通过子站实实现此项功能能。4.10系统采采用GPS的软对时及及接点对时相相结合的方式式，子站可通通过通信方式式对各装置下下发对时命令令，以校正时时钟的年、月月、日、时、分分。硬接点对对时利用GPS的分脉冲和和秒脉冲对装装置精确对时时，使得子站站的事件具有有统一时标。一一个子站内的的GPS时钟接收装装置仅需要一一台，可以利利用原有的故故障录波柜中中的设备，再再另外增加录录波脉冲接点点的扩容设备备。4.11信息的的安全管理。子子站对信息的的删除、修改改都设置权限限管理，对拨拨号及网络的的通信进行安安全校核，非非授权用户将将拒绝使用。4.12子站端应应定时自动检检查与主站的的通讯情况，将将检查结果存存入数据库。如如果存在两个个通道，在主主通道发生故故障，自动地地将通道切换换为备用通道道。4.13可设置保保护的检修、故故障等状态，当当保护在检修修状态时，与与它相关的动动作信息自动动屏蔽，不进进行任何处理理。5、子站端系统结构构及配置由于各厂站的具体体保护、控制制方式不同，子子站端的系统统结构相应有有所不同；根根据福建电力力设计院完成成的《220kV变电站自动动化（无人值值班）改造总总体规划及实实施方案》，采采用综合自动动化方式进行行改造。5.1与常规控制制方式配合如如下：EthernetEthernetRS232子站主机保护设备1多串口卡RS232保护设备nEthernet故障录波1故障录波n这方案的优点是传传送数据的速速度快，尤其其对提高传送送故障录波记记录的波形数数据有较大好好处，缺点是是要求故障录录波支持以太太网通讯方式式，而且增加加了网络设备备，投资相对对大。从故障录波设备的的技术发展上上看，越来越越多的录波设设备支持以太太网传输方式式，因此在我我省建设继电电保护和故障障录波管理系系统中，子站站端功能上能能够支持以太太网传输方式式。5.2与综合自动动化系统的配配合现场网络站控层网络保护管理机1保护设备1-1通讯控制器故障信息系统子站故障信息系统主站故障录波器1故障录波器n保护设备1-2保护管理机n保护设备n-1保护设备n-2保护工程师站根据继电保护设备备自身的网络络通讯能力，以以及综合自动动化系统结构构、网络形态态的情况，继继电保护设备备和综合自动动化系统的连连接有不同的的方式，同时时也造成了故故障信息系统统的接入方式式不同。在考考虑方案时，首首先应排除对对现有保护、录录波等装置等等进行较大更更换，如：将将所有232、285等通信接口口全部更换为为以太网，或或对原有设备备增加232串口的要求求，因为这样样做无论是投投资还是对电现场网络站控层网络保护管理机1保护设备1-1通讯控制器故障信息系统子站故障信息系统主站故障录波器1故障录波器n保护设备1-2保护管理机n保护设备n-1保护设备n-2保护工程师站保护通过保护管理理机与监控系系统联系，保保护工程师站站不再担负故故障信息系统统子站，另设设故障信息系系统子站，子子站与保护管管理机直接通通讯，取得保保护的相关信信息，保护管管理机担负同同时向监控系系统和故障信信息系统传送送数据的任务务。故障信息息系统与监控控系统相对独独立，便于系系统的调试；；两个系统分分界处位于保保护管理机中中，每个系统统仅需考虑与与保护管理机机的配合，从从软件开发、调调试、维护上上比较方便，因因此这种方式式是比较理想想的方案。5、电厂故障信息系统统地位及作用用电厂继电保护及故故障信息处理理系统是由设设在调度端的的主站（包括括省调端和地地调端）和若若干设在变电电站、发