IEC103规约

IEC103规约（精选6篇）

IEC103规约 第1篇

关键词：继电保护,电力系统,实时操作系统,嵌入式,IEC60870-5-103规约

0 引言

随着嵌入式技术的发展,其在电力保护自动化系统方面的应用也越来越广泛[1～3]。另一方面,电力保护系统对信息交换的可靠性和对系统的易于维护性也提出了越来越高的要求。

本文研制的WMH-500微机式母线保护装置,应用了国际标准IEC60870-5-103通讯规约[4～10],实现与变电站自动化系统和保护信息管理系统的接口。这使得利用嵌入式操作系统可以完全实现链路层和应用层分开进行设计,使系统具有实时性强、易于扩展和维护、具有良好的开放性;另外,为进一步增强装置的功能,研制了其在通信管理系统中可以存储大容量报告以实现故障数据的波形在线恢复显示及打印的功能;装置的通信规约已在开普实验室通过一致性检测。

1 系统的硬件和软件设计

1.1 装置通信管理系统的特点

WMH-500微机式母线保护装置适用于110 kV及以上各种电压等级的双母线、单母线、单母分断等各种接线形式的发电厂及变电所的母线保护。通信管理系统的设计完全考虑目前现场的工程实际,采用灵活的后台通讯方式,友好的人机接口,10.4大屏幕TFT显示,正常显示系统主接线及实时潮流数据;配电阻式触摸屏,用户操作更加方便快捷;且可存储大容量与COMTRADE兼容的故障录波,用户可根据需要进行选择显示或打印,多种形式再现故障时的原始数据,便于用户查找分析原因,适于无人值守的现场应用。

1.2 通信管理系统的硬件平台设计

装置内部的功能组件采用后插拔的插件式结构,通信管理插件采用多层印制板、表面贴装和涂敷工艺制作,依据总线不出芯片原则,大大提高了抗干扰性能。

1)硬件平台优势

装置通信管理系统的硬件平台应满足快速、准确处理数据的要求,PowerPC555是MOTOROLA公司的32位微处理器,它能在摄氏-45度到125度的恶劣环境下工作,具有强大的浮点处理能力,支持复杂的算法,内部有448 K字节的FLASH存储空间,且兼有工业标准的JTAG和BDM调试接口,使产品的软硬件调试非常方便快捷。

装置的硬件结构、电路设计等方面充分考虑电磁兼容性要求,以确保装置具有较强的抗干扰能力,整个系统的强弱电彻底分离,保证了装置的可靠性;另外通信管理系统设计了软硬双看门狗防错机制,可避免装置运行过程中如常死锁等现象。

2)装置的通信管理系统的硬件原理框图如图1所示。

其中电源采用直流220 V输入,经逆变后提供+5 V、+12 V给通信管理系统使用;CPU采用Motorola的32位浮点POWER PC体系嵌入式微处理器,加以适当扩展完成所有控制;控制面板采用大屏幕背光TFT液晶显示并配触摸屏,实现人机对话。

3)数据交互的实现

通信管理CPU板负责装置的信息管理和数据通信,该插件通过CAN总线与保护CPU板进行组网,利用公司内部的103规约实现数据的交互,接收和存储事件报告等相关信息,通过不通接口输出到各相应的设备,如显示屏、打印机或输送至监控后台和工程师站。

1.3 通信管理系统的软件平台设计1)采用RTOS的优势

通信管理系统是装置与人机显示或综自的信息桥梁,完成的主要任务包括硬件初始化、装置自检、人机交互、数据信息的远传等。如此复杂的应用,需要嵌入式实时操作系统来保证软件系统的可靠性,并能合理地最大化地利用CPU的资源,由于它具有自愈能力而避免了出现系统崩溃情况,此外,实时操作系统还具有开发效率高、可移植性好、模块化的程序设计等特点,系统可以将各功能模块分独立的任务处理,从根本上保证软件的实性,简化软件的移植和产品的升级。故本系统选择嵌入式实时操作系统,从根本上满足装置与综自互连时链路层和应用层完全分开的设计要求。

2)Nucleus Plus简介

NucleusPlus是为实时嵌入式应用而设计的一个抢占式多任务操作系统的内核,提供任务控制管理、内存管理、定时器管理、中断、系统诊断等16个组件,可根据设计的需要对其进行裁剪和定制,它具有性价比高、功能模块丰富、易学易用等优点,所以本装置选用该操作系统。

3)功能设计实现

WMH-500微机式母线保护装置的通信管理系统在高性能硬件系统上,嵌入Nucleus Plus实时操作系统,采用POWER PC555汇编语言和高级C语言编程,软件按任务实现模块化设计,以搭积木的方式将各功能模块组合起来,实现装置的整体功能。主要分上电复位、液晶显示、触摸屏操作、通信管理、规约转换、打印处理。实现如图2所示。

系统采用模块化设计增强了系统易于扩展升级、模块代码易于移植、具有很强的开放性等特点。并在相应的实际继电保护产品中进行了相应的移植,实践证明对应用代码稍加改动即可完全满足应用开发需要,避免了投入重复人力物力的浪费。

2 103规约在装置中的实现

2.1 103规约简介及网络模型

103规约是国际电工委员会(IEC)提出,用于控制系统与继电保护设备交换信息中的继电保护设备的信息接口标准。与国际标准化组织的开放系统互联七层参考模型相比,103规约是简化的通信协议。三层参考模型可显著提高通信的实时性。其参考模型如图3所示。

103规约规定,物理层采用光纤系统或RS485总线系统,装置采用RS485通信接口,应用光电隔离的MAX485实现电平转换,利用光电隔离可提高稳定性;通讯速率支持9 600 bps或19 200 bps(可配置);偶校验;通讯格式为1位起始位,8位数据位,1位停止位,1位偶校验位;另外,为满足现在不同的现场需要也提供了以太网接口。

链路层由一系列采用明确链路规约控制信息的传输过程所组成,为应用层提供差错的数据传输服务。装置链路层与应用层的实现完全分开,实现了理想化的通信联络,在链路层快速响应主站信息,确保标准规定的,重复帧传输时间间隔控制在50 ms之内,切实地提高了通信接口的实时性。

应用层主要是提供用户之间进行信息交换的接口,包括信息交换方法和装置应用功能及过程。

2.2 信息交换方法

WMH-500微机式母线保护装置中应用了兼容范围和通用分类两种方法,而建议不采用专用范围,主要是考虑到规约一致性及互联的局限。采用前两种服务进行协议编制,才能保证互换性和互操作性,避免大量的规约转换工作。

2.3 装置应用的功能及过程

在高压变电站微机控制系统与微机保护设备103规约的通信接口的开发中,主要应用到的功能,通信管理任务的软件流程如图4所示。

1)站初始化功能:子站上电或重启后,接受主站复位CU命令或复位FCB命令,上送ASDU5(复位CU或复位FCB),接着上送ASDU5(启动/重启)表示子站初始化完成。

2)基本链路传输:在正常运行情况下,主站循环向子站召唤2级数据,子站没有2级数据时,用功能码9回复主站的请求命令;如果有1级数据产生,先将ACD位置1,在主站请求1级数据时上送。

3)事件的获取功能:子站将告警信息、保护动作、开关变位作为事件突发主动上送,报文中的时间标记表示事件发生瞬间时间,且使用了品质描述词中的IV位。

4)总召唤:主站发送总召唤命令时上送装置内总查询报文表的全部内容遥信,最后上送总召唤结束;总召唤过程中允许传输突发事件或主站进行命令控制。

5)时间同步:主站发送时间同步命令,子站在应用层进行响应,并正确校正当地时间。

6)命令传输:主站进行信号复归,子站用做肯定认可,然后上送变位事件。

7)闭锁模式:监视方向的闭锁在当地激活,在闭锁模式下,如子站收到总召唤命令后回复总召唤终止信息,如收到主站一般命令回复否定认可;如收到时间同步命令,子站可以正确执行和响应;监视方向的闭锁可以在当地解除。

8)测试模式:可以在子站当地激活,也可以在当地终止,测试模式下子站屏蔽保护动作功能。

9)通用分类:主站发送通用分类命令,子站用通用分类数据上送其内部定义的各组标题的内容、特定组内的全部条目的属性(如描述、实际值、因子等)、某条目的属性(如描述、实际值);主站发送1帧或连续多帧写通用分类数据,子站用通用分类数据进行确认,然后在主站发送通用分类数据写确定/取消时,子站回复通用分类数据执行写操作/取消写操作。

3 103规约在应用中应注意的问题

3.1 时间同步

应答报文的时标是主站发送对时命令时,对应的子站当地时间;在否定测试环节,对接受到的无效时间(如14月33日62分)命令的特殊处理,使装置具有容错能力。

3.2 命令传输

遥控过程作为IEC60870-5系列规约所实现的主要功能,是规约实现的重点。当短期内装置收到两个或更多的遥控命令时,在对前一次的命令做出认可之前,间隔单元又收到主站的命令报文,装置应对新的控制命令进行否定认可。多数厂家虽然都能完成命令传输的功能,但对执行遥控命令时发生另一遥控命令的情况缺乏细节上的处理,违背103规约的标准规定,同时由于应答过程不完整,还会存在一些互操作的麻烦。

3.3 品质描述词的使用

IEC60870-5系列规约的显著特点之一就是使用了品质描述词,品质描述会造成沟通和互联的障碍。品质描述词主要包括IV(无效)、NT(当前值)、OV(溢出)、SB(替代)、BL(闭锁)等,通常用于遥测、摇信、遥脉等信息对象的额外的品质信息。

如在时标的IV(无效)位,由于事件信息、时间同步命令中都带有时标,因此该位的处理至关重要。103规约规定:“继电保护设备最后一次同步后超过23 h未再同步;在复位报文和第一次成功的时间设定或同步之间发生的报文”,应在“时间信息元素的第三个八位位组的IV(无效)位置1”。

上述提到规约中应用应注意的问题,已应用到装置中,且通过开普实验室的否定测试和数据正确性的检验。

4 结论

嵌入式通信管理系统能保证系统响应的实时性和运行的可靠性,软件设计采用模块化模式,提高了装置适应现场环境的能力,方便了系统维护,克服了以往功能简单的缺点,充分满足了用户的个性需求;103规约是一个规则比较复杂的IEC传输规约,要在装置中成功应用,需要进行规约应用的反复实验和检验。但规约一致性检测报告和现场运行的良好效果,已经初步说明所研制的应用103规约的WMH-500微机式母线保护装置的通信具备良好的稳定性和可靠性。

参考文献

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IEC103规约 第2篇

IEC60870-5-102规约是关于电能累计量传输的配套标准,广泛应用于电能计量系统中。IEC61850是国际上关于变电站自动化系统的第一个完整的通信标准,用以实现来自不同厂家设备的互操作性。随着智能电网和数字化变电站的快速发展,设备智能化和网络化成为电力系统发展的主流趋势。由于现阶段变电站内的大部分智能电子设备(Intelligent Electronic Device,IED)主要采用的是IEC60870-5规范或厂家内部通信规范,短期内不可能全部淘汰,同时限于技术和成本,在变电站自动化系统中采用统一的IEC61850标准将经过一个较长的过渡阶段。本文提出了一种102规约向IEC61850标准转换的网关设计模型,实现将当前采用102规约的IED兼容到数字化变电站新系统中来。

1 102规约和IEC61850标准的比较

1.1 体系结构和数据服务

IEC61850标准将变电站自动化通信体系从逻辑上和物理上划分为变电站层、间隔层和过程层。变电站层主要是实现人机交互,间隔层用来汇总和传输数据,过程层直接与一次设备相结合。变电站层和间隔层之间定义了抽象通信服务接口(Abstract Communication Service Interface,ACSI),由特殊通信服务映射(Special Communication Service Mapping,SCSM)映射到特定的应用层标准制造报文规范(Manufacturing Message Specifi cation,MMS),实现了系统应用与具体通信方式的隔离,可以适应通信网络技术的快速发展。IEC60870-5-102协议的数据与服务是混合在一起定义的,基于增强性能结构(Enhanced Performance Architecture,EPA)三层参考模型(物理层、链路层、应用层),协议本身不作修改很难适应底层技术的变化。

1.2 建模方法和信息描述

IEC61850标准采用面向对象建模的方法对变电站自动化通信系统、设备、功能和数据进行建模,并使用变电站配置语言(Substation Configure Language,SCL)进行信息模型的描述,包括变电站模型、IED模型、通信系统模型等。其中IED模型逐级分解为IED、访问点、服务器、逻辑设备、逻辑节点、数据、数据属性。IEC60870-5系列标准是面向点信息的远动传输标准,广泛适用于电力系统自动化的各种应用中。其中IEC60870-5-102协议是基于该系列标准的针对电能量传输的配套标准,大多应用于电能计量系统中,支持电能量采集装置上传数据的传输。点信息模型不能表达数据之间的关联性,数据点的具体含义也与实际工程的预定义密切相关。

1.3 报文格式和应用范围

IEC61850贯穿变电站自动化系统的系统需求、建模与设计、配置描述、工程和管理等整个系统生命周期。它的目标是形成统一标准的变电站自动化通信体系,使来自不同制造商的IED之间实现互操作,以适应变电站综合自动化通信朝统一建模、统一应用的无缝通信系统发展。而IEC60870-5-102协议只是针对电能计量系统中的一个系列的产品使用。IEC61850标准定义的报文传输包括MMS、面向对象的变电站通用事件(Generic Object Oriented Substation Event,GOOSE)和分析采样值(Sampled Measured Value,SMV)3种方式。102规范采用FT1.2异步字节传输的帧格式,对EPA三层模型和过程作了许多具体的规定和定义。

1.4 协议转换的必要性

当前变电站中电能计量系统中的设备广泛采用的是IEC60870-5-102规约,而市场上各厂家生产销售的电能量采集终端设备也大多支持IEC60870-5-102标准,这使得在推广应用IEC61850系列产品的过程中,必然出现新旧标准的混用。通过对IEC60870-5-102协议与IEC61850标准的差异分析可知,实现IEC61850的开发不是一件简单的工程。同时由于不同厂家对IEC61850的认识、重视程度、研发水平和研发速度不同,支持IEC61850系统的时间也不同,使得现役设备中IEC61850设备和非IEC61850设备将在很长一段时间内共存,所以需要具有协议转换功能的网关实现对大量存在的非IEC61850设备的兼容,为最终实现向IEC61850的平稳过渡奠定基础。

2 协议转换网关的设计

2.1 网关的软硬件框架

IEC61850网关主要包括外部协议解析模块、IED配置模块、MMS服务器模块以及IEC61850实时数据库模块。外部协议解析模块将来自外部设备的数据解析为传统规约的点信息。IED配置模块用SCL描述接入设备的IED模型。MMS服务器主要实现解析IED配置文档和创建MMS对象的功能,并实现从IEC61850与MMS的映射。MMS映射是在MMS服务器中实现IED配置文档中对应的节点与创建的MMS对象映射,即MMS服务器在系统启动时完成实际设备和虚拟制造设备(Virtual Manufacturing Device,VMD)的映射。通信网关软硬件模块示意如图1所示。

2.2 网关的实现流程

网关实现传统规约102转换成IEC61850标准的流程如图2所示。

1)外部协议解析模块对IEC60870-5-102报文进行解析,并将解析出来的点信息表存入到IEC61850实时数据库里;

2)IED配置模块根据IEC61850所提供的SCL文档对网关接入设备A进行IEC61850信息建模,生成IED能力描述文件(ICD文件);

3)IEC61850实时数据库接收IED配置工具所生成的ICD文件,在内存中建立102规范的节点与IEC61850规范节点一一对应的映射;

4)MMS服务器建立与设备A的连接后,根据ICD文件的映射文件datamap.cfg启动MMS服务,网关接收设备A送来的数据,从数据库中获取IEC61850映射节点,将得到的点信息设置到相应的IEC61850数据对象属性中,则实现了IEC60870-5-102规范与IEC61850规范的转换。

3 网关协议转换功能与IED建模

3.1 通信网关功能

1)能够接入不同厂家、不同型号的电能量采集终端设备,并能实现对接入装置的IED建模。

2)网关与接入装置的通信采用原有的IEC60870-5-102协议,但是在站层及以上完全表现为IEC61850规范的输出,以一致的方式向上提供电能计量数据、事件信息、遥测量、终端设备信息等数据。

3)保证所转发的源数据的完整性和一致性,并产生相关报告和日志等。

3.2 电能量采集终端设备建模

对于电能量采集终端设备建模的过程,是将实际设备的信息和服务分解成多个用逻辑节点表示的最小功能单位,以逻辑设备(Logic Device,LD)、逻辑节点(Logic Node,LN)、数据对象(Data Object,DO)及数据属性(Data Attribute,DA)来描述设备信息和功能信息,将IEC60870-5-102协议所承载的数据转换到IEC61850的信息模型,统一以IED模型提供服务。常规的电能计量系统由电能计量主站、电能量采集终端和电能表构成,电能量采集终端设备介于电能计量主站与电能表之间,主要完成电能量数据的采集、处理、存储和转发等功能。因为大多采用的是以102规约上送数据,所以在实际中要实现电能量采集设备与IEC61850主站的兼容,可以把一个电能量采集终端设备映射为一个LD,通过协议转换网关实现电能量采集终端设备与IEC61850主站的通信。

电能量采集终端转发的数据包括电能数据、分时电量、遥测量和单点信息等。因此需要4个LN实现IED建模:①LLN0:逻辑节点零,描述逻辑设备本身的信息,如铭牌、设备运行状况信息;②LPHD:物理逻辑节点,描述逻辑设备所表征的物理设备的相关信息;③MMXU:测量逻辑节点,用于测量和计算三相系统中电流、电压和功率等基本量,供运行参考使用;④MMTR:计量逻辑节点,用于计算三相系统中的电能累计量,适用于计量计费。

为实现电能计量系统中对测量和计量功能的需要,需建立一种将电能量采集装置的信息和服务转换成IEC61850模型的信息和服务的机制,即对实际设备功能抽取逻辑节点,进行IED实例化建模。同时,引入XML标准格式的变电站配置描述文件SCL,对电能量采集装置进行IED模型描述,即生成该装置的ICD文件,向外体现此IED的符合IEC61850标准的数据和通信能力。设备建模的IED模型如图3所示,IED模型的树层结构如图4所示。

4 结语

IEC61850标准优势明显,终将取代变电站内传统通信协议,但是在相当长一段时间内,会出现采用IEC60870-5-102协议的电能计量系统装置与采用IEC61850的设备在变电站自动化系统内共存的过渡期,所以探讨技术上的兼容是一个现实问题。本文提出了一种IEC60870-5-102向IEC61850转换的解决方案,由于电量数据用于交易计费结算,作用与地位至关重要。从经济角度出发,未来老站新技术改造更倾向于部分实现数字化以及逐步过渡采用IEC61850通信标准。故IEC60870-5-102协议转换成IEC61850协议的网关将使现有的电能计量系统直接接入到支持IEC61850的网络当中,逐步实现变电站设备和系统的协议向IEC61850标准统一。

摘要：随着数字化变电站的发展,如何实现采用IEC61850协议的新系统和基于原有协议IEC60870-5-102规约的现役系统的兼容成为现实问题。由面向点信息的传统规约向面向对象技术的IEC61850规约转换也是智能电网发展的必然趋势。通过比较分析IEC61870-5-102规范和IEC61850标准的差异,提出了一种在当前系统与新系统之间过渡的通信网关模型,以保证变电站内非IEC61850装置与IEC61850新系统的兼容。

关键词：数字化变电站,IEC61850,IEC60870-5-102,智能电子设备,网关

参考文献

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IEC103规约 第3篇

IEC61850是一个“变电站通信网络和系统”的系列标准。IEC61850不仅仅能解决不同厂商生产的设备的互操作,而且为变电站自动化发展指明了方向。因为实现互操作性只是变电站自动化发展的形式,其实质在于实现自动化功能的自由分布。

1 变电站自动化系统存在的问题

目前,变电站的监视、控制、保护、故障录波等,虽然已经实现了微机数字化,但几乎都是功能单一的独立装置,各个装置缺乏整体协调和功能优化,且功能交叉;采集的信息不能共享,接线复杂,从而整体上降低了可靠性;同时不能充分利用微机处理的强大功能和速度,经济上也是一种浪费[1]。

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平,大量的变电站采用了自动化技术实现无人值班,大大提高了电网建设的现代化水平。但是在较长的时期内,变电站自动化系统的功能处于停滞不前的状态。虽然各设备厂商都在站内通信技术上不断更新换代,但是收效甚微。而且缺乏统一的思想,导致不同厂家,甚至同一厂家不同时期的产品所采用的通信协议均不相同,相互通信需要额外的硬件(如规约转换器)。另外,之前的各种协议甚少关注各测控间信息交换,信息流局限于远动/监控与测控之间,这在很大程度上束缚了变电站自动化系统的发展。

2 IEC61850的数据对象模型

IEC61850定义了详细的数据对象模型,来统一各厂家设备数据对象模型的差异。IEC61850规定了厂家在设计装置时要满足的静态设计要求、动态相互作用要求和响应性能要求,而且规定为了实现互操作性,就必须在通信实体中对自身功能作适当解释。不同厂家的装置要能相互理解对方信息,建立适当的数据对象模型和通信模型。这种理念是解决厂家不同数据对象模型导致目前尴尬局面的关键。103规约没有规定通用服务的语义约定办法,所以厂家在设计装置扩展功能时定义不统一,导致了规约不兼容的格局。

IEC61850给出了每个IED设备详细的数据对象模型,包括其属性、方法以及对外的标准化通信服务。因此每个IED的逻辑和数据对外是可见和标准化的,对实现IED设备间互操作的设计有很大帮助。厂家对装置功能扩展时,尽量使用已约定的语义对数据和信息内容进行扩充。而对于扩充语义的要求,IEC61850规定了语义二次约定的方法,允许信息语义模型各个层次中使用NamePlt进行名字空间声明[2]。但是语义扩充必须通过行业管理,否则各厂家自行扩充势必再次出现不兼容的规约版本。

3 IEC61850的通信模式

IEC61850建立的通信模式如图1所示,它规定了变电站自动化功能是分层分布的。逻辑设备L D和逻辑节点LN相互协作来实现系统功能。LN之间存在LC连接,通信信息片PICOM定义LN之间的交换信息和通信要求。同一个IED内的多个LN之间可以互相协作来完成某项功能。不同I E D的LN也可通过映射建立通道来共享数据。

IEC61850关于互操作性的表述往往与功能的自由分布相继出现,其目的是引导一个自动化功能可以由分布在不同IED、不同控制层次的子功能来共同实现的局面。这种发展方向跨越了目前的专业分工。例如收集母线上各开关测控的电流数据,经过协调计算能实现分布式母差保护。IEC61850体现了变电站自动化发展与通信技术的关系,而通信技术又是变电站自动化的关键[3]。在通信标志的支持下,自动化装置和功能将越来越分散,功能也将更灵活、强大。

4 IEC61850在国内的应用情况

国内间隔层、变电站层技术进步很快。而过程层技术发展较慢,因为其依赖于一次设备和测量技术的进步,所以目前很多现场仅把它作为通信协议来使用,在光电互感器技术的发展带动下,有了进一步的尝试。光电互感器采集的光信号转化成IEC61850的格式后上传至间隔层。这种系统组网思路与综合自动化变电站类似,但是能看到过程数据共享的雏形。

5 未来的数字化变电站

一次设备在IEC61850的指引下向着数字化、智能化方向发展。目前光电互感器技术已经基本成熟,智能开关的开发仍处于摸索阶段,未来将会出现真正的智能开关,届时全站各间隔的数据将充分共享。等待时机成熟,功能分散演绎到极致时,可以突破传统思维的限制,测控单元、保护都不再以硬件的形式存在,而是演化成相应的程序。图2以单网结构来简述未来变电站的情况。GOOSE是网络交换设备,负责全站的通信;远动工作站负责信息远传;操作工作站负责站内的人机界面;继保工作站为全站一次设备实施继电保护。一台高性能的微机就可以担当全站所有的保护功能。当采集/计算出的数据大于保护定值时,继保工作站立即通过GOOSE向相应I ED发出跳闸命令。为了保证不误动/拒动,可以双机或三机投票机制来实现。

更有甚者,调度主站可提取某几个间隔的数据与其他变电站的某几个间隔组成逻辑上的变电站进行区域监控、区域保护。

摘要：针对变电站远动技术发展遇到的问题,分析IEC61850的通信结构和数据对象模型能带来全新的设计理念。介绍IEC61850目前的应用情况。

关键词：IEC61850,分散,分布,数字化变电站

参考文献

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IEC103规约 第4篇

1 IEC60870-5-104规约介绍

1.1 104规约的APCI格式特点

前面提到104规约是一种具有防止报文丢失和重复传送功能特点的通信规约, 这一功能则是由APCI接口来保证实现, 若是通过TCP协议直接将ASDU数据发送或者接收, 由于ASDU未定义任何启/停机制来控制ASDU数据报文的启动或者停止, 这很难准确保证数据完整可靠的传输, 而很容易造成传输系统的冗余, 这是不可取的, 因此, 在ASDU数据报文前面再增加APCI报文头, 使其成为一个新的帧报文APDU, 问题得以迎刃而解。

APCI是由一个启动字符, APDU长度以及控制域位组这三个部分构成, 长度为6个字节 (结构见图1) 。其中, 启动字符的值是固定的, 大小为68H, 是检测报文是否为104帧报文的起始点;APDU长度, 指的是该字节之后的数据报文长度, 所以APDU长度再加上2才是要发送/接收的数据报文的真正长度;剩下的控制域位组, 如图1、2所示, 有4个位组, 不仅定义了I/S/U三种帧格式, 而且还起着发送/接收报文的计数功能, 从而防止报文的重复以及避免报文的丢失。下面就这三种帧格式的特点逐一作介绍。

1) APDU_S帧报文是由控制域的第1个8位位组的Bit_1 (即最低位) 为1, 比特Bit_2为0来表示, 因为APDU_S帧只含有APCI, 长度只有6个字节, 所以它的功能就是起到监察数据报文数目的作用, 换言之, 当服务器端在收到客户端发送的APDU_I帧报文后, 若是客户端没有继续发送APDU_I帧给服务器端, 为了告知客户端已经收到先前的帧报文, 服务器端需要返回APDU_S帧给客户端进行确认。

2) APDU_I帧报文是由控制域的第1个8位位组的Bit_1为0来表示, 因为APDU_I帧拥有ASDU数据, 所以它的功能比较丰富, 如遥测、总召等, 相当于继承了101规约中的ASDU的功能。

3) APDU_U帧报文是由控制域的第1个8位位组的Bit_1为1, Bit_2为1来表示, APDU_U帧也只有APCI。但是比起APDU_S帧, 它实现3种客户端控制功能, 即分别告知服务器启动数据传输 (STARTDT) 、停止数据传输 (STOPDT) 和TCP链路测试 (TEST-FR) , 相应的, 服务器也要分别作出响应启动数据传输 (STARTDTCON) 、响应停止数据传输 (STOPCON) 、响应TCP链路测试 (TEST-FRCON) , 就好像“握手”一样。

2 104规约的通信流程及软件方案设计

2.1 104规约的通信流程

IEC60870-5-104规约和IEC60870-5-101规约两者虽然都是问答式规约, 但104规约不同于101规约的其中一点, 就是它是平衡式传输, 即当服务器端有数据变化时, 可以向客户端提出更新操作, 而101规约就只能单方面的由客户端传输数据给服务器端。而104规约被称作是网络版的101规约, 主要是104规约中的ASDU大量源于101规约的ASDU, 很好地继承了101规约, 当然104规约也在此基础上作了一些扩展, 增添了值为58~64及107等新类型标识。如此说来, 104规约协议在数据传输上可谓应用丰富, 但应用于实际生活当中, 如配电网数据传输, 也不过是选择当中的部分功能进行使用。因此, 对104规约应用于实际中的通信流程, 该文进行了如下5个方面的归纳 (图3为通信链路的流程图) 。

通信双方, 遵从的是C/S结构, 即客户/服务器模式, 首先需要进行TCP连接。当处于监听状态的服务器接收到来自客户端的通信连接请求, 客户端收到来自服务器的确认响应后, 两端的发送/接收序列号都需要分别归零, 以便接下来的报文数据的计数。

是否存在有定时发送的信息, 如果有, 如遥信或者遥测量, 则需要由客户端向服务器端进行定时发送, 比如客户端可以选取类型标识为13 (短浮点数) 的APDU_I帧报文。

由当需要选取的定时发送的APDU_I帧报文完毕之后, 在进行诸如总召、电度量的APDU_I帧进行发送前, C/S结构两端需要完成“首次握手”客户端启动数据传输帧APDU_U帧, 服务器负责回馈确认APDU_U帧。

首次握手之后, 服务器端根据接收的客户端的报文首先进行U/I/S格式帧的判断, 然后进行相应的响应处理, 如图3所示。

当服务器端有突发事件发生时, 需要主动向客户端回馈变化的报文, 如遥信变位帧或是调压变分接头状态变化帧等等, 这些要依实际情况而定。

2.2 104规约的软件方案设计

本系统是以VC++6.0为编程环境, 其应用程序共分三个功能线程, 一个是完成对数据的处理和组织的主线程, 比如报文的分析功能 (如图4中所示) , 还有对原始数据进行封装成要发送的APDU帧报文等, 一个是处理104数据报文的收发的通信线程, 最后一个就是完成数据显示的界面线程 (图4、5分别为通信双方连接后数据显示的界面) 。

通信连接线程:因IEC 60870-5-104是一种基于以太网TCP/IP协议的远动规约, 所以选择的是Socket网络编程方式, 当然既可以使用系统提供的API函数, 进行灵活的Socket网络编程, 也可以利用MFC中提供封装的API函数, 如CAsync Socket/CSocket类, 以便双方通信连接。

3 结束语

104规约在软件设计方面, 还没有形成统一的开发模式, 实际中已有多种语言和操作系统成为104规约的开发工具和平台, 而本文提供的设计方案亦是一次不错的尝试。作为远动通信技术的一员, IEC60870-5-104规约确实较101规约在可靠性和稳定性有了更长远的进步, 这对促进数据传输的安全、可靠有较深远的意义, 比如应用在铁路电网中, 促使电网数据的传输更准确, 保证铁路通信的正常运行, 降低故障发生的可能。

参考文献

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IEC103规约 第5篇

1 双重校验设计思路

目前调度控制中心对变电站断路器、刀闸等开合设备的远程遥控通过调度技术支持系统的数据采集与监视控制 (SCADA) [2]应用来实现, 整个过程包括“选择”、“返校”和“执行”。“选择”过程监控人员在SCADA客户端上输入遥控命令后, SCADA应用根据遥控命令找到遥控对象对应的设备ID, 发至前置应用, 前置应用服务根据设备ID和监控信息表找到相应的信息点号, 然后使用IEC 60870-5-104规约将该信息点的遥控值 (“0”和“1”) 发至变电站综自系统的总控, 传输过程只传输信息点号和遥控值, “返校”和“执行”过程同样只检验主站系统和变电站端综自系统信息表点号是否存在和是否可执行, 并没有电气防止误操作逻辑。尽管主站系统和站端综自系统的信息表对应关系都经过运行维护人员的验收校对, 但涉及到变电站局部改造时, 并不对全站信息表进行核对, 不能排除人为因素导致主站系统和站端综自系统信息表不对应的情况。如果出现这种情况, 现有IEC 60870-5-104规约无法校验此种错误, 可能会导致误遥控的发生。因此, 有必要对现有IEC 60870-5-104规约传输校验机制进行改进研究, 提高远程遥控的安全性。

为了避免上述远程遥控过程潜在的安全隐患, 本文从遥控校验机理和IEC 60870-5-104规约扩展性方面开展研究, 提出建立遥控命令传输过程的双重校验机制。在现有IEC 60870-5-104规约仅传输和校验点号的基础上, 对规约进行扩展, 在遥控命令中增加设备编号或名称, 同时对调控中心主站系统的SCADA和前置应用进行适当改造, 对变电站综合自动化系统进行改造, 扩充监控信息表, 增加设备编号或名称, 遥控命令传输和执行时, 同时传输遥控点号和设备编号, 校验时同时判断遥控点号和设备编号对应关系, 同时校验测控装置的IP地址。

采用“宁可拒绝执行而减少误操作可能性”的原则, 在命令传输和校验过程增加判断量, 实现双重化校验, 从而保证遥控命令的准确、可靠执行, 大幅降低因主站和变电站综合自动化系统监控信息表点号不对应带来误遥控的可能性。

2 规约扩展实现方法

在现有IEC60870-5-104规约基础上扩展遥控预置与执行报文结构, 应用层引用DL/T 634.5101—2002[3], 主站系统下发点号时, 能够将设备编号或名称一起下发。同时, 返回错误码能够明确错误原因 (点号与名称不一致、存在重复点号、无法校验等) , 并将原因返回给主站系统SCADA的遥控界面显示并告警。遥控的预置、执行都增加此校验环节, 保证遥控命令的安全可靠执行。带名称校验的单命令类型标识[4]为54, 如图1所示。

校验信息为字符串, 包含结束符。传输时校验信息按照实际的长度发送, 校验信息字符串长度可由报文长度计算得出。IEC 60870-5-104规约中一帧报文的最大长度为255字节 (包括起始字节和报文长度字节) , 去除报文的其他部分后, 校验信息的最大长度239字节, 119个汉字。校验信息一般可采用调度编号或调度命名。“选择”、“返校”、“执行”等遥控命令的ASDU信息格式[5,6]具体规定如图2—7所示。

遥控开关编号可以是开关刀闸等设备编号, 远动装置对遥控点号和开关编号进行一致性检验。遥控出口编码为遥控对象的相应变电站间隔装置的出口继电器编码, 给远动和主站系统进行遥控真实出口校验, 内容包含间隔装置地址和遥控对象序号, 全站编码不重复, 其中返校遥控出口编码必须由间隔装置返校信息自动生成, 上送给调度再次进行核对。

间隔装置如果是网络通讯方式的, 则遥控出口编码方式为“[网络介质号:]IP地址:遥控序号”, 其中网络介质号可选。例如对接在远动网口“1”的IP地址为“192.168.1.2”测控装置上遥控对象“2”进行遥控, 则遥控出口编码为“NET1:192.168.1.2:2”。

间隔装置如果是以串口、CAN网等非网络方式通讯的, 则编码为“[通讯介质号:]装置地址:遥控序号”, 其中通讯介质号可选。例如对接在远动串口“1”的装置地址为“2”测控装置上遥控对象“1”进行遥控, 则遥控出口编码为“COM1:2:1”。

遥控返校出错码定义如下:

“0”为返校正确;

“1”为调度下发选择命令遥控点号和遥控对象编码不一致, 可能是调度遥控数据库出错;

“2”为远动对调度下发遥控出口编码校核出错, 可能是远动装置遥控数据库出错;

“3”为间隔装置超时未返校, 可能是远动和间隔装置通讯故障;

“4”为间隔装置返校出错 (就地/检修/闭锁/硬件出错等) 。

3 主站系统和站端系统处理流程

3.1 主站系统处理流程

主站系统在遥控操作时, 监控人员在厂站接线图上通过右键对设备进行遥控操作, 在弹出的遥控操作界面上, 监控人员需要再次输入所遥控设备的设备编号 (以设备编号为例) , 程序会判断所输入的设备编号与所操作的设备的编号是否相同, 如相同才允许继续进行遥控预置操作。主站系统的画面、SCADA应用、前置应用间传输遥控命令时使用的是系统内部的设备ID, 前置应用在下发遥控命令时通过设备ID从数据库中取出设备遥控点号组装到遥控命令中, 站端系统收到遥控命令后, 根据命令中的遥控点号和站端预设的点号和设备的对应关系找到所要操作的设备, 并对其进行控制操作。

主站系统在判断监控人员输入的设备编号正确后, 需要将此编号与原有的ID、状态等信息一并通过SCADA应用发给前置应用, 前置应用在下发到站端的遥控命令时, 需要再通过设备ID从数据库中取出设备所在测控装置的IP地址和遥控点号, 并与遥控状态和设备编号信息按照新的遥控命令格式组装报文。站端系统在收到遥控命令后, 先判断命令中的遥控点号、设备编号和测控装置IP地址与站端系统设置的是否一致。对应关系一致则继续, 否则就返回出错信息给主站系统。主站系统在接收处理站端系统上送的遥控返校报文时, 需要将站端系统上送的校核结果文本信息返送给画面, 显示在主站系统的遥控操作界面上。

3.2 站端系统处理流程

传统遥控过程由站端系统前置通讯软件接到遥控命令, 根据遥控点号从转发信息表中检索出相应的数据库遥控记录索引号 (OID) , 然后通过OID检索出遥控设备对象的记录信息, 根据该设备对象的记录信息属性, 对测控装置进行相应的控制操作。在变电站一体化监控系统体系下, 所有控制操作都是依据遥控设备对象数据库数据属性统一进行相应操作[7], 因此在传统常规变电站, 只要可靠地验证了该对象库正确性, 基本就能保证站端系统对装置操作的正确性。在新型智能变电站, 站控层网络是基于IEC 61850协议体系, 由于强大的互操作性及丰富的扩展性能, 让装置实现对带编号校核属性的遥控功能支持是能够实现的, 这样就在整个遥控过程上的所有环节实现双重化校验, 从而保证遥控操作的可靠性和惟一性。对于变电站一体化监控系统, 可分别由总控对带编号遥控操作的校核和由总控和装置对带编号遥控操作的校核2种方案。

(1) 方案1实现流程:站端系统从主站系统下发的遥控命令信息中, 在获取遥控点号的同时, 也获取该遥控的校核信息, 并将校核信息与该遥控的设备记录信息终端遥控别名域匹配和装置IP地址匹配, 如果匹配不成功, 返回主站遥控校核错误信息, 若校核匹配成功即转为传统遥控流程操作。

(2) 方案2实现流程:监控系统从主站下发的遥控命令信息中, 在获取遥控号的同时, 也获取该遥控的校核信息, 并将校核信息与该遥控的开关记录信息终端遥控别名域匹配和装置IP地址匹配, 如果匹配不成功, 返回主站遥控校核错误信息, 校核匹配成功, 再根据遥控开关对象将校核信息发送给对应装置, 由装置根据本设备配置再次校核遥控编号信息是否正确, 校核成功进行常规控制操作, 否则就取消该控制操作, 并将错误信息返回给一体化监控系统, 再由一体化监控系统返回给主站。

4 结束语

现有IEC 60870-5-104规约传输遥控命令仅仅依据点号, 主站系统和站端系统信息表一旦出现点号错位等不对应情况, 很容易导致误遥控。通过规约扩展, 实现点号和设备编号的双重校验, 同时校验测控装置的IP地址, 彻底消除了主站系统和站端系统的点号对应关系错误带来的误遥控可能性, 是一种非常安全可靠的防误遥控改进技术, 对于提高电网安全可靠运行水平具有重要意义。

摘要：国家电网公司新的运行模式要求调控中心监控人员对变电站设备开展远程遥控。现有调度技术支持系统采用的IEC 60870-5-104规约在遥控命令传输和校验过程只校验点号信息, 存在因点号对应关系错误导致误遥控的可能性。通过扩展IEC 60870-5-104规约, 实现设备编号和点号的双重校验, 以及测控装置IP校验, 可以大幅降低因主站和变电站综自系统监控信息表点号不对应带来误遥控的可能性。

关键词：遥控,IEC 60870-5-104,规约,数据采集与监视控制系统

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IEC103规约 第6篇

1 IEC104规约的通信过程

1.1 建立连接过程

TCP连接和建立采用客户端/服务器端方式, 由客户端主动发起连接, 服务器端被动等待连接。在配电自动化系统中, 一般情况下, 每个RTU作为服务器端, 不断监测是否有客户进程发起连接请求, 如有则做出响应;主站作为客户端, 先向其TPC发出主动打开命令, 表明要向服务器端口建立连接[7]。

1.2 启动数据传输

启动数据传输帧为U格式帧。当客户端与服务器端建立连接后, 客户端主动发送一个STARTDT指令激活用户数据传输, 只有STARTDT指令被确认后, 服务器端才可以上送数据。

1.3 数据传输过程

当STARTDT指令被服务器端激活后, 主站启动对时命令, 使主站与RTU终端时间同步, 紧接着主站发送总召唤命令, RTU终端发送总召确认帧, 然后发送全遥信和全遥测帧, 最后发送总召结束帧, 激活结束。一般情况下, 可每半个小时对时一次, 每15分钟总召一次。

数据传输采用平衡方式, 遥测是在主站总召和RTU遥测数据的变化超过死区值时上送, 遥信是在主站总召和RTU发生变位时上送, 遥控是主站发送遥控命令, RTU进行遥控确认、执行并激活结束。传送优先级从高到低依次为遥控、遥信、遥测。

1.4 心跳测试

当通道处于空闲状态时, 心跳报文用于维持主站和RTU终端间的实连接, 一般由主站定时发送, 心跳时间间隔可设置。

1.5 错误重传机制

利用超时机制检测网络状态是实现应用IEC104稳定传输数据的一个基本方法。默认情况下, 当发送12个APDU未收到确认报文应中止传输, 当收到8个APDU应回应确认报文, 因此, 要分别对发送、接收报文建立计数器进行计数, 按照规约定义进行超时断开处理。同时报文收发序列号的解析也至关重要, 根据报文的接收序列号, 确认传输到对方的正确报文条数, 与已发送报文计数器比较, 确认有无报文丢失。如果序列号不正确, 就认为有报文丢失, 要断开这条连接, 进行重连传输。

2 软件程序设计与配置

2.1 软件程序设计流程

图1是基于IEC104规约的RTU通信软件主线程数据流程图, 软件设计涉及到基于TCP/IP的网络编程, 为了实现电力系统的快速响应性, 我们采用了Linux下多线程技术, 如数据采集、通信规约、液晶显示、告警处理、数据存储、任务管理等线程, 每个线程独立运行, 互不影响, 同时也提高了CPU的使用率, 让程序的运行速度加快。这里采用Microsoft Visual Studio 2010软件实现网络编程。

规约程序采用模块化设计, Protocol Main Task是规约主程序模块;Init Protocol (规约初始化) 模块主要用于初始化规约变量, 加载配置文件等;Recv Process (接收处理程序) 模块主要负责报文接收处理、解析、存储等;Send Process (发送处理程序) 模块主要用于报文组装、发送等;Tcp Ip Process (通道连接处理) 模块主要负责通道监听、连接等。

2.2 用XML语言进行规约配置

由于各个省对规约中遥信遥测上送的类型、信息体地址、传送原因、字节数等信息要求不一致, 这就要求我们对所需的信息进行灵活配置。我们采用扩展标记语言 (Extensible Markup Language, XML) 对规约进行配置, XML是一种简单的数据存储语言, 可以用来标记数据、定义数据类型, 是一种允许用户对自己的标记语言进行定义的源语言, 同时它具有内容和结构分离、互操作性强、规范统一、支持多种编码格式等特点, 广泛应用在Windows、Mac OS、Linux以及其他平台下。以下是一个RTU的配置实例 () 。

每次程序启动后会自动加载并解析配置文件, 程序根据解析出来的数据发送相应的报文。采用XML数据可视化程度高, 也利于图形化界面的开发。

3 基于IEC104规约的配电自动化实例

图2是江苏某现场配电自动化示意图, QF1、Q11、Q12;QF2、Q21、Q22处于合闸状态, Qt处于断开状态。控制主站为客户端, 各RTU终端为服务器端, 通讯介质为EPON无源光网络。为保证网络方式运行的安全、稳定、可靠, 主站应对每个终端单独进行画面、数据库、报表的定义, 在多客户端访问的情况下, 终端若发现IP重复, 应拒绝执行控制命令。

当K处发生永久性接地故障后, QF1、Q11检测到故障电流跳闸重合, QF1重合成功, Q11重合失败处于跳闸闭锁状态, 主站判断QF1和Q11检测到故障电流, 而Q12没有检测到故障电流, 判断故障发生在Q11和Q12之间, 远方控制开关Q12断开, 合上联络开关Qt, 使故障处于隔离状态, 最大可能缩小停电范围。用IEC104规约控制一次开关过程如图3所示。

遥控报文如下:

主站->终端:68 0E 3C 20 68 01 2E 01 06 0001 00 01 60 00 82 (双点遥控合预置)

终端->主站:68 0E 68 01 3E 20 2E 01 07 0001 00 01 60 00 82 (预置确认)

主站->终端:68 0E 3E 20 6A 01 2E 01 06 0001 00 01 60 00 02 (双点遥控合执行)

终端->主站:68 0E 6A 01 40 20 2E 01 07 0001 00 01 60 00 02 (执行确认)

终端->主站:68 0E 6C 01 40 20 2E 01 0A 0001 00 01 60 00 02 (遥控执行结束帧)

为了保证遥控的成功率, 遥控执行前必须先进行遥控预置, 遥控预置成功后才可以进行遥控执行, 否则应拒绝执行命令, 避免了因遥控返校错误或误操作而导致的开关误动。

4 结束语

目前, 电力自动化技术、计算机网络技术以及光纤通信技术蓬勃发展, 国家电网公司对配电自动化水平的要求是越来越高, 为适应新技术的发展, 基于IEC104规约的网络通信方式改变了配电自动化系统中传统的利用串口通讯机制进行实时数据传输, 取而代之的是利用计算机网络技术进行调度。相比于以前的远动技术, 更加可靠、简单、经济。因此采用IEC104规约符合电力技术的发展要求, 对促进配网自动化、保证配电网安全运行具有积极的意义。

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