变电站保护和测控系统站内传输规约
[指南]103规约定值传输标准
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变电站自动化系统站内通讯应用层规范1．前言本规范参考了IEC60870-5-103（继电保护设备信息接口配套标准）传输规约（以下简称103规约），采用103规约的应用服务数据单元，本规范对103规约的通用服务作了具体的规定，采用本规范的主站系统要求实现本规范的全部内容，采用本规范的子站设备可以只实现部份功能。
2．报文类型及用途应用层报文的最大长度为240字节。
2.1.由主站发往子站的报文（控制方向）2.2. 由子站发往主站的报文（监视方向）3. 标识报文注：注站的软件板本显示为两位固定小数。
0XFFFFH 表示上送所有的数据。
4．通用分类服务本章内容根据IEC60870-5-103配套标准中所定义的通用分类服务对传输帧报文进行自描述，具有开放性。
本规范中，通用服务的访问基于组的标题及条目的标题，内容相同的条目在不同的设备中，它的GIN可能会不同。
条目描述的M/O栏中M表示该项必须实现，O 表示该项可选择实现。
数据类型栏中列出了可能实现的类型。
通用分类服务标识序号分为下列组类型，每组可定义256个条目，并规定00号条目为组标题。
X表示该项可为任意值，同时应满足相关的约束条件，如每一组的组号都应不同。
描述名称的最大长度小于等于32字节。
4．1装置描述该组用来存放装置的固定描述，其内容可以由主站读取但不可被修改，具体的条目定义如下：制造厂家装置型号Ex. RCS-9611B装置名称装置类别（同ASDU5中）版本号（同ASDU5中）版本号的值按两位固定小数显示, ex. 3.110功能描述程序形成时间校验码4．2 装置参数该组用来存放装置的系列参数，可以由主站读写，具体的条目定义如下：4. 3 定值区号该组用来存放装置的定值区号的属性，具体的条目定义如下：运行定值区(M)：指该定值区中定值正在运行，可被主站召唤或修改。
4. 4 定值该组用来存放装置当前定值区中的定值，可以由主站读写，具体的条目定义如下：4. 5 动作元件该组用来存放装置动作信息，当装置有保护动作事件发生时，装置将该信息主动报告给主站，主站对该组不可以写。
IEC61850通信规约简介
同厂家的电子设备〔IED〕之间通过一种标准〔协议〕实现互操作和信息共享。
IEC61850技术将成为电力系统信息技术的根底，对电力自动化技术的开展产生巨大的影响。
目前IEC61850技术在变电站层和间隔层的技术已经成熟，已经到了批量推广的时机。
IEC61850变电站通信网络和系统系列标准对于建设现代数字化变电站统一信息平台的意义，符合电力专用的通信产品提供商的进展以及工业以太网交换机的行业专用化趋势。
构建符合IEC61850的现代数字化变电站众所周知，随着变电站自动化技术和现代网络通信技术的开展，IEC61850标准已成为近年来数字化变电站自动化研究的热点问题之一。
所谓数字化变电站，就是使变电站的所有信息采集、传输、处理、输出过程由过去的模拟信息全部转换为数字信息，并建立与之相适应的通信网络和系统。
传统以来，国内主流的变电站自动化系统中广泛采用的是国际电工委员会IEC于1997年公布的继电保护信息接口配套标准IEC60870-5-103规约。
由于该规约制定时间较早，受技术条件的限制，在以太网和智能数字化设备迅速开展的今天，其缺陷日益明显，如：〔1〕没有定义基于以太网的通信标准。
〔2〕没有标准的系统功能、二次智能设备的模型标准。
〔3〕缺乏权威的一致性测试。
〔4〕不支持元数据传送，没有统一的命名标准。
上述缺陷直接导致变电站自动化系统在建设过程中不同厂家设备之间互操作性较差，不同厂家设备之间互联需要规约转换设备，需要进行大量的信息对点工作，变电站自动化系统集成工作量增加，系统信息处理效率低下。
因此不难看到，随着变电站二次设备及系统的开展，设备一体化、信息一体化已成为必然的趋势，迫切需要一个统一的信息平台实现整个自动化系统。
为了统一变电站通信协议，统一数据模型，统一接口标准，实现数据交换的无缝连接，实现不同厂家产品的互操作，减少数据交换过程中不同协议间转换时的浪费，IECTC57工作组在IEEE协议UCA2.0根底上，组织制定了IEC61850——变电站通信网络和系统系列标准，并于2004年正式发布。
变电站自动化继电保护通讯以太网传输规范
变电站以太网传输规范目录1 简介 (5)1.1 目的 (5)1.2 范围 (5)1.3 参考资料 (5)1.4 定义、术语 (5)1.5 概述 (5)2 模型定义 (5)3 约束条件 (6)4 以太网端口的定义 (7)5 厂站地址的定义 (7)6 设备地址的定义 (7)7 传输层控制报文的定义及使用方法 (7)7．1 APCI格式 (7)7．2 设备类型 (8)7．3设备状态信息的定义 (8)7．4路由转发 (9)7．5 双网的使用 (9)7．6 TCP及UDP报文的选择 (9)7．7 TCP连接的建立 (9)7．8 APDU报文的传输及处理 (9)7.9超时定义 (10)8 设备配置管理的传输层约定 (10)9 路由设备的补充说明 (11)10 其它说明 (11)1 简介1.1 目的本规范定义了变电站内统一的基于以太网的传输规范，使得站内的设备能够在一致的传输规范上通讯以及相互联系。
1.2 范围本规范适用于变电站自动化系统内需要通过以太网相互通讯的继电保护设备，也可以在其他一些相似的系统中使用。
1.3 参考资料1.4 定义、术语设备：本规范中的设备指的是逻辑上独立的应用，而不是物理设备，监控软件等同称为设备，包括虚设备。
一个物理设备可以包含多个设备。
传输协议层：负责应用报文的正确传送以及网络连接的维护。
路由设备：连通不同设备之间通讯的设备，包括规约转换设备、网关、远动设备等。
APCI：应用规约控制信息ASDU：应用服务数据单元APDU：应用规约数据单元双网：指同一个物理设备上的两个网络，这两个网络以对等方式或主备方式收发数据。
1.5概述本规范定义了站内自动化系统内部基于以太网通讯传输的规定，包括了模型定义、约束条件、以太网端口的定义、传输层控制报文的定义及使用方法、传输层通讯的管理、路由设备的补充说明、其它说明。
2 模型定义站内通讯模型分为三个层次：设备的通讯模型分为应用服务层、传输协议层、网络收发层。
变电站综合自动化通信的协议规约及标准
变电站综合自动化通信的协议规约及标准在变电站综合自动化系统中，通信是其中非常重要的一个环节。
为了保证变电站各个设备之间的数据传输和交互顺利进行，需要制定一套协议规约和标准。
本文将重点介绍变电站综合自动化通信的协议规约及标准。
一、概述变电站综合自动化通信的协议规约及标准是指在变电站综合自动化系统中，各个智能设备之间进行数据传输和通信所遵循的一系列协议和标准。
这些协议和标准的制定，旨在保证变电站系统的稳定运行和数据的准确传递，提高变电站的自动化程度和安全性。
二、IEC 61850协议IEC 61850协议是国际电工委员会（IEC）制定的用于变电站通信的标准协议。
该协议基于通用对象模型（GOM），定义了变电站系统中各个设备之间的通信方式和数据模型。
IEC 61850协议具有高度的扩展性和互操作性，可以适用于不同厂家的设备，实现各个设备之间的互联互通。
三、DL/T 634.5104-2002规约DL/T 634.5104-2002规约是中国电力公司制定的关于国内变电站通信的协议规约。
该规约是在IEC 61850协议基础上进行了本地化的改进和优化，使得其更符合国内变电站自动化的实际需求。
DL/T 634.5104-2002规约规定了变电站中各个设备之间的数据传输格式、通信接口、命名规则等。
通过遵循该规约，可以实现变电站综合自动化系统的高效运行。
四、MODBUS协议MODBUS协议是一种流行的工业通信协议，常用于现场设备和上位机之间的通信。
在变电站综合自动化系统中，一些辅助设备如断路器、遥控终端等使用MODBUS协议与上位机进行通信。
该协议具有简单易懂、操作方便的特点，被广泛应用于变电站系统中。
五、DNP3协议DNP3（Distributed Network Protocol）协议是一种用于远程自动化和控制系统的协议。
该协议具有高度可靠、安全性好的特点，适用于大规模工业系统的通信。
在变电站综合自动化中，DNP3协议可以用于远程监控和控制变电站设备，确保系统的正常运行。
变电站综合自动化系统101规约
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变电站自动化系统的通信网络及传输规约选择
数据通信网是构成变电站自动化系统的关键环节，内部通信网络的标准化是使变电站自动化迈向标准化的难点之一，受性能、价格、硬件、软件、用户策略等诸多因素的影响，目前在选择什么 “接口网络”上很难达成一致。
网络特性主要由拓扑结构、传输媒体、媒体存取方式来决定。网络的选择应符合国际国内的有关标准；应选择当前的主流产品，应得到实力雄厚的软硬件商的支持；产品应满足变电站运行要求；具有较高的性能价格比[2]。
（1）35kV变电站通信网络
在小规模的35kV变电站和110kV终端变电站，可考虑使用RS422和RS485组成的网络；当变电站规模较大时应考虑选择现场总线网络。RS422和RS485串口传输速率指标是不错的，在1000m内传输速率可达100kb （2）110kV变电站通信网络
中型枢纽110kV变电站节点数一般为40个左右，多主冗余要求和节点数量增加使RS422和 RS485难以胜任。现场总线却能得心应手，总线网将网上所有节点连接在一起，可以方便的增减节点；具有点对点、一点对多点和全网广播传送数据的功能；常用的有LonWorks网、CAN网。两个网络均为中速网络，500m时LonWorks网传输速率可达1Mb/s，CAN网在小于40m时达1Mb/s，CAN网在节点出错时可自动切除与总线的联系，LonWorks网在监测网络节点异常时可使该节点自动脱网，媒介访问方式CAN网为问答式，LonWorks网为载波监听多路访问/冲撞检测（CSMA/CD）方式，内部通信遵循Lon Talk协议。
6 结论
不同类型的变电站对自动化系统的通信网络有不同的要求，在35kV的变电站可以采用RS-485 或现场总线作为站内系统网络；在110kV变电站可以采用现场总线网络实现间隔层设备数据通信，当站控层设备较多时，变电站层可采用以太网连接；在220~500kV的超高压变电站，由于站内节点数目多，应考虑使用以太网或profibus网。目前变电站自动化系统中使用的传输规约种类较多，各个公司的产品使用的标准尚不统一，系统互联和互操作性差，在变电站和控制中心之间应使用 101规约，在变电站内部应使用103规约，电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准 IEC61850颁布实施之后，变电站自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。
自动化专业技能考试试题范文
自动化专业技能考试复习试题一、判断题(判断下列描述是否正确，对的在括号内打“ √ ”，错的在括号内打“ × ”)1. 电力调度自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。
( √ )2. 如果要在SCADA工作站上看到某一量测过去任何时间的历史数据，则该工作站上需配备不小于历史数据库容量的硬盘才能实现。
(×)3. 数据监视到状态变化和量测值越限时，则需进行事件处理，必要时发出告警。
量测值越限告警不应设置死区和时间延迟。
(×)4. SOE中记录的时间是信息发送到 SCADA系统的时间。
(×)5. 电能量数据是带时标存储和传输的。
( √ )6.调度管理系统(OMS)功能包含信息发布和查询、数据的交换与处理、生产(管理)流程的控制、各专业的专业管理等。
( √ )7. 电力二次系统安全评估时，为了保证评估的质量，可以对二次系统进行全面深度的漏洞扫描。
(×)8.GPS 时钟同步装置，秒脉冲每秒闪一次，表示一秒钟同步一次。
( √)9.远动终端设备与对应调度主站系统之间进行数据传输时，远动传输两端 MODEM 型号不统一数据不能正确传输。
(×)10.变电站监控系统站控层应实现面向全所设备的操作闭锁功能，间隔层应实现各电气单元设备的操作闭锁功能。
( √ )11.交流采样中在一个工频周期内采样点个数越多，则精度越高，而提高采样点个数受到 A/D转换以及CPU 处理速度的限制。
( √ )12.宁夏省地一体化OMS系统采用省地调集中部署的模式建设，宁夏 OMS省调和地调OMS系统的应用划分不相同。
(×)13.遥测的总准确度应不低于 1.0级，即从交流采样测控单元的入口至调度显示终端的总误差以引用误差表示的值不大于＋1.0%，不小于－1.0% 。
( √ )14.远动传输两端波特率不统一数据不能正确传输。
( √ )15.CPU处理的遥测数据是经A/D转换过的。
103和104规约
103和104规约103规约：1. 为确保电力系统的稳定运行，103规约规定了典型的通信协议和数据格式，用于实时监测和控制。
2. 103规约主要应用于远程站点与主站之间的通信，例如变电站与调度中心之间的通信。
3. 在103规约中，数据传输是基于二进制格式的，具有高效的传输速度和较低的通信延迟。
4. 103规约支持双向通信，允许主站向远程站点发送控制命令，并接收远程站点的状态反馈。
5. 103规约采用了多种数据传输方式，包括串行通信、以太网通信和无线通信。
6. 103规约具有较强的灵活性，能够适应不同类型的电力系统，并能通过配置文件进行定制化设置。
7. 103规约还提供了数据完整性和安全性的保护机制，确保通信数据的可靠性和机密性。
8. 103规约还支持数据的历史存储和远程访问，方便用户进行数据分析和故障诊断。
104规约：1. 104规约是一种高可靠性、高速度的通信协议，广泛应用于电力、水利、交通等领域的监控与控制系统中。
2. 104规约采用了面向报文的通信方式，能够实现可靠的数据传输和时间同步。
3. 104规约支持多点通信拓扑结构，可以同时连接多个远程站点。
4. 104规约具有较强的抗干扰能力，能够适应恶劣的环境条件和复杂的通信网络。
5. 104规约采用了独特的传输机制和数据分组方法，能够提高数据传输的效率和可靠性。
6. 104规约提供了丰富的功能，包括故障检测、事件记录、远程诊断等，能够满足复杂的监控与控制需求。
7. 104规约支持数据的实时传输和批量传输，可以根据用户需求进行灵活配置。
8. 104规约还具备灵活的扩展性，能够与其他通信协议进行互操作，实现系统的互联互通。
103和104规约在电力系统中具有重要的作用，它们通过高效、可靠的通信机制，提高了电力系统的运行效率和安全性。
无论是103规约还是104规约，在实际应用中都取得了良好的效果，并得到了广泛的认可和应用。
未来，随着电力系统的进一步发展和智能化升级，103和104规约将继续发挥重要的作用，为电力行业的发展做出更大的贡献。
变电站二次系统 第1部分：通用要求-最新国标
变电站二次系统第1部分：通用要求1范围本文件规定了变电站二次系统技术原则、体系架构，明确了相关术语和定义、设备及系统功能、安全防护、建设和检测等总体要求。
本文件适用于35kV及以上电压等级变电站（新建站、改扩建站），发电厂、新能源场站参照使用。
2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。
其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T17626电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T26865.2电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议DL/T364光纤通道传输保护信息通用技术条件DL/T476电力系统实时数据通信应用层协议DL/T634.5104远动设备及系统-第5-104部分：传输规约采用标准传输规约集的IEC60870-5-101网络访问DL/T860（所有部分）电力自动化通信网络和系统3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1变电站二次系统substation secondary system由具备采集、测量、保护、控制、通信、监测、巡视、计量等功能的设备及软件构成，实现对电网及变电站的主辅设备运行监视、操作控制、异常告警、故障隔离、稳定控制、安全防护和运维管理，并为远方主站提供监视、操作、运维等支撑服务的系统。
3.2变电站二次设备对电网及一次设备进行控制、调节、保护、监测和计量的设备，及支撑对这些设备进行操作、运行、管理的相关设备。
注：如采集执行设备、继电保护及安全自动装置、监控主机、辅助监控设备、计量装置等。
3.3网络安全防护体系substation cyber security protection architecture为保障变电站二次系统的网络空间安全而建立的一整套由安全防护、安全监测、安全响应、安全评估四部分组成的综合安全防护体系。
12站内监控系统substation monitoring and control system站内监控系统具有监控功能及巡视功能，实现继电保护装置、安全自动装置、测控/PMU 装置、录波及分析设备、计量及电能质量设备、辅助监控设备、时钟同步装置、交换机、防火墙、安全隔离装置等设备信息的统一采集、监视、控制、分析及管理，并为调度系统、集中监控系统等主站系统提供远程支持服务的变电站综合监控系统。
变电站自动化系统传输规约一致性测试(61850)概要
变电站自动化系统传输规约一致性测试（61850）检验产品公告（第二号）
根据国家电力公司下发的“关于加强电力自动化设备及产品质量检测与管理的通知”的精神，电力工业电力设备及仪表质检中心对将在电力系统中使用的上述产品依据相应标准(如下所列)和厂家的申请进行了一致性检验。
现将通过一致性检验并在有效期内的产品及生产厂家予以公告。
检测结果以检测报告发出之日起两年内有效。
检验依据的标准: DL/T860（IEC61850）；
电力工业电力设备及仪表质检中心
2008年1月14日
地址：北京清河小营东路15号中国电力科学研究院内
电话：（010）62931468 62935015 82812379
邮编：100192
联系人：蔡青有，陆天健
E-mail: caiqy@，ltj@，。
IEC61850规约整体介绍
IEC61850规约整体介绍1.总体概念1.1 IEC61850标准制定的背景同传统的IEC60870-5-103标准相比，IEC61850不仅仅是一个单纯的通信规约，而且是数字化变电站自动化系统的标准，指导了变电站自动化的设计、开发、工程、维护等各个领域。
该标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接，从而大大提高变电站自动化技术水平和安全稳定运行水平，实现完全互操作。
IEC61850解决的主要问题（1）网络通信；（2）变电站内信息共享和互操作；（3）变电站的集成与工程实施。
1.2 IEC61850重要的基本名词MMS：Manufacturing Message Specification制造报文规范GOOSE：generic object oriented substation events面向通用对象的变电站事件SV：sampled value 采样值LD：LOGICAL-DEVICE 逻辑设备，代表典型变电站功能集的实体LN：LOICAL-NODE 逻辑节点，代表典型变电站功能的实体CDC：common DATA class (DL/T860.73) 公用数据类Data：位于自动化设备中能够被读、写，有意义的结构化应用信息。
DA：data attribute数据属性，数据属性（IEC 61850-8-1）命名：LD/LN$FC$DO$DA FC：functional constraint功能约束FCDA：Functionally constrained DataAttribute功能约束数据属性互操作性：同一或不同制造商提供的两台或多台IED交换信息并用这些信息正确地配合工作的能力。
服务器：为客户提供服务或发出非请求报文的实体。
客户端：向服务器请求服务以及接收来自服务器非请求报文的实体。
国电南自以太网103规约
国电南⾃以太⽹103规约变电站保护和测控系统站内传输规约⼀. 前⾔1．本规约参考了IEC60870-5-103（继电保护设备信息接⼝配套标准）传输规约（以下简称103规约），采⽤103规约的应⽤服务数据单元。
根据103规约的要求，新研制的保护、测量、控制设备必须采⽤该配套标准的兼容范围，不能满⾜的部分采⽤通⽤分类服务完成。
因此本协议适⽤于新研制的产品。
对于对等⽹形式多主站或单主站的⽹络结构，为充分发挥⽹络的优势，⾃（突）发事件及变化数据必须主动上传，因此在103规约的基础上(仅采⽤103规约的应⽤服务数据单元)，链路层采⽤⽹络传输规则（包含源和⽬的地址、数据是否有效传送等）。
2．传输帧格式仅采⽤可变帧长帧格式。
3．应⽤服务数据单元本规约采⽤103规约定义的应⽤服务数据单元，链路规约数据单元中不得包含多于⼀个的应⽤服务数据单元。
4．报⽂信息的分类及优先本协议将主站和⼦站的报⽂信息按照发送的优先级分为以下⼏种类型图1－2报⽂的优先级5．链路服务级别本标准采⽤3级链路服务级别,如图1－3所⽰图1－3通信采⽤的链路服务级别6．链路传输规则：采⽤平衡和⾮平衡两种传输⽅式。
由主站启动的传输服务，采⽤窗⼝尺⼨为1的⾮平衡传输⽅式。
由⼦站启动触发的传输服务，采⽤链路服务级别s1(发送/⽆回答)的服务⽅式遥信变位、遥测变化、SOE事件、操作结果、循环传送的测量量和状态量等采⽤⼦站启动触发的传输服务规则。
⼦站⽆数据变化或⽆事件发⽣时，不主动发⽣事件启动触发传输服务，只按⾮平衡式链路传输规则进⾏传输。
⼦站循环传送的测量量和状态量，也可由主站总查询。
⼆．报⽂类型及⽤途1．1 由主站发往⼦站的报⽂（控制⽅向）三．报⽂定义可变帧长报⽂说明：应⽤服务数据单元公共地址<0~255>：多CPU时作为CPU分地址，第1个地址从1开始，依次递增，但不等于<255>。
<255>为⼴播地址。
1．1下⾏报⽂（控制⽅向）1．1．1 兼容报⽂1注1：实时时钟采⽤⼆进制表⽰。
智能变电站通信规约
智能变电站通信规约随着现代电力系统的发展，智能变电站作为电力系统自动化的重要组成部分，其通信功能也变得越来越重要。
智能变电站通信规约是指在智能变电站与其他设备之间进行通信时所遵循的一套规则和标准。
本文将从智能变电站通信规约的定义、作用、常见的通信规约以及发展趋势等方面进行探讨。
一、智能变电站通信规约的定义智能变电站通信规约是指智能变电站与其他设备之间进行数据交换和通信时所遵循的一套规则和标准。
通信规约的制定旨在保证变电站设备之间能够准确、可靠地交换信息，实现各种功能需求。
智能变电站通信规约可以包括通信协议、通信接口、数据格式、通信速率等内容。
二、智能变电站通信规约的作用智能变电站通信规约的制定和实施对于智能变电站的正常运行和自动化控制起到至关重要的作用。
具体而言，智能变电站通信规约的作用主要有以下几个方面：1. 确保数据的准确性和可靠性：智能变电站通信规约规定了数据的格式和传输方式，能够确保数据在传输过程中的准确性和完整性，避免数据传输中的错误和丢失。
2. 提高通信效率：智能变电站通信规约规定了通信的速率和通信接口，能够提高通信的效率，加快数据的传输速度，提高系统的响应速度。
3. 实现设备的互联互通：智能变电站通信规约能够实现不同设备之间的互联互通，使得智能变电站能够与其他设备进行数据交换和通信，实现系统的集中控制和远程监控。
4. 支持多种通信方式：智能变电站通信规约可以支持多种通信方式，如串口通信、以太网通信、无线通信等，能够适应不同的通信环境和需求。
三、常见的智能变电站通信规约常见的智能变电站通信规约主要包括IEC 61850、DNP3.0、MODBUS、DLMS/COSEM等。
这些通信规约在智能变电站领域得到广泛应用，具有一定的通用性和可扩展性。
1. IEC 61850：IEC 61850是国际电工委员会制定的一种通信规约标准，主要用于智能变电站的保护和控制系统。
IEC 61850采用基于以太网的通信方式，支持多种通信服务和数据模型，能够实现设备之间的互联互通和数据的交换。
IEC 870-5《远动设备及系统第五部分:传输规约》系列标准介绍
IEC 870-5《远动设备及系统第五部分：传输规约》系列标准介绍谭文恕;李泽【期刊名称】《电力标准化与计量》【年(卷),期】1999(000)002【摘要】国际电工委员会（IEC）第57技术委员会（电力系统控制和通信）自1964年成立以来，一直致力于制定摇控、远方保护和电力系统控制方面的国际标准。
随着计算机应用水平的提高，EMS、SCADA、DMS、变电站自动化在电力系统得到大量应用，不同控制设备和系统越来越多的集成在一个总的控制系统中，需要交换大量的信息和数据，这样，由不同厂家生产的不同设备之间通信规约的问题便突出出来，IEC第57技术委员会（TCS）自八十年代初就成立了一个工作组（WG03）专门进行远动设备和系统传输规约方面系列标准的编制工作，并于九十年代初陆续发布了一系列国际标准，其中IEC870－5《远动设备及系统第五部分：传输规约》系列【总页数】6页(P1-6)【作者】谭文恕;李泽【作者单位】[1]电力科学研究院;[2]中电联标准化部【正文语种】中文【中图分类】TM7【相关文献】1.电力工业电力设备及仪表质量检验测试中心远动设备及系统传输规约一致性产品质检公告(第三号) [J],2.IEC60870-5-104远动规约在铁路电力远动系统中的应用 [J], 闫亮亮;陈剑云;费远鹏3.基于IEC60870-5-104远动规约的EDPF远动站系统设计及应用 [J], 商宁; 宋方儒; 邱华4.DL/T 634—1997《远动设备与系统传输规约第101篇基本远动任务配套标准》介绍 [J], 谭文恕5.电力工业电力设备及仪表质量检验测试中心远动设备及系统传输规约一致性产品质检公告(第4号) [J],因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
浅论变电站监控系统通信网络和传输规约及其结构模式的选择
维普资讯
２０ 年第 ２ ０６ 期
天津电力技术
１ ３
浅论变电站监控系统通信网络和传输规约 及其结构模式的选择
天津商压供 电公司（ 天津 ３０５） ０２０
【 要】 首先对变电站监控 系统的数据通信网络、 摘 传输规
均及 其蛄构模 式的选择要 求进行 了分析 。 然后运 用这 些分 析
技术 的优 越性 已经 逐步 展 现 。
对天津 昊庄站监控 系统的改造选型提 出了看法。 ｔ后对超高
压变 电站监控 系统技 术发展 的新 动向进行 了初 步探 讨和 设
想ｏ
【 键词】 变电站； 美 监控系统； 通信网 传Ｉ规绚； 络； ． ｒ 蛄构模
式
２ Ｉ１ ｌ０Ｖ 以 下 小 规 模 变 电 站 通 信 网 络 １ ．． ｉｋ 在 Ｉ０Ｖ以下小规模变电站 ， １ｋ 一般使用 Ｒ ４５网络 ； Ｓ８ 当 变电站规模较大时应考虑选择现场 总线 网络（ 常用 的有 Ｌｎ ｏ ｓ Ｃ Ｎ网） Ｓ２ ｏＷ ｒ 网、 Ａ ｋ 。Ｒ ４２和 Ｒ ４５串口传 Ｓ８
步 探讨 和设 想 。
时总线 网将网上所有节点连接在一起 ， 以比较方 可 便地增减节点。上面两种现场 总线网络均为中速网 络 ， ０ｍ时 Ｌｎ ｒ ５ ０ ｏＷｏ ｓ网传输速 率可达 Ｉ ｂｓＣ Ｎ ｋ Ｍ ／，Ａ
网在 小于 ４ 时达 １ ，，Ａ 网在 节 点 出错 时 可 ０ｍ ＢＣ Ｎ
103、104规约及其应用
IEC103规约及其应用
1、概况 2、传输过程 3、报文结构 4、自动化信息表示
IEC103概况
IEC60870-5-103 规约是国际电工委员会1997 年颁 布的“继电保护设备信息接口配套标准”；
1999年我们国家等同采用IEC60870-5-103，由国 家经贸委颁布了电力行业标准DL/T 667-1999继电保护 设备信息接口配套标准。之后，在多次自动化年会上 （2000年的南昌会议）进行宣贯，要求推广应用。
103规约为变电站继电保护装置或间隔层的其它IED 设备与站控层设备之间的数据传输规定了标准，要求变 电站计算机监控系统站内通信协议采用103规约。
IEC103推广应用情况
1、基于RS485串口通信的变电站间隔层智能设备(保 护、测控装置)广泛采用IEC103规约通信。
2、基于以太网通信的变电站间隔层IED(保护、测控 装置)采用“厂家私有协议”通信。典型的有：南瑞继保 的《南瑞继保变电站以太网传输层、应用层规范》；南 瑞科技的《电力系统实时数据通信应用层网络规约》； 许继电气的《许继103/TCP通信规约》等等。
遥信信息送完后，ACD置0，控制端又改召唤命令为 “召唤二级数据”， 以此反复。
IEC103规约报文结构
规约控制信息LPCI 应用服务数据单元ASDU
链路规约控制信息：
固定帧长 可变帧长
10 控制域 地址域 校验和 16
68 长度 长度 68 控制域 地址域 （ ） 校验和 16
网络规约控制信息（私有协议）：
8
7
6 543 2 1
下行 0 PRM=1 FCB FCV
功能码
上行 0 PRM=0 ACD DFC
功能码
FCB:帧计数位，正确收到报文后改变状态，否则不改变，要求重发。 FCV:帧计数有效位，FCV=1,则FCB有效，FCV＝0,FCB无效。 ACD:要求访问一级数据。ACD=1,表示保护测控装置希望向控制端传输
智能变电站一体化监控系统功能规范
7.运行监视——1总体要求
运行监视的总体要求如下：
应在 DL/T860 的基础上，实现全站设备的统一建模； 监视范围包括电网运行信息、一次设备状态信息、二次设备状态信息和辅助应用信息； 应对主要一次设备（变压器、断路器等）、二次设备运行状态进行可视化展示，为运行人员快速、准确地完成操作和事故判断提供技术支持。
2.规范性引用文件
GB/T 2900.15 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T 2900.50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语 GB/T 2900.57 电工术语 发电、输电和配电 运行 GB/T 13730 地区电网调度自动化系统 GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T634.5104 远动设备及系统第 5-104 部分：传输规约采用标准传输协议集的 IEC60870-5-101 网络访问 DL/T667 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
智能变电站一体化监控系统 功能规范
国家电网公司企业标准 Q/GDW 678-2011
演讲人姓名
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CONTENTS
目录
壹
范围
运行监视
贰
规范性引用文件
操作与控制
叁
术语和定义
信息综合分析与智能告警
肆
符号、代号和缩略语
运行管理
伍
总则
辅助应用
陆
数据采集
信息传输
6.数据采集——2电网运行数据采集
6.2.1 稳态数据采集 电网稳态运行数据的范围和来源： b） 量测数据采集 1） 馈线、联络线、母联（分段）、变压器各侧电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数； 2） 母线电压、零序电压、频率； 3） 3/2 接线方式的断路器电流； 4） 电能量数据：（1）主变各侧有功/无功电量；（2）联络线和线路有功/无功电量；（3）旁路开关有功/无功电量；（4）馈线有功/无功电量；（5）并联补偿电容器电抗器无功电量；（6）站（所）用变有功/无功电量。 5） 统计计算数据。
电力系统常用通信规约简介
电力系统常用通信规约简介1.电力系统通信规约产生的背景为了满足经济社会发展的新需求和实现电网的升级换代，以欧美为代表的各个国家和组织提出了“智能电网”概念，各国政府部门、电网企业、装备制造商也纷纷响应。
智能电网被认为是当今世界电力系统发展变革的新的制高点，也是未来电网发展的大趋势。
2.研究智能电网标准体系的国际主要标准组织与机构（1）国际电工委员会(IEC)，IEC的标准化管理委员会（SMB）组织成立了“智能电网国际战略工作组（SG3）”，由该工作组牵头开展智能电网技术标准体系的研究；（2）美国国家标准及技术研究所(NIST)，研究智能电网的标准体系和制定智能电网标准。
NIST的前身是美国国家标准（National Bureau of Standards，NBS），隶属美国商务部，负责美国全国计量、标准的研究、开发和管理工作。
（3）电气和电子工程师协会(IEEE)，于2009年发布了“P2030指南”，标志着IEEE正式启动了智能电网标准化工作。
3.IEC对智能电网标准的认识IEC认为智能电网包括电力系统从发电、输变电到用户的所有领域，要求在电网的各个建设阶段以及在系统的各个组成单元之间以及子系统间实现高度的信息共享，因而标准化工作对于智能电网的成功建设非常关键。
1.应该对必要的接口和产品标准化，并避免对具体应用和商业案例进行标准化，否则将严重阻碍智能电网的创新和发展。
应为智能电网的进一步提升提供先决条件。
2.描述通用需求，避免对细节标准化4.IEC相关标准体系工作组织IEC组织成立了第三战略工作组—智能电网国际战略工作组（IECSG3）1.对涉及智能电网的标准进行系统性分析，建立智能电网标准体系框架2.提出原有标准修订、新标准制定、设备和系统互操作的规约和模型等方面的标准化建议,逐步提供一套更加完整、一致的支持智能电网需求的全球标准。
5.三项主要任务1. 系统描述标准体系整体框架：描述电网及电力系统的专业概念和关联模型，相关标准全面综述,定义IEC标准整体框架，是智能电网协调的基础2. 确定核心标准：选择在智能电网实际应用中的重要标准,对这些标准的提升和改进是IEC为智能电网解决方案提供技术支持的关键，是IEC智能电网标准化路线图中的核心部分。
电力系统通信规约及系列标准
传输帧格式 链路传输规约 应用数据的一般结构 应用信息元素定义和编码 基本应用功能
• 配套标准
– IEC60870-5-101：基本远动任务
– IEC60870-5-102：电能累计量
– IEC60870-5-103：继电保护信号
– IEC60870-5-104： IEC60870-5-101的网络访问
第三部分：IEC 61968
IEC 61968系列标准是为了促进支持配网管理的 分布式应用软件之间的集成: 提供把现有系统(包括 已有系统和符合这些标准的新建系统)接口到DMS 的一个集成框架。
IEC 61968不是要制定DMS各种应用的开发标准， 也不是开发中间件的标准接口，而是要提供和制定 控制中心间各种应用集成的一组指导原则和标准： 提供要不依赖于任何一组特殊的中间件服务的基础 结构或框架。IEC 61968在事件驱动基础上支持应 用之间的数据交换，系统集成者提供“胶水”来把 这些组件插入到系统环境中。IEC 61968仅限于接 口定义本身，不提供系统集成实现的具体技术。
IEC 61970 内容（2）
未来的IEC61970-302，有三个包：
－财务包 financial。该包有9个类。 －能量计划包 EnergyScheduling。该包有18个类。 －预定包 Reservation。该包有13个类。
未来的IEC61970-303，有一个包：
－SCADA包，该包有13个类。
• 基本标准是制定和理解配套标准的依据，配套 标准都要引用基本标准，配套标准针对具体应 用作了具体规定，使基本标准的原则更加明 确．等同采用基本标准和配套标准有利于更好 地贯彻标准，实现远动设备的互操作性．
表1
应用层
表示层 会话层 传输层 网络层 链路层
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变电站保护和测控系统站内传输规约一. 前言1．本规约参考了IEC60870-5-103（继电保护设备信息接口配套标准）传输规约（以下简称103规约），针对不同的网络结构，提出了2种链路传输方式，但都采用103规约的应用服务数据单元。
根据103规约的要求，新研制的保护、测量、控制设备必须采用该配套标准的兼容范围，不能满足的部分采用通用分类服务完成。
因此本协议适用于新研制的产品。
1．1 标准的103规约传输方式（以下简称方式1）本方式只适用于一主多从的网络结构，如：多点星形、多点环形、多点共线；当然也适用于点对点和多个点对点。
其链路传输规则采用窗口尺寸为1的非平衡传输方式。
传统的RS-485网络采用本方式。
2．2 扩充的103规约传输方式（以下简称方式2）对于对等网形式多主站或单主站的网络结构，为充分发挥网络的优势，自（特）发事件及变化数据必须主动上传，因此在方式1的基础上(仅采用103规约的应用服务数据单元)，链路层采用网络传输规则（包含源和目的地址、数据是否有效传送等）。
以太网结构可采用本方式。
2．传输帧格式方式1采用两种形式的帧格式FT1.2（P85）：固定帧长帧格式和可变帧长帧格式。
固定帧长帧格式是一种简化的非标准的传输帧格式，用于提高本方式下的传输效率。
方式2采用可变帧长帧格式。
3．应用服务数据单元P8本规约采用103规约定义的应用服务数据单元，链路规约数据单元中不得包含多于一个的应用服务数据单元。
兼容范围的应用服务数据单元中：类型标识TYP=<1~31>（见P10）；传送原因CON=<1~63>（P11）；应用服务数据单元公共地址：<0~254>为站地址、<255>为广播地址;功能类型FUN=<128>距离保护、<160>过流保护、<176>变压器差动保护、<192>线路差动保护、<254>通用分类功能类型、<255>全局功能类型；信息序号INF（P12~17，表8~18）；兼容范围内的信息优先使用，以提高报文的响应速度。
4．报文信息的分类及优先级P134本协议将主站和子站的报文信息按照发送的优先级分为以下几种类型图1－2报文的优先级5．链路服务级别P905．1 本标准方式1采用3级链路服务级别,如图1－3所示5．1 本标准方式2采用3级链路服务级别,如图1－4所示图1－4方式2通信采用的链路服务级别6．链路传输规则：6．1 方式1采用窗口尺寸为1的非平衡传输方式。
P896．2 方式2采用平衡传输方式。
由主站启动的传输服务，采用方式1的传输方式；由子站启动触发的传输服务，采用链路服务级别s1(发送/无回答)的服务方式，对于事件类信息需由链路层确认发送成功或失败。
遥信变位、遥测变化、SOE事件、定值修改结果、操作结果、循环传送的测量量和状态量等采用子站启动触发的传输服务规则。
子站无数据变化或无事件发生时，不主动发生事件启动触发传输服务，只按非平衡式链路传输规则进行传输。
子站循环传送的测量量和状态量，也可由主站总查询。
二．报文类型及用途1. 固定帧长报文仅适用于方式11．1由主站发往子站的报文（控制方向）1．2 由子站应答报文（监视方向）2.可变帧长报文，适用于方式1和方式2 2．1 由主站发往子站的报文（控制方向）2．2 由子站发往主站的报文（监视方向）三．报文定义1．固定帧长报文仅适用于方式11.1 下行报文（控制方向）1.1.1 复位帧计数位、复位通信单元P941.1.2召唤1级用户数据P951.1.3召唤2级用户数据P951.1.41．2 上行报文（监视方向）P95~961.2.11．2.2 忙帧1.2.31.2.42．可变帧长报文几点说明：1．应用服务数据单元公共地址<0~255>：一般地与链路层地址一致；有重复功能（如多CPU）时作为分地址，第1个与链路层地址一致，依次递增，但不等于<255>。
<255>为广播地址。
2．1下行报文（控制方向）2．1．1 兼容报文2注1：实时时钟采用二进制表示。
2．1．1．2 总查询（总召唤）的启动ASDU722．1．2 通用报文222．2 上行报文（监视方向）2．2．1 兼容报文2.2.1.3 被测值I2.2.1.4 具有相对时间的带时标的报文被测值2.2.1.5 标识报文P272.2.1.8 被测值II2.2.1.9 被记录的扰动表2.2.1.10 扰动数据传输准备就绪2.2 .1.11 被记录的通道传输准备就绪2.2.1.12 带标志的状态变位传输准备就绪2.2.1.13 传送带标志的状态变位2.2.1.14 传送结束2．2．2 通用报文22注：本报文反映了1个条目的1个值或多个属性。
四. 链路传输过程1. 方式1链路传输过程包括正常情况下的基本链路传输过程、控制系统(主站)初试化、I/O 前置单元(子站)初试化、参数修改、扰动数据传送、总查询等。
1．1 正常情况下的基本链路传输过程：(不包含控制系统初试化、I/O前置单元初试化)P135*注1：有多个1级用户数据时，先上传较高优先级的数据，其他1级用户数据在下次轮询时上传，状态变位为最高优先级数据。
*注1：标识报文用于表明制造厂家、装置型号、软件版本号等。
标识报文在控制系统*注2：总查询(总召唤)启动报文的扫描序号表明第n次启动总总查询。
1.5定值类、遥控类、遥调类、定值切换类、操作记录修改步骤如下：第一步：用通用报文带确认写（相当于选择，在控制方向上），响应确认写（相当于返校，在监视方向上）。
第二步：用通用报文带执行写（相当于执行，在控制方向上），响应执行写（相当于报告已执行定值修改，在监视方向上）。
定值修改的其体结果在修改完后自动形成报文以后由一级（或二级）数据召唤。
这两步应在一定的时间内完成，超时应自动终止该写条目。
防止通用报文带执行写其它条目时误写。
P83第三步：在召唤请求1级或2级用户数据时自动上传修改结果。
1.6测试模式P431.7监视方向闭锁P432. 方式2链路传输过程包括控制系统(主站)和I/O前置单元(子站)初试化时的链路建立，正常情况下的基本链路传输、参数修改、扰动数据传送、总查询与方式1相同，子站有变化数据和突（自）发事件时相应报文主动上传，全遥信和全数据报文循环主动上传。
2．1 正常情况下的基本链路传输过程：(不包含控制系统初试化、I/O前置单元初试化)P135*注1：有多个1级用户数据时，先上传较高优先级的数据，状态变位为最高优先级数据。
*注1：标识报文用于表明制造厂家、装置型号、软件版本号等。
标识报文在控制系统*注2：总查询(总召唤)启动报文的扫描序号表明第n次启动总总查询。
2.4I/O前置单元初试化(过程二)2.5定值类、遥控类、遥调类、定值切换类、操作记录修改步骤如下：第一步：用通用报文带确认写（相当于选择，在控制方向上），响应确认写（相当于返校，在监视方向上）。
第二步：用通用报文带执行写（相当于执行，在控制方向上），响应执行写（相当于报告已执行定值修改，在监视方向上）。
定值修改的其体结果在修改完后自动形成报文主动上传。
这两步应在一定的时间内完成，超时应自动终止该写条目。
防止通用报文带执行写其它条目时误写。
P831.8测试模式P431.9监视方向闭锁P43五．通用分类服务本章内容根据IEC60870-5-103配套标准中所定义的通用分类服务对传输帧报文进行自描述，具有开放性。
1．通用分类服务标识序号分类通用分类服务标识序号分为下列组类型，每组可定义256个条目，并规定00号条目为组标题。
组标题有2个属性属性：“条目数”-UI，在本组中已定义的条目数，含组标题本身；“描述”-OS8ASCII，组标题名）组号功能00H 系统类（所有保护及自动装置的系统参数及功能、定值区切换）01H 系统类02H 定值类03H 定值类04H 事件类（动作及状态事件）05H 事件类(如告警事件)06H 遥测类(保护测量值)07H 遥测类（如电流、电压、功率、频率、水位、温度等）08H 遥信类（如刀闸、开关、信号、状态等）09H 遥信类0AH 电量类0BH 遥控开关类（跳/合）0CH 遥控分头类（升/降）0DH 遥调类（DA输出）0EH 遥控压板类（保护功能投/退）0FH 调试及操作信息类（用于装置的调试及操作记录）对于测量一类的数据，如遥测类、遥信类、电量类等，可用通用报文读；对于控制一类的数据，如定值类、遥控类、遥调类、定值切换类等，可用通用报文带确认写（相当于选择）、通用报文带执行写（相当于执行）及通用报文读（相当于召唤）；2．装置类型标识在标识报文ASDU5中对装置类型进行分类定义，装置分为以下类型：高压线路，变压器，母线，低压，发变3．组的条目每一组的第一个条目00H为组的标题3.1系统类说明：1．有效定值区指该定值区中定值有效的所有定值区号。
2．运行定值区指该定值区中定值正在运行，运行定值区是有效定值区中的1个。
3．当前定值区指该定值区中定值可被主机召唤或修改。
3.2定值类3.2.1低压保护部分定值表(包括线路保护、电容器保护、备用电源自投、低周减载等)3.3 事件类3.4告警事件3.4保护测量类3.5遥测类3.6 遥信类不需要控制的开关量输入作为本组的条目，包括已明确定义的条目和未定义的条目。
3.6 电量类3.7 遥控开关类需要控制的开关和刀闸作为本组的条目，读条目的值可反应相应的状态，本条目可不在遥信类条目中重复定义。
写条目表示遥控操作，带确认的写条目表示操作选择；带执行的写3.8 遥控分头类3.9 遥调类3.10遥控压板类3.11调试及操作类描述用中文内码表示，OS8ASCⅡ为ASCⅡ8位码，一个中文字为2个ASCⅡ8位码。
5.通用分类服务举例P735.1读所有被定义的组的标题5.2.1 读目录（P73 B1.1）ASDU21报文例子：主站通过本命令读所有被定义的组的标题5.2.2 响应读目录ASDU10报文例子：子站通过本报文响应所有被定义组的标题5.2读一个组的全部条目的描述（P73 B2.1）5.2.1读一个组的描述（P73 B2.1）ASDU21报文例子：主站通过本命令读“遥测类”组所有条目的描述5.2.2 响应读一个组的描述ASDU10报文例子：子站通过本报文响应“遥测类”组所有条目的描述5.3 读一个组全部条目的值（P75 B3.1）5.3.1 读一个组全部条目的值（P75 B3.1）ASDU21报文例子：主站通过本命令读“遥测类”组所有条目的值5.3.2 响应读一个组全部条目的值ASDU10报文例子：子站通过本报文响应“遥测类”组所有条目的值5.4 读单个条目的目录（P75 B4.1）5.4.1 读单个条目的目录（P75 B4.1）ASDU21报文例子：主站通过本命令读条目“0201H”(电流速断定值)的所有目录5.4.2 响应读单个条目的目录ASDU11报文例子：主站通过本报文响应读条目“0201H”(电流速断定值)的所有目录5.5 读单个条目的值或属性（P78 B5.1）（P78 B6.1）5.5.1 读单个条目的值或属性（P78 B5.1）（P78 B6.1）ASDU21报文例子：主站通过本命令读条目“0002H”的实际值5.5.2 响应读单个条目的值或属性ASDU105.6 带确认的写条目和带执行的写条目报文例子：主站通过带确认的写条目和带执行的写条目遥控开关跳闸，开关条目为“0A01H”。