IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xt
61850软网关配置说明书
采用最新版本，2006年8月7日以后的版本。
用来配置软网关所需配置文件，配置103、104与61850点表。使用其中网关配置工具生成104所需点表文件。使用导出功能生成61850与104映射文件。
二、SCLTool配置器
采用最新版本，1.10以后的版本。
SCDTool配置所需的SCD文件，分发CID文件提供给相应的网关使用。
25、配置测控装置调压信息时，它的逻辑节点YLTC.TapChg的数据类型为BSC,其复杂的DA类型需按调压的类型重新配置：SBOw、Oper、Cancel。这三个DA配置时将控制类型选择为BSC。
26、配置dataset数据集中的遥测集时要注意添加的信息要添加到数据的DO的最后一级路径，例如C1/MMXU1.A.pshA，而不能加到C1/MMXU1.A。否则遥测配置成周期上送时不会上送遥测值。
图2
3、数据库配置中，按照SysTool说明书进行配置，分配间隔等，每个装置的所属通信通道编号要正确配置。这里可以添加虚装置专门存放网关通信状态，也可以在某个装置中添加网关通信状态点。这个通信状态点需要配置到上面的通信通道表格中的通讯状态中。
图3
4、对于点的配置，分别在测量量、状态量、电度量、控制信息、定值信息中增加了61850点路径的设置，该点路径为61850描述的数据索引，统一为简单数据类型。路径包括该简单数据的全路径，即逻辑设备名称+/+逻辑节点前缀+逻辑节点类型+逻辑节点索引+.+数据对象。如果是复杂的数据需要增加多个“.”到简单数据为止。在61850点表中有体现。值得注意的是同个网关中的逻辑设备名称不能重复，在61850点表中的逻辑设备名都是C1、C2等，在同一个网关中需要修改相应的路径中的逻辑设备名。例如：线路822的61850点表有2个逻辑设备分别是C1、C2，如果有2个线路822设备在同一个网关中则需要把第二个设备的逻辑设备名称进行修改，不能与C1、C2重复，可修改为C3、C4等。如图4(a与b为同一网关中不同设备的逻辑装置名称的更改的实例)：
KW-61850协议转换器软件使用手册
最低配置： CPU：Intel Pentium III 800m 内存：128M 硬盘：20G 显示器：11 寸以上
4
第三章 安装与卸载
珠海市科为电力科技有限公司
KW-61850 智能协议转换器 配置软件使用手册
版本 1.1
文档描述了珠海市科为电力科技有限公司 IEC61850 协议转换器 KW-61850 系列产品配套软件 使用说明，珠海市科为电力科技有限公司 版权所有。
目录
第一章 简介 ............................................................................................................................. 3 第二章 运行平台 ..................................................................................................................... 4 第三章 安装与卸载 ................................................................................................................. 5
3.1 软件的安装........................................................................................................................5 3.2 软件的卸载........................................................................................................................6 第四章 用户界面 ..................................................................................................................... 7 4.1 主界面.................................................................................................................................7 4.2 配置界面.............................................................................................................................8 4.3 管理界面.............................................................................................................................9 第五章 配置 ........................................................................................................................... 11 5.1 配置下行通道...................................................................................................................11 5.2 建立计算表达式..............................................................................................................13 5.2 配置上行通道...................................................................................................................14 5.2 映射上下行.......................................................................................................................14 5.3 IEC61850 服务器建模 .....................................................................................................15 第六章 管理 ........................................................................................................................... 20 6.1 登录..................................................................................................................................20 6.2 下载配置文件..................................................................................................................21 6.3 读取配置文件..................................................................................................................21 6.4 管理网卡..........................................................................................................................22 6.5 修改用户名和密码..........................................................................................................22 6.6 远程升级..........................................................................................................................23 6.7 校对时间..........................................................................................................................23 6.8 重启..................................................................................................................................23 6.9 查看和仿真实时数据......................................................................................................23 6.10 查看通道报文................................................................................................................24
常规IEC61850综自站调试说明
常规IEC61850综自站调试说明由于最近61850综自站越来越多，许多同事第一次调试，可能会遇到一些小问题，其实这些小问题很简单，可能就是一个参数设置，在这里我把自己对61850综自站的一点总结写出来，主要是工程应用上的，只能满足初学者需求。
有问题的希望兄弟们指出来，一起学习。
基本概念：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功能约束数据属性文本文件：xxx.cid文件：保护、测控装置需要的文件，每台装置都要下装一个cid文本。
xxx.icd文件：后台数据库需要的文本文件，将cid文件的后缀名改为icd即可。
注：一般情况，装置里面cid文件的开入名称最好保留原来的“开入XX”，不要加实际的遥信描述，不然日后信号名字有变就需要重新下装文本了。
常用工具：UltraEdit：最基本的文本编辑工具。
mms-ethereal，WireShark：网络抓包工具，前者对分析MMS更好一点，后者主要用来查通讯问题，各种报文可以用颜色区分，比较方便。
IEDConfigurator：用来修改cid文本，上/下装cid文件，制作RCS9794A文本，用命令查看波形等，非常重要的一个工具。
IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xt
IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xtIEC61850通信规约转换Demo软件使用手册北京华睿信通科技有限公司2016-3-13修订历史记录A - 增加M - 修订D - 删除目录IEC61850通信规约转换软件 (2)1.引言 (5)1.1编写目的及使用对象 (5)2.系统简介 (6)2.1产品特点 (6)2.2 性能 (6)2.3软件组成模块 (6)2.4软件运行环境 (7)3. 智能终端IEC61850通讯规约转换软件使用说明 (7)3.1 软件组成 (7)3.2第一次使用 (8)3.3工程配置 (11)3.3.1新增采集设备 (11)3.3.2修改采集设备 (18)3.3.3配置信息向装置下载 (18)1.引言1.1编写目的及使用对象本文档介绍智能电子设备IEC61850规约转换软件的组成模块，性能指标和主要功能，并详细介绍modbus规约转换为IEC61850规约的使用方法，适用于工程技术人员使用。
2.系统简介2.1产品特点●满足最新DL/T 860（IEC61850）通讯标准●完全支持国际标准IEC61850规约，并可实现其它规约对IEC 61850规约的转换。
●支持modbus TCP/IP ，modbus RTU2.2 性能a.系统容量●同时接入的终端装置数目：100（在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G）b.时间特性●随系统自动启动●默认检索实时数据的周期为最小30秒钟，此参数可以设置●检索报警数据的周期为即时上送c.计算机系统（在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G）●系统可用率≥99%●CPU负荷率≤25%●网络负荷率≤5%d.通讯能力●支持网络●支持串口2.3软件组成模块IEC61850规约转换Demo软件主要实现由modbus协议转换成IEC 61850协议，其数据的交换通过共享内存方式来实现，涉及到三个模块采集模块、实时库和61850服务模块。
61850软网关配置说明书
61850软网关应用说明----配置说明书编制：审核：版本：2.0修订：日期：2007年10月8日目录目录 (2)引言 (3)第一部分引用配置工具 (4)一、Systool系统配置器 (4)二、SCLTool配置器 (4)四、CBZ8000监控配置 (4)五、远动配置工具 (4)六、工程师站配置工具 (4)第二部分文件说明 (4)一、文件位置 (4)二、文件说明 (4)第三部分工程配置注意事项及说明 (4)一、SysTool工具使用注意事项 (4)二、buildpro.exe临时工具配置注意事项 (7)第四部分工程配置注意事项 (10)引言随着61850规约研究的深入和数字化变电站的推进，工程化的呼声越来越高。
为了促进61850的工程化，为了许继第一个采用61850规约的数字化变电站工程，特采用现行方案。
增加网关转换方案，即：装置----〉103规约转61850规约网关----〉61850规约转104规约软网关----〉后台。
第一部分引用配置工具一、Systool系统配置器采用最新版本，2006年8月7日以后的版本。
用来配置软网关所需配置文件，配置103、104与61850点表。
使用其中网关配置工具生成104所需点表文件。
使用导出功能生成61850与104映射文件。
二、SCLTool配置器采用最新版本，1.10以后的版本。
SCDTool配置所需的SCD文件，分发CID文件提供给相应的网关使用。
可兼容配置以下内容：配置网络通讯信息，配置服务器名称等。
三、CBZ8000监控配置采用最新版本，增加启动软网管进程的版本。
配置监控数据库。
四、远动配置工具采用最新版本，增加启动软网关进程的版本。
五、工程师站配置工具采用最新版本，增加启动软网关进程的版本。
第二部分文件说明一、文件位置所有软网管所需文件存放于iec61850路经下。
必备配置文件有：1_Gateway_1.gw、gw.xml、logcfg.xml、osicfg.xml、rptcfg.cfg必备应用进程有：m61850.exe、s104.exe、gws108.exe二、文件说明1_Gateway_1.gw为SysTool工具中的网关配置工具生成，为s104与gws108进程所需文件。
IEC61850 SCD配置工具使用说明书概论
目录第一章系统概述 (1)第二章系统安装与注册 (1)2.1 系统安装 (1)2.2 目录结构 (2)2.3 系统注册 (2)第三章功能介绍 (3)3.1 整体功能概述 (3)3.2 菜单栏和工具栏 (3)3.2.1 文件 (4)3.2.2 编辑 (5)3.2.3 查看 (5)3.2.4 窗口 (7)3.2.5 帮助 (8)3.2.6 导航窗口右键菜单 (8)3.2.7 快速打开窗口 (9)3.3 版本管理 (10)3.4 导入文件 (11)3.4.1 导入单个文件 (11)3.4.2 批量导入文件 (13)3.5 导出文件 (14)3.6 网络管理 (14)3.6.1 IP地址 (15)3.6.2 GOOSE地址 (17)3.6.3 SV地址 (19)3.6.4 物理端口 (20)3.7 设备管理 (21)3.8 应用功能 (22)3.8.1数据集 (22)3.8.2 报告控制块 (23)3.8.3 实例化 (24)3.8.4 连线配置 (25)3.8.5 GOOSE/SV控制块 (28)3.8.6 定值控制块 (29)3.8.7日志/日志控制块 (29)3.8.8 运行环境配置 (30)3.9 主控窗体 (31)3.10 查看模板 (31)3.11 连线展示 (32)3.12 IEC标准模型展示 (35)3.13 CID文件分发 (35)第四章配置方法 (37)4.1 准备模型文件 (37)4.2 导入模型文件 (37)4.3 配置网络 (38)4.4 网络中添加装置 (38)4.5 配置实例化 (39)4.6 配置连线 (39)4.7 其他配置 (40)第一章系统概述IEC61850 SCD配置工具是在原有的“SCD配置器”基础之上，通过重新的架构设计和功能设计而开发出来的功能强大、界面友好的智能变电站配置工具。
新版SCD配置工具的初始版本为3.0。
在对原有“SCD配置器”的兼容上面，新工具支持其全部功能，并对算法、界面等进行了优化设计，提高了系统执行效率，完善了可操作性。
61850软网关配置说明书
二、buildpro.exe临时工具配置注意事项
1、运行界面如图，此工具是由QT所编，因此需要QT动态库支持才能正常运行，使用时需注意仅使用其中有效部分，其它部分不要随意操作，这里只有活动菜单中的“通讯配置”与“LOG配置”是与此次应用相关，因此需注意：
rptcfg.cfg为报告所用，配置哪些控制块需要总召唤，及使能报告。
如果采用文件模式创建对象空间，另外还需要一些配置文件，这些配置文件需要与各个61850服务器的SCL文件保持一致，文件名分别为服务器名称，后缀为ｘｍｌ。
第三部分工程配置注意事项及说明
一、SysTool工具使用注意事项
1、中心节点信息配置，如果有多个主站与该软网关相连，则需要正确配置多个中心节点信息，如图需要配置的信息有名称、类型、状态、IP1编号，其它项可以不必关心。
SCDTool配置所需的SCD文件，分发CID文件提供给相应的网关使用。
可兼容配置以下内容：
配置网络通讯信息，配置服务器名称等。
三、CBZ8000监控配置
采用最新版本，增加启动软网管进程的版本。
配置监控数据库。
四、远动配置工具
采用最新版本，增加启动软网关进程的版本。
五、工程师站配置工具
采用最新版本，增加启动软网关进程的版本。
图1
2、通讯通道信息配置，按照实际网关进行配置，仅需要配置以下各项就可以，除了配置104的一些规约参数外，通道类型必须为以太网。这里网管名称也就是对应的61850实网关的服务器名称，同时也是由IED配置器生成的xml文件需要更改成的名称。这里通信状态为后台应用配置的网关通信状态的遥信点，该点使用十六进制表示为：装置地址（1字节）+扇区地址（1字节）+信息体地址（2字节），如果不用需要把该点至空或填一无效点。
IEC61850变电站通信网络和系统结构标准系列配置工具-精品
1SCL简介1.1 概述IEC61850变电站通信网络和系统结构标准系列的第六部分：变电站中IED通信配置描述语言，规范了用来配置变电站IED的描述语言一一变电站配置描述语言(Substation ConfigurationdescriptionLanguage)oSCL能够将IED配置描述传给通信和应用系统管理工具，也能够以某种兼容的方式将系统的配置描述传回IED配置工具。
这样实现了配置数据可以在不同制造商提供的IED配置工具和系统配置工具之间相互交换。
SCL语言基于可扩展标记语言XML1.0版本。
本文中所阐述配置工具的XML相关部分均建立在XML1.0基础上。
1.2 XML语言XML(extensibleMarkupLanguage)可扩展标记语言，是一种置标语言。
“置标”(Markup)一词的精确定义是：就数据本身的信息对数据进行编码的方法。
置标语言就是对数据进行编码的语言。
“置标”的定义非常抽象，其实在日常生活中，人们无意识地频繁使用了“置标”的概念。
例如：用黄色荧光笔把课本上的某些句子加亮，或者在这些句子下面划线。
通过将这些内容加亮，有效地将它们“置标”，表示这些课文很重要。
关于这些课文的信息，这些课文很重要这一事实，就这样被编码了；黄色荧光笔迹或者下划线就是置标语言。
目前，互联网的发展已趋向成熟，广泛应用于Web的超文本标记语言HTML(HypeHext MarkupLanguage)就属于置标语言大家族。
通俗地讲，HTML,就是一种用来给文本添加标记的语言。
HTML规定了一系列标签，每个标签表明了一定的显示格式。
被置标后的文件(即同时包含了纯文本和关于文本显示格式的标签的文件)由一个HTML处理工具，例如一个浏览器，进行读取，然后再根据上述标记规则来加以显示。
XML(extensibleMarkupLanguage)语言不但是置标语言，而且是可扩展的(extensible) 置标语言。
61850参数设置说明书V2.7(采样值测试)
数字继保61850参数设置说明书A.继保之星系列试验仪介绍（继保之星-6000C的主要特点）∙16对光收发器，提供针对IEC61850标准规范中各种通信信息的有效编解码。
（61850-9-1，61850-9-2，GOOSE信息）∙12个发送器和两个接收器，提供针对IEC60044-7/8的FT3格式的采样值报文∙完整解析保护模型文件，实现电流电压通道选择、比例系数、ASDU数目、采样率、GOOSE信息等的配置，可灵活方便地与各种型号保护接口∙10对开入量，8对通用开出量，实现保护的完整闭环测试∙GOOSE信息报文,能够模拟丢帧和乱码∙内置GPS，可进行远距离同步输出∙10.4寸大屏显示∙内置工控机∙IRIGB对时或IEEE1588对时∙24路数字采样值输出，每路均可独立配置电压和电流以及频率∙12路小信号输出，每路均可独立配置电压或电流∙波形显示∙数字录波B.数字继保模块设置说明该模块是专门用来对9-1，9-2，9-1扩展，FT3，FT3扩展，小信号，订阅GOOSE，发布GOOSE中电流电压通道选择，ASDU数目，采样点数等信息进行设置的。
(一)9-1配置：在试验程序（比如交流试验等）主界面工具条中，点击61850网络设置按钮就可以启动该模块了，下图所示中红色圆圈指出的地方。
然后，通过界面下方的选择框可以选择9-1/9-2/9-1扩展/FT3/FT3扩展/小信号/订阅GOOSE/发布GOOSE设置窗口，如下图所示为9-1设置界面：注明：白色编辑框显示列表一，列表二和列表三（下同）界面说明：●ASDU数目：每帧报文中包含的采样点数目，最大为10●采样点数/20ms：20ms时间中采样点数目，最大为255●系数设置：启动后用来设置一次/二次额定值，比例系数和小信号输出等（见9-2设置）●通道设置：用来设置输出通道（列表一）●目的MAC地址：表示目的MAC地址●TPID：标识号（默认为8100，不能修改）●TCI：标识（通过设置优先级，CFI和VLanID进行修改）●APPID：装置标识ID（列表二）●LNName：逻辑节点名称●DataSetName：数据集名称●LDName：逻辑设备名称●延迟时间：设置额定延迟时间●版本号：配置版本号●状态字1/2：设置状态字1和状态字2●通道名称：设置输出通道的名称（列表三）●通道映射：用来设置映射通道操作说明：●鼠标左键点击[列表一]中某行[输出]列，[列表二][列表三]将同步显示对应的相关信息。
智能电网IEC61850
智能电网IEC61850标准智能电网是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。
智能变电站是智能电网的物理基础，也是智能电网建设中变电站的必然发展趋势。
智能变电站是通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，以智能一次设备和统一信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策等功能，对智能电网安全状态评估/预警/控制、优化系统运行、可再生能源即插即退、与调度中心/电源/负荷及相关变电站协同互动等提供支撑的变电站。
本章介绍了基于IEC61850标准的数字化变电站，建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备和二次设备的数字化通信，以全站为对象统一配置保护和自动化功能。
1 IEC61850标准基本情况1.1 IEC61850提出背景变电站自动化系统(Substation Automation Sysetm，SAS)在我国应用发展十多年来，为保障电网安全经济运行发挥了重要作用。
但目前也多少存在着二次接线复杂，自动化功能独立、堆砌，缺少集成应用和协同操作，数据缺乏有效利用等问题。
这些问题大多是由于变电站整体数字化、信息化水平不高，缺乏能够完备实现信息标准化和设备之间互操作的变电站通信标准造成的。
电网的不断发展和电力市场化改革的深入对电网安全经济运行和供电质量的要求不断提高，变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，数字化、信息化以及信息模型化的要求越来越迫切，数字化变电站成为SAS的发展方向。
据统计，全世界共有50多种变电站通信规约。
如此多种规约不仅给用户带来不便，也增加了厂家自身的负担。
很多厂家为了适应更多的用户往往在其产品中集成了几种规约。
IEC61850调试指导手册
关口终端IEC61850调试指导手册软件升级关口终端目前只有WFET-3000终端支持IEC61850的MMS协议的软件版本（L30H01-ET304.02_ST01_20150624）。
如现场是WFET-2000S终端，除需升级L30H01-ET304.02_ST01_20150624程序外，还需升级符合WFET-2000S终端的watchdog.conf文件，否则会造成终端无法抄表。
请注意：1、L30H01-ET304.02_ST01_20150624只能在L30H01-ET304.02及以上版本上升级。
2、电表档案中线路号必须从1开始累加，如第一块表线路号配成1，第二块表线路号配成2。
(如果线路号客户需指定，则需修改程序包中的meterno2lineno.ini文件中的内容，并升级到终端)IEC61850上行通信测试软件调试终端升级了IEC61850程序后，可通过“山大电力IEC61850测试软件”使用IEC61850标准的MMS协议抄读终端数据，操作方法如下：1、将笔记本设成与终端同一网段，通过以太网可以PING通终端。
2、运行“山大电力IEC61850测试软件”。
3、点击“选项”下“服务器设置”，如下图所示：4、在弹出的对话框中将Ip Address框中输入终端的IP，然后点击“确定”按扭，如下图所示：5、点击“操作”下面的“添加装置连接”，在弹出的对话框中选择刚配置的服务器，然后点击“连接”按钮，如下图所示：6、在出现的页面中点击“建立连接”按钮，再点击“读取模型”按钮，稍等后，将会出现终端的数据模型，展开第一个节点下的“MMTR”下的“ST”，其下的“SupWhSum”、“SupVarhWum”、“DmdWhSum”、“DmdVarhSum”就是第一块电表的四个总电量数据，如下图所示：上行通信的参数设置L30H01-ET304.02_ST01_20150624程序包默认只支持6块电表的数据，相关参数需根据现场实际接入的电表数量进行修改（研发已配置好了支持16块、32块、40块电表的参数，可以直接向研发获取），修改的文件如下：1、wfet3000_hl.icd，该文件需提供给后台系统厂家，由其导入后台系统的SCD文件中，后台系统才能抄读终端数据。
IEC61850建模工具软件用户手册簿
IEC 61850建模工具用户手册理工大学2013.03目录1.简介 ........................................................................................................................- 1 -2. IEC 61850配置功能 ..............................................................................................- 1 -2.1 界面 .............................................................................................................- 1 -2.2 CID文件配置 ................................................................................................- 2 -2.3 CID文件树形结构 ........................................................................................- 3 -2.4 逻辑数据配置 .............................................................................................- 5 -2.4.1 增加 ...................................................................................................- 5 -2.4.2 修改 ...................................................................................................- 7 -2.4.3 删除 ...................................................................................................- 8 -2.4.4 导出 ...................................................................................................- 9 -2.4.5 导入 ...................................................................................................- 9 -2.5逻辑设备维护 ........................................................................................... - 10 -2.5.1 增加 ................................................................................................ - 11 -2.5.2 删除 ................................................................................................ - 12 -2.5.3 修改 ................................................................................................ - 13 -2.6逻辑节点维护 ........................................................................................... - 14 -2.6.1 增加 ................................................................................................ - 14 -2.6.2 删除 .................................................................................................- 17 -2.6.3 修改 .................................................................................................- 17 -3.CID文件生成 ....................................................................................................... - 18 -4. CID文件格式 ...................................................................................................... - 19 -4.1 CDC、FC配置文件容................................................................................ - 19 -4.2 CID文件模版容 ......................................................................................... - 21 -4.3 生成CID文件容....................................................................................... - 22 -1.简介主要完成61850FTU逻辑数据的配置，配置信息生成excel文件，61850FTU 配置程序通过读取excel信息保存到配置文件中。
IEC61850组态工具NsConfig使用说明
61850组态工具NsConfig使用说明1、使用前准备：1.1软件安装1.1.1软件要求安装NARI Configuration Tools 软件，版本最好是在1.34以上。
1.1.2 计算机要求·装有Windows、Linux、Solaris的操作系统·Java运行环境·有256MB以上的内存1.2检查配置文件及相关资料参与配置的.icd文件（.cid文件）。
1.2.1对于.icd文件的要求·.icd文件由各保护、测控装置厂家提供·使用之前必须经过语法和模型一致性的测试·.icd文件的LN必须带中文描述1.2.2配置资料的检查·主接线图·各隔间名称·各装置的IP地址·各装置之间的GOOSE逻辑关系表·各装置MAC地址2、.SCD文件组成2.1 打开一个新的.icd文件打开NsConfig通用组态工具在左边工程视图栏中点击右键弹出菜单，点击“打开SCL文件”在目录下找到所需的.icd文件打开后选择是否进行“进行文件合法性校验”。
合法性校验是对SCL文件进行语法以及工程模型一致性配置方面的校验。
在初期配置文件时，建议多进行校验。
形成全站的.SCD文件后若无大的改动，则不需要每次都进行校验，否则打开速度会非常的慢。
单击上方工具条中的“监视窗”，会在工具下方跳出监视窗口，在对文件进行合法性校验后会在该窗口中报出检查结果。
2.1对打开的.icd文件进行配置单击左侧树上的IED，展开后可在右测的属性表中对该IED进行配置：2.1.1 .icd文件指定实例名配置在“name”处填写实例名。
实例名最好是各一次间隔的名称的缩写，必须以字母开头。
如“220kV母联”测控装置可以叫作“C220ML”在“desc”处填写对于该间隔实例名的中文描述右边属性表中的其它项目，一般在厂家提供的.icd文件中已经配置好了，所以无需再做配置。
IEC 61850通信标准说明书
been intimately involved since its incep-tion. “Communication networks and sys-tems for power utility automation,” as the IEC document is properly known, is a comprehensive standard broken down into components that, for example, specify how the functionality of substa-tion devices should be described – how they should communicate with each o ther, what they should communicate and how fast that communication should be. All of this is critical to realizing the benefits of a truly digital substation.At the station level, things are generally digital, even in relatively old installations. SC ADA (supervisory control and data a cquisition) systems usually demand Digital signaling offers excellent reliability and capacity, and has been in use in power infra-structure for decades. Most existing electricity grids employ digital f iber-optic networks for the reliable and efficient transport of operation and su-pervision data from automation systems in substations – and even power line net-works carry tele-protection signals these days. But only now are the advantages of standardized digital messaging start-ing to extend into the deeper substation environment.IEC 61850Without standards, the adoption of digi-tal messaging for intrasubstation com-munication was piecemeal and fragment-ed, with mutually incompatible signaling creating an assortment of messaging within vertical silos. ABB has long cham-pioned industry adoption of IEC 61850, a standard with which the company has STEFAN MEIER – The concept of a digital substation has long been an insubstantial thing – an ideal vision of all-knowing substations networked into an intelligent grid. But the concept is now a lot more practical so the specifics of what makes a substation “digital,” and why that is such a desirable thing, can be discussed.The smarter grid needs a smarter substation, and it has to be digital Enabling digital substations Title picture Technology is now available to allow substations to be completely digital – right down to the currenttransformers. The advantages of having a digital substation are manifold.FOCS Robustness and reliability requirements apply to new technologies such as ABB’s fiber-optic current sensor (FOCS) too. A FOCS [1] can directly monitor current running through a high-voltage line with-out having to involve a current trans-former (CT) to step down the current to a measurable value. Eliminating the C T also eliminates the risk of open C T cir-cuits, in which life-threatening voltages can occur, and so increases safety.A FOCS exploits the phase shift in polar-ized light introduced by an electromag-netic field (the Faraday effect). The shiftis in direct proportion to the current flow-ing in the high-voltage line, around whichthe fiber carrying the light is wrapped.The measurement is digitized right atthe source and transmitted as a digitalsignal, via the process bus, to the pro-tection and control IEDs, as well as therevenue meters.Such an optical C T takes up a lot lessspace than its analog equivalent. It caneven be integrated into a disconnectingcircuit breaker (as ABB did in 2013) tocombine the functions of circuit breaker,current transformer and disconnector inone device – halving the size of a newsubstation.The FOCS is one of a range of noncon-ventional instrument transformers (NCITs)that can make things entirely digital.NCITs have to be every bit as reliable asthe equipment being replaced – and theydigital information and ABB has been selling fiber-optic “backbones” for more than two decades.Between the station level and the bays, fibers can carry digital data – conforming to IEC 61850 – but to become a true digital substation the standard has to e xtend even further.Deep digitalThe world beyond the bays is still pre-dominately analog. The conventional pri-mary equipment, like current and voltage transformers, is connected back to intel-ligent electronic devices (IEDs) using par-allel copper wires carrying analog voltage signals ➔1a. The IEDs receiving that data perform first-level analysis and often pro-vide the gateway into a digital world.But there is little advantage in keeping the data in analog form for so long and to properly earn the title of “digital substa-tion” the transition to digital must takeplace as soon as the data is gathered ➔1b.Through permanent system supervision, digital equipment reduces the need for manual intervention and the adoption of the all-digital process bus allows sensitive equipment to be relocated into the bays. The digital equipment that has to bel ocated out in the yard must be easy to fit, and every bit as robust and reliable as the analog equipment it is replacing or inter-facing to ➔2.Digital signaling offers excellent reliability and capacity, and has been in use in power infrastruc-ture for decades.1a Today 1b Tomorrow670 series 670 series REB500REB500650 series 650 seriescurrent transformer, arcing may occur as dangerously high voltages build and a copper line can suddenly carry high volt-age, putting workers and equipment at risk. Less copper brings greater safety.The digital substation dispenses with cop-per by using the digital process bus, which might use fiber optics or a wireless net-work, such as ABB’s Tropos technology.Just the removal of copper can, in some circumstances, justify the switch to digital. Going digital can cut the quantity of cop-per in a substation by 80 percent – a sub-stantial cost saving and, more importantly, a significant safety enhancement.The process bus also adds flexibility: Digital devices can speak directly to each other ➔3. For this, IEC 61850 defines the GOOSE (generic object-orientatedsubstation events)protocol for fasttransmission of bi-nary data. Part 9-2of the standard de-scribes the trans-mission of sampledvalues over Ether-net. These principlesensure the timelydelivery of high-pri-ority data via other-wise unpredictableEthernet links. ABB’s ASF range of E thernet switches fully supports this crit-ical aspect of substation messaging.are: Over the past decade ABB has sup-plied more than 300 NC ITs (combined current and voltage sensors fitted into gas-insulated switchgear) for use in Queensland, Australia, and the utility has yet to see a single failure in the primarysensor. Extensive use of NCITs makes a substation simpler, cheaper, smaller and more efficient.Not everything can be digital – analog data will continue to arrive from conven-tional current and voltage transformers, for example. But there is no reason for wholesale replacement when a stand-alone merging unit can perform the tran-sition to digital right beside the existinginstrument transformer. Fiber optics can then replace the copper cables connect-ing the primary equipment to the protec-tion and control IEDs.Process bus As a conductor, every bit of copper in a substation is a potential risk. For exam-ple, where current is incorrectly discon-nected, such as with an open secondary A FOCS can direct-ly monitor current running through a high-voltage line without having to involve a current transformer to stepdown the current to a measurable value.2 New equipment destined for use out in the yard is exposed to the elements so has to be very robust.ABB has long championed industry adoption of IEC 61850, a standard with which the company has been intimately involved since its inception.Installations ABB has been heavily involved in IEC 61850 since its inception. The stan-dard is essential to ensure that utilities can mix and match equipment from dif-ferent suppliers, but, through compli-ance testing, it also provides a bench-mark against which manufacturers can be measured.ABB deployed the first commercial IEC 61850-9-2 installation in 2011 at the Loganlea substation, for Powerlink Queens-land. The use of ABB’s IEC 61850-9-2- compliant merging units and IEDs, not to mention NCITs, makes the deployment a landmark in the evolution of substation design.That project was part of an upgrade of an existing station, an upgrade that saw it move into an IEC 61850 future, adopting digital standards for effective future-proof-ing. ABB created a retrofit solution based on specifications from Powerlink that can be applied to another five Powerlink substa-tions when they are ready for refitting.Two of those stations, Millmerran and Bulli Creek, were already upgraded in 2013 and 2014, respectively. The refurbished sub-stations have a MicroSCADA Pro SYS600 system and RTU560 gateway that manage Relion 670 protection and control IEDs, with REB500 busbar protection. These all communicate over IEC 61850-9-2 to the merging units and over IEC 61850 to the station-level devices. A fully digital substation is smaller, more reliable, has a reduced life-cycle cost and is simpler to maintain and extend than an analog one. It offers increased safety and is more efficient than its ana-log equivalent.Not every substation needs to be cata-pulted into a wholesale digital world – it depends on the substation size and type, and whether it is a new station or a retrofit of the secondary system. Different ap-proaches and solutions are required. ABB’s extensive IEC 61850 experience and portfolio of NCITs, merging units, pro-tection and control IEDs as well as station automation solutions eases utilities into the digital world. Flexible solutions allow utilities to set their own pace on their waytoward the digital substation.3 IEC 61850 makes the fully digital substation a reality.Stefan MeierABB Power Systems Baden, Switzerland *******************.com An optical CT takes up a lot less space than its analog equivalent and can even be integrated into a disconnecting circuit breaker to combine the func-tions of circuit breaker, current transformer and disconnector in one device – halv-ing the size of a new substation.Reference [1] S. Light measures current – A fiber-optic current sensor integrated into a high-voltage circuit breaker. Available: /global/scot/scot271.nsf/veritydisplay/0d948cedb40451cec1257ca900532dd0/$file/12-17%201m411_EN_72dpi.pdf。
IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xt
IEC61850通信规约转换软件Demo使用手册xtIEC61850通信规约转换Demo软件使用手册北京华睿信通科技有限公司2016-3-13修订历史记录A - 增加M - 修订D - 删除目录IEC61850通信规约转换软件 (2)1.引言 (5)1.1编写目的及使用对象 (5)2.系统简介 (6)2.1产品特点 (6)2.2 性能 (6)2.3软件组成模块 (6)2.4软件运行环境 (7)3. 智能终端IEC61850通讯规约转换软件使用说明 (7)3.1 软件组成 (7)3.2第一次使用 (8)3.3工程配置 (11)3.3.1新增采集设备 (11)3.3.2修改采集设备 (18)3.3.3配置信息向装置下载 (18)1.引言1.1编写目的及使用对象本文档介绍智能电子设备IEC61850规约转换软件的组成模块，性能指标和主要功能，并详细介绍modbus规约转换为IEC61850规约的使用方法，适用于工程技术人员使用。
2.系统简介2.1产品特点●满足最新DL/T 860（IEC61850）通讯标准●完全支持国际标准IEC61850规约，并可实现其它规约对IEC 61850规约的转换。
●支持modbus TCP/IP ，modbus RTU2.2 性能a.系统容量●同时接入的终端装置数目：100（在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G）b.时间特性●随系统自动启动●默认检索实时数据的周期为最小30秒钟，此参数可以设置●检索报警数据的周期为即时上送c.计算机系统（在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G）●系统可用率≥99%●CPU负荷率≤25%●网络负荷率≤5%d.通讯能力●支持网络●支持串口2.3软件组成模块IEC61850规约转换Demo软件主要实现由modbus协议转换成IEC 61850协议，其数据的交换通过共享内存方式来实现，涉及到三个模块采集模块、实时库和61850服务模块。
NS3000(IEC61850)使用说明书
NS3000数字化变电站自动化系统调试作业指导书(后台部分)1 目的指导NS3000数字化变电站自动化系统的后台部分的组态与调试，以规范自动化系统的调试过程，从而保证系统的质量，提高系统的可靠性与稳定性2 适用岗位本指导书适用于工程部从事数字化变电站自动化系统工程开发调试的工程部经理、项目负责人、项目工程师和调试人员3 调试流程3.1调试前准备3.1.1 检查用户资料是否齐全3.1.2 根据合同、技术协议、发货清单等资料，到库房领用项目所须硬件，并清点•SCADA机数目、配置•工作站数目、配置•打印机数目、配置•显示器数目、配置•UPS数目、配置•网络设备数目、配置•其他外设数目、配置3.2 系统安装NS3000计算机系统对计算机配置的要求•硬件：PentiumIV 1.6G以上，内存512M以上，硬盘40G 以上。
•操作系统：Windows 2000专业版或者Windows XP专业版。
•SCADA机需安装SQL Server2000的服务器及客户端工具,及SQL Server2000 SP3.•工作站需安装SQL Server2000的客户端工具, 以及SQL Server2000 SP3.•安装WINDOWS的消息队列组件.•NS3000计算机系统的安装.•若本项目有两台计算机作为远动工作站，请将这两台计算机作为一个独立的双SCADA服务器与后台双SCADA服务器分开，其安装序列号需要额外申请•安装详细步骤可参见<<NS2000安装手册>>需说明的是:目前还未将61850的相关后台程序、文件整合到NS2000后台安装盘中。
需要将bin、config文件夹下的相关程序、文本更新，使其成为支持61850的NS3000后台。
3.3 操作系统最大连接数破解功能简介：Windows XP系统限制了操作系统对外的最大连接数，默认为10（Windows 2000操作系统不存在这样的情况）。
IEC61850入门
--支持客户的任意设计理念—集中式或分布式系统
• 长期稳定性 --面向未来
--符合通信系统主流的发展方向 --符合系统发展的要求
数字化变电站的优点
• 按需维护 • 隔离开关免维护 • 不需校验
• 小的占地空间 • 少的建筑工程量 • 少的可见范围
• 测试时间缩短 • 可同时安装 • 较少的线夹 • 较少的绝缘
• 通用变电站事件控制块（GOOSE）提供了一种快速可靠， IED设备之间的平行通信服务
• 采样控制块提供快速和循环的采样值传输服务
• 控制提供控制服务，如控制断路器
• 时间和时间同步为设备和系统提供时间基准
• 文件传输定义了大型数据的交换
ACSI服务一览
第7-3部分---公用数据类
• 本标准规定公共属性类和公用数据类，包 括：
9－2应用层
有4个ASDU的APDU帧
如何实现一/二次设备智能化
• 设备基于微处理器设计 • 对变电站系统建模，以功能节点为功能单
位 • 将功能节点合理的分配到IED • 用SCL语言对IED进行描述 • 实现ACSI服务，使访问都有统一的接口 • 应用SCSM映射，使应用和通信协议无关，
两者可以独立发展
压保护 • DATA代表一个信息，如断路器位置
ACSI服务模型
ACSI服务模型
• DATA-SET是一组信息集合，这组信息可以用于生成报告、 日志或直接访问
• 取代服务用于把运行设备中的某个值用其它值代替
• SETTING-GROUP-CONTROL-BLOCK提供定值切换和 定值编辑服务
• REPORT-CONTROL-BLOCK和LOG-CONTROL-BLOCK 提供了根据条件生成报告和日志的服务
IEC61850调试指导手册
IEC61850调试指导手册1、在弹出的对话框中将Ip Address框中输入终端的IP，然后点击“确定”按扭，如下图所示：2、点击“操作”下面的“添加装置连接”，在弹出的对话框中选择刚配置的服务器，然后点击“连接”按钮，如下图所示：3、在出现的页面中点击“建立连接”按钮，再点击“读取模型”按钮，稍等后，将会出现终端的数据模型，展开第一个节点下的“MMTR”下的“ST”，其下的“SupWhSum”、“SupVarhWum”、“DmdWhSum”、“DmdVarhSum”就是第一块电表的四个总电量数据，如下图所示：上行通信的参数设置L30H01-ET304.02_ST01_20150624程序包默认只支持6块电表的数据，相关参数需根据现场实际接入的电表数量进行修改（研发已配置好了支持16块、32块、40块电表的参数，可以直接向研发获取），修改的文件如下：1、wfet3000_hl.icd，该文件需提供给后台系统厂家，由其导入后台系统的SCD文件中，后台系统才能抄读终端数据。
2、model.cfg（终端数据模型参数文件）。
3、meterno2lineno.ini（终端内电表线路号参数文件）。
将修改后的model.cfg，meterno2lineno.ini 通过comtest等升级工具升级到终端，并重启终端。
请注意：1、以上文件的修改能用写字板、记事本工具修改，只能用UltraEdit等支持unix格式的工具修改。
2、model.cfg与meterno2lineno.ini中配置的电表数量必须一样，否则IEC61850程序会运行异常。
与后台系统调试将根据现场修改后的icd文件给后台厂家，后台系统导入icd文件后，可抄读终端数据，后台抄读到的数据与我司wf300软件抄读到的终端数据进行对比，确认后台系统所抄数据正常。
如数据异常，需通过抓包工具（wiresharke）将后台系统与终端的通信报文抓下来分析。
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IEC61850通信规约转换Demo软件
使
用
手
册
北京华睿信通科技有限公司
2016-3-13
修订历史记录
A - 增加M - 修订D - 删除
目录
IEC61850通信规约转换软件 (1)
1.引言 (4)
1.1编写目的及使用对象 (4)
2.系统简介 (4)
2.1产品特点 (4)
2.2 性能 (4)
2.3软件组成模块 (4)
2.4软件运行环境 (5)
3. 智能终端IEC61850通讯规约转换软件使用说明 (5)
3.1 软件组成 (5)
3.2第一次使用 (6)
3.3工程配置 (9)
3.3.1新增采集设备 (10)
3.3.2修改采集设备 (16)
3.3.3配置信息向装置下载 (16)
1.引言
1.1编写目的及使用对象
本文档介绍智能电子设备IEC61850规约转换软件的组成模块，性能指标和主要功能，并详细介绍modbus规约转换为IEC61850规约的使用方法，适用于工程技术人员使用。
2.系统简介
2.1产品特点
●满足最新DL/T 860（IEC61850）通讯标准
●完全支持国际标准IEC61850规约，并可实现其它规约对IEC 61850规约的
转换。
●支持modbus TCP/IP ，modbus RTU
2.2 性能
a.系统容量
●同时接入的终端装置数目：100（在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内
存2G）
b.时间特性
●随系统自动启动
●默认检索实时数据的周期为最小30秒钟，此参数可以设置
●检索报警数据的周期为即时上送
c.计算机系统（在pc机下vmvare fedora7 cpu2G 内存2G）
●系统可用率≥99%
●CPU负荷率≤25%
●网络负荷率≤5%
d.通讯能力
●支持网络
●支持串口
2.3软件组成模块
IEC61850规约转换Demo软件主要实现由modbus协议转换成IEC 61850协
议，其数据的交换通过共享内存方式来实现，涉及到三个模块采集模块、实时库和61850服务模块。
其数据流向是采集模块（如电能量modbus master）按照用户提供的modbus协议与终端里的modbus程序进行通讯，获得电能量信息，并保存在实时库里，同时根据实时库里每个智能电子终端对应的61850DA属性，写入到61850的实时库中，这样61850服务程序就能及时更新其对应的DA值，并作相应的处理，对外提供相应的服务
图一软件结构图
2.4软件运行环境
IEC61850规约转换软件正常运行时所需要的最低软硬件配置要求见下表
3. IEC61850规约转换软件使用说明
3.1 软件组成
程序包组成如下图所示
图二整个程序包组成
mmsserver: IEC61850服务程序，实现iec61850服务功能，对外提供61850服务。
commserver: 采集程序，负责与终端按照modbus协议进行通讯，获得实时数据。
sysmgr：系统维护程序。
工程配置文件：在运行程序以及维护程序所在的目录下包含了以下子目录，每个子目录包含了系统运行所需要的配置文件（注意linux下目录区分大小写）
config目录：包含prjcfg.txt工程目录信息
dbcfg目录：dbcfg.xml，是系统基础数据库库表信息，不要对它作任何修改。
FileServer目录：61850文件服务的根目录，需要上传的文件及其子目录都放在这个目录下
project目录：工程的根目录，下面放工程子目录比如yp目录，在具体工程子目录下由以下目录构成
config目录：存放配置好的采集设备参数信息
dbcfg目录：存放工程配置好的实时库配置信息
dbdata目录：存放工成配置好生成的实时库数据文件
3.2正式版本第一次使用
使用本产品前需要对软件进行注册。
按照如下步骤进行
第一步：将运行程序以及工程配置文件拷贝到所有需要注册的装置上。
第二步：在每个装置上分别运行sysmgr程序：
第三步：在PC机上运行Remotereg.exe程序（要保证pc机与各个装置网络畅通），该程序启动后会自动搜索没有注册的装置，并显示出来，如下图四，软后点击导出注册号信息，指定所要保存的文件名如图五，然后将保存的文件给北京华睿信通科技有限公司进行授权，收到授权文件后，点击导入注册信息，选择收到的授权文件，系统会显示相应的注册信息如图六，随后点击注册，等待系统远程注册，注册完毕后在下方信息栏中会显示注册结果如图七。
图四软件注册
图五保存文件
图六导入注册信息
图七注册结果
注册程序其他按钮说明:
搜索未注册装置：搜索与PC机网络相通的还没有注册的装置，注册过的装置不会返回信息。
搜索所有装置：搜索与PC机网络相通的所有装置。
此外也可以进行单台装置注册，首先选择需要注册的装置，将选中的注册号发送给北京华睿雅威公司，获得授权号，并输入到注册码里，然后点击输入，最后点击注册。
图一产品注册
3.3工程配置
运行sysmgr程序，展开数据采集设备的树形目录，点击鼠标右键增加或修改采集设备的属性。
（演示版本不具备增加设备功能，可以修改设备配置信息）
3.3.1新增采集设备
根据工程需要，可以增加采集设备，具体步骤如下：
第一步：新增采集设备。
此步骤可以设置采集设备的名称，采集数据的周期等时间参数，一般此步骤的时间参数采用默认即可。
第二步：选择通信方式。
一般采用以太网TCP-客户端的通信方式。
第三步：设置TCP参数。
此步骤需要设置采集程序与电能量终端进行通讯的IP 地址和通信端口号，因为在同一机器上IP地址设为127.0.0.1，通信端口号根据电能量终端提供的端口，默认采用502，其他参数默认即可。
第四步：设置协议参数。
采用下面默认值即可
第五步：点击工具栏上的保存按钮，将新增加的装置信息保存到配置文件中，第六步：配置61850实时数据库。
切换到实时数据库页面，选择61850实时库 右键新建数据库。
输入数据库名称默认用61850db
新建数据库表-》选择61850DA值，根据实际情况输入最大记录数，
61850参数配置：选择61850配置
设置61850相关参数
61850模型文件：根据工程实际，选正确模型文件
服务端口：默认采用102
接收间隔：是指间隔多长时间都tcp端口，看是否有数据到达，默认采用100ms
超时（s）：-1表示不进行数据收发超时判断，如果要设置则根据实际现场数据交互的时间间隔来设置，比如61850服务端与客户端平均60s钟才发生一次数据交互，则这个值应该设为比60s大的数比如65。
其他的参数主要是为了检测用的，实际工程中都采用默认值即可。
第八步：配置采集实时库表,选择实时库，右键选择新建数据库表，从下拉表中选择Modbus 模拟量
根据实际情况设置最大记录数，其他采用默认值
增加记录。
在数据库中增加记录，根据实际情况修改实时库中的信息并保存。
根据实时数据库表的内容修改新装置记录中的内容。
修改表内容的便捷操作方法如下，将新增装置的数据库表导出，请留心系统提示的导出位置及导出文件名字然后就可以在excel中编辑数据文件，然后再将数据库表导入并保存即可。
3.3.2修改采集设备
可以参考新增采集设备操作。
3.3.3配置信息向装置下载(windows版本不需要此操作)
当所有的信息都配置好了之后，就可以将配置信息下载到装置上。
首先要确保装置上的sysmgr程序在运行，其他程序都已经关闭。
其次与装置建立连接
连接成功后就可以下载信息，如图点击工具栏中的下载按钮
点击确定，系统就会开始下载配置信息。
4.系统运行
系统配置好之后，就可以运行了
4.1首先运行mmsserver.exe
4.2在运行commserver.exe之前，要确保sysmgr所配置的ip地址对应的Modbus
slave已经运行
4.3运行viewrtdb可以查看接收到的数据。