广州配网自动化系统国标101规约平衡式传输细则
广州配网自动化系统使用国标101规约2002版本和国标104规约，其中，101规约用于GPRS无线和电力载波两种通讯方式，104规约用于光纤通讯方式。国标101规约有平衡式与非平衡式两种传输模式，广州配网自动化系统中，两种模式均需使用：GPRS无线通讯方式下，使用平衡式传输；电力载波通讯方式下，使用非平衡式传输。
由于广州配网自动化系统涉及国内多个自动化厂家，其中主站采用积成电子的DMS1000配网主站系统，终端有珠海许继、东方电子、积成电子、四方华能、深圳奇辉等多个厂家的设备，有必要对规约细节加以说明，以便各厂家统一实现。本文对国标101规约平衡式传输的相关细节进行说明。具体如下：
1.国标101规约中使用的链路地址、传送原因、公共地址、信息体地址均
设为2个字节。
2.物理连接建立后，主站和终端进行双方复位链路。
3.双方复位链路结束后，终端向主站发送初始化结束帧，主站给出确认，
结束链路初始化过程。
4.当主站和终端任何一方检测到链路异常时，可以主动发起链路请求，将
链路重新初始化，另一方接收到链路请求后，自动进入双向复位链路处
理。
5.主站在链路初始化成功后立即发送总召唤命令，之后将定时发送总召唤
命令。
6.在链路上长时间没有传输数据时，主站将发送链路测试（可变帧长）帧，
终端收到后应给出链路测试确认。
7.终端采集到变化遥信时主动上送给主站，主站对主动上送帧进行确认。
终端未收到主站链路确认帧时，可以重发变化遥信帧，连续发送3次均
未得到回应则放弃本帧数据上送，同时将链路重新初始化。
8.终端采集的变化遥测，不得主动上送。在主站发送总召唤命令时，终端
将采集的最新遥测数据上送。
9.主站定时向终端发送校时命令。
10.通过GPRS无线通讯方式接入的终端在投运后不进行遥控，但安装调试
时需进行遥控调试，遥控命令采用双点遥控方式下发。
11.因为GPRS无线通讯方式带宽有限，报文在传输过程中存在延时现象，
通讯各方等待对方数据的超时时间不得低于5秒。
12.上述传输过程的具体流程与报文功能码设置请遵循附件《101规约平衡式
传输报文.pdf》的规定。
13.传输过程中出现的确认帧（ACK），均采用固定帧长格式，不使用‘0xE5’
单字节确认格式。
101规约（2002版）报文解析速查 1、初始化 ●主站发: 10 49 4F 98 16 目的：给地址为4F的子站发请求链路状态命令。 子站回答：10 0B 4F 5A 16 目的：子站向主站响应链路状态。 ●主站发: 10 40 4F 8F 16 目的：给地址为4F的子站发复位通信单元命令。 子站回答：10 20 4F 6F 16 目的：ACD位置1，表明子站向主站请求1级数据上送。 ●主站发: 10 7A 4F C9 16 目的：向地址为4F的子站发召唤1级数据命令。 子站回答：68 09 09 68 28 4F 46 01 04 4F 00 00 00 11 16 (ASDU70,CON=28，COT=4) 目的：子站以ASDU70（初始化结束）响应主站的召唤。并ACD位置1，表明子站继续 向主站请求1级数据上送。 后面跟随时间同步和总查询。 2、对时 ●主站发：68 0F 0F 68 73 00 67 01 06 00 00 00 CD 85 36 0D 1E 0C 04 A4 16 目的：给地址为0的子站发对时命令。 对时时间为：04年12月31日13时54分34秒253毫秒 报文解析：
子站发：68 0F 0F 68 80 00 67 01 07 00 00 00 F7 01 36 0D 1E 0C 04 58 16 目的：以ASDU67响应主站对时命令。 3、 总召唤 ● 主站发：68 09 09 68 53 4F 64 01 06 4F 00 00 14 70 16 目的：向地址为4F 的子站发总召唤命令。 子站回答：10 20 4F 6F 16 目的：ACD 位置1，表明子站向主站请求1级数据上送。 ● 主站发：10 5A 4F A9 16 目的：向地址为4F 的子站发召唤1级数据的命令。 子站回答：68 09 09 68 28 4F 64 01 07 4F 00 00 14 46 16 目的：子站响应总召唤，ACD 位置1。 ● 主站发： 10 7A 4F C9 16 目的：主站向子站召唤1级数据。 子站回答：68 87 87 68 28 4F 01 7F 14 4F 01 00 00 01 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 01 01 01 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 01 01 01 00 00 00 00 00 01 01 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 01 01 01 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 E7 16
主站与子站通过IEC60870－5－104规约通讯协议说明 目录 目录 (1) 前言 (1) 一、IEC60870-5-104应用规约数据单元基本结构 (2) 1.1 应用规约数据单元APDU (2) 1.2 应用规约控制信息APCI (2) 1.3 应用服务数据单元ASDU (3) 二、IEC60870-5-104规约的过程描述 (5) 三、IEC60870-5-104规约源码分析（报文分析） (5) 3.1启动连接（U格式） (5) 3.2启动连接确认（U格式） (6) 3.3总召唤（I格式） (6) 3.4总召唤确认（I格式） (6) 3.5数据确认（S格式） (6) 3.6总召唤结束（I格式） (7) 3.7测试连接（U格式） (7) 3.8测试连接确认（U格式） (7) 3.9．遥信信息（I格式） (7) 3.9遥测信息（I格式） (10) 3.10 SOE信息（I格式） (11) 前言 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104规约的参数选择做了如下说明： 1、采用端正101规约中的链路地址和短报文（指链路确认报文） 2、采用召唤一级数据 3、两个字节表示公共地址（站址） 4、两个字节表示传送原因 5、三个字节表示信息体地址 上述3、4、5点与上一次通讯协议具体说明有冲突，为执行国际国内标准，建议根据上述要求对报文做如下修改。
一、IEC60870-5-104应用规约数据单元基本结构 应用规约数据单元：APDU（Application protocal data unit） 应用规约控制信息：APCI（Application protocal control information） 应用服务数据单元：ASDU（Application protocal control unit） APDU=APCI + ASDU 1.1 应用规约数据单元APDU 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。 ●启动字符：68H（一个字节） ●长度规范：报文最大长度255字节，应用规约数据单元的最大长度为253字节，控 制域的长度是4字节，应用服务数据单元的最大长度为249字节。 ●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）和不计数控制功能（U格式）。 ●应用服务数据单元 1.2 应用规约控制信息APCI 控制域定义抗报文丢失和重复传送的控制信息、报文传输的启动和仃止、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)。
检测规程、标准及验收标准 1)DL/T 814-2002 配电自动化功能规范 2)DL/T 721-2000 配电网自动化系统远方终端 3)GB/T13729-2002 远动终端设备 4)DL/T 634.5-101远动设备及系统标准传输协议子集第101部分 5)DL/T 634.5-104远动设备及系统标准传输协议子集第104部分 6)Q/GDW 370城市配电网技术导则 7)Q/GDW 382配电自动化技术导则 8)生配电[2009]196号《配电自动化试点建设与改造技术原则》 9)GB/T 14598.10-2007《电气继电器第22-4部分：量度继电器和保护装 置的电气骚扰试验-电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验》 10)GB/T 14598.14-1998《量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分： 静电放电试验》 11)GB/T 14598.18-2007《电气继电器第22-5部分：量度继电器和保护装 置的电气骚扰试验-浪涌抗扰度试验》 12)GB/T 7261-2008《继电保护和安全自动装置基本试验方法》 13)DL/T 478-2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 14)GB/T 15145-2008《输电线路保护装置通用技术条件》 15)Q/701-205.000-2010《质量手册》 16)Q/701-205.002-2010《环境和职业健康安全管理手册》 传输规约检验 1 101规约连通性测试 测试结果符合规约要求则填“√”，测试结果不符合规约要求则填“×”。
2 104规约连通性测试 测试结果符合规约要求则填“√”，测试结果不符合规约要求则填“×”。
配网自动化介绍 1总体概述 1.1配网自动化概念 配电自动化是以一次网架和设备为基础，利用计算机及其网络技术、通信技术、现代电子传感技术，以配电自动化系统为核心，将配网设备的实时、准实时和非实时数据进行信息整合和集成，实现对配电网正常运行及事故情况下的监测、保护及控制等。 配网自动化主站系统 柱上开关环网柜配电变压器 配电自动化系统主要由配电自动化主站、配电自动化终端及通信通道组成，主站与终端的通信通常采用光纤有线、GPRS无线等方式＜ 1.2配网自动化意义 通过实施配网自动化，实现了对配电网设备运行状态和潮流的实时监控，为配网调度集约化、规范化管理提供了有力的技术支撑。通过对配网故障快速定位/隔离与非故障段恢复供电，缩小了故障影响范围，加快故障处理速度，减少了故障停电时间，进一步提高了供电可靠性。 2 配网自动化基础知识 2.1 名词术语
2.1.1 馈线自动化 是指对配电线路运行状态进行监测和控制，在故障发生后实现快速准确定位和迅速隔离故障区段，恢复非故障区域供电。馈线自动化包括主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。 2.1.2 主站集中型馈线自动化 是指配电自动化主站与配电自动化终端相互通信，由配电自动化主站实现对配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。 2.1.3 就地型馈线自动化 是指不依赖与配电自动化主站通信，由现场自动化开关与终端协同配合实现对配电线路故障的实时检测，就地实现故障快速定位/ 隔离以及恢复非故障区域供电。按照控制逻辑和动作原理又分为电压- 时间型馈线自动化和电压-电流型馈线自动化。 2.2 配电自动化主站 配电自动化主站是整个配电网的监视、控制和管理中心，主要完成配电网信息的采集、处理与存储，并进行综合分析、计算与决策，并与配网GIS配网生产信息、调度自动化和计量自动化等系统进行信息共享与实时交互，按照功能模块的部署可分为简易型和集成型两种配电自动化主站系统。
101规约解读 一、101远动规约的基本对话过程 1)初始化过程（链路两端均已上电时）：主站向子站询问链路状态，子站 以链路状态回答主站，主站复位远方链路，子站确认回答；子站向主 站询问链路状态，主站以链路状态回答子站，子站复位远方链路，主 站确认回答；主站发总召唤命令，子站以全数据回答，主站发送时钟 同步命令，子站以同步时钟事件回答。 2)基本问答过程：主站在初始化完毕，并召唤过全数据和时钟同步之后， 开始轮询二级数据；而子站如果存在二级数据或一级数据，直接以数 据回答，如不存在，则以否定报文回答（否定回答是单个字符“E5H”， 也可以“无所请求数据”确认帧回答）。 3)其他问答过程：遥控选择命令以遥控选择确认帧回答，遥控执行命令 以遥控执行确认帧回答，召唤电度命令以传送电度数据帧回答。 链路报文格式 1）固定帧长帧格式 固定长帧报文就是链路初始化报文 主站：10 49 06 4F 16 （召唤链路状态） 子站：10 0B 06 11 16 （状态正常） 主站：10 40 06 46 16 （复位远方链路） 子站：10 20 06 26 16 （确认） 主站：10 5A 06 60 16（召唤一级数据） 子站：ES（没有所召唤的数据） 二、总召 主站－－子站 68 09 09 68 5 3 066401 060600 00 14 DE 16 68 09 09 68 73 01 64 01 06 01 00 00 14 F4 16 主 子：总召唤命令帧C_IC_NA_1
子站――主站 68 09 09 68 28 066401070600 00 14B4 16 遥测点号从16385开始
项目一学习配电线路基础 【学习情境描述】本学习情境介绍配电网的概述，配电设备；架空配电线路；电容器的结构及原理；功率因数的概念、功率因数的提高；电压损耗的概念、电压调整的措施；线损的概念、降低线损的措施；过电压的基本概念、防雷措施；电能质量指标、电压偏差的调整；配网可靠性的基本知识、提高供电可靠性的措施。 【教学目标】了解配电网的结构与类别，熟悉常见配电设备及线路的组成。了解功率因数、线损、电能质量及可靠性的基本知识。 【教学环境】多媒体教室。 任务一了解配电网的基本知识 【教学目标】本培训任务介绍配电网的结构、分类及特点。通过学习配电网的结构，了解配电网的基本特点。 【任务描述】通过配电网的结构、分类及特点的学习，学员应了解配电网的组成，了解配电网的分类和特点，了解配电网结构形式，了解配电网的发展趋势。 【任务准备】准备教材、教案、课件、多媒体教室。 【任务实施】听课、练习、考试。 【相关知识】配电网自动化 一、配电网的组成 电能是一种应用广泛的能源，其生产（发电厂）、输送（输配电线路）、分配（变配电所）和消费（电力用户）的各个环节有机地构成了一个系统，如图1-1-1所示。它包括： 1.动力系统。由发电厂的动力部分（如火力发电的锅炉、汽轮机，水力发电的水轮机和水库，核力发电的核反应堆和汽轮机等）以及发电、输电、变电、配电、用电组成的整体。 页脚内容1
页脚内容2 2.电力系统。由发电、输电、变电、配电和用电组成的整体，它是动力系统的一部分。 3.电力网。电力系统中输送、变换和分配电能的部分，它包括升、降压变压器和各种电压等级的输配电线路，它是电力系统的一部分。电力网按其电力系统的作用不同分为输电网和配电网。①输电网。以高电压（220kV 、330kV ）、超高电压（500kV 、750kV 、1000kV ）输电线路将发电厂、变电所连接起来的输电网络，是电力网中的主干网络；②配电网。从输电网接受电能分配到配电变电所后，再向用户供电的网络。配电网按电压等级的不同又分为高压配电网(110kV 、35kV)、中压配电网(20kV 、10kV 、6kV 、3kV)和低压配电网(220V/380V)。这些不同电压等级的配电网之间通过变压器连接成一个整体配电系统。当系统中任何一个元件因检修或故障停运时，其所供负荷既可由同级电网中的其他元件供电，又可由上一级或下一级电网供电。对配电网的基本要求主要是供电的连续可靠性、合格的电能质量和运行的经济性等要求。 图1-1-1 电力系统、电力网和配电网组成示意图 二、配电网的分类和特点 1、配电网的分类 配电网按电压等级的不同，可又分为高压配电网(110kV 、35kV)、中压配电网(20kV 、10kV 、6kV 、3kV)和低压配电网(220V/380V)；按供电地域特点不同或服务对象不同，可分为城市配电网和农村配电网；按配电线路的不同，可分为架空配电网、电缆配电网以及架空电缆混合配电网。 （1 ）高压配电网。是指由高压配电线路和相应等级的配电变电所组成的向用户提供电能的配电网。
IEC870-5-101规约报文解释 一、规约格式简介 1、祯格式 101规约的基本祯格式如下所示，具体的解释请参照规约手册，这里不再重复。固定祯长格式： 可变祯长格式： 规约中不同的命令，可能采用不同的祯格式。 2、控制域功能码说明 主站下发子站功能码 子站上送主站功能码 二、主站初始化RTU下发命令流程（以非平衡方式通信）
以下adrs 表示链路地址（一般为rtu 站址），comadr 表示公共地址（一般为rtu 站址），infadr_l 表示信息体地址低位，infadr_h 表示信息体地址高位，CS 表示祯校验和。对时祯为长时标方式。 1、 询问链路状态 10 49 adrs CS 16 子站回答 10 80 adrs CS 2、 复位远方链路 10 40 adrs CS 子站回答 10 89 adrs CS 3、 总召唤 68 10 10 68 16 子站确认 68 09 09 68 80 adrs 64 01 07 comadr 00 00 14 CS 16 子站发送遥测遥信祯（下面将详细解释） 子站发送总召唤结束祯 68 09 09 68 88 adrs 64 01 0a comadr 00 00 14 CS 16 4、 如果没有召唤全则进行分组召唤 下发命令码： 68 09 09 68 7b adrs 64 01 05 comadr 子站发送遥测遥信祯（和总召唤的一样，只是信息体地址会有所区别） 5、 发对时令 68 0f 0f 68 53 adrs 67 01 06 comadr 00 00 milliseconds_l milliseconds_h minutes hours day month year CS 16 子站确认祯 68 0f 0f 68 80 adrs 67 01 07 comadr 00 00 milliseconds_l milliseconds_h minutes hours day month year CS 16 6、 召唤全电度 68 09 09 68 73 adrs 65 01 06 comadr 00 00 45 CS 16 子站发送电度总召唤确认祯 68 09 09 68 80 adrs 65 01 07 comadr 00 00 45 CS 16 子站发送电度祯（下面将详细讲述） 子站发送电度结束祯 68 09 09 68 80 adrs 65 01 0a comadr 00 00 45 CS 16 7、 如果电度没有召唤全则进行分组召唤电度 68 09 09 68 7b adrs 65 01 05 comadr
104规约的网络结构及报文介绍 中西部施志晖 随着光纤通讯的兴起，为104规约的应用提供了越来越好的平台。现在104规约逐渐趋向主流。 1：104规约的网络模式及网络参数的介绍 1.1 104规约的网络模式 1.2 网络参数的介绍 在104通讯时,主站会分配一些IP地址和子网掩码,网关等参数, 2：104的报文结构及一些参数的理解 2.1 104的报文结构
104的报文共分为3种格式，即U格式，I格式，和S格式。 基本结构为：68＋ length＋控制8位组1＋控制8位组2＋控制8位组3＋控制8位组4 ＋ASDU 其中： 控制域的第一个8位位组的第1比特=0定义了I格式，它表明APDU中包含应用服务数据单元ASDU，主要用于主站的总查询，对时，召唤电量，遥控等，子站的变化遥测，soe，变位遥信等的传送。如： 68 0e 00 00 00 00 64 01 06 01 c5 00 00 00 00 14 控制域的第一个8位位组的第1比特为1，第2比特为0定义了S格式，此种格式的APDU 不包含ASDU，当报文接收方收到发送方的I格式报文后，如果没有I格式报文需要发送给对方，可以向对方发送S格式报文以对所接收到的报文进行确认。比如： 子站发送报文: 68 46 0a 2f （发送序号）06 00 （接受序号）0b 0a 03 00 03 00 08 40 00 b5 0a 00 09 40 00 83 fe 00 0a 40 00 71 0a 00 14 40 00 42 f6 00 15 40 00 74 01 00 16 40 00 71 09 00 4a 40 00 13 00 00 4d 40 00 e9 ff 00 4f 40 00 0a 00 00 58 40 00 f6 ff 00 子站接收主站的确认报文: 68 04 01 00 0c 2f 控制域的第一个8位位组的第1比特=1，第2比特=1定义了U格式，此种格式的APDU 也不含ASDU，其作用主要在于实现3种控制功能，即启动子站进行数据传输（STARTDT）、停止子站的数据传输（STOPDT）和TCP链路测试（TESTFR）。比如： 接收报文: 68 04 07 00 00 00 （启动数据传输0000 0111） 发送报文: 68 04 0b 00 00 00 （确认数据传输0000 1011） 2.2 104的实施过程 IEC 60870-5-104包括非常丰富的应用服务数据单元（ASDU），它不但选取了绝大部分IEC 60870-5-101规约的ASDU，而且还扩展了类型标识为58到64，以及类型标识为107的新的ASDU。但在实际使用中，能够用到的仅仅是其中一小部分。 其实施过程为： （1）TCP连接的建立过程。站端RTU作为服务器，在建立TCP连接前，应一直处于侦听状态并等待调度端的连接请求，当TCP连接已经建立，则应持续地监测TCP连接的状态，以便TCP连接被关闭后能重新进入侦听状态并初始化一些与TCP连接状态有关的程序变量；调度端作为客户机，在建立TCP连接前，应不断地向站端RTU发出连接请求，一旦连接请求被接收，则应监测TCP连接的状态，以便TCP连接被关闭后重新发出连接请求。需要注意的是，每次连接被建立后，调度端和站端RTU应将发送和接收序号清零，并且子站只有在收到了调度系统的STARTDT后，才能响应数据召唤以及循环上送数据，但在收到STARTDT之前，子站对于遥控、设点等命令仍然应进行响应。 （2）循环遥测数据传送。对于遥测量，可以使用类型标识为9（归一化值）、11（标度化值）和13（短浮点数）及21（不带描述）的ASDU定时循环向调度端发送。 （3）总召唤过程。调度主站向子站发送总召唤命令帧（类型标识为100，传输原因为6），子站向主站发送总召唤命令确认帧（类型标识为100，传输原因为7），然后子站向主站发送单点遥信帧（类型标识为1）和双点遥信帧（类型标识为3），最后向主站发送总召唤命令结束帧（类型标识为100，传输原因为10）。 （4）校时过程。调度主站向子站发送时间同步帧（类型标识为104，传输原因6），子站
104 规约简介 一 . 概述： 101、104规约属于问答式异步通信方式。104必须与101规约同时配套使用。2002年国家经贸委正式发布，104规约的核心部分ASDU应用服务数据单元是101规约的定义，结合超高压公司的使用范围，对104规约的报文格式做一说明以便大家理解。更详细的请看104和101的2002年正式版本。104应用在tcp/lp 的1、2、3、4、7、层。 二 . 104报文格式 1．APCI应用规约控制信息：它是所有发送/接收的报文头并可以单独发送。 APDU长度最大253，要除去启动符 68H和其本身 APDU是全报文 ASDU：应用服务数据单元 2．控制域分类： 控制域八位位组分为3种格式，每种格式的定义内容不一样。 a. I格式：信息传输格式 b.U格式：未编号的控制功能类型格式
TEST.SPOPDT STARTDT 确认/生效只有一个是“1”之可能出03/13/23/43/83/07/0B 不可能出现其他码 c. S 格式 带编号的监视功能 例如： 发/收一组码： 68 04 01 00 96 77 这就S 格式，这是确认报文，在收报文经常出现。刚开机时用于链路连接，收发两端都收到这个报文说明链路通了，可以发其它命令报文。如果链路不通，主站会连发此报文 2． ASDU 格式 应用服务数据单元 即信息区传输格式 传送原因： 1字节/2字节 各系统自定义，我们系统定义2字节。101定义1个字节。 公共地址： 1字节/2字 各系统自定义 我们系统定义2字节。101定义1个字节 信息对象地址：1字/2字节/3字节 我们系统定义3个字节，可以转16777215个信息，实际上2个字节就够65535。101定义2个字节。 可变帧结构限定词： 7位定义长度，最大127个信息。 SQ=0 每个信息都带地址。 SQ=1 只有带一个有起始地址，其他信息不带地址，按顺序排列，全YX 、全YC 时SQ 都为1. 信息：最少一个字节，例如一个遥信，最多的可达9个字节，SOE8个字节。 3． 主站的发送报格式 这里仅介绍三种格式 总召唤 召唤电量 YK （双点YK,现场都双点YK ）下面于 分别介绍 a. 总召唤报文格式
第一章概述 1.名词解释 1）配电系统：配电区域内的配电线及配电设施的总称。它由变电站、配电站、配电变压器及二次变电站以下各级线路、发电厂直配线路和进户线及用电设备组成。 2）配电系统自动化：（DSA）“是利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据等配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。” 3）SCADA:(SCADA系统)即数据采集与监视控制系统。是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。4）SA(变电站自动化)：包括配电所、开关站自动化。它是利用现代计算机技术、通信技术将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。 5）FA（馈线自动化）:包括故障自动隔离和恢复供电系统，馈线数据检测和电压、无功控制系统。主要是在正常情况下，远方实时监测馈线分段开关与联络开关的状态及馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方分合闸操作；在线路故障时，能自动的记录故障信息、自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对未故障区段的供电。 6）DMS（配电管理系统）:就是利用当前先进的计算机监控、网络通信、数据处理技术对配电的运行工况进行监视、控制，并对其设备、图纸和日常工作实现离线、在线管理，提高配电运行的可靠性和故障自动分段、故障快速处理。包括配电网SCADA、配电网的负荷管理功能(LM)和一些配电网分析软件（DPAS），如网络拓扑、潮流、短路电流计算、电压/无功控制、负荷预报、投诉电话处理、变压器设备管理等。 7）LM（配电网的负荷管理功能）：负荷管理提供控制用户负荷，以及帮助控制中心操作员制定负荷控制策略和计划的能力。其中削峰和降压减载为其主要的两个功能。 8）DPAS（配电网分析软件）:配电系统的高级应用软件为配电网的运行提供了有力的分析工具，主要包括：潮流计算、负荷预测、状态估计、拓扑分析、电流/阻抗计算及无功电压优化等。 9）AM/FM/GIS（配电图资系统）:是自动绘图AM（Automatic Mapping）、设备管理FM（Facilities Management）和地理信息系统GIS（Geographic Information System）的总称，也是配电系统自动化的基础。 10）DSM（需方用电管理）:实际上是电力的供需双方共同对用电市场进行管理，以达到提高供电可靠性，减少能源消耗和供需双方的费用支出的目的。其内容包括负荷监控、管理和远方抄表、计费自动化两方面。 11）FTU:馈线自动化测控终端, 是一种集测量、保护、监控为一体的综合型自动监控装置 12）TTU(distribution Transformer supervisory Terminal Unit，配电变压器监测终端):对配电变压器的信息采集和控制，它实时监测配电变压器的运行工况，并能将采集的信息传送到主站或其他的智能装置，提供配电系统运行控制及管理所需的数据。 13）RTU：Remote Terminal Unit 微机远方终端/变电站远方终端。 2.问答题 (3)我国配电网有哪些主要特点？ 1>城市配电网的主要特点 1》深入城市中心地区和居民密集点，负载相对集中，发展速度快，因此在规划时应留有发展余地。 2》用户对供电质量要求高。 3》配电网的设计标准较高，在安全与经济合理平衡下，要求供电有较高的可靠性。 4》配电网的接线较复杂，要保证调度上的灵活性、运行上的供电连续性和经济性。 5》随着配电网自动化的水平提高，对供电管理水平的要求越来越高。 6》对配电设施要求较高。因为城市配电网的线路和变电站要考虑占地面积小、容量大、安全可靠、维护量小及城市景观等诸多因素。 2>农村配电网的主要特点 1》供电线路长，分布面积广，负载小而分散；用电季节性强，设备利用率低。 2》发展速度快，存在建设无规划，布局不合理，施工无设计，设备质量差等先天不足。 3》农电队伍不稳定，专业水平不理想。
电力系统通讯管理机给调度上送数据时，主要以IEC104规约为主。但104对大部分人来说还是不容易搞清楚。主要是IEC104里面功能比较全，所以涉及方面太多。本文只在通讯帧格式方面举例说明一下。帮助大家了解IEC104的通讯方式。 IEC104处理遥测一般是整型数据，有的调度要求浮点上送，可以参考文章“浮点型IEEE-754转成整型数据方法”。 一、四遥信息体基地址范围 “可设置104调度规约”有1997年和2002年两个版本，在流程上没有什么变化，02版只是在97版上扩展了遥测、遥信等信息体基体址，区别如下： 类别1997版基地址2002版基地址 遥信1H------400H1H------4000H 遥测701H------900H4001H------5000H 遥控B01H------B80H6001H------6100H 设点B81H------COOH6201H------6400H 电度C01H------C80H6401H------6600H 二、一些报文字节数的设置 类别配置方式 公共地址字节数2 传输原因字节数2 信息体地址字节数3 此配置要根据主站来定，有的主站可能设为1，1，2，我们要改与主站一致。 三、以公共地址字节数=2，传输原因字节数=2，信息体地址字节数=3为例对一些基本的报文分析 第一步：首次握手（U帧）U格式是用来激活/终止链路 发送→激活传输启动： 68（启动符）04（长度）07（控制域）00 00 00 接收→确认激活传输启动：68（启动符）04（长度）0B（控制域）00 00 00第二步：总召唤（I帧）I格式是用来控制站与被控站的信息传输的。 召唤YC、YX（可变长I帧）初始化后定时发送总召唤，每次总召唤的间隔时间一般设为15分钟召唤一次，不同的主站系统设置不同。 发送→总召唤： 68（启动符）0E（长度）00 00（发送序号）00 00（接收序号）64（类型标示）01（可变结构限定词）06 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）00 00 00（信息体地址）14（区分是总召唤还是分组召唤，02年修改后的规约中没有分组召唤） 接收→S帧：S帧用于监视。S格式用来确认收到I帧的个数
101.104子站端通讯规约 101规约和104规约常用于调度中心和子站之间通讯。 101规约一般用于串口通讯，也可用UDP方式； 104规约则用于网络通讯，采用TCP/IP方式。 目前公司在eComm和DCAP系统中只有101规约和104规约发送端（即子站端/从站端）软件，没有接收端（即主站端）软件；而PDS 系统中，有101规约和104规约接收端（即主站端）软件，以及104规约发送端（即子站端）软件。 步骤 1确认信息 (1)101串口UDP 104 网口TCP/TIP 提供本机和对方IP 和端口 (2)配置文件公共地址链路地址域长度单点遥还是双点遥 信信息对象地址长度等
主站-〉子站总召报文：68 09 09 68 73 1F 64 01 061F0000 14 30 16 链路地址传送原因公共地址信息对象地址 (3) 点表数据对照表 2新建通讯设备 ※DCAP 参数数据管理工具 ※ECOMM 新建通讯设备 新建通讯设备类型为TCPSERVER 查看安装盘中是否有101.104规约 Config104.exe 必须和数据库ecomm.mdb 在同一个 文件目录下
3修改配置 DCAP 在Comm101Rtu.ini 中修改其相关配置 ECOMM 进入Config104XML.exe 新建配置,另存一个文件如 104xml 4生成数据对照表 ※DCAP 用CTMfor104.exe根据已给点表生成数据对照表ECOMM 在进入Config104XML.exe 新建配置,另存一个文件如 104xml 后修改其配置 5启动通讯程序 DCAP 启动Comm101Rtu.exe ECOMM 新建通道在Root (ecomm节点)上新建通道把已另存的104xml文件上传到通道启动Ecommserver =调试诊断
配网自动化基本知识 配网自动化基础知识手册 配网自动化是进一步减少配电网故障快速复电的时间，提高配网运行管理水平重要的技术手段，公司自2000年以来先后组织广州、深圳、佛山、东莞、中山、珠海、茂名等供电局开展了配网自动化试点建设。在总结试点经验的基础上，2012年公司将在佛山、东莞、江门等11个供电局开展配网自动化建设，为使后续工作得以顺利进行，特编制本手册。 1 总体概述 1.1 配网自动化概念 配电自动化是以一次网架和设备为基础，利用计算机及其网络技术、通信技术、现代电子传感技术，以配电自动化系统为核心，将配网设备的实时、准实时和非实时数据进行信息整合和集成，实现对配电网正常运行及事故情况下的监测、保护及控制等。
配电自动化系统主要由配电自动化主站、配电自动化终端及通信通道组成，主站与终端的通信通常采用光纤有线、GPRS无线等方式。 1.2 配网自动化意义 通过实施配网自动化，实现了对配电网设备运行状态和潮流的实时监控，为配网调度集约化、规范化管理提供了有力的技术支撑。通过对配网故障快速定位/隔离与非故障段恢复供电，缩小了故障影响范围，加快故障处理速度，减少了故障停电时间，进一步提高了供电可靠性。 2 配网自动化基础知识 2.1 名词术语 2.1.1 馈线自动化 是指对配电线路运行状态进行监测和控制，在故障发生后实现快速准确定位和迅速隔离故障区段，恢复非故障区域供电。馈线自动化包括主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。 2.1.2 主站集中型馈线自动化 是指配电自动化主站与配电自动化终端相互通信，由配电自动化主站实现对配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。 2.1.3 就地型馈线自动化 是指不依赖与配电自动化主站通信，由现场自动化开关与终端协同配合实现对配电线路故障的实时检测，就地实现故障快速定位/隔离以及恢复非故障区域供电。按照控制逻辑和动作原理又分为自适应综合型、电压-时间型和电压-电流型。 2.2 配电自动化主站 配电自动化主站是整个配电网的监视、控制和管理中心，主要完成配电网信息的采集、处理与存储，并进行综合分析、计算与决策，并与配网GIS、配网生产信息、调度自动化和计量自动化等系统进行信息共享与实时交互，按照功能模块的部署可分为简易型和集成型两种配电自动化主站系统。
101规约报文分析 ①站链路请求报文：10 49 01 4A 16 启动字符：10H 控制域： 49H --> 0100 1001 DIR（传输方向位）=0 PRM（启动报文位）=1 主站-->从站 FCB（帧计数位）=0 FCV（帧计数有效位）=0（无效） 功能码=9 召唤链路状态 链路地址域：01H 帧校验和：4AH （前面除启动字符外的所有字节的累加） 结束字符：16H ②从站链路请求响应报文：10 8B 01 8C 16 启动字符：10H 控制域： 8BH --> 1000 1011 DIR（传输方向位）=1 PRM（启动报文位）=0 从站-->主站 ACD（要求访问位）=0（无一级数据） DFC（数据位）=0（表示子站可以继续接收数据） 功能码=11 以链路状态或访问请求回答请求帧链路地址域：01H 帧校验和：8CH （前面除启动字符外的所有字节的累加） 结束字符：16H ③主站链路复位请求报文：10 40 01 41 16 启动字符：10H 控制域： 40H --> 0100 0000 DIR（传输方向位）=0 PRM（启动报文位）=1 主站-->从站 FCB（帧计数位）=0 FCV（帧计数有效位）=0（无效） 功能码=0 复位远方链路 链路地址域：01H 帧校验和：41H （前面除启动字符外的所有字节的累加） 结束字符：16H ④从站链路复位响应报文：10 80 01 81 16 启动字符：10H 控制域： 80H --> 1000 0000 DIR（传输方向位）=1 PRM（启动报文位）=0 从站-->主站 ACD（要求访问位）=0（无一级数据） DFC（数据位）=0（表示子站可以继续接收数据）
IEC870-5-101规约 1.概述 本篇介绍主站和RTU之间通讯的IEC870-5-101规约，该规约有两种传输方式：平衡式和非平衡式传输，在点对点和多个点对点的全双工通道结构中采用平衡式传输方式，在其它通道结构中只采用非平衡式传输方式。平衡式传输方式中101规约是一种“问答+循环”式规约，即主站端和子站端都可以作为启动站；而当其用于非平衡式传输方式时101规约是问答式规约，只有主站端可以作为起动站。 2.帧格式简单说明 2.1 2.2 2.3长度L 长度L包括控制域、地址域、用户数据区的字节数，为二进制数。 2.4 DIR：传输方向位 =0：表示报文是主站向子站传输。 =1：表示报文是子站向主站传输(部版101有用)。 PRM：启动报文位 =0：从动站,报文为确认报文或响应报文。 =1：启动站，报文为发送或请求报文。
FCB：帧计数位：启动站向从动站传输 启动站向从动站传输新一轮的发送/确认、请求/响应服务 时，将前一轮FCB取相反值。 FCV：帧计数有效位：启动站向从动站传输 =0：表示FCB变化无效。 =1：表示FCB变化有效。 ACD：要求访问位：主站做从动站时ACD位无实际意义，ACD=0。 子站做从动站时ACD=0：表示子站无1级用户数据； ACD=1：表示子站有1级用户数据，希望向主站传输。 DCF：数据流控制位：从动站向启动站传输 =0：表示子站可以继续接收数据。 =1：表示子站数据区满，无法接收新数据。 功能码（D3—D0）：功能码范围为0—15（00H—0FH）；功能码代表的意义较为烦 琐，参考《关于基本远动任务配套标准的说明》（远动设备及 系统传输规约）。 2.5链路地址域 链路地址域为子站站址。 2.6帧检验和 帧检验和是控制、地址、用户数据区所有字节的算术和（不考虑溢出位即256模和）。 3.非平衡式传输—即主站作为启动站的各种报文 3.1 主站的询问顺序 对于点对点和多个点对点的通道结构，主站或子站复位后首先进行初始化，总召唤和时钟同步后系统转入正常，然后在循环召唤2级用户数据的序列中定期插入按照分组召唤方式和按顺序收集各组数据进行召唤。在子站回送的报文中如果ACD=1，则立即收集1级用户数据，1级用户数据收集完后，转向上述循环询问过程，此种循环召唤过程可以被中断，如被召唤电度、遥控等。 3.2复位远方链路报文 子站确认帧（M_RL_NA_1 CON） 3.3
<1 0 101规约（2002版）报文解析速查 1、 初始化 主站发：10 49 4F 98 16 目的：给地址为4F 的子站发请求链路状态命令。 子站回答：10 0B 4F 5A 16 目的：子站向主站响应链路状态。 主站发：10 40 4F 8F 16 目的：给地址为4F 的子站发复位通信单元命令。 子站回答：10 20 4F 6F 16 目的：ACD 位置1,表明子站向主站请求 1级数据上送。 主站发：10 7A 4F C9 16 目的：向地址为4F 的子站发召唤1级数据命令。 子站回答：68 09 09 68 28 4F 46 01 04 4F 00 00 00 11 16 （ASDU70,CON=28 ，COT=4） 目的：子站以 ASDU70（初始化结束）响应主站的召唤。并 ACD 位置1，表明子站继续 向主站请求1级数据上送。 后面跟随时间同步和总查询。 2、 对时 主站发：68 0F 0F 68 73 00 67 01 06 00 00 00 CD 85 36 0D 1E 0C 04 A4 16 目的：给地址为0的子站发对时命令。 对时时间为：04年12月31日13时54分34秒253毫秒 报文解析： 101规约（2002版）报文解析 四方
子站发：68 OF OF 68 80 00 67 01 07 00 00 00 F7 01 36 0D 1E 0C 04 58 16 目的：以ASDU6刀向应主站对时命令。 3、总召唤 主站发：68 09 09 68 53 4F 64 01 06 4F 00 00 14 70 16 目的：向地址为4F 的子站发总召唤命令。 子站回答：10 20 4F 6F 16 目的：ACD 位置1,表明子站向主站请求 1级数据上送。 主站发：10 5A 4F A9 16 目的：向地址为4F 的子站发召唤1级数据的命令。 子站回答：68 09 09 68 28 4F 64 01 07 4F 00 00 14 46 16 目的：子站响应总召唤， ACD 位置1。 主站发：10 7A 4F C9 16 目的：主站向子站召唤 1级数据。 子站回答：68 87 87 68 28 4F 01 7F 14 4F 01 00 00 01 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0000 0000 0000 00 00 00 00 00 00 00 01 01 0100 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0000 0000 0000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0000 0101 0100 00 00 00 00 01 01 00 00 00 0000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0000 0000 0001 四方 101规约（2002版）报文解析
配网自动化基本知识手册
配网自动化介绍 1 总体概述 1.1 配网自动化概念 配电自动化是以一次网架和设备为基础，利用计算机及其网络技术、通信技术、现代电子传感技术，以配电自动化系统为核心，将配网设备的实时、准实时和非实时数据进行信息整合和集成，实现对配电网正常运行及事故情况下的监测、保护及控制等。 无线终端 FTU DTU TTU 柱上开关环网柜配电变压器远程工作站 配网自动化 主站系统 配电自动化系统主要由配电自动化主站、配电自动化终端及通信通道组成，主站与终端的通信通常采用光纤有线、GPRS 无线等方式。 1.2 配网自动化意义 通过实施配网自动化，实现了对配电网设备运行状态和潮流的实时监控，为配网调度集约化、规范化管理提供了有力的技术支撑。通过对配网故障快速定位/隔离与非故障段恢复供电，缩小了故障影响
范围，加快故障处理速度，减少了故障停电时间，进一步提高了供电可靠性。 2配网自动化基础知识 2.1名词术语 2.1.1馈线自动化 是指对配电线路运行状态进行监测和控制，在故障发生后实现快速准确定位和迅速隔离故障区段，恢复非故障区域供电。馈线自动化包括主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。 2.1.2主站集中型馈线自动化 是指配电自动化主站与配电自动化终端相互通信，由配电自动化主站实现对配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。 2.1.3就地型馈线自动化 是指不依赖与配电自动化主站通信，由现场自动化开关与终端协同配合实现对配电线路故障的实时检测，就地实现故障快速定位/隔离以及恢复非故障区域供电。按照控制逻辑和动作原理又分为电压-时间型馈线自动化和电压-电流型馈线自动化。 2.2配电自动化主站 配电自动化主站是整个配电网的监视、控制和管理中心，主要完成配电网信息的采集、处理与存储，并进行综合分析、计算与决策，并与配网GIS、配网生产信息、调度自动化和计量自动化等系统进行信息共享与实时交互，按照功能模块的部署可分为简易型和集成型两种配电自动化主站系统。