在电力自动化项目中一个比较常见的问题是现场设备还能正常运行但调度中心已经升级。新的SCADA系统支持基于TCP/IP的IEC 60870-5-104而现场大量RTU、FTU、TTU、保护装置仍然运行着IEC 60870-5-101协议。如果直接更换现场设备不仅成本高还可能影响正在运行的业务。那么有没有一种方式在不更换现场设备的前提下实现新旧系统互通本文结合一个实际项目分享IEC 60870-5-101到IEC 60870-5-104协议转换的设计思路。为什么还会有大量IEC 60870-5-101设备很多电力、轨道交通、水务以及能源项目建设时间较早当时大量采用串口通信方式。典型设备包括RTU远方终端FTU馈线终端TTU配变终端保护测控装置电能计量设备这些设备通常具备以下特点RS232、RS485串口通信IEC 60870-5-101协议通信速率较低120019200bps长期稳定运行虽然设备仍能正常工作但调度中心和监控平台已经逐渐完成IP化改造开始统一采用IEC 60870-5-104协议进行通信。于是就产生了一个典型问题现场设备不会升级而上层系统已经升级。IEC 60870-5-101 与 IEC 60870-5-104 有什么区别很多刚接触电力通信协议的同学容易认为104是101的新版本。实际上并不是。它们最大的区别主要体现在通信层。对比项IEC 60870-5-101IEC 60870-5-104通信方式串口TCP/IP物理接口RS232、RS485Ethernet网络环境点对点通信IP网络应用场景传统变电站、配电终端SCADA、调度中心、云平台值得注意的是两种协议在应用层数据模型基本保持一致。例如Type IDInformation Object AddressIOACause of TransmissionCOTASDU地址这些对象定义保持一致因此协议转换并不是重新定义业务数据而是完成底层通信方式的转换。项目中的难点在哪里项目初期曾经讨论过直接更换现场终端。但很快发现几个现实问题。1. 存量设备数量巨大现场已有大量运行多年的终端设备。全部替换意味着新设备采购现场施工调试验证停电窗口协调整体成本较高。2. 现场设备运行稳定很多RTU已经连续运行多年。虽然通信方式较老但采集数据没有问题。因此并没有必要为了升级SCADA而全部替换。3. 新旧系统需要长期共存不少项目采用分阶段升级。意味着现场还是101。中心已经104。因此需要一种过渡方案。一种比较常见的实现思路实际项目中一般会在现场增加协议转换层。整体架构如下RTU / FTU / TTU │ IEC 60870-5-101 │ 协议转换网关 │ IEC 60870-5-104 │ SCADA / DMS协议转换设备一侧作为101主站与现场终端通信。另一侧作为104服务端通过TCP/IP与SCADA建立连接。这样做最大的好处是现场设备保持不变而监控中心可以按照104协议进行统一接入。协议转换需要注意哪些问题很多人认为协议转换只是改个协议。实际上真正需要关注的是数据一致性。例如信息对象地址IOAASDU地址Type ID传输原因COT这些对象都需要正确映射。如果转换过程中发生改变就可能导致SCADA点表无法正常对应。因此项目实施时一般都会保证这些应用层数据保持一致只转换通信方式和链路层。网络建设同样重要完成协议转换之后现场数据还需要上传到调度中心。目前项目中比较常见的通信方式包括工业以太网光纤专网4G/5G无线网络对于无人值守站点还会结合VPN、防火墙等机制进行安全接入实现远程运维和集中管理。哪些场景会用到这种方案除了传统变电站在很多行业也能看到类似需求例如配电自动化光伏电站风电场水务调度燃气管网热力管网铁路供电系统这些场景都有大量仍在服役的101设备而新的监控平台则逐步向104协议统一。项目总结对于很多电力自动化项目来说真正需要升级的未必是现场设备而是通信架构。相比整体替换终端通过协议转换实现101设备接入104系统能够有效保护已有投资同时降低改造风险。结合这次项目实践我认为有几点值得参考尽量保留稳定运行的现场设备避免不必要的替换在协议转换过程中重点关注IOA、Type ID、COT等应用层对象的一致性网络改造应同步考虑通信可靠性与安全性而不仅仅是协议互通新建项目可以直接采用IP化通信架构存量项目则更适合采用渐进式升级策略。对于拥有大量历史设备的电力、水务、能源项目来说协议转换并不是简单的新旧协议互译更重要的是搭建一座连接存量资产与现代SCADA系统之间的桥梁。
在电力自动化项目中一个比较常见的问题是现场设备还能正常运行但调度中心已经升级。新的SCADA系统支持基于TCP/IP的IEC 60870-5-104而现场大量RTU、FTU、TTU、保护装置仍然运行着IEC 60870-5-101协议。如果直接更换现场设备不仅成本高还可能影响正在运行的业务。那么有没有一种方式在不更换现场设备的前提下实现新旧系统互通本文结合一个实际项目分享IEC 60870-5-101到IEC 60870-5-104协议转换的设计思路。为什么还会有大量IEC 60870-5-101设备很多电力、轨道交通、水务以及能源项目建设时间较早当时大量采用串口通信方式。典型设备包括RTU远方终端FTU馈线终端TTU配变终端保护测控装置电能计量设备这些设备通常具备以下特点RS232、RS485串口通信IEC 60870-5-101协议通信速率较低120019200bps长期稳定运行虽然设备仍能正常工作但调度中心和监控平台已经逐渐完成IP化改造开始统一采用IEC 60870-5-104协议进行通信。于是就产生了一个典型问题现场设备不会升级而上层系统已经升级。IEC 60870-5-101 与 IEC 60870-5-104 有什么区别很多刚接触电力通信协议的同学容易认为104是101的新版本。实际上并不是。它们最大的区别主要体现在通信层。对比项IEC 60870-5-101IEC 60870-5-104通信方式串口TCP/IP物理接口RS232、RS485Ethernet网络环境点对点通信IP网络应用场景传统变电站、配电终端SCADA、调度中心、云平台值得注意的是两种协议在应用层数据模型基本保持一致。例如Type IDInformation Object AddressIOACause of TransmissionCOTASDU地址这些对象定义保持一致因此协议转换并不是重新定义业务数据而是完成底层通信方式的转换。项目中的难点在哪里项目初期曾经讨论过直接更换现场终端。但很快发现几个现实问题。1. 存量设备数量巨大现场已有大量运行多年的终端设备。全部替换意味着新设备采购现场施工调试验证停电窗口协调整体成本较高。2. 现场设备运行稳定很多RTU已经连续运行多年。虽然通信方式较老但采集数据没有问题。因此并没有必要为了升级SCADA而全部替换。3. 新旧系统需要长期共存不少项目采用分阶段升级。意味着现场还是101。中心已经104。因此需要一种过渡方案。一种比较常见的实现思路实际项目中一般会在现场增加协议转换层。整体架构如下RTU / FTU / TTU │ IEC 60870-5-101 │ 协议转换网关 │ IEC 60870-5-104 │ SCADA / DMS协议转换设备一侧作为101主站与现场终端通信。另一侧作为104服务端通过TCP/IP与SCADA建立连接。这样做最大的好处是现场设备保持不变而监控中心可以按照104协议进行统一接入。协议转换需要注意哪些问题很多人认为协议转换只是改个协议。实际上真正需要关注的是数据一致性。例如信息对象地址IOAASDU地址Type ID传输原因COT这些对象都需要正确映射。如果转换过程中发生改变就可能导致SCADA点表无法正常对应。因此项目实施时一般都会保证这些应用层数据保持一致只转换通信方式和链路层。网络建设同样重要完成协议转换之后现场数据还需要上传到调度中心。目前项目中比较常见的通信方式包括工业以太网光纤专网4G/5G无线网络对于无人值守站点还会结合VPN、防火墙等机制进行安全接入实现远程运维和集中管理。哪些场景会用到这种方案除了传统变电站在很多行业也能看到类似需求例如配电自动化光伏电站风电场水务调度燃气管网热力管网铁路供电系统这些场景都有大量仍在服役的101设备而新的监控平台则逐步向104协议统一。项目总结对于很多电力自动化项目来说真正需要升级的未必是现场设备而是通信架构。相比整体替换终端通过协议转换实现101设备接入104系统能够有效保护已有投资同时降低改造风险。结合这次项目实践我认为有几点值得参考尽量保留稳定运行的现场设备避免不必要的替换在协议转换过程中重点关注IOA、Type ID、COT等应用层对象的一致性网络改造应同步考虑通信可靠性与安全性而不仅仅是协议互通新建项目可以直接采用IP化通信架构存量项目则更适合采用渐进式升级策略。对于拥有大量历史设备的电力、水务、能源项目来说协议转换并不是简单的新旧协议互译更重要的是搭建一座连接存量资产与现代SCADA系统之间的桥梁。
双梁正问题 【 torch 实战】（Python代码实现）)
