变电站自动化通信系统的研究
电网变电站综合自动化系统改进方案的探讨
电网变电站综合自动化系统改进方案的探讨【摘要】综合自动化系统捆绑于调度自动化系统上，从网络结构上讲不利于综合自动化系统的发展，且调度自动化的通信规约也不完全适合于综合自动化系统的要求，从专业技术管理以及综合自动化的发展趋势都要求综合自动化系统与调度自动化系统分离，做为一个独立体系服务于电力系统。
【关键词】综合自动化系统无人值守电网1 引言跨入二十一世纪，微机做为高新技术的代名词，在电力系统中的应用越来越普及，随着微机通信技术的不断成熟，变电站无人值守及综合自动化做为今后变电站发展的方向，被更广泛地应用于各变电站。
变电站无人值守及综合自动化站的出现，不仅在技术上是一个飞跃，在管理上也打破了电力系统几十年来传统模式.由于它是一个新生事物，没有一定的模式可以遵循，各局都根据自身条件、经验发展自已的模式。
由于综合自动化系统是在调度自动化系统的基础上发展起来的，且调度自动化系统经过多年的发展、经营，技术上相对成熟，且已初具规模，将综合自动化系统做为调度自动化系统的一部分，可以以很少的资金投入，利用调度自动化原有的数据采集终端，实现常规变电所的无人值守必造.在变电站无人值守化的初期有着积极的意义。
因此形成了捆绑于调度自动化系统的网络模式。
集控站在这里只是做为调度主站网络系统中的一个工作站，其实质应是调度主站的一部分，但随着综合自动化技术的不断发展完善，电网结构的不断发展状大，特别是综合自动化变电站的建成投运，使得该模式的弊端日益显现。
2 综合自动化系统现状及存在的问题首先，调度自动化系统由于发展的比较早，受早期RTU产品以及自身功能需求，其通信规约为实现四遥功能的早期CDT规约，该规约完全可以满足调度自动化及常规改造的小型无人值守变电站的需求.但随着综合自动化变电站的建成投运，特别是保护-监控一体化装置的投运，该规约不论从传送信息的容量上，传输的速率上以及帧类别，网络功能上都不能满足现在的综合自动化系统的要求。
变电站自动化系统
变电站自动化系统变电站自动化系统是指利用先进的信息技术和自动控制技术，对变电站进行监测、控制和管理的系统。
它通过采集变电站各个设备的运行状态、参数和数据信息，实现对设备的远程监控、自动控制和智能化管理，提高变电站的运行效率和可靠性。
一、系统架构变电站自动化系统由监控子系统、控制子系统、通信子系统和管理子系统组成。
1. 监控子系统：负责采集变电站设备的运行状态、参数和数据信息，包括变压器、隔离开关、断路器、电流互感器等。
监控子系统可以实时显示设备的运行状态，监测设备的温度、压力、电流、电压等参数，并能够进行故障诊断和预警。
2. 控制子系统：根据监控子系统采集到的数据信息，对变电站设备进行自动控制和调度。
控制子系统可以实现设备的远程开关、调节和保护，确保变电站的正常运行。
3. 通信子系统：负责变电站自动化系统内部各个子系统之间的数据传输和通信。
通信子系统采用现代化的通信技术，如光纤通信、无线通信等，确保数据的可靠传输和实时更新。
4. 管理子系统：对变电站自动化系统进行综合管理和监控。
管理子系统可以对变电站的运行状态、设备参数、故障信息进行统计、分析和报表生成，为变电站的运维管理提供决策支持。
二、功能特点1. 远程监控与控制：变电站自动化系统可以实现对变电站设备的远程监控和控制，无需人工现场操作，大大提高了运维效率和安全性。
2. 自动化调度：根据变电站设备的运行状态和负荷需求，自动化系统可以进行设备的自动调度和控制，实现电力系统的优化运行。
3. 故障诊断与预警：自动化系统可以对变电站设备进行故障诊断和预警，及时发现设备的异常状态，并提供相应的处理建议，减少故障对变电站运行的影响。
4. 数据分析与报表生成：自动化系统可以对变电站设备的运行数据进行统计、分析和报表生成，为运维管理提供决策支持和参考依据。
5. 安全保护与应急处理：自动化系统可以实现对变电站设备的安全保护和应急处理，及时切除故障设备，确保变电站的安全运行。
变电站综合自动化系统的通讯方式及选择
变电站综合自动化系统的通讯方式及选择作者：张慷焕来源：《电子技术与软件工程》2016年第05期摘要本文首先对变电站综合自动化系统常见的通讯形式进行分析，其次就总线型通讯系统各种方案予以比较，最后提出了变电站综合自动化系统常用的通讯系统结构及方式。
【关键词】变电站综合自动化系统通讯系统总线型通讯系统通讯方式数据通信在综合自动化系统中具有极其重要的作用，数据网络应具备快速实时响应能力、高可靠性和优良的电磁兼容性能。
以下将根据变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求对通讯形式的各种结构进行分析。
1 各种结构的通讯形式分析通讯系统常见的结构形式有星形结构、环形结构和总线形结构。
1.1 星形结构属于中央控制形，多台计算机与一台主机相连，主机执行集中式通信控制策略，任意两节点间由主机建立通信传输路径。
优点：单个节点故障只影响一个设备，不影响全网；控制方式和访问协议简单；容易检测和隔离故障，可方便的将故障节点从系统中删除。
缺点：当主机故障时整个系统就会瘫痪；如果通信量较多、速度要求高时，主机将成为瓶颈，若采用双机冗余提高可靠性，则系统的复杂程度和成本将会增加。
远动系统采用循环式规约的电力系统，调度端与各厂站的通信通常采用星形结构。
1.2 环形结构由中继器组成，通过点到点链路的闭合环形成局域网络，每个站点都通过一个中继器连接到网络上，每个中继器都与两条链路相连。
每个结点都有控制发送和接收的访问逻辑。
分组发送数据。
常用的传输介质是双绞线，也可以采用同轴电缆和光纤。
优点：传输速度高；同一个环上的不同节点间可用不同的介质连接；传输速率也可不同。
缺点：可靠性差，某个结点故障会阻塞信息通路，引起子网故障；因某一节点故障会使全网不工作，难以诊断故障，需对每个结点进行检测；不易重新配置网络。
1.3 总线形结构通过一条公用的主干链路连接所有站点，两个节点间通过总线直接通信，而且任何时刻只允许两个站点间通信。
此结构具有速度快，延迟和开销小的特点。
变电站自动化分布式通信控制系统的设计
变电站自动化分布式通信控制系统的设计何 卫,马新平,张 焱,吴 杰,徐劲松(国家电力公司电力自动化研究院,南京210003)摘要:在概述了变电站自动化系统的发展历程之后,提出一种新的分布式通信控制系统。
整个系统由若干通信子系统通过以太网构成,除具备常规通信管理功能外,还具有元件级自诊断、远方诊断、网络管理、电压无功控制(VQ C )、双机热备用等功能。
采用多主网络结构,各通信子系统相对独立,避免了硬件的重复设置。
以较低造价实现多32位CPU 并行高速运行,远优于单CPU ,具有很高的可靠性。
关键词:变电站自动化;分布式通信控制系统;以太网中图分类号:TM 764;TN 915102收稿日期:2000205230。
0 引言纵观变电站自动化系统的发展历程,大致可分为3个阶段:90年代初期开始出现“集中式”结构的变电站自动化产品;90年代中期“分层分布式”系统走向市场;目前则是“分散分布式”系统的天下[1～3]。
这几代产品的共同特点是都有一个核心部件——通信控制器。
所有的采集、处理、控制、转发等任务都由通信控制器来完成。
虽然通信控制器的档次不断提高,但仍不可避免地具有功能不易扩展,开放性、灵活性不强等缺点,在速度、容量、成本等方面日益成为变电站自动化发展的瓶颈。
近年来也出现了基于多CPU 的通信控制系统方案[4,5],将通信管理功能分别交给几个子系统完成,子系统间通过总线与主机相连。
由于其采用总线方式,扩展受到很大限制,而且子系统只能分别与主机通信,信息共享程度不高。
本文站在整个变电站自动化系统的角度上,提出一种真正意义上的分布式通信控制系统:将整个通信系统划分为若干个完全平等的,具有统一软、硬件平台的智能化子系统,通过高速以太网互联,协同完成变电站自动化的通信控制功能。
1 通信控制系统的要求111 功能要求通信控制系统的根本任务是解决自动化系统内部以及与其他系统之间的实时信息交换,而网络是不可或缺的功能载体,那么构建一个可靠、实时、高效的网络体系是通信控制系统的关键之一。
变电站综合自动化系统结构报告
变电站综合自动化系统结构报告变电站是电力网络中线路的连接点，承担着电压和功率的变换、电能的收集和分配等功能。
它的运行直接影响到整个电力系统的安全、可靠和经济运行。
然而，变电站的运行很大程度上取决于其二次设备的性能。
现有变电站有三种类型:一种是常规变电站；一种是部分由微机管理并具有一定自动化水平的变电站，另一种是完全计算机化的综合自动化变电站。
对于常规变电站来说，其致命弱点是不具备自诊断、故障记录分析、能力和资源共享的能力，无法检测二次系统本身的故障，也无法全面记录和分析运行参数和故障信息。
全计算机化的综合自动化变电站用计算机化的二次设备取代了传统的分立设备。
它集继电保护、控制、监视和远动功能于一体，实现了设备和信息资源的共享，使变电站的设计简单紧凑，实现了变电站更安全可靠的运行。
同时系统二次接线简单，减少了二次设备的占地面积，使变电站二次设备以崭新的面貌出现。
1.1变电站综合自动化简介1.1.1变电站综合自动化的基本概念变电站综合自动化是将变电站二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动化装置和远动装置)的功能进行组合和优化，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，实现整个变电站的主设备和输配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护的综合自动化功能，与调度进行通信。
变电站综合自动化系统，即由多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，取代了常规的测量和监视仪表、常规的控制屏、中央信号系统和遥控屏，用微机保护取代了常规的继电保护屏，改变了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。
因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术在变电站领域的综合应用。
变电站综合自动化系统可以收集比较完整的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。
变电站综合自动化系统具有功能集成、结构计算机化、运行监控屏幕化和运行管理智能化的特点。
变电站综合自动化系统
变电站综合自动化系统在电力系统中，变电站是连接输电网和配电网的重要环节，是电能转换、分配和控制的关键组成部分。
为了提高变电站的运行效率和安全性，变电站综合自动化系统应运而生。
一、系统架构1. 主控系统主控系统是变电站综合自动化系统的核心，负责整体的监控、管理和控制。
通常由人机界面、数据采集与处理、远程通信等模块组成，能够实时监测变电站各种设备的状态并调度控制。
2. 保护系统保护系统是变电站综合自动化系统的重要组成部分，用于实时监测电力系统的运行状态，及时发现故障并采取相应的保护措施，确保电网的稳定运行。
3. 辅助设备系统辅助设备系统包括通风、照明、消防等设备，为变电站的安全运行提供支持。
二、功能特点1. 实时监控变电站综合自动化系统能够实时监测各种设备的运行状态，及时发现问题并作出相应处理，有效减少事故发生的可能性。
2. 自动化控制系统能够根据预设的逻辑和参数实现自动化控制，提高变电站的运行效率和精度。
3. 远程通信通过网络通信技术，可以实现对变电站的远程监控和操作，方便操作人员进行远程调度。
三、发展趋势随着信息技术的不断发展，变电站综合自动化系统也在不断完善和智能化。
未来，随着物联网、云计算等技术的广泛应用，变电站综合自动化系统将更趋于智能和自动化，实现更高效、安全、可靠的电力系统运行。
四、结语变电站综合自动化系统作为电力系统的重要组成部分，发挥着关键作用。
通过不断完善和创新，可以更好地适应电力系统的发展需求，提升变电站的运行效率和安全性。
希望在未来的发展中，变电站综合自动化系统可以发挥更大的作用，推动电力系统的可持续发展。
电力系统自动化技术的应用现状及发展趋势
电力系统自动化技术的应用现状及发展趋势电力系统自动化技术是指通过计算机、通信和控制技术实现电力系统运行的自动化和智能化，具有节能、安全、高效、可靠的优点。
本文从应用现状和发展趋势两个方面探讨电力系统自动化技术。
一、应用现状1、智能变电站智能变电站利用计算机、网络通信、控制技术等手段，实现对变电站的监测、控制和自动化管理，以及对变电站设备状态的实时监测，包括开关、变压器、电缆等。
同时，智能变电站还能根据网络负荷情况和能源调度指令进行自动控制和调度。
2、智能配网智能配网利用计算机、通信和控制技术实现基础设施的自动化智能化，能够实时监测设备状态和供电质量，呈现出配网的全过程，支持实时控制和经营管理决策。
3、智能电力安全监测智能电力安全监测是指利用计算机、通信和控制技术实现对电力系统的安全监测，包括电力网络在线监测、电力设备在线监测等。
4、数字化变电设备数字化变电设备是将变电设备实现信息化，通过数字化技术将实际信号传递到计算机，并对数据进行分析计算，并进行对策控制，从而对电力系统进行自动化控制。
二、发展趋势1、物联网技术应用随着物联网技术的发展，电力系统自动化技术的应用将进一步推广。
物联网技术可实现设备和系统的互联互通，其基本优势在于实现高效的智能化监控和数据分析。
2、人工智能技术应用人工智能技术可实现大量数据的学习和计算，从而实现对电力系统的系统分析和故障诊断，提高电力系统的效率和可靠性。
3、大数据技术应用大数据技术可以实现多个数据源的集成，通过数据挖掘、分析和决策，深挖数据价值，达到实时预警、健康管理、节能减排、成本控制等目的，进一步提高电力系统的水平。
4、云计算平台应用云计算平台可实现设备和系统的在线监测和云化管理和控制等一系列业务服务，推动电力系统的智能化和自动化，减轻维护的负担，提高了效率和可靠性，并实现了经济效益的最大化。
综上所述，电力系统自动化技术已经广泛应用，未来还有很大的发展空间。
随着科技的快速发展，电力系统将不断提高能源效率、降低能源消耗，实现更加智慧、安全、可靠的运营。
变电站综合自动化系统
变电站综合自动化系统
变电站综合自动化系统是指用电子、通信和控制技术实现
对变电站设备和过程的监测、控制和管理的智能化系统。
其主要功能包括变电站设备状态监测、故障诊断、数据采
集和处理、远程控制和操作、报警与录波、安全保护等。
变电站综合自动化系统由以下几个主要组成部分构成：
1. 变电站智能终端单元 (RTU)：用于采集变电站各种设备
的模拟量和数字信号，并将数据传输给主站进行处理。
RTU还可以接收主站的控制命令，执行远程操作。
2. 主站系统：负责监控、控制和管理整个变电站。
主站系
统通过与RTU的通信，实现对变电站设备状态的实时监测
和故障诊断，以及对设备的远程操作和控制。
3. 通信网络：用于连接变电站的各个设备和综合自动化系
统的通信网络。
通信网络可以采用各种通信技术，如有线、无线、光纤等，以确保数据的可靠传输和通信的稳定性。
4. 数据管理系统：用于存储、处理和管理变电站的各种数据。
数据管理系统可以对采集的数据进行实时分析和统计，生成各种报表和图表，为变电站运行和维护提供有力的支持。
变电站综合自动化系统的应用可以提高变电站运行的可靠
性和安全性，提高设备利用率和运行效率，减少人工操作
和维护工作，减少故障的发生和处理时间，提升整个电网
的运行水平和管理能力。
智能变电站自动化系统
智能变电站自动化系统在当今电力领域，智能变电站自动化系统正逐渐成为保障电力稳定供应、提高电网运行效率和可靠性的关键技术。
这一系统的出现，不仅改变了传统变电站的运行和管理方式，更推动了电力行业向智能化、高效化的方向迈进。
智能变电站自动化系统，简单来说，就是利用先进的信息技术、传感器技术和自动化控制技术，对变电站的各种设备和运行参数进行实时监测、控制和保护的一套综合性系统。
它能够实现变电站的智能化运行、自动化控制、远程监控和故障诊断等功能，从而大大提高了变电站的运行效率和可靠性。
从功能上看，智能变电站自动化系统主要包括以下几个方面。
首先是数据采集与监控系统（SCADA），它负责实时采集变电站内各种设备的运行数据，如电压、电流、功率等，并将这些数据传输到控制中心，以便运行人员对变电站的运行状态进行实时监控。
其次是继电保护系统，它能够在电力系统发生故障时迅速动作，切除故障设备，保障电网的安全稳定运行。
再者是自动化控制系统，它可以根据预设的程序和策略，对变电站内的设备进行自动控制，如开关的分合、变压器的调压等。
此外，还有智能告警与故障诊断系统，它能够对变电站内出现的异常情况及时发出告警，并对故障进行快速诊断和定位，为运维人员提供有效的决策支持。
与传统变电站相比，智能变电站自动化系统具有诸多显著的优势。
其一，它实现了设备的智能化和数字化，大大提高了设备的可靠性和稳定性。
传统的变电站设备大多采用模拟信号进行传输和控制，容易受到干扰和衰减，而智能变电站采用数字信号，具有更高的精度和抗干扰能力。
其二，智能变电站自动化系统实现了信息的高度共享和集成。
通过统一的通信协议和网络架构，不同厂家、不同类型的设备可以实现互联互通，运行人员可以在一个平台上获取到全面、准确的变电站运行信息，提高了决策的科学性和准确性。
其三，它提高了变电站的自动化水平和运行效率。
通过自动化控制和远程监控，减少了人工干预，降低了运维成本，同时也提高了变电站的运行可靠性。
变电站综合自动化技术研究
（ １ ） 数 据采 集 功能 。 变 电站 的数 据包 括 ： 模 拟量 、 开 关量 和脉 冲量 。 （ ２ ） 操
作控制功能。 操作人员应可通过远方或当地显示屏幕对断路器和电动隔离开关 进 行分 、 合操作 ， 对 变压器 分接开 关位置进 行调节 控制 。 为防止 计算机 系统故 障
式 ： （ １ ） 集 中控制 。 集 中控 制是指 在调 度 中心对 各个变 电站 的主 变压器 的分 接
，
常 规变 电 站的 ＝次 系统 的缺 点 ：
常规变电站的二次系统远方集中控制 、 操作的手段较少， 提供给调度中心
的信息 量 少 、 精度 差 ， 难 以满足 电 网实 时监控 和 控制 的要 求 ； 站 内各 种继 电保 护、 自动装 置和远 动 装置等 大多 为晶 体管 或小规 模集 成 电路形 式 ， 结构及 接 线 复杂， 二次 设备 主要 依靠 电缆 ， 通过 模 拟信号 来交换 信息 ， 其 安全 性 、 可靠 性 不 高； 监控 以人 为主 ， 工作人 员面对 大量信 息十处理 的 准确性和 可靠性 不高 ； 电缆 用 量多 ， 调 试和 维护 工作量 大 ； 二 次设备 冗余 配置 多 ， 占地 面积 大 ， 增 加 了征地
３ 电压 无功 自动控 制子 系统
动 化系统 。 通 过变 电站综 合 自动化 系统 内各设 备间相互 交换信 息 ， 数据共 享 ， 完 成 变 电站运 行 监视 和控 制任 务 。
一
电力系 统 长期运行 的经 验和研 究 、 计算 的结果 表明 ， 造成 系统 电压 下 降的 主要 原因是 系统 的无 功功率 不足 或无 功功率 分布不合 理 。 对 电压和 无功进行 合 理 的调节 ， 可 以提 高 电能质量 、 提高 电压合格 率 、 降低 网损。 因此 ， 要 对 电压和 无 功功 率进行综 合调控 ， 保证 实现包 括 电力 部门和用 户在 内的总体运 行技术 指标 和经 济指 标最 佳 。 电压无功 自动综合 控制功能 的实现根 据实 际情 况的不 同， 又有 多种实现 方
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变电站自动化通信系统的研究
摘 要 协议转换概括起来主要包括拆包、提取有用信息、重新打包，提取待
转换远动数据帧的有用信息，并利用信息求出需要但又不能直接得到的信息。通
过协议识别和协议处理为数据处理模块提供标准的、统一的数据格式，便于通信
协议的转换。
关键词 变电站；自动化；通信系统
1CDT向 IEC60870-5-101转换方案
1.1 协议转换具体功能
1）向下，识别各种协议，实现与采用各种通讯协议的远程终端设备进行接
口，接收接受远程终端设备上传的报文数据，并向远程终端设备发送主机传来的
命令；
2）向上，完成规约转换，为数据处理模块提供标准的、统一的数据格式，
使得前置机完全不必关心使用哪种远程终端设备及通信协议；
3）协议识别，对报文数据所采用的协议进行识别，按照与现场单元相同的
协议接收现场单元的报文数据，同时也将变电站命令按照与现场单元相同的协议
发送给现场单元，也就是负责各种协议数据帧的发送和接受；
4）协议处理，针对各种具体的通信协议，将远程终端设备上传的实时数据
进行协议语义的解释，取出相应的实时量；
5）将下传的命令按照各种协议的具体要求组成帧，再通过通讯模块传到远
程终端设备上。
通过协议识别和协议处理为数据处理模块提供标准的、统一的数据格式，便
于通信协议的转换。
1.2 CDT向IEC60870-5-101转换
根据CDT协议的传送数据的特点，在处理子站传送到主站的数据时应当使
用查询的方法，而处理主站传送到子站的数据时则使用中断的方法，具体数据处
理流程可简要概括为第一步查询子站数据第二步使用校验码进行校验，重复这两
步，直到有主站的数据要求传送，停止前两步，来处理主站的数据，并且根据主
站数据中的启动字符来进行中断程序的调用和执行。
CDT报文转换之前要先确定转换的报文是不是符合CDT协议定义的报文的
数据帧的格式，所以CDT报文的同步字即三组EB90H是确定报文格式的关键字
段，对同步字检测完毕后，再对报文数据进行CRC校验，如果校验合格，那么
就把该报文数据放到数据的缓冲区中，调用转换程序将CDT报文数据转换成101
数据，转换完成后再重复前面的操作继续检测同步字，当遇到校验错误的数据帧
时，就把该数据帧丢弃掉，CDT报文数据转换成101报文数据的流程设计如图1
所示。
2 101协议向IEC61850转换方案
2.1 IEC60870-5-101协议帧格式及传送
101协议适用于具有多点拓扑结构的变电站系统，可以采用全双工或者半双
工传送，变电站的主站和子站都能够通过链路服务进行数据传送，与101协议配
套的网络通信体系结构是EPA（Enhanced Performance Architecture）结构模型，
这个结构模型是依据ISO的OSI七层标准模型转化而来的，这种三层模型可以
提高数据传输的效率，参考模型如图2所示。
数据单元中包括协议的控制单元信息和协议服务信息，101协议把应用用户
数据划分为两类，其中变位遥信数据、子站的初始化和状态变化数据、根据命令
寻找到地址的数据属于一级用户数据，把遥测临界值、子站参数的更改数据、事
件顺序记录数据等定义为二级用户数据。
图4中第二层数据链路层中的LPDU和LPCI是指链路层协议的数据单元和
控制信息，LSDU表示链路层协议的服务数据单元，第七层应用层中的APDU和
APCI是应用层协议的数据单元和控制信息，ASDU则是应用层协议的服务数据
单元，图中的可变帧长帧格式中的L表示该数据帧的长度，一共有8个位组组
成分别是控制域位组C、地址域位组A和用户数据位组。数据类型标识和信息
体单元组成了链路用户的数据，数据类型标识中包括信息体的类型、格式以及结
构方式。
101协议采用FT1.2数据帧格式，这种帧格式属于异步式。101协议的数据
帧格式根据数据帧的长度可以分两种格式的数据帧，一种是帧的长度可以发生变
化的叫可变帧长数据帧，这种数据帧主要用于变电站的主站和子站之间的互相通
信，彼此发送数据信息，另外一种数据帧的长度固定，叫固定帧长数据帧，这种
数据帧主要用于变电站的主站和子站之间进行报文的询问和应答，这两种帧格式
如图4所示。
图中的可变帧长帧格式中的L表示该数据帧的长度，一共有8个位组组成
分别是控制域位组C、地址域位组A和用户数据位组。数据类型标识和信息体
单元组成了链路用户的数据，数据类型标识中包括信息体的类型、格式以及结构
方式。
101协议的传送规则：遥测数值的发送有三种发送方式，根据数据帧的控制
位的不同进行区分为越限自发送、固定时间循环发送、应答发送三种方式，一个
遥测值共有24位，其中数值的前15位表示遥测值的大小，第16位是遥测数据
的符号位，17位到24位表示遥测数据的质量，一个遥测的容量是512。
遥信数据也有三种发送方式：变位自发传送、应答发送、扫描环境循环传送。
一个遥信的字共有16个不同的状态位。而遥控命令与遥测和遥信的传送方式不
同，相比比较简单和灵活，可以直接控制进行发送也可以根据返回的校验字选择
命令进行发送。
2.2 建立服务映射
IEC 60870-5-101中定义的服务和IEC 61850的ACSI的对应关系主要有：
101协议中的循环数据传送对应IEC61850报告中的“cyclic-integrity”选项；
读数据的过程对应IEC61850中的GET服务；自发传送服务对应IEC61850报告
中的“数据变化”、“文件变化”或“质量变化”选项；站总查询服务对应ACSI服务
是IEC61850的报告中的 “General-Interrogation” 选项。
电能累计量传送服务对应的ACSI服务是IEC61850报告中的“文件变化”选
项；参数加载/激活服务对应IEC61850中的公共数据类“MV”的配置属性（平滑
系数除外），激活需要验证；101协议中的测试过程与IEC61850中的LN0的
“Health”数据对象对应；文件传输服务与逻辑节点LN对应；后台扫面服务对应
IEC61850的报告中的 “cyclic-integrity”选项；101协议中传输延时对应ACSI服
务中的SCSM时间同步；101协议中的测试服务需要生成名称为“Test”的帧，这
部分与IEC61850中控制服务和报告中定义的数据品质属性测试功能对应，101
协议的通用服务对应IEC61850中的SET选项。
3 结论
本文基于IEC61850协议，设计CDT向101转换之后再与IEC61850协议进
行转换，不同的通信协议之间进行转换的目的是为了使运行不同通信协议的电力
设备能够互相通信、资源共享，实现设备的互操作。
参考文献
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[2]李永亮，袁志雄，陈斌.对基于TCP/IP的IEC61850特定通信服务映射
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[4]万博，彭秀艳，李永亮.基于XML的数据交换在变电站自动化中的应用.