IEC60870-5-104通訊協議在核電廠工程的應用

王 強，汪富強，夏豐元

（中廣核工程有限公司，廣東深圳，518124）

0 引言

陽江核電廠DCS采用MACS6儀控系統，由利時公司供貨；500KV開關站及其配電裝置的控制設備采用微機網控系統（NCS），由南瑞繼保公司供貨。

陽江核電廠采用了先進的控制室設計理念，所以主控制室只放置DCS的操作員站。主開關站500KV超高壓配電裝置按“一臺半斷路器接線”原則進行設計，其就地控制室設在開關站電氣綜合樓（TB）。500KV所有開關設備，設計上要求在正常情況下必須提供兩種控制操作手段：主控制室或TB樓控制室。

為了達到在主控制室對500KV相關設備進行操作和監視，因此需要在DCS與NCS之間進行快速可靠的信號交換。參考核電廠遼寧紅沿河電廠對于上述需要交換的信號均采用硬接線方式，由于DCS與NCS相距較遠約1.5KM，所以導致需布置大量電纜進行信號傳遞，經過對比分析和設計論證后，陽江核電廠決定采用硬接線和網關通訊兩種方式對DCS與NCS進行信號傳遞：

硬件線信號傳遞主要用于對可靠性、響應時間嚴格要求的控制信號，如500KV開關站斷路器合閘指令。

網絡通訊信號傳遞為DCS與NCS大多信號采用的方式，如模擬量采集（AI）、狀態量采集（DI）以及對于可靠性要求不高且響應時間滿足要求的控制信號，如500KV開關站斷路器分閘指令。

IEC60870-5-104通訊協議在國內電力行業應用較為成熟，特別是電力系統及其電網調度，如與IEC60870-5-104相對應的電力行業標準為DLT 634.5104-2002 遠動設備及系統。陽江核電廠采用IEC60870-5-104通訊協議進行DCS與NCS通訊卻為CPR1000核電廠首次用于DCS與電氣系統間通訊方案，所以，本文著重介紹該通訊方案的實踐，進而論證該方案的正確性。

1 DCS與NCS通訊方案實施

1.1 DCS與NCS通訊總體結構

陽江核電廠，綜合考慮了網絡通訊可靠性，數據傳輸速率及實時性需求，基于IEC60870-5-104協議，DCS與TGC之間的通訊網絡結構如圖1。

DCS側設備主要包括：兩臺光電轉換器；IEC60870-5-104通訊冗余網關COMA和COMB；網關的外部接口RJ45通過雙絞線連接到光電轉換器上，光電轉換器通過多模光纜連接到NCS側對應的光電轉換器上，上述設放在核島廠房電氣房間的DCS機柜中。網關通過工業以太網接口連接到DCS的控制網絡（A網和B網），經過控制網絡，網關可以與DCS的IO服務器、計算服務器、歷史服務器、主控制室操作員站以及控制處理器NM203進行數據交換。

NCS側設備主要包括兩臺RCS-9698G通訊設備，每臺RCS-9698G設備單網對DCS通訊，通訊設備放在500KV開關站TB樓NCS機柜中。

從圖1可以看出，DCS與NCS均采用雙機冗余配置，互為熱備用，冗余功能是由DCS來管理。在兩條通信鏈路上，數據的收發同時進行，即COMA 到 9698G-A網關，COM-B到9698G-B網關。DCS側為主站，NCS為子站，每次進行數據傳輸前的連接建立，總是由主站發起，子站只是被動地接收請求并作出響應。

1.2 DCS與NCS通訊協議類型標識

根據陽江核電廠DCS與NCS通訊清單，包括遙信、遙測以及遙控三種類型信號，共計約375個信號。根據IEC60870-5-104規約，經過多方技術澄清和確認后，采用表1信號類型標識以及地址區間。

表1 基于IEC104協議DCS與NC S通訊類型標識、地址及數量

遙信信號為NCS端采集或計算產生的各種狀態量信號，如斷路器、隔離開關的分閘和合閘狀態，其類型標識為01，表示不帶時標的單點遙信，每個遙信占1個字節；遙測信號為NCS端采集或計算產生的各種模擬量信號，如500KV側有功功率、無功功率、電流、電壓等，其類型標識為13,表示帶品質描述的浮點值，每個遙測值占5個字節。上述遙信和遙測信號均是NCS送往DCS，需要將這些狀態量、模擬量信號送DCS相關畫面實時顯示或服務器進行歷史存檔。

圖1 DCS與NCS網絡結構圖拓撲圖

遙控信號主要DCS操作指令通過通訊送到NCS動作相關電氣設備，如斷路器分閘指令，主要是在主控制室提供一種緊急操作電氣設備一種手段，其類型標識為45，表示單點遙控。

1.3 DCS與NCS通訊參數約定

為了監視和處理通訊故障通訊，根據IEC60870-5-104對下表2參數進行定義并選值。

表2 該通訊中使用的IEC60870-5-104參數定義及選值

1.4 DCS與NCS通訊時鐘同步

DCS與NCS通訊時鐘同步，可以采有兩種方式：

采用IEC60870-5-104提供的時間同步指令，其類型標識為103；

TGC和DCS都接收全球衛星定位系統GPS同步時間信號進行同步。

考慮到IEC60870-5-104協議提供的時鐘同步精度不高，同時，陽江核電廠存在全廠通訊系統(簡稱DTV)，接收GPS同步時間信號，可以對全廠其它帶有校時功能的系統進行準確校時，所以，采用第2種方法進行時鐘同步。

1.5 DCS與NCS對IEC60870-5-104通訊協議應用

IEC60870-5-104協議名稱為“采用標準傳輸協議子集的IEC60870-5-101的網絡訪問”，此協議是將IEC60870-5-101標準用于TCP/IP網絡，當主站與子站連接到以太數據網，子站與主站通信時，通信規約則應采用IEC60870-5-104標準。

IEC60870-5-104采用了ISO-OSI模型中的五層，見表3，即物理層、數據鏈路層、網絡層IP、傳輸控制層TCP和應用層，相比之下，IEC60870-5-101只采用了ISO-OSI模型中的三層：物理層、數據鏈路層和應用層。

圖2 IEC60870-5-104通訊協議的APDU

從表3可以看出，IEC60870-5-104僅僅規定了應用層，其他四層完全采用TCP/IP協議模型。

IEC60870-5-104應用層報文叫做應用規約數據單元APDU，見圖2,通常稱之為幀。APDU由應用規約控制信息APCI和應用服務數據單元ASDU組成。

IEC60870-5-104協議的APDU分為三類：I格式、S格式和U格式。

I格式APDU稱為信息APDU，長度一定大于6個字節，被稱作長幀，用于傳輸數據；

S格式APDU稱為確認APDU，長度只有6個字節，被稱作短幀，用于確認接收的I格式APDU；

U格式APDU稱為控制APDU，長度只有6個字節，也被稱作短幀，用于控制啟動/停止/測試。

長幀報文分為APCI和ASDU兩個部分，而短幀報文只有APCI部分。APCI的6個字節是這樣構成的：

起動字符68H，1個字節；

后面的報文長度，1個字節(最大253)；

控制域位組，4個字節。

I格式APDU的4字節控制域位組規定為：字節1和字節2為發送序號，字節3和字節4為接收序號。需注意兩點：

由于字節1和字節3的最低位固定為0，不用于構成序號，所以在計算序號時，要先轉換為十進制數值，再除以2；

由于低位字節在前、高位字節在后，所以計算時要先做顛倒。

S格式APDU的字節1固定為01H，字節2固定為00H，字節3和字節4為接收序號。計算時仍要注意以上兩點。

U格式APDU的字節2、3、4均固定為00H，字節1包含TESTFR，STARTDT和STOPDT三種功能，同時只能激活其中的一種功能。啟動 (STARTDT)和停止(STOPDT)都是由主站發起的，先由主站發送生效報文，子站隨后確認。而主站和子站都可發送測試(TESTFR)報文，由另一方確認。 下面是六種可能的U格式APDU幀：

STARTDT：68 04 07 00 00 00(生效)； 68 04 0B 00 00 00(確認)

表3 IEC60870-5-104通訊協議的模型

表4 遙信信號報文分析表

表5 遙測信號報文分析表

表6 地址4001H遙測信號值變化主動上送

表7 遙控信號報文分析表

STOPDT ：68 04 13 00 00 00(生效)； 68 04 23 00 00 00(確認)

TESTFR ：68 04 43 00 00 00(生效)； 68 04 83 00 00 00(確認)

只有I格式APDU才有ASDU部分。ASDU是由數據單元標識符和信息體兩部分構成的。

1）數據單元標識符包括：

類型標識，1個字節；

可變結構限定詞，1個字節；傳送原因，2個字節；

ASDU公共地址，2個字節。2）信息體包括：

信息對象地址，3個字節；信息元素集，若干字節；時標，7個字節(可選)。

可變結構限定詞是ASDU的第二個字節，其最高位等于0表示后續的信息體的地址是不連續的，等于1表示后續的信息體的地址是連續的。其余7位表示信息體的數量。

1.6 DCS與NCS通訊實施

DCS與NCS通訊實施包括：

DCS側網關與其主控制系統之間的集成，包括硬件、驅動程序及應用程序。

NCS側網關與其主控制系統之間的集成，包括硬件、驅動程序及應用程序。

DCS網關與NCS網關之間硬件鏈路的建立，包括網絡介質的選型、鋪設等。

針對控制任務的設計組態，這主要根據上游500KV開關站電氣設計提供的邏輯圖、模擬圖及IO清單來進行雙方各自的組態和配置。

2 DCS與NCS通訊方案試驗驗證

利用DCS側COM網關對DCS與NCS通訊報文具有記錄及存檔功能，在陽江核電廠現場完成DCS與NCS相關設備安裝后，通過提取COM網關報文、DCS主控制室操作站和確認500KV開關站設備狀態對DCS與NCS通訊功能進行如下試驗。

首次握手（U幀）

發送-＞激活傳輸啟動：68（啟動符）04（長度）07（控制域）00 00 00

接收-＞確認激活傳輸啟動：68（啟動符）04（長度）0B（控制域）00 00 00

總召喚（I幀）

a),發送 -＞總召喚：68（啟動符）0E（長度）00 00（發送序號）00 00（接收序號）64（類型標示）01（可變結構限定詞）06 00（傳輸原因）01 00（公共地址即 RTU 地址）00 00 00（信息體地址）14（總召喚）。

b),接收 -＞總召喚：68（啟動符）0E（長度）00 00（發送序號）00 00（接收序號）64（類型標示）01（可變結構限定詞）07 00（傳輸原因）01 00（公共地址即 RTU 地址）00 00 00（信息體地址）14（總召喚）。

c),遙信信號傳遞

通過對NCS側311個遙信信號強制，然后在DCS主控制室工程師站檢查上述遙信信號均正確傳遞。同時，通過提取COM網關報文分析遙信分與NCS側強制信號值一致，見下表4。

d),遙測信號傳遞

通過對NCS側52個遙測信號強制，然后在DCS主控制室工程師站檢查上述遙測信號均正確傳遞。同時，通過提取COM網關報文分析遙測值與NCS側強制信號值一致，見下表5。

e),接收→結束總召喚幀: 68（啟動符）0E（長度）08 00（發送序號）02 00（接收序號）64（類型標示）01（可變結構限定詞）0A 00（傳輸原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息體地址）14（總召喚）。

如果遙信、遙測信號有變化數據主動上送，見表6。

如果主站超過一定時間沒有下發報文或RTU也沒有上送任何報文則雙方都可以按頻率發送U幀（測試幀）。

發送→U幀 ：68 04 43 00 00 00

接收→應答 ：68 04 83 00 00 00

遙控

通過DCS主控制室畫面軟手操按鈕發送斷路器分閘指令，確認500KV開關站相關斷路器動作到分閘位置，提取報文如下表7：

通過上述對點檢查以及報文分析，從而驗證了DCS與NCS通訊信號傳遞正確性。

3 DCS與NCS通訊方案優化建議

在對DCS與NCS通訊試驗過程中，發現DCS側操作員站發現遙信時標信息均為DCS側COM網關處理后所提供的時間，而非NCS側相應遙信信號動作的真實時間，兩者時標相差時間介于數百毫秒到一秒內。

遙信信號一般為500KV開關站及其配電裝置的狀態信號，為了更準確地對核電廠事件進行分析以及借助IEC104協議本身具備確認主動上報SOE功能，通過對DCS和NCS廠家進行通訊約定達到對上述遙信信號主動上報，從而為核電廠通過通訊方式獲取與硬接線方式近乎一致的信號時標。

4 結語

通過上述分析，基于MELTAC平臺的RPS T2邏輯處理試驗滿足IEC60671-2007相關標準要求。通過在已成功商運的紅沿河核電站一號機組的執行經驗反饋，達到了電站設計和標準的要求，滿足了電站日常運行和維護對RPS定期試驗的需求。同時，RPS T2試驗方案的正確性分析結果對國產化的安全級數字化儀控平臺的研制具有一定的借鑒和前瞻性作用。

[1]數據通信與網絡(原書第3版)/（美）佛羅贊(Forouzan,B.A.) 著; 王嘉禎 等譯.-北京：機械工業出版社，2005.1[2]DL/T 634.5101-2002/IEC60870-5-1001:2002 遠動設備及系統 第5-101部分:傳輸規約基本遠動任務配套標準

[3]DL/T 634.5104-2002/IEC60870-5-1004:2000 遠動設備及系統 第5-104部分:傳輸規約采用標準傳輸協議子集的IEC60870-5-101網絡訪問