引言

现代电力系统是一个跨越数千公里的复杂网络，调度中心需要实时监控海量变电站、发电厂和用户端的运行状态。这种远程监控依赖于远动通信协议，它将一次设备的测量值、状态信号和控制命令编码成标准报文，通过通信网络进行交换。在众多协议中，IEC 60870-5-104（简称IEC 104）凭借其基于TCP/IP的架构、高度的可靠性和广泛的国际认可，已成为电力自动化领域的事实标准。本文将从基础概念到技术细节，全面解读IEC 104协议及其在电力系统中的应用。

一、IEC 104协议的演进与定位

1.1 从串行通信到网络通信的跨越

IEC 104协议的前身是IEC 60870-5-101（IEC 101），后者设计于20世纪90年代，主要运行在RS-232/485等串行链路上。随着以太网和TCP/IP技术的普及，电力自动化系统对远距离、高带宽、多节点通信的需求日益增长。为此，IEC TC57技术委员会在IEC 101的基础上，将其应用层协议映射到TCP/IP传输层，形成了IEC 104标准。它保留了IEC 101成熟的ASDU（应用服务数据单元）结构，同时借助网络协议栈实现了高速、灵活的数据传输。

1.2 协议角色：主站与子站的协同

IEC 104采用明确的主-从通信模式：

• 主站（控制中心）：作为TCP客户端，主动发起连接请求，发送查询命令、控制指令，并处理子站返回的数据。通常指电网调度系统、集控站或SCADA主站。

• 子站（变电站/终端）：作为TCP服务器，在默认端口2404上监听，响应主站请求，主动上传变化数据。子站设备包括远动终端（RTU）、测控装置、保护智能电子设备（IED）以及电力数据采集网关。

二、IEC 104的核心功能：“四遥”的标准化实现

IEC 104协议将电力系统监控信息高度抽象为四种标准化的数据类型，统称为“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调），分别覆盖模拟量采集、状态量上报、远程操作与参数调整四大核心场景，构成调度端与执行端之间完整的信息交互模型。下面逐一说明各类数据的功能定义、传输机制与实现要点。

2.1 遥测：模拟量的数字化传输

遥测用于传输连续变化的电气量，如电压、电流、功率、频率等。这些模拟量由传感器和变送器转换为标准信号，经模数转换后通过IEC 104报文传送。协议支持多种数值格式，如归一化值（16位整数）、标度化值（带因子整数）和短浮点数（32位浮点），以适应不同精度需求。遥测数据通常采用循环传输（定时上送）或变化传输（仅当数值变化超过阈值时上送）模式，以平衡实时性和网络负载。

2.2 遥信：状态量的可靠表达

遥信描述开关、刀闸、保护信号等离散状态。IEC 104支持单点遥信（0或1）和双点遥信（如分位、合位、中间位、故障位），后者提高了关键状态辨识的可靠性。遥信变化通常采用突发传输，即一旦状态改变立即上送，确保主站能快速感知现场事件。协议还定义了带时标的信息对象，用于记录变化发生的确切时间，便于事后故障分析。

2.3 遥控：远程操作的执行与安全

遥控指从主站向子站发送控制命令，如合闸、分闸、调压等。为保证操作安全，IEC 104通常采用“选择-执行”机制：主站先发送“选择”命令（设定目标对象和操作类型），子站确认后，主站再发送“执行”命令，子站才驱动执行机构。整个过程需经过超时检查和校验，防止误操作。对于不需要选控的简单命令，也可使用“直接执行”模式。

2.4 遥调：设定值下发与参数调整

遥调用于修改子站设备的运行参数或设定值，如调节变压器的分接头位置、设置无功补偿装置的功率因数目标值等。遥调命令与遥控类似，但携带的是数值而非简单开关量，其执行过程同样可选选择-确认机制，确保参数准确修改。

三、IEC 104的报文结构与通信机制

      “四遥”定义了IEC 104的信息语义，而报文结构与通信机制则承载了这些语义的编码、传输与可靠性保障。以下从APDU/ASDU的帧格式入手，逐层解析协议数据单元的内部结构，并梳理建链、传输、同步和保活等核心通信过程，以呈现协议运行的全貌。

3.1 应用协议数据单元（APDU）

IEC 104报文的基本单元是APDU，由APCI（应用规约控制信息）和ASDU（应用服务数据单元）组成。APCI包含启动字符（固定为68H）、APDU长度（不超过253字节）、控制域（发送/接收序列号）。序列号机制是IEC 104可靠传输的核心：每帧报文都有发送序号（N(S)）和接收序号（N(R)），接收方通过返回的确认帧告知已正确接收的最大序号，发送方据此判断是否需要重传。

3.2 ASDU的结构与类型

ASDU是承载实际信息的数据单元，其结构包括：

• 类型标识：1字节，指明ASDU的功能类型（如遥测、遥信、遥控命令等），共定义了数百种类型，覆盖电力系统常见信息。

• 可变结构限定词：指明后续信息对象的数量和组织方式（顺序或非顺序）。

• 传送原因：说明数据产生的原因（如周期上送、突发变化、总召唤、遥控确认等），帮助主站正确解析数据。

• 公共地址：标识子站或子站内某一逻辑设备，通常对应RTU地址。

• 信息对象地址：每个监控点（如某个断路器）的唯一地址，在公共地址范围内区分具体对象。

• 信息元素：实际数据值及其时标（可选）。

3.3 关键通信过程

• 连接建立与启动：TCP连接建立后，主站发送STARTDT激活命令，子站回复STARTDT确认，之后才允许数据传输。

• 数据传输：子站可按周期循环发送遥测数据，或在遥信变化时突发上送。主站也可发起“总召唤”，要求子站将全部数据重新上送，常用于系统初始化或通信中断后的同步。

• 时钟同步：主站定期向子站发送时钟同步命令，确保全系统时间一致，这对事件顺序记录（SOE）的准确性至关重要。

• 测试与保活：双方通过测试帧（TESTFR）保持连接活性，检测通信中断。

四、IEC 104与IEC 101的关系及对比

IEC 104并非凭空创造，而是IEC 101在TCP/IP网络时代的自然演进与平滑升级。两者同属IEC 60870-5系列标准，在应用层共享完全相同的ASDU结构和数据类型定义——这意味着遥测、遥信、遥控、遥调的信息模型和编码方式几乎一致，熟悉IEC 101的工程师几乎无需额外学习即可掌握IEC 104的报文解析与业务逻辑。两者的核心差异集中在底层通信机制上，主要体现在以下三个方面：

（1）通信承载层的差异。 IEC 101基于传统的串行通信接口（如RS-232/RS-485），其协议栈需自行管理链路层的帧定界、冲突检测、字符超时和重发机制，对物理层质量依赖度高，通信稳定性受线路干扰影响较大。IEC 104则将物理层、链路层和网络传输的全部功能交由TCP/IP协议栈处理，利用IP网络的路由和拥塞控制能力，使协议实现大幅简化，开发与维护成本显著降低。

（2）报文长度与传输效率。 受限于串口通信的速率和帧格式，IEC 101单帧有效载荷较短，当传输大量遥测数据时需分包多次交互，效率较低。IEC 104依托以太网的高带宽环境，APDU最大长度扩展至253字节，单帧可承载更多信息对象，在大数据量场景下显著减少报文交互次数，传输效率提升明显。此外，IEC 104的滑动窗口机制支持连续发送多帧无需等待逐包确认，进一步提高了信道利用率。

（3）通信模式的扩展。 IEC 101主要采用主从问答式通信——主站轮询，子站应答，子站无法主动上报数据。IEC 104基于TCP/IP的全双工特性，支持子站主动上送变化数据（突发模式），使实时性大幅提升。同时，IEC 104在连接管理上增加了STARTDT激活/确认、测试帧保活等机制，能够更好地适应广域网和无线公网等复杂网络环境。

（4）适用场景的递进。 IEC 101至今仍在串行通信为主的变电站和配网终端中广泛使用，尤其在信道条件有限、网络资源匮乏的偏远站点仍具不可替代的价值。而IEC 104则主导着以IP网络为基础的各级调度主站与厂站通信，两者将在电力通信系统中长期并存、互为补充，共同覆盖从窄带串行链路到宽带IP网络的全场景通信需求。

两者之间并非替代关系，而是面向不同通信条件的同源双生——应用层语义一脉相承，底层承载各取所长。理解这一继承与演变关系，有助于在工程设计中合理选型，也有助于在进行协议升级或混合组网时降低学习与迁移成本。

五、典型应用场景

5.1 电网调度自动化系统

在省调、地调及县调等各级调度中心，IEC 104协议承担着调度主站与所辖变电站之间的数据桥梁作用。一座省级调度中心往往需同时连接数百座变电站，通过IEC 104主站定时发起总召唤，获取全网各节点的电压、电流、有功无功功率等遥测数据，实时绘制负荷曲线与潮流分布图。同时，开关分合、保护动作等遥信变位以突发方式即时上送，确保调度员第一时间感知电网异常。当需要调整运行方式时，调度员通过遥控命令完成断路器分合或变压器分接头调节，所有操作均经过“选择-执行”双重确认，兼顾及时性与安全性。此外，协议的事件顺序记录（SOE）功能为故障后的反演分析提供了精确到毫秒的时间依据。

5.2 配电网自动化

配电网自动化系统主要面向10kV及以下中低压配电网，其终端设备包括部署在开闭所、环网柜、柱上开关处的配电自动化终端（DTU）以及馈线终端（FTU）。这些终端通过IEC 104将馈线电流、电压、有功功率、开关状态及故障指示等信息定期或变位上送至配网主站。当线路发生短路或接地故障时，FTU/DTU可快速检测并上送故障特征量，主站据此研判故障区段，自动或人工下发遥控指令隔离故障区域并恢复非故障段供电，将停电范围和时间降至最低。由于配网终端数量庞大且多采用无线公网通信，IEC 104在小带宽、高延时链路下的保活与重传机制尤为关键。

5.3 变电站综合自动化

在变电站内部，测控装置、保护装置、智能终端等间隔层设备通过站控层MMS或GOOSE协议与远动网关（或称远动工作站）交互，远动网关将全站关键数据汇总、规整后，经IEC 104协议通过调度数据网上传至各级调度主站。站内远动网关通常以双机冗余方式部署，主备切换时通过IEC 104的序列号机制实现数据无缝续传。除对上调度的常规应用外，部分变电站还利用IEC 104实现站间后备保护通信——当光纤纵差保护通道中断时，相邻变电站通过104通道交换保护信号，作为临时备用通道，提升供电可靠性。

5.4 新能源接入监控

随着新能源装机容量快速增长，光伏电站和风电场已大规模接入电网，其监控系统普遍采用IEC 104作为与调度端通信的标准协议。场站内的数据采集网关汇聚逆变器、汇流箱、气象站、箱变等设备的运行数据——包括发电功率、并网点电压频率、日累计发电量及设备运行状态等，按调度要求定时上送或响应召唤。同时，场站必须接受调度下发的自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC）指令，调节有功出力和无功功率，确保并网点电能质量合格。由于新能源场站地处偏远、网络条件复杂，IEC 104的保活机制和断线重连能力对维持远程监控连续性至关重要。

六、IEC 104在电力物联网与边缘计算中的角色

在电力物联网架构中，IEC 104并未被替代，而是以“北向标准接口”的定位融入新的技术体系。具体体现在以下三个层面：

（1）统一的协议出口。 电力物联网感知层设备种类繁多，其南向通信协议各异（Modbus、DL/T645、MQTT、LoRa等）。边缘网关在完成数据采集和格式统一后，将标准化数据通过IEC 104协议上送至调度主站或云平台，使主站端无需关心下层设备的通信细节，保持调度侧协议栈的稳定统一。

（2）边缘计算的协议适配。 边缘计算节点利用IEC 104协议中“传送原因”字段的语义，可区分周期上送、突发变位、总召唤响应等不同数据来源，配合“信息对象地址”实现测点的灵活筛选与聚合，有效过滤冗余数据后再上传。这一过程中，IEC 104自身完备的寻址和定址能力为边缘侧的数据处理提供了天然的“索引框架”。

（3）网络环境下的连接保持。 IEC 104基于TCP/IP，天然适配公网或专网环境，且具备完善的测试帧保活、超时重传、断线重连等机制。在无线公网质量不稳定的边缘场景中，这些机制保证了通信链路的持续可用，填补了低功耗无线设备直达主站的连接不可靠问题。

IEC 104在上述体系中的角色，是为电力物联网提供一条通往传统调度主站的标准通道，解决“最后一公里多样化采集、最前一百公里统一对调”的协议衔接问题。

七、安全性与未来展望

IEC 104协议诞生于电力监控系统以专线、专网为主的时代，其设计重点在于实时性、可靠性和互操作性，而网络安全并未被纳入初始设计目标。随着电力调度数据网逐步开放化，以及大量新能源场站和配电终端通过公网接入，IEC 104协议面临的网络安全风险日益凸显，主要包括：报文被第三方截获导致运行数据泄露；攻击者篡改遥测遥信值误导调度决策；重放攻击（Replay Attack）通过重复发送合法遥控报文诱发设备误动作；以及因缺乏身份认证机制而非法注入控制命令。为应对上述威胁，当前工程实践中普遍采用多维度的安全增强方案：

（1）传输层安全加固。 在TCP/IP层部署IPsec VPN或TLS协议，对整条通信链路进行加密和双向身份认证，防止窃听和中间人攻击。这是当前最广泛采用的方案，应用层无需改动，但需在两端维护数字证书和加密套件。

（2）应用层安全扩展。 依据IEC 62351标准，对IEC 104的ASDU载荷添加基于数字签名的消息认证码（MAC），确保报文在传输过程中的完整性和来源真实性。该方案直接作用于应用层，可抵御重放攻击和非法指令注入，且不依赖底层网络环境，适用于公网和无线通信场景。

（3）网络纵深防御。 将电力监控系统划分为独立的安全域，通过防火墙、入侵检测系统（IDS）、入侵防御系统（IPS）以及单向隔离装置，实现电力监控网与管理信息网、互联网之间的逻辑隔离乃至物理隔离，限制潜在攻击面的扩散。

在技术演进方面，IEC 104的未来发展呈现两大趋势：一方面，与IEC 61850标准的融合日趋深入，尤其是在数字化变电站和分布式能源场景中，两种协议在数据模型层面的映射与互操作有望形成统一的信息模型，支持从传感器到调度端的全链条数据共享；另一方面，伴随电力系统向云化部署和源网荷储协同调控发展，IEC 104需在维持低时延高可靠特性的前提下，探索对容器化网关、多租户隔离和动态弹性扩展的原生支持，同时推动国密算法（SM2/SM3/SM4）在协议栈中的深度集成，以满足关键基础设施的自主可控安全要求。从长远来看，IEC 104仍将是电力调度通信体系的核心协议之一，但其内涵正从“标准化通信规约”向“可扩展、高安全、云边协同的智能数据管道”演进。

结语

在电力系统加速数字化转型、电网架构日趋复杂的当下，IEC 104协议作为远动通信的中枢，其核心价值愈发凸显。展望未来，随着IEC 61850等新标准在变电站内的深化应用，以及电力物联网对海量末端感知设备接入需求的激增，如何实现多协议的深度融合与数据的无障碍交互，已成为行业面临的关键挑战与机遇。

为破解这一难题，宏达信诺HXGE系列电力数据采集网关应势而生，构筑起稳固的数据桥梁。该系列电力网关产品深度内嵌IEC 104协议栈，并兼容IEC 61850、Modbus等上百种电力规约，可无缝对接智能电表、保护装置等异构设备，有效破解跨标准设备的互联互通难题。依托边缘计算能力，HXGE系列电力网关能在数据源头完成实时处理和规约转换，有效缓解主站压力，提升系统响应。其工业级可靠性设计（支持-30℃～+80℃宽温工作，具备四级电磁兼容特性）确保了在变电站、新能源场站等严苛环境下的稳定运行。通过将高质量数据以IEC 104协议稳定上传至调度主站，HXGE系列电力数据采集网关为电网安全高效与智能化运行构筑起坚实的数据桥梁。

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