引言

现代电力系统的调度控制依赖实时、可靠的数据交互，而远动通信协议正是这一交互的语言基础。IEC 60870-5-104（以下简称IEC 104）凭借其基于TCP/IP的先进架构、完善的可靠性保障机制以及广泛的国际认可度，已成长为电力自动化领域调度侧通信的事实标准。本文将从演进脉络、核心功能、报文结构、工程实践及未来趋势等多个维度，对IEC 104协议进行系统而深入的解读。

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的前身IEC 60870-5-101（IEC 101）诞生于20世纪90年代，其时以太网尚未普及，协议主要面向RS-232/485等串行链路设计。随着以太网技术和TCP/IP协议栈在工业与电力领域的广泛部署，调度自动化系统对远距离、高带宽、多节点并发通信的需求日益迫切。为此，IEC TC57技术委员会在保留IEC 101成熟的应用层语义的基础上，将其映射到TCP/IP传输层，形成了IEC 104标准。这一演进使得协议既继承了对电力业务模型的精准抽象，又获得了网络化通信的高效与灵活。

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，发送查询与控制指令，处理子站上报数据。典型实体包括各级电网调度系统、集控站及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将电力系统监控信息高度抽象为四类标准化数据类型，即“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场景，构成调度端与执行端之间完整的信息交互模型。

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。

工程要点：遥测数据的传输策略直接影响网络负载与实时性的平衡。实践中通常采用循环传输（定时上送）与变化传输相结合的模式——后者通过设定死区（Deadband）阈值（如电压变化率超过0.5%或电流变化超过额定值的1%时触发上送），在保证调度员感知到有效变化的前提下，大幅压缩无效重复数据的传输。

2.2 遥信：状态量的可靠表达

遥信描述断路器位置、刀闸状态、保护动作信号等离散量。IEC 104支持单点遥信（0/1）和双点遥信（00-分位、01-合位、10-中间位、11-故障位），后者通过冗余编码提高了关键状态辨识的可靠性。

工程要点：遥信变位通常采用突发传输模式，即状态一旦改变立即上送，确保主站实时感知现场事件。协议还为信息对象定义了带时标（CP56Time2a） 的变位记录，时间精度可达毫秒级，这一机制构成的事件顺序记录（SOE） 是故障分析最基础的数据来源。

2.3 遥控：远程操作的执行与安全

遥控指主站向子站下发分闸、合闸、调压等控制命令。为保证操作安全性，IEC 104强制要求采用 “选择-执行”两步机制：

• 选择（Select）：主站发送选择命令，指明目标对象和操作类型，子站校验对象有效性后回复确认。

• 执行（Execute）：主站在收到确认后的有效窗口内（通常为10~15秒）发送执行命令，子站收到后方驱动执行机构。

工程要点：若超时未收到执行命令，子站自动撤销该次选择，防止因报文延迟或重放导致的误动。对于简单启停类设备也可使用“直接执行”模式，但工程中关键断路器操作绝不允许使用该模式。此外，遥控报文中的命令序列号（Command Sequence Number） 可用于主站端防重放和操作记录追溯。

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结构如下：    

序列号机制是IEC 104可靠传输的核心：发送方每帧携带递增的N(S)，接收方通过返回帧的N(R)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。配合滑动窗口（默认窗口大小k=12帧），允许连续发送多帧无需逐包确认，显著提升了信道利用率。

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：

3.3 典型报文实例解析

以总召唤命令为例（主站→子站）：68 0E 00 00 00 00 64 01 06 00 01 00 00 00 00 ，逐字节解析：

子站收到后将启动全数据上送流程，依次返回所有遥测、遥信的当前值。

3.4 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，子站回复确认后才允许数据传输，防止未授权连接占用资源。

• 时钟同步：主站定期（通常每小时一次）发送时钟同步命令，确保全网设备时间一致，这是SOE精度的基础保障。

• 测试与保活：双方通过TESTFR测试帧检测连接状态。在无线公网等易断场景中，若在规定时间（通常为30秒）内未收到对方报文，则主动发送测试帧确认链路活性，超时则主动断开重建。

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。两者同属IEC 60870-5系列，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“四遥”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。两者的核心差异集中在底层通信机制上：

适用场景递进：IEC 101至今仍在以串行通信为主的偏远变电站和配网终端中广泛使用，尤其在光纤未覆盖、依赖载波或微波信道的场景中仍具不可替代的价值。而IEC 104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——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、地、县各级调度中心，IEC 104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，通过定时发起总召唤获取全网节点电压、电流、功率等遥测数据，绘制负荷曲线与潮流分布图。遥信变位以突发方式即时上送，确保调度员第一时间感知异常。遥控操作经“选择-执行”双重确认，兼顾及时性与安全性。SOE功能则为故障反演提供了精确到毫秒的时间依据。

工程痛点：当主站同时连接上千个子站时，需合理配置总召唤的发起时间错峰进行，避免瞬时流量高峰导致主站处理拥塞或网络丢包。

5.2 配电网自动化

配电网自动化系统面向10kV及以下中低压网络，终端设备包括部署在开闭所、环网柜处的配电自动化终端（DTU）及馈线终端（FTU）。这些终端通过IEC 104将馈线电气量、开关状态及故障指示信息定期或变位上送配网主站。当线路发生故障时，FTU/DTU快速检测并上送故障特征量，主站研判故障区段后下发遥控指令隔离故障并恢复非故障段供电。

工程痛点：配网终端数量庞大（单主站可达数千台），且多采用4G无线公网接入。IPv4地址不足时需采用NAT穿透或域名解析方式接入，同时需合理设置TESTFR保活间隔（如30秒）以维持长连接，避免因运营商NAT会话超时导致连接异常中断。

5.3 变电站综合自动化

站内测控、保护装置等间隔层设备通过MMS或GOOSE协议与远动网关交互，远动网关将全站关键数据汇总后经IEC 104通过调度数据网上传主站。远动网关通常双机冗余部署，主备切换时通过IEC 104的序列号机制实现数据无缝续传。

工程实践：部分变电站利用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

光伏电站和风电场普遍采用IEC 104作为与调度端的通信协议。站内数据采集网关汇聚逆变器、汇流箱、气象站、箱变等设备运行数据——发电功率、并网点电压频率、日累计发电量及设备状态等，按调度要求定时上送或响应召唤。同时接受调度下发的AGC和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。

工程痛点：新能源场站地处偏远，多采用无线公网通信，网络抖动频繁。此外，光伏电站因昼夜启停导致104连接频繁建立与释放，对主站的连接管理并发能力和超时参数自适应调节能力提出了较高要求。

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。

在这一体系中，IEC 104的核心价值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

7.1 安全风险与现实挑战

IEC 104诞生于以专线专网为主的时代，设计重点在于实时性、可靠性和互操作性，网络安全未纳入初始目标。随着调度数据网逐步开放及大量新能源场站、配电终端通过公网接入，安全风险日益凸显：报文被截获导致运行数据泄露；篡改遥测遥信值误导调度决策；重放攻击通过重复发送合法遥控报文诱发误动；缺乏身份认证机制导致非法指令注入。

7.2 当前安全加固方案

（1）传输层加密：部署IPsec VPN或TLS对整条链路加密和双向认证，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。

（2）应用层安全扩展：依据IEC 62351标准，对ASDU载荷添加基于数字签名的消息认证码（MAC），确保报文完整性和来源真实性，可抵御重放攻击和非法指令注入，不依赖底层网络环境。

（3）网络纵深防御：划分安全域，通过防火墙、IDS/IPS及单向隔离装置实现电力监控网与管理信息网、互联网之间的逻辑乃至物理隔离。

7.3 技术演进趋势

IEC 104的未来发展呈现两大方向：

• 协议融合：与IEC 61850标准的融合日趋深入，尤其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信息模型，支撑从传感器到调度端的全链条数据共享。

• 安全自主：推动国密算法（SM2/SM3/SM4）在协议栈中的深度集成，满足关键基础设施的自主可控安全要求。

• 零信任架构：除校验报文格式和序列号合法性外，引入基于行为基线的异常检测——如某遥测点突变频率显著偏离历史模式，或某遥控命令发生在非预期时段，均可识别为潜在攻击行为。这是AI技术在电力协议安全中的前沿方向。

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” 持续演进。

结语

在电网架构日趋复杂、数字化转型加速推进的当下，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在变电站内的深化应用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。

为破解多协议共存的难题，具备协议融合能力的电力数据采集与转换网关成为打通信息孤岛的关键节点。宏达信诺HXGE系列电力数据采集网关便是此类网关产品的代表，HXGE系列电力通信网关深度内嵌IEC 104协议栈，并兼容IEC 61850、Modbus等上百种电力规约，能够在边缘侧完成数据的归一化处理与协议翻译，有效破解跨标准设备的互联互通难题。依托边缘计算能力，网关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。工业级可靠性设计确保了在变电站、新能源场站等严苛环境下的稳定运行。

未来的网关设备不再仅仅是数据的搬运工，而是具备轻量级数据分析与决策能力的边缘智能体。通过预置的智能算法对原始波形或突变数据进行初步诊断，仅将有效结论及压缩后的特征值通过IEC 104上送主站，从而实现从 “数据全量上传” 向 “数据价值上传” 的范式转变。以此为基础，IEC 104协议将持续发挥其标准数据通道作用，为电网的安全、高效与智能化运行构筑坚实的数据桥梁。

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