CN111008382A - 一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法，包括步骤：步骤S1、虚拟电厂调控主站控制调控终端进入维护模式，获取其软件升级脚本；步骤S2、执行调控终端的软件升级脚本，控制调控终端进行自动化升级；步骤S3、虚拟电厂调控主站对来自调控终端的安全验证信息进行验证，在验证通过后，控制其进入运行模式；步骤S4、虚拟电厂调控主站根据所述来自调控终端的自检信息进行升级诊断，确认此次升级是否成功。本发明还公开了相应的系统。实施本发明，调控主站可以在远方对所有的调控终端软件进行升级，可以减少软件升级的工作量和升级时间，大幅提高软件升级的效率。
Description
技术领域
本发明涉及软件升级的技术领域，尤其涉及一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法及系统。
背景技术
虚拟电厂是一种聚合大量分散式资源的系统，分散式资源种类繁多而且广泛分布在不同的地方，环境复杂，系统在调试或运行后，需要对各种各样的配电终端软件进行升级，对调控终端进行本地的手动升级，会带来繁重或者重复的升级工作量，升级效率低。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于，提供一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法，可以在远方对所有的调控终端软件进行升级，可以减少软件升级的工作量和升级时间，大幅提高软件升级的效率。
为了解决上述技术问题，本发明的一方面，提供一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法，所述方法包括以下步骤：
步骤S1、虚拟电厂调控主站通过通信读取远方调控终端的软件信息，并控制调控终端进入维护模式，并获取调控终端的软件升级脚本；
步骤S2、虚拟电厂调控主站执行调控终端的软件升级脚本，控制调控终端进行自动化升级；
步骤S3、虚拟电厂调控终端在安装升级软件后，计算安全验证信息并发送到虚拟电厂调控主站进行验证，验证通过后，虚拟电厂调控主站控制调控终端进入运行模式；
步骤S4、虚拟电厂调控终端正常运行后，进行自检，并将自检信息发送给虚拟电厂调控主站，虚拟电厂调控主站根据所述自检信息进行升级诊断，确认此次升级是否成功。
优选地，所述步骤S1进一步包括：
步骤S10，虚拟电厂调控主站通过通信读取处于运行模式的调控终端的软件名称以及软件版本号；
步骤S11，虚拟电厂调控主站将来自调控终端的软件版号与所述软件名称对应的最新软件版本号进行比较，确定所述调控终端的软件是否需要升级；
步骤S12，如果比较结果为两者不相同，则确定所述调控终端的软件需要升级；虚拟电厂调控主站控制所述调控终端重新启动，退出运行模式并进入维护模式，在维护模式下读取调控终端的软件升级脚本。
优选地，所述步骤S2进一步包括：
步骤S20，执行调控终端的软件升级脚本21，使调控终端进入安全模式；
步骤S21，调控终端从虚拟电厂调控主站下载所述软件名称对应的升级软件并暂存；
步骤S22，调控终端对所述下载的升级软件计算MD5值，并进行验证；
步骤S23，在对MD5值验证成功后，调控终端删除所述调控终端的软件名称所对应的旧程序，安装所述下载的升级软件。
优选地，所述步骤S3进一步包括：
步骤S30，调控终端在安装完所述升级软件后，计算安装程序的CRC，并将计算出来的CRC信息发送到虚拟电厂调控主站；
步骤S31，虚拟电厂调控主站对接收到CRC信息进行验证，在验证通过后，控制所述调控终端重新启动进入运行模式。
优选地，所述调控终端为风力发电调控终端、光伏发电调控终端、储能调控终端以及可控负荷调控终端中之一种，其中，所述各调控终端与虚拟电厂调控主站之间采用无线公网进行通信、光纤以太网进行通信，或RS486串行通信。
作为本发明的另一方面，还提供一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的系统，其至少包括虚拟电厂调控主站，以及与所述虚拟电厂调控主站进行通信的调控终端，在所述虚拟电厂调控主站中至少包括：
升级脚本获取单元，用于通过通信读取远方调控终端的软件信息，并控制调控终端进入维护模式，并获取调控终端的软件升级脚本；
升级脚本执行单元，用于执行调控终端的软件升级脚本，对调控终端进行自动化升级；
验证处理单元，用于接收虚拟电厂调控终端在安装软件后计算获得的安全验证信息并进行验证，在验证通过后，控制调控终端进入运行模式；
升级诊断单元，用于接收虚拟电厂调控终端所发送的在正常运行后进行自检所获得的自检信息，进行升级诊断，确认此次升级是否成功。
优选地，所述升级脚本获取单元进一步包括：
软件版本信息获得单元，用于通过通信读取处于运行模式的调控终端的软件名称以及软件版本号；
比较单元，用于将来自调控终端的软件版号与所述软件名称对应的最新软件版本号进行比较，确定所述调控终端的软件是否需要升级；
读取单元，用于在所述比较单元的比较结果为两者不相同时，确定所述调控终端的软件需要升级；控制所述调控终端重新启动，退出运行模式并进入维护模式，在维护模式下读取调控终端的软件升级脚本。
优选地，所述调控终端进一步包括：
工作模式切换单元，用于根据虚拟电厂调控主站的切换命令，切换自身的工作模式，所述工作模式包括：运行模式、维护模式以及安全模式；
软件信息发送单元，用于在运行模式下响应虚拟电厂调控主站的要求，将自身的软件信息发送给虚拟电厂调控主站，软件信息包括软件名称以及软件版本号；
软件升级脚本发送单元，用于在维护模式下响应虚拟电厂调控主站的要求，将软件长级脚本发送给虚拟电厂调控主站；
升级软件下载单元，用于在安全模式下，从虚拟电厂调控主站下载所述软件名称对应的升级软件并暂存；
MD5计算验证单元，用于对所述下载的升级软件计算MD5值，并进行验证；
安装单元，用于在MD5计算验证单元对MD5值验证成功后，删除所述调控终端的软件名称所对应的旧程序，安装所述下载的升级软件。
CRC信息计算发送单元，用于在安装单元安装完所述升级软件后，计算安装程序的CRC，并将计算出来的CRC信息发送到虚拟电厂调控主站。
优选地，所述调控终端为风力发电调控终端、光伏发电调控终端、储能调控终端以及可控负荷调控终端中之一种，其中，所述各调控终端与虚拟电厂调控主站之间采用无线公网进行通信、光纤以太网进行通信，或RS486串行通信。
实施本发明的实施例，本发明具有如下的有益效果：
在本发明实施例中，通过虚拟电厂调控系统的通信网络实现对调控终端远程升级；通过将不同的调控终端的不同的升级步骤封装到软件升级脚本，以及在维护模式下具有对运行模式的程序完全控制的权限，实现对调控终端软件升级的自动化；通过升级过程中，虚拟调控主站验证调控从站计算的安全验证信息和自检信息，实现对调控终端的安全升级；可以减少软件升级的工作量和升级时间，大幅提高软件升级的效率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明提供的一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法的主流程图；
图2为图1中步骤S1的更详细的流程图；
图3为图1中步骤S2的更详细的流程图；
图4为图1中步骤S3的更详细的流程图；
图5为本发明提供的一种虚拟电厂调控终端软件升级的系统的运行环境示意图；
图6为图5中虚拟电厂调控主站的一个实施例的结构示意图；
图7为图6中升级脚本获取单元的一个实施例的结构示意图；
图8为图5中调控终端的一个实施例的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明。但是本发明能够以很多不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似改进，因此本发明不受下面公开的具体实施的限制。
如图1所示，示出了本发明提出的一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法的主流程图；一并结合图2至图4所示。在本实施例中，所述方法包括如下步骤：
步骤S1、虚拟电厂调控主站通过通信读取远方调控终端的软件信息，并控制调控终端进入维护模式，并获取调控终端的软件升级脚本；
步骤S2、虚拟电厂调控主站执行调控终端的软件升级脚本，控制调控终端进行自动化升级；
步骤S3、虚拟电厂调控终端在安装升级软件后，计算安全验证信息并发送到虚拟电厂调控主站进行验证，验证通过后，虚拟电厂调控主站控制调控终端进入运行模式；
步骤S4、虚拟电厂调控终端正常运行后，进行自检，并将自检信息发送给虚拟电厂调控主站，虚拟电厂调控主站根据所述自检信息进行升级诊断，确认此次升级是否成功，例如，当所有的自检项目均成功，则确认此次升级成功；如果升级不成功，可以再次进行升级操作，即重新执行流程步骤S2至步骤S4。
具体在，在一个实际的例子中，所述步骤S1进一步包括：
步骤S10，虚拟电厂调控主站通过通信读取处于运行模式的调控终端的软件名称以及软件版本号；
步骤S11，虚拟电厂调控主站将来自调控终端的软件版号与所述软件名称对应的最新软件版本号进行比较，确定所述调控终端的软件是否需要升级；
步骤S12，如果比较结果为两者不相同，则确定所述调控终端的软件需要升级；虚拟电厂调控主站控制所述调控终端重新启动，退出运行模式并进入维护模式，在维护模式下读取调控终端的软件升级脚本。其中，调控终端的软件升级脚本信息包含了对该对调控终端进行软件升级的具体步骤，应包括具体的通信配置，升级内容等内容；在维护模式下，可以对运行模式的程序进行诸如删除、更新、配置、安装等操作；
具体在，在一个实际的例子中，所述步骤S2进一步包括：
步骤S20，执行调控终端的软件升级脚本21，使调控终端进入安全模式；
步骤S21，调控终端从虚拟电厂调控主站下载所述软件名称对应的升级软件并暂存；
步骤S22，调控终端对所述下载的升级软件计算MD5值，并进行验证；可以理解的是，如何计算MD5值以及如何进行验证是本领域的技术人员所习知的，在此不进行详述；
步骤S23，在对MD5值验证成功后，调控终端删除所述调控终端的软件名称所对应的旧程序，安装所述下载的升级软件。
具体在，在一个实际的例子中，所述步骤S3进一步包括：
步骤S30，调控终端在安装完所述升级软件后，计算安装程序的CRC(循环冗余校验)，并将计算出来的CRC信息发送到虚拟电厂调控主站；可以理解的是，如何计算CRC值以及如何进行验证是本领域的技术人员所习知的，在此不进行详述；
步骤S31，虚拟电厂调控主站对接收到CRC信息进行验证，在验证通过后，控制所述调控终端重新启动进入运行模式。
具体在，在一个实际的例子中，所述调控终端为风力发电调控终端、光伏发电调控终端、储能调控终端以及可控负荷调控终端中之一种，其中，所述各调控终端与虚拟电厂调控主站之间采用无线公网进行通信、光纤以太网进行通信，或RS486串行通信。
如图5所示，为本发明提供的一种虚拟电厂调控终端软件升级的系统的运行环境示意图；一并结合图6至图8所示。在本实施例中，所述虚拟电厂调控终端软件远程升级的系统，其至少包括虚拟电厂调控主站1，以及与所述虚拟电厂调控主站进行通信的调控终端2，所述调控终端2为风力发电调控终端、光伏发电调控终端、储能调控终端以及可控负荷调控终端中之一种，其中，所述各调控终端与虚拟电厂调控主站之间采用无线公网进行通信、光纤以太网进行通信，或RS486串行通信。
在所述虚拟电厂调控主站1中至少包括：
升级脚本获取单元10，用于通过通信读取远方调控终端的软件信息，并控制调控终端进入维护模式，并获取调控终端的软件升级脚本；
升级脚本执行单元11，用于执行调控终端的软件升级脚本，对调控终端进行自动化升级；
验证处理单元12，用于接收虚拟电厂调控终端在安装软件后计算获得的安全验证信息并进行验证，在验证通过后，控制调控终端进入运行模式；
升级诊断单元13，用于接收虚拟电厂调控终端所发送的在正常运行后进行自检所获得的自检信息，进行升级诊断，确认此次升级是否成功。
具体地，在一个实际的例子中，所述升级脚本获取单元10进一步包括：
软件版本信息获得单元100，用于通过通信读取处于运行模式的调控终端的软件名称以及软件版本号；
比较单元101，用于将来自调控终端的软件版号与所述软件名称对应的最新软件版本号进行比较，确定所述调控终端的软件是否需要升级；
读取单元102，用于在所述比较单元101的比较结果为两者不相同时，确定所述调控终端的软件需要升级；控制所述调控终端重新启动，退出运行模式并进入维护模式，在维护模式下读取调控终端的软件升级脚本。
具体地，在一个实际的例子中，所述调控终端2进一步包括：
工作模式切换单元20，用于根据虚拟电厂调控主站的切换命令，切换自身的工作模式，所述工作模式包括：运行模式、维护模式以及安全模式；
软件信息发送单元21，用于在运行模式下响应虚拟电厂调控主站的要求，将自身的软件信息发送给虚拟电厂调控主站，软件信息包括软件名称以及软件版本号；
软件升级脚本发送单元22，用于在维护模式下响应虚拟电厂调控主站的要求，将软件长级脚本发送给虚拟电厂调控主站；
升级软件下载单元23，用于在安全模式下，从虚拟电厂调控主站下载所述软件名称对应的升级软件并暂存；
MD5计算验证单元24，用于对所述下载的升级软件计算MD5值，并进行验证；
安装单元25，用于在MD5计算验证单元对MD5值验证成功后，删除所述调控终端的软件名称所对应的旧程序，安装所述下载的升级软件。
CRC信息计算发送单元26，用于在安装单元安装完所述升级软件后，计算安装程序的CRC，并将计算出来的CRC信息发送到虚拟电厂调控主站。
更多细节，可以参照前述对图1至图4的描述，在些不进行赘述。
实施本发明的实施例，本发明具有如下的有益效果：
在本发明实施例中，通过虚拟电厂调控系统的通信网络实现对调控终端远程升级；通过将不同的调控终端的不同的升级步骤封装到软件升级脚本，以及在维护模式下具有对运行模式的程序完全控制的权限，实现对调控终端软件升级的自动化；通过升级过程中，虚拟调控主站验证调控从站计算的安全验证信息和自检信息，实现对调控终端的安全升级；可以减少软件升级的工作量和升级时间，大幅提高软件升级的效率。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤S1、虚拟电厂调控主站通过通信读取远方调控终端的软件信息，并控制调控终端进入维护模式，并获取调控终端的软件升级脚本；
步骤S2、虚拟电厂调控主站执行调控终端的软件升级脚本，控制调控终端进行自动化升级；
步骤S3、虚拟电厂调控终端在安装升级软件后，计算安全验证信息并发送到虚拟电厂调控主站进行验证，验证通过后，虚拟电厂调控主站控制调控终端进入运行模式；
步骤S4、虚拟电厂调控终端正常运行后，进行自检，并将自检信息发送给虚拟电厂调控主站，虚拟电厂调控主站根据所述自检信息进行升级诊断，确认此次升级是否成功。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S1进一步包括：
步骤S10，虚拟电厂调控主站通过通信读取处于运行模式的调控终端的软件名称以及软件版本号；
步骤S11，虚拟电厂调控主站将来自调控终端的软件版号与所述软件名称对应的最新软件版本号进行比较，确定所述调控终端的软件是否需要升级；
步骤S12，如果比较结果为两者不相同，则确定所述调控终端的软件需要升级；虚拟电厂调控主站控制所述调控终端重新启动，退出运行模式并进入维护模式，在维护模式下读取调控终端的软件升级脚本。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤S2进一步包括：
步骤S20，执行调控终端的软件升级脚本21，使调控终端进入安全模式；
步骤S21，调控终端从虚拟电厂调控主站下载所述软件名称对应的升级软件并暂存；
步骤S22，调控终端对所述下载的升级软件计算MD5值，并进行验证；
步骤S23，在对MD5值验证成功后，调控终端删除所述调控终端的软件名称所对应的旧程序，安装所述下载的升级软件。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤S3进一步包括：
步骤S30，调控终端在安装完所述升级软件后，计算安装程序的CRC，并将计算出来的CRC信息发送到虚拟电厂调控主站；
步骤S31，虚拟电厂调控主站对接收到CRC信息进行验证，在验证通过后，控制所述调控终端重新启动进入运行模式。
5.如权利要求1至4任一项所述的方法，其特征在于，所述调控终端为风力发电调控终端、光伏发电调控终端、储能调控终端以及可控负荷调控终端中之一种，其中，所述各调控终端与虚拟电厂调控主站之间采用无线公网进行通信、光纤以太网进行通信，或RS486串行通信。
6.一种虚拟电厂调控终端软件远程升级的系统，其至少包括虚拟电厂调控主站，以及与所述虚拟电厂调控主站进行通信的调控终端，其特征在于，在所述虚拟电厂调控主站中至少包括：
升级脚本获取单元，用于通过通信读取远方调控终端的软件信息，并控制调控终端进入维护模式，并获取调控终端的软件升级脚本；
升级脚本执行单元，用于执行调控终端的软件升级脚本，对调控终端进行自动化升级；
验证处理单元，用于接收虚拟电厂调控终端在安装软件后计算获得的安全验证信息并进行验证，在验证通过后，控制调控终端进入运行模式；
升级诊断单元，用于接收虚拟电厂调控终端所发送的在正常运行后进行自检所获得的自检信息，进行升级诊断，确认此次升级是否成功。
7.如权利要求6所述的系统，其特征在于，所述升级脚本获取单元进一步包括：
软件版本信息获得单元，用于通过通信读取处于运行模式的调控终端的软件名称以及软件版本号；
比较单元，用于将来自调控终端的软件版号与所述软件名称对应的最新软件版本号进行比较，确定所述调控终端的软件是否需要升级；
读取单元，用于在所述比较单元的比较结果为两者不相同时，确定所述调控终端的软件需要升级；控制所述调控终端重新启动，退出运行模式并进入维护模式，在维护模式下读取调控终端的软件升级脚本。
8.如权利要求7所述的系统，其特征在于，所述调控终端进一步包括：
工作模式切换单元，用于根据虚拟电厂调控主站的切换命令，切换自身的工作模式，所述工作模式包括：运行模式、维护模式以及安全模式；
软件信息发送单元，用于在运行模式下响应虚拟电厂调控主站的要求，将自身的软件信息发送给虚拟电厂调控主站，软件信息包括软件名称以及软件版本号；
软件升级脚本发送单元，用于在维护模式下响应虚拟电厂调控主站的要求，将软件长级脚本发送给虚拟电厂调控主站；
升级软件下载单元，用于在安全模式下，从虚拟电厂调控主站下载所述软件名称对应的升级软件并暂存；
MD5计算验证单元，用于对所述下载的升级软件计算MD5值，并进行验证；
安装单元，用于在MD5计算验证单元对MD5值验证成功后，删除所述调控终端的软件名称所对应的旧程序，安装所述下载的升级软件。
CRC信息计算发送单元，用于在安装单元安装完所述升级软件后，计算安装程序的CRC，并将计算出来的CRC信息发送到虚拟电厂调控主站。
9.如权利要求6-8任一项所述的系统，其特征在于，所述调控终端为风力发电调控终端、光伏发电调控终端、储能调控终端以及可控负荷调控终端中之一种，其中，所述各调控终端与虚拟电厂调控主站之间采用无线公网进行通信、光纤以太网进行通信，或RS486串行通信。
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