光伏电站通信系统「通信的要求」

今天带来光伏电站通信系统「通信的要求」，关于光伏电站通信系统「通信的要求」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

光伏电站数据通信规约

为保证数据通信系统中通信双方有效和可靠地通信，事先需制定启动和维持通信所必需的数据传送格式的约定和规则，将这类约定和规则称为规约。光伏电站计算机监控系统中，数据通信分为站内通信和光伏电站与外部间通信。

站内通信主要有保护、测控等智能设备与计算机监控系统、远动系统、保护子站的通信，这类通信主要采用装置类规约，其典型规约有IEC60870-5-103。

光伏电站与外部间通信包括远动系统与调控系统的通信、保护子站与保护主站间的通信、电能采集系统与电能采集主站系统间的通信、功率预测系统与上级功率预测控制系统间的通信，这类通信主要采用调度类规约（部分规约也称远动规约），如 IEC60870-5-101、IEC60870-5-102、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104。

对于调度类规约，有些既可作为与主站通信使用，又可以作为装置类规约使用，类如CDT、Modbus 等等，此类规约简单。通用性较好，多用于一些小型智能装置使用，如直流屏、消弧装置、接地选线装置等。OSI模型是所有互联的计算机都遵守的标准化信息交换协议，电力通信规约参考模型都源于此模型。

一、ISO-OSI模型

ISO-OSI模型是国际标准化组织（ISO）为网络通信制定的协议，根据网络通信的功能要求，该模型把通信过程分为七层。分别为物理层（Physical）、数据链路层（DataLink）、网络层（Network）、传输层（Transport）、会话层（Session）、表示层（Presentation）、应用层（Application），每层都规定了完成的功能及相应的协议。

1.物理层

物理层协议定义了通信传输介质的机械、电气、功能、规程等特性，物理层以比特流的方式传送来自数据链路层的数据，而不理会数据的含义或格式，同时，它接收数据后直接传给数据链路层。

2.数据链路层

数据链路层负责在某一特定的介质或链路上传递数据，因而数据链路层协议与链路介质有较强的相关性，不同的传输介质需要不同的数据链路层协议给予支持。数据链路层的主要功能包括帧同步、数据链路的建立维持和释放、传输资源控制、流量控制、差错控制、寻址、标识上层数据等。

3.网络层

在网络层，数据的传送单位是包，其任务是选择合适的路径并转发数据包，使数据包能够正确的从发送方传递至接收方。其主要功能包括编制、路由选择、拥塞控制、异种网络互联等。

4. 传输层

传输层是为会话层提供无差错的传送链路，保证两台设备间传递信息的正确无误。传输层传送的数据单位是段。

5.会话层

会话层是利用传输层提供的端到端服务，向表示层或会话用户提供会话服务。

6.表示层

负责将应用层的信息"表示"成一种格式，让对端设备能够正确识别，它主要关注传输信息的语义和语法，同时负责数据的加密和解密。

7. 应用层

它直接与用户和应用程序打交道，负责对软件提供接口以使程序能使用网络服务。

二、IEC60870-5-101 规约

由于远动系统在有限带宽下要求特别短的反应时间，故改进采用增强性能结构（EPA），即 OSI模型只有物理层、链路层和应用层三层，如图6-12所示。

（一）帧格式

IEC60870-5-101规约通常有固定帧长（用于初始化）和可变帧长（用于召唤子站数据）帧格式。

1.固定帧长帧格式

IEC60870-5-101规约固定帧长帧格式见表6-3。

控制域C（长度为十六进制的两个字符）的定义见表6-4。

其中，主站向同-个子站传输新一轮的发送/确认和请求/响应传输服务时，将 FCB位取反;主站为每一个子站保留一个帧计数位的拷贝，若超时没有从子站收到所期望的报文，或接收出现差错，则主站不改变帧计数位的状态，重复传送原报文，重复次数为3次。FCV 若等于0，FCB的变化无效。

功能码的定义如下∶

功能码分为主站向子站传输（主站为启动站、子站为从动站，控制方向）的功能码（见表6-5）和子站向主站传输（主站为从动站、子站为启动站，监视方向）的功能码（见表6-6）两种类型。

2.可变帧长帧格式

IEC60870-5-101规约可变帧长帧格式见表6-7。

链路用户数据（ASDU）的结构见表6-8。

类型标识、可变结构限定词、传送原因定义见表6-9～表6-11。

（二）典型结构规范

1.初始化过程

当光伏电站与调度主站建立稳定的链路状态后，调度主站和光伏电站发起请求链路状态、回答链路状态、复位远方链路状态、确认复位信息的初始化报文见表6-12～表6-15。

2.总召唤过程

总召唤命令帧和确认帧见表6-16和表 6-17。

当主站向子站发出总召唤命令后，子站即可向主站回复收到总召唤命令的确认报文，然后主动向主站传送站内数据。

当光伏电站通过IEC60870-5-101 规约与调度交换信息时，主站与子站规约设置必须一致，典型的设置为遥信起始地址 1、遥测起始地址 4001、遥控起始地址 6001、源地址字节数1、公共地址字节数2、信息体地址字节数2。

（三）典型流程及报文示例

以某厂家的远动装置为例介绍 IEC60870-5-101 规约正常通信流程。

第一步∶握手请求链路状态发送请求链路状态∶1049014al6

控制域49（01001001）。0100表示 DIR=0 PRM=1FCB=0 FCV=0;功能码9表示召唤链路状态;01为主站和子站协商的厂站地址，下同。

接收到链路完好∶108b018cl6

控制域8b（10001011）。1000表示 DIR=1 PRM=0 ACD=0 DFC=0;功能码b表示子站以链路状态或访问请求回答请求帧。

注∶如果控制域上送的为 ab，流程不影响。

第二步∶复位链路

发送复位链路状态∶1040014116

控制域10（01000000）。0100表示DIR=0 PRM=1FCB=0 FCV=0;功能码0表示复位远方链路。

接收收到确认∶1080018116

控制域80（10000000）。1000表示DIR=1PRM=0ACD=0 DFC=0;功能码0表示子站对主站下发的报文予以确认。

第三步∶召唤全数据

发送总召唤∶68090968530164010601000014 XX 16

控制域53（01010011）。0100表示 DIR=0 PRM=1 FCB=0 FCV=l;功能码03表示传送数据;类型标识64（十进制100）表示召唤全数据;可变结构限定词01中0表示此帧中的信息体是按信息体地址顺序排列的，1为信息体个数;传送原因 06表示激活;0000为信息体地址。

接收总召唤确认帧∶68090968800164010701000014 XX 16

控制域80（10000000）。1000表示DIR=1 PRM=0 ACD=0 DFC=0;功能码0表示子站对主站下发的报文予以确认;类型标识64（十进制100）表示召唤全数据;可变结构限定词01中0表示此帧中的信息体是按信息体地址顺序排列的，1为信息体个数;传送原因07 表示激活确认;0000 为信息体地址。

当子站确认主站下发的召唤全数据（平常所说的总召）报文后，应主送上送站内的数据。分别以为类型标识为 20 （十进制的14，具有状态变位检出的成组单点遥信）的遥信帧和类型标识为21（十进制的 15，不带品质描述的测量值）的遥测帧举例说明。

接收遥信

683E3E68880114081401010080040000001100000000000210000000000031000000000 041000000000000510000000000061000000000007100000000002616

此例中，控制域88（10001000）。1000表示 DIR=1 PRM=0 ACD=0 DFC=0;功能码8表示子站以数据响应主站的请求帧;可变结构限定词 08中0表示此帧中的信息体不是按信息体地址顺序排列，8表示信息体个数;传送原因14 表示响应总召唤;0100 为信息体地址，2个字节，从1号遥信开始;8004表示有16个遥信值;0000 表示状态变化检出，与每个遥信值按位对应;00为品质描述;1100 为信息体地址，2 个字节，从 17号遥信开始;0000表示16个遥信值，后续类似。

接收遥测帧∶68C8C868880115E0140101070000000000000080000000000000000000000000000000 000000000o000oo00oo00oo00oo0oo000oo00oo00oo000o000o000o00oo00ooo0ooonnoonnoonnoo

00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000

O00O00O000O000O000O0O0O0DOO000O00OO000O00O0O00O0000O00Oo0noo0noo0nooonnoonaoonno

00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000 000000000000 C316

与遥信帧不同，在遥测帧中可变结构限定词 E0表示有96个遥测值;0107表示信息体地址，2字节，遥测号=0x701-0x701=0号开始;0000以2个字节表示遥测值。

接收总召唤结束帧∶68090968800164010100001416 此例中，传送原因0a表示激活结束。

第四步∶对时

发送对时命令∶680FOF6873016701060100002258140F 620905 ** 16

此例中，控制域73（01111000）。01l1表示DIR=0 PRM=1 FCB=1 FCV=1;功能码03表示传送数据;类型标识 67（十进制 103）表示时钟同步;2258表示毫秒;14 表示分;62表示日;09表示月;05表示年。

接收对时确认;680FOF6880016701070100002258140F 62090516

第五步∶遥控

发送遥控预置∶6809096853012E 010601030B 82 xx 16 接收遥控返校∶6809096880012E 0107010306824A 16

XX 16

发送遥控执行;6809096873012E 010601030602 接收执行确认∶6809096880012E 010701030602 x

xXX 16

发送遥控撤销∶6809096853012E 010801030602 xx 16 接收撤销确认;6809096880012E 010901030602 xx 16

此例中，类型标识2E（十进制46）表示双点遥控命令，也可用作单点遥控;030B为信息体地址，2字节，遥控 2号点。

第六步∶如果 ACD=1，有一级数据，召唤一级数据（变位遥信及 SOE）发送召唤二级数据∶107B017C16 接收有变位发生∶10A901AA16 发送召唤一级数据∶105A015B16

接收变位遥信∶68090968880101010501030001 xx 16 第八步∶平时轮循召唤二级数据（主要召唤变化遥测）发送召唤二级数据∶107B017C16 接收无变化数据;1089018A16 发送召唤二级数据∶105B016C16

接收变化遥测∶680A0A6888011501050105070700 xx 16 三、IEC60870-5-102规约

IEC60870-5-102 规约树格式上与IEC60870-5-101 规约致，主要用于光伏电站电能表采集装置与数据终端设备进行数据通信。

1.控制城

在IEC60870-5-101规约中子站向主站传输数据时 Bit7 和 Bit6分别为1和 0，在IEC60870-5-102规约中Bit7为备用，Bit6为要求访问位，见表6-18。

2.功能码

当主站为启动站时，功能码的业务功能见表6-19。

当子站为启动站时，功能码的业务功能见表6-20。

3.数据单元标识

在数据单元标识中，类型标识和传送原因均为八位位组，其中传送原因在实际应用中默认为1。其中类型标识扩展了子站向主站传送的144（短期预测文件）、145（超短期预测文件）、146（测风数据文件）、147（机组状态数据）、148（未来 72h nwp数据）、149（日检修数据）以及主站向子站下达的160（日前发电计划）、161（指标评价）、162（日内发电计划）等类型。

4.传送原因

传送原因=0x07∶文件的最后一帧，文件传输结束;0x08;不是文件的最后一帧，文件还未传输结束;0x0a∶主站认为文件接收结束;

0x0b∶子站确认主站接收的文件长度和子站发送的文件长度相同，表示确认文件传送成功，并处理此文件;

0xOc∶子站认为主站接收的文件长度和子站发送的文件长度不相同，传送失败，并准备重新传输该文件;

0x0d;主站认为子站重复传送文件;0x0e;子站确认文件重复，并作其他处理;

0x0f;主站认为子站传送文件过长（大于512×512字节）;0xl0∶子站确认认为子站传送文件过长，并作其他处理;0xl1;主站认为子站传输文件格式不正确（后缀名或风场标示）;0xl2;站确认认为子站传输文件格式不正确，并作其他处理;0xl3;主站认为子站传输单帧报文长度过长;

0xl4;子站确认认为子站传输单帧报文长度过长，并作其他处理;0x20;站确认，对主站下发数据帧接收的确认;0x21∶主站确认，下发结束帧;

0x22;子站确认，对主站下发数据结束帧确认肯定;

0x23∶子站确认，对主站下发数据结束帧确认否定（接收不成功）。

四、IEC60870-5-103规约

IEC60870-5-103 规约同IEC60870-5-101规约一样，采用基于ISO-OSI模型的增强性能结构（EPA），是光伏电站站内通用的协议，适用于具有编码的位串行数据传输的继电保护设备（或间隔单元）和控制系统交换信息，使得站内一个控制系统的不同继电保护设备和各种装置（或间隔单元）达到互换。

（一）EPA数据单元及其关系

EPA数据单元及其关系如图6-13所示。

应用数据服务单元，即报文的数据区，由一个数据单元表示符和唯一的一个信息体组成，如图 6-14所示。

类型标识代表应用数据服务单元的类型，在IEC60870-5-103 规约中对其有严格的定义，见表6-21。

传送原因表示的周期传送、突发传送、总召唤，还是分组召唤、请求数据、重新启动、站启动、测试、确认、否定确认。在IEC60870-5-103 规约中对其有严格的定义，见表6-22。

（二）规约结构

IEC60870-5-103 规约的固定帧和可变帧基本格式与IEC60870-5-101一致，这里仅功能码部分。

（三）继电保护设备与控制系统的数据通信

继电保护设备（或间隔单元）、控制系统的接口和连接如图 6-15所示。

IEC60870-5-103 规约提供了光伏电站继电保护设备（或测控设备）的信息接口规范，未必一定适用于将继电保护和测量控制功能组合在一个装置内并共用一个通信口的设备的信息接口。根据传输介质的不同，可以简单划分为串口通信（符合 EIA RS-485标准）和以太网通信。串口通信在实际应用中差异小，相对统一。以太网通信种类繁多，在站控层层面各厂家均有自己的版本。

在 IEC60870-5-103 规约中，物理层采用光纤系统或基干铜线的系统。它提供一个一进制对称和无记忆传输。继电保护设备（或间隔单元）的数据电路终端设备（DCE）既可按光纤传输系统实现，也可按基于铜线的传输系统实现。此种方式可以采用一主多从的通信方式，一条物理线路最多连接32 个单元。

链路层由一系列采用明确的链路规约控制信息（LPCI）的传输过程所组成。此链路规约控制信息可将一些应用服务数据单元（ASDUs）当作链路用户数据，链路层采用能保证所需的数据完整性效率以及方便传输的帧格式的选集。在站之间的链路可以按非平衡或者平衡式传输模式工作。

如图6-15所示，对于这两种工作模式在控制域有相应的功能码，无论采用哪种工作模式都必须指明一个毫不含糊的地址序号，在一个特定系统中每个地址是唯一的;或者在共用一条通道的链路组中其地址是唯一的，后者需要一个较小的地址域，但需要控制系统按通道序号来安排地址。若是从一个控制系统到几个继电保护设备（或间隔单元）之间链路共用一条公共的物理通道，那么这些链路必须工作在非平衡式，以避免多个继电保护设备（或间隔单元）试图同一时刻在通道上传输的可能性。不同的继电保护设备（或间隔单元）在通道上容许传输的顺序取决于控制系统的应用层的规则，非平衡式传输过程如图6-16 所示。

链路层的帧格式允许采用固定帧长和可变帧长。链路层传输顺序为低位在前，高位在后;低字节在前，高字节在后。

五、IEC60870-5-104规约

IEC60970-5-104 规约主要用于站内远动通信工作站与上级调度机构通信。

（一）基本结构

1.规约结构规约结构见表6-24。

2.应用规约控制信息（APCI）的定义

传输接口（TCP到用户）是一个定向流接口，它没有为IEC60870-5-101中的 ASDU定义任何启动或者停止机制。为了检出 ASDU的启动和结束，每个 APCI包括下列的定界元素;一个启动字符，ASDU的规定长度，以及控制域。可以传送一个完整的 APDU（或者，出于控制目的，仅仅是 APCI域也是可以被传送的），定义如图6-18所示。

其中，APCI为应用规约控制信息;ASDU为应用服务数据单元;APDU为应用规约数据单元，定义如图 6-19所示。

启动字符68H定义了数据流中的起点。

APDU 的长度域定义了APDU体的长度，它包括APCI 的四个控制域八位位组和 AS-DU。第一个被计数的八位位组是控制域的第一个八位位组，最后一个被计数的八位位组是ASDU的最后一个八位位组。ASDU的最大长度限制在 249 以内，因为 APDU域的最大长度是 253（APDU最大值一255 减去启动和长度八位位组），控制域的长度是4个八位位组。

控制域定义了保护报文不至丢失和重复传送的控制信息，报文传输启动/停止，以及传输连接的监视等。

3.控制域的定义

三种类型的控制域格式用于编号的信息传输（I格式），编号的监视功能（S格式）和未编号的控制功能（U格式）。

控制域第一个八位位组的第一位比特=0定义了I格式，I格式的APDU常常包含一个ASDU，I格式的控制信息见表6-25。

控制域第一个八位位组的第一位比特=1并且第二位比特=0定义了S格式。S格式的APDU 只包括APCI。S格式的控制信息见表6-26。

控制域第一个八位位组的第一位比特=1，并且第二位比特=1定义了U格式。U格式的 APDU 只包括 APCI，U 格式的控制信息。在同一时刻，TESTFR、STOPDT 或STARTDT中只有一个功能可以被激活，U格式的控制信息见表6-27。

IEC60870-5-104 规约中常用的类型标识定义见表6-28。

在控制方向传送过程信息给指定站时，可以带或者不带时标;，但二者不能混合发送。

（二）基本结构规范

当厂站通过IEC60870-5-104 规约与调度交换信息时，主站与子站规约设置应一致，典型的设置为遥信起始地址1、遥测起始地址 4001、遥控起始地址6001、源地址字节数1、公共地址字节数2、信息体地址字节数3，常用传送原因见表6-32。

（三）典型流程报文示例

报文中长度指除启动符与长度字节外的所有字节。

第一步∶首次握手（U 帧）

U格式的 STARTDT生效报文;680407000000 U格式的 STARTDT确认报文∶68040B000000

只有当主站与子站的网络通信正常时，主站才会主动发起握手报文。

第二步∶总召唤。召唤 YC，YX（可变长I帧）初始化后定时发送总召唤发送总召唤;680E 0000（发送序号）0000（接收序号）64010600010000000014 总召唤确认;680E 0000（发送序号）0000（接收序号）64010700010000000014 接收遥信帧（以类型标识1为例）∶

681A020002000104140001000300000005000000080 0000109000000

此报文中，从左至右，第一个0200为发送序号，第二个 0200为接收序号;01为类型标识，表示传送的数据是单点遥信;04是可变结构限定词，表示有4个遥信;1400 是传送原因，表示响应总召唤;0100为公共地址，即主站与子站商定的子站地址;03000 为信息提供地址，表示传送第三个遥信;00表示遥信位置为分，后续类同。

接收遥测帧（以类型标识9为例）∶681306000200098214000100010400 A11000891500 此报文中，可变结构限定词82表示有2个连续的遥测值，010400为信息体地址，表示从0401号，即0号点开始传送;A110为遥测值，00为品质描述，后续类同。

接收结束总召唤帧;680E0800020064010A 00010000000014

第三步∶发送对时报文

发送对时命令∶681402000A0067010600010000000001020304810905 接收对时确认;681402000A0067010700010000000001020304810905

第四步∶电度总召唤

发送召唤电度;680E04000E 0065010600010000000045 接收召唤确认;680E1000060065010700010000000045

接收电度数据∶681A120006000F0105000100010C 000000000000 接收结束总召唤帧∶680E1400060065010A0001000000045

第五步∶如果主站超过一定时间没有下发报文或子站也没有上送任何报文则双方都可以按频率发送U 帧，测试帧。发送 U 帧∶680443000000 接收应答∶68048300000 第六步∶遥控（控合为例）

发送遥控预置∶680E 00000002E 010600010005060082 接收遥控返校;680E 000000002E 010700010005060082 发送遥控执行;680E 000000002E 010600010005060002 接收执行确认∶680E 000000002E 010700010005060002 发送遥控撤销;680E 000000002E 010800010005060002 接收撤销确认∶ 680E 000000002E 010900010005060002

六、数据通信规约常见故障及处理方法

（1）光伏电站通过IEC60870-5-104 规约需将数据上传至多个调控机构，实际调试过程中发现光伏电站只能与其中一个调控建立联系。

出现此类问题的原因主要有∶

①主站端和厂站端数据配置不一致;

②厂站端端口未开放;调度数据网设备配置异常。其中对于端口有无开放的问题，可通过厂站端更换不同调控的地址来测试，若更换通信正常，则可证明厂站端远动端口均已开放。此种问题很大程度上是因为调度数据网设备配置错误或者配置不全引起。

（2）光伏电站与调度主站通过 IEC60870-5-104 规约通信，网络状态显示正常，无信息交互。

此种故障一般是因为厂站端端口未开放引起，可利用TELNET IP地址十端口号的方式从主站端测试端口是否开放。

（3）光伏电站与调度主站通过 IEC60870-5-104 规约通信，规约配置一致，无数据交互。此类问题可从以下几个方面查找原因。

①厂站端和主站端利用Ping命令分段测试网络，一般情况下厂站端和主站端都能互 Ping 到调度数据网路由器，但厂站端和主站端无法相互Ping 通;

②从调度数据网实时交换机 Ping 厂站端远动主机和主站端前置机;

③申请调控机构退出纵向加密认证装置;查看调度数据网设备配置。

（4）光伏电站与调度主战通过IEC60870-5-104 规约通信，单个数据或部分数据无法上传至调控。

发现此类故障，光伏电站运维人员应当及时调控确认故障数据范围，并从以下几个方面开展故障处理∶

①查看后台监控主机对应数据是否刷新;

②登录远动装置查看数据是否刷新;

③查看站控层交换机对应网口运行状态，因是单个数据或者部分数据故障，在此种情况下站控层交换机一般不会出现故障;

④查看对应间隔层交换机运行状况；

⑤查看相应的测控

装置或者保护测控装置及规约转换装置运行状态及网络通信线。单个数据或者部分数据无法上传调度，一般情况下规约转换装置和对应测控及保护测控装置故障的可能性较大。此外，对于双套配置的厂站应及时查看信息转发表是否一致，偶尔会存在信息转发表不一致导致数据上传异常的故障。

（5）光伏电站与调控通过 IEC60870-5-104 规约通信，遥测数据错位。

查看报文，核对规约配置。一般此种情况是因为遥测起始地址或远动序号错位引起，在配置遥测末始地址时必须确认为十六讲制的4001。即十进制的16385，部分厂家在设置时容易将十进制设置错误，导致数据错位。

七、数据通信故障处理常用办法

（1）先己后他法。

电力调度数据通信发生故障时，运维人员应先查看己方设备运行状态，并利用 Ping命令、网络测试仪等方法排除己方责任，并将相关检查情况通报调度自动化运维部门。专线通道发现故障时，应立即请求通信部门通过网管系统排查通信链路，然后分段从主站音频配线架、厂站音频配线架、双机双通道切换装置分段环回，逐步排查故瞭。

（2）上下协调法。

电力调度自动化系统由调度自动化厂站、通信通道、调度自动化主站组成。发生数据通信故障后应迅速判断故障范围，并协调主站运维部门配合检查，切忌采取盲目插拔数起线或者重启设备等可能进一步扩大故障范围的举措。

（3）远动监测法。

目前，国内大多数综合自动化系统厂家均提供了友好的人机界面用于远动系统运维、报文监测、数据浏览等。出现数据故障时，运维人员应迅速登录远动装置查看间隔设备与远动装置通信状态，并浏览实时转发表查看，判断是站内通信故障还是外部传输故欧。

（4）全局观测法。

厂站运维人员应要求厂家在设备调试或者后期服务阶段完善站内通信网络结构图，在后台临控主机，上通过预伍变化标明设备通信运行工况。发生内监挖数据是堂时可L通过通信结构图一览表判断故障是否由通信异常引起。

（5）状态对比法。

当厂站调试完毕，各项功能运行正常时，厂站运维人员应建立各设备标准化运行状态表，即标注各设备各端口或者运行指示灯正常情况下的运行状态，发生异常时通过与标准化运行状态表对比，在最短的时间内锁定故障设备，并采取相应的处理措施。