На главную
Лауреаты рейтинга IT-компаний «РИА Рейтинг»
Лауреаты рейтинга
IT-компаний
«РИА Рейтинг»
Лауреаты рейтинга РИА «РБК»
Лауреаты рейтинга
РИА «РБК»
Лауреаты премии «Профессиональное признание — 2013»
Лауреаты премии
«Профессиональное
признание — 2013»
Лауреаты премии «Профессиональное признание — 2011»
Лауреаты премии
«Профессиональное
признание — 2011»
Лауреаты премии «Профессиональное признание — 2010»
Лауреаты премии
«Профессиональное
признание — 2010»

Публикации



Развитие промышленных стандартов внутри- и межсистемного обмена данными интеллектуальных энергетических систем

Статья в PDF (681 КБ)

Рассматриваются современные тенденции разработки стандартов для систем автоматизации электрических подстанций. Успешность стандарта IEC 61850 вселяет надежду, что стандарты, устраивающие специалистов автоматизации энергосистем, будут в ближайшее время сформированы.

Российская энергосистема расположена на самой большой в мире территории и является одной из крупнейших по электропотреблению. Во времена СССР она по праву считалась лучшей по эксплуатационным характеристикам и показателям надёжности. Однако переходный период и экономический спад, охарактеризовавшийся существенным сокращением энергопотребления, оказали не самое лучшее воздействие на дальнейшее развитие энергетического комплекса страны. Технологическое отставание, износ основного оборудования (в электросетевом комплексе – более 60 %), существенные потери при производстве и передаче электроэнергии и, как следствие, потребность в многомиллиардных капиталовложениях характеризуют нашу энергосистему в настоящее время.

Зарубежные производители и активность многочисленных игроков отечественного рынка отчасти способствуют решению указанных проблем, но, если взглянуть на ТЭК в целом как на систему, все участники программ строительства, реновации и модернизации российской энергетики наталкиваются на одно существенное препятствие – отсутствие единых стандартов построения интеллектуальных автоматизированных систем. Каждый производитель специализированных систем, решающих ограниченный круг задач (АИИС КУЭ – не исключение), обязан исходить из того, что в информационной инфраструктуре предприятия или энергосистемы его решение не окажется замкнутым на себя, а станет одним из узлов общей структуры информационных потоков, выполняя поставку или приём информации от других подсистем. Одна из важнейших задач для производителя ИИС – упрощение интеграции со смежными системами.

Различные характеристики приборов учёта и контроллеров, разнообразные, подчас закрытые, протоколы информационного обмена, разные архитектуры программных комплексов – всё это может поставить под сомнение успешность амбициозных планов построения российской интеллектуальной энергосистемы (аналог зарубежной концепции “Smart Grid”). Вместе с тем следует отметить и положительную динамику.

В настоящее время в разработке находится техническая политика ОАО “Холдинг МРСК” – последняя редакция этого документа датируется 2006 годом. Динамика развития функционала программно-технических комплексов, необходимость более тщательного описания требований к системам, а также приближение к лучшим мировым практикам определили необходимость переработки этого регламентирующего документа. В конечном итоге, новая техническая политика должна определить единые для распределительных сетей стандарты построения автоматизированных систем.

ОАО “ФСК ЕЭС” также приводит свою техническую политику в актуальное состояние. Над созданием единого центра инновационных разработок для нужд ТЭК работает Министерство энергетики РФ. Всё это формирует оптимистичные тренды с точки зрения развития стандартов построения новой интеллектуальной энергосистемы.

Стандарты обмена данными приборов учёта

Примером одной из первых успешных попыток стандартизации информационного обмена для промышленных контроллеров является протокол ModBus, разработанный компанией Modicon в 1979 г. В настоящее время протокол существует в трёх вариантах: ModBus ASCII, ModBus RTU и ModBus TCP; его развитием занимается некоммерческая организация ModBus-IDA. Несмотря на то, что ModBus относится к протоколам прикладного уровня сетевой модели OSI и регламентирует функции чтения и записи регистров, соответствие регистров типам измерений и измерительным каналам не регламентировано. На практике это приводит к несовместимости протоколов счётчиков разных типов даже одного производителя и необходимости поддержки большого количества протоколов и их модификаций встроенным программным обеспечением УСПД (при двухуровневой модели опроса – ПО сервера сбора) с ограниченной возможностью повторного использования программного кода. Учитывая избирательное следование стандартам производителями (использование нерегламентированных алгоритмов подсчёта контрольной суммы, изменение порядка следования байтов и т.п.), ситуация усугубляется ещё больше. На сегодняшний день факт того, что ModBus не способен решить проблему протокольной разобщённости измерительного и контрольного оборудования для энергосистем, очевиден.

Спецификация DLMS/COSEM (Device Language Message Specification), разработанная Ассоциацией пользователей DLMS (DLMS User Association) и переросшая в семейство стандартов IEC 62056, призвана обеспечить, как указано на официальном сайте ассоциации, “интероперабельную среду для структурного моделирования и обмена данными со счётчиком”. Спецификация разделяет логическую модель и физическое представление измерительного оборудования, а также определяет важнейшие концепции (регистр, профиль, расписание и т.п.) и операции над ними. Основным является стандарт IEC 62056-21, заменивший вторую редакцию IEC 61107.

Несмотря на более детальную по сравнению с ModBus проработку модели представления устройства и его функционирования, проблема полноты и “чистоты” реализации стандарта, к сожалению, сохранилась. На практике опрос счётчика с заявленной поддержкой DLMS одного производителя программой опроса другого производителя либо ограничен основными параметрами, либо попросту невозможен.

Следует отметить, что спецификация DLMS, в отличие от протокола ModBus, оказалась крайне непопулярной среди отечественных производителей приборов учёта, в первую очередь, из-за большей сложности протокола, а также дополнительных накладных расходов на установку соединения и получение конфигурации устройства.

Полнота поддержки существующих стандартов производителями измерительного и контрольного оборудования недостаточна для преодоления внутрисистемной информационной разобщённости. Заявленная производителем поддержка того или иного стандартизированного протокола, как правило, не означает полную его поддержку и отсутствие привнесённых изменений.

Семейство стандартов IEC 60870-5

Образцом калькирования зарубежных стандартов является семейство ГОСТ Р МЭК 60870-5, разработанное Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ) и содержащее полные аутентичные тексты стандартов IEC 60870-5, созданных Международной электротехнической комиссией (International Electrotechnical Commission – IEC, Швейцария).

Различные реализации IEC 60870-5-102 (ГОСТ Р МЭК 60870-5-102) – обобщающего стандарта по передаче интегральных параметров в энергосистемах – представлены в счётчиках электроэнергии ряда зарубежных производителей: Iskraemeco d.d. (Словения), Landis+Gyr AG (Швейцария), Circutor SA (Испания), EDMI Ltd (Сингапур) и др., но в большинстве случаев – только как дополнительные; в качестве основных протоколов передачи данных используются проприетарные протоколы или вариации DLMS. Стоит отметить, что IEC 870-5-102 не получил широкого распространения ещё и по той причине, что некоторые производители приборов учёта, в том числе отечественные, реализовали в своих устройствах модифицированные телемеханические протоколы (IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104), игнорируя данный стандарт. Похожая ситуация наблюдается и среди производителей РЗА: при наличии действующего стандарта IEC 60870-5-103 (ГОСТ Р МЭК 60870-5-103) зачастую реализуется ModBus-подобный протокол. Предпосылкой к этому, очевидно, стало отсутствие поддержки указанных протоколов большинством систем верхнего уровня.

Телемеханические протоколы, описанные в стандартах IEC 60870-5-101 (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101) и IEC 60870-5-104 (ГОСТ Р МЭК 60870-5-104), могут быть использованы при необходимости интеграции систем телемеханики и учёта электроэнергии. Поддержка этих стандартов счётчиками электроэнергии довольно ограничена, что обусловлено их неэффективностью в случае работы с историческими данными (например, профилями мощности), а также по коммутируемым каналам, однако это не исключает оправданность их применения на более высоких уровнях автоматизированных систем.

Примером такого применения стандарта ГОСТ Р МЭК 60870-5-101 служит контроллер СИКОН С70 производства ООО Завод “Промприбор” (г. Владимир), обеспечивающий, помимо прочего, бесшовную интеграцию систем телемеханики и учёта электроэнергии уровня подстанции. Как показано на рис. 1, контроллер способен одновременно поставлять данные, собираемые с приборов учёта, в системы телемеханики (протокол ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, в темпе поступления) и учёта электроэнергии (протокол “Пирамида”, по запросу сервера сбора). Это избавляет от необходимости установки дополнительного оборудования (конвертеров протоколов) и позволяет выполнить интеграцию на уровне устройств, а не серверов, тем самым существенно сокращая задержки в поставке данных.

Контроллер СИКОН С70 как поставщик данных для систем телемеханики и учёта электроэнергии
Рис. 1. Контроллер СИКОН С70 как поставщик данных для систем телемеханики и учёта электроэнергии

Поддержка протокола, определяемого стандартом ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, в контроллерах СИКОН С70 позволила успешно реализовать проект по созданию системы технического учёта электроэнергии и телемеханики ОАО АК “Транснефть”. Контроллеры СИКОН С70 установлены и эксплуатируются на 300 нефтеперекачивающих станциях (НПС) совместно с аппаратно-программным комплексом телемеханики компании Areva T&D. Данный пример демонстрирует подход к реализации стратегически важного аспекта построения автоматизированных систем ТЭК – создание единого информационного пространства. Согласно планам энергокомпаний, а также с учётом законодательных инициатив со стороны государства (например, закон № 261-ФЗ “Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности…” от 23.11.2009) в самые сжатые сроки предстоит огромная работа по построению интеллектуальных систем учёта. Одним из ключевых характеристик строящейся интеллектуальной системы является единый информационный ландшафт.

Как уже упоминалось, российский рынок приборов учёта разнообразен. Практически каждый производитель характеризуется неким уникальным протоколом информационного обмена с вышестоящими системами. В то же время адаптация крупных программных комплексов в центрах сбора и обработки информации не всегда выгодна как с технической, так и с экономической точки зрения.

В данном контексте применение интеллектуальных УСПД, работающих по единым стандартам информационного обмена с системами верхнего уровня и способных оперативно адаптироваться под опрос любых приборов учёта путём удалённого параметрирования, является одним из эффективных способов решения проблемы создания единого информационного пространства информационных систем ТЭК.

Общая информационная модель

Общая (обобщённая) информационная модель (Common Information Model – CIM) – стандарт, разработанный Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (Electric Power Research Institute – EPRI, США), принятый Международной электротехнической комиссией и предназначенный для организации межсистемного обмена информацией о конфигурации и состоянии электросетей. Для представления CIM используется универсальный язык моделирования – UML, а сама модель выполнена в виде набора пакетов, объединяющих взаимосвязанные компоненты энергосистем. CIM определяет общую терминологию, строго и исчерпывающе описывает предметную область электроэнергетики как отрасли. Основные пакеты CIM включены в стандарт IEC 61970-301 с главным упором на предметную область транспорта электроэнергии. В расширении IEC 61970-301 – серии стандартов IEC 61968 – акцент перенесён на распределение и учёт электроэнергии, планирование и управление.

Стандарты, относящиеся к CIM, не регламентируют архитектуру программной составляющей информационных систем и не являются набором типов для автоматической генерации классов бизнес-объектов. Разработчики программных решений, опираясь на CIM, получают возможность упростить формализацию требований на этапе анализа предметной области, однако бездумное заимствование компонентов и отношений CIM способно необоснованно “раздуть” систему, оказать негативное влияние на сроки разработки, затруднить наладку по причине необходимости описания сущностей, необязательных для решения прикладных задач. Типовые задачи программных решений в области учёта энергоресурсов требуют минимального покрытия набора типов и отношений CIM; большее покрытие требуется в системах уровня ERP.

Общая информационная модель слабо применима и для организации внутрисистемного информационного обмена; в этом случае оптимальными являются форматы и протоколы, разработанные на основе архитектуры и организации данных конкретной системы. Следует отметить, что одним из ограничителей применения CIM в России являются объективные технические и организационные отличия от западных моделей построения сетей и энергосистем.

Выводы

На сегодняшний день действуют и находятся в разработке аутентичные международным российские стандарты, определяющие регламенты и протоколы взаимодействия компонентов энергосистем. Авторы оценивают это как разумное следование мировым практикам с поддержанием курса на обеспечение совместимости оборудования. Это соответствует курсу России на интеграцию в международные энергосистемы и плотное двустороннее взаимодействие на электросетевом уровне.

Локальным отраслевым стандартом де-факто для организации межсистемного обмена стали спецификации XML-макетов 80020 и 80030, описанные в приложениях № 11.1.1 и № 11.1.2 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, разработанные НП “АТС” для предоставления данных субъектами ОРЭ администратору торговой системы, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Ведущие производители, а также интеграторы АИИС КУЭ реализовали двунаправленную поддержку XML-макетов, гарантируя тем самым возможность интеграции разнородных систем на верхнем уровне.

Такого рода успешное взаимодействие производителей решений для автоматизации учёта энергоресурсов позволяет предложить идею организации российского сообщества производителей АИИС КУЭ, одной из целей которого стало бы формирование стандартов и регламентов взаимодействия как компонентов систем учёта электроэнергии, так и самих систем в тесном взаимодействии с международными институтами. Активными членами такого сообщества могли бы стать производители приборов учёта, каналообразующего оборудования, программного обеспечения, системные интеграторы, а также регулирующие организации.

Поэтапное внедрение выработанных стандартов способно сократить расходы как на разработку технических решений, так и на их внедрение за счёт преодоления несовместимости и упрощения интеграционных механизмов. В качестве первого этапа допустимо использование на уровне электрических подстанций аппаратно-программных шлюзов с приведением протокольного разнообразия приборов учёта и автоматики к одному из стандартных протоколов с обязательным соблюдением требований к темпу поставки и полноте поставляемой информации. Подтверждением работоспособности такого решения служит многолетняя практика построения трёхуровневых систем учёта энергоресурсов с применением УСПД на уровне энергообъектов.

Современные тенденции в области разработки стандартов для систем автоматизации электрических подстанций (в частности, относительная успешность стандарта IEC 61850) позволяют надеяться на то, что непротиворечивые и всеохватывающие стандарты, устраивающие большинство игроков на рынке автоматизации, будут, в конечном итоге, сформированы. Существуют примеры зарубежного опыта объединения систем различных производителей в рамках одного стандарта IEC 61850, но пилотные проекты на энергообъектах США выявили точки разобщённости на информационном уровне и определили необходимость дальнейшей работы по стандартизации. Тем не менее, в США и Европе в настоящее время продолжаются работы по развитию информационного взаимодействия компонентов энергосистем с применением стандарта IEC 61850. В частности, компания KEMA проводит работу с энергокомпаниями и производителями оборудования на территории США по освоению, изучению и применению протокола IEC 61850 в качестве единого универсального “языка общения” оборудования, входящего в состав интеллектуальной энергосистемы (рис. 2). Ключевым принципом построения и дальнейшего расширения интеллектуальной энергосистемы в данном случае будет “plug-and-play”, т.е. быстрое и “безболезненное” включение в состав системы нового оборудования (счётчики, РЗА, ТМ и т.д.) независимо от производителя.

Организация интеллектуальной энергосети
Рис. 2. Организация интеллектуальной энергосети

России ещё предстоит пройти нелёгкий путь разработки, адаптации и применения стандартов построения интеллектуальных энергетических систем. Однако активное участие государства, восстанавливаемая научная база и сильные инженерные кадры позволяют сделать оптимистичные прогнозы относительно будущего энергетического комплекса России как инновационного двигателя экономики и полноценного участника мировых процессов.

Ледин С., Игнатичев А.
Автоматизация и IT в энергетике. № 10 (15), 2010