Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ применяемых в ЭЭС АС 12
1.1 Функции АС на ПС ЭЭС 12
1.2 Обзор используемых на подстанциях АС 16
1.3 Обзор коммуникационных каналов связи 24
1.4 Обзор протоколов обмена 26
1.5 Исследования АС районных ПС, тенденции развития 35
1.6 Анализ проблем использования АС 39
1.7 Выводы 44
ГЛАВА 2 Разработка концепции ИАСУ 46
2.1 Классификация определительных признаков АС ПС для построения ИАСУ 46
2.2 Обоснование применения ИАСУ ПС 48
2.3 Концепция построения ИАСУ ПС 54
2.4 Формирование критерия эффективности информационного взаимодействия ИАСУ 61
2.5 Информационный обмен по сетям 0,4 кВ 72
2.6 Выводы 78
ГЛАВА 3 Моделирование ИАСУ 79
3.1 Постановка задачи моделирования ИАСУ ПС 79
3.2 Имитационная модель ИАСУ 82
3.3 Определение времени решения задач ИАСУ 94
3.4 Разработка оптимальных форматов протоколов обмена ИАСУ 99
3.5 Выводы 101
ГЛАВА 4 Разработка подсистем ИАСУ ПС 103
4.1 Программное обеспечение ИАСУ ПС 103
4.2 Протокол обмена СЕ 107
4.3 Исследование работы системы в различных режимах работы 114
4.4 Оценка эффективности информационного обмена ИАСУ 121
4.5 Выводы 126
Основные выводы и результаты 127
Список литературы
- Обзор используемых на подстанциях АС
- Классификация определительных признаков АС ПС для построения ИАСУ
- Постановка задачи моделирования ИАСУ ПС
- Исследование работы системы в различных режимах работы
Введение к работе
Актуальность темы. Современный этап развития информационных технологий и средств автоматизации на объектах электроэнергетики характеризуется расширением сфер применения автоматизированных систем (АС), интегрирующих разнородные программно-технические комплексы (ПТК). В зарубежных промышленно развитых странах с конца 90-х годов XX века ведутся исследования проблем "автоматизации подстанций (ПС)" (Substation automation) [116]. Имеется практический опыт применения систем комплексной автоматизации в некоторых зарубежных электроэнергетических системах (ЭЭС). В стратегических планах развития электроэнергетических отраслей многих промышленно-развитых стран большое значение придается внедрению интегрированных АС (так, 84% энергетических компаний Северной Америки* имеют программы по комплексной автоматизации ПС [108]).
В России внедрение интегрированных АС на ПС особенно актуально в связи с предстоящей заменой в ближайшее время изношенного устаревшего оборудования. "Энергетическая стратегия России на период до 2020 года" определяет инновационные программы в ЭЭС, в частности, по внедрению микропроцессорных систем релейной защиты и автоматики, оптико-волоконных систем связи, развитию оптового и розничного рынков электроэнергии, средств учета и др. [106]. "Стратегией развития Единой национальной электрической сети на десятилетний период" ввиду недостаточности уровня развития АС обосновывается техническое перевооружение электрических сетей и ставятся стратегические цели уже в ближайшее время создать и внедрить новые технологии оборудования ПС и линий электропередач (ЛЭП): полностью автоматизированные ПС, интеллектуальные устройства, обеспечить применение микропроцессорных АС управления, защиты, передачи информации, связи и т.д. [68].
Одним из важных стратегических направлений развития ЭЭС является исследование, разработка и внедрение интегрированных автоматизированных
систем управления (ИАСУ), включающих в себя в виде подсистем созданные ранее раздельно функционирующие АС. Получаемые таким образом сложные ИАСУ нуждаются в эффективном управлении по временным, конфигурационным, эксплуатационным параметрам. Для обеспечения такого управления требуется решение комплекса взаимосвязанных задач оптимизации информационных процессов:
максимизация скорости передачи информации;
обеспечение надежности и формирование приоритетов информационного обмена;
минимизация потерь информации;
защита от несанкционированного доступа;
обеспечение необходимой полноты информации;
- восстановление данных из представленной неполной информации. %
Вопросам разработки АС для ПС и их интеграции посвящены работы на
учных коллективов ОАО "ВНИИЭ", ОРГРЭС, ОАО "НИИПТ", ОАО "ФСК ЕЭС,
России", НП АТС, известных ученых: Вулиса А.Л., Овчаренко Н.И., Горели
ка Т.Г. и др. Зарубежные исследования представлены работами компаний New
ton-Edwards, EPRI, IEC, Texas А&М Univercity, зарубежных ученых М. Kezu-
novic, G. Latisko и др. [99].
Однако, несмотря на имеющиеся достижения в этой области, с научной точки зрения рассматриваемую проблему нельзя считать окончательно решенной. Требуется систематизация имеющихся АС, разработка концепций и методик построения ИАСУ, исследование процессов информационного обмена в ИАСУ ПС.
Цель работы. Повышение эффективности ИАСУ районных ПС ЭЭС на основе современных информационных технологий, исследований и разработки математических моделей информационных процессов, эффективных протоколов обмена данными и реализации их в промышленных ПТК.
Для достижения указанной цели в работе решаются следующие основные задачи исследования.
Анализ современного состояния проблемы автоматизации ПС ЭЭС в России и зарубежных странах, исследование, классификация и формализация основных структурных элементов, технических особенностей и режимов работы различных АС районных ПС.
Разработка концепции построения и структурной схемы ИАСУ районной ПС.
Построение и исследование комплекса математических моделей ИАСУ, учитывающих различные варианты ПТК, средств связи, требуемые объем и скорость передачи информации с целью оптимизации информационного обмена в условиях различных характеристик ПТК и каналов связи и влияния различных факторов на функционирование ИАСУ районных подстанций ЭЭС.
Разработка методик, алгоритмов, протоколов информационного обмена и реализующих их программно-аппаратных средств для всех уровней ИАСУ ПС.
Объектом исследования являются программные, аппаратные, информационные средства ИАСУ районных ПС ЭЭС.
Выбор в качестве объекта исследования районных ПС напряжением 110-220 кВ, обусловлен следующими основными причинами:
в ближайшее время следует ожидать инвестиций в реконструкцию районных ПС из-за высокой степени изношенности оборудования;
количество ПС более высокого напряжение на порядок меньше числа районных ПС и большинство из них уже оборудовано АС;
внедрение ИАСУ на трансформаторных подстанциях 6-10 кВ в ближайшее время вряд ли возможно из-за высокой стоимости этих систем относительно стоимости их основного оборудования.
Предметом исследования являются характеристики информационного взаимодействия компонентов ИАСУ ПС между собой.
Методы исследований. В работе использованы: системный подход при классификации АС и разработке концепции ИАСУ районной ПС, методы математической статистики, теории множеств, систем массового обслуживания (СМО), сетей Петри-Маркова (СПМ), математического программирования и исследования операций при разработке и исследованиях математических моделей ИАСУ районных ПС, теории алгоритмов и многоуровневых информационных открытых систем для разработки модификаций протоколов обмена данными.
Научная новизна результатов работы состоит в следующем.
Выполнена классификация разнородных АС районных ПС ЭЭС по их функциям, проблемам внедрения и эксплуатации.
На основе системного подхода и теории многоуровневых открытых информационных систем разработаны концепция и структурная схема ИАСУ районной ПС.
На базе СМО и СПМ разработан комплекс математических моделей для определения количественных оценок производительности информационного обмена в ИАСУ районных ПС, учитывающий ее конфигурацию и различные виды накладных расходов, зависящих от методов обмена, выполняемых задач, ПТК и каналов связи.
Разработаны эффективные протоколы информационного обмена, реализованные в промышленных программно-аппаратных средствах, позволяющие оптимизировать процессы в ИАСУ районных ПС ЭЭС.
Практическая ценность работы заключается в следующем:
раз работанные концепция и структурная схема ИАСУ районных ПС ЭЭС, методики их анализа и построения позволяют снизить затраты и время разработки, проектирования и внедрения таких систем;
предложенные оптимизированные алгоритмы и протоколы информационного обмена между компонентами систем повышают производительность и надежность ИАСУ районных ПС ЭЭС;
приведенные оценки степени влияния параметров каналов связи и протоколов обмена на работоспособность системы в целом позволяют применять оптимальные конфигурации ИАСУ районных ПС для обеспечения необходимого быстродействия;
разработанные и доведенные до промышленного производства программно-аппаратные средства могут использоваться при построении ИАСУ районных ПС на конкретных электроэнергетических объектах.
Основные положения, выносимые на защиту.
Классификация существующих АС районных ПС, требования к подсистемам АС ПС, их функциям и направлениям развития.
Концепция построения и структурная схема ИАСУ районной ПС.
Комплекс математических моделей для оценки производительности информационного обмена в ИАСУ районной ПС. -л
Протоколы информационного обмена, позволяющие оптимизировать информационные процессы в ИАСУ районной ПС.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов, методик и рекомендаций подтверждается проверочными экспериментами, корректностью применения математического аппарата, опытом реальной эксплуатации-разработанных алгоритмов, протоколов обмена, ПТК, а также двумя свидетельствами о регистрации программ и 4 патентами на полезную модель.
Реализация результатов работы и внедрение. Полученные в результате исследований программно-аппаратные средства, методики и протокол обмена данными используются в выпускаемой и готовящейся к выпуску ОАО "Концерн Энергомера" (г. Ставрополь) продукции. Разработанная на основе предложенных в работе подходов автоматизированная информационно-измерительная система (АИИС) используется в стадии промышленной эксплуатации в ОАО Торэлектросеть" (г. Кисловодск).
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались 6-ти международных конференциях («Нормирова-
ниє, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - 2004», г. Москва, «Международный Форум по проблемам науки, техники и образования», г. Москва, 2004 г., «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», г. Москва, 2005 г., «Компьютерное моделирование 2005», г. Санкт-Петербург, «Устойчивость и процессы управления», г. Санкт-Петербург, 2005 г., «Актуальные проблемы информатики и информационных технологий», г. Тамбов, 2006 г.), 2-х Всероссийских конференциях («Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения», г. Н.Новгород, 2003 г., «Фундаментальные исследования в технических университетах», г. Санкт-Петербург, 2006), НТК «Компьютерное моделирование»,, г. Санкт-Петербург, 2006г., VI-IX региональных НТК «Вузовская наука - экономике региона» (2002-2005 гг., г. Ставрополь).
Публикации. По результатам исследований опубликовано 18 работ, в том числе 1 статья в журнале, рекомендуемом ВАК, 1 статья в трудах Российского научно-технического общества радиотехники, электроники и связи имени А.С.Попова, 7 статей в трудах и материалах международных конференций, получено 2 свидетельства о регистрации программ и 4 патента на полезные модели.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Основное содержание работы изложено на 144 страницах, включающих 24 рисунка и 16 таблиц. Список литературы содержит 116 наименований.
Обзор используемых на подстанциях АС
В обзоре приводятся типовые АС, используемые в настоящее время на районных ПС. В зависимости от целей и задач автоматизации ПС часть функций АС могут отсутствовать. В России организациями, занимающимися разработкой и внедрением различных подсистем АС ПС являются НТФ/Радиус" НИИ "Зенит" (автоматические устройства "Сириус", "Орион"), НТЦ "Механо-троника" (микропроцессорные комплексы ПА, РЗА),"АББ" (микропроцессорные терминалы SPACOM, REG, REL) и другие [63].
АИИС имеет следующие основные функции [77, 80, 81]: - сбор данных и учет в режиме реального времени потребления активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках поставки и отдачи [79]; - контроль поставки и потребления ЭЭ в заданных временных интервалах (3, 30 мин, сутки, месяц) [80]; - обработка собранных данных, группирование, расчет и анализ балансов; - ведение архивов энергопотребления; - контроль заданных лимитов потребления и отключение потребителей; - ведение журналов событий; - измерение параметров качества ЭЭ; - анализ потерь ЭЭ; - обеспечение технологической возможности выхода на оптовый рынок ЭЭ [54]; - тарификация и автоматизация расчетов с поставщиками и потребителями ЭЭ [10, 52].
Функция преобразования для средней мощности по каналу учета АИИС: Рк= (N К; Ku)/ (Т R), (1.1) где Рк - мощность (кВт), N - число импульсов, посчитанных в УСПД за интервал времени Т (интервал обычно имеет значения 3, 15, 30 мин, 1 час, сутки), Ki, Ки - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения соответственно, R - передаточное число счётчика, имп./кВт ч, имп./квар ч. Функция преобразования для электрической энергии WK за сутки (месяц) ]: WK=(N Ki Ku)/R. г (1.2) Функция преобразования для фактического относительного небаланса 5ф, % за установленный интервал по отдельной группе: 5Ф=(\У+-\У_) 100/\УМАХ, (1.3) где W+, W. - принятая и отпущенная за соответствующий временной интервал электрическая энергия, WMAX - максимальное из значений W+, W.. Допустимый небаланс для группы определяется по формуле: Se(l,m,n)= І]Г(ДГ(/,у,/л))2, , (1.4) где (AW(i,j,m))2e - допустимая среднеквадратичная погрешность расчета энергии за промежуток времени т по каналу /, входящего в точку учета/ (AW(?,j,m))l =[W f)4(KAhj))2 +(А„(/,У))2 +(A,„(U))2 + (Л.ЇЮИ(/,/))2), (1.5) W2{m) где Amet (i,j) - класс точности счетчика, Att (i,j) - класс точности трансформатора тока, Atn (i,j) - класс точности трансформатора напряжения, Asum (i,j) - суммарные потери (потери в линиях, трансформаторах и др.); Wl(i,j,m) - накопленная электроэнергия канала /, входящего в точкуу за промежуток времени m, W2{m) -накопленная электроэнергия для данной группы.
Внедрение АИИС - одно из основных направлений снижения коммерческих потерь ЭЭ. В настоящее время для отдельных энергосистем относительные потери ЭЭ достигли уровня 2(М0% от отпуска в сеть [14, 15]. В развитых европейских странах относительные потери электроэнергии в электрических сетях находятся на уровне 4-10%: в США - около 9%, Японии - 5%. В соответствии с Постановлением Правительства РФ о регулировании тарифов на электрическую энергию, Правилами оптового рынка нормативные потери электроэнергии в электрических сетях (а это не более 10-12 % от отпуска в сеть) включаются в стоимость услуг по передаче электрической энергии [14]. Для организации подобных расчетов применяются АИИС.
Исторически АИИС начали появляться в конце 70-х годов XX века с появлением простейших систем, обеспечивающих сбор числоимпульсных сигналов со счетчиков электроэнергии в сумматоры с последующей передачей интегральных значений в диспетчерские центры. Дальнейшее развитие информационных технологий и электронной техники в конце 90-х годов XX века связано с появлением "интеллектуальных" счетчиков электроэнергии, мощных коммуникационных контроллеров (УСПД), серверов сбора данных и центров обработки информации. Появляющиеся с этого времени АИИС позволили начать переход к свободным оптовым и розничным рынкам ЭЭ [97, 98]. В настоящее время известны системы «Альфа-Центр», «Пирамида», «АСКП» и др.
С внедрением АИИС прослеживается устойчивая тенденция по замене индукционных счетчиков на электронные не только из-за более высоких пределов точности, но и за счет меньшего потребления по цепям трансформатора тока и трансформатора напряжения. Особое значение имеет для рынка ЭЭ возможность автоматического снятия показаний счетчиков электроэнергии в центры сбора данных, исключив тем самым человеческий фактор [5].
ТМ, АСДУ и ОИУК предназначены для сбора и передачи телемеханической информации, необходимой для диспетчерского и автоматического контроля распределенными технологическими процессами. Функции ТМ [53]: - сбор информации о состоянии двухпозиционных объектов (ТС); - сбор значений параметров (ТИ); - сбор информации с датчиков и преобразователей; - телеуправление (ТУ) объектами (выключателями, разъединителями, переключение регулировочных ответвлений обмоток трансформаторов); - распределение нагрузки между линиями и отключение нагрузки; - вывод сигналов телерегулирования (ТР); - фильтрация сигналов ТИ с целью подавления помех; - первичная обработка информации (суммирование, масштабирование); - передача информации и ретрансляция по различным каналам связи в различных протоколах обмена в АСДУ, ОИУК.
Более 95 % устройств ТМ находятся в работе более 10-20 лет [19]. Средства и системы связи в основном являются аналоговыми, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию.
Средства регулирования напряжения под нагрузкой на ПС используются эпизодически. Результат - в отдельных электрически удаленных точках электрических сетей 0,38 кВ, особенно в сельской местности, уровни напряжения составляют 150-160 В [1]. Для решения данных проблем необходимо развитие систем ТМ на ПС.
Классификация определительных признаков АС ПС для построения ИАСУ
По требованиям к времени выполняемых операций АС ПС классифицируются на: - оперативные; - неоперативные. По уровню сетей классификация применяемых АС подразделяется на АС для сетей 220 кВ и выше, 110 кВ, 35 кВ и 6-Ю кВ.
Сети передачи данных АС ПС можно классифицировать по их географическому размещению на локальные, региональные и глобальные. Локальные сети имеют ограниченное количество соединенных технических средств, и связь между ними осуществляется по физическим каналам связи. Региональные сети объединяют несколько локальных сетей. Глобальные сети объединяют множество региональных сетей, методов передачи информации.
По величине и многоуровневости АС ПС классифицируются на локальные и распределенные.
По функциональным признакам АС ПС ЭЭС подразделяются на следую щие подсистемы: , - РЗА для защиты линий, машин и аппаратов от коротких замыканий и выявление места аварии; - РАС для осциллографирования переходных процессов в сети; - ПА для ликвидации и предотвращения аварий; - АИИС КУЭ и АИИС ТУЭ; - АСДУ и ТМ; - ОИУК (ЦППС), передача информации на верхний уровень и смежные предприятия.
Классификация АС ПС по важности передаваемой информации: - неотложная информация, которая должна быть передана максимально быстро с максимальной надежностью передачи (РЗА, ПА); - периодическая информация, которая должна быть передана, но требования жесткого реального времени не накладываются (ТМ, АИИС КУЭ); - информация, допускающая некоторые задержки и частичные потери при определенных условиях (АИИС ТУЭ, РАС, голосовая).
В ЭЭС существует множество методов передачи информации. Предлагается следующая классификация методов передачи: - по физической среде связи - проводные (интерфейсы RS-232, RS-485, CAN, Ethernet, ВЧ-связь по ЛЭП, оптоволокно и т.д.), беспроводные (радиоканалы, сети сотовой связи, спутниковая связь и т.д.); - по целям и назначению информации - для АС телемеханики, АИИС, РЗА, голосовая связь и т.д; - по пропускной способности - скорости передачи бит информации (низкоскоростные - до 600 бит/с, среднескоростные - до 1 Мбит/с, высокоскоростные - более 1 Мбит/с). - по задержке передачи - длительности промежутка времени между поступлением бита в канал и его появлением из канала; - по вероятности внесения битовых ошибок в передаваемую информацию; - по способу модуляции сигнала (смодулированные сигналы, частотно-, фазово-, амплитудно- модулированные и др.).
На районных ПС исторически сложилось использование параллельных, относительно независимых информационных систем: АИИС, АСДУ, РЗА. Каждая из этих систем создавалась для решения своих задач и учитывала их специфику. В настоящее время в мире наблюдается процесс взаимодействия и интеграции данных информационных систем [109].
Одной из объективных предпосылок интеграции указанных информационных систем является все более широкое использование микропроцессорных устройств - цифровых измерителей, счетчиков электроэнергии, микропроцессорных устройств РЗА, имеющих несколько современных высокоскоростных каналов связи, что приводит в определенной мере к избыточности их ресурсов (быстродействия, памяти). Данные устройства, кроме своих основных функций, позволяют также выполнять другие функции.
Современные АС управления районной ПС должны решать следующие задачи [17,27]: - обеспечение функционирования основного и вспомогательного оборудования ПС, управляемого ПТК, основанных на различных платформах, минимизация сетевых технических ограничений; - обеспечение быстрого, бесперебойного и безопасного функционирования технологических подсистем (АСДУ, АИИС, РЗА), надежного электроснабжения потребителей ЭЭ требуемого качества в соответствии с требованиями, установленными нормативными актами, договорными условиями поставок ЭЭ участникам рынка; - организация информационного взаимодействия между возникшими после реформирования ЭЭС структурами, обеспечение доступа субъектов рынка ЭЭ к электрической сети; - снижение затрат на передачу и распределение ЭЭ за счет внедрения передовых технологий эксплуатационного обслуживания и ремонта электрооборудования, новой техники и энергосберегающих мероприятий.
Постановка задачи моделирования ИАСУ ПС
Математическое моделирование в данной работе принято основным методом исследования ИАСУ на всех стадиях разработки, проектирования, эксплуатации и модернизации, решающее задачи анализа и синтеза ИАСУ. Математическая модель ИАСУ Ms представляет собой формальное математическое описание структуры и основных процессов функционирования системы в части информационного обмена [96]: Ms= {Me, Мр,,Мр2, ...,Мр„, МсЬ МС2, ...,Мст, : MtbMt2,...,Mtk}, (3.1) где Me - модель ИАСУ в целом, Мрь Мр2,..., Мрп- модели элементов системы, состоящей из п элементов; Мсь Мс2,..., Мст - модели взаимодействия элементов между собой (источника и приемника информации, каналов свзяи, информационных потоков, протокола обмена), всего m взаимодействий; Mtb Mt2,..., Mtk - модели к внешних воздействий на систему.
Важнейшими особенностями математической модели ИАСУ являются: - универсальность - не требуется создания специальной аппаратуры для оценки каждой новой ИАСУ; - модульность - модель системы составляется из моделей подсистем, что позволяет построить модель АС практически любой структуры и функциональности; - эффективность - модель позволяет оценить параметры ИАСУ районной ПС в части технических критериев эффективности, а также определять оптимальные параметры ИАСУ при проектировании и строительстве ПС.
Внедрение ИАСУ на ПС представляет собой реализацию математических методов, моделей и алгоритмов, применяемых для решения задач сбора, хранения и обработки данных. Поэтому обобщение и развитие методических основ алгоритмизации процессов ИАСУ является актуальной научно-исследовательской проблемой, решение которой обеспечивает необходимый теоретический уровень и качество создаваемых ИАСУ [53]. Целью исследования является создание математических моделей - достаточно адекватных, отражающих физическую суть процессов функционирования ИАСУ [42].
Особенность модели ИАСУ состоит в том, что она является с одной стороны детерминированной, с предопределенными правилами функционирования, а с другой стороны, стохастической, описывающейся некоторыми вероятностными законами. Для оценки качества и оптимизации процессов функционирования ИАСУ предлагается комплекс математических моделей процессов сбора, хранения и обработки информации. Формулировка математической модели ИАСУ включает в себя выделение существенных факторов и выяснение начальных условий [96].
Структура моделей ИАСУ содержит следующие компоненты [32]:
1. Оценка надежностных и временных характеристик функционирования. Включает в себя модель представления информации в условиях ненадежности программных и технических средств, внешних воздействий, сбоев функционирования, модель СМО запросов на получение информации.
2. Оценка полноты информации отражает наличие в ИАСУ необходимой информации об объектах ПС и их параметрах.
3. Оценка достоверности, качества и защищенности информации, включающие в себя модели процессов сбора, хранения и обработки информации, и защиты ее от внешних воздействий, помех и несанкционированного доступа.
4. Оценка качества функционирования ИАСУ, пригодность в течение жизненного цикла обеспечивать надежное и своевременное представление полной, достоверной информации.
Для каждой конкретной районной ПС должны применяться модели ИАСУ, учитывающие схему ПС, целевое назначение ИАСУ и специфику функционирования [33].
Для исследования ИАСУ применены унифицированные модели, позволяющие оценивать качество функционирования по единым критериям эффективности, сравнивать ИАСУ с разнотипными АС, применяемыми на районных ПС, находить оптимальные решения информационных процессов в ИАСУ.
Анализ подсистем ИАСУ показывает, что в них используется значительное количество идентичных процедур и алгоритмов, реализованных в виде программных модулей, выполняющих обработку объектов информационной модели. Тем самым достигается высокий уровень универсализма системы.
Исследование ИАСУ целесообразно вести путем использования имитационной модели, которая дает приближенную оценку состояния системы и происходящих в ней процессов и аналитической математической модели. Модели описывают информационные процессы, происходящие в ИАСУ, рассматриваются потоки информации в системе.
При описании архитектуры ИАСУ используем разделение на уровни, которые объединяют в себе относительно независимые компоненты [34]: - уровень УСО (сбора физической информации, сигналы управления); - уровень ИЭУ (контроллеры, счетчики электроэнергии и др.); - уровень ЦУС, осуществляющего обработку, хранение информации (как правило, на районной ПС должен существовать один общий ЦУС, представляющий из себя сервер, автоматизированное рабочее место диспетчера с установленным программным обеспечением; - каналообразующая аппаратура, связывающая оборудование, находящееся на уровне ИЭУ, а также уровни между собой.
Между уровнями происходит транспортировка информации по каналам связи с помощью информационных сообщений, составляющих протокол обмена.
Исследование работы системы в различных режимах работы
Для исследования работы ИАСУ выбраны подсистемы АИИС и ТМ, в которых выполняются следующие функции [78]: - сбор ТИ; - отправка команды ТУ с подтверждением; - прием сообщения ТС с подтверждением; - прием сообщения ТС без подтверждения; - сбор информации о статусе ИЭУ и подключенных УСО; - сбор информации о журналах событий ИЭУ; - запись и чтение конфигурационных параметров ИЭУ.
Полное время передачи информационного сообщения - это промежуток времени от момента появления события на передающем пункте до представления информации о нем на приемном пункте.
Расчет полного времени передачи информационного сообщения выполняется исходя из параметров согласно таблице 4.2.
Защищенность сообщения обеспечивается следующими методами: - с целью защиты от несанкционированного доступа путем передачи добавления в сообщение идентификации оператора и пароля; - с целью защиты от несанкционированного доступа путем шифрования сообщения; - с целью защиты от сбоев путем помехоустойчивого кодирования; - с целью защиты от сбоев путем добавления циклических кодов; - с целью защиты от сбоев путем двух или более повторных сообщений. Загрузка канала определяется следующими параметрами: - темп передачи периодических данных; - вероятность темпа появления событий ТС; - вероятность темпа инициируемых оператором команд ТУ, ТР. Служебная информация сообщения может включать следующие парамет ры: - адрес источника и приемника сообщения; - описание маршрута сообщения (флаги направления передачи, идентификация маршрутизаторов); - идентификация параметра (наименование параметра, регистр, смещение в БД); - статусы параметров. Каждое сообщение имеет приоритет. Наивысший приоритет установлены для сообщений ТС.
Для проведения экспериментов выбрана районная ПС "Колодезная" ОАО "Ставропольэнерго" (рисунок 4.6). На ПС установлена ИАСУ, состоящая из ИЭУ трех типов, каналов связи RS-485, радио, GSM, выполняющая функции АИИС и ТМ [44]. Исходные данные для эксперимента: - количество ИЭУ Nkp= 5; - количество счетчиков электроэнергии Nmtr= 18; - количество каналов ТС Nta= 10; - количество каналов ТИ Ntm= 4; - количество каналов ТУ Ntc= 2; - используемый канал связи между ИЭУ и счетчиками электроэнергии RS-485 с установленной скоростью передачи данных в канале связи V RS485= 19200 бит/с; - используемый канал связи между ИЭУ и ЦУС - GSM-модем с установленной скоростью передачи данных в канале связи VGSM= 9600 бит/с.
Объемы информации для расчета информационной модели в течение одного часа ПС [30]: - данные с каждого счетчика электроэнергии в среднем 1500 байт/час -энергия за интервалы 3 мин, 30 мин, показания отсчетных механизмов на конец каждых суток и каждого месяца, журналы событий, состояние, параметры качества электроэнергии, ретроспектива на 0,5 часа; - данные ТС в среднем 200 байт/час - количество появившихся сигналов ТС Nts= 5 с передачей состояния сигналов ТС каждые 3 мин; - данные ТИ в среднем 400 байт/час - точность ТИ 2 байта с частотой передачи каждые 3 минуты; - объем остальных данных (ТУ, ТР) примем в объеме 200 байт/час; - коэффициент избыточности информации 1,3. Полученный из исходных данных коэффициент загрузки канала связи RS-485 KRS485= 0,2, коэффициент загрузки канала связи GSM KGSM= 0,8.
Для нормальной работы ИАСУ коэффициент загрузки канала связи должен быть не более 0,9 [87]. Следовательно, для рассматриваемой ПС имеется большой запас пропускной способности канала RS-485 и имеется возможность добавления в этот канал связи дополнительных устройств или увеличения объема данных (например, собирать со счетчиков электроэнергии энергию за меньшие интервалы времени или увеличить глубину собираемой ретроспективы). Канал GSM имеет небольшой запас пропускной способности, следовательно, при увеличении объема данных потребуется применять методы сжатия информации в протоколе обмена или применять новые каналы связи.
Проведен эксперимент по исследованию сравнительных характеристик протокола СЕ. В качестве объектов тестирования использовались наиболее известные протоколы, используемые в АС районных ПС, однако предложенная методика применима к любым другим протоколам.
Для проведения эксперимента была поставлена задача по передаче следующего объема информации: - данные ТИ 1000 значений по 2 байта; - каждые 0,1 с передается сообщение ТС; - каждые 0,5 с передается сообщение ТУ.
В эксперименте выполнен хронометраж времени передачи и определена средняя информационная скорость и надежность передачи посредством разработанной модели и ПО «AdminTools». На первом этапе сравнение протоколов обмена ИАСУ проводилось для каждого отдельного протокола. Вторым этапом было проведение комплексного анализа протоколов и нахождение наиболее эффективного решения для типовой районной ПС
