Общие требования к информационному обмену

Для хозяйства электрификации и энергетики железнодорожного транспорта целесообразно выделить две стороны коммуникационных технологий. С одной стороны требуется контролировать и управлять множеством подстанций и коммутационной аппаратурой линейных устройств из единого пункта управления. С другой стороны, современные подстанции насыщаются современными устройствами измерения, диагностирования, управления и защит, нуждающимися как обмене данных между собой, так и в средствах доставки информации в пункты управления.

Традиционно обмен информации между пунктом управления и контролируемыми пунктами обеспечивался средствами телемеханики. В связи с применением современных цифровых средств непрерывно расширяется объем информации, который может циркулировать в телемеханических системах. С ростом потребности в передаче больших объемов данных в этих системах стали проявляться ряд существенных недостатков (скорости сканирования и передачи, отсутствие фиксации событий для последующей передачи, отсутствие возможности быстрой конфигурации и разнообразие оригинальных протоколов передачи). Программно-технические комплексы, реализующие функции телемеханики, в настоящее время выполняются с широким применением микропроцессорной техники. Постепенно такие системы стали становится средствами автоматического управления технологическим процессом АСУ ТП. Основные технические требования к подобным системам для подстанций энергетики приведены в [7…11].

К технологическим функциям АСУ ТП относят следующие задачи:

автоматизированное управление коммутационными аппаратами;

измерение (обработка аналоговой информации, включая технический учет электроэнергии и показатели качества электроэнергии);

оперативный контроль коммутационной аппаратуры и технологических подсистем (охранная сигнализация, системы пожаротушения и контроля доступа);

мониторинг текущего режима и состояния главной схемы подстанции и электрооборудования, включая организацию предупредительной и аварийной сигнализации, регистрацию аварийных ситуаций, осциллографирование аварийных процессов, регистрация действий персонала.

АСУ ТП строится из своих компонентов методом интегрирования (с созданием единой среды настройки компонентов) или агрегатирования (каждый компонент имеет свою среду настройки). Предпочтительным является метод интегрирования.

Кроме АСУ ТП на подстанции могут существовать другие автономные системы. В отдельную систему обычно выделяются автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), которые используют свои средства доставки информации в центры учета. Самостоятельные автономные системы представляют собой также релейная защита (РЗ), противоаварийная автоматика (ПА), системы автоматического регулирования (АР). Как правило, при необходимости они используют свои собственные средства обмена информацией (например, высокочастотные каналы связи для РЗ линий). Построение систем телемеханики тяговых подстанций в настоящее время осуществляют в тесной связи с системой автоматического управления. В таких случаях может применяться аппаратура, обслуживающая обе системы и использующая общую информацию.

При интеграции микропроцессорных устройств к их информационному обмену предъявляются следующие требования:

должен использоваться цифровой интерфейс с поддержкой каких-либо протоколов из ряда предлагаемых стандартами: IEC 61850 (наиболее предпочтительно), ГОСТ Р МЭК 60870-5-10х, а также протоколов уровня Fieldbus: Profibus, Modbus и др.;

передаваемые сигналы должны иметь метку времени и соответствующие их назначению атрибуты;

должна быть обеспечена возможность синхронизации интегрируемых компонентов системы с астрономическим временем с точностью не хуже 1 мс;

в составе передаваемой информации должна быть служебная информация (результаты внутренней самодиагностики технического и программного обеспечения, наличие несчитанной информации и т.п.).

Развитие коммуникационных технологий отражено в стандартах для энергетики. Примером может служить группа стандартов «Сети связи и системы в подстанциях» IEC 61850. Основная идея этой группы – создание информационной модели объектов подстанции со стандартными требованиями к входным и выходным данным. Это, по мнению разработчиков, позволит обеспечить эффективное взаимодействие между коммуникационной средой и оборудованием. В России планируется на основе данных стандартов IEC разработать национальные стандарты. Группа стандартов IEC 61850 главным образом охватывает внутриподстанционные информационные связи.

Связь подстанций с пунктами управления традиционно регламентируется стандартами в области телемеханики. Имеются группа международных стандартов «Устройства и системы телеуправления» IEC 870, IEC 60870. Разработка данной группы стандартов выполнена существенно раньше, чем стандарты IEC 61850. Так отечественный комплекс телемеханики [12] поддерживают современные протоколы обмена: МЭК-870-5-101, МЭК-870-5-104, GSM/GPRS связи. На основании международных стандартов для энергетики России разработан стандарт отрасли [13].