Коцарь О.В., Мазан В.В.

Акционерная компания "ИНЭТ"

К моменту образования Оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) Украины в ряде электроэнергетических компаний, ставших впоследствии субъектами энергорынка, в той или иной степени были созданы и функционировали автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), построенные на базе различных средств измерительной техники (СИТ) как отечественного производства, так и импортных. В то же время, подавляющее большинство АСКУЭ функционировали локально и не могли быть объединены в единую систему коммерческого учета электрической энергии Украины. Одной из основных технических причин невозможности такого объединения является отличие коммуникационных протоколов СИТ и корпоративных протоколов обмена данными внутри АСКУЭ.

К сожалению, к моменту появления в Госреестре СИТ, допущенных к применению в Украине, многофункциональных электронных счетчиков электрической энергии и устройств учета (назовем эту совокупность средств измерительной техники приборами учета (ПУ)), обеспечивающих не только измерение электрической энергии, но и вычисление параметров энергоиспользования, их хранение в первичной базе данных (ПБД) и доступ к ПБД пользователей по цифровому интерфейсу, в Украине не были сформированы и оформлены в виде соответствующих нормативных документов требования по унификации коммуникационных протоколов ПУ. Некоторые нормативные документы, например [7], рекомендуют к применению для многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии протокол IEC1107 [11]. Если рассматривать данный протокол с точки зрения сетевой модели ISO/OSI [10], в нем стандартизован только физический уровень соединения (уровень 1), общий формат пакета (уровень 2) и даны рекомендации для построения сеансового уровня (уровень 5). В то же время, IEC1107 не устанавливает способы адресации счетчиков в системе (уровни 3 и 4), не накладывает ограничений на представления данных (уровень 6), что позволяет делать совершенно разные и несовместимые счетчики и, в принципе, позволяет сделать такой счетчик, из которого невозможно что-либо считать без дополнительной и часто закрытой информации от производителя. Фактически IEC1107 ограничивает свою область применения считыванием данных через оптический порт счетчика. Следует также отметить, что даже эти скромные требования стандарта IEC1107 различные производители счетчиков реализуют по-своему. Как результат - для считывания данных из счетчика конкретного типа практически повсеместно необходимо использовать специальное программное обеспечение производителя счетчиков.

Устройства учета (такие как СИНЭТ-1, ІТЕК-210 и др.), а также некоторые многофункциональные электронные счетчики электроэнергии (например, СТК-3) имеют оригинальные коммуникационные протоколы, которые соответствуют уровням 1-6 семиуровневой модели ISO/OSI. Однако каждый из этих протоколов имеет свои стандарты и соглашения на все шесть уровней: от настроек коммуникационного порта до нумерации устройств и представления данных. Кроме этого, такие приборы учета ориентированы на создание физических соединений (для непосредственной связи с ними не может быть использован Internet protocol (IP)), что не позволяет применять их протоколы для создания распределенных АСКУЭ, ориентированных на различные типы СИТ.

Ведущие мировые производители СИТ для нужд энергетики, как ранее и фирмы, работающие в телекоммуникационной индустрии, уже столкнулись с данной проблемой и объединили свои усилия для ее решения. Результатом такого сотрудничества явилось создание в 1997 году DLMS User Association - добровольного объединения производителей СИТ с целью разработки единого "языка приборов" [9]. Этот протокол описывает информационную модель счетчика (уровни 1-6). Однако DLMS - это протокол физических устройств. Он не предназначен для создания распределенных систем коммерческого учета электроэнергии.

В [2, 7] в качестве стандарта среды передачи данных на верхних уровнях АСКУЭ регламентировано применение семейства протоколов TCP/IP. Однако эти протоколы стандартизуют только первые четыре уровня ISO/OSI до транспортного включительно. То есть, возможна точно такая же ситуация, как и в случае применения IEC1107 и других вышеописанных протоколов: существование многих несовместимых АСКУЭ с разными моделями представления данных, с различными протоколами сеансового уровня, с закрытой информацией по реализации каждой конкретной АСКУЭ. Именно эту ситуацию мы сейчас наблюдаем в электроэнергетике Украины. Отсутствие нормативных требований к стандартизации протоколов передачи данных коммерческого учета электроэнергии еще больше усугубляет существующее положение дел.

На этапе внедрения коммерческих расчетов за электрическую энергию в ОРЭ Украины была выполнена унификация данных коммерческого учета, которые поступают Головному оператору ОРЭ, в части их спецификации, формата представления, правил формирования и передачи. Результатом такой унификации стало создание макетов, оформляемых в виде текстовых файлов согласованного формата, в которых данные коммерческого учета передаются целыми числами в МВт.ч. Создание файлов-макетов позволило в короткие сроки наладить сбор и обработку унифицированных данных коммерческого учета, поступающих от субъектов энергорынка, и достаточно быстро внедрить коммерческие расчеты за электроэнергию в ОРЭ Украины. Вместе с тем, применение файлов-макетов не позволит в будущем перейти к формированию тарифов реального времени, когда данные коммерческого учета поступают и обрабатываются в АСКУЭ Головного оператора ОРЭ в темпе их формирования.

Для создания масштабируемой АСКУЭ в условиях энергорынка Украины необходимо было разработать и описать унифицированный протокол передачи данных коммерческого учета (УППД). Этот протокол должен был отвечать 5-му и 6-му уровню семиуровневой модели ISO/OSI. Фактически он должен был описывать информационную модель виртуальной АСКУЭ, команды протокола и форматы представления данных. Цель разработки УППД - обеспечение передачи данных коммерческого учета в АСКУЭ Головного оператора ОРЭ, взаимодействие различных АСКУЭ, использование его в качестве внутрисистемного протокола на верхних уровнях распределенной АСКУЭ Украины, взаимодействие со смежными подсистемами, в первую очередь с автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ). Область применения УППД - центральный, а возможно региональный и локальный уровни распределенной АСКУЭ [6].