DNP3 та IEC 60870-5

Навчальні матеріали з автоматизації технологічних процесів та виробництв, розроблені спільнотою

DNP3 та IEC 60870-5

Перелкда статті від Andrew C. West (Invensys Operations Management)

1. Вимоги до збору даних SCADA в Електроенергетиці та інших промисловостях

Електросилові мережі (Electric power networks) складаються з систем передачі (transmission systems) і розподільчих систем (distribution systems). Системи передачі (transmissionsystems) складаються з високовольтних ліній електропередач (high-voltage power lines) і відносно невеликої кількості великих підстанцій (large substations). Вони поставляють енергію для термінальних станцій (terminal stations), де трансформатори понижують напругу і передають в розподільчу мережу (distribution network). Розподільчі мережі (distribution network) включають в себе велику кількість невеликих підстанцій і трансформаторів, які далі понижують напругу до необхідної в мережі живлення (mains voltages) і розподіляються до побутових і комерційних споживачів. Великі генераторні станції (Large generation stations) підключаються безпосередньо до системи передачі, а невеликі - можуть підключатися як до системи передачі так і до розподільчих мереж.

Сучасні підстанції включають в себе обладнання для контролю і захисту системи живлення. Ці системи контролюють багато величин, таких як напруга, струм, споживана потужність і стан вимикачів та іншого обладнання. Деякі пристрої на підстанціях виконують функції автоматичного відключення живлення при проблемних випадках, таких як перевантаження, короткого замикання або несправностей, пов’язаних з електричними штормами (induced by electrical storms). Підстанція передачі високої напруги (high-voltagetransmission substations), яка включає підстанції низької напруги, є найбільш сильно контрольованою і захищуваною ділянкою, а обладнання розподіленої системи, як правило, отримують менш суворий контроль для кожної ділянки, але мають набагато більшу кількість силових елементів (plant items), які можуть бути контрольованими.

Підстанції, як правило контролюються SCADA-системами. Вони з’єднуються з диспетчерським пунктом (control center), передаючи туди свої дані, де ця інформація використовується для забезпечення віддаленого моніторингу та керування силовими мережами (power network) оперативним персоналом. Оператори виконують рутинну роботу по перемиканню енергоблоків (plant) для їх запуску, виведення з експлуатації і швидкого відновлення подачі живлення після збоїв.

Динамічні характеристики електричної мережі залежать від дуже швидких змін поведінки мережі які зумовлені реакцією на будь-які зміни навантаження в мережі наявними генераторами або збуреннями. Таким чином, SCADA-система повинна забезпечувати швидке опитування контрольованих даних та підтримку видачі команд керування з мінімальною часовою затримкою передачі від диспетчерського пункту до польового обладнання. Необхідна швидкість реагування (час між зміною в польовому обладнанні та відображення, або час між командою від оператору і її виконання в польовому обладнанні) в мережах передачі зазвичай повинна бути меншою 5 с. Через таку високу швидкість реагування, SCADA-системи для електроенергетики часто вважаються системами реального часу або наближеними до реального часу.

Керування енергетичною системою вимагає високої цілісності як отримуваних даних (data reporting) так і керуючих сигналів. Для того, щоб швидко зробити висновок про необхідну дію, оператор повинен мати точну та вірну звітну інформацію, передану в диспетчерський пункт. Система повинна правильно реагувати на будь-які команди оператора і проводити дії тільки на тому обладнанні, яке запитується оператором: ненавмисне функціонування інших пристроїв не допустимо і являє собою ризик для безпеки персоналу та обладнання. Якщо який-небудь вид команди керування не проходить крок перевірки, команда буде відкинута, не допускаючи можливість неправильного виконання запитуваної команди.

При виникненні несправностей в електроенергетичних системах, як правило, діє встановлене на підстанціях автоматизоване захисне обладнання, яке виявляє ці несправності і вживає заходів щодо мінімізації збитку для системи. Вони забезпечують автоматичне відключення або ізоляцію несправної ділянки мережі. Дії цього захисного обладнання є швидкими і ретельно налаштовуються через складний набір параметрів, які впливають на їх роботу. Для перевірки правильності роботи даного обладнання і допомоги правильного налаштування параметрів, потрібна фіксація точного значення часу зміни даних, які контролюються засобами захисту. Так само час реакції цього обладнання має важливе значення для пост-аварійного аналізу (postmortem analysis) будь-якої несправності і відповідної роботи обладнання. Для збору цих даних необхідна фіксація часу змін з точністю в діапазоні від мілісекунд до мікросекунд, а дані можуть включати в себе запис гармонік напруги та струму в різних точках системи електроживлення. Для взаємної кореляції даних, зібраних в різних місцях мережі живлення, необхідна точна синхронізація часу, який використовується для формування відмітки часу (time-stamp) для цих даних. Звітні дані з відміткою часу, що передаються до системи що їх архівує, іноді називають звітами “послідовності подій” або SOE (sequence of events).

Електроенергетичні SCADA-системи є одними з найбільш ранніх застосунків широко-територіальної розподіленої телеметрії. Основна енергоустановка (primary plant) в генераторних станціях і підстанціях має тривалий термін служби (зазвичай 30 або більше років). Зв’язане з нею керуюче обладнання і системи зв’язку, як правило, мають сумірну, хоч дещо коротшу тривалість життя - порядку 10 років. Таким чином, існує багато SCADA-систем, що використовують відносно старі комунікаційні системи або їх структура застаріла. Ці комунікаційні системи часто мають обмежену пропускну здатність і можуть мати відносно високий відсоток помилок в порівнянні з використовуваними в інших застосунках, таких як інформаційні технології (ІТ) або автоматизація виробництва. Багато встановлених систем працюють через послідовні канали передачі даних зі швидкостями в діапазоні 300-9600 бод. Навіть якщо обладнання може бути оновлене, не завжди можливо значно змінити доступну пропускну здатність без заміни всієї комунікаційної системи. Коли відбуваються оновлення, іноді, але не завжди, приймаються сучасні мережні технології. Для деяких областей застосування традиційних систем послідовної передачі даних є більш ефективним або більш економічно-доцільним. Це може бути особливо доцільно в тому разі, коли необхідно забезпечити доступ до великої кількості польових пристроїв, використовуючи спільний носій, наприклад, радіоканал з обмеженою пропускною здатністю.

Вимоги, що пред’являються до швидкого оновлення даних при доступній обмеженій пропускній здатності диктують необхідність ефективного її використання. Вимоги до цілісності даних і команд задовольняються за допомогою механізмів, що перевіряють і підтверджують їх правильність. Точна відмітка часу даних вимагає підтримки SOE а також механізму точної синхронізації часу між декількома широко-територіально розосередженими пристроями. Деякі з цих вимог за своєю природою супротивні (наприклад, короткий час очікування і низька пропускна здатність), тому при їх вирішенні повинен бути досягнутий компроміс.

Традиційно ці потреби задовольнялися постачальниками, що забезпечують різні власні (пропрієтарні) протоколи і інтерфейси зв’язку, які безпосередньо спрямовані на задоволення цих вимог. Останнім часом для цієї мети були розроблені і широко застосовуються ряд відкритих стандартних протоколів.

Сучасні SCADA-системи практично повсюдно впровадили стандартні інтерфейси з телекомунікаційної індустрії, таких як інтерфейси V.24/V.28 (RS-232) або V.11 (RS-422/RS-485) для послідовних інтерфейсів або з’єднання через модем, і будь-який з IEEE 802 інтерфейсів для Ethernet (зазвичай з TCP/IP) з 100BaseT і 100BaseFX, які в даний час є загально-використовуваними. Ці інтерфейси використовуються зі SCADA-специфічними протоколами: У електроенергетиці, найбільш часто використовувані SCADA-протоколи IEC 60870-5-101 або IEC 60870-5-104 (домінуючі в Європі) і DNP3 (поширений в англомовних країнах). Нижче описані ці два сімейства протоколів.

Деякі інші галузі промисловості (наприклад, залізничний транспорт) мають схожі вимоги до SCADA, що використовуються в електроенергетиці (наприклад, керування потужністю тягача). Для вирішення подібних задач вони прийняли ті ж самі стандарти SCADA-протоколів, однак для інших (наприклад, для інтерфейсів функціональної безпеки, сигналізації) були прийняті інші стандарти.

До інших великих галузей промисловості, що мають сильно розподілені SCADA-мережі входить нафто- і газо-трубопроводні магістралі, об’єкти водопостачання та очистки стічних вод. Ці галузі мають ряд вимог, подібних до SCADA-систем в електроенергетиці, однак мають ряд суттєвих відмінностей.

У нафто- і газо-трубпопровідному транспортуванні, системах водопостачання і очистки стічних вод, як правило, не потрібна така мала періодичність опитування: Тиск в газопроводах, витрати і рівні для рідин, як правило, швидко не змінюються або не потребують швидкої реакції. Як правило, це дозволяє організовувати більш повільний збір даних, часто є прийнятним період в діапазоні від декількох хвилин до декількох годин. Помітним виключенням з цього є негайне повідомлення про “термінові” тривожні ситуації, які можуть викликати необхідність втручання оператора або виклик обслуговуючого персоналу.

Для таких трубопровідних об’єктів існує ряд додаткових вимог, яких немає в енергетичних системах, тому тут окрім протоколів електроенергетики використовується також Modbus (де не потрібно дані з відміткою часу або SOE дані). У нафто- газо-трубпопровідному транспортуванні також до сих пір поширені фірмові (пропрієтарні) протоколи.

В останні роки об’єкти водопостачання Великобританії та Австралії для SCADA-інтерфейсів стандартизували протокол DNP3. Тут використовуються функціональні можливості SOE для забезпечення точної реєстрації дій польових засобів, дозволяючи нечасте їх опитування. DNP3 підтримує механізм незапитуваної звітності (unsolicited reporting), де з польових засобів можуть передаватися звіти про зміни без необхідності запиту від головної станції. Використання цієї функції дозволяє оперативно відображати невідкладні стани тривоги, не вимагаючи частого опитування кожної віддаленої ділянки.

Профілі серії МЕК 60870 не були широко прийняті в нафто- і газо-трубопроводному транспортуванні та водопостачанні можливо через те, що ці стандарти сприймалися специфічними виключно для енергетики.

2. Загальні особливості IEC 60870-5 та DNP3: типи даних, передача звітів по винятку, відновлення після помилки

Серія стандартів Міжнародної електротехнічної комісії 60870-5 були розроблені Технічним комітетом 57 в період з 1988 по 2000 роки. Деякі частини були оновлені з подальшими змінами і розширеннями. Ця серія включає в себе профілі МЕК 60870-5-101[1] і 60870-5-104[2] для основних задач телекерування через послідовний порт і TCP/IP з’єднання. Стандарти IEC 60870-5 визнані в якості міжнародних стандартів для протоколів передачі в SCADA-системах електроенергетики. Їх використання для цих цілей уповноважене в багатьох країнах на законодавчому рівні, також вони широко застосовуються в Європі і в тих країнах, де мають значний вплив європейські компанії і конвенції.

IEC 60870 частини -5-1 до -5-5 означують довідникові правила для опису протоколів телекерування в SCADA-системах. Частина -5-101 (іноді також відома як “TeleControl 101” або “Т101”) описує повністю означений профіль для базових задач Телекерування на основі цих правил. T101 включає в себе означення об’єктів даних і функцій загального призначення і характерних для енергетичних систем, застосовних безпосередньо для SCADA-зв’язку підстанції та диспетчерського пункту. Частина 5-104 (“T104”) означує передачу T101 поверх TCP/IP з деякими незначними функціональними розширеннями, такими як додавання мітки часу для об’єктів керування.

DNP3 [3] є протоколом загального призначення для SCADA-систем. Він базується на правилах, розроблених в перших (ранніх) частинах МЕК 60870, і додає до них деякі поняття. Ці додані правила сильно відрізняються від тих, які з’явилися в стандартах МЕК пізніше, починаючи 60870-5. Стандарт означує типи даних і функції для передачі в SCADA-системах даних загального призначення. Хоч протокол був розроблений для застосування в енергетичних системах, він не включає в себе об’єкти характерні для енергетичних систем.

DNP3 був спочатку розроблений канадською компанією розробників SCADA-систем Westronic, а в 1993 році був викладений для загального користування. У даний час протокол підтримується незалежною організацією під назвою DNP Users Group. Він вважається стандартом де-факто для зв’язку в SCADA-системах електропостачання Північної Америки, де використовується більш ніж на 80% енергосистем [4]. DNP3 є стандартом де-факто також в SCADA-комунікаціях електроенергетики більшості інших англомовних країн та місцях, де північноамериканські виробники мають значний вплив на ринок. Протокол DNP3 був створений в результаті прагматичної адаптації стандарту МЕК 60870 до потреб ринку ще до появи МЕК 60870-5-101. Його поява на ринку в якості відкритого стандарту сприяло його прийняттю а тепер і ратифікації в якості стандарту IEEE 1815.

Спадщина протоколів і залежностей в документації показані на рис.1.

img

Рис.1. Залежності специфікацій.

Елементи, які є загальними для обох протоколів IEC 60870-5-101/-104 та DNP3 включають в себе наступне:

Будь-який пристрій, який реалізує ці протоколи може вибрати для цього тільки ті частини протоколу (об’єкти даних і функції), які необхідні для підтримки роботи цього пристрою. Кожен протокол має деякі обов’язкові “службові” функціональні можливості, які повинні бути реалізовані.

3. Різниця між принципами функціонування, форматом повідомлення, ефективністю, TCP/IP транспортом для IEC 60870-5 та DNP3

У той час як T101, T104 і DNP3 мають багато спільних експлуатаційних характеристик, такі як використання RBE, є деякі відмінності в деталях принципів функціонування протоколів IEC 60870-5 і DNP3. Ці відмінності проявляються в форматах об’єктів даних і повідомлень і в послідовності команд, які використовуються для маніпулювання ними.

У деяких випадках, протоколи IEC 60870 і DNP3 вживають різну термінологію для описування того ж самого, і навпаки – подібну термінологію для описування різних речей. Це призводить до плутанини, особливо тих людей, які добре знайомі з деталями одного протоколу, і які мають відносно поверхневі знання з іншою. У таких випадках існуючі дружні відносини з одним протоколом легко призводять до нерозуміння або неправильної реалізації іншого. Для того, щоб чітко розуміти подібності та відмінності протоколів може знадобитися детальне ознайомлення з обома наборами специфікацій. Іноді, для того, щоб правильно вибрати параметри конфігурації і т.д, кінцеві користувачі також повинні бути в курсі цих деталей.

Приклад різниці в термінології: Обладнання ведучої станції (master station), як правило, знаходиться в диспетчерському пункті SCADA-системи, яка в IEC 60870 називається “контролюючою станцією” (“controlling station”) а в DNP3 - “ведучою” (“master”); таке обладнання підстанції як віддалений термінальний блок (RTU, remote terminal unit), який передає дані підстанції до диспетчерського пункту в IEC 60870 називається “контрольованою станцією” («controlled station») а в DNP3 - “зовнішньою станцією” (“outstation”).

Прикладом однакових термінів, що значать дещо різні речі є у використанні класів даних. У МЕК 60870-5 існує два класи даних, що використовуються для опитування даних у процедурах небалансної передачі (unbalanced data link procedures): дані класу 1 відповідають високому пріоритету (як правило, дані по подіям), і дані класу 2 - низькому пріоритету (зазвичай циклічні аналогові вимірювання). У DNP3 існує чотири класи: Клас 0 для передачі “статичних даних”, що відповідають поточному значенню всіх видів даних; і класів 1, 2 і 3, які представляють три окремі пріоритетні групи для даних по події. Механізми прийняття рішення вибору класу, який повинен зчитуватися, для цих протоколів різні.

Основний принцип протоколів серії IEC 60870-5 базується на тому, що на підстанції контрольована станція повинна визначити, які дані повинні бути відправлені в контролюючу станцію (ведучу станцію). У балансному режимі роботи (balanced mode) контрольована станція просто передає будь-які дані, які хоче і коли хоче. Контролююча станція просто підтверджує отримання даних і коли це потрібно видає керуючі команди. У небалансному режимі роботи (unbalanced mode) контрольована станція діє подібним чином, але повинна чекати, поки надійде запит опитування від контролюючої станції (фактично «запрошення до передачі”), на який вона відповідає відправкою одного повідомлення. Контролююча станція має слабий вплив на те, що контрольована станція буде передавати, а саме має можливість запросити дані “Класу 1” або “Класу 2”. Зазвичай контролююча станція запитує дані класу 2 (низький пріоритет, як правило, циклічні дані). Якщо попередня відповідь вказує на те, що є дані з високим пріоритетом (шляхом установки прапорця запиту доступу) то контролююча станція запрошує дані класу 1. Таким способом контрольована станція є принциповою в керуванні правильною послідовністю представлення даних на контролюючу станцію. У DNP3, зовнішня станція (outstation) завжди відповідає саме тими даними, які запросив ведучий: Ведучий має повний контроль над тим, що буде надіслано. Для того, щоб в DNP3 були правильно відправлені збережені в пристрої дані, майстер повинен запросити тільки статичні дані (поточне значення входів), і якщо вони є, також запрошувати всі буферизовані події для тих же входів в одному запиті. Це дуже важливо для правильного отримання даних.

Примітка: При реалізації будь-якого протоколу, потрібне розуміння базових принципів. Можна погано реалізувати небалансну передачу в контрольованій станції T101 таким чином, що критична вимога щодо порядку запиту на звіти вимірювань і плинні вимірювання порушується схованими параметрами конфігурації. Таким же чином, можна порушити цю ж вимогу в майстра DNP3, що не буде запитувати буферизовані події при запитуванні статичних даних.

Відмінності між IEC 60870-5-101/-104 та DNP3 в наступному:

Через обмеження в один тип даних на кожне повідомлення і один СОТ на кожне повідомлення, більшість послідовностей команд в T101 і T104 вимагають багато транзакцій. У T101 кожна транзакція вимагає, щоб повідомлення передавалися в кожному напрямку. Наприклад, двопрохідна команда керування по з’єднанню Т101, що показано на рис. 2, як правило, включає в себе 12 повідомлень.

Еквівалентна транзакція для DNP3, що показана на рис. 3, вимагає, щоб сім повідомлень було надіслано в тих системах, де ведучий опитує зовнішні станції, або шість повідомлень – якщо використовується незапрошувана звітність. Подібні відмінності між протоколами відбуваються для більшості видів транзакцій.

При роботі поверх TCP/IP, різниця між T104 і DNP3 менш виражена і її більш важко оцінити. Для деяких операцій T104 буде більш ефективним, якщо він здатний посилати потік інформаційних кадрів і отримувати єдине підтвердження для цього набору кадрів (еквівалентно виключення всіх ACK крім останнього з правої колонки рис.2). TCP/IP пакетів підтвердження, пов’язаний з цією послідовністю також може буде два або більше. У DNP3 та ж функція може виконуватися з двома або трьома повідомленнями DNP3 (в залежності від використання незатребуваного повідомлення) і двох або трьох TCP/IP пакетів підтвердження. Якщо беруть участь великі обсяги даних, кількість DNP3 і T104 повідомлень збільшиться.

img

Рис.2 T101 Двопрохідна послідовність команд.

img

Рис.3 DNP3 Двопрохідна послідовність команд.

Посилання

  1. IEC 60870-5-101 Ed. 2, Telecontrol Equipment and System—Part 5: Transmission protocols— Section 101: Companion standard for basic Telecontrol tasks, International Electrotechnical Commission, 2002; www.iec.ch
  2. IEC 60870-5-104 Ed. 2, Telecontrol equipment and systems—Part 5: Transmission protocols— Section 104: Network access for IEC 60870-5-101 using standard transport profiles, International Electrotechnical Commission, 2005, www.iec.ch
  3. DNP3 Specification, Ver. 2, vv. 1–8, DNP Users Group 2007–2009; www.dnp.org

Leivo, E. and Newton, C., More than 80% of global utility respondents claim to have substation automation and integration programs underway, Newton-Evans Research Company Market Trends Digest, 28, 2–4, 2nd Quarter 2006.