AKWIZYCJA DANYCH POMIAROWYCH – WCZORAJ DRÓŻKI

AKWIZYCJA DANYCH POMIAROWYCH – WCZORAJ
DRÓŻKI, JUTRO AUTOSTRADY
Referat P.I. Numeron Sp. z o.o.
v 1.1
Autor: Piotr Słociński
Częstochowa 16 września 2008
1
1. Zawartość
1.
Wstęp .................................................................................................................................. 3
2.
Charakterystyka problemu, czyli dlaczego stare wzorce wcale nie muszą być dobre ....... 4
3.
4.
2.1
Ewolucja urządzeń pomiarowych i sposobu akwizycji danych.................................... 4
2.2
Problem skali ............................................................................................................... 5
2.3
Jak to się robiło kiedyś? ............................................................................................... 5
2.4
Dlaczego stary nie zawsze znaczy dobry?.................................................................... 6
Rozwiązanie w zasięgu ręki, czyli o inteligencji rozproszonej............................................. 7
3.1
Nowa definicja informatycznego systemu odczytowego ............................................ 7
3.2
Jak zmienia się sposób pozyskiwania danych? ............................................................ 7
3.3
Jak zmieniają się aplikacje odczytowe? ....................................................................... 8
Oferta P.I. „Numeron” Sp. z o.o. ....................................................................................... 11
2
1. Wstęp
Sektor energetyczny w Polsce na przestrzeni kilku ostatnich lat zmienił się w sposób
diametralny, a końca tej ewolucji próżno wyglądać. Wszelkiego rodzaju firmy funkcjonujące
w tym środowisku zmuszone są do ciągłego doskonalenia swoich narzędzi umożliwiających
im sprawne poruszanie się na rynku i oferowanie swoim klientom usług na najwyższym
poziomie. Zmiany te wymuszone są w równym stopniu przez ustawodawcę jak i wciąż
powiększający się rynek odbiorców energii elektrycznej. Taka sytuacja powoduje, że solidnie
i mądrze zaprojektowane oraz wdrożone systemy informatyczne stają się jednymi
z najistotniejszych narzędzi mających służyć dążeniu do usprawnienia działalności, a co za
tym idzie do osiągania wymiernych korzyści finansowych każdego przedsiębiorstwa tej
branży.
Wśród podmiotów, doświadczających obecnie największych zmian wywołanych opisanymi
wyżej czynnikami, są spółki dystrybucyjne i ich podjednostki odpowiedzialne za pozyskiwanie
i analizę danych pomiarowych dotyczących energii elektrycznej, a w konsekwencji rozliczanie
odbiorców z jej faktycznego zużycia. W warunkach uwolnionego rynku, którego rozkwit
mamy okazję obserwować obecnie na terenie naszego kraju, działalność tychże podmiotów
zmusza do zastanowienia się nad wieloma dotychczas nierozpatrywanymi kwestiami, które
w zasadniczy sposób wpływają na sprawność ich funkcjonowania. Jedną z nich jest
usprawnienie procesu pozyskiwania danych pomiarowych, która w dobie rozkwitu idei
zdalnego odczytu nabiera wyjątkowego znaczenia.
3
2. Charakterystyka problemu, czyli dlaczego stare wzorce
wcale nie muszą być dobre
Jak w przypadku każdego zagadnienia inżynierskiego, również problem akwizycji danych
pomiarowych okazał się interesującym wyzwaniem, którego rozwiązanie ewoluowało
w czasie razem ze zmianami warunków, w jakich przyszło mu funkcjonować. Niektóre zmiany
zaszły jednak tak daleko, że wypracowane na początku wzorce stały się mało optymalne, a
ich mała elastyczność postawiła pod znakiem zapytania możliwość dostosowania do nowych
realiów. Niezbędna okazała się zmiana kilku definicji oraz podejścia do zagadnienia w kilku
podstawowych aspektach.
2.1
Ewolucja urządzeń pomiarowych i sposobu akwizycji danych
Jeszcze kilkanaście lat temu w układach pomiarowo-rozliczeniowych polskich odbiorców
energii elektrycznej królowały liczniki indukcyjne umożliwiające jedynie tradycyjny odczyt
stanów liczydeł i rozliczenie odbiorcy na podstawie karty odczytowej, którą wykwalifikowany
pracownik
Zakładu
Energetycznego
zmuszony
był
każdorazowo
przygotowywać
w odniesieniu do każdego z rozliczanych odbiorców. Takie rozwiązanie było nieoptymalne
zarówno pod względem czasu realizacji odczytu jak i samej jego jakości, gdyż odczyt jedynie
stanów liczydeł na dany moment dawał mocno ograniczoną wiedzę na temat charakteru
danego odbioru. Naturalną koleją rzeczy liczniki indukcyjne zaczęły być zastępowane
nowoczesnymi, elektronicznymi konstrukcjami realizującymi pomiary znacznie większej ilości
parametrów i to w zdecydowanie szerszym zakresie. Z racji swej nowoczesnej konstrukcji
liczniki elektroniczne stały się także małymi bazami informacji dotyczącymi charakteru
poboru energii elektrycznej i mocy poszczególnych odbiorów. Mnogość gromadzonych
w pamięci liczników informacji wymusiła w konsekwencji zmianę sposobu pozyskiwania
tychże danych. Służby pomiarowe spółek dystrybucyjnych na terenie całego kraju
wykorzystując cyfrowe interfejsy komunikacyjne liczników, zaczęły w sposób zdalny
pozyskiwać wszelkie interesujące je informacje. Linie telefonii analogowej, a potem również
łącza GSM, GPRS czy w końcu rozległe sieci komputerowe stały się wygodnymi drogami
pozyskiwania danych pomiarowych bez konieczności każdorazowego pojawiania się
w bezpośrednim sąsiedztwie odczytywanych liczników.
4
2.2
Problem skali
Wraz z szybko postępującą ewolucją infrastruktury odczytowej, wymuszoną rosnącą chęcią
pozyskiwania i analizy danych pomiarowych zarówno przez instytucje odpowiedzialne za
rozliczanie zużytej energii elektrycznej, ale również przez samych jej odbiorców, liczba
odczytywanych w sposób zdalny punktów pomiarowych zaczęła się lawinowo zwiększać.
Wraz z jej wzrostem pojawiły się pierwsze problemy związane z obsługą tak olbrzymiej ilości
klientów, a których istnienia nikt dotychczas nie przewidział. Spółki dystrybucyjne, które
dotychczas w podobny sposób pozyskiwały dane pomiarowe z układów pomiaroworozliczeniowych kilkudziesięciu swoich największych odbiorców, z dnia na dzień stanęły
przed koniecznością analogicznej akwizycji danych z kilkuset, a nawet kilku tysięcy układów
pomiarowo-rozliczeniowych dużych odbiorców energii elektrycznej. Problem staje się jeszcze
bardziej palący, gdy weźmiemy pod uwagę plany związane z realizacją zdalnych odczytów
danych pomiarowych od odbiorców komunalnych. Nie bez znaczenia jest również fakt, że
odczyty z tych samych układów pomiarowych coraz częściej chcą pozyskiwać na swoje
potrzeby sami odbiorcy energii elektrycznej, a w przypadku odbiorców TPA konieczne jest ich
udostępnianie nawet trzem stronom jednocześnie.
2.3
Jak to się robiło kiedyś?
Pierwsze próby budowy systemów odczytowych oparte zostały o ideę zabudowy w układach
pomiarowych prostych, pozbawionych inteligencji urządzeń transmisyjnych (najczęściej
modemów przemysłowych) i skupienie całej odpowiedzialności za pozyskiwanie pożądanych
informacji w jednym punkcie centralnym.
Przy zapewnieniu niezawodności aplikacji
centralnej i jej odpowiedniej konfiguracji, takie rozwiązanie miało dawać gwarancję, że dane
pomiarowe zostaną zgromadzone z wszystkich punków pomiarowych na czas. Stosunkowo
niski stopień zaawansowania technicznego urządzeń transmisyjnych montowanych
w układach
pomiarowo-rozliczeniowych
(usprawiedliwiony
obowiązującym
wówczas
poziomem myśli konstruktorskiej) miał zapewnić ich niezawodność. Pierwsze systemy
odczytowe w większości zakładów energetycznych w Polsce, zbudowane zostały w oparciu
o taką właśnie ideę. Sercem systemu była jedna jednostka komputerowa charakteryzująca
5
się dużą mocą obliczeniową oraz związaną z nią baterią modemów, pomagających
przyspieszyć proces odczytu danych pomiarowych z wszystkich objętych zdalnymi odczytami
układów pomiarowych. Niebezpieczeństwo utraty cennych danych wynikające z ryzyka
awarii komputera przechowującego główną bazę danych, często niwelowane było różnymi
technikami, jak choćby mirroringiem dysków twardych.
2.4
Dlaczego stary nie zawsze znaczy dobry?
Szybko zwiększająca się liczba punktów pomiarowych, z których możliwy jest zdalny odczyt
spowodowała, że systemy odczytowe zbudowane w oparciu o opisaną powyżej architekturę
zaczęły okazywać się mało wydajnymi i podatnymi na awarie. Nawet najlepiej
zaprojektowane
i
zoptymalizowane
aplikacje
odczytowe
wymagały
serwerów
komputerowych dysponujących bardzo dużymi mocami obliczeniowymi, czasy odczytów
znacząco się wydłużyły, a proste konstrukcyjnie modemy okazały się rozwiązaniami
zawodnymi, wymagającymi częstych napraw lub doraźnych interwencji polegających choćby
na konieczności ich restartu. Ponadto mnogość modeli liczników stosowanych w układach
pomiarowych odbiorców doprowadziła do konieczności posiadania kilku systemów
odczytowych potrafiących pozyskiwać i analizować dane pomiarowe pozyskiwane z różnych
urządzeń. Te wszystkie czynniki spowodowały, że jakość systemów odczytowych
budowanych w oparciu o tradycyjne sposoby stanęła pod znakiem zapytania. Warto w tym
miejscu zauważyć, że nie wszyscy producenci systemów aspirujących do miana systemów
odczytowych zdali sobie sprawę z istnienia opisanych powyżej problemów i po dziś dzień
oferują swoje produkty zbudowane zgodnie z tendencjami panującymi w tej branży przed
kilkoma laty.
6
3. Rozwiązanie
w
zasięgu
ręki,
czyli
o
inteligencji
rozproszonej
W sukurs potrzebom spółek dystrybucyjnych idą otwarci na zmieniające się warunki rynkowe
producenci systemów informatycznych, wśród których prekursorem jest Pracownia
Informatyki „Numeron” Sp. z o.o. Innowacyjne podejście do problemów, jakimi
charakteryzuje się obecnie zagadnienie zdalnych odczytów danych pomiarowych pozwoliło
na wypracowanie rozwiązania, które pozbawione jest wad charakteryzujących tradycyjne
systemy odczytowe z inteligencją skupioną w jednym punkcie.
3.1 Nowa definicja informatycznego systemu odczytowego
Kluczową dla zrozumienia nowego podejścia jest zmiana definicji informatycznego systemu
odczytowego, który dotychczas stanowiła jedynie zainstalowana centralnie aplikacja
komputerowa. Dziś na informatyczny system odczytowy składa się zarówno sama aplikacja
jak i cała infrastruktura odczytowa, którą stanowią wysoko specjalizowane urządzenia
akwizycyjno-transmisyjne zabudowane w układach pomiarowych odbiorców energii
elektrycznej. Miejsce prostych modemów telefonicznych zajmują dziś inteligentne
mikrokontrolery, których rolą nie jest już tylko zapewnienie dostępu do pamięci liczników,
a autonomiczny odczyt danych, ich wstępna obróbka, a następnie przesłanie we wskazane
miejsce z wykorzystaniem odpowiednio dobranego medium transmisyjnego.
3.2
Jak zmienia się sposób pozyskiwania danych?
Na czym może polegać wstępna obróbka danych pomiarowych już na etapie ich
pozyskiwania przez zaawansowane urządzenia akwizycyjne? Choćby na zorganizowaniu
zgromadzonych danych w plik o formacie akceptowalnym przez większość systemów
odczytowych (np. plik w formacie PTPiREE), czy na wyłuskaniu informacji dotyczących jakości
zasilania (a więc o prądach, napięciach, zawartości harmonicznych lub też zanikach zasilania).
Zastosowanie urządzeń dysponujących własną inteligencją, dużym buforem pamięci
i wyposażonych w niezawodny modem GSM/GPRS umożliwia przekazywanie gromadzonych
7
danych pomiarowych na wiele sposobów jak choćby poprzez mechanizmy autonomicznej
wysyłki poczty e-mail, eksportu plików na serwery FTP czy bezpośredniego „wdzwaniania
się”. I to wszystko przy zachowaniu pierwotnej funkcjonalności „przezroczystego” modemu.
Nie bez znaczenia jest również możliwość kompresji danych przed wysyłką, co znacząco
zmniejsza ich objętość, oraz szyfrowanie co zabezpiecza dane przed nieuprawnionym do nich
dostępem. Zaawansowane rozwiązania techniczne gwarantują nie tylko ponadprzeciętne
funkcjonalności urządzeń, ale także ich dużą niezawodność choćby dzięki systemowi watchdog czy możliwości ich zdalnej diagnostyki lub przeprogramowania. Gdy zgodzimy się z tak
narysowaną definicją informatycznego systemu odczytowego, jego przewaga nad
rozwiązaniami dotychczasowymi, wydaje się oczywista. Odciążona główna aplikacja
odczytowa staje się systemem znacznie szybszym i wydajniejszym. Autonomiczne działanie
urządzeń transmisyjnych zabudowanych w układach pomiarowych eliminuje potrzebę
czasochłonnego inicjowania połączeń z każdym punktem pomiarowym po kolei,
pozostawiając użytkownikom możliwość dokonywania odczytów „na żądanie” zgodnie
z uprzednio skonfigurowanymi harmonogramami odczytowymi. Możliwość uzyskiwania
danych pomiarowych z poczty e-mail lub serwerów FTP zasadniczo skraca czas potrzebny do
pozyskania danych pomiarowych, gdyż znika zagadnienie bezpośredniego odczytu licznika,
który z racji uwarunkowań konstrukcyjnych liczników trwa znacznie dłużej niż przesłanie
wiadomości e-mail lub pliku na serwer FTP.
3.3
Jak zmieniają się aplikacje odczytowe?
Informatyczny system odczytowy, zbudowany w oparciu o przedstawioną w niniejszym
opracowaniu definicję, charakteryzuje się jeszcze jedną, niebagatelną zaletą, jaką jest
uniezależnienie się od typu zabudowanych na sieci liczników energii elektrycznej.
Inteligentne urządzenia transmisyjne produkowane przez Pracownię Informatyki „Numeron”
Sp. z o.o. legitymują się unikalną na rynku cechą, jaką jest zdolność odczytywania dowolnych
urządzeń pomiarowych, nawet jeśli sytuacja wymaga zastosowania jednego urządzenia do
odczytu kilku z nich i są one połączone jedną szyną danych (magistralą RS485 lub pętlą
prądową – CLO). Pliki z danymi pomiarowymi mogą być przez urządzenie przygotowane
w jednolity sposób, akceptowalny przez dowolną aplikację komputerową, bez względu na to
jakie urządzenie było źródłem tychże danych (np. eksport plików PTPiREE). Takie rozwiązanie
8
pozwala na rezygnację z eksploatacji kilku systemów komputerowych dedykowanych do
odczytu poszczególnych puli urządzeń danego producenta na korzyść jednej aplikacji.
Dzięki zastosowaniu inteligencji rozproszonej, rola aplikacji odczytowej sprowadzona zostaje
do analizy zgromadzonych danych, bez potrzeby rozróżniania z jakiego urządzenia
pomiarowego one pochodzą i jaką drogą zostały pozyskane (analogowa linia telefoniczna,
sieć GSM, APN czy sieci komputerowe). W takiej sytuacji rolę serwera odczytowego pełnić
może średniej klasy jednostka komputerowa wyposażona jedynie w kartę sieciową, bez
konieczności podłączania do niej baterii modemów (przy zastosowaniu APN). Wbrew
wątpliwościom, takie rozwiązanie okazuje się również zdecydowanie bezpieczniejsze gdyż
ewentualne konsekwencje awarii serwera odczytowego mogą zostać zminimalizowane do
zera jedynie dzięki zastosowaniu podstawowych działań prewencyjnych (w postaci tworzenia
regularnych kopii bezpieczeństwa bazy danych) oraz dzięki właściwościom inteligentnych
urządzeń transmisyjnych dysponujących buforem danych historycznych gwarantującym ich
dostępność w przypadku awarii systemu odczytowego czy też samego licznika energii
elektrycznej.
Zastosowanie protokołów smtp i ftp sprawia, że dane pomiarowe są buforowane na dyskach
serwerów pocztowych lub ftp i nawet awaria systemu, który te dane powinien odebrać nie
zmienia faktu, że zostały one już odczytane z liczników i cierpliwie będą czekać aż zostaną
przez korzystający z nich system odebrane. Stanowi to swoistego rodzaju „wentyl
bezpieczeństwa”, który sprawia, że pomimo awarii aplikacji korzystających z danych
pomiarowych system akwizycji działa normalnie i cały czas wykonuje swoją odpowiedzialną
pracę. Zastosowanie w urządzeniach akwizycyjnych mechanizmów rezerwowania serwerów
powoduje, że dane pomiarowe mogą być wysyłane alternatywnie na kilka adresów, co
dodatkowo zwiększa pewność ich dostarczania.
Przeniesienie części obciążenia związanego z odpowiedzialnym zadaniem pozyskiwania
danych pomiarowych na urządzenia transmisyjne ma więcej zalet. Wśród nich warto zwrócić
uwagę na fakt, że taka sytuacja pozwala uczynić centralną aplikację odczytową znacznie
bardziej elastyczną i niezawodną. Nowoczesne systemy tego typu charakteryzują się daleko
9
idącą możliwością modyfikacji poszczególnych ich modułów oraz rozbudowy o kolejne. Brak
obciążenia spowodowanego koniecznością organizacji odczytów, ich inicjacją, ograniczenie
kontroli ich poprawności czy w końcu uniezależnienie się od typów odczytywanych urządzeń
pomiarowych powoduje, że programiści tworzący takie rozwiązania mają dużą swobodę
w przetwarzaniu pozyskanych danych, ich analizie, prezentacji czy przesyłaniu do innych
systemów informatycznych (jak np. billing). Konsekwencją takiego stanu rzeczy jest
tendencja do gromadzenia na liście funkcjonalności takiego oprogramowania tych, które
dotychczas realizowane były przez odrębne systemy, lub ich zapewnienie wymagało
osobistego zaangażowania jednego, lub grupy pracowników przedsiębiorstwa. I tak,
nowoczesne systemy odczytowe coraz częściej umożliwiają zarówno niezawodne
pozyskiwanie danych pomiarowych, ale także wykrywają anomalie poboru poszczególnych
odbiorców, sygnalizują ewentualne awarie urządzeń pomiarowych, informują o zanikach
napięcia czy zdarzeniach takich jak otwarcie szafki pomiarowej czy chwilowy zanik sygnału
GSM/GPRS, a nawet pozwalają na wyliczanie strat na urządzeniach sieciowych czy
bilansowanie obszarowe.
Obserwując rynek produktów omawianej klasy można odnieść wrażenie, że wielu
producentów wychodzi z założenia, że im bardziej skomplikowana i rozbudowana jest
aplikacja centralna, tym rozwiązanie bardziej imponujące i funkcjonalne. Wielu z nich,
skupiając się wyłącznie na rozbudowywaniu swoich aplikacji o dodatkowe funkcje czy drivery
nowych urządzeń, zapomniało o odpowiednich urządzeniach transmisyjnych, bagatelizując
tym samym kwestię rozproszenia inteligencji. Jest to niewątpliwie korzystne rozwiązanie
z punktu widzenia zyskowności potencjalnych kontraktów związanych z wdrażaniem takich
systemów. Bo przecież im dłuższa lista funkcjonalności oprogramowania, dłuższy opis jego
wymagań sprzętowych czy bardziej opasły podręcznik użytkownika, tym bardziej
uzasadniona wydaje się wysoka kwota na fakturze związanej z takim zakupem. A przecież
tego typu systemów nie nabywa się po to by móc się chwalić długim i skomplikowanym
wdrożeniem, a po to by maksymalnie usprawnić działalność przedsiębiorstwa.
W tym
aspekcie znacznie lepiej sprawdzają się aplikacje mało skomplikowane, przenoszące część
swoich funkcjonalności na inteligentne urządzenia zabudowane w układach pomiarowych
odbiorców energii elektrycznej na terenie całego kraju.
10
4. Oferta P.I. „Numeron” Sp. z o.o.
Pracownia Informatyki „Numeron” Sp. z o.o., jako producent nowoczesnych systemów
informatycznych przeznaczonych dla energetyki zawodowej może pochwalić się ofertą
kompleksowych systemów przygotowywanych na indywidualne potrzeby swoich klientów.
Oferuje więc zarówno szereg urządzeń stanowiących opisaną wcześniej inteligencję
rozproszoną oraz zaawansowane i elastyczne aplikacje programowe umożliwiające wygodną
analizę zgromadzonych danych pomiarowych, ich obróbkę i przekazywanie do innych
systemów informatycznych, w tym billingowych. Stworzone przez zespół profesjonalistów
rozwiązania przygotowywane i wdrażane są zgodnie z indywidualnymi potrzebami klientów,
oferując szeroki wachlarz funkcjonalności oczekiwanych przez ich użytkowników. Produkty te
przygotowywane są w oparciu o najnowszą myśl techniczną oraz optymalizowane pod kątem
dynamicznie zmieniających się warunków panujących w branży energetycznej. Dzięki temu
ich zastosowanie pozwala zapomnieć o opisanych w niniejszym opracowaniu problemach
wiążących się nierozerwalnie z użytkowaniem systemów zaprojektowanych w czasach, gdy
ilość informacji odczytywanych z liczników energii była kilkukrotnie mniejsza. Pamiętajmy
o tym, że dane pomiarowe są dla przedsiębiorstw energetycznych krwią ich systemów
biznesowych i ich sprawny i pewny proces akwizycyjny, to podstawowy parametr rzutujący
na jakość działalności przedsiębiorstwa. Budujmy zatem całkiem nowe autostrady dla danych
pomiarowych, a nie korzystajmy ze starych dróg transmisji, wytyczonych kiedyś przez
dawnych budowniczych, gdyż stare podejście do nowej rzeczywistości może skończyć się
podobnie jak to ma miejsce na naszych prawdziwych drogach.
11