Сспи в энергетике что это

Системы телемеханики, АСДУ, ССПИ, СОТИ АССО

Системы телемеханики (ТМ), АСДУ (автоматизированные системы диспетчерского управления), ССПИ (системы сбора и передачи информации), СОТИ АССО (системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора предназначены для:

• автоматизированного сбора информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, электротехнического оборудования промышленного предприятия;
• первичной обработки собираемой информации;
• отображения информации на рабочих местах пользователей систем;
• передачи информации на уровень диспетчерской службы, филиалов ОАО «СО ЕЭС» и другим субъектами ОРЭ в объемах и темпах, определяемых нормативными документами, регламентами и правилами ОРЭ;
• предоставления собираемой информации в другие подсистемы АСУТП/АСУП объекта электроэнергетики, промышленного предприятия.

Нужна дополнительная информация по cистеме телемеханики, ССПИ, СОТИ АССО? Напишите нам

Системы регистрации аварийных событий на базе «НЕВА-РАС» успешно работают на многих энергообъектах. Добавление к системе РАС телекоммуникационного сервера и устройств сбора данных нормального режима (многофункциональных измерительных преобразователей), позволяют создать системы телемеханики (ТМ), автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), системы сбора и передачи информации (ССПИ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой cистемного оператора (СОТИ АССО) в соответствии с требованиями АО «СО ЕЭС», ПАО «Россети».

Системы ТМ, АСДУ, СОТИ АССО, ССПИ построены таким образом, чтобы обеспечить высокую точность, скорость и надежность сбора, передачи данных и сигналов управления. Все оборудование системы рассчитано на длительный режим работы, все основные работы по обслуживанию, настройке и конфигурации выполняются без вывода из работы. Замена наиболее подверженных износу или отказам устройств, производится в режиме «горячей замены» (блоки питания, жесткие диски и вентиляторы серверов).

Система ТМ, АСДУ, ССПИ, СОТИ АССО обеспечивает:

• телеизмерение (ТИ) текущих значений параметров, в том числе параметров осциллографирования;
• телесигнализацию (ТС) состояния дискретных сигналов объектов;
• оперативно-диспетчерское телеуправление (ТУ) объектами;
• отображение текущего состояния режима энергообъекта;
• передачу данных по каналам (линиям связи) телемеханической сети;
• ретрансляцию информации;
• автоматизированный учет (ведение архива ТИ, ТС и ТУ с требуемой глубиной записи);
• формирование суточных и сменных ведомостей;
• учет ресурса оборудования;
• поддержку различных телемеханических протоколов и форматов данных;
• самодиагностику в режиме реального времени.
• синхронизацию системного времени устройства с астрономическим с использованием одного из стандартных средств (GPS/ГЛОНАС, NTP, телемеханический протокол);

Структура системы

Система строится как многоуровневая, распределенная иерархическая система, состоящая из следующих уровней:

Основными элементами нижнего уровня подсистемы телеизмерения (ТИ) являются микропроцессорные измерительные преобразователи электрических величин (МИП), применяемые для сбора параметров электрических присоединений, согласно приказу РАО ЕЭС «России» № 603 от 09.09.2005г. и «Программе повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС путем внедрения на подстанциях комплексов мониторинга и управления технологическими процессами» от 13.06.2007 г..

МИП подключаются к вторичным обмоткам существующих измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН). Связь МИП с верхним уровнем осуществляется по последовательному интерфейсу RS-485 или Ethernet.

Кроме цифровых микропроцессорных измерительных преобразователей в системе «НЕВА‑ТМ» могут использоваться измерительные преобразователи электрических и технологических параметров с нормированным выходом 0..5; 0…20 и 4…20 мА, в том числе и измерительные датчики осциллографирования типа Е95ХХ, обеспечивающие сбор информации подсистемой регистрации аварийных событий.

Для дискретных сигналов телесигнализации (ТС), получаемых от электроустановок и от устройств защиты и автоматики объекта, обычно используются свободные контакты реле и свободные блок-контакты выключателей. При их нехватке применяются специальные герконовые, твердотельные или малогабаритные клеммы-реле.

Этот уровень системы представлен устройством или шкафом телемеханики «НЕВА-ТМ», выполняющим сбор и обработку информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики и передачу информации на верхний уровень по телемеханическим протоколам. Для привязки системы телемеханики к системе единого времени, установлен модуль системы единого времени (СЕВ) с выносной GPS антенной ACCUTIME, которая обеспечивает синхронизацию встроенного источника времени с точностью 1 мс. Таким образом, обеспечивается синхронизация времени, и добавление меток времени к данным РАС и передаваемым на верхний уровень сигналам телеизмерений и телесигнализации.

Ключевыми элементами верхнего уровня являются основной и резервный серверы телемеханики «НЕВА-СЕРВЕР» и автоматизированные рабочие места диспетчеров. Серверы принимают все данные (ТИ,ТС и РАС) от МИП, устройств и шкафов «НЕВА-ТМ», проводят запись в базу данных, формируют дорасчетные параметры и далее в протоколе МЭК-60870-5-104(101) по двум каналам связи (основному и резервному) осуществляют передачу любого выбранного подмножества данных в филиал ОАО «СО ЕЭС».

Функциональные особенности системы

• модульный принцип построения и масштабируемость системы;
• использование различных каналов передачи данных: ВЧ-каналов по ЛЭП, цифровых каналов, телефонных каналов, каналов сотовой связи (GSM, GPRS), радиоканалов;
• поддержка протоколов стандарта МЭК (IEC) 61850, МЭК (IEC) 60870‑5‑101/104, Modbus и др.
• совместимость с программным обеспечением диспетчерских центров типа ОИК «Диспетчер», СК-2007.

Программное обеспечение

В системах телемеханики, АСДУ, ССПИ, СОТИ АССО используется специализированное ПО «СКАДА-НЕВА» и программа для приема, передачи и ретрансляции данных телемеханики «НЕВА-Телемеханика». ПО «СКАДА-НЕВА» включает широкий набор программных компонентов для обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга и управления.

Системы сбора и передачи информации (ССПИ)

Система сбора и передачи информации (ССПИ) предназначена для оперативно-диспетчерского и эксплуатационно-технического управления основным и вспомогательным электрооборудованием ПС в нормальных (стационарных), переходных и аварийных режимах работы, а именно:

• дистанционного управления ПС;
• оснащение подстанции современными средствами контроля и управления;
• увеличение наблюдаемости за процессами и оборудованием подстанции;
• снижение эксплуатационных затрат на содержание ПС;
• предупреждение аварийных ситуаций, сокращение количества аварий, в том числе по вине дежурного персонала;
• сокращение времени анализа аварийных ситуаций и, как следствие, уменьшение времени восстановления нормального режима функционирования.

ССПИ ПС является основным средством ведения оперативным персоналом технологического процесса, обеспечивающим требуемый уровень надежности и эффективности эксплуатации основного оборудования во всех режимах функционирования ПС. Кроме того, ССПИ ПС является средством интеграции в едином информационном пространстве информационно-технологических систем, предусматриваемых на ПС.

Оборудование

В системе выделяется три уровня программно-технических средств (ПТС): полевой уровень, уровень присоединения, подстанционный уровень.

Подстанционный уровень

Оборудование, входящее в состав подстанционного уровня:

• устройства сбора и централизованного хранения информации – сервер системы (SCADA «ИНБРЭС»);
• средства представления, контроля информации и оперативного управления — АРМ оперативного персонала, АРМ Инженера ССПИ (клиент SCADA «ИНБРЭС»);
• сетевое оборудование (шина подстанции) и оборудования связи – коммутаторы, сетевые экраны, преобразователи интерфейсов и среды передачи данных, конвертеры протоколов;
• оборудование обеспечивающее передачу информации в диспетчерские центры — станционные контроллеры: ИНБРЭС-КТМ;
• оборудование системы единого времени обеспечивающее синхронизацию компонентов ПТК — приемник GPS/ГЛОНАСС, сервер точного времени;
• системы гарантированного питания ПТК.

ПТК, как правило, комплектуется лазерным принтером для распечатки ведомостей, отчетов, осциллограмм, графиков, схем.

Основными средствами отображения информации являются цветные мониторы, а средствами управления — оптические манипуляторы типа «мышь» и алфавитно-цифровые клавиатуры.

Для увеличения надежности ПТК может быть предусмотрена возможность организации горячего резервирования станционного контроллера.

Полевой уровень

Полевой уровень ПТК включает в себя датчики (первичные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, не входящие в комплект основного оборудования.

Оборудование, входящее в состав полевого уровня:

• Указатели РПН;
• Метеостанция.

Вышеперечисленные устройства выполняют следующие функции:

• Определение положения отпайки трансформатора.
• Измерение метеорологических параметров.

Взаимодействие контроллеров телемеханики ИНБРЭС-КТМ с устройствами полевого уровня осуществляется с использованием протокола Modbus RTU.

Уровень присоединения

Оборудование, входящее в состав уровня присоединения:

• контроллеры одного, двух и более присоединений, контроллеры/УСО для сбора общеподстанционных сигналов: ИНБРЭС-КПГ-ВН;
• измерительные преобразователи;
• контроллеры присоединений выполняют следующие функции:
• сбор информации о состоянии дискретных входов (“сухих контактов” с активным уровнем =220В и =24В) с присвоением метки времени.
• автоматизированное управление коммутационными аппаратами.
• сбор аналоговых сигналов от измерительных преобразователей (датчиков) с выходным сигналом 4-20мА.
• функции автоматики, реализуемые посредством свободно программируемой логики, в частности:

ССПИ ОМП+РАС

Система сбора и передачи информации по определению места повреждения (ССПИ ОМП) предназначена сбора данных о повреждениях на ВЛ на объектах энергетики, нефтяной и газовой промышленности. Дополнительно, система позволяет собирать осциллограммы с регистраторов аварийных событий (РАС) различных производителей.

Оборудование

Оборудование, входящее в состав решения

Программное обеспечение «ИНБРЭС-Мониторинг»

Главный компонент программно-технического комплекса – программное обеспечение «ИНБРЭС-Мониторинг» , устанавливаемое на сервера и АРМ на диспетчерском пункте.

Также в ПТК «ИНБРЭС-Мониторинг» входит следующее оборудование:

оборудование нижнего уровня:

• автономные устройства ОМП.

• контроллеры сбора и передачи данных ИНБРЭС-КТМ;

• сетевое оборудование и оборудования связи – коммутаторы, преобразователи интерфейсов и среды передачи данных, конвертеры протоколов, GSM – роутеры и модемы;

• устройства сбора, обработки и централизованного хранения данных – серверы ПТК (сервер ПО «ИНБРЭС-мониторинг);
• средства представления, контроля и управления информацией — АРМ (клиент ПО «ИНБРЭС-мониторинг»);
• сетевое оборудование (шина подстанции) и оборудования связи – коммутаторы, сетевые экраны;
• оборудование, обеспечивающее оповещение персонала по SMS и e-mail;
• системы гарантированного питания ПТК.

Опционально ПТК укомплектовывается лазерным принтером для печати текущих и архивных данных ОМП.

Основными средствами отображения информации являются цветные мониторы, а средствами управления — оптические манипуляторы типа «мышь» и алфавитно-цифровые клавиатуры.

ПТК обеспечивает выполнение следующего комплекса информационно – технологических задач:

• сбор и передача данных определения мест повреждений на ВЛ (обеспечение связи с автономным устройствами ОМП; автоматический сбор данных о месте повреждения, параметров аварийного режима, зафиксированных в устройствах ОМП на момент аварии; передача данных в смежные системы верхнего уровня);
• обработка принятых данных (преобразование данных и приведение его к принятой системе величин; достоверизация информации; обработка данных для организации оперативного анализа);
• хранение и архивирование данных (управление наполнением архивов данными (глубина и цикличность); администрирование архивов (копирование, восстановление и др.); сервис доступа к системе архивирования данных (внешний программный интерфейс с учетом политики безопасности и надежности, в том числе импорт/экспорт данных);
• представление текущей и архивной информации о повреждениях на ВЛ персоналу РЗА и другим пользователям;
• отображение объектов электроэнергетики и динамическое отображение на них данных ОМП;
• организация внутрисистемных и межсистемных связей, обработка и передача информации на вышестоящие уровни;
• информирование персонала о новых повреждениях на ВЛ путем SMS и e-mail;
• тестирование и самодиагностика компонентов ПТК;
• защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям;
• минимизация ущерба при технологических нарушениях, сокращение сроков ликвидации аварий.

Шкафы АСУ ТП/ССПИ/ТМ

АСУ ТП подстанций представляет собой целый комплекс функционально-технического обеспечения, который контролирует и управляет энергетическими объектами, а также производственными процессами, распределением электроэнергии, мониторингом подстанций и оперативно-диспетчерским управлением.

Область применения ВСУ ТП ПС:

• Генерация и передача электроэнергии
• Нефтегазовая отрасль
• Независимые энергетические компании
• Промышленные предприятия
• Распределение электроэнергии

Чаще всего проводится автоматизация подстанций:

• 35 кВ;
• 110 кВ;
• 220 кВ;
• 500-750 кВ.

Структура АСУ

Системы автоматизации представлены в определенной структуре:

• подстационный уровень – централизовано контролирует и управляет технологическими процессами;
• полевой уровень – позволяет измерять физические параметры, преобразование в стандартные электрические сигналы, позволяет получать управляющие сигналы с оборудования уровня присоединения;
• уровень присоединения – создается с использованием программируемых контроллеров, в которых распределена система ввода-вывода.

Из чего состоит система

Система УСУ ТП подстанций состоит из:

• оборудования для сбора и хранения информации система SCADA «ИНБРЭС»;
• средств для представления контроля и оперативного управления информацией АРМ оперативного персонала, инженера РЗА/АСУТП;
• шин подстанций, коммутаторов, сетевых экранов, преобразователей и конверторов протоколов;
• оборудования для передачи данных в диспетчерские центры;
• оборудования для синхронизации компонентов ПТК;
• системы питания ПТК;
• первичных преобразователей «ИНБРЭС-ПП-Д»;
• контроллеров ИНБРЭС-КПХ-СВН, ИНБРЭС-КПХ-ВН;
• МП терминалов РЗА ВН, имеющих функцию АУВ;
• измерительных преобразователей;
• контроллеров и УСО, собирающих сигналы со всей подстанции ИНБРЭС-КПГ-ПС.

Все системы АСУ ТП защищены от несанкционированного или случайного доступа как на IT, так и на техническом уровне. Эта защита позволит предотвратить незапланированные остановки и выход из строя производственного оборудования. Этого удалось добиться благодаря работе систем по стандарту МЭК-61850.

Кроме того, информационная безопасность предоставляется нашей компанией в качестве самостоятельного вида услуг вместе с техническим сопровождением, внедрением программных средств защиты, анализом состояния защиты и т. д.

Задачи, которые решает АСУ ТП подстанций

Автоматизация подстанций позволяет решать следующие задачи:

• контроль передачи, распределения электроэнергии;
• повышение надежности электроснабжения;
• снижение затрат, связанных с техническим обслуживанием подстанций;
• диагностика технического состояния оборудования;
• повышение эффективности работы электроустановок;
• обеспечение стабильной работы (безаварийной) электрооборудования;
• сокращение коммерческих потерь электроэнергии.

Участие оператора сведено к минимуму и направлено на контроль рабочего процесса и его настройки. Оператор находится в диспетчерском пункте, расположенном удаленно от производства. Автоматическая система диспетчерского управления собирает данные со всего оборудования, находящихся на производстве, и направляет их на пульт оператора.

Преимущества внедрения в производство АСУ ТП

Внедряя системы АСУ ТП в производство, вы получаете следующие преимущества:

• используется операционная система жесткого реального времени, в которой применяется открытый исходный код. Она не подпадает под ограничения и санкции;
• имеет производительную аппаратную платформу;
• приемлемая стоимость внедрения и эксплуатации;
• соответствует требованиям НТД, «Россети», «ФСК ЕЭС», «СО ЕЭС»;
• система не зависима от технологий и отдельных элементов иностранных производителей;
• используются только проверенные типовые решения, российское программное обеспечение, оборудование;
• все права на интеллектуальную собственность, исходный код принадлежат российским компаниям.