Меню

Измерительно вычислительные комплексы ИВК

АСУТП

Компания «Системы нефть и газ» (OGS) предлагает комплексные услуги по созданию и внедрению в производство автоматизированных систем контроля и управления технологическими процессами (АСУ ТП) на нефтеперерабатывающих предприятиях, в газодобывающей промышленности и предприятиях, связанных с переработкой, подготовкой и транспортировкой нефти и нефтепродуктов.

Что такое АСУ ТП

АСУ ТП – это эффективная система управления, позволяющая автоматизировать работу технологического оборудования на промышленных предприятиях.

Автоматизированная система управления технологическими процессами — это может быть система сбора данных, диспетчерское управление, системы противоаварийной защиты и прочие. АСУ ТП имеет единую систему управления в виде одного или нескольких пультов. Также она оснащена типовыми элементами автоматики в виде контролеров, датчиков, исполнительных устройств и прочих.

Особенности автоматизированной системы управления технологическими процессами

Автоматизированная система управления технологическими процессами обладает следующими особенностями:

обеспечивает мониторинг всех процессов технологического оборудования;

предоставляет своевременно всю необходимую и объективную информацию, благодаря чему оператор вовремя сможет заметить сбои в системах и работе оборудования;

значительно сокращает финансовые затраты на обслуживание оборудования и контроль за ними;

помогает упростить учет и автоматизирует все рабочие процессы;

обеспечивает полный контроль над управлением технологическими процессами;

позволяет усовершенствовать системы автоматизации и улучшить производство;

есть возможность использовать не только стандартное программное обеспечение, но и устанавливать собственные приложения и библиотеки, опираясь на потребности производства.

АСУ ТП обеспечивает стабильность рабочих процессов и оптимизацию производства. Наша компания предоставляет комплексное обслуживание, начиная от разработки до запуска в эксплуатацию автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Измерительно-вычислительные комплексы (ИВК)

Наша компания поставляет Измерительно-вычислительные комплексы (ИВК), обеспечивающие функционирование всех типов средств измерений и оборудования, входящих в состав систем измерений количества нефти, нефтепродуктов и газа, находящихся в эксплуатации в России и странах СНГ.

Измерительно-вычислительные комплексы оснащаются разработанным и запатентованным программным обеспечением Rate или Форвард Pro v4.0.

Наши вычислители расхода нефти:

  • «Октопус-Л»
  • «ИМЦ-07»

Данные ИВК успешно заменяют такие зарубежные аналоги как OMNI-30006000 (США), Elster-Instromet FC-2000 (Бельгия), FloBoss 600, 107 («Emerson Process Management», США).

Заказчик: ООО «ЛУКОЙЛ-Транс»

Автоматизированные системы управления (АСУ ТП) – ПСП «Ухта»

Заказчик: ПАО «АК «Транснефть» ОАО «Гипротрубопровод»

Балтийская трубопроводная система (БТС-II): Система Диспетчерского Контроля и Управления (СДКУ). Автоматизированная Система Контроля Исполнения Договоров (АСКИД)

Заказчик: СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Проектирование, поставка оборудования и пуско­наладочные работы АСУ ТП основных объектов Западно-Хоседаюского месторождения.

Заказчик: СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Распределённая система управления

Заказчик: СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

АСУ ТП объекта ЦХП Западно-Хоседаюского месторождения

Заказчик: ОАО «Оренбургнефть»

АСУТП на железнодорожном терминале по хранению и отгрузке сжиженных углеводородных газов

Заказчик: ООО «НИИ Транснефть»

Теплогидравлический стенд для исследования процессов транспортировки тяжелых и битуминозных нефтей позволяет исследовать процесс транспортировки высоковязких тяжелых нефтей, методы и способы их обработки, а так же проводить исследования процесса парафинизации трубопроводов, технологической очистки внутренней полости труб с применением химических реагентов. Экспериментальный стенд для проведения многофакторных исследований характеристик агентов снижения гидравлического сопротивления нефти и нефтепродуктов предназначен для исследования противотурбулентных присадок, поверхностно активных веществ и других химических продуктов для снижения гидравлического сопротивления, и температуры застывания в воспроизводимых гидродинамических условиях при перекачке углеводородных жидкостей.

Заказчик: ПАО «АК «Транснефть»

ИВК «ИМЦ-07» в специальном исполнении передвижной поверочной установки

Особенности разработки автоматизированных систем управления

Компания «Системы нефть и газ» (OGS) предлагает комплексное решение по разработке и внедрению АСУ ТП на предприятиях добычи и переработки нефти, нефтепродуктов и газа. Также мы можем внедрить системы автоматизации на предприятиях подготовки, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов. Благодаря этому вы получаете комплексный контроль над всеми технологическими процессами. Особенности разработки:

обследование объекта для составления подробного плана реализации. Мы формируем технические требования заказчика и учитываем все пожелания при разработке систем автоматизации.

Разработка АСУ ТП осуществляется на наших производственных площадках, поэтому мы предоставляем гарантию на поставляемую продукцию и системы.

Создаются проектная и рабочая документация.

Разрабатываются и адаптируются программы и системы. Программное обеспечение создается, опираясь на требования заказчика. Кроме того, в дальнейшем можно дополнить программы или обновить существующие, если меняются некоторые процессы.

Система вводится в эксплуатацию на объекте заказчика. Наша компания доставляет заказчику оборудование и специалисты приступают к шеф монтажным работам, настройке оборудования и систем.

Производится подготовка персонала, проводится инструктаж по управлению оборудованием и системами, налаживается программное обеспечение и проводятся предварительные испытания.

Помимо вышеописанных работ, компания «Системы нефть и газ» (OGS) предлагает сопровождение АС. Мы выполняем гарантийные работы по обслуживанию оборудования. Дополнительно мы обеспечиваем модернизацию устаревших устройств/систем и готовы включиться в работу на любой стадии проекта.

Специалисты проводят консалтинг и экспертизу, определяя необходимые программы модернизации. Вы получаете детальный отчет с комментариями и рекомендациями. Наша компания использует исключительно высококачественные комплектующие, имеющие сертификаты. Мы учитываем все технические требования.

Как заказать АСУ ТП

Заказать АСУ ТП в компании «Системы нефть и газ» (OGS), заполнив простую форму на сайте. В этом разделе следует нажать кнопку «Заказать» и после этого наш специалист свяжется с вами для подробного обсуждения проекта, вы договоритесь о личной встрече.

Автоматизированное управление необходимо на каждом предприятии нефтедобывающей и газодобывающей отрасли. Оно позволяет контролировать рабочие процессы, снизить расходы и улучшить производительность. Доверяйте проверенным компаниям, которые способны подтвердить свои возможности и поставить качественное оборудование. Наше предприятие «Системы нефть и газ» (OGS) выполняет работы «под ключ», начиная от разработки проекта, заканчивая установкой и программированием. Также мы обеспечиваем ремонт и техническое обслуживание систем. Но также мы готовы включиться в работу на любом этапе. Не устроил предыдущий поставщик? Не срывайте сроки поставки, обратитесь к нам.

Источник



Организация АСУ ТП электротехнического оборудования

28 августа 2017

Повышение эффективности управления технологическими процессами электротехнического оборудования (ЭТО) сетевых предприятий, электростанций и распределительных подстанций промышленных предприятий напрямую зависит от правильной организации АСУ ТП электротехнического оборудования. В частности:

  • коммутационных аппаратов,
  • распределительных устройств,
  • силового и измерительного трансформаторного оборудования,
  • линий электропередач,
  • генераторного оборудования,
  • компенсаторов реактивной мощности и др.

Создание АСУ ТП ЭТО включает организацию информационного взаимодействия широкого спектра автоматизированных систем на объектах электроэнергетики:

  • автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ);
  • комплекс систем технических средств безопасности (КСТСБ);
  • контроль качества электроэнергии (ККЭ);
  • определение места повреждения (ОМП);
  • противоаварийная автоматика (ПА);
  • релейная защита и автоматика (РЗА);
  • регулирование под нагрузкой (РПН);
  • система мониторинга и диагностики оборудования (СМиД);
  • система мониторинга и управления качеством электроэнергии (СМиУКЭ);
  • система (обеспечения) единого времени (СОЕВ (СЕВ);
  • система оперативного постоянного тока (СОПТ);
  • система сбора и передачи информации (ССПИ);
  • система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ);
  • система управления инженерными системами (СУИС);
  • система гарантированного питания (СГП);
  • системы мониторинга переходных режимов (СМПР);
  • система связи и диспетчерской телефонной связи (СС);
  • система плавки гололеда (СПГ);
  • система контроля температуры кабельных линий и частичных разрядов в кабельных линиях и силовых трансформаторах (КТ КК и ЧР КК и Т).
Читайте также:  Обзор существующих огнетушителей

При новом строительстве или проведении масштабной реконструкции электрической части с созданием АСУ ТП ЭТО необходимо ориентироваться на современные стандарты МЭК, которые уже сегодня обеспечивают на единой методической основе классификацию оборудования, способы и протоколы организации обмена. В качестве базового стандарта используется стандарт МЭК 61850, полностью регламентирующий процессы информационного взаимодействия компонентов и подсистем в АСУ ТП ЭТО.

АСУ ТП ЭТО строится как интегрированная, иерархическая, распределённая человеко-машинная система, работающая в темпе протекания технологического процесса, оснащённая средствами управления, сбора, обработки, отображения, регистрации, хранения и передачи информации, которые представляют собой единый программно-технический комплекс (ПТК).

Архитектура и функциональные возможности ПТК АСУ ТП ЭТО позволяют осуществлять контроль и управления как непосредственно по месту установки оборудования или дистанционно с автоматизированных рабочих мест (АРМ), так и организовывать полностью необслуживаемые технологические объекты, контроль и управление которыми осуществляется удалённо посредством цифровых средств связи.

Функции, выполняемые ПТК АСУ ТП ЭТО можно разделить на две группы: технологические и общесистемные.

Основные технологические функции ПТК АСУ ТП ЭТО:

  • приём и первичная обработка аналоговой информации о текущих режимах и состоянии электротехнического оборудования;
  • приём и первичная обработка дискретной информации о состоянии электротехнического оборудования и технологических событиях;
  • оперативный контроль текущего режима и состояния энергетической схемы предприятия;
  • автоматизированное управление (дистанционное, по месту и телеуправление) коммутационными аппаратами, дизель генераторами и другими вспомогательными устройствами, участвующими в технологическом процессе;
  • технологическая предупредительная и аварийная сигнализация;
  • контроль (мониторинг) текущей и аналитической информации (совокупное состояние дискретных и аналоговых сигналов) о выработке ресурса электрооборудованием (выключателей, трансформаторов, токопроводов и т.п.);
  • обмен информацией с высшими уровнями иерархии управления режимами на предприятии.

Основные общесистемные функции ПТК АСУ ТП ЭТО:

  • синхронизация компонентов системы;
  • тестирование и самодиагностика компонентов системы;
  • администрирование ПТК;
  • архивирование информации;
  • защита информации и обеспечение информационной безопасности системы в целом;
  • формирование документов;
  • организация внутрисистемных коммуникаций между компонентами системы;
  • организация информационного обмена со средствами смежных систем контроля и управления;

Программно-технические средства (ПТС) в архитектуре ПТК АСУ ТП ЭТО подразделяются на два уровня: нижний (полевой) и верхний.

К нижнему (полевому) уровню относятся все устройства, которые непосредственно связаны с объектом управления. С их помощью обеспечивается сбор информации и выдача команд управления, необходимые для функционирования системы в целом.

В качестве ПТС нижнего уровня используется набор локальных микропроцессорных (МП) терминалов и контроллеров, в том числе: устройств измерения, сигнализации и управления, подключаемых к промышленным сетям передачи данных. К полевому уровню относятся также МП устройства смежных подсистем, в том числе РЗА и ПА.

К верхнему уровню относятся средства передачи, хранения и представления информации, а также средства локальной вычислительной сети, объединяющей рабочие станции системы; сюда же входят АРМ оперативного и инженерно–технического персонала.

В некоторых случаях устройства концентрации, обработки и передачи информации от устройств нижнего уровня на верхний уровень выделяют в отдельный средний уровень.

В зависимости от предъявляемых требований в ПТК АСУ ТП ЭТО может применяться оборудования как для централизованного контроля и управления, так и распределённые устройства, устанавливаемые в непосредственной близости от объекта.

Для контроля аналоговых электрических и неэлектрических величин в состав ПТК входят модули, позволяющие осуществлять ввод аналоговых сигналов от измерительных трансформаторов тока и напряжения, сигналов

380 В и =220 В, унифицированных сигналов 4-20 мА, 0-10 В.

Для контроля дискретных величин в состав ПТК входят модули, позволяющие осуществлять ввод дискретных сигналов

220 В/=220 В, =24 В.

Для выполнения функций телеуправления в состав ПТК входят аналоговые и дискретные модули вывода.

Помимо собственных модулей, ПТК позволяет осуществлять контроль и управление с помощью устройств, подключаемых по цифровым интерфейсам. Для интеграции в ПТК такого рода устройств используются стандартные протоколы: Modbus TCP, Modbus RTU, DNP3, МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850 и другие.

Для осуществления длительного хранения и последующего представления оперативному, административному и другому персоналу различных данных для анализа и подготовки отчётной информации (ведомостей, протоколов, отчётов) об истории протекания технологических процессов, развитии аварии, работе автоматики, действиях операторов, функциях и параметрах системы управления, результатах расчёта, нормативных и справочных данных и т.п. все регистрируемые в ПТК данные хранятся в структурированном виде с специальной базе данных (БД) и архивируются в полном объёме. Для однозначной идентификации и классификации данных структура БД может быть построена с использованием общей информационной модели (CIM-модели) в соответствии с международным стандартом МЭК 61970-301.

Хранение архивной информации в зависимости от требований может осуществляться как непосредственно на серверах ПТК, так и в специализированных сетевых хранилищах. Доступ к архивной информации может осуществляться локально и дистанционно как с помощью имеющихся в ПТК программных средств, так и сторонним программным обеспечением с помощью стандартных методов доступа к базам данных, например, с помощью SQL-запросов.

Для поддержания единого общесистемного времени у всех МП устройств, входящих в состав ПТК, применяется система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ получает сигналы точного астрономического времени по спутниковым каналам системы GPS/ГЛОНАСС и синхронизирует время устройств ПТК с помощью физических сигналов (PPS) или по цифровым каналам связи посредством различных протоколов: NTP, IRIG-B, IEEE 1588 (PTP), обеспечивая точность синхронизации времени не хуже 1 мс.

Для обеспечения взаимодействия с пользователем в состав ПТК входят автоматизированные рабочие места, реализующие функции человека-машинного интерфейса (ЧМИ). ЧМИ позволяет пользователю, в зависимости от выделенных ему прав, получать доступ ко всей информации, позволяющей качественно и количественно оценить состояние технологического объекта управления в целом или отдельных подсистем в частности. Для удобства пользователя и однозначной интерпретации информация на АРМ группируется на мнемосхемах, видеокадрах, панелях сигнализации, панелях управления, журналах событий и журналах сигнализации и представляется в виде динамических (меняющих своё состояние) мнемознаков, текстовой информации, таблиц, графиков (трендов), гистограмм, анимированных графических элементов.

Помимо локальных дисплеев АРМ информация от ПТК может выводиться на экраны коллективного пользования любого размера и мозаичные щиты.

«Первый инженер» выполняет полный цикл работ по созданию комплексной АСУ ТП ЭТО, начиная от обследования объекта и разработки концепции внедрения автоматизированных систем управления до наладки прикладного программного обеспечения и постгарантийного обслуживания системы.

Читайте также:  Чем отличается приборы от оборудования

Источник

АСУ ТП подстанций. Шкафы АСУ ТП.

ПТК TOPAZ разработан в соответствии со стандартом МЭК 61850 и является комплексом программных и аппаратных средств для создания автоматизированных систем энергообъектов (АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, ТМ, АСТУ и др.).

Система АСУ ТП на базе ПТК TOPAZ обеспечивает комплексную автоматизацию технологических процессов, повышая надежность, безопасность и экономичность работы оборудования подстанции и участков прилегающих электрических сетей путем сведения до минимума обслуживающего персонала подстанции.

Трёхуровневая система мониторинга

Система АСУ ТП на базе ПТК TOPAZ — иерархическая трёхуровневая система мониторинга и управления, основанная на комплексе стандартов МЭК 61850. В системе реализовано горячее резервирование основных компонентов.

В верхний уровень входят:

  • устройства концентрации, обработки и архивирования данных (сервера), такие как, например, TOPAZ IEC DAS MX820;
  • устройства предоставления информации пользователям (АРМ, принтеры) автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей:
    • АРМ ОП (основной и резервный);
    • АРМ инженера РЗА (стационарный);
    • АРМ инженера АСУ (стационарный и переносной).
    • Кроме того, программно-технические средства АСУ ТП обеспечивают удаленный авторизованный доступ к системе с рабочего места «сервер удаленного доступа»

Средний уровень системы включает:

  • устройства передачи информации (маршрутизаторы TOPAZ FW, коммутаторы TOPAZ SW и т.п.) для организации подстанционной резервированной сети передачи данных с решением задачи избыточной топологии;
  • серверы оперативной информации с функциями передачи телеинформации на верхние уровни диспетчерского управления (ССПИ);
  • устройство синхронизации времени (УСВ) – TOPAZ Метроном PTS;
    Также возможна передача данных по каналам GSM-GPRS каналам с помощью роутеров TOPAZ GSM и контроллеров TOPAZ IEC DAS

Нижний уровень представляет собой первичные источники измерительной и дискретной информации, а также исполнительные механизмы (устройства серии TOPAZ TM, TOPAZ MC, TOPAZ MU):

  • микропроцессорные устройства сбора и обработки информации (контроллеры присоединений и модули УСО в их составе, осуществляющие:
    • перевод дискретной и аналоговой информации в цифровой формат, в том числе с поддержкой протокола МЭК 61850-9-2;
    • ввод в цифровом формате дискретной и аналоговой информации из специализированных контроллеров, входящих в состав ЩСН, ЩПТ и пр.;
    • предоставление данных потребителям информации в протоколе МЭК 61850-8-1;
    • осуществления команд телеуправления (воздействие на исполнительные механизмы) в цифровом протоколе.

В состав АСУ ТП также входят:

  • базовое (фирменное) и прикладное (пользовательское) программное обеспечение;
  • устройства гарантированного электропитания;
  • датчики температуры;
  • конструктивы для размещения технических средств (шкафы с необходимыми аппаратными средствами, мебель для АРМ);
  • сервисная аппаратура и запасные части.

Для обмена данными между компонентами системы АСУ ТП предусмотрен протокол передачи данных МЭК 61850-8-1.

Информационный обмен с МП устройствами смежных информационно-технологических систем и АСУ ТП осуществляет в цифровом виде с использованием международных стандартных протоколов.

Информационный обмен АСУ ТП с системами управления верхнего уровня осуществляется с использованием стандартного протокола МЭК-60870-5-104.

Электротехническое оборудование ПС и инженерные системы ПС снабжены контроллерами с протоколами связи, отличными от МЭК 61850-8-1. Интеграция таких контроллеров осуществляется устройствами сбора и обработки информации АСУ ТП, использующими протокол МЭК 61850-8-1.

Для организации физических каналов между компонентами системы АСУ ТП предусмотрены оптоволоконные кабели, и электрические кабели.

Для подключения критически важных устройств в составе АСУ ТП, а также для подключения групп устройств, предусмотрено использование резервированных физических каналов.

Серверы АСУ ТП — резервируемые, с двумя блоками питания горячей замены каждый, подключенными к разным источникам питания. В качестве массива хранения информации применены SCSI/SAS/SATA-накопители, объединенные в RAID-массив. Серверы комплектуются дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС.

Операторские и инженерные станции укомплектованы SATA-накопителями, объединенными в RAID-массив уровня 1. Станции комплектуются дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС. Мониторы (дисплеи) операторских и инженерных станций являются основным средством отображения оперативной информации пользователям. В рабочих станциях применены цветные графические жидкокристаллические дисплеи высокого разрешения с диагональю 24”. АРМ ОП оснащены двумя дисплеями. Рабочие станции работают под управлением версии ОС Windows.

Функции АСУ ТП на базе ПТК TOPAZ:

ИНФОРМАЦИОННЫЕ

1. Организация и ведение оперативной базы данных процесса, обновляемой в тем­пе процесса.

2. Сбор и первичная обработка аналоговых и дискретных сигналов.

3. Предупредительная и аварийная сигна­лизация.

4. Вызов с экрана процесса комплекта АПТС (индикатора тревог) для каждого при­соединения

5. Регистрация событий.

6. Архивация, хранение и представление ретроспективной информации.

7. Обработка информации, формирование ретроспективных отчетов и сохранение их в специальной неоперативной базе данных.

8. Работа с базами данных смежных систем.

УПРАВЛЯЮЩИЕ

1. Дистанционное управление.

2. Контроль оперативных блокировок.

3. Программные блокировки

4. Блокировка передачи сигналов от устройств, выведенных в ремонт.

5. Ручная или автоматическая заме­на данных ТИ-ТС, в том числе ввод положения разъединителей и зазем­ляющих ножей (псевдо ТС) с последу­ющей передачей данных в диспетчер­ские центры.

6. Задание пользователем режимных пределов различных уровней.

7. Установка на мнемосхемы преду­предительных и запрещающих плака­тов, переносных заземлений (значков) и «расшиновок».

ОБЩЕСИСТЕМНЫЕ

1. Системное обслуживание и админи­стрирование ПТК.

2. Контроль и управление доступом поль­зователей ПТК.

3. Автоматическая диагностика состоя­ния канала связи с устройствами нижне­го уровня ПТК и выдача предупредитель­ных сообщений при пропадании связи с устройством.

4. Поддержка протокола SNMP на сред­нем и верхнем уровнях для обеспечения мониторинга сетевых устройств.

5. Синхронизация компонентов ПТК от приемников сигналов системы GPS или комбинированных приемников GPS/ГЛО­НАСС. Поддержка синхронизации по про­токолам NTP, SNTP, IRIG-B, PPS и др.

ИНТЕГРАЦИИ С РЗА, ПА

1. Считывание текущих измере­ний и обновление их значений в базе данных процесса.

2. Считывание сигналов теле­сигнализации и обновление их значений в базе данных процес­са ПТК.

3. Регистрация событийной ин­формации сигналов от контрол­леров, МП устройств РЗА и ПА с метками времени.

4. Автоматический сбор осцил­лограмм.

5. Считывание групп уставок и управление группами уставок.

6. Считывание токов КЗ.

Примеры АСУ ТП современной подстанции

Пример АСУ ТП современной подстанции 35-220 кВ на базе ПТК TOPAZ

Пример АСУ ТП цифровой подстанции 35-220 кВ на базе ПТК TOPAZ

Источник

АСУ ТП электроэнергетических объектов

Наши специалисты ответят на любой интересующий вопрос

ПТК EVICON – Программно-технический комплекс EKRA Visualization and Control (ПТК ЭКРА Визуализации и контроля).

Мы предлагаем полный перечень оборудования и программного обеспечения для создания АСУ электроэнергетических объектов 6-750 кВ, позволяющих наилучшим образом организовать процесс передачи, преобразования и распределения электроэнергии. Основным компонентом для создания АСУ является ПТК EVICON, представляющий собой совокупность аппаратных и программных средств.

Читайте также:  Как выбрать оборудование для малого бизнеса

ПТК EVICON имеет модульную масштабируемую структуру и позволяет потребителю создавать открытые для модернизации и развития АСУ ТП любого типа и назначения, с любым составом силового оборудования и инженерных систем. В составе АСУ ТП на основе ПТК EVICON могут функционировать специализированные системы и локальные ПТК других производителей.

Архитектура ПТК EVICON для АСУ ТП состоит из трех уровней программно-технических средств:

  1. Полевой уровень включает в себя датчики (первичные преобразователи), не входящие в комплект основного оборудования, цифровые блоки (объединяющие устройства) оптических трансформаторов тока и напряжения, преобразователи аналоговых сигналов (AMU/ПАС), преобразователи дискретных сигналов (DMU/ПДС), устанавливаемые в непосредственной близости от первичного оборудования, а также сетевые средства шины процесса.
  2. Уровень присоединения включает в себя контроллеры присоединения и УСО ввода общепостанционных сигналов, МП терминалы РЗА с функцией АУВ, выполняющие функции контроллера присоединений; измерительные преобразователи; интегрируемые на информационном уровне устройства смежных автономных систем (РЗА, ОМП, ПА и др., которые информационно интегрируются, но не входят в состав АСУ ТП).
  3. Подстанционный уровень включает в себя средства сбора, централизованного хранения и представления информации, сетевое оборудование (шина подстанции), объединяющее устройства подстанционного уровня и устройства уровня присоединения, оборудование, обеспечивающее передачу информации в диспетчерские центры. Состав устройств подстанционного уровня комплектуется лазерными принтерами для распечатки ведомостей и отчетов: черно-белым формата А4, а также для вывода осциллограмм, графиков, схем: цветным формата А3.

Основным протоколом интеграции для ПТК EVICON является протокол МЭК 61850-8-1 (MMS, GOOSE), МЭК 61850-9-2 LE (SV) с поддержкой резервирования с нулевым временем восстановления в случае однократного отказа с использованием технологии МЭК 62439-3 PRP-1 (далее PRP).

Обмен оперативно-диспетчерской информацией с уровнем диспетчерского управления осуществляется с использованием протоколов ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, ГОСТ Р МЭК 60870-5-101.

Обмен неоперативной технологической информацией с центрами управления сетями осуществляется по протоколу МЭК 60870-6 (TASE 2 ICCP).

Информационный обмен со смежными автономными системами в случае, если эти системы не поддерживают МЭК 61850-8-1, может быть выполнен по стандартным протоколам ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006, ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005, ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004, Modbus, OPC и др.

Основные функции
Технологические функции:

  • Измерение, преобразование, сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования.
  • Представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС (контроль и визуализация состояния оборудования ПС); отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы.
  • Технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, контроль отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы, вывод аварийных и предупредительных сигналов на АРМ, фильтрация, обработка.
  • Автоматизированное управление оборудованием ПС (в том числе дистанционное): управление КА ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи), управление приводами РПН, управление технологическим оборудованием (насосы, задвижки и др.), управляемыми средствами регулирования технологического режима оборудования ПС (регулируемые СКРМ, фазоповоротные устройства, устройства продольной компенсации, вставки постоянного тока и пр.), автоматизированное формирование бланков переключений.
  • Программные блокировки управления КА (оперативная логическая блокировка КА).
  • Информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными системами автоматизации и управления (РЗА, РАС, КСТСБ и т.п.) по стандартным протоколам. Удаленное изменение состояния программных и оперативных элементов систем РЗА и АСУ ТП: переключение групп уставок и оперативный ввод-вывод из работы устройств, отключение-включение отдельных функций в устройствах и др.
  • Контроль состояния и дистанционное управление локальными системами автоматического управления.
  • Регистрация аварийных событий собственными средствами или посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, РАС и др.
  • Фиксация результатов определения места повреждения на ВЛ (ОМП) путем получения, архивирования и представления данных от автономных устройств ОМП, систем РЗА, РАС.
  • Обмен оперативной информацией с ЦУС, РДУ, ОДУ.
  • Обмен неоперативной технологической информацией с ПМЭС, МЭС.
  • Мониторинг работы первичного оборудования.
  • Учет ресурса коммутационного оборудования.
  • Расчет баланса мощности на шинах ПС.
  • Контроль климатических условий снаружи, в помещениях и отдельно стоящих зданиях.
  • Контроль положения ключей управления панелей РЗА и АСУ ТП.

Общесистемные функции:

  • Организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций, обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни.
  • Тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов АСУ ТП, в том числе каналов ввода-вывода и передачи информации.
  • Синхронизация компонентов АСУ ТП и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени.
  • Архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени.
  • Защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям.
  • Антивирусная защита программного обеспечения АРМ и серверов подстанционного уровня АСУ ТП.
  • Документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.
  • Автоматизированное конфигурирование и параметрирование с использованием SCL (предоставление информационной модели).
  • Расчет необходимых агрегированных и/или производных значений (среднее, интегральное и т.п.).

Оборудование АСУ ТП на базе ПТК EVICON соответствует:

  • нормативным документам ПАО «Россети» в области АСУ ТП;
  • требованиям по информационной безопасности ПАО «Россети»;
  • отраслевым нормативным документам.

Преимущества применения ПТК EVICON:

  • ПТК EVICON позволяет реализовать АСУ ТП с оборудованием любых производителей, на любой элементной базе.
  • При комплексных поставках ПТК EVICON совместно с другими устройствами производства ООО НПП «ЭКРА» (РЗА, ПА, РАС, ЩПТ, ЩСН) сокращаются сроки проведения работ, снижаются издержки на интеграцию разнотипного оборудования и ошибочных действий персонала при наладке.
  • ПТК EVICON поддерживает протокол МЭК 61850-8-1 MMS без промежуточных преобразований и шлюзов, что обеспечивает гарантированную доставку событий и высокое быстродействие системы.
  • Реализация протокола MMS протестирована со всеми ведущими производителями микропроцессорных устройств.

Заключение аттестационной комиссии II3-1/15 от 14.01.15 о соответствии техническим требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Россети».

Готовые решения:
Основные

  • Решения по системе отображения информации (SCADA).
  • Решения по АСУ ЭЧ 110-750 кВ.
  • Решения по АСУ ЭЧ 6-110 кВ.
  • Решения по системе гарантированного питания АСУ ЭЧ.
  • Решения по информационной безопасности (ИБ).
  • Организация нижнего уровня автоматизации (КП) для 330-750 кВ.
  • Организация нижнего уровня автоматизации (КП) для 110-220 кВ.
  • Организация нижнего уровня автоматизации (КП) для 6-35 кВ.
  • Организация нижнего уровня автоматизации (КП) генераторного выключателя.
  • Решения по построению СОЕВ.

Вспомогательные

  • Автоматизированная система учета электроэнергии (АИИС УЭ).
  • Системы РАС.
  • Системы ОМП.
  • Система межобъектовой связи.
  • Система видеонаблюдения.

Источник