На базе чего осуществляется автоматизация энергообъектов подстанций предприятия
Автоматизация систем управления энергоснабжением
Автоматизированная система управления или АСУ — комплекс аппаратных и программных средств, предназначенный для управления различными процессами в рамках технологического процесса, производства, предприятия. АСУ применяются в различных отраслях промышленности, энергетике, транспорте и т.п.
Указанные системы являются подсистемами автоматизированной системы управления предприятием (АСУП) и должны иметь необходимые средства передачи информации от диспетчерских пунктов питающей энергосистемы в объеме, согласованном с последней.
Комплексы задач АСУЭ в каждом энергохозяйстве должны выбираться исходя из производственной и экономической целесообразности, с учетом рационального использования имеющихся типовых решений и возможностей эксплуатируемых технических средств.
Автоматизированная система управления электрохозяйством (АСУ СЭС) является составной частью АСУЭ и, как правило, имеет в своем составе системы диспетчерского управления электроснабжением и ремонтом электроустановок, распределением и сбытом электроэнергии, а также системы управления производственно-экономическими процессами в электрохозяйстве.
Автоматизированная система управления электрохозяйством обеспечивает следующие функции:
отображение текущего состояния главной схемы электроснабжения в виде мнемосхемы;
измерение, контроль, отображение и регистрация параметров;
обработка и вывод информации о состоянии главной схемы и оборудования в текстовой (табличной) и графической форме;
дистанционное управление переключением выключателей главной схемы с контролем действий дежурного;
обработка данных установившихся режимов для различных эксплуатационных целей;
диагностика защит и автоматики с аварийной сигнализацией;
дистанционное изменение установок цифровых РЗА, управление их вводом в работу;
регистрация и сигнализация возникновения феррорезонансных режимов в сети;
проверка достоверности входной информации;
диагностика и контроль оборудования;
формирование базы данных, хранение и документирование информации (ведение суточной ведомости, ведомости событий, архивов);
технический (коммерческий) учет электроэнергии и контроль энергопотребления;
контроль параметров качества электроэнергии;
автоматическое противоаварийное управление;
регистрация (осциллографирование) параметров аварийных и переходных процессов и анализ осциллограмм;
контроль режима аккумуляторной батареи и изоляции ее цепей;
диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ СЭС;
передача информации о состоянии системы электроснабжения в технологическую АСУ по ее каналу связи на ЦДП и в другие службы предприятия.
На рис. 1 показана примерная структура схема АСУ СЭС компрессорной станции. Структура АСУ СЭС зависит от типа КС (электроприводная или газотурбинная), наличия на КС электростанция собственных нужд (ЭСН) и от режимов ее работы. Также имеет значение степень интеграции ЭСН в систему электроснабжения (СЭС).
Рис. 1. Структурная схема АСУ СЭС КС
Ниже перечислены объекты СЭ, входящие в АСУ СЭС:
открытое распределительное устройство 110 кВ (ОРУ-110 кВ);
комплектное распределительное устройство 6-10 кВ (КРУ 6-10 кВ);
электростанция собственных нужд;
комплектная трансформаторная подстанция (КТП) собственных нужд (СН);
КТП производственно-эксплуатационного блока (КТП ПЭБа);
КТП агрегатов воздушного охлаждения газа (КТП АВО газа);
КТП вспомогательных сооружений;
КТП водозаборных сооружений;
автоматическая дизельная электростанция (АДЭС);
общестанционный щит станции управления (ОЩСУ);
щит постоянного тока (ЩТП);
системы кондиционирования и вентиляции и др.
Основные отличия АСУ СЭС от технологических АСУ заключается в:
высоком быстродействии на всех уровнях процесса управления, адекватной скорости процессов, протекающих в электрических сетях;
высокой защищенности от электромагнитных влияний;
структуре программного обеспечения.
Поэтому, как правило, АСУ СЭС при проектировании выделяется в отдельную подсистему, связанную с остальными АСУ через мост. Хотя в настоящее время имеются принципы и возможности построения глубоко интегрированных систем.
Режим работы технологического оборудования определяет режим работы энергетического оборудования. Поэтому подсистема АСУЭ в целом полностью зависит от технологических процессов. Подсистема АСУЭ как и АСУ ТП фактически определяют возможность построения информационно управляющих систем производством.
Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии обеспечивает общеизвестные преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем контроля, учета и управления электропотреблением. Такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они обычно также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих предприятиях.
Основной экономический эффект для потребителя от применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний в снижении пиков потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей.
Основные цели АСКУЭ:
применение современных методов учета расхода электроэнергии;
экономия средств из-за снижения платежей за потребляемую электроэнергию;
оптимизация режимов распределения электроэнергии и мощности;
контроль качества электроэнергии. АСКУЭ обеспечивает решение следующих задач:
сбор данных на объекте для использования при коммерческом учете;
сбор информации на верхнем уровне управления и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между субъектами рынка (в том числе и по сложным тарифам);
формирование баланса потребления по подразделениям и предприятию в целом и по АО-энергозонам;
оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;
контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии и мощности;
формирование статистической отчетности;
оптимальное управление нагрузкой потребителей;
проведение финансово-банковских операций и расчетов между потребителями и продавцами.
Структурная схема АСКУЭ представлена на рис. 2.
Основные задачи интегрированной АСУ ТП электростанции заключаются в обеспечении:
устойчивой работы электростанции в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;
возможности включения АСУ ТП электростанции в АСУ диспетчерского управления высшего уровня.
АСУ теплоснабжения позволяет:
повысить качество теплоснабжения;
оптимизировать работу теплового хозяйства путем осуществления заданных технологических режимов;
снизить потери тепла благодаря раннему обнаружению аварийных ситуаций, локализации и устранению аварий;
обеспечить связь с верхними уровнями управления, что существенно повышает качество управленческих решений, принимаемых на этих уровнях.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Подписывайтесь на наш канал в Telegram!
Просто пройдите по ссылке и подключитесь к каналу.
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:
На базе чего осуществляется автоматизация энергообъектов подстанций предприятия
Системы автоматизации предназначены для эффективной организации оперативно-диспетчерского управления подстанцией (ПС) в нормальных, аварийных/послеаварийных режимах и диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатации оборудования ПС и прилегающих электрических сетей.
Компания «РТСофт» имеет большой опыт по созданию АСУТП на подстанциях различных классов напряжений, которые успешно эксплуатируются во всех регионах России. Созданные АСУТП показывают самую высокую надежности и обеспечивают непрерывную передачу технологической информации в диспетчерские центры различного уровня.
Для создания автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП) на подстанциях АО «РТСофт» использует аттестованные в ПАО «Россети» и ПАО «ФСК ЕЭС» программно-технические комплексы (ПТК) собственной разработки:
ПТК SMART-SPRECON – это передовой комплекс для создания сложных многофункциональных систем автоматизации энергообъектов, разработанный компанией «РТСофт». ПТК SMART-SPRECON, созданный в 2009 году и развивающийся вместе с растущими требованиями передовых российских заказчиков, в первую очередь ПАО ФСК ЕЭС, является одним из локомотивов по внедрению новых функций в типовые комплексы АСУТП подстанций.
Решения на базе ПТК SMART-SPRECON предназначены:
для создания АСУТП ПС:
ПС 220–750 кВ магистральных сетей, принадлежащих ПАО «ФСК ЕЭС»;
ПС 6–110 кВ распределительных сетей, принадлежащих ДЗО ПАО «Российские сети»;
ПС других собственников (промышленных предприятий, объектов инфраструктуры, независимых энергокомпаний);
для создания САУ ЭТО электростанций (ГРЭС, ГЭС, ТЭЦ, АЭС, СЭС, ГТУ, ПГУ).
При построении АСУТП ПС для ПАО «ФСК ЕЭС» система создается из трех уровней иерархии: полевой уровень, уровень присоединений, подстанционный уровень.
Главным компонентом ПТК, использующимся на всех уровнях иерархии, является многофункциональный контроллер SPRECON-E-C, построенный по модульной схеме, что позволяет оптимально комплектовать контроллер необходимым количеством входов и выходов, прямыми и нормализованными аналоговыми вводами, в зависимости от размера автоматизируемого объекта энергетики.
В контроллере SPRECON-E-C возможно использование от одного до восьми электрических/оптических портов Ethernet, цветной или черно-белой панели управления с раздельными ключами управления, а также резервированных модулей питания.
Рис. 1. Многофункциональный контроллер SPRECON-E-C
Полевой уровень включает следующее оборудование:
выносные УСО или преобразователи дискретных сигналов на базе контроллера SPRECON-E-C;
Уровень присоединения включает следующее оборудование:
контроллеры присоединений на базе контроллера SPRECON-E-C;
измерительные преобразователи МИП-02, партнерские МИП.
Подстанционный уровень включает следующие компоненты:
Основным протоколом передачи данных является протокол стандарта МЭК 61850, обеспечивающий обмен данными между всеми компонентами системы по единому стандарту. Кроме протокола в стандарте МЭК 61850, компоненты ПТК SMART-SPRECON поддерживают и стандартные протоколы телемеханики: МЭК 60870-5-101/103/104, Modbus TCP и RTU, OPC.
Локальная вычислительная сеть ПТК АСУТП состоит из станционной шины и шины процесса (выделяемая только при применении протокола передачи данных стандарта МЭК 61850-9-2, см. раздел Цифровая подстанция), связывающей устройства разных уровней.
ЛВС строится на основе кольцевой топологии с использованием технологии резервирования RSTP с восстановлением в случае однократного отказа. Для повышения надежности используется протокол параллельного резервирования PRP, обеспечивающий бесшовное резервирование и реализуемое на конечных устройствах. Все компоненты ПТК SMART-SPRECON поддерживают протокол резервирования PRP.
Пример структурной схемы АСУТП ПТК SMART-SPRECON для подстанции приведен на рис. 2.
Рис. 2. Структурная схема АСУТП на ПТК SMART-SPRECON
ПТК SMART-SPRECON поддерживает множество стандартных и специальных протоколов, что позволяет обеспечить интеграцию в АСУТП оборудования различных смежных подсистем: ПА, РАС, ЦИП, ККЭ, АИИС КУЭ, СОПТ, ЩПТ и других. Подключение интегрируемого оборудования может быть выполнено к контроллеру присоединения SPRECON-E-C, станционному контроллеру SPRECON-E-C или непосредственно к серверу SCADA SPRECON-V460.
Примеры экранных форм SCADA-системы SPRECON-V460 приведены на рис. 3 и 4.
Рис. 3. Мнемокадр КРУ 6 кВ в SCADA SPRECON-V460
Рис. 4. Мнемокадр диагностики в SCADA SPRECON-V460
Для создания АСУТП подстанций среднего класса напряжения используется преимущественно ПТК СМАРТ-КП2.
Главным компонентом в ПТК СМАРТ-КП2 является контроллер СМАРТ-КП2, использующийся в качестве контроллера присоединений и станционного контроллера. Также в качестве сервера телемеханики используется промышленный сервер PS-01 или BLOK с программным обеспечением SMART-SERVER.
Компоненты ПТК СМАРТ-КП2 поддерживают обмен телемеханической информацией в протоколах стандартов МЭК 61850, МЭК 60870-5-101/103/104, Modbus TCP и RTU, OPC.
На верхнем уровне применяется партнерская SCADA-система «ОИК Диспетчер НТ».
Рис. 5. Мнемокадр обзорной схемы в SCADA «ОИК Диспетчер НТ»
Пример структурной схемы АСУТП ПТК СМАРТ-КП2 для подстанции среднего или низкого класса напряжения приведен на рис. 5.
Рис. 6. Структурная схема АСУТП на ПТК СМАРТ-КП2
На базе чего осуществляется автоматизация энергообъектов подстанций предприятия
предназначены для эффективной организации оперативно-диспетчерского управления подстанцией (ПС)
ПРОИЗВОДИТЕЛЬ: РТСофт
ОПИСАНИЕ:
Назначение и описание
Системы автоматизации предназначены для эффективной организации оперативно-диспетчерского управления подстанцией (ПС) в нормальных, аварийных/послеаварийных режимах и диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатации оборудования ПС и прилегающих электрических сетей.
Продуктовое направление «Автоматизация подстанций» компании «РТСофт» предлагает полный спектр решений и услуг, от поставки программно-аппаратных средств для создания отдельных систем (АСУТП, РЗА, ПА, ССПИ, АСДТУ) до выполнения комплексных проектов под ключ. Заказчику предоставляется возможность выбора технического решения для каждого конкретного проекта в зависимости от характеристик объекта и его функциональных требований. Выполняются экспертно-аналитические работы (предпроектное обследование объекта, разработка технических требований, формирование технических решений в соответствии с требованиями заказчика), предоставляются консультации по проектированию и внедрению систем, в том числе на действующих объектах.
В рамках направления предлагаются следующие решения:
комплексная автоматизация энергообъекта, предназначенная для решения задачи как оперативно-диспетчерского управления, так и повышения надежности и эффективности эксплуатации энергообъекта собственником. Данные решения строятся на базе программно-технического комплекса SMART-SPRECON;
Решения продуктового направления «Автоматизация подстанций» компании «РТСофт» применимы для большинства видов энергообъектов:
ПС 220–750 кВ магистральных сетей, принадлежащих ПАО «ФСК ЕЭС»;
ПС 35–110 кВ распределительных сетей, находящихся в ведении ПАО «Российские сети»;
ПС 35–220 кВ других собственников (промышленных предприятий, объектов инфраструктуры, независимых энергокомпаний);
электростанций (ГРЭС, ГЭС, ТЭЦ, АЭС, СЭС, ГТУ, ПГУ).
Для различных объектов создаются следующие виды систем автоматизации:
автоматизированные системы управления технологическими процессами подстанций (АСУТП ПС);
системы сбора и передачи информации (ССПИ) и телемеханики;
автоматизированные системы управления электрической части или ОРУ электростанций (АСУ Э, САУ ОРУ);
системы обмена технологической информацией с автоматизированными системами системного оператора (СОТИ АССО);
системы мониторинга МП РЗА.
Функциональность и архитектура АСУТП, ССПИ, ТМ для подстанций соответствует требованиям «Положения о единой технической политике в электросетевом комплексе» ПАО «Россети».
Функции систем автоматизации
Функциональность систем автоматизации подстанций от «РТСофт» соответствует требованиям действующих руководящих документов ПАО «ФСК ЕЭС» и ПАО «Российские сети». По согласованию с заказчиком предлагается реализация дополнительных функций, направленных на повышение экономической эффективности внедряемых комплексов.
Базовые функции АСУТП, ССПИ:
сбор и обработка аналоговой и дискретной информации о режимах работы ПС;
контроль текущего режима и состояния главной схемы подстанции с АРМ персонала;
ручной ввод сигналов положения («псевдо-ТС»);
автоматизированное управление оборудованием ПС;
точная (до 1 мс) синхронизация всех низовых устройств с астрономическим временем (от систем ГЛОНАСС или GPS);
предупредительная и аварийная сигнализация;
регистрация аварийных событий;
ведение архивов и предоставление отчетов;
возможность резервирования элементов системы и технологической сети;
самодиагностика системы с использованием протокола SNMP;
обмен информацией с вышестоящими уровнями АСДУ;
интеграция с системами РЗА, ПА, АСКУЭ и другими вторичными системами ПС;
программно-аппаратные оперативные блокировки;
организация АРМ оперативного персонала.
Расширенные функции (АСУТП, САУ ОРУ):
аварийно-предупредительная сигнализация посредством SMS, электронной почты, голосовых сообщений;
мониторинг и управление инженерными системами ПС;
технический учет электроэнергии;
контроль качества электроэнергии;
установка и отображение переносных заземлений с фиксацией в энергонезависимой памяти контроллеров присоединений и использованием в алгоритмах оперативной блокировки;
векторная графика, масштабирование, панорамирование, прокрутка, автоматическое изменение уровня детализации схемы;
динамическая раскраска схемы в зависимости от измеряемых параметров и положения коммутационных аппаратов;
расширенная функциональность процессора топологии (топологическая блокировка управления коммутационными аппаратами в зависимости от топологии сети и состояния ее элементов, индикация КЗ и заземлений на схеме сети и др.);
блокировка сигналов при выводе присоединения в ремонт;
установка на мнемосхемы предупредительных и запрещающих плакатов;
контроль состояния (мониторинг) электротехнического оборудования;
автоматическое считывание осциллограмм с устройств РЗА;
оперативный ввод-вывод функций и ступеней защит;
отображение и обработка параметров срабатывания РЗА (токов срабатывания, результатов ОМП);
организация АРМ релейщика;
автоматизация оперативных переключений;
тренажер для оперативного персонала;
сбор и передача на верхние уровни неоперативной технологической информации по протоколам PI, ICCP (функциональная подсистема ССПТИ);
прием, обработка и визуализация данных векторных измерений;
автоматическое управление и регулирование (свободно программируемая логика в контроллерах и SCADA-системе);
возможность программной имитации всех управляемых элементов ПС и низовых устройств, подключаемых к системе по различным протоколам, включая МЭК 61850;
поддержка шины процесса (МЭК 61850-8-1, fast GOOSE, МЭК 61850-9-2) для построения цифровых подстанций;
кластерная архитектура АСУТП (мультиклиент-мультисервер с автоматической маршрутизацией данных и гибким резервированием серверов);
экспертно-аналитические функции (автоматизированный анализ аварийных событий и действия защит, советчик диспетчера);
обеспечение информационной безопасности АСУТП.
Предлагаемые решения обеспечивают возможность функционального масштабирования и поэтапного развития систем автоматизации.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНФОРМАЦИЯ:
ПТК SMART-SPRECON – это передовой комплекс для создания сложных многофункциональных систем автоматизации энергообъектов, разработанный компанией «РТСофт». ПТК SMART-SPRECON, разработанный в 2009 году и развивающийся вместе с растущими требованиями передовых российских заказчиков, в первую очередь ПАО ФСК ЕЭС, является одним из локомотивов по внедрению новых функций в типовые комплексы АСУТП подстанций.
Решения на базе ПТК SMART-SPRECON предназначены:
для создания АСУТП ПС:
Все компоненты ПТК SMART-SPRECON разработаны или адаптированы к применению в РФ. Все компоненты зарубежного производства прошли официальные испытания в российских сертифицированных лабораториях на соответствие отечественным ГОСТ Р по ЭМС, электробезопасности, пожарной безопасности и т. п.
В состав ПТК SMART-SPRECON входят:
многофункциональный контроллер SPRECON-E-C – может применяться как контроллер присоединения,
контроллер группы присоединений, станционный контроллер, коммуникационный сервер, микропроцессорный регулятор напряжения, устройство центральной сигнализации, автономный регистратор событий, базовый элемент подсистемы мониторинга и диагностики основного оборудования;
SCADA-система для энергообъектов SPRECON V460 – специализированный программный продукт, предназначенный для управления объектами электроэнергетики;
Для строящихся и комплексно реконструируемых подстанций 220 кВ и выше «РТСофт» предлагает комплексную АСУТП ПС, которая выполняет максимальный объем информационных, управляющих и аналитических функций в соответствии с техническими требованиями к подстанциям нового поколения.
Для создания или реконструкции систем управления на действующей подстанции предлагается поэтапный подход: при замене устаревшей системы телемеханики создается современная система сбора и передачи информации (ССПИ) с распределенной архитектурой на базе цифровых измерительных преобразователей и многофункциональных контроллеров, при дальнейшей реконструкции подстанции происходит расширение до полнофункциональной АСУТП ПС.
Для частично реконструируемых и расширяемых ПС предлагается комбинированное техническое решение, обеспечивающее для новых и реконструируемых присоединений полный объем функций АСУТП, а для существующих присоединений – функции ССПИ (сбор дискретных сигналов и измерения с прямым вводом).
Полнофункциональная АСУТП для комплексно реконструируемой ПС 220–750 кВ с использованием системной шины на базе МЭК 61850. Типовое решение для ПАО «ФСК ЕЭС»
Типовое решение по расширению ССПИ до АСУТП
Интеграция МП РЗА различных производителей
Основной особенностью ПТК SMART-SPRECON, отличающей его от большинства зарубежных решений и отечественных разработок, является возможность его совместного использования с устройствами МП РЗА любых отечественных и зарубежных производителей, что обеспечивается поддержкой различных стандартных протоколов обмена и гибкой архитектурой ПТК.
Во всех вариантах обеспечивается интеграция терминалов РЗА в АСУТП в полном объеме, включая сбор информации о пусках и срабатываниях, автоматическое считывание осциллограмм, управление режимами работы РЗА (оперативный ввод-вывод функций и ступеней защиты). Для просмотра и изменения уставок используется стандартное ПО от производителя.
Интеграция смежных подсистем
ПТК SMART-SPRECON поддерживает множество стандартных и специальных протоколов, что позволяет обеспечить интеграцию в АСУТП оборудования различных смежных подсистем: ПА, РАС, ЦИП, ККЭ, АИИС КУЭ, СОПТ, ЩПТ и других. Подключение интегрируемого оборудования может быть выполнено к контроллеру присоединения SPRECON-E-C, станционному контроллеру SPRECON-E-C или непосредственно к серверу SCADA SPRECON-V.
Ручной ввод ТС, переносное заземление
Ручной ввод (замещение) телесигнала положения коммутационного аппарата – одна из важнейших функций АСУТП и ССПИ. Она наиболее актуальна на частично реконструируемых ПС, где блок-контакты разъединителей и заземляющих ножей старых присоединений зачастую находятся в неудовлетворительном состоянии. Функциональность ручного ввода ТС в ПТК реализована в соответствии с требованиями ПАО «ФСК ЕЭС» и может также применяться на объектах других заказчиков.
Оперативные блокировки разъединителей и заземляющих ножей реализованы в полном соответствии с РД ПАО «ФСК ЕЭС» (Распоряжение ПАО «ФСК ЕЭС» от 05.05.2010 № 236р «Порядок организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения»).
Подсистема сбора и передачи технологической информации (ССПТИ)
При создании АСУТП и ССПИ на объектах ПАО «Российские сети» в составе системы автоматизации также предусматривается подсистема ССПТИ. «РТСофт» предлагает ССПТИ уровня подстанции собственной разработки на базе ПТК SMART-ССПТИ собственной разработки с поддержкой протокола МЭК 60870-6 TASE.2 (ICCP).
При внедрении ССПТИ предусматривается разработка CIM-совместимой модели неоперативных технологических измерений и ее объединение с существующей информационной моделью ССПТИ ПМЭС/МЭС.
ПТК «СМАРТ-КП2» является типизированным изделием, функциональность и состав которого определяются требованиями заказчика. Основными функциями ПТК «СМАРТ-КП2» являются:
сбор сигналов телеизмерений (ТИ) и оперативной телесигнализации (ТС) состояния основного оборудования ПС;
сбор сигналов аварийно-предупредительной сигнализации (АПТС) по основному оборудованию и оборудованию смежных подсистем;
обмен оперативной информацией с удаленными диспетчерскими центрами;
выдача сигналов телеуправления (ТУ) оборудованием ПС;
реализация логики и функционала ОБР;
сбор информации от смежных подсистем в цифровом виде;
ПТК «СМАРТ-КП2» производится в виде одного или нескольких металлических шкафов, внутри которых располагается оборудование следующих типов:
контроллеры сбора и передачи информации;
измерительные преобразователи (опция);
коммуникационное оборудование (опция);
серверное оборудование (опция);
Основным компонентом шкафа ТМ/ССПИ является контроллер телемеханики. В зависимости от требований заказчика и условий эксплуатации в качестве аппаратной платформы для контроллера телемеханики может использоваться многофункциональный контроллер SmartBay (разработка АО «РТСофт») или платформа LinPAC (разработка компании ICPDAS). Выпускается в 3 типовых компоновках, отличающихся количеством измерительных преобразователей, установленных внутри.
Контроллеры телемеханики, применяемые в составе ПТК «СМАРТ-КП2»:
работают под управлением прикладного ПО «СМАРТ-КП» на базе операционной системы Linux, разработанного АО «РТСофт»;
обладают модулями дискретного ввода 220VDC с порогом переключения 160 Вольт;
позволяют осуществлять дорасчеты и другую математическую или логическую обработку данных;
имеют дополнительные модули для реализации в своем составе вспомогательных функций системы – информационного обмена со смежными подсистемами, синхронизацию времени в ЛВС и т. п.;
обладают отличным соотношением технико-экономических характеристик
Для измерения аналоговых сигналов используются многофункциональные измерительные преобразователи МИП (производства АО «РТСофт») или аналогичные устройства других производителей.
Автоматизация присоединений КРУ 6–35 кВ осуществляется с помощью устанавливаемых в ячейки КРУ измерительных преобразователей с модулями ввода-вывода (контроллеров присоединений КРУ) ячеечного исполнения, с функциями дискретного ввода-вывода, классом точности измерений 0,5 и интерфейсом Ethernet с поддержкой протокола ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 – МИК-01. Информационная емкость модулей ввода-вывода обеспечивает необходимый объем сигналов ТС, ТУ. Поканальная гальваническая изоляция данных модулей позволяет реализовать функционал ввода-вывода при любой схемотехнике вторичных соединений КРУ.
Типовая структурная схема системы ТМ/ССПИ тупиковой ПС 110 кВ
В состав системы ТМ/ССПИ для тупиковой ПС входит типовой шкаф телемеханики (шкаф ТМ) и, при необходимости, шкаф измерительных преобразователей (шкаф ИП). Данные шкафы устанавливаются в ОПУ на ПС. В каждом КРУ 35–6 кВ в ячейках размещаются многофункциональные измерительные преобразователь с модулями ввода-вывода МИК-01, а также устанавливается типовой шкаф коммутаторов.
Обмен информацией между оборудованием системы ведется с использованием протокола ГОСТ Р МЭК 60870-5-104. Обмен со смежными подсистемами осуществляется по протоколам ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, Modbus и пр. Обмен информацией с оборудованием СО ЕЭС и другими вышестоящими системами осуществляется по протоколам ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/104.
Необходимость отдельного контроллера, выполняющего функции сервера ТМ, определяется информационной емкостью системы или требованиями заказчика и указывается в опросном листе.
Типовая структурная схема системы телемеханики для подстанций 110–35 кВ
Типовая структурная схема системы ТМ/ССПИ магистральной ПС 220 (110) кВ
В состав системы ТМ/ССПИ для магистральной ПС входит от одного до нескольких типовых шкафов ССПИ, шкаф серверов, а также измерительные преобразователи с модулями ввода-вывода и навесные шкафы коммутаторов для КРУ. Для организации локальной визуализации собираемой информации в виде анимированных мнемосхем в состав ПТК «СМАРТ-КП2» может быть включен АРМ ОП с установленным SCADA SPRECON V460 или «СМАРТ-SCADA».
Типовая структурная схема системы ССПИ для подстанций 220+ кВ
Возможность реализации ОБР в составе базового ПТК ТМ.
Интеграция с существующими подсистемами, в том числе использующими нестандартные протоколы обмена информацией.
Гибкая масштабируемая архитектура с возможностью расширения до полномасштабной АСУТП.
Использование типовых решений.
Обеспечение информационной безопасности систем автоматизации подстанций
Для систем автоматизации подстанций на базе решений «РТСофт» разработаны модели угроз и подобраны меры защиты информации, облегчающие заказчикам реализацию требований приказа ФСТЭК № 31 от 14.03.2014 «Об утверждении Требований к обеспечению защиты информации в автоматизированных системах управления производственными и технологическими процессами на критически важных объектах, потенциально опасных объектах, а также объектах, представляющих повышенную опасность для жизни и здоровья людей и для окружающей природной среды».
В активе «РТСофт» более 170 проектов по автоматизации подстанций, в том числе:
комплексных проектов по вторичным системам (РЗА, АСУТП, ПА, связь и др.) – 4 объекта, ПС 220–500 кВ;
комплексных проектов по РЗА и АСУТП – 20 объектов, ПС 220–500 кВ;
проектов по АСУТП – 50 объектов, ПС и РУ 110–500 кВ;
проектов по ССПИ (на базе ПТК SMART-SPRECON) – более 100 объектов, ПС 110–500 кВ.
Специализированные сервисы и основные преимущества систем автоматизации от «РТСофт»
Консультации и поддержка проектных организаций.
Гарантийное и постгарантийное обслуживание и техническая поддержка на всей территории РФ.
Комплексный подход к реализации систем АСУТП, РЗА, ПА.
Унифицированные решения по АСУТП и ССПИ для ПС с возможностью поэтапного развития от комплекса телемеханики до полнофункциональной распределенной системы управления группой подстанций.
Возможность реализации системы РЗА на различных аппаратных платформах в зависимости от предпочтений заказчика.
Возможность интеграции в АСУТП оборудования РЗА любых отечественных и зарубежных производителей.
Интеграция технологий МЭК 61850 и традиционных проверенных временем протоколов МЭК 60870-5-101/103/104.
Функциональность АСУТП аналогична решениям ведущих зарубежных производителей, при этом стоимость реализации существенно ниже.
Отечественное производство, инжиниринг и интеллект.