Программно-технический комплекс «UniSCADA» для автоматизации энергообъектов

• измерение, преобразование, сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования;
• контроль и регистрация отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран;
• 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, существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы;
• автоматизированное управление оборудованием ПС, в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, привод РПН, технологическое оборудование: насосы, задвижки и др.);
• удаленное изменение состояния программных оперативных элементов систем РЗА, ПА, АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА, оперативный ввод-вывод из работы, отключение-включение отдельных функций и др.;
• контроль состояния и дистанционное управление локальными системами автоматического управления;
• программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА);
• технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, вывод их на АРМ, фильтрация, обработка;
• регистрация событий собственными средствами или посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, ПА, РАС и др.;
• фиксация результатов определения места повреждения на ВЛ (ОМП) путем получения, архивирования и представления данных от автономных устройств ОМП, систем РЗА, РАС;
• мониторинг параметров качества электроэнергии посредством информационного обмена со специализированными устройствами ПКЭ (средствами измерений ПКЭ) или смежными системами (СМиУКЭ);
• информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА, ПА, РАС, АИИС КУЭ, КСТСБ и т.п.) по стандартным протоколам;
• обмен оперативной информацией с ЦУС, РДУ, ОДУ;
• контроль уровней напряжения 110-500 кВ на шинах подстанции;
• мониторинг работы первичного оборудования;
• учет ресурса коммутационного оборудования.

• организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций, обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни;
• тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов ввода-вывода и передачи информации;
• синхронизация компонентов ПТК 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;
• документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.

• измерительные преобразователи;
• контроллеры присоединений;
• устройства сопряжения с объектом (УСО):
  — контроллеры телемеханики;
  — программируемые логические контроллеры (ПЛК).
• устройства измерения, сбора и обработки аналоговой и дискретной информации (контроллеры сбора общеподстанционных сигналов);
• микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА) с/без функцией АУВ;
• аппаратные средства локальной вычислительной сети (ЛВС);
• устройства синхронизации единого времени;
• контроллеры среднего уровня (станционные, функциональные);
• серверы ТМ;
• устройства сбора, обработки и архивирования данных (серверы, шлюзы);
• устройства представления информации пользователям (автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), принтеры, экраны коллективного пользования и т.п.);
• система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ);
• устройства смежных систем, интегрированных в АСУ ТП.

Оперативное и диспетчерское управлениеФункции оперативного и диспетчерского управления в ПТК осуществляются с использованием автоматизированного рабочего места оперативного персонала. Оператору предоставляется информация о положениях коммутационных аппаратов, авариях и событиях, а также возможность производить управление. В ПТК также имеется возможность осуществлять программные блокировки по управлению коммутационными аппаратами.

Рис.1 — Экран контроля состояния и управления оборудования

• • Ведение архивов для следующей информации:

  — аварийная и предупредительная сигнализация;

•   — значения аналоговых величин с метками времени (тренды);

  — действия оперативного персонала по управлению, подтверждению событий изменениям конфигурации ПТК.
• Объем архивируемой информации может быть настроен администратором ПТК.
• Длительность архива обусловлена объемом дискового пространства.
• Автоматическое резервное копирование данных по задаваемому графику.
• Поддержка современных типов серверов баз данных.

Диагностика компонентов ПТКПТК строится таким образом, чтобы в нем присутствовала возможность контролировать каждый ее узел, а также параметры каналов связи между устройствами. Это достигается за счет применения управляемых сетевых коммутаторов и программ, отслеживающих статусы связи с устройствами.

В ПТК предусмотрена диагностика:

• статусы связи с каждым из устройств-источников информации;
• контроль обрыва линии связи с оборудованием;
• контроль параметров сетевых устройств по протоколу SNMP.

Рис.2 — Экран диагностики компонентов ПТК

Резервирование компонентов ПТК

• Горячее резервирование серверов обработки и хранения данных.
• Использование оборудования с поддержкой резервирования питания.
• Возможность использования резервируемых каналов связи.

Мониторинг первичного оборудования

• Коммутационный ресурс выключателей.
• Механический ресурс выключателей.
• Возможность интеграции систем мониторинга первичного оборудования других производителей.

• по протоколам связи:
  — МЭК 61850-8-1;
  — МЭК 60870-5-101/104;
  — МЭК 60870-5-103;
  — Modbus RTU;
  — SPA-bus.
• по технологии ОРС с использованием соответствующих ОРС-серверов;
• посредством обмена информацией через базы данных.

Примеры интегрируемых подсистем:

• сопряжение с системами автоматизированного контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ);
• система технологического видеонаблюдения;
• сопряжение с системами пожарной и охранной сигнализации.

Формирование отчетной документации

• Возможность построения отчетов с применением фильтров.
• Возможность быстрой разработки собственных отчетов и внесения изменений в стандартные отчеты.
• Сохранение отчетов в форматах RTF, Excel, PDF, HTML.
• Распечатка отчетов.

Автоматизированные рабочие места персонала

• АРМ оперативного персонала:
  — обработка и отображение информации о технологических процессах ПС в виде динамических мнемосхем;
  — аварийная и предупредительная сигнализация при срабатывании устройств РЗА и самопроизвольных (без команд оператора) отключениях выключателей;
  — мониторинг, диагностика состояния и эксплуатации основного технологического оборудования,
  — отображение архивов информации;
  — построение отчетных форм, ведомостей.
• АРМ персонала РЗА:
  — доступ к микропроцессорным устройствам РЗА с возможностью изменения параметров (уставок);
  — ведение журнала изменения уставок;
  — считывание осциллограмм;
  — просмотр и анализ осциллограмм;
  — ведение архива осциллограмм;
  — разделение прав доступа пользователей.
• АРМ персонала АСУ ТП:
  — ведение архива действий пользователей;
  — диагностика оборудования и контроль работоспособности элементов ПТК;
  — разделение и контроль доступа персонала к ПТК;
  — анализ функционирования и подготовка отчетов о нарушениях в работе.

На текущий момент имеется опыт интеграции в ПТК «UniSCADA» следующих устройств:

Производитель	Типы устройств
ООО «Релематика»	Все серии устройств
ABB	Терминалы серий SPAC 8xx, REx670
Schneider Electric	Терминалы серий Sepam 40, 80, 1000, 2000
ООО НПП «ЭКРА»	Терминалы серий БЭ2502, БЭ2704
ООО «НТЦ «Механотроника»	Терминалы серий БМРЗ, БМПА, БМЦС
ЗАО «Радиус Автоматика»	Терминалы серий «Сириус» и «ИМФ»
ООО «НТК Интерфейс»	Контроллер КП-ИCеть
«Прософт-Системы»	Контроллеры ARIS, модули TM, TC, TУ
SATEC	Счетчики электроэнергии SATEC
Siemens	S7-200, S7-300
ООО «НТЦ Энергоавтоматика»	ИВК МикроСРЗ
ООО «Инженерный центр «Энергосервис»	Измерительные преобразователи ЭНИП-2, модули ввода/вывода ЭНМВ
«ННПО имени М.В. Фрунзе»	Счетчики «СЭТ-4»

Примечание — Благодаря гибкой платформе ПТК «UniSCADA» возможна интеграция любого типа устройства.

• Схема с одним кольцом и RSTP резервированием

Резервирование осуществляется по технологии RSTP. Данная схема является бюджетной и может применяться на неответственных объекта (например, тупиковых ПС), требования к резервированию к компонентам АСУ ТП на которых не являются очень высокими. Стоимость решения на базе данной схемы может быть дополнительно уменьшена отказом от второго (резервного) шкафа Ш2800 01 и резервного шлюза «UniSCADA».

• Схема с двумя кольцами и PRP резервированием

Все контроллеры присоединения и шлюзы UniSCADA подключаются к дублированной сети по протоколу PRP. Для оборудования, не поддерживающего протокол PRP, подключение выполняется к одному (большому) кольцу с технологией резервирования RSTP. Информацию с контроллеров присоединения в сервера АСУ ТП поступают через шлюз «UniSCADA».

• Схема с включением в PRP-кольца оборудования МП РЗА, ПА и ОМП с протоколом резервирования PRP

Вариант включения в кольца PRP оборудования МП РЗА, ПА и ОМП. Текущее решение используется на ответственных объектах. Подключение серверов шкафов Ш2800 01 к ЛВС выполнено с применением устройства RedBox (MOXA РТ-G503)

• Схема с включением оборудования в PRP-кольца и отдельную VLAN

Вариант схемы включения в PRP-кольца оборудования МП РЗА, ПА и ОМП, имеющего протокол резервирования PRP. В схеме показаны также подключения оборудования с протоколом резервирования RSTP как в кольца, так и в отдельно настроенную от PRP-колец виртуальную сеть.

ПТК «UniSCADA» сертифицирована и аттестована в следующих отраслевых компаниях:

ПАО «Россети»