fig_logo

Комлексная автоматизация технологических процессов. Разработка и внедрение АСУ ТП, АСОДУ, АСКУЭ

+998903166779, +998903166780
asueng@mail.ru

Офис: г. Ташкент, ул. С. Машхадий, 210
Технический офис: г. Ташкент, ул. Талабалар, 3а

Картинка

Программно-технический комплекс «Телемеханика» (далее ПТК «Телемеханика»), предназначен для создания различных типов систем диспетчерского управления и телемеханизации объектов энергетики:

— телемеханики генерирующих станций — ГЭС, ТЭС, ТЭЦ;

— телемеханики РТП класса 6, 10kV;

— телемеханики ПС класса 35-110 kV, включая цифровые подстанции;

— телемеханики ПС класса 220-500 kV включая цифровые подстанции, как целиком, так и отдельно по ОРУ, КРУ или КРУЭ;

— телемеханики отдельных ячеек на существующих ПС 35-220 kV;

— диспетчерских центров управления – АСДУ СО ЕЭС, АСДУ МЭС, АСДУ ПТЭС, АСДУ РЭС.

ПТК «Телемеханика» — это неразделимая совокупность программных и технических средств. ПТК «Телемеханика» состоит из следующих систем:

• СТМ;

• АСДУ.

СТМ формирует телеинформацию для АСДУ в объеме, необходимом для надежного управления единой электроэнергетической системой:

— оперативно-диспетчерский контроль и управление;

— оперативные расчеты в реальном масштабе времени;

— краткосрочное и долгосрочное планирование режимов работы;

— автоматическое управление в нормальном и аварийном режиме работы;

— автоматическое регулирование частоты, мощности, напряжения;

— предотвращение аварийных ситуаций.

СТМ имеет отрытую архитектуру и совместима с открытыми системами верхнего диспетчерского управления (АСДУ) любых других производителей. C помощью СТМ можно строить системы телемеханизации как классической централизованной, так и распределенной структуры. СТМ для объектов телемеханизации позволяет осуществить интеграцию с локальными подсистемами объектов энергетики (например для ГЭС — это САУ ГА для получения параметров гидроагрегатов, ПТК ГИ для получения параметров гидроизмерений, АСУ общестанционного уровня для получения параметров элетроизмерений ОРУ и т.д.).

АСДУ имеет отрытую архитектуру и совместима с любыми открытыми системами телемеханики и диспетчерскими центрами. АСДУ, созданные на базе ПТК «Телемеханика» поддерживают сложную иерархическую структуру, а также интеграцию с системами телемеханики типа Гранит,ТМ-512.
К техническим средствам ПТК «Телемеханика» относятся комплектные проектно-компонуемые устройства, состоящие из комплектующих серийного промышленного производства (контроллеры, серверы, рабочие станции, сетевое и коммуникационное оборудование и т.д.). Устройства ПТК «Телемеханика» имеют шкафную конструкцию и климатическое исполнение классов- C1, C2, B3 по ГОСТ 26.205-88 в зависимости от проектных требований.

Программные средства ПТК «Телемеханика» состоят из специального программного обеспечения для комплектных устройств на базе SCADA«Integrator» разработки ООО «ASU-Engineering», стандартного общего программного обеспечения (Windows, Linux, MS Office и т.д.), для выполнения системой функций телемеханизации.

ПТК «Телемеханика» изготавливается дня нужд объектов Энергетики Республики Узбекистан и для поставки на экспорт согласно ТУ Ts 18875762-01:2015 Регистрация в Узстандарт N 112/002785, структура ПТК “Телемеханика” изображена на рис.1.

Состав ПТК “Телемеханика”

Таблица 2 — Перечень технических средств ПТК «Телемеханика»

Тип устройства Назначение Обозначение конструкторского документа
Шкаф ТМ Сбор и обработка данных (ТИ,ТС) по локальным каналам связи о состоянии энергообъекта с устройств ТИТ, ТУ, ЯЧ.

Телеуправление с АСДУ.

Сопряжение с аппаратурой организации дальних каналов связи с АСДУ. СОЕВ.

Сбор и обработка данных по локальным защищенным каналам связи с локальными цифровыми системами энергообъекта.

АРМ персонала (панель управления).

Передача данных в АСДУ.

Организация АРМ персонала энергообъекта на сервере.

Является центральным концентратором данных.

18875762.424.01
Шкаф ТИТ Комплексные измерения параметров электроэнергии, технологических параметров и приема сигналов телесигнализации с объекта 18875762.424.02
Шкаф ТУ Контроляь, регистрация и управление состоянием энергообъекта (КА, генераторы и т.д.). 18875762.424.03
Шкаф ЯЧ Телемеханизация отдельных ячеек (типа ВВ, ОЛ,ОЛТ,CВ) и реализация функции контроля и управления состоянием, комплексного измерения параметров (токов по фазам Ia, Ib, Ic, фазных напряжений Ua-b, Ub-c, Uc-a, активной, реактивной и полной мощности, частоты и коэффициента мощности) электроэнергии 18875762.424.004
Оборудование АСДУ
Шкаф КК Организация одновременного многоканального защищенного обмена данными ЦППС:

— с устройствами контролируемых пунктов энергообъектов, а также ЦППС нижних уровней АСДУ;

— с АСДУ и аппаратурой управления диспетчерскими щитами (включая видеостену);

— с другими информационно-управляющими системами (ИУС) (например АСУТП подстанций);

— со старыми системами типа Гранит, ТМ-512;

— с ЦППС более высокого и равного уровней АСДУ.

КК непосредствено взаимодействует с аппаратурой организации связи ВЧ, GSM, ВОЛС, радиорелейной

18875762.424.005
Шкаф ЦППС Оперативный обмен данными, через КК:

— с СТМ энергообъектов;

— со старыми системами типа Гранит, ТМ-512;

— с ЦППС нижних уровней АСДУ;

— с другими ИУС (например, АСУТП);

— с АСДУ более высокого и равного уровней.

ЦППС является для АСДУ серверным устройством сбора, обработки, регистрации и хранилищем данных на диспетчерских пунктах

18875762.424.006
Шкаф Ш-В Управление видеостеной 18875762.424.007
Шкаф Ш-М Управление мнемосхемой 18875762.424.008

Перечень программных средств на базе SCADA «Integrator»

Наименование ПО Идентификационное наименование ПО Функции ПО
Конфигуратор CONFIG Является инструментальной системой по созданию проектной база системы, т.е. каждого устройства ПТК ”Телемеханики”.

Конфигуратор создает и редактирует проектную базу данных, которая позволяет SCADA «Integrator» генерировать программное обеспечение функционально различных контроллеров, рабочих станций, серверов СДД, ГА. Хранилище проектной базы данных реализуется на MS Access.

Сервер доступа к данным (CДД) CДД Серверное программное обеспечение СДД предназначено для создания АСДУ уровня ПС, РЭС. СДД осуществляет cупервизорное (централизованный) контроль и управления объектом, ведением архивов и является «сердцем» SCADA «Integrator». Сервер взаимодействует с PLC/PC-контроллерами, рабочими станциями, другими SCADA-системами (АСУТП, АСКУЭ) по протоколам ОРС, МЭК 101/104.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Сервер глобального архивирования ГА Серверное программное обеспечение ГА предназначен для создания систем АСДУ (автоматизированных систем оперативно-диспетчерского управления) уровня ТПЭС,МЭС,СО EЭC (системного оператора ГАК «Узбекэнерго»). ГА осуществляет консолидацию данных с нижестоящего уровня АСДУ, поддерживая базы данных БД – оперативных данных, БД – исторических (архивных) данных, БД- текущих событий и сигнализаций. Доступ к этим базам осуществляется по типовым протоколам МЭК 101/104,ОРС DA,OPC HDA,OPC AE,ODBC. В качестве хранилища можно использовать различные СУБД MS SQL,Oracle.

Предназначен для ПО ЦППС

Программа «Автоматизированное рабочее место» АРМ Автоматизированное рабочее место пользователя ПС, диспетчера АСДУ. Является клиентом СДД, ГА. Обеспечивает ЧМИ (человеко-машинный интерфейс) с системой телемеханизации.

Предназначен для ПО устройства рабочих станций, панелей управления.

Visio Visio Библиотека API для реализации функций управления видеостеной.

Предназначено для ПО отображения на видеостене.

Протокол МЭК-61850-8-1 Сервер DRV-IEC-61850-8-1-Server Модуль реализует функции сервера (MMS-сервера) в соответствии со стандартом МЭК-61850-8-1.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-61850-8-1 Клиент DRV-IEC-61850-8-1-Client Модуль реализует функции клиента (MMS-клиента) в соответствии со стандартом МЭК-61850-8-1.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-61850 GOOSE DRV-IEC-61850-GOOSE Поддерживает протокол модели общего события на подстанции в соответствии со стандартом МЭК-61850-8-1.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-60870-5-101 Master DRV-IEC-101-M Подключение устройств, поддерживающих протокол МЭК-60870-5-101 в режиме Slave.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-60870-5-101 Slave DRV-IEC-101-S Подключение устройств, поддерживающих протокол МЭК-60870-5-101 в режиме Master.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-60870-5-104 Master DRV-IEC-104-M Подключение устройств, поддерживающих протокол МЭК-60870-5-104 в режиме Slave.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-60870-5-104 Slave DRV-IEC-104-S Подключение устройств, поддерживающих протокол МЭК-60870-5-104 в режиме Master.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-60870-5-103 Master DRV-IEC-103-M Подключение устройств, поддерживающих протокол МЭК-60870-5-103 в режиме Slave.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол MODBUS Master DRV-MODBUS-M Подключение устройств, поддерживающих протокол MODBUS в режиме Slave.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол MODBUS Slave DRV-MODBUS-S Подключение устройств, поддерживающих протокол MODBUS в режиме Master.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол DNP 3 DRV-DNP Подключение устройств, поддерживающих протокол DNP 3.0.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол МЭК-60870-5-101 Slave DRV-IEC-101-S Подключение устройств, поддерживающих протокол МЭК-60870-5-101 в режиме Master.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Протокол SNMP DRV-SNMP Подключение сетевого оборудования (коммутаторы,маршрутизаторы)поддерживающих протокол SNMP для контроля и управления в режиме Master.

Предназначен для ПО устройства ТМ, ЦППС

Основные показатели и характеристики

Показатели назначения ПТК «Телемеханика» должны соответствовать указанным в таблице 1.

Таблица 1 – Показатели назначения ПТК

Наименование показателя Значение, характеристика
ПТК
1. Выполнение основных системных функций Системное обслуживание и администрирование.

Контроль и управление доступом пользователей.

Автоматическая диагностика работы модулей и устройств, диагностика состояния канала связи и выдача предупредительных сообщений при нарушениях.

Точность привязки меток времени дискретных сигналов ТС к астрономическому времени не хуже 1 ms (при синхронизации от выделенной шины времени).

Точность привязки меток времени аналоговых сигналов к астрономическому времени не хуже 50 ms.

2. Возможность функционального развития Поддержка языков технологического программирования.

Построение как части в составе перспективного проекта полнофункциональной АСУ ТП. В перспективе элементы ПТК должны полноценно расширяться до АСУ ТП или интегрироваться с АСУТП.

3. Точностные характеристики Погрешность, вносимая устройствами ПТК (контроллерами,измерительными преобразователями,влияние ПО, реализующего алгоритмы вычисления/преобразования) в измерения токов, напряжений, активной и реактивной мощности, не должна быть более 0,5 % для присоединений всех уровней напряжений при изменении входных величин (токов и напряжений на соответствующих клеммах контроллеров) в диапазоне значений от 1 % до 120 % от номинального значения (1 А, 5 А, 100 V и т.д.).
4. Конфигурирование Должна поддерживаться возможность конфигурирования и параметризации модулей, коммуникаций, рабочих станций АРМ, серверов.
5. Самодиагностика Должна быть обеспечена поддержка функции самодиагностики по всем компонентам (СТМ, АСДУ) с глубиной диагностики до заменяемого компонента системы.

Диагностическая информация должна быть представлена на АРМ инженера в виде мнемокадров, на которых размещены мнемосимволы реальных устройств и показаны связи между устройствами.

Нарушение связи и данные о неисправности аппаратуры должны регистрироваться в архиве с меткой времени и выдаваться на АРМ ОП как сообщение (сигнализация) об отказе, а также на диагностическую мнемосхему АРМ инженера ПТК — изменением цвета элемента или связи.

В объем диагностируемых компонентов должны входить: устройства АСДУ, СТМ, средства коммуникаций, программное обеспечение, устройства электропитания, СОЕВ.

Смежные системы, интегрированные в состав ПТК, должны иметь самостоятельные средства самодиагностики и выдавать соответствующие сообщения в базовый ПТК.

Должны быть созданы диагностические мнемокадры, как по смежным системам, так и по входящим в них устройствам.

Для дублированных полукомплектов в случае отказа одного из них, несмотря на то, что все функции продолжают выполняться, средствами диагностики должно формироваться соответствующее сообщение.

СТМ
6. Сбор данных Обеспечение передачи данных в АСДУ по стандартным протоколам телемеханики МЭК 60870-5-101/ МЭК 60870 следующих типов информации:

— ТС – 1-4, 30, 31;

— ТИ – 11-14, 35, 36;

— ТУ – 45, 46.

При передаче по протоколам МЭК 60870-5-101/ МЭК 60870-5-104 возможность осуществления как спорадической (по изменению), так и периодической передачи данных, а также передачи по запросу.

Поддержка протоколов обмена для различных устройств присоединения и локальных цифровых подсистем объекта телемеханизации (например САУ ГА) по протоколам:

— Ethernet, МЭК 60870-5-104;

— Ethernet, Modbus ТСР;

— Ethernet, OPC DA;

— Ethernet, OPC HDA;

— Ethernet, OPC AE;

— Ethernet, МЭК 61850-8-1;

— Ethernet, МЭК 60870-5-103;

— RS-485, МЭК 60870-5-101;

— RS-485, Modbus RTU.

Обеспечение контроля работы каналов связи, поддержка резервных каналов сбора данных, автоматическое переключение на резервный канал.

Формирование признаков достоверности параметров на основе условий контроля.

Число каналов по 2 направления с резервированием.

Ведение статистики работы каналов связи и устройств уровня присоединения.

7. Ввод аналоговых сигналов переменного тока ТИ Измерительные преобразователи должны удовлетворять требованиям:

— Ihom 1А, 5А Uhom 57,7 V, 100 V;

— вычисление действующих значений тока и напряжения;

— вычисление значений активной, реактивной и полной мощности;

— длительность цикла измерения и опроса не более 0,5 s.

8. Ввод аналоговых сигналов постоянного тока ТИ Модули аналогового ввода должны удовлетворять требованиям:

— диапазон тока 0…5 mА, 4…20 mА, 0…20 mА;

— диапазон напряжения 0…5 V, 0…10 V и -10…10 V;

— длительность цикла измерения и опроса не более 0,5 s.

9. Ввод дискретных сигналов ТС Модули дискретного ввода должны удовлетворять требованиям:

— номинальное напряжение не менее 24 V постоянного тока;

— входное сопротивление не более 2 kΩ при 24 V;

— диапазон регулировки антидребезговой задержки от 0,5 – 10 ms.

10. Дискретный вывод сигналов ТУ Модули дискретных выходов на номинальное напряжение 220 V переменного тока должны иметь:

— коммутируемое напряжение канала управления не менее – 250 V;

— коммутируемый ток канала управления – не менее 0,5 А.

Дискретные выходы на номинальное напряжение 24 V постоянного тока:

— коммутируемое напряжение канала управления не менее 28 V.

11. Выполнение прикладных функций Обеспечение сбора, обработки и передачи следующих типов телеметрических данных:

а) ТИ, в том числе:

— величины напряжений на всех секциях и системах шин;

— величины частот на системах шин;

— величины активной и реактивной мощности каждого генератора;

— величины токов, активной и реактивной мощности отдельно по каждой линииЛЭП;

— величины токов, активной и реактивной мощности сторон ВН, СН и НН всех трансформаторов (автотрансформаторов);

— величины реактивной мощности по всем устройствам компенсации реактивной мощности.

b) ТС, в том числе:

— состояния каждого генератора;

— состояния КА (выключатели присоединений, разъединители и т.д.);

— аварийно-предупредительная.

с) ТУ — управление КА с верхнего уровня АСДУ;

d) прием и передача телеметрических данных по выделенным каналам связи на уровень АСДУ по протоколам телемеханики МЭК 60870-5-101/60870-5-104;

e) поддержка СОЕВ.

АСДУ
12. Выполнение прикладных функций Обеспечение:

— сбора и первичной обработки ТИ, ТС с каждого энергообъекта;

— выдачи команды управления ТУ на энергообъект;

— АРМ диспетчера энергообъекта;

— поддержки СОЕВ;

— ведения архивов и формирования отчетов.

13. Выполнение обработки сообщений о событиях ТС Поддержка событий различных типов (от объекта, от расчетных задач, от систем сбора, системные события и т.д.).

Возможность назначения приоритетов различным событиям.

Ведение общего журнала событий в системе.

Ведение журналов для различных типов событий.

Поддержка фильтрации и сортировки в журналах.

14. Обеспечение функций ЧМИ Обеспечение функций ЧМИ:

— наличия графического интерфейса для представления данных:

— мнемосхемы,

— таблицы,

— графики;

— наличия графического редактора для создания мнемосхем;

— возможности установки диспетчерских пометок (плакатов). Ведение списков диспетчерских пометок:

— отображения на мнемосхемах телеизмерений, в том числе расчетных значений;

— ручного ввода данных по телеизмерениям и телесигналам с соответствующей пометкой при последующем отображении;

— ручного ввода положения Р и ЗН (псевдо ТС) с последующей передачей данных ТС в диспетчерские центры;

— задания пользователем режимных пределов различных уровней.

15. Хранение данных Формирование архива телеизмерений и телесигнализаций с возможностью выборки данных за заданный период.

Обеспечение хранения архивов всех журналов системы.

Экспорт данных по задаваемым пользователем критериям в форматы CSV, XML, Excel.

Экспорт данных по протоколу ODBC.

Поддержка автоматизированного резервного копирования архивов без остановки системы.

16. Информационная емкость Количество точек ввода-вывода — не менее 30000.

Общее количество переменных (с учетом расчетных) — не менее 50000.

17. Быстродействие Обеспечение следующих требований в режиме нормальной информационной нагрузки и тестовых испытаний при повышенной информационной нагрузке:

— задержка от подачи оператором команды вызова информации до вывода на экран монитора операторских станций – не более 2 s;

— периодичность обновления информации на экране монитора операторских станций не более– 2 s;

— задержка в отображении спонтанно появляющихся сигналов предупредительной и аварийной сигнализации на экранах мониторов операторских станций – 1 s;

— время задержки появления звуковой и световой сигнализации по отношению к реальному моменту возникновения информации не более 1 s;

— время доставки сигналов в диспетчерские центры с использованием протоколов МЭК 60870-5-101/104 (без учета задержек в каналах связи) – не более 1 s.

18. Сбор данных Коммуникация с СТМ для приема текущей информации энергообъекта и передачи команд оператора для их последующей трансляции в устройства СТМ, поддерживая протоколы:

— МЭК 60870-5-104 по Ethernet;

— МЭК 60870-5-101 по RS485;

— Modbus RTU по RS485;

— Modbus TCP по Ethernet ;

— OPC DA;

— OPC HDA;

— OPC AE;

— ODBC;

— старые протоколы «Гранит«, ТМ-512 для сбора данных со старых систем телемеханики.

Визуализация на видеограмме мнемосхемы и других экранных образов (в том числе индикацию аналоговых параметров, изменение состояний и сообщений о событиях) с воссозданием клавиатуры управления на экране (электронные клавиши) и обеспечение возможности управления электронными клавишами.

Контроль работы каналов связи

Поддержка резервных каналов сбора данных, автоматическое переключение на резервный канал.

Формирование признаков достоверности параметров на основе условий контроля.

Поддержка восстановления данных архивов при отказе и последующем восстановлении канала связи.

Ведение статистики работы каналов связи с СТМ.