СОТИ АССО
СОТИ АССО — это система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СО). Система предназначена для измерения и сбора оперативной технологической информации о функционировании электрического оборудования и передачи её в диспетчерские пункты филиалов СО ЕЭС. Может также называться как система телемеханики и связи (СТМиС) или система сбора и передачи информации (ССПИ).
В состав СОТИ АССО входит система регистрации аварийный событий (РАС). РАС предназначена для фиксации быстропротекающих событий (по сравнению со СТМиС), переходных и установившихся процессов в энергосистемах — измерение токов, напряжений и срабатываний релейной автоматики при появлении аварийных событий.
Основным узлом системы являются специализированные программируемые логические контроллеры (ПЛК) реального времени. Контроллеры сбора и обработки информации с нижнего уровня осуществляют сбор телеинформации периодичностью 1 раз в секунду. Также они выполняют следующие функции: самодиагностику, диагностику каналов связи и устройств нижнего уровня, выбор данных с исправного канала или от источника данных. Кроме того, диагностику исправности канала или источника данных, первичную обработку данных, синхронизацию времени с присвоением сигналам меток единого времени, прием и передачу данных в SCADA-систему, выбор и передачу данных в Автоматизированную систему Системного оператора.
Контроллеры связи с СО осуществляют информационный обмен с Автоматизированной системой Системного оператора по протоколам МЭК 60870-5-101/104 в соответствии с утвержденным формуляром информационного обмена и с требуемой периодичностью (1 раз в секунду).
Контроллеры сбора и обработки информации, и контроллеры связи с СО для обеспечения резервирования устанавливаются попарно. Контроллеры в каждой паре работают параллельно, контролируя работоспособность и резервируя друг друга и предоставляя возможность горячей замены или проведения сервисного обслуживания без необходимости останова работы всей системы.
Источниками данных нижнего уровня может являться различное оборудование любых производителей: от аналоговых и дискретных датчиков, многофункциональных измерительных приборов (МИП) и до полномасштабных существующих АСУ ТП.
Серверы, промышленного исполнения, под управлением серверной операционной системы семейства Windows, обеспечивают работу SCADA-системы, а также служат для установки прикладного программного обеспечения. Для обеспечения резервирования серверы устанавливаются парой.
Локальная вычислительная сеть СОТИ АССО (технологическая ЛВС) строится на основе ВОЛС, витой медной пары, оптических медиаконвертеров и промышленных коммутаторов и маршрутизаторов. Все каналы связи в технологической ЛВС, в том числе каналы связи с источниками данных и с АССО, выполняются дублированными для обеспечения резервирования.
Расскажем немного подробнее о составе системы РАС
Система реализуется на базе оборудования компании «Парма». Основными узлами системы являются первичные датчики, преобразовательные контроллеры и вычислительный модуль.
Первичные датчики – датчики тока и напряжения (в том числе высоковольтные), частоты и т.п., а так же датчики типа «сухой контакт», и терминалы релейной защиты (как аналоговые, так и цифровые)
Специализированные преобразующие устройства (ПУ) позволяют:
- производить преобразование аналоговых и дискретных величин в цифровой код вблизи источника сигнала, избегая, тем самым, различного рода «наводок» и помех;
- минимизировать монтажные работы по прокладке вторичных цепей тока, напряжения и контрольных кабелей;
Важность применения ПУ состоит в наличии возможности конструктивного отделения входных измерительных цепей и регистрирующего блока, что особенно важно для больших энергообъектов, так как это обеспечивает безопасность работы персонала с регистратором.
Регистратор аварийных процессов одновременно реализует три функции: «Регистратор», «Самописец», «Измеритель». Кроме того, имеет функцию «Определение места повреждения».
Регистратор электрических процессов в первую очередь предназначен для:
- измерения электрических параметров: напряжения и силы постоянного тока, действующих значений напряжения и силы переменного тока, частоты, активной и реактивной мощности;
- регистрации, хранения и анализа информации о стационарных и переходных процессах, предшествующих и сопутствующих аварийным отклонениям параметров в электрических сетях и машинах;
- контроля состояния устройств типа «включено – выключено»;
- регистрации коротких замыканий и определения места повреждения на высоковольтных ЛЭП.
Регистратор на базе промышленного компьютера стоечного исполнения (на фотографии черный горизонтальный блок встроен в существующую стойку с релейным оборудованием).
ООО «ПетроЭнергоцентр» проводит работы по проектированию, монтажу, наладке и сдаче СОТИ АССО (включая систему телемеханики и связи СТМиС и систему регистрации аварийных событий РАС). А также работы, связанные с заменой (установкой) первичных датчиков (концевые выключатели, КСА, реле и т.п.), а также измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Список наиболее значимых проектов выполненных ООО «ПетроЭнергоцентр» приведён в референс-листе.
СОТИАССО
СОТИАССО — система обмена технологической информацией энергообъектов Потребителя с
автоматизированной системой Системного оператора.
Требования к организации СОТИАССО приведены в приложении № 3 ТИПОВОГО СОГЛАШЕНИЯ о технологическом взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и потребителем электрической энергии, владеющим объектами электросетевого хозяйства и (или) объектами по производству электрической энергии, в целях обеспечения надежности функционирования единой энергетической системы России.
С полным текстом документа Вы можете ознакомиться по ссылке.
Указанные выше технические требования определяют:
— принципы организации каналов связи;
— требования к организации телефонной связи диспетчерского персонала и организации производственно-технологической телефонной связи;
— общие требования по организации обмена телеинформацией;
— требования к составу передаваемой телеинформации;
— требования к регистраторам аварийных событий и к составу и обмену информацией об аварийных событиях и процессах.
Функциональная структура СОТИАССО приведена на рисунке 1.
В рамках реализации СОТИАССО ООО «А2 Систем» предлагает следующий комплекс услуг:
— техническое обследование объекта;
— составление технического задания, согласование с Заказчиком и с Системным оператором способа организации каналов связи и перечня передаваемой информации;
— разработку проектной и рабочей документации;
— согласование документации с Системным оператором и другими надзорными органами;
— работу с операторами связи по заключению договоров на оказание услуг по предоставлению каналов связи – при необходимости;
— поставку оборудования, производство монтажных и пусконаладочных работ;
— сдачу в опытную и промышленную эксплуатацию;
— сервис.
Референс-лист ООО «А2 Систем» в части реализации СОТИАССО:
— ПС110кВ «Инская», ПС110кВ «Заречная», ПС110кВ «Посевная», ПС110кВ «Искитимская», ПС110кВ «Ново-Черепановская», ОАО «Региональные электрические сети», г.Новосибирск;
— ПС110кВ «Олимпийская», ПАО «Новосибирский завод химконцентратов»;
— ПС220кВ «Научная», ПС110кВ «Академическая», ПС110кВ «Шлюзовая», ПС110кВ «Пиковая котельная», ФГУП «Управление энергетики и водоснабжения», г.Новосибирск;
— ПС110кВ «Западная», ПС110кВ «Усть-Бакчар», ПАО «Томская распределительная компания», г.Томск;
— ПС110кВ «ВАСХНИЛ», ФГУП «Энергетик», г.Новосибирск;
— ПС110кВ «Чернореченская», АО «Новосибирский завод искусственного волокна», г.Искитим.
Системы телемеханики, АСДУ, ССПИ, СОТИ АССО
Системы телемеханики (ТМ), АСДУ (автоматизированные системы диспетчерского управления), ССПИ (системы сбора и передачи информации), СОТИ АССО (системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора предназначены для:
- автоматизированного сбора информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, электротехнического оборудования промышленного предприятия;
- первичной обработки собираемой информации;
- отображения информации на рабочих местах пользователей систем;
- передачи информации на уровень диспетчерской службы, филиалов ОАО «СО ЕЭС» и другим субъектами ОРЭ в объемах и темпах, определяемых нормативными документами, регламентами и правилами ОРЭ;
- предоставления собираемой информации в другие подсистемы АСУТП/АСУП объекта электроэнергетики, промышленного предприятия.
Системы регистрации аварийных событий на базе «НЕВА-РАС» успешно работают на многих энергообъектах. Добавление к системе РАС телекоммуникационного сервера и устройств сбора данных нормального режима (многофункциональных измерительных преобразователей), позволяют создать системы телемеханики (ТМ), автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), системы сбора и передачи информации (ССПИ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой cистемного оператора (СОТИ АССО) в соответствии с требованиями АО «СО ЕЭС», ПАО «Россети».
Системы ТМ, АСДУ, СОТИ АССО, ССПИ построены таким образом, чтобы обеспечить высокую точность, скорость и надежность сбора, передачи данных и сигналов управления. Все оборудование системы рассчитано на длительный режим работы, все основные работы по обслуживанию, настройке и конфигурации выполняются без вывода из работы. Замена наиболее подверженных износу или отказам устройств, производится в режиме «горячей замены» (блоки питания, жесткие диски и вентиляторы серверов).
Система ТМ, АСДУ, ССПИ, СОТИ АССО обеспечивает:
- телеизмерение (ТИ) текущих значений параметров, в том числе параметров осциллографирования;
- телесигнализацию (ТС) состояния дискретных сигналов объектов;
- оперативно-диспетчерское телеуправление (ТУ) объектами;
- отображение текущего состояния режима энергообъекта;
- передачу данных по каналам (линиям связи) телемеханической сети;
- ретрансляцию информации;
- автоматизированный учет (ведение архива ТИ, ТС и ТУ с требуемой глубиной записи);
- формирование суточных и сменных ведомостей;
- учет ресурса оборудования;
- поддержку различных телемеханических протоколов и форматов данных;
- самодиагностику в режиме реального времени.
- синхронизацию системного времени устройства с астрономическим с использованием одного из стандартных средств (GPS/ГЛОНАС, NTP, телемеханический протокол);
Структура системы
Система строится как многоуровневая, распределенная иерархическая система, состоящая из следующих уровней:
- Нижний уровень
Основными элементами нижнего уровня подсистемы телеизмерения (ТИ) являются микропроцессорные измерительные преобразователи электрических величин (МИП), применяемые для сбора параметров электрических присоединений, согласно приказу РАО ЕЭС «России» № 603 от 09.09.2005г. и «Программе повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС путем внедрения на подстанциях комплексов мониторинга и управления технологическими процессами» от 13.06.2007 г..
МИП подключаются к вторичным обмоткам существующих измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН). Связь МИП с верхним уровнем осуществляется по последовательному интерфейсу RS-485 или Ethernet.
Кроме цифровых микропроцессорных измерительных преобразователей в системе «НЕВА‑ТМ» могут использоваться измерительные преобразователи электрических и технологических параметров с нормированным выходом 0..5; 0…20 и 4…20 мА, в том числе и измерительные датчики осциллографирования типа Е95ХХ, обеспечивающие сбор информации подсистемой регистрации аварийных событий.
Для дискретных сигналов телесигнализации (ТС), получаемых от электроустановок и от устройств защиты и автоматики объекта, обычно используются свободные контакты реле и свободные блок-контакты выключателей. При их нехватке применяются специальные герконовые, твердотельные или малогабаритные клеммы-реле.
- Средний уровень
Этот уровень системы представлен устройством или шкафом телемеханики «НЕВА-ТМ», выполняющим сбор и обработку информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики и передачу информации на верхний уровень по телемеханическим протоколам. Для привязки системы телемеханики к системе единого времени, установлен модуль системы единого времени (СЕВ) с выносной GPS антенной ACCUTIME, которая обеспечивает синхронизацию встроенного источника времени с точностью 1 мс. Таким образом, обеспечивается синхронизация времени, и добавление меток времени к данным РАС и передаваемым на верхний уровень сигналам телеизмерений и телесигнализации.
- Верхний уровень
Ключевыми элементами верхнего уровня являются основной и резервный серверы телемеханики «НЕВА-СЕРВЕР» и автоматизированные рабочие места диспетчеров. Серверы принимают все данные (ТИ,ТС и РАС) от МИП, устройств и шкафов «НЕВА-ТМ», проводят запись в базу данных, формируют дорасчетные параметры и далее в протоколе МЭК-60870-5-104(101) по двум каналам связи (основному и резервному) осуществляют передачу любого выбранного подмножества данных в филиал ОАО «СО ЕЭС».
Функциональные особенности системы
- модульный принцип построения и масштабируемость системы;
- использование различных каналов передачи данных: ВЧ-каналов по ЛЭП, цифровых каналов, телефонных каналов, каналов сотовой связи (GSM, GPRS), радиоканалов;
- поддержка протоколов стандарта МЭК (IEC) 61850, МЭК (IEC) 60870‑5‑101/104, Modbus и др.
- совместимость с программным обеспечением диспетчерских центров типа ОИК «Диспетчер», СК-2007.
Программное обеспечение
В системах телемеханики, АСДУ, ССПИ, СОТИ АССО используется специализированное ПО «СКАДА-НЕВА» и программа для приема, передачи и ретрансляции данных телемеханики «НЕВА-Телемеханика». ПО «СКАДА-НЕВА» включает широкий набор программных компонентов для обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга и управления.
СОТИ АССО Концерна Росэнергоатом
Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) предназначена для измерения параметров электрооборудования главных схем атомных электростанций, сбора телемеханической информации и передачи ее на диспетчерские пункты филиалов ОАО «СО ЕЭС» и в Центральный аппарат Концерна Росэнергоатом, а также для создания информационной базы для последующего включения её в интегрированную АСУ ТП электростанций.