Система ТМ/ССПИ

 

Комплекс телемеханики (ТМ)/Система сбора и передачи информации (ССПИ), предлагаемые ООО «ЭнергопромАвтоматизация» - это системы сбора, обработки и отображения информации, необходимые для оперативного управления энергообъектом посредством преобразования управляющих воздействий и контролируемых параметров в сигналы, передаваемые по каналам связи.

Программно-технический комплекс ТМ/ССПИ NPT Expert строится по иерархическому 3-х уровневому принципу:

Нижний (полевой) уровень: микропроцессорные терминалы РЗА, ПА, измерительные преобразователи, устройства сбора информации (УСО) и т.д.

Средний уровень: связь с МП-устройствами, предварительная обработка, передача информации в ЦУС, РЭС, РДУ (КТМ КП) и пр.

Верхний уровень: отображение и архивирование информации (сервер, АРМ).

 

Особенности системы ТМ/ССПИ ООО «ЭнергопромАвтоматизация»

  • Российская разработка технических и программных средств;
  • Возможность сбора данных на центральном пункте управления с энергообъектов распределенной сети; 
  • Интеграция в систему уже установленных сторонних устройств телемеханики;
  • Гибкая ценовая политика; 
  • Возможность выбора технических средств в соответствии с пожеланиями Заказчика; 
  • Режим реального времени при контроле технического процесса и управления им; 
  • Эффективное использование каналов связи в условиях ограниченной частотной полосы пропускания каналов; 
  • Обеспечение совместимости с существующими системами ТМ, ЭВМ ОИК и аппаратурой каналов связи энергообъекта; 
  • Обеспечение надежности работы оборудования и программного обеспечения в сочетании с оптимизированными финансовыми затратами на внедрение и обслуживание интегрированной автоматизированной системы; 
  • Возможность расширения системы в дальнейшем до АСУ ТП при увеличении информационного объема. 

 

Структурная схема системы ТМ/ССПИ


kontrollertm.jpg

 

На структурной схеме представлен пример системы ТМ/ССПИ без установки Сервера, АРМ и SCADA NPT Expert на объекте управления. Сервер может находиться непосредственно на пункте управления. Это позволяет снизить стоимость системы и передавать данные напрямую в ЦУС или РДУ.

В качестве устройств нижнего уровня используются УСО собственной разработки – УСО NPT RTU.  УСО NPT RTU служат для сбора аналоговых и дискретных сигналов, выдачи команд управления и реализации функций ОБР. Также NPT RTU выполняют функции сбора и обработки информации с МП РЗА, счетчиков электроэнергии и других микропроцессорных устройств. Обеспечивается синхронизация с единым спутниковым временем до 1 мс.

Для небольших объектов возможна передача телемеханической информации напрямую от NPT RTU, т.е. устройство используется в качестве контроллера телемеханики (КТМ).

NPT RTU выпускается в конструктиве меньшего размера  для внедрения на энергообъектах с небольшим объемом собираемой и обрабатываемой ТМ-информацией - NPT microRTU.

Контроллер телемеханики (КТМ) 

В качестве устройства среднего уровня применяется контроллер телемеханики (КТМ КП). КТМ КП предназначен для обеспечения связи с устройствами сбора данных, предварительной обработки информации, ее промежуточного архивирования и передачи на верхние уровни управления. При построении ССПИ КТМ выполняет также функции станционного контроллера связи и управления и служит для интеграции микропроцессорных устройств полевого уровня (МП РЗА, ПА, РАС и т.п.).

При построении ССПИ связь КТМ с МП РЗА и с другими смежными системами реализуется по интерфейсу RS 485\232: протоколам МЭК 60870-5-103/…/Modbus; по интерфейсу Ethernet: по протоколам МЭК 60870-5-104/МЭК61850. Передача информации от контроллера телемеханики на верхний (подстанционный уровень или уровень пункта управления) реализуется по протоколам Ethernet/TCP/IP/ МЭК 60870-5-104/МЭК 61850.

Количество направлений выделенных каналов связи может доходить до 16: 8 основных и 8 резервных.

Комплекс ПО КТМ работает под управлением операционной системы реального времени. Он выполняет наиболее важные функции регистрации информации и решает следующие задачи:

• регистрация аналоговых параметров установившегося режима;

• опрос состояния коммутационного оборудования;

• регистрация пусков и срабатываний ступеней защит;

• дистанционное управление коммутационным оборудованием;

• опрос и запись параметров МП РЗА (уставок);

• регистрация аварийных событий;

• регистрация осциллограмм аварийных процессов от разных микропроцессорных устройств;

• обмен данными с другими системами автоматизации посредством стандартных протоколов МЭК.

 

Комплекс ПО КТМ включает в себя следующие модули:

 

• модуль диспетчера сообщений;

• модуль клиент МЭК 60870-5-101;

• модуль клиент МЭК 60870-5-104;

• модуль клиент МЭК 61850;

• модуль сервер МЭК 60870-5-101;

• модуль сервер МЭК 60870-5-104;

• модуль сервер МЭК 61850;

• модуль МЭК 60870-5-103;

• модуль клиент Modbus-RTU;

• модуль клиент Modbus-TCP;

• модуль логической обработки;

• модуль отображения;

• модуль архивирования.

 

 

Автоматизированное рабочее место системы телемеханики (АРМ системы ТМ)

image_100.jpg2_19.jpg

 

В зависимости от требований Заказчика возможна реализация верхнего уровня системы в исполнении сервера, совмещенного с АРМ системы ТМ. АРМ системы ТМ может быть расположен как непосредственно на контролируемом пункте (подстанции), так и на удаленном пункте управления системой.

АРМ системы ТМ предназначен для отображения текущего состояния принимаемых и передаваемых системой ТМ сигналов, отображения состояния каналов связи, конфигурирования и параметрирования. 

В состав функций, реализуемых в АРМ инженера службы ТМ, входят:

  • контроль состояния принимаемых и передаваемых сигналов;
  • конфигурация объема передаваемой информации в заданном направлении (РДУ, МЭС);
  • мониторинг состояния каналов передачи данных;
  • диагностика и выдача предупредительных сообщений по состоянию связи с источниками информации.

 

Преимущества внедрения систем ТМ/ССПИ ООО«ЭнергопромАвтоматизация»

  • Пространственно-распределенный модульный принцип построения системы, открытая масштабируемая архитектура ПТК на основе общепризнанных международных стандартов (МЭК 60870-5-101…4, МЭК 61850);
  • Легкость модификации системы телемеханики при необходимости ее расширения до системы АСУ ТП/ССПИ;
  • Повышение качества наблюдаемости объекта, за счет увеличения количества передаваемой с подстанции информации после полномасштабного интегрирования смежных систем;
  • Уменьшение стоимости создания системы, ее обслуживания, а так же развития за счет возможности использования современных отечественных разработок.

 

Примеры внедрений:

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада: ПС 35 кВ «Валаам»;

Филиал ОАО «Россети» - ОАО «Ленэнерго»: ПС 110 кВ №159;

Филиал ОАО «Россети» - ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго»: ПС 110 кВ «Кировская»;

Филиал ОАО «Россети» - ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго»: ПС 110 кВ «Ефремов»;

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга: ПС 110 кВ «Мзымта»;

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга: ПС 110 кВ «Лаура»;

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга: ПС 110 кВ «Роза Хутор»;

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада: ПС 220 кВ «Ляскеля».

И др.

 


 

 <<НАЗАД

 

 


 

 

Также ознакомьтесь:

Если не нашли интересующую Вас информацию, свяжитесь с нашими специалистами, и они ответят на все вопросы по автоматизированным системам управления.