Подробнее http://mir-omsk.ru/products/equipment/counter/

Назначение ПТК

ПТК МИР – комплекс программных и аппаратных средств для создания автоматизированных систем энергообъектов Комплекс разработан в соответствии со стандартом МЭК 61850 для построения автоматизированных систем энергообъектов и аттестован на применение на объектах ОАО «Россети».

Структура ПТК адаптирована под различные типы объектов и объем решаемых задач исходя из необходимости оптимизации затрат на автоматизацию разных типов ПС. С целью увеличения функциональности ПТК при условии снижения стоимости его внедрения производитель принял следующие технические решения:

• Создание контроллеров присоединения МИР КПР-01М с модулями расширения сигналов ввода-вывода МИР МВ-01, что позволяет снизить стоимость технического решения по созданию систем за счет:
  
  • интеграции в данное оборудования функций ТМ, измерения, РАС что ведет к отказу от необходимости большого объема кабельной продукции и установки нескольких приборов на присоединение;
  • использования технологии Ethernet – кольца для сбора данных с МИР КПР-01М, что позволяет обеспечить оперативный сбор резко увеличившегося объема данных и отказаться от прокладки большого объема кабельной продукции для интерфейсов RS-485 или Ethernet при стандартной структуре ЛВС.

• Интеграции задач подстанционного контроллера в контроллер присоединения МИР КПР-01М, что позволяет отказаться от установки дополнительного оборудования на ПС, а именно контроллеров телемеханики;
• Интеграция задач ТМ и МИП в счетчик МИР С-03, что позволяет создавать бюджетные решения для ТП, КТП 6 (10)/0,4 кВ.
• Использование преимущественно распределенной архитектуры упрощает процесс расширения системы, при увеличении количества присоединений на ПС.

Назначение

Автоматизированная система управления объектами распределительной сети 6 – 10/0,4 кВ предназначена для организации непрерывного мониторинга режимов работы и состояния оборудования трансформаторных подстанций 6 - 10/0,4 кВ, управления их основным и вспомогательным оборудованием, коммерческого (технического) учета электроэнергии и контроля несанкционированного доступа к данным объектам.

Задачи АСУ трансформаторных подстанций

• Повышение наблюдаемости большого кол-ва трансформаторных подстанций 6 – 10/0,4 кВ городских электрических сетей и получение возможности эффективно отслеживать состояние сети в реальном времени;
• Повышение безопасности энергообъектов, снижение ущерба от аварий, резкое сокращение сроков ликвидации аварий и как следствие снижения затрат сетевого предприятие на текущую деятельность;
• Минимизация инвестиционных затрат на автоматизацию большого кол-ва объектов;
• Минимизация потерь электроэнергии за счет автоматизации учета, появления возможность сведения балансов по узлам питания 0,4 кВ и наличия дополнительных возможностей счетчиков МИР С-03 по ведению профиля потерь от не симметричной нагрузки в силовых трансформаторов 6 – 10/0,4 кВ.
• Обеспечение требуемых качественных показателей электроэнергии и уровня обслуживания участников рынка при решении задач распределения энергии.
• Снижения затрат на ремонты, обеспечение охраны ТП, КТП и пожарной безопасности.

Структура

Структура с минимальным объемом функций

• Контроль состояния вводов 0,4 кВ с инициативными сообщениями по превышению уставок и пропаданию напряжения;
• Учет электроэнергии, контроль ПКЭ и несимметрии, инициативная передача сообщение о НСД к счетчикам;
• Охранно-пожарная сигнализация – 2 входа ТС;
• Возможен отказ от гарантированного питания 12-24 В (но в этом случае не будет обеспечена работоспособность охранной сигнализации при полном отключении питания ТП);
• Возможность подключения через «туннель» блоков управления автоматических выключателей вводов 0,4 кВ или другого оборудования.

Структура с максимальным объемом функций

Дополнительно появляются следующие возможности:

• Контроль наличия напряжения на отходящих фидерах с инициативной передачей событий об изменении состояния;
• Охранная сигнализация и пожарная сигнализация – доп. датчики;
• Контроль состояния коммутационных аппаратов и РЗА в РУ 6-10 кВ и вводных автоматов 0,4 кВ с инициативной передачей событий об изменении состояния;
• Телеуправления коммутационными аппаратами в РУ 6-10 кВ и вводными автоматами 0,4 кВ;
• Резервирования задачи телемеханики (связь и опрос с модулей расширения).

Дополнительные возможности системы при использовании функции «туннеля»

Система позволяет не только организовать возможность расширения количества датчиков охранной и пожарной сигнализации и контроля коммутационной аппаратуры, но и с использованием функции «туннеля» подключить к одному из счетчиков МИР С-03 PLC-коммуникаторы для опроса счетчиков установленных у абонентов, во ВРУ зданий, других типов счетчиков на самой ТП.

АСУ ТП для ПС 110/35/10/6 кВ представляет собой многоуровневый территориально-распределенный программно-технический комплекс, работающий в автоматическом режиме и обеспечивающий сбор технологической и измерительной информации с контрольно-измерительных приборов, установленных на объектах, и передачу информации в центр сбора данных.

Структура АСУ ТП основывается на принципах распределенного сбора данных, открытой архитектуры и предполагает деление на три основных уровня:

• Нижний уровень – уровень первичных источников информации, обеспечивающих формирование данных телеметрии с привязкой к астрономическому времени (измерение электрических параметров присоединений, сбор дискретных сигналов, выдачу сигналов управления на исполнительные механизмы) и передачу данных на уровень сбора информации;
• Средний уровень – уровень измерения и сбора данных телеметрии непосредственно с технологического оборудования объектов, выдачу сигналов управления на исполнительные механизмы, промежуточное хранение данных с привязкой к астрономическому времени и передачу данных на уровень сбора информации;
• Верхний уровень – уровень сбора, обработки, хранения и визуализации информации на АРМ пользователей и диспетчерский видеощит.

Структура построения АСУ ТП обеспечивает возможность поэтапного ввода в эксплуатацию, расширение функциональных возможностей и добавления новых объектов автоматизации и компонентов, совместимых для интеграции с комплексом.

Объекты нижнего и среднего уровней комплекса представляют собой часть информационно-измерительной и управляющей системы, обеспечивающей сбор данных телеизмерений, телесигнализации и телеуправления, промежуточное хранение и обмен данными с серверным оборудованием верхнего уровня.

Комплекс технических средств нижнего уровня включает:

• устройства КПР-01М,
• устройства КПР-01МА,
• модули ввода-вывода МИР МВ-01,
• устройства РЗА;
• датчики телесигналов (источники сигнализации аварийных и предупредительных событий, датчики положения коммутационной аппаратуры);
• объекты телеуправления (исполнительные механизмы коммутационных аппаратов 110/35/10/6 кВ и др.).

Средний уровень комплекса представляет собой контроллеры, обеспечивающие сбор информации на уровне объекта или отдельного присоединения, промежуточное хранение и передачу данных на сервер сбора данных.

Верхний уровень комплекса представлен сервером сбора данных и управления (или резервированной парой серверов) и автоматизированными рабочими местами, взаимодействие между которыми организовано программным комплексом на базе SCADA-системы, разработки ООО «НПО «МИР».

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ptk-luch/

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ / АСКУЭ) предназначена для организации учета электроэнергии и мощности с целью осуществления коммерческих расчетов с поставщиком/потребителями электроэнергии, в т.ч. на ОРЭ в соответствии с требованиями ОАО «АТС».

Функции системы

• измерение количества выданной / потребленной электроэнергии через заданный интервал интегрирования;
• сбор и передача в базу информации текущих параметров счетчиков, контроллеров (УСПД);
• хранение первичной информации об электропотреблении не менее 45 суток (в УСПД);
• хранение коммерческой информации не менее 3,5 лет;
• формирование по запросу пользователя оперативных сообщений о потребленной энергии и мощности в реальном масштабе времени, отчетных документов в виде графиков и таблиц, вывод на экран монитора и печать журнала событий;
• синхронизация времени всех компонентов системы с международным координированным временем (UTC) спутниковой системы GPS;
• контроль потребляемой мощности (оперативный), работоспособности каналов связи, несанкционированного доступа к системе, единство времени в системе, отключения и восстановления питания устройств системы;
• автоматическая регистрация отказов и сбоев компонентов системы, времени отключения и восстановления связи с каждым абонентом каналов связи и питания устройств системы;
• защита от несанкционированного доступа;
• обеспечение сохранности информации при авариях;
• передача коммерческой информации в контролирующие организации и смежным субъектам.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/AIICKYE/

Автоматизированная система технического учета электроэнергии (АСТУЭ) предназначена для автоматизированного сбора информации о потреблении электроэнергии (а также других ресурсов – например, воды, пара, газа, сжатого воздуха) предприятием в целом и его структурными подразделениями.

Функции автоматизированной системы технического учета электроэнергии:

• автоматический сбор информации со счетчиков электроэнергии и мощности, первичная обработка собранной информации, передача ее по каналу связи в пункт управления (ПУ);
• представление информации по измеряемым параметрам в графической форме операторам и удаленным пользователям;
• автоматизированный централизованный контроль и учет электроэнергии;
• определение потребления активной и реактивной энергии за заданные временные интервалы по отдельным счетчикам и заданным группам счетчиков с учетом многотарифности;
• контроль превышения заданных лимитов по потреблению;
• формирование базы данных технологического учета потребления электроэнергии и последующего использования этой базы на верхних уровнях управления;
• ведение протокола текущих и аварийных событий, происходящих как на контролируемом объекте, так и в ПУ;
• формирование и печать отчетов;
• поддержание в системе единого времени;
• полная многоуровневая защита системы от несанкционированного доступа;
• формирование и отправка отчетов о потреблении электроэнергии в автоматизированном режиме.

АСКУЭ РРЭ предназначена для контроля и коммерческого учета электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, хранения и обработки и отображения данных об энергопотреблении, а также для отключения и ограничения энергопотребления абонентов.

• Учет, сбор, хранение и отображение данных об энергопотреблении
• Борьба с хищениями посредством реализации в счетчиках:
  
  • датчика дифференциального тока
  • датчика магнитного поля,
  • электронных пломб крышки зажимов и крышки корпуса,
  • контроля наличия тока на отключенном абоненте,
  • использования шунта в качестве датчика тока,
  • сбора информации со счетчика по двум каналам – PLC и Zigbee.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/AIIS_KUE_RRE/

Автоматизированная система постоянно действующего аудита (АСПДА) предназначена для поиска, контроля и анализа участков производства с повышенным энергопотреблением в нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих компаниях и предприятиях, специализирующихся на транспортировке электрической энергии.

Целью внедрения АСПДА является представление информации пользователю об эффективности производственных процессов в интуитивно понятном интерфейсе на основании данных о технологических режимах работы и энергопотребления установок и агрегатов. Обработка технологических параметров работы и энергопотребления оборудования по специальным методикам и алгоритмам позволяет обеспечить:

• постоянный контроль расхода электроэнергии по технологическим направлениям и экономию энергетических ресурсов;
• отслеживать энергоэффективность и определять изменение КПД оборудования;
• своевременно планировать ремонт/замену оборудования.

Для нефтедобывающих компаний АСПДА позволяет в режиме реального времени:

• произвести оценку энергетической эффективности работы насосного оборудования;
• визуализировать потери по технологическим процессам;
• осуществлять мониторинг эффективности энергосберегающих мероприятий.

ФУНКЦИИ СИСТЕМЫ

Поддержание пластового давления, подготовка и транспортиров-
ка нефти:

• расчет фактического удельного расхода электроэнергии (УРЭ) на процесс;
• расчет фактического и нормативного УРЭ по каждому насосному агрегату и блоку;
• расчет отклонения фактического УРЭ от целевых показателей;
• визуализация в виде цветовой индикации эффективности работы насосных агрегатов в разрезе предприятия, цеха, месторождения;
• расчет КПД фактического и теоретического;
• оценка деградации насосных агрегатов за выбранный период.

Сбор и транспорт газа:

• расчет фактического удельного расхода электроэнергии (УРЭ)
  на процесс;
• расчет фактического и нормативного УРЭ по каждому компрессору;
• расчет отклонения фактического УРЭ от целевых показателей;
• визуализация в виде цветовой индикации эффективности работы установок в разрезе предприятия, цеха, месторождения;
• расчет КПД фактического и теоретического;
• оценка деградации насосных агрегатов за выбранный период.
  

Распределение электроэнергии:

• определение расхода электроэнергии по каждому техпроцессу;
• расчет и контроль небаланса на энергообъектах (ПС, ЗРУ, КТП);
• учет электроэнергии у субабонентов;
• расчет и мониторинг фактических потерь.

Механизированная добыча нефти:

• расчет фактического УРЭ на процесс;
• расчет фактического и нормативного УРЭ по УЭЦН, КТП, кустовым площадкам;
• расчет отклонения фактического УРЭ от целевых показателей;
• визуализация в виде цветовой индикации эффективности работы всех ЭЦН в разрезе предприятия, цеха, месторождения;
• расчет наработки и межремонтного периода УЭЦН.
  

Расчет технологических потерь в электрических сетях:

• расчет нормативных потерь в реальном времени в соответ-
  ствии с Приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря
  2008 г. № 326;
• расчет фактических потерь в реальном времени;
• интеграция с существующими системами АСТУЭ, АСКУЭ, АСДУЭ;
• импорт положений коммутационных аппаратов из систем телемеханики для учета изменения схемы электроснабжения.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ASPDA/

НАЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ

Автоматизированная система технического учета электроэнергии горнодобывающих механизмов (АСТУЭ ГДМ) предназначена для определения и контроля фактического потребления электроэнергии при ведении горных работ. АСТУЭ ГДМ позволяет:

• снизить затраты, связанные с выполнением функции учета собственного энергопотребления за счет автоматизации процесса сбора и обработки данных со счетчиков электрической энергии;
• снизить затраты на электроэнергию за счет выявления непроизводственных потерь;
• снизить затраты на электроэнергию путем уменьшения заявленной мощности при неизменном среднесуточном потреблении за счет анализа оперативных данных по работе оборудования системы электроснабжения в часы максимумов нагрузок энергосистемы;
• повысить надежность и устойчивость работы системы электроснабжения за счет наличия полной и оперативной информации по работе оборудования;
• предоставить руководству объективный инструмент контроля реализации проводимых мероприятий и программ энергосбережения.

СТРУКТУРА

АСТУЭ ГДМ представляет собой территориально распределенную систему, функционирующую круглосуточно, без постоянного присутствия специалиста по обслуживанию на объектах.

Автоматизированная система технического учета электроэнергии включает в себя:

• верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс на базе ПК «СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ» (сервер АСТУЭ), ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (АРМ АСТУЭ);
• нижний уровень - измерительно-информационный комплекс точек технического учета электроэнергии.

Нижний уровень обеспечивает сбор данных и включает в себя установленные на объектах автоматизации первичные источники информации:

• счетчики электрической энергии;
• измерительные трансформаторы тока;
• преобразователи напряжения;
• вторичные измерительные цепи;
• коммутационные элементы (выключатели);
• смежные системы учета параметров ГДМ (АСДКУ «Карьер». АСКУУР, устройство УРЭ-01, 04).

Верхний уровень, информационно-вычислительный комплекс, включает в себя:

• каналы связи и каналообразующую аппаратуру;
• систему обеспечения единого времени на базе устройства синхронизации времени радиочасы МИР РЧ-02;
• сервер сбора данных и АРМ АСТУЭ.

Верхний уровень обеспечивает:

• выполнение задачи автоматического или автоматизированного по запросу сбора и хранения результатов измерений со счетчиков, установленных в шкафах счетчиков на объектах автоматизации;
• выполнение задачи автоматической диагностики состояния средств измерений и объектов измерения;
• агрегирование показаний счетчиков с учетом возможного изменения электрической схемы;
• конфигурирование технических средств и ПО;
• автоматическую синхронизацию (коррекцию) системного времени от СОЕВ;
• предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к информации в электронном (на экранах мониторов) и печатном видах;
• выполнение задачи контроля достоверности результатов
  измерений.

Структура обеспечивает возможность добавления новых компонентов
и расширения функциональных возможностей.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ASTUE_GDM/

НАЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ

Предназначена для решения следующих проблем при автоматизации учета электроэнергии механизированного фонда скважин:

• необходимость прокладки большого объема кабельной продукции на кустовой площадке (контрольные, измерительные кабели и кабели интерфейса RS-485) в тяжелых климатических условиях;
• постоянные повреждения кабельной продукции, обрывы в условиях эксплуатации;
• необходимость установки измерительных трансформаторов тока в КТПН или в СУ ЭЦН (ШГН), отсутствие места для установки;
• необходимость отключения мех. фонда при монтаже учета;
• постоянный процесс оптимизации скважин с переносом оборудования и соответственно необходимостью монтажа и подключения интерфейсов RS-485 и наладкой оборудования системы учета.

ОСОБЕННОСТИ РЕШЕНИЯ

• Быстрый монтаж:
  • установка в качестве приборов учета малогабаритных устройств измерения параметров сети МИР КПР 01М-Р;
  • использование в качестве датчиков токов разъемных малогабаритных катушек Роговского с возможностью монтажа без отключения (входят в состав КПР-01М-Р);
  • установка модема-коммуникатора МИР МК-01 с возможностью организации беспроводной MESH-сети в нелицензируемом диапазоне частот 868 МГц для сбора данных с КПР-01М-Р.
• Отказ от прокладки контрольных кабелей и кабелей интер-
  фейса RS-485 – переход на беспроводные MESH-технологии,
  автоматическое определение новых устройств в сети передачи
  данных – полная автоматизация пусконаладки.
• Интеграция в систему данных интеллектуальных СУ ЭЦН - возможность опроса СУ ЭЦН через многофункциональное устройство МИР КПР-01МА с использованием протокола ModBus.
• Реализация задачи регистрации аварийных событий – запись осциллограмм по программируемым параметрам.
• Контроль ПКЭ.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ASUKPneft/

Автоматизированная система диспетчерского управления энергообъектами (АСДУ Э) является территориально распределенной многоуровневой информационно-измерительной централизованной системой реального времени и предназначена для контроля и управления технологическими процессами и оборудованием на объектах электроснабжения промышленных предприятий и городских электрических сетей.

Система может выполнять функции технического учета электроэнергии.

Функции системы

• определение текущих состояний коммутационных элементов, функция ТС;
• измерение текущих значений технологических параметров (токов, напряжений, активной и реактивной мощностей и др.), функция ТИТ;
• измерение интегральных значений технологических параметров, функция ТИИ;
• включение и отключение контролируемых объектов, функция ТУ;
• контроль оперативного напряжения цепей ТУ;
• сбор информации с цифровых измерительных преобразователей;
• сбор информации с устройств МП РЗА;
• сбор информации с интеллектуальных счетчиков электроэнергии;
• ретрансляция информации от других источников и систем;
• предварительная обработка информации в контроллерах с целью масштабирования, фильтрации, подавления помех и искажений измерительных сигналов;
• выявление изменений контролируемых параметров (выход за уставки или резкие изменения измеряемых параметров, срабатывание коммутационных элементов и т.п.) и оповещение об этом диспетчера;
• представление информации по измеряемым параметрам в табличной и графической формах, формирование и печать отчетов;
• ведение протокола текущих и аварийных событий, происходящих как на контролируемом пункте (КП), так и в пункте управления (ПУ);
• архивирование всех событий и измерений, ведение базы данных;
• контроль работоспособности каналов связи;
• технический и коммерческий учет электроэнергии.

Автоматизированная система диспетчерского управления наружным освещением (АСДУ НО) «МИР-СВЕТ» предназначена для централизованного управления сетями наружного освещения с непрерывным измерением и контролем текущих электрических параметров сетей, потарифным учетом электроэнергии, диагностикой состояния оборудования и линий наружного освещения.

Функции системы

• независимое пофазное включение и отключение светильников (ДНаТ, ДРЛ, светодиодные) уличного освещения конкретного объекта, группы объектов, всех объектов:
  
  • автоматически по расписанию в соответствии с заданным годовым графиком;
  • по командам оператора с центрального диспетчерского пункта;
  • в ручном режиме с местной панели управления пункта питающего (ПП);
• оперативное предоставление общей диагностической информации о текущем состоянии объектов управления (пунктов питающих (ПП), параметрах сети НО;
• предоставление информации об отдельном ПП в расширенном виде;
• циклический (с задаваемым интервалом времени) и индивидуальный опрос ПП;
• инициативный выход ПП на связь (изменение ТС, превышение установок);
• сбор и сохранение в памяти сервера данных телеметрии о режимах работы, величине параметров сети и состояния оборудования НО с указанием времени регистрации события и приема информации;
• воспроизведение сохраненной информации в виде графиков, таблиц и мнемосхем с указанием текущих значений информации на экране дисплея, как за текущие сутки, так и за любой день из архивных данных;
• задание пределов (порогов) контролируемых параметров;
• передачу установок времени, расписания, команд управления от диспетчера к объектам КП;
• авторизованный, защищенный паролем доступ пользователей к системе в соответствии с предоставленными полномочиями;
• сохранение информации и установок при отключении питания;
• автоматический потарифный учет потребляемой НО электроэнергии;
• совмещение функций управления НО с функциями автоматизированного учета электроэнергии по отходящим фидерам питающей ТП и охранной сигнализации;
• оповещение обслуживающего и эксплуатационного персонала световой и звуковой сигнализацией об обнаруженных аварийных событиях с протоколированием действий диспетчера и работы системы;
• автоматическое документирование и квитирование по команде оператора контролируемых событий с выводом их на печать в виде оперативной сводки.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ASDU_NO_mir_svet/

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/equipment/preobrazovatels/

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/progr/

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/equipment/punkty-pitayuchie/