Устройства противоаварийной автоматики предназначены для автоматического реагирования на возникновение в энергосистеме утяжеленного или аварийного режимов с целью возвращения системы к нормальному режиму работы. Присутствие устройств ПА в энергосистеме обусловлено необходимостью решения двух основных задач:

• обеспечения сохранности оборудования;
• повышения допустимых перетоков по линиям электрических сетей.

В системах противоаварийной автоматики подстанций и генерирующих объектов условно можно выделить два уровня противоаварийного управления: уровень устройств локальной ПА и уровень устройств централизованной ПА. Отличие оборудования этих двух уровней состоит в объеме обрабатываемой входной информации и наборе функций, выполняемых устройствами. Устройства локальной ПА обрабатывают информацию, поступающую с одного или двух присоединений, в то время как устройство централизованной ПА собирает и обрабатывает данные со множества присоединений, относящихся к одному энергорайону, включающему как генерирующие объекты, так и подстанции. Устройства централизованной ПА, как правило, работают под управлением УВК ЦСПА (управляюще-вычислительный комплекс централизованной системы противоаварийной автоматики), находящемся в ведении системного оператора (СО), а устройства локальной ПА зачастую функционируют обособлено от УВК ЦСПА по алгоритмам, заложенным на этапе наладки и ввода в эксплуатацию.

Подробнее https://goo.gl/Wtq7TL

Структура системы ПА энергообъекта

Упрощенная схема системы ПА энергообъекта показана на рисунке 1. Все устройства ПА получают необходимые для работы данные с первичного оборудования (измерительные трансформаторы, блоки выключателей и разъединителей), измерительных преобразователей электрических величин, терминалов релейных защит, шкафов управления первичным оборудованием. Удаленные доаварийные и аварийные сигналы принимаются по ВЧ-каналам или оптоволоконным каналам, организованным посредством устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) АВАНТ K400. Как показано на рисунке 1, устройства локальной ПА, реализуя противоаварийное управление по своим алгоритмам и на своем уровне, могут в свою очередь являться источниками пусковых сигналов для централизованной автоматики энергоузла. В этом заключается иерархическая структура системы ПА энергообъекта.

Рис. 1. Иерархическая структура системы ПА

В качестве примера можем рассмотреть классическую ситуацию. Изделие МКПА, реализуя функции (например, АЛАР или АОПН), воздействует на выключатели вверенной линии. Если в результате воздействия линия оказалась отключенной и МКПА зафиксировал этот факт, то он выдает в УПАЭ сигнал вида «фиксация отключения линии» (ФОЛ). Для УПАЭ сигнал ФОЛ является типичным пусковым органом, запускающим аварийный цикл УПАЭ. Будет ли реализовано какое-то управляющее воздействие по результатам работы аварийного цикла УПАЭ, определяется таблицами управляющих воздействий (ТУВ) УПАЭ.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/sistema-pa-jenergoobekta

В основе функционирования алгоритма предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) лежат результаты расчётов устойчивости вверенной энергосистемы при всех возможных аварийных воздействиях во всех возможных ремонтных схемах сети. Функция АПНУ подразумевает, что комплекс ПА в случае необходимости будет воздействовать на объекты энергоузла командами вида «отключение нагрузки» (ОН), отключая линии потребителей, и командами вида «отключение генератора» (ОГ) или «разгрузка турбины» (РТ), снижая генерацию во вверенной энергосистеме. Комплекс АПНУ устанавливается на узловой подстанции (например, напряжением 500 кВ). Выбор подстанции для установки АПНУ определяется наличием каналов связи с соседними подстанциями, генерирующими объектами и диспетчерским управлением. Комплекс АПНУ может быть построен на базе устройства УПАЭ. Структурная схема комплекса АПНУ на базе УПАЭ представлена на рисунке 1.

УПАЭ функционирует по принципу 2 ДО. Исходные варианты таблиц управления для каждой предусмотренной схемы сети закладываются в устройство на этапе наладки. УПАЭ выбирает исходную таблицу на основании схемы сети, сложившейся в текущий момент. На основании исходной таблицы и загрузки сечений формируется таблица управляющих воздействий (ТУВ ЛАПНУ), в которой для каждого пускового органа подготовлены необходимые УВ. При наличии связи с сервером ЦСПА, последний может периодически передавать в УПАЭ ТУВ УКПА, вычисленную на расчетной модели сервера. ТУВ УКПА имеет приоритет над ТУВ ЛАПНУ, сформированной УПАЭ локально.

Рис. 1. Структурная схема комплекса АПНУ на базе УПАЭ

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/kompleks-apnu-saon-na-baze-upaje

Необходимость применения автоматики разгрузки / загрузки (АРС / АЗС) электростанции обусловлена требованиями обеспечения устойчивости энергосистемы при выдаче станцией мощности. Кроме того, данная автоматика необходима, чтобы предоставить в распоряжение ЦСПА воздействия вида «отключение генерации» (ОГ) на станции, участвующей в ЦСПА.

В задачу АРС на базе УПАЭ входит контроль за состоянием блоков (гидрогенераторов) станции, в том числе получение ТИ замеров активной мощности. Доаварийными входными дискретными параметрами для комплекса АРС являются сигналы состояния оборудования («ремонт / работа»), сигналы о возможности привлечения блока для нужд ПА.

Как правило, комплекс АРС встроен в общую систему противоаварийной автоматики энергообъекта. Пусковыми сигналами (ПО) комплекса АРС могут служить сигналы, предписывающие комплексу снизить генерацию на определенное количество МВт.

Источниками пусковых сигналов комплекса АРС могут служить смежный комплекс централизованной ПА (АПНУ), устройства локальной ПА (МКПА, МКПА-2) или приемники УПАСК (АВАНТ, УПК-Ц).

В качестве управляющих воздействий АРС могут выступать дискретные команды разгрузки турбин, команды отключения блоков или генераторов, команды отключения нагрузки, и т. п. Нередко в одном УПАЭ функции АРС и функции автоматики разгрузки узла (АРУ) совмещены.

Рис. 1. Структурная схема комплекса АРС на базе УПАЭ

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/kompleks-apnu-ars-na-baze-upaje

Комплекс специальной автоматики отключения нагрузки (САОН) предназначен для сохранения устойчивости узла нагрузки при аварийных возмущениях, таких как отключение одной или нескольких питающих линий. Также комплекс САОН служит для ликвидации перегрузки оставшихся связей вверенного узла с внешней энергосистемой. САОН действует на узел нагрузки путём селективного отключения потребителей. При построении комплекса САОН требуется организация распределенной иерархической структуры контроллеров ПА во главе с УПАЭ. Устройства локальной автоматики, например МКПА-2, в комплексе САОН служат для реализации команд вида «отключение нагрузки» (ОН) и «включение нагрузки» (ВН), поступающих от УПАЭ, а также для формирования сигналов состояния элементов сети (ремонт / введено) и вычисления суммарной нагрузки подстанций. Быстродействующие сигналы ОН выдаются в МКПА-2 посредством сети УПАСК (АВАНТ К400), а небыстродействующие сигналы ВН по команде персонала, ТС и ТИ между устройствами передаются посредством сети Ethernet по протоколу МЭК 60870-5-104.

По каждой ПС в конфигурации УПАЭ может быть предусмотрен отдельный суточный график нагрузки, т. к. величина базовой нагрузки у каждой ПС своя. В суточном графике нагрузки для каждой ПС задаются месячные коэффициенты и почасовые коэффициенты. Это позволяет более гибко управлять нагрузкой при сохранении устойчивости узла.

Рис 1. Структурная схема комплекса САОН на базе УПАЭ

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/kompleks-saon-na-baze-upaje

Любые типовые (АЛАР, АОПО, АОСЧ, АОПН) и нетиповые алгоритмы локальной противоаварийной автоматики для подстанций 110/220/330/500 кВ могут быть реализованы с использованием устройств МКПА или МКПА-2.

Отличие изделий МКПА и МКПА-2 заключается в количестве входов / выходов и конструктивном исполнении. Устройство МКПА размещается в стандартном шкафу с габаритными размерами 800x600x2200 (2100) мм.

Устройство МКПА-2 представляет собой терминал для установки в 19" стойку. Может быть установлен 1 либо 2 терминала (в стандартном шкафу).

Устройствами МКПА и МКПА-2 могут реализовывать несколько функций одновременно при наличии достаточного количества аналоговых входов, дискретных входов и выходов. Алгоритмы работы МКПА и МКПА-2 реализованы на свободно программируемой логике и могут гибко настраиваться на этапе наладки и ввода в эксплуатацию, а также во время технического обслуживания или планового вывода устройства в ремонт.

На рисунке 1 приведен пример реализации функций ликвидации асинхронного режима линии (АЛАР) и автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) с использованием двух устройств МКПА.

Рис. 1. Пример реализации функций АЛАР, АОПО с использованием МКПА

Автоматика АЛАР предназначена для выявления асинхронного хода по параметрам режима контролируемого присоединения и выдачи управляющих воздействий для деления электросети на несвязанные участки. Автоматика АОПО предназначена для определения факта превышения перетока активной мощности по линии в заданном направлении и выдачи управляющих воздействий. На рисунке упрощенно показана схема энергоузла с двумя генерирующими объектами ГРЭС 1, ГРЭС 2 и одной подстанцией ПС. В отсутствие аварийных режимов в сети генераторы на ГРЭС 1 и ГРЭС 2 работают синхронно. По ряду причин (например, короткое замыкание на линии ПС-ГРЭС 2) синхронная работа генераторов может нарушается.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/primenenie-izdelij-mkpa-i-mkpa2

Терминал противоаварийной автоматики ТПА-01 применяется в качестве микропроцессорного устройства противоаварийной автоматики (ПА) для подстанций 6/ 35 / 110 кВ. Возможна поставка в виде отдельного устройства для установки в существующие панели или в составе электротехнического шкафа. В одном шкафу размещаются один или два терминала и дополнительное оборудование (испытательные блоки, переключатели, промежуточные реле для выдачи управляющих воздействий (УВ), органы сигнализации и индикации). Особенность ТПА-01 состоит в том, что алгоритмы работы ТПА-01 реализованы на свободно программируемой логике и могут гибко настраиваться на этапе наладки и ввода в эксплуатацию, а также во время технического обслуживания или планового вывода устройства в ремонт. Терминалом ТПА-01 могут быть реализованы одновременно несколько функций ПА (АЧР, ЧАПВ, АОСН, НАПВ, АЧРС и другие) при наличии достаточного количества аналоговых входов, дискретных входов / выходов.

Рис. 1. Пример реализации функций АЧР, АОСН с использованием ТПА-01

Пример схемы реализации функции АЧР / АОСН на двух секциях шин класса напряжения 10 кВ в составе понижающей подстанции 110 / 10 кВ показан на рисунке 1. Устройство ТПА-01 в составе шкафа АЧР / АОСН контролирует трехфазное напряжение (Ua, Ub, Uc) на шинах 110 кВ и в случае снижения значения напряжения или частоты на шинах до уставок срабатывания выдает УВ на отключение потребителей (выключателей В11… В14). При необходимости терминал ТПА-01 выдает УВ на повторное включение отключенного оборудования (АПВ).

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/primenenie-izdelija-tpa01

Система регистрации аварийных событий (РАС) предназначена для измерения, вычисления, архивирования и предоставления электрических параметров электроустановок в номинальном и аварийном режимах. Анализ данной информации позволяет определить причину возникновения аварийного режима, произвести оценку правильности работы устройств РЗиА и ПА, разработать комплекс мероприятий для предупреждения развития аварийного режима.

Информация от системы РАС используется на уровне объекта внедрения при эксплуатации контролируемых электроустановок и на уровне Системного Оператора при расследовании произошедших аварийных событий.

Рис. 1. Схема системы регистрации аварийных событий

На рисунке 1 изображена типовая структурная схема системы регистрации аварийных событий (РАС) электрогенерирующего предприятия. Основными компонентами системы РАС являются:

• регистраторы аварийных событий РЭС-3;
• сервер РАС;
• локальная вычислительная сеть РАС;
• система обеспечения единого времени.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/opisanie-sistemy-registracii-avarijnyh-sobytij-ras

ПТК ARIS MD — комплекс программных и аппаратных средств для создания автоматизированных систем (АСУ ТП ПС, АСУ ТП ЭТО, ССПИ, ССПТИ, ТМ, АСДУ, АСТУ, СОТИ АССО, АСТУЭ НПС, АСУ Э, СККЭ) энергообъектов. Комплекс разработан в соответствии со стандартом МЭК 61850 для построения автоматизированных систем энергообъектов и аттестован на применение на объектах ПАО «ФСК ЕЭС» и ПАО «Россети».

СОСТАВ ПТК ARIS MD

• контроллеры присоединения ARIS C303, ARIS-4208 / 4212 / 4214;
• контроллеры ячейки ARIS-2203 / 2205 / 2208;
• цифровой счетчик ARIS EM;
• коммуникационные контроллеры ARIS-4810 / 4820, ARIS CS-M, ARIS CS-L;
• серверы и АРМ RedKit SCADA или ARIS SCADA в защищенном или стандартном исполнении;
• программный пакет RedKit SCADA или ARIS SCADA.

Рис. 1. Состав ПТК ARIS MD

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПТК ARIS MD

Основные функции ПТК ARIS MD

• сбор и первичная обработка аналоговых сигналов;
• сбор и обработка дискретных сигналов;
• дистанционное и местное управление;
• автоматическое управление;
• технологическая и защитная оперативная блокировка;
• предупредительная и аварийная сигнализации;
• регистрация и архивирование событий технологического процесса с точностью 1 мс;
• регистрация аварийных ситуаций с точностью 1 мс;
• интеграция автономных систем РЗА, ПА, РАС, ОМП: контроль срабатывания, дистанционное изменение режимов работы (смена групп уставок, снятие сигнализации и т. п.);
• регистрация и расчет параметров качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 32144‑2013, ГОСТ 30804.4.30;
• оперативная диагностика состояния основного и вспомогательного оборудования энергообъекта, расчет ресурса, выявление неисправностей;
• оперативная диагностика состояния вторичного и коммуникационного оборудования;
• отображение информации оперативному и обслуживающему персоналу;
• передача данных в диспетчерские центры и центры управления сетями.
• Оперативная блокировка при управлении
• ПТК ARIS MD позволяет выполнять оперативную блокировку от неправильных действий персонала при выполнении переключений. Комплекс выполняет алгоритмы оперативных блокировок на нескольких уровнях системы:
• на уровне SCADA, не позволяя выдать команду управления при
• наличии / отсутствии блокирующего сигнала;
• на уровне контроллера присоединения, не пропуская команду управления с верхнего уровня и не позволяя производить локальное управление с контроллера.

Синхронизация времени

ПТК ARIS MD позволяет точно синхронизировать все устройства системы. Синхронизация устройств уровня станционной шины выполняется по протоколу NTP.

Организация резервированных сетей

Контроллеры присоединения ARIS-42xx/22xx/ C303, счетчики ARIS EM/EM-43/EM-45 и коммуникационные контроллеры ARIS-4810/4820/CS-M/CS-L поддерживают работу по протоколу параллельного резервирования сети PRP (Parallel Redundancy Protocol), обеспечивающего «бесшовное» восстановление топологии сети после повреждения одного из ее элементов (т. е. время восстановления обмена данными по сети после повреждения равно нулю).

Рис. 2. Организация резервированной сети PRP в ПТК ARIS в шине процесса и станционной шине

Организация резервирования устройств среднего и верхнего уровней

Резервируемыми элементами в ПТК ARIS MD являются контроллеры среднего уровня ARIS-4810 / 4820 / CS-M / CS-L и серверы АСУ ТП с ПО RedKit SCADA или ARIS SCADA. Резервирование осуществляется путем установки двух комплектов контроллеров, алгоритм работы которых поддерживает работу в режиме горячего резервирования и позволяет автоматически назначать основное и резервное устройство.

Возможности интеграции

ПТК ARIS MD обладает широкими возможностями интеграции устройств различных автономных систем (РЗА, ПА, РАС, ОМП и др., рис. 3). Интеграция выполняется на уровне коммуникационного контроллера ARIS-4810/4820/CS-M/CS-L. Программное обеспечение включает протокольно-независимое ядро и набор отдельных компонентов (серверных и клиентских), реализующих обмен данными по различным протоколам.

Рис. 3. Интеграционные возможности ПТК ARIS MD

Протоколы обмена данными с устройствами нижнего уровня и смежными системами:

• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;
• ГОСТ Р МЭК 60870-5-103;
• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;
• МЭК 61850-8-1 (MMS, GOOSE);
• Modbus (RTU/ASCII/TCP);
• OPC UA;
• ГРАНИТ, ТМ-800А;
• SPA;
• SNMP;
• СТАРТ;
• фирменные протоколы производителей.

Протоколы передачи данных на верхние уровни системы:

• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;
• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;
• МЭК 60870-6 (ICCP/TASE.2);
• CRQ.

Широкий спектр поддерживаемых протоколов позволяет легко включать в состав систем как новое, так и ранее установленное оборудование и создавать системы под конкретные требования заказчика. Наличие встроенных типовых шаблонов настройки для наиболее распространенных устройств (производства Siemens, Alstom, ЭКРА, Бреслер, АBB и др.) дают возможность быстрой наладки и ввода систем в эксплуатацию.

Регистрация параметров качества электроэнергии

Контроллеры ARIS-42xx/22xx/C303, счетчики ARIS EM/EM-43/EM-45 имеют возможность расчета параметров качества электроэнергии, сертифицированы и включены в Государственный реестр СИ, как приборы контроля качества электроэнергии, в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

СИСТЕМЫ АСУ ТП/ССПИ ПС 750/500/220/110КВ НА БАЗЕ ПТК ARIS MD С ШИНОЙ ПРОЦЕССА

На базе ПТК ARIS MD создание автоматизированных систем в соответствии с МЭК 61850 возможно как с шиной процесса, так и без нее. Пример автоматизированной системы в соответствии с МЭК 61850 с шиной процесса представлен на рисунке 4, и предусматривает следующие уровни иерархии:

1. Уровень первичного оборудования — образуют оптические измерительные трансформаторы тока и напряжения с блоками электроники (ЗАО «Профотек» и др.), полевые модули УСО AMU УНЦ-3.2 или другие производства Alstom, Mikronika, ЭНИП и др. с поддержкой МЭК 61850‑9‑2, интеллектуальные коммутационные аппараты и полевые модули УСО DMU ARIS-41xx МЭК 61850‑8‑1 (GOOSE).
2. Уровень присоединения — образуют контроллеры присоединения ARIS-42xx / C303, контроллеры ячейки ARIS-2203/2205 / 2208, счетчики ARIS EM / EM-43 / EM-45, а также цифровые терминалы автономных систем (РЗА, ПА, РАС, ОМП, мониторинга и др.) различных производителей (Alstom, General Electric, Siemens, ABB, Shneider Electric, MR, ЭКРА, Бреслер и др.).
3. Станционный уровень — образуют коммуникационные контроллеры ARIS-4810 / 4820 / CS-M / CS-L, серверы и АРМ с ПО RedKit SCADA или ARIS SCADA.

Рис. 4. Архитектура автоматизированной системы энергообъекта на базе ПТК ARIS MD с шиной процесса

СИСТЕМЫ АСУ ТП/ССПИ ПС 750/500/220/110КВ НА БАЗЕ ПТК ARIS MD БЕЗ ШИНЫ ПРОЦЕССА

Типовая архитектура автоматизированной системы на базе ПТК ARIS MD в соответствии с МЭК 61850 без шины процесса представлена на рисунке 5 и предусматривает наличие трех основных уровней иерархии:

1. Нижний уровень (уровень процесса).
   В состав нижнего уровня входят контроллеры присоединения ARIS-42xx / C303, контроллеры ячейки ARIS-2203/2205 / 2208, микропроцессорные измерительные преобразователи, цифровые указатели положения РПН, модули УСО, датчики, а также микропроцессорные устройства смежных автономных систем РЗА, ПА, ОМП, РАС, мониторинга технологического оборудования и ЩПТ, ЩСН и другие.
2. Средний уровень (межуровневого внутрисистемного и внешнего взаимодействия).
   В состав среднего уровня входят резервированные коммуникационные контроллеры ARIS-4810 / 4820 / CS-M / CS-L, сетевое оборудование, коммутаторы и маршрутизаторы, преобразователи интерфейсов, серверы точного времени и другие коммуникационные устройства.
3. Верхний уровень (концентрации и визуализации, хранения данных).
   В состав верхнего уровня входят серверы с ПО RedKit SCADA или ARIS SCADA, видеонаблюдения, АРМ-ы оперативного персонала, АРМы РЗА и инженера АСУТП на базе ПО ПО RedKit SCADA или ARIS SCADA.

Рис. 5. Архитектура автоматизированной системы энергообъекта на базе ПТК ARIS MD без шины процесса

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/catalog/programmnotehnicheskij-kompleks-aris-md

Программно-технический комплекс ARIS MС предназначен для создания автоматизированных систем (АСУ ТП, ССПИ, ТМ, Smart Grid САВС / FLISR, СОТИ АССО, АИИС КУЭ, АСДУ, АСТУ, АСТУЭ НПС, АСУ Э) энергообъектов.

Состав ПТК ARIS MС:

• Центральный контроллеры различной комплектации и производительности:
  • ARIS-2803;
  • ARIS-2805;
  • ARIS-2808;
  • ARIS-2814;
  • ARIS-4810/4820.
• Контроллеры ячейки и крейты расширения:
  • Контроллеры ячейки ARIS-22xx;
  • ARIS-2808E;
• Программный пакет RedKit SCADA или ARIS SCADA.

Рис. 1. Состав ПТК ARIS MC

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПТК ARIS MC

Основные функции ПТК ARIS MC:

• сбор и первичная обработка аналоговых сигналов;
• сбор и обработка дискретных сигналов (однопозиционных и двухпозиционных);
• трансляция команд управления (телеуправление);
• автоматическое управление;
• сбор данных с приборов учета электрической энергии и архивирование данных учета на требуемую глубину;
• технологическая и защитная оперативная блокировка;
• предупредительная и аварийная сигнализация;
• интеграция и контроль действия автономных систем (РЗА, ПА, РАС, ОМП, мониторинга и др.) по различным протоколам МЭК 60870‑5‑101 / 103 / 104, МЭК 61850‑8‑1, Modbus и др;
• определение междуфазных коротких замыканий и однофазных замыканий при любых способах заземления нейтрали (система САВС / FLISR);
• синхронизация времени в устройствах автономных систем (АИИС КУЭ, РЗА, ПА, РАС, ОМП, мониторинга и др.) с точностью до 1 мс;
• регистрация и архивирование событий технологического процесса с точностью 1 мс;
• отображение информации оперативному и обслуживающему персоналу;
• передача данных в диспетчерские центры и центры управления сетями (до пяти направлений) в стандартных протоколах МЭК 60870‑5‑101 / 104, FTP / sFTP, Modbus, DLMS / COSEM.

Расширение контроллеров ARIS-28xx

Контроллеры серии ARIS-28xx имеют возможность расширения с помощью крейтов ARIS-2808E без применения дополнительных процессорных модулей, тем самым увеличивая дискретную емкость контроллера предельно до 1000 физических входов и 800 физических выходов.

Оперативная блокировка

Комплекс ARIS MC позволяет выполнять оперативные блокировки как программные, без воздействия на цепи управления, так и аппаратные, с воздействием в цепях управления КА, с выдачей команды «разрешить управление» в схемы цепей управления.

Синхронизация времени

В ПТК «ARIS» регистрация всех событий привязана к единому астрономическому времени с точностью 1 мс.

Надежность

Все компоненты, входящие в ПТК ARIS MC, предназначены для многолетней непрерывной работы в самых жестких условиях электромагнитных помех и в широком температурном диапазоне.

Для устройств нижнего уровня срок службы составляет не менее 20 лет, устройств среднего и верхнего уровней — не менее 15 лет.

Резервирование

Резервируемыми элементами в ПТК ARIS MС могут являться:

• Центральный контроллер ARIS-28xx;
• Процессорные модули контроллеров ARIS-28xx;
• Блоки питания контроллеров ARIS-28xx;
• Цифровые каналы связи.

Решения по защите информации

Программно-технические средства ARIS MC по условиям функционирования обеспечивают защиту информации от несанкционированного доступа и сохранность информации в процессе ее хранения на машинных носителях в соответствии с требованиями распоряжения ПАО «Россети» от 01.04.2016 № 140р «Об утверждении минимальных требований к информационной безопасности АСТУ» и приказа ФСТЭК России от 14.03.2014 № 31.

Возможности интеграции

Контроллеры ARIS-28xx и ARIS-22xx поддерживают большой набор протоколов обмена данными с устройствами нижнего уровня и смежными системами:

• ГОСТ Р МЭК 60870‑5‑101;
• ГОСТ Р МЭК 60870‑5‑103;
• ГОСТ Р МЭК 60870‑5‑104;
• МЭК 61850‑8‑1 (MMS, GOOSE);
• DLMS / COSEM;
• Modbus (RTU / ASCII / TCP);
• ГРАНИТ, ТМ-800А;
• FT. 3;
• SPA;
• СТАРТ;
• SNMP;
• фирменные протоколы производителей.

Протоколы передачи данных на верхние уровни системы:

• ГОСТ Р МЭК 60870‑5‑101;
• ГОСТ Р МЭК 60870‑5‑104;
• DLMS / COSEM;
• FT. 3;
• FTP / sFTP;
• CRQ.

В качестве многофункциональных измерительных преобразователей могут использоваться:

• ПЦ АET (АлектоГрупп);
• PM130, EM133, PM175 (Satec);
• ПЦ 6806 (ООО «НПП Электромеханика»);
• ЩМ-120, ЩП-120, ЦП 8506 (ООО МНПП «Электроприбор»);
• ЭНИП-2 ЗАО («Инженерный центр «Энергосервис»);
• ЦП ET411 (ОДО «Энергоприбор»);
• СПЦ (ООО «Свей»);
• КИПП-2М (ЗАО «Системы связи и телемеханики»);
• Siemens P (Siemens).

Список поддерживаемых устройств постоянно дополняется.

Также есть возможность использовать счетчики электрической энергии (СЭТ 4. ТМ-03, Binom³, ПСЧ, A1800, ION и другие) в качестве источников телеметрии и данных учета в комбинированных системах.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/catalog/programmnotehnicheskij-kompleks-aris-mc

ARIS MT — программно-технический комплекс, предназначенный для создания автоматизированных систем (ССПИ, ТМ, СОТИ АССО, АИИС КУЭ, АСДУ, АСТУ, АСТУЭ НПС, АСУ Э) энергообъектов.

Состав ПТК ARIS MT

• Центральный контроллер:
  • ARIS MT200;
• Выносные модули ввода / вывода:
  • TS220E — ввода дискретных сигналов 220В;
  • TS32 — ввода дискретных сигналов 24В с контролем линии;
  • ТM32 — ввода аналоговых измерительных сигналов;
  • ТС32 — выдачи дискретных сигналов управления / ОБР;
  • ТС4 — выдачи команд телеуправления;
• SCADA — система верхнего уровня RedKit SCADA или ARIS SCADA.

Рис. 1. Состав ПТК ARIS MT

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/programmnotehnicheskij-kompleks-sspi-ps-110-35-10-6-kv-aris-mt

Программно-технический комплекс подсистемы сбора и передачи технологической информации (ПТК ССПТИ) на базе ARIS-4810/4820/CS обеспечивает:

• сбор неоперативной технологической информации от систем автоматизации и мониторинга ПС;
• локальное хранение, буферизацию и первичную обработку собранной информации;
• передачу собранной информации в комплекс ССПТИ верхнего уровня.

В состав неоперативной технологической информации, собираемой ПТК ССПТИ уровня ПС, входят данные о параметрах электрических режимов и оборудования подстанций, а именно:

• дополнительный объем информации о состоянии схемы соединений и параметров режима функционирования оборудования ПС;
• данные от средств регистрации аварийных событий и процессов подстанций (РАС, ОМП);
• данные от микропроцессорных (МП) устройств РЗА, ПА;
• данные от МП устройств ОМП;
• данные от подсистем мониторинга и диагностики силового оборудования ПС и ВЛ;
• данные от МП устройств контроля качества электроэнергии и УСПД АИИС КУЭ;
• данные от инженерных и вспомогательных систем ПС;
• данные от систем климат-контроля, раннего обнаружения гололедообразования и плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ;
• информация от систем технологического и охранного
• видеонаблюдения «необслуживаемых» подстанций.

Архитектура ПТК ССПТИ на базе ARIS-4810/4820/CS

Архитектура ПТК ССПТИ уровня ПС на базе ARIS-4810/4820/CS представляет собой распределенную иерархическую модульную систему (рис. 1). В состав ПТК ССПТИ уровня ПС входит следующее оборудование, устанавливаемое в комплектный 19" шкаф:

• коммуникационные контроллеры ARIS-4810/4820/CS, работающих под управлением ОС реального времени QNX 6.5;
• коммуникационное оборудование — промышленные коммутаторы (МЭК 61850‑8‑3), серверы последовательных портов.

ПТК ССПТИ на базе ARIS-4810/4820/CS поддерживает работу в режиме горячего резервирования.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/sistemy-sspti-na-baze-aris-4810-4820-cs

САВС — высокоэффективное средство определения и самовосстановления аварийных участков сетей 6–20кВ. САВС входит в состав комплексной системы Smart Grid («Умные сети») и предназначено для автоматизации диспетчерского управления распределительными сетями 6 / 10 / 20 кВ в нормальных и аварийных режимах: междуфазных коротких замыканий и однофазных замыканий на землю. Система определяет поврежденный участок схемы, изолирует его и восстанавливает электроснабжение потребителей в течение 1 минуты.

Рис. 1. Общая архитектура системы

Ключевые особенности системы

• Универсальная гибкая архитектура, позволяющая адаптировать систему к любой топологии.
• Автоматическое определение поврежденного участка в любых режимах работы нейтрали и автоматическое восстановление питания потребителей.
• Уменьшение времени перебоя электроснабжения (недоотпуска электрической энергии) в случае аварийных ситуаций в системе, сокращение показателей SAIDI, SAIFI.
• Сокращение эксплуатационных расходов и времени работы ремонтных бригад.
• Предотвращение ошибочных действий персонала (алгоритмы оперативной блокировки).
• Комплексная оценка состояния системы позволяет выполнять верификацию поступающих данных, исключая ложное срабатывание и восстановление недостоверных данных.
• Простота расширения системы, при добавлении новых узлов нет необходимости в перенастройке контроллеров на действующих объектах.
• Контроль пропускной способности линий и выбор наиболее приоритетных питающих узлов при восстановлении электроснабжения.
• Тренажер диспетчера.
• Интеграция с любой SCADA системой.

Функции системы

• Автоматическая локализация аварийного участка и восстановление электроснабжения.
• Помощь в принятии решений диспетчера.
• Расчет оптимального режима.
• Контроль и верификации данных.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/sistema-avtomaticheskogo-vosstanovlenija-jelektrosnabzhenija-savs-setej-6-kv-10-kv-20-kv-flisr-fdir-na-baze-aris-mc

Технология векторных измерений является одной из самых динамично развивающихся технологий в мировой энергетике благодаря новому качеству информации, которую она предоставляет.

На базе технологии векторных измерений по всему миру разрабатываются и внедряются системы, такие как WAMS и WAMPACS, которые позволяют принципиально улучшить качество мониторинга и управления. В России создается и развивается своя система на базе технологии векторных измерений, которая получила название СМПР* — система мониторинга переходных режимов.

«Прософт-Системы» предлагает комплексное решение для СМПР, полностью соответствующее существующим требованиям. В его состав входит векторный измеритель, измеритель параметров системы возбуждения генератора и концентратор векторных измерений. Компоненты комплекса СМПР синхронизируются по времени с помощью приемников GPS / ГЛОНАСС, поставляемых в составе комплекса (рис. 1).

Рис. 1. Схема системы мониторинга переходных режимов

Кроме этого, «Прософт-Системы» активно участвует в различных мероприятиях, посвященных развитию технологии векторных измерений, в рамках которых тесно сотрудничает с ОАО «СО ЕЭС», профильными институтами и другими производителями устройств СМПР.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/sistema-monitoringa-perehodnyh-rezhimov

Система мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования на базе ПТК ARIS MD предназначена для сбора и обработки основных параметров трансформаторного оборудования в непрерывном режиме.

Рис. 1. Внешний вид СМИД

Функции

• контроль действующих значений токов и напряжения на стороне ВН, СН, НН;
• контроль активной, реактивной мощностей, полной мощности и cos φ;
• контроль температуры верхних / нижних слоев масла и температуры обмоток;
• регистрация температуры окружающей среды;
• контроль параметров изоляции высоковольтных вводов согласно ГОСТ 20074‑83, ГОСТ 10693‑81;
• контроль допустимых кратковременных повышений напряжения на стороне ВН согласно ГОСТ 1516.3‑96, ГОСТ 11677‑85;
• контроль и регистрация положения и числа переключений РПН.

Система СМИД выполняет контроль с формированием экспертных оценок и прогнозов технического состояния оборудования на основе расчетных моделей в режиме реального времени, а именно:

• контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок согласно ГОСТ 14209‑97;
• контроль температуры наиболее нагретой точки обмотки согласно ГОСТ 14209‑97, МЭК 60076‑7;
• контроль старения изоляции обмоток согласно ГОСТ 14209‑97;
• выполнение расчета нагрузочной способности трансформаторного оборудования согласно ГОСТ 14209‑97;
• определение остаточного ресурса устройств РПН.

Архитектура системы соответствует требованиям СТО 56947007‑29.200.10.011‑2008 и является трехуровневой (рис 2).

Рис. 2. Архитектура системы СМИД на базе ПТК ARIS MD

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/sistema-monitoringa-i-diagnostiki-smid-transformatornogo-oborudovanija-na-baze-ptk-aris-md

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта оптового рынка электроэнергии (АИИС КУЭ ОРЭ) предназначена для организации учёта энергоресурсов у различных субъектов: генерирующих и сетевых компаний, гарантирующих поставщиков и крупных потребителей электроэнергии.

Рис. 1. Структурная схема АИИС КУЭ ОРЭ

Типовая структура АИИС КУЭ ОРЭ (рис. 1) включает в себя информационно-измерительные комплексы (ИИК) точек учёта, информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) и информационно-вычислительный комплекс (ИВК) верхнего уровня системы. Более сложные системы могут дополнительно иметь общий Центр сбора и обработки данных (ЦСОД), например для консолидации данных подчинённых по иерархии локальных систем учёта.

В точках учёта в составе ИИК используются интеллектуальные счётчики различных производителей, измерительные трансформаторы тока и напряжения, имеющие метрологическую аттестацию и отвечающие техническим требованиям ОРЭ.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/aiis-kuje-orje

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии розничного рынка электроэнергии (АИИС КУЭ РРЭ) предназначена для организации учёта электроэнергии у различных субъектов розничного рынка электроэнергии (РРЭ): энергоснабжающих организаций (ЭСО), электросетевых компаний (ЭСК), энергосбытовых компаний (ЭСБ), гарантирующих поставщиков электроэнергии (ГП), потребителей электроэнергии.

Рис. 1. Структурная схема АИИС КУЭ РРЭ

Структура АИИС КУЭ РРЭ (рис. 1) может быть как двухуровневой, так и многоуровневой. Двухуровневая система включает в себя приборы учёта, расположенные в электроустановках потребителей, и центр сбора и обработки данных (ЦСОД), развернутый у владельца системы. Многоуровневые системы дополнительно могут иметь опрос данных на промежуточных объектах учёта (трансформаторные подстанции, вводные распределительные устройства и т.д.) с помощью УСПД или PLC-концентраторов, а также поддерживать обмен данными с верхними уровнями системы.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/aiis-kuje-rrje

Комплексная система учета энергоресурсов (КСУЭР) предназначена для организации коммерческого и технического учёта разных видов энергоресурсов для хозяйствующих субъектов: крупных предприятий и заводов, управляющих компаний в сфере ЖКХ и др.

Рис. 1. Структурная схема КСУЭР

КСУЭР на базе ПК «Энергосфера®» (рис. 1) обеспечивает учёт и контроль количества выработанной, распределённой и потреблённой электрической и тепловой энергии, холодной и горячей воды, различных газообразных энергоносителей, мазута и пр. Система выполняет автоматизированный сбор данных с узлов учёта, их обработку и долговременное хранение в базе данных, производство расчётов, формирование отчётных документов, передачу подготовленных данных для обеспечения отчётно-плановой деятельности предприятия, отображение учётной информации в разных видах – мнемосхемы, таблицы, графики, журналы.

Применение ПК «Энергосфера®» для создания КСУЭР и её дальнейшая интеграция с системами диспетчеризации, мониторинга и системами управления предприятием (MES, EAM, ERP) позволяет комплексно решить целый ряд типовых задач по управлению энергоресурсами:

• технологический учет энергоресурсов;
• оперативный контроль работы оборудования и анализ аварийных ситуаций;
• анализ качества электроэнергии в соответствии с действующими нормативными документами;
• контроль небалансов;
• расчет потерь;
• ведение базы данных нормативно-справочной информации (НСИ) установленных измерительных комплексов (приборов учёта, измерительных трансформаторов, датчиков расхода, давления и температуры);
• прогноз потребления энергоресурсов;
• планирование загрузки и ремонта оборудования;
• анализ удельных расходов энергоресурсов на единицу продукции;
• нормирование расхода энергоресурсов.

Опыт показывает, что инвестиции, вложенные в КСУЭР, окупаются в срок от 0,5 до 1,5 лет, а комплексное использование такой системы на предприятии приводит к снижению энергоемкости производства на 10 – 20%.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/ksujer

ПК «Энергосфера» может применяться не только для организации интеллектуальных систем учета энергоресурсов, но и для создания полноценных систем мониторинга и контроля качества электроэнергии (СМКЭ).

СМКЭ «Энергосфера» обеспечивает автоматический сбор и долговременное хранение в базе данных различных показателей качества электроэнергии (ПКЭ): отклонений частоты и напряжений, коэффициентов несимметрии напряжений трехфазной сети, коэффициентов гармонических составляющих токов и напряжений, кратковременной и длительной дозы фликера, параметров быстрых изменений напряжения и др. Полученная информация накапливается в базе данных в виде текущих значений, усредненных значений на интервалах объединения, а также результатов статистического анализа ПКЭ на длительных периодах (сутки, неделя).

Рис. 1. Структурная схема СМКЭ «Энергосфера»

Контроль качества электроэнергии можно реализовать в качестве дополнительной подсистемы в составе АИИС КУЭ «Энергосфера» или в виде отдельной независимой СМКЭ. Типовая структура СМКЭ «Энергосфера®» приведена на рис. 1.

Функции

• контроль качества электроэнергии (КЭ) по объектам на ГИС-карте;
• интегральная оценка КЭ по заданному набору объектов;
• контроль ПКЭ на соответствие установленным нормам по ГОСТ 32144–2013;
• мониторинг текущих значений ПКЭ и параметров электрической сети (ПЭС),
• анализ векторной диаграммы напряжений и токов, автоматическая диагностика нештатных ситуаций (неправильное подключение фаз, отсутствие напряжения при наличии тока и др.);
• анализ трендов текущих и средних значений ПКЭ и ПЭС во времени;
• формирование протоколов результатов измерений;
• анализ длительности прерываний электроснабжения;
• оценка качества электроэнергии по данным счетчиков электроэнергии (СЭТ-4ТМ. 02 (03)), поддержка приборов Satec-175PM, Ресурс-Е4, Ресурс-UF2–4.30, BINOM-334i, ARIS-304 в качестве измерителей ПКЭ;
• автоматизированная параметризация приборов контроля КЭ (чтение \ запись нормативных и номинальных значений ПКЭ).

Традиционное решение по защите линий электропередачи с нулевой выдержкой времени на отключение (Т=0) состоит из приемопередатчика (ВЧ поста) АВАНТ Р400 и устройства защиты (РЗА), выполненного на электромеханических реле, полупроводниковой элементной базе или микропроцессорах.

Для двухконцевых линий предусматривается два варианта применения АВАНТ Р400 (рис. 1):

1. По концам линии устанавливается приемопередатчик АВАНТ Р400;
2. На одном конце устанавливается АВАНТ Р400, на другом – любой из ВЧ постов других производителей.

Рис. 1. Канал связи для высокочастотных защит «точка-точка»

При работе в паре с другим приемопередатчиком в одном ВЧ канале характеристики АВАНТ Р400 (выходная мощность передатчика, чувствительность приемника, полоса приема, а также параметры автоконтроля) полностью соответствуют характеристикам указанных ВЧ постов.

На линиях с отпайками на одном или нескольких концах (в любых сочетаниях) может устанавливаться АВАНТ Р400, на остальных концах – однотипные ВЧ посты других производителей (рис. 2).

Рис. 2. Канал связи ВЧ защит для трехконцевой линии или для линии с отпайкой

Обеспечивается взаимозаменяемость по основному набору блоков с другими устройствами из линейки АВАНТ: АВАНТ К400 и АВАНТ РЗСК.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/avant-r400-peredacha-priem-signalov-vysokochastotnyh-zashchit-lehp-110-750-kv

Приемопередатчик АВАНТ РЗСК применяется в качестве каналообразующего дуплексного устройства для передачи сигналов ВЧ защит (ДФЗ, ВЧБ) и дискретных команд (до четырех) в обоих направлениях (рис. 1). При этом полоса частот, используемая для передачи сигналов защит и сигналов команд в двух направлениях по каждой линии, составляет 4 кГц.

Рис. 1. Передача в одном ВЧ канале сигналов защит и команд РЗ (двухконцевые и трехконцевые каналы)

Данное решение дает существенную экономию количества приемопередающей аппаратуры и частотного спектра ВЧ каналов без снижения надежности работы системы релейной защиты.

Передача сигналов ВЧ защит ДФЗ (ВЧБ) осуществляется непосредственно по защищаемой линии.

Передача команд РЗ может производиться одновременно по защищаемой и параллельной линиям (рис. 2), благодаря чему обеспечивается высокая надежность работы системы релейной защиты.

Рис. 2. Каналы связи для комплексной защиты параллельных линий электропередачи с передачей сигналов ДФЗ и дискретных команд по ВЧ каналу 4 кГц

Приемопередатчик работает со всеми типами релейных защит, выполненными на электромеханических реле, полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.

Обеспечивается взаимозаменяемость по основному набору блоков с другими устройствами из линейки АВАНТ: АВАНТ К400 и АВАНТ Р400.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/avant-rzsk-peredacha-priem-signalov-vysokochastotnyh-zaschit-i-diskretnyh-komand-po-vch-kanalu-ljep-110-750-kv

Дуплексная передача команд РЗ и ПА, по 32 в каждую сторону, выполняется с помощью приемопередатчика АВАНТ К400 в ВЧ канале с общей шириной полосы частот 4 кГц. При этом в каждую сторону организован канал передачи 2 кГц со смежным расположением полос (рис. 1).

Рис. 1. Передача/прием 32 команд РЗ и ПА в полосе 4 кГц

Обеспечивается взаимозаменяемость по основному набору блоков с другими устройствами из линейки АВАНТ: АВАНТ Р400 и АВАНТ РЗСК.

При необходимости передавать команды только в одном направлении можно также применить приемопередатчики АВАНТ К400 (рис. 2). В данном случае ВЧ канал становится симплексным, а приемопередатчик АВАНТ К400 выполняет функции либо передатчика, либо приемника команд, в том числе в режиме совместимости с другими аналогичными симплексными устройствами.

Рис. 2. Симплексная передача или прием команд РЗ и ПА в полосе 4 кГц (режим совместимости с другими ВЧ устройствами)

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/peredacha-priem-komand-rz-i-pa-po-vch-kanalu-v-polose-4kgc

Для передачи команд РЗ и ПА по цифровым каналам связи используется специальное исполнение приемопередатчика АВАНТ К400.

При этом связь может осуществляться как по выделенным каналам ВОЛС, так и по специализированному оптическому цифровому интерфейсу С37.94, предназначенному для стыковки с мультиплексорами, имеющими аналогичный интерфейс.

Приемопередатчик АВАНТ К400 в цифровом исполнении может передавать и принимать по 32 команды, имеет два слота для организации двух независимых каналов передачи / приема, причем каждый из них может работать по выделенному оптоволокну и по интерфейсу С37.94.

С помощью приемопередатчика АВАНТ К400 в исполнении для цифровых каналов можно реализовывать различные схемы соединений для дуплексной передачи команд РЗ и ПА по выделенной ВОЛС, такие как «точка-точка», «точка-точка» с резервированием, «двунаправленное кольцо», а также симплексный канал «точка-многоточка» с резервированием. В последнем случае в качестве оптического разветвителя применяется сплиттер — ретранслятор.

Сплиттер преобразует оптический сигнал на входе SFP модуля в электрический, коммутирует его на электрический вход другого SFP модуля, который, в свою очередь, вновь преобразует его в оптический сигнал.

SFP модуль подбирается производителем или заказчиком в соответствии с длиной оптической линии, типом оптического волокна и количеством волокон, используемых для организации дуплексного канала связи.

На основе приемопередатчика АВАНТ К400 имеется возможность организации комбинированных цифровых каналов связи для РЗ и ПА по разным средам передачи в том случае, если один слот работает по выделенному оптоволокну, а второй — по мультиплексированным каналам.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/peredacha-priem-komand-rz-i-pa-po-cifrovym-kanalam-svjazi

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/generirujuschie-obekti

Устройства ИСС предназначены для формирования частотно-временных сигналов точного времени, синхронизированных с сигналами глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS, а также для синхронизации устройств по цифровым протоколам с использованием сети Ethernet.

Устройства ИСС могут применяться в качестве источника сигналов для системы обеспечения единого времени (СОЕВ), в системах мониторинга переходных режимов (СМПР), на цифровых подстанциях, в автоматизированных системах измерения, контроля, сигнализации и управления на энергообъектах электроснабжающих организаций и потребителей электрической энергии, на энергообъектах генерации и передачи электроэнергии, а также в других областях, где необходима синхронизация оборудования.

Рис. 1. Структурная схема МПСА СОПДСВМикропроцессорная система автоматизации комплекса очистных сооружений площадочных объектов магистральных нефтепроводов предназначена для управления технологическим

процессом станции очистки производственных дождевых и сточных вод (СОПДСВ) и станции обезвоживания осадка (СОО).

СОСТАВ

Микропроцессорная система автоматизации комплекса очистных сооружений состоит из двух подсистем:

• МПСА СОПДСВ, которая предназначена для автоматизации управления технологическим оборудованием станции очистки производственно-дождевых сточных вод;
• МПСА СОО, которая предназначена для автоматизации управления технологическим оборудованием станции обезвоживания осадка.

Основу МПСА СОПДСВ и СОО составляет программируемый промышленный контроллер (ПЛК) REGUL R600.

Конструктивно МПСА СОПДСВ располагается в трех электротехнических шкафах, а МПСА СОО — в одном. МПСА СОПДСВ содержит около 800 аналоговых и дискретных входов / выходов, включая резервные, МПСА СОО — около 100. Схемотехника МПСА обеспечивает гальваническое разделение между внутренними шинами контроллеров и внешними цепями ввода-вывода, каналами передачи данных. Цепи питания, ввода и вывода аналоговых и дискретных сигналов, передачи данных защищены от наведения паразитного сигнала, импульсных помех, перенапряжений и вторичных воздействий молнии.

Комплектность поставки МПСА СОПДСВ и СОО зависит от требований Заказа в соответствии с привязкой к конкретному объекту.

МПСА СОПДСВ и СОО обладает встроенной системой диагностики функционирования технических и программных средств системы.

ОСНОВНЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ ФУНКЦИИ

• сбор информации о технологических параметрах и состоянии оборудования;
• пересчет сигналов в физические величины;
• контроль технологических параметров на физическую достоверность, соответствие технологическому регламенту, достижение аварийных границ;
• оценка состояния оборудования;
• ручной ввод информации в систему с использованием АРМ-оператора;
• обмен информацией между вычислительными средствами МПСА СОПДСВ (контроллер, панельный компьютер, АРМ-оператора);
• формирование и выдача сигналов световой и звуковой сигнализаций;
• визуализация информации в удобном для оперативного персонала виде;
• архивирование информации о ходе технологического процесса, нарушениях технологического регламента, возникновении аварийных ситуаций;
• ведение базы данных реального времени;
• формирование сменных и суточных отчетов.

ОСНОВНЫЕ УПРАВЛЯЮЩИЕ ФУНКЦИИ

• определение и реализация оптимального режима функционирования каждого из технологических агрегатов;
• стабилизация технологических параметров;
• управление технологическими параметрами в автоматическом режиме;
• аварийное отключение технологического оборудования.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/mikroprocessornaja-sistema-avtomatizacii-kompleksa-ochistnyh-sooruzhenij-mpsa-sopdsv

Благодаря наличию в составе контроллеров REGUL RX00 высокоточных модулей аналогового ввода AI 08 041 (AI 02 041) с погрешностью 0,025 %, а также специализированного модуля ввода / вывода DA 03 011 (DA 01 011) и встроенной визуализации, контроллеры REGUL RX00 применяются в таких системах как ИВК СИКН.

ИВК СИКН предназначен для высокоточных измерений, вычислений, контроля и хранения измеренных параметров расхода, давления, перепада давления, температуры, показателей качества нефти (плотности, вязкости, влажности), вычислений массы нефти.

Состав

Так как ИВК СИКН представляет из себя одноканальную измерительную систему (может применяться дублирование этих систем без функции резервирования контроллеров), то для создания ИВК СИКН могут использоваться как контроллеры старших серий R600, R500, так и вариант модуля ЦПУ R400 с модулями R200.

В конфигурациях ИВК СИКН на основе серий R600, R500 применяется модуль центрального процессора CU 00 071 с USB портами и выходами VGA (серия R600) или DVI (серия R500) для подключения сенсорного дисплея. В реализации R400+R200 отображение и ввод информации осуществляется непосредственно с R400.

Вся визуализация ИВК СИКН реализуется внутри единого проекта вместе с расчетными функциями.

Из контроллеров REGUL RX00 вся информация передается на резервированные сервера и АРМ СИКН.

Применение модуля ввода / вывода DA 03 011 (DA 01 011) со встроенным специализированным ПО обеспечивает прием сигналов с расходомеров и управление поверочной установкой.

Конструкция модулей ввода / вывода R200 предусматривает возможность защиты от замены путем пломбирования.

Для унификации шкаф автоматизации и защит (ШАЗС) СИКН также может быть выполнен на основе контроллера REGUL RX00.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ ИВК СИКН

• вычисление объема и массы нефти по каждой измерительной линии (ИЛ) по СИКН в целом;
• автоматизированное измерение технологических параметров;
• автоматизированное измерение качественных показателей нефти;
• отображение (индикация), регистрация и архивирование результатов измерений;
• поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) расходомеров по поверочным устройствам (ПУ) на месте эксплуатации без нарушения технологических процессов;
• предоставление оперативному технологическому персоналу удобного интерфейса для доступа и управления оборудованием.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/izmeritelno-vychislitelnyj-kompleks-dlya-sistemy-izmereniya-kolichestva-i-pokazatelej-kachestva-nefti-ivk-soi-sikn

Программно-технический комплекс систем автоматики НПС, ППС, РП «РЕГУЛ» предназначен для создания микропроцессорных систем автоматики нефтеперекачивающих станций и резервуарного парка (МПСА НПС, ПНС, РП, САРД), а также АСУ ТП производственных объектов любой сложности.

Основная область применения ПТК «РЕГУЛ» — автоматизация технологических процессов на объектах добычи, транспортирования и хранения нефти, нефтепродуктов и газа.

ПТК «РЕГУЛ» имеет стандартную трехуровневую структуру:

• Верхний уровень - представлен средствами HMI (АРМ оператора), серверным оборудованием и SCADA-системой, поддерживающей протоколы Modbus TCP, ОРС, IEC-61870‑5‑104.
• Средний уровень - выполнен на базе ПЛК REGUL серий R600, R500 и других модификаций с поддержкой резервирования и «горячей» замены модулей. В состав среднего уровня входит шкаф центрального контроллера с резервированным контроллером, модулями связи и коммуникационными контроллерами (при необходимости) и шкафы УСО (устройство связи с объектом).
• Нижний уровень - представляет из себя датчики и исполнительные механизмы, состав которых определяется требованиями конкретного проекта.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

• прием электрических унифицированных сигналов от аналоговых, дискретных и интеллектуальных измерительных преобразователей и датчиков технологических параметров нижнего уровня комплекса автоматизации;
• автоматические защиты и блокировки управления технологическим оборудованием;
• автоматическое управление параметрами технологического процесса в соответствии с выбранными критериями управления;
• контроль состояния и управление технологическим оборудованием из операторной и диспетчерских пунктов местного, районного, территориального и центрального уровней;
• взаимодействие с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно-оптическим линиям связи;
• автоматическое, дистанционное и ручное управление технологическим оборудованием и исполнительными механизмами;
• выявление отклонений технологического процесса от заданных режимов и аварийных ситуаций;
• автоматическое включение резервного оборудования согласно заданным алгоритмам;
• управление световой и звуковой сигнализацией;
• отображение необходимой информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования;
• формирование трендов заданных технологических параметров;
• архивирование заданных технологических параметров, событий и действий оперативно-диспетчерского персонала;
• защита от несанкционированного доступа;
• самодиагностика программных и аппаратных средств;
• диагностика каналов связи.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/programmno-tekhnicheskij-kompleks-regul-dlya-sistem-avtomatiki-mpsa-nps

Другим примером распределенной системы, построенной по архитектуре аналогичной МПСА НПС, является МПСА ПТ «РЕГУЛ». Она применяется на объектах добычи, транспортирования и хранения нефти, нефтепродуктов и газа для построения пожарной сигнализации, систем пожаротушения различных видов и уровней сложности.

МПСА ПТ «РЕГУЛ» — проектно-компонуемая система с переменным составом компонентов на базе программируемых логических контроллеров REGUL R500, REGUL R600 с поддержкой резервирования и «горячей» замены модулей.

МПСА ПТ «РЕГУЛ» предназначена для:

• обнаружения пожара и несанкционированного проникновения, в том числе во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок;
• автоматического и дистанционного управления установками водяного охлаждения резервуаров и установками пожаротушения различных видов: аэрозольного, водяного и пенного, газового, порошкового и т. п. — отдельно и в различных сочетаниях;
• выдачи извещений и служебной информации в аппаратуру верхнего иерархического уровня: АРМ оператора, в смежные системы (АСУ ТП, АСДУ, пульт централизованного наблюдения и т. д.);
• управления, контроля и защиты технологического оборудования.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

• прием электрических сигналов от охранных, охранно-пожарных, пожарных извещателей, в том числе адресных, управление световой и звуковой сигнализацией (адресность достигается путем подключения извещателей по интерфейсу RS-485 с протоколом Modbus RTU, либо путем подключения каждого извещателя на отдельный вход МПСА ПТ «РЕГУЛ»);
• прием сигналов от устройств регистрации срабатывания систем противопожарной защиты и иных технических средств (при их наличии в управляемой системе), оказывающих влияние на алгоритм функционирования прибора;
• автоматический контроль исправности линий связи (для проводных — на обрыв и короткое замыкание, для оптико-волоконных и цифровых линий связи — на пропадание связи):
  
  • с техническими средствами, предназначенными для формирования стартового сигнала, в том числе ППКП;
  • с исполнительными устройствами систем противопожарной защиты (оповещатели, информационные табло, электроклапаны, пиропатроны, пожарные насосы, насосы-дозаторы, вентиляторы, электромоторы и т. д.);
• сопряжение с другой аппаратурой, в т. ч. верхнего уровня по интерфейсу Ethernet или RS-485 (АСУ ТП, устройствами телемеханики и т. д.);
• формирование сигналов управления оборудованием оповещения, эвакуации, дымогазоудаления и т. п.;
• преимущественная регистрация и передача во внешние цепи извещения о пожаре по отношению к другим сигналам, формируемым МПСА ПТ «РЕГУЛ»;
• автоматическое переключение электропитания с основного ввода на резервный и обратно с включением соответствующей индикации;
• программирование тактики формирования извещения о пожаре, сигналов пуска установок пожаротушения и / или водяного охлаждения резервуаров;
• прием электрических сигналов от датчиков контроля функционального состояния технических средств (положения, давления, уровня, температуры и т. п.);
• переключение автоматического управления на дистанционное (ручное) и обратно;
• индикация о пуске установки пожаротушения и / или водяного охлаждения резервуаров с указанием направлений;
• формирование трендов заданных технологических параметров;
• архивирование заданных технологических параметров, событий и действий оперативно-диспетчерского персонала;
• защита от несанкционированного доступа;
• самодиагностика программных и аппаратных средств;
• управление световой и звуковой сигнализацией;
• отображение необходимой информации, в т. ч. о состоянии оборудования.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/solution/show/mikroprocessornaja-sistema-avtomatizacii-pozharotushenija-mpsa-pt-regul

Рис. 1. Структурная схема управления одоризационной установкой

Система управления одоризационной установкой предназначена для автоматического управления технологическим процессом подачи одоранта в газопровод, пропорционально текущему расходу природного газа и с заданной степенью одоризации.

СОСТАВ СИСТЕМЫ

Система управления одоризационной установкой построена на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) Regul R400 и распределенной системы ввода / вывода Regul R200. Для подключения контрольно-измерительных приборов и исполнительных механизмов предусматриваются соответствующие преобразователи и барьеры искрозащиты.

ПЛК Regul R400 выполняет роль панели оператора для задания параметров системы, технологического процесса и вывода технологической информации, информации о событиях и авариях на экран панели. Кроме того, информация может быть передана во внешние системы по цифровым каналам связи (RS485 и Ethernet), а также напечатана в виде отчетов.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

• подача одоранта пропорционально расходу газа с заданной концентрацией;
• контроль подачи одоранта (обратная связь от контроллера потока);
• контроль уровня одоранта в емкости одоранта;
• контроль давления в емкости одоранта;
• формирование отчетов;
• регистрация событий и аварий;
• разграничение доступа;
• передача информации по RS485 (ModBus RTU) и Ethernet (ModBus TCP);
• сохранение информации по USB;
• вывод отчетов на печать (подключение принтера по USB или Ethernet).

Рис. 1. Структурная схема управления регуляторами расхода и давления газа

Система управления регуляторами расхода и давления газа предназначена для автоматического управления технологическим процессом подачи газа потребителю. Система позволяет гибко автоматизировать процесс, контролировать в реальном времени основные технологические показатели и реализует различные сценарии работы основного технологического оборудования.

СОСТАВ СИСТЕМЫ

Система управления регуляторами расхода и давления газа построена на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) Regul R400 и распределенной системы ввода/вывода Regul R200. Для подключения контрольно-измерительных приборов и исполнительных механизмов предусматриваются соответствующие преобразователи и барьеры искрозащиты.

ПЛК Regul R400 также выполняет роль панели оператора для задания параметров системы, технологического процесса и вывода технологической информации, информации о событиях и авариях на экран панели. Кроме того, информация может быть передана во внешние системы по цифровым каналам связи (RS485 и Ethernet) и напечатана в виде отчетов.

Помимо системы управления требуется следующее технологическое оборудование:

• Регулятор расхода и давления газа, с функцией дистанционного управления параметрами;
• Преобразователь входного давления;
• Преобразователь выходного давления;
• Прибор учета газа.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

• дистанционное управление давлением или расходом природного газа на объектах газораспределения;
• автоматическое управление давлением или расходом природного газа по запланированному графику или сценарию;
• мониторинг состояния и диагностика оборудования;
• оптимизация поставки газа и повышение энергетической эффективности (достигается путем поддержания заданного значения расхода природного газа для сглаживания пиковых нагрузок и использования газотранспортной системы как хранилища газа);
• предотвращение возникновения расхода газа, выходящего за диапазон счетчика (защита счетчика от перегрузки);
• дублирование работы ПЗК (управление срабатыванием по сигналу от датчика давления);
• управление многониточными системами с безударным включением / выключением ниток и равномерным распределением нагрузки между нитками.

Цифровая взрывозащищенная аппаратура контроля вибрации ЦВА предназначена для вибрационного контроля и защиты роторного оборудования, установленного во взрывоопасных зонах.

Внедрение ЦВА позволяет предотвратить возможные разрушения и повреждения отдельных агрегатов или группы оборудования, а также избежать крупных аварий и дорогостоящего ремонта за счет оперативного контроля параметров вибрации и своевременного проведения вибродиагностики.

Отличительные особенности аппаратуры ЦВА: расширенная функциональность, высокая помехозащищенность, возможность эксплуатации в жестких условиях.

В состав аппаратуры входят цифровые вибродатчики ИВД-2, ИВД-3, ИВД-4, контроллер ЦВА.

Датчики вибрации могут устанавливаться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, а также в подземных выработках шахт, рудников и в их наземных строениях, опасных по газу (метану) и угольной пыли.

Контроллер ЦВА предназначен для установки вне взрывоопасных зон помещений и наружных установок.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/catalog/cifrovaja-vzryvozaschischennaja-apparatura-kontrolja-vibracii-cva

Комплекс предназначен для работы в системах мониторинга турбоагрегатов, насосов, двигателей и другого промышленного оборудования. В состав входят тахометрические датчики типа МЭД-1, преобразователи тахометрические ПТ, стенд тахометрический СТ1.

Датчик МЭД-1 в комплекте с преобразователем ПТ производит измерение скорости вращения валов различных агрегатов.

Стенд СТ1 предназначен для проверки магнитоэлектронных и магнитоиндукционных датчиков скорости вращения, а также трактов систем измерения скорости вращения, в которых используются подобные датчики.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/catalog/tahometricheskij-kompleks

При проектировании объектов и систем выполняется полный комплекс проектных работ, включая:

• экспертизу существующих проектов;
• детальное изучение пожеланий заказчика;
• проведение всестороннего предпроектного обследования;
• составление технического задания на проектирование;
• проектирование нетиповых решений;
• разработку проектно-сметной документации;
• согласование и утверждение проектной документации контролирующими органами;
• авторский надзор.

Компания «Прософт-Системы» также активно сотрудничает с проектными институтами, конструкторскими бюро и организациями:

• оказывает квалифицированную поддержку при подготовке проектной документации;
• предоставляет необходимый пакет документов;
• на постоянной основе проводит обучение для специалистов проектных организаций и компаний-интеграторов, разрабатывающих системы на основе аппаратных и программных средств ООО «Прософт-Системы».

При проектировании объектов и систем выполняется полный комплекс проектных работ, включая:

• экспертизу существующих проектов;
• детальное изучение пожеланий заказчика;
• проведение всестороннего предпроектного обследования;
• составление технического задания на проектирование;
• проектирование нетиповых решений;
• разработку проектно-сметной документации;
• согласование и утверждение проектной документации контролирующими органами;
• авторский надзор.

Компания «Прософт-Системы» также активно сотрудничает с проектными институтами, конструкторскими бюро и организациями:

• оказывает квалифицированную поддержку при подготовке проектной документации;
• предоставляет необходимый пакет документов;
• на постоянной основе проводит обучение для специалистов проектных организаций и компаний-интеграторов, разрабатывающих системы на основе аппаратных и программных средств ООО «Прософт-Системы».

Компания «Прософт-Системы» осуществляет все виды строительно-монтажных работ собственными силами и с привлечением субподрядчиков:

• выполняет монтаж, шеф-монтаж оборудования на объекте;
• при необходимости привлекает субподрядчиков;
• осуществляется контроль, прием и подтверждение сроков и качества выполненных субподрядчиком объемов строительно-монтажных работ.

ПУСКОНАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

Специалисты компании выполняют полный комплекс пусконаладочных работ на объекте:

• проводят настройку, шеф-наладку оборудования и подготавливают его к сдаче в эксплуатацию;
• совместно с заказчиками осуществляют общетехнический и технологический контроль за полнотой и качеством работ;
• по результатам проведенных работ оформляют технический отчет и протоколы пусковых испытаний.

СДАЧА В ОПЫТНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Установленное и налаженное на объекте оборудование передается заказчику в опытную эксплуатацию, в рамках которой:

• утверждаются программа и методика испытаний;
• проводится проверка оборудования и его функционирования;
• устраняются и дорабатываются замечания, выявленные в ходе предварительных испытаний.

СДАЧА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

По окончании пусконаладочных работ и периода опытной эксплуатации производится итоговая передача оборудования заказчику:

• проводится комплекс приемо-сдаточных испытаний в присутствии приемной комиссии;
• оформляются протокол ПСИ и акт приемки в промышленную эксплуатацию;
• подготовка и передача заказчику полного комплекта исполнительной документации по вводимому в эксплуатацию оборудованию.

Профессиональное взаимодействие с клиентом на каждом этапе работы — важная составляющая качественного сервиса «Прософт-Систем». Оперативное реагирование на запросы позволяет компании эффективно решать поставленные задачи и выполнять требования, предъявляемые заказчиками.

Техническая поддержка осуществляется посредством электронного портала support.prosoftsystems.ru. Также специалисты компании выполняют все работы по гарантийному и постгарантийному обслуживанию установленного оборудования и систем.

Подробнее http://www.prosoftsystems.ru/pages/support

Компания «Прософт-Системы» оказывает услуги по метрологической аттестации измерительных систем в соответствии с действующими нормативными документами.