События • Конференция

Корпоративный презентационный день ПАО «МРСК Северо-Запада»

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Подготовил Валерий Журавлев, «Новости ЭлектроТехники»

Очередной Корпоративный презентационный день (КПД) ПАО «МРСК Северо-Запада» (дочерняя компания ПАО «Россети») состоялся 28 февраля в Санкт-Петербурге в гостинице «Парк Инн Пулковская».
В КПД приняли участие технические специалисты исполнительного аппарата МРСК Северо-Запада, руководители и специалисты служб корпоративных и технологических АСУ, отделов и секторов АСКУЭ филиалов МРСК Северо-Запада – «Архэнерго», «Вологдаэнерго», «Карелэнерго», «Колэнерго», «Комиэнерго», «Новгородэнерго», «Псковэнерго», представители «Ленэнерго», Петербургского энергетического института повышения квалификации, Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого, крупнейшие отечественные и зарубежные разработчики, производители оборудования и программного обеспечения для построения интегрированных систем телемеханики, АИИС КУЭ и мониторинга параметров качества электроэнергии, а также информационно-аналитических систем для диспетчерских пунктов РСК – всего около 90 человек.
Генеральным партнером и организатором КПД традиционно выступил журнал «Новости ЭлектроТехники».

ПЛЕНАРНОЕ ЗАСЕДАНИЕ

Открывая КПД, первый заместитель генерального директора – главный инженер МРСК Северо-Запада Игорь Кузьмин заметил, что в связи с развитием распределенной генерации соблюдение закона равенства выработки и потребления электрической мощности будет весьма непростой задачей для диспетчерских служб распределительных сетевых компаний.

– Без автоматизированных систем технологического управления диспетчер лишен некоторых органов чувств: осязания, зрения, слуха, то есть не имеет всей необходимой информации для управления сетями. АСТУ могут дать диспетчеру точные данные для принятия решений и оказания управляющих воздействий.

Сейчас звучат идеи о том, что компьютеры скоро полностью заменят диспетчеров, надо лишь прописать в программах все возможные варианты развития событий. Согласен, за этим будущее, но для реализации такого подхода нужна большая комплексная работа энергетиков, разработчиков и производителей.

Мы постепенно движемся в нужном направлении, и сегодня хотелось бы услышать о тех новых разработках, которые могут предложить сетевым компаниям изготовители оборудования и программного обеспечения для АСТУ.

Ольга Васильева, генеральный директор ЗАО «Алгоритм» (г. Санкт-Петербург), в своем докладе рассказала о возможностях применения многофункциональных приборов BINOM₃ для построения интегрированных cистем АИИС КУЭ, СМиУКЭ, ССПИ/АСДТУ, АСУ ТП.

– BINOM₃ выполняет функции нескольких устройств одновременно:

• счетчика электрической энергии;
• анализатора показателей качества электроэнергии;
• измерительного преобразователя;
• регистратора аварийных событий с осциллографом;
• контроллера телемеханики;
• АРМ специалиста-энергетика на уровне присоединения распределительного устройства.

Прибор может быть интегрирован в существующие и перспективные системы с использованием как традиционных протоколов информационного обмена (ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, Modbus RTU, Modbus TCP, SNMP), так и современных (IEC 61850, IEC 62056: DLMS/COSEM).

Устойчивость к воздействиям электромагнитных помех, высокое быстродействие, точность измерений и синхронизации позволяют с высокой достоверностью исследовать распределенные в географическом пространстве электросети и удаленные объекты.

При использовании BINOM₃ сокращается количество устройств на присоединении до одного. Упрощается архитектура автоматизации, снижаются капиталовложения, обеспечивается экономический эффект.

Функции обработки и накопления информации реализуются в устройстве на уровне присоединения РУ. Не требуется значительных усилий на конфигурирование серверов для описания устройств, что существенно упрощает и стандартизирует настройку, ввод в эксплуатацию и обслуживание.

По каналу связи передаются только оперативные данные или данные, необходимые для получения сводных отчетов по объекту, остальная информация архивируется на встроенный накопитель устройства. Поэтому в случае сбоя в работе автоматизированной системы объекта приборы являются страховочными средствами, содержащими архивы данных и АРМ с подготовленными для работы графическими формами и отчетами.

Информация о качестве электроэнергии, которую раньше можно было получить, проводя специально организуемые исследования с применением дорогостоящего оборудования, теперь неотъемлемо присутствует в линейном приборе наряду с оперативными измерениями для АСДТУ и информацией по учету электроэнергии для АИИС КУЭ.

Юрий Евстигнеев, начальник сектора системных решений ООО «Эльстер Метроника» (г. Москва), представил полнофункциональное решение для автоматизированной интегрированной системы учета энергоресурсов и телемеханики с возможностью мониторинга качества электроэнергии для подстанций, распределительных сетей и промпредприятий.

– Интегрированные системы АИИС КУЭ и ТМ «Эльстер Метроника» создаются на базе многофункциональных измерительных приборов, УСПД RTU-325T и коммуникационного оборудования.

Важной характеристикой функциональных возможностей системы ТМ является спектр поддерживаемых ею протоколов обмена данными, используемых для опроса измерительных преобразователей. Это во многом определяет возможности по масштабированию и интеграции в другие системы.

УСПД RTU-325T поддерживает протоколы обмена более 70 различных типов приборов учета, терминалов РЗА, многофункциональных измерительных преобразователей. Также поддержаны протоколы, принятые в качестве международного стандарта: Modbus TCP, Modbus RTU, МЭК 60870-5, что гарантирует аппаратную и программную совместимость компонентов и комплексов сторонних производителей.

Реализация этих протоколов позволила без доработок внедрить системы с передачей данных в SCADA ABB, Siemens, «Монитор Электрик».

Сейчас большое внимание уделяется вопросам безопасности в локальных и глобальных вычислительных сетях. В RTU-325T при подключении внешнего терминала используется протокол с шифрованием Secure Shell, а также предусмотрена настройка фильтрации по IP и авторизация всех подключений, не только для конфигурирования, но и для получения каких-либо данных.

УСПД RTU-325T может быть поставлено в модификации со встроенным сервером SCADA ГРАФэнерго с лицензией до 2000 информационных объектов. SCADA ГРАФэнерго предназначена для организации АРМ оперативно-диспетчерского персонала на подстанциях, в центрах диспетчерского управления предприятий и т.д. Она позволяет строить сложные территориально-распределенные системы телемеханики и АСУ ТП каскадной архитектуры на базе стандартных протоколов телемеханики ГОСТ Р МЭК 60870-5-104/101.

Наталия Яковлева, руководитель отдела маркетинга ОАО «Электроприбор» (г. Чебоксары), в своем докладе подробно остановилась на приборах контроля качества электроэнергии с функциями технического и коммерческого учета ЩМК96 и ЩМК120С.

– Эти устройства были разработаны нашими специалистами совместно с инженерным центром «Континуум».

Прибор контроля показателей качества электроэнергии ЩМК96 по классу А (ГОСТ 30804.4.30-2013) способен измерять все электроэнергетические параметры в точке подключения и производить расчет показателей качества электроэнергии в соответствии с требованиями актуальной нормативной базы. Прибор ЩМК120С соответствует по функциональному назначению прибору ЩМК96 и дополнен функцией коммерческого учета электроэнергии по классу 0,2S (ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012). Протоколы отчетов о качестве электроэнергии формируются в соответствии с ГОСТ 32144-2013.

В приборах реализованы инновационные решения: резервирование питания, резервирование передачи информации по интерфейсам RS485 и Ethernet, поддержка протокола 61850 «Цифровая подстанция». Они аттестованы в ФСК ЕЭС.

В 2016 г. проведена модернизация многофункционального преобразователя Е900ЭЛ: расширены коммуникационные возможности преобразователя за счет внедрения протоколов МЭК 60870-5-104, МЭК60870-5-101, дискретных входов и выходов, что позволяет применять приборы в сетях сбора и передачи информации, в системах телемеханики и АСУТП.

Все выпускаемые цифровые приборы ОАО «Электроприбор» успешно интегрируются с наиболее популярными SCADA-системами, системами АИИС КУЭ и комплексами телемеханики.

В 2017 году ожидается выход на рынок новой серии продуктов завода «Электроприбор», предназначенных для реализации функций телемеханики: модуля дискретного ввода-вывода и контроллера телемеханики.

Область применения – автоматизированные системы телемеханики, диспетчеризации, комплексов повышения наблюдательности и т.д.

Максим Женихов, генеральный директор ООО «Мависмарт», в своем докладе остановился на решениях SEDMAX, предлагаемых для распределительных сетевых компаний.

– Большинство проектов по автоматизации в электроэнергетике, реализованных на программной платформе SEDMAX, – это интеграционные проекты, включающие в себя несколько автоматизированных систем на базе единого оборудования и единого программного обеспечения: системы учета электроэнергии, контроля качества электроэнергии, телемеханики и диспетчеризации, регистрации аварийных событий, мониторинга РЗА и ПА, диагностики систем автоматизации и каналов связи. Следует отметить, что эти системы могут создаваться в любой комбинации в зависимости от потребностей заказчика.

К основным функциям SEDMAX следует отнести:

• Сбор данных с разнородных источников по протоколам Modbus RTU/TCP, МЭК-60870-5-104, МЭК-61850 (MMS, File Transfer), SNMP, проприетарным протоколам устройств;
• Долговременное надежное хранение информации в базе данных NoSQL DB;
• Передача информации в вышестоящие системы (Modbus RTU/TCP, МЭК-60870-5-104, OPC);
• Гибкое управление данными (дорасчеты, агрегация, обработка групп данных, расчет показателей).
• Удобное представление информации пользователям. WEB-интерфейс включает в себя мнемосхемы, настраиваемые журналы событий, инструменты квитирования событий и отслеживания активных событий, отчеты с возможностью экспорта в Excel. Оповещение пользователей возможно как с помощью звуковой и цветовой сигнализации, так и по e-mail или sms.

Сергей Мазур, инженер-наладчик 1-й категории ЗАО «Монитор Электрик» (г. Пятигорск), подробно рассказал об СК-11 – программном комплексе с изменяемым набором приложений для создания автоматизированных систем оперативно-диспетчерского, технологического и ситуационного управления объектами электроэнергетики.

– В основу программного комплекса СК-11 положена общая информационная модель CIM, выполненная в соответствии со стандартами серий IEC 61970 и 61968, и набор готовых к использованию функциональных модулей и средств интеграции.

Пакет SCADA СК-11 – это новое поколение систем управления и сбора данных для центров управления электроэнергетикой, который объединяет в себе базовые функции SCADA, поддержку работы с большими объемами и потоками данных, уникальную систему ведения архивов и инновационные подходы к пользовательскому интерфейсу.

Пакет приложений EMS/DMS СК-11 предлагает законченный набор функций и инструментов для сетевого анализа, включая анализ несимметричных режимов энергосистем и электрических сетей в текущей схемно-режимной ситуации с возможностью исследования последствий ее изменения, а также для краткосрочного планирования режимов работы и долгосрочного планирования развития сети. Это позволяет производить оптимизационные расчеты в темпе процесса, выполнять оценку состояния, обеспечивающую устойчивую работу приложений сетевого анализа в условиях плохо наблюдаемых сетей, предоставляет пользователю проактивные методы оперативно-технологического управления.

Пакет приложений OMS CK-11 позволяет осуществить автоматизацию бизнес-процессов, связанных с аварийными и плановыми отключениями в электрических сетях, и включает в себя развитые функции приложений по управлению отключениями с глубокой интеграцией в SCADA.

Кроме этого, в СК-11 интегрированы такие компоненты, как тренажер диспетчера, электронный журнал и управление оповещениями.

Светлана Буланова, руководитель проекта ООО «МОДУС ЭНЕРГО» (г. Москва), отметила особенности диспетчерской информационной системы (ДИС) «МОДУС», являющейся в соответствии с международной классификацией полноценным NMS/DMS/OMS-решением.

– ДИС «Модус» включает следующий набор подсистем:

• NMS – базовый модуль, в основе которого лежит модель электрической сети. Он обеспечивает функции управления электрической сетью, мониторинг, контроль выполнения переключений. Уникальность графической подсистемы «Модус» позволяет привести схемы к тому виду, который принят у заказчика, за счет использования композитных элементов, представляющих собой суммарное состояние присоединения (положение выключателя, линейного и шинного разъединителя, заземляющих ножей, системы шин).
• Подсистема Электронного журнала включает в себя средства ручного и автоматизированного ввода, а также автоматического заполнения в соответствии с изменениями оперативной схемы. Подсистема включает набор журналов, основными из которых являются: оперативный журнал; журнал нарядов и распоряжений; журнал отклонений от нормальной схемы; журнал установленных ПЗ и ЗН, журнал установленных плакатов; журналы событий и тревог; журнал технологических нарушений и журнал повреждений.
• Агент сбора данных (подсистема интеграции с системами автоматизации ОИК/SCADA) и Сервис интеграции (подсистема обмена информации с унаследованными системами). Подсистемы реализуют стандартные протоколы сбора оперативной информации МЭК 60870-5-104, OPC DA, обрабатывают информацию в соответствии с признаками достоверности установленных апертур изменения, вносят в журнал событий и отображают изменения состояния аналоговой и дискретной информации на схеме.
• Тренажер по переключениям, который предназначен для обучения персонала энергетических предприятий порядку проведения коммутаций на любых энергетических объектах. Он может быть использован для самоподготовки, аттестации персонала различного уровня, для проведения соревнований оперативного персонала, подготовки к проведению сложных переключений, на собеседовании при приеме на работу.

Роман Мацегоров, управляющий ООО «Датум Софт» (г. Ростов-на-Дону), заметил, что автоматизация процессов с помощью геоинформационных систем (ГИС) при отработке аварийных перебоев в подаче электроэнергии может существенно облегчить работу персонала распределительных сетевых компаний.

– ГИС, разработанные нашей компанией, позволяют автоматизировать такие процессы, как мониторинг состояния электросети объектов в режиме онлайн для упреждения аварий; моделирование аварийных отключений и оценка последствий; выгрузка списка отключаемых абонентов; работа со списком: уведомление потребителей о перебоях и времени восстановления.

Внедрение ГИС в РСК позволит подготавливать энергообъекты к прогнозируемому возникновению опасных погодных явлений и принимать оперативные решения при их возникновении; анализировать ситуацию и принимать решения на основе данных из всех систем предприятия (СУРР АВР, SAP ТОРО, SAP IS-U, АИСКГН, АСКУЭ, SCADA СК2007, 1С, Публичная кадастровая карта Росреестра, мониторинг транспорта, электронный архив документов и др.); автоматически формировать отчетность по объектам сетей и происшествиям.

Создание электронной модели сети дает возможность управлять подключениями новых абонентов. Её ключевые функции:

• автоматический подбор точек технологического подключения с учетом доступных мощностей;
• определение возможности подключения к ближайшим линиям сети;
• определение уровня падения напряжения в точке присоединения и в конце существующей ЛЭП с учетом объема потребления энергии абонентом.

Алексей Дымшаков, начальник отдела системных решений ООО «Прософт-Системы» (г. Екатеринбург), представил новейший, не имеющий аналогов программно-технический комплекс ARIS, предназначенный для создания комбинированных систем АИИС КУЭ/ТМ.

– К основным функциям ПТК ARIS можно отнести такие, как: сбор и обработка аналоговых и дискретных сигналов; дистанционное и местное управление; технологическая и защитная оперативная блокировки; 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; оперативная диагностика состояния основного и вспомогательного оборудования энергообъекта, расчет ресурса, выявление неисправностей; отображение информации оперативному и обслуживающему персоналу; передача данных в диспетчерские центры и центры управления сетями.

Основой комплекса являются многофункциональные контроллеры ARIS MT210, выполняющие функции центрального устройства телемеханики, устройства сбора-передачи данных, контроллера ввода-вывода, источника точного времени и коммуникационного устройства, способного работать по различным каналам как проводной, так и беспроводной связи. Данное устройство также выполняет все функции информационной безопасности в соответствии с требованиями ПАО «Россети». ARIS MT210 производится как в резервированном модульном варианте, так и в составе комплекса ПТК ARIS.

Для выполнения функций учета и ТМ, контроля показателей качества электроэнергии наша компания предлагает многофункциональные контроллеры ячеек 6–35 кВ – ARIS C304. Данные устройства могут выполнять функции счетчика электроэнергии, измерительного преобразователя, прибора регистрации ПКЭ, контроллера телемеханики в ячейках 6–35 кВ.

Сергей Калинкин, технический директор ООО «ЭМА» (г. Новосибирск), рассказал об АСТУ на базе РСДУ5, которая является эффективным инструментом диспетчера для автоматизированного предотвращения аварий и восстановления энергоснабжения потребителей.

– В составе АСТУ на базе распределенной системы диспетчерского управления РСДУ5 присутствуют подсистемы поддержки процессов техобслуживания и ремонтов, управления простоями и отключениями потребителей, оперативными переключениями, управления ремонтным персоналом и географического представления данных.

Произошедшие переключения определяются в подсистеме SCADA. На основе информации из интегрированной в АСТУ подсистемы заявок определяется тип – аварийное или плановое переключение.

Процессор топологии обеспечивает формирование списка отключенных потребителей и выбор оптимального варианта восстановления схемы электроснабжения.

По информации из подсистемы географического представления данных определяются пути подъезда к месту аварии и местоположение ремонтных бригад.

Подсистема управления простоями и отключениями потребителей обеспечивает подсчет времени перерывов в электроснабжении, формирование аварийных сводок и другой отчетной информации.

Все подсистемы используют единую информационную модель РСДУ5, которая может быть экспортирована во внешние системы в соответствии со стандартом CIM.

АСТУ на базе РСДУ5 обеспечивает предупреждение возникновения и развития аварий, а также управление производством аварийно-восстановительных работ.

Предупреждение возникновения и развития аварий реализовано наблюдением за состоянием электрической сети и режимом работы оборудования в виде однолинейных схем, панелей, аварийной и предупредительной сигнализации.

Управление производством аварийно-восстановительных работ заключается в формировании списка отключенных потребителей, проработке вариантов восстановления электроснабжения с минимизацией состава отключенных потребителей с последующим восстановлением электроснабжения по оптимальной схеме. Для восстановления электроснабжения выполняется автоматизированное формирование электронных бланков и программ переключений. В ходе аварийно-восстановительных работ ведется подсчет времени перерывов в электроснабжении потребителей и наблюдение за передвижением ремонтных бригад.

Дмитрий Скворцов, заместитель директора по развитию ООО «ПиЭлСи Технолоджи» (г. Москва), представил последние разработки компании, среди которых решения на базе ПТК TOPAZ, направленные на повышение эффективности автоматизированного управления энергообъектами и энергосистемами, а также информационной безопасности.

– Отличительные особенности комплекса TOPAZ следующие:

• Продукт является полностью отечественной разработкой.
• Информационная безопасность обеспечивается специализированным программным обеспечением, которое разработано российскими специалистами и не использует исходные коды аналогичных систем зарубежного производства. ООО «ПиЭлСи Технолоджи» имеет лицензию ФСТЭК России на деятельность по разработке и производству средств защиты конфиденциальной информации.
• Функциональная полнота и максимальный учет особенностей российской энергетики и специфики эксплуатации, что подтверждается заключением ФСК ЕЭС о соответствии АСУ ТП и заключением о соответствии ССПИ на базе ПТК TOPAZ требованиям ФСК ЕЭС и Холдинга МРСК.
• Совместимость с системами других производителей. ПТК TOPAZ имеет свидетельства и рекомендации к применению от «Шнейдер Электрик», «Сименс», АББ, других производителей и поставщиков.
• ПТК TOPAZ предусматривает использование в контроллерах и серверах операционной системы на базе Linux, оптимизацию затрат на микропроцессорное оборудование и автоматизированную систему в целом, а также позволяет добиться независимости критически важных процессов от оборудования и программного обеспечения зарубежного производства.

Алексей Мокеев, заместитель генерального директора ООО «Инженерный центр «Энергосервис» (г. Архангельск), рассказал об интеллектуальных электронных устройствах, выпускаемых компанией для автоматизации подстанций, в том числе о многофункциональных измерительных преобразователях ЭНИП-2, устройствах дискретного ввода-вывода ЭНМВ-1, устройствах сбора данных ЭНКС-3м. Особое внимание в выступлении было уделено новой разработке компании – многофункциональным измерительным устройствам ESM.

– ESM выполняет функции многофункционального измерительного преобразователя, счетчика электрической энергии с классом точности 0,2S, прибора для измерения ПКЭ, многофункционального щитового прибора и устройства синхронизированных векторных измерений.
Отличительными особенностями ESM являются расширенные диапазоны измерений параметров режима электрической сети по основной гармонике и с учетом высших гармоник, высокая точность «быстрых» и «медленных» измерений, реализация различных методов измерений реактивной мощности и энергии, возможность учета «некачественной» электроэнергии.

Интеллектуальное устройство ESM имеет четыре основные модификации, в том числе ESM-HV для подключения к электромагнитным измерительным трансформаторам тока и напряжения, ESM-ET для подключения к датчикам тока типа LPCT или к датчикам тока на базе катушки Роговского, к емкостным или резистивным датчикам напряжения, ESM-SV содержит порты Ethernet для подключения к шине процесса (МЭК 61850-9-2).

Устройство интегрируется в автоматизированные системы технологического управления при использовании протоколов IEC 61850, IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104, Modbus RTU/TCP.

Отмечу также, что разработка новых устройств тесно связана с цифровыми подстанциями. Так, сейчас мы можем предложить рынку многофункциональное устройство сопряжения с шиной процесса ENMU, цифровой комбинированный датчик тока и напряжения для цифровых КРУ 6–10 кВ, многофункциональное устройство ENBC, выполняющее функции устройства РЗА и контроллера присоединения.

Алексей Гришин, заместитель руководителя отдела внедрения и сопровождения информационных систем ООО «Компания ДЭП» (г. Москва), в своем докладе остановился на разработанном компанией типовом решении телемеханики для РП/РТП/СП 6–20 кВ.

– В состав ПТК «ДЕКОНТ» входят серверы ТМ и АСУ ТП, узлы сбора данных, узлы архивации (серверы исторических данных), контроллеры-шлюзы, сетевое оборудование.

Основу программного обеспечения АСУ ТП «ДЕКОНТ» составляет оригинальное ПО SCADA SyTrack.

Функционально структура комплекса телемеханики «ДЕКОНТ» состоит из трех уровней:

• Уровень процесса (нижний уровень), на котором выполняются функции телеизмерений, телесигнализации, телеуправления, информационный обмен со смежными системами и консолидация данных по объекту управления. На этом уровне работают объектный контроллер ТМ (ДЕКОНТ-А9Е2), многофункциональные модули depRTU-LT комплексного контроля и управления распределительными устройствами 6–20 кВ сетей среднего напряжения, модули ввода-вывода общеподстанционных сигналов DIN16C-24, специализированные модули охранно-пожарной сигнализации AIN16-R20, многофункциональные электроизмерительные устройства с функцией контроля качества электрической энергии depRTU-EM-Q.
• Уровень каналов связи (средний уровень) – устройства (контроллеры телемеханики, концентраторы), которые выполняют функции сбора и концентрации информации по подстанции в целом, организации межуровневых коммуникаций, обеспечения информационного обмена с удаленными центрами управления.
• Уровень РДП (верхний уровень) – средства хранения и представления информации. Предусматривается организация АРМ дежурного оперативного персонала РДП и АРМ инженера ТМ. Программно-технические средства АРМ обеспечивают выполнение функций представления (отображения, сигнализации) информации и архивации.

Сервер сбора, обработки и передачи данных работает под управлением промышленной операционной системы и поставляется с загруженным в нее СПО, поддерживающим модель данных и устройств IEC 61850. Сервер сбора, обработки и передачи данных поддерживает протоколы TCP, IPv4, IPv6, SNMP, ICMP, ARP, HTTP, SSH, NTP(SNTP), FTP, Telnet.

Многофункциональные модули серии depRTU позволяют решать обширный спектр задач в распределительных сетях, начиная от простого контроля и управления ячейкой и заканчивая полнофункциональным контроллером присоединения 6–35 кВ, позволяющим организовывать резервное место управления присоединением с графическим экраном и органами управления, организовывать оперативную блокировку, функцию регистрации аварийных процессов, некоторые функции контроля качества электроэнергии.

Дмитрий Ионин, заместитель начальника отдела автоматизированных систем ООО «НПО «МИР» (г. Омск), рассказал об уникальных характеристиках новой разработки НПО «МИР» – устройства измерительного преобразовательного КПР-01М.

– Устройство КПР-01М позволяет решать задачи, которые сейчас по отдельности выполняются контроллером телемеханики, многофункциональным измерительным преобразователем, регистратором аварийных событий, прибором контроля показателей качества электроэнергии, модулем телесигнализации/телеуправления, регистратором аварийных событий.

КПР-01М объединяет в себе:

• Подстанционный контроллер с возможностью приема/передачи данных по протоколам обмена МЭК 61850-8 (GOOSE, MMS), МЭК 870-5-101/103/104, ModBus (2 порта Ethernet и до 4-х портов RS-485 с возможностью расширения внешними устройствами типа Nport);
• Контроллер присоединения (ячейки) с поддержкой технологических языков программирования, с возможностью публикации и подписки на GOOSE-сообщения в соответствии с требованиями МЭК 61850-8 для реализации функции оперативных блокировок, резервируемого Ethernet-кольца для организации подстанционной шины передачи данных, с возможностью подключения модулей дискретного ввода-вывода МИР МВ-01, терминалов РЗА, РПН и т.д.;
• Многофункциональный измерительный преобразователь с классом точности 0,2S и функцией учета электроэнергии;
• Осциллограф-регистратор аварийных событий с записью предаварийной истории (как формы, так и СКЗ токов и напряжений);
• Прибор контроля ПКЭ в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30-2013, класс А.

Использование нового поколения оборудования НПО «Мир» позволяет получить максимум функций в одном приборе и системе с возможностью интеграции оборудования в любые другие программные комплексы, контроллеры и автоматизированные системы; резко снизить затраты на создание АСУ ТП подстанции с максимальным объемом функций; получить систему, отвечающую всем мировым требованиям к автоматизированным системам для электросетевого комплекса (использование технологий «цифровой ПС»).

Применение интегрированного решения позволяет резко сократить затраты на автоматизацию подстанций, особенно для объектов напряжением 35, 10, 6, 0,4 кВ.

ЗАОЧНОЕ УЧАСТИЕ

АО ГК «Системы и Технологии» (г. Владимир) представило различные инновационные решения на базе собственных продуктов: программное обеспечение «Пирамида 2.0», линейку счетчиков «КВАНТ», модемов Link, УСПД SM160.

Информационно-измерительные системы контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (ИИС «Пирамида») предназначены для измерений электрической энергии и мощности, коммерческого и технического учета энергоресурсов – автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергопотреблении. ИИС «Пирамида» предназначены для создания многоуровневых АИИС КУЭ, а также для использования в комплексах устройств телемеханики АСУ ТП.

Программное обеспечение «ПИРАМИДА 2.0» является ключевой составляющей ИИС «ПИРАМИДА». ПО «ПИРАМИДА 2.0» – это технологически принципиально новая платформа организации системы smart metering, основанная на самых передовых технологиях и огромном инженерном опыте. Её отличительные особенности:

• Модульная отечественная программная платформа с возможностью интеграции в различные бизнес-приложения.
• Возможность реализации больших систем.
• Интеграция с современными типами приборов учета и УСПД.
• Гибкая модель нормативно-справочной информации.
• Аналитические функции и тревожная сигнализация.
• Универсальный конструктор отчетов.
• Современные безопасные Веб-технологии.
• Поддержка мобильных платформ iOS и Android.

При использовании ПО «Пирамида 2.0» заказчик получит ощутимый экономический эффект как по стоимости внедрения, так и по стоимости владения.

АО «ЭлеСи» (г. Томск) на своем стенде продемонстрировало программно-технический комплекс «АСТ 1150», предназначенный для создания новых и модернизации существующих систем телемеханики подстанций любого масштаба и сложности. «АСТ 1150» аттестован и рекомендован к применению на объектах ПАО «ФСК ЕЭС» и ПАО «Россети».

ПТК «АСТ 1150» состоит из ПЛК серии «ЭЛСИ» собственного производства и SCADA пакета SCADA Infinity собственной разработки. Комплекс обеспечивает наличие полной и оперативной информации о работе оборудования; возможность подробного, ретроспективного анализа режимов работы оборудования; эффективность диспетчерского управления в ЦУС и РДУ; улучшение ведения режимов работы ПС; ускорение ликвидации нарушений и аварий; интеграцию с системами РАС, РЗА, ПА.

Структурно ПТК «АСТ 1150» имеет три уровня: нижний, средний и верхний.

К нижнему (полевому) уровню относятся все устройства, которые непосредственно связаны с объектом управления. С их помощью обеспечивается сбор информации и выдача команд управления, необходимых для функционирования системы телемеханики. Главным образом нижний уровень представлен цифровыми измерительными преобразователями, обеспечивающими выполнение функций сбора и первичной обработки аналоговых сигналов.

Средний уровень образуют устройства концентрации, обработки и передачи информации от устройств нижнего уровня на верхний уровень и от верхнего на нижний уровень. Основным элементом среднего уровня являются программируемые логические контроллеры ЭЛСИ-ТМК.

К верхнему уровню относятся средства передачи, хранения и представления информации, а также средства ЛВС, объединяющие автоматизированные рабочие станции ПС. Сюда же входят АРМ оперативного и инженерно-технического персонала. Верхний уровень базируется на SCADA Infinity.

ОБСУЖДЕНИЕ

Традиционно у аудитории возникает множество вопросов к выступающим. На этом КПД основными темами в обсуждениях являлись вопросы взаимной интеграции систем и устройств, технико-экономической составляющей внедрения, протоколов передачи данных, примеров опыта эксплуатации. Представляем небольшой дайджест прозвучавших вопросов и ответов.

– Решены ли вопросы интеграции ваших устройств и ПО с устройствами и ПО других производителей?

– Мы уже решили вопрос совместимости наших устройств BINOM₃ в части учета и контроля качества электроэнергии с ПО таких компаний, как «Прософт Системы», «Системы и Технологии», «Н-Форс», «РТ Софт», «Авиатекс», «Энергоконтроль», «ЭМА». К сожалению, некоторые производители ПО по каким-то причинам не выходят на диалог с нами (Ольга Васильева, «Алгоритм»).

– В рамках проектов по внедрению СК-11 мы можем настроить интеграцию с любыми системами и устройствами (Сергей Мазур, «Монитор Электрик»).

– При интеграции устройств разных производителей возникает довольно много вопросов. Протоколов обмена информацией существует достаточно большое количество, плюс кто-то пользуется собственными протоколами. Поэтому мы проводим целый большой комплекс работ в нашей лаборатории по проверке совместимости с каждым конкретным устройством. Сейчас наши системы совместимы с приборами «Таврида Электрик», «ЭКРА», «Бреслер», АББ и многих других компаний (Дмитрий Скворцов, «ПиЭлСи Технолоджи»).

Комментарий Василия Мальгина, начальника управления метрологии и контроля качества электроэнергии ПАО «МРСК Северо-Запада:

– Позиция «МРСК Северо-Запада» по взаимной интеграции систем однозначна: считаем неприемлемым, когда кто-либо пытается монополизироваться и не обеспечивать интеграцию своего оборудования с устройствами и ПО других производителей. Прошу всех учесть эту информацию.

– Каков опыт внедрения ваших комплексных систем и насколько он успешен?

– СК-11 внедрена в АО «Системный оператор Единой энергетической системы». Часть платформы используется в «РусГидро». Практически полноценная SCADA-система внедрена в Екатеринбургской электросетевой компании и в Казахстане. Уже заключены договоры с рядом компаний о ближайшей реализации проектов на базе СК-11. Это говорит о том, что система пользуется спросом (Сергей Мазур, «Монитор Электрик»).

– Диспетчерская система «Модус» установлена в «Курорт-энерго» и ею, по отзывам, достаточно довольны, поскольку она дает большой простор для реализации своих идей (Светлана Буланова, «МОДУС ЭНЕРГО»).

– Комплексный проект находится на стадии реализации в Новой Москве – с регистрацией аварийных событий, с контролем качества электроэнергии и т.д. (Алексей Гришин, «Компания ДЭП»).

– Система внедрена на практически всех узловых подстанциях «Омскэнерго», на предприятиях «Газпромнефти». Для «Роснефти» наша система является типовым решением для подстанций 35 кВ (Дмитрий Ионин, НПО «МИР»).

– Возможна ли передача информации с ваших приборов в системы верхнего уровня?

– Все собранные данные хранятся и обрабатываются внутри прибора, затем эти данные можно как телемеханическую информацию передавать по каналам связи в системы верхнего уровня (Ольга Васильева, «Алгоритм»).

– Данные, полученные приборами, собираются в УСПД, там же производится анализ и формирование отчетных форм. Отчетные формы выгружаются либо по запросу на ftp-сервер, либо это может быть автоматическая отправка на ftp или на электронную почту (Юрий Евстигнеев, «Эльстер-Метроника»).

– Каким образом можно оценить экономическую составляющую при внедрении устройств и приборов и какова стоимость ваших систем?

– Точной стоимости в цифрах я, к сожалению, не дам, как не смогут ее озвучить, думаю, и мои коллеги. Наш комплекс свободно комплектный, поэтому и первоначальная цена, и стоимость последующего владения программным продуктом будет измеряться тем количеством приложений, которые захочет получить заказчик (Сергей Мазур, «Монитор Электрик»).

– Когда мы начинали разработку своего программно-технического комплекса, проводили анализ экономической целесообразности. На одной чаше весов лежала стоимость оборудования, материалов, монтажа и стоимость обслуживания, на другой – нынешние затраты РЭС. Итоговая экономия для объектов 35 кВ со средним числом присоединений 20–24 составляла не менее 40% (Алексей Гришин, «Компания ДЭП»).

ИТОГИ И НАГРАЖДЕНИЕ

Итоги презентационного дня перед вручением традиционных дипломов компаниям-победителям КПД в различных номинациях подвел первый заместитель генерального директора?– главный инженер МРСК Северо-Запада Игорь Кузьмин:

– Отмечу, что автоматизированные системы технологического управления разных производителей, в том числе отечественных, выходят на новый уровень. Сейчас практически у всех есть возможность интеграции в системы, которые изначально могут общаться между собой на одном «языке» и обмениваться информацией не только по уже ранее известным протоколам, но и по современному протоколу МЭК 61850.

Приятно сознавать, что современные отечественные SCADA-системы приближаются к зарубежному уровню, их функционал не уступает функционалу мировых аналогов. Появляется возможность оперативно работать со звонками абонентов, передавать информацию потребителям как в виде СМС-сообщений, так и с помощью мобильных приложений. Это существенно облегчит жизнь обеим сторонам договора электроснабжения. Мы сможем быстро получать информацию о месте и времени отключения, чтобы оперативно отправить на место ремонтные бригады, а потребитель будет знать, когда проблема будет решена. Отмечу также, что на КПД были представлены как бюджетные, так и более дорогие решения, что дает возможность выбора.

Немаловажным является вопрос стоимости АСТУ. Необходимо учитывать несколько факторов: первичная цена покупки, стоимость дальнейшего владения (эксплуатации), экономический эффект от внедрения. Следует считать совокупную стоимость жизненного цикла. Автоматизированные системы – недешевое удовольствие, но с учетом последующего эффекта, который они могут дать (оптимальный режим работы энергосистемы, высокая надежность, возможность дистанционного управления подстанционным оборудованием, оперативное устранение аварий и их пред-отвращение, экономия вследствие уменьшения технических и коммерческих потерь электроэнергии), – это выгодный инвестиционный проект. В филиалах «МРСК Северо-Запада» есть уже внедренные системы, но нужно их развивать, насыщать новым функционалом.

Сейчас перед нами стоит задача по снижению среднего времени перерывов в электроснабжении. Её возможно решить только двумя путями: либо наращиванием численности персонала во всех точках, что невозможно с учетом необходимости снижения операционных расходов, либо созданием такого оборудования, за которым можно наблюдать и которым можно управлять с помощью автоматизированных систем.

2017 год объявлен в «Россетях» годом борьбы с потерями, поэтому важность применения современных систем контроля и учета электроэнергии возрастает. Для каждого предприятия, в том числе и сетевого, необходимо точное соблюдение баланса электроэнергии. Без четкого знания объемов полученной и переданной энергии невозможно работать на рынке. Только полная и достоверная информация влечет за собой прозрачность деятельности предприятия и доверие участников рынка друг к другу. Только при наличии точного учета можно выявить очаги потерь и с ними бороться.

И сегодня я увидел достаточно интересные решения по учету. К примеру, НПО «МИР» предлагает вынос самого устройства учета на опору, на границу раздела. У потребителя же находится только блок отображения информации. Такой подход позволяет нам защититься от попыток хищения электроэнергии, а возможность дистанционного контроля за нагрузкой потребителя и ее управления даст необходимые рычаги воздействия на неплательщиков.

Хотелось бы отметить еще один момент. У нас исторически сложилось так, что в вопросе об автоматизированных системах нет единогласия. Один отдел отвечает за АСКУЭ, другой за АСУ и SCADA, третий за устройства РЗА, четвертый за метрологию. И соответственно каждый пытается выстроить свою систему. В результате получается дублирование многих функций. Но мое мнение заключается в том, что необходимо отказываться от излишнего дублирования в то время, когда требуется экономить каждый рубль. И это подталкивает нас к интегрированным системам. При этом должна быть просчитана разумная степень необходимости резервирования. Лишиться на некоторое время измерений – это полбеды. А лишиться защиты – это более серьезный вопрос. Поэтому наиболее сложное интегрированное в единые системы решение – это устройства РЗА, которые, с одной стороны, должны иметь полный комплекс сопряжения со всеми автоматизированными системами, а с другой стороны, иметь возможность работать самостоятельно.

Уверен, что уже в самом скором времени нам удастся найти компромиссное и оптимальное решение.

По итогам дня эксперты и участники КПД выбрали победителей в трех номинациях.

Лауреатом в номинации «Рекомендовано к применению» стало ООО «Инженерный центр «Энергосервис», разработавшее серию интеллектуальных электронных устройств.

Сразу двумя дипломами было отмечено ЗАО «Монитор Электрик». Лучшим инновационным решением признана разработка компании – программный комплекс СК-11, а доклад Сергея Мазура стал, по мнению присутствующих, самым убедительным.

МНЕНИЯ

Виталий Шапаренко, начальник отдела развития автоматизированных систем технологического управления Департамента корпоративных и технологических АСУ ПАО «МРСК Северо-Запада»:

– Общее впечатление от проведенного КПД – положительное. Практически в каждом докладе было отмечено что-то принципиально новое и интересное.

Отрадно, что продукты отечественных производителей по своей функциональности выходят на высокий уровень конкурентоспособности с мировыми аналогами. Пусть пока только по отдельным направлениям, а не по комплексным решениям, но всё равно это уже достаточно серьезный уровень.

Конечно, я ожидал, что в выступлениях упор будет сделан не на описание каких-то структурных схем, решений, а на ответах на два основных вопроса: каковы конкурентные преимущества представляемого устройства или программного продукта и каков ожидаемый или уже полученный технико-экономический эффект от их внедрения. К сожалению, не во всех докладах прозвучали ответы на эти вопросы.

Первым подразделом темы КПД были многофункциональные приборы и построение на их базе комплексных решений по телемеханике, АИИС КУЭ и контролю качества электроэнергии.

Если говорить о приборах, то архангельский «Энергосервис» в очередной раз показал, что не стоит на месте и его линейка постоянно и значительно расширяется. Наличие оптимальной номенклатуры устройств и легко масштабируемая гибкая архитектура системы позволяет подобрать для каждого объекта наиболее оптимальное и экономически целесообразное решение – от оптимизированных по стоимости систем телемеханики для небольших объектов, до автоматизации больших подстанций в соответствии с требованиями стандарта МЭК-61850.

Еще один из лучших отечественных приборов – многофункциональное устройство Binom₃ компании «Алгоритм», которое в зависимости от модификации, помимо функций измерительного преобразователя телемеханики и счетчика АИИС КУЭ, может выполнять функции прибора контроля качества электроэнергии, контроллера присоединения и регистратора аварийных событий. Это позволяет сократить количество приборов и систем на одном объекте.

Не секрет, что в «МРСК Северо-Запада» наиболее часто применяются устройства «Энергосервиса» и «Алгоритма». Поэтому приятно было услышать, что компании развивают свои продукты, наполняют их новым современным функционалом.

Проблема внедрения комплексных систем, выполняющих функции телемеханики, АИИСКУЭ и контроля качества, достаточно сложная на сегодняшний день, поскольку развитием и обслуживанием каждой из отдельных систем занимаются разные подразделения сетевой компании. Соответственно бизнес-процессы построены так, что развиваются эти системы по разным направлениям. К интеграции пока никто не стремится, в том числе потому, что до сих пор никто не может дать четкого ответа, насколько эти комплексные решения рациональны и экономически выгодны.

Тем не менее такие комплексные решения уже имеют примеры успешные внедрения. В частности, их представила «Эльстер Метроника». Довольно новые для нас и интересные решения показали «Компания ДЭП» и НПО «Мир», но, не имея достаточной информации об опыте применения, пока еще сложно сказать, какие недостатки или достоинства они имеют по сравнению с используемыми у нас решениями.

Второй подраздел – программное обеспечение АСТУ. Полноценная автоматизированная система управления электрической распределительной сетью состоит из нескольких интегрированных систем: системы управления распределением энергии (DMS), системы управления перерывами в энергоснабжении (OMS), системы управления производством и передачей электроэнергии (EMS), системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и графической визуализации пространственных данных (GIS). В идеале все они должны внедряться на базе единой информационной платформы с единым пользовательским интерфейсом.

За рубежом предложений по таким автоматизированным комплексным системам достаточно много – их предлагают GeneralElectric, ABB, PSI. В сетевых компаниях «закрыть» эти задачи часто пытаются набором разноплатформенного программного обеспечения различных производителей. При этом получить эффективную систему и исключить дублирование данных можно только путем организации прямого информационного обмена систем между собой. Зачастую при такой интеграции возникают сложности, поскольку используются разные протоколы передачи данных, способы обмена информацией. Значительный рост сети «прямых связей» систем заметно снижает надежность комплекса, ограничивает его быстродействие, увеличивает стоимость его развития и эксплуатации.
Выход просматривается либо во внедрении комплексного импортного продукта, что вряд ли мы можем себе по-зволить, либо в разработке собственной интеграционной шины и CIM-модели для стандартизации способов обмена информацией. Тогда любая внедряемая система будет легко интегрироваться в комплекс и сможет использовать данные, собираемые другими системами. Отечественные производители уже достаточно преуспели в реализации отдельных функций, нужно просто собрать все воедино посредством интеграционной шины и реализовать единый пользовательский интерфейс комплекса.

На этом фоне всех присутствующих поразил «Монитор Электрик» докладом о платформе СК-11 российского производства, имеющей практически максимально полный функционал по EMS, DMS и OMS для уровня диспетчерских пунктов РСК. Единственное, что многие представленные функции OMS, как мне показалось, еще в разработке, не реализованы на практике и не имеют опыта эксплуатации.

Интересные решения по GIS предлагает Datum, но реализованные в программном обеспечении функции могут работать только при наличии большого объема входных данных, что также требует интеграции с другими системами. Достаточно мощный продукт с хорошим функционалом, но без информации из систем его практическое применение невозможно.

Отмечу, что даже по приводимым в докладах структурным схемам мы могли бы очень долго обсуждать технические преимущества и недостатки конкретных устройств и ПО, но не это было интересно потенциальным заказчикам – главному инженеру «МРСК Северо-Запада», сотрудникам Департамента оперативно-технологического и ситуационного управления. Им как пользователям автоматизированных систем управления важен конечный результат – предлагаемый функционал, удобный интерфейс, информативные мнемосхемы, автоматически формируемые отчеты и те преимущества, которые дают представленные технические решения.

Александр Назарычев, профессор, ректор ФГАУО ДПО «Петербургский энергетический институт повышения квалификации»:

– Современная техническая политика в электросетевом комплексе, в генерирующих компаниях основана на автоматизации процессов управления и принятия решений, на внедрении промышленного интернета вещей, на продвижении цифровых интеллектуальных технологий. Однако данные процессы выявили достаточно большое количество проблем, связанных с защитой информации и кибербезопасностью. Отрадно, что на КПД докладчики не обходили стороной эти темы.

Задачи автоматизации не являются новыми для энергетиков. Но раньше они решались локальными программными продуктами, не «завязанными» в систему управления всей компанией. Комплексные системы позволяют осуществлять подпитку необходимой информацией извне в режиме реального времени, постоянно актуализировать её. При этом у специалистов возникают вопросы: какой продукт брать за основу? Какая информационная база будет достаточной для решения задач технологического управления объектами энергетики? И они правомерны, поскольку любая информационная система устаревает достаточно быстро, меняются программные продукты, технические средства. Необходима долговременная перспектива развития. И во многих докладах ответы на подобные вопросы учитывались.

Компании должны иметь возможность довести свой продукт до реального внедрения и реализовать его на каком-то пилотном проекте. После этого эксперты «Россетей» (я сейчас говорю не только об «МРСК Северо-Запада») должны оценить, как сегодня модно говорить, лучшие практики. И уже после этого нужно выбирать и технические, и программные средства, и системные средства коммуникации для внедрения на уровне не только одного РЭСа, производственного отделения, не только на уровне филиала МРСК, но и в целом в МРСК и в ПАО «Россети».

Пока же, если судить по реальным примерам внедрения комплексных систем, то их достаточно мало. Но у нас нет времени на длительные переходные процессы. Конечно, на любое внедрение нужны деньги, соответственно нужно проводить такую политику, чтобы эти программные продукты давали не только ощущение удовольствия от владения, но и соответствующий экономический эффект. Они должны не просто на словах повышать надежность, обеспечивать удобство управления сетями, а должен быть рассчитан показатель эффективности, приведена доказательная база, что в результате применения конкретной системы показатели надежности, управляемости, безопасности и так далее изменятся в лучшую сторону.

Следующий Корпоративный презентационный день «МРСК Северо-Запада» состоится во II квартале 2017 года. За планом мероприятий можно следить на сайте: www.mrsksevzap.ru/corporatepresentationday