Реалізація проекту "Оперативно-інформаційний комплекс Південно-Західної ЕС НЕК "Укренерго""

Інтегратор: ТОВ "УКРГАЗТЕХ"

Об'єкт: Південно-Західна електроенергетична система НЕК "Укренерго"

Повне найменування проекту: Оперативно-інформаційний комплекс автоматизованої системи диспетчерського управління та автоматизована система збору телеметричної інформації Південно-Західної ЕС НЕК Укренерго (ОІК АСДК та АСЗТІ)

ПЗ диспетчеризації, що використовується: SCADA zenon Supervisor

Призначення системи
Збір, обробка та накопичення телеметричної інформації про режим роботи енергосистеми, що надходить у режимі реального часу. Надання цієї інформації оперативно-диспетчерському персоналу у зручній для аналізу та обробки формі з метою оперативного контролю та аналізу режимів функціонування електричної мережі енергосистеми

Основні функції ОІК АСДК та АСЗТІ

• Збір технологічних даних з підстанцій та суміжних систем (телеінформація, експрес-інформація про аварії)
• Обробка даних (дослідження, оперативний дорахунок)
• Візуалізація даних у формі таблиць, графіків, трендів, мнемосхем.
• Попереджувальна та аварійна сигналізація, повідомлення про події
• Формування звітів
• Реалізація диспетчерсько-технологічних завдань (контроль балансів потужності та енергії, контроль фазних струмів, що проходять по лініях та обмотках АТ, контроль фазних напруг на шинах ПС, контроль перетоків у небезпечних перерізах, контроль диспетчерського графіка та ін.)
• Обмін даними між диспетчерськими центрами
• Відображення інформації на диспетчерському щиті

Технічні показники системи

• Кількість ТС, що обробляються системою: до 60 000
• Кількість ТВ, що обробляються системою: до 40 000
• Кількість дискретних ТС ручного введення: до 5000
• Кількість параметрів ручного введення ТВ: до 5000
• Кількість дорозрахункових параметрів ТВ: до 20 000
• Кількість дорозрахункових параметрів ТС: до 20 000
• Сумарний цикл прийому, обробки та архівування телемеханічної інформації: не більше 1 с
• Цикл оновлення інформації на кадрах поточних значень: не більше 1-2 с
• Реакція системи на подію (від зміни ТС на вході УКП до відображення на мнемосхемі): не більше 1 с
• Виведення аварійних сигналів та повідомлень: не більше 1 с
• Час запуску типового кадру: не більше 2 с
• Час побудови типового графіка: 2–3 с
• Реакція системи на запит інформації з архіву: 3–4 с
• Протоколи обміну інформацією, що підтримуються системою: TCP/IP, МЕК 870-5-104, МЕК 61850 та ін.).

Особливості реалізації

Синхронні виміри. Мітка часу в системі надається безпосередньо первинним джерелом інформації (для ТВ — цифровий вимірювальний прилад, для ТС — контролер телемеханіки) з синхронізацією всіх технічних засобів за єдиним джерелом точного часу.

Висока точність та достовірність вимірів. Інформація від цифрових вимірювальних приладів (SATEC) передається за високонадійним міжнародним стандартним протоколом МЕК 60870-5-101 та супроводжується мітками часу та якості.

Забезпечується ведення повної комутаційної схеми підстанції (яка включає нетелемеханізовані елементи, наприклад, заземлювальні ножі) на рівні підстанції (черговим електромеханіком або диспетчером) з автоматичною її передачею на регіональний рівень.

Реалізовано прийом даних від ІДК “Регіна” та локальних АСОЕ на підстанціях для забезпечення оперативного персоналу додатковою інформацією (експрес-інформація про аварії) та резервування телеінформації.

Наявність підтримки інформаційної СІМ моделі відповідно до МЕК 61970, що забезпечує можливість створення на базі ОІК єдиної інформаційної моделі кожної підстанції та енергосистеми загалом з інформаційною інтеграцією на її основі різних автоматизованих систем підстанції/енергосистеми.

Використання міжнародного протоколу МЕК 60870-5-104 для інформаційної взаємодії підсистеми рівня ПС із рівнем ДП Південно-Західної ЕС, суміжними енергосистемами та з рівнем ДП НЕК “Укренерго” (в т.ч. без організації додаткових каналів зв'язку з використанням наявної мережі передачі даних).

Забезпечується можливість одночасного багатоканального двонаправленого інформаційного обміну за протоколами МЕК 60870-5-104/101 як на рівні ПС, так і на рівні енергосистеми (зазначена можливість не забезпечується іншими конкуруючими SCADA системами, зокрема, такими, що базуються на MicroSCADA (ABB) та E-Terra ( Alstom)).

Програмно-технічні засоби рівня ПС мають можливість об'єднання в єдину інформаційну мережу з іншими системами ПС на основі протоколів МЕК 61850, в т.ч. з можливістю модернізації ОІК ПС до повноцінної системи АСК ТП.

Експлуатаційні характеристики

• Мінімальний час оновлення телеінформації (1 с) завдяки використанню високошвидкісних каналів зв'язку та сучасного телекомунікаційного обладнання.
• Можливість перегляду ретроспективної інформації в динамічному режимі (мультиплікація) на тих самих кадрах (мнемосхемах), що й поточна оперативна інформація.
• Розширена аварійно-попереджувальна сигналізація (в т.ч. візуальна та звукова) з можливістю фільтрації та перегляду журналів подій та тривог.
• Розвинені засоби поглибленої діагностики стану обладнання системи та каналів зв'язку (з деталізацією до каналу зв'язку/пристрою/модуля пристрою). Можливість повного протоколювання інформаційного обміну за протоколами МЕК 60870-5-101/104 для подальшого аналізу.
• Гнучкість інтерфейсу (від повнофункціональних багатомоніторних конфігурацій АРМ диспетчерів до "тонких" WEB клієнтів АРМ керівництва та інших користувачів).

Надійність та відмовостійкість

• Використання високонадійного обладнання та програмного забезпечення провідних світових виробників:
  • контролери телемеханіки Siemens AK 1703 ACP в УКП7803;
  • сервери та пристрої зберігання даних Hewlett Packard;
  • робочі станції IBM, Hewlett Packard;
  • мережеве обладнання CISCO; Hewlett Packard;
  • операційні системи Microsoft;
  • системи керування базами даних Oracle;
  • спеціалізована SCADA для завдань енергетики zenon COPA-DATA;
  • ПЗ резервного копіювання Acronis та ін.
• Висока стійкість до відмов, що забезпечується сучасними технологіями резервування та архівування даних (гаряче резервування SCADA серверів, кластеризація, архівування в режимі онлайн і т.п.). Впроваджено технологію ненаголошеного резервування серверів SCADA.

Основні особливості програмного забезпечення SCADA zenon

• Концепція клієнт-сервер
• Тонкі клієнти
• Модульна архітектура
• Підтримка стандартних протоколів МЕК (МЕК 60870-5-101, МЕК 60870-5-103, МЕК 60870-5-104, МЕК 61850) та інших, що застосовуються в енергетиці (DNP3), широкого спектру промислових протоколів ПЛК – понад 250 драйверів)
• Масштабованість, гнучкість, відкритість (технології OPC, СOM, VBA, ActiveX, XML та ін., ОС від Windows CE до 64-бітових серверних платформ)
• Можливість побудови ієрархічних систем збору, обробки та візуалізації даних
• Мультиекранні системи візуалізації
• Підтримка SQL СКБД (Oracle та ін.)
• Можливість багатокористувацької розробки
• Висока швидкодія
• Автоматичне поширення змін проекту через мережу
• Розвинені засоби діагностики

Комплектація SCADA системи zenon

Дубльовані сервери ZSU7-RT-65536	ZM-ARCH — Archive Server ZM-ETM — Extended Trend ZM-REPORT — Reporting ZSQLSRV — Historian SQL Server ZGW-OPCUA — OPC UA Server ZGW-IEC60870SL — IEC60870 Slave	ZT-SQLDRV — SQL Driver ZT-IEC870 — IEC 60870-5-101_104 driver ZT-MODRTU32 — Modbus RTU and Open Modbus TCP ZT-OPCCLI32 — OPC Client V2-0 driver ZT-OPCUA — OPC UA Client driver ZT-DATE132 — File driver
Дубльовані WEB сервери ZWEBSRV7-P-25	Web-Clients 25
Клієнти (АРМи) x 9 шт. ZSU7-RT-65536	ZM-ETM — Extended Trend ZM-REPORT — Reporting
Станція розробки ZSU7-DEV-COMP	ZM-ARCH — Archive Server ZM-ETM — Extended Trend ZM-REPORT — Reporting ZM-IMM — Industrial Maintenance Manager ZM-MC — Message Control ZM-ALC — Automatic Line Coloring ZM-IPA — Industrial Performance Analyzer ZM-PLC-DIAG — PLC Diagnosis ZM-RGM — Recipegroup Manager ZSQLSRV — Historian SQL Server ZM-BASE-5 — Batch SE 5 Untis ZGW-IEC60870SL — IEC60870 Slave ZGW-OPCUA — OPC UA Server	Driver Group A, B, C

Скріншоти дисплейних мнемосхем