Специализированные SCADA для распределительных электросетей

[Solin]

Специализированные - наверное существуют такие, какие основные функциональные отличия имеют от SCADA общего назначения?
Нужно диспетчеризировать и управлять двумя заводскими ТП.

[doza]

Почему многие думают что скадой можно управлять, сбор данных и выдача заданий, даже архивирование данных не желательно на скаде, скада сама по себе не как не связана с ТП, работает с контроллерами и блоками связи, смотрите у производителей оборудования которого вы хотите использовать, а уже потом выбирайте скаду, некоторые производители имеют собственные специализированную скаду.

[Solin]

Не все в вашем ответе понятно из-за небрежного отношения к русскому языку.
Пожалуйста выражайте мысли более четко

Почему многие думают что скадой можно управлять

Да, при помощи скады (скада как инструмент) , например, оператор может управлять

даже архивирование данных не желательно на скаде, скада сама по себе не как не связана с ТП, работает с контроллерами и блоками связи

Архивирование на скаде желательно, иначе при отсутствии связи не удастся посмотреть и проанализировать логи событий.

смотрите у производителей оборудования которого вы хотите использовать, а уже потом выбирайте скаду, некоторые производители имеют собственные специализированную скаду.

Поэтому и спрашиваю - какие дополнительные функции бывают или могут быть включены в скаду управления распределительными сетями?

[Никита]

Вот это и есть особенности построения систем в энергетике. Наличие архивов (по месту) и синхронизация точного времени. Важно при разборе полетов.
Второе - часто встроенная поддержка 101 и 104-го МЭКовских протоколов. Кстати, местное железо с диспетчерской работает именно так, про связь с РДУ не скажу.
Третье - на уровне крупных компаний уровня МРСК используются комплексы (и железо и программная часть), стоимость которых может запросто превыситьстоимость Ваших двух заводских ТП.
Четвертое. Программные средства отображения могут идти в составе самого железа. Классический пример всего этого - сервера (или шлюзы, кому как нравится) типа D400 от General Electric. Это как раз пример спецрешения. Верх отдельно, через оракловские базы и еще кучу приблуд.

Но - это все используется в сетях от 35 и выше, ну и в ПС 35/6 (или 35/10, от региона зависит) .

А в сетях 6-10кВ используют или загадочную EMCS, если Шнайдер подсуетился, или общевойсковые скады. Встречаются и совсем самопальные поделки на С++, Delphi и т.п. Тут больше зависит от протоколов в терминалах РЗА и счетчиках.

В Вашем конкретном случае о каком уровне напряжений речь идет? И защиты по высокому (если есть) и среднему на чем сделаны?

[Solin]

Вот это и есть особенности построения систем в энергетике. Наличие архивов (по месту) и синхронизация точного времени. Важно при разборе полетов.

те архив не при скаде, а хранящийся в ТП?

В Вашем конкретном случае о каком уровне напряжений речь идет? И защиты по высокому (если есть) и среднему на чем сделаны?

10 кВ, все на шнайдер электрик

[Никита]

те архив не при скаде, а хранящийся в ТП?

Да, именно так. Но я упоминал - речь про энергосистемы, там где имеет место регулирование потоков. Там действительно важны точные времена переключения, ибо манипуляции выключателем в одном месте могут вызвать качания в другой части системы. То есть там важен именно человеческий фактор, автоматика с регулированием потоков по всей системе просто не справляется, для этого есть специально обученные диспетчера. Плюс каналы связи дублированные. Не заморачивайтесь особо, там много нюансов и 330-110-35 это не Ваш случай. Просто Вы спросили про особенности, я ответил. :)
В сетях 6/10 - это обычно только защиты и минимум переключений - ввода и секционники + отходящие фидера на ТП. Управление двигателями 6 кВ идет не от АРМов энергетиков, а от кнопок через ПСУ/РУ или технологической скады.
В этом случае обычно никто не озадачивается какими-то особыми функциями. В сепамы втыкаются интерфейсные платы (тоже не по три копейки) и протягивается линия до шлюза (чаще всего мокса, хотя тут возможны варианты), далее Ethrernet и скада. С морды не получится, с нее только журналы и осциллограммы. События и команды в базу пишутся уже наверху. Соответственно, имеем с одной стороны осцилоограммы и журнал событий в самом терминале, с другой - архивы в диспетчерской. Единственное, на сепамы надо посмотреть что именно журналируется и с какой глубиной, там не сильно много возможностей.
Хотя, крайняя система с тремя ТП 6/0,4 имела GPS-приемник точного времени и синхронизацию.
Предвидя вопрос - наверху стояла EMCS, за нее целиком отвечали спецы шнайдера. Но и других решений тоже видел изрядно. У шнайдера есть порядочно подводных камней, надо будет или самому разбираться или поручить все им и потом разбираться с ними...

[doza]

Да Да русский у меня всегда на три, но мы не на форуме русского языка, постараюсь ответить на все ваши вопросы более грамотно.

Да, при помощи скады (скада как инструмент) , например, оператор может управлять

Оператор может управлять реальным рубильником, в случае скады оператор выдает задание АСУ, та в свою очередь принимает решение об исполнения задания, если АСУ не предусматривается, то поверьте ничего лучше пульта с переключателями и кнопками не придумали.

Архивирование на скаде желательно, иначе при отсутствии связи не удастся посмотреть и проанализировать логи событий.

Вы сами и ответили на свой вопрос, при пропадании связи архивирование должно продолжатся, нежелательно не значит что нельзя, вы можете и на скаде, но не желательно архивирование зацикливать на скаде.

Поэтому и спрашиваю - какие дополнительные функции бывают или могут быть включены в скаду управления распределительными сетями?

Дополнительных функций нет, все серьезно упрощается, в особенности графического экрана.

[Romcheg]

Мы занимаемся системами энергоснабжения на 10 и ниже на 0.6-0.4. По 10-ке стоят Шнайдеровские Сепамы 2000-й и 1000-й серии, по 0.6 - БМРЗ от Механотроники, по 0.4 - ставим свои контроллеры.
Из основных задач:
1) Подъем из блоков ЦРЗА (Сепамов и БМРЗ) осциллограмм.
2) Работа по сигналам от ЦРЗА из их журналов событий. Напрямую регистры только для индикации на мнемосхемах АРМов годятся, а в архив, журналы и обработку АС\ПС только из журналов надо брать - метки времени тут критичны.
3) Статистика по переключениям выключателей - это их ресурс.
4) Синхронизация меток времени по системе единого времени - очень серьезныек требования: разбег меток времени по всем узлам не должен превышать 20мс от эталона.
5) Буферирование данных - это когда систему оставляют работать только на блоках ЦРЗА и контроллерах, выключая ВСЕ шлюзовое и серверное оборудование, включая АРМы. Затем вручную выполняют переключения, манипуляции с системой, затем включают систему и она должна по журналам и архивам показать все произведенные действия с точностью меток времени по вышеуказанным требованиям.
6) Горячее резервирование серверов системы.

Скада - моя.

[CHANt]

Класс SCADA для электроэнергетики называется - "Оперативно-информационный комплекс". Требования - в "Правила технической эксплуатации электростанций и сетей РФ" раздел 6.10.
В Поволжье и на Урале, в распределительном сетевом комплексе (МРСК, МЭС) наибольшее распространение получили программные продукты:
ОИК "Диспетчер НТ" http://www.iface.ru/prod/oik/
ОИК «Систел» http://www.systel.ru/nashi-produkty/pro ... ik-sistel/
ПТК "Котми" http://www.decima.ru/energy/article.html?di=301#prog
Это изначально ориентированные на электроэнергетику продукты, которые практически невозможно использовать не для электросетей.
Развиваются уже почти под 30 лет.
Все остальное появилось попозже.
Еще одна крупная отечественная система - ОИК "СК-2007С" http://www.monitel.ru/products/ck-2007c/overview.html
Это очень большой программный продукт, который конкурирует с ведущими западными специализированными комплексами, типа GE ENMAC /PowerOn Fusion, PSI Control / Command .
Отечественные комплексы наиболее предпочтительны к применению, так как учитывают специфику отечественных электросетей, с западными дела хуже обстоят. Ну и цена. к примеру СК-2007С (ПТК) для крупных сетей обойдется где-то порядка 30 млн, западные - мин 70, а так за 100млн :)
Тем не менее - НТЦ ФСК ЕЭС динамит СК-2007С, уже больше года не давая разрешение на применение (хотя все ОДУ и РДУ на ней работают - весь СО "ЕЭС"), а вот PSI Control имеет разрешение на применение.
По-большому - любую понравившуюся СКАДу прикрутит можно к этой задаче. Только doza не привлекайте :D

[doza]

Только doza не привлекайте :D

Боже упаси с Энергетикой связыватся, я человек творческий.

[Никита]

Класс SCADA для электроэнергетики называется - "Оперативно-информационный комплекс". Требования - в "Правила технической эксплуатации электростанций и сетей РФ" раздел 6.10.

Вот об чем и речь изначально. На две ТП завода распространяются в лучшем случае ПУЭ, в худшем - вообще только ПТЭЭП. Если будет увязка систем с ЭСО (сомневаюсь, но всякое бывает) - еще будут, или должны быть ТУ от них. Если нет - получается что каждый делает как он хочет.
Цели внедрения скады какие? И, кстати, как это вяжется с существующими инструкциями? А то кто-то рассказывал анекдот о том, как телемеханику внедрили, а инструкции, предписывающие перед включением открыть ячейку и осмотреть, пересматривать не стали. В результате на переключение выезжает бригада, осматривает ячейку и ПС целиком, связывается по радио с диспетчером, тот с АРМа включает ячейку, бригада уезжает :)

[CHANt]

Основное отличие отечественных ОИК, это то что они конфигурируемые, и не имеют встроенных мощных скриптовых языков программирования. Для дорасчета имеется, но, очень урезанный по функционалу. Т.е. основная работа с ОИК упрощена, в отличие от привычных SCADA. В отечественных ОИК реализованная поддержка старых отечественных протоколов телемеханики, типа «Гранит», ТМ-512, ТМ-120 и т.д. работающих по синхронным каналам RS-232. Есть поддержка протоколов основных отечественных электросчетчиков, многофункциональных измерительных преобразователей. Стоимость их гораздо ниже. Скажем, сервер ОИК "Диспетчер НТ" в полной конфигурации, с резервированием, кол-во тегов, подключенных пользователей без ограничений (клиент бесплатный) стоит до 800 тыс. р. Это очень немного, в классических скадах и рунтайм купи, и ключ разработчика и прочее... Еще одним положительным моментом - это наличие шлюзов для передачи данных в расчетные сертифицированные задачи (для расчет эл. режимов) типа ПК "Космос", АНАРЭС2000, RastrWin и прочие. Хотя, вот эту задачу можно и на класс. скадах решить без проблем. Мы делали под Intouch 9.5. Работа с телеуправлением уже имеет все «защиты», есть варианты и с touch-ключом, поддержка отечественных контроллеров щитов. Обычно производитель ОИК или сам щиты выпускает, или адаптирует под какой-то. Ну и производители ОИК выпускает свой класс устройств телемеханики, с которыми ОИК работает лучше и проще, но, это касается и вариантов как приводил Никита D400 + GE PowerOnFusion.
И вот Romcheg привел пример..Мы разделяем системы на ПС на оперативные и технологические – телемеханика это оперативная система, которая в состоянии передавать данные по низкоскоростным каналам связи (например - ВЧ-по ЛЭП). Данные нормального режима. А вот данные с систем РЗА, РАС, АСКУЭ и прочее, это относится к технологическим системам. У нас к технологическим системам есть требования обеспечивать уже Ethernet с пропускной не ниже 2 Мбит/с. А вот все вместе должно передаваться в большой комплекс опять же в варианте как описал Никита GE PowerOnFusion, либо СК-2007С. Которые, назвать SCADA уже нельзя, это этакий MES. При реализации только ТМ ПС достаточно ОИК.

А то кто-то рассказывал анекдот о том, как телемеханику внедрили, а инструкции, предписывающие перед включением открыть ячейку и осмотреть, пересматривать не стали. В результате на переключение выезжает бригада, осматривает ячейку и ПС целиком, связывается по радио с диспетчером, тот с АРМа включает ячейку, бригада уезжает :)

:D Это обычная история. Также как и деньги на системы телемеханики и связи это отдельная инвестиционная программа, а деньги на реконструкцию основного оборудования ПС, это другая программа. Так и работаем, т.е. телеуправление только демонстрируем.

[CHANt]

OPC не самый лучший вариант. Решения, с использованием ОРС, годны в случаях если обмен с ТМ идет на или с 1 ПС, или небольшим кол-вом ПС. Если ПС много (уровень АСДУ ПЭС(ПО), АСДУ ЦУС) - то ОРС неприменим, так как добавить в протокол даже один телесигнал/телеизмерение вынуждает перезапускать ОРС - сервер и клиент, а это означает подачу неплановой заявки и прочие организационные и технические "тараканы" вызванные перезапуском ОИК. Все, перечисленные мною выше, отечественные комплексы при работе с МЭК 101/104 позволяют вводить новые телепараметры на "ходу".
Еще один положительный момент, в ОИК Диспетчер и ОИК Систел встроенны снифера, причем подключается на ходу, в отличии, например, от PortMon, который надо сначала подключить и только потом запустить приложение.

На скриншоте видны ошибки конфигурации КП по спорадической передаче данных 101 протокола. Очень удобно ошибки разбирать, так как отладочные сообщения видны. Это ОИК Диспетчер, у Систела битовый поток выводится, чуть больше времени на разбор надо.