2016 – 2017€¦ · Контроллер присоединения (Bay Controller) ARIS C303...

«ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ» РЕШЕНИЯ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

2016 – 2017

На протяжении 20‑ти лет в число приоритетных направле‑ний деятельности «Прософт‑Системы» входит разработка, поставка и внедрение приборов и систем автоматизации для предприятий добычи и транспортировки нефти и газа.

С 1995 года наше оборудование установлено и эксплуатиру‑ется на тысячах объектах ПАО «Газпром», ОАО «АК «Транс‑нефть», ОАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ» и других нефтегазовых холдингов.

Сегодня мы активно участвуем в реализации программы импортозамещения: создаем новые продукты и комплексные решения, ведем крупные научно‑исследовательские проекты, расширяем возможности испытательного центра, нара‑щиваем производственный потенциал. Это позволяет нам оставаться надежным партнером для своих заказчиков, принимать участие в отечественных и зарубежных страте‑гически важных проектах.

С уважением, Глеб Баталин, коммерческий директор ООО «Прософт-Системы»

СОДЕРЖАНИЕ

• Каталог оборудования ........................................................................................................................................................ 6

О КОМПАНИИ• Инженерный центр .............................................................................................................................................................. 11• Открытые технологии и стандарты ................................................................................................................................... 11• Новейшие технологии и оборудование ............................................................................................................................. 12• Качество и надежность ....................................................................................................................................................... 14• Инжиниринговые услуги ..................................................................................................................................................... 15• Сервисное обслуживание и техническая поддержка ...................................................................................................... 16• Учебный центр ...................................................................................................................................................................... 16

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ• Микропроцессорная система автоматизации комплекса очистных сооружений МПСА СОПДСВ ............................. 18• Измерительно-вычислительный комплекс REGUL для системы измерения

количества и показателей качества нефти ИВК СОИ СИКН ............................................................................................ 20• Система автоматического управления аппаратами воздушного охлаждения газа САУ АВО ..................................... 22• Программно-технический комплекс «РЕГУЛ» для систем автоматики НПС, ППС, РП ................................................. 24• Микропроцессорная система автоматизации пожаротушения (МПСА ПТ) «РЕГУЛ» .................................................. 26

• Семейство программируемых логических контроллеров REGUL RX00 – Программируемый логический контроллер REGUL R600 ............................................................................................ 28 – Программируемый логический контроллер REGUL R500 ............................................................................................ 34 – Программируемый логический контроллер REGUL R400 ............................................................................................ 37 – Программируемый логический контроллер REGUL R200 ............................................................................................ 39

• Программное обеспечение Epsilon LD .............................................................................................................................. 42

АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА• Решения по учету газа и телеметрии объектов газового хозяйства ............................................................................. 44• Подсистемы коррозионного мониторинга ....................................................................................................................... 48

• Контроллер телеметрии ТВПС-1 ........................................................................................................................................ 52• Шлюз коммуникационный КШ ........................................................................................................................................... 54• Контроллер ПКМ-ТВПС ....................................................................................................................................................... 56• Контроллер телеметрии для объектов бытового потребления газа КШ-Б-01 .............................................................. 58• Корректор объема газа бытовой КШ-Б-02 ........................................................................................................................ 59

• Пульт управления систем телемеханики (ПУ СТМ) .......................................................................................................... 60• Автоматизированная система диспетчерского учета ПК СМУГ ...................................................................................... 61• Монитор ГРП ........................................................................................................................................................................ 62• Программный продукт SplitOPC ......................................................................................................................................... 63• Программный шлюз-конвертор OPC104 ........................................................................................................................... 65

НЕРАЗРУШАЮЩИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ• Виброконтроль роторного оборудования ......................................................................................................................... 68

– Цифровая аппаратура вибрацииЦифровой вибродатчик ИВД 2 ...................................................................................................................................... 69Цифровой вибродатчик ИВД 3 ...................................................................................................................................... 71Цифровой вибродатчик ИВД 4 ...................................................................................................................................... 74Контроллер ЦВА .............................................................................................................................................................. 76

– Барьеры искробезопасности БИПМ ............................................................................................................................... 78• Датчик тахометрический МЭД-1 ........................................................................................................................................ 80

АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ• Обзор автоматизированных систем мониторинга и управления энергообъектами .................................................... 82• Программно-технический комплекс ARIS ......................................................................................................................... 84• Системы с шиной процесса на базе ПТК ARIS .................................................................................................................. 88• Системы без шины процесса на базе ПТК ARIS ............................................................................................................... 89• Программно-технический комплекс ARIS MT ................................................................................................................... 90• Системы на базе ПТК ARIS MT............................................................................................................................................ 92• Автоматизация малых энергообъектов (ТП и РП) на базе ARIS MT 500/700 ................................................................ 93• Системы ССПИ (ТМ) с интеграцией устройств РЗА на базе ARIS MT............................................................................. 94• Комбинированные системы ССПИ (ТМ)/АИИС КУЭ ......................................................................................................... 95• Системы ССПТИ на базе ARIS CS ....................................................................................................................................... 96• Система мониторинга и диагностики (СМИД) трансформаторного оборудования на базе ПТК ARIS ....................... 98• Интеллектуальные системы учета энергоресурсов ........................................................................................................ 100

– АИИС КУЭ ОРЭ................................................................................................................................................................... 100 – АИИС КУЭ РРЭ ................................................................................................................................................................... 102 – КСУЭР ................................................................................................................................................................................. 103

• Список поддерживаемых устройств .................................................................................................................................. 104

• Контроллер присоединения (Bay Controller) ARIS C303/303.1 ....................................................................................... 107• Контроллер присоединения ARIS C306 ............................................................................................................................ 110• Контроллер ячейки ARIS С304/С305 .................................................................................................................................. 114• Цифровой мультифункциональный электрический счетчик ARIS EM

c приемом данных согласно МЭК 61850-9-2LE ...............................................................................................................................116• Коммуникационный контроллер ARIS CS-M ..................................................................................................................... 118• Коммуникационный контроллер ARIS CS-L ...................................................................................................................... 120• Коммуникационный контроллер ARIS CS-H ..................................................................................................................... 122• Коммуникационный контроллер ARIS CS-P ..................................................................................................................... 124• Устойчивость к внешним воздействиям контроллеров серии ARIS C30x, ARIS PQ, ARIS EM, ARIS CS ...................... 126• Многофункциональный контроллер ARIS MT200 ............................................................................................................ 128• Многофункциональный контроллер ARIS MT210 ............................................................................................................ 130• Многофункциональный контроллер ARIS MT500 ............................................................................................................ 132• Многофункциональный контроллер ARIS MT700 ............................................................................................................ 134• Модуль дискретного ввода ТS32 ....................................................................................................................................... 136• Модуль телеуправления TC4 .............................................................................................................................................. 138• Модуль дискретного вывода TC32 .................................................................................................................................... 140• Модуль аналогового ввода TM32 ...................................................................................................................................... 142• Устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 .......................................................................................................... 144• GSM/GPRS-коммуникатор PGC.02 ..................................................................................................................................... 147• Устойчивость контроллеров серии ARIS MT, УСПД ЭКОМ 3000 к внешним воздействиям ......................................... 148

• Программный комплекс ARIS SCADA ................................................................................................................................ 150• Программный комплекс «Энергосфера® 7» ...................................................................................................................... 154• Программный комплекс «Энергосфера® 8» .................................................................................................................... 160• Программный пакет SoftConstructor .................................................................................................................................. 161• Конфигуратор подстанции ARIS MANAGER ...................................................................................................................... 161

ВНЕДРЕНИЯ ............................................................................................................................................................................... 163

КАТАЛОГ ОБОРУДОВАНИЯАВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

REGUL R600Контроллер для построения сложных и ответственных систем управления технологическими процессами с расширенным температурным диапазоном, дополнительной механической и ЭМС-защитой. стр. 28

REGUL R500Контроллер для построения сложных и ответственных систем управления технологическими процессами.

стр. 34

REGUL R400Представляет собой комбинацию человеко-машинного интерфейса и центрального процессора.

стр. 37

REGUL R200Контроллер для построения малых и средних систем АСУ ТП.

стр. 39

Программное обеспечение

Программное обеспечение Epsilon LD Позволяет осуществлять аппаратное конфигурирование контроллеров семейства REGUL (R600, R500, R400, R200). стр. 42

АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

Контроллер телеметрии ТВПС-1Контроллер телеметрии для узлов учета газа крупных и средних промышленных объектов ТВПС-1 применяется в системах телеметрии и управления, в которых для связи с верхним диспетчерским уровнем требуется преимущественно беспроводная связь.

стр. 52

Шлюз коммуникационный КШПредназначен для сбора данных о состоянии технологического оборудования объектов газораспреде-лительной сети, входящих в автоматизированные системы коммерческого учета газа (АСКУГ) крупных потребителей, а также о параметрах проходящего по сети природного газа.

стр. 54

Контроллер ПКМ-ТВПСПКМ-ТВПС с заданной периодичностью производит измерение электрических параметров коррози-онной среды и их последующее архивирование в энергонезависимой памяти. При этом расписание выхода на связь с диспетчерским пунктом для передачи текущих и архивных значений настраивается отдельно. стр. 56

Контроллер телеметрии для объектов бытового потребления газа КШ-Б-01Контроллер применяется в автоматизированных системах коммерческого учета газа на объектах потребления в коммунально-бытовом секторе и предназначен для стационарного размещения в непо-средственной близости от счетчика газа. стр. 58

Корректор объема газа бытовой КШ-Б-02Вычислитель объема газа КШ-Б-02 применяется в измерительных системах коммерческого учета при-родного газа на объектах потребления в коммунально-бытовом секторе. Корректор оснащен GPRS / 3G модулем беспроводной передачи данных. стр. 59

6


Пульт управления систем телеметрии (ПУ СТМ)Основными задачами пульта управления системы телеметрии (ПУ СТМ) являются сбор информации с узлов учета газа (УУГ) и обеспечение взаимодействия УУГ с автоматизированной системой (АС) газовой компании. стр. 60

Автоматизированная система диспетчерского учета ПК СМУГ Автоматизированная система диспетчерского учета (АСДУ) позволяет решать задачи «прикладного» уровня АСКУГ.

стр. 61

ПО «Монитор ГРП»Программное обеспечение «Монитор ГРП» предназначено для контроля и отображения текущего состояния ГРП, оснащенных аналоговыми / дискретными датчиками, подключенными к системе теле-метрии объекта. стр. 62

Программный продукт SplitOPCSplitOPC предназначен для использования в качестве основы при построении иерархических распре-деленных систем сбора данных и управления для гарантированной передачи данных и сигналов теле-управления в формате OPC, с использованием в том числе и низкокачественных каналов связи. стр. 63

Программный шлюз -конвертор OPC104 Является полнофункциональным OPC сервером, обеспечивающим доступ, согласно спецификации OPC DA 2.0, к данным и командам телемеханики, поступающим в формате IEC 60870-5-104 (101), при этом позволяя производить преобразование из одного формата в другой в режиме реального времени. стр. 65

НЕРАЗРУШАЮЩИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ

Цифровой вибродатчик ИВД 2 предназначен для работы в системах виброзащиты турбоагрегатов, насосов, электродвигателей и другого оборудования. Измеряет зазор (осевой сдвиг) между торцом чувствительной части датчика и поверхностью объекта. стр. 69

Цифровой вибродатчик ИВД 3 предназначен для измерения параметров вибрации в одной или трех осях.

стр. 71

Цифровой вибродатчик ИВД 4 предназначен для измерения параметров вибрации с формированием сигнала пропорционального измеряемому параметру в в цифровом и унифицированном виде 4-20 мА.

стр. 74

Контроллер ЦВАпредназначен как для создания автономной системы контроля вибрации и защиты технологического оборудования, так и для включения в любую автоматизированную систему по интерфейсу RS-485 и / или Ethernet. стр. 76

Барьеры искробезопасности БИПМ предназначены для обеспечения искробезопасности электрической цепи 15 и 24В постоянного тока, применяемых во взрывоопасных зонах классов 0, 1, 2, в которых возможно образование взрывоопас-ных смесей категории IIА, температурных групп Т1-Т5. стр. 78

Датчик тахометрический МЭД-1 предназначен для измерения частоты вращения валов агрегатов. стр. 80

7

www.prosoftsystems.ru

АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Контроллер присоединения (Bay Controller) ARIS C303 / 303.1предназначен для мониторинга и управления оборудованием одного или нескольких присоединений энергообъекта.

стр. 107

Контроллер присоединения (Bay Controller) ARIS C306предназначен для мониторинга и управления оборудованием одного или нескольких присоединений энергообъекта. стр. 110

Контроллер ячейки ARIS C304 / C305предназначен для комплексного мониторинга и управления основным оборудованием ячейки 6-35кВ.

стр. 114

Цифровой мультифункциональный электрический счетчик ARIS EM предназначен для вычисления активной и реактивной энергии в трехфазных четырехпроводных це-пях переменного тока с приемом данных согласно МЭК 61850-9-2LE. стр. 116

Коммуникационный контроллер подстанции ARIS CS-M / ARIS CS-L / ARIS CS-H / ARIS CS-Pпредназначен для организации обмена данными между микропроцессорными устройствами нижнего уровня (контроллерами присоединения, устройствами смеж-ных автономных цифровых систем) и устройствами верхнего уровня (SCADA-систе-мой), а также информационного взаимодействия со смежными системами и передачи данных в диспетчерские центры и центры управления сетями. стр. 118

Многофункциональные контроллеры ARIS MT200 / MT210 / MT500 / MT700предназначены для использования в составе систем ТМ, ССПИ, АИИС КУЭ, а также комбинированных систем в качестве контроллеров телемеханики или УСПД. стр. 128

Модуль дискретного ввода ТS32предназначен для удаленного сбора информации от датчиков телесигналов с выходом типа «сухой контакт» c возможностью контроля линии по каждому из каналов. стр. 136

Модуль телеуправления TC4предназначен для удаленного приема и выдачи команд телеуправления, обеспечивает контроль до-стоверности принятой команды, управление исполнительными устройствами (контакторами и т. п.), контроль исправности промежуточных реле, контроль всех этапов выполнения команды ТУ. стр. 138

Модуль дискретного вывода TC32предназначен для выдачи дискретных сигналов с возможностью работы как в импульсном (с заданным временем удержания) режиме, так и в режиме удержания заданного уровня. стр. 140

Модуль аналогового ввода ТM32предназначен для удаленного ввода аналоговых токовых измерительных сигналов в диапазоне от –22 до +22 мА. стр. 142

Устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000предназначен для сбора, обработки, хранения данных с различных аналоговых и цифровых приборов учета, датчиков расхода, давления, температуры и др., модулей ввода / вывода. Обеспечивает переда-чу полученных значений в системы верхнего уровня. стр. 144

GSM / GPRS коммуникатор PGC. 02предназначен для организации прозрачных последовательных каналов связи от микропроцессорных измерительных устройств, счетчиков электрической энергии, многофункциональных контроллеров на базе стандарта связи GSM / GPRS. стр. 147

8


Программный комплекс ARIS SCADAпредназначен для создания информационно-управляющих (SCADA) систем на предприятиях электро-энергетики. стр. 150

Программный комплекс «Энергосфера® 7»комплекс с интегрированной средой разработки экранных форм, выходных отчетов, предназначен для создания верхнего уровня систем учета различных видов энергоресурсов (электроэнергии, тепловой энергии, воды, пара, природного газа, кислорода и др.). стр. 154

Программный комплекс «Энергосфера® 8» предназначен для создания автоматизированных информационно-измерительных систем субъектов оптового и розничного рынка электроэнергии (АИИС КУЭ ОРЭ, АИИС КУЭ РРЭ), а также комплексных систем управления энергоресурсами (КСУЭР) для предприятий и компаний в различных отраслях эко-номики и промышленности. стр. 160

Программный пакет SoftConstructorпредназначен для создания, редактирования и отладки пользовательских алгоритмов, представлен-ных в виде диаграмм языка FBD (Function Block Diagram) стандарта МЭК 611313 (IEC 611313). стр. 161

Конфигуратор подстанции ARIS MANAGERпрограммный комплекс, включающий два основных структурных компонента: SCL Manager и IED Configurator. стр. 161

9


В своей деятельности компания «Прософт-Системы» ориен-тируется на открытые международные стандарты и технологии и стремится создавать надежные, инновационные решения в соот-ветствии с общемировыми требованиями.

«Прософт-Системы» обладает статусом международного экс-перта в области электроэнергетических систем и систем автоматизации и входит в состав рабочих групп и исследователь-ских комитетов авторитетных международных организаций:

• CIGRE;• OPC Foundation;• UCA International Users Group;• EtherCAT Technology Group.

Это позволяет компании не только вести диалог, развивать и поддерживать взаимовыгодное сотрудничество с зарубежными экспертными организациями, но и участвовать в создании мировых стандартов.

ОТКРЫТЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И СТАНДАРТЫ

Инженерная компания «Прософт-Системы» с 1995 года занимается разработкой, поставкой и внедрением под ключ высокотехнологичных приборов и систем автоматизации для энергетической, нефтегазовой, металлургической и других отраслей промышленности.

За 20 лет работы предприятие зарекомендовало себя в качестве надежного отечественного разработчика программного и аппа-ратного обеспечения. Выпускаемое оборудование и комплексные решения «Прософт-Системы» успешно функционируют на объектах крупнейших энергетических и промышленных холдингов России и за рубежом.

В состав компании входят:• инженерный центр;• многофункциональный производственный комплекс полного

цикла;• сертифицированные испытательная, поверочная и электротех-

ническая лаборатории;• учебный центр;• филиалы в России и странах СНГ;• бесплатная служба технической поддержки.

Широкий спектр услуг и сервисов позволяет компании выполнять максимальный объем требований заказчиков при реализации уни-кальных проектов: от проектирования и поставки единичной продук-ции до комплексного обслуживания крупных серийных заказов.

«Прософт-Системы» — компания с мощным инженерным цен-тром. В настоящее время общее количество сотрудников составляет 550 высококвалифицированных специалистов, более 50 % занима-ются разработкой новых приборов и систем. Благодаря их знаниям, опыту и амбициям ежегодно совершенствуются серийные изделия, расширяются существующие линейки оборудования, создаются инновационные продукты.

В компании четко организован процесс разработки устройств и комплексных решений на их основе. В каждом подразделении «Прософт-Системы» утвержден план НИОКР, согласно которому одновременно ведется по три-четыре направления. Ежегодно выпу-скается до десяти новых приборов.

Предприятие активно сотрудничает с государственными вузами, совместно с научными сотрудниками энергетических институтов в компании ведутся научно-исследовательские проекты.

О КОМПАНИИ

ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР

Год основания: 1995

Численность персонала: 550 специалистов

Головной офис: г. Екатеринбург

Филиалы: г. Москва, г. Минск (Республика Беларусь)

Производство: более 10 000 м2

Система менеджмента качества: соответствует ISO 9001:2008

Система экологического менеджмента: соответствует ГОСТ Р ИСО 14001-2007 (ISO 14001:2004)

СЕРТИФИКАТ

РОСС RU.ФК07.К00013ГОСТ Р ИСО14001–2007

11


НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ

Наращивание производственной базы, развитие и расширение ее мощностей — одно из наиболее значимых стратегических решений «Прософт-Системы». В 2015 году состоялось открытие нового производственного комплекса компании общей площадью более 10 тысяч квадратных метров.

На данной площадке реализован полный технологический цикл производства аппаратуры автоматизации, от идеи до готового продукта. Специалисты компании выполняют заказы любой сложности (от простейших устройств до сложного электро-технического оборудования) и любого масштаба (как единичные, так и серийные).

Площадь производства: 10 000 м2

Выпуск оборудования: более 50 видов изделийИмеются дополнительные площади для расширения производства

В состав производственного комплекса входят:• цех с автоматизированной линией поверхностного монтажа печатных плат;• участок объемного монтажа;• слесарный и электромонтажный участки;• участки проведения регулировки и испытаний;• участки контроля качества на каждом этапе технологического процесса;• склады комплектующих и готовой продукции.

Растущие технические возможности и профессионализм команды обуславлива-ют высокую гибкость производственного процесса. Компания «Прософт-Системы» гарантирует прозрачность и контроль исполнения заказа на каждом этапе: от оформ-ления заявки до доставки готовой продукции Заказчику. На каждом этапе действует строгий контроль качества, а также проводятся испытания изделий. Стабильно без-упречные показатели — основа нашего производства и свидетельство его высокой культуры.

12

ПОЛНЫЙ ЦИКЛ ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАКАЗА• Автоматизированная система управления заказом.• Прозрачность и контроль исполнения заказа на каждом этапе:

оформление заявки, заключение договора, обеспечение ком-плектующими, сборка изделия, проведение настройки и испы-таний, упаковка оборудования, доставка заказчику.

• Автоматизированное планирование производства в соответ-ствии с графиком поставки оборудования.

• Отслеживание жизненного цикла каждого выпускаемого изделия в системе 1С.

ЦЕХ МОНТАЖА ПЕЧАТНЫХ ПЛАТ• Автоматизированная линия поверхностного монтажа, осна-

щенная современным высокоточным оборудованием: лазер-ным маркировщиком печатных плат, загрузчиком, принтером для нанесения паяльной пасты, установщиком SMD-компо-нентов, печью оплавления, разгрузчиком, установкой отмывки печатных плат.

• Автоматическая линия оптического контроля и станция рент-ген-контроля для проверки качества монтажа.

• Монтаж компонентов любой сложности от корпусов 01005 до микросхем BGA.

• Выпуск более 200 000 модулей в год.• Система поддержания постоянного микроклимата в помещении.• Запланирован запуск второй линии в 2016 году.

УЧАСТОК ОБЪЕМНОГО МОНТАЖА• Монтаж серийных, мелкосерийных и единичных изделий

по требованиям заказчика.

• Квалифицированные специалисты с многолетним опытом работы.• Производство более 400 видов плат различной модификации.• Участок объемного монтажа отвечает стандартам экологии

и безопасности.

СЛЕСАРНЫЙ И ЭЛЕКТРОМОНТАЖНЫЙ УЧАСТКИ• Проведение всех необходимых видов слесарных и металлоо-

брабатывающих операций.• Сборка электротехнического оборудования любой сложности,

включая шкафы автоматики, НКУ, распределения электроэнер-гии, приборы и терминалы.

• Профессиональное и качественное выполнение срочных заказов.• Сборка электротехнических шкафов при токе нагрузки

до 3 000А напряжением до 600В.• Возможность сборки более 10 000 терминалов и более 3 000

шкафов в год.

СКЛАДЫ КОМПЛЕКТУЮЩИХ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ• Общая площадь складских помещений 3 500 м2.• Автоматизированная система складского учета.• Поддержание неснижаемого запаса комплектующих на уровне

35 % от производственной потребности.• Автоматическая идентификация готового оборудования (штрих-

кодирование).• Система поддержания микроклимата с контролем температуры

и влажности в зоне хранения чувствительных элементов.• Отгрузка оборудования осуществляется в упаковке, изготов-

ленной по индивидуальным размерам оборудования.

13


Качество продукции и высокий уровень оказываемых услуг являются одними из приоритетных параметров для «Прософт-Си-стемы». Деятельность компании по изготовлению продукции и выполнению работ лицензирована, выпускаемые изделия имеют все необходимые сертификаты соответствия, средства измерений внесены в Госреестры СИ РФ и стран СНГ.

В рамках компании создан крупный испытательный центр, в со-став которого входят три современные лаборатории:

• испытательная;• поверочная;• электротехническая.

КАЧЕСТВО И НАДЕЖНОСТЬ

ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯАккредитована Федеральной службой по аккредитации. В ла-

боратории проводятся исследовательские, заводские и сертифи-кационные испытания выпускаемых изделий по основным видам внешних воздействий:

• на электромагнитную совместимость (21 вид испытаний на по-мехоустойчивость, 4 вида испытаний на помехоэмиссию);

• на устойчивость к климатическим факторам (от –60 до +70°С при относительной влажности до 98 % в объеме до 1,5 м3, от +20 до +60°С для электротехнических шкафов);

• на электробезопасность.Испытания регламентированы национальными, международны-

ми стандартами и отраслевыми документами или индивидуальны-ми программами заказчиков.

ПОВЕРОЧНАЯ ЛАБОРАТОРИЯАккредитована Федеральной службой по аккредитации. Пове-

рочная лаборатория располагает всеми необходимыми современ-ными эталонами для проведения поверочных работ.В лаборатории проводятся первичная и периодическая поверки средств измерений, выпускаемых предприятием.

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЛАБОРАТОРИЯЗарегистрирована в Уральском управлении Ростехнадзора.

В электротехнической лаборатории проводятся испытания и изме-рения в электроустановках до и выше 1 000 В:

• испытание изоляции электрооборудования и его элементов повышенным напряжением промышленной частоты напряже-нием до 10 кВ;

• испытание изоляции электрооборудования и его элементов, силовых кабельных линий повышенным напряжением выпрям-ленного тока напряжением до 10 кВ;

• испытание сопротивления изоляции электрооборудования и силовых кабельных линий напряжением до и выше 1000 В;

• измерение сопротивления постоянному току элементов элек-троустановок;

• измерение тока и потерь холостого хода;• измерение токов проводимости вентильных разрядников

и линейных ограничителей перенапряжений напряжением до и выше 1 000 В;

• испытание средств защиты, используемых в электроу-становках;

• проверка цепи между заземлителями и заземляемыми элементами;

• проверка цепи «фаза-нуль» в электроустановках напряжением до 1 000 В с глухим заземлением нейтрали;

• измерение сопротивления заземляющих устройств;• проверка действия расцепителей автоматических выключате-

лей в электрических сетях напряжением до 1 000 В;• проверка устройств защитного отключения (УЗО), выключате-

лей дифференциального тока.

Перечисленные испытания и измерения могут проводиться как во время заводских испытаний, так и в процессе эксплуатации оборудования.

Проведение собственными силами испытаний и поверки приборов способствует повышению качества и надежности выпускаемых изделий, сокращает себестоимость, сроки разработки и изготовления.

14

ИНЖИНИРИНГОВЫЕ УСЛУГИ

КОМПЛЕКТАЦИЯ СЛОЖНЫХ ПРОЕКТОВПри подборе и закупке дополнительного оборудования, материа-

лов и программного обеспечения специалисты «Прософт-Системы»:• ведут тщательный подбор поставщиков по критериям профес-

сионализма, репутации, стоимости и качества;• учитывают технические и экономические требования заказчика;• предоставляют полный пакет документации и сертификатов;• поставляют оборудование на объект;• осуществляют комплексное внедрение под ключ.

ПРОЕКТИРОВАНИЕПри проектировании объектов и систем выполняется полный

комплекс проектных работ, включая:• детальное изучение пожеланий заказчика;• проведение всестороннего предпроектного обследования;• составление технического задания на проектирование;• разработку проектно-сметной документации;• согласование и утверждение проектной документации контро-

лирующими органами.

Компания «Прософт-Системы» также активно сотрудничает с про-ектными 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, разрабаты-вающих системы на основе аппаратных и программных средств ООО «Прософт-Системы».

ИЗГОТОВЛЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯВ рамках изготовления оборудования наша компания обеспечивает:

• полный цикл производства;• автоматизированное планирование производства в соответствии

с графиком поставки;• высокотехнологичное оснащение цехов и складских помещений;• многоступенчатый контроль качества;• проведение испытаний на каждом этапе технологического процесса;• возможность личного присутствия заказчика при изготовлении

и испытании оборудования.

СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ«Прософт-Системы» осуществляет все виды строительно-монтаж-

ных работ собственными силами и с привлечением субподрядчиков:• выполняет монтаж оборудования на объекте;• при необходимости привлекает субподрядчиков;• осуществляется контроль, прием и подтверждение сроков

и качества выполненных субподрядчиком объемов строитель-но-монтажных работ.

ПУСКОНАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫСпециалисты компании выполняют полный комплекс пусконала-

дочных работ на объекте:• проводят настройку оборудования и подготавливают его к сдаче

в эксплуатацию;• совместно с заказчиками осуществляют общетехнический и тех-

нологический контроль за полнотой и качеством работ;• по результатам проведенных работ оформляют технический

отчет и протоколы пусковых испытаний.

СДАЧА В ОПЫТНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮУстановленное и налаженное на объекте оборудование переда-

ется заказчику в опытную эксплуатацию, в рамках которой:• утверждается программа и методика испытаний;• проводится проверка оборудования и его функционирования;• устраняются и дорабатываются замечания, выявленные в ходе

предварительных испытаний.

СДАЧА В ЭКСПЛУАТАЦИЮПо окончании пусконаладочных работ и периода опытной эксплу-

атации производится итоговая передача оборудования заказчику:• проводится комплекс приемо-сдаточных испытаний в присут-

ствии приемной комиссии;• оформляется протокол ПСИ и акт приемки в промышленную

эксплуатацию.

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛУГИКомпания «Прософт-Системы» оказывает услуги по метрологи-

ческой аттестации измерительных систем в соответствии с действу-ющими нормативными документами.

Инженерная компания «Прософт-Системы» предоставляет инжиниринговые услуги широкого спектра и выполняет полный перечень работ по вне-дрению, включая:

• комплектацию сложных проектов;• проектирование объектов и систем;• изготовление и поставку оборудования;• строительно-монтажные работы;• пусконаладку;• ввод в опытную и промышленную эксплуатацию;• обучение персонала заказчика;• гарантийное и постгарантийное обслуживание.

Процесс исполнения заказа прозрачен и открыт: разрабатывается и согласовывается индивидуальный план-график работ, ведется профессиональный кон-троль каждого этапа проекта.

15


УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР

СЕРВИСНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДДЕРЖКА

Для оперативного обучения эксплуатационного персонала и тех-нических специалистов заказчиков в головном офисе компании создан современный учебный центр. Курсы по новым разработкам, ключевым решениям и продуктам «Прософт-Системы» организуют-ся на регулярной основе. Перечень программ постоянно актуализи-руется и расширяется.

Обучение проводится в форме лекционных и практических заня-тий. В качестве преподавателей выступают ведущие инженеры ком-пании. Все учебные места оснащены действующим оборудованием и подключены к аппаратным решениям, имитируя реализованные

проекты на объектах. В процессе обучения также предоставляется время для самостоятельной работы и решения технических задач, актуальных для конкретного предприятия.

На сегодняшний день обучение в компании «Прософт-Системы» прошли уже более 10 000 специалистов энергетических и про-мышленных предприятий России и стран СНГ.Профессиональная и доступная поддержка клиентов — важная составляющая всеобъ-емлющего сервиса «Прософт-Системы». Специалисты компании выполняют все работы по гарантийному и постгарантийному обслу-живанию, включая модернизацию установленного оборудования.

Профессиональное взаимодействие с клиентом на каждом эта-пе работы — важная составляющая качественного сервиса компа-нии «Прософт-Системы».

Специалисты компании выполняют все работы по гарантийному и постгарантийному обслуживанию установленного оборудования и систем, а также осуществляют бесплатную техническую поддержку.

Оперативное реагирование на запросы позволяет компании эффективно решать поставленные задачи и выполнять требования, предъявляемые заказчиками.

16

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ КОМПЛЕКСА ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ МПСА СОПДСВ

Микропроцессорная система автоматизации комплекса очистных сооружений площадоч-ных объектов магистральных нефтепроводов предназначена для управления технологическим процессом станции очистки производственных дождевых и сточных вод (СОПДСВ) и станции обезвоживания осадка (СОО).

СоставМикропроцессорная система автоматизации комплекса очистных сооружений состоит

из двух подсистем:• МПСА СОПДСВ, которая предназначена для автоматизации управления технологическим обо-

рудованием станции очистки производственно-дождевых сточных вод;• МПСА СОО, которая предназначена для автоматизации управления технологическим оборудо-

ванием станции обезвоживания осадка.

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

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, кана-лами передачи данных. Цепи питания, ввода и вывода аналоговых и дискретных сигналов, пере-дачи 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.

Основные информационные функции

• сбор информации о технологических параметрах и состоянии оборудования;

• пересчет сигналов в физические величины;• контроль технологических параметров на физи-

ческую достоверность, соответствие технологиче-скому регламенту, достижение аварийных границ;

• оценка состояния оборудования;• ручной ввод информации в систему с использова-

нием АРМ-оператора;• обмен информацией между вычислительными

средствами МПСА СОПДСВ (контроллер, панель-ный компьютер, АРМ-оператора);

• формирование и выдача сигналов световой и зву-ковой сигнализаций;

• визуализация информации в удобном для опера-тивного персонала виде;

• архивирование информации о ходе технологи-ческого 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 обору-дования.

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

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ18 ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

АРМ 1

Сеть 1 Сеть 2 Сеть 1 Сеть 2

АРМ 2(Панельный компьютер на двери ШУ1)

АСУ ТП НПС

CPU 1 CPU 2IN

OUT

IN

OUT

Ethernet Ethernet

EtherCAT

OUTIN

Switch 1 Switch 2

CPU 1 CPU 2

RS-485Master

ModbusRS-485

RS-485

Порт 5Сеть 1 Сеть 1Сеть 2 Сеть 2

Порт 5Порт 6 Порт 6Порт 4 Порт 4

MasterSlave 1

Modbus Modbus EtherCAT Ethercat

OUTINRS-485Slave 1

Modbus

Ethernet

Modbus

EtherCAT

МПСА СОПДСВ

IN

OUT

IN

OUT

Ethercat

IN

OUT

IN

OUT

Шас

си

расш

ирен

ия 1

Шас

си

расш

ирен

ия 2

Шас

си

расш

ирен

ия 3

Ethercat

Структурная схема

Технические характеристики

• режим работы системы непрерывный

• напряжение электропитания однофазное 220 В частотой 50 Гц (2 ввода)

• потребляемая мощность не более 1 кВт

• защита цепей питания и аналоговых вводов устройство защиты от импульсных перенапряже-ний класса 3

• обеспечение надежности резервирование центральных процессоров, кон-троллеров внутренних шин и блоков питания, применение ИБП 24В

• диапазон температур эксплуатации от +5 до +40°С

• степень защищенности от проникновения твердых тел и воды IP21 по ГОСТ 14254

• срок эксплуатации не менее 20 лет

• гарантийный срок эксплуатации 18 месяцев

19АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ


ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

ИЗМЕРИТЕЛЬНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС REGUL ДЛЯ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ИВК СОИ СИКН

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

СоставИВК REGUL выполнен на базе программируемого логического контроллера REGUL R600 с ис-

пользованием сенсорного цветного дисплея.Для надежности измерений может быть установлено два независимых одинаковых ком-

плекта с передачей информации на резервированные сервера и АРМ СИКН (не входят в состав комплекта).

Для унификации шкаф автоматизации и защит (ШАЗС) также может быть выполнен на осно-ве контроллера REGUL.

Основные функции ИВК REGUL

• вычисление объема и массы нефти по каждой изме-рительной линии (ИЛ) по СИКН в целом;

• автоматизированное измерение технологических параметров;

• автоматизированное измерение качественных пока-зателей нефти;

• отображение (индикация), регистрация и архивирова-ние результатов измерений;

• поверка и контроль метрологических харак-теристик (КМХ) расходомеров по поверочным устройствам (ПУ) на месте эксплуатации без на-рушения технологических процессов;

• предоставление оперативному технологическо-му персоналу удобного интерфейса для доступа и управления оборудованием.

Основные функции АРМ • разграничение прав доступа, аутентификация и авторизация клиентов, обращающихся к ресурсам системы;

• визуализация технологического процесса и состоя-ние всего оборудования СИКН на мнемосхемах, све-товая и звуковая сигнализация о событиях;

• оперативное отслеживание аварийных и предаварий-ных событий (звуковое и визуальное сопровождение);

• просмотр исторических журналов событий;

• ручной ввод значений текущих параметров нефти по результатам отбора проб;

• формирование отчетных документов (опера-тивный, суточный, часовой, сменный, журнал регистрации показаний средств измерений (СИ) СИКН), актов приема-сдачи нефти и паспортов качества нефти;

• ведение архивов сформированных документов;

• ввод, с возможностью изменения, предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН;

• выдача управляющих команд и индикация со-стояния процессов поверки и КМХ СИ СИКН;

• сбор диагностических данных о работе аппаратного обеспечения ПЛК, системного и прикладного ПО.


• Возможности конфигурации – измерительные линии 12

– типы преобразователей плотности частотные (Solartron, Sarasota)аналоговые

– типы преобразователей расхода массовыеобъемныеультразвуковые

– виды градуировочной характеристики преобразователей расхода

постоянные коэффиценты в рабочем диапазонепостоянные коэффициенты в поддиапазонахкусочно-линейная аппроксимация

– поверочные установки однонаправленныедвунаправленныекомпакт-пруверы


• Параметры электропитания:

– род тока постоянный

– напряжение 24В

• Условия эксплуатации: – диапазон температуры окружающего воздуха от +10 до +40°С – относительная влажность окружающего воздуха 35…70% – диапазон атмосферного давления 84...106,7 кПа

• Габаритные размеры крейта, не более: 483 х 266 х 204 (ШxВxГ), мм

Основные метрологические характеристики

• Относительная погрешность измерения входных сигналов:

– постоянного тока, не более 0,025 %

– в режиме частоты, не более 0,01 %

– в режиме счета импульсов, не более 1 имп

– абсолютная погрешность вычисления плотности, не более 0,01 кг / м3

• Относительная погрешность ПО и алгоритмов обработки данных при: – вычислении массы нефти, не более 0,002 %

– вычислении объема нефти, не более 0,0004 %

– вычислении коэффициента преобразования рабочего преобразователя расхода, не более 0,025 %

• Относительная погрешность измерения: – массы нефти брутто, не более 0,05%

– массы нефти нетто, не более 0,05%

– объема нефти, не более 0,025 %

Методики поверок • Трубопоршневая поверочная установка 1-го разряда с компаратором по МИ 2974-2006.

• Преобразователи расхода турбинные по МИ 1974-2004.

• Преобразователи объемного расхода по МИ 3380-2012.

• Преобразователи массового расхода по МИ 3151-2008.

• Счетчики-расходомеры массовые по МИ 3272-2010.

Методики расчета • Расчет плотности. Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения».

• Расчет объема нефти. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-дикам выполнения измерений».

• Расчет массы нефти. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-дикам выполнения измерений».




СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ АППАРАТАМИ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА САУ АВО

САУ АВО предназначена для поддержания требуемой температуры продук-та на выходе аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и защиты теплообмен-ных труб от гидратообразования. Система строится на базе программно-аппа-ратного комплекса REGUL.

Конфигурации систем рассчитаны для управления следующими типами АВО:• АВГ75 – 37 кВт (2 вент.);• АВГБС-83 – 13 кВт (6 вент.);• АВГБС-83Р – 13 кВт (6 вент., 12 жалюзи);• АВГ85МГ– 6.5 кВт (6 вент.);• ГП1681.02 – 13 кВт (6 вент., 8 жалюзи);• АВГБ (различных модификаций).

Возможно создание системы по специальным требованиям Заказчика.

Основные функции • автоматическое поддержание температуры продукта на выходе блока АВО путем включения / выключения или регулирования частоты вращения вентиляторов;

• защита АВО от гидратообразования путем изменения положения жалюзи или частоты вращения вентиляторов;

• обеспечение электрических, тепловой и вибрационной защит двигателей вентиляторов;

• плавный пуск и реверс вентиляторов;

• управление отсечными кранами на входе и выходе секций АВО;

• управление двигателями вентиляторов и МЭО жалюзи в четырех режимах: автоматическом, диспетчер-ском, дистанционном, местном;

• контроль температуры окружающего воздуха, температуры, давления и перепада давлений газа на АВО, во входном и выходном коллекторах;

• контроль эксплуатационных параметров двигателей вентиляторов АВО (вибрация, изоляция, время нара-ботки) и управление двигателями с учетом контролируемых параметров;

• автоматический допусковый контроль сопротивления изоляции электродвигателей;

• контроль параметров сетевого напряжения (фазные амплитуды, сдвиг фаз, выбросы напряжения, обрыв фаз, короткое замыкание);

• создание и хранение трэндов технологических параметров и электронного журнала событий;

• информационный обмен с АСУ ТП верхнего уровня.

Основные характеристики системы

• диапазон автоматического поддержания температуры газа в выходном коллекторе в пределах ±1°С;

• количество управляемых аппаратов воздушного охлаждения газа — согласно проекту;

• точность измерения температуры входящего, выходящего газа, окружающего воздуха: ±0,2°С, период измерения температур — не более 1 сек.;

• диапазон рабочих температур шкафного оборудования от 0 до +50°С;

• средний срок службы — не менее 10 лет.


Назначение КоличествоШкаф управления Автоматическое управление различными частя-

ми системы, обеспечение взаимодействия с АСУ верхнего уровня

В зависимости от конфигурации системы

Шкаф НКУ (коммутационный шкаф)

Обеспечение управления двигателями вентиля-торов и МЭО жалюзи

По количеству аппаратов

Кнопочный пост Обеспечение местного управления двигателями вентиляторов и МЭО жалюзи

По количеству вентиляторов и МЭО

АРМ оператора Обеспечение сервисных функций при наладке и эксплуатации системы

Один на систему

Аппаратура вибрационного контроля ЦВА

Обеспечение вибрационного контроля двигате-лей вентиляторов

Один датчик ИВД 3 на двигатель

Состав системы

Шкаф управления Шкаф НКУ

В зависимости от требований Заказчика система может поставляться либо со стартерами плавного пуска, либо с частотными преобразова-телями.




ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС «РЕГУЛ» ДЛЯ СИСТЕМ АВТОМАТИКИ НПС, ППС, РП

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

Основная область применения ПТК «РЕГУЛ» — автоматизация технологи-ческих 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 под-держкой резервирования и «горячей» замены модулей. В состав среднего уровня входит шкаф центрального контроллера с резервированным контроллером, мо-дулями связи и коммуникационными контроллерами (при необходимости) и шка-фы 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 устройств, измерительных преобразователей и датчи-ков технологических параметров нижнего уровня ком-плекса автоматизации;

• автоматические защиты и блокировки управления тех-нологическим оборудованием;

• автоматическое управление параметрами технологиче-ского процесса в соответствии с выбранными критери-ями управления;

• контроль состояния и управление технологическим обору-дованием из операторной и диспетчерских пунктов местно-го, районного, территориального и центрального уровней;

• взаимодействие с другими информационно-измери-тельными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волокон-но-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 техно-

логического процесса и состоянии оборудования;• формирование трендов заданных технологических

параметров;• архивирование заданных технологических параметров, со-

бытий и действий оперативно-диспетчерского персонала;• защита от несанкционированного доступа;• самодиагностика программных и аппаратных средств;• диагностика каналов связи.


• Параметры электропитания: – напряжение питания 187...242 В – частота 50±1 Гц

• Режим функционирования непрерывный• Назначенный срок службы ПТК «РЕГУЛ», лет не менее 20• Среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч• Окружающая среда эксплуатации взрывобезопасная, кроме оборудования нижнего уров-

ня, установленного во взрывоопасной зоне• Исполнение по ГОСТ 15150:

– первичные преобразователи и шкафы (приборные стойки, обогреваемые приборные шкафы), устанавли-ваемые на открытом воздухе

УХЛ1 (при необходимости ХЛ1)

– шкафы и аппаратура, устанавливаемые в оператор-ных и других отапливаемых помещениях

УХЛ4.2

• Исполнение сейсмостойкости 9 баллов по шкале MSK-64• Степень защиты шкафов ПТК «РЕГУЛ» по ГОСТ 14254 IP43


Структурная схема. Сеть УСО типа «отказоустойчивое кольцо»

АРМ оператора(резервный)

Шкаф БРУ

панель оператора

КОИ

Операторная

Шкаф серверный

Системный блок АРМ оператораКОИ

МДП

Коммутатор L3 ТСПД МДП (основной)

Коммутатор L3 ТСПД МДП

(резервный)

АРМ оператора(основной)

УСО.2.1 УСО.3 УСО.4

ЩСУ ЗРУ ПКУ УППС

УСО.1.1 УСО.1.2 УСО.1.3

Помещение кроссовых панелей

CAP Шкаф КЦ

PP 0

0 01

1

ST 0

2 11

1OUT

CU 0

0 06

1

ST 0

1 11

1

IN

PP 0

0 01

1

ST 0

2 11

1

OUTCU

00

061

ST 0

1 11

1

IN

Системный блок АРМ оператора (резервный)

Коммутатор ВУ Коммутатор ВУ

КК СТМ (основной)

КОИ

КК СТМ (резервный)

PP 0

0 01

1

ST 0

2 11

1

OUT

CU 0

0 06

1

ST 0

1 11

1

IN

PP 0

0 01

1

ST 0

2 11

1

OUT

CU 0

0 06

1

ST 0

1 11

1

IN


ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01

1 Модули ввода / вывода,RS-485 ST

02

111

OUT

OUT

Панель сигнализации

Сервер точного времени

В СА контр. БИКВ МПСА СИКНВ МПСА МНСВ МПСА ПНСВ МПСА РПВ МПСА ПТ

Канал связи верхнего уровня СТМ

УУП

УУП

Маршрутизатор (основной)

Маршрутизатор (резервный)

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

Ethernet




МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ПОЖАРОТУШЕНИЯ (МПСА ПТ) «РЕГУЛ»

МПСА ПТ «РЕГУЛ» имеет трехуровневую структуру:

Верхний уровень представлен средствами HMI (АРМ оператора) и SCADA-системой, поддержи-вающей протоколы Modbus TCP, ОРС, IEC-61870-5-104.

Средний уровень выполняется на базе программируемых логических контроллеров REGUL R500, REGUL R600 и других модификаций. Средний уровень, в общем случае, включает в себя:

• шкаф контроллера центрального (КЦ), выполненный по схеме ЦПУ с «горя-чим» резервом;

• шкафы с корзинами модулей ввода-вывода УСО;• сети передачи данных УСО ПЛК КЦ;• шкаф панели сигнализации.

Нижний уровень включает в себя измерительные датчики, преобразователи, извещатели, свето-вые и звуковые оповещатели, исполнительные механизмы.

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 резервуа-ров и установками пожаротушения различных видов — аэрозольного, водяного и пенного, га-зового, порошкового и т. п. — отдельно и в раз-личных сочетаниях;

• выдачи извещений и служебной информации в аппаратуру верхнего иерархического уров-ня — АРМ оператора, в смежные системы (АСУ ТП, АСДУ, пульт централизованного наблюдения и т. д.);

• управления, контроля и защиты технологиче-ского оборудования.

МПСА ПТ «РЕГУЛ» применяется на объектах добычи, транспортирования и хранения нефти, нефтепродуктов и газа для построения пожарной сигнали-зации, систем пожаротушения различных видов и уровней сложности.

МПСА ПТ «РЕГУЛ» — проектно-компонуемое изделие с переменным соста-вом компонентов на базе программируемых логических контроллеров REGUL R500, REGUL R600 и других модификаций с поддержкой резервирования и «горячей» замены модулей.


• прием электрических сигналов от охранных, охран-но-пожарных, пожарных извещателей, в том числе адресных, управление световой и звуковой сигнализа-цией (адресность достигается путем подключения из-вещателей 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), оказы-вающих 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 фор-мирования стартового сигнала, в том числе ППКП; – с исполнительными устройствами систем противопо-жарной защиты (оповещатели, информационные табло, электроклапаны, пиропатроны, пожарные насосы, насо-сы-дозаторы, вентиляторы, электромоторы и т. д.);

• преимущественная регистрация и передача во внешние цепи извещения о пожаре по отношению к другим сиг-налам, формируемым МПСА ПТ «РЕГУЛ»;

• автоматическое переключение электропитания с ос-новного 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 (по-ложения, давления, уровня, температуры и т. п.);

• переключение автоматического управления на дистан-ционное (ручное) и обратно;

• индикация о пуске установки пожаротушения и / или во-дяного охлаждения резервуаров с указанием направ-лений.

Состав оборудования всех уровней МПСА ПТ «РЕГУЛ» определяется требованиями конкретного проекта.


• сопряжение с другой аппаратурой, в т. ч. верхнего уров-ня по интерфейсу RS485 (АСУ ТП, устройствами телеме-ханики и т. д.);

• формирование сигналов управления оборудованием оповещения, эвакуации, дымогазоудаления и т. п.;

• управление световой и звуковой сигнализацией;• отображение необходимой информации, в т. ч. о состоя-

нии оборудования;

• формирование трендов заданных технологических параметров;

• архивирование заданных технологических параметров, событий и действий оперативно-диспетчерского пер-сонала;

• защита от несанкционированного доступа;• самодиагностика программных и аппаратных средств.


• Параметры электропитания: – напряжение питания 187...242 В – частота 50±1 Гц

• режим функционирования непрерывный• назначенный срок службы МПСА ПТ «РЕГУЛ», лет не менее 20• среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч• окружающая среда эксплуатации взрывобезопасная, кроме оборудования нижнего уров-

ня, установленного во взрывоопасной зоне• Исполнение по ГОСТ 15150:

– первичные преобразователи и шкафы (приборные стойки, обогреваемые приборные шкафы), устанавли-ваемые на открытом воздухе

УХЛ1 (при необходимости ХЛ1)

– шкафы и аппаратура, устанавливаемые в операторных и других отапливаемых помещениях

УХЛ4.2

• Исполнение сейсмостойкости 9 баллов по шкале MSK-64• Степень защиты шкафов МПСА ПТ «РЕГУЛ» по ГОСТ 14254 IP43

Структурная схема. Сеть УСО типа «отказоустойчивое кольцо»

АРМ оператора ПТ(резервный)

Операторная

Шкаф серверный

Системный блок АРМ оператораКОИ

МДП

Коммутатор L3 ТСПД МДП (основной)

Коммутатор L3 ТСПД МДП

(резервный)

АРМ оператора ПТ(основной)

Сервер точного времени

Канал связи верхнего уровня СТМ

УУП

УУП

Маршрутизатор (основной)

Маршрутизатор (резервный)

АРМ оператора ПТ(без функции управления)

Пожарный пост/пост охраны

ПП

ПТ. УСО.1 ПТ. УСО.2 ПТ. УСО.3

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

Помещение кроссовых панелей

ПТ.шкаф КЦ

PP 0

0 01

1

ST 0

2 11

1

OUT

CU 0

0 06

1

ST 0

1 11

1

IN

PP 0

0 01

1

ST 0

2 11

1

OUT

CU 0

0 06

1

ST 0

1 11

1

IN

Системный блок АРМ оператора (резервный)


КОИ

В МПСА СИКНВ МПСА МНСВ МПСА ПНСВ МПСА РП

ST 0

2 11

1

IN

IN

PP 0

0 01


02

111

OUT

OUT

Панель сигнализации

Дисплей

Помещение NНсосная пожаротушения

Ethernet




Назначение • ответственные решения, требующие повышенной надежности оборудования (поддержка различных схем резервирования контроллеров и станций удаленного ввода/вывода);

• решения для необслуживаемых объектов автоматизации, требующие повышенной готовности оборудова-ния, упрощенного обслуживания (быстрая замена модулей, жесткий «вандалоустойчивый» конструктив модулей, широкий диапазон рабочих температур);

• высокоточные измерительные системы ответственного применения (специальные измерительные модули повышенной точности);

• отказоустойчивые системы управления технологическими объектами с быстроменяющимися физическими процессами (резервированные системы управления с минимальным циклом исполнения программы, специ-ализированные модули высокоскоростного измерения физических параметров).

Функциональные возможности

• поддержка «горячего» резервирования центральных процессоров (ЦП) и контроллеров шин / блоков питания;

• различные схемы резервирования контроллеров (полное «зеркальное» резервирование, резервирование только основных компонентов и пр.);

• «горячая» замена всех модулей контроллера (без отключения питания и прерывания прикладной программы);

• удаленное конфигурирование, обновление программ (по интерфейсам Ethernet / RS-232 / RS-485, в резер-вированной конфигурации без прерывания прикладной программы);

• подключение станций удаленного ввода/вывода к центральному процессору по топологии «двойное резер-вируемое кольцо»;

• дублированная высокоскоростная внутренняя шина;

• исполняемая среда Epsilon LD с поддержкой 5 языков стандарта IEC 61131-3;

• монтаж на панель или в шкаф;

• повышенная ЕМС защита корпуса контроллера и модулей, защищенный конструктив модулей.Конструктивное исполнение

• модули размером 6U в шасси 19” стандарта «Евромеханика»;

• безвинтовое крепление модулей для оперативного извлечения и фиксации модулей при «горячей» замене;

• металлические корпуса модулей закрытого типа, без возможности случайного повреждения электронных компонентов;

• пассивное охлаждение, отсутствие механических и вращающихся элементов конструкции.Технические характеристики

• минимальное время цикла прикладной программы 1 мс

• время переключения с основного контроллера на резервный 5 мс

• точность синхронизации времени 50 мкс

• среднее время безотказной работы модуля контроллера (MTBF)

150 000 часов

• коэффициент готовности системы на базе типового резерви-рованного контроллера REGUL R600

0,98

• диапазон входного напряжения питания 85…264 VAC/120…370 DC, 18…36 VDC

• диапазон рабочих температур от -40 до +60°С

ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР REGUL R600

Контроллер REGUL R600 входит в семейство программируемых контрол-леров REGUL RX00. Предназначен для построения сложных и ответственных систем управления технологическими процессами с расширенным темпера-турным диапазоном, дополнительной механической и ЭМС-защитой.


Аппаратная конфигурация контроллера REGUL R600• подключение до 255 шасси расширения;• до 12 модулей ввода / вывода в одном шасси расширения (одно-

канальный вариант);• возможность удаления шасси расширения на расстояние

до 10 км (по оптоволоконной линии связи);

• кольцевая структура сети внутри каждого шасси и между ними;• поддержка модулями ввода / вывода резервированной внутрен-

ней сети.

Мод

уль

блок

а пи

тани

я

Мод

уль

блок

а пи

тани

я

Мод

уль

блок

а пи

тани

я

модуль центрального процессора

модуль ввода/вывода

модуль центрального процессора


модуль ввода / вывода






модуль коммуникационного

процессора

модуль коммуникационного

процессора

Крейт расширения

Резервированное кольцо

Крейт центрального процессора

Шасси

Обработка и диагностика входной информацииCPU CPU MCU MCU MCUMCU

MCU MCU MCUMCU

Мод

уль

блок

а пи

тани

я

MCUMCU




Модуль ОписаниеКоличество каналов (портов)

Базовые модули контроллера

CU 00 061 Процессорный модуль• поддержка резервирования;• Intel Atom E640, 1Gb RAM, 1x2Gb, 1x4Gb Flash, RS-232, RS-485,

2 x Ethernet RJ-45, 2 x Ethernet SFP, GPS / Глонасс.

-

CU 00 071 Процессорный модуль• поддержка резервирования;• Intel Atom E640, 1Gb RAM, 1x2Gb, 1x4Gb Flash, VGA, RS-232 / RS-485,

2 x Ethernet RJ-45, 2 x Ethernet SFP, 2xUSB host, GPS / Глонасс.

-

CH 07 011 Модуль шасси 7 слотов (1 БП и 5 слотов расширения). -

CH 14 011 Модуль шасси 14 слотов (1 БП и 12 слотов расширения). -

PP 14 011 Модуль контроллера шины и источник питания 24В DC, 75 Вт• поддержка резервирования.

-

PP 14 031 Модуль контроллера шины и источник питания 220В AC / DC, 75 Вт• поддержка резервирования.

-

CP 04 011 Коммуникационный процессор RS485 (Modbus RTU, IEC-61870-5-101, пользовательские протоколы) 4

Модули ввода/вывода контроллера

AI 16 011 Модуль аналогового ввода• диапазон измерения — 4…20 мА;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,1%;• общая гальваническая изоляция.

16

AI 08 031 Модуль аналогового ввода• ввод сигналов с термометров сопротивления: ТСМ 50М, 100М; ТСП 50 П, 100П;• диапазон измерения (программно-конфигурируемый) — 10…+10 В; 0…+10 В;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,05 %;• общая гальваническая изоляция.

8

AI 08 041 Модуль аналогового ввода• диапазон измерения (программно-конфигурируемый) — 0…10 В, — 10…+10 В, 4…20 мА;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,025 %;• поканальная гальваническая изоляция.

8

AO 08 011 Модуль аналогового вывода• диапазон формирования управляющего сигнала — 4…20 мА;• погрешность формирования управляющего сигнала в нормальных условиях работы — ±0,1 %;• поканальная гальваническая изоляция.

8

DA 03 011 Модуль счета импульсов• диапазон измерения частоты — 1 Гц…500 кГц;• диапазон измерения количества импульсов — от 1 до 4 294 967 295 (с признаком переполнения);• погрешность измерения в нормальных условиях работы — менее ±0,01 %;• 6 каналов дискретного ввода 24 В;• 6 каналов дискретного вывода 24 В;• поканальная гальваническая изоляция каналов счета.

3

DI 32 011 Модуль ввода дискретный 24 VDC• групповая гальваническая изоляция.

32

DO 32 011 Модуль вывода дискретный 24 VDC / 0,5А• групповая гальваническая изоляция.

32

Модули контроллера REGUL R600Модули контроллера REGUL R600 при разработке и производстве проходят испытания в сертифицированной лаборатории

ООО «Прософт-Системы».


Первичная обработка сигнала осуществляется в модуле и включает в себя:

• диагностику сигналов на выход за диапазон и резкое измене-ние величины;

• функцию «антидребезга»; для дискретных сигналов;

• программируемое время усреднения;• преобразование значения сигнала

в инженерные величины;• контроль на короткое замыкание

и обрыв выходной цепи.

Модули ввода-вывода обеспечивают:

• поддержку резервированной сети с выдачей информации по двум портам;

• максимальное время задержки формирования выходного сиг-нала при срабатывании входной уставки (вход-выход) — 5 мс;

• гальваническую изоляцию между внешними и внутренними цепями до 1000 В;

• присвоение метки времени с точностью 1 мс;• передачу диагностической информации и различных статусов.

Коммуникационные возможности контроллера REGUL R600

Характеристика интеллектуальных модулей ввода/вывода REGUL R600

Поддержка интерфейсов:• RS-232 (9-pin, full duplex, скорость 300 … 115200 bps, оптоизоля-

ция 500 / 1500 В, защита от перенапряжения);• RS-422 / RS-485 (9-pin, скорость 300 … 115200 bps полная пока-

нальная оптоизоляция 500 / 1500 В, защита от перенапряжения) — до 96 портов на контроллер;

• Ethernet 10 / 100 / 1000 RJ-45 (full duplex) — до 4 портов на ЦП;• Ethernet 10 / 100 / 1000 FO (Single-mode, Multi- mode) — до 2

портов на ЦП.

Поддержка протоколов обмена:• IEC-61870-5-101 (Master / Slave);• IEC-61870-5-104 (Master / Slave);• Modbus RTU (Master / Slave, с возможностями расширения);• Modbus ТСР (Master / Slave, с возможностями расширения);• OPC DA 2.0 (SplitOPC);• EtherCAT, TCP / IP, FTP, UDP, Telnet и др.;• возможна реализация дополнительных протоколов обмена

по требованиям Заказчика, включая нестандартные.

Реализация резервирования в контроллере REGUL R600

Поддержка различных схем резервирования:• 100% «зеркальное» резервирование;• резервирование только ЦП и контроллеров шины / блоков питания;• комбинированные схемы резервирования.

Параметры резервирования:• время переключения на резерв — не более 5 мс;• протокол передачи резервируемых данных — UDP;• дублирование канала связи между процессорами;• автоматическая синхронизация прикладной

программы.

Условия передачи управления:• по результатам диагностики шины ПЛК;• при остановке прикладной программы;• при отсутствии связи с ведущим ЦП.

Каждый модуль ввода/вывода снабжен микропроцессором с двумя независимыми портами, посредством которых модуль осуществля-ет обмен информацией с центральными процессорами.




Схемы резервирования REGUL R600

100% «зеркальное» резервирование

1

2

N

1

2

N

ЦП1

I/0

I/0

ЦП2

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

Резервирование ЦП и контроллеров шины

1 1

2 2

N N

ЦП1

I/0

I/0

ЦП2

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

Комбинированные схемы

1 1ЦП1

ЦП2

I/0

I/0

2I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

2I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

NI/0

I/0

I/0

I/0

I/0

NI/0

I/0

I/0

I/0

I/0

2 2

N N

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

1 1ЦП1

ЦП2

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0

I/0


210

267

Габаритные и установочные размеры REGUL R600





Контроллер REGUL R500 входит в семейство программи-руемых контроллеров REGUL RX00. Предназначен для по-строения ответственных, отказоустойчивых и распределен-ных систем АСУ ТП в различных отраслях промышленности.

Назначение • ответственные решения, требующие повышенной надежности оборудования (поддержка различных схем ре-зервирования контроллеров и станций удаленного ввода/вывода);

• высокоточные измерительные системы ответственного применения (специальные измерительные модули повышенной точности);

• отказоустойчивые системы управления технологическими объектами с быстроменяющимися физическими процессами (резервированные системы управления с минимальным циклом исполнения программы, специа-лизированные модули высокоскоростного измерения физических параметров);

• распределенные системы АСУ ТП.


• наборный крейт — возможность наращивания крейта с дискретностью в один модуль;

• поддержка «горячего» резервирования центральных процессоров, источников питания, модулей ввода/вывода;

• дублированная высокоскоростная внутренняя шина данных;

• различные схемы резервирования контроллеров (100% резервирование, резервирование источников питания и центральных процессоров);

• «горячая» замена всех модулей контроллера (без отключения питания и прерывания прикладной программы);

• подключение станций удаленного ввода/вывода к центральному процессору по топологии «двойное резерви-руемое кольцо», «звезда» и смешанной схеме;

• энергонезависимая память до 64 Гб под архивы пользователя;

• исполняемая среда Epsilon LD с поддержкой 5 языков стандарта IEC 61131-3.

Конструктивное исполнение

• модули с современным дизайном размером (ШхВхГ) 40х180х145 мм;

• удобные съемные клеммники;

• быстрый монтаж на 105 мм DIN-рейку;

• пассивное охлаждение, отсутствие механических и вращающихся элементов конструкции.


• минимальное время цикла прикладной программы 1 мс

• время переключения с основного контроллера на резервный 5 мс

• точность синхронизации времени 50 мкс

• диапазон входного напряжения питания 18…36 VDC

• диапазон рабочих температур от +1 до +50°С


Аппаратная конфигурация контроллера REGUL R500• поддержка резервирования с расположением модуля центрального процессора в одном крейте и в разных крейтах;• подключение до 255 крейтов расширения;• до 40 модулей в одном крейте;• возможность разнесения крейтов на расстояние до 10 км (по оптоволоконной линии связи).

Резервированная линия связи

PP 0

0 01

1

DI 3

2 01

1

AI 0

8 04

1

AO 0

8 01

1

DI 3

2 01

1CP

06

111

DO 3

2 01

1

PP 0

0 01

1

DI 3

2 01

1

AI 0

8 04

1

AO 0

8 01

1

DI 3

2 01

1CP

06

111

DO 3

2 01

1

PP 0

0 01

1

PP 0

0 01

1

PP 0

0 01

1

AI 0

8 04

1

AO 0

8 01

1

CP 0

6 11

1

DI 3

2 01

1

CU 0

0 05

1

AI 0

8 04

1

AO 0

8 01

1

CP 0

6 11

1

DI 3

2 01

1

CU 0

0 05

1

PP 0

0 01

1

DI 3

2 01

1

DO 3

2 01

1

DI 3

2 01

1CP

06

111

DI 3

2 01

1

DO 3

2 01

1

DI 3

2 01

1CP

06

111






CU 00 021Процессорный модуль

• ARM Cortex-Aхх, 1x2Gb Flash, RS-485, 2 x Ethernet RJ-45, без поддержки резервирования -

CU 00 051

Процессорный модуль• поддержка резервирования; • Intel Atom, 1x2Gb RAM, 1x4Gb Flash, RS-232, RS-485,

4 x Ethernet RJ-45, 2xUSB host, GPS / Глонасс.-

CU 00 061

Процессорный модуль• поддержка резервирования;• Intel Atom, 1x2Gb RAM, 1x4Gb Flash, RS-232, RS-485,

2 x Ethernet RJ-45, 2xEthernet SFP, 2xUSB host, GPS / Глонасс.-

CU 00 071

Процессорный модуль• поддержка резервирования;• Intel Atom, 1x2Gb RAM, 1x4Gb Flash, DVI, RS-232/RS-485,

4 x Ethernet RJ-45, 2xUSB host, GPS / Глонасс.-

PP 00 011 Модуль источника питания 24V DC, 75Вт -

CP 04 011 Коммуникационный процессор RS485 (Modbus RTU) 4

CP 02 021 Коммуникационный процессор Ethernet (Modbus TCP) 2

CP 06 111 Коммуникационный процессор EtherCAT, поддержка функции расширения шины. 6

Модули ввода/вывода контроллера AI 16 011

Модуль аналогового ввода• диапазон измерения: 4-20 мА;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,1%;• общая гальваническая изоляция.

16

AI 08 041

Модуль аналогового ввода• диапазон измерения (программно-конфигурируемый) 0…+10В, -10…+10 В; 4-20 мА;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,025%;• поканальная гальваническая изоляция;• индивидуальный АЦП на каждый канал.

8

AI 08 051

Модуль аналогового ввода• диапазон измерения (программно-конфигурируемый) 0…+10В, -10…+10 В; 4-20 мА;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,1%;• поканальная гальваническая изоляция;• один АЦП на все каналы.

8

AO 08 011

Модуль аналогового вывода• диапазон формирования выходного сигнала 4-20 мА;• погрешность измерения в нормальных условиях работы — ±0,1%;• поканальная гальваническая изоляция.

8

DI 32 011Модуль ввода дискретный 24 VDC

• общая гальваническая изоляция. 32

DO 32 011Модуль вывода дискретный 24 VDC / 0,5 А

• общая гальваническая изоляция. 32

DA 03 011

Модуль счета ипульсов• диапазон измерения частоты 1 Гц…500кГц;• диапазон измерения количества импульсов от 1 до 4294967295

(с признаком переполнения);• 6 каналов дискретного ввода 24 В;• 6 каналов дискретного вывода 24 В;• поканальная гальваническая изоляция каналов счета.

3

Модули контроллера REGUL R500



Контроллер REGUL R400 входит в семейство программируемых кон-троллеров REGUL RX00. Представляет собой комбинацию человеко-машинного интерфейса и центрального процессора. Может работать со всеми модулями ввода/вывода контроллеров серии REGUL RX00.

Назначение • локальные и распределенные системы автоматизации с поддержкой визуализации.


• емкостный сенсорный дисплей с диагональю 7”;

• пленочная клавиатура;

• степень защиты лицевой панели от проникновения твердых предметов и воды IP66;

• расширенный температурный диапазон;

• встроенный редактор визуализации на базе Epsilon LD;

• возможность создание архива пользователя на встроенном твердотельном диске;

• подключение крейтов расширения контроллеров серии REGUL;

• исполняемая среда Epsilon LD с поддержкой 5 языков стандарта IEC 61131-3.


• диагональ экрана 7"• разрешение экрана 800х480 px

• тип процессора Intel Atom• тактовая частота процессора 1,46 ГГц• объем ОЗУ 2 Гб• объем ПЗУ 4 Гб• интерфейсы:

– RS-485 1 – USB host 2 – DVI 1 – Ethernet 2 – EtherCAT 2

• диапазон рабочих температур от -20 до +60°С




Аппаратная конфигурация контроллера REGUL R400• подключение до 255 крейтов расширения;• возможность разнесения крейтов на расстояние до 10 км (по оптоволоконной линии связи);• подключение по схеме «звезда», «кольцо» или по смешанной схеме.

Габаритные размеры REGUL R400

236

169

47

DI 3

2 01

1

DI 3

2 01

1

DI 3

2 01

1

DI 3

2 01

1CP

06

111

DI 3

2 01

1

DI 3

2 01

1

Regul R500

PP 0

0 01

1

Regul R400

Regul R200


Назначение • малые и средние по количеству сигналов ввода / вывода системы;• малогабаритные решения;• удаленный ввод / вывод.


• модули шириной 13 мм;• «горячая» замена модулей (без выключения питания и без прерывания прикладной программы);• наборный крейт — возможность наращивания крейта с дискретностью в один модуль;• до 70 модулей в одном крейте;• установка на стандартную DIN-рейку шириной 35 мм;• работа в составе контроллеров серии REGUL;• расширенный температурный диапазон;• исполняемая среда Epsilon LD с поддержкой 5 языков стандарта IEC 61131-3;


• модули с современным дизайном размером (ШхВхГ) 12,9х101х109 мм;• удобное клеммное шасси, позволяющее менять модуль без демонтажа проводов;• пассивное охлаждение, отсутствие механических и вращающихся элементов конструкции.


• минимальное время цикла прикладной программы 1 мс• точность синхронизации времени 1 мс

• диапазон входного напряжения питания 18…36 VDC• диапазон рабочих температур от -40 до +60°С


Контроллер REGUL R200 входит в семейство программи-руемых контроллеров REGUL RX00. Предназначен для по-строения локальных и распределенных систем АСУ ТП.

Также может использоваться в качестве удаленных стан-ций ввода / вывода в составе контроллеров старших линеек.






CU 00 021 Процессорный модуль• ARM Cortex-Aхх, 1x2Gb Flash, RS-485, 2хEtherCAT, 2 x Ethernet RJ-45

-

ST 00 011 Интерфейсный модуль (тип интерфейса EtherCAT) -

PP 00 011 Источник питания 24 VDC, 15Wt -

CP 01 011 Коммуникационный процессор RS485 1

Модули ввода/вывода контроллера

AI 04 011 Модуль аналогового ввода• диапазон измерения 4...20 мА;• общая гальваническая изоляция.

4

AI 02 041 Модуль аналогового ввода• диапазон измерения (программно-конфигурируемый) 0…10 В, -10…+10 В, 4…20 мА;• поканальная гальваническая изоляция.

2

AO 02 011 Модуль аналогового вывода• диапазон формирования выходного сигнала 4-20 мА;• общая гальваническая изоляция.

2

DI 08 011 Модуль ввода дискретный 24 VDC• общая гальваническая изоляция.

8

DO 08 011 Модуль вывода дискретный 24 VDC / 200 мА• общая гальваническая изоляция.

8

DA 01 011 Модуль счета импульсов• диапазон измерения частоты 1 Гц…100 кГц;• диапазон измерения количества импульсов от 1 до 4 294 967 295;

(с признаком переполнения);• 2 канала дискретного ввода 24 В;• 2 канала дискретного вывода 24 В.

1

Габаритные размеры REGUL R200109

101

101

49

48,5

12,9

15

104

109

104

Модули контроллера REGUL R200


УСТОЙЧИВОСТЬ КОНТРОЛЛЕРОВ СЕМЕЙСТВА REGUL RX00 К ВНЕШНИМ ВОЗДЕЙСТВИЯМ

Метод испытаний Порт Вид испытательного воздействия

Значения параметров испытательного

воздействия

Степень жесткости испытаний/

критерий качества функционирования

ГОСТ Р 50648Устойчивость к магнитному полю промышленной частоты

длительное 100 А/м 5/А

кратковременное 1000 А/м 5/АГОСТ Р 50649Устойчивость к импульсному магнитному полю

1000 А/м 5/А

ГОСТ 30804.4.2-2013Устойчивость к электростатическому разряду

контактное ± 4 кВ 2/А

воздушное ± 8 кВ 3/А

ГОСТ 30804.4.3-2013Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю

10 В/м 3/А

ГОСТ 30804.4.4-2013Устойчивость к наносекундным импульсным помехам

Линия электропитания ± 2 кВ 3/А

Аналоговые/дискретные входы/выходы ± 1 кВ 3/А

ГОСТ Р 51317.4.5Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии

Линия электропитанияпо схеме «провод-провод» ± 1 кВ 2/Апо схеме «провод-земля» ± 2 кВ 3/А

Аналоговые/дискретные входы/выходы

по схеме «провод-провод» ± 1 кВ 3/Апо схеме «провод-земля» ± 2 кВ 3/А

ГОСТ Р 51317.4.6Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными электромагнитными полями в полосе частот от 0,15-80 МГц

Линия электропитания 10 В 3/А

Аналоговые/дискретные входы/выходы 10 В 3/А

ГОСТ Р 51317.4.16Устойчивость к кондуктивныем помехам в полосе частот от 0 до 150 кГц

Линия электропитаниядлительное 30 В 4/Акратковременное 100 В 4/А


длительное 30 В 4/Акратковременное 100 В 4/А

ГОСТ 30804.4.11-2013Устойчивость к провалам, кратковременным прерываниям и изменениям напряжения электропитания (~ 220В, 50 Гц)

Линия электропитания

20% 0,5 с 2/А30% 0,5 с 2/А60% 0,5 с 2/А100% 0,1 с 2/А

ГОСТ Р 51317.4.12Устойчивость к одиночным и повторяющимся колебательным затухающим помехам

Линия электропитанияпо схеме «провод-провод» ± 1 кВ 3/Апо схеме «провод-земля» ± 2 кВ 3/А


по схеме «провод-провод» ± 1 кВ 3/Апо схеме «провод-земля» ± 2 кВ 3/А

ГОСТ Р 51317.4.14Устойчивость к колебаниям напряжения электропитания

Линия электропитания ΔU = ± 0,12 Uном 3/А




ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ EPSILON LD Программное обеспечение Epsilon LD позволяет осуществлять аппаратное конфигурирование контроллеров семейства

REGUL (R600, R500, R400, R200).

Основные функциональные возможности Epsilon LD• встроенный редактор визуализации;• настройка основных параметров системы;• создание и редактирование прикладного программного обеспечения; • настройка резервирования;• загрузка и выгрузка проектов;• пошаговая отладка прикладной программы;• мониторинг работы контроллера.

Языки программированияEpsilon LD позволяет работать в редакторах стандарта МЭК 61131-3:

• FBD - функциональные блоковые диаграммы;• LD - релейно-контактная логика; • ST структурированный текст;• IL - список инструкций;• SFC - последовательные функциональные диаграммы.

Пример экранной формы

42 ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

РЕШЕНИЯ ПО УЧЕТУ ГАЗА И ТЕЛЕМЕТРИИ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

УЗЛЫ УЧЕТА ГАЗА БЫТОВЫХ И МЕЛКОМОТОРНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Для учета потребления энергоресурсов средних и малых потре-бителей используется коммуникационный шлюз КШ-Б-01, осущест-вляющий сбор данных по расходу ресурсов от бытовых счетчиков с импульсным выходным сигналом. КШ-Б-01 производит подсчет импульсов от бытового счетчика, контролирует целостность проводного соединения, формирует локальный архив показаний

и осуществляет передачу текущих и архивных значений на верхний уровень по заданному расписанию с использованием беспроводно-го GPRS / 3G канала связи (рис. 1).

Расширенная версия коммуникационного шлюза КШ-Б-02 до-полнительно к функциям КШ-Б-01 выполняет коррекцию объема газа по модифицированному методу NX19 мод. Для этого к КШ-Б-02 помимо счетчика газа подключаются датчики рабочей темпера-туры и давления газа (рис. 2).

Диспетчерский пункт

КШ-Б-01

Счетчик газа


КШ-Б-02

PЕ ТЕ

Счетчик газа

Рисунок 1. Схема подключения КШ-Б-01 Рисунок 2. Схема подключения КШ-Б-02


АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕТРИИ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

Многообразие различных датчиков, корректоров и вычисли-телей, представленных на сегодняшний день на рынке, открывает широкие возможности по организации систем технологического контроля и коммерческого учета газа. Внедрение СТМ на базе контроллеров КШ и ТВПС-1 позволяет объединить промышленные объекты газового хозяйства в единую информационную систему

сбора и передачи данных даже при использовании корректоров различных производителей благодаря поддержке широкого переч-ня дополнительного оборудования (рис. 3).

В качестве корректора природного газа на промышленном узле учета возможна установка преобразователя расчетно-измеритель-ного ТВПС-1М. ТВПС-1М внесен в государственный реестр типов средств измерений под номером № 50723-12.

Рисунок 3. Структурная схема СТМ

Фильтр

Фильтр

ПЗК

ПЗК

Регулятор давления

Регулятор давления

КШ

Варианты

ТВПС-1


220V

Нитка N

Нитка 1

Свой/Чужой

СН4Эл. счетчик

°С

PDТ

PDТ

PЕ

PЕ

PЕ

PЕ

ТЕ

ТЕ

Узел учета газа

Узел учета газа

Корректор

Корректор


45АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВАИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

ПОСТРОЕНИЕ ЕДИНОЙ, ТЕРРИТОРИАЛЬНО РАСПРЕДЕЛЕННОЙ СИСТЕМЫ АСКУГ

Предлагаемые решения по учету газа и телеметрии объектов газового хозяйства позволяют строить иерархические масштабиру-емые системы АСКУГ, состоящие из нескольких уровней (рис. 4).

На уровне контрольных пунктов производится сбор технологи-ческих параметров, контроль текущего состояния измерительного комплекса, а также реализуется возможность управления техноло-гическим оборудованием.

На уровне диспетчерских пунктов осуществляется сбор, обра-ботка и сохранение технологических данных, получаемых от кон-трольных пунктов, а также наблюдение и управление состоянием контролируемого оборудования крупных и средних потребителей.

Реализация центрального диспетчерского пункта выполняется при объединении в единую систему АСКУГ диспетчерских пунктов региональных Газовых Компаний.

Рисунок 4. Структурная схема АСКУГ

АРМ администратораcервер

БД АСКУГ

Приложения ви-зуализации и аналитики

Коммуникационный сервер пульта управления с поддержкой резервирования

Сеть оператора сотовой связи (GSM/GPRS/4G/ТФОП/VPN)

Локальная сеть газовой компании

Счетчики газа

УУГ крупных потребителей

шкаф КШТВПС-1

УУГ средних и малых потребителей

КШ-Б-01/02

РДУ газовой компании

УУГ бытовых потребителей

Калориметр

АРМ оператора

Внешний контроллер ТМ

Импульсные расходомеры

Встроенный контроллер ТМ

RS-232

Дискретные датчики

Аналоговые датчики

Исполнительные устройства, задвижки

Импульсные расходомеры

Дискретные датчики

Аналоговые датчики

Хромограф

Исполнительные устройства, задвижки

Датчик аварийной сигнализации

Импульсный расходомер


RS-232

Основная подсеть Резервная подсеть

Основная подсеть Резервная подсеть


ОЖИДАЕМЫЕ ЭФФЕКТЫ ОТ ВНЕДРЕНИЯ АСКУГВнедрение системы АСКУГ в газовой компании позволит полу-

чить следующие эффекты:• снижение погрешности измерений;• повышение точности измерения параметров газа;• оперативный контроль дисциплины газопотребления;

• оперативный контроль разбалансов;• снижение ошибок при оформлении пакета документов по акти-

рованию поставок/потребления;• снижение затрат на подготовку статистических отчетов;• повышение качества планирования поставок газа;• повышение управляемости компании.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ АСКУГВ настоящее время в газовых компаниях существует ряд про-

блем, которые могут быть успешно решены внедрением АСКУГ.

Наиболее характерные проблемы учета параметров газа:• коммерческий учет газа, отпускаемого потребителям, осущест-

вляется в основном по приборам учета потребителя или ГРО, а не поставщика;

• финансовые потери при расчетах за газ с потребителями из-за занижения фактической калорийности газа, отсутствия на большинстве ГРС и ГРП (в местах смешивания потоков газа) современных средств автоматизированного измерения параме-тров качества газа (потоковых хроматографов);

• финансовые потери при расчетах за газ с Потребителями из-за невозможности оперативного контроля и учета перебо-ров / недоборов газа ввиду отсутствия средств телеизмерения и оперативной обработки данных об объемах потребляемого газа в режиме реального времени;

• расчеты с населением за газ по необоснованным нормативам, при отсутствии приборов учета хотя бы на кустовых узлах;

• финансовые потери от ошибок при оформлении пакета доку-ментов актирования поставленного / принятого газа потребите-лем;

• задержки платежей из-за ошибок в объемах поставленного / при-нятого газа в актах и проблем при согласовании с потребителем;

• исковая деятельность и / или штрафные санкции из-за ошибок и неадекватного учета поставок / потребления в целом и в части переборов / недоборов;

• разбалансы между газотранспортными предприятиями (ГТП), газораспределительными организациями (ГРО) и поставщиком газа в регионе из-за отсутствия на большинстве ГРС и ГРП со-временных средств автоматизированного измерения объемов газа и / или применения измерительных комплексов различной точности;

• невозможность достоверно определить места потерь газа, раз-балансы в газораспределительных сетях между ГРО и на грани-цах зоны обслуживания Газовой Компании в связи с передачей газа по сетям без измерения объемов в точках передачи;

• некорректное планирование поставок газа из-за недостоверных прогнозов, составленных на неполных данных;

• недостоверные показания из-за неисправных приборов учета.

В результате внедрения АСКУГ планируется достижение следу-ющих результатов:

• повышение точности измерения объемов поставок;• оперативное измерение параметров качества газа;

• обеспечение возможности своевременного обнаружения и ре-гистрации случаев нарушения дисциплины потребления газа (переборов / недоборов) промышленными потребителями;

• обеспечение возможности своевременного обнаружения потерь газа (разбалансов);

• повышение достоверности учета потребления газа населением и промышленными потребителями;

• исключение ошибок, обусловленных человеческим фактором, при подготовке пакета документов по поставкам / потреблению;

• повышение достоверности прогнозов на основе более деталь-ных и обширных данных (используются преимущества единого хранилища);

• своевременное обнаружение неисправностей приборов учета.Уже на этапе пилотного проекта предлагается внедрение си-

стемы телеметрии и диспетчеризации. Телеметрия обеспечивает удаленное измерение параметров газоснабжения.

Система диспетчеризации обеспечивает:• сбор, хранение и архивирование технологических параметров

объектов газовой сети и параметров поставки газа потребите-лям;

• оперативный мониторинг режимов системы газоснабжения;• автоматизированный оперативный контроль дисциплины газо-

потребления;• автоматизированную подготовку комплекта документов по по-

ставкам / потреблению;• решение аналитических задач, включая сведение материально-

го баланса по зонам газопотребления и региону в целом;• поддержку протоколов обмена данными с автоматизированны-

ми системами Газовой Компании и внешними системами (ГТП, ГРО, потребителей и др.);

• осуществление контроля за работой ИК УУГ.

Автоматизированный сбор данных о состоянии и основных па-раметрах системы газоснабжения позволяет значительно повысить эффективность работы организаций, реализующих газ в регионе, газораспределительных и газотранспортных предприятий.

Ведомственно раздробленная система газоснабжения в регионе для экономически и технологически эффективной реализации своих основных функций должна существовать, по крайней мере, в едином информационном пространстве.

Создание АСКУГ включает строительство собственных узлов учета газа, внедрение телеметрии и развертывание системы мони-торинга и обработки удаленных измерений, осуществление инфор-мационного обмена между автоматизированными системами ГТП, ГРО и потребителя.



ПОДСИСТЕМЫ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА

Подсистемы серии ПКМ-ТСТ — это многофункциональные аппаратно-программные комплексы коррозионного мониторинга подземных стальных трубопроводов.

Подсистемы ПКМ-ТСТ-КонтКор и ПКМ-ТСТ-КИП позволяют с за-данной периодичностью контролировать скорость коррозии и од-новременно весь спектр электрических параметров коррозионной среды, в которой находится данный участок трубопровода: пере-менные / постоянные напряжения и токи, поляризационный потенци-

ал, плотности переменных и постоянных токов, ток непосредствен-но в трубопроводе, сопротивление растеканию переменного тока.

В подсистеме ПКМ-ТСТ-УЗТ помимо этого предусмотрено изме-рение таких параметров, как ток отведения УЗТ, токи протекторных групп, заземления, дренажа, сопротивление между трубопроводом и кожухом и температура трубопровода.

Параметр (передаваемые данные) Диапазон Разрешение Точность Примечание

Суммарный потенциал трубопровод — электрод сравнения ±100 В 3 мВ 1%

Защита от перегрузок по напряжению до 300 ВПоляризационный потенциал ±5 В 3 мВ 1%

Переменное напряжение трубопровод — электрод сравнения(RMS, без учета постоянной составляющей)

0 100 В 50 мВ1% Защита от перегрузок по напряжению до 300 В.

Автопереключение диапазонов0 5 В 2,5 мВ

Постоянный ток трубопровод — вспомогательный электрод

±100 мА 50 мкА1%

Защита от перегрузок по напряжению до 300 В. Автопереключение диапазонов

±5 мА 2,5 мкА

Переменный ток трубопровод — вспомогательный электрод

0 100 мА 50 мкА1%

0 5 мА 2,5 мкА

Ток через блок совместной защиты (БСЗ)

0 25 А 12 мА1%

Автопереключение диапазонов

1 1,25 А 0,6 мА

Ток заземления 0 200 А 100 мА1%

0 10 А 5 мА

Ток протекторной группы 0 200 А 100 мА1%

0 10 А 5 мА

Сила тока дренажа 0 500 А 250 мА1%

0 25 А 12 мА

Отводимый устройством защиты трубопровода (УЗТ) ток

0 40 А 10 мА1%

0 2 А 2 мА

Падение напряжения на участке трубопровода(постоянный ток в трубопроводе)

0 1 мВ <1 мкВ5% Автопереключение диапазонов

0 50 мкВ <1 мкВ

Сопротивление трубопровод — защитный кожух

0 10 кОм 2,5 Ом1% Автопереключение диапазонов

0 500 Ом 0,13 Ом

Таблица 1. Измеряемые параметры

Все подсистемы могут работать как в режиме накопления дан-ных с ручным съемом (емкость встроенной энергонезависимой памяти — 80000 записей или 277 суток при измерениях каждые 5 минут), так и в режиме передачи данных по различным каналам проводной и беспроводной связи.

Измерительным и вычислительным ядром подсистем является промышленный контроллер модульного исполнения ПКМ-ТВПС, в состав которого может входить до восьми измерительных модулей, обеспечивающих необходимую для заказчика функциональность.

Питание подсистем может осуществляться как от комплекта бата-рей различной емкости (от 3 до 5 лет автономной работы), так и от лю-бых внешних источников постоянного или переменного напряжения.

Программное обеспечение подсистем выводит данные о скорости коррозии и электрические параметры в графическом виде на единой временной шкале, что позволяет определять причину возникновения коррозии и принимать соответствующие меры по ее предотвращению.

Совокупность всех подсистем коррозионного мониторинга совместно с системой телеуправления станцией катодной защиты производства ООО «Прософт-Системы» составляет замкнутый контур автоматизированной системы катодной защиты, которая работает не со средними уставками, полученными статистически в результате редких ручных измерений потенциалов на трубе, а с непрерывно измеряемыми технологическими показателями, об-разуя динамическую систему, регулируемую в реальном времени.

Совместная разработка с компанией ЗАО «Трубопроводные системы и технологии»


ПКМ-ТСТ-КОНТКОРРПКМ-ТСТ-КонтКорр — это комплексная подсистема контроля и ана-

лиза коррозионной ситуации на подземных стальных трубопроводах (рис. 5).

Подсистема с заданной частотой измеряет скорость коррозии и весь спектр электрических параметров коррозионной среды: переменные / постоянные напряжения, токи, плотности токов, сопро-тивление растеканию тока.

Для оценки качества изоляции к подсистеме может подключать-ся модуль измерения постоянного тока в трубопроводе.

Подсистема может работать как в режиме передачи данных по различным каналам проводной и беспроводной связи, так и в ре-жиме накопления данных с ручным съемом (емкость — 80 000 запи-

сей или 277 суток при измерениях каждые пять минут).Определение скорости коррозии основано на зависимости со-

противления контрольной пластины измерительного зонда, подвер-гающейся коррозии в грунте, от ее толщины.

Сопротивление измеряется высокоточной измерительной схе-мой, при этом температура и сопротивление проводов на точность измерений не влияют.

Контрольная пластина одновременно служит электродом, от-носительно которого измеряются токи и рассчитываются их плот-ности. В зависимости от требуемой чувствительности контрольная пластина может иметь различную толщину.

Подсистема имеет в своем составе блок защиты измерительных входов от импульсных перегрузок по напряжению и току.

Рисунок 5. ПКМ-ТСТ-КОНТКОРР

Датчик вскрытия

Клеммный терминал

Батарея питания

Влагозащищенный корпус оборудования

Стойка (условно показана в разрезе)

T3T T4

T ВЗ ЭС ВЭ T1НT2

TT1T

ИЗ1

ИЗ

ИЗ2



ПКМ-ТСТ-КИППодсистема коррозионного мониторинга ПКМ-ТСТ-КИП (рис. 6)

обеспечивает дистанционный (или ручной) мониторинг параметров ЭХЗ на контрольно-измерительных пунктах, собранных по различ-ным схемам (на изолирующих вставках, переходах через дороги, пересечениях с трубопроводами и т. д.).

Подсистема позволяет контролировать характеристики коррози-онной ситуации в местах установки одновременно до 4 электродов сравнения со вспомогательными электродами, а также вести мо-ниторинг тока заземления, дренажа, протекторных групп (до 12 ка-налов измерения тока), тока в трубопроводе (падения напряжения на токоизмерительных выводах), сопротивления трубопровод — кожух, температуры трубопровода.

Рисунок 6. ПКМ-ТСТ-КИП



Батарея питания

Влагозащищенный корпус оборудования

Стойка (условно показана в разрезе)

ЭС2ЭС1ВЭ1 ВЭ2

K2

П1 П2

T2T T1

T

T3И

T2И T1

И

ИЗ


ПКМ-ТСТ-УЗТПодсистема коррозионного мониторинга ПКМ-ТСТ-УЗТ пред-

ставляет собой блок отведения наведенного на трубопровод пере-менного тока, оснащенный контроллером (рис. 7). Подсистема по-зволяет контролировать параметры коррозионной ситуации в месте установки и отводимый переменный ток.

Измерение отводимого переменного тока производится с по-мощью бесконтактных датчиков тока на основе эффекта Холла. Измерения параметров ЭХЗ производятся с помощью стального вспомогательного электрода площадью 1 см2.


ЭСВЭ

TTT1И

Блок контроллера


Устройство заземления

Блок УЗТ

Рисунок 7. ПКМ-ТСТ-УЗТ



КОНТРОЛЛЕР ТЕЛЕМЕТРИИ ТВПС-1

ТВПС-1 применяется в системах телеметрии и управления, в которых для связи с верхним диспетчерским уровнем требуется преимущественно беспроводная связь. В штатном режиме работы ТВПС-1 осуществляет сбор данных с приборов учета энергоресурсов и первичных пре-образователей с аналоговыми или дискретными выходами. ТВПС-1 производит накопление и архивирование данных от внешних устройств, которые впоследствии передаются на сервер диспетчерского пункта при помощи встроенного GPRS / 3G-модема.

ТВПС-1 выполнен в одном корпусе, изготовленном из ABS-пластика, в котором располага-ется микропроцессорная и интерфейсная платы. Интерфейсная плата содержит слоты для под-ключения различных модулей расширения и клеммную колодку для подключения интерфейс-ных линий и кабелей датчиков.

Конструкция контроллера обеспечивает возможность установки защитной пломбы на стыке основания и крышки корпуса. Антенный разъем GPRS / 3G-модема и герметизированные кабель-ные вводы располагаются на боковой стенке корпуса ТВПС-1.

Основные функции • сбор данных с корректоров и вычислителей при помощи интерфейсов RS-232/485;• обработка выходных сигналов первичных преобразователей;• выход на связь с диспетчерским пунктом по настраиваемому расписанию с помощью встроенного

GPRS/3G модуля.

Техническиехарактеристики

• операционная система Linux;• 64 Мб оперативной памяти;• 256 Мб энергонезависимой памяти;• 1 Гб внешней памяти;• часы реального времени.

Коммуникационные интерфейсы

• RS-232/485 2 шт.

• Ethernet 1 шт.

• GPRS/3G 1 шт.

• возможность установки спутникового модема 1 шт.

Измерительные входы • аналоговые входы 4-20 мА 2 шт.

• входы для подключения термометров сопротивления: 2 шт.

• потенциальные дискретные входы 24 В 4 шт.

• дискретные входы типа «сухой контакт» 1 шт.

• дискретные выходы 24 В 2 шт.

Модули расширения • модуль аналоговых входов 0...20 мА (4 канала);• модуль источников питания 24 В - 25 мА (2 канала);• модуль дискретных входов 24 В (2 канала) и источников питания 24 В 25 мА (2 канала);• модуль дискретных входов 24 В (8 каналов);• модуль дискретных входов типа «сухой контакт» (8 каналов);• модуль последовательного интерфейса 1-wire;• модуль контроля параметров ШРП.

Питание • основное питание ~220 В, 50 Гц

• резервное питание две LiSOCl2 батареи с выходным напряжением 3,6 В и номинальной емкостью 14 А∙ч

• ток потребления < 2 А

Габаритные размеры (ШхВхГ)

• 250х190х85 мм

Класс защиты корпуса • IP45

Рабочая температура • от –40 до +60°С


Характеристики ТВПС-1Ш ТВПС-1Е ТВПС-1М ТВПС-1МЕ ТВПС-1АЕ ТВПС-1МАЕ ТВПС-1АШ

Общее описание Шкафное исполнение

Взрывозащищен-ное исполнение

Исполнение с функциями

коррекции объема природного газа

Взрывозащищенное исполнение

с функциями коррекции объема природного газа

Автономное взрывозащи-

щенное испол-нение

Автономное взрывозащищенное

исполнение с функциями

коррекции объема природного газа

Автономное шкафное

исполнение

Напряжение питания~ 85 264 В45 65 Гц

~ 100 240 В, 47 65 Гц3,6 В

~ 100 240 В, 47 65 Гц3,6 В

~ 100 240 В, 47 65 Гц3,6 В 3,6 В 3,6 В 3,6 В

Резервирование основного электропитания

+ + + + – – –

Взрывозащищенное исполнение – 1ЕхdIIBТ6 – 1ЕхdIIBТ6 1ЕхdIIBТ6 1ЕхdIIBТ6 –

Класс защиты корпуса IP45 IP66 IP45 IP66 IP66 IP66 IP45

Габаритные размеры, мм 600х400х250 415х315х259 250х190х85 415х315х259 415х315х259 415х315х259 600х400х250

Модификации ТВПС-1

Габаритные и установочные размеры ТВПС-1

82 мм

32 мм

16 мм

67 мм

192 мм

248

мм

85 м

м25

мм

7 мм



ШЛЮЗ КОММУНИКАЦИОННЫЙ КШ

КШ предназначен для сбора данных о состоянии технологического оборудования объектов газораспределительной сети, входящих в автоматизированные системы коммерческого учета газа (АСКУГ) крупных потребителей, а также информации о параметрах проходящего по сети природного газа.

КШ обеспечивает сбор данных от счетчиков газа, корректоров, вычислителей и контроллеров телемеханики по стандартным интерфейсам RS-232/485, Ethernet и дальнейшую передачу полу-ченных данных на верхний уровень АСКУГ с использованием встроенного GPRS/3G-модема или сетевого интерфейса.

КШ предназначен для стационарного размещения путем настенного крепления как на щитах, так и в специально оборудованных шкафах. Корпус КШ представляет собой металлический шкаф со степенью защиты не ниже IP45 по ГОСТ 14254-96. Шкаф имеет открывающуюся пе-реднюю дверцу. Интерфейсные линии и кабели датчиков заводятся через герметизированные кабельные вводы, которые располагаются на нижней панели корпуса КШ.

Основные функции • сбор информации от измерительных комплексов узлов учета газа о значениях расхода в соответ-ствии с протоколами обмена применяемых вычис-лителей;

• получение показателей качества газа от хроматографа;• прием аналоговых и дискретных сигналов о значе-

ниях основных технологических параметров узла учета газа;

• прием и выполнение запросов, поступающих с диспетчерского пункта Газовой Компании;

• синхронизация времени;• контроль за достижением уставок значений кон-

тролируемых параметров;

• буферизация входных данных при отсутствии связи с диспетчерским пунктом;

• диагностика элементов узлов учета газа и пере-дача диагностической информации на диспет-черский пункт;

• обеспечение автоматического перехода в случае аварии на резервный канал связи и возвращения обратно при его восстановлении;

• обеспечение автоматического перехода на пита-ние от встроенной аккумуляторной батареи при отключении внешнего питания 220В;

• контроль несанкционированного проникновения в КШ.

Основныехарактеристики

• использование следующих видов каналов обмена данными: GPRS / 3G, Ethernet, SAT, RS-232 / 485;

• встроенные ОРС / МЭК-серверы для обмена данны-ми с контроллерами, счетчиками газа, расходоме-рами, хроматографами и другим оборудованием;

• прямая поддержка протоколов производителей корректоров и вычислителей;

• реализация «сквозного» канала передачи данных в систему потребителя, что позволяет органи-зовать «прозрачный» доступ имеющихся АСУТП потребителя к оборудованию измерительного комплекса;

• обеспечение формирования иерархической многоуровневой упорядоченной структуры имен сигналов;

• отсутствие необходимости программирования на объекте, минимальные требования к конфи-гурированию, поддержка удаленного экспорта конфигураций;

• полная поддержка протоколов: OPC, МЭК 60870-5-101 / 104, Modbus (ASCII / RTU / TCP);

• использование промышленных контроллеров телемеханики с базовым набором входов-выхо-дов, позволяющих решить большинство задач сбора данных с нижнего «полевого» уровня узлов учета газа;

• встроенный механизм шифрования передавае-мых данных (согласно ГОСТ 28147-89);

• поддержка режима ретрансляции данных;• возможность реализации функций удаленного

управления оборудованием узлов учета газа;• возможность комплектации счетчиком электро-

энергии.Техническиехарактеристики

• форм-фактор: PC/104;• x86-архитектура;• 512 Мб оперативной памяти;• 1 Гб внешней памяти;• часы реального времени.


• гальванически изолированные интерфейсы RS-232/485 с защитой от статического разряда и пере-напряжения

до 48 шт.


• GPRS/3G до 2 шт.

• USB 2 шт.


Измерительные входы • аналоговые входы 4-20 мА,• входы для подключения термометров сопротивления, • потенциальные дискретные входы 24 В, • дискретные входы типа «сухой контакт»,

• дискретные выходы 24 В,• счетные импульсные входы, • релейные выходы: по согласованию с заказчиком.

Питание • ~ 85 264 В, 45 65 Гц

Габаритные размеры (ШхВхГ) • 400х600х250 мм


Рабочая температура • от +2 до +40°C

Габаритные и установочные размеры КШ

400 мм 250 мм

600

мм



КОНТРОЛЛЕР ПКМ-ТВПС

Измерительным и вычислительным ядром подсистем коррозионного мониторинга является про-мышленный контроллер модульного исполнения ПКМ-ТВПС, в состав которого может входить до вось-ми измерительных модулей, обеспечивающих необходимую для заказчика функциональность.

ПКМ-ТВПС с заданной периодичностью производит измерение электрических параметров корро-зионной среды и их последующее архивирование в энергонезависимой памяти. При этом расписание выхода на связь с диспетчерским пунктом для передачи текущих и архивных значений настраивается отдельно.

ПКМ-ТВПС выполнен в одном корпусе, изготовленном из ABS-пластика, в котором располагается микропроцессорная и интерфейсная платы. Интерфейсная плата содержит слоты для подключения различных модулей расширения и клеммную колодку для подключения интерфейсных линий и кабелей датчиков. Также в корпус может устанавливаться контроллер ICL-02i-40, расширяющий функциональ-ные возможности ПКМ-ТВПС.

Конструкция контроллера обеспечивает возможность установки защитной пломбы на стыке осно-вания и крышки корпуса. В корпусе ПКМ-ТВПС имеется отверстие для установки SIM-карты. Антенный разъем GPRS/3G-модема, а также герметизированные кабельные вводы и разъемы для подключения датчиков и стороннего оборудования располагаются на боковой стенке корпуса ПКМ-ТВПС.

Основные функции • измерение электрических параметров коррозионной среды;• обмен информацией с диспетчерским пунктом по настраиваемому расписанию с помощью встроенного

GPRS / 3G модуля либо с использованием спутникового модема.Техническиехарактеристики

• операционная система Linux;• 64 Мб оперативной памяти;• 256 Мб энергонезависимой памяти;• 2 Гб внешней памяти;• часы реального времени.


• RS-232 / 485 2 шт.


• GPRS / 3G 1 шт.

• возможность установки спутникового модема 1 шт.

Измерительные входы • аналоговый вход для подключения термопреобразователя сопротивления;• аналоговый вход для измерения электрического сопротивления в диапазоне от 0 до 10 кОм.

Модули расширения • двухканальный модуль измерения постоянно-го тока в проводнике в диапазоне от 0 до 400 А и действующего значения переменного тока с частотой до 60 Гц и амплитудой в диапазоне от 0 до 400 А (максимальное значение измеряемого тока зависит от применяемого датчика тока);

• двухканальный модуль измерения постоянного напряжения в диапазоне от 0 до 1 мВ;

• модуль измерения постоянного напряжения в диа-пазоне ± 5 В (один канал), действующего значения переменного напряжения в диапазоне от 0 до 100 В (один канал), постоянного тока в проводнике в диапазоне ± 100 мА (один канал), действующего значения переменного тока в проводнике с ча-стотой до 60 Гц в диапазоне от 0 до 100 мА (один канал), поляризационного потенциала в диапазоне от минус 5 В до плюс 5 В.

Дополнительные возможности ввода / вывода

В комплекте с контроллером ICL-02i-40 ПКМ-ТВПС:• два аналоговых входа для измерения постоянно-

го тока в проводнике в диапазоне ± 300 мА;• два аналоговых входа для измерения действую-

щего значения переменного тока в проводнике с частотой до 60 Гц и амплитудой в диапазоне от 0 до 300 мА;

• два аналоговых входа для измерения постоянно-го напряжения в диапазоне ± 2,7 В;

• два аналоговых входа для измерения постоянно-го напряжения в диапазоне от 0 до 25,5 В;

• два аналоговых входа для измерения действую-щего значения переменного напряжения в диапазоне от 0 до 100 В;

• четыре аналоговых входа для измерения элек-трического сопротивления в диапазоне от 0 до 0,64 Ом;

• два аналоговых входа для измерения электри-ческого сопротивления в диапазоне от 0 до 60 Ом.


Габаритные и установочные размеры ПКМ-ТВПС

Питание • батарейный блок с выходным напряжением 3,6 В и номинальной емкостью 210 А∙ч (LiSOCl2);• ток потребления: не более 4 А в режиме передачи данных и не более 1 мА в спящем режиме.




373

мм

121

мм

140 мм



КОНТРОЛЛЕР ТЕЛЕМЕТРИИ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ БЫТОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА КШ-Б-01

Контроллер телеметрии для объектов бытового потребления газа КШ-Б-01 осуществляет прием импульсных электрических сигналов, поступающих от счетчиков газа, а также использу-ет измерительную информацию и передает ее на диспетчерский пункт автоматизированных ин-формационно-измерительных систем коммерческого учета газа (АСКУГ) при помощи GPRS / 3G модуля.

Контроллер применяется в автоматизированных системах коммерческого учета газа на объ-ектах потребления в коммунально-бытовом секторе и предназначен для стационарного разме-щения в непосредственной близости от счетчика газа.

КШ-Б-01 выполнен в одном корпусе, изготовленном из ABS-пластика, в котором располага-ется микропроцессорная плата, клеммная колодка для подключения кабелей датчиков и бата-рейный отсек для подключения элементов питания.

Конструкция контроллера обеспечивает возможность установки защитной пломбы на стыке основания и крышки корпуса. Антенный разъем GPRS / 3G-модема и герметизированный кабель-ный ввод располагаются на боковой стенке корпуса КШ-Б-01.

Основные функции • автоматическая установка связи с сервером АСКУГ;• автоматическая установка связи с резервным сервером АСКУГ при отсутствии связи с основным

сервером;• передача измерительной информации о расходе газа;• передача аварийного сообщения при отсутствии связи между КШ-Б-01 и счетчиком газа.


• амплитуда входных импульсов от 1,5 до 2,5 В;• длительность входного импульса не менее 25 мс;• длительность фронта входного импульса не более 100 мкс;• пределы допускаемой относительной погрешности измерения и

преобразования выходного сигнала ИП расхода в объем ± 0,03 %.• часы реального времени

Коммуникационные интерфейсы • GPRS/3G 1 шт.

Измерительные входы • счетно-импульсный вход 1 шт.

• контрольный вход разрыва измерительной линии 1 шт.

Питание • от двух LiSOCl2 элементов питания с выходным напряжением 3,6 В и номинальной емкостью 14 А∙ч• от внешнего источника постоянного тока 5 В• ток потребления: < 2 А




Габаритные и установочные размеры КШ-Б-01

55 мм

121

мм

185 мм


Габаритные и установочные размеры КШ-Б-02

КОРРЕКТОР ОБЪЕМА ГАЗА БЫТОВОЙ КШ-Б-02

КШ-Б-02 применяется в измерительных системах коммерческого учета природного газа на объектах потребления в коммунально-бытовом секторе. Корректор оснащен GPRS / 3G моду-лем беспроводной передачи данных.

Для получения показаний рабочей температуры газа могут применять-ся платиновые тер-мопреобразователи сопротивления типа Pt100 или Pt500 с температурным коэффициентом α=0,00385 °C-1. Показания рабочего давления газа могут считываться с датчика давления с унифи-цированным выходом 4…20 мА. Вычисление объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, производится с использованием модифицированного метода NX19 мод., согласно ГОСТ 30319.2-96. Типы датчиков, пределы и другие настройки корректора осуществляют-ся с помощью системы команд через последовательный интерфейс RS-232 или с уровня диспет-черского пункта. Максимальная глубина архивов данных КШ-Б-02 составляет 1 год.

Конструкция КШ-Б-02 аналогична конструкции КШ-Б-01.

Основные функции • измерение температуры газа, давления газа, объемного расхода и количества газа в рабочих условиях;• вычисление объемного расхода и количества газа, приведенных к стандартным условиям c ис-

пользова-нием модифицированного метода NX19 мод., согласно ГОСТ 30319.2-96;• организация беспроводной передачи данных на диспетчерский пункт.

Техническиехарактеристики

• тип термопреобразователей сопротивления Pt100, Pt500

(температурный коэффициент сопротивления α=0,00385 ºC-1) по ГОСТ 6651-2009

• выходной сигнал датчиков давления 4-20 мА

• амплитуда входных импульсов от 2,5 до 4,5 В

• частота входных импульсов от 0 до 6 Гц

• длительность входного импульса не менее 50 мс

• часы реального времени

Коммуникационные интерфейсы • GPRS/3G 1 шт.

Измерительные входы • аналоговый вход, предназначенный для подключения ИП температуры;• аналоговый вход, предназначенный для подключения ИП давления;• импульсный вход, предназначенный для подключения ИП расхода;• настраиваемый на вход или выход дискретный канал.

Питание • от двух LiSOCl2 элементов питания с выходным напряжением 3,6 В и номинальной емкостью 14 А∙ч• от внешнего источника постоянного тока 5 В• ток потребления: < 2 А




55 мм

121

мм

185 мм



ПУ СТМ — аппаратно-программный комплекс, состоящий из программных компонентов, конфигурируемых согласно требо-ваниям Газовой Компании и аппаратной платформы с поддержкой функции резервирования. Основной задачей пульта управления системы телеметрии (ПУ СТМ) является сбор информации с УУГ и обеспечение взаимодействия УУГ с автоматизированной систе-мой (АС) Газовой Компании.

ПУ СТМ обеспечивает выполнение следующих функций:• прием информации от УУГ и передача ее в систему диспетчер-

ского управления;• синхронизация времени СТМ с центральным сервером либо

с GPS-приемником;• установка на УУГ условно-постоянных величин (управление

уставками и запись параметров качества газа) в вычислители расхода газа и хроматографы;

• информационное взаимодействие с системой диспетчерского управления.

Кроме вышеперечисленных, ПУ СТМ обеспечивает выполнениедополнительных функций:

• удаленный доступ для проверки технического состояния УУГ и контроля за работой программного обеспечения;

• настройка ПУ СТМ осуществляется с рабочего места админи-стратора (с помощью компонентов программного обеспечения пульта управления администратор может добавлять новые, ре-

дактировать и удалять существующие узлы учета газа, осущест-влять мониторинг системы).

Добавление нового УУГ в систему с помощью программного обеспечения пульта управления СТМ происходит без нарушения нормального режима работы системы. Например, для добавления нового УУГ администратору СТМ достаточно указать название УУГ и уникальное имя УУГ в системе (рис. 8).

Дополнительную информацию, такую как IP-адрес, номер SIM-карты, название юридического лица, физический адрес объ-екта, можно добавить сразу при создании учетной записи УУГ либо позже, например после окончательного монтажа данного узла учета газа.

Вся имеющаяся информация по настройкам УУГ выводится в главном окне программного компонента «Пульт управления» (рис. 9). Взаимодействие ПУ СТМ с диспетчерским сегментом АС Газовой Компании организуется посредством ОРС-интерфейса либо на базе специализированного протокола уровня приложений, функ-ционирующего поверх транспортного протокола TCP / IP.

Сервер базы данных АСКУГ логирует данные УУГ, поступающие на коммуникационный сервер пульта управления СТМ. Сервер ПУ СТМ, в свою очередь, предоставляет серверную часть для приложе-ний визуализации и аналитики.

Рисунок 8. Окно редактирования УУГ администратора СТМ «Пульт управления»

Рисунок 9. Главное окно ПО администратора СТМ «Пульт управления»

ПУЛЬТ УПРАВЛЕНИЯ СИСТЕМ ТЕЛЕМЕХАНИКИ (ПУ СТМ)


Рисунок 10. Просмотр текущих данных

Рисунок 12. Просмотр архивных данных

Рисунок 13. Анализ архивных данных

Рисунок 11. Просмотр нештатных ситуаций

Автоматизированная система диспетчерского учета (АСДУ) позволяет решать задачи «прикладного» уровня АСКУГ. В рамках создания АСДУ производится внедрение программного комплекса «Системы мониторинга и учета газа» (ПК СМУГ). Это позволяет оп-тимально решать возникающие задачи по созданию и управлению автоматизированной системой коммерческого учета газа для каж-дого структурного уровня компании, а именно:

• аналитика, хранение, обработка и отображение данных (рис. 10–13), полученных от объектов учета и контроля (УУГ, из-мерительного оборудования, данных контроля состояний и т.п.);

• поставка всех необходимых данных для систем расчета балан-сов и перетоков газа, ГИС (картография), автоматизированного контроля регламентных и ремонтных работ и т. п.;

• автоматизация деятельности учетных, диспетчерских и метро-логических отделов компании;

• оперативное формирование отчетных форм и документов, включая пользовательские интерфейсы для формирования произвольных шаблонов;

• «прозрачная» стыковка с ранее эксплуатирующимися в ком-пании информационными системами, с реализацией функций экспорта/импорта данных;

• организация информационного взаимодействия с потребителя-ми данных коммерческого учета газа и других учетных систем.

В рамках создания автоматизированной системы коммерческого учета газа (АCКУГ) специалистами нашей компании проводятся следующие работы:

• информационное обследование отделов Газовой Компании, за-нимающихся учетом и реализацией газа, диспетчерских служб, а также всех формирующих отчетность подразделений (вклю-чая разработку Технического Задания);

• установка и настройка базовых компонентов ПК СМУГ с учетом всех функциональных требований и организационных особен-ностей Газовой Компании;

• полная адаптация и необходимая доработка ПК СМУГ, согласно полученным уточнениям профильных специалистов и служб Газовой Компании;

• обучение специалистов и пользователей Газовой Компании.В результате применения программной технологии «гибких ком-

понентов» внедрение программного комплекса СМУГ выполняется параллельно с построением системы сбора данных и телеметрии путем простого включения новых объектов (УУГ и т. п.). Это дает возможность работы со всеми доступными объемами получаемых данных уже на первом этапе установки системы.

Системные требования к серверному оборудованию:• сервер базы данных АСКУГ: процессор Intel® Xeon х 2, оператив-

ная память от 4 Gb, дисковая подсистема от 200 Gb, рекомендуе-мая модель HP ProLiant DL580 G5 Server;

• клиентские рабочие места: процессор Intel® Pentium 4™ 3.0 ГГц, память 512 Мб, HDD 80 Гб, интегрированная видеокарта, инте-грированная звуковая карта, сеть Ethernet.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УЧЕТА ПК СМУГ



Программное обеспечение «Монитор ГРП» предназначено для контроля и отображения текущего состояния ГРП, оснащенных аналоговыми / дискретными датчиками, подключенными к системе телеметрии объекта.

«Монитор ГРП» обеспечивает следующую функциональность:• одновременный контроль текущих состояний всех ГРП, осна-

щенных системами телеметрии (рис. 14);• отображение текущих и архивных значений технологических

параметров того или иного ГРП, измеряемых аналоговыми и дискретными датчиками;

• вывод текущих и архивных значений параметров ГРП на экран компьютера в графическом или табличном виде;

• вывод сводной таблицы показаний датчиков со всех ГРП с цвето-вой индикацией аварийных состояний тех или иных параметров;

• вывод на экран компьютера архива тревог ГРП (рис. 15).«Монитор ГРП» позволяет выводить более детальную информа-

цию по каждому ГРП:• общая информация (рис. 16): название ГРП, адрес, ответствен-

ный и т. д.;• текущие значения датчиков на ГРП (рис. 17): название сигнала,

значение сигнала, единица измерения, дата изменения, ниж-

ний / верхний предупредительный уровень, нижний / верхний аварийный уровень;

• архивы: отображение архивных значений датчиков ГРП в виде таблицы (рис. 18) или графиков (рис. 19) с возможностью ука-зания интересующего интервала времени и печати, а также ото-бражение списка тревог и аварий на ГРП (рис. 20).

«Монитор ГРП» позволяет производить добавление нового ГРП для контроля его технологических параметров и состояния. Для это-го пользователю необходимо указать общую информацию о ГРП и задать параметры сигналов датчиков. Также имеется возможность редактирования, удаления и поиска какого-либо ГРП.

«Монитор ГРП» обеспечивает контроль доступа пользователей через механизм учетных записей. Успешный запуск программы воз-можен только после ввода имени пользователя и соответствующего пароля в окне аутентификации пользователей при открытии про-граммы. Каждый запуск программы регистрируется в базе данных с указанием имени пользователя, даты и времени начала и конца сессии. «Монитор ГРП» обеспечивает возможность просмотра та-блицы аутентификаций пользователей с указанием интересующего интервала времени.

Рисунок 14. Общий вид окна программы

Рисунок 16. Окно общей информации по узлу

Рисунок 17. Текущие значения сигналов датчиков

Рисунок 18. Архивные значения в табличном виде

Рисунок 20. Аварийные ситуации по узлам

Рисунок 19. Архивные значения в графическом виде

Рисунок 15. Архив тревог

МОНИТОР ГРП


SplitOPC предназначен для использования в качестве основы при построении иерархических распределенных систем сбора дан-ных и управления для гарантированной передачи данных и сигна-лов телеуправления в формате OPC, с использованием в том числе и низкокачественных каналов связи.

Создает сеть маршрутов, организуя каналы обмена данными между OPC-приложениями в сложных распределенных сетях.

SplitOPC полностью соответствует спецификации OPC DA ver. 2.0Одна из наиболее сложных задач в области автоматизации

технологических процессов и автоматизированного сбора данных — построение территориально распределенных автоматизированных систем и интеграция разнородных систем, связанная с объеди-нением потоков информации от локальных систем сбора данных и управления технологическими объектами.

Решению подобных задач препятствуют многочисленные трудности:• несовместимость локальных систем (по форматам данных,

по поддерживаемым интерфейсам и протоколам обмена);• в большинстве случаев речь идет об объединении территори-

ально распределенных систем, и здесь на первый план выходят вопросы организации передачи данных, редко встречающиеся при внедрении локальных АСУ ТП.

Полностью решить проблему несовместимости интерфейсов и протоколов обмена данными при объединении разнородных АСУ ТП и предоставить заказчику возможность свободного выбора оборудования и программного обеспечения АСУ ТП без жестких привязок к частнофирменным решениям позволяет стандарт ОРС.

Для решения задачи качественного сбора и передачи данных существует класс программных продуктов, называемых «коммуни-кационными» OPC-серверами.

Наиболее известный — SplitOPC, впервые появившийся на рын-ке в январе 2001 г. и на сегодняшний день не имеющий аналогов среди отечественных и зарубежных продуктов. Только SplitOPC об-ладает рядом уникальных возможностей, позволяющим создавать географически, иерархически и административно распределенные системы сбора данных и управления в реальном масштабе времени, работающие на низкоскоростных каналах связи (рис. 21).

Функциональные возможности• «Сквозная» передача данных, независимо от нахождения узлов

в различных сегментах локальной/глобальной сети, учитывая установленные firewall.

• Автоматический поиск и создание оптимальных маршрутов между OPC-адресатами (динамическая перемаршрутизация). В случае отказа имеющегося маршрута автоматически находится наилучший резервный.

• Горячее резервирование основного сервера с автоматическим «подхватом» роли дублирующим сервером.

• Поддержка таблиц глобальных псевдонимов тегов OPC. Со-здание псевдонимов для имен сигналов позволяет строить упорядоченную структуру имен в системе, а также дает широ-кие возможности масштабирования и интеграции различных существующих АСУ в единую систему.

• Система именования сигналов уникальным именем, для каж-дого сигнала по аналогии с доменной структурой имен (DNS), позволяет точно определять, какому уровню принадлежат данные. Например, на рисунке 15 показано, как пользователь в Казани, по имени тега MSK.TUM.NBR.NAD.Pout получает доступ к значению сигнала с именем 142_Pвых, сформированному кон-троллером в Надыме.

• Выполнение логических и арифметических операций позволяет обрабатывать данные, создавая новые теги в зависимости от задаваемых пользователем условий.

• Наличие программного шлюза, реализованного как отдельная динамическая библиотека, дает возможность получать данные из систем реального времени (QNX, RT-Linux, RTKernel и др.) в формате OPC.

• Назначение прав доступа к определенным группам сигналов предотвращает возможность несанкционированной отдачи ко-манды или изменения значений.

• Высокая скорость передачи большого количества тегов (по-рядка 200 000) в режиме реального времени, использование уникальных алгоритмов сжатия, позволяющих передавать тре-буемые объемы данных по низкоскоростным каналам связи.

Скорость передачи канала связи (Кбит/сек)

Количество передаваемых, ежесекундно меняющихся сигналов (шифрации нет)

Количество передаваемых, ежесекундно меняющихся сигналов (шифрация есть)

Расчетное (для реальных объектов автоматизации) количество передаваемых сигналов (шифрации нет)

Коммутируемые линии связи1200 12 6 524800 32 15 1409600 85 38 34019200 204 91 86033600 530 252 2100

Выделенные линии связи~ 2 Mbit ~ 8 000 ~ 3 500 ~ 30 000~ 10 Mbit ~ 60 000 ~ 28 000 ~ 120 000~ 100 Mbit ~ 85 000 ~ 40 000 ~ 200 000

Таблица 2.

При оценке пропускной способности коммутируемого соедине-ния использовались модемы Zyxel и GSM Siemens TC35i. В послед-нем столбце (табл. 2) приведены значения, рассчитанные исходя из процентного соотношения часто / редко меняющихся сигналов, встречающегося в реальных условиях на объектах промышленной автоматизации.

Реализация шлюзов в системы реального времени (например, QNX — «КП телемеханики» на базе контроллеров Moscad) позво-

ляет организовать передачу команд телеуправления и сбор данных в формате OPC без существенных временных и финансовых затрат. При этом значения, получаемые из таких систем, становятся обще-доступны в виде OPC тегов, в которые также могут записываться данные для передачи команд телеуправления.

С помощью двунаправленного шлюза-конвертора OPC <-> IEC 608705104 появилась возможность интегрировать данные и команды телемеханики, поступающие в этих форматах, а также

ПРОГРАММНЫЙ ПРОДУКТ SplitOPC



производить преобразование из одного формата в другой в режиме реального времени. Использование решений позволяет осуществлять «прозрачную» интеграцию разнородных фрагментов в общую систему.

Указанное на рисунке 23 время задержки в 100 mS учитывает задержку передачи команды непосредственно на промежуточном узле, т. е. время обработки команды и перехода IP -> OPC -> IP. В случае достаточной пропускной способности канала и гарантиро-ванно малого времени прохождения пакета по канальной / сетевой инфраструктуре, это значение может использоваться в качестве коэффициента для предварительного расчета времени прохож-дения команды телемеханики. При выполнении этого условия в реальных проектах, для расчета задержки данный коэффициент (100 ms) требуется умножить на количество промежуточных узлов. Если же время прохождения пакета не гарантированно, как в случае передачи через Интернет, требуется учитывать потери времени на передачу пакета и возможные задержки в коммуникационном оборудовании и производить расчет поправки для каждого конкрет-ного случая. На рисунке 23 показан канал Тюмень-Москва (2 Мбита),

для которого величина поправки составляет ~800 ms, что в резуль-тате дает примерно секундную задержку при прохождении команды телемеханики.

Функциональные возможности и высокая надежность SplitOPC обу-словили широкую распространенность продукта — на начало 2005 года в России на базе SplitOPC реализованы десятки распределенных систем сбора данных и управления (телемеханика, системы диспетчерского контроля и управления — СДКУ, узлы учета нефти, АСУ ТП распределен-ных объектов, и др.), в которых установлено более 300 копий продукта. В числе наших крупных заказчиков такие компании, как ОАО АК «Транс-нефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Татнефть» и другие.

В настоящее время коммуникационный сервер SplitOPC (рис. 24) является единственным решением из всех существующих на рын-ке, позволяющим без больших интеллектуальных и финансовых затрат построить иерархическую распределенную систему сбора данных, связав разнородные источники информации и полностью опираясь на общепринятые стандарты.

ЦДУ (Москва)

Контроллеры телемеханики

Internet HTTPОсновная подсетьРезервная подсеть

Разнородныеконтроллеры

ТЮМЕНЬ


Ноябрьск


Надым


OPC-cервер OPC-cервер

КАЗАНЬ


Нурлат


OPC-cервер




ПЕРМЬ


Кунгур


Губаха


OPC-cервер OPC-cервер

LAN 100



Рисунок 21. Структурная схема передачи данных

Москва


MSK.TUM.NBR.NAD.Pout

Тюмень


TUM.NBR.NAD.PoutКазань


KAZ.........Pout

Ноябрьск


NBR.NAD.Pout

Надым


NAD.PoutТАБЛИЦА

ПСЕВДОНИМОВPout 142_Рвых

ОАО «................»

Рисунок 22.Структурная схема наи-менования сигналов


Рисунок 24. Общий вид SplitOPCРисунок 23. Окно настройки SplitOPC

Программный шлюз -конвертор OPC104 является полнофунк-циональным OPC сервером, обеспечивающим доступ, согласно спецификации OPC DA 2.0, к данным и командам телемеханики, поступающим в формате IEC 60870-5-104 (101), при этом позволяя производить преобразование из одного формата в другой в режиме реального времени. Применение программного шлюза OPC-IEC позволяет решить задачу получения данных, используя полностью стандартизированные протоколы обмена данными: OPC вер. 1.0, 2.0, IEC60870-5-104 (МЭК-104), на базе транспортного сетевого протоко-ла TCP \ IP (рис. 25).

Функциональные возможности:• возможность интегрировать данные и команды телемеханики

в форматах IEC и OPC;• преобразование из одного формата в другой в режиме реально-

го времени.Использование этих решений позволяет осуществлять «про-

зрачную» интеграцию разнородных фрагментов в общую систему. При этом на сегодняшний день реализация шлюза является уни-кальной, т. к. работает на получение (IEC –> OPC) и на передачу дан-ных (OPC –> IEC) с одинаковой производительностью (табл. 3).

Скорость передачи канала связи (Кбит/сек)

Количество передаваемых, ежесекундно меняющихся сигналов IEC -> OPC

Количество передаваемых, ежесекундно меняющихся сигналов OPC- > IEC

Расчетное (для реальных объектов автоматизации) количество передаваемых сигналов

Коммутируемые линии связи1200 22 22 100

4800 60 60 250

9600 150 150 600

19200 380 380 1500

33600 1000 1000 3800

Выделенные линии связи~ 2 Mbit ~ 14 000 Mbit ~ 14 000 Mbit ~ 30 000

~ 10 Mbit ~ 110 000 Mbit ~ 110 000 Mbit ~ 120 000

~ 100 Mbit ~ 200 000 Mbi ~ 200 000 Mbi ~ 350 000

Таблица 3.

ПРОГРАММНЫЙ ШЛЮЗ-КОНВЕРТОР OPC104



ТЮМЕНЬLAN 100

АРМ оператораOPC-cервер

CУРГУТLAN 100АРМ оператора

OPC-cервер



НЕФТЕЮГАНСКLAN 100АРМ оператора

OPC-cервер



МЭК 104 МЭК 104

МЭК 104 МЭК 104

OPCSCADA

Рисунок 26. Пример использования резервируемого промышленного сервера СPCI

УСПД


FieldbusОсновная подсетьРезервная подсеть

OPC-IEC

Терминалы РЗАПЛК

Ethernet

IEC 61870-5-101(104)

Рисунок 27. Пример использования промышленного ПК с возможностью дублирования.


УСПД


Fieldbus Основная подсетьРезервная подсеть

OPC-IEC

Терминалы РЗАПЛК

Ethernet

IEC 61870-5-101(104)

Устройства ПА


OPC-IEC

OPC

Рисунок 25. Структурная схема передачи данных

В случае необходимости передачи данных на следующие уровни, используется коммуникационный сервер SplitOPC, отвечающий за га-рантированную доставку информации адресату. При этом на любом участке прохождения информации возможно представление данных как в формате IEC60870-5-104 (МЭК-104), так и формате ОРС.

Полное соответствие всех приложений спецификациям IEC и OPC дает возможность комбинировать различные подсистемы как верхнего, так и нижнего уровней от различных производителей (Siemens, Iconics, Intellution, GeneralElectric, WonderWare).

При этом, возможны различные варианты аппаратных реше-ний — резервированные серверные платформы в промышленных стандартах CPCI (Compact PCI, рис. 26), VME, промышленные компьютеры повышенной надежности (рис. 27) и т. п. Низкие требо-вания к аппаратной платформе (встраиваемая ОС, твердотельные диски памяти и т. п.) обеспечивают возможность установки про-граммных продуктов на необслуживаемых объектах с использова-нием промышленных компьютеров в исполнении УХЛ4 (с диапазо-ном рабочих температур от –40 до +70°С).


НЕРАЗРУШАЮЩИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ


ВИБРОКОНТРОЛЬ РОТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

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

Внедрение ЦВА позволяет предотвратить возможные разруше-ния и повреждения отдельных агрегатов или группы оборудования, а также избежать крупных аварий и дорогостоящего ремонта за счет оперативного контроля параметров вибрации и своевремен-ного 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 взрывоопас-ных зон помещений и наружных установок.

НЕРАЗРУШАЮЩИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ 68 ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

ЦИФРОВОЙ ВИБРОДАТЧИК ИВД 2

Основные функции • измерение осевого сдвига — зазора между тор-цом чувствительной части датчика и поверхно-стью объекта (торцом ротора насоса);

• обмен данными по интерфейсу RS-485 (протокол Modbus RTU);

• воспроизведение унифицированного токового сиг-нала 4-20 мА, пропорционального осевому сдвигу;

• сравнение величины измеряемого параметра с предельными значениями (уставками), храня-щимися в энергонезависимой памяти датчика;

• формирование статусов («предупреждение» и «авария») и формирование дискретных сиг-налов на внешние устройства при превышении измеряемым параметром величины заданных уставок (датчик-реле);

• дистанционное конфигурирование параметров: сетевого адреса, скорости обмена, величин предупредительной и аварийной уставок и кали-бровки измеренного канала.

Основные параметры • диапазон измерения зазора / осевого сдвига от 0,4 до 6,0 мм

• диапазон токового сигнала зазора (осевого сдвига) от 4 до 20 мА

• пределы допускаемой основной относительной погрешности изме-рений зазора по цифровому и токовому каналу ± 3 %

• уровень шумового сигнала датчика, не более 0,001 мм

• напряжение питания датчика 10-24 В

• диапазон температур эксплуатации датчика от –60 до + 80°С

• время обновления выходной информации 1 с

• время установления рабочего режима, не более 10 с

• ток потребления (без использования дискретных сигналов), не более 60 мА

• степень защиты, обеспечиваемая оболочкой IP67

• маркировка взрывозащиты PB ExdIX /1ExdIICT5X

• масса с кабелем 3,5 метра, не более 1,2 кг

Конструктивное исполнение • материал корпуса — сталь c никелевым покрытием;• уровень взрывозащиты — «взрывонепроницаемая оболочка».

Варианты исполнения датчика

• ИВД-2Ц — цифровой выход;• ИВД-2Т — цифровой выход, токовый выход 4-20 мА, пропорциональный осевому сдвигу;• ИВД-2В — цифровой выход, дискретные выходные сигналы.

Датчик предназначен для работы в системах вибрационного контроля и защи-ты оборудования электрических станций, нефтеперекачивающих и газокомпрес-сорных станций и других промышленных объектов.

Датчик может быть установлен во взрывоопасных зонах помещений и наруж-ных установок, в которых возможно образование паро-газовоздушных смесей категорий IIА, IIВ, IIС групп Т1-Т5.

Датчик обеспечивает измерение зазора (осевого сдвига) между торцом чув-ствительной части датчика и поверхностью объекта (вала ротора).

ИВД-2X-KYMZДлина защитного металлорукава на кабель от 0 до 12 м

Тип выходного сигнала Ц — ЦифровойТ — Цифровой и токовый (4-20 мА)В — Цифровой и дискретный

Длина постоянно присоединенного кабеля от 1,5 до 20 м

69НЕРАЗРУШАЮЩИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ



Габаритные и установочные размеры ИВД 2

L длина, по заказу из ряда: 63, 80, 100, 125, 160 мм

Подключение ИВД 2 с цифровым выходом Подключение ИВД 2 с цифровым выходом и дискретными выходами

Взрывоопасная зона Взрывобезопасная зона

Цепь Обозначение

А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C

Питание +(10÷24) В D

Дискр. сигнал предупреди-тельный

E

Дискр. сигнал аварийный F

Дискр. сигнал «исправный датчик»

G

PB ExdlX/1ExdIICT5Х

RS-485(Modbus RTU)

(10÷24) В

24 В до 100 мА

24 В до 100 мА

24 В до 100 мА

ИВД 2ИВД 3


ИВД 2ИВД 3


А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C



RS-485(Modbus RTU)

(10÷24) В



Основные функции • измерение СКЗ виброскорости по одному или трем взаимоперпендикулярным направлениям;

• разложение сигнала по частотным составляющим методом быстрого преобразования Фурье;


• воспроизведение унифицированного токового сигна-ла 4-20 мА, пропорционального СКЗ виброскорости;

• формирование статусов («предупреждение» и «авария») и дискретных сигналов на внешние устройства при пре-вышении измеряемым параметром величины заданных уставок (датчик-реле);

• дистанционное конфигурирование параметров: сетевого адреса, скорости обмена, величин предупредительной и аварийной уставок и калибровки измеренного канала.

• сравнение величины измеряемого параметра с пре-дельными значениями (уставками), хранящимися в энергонезависимой памяти датчика.


• диапазон измерений СКЗ виброскорости по каждой из трех осей чувствительности, мм / с (8000 — размерный коэффициент, мм / с2, f — частота, 1 / с)

от 1,0 до 8000×f -1

• диапазон измерений мгновенного значения виброускорения от 0,008 до 40 м / с2

• диапазон частот измерений СКЗ виброскорости по каждой из трех осей чувствительности от 10 до 1000 Гц• диапазон выходного токового сигнала при измерении СКЗ виброскорости (унифи-

цированный) от 4 до 20 мА

• диапазон выходного токового сигнала при измерении мгновенного значения вибро-ускорения (неунифицированный)

от 0 до 20 мА

• пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений СКЗ вибро-скорости по цифровому и токовому каналу

± 6 %

• пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения мгновенно-го значения виброускорения

± 6 %

• относительный коэффициент поперечного преобразования датчика, не более 5 %• уровень собственного шума в единицах СКЗ виброскорости, не более 0,03 мм / с• напряжение питания датчика от 10 до 24 В• диапазон температур эксплуатации датчика от –60 до + 80°С• время обновления выходной информации 1с• время установления рабочего режима, не более 10с• ток потребления (без использования дискретных сигналов), не более 60 мА• степень защиты, обеспечиваемая оболочкой IP67• маркировка взрывозащиты PB ExdIX / 1ExdIICT5X• масса с кабелем 3,5 м, не более 1,2 кг


• материал корпуса — сталь c никелевым покрытием;• уровень взрывозащиты — «взрывонепроницаемая оболочка».


• ИВД-3Ц — цифровой выход по СКЗ виброскорости;• ИВД-3Т 420 — цифровой и токовый (4-20 мА) выход по СКЗ виброскорости;• ИВД-3В — цифровой выход по виброскорости и дискретные выходные сигналы;• ИВД-3Т — цифровой выход по СКЗ виброскорости, токовый выход по мгновенному значению виброускорения.

Датчик предназначен для работы в системах вибрационного контроля и защиты оборудования электрических станций, нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций и других промышленных объектов.

Датчик может быть установлен во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, в которых возможно образование паро-газовоздушных смесей категорий IIА, IIВ, IIС групп Т1-Т5.

Датчик обеспечивает измерение СКЗ виброскорости / мгновенного значения вибро-ускорения по одному или трем взаимоперпендикулярным направлениям.




Подключение ИВД 3 токовым выходом 4-20мА


ИВД 3Цепь Обозначение

А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C


СКЗвиброскорости E

Общий F


RS-485(Modbus RTU)

+(10÷24) В

4. . .20 мАСКЗ

виброскорости

Подключение ИВД 3 с цифровым выходом Подключение ИВД 3 с цифровым выходом и дискретными выходами



А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C


Дискр. сигнал предупреди-тельный

E

Дискр. сигнал аварийный F

Дискр. сигнал «исправный датчик»

G


RS-485(Modbus RTU)

(10÷24) В

24 В до 100 мА

24 В до 100 мА

24 В до 100 мА

ИВД 2ИВД 3


ИВД 2ИВД 3


А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C



RS-485(Modbus RTU)

(10÷24) В

Подключение ИВД 3 токовым выходом 0-20мА



А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C


Мгновенное значение ви-броускорения

E

Общий F


RS-485(Modbus RTU)

+(10÷24) В

0. . .20 мАМгновенное

значение виброускорения

ИВД-3X-X-KYMZДлина защитного металлорукава на кабель от 0 до 15 м

Тип выходного сигналаЦ - ЦифровойТ 420 - Цифровой и токовый (4-20 мА)В - Цифровой и дискретныйТ - Цифровой по СКЗ виброскорости и токовый (0-20 мА) по виброускорению.

Число осей чувствительности 1 - Измерение по одному направлению3 - Измерение по трем взаимоперпендикулярным направлениям

Длина постоянно присоединенного кабеля от 1,5 до 20 м



Датчик предназначен для работы в системах вибрационного контроля и защиты оборудования электрических станций, нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций и других промышленных объектов.

Датчик может быть установлен во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, в которых возможно образование паро-газовоздушных смесей категории IIА групп Т1-Т5.

Датчик обеспечивает измерение СКЗ виброскорости/мгновенного значения вибро-ускорения по одному пространственному направлению.

Основные функции • измерение СКЗ виброскорости и мгновенного зна-чения виброускорения по одному направлению;

• разложение сигнала по частотным составляющим методом быстрого преобразования Фурье;


• воспроизведение унифицированного токового сигна-ла 4-20 мА, пропорционального СКЗ виброскорости;

• воспроизведение токового сигнала 0-20 мА (10±10 мА), пропорционального мгновенному зна-чению виброускорения;

• дистанционное конфигурирование параметров: сетевого адреса, скорости обмена, величин предупредительной и аварийной уставок и кали-бровки измеренного канала.

Основные параметры • диапазон измерения СКЗ виброскорости, (6300 размерный коэффи-циент, мм/с2, f частота, 1/с)

от 0,1 до 6300×f -1

• диапазон измерений мгновенного значения виброускорения от 0,008 до 45 м/с2

• диапазон частот измерений СКЗ виброскорости/мгновенного значе-ния виброускорения

от 10 до 1000 Гц

• диапазон выходного токового сигнала при измерении СКЗ виброско-рости (унифицированный)

4 20 мА

• диапазон выходного токового сигнала при измерении мгновенного значения виброускорения (неунифицированный)

0 20 мА

• пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения виброускорения по токовому каналу в поддиапазонах виброускорений:

– от 0,008 до 0,04 м/с2; – от 0,04 до 45 м/с2.

± 10%± 5%

• пределы допускаемой основной относительной погрешности измере-ния СКЗ виброскорости по токовому и цифровому каналам в поддиа-пазонах виброскоростей:

– от 0,1 до 0,8 мм/с; – от 0,8 до (6300×f-1) мм/с.

± 10%± 5%

• относительный коэффициент поперечного преобразования датчика, не более

5%

• уровень собственного шума в единицах СКЗ виброскорости, не более 0,03 мм/с

• напряжение питания датчика от 10 до 26 В

• диапазон температур эксплуатации датчика от 60 до + 85°С

• время обновления выходной информации 1 с

• время установления рабочего режима, не более 5 с

• ток потребления, не более 60 мА


• маркировка взрывозащиты 0ExiaIIAT5X

• масса с кабелем 3,5 м, не более 0,3 кг

Конструктивное исполнение • материал корпуса — сталь;• уровень взрывозащиты — «искробезопасная электрическая цепь».


• ИВД-4 с цифровым выходом по СКЗ виброскорости;• ИВД-4-У с цифровым выходом по СКЗ виброскорости и токовым выходом по виброускорению;• ИВД-4-С с цифровым выходом по СКЗ виброскорости и токовым выходом по СКЗ виброскорости;• кабель-удлинитель ИВД-4-X;• кабель-удлинитель ИВД-4-У-X;• кабель-удлинитель ИВД-4-С-X.



Подключение ИВД 4 с цифровым выходом и токовым выходом по виброускорению

Подключение ИВД 4 с цифровым выходом и токовым выходом по СКЗ виброскорости



А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C

Питание +(10÷24) В

D

Мгн. значение виброускорения

E

Общий F

0ExiallAT5Х

RS-485(Modbus RTU)

(10÷24) В

0. . .20 мАнеунифицированный

(виброускорение)



А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C


D

СКЗ виброскорости

E

Общий F

0ExiallAT5Х

RS-485(Modbus RTU)

(10÷24) В

4. . .20 мА(0. . .20 мА)

СКЗ виброскорости

ИВД- 4 -X XУ - наличие токового (0-20 мА - неунифицированного) сигнала по ускорению дополнительно к цифровому сигналу

С - наличие токового (0-20 или 4-20 мА) сигнала по виброскорости дополнительно к цифровому сигналу

КАБЕЛЬ УДЛИНИТЕЛЬ

ИВД-4 - X-X

У - наличие токового (0-20 мА - неунифицированного) сигнала по ускорению дополнительно к цифровому сигналуС - наличие токового (0-20 или 4-20 мА) сигнала по виброскорости дополнительно к цифровому сигналу

Длина кабеля в защитном металлорукаве в метрах

5260

16

М8х0,75

44

43

Подключение ИВД 4 с токовым выходом 0-20мА



А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C


Мгновенное значение ви-броускорения

E

Общий F

0ExiallAT5Х

RS-485(Modbus RTU)

+(10÷24) В

0. . .20 мАМгновенное

значение виброускорения




КОНТРОЛЛЕР ЦВА

Основные функции • одновременный опрос датчиков ИВД 2, ИВД 3 и ИВД 4 суммарно до 13 датчиков;• питание датчиков ИВД искробезопасным напряжением 15 В постоянного тока;• индикация измеряемых величин датчиков по всем каналам (в виде численных значений, графика или

гистограммы);• автоматический поиск устройств, подключенных к контроллеру по цифровой линии, с автоматическим

заданием Modbus-адресов и скорости обмена с привязкой места установки датчика;• задание уставок (предупредительных и аварийных порогов) измеряемой величины;• выбор режима работы защиты с автоматическим изменением величин уставок;• прием сигналов (дискретных и/или по коду) от АСУ ТП (для выбора режима работы защиты);• формирование статусов датчиков;• формирование дискретных сигналов типа «сухой контакт» при достижении заданных уставок

(до 16 дискретных сигналов с программным назначением по каждому каналу);• прием аналоговых сигналов от любых датчиков с токовым выходом 4 20 (0 - 20) мА;• воспроизведение аналоговых унифицированных сигналов 4 20 (0 - 20) мА;• связь с системой верхнего уровня по интерфейсу RS-485 и/или Ethernet;• синхронизация по времени с верхним уровнем;• ведение журнала событий (архив событий);• установка (смена) сетевого адреса датчика и скорости обмена;• изменение статусов датчиков, маскирование, сброс аварий.

Конструктивное исполнение • крейт 19’’ с набором кассет (контроллеров);• уровень взрывозащиты «искробезопасная цепь»;• степень защиты, обеспечиваемая оболочкой, IP20.

Контроллер применяется для создания автономной системы виброзащиты и ви-броконтроля оборудования электрических станций, нефтеперекачивающих и газо-компрессорных станций и других промыш-ленных объектов, а также для включения в любую АСУ ТП по интерфейсам Ethernet и / или RS-485.

Контроллер предназначен для опроса датчиков, обмена с АСУ ТП, ввода / форми-рования дискретных / аналоговых сигналов.

240,0

274,0

21,0

446,0

14,0

482,0

266.7

465,0

190,0

Габаритные и установочные размеры контроллера ЦВА


Подключение внешних цепей контролллера

Взрывобезопасная зонаВзрывоопасная зона

Взрывоопасная зона

ИВД 2ИВД 3ИВД 4


А(Data+) A

B(Data-) B

Общий C


D

Дат

чики

с в

ыхо

дом

4…20

мА

(0…

20 м

А)

PB ExdIX/1ExdIICT5X (для ИВД-2, ИВД-3),0ExiaIIAT5X (для ИВД-4)

Сеть RS 485(Modbus RTU)

Во внешние системы

Ethernet

(RJ 45)Во внешние системы

XT21 1(+)

Аналоговый вход 4…20 мА

(0…20 мА)

2 1(-)3 2(+)4 2(-)

... ...

31 16(+)32 16(-)

XT71 Канал 1 (NO/NC)*

Дис

крет

ный

выхо

д2 Канал 1 (C)*3 Канал 2 (NO/NC)*4 Канал 2 (C)*

... ...

31 Канал 16(NO/NC)*32 Канал 16(C)*

XT61

Аналоговый выход 4…20 мА

(0…20 мА)

2...13

14 Общий

15 Общий

16 Общий

XT91 А (Data+)2 B (Data-)

XT131 А (Data+)2 B (Data-)

XT41 -220В 50 Гц2 -220В 50 Гц

XS41 Ethernet

XT11

Искробезопасные цепи(питание датчиков

ИВД)

23456789

1011121314 Общий

Датчик 1

Датчик 2

Датчик 16

Диск

ретн

ый в

ыход

Дис

крет

ный

сигн

алти

па «

сухо

й ко

нтак

т»

(до

16 ш

т.)

Диск

ретн

ый в

ход

XT51 Канал 1 (+)

Дис

крет

ный

вход2 Канал 1 (-)

3 Канал 2 (+)4 Канал 2 (-)

... ...

15 Канал 8 (+)16 Канал 8 (-)

*Примечание: NO — нормально разомкнутый;NС — нормально замкнутый;С — общий.




БАРЬЕРЫ ИСКРОБЕЗОПАСНОСТИ БИПМ

Барьеры искробезопасности БИПМ предназначены для обеспе-чения искробезопасности по одному (двум для БИПМ-5К) каналу электрической цепи (питания или сигнальной) измерительных датчиков, применяемых в системах сигнализации и аварийной за-щиты во взрывоопасных зонах классов 0, 1, 2, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории IIА, температурных групп Т1 — Т5.

Барьеры ограничивают напряжение, приложенное к искробезо-пасной цепи, и ток, который может проходить по цепи, до безопас-ных величин.

БИПМ-5, БИПМ-5К



Технические характеристики • входное рабочее напряжение, не более 5,5 В 16 В 26 В

• номинальное рабочее напряжение 5 В 15 В 24 В

• максимальное:

– входное напряжение (Um) 250 В

– выходное напряжение (U0) 5,88 В 18,9 В 26,25 В

– выходной ток (I0) 410 мА 540 мА 510 мА

– значение емкости (C0) 6,3 мкФ 6,3 мкФ 2,4 мкФ

– значение индуктивности (L0) 1 мГн

• номинальный ток предохранителя 100 мА

• проходное сопротивление 12,2 Ом 28 Ом 47 Ом

• рабочий температурный диапазон от 0 до 45°С

• маркировка взрывозащиты [Exia] IIA

• масса, не более 0,02 кг

Конструктивное исполнение • с входным номинальным напряжением 5В (БИПМ-5), 15В (БИПМ-15), 24В (БИПМ-24) в кор-пусе в виде блока с выводами, монтируемого в печатную плату;

• с входным номинальным напряжением 5В (БИПМ-5К), 15В (БИПМ-15К), 24В (БИПМ-24К) в корпусе в виде клеммника, устанавливаемого на DIN-рейку.


Схема подключения




ДАТЧИК ТАХОМЕТРИЧЕСКИЙ МЭД-1

Основные функции • преобразование изменения электроманитного поля датчика, вызванного вращением зубчатого колеса из ферромагнитного материала, в последовательность импульсов тока прямоугольной формы.

Технические характеристики • чувствительный элемент на эффекте Холла

• диапазон измерений частоты вращения от 2 до 15500, Гц

• пределы допускаемой относительной погрешности измерений частоты вращения ± 0,1 %

• диапазоны выходного токового сигнала – от 4 до 20 мА (логический уровень «0» — менее 6 мА, логический уровень «1» —более 16 мА); – от 0 до 50 мА («открытый коллектор», с нагрузочной способностью до 50 мА, 24В)

• питание датчика от 10 до 24 В

• диапазон температур эксплуатации датчика от - 40 до + 85°С


• расстояние от торца датчика до зуба измерительного колеса не более 3 мм

Датчик МЭД-1 предназначен для измерения частоты вращения зубчатого колеса из ферромагнитного материала (устанавливаемого на вал различных агрегатов) путем преобразования изменений магнитного поля в последовательность импульсов тока пря-моугольной формы.

Габаритные и установочные размеры55

90

22

22

M 1

4 X

1

5/8’

’ –18


АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ


ОБЗОР АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГООБЪЕКТАМИ

На сегодняшний день существует два основных подхода к соз-данию систем мониторинга и управления энергообъектами (АСУ ТП, СОТИ АССО, ССПИ/ТМ и подобных). Первый из них основывается на архитектуре, определяемой стандартом МЭК 61850 (рис. 1). Этот подход используется, как правило, для средних и крупных энерго-объектов. Архитектура предполагает создание автоматизированных систем с распределенной структурой. Основными элементами в них являются IED — интеллектуальные электронные устройства, в ка-честве которых могут выступать контроллеры присоединений (Bay Controller), терминалы РЗА и другие устройства, контролирующие одно или несколько присоединений подстанции и образующие полевой уровень системы. Все IED включены в технологическую локально-вычислительную сеть (ТЛВС) и взаимодействуют между собой по определенным правилам. Специальные коммуникацион-ные контроллеры образуют средний уровень системы и интегриру-ют все IED в общую SCADA. Системы такого рода характеризуются

большим количеством сигналов (несколько тысяч или десятков ты-сяч), интегрируют в единое информационное пространство различ-ные устройства и подсистемы, обеспечивают удобное наблюдение и управление объектом с помощью современных SCADA-пакетов.

В последние годы говорят о создании «Цифровых подстанций». Под этим термином подразумевают создание автоматизированных систем в соответствии с МЭК 61850, использующих так называемую шину процесса (Process Bus), работа которой описана в части МЭК 61850-9-2 (рис. 2).

В этом случае применяются специальные устройства (AMU), под-ключаемые к измерительным цепям, которые измеряют, оцифровы-вают измерения с высокой дискретизацией по времени (80 или 256 срезов на период частоты) и выдают оцифрованные мгновенные значения в выделенный сегмент ТЛВС- Process Bus.

В эту же сеть выдается информация о состоянии коммутацион-ных аппаратов, которая является исходной и общей для всех IED.

Рисунок 1.Архитектура автоматизированной системы энергообъекта в соответствии с МЭК 61850 без шины процесса

Силовойтрансформатор

Трансформаторы напряжения

Трансформато-ры тока

Традиционные КА

Уровень диспетчерского центра

Станционный уровень

Уровеньприсоединения

Уровеньпервичного оборудования

коммутаторы

Цепи блокировкиЦепи управленияЦепи сигнализацииЦепи измерения

Станционная шина (Station Bus)

СОЕВ

GPS/ГЛОНАСС

NTP

Контроллер присоединения

Терминалы РЗА/ОМП/РАС

Терминал PMU

Терминал мониторинга и др.

Терминалы ПА

АРМы операторов Сервер SCADA Коммуникационный контроллер (шлюз)

Диспетчерский центр

АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ82 ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

Рисунок 2.Архитектура автоматизированной системы энергообъекта в соответствии с МЭК 61850 с шиной процесса

АРМы операторовСОЕВ

GPS/ГЛОНАСС

Контроллер присоединения

Модуль мониторинга


Оптические ТТ Оптические ТН Интеллектуальные КА

Традиционные ТТ/ТН


Блоки электроники AMU DMU

ТУТСТИ

NTP

PTP

Терминалы РЗА/ОМП/РАС



Шина процесса (Process Bus) Ethernet МЭК 61850-9-2 (Sampled Values), МЭК 61850-8-1 (GOOSE)

Сервер SCADA Коммуникационный контроллер (шлюз)

коммутаторы




коммутаторыСтанционная шина (Station Bus)

Терминал мониторинга и др.



Сами же IED не подключаются к измерительным цепям и контактам КСА. Такой подход упрощает систему кабельных связей и обеспечи-вает единство измерений для всех устройств ПС, однако на сегод-няшний день является экспериментальным.

Автоматизированные системы небольших объектов (ТП, РП, не-большие электростанции), как правило, строятся на основе центра-лизованной структуры. Централизованная (классическая) архитек-тура предполагает наличие двух основных уровней: центрального контроллера (в терминологии телемеханики — КП) и модулей УСО (модулей дискретного и аналогового ввода / вывода), а также от-дельных измерительных приборов. Сбор данных измерений в этой архитектуре выполняется с помощью микропроцессорных изме-рительных преобразователей (МИПа). Сбор данных сигнализации, выдача команд управления и унифицированных аналоговых сигна-лов выполняется с помощью модулей дискретного ввода / вывода и аналогового ввода.

Архитектура с центральным управляющим контроллером проста в реализации, но накладывает ряд функциональных и технических ограничений:

• низкоскоростные последовательные каналы связи опроса моду-лей и МИП;

• наличие большого количества медных связей;• ограничение по производительности центрального контроллера

и по выполняемому функционалу для крупных энергообъектов;• наличие единой точки отказа (центрального контроллера) ведет

к потере автоматизированной системы в целом и, соответствен-но, к необходимости его резервирования для ответственных систем.

Перечисленные особенности накладывают ограничения по масштабируемости и расширяемости системы. Однако такая архитектура может быть оптимальной для небольших систем (до 1000 сигналов).

83АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ



ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ARIS

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

Состав ПТК ARIS• контроллеры присоединения

ARIS C30x (C303, C306, C303.1); • контроллеры ячейки ARIS C304 и С305;• счетчик ЭЭ ARIS EM;• коммуникационные контроллеры

ARIS CS-M, ARIS CS-L, ARIS CS-H, ARIS CS-P;• серверы и АРМ ARIS SCADA в защищенном

или стандартном исполнении;• программный пакет ARIS SCADA.

Верхний уровень

Средний уровень

Нижний уровень

Серверы ARIS SCADA в защищенном исполнении

Серверы ARIS SCADA в стандартном исполнении

Коммуникационные контроллеры подстанцииARIS CS-M / ARIS CS-L / ARIS CS-H / ARIS CS-P

ARIS CS-L

Контроллеры присоединения (Bay Controller) ARIS C303 / C306 / 303.1

Цифровой мульти-функциональный электрический счетчик ARIS EM c приемом данных согласно МЭК 61850-9-2LE

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПТК ARIS

Основные функции ПТК ARIS• 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 про-

цесса с точностью 1 мс;• регистрация аварийных ситуаций с точностью 1 мс;• интеграция автономных систем РЗА, ПА, РАС, ОМП: контроль

срабатывания, дистанционное изменение режимов работы (сме-на групп уставок, снятие сигнализации и т. п.);

• регистрация и расчет параметров качества электроэнергии в со-ответствии с ГОСТ 32144-2013;

• оперативная диагностика состояния основного и вспомогатель-ного оборудования энергообъекта, расчет ресурса, выявление неисправностей;

• оперативная диагностика состояния вторичного и коммуникаци-онного оборудования;

• отображение информации оперативному и обслуживающему персоналу;

• передача данных в диспетчерские центры и центры управления сетями.

Оперативная блокировка при управленииПТК ARIS позволяет выполнять оперативную блокировку от не-

правильных действий персонала при выполнении переключений. Комплекс выполняет алгоритмы оперативных блокировок на не-скольких уровнях системы:

• на уровне SCADA, не позволяя выдать команду управления в случае наличия / отсутствия блокирующего сигнала;

• на уровне контроллера присоединения, не пропуская команду управления с верхнего уровня и не позволяя производить ло-кальное управление с контроллера.

Таким образом выполняется контроль управления разъедините-лями (РЗ) и заземляющими ножами (ЗН) при наличии напряжения, предотвращается одновременное срабатывание РЗ и ЗН, выпол-няется контроль схемы переключения при управлении РЗ и ЗН. Алгоритмы оперативных блокировок создаются в процессе про-ектирования системы, утверждаются заказчиком и настраиваются в системе в процессе ее наладки.

Для типовых схем распределительных устройств имеются готовые и протестированные программные модули оперативной блокировки, которые могут быть адаптированы пользователем или наладчиком к конкретным условиям.

В качестве сигналов, используемых в составе алгоритмов опе-ративных блокировок, могут быть использованы как физические сигналы, заведенные в контроллеры присоединения ARIS C30x с по-мощью медных проводных связей, так и информационные сигналы, полученные в результате обмена GOOSE-сообщениями с соседних устройств или с шины процесса.

Контроллер ячейки ARIS C304 / C305

ARIS CS-H

ARIS CS-PARIS CS-M


Синхронизация времениПТК ARIS позволяет точно синхронизировать все устройства

системы. Синхронизация устройств уровня станционной шины выполняется по протоколу NTP. В качестве источников времени используются серверы точного времени, которые принимают сиг-нал от спутниковых систем GPS или ГЛОНАСС. Для обеспечения надежности NTP-серверы точного времени могут резервироваться, а также может создаваться независимая специализированная шина синхронизации на основе периодических импульсов синхронизации PPS. Точность синхронизации устройств станционной шины состав-ляет 1 мс. Функционал PTP- и NTP-серверов может быть совмещен в одном устройстве. Отметим, что в качестве сервера NTP может выступать один из контроллеров ARIS C30Х, оснащенный GPS-при-емником.

Синхронизация устройств уровня шины процесса выполняется по протоколу IEEE 1588v2 (PTP). В качестве источников точного вре-мени используются серверы точного времени, которые принимают сигнал от спутниковых систем GPS или ГЛОНАСС. Коммутаторы шины процесса также должны поддерживать протокол IEEE 1588v2 (PTP). Для надежности PTP-серверы точного времени могут резер-вироваться, кроме того, может создаваться независимая специали-зированная шина синхронизации на основе периодических импуль-сов синхронизации PPS. Точность синхронизации устройств шины процесса составляет выше 10 мкс.

Организация резервированных сетейКонтроллеры присоединения ARIS C30x, счетчики ARIS EM

и коммуникационные контроллеры ARIS CS поддерживают работу по протоколу параллельного резервирования сети PRP (Parallel Redundancy Protocol), обеспечивающего «бесшовное» восстановле-ние топологии сети после повреждения одного из ее элементов (т. е. время восстановления обмена данными по сети после повреждения равно нулю). Протокол PRP использует полное дублирование сете-вых интерфейсов устройств и локальной сети (рис. 3), топология внутри сетей может быть различной.

Принцип работы протокола PRP заключается в следующем: кон-троллер-отправитель посылает пакет в обе независимые сети (рис. 3) через дублированные порты, контроллер-подписчик при-нимает пакет по обоим портам, сравнивает их на канальном уровне и представляет в стек как одиночный пакет (одна из копий пакета отклоняется контроллером-подписчиком). Таким образом, даже в случае выхода из строя одной из сетей не разрушается связь меж-ду контроллерами с нулевым временем перехода.

Контроллеры ARIS C30x и счетчики ARIS EM поддерживают про-токол PRP как для шины процесса (Process Bus), так и для станци-онной шины (Station Bus).

Помимо протокола PRP, резервирование сетей в ПТК ARIS может быть организовано на базе специализированных коммутаторов, поддерживающих как стандартные (RSTP), так и специальные тех-нологии резервирования (Hiper-Ring, Turbo-Ring, eRSTP и др.). В качестве сетевого оборудования необходимо применять управля-емые Industrial Ethernet коммутаторы производителей Hirschmann, Ruggedcom, Moxa, Cisco и др., соответствующие требованиям МЭК 61850-3.

Решения о необходимости резервирования, способе и архитек-туре резервирования сети выбираются в зависимости от техниче-ских требований, предъявляемых к автоматизированной системе.

Рисунок 3.Организация резервированной сети PRP в ПТК ARIS в шине процесса и станционной шине

Контроллеры присоединения

ARIS C30x

Станционная шина (Station Bus)

Коммуникационные контроллеры ARIS CS


ARIS C30x

Счетчик ЭЭ ARIS EM

Сеть A2 Сеть B2

Пакет А2- пропускается

Пакет B2- отклоняется

Сеть A1 Сеть B1

AMU DMUAMU DMU

Пакет А1- пропускается

Пакет B1- отклоняется

Пакет А1

Пакет B1

КоммутаторКоммутатор

Коммутатор Коммутатор

Шина процесса (Process Bus)




Организация резервирования устройств среднего и верхнего уровней

Контроллеры среднего уровня ARIS CS и сервера АСУ ТП ARIS SCADA поддерживают работу в режиме горячего резервирования. Резервирование обеспечивается путем использования двух одина-ковых устройств, работающих параллельно и взаимодействующих между собой по специальному алгоритму. Алгоритм позволяет автоматически назначать основное и резервное устройство, опреде-лять момент возникновенния неисправности и при необходимости переназначать роли устройств. Время определения неисправности основных комплектов составляет не более 1,5 секунды, время вос-становления трансляций данных не более 30 секунд.

Возможности интеграции

ПТК ARIS обладает широкими возможностями интеграции устройств различных автономных систем (РЗА, ПА, РАС, ОМП и др., рис. 4). Интеграция выполняется на уровне коммуникационного контроллера ARIS CS. Программное обеспечение включает прото-кольно-независимое ядро и набор отдельных компонентов (сер-верных и клиентских), реализующих обмен данными по различным протоколам.

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);• ГРАНИТ, ТМ-800А;• SPA;• 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 на-ладки и ввода систем в эксплуатацию.

Регистрация параметров качества электроэнергииКонтроллеры присоединения ARIS C30x и счетчики ARIS EM

имеют возможность расчета параметров качества электроэнергии. Прибор ARIS C30x сертифицирован и включен в Государственный реестр СИ как прибор контроля качества электроэнергии по классу С, в соответствии с ГОСТ 32144-2013. Использование контроллеров ARIS C30x позволяет без применения дополнительных устройств на основе единожды выполненных измерений вычислять следующие характеристики качества электроэнергии:

• значения напряжений нулевой, прямой, обратной последовательностей;

• значения токов нулевой, прямой, обратной последовательностей;

• значения коэффициентов гармоник напряжения для каждой фазы;

• значения коэффициентов гармоник тока для каждой фазы;• спектральные составляющие напряжений и токов фаз до 40-й

гармоники.

Регистрация параметров качества по ГОСТ 32144-2013:• установившееся отклонение напряжения δUγ;• коэффициент искажения синусоидальности напряжения Ku;• коэффициент n-гармоники составляющей напряжения Kun;• коэффициент несимметрии напряжений по обратной последо-

вательности K2U;• коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последова-

тельности K2U;• отклонение частоты Δf;• уровень интергармонических составляющих напряжения элек-

тропитания;• длительность провала напряжения Δtп;• коэффициент временного перенапряжения Кпер u.

Определение следующих вспомогательных параметров электрической энергии:

• глубины провала напряжения δUп;• длительности временного перенапряжения.


Рисунок 4.Интеграционные возможности ПТК ARIS

АС СО «ЕЭС»РДУ


ARIS C30x

АИИС КУЭУСПД

Терминалы РЗА


Сервер АСУ ТП подстанции ARIS-SCADA

Станционный контроллер ARIS CS

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-104

Терминалы мониторинга

Терминалы РАС

Терминалы ОМП

МИП

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-103

Modbus RTU/ASCII/TCP/SPA

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-104

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-103/104

Modbus RTU/ASCII/TCP/SPA

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-104

МЭК 60870-5-101/104ModbusRTU/ASCII/TCP

МЭК 60870-5-101/104ModbusRTU/ASCII

МЭК 60870-5-101/104ModbusRTU/ASCII

Смежные системы

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-104

МЭК 61850-8-1 (MMS)МЭК 60870-5-101/104/ОРС

МЭК 60870-5-101/104МЭК 60870-6 ICCP/TASE.2/FTP/SFTP

МЭК 60870-5-101/104МЭК 60870-6 ICCP/TASE.2/FTP/SFTP





На базе ПТК ARIS можно создавать автоматизированные системы в соответствии с МЭК 61850 как с шиной процесса, так и без нее. Пример автоматизированной системы в соответствии с МЭК 61850 с шиной процесса на базе ПТК ARIS представлен на ри-сунке 5 и предусматривает наличие трех уровней иерархии:

1. Уровень первичного оборудования — образуют оптические измерительные трансформаторы тока и напряжения с блоками электроники (ЗАО «Профотек» и др.), полевые модули УСО AMU (производства Alstom, Mikronika, ЭНИП и др. с поддержкой МЭК 61850-9-2), интеллектуальные коммутационные аппараты и полевые модули УСО DMU различ-ных производителей с поддержкой МЭК 61850-8-1 (GOOSE).

2. Уровень присоединения — образуют контроллеры присоеди-нения ARIS С30x, счетчики ARIS EM, контроллеры ячейки ARIS C304 / С305, а также цифровые терминалы автономных систем (РЗА, ПА, РАС, ОМП, мониторинга и др.) различных производите-лей (Alstom, General Electric, Siemens, ABB, Shneider Electric, MR, ЭКРА, Бреслер и др.).

3. Станционный уровень — образуют коммуникационные контрол-леры ARIS CS, серверы и АРМ с ПО ARIS SCADA.

В данном примере контроллеры присоединения ARIS C30x, счет-чики ARIS EM, терминалы (РЗА, ПА РАС и др.) подключены к шине процесса и принимают данные потока измерений в формате МЭК 61850-9-2 (SV) от измерительных центров (блоков электроники оптических ТТ / ТН или модулей AMU). Сбор данных сигнализации, выдача команд управления и разрешения управления производится непосредственно через встроенные электронные блоки интеллек-туальных КА или модули УСО (DMU) в протоколе МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Основным физическим средством приема / передачи дан-ных от уровня первичного оборудования до оборудования уровня присоединения является оптическое волокно.

На основе принятых данных все IED вычисляют действующие значения токов и напряжений, выполняют заложенный функционал и производят обмен данными через шину станции между собой в протоколе МЭК 61850-8-1 (GOOSE), а также транслируют данные на вышестоящий уровень в протоколе МЭК 61850-8-1 (MMS). Син-хронизация времени цифровых устройств в данной архитектуре предусматривается на шине процесса в протоколе IEEE 1588v2 (PTP) и на станционной шине в протоколе NTP.

Рисунок 5.Архитектура автоматизированной системы энергообъекта на базе ПТК ARIS с шиной процесса

АРМ ARIS-SCADAСОЕВ

GPS/ГЛОНАССАС СО «ЕЭС»

РДУ


ARIS C30x

Счетчики ЭЭ ARIS EM

Модуль мониторинга


Оптические ТТ Оптические ТН Интеллектуальные КА

Традиционные ТТ/ТН


Блоки электроники AMU DMU

ТУТСТИ

NTP

PTP

Терминалы РЗА/ПА/ОМП/РАС


Шина станции (Station Bus) Ethernet МЭК 61850-8-1 (GOOSE, MMS)

Шина процесса (Process Bus) Ethernet МЭК 61850-9-2 (Sampled Values), МЭК 61850-8-1 (GOOSE)

Сервер АСУ ТП ARIS-SCADA

Коммуникационный контроллер ARIS CS

МЭК

608

70-5

-104

осно

вной

/рез

ервн

ый

МЭК

608

70-5

-104

осно

вной

/рез

ервн

ый

МЭК

608

70-6

-ICCP

(TAS

E.2)

осно

вной

/рез

ервн

ый

Серверы ССПТИна базе ARIS CS

ОсновнойРезервный







СИСТЕМЫ С ШИНОЙ ПРОЦЕССА НА БАЗЕ ПТК ARIS


СИСТЕМЫ БЕЗ ШИНЫ ПРОЦЕССА НА БАЗЕ ПТК ARIS

Типовая архитектура автоматизированной системы на базе ПТК ARIS в соответствии с МЭК 61850 без шины процесса представлена на рисунке 6 и предусматривает наличие трех основных уровней иерархии:

1. Нижний уровень (уровень процесса). В состав нижнего уровня входят контроллеры присоединения AIRS C30x, микропроцессорные измерительные преобразовате-ли, цифровые указатели положения РПН, модули УСО, датчики, а также микропроцессорные устройства смежных автономных систем РЗА, ПА, ОМП, РАС, мониторинга технологического обо-рудования и ЩПТ, ЩСН и другие.

2. Средний уровень (межуровневого внутрисистемного и внешнего взаимодействия). В состав среднего уровня входят резервированные коммуника-ционные контроллеры ARIS CS, сетевое оборудование, коммута-торы и маршрутизаторы, преобразователи интерфейсов, серве-ры точного времени и другие коммуникационные устройства.

3. Верхний уровень (концентрации и визуализации, хранения данных). В состав верхнего уровня входят серверы ARIS SCADA, видеона-блюдения, АРМы оперативного персонала, АРМы РЗА и инжене-ра АСУТП на базе ПО ARIS SCADA.

В данной архитектуре контроллеры присоединения ARIS C30x выполняют мониторинг и надежное управление присоединением в целом. Производят сбор и расчет данных измерений, сбор сиг-нализации, выдачу команд управления и разрешения управления непосредственно с первичного оборудования (ТТ / ТН, коммутацион-ных аппаратов и др.) через стандартные медные цепи. Дальнейший обмен данными между контроллерами, устройствами автономных систем (РАЗ, ПА, РАС, ОМП и др.) и устройствами среднего и верх-него уровня производится в цифровом виде через шину станции в протоколах МЭК 61850-8-1 (GOOSE) и МЭК 61850-8-1 (MMS).

Рисунок 6.Архитектура автоматизированной системы энергообъекта на базе ПТК ARIS без шины процесса

АРМ ARIS-SCADAСОЕВ

GPS/ГЛОНАСС АС СО «ЕЭС»РДУ


ARIS C30x


Традиционные ТТ

Традиционные ТН

Интеллектуальные КА

NTP

Терминалы РЗА/ПА/ОМП/РАС


Шина станции (Station Bus) Ethernet МЭК 61850-8-1 (GOOSE, MMS)

Сервер АСУ ТП ARIS-SCADA


МЭК

608

70-5

-104

осно

вной

/рез

ервн

ый

МЭК

608

70-5

-104

осно

вной

/рез

ервн

ый

МЭК

608

70-6

-ICCP

(TAS

E.2)

осно

вной

/рез

ервн

ый

Серверы ССПТИна базе ARIS CS


ARIS C30x











ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ARIS MT

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

Состав ПТК ARIS MT• Центральные контроллеры различной производительности:

– ARIS MT200; – ARIS MT210; – ARIS MT500; – ARIS MT700.

• Выносные модули ввода / вывода: – TS32 — ввода дискретных сигналов с контролем линии; – ТM32 — ввода аналоговых измерительных сигналов; – ТС32 — выдачи дискретных сигналов; – ТС4 — выдачи команд телеуправления;

• SCADA — система верхнего уровня ARIS SCADA.

ARIS MT500ARIS MT200 ARIS MT210

Модуль вводадискретных

сигналов (ТС)TS32

Модуль выдачидискретных

сигналовTС32

Модуль вводааналоговых

сигналов (ТИ)TМ32

Модуль телеу-правления (ТУ)

TС4

ARIS MT700

Центральныеконтроллеры

Модули ввода/вывода

(УСО)

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПТК ARIS MT Основные функции ARIS MT

• сбор и первичная обработка аналоговых сигналов;• сбор и обработка дискретных сигналов (однопозиционных

и двухпозиционных);• дистанционное управление (телеуправление);• технологическая и защитная оперативная блокировка;• предупредительная и аварийная сигнализация;• интеграция и контроль действия автономных систем (РЗА, ПА,

РАС, ОМП, мониторинга и др.);• регистрация и архивирование событий технологического про-

цесса с точностью 1 мс;• отображение информации оперативному и обслуживающему

персоналу;• передача данных в диспетчерские центры и центры управления

сетями (до пяти направлений).


Оперативная блокировкаКомплекс ARIS MT позволяет выполнять оперативные блоки-

ровки 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. Обра-ботка оперативных блокировок по всем каналам управления в ПКТ ARIS MT происходит в реальном времени. Центральный контроллер (ARIS MT200/210/500/700) производит непрерывный анализ условий на основе состояний входов и созданной логической схемы. При появлении команды управления от системы верхнего уровня (АРМ оперативного персонала) происходит проверка состояния опера-тивной блокировки «разрешено/запрещено» по данному каналу управления. Далее контроллер на основании проверки принимает решение о прохождении команды на исполнительный механизм мо-дуля (реле) и далее на исполнительный механизм коммутационного аппарата. Центральный контроллер производит непрерывный ана-лиз условий на основе состояний входов и созданной логической схемы и удерживает выходные цепи модулей в одном из состояний «разрешено/запрещено». При изменении любого входного сигнала, участвующего в логической схеме оперативной блокировки, проис-ходит перерасчет оперативной блокировки и изменение состояния выходных цепей канала «разрешить управление». При автомати-зации крупных объектов с большим информационным объемом данных функционал оперативной блокировки следует выделять на отдельные центральные контроллеры.

Синхронизация времени ПТК ARIS MT позволяет точно синхронизировать все устройства

системы. В качестве источника точного времени может использо-ваться как встроенный в многофункциональные контроллеры (ARIS MT200/210/500/700) GPS/ГЛОНАСС-приемник, так и отдель-ный NTP-сервер времени. Точность синхронизации по встроенному источнику времени GPS составляет 1 мс.

НадежностьВсе компоненты, входящие в ПТК ARIS MT, предназначены для

многолетней непрерывной работы в самых жестких условиях элек-тромагнитных помех и в широком температурном диапазоне.

Для обеспечения требуемого уровня надежности ARIS MT был разработан ряд специальных решений:

• самодиагностика аппаратной части;• самодиагностика программного обеспечения;• диагностика целостности линий связи;• горячее резервирование центральных контроллеров;• горячее резервирование источников питания;• соответствие самым жестким требованиям по ЭМС;• гальванические развязки и варисторные защиты интерфейсов.

РезервированиеРезервируемым элементом в ARIS MT является центральный

контроллер. При работе в режиме горячего резервирования дубли-рованные центральные контроллеры представляются для внешних абонентов единым устройством. Для этого реализована специаль-ная программно-аппаратная схема. Взаимодействие между основ-ным и резервным центральным контроллером организовано по двум контрольным линиям (RS-232 и Ethernet). Для связи с устрой-ствами нижнего уровня используются общие линии связи, которые разветвляются в клеммном поле.

Резервируются следующие функции:• сбор телеизмерений с модулей ТМ32;• сбор телесигнализации с модулей TS32;• выдача телесигнализации с модуля TС32;• телеуправление с помощью модулей TC4;• дорасчетные функции;• передача информации на верхний уровень, в том числе в не-

сколько систем по последовательному протоколу и по Ethernet.При работе в режиме горячего резервирования центральных

контроллеров ARIS MT любая обнаруженная неисправность при-водит к переводу его в специальный режим, в котором контроллер полностью прекращает взаимодействие с внешними абонентами, и происходит перевод резервного контроллера в режим основного.

СамодиагностикаЦентральный контроллер диагностирует неисправность своих узлов:

• стабильность функционирования программного обеспечения;• стабильность функционирования внешних модулей;• функционирование портов RS485;• функционирование портов RS233;• функционирование контрольных линий связи;• функционирование приемников GPS.При обнаружении любой из перечисленных неисправностей ARIS

MT переходит в специальный режим и передает на верхний уровень сигнал о неисправности.

Возможности интеграцииЦентральные контроллеры ARIS MT-200/210/500/700 поддержи-

вают 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);• Modbus (RTU/ASCII/TCP);• ГРАНИТ, ТМ-800А;• SPA;• СТАРТ;• фирменные протоколы производителей.Протоколы передачи данных на верхние уровни системы:

• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• CRQ.В качестве многофункциональных измерительных преобразова-

телей 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, ПСЧ, A1800, ION и другие) в качестве источни-ков телеметрии и данных учета в комбинированных системах.




Рисунок 7.Типовая архитектура автоматизированной системы на базе ARIS MT

GPS/ГЛОНАСС


ARIS MT 200 (основной/резервный)


Измерительные приборы,

Модули УСОдискретный вывод

(блокировки управления)

Модули УСО управления (ТУ)

Модули УСО дискретный ввод

(ТС)

Модули УСО аналогового ввода


Уровень центрального контроллера

Уровеньсбора данных (модулей УСО)


GPS/ГЛОНАСС

МИП ТМ 32УП РПН ТС 4 ТS 32 ТC 32

RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485

МЭК 60870-5-104основной/резервный





Силовые выключатели


ЩПТ ЩСН


СИСТЕМЫ НА БАЗЕ ПТК ARIS MT

Типовая архитектура автоматизированной системы на базе ARIS MT представлена на рисунке 7 и предусматривает наличие трех ос-новных уровней иерархии:

1. Нижний уровень — образуют микропроцессорные измеритель-ные преобразователи, модули телесигнализации TS32, модули управления TC4 и TC32, модули ввода унифицированного анало-гового сигнала, указатели положения РПН, датчик температуры наружного воздуха, линии связи между модулями телесигна-лизации, телеуправления, МИП, указателями положения РПН и центральным контроллером. Данный уровень обеспечивает измерение электрических параметров присоединений (ТИ), сбор дискретных сигналов, выдачу сигналов управления на испол-

нительные схемы, измерение неэлектрических величин, сбор данных о положении РПН трансформаторов. Всем событиям присваиваются метки времени.

2. Средний уровень — образует центральный контроллер ARIS MT-200 / 210/500 / 700. Данный уровень обеспечивает сбор данных по цифровым каналам связи с МИП, модулей ввода / вывода, взаимодействие с устройствами смежных систем, раздачу сиг-налов точного времени, передачу данных оперативно-технологи-ческой информации и трансляцию команд управления с уровня диспетчерского центра.

3. Верхний уровень — образуют серверы ARIS SCADA, АРМ ARIS SCADA. Данный уровень обеспечивает обработку, хранение и ви-зуализацию информации на АРМ пользователей.


АВТОМАТИЗАЦИЯ МАЛЫХ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ (ТП И РП) НА БАЗЕ ARIS MT 500/700

Особенностями автоматизации малых энергообъектов (ТП и РП) являются:

• отсутствие проводных каналов связи;• минимальный объем устанавливаемого на объект оборудования;• минимальная цена решения.

Центральные контроллеры ARIS MT500 и MT700 специально раз-работаны для комплексной автоматизации малых энергообъектов и позволяют организовать:

• сбор и предоставление данных учета электроэнергии;• сбор и предоставление данных измерения и сигнализации

(телеметрии);• управление коммутационными аппаратами с функцией блокировки;

• интеграцию устройств РЗА;• мониторинг трансформаторного оборудования;• охранную сигнализацию;• привязку времени к событиям с точностью 1 мс от встроенного

GPS/ГЛОНАСС-приемника;• передачу данных на уровень диспетчерского центра по прово-

дным каналам связи (Etherent и последовательным) в стандарт-ных протоколах МЭК;

• беспроводные каналы связи до диспетчерских центров по кана-лам GSM/GPRS через встроенные модемы.

Архитектура автоматизированной системы ТП /РП на базе ARIS MT представлена на рисунке 8.

Рисунок 8.Архитектура автоматизированной системы ТП /РП на базе ARIS MT

GPS/ГЛОНАСС


Ячейки 10/6/0,4 кВ

ARIS MT 700


Модули УСОдискретный вывод

(блокировки управления)

Модули УСО управления (ТУ)

Модули УСО дискретный ввод

(ТС)

Модули УСО аналогового ввода

ТМ 32

Счетчик МИП

ТС 4 ТS 32 ТC 32

RS 4

85

RS 4

85

МЭК 60870-5-104/CRQОсновной


Ячейки10/6/0,4 кВ




GSM/GPRS Антенна

МЭК 60870-5-101Резервный

МЭК 60870-5-104/CRQРезервный

RS 4

85





СИСТЕМЫ ССПИ (ТМ) С ИНТЕГРАЦИЕЙ УСТРОЙСТВ РЗА НА БАЗЕ ARIS MT

Поддержка протоколов обмена данными с устройствами МП РЗА (МЭК 60870-5-103, МЭК 61850-8-1 и других) позволяет ис-пользовать терминалы МП РЗА в качестве источников данных сиг-нализации и осуществлять через них управление коммутационными

аппаратами, тем самым уменьшая стоимость реализации системы и повышая функционал.

Архитектура системы ССПИ (ТМ) с интеграцией устройств РЗА на базе ARIS MT представлена на рисунке 9.

Рисунок 9.Архитектура системы ССПИ (ТМ) с интеграцией устройств РЗА на базе ARIS MT

GPS/ГЛОНАСС




Измерительные приборыМодули УСО

(ТС, ТУ, ТИ, блокировка)



Уровень сбора данных (модулей УСО)

Уровень первичного оборудования

GPS/ГЛОНАСС

МИП УП РПН

ТS 32, ТС 4, ТМ 32, ТC 32

RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485

Modbus/МЭК 60870-5-101

МЭК 60870-5-101

МЭК 60870-5-103

Modbus/МЭК 60870-5-101Modbus/МЭК 60870-5-101

Терминалы МП РЗиА Siemens

Терминалы МП РЗиА Micom

Терминалы МП РЗиА ABB

Терминалы МП РЗиА ЭКРА и др.








ЩПТ ЩСН


Коммутатор


КОМБИНИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ССПИ (ТМ)/АИИС КУЭ

Функциональные возможности комплекса ARIS MT, наличие всех необходимых сертификатов и аттестатов позволяют создавать ком-бинированные системы сбора и передачи оперативно-технологиче-ской информации (ССПИ / ТМ) и коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) на базе единых программно-технических средств ARIS MT (рис. 10).

Функционально центральные контроллеры ARIS MT обеспечивают работу в качестве устройств сбора и передачи данных и выполняют:

• коммерческий учет отпуска (потребления) электроэнергии;• сбор и передачу данных с микропроцессорных счетчиков элек-

трической энергии (профилей мощности и одновременно теку-щих значений токов, напряжений, мощности, частоты и т. д.);

• формирование пяти типов архивов: короткого (от 1 минуты), основного (от интервала короткого архива до су-ток), суточного, месячного, годового архива телеизмерений, каждый из которых настраивается пользователем на нужную ему глубину архивирования;

• синхронизацию времени в счетчиках электрической энергии.

Таким образом, при использовании всего функционала ПТК ARIS MT можно создавать полностью легитимные комбиниро-ванные системы ССПИ и АИИС КУЭ, получая реальную экономию.

Рисунок 10.Архитектура комбинированной автоматизированной системы ССПИ(ТМ)/АИИС КУЭ базе ARIS MT

Модули УСО(ТС, ТУ, ТИ, блокировка)

ТS 32, ТС 4, ТМ 32, ТC 32

GPS/ГЛОНАСС








Измерительные приборы



Уровеньсбора данных (модулей УСО)


GPS/ГЛОНАСС


МИП УП РПН

RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485RS 485

ЩПТ ЩСН

данные телеметрии и учетаМЭК 60870-5-101


Счетчики СЭТ/ПСЧ Счетчики А1800 Счетчики «Меркурий»Счетчики

«Энергомера» и др.




МЭК 60870-5-104основной/резервныйCRQ (данные учета)




СИСТЕМЫ ССПТИ НА БАЗЕ ARIS CS

Программно-технический комплекс подсистемы сбора и пере-дачи технологической информации (ПТК ССПТИ) на базе ARIS CS обеспечивает:

• сбор неоперативной технологической информации от систем автоматизации и мониторинга ПС;

• локальное хранение, буферизацию и первичную обработку со-бранной информации;

• передачу собранной информации в комплекс ССПТИ верхнего уровня.

В состав неоперативной технологической информации, со-бираемой ПТК ССПТИ уровня ПС на базе ARIS CS, входят данные о параметрах электрических режимов и оборудования подстанций, а именно:

• дополнительный объем информации о состоянии схемы соеди-нений 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 обо-

рудования 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 голо-

ледообразования и плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ;• информация от систем технологического и охранного видеона-

блюдения «необслуживаемых» подстанций.

Архитектура ПТК ССПТИ уровня ПС на базе ARIS CS представляет собой распределенную иерархическую модульную систему (рис. 11). В состав ПТК ССПТИ уровня ПС на базе ARIS CS входит следую-щее оборудование, устанавливаемое в комплектный 19" шкаф:

• коммуникационные контроллеры ARIS CS, выполненные на базе отказоустойчивых промышленных компьютеров MOXA DA-683 или Advantech UNO-4683, работающих под управлением ОС ре-ального времени QNX 6.5;

• серверы архива и визуализации данных ARIS CS на базе от-казоустойчивых промышленных компьютеров MOXA DA-683 или Advantech UNO-4683, работающих под управлением ОС Windows XP SP3 или Windows Embedded;

• коммуникационное оборудование — промышленные коммута-торы (Hirschmann МЭК 61850-8-3), серверы последовательных портов (Moxa).

ПТК ССПТИ на базе ARIS CS поддерживает работу в режиме горя-чего резервирования.

Рисунок 11.Архитектура ПТК ССПТИ на базе ARIS CS

АРМ ССПТИ(локальный)

Подсистемы вспомогательные

и инженерные

ПодсистемыРЗА и ПА

Подсистемы РАС и ОМП

Шина станции (Station Bus) ЛВС МЭК 60850, МЭК 60870-5-101/103/104, Modbus (RTU/ASCII/TCP), OPC, SNMP, FTP, SFTP

Серверы АСУ ТП, ССПИ, (SCADA)


(основной/резервный)

МЭК

608

70-6

-ICCP

(TAS

E.2)

МЭК

608

70-5

-104

, FTP Серверы архива и HMI

ARIS CS(основной/резервный)

Подсистемы АСУ ТП

Подсистемы мониторинга

и КЭЭ

Верхний уровнеьУровень ЦУС/МЭССерверы ССПТИ

МЭК

608

70-6

-ICCP

(TAS

E.2)

МЭК

608

70-5

-104

, FTP

Уровень подстанции



Коммуникационный контроллер ARIS CS обеспечивает:• сбор данных от подсистем релейной защиты и автоматики

(РЗА), регистрацию аварийных событий (РАС), приборов кон-троля качества электроэнергии (ККЭ) и телемеханики (ТМ) по протоколам: – МЭК 61850-8-1, – ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, – ГОСТ Р МЭК 60870-5-103, – ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, – Modbus ASCII/RTU/TCP, – OPC DA 2.0, – SPA;

• сбор данных по специализированным протоколам производите-лей оборудования;

• обработку до 100 000 информационных параметров со средней частотой поступления данных одно измерение в секунду;

• до 500 подключений источников данных;• до 10 подключений приемников данных с верхнего уровня

управления;• передачу данных на верхний уровень управления по протоколам:

– МЭК 60870-6 (ICCP/TASE.2), – опционально МЭК 61850-8-1, – ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, – ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, – OPC DA 2.0;

• автоматическое установление связи с оборудованием верхнего уровня управления;

• сбор осциллограмм в формате IEEE C37.111-1999 (COMTRADE);• синхронизацию времени от сервера точного времени по прото-

колу NTP либо IEEE 1588 PTP;• ведение циклического оперативного архива на случай обрыва

соединения с верхним уровнем управления; этот архив хранит изменения критических данных (ТС, изменения установок, сра-ботки РЗ и ПА и т.п.) за два часа работы;

• выдачу данных из оперативного архива после восстановления связи;

• выдачу меток точного времени по протоколам, допускающим такую функциональность.

Сервер архива и визуализации данных ARIS CS обеспечивает:

• хранение и обеспечение авторизованного доступа к файлам осциллограмм в формате IEEE C37.111-1999 (COMTRADE), SFTP/https;

• ведение циклического ретроспективного архива для хранения изменений всех данных за трое последних суток;

• выдачу ретроспективных данных по запросу от устройств верхнего уровня управления;

• автоматическое установление связи с оборудованием верхнего уровня управления;

• синхронизацию времени от сервера точного времени по прото-колу NTP либо IEEE 1588 PTP;

• информационную безопасность за счет создания и редакти-рования учетных записей пользователей с заданием паролей доступа;

• интеграцию смежных подсистем в протоколах OPC DA 2.0;• диагностику и мониторинг устройств по протоколу SNMP.

Надежность, безопасность и помехозащищенность комплекса

• средняя наработка на отказ 100 000 часов;• средний срок службы 20 лет;• среднее время восстановления

(с использованием ЗИП) 0,5 часа;• по устойчивости к электромагнитным помехам оборудование

комплекса соответствует требованиям ГОСТ Р 51318.24, ГОСТ Р 51317;

• по безопасности оборудование комплекса соответствует ГОСТ Р 51321.1;

• обеспечивает работу при температуре от +5 до +50°С и влажности 95%.




СИСТЕМА МОНИТОРИНГА И ДИАГНОСТИКИ (СМИД) ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА БАЗЕ ПТК ARIS

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

Ввод №1220 В

Рис. 12. Архитектура системы СМИД на базе ПТК ARIS

NTP сервер (основной)



Оптический кросс

Сервер АСУ ТП (основной)


Контроллер ARIS C303


Метеобудка

ШМТ

Сервер АСУ ТП (резервный)

Коммутатор Коммутатор Коммутатор

NTP сервер (резервный)

Схема организации цепей ТН объекта

Ввод №2220 В

Ввод №3220 В, 50 Гц

ТС ТИ5-70 мА,

50 Гц

4-20 мА

ТИ4-20 мА

AРM оператора

Помещение дежурного

Шкаф серверный АСУ ТП

ОРУ 110 кВ

Ethernet

От С

Н об

ъект

а

Волоконно-оптический канал связиКанал связи типа витая пара

Уровень I

Уровень II

Уровень III

Архитектура системы соответствует требованиям СТО 56947007-29.200.10.011-2008 и является трехуровневой (рис 12).

Уровень I — первичные датчики и измерительные системы (вхо-дят в поставку трансформаторного оборудования по согласованию с заказчиком).

Уровень II — шкаф мониторинга в составе с контроллером ARIS C303, обеспечивающим сбор и первичную обработку сигналов, полу-ченных от первичных датчиков и систем уровня I.

Уровень III — реализуется на базе программно-технических средств АСУ ТП объекта автоматизации, построенной на базе ПТК ARIS. Выполняет следующие функции:

• математическая обработка данных;• выполнение расчетных моделей;• хранение данных за весь срок службы

трансформаторного оборудования;• визуализация состояния контролируемых и рассчитываемых

параметров, срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации;

• отображение архивной информации по контролируемым пара-метрам в виде таблиц и трендов;

• дистанционное конфигурирование и проверка исправности устройств нижних уровней.

Функции• Контроль действующих значений токов и напряжения на стороне

ВН, СН, НН.• Контроль активной, реактивной мощностей, полной мощности

и cos .• Контроль температуры верхних / нижних слоев масла и темпера-

туры обмоток.• Регистрация температуры окружающей среды.• Контроль параметров изоляции высоковольтных вводов соглас-

но ГОСТ 20074-83, ГОСТ 10693-81.• Контроль допустимых кратковременных повышений напряже-

ния 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 эксперт-ных оценок и прогнозов технического состояния оборудования на ос-нове расчетных моделей в режиме реального времени, а именно:

• контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок согласно ГОСТ 14209-97;

• контроль температуры наиболее нагретой точки обмотки соглас-но ГОСТ 14209-97, МЭК 60076-7;

• контроль старения изоляции обмоток согласно ГОСТ 14209-97;• выполнение расчета нагрузочной способности трансформатор-

ного оборудования согласно ГОСТ 14209-97;• определение остаточного ресурса устройств РПН.


Расчетная температура наиболее нагретой точки обмотки

Шкаф мониторинга трансформатораШкаф мониторинга и диагностики трансформаторного оборудо-

вания предназначен для установки в непосредственной близости с трансформаторным оборудованием.

В шкафу мониторинга предусмотрена система самодиагностики, и при фиксации недопустимого технологического состояния того или иного оборудования выдается сигнал «Неисправность».

Основные технические характеристики

• рабочая температура с системой микроклимата -60…+55°С

• степень защиты не ниже IP54

• механические факторы по группе М6

• цепи питания: – постоянным током (по схеме с АВР) 220 В – переменным током 220 В, 50 Гц

• потребляемая мощность: – по цепям постоянного тока не более 250 В – по цепям переменного тока при включенных обогревателях не более 750 ВА

Надежность и безопасность • средний срок службы 20 лет;• среднее время восстановления (с использованием ЗИП) 30 мин.;• передача данных на верхний уровень по резервированной ВОЛС с непрерывным

контролем состояния цифровой линии связи;• автоматическое установление связи с оборудованием верхнего уровня системы;• соответствие самым жестким требованиям по ЭМС.

Мнемокадры рабочего места оператора




ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Системы «умного» или интеллектуального учета энергоресурсов опираются на сеть интеллектуальных счетчиков (smart meter) и об-ладают рядом новых качественных признаков: двунаправленное взаимодействие с приборами учета, автоматизированная обработка и хранение больших объемов информации, гибкий и удобный поль-зовательский интерфейс, активное вовлечение потребителей в про-цесс управления энергоресурсами.

Для построения систем интеллектуального учета энергоресур-сов компания «Прософт-Системы» предлагает:

• программный комплекс «Энергосфера®»;• УСПД ЭКОМ-3000 и контроллеры серии ARIS MT.

ВИДЫ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СИСТЕМ УЧЕТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВПрограммный комплекс «Энергосфера®» может применяться

для построения различных видов интеллектуальных систем учета энергоресурсов:

• АИИС КУЭ ОРЭ — системы учета электроэнергии, отвечающие техническим требованиям оптового рынка электроэнергии Рос-сии;

• АИИС КУЭ РРЭ — системы учета электроэнергии для различных субъектов розничного рынка: электросетевых и энергосбытовых компаний, энергоснабжающих организаций, различных видов потребителей (промышленных предприятий, предприятий мало-го бизнеса, бюджетных организаций, управляющих компаний, частного жилого сектора и др.);

• КСУЭР — комплексные системы управления энергоресурсами промышленных предприятий и объектов жилищно-коммуналь-ного хозяйства.

АИИС КУЭ ОРЭАвтоматизированная информационно-измерительная

система коммерческого учета оптового рынка электроэнергии (АИИС КУЭ ОРЭ) предназначена для организации учета энергоресур-сов у различных субъектов: генерирующих и сетевых компаний, га-рантирующих поставщиков и крупных потребителей электроэнергии.

Типовая структура АИИС КУЭ ОРЭ (рис. 13) включает в себя информационно-измерительные комплексы (ИИК) точек учета, информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) и информационно-вычислительный комплекс (ИВК) верхне-го уровня системы. Более сложные системы могут дополнительно иметь общий Центр сбора и обработки данных (ЦСОД), например для консолидации данных подчиненных по иерархии локальных систем учета.

В точках учета в составе ИИК используются интеллектуальные счетчики различных производителей, измерительные трансформа-торы тока и напряжения, имеющие метрологическую аттестацию и отвечающие техническим требованиям ОРЭ.

Для консолидации данных на уровне ИВКЭ (отдельные подстан-ции, ОРУ отходящих линий на электростанциях, распределительные устройства собственных нужд и т. д.) используются УСПД ЭКОМ-3000 и другие типы УСПД, обеспечивающие опрос счетчиков и архивиро-вание данных на требуемую глубину, а также синхронизацию измере-ний с помощью встроенного GPS-приемника единого времени.

ИВК включает в себя сервер базы данных, сервер сбора данных, web-сервер и пользовательский интерфейс. Необходимую функци-ональность на уровне ИВК-системы обеспечивает ПК «Энергосфера®».

ПК «Энергосфера®» включает в себя инструменты для конфигу-рации системы, программы для сбора и передачи данных, а также пользовательский интерфейс для визуализации данных по группам и отдельным точкам учета.

В качестве программной платформы сервера базы данных используется операционная система MS Windows Server 2008 R2 (и выше) и СУБД MS SQL Server 2008 R2 (и выше).

Для организации каналов связи между ИВК и ИВКЭ используется локальная вычислительная сеть предприятия, выделенные или ком-мутируемые каналы связи телефонной сети общего пользования, каналы GSM-связи, спутниковые каналы связи и др. Объекты учета, не оборудованные каналами связи, могут быть опрошены вручную с помощью специального программного обеспечения, входящего в состав ПК «Энергосфера®».


Рисунок 13.Структурная схема АИИС КУЭ ОРЭ

GPS/ГЛОНАСС


Трансформаторы тока

Цепи напряженияЦепи тока

ИВК


ИИК

ИВКЭ

УСПД ЭКОМ 3000

Трансформаторы тока


Счетчики ЭЭ Счетчики ЭЭ

ЛВС (ТСP/IP)

Сервер AИИС КУЭ ПК «Энергосфера®»

АРМы AИИС КУЭ ПК «Энергосфера®»

INTERNETXML-макеты


ИАСУ КУ коммерческого

оператора (ОАО«ATC»)ЦСОД





Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии розничного рынка электроэ-нергии (АИИС КУЭ РРЭ) предназначена для организации учета элек-троэнергии у различных субъектов розничного рынка электроэнер-гии (РРЭ): энергоснабжающих организаций (ЭСО), электросетевых компаний (ЭСК), энергосбытовых компаний (ЭСБ), гарантирующих поставщиков электроэнергии (ГП), потребителей электроэнергии. Структура АИИС КУЭ РРЭ (рис. 14) может быть как двухуровневой,

так и многоуровневой. Двухуровневая система включает в себя приборы учета, расположенные в электроустановках потребителей, и центр сбора и обработки данных (ЦСОД), развернутый у владель-ца системы. Многоуровневые системы дополнительно могут иметь опрос данных на промежуточных объектах учета (трансформатор-ные подстанции, вводные распределительные устройства и т. д.) с помощью УСПД или PLC-концентраторов, а также поддерживать обмен данными с верхними уровнями системы.

Рисунок 14.Структурная схема АИИС КУЭ РРЭ

GPS/ГЛОНАСС

ИВК

ИИК

Счетчики ЭЭ

ЛВС (ТСP/IP)







Каналы связи: выделенные, арендуемые IP, GSM, GPRS,

радиорелейные, PLC (6-10кВ)

ARIS MT 700 GSM/GPRS Антенна

GPS/ГЛОНАСС

ARIS MT 500

Счетчики ЭЭСчетчики ЭЭ Счетчики ЭЭ Счетчики ЭЭ

GSM/GPRS Модем PGC.02


Потребители 0,4 кВ

ТП 10(6)/0,4 кВ РП 35 (10)/6 кВПотребители 0,4 кВ

ТП 10(6)/0,4 кВ

АИИС КУЭ РРЭ


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

КСУЭР на базе ПК «Энергосфера®» (рис. 15) обеспечивает учет и контроль количества выработанной, распределенной и потреблен-ной электрической и тепловой энергии, холодной и горячей воды, различных газообразных энергоносителей, мазута и пр. Система выполняет автоматизированный сбор данных с узлов учета, их об-работку и долговременное хранение в базе данных, производство расчетов, формирование отчетных документов, передачу подготов-ленных данных для обеспечения отчетно-плановой деятельности предприятия, отображение учетной информации в разных видах — мнемосхемы, таблицы, графики, журналы.

Применение ПК «Энергосфера®» для создания КСУЭР и ее даль-нейшая интеграция с системами диспетчеризации, мониторинга и системами управления предприятием (MES, EAM, ERP) позволяет комплексно решить целый ряд типовых задач по управлению энер-горесурсами:

• технологический учет энергоресурсов;• оперативный контроль работы оборудования и анализ аварий-

ных ситуаций;• анализ качества электроэнергии в соответствии с действующи-

ми нормативными документами;• контроль небалансов;• расчет потерь;• ведение базы данных нормативно-справочной информации

(НСИ) установленных измерительных комплексов (приборов учета, измерительных трансформаторов, датчиков расхода, дав-ления 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, окупа-

ются в срок от 0,5 до 1,5 лет, а комплексное использование такой системы на предприятии приводит к снижению энергоемкости про-изводства на 10-20 %.

Рисунок 15.Структурная схема КСУЭР

Учет энергоносителей

ЛВС Холдинга

Сервер КСУЭР Холдинга

ПК «Энергосфера®»






ARIS MT 700

Счетчики, датчики, расходомеры, вычислители

Т, В, ВО и т.д.Счетчики ЭЭ

Счетчики ЭЭ

Смежные системы(АСУ ТП, ERP и др.)

ЛВС Предприятия



Электроэнергия


Энергоносители


Технологические процессы

GSM/GPRS Модем PGC.02

ЛВС Предприятия

ЭКОМ 3000ТУСПД ЭКОМ 3000R

Удаленные объекты

Модули ввода-вывода

Управление технологическими процессами

Учет электроэнергии

УСПД ЭКОМ 3000S

Счетчики, датчики,

расходомеры, вычислители Т, В, ВО и т.д.

Задвижки, насосы и т. п.КА


КСУЭР




СПИСОК ПОДДЕРЖИВАЕМЫХ УСТРОЙСТВПК «Энергосфера®» позволяет строить интеллектуальные системы учета энергоресурсов различной степени сложности

как с использованием контроллеров производства ООО «Прософт-Системы», так и устройств сторонних производителей. В настоящее время ПК «Энергосфера®» и УСПД серии «ЭКОМ» поддерживают устройства, приведенные в таблице.

Модули Производитель ЭКОМ 3000 Cервер опроса Электроколлектор

УСПД

ЭКОМ-3000 ООО «Прософт-Системы»

ARIS MT ООО «Прософт-Системы»

RTU325 ООО «Эльстер-Метроника»

RTU327 ООО «Эльстер-Метроника»

Сикон С50, С70 ЗАО ИТФ «Системы и технологии»

Modbus-RTU контроллер (функции 1-5, 15-16) Различные производители

SOFTBasic контроллер ООО «Прософт-Системы»

MOSCAD-М (только для СуперФлоу-21В ЗАО «Софтигаз») ООО «ИндаСофт»

Контроллер измерительный программируемый ВЭП-01 ООО «Волгоэнергоприбор»

КОНЦЕНТРАТОРЫ, ШЛЮЗЫ, МОДЕМЫ

Устройства сбора данных ЕМ441М, ЕМ443М, преобразователь ИСТОК-ТМ ФНПЦ ФГУП «ПО «Старт»

Микропроцессорное устройство регистрации МУР-1001.2 (только как шлюз) НТЦ «Арго»

Устройство передачи данных УПД-600 ОАО «ЛЭМЗ»

Сетевой шлюз Е-422 НПФ «Прорыв»

Модем PLC M-2.01 ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

PLC-концентратор РиМ ЗАО «РиМ»

PLC-концентратор Меркурий 225.1 (счетчик M230) ООО «Фирма Инкотекс»

PLC-концентратор Меркурий 225.2 (счетчики M203.2T и M233) ООО «Фирма Инкотекс»

GSM-шлюз Меркурий-228 (без буферизации пакетов) ООО «Фирма Инкотекс»

СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Альфа А1Т, А1R, ЕвроАльфа, АльфаПлюс ООО «Эльстер-Метроника»

А1700 ООО «Эльстер-Метроника»

A1800 ООО «Эльстер-Метроника»

СЭТ-4ТМ.01, СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

ПСЧ-3ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-3ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05Д, ПСЧ-4ТМ.05Д ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

ПСЧ-4ТА.03.2, ПСЧ-3ТА.03.2, ПСЧ-3ТА.07 ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

ПСЧ-3АРТ.07(Д) ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

СЭБ-1ТМ.02, СЭБ-1ТМ.02Д ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

СЭБ-2А.07 ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»

ЦЭ2727 ОАО «ЛЭМЗ»

ЦЭ6850(М), ЦЭ6823М ОАО «Концерн ЭНЕРГОМЕРА»

ЦЭ6822 ОАО «Концерн ЭНЕРГОМЕРА»

CE102 ОАО «Концерн ЭНЕРГОМЕРА»

CE301, CE303 ОАО «Концерн ЭНЕРГОМЕРА»



CE304 ОАО «Концерн ЭНЕРГОМЕРА»

СТС5605 ОАО «МЗЭП»

SL7000 ACTARIS

ISKRA MT851, TE851, МТ855, MT831, MT860 Iskraemeco, d.d.

EPQS ELGAMA-ELEKTRONIKA

Меркурий M230, M233 ООО «Фирма Инкотекс»

Меркурий M230А, M230АТ ООО «Фирма Инкотекс»

Меркурий M230 без внутреннего тарификатора (без профилей и журналов событий) ООО «Фирма Инкотекс»

Меркурий M203.2T ООО «Фирма Инкотекс»

Вектор-3ART, Вектор-3ART2 ООО «ПЗИП»

ION 6200, 8300, 8600 Power Measurement Ltd.

ION 7500 Power Measurement Ltd.

DTSD546, DSSD536 Holley Metering Ltd.

DTS543/DSS533, DTS541/DSS531 Holley Metering Ltd.

Гран-Электро CC-301 Гран-Система-С

ZMD400CT Landis+Gyr AG

КИПП-2 ЗАО «Системы связи и телемеханики»

ПЦ-6806-17 ООО «НПП Электромеханика»

Протон-К ООО «СИСТЕЛ АВТОМАТИЗАЦИЯ»

Satec PM130EH (Plus) Satec

МИР С-01(02) ООО НПО «МИР»

Прибор для измерения показателей качества и учета эл. энергии PM175 PLUS Satec

(ТЕПЛО) РАСХОДОМЕРЫ

Взлет УРСВ 010М, 020, 110V, 110M, 510, 542 ЗАО «Взлет»

Взлет ТСР, ТСРВ-020/021/022/023, ТСРВ-030/031/032,ТСРВ-024(М) ЗАО «Взлет»

Взлет РСЛ ЗАО «Взлет»

Взлет ИВК-102, ЭМ (Эксперт-xxx), ТСР-М (ТСР-027) ЗАО «Взлет»

Логика СПТ 942.01-06, 943, 961, 961М, 961.1(2) ЗАО НПФ «Логика»

Логика СПГ 741, 761, 762, 762.1(2) ЗАО НПФ «Логика»

Логика СПГ 761.1(2) ЗАО НПФ «Логика»

ТБН КМ-5-1, КМ-5-2, РМ-5-1 ООО «ТБН Энергосервис»

Многоканальный теплосчетчик МКТС ООО «Интелприбор»

Fisher NOC Fischer & Porter

ТЭКОН-10, ТЭКОН-17, ТЭКОН-19 ООО «ИВП Крейт»

Каскад 1-100 Фирма «Борец»

ИМ2300 K, M, Z ОКБ «Маяк»

Эльф ООО «НПП Уралтехнология»

Гиперфлоу-3ПМ НПФ «Вымпел»

Теплорегистратор Карат ООО «НПП Уралтехнология»





Вычислитель Карат-М ООО «НПП Уралтехнология»

Теплосчетчик ВКТ-7 ЗАО «НПФ Теплоком»

Корректор объема газа ЕК 260 ООО «Эльстер Газэлектроника»

Теплосчетчик ТЭМ-104 СООО «АРВАС»

Блок контроля теплоты БКТ.М ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»

ВРСГ-1/РИ-3 (РС-4) НПП «ИРВИС»

Вычислитель УВП-280 СКБ «Промавтоматика»

ЭХО-Р-02 ПНП «Сингур»

Акрон-01-1 ПНП «Сингур»

Счетчик газа Метран-333, счетчик пара Метран-334 Промышленная группа «Метран»

Расходомер газа Turbo Flow GFG-F ООО НПО «Турбулентность-ДОН»

Счетчик-расходомер ВРТК-2000 РМД через УСПД «МОСТ» ЗАО «ИВК-САЯНЫ»

УСТРОЙСТВА ДЛЯ СИСТЕМ ТЕЛЕМЕХАНИКИ

Многофункциональный измерительный преобразователь AET Группа предприятий «АЛЕКТО»

Преобразователь измерительный цифровой ПЦ6806 ООО «НПП Электромеханика»

Модуль телесигнализации TS32 ООО «Прософт-Системы»

Модуль телеуправления ТС4, ТС32 ООО «Прософт-Системы»

Модуль телеизмерения ТМ32 ООО «Прософт-Системы»

Указатель положения РПН УП-23 ООО «МНПП Антракс»

Преобразователь Siemens P 7KG7100 Siemens

Преобразователь PM130P PLUS Satec

Электронное табло «Рубин» НПП «Электронные Табло»

Измерительный преобразователь ЦП 8506 ООО МНПП «Электроприбор»

Протокол ТМ800А

Модули с протоколами МЭК870-5.101, МЭК870-5.104 Различные производители

Микропроцессорный измерительный преобразователь ET411 ОДО «Энергоприбор»

Устройство оптоволоконной дуговой защиты ОВОД-МД НПП «ПРОЭЛ»

Протокол ЦСПА-FT3 для организации связи со Smart-Base «Дон-РТСофт»

МИП ЦА9256 и ЦВ9257 ООО «Энерго-Союз»

Микропроцессорное устройство защиты, автоматики, управления и сигнализации Сириус-2 ЗАО «РАДИУС Автоматика»

Метеокомплекс WXT520 Vaisala

ПРОЧИЕ МОДУЛИ УСО

Устройство сбора и обработки данных с дискретных/аналоговых датчиков DAS16 ООО «Прософт-Системы»

Модули ADAM-40xx Advantech Co., Ltd

Приемник GPS/TSIP Trimble Navigation Ltd

Приемник GPS/NMEA Различные производители

Платы расширения Profibus Hilscher CIFxxxx, COMxxxx (MicroPC) Hilscher Gesellschaft fur Systemautomation mbH

Измеритель температуры и влажности ИТВ 2605-8 ЗАО НПП «Дана-Терм»

Цифровой преобразователь сигнала тензодатчика М0801 НПП «Метра»

Источник бесперебойного питания APC Smart American Power Conversion Corp.


Основные функции • измерение и расчет более 80 вторичных электри-ческих параметров трехфазной четырехпрово-дной сети;

• прием до четырех потоков МЭК 61850-9-2 LE 80 или 256 отчетов на период;

• ввод дискретных сигналов 24VDC или 220 VDC / VAC;

• обработка двухбитных сигналов;• вывод дискретных сигналов и команд управления

24VDC или 220 VDC / VAC;• ввод унифицированных аналоговых сигналов

тока и напряжения;• выполнение пользовательских алгоритмов,

алгоритмов оперативных блокировок;• обмен данными и командами в цифровых протоко-

лах передачи данных со смежными устройствами;

• расчет параметров качества электрической энер-гии согласно ГОСТ 32144-2013;

• технический учет электрической энергии;• присвоение меток времени с точностью 1 мс;• архивирование информации по дискретным

и аналоговым сигналам;• ведение и отображение журналов событий;• работа в качестве NTP-сервера;• отображение мнемосхемы на дисплее контроллера;• отображение параметров электрической сети и

качества электроэнергии на дисплее контроллера;• запись осциллограмм в формате COMTRADE;• расчет коммутационного ресурса выключателя

в соответствии с требованиями ГОСТ 18397, ГОСТ Р 52565.

Основные характеристики • обработка до 1000 тегов в 1 секунду;• обработка до 100 алгоритмов;• встроенные часы реального времени

и GPS / ГЛОНАСС-приемник (опция);• синхронизация времени от NTP, PPS, PTP;• поддержка протокола резервирования PRP;

• не имеет вентиляторов и движущихся частей;• операционная система реального времени QNX 6.5;• передача независимых наборов данных

в 10 направлениях в протоколах МЭК 61850-8-1 (MMS), МЭК 60870-5-101 / 104.

Количество свободных слотов расширения в контроллерах

• ARIS C303-14 / 12 (в исполнении с 2 БП) слотов для установки плат;

• ARIS C303.1-12 слотов для установки плат.

Дополнительные возможности • аварийная сигнализация и самодиагностика;• ARIS C303-5,7» LCD-экран,• 12-кнопочная клавиатура;

• ключ запрета / разрешения управления;• работа в качестве NTP-сервера;• встроенный web-интерфейс.

Качество электроэнергии • формирование готовых к использованию суточ-ных отчетов ПКЭ по ГОСТ 32144-2013;

• измерение ПКЭ по ГОСТ 30804.4.30-2013 класс S;

• расчет гармоник и интергармоник по 30804.4.7-2013 (IEC 61000-4-7).

Модули ввода / вывода • прямой ввод измерительных цепей 1 / 5 А, 100 В 3ТТ / 3ТН (4ТТ / 4ТН), класс точности — 0,2;

• прямой ввод измерительных цепей 150 А, 100 В 3ТТ / 3ТН (4ТТ / 4ТН), класс точности 1;

• ввод цифровых измерений согласно МЭК 61850-9-2 (SV), класс точности — 0,001;

• 8 или 15 каналов дискретного ввода 24 VDC или 220 VDC / VAC;

• 8 каналов дискретного вывода или 4 объекта телеуправления 24 VDC или 220 VDC / VAC;

• ввод сигналов от датчиков c унифицированным аналоговым выходом тока (диапазон –20..+20 мА) или напряжения (диапазон –10..+10 В).

Коммуникационные модули • 2 х 100-BaseTx / Fx для шины процесса (process bus);• 2 х 100-BaseTx / Fx для шины станции (station bus);

• 4 x Ethernet 10 / 100 / 1000 Base-Tx / Fx;• 4 х RS-232 или 8 х RS-485.

Протоколы приема / передачи данных

• МЭК 61850-8-1 (MMS и GOOSE);• МЭК 61850-9-2 LE (SV);• МЭК 60870-5-101;• МЭК 60870-5-104;• МЭК 60870-5-103;

• Modbus (RTU / ASCII / TCP);• SPA;• СТАРТ;• https, FTP;• фирменные протоколы производителей.

КОНТРОЛЛЕР ПРИСОЕДИНЕНИЯ (BAY CONTROLLER) ARIS C303/303.1

Модульный проектно-компонуемый контроллер присо-единения ARIS C303/303.1 предназначен для мониторинга и управления оборудованием одного или нескольких присоединений. Обеспечивает прямой ввод сигналов с из-мерительных ТТ и ТН, ввод дискретных, нормализованных аналоговых сигналов, сигналов дискретного вывода и ко-манд управления. Используется в составе АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, АСТУЭ, АСУ Э и др.




Питание • 120-370 VDC и 85 -265 VAC; • 18-36 VDC.

Размеры • корпус 3U (Евромеханика);• ARIS C303: 483х134х242 мм (ШхВхГ);

• ARIS C303.1: 483х134х242 мм (ШхВхГ).

Рабочая температура • от –40 до +55°C.

Отображение online-схем присоединений

Однолинейная схема на LCD‑экране контроллера ARIS C30x

Контроллеры серии ARIS C30x оснащены LCD-экранами, позволяют создавать и отображать на экране анимированные однолинейные мнемосхемы присоединений. С помощью данных схем возможно ви-зуализировать текущее состояние коммутационных аппаратов, состояние сигналов блокировки, по-ложение ключей, осуществлять местное или дистанционное управление присоединением в реальном времени, а также вводить другие сигналы по данному присоединению.

Однолинейные мнемосхемы отображаются на экране контроллера ARIS C30x и доступны для редакти-рования пользователям через меню web-интерфейса.

Пользовательские алгоритмы на основе FBD

Пример реализации алгоритма в контроллере ARIS C30x

ARIS C30x имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут использоваться для создания логических и расчетных схем любой сложности, в частности схем оперативных блокировок управления, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя.

Для этих целей ПО ARIS C30x включает в себя исполняющую систему для приложений, разработанных при помощи языка функциональных блоковых диаграмм FBD (Function Block Diagrams). FBD позволяет пользователю построить комплексные процедуры, состоящие из различных функциональных библи-отечных блоков (арифметических, тригонометрических, блоков управления логикой, PID-регуляторов и т. д.). FBD соответствует стандарту МЭК 61131-3, выпущенному Международной Электротехнической Комиссией в 1992 году и определяющему языки программирования логических контроллеров (PLC).В FBD заложена методология структурного программирования, которая дает возможность пользова-телю описать автоматизируемый процесс в наиболее легкой и понятной форме. Функции пользовате-ля позволяют описать процедуры и алгоритмы функций, не реализуемые в стандартном варианте.

Пользовательские алгоритмы на основе FBD загружаются в контроллер ARIS C30x в виде исполняемо-го файла, при этом в контроллере нельзя изменить логику работы алгоритма, а можно только произ-вести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработ-ки физических сигналов контроллера возможна обработка признаков качества по данным сигналам.

Среда для разработки пользовательских алгоритмов

Пример создания алгоритма в Soft Constructor

В комплект поставки входит развитая инструментальная среда разработки FBD ПО Soft Constructor. Интерфейс с пользователем системы включает оконный режим работы, графический редактор, би-блиотеки стандартных алгоритмов. Наличие отладчика позволяет имитировать работу алгоритма, просматривать состояние переменных, ход исполнения.

Регистрация аварийных событий

Пример осциллограммы в ARIS C30x

ARIS C30x позволяет осциллографировать как аналоговые сигналы прямого ввода с ТТ / ТН, так и дис-кретные сигналы, реализуя функционал регистратора аварийных событий. Записанные осциллограм-мы сохраняются в формате COMTRADE и могут быть переданы на верхние уровни системы.


Габаритные и установочные размеры ARIS C303 и ARIS C303.1

Отмена

4x6,5

135,2

450,00

58,00

39,00

7,55

482,6

58,0

465,1

133,18

38,0

448,0

242,0

15,9

Размер посадочного окна под контроллер ARIS C303 и ARIS C303.1




КОНТРОЛЛЕР ПРИСОЕДИНЕНИЯ ARIS C306

Основные функции • измерение и расчет более 80 вторичных электрических параметров трехфазной четырехпроводной сети;

• прием до четырех потоков МЭК 61850-9-2 LE 80 или 256 отчетов на период на одном модуле;

• ввод дискретных сигналов 24 VDC или 220 VDC/VAC;

• обработка двухбитных сигналов;

• вывод дискретных сигналов и команд управления 24 VDC или 220 VDC/VAC;

• ввод унифицированных аналоговых сигналов тока и напряжения;

• выполнение пользовательских алгоритмов, алгоритмов оперативных блокировок;

• обмен данными и командами в цифровых протоколах передачи данных со смежными устройствами;

• расчет параметров качества электрической энергии согласно (ГОСТ 32144-2013);

• технический учет электрической энергии;

• присвоение меток времени с точностью 1 мс;

• архивирование информации по дискретным и аналоговым сигналам;

• ведение и отображение журналов событий;

• работа в качестве NTP-сервера;

• отображение мнемосхемы на дисплее контроллера;

• отображение параметров электрической сети и качества электроэнергии на дисплее контроллера;

• запись осциллограмм в формате COMTRADE;

• расчет коммутационного ресурса выключателя в соответствии с требованиями ГОСТ 18397, ГОСТ Р 52565.

Модульный проектно-компонуемый контроллер присоединения предна-значен для мониторинга и управления оборудованием одного или нескольких присоединений. Обеспечивает прямой ввод сигналов с измерительных ТТ и ТН, ввод дискретных, нормализованных аналоговых сигналов, сигналов дискретного вывода и команд управления. Используется в составе АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, АСТУЭ, АСУ Э и др.


Основные характеристики • обработка до 2000 тегов в 1 секунду:

• обработка свыше 200 алгоритмов (ОБР);

• встроенные часы реального времени и GPS/ГЛОНАСС приемник (опция);

• синхронизация времени от NTP, PPS, PTP;

• поддержка протокола резервирования PRP;

• не имеет вентиляторов и движущихся частей;

• операционная система реального времени QNX 6.5;

• передача независимых наборов данных в 10 направлениях в протоколах МЭК 61850-8-1 (MMS), МЭК 60870-5-101/104.

Дополнительные возможности

• возможность резервирования процессорного модуля;

• «горячая» замена модулей;

• «горячая» замена блоков питания;

• аварийная сигнализация и самодиагностика;

• 5,7” LCD экран;

• 12-кнопочная клавиатура;

• ключ запрета/разрешения управления;

• работа в качестве NTP-сервера;

• встроенный web-интерфейс.



• расчет гармоник и интергармоник по ГОСТ 30804.4.7-2013 (IEC 61000-4-7).

Коммуникационные порты (процессорного модуля)

• 4 х Ethernet 10/100/1000 Base-Tx;

• 2 x Ethernet 10/100/1000 Base-Fx (SFP);

• 1 х RS-485, 1 x RS-232.

Количество свободных модулей в контроллере

• 11 слотов для установки плат.

Модули ввода/вывода • прямого ввода измерительных цепей 1/5А, 100В 3ТТ/3ТН (4ТТ/4ТН), класс точности 0,2;

• прямого ввода измерительных цепей 150А, 100В 3ТТ/3ТН (4ТТ/4ТН), класс точности 1;

• ввода цифровых измерений согласно МЭК 61850-9-2 (SV), класс точности 0,001;

• 32 или 30 каналов дискретного ввода 24VDC или 220 VDC/VAC;

• 16 каналов дискретного вывода или 8 объектов телеуправления 24VDC или 220 VDC/VAC;

• 24 канала ввода сигналов от датчиков c унифицированным аналоговым выходом тока (диапазон -20..+20мА) или напряжения (диапазон -10..+10В).

Коммуникационные модули • 12 x RS-422/485; 2 x RS-232.

Протоколы приема/передачи данных

• МЭК 61850-8-1(MMS и GOOSE);

• МЭК 61850-9-2 LE (SV);

• МЭК 60870-5-101;

• МЭК 60870-5-104;

• МЭК 60870-5-103;

• Modbus (RTU/ASCII/TCP);

• SPA;

• СТАРТ;

• https, FTP/sFTP;

• фирменные протоколы производителей.




Питание • Вариант питания 1: 120- 370 VDC и 85- 265 VAC; • Вариант питания 2: 18-36 VDC.

Размеры • Корпус 6U (Евромеханика); • 483 х 266 х 265 мм (ШхВхГ);

Рабочая температура • от -40 до +55°C.

Отображение online-схем присоединений

Однолинейная схема на LCD‑экране контроллера ARIS C30x

Контроллеры серии ARIS C30x оснащены LCD-экранами, позволяют создавать и отображать на экране анимированные однолинейные мнемосхемы присоединений. С помощью данных схем возможно визуа-лизировать текущее состояние коммутационных аппаратов, состояние сигналов блокировки, положение ключей, осуществлять местное или дистанционное управление присоединением в реальном времени, а также вводить другие сигналы по данному.Однолинейные мнемосхемы отображаются на экране контроллера ARIS C30x и доступны для редактиро-вания пользователям через меню web-интерфейса.



ARIS C30x имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут ис-пользоваться для создания логических и расчетных схем любой сложности, в частности схем блокиро-вок, управления, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя.

Для этих целей ПО ARIS C30x включает в себя исполняющую систему для приложений, разработанных при помощи языка функциональных блоковых диаграмм FBD (Function Block Diagrams). FBD позволяет пользователю построить комплексные процедуры, состоящие из различных функциональных библи-отечных блоков (арифметических, тригонометрических, блоков управления логикой, PID-регуляторов и т.д.). FBD соответствует стандарту МЭК 61131-3, выпущенному Международной Электротехнической Комиссией в 1992 году и определяющему языки программирования логических контроллеров (PLC).В FBD заложена методология структурного программирования, которая дает возможность пользовате-лю описать автоматизируемый процесс в наиболее легкой и понятной форме. Функции пользователя позволяют описать процедуры и алгоритмы функций, не реализуемые в стандартном варианте.

Пользовательские алгоритмы на основе FBD загружаются в контроллер ARIS C30x в виде исполняемого файла, при этом в контроллере изменить логики работы алгоритма невозможно, а только произвести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработки физи-ческих сигналов контроллера возможна обработка признаков качества по данным сигналам.



В комплект поставки входит развитая инструментальная среда разработки FBD ПО Soft Constructor. Интерфейс с пользователем системы включает оконный режим работы, графический редактор, библи-отеки стандартных алгоритмов. Наличие отладчика позволяет имитировать работу алгоритма, просма-тривать состояние переменных, ход исполнения.

Регистрация аварийных событий

Пример осциллограммы в ARIS C30x

ARIS C30x позволяет оссциллографировать как аналоговые сигналы прямого ввода с ТТ/ТН, так и дис-кретные сигналы, реализуя функционал регистратора аварийных событий. Записанные осциллограммы сохраняются в формате COMTRADE и могут быть переданы на верхние уровни системы.


Габаритные и установочные размерыARIS C306

Отмена

SI RA 603C

446

265483

190

465

266




КОНТРОЛЛЕР ЯЧЕЙКИ ARIS С304/С305

Модульный проектно-компонуемый контроллер предна-значен для комплексного мониторинга и управления основ-ным оборудованием ячейки 6-35кВ, обеспечивает прямой ввод сигналов с измерительных ТТ / ТН, ввод дискретных сигналов, выдачу команд телеуправления и оперативной блокировки, интеграцию терминалов РЗА.

В части измерений обеспечивает функции измерительно-го преобразователя, счетчика электрической энергии, при-бора качества электрической энергии, коммуникационного устройства. Может работать как в автономном режиме, так и в составе автоматизированных информационно-измери-тельных систем.

Основные функции • измерение и расчет более 80 вторичных электри-ческих параметров трехфазной четырехпроводной сети;

• учет электрической энергии;• ввод дискретных сигналов 24VDC или 220

VDC / VAC;• обработка двухбитных сигналов;• вывод дискретных сигналов и команд управления

24VDC или 220 VDC / VAC;• ввод унифицированных аналоговых сигналов

тока и напряжения;• выполнение пользовательских алгоритмов, алго-

ритмов оперативных блокировок;• обмен данными и командами в цифровых прото-

колах передачи данных со смежными устройства-ми (МП РЗА и др.);

• расчет параметров качества электрической энер-гии согласно ГОСТ Р 32144-2013;

• учет электрической энергии;• присвоение меток времени с точностью 1 мс;• архивирование информации по дискретным

и аналоговым сигналам;• ведение и отображение журналов событий;• работа в качестве NTP-сервера;• отображение мнемосхемы на дисплее контроллера;• отображение параметров электрической сети и ка-

чества электроэнергии на дисплее контроллера;• запись осциллограмм в формате COMTRADE;• расчет коммутационного ресурса выключателя

в соответствии с требованиями ГОСТ 18397, ГОСТ Р 52565.

Основные характеристики • обработка до 1000 тегов в 1 секунду:• обработка до 100 алгоритмов (ОБР);• встроенные часы реального

времени и GPS / ГЛОНАСС приемник (опция);• синхронизация времени от NTP;• поддержка протокола резервирования PRP;

• не имеет вентиляторов и движущихся частей;• операционная система реального времени QNX 6.5;• передача независимых наборов данных в 10 на-

правлениях в протоколах МЭК 61850-8-1 (MMS), МЭК 60870-5-104.

Учет электрической энергии • многотарифный учет активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии;

• бестарифный учет энергии с учетом активных и реактивных потерь в линиях электропередач и силовом трансформаторе;

• класс точности измерения активной энергии (0.2S), реактивной энергии (0.5);

• ведение трех независимых массива профиля нагрузки по энергии и мощности с разными интервалами усреднения 1-60 минут и глубиной хранения до 150 дней;

• тарификация: 8 тарифов, 12 сезонов x 8 типов дней.



• расчет гармоник и интергармоник по ГОСТ 30804.4.7-2013 (IEC 61000-4-7).


• аварийная сигнализация и самодиагностика;• встроенный web-интерфейс;

• выносной ИЧМ, включающий: – 5,7" LCD экран; – 12-кнопочную клавиатуру; – ключ запрета / разрешения управления.

Количество свободных модулей

• ARIS C304-3 модуля; • ARIS C305-5 модулей.

Модули ввода / вывода • прямого ввода измерительных цепей 1 / 5А, 100В 3ТТ / 3ТН (4ТТ / 4ТН), класс точности 0,2;

• ввод дискретных сигналов 12-24VDC или 220 VDC / VAC 3 группы по 4 сигнала с общим;

• 8 каналов дискретного вывода (4 объекта телеуправления) 24VDC или 220 VDC / VAC;

• 3 канала дискретного вывода 220 VDC / VAC для блокировки.


Коммуникационные порты • 2 х 100-BaseTx;• 1 х RS-485.


• МЭК 61850-8-1 (MMS и GOOSE);• МЭК 61850-9-2 LE (SV);• МЭК 60870-5-101;• МЭК 60870-5-104;• МЭК 60870-5-103;• Modbus (RTU / ASCII / TCP);

• SPA;• СТАРТ;• CRQ;• DLMS (в разработке);• https, FTP;• фирменные протоколы производителей.

Питание • 120-370 VDC или 85-265 VAC

Габаритные размеры • ARIS C304 150x180x151 мм (ШхВхГ);• ARIS C305 220х180х151 мм (ШхВхГ).

Рабочая температура: • от –40 до +55°C.

Габаритные и установочные размеры ARIS С304

Габаритные и установочные размеры ARIS С305

3A

3A

186

102

151

180

150

3A

3A

256

102

151

180

220




ЦИФРОВОЙ МУЛЬТИФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ СЧЕТЧИК ARIS EM C ПРИЕМОМ ДАННЫХ СОГЛАСНО МЭК 61850-9-2LE

Счетчик электрической энергии ARIS EM предназначен для измерения и многота-рифного учета активной и реактивной электроэнергии, ведения массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе с учетом потерь), фиксации максимумов мощности, измерения параметров трехфазной сети и параметров качества электроэнергии c приемом данных измерений согласно МЭК 61850-9-2LE.

Используется в составе АИИС КУЭ «Цифровой подстанции».

Основные функции • прием до четырех потоков МЭК 61850-9-2 LE 80 или 256 отчетов на период;

• многотарифный учет активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии;


• класс точности измерения активной энергии 0.2S, реактивной энергии 0.5;

• измерение и расчет более 80 вторичных элек-трических параметров трехфазной четырехпро-водной сети;

• ведение трех независимых массивов профиля нагрузки по энергии и мощности с разными интервалами усреднения 1-60 минут и глубиной хранения до 150 дней;

• тарификация: 8 тарифов, 12 сезонов и 8 типов дней;

• расчет параметров качества электрической энер-гии согласно ГОСТ Р 32144-2013;

• аварийная сигнализация и самодиагностика;• встроенные часы реального времени;• синхронизация времени NTP, PPS, PTP;• присвоение меток времени с точностью 1 мс;• ведение и отображение журналов событий.



• расчет гармоник и интергармоник по ГОСТ 30804.4.7-2013 (IEC 61000-4-7);

• мониторинг формы кривой в реальном времени, одновременная запись по 6 каналам четырех пе-риодов при частоте выборки 256 точек за период.


• аварийная сигнализация и самодиагностика;• встроенные часы реального времени;• встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник (опция);• поддержка протокола резервирования PRP;

• 5,7" LCD-экран;• 12-кнопочная клавиатура;• безвентиляторный, не имеет движущихся частей;• встроенный web-интерфейс.

Коммуникационные порты • 2 х 100-BaseTx/Fx для шины процесса (process bus);• 2 х 100-BaseTx/Fx для шины станции (station bus);

• 4 х RS-232 или 8хRS-485 (опция).


• МЭК 61850-8-1(MMS и GOOSE);• МЭК 61850-9-2 LE (SV);• МЭК 60870-5-101;• МЭК 60870-5-104;

• Modbus (RTU/ASCII/TCP);• CRQ;• https, FTP.

Функции управления • один опциональный модуль ввода 7 дискретных сигналов;

• один опциональный модуль вывода 8 дискретных сигналов.

web-интерфейс ARIS-EM • визуализация данных по каждому из потоков и сумме потоков;

• просмотр журнала событий;

• конфигурирование основных параметров;• конфигурирование и инсталляция дополнитель-

ных модулей.

Питание • 120 -370 VDC и 85 -265 VAC; • 18- 36 VDC.

Размеры • корпус 3U (Евромеханика); • 269х134х242 мм (ШхВхГ).



Отмена

ARIS C302

269,0

251,0

38,0

0,8515

,9

133,

1813

5,2

39,0

58,0

7,75

236,0

234,0

4x� 6,5

242,0

Габаритные и установочные размеры ARIS EM

Размер посадочного окна под контроллер ARIS EM




КОММУНИКАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЛЕР ARIS CS-M

Аппаратная платформа • Intel Atom 1ГГЦ, ОЗУ 1Гб, 8-64 Гб SSD, VGA 4x Ethernet 10/100/1000 Base-Tx, 2 x Ethernet 10/100/1000 Base-Fx (SFP), 1 х RS-232, 1 х RS-485, 1xPPS в шасси.

Основные функции • сбор данных с интеллектуальных электронных устройств (IED) и других устройств нижнего уровня;

• трансляция команд телеуправления;• интеграция устройств смежных подсистем

МП РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.;• сбор осциллограмм с микропроцессорных

устройств РЗА, ПА, РАС, ОМП;• дорасчет параметров, принимаемых от IED

и других устройств нижнего уровня;• обработка пользовательских алгоритмов, в том

числе и алгоритмов оперативных программных блокировок;

• автоматического установления связи с оборудо-ванием систем нижнего и верхнего уровня;

• многоканальная и многонаправленная конверта-ция протоколов различных устройств и систем;

• ведение оперативного архива с настраиваемой глубиной для хранения данных на случай обрыва соединения с информационными системами верхнего уровня управления;

• выдача данных из архива сразу после восстановления связи;

• ведение ретроспективного архива с настраиваемой глубиной;

• выдача ретроспективных данных по запросу от информационных систем верхнего уровня управления;

• формирование и предоставление на верхний уровень диагностических сигналов о состоянии каналов связи с устройствами нижнего уровня.

Основные характеристики • обработка до 10000 тегов в 1 секунду;• синхронизация времени по NTP, PPS, PTP;• поддержка протокола резервирования PRP;• не имеет вентиляторов и движущихся частей;

• операционная система реального времени QNX 6.5;• передача независимых наборов данных в 10

направлениях в SCADA-систему и на верхние уровни.


• возможность резервирования комплектов;• аварийная сигнализация и самодиагностика;• «горячая» замена блоков питания;

• «горячая» замена батареи BIOS;• работа в качестве NTP-сервера;• встроенный web-интерфейс.

Протоколы приема данных от IED и других устройств нижнего уровня

• 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);

• ГРАНИТ, ТМ-800А;• SPA;• СТАРТ;• OPC;• фирменные протоколы производителей.

Протоколы передачи данных на верхние уровни и смежные системы

• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;

• МЭК 60870-6 (ICCP/TASE.2);• FTP/sFTP.

Коммуникационные порты • 4 х Ethernet 10/100/1000 Base-Tx;• 2 x Ethernet 10/100/1000 Base-Fx (SFP);• 1 х RS-232;

• 1 x RS-485;• до 2 модулей расширения: 8 x RS-422/485.

Питание • 120- 370 VDC и 85 -265 VAC; (2 БП c горячей заменой).

Габаритные размеры • корпус 2U; • 440х87х315 мм (ШхВхГ).

Рабочая температура • от -40 до +55°C

Предназначен для сбора данных с интеллектуальных электронных устройств (IED) и других устройств нижнего уровня, конвертации протоколов, передачи данных в SCADA системы диспетчерские центры, взаимодействия с другими системами в стандартных протоколах. Используется в составе АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, АСТУЭ, АСУ Э и других.




ARIS CS имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут использо-ваться для создания логических и расчетных схем любой сложности, в частности схем блокировок, управле-ния, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя.

Пользовательские алгоритмы на основе FBD загружаются в контроллер ARIS CS в виде исполняемого файла, при этом в контроллере изменить логики работы алгоритма невозможно, а только произвести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработки физи-ческих сигналов контроллера возможна обработка признаков качества по данным сигналам.




Габаритные и установочные размеры ARIS CS-M

440

87

315




КОММУНИКАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЛЕР ARIS CS-L

Аппаратная платформа • Модульная, до двух резервируемых процессорных модулей Intel Atom 1ГГЦ, ОЗУ 1Гб, 8-64 Гб SSD, VGA 4x Ethernet 10/100/1000 Base-Tx, 2 x Ethernet 10/100/1000 Base-Fx (SFP), 1 х RS-232, 1 х RS-485, 1xPPS.




устройств РЗА, ПА, РАС, ОМП;• дорасчет параметров, принимаемых от IED и дру-

гих устройств нижнего уровня;• обработка пользовательских алгоритмов, в том





• выдача данных из архива сразу после восстанов-ления связи;

• ведение ретроспективного архива с настраивае-мой глубиной;

• выдача ретроспективных данных по запросу от ин-формационных систем верхнего уровня управления;



• операционная система реального времени QNX 6.5;• передача независимых наборов данных

в 10 направлениях в SCADA-систему и на верхние уровни.


• возможность резервирования процессорного модуля;

• «горячая» замена модулей;• «горячая» замена блоков питания;

• аварийная сигнализация и самодиагностика;• работа в качестве NTP-сервера;• встроенный web-интерфейс.







Коммуникационные порты (процессорного модуля)

• 4 х Ethernet 10/100/1000 Base-Tx;• 2 x Ethernet 10/100/1000 Base-Fx (SFP);• 1 х RS-485, 1 x RS-232;


• 11 слотов для установки плат.

Предназначен для сбора данных с интеллектуальных электронных устройств (IED) и других устройств нижнего уровня, конвертации протоколов, передачи данных в SCADA системы диспетчерские центры, взаимодействие с другими системами в стандартных протоколах. Используется в составе АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, АСТУЭ, АСУ Э и др.


Модули ввода/вывода • 32 или 30 каналов дискретного ввода 24 VDC или 220 VDC/VAC;

• 16 каналов дискретного вывода или 8 объектов телеуправления 24 VDC или 220 VDC/VAC;

Коммуникационные модули: • 12 x RS-485; 2 x RS-232.

Питание • 120-370 VDC и 85 -265 VAC; 2 БП c горячей заменой.

Габаритные размеры • корпус 6U; • 483х266х265 мм (ШхВхГ).




• ARIS CS имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут исполь-зоваться для создания логических и расчетных схем любой сложно-сти, в частности схем блокировок, управления, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя.

• Пользовательские алгоритмы на основе FBD загружаются в контрол-лер ARIS CS в виде исполняемого файла, при этом в контроллере изменить логики работы алгоритма невозможно, а только произвести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработки физических сигналов контроллера возможна обработка признаков ка-чества по данным сигналам.

• Среда для разработки пользовательских алго-ритмов

• Пример создания алгоритма в Soft Constructor

• В комплект поставки входит развитая инструментальная среда разработки FBD ПО Soft Constructor. Интерфейс с поль-зователем системы включает оконный режим работы, гра-фический редактор, библио-теки стандартных алгоритмов. Наличие отладчика позволяет имитировать работу алгоритма, просматривать состояние пере-менных, ход исполнения.

Габаритные и установочные размеры ARIS CS-L

Отмена

SI RA L-SC

446

265483

190

465

266




КОММУНИКАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЛЕР ARIS CS-H

Аппаратная платформа • Intel Atom 1,66ГГЦ, ОЗУ 1Гб, 8-64 Гб SSD, 6x Ethernet 10/100/1000 Base-Tx, 2 х RS-232 в шасси, модули до 16 x RS-232/422/485 (база Moxa DA-683).










• выдача данных из архива сразу после восстанов-ления связи;

• ведение ретроспективного архива с настраивае-мой глубиной;

• выдача ретроспективных данных по запросу от информационных систем верхнего уровня управ-ления;



• операционная система реального времени QNX 6.5;• передача независимых наборов данных в 10

направлениях в SCADA-систему и на верхние уровни.


• аварийная сигнализация и самодиагностика;• работа в качестве NTP-сервера;• встроенный web-интерфейс.







Коммуникационные порты • 6 х Ethernet 10/100 Base-Tx (базовые); • 2 х RS-232 (базовые).


• 2 слота для установки плат.

Коммуникационные модули: • 8 x RS-232/422/485; • 4 x Ethernet 10/100 Base-Tx.

Питание • 100 240 VAC (2 БП).

Габаритные размеры • корпус 2U; • 440 х 90 х 315 мм (ШхВхГ).


Предназначен для сбора данных с интеллектуальных электронных устройств (IED) и других устройств нижнего уровня, конвертации протоколов, передачи данных в SCADA системы диспетчерские центры, взаимодействие с другими системами в стандартных протоколах. Используется в составе АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, АСТУЭ, АСУ Э и других.


Габаритные и установочные размеры ARIS CS-H

440

483

90

315




КОММУНИКАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЛЕР ARIS CS-P

Аппаратная платформа • HP Proliant DL-380 G8 / G9; Процессоры (количество 1 / 2): Intel® Xeon® E5–2400, E5–2400 v2, E5–2600 v3; ОЗУ: до 1,5ТБ; хранение: до (8), (16) или (24) дисков SAS / SATA / SSD с поддержкой RAID; сетевой контроллер; 4 х Ethernet 10 / 100 / 1000 Base-Tx.


• трансляция команд телеуправления;• интеграция устройств смежных подсистем МП

РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.;• сбор осциллограмм с микропроцессорных







• выдача данных из архива сразу после восстановления связи;

• ведение ретроспективного архива с настраиваемой глубиной;

• выдача ретроспективных данных по запросу от информационных систем верхнего уровня управления;


Основные характеристики • обработка свыше 50000 тегов в 1 секунду;• синхронизация времени по NTP, PPS, PTP;• операционная система не ниже

Windows 2008 Server;

• передача независимых наборов данных в более чем 10 направлениях в SCADA-систему и на верх-ние уровни.


• аварийная сигнализация и самодиагностика;• «горячая» замена блоков питания;• «горячая» замена дисков SAS / SATA / SSD;

• работа в качестве NTP-сервера;• встроенный web-интерфейс.


• 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);




• МЭК 60870-6 (ICCP / TASE. 2);• FTP / sFTP.

Коммуникационные порты • 4 х Ethernet 10 / 100 Base-Tx (базовые).


• 6 слотов для установки плат расширения.

Коммуникационные модули: • 8 x RS-232 / 422 / 485; • 4 x Ethernet 10 / 100 / 1000 Base-Tx / Fx.

Питание • 180-264 VAC;• 2 БП c «горячей» заменой.

Габаритные размеры • корпус 2U; • 679 х 445 х 87 мм (ШхВхГ).

Рабочая температура • от 0 до +50°C.

Предназначен для сбора данных с интеллектуальных электронных устройств (IED) и других устройств нижнего уровня, конвертации протоколов, передачи данных в SCADA системы диспетчерские центры, взаимодействие с другими системами в стандартных протоколах. Используется в составе АСУ ТП ПС, ССПИ, ССПТИ, АСТУЭ, АСУ Э и др.


Габаритные и установочные размеры ARIS CS-P

679

450

87

445




УСТОЙЧИВОСТЬ К ВНЕШНИМ ВОЗДЕЙСТВИЯМ КОНТРОЛЛЕРОВ СЕРИИ ARIS C30X, ARIS PQ, ARIS EM, ARIS CS

Оборудование соответствует стандартам ГОСТ Р 51317.6.5-2006 и IEC 61850-3


ГОСТ Порт Вид испытания Значение параметра



ГОСТ 30804.4.11-2013Устойчивость к динамическим изменениям напряжения электропитания Порт электропитания

Прерывания напряжения электропитания

0 Uн 500 мс

4/АПровалы напряжения электропитания

0.7 Uн 2000 мс

Выбросы напряжения электропитания

1.2 Uн 2000 мс

ГОСТ 30328-95Испытания электрической прочности изоляции (напряжение в установившемся режиме) и импульсным напряжением

Дискретные входыИспытания электрической

прочности изоляции (напряжение в

установившемся режиме)

2000 В переменного

токаА

Дискретные выходы

Выходы телеуправления

ГОСТ Р 51317.4.12-99Устойчивость к колебательным затухающим помехам

Дискретные входы Одиночные КЗП:по схеме «провод-земля»по схеме «провод-провод»

4 кВ2 кВ 4/А


Выходы телеуправленияПовторяющиеся КЗП:

по схеме «провод-земля»по схеме «провод-провод»

2,5 кВ1 кВ 3/А

Порт электропитания

Одиночные КЗП:по схеме «провод-земля»по схеме «провод-провод»

4 кВ4 кВ 4/А

Повторяющиеся КЗП:по схеме «провод-земля»по схеме «провод-провод»

2,5 кВ1 кВ 3/А


Дискретные входы

Через емкостные клещи ±2 кВ5 кГц 4/А

Дискретные выходыВыходы телеуправления

Порты ввода/выводаПорт электропитания

по схеме «провод-земля»

±4 кВ5 кГц 4/А

ГОСТ Р 51317.4.5-2007.Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии

Дискретные входыПо схеме «провод-провод»По схеме «провод-земля»

±2 кВ±4 кВ 4/АДискретные выходы


Порты ввода/вывода По схеме «провод-земля» 0,5 кВ 1/А

Порт электропитания По схеме «провод-провод»По схеме «провод-земля»

±4 кВ±4 кВ 4/А


Контактный ±8 кВ4/А

Воздушный ±15 кВ




МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ КОНТРОЛЛЕР ARIS MT200

Многофункциональный контроллер ARIS MT200 предназначен для сбора данных с МИП, счетчиков электроэнергии и микропроцессорных модулей ввода / вывода дис-кретных сигналов, трансляции команд управления, обмена данными с вышестоящими уровнями автоматизированных систем. Обладает необходимым функционалом для по-строения систем ТМ, ССПИ, АИИС КУЭ средних и крупных (110-6кВ) энергообъектов.

Основные функции • сбор данных телеметрии с измерительных преоб-разователей и счетчиков электрической энергии;

• сбор данных с модулей ввода/вывода дискретных и аналоговых сигналов;

• трансляция команд телеуправления;• выполнение пользовательских алгоритмов, алго-

ритмов оперативных блокировок;• обработка полученной информации, расчет до-

полнительных параметров по алгоритмам;

• сбор и хранение данных коммерческого и технического учета отпуска (потребления) элек-трической энергии в энергонезависимой памяти в виде коротких, основных, суточных, месячных и годовых архивов;

• обмен данными в различных протоколах со смеж-ными устройствами и системами (МП РЗА и др.);

• трансляция независимых наборов данных в вы-шестоящие уровни автоматизированных систем (до 5 направлений) в различных протоколах.

Основные характеристики • обработка до 2000 тегов в 1 секунду;• обработка до 80 пользовательских алгоритмов;• встроенные часы реального времени;

• встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник;• не имеет вентиляторов и движущихся частей;• операционная система реального времени QNX

6.5.


• аварийная сигнализация и самодиагностика;• встроенный web-интерфейс.

Коммуникационные порты • 2 х 100-BaseTx Ethernet;• 5 х RS-232;

• 16 х RS-485.


• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-103 (опция); • ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• МЭК 61850-8-1 (опция);• Гранит;• Modbus (RTU/ASCII/TCP);

• ТМ800А;• CRQ;• FT.3;• SPA;• СТАРТ;• фирменные протоколы производителей.

Питание • 18 -36 VDC.

Габаритные размеры • 166 x 157 x 175 мм (ШхВхГ).

Монтаж • Din-рельс.




ARIS MT200 имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут использоваться для создания логических и расчетных схем любой сложности, в частности для схем оперативных блокировок управления, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя. Пользовательские алгоритмы загружаются в контроллер ARIS MT200 в виде исполняемого файла, при этом в контроллере нельзя изменить логику работы алгоритма, а можно только произвести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработки физических сиг-налов контроллера возможна обработка признаков качества по данным сигналам.


Габаритные и установочные размеры ARIS MT200

+5VОсновной/резервныйШтатный режимАвария

+5V

СОМ1 СОМ3

СОМ4

СОМ15-22

СОМ5 СОМ6

GPS

LAN1LAN2

ARIS MT-200

175,03 3

175,0 166,0

157,0

157,0

205,0








Многофункциональный модульный контроллер ARIS MT210 предназначен для сбора данных с МИП, счетчиков электрической энергии, приборов ПКЭ, терминалов МП РЗА, модулей ввода-вывода дискретных и аналоговых сигналов, трансляции команд управле-ния, конвертации протоколов и обмена данными с вышестоящими уровнями автоматизи-рованных систем.

Обеспечивает прямой ввод дискретных, аналоговых сигналов и выдачу команд теле-управления. Обладает необходимым функционалом для построения систем АСУ ТП ПС, ССПИ / ТМ, АИИС КУЭ, АСТУЭ, АСУ Э.

Основные характеристики • резервированные источники питания с «горячей» заменой;

• резервированные процессорные платы;• встроенные часы реального времени

и GPS / ГЛОНАСС приемник (опция);• встроенный модем беспроводной связи GPRS / 3G / LTE;• синхронизация времени от NTP и PTP (IEEE 1588v2);• поддержка протокола резервирования PRP;• охлаждение естественной конвекцией;

• операционная система реального времени;• передача независимых наборов данных до 6 на-

правлений в протоколах МЭК 61850-8-1 (MMS), МЭК 60870-5-104, МЭК 60870-5-101, СRQ;

• присвоение меток времени с точностью 1 мс;• архивирование информации по дискретным

и аналоговым сигналам;• ведение и отображение журналов событий;• отображение параметров электрической сети

и учета электроэнергии на выносном дисплее.

Функции контроллера телемеханики

• обработка до 2000 тегов/с;• обработка до 100 алгоритмов (ОБР);• ввод дискретных сигналов 24 VDC или 220 VDC/VAC;• обработка двухбитных дискретных сигналов;• вывод дискретных сигналов и команд управления

24 VDC или 220 VDC/VAC;• ввод унифицированных аналоговых сигналов тока

и напряжения;

• выполнение пользовательских алгоритмов, ал-горитмов оперативных блокировок;

• обмен данными и командами в цифровых про-токолах передачи данных со смежными устрой-ствами (МП РЗА и др.);

• поддержка различных каналов связи (ВОЛС, радиорелейная связь, ВЧ-связь) для интеграции с различными системами ТМ, в том числе уста-ревшими.

Функции УСПД • УСПД коммерческого учета ЭЭ;• поддержка более 70 счетчиков электрической

энергии и измерительных преобразователей (спи-сок постоянно расширяется);

• многотарифный учет активной и реактивной элек-трической энергии прямого и обратного направле-ния и четырехквадрантной реактивной энергии;

• ведение трех независимых массивов профиля нагрузки по энергии и мощности с разными интервалами усреднения 1-60 минут и глубиной хранения до 150 дней;


• тарификация: 8 тарифов, 12 сезонов x 8 типов дней.


• аварийная сигнализация и самодиагностика;• встроенный web-интерфейс;• программа-конфигуратор с возможностью создания и хранения конфигураций контроллеров.

Количество встраиваемых модулей

• 6 (не считая основного источника питания и процессорной платы).

Коммуникационные порты • 2 оптических порта Ethernet с SFP вставками или 2 «медных» порта Ethernet RJ-45 на процес-сорной плате;

• 10 х RS-485 (на встраиваемый модуль);

• 3 x RS-232 (на встраиваемый модуль);• GPRS / 3G / LTE- модем.


• МЭК 61850-8-1 (MMS и GOOSE);• МЭК 60870-5-101;• МЭК 60870-5-104;• МЭК 60870-5-103;• Modbus (RTU / ASCII / TCP);

• SPA;• СТАРТ;• CRQ;• DLMS / COSEM;• https, FTP;• фирменные протоколы производителей.

Питание • 120-375 VDC или 85-265 VAC 2БП с «горячей» заменой;• 18-36 VDC 2БП с «горячей» заменой.




135

177

293

253

275 135

177

293

253

275






Многофункциональный контроллер ARIS MT500 предназначен для сбора данных с МИП, счетчиков электроэнергии и микропроцессорных модулей ввода/вывода дискретных сигналов, трансляции команд управления, обмена данными с вышестоящими уровнями автоматизиро-ванных систем, а также со смежными системами. Обладает необходимым функционалом для построения систем ТМ, ССПИ, АИИС КУЭ малых (04-10кВ) энергообъектов.






• сбор и хранение данных коммерческого и тех-нического учета отпуска (потребления) электри-ческой энергии в энергонезависимой памяти в виде коротких, основных, суточных, месячных и годовых архивов;


• трансляция независимых наборов данных в вы-шестоящие уровни автоматизированных систем (до трех направлений) в различных протоколах.

Основные характеристики • обработка до 500 тегов в 1 секунду:• обработка до 30 алгоритмов; • встроенные часы реального времени;• встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник;

• встроенный GSM/GPRS-модем;• не имеет вентиляторов и движущихся частей;• операционная система реального времени

QNX 6.5.


• 8 дискретных входов типа «сухой контакт»;• 8 аналоговых входов;• аварийная сигнализация и самодиагностика;

• журнал событий;• встроенный web-интерфейс.


• 4 х RS-485.


• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-103; • ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• МЭК 61850-8-1 (опция);• Гранит;

• ТМ800А;• Modbus (RTU/ASCII/TCP);• CRQ;• фирменные протоколы производителей.

Питание • 18- 36 VDC.






• ARIS MT500 имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут ис-пользоваться для создания логических и расчетных схем любой сложности, в частности схем оператив-ных блокировок управления, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя. Пользовательские алгоритмы загружаются в контроллер ARIS MT500 в виде исполняемого файла, при этом в контроллере нельзя изменить логики работы алгоритма, а можно только произвести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработки физических сиг-налов контроллера возможна обработка признаков качества по данным сигналам.



144,0

118,0

45,0

137,0



• В комплект поставки входит развитая инструментальная среда разработки FBD ПО Soft Constructor. Интерфейс с пользователем системы включает оконный режим работы, графический редактор, библи-отеки стандартных алгоритмов. Наличие отладчика позволяет имитировать работу алгоритма, просма-тривать состояние переменных, ход исполнения.





Многофункциональный контроллер ARIS MT700 предназначен для сбора данных с МИП, счетчиков электроэнергии и микропроцессорных модулей ввода / вывода дис-кретных сигналов, трансляции команд управления, обмена данными с вышестоящими уровнями автоматизированных систем, а также со смежными системами. Обладает необходимым функционалом для построения систем ТМ, ССПИ, АИИС КУЭ малых (0,4-10кВ) энергообъектов.






• сбор и хранение данных коммерческого и технического учета отпуска (потребления) элек-трической энергии в энергонезависимой памяти в виде коротких, основных, суточных, месячных и годовых архивов;


• трансляция независимых наборов данных в вы-шестоящие уровни автоматизированных систем (до трех направлений) в различных протоколах.

Основные характеристики • обработка до 500 тегов в 1 секунду;• обработка до 30 алгоритмов; • встроенные часы реального времени;• встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник;

• встроенный GSM/GPRS-модем;• не имеет вентиляторов и движущихся частей;• операционная система реального времени QNX 6.5.


• 8 дискретных входов типа «сухой контакт»;• 8 аналоговых входов;• 4 дискретных выхода;

• аварийная сигнализация и самодиагностика;• журнал событий;• встроенный web-интерфейс.


• 3 х RS-485.


• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-103; • ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• МЭК 61850-8-1 (опция);• Гранит;

• ТМ800А;• Modbus (RTU/ASCII/TCP);• CRQ;• фирменные протоколы производителей.

Питание • 18 -36 VDC.






ARIS MT700 имеет встроенные средства для программирования логики работы. Эти средства могут ис-пользоваться для создания логических и расчетных схем любой сложности, в частности схем оператив-ных блокировок управления, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя.

Пользовательские алгоритмы загружаются в контроллер ARIS MT500 в виде исполняемого файла, при этом в контроллере нельзя изменить логики работы алгоритма, а можно только произвести привязку входных и выходных внутренних сигналов контроллера. Помимо привязки и обработки физических сиг-налов контроллера возможна обработка признаков качества по данным сигналам.


МОДУЛЬ ДИСКРЕТНОГО ВВОДА ТS32

Модуль дискретного ввода ТS32 предназначен для сбора информации от датчи-ков телесигналов с выходом типа «сухой контакт», c возможностью контроля линии по каждому из каналов.


• 32 канала, тип «сухой контакт»;• напряжение на разомкнутых клеммах 24 VDC (по-

лярность меняется для осуществления контроля линии);

• рабочий ток канала 10 мА (R линии = 0);• гальваническая развязка 1500 В

(линии питания/интерфейсов, входные каналы);

• минимальная длительность импульса 1 мс;• максимальное сопротивление линии 300 Ом

(включая сопротивление датчика);• максимальная емкость линии 0.1 мкф.

Основные функции • ввод данных по 32 однопозиционным сигналам либо по 16 двухпозиционным, тип «сухой кон-такт»;

• обмен данными с центральным контроллером;• регистрация событий с точностью

до 1 мс;

• алгоритм защиты от дребезга: фильтрация дре-безга от 1 мс до 10 с;

• световая индикация контроля линии, состояния ТС по каждому каналу, состояния портов, пита-ния/состояния модуля.


• архив на 1000 событий (по всем каналам);• контроль состояния линий связи от модуля до

датчика (проверка на обрыв, КЗ);• световая индикация контроля линии, состояния

ТС по каждому каналу, состояния портов, пита-ния/состояния модуля;

• периодическое самотестирование модуля (изме-рение рабочих напряжений линии);

• синхронизация времени модуля как от централь-ного контроллера, так и от внешнего GPS-приемника с точностью 1 мс;

• встроенные часы реального времени.

Коммуникационные порты • 2 х RS-485, скорость обмена до 1 Мбит/с.

Протоколы передачи данных • МЭК 60870-5-101.

Контроль линии от модуля до датчика

Модуль позволяет контролировать сигнальную линию на короткое замыкание и обрыв, для чего необходимо применить специальные клеммы LCM, устанавливаемые в непосредственной бли-зости от места ввода сигнала (КСА контактов или контактов реле).

Питание • 18- 36 VDC (допустимы провалы напряжения до 20 мс с периодом следования 50 мс);

• защита от переполюсовки;• потребляемая мощность 12 Bт.

Габаритные размеры • 166 х 104 х 55 мм (ШхВхГ).




Габаритные и установочные размеры TS32

104

16655

178

27

RS-4

85

COM

2CO

M1

24VD

C

PWR COM1 COM2

RS-4

85

COM

124

VDC

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

16

32

1+ 3+ 5+ 7+ 9+ 11+ 13+ 15+

2- 4- 6- 8- 10- 12- 14- 16-

17+ 19+ 21+ 23+ 25+ 27+ 29+ 31+

18- 20- 22- 24- 26- 28- 30- 32-

TS32Telesignalization module

32 channel

P ro Soft }

SYSTEMS

+-

+-

+-

+-

+-LINE

STATE

LINE




МОДУЛЬ ТЕЛЕУПРАВЛЕНИЯ TC4

Модуль телеуправления TC4 предназначен для приема и выдачи команд телеу-правления, контроля достоверности принятой команды, управления исполнитель-ными устройствами (контакторы и т.п.), контроля исправности промежуточных реле, контроля всех этапов выполнения команды ТУ.

Технические характеристики • 4 канала управления (один канал состоит из выходных сигналов «включить», «отключить» и «блокировки АПВ»);

• диапазон коммутируемых напряжений VAC/VDC 110-240 В;

• защита от перенапряжения цепей управления 390 В (амплитудное значение);

• максимальный ток в цепи управления 10 А (VAC), 0,45 А (VDC);

• гальваническая развязка 1500 В (линии питания/интерфейсов, цепи управления).

Основные функции • выдача команд управления по 4 каналам (канал состоит из выходных сигналов «включить», «от-ключить» и «блокировки АПВ»);

• двухступенчатая команда управления (выбор/исполнить) с квитанциями подтверждения;

• выдача команд ТУ только диспетчером с верхнего уровня;

• регистрация событий с точностью до 1 мс.


• архив на 860 событий;• периодическое тестирование исправности реле

(сопротивление обмотки каждого реле, залипа-ние контактов первичных реле);

• контроль электрического и механического ресур-са каждого реле;

• самотестирование модуля (наличие внутренних напряжений, необходимых для работы, проверка контрольных сумм при чтении данных из энерго-независимой памяти);

• проверка наличия/отсутствия напряжения на входных контактах цепи управления каждого канала;

• световая индикация выдачи сигналов управления по каждому реле, неисправных реле, состояния портов, питания/состояния модуля;

• синхронизация времени модуля, как от централь-ного контроллера, так и от внешнего GPS-прием-ника с точностью 1 мс;


Коммуникационные порты • 2хRS-485, скорость обмена до 1 Мбит/с.

Протоколы передачи данных • МЭК 60870-5-101.

Организация управления в модуле В цепи управления канала используются два

включенных последовательно реле. Двум первич-ным реле (ПР) соответствует одно вторичное (ВР). Контроль напряжения осуществляется до и после контактов каждого реле, за исключением случая отсутствия напряжения на входе канала на мо-мент начала выполнения команды.

Прием и выполнение команд управления

После приема команды «выбор» происходит проверка на наличие неисправных реле по данному каналу. Если управление возможно, дается положительная квитанция подтверждения, индикатор соответству-ющего промежуточного реле загорается зеленым цветом. При этом до окончания выполнения команды другие индикаторы погашены. Далее запускается таймер актуальности, и ожидается команда «испол-нить». При отсутствии команды «исполнить» по истечении времени актуальности или в случае приема «неожидаемой» команды происходит завершение команды, индикаторы принимают состояния до нача-ла выполнения.Прием команд управления одновременно по двум портам RS-485 невозможен.

Питание • 18 -36 VDC (допустимы провалы напряжения до 20 мс с периодом следования 50 мс);


Габаритные размеры • 247 х 104 х 75 мм (ШхВхГ).



ONL

N

«ON»

«OFF»

«ЕХ»ПР

ПР

ВР1

OFF

BL

КаналСигнал «ВКЛ ПР»

Сигнал «ВКЛ ПР»

Сигнал «ВКЛ ВР»

Напряжение после ВР«ЕХ»Напряжение после ПР «ON»

Напряжение после ПР «OFF»Напряжение на входе канала


Габаритные и установочные размеры ТС4

247

235

104

75




МОДУЛЬ ДИСКРЕТНОГО ВЫВОДА TC32

Модуль дискретного вывода TC32 предназначен для выдачи дискретных сигналов с возможностью работы как в импульсном режиме (с заданным временем удержа-ния), так и в режиме удержания заданного уровня сигнала.

Технические характеристики • 32 канала, тип «открытый коллектор», общий «–»;• коммутируемое напряжение 24 VDC;• диодная защита от индуктивных перенапряжений

в линии;

• защита от КЗ в линии, максимальный ток канала 300 мА;

• гальваническая развязка 1500 В (линии питания/интерфейсов, цепи управления).

Основные функции • выдача дискретных сигналов по 32 каналам;• одновременная выдача команд ТУ

по всем 32 каналам;

• возможность работы как в импульсном (с заданным временем удержания) режиме, так и в режиме удержания уровня;

• регистрация событий с точностью до 1 мс.


• архив на 1000 событий (по всем каналам);• световая индикация выдачи сигналов управления

по каждому каналу, состояния портов опроса, питания/состояния модуля;

• синхронизация времени модуля как от централь-ного контроллера, так и от внешнего GPS-прием-ника с точностью 1 мс;

• самотестирование модуля (наличие внутренних напряжений, необходимых для работы, проверка контрольных сумм при чтении данных из энергонезависимой памяти);


Коммуникационные порты • 2 х RS-485, скорость обмена до 1 Мбит/с.

Протоколы передачи данных

• МЭК 60870-5-101.

Питание • 18 -36 VDC (допустимы провалы напряжения до 20 мс с периодом следования 50 мс);


Габаритные размеры • 178х104х62 мм (ШхВхГ).




Габаритные и установочные размеры TC32

178

166

104

23

RS-4

85

COM

2CO

M1

24VD

C

PWR COM1 COM2

RS-4

85

COM

124

VDC

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

16

32

1+ 3+ 5+ 7+ 9+ 11+ 13+ 15+

2- 4- 6- 8- 10- 12- 14- 16-

17+ 19+ 21+ 23+ 25+ 27+ 29+ 31+

18- 20- 22- 24- 26- 28- 30- 32-

TC32Telemetering module 32 channel

+-

+-

+-

+-

+-LINE

STATE

LINE

27

62




МОДУЛЬ АНАЛОГОВОГО ВВОДА TM32

Модуль аналогового ввода TM32 предназначен для ввода аналоговых токовых измерительных сигналов в диапазоне от –22 до +22 мА.

Технические характеристики • 32 токовых канала;• входное сопротивление — 110 Ом (0.1 %);• защита от перенапряжения — 16 В;• диапазон измеряемого тока: –22..+22 мА;• разрядность АЦП — 14;

• погрешность измерения — 0.1 %;• время преобразования по всем каналам — 1 мс;• гальваническая развязка — 1500 В (линии пита-

ния / интерфейсов, цепи измерения).

Основные функции • ввод данных по 32 токовым измерительным кана-лам, диапазон измерений –22…+22мА (программ-но калибруется);

• задание времени усреднения по каждому каналу (минимум 20 мс);

• задание спорадических порогов по каждому каналу;

• задание значений замещения для каждого канала;• расчет выходной величины в соответствии

с настройками пользователя;• все события (обнаружение неисправности моду-

ля, изменение конфигурации модуля, вкл. / выкл. модуля, выходы за спорадические пороги) хра-нятся в энергонезависимой памяти.


• архив на 660 событий (обнаружение неисправ-ности модуля, изменение конфигурации модуля, вкл. / выкл. модуля, выходы за спорадические пороги);

• световая индикация состояния канала, состояния портов, питания / состояния модуля;

• синхронизация времени модуля как от централь-ного контроллера, так и от внешнего GPS-приемника с точностью 1 мс;

• периодическое самотестирование модуля (кон-троль работы АЦП, рабочего напряжения цепей измерения);


Коммуникационные порты • 2 х RS-485, скорость обмена до 1 Мбит / с.

Протоколы передачи данных

• МЭК 60870-5-101.

Питание • 18-36 VDC (допустимы провалы напряжения до 20 мс с периодом следования 50 мс);

• защита от переполюсовки;• потребляемая мощность — 5 Bт.





Габаритные и установочные размеры TM32

178

166

104

23

RS-4

85

COM

2CO

M1

24VD

C

PWR COM1 COM2

RS-4

85

COM

124

VDC

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

16

32

1+ 3+ 5+ 7+ 9+ 11+ 13+ 15+

2- 4- 6- 8- 10- 12- 14- 16-

17+ 19+ 21+ 23+ 25+ 27+ 29+ 31+

18- 20- 22- 24- 26- 28- 30- 32-

TM32Telemetering module 32 channel

+-

+-

+-

+-

+-LINE

STATE

LINE

27

62




УСТРОЙСТВО СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ ЭКОМ-3000

УСПД ЭКОМ-3000 предназначено для сбора, обработки, хранения данных с раз-личных аналоговых и цифровых приборов учета, датчиков расхода, давления, темпе-ратуры и др., модулей ввода / вывода. Обеспечивает передачу полученных значений в системы верхнего уровня. Обладает необходимым функционалом для систем АИИС КУЭ, АСКУЭ, КСУЭР, АСТУЭ, ТМ, ССПИ.

Основные функции • сбор и хранение данных коммерческого и технического учета отпуска (потребления) элек-трической энергии от различных типов счетчиков электрической энергии в энергонезависимой памяти в виде коротких, основных, суточных, месячных и годовых архивов;

• измерение и расчет следующих параметров энер-гоносителей: расхода (массовый, объемный при рабочих условиях, объемный при стандартных условиях), давления, температуры, плотности, энтальпии, калорийности, массы и объема;

• сбор данных телеметрии с измерительных преоб-разователей и счетчиков электрической энергии;




полнительных параметров по алгоритмам;• обеспечение единого времени в системе; • обмен данными в различных протоколах

со смежными системами;• трансляция независимых наборов данных

в вышестоящие уровни автоматизированных систем (до пяти направлений) в различных про-токолах.

Аппаратные исполнения • ЭКОМ-3000 Т;• ЭКОМ-3000 R;• ЭКОМ-3000 S.

Основные характеристики • количество каналов учета до 3000;• количество опрашиваемых приборов учета до

100;• обработка до 80 пользовательских алгоритмов; • востроенные часы реального времени;

• встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник;• не имеет вентиляторов и движущихся частей;• операционная система реального времени.


• световая индикация режимов работы;• аварийная сигнализация и самодиагностика.


• различные Modbus-подобные протоколы обмена данными со счетчиками электрической энергии (более 130 поддержанных устройств);

• Modbus (RTU/ASCII/TCP);• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;

• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• Гранит;• ТМ800А;• CRQ;• фирменные протоколы производителей.

Коммуникационные порты ЭКОМ-3000 Т

• 1/2 х Ethernet 10/100 Base-Tx;• 3/5 х RS-232;

• 4/8/16 x RS-485.

Коммуникационные порты ЭКОМ-3000 R

• 1/2 х Ethernet 10/100 Base-Tx (базовые);• модули расширения (до 5 модулей); • 2/4 x RS-232;• 4/8 x RS-485;

• 16/32 каналов дискретного ввода;• 48/96 каналов дискретного ввода/вывода;• 16/32 каналов аналогового ввода.


Габаритные и установочные размеры ЭКОМ-3000, исполнение Т

+5V

СОМ1 СОМ3

СОМ4

СОМ15-22

СОМ5 СОМ6

GPS

LAN1LAN2

1753 3

175 166

157

157

205

МОКЭ 03000Т

+ -+5VОсновной/резервныйШтатный режимАвария

Коммуникационные порты ЭКОМ-3000 S

• 1/2 х Ethernet 10/100 Base-Tx (базовые);• модули расширения (до 5 модулей); • 2/4 x RS-232;• 4/8 x RS-485;

• 16/32 каналов дискретного ввода;• 48/96 каналов дискретного ввода/вывода;• 16/32 каналов аналогового ввода.

Питание • ЭКОМ-3000Т: 18-36 VDC, потребляемая мощность 30 Вт, 2 источника питания;

• ЭКОМ-3000R: 100 -240 VAC, потребляемая мощность 40 Вт, 2 источника питания;

• ЭКОМ-3000S: 100 -240 VAC, потребляемая мощность 40 Вт, 2 источника питания.

Габаритные размеры • ЭКОМ-3000Т: 166 х 157 х 205 мм (ШхВхГ);• ЭКОМ-3000R: 482 x 177 x 496 мм (ШхВхГ);• ЭКОМ-3000S: 440 х 90 х 315 мм (ШхВхГ).





Габаритные и установочные размеры ЭКОМ-3000, исполнение R

426

ЭКОМ-3000R

Power

HDD

465

482

487

496

177,

0

101,

6


GSM/GPRS-КОММУНИКАТОР PGC.02

PGC.02 предназначен для организации беспроводного прозрачного канала передачи данных в распре-деленных системах сбора и передачи информации, коммерческого и технического учета электрической энергии на объектах электроэнергетики и предприятиях других отраслей промышленности. PGC.02 представляет собой конструктивно и функционально законченное устройство для передачи данных через сотовую сеть GSM. Для передачи данных используются технологии GPRS и CSD. Обладает необходимым функционалом для использования в системах АИИС КУЭ, АСКУЭ, КСУЭР, АСТУЭ, ТМ, ССПИ.

Основные функции • передача данных коммерческого и технического уче-та отпуска (потребления) электроэнергии от счетчи-ков электрической энергии на верхние уровни;

• передача данных по VPN-туннелю;• организация резервного канала для систем АСКУЭ;• организация канала для конфигурирования счет-

чиков электрической энергии;

• регистрация дискретных сигналов с автоматической отправкой SMS на указанный абонентский номер;

• загрузка программного обеспечения по каналам CSD/GPRS;

• защищенный доступ к конфигурируемым параме-трам по каналам CSD/GPRS;

• автоматическое соединение с указанным сервером.


• индикация питания состояний модема, линий дан-ных и дискретных входов;

• встроенный WatchDogTimer, защита от «зависаний»;

• автономный запуск модема после подачи питания;• два дискретных входа 4-5VDC, ток срабатывания

0,8–1 мА.

Коммуникации • 1хRS-232;• 2xRS-485.

Питание • 100-220 VАС, 140-330 VDC;• потребляемая мощность 6 Bт.


Стандарты передачи данных

• CSD; • GPRS.



PGC GSM/GPRS КОММУНИКАТОР

BOOT SIM Holder

RS

232

FUSE RS232/485 term. 1/term. 2

220V DI1

DI1

Di2

Di2ST

RS485+1 RS485+2

PWR Diag TX/Rx 1

TX/Rx 2

89,0

128,0

47,0

111,

0

Габаритные и установочные размеры PGC.02




УСТОЙЧИВОСТЬ КОНТРОЛЛЕРОВ СЕРИИ ARIS MT, УСПД ЭКОМ 3000 К ВНЕШНИМ ВОЗДЕЙСТВИЯМ

Приборы обеспечивают устойчивую работу при воздействии электромагнитных помех согласно ГОСТ Р 51317.6.5


ГОСТ Порт Вид испытания Значение параметра



ГОСТ 30804.4.11-2013Устойчивость к динамическим изменениям напряжения электропитания


Прерывания напряжения электропитания

0 Uн 0,5 с

АПровалы напряжения электропитания

0,3 Uн 1 с

0.6 Uн 0,1 с

Выбросы напряжения электропитания

1.2 Uн 1 с

ГОСТ 30328-95Испытания электрической прочности изоляции (напряжение в установившем-ся режиме) и импульсным напряжением

Дискретные входыИспытания электрической

прочности изоляции (напряжение

в установившемся режиме)

2000 В переменного

токаАДискретные выходы


ГОСТ Р 51317.4.12-99Устойчивость к колебательным затухающим помехам

Дискретные входы Одиночные КЗП: по схеме «провод-земля» по схеме «провод-провод»

Повторяющиеся КЗП: по схеме «провод-земля» по схеме «провод-провод»

2 кВ 1 кВ 3/А


Выходы телеуправления1 кВ

0,5 кВ 2/АПорт электропитания



Через емкостные клещи

±2 кВ

5 кГц4/А


Выходы телеуправления ±1 кВ

5 кГц3/А

Порты ввода/вывода

Порт электропитания по схеме «провод-земля»

±2 кВ

5 кГц3/А

ГОСТ Р 51317.4.5-2007Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии


По схеме «провод-провод»

По схеме «провод-земля»

±1 кВ

±2 кВ

2/А

3/А



Порты ввода/вывода



Контактный ±6 кВ

3/А

Воздушный ±8 кВ




ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ARIS SCADA

ARIS SCADA это программный комплекс, предназначенный для создания информационно-управляющих (SCADA) систем автоматизации технологиче-ского процесса выработки, передачи и распределения электрической энергии. Применяется на предприятиях электрических сетей, объектах генерации, энергообъектах нефтегазовой промышленности и организации диспетчерских центров управления данными объектами.

Надежность и отказоустойчивостьПоддержка функций резервирования всех компонентов ком-

плекса обеспечивает высокую отказоустойчивость и работу в ре-альном времени и круглосуточном режиме.

БезопасностьАвторизованная регистрация, разграничение прав доступа, про-

токолирование всех действий пользователей обеспечивает высокий уровень безопасности системы.

Широкие возможности интеграцииПоддержка комплексом как современных протоколов и сред

передачи данных, так и технологий предыдущего поколения предо-ставляет возможность его широкого использования при модерни-зации систем.

МасштабируемостьПрименение сетевых технологий при построении комплекса дает

возможность организации системы как на единичном сервере, так и на группе серверов с распределением нагрузки (разнесение задач сбора и архивирования данных), организовать кластерные реше-ния. Осуществление доступа к комплексу не только по локальной сети, но и с применением web-технологий позволяет использовать удаленное администрирование комплекса и работу удаленных АРМ-пользователей.

КЛЮЧЕВЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

Функционально комплекс ARIS SCADA делится на две основные подсистемы серверную и клиентскую.

СЕРВЕР ARIS SCADA

Предназначен для централизованного сбора, обработки, хране-ния и предоставления полученной информации в клиентскую часть. ПО сервера ARIS SCADA поддерживает работу под управлением операционных систем Windows XP / 7 / Server 2000 / Server 2003 / Server 2008 R2 x64.

Структура сервера ARIS SCADA включает в себя коммуникацион-ный сервер и сервер баз данных.

Коммуникационный сервер обеспечивает сбор данных с устройств и систем, их передачу в смежные системы и верхние уровни, дорасчет параметров, ведение оперативного архива, переда-чу информации в сервер баз данных в режиме реального времени.

Коммуникационная часть обеспечивает сбор данных, как в стан-дартных, так и в нестандартных протоколах:

• МЭК 61850-8-1;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-103;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• SPA;• Modbus;• телемеханические протоколы Гранит, ТМ-800, ТМ-512 и др.;• фирменные протоколы производителей.

Обмен данными с другими системами в протоколах• ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;• ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;• РТП-80;• OPC (Ole for Process control) v2.0;• мониторинг сетевой инфраструктуры и устройств

в протоколе SNMP.

Сервер баз данных обеспечивает долгосрочное хранение ар-хивных данных, мнемосхем, учетных записей пользователей и их настройки отображения, бланков переключений, документов.

Организация хранения на сервере баз данных может быть реа-лизована двумя способами:

• посредством внутренней высокоскоростной файловой базы данных, которая обеспечивает хранение циклического архива срезов по измерениям и сигнализации;

• посредством СУБД на базе MS SQL сервера, который обеспе-чивает долговременное хранение поступающей информации в виде трендов и срезов, оперативных журналов.


• сбор и обработка данных от устройств нижнего и среднего уров-ней автоматизированной системы;

• обмен данными со смежными и вышестоящими системами управления;

• визуализация и мониторинг состояния основного технологиче-ского и вспомогательного оборудования энергообъекта в виде мнемосхем, таблиц и графиков в режиме реального времени;

• организация управления основным и вспомогательным оборудо-ванием энергообъекта в реальном времени c контролем выполне-ния команд;

• организация поля мгновенных (текущих) значений со всеми необ-ходимыми атрибутами (достоверность, ручная блокировка, время последнего изменения и т.п.);

• регистрация аварийных и предупредительных сигналов; • контроль технологических уставок (пределов)

аналоговых параметров; • контроль достоверности поступаемых параметров;• контроль состояния каналов связи и мониторинг

сетевой инфраструктуры;• контроль «старения» информации и фильтрация по предельным

значениям;• архивирование полученной информации;• звуковая сигнализация;• ведение циклических архивов усредненных (интегрированных)

значений;• организация фонового расчета значений. Результаты вычислений

складываются в поле мгновенных значений на общих основаниях (т.е. участвуют в архивах, усреднениях, ретрансляции и т.п.);

• разграничения доступа к системе для оперативного персонала и администраторов системы;

• предоставление средств конфигурирования и отладки (в том числе инструментарий для трассировки данных, «прослушки» каналов и прочие инструментальные средства);

• выдача информации на диспетчерские щиты и пульты; • ведение оперативного журнала диспетчера;• ведение системного журнала;• формирование отчетных документов (суточная ведомость, гра-

фики нагрузок) в xls-формате;• организация удаленного web-доступа.

Контроль технологических уставок (пределов)Обеспечивается контроль превышения следующих технологиче-

ских уставок (пределов) с формированием соответствующих при-знаков для измерений с генерацией событий:

• верхнего физического предела;• нижнего физического предела;• верхнего аварийного предела;• нижнего аварийного предела;• верхнего предупредительного предела;• нижнего предупредительного предела.

Организация поля мгновенных значений Осуществляется с такими динамическими атрибутами

сигналов, как:• аппаратная недостоверность;• установка вручную;• ручная блокировка;• время последнего изменения значения;• признак установки значения вручную;• отклонение значения от нормы;• срабатывание уставок разных уровней и т.д.

Регистрация аварийных и предупредительных сигналовКомплекс позволяет разделять все сигналы на группы по уров-

ням важности (4 группы), классам и типам (АПТС и КА). В диспет-черские журналы события могут быть отфильтрованы по опреде-ленному набору признаков. Есть возможность создания как одного, так и нескольких журналов со своим фильтром, например, журнала тревог и журнала событий.

Фоновый расчет параметровДля выполнения сложных аналитических расчетов в ARIS SCADA

предусмотрена функция «дорасчет». Дорасчет производится по заданным пользователями программам, написанным на специально разработанном языке визуального программирования или на языке Basic Script. Комплекс допускает одновременное выполнение до 64-х расчетных программ. Результаты вычислений складываются в поле мгновенных значений на общих основаниях (участвуют в архи-вах, усреднениях, ретрансляции и т.д.).

Технические характеристики сервера ARIS SCADA• скорость обработки поступающих данных до 300 000 тегов/сек;• количество обслуживаемых точек

измерения/сигнализации до 128 000;• количество обслуживаемых каналов связи с устройствами

среднего и нижнего уровня до 1000;• количество обслуживаемых каналов связи с вышестоящими

системами до 256;• количество одновременно поддерживаемых сеансов связи

с АРМ системы до 100;• прием, обработка и хранение оперативных данных

с точностью 1 мс;• время задержки информации на ретрансляцию не более 15 мс;• время перехода на резервный сервер 1,5 сек (восстановление

всех трансляций 30 сек).

Аппаратное обеспечение серверной части ARIS SCADAВ качестве аппаратного обеспечения рекомендуется использо-

вать промышленные серверы HP Proliant 380G8 и подобные, с двумя 4/6/8-ядерными процессорами, объемом оперативной па-мяти не менее 8 Гбайт, дисковой подсистемой уровня RAID1/RAID10 с буферизацией для обеспечения высокого потока записи данных.

Для объектов с жесткими условиями эксплуатации рекоменду-ется использовать защищенные серверы на базе MOXA DA-683 или Advantech UNO-4683, с SSD-дисковой подсистемой уровня RAID-1.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ARIS SCADA




Клиент ARIS SCADA предназначен для создания автоматизированных рабочих мест (АРМ) обслуживающего персонала энергообъекта, АРМ удаленных пользователей диспетчерских центров. Программное обеспечение АРМ функционирует под управлением операционных систем Windows 2000 / XP / 7.

КЛИЕНТ ARIS SCADA

• Формирование однолинейной схемы энергообъекта из набора графических примитивов.

• Организация иерархической базы мнемосхем, настройка попереч-ных логических связей между произвольными мнемосхемами. Редактор мнемосхем позволяет создавать и редактировать нео-граниченное количество мнемосхем произвольного размера. Спо-соб отображения графических элементов объектно-графический.

• Организация системы ведения оперативных диспетчерских жур-налов с привязкой записей к энергообъектам, службам и подраз-делениям предприятия (журнал событий, журнал тревог). Формат и структура записей оперативных журналов может определяться их конфигурацией. Оперативные журналы обычно несут в себе информацию о возникновении нарушений в работе электротехни-ческого оборудования, о срабатывании автоматических устройств, срабатывании защит и т.п.

• Установка и контроль предупредительных и аварийных преде-лов. Для каждого сигнала предусмотрена возможность задания до четырех пределов (верхнего и нижнего предупредительных, верхнего и нижнего аварийных). Значения предупредительных и аварийных пределов устанавливаются с АРМ. Выход за пределы (возврат в норму) квалифицируется как событие в случае пере-хода через предупредительный предел и как тревога в случае перехода через аварийный предел.

• Организация «оживления» мнемосхем, нанесение на «статиче-скую» картинку мнемосхемы элементов, меняющих свое значе-ние в зависимости от изменения параметров состояния объекта.

• Переключения групп уставок МП устройств РЗА, а также ввод ускорений резервных защит.

• Организация динамической раскраски элементов на мнемосхеме объекта (автоматическое отслеживание топологических связей)

с определением трех состояний «под напряжением», «обесточено», «заземлено».

• Организация слежения за динамически изменяющимися зна-чениями с использованием звукового и светового оповещения. Возможна настройка форматов оповещения в зависимости от важности изменений параметров.

• Установка информационных/запрещающих плакатов на мне-мосхеме: «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТА НА ЛИНИИ», «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ», «ЗАЗЕМЛЕНО» и других.

• Ввод значения параметров из архивов сервера в виде графиков и таблиц с возможностью настройки форм вывода.

• Выполнение команд управления с отслеживанием результатов команд, а также ручная установка значений недоступных по ка-налам связи параметров.

• Организация иерархической базы диспетчерских документов, в которую могут входить такие группы документов, как норматив-ные инструкции, бланки переключения по подстанциям и линиям электропередач, диспетчерские рапорты и прочее.

• Хранение различной справочной информации с возможностью быстрого поиска и выборки. Как правило, это информация о характеристиках объектов и установленного на них оборудова-ния, о сотрудниках предприятия, его абонентах и т.п.

• Создание дневника (календаря событий) диспетчера с отслежи-ванием заданных событий (заданий) по времени.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ АРМ ARIS SCADA


ИНТЕРФЕЙС ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ

Однолинейная мнемосхема энергообъекта Установка плакатов

Журнал событий и журнал тревог Просмотр графиков измерений в виде трендов и срезов

Диалог телеуправления Просмотр и работа с файлами осциллограмм

Пользователю доступна организация иерархической базы мнемосхем с выводом необходимых параметров измерения и сигнализации, организация функций управления только с определенных уровней.

Пользователю доступна установка запрещающих плакатов, выполняющих функцию блокировки управления присоеди-нением, с трансляцией сигнала блокировки в контроллеры присоединения, таким образом, исключается возможность несанкционированного управления с уровня контроллера, выведенного в ремонт присоединения.

Отображение журналов событий и журналов тревог с рас-краской по уровням важности, фильтрацией событий по оборудованию, уровням важности сигналов, классам сигналов, типам событий, времени. Создание специальных пользовательских фильтров.

Отображение данных измерений в виде срезов и трендов с автоматическим масштабированием, возможностью сле-жения за измерениями в режиме реального времени и выво-да необходимого количества показателей.

Диалог управления предусматривает проверку условий управления с обязательным подтверждением прохождения команды управления.

Встроенное программное обеспечение для работы с файла-ми осциллограмм позволяет организовать:

• просмотр записей аварий и текущих состояний в виде осциллограмм;

• просмотр архивных записей в виде суточных графиков;• построение векторных диаграмм сигналов линий;• расчет расстояния до места повреждения на линии;• печать осциллограмм.




Система учета на базе ПК «Энергосфера®» включает в себя следую-щие основные компоненты:

• БД «Энергосфера®» — база данных системы для долговременно-го хранения и обработки данных под управлением СУБД MS SQL;

• Cервер приложений на основе стандартного web-сервера «MS Internet Information Services (IIS)» версии 6.0 и выше и специализированного программного обеспечения «Энергос-фера®» («ядро» ES7»);

• Cервер отчетов — генерация отчетов на базе стандартного сер-вера отчетов (Microsoft SQL Server Reporting Services); Cервисы — специализированное программное обеспечение для интеграции с внешними системами — (ГИС-сервисами, клас-сификаторами, справочниками адресов, биллинг-системами);

• web-кабинеты пользователей различных ролей — удаленный доступ пользователей по сети Internet к данным системы с помощью web-браузера;

• Сбор и предоставление данных сотрудникам компании-владель-ца системы выполняется с помощью web-интерфейса «Энергос-фера®7», а также набора windows-приложений и служб (Сервер опроса, Центр импорта-экспорта, Алармер, CRQ-интерфейс, Консоль администратора, Редактор расчетных схем, АРМ «Энер-госфера®», Ручной ввод, Импорт из xls, Электроколлектор и др.).

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПК «ЭНЕРГОСФЕРА®»

Платформа центра сбора данных MS Windows Server 2008R2 и выше, MS SQL Server 2008R2 и выше, MS IIS 7 и выше.

АРМы пользователей АРМ «Энергосфера® 7» (windows-приложение), web-кабинеты Администратора, Оператора и Абонента на основе web-браузера MS Internet Explorer, Google Chrome, Safari, Firefox, Opera и др., в том числе мобильная версия (для iPAD).

Отчетная подсистема генерация отчетов на базе шаблонов MS Excel, генерация html-, xls-,doc-, pdf-отче-тов на базе MS SSRS.

Интеграция с подсистемой документооборота на базе MS SharePoint 2012.

Интеграция с автоматизированными системамиучета других производителей

более 10 типов.

Поддержка приборов учета более 200 типов счетчиков, расходомеров, корректоров и др.

Масштабируемость системы до 1 000 000 точек учета и web-пользователей.

СТРУКТУРА ПК «ЭНЕРГОСФЕРА®»

ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС «ЭНЕРГОСФЕРА® 7»

ПК «Энергосфера® 7» — это программный комплекс с интегрированной средой разработки, гибко обеспечивающий необходимую функциональность верхнего уров-ня интеллектуальных систем учета различного вида.

ПК «Энергосфера® 7» предназначен для создания автоматизированных систем коммерческого и технического учета различных видов энергоресурсов: электроэнер-гии, тепловой энергии, расхода воды, пара, газа и др.

ПК «Энергосфера® 7» обеспечивает решение всех основных задач учета энергоре-сурсов: осуществляет автоматизированный сбор данных измерений с приборов учета, долговременное хранение учетных данных в специализированной базе данных, обра-ботку первичных данных и предоставление необходимой информации пользователям системы в различных видах (графиках, таблицах, журналах, отчетах).

ПК «Энергосфера® 7» предоставляет ряд функций для организации диспетчерско-го контроля потребления энергоресурсов: контроль данных на мнемосхеме объекта, сигнализацию и генерацию событий при нарушении заданных величин, контроль от-клонения графика фактического потребления (генерации) электроэнергии от плановых величин и другие.

ПК «Энергосфера® 7» успешно выдержал метрологические и сертификационные испытания для создания систем учета единичного типа АИИС «Энергосфера® 7». АИИС «Энергосфера® 7» имеет свидетельство об утверждении типа средств измере-ний, включена в Госреестр средств измерений под номером № 54813-13 и может быть использована для промышленного применения.


Рисунок 16. Структурная схема ПК «Энергосфера®»

ГИС-сервис Классификаторы

Биллинг-системы БД «Энергосфера®»(СУБД MS SQL)

Windows–приложения:•Консоль администратора•Редактор расчетных схем•АРМ «Энергосфера®»•Электроколлектор•Ручной ввод

Сервер приложений«Энергосфера®»•web-сервер•Сервер отчетов (MS SSRS)

Службы:•Сервер опроса•Центр экспорта/импорта•CRQ-интерфейс•Алармер

Администратор Оператор Абонент

web-КАБИНЕТЫ

SOAP

SOAP

XML

http

:

http

:

http

:

• АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера®7» обеспечивает решение следующих задач: – Автоматизированный сбор данных по учету электроэнергии:

показания (суточные, месячные, в т. ч. тарифные), профили нагрузки, журналы событий, текущие измерения параметров режима электрической сети.

– Контроль достоверности результатов измерений и замещение результатов измерений за отсутствующие периоды.

– Расчет суммарных показателей энергопотребления по различ-ным группам объектов, анализ балансов (приход / расход / от-дача / потери электроэнергии на подстанциях, трансформа-торных и распределительных пунктах, участках электросетей и прочих объектах, сравнение фактических небалансов с до-пустимыми значениями).

– Формирование сводной отчетности (отчеты о потреблении электроэнергии, реестры и перечни ПУ и прочего оборудова-ния, годовые планы поверок, отчеты о техническом обслужи-вании, потребительские отчеты и другие).

– Ведение нормативно-справочной информации о точках учета, объектах электросети, электрооборудовании, точках техно-логического присоединения к электрическим сетям, включая справочники и классификаторы.

– Эксплуатационный мониторинг состояний приборов учета, ка-налов связи, программного и аппаратного обеспечения, реги-страция и обработка критических событий, в том числе: нару-шение нормальной схемы электроснабжения, вмешательство в оборудование комплекса (санкционированное и несанкцио-нированное), отклонение от режимов потребления, изменение локальных небалансов свыше порогового значения и т. д.

– Ведение информации об установках, заменах, техническом обслуживании и ремонте приборов учета, включая обработку заявок на подключение / отключение.

– Ведение единого астрономического времени в элементах, контролируемых АИИС КУЭ.

– Администрирование системы, включая управление пользо-вателями, правами пользователей и их доступом к объектам на основе ролевой модели разграничения прав доступа.

– Возможность опроса подсистем АИИС на разном уровне: опрос счетчиков, PLC / GPRS-концентраторов (УСПД), АИИС (по предоставляемым интерфейсам).

– Централизованная тарифная политика. Автоматическая рас-сылка тарифных расписаний из центра сбора данных на при-боры учета. Регулярная автоматическая сверка фактических тарифов из счетчиков с тарифными расписаниями в БД, заданных для различных категорий потребителей.

– Управление доступом к счетчикам. Генерация и централи-зованное хранение параметров доступа (паролей) к интел-лектуальным приборам учета (ПУ) электрической энергии потребителей.

– Удаленное ручное, полуавтоматическое (подготовка за-явки по требованиям) ограничение / отключение нагрузки абонента (если это поддерживает счетчик), выдача разре-шения на включение нагрузки.

– Информирование абонентов о предстоящем отключе-нии / ограничении, задолженности, возможной смене тари-фа и т. п.

– Групповое администрирование системы. Ведение типовых точек учета, заполнение групп абонентов по шаблонам и из xls-макетов (адреса, ФИО, зав. номер счетчика и т. п.). Типовые правила наименования / создания узлов дерева объектов. Возможность автоматической привязки счетчиков по заданным правилам. Автопривязка счетчиков. Распреде-ленная обработка данных, отложенные пересчеты. «Замо-розка» пересчетов (фиксация коммерческих данных, запрет изменений).

– web-интерфейс для предоставления учетных данных и отчет-ных документов клиентам системы. Единая политика раздачи прав доступа и парольных ограничений. Диалоговый режим работы с клиентом (подача заявок, самостоятельный ввод показаний приборов учета и т. п.).

– Интеграция с внешними системами (биллинговые системы, классификаторы адресов, ГИС-системы).

– Интеграция с системой документооборота предприятия на базе решения MS SharePoint.




WEB-ИНТЕРФЕЙС ПК «ЭНЕРГОСФЕРА® 7»

НазначениеПредоставление удаленного доступа к БД «Энергосфера®»

по сети Internet с помощью стандартного web-браузера. Отобра-жение учетной и справочной информации по объектам и точкам учета в виде графиков, таблиц, журналов событий. Формирование отчетов на базе типовых и настраиваемых шаблонов. Контроль от-клонений фактического потребления электроэнергии от планового. Расчет балансов объектов по типовым схемам.

web-интерфейс «Энергосфера® 7» включает в себя следующие виды web-приложений:

• web-кабинет Администратора — управление web-приложениями и пользователями системы, конфигурирование объектов и точек учета, настройка и мониторинг служебных задач и др.,

• web-кабинет Оператора — анализ данных системы учета персо-налом компании-владельца системы, генерация отчетных доку-ментов, получение справочной информации и др.,

• web-кабинет Абонента — предоставление данных системы учета и сервисных функций потребителям (абонентам) электросете-вой компании.

web-кабинет Администратора

Главная страница кабинета Администратора

В рамках web-кабинета Администратора системы доступны следующие функции:

• управление учетными записями пользователей системы (регистрация пользователей системы);

• группы пользователей (описание состава пользо-вателей в группе и разрешений на доступ к функ-циям кабинета);

• справочник потребителей (описание состава то-чек и объектов учета потребителя);

• навигация точек и объектов учета по разным кри-териям: почтовым адресам, потребителям и др.;

• справочник адресов (поиск объектов по адресу, разметка объектов адресами и др.),

• интеграция с внешними системами и управление заданиями (автоматизированный импорт внеш-них справочников адресов и потребителей, рас-сылка сообщений и др.).

web-кабинет Оператора

Просмотр и анализ учетных данных

В рамках web-кабинета Оператора предоставлены следующие функции:

• представление точек учета по разным критери-ям объектам учета, потребителям, адресам, рас-четным схемам, учетным записям;

• просмотр и анализ учетных данных; • просмотр и анализ журналов событий приборов

учета; • просмотр справочных свойств точек учета (изме-

рительных комплексов), объектов учета, потре-бителей;

• справочник потребителей (описание состава то-чек и объектов учета потребителя);

• справочник договоров (субъекты договора, со-став собственных точек учета и субабонентов);

• контроль выполнения договоров контроль откло-нений фактического потребления от договорных величин потребителя;

• ввод договорных величин потребления электро-энергии;

• формирование отчетов Фактическое потребление электроэнергии с учетом субабонентов и начис-лений, Контроль полноты показаний приборов учета, Стек показаний счетчиков и др.;

• расчет типовых задач Баланс ПС, Баланс фидера и др. по типовым шаблонам расчетных схем;

• формирование групп точек учета с помощью фильтров по разным атрибутам тип учета, тип прибора учета, назначение счетчика, район и др.;

• формирование расчетных блоков и структур (схем) для выполнения расчета типовых задач;

• ручной ввод и коррекция показаний счетчиков, не оборудованных автоматическим сбором данных;

• анализ и утверждение показаний, введенных Абонентами;

• ГИС-интерфейс: навигация обектов и точек учета, контроль сбора учетных данных и событий системы.


web-кабинет Абонента

Просмотр показаний счетчика в кабинете Абонента

В рамках web-кабинета Абонента реализованы сле-дующие функции:

• Регистрация Абонентов авторизованный вход або-нента в систему.

• Показания счетчика — обеспечение абонента сетевой компании достоверной информацией о показаниях приборов учета и потреблении электроэнергии за прошедшие отчетные периоды времени, расчет потребления ресурсов в денеж-ном выражении.

• Учетные данные абонента обеспечение пользо-вателя удобным инструментом для контроля и анализа данных учета электроэнергии и мощ-ности в разрешенной зоне доступа к приборам учета, детализация данных в табличном виде по тарифам и отчетному периоду.

• Измерительные комплексы предоставление спра-вочной информации и метрологических характе-ристик счетчиков электрической энергии, изме-рительных трансформаторов тока и напряжения.

• Контроль отклонений контроль отклонений фак-тического потребления электроэнергии от пла-новой величины, контроль превышения заданной мощности, сравнение потребления в текущем периоде с аналогичным прошлым периодом.

• Журналы событий детальный анализ событий, зарегистрированных прибором учета, общая статистика событий в заданный интервал време-ни, фильтры по категориям и статусу (важности) событий, группировка парных событий.

• Генерация отчетов формирование практически любого набора учетных и справочных данных по доступным абоненту точкам учета. Встроенные виды отчетов: «Показания счетчиков и потребление электроэнергии», «Детализация потребления элек-троэнергии», «Максимумы по суткам за месяц», «Месяц по сравнению с предыдущим», «Перечень измерительных комплексов». Сохранение отчетов в рdf-, xls- или doc-формате.

• Редактор шаблонов отчетов предоставление возможности подготовить необходимый набор учетных и справочных данных в виде шаблона и использовать его в дальнейшем для форми-рования отчетов в заданный период времени. Форматирование текста, табличное представление данных, графики, диаграммы и др. оформляется с помощью программы «Построитель отчетов» (MS SQL Report Builder) и сохраняется в том же файле шаблона.

• Параметры электрической сети анализ качества потребляемой электрической энергии по данным измерений параметров электрической сети. Для указанного момента времени можно получить полную характеристику режима электрической сети в заданной точке учета: текущие значения параметров режима, векторную диаграмму токов и напряжений, характер нагрузки по фазам, со-ставляющие вектора полной мощности и др.

• Расчеты решение типовых задач на базе постав-ляемых шаблонов расчетных web-схем («Расчет баланса ПС», «Расчет баланса по фидеру ПС»).




Автоматизированное рабочее место пользователя

Администрирование системы

WINDOWS-ПРИЛОЖЕНИЯ ПК «ЭНЕРГОСФЕРА® 7»

АРМ «Энергосфера» • Вывод данных в различных видах: графики, та-блицы, мнемосхемы, отчеты. Встроенный редак-тор мнемосхем (SCADA-интерфейс). Встроенный редактор пользовательских шаблонов отчетов.

• Анализ данных. Оперативный мониторинг собы-тий системы. Журналы событий. Дистанционное управление нагрузкой потребителя.

Сервер опроса • сбор информации с контроллеров разного типа (ЭКОМ, RTU-325(327), C-50(70), ВЭП-01 и др.), ко-довых счетчиков электроэнергии и других видов энергоресурсов (более 100 типов электро/тепло/газо/водо-счетчиков);

• запись полученной информации в БД;• имеет гибко настраиваемые шаблоны, позволяю-

щие вести запись в любую стандартную СУБД;

• синхронизация времени элементов системы (серверы, контроллеры, счетчики) по единому источнику времени;

• передача управляющих воздействий (управ-ление нагрузкой потребителя, команды телеу-правления и т.д.);

• гибкая настройка (приоритеты, расписания, ре-зервные линии) под разнообразные требования к системам и методам связи.

Ручной ввод Ввод в БД «Энергосфера®» визуально снятых показаний счетчиков, восстановление данных при замене и выходе из строя счетчиков, табличный ввод плановых и фактических значений параметров объекта учета.

Электроколлектор Сбор данных с электросчетчиков на переносной компьютер (ноутбук), запись собранных данных в БД «Энергосфера®».

Импорт из Excel Автоматизированный ввод данных в БД «Энергосфера®» из файлов в формате MS Excel, например, им-порт плановых графиков нагрузок из xls-файлов заданной структуры.

Импорт показаний счетчиков из CSV-файлов

Массовый автоматизированный ввод показаний счетчиков из cvs-макета.

Автоматизированный сбор данных

Консоль Администратора • администрирование БД;• резервное копирование и восстановление БД;• конфигурация структуры сбора данных;• администрирование прав пользователей программного комплекса;• диагностика и обновление БД.

Редактор расчетных схем • создание и редактирование структуры объекта учета и пользовательских расчетных схем;

• формирование алгоритмов расчета потерь в си-ловых трансформаторах и элементах сети;

• определение сложных расчетных схем с исполь-зованием логических операций и стандартных математических функций;

• история замены приборов учета и измерительных трансформаторов;

• ведение пользовательских справочников;• автоматическая замена и контроль тарифных

расписаний электросчетчиков по заданным кате-гориям.

Панель настройки • настройка параметров web-сервера системы.

Импорт структуры объектов учета

• массовый автоматизированный импорт структуры объекта учета из xls-макета.


Автоматизированный обмен данными с другими системами

Центр импорта / экспорта • Автоматическая рассылка / прием учетных данных в различных форматах: почтовые со-общения в формате макетов 63002, XML12355 (13355, 25355), XML50080, XML51070, XML80020, XML80030, XML80040, XML80050; IP-пакеты в формате оперативной передачи данных (ФОПД); передача данных на ftp-сервер в формате KEGOC; экспорт отчетов в формате MS Excel, сформиро-ванных на базе стандартных или пользователь-ских шаблонов АРМа «Энергосфера®».

• Импорт данных из xls-файлов произвольной структуры. Автоматическое построение структу-ры объекта учета на базе макета 80020. Проверка ЭЦП для входящих макетов.

CRQ-интерфейс • Авторизованный доступ к информации в БД «Энергосфера®» и БД других систем стандарт-ными средствами (web-браузеры, Сервер опроса ПК «Энергосфера®»), с использованием рас-ширения http-протокола. Программа позволяет интегрировать в единую систему как локальные подсистемы на базе ПК «Энергосфера®», так и разнородные комплексы разных производите-лей, например, АСКУЭ «Альфа ЦЕНТР».

• (Эльстер Метроника), АСКУЭ «Ресурс-сервер» (НПП Энерготехника), ТСУ «Пчела» (НПФ «Теле-механик»), АСКУЭ «МИР» (НПО «МИР»), АИИСКУЭ «Матрица» («Матрица», ADD Group), ИИС «ТОК» (СКБ Амрита), АИИСКУЭ «ОКА» (Объединение «Комплексная автоматизация») и др.

Контроль состояния системы

Вспомогательные программы

Алармер • контроль поступления и целостности данных, проверка выполнения граничных условий, контроль жур-налов событий приборов учета, контроль баланса объектов и т. д.;

• формирование в реальном времени тревожных сообщений (alarm) пользователям системы. Рассылка сообщений на АРМы, по локальной сети (NetSend), e-mail, пейджер, в виде SMS;

• запись аварийных событий в журнал системы.

ПУД Автоматизация смены параметров доступа (паролей) приборов учета в условиях отсутствия с ними постоянных линий связи и безопасное централизованное хранение паролей приборов учета в БД «Энергосфера®».

Менеджер лицензий Проверка разрешений (лицензий) на использование компонентов ПК «Энергосфера®».




ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС «ЭНЕРГОСФЕРА® 8»

НазначениеПК «Энергосфера® 8» предназначен для создания автоматизированных информационно-измерительных си-

стем субъектов оптового и розничного рынка электроэнергии (АИИС КУЭ ОРЭ, АИИС КУЭ РРЭ), а также комплекс-ных систем управления энергоресурсами (КСУЭР) для предприятий и компаний в различных отраслях экономики и промышленности.

Новые возможности• Обновленный интерфейс приложений ПК «Энергосфера® 8»

существенно расширяет возможности пользователя и оптими-зирует рабочий процесс. Появилась возможность использовать несколько мониторов, что позволяет одновременно отображать необходимое количество информации. Благодаря гибкой систе-ме настройки рабочего пространства легко создается требуемый набор инструментов. Расширенная взаимосвязь между про-граммными модулями комплекса обеспечивает быстрый доступ к любым данным.

• Модуль «Контроля качества электрической энергии» — решает следующие основные задачи: контроль ПКЭ по интегральному индексу, анализ длительности прерываний электроснабже-ния, проверка на соответствие нормам (ГОСТ 13109-1997, ГОСТ 32144-2013), мониторинг текущих значений и архивов ПКЭ, фор-мирование протоколов по результатам статистической обработки измерений ПКЭ, отображение ПКЭ на ГИС-карте, поддержка измерителей ПКЭ (Satec-175PM, Ресурс-Е4, BINOM-334i, ARIS 304), оценка качества электроэнергии по данным счетчиков СЭТ-4ТМ. 03 (02). Таким образом, помимо комплексного учета энергоресур-сов обеспечивается контроль качества электроэнергии.

• Модуль «АРМ Метролога» — помогает персоналу метроло-гических служб в решении следующих задач: формирование и ведение карточек учета средств измерений (СИ), планирование и контроль выполнения метрологического обслуживания СИ, получение справочной информации по СИ, внесенным в Фе-деральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр), формирование различных отчетов по метрологическому обеспечению измерений.

• Поддержка нового макета 60090 — значительно упрощает работу с перечнем средств измерений на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

• Расширение перечня поддерживаемых типов приборов учета (ФОТОН, Микрон 2, Satec-EM132, BINOM-334i, УВП280А. 01-МЭ, СИКОН-С10, СИКОН-С120, ЩМК96, Милур-105, СКВТ-Ф-МАРСЕН и др.) позволяет интегрировать современные средства измерений в единое информационное пространство.


• автоматизированный сбор данных с приборов учета (ПУ);• мониторинг состояния ПУ, каналов связи, программного

и аппаратного обеспечения, контроль полноты сбора данных;

• контроль достоверности результатов измерений;• расчет суммарных показателей энергопотребления

по различным группам объектов;• формирование сводной отчетности;• ведение нормативно-справочной информации о точках

учета и объектах энергоснабжения;• ведение истории замен ПУ и измерительных трансфор-

маторов;

• ведение единого астрономического времени в элемен-тах, контролируемых АИИС;

• единая тарифная политика (контроль и автоматическая рассылка тарифных расписаний на ПУ);

• централизованное управление доступом к ПУ (генера-ция и хранение паролей);

• удаленное управление нагрузкой потребителя;• web-интерфейс для предоставления данных учета по-

требителям и персоналу компании;• интеграция с внешними системами (биллинговые систе-

мы, классификаторы адресов, ГИС),• контроль качества электрической энергии.

Основные характеристики системы

• платформа центра сбора данных: – MS Windows Server 2008R2 и выше; – MS SQL Server 2008R2 и выше; – MS IIS 7 и выше.

• АРМы пользователей: – АРМ «Энергосфера» (windows-приложение); – web-кабинеты Администратора, Оператора и Абонента на основе web-браузера MS Internet Explorer; – Google Chrome, Safari, Firefox, Opera и др., в том числе мобильная версия (для iPAD).

• отчетная подсистема: – генерация отчетов на базе шаблонов MS Excel; – генерация html-, xls-, doc-, pdf- отчетов;

• интеграция с подсистемой документооборота на базе MS SharePoint 2012;

• интеграция с автоматизированными системами учета других производителей: более 10 типов;

• поддержка приборов учета: более 300 типов счетчиков, расходомеров, корректоров и других устройств;

• масштабируемость системы: до 3 млн. точек учета.


ПРОГРАММНЫЙ ПАКЕТ SOFTCONSTRUCTOR

SoftConstructor предназначен для создания, редактирования и отладки пользовательских алгоритмов, представленных в виде диаграмм языка FBD (Function Block Diagram) стандарта МЭК 611313 (IEC 611313).

SoftConstructor позволяет создавать логические и расчетные схемы любой сложности, в частности схемы блокировок, управле-ния, логической обработки параметров, дорасчетов по алгоритму пользователя.

При создании алгоритмов используются наборы библиотечных и собственных блоков, написанных на языке FBD. Блок (элемент) — это подпрограмма, функция или функциональный блок (И, ИЛИ, НЕ, триггеры, таймеры, счетчики, блоки обработки аналогового сигна-ла, математические операции и др.).

Алгоритм образуется из списка цепей, выполняемых последова-тельно слева направо. Каждая отдельная цепь представляет собой

выражение, составленное графически из отдельных блоков (элемен-тов). К выходу блока подключается следующий блок, образуя цепь. Внутри цепи блоки выполняются строго в порядке их соединения.

Результат вычисления цепи записывается во внутреннюю пере-менную либо подается на выход контроллеров, или транслируется в протокол передачи данных.

Интерфейс пользователя SoftConstructor включает оконный режим работы, графический редактор, библиотеки стандартных алгоритмов. Отладчик позволяет имитировать работу алгоритма, просматривать состояние переменных, ход исполнения.

В базовой поставке SoftConstructor уже содержится боль-шинство типовых схем и алгоритмов оперативных блокировок для коммутационных аппаратов присоединений различного класса напряжения.

КОНФИГУРАТОР ПОДСТАНЦИИ ARIS MANAGER

Назначение ARIS Manager• автоматизированное построение однолинейной схемы подстанции;• автоматизированное формирование файлов конфигурации,

согласно МЭК 61850-6 для системы диспетчерского управления и сбора данных ARIS SCADA, а также для сети контроллеров ARIS-C30x, ARIS MT;

• оффлайн-конфигурирование контроллеров серии ARIS-C30x и ARIS MT;

• создание алгоритмов оперативных блокировок в формате МЭК 61131 FBD.

Конфигуратор подстанции ARIS Manager разработан в соответ-ствии с требованиями стандарта МЭК 61850. Его использование позволяет строить информационные системы любой сложности для подстанций разных классов напряжения.

SCL Manager обеспечивает• формирование однолинейной схемы подстанции из набора гра-

фических примитивов, согласно СТО 56947007-25.040.70.101-2011;

• представление информационной системы подстанции в виде сети IED, согласно МЭК 61850, и привязку IED к однолинейной схеме;

• конфигурирование каждого IED в сети.

Результатом функционирования SCL Manager является файл описания конфигурации подстанции (SCD) в формате согласно IEC 61850-6. Этот файл в дальнейшем используется системой диспетчерского управления и сбора данных ARIS SCADA.

IED Configurator обеспечивает• загрузку шаблонов конфигурации IED, их привязку к однолиней-

ной схеме и формирование файлов конфигурации IED (CID), согласно МЭК 61850-6;

• редактирование конфигурации IED в файле конфигурации подстанции (SCD);

• запись файлов конфигурации IED в контроллеры ARIS C30Х и ARIS MT;

• создание алгоритмов оперативных блокировок в формате МЭК 61131 FBD в контроллерах ARIS-C30x и ARIS MT.

ARIS Manager представляет собой программный комплекс, включающий два основ-ных структурных компонента: SCL Manager и IED Configurator.




ВНЕДРЕНИЯ

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Система автоматики станции очистки производственно-дождевых сточных вод СОПДСВ

Текущие проекты: • ОАО «АК «Транснефть»:

• АО «Транснефть-Сибирь»: – нефтепровод «Куюмба-Тайшет», – ЛПДС «Демьянская».

Система измерения количества и качества нефти СИКН

Автоматизированная система управления аппаратами воздушного охлаждения САУ АВО

Система автоматического управления объектами нефтедобычи САУ ОН

Система сбора данных с узлов учета нефти

Контроллер REGUL R600


• АО «Транснефть-Верхняя Волга»: – СИКН 124 «Калейкино».

Реализованные проекты: • ПАО «Газпром»:

• ОАО «Мострансгаз» (Рязанская область): – Касымовcкое УПХГ;

• ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (ЯНАО): – Западно-Таркосалинский ГП: 1, 2 очередь, – ДКС Вынгаяхского ГМ: 1, 2 очередь, – ДКС Комсомольского ГМ;

• ООО «Газпром добыча Надым» (ЯНАО): – ДКС Ямсовейского ГП: 1, 2 очередь, – ДКС Юбилейного ГП: 1, 2 очередь;

• ООО «Газпром добыча Астрахань»: – Астраханский ГПЗ (Блок выделения бензольной

фракции);• ООО «Газпром добыча Ямбург»:

– Заполярный НГМК (Установка комплексной подготов-ки газа): 1, 2 очередь;

• ООО «Газпром трансгаз Томск»: – ДКС Мыльджинского ГП: 1, 2 очередь;

• ЗАО «Газпром инвест Юг»: – Астраханский ГПЗ;

• ООО «Газпромнефть-Хантос»: – ГКС ЮЛТ Приобского месторождения;

• ЗАО «Пургаз» (ХМАО): – ДКС Губкинского ГП;

• ООО «Газпром трансгаз Сургут» (ЯНАО): – КС Пуртазовская, цеха №2, 3, 4;

• ОАО «Белтрансгаз»: – КС Слонимская, – КС Минская;

• ЗАО «Ямалгазинвест»: – СОГ Песцовой площади Уренгойского НГКМ (ЯНАО);

• ОАО «Алтай-кокс» (установка охлаждения песка камен-ноугольного);

• ООО «Ленниихиммаш» (г. С. Петербург);

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»:

– ОАО «Коробковский ГПЗ» (Блок осушки газа).

Республика Казахстан: • АО НК «КазМунайГаз»: КС2, КС7.

Реализованные проекты: • ПАО «Интер РАО»:

• АО «Интер РАО – Электрогенерация» ( ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – модернизация ЭЧСРиЗ блока №1 ЗАО «Нижневартов-

ская ГРЭС».

• ПАО «Т Плюс»: – система управления насосной теплоснабжения. г. Пермь*


• АО «Транснефть-Сибирь»:• ЛПДС «Демьянская»,• СИКН 124 «Калейкино».

• ПАО «Т Плюс»: – Академическая ТЭЦ: (система управления паровым

котлом и АСУ ТП хим. водоподготовки)*.

Реализованные проекты: • АО «РИТЭК»:

• НГДУ «ТатРИТЭКнефть» (Респ. Татарстан): – УПВСН «Киязлы» (установка подготовки высокосер-

нистой нефти), – ПСП «Михайловка», ПСП «Луговое» (пункты сда-

чи-приема нефти), – ДНС-246, ДНС-2Е (дожимные насосные станции), – ГЗНУ-1, ГЗНУ-5 (групповые замерно-насосные уста-

новки), – СП-895 (сборный пункт);

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ОАО «Покачевнефтегаз» (Тюменская обл.):

– ДНС-1, ДНС-2, ДНС-3, ДНС-4, ДНС-5, ДНС-6, ДНС-7, БКНС-1, БКНС-2, БКНС-3, БКНС-4, БКНС-5, БКНС-6, БКНС-10, БКНС-11, БКНС-12, БКНС-13, БКНС-14, БКНС-15 (управление насосными агрегатами и оборудовани-ем промплощадки).

Реализованные проекты: • ОАО «АК «Транснефть»:

• ОАО «Сибнефтепровод»: – РДП Ноябрьского УМН, – РДП Нефтеюганского УМН, – РДП Нижневартовского УМН, – РДП Урайского УМН;

• ПАО «ЛУКОЙЛ»;

• ОАО «НК «Роснефть»;

• ОАО «ТНК»;

• АО НК «РуссНефть»;

• ПАО «Газпром»: – ПАО «Газпром нефть».

* проекты, реализованные совместно с нашими партнерами.

ВНЕДРЕНИЯ164 ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»


• ПАО «Энел Россия» (ОАО «ОГК-5»): – Среднеуральская ГРЭС (Создание АСКУГ); – ООО «Интертехэлектро Новая генерация»: – Курганская ТЭЦ-2 (Создание УУГ с элементами

АСКУГ);

• ОАО «ТГК-2»*: – Вологодская ТЭЦ (Создание АСКУГ);

• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»):

– Южноуральская ГРЭС-2 (Создание системы АИИС-КУГТ (Автоматизированная информационно- измери-тельная система коммерческого учета газообразного топлива),

– Джубгинская ТЭС * (создание «Установки контроля расхода и химического анализа сточных вод»);

• ПАО «Интер РАО»: – Филиал «Сочинская ТЭС» (Создание АСКУГ);

• ОАО «Охинская ТЭЦ» (Реконструкция ГРП с созданием АИИСКУГТ, поставка ГРПБ);

• АО «ТЭК Мосэнерго»: – Нижнетуринская ГРЭС (Создание АИИСКУГТ, АИИС-

КУТ, АИИСКУ Эр, СТМ);

• ООО «УГМК-Холдинг»: – ОАО «Богословское рудоуправление» (Создание

КУУГ), – ООО «УГМК- Сталь» (Поставка ГРПБ в комплекте с си-

стемой телеметрического контроля под ключ).

Капитальное строительство под ключ

Автоматизированная система сбора данных и телеметрии для коммерческого учета газа / нефти (АСКУГ) на базе ПТК АСКУГПрименяемое оборудование:• Коммуникационный шлюз — КШ,• Контроллер телеметрии –КШ-М-Базовый,• Контроллер телеметрии –КШ-М-Расширенный.

Комплексное решение по построению узлов регулирования и учета газа, блоков подготовки газа

Автоматизированная система сбора данных и телеметрии для ГРО (ГРП, ШРП, ЭХЗ)Применяемое оборудование:• ГРП: КШ-М на базе контроллера ТВПС-1,• ШРП: контроллер КШ-ШРП,• ЭХЗ: КШ-М на базе контроллера ТВПС-1.

Автоматизированная система сбора данных и телеметрии ЕИТП ОАО «Газпром»Применяемое оборудование: ГРС:• Коммуникационный шлюз КШ.


• ООО «Газпром межрегионгаз»: – ЗАО «Газпром межрегионгаз Омск», – ООО «Газпром межрегионгаз Тула», – ООО «Газпром межрегионгаз Ижевск», – ЗАО «Газпром межрегионгаз Казань», – ООО «Газпром межрегионгаз Воронеж», – ООО «Газпром межрегионгаз Москва», – ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург», – ООО «Газпром межрегионгаз Пенза», – ООО «Газпром межрегионгаз Пермь», – ООО «Газпром межрегионгаз Липецк», – ООО «Газпром межрегионгаз Курган»;

• ОАО «НК «Роснефть»:• ООО «НГК «ИТЕРА»:

– ЗАО «Уралсевергаз».

Латвийская Республика: • AS Latvijas Gaze.


• ООО «Газпром межрегионгаз»: – ООО «Газпром межрегионгаз Москва»;


– ЗАО «Уралсевергаз» (1-я очередь).


• ООО «Межрегионгаз»: – ЗАО «Фирма «Уралгазсервис»;

• ОАО «Газпром газораспределение»: – АО «Газпром газораспределение Псков»*, – АО «Газпром газораспределение Петрозаводск»*;


– ЗАО «Уралсевергаз»;

• РОАО «УДМУРТГАЗ» (35 объектов, 3 ДП);*

• ОАО «Сибирьгазсервис» (Монтаж системы телеметриче-ского контроля ( СТМ ГРО) ШРП, 19 ШРП «под ключ»);*

• АО «ГАЗЭКС» (ОАО «Уральские газовые сети»);*

• АО «Челябинскгоргаз»;*

• ПАО «Екатеринбурггаз».*

Реализованные проекты: • Программа создания ЕИТП ПАО «Газпром» (1450 объек-

тов): – ООО «Газпром трансгаз Краснодар», – ООО «Газпром трансгаз Москва», – ООО «Газпром трансгаз Н. Новгород»,

– ООО «Газпром трансгаз Ухта», – ООО «Газпром трансгаз Волгоград», – ООО «Газпром трансгаз Махачкала», – ООО «Газпром трансгаз Казань», – ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», – ООО «Газпром трансгаз Чайковский», – ООО «Газпром трансгаз Томск».

165ВНЕДРЕНИЯ



Автоматизированная система коммерческого учета газа сектора «Комбыт» на базе ПТК КШ-БПрименяемое оборудование:• Контроллер телеметрии -КШ-Б-01

Программно — технический комплекс «ДИОС»Применяемое оборудование:• Модуль корневого концентрато-ра ДИОС-РКК,• Этажный концентратор ДИОС-РЛК,• Счетчик импульсов ДИОС-РСИ.

Коммуникационный ОРС сервер SplitOPC

Текущие проекты: • ПАО «Газпром»:

• ООО «Газпром межрегионгаз»: – ООО «Газпром межрегионгаз Волгоград».


• ООО «Газпром межрегионгаз»: – ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург».

Реализованные проекты: • ОАО «АК «Транснефть»;

• ОАО НК «Роснефть»: – ОАО «Пурнефтегаз» (г. Сургут); – ОАО «Юганскнефтегаз» (г. Нефтеюганск);

• ОАО «ТНК-ВР Холдинг»: – ОАО «Самотлорнефтегаз» (г. Нижневартовск);

• ПАО «Газпром»: – ПАО «Газпром нефть»;

• ПАО «ЛУКОЙЛ»;

• АО НК «РуссНефть» (г. Москва);

• ОАО «НГК «Славнефть» (г. Москва);

• АО «РИТЭК» (Респ. Татарстан);

• ПАО «Татнефть» (Респ. Татарстан);

• ЗАО «Нефтеконсорциум» (Респ. Татарстан);

• ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» (ХМАО);

• ЗАО «Вектор» (г. Тюмень);

• ЗАО «АСУ Технология» (г. Тюмень);

• ОАО «ЦНПО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа);

• ООО «Инсист Автоматика» (г. Омск);

• ООО «Тори» (г. Москва);

• ЗАО «Эмикон» (г. Москва);

• ООО «ТРЕИ ГМБХ» (г. Москва).

Аппаратура вибрационного контроля ЦВА

АППАРАТУРА ВИБРАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ЦВА

Реализованные проекты: • ООО «ЕвразХолдинг»:

– ОАО «Качканарский ГОК «Ванадий» (Свердловская обл.);

• ПАО «Газпром»:• ООО «Газпром трансгаз Сургут»:

– КС Пуртазовская, цеха № 3, 4;• ООО «Газпром добыча Ноябрьск»:

– Западно-Таркосалинский ГП: 1, 2 очередь, – ДКС Вынгаяхского ГМ, – ДКС Комсомольская;

• ООО «Газпром добыча Надым»: – ДКС Ямсовейского ГП: 1, 2 очередь, – ДКС Юбилейного ГП: 1, 2 очередь;

• ООО «Газпром трансгаз Томск»: – ДКС Мыльджинского ГП;

• ООО «Газпром добыча Ямбург»: – Заполярное НГКМ;

• ООО «Газпром ПХГ»: – Совхозное УПХГ;

• ЗАО «Пургаз»: – ДКС Губкинского ГП;

• ОАО «Белтрансгаз»: – КС Слонимская, – КС Минская;

• ЗАО «Ямалгазинвест»: – Станция охлаждения газа (СОГ) Песцовой – площади Уренгойского НГКМ (ЯНАО),

• ЗАО «Газпром инвест юг»: – Астраханский ГПЗ;

• ООО «Энергомаш (ЮК) Лимитед» (г. Москва);

• ЗАО «РЭМКО»: – ОАО «ЗиО-Подольск» (Московская обл.);

• ООО «Нарьянмарнефтегаз» (г. Нарьян-Мар);

• ОАО «НК «Роснефть»: – ЗАО «Ванкорнефть»;

• ОАО «АК «Транснефть»:• АО «Транснефть – Урал»»:

– НПС «Бердяуш» (Челябинское НУ), – ЛПДС «Юргамыш», – ЛПДС «Нурлино», – ЛЭПСУ «Орск», – НПС «Кропачево», – ЛПДС «Черкассы», – ЛПДС «Субханкулово»;

• ОАО «СЗМН»: – НПС «Арбатская»;

• ООО «Грибановский машиностроительный завод»;• ЗАО «Полевской машиностроительный завод»;• ОАО «СУМЗ» (Среднеуральский медеплавильный за-

вод);• ООО «БорМаш»;• ОАО «Борхиммаш»;• ОАО «Красногвардейский крановый завод»;• ООО «Машиностроительная группа Урала»;• АО «АМЗ «ВЕНТПРОМ»;• ООО «Линк-Продукт»;• ОАО ТД «Воткинский завод».

Республика Украина: • ОАО «СНПО им. Фрунзе» (г. Сумы).

Республика Казахстан: • АО НК «КазМунайГаз»:

– КС-7, КС-10.


АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ

АСУ ТП ПС на базе ПТК «АRIS»

Реализованные проекты: • ОАО «Фортум» (ОАО «ТГК-10»):

– ОРУ 220 и 500 кВ Няганской ГРЭС, – ПГУ-1, ПГУ-2, ПГУ-3 Няганской ГРЭС;

• ОАО «КУМЗ», ПС 220 / 10кВ «КУМЗ»;

• ПАО «Интер РАО»:• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1» и ОАО

«ОГК-3»): – Нижневартовская ГРЭС;

• ПАО «Россети»:• ПАО «ФСК ЕЭС»:

– МЭС Урала (ПС Исеть);• ПАО «МРСК Сибири»:

– ОАО «Читаэнерго» (4 подстанции);• ПАО «МРСК Волги»:

– ПС Аэропорт;

• ОАО «ТАИФ-НК» (1 подстанция);

• ПАО «Т Плюс»: – Сакмарская СЭС.

Текущие проекты: • ООО «ЕвразХолдинг»:

– ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК», ПС «Евразовская»;

• ПАО «Россети»:• ОАО «МРСК Урала»:

– ОАО «Пермэнерго» (5 подстанций);• ПАО «ФСК ЕЭС»:

– МЭС Урала (6 подстанций);

• ОАО «Комбинат КМАруда», ПС 110кВ «КМА-Руда»;

• ОАО «Камчатскэнерго» ЦЭС*: – ПС Елизово;

• ОАО «ТАИФ-НК» (5 ТП / РП);

• ПАО «Т Плюс»: – Академическая ТЭЦ;

• ПАО «РусГидро»: – Якутская ГРЭС-2;

• ПАО «Газпром»:• ТЭК «Мосэнерго»:

– Сахалинская ГРЭС-2 (1-ая очередь).

Республика Узбекистан: • Государственная акционерная железнодорожная компа-

ния «Узбекистон темир йуллари»: – ПС Разъезд 4; – ПС Сардала.

СОТИ АССО на базе ПТК «ARIS»

Системы телемеханики в распределительных сетях на базе ПТК «АRIS»

АСТУЭ НПС на базе ПТК «АRIS»

АСУ ТП «Цифровой подстанции» на базе ПТК ARIS


• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – Нижневартовская ГРЭС; – Джубгинская ТЭС; – Южноуральская ГРЭС-2;

• ОАО «Фортум» (ОАО «ТГК-10»): – Няганская ГРЭС;

• ООО «Сибирская генерирующая компания»:• ОАО «Кузбассэнерго»:

– Томь-Усинская ГРЭС.

• ПАО «Т Плюс»: – Нижнетуринская ГРЭС.

Реализованные проекты: • ПАО «Россети»:

• ПАО «ФСК ЕЭС»: – МЭС Сибири (1 подстанция);

• ОАО «МРСК Урала» (2 подстанции);• АО «Тюменьэнерго» (10 подстанции);

• ЗАО «Пензенская горэлектросеть».

• МП Горэлектросеть (г. Магнитогорск).

Текущие проекты: • ПАО «Россети»:

• ОАО «МРСК Урала»: – ОАО «Свердловэнерго» (15 подстанций); – Егоршинская ГРЭС;


– ВСТО-1: НПС-13, НПС-15, НПС-19.


• ПАО «ФСК ЕЭС»: – МЭС Востока, кластер «Эльгауголь».

Текущие проекты: • ПАО «Т Плюс»:

– Новогорьковская ТЭЦ, – Академическая ТЭЦ;

• ПАО «Газпром»: – ПГУ-410Т Ново-Салаватская ТЭЦ;

• ПАО «РусГидро»: – Якутская ГРЭС-2;

• ОАО «РАО Энергетические системы Востока»: – Восточная ГТУ-ТЭЦ (г. Владивосток).

• ПАО «МРСК Центра» (1 подстанция);• ПАО «МРСК Сибири» (14 подстанций);• АО «Тюменьэнерго»:

– 14 подстанций; – УГТЭЦ-72;

• ПАО «ФСК ЕЭС»:• МЭС Западной Сибири:

– ПС «Губкинский ГПЗ»; – 9 подстанций;

• МЭС Сибири: – ПС «Горячинская».




АИИС КУЭ «Цифровой подстанции» на базе ARIS EM

Реализованные проекты: • ОАО «Сетевая компания»:

– ПС 220 / 110кВ «Магистральная».


• ПАО «ФСК ЕЭС»: – МЭС Урала, ПС 220кВ «Надежда»; – МЭС Востока, кластер «Эльгауголь».

Системы телемеханики промышленных предприятий

Реализованные проекты: • ОАО «Уральский завод железнодорожного машинострое-

ния» (Свердловская обл.);

• ОАО «Орскнефтеоргсинтез» (Оренбургская обл.);

• ФСО РФ: – ПС «ФОК Торуса».

Текущие проекты: • Особая экономическая зона «Тольятти».


Системы телемеханики генерирующих станций по требованиям приказа № 603


• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – Ириклинская ГРЭС, – Уренгойская ГРЭС, – Нижневартовская ГРЭС, – Джубгинская ТЭС;

• ПАО «Т Плюс»:• ОАО «ТГК-9»*:

– Нижнетуринская ГРЭС, – Ново-Свердловская ТЭЦ, – Красногорская ТЭЦ, – Богословская ТЭЦ, – Пермская ТЭЦ-6, – Пермская ТЭЦ-9, – Пермская ТЭЦ-13, – Пермская ТЭЦ-14, – Чайковская ТЭЦ-18, – Березниковская ТЭЦ-2, – Кизеловская ГРЭС-3, – Верхотурская ГЭС, – Центр сбора технологической информации (ЦСТИ);

• ОАО «ТГК-5»*: – Кировская ТЭЦ-1, – Кировская ТЭЦ-3, – Кировская ТЭЦ-4, – Кировская ТЭЦ-5, – Ижевская ТЭЦ-1,

– Ижевская ТЭЦ-2, – Сарапульская ТЭЦ, – Чебоксарская ТЭЦ-2, – Новочебоксарская ТЭЦ-3, – Йошкар-Олинская ТЭЦ-2;

• ПАО «Т Плюс»: – Верхотурская ГЭС.

Текущие проекты: • ПАО «Т Плюс»:

• ОАО «ТГК-9»*: – Березниковская ТЭЦ-4, – Березниковская ТЭЦ-10, – Закамская ТЭЦ-5, – Кизеловская ГРЭС-3, – Широковская ГЭС-7, – Свердловская ТЭЦ, – Первоуральская ТЭЦ, – Качканарская ТЭЦ, – Пермские тепловые сети, – Центр сбора технологической информации (ЦСТИ);

• ПАО «Интер РАО»:• АО «Интер РАО Электрогенерация»

(ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – Ириклинская ГРЭС;

• АО «Дальневосточная генерирующая компания»: – Благовещенская ТЭЦ.

Системы телемеханики в распределительных сетях

Системы телемеханики в МЭС


• ОАО «МРСК Урала»: – ОАО «Свердловэнерго» (12 подстанций), – ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания»

(6 подстанций и 20 РП г. Екатеринбурга), – ОАО «Пермэнерго» (2 подстанции), – ОАО «Челябэнерго» (2 подстанции и 20 РП г. Злато-

уст);• ПАО «МРСК Сибири»:

– ОАО «Кузбассэнерго» (26 подстанций), – ОАО «Алтайэнерго» (18 подстанций), – ОАО «Бурятэнерго» (13 подстанций), – ОАО «Хакасэнерго» (7 подстанций), – ОАО «Горно-Алтайские ЭС» (9 подстанций);

• АО «Тюменьэнерго»:• Нефтеюганские электрические сети (1 подстанция),• Нижневартовские электрические сети (8 подстанций);

• Тюменские распределительные сети: – Тюменское ТПО 7 подстанций, – Тобольское ТПО 3 подстанции, – Ишимское ТПО 4 подстанции, – Ютэк-Региональные сети (5 РП), – ПЭС Надым, – 10 КТП в п. Заречном.

Республика Беларусь: • ГПО «Белэнерго»*:

– РУП «Могилевэнерго» (5 подстанций), – РУП «Гомельэнерго» (1 подстанция).

Республика Казахстан: • АО «Караганды-Жарык» 1500 ТП / РП (г. Караганды).

Республика Узбекистан: • ГАК «Узбекэнерго» (9 подстанций) *.


• ПАО «ФСК ЕЭС»: – МЭС Западной Сибири ( ПС Картопья), – МЭС Юга, ЦСПА Северного Кавказа ( 7 подстанций), – МЭС Урала ( 5 подстанций), – МЭС Волги (5 подстанций).


• ПАО «ФСК ЕЭС»: – МЭС Юга, ЦСПА Северного Кавказа (3 подстанции), – МЭС Западной Сибири (3 подстанция);

• АО «Концерн Росэнергоатом»: – Калининская АЭС (ИКК).

Республика Азербайджан: • ОАО «Азерэнерджи» (16 подстанций).


Комбинированные системы телемеханики

Системы телемеханики противоаварийной автоматики

Реализованные проекты: • ОАО «НЛМК»:

• ОАО «Макси-Групп»: – ТЭЦ ОАО «ВИЗ» (г. Екатеринбург);

• ООО «ЕвразХолдинг»:• ОАО «НКМК»:

– ТЭЦ ОАО «НКМК» (г. Новокузнецк).

Республика Кыргызстан: • ПС Главная (г. Бишкек)*.


– Балтийская трубопроводная система-II (БТС-2): НПС-3, НПС-7,

– Магистральный нефтепровод «Куюмба-Тайшет» (НПС-1, НПС-2, НПС-3),

– ЛПДС «Крымская».


• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – Джубгинская ТЭС, – Адлерская ТЭС.

Республика Таджикистан: • ОАХК «Барки Точик»:

– ПС Регар, – Нурекская ГЭС.

Текущие проекты: • ГАК «Узбекэнерго»:

– Ново-Ангренская ТЭЦ (ПС Лочин, ПС Оби-Хает, ПС Узбекистанская, Ташкентская ТЭС),

– Талимарджанская ТЭС (г. Ташкент).


• АО «Тюменьэнерго»: – БКТП Русскинская, – 20ТП в п. М. Алтым ЮТЭК-Кода;

• ПАО «Иркутскэнерго» (ПС «Пивовариха»).

Республика Узбекистан: • ГАК «Узбекэнерго»:*

– Новоангренская ТЭЦ, – 6 подстанций.

УЧЕТ ОТПУСКА (ПОТРЕБЛЕНИЯ) И ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ

АИИС КУЭ электрических станций на базе ПТК ЭКОМ

Реализованные проекты: • ПАО «РусГидро»:

– Зейская ГЭС*, – Ноябрьская ПГЭ, – Саяно-Шушенская ГЭС;

• ПАО «Интер РАО»:• АО «Интер РАО Электрогенерация»

(ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – Ириклинская ГРЭС*, – Нижневартовская ГРЭС*, – Уренгойская ГРЭС*, – Джубгинская ТЭС*, – Южно-Уральская ГРЭС-1,

• ПАО «Газпром»:• ООО «Газпром энергохолдинг»:• ПАО «ОГК-2»:

– Сургутская ГРЭС-1, – Троицкая ГРЭС;

• ОАО «Э.ОН РОССИЯ» (ОАО «ОГК-4»): – Смоленская ГРЭС, – Шатурская ГРЭС, – Сургутская ГРЭС-2, – Березовская ГРЭС, – Яйвинская ГРЭС*,

• ЦС АИИС КУЭ ОАО «Э. ОН РОССИЯ» (ОАО «ОГК-4»);

• ПАО «Т Плюс»:• ОАО «ТГК-7»:

– Орская ТЭЦ-1*, – Сакмарская ТЭЦ*, – Каргалинская ТЭЦ*,

• ОАО «ТГК-9»:• Свердловский филиал:

– Нижнетуринская ГРЭС, – Верхотурская ГЭС, – Ново-Свердловская ТЭЦ, – Свердловская ТЭЦ, – Богословская ТЭЦ, – Красногорская ТЭЦ,

– Первоуральская ТЭЦ, – Качканарская ТЭЦ,

• ЦСТИ Свердловского филиала ОАО «ТГК-9»,• Пермский филиал:

– Кизеловская ГРЭС-3, – Широковская ГЭС-7, – Пермская ТЭЦ-6, – Пермская ТЭЦ-9, – Пермская ТЭЦ-13, – Пермская ТЭЦ-14, – Закамская ТЭЦ-5, – Чайковская ТЭЦ-18, – Березниковская ТЭЦ-2, – Березниковская ТЭЦ-4, – Березниковская ТЭЦ-10,

• ЦСКД ОАО «ТГК-9»,• Ульяновский филиал:*

– Ульяновская ТЭЦ-1, – Ульяновская ТЭЦ-2, – Ульяновская ТЭЦ-3;

• ОАО «Фортум» (ОАО «ТГК-10»): – Тобольская ТЭЦ, – Тюменская ТЭЦ-1, – Тюменская ТЭЦ-2, – Няганская ГРЭС (ПГУ2, ПГУ3);

• ОАО «Курганэнерго»: – Курганская ТЭЦ, – ПС Промышленная;

• АО «Дальневосточная генерирующая компания»:• «Хабаровская генерация»:

– Амурская ТЭЦ; – Комсомольская ТЭЦ-1; – Комсомольская ТЭЦ-2; – Комсомольская ТЭЦ-3; – Майская ГРЭС; – Николаевская ТЭЦ; – Хабаровская ТЭЦ-1; – Хабаровская ТЭЦ-3.






АИИС КУЭ сетевых предприятий на базе ПТК ЭКОМ

Реализованные проекты: • ОАО «Электросетьсервис ЕНЭС» (173 подстанций 220 кВ),

• ПАО «Россети»:• ПАО «ФСК ЕЭС»:

– МЭС Западной Сибири (68 подстанций 220 кВ), – МЭС Урала (27 подстанций 220 кВ);

• ПАО «МРСК Волги»: – ОАО «Оренбургэнерго»: – Центральные электрические сети*, – Восточные электрические сети*, – Западные электрические сети*, – Северные электрические сети*; – ОАО «Саратовэнерго» (Балаковские электрические

сети)*;• ПАО «МРСК Центра и Приволжья»:

– ОАО «Ивэнерго» (20 подстанций);• ОАО «МРСК Урала»:

– ОАО «Свердловэнерго», – ОАО «Челябэнерго», – ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания»

(2 подстанции);• АО «Тюменьэнерго»:

– ОАО «Урайские электрические сети» (1 подстанция);

• ОАО «Курганэнерго» (4 подстанции);

• ОАО «Горэлектросеть» (г. Кисловодск);

• ОАО «Распределительная сетевая компания» (г. Черкесск);

• ЗАО «Балашихинская электросеть» (Московская обл.)*;

• МУП «Городские электрические сети» МО г. Ханты-Ман-сийск»;

• ОАО Липецкая городская энергетическая компания (ЛГЭК);

• ОАО «Уральская теплосетевая компания» филиал «Челя-бинские тепловые сети»;

• ОАО «РЭС» (29 подстанций 220 кВ) (г. Новосибирск);

• ОАО «Донэнерго» (11 подстанций) (г. Ростов-на-Дону).

Республика Беларусь: • ГПО «Белэнерго»*:

– РУП «Минскэнерго» (28 подстанций), – РУП «Могилевэнерго» (2 подстанции), – РУП «Витебскэнерго»:

– Лукомльская ГРЭС, – РУП «Гомельэнерго» (1 подстанция).

Республика Узбекистан: • АИИС КУЭ города Джизак*;

• ПС Сурхан*;

• ПС Узбекистан*.

Республика Казахстан: • ГУП ПЭО «Байконурэнерго» (2-я очередь)*;

• АО «АЖК» (4 подстанции);

• АО «Мангистаусская РЭК» (45 подстанций)*;

• АО «Астана РЭК»: – 12 ПС кольца 220 кВ г. Астаны, – 30 ПС кольца 110 кВ г. Астаны, – ЦСД АСКУЭ АО «Астана РЭК».


• ОАО «МРСК Урала»: – ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания»

(2 подстанции);• АО «Тюменьэнерго»:

– ПС Салехард;

• ОАО «ЮТЭК-Региональные сети» (1 подстанция) (г. Хан-ты-Мансийск);

• ОАО «Распределительная сетевая компания» (г. Екатеринбург);

• ПАО «РАО ЭС Востока»:• ПАО «Магаданэнерго» (9 подстанций).

• ПАО «ТМК»: – Синарская ТЭЦ.

Республика Узбекистан: • ГАК «Узбекэнерго»*:

– Каскад Чирчикских ГЭС (ГЭС-7, ГЭС-8, ГЭС-10) *, – Каскад Кадиринских ГЭС (ГЭС-3, ГЭС-11, ГЭС-12, ГЭС-15)*, – Каскад Ташкентских ГЭС (ГЭС-4, ГЭС-1, ГЭС-9 ГЭС-

21) *, – Каскад Нижне-Бозсуйских ГЭС (ГЭС-19, ГЭС-14, ГЭС-18,

ГЭС-22, ГЭС-23)*, – Каскад Самаркандских ГЭС (ГЭС-2Б, ГЭС-1Б, ГЭС-3Б,

ГЭС-5Б)*, – Каскад Шахриханских ГЭС (ГЭС-6А, ГЭС-5А, ГЭС-

ЮФК-2, ГЭС-ЮФК-1)*, – Каскад Фархадской ГЭС (ГЭС-ЮФК-1)*, – Талимарджанская ТЭС (г. Ташкент) *, – Ферганская ТЭЦ (г. Ташкент)*, – Ново-Ангренская ТЭС*, – СырдарьинскаТЭС*, – Кашкадарьинская ТЭС*,

• Ахангаранская ГЭС (Ташкентская обл.) *.

Текущие проекты: • ОАО «Фортум»(ОАО «ТГК-10»):

– Челябинская ГРЭС;

• ПАО «Т Плюс»: – Академическая ТЭЦ;

• ДЗО ПАО «РусГидро»: – Якутская ГРЭС-2;

• ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания»: – Новокуйбышевская ТЭЦ-2;

• АО «Дальневосточная генерирующая компания»: – Благовещенская ТЭЦ.

Республика Узбекистан: • Государственная акционерная железнодорожная компа-

ния «Узбекистон темир йуллари»: – ПС Разъезд 4; – ПС Сардала.

АСКУЭ межсистемных и межгосударственных перетоков электроэнергии на базе ПТК ЭКОМ

Реализованные проекты:Республика Беларусь: • ГПО «Белэнерго»*:

• РУП «Минскэнерго»: – ТЭЦ-2, – ТЭЦ-3, – ТЭЦ-4, – ТЭЦ-5, – ТЭЦ-5 (г. Жодино), – Мини-ТЭЦ Молодечно, – 47 подстанций;

• РУП «Витебскэнерго»: – БелГРЭС, – ТЭЦ Новополоцк, – ТЭЦ Орша, – ТЭЦ Полоцк, – МТЭЦ, – 32 подстанции;

• РУП «Могилевэнерго»: – Осиповичская ГЭС, – Осиповичская мини-ТЭЦ, – Чигиринская ГЭС, – МТЭЦ-1, – МТЭЦ-2, – БТЭЦ-1, – БТЭЦ-2, – 31 подстанция;

• РУП «Гомельэнерго»: – Гомельская ТЭЦ-1, – Гомельская ТЭЦ-26, – Светлогорская ТЭЦ-7, – Мозырьская ТЭЦ-24, – 27 подстанций;

• РУП «Брестэнерго» (2 подстанции).


Региональные АСКУЭ на базе ПТК ЭКОМ

Центр сбора данных энергосбытовых компаний на базе ПТК ЭКОМ

АИИС КУЭ ОРЭ холдингов на базе ПТК ЭКОМ

АИИС КУЭ промышленных предприятий на базе ПТК ЭКОМ

Реализованные проекты:Республика Беларусь: • ГПО «Белэнерго»*:

– РУП «Могилевэнерго» (172 подстанции), – РУП «Гомельэнерго» 1 этап (55 подстанций).


• ООО «Газпром Энерго»: – Южно-Уральский филиал (г. Оренбург), – Центры сбора и обработки данных АИИС КУЭ (терри-

тория РФ);

• ОАО «Свердловэнергосбыт» (ЗАО «КЭС-Энергосбыт», г. Екатеринбург);

• ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (г. Сургут);

• ОАО «КузбассЭнергосбыт» (г. Кемерово)*;

• ОАО «Роскоммунэнерго» (г. Москва);

• ОАО НСК «ЭРЭМ»: – ОАО «Себряковцемент» (Волгоградская обл.)*, – ОАО «Михайловцемент» (Рязанская обл.)*, – ОАО «Липецкцемент» (Липецкая обл.)*, – ОАО «Катавский Цемент» (Челябинская обл.)*,

– ОАО «Кавказцемент» (Карачаево-Черкесская Республика)*, – ОАО «Мальцовский портландцемент» (Брянская обл.)*, – ОАО «Савинский цементный завод» (Архангельская обл.)*;

• ОАО «Нижноватомэнергосбыт» (г. Нижний Новгород)*;

• ОАО «Екатеринбургэнергосбыт»: – Центр сбора и обработки данных АИИС КУЭ

(г. Екатеринбург);

• ООО «УК «Сибирьэнерго» (г. Новосибирск);

• ОАО «Коми энергосбытовая компания» (г. Сыктывкар);

• ОАО «АК «Транснефть»;

• ОАО «Энергосбытовая компания «Гарант» (г. Иваново).

• АО «Курганэнерго» (г. Курган).

Текущие проекты: • ОАО «Фортум» (г. Челябинск).


Реализованные проекты: • АО «СУЭК»:

– Тугнуйский филиал (Респ. Бурятия);

• ПАО «СИБУР Холдинг»*: – АО «Воронежсинтезкаучук», – АО «Красноярский ЗСК»*, – АО «Уралоргсинтез»*, – ООО «Тольяттикаучук»*, – АО «СибурТюменьГаз»*:

– Ноябрьский ГПП*, – Губкинский ГПК*, – Южно-Балыкский ГПК*, – Няганьгазпереработка*, – Нижневартовский ГПК*, – Белозерный ГПК*;

– ООО «Тобольск-Нефтехим»*, – АО «СИБУР-Нефтехим» (3 предприятия)*, – АО «СИБУР-ПЭТФ»*, – АО «Сибур-Химпром»*, – ООО «Томскнефтехим»*,

• ПАО «Ярославский шинный завод»*,

• ОАО «Омскшина»*,

• ОАО «Уралшина»,

• ОАО «Волтайр-Пром»*,

• ОАО «Саранский завод «Резинотехника»*,

• ОАО «Волжский азотно-кислородный завод»*;

• ЗАО «Новокуйбышевская НХК»*,

• ОАО «Лафарж Цемент»: – ОАО «Воскресенскцемент»*;

• ООО «ЕвразХолдинг»: – ОАО «ЕВРАЗ НТМК» (Свердловская обл.), – ОАО «Качканарский ГОК» (Свердловская обл.), – ОАО «ЗСМК» (г. Новокузнецк), – ОАО «НКМК» (г. Новокузнецк), – ОАО «Евразруда» (Кемеровская обл.);

• ОАО «НЛМК»: – ООО «ВИЗ-Сталь» (г. Екатеринбург);

• ЗАО «Группа ЧТПЗ»: – ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», – ОАО «Первоуральский новотрубный завод» (Сверд-

ловская обл.);

• ООО УК «МЕТАЛЛОИНВЕСТ»: – ОАО «Лебединский ГОК» (Белгородская обл.);

• ПАО «Трубная металлургическая компания»: – ПАО «Синарский Трубный Завод» (Свердловская обл.), – ПАО «Северский трубный завод» (Свердловская обл.), – ПАО «Таганрогский металлургический завод»;

• ОАО «Мечел»: – ОАО «Челябинский металлургический комбинат»;

• ЗАО «ФосАгро АГ»: – ООО «Балаковские минеральные удобрения», – ЗАО «Агро-Череповец», – ОАО «Череповецкий «Азот» (г. Череповец)*, – ОАО «Аммофос» (г. Череповец);

• ОАО «НК «Роснефть»: – АО «Ванкорнефть», – ООО «РН-Находканефтепродукт», – ООО «РН-Информ» ЦСД АИИС КУЭ ОРЭ;

• Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом»: – ОАО «УЭХК» (Свердловская обл.), – ОАО «ПО ЭХЗ» (Красноярский край), – ОАО «АЭХК» (Ангарск), – ОАО «СХК» (Томская обл.), – ОАО «МСЗ» (Московская обл.);

• ОАО «АК «Транснефть»: – ОАО «Уралтранснефтепродукт» 13 ЛПДС, – БПО и ЦРС, «Заполярье-НПС «Пурпе»;

• ООО «Челябинское управление энерготрейдинга»: – ПС «Никелевая», – Раздолинский периклазовый завод.

Реализованные проекты: • ОАО «Макси-Групп»:

– ОАО «НЛМК» (г. Липецк)*, – ЗАО «НСММЗ» (г. Ревда);

• Группа «Мечел»: – ОАО «Челябинский металлургический комбинат»,

• ОАО «Комбинат КМАруда» (Белгородская обл.)*;

• ОАО «Балашовский текстиль» (Саратовская обл.)*;

• ОАО «ТНК-ВР Холдинг»: – ОАО «Саратовский НПЗ» (г. Саратов);

• ЗАО «РусСпецСталь»: – ЗАО «Волгоградский металлургический завод

«Красный октябрь» (г. Волгоград)*;

• ОАО «Ижевский автомобильный завод» (г. Ижевск; «Энергопромналадка»)*;

• ОАО «Рудгормаш» (г. Воронеж);

• ОАО «Нижегородский водоканал» (г. Нижний Новгород)*;

• ФГУП «ГосЗнак» (г. Пермь)*;

• ООО «Пермский картон» (г. Пермь);

• ОАО «Метафракс» (Пермская обл.);

• ОАО «КузнецкМежрайГаз» (Пензенская обл.)*;

• ФГУП «Красный Гигант» (Пензенская обл.)*;

• ОАО «ПензХиммаш» (г. Пенза)*;

• ОАО «ГЗОЦМ «Сплав» (Оренбургская обл.)*;




АИИС КУЭ РРЭ



(1-я очередь);

• ОАО «Пензенские городские электрические сети».



(2-я очередь);

• ООО «Челябинское управление энерготрейдинга».

Республика Казахстан: • ТОО «Караганды Жарык» (г. Караганда).

• ОАО «Орскнефтеоргсинтез» (г. Орск);

• ОАО «Костромской завод «Мотордеталь» (г. Кострома);

• ЗАО «Новосибирский электродный завод» (г. Новосибирск)*;

• ОАО «НК «Роснефть»: – ОАО «Оренбургнефть» (Оренбургская обл.);

• ОАО «ТАИФ-НК» (Респ. Татарстан; г. Нижнекамск);

• ОАО «АК»Транснефть»: – «Балтийская трубопроводная система-II (БСТ-2)»;

• ООО «РН-Находканефтепродукт»;

• ЗАО «Кыштымский медеэлектролитный завод» (Челябин-ская область);

• ООО «ЧТЗ-Уралтрак» (г. Челябинск)*.

• ЗАО «Группа ЧТПЗ»: – ОАО «Первоуральский новотрубный завод» (Сверд-

ловская обл.);

• ООО «Сименс»: – ОАО «ЕВРАЗ НТМК» (ГПП-5);

• ООО УК «МЕТАЛЛОИНВЕСТ»: – ОАО «Лебединский ГОК» (Белгородская обл.).

Текущие проекты: • ОАО «Уфимское моторостроительное производственное

объединение»;

• ЗАО «КТК-Р»;

• Особая экономическая зона «Тольятти».

АСКУЭ промышленных предприятий и энергообъектов на базе ПТК ЭКОМ

АСТУЭ промышленных предприятий и энергообъектов на базе ПТК ЭКОМ

Реализованные проекты: • ОАО «Жировой комбинат» (г. Екатеринбург);

• ФГУП «НПО «Автоматики» (г. Екатеринбург)*;

• ОАО «Артинский механический завод» (Свердловская обл.);

• ОАО «Уральская фольга» (Свердловская обл.);

• ООО «ЕвразХолдинг»: – ООО «Нижнесалдинский металлургический завод»

(Свердловская обл.);

• ОАО «Вента» (Свердловская обл.)*;

• ОАО «Сухоложскцемент» (Свердловская обл.);

• ОАО «Сухоложсквторцветмет» (Свердловская обл.);

• ОАО «Кушвинский завод прокатных валков» (Свердловская обл.);

• ЗАО «Туринский ЦБЗ» (Свердловская обл.);

• ОАО «Кировградский завод твердых сплавов» (Свердловская обл.);

• ОАО «Газтурбосервис» (Тюменская обл.);

• ОАО «Челябинский автомеханический завод» (г. Челя-бинск; «Энергоучет»)*;

• ОАО «Курганский автобусный завод» (Челябинская обл.);

• ЗАО «Опытно-экспериментальный завод монтажных кон-струкций» (г. Москва)*;

• ФГУП «ОКБ МЭИ» (г. Москва)*;

• ФГУП НПП «Исток» (Московская обл.)*;

• ОАО «Серпуховский завод «Металлист» (Московская обл.)*;

• ЗАО «РусСпецСталь»: – ОАО «Ступинская металлургическая компания» (Мо-

сковская обл.)*;

• ОАО «Воскресенские минеральные удобрения» (Московская обл.)*;

• ОАО «Егорьевский хлопчатобумажный комбинат» (Московская обл.)*;

• ОАО АЦИ «Комбинат «Красный строитель» (Московская обл.)*;

• ОАО «Лыткаринский завод оптического стекла» (Московская обл.)*;

• ОАО «Волгодонский комбинат древесных плит» (г. Волгодонск)*;

• ОАО «Ижевский оружейный завод» (г. Ижевск)*;

• ОАО «Ярославский завод «Красный Маяк» (г. Ярославль);

• ОАО «Ростсельмаш» (г. Ростов-на-Дону);

• ОАО «Вологодский комбинат хлебопродуктов»*;

• ОАО «РИТЭК»: – НГДУ «ТатРИТЭКнефть» (Респ. Татарстан).

Республика Молдавия: • ОАО «Севкабель-Холдинг»:

– ЗАО «Молдав Кабель» (г. Бендеры).

Республика Беларусь: • ОАО «Могилевхимволокно»;

• ОАО «Минский моторный завод»;

• РУП «Минское метро» (1-я очередь);

• ТЦ «Экспобел».

Реализованные проекты: • ООО «УГМК-Холдинг»:

– ОАО «УралЭлектроМедь» (Свердловская обл.), – ОАО «Среднеуралский медеплавильный завод»

(Свердловская обл.);

• АО «Концерн Росэнергоатом»: – Белоярская АЭС (г. Заречный)*;

• ЗАО «Аква-Вита» (Свердловская обл.);

• ОАО «АК «Транснефть»: – Трубопроводная система «Восточная Сибирь Тихий

океан» (ВСТО-2), – ООО «Няганьгазпереработка»;

• ОАО «АМЗ».


– Магистральный нефтепровод «Куюмба-Тайшет» (НПС-1, НПС-2, НПС-3).

АИИС КУЭ промышленных предприятий на базе ПТК ЭКОМ

(продолжение)

КСУЭР промышленных предприятий и энергообъектов на базе ПТК ЭКОМ

Реализованные проекты: • ОАО «РЖД»:

– ЗАО «ОЦВ» (118 объектов);

• ОАО «Ключевский завод ферросплавов» (Свердловская обл.);

• ОАО «НЛМК»: – ООО «ВИЗ-Сталь» (г. Екатеринбург)*;

• ЗАО «УЗПС» (Свердловская обл.);

• ООО «УГМК-Холдинг»: – ОАО «Среднеуральский медеплавильный завод»

(Свердловская обл.), – ОАО «Медногорский МСК» (Оренбургская обл.), – ОАО «Шадринский автоагрегатный завод» (Курганская обл.), – ЗАО «Катур-Инвест» (Свердловская обл.),



Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУЭ.02-6 (10) кВ

АСКУЭ, КСУЭР в ЖКХ на базе ПТК ЭКОМ


• ПАО «МРСК Волги»: – ОАО «Ульяновские электрические сети»;

• ОАО «МРСК Урала»: – ОАО «Свердловэнерго»;

• АО «Тюменьэнерго».

Республика Беларусь: • РУП «Минскэнерго»:

– Борисовские ЭС (21 объект);

• РУП «Белэнерго».

Реализованные проекты: • ЗАО «Корпорация «Подлипки» (Московская обл.)*;

• ЖКХ в г. Глебово-Покровское (Московская обл.)*;

• ОАО «Уралгидромаш»(Свердловская обл.).

ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ(оборудование из каталога «Решения «Прософт‑Системы» для электроэнергетических систем», установленное на объектах нефтегазового комплекса) **

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПА

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПА


– Ставропольская ГРЭС, – Серовская ГРЭС, – Киришская ГРЭС, – Адлерская ТЭС, – Новочеркасская ГРЭС, – Троицкая ГРЭС,

• Новочеркасская ГРЭС;• Заполярный НГКМ;

• ПАО «Мосэнерго»: – ТЭЦ-16, – ТЭЦ-12;

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (ОАО «ТГК-8»):

– Астраханская ГРЭС, – Астраханская ТЭЦ-2, – Волгодонская ТЭЦ-2, – Краснодарская ТЭЦ;

• ОАО «НК «Роснефть»: – Туапсинский НПЗ, – АО «Ванкорнефть» (5 подстанций).

• ОАО «НК «Роснефть»: – АО «Ванкорнефть».

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ООО «Лукойл-Кубаньэнерго»:

– ОАО «Кубаньэнерго» (1 подстанция), – Краснодарская ТЭЦ;

• ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (ОАО «ТГК-8»): – Цимлянская ГЭС;


– Серовская ГРЭС, – Череповецкая ГРЭС, – Троицкая ГРЭС;

• ОАО «ТГК-1»: – Центральная ТЭЦ;

• ПАО «Мосэнерго»: – ТЭЦ-26, – ТЭЦ-16, – ТЭЦ-12;

• ПАО «Газпром нефть»: – ООО «Газпромнефть-Хантос» (1 подстанция);

• ООО «Газпром переработка»:• ОАО «Газпром нефтехим Салават»:

– Ново-Салаватская ТЭЦ, – Ново-Салаватская ПГУ;

** С подробной информацией об оборудовании и полным перечнем внедрений можно ознакомиться в каталоге «Решения «Прософт‑Системы» для элек‑троэнергетических систем или на сайте компании www.prosoftsystems.ru.

– ОАО «УралЭлектромедь» (Свердловская обл.);

• ОАО «ЧТПЗ»: – ОАО «Челябинский трубопрокатный завод» (г. Челябинск)*, – ОАО «Челябинский трубопрокатный завод» ТЭСЦ «Высота-239»;

• ООО «Группа Магнезит»: – ОАО «Комбинат «Магнезит» (Челябинская обл.);

• ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (Челябинская обл.)*;

• ПАО «СИБУР Холдинг»: – ООО «Тобольск-Нефтехим» (Тюменская обл.), – АО «Воронежсинтезкаучук» (г. Воронеж), – АО «СибурТюменьГаз»:

– Муравленковский ГПЗ, – Губкинский ГПК, – Южно-Балыкский ГПЗ;

• ОАО «Фортум» (ОАО «ТГК-10»): – Тобольская ТЭЦ;

• ПАО «ЛУКОЙЛ»: – ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» для месторождений ТПП «Покачевнефте-

газ»;

• ООО «ЕвразХолдинг»: – ОАО «ЗСМК»;

• ОАО «Уральская кузница» (Челябинская обл.)*;

• ОАО «Челябинский электролитный цинковый завод»;

• ОАО «Пермская пивоваренная компания» (г. Пермь);

• ЗАО «Кольчугцветмет» (Владимирская обл.);

• ОАО «Оскольский завод металлургического машиностроения»;

• ПАО «Северсталь» (г. Череповец)*;

• ОАО «Саратовский подшипниковый завод» (г. Саратов);

• ОАО «Нижнекамсктехуглерод» (Респ. Татарстан);

• ООО «Сервис Новой генерации»: – ООО «Курганская ТЭЦ» (г. Курган), – ООО «Курганская ТЭЦ-2»;

• ПАО «Интер РАО»:• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1»

и ОАО «ОГК-3»): – ООО «Южноуральская ГРЭС-2».

Текущие проекты: • ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат»;

• ПАО «Газпром»: – Новоуренгойский газохимический комплекс. Газотурбинная электростанция.





РЕГИСТРАЦИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ(оборудование из каталога «Решения «Прософт‑Системы» для электроэнергетических систем», установленное на объектах нефтегазового комплекса) *

УСТРОЙСТВА СВЯЗИ ДЛЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ(оборудование из каталога «Решения «Прософт‑Системы» для электроэнергетических систем», установленное на объектах нефтегазового комплекса) *

Цифровой регистратор электрических событий РЭС-3


• ООО «Газпром энергохолдинг»:• ПАО «ОГК-2»:

– Сургутская ГРЭС-1, – Ставропольская ГРЭС;

• ОАО «НК «Роснефть»: – ООО «РН –Юганскнефтегаз», – ООО «РН-Уватнефтегаз», – ОАО «ВЧНГ»;

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ООО «Лукойл-Астраханьэнерго»:

– Астраханская ТЭЦ-2;• ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (ОАО «ТГК-8»):

– Цимлянская ГЭС;• ООО «Лукойл-Волгоградэнерго»:

– Волгоградская ТЭЦ-2;

• ОАО «АК «Транснефть»:• ОАО «АК «Транснефтепродукт»:

– ОАО «Уралтранснефтепродукт»;

• ОАО «ТАИФ-НК»;

• ОАО «Сургутнефтегаз»;

Система регистрации аварийных ситуаций в системе защит и переключений РАС-ЗП-01

Приемопередатчик сигналов ВЧ защит и команд РЗ и ПА АВАНТ РЗСК

Приемопередатчик команд РЗ и ПА по цифровым каналам АВАНТ К400-М(О)

Цифровое устройство передачи команд противоаварийной автоматики УПК-Ц

Регистратор переходных режимов ТПА-02



– Сургутская ГРЭС-1;

• ПАО «РусГидро»: – Воткинская ГЭС;

• ОАО «Генерирующая компания»: – Казанская ТЭЦ-1, – Казанская ТЭЦ-2, – Казанская ТЭЦ-3.



– Троицкая ГРЭС;

• ПАО «Татнефть»: – Нижнекамская ТЭЦ-2.

* С подробной информацией об оборудовании и полным перечнем внедрений можно ознакомиться в каталоге «Решения «Прософт‑Системы» для элек‑троэнергетических систем или на сайте компании www.prosoftsystems.ru.



– Серовская ГРЭС;

• ОАО «АК «Транснефть»: – Трубопроводная система «Восточная Сибирь –Тихий

океан» (ВСТО-2) (3 подстанции);

• ОАО «Нефтяная компания «Альянс»: – ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод»;

• ПАО «Татнефть»: – Комплекс ПНЗ.

Текущие проекты: • ПАО «Газпром»:

• ООО «Газпромэнерго»: – Ново-Салаватская ТЭЦ.

Реализованные проекты: • ОАО «НК «Роснефть»:

– АО «Ванкорнефть» (г. Красноярск);

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ОАО «Лукойл-Коми»;

Реализованные проекты: • ОАО «НК «Роснефть»:

– АО «Ванкорнефть» (г. Красноярск).

Текущие проекты: • ОАО «НК «Роснефть»:

– АО «Ванкорнефть» (г. Красноярск);


РЕГИСТРАЦИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ(оборудование из каталога «Решения «Прософт‑Системы» для электроэнергетических систем», установленное на объектах нефтегазового комплекса) *

Цифровой регистратор электрических событий РЭС-3

ПТК для электрической части системы регулирования и защит паровых турбин ПТК ЭЧСРИЗ



– Сургутская ГРЭС-1, – Ставропольская ГРЭС;

• ОАО «НК «Роснефть»: – ООО «РН –Юганскнефтегаз», – ООО «РН-Уватнефтегаз», – ОАО «ВЧНГ»;

• ПАО «ЛУКОЙЛ»:• ООО «Лукойл-Астраханьэнерго»:

– Астраханская ТЭЦ-2;• ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (ОАО «ТГК-8»):

– Цимлянская ГЭС;• ООО «Лукойл-Волгоградэнерго»:

– Волгоградская ТЭЦ-2;

• ОАО «АК «Транснефть»:• ОАО «АК «Транснефтепродукт»:

– ОАО «Уралтранснефтепродукт»;

• ОАО «ТАИФ-НК»;

• ОАО «Сургутнефтегаз»;

* С подробной информацией об оборудовании и полным перечнем внедрений можно ознакомиться в каталоге «Решения «Прософт‑Системы» для элек‑троэнергетических систем или на сайте компании www.prosoftsystems.ru.

РЕШЕНИЯ ДЛЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ(оборудование из каталога «Решения «Прософт‑Системы» для электроэнергетических систем», выполненное на базе программируемого логического контроллера REGUL) *

Реализованные проекты: • ОАО «Э. ОН РОССИЯ» (ОАО «ОГК-4»):

– Сургутская ГРЭС-2;

• ПАО «Интер РАО»:• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1»

и ОАО «ОГК-3»): – Нижневартовская ГРЭС.

Республика Узбекистан: • ГАК «Узбекэнерго»:

– Талимарджанская ТЭС.

Текущие проекты: • ПАО «Интер РАО»:

• АО «Интер РАО Электрогенерация» (ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»): – Верхнетагильская ГРЭС.




ДЛЯ ЗАМЕТОК

ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ООО «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ» 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а тел.: +7 (343) 3-565-111, факс: +7 (343) 3-100-106 [email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВО В МОСКВЕ: 117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, 93а тел.: +7 (495) 335-52-22 [email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВО В РЕСПУБЛИКЕ БЕЛАРУСЬ:220114, г. Минск, пр. Независимости, 117, оф. 100тел./факс: +375 17-268-82-30, +375 29-185-44-02 (Velcom), +375 29-683-71-86 (Velcom)+7 (912) 264-99-94 (MTC Россия)[email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬ В РЕСПУБЛИКЕ УЗБЕКИСТАН:тел.: +998-90-935-8672 (Beeline)+7 (912) 264-99-94 (MTC Россия)[email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬ ПО СТРАНАМ СНГ И СРЕДНЕЙ АЗИИ:тел.: +7 (912) 264-99-94 (MTC Россия)[email protected]

www.prosoftsystems.ru прософт-системы.рф

2016 – 2017€¦ · Контроллер присоединения (Bay Controller) ARIS C303...

Documents

Transcript of 2016 – 2017€¦ · Контроллер присоединения (Bay Controller) ARIS C303...