Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения

Аннотация
В даннойдипломной работе рассмотрены вопросы автоматизации и диспетчеризации системэлектроснабжения (СЭС) промышленных предприятий, проблемы созданияавтоматизированных систем с высокой степенью интеграции в рамках единой автоматизированнойсистемы диспетчерского учёта (АСДУ) промышленного предприятия.
Рассмотрены основныепроблемы интеграции технологического оборудования, имеющего разностороннююприкладную направленность, в единую информационно-управляющую систему диспетчерскогоконтроля.
Работа носитучебно-исследовательский характер и основана на реальных проектах автоматизациипромышленных предприятий Самарской области (в том числе энергетическогодепартамента ОАО «АВТОВАЗ»).
Приведеныфункциональная структура, основные характеристики и режимы работы АСДУ на базеконтроллеров «Continium».
Показанывозможности внедряемых информационных решений, как в плане внедрения новых технологий,так и модернизации существующих автоматизированных систем.
Показаны примеры автоматизациии диспетчеризации систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий,построенные в соответствие с новыми подходами и методами управленияпроизводством.
Представленные вдипломной работе решения автоматизации и диспетчеризации СЭС на сегодняшний деньявляются передовыми разработками как зарубежных, так и отечественныхпроизводителей. Построение надёжных автоматизированных систем контроля иуправления энергопотребления (АСКУЭ) на основе единого системного подхода (и сприменением новых информационных технологий) позволит решить многие текущие и будущиепроблемы отечественных промышленных предприятий.
В рамках раздела безопасностии экологичности работы рассмотрены вопросы охраны труда диспетчеров наавтоматизированном диспетчерском пункте. Произведён расчёт экономическойэффективности внедрения автоматизированной системы диспетчерского управления.

Содержание
Аннотация
Содержание
Введение
1. Развитие систем автоматизации и диспетчеризации СЭС
1.1 Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС
1.2 Структура АСКУЭ,построенная с применением ПЭВМ
1.3 Интегрированные системыуправления и автоматизация СЭС
2. Задачи автоматизированной системы диспетчерскогоуправления энергосистемой
2.1 Задачи оперативногоконтроля и управления (1 группа)
2.2 Технологические задачи (2группа)
2.3 Задачи автоматическогоуправления (3 группа)
2.4 Задачи АСКУЭ (4 группа)
3. Автоматизированная система диспетчерского управления СЭС
3.1 Цели создания АСДУ
3.2 Принципы построения АСДУ
3.3 Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ
3.4 Организационная ифункциональная структуры АСДУ
3.5 Задачи АСДУ
4. Уровни построения АСДУ
4.1 АСДУ на уровне ЦДПэнергосбыта энергосистемы
4.2 АСДУ на уровне ПЭС и РЭС
4.3 АСУТП электростанций иподстанций
4.4 Унификация технических ипрограммных средств АСДУ
5. Современные методы автоматизации диспетчерских пунктовпромышленных предприятий
5.1 Инструментальноеобеспечение систем диспетчерского управления
5.2.1 Основные видымикропроцессорных средств автоматизации
5.2.2 PC- контроллеры и иххарактеристики
5.2.3 PLC- контроллеры и иххарактеристики
5.3 Обзор отечественных изарубежных микропроцессорных средств автоматизации
5.4.1 Платформа автоматизации Modicon Quantum
5.4.2 Платформа автоматизации Modicon Premium
5.5 Построение АСКУЭ ОАО «АВТОВАЗ»
6. Разработка автоматизированной системы диспетчерскогоконтроля жизнеобеспечения на базе контроллеров Continium
6.1 Назначение системыдиспетчерского контроля жизнеобеспечения на базе контроллеров Continium
6.2 Общиетребования к разрабатываемой системе
7. Линии и каналы связи ССОИ
7.1 Аппаратная платформа
7.2 Коммутаторы
7.3 Терминальные устройства доступа
7.4 Активное оборудованиесистемы Continuum (Andover Controls)
7.5 Резервирование
8. Проектирование релейной защитытрансформатора 6/0,4 КВ
8.1 Выбор схемы защиты
8.2 Расчёт установок защит потоку и проверка чувствительности
8.3 Расчёт максимальной токовойзащиты трансформатора
8.4 Расчёт специальной токовой защиты нулевойпоследовательности на стороне 0,4 кВ
9 Безопасность и экологичность
9.1 Опасные ивредные факторы при работе с компьютером
9.2 Анализ микроклимата
9.3 Анализ уровня шума нарабочем месте
9.4 Анализ освещения
9.4.1 Расчёт искусственногоосвещения
9.5 Статическое электричество
9.6 Электромагнитные излучения
9.7 Электро- ипожаробезопасность
10. Расчёт экономической эффективности автоматизированнойсистемы централизованного диспетчерского управления электроснабжением
10.1 Основные показателиэкономической эффективности
10.2 Определениекапитальных затрат на внедрение первой очереди АСУЭ
10.3 Расчёт годовой экономии отвнедрения АСЦДУЭ
10.3.1 Экономия от снижения расходовэнергоресурсов за счет внедрения задачи управления расходом энергоресурсов
10.3.2 Экономия от сниженияплаты за нагрузку
10.3.3 Экономия от снижения потерь в сетях электроснабжения и улучшения качестваэлектроэнергии
10.3.4 Экономия теплоэнергии
10.3.5 Экономия электроэнергииза счет эффективного управления компрессорами
10.3.6 Экономия от сокращениячисленности персонала
10.4 Расчёт годового экономического эффекта
Заключение
Литература

Введение
Промышленность Россиина современном этапе остается основным потребителем энергоресурсов, например, доляпромышленного потребления электроэнергии в отдельных регионах достигает 60-65%.Планируемое удвоение ВВП России может привести к увеличению потребленияэнергоресурсов, но это увеличение должно быть основано на внедрении новыхтехнологий.
Из-за многократногоудорожания энергоресурсов их доля в себестоимости продукции для многихпромышленных предприятий резко возросла и составляет 20-30%, а для наиболеёэнергоёмких производств достигает 40% и болеё. Вместе с удорожаниемэнергоресурсов наступил экономически целесообразный предел их потребления врамках исторически сложившихся технологий для каждого отдельного предприятия, возникливопросы качества использования этих ресурсов внутри предприятия и безопасностиосновных средств производства. Факторы высокой стоимости энергоресурсов иобеспечения безопасности обусловили в последние годы кардинальное изменениеотношения к организации диспетчеризации в промышленности и других энергоёмкихотраслях (транспорт и жилищно-коммунальное хозяйство).
Современнаяцивилизованная организация производства основана на использовании автоматизированногоприборного учёта, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения,сбора и обработки данных и обеспечивающего адаптируемый к различным тарифнымсистемам и графикам работы предприятия учёт. Учёт всесторонний спредоставлением оперативной и достоверной информации для всех заинтересованныхсторон: поставщиков энергоресурсов и их потребителей, работников самогопредприятия и служб инженерного контроля и безопасности.
При наличиисовременной АСДУ промышленное предприятие полностью контролирует весь свойпроцесс ресурсопотребления и имеёт возможность по согласованию с поставщикамиэнергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя своиэнергозатраты. В этом случае появляется возможность эффективно перераспределятьвсе виды ресурсов внутри предприятия, контролируя эффективность использованиярабочего времени работниками предприятия. При этом обеспечение безопасность ихработы будет обеспечена на болеё высоком уровне во время всего рабочего дня.
Сегодняшний деньпромышленных предприятий в области диспетчеризации связан с внедрениемсовременных АСДУ, реализованных на основе современных информационных технологий.Многие ведущие фирмы мира предлагают интегрированные решения диспетчерских инженерныхслужб обеспечения жизнедеятельности предприятия с использованиеммикропроцессорных систем и средств, сетевых телекоммуникационных устройств ивысокопроизводительных рабочих станций.
Целью данной дипломнойработы является анализ существующих автоматизированных и диспетчерских систем управленияСЭС, а также моделирование новых интегрированных решений для промышленныхпредприятий.

1. Развитие систем автоматизации и диспетчеризации СЭС
1.1Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС
Автоматизированнаясистема управления (АСУ) – это система «человек-машина»,обеспечивающая эффективное функционирование объекта, в которой сбор, передача иобработка информации, необходимой для реализации функций управления,осуществляются с применением средств автоматизации и вычислительной техники.
Есливычислительная техника используется для решения комплексов взаимосвязанныхзадач управления энергетическим департаментом ПП (управление тепло-, водо-,газоснабжения и т.п.), то принято такую систему называть автоматизированнойсистемой энергоснабжения (АСУ-Энерго). Если построена система управленияэлектропотреблением ПП, то часто используется сокращение – АСУ-Электро.Последняя может быть разработана в виде отдельной изолированной системы иливходить в состав общей АСУ-Энерго. Самый верхний уровень иерархии управленияпредприятием в целом осуществляется с помощью автоматизированной системыуправления предприятия (АСУП). Системы АСУЭ соответственно относятся к болеёнизкому уровню иерархии – АСУ технологических процессов (АСУ ТП) и имеют рядспецифических особенностей.
В сложныхсистемах полная автоматизация управления предприятием (или его отдельнымдепартаментом) обычно трудно реализовать из-за отсутствия аналитическогоаппарата управляющих процессов, а также непредсказуемости всех возможныхрежимов работы. Поэтому наряду с устройствами автоматизации и телемеханики определённыефункции выполняет исключительно человек (оператор), при этом система управленияпревращаются в автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ).
Эти диспетчерскиесистемы управления отличаются от соответствующих систем автоматизации в первуюочередь превалирующей ролью человека (диспетчера) в контуре управления. Приёмо-передачасигналов управления осуществляется диспетчером с помощью специальноорганизованных каналов и линий связи. С помощью средств телемеханики диспетчер получаетинформацию о параметрах режима электропотребления и положения коммутационныхаппаратов на главной понизительной подстанции (ГПП). С помощью этих устройствосуществляется передача управляющих команд с диспетчерского пункта на объекты.
Режимы работыотдельных элементов в системе электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий(ПП) взаимосвязаны. Согласованное действие всех этих элементов будет обеспеченолишь в случае, если важнейшие из них обладают устойчивыми операциями контроля иуправления, сосредоточенные в одном месте (диспетчерском пункте).
В простейшемслучае диспетчеризация управления может осуществляться с помощью телефонной связидиспетчера с обслуживающим персоналом удалённых объектов. При телефонной связидиспетчера с контрольными пунктами получается значительный промежуток времени смомента, требующего оперативного вмешательства до момента исполнения. Крометого, при диспетчеризации только посредством телефонной связи великавероятность неполучения или недостоверности информации.
Работа диспетчераоказывается болеё эффективной, если информация о режимах работы элементовсистемы автоматически приходит от приборов, установленных на диспетчерскихпунктах. Кроме того, сам диспетчер имеёт возможность изменить режим работыуправляемой системы, непосредственно посылая сигналы на контролируемые объекты.
Если контрольныхпунктов мало, а расстояние между диспетчерскими пунктами значительно, то можноиспользовать дистанционное управление. Для этого необходимо перенестиаппаратуру управления и сигнализации со щитов местного управления на центральныйдиспетчерский пункт (ЦДП) (Рис 1.1). В случаях большого расстояния междудиспетчерскими и контрольными пунктами необходимо использовать устройствателемеханики. Они не требуют постоянного дежурного персонала и позволяютиспользовать управляющую вычислительную машину.
Отдельной задачейАСУЭ является операция, выполненная с помощью технических средств ипрограммного обеспечения, в результате решения которой формируются либоотчетный документ, либо одно или серия однотипных сообщений обслуживающему персоналу.
Отдельная функцияАСУЭ – это совокупность задач, направленных на достижение общей цели управленияи объединённых единым критерием управления.
/>
Рис 1.1.Диспетчерская система управления СЭС
Телеуправление –управление положением или состоянием объектов методами и средствами телемеханики.Телеуправление предприятиями применяется тогда, когда это дает возможностьулучшить ведение режима и позволяет ускорить локализацию и ликвидацию аварии,нарушение и отклонение от нормальных режимов работы, если это невозможносделать с помощью местной автоматики.
Телесигнализация(ТС) – это получение информации о состоянии контролируемых и управляемыхобъектов, имеющих ряд возможных дискретных состояний. ТС должна обеспечиватьпередачу на пульт управления предупреждающих и аварийных сигналов, а такжеобеспечивать отображение состояние основных элементов СЭС на диспетчерскомпульте (и на щите), при этом должны предусматриваться следующие показатели:
— положение всех телеуправляемыхобъектов;
— положение крупных телеприёмников;
— положение нетелеуправляемыхвыключателей ВН на вводах;
— положение секционныхшинно-соединительных и обходных выключателей;
— положение силовых трансформаторов,находящихся в цехе.
Телеизмерения(ТИ) – должны обеспечивать возможность измерения основных параметров,отображающих работу системы и позволяющих правильно управлять ситуацией. Длятелеизмерений в АСУ-Электро рекомендуют выбирать:
— напряжение на головных шинах;
— напряжение на шинах пункта приёмаэлектроэнергии;
— ток на одном из концов линииподстанции;
— суммарную мощность, полученную ототдельных источников и т.д.
Телеизмерениятока и напряжения организуются по вызову, а мощности – по циклическому типу втечение суток. Телеизмерения интегральных параметров (ТИИ) обеспечиваютвозможность составления энергетических балансов. Кроме того, они используются постояннодля ввода результатов измерений в вычислительную информационную сеть.
Телеизмерениятекущих параметров (ТИТ) – должны обеспечивать диспетчеру возможность измеренияосновных электрических параметров, необходимых для управления системой ивосстановления её после аварии.
Телемеханизация(ТМ) должна обеспечивать:
— отображение на диспетчерском пультесостояний и основных элементов;
— передача на диспетчерский пультпредупреждающих и аварийных сигналов;
— управление основными элементамисистемы и т.п.
В качестветехнических средств ТМ используются проводные многоканальные телемеханическиеустройства заводского изготовления. В качестве первичной измерительнойаппаратуры в СЭС используются стандартные измерительные трансформаторы тока,имеющие на выходе ток 1 А или 5 А, и измерительные трансформаторы напряжения снапряжением измерительных обмоток 100 В, а также датчики для сбора различнойтехнической информации.
В связи спостоянным удорожанием потреблённой электроэнергии и необходимости модернизациипроизводственных мощностей (и их систем автоматизации) у промышленных предприятийвозникла необходимость в построении интегрированных решений, в разработкеавтоматизированных систем контроля и управления электропотребления (АСКУЭ),построенных с применением персональных ЭВМ.
1.2 СтруктураАСКУЭ, построенная с применением ПЭВМ
В числе главных проблем, возникающих при создании АСКУЭ предприятия — оптимальное разделение функций между универсальными и специализированнымисредствами. Это в конечном итоге определяет конкретный выбор техническихсредств, суммарные затраты на создание АСКУЭ, её эксплуатацию и достигаемуюэффективность.
Одна крайность при решении указанной проблемы заключается в перенесении почтивсех функций АСКУЭ на ЭВМ. Полная централизация сбора и обработки измерительныхданных на ЭВМ — приводит к уменьшению затрат на специализированноеоборудование, но одновременно и к увеличению затрат на кабели связи, снижению надёжностии живучести системы в целом, а также делает проблематичной её метрологическуюаттестацию. Другая крайность — построение АСКУЭ исключительно на базеспециализированных средств. В данном случае достигается экономия кабельнойпродукции, успешно решаются вопросы метрологической аттестации, обеспечиваетсядецентрализованный доступ к информации, но снижается эффективность АСКУЭ вцелом за счет ограничения функций систем в плане полноты накопления данных, ихобработки, отображения, документирования и анализа информации.
Оптимальный подход при создании АСКУЭ предприятия состоит в согласованномвыборе специализированных и универсальных средств с Учётом их функций. При этомтиповая структура централизованной АСКУЭ предприятия включает, какспециализированные системы, так и ПЭВМ (Рис. 1.2.). Устройства сбора и передачиданных (УСПД) выполнены в виде микропроцессорных средств и предназначены дляэкономии кабельной продукции, а также для контроля каналов связи. СтруктураАСКУЭ конкретных предприятий отличаются количеством и типом систем, средствамисвязи, но для всех АСКУЭ характерны взаимозависимость функций ПЭВМ и систем.
/>
Рис. 1.2. Типовая структурацентрализованной АСКУЭ
Современные специализированные информационно-измерительные системыавтоматизированного электроснабжения характеризуются определенным числомизмерительных каналов и групп учёта, а также списком штатных энергетических(мощность, расход) и сервисных (неработающие каналы, сбои питания и т.п.)параметров. В группу алгебраически суммируются данные определенныхизмерительных каналов одного вида учёта (точки учёта) в соответствии со схемой АСУ-Энергоконкретного предприятия. По соответствующей группе и (или) каналу система за определённыеинтервалы времени накапливает информацию о фактических расходах энергии илиэнергоносителей (электроэнергии, холодной и горячей воды, пара, газа, воздуха идр.).
Перечень интервалов накопления информации о расходах определяется:
1. Требованиямикоммерческого учёта в соответствии с действующими и перспективными тарифами;
2. Требованиямитехнического учёта, то есть задачами оперативного прогнозирования и управлениянагрузкой;
3. Требованиямиконтроля за показателями электроэнергии и т.п.
Поэтому диапазон интервалов содержит, как правило, интервалкраткосрочного накопления (1 — 3 мин), интервалы среднесрочного (30 мин, зоны исмены суток, сутки) и долгосрочного (неделя, декада, месяц, квартал, год)накоплений. Данные о расходах электроэнергии и энергоресурсов в указанных интервалахиспользуются помимо своего прямого назначения и для расчётов мощностей илиудельных расходов, а также могут быть использованы в контуре экономическогоэнергопотребления (в задачах АСКУЭ).
Основную информацию о процессах электропотребления предприятия получаютна основе изучения комплекса графиков и диаграмм, отражающих в интегральномвиде характер и динамику процессов на различных объектах (или их группах)системы электроснабжения предприятия. Указанные графики и диаграммы желательноиметь если не по каждой группе или каналу учёта, то по большинству точек учёта,причём в режиме сопоставления их друг с другом (например, суточный графикнагрузки нескольких цехов на фоне графика нагрузки предприятия в целом и т.п.)и с возможностью выбора за любой среднесрочный или долгосрочный интервал текущегогода.
Основным видом энергетических параметров для АСКУЭ являются не графикинагрузок, а текущие итоговые суммы расходов и мощностей. Поэтому сборинформации для вышеперечисленных графиков и её накопление (архивирование)являются задачами программного комплекса АСКУЭ верхнего уровня.
Периодичность процесса сбора данных в ПЭВМ с систем нижнего уровняопределяется, с одной стороны, срочностью решаемой задачи верхнего уровня, а сдругой — списком параметров систем. Для согласования времени принятия решенияна разных уровнях управления применяются промежуточные системычеловеко-машинного интерфейса (SCADA-системы).
Рассмотрим основную структуру диспетчерского управления и автоматизациисистемы электроснабжения.
1.3 Интегрированныесистемы управления и автоматизация СЭС
В современныхусловиях в электроэнергетике России (как и в других странах) происходит постепенноеслияние различных систем автоматизации: АСКУЭ, АСДУ и АСУ ТП, и создание на их базеинтегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ).
ИнтегрированныеАСУ – это логическое продолжение вертикальной интеграции АС на разных этапахпроизводства (потребления) электроэнергии. Основная цель создания таких систем –дальнейшеё повышение эффективности технических и программных средствавтоматизации и диспетчеризации СЭС для улучшения технико-экономическихпоказателей и повышения качества и надёжности электроснабжения ПП.
Реформированиеэлектроэнергетики России требует создания полномасштабных иерархических системуправления: автоматических систем измерения показателей электроэнергии (АСИЭ);автоматизированных систем учёта потребления и сбыта электроэнергии (АСУПСЭ), АСдиспетчерского управления (АСДУ), АС контроля и управления электропотреблением(АСКУЭ).
Основнаяособенность экономического метода управления – рассмотрение электропотреблениякак главного звена, управляющего рынком электроэнергии. Этот рынок, в своюочередь, представляет совокупность собственно технологического процесса (производства,передачи, распределения и потребления электроэнергии), учётно-финансовогопроцесса электропотребления, а также политических процессов в государстве иобществе. Эти факторы должны являться основой для создания и развития рынкаэлектроэнергии в России. Причём функционирование такого рынка не возможно безсоздания интегрированной системы управления электропотреблением на базе системАСИЭ, АСУПСЭ, АСДУ и АСКУЭ. При этом возникает необходимость чётко разграничитьфункции указанных систем в рамках единой системы управления энергопотреблением.
Интегрированнаясистема управления электропотреблением в условиях рынка должна охватывать всеуровни и стадии управления от производства до реализации — от физическихпотоков электрической энергии до финансовых и экономических показателейэлектропотребления (табл.1.1).
Управление накаждом уровне должно осуществляться соответствующими системами, что обусловленоспецификой выполняемых ими функций (в зависимости от стадии управления) инаходит подтверждение в теории и практике создания большихинформационно-управляющих систем.
В рамкахинтегрированной системы АСКУЭ должны быть задействованы различные пофункциональному назначению технологические системы, образующие иерархиюэкономического управления электропотреблением.
Такая единая системаАСКУЭ поможет реализовать управление электропотреблением экономическим методом:
— долгосрочное и краткосрочное планирование режимов(кривой) потребления — на основе экономических параметров электропотребленияпотребителей и поставщиков (от АСУПСЭ) и действующей системы тарифов наэлектроэнергию (отражающей внешнеё, косвенное, воздействие на управлениепотреблением);
— контроль режимов электропотребления — по параметрампотребления, используемым для расчётов с потребителями (от АСИЭ);
— принятие управленческих решений по регулированиюпотребления и доведение их до системы управления производством и распределениемэнергии.
Таблица 1.1. Структура(иерархия) управления электропотреблением Уровни управления Стадии управления 1. Внешний (старший) уровень управления. 1. Директивное и косвенное управление. 2. Уровень экономики. 2. Управление (планирование и контроль) экономическим методом. 3. Уровень потребления. 3. Учёт (накопление) экономических параметров для расчёта с потребителями. 4. Уровень присоединения. 4. Измерение (контроль) параметров для расчёта с потребителями. 5. Уровень процесса. 5. Измерение (контроль) технических параметров.
 
Система АСДУосуществляет управление на технологическом уровне (уровне процесса и уровне присоединения).Её основными функциями являются:
— управление и регулирование потреблением на основе исполнениякоманд системы экономического управления (АСКУЭ) либо посредством исполнениядиректив внешнего уровня;
— обеспечение надёжного электроснабжения посредствомавтоматического измерения (контроля) технических параметров электроэнергии (/,U. W, Р) и автоматической коммутации цепей и генерирующих мощностей либопосредством исполнения старшего директивного уровня управления.
Система АСУПСЭ выполняет функции:
— учёт и накопление экономических параметров потребления- потреблённой энергии и мощности; соответствующих им стоимости и фактическойоплаты;
— взаиморасчёты через выставление платежей непосредственнос поставщиками и потребителями, а также с финансовыми учреждениями для контроляоплаты;
— подготовку исходной информации об экономическихпараметрах электропотребления со стороны потребителей и поставщиков дляпринятия решений.
Система АСИЭосуществляет измерение и контроль параметров электропотребления для расчётов спотребителями (потреблённой энергии и мощности).
Распределениеподобным образом функций (рис.1.3) между системами АСИЭ, АСУПСЭ, АСКУЭ и АСДУпозволяет создать контур управления, замкнутый на верхнем уровне экономическогоуправления потребления и производства электроэнергии. Благодаря этому можнообеспечить оптимальное управление электропотреблением, в наибольшей степениучитывающеё (балансирующеё) интересы производителей и потребителей в условияхформирующегося рынка электроэнергии.
АСИЭ выполняетизмерение параметров энергопотребления в точках присоединения потребителей ипоставщиков. АСУПСЭ осуществляет преобразование и группировку параметровпотребления электроэнергии в экономические параметры конкретных потребителей ипоставщиков, выставление счетов и контроль оплаты, их Учёт (накопление) ианализ.
АСДУ являетсяисполнительным органом, осуществляющим непосредственное управление (по командамсистемы управления экономического уровня) коммутацией цепей и генерациеймощностей, т.е. на уровнях процесса и присоединений.
/>
Рис. 1.3 Структурная схема функционального взаимодействияАСИЭ, АСУПСЭ, АСДУ и АСКУЭ при управлении процессом энергопотребления
АСКУЭ должна выполнятьодновременно две функции:
— оперативный контроль и управление по выдерживаниюзаданного режима (кривой) потребления;
— формирование нового оптимального режима потребления наоснове фактических экономических параметров потребления и тарифов наэлектроэнергию, а при необходимости — управление переходом на новый режимпотребления.
Следует отметить,что рекомендуемые «ЕЭС России» автоматизированные системы контроля и учётаэлектроэнергии (или контроля, учёта и управления энергопотреблением) можноструктурировать как совокупность систем АСИЭ, АСУПСЭ и АСДУ. Тогда их внедрениеможно и нужно рассматривать как этап внедрения интегрированной системыэкономического управления энергопотреблением (АСУ-Энерго).
Интегрированныеорганизационно-технологические АСУ энергосистемами создаются на базефункционирующих АСУ как естественное их развитие и характеризуются рядомособенностей, в частности наличием: многомашинного оперативного информационногоуправляющего комплекса (ОИУК); системой сбора оперативно-диспетчерской иорганизационно-экономической информации; разветвлённой сетью периферийныхпунктов сбора и обработки информации; АСУ различного назначения,автоматизированных систем диспетчерского (АСДУ) и организационно-экономическогоуправления (АСОУ), АСУ технологическими процессами, АСУ энергетическими компаниямии предприятиями.
К объективнымтрудностям создания такой единой системы АСКУЭ можно отнести продолжающийсяпроцесс реформирования электроэнергетики, только формирующийся рынокэлектроэнергии, недостаточность правовой базы и отсутствие достаточныхинвестиций в отрасль.

2. Задачи автоматизированной системы диспетчерского управленияэнергосистемой
Задачиоперативного контроля и управления решаются в ходе процесса на различныхвременных интервалах, осуществляют сбор данных из каналов связи с объектами,обеспечивают создание и ведение баз данных реального времени и являютсяпоставщиком информации для технологических задач и задач автоматическогоуправления. Технологические задачи решаются на основе обработки и анализа данныхреального времени и данных из ИБД. В комплексе АСДУ в режиме on–line на единой информационной базе должны быть реализованы функции ОИК (SCADA) и режимно–технологических задачоперативного управления, полностью адаптированные к особенностям и условиям России.Задачи автоматического управления решаются на основе обработки и анализа данныхреального времени.
В качествеисточника информации для АСДУ могут использоваться: ручной ввод параметров;устройства телемеханики и РЗА; комплексы АСУТП электростанций и подстанций;системы учёта электрической энергии; интегрированная база данныхэнергопредприятий
2.1 Задачи оперативного контроля иуправления(1 группа)
Задачиоперативного управления решаются на базе программно–технических средствоперативно–информационного управляющего комплекса (ОИУК) в рамках двухподсистем: иформационно–управляющей (ИУП) и информационно–вычислительной (ИВП).Основным назначением ИУП является сбор, первичная обработка и отображениеинформации о текущем режиме, а также контроль допустимости режима и состоянияэлементов энергооборудования. В задачи ИВП входят болеё сложные вычислительныефункции, обеспечивающие помощь оперативному персоналу с расчётом допустимостинормальных и послеаварийных режимов, ремонтных заявок, коммутационныхпереключений, оценку состояния работы электрических, тепловых сетей иэлектростанций, определение расстояния до места повреждения, оперативныйпрогноз нагрузок и контроль за потреблением энергии и мощности, расчёт и оптимизациюэлектрических и тепловых режимов в реальном времени, диагностику основногооборудования. В части обработки телеинформации должны решаться задачи:
– приёмателеизмерений и телесигналов по каналам связи, контроль достоверности,восстановление недостоверных данных, расчёт интегралов, осреднение, контрольпределов;
– архивирования;
– контролясостояния системы сбора информации и формирование статистических данных оработе отдельных элементов системы сбора;
– управлениядиспетчерским щитом;
– ретрансляциителеинформации на другие уровни управления.
В частидиспетчерской ведомости должны решаться задачи:
– переносателеизмеряемых данных в архивы и ведомости;
– переносаинтегральных и осредняемых значений телеизмерений в архивы и ведомости;
– приёма и передачиданных по каналам межуровневого обмена;
– уточняющего расчётаданных диспетчерской ведомости;
– формирования отчётныхдокументов требуемой структуры.
 
2.2Технологические задачи (2 группа)
Технологическиезадачи решаются в рамках подсистем:
– технологическихзадач диспетчерского управления;
– планированиярежимов.
В подсистемутехнологических задач диспетчерского управления входят задачи автоматизациифункций диспетчерского персонала:
– формирование иведение оперативной расчётной схемы электрической и тепловой сети;
– ведениеоперативного журнала диспетчера;
– ведениеоперативной документации;
–автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок;
В подсистемупланирования режимов входят задачи:
– прогнознагрузок на характерные периоды;
– оценка режимныхпоследствий ввода в работу новых объектов и подключёния их к электрическим итепловым сетям;
– разработка икорректировка нормальных и ремонтных режимов работы оборудования;
– расчёт потерьэнергии в электрических сетях и на электростанциях,
– анализ ипрогноз надёжности, качества электроснабжения;
– расчёт удельныхрасходов топлива и себестоимости выработки энергии на электростанциях.
Режимно–технологическиезадачи оперативного управления включают:
– отслеживаниесостояния топологии электрической сети энергосистемы по данным ТИ и ТС;
– контрольправильности работы телеизмерительной системы на основе сравнения фактических иоценённых значений телеизмеряемых режимных параметров;
– оценку надёжноститекущих режимов и выдача рекомендаций по её повышению;
– оптимизациютекущих электрических режимов энергосистемы и выдача рекомендаций по снижениюпотерь активной мощности;
– внутрисуточнуюкоррекцию режимов энергосистемы по активной мощности;
– возможностьпроведения проверочных расчётов режимов на основе реальных данных с цельюоценки допустимости тех или иных решений, принимаемых диспетчером;
– возможностьпроведения обучения диспетчерского персонала на основе данных реального времени.
В областьрежимно–технологических задач краткосрочного планирования входят:
– краткосрочныйпрогноз суммарной нагрузки энергосистемы и её 'районов на основе фактическихнагрузок, хранящихся в диспетчерской ведомости:
– расчёткраткосрочного баланса мощности энергосистемы;
– оптимальноераспределение нагрузки между электростанциями энергосистемы;
– формирование расчётнойсхемы и нагрузок узлов для краткосрочного планирования электрических режимовэнергосистемы;
– расчёт иоптимизация краткосрочных электрических режимов энергосистемы исходя изминимума потерь и соблюдения заданных ограничений;
– оценка режимнойнадёжности сформированных краткосрочных режимов энергосистемы;
– определениеплановых краткосрочных значений технико–экономических показателей работыэнергосистемы;
– обработка идостоверизация контрольных замеров;
– определениестатических характеристик нагрузок;
– прогнознагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;
– расчёт плавкихвставок предохранителей, устанавливаемых на трансформаторах;
– оценка режимныхпоследствий ввода в работу новых объектов и подключёния их к электрическимсетям;
– разработка икорректировка нормальной и ремонтной схем сетей;
– разработкатиповых ремонтных схем;
– расчёт, анализи прогноз надёжности схем электроснабжения;
– расчёт, анализи прогноз качества электроэнергии в электрических сетях;
– расчёт, анализ,нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях.
2.3 Задачи автоматического управления(3 группа)
К таким задачам относятся:
– автоматическоеуправление энергоагрегатами (котел, турбина, генератор и т.д.);
– автоматическое управлениесредствами регулирования напряжения и реактивной мощности;
– автоматическоеуправление средствами первичной коммутации для локализации аварий ивосстановления электроснабжения (автоматическое повторное включение (АПВ),автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматический ввод резерва (АВР),автоматическое секционирование электрических сетей и т.п.);
– автоматическоеуправление средствами первичной коммутации для оптимизации установившихсярежимов электрических сетей;
– релейная защитаэлектрических сетей.
Особенностью этойгруппы задач является решение их соответствующими устройствами (как локальными,так и АСУ ТП) автоматически, без участия человека.
2.4 Задачи АСКУЭ (4 группа)
Подсистема АСДУдолжна быть развёрнута на всех уровнях:
– уровеньэнергосбыта;
– уровеньпредприятий электрических сетей (ПЭС) – отделение энергосбыта;
– уровень районовэлектрических сетей (РЭС) – участок энергосбыта;
– уровеньэнергообъектов (ТЭЦ и подстанции).
Функции и задачиАСКУЭ заключаются в формировании и передаче данных о выработанной и потреблённойэлектроэнергии, а также потреблении топлива для оперативного диспетчерскогоуправления (ОДУ) энергосистемой и для решения сбытовых задач.
АСКУЭ создаётсядля автоматизации расчётного и технического учёта производства и расходаэлектроэнергии на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации,контроля балансов мощности и энергии, контроля и управления режимамиэлектропотребления, а также управления нагрузкой потребителей. Автоматизацией учётаэлектропотребления решается проблема коммерческих расчётов за электроэнергию имощность по дифференцированным и многоставочным тарифам, а также проблемаполучения точных и достоверных балансов электроэнергии по энергообъектам ведином временном срезе.
В основусоздаваемых систем АСКУЭ положены следующие базовые принципы:
– исходнойинформацией для системы служат данные, получаемые от счётчиков расходаэлектроэнергии (уровень подстанций и станций);
– система создаётсякак расчётная, использующая для расчётного и технического учёта одни и те жекомплексы технических средств;
– сбор, первичнаяобработка, хранение и выдача в систему информации об электроэнергии и мощностина объектах осуществляется с помощью специализированныхинформационно–измерительных систем или устройств сбора и передачи данных(УСПД);
– информация обэлектроэнергии и мощности, образующаяся на энергообъектах и циркулирующая вАСКУЭ привязана к астрономическому времени или синхронизирована в пределахэнергообъекта;
– система сбора ипередачи информации АСКУЭ по возможности использует установленные системы связи.
 

3. Автоматизированная системадиспетчерского управления СЭС
3.1 Цели создания АСДУ
Автоматизированнаясистема диспетчерского и технологического управления (АСДУ) представляет собоймногоуровневый программно–технический комплекс, включающий средства сбораинформации, каналы связи, ПЭВМ и программы обработки. АСДУ позволяет:
– обеспечитьдиспетчерский и режимный персонал, энергоснаб, энергонадзор, руководствоэнергосистемы и предприятий сетей оперативной информацией о текущих прогнозныхи ретроспективных режимах;
– организоватьэффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;
– повыситьобоснованностьпринимаемых диспетчером решений;
– повыситькачество и надёжность электроснабжения потребителей;
– осуществлятьоперативный и ежесуточный контроль баланса мощности и электроэнергии и улучшитьпланирование внутрисуточных и текущих режимов;
– получитьмаксимальную прибыль за счет оптимального ведения режимов, экономии топлива иэлектроэнергии;
– внедрить вкратчайший срок в промышленную эксплуатацию самые современные средствавычислительной техники, а также прикладное программное обеспечение.
3.2 Принципы построения АСДУ
АСДУразрабатывается на основе следующих принципов:
– функциональнаяполнота – система должна обеспечивать выполнение всех функций, необходимых дляавтоматизации объектов управления;
– гибкостьструктуры – возможность достаточно быстрой настройки при изменяющихся условияхэксплуатации объекта управления;
– открытость –должна обеспечивать возможность присоединения к системе новых функций;
– живучесть –способность сохранять работоспособность системы при отказе её отдельныхэлементов;
– унификация –максимальное использование стандартного системотехнического программногообеспечения и совместимость системы с международными стандартами с целью егодальнейшего развития и включения в межуровневую региональную вычислительнуюсеть;
– распределённостьобработки информации в неоднородной вычислительной сети;
– отработкатиповых решений на «пилотных» проектах с последующим их применениемна других объектах;
– преемственностьпо отношению к эксплуатируемым в настоящеё время системам АСДУ энергосистемой,предусматривающая возможность совместной эксплуатации существующих устройствуправления на энергообъектах (телемеханики, релейной защиты и автоматики) ивнедряемых микропроцессорных систем, с последующей заменой устаревших устройств;
– информационнаясовместимость на разных уровнях управления.
3.3 Требования к аппаратным ипрограммным средствам АСДУ
АСДУ должнаудовлетворять следующим требованиям:
– использованиясовременных микропроцессорных терминалов и контроллеров с требуемой реакцией:электрические процессы – не болеё 1–5 мс, тепломеханические процессы – не болеё250 мс;
– возможностипередачи данных от контроллеров и устройств телемеханики с меткой времени (для расчётовбаланса энергии и мощности и регистрации аварийных процессов);
– повышенияскорости передачи данных по телемеханическим каналам;
– возможностииспользования стандартных промышленных контроллерных сетей и применение в этихсетях контроллеров;
– использованиястандартов Международной электротехнической комиссии (МЭК) и российских ГОСТов;
– использованиястандартных, локальных вычислительных сетей (ЛВС);
– использованиястандартных операционных систем, стандартной структуры реляционных баз данных;
– обеспечениятребуемой точности и реакции на события в нормальных и аварийных ситуациях.
АСДУ должна иметьоткрытую сетевую архитектуру, как в отношении конфигурации её оборудования, таки в отношении универсальности функциональных пакетов программ, чемобеспечивается высокая степень гибкости. Она строится на базе многопроцессорныхсистем управления, объединённых в локальные (ЛВС) и региональные (РВС)вычислительные сети, имеёт в своем составе мощные ЭВМ.
На всех уровняхАСДУ должна быть использована интегрированная база данных (ИБД), включающая SQL–совместимые базы данных и базыданных реального времени (БДРВ), реализующие единое информационное пространство.
ИБД должнаобеспечивать необходимую полноту, целостность и надёжность хранения информации.
3.4 Организационная и функциональнаяструктуры АСДУ
АСДУ — этосовокупность комплексов АСДУ ЦДП (центр. диспетч. пункта) АО-Энерго, АСДУ ПЭС иРЭС, АСУТП электростанций и подстанций, систем АСКУЭ, обменивающихсяинформацией по каналам телемеханики или через ЦКИ (центр коммутацииинформации). В соответствии с территориальным принципом обслуживания иуправления объектами АСДУ можно реализовать на трёх или четырёх уровняхуправления:
I. Уровень служби отделов АО-Энерго и энергосбыта (ЦДП, энергосбыт).
II. Уровеньпредприятий электрических сетей (ДП ПЭС, отделение энергосбыта).
III. Уровеньрайонов электрических и тепловых сетей (ДП РЭС, участок энергосбыта). Крупныепредприятия электрических сетей делятся на районы.
IV. Уровеньэнергообъектов (электростанция, подстанция).
Каждый уровеньАСДУ функционирует на базе локальных (ЛВС) либо региональных вычислительныхсетей, под управлением специализированных ЭВМ.
3.5 Задачи АСДУ
Задачи АСДУ, вобщем, должны быть аналогичными для всех энергопредприятий (за исключением Энергосбыта,где есть только задачи АСКУЭ). Это является одним из основных принципов построенияединой вертикали АСДУ АО-Энерго. В состав АСДУ входят следующие группы задач:
– задачиоперативного контроля и управления;
– технологическиезадачи;
– задачи автоматическогоуправления;
– задачи контроляи учёта электрической энергии.

4. Уровни построения АСДУ
4.1 АСДУ на уровне ЦДП энергосбыта энергосистемы
Комплекс можетбыть построен на основе модели «клиент–сервер» с использованиемследующих стандартов открытых систем:
–Ethernet;
–DECnet, IPX, TCP/IP;
– Windows NT (для рабочих станций и клиентскихрабочих мест на базе ПЭВМ).
В комплекс можетбыть включена поддержка распределённой SQL–базы данных (для задач АСДУ и ПХД).
В составтехнических средств, необходимых для функционирования комплекса, входят:
– два базовыхсервера АСДУ, которые выполняют функции оперативно–информационного комплекса иоперативного управления режимом;
– два серверасвязи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижними уровнями. Напервом этапе к этим серверам будут подключаться установленные в энергосистемеКП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижних уровней;
– клиентскаячасть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций;
–автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;
– вычислительнаясеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей;
–коммуникационнаясистема, обеспечивающая подключёние удалённых локальных вычислительных сетей покоммутируемым и выделенным каналам связи, для обеспечения обмена с АСУ РАОдругими АСУ данного уровня;
– контроллеруправления диспетчерским щитом. Реализация человеко–машинного интерфейса вкомплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ влокальной сети. Устанавливаются следующие АРМ:
– АРМ руководстваАО;
– АРМпользователей в службах и отделах (СРЗА, СТМиС, ОАСУ);
– АРМ диспетчеровпередающих (системообразующих) сетей;
– АРМ инженераЦДП по режимам.
Подсистема АСКУЭна уровне Энергосбыта выполняет следующие основные задачи:
– сбор данных обэлектроэнергии, и мощности для решения сбытовых задач;
– передача данныхоб электроэнергии и мощности в АСДУ ЦДЛ для решения технологических, режимных иинформационных задач;
– передачаобобщенных данных об электроэнергии и мощности в АСУ РАО.
Функции и задачисобственно АСКУЭ, включающие:
– оперативныйконтроль баланса мощности и электроэнергии по основным подстанциям, сетевымрайонам и в целом по ПЭС;
– оперативныйконтроль мощности, потребляемой крупными потребителями в часы максимумовнагрузок;
– текущийконтроль режимов электропотребления и договоров с потребителями;
– управлениенагрузкой потребителей с целью оптимального расходования энергоресурсов исоблюдения режимов электропотребления;
– статистический Учёти анализ режимов электропотребления.
Функциикоммерческого учёта электроэнергии и мощности, включающие:
– обеспечениесоответствующих подразделений энергосистемы информацией, необходимой длякоммерческих расчётов;
– оперативноеотслеживание условий выполнения заключенных контрактов на покупку (продажу)электроэнергии и мощности.
4.2 АСДУ на уровне ПЭС и РЭС
Уровень РЭС длямалых предприятий электрических сетей отсутствует. Функции, выполняемые АСДУПЭС и РЭС практически одинаковы. Оперативно–диспетчерское управление распределительнымисетями в ПЭС, с выделенными РЭС, децентрализовано.
АСДУ верхнегоуровня управления предприятия и района электрической сети создаётся на базерабочих мест отделов и служб ПЭС и РЭС в рамках локальной вычислительной сетина основе единого информационного обеспечения. На данном уровне реализуетсяинтеграции задач оперативного диспетчерского управления подсистем АСДУ ПЭС иРЭС.
Интеграция осуществляетсяпо двум направлениям:
– согласованнымрешением задач в каждой подсистеме АСДУ на различных уровнях иерархии – отэнергообъектов до ПЭС и РЭС;
– организациейвзаимодействия с разными подсистемами данного уровня (АСКУЭ, Электроснабжения).
На начальномэтапе рабочие места отделов и служб функционируют автономно. На последуюихэтапах интеграции и создания ЛВС информационное единство обеспечивается интегрированнойбазой данных (ИБД). При этом в отдельных случаях возможна автономная работанекоторых задач при условии согласованности информации.
На уровне АСДУПЭС и РЭС решаются следующие задачи:
– поинформационно–управляющей подсистеме (ИУП) – контроль и представление сетей,регистрация ТИ, ТС, дорасчёт и контроль параметров режима, накопление данныхреального времени, суточная ведомость, телеуправление;
– поинформационно–вычислительной подсистеме (ИВП) – достоверизация ТИ, ТС, оценкасостояния электрической сети, формирование и контроль баланса мощности иэнергии, оперативный расчёт и оптимизация режима распределительной сети, расчётпотерь мощности и энергии, и др.;
– потехнологическим задачам диспетчерского управления – формирование и ведениеоперативной схемы электрической сети, ведение оперативного журнала диспетчера,ведение оперативной документации, автоматизированное рассмотрение диспетчерскихзаявок, формирование и ведение базы данных бланков переключении;
– по подсистемепланирования режимов – обработка контрольных замеров, расчёт режимов сетей, расчётТКЗ, расчёт уставок защит, разработка ремонтных схем, прогноз нагрузок, анализи прогноз надёжности;
– по подсистемеавтоматического управления – автоматическое управление средствами регулированияи реактивной мощности, автоматическое управление средствами первичнойкоммутации (АПВ, АЧР, ЧАПВ, АВР и др.).
В составтехнических средств, необходимых для функционирования комплекса, входят:
– два базовыхсервера АСДУ, которые выполняют функции оперативно–информационного комплекса иоперативного управления режимом;
– два серверасвязи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижним и верхнимуровнями. На первом этапе к этим серверам будут подключаться установленные вэнергосистеме КП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижнихуровней;
– клиентскаячасть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций – автоматизированные рабочиеместа (АРМ) пользователей;
– вычислительнаясеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей;
–коммуникационная система, обеспечивающая подключёние удалённых локальныхвычислительных сетей по коммутируемым и выделенным каналам связи, дляобеспечения обмена с другими АСУ данного уровня;
– контроллеруправления диспетчерским щитом. Реализация человеко–машинного интерфейса вкомплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ влокальной сети. Предусматриваются следующие АРМ:
– АРМ руководстваПЭС и РЭС;
–АРМпользователей в службах и отделах;
– АРМ диспетчерараспределительной сети;
– АРМ инженера порежимам.
Подсистемы АСКУЭна уровне РЭС выполняет следующие основные задачи:
– сбор данных обэлектроэнергии и мощности;
– передача данныхоб электроэнергии и мощности в АСКУЭ Энергосбыта;
– передача данныхоб электроэнергии и мощности в АСДУ ПЭС и РЭС для решения технологических,режимных и информационных задач.
4.3 АСУТП электростанций и подстанций
АСУ ТП станций иподстанций выполняется на базе МП терминалов РЗА и программируемых контроллеров.Такая система управления должна обеспечивать:
– информационныефункции, которые включают сбор аналоговой и дискретной информации о режимных итехнологичеких параметрах оборудования;
– регистрациюсобытий и процессов в аварийных режимах;
– обработку,накопление, архивирование информации;
– ведение базыданных реального времени;
– отображениеграфической информации в виде схем, графиков и др.;
– функцииуправления, в том числе управление коммутационными аппаратами, регулирование идр.;
– диагностикуработы оборудования, определение ресурса работы, тепловизионный контроль и др.;
– диагностикутехнических средств АСУ ТП;
– приём ипередачу информации на разные уровни управления и смежные подсистемы (АСКУЭ);
– выполнениефункции релейной защиты и автоматики. Сочетание контроллеров и терминалов РЗАпозволяет создать гибкую систему АСУ ТП, имеющую различную конфигурацию иучитывающую особенности различных подстанций.
В составтехнических средств, необходимых для функционирования АСУ электростанций иподстанций, входят:
– базовый серверАСУ (на ТЭЦ – резервный), который выполняет функции оперативно–информационногокомплекса и оперативного управления режимом;
– два серверасвязи АСУ (на небольших подстанциях интегрирован с базовым сервером), которыйвыполняет коммуникационные функции с оборудованием нижнего уровня АСУ ТП,уровнем РЭС или ПЭС, другими АСУ данного уровня (АСКУЭ);
– клиентскаячасть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций – автоматизированные рабочиеместа (АРМ) пользователей;
– вычислительнаясеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей.
Рабочие местапользователей АСУ ТП станций и крупных подстанций с постоянным оперативнымперсоналом строятся на базе IBM–совместимых ПЭВМ, офисного или промышленного исполнения, работающихавтономно либо в составе ЛВС. На небольших подстанциях без персонала могутиспользоваться переносные ЭВМ.
Предусматриваютсяследующие АРМ:
– АРМпользователей в службах и отделах (СРЗА, СТМиС. ОАСУ);
– АРМоперативного дежурного персонала.
Подсистема АСКУЭна уровне станций и подстанций выполнена на базе счётчиков электроэнергии иустройств сбора и передачи данных (УСПД).
УСПД решаетследующие основные задачи:
– сбор данных обэлектроэнергии и мощности с счётчиков;
– передача данныхоб электроэнергии и мощности в АСКУЭ РЭС или ПЭС;
–передача данныхоб электроэнергии и мощности в АСУ станций и подстанций для решениятехнологических, режимных и информационных задач.
4.4 Унификация технических ипрограммных средств АСДУ
В настоящиймомент внедрение систем АСДУ ограничено, в основном, установкой автономныхтелемеханических комплексов разных производителей.
Резкое увеличениепотребности в информационном обеспечении всех служб электростанций иподстанций, РЭС, ПЭС и энергосистемы привело к необходимости заменыустановленных и внедрения новых подсистем АСДУ на всех уровнях – от уровня АСУТП подстанций до уровня АСДУ энергосистемы. Подсистемы АСДУ выполняющиеодинаковые управляющие функции (Электроснабжение, АСКУЭ) на всех уровнях должнывыполнять следующие требования:
– функциональной завершённости;
– гибкостиструктуры;
– открытости;
– преёмственности;
– информационнойсовместимости.
Такой подход квыбору единого базового программного обеспечения позволит:
– унифицироватьАСДУ уровня РЭС и ПЭС;
– унифицироватьАСУ уровня электростанций и подстанций;
– разработатьбиблиотеки программных модулей, расширяющих возможности базового комплекса;
– снизитьединичные затраты на разработку и внедрение АСДУ;
– организоватьцентрализованную поддержку внедрения и эксплуатации подсистем АСДУ.
Тесноевзаимодействие между подсистемами АСДУ необходимо для эффективной работы каждойиз них. Однако особенности базового инструментария и существенно отличающиесяпоказатели надёжности (в т.ч. готовности), делают нецелесообразной илизатрудняют реализацию всего комплекса АСДУ на основе однойпрограммно–аппаратной платформы. Важной задачей является обеспечение двунаправленногоинтерфейса между подсистемами на основе ПО промежуточного слоя (шлюзов),работающего на стандартных сетевых протоколах различного уровня, среди которыхможно выделить как сетевые версии Windows протоколов ОDВС, DDЕ, СОМ (ОLЕ), таки другие открытые протоколы, например, OPC.

5. Современные методыавтоматизации диспетчерских пунктов промышленных предприятий
5.1Инструментальное обеспечение систем диспетчерского управления
Построение системдиспетчерского управления как открытых систем, аппаратные средства ипрограммное обеспечение которых согласуется с международными стандартами,обеспечивает принятие наилучшего решения, удовлетворяющего как потребителей,так и производителей АСУ. Их отличительной особенностью является жесткая функционально-временнаясвязь с технологическим циклом (оборудованием) производства, передачи,распределения и потребления электроэнергии, которая и определяет подход ксозданию открытых АСКУЭ и АСДУ.
Основуархитектуры (платформы) рассматриваемых систем должны составлять базовоеизделие – система диспетчерского управления и сбора данных (СДУСД), а такжемодули прикладного программного обеспечения. Данный подход обеспечиваетмногообразие (масштабируемость) и гибкость (наращивание) при построении АСУ наединой платформе – от систем на базе однопользовательского персональногокомпьютера (РС) и диспетчерского щита с мнемосхемой (на небольших и средних подстанциях)до многопользовательских систем на основе специализированных серверов и рабочихстанций. В первом случае говорят об одноуровневой АСУ, во втором – двух- имногоуровневой архитектуре АСУ.
Архитектураоткрытых АСУ должна предусматривать чёткое разделение функций, реализуемыхотдельными серверами. При этом критичные ко времени функции можно реализоватьна двойном комплекте серверов (основном и резервном), в то время как менеёкритичные – на одинарных. Эта гибкая и эффективная схема резервирования вполной мере обеспечивает высокую надёжность функционирования АСУ.
Информация вСДУСД должна поступать через серверы сбора данных и серверы связи. Серверысбора данных сообщаются с локальными блоками управления (ЛБУ), устанавливаемымина подстанциях, а серверы связи – с другими центрами управления.
Для облегчениясоздания и изменения (расширения) СДУСД в соответствии с уникальными требованиямизаказчика программное обеспечение должно быть выполнено в виде отдельныхмодулей со стандартными интерфейсами. Современный уровень программирования предусматриваеториентацию на рабочие станции и серверы фирм «Sun» и «IBM»и такие производственные стандарты, как POSIX (для операционной системы UNIX),Х.25 и ТСР/IР (для сетевых коммуникаций), Ethernet (для локальных вычислительныхсетей), X Window System и OSF/Motif (для человеко-машинных интерфейсов ),ORACLE RDBMS C SQL2 (для работы сбазами данных ), ISO/OSI (для протоколов обмена), С++ и РАSCAL (для языковпрограммирования).
Использование воткрытых СДУСД высокопроизводительных рабочих станций и серверов, распределённыхкомпьютерных баз данных, а также разработка человеко-машинных интерфейсовобеспечивают наибольшеё удобство работы операторов и наилучшеё исполнение имифункциональных обязанностей, касающихся управления технологическим оборудованием.
/>
Рис. 5.1 Масштабируемаяархитектура СДУСД

Масштабируемая(расширяемая) архитектура открытых СДУСД предоставляет им возможности не толькособственного неограниченного роста (посредством добавления большого количестварабочих станций и серверов для поддержки сотен ЛБУ, сотен тысяч передающихцифровых и аналоговых точек и миллионов распределенных цифровых и аналоговыхточек), но и создания (развития) на их основе систем управления генерациейэнергии, управления энергией, управления распределением энергии и управлениянагрузкой (посредством добавления серверов и модулей программного обеспечения,реализующих соответствующие функции) (Рис. 5.1).
Чтобы добитьсяпоставленных задач, необходимо использовать для автоматизации систем управлениясовременные технологии и микропроцессорные средства автоматизации.
5.2 Микропроцессорныесредства автоматизации и диспетчеризации СЭС
 
5.2.1 Основные виды микропроцессорныхсредств автоматизации
Программно-аппаратнаяреализация системы автоматизации контроля и управления электроснабжения имеётряд особенностей, в первую очередь с позиции требуемой распределенности,быстродействия и параметров устройств связи с объектом.
Сложилось так,что сигналы выводились ото всех датчиков на щиты управления – блочные,групповые, местные. Там же размещались контрольно-измерительные приборы,устройства защиты, регуляторы, ключи управления. Соответственно и формироваласьструктура АСУТП, когда на щитах управления располагались программируемые контроллеры(Рис. 5.2), включая модули ввода – вывода устройств связи с объектом, и велосьцентрализованное управление основным и вспомогательным технологическимоборудованием. В последнеё время ситуация несколько меняется. Все чащеприменяется установка контроллеров, объединённых в локальную вычислительнуюсеть (ЛВС).
/>
Рис. 5.2. Контроллеры длясистем автоматизации
Устройстварелейной защиты и автоматики (РЗА), измерительные приборы и ключи управлениямаксимально приближены к объектам, т.е. находятся в самих распределительныхустройствах (РУ). В ряде случаев последние отстоят на сотни метров и даже накилометры от главных или центральных щитов управления. Для электрической частихарактерно такая идеология управления и регулирования, когда к централизованнымзадачам относятся, в основном, лишь автоматическое регулирование частоты имощности, групповое управление возбуждением генераторов и противоаварийнаяавтоматика, а устройства РЗА выполненные в виде отдельных локальных устройств.Следовательно, микропроцессорное устройство системы контроля и управленияэлектрической части должны иметь не только функциональную, но и территориальнуюраспределённость.
Программно-техническиекомплексы (ПТК) для тепловой части выпускают в мире десятки производителей.Имеются развёрнутые производства в России, в том числе и отечественныеразработки. Для электрической же части выбор ПТК, в составе которыхприсутствует полная гамма микропроцессорных устройств РЗА для электрическихсетей всех классов напряжения, ограничен. Даже на европейских рынках доминируютлишь четыре системы фирм ABB,GEC Alsthom, Merlin Gerin, Siemens.
Микропроцессорныеустройства РЗА хотя и являются многофункциональными, однако работают по жёсткойлогике. Помимо традиционных функций защиты, автоматических ввода резерва (АВР),повторного включения (АПВ) и частотной разгрузки (АЧР) они осуществляютрегистрацию и осциллографирование событий, измерение электрических величин, самодиагностику.В ряде случаев в них встроены блоки схем управления коммутационной аппаратурой.Объём информации снимаемый в цифровом коде с рассматриваемых устройств,представителен.
Другие задачиреализуются на базе иных программно-аппаратных средств с использованиемтехнологии открытых систем. Под понятием «открытая система»понимается совокупность таких свойств, как высокий уровень стандартизации,отсутствие патентного права, наличие значительного числа независимыхпоставщиков, процессорная независимость, масштабируемая производительность,широкий спектр приложений.
В структуре любоймикропроцессорной системы контроля и управления присутствуют следующие основныесоставляющие: программируемые контроллеры; операционные системы реальноговремени; средства программирования контроллеров; локальные вычислительные сети;средства человеко-машинного интерфейса. Глобальная тенденция такова, чтоперечисленные элементы системы разрабатываются различными, независимыми,специализированными производителями. В этом случае каждый элемент полностьюунифицируется. Рассмотрим возможности и характеристики PC- и PLC- контроллеров.
5.2.2 PC- контроллеры и их характеристики
Концепцияоткрытой модульной архитектуры контроллеров — OMAC (Open Modular ArchitectureControls) была выдвинута фирмой General Motors летом 1994 г. в документе, содержащем требования к контроллерам, использующимся в автомобильнойпромышленности.
СмыслOMAC-требований к контроллерам можно сформулировать в терминах, основные из которыхпредставлены в названии архитектуры:
·                  Open (открытая)архитектура, обеспечивающая интеграцию широко распространённого на рынкеаппаратного и программного обеспечения;
·                  Modular(модульная) архитектура, позволяющая использовать компоненты в режиме Plug& Play;
·                  Scaleable(масштабируемая) архитектура, позволяющая легко и эффективно изменятьконфигурацию для конкретных потребностей;
·                  Economical(экономичная) архитектура, обеспечивающая невысокую стоимость жизненного циклаконтроллерного оборудования;
·                  Maintainable(легко обслуживаемая) архитектура, выдерживающая напряженные условия работы вцехах и простая в ремонте и обслуживании (минимальное время простоя).
PC-контроллеры привлекаютсвоей открытостью, т. е. с возможностью применять в АСУ ТП самое современноеоборудование, только-только появившеёся на мировом рынке, причём оборудованиедля PC-контроллеров сейчас выпускают уже не десятки, а сотни производителей,что делает выбор уникально широким. Это очень важно, если учесть, чтомодернизация АСУ ТП идет поэтапно и занимает длительное время, иногда нескольколет.
Пользователь АСУТП уже не находится во власти одного производителя, который навязывает ему своюволю и заставляет применять только его технические решения, а сам может сделатьвыбор, применяя те подходы, которые в данный момент его больше всегоустраивают. Он может теперь применять в своих системах продукцию разных фирм,следя только, чтобы она соответствовала определенным международным илирегиональным стандартам.
Операционнаясистема контроллеров должна удовлетворять требованиям открытости. Спецификаусловий работы контроллеров требует, чтобы ОС поддерживала работу в режимереального времени, была компактна и имела возможность запуска из ПЗУ илифлэш-памяти.
ДляPC-контроллеров лучше всего подходит операционная система QNX (фирма QSSL,Канада). Прежде всего, это связано с тем, что её архитектура является открытой,модульной и легко модифицируемой. QNX может загружаться как из ПЗУ,флэш-памяти, так и с помощью удаленной загрузки по сети. Данная файловаясистема была разработана с Учётом обеспечения целостности данных приотключениях питания. Даже при форс-мажорном отключении питания вы лишьпотеряете некоторые данные из кэш-памяти, но файловая система не разрушится.После включения компьютера будет обеспечена нормальная работа системы. QNXподдерживает одновременную работу в сетях Ethernet, Arcnet, Serial и Token Ringи обеспечивает болеё чем один путь для коммуникации, а также балансировкунагрузки в сетях. Если кабель или сетевая плата выходят из строя и связьпрекращается, то система будет автоматически перенаправлять данные через другуюсеть. Это предоставляет пользователю автоматическую сетевую избыточность иувеличивает скорость и надёжность коммуникаций во всей системе.
Следует отметить,что PC-контроллеры болеё экономическивыгодны удобны, отличаются быстродействием, но пока не слишком надежны как PLC-контроллеры, на которыеориентируются большинство предприятий производителей АСКУЭ.
5.2.3 PLC- контроллеры и их характеристики
Роль контроллеровв АСУТП в основном выполняют PLC (Programmable Logic Controller — программируемые логические контроллеры) зарубежного и отечественногопроизводства. Наиболеё популярны в нашей стране PLC-контроллеры такихзарубежных производителей, как Allen-Braidly, Siemens, ABB, Modicon, и такиеотечественные модели, как «Ломиконт», «Ремиконт», Ш-711,«Микродат», «Эмикон».
Программируемыйлогический контроллер (PLC) — устройство, предназначенное для сбора,преобразования, обработки, хранения информации и выработки команд управления.Контроллер реализован на базе микропроцессорной техники и работает в локальныхи распределённых системах управления в реальном времени в соответствии снабором программ. На сегодняшний день PLC, благодаря своей универсальности,решают широчайший круг задач и могут применяться в любых отрасляхпромышленности, в энергетике, металлургии, медицине, транспорте, сельскомхозяйстве.
По функциональнымпризнакам в PLC можно выделить следующие элементы:
— центральныйпроцессор, предназначенный для выполнения команд (инструкций) управляющейпрограммы и обработки данных, размещённых в памяти;
— памятьконтроллера с жёстким распределением областей для размещения различных типовданных;
— модули ввода,обеспечивающие приём и первичное преобразование информации от датчиков объектауправления;
— модули вывода,предназначенные для выдачи управляющих сигналов на исполнительные устройстваобъекта управления.
Поконструктивному исполнению PLC могут быть:
— блочного типа;
— модульного типа.
В отличие отмножества существующих PLC, имеющих жесткую конфигурацию, модульная структура,позволяет гибко изменять конфигурацию, сокращать и наращивать число каналов В/В.Номенклатура модулей В/В перекрывает практически все потребности промышленнойавтоматизации. Это модули: дискретного ввода, дискретного вывода, релейноговыхода, цифроаналоговые преобразователи по напряжению и по току,аналого-цифровые преобразователи по напряжению и по току, частотные входы,последовательные интерфейсы. В модулях предусмотрена оптическая изоляциясистемной части от объекта. В модулях аналогового ввода есть встроенныесредства автокалибровки. Входы и выходы имеют защиту от перенапряжения икороткого замыкания. В модулях приняты меры по помехозащищённости.
В таких микропроцессорныхсистемах используются специальные модули ввода-вывода, имеющие с одной стороныинтерфейс с внутренней шиной контроллера, а с другой стороны — несколько(обычно кратно восьми) каналов для подключёния внешних сигналов. Несмотря наширокое распространение такого решения, у него есть недостатки. Главный из нихзаключается в том, что центральный процессор вынужден заниматься не толькозадачами управления и сетевого взаимодействия, но и ввода-вывода. Причёмалгоритмы работы с различными модулями ввода-вывода могут существенноотличаться друг от друга. Например, ряд модулей может использовать линиипрерывания, другие требуют дополнительной настройки контроллера прямого доступак памяти. В любом случае в такой системе должны присутствовать дополнительныепрограммные компоненты — драйверы модулей ввода вывода, специфичные для каждоготипа примененных модулей.
Таблица 5.1. Сравнительныедостоинства PLC- и PC-контроллеровPLC PC Установившаяся ценовая инфраструктура Низкая стоимость систем Hi-End класса Оптимизация аппаратуры и ОС под задачи управления Интегрированное видео Малое время загрузки Большие Объёмы памяти и ЗУ Высокая надёжность Internet-возможности «Горячие» замена-восстановление Интегрированная база данных SQL Интегрированные платы ввода-вывода, интегрированный ждущий таймер Широкий набор средств разработки и богатые средства ОС
Программируемыелогические контроллеры имеют по сравнению с РС контроллерами (Табл. 5.1.) рядпреимуществ: выполнение программ действительно в реальном времени, значительно упрощённаяархитектура (и как следствие повышенная надёжность), преемственность. Кнедостаткам можно отнести необходимость наличия специализированногопрограммного обеспечения и дополнительного обучения специалистов.
5.3 Обзоротечественных и зарубежных микропроцессорных средств автоматизации
На рынкемикропроцессорных средств автоматизации представлено множество контроллеров длясистем промышленной автоматизации.
PC-совместимыйпромышленный контроллер производства компания«Ниеншанц-Автоматика»(Россия) – «NZ-6000» (Рис. 5.3.).Контроллер предназначен для применения в отраслях, выдвигающих жесткиетребования к эксплуатации оборудования. Наиболеё удачно контроллер применяетсяв энергетике. В настоящеё время изделие нашло применение на объектах «Ленэнерго».
/>
Рис. 5.3. PC-совместимый промышленный контроллер NZ-6000
Рассмотримосновные технические параметры базовой модели. NZ-6000 имеёт ударопрочныйвлагонепроницаемый корпус со степенью защиты IP65, PC-совместимый встроенный компьютер,флеш-диск от 8 Мбайт, Ethernet, RS-485, слот для платы расширения PC-104, 4слота для плат цифрового В/В и носителей субмодулей, позволяющих измерять до 32каналов термопар, термосопротивлений, токовых или вольтовых сигналов.
Питаниеконтроллера осуществляется от постоянного напряжения 9-36 В. Возможно питаниеNZ-6000 от источника бесперебойного питания, что позволяет применять его внеобслуживаемых удалённых помещениях.
С точки зренияпрограммиста, NZ-6000 представляет собой не что иное, как обычный PC, поэтомупрограммировать его можно как с помощью традиционных языков программирования (C, Pascal, Basic и т.д.), так и с помощью языков логического программирования,например в ISaGRAF и ISaGRAF PRO.
Программируемые контроллерыфирмы Siemens — SIMATIC S7-300 (Рис. 5.4) — этомодульные процессоры для решения задач автоматизации низкой и средней степенисложности. Модульная конструкция, работа с естественным охлаждением,возможность построения распределенных структур управления, удобствообслуживания обеспечивают экономичность применения SIMATIC S7-300 при решенииширокого круга задач автоматизации.
/>
Рис.5.4 Программируемый контроллер SIMATIC S7-300
Основнымиобластями применения контроллеров SIMATIC S7-300 являются: системы управленияобщего назначения; автоматизированные измерительные установки; системыуправления электротехническим производством и другие.
Контроллер имеётмодульную конструкцию. Он включает в свой состав широкий спектр модулей самогоразнообразного назначения:
·                  - модулицентрального процессора. Для решения задач различного уровня сложности можетиспользоваться несколько типов центральных процессоров различнойпроизводительности, включая модели со встроенными входами-выходами исоответствующими функциями, а также модели со встроенным интерфейсомPROFIBUS-DP;
·                  - сигнальныемодули, используемые для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов;
·                  -коммуникационные процессоры для подключёния к сетям и PPI-соединений;
·                  - функциональныемодули для решения задач счета, позиционирования и автоматическогорегулирования.
К контроллеруможет быть централизованно подключёно максимум 1024 цифровых и 256 аналоговыхканалов. Используются новые Simatic Micro Memory Cards (MMC) ёмкостью до 8 MB,в качестве энергонезависимой памяти.
КонтроллерыSIMATIC S7-300 обладают широкими коммуникационными возможностями: наличиекоммуникационных процессоров для подключёния к сетям PROFIBUS, Industrial Ethernetи AS-интерфейсу; наличие коммуникационных процессоров для подключёния кPPI-интерфейсу; наличие в каждом центральном процессоре встроенного интерфейсаMPI (multipoint interface), позволяющего создавать простые и дешевые сетевыерешения для связи с программаторами, персональными ЭВМ, устройствамичеловеко-машинного интерфейса и т.д.
Контроллеры дляработы в стандартных промышленных сетях WAGO I/O серии 750 (Рис. 5.5.).КонтроллерWAGO I/O предназначен для организации удалённого сбора данных и управления наоснове различных промышленных сетей (Fieldbus). Система позволяет принимать ипередавать дискретные, аналоговые, числоимпульсные сигналы, а такжеобмениваться данными с различными специальными устройствами.
/>
Рис. 5.5. Контроллер для работы в промышленных сетях WAGOI/O 750
Разработчик можетподключиться к любой существующей промышленной сети выбрав соответствующийсетевой адаптер. При этом нет необходимости менять весь контроллер. Подключёниек различным промышленным сетям осуществляется путём применения соответствующихбазовых контроллеров, при этом состав модулей ввода-вывода может оставатьсянеизменным.
С другой стороны,пользователю предоставлена возможность максимально гибко изменять составканалов ввода-вывода за счет использования модулей, рассчитанных на подключёниечетырёх, двух или одного канала ввода-вывода.
Это даетзначительную экономию средств по сравнению с традиционными PLC имеющими, какправило, модули, рассчитанные на 16/8 каналов ввода-вывода за счет уменьшенияизбыточности системы.
В WAGO I/Oотсутствует традиционное для практически всех PLC объединительное шасси.Механическим соединителем для отдельных модулей ввода-вывода являетсястандартный монтажный DIN-рельс, а электрическим. надежные лепестковыеконтакты внутренней шины.
Базовыеконтроллеры могут быть пассивными и активными (программируемыми). Обычныйпассивный базовый контроллер выполняет две основные задачи:
·                  - организацияциклического обмена по внутренней магистрали между модулями ввода-вывода ивнутренним двухпортовым ОЗУ;
·                  - поддержаниесвязи по внешней промышленной сети с управляющим компьютером, передача в сеть(по запросу ведущего) данных из внутреннего ОЗУ и наоборот.
Загрузка программ может быть осуществленакак локально, через диагностический порт контроллера WAGO I/O, так идистанционно, по сети Fieldbus.
5.4 Микропроцессорные средстваавтоматики и диспетчеризации корпорации SchneiderElectric
5.4.1 Платформаавтоматизации ModiconQuantum
Контроллеры Quantum (Рис. 5.6) являютсяспециализированными компьютерными системами с возможностями цифровой обработкисигналов. Quantum — разработан на базе модульной,расширяемой архитектуры для задач управления в реальном времени в индустрии ипромышленности. При этом используются центральные процессоры (CPU), модули В/В (I/O) (и удалённыйВВОД/ВЫВОД серии 800), источники питания (PS), и монтажные платы.
/>
Рис. 5.6. Контроллер Modicon TSX Quantum 311 10
При разработкеконтроллеров серии Quantum сохранена полнаяпреемственность с семейством контроллеров Modicon 984. Кроме этого, для повышенияэффективности прикладных систем предусмотрен ряд усовершенствований, позволяющихулучшить функциональные возможности и снизить их общую стоимость. На рис. 5.7 показанпример типичной системы управления с использованием Quantum.
Все модули могутвставляться в любой слот монтажной панели. Ограничения по расположению модулейна монтажной панели из-за каких-либо условий конфигурации, за исключениеммодуля питания, отсутствуют. Для отображения состояния модулей при работе, наних имеются светодиодные индикаторы.

/>
Рис.5.7 Система управленияна базе контроллера Quantum
Можно применять«горячую» замену модулей (удаление/установка модулей без отключенияконтроллера). Разъёмы внешних подключёний при этом должны быть предварительно отсоединеныот модуля. Разъёмы внешних подключёний устанавливаются с лицевой стороны модуляВ/В.
Местная панельможет содержать до 14 модулей В/В. Сеть удалённого В/В (RIO) может поддерживать до 31подканала. Сеть RIO можетиспользовать одинарный или сдвоенный кабель передачи данных. Дублирование кабеляувеличивает надёжность связи в сетях RIO и позволяет продолжать работу даже когда один из кабелей вышел из строя.
CPU – это модуль центральногопроцессора Quantum, обязательно находится на местноймонтажной панели В/В. Процессор — это электронная вычислительная система,которая использует программируемую память для хранения внутри себя командпользователя. Эти команды используются для выполнения специальных функций типалогической обработки сигналов, изменения последовательности действий, измеренияинтервалов времени, осуществления связи и математических вычислений, а такжеуправления с помощью цифровых и аналоговых выходов для различных типовагрегатов и процессов.
Процессор Quantum обеспечивает управление местным,удаленным, и распределённым ВВОДОМ/ВЫВОДОМ системы. Модули В/В (I/O) Quantum — электрические преобразователи сигналов, которые преобразуют сигналы,вводимые от различных датчиков, таких, как концевые выключатели, различныепереключатели, датчики температуры, к уровням и формату сигналов, которые могутобрабатываться центральным процессором, и формируют выходные сигналы наисполнительные механизмы, например, соленоиды, приводы клапанов или задвижек идр.
Источники питанияиспользуются для обеспечения системным питанием всех модулей, установленных намонтажной панели, включая модули центрального процессора, модули интерфейса длясетевой передачи данных и модули В/В Quantum. В зависимости от конфигурации системы существуют следующие режимыиспользования источников питания:
·                  автономный;
·                  объединённый — для конфигураций, потребляющих больше, чем номинальный ток одного источника, наодной монтажной панели могут быть установлены два источника питания;
·                  дублированный — для конфигураций, где при функционировании системы требуется обеспечить еёбесперебойное питание. При этом используются два дублированных источникапитания.
Благодарямодульной архитектуре контроллера, масштабируемой от одиночного контроллера доглобальной системы автоматизации, он способен решать задачи на любом уровнеуправления предприятием.
5.4.2Платформа автоматизации Modicon Premium
Новый уровеньпроизводительности контроллеров Premium (рис. 5.8) — это сокращённый цикл обработки программ, а также большой объёмдиагностических и сервисных функций, обеспечивающих оптимальный уровень работыустановки. Прозрачная и распределённая архитектура платформы Premium позволяет свободно объединятьразличные компоненты систем автоматизации, производимые Schneider Electric.
/>/> 
Рис. 5.8 Контроллер Premium
Платформа Premiumобеспечивает наглядность и отличную читаемость приложений, позволяющиеоператорам реагировать максимально быстро на сложившуюся ситуацию. В контроллерепредусмотрено расширение памяти программ при помощи платы PCMCIA.
КонтроллерPremium благодаря своей модульной архитектуре может использоваться для созданиясистем автоматизации любой сложности, как самостоятельно, так и в сочетании сдругими контроллерами корпорации Schneider Electric.
Обзор показывает,что компания Modicon выпускает микропроцессорные средства автоматизации длялюбого уровня управления промышленным предприятием. В контроллерах сочетаетсягибкая модульная архитектура и мощные производительные возможности процессоров.
5.5 ПостроениеАСКУЭ ОАО «АВТОВАЗ»
Система передачии обработки информации АСКУЭ«Волжского автозавода» создана на основе ранеёустановленного комплекса (стелемеханическимкомплексом «Гранит»).«АвтоВАЗ»спроектировал и сертифицировал эту систему самостоятельно силами ДИС и ЭП, чтоэкономически целесообразно при наличии достаточного количестваквалифицированных специалистов в области информационных технологий.
/>
Рис. 5.9Блок-схема обмена информацией в существущей АСКУЭ ОАО«АвтоВАЗ»

6. Разработка автоматизированной системы диспетчерскогоконтроля жизнеобеспечения на базе контроллеров Continium
6.1Назначение системы диспетчерского контроля жизнеобеспечения на базеконтроллеров Continium
Другим способомавтоматизации диспетчерского пункта промышленного предприятия является созданиеединой службы диспетчерского контроля по всем жизненно важным направленияминженерного обеспечения производственного цикла предприятия, такими как:
·       управлениесистемами отопления, вентиляции, кондиционирования;
·       управлениесистемами освещения и энергоснабжения;
·       интеграцияохранных, пожарных систем, систем контроля доступа и CCTV;
·       интеграцияинженерного оборудования со встроенными контроллерами управления;
·       получение полнойинформации о работе всех систем зданий на предприятии.
Что позволитполучить следующие преимущества: контроль за событиями в зданиях предприятия,контроль за персоналом и посетителями, контроль за расходованием энергоресурсов- электроэнергия, тепло, вода, газ, контроль за планово-предупредительнымремонтом, интеграция в работу систем АСУТП, управление процессами с однойрабочей станции.
Выполнение этихзадач на одной рабочей станции возможно, если внедряемая система основываетсяна контроллерах семейства «Continium». Основныехарактеристики этой системы:
·       двухуровневая распределённаясистема управления;
·       до 4.000.000сетевых контроллеров на шине Ethernet;
·       интеграция спредыдущими семействами «Infinity» и «Eclipse»;
·       программауправления «Continuum Cyberstation» — графический интерфейс, Windows NT и SQL server;
·       открытая система;
·       интеграция любыхсистем, имеющих RS-232/485интерфейс;
·       встроенный языкпрограммирования «Plain English».
Система сбора иобработки информации в рамках системы диспетчерского учёта предназначена дляоперативного контроля потребления энергоресурсов и состояния технических средств:релейной защиты, противопожарной защиты, повышения оперативности управления иулучшения условий работы оперативного и ремонтного персонала. Совокупностьперечисленных функций, в конечном итоге, направлена на снижение материальных илюдских потерь от: перерасхода энергоресурсов, потребления некачественной электроэнергии,выхода из строя силового эл. оборудования, пожаров, утечки взрывоопасных иядовитых газов, хищений оборудования и кабеля.
6.2 Общиетребования к разрабатываемой системе
Система сбора иобработки информации (ССОИ) является системой верхнего уровня контроля иуправления распределённой сетью: электронных электросчётчиков, модулей DI-6 Continium, станций автоматической пожарнойсигнализации SecuriPro. Ихарактеризуется высокой степенью интеграции устройств подсистемы Continium, высокой информативностьюподсистемы и определяется большим количеством нестандартных конструктивных,функциональных и архитектурных особенностей оборудоваемого объекта (рис. 6.1). СтруктурноССОИ подразделяется на три части:
·                  ядро системы;
·                  аппаратныесредства обработки информации;
·                  программно-аппаратныесредства обработки, маршрутизации и передачи данных по выделенной локальнойвычислительной сети системы.
Ядро системывключает в себя общий сервер системы на базе персонального компьютера спрограммным обеспечением, обеспечивающим обмен и разделение информации отрабочих станций операторов и распределенных контроллеров системы. Также в ядросистемы входят автоматизированные рабочие места оперативных дежурных на базеперсональных компьютеров, на которые выводится вся необходимая информация иосуществляется управление системой либо частью её.
Аппаратныесредства обработки информации это сетевые контроллеры, предназначенные длясбора, обработки и хранения информации непосредственно от технических средствпротивопожарной защиты таких как:
·                  система обработкиинформации от электронных счётчиков электроэнергии;
·                  система сбораинформации от средств релейной защиты;
·                  системыавтоматической охранной и пожарной сигнализации;
·                  системыпожаротушения;
·                  системывентиляции;
·                  системыоповещения.
Программно-аппаратныесредства обработки, маршрутизации и передачи данных по выделенной локальнойвычислительной сети системы. Предназначены для распределения информационныхпотоков по выделенным линиям связи от распределенных подсистем автоматики, нацентральный пост оперативного наблюдения (рис. 6.2).

 /> 
Рис. 6.1 Локальная вычислительная сеть АСДУ, построенная набазе контроллеров «Continium»
/>
Рис. 6.2 Блок-схема обмена информацией в информационно — управляющейсистеме АСДУ

7. Линии и каналы связиССОИ
Для обменаинформацией между устройствами верхнего уровня системы предусмотреноиспользование вновь прокладываемых линий выполненных витой парой пятойкатегории. Прокладка осуществлена по предусмотренным лоткам, кабелеканалам, ителефонной канализации.
7.1 Аппаратнаяплатформа
Активноеоборудование выделенной локальной компьютерной сети взято от производителей LUCENT, Cisco, ZELAX. Серверы доступа DSL предназначены для построения выделенной IP-сети системы и должны иметь следующие характеристики:
·                  два слота и двапорта Ethernet;
·                  интегрированная IP-маршрутизация с поддержкой RIP, RIP 2 и OSPF;
·                  режимы Frame Relay и PPP;
·                  аутентификация иуправление услугами на базе RADIUS;
·                  поддержка PAP/CHAP;
·                  поддержка SNMP и управление Navis;
·                  различныетранковые интерфейсы DS3, OS3/STM-1, транковые каналы T1/E1;
·                  встроеннаяподдержка Ethernet 10/100 Mbit/s;
·                  поддержкабриджинга (802.3);
·                  поддержка L2TP, ATMP, PPTP;
·                  высокопроизводительнаяRISC-архитектура;
·                  поддержкамежсетевых экранов;
·                  линейные карты SDSL должны обеспечивать высокоскоростнойсетевой доступ и высокую плотность портов при малых габаритах;
·                  многоскоростнойдоступ на базе SDSL от 144Кбит/сдо 2,3 Мбит/с;
·                  гибкуюконфигурацию, карты SDSL на 8 и 16портов;
·                  высокую плотность– 1536 портов SDSL в стандартной 7-ми футовой стойке
·                  стандартнаясигнализация 2B1Q;
·                  совместимость склиентским оборудованием фирмы Lucent Technologies DSLPipe-S, HS, HST, HS1E.
В системе должен быть установлендополнительный сервер базы данных, работающий в режиме «горячего»резерва, при отказе основного сервера резервный должен быть подключёнавтоматически. База данных должна формироваться параллельно на обоих серверах.
7.2 Коммутаторы
Коммутаторы должны иметь следующиехарактеристики:
·                  не блокируемаяпроизводительность на всех портах, включая и гигабитные порты;
·                  коммутационнаяшина 8,8 Гбит/с и максимальная скорость коммутации
6,6 млн. пакетов в секунду;
·                  12-10 Base T/100 Base TX портов савтоматической подстройкой скорости, с полосой пропускания до 200 Мбит/с для индивидуальногопользователя, сервера или рабочей группы;
·                  работа постандартной медной кабельной системе 5-й категории на расстояние до 100 м;
·                  8 Мбайтная распределённаяархитектура памяти;
·                  наличие 16МБ DRAM памяти и 8 МБ флэш памяти;
·                  объединение полосыпропускания с использованием технологий FastEtherChanel Gigabit EtherChanel;
·                  поддержкапротокола 802.1Q для созданиявиртуальных локальных сетей на каждом порту.
·                  групповоеуправление через поддержку отслеживания протокола IGMP на аппаратном уровне.
7.3 Терминальныеустройства доступа
Терминальные устройства DSL доступадолжны представлять собой высокоскоростные SDSL модемы внешнего исполнения с функциямимаршрутизатора/моста для подключёния пользователей по одной паре проводов наскорости до 2,3 Мбит/с. Данный модем должен поддерживать PPP, MP, MP+,
Frame Relay, а также безопасность соединения с помощьюдополнительного программного обеспечения Secure Connect Firewall и шифрования. Дальность работы поодной паре до 6,5 км со скоростью 384 Кбит/с (жила 0,5 кв. мм).
Терминальные устройства доступадолжны обеспечивать:
·                  симметричнуюскорость передачи данных до 2,3, Мбит/с;
·                  технологию садаптивной скоростью;
·                  поддерживатьрасстояния до 6,3 км. При 384 Кбит/с.
·                  одновременнуюмаршрутизацию и бриджинг- протокол PPP, MP, MP+, Frame Relay;
·                  полнофункциональноеобеспечение безопасности с возможностью установки межсетевого экрана Secure Connect (дополнительно) и шифрования;
·                  режим Plug-and-play;
·                  полнофункциональныймониторинг и контроль над коммутируемыми и выделенными сетями доступа.

7.4Активное оборудование системы Continuum (AndoverControls)
Сервер базы данных предназначен дляобработки всей поступающей информации от сети распределенных контроллеров,записи её в SQL базу данных системы и хранения навстроенных носителях. Срок хранения базы данных определяется администраторомсистемы.
В системе должен быть предусмотрендополнительный сервер базы данных, работающий в режиме «горячего»резерва, и при отказе основного сервера. Дополнительный сервер должен быть подключёнк системе автоматически, без вмешательства администратора системы. Дляпредотвращения утери информации, хранящейся в базе данных в составе серверанеобходимо предусмотреть аппаратные средства резервного копирования базыданных.
Минимальное требование к базовомупрограммному обеспечению:
·                  Windows2000 File Server-Service Pack не менеё 1;
·                  InternetExplorer 4.01;
·                  MS SQLServer 7, Service Pack не ниже 3;
·                  AMAPI-compliant E-mail server software.
Рабочие станцииоператоров с предустановленным программным обеспечением Continuum Cyberstation должны удовлетворять следующимтребованиям:
·                  контроль иуправление интеллектуальными объектами программным обеспечением на платформе Windows NT, с установленной кодовой страницей English(USA);
·                  интерфейс сходныйс Windows Explorer;
·                  встроенныефункции OLE;
·                  адресация до 4миллионов узлов сети Ethernet;
·                  совместимость соборудованием Infinity;
·                  графическое меню;
·                  иметь системушаблонов для сокращения времени конфигурации;
·                  пользовательскиеграфические панели, встроенная библиотека управления и модуль оперативнойпомощи;
·                  планировщик,система контроля и генерации отчетов, определяемые пользователем.
При восстановлениипитания контроллер автоматически, без вмешательства персонала, долженвосстановить все мониторные функции, возобновить работу согласно реальномувремени и восстанавливать статус и специальные процедуры, если это былопредусмотрено при инсталляции. Каждый контроллер должен быть оборудованустройством, гарантирующим сохранение в памяти в течение не менеё 48 часовпараметров, содержащих данные для восстановления после возобновления питания.
Модули DI-6 Continium предназначены для сбора и передачиинформации в локальную сеть о состоянии средств релейной защиты.
7.5Резервирование
В случае обрыва(короткого замыкания) на линиях связи:
·                  контроллер CX9900 4M-4-T — интерфейс SIB 71;
·                  терминальноеустройство DSL доступа DSL-HST-E – сервер доступа
(DSLMX-20 AC);
·                  сервер доступа (DSLMX-20 AC) –коммутатор WS –C2950-12.

/>
Рис.7.2 Схема резервирования данных управляющего уровня
Также в случае выхода из строяосновного коммуникационного порта сетевого контроллера CX99004M-4-T(COM 1), либо любого вышеперечисленногооборудования резервный коммуникационный порт, ближайшего по расположениюконтроллера CX9900 4M-4-T,автоматически принимает на себя программно-аппаратные функции вышедшего изстроя устройства по сбору, обработке и передаче данных на центральныйдиспетчерский пульт, с сохранением информации в базе данных (Рис. 7.2).
Переключение сосновного коммуникационного порта контроллера, на резервный коммуникационныйпорт ближайшего контроллера осуществляется автоматически программным путём.

8. Проектирование релейной защиты трансформатора 6/0,4 КВ
8.1 Выбор схемы защиты
Выбортрансформатора тока.
/> , (8.1)
/>
/> , (8.2)
По шкале токовнаходим ток для вычисления коэффициента трансформации:
/> ; />
8.2 Расчёт установок защит по току ипроверка чувствительности
Расчёт токовойотсечки трансформатора:
/> , (8.3)
/>
/> , (8.4)
/>
/> , (8.5)
/>
/> , (8.6)
Токовая отсечка почувствительности проходит.
8.3 Расчёт максимальной токовой защитытрансформатора
/> , (8.7)
/> , (8.8)
/>    /> , (8.9)
/> , (8.10)
Максимальнаятоковая защита по чувствительности к двухфазным к.з. – проходит.
/> , (8.11)
Максимальнаятоковая защита не обладает достаточной чувствительностью к однофазным короткимзамыканиям на стороне 0,4 кВ, поэтому устанавливают специальную токовую защитунулевой последовательности.

8.4 Расчёт специальной токовой защитынулевой последовательности на стороне 0,4 кВ
/> , (8.12)
/> , (8.13)
Защита работает свыдержкой времени меньше />.
/>
Рис. 8.1 Схемазащиты трансформатора 6/0,4 кВ

/>
/>
Рис. 8.2 Схемакомплекта защиты К3-22 (а) цепи переменного тока, (б) цепи оперативного тока,(в) цепи сигнализации
/>
Рис. 8.3 Схемавывода сигнала

9. Безопасность и экологичность
Важным моментом вкомплексе мероприятий направленных на совершенствование условий трудадиспетчера СЭС являются мероприятия по охране труда. Этим вопросам с каждымгодом уделяется все большеё внимание, т.к. забота о здоровье человека стала нетолько делом государственной важности, но и элементом конкуренции работодателейв вопросе привлечения кадров. Для успешного воплощения в жизнь всех мероприятийпо охране труда необходимы знания в области физиологии труда, которые позволяютправильно организовать процесс трудовой деятельности человека.
9.1          Опасные и вредныефакторы при работе с компьютером
Источниками вредногоизлучения являются дисплей и процессорный блок компьютера. В реальных условияхэлектромагнитные поля относительно невелики по уровню, существенно неоднородныв пространстве и нестационарны во времени. Одним из факторов, снижающих уровниэлектромагнитного поля, является хорошеё заземление.
В результатенеправильной осанки может развиться грыжа межпозвоночных дисков шейного илипоясничного отделов, перенапряжение мышцы шеи, плеча и грудной клетки.
При многочасовойработе с неправильной осанкой также могут быть признаки травмы запястья — ладони и запястья немеют, опухают, возникают боль и покалывание указательного исреднего пальцев.
В результатенеправильного положения руки при работе за компьютером может возникнуть синдром«теннисного локтя», который возникает в результате воспаления общегосухожилия мышц-разгибателей, расположенных около локтя.
Помещения, гдерасположены ПК, должны иметь естественное и искусственное освещение. Местноеосвещение не должно создавать бликов на поверхности экрана. В качествеисточников света при искусственном освещении должны применяться преимущественнолюминесцентные лампы типа ЛБ. Допускается применение ламп накаливания исветильников местного освещения. Применение светильников без рассеивателей иэкранирующих решеток не допускается.
Для обеспечениянормируемых значений в помещениях пользования ПК следует проводить чисткустекол оконных рам и светильников не реже двух раз в год и проводитьсвоевременную замену перегоревших ламп.
Рабочие места сПК по отношению к световым проёмам должны располагаться так, чтобы естественныйсвет падал сбоку, преимущественно слева. Расстояние между рабочими столами ивидеомониторами должно быть не менеё 2 м, а расстояние между боковымиповерхностями видеомониторов — не менеё 1,2м. Идеально ПК должны размещаться попериметру помещения. Площадь на одно рабочеё место с ВДТ должна составлять неменеё 6 кв.м.
Профессиональныепользователи ПК должны проходить обязательные (при приёме на работу) ипериодические медицинские осмотры. Женщин со времени установления беременностии в период кормления ребенка грудью к выполнению всех видов работ, связанных сиспользованием видео дисплейных терминалов, не допускают.
Снятию локальногоутомления, улучшению мозгового кровообращёния, снятию утомления с плечевогопояса и рук, с туловища и ног, глаз способствует комплекс физкультурных пауз.
9.2 Анализмикроклимата
Значительнымфизическим фактором является микроклимат рабочей зоны, особенно температура ивлажность воздуха. Человек постоянно находится в процессе тепловоговзаимодействия с окружающей средой. Исследования показывают, что высокаятемпература в сочетании с высокой влажностью воздуха оказывает большое влияниена работоспособность оператора. Увеличивается время реакции оператора ЭВМ,нарушается координация движений, резко увеличивается число ошибочных действий.Высокая температура на рабочем месте оператора отрицательно влияет напсихологические функции: понижается внимание, уменьшается Объём оперативнойпамяти, снижается способность к ассоциациям.
В конторскихпомещениях чаще всего бывает пониженная влажность воздуха. Зимой из-за системцентрального отопления, а летом — из-за применения кондиционеров ивентиляторов. Пониженная влажность воздуха отрицательно сказывается на состояниикожного покрова человека: кожа теряет влагу, становится сухой и шершавой. Припониженной влажности ощущается сухость во рту, появляется жажда.
Температура,относительная влажность и скорость движения воздуха влияют на теплообмен инеобходимо учитывать их комплексное воздействие. Нарушение теплообмена вызываеттепловую гипертермию, или перегрев. Температура тела в тяжелых случаяхдостигает выше 40-41С, наступает сильное потоотделение, значительно учащаетсяпульс, дыхание, появляется шум в ушах.
На рабочем местев помещении ДП поддерживается оптимальная температура. В зимнеё времятемпература воздуха 20-23С, а в летнеё время не должна превышать 25С. Постояннопроводится должная уборка. Помещение регулярно проветривается.
Оптимальные нормытемпературы, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зонепроизводственного помещения в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 приведены втаблице 9.1.

Таблица 9.1 Оптимальныенормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздухаПериод года Категория работы Температура, С Относительная влаж. воздуха, % Скорость движения воздуха, не болеё м/с Холодный и переходный легкая +20 — +23 60-40 0,2 Теплый легкая +22 — +25 60-40 0,2
9.3 Анализуровня шума на рабочем месте
С физиологическойточки зрения шумом является всякий нежелательный, неприятный для восприятиячеловека шум. Шум ухудшает условия труда, оказывая вредное воздействие наорганизм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходятнежелательные явления:
снижается остротазрения, слуха;
повышаетсякровяное давление;
понижаетсявнимание.
Сильныйпродолжительный шум может быть причиной функциональных измененийсердечно-сосудистой и нервной систем, что приводит к заболеваниям сердца иповышенной нервозности.
Характеристикойпостоянного шума на рабочих местах являются уровни звукового давления в Дб воктавных полосах со среднегеометрическими частотами 31.5, 63, 125, 250, 500,1000, 2000, 4000, 8000 Гц. Допустимым уровнем звукового давления в октавныхполосах частот, уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочем местеследует принимать данные из таблицы 9.2.

Таблица 9.2 Допустимыеуровни звукового давленияРабочее место Уровни звукового давления в дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами в Гц Уровни звука в эквивалентных уровнях звука в дБА 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 операторов, программистов 71 61 54 49 45 42 41 38 50
Таким образом,шум в помещениях ДП не превышает допустимого уровня.
9.4 Анализосвещения
Освещениерабочего места — важнейший фактор создания нормальных условий труда. Освещениюследует уделять особое внимание, так как при работе с монитором наибольшеёнапряжение получают глаза.
При организации освещениянеобходимо иметь в виду, что увеличение уровня освещённости приводит куменьшению контрастности изображения на дисплеё. В таких случаях выбирают источникиобщего освещения по их яркости и спектральному составу излучения.
Общаячувствительность зрительной системы увеличивается с увеличением уровня освещённостив помещении, но лишь до тех пор, пока увеличение освещённости не приводит кзначительному уменьшению контраста.
Для определения приёмлемогоуровня освещённости в помещении необходимо:
o       определитьтребуемый для операторов уровень освещённости лицевых панелей дисплеёв внешнимиисточниками света;
o       если требуемыйуровень освещённости не приёмлем для других операторов, работающих в данномпомещении, надо найти способ сохранения требуемого контраста изображениядругими средствами.
Рекомендуемыесоотношения яркостей в поле зрения следующие:
·       между экраном и документом 1:5 — 1:10;
·       между экраном и поверхностью рабочего стола 1:5;
·       между экраном и клавиатурой, а также между клавиатурой и документом- не болеё 1:3;
·       между экраном и окружающими поверхностями 1:3 — 1:10.
Местное освещениена рабочих местах операторов обеспечивается светильниками, устанавливаемыминепосредственно на рабочем столе, или на вертикальных панелях специальногооборудования с вмонтированными в него экранами видеотерминалов. Они должныиметь непросвечивающий отражатель и располагаться ниже или на уровне линиизрения операторов, чтобы не вызывать ослепления.
Если рабочеёместо находится рядом с окном, необходимо избегать того, чтобы терминал был обращёнв сторону окна. Его необходимо расположиться под прямым углом к нему, причёмэкран дисплея тоже был перпендикулярен оконному стеклу (исключаются блики наэкране).
Избавиться отбликов можно с помощью оконных штор, занавесок или жалюзи, которые позволяютограничивать световой поток, проходящий через окна. Чтобы избежать отражений,которые могут снизить чёткость восприятия, нельзя располагать рабочеё место прямопод источником верхнего света.
В помещении моегорабочего места здания ВЦ на окнах используются жалюзи совместно с занавесками.
Стена иликакая-либо другая поверхность позади компьютера должна быть освещена примернотакже как и экран. Необходимо остерегаться очень светлой или блестящей окраскина рабочем месте — она может стать источником причиняющих беспокойство отражений
В таблице 9.3приведены нормы проектирования естественного и искусственного освещения длятретьего разряда зрительной работы по СНиП II-4-710.

Таблица 9.3 Нормыестественного и искусственного освещения.Характеристика зрительной работы Максимальный Объём различения Искусственное освещение, лк Естественное освещение, КЕО % Комбиниро-ванное общеё верхнеё боковое очень высокой точности 0,15-0,3 1000 300 7 2,5
Кроме освещённости,большое влияние на деятельность оператора оказывает цвет окраски помещения испектральные характеристики используемого света. Рекомендуется, чтобы потолокотражал 80-90%, стены — 50-60%, пол — 15-30% падающего на них света. К тому жецвет обладает некоторым психологическим физиологическим действием. Например,тона «теплой» гаммы (красный, оранжевый, желтый) создают впечатлениебодрости, возбуждения, замедленного течения времени и ощущение тепла.«Холодные» тона (синий, зеленый, фиолетовый) создают впечатление покояи вызывают у человека ощущение прохлады. Предметы и поверхности, окрашенные в«холодные» цвета, кажутся меньше, чем окрашенные в «теплые»тона (при их одинаковой светлости) и как бы удаляются от смотрящего.
С осторожностьюследует применять сочетания различных тонов, так как одновременноеиспользование «теплых» и «холодных» тонов может вызватьсостояние растерянности и беспокойства.
Действие начеловека недостаточной освещённости рабочей зоны и пониженной контрастности.Неудовлетворительное освещение утомляет не только зрение, но и вызываетутомление всего организма в целом. Неправильное освещение часто является причинойтравматизма (плохо освещённые опасные зоны, слепящие лампы и блики от них).Резкие тени ухудшают или вызывают полную потерю ориентации работающих, а такжевызывают потерю чувствительности глазных нервов, что приводит к резкому ухудшениюзрения.

9.4.1 Расчётискусственного освещения
Имеются помещенияцентрального диспетчерского пункта, предназначенные для работы диспетчеров,размером:
длина 5 м;
ширина 4 м;
высота 2,5 м.
Потолок, пол истены окрашены краской. Метод светового потока сводится к определениюколичества светильников по следующей формуле:
N=(*Sп*К*Z)/ (F* *n)
где Енорм — нормируемая минимальная освещённость на рабочем месте, лк;
Енорм=400лк;
Sn — площадь производственного помещения, м2; S=20м2;
К — коэффициентзапаса светового потока, зависящий от степени загрязнения ламп, К=1.4,
Z – коэффициентминимальной освещённости, для люминесцентных ламп=z=1.1
F – световойпоток лампы, лм;
коэффициентиспользования светового потока ламп;
n – число ламп всветильнике, n=2.4;
коэффициентзатенения,=0.9
Индекс помещенияопределяется по формуле:
А и В — длина иширина помещения, м;
Нр — высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.
После подстановкиданных, находим индекс помещения:

i=(5*4) /(2*(5+4))=1.11
Коэффициентыотражения потолка и пола принимаем 0.75 и 0.50 соответственно.
В зависимости отиндекса помещения и коэффициентов отражения потолка и пола находим коэффициентиспользования светового потока по таблице.
Выбираем типлюминесцентных ламп низкого давления:
Лампа ЛТБ-20,световой поток 975 лм;
Лампа ЛТБ-30,световой поток 1720 лм;
Лампа ЛТБ-40,световой поток 3000 лм.
Подставив всезначения, найдем количество светильников:
N=(400*20*1.4*1.1)/(975*0.54*2.4*0.9)=10.8=11 шт;
N=(400*20*1.4*1.1)/(1720*0.54*2,4*0.9)=8.1=6 шт;
N=(400*20*1.4*1.1)/(3000*0.54*2.4*0.9)=3.52=4шт.
Из трёх вариантоввыбираем наиболеё экономичный.
Для определенияоптимального варианта надо рассчитать:
Руд =N*F/Sn
1. Руд =11*975/ 20=538.25
2. Руд =6*1720/ 20=516
3. Руд =4*3000/ 20=600
Следовательно,наиболеё экономичным будет вариант 2:
ЛТБ-30, и поэтомуконструктивно выбираем его.

9.5Статическое электричество
Электризация — это комплекс физических и химических процессов, приводящих к разделению впространстве зарядов противоположных знаков или к накоплению зарядов одногознака. ЭВМ может являться источником статического электричества. Электризуетсяповерхность дисплея, при прикосновении к которому может возникнутьэлектрическая искра. Вредное воздействие статического электрическогоэлектричества сказывается не только при непосредственном контакте с зарядом, нои за счет действия электрического поля, возникающего вокруг заряженной поверхности.
В исследованияхпоказано, что под действием статических полей экрана монитора ионы и частичкипыли приобретают положительный заряд и устремляются к ближайшему заземленномупредмету — обычно им оказывается лицо пользователя, и результатом может статьне проходящая сыпь. Однако с помощью хорошего фильтра можно почти полностьюосвободиться от статических полей.
При статическойэлектризации напряжение относительно земли достигает десятков, а иногда и сотентысяч вольт. Значения токов при этих явлениях составляют, как правило, долимикроампера (0.0001-1мА). Человек начинает ощущать ток величиной 0.6-1.5мА. ПоГОСТ 12.1.038-82 напряжение электрического тока не должно превышать 42В впомещениях без повышенной опасности, какими являются кабинеты кафедрыИнформатики ТГУ.
Таким образом,мероприятия по устранению или снижению повышенного уровня электромагнитныхизлучений в рабочей зоне должны быть направлены на предупреждение переоблученияперсонала путём увеличения расстояния между оператором и источником, сокращениепродолжительности работы в поле излучения, экранирование источника излучения.

9.6Электромагнитные излучения
Мониторы являютсяосновным источником различных видов излучений (электромагнитного,ионизирующего, неионизирующего) и статического электричества.Электронно-лучевая трубка (ЭЛТ) монитора является потенциальным источникомрентгеновского излучения.
Спектр излучениякомпьютерного монитора включает в себя рентгеновскую, ультрафиолетовую иинфракрасную области, а также широкий диапазон электромагнитных волн другихчастот. В ряде экспериментов было обнаружено, что электромагнитные поля счастотой 60 Гц (возникающие вокруг линий электропередач, видеодисплеёв и дажевнутренней электропроводки) могут инициировать биологические сдвиги (вплоть донарушения синтеза ДНК) в клетках животных. В отличие от рентгеновских лучейэлектромагнитные волны обладают необычным свойством: опасность их воздействиясовсем не обязательно уменьшается при снижении интенсивности облучения, определённыеэлектромагнитные поля действуют на клетки лишь при малых интенсивностяхизлучения или на конкретных частотах — в «окнах прозрачности».Источник высокого напряжения компьютера — строчный трансформатор — помещается взадней или боковой части терминала, уровень излучения со стороны задней панелидисплея выше, причём стенки корпуса не экранируют излучения. Поэтомупользователь должен находиться не ближе чем на 1.2 м от задних или боковыхповерхностей соседних терминалов.
По результатамизмерения электромагнитных излучений установлено, что максимальнаянапряженность электромагнитного поля на кожухе видеотерминала составляет 3.6В\м, однако в месте нахождения оператора её величина соответствует фоновомууровню (0.2-0.5 В\м); градиент электростатического поля на расстоянии 0.5м менеё300 В\см является в пределах допустимого.
На расстоянии 5см от экрана ВТ интенсивность электромагнитного излучения составляет 28-64В\м взависимости от типа прибора. Эти значения снижаются до 0.3-2.4 В\м нарасстоянии 30 см от экрана (минимальное расстояние глаз оператора до плоскостиэкрана).
Тем не менеё, в течениерабочего дня необходимо равномерно распределять и чередовать различную постепени напряженности нагрузку (ввод данных, редактирование программ, печатьдокументов или чтение информации с экрана). При этом непрерывная работа замонитором не должна превышать четырёх часов при 8 часовом рабочем дне, аколичество обрабатываемых символов (знаков) 30 тыс. за 4 часа работы.
Таким образом, прииспользовании вышеуказанной аппаратуры и соблюдении изложенных требованийусловия работы за дисплеём выполнены в соответствии с основными требованиямисанитарных норм и правил.
 
9.7 Электро- и пожаробезопасность
Для обеспеченияэлектробезопасности в помещении проверены следующие показатели:
·                  соответствиенапряжения в сети тому, на которое рассчитан ПК;
·                  наличие защитногозаземления;
·                  меры защиты отперепадов в сети.
Приборы,находящиеся в помещении работают от номинального напряжения 220 В. В нашемслучае применено заземление с изолированной нейтралью. Заземление выведено назаземляющий контур с сопротивлением 4 Ома. Заземление дисплеёв осуществляетсячерез системный блок ЭВМ.
Соединение ПК ссетью выполнено с помощью трёхжильного медного силового кабеля с вилкой,имеющей клеммы заземления. Все провода в рабочем помещении имеютхарактеристики, соответствующие токам и напряжениям в сети.
При эксплуатацииЭВМ возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:
·                  короткие замыкания;
·                  перегрузки;
·                  повышениепереходных сопротивлений в электрических контактах;
·                  перенапряжение;
·                  возникновениетоков утечки.

10. Расчёт экономической эффективности автоматизированнойсистемы централизованного диспетчерского управления электроснабжением
10.1 Основные показатели экономической эффективности
При разработкетехнико-экономического обоснования проекта АСДУ, важное значение имеёт решениео внедрении принципиально «новой» системы или о постепенномрасширение существующей «старой». Руководству предприятия,ответственному за развитие служб инженерного обеспечения, необходимо болеёшироко рассматривать вопросы интеграции этих служб и рассчитывать на болеёдолгосрочную перспективу. Это позволит: снизить производственные издержки,избавиться от вопросов технологической несовместимости оборудованияавтоматизации и диспетчеризации, обеспечить болеё эргономичные и благоприятныеусловия труда диспетчерским службам и персоналу. При этом необходимо рассматриватьболеё широкий спектр подбора активного оборудования, линий коммуникации,исполнительных устройств и программного обеспечения, связывая этот выбор свозможностью перспектив развития и экономической целесообразностью.
Основным критерием экономической эффективности разработки ивнедрения АСУ является рост прибыли промышленного предприятия на основе роста производительности коллективного труда и в основном за счет снижения затрат на производство продукции. В качествеколичественного выражения экономическойэффективности АСУ принимается годовая экономия от внедренияАСУ (Э год.), расчётный коэффициент затрат (Ер), срок окупаемости капитальных затрат (Т), годовойэкономический эффект (Э).
Величина годовой экономии рассчитывается по формуле:

/> , (10.1)
Где
/>, /> – годовой объём реализуемой продукциидо и после внедрения АСУ, млн.рублей;
/>, /> – затраты на рубль реализуемой продукции послевнедрения АСУ;
/> -прибыль от реализации продукции до внедрения АСУ, тыс. рублей;
/> — годовой прирост прибыли за счетснижения издержек производства, млн. рублей.
Годовойэкономический эффект определяется по формуле:
/>, (10.2)
где
/> - нормативныйкоэффициент экономической эффективности капитальных вложений в данной отрасли(в расчёте /> принять равным 0,33);
/> - капитальныевложения, связанные с созданием и внедрением АСУ.
Эффективностьзатрат определяется показателями:
/> ; /> , (10.3)

Внедрение системы считаетсядостаточно эффективным, если расчётный коэффициент (/>) затратравен или больше нормативного (/>), т.е.
/> ; /> , (10.4)
В автомобильной промышленности /> принять равным 0,3, следовательновнедрение системы эффективно, если
/> ; />
10.2     Определение капитальных затрат навнедрение первой очереди АСУЭ
Сумма капитальныхзатрат определяется следующим образом:
/> , (10.5)
где
/> - предпроизводственные затраты на проектированиеАСЦДУ;
/> - капиталовложения в технические средства системы.
/> включают в себя затраты на составление тех. задания, проектирование ивнедрение системы. Данные работы будут производиться силами работников завода спривлечением сторонних организаций. Трудозатраты работников завода должнысоставить:
·       на предпроектное обследование и составление тех. задания – 24человеко-месяцев;
·       на проектирование и внедрение – 216 человеко–месяцев.
Среднемесячная зарплата ИТР по заводу составляет 8462 руб.,процент отчислений на соцстрах с зарплаты равен 36,8. Отсюда трудозатратыработников завода на создание АСЦДУ составят:
/>
Затраты на привлечение сторонних организаций для разработкипроекта привязки технических средств, прокладки линий связи, выполнениенеобходимых НИР составят ориентировочно 5500 000 руб.
/> включает в себя затраты на приобретение, монтаж технических средствАСЦДУЭ, а также на строительство или реконструкцию помещения под размещениекомплекса технических средств (КТС) системы, т.к. под КТС выделяется готовоепомещение (ЦПД), не требующеё реконструкции, т.о. последние затраты в данномслучае равны нулю. Следовательно, />определится по формуле:
/> , (10.6)
где
/> -стоимость технических средств;
/> — затраты на транспортировку и монтаж техническихсредств.
/> согласнометодике определения экономической эффективности внедрения АСУП впредварительных расчётах принимается в размере 10% от стоимости техническихсредств, т.е. />= 0,1/>. /> включает в себя стоимость ЭВМ (/>), телемеханического комплекса (/>), датчиков (/>) и линий связи (/>).
/> согласноспецификации и ценника средств вычислительной техники составляет: />= 1300 тыс.руб.
/> согласно предварительного разброса КП и Объёмаснимаемой с объектов информации составляет: />= 300тыс.руб.
/> принимается обычно 30% от стоимости телемеханики,т.е. 90 тыс.руб.
/>
Согласно спецификации и ценникадатчиков величина
/>= 290000 руб.
Определяем />:
/>(10.7)
/> , (10.8)
Определениеэксплуатационных расходов АСЦДУЭ.
Эксплутационныерасходы АСЦДУЭ (/>) определяются поформуле:
/>, (10.9)
где
/> - расходы за год по зарплате иотчислениям на соцстрах персонала, занятого обслуживанием тех. средств системы,руб.;
/> - сумма годовых амортизационных отчисленийтехнических средств системы, руб.;
/> - расходматериалов и запчастей на текущий ремонт и содержание технических средств,руб.;
/> - стоимостьпотребляемой электроэнергии, руб.;
/> - прочиерасходы.
Для АСДУ требуется обслуживающего персонала 8 человек водну смену. Существующий комплекс телемеханики ТМЭ-I обслуживается персоналом вколичестве 8 человек в одну смену, т.е. обслуживающий персонал неувеличивается. Учитывая, что предполагается использование двух серверов при трёхсменномрежиме работы требуется 12 диспетчеров, 5 инж.электроников и 4 электромеханика5-го разряда. Расходы в год на зарплату обслуживающего персонала и отчисленияна соцстрах составляют:
/>
Норма амортизации средств АСУсоставляет 12%, т.е.
/>
Стоимость материалов и запчастей натекущий ремонт и содержание технических средств, исходя из опыта эксплуатациитехнических средств АСУ ВАЗа, составляет 1 — 1,5% от стоимости техническихсредств.
/>руб.
Стоимостьпотребляемой электроэнергии определяется исходя из установленной мощностиоборудования (/>= 10 кВт),годового фонда времени(Т=8760), тарифа за 1 кВт·час электроэнергии(/>=0,998 руб.) и коэффициентоминтенсивности использования мощности (В = 0,85, согласно отраслевой методикиопределения эффективности АСУП).

/>руб.
Стоимость прочих расходов складывается из стоимости затратна, содержание помещения (амортизационные расходы, расходы на освещение,отопление, уборку). Эти расходы не изменятся при внедрении АСЦДУЭ, т.к.технические средства будут установлены в зале ЦДП, где сейчас установлены ифункционируют тех. средства диспетчеризации.
Определим сумму эксплуатационных затрат:
/>руб.
10.3 Расчётгодовой экономии от внедрения АСЦДУЭ
Экономия от внедрения АСЦДУЭ будет за счет снижения издержек производства. Статьиэкономии рассмотрены ниже.
10.3.1 Экономия от снижения расходов энергоресурсов за счетвнедрения задачи управления расходом энергоресурсов
В решении данной задачи цель (экономия) будет достигатьсялишь в том случае, если производства будут, выполнять план по расходуэнергоресурсов, рассчитанный и скорректированный управляющей системой.
Следовательно, экономия энергоресурсов будет равна разностимежду этой запланированной величиной расхода и той фактической величиной,которая была бы без внедрения управляющей системы. Оценить эту разность можноуже сейчас, анализируя графики суточного потребления энергоресурсов в течениенескольких месяцев. Т.е. сравнивая фактический месячный расход с тем, которыйбы планировался, определим величину возможной экономии энергоресурсов.

/>
Рис. 10.1 График суточного потребленияэлектроэнергии ОАО «АвтоВАЗ»
Исходя из статистических данных о расходах энергоресурсовза 2001 и 2002 годы по заводу и производствам, и применяя описанный метод расчётаплана расходов энергоресурсов, рассчитаем план расхода заводом энергоресурсовкаждого вида.
На рис. 10.1 приведен график суточного потребленияэлектроэнергии заводом за февраль 2002 года (выходные дни в выборкеотсутствуют).
Выпуск продукции в течение суток в данном периодепрактически постоянен, следовательно, можно оперировать с данными расхода как сданными удельного расхода (Рис.10.1). Рассчитаем среднюю величину расходаэлектроэнергии:
/> , (10.10)
Где /> - величина расхода за /> - ные сутки.
Затем изстатистической выборки удаляем значение расхода, превышающие /> как значение, характеризующеёнеэффективную работу завода в данные сутки.
Рассчитаемплановую величину суточного расхода:
/> , (10.11)
где
/> -суточного расхода электроэнергии, не превышающеё />, />= 384 ;
/> - количествоуказанных значений.
Величина возможной экономииэлектроэнергии составляет от месячного расхода:
/>
Исследуя аналогичным образом графики потребления занесколько месяцев 2005 и 2006 годов и принимая во внимание то, что привнедрении задачи управления расходом АСЦДУЭ организуется только Учёт ипланирование по производствам, т.е. полностью реализовать полученный резерв в потребленииэнергоресурсов не удастся, получим следующие величины годовой экономкиэнергоресурсов:
·                  электроэнергия — 1%
·                  ХПВ — 2%
·                  ПВ — 2%
·                  дем. вода — 1,5%
·                  9° вода — 2%
·                  метан — 1,5%
·                  кислород — 2%
·                  ацетилен — 1,7%
·                  азот — 2,5%
·                  сжатый воздух — 3%
·                  углекислота — 2%
Пользуясь данными о годовых расходах и стоимости каждоговида энергоресурсов из таблицы 13, получим величины экономии за счет снижениярасхода каждого вида энергоресурсов. Итак, общая экономия за счет уменьшения расходаэнергоресурсов при внедрения задачи управления расходом составит 18048000 руб.
10.3.2 Экономия от снижения платы за нагрузку
При внедрении задачи управления нагрузками завод получитвозможность эффективно управлять нагрузками и ликвидировать превышение лимита.До настоящего момента времени завод не платил штрафа за превышение лимита, хотяфакты превышения были часто. В настоящем году за превышение лимита по нагрузкебудет введен десятикратный штраф. Но так как фактических штрафов в исследуемомпериоде не было, эффект будем рассчитывать только за счет уменьшения платы замаксимальную нагрузку.
Из анализа данных о величинах заявленных предприятиемнагрузок на квартал и фактических максимальных нагрузок следует, что за 1992год, завод превысил заявляемую нагрузку во втором квартале на 6,954 МВт, в третьем- на 4,1 МВт, в четвертом — на 8 МВт. Это повлекло к однократной доплате замаксимальную нагрузку в следующем размере:

/>
33,6 руб. — стоимость 1 кВт потребляемой мощности за год.
Зa nepвый квартал заводом было уплачено за 237 МВт,потреблено же было 233,2 МВт, т.е. за счет неточного заказа потери заводасоставили:
/>
При внедрении системы будет производиться болеё точныйзаказ максимальной мощности и ликвидироваться превышение лимита, таким образомэкономия за счет уменьшения платы за нагрузку составит:
/>руб.
Что в ценах 2006 г.примерно соответствует 17 млн.руб.
10.3.3 Экономияот снижения потерь в сетях электроснабжения и улучшения качества электроэнергии
Управление сетями электроснабжения на основе расчётарежимов системы электроснабжения ВАЗа позволит существенно сократить потериактивной мощности электроэнергии и обеспечить повышение качестваэксплутационных напряжений.
На основании отечественного и зарубежного опыта внедрениеоптимизационных методов управления сетями электроснабжения обеспечиваетсокращение потерь электроэнергии в электрической сети на уровне 0,3% от общегопотребления электроэнергии заводом.
В соответствии с указанным ожидаемый годовой эффект приожидаемом годовом потреблении электроэнергии Ргод =1326792 тыс.КВт/ч и стоимости 1 КВт·ч электроэнергии в размере:
/>=0.998 руб. КВт/ч составит:
/>руб., (10.12)
Кроме прямого экономического эффекта обеспечиваетсякосвенный эффект за счет повышения качества напряжения, что приводит кулучшению эксплутационных условий (снижение технологических ущербов),увеличению сроков службы и межремонтных циклов электрооборудования.
В связи с отсутствием в настоящеё время методики расчётауказанного экономического эффекта его ориентировочная величина /> обычно принимается в размерах 0,54% отобщего электропотребления, что составит:
/> руб.
10.3.4 Экономиятеплоэнергии
Пусконаладочным управлением было произведено обследованиесетей теплоснабжения и в техническом отчете управления пусконаладочных работ «Разработкамероприятий по наладке системы технологического теплоснабжения» данырекомендации по эксплуатации сетей теплоснабжения и рассчитана экономия теплапри выполнении этих мероприятий. Но данные мероприятия выполнимы при наличииинформации о потреблении теплоэнергии. Такую информацию можно будет получитьпри внедрении АСУДП.
Согласно указанному отчету экономия от снижения расходатепла составит:
/> руб.,

Где 216 руб.- стоимость 1 Гкал.
10.3.5 Экономияэлектроэнергии за счет эффективного управления компрессорами
Оценим величину экономии электроэнергии при управлениисистемой компрессоров. Рассчитаем расход электроэнергии на дросселирование приработе компрессоров в I и II смены за счет неравномерно потребления сжатого воздухапо заводу:
/>, где
/> -производительность компрессора;
60 мин –количество минут в часе;
16 ч. – времяработы двух смен;
300 дн. — количество дней в году(рабочих);
0,25 — коэффициент дросселирования (изпрактики эксплуатации);
2 шт. — количество компрессоров К-250, работающих в режиме дросселирования в I и IIсмены;
100 КВт.ч. — удельная норма расходаэлектроэнергии на 1000 />.
При внедрении системы коэффициент дросселирования долженснизиться в 2 раза. Тогда экономия электроэнергии составит:
/>руб.
10.3.6 Экономияот сокращения численности персонала
При внедрении АСУДП отпадает необходимость в обсчитываниидиаграммных лент группой расчёта. В настоящеё время указанная группа состоит из5 человек. Также можно сократить дежурный персонал ГПП, т.к. его основные функциибудут формализованы управляющей системой. Расчёт показывает возможностьсокращения 5 человек.
Экономия фонда заработной платы составит:
/> руб.,
где
10 — количествосокращаемого персонала;
7000 — средняямесячная заработная плата;
1,36 — значение коэффициентаотчисления на соцстрах.
Экономия по учитываемым статьямсоставит:
/> руб.
10.4      Расчёт годового экономическогоэффекта
Годовая экономияот внедрения АСЦДУА составит:
/> руб., (10.13)
Годовойэкономический эффект составит:
/>руб., (10.14)
Определим расчётныйкоэффициент затрат:
/> , (10.15)

Срок окупаемостисистемы будет равен:
/> года,
что меньше нормативного срока — 3,3 года, следовательноразработка и внедрение автоматизированной системы централизованногодиспетчерского управления завода эффективны.

Заключение
Будущеёпромышленного производства связано с необходимостью жесткого контроля над энергоресурсами,ограничением и снижением их доли в себестоимости продукции. Решение этих задачнеобходимо связывать с энергосбережением и внедрением новых технологийуправления предприятиями. Решительный шаг в этом направлении — это разработка ивнедрение интегрированных автоматизированных систем диспетчерского управления(АСДУ), которые включают в себя обеспечение жизнеобеспечения всегопромышленного предприятия. Рассмотренная в дипломной работе АСДУ промышленногопредприятия, построенная на базе контроллеров «Continium», даёт возможность повысить эффективностьуправления и комплексно решать задачи жизнеобеспечения.
Для организацииэффективного диспетчерского контроля можно рекомендовать к установкеинтегрированные системы управления промышленными объектами, что приведет кбольшей оперативности диспетчерских служб и болеё качественному обслуживаниюсистем жизнеобеспечения предприятия.

Литература
1.                Поспелов Г.Е. АСУи оптимизация режимов энергосистем. Минск: Энергия. 1979, 467 с., 2 экз.
2.                Гельман Г.А.Автоматизированные системы управления электроснабжением промышленныхпредприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1984.-255 с., 3 экз.
3.                В. С. СамсоновАвтоматизированные системы управления в энергетике. М. Высшая Школа, 1990. –400с., 2 экз.
4.                Власов Б.В.,Ковалёв А.П. Автоматизированные системы управления предприятиями массовогопроизводства. М.: Высшая школа. 1987, -423 с., 5 экз.
5.                Кустов А.А.Автоматизация управления рациональным электропотреблением. -Тольятти, 1990.–160 с., 20 экз.
6.                Соскин Э.А., КиреёваЗ.А. Автоматизация управления промышленным энергоснабжением. -М.:Энергоатомиздат, 1990.-384 с., 8 экз.
7.                Мукосеёв Ю.Л.Электроснабжение промышленных предприятий. -М.: Энергия, 1973.-584 с., 20 экз.
8.                Князевский Б.А.,Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. -М.: Высшая школа,1969.-510 с., 10 экз.
9.                Маликонов А.Г.Методы разработки автоматизированных систем управления. М.: Энергия. 1973, –300 с., 1 экз.
10.           Лифанов Е.И.Системное решение АСКУЭ для промышленного предриятия // Энергетик, 1999 г., № 4
11.           Алиев Т.М. Измерительнаятехника // Высшая школа, 1991 г.
12.           Правила техникибезопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. ГосэнергонадзорМинтопэнерго России, АОЗТ «Энергосервис», 1994 г.
13.           ПУЭ // Главгосэнергонадзор России, 2002 г.
14.           Правилаэксплуатации электроустановок потребителей // Главгосэнергонадзор России, 1997 г.
15.           Потребич А.А.,Шевцов В.И., Овчинникова Н.С. и др. Применение интегрированной системы длярешения задач АСУ ПЭС // Электрические станции, 1996 г., № 2
16.           AndoverControls.Continium Configuration // Andover Controls Corporation World Headquarters 300Brickstone Square Andover, Massachusetts 01810 USA
17.           SecuritonAG. SecuriStar Introduction // SecuriGroup Headquarters Zolikhofen Suiss
18.           Федосеёв,Релейная защита электрических систем // «Энергетика», Москва, 1976 г.
19.           Олифер В.Г.,Олифер Н.А. Компьютерные сети: принципы, технологии, протоколы. СПб.: Питер.2001, 668 с., 2 экз.
20.           Гук М. Аппаратныесредства локальных сетей. СПб: Питер. 2000, 570 с., 2 экз.
21.           Вендров А.М.Проектирование программного обеспечения экономических информационных систем.М.: Финансы и статистика. 2000, 470 с. 1 экз.