Автоматизированные системы управления энергоснабжением промышленных предприятий (Гельман Г.А.) (Z-Library) - Гельман Г.А.

Автор: Гельман Г.А.
Теги: организация производства управление экономика предприятий иудаизм электроэнергетика электротехника промышленные предприятия автоматизированные системы энергоснабжение издательство энергоатомиздат
Год: 1984
Похожие
Реконструкция промышленных предприятий
Электроснабжение промышленных предприятий
Текст
                    Г. А. ГЕЛЬМАН
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕМ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
1984
ББК 31.29
Г32
УДК 658:26.011.56
Рецейзент В. Н. Ч у х м а н
Гельман Г. А.
Г32 Автоматизированные системы управления энер-
госнабжением промышленных предприятий. — М.
Энергоатомиздат, 1984. — 256 с., ил.
В пер.: 95 к.
Рассматриваются теоретические вопросы построения автоматизиро-
ванных систем управления энергоснабжением (АСУЭ) промпредприя-
тий. Приведен анализ энергоснабжения как объекта автоматизнровай-
иого управления. Рассмотрены принципы построения, отдельные подси-
стемы, информационное и математическое обеспечение АСУЭ, а также
алгоритмы обработки информации и решения задач. Приведены данные
по основным техническим средствам АСУЭ, методика проектирования
и технико-экономическая эффективность АСУЭ.
Для инженерно-технических и научных работников, занимающихся
вопросами автоматизации энергоснабжения, а также студентов энер-
гетических и инженерно-экономических факультетов вузов.
2302050000-034	'	ББК 31.29
Г 051(01)-84	’	6П2.1
ГРИГОРИЙ АБРАМОВИЧ ГЕЛЬМАН
Автоматизированные системы управления энергоснабжением
промышленных предприятий
Редактор В. И. Корогодский
Редактор издательства И. А. Смо р ч ко в а
Художественный редактор Д< И. Чернышев
Технический редактор О. Д. Кузнецове
Корректор Н. А. Смирнове
ИБ № 2262
Сдано в набор 24.08.S3 Подписано в печать 04.11.83 Т-20860 Формат
84Х108’/з2 Бумага типографская № 3 Гарнитура литературная Печать вы-
сокая Усл. печ. л. 13.44 Усл. кр.-отт. 13,55 Уч.-изд. л. 15,16 Ти-
раж 9000 экз. Заказ 560 Цена 95 к. .
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Владимирская типография «Союзполиграфпрома» при Государственном коми-
тете по делам издательств, полиграфии- и киижиой торговли
600000, г. Владимир/ Октябрьский проспект, д. 7
© Энергоатомиздат, 1984
Предисловие
Совершенствование , промышленного произ-
водства в условиях строгой экономии топливно-
энергетических ресурсов, быстрое техническое
перевооружение промышленности на базе ком-
плексной автоматизации производственных про-
цессов невозможно без надежного энергоснабже-
ния предприятия, рациональной организации а
управления энергохозяйством.
Система энергоснабжения современного про-
мышленного предприятия имеет некоторые суще-
ственные отличия по сравнению с районными
энергетическими системами. Прежде всего она
характеризуется весьма тесными взаимными свя-
зями с основными и вспомогательными техноло-
гическими процессами, влиянием друг на друга
отдельных видов энергоснабжения, зависимостью
от состояния и режимов работы источников энер-
гии как собственных (ТЭЦ, котельные, компрес-
сорные станции), так и внешних (районные элек-
трические станции, городские ТЭЦ, водопровод
и др.). Имеют значение и относительно большие
расстояния между объектами энергохозяйства.
Высоконадежное, рациональное и экономичное
обеспечение промышленных потребителей необ-
ходимыми видами энергии, учитывающее кон-
кретные технологические и другие особенности
их работы на современном этапе развития про-
мышленной технологии, .оказывается возможным
при условии широкого применения средств авто-
матизации, телемеханизации и вычислительной
техники.	- -
Этим вопросам, не нашедшим достаточного
отражения в отечественной технической литерату-
ре, и посвящена данная книга. В ней предприня-
та попытка обобщить и систем атизированно
'1*
3
Изложить результаты исследований и вопросы
проектирования автоматизированных систем уп-
равления энергоснабжением (АСУЭ), включая
обследование энергохозяйства, разработку струк-
туры, математического и технического обеспече-
ния АСУЭ. Особое место в книге занимает опи-
сание алгоритмов некоторых задач, решаемых
АСУЭ.
Автор выражает искреннюю благодарность
М. И. Раканту и М. П. Липовецкому, принимав-
шим активное участие в разработке математи-
ческого обеспечения ряда задач, приведенных в.
книге, а также рецензенту — канд. техн, наук
В. Н. Чухману и редактору В. И. Корогодско-
му за большую и плодотворную работу, способ-
ствовавшую улучшению содержания книги.
Автор просит все замечания и пожелания на-
правлять по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10, Энергбатомиздат.
Автор-
Введение
Современные промышленные предприятия характеризу-
ются большим потреблением различных видов энергии.
Энергоснабжение является самостоятельным хозяйством
промышленного предприятия и включает в себя системы
электроснабжения, водоснабжения, газоснабжения, тепло-
снабжения, воздухоснабжения и пр.
Необходимость строгой экономии энергии при неизбеж-
ном росте ее потребления, связанном с неуклонным ростом
производственных мощностей, требует осуществления конт-
роля за использованием энергоресурсов^ От того, насколько
эффективен будет этот контроль, зависит правильное пла-
нирование энергоснабжения и возможность проведения обо-
снованного энергонормирования. Для решения этих задач
во всех подразделениях предприятия должен быть органи-
зован учет всех видов энергоресурсов с достаточно высо-
кой точностью и возможно меньшей периодичностью изме-
рений.
Очевидно, что даже при наличии всех необходимых для
этого приборов (счетчиков, расходомеров и др.) такой учет
на. современном крупном предприятии с широкой номен-
клатурой выпускаемой продукции, имеющем большое число
цехов и служб и занимающем значительную территорию,
трудно организовать без применения специальных техниче-
ских средств, к которым в первую очередь относятся теле-
механика и вычислительная техника.
Одной из основных задач энергоснабжения является
надежное снабжение всех потребителей промышленного
предприятия необходимыми видами энергии заданного ка-
чества в соответствии с их потребностью для нормального
обеспечения технологического процесса. Для решения этих
задач требуется осуществление контроля и управления ка-
чеством того или иного вида энергии, достижение мини-
мального количества перебоев в подаче энергоресурсов,
сокращение продолжительности как самих перебоев, таки
простоев производства из-за перерывов в энергоснабжении.
5.
Надежность энергоснабжения во многом определяется
состоянием энергооборудования предприятия. Поддержа-
ние его в работоспособном состоянии обеспечивается ра-
циональным обслуживанием, в том числе проведением пла-
ново-предупредительного ремонта (ППР). Организация
ППР в условиях предприятия с развитым энергетическим
хозяйством, насчитывающим тысячи единиц энергооборудо-
вания, представляет собой сложную задачу. Составление
плана ППР требует знания всей номенклатуры оборудова-
ния, дат его установки, времени непрерывной работы, ко-
личества включений, типичных неисправностей и трудоем-
кости выполнения ремонта. Обработка информации, связан-
ной с ППР, на ЭВМ значительно улучшает качество управ-
ления и повышает эффективность ППР.
Анализ действий персонала службы главного энергети-
ка, выполненный при обследовании энергохозяйства ряда
предприятий, показал, что существуют ситуации, в которых
принятие решения представляет значительные трудности,
а время для размышления чрезвычайно ограничено. Такой
характер деятельности присущ прежде всего оперативному
персоналу в аварийных ситуациях.
Так, например, при повреждении в системе электроснаб-
жения, локализация которого произошла с отключением
соответствующего участка сети в результате действий уст-
ройств релейной защиты и противоаварийной автоматики,
диспетчер электроснабжения должен в первую очередь оце-
нить тяжесть создавшегося послеаварийного режима с по-
зиции его влияния на технологический процесс, обеспечить
быстрое восстановление питания неповрежденных, не
отключившихся в процессе аварии электроприемников, так
чтобы потери электроэнергии во вновь образованной сети
были наименьшими, принять меры по недопущению пере-
грузки оставшихся в работе источников электроснабжения.
При этом диспетчеру приходится мысленно перебирать
множество различных вариантов переключений и интуи-
тивно принимать оптимальное с его точки зрения решение.
Очевидно, что на основании достоверной информации, ис-
пользуя модель системы электроснабжения, без субъекти-
визма, с большим технико-экономическим эффектом эти за-
дачи может решить автоматизированная система управле-
ния, использующая современные ЭВМ.
Задача управления энергоснабжением значительно ус-
ложняется, а ответственность за принятие оптимальных ре-
шений повышается, если расход энёргии предприятием в
данный интервал времени достигает предела, установлен-
6	.
нрго энергоснабжающей организацией. В такие периоды
оперативный персонал часто вынужден ограничивать по-
требление энергоресурсов. Для этого необходимо иметь
информацию о том, какая работа в данный момент выпол-
няется в каждом подразделении предприятия,"к каким по-
следствиям приведет отключение подачи энергии.
Сложность подобных задач, необходимость учета мно-
жества различных факторов, ограниченное время для при-
нятия решения свидетельствуют о необходимости возло-
жения ряда функций оперативного персонала на ЭВМ.
Анализируя другие задачи энергоснабжения, можно
убедиться. в том, что для решения многих вопросов, свя-
занных как с управлением^непосредственно технологичес-
кими процессами в энергоснабжении, так и с организаци-
ей управления отдельными подразделениями, использова-
ние ЭВМ является не только целесообразным, но и необхо-
димым.	,
Совокупность технических средств и математических
методов, образующих человеко-машинную систему управ-
ления, предназначенную для решения указанных вопросов,
и представляет собой автоматизированную систему управ-
ления энергоснабжением (АСУЭ) промышленного предпри-
ятия.
В настоящее время на крупных промышленных пред-
приятиях уже получила широкое распространение и дока-
зала свою Эффективность система централизованного дис-
петчерского управления энергоснабжением, которую целесо-
образно рассматривать в качестве опер ативно-управляющей
подсистемы АСУЭ. Она основывается на телемехани-
зации энергоснабжения, обеспечивающей передачу инфор-
мации с отдельных объектов (подстанций, распределитель-
ных пунктов, котельных и т.п.) на центральные пункты
управления. Обработка полученной информации произво-
дится диспетчером, который имеет возможность, используя
каналы телеуправления, воздействовать на энергообъекты.
Эти системы уже не могут сегодня полностью обеспечить
выполнение все возрастающих требований, предъявляемых
к промышленной энергетике.
Необходимость создания АСУЭ, особенно на крупных
предприятиях, обусловлена рядом объективных причин, к
важнейшим из которых следует отнести:
рост масштабов производства и энерговооруженности,
переход от экстенсивных к интенсивным способам развития
производства, широкое внедрение автоматическйх систем
в технологические процессы щ в промышленную энергетику,
7
повышение экономических требований к энергетике и суще-
ственное влияние промышленной энергетики на топливно-
энергетический баланс страны;
требования разработки экономико-математических ме-
тодов, обеспечивающих выработку оптимальных управля-
ющих решений в сложных условиях руководства современ-
ной промышленной энергетикой;
значительный рост объема информации, требующей об-
работки службой главного энергетика предприятия;
усложнение системы управления промышленной энер-
гетикой, вызванное возможным многообразием поведения
управляемых систем в условиях тесной взаимосвязи с рай-
онными энергосистемами и производственными технологи-
ческими процессами;
социально-экономические особенности современного
производства, вызванные дефицитом трудовых ресурсов и
требованиями повышения производительности труда.
Вопросам автоматизированного управления энергоснаб-
жением крупных промышленных предприятий уделяется
серьезное внимание и за рубежом. Рядом ведущих фирм
ФРГ, Швейцарии, Швеции, Франции, Италии и других
стран разработаны комплексы технических средств на ба-
зе ЭВМ и соответствующее математическое обеспечение,
позволяющие решать болыпинстцо задач, характерных для
энергетических служб промпредприятий. Эти системы уп-
равления с успехом эксплуатируются в энергохозяйстве
как предприятия в целом, так и отдельных крупных цехов
(например, электросталеплавильных, прокатных и т.п.).
Глава первая
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ ПРОМПРЕДПРИЯТИЙ
КАК ОБЪЕКТ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ
1.1.	Общие сведения об энергоснабжении
промпредприятий
Примерная структура энергоснабжения современного
крупного промышленного предприятия приведена на рис.
1.1. Сплошными линиями показаны потоки энергоносите-
лей от источников или распределительных узлов к потре-
бителям, а пунктирными — потоки энергоносителей от ис-
точников или распределительных узлов к местам выработ-
ки других энергоносителей. Рассмотрим особенности
каждого энергоносителя.	,	.
Электроснабжение. Основными источниками электро-
снабжения являются районные энергосистемы. Кроме того,
на некоторых предприятиях для питания потребителей до-
полнительно используется электроэнергия, вырабатываемая
собственными генераторами, установленными на за-
водских- ТЭЦ или на различных утилизационных электро-
станциях, где источниками энергии являются так называе-
мые вторичные энергоресурсы (ВЭР). К ним прежде всего
относятся теплота уходящих газов промышленных печей,
отработанные топливные газы технологических процессов
и пр.
Как следствие в электрических центрах нагрузки, вбли-
зи крупных технологических цехов, являющихся крупными
электропотребителями, сооружаются подстанции глубоко-
го ввода (ПГВ) и главные понизительные подстанции
(ГПП). Здесь производится понижение напряжения элек-
троэнергии, подводимой к подстанции по воздушным или
кабельным линиям, до уровня, необходимого для экономия-:
ной работы распределительных сетей внутризаводского
электроснабжения. В состав этих сетей, назначением koto-j
рых является обеспечение необходимым количеством элек-
'9.
Рис. 1.1. Структура энергоснабжения промышленного предприятия
троэнергии нужного качества непосредственно электропри-
емников, входят распределительные пункты и кабельные
(реже воздушные) линии 6 и 10 кВ, цеховые и преобразо-
вательные подстанции с высшим напряжением 6 и 10 кВ,
внутрицеховые линии 0,66; 0,4; 0,23 кВ.
Водоснабжение. Источниками водоснабжения крупных
промпредприятий являются сооружения внешнего водоза-
бора, включающие береговые или артезианские насосное
станции, насосные станции I подъема. К потребителям во-
да подается с помощью насосных станций II и III подъе-
мов.
Объектами водоснабжения технологических цехов с
большим потреблением воды являются так называемые
оборотные циклы, включающие насосные станции и уста-
10
новки обработки использованной воды (градирни, отстой-
ники и пр.). В этих случаях свежая вода используется
только для компенсации потерь воды в оборотных циклах.
Для хозяйственно-питьевых целей используется свежая
вода, прошедшая необходимую механическую и химичес-
кую обработку. Отходы воды, прошедшей технологические
процессы и включающей различные механические и хими-
ческие загрязнения, образуют так называемые промыш-
ленные стоки, которые с помощью перекачивающих насосных
станций или самотеком подаются в очистные сооруже-
ния. Здесь вода очищается и подается снова для использо-
вания на технологические нужды. В комплекс объектов во-
доснабжения входят насосные станции различных назначе-
ний, очистные сооружения, градирни, отстойники, а также
система трубопроводов. Для распределения и очистки во«-
ды необходим большой расход электроэнергии.
Теплоснабжение. Снабжение потребителей тепловой
энергией (паром и горячей водой) может производиться от
теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) местной или находящейся в
ведении районного энергетического управления (РЭУ), от
местных и районных котельных путем непосредственного
использования в теплоприемниках вторичных энергоресур-
сов [отработавшего производственного пара, например си-
стем испарительного охлаждения (СИО) нагревательных
печей] или от котлов-утилизаторов, использующих теплоту
отходящих газов промышленных печей. При этом в ТЭЦ и
котельных для получения теплоты сжигается топливо:
твердое (уголь, торф), жидкое (мазут), газообразное (при-
родный и топливные газы: доменный, коксовый, сброс-
ной— продукты или отходы технологических процессов).
В комплекс сооружений теплоснабжения входят различ-
ные котельные станции, тепловые пункты и трубопроводы
для распределения теплоносителя. Для выработки тепло-
ты используются электроэнергия, вода, топливные газы,
жидкое и твердое топливо.	—
Газоснабжение. Основным источником топливных газов
является природный газ, поступающий на промышленные
' предприятия через магистральные газопроводы от различ-
ных месторождений. К предприятию и отдельным цехам
природный газ подводится через газорегуляторные пункты
(ГРП) или газорегулирующие установки (ГРУ). На неко-~
торых предприятиях, например металлургических, наряду
с природным газом широко используются доменный и кок-
совый газы, являющиеся продуктами доменного и коксохи-
мического производства.
11
В целях экономии расхода природного газа и для повы-
шения калорийности газов, являющихся продуктами тех.-
нологического производства, на газосмесительных станци-
ях (ГСС) смешивают газы с различными свойствами и за-
тем полученный продукт подают на технологические нуж-
ды,	
Воздухоснабжение Источниками сжатого воздуха на
промпредприятиях являются различные вентиляторы, воз-
духодувки и компрессоры. Эти механизмы могут устанав-
ливаться непосредственно в технологических цехах или на
специальных компрессорных станциях. Сжатый воздух по
трубопроводам подается к потребителям. При производст-
ве и распределении сжатого воздуха используются элек-
троэнергия и вода.
. Кислородо-азотоснабжение. Источниками кислорода
и азота на крупных предприятиях являются кислородные
станции с блоками разделения воздуха, компрессорами и
холодильными машинами. К потребителям кислород и азот
поступают по специальным трубопроводам. Часть кислоро-
да и азота в баллонах отправляется сторонним потребите-
лям либо по железной дороге или автомобильным транс-
портом. На производство и распределение кислорода и азо-
та расходуются электроэнергия и вода.
1.2.	Структура и организация эксплуатации
энергохозяйства
Энергетическое хозяйство промышленного предприятия
разделяется на две основные части: цеховую и общезавод-
скую. Цеховую часть составляют первичные энергоприем-
ники, преобразовательные и распределительные установки
отдельных технологических цехов.
К общезаводской части относятся энергетические цеха
с генерирующими, преобразующими, аккумулирующими и
распределяющими энергию установками и сетями, исполь-
зуемыми для энергоснабжения большей части или всех по-
требителей предприятия, а такжё цеха, осуществляющие
обслуживание и ремонт этих установок, сетей и другого
энергооборудования. В состав цехов этой части энергохо-
зяйства современного, например металлургического, пред-
приятия входят (рис. 1.2) теплоэлектроцентраль (ТЭЦ);
теплосиловой цех (ТСЦ); цех сетей и подстанций (ЦСП);
газовый цех .(ГЦ); цех водоснабжения (ЦВС); кислород-
ный цех (КЦ) Г энергоремонтный цех (ЭнРЦ); электроре-
монтный цех (ЭРЦ); цех технологической диспетчериза-
12
Главный энергетик (ГЭ>
Рис. 1.2. Структурная схема управления энергохозяйством завода
ции (ЦТД); теплотехническая лаборатория (ТТЛ); элек-
тротехническая лаборатория (ЭТЛ).
Руководство этими подразделениями, как и всем энер-
гохозяйством предприятия, осуществляет отдел • главного
энергетика (ОГЭ), в задачи которого входит планирование
энергопотребления (по данным планового отдела завода);
анализ производственной и хозяйственной деятельности це-
хов; контроль за расходованием энергоресурсов; решение
возникающих в процессе производства конфликтов между
энергетическими цехами и потребителями; связь со внеза-
водскими источниками и потребителями различных видов
энергии; контроль за режимами энергоснабжения. Кроме
. того, ОГЭ обязан обеспечить контроль за соблюдением пра-
вил технической эксплуатации энергоустановок, своевре-
менный ремонт и модернизацию энергооборудования, пла-
новое развитие энергохозяйства предприятия в соответст-
вии с потребностями производства, а также разработку ме-
роприятий по предотвращению загрязнения окружающей
среды промышленными отбросами. В решении этих задач
принимают участие различные сектора и бюро ОГЭ.
Сектор нормирования и учета энергоресурсов осущест-
вляет составление норм расхода энергоресурсов и'контроль
. за их выполнением; планирование мероприятий по экономии
энергоресурсов и контроль за их выполнением; расчеты по-
требностей энергоресурсов по кварталам, годам, пятилет-
ке; расчеты nq выработке энергоресурсов; контроль за ис-
пользованием энергоресурсов; анализ суточного расхода -
энергоресурсов; корректировку балансов энергоресурсов;
составление техпромфинплана на год по кварталам; состав-
ление годового отчета.
Регулирующими или управляющими воздействиями
сектора на работу энергоцехов или отдельных потребителей
являются различные меры, например штраф за перерас-
ход сверх лимитов теплоты, передача данных по использо-
ванию энергоносителей в завком для учета при подведении
итогов социалистического соревнования, снижение или по-’
вышение размера премии, выплачиваемой за экономию
энергоресурсов, и др. .
Внешние связи и управляющие воздействия сектора
нормирования и учета энергоресурсов осуществляются по- -
средством большого количества различных документов, со-
ставление значительной части которых может быть автома-
тизировано.
Теплосиловой сектор. Основные задачи сектора: осуще-
ствление достоянного контроля за обеспечением потребите-
14
,лей нредпрйятия паром, горячей водой, газами, сжатым
воздухом,, технической и питьевой водой установленных
параметров в необходимом количестве; проверка выполне-
ния планов по производству пара, горячей воды и других
энергоносителей; осуществление контроля за эксплуатаци-
ей энергооборудования на заводе (за исключением элек-
троустановок); проведение обследований технологических
цехов и составление соответствующих актов с указанием
мероприятий по ликвидации выявленных нарушений; раз-
работка технических и организационных мероприятий, на-
правленных на увеличение надежности и экономичности
работы оборудования.
Документы, циркулирующие в этом секторе, носят ра-
зовый илн периодический характер, требуют выполнения
работы, в основном не поддающейся формализации.
Электротехнический сектор осуществляет постоянный
контроль за обеспечением потребителей завода электро-
энергией и за техническим состоянием электрооборудова-
ния; подготавливает предписания. по эксплуатации и ре-
монту электрооборудования, по мероприятиям, связанным
с техникой безопасности; участвует в работе комиссий по
обследованию электрооборудования цехов; производит ана-
лиз и разбор аварий с электрооборудованием и случаев
электротравматизма; участвует в приемке в эксплуатацию
нового электрооборудования.
Сектор реманта электрооборудования. Основной зада-
чей сектора является осуществление методического руко-
водства планово-предупредительными ремонтами электро-
оборудования. В функций сектора ремонта электрооборудо-
вания входит разработка годовых и месячных графиков
ремонта электрических машин, трансформаторов, комплект-
ных распределительных устройств и другого электрообору-
дования; разработка совместно с цехами (электрорёмонт-
ным цехом, цехом сетей и подстанций) номенклатурных
планов и контроль за их выполнением; ежемесячное про-
ведение совещаний с помощниками начальников техноло-
гических цехов по электрооборудованию и начальниками
цехов (электроремонтного, сетей и подстанций) по ремон-
ту электрооборудования; участие в разработке норм вре-
мени на ремонт электрооборудования; осуществление кош
троля и учета средств, отпущенных на капитальный ре-
монт электрооборудования; составление, сводного перечня
работ по капитальному ремонту электрооборудования
цехов завода для сторонних организаций и участие в офор-
млении договоров с ними; подготовка и участие в прове-
15.
дении капитальных ремонтов и реконструкции крупных аг»
регатов совместно с помощниками начальников цехов по
электрооборудованию.
Сектор ремонта энергооборудования. Основной задачей
сектора является осуществление методического руководст-
ва планово-предупредительным ремонтом (ППР) энерго-
оборудования. Функции сектора ремонта заключаются в
разработке годовых и месячных графиков ремонта энерго-
оборудования всех цехов завода, а также графиков ремонт-
ных работ энергоремонтного цеха завода и сторонних ре-
монтных организаций; в участии в оперативных совещани-
ях на ремонтируемых объектах; в участии в разработке
норм времени на ремонт энергооборудования; ведений уче-
та расходования материальных средств и энергоресурсов.
Диспетчерская служба ОГЭ занимается непосредствен-
ным оперативным управлением энергохозяйством и состо-
ит обычно из одного главного и нескольких сменных дис-
петчеров. Диспетчерская служба получает информацию о
расходах и выработке энергоносителей, о состоянии обо-
рудования, об авариях и отклонениях от нормальных ре-
жимов и вносит эту информацию в бланки установленной
формы. Принимая решения о ликвидации ненормальных
режимов, диспетчер дает соответствующие указания на-
чальникам смен, участков или отдельных цехов. Об откло-
нениях от нормального режима диспетчерская служба ста-
вит в известность главного энергетика предприятия или
его заместителей. Все решения, принимаемые диспетчерами,
и их фактическое исполнение фиксируются в журнале.
v Кроме перечисленных, в задачи диспетчерской службы вхо-
дит организация ремонтов в аварийных ситуациях и осу-
ществление связи с внешними источниками и потребителя-
ми энергии.
Главный диспетчер подчиняется непосреддренно глав-
ному энергетику и его заместителям и, кроме того, опера-
тивно— главному диспетчеру завода. Распоряжения глав-
ного диспетчера энергохозяйства равносильны указаниям
главного энергетика.
Приведенный перечень функций и задач службы глав-
ного энергетика, характерный для большинства промпред-
Нриятий, показывает, что это подразделение осуществляет
административно-хозяйственное управление энергетикой
промпредприятия и играет решающую роль в снабжении
основного производства необходимым количеством топлив-
но-энергетических ресурсов заданного вида при минималь-
ных затратах на их производство, преобразование и рас-
16	'

пределение за плановый период (месяц, квартал, год)' и
обеспечении требуемых показателей надежности, качества
и эффективности их использования.
Основными носителями оперативной, перспективной,
плановой и директивной информации, поступающей в
ОГЭ из отдельных энергоцехов или других подразделений
предприятия (например, от руководства предприятия, пла-
нового отдела, технологических цехов'и т. д.) и исходящей
из ОГЭ, являются различные документы. Исключение со-
ставляет информация,^поступающая к главному диспетче-
ру-энергетику, которая представляет собой сведения о со-
стоянии энергообъектов (включен-отключен, открыт-за-
крыт), о возникновении аварий или неисправностей на от-
дельных объектах и о результатах измерений технологиче-
ских параметров систем энергоснабжения.
Для формирования большинства документов в ОГЭ
требуется выполнение значительного объема простейших
арифметических вычислений. Все эти операции при нали-
чии вычислительной техники могут выполняться автомати-
зированно, что освободит работников ОГЭ от рутинной ра-
боты и значительно сократит время формирования доку-
Г мента. -
1.3.	Структура и организация эксплуатации
отдельных энергоцехов
Отдельные подсистемы энергоснабжения промпредприя-
тий, как уже отмечалось, находятся в ведении соответству-
ющих энергоцехов. Рассмотрим особенности некоторых из
них.
Система электроснабжения промышленного предприя-
тия представляет собой совокупность отдельных сооруже-
ний (электрических станций, распределительных пунктов
понизительных и преобразовательных подстанций) и ли-
ний связи между ними, предназначенных для производства,
преобразования, передачи и распределения электроэнергии
с целью питания промышленных электроприемников (элек-
тропривод, электронагрев, электротехнологические про-
цессы, освещение и пр.).
Электроснабжение предприятия можно рассматривать
как единый технологический процесс, связанный с внеза-
водскими источниками и потребителями электроэнергии и
с основными технологическими цехами. В административ-
ном отношении эксплуатация системы электроснабжения,
как правило, находится в ведении цеха сетей и подстанций
2—560	17
Рис. 1.3. Структурная схема управления цехом сетей и подстанций
(ЦСП). Как всякое административное подразделение
предприятия, ЦСП имеет свою структуру управления (рис.
1.3).
Этому подразделению присущи свой поток информации
(рис. 1.4) и своя организационно-хозяйственная деятель-
ность. Главной задачей ЦСП является эксплуатация систе-
мы электроснабжения с целью бесперебойного обеспече-
ния потребителей электроэнергией необходимого качества
при минимальных затратах на ее получение, преобразова-
ние и распределение. В составе ЦСП, как правило, боль-
шая часть работников занята контролем состояния объек-
тов электроснабжения, выполнением оперативных переклю-
чений, ликвидацией и локализацией аварийных ситуаций,
18
2*
№
S
8
работы оборудо- вания	
осмотров	
распоряжений	
сообщений	об авариях
	о несчастных случаях
	о браке
£
X
р«
s
Йтатное расписание		
Табель		
Таблицы с данны- ми		трансформа- торов
		крупных элек- тродвигате- 	лей	
ы мероприятий по |	охране труда	
	экономии элек- троэнергии	
	механизации и автоматизации.	
	модернизации оборудования	
ремонту ПС и
сетей
а
Суточный от- чет о работе электрообору- дования	
	
Отчет о рабо- те электрообо- рудования (ме- сяц, год)	
Рис. 1.4.'Структурная схема потока информации в цехе се-
тей и подстанций
Отчет о выполнении
мероприятий по эконо-
мии электроэнергии
Отчет о выполнении ме-
роприятий по новой
технике
ОГЭ	ОГЭ	Технический отдел
Пользователи информации		
Отчет о про- филактичес- кой работе по ТБ	Отчет о нарушениях	Технический отчет по обмену опы- том	Отчет по рацпредло- жениям		Отчет «по ...
	i	;	i	:	♦		i						*
ОГЭ	ОГЭ	ОГЭ	БРИЗ	|		
Пользователи информации					
V
Плановый Бухгалтерия
'отдел
Рис. 1.5. Структурная схема потоков информации по учету электро-
энергий
выполнением ремонтных и профилактических работ. Осо-
бое место в их деятельности занимает учет электроэнергии.
Для больших предприятий учет является достаточно трудо-
емким, неоперативным и не обеспечивающим (из-за неод-
20
Рис. 1.6. Структурная схема управления цехом‘водоснабжения
новременности снятия показаний счетчиков)' точности, не-
обходимой энергосистеме и предприятию для нормального
планирования и нормирования расхода электроэнергии.
Пример потоков информации по учету электроэнергии по-
казан на рис. 1.5. Другая группа работников ЦСП занята
организацией ремонта электрооборудования. Несмотря на
то что эта группа непосредственно не влияет на состояние
системы электроснабжения, ее деятельность существенно
отражается на таком показателе электроснабжения, как
21
бесперебойность, так как от своевременности и качества
ремонта зависит надежность электроснабжения.
Система водоснабжения промышленного предприятия
охватывает комплекс сооружений и оборудования, предназ-
наченных для забора, очистки и обработки воды, поступа-
ющей из источников водоснабжения (открытые водоемы,
артезианские скважины), хранения запасов воды (резер-
вуары, бассейны, водонапорные башни), а также подачи и
распределения ее между потребителями. Современные про-
мышленные предприятия характеризуются обычно потреб-
лением большого количества воды для производственных
технологических целей, для хозяйственно-питьевых, проти-
вопожарных и иных нужд. Основными объектами водоснаб-
жения являются насосные станции различного назначения,
обеспечивающие подачу заданного количества воды в тре-
буемом направлении при определенных параметрах.
Отдельную группу объектов представляют сооружения,
предназначенные для отвода и обработки цромышленных
и бытовых сточных вод, образующих систему канализации.
К таким сооружениям относятся, например, перекачиваю-
щие и шламовые насосные станции, резервуары-отстойни-
ки и др. Все указанные объекты и сооружения на крупных
предприятиях находятся в ведении цеха водоснабжения
(ЦВ). На рис. 1.6 показана структурная схема управления
ЦВ металлургического'завода. В организационном плане.
ЦВ присущи функции, аналогичные ЦСП.
Система теплоснабжения охватывает комплекс соору-
жений, предназначенных для снабжения потребителей теп-
лотой (в виде горячей воды или пара), а также установки
химической обработки воды, перекачивающие насосные
станции горячей воды и конденсату. Значительная часть те-
плоты на крупных предприятиях обеспечивается ТЭЦ и ус-
тановками, использующими вторичные энергоресурсы (теп-
лоту отработанного пара, уходящих газов промышленных
печей и др.). На крупных предприятиях все эти сооруже-
ния находятся в ведении теплосилового цеха, структурная
схема которого приведена на рис. 1.7.
Система газоснабжения предприятия (например, метал-
лургического) охватывает комплекс сооружений и сетей по
преобразованию и распределению природного газа; очист-
ки, преобразования и распределения доменного и коксово-
го газа. Контроль за состоянием этих сооружений и обору-
дования, а также выполнение различных оперативных пе-
реключений и ремонтных работ осуществляет газовый цех,
структурная схема управления которым дана на рис, 1.8,
22
.3
Рис. 1.7. Структурная схема управления
теплосиловым цехом
Начальник смены
-Рис. 1.8. Структурная схема управления газовым цехом
Эксплуатационный персонал
смены
Задачи, решаемые при существующей организации уп-
равления отдельными энергоцехами, можно разделить на
три группы: оперативное управление объектами н сооруже-
ниями; эксплуатация энергетического оборудования; техни-
ко-экономический анализ и планирование.
1.4.	Диспетчерское централизованное управление
энергоснабжением
На многих предприятиях оперативное управление энер-
госнабжением осуществляется диспетчерской службой, обе-
спечивающей координацию работы всех объектов энерго-
снабжения. В современных энергохозяйствах, располагаю-
щих телемеханизированными диспетчерскими пунктами, в
задачи диспетчерской службы входит:
определение ожидаемой потребности в энергии в задан-
ные часы суток; рациональное использование энергоресур-
сов данного вида, находящихся в распоряжении предпри-
ятия;
обеспечение текущего режима работы системы, заклю-
чающееся в распределении нагрузок между Отдельными ис-
точниками энергии (подстанциями, насосными, компрессор-
ными и т.д.), включение необходимого количества рабочих
агрегатов и вывод в резерв отдельных агрегатов (генерато-
ров, котлов, трансформаторов, насосов, компрессоров и
т.д.) на неавтоматизированных установках, установление
программы работы агрегата на автоматизированных уста-
новках;
регулирование различных параметров, характеризующих
режимы работы систем энергоснабжения, например напря-
жения, коэффициента мощности, давления, уровня, темпе-
ратуры и т.д,;
производство в сети необходимых переключений, свя-
занных с изменением режима или локализацией аварий;
участие в анализе причин аварий и повреждений, выз-
вавших нарушение нормальной работы контролируемой си-
стемы энергоснабжения;
участие в определении очередности и плановой продол-
жительности простоев оборудования для ремонта, ревизии,
реконструкции, испытаний, участие в составлении и согла-
совании графиков ремонта установок, участков сетей и т.д.
Конкретные вопросы диспетчерского централизованного
управления энергоснабжением промпредприятий достаточ-
но полно освещены в [19]. Остановимся на общих прин-
ципах построения систем диспетчерского управления.
24
Рат. 1.9. Струк-
турная схема тех-
нических средств
диспетчерского
централизован-
ного управления
энергоснабже-
нием
Структурная схема используемых для этой цели техничес-
ких средств приведена на рис. 1.9.
На диспетчерском пункте или пункте управления (ПУ)'
устанавливаются диспетчерский щит (ЩД) и диспетчерский
пульт (ПД). Для обеспечения централизованного контро-
ля и управления сбор, передача и обработка информации,
циркулирующей между ПУ и контролируемыми пунктами
(КП) (подстанциями, насосными станциями, котельными,
компрессорными и т. д.), осуществляется с помощью уст-
ройств телемеханики (ТМ).
На диспетчерском щите размещаются мнемонические
схемы контролируемых энергообъектов. Основу мнемосхем
составляют различные мнемознаки, соответствующие тем
или иным аппаратам или энергетическим установкам (тран-
сформатору, насосному агрегату, задвижке, котлу и т.д.), а
также ключи управления и сигнальные лампы, позволяю-
щие осуществлять со щита операции телеуправления (ТУ)
и автоматически по данным телесигнализации (ТС) вос-
производить на щите состояние контролйруемых объектов.
На рис. 1.10 показан пример мнемосхемы подстанции.
На диспетчерском пульте, как правило, размещаются
кнопки вызова телеизмерения (ТИ) и приемные приборы
ТИ, а также аппаратура диспетчерской связи (телефон-
ные коммутаторы, телефонные аппараты и т.п.).
При внедрении телемеханизации на небольших пред-
приятиях (с малым числом объектов электроснабжения,
водоснабжения и др.) создается один пункт управления с
диспетчерским щитом, общим для всех систем энергоснаб-
жения. На'средних предприятиях может быть организова-
но два пункта управления, например электроснабжения и
25

остальных энергоносителей. На крупных заводах с разви-
тыми системами энергоснабжения, например электроснаб-
жения, водоснабжения, газоснабжения* теплосилового хо-
зяйства, количество ПУ определяется количеством систем.
В таких случаях появляется необходимость в создании цен-
трального пункта управления (ЦПУ), обеспечивающего
координацию работы отдельных ПУ. Возможны и другие
структуры организации диспетчерского управления про-
мышленным энергоснабжением, но во всех случаях это
приводит к созданию пунктов централизованного сбора ин-
формации с‘энергообъектов.
С увеличением количества объектов диспетчерского кон-
троля возрастают потоки оперативной информации, что
снижает эффективность-деятельности диспетчера. Количе-
ство отображаемой информации значительно превосходит
количество информации, необходимой диспетчеру в кон-
кретной оперативной обстановке. При этом выделения наи-
более важной в данный момент информации не произво-
дится. Из-за этого диспетчер не всегда может своевременно
обнаружить отклонение режима работы системы от задан-
ного и принять соответствующие меры. Кроме того, в на-
стоящее время появляется настоятельная необходимость
решения в системах диспетчерского управления энерго-
снабжением комплекса сложных задач (составление балан-
сов энергоносителей, расчет оперативных технико-экономи-
ческих показателей технологического процесса, диагностика
и прогнозирование технологического процесса и состоя-
ния оборудования, оптимизация процессов энергоснабже-
ния и т. д.), которые с помощью «традиционных» средств
диспетчерского управления решить невозможно.
Глава вторая
ОБСЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА
И СБОР ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
ДЛЯ РАЗРАБОТКИ АСУЭ
2.1. Общая методика обследования и сбора
исходных данных
На действующих промышленных предприятиях основ-
ные исходные материалы для разработки АСУЭ собирают-
ся в процессе тщательного и всестороннего обследования
27
энергохозяйства и существующей системы управления им.
Объектом обследования является общезаводская часть
энергохозяйства. При изучении производственной структу-
ры определяются состав систем энергоснабжения, их функ-
ции, состав энергетических цехов, их основные характери-
стики, связи с технологическими цехами. В результате об-
следования прежде всего разрабатываются рекомендации
по совершенствованию управления энергоснабжением пред-
приятия без применения дополнительных технических
средств и вычислительной техники, а затем обосновывается
необходимость .создания автоматизированной системы уп-
равления, определяются ее функции и задачи, разрабаты-
ваются мероприятия по подготовке энергохозяйства к.внед-
рению АСУЭ.
Обследование энергохозяйства промышленных пред-
приятий целесообразно проводить по следующей програм-
ме: изучение производственной структуры и структуры уп-
равления; исследование потоков и состава информации,
циркулирующей в подразделениях службы главного энерге-
тика и представляемой’ в виде различных документов, уст-
ных сообщений, показаний приборов и т.п.; изучение
основных технико-экономических показателей работы энер-
гохозяйства; анализ существующей структуры системы уп-
равления энергохозяйством.
Методы обследования могут быть .различными: от непо-
средственного изучения энергохозяйства и документации,
обращающейся между его подразделениями и внутри них,
до бесед с производственным персоналом.
Наиболее рациональным является комбинирование этих
методов. При этом проводится анализ всего комплекса
производственно-хозяйственных (планирование, учет,‘нор-
мирование и т. д.) и оперативно-диспетчерских (автомати-
ческое управление, регулирование и др.) задач управления
технологическим процессом в каждой подсистеме энерго-
снабжения предприятия.'
Для выявления технологических особенностей и специ-
фики отдельных систем энергоснабжения необходимы од-
нолинейные и технологические схемы энергообъектов; сведе-
ния об .уровне автоматизации на этих объектах; о возмож-
ных событиях, требующих принятия оперативных решений;
о контролируемых параметрах и т. д.
Далее комплекс этих вопросов рассмотрен более под-
робно применительно к тем или иным системам энерго-
снабжения.
28
2.2. Электроснабжение
Для изучения системы электроснабжения в первую
очередь необходимы однолинейная схема электроснабже-
ния предприятия и его отдельных частей, цехов, а также
схемы отдельных подстанций (ПС), распределительных
пунктов (РП), главных понизительных ПС (ГПП) (рис.
2.1),;
Рекомендуется составить перечень РП и ПС по ниже-
приведенной форме с указанием в нем основного оборудо-
ваний, его количества и мощности:
№ . п/п. '	Наименование ’ ПС или РП	Наименование оборудования, тип	Количество, шт.	Суммарная мощ- ность нагрузки, кВ-А
Сведения по электрическим сетям можно представить в
Такой форме:
№ п/п.	Наименование линий, их нап- ряжение	Сечение, мате- риал	Протяженность линий, км	
			воздушных |- кабельных	
				
Сведения по основным электроприемникам технологиче-
ских цехов оформляются в виде следующей таблицы:
№ п/п.	Цех	Наименова- ние электро- приемника	Количест- во, шт.	Мощность, кВт/ (кВ-А)	Место ус- тановки	Категории электро- приемника
Для определения задач, связанных с оперативным уп-
равлением электроснабжением, при проведении обследова-
ния системы необходимо выявить, во-первых, при появле-
нии каких событий обслуживающему персоналу требуется
принимать определенные решения и, во-вторых, какие па-
раметры необходимо контролировать. Указанные сведения
в качестве примера приведены в табл. 2.1, 2.2.
2?
Рис. 2.1. Однолинейная схема электроснабжения

Таблица 2.1. Сведения по контролируемым событиям в системе электроснабжения, требующим принятия решений
'	ч
Контролируемое событие и формула расчета	Цель контроля	Контроли- руется ли в настоящее время	Требуемый спо- соб представле- ния информации диспетчеру	Требуемая чар- ' тота выдачи ин- формации	Действие ври появлении события
Авария па ПС	Восстановле- ние нормально- го режима	На 1 части ПС	Световое таб- ло, дисплей	При авариях	Выезд на ПС, выясне- ние характера, принятие мер по ликвидации ТУ
«Земля» на шннах ПС	То же	То же	То же	Прн появлении сигнала	Выезд на ПС, отыска- ние «земли», предупреж- дение потребителя, от- ключение
Неисправность транс- форматора, неисправ- ность на ПС	То же	То же	То же	При появлении неисправности	Выезд на ПС, выявле- ние характера и устра- нение неисправности
Повышение (или пони- жение) напряжения иа шинах ПС (C/s£/bom± ±5%). со	Для поддержа- ния напряже- ния в заданных пределах	То же	То же	Сигнализация при отклонени- ях, , измерение по необходи- мости	Регулирование напря- жения 1
Контролируемое событие и формула расчёта	Цель контроля	Контролиру- ется ли в нас- тоящее время -
Работа АЧР	Выяснение при- чины работы АЧР	Нет
Пожарная опасность на ПО	Своевременное обнаружение очага пожара	То же
Перегрузка трансфор- матора (/>/цом)	Информация об отклонении от нормального режима	На части ПС
Срабатывание АВР	Информация об изменении режима	То же
Продолжение табл. 2.1
Требуемый спо- соб представле- ния информации диспетчеру	Требуемая час- тота выдачи ин- формации	Действие при появлении события
Световое таб- ло	П^и работе	Выезд на ПС, если нет ЧАПВ, подача на- пряжения потребителю после разрешения энер- госистемы
То же	При пожаре	Выезд на ПС для лик- видации пожара
То же	При перегрузке ч	Разгрузка трансфор- матора до допустимого предела
То же	При работе АВР	Выезд на ПС, выявле- ние причины отключения рабочего источника
w 1		
сл g Контролируемое событие и формула расчета	Цель контроля	Контролиру- ется ли в нас- тоящее время
Отключение выключа- теля питающей линии 110 кВ	Информация об изменении ре- жима	На части ПС
Отклонение частоты (/ /ном± 1 % )	То же	Нет
Превышение заявлен- ной мощности (^>-Рзаявл) СО СО	Контроль за потребляемой мощностью	То же в
Продолжение табл. 2.1
Требуемый спо- соб представле- ния информации диспетчеру	Требуемая час- тота выдачи ин- формации	Действие при появлении события
Мнемощит, дисплей	При отключе- нии 1	При неуспешном АПВ и неуспешном повторном включении (вручную) осмотр линии и приня- тие мер для устранения неисправности
Световое таб- ло, дисплей, самопишущий прибор	При отклоне- нии частоты	Выяснение причины путем получения инфор- мации от диспетчера энергосистемы
Дисплей, , пе- чать 1	Йри появлении сигнала в часы максимумов нагрузки энер- госистемы	Предупреждение и от- ключение потребителя
w T а б л и ца 2.2. Сведения по контролируемым параметрам в системе электроснабжения*
Наименование и единица измерения контролируемых параметров	Формула расчета	Измеряется ли в настоящее время	Требуемый способ представления ин- формации диспет- черу	Требуемая частота вы- дачи информации	Требуе- мая точ- ность, %
Ток на вводе на секцию по отходящим линиям 3-ГО кВ, А	Г>/ном	На ПС	Стрелочный при- бор	По необходимости	2,5
Суточное потребление электроэнергии по цехам и заводу: активной Wa, кВт-4 реактивной Siy'p, квар-ч	2Га<Га,доп 2^Р«^Р.доп	Частично	i Стрелочный при- бор	1 раз в сутки	1,5 2,0
Месячное потребление электроэнергии по цехам И заводу: активной 2№а, кВт-ч	2^а<Га,доц	Частично	Стрелочный при- бор	1 раз в месяц	1,0
co
Наименование и единица измерения контролируемых параметров	Формула расчета
Месячное потребление • электроэнергии по цехам И заводу: реактивной SlTp, квар-ч	2 IF р<^ р,доп
Суммарная мощность по заводу: активная SP, кВт '	реактивная SQ, квар	^Р-^Р доп
Напряжение секций си- стем шин 3, 6, 10, 35, 110 кВ со сл	(7с1/ном
Продолжение табл. 2.2
Измеряется ли в настоящее время	Требуемый способ представления ин- формации диспет- черу	Требуемая частота вы- дали информации	Требус- мая точ- ность, %
Частично	Цифровой прибор печать	1 раз в месяц	1,5
Нет	Стрелочный или цифровой и само- пишущий	при- боры,	При необходимости (периоды максимума и ограничений)	2,5 3
Частично	/ Стрелочный при- бор	По необходимости при переключениях в •сетях	3
Автоматизированное управление системой электроснаб-
жения должно обязательно сочетаться с автоматизацией ее
отдельных объектов, поэтому при обследовании необходи-
мо выявить наличие приводов для возможности дистанци-
онного управления коммутационными аппаратами (масля-
ными и воздушными выключателями, разъединителями и
др.); устройств регулирования напряжения силовых тран-
сформаторов под нагрузкой (РПН); автоматического
включения резерва (АВР); автоматического повторного
включения (АПВ); автоматической разгрузки по частоте.
(АЧР) и по току (APT); автоматического регулирования
возбуждения (АРВ) синхронных электрических машин;
автоматики обеспечения самозапуска электродвигателей.
При обследовании выявляется, на каких питающих ли-
ниях предусмотрены счетчики активной и реактивной энер-
гии, предназначенные для коммерческого учета, а также ме-
ста, где должен осуществляться технический учет.
2.3. Водоснабжение
По системе водоснабжения необходимо иметь техноло-
гические схемы насосных станций, технические данные по
каждой из которых представляются в следующей форме:
J3 с й	Наименова- ние и назна- чение насос- ной станции	Тип насос- ных агрега- тов	Количество насосных аг- регатов	Напор, и	Мощность двигателя, кВт	Производи- тельность агрегата, м3/ч 	Общая про- изводитель- ность насос- ной станции,' м'/ч
							
Из реки.
Приемный, резервуар
на завой
Пример технологической схемы
насосной станции показан на рис.
2.2. Примеры сведений по контро-
лируемым параметрам и по собы-
тиям, требующим принятия реше-
ний при управлении системой водо-
снабжения, приведены в табл. 2,3,
2.4.
Рис. 2.2. Технологиче-
ская схема насосной
станции
36
Таблица 2.3. Сведения по контролируемым параметрам в системе
водоснабжения
Контролируемые параметры	Измеряется ли в настоя- щее время	Способ пред- ставления информации диспетчеру	Требуемая час- тота выдачи ин- формации	Требуемая точность, %
Давление и рас- ход воды на на- порных трубопро- водах	На насос- ной станции	Аналоговый прибор	По вызову	2,5
Уровень воды ,в приемных камерах	То же	То же	То же	3
Уровень воды в водонапорной башне	» »	» »	» »	—
Температура подшипников	Нет	Табло	При появлении сигнала	—
Вибрация на- сосного агрегата	Нет	»	То же	—
Нагрузка элек- тродвигателей	Да	Аналоговый прибор	При превыше- нии нагрузки	—
Расход воды по- требителями	Нет	Цифровой прибор	Постоянно или по вызову	2
Напряжение на секциях шин	Да	Аналоговый прибор	По вызову	—
Давление воды до и после фильт- ра	На месте	Табло	—	—
Уровень воды в резервуарах пить- евой воды	На месте	Аналоговый прибор	По вызову	3
Кроме того, выявляются коммутационные задвижки и
затворы, требующие частых эксплуатационных переключе-
ний и регулирования положения;' объемы автоматизации
на сооружениях системы водоснабжения, включая оснаще-
ние их контрольно-измерительными приборами; водоводы,
на которых осуществляется или должен осуществляться
учет расхода воды.
37
Таблица 2.4. Сведения по контролируемым событиям в системе
водоснабжения, требующим принятия решений
Контролируемое событие и фор- мула расчета	Контролируется ли в настоящее время	Способ представле- ния информации диспетчеру
Изменение давления в на- порных трубопроводах (Р S S Рдоп)	Есть на месте	Табло, сигнал
Изменение уровня воды в приемных камерах (Н as 7/ном)	То же	То же
Изменение температуры во- ды, подаваемой потребителю (/>/доп)	» »	Табло
Изменение уровня воды в во- донапорной башне	» »	»
Аварийное отключение и АВР насосного агрегата	Есть	Мнемощит, сиг- нал
Превышение сверх допусти-	Есть на отдельных	Табло
мой температуры подшипников скольжения и качения на на- сосных агрегатах	насосных станциях	
Превышение температуры масла в масляных ваннах вер- тикальных электродвигателей	То же	»
Вибрация насосного агрегата сверх допустимых норм	Нет	»
Пробой сальнйкового уплот- нения на иасосе		>
Перегрузка электродвигате-	Есть	Табло, измерение,
лей (/>/Доп)		печать
Заклинивание задвижек при их открытии или закрытии	»	Мнемощит, сиг- нал
Превышение температуры об- моток статора и ротора элек- тродвигателей сверх норм	Есть на месте	Табло '
Аварийное отключение вра- щающихся механических сеток на береговых насосных стан-	Нет	Сигнал, печать
Изменение перепада давле- ния на фильтрах	Есть на отдельных насосных станциях	Табло, сигнал
Автоматический переход с рабочей камеры на резервную на фильтрах для механической очистки воды	Нет	Табло
Изменение уровня воды в ре- зервуарах питьевой воды	Есть на месте	Табло, сигнал
Переключение вводов на ПС	Есть	Табло
Изменение давления на ра- ботающих насосах (потеря производительности)	(Р^ ~$^Р min)	Нет	»
Остановка подвижных ферм на радиальных отстойниках шламовых насосных станций 38	»	»
Продолжение табл. 2.4
Контролируемое событие и фор- мула расчета	Контролируется ли в настоящее время	Способ представле- ния информации диспетчеру
Изменение температуры шла- мовой пульпы на всасывающих трубопроводах шламоиых на- сосных станций	Нет	Табло
Изменение давления пара на паровые турбины	>	>
Аварийное включение паро-	Есть	Табло, печать .
вой турбины		
Изменение давления масла на турбины, превышение тем- пературы подшипников на тур- бине сверх допустимых норм	Нет	Табло
Изменение положения задви- жек в насосных станциях	Есть	Мнемощит
Изменение давления речной	Нет	Табло ,
воды в камере переключения, температуры в машинных за- лах насосных станций		
Аварийное отключение венти- ляторов на насосных станциях	>	Табло, сигнал
Изменение уровня воды в ра- диальных отстойниках шламо- вых насосных станциях		Табло
2.4. Другие подсистемы энергоснабжения
Примеры, аналогичные системам электроснабжения и
водоснабжения, можно привести и по другим системам
энергоснабжения. Приведем по ним только краткий пере-
чень необходимых исходных материалов.
Газоснабжение: схемы газоснабжения предприятия и их
характеристика; перечень установок газоснабжения и их
основные технические данные; перечень коммутационных
задвижек и~затворов, требующих частых эксплуатационных
переключений и отключающих аварийные участки; пере-
чень задвижек, затворов и регулирующих органов, требу-
ющих регулирования положения; объемы автоматизации и
КИП; трубопроводы, на которых должны осуществляться
измерения для учета расхода газа.
Теплоснабжение: состав теплосилового хозяйства; схе-
мы теплоснабжения и пароснабжения и их характеристи-
ка; перечень оборудования перекачивающих насосных
станций, водогрейных, паровых котельных и установок вто-
ричных энергоресурсов и их основные технические данные;
объемы автоматизации и КИП; трубопроводы, на которых
осуществляются или должнщ осуществляться измерения:
39
для учета теплоты горячей воды,'пара, конденсата и рас-
хода подпиточной воды.
Воздухоснабжение: схемы воздухоснабжения и их ха-
рактеристика; перечень компрессорных агрегатов, их харак-
теристика и назначение; перечень коммутационных задви-
жек, требующих частых эксплуатационных переключений
и отключающих аварийные участки; объемы автоматиза-
ции и КИП; трубопроводы, на которых должны осуществ-
ляться измерения для учета воздуха.
Кислородоснабжение: схемы распределения продуктов
разделения воздуха и их характеристика; перечень основ-
ного оборудования кислородного хозяйства и его основные
технические данные; перечень задвижек и шиберов в рас-
пределительной кислородной сети, требующих частых экс-
плуатационных переключений; объемы автоматизации и
КИП; трубопроводы, на которых должны осуществляться
измерения для учета расхода кислорода, азота и др.
Мазутоснабжение: состав мазутного хозяйства; схемы
мазутоснабжения и их характеристика'; количество и ха-
рактеристика мазутонасосных станций; объемы автомати-
зации и КИП; места, на которых должны осуществляться
измерения для учета расхода мазута.
2.5. Обследование организационной деятельности
и технико-экономических показателей
Помимо данных, приведенных выше, собираются сведе-
ния о надежности, устойчивости и живучести систем энер-
госнабжения. Выявляются наиболее ответственные потре-
бители. Изучается статистика аварий и браков за последние
несколько лет, составляется перечень наиболее повреж-
даемого оборудования. Собираются сведения о последстви-
ях перерывов энергоснабжения. Изучаются мероприятия
по снижению нагрузки в часы максимума нагрузки энерго-
системы, статистические данные по коротким замыканиям,
причинам и местам их возникновения.
Сведения по авариям и бракам в системах энергоснаб-
жения составляются по следующей форме:
Место ава- рии, наиме- нование и техническая характерис- тика повреж- денного обо- рудования	Краткое опи- сание, аварии или брака в работе	Причина аварии или брака в работе	Дата и_ дли- тельность аварийной остановки	Потери производ- ства н энергии, убытки	Намеченные мероприятия по предотвра- щению ава- рии
					
40
При изучении ^существующей системы управления энер-
госнабжением анализируются структуры управления отде-
ла главного энергетика и разных энергоцехов.
К исследуемым характеристикам структуры управления-’
относят положения о структурных подразделениях ОГЭ и
энергетических цехов, в которых находят отражение право-
вые вопросы их взаимоотношений; штатное расписание
ОГЭ и энергоцехов, отражающее численный и профессио-
нальный состав исполнителей по каждому структурному
подразделению, а также общий фонд зарплаты и должно-
стные оклады работающих; должностные инструкции, оп-
ределяющие права, обязанности и ответственность каждого
работника; схемы структур управления ОГЭ и энергоце-
хов; функции (задачи), фактически выполняемые подраз-
делениями и работниками; обеспеченность подразделений
средствами оргтехники, заменяющими или облегчающими
ручной труд; фактическое количество работающих.
Если в ОГЭ функционирует система диспетчерского уп-
равления’энергоснабжением,'то определяется ее структу-
ра, количество подсистем (по типу энергоносителей), чис-
ло пунктов управления. Изучаются задачи диспетчерской
службы, функции работников диспетчерской службы, тех-
нические средства диспетчеризации, объемы телемеханиза-
ции по каждой из подсистем энергоснабжения. Функцио-
нальные задачи, решаемые каждым цехом или отделом,
приводятся в следующей форме:
Задача
t Время реше-
ния задачи
Изучение основных технико-экономических показателей
работы энергохозяйства осуществляется по следующим
разделам: важнейшие показатели работы энергохозяйства;
структура топливного баланса предприятия и топливоис-
пользования; электроснабжение и электроиспользование;
производство и потребление теплоты; выработка и отпуск
сжатого воздуха; водоснабжение и водоотведение; произ-
водство и потребление кислорода; производство и потребле-
ние газа. - •
41
Сведения по планируемым и фактическим технико-эко-
номическим показателям (ТЭП) энергоснабжения система-
тизируются, например, в такой форме:
Наимено- вание ТЭП	Формула расчета	Кто состав- ляет	На основании каких‘дан- ных состав- ляется	Периодич- ность состав- ления	Количество людей, заня- тых состав- лением
					
2.6. Исследование потоков информации
и документооборота
Обследование и анализ информационных потоков явля-
ются важным и необходимым этапом исследования систе-
мы управления. В результате обследование должны быть
получены качественные и количественные характеристики
потоков информации и данные для рациональной органи-
зации потоков и построения более совершенной системы
управления.
Для упорядочения существующих потоков информации
наряду с изучением организационной структуры должны
быть выявлены виды информации, используемые при уп-
равлении энергохозяйством; порядок, сроки прохождения
и методы обработки информации в подразделениях энерге-
тических цехов и ОГЭ; потоки информации в действующей
системе управления энергохозяйством (содержание, плот-
ность, периодичность обращения, направление потоков);
назначение документов по функциям управления; форма
Общие сведения о документе	Характеристика
42
документов; количество показателей в документе, их раз-
рядность и повторяемость в различных документах; доку-
менты, содержащие нормативно-справочную информацию,
количество в них показателей, их значимость и повторяе-
мость.
Из общего объема информации должна быть выделена
та, которая имеет непосредственное отношение к по-
ставленным задачам системы управления энергохозяй-
ством.
Результаты обследования удобно представить в следую-
щей форме:
Анализ сложившихся потоков информации целесообраз-
но начать с выяснения степени необходимости каждого до-
кумента, соответствия его формы необходимому минималь-
ному количеству информации. Опыт обследования энерго-
хозяйств ряда действующих предприятий показал, что в
различных подразделениях службы главного энергетика
часто составляется большое количество отчетов, справок
и других документов, не имеющих практического исполь-
зования или дублирующих основные отчетные документы.
Поэтому при обследовании особое внимание надо обра-
тить на полноту охвата документами всех процессов уп-
равления энергохозяйством, рациональность и своевремен-
ность информации, содержащейся в них. Для перспективы
внедрения АСУЭ важно проследить порядок составления
документов, их взаимосвязь и пути прохождения. При этом,
как правило, удается выявить имеющиеся недостатки до-
кументооборота и пути его совершенствования даже без
использования ЭВМ.
43
Глава третья
ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ АСУЭ
3.1.	Системный подход к проектированию.
Определение АСУЭ
Как уже отмечалось, основу энергохозяйства составля-
ет техническая система, к которой относятся комплексы ге-
нерирующих, преобразующих, потребляющих и транспор-
тирующих энергию установок и систем, а также все техни-
ческие средства, обеспечивающие локальную технологиче-
скую автоматизацию отдельных энергоустановок, средства
сбора, преобразования и передачи информации в системы
управления более высоких уровней (в системы диспетчер-
ского централизованного управления).
• Энергохозяйству промпредприятий присуща своя орга-
низационная система, в значительной степени типовая для
большинства предприятий различных отраслей промышлен-
ности, под которой понимается система организации произ-
водства, обеспечивающая выполнение локальных функций
всех подразделений энергохозяйства ради достижения об-
щей цели. К этой системе относятся все службы эксплуата-
ции управления и развития, все линейные и функциональ-
ные элементы организационной структуры энергохозяйства.
В. силу сложности такой организационно-технической
системы, как энергохозяйство, понятия «объект управле-
ния» и «орган управления» имеют множественный характер.
Другими словами, в энергохозяйстве существует целый ряд
объектов, управление которыми осуществляют не один, а
несколько различных органов, наделенных функциями об-
работки информации и принятия решений.
Для системной оценки энергохозяйства целесообразно
представить его в виде «управляющей» и «управляемой»
систем. При этом под управляемой системой
энергохозяйства будем понимать ту часть техниче-
ской системы, которая непосредственно осуществляет снаб-
жение завода энергией, а также некоторые части органи-
зационной системы, непосредственно эксплуатирующие тех-
ническую систему и реализующие процесс ее развития
(монтажные работы и др.).
К управляющей системе (рис. 3.1) отнесем все
элементы иерархической организационной структуры, обла-
дающие функциями принятия решения (от главного энерге-
тика до управляющего персонала первого уровня управле-
44
ния), а также локальные автоматические системы, включа-
ющие органы управления, измерения, регуляторы и т. д.
Автоматизированные системы управления, объединяю-
щие в себе решение'организационных вопросов и непосред-
ственное управление технологическими процессами, назы-
вают организационно - технологическими
(АСУ ОТ). Управлению энергохозяйством промпредприятий
присущи те и другие функции, поэтому автоматизированная
система управления энергохозяйством (АСУЭ) должна
строиться по принципу АСУ ОТ. На основании изложенного
можно следующим образом уточнить и расширить данное
во введении определение АСУЭ : АСУЭ — человеко-машин-
ная иерархическая система, характеризующаяся автоном-
ностью входящих в нее подсистем, имеющих самостоятель-
ные цели управления и общую (глобальную) цель, единую
для всей системы управления; наличием внутренних и вне-
шних связей у каждой подсистемы; уплотнением информа-
ции при движении ее вверх по иерархии. -
Как и любая иерархическая система, АСУЭ состоит из
ряда подсистем, находящихся на различных уровнях иерар-
хии и тесно связанных между собой. Разделение системы
управления на отдельные подсистемы с выделением целей
и задач каждой из подсистем называют декомпозици-
ей системы.
Число таких уровней, функции отдельных подсистем
АСУЭ и связи между ними могут быть различными. Под-
системы АСУЭ могут выделяться, например, по функцио-
нальному (в соответствии с функциями систем управления)
или организационному (в соответствии с организационно-
административным делением систем управления)' призна-
ку, по составу элементов системы управления (персонал,
45
информация, математическое обеспечение, технические
средства) и др.
Определение оптимальной структуры .системы управле-
ния — одна из важнейших задач, возникающих при разра-
ботке системы в каждом конкретном случае. Правильно
установленная структура АСУЭ позволяет с самого начала
наиболее точно определить требуемый объем, содержание
и потоки информации, обеспечить последовательное реше-
ние очередных задач на базе предыдущих, исключает необ-
ходимость переделок и выполнение бросовых работ.
Исходя из этих положений, прежде чем приступить к
проектированию АСУЭ на действующем предприятии, не-
обходимо провести глубокое предпроектное обследование
технического состояния, организационной, функциональной
и информационной структур существующей системы управ-
ления, анализ энергопотоков на предприятии. Обследова-
ние должно привести к выявлению недостатков в существу-
ющей системе управления и показать пути ее совершенство-
вания и развития. Как следствие может быть предложено,
например, сокращение числа уровней организационной
структуры, устранение дублирования функций, разработка
или совершенствование должностных инструкций и поло-
жений о подразделениях, приведение в порядок документо-
оборота энергохозяйства, т. е. целый ряд мероприятий по
упорядочению и совершенствованию управляющей систе-
мы, которые следует реализовать до введения АСУЭ.
Только используя результаты обследования, убедившись
в возможности комплексного, охватывающего весь процесс
управления подхода к решению задач промышленной энер-
гетики, оценив совпадение целей и оценок планируемой
деятельности предприятия, при достаточном технико-эконо-
мическом обосновании можно рекомендовать внедрение
АСУЭ, основанной на применении вычислительной техники,
средств телемеханики, совершенных устройств локальной
автоматики и других технических средств, осуществляющих
функции сбора, передачи, преобразования, отображения и
хранения информации, а также выдачи рекомендаций или
непосредственного принятия решений. Параллельно с этим
должна планомерно совершенствоваться и развиваться и
управляемая система энергохозяйства. Только тогда АСУЭ
будет представлять собой органичный комплекс, соединение
оптимальной организации управления энергохозяйством и
высокоразвитого комплекса технических средств.
Важно отметить, что в результате внедрения. АСУЭ сте-
пени совершенства управляющей и управляемой систем
46
энергохозяйства должны быть соизмеримы, это обеспечит
выполнение одного из принципов системного подхода—гар-
монии внутри системы.
3.2.	Иерархический принцип построения АСУЭ
Энергоснабжению промпредприятий присуща определен-
ная организационная упорядоченность, или иерархия (рис.
3.2, а), каждый уровень которой имеет определенную цель
управления (рис. 3.2, б) и наделен полномочиями по при-
нятию решений в сфере своей компетенции. Элемент опре-
деленного уровня иерархии управляет одним иди несколь-
кими элементами более низкого уровня, являясь в то же
время для элементов более высокого уровня управляемым.
Иерархические структуры АСУЭ можно представить
состоящими из отдельных подсистем (уровней), выделен-
ных по функциональному принципу (рис. 3.3, а), или на ос-
новании совокупности задач управления, решаемых на
каждом уровне (рис. 3.3,6), или с учетом структуры тех-
нических средств (рис. 3.3, в).
Как и все иерархические системы управления, АСУЭ
характеризуются автономностью отдельных подсистем, ког-
да каждая из них управляет ограниченным числом подсис-
тем более низкого уровня; уменьшением количества и уп-
лотнением информации при движении ее от низших уров-
ней к верхним. Управление подсистемами происходит при
неполной информации, т. е. при не известных в ряде слу-
чаев для данной подсистемы отдельных целях, ограничени-
ях и возмущениях в системах более низкого уровня. Каж-
дая подсистема может моделироваться определенным
соответствием между входящими потоками информации и
выходными управляющими сигналами, которое выражает-
ся, например, математическими формулами или таблицами.
Подсистеме для достижения ее'целей присущи свои оп-
тимизационные задачи. Для верхнего уровня иерархии ха-
рактерны задачи, которые условно можно назвать задачами
оптимизации в большом. Применительно к АСУЭ это за-
дачи, связанные с различными организационными и техни-
ческими мероприятиями, охватывающими все энергохозяй-
ство предприятия, включая связь с основными технологи-
ческими цехами (например, составление оптимальных норм
удельных расходов энергоносителей на единицу выпускае-
мой предприятиями продукции или расхода одного энерго-
носителя на выработку и распределение другого, составле-
ние оптимальных графиков ремонта оборудования и т.п.).
47
Рис. 3.2. Иерархия
управления энерго-
хозяйством:
аорганизационная ие*
рархия, или -иерархия
принятия решения; б —
иерархия целей управ*
леиия
а)	б)	в)
Рис. 3.3. Принципы иерархической структуры АСУЭ:
а —иерархия функций; б —иерархия задач управления; в —иерархия техиичес*
ких средств
48
Длй нижнего же уровня иерархии типичными являются
задачи, связанные с оптимальным непосредственным управ-
лением конкретными технологическими процессами в энер-
госнабжении (например, оптимальное по быстродействию
регулирование давления пара, оптимальное по минимуму
потерь электроэнергии регулирование возбуждения синх-
ронных электрических машин).
Каждый уровень иерархической системы'характеризует-
ся определенным временем воздействия на управляемую
систему. Чем ниже уровень, тем меньше время воздействия
и наоборот. Например, локальные системы автоматизации
реагируют на возмущение за время, определяемое динами-
ческими параметрами управляемых объектов; системы дис-
петчерского управления (оперативные) реагируют на воз-
мущения уже при установившемся режиме работы. Под-
системы, решающие задачи планирования, определяют
планы расхода и выработки энергоносителей на смену, сут-
ки, месяц, квартал, год. Данные же для этих задач посту-
пают из подсистем оперативного управления 1 раз в час.
3.3.	Синтез структуры АСУЭ
При разработке структуры АСУЭ для конкретного
предприятия с учетом ее иерархического характера прихо-
дится определять необходимое число уровней подчинения,
согласовывать цели отдельных уровней, анализировать ор-
ганизацию информационных потоков, выбирать необходи-
мые технические средства.
Первоначальным этапом синтеза структуры АСУЭ яв-
ляется разбиение управляемой системы на группы управ-
ляемых объектов. В зависимости от масштаба предприятия
и существующей на нем организационной структуры управ-
ления энергохозяйством возможны различные варианты
формирования групп управляемых объектов. Такое разбие-
ние может осуществляться по отраслевому (по видам энер-
гоносителей), территориальному (все энергоносители одной
группы технологических цехов) или смешанному — терри-
ториально-отраслевому — принципам. При таком разбие-
нии учитывается и структура систем управления, т. е. орга-
низация управляющих узлов или пунктов управления (ПУ)
с их функциями и взаимосвязями.
Следующим этапом синтеза структуры АСУЭ является
выбор технических средств, их месторасположение, распре-
деление функций по передаче и обработке информации.
Здесь возможно бесконечное разнообразие вариантов. По-
4—560
49
§Таблнца 3.1. Варианты структур и размещения технических средств АСУЭ
Краткая характеристика		Место располо- жения ПУ или ЦПУ* н средств передачи инфор- мации	Место располо- жения средств переработки ин- формации (ЭВМ)	Преимущества	Недостатки
энергоснабжения предприятия	организациоииой структуры АСУЭ				
Предприятия с общим коли- чеством энер- гообъектов до 50 и единой службой ГЭ	Единый ПУ на все энергообъ- екты	В любом удоб- ном для служ- бы ГЭ месте -	На ПУ	Возможно решение всего комплекса за- дач по АСУЭ	Увеличение капитальных затрат и необходимость иметь персонал по об- служиванию ВТ и для программирования
			Используется ВЦ** .пред- приятия	Сокращение капи- тальных и эксплуата- ционных затрат	Увеличение времени ре- шения задач и снижение надежности АСУЭ из-за возможной потери ин- формации в канале свя- зи между ПУ и ВЦ
Предприятия с количеством энергообъек- тов более 50, имеющие в со- ставе службы ГЭ отдельные энергоцеха	ПУ по видам энергоносите- лей и ЦПУ	ЦПУ — в лю- бом удобном для ОГЭ месте. Отдельные ПУ — в местах, удобных энер- гоцехам	На всех ПУ и ЦПУ	Децентрализация ре- шения^ отдельных за- дач АСУЭ, сокраще- ние времени -их ре- шения ; ет ж	Увеличение затрат на оборудование и эксплуа- тацию
			На ЦПУ	Сокращение капи- тальных и эксплуата- ционных затрат	Увеличение времени ре- шения отдельных задач, . снижение надежности
					
*	-	Все ПУ и ЦПУ — в од- ном	здании (энергоцентре)
' Предприятия с большим коли- чеством энер- гообъектов по отдельным тех- нологическим цехам  (корпу- сам)	ПУ nt> всем энергообъек- там каждого технологиче- ского	цеха (корпуса)	и ЦПУ	ЦПУ — в лю- бом удобном для ОГЭ мес- те. ПУ — в ме- стах, удобных для	энерго- служб техно- логических це- хов
Предприятия (комбинаты), с большим ко- личеством энер- гообъектов по S отдельным тех-	ПУ по всем энергоносите- лям отдельных технологнче- - ских	цехов; ПУ по отдель-	ЦПУ — в лю- бом удобном для ОГЭ месте
Единый ВЦ для энергохо- зяйства «	Сокращенно суммар- ных капитальных н эксплуатационных за- трат	Увеличение единовре- менных капитальных за- трат, связанных со стро- ительством, н использо- вание дополнительных каналов связи между ПУ н руководством со- ответствующих энерго- цехов
На всех ПУ н ЦПУ	Децентрализация ре- шения отдельных за- дач АСУЭ, сокраще- нно времени их ре- шения	Увеличение затрат на оборудование и эксплуа- тацию
На ЦПУ	Сокращение	капи-  тальных И эксплуата- ционных затрат	Увеличение времени ре- шения отдельных задач, снижение надежности
На ЦПУ и ВЦ каждого	из технологиче- ских цехов	Сокращение капи- тальных н эксплуата- ционных затрат	Увеличение, затрат на каналы связи междуПУ И ВЦ 1
На всех ПУ по видам энерго- носителей, ЦПУ и ПУ по технологиче- ским цехам	Сокращение време- ни решения отдель- ных задач	Увеличение Затрат на оборудование н эксплуа- тацию
Краткая характеристика		Место располо- жения ПУ или ЦПУ* и средств передачи инфор- мации
энергоснабжения предприятия	организационной структуры АСУЭ	
дологическим цехам и боль- шим количе- ством обще- комбинатских энергообъектов	ным энергоно- сителям; ЦПУ	ПУ по видам энергоносите- лей —• в местах, удобных энер- гоцехам. ПУ по технологичес- ким цехам — в местах, удоб- ных для энер- гослужб этих цехов
		ЦПУ и ПУ по видам энерго- носителей — в энергоцентре. ПУ по техноло- гическим це- хам — в местах, удобных для энергослужб этих цехов
* Центральный пункт управления.
** Вычислительный центр.
Продолжение табл. 3.1
Место располо- жения средств переработки ин- формации (ЭВМ)	Преимущества 	Недостатки
На ЦПУ и ВЦ каждого тех- нологического цеха	Сокращение затрат на оборудование и эксплуатацию х	Увеличение времени ре- шения задач
На ЦПУ и ПУ по видам энер- гоносителей	Сокращение време- ни решения отдель- ных задач	Увеличение затрат на оборудование, каналы связи и эксплуатацию
Единый ВЦ для энергохо- зяйства	Сокращение суммар- ных капитальных и эксплуатационных за- трат	Увеличение единовре- менных капитальных за- трат, связанных со стро- ительством, и использо- вание дополнительных ка- налов связи между ПУ и руководством, соответ- ствующих энергоцехов
этому определение оптимальной структуры АСУЭ, удовлет-
воряющей требованиям высокой надежности и экономич-
ности,— важнейшая задача. В качестве примера в табл.
3.1 приведены некоторые из возможных вариантов струк-
туры размещения технических средств АСУЭ. В реальных
условиях могут быть и другие варианты, представляющие
собой, как правило, различные сочетания из вариантов,
приведенных в табл. 3.1.
Не менее важной проблемой при разработке АСУЭ яв-
ляется разработка такой структуры, которая позволила бы
рационально вводить систему в эксплуатацию. Это зна-
чит, что каждое звено системы должно выполнять комп-
лекс самостоятельных задач, не связанных с остальными
звеньями и обеспечивающих достижение соответствующих
целей.
3.4.	Система АСУЭ — подсистема АСУП
Независимо от того, какой принцип положен в основу
структуры АСУЭ, последняя сама по себе является одной
из подсистем автоматизированной системы управления
предприятием (АСУП).
Из АСУП в АСУЭ поступает различная информация,
характеризующая плановые показатели технологических
цехов или фактические данные о работе этих цехов. Эта
информация используется для соответствующего планиро-
вания энергоресурсов или для составления отчетности по
энергоиспользованию технологическими цехами. В свою
очередь из АСУЭ в АСУП поступает информация, характе-
ризующая фактические показатели деятельности энергохо-
зяйства и отражающаяся на экономических показателях
всего предприятия. Кроме того, АСУЭ непосредственно
связана с районными энергоснабжающими организациями
и с руководством энергослужб соответствующих мини-
стерств и ведомств.
От районных энергосистем поступает информация, рег-
ламентирующая текущий и перспективный режимы энерго-
потребления предприятия. Из министерств и ведомств
поступает директивная и нормативная информация, харак-
теризующая работу энергоснабжения с учетом показателей
данной отрасли. В соответствии с этим в АСУЭ должны
формироваться отчетные документы или данные для пере-
дачи в энергосистему и министерство о фактических пока-
зателях работы энергохозяйства предприятия. Для приме-
ра рассмотрим АСУЭ, построенные по функциональному и
53
организационному признакам, и их связи с АСУП, район-
ной энергосистемой и министерством.
На рис. 3.4 представлена структурная схема АСУЭ, по-
строенная по функциональному признаку (АСУ электро-
снабжения). Первый и второй уровни занимают подсисте-
мы ручного управления объектами и локальной автоматики.
Основными задачами, которые решаются на этих уровнях в
системе электроснабжения, являются релейная защита
электроустановок и автоматика безопасности, различные
блокировки и локальная системная и технологическая
автоматика (АВР, АПВ), автоматическое регулирование
отдельных параметров на объектах электроснабжения
(APB, АРН), местное измерение различных электриче-
ских параметров (тока, напряжения, частоты) для обеспе-
чения работы местных автоматических устройств и переда-
54
чи измерений в другие подсистемы АСУЭ и АСУП. Для
выполнения перечисленных функций на подстанциях дол-
жны быть установлены соответствующая аппаратура и
датчики с преобразователями измеряемых параметров в
стандартные сигналы ГСП и импульсные.
Устройства локальной автоматики и защиты широко
применяются на подстанциях и распределительных пунктах
и вне связи с АСУЭ, однако при разработке АСУЭ к этим
устройствам предъявляются повышенные требования к на-
дежности их работы, точности измерений, форме выходных
параметров. Именно на этом уровне отбирается информа-
ция о состоянии и работе контролируемой системы, необ-
ходимая для функционирования всех подсистем. Поэтому
число датчиков, предусматриваемых на контролируемых
энергетических объектах, возрастает, а их технические ха-
рактеристики определяются решаемыми в системе зада-
чами.
Система диспетчерского управления энергетическим хо-
зяйством в рамках АСУЭ представляет собой информаци-
онно-управляющую подсистему (третий уровень иерар-
хии) . В функции этой подсистемы входят постоянный авто-
матический контроль за состоянием системы, режимами
работы оборудования ш положением основных коммутаци-
онных аппаратов; фиксация и анализ неисправностей,
возникающих в системе; осуществление оперативных пере-
ключений по программе или по команде диспетчера в нор-
мальных режимах работы, в аварийных ситуациях и в вос-
становительный период; обработка первичной технологиче-
ской информации, поступающей из первого уровня иерар-
хии, ее хранение, воспроизведение и передача на объекты
управляющей информации, поступающей из верхних уров-
ней; расчет оперативных технико-экономических и эксплу-
атационных показателей технологического процесса и ра-
боты оборудования; диагностика и прогнозирование техно-
логического процесса и состояния оборудования.
Основное оборудование этой подсистемы располагается
на соответствующих пунктах управления энергоснабжени-
ем. При проектировании этой подсистемы, как и вообще
любых информационных подсистем АСУ, возникает необ-
ходимость решать сложные вопросы, связанные с установ-
лением необходимого и достаточного для целей управления
объема информации; выбором источников требуемой ин-
формации; определением информационных потоков, вход-
ных и выходных данных; разработкой алгоритмов и прог-
рамм обработки и -контроля информации; обеспечением ее
55
достоверности. Передача информации в другие подсисте-
мы АСУ требует также решения задач фильтрации и обоб-
щения (уплотнения) передаваемой информации. Начиная
с этой подсистемы, объем обрабатываемой информации
оказывается столь большим, что использование ЭВМ для
качественного решения поставленных задач становится
необходимым.	.
Четвертый уровень АСУЭ занимает учетно-расчетная
подсистема. В ее задачу входит составление балансов ак-
тивной и реактивной мощности по отдельным цехам или
производствам и по заводу в целом; анализ качества элек-
троэнергии; определение совмещенной 30-минутной нагруз-
ки предприятия в часы максимума нагрузки районной
энергосистемы; автоматизированный коммерческий и тех-
нический учет электроэнергии, потребляемой предприятием
и его производственными подразделениями; расчет удель-
ных расходов электроэнергии на единицу выпускаемой
продукции; определение средневзвешенного коэффициента
мощности на предприятии; обработка и передача части ин-
формации на следующий уровень АСУЭ и в АСУП. Для
выполнения системой указанных функций необходимо по-
лучить соответствующую интегральную информацию и ис-
пользовать специальные устройства, осуществляющие сум-
мирование и автоматическую регистрацию совмещенной
30-минутной нагрузки предприятия.
В отличие от подсистем первого, второго и третьего
уровней данная подсистема является комплексной для все-
го энергетического хозяйства предприятия, тогда как пер-
вые складываются из самостоятельных (в значительной
степени) частей, соответствующих отдельным системам
энергоснабжения предприятия. Эта подсистема связана с
районной энергосистемой и министерством.
Пятый уровень — подсистема оптимального управления.
Основной функцией этой подсистемы является оптими-
зация технологических процессов в системах энергоснаб-
жения.
Для системы электроснабжения в комплекс задач, объ-
единенных общим понятием оптимального режима работы
системы, входят, в частности, следующие: снижение потерь
энергии в трансформаторах, воздушных и кабельных ли-
ниях; определение и автоматическое поддержание опти-
мальных значений напряжения в узловые точках системы;
оптимизация распределения реактивной мощности в элек-
трической сети предприятия; выбор и автоматическое под-
держание оптимальных режимов работы синхронных ма-
56
Рис. 3.5. Структурная схема АСУЭ,
построенная по организационному
признаку
шин и других источников реак- ‘
тивной мощности; определение
и автоматическое поддержание
оптимальных условий электро-
снабжения предприятия . от
энергосистемы, а также снаб-
жения сторонних потребителей
от заводской системы; выбор
режимов наиболее эффективно-
го использования генераторов
ТЭЦ и других собственных ис-
точников энергоснабжения. По-
мимо задач оптимизации на
данную подсистему иногда
возлагается также управление
материально-техническим сна-
бжением и ремонтным обслу-
живанием.
Оборудование четвертого и
пятого уровней может разме-
щаться в центральном диспет-
черском пункте управления
энергоснабжением предприя-
тия. .Вычислительная техника,
используемая в АСУЭ, мо-
жет также устанавливать-
ся в общем ВЦ предприя-
тия.
На рис. 3.5 показана построенная по организационному
принципу структурная схема АСУЭ, в которой каждая под-
система соответствует, определенному административному
уровню. Здесь, как и в предыдущем примере, решается
весь комплекс перечисленных выше задач. Распределение
же их по отдельным уровням системы и временные харак-
теристики работы отдельных подсистем существенно отли-
чаются -от рассмотренных. -
Не повторяя приведенного выше перечня конкретных
задач, укажем лишь основные их виды, решаемые на от-
дельных уровнях структурной иерархии.
Первый уровень системы, построенной по организацион-
ному принципу, объединяет технологические объекты уп-
57
равления. На этом уровне предусматриваются релейная
защита, автоматика безопасности, устройства локальной
автоматики и оптимизации работы агрегатов, АСУ ТП, по-
стоянный контроль за состоянием и работой технологиче-
ского объекта.
Цех (технологический участок) составляет второй ад-
министративный уровень системы. Применительно к энер-
гохозяйству промпредприятия это цеха сетей и подстанций,
водоснабжения, газоснабжения, теплосиловой и др. На
этом уровне осуществляются централизованное оператив-
ное управление и контроль, обработка первичной техноло-
гической информации, цеховой учет и оперативное плани-
рование, реализуются АСУ ТП.
Третий уровень иерархии — объединение цехов (службы
главного энергетика). Здесь производятся контроль и уп-
равление работой отдельных энергоцехов, составление ба-
лансов энергоносителей, учет работы отдельных подразде-
лений системы, оперативное планирование; предусматри-
ваются элементы АСУП, а также обмен информацией с
районной энергосистемой.
Верхний (четвертый) уровень системы — это предпри-
ятие в целом. На этом уровне осуществляются учет основ-
ных показателей работы энергетического хозяйства, пла-
нирование (оперативное и перспективное), подготовка и
выдача заданий цехам и другим подразделениям АСУП и
связь с министерством.
Рассмотренная структура АСУЭ имеет определенные
преимущества перед структурой, построенной по функцио-
нальному признаку: появляется возможность последова-
тельно разрабатывать и практически решать в полном
объеме отдельные технические задачи, более четко выра-
жены иерархия и потоки информации, упрощаются связи
между отдельными подсистемами, уже на первых уровнях
могут реализоваться АСУ ТП (тогда как в первой струк-
турной схеме АСУ ТП появляются только на пятом уровне).
Различаются эти структурные схемы и по временным
характеристикам работы. Во второй схеме (в отличие от
первой) каждая подсистема имеет четко выраженную вре-
менную характеристику: первый уровень — в темпе с про-
цессом, второй — в реальном масштабе времени и с дис-
кретностью внутри смены, третий — дискретный контроль
(смена, сутки), четвертый — дискретный контроль (месяц,
квартал, год). Такое четкое разделение характеристик поз-
воляет наиболее рационально выбирать и использовать в
системе вычислительную технику.
58
Главачетвертая
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСУЭ
4.1.	Назначение и состав математического обеспечения
Под математическим обеспечением (М.О)
автоматизированной системы управления понимается сово-
купность математических методов, моделей и алгоритмов,
предназначенных для решения задач и обработки информа-
ции с применением вычислительной техники. Для реализации
математического обеспечения используется програм-
мное обеспечение (ПО), представляющее собой совокуп-
ность программ для реализации целей и задач АСУ, обес-
печивающих функционирование комплекса технических
средств (КТС).
Математическое обеспечение АСУЭ состоит из общего и
специального.
Общее МО — комплекс методов, позволяющих эф-
фективно использовать КТС при выполнении работ произ-
вольного характера. Общее МО включает в себя соответст-
вующее программное обеспечение, состоящее из набора
служебных и стандартных программ, поставляемых, как
правило, вместе с вычислительными средствами. Общее
МО системы содержит программы испытания, контроля и
наладки, предназначенные для проверки КТС и выявления
технических неисправностей отдельных блоков; совокуп-
ность средств, и методов, позволяющих описать некоторый
алгоритм вычислительного процесса для используемого ти-
па ЭВМ; программы организации вычислительных работ,
обеспечивающие эффективную организацию и управление
вычислительным процессом ЭВМ и процессы сбора и пере-
дачи информации: программы-диспетчеры, супервизоры,
программы управления (драйверы) вводом-выводом и т. д.
Для организации выполнения задач в ЭВМ использу-
ются операционные системы, которые компонуются с по-
мощью специальных генераторов из набора программных
модулей с учетом конфигурации управляющего вычисли-
тельного комплекса, набора задач и требуемого режима
работы.
Потребность в использовании операционной системы,
особенно при использовании управляющих ЭВМ, обуслов-
лена необходимостью эффективного использования вычис-
лительных ресурсов (времени вычисления и оперативной
памяти процессора) и скоростью реакции системы управ-
ления на события, происходящие в контролируемом техно-
59
логическом процессе (в нашем случае — в энергоснабже-
нии).
Специальное МО представляет. собой совокуп-
ность математических и логических методов, а также прог-
рамм, реализующих эти методы при решении задач управ-
ления в АСУЭ.
Основу специального МО составляет управляющая
программа или программа-диспетчер (ПД), которая дол-
жна иметь развитую систему приоритетов, в соответствии с
которой определяется порядок прохождения задач: обеспе-
чивать ввод оперативной информации в оперативное запо-
'минающее устройство (ОЗУ) по каналу прямого доступа в
память (К.ПДП) или внешний накопитель, формирование
управляющих команд по сбору информации, вызов из внеш-
него накопителя по приоритету для решения задач с про-
веркой наличия исходных данных (при их отсутствии дол-
жна вызываться следующая задача), запоминание на
внешнем накопителе состояния ЭВМ и данных по решае-
мой задаче в случае, если необходимо прекратить счет для
обработки информации по задаче с высшим приоритетом,
начальный пуск ЭВМ в заданном режиме работы; учиты-
вать реальный масштаб времени и тактировать периоди-
ческие вычисления и обеспечивать непрерывную работу
процессора ЭВМ в режиме ' мультипрограммирования
(мультипрограммирование — это 'метод использования
вычислительной системы, при котором в оперативной па-
мяти ЭВМ находится одновременно несколько программ).
Другие программы специального МО АСУЭ представ-
ляют собой комплексы программ, реализующих алгоритмы
технологического контроля и управления энергохозяйст-
вом, а также алгоритмы формирования информационных
массивов, базы данных по энергохозяйству и других вспо-
могательных задач.
4.2.	Особенности специального математического
обеспечения АСУЭ
АСУЭ является одной из подсистем АСУП предприятия,
поэтому между подавляющим большинством задач, решае-
мых-на уровнях АСУЭ и АСУП, существуют информацион-
ные и функциональные связи. При разработке специального
МО АСУЭ нужно, чтобы постановка задач, методы ре-
шения и. их реализация на уровне АСУЭ были согласова-
ны с требованиями, выдвинутыми при разработке соответ-
ствующих задач АСУП. Кроме установления необходимых
60	•
приоритетов при решении отдельных задач должно соблю-
даться полное информационное соответствие между АСУЭ
и АСУП. С этой целью применяют единую систему клас-
сификации и кодирования информации, устанавливают
взаимосогласованные временные интервалы, через которые
та или иная часть общего массива «обменной» информации
передается на определенный уровень управления, а*также
определяют те показатели, которые составляют объем цир-
кулирующей между разными уровнями управления инфор-
мации.
Программное обеспечение состоит из комплексов прог-
рамм для автоматизированного обмена информацией ' с
энергообъектами (АОИ); обмена диспетчерской информа-
цией (ОДИ) и межуровневого информационного обмена
(МИО); набора программ решения задач оптимизационно-
го (ОЗ) и планово-статистического (ПСЗ) характера и за-
дач учета (ЗУ). Все перечисленные программы вводятся в
работу программой диспетчера (ПД), тоже входящей в
МО и взаимодействующей с операционной системой (ОС)
ЭВМ.
Рассмотрим несколько подробнее, структуру специаль-
ного программного обеспечения (СПО) АСУЭ, приведен-
ную на рис. 4.1.
Рис. 4.1. Укрупненная структура специального программного обеспече-
ния АСУЭ
61
Ранее отмечалось, что СПО должно реализовывать ре-
шения многих задач, различных по важности функциони-
рования АСУЭ в целом, по времени счета, по использова-
нию системотехнических и вычислительных ресурсов и дру-
гим характеристикам. Организация эффективного вычисли-
тельного процесса возможна только при наличии в СПО
программы, реализующей распределение ресурсов систе-
мы, режима диалога человек-машина и других методов по-
вышения эффективности работы вычислительного комп-
лекса. В АСУЭ такой программой является ПД, которая
представляет собой своего рода связующее звено между
операционной системой (ОС) УВМ и остальными програм-
мами СПО АСУЭ.
Связь ПД с ОС ограничивается взаимодействием с су-
первизором и загрузчиком операционной системы. Это
взаимодействие заключается в организации, во-первых,
обработки прерываний от внешних устройств и, во-вторых,
прохождения программ СПО. Связь ПД.с программами
СПО заключается во взаимодействии с управляющими
блоками этих программ.
Комплекс программ АОИ предназначен для обмена ин-
формацией с энергообъектами и выполняет две основные
функции: сбор информации от датчиков и телеканалов и
выдачу информации на табло, приводы исполнительных
механизмов, устройства телемеханики.
Комплекс программ ОДИ обеспечивает оперативный
человеко-машинный информационный обмен в АСУЭ. С по-
мощью комплекса ОДИ с терминальных устройств в вы-
числительный комплекс вводится оперативная информация
о текущих режимах, которая затем направляется в память
ВК или выдается оперативно или по вызову в виде изоб-
ражения на экранах дисплеев (ЭЛТ), распечатки на алфа-
витно-цифровых печатающих устройствах (АЦПУ) и элек-'
тропечатающих машинках (ЭПМ). При необходимости ОДИ
обеспечивает корректировку оперативных сведений, а так-
же отображение принципиальных схем энергообъектов или
их частей с нанесением значений режимных параметров и
требуемой инструктивно-справочной информации.
Основным назначением комплекса программ МИО явля-
ется обеспечение эффективного функционирования прог-
рамм СПО путем организации и контроля оперативного
межуровневого обмена инфбрмацией с учетом различных
. технических способов ее передачи.
В комплексе программ ЗУ производится составление
балансов энергоносителей (БАЛАНС), расчет удельных
62
расходов энергоносителей (УР) и расчет коэффициента
мощности (tg <р или cos <р).
Комплекс программ 03 служит, в частности, для реше-
ния оптимизационных задач выработки и распределения
энергоресурсов (ВРЭ), распределения реактивной мощно-
сти (PPM) с целью поддержания напряжения в узловых
точках и сокращения потерь в сетях, определения состава
включенного оборудования (ВО) и др.
Комплекс программ ПСЗ предназначен для составле-
ния отчетных ведомостей (СОВ) и расчета месячных, годо-
вых и других планов (РП).
Комплексы рассмотренных программ могут решаться
на разных территориально разобщенных УВМ в зависимо-
сти от принятой для предприятия структуры АСУЭ. На-
пример, комплексы программ АОИ, ОДЙ, ПУ, 03 могут
решаться на УВМ, установленной на ПУ электроснабже-
нием, а комплексы программ МИО, ПС и другие — на
УВМ, установленной на ЦПУ энергохозяйством.
4.3.	Алгоритмы АСУЭ и система приоритетов
Под алгоритмом решения той или иной задачи понима-
ется точно определенная процедура или набор правил,
обеспечивающих решение задачи за конечное число шагов.
Алгоритмы могут быть изложены в виде формул, структур-
ных схем, таблиц или машинных программ. В соответствии
с этим для синтеза алгоритмов АСУЭ необходимо иметь
математические зависимости в виде формул расчета или'
логических операций, характеризующих ход решения той
или иной задачи.
В процессе работы системы в ЭВМ выполняются после-
довательно десятки и сотни отдельных алгоритмов, в сово-
купности решающих определенные задачи. Эти задачи ре-
шаются в мультипрограммном режиме, и от его правильной
организации зависят сроки реализации в ЭВМ отдельных
задач. Решение задач в ЭВМ в той последовательности, в
которой на них поступают требования (заявки), обычно
является нерациональным, потому что, как правило, име-
ются существенные отличия в срочности выполнения от-
дельных алгоритмов. В зависимости от регулярности появ-
ления требований на выполнение алгоритмов задачи в ЭВМ
подразделяются на две группы.
К первой группе можно отнести задачи, на решение ко-
торых заявки поступают регулярно, с периодичностью от
нескольких секунд до нескольких часов. Поэтому в ЭВМ
63
они реализуются постоянно, через равные промежуткивре-
мени. Это — большинство задач системы контроля, свя-
занных с периодическим опросом датчиков, первичной об-
работки информации, полученной от датчиков, вычисления
технико-экономических показателей и т. д.
Ко второй группе относятся задачи, вызываемые и реа-
лизуемые в случайные моменты времени.
- Таковы, например, задачи переработки измерительной
информации, вызванныекаким-либо нарушением или неис-
правностью в работе контролируемой энергосистемы.
С учетом рассмотренного разнообразия требований к
выполнению различных алгоритмов становится очевидным
целесообразность назначения отдельным группам алгорит-
мов различных приоритетов, изменяющих очередность вы-
полнения их в ЭВМ. Эффект от введения приоритетов по
сравнению с бесприоритетной реализацией алгоритмов мо-
жет быть эквивалентен увеличению быстродействия ЭВМ в
несколько раз.
Наиболее простой вид приоритетов — относительные. В
этом случае появление заявок на выполнение алгоритма
более высокого приоритета, чем выполняемого в данный
момент, не прерывает его. Реализация начатого алгоритма
доводится до конца. Только в момент окончания реализа-
ции очередного алгоритма из ожидающих заявок (если они
поступили) выбирается заявка с самым высоким приори-
тетом, а в случае, если таких несколько,— та, которая по-
ступила раньше,-
Несколько более сложны в осуществлении абсолютные
приоритеты-. В этом случае при появлении заявок на вы-
полнение алгоритма более высокого приоритета прерыва-
ется решение алгоритма низшего приоритета и ЭВМ при-
ступает к реализации алгоритма, на который только что
поступила заявка. После выполнения этого алгоритма про-
исходит выбор из очереди новой заявки с самым высоким
приоритетом. Прерванная заявка может быть потеряна,
или выполнение первичного алгоритма может быть продол-
жено с прерванного места по мере появления в ЭВМ та-
кой возможности. . •-
Первый случай соответствует, например, такой ситуа-
ции, когда определение значений,измеряемых величин ока-
залось прерванным алгоритмом обнаружения неисправно-
стей и их диагностикой и в момент окончания этого алго-
ритма поступили новые данные о значениях измеряемых
величин (начался новый цикл опроса), поэтому нет смысла
продолжать прерванный алгоритм с прежними значениями.
64
В отличие от относительных приоритетов, действующих
только в моменты окончания выполнения очередного алго-
ритма, абсолютные приоритеты действуют, кроме того, и в
моменты поступления новых заявок.
Наиболее универсальным видом приоритетов являются
смешанные. Идея их введения состоит в том, что если реа-
лизация выполняемого в ЭВМ алгоритма близка к завер-
шению, то его прерывать при приходе новых заявок неце-
лесообразно. Если же алгоритм только начал выполняться
в момент поступления заявки более высокого приоритета,
то рационально его прервать и поставить в очередь на до-
обслуживание.
4.4.	Языки программирования
Одним из важнейших разделов МО ЭВМ являются язы-
ки программирования [10], представляющие собой средст-
во общения человека с машиной. На языках программиро-
вания осуществляется запись алгоритмов решения задач
на ЭВМ. Далее эти записи различными способами
вводятся в ЭВМ (перфокарты, клавиатура и др.) и с
помощью трансляторов преобразуются в коды машин-
ных команд.
В настоящее время существует множество языков про-
граммирования, которые отличаются своей структурой,
грамматикой, синтаксисом и другими свойствами, ха-
рактеризующими формализованные языки. В ' системах
автоматизированного управления, в том числе и в
АСУЭ, используются, как правило, языки двух клас-
сов: ассемблеров и компиляторов (или языки высоко-
го уровня),
Язык ассемблера — это язык низкого уровня, машинно-
ориентированный. В задачах АСУЭ он используется для
ввода-вывода информации, для обеспечения работы уст-
ройств сопряжения телемеханики и вычислительной техни-
ки и т. п. В отечественной практике для этих целей широко
используется МНЕМОКОД.
Языки компиляторов — это проблемно-ориентирован-
ные языки, мало зависящие от типа используемой ЭВМ.
Они являются основным средством Подготовки прикладных
программ. Из этих языков в отечественной практике -наи-
большее распространение получили АЛГОЛ и ФОРТРАН.
Для АСУЭ предпочтительным является ФОРТРАН, так как
абсолютное большинство управляющих машин имеет
трансляторы с ФОРТРАНа. Кроме того, этому языку срав-
5—560
65
нительно легко научиться. По данным зарубежной печати
для задач управления электроснабжением примерно 20 %
всех программ составлены на языке ассемблера, а осталь-
ные “ на ФОРТРАНе.
Г л а в а п я т а я
ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСУЭ
5.1.	Назначение, состав и особенности
информационного обеспечения
Основой любой системы управления является разнооб-
разная информация, циркулирующая от управляемого
объекта к различным звеньям (уровням) управляющей си-
стемы и в виде принятых решений или управляющих воз-
действий возвращаемая к объекту. Задачей информацион-
ного обеспечения АСУ, в том числе и АСУЭ, явля-
ется обеспечение всех подсистем необходимой информа-
цией в требуемые сроки и в удобной для использования
форме.	’
Различают информацию, предназначенную для реше-
ния организационно-плановых задач, и информацию для
задач оперативного управления. Это вызвано тем, что эти
задачи отличаются друг от друга видом и содержанием
входной и выходной информации, частотой и временем ре-
шения, принципами построения алгоритмов. Источниками
информации, могут быть аналоговые или дискретные
датчики, командная аппаратура (кнопки, ключи), до-
кументы, звуковые и световые сообщения. Информа-
цию можно преобразовывать (аналог-код, код-аналог,
код-код), кодировать, шифровать, дешифровать, дета-
лизировать и т. д.
Информационное обеспечение (ИО) представляет со-
бой совокупность единой системы классификации и коди-
рования технико-экономической информации, унифициро-
ванных систем документации и массивов информации. При
разработке ИО АСУЭ должны быть решены следующие
вопросы: определение состава данных, используемых для
решения задач управления; формализация представления
информации; унификация входной и выходной документа-
ции; способы представления информации на всех этапах
-66
ее движения и обработки; выбор носителей информации;
определение содержания и порядка размещения инфор-
мации на машинных носителях; определение видов и
объемов хранимой информации; способы хранения, поиска
и внесения изменений в массивы данных; способы контроля
информации; разработка классификаторов и словарей наи-
менований отдельных показателей; регламентация инфор-
мационных связей между задачами; взаимный обмен дан-
ными с АСУП; состав и структура банка данных.
Одним из главных условий создания информационной
базы АСУЭ и обеспечения функционирования системы в
оптимальном режиме является правильная классификация
всей информации на основе тщательного научного анализа.
Классификация является предпосылкой для рациональной
организации информационной базы, так как служит
обоснованием выбора носителей информации и мето-
дов ее обработки, хранения, обновления, поиска и
выдачи.	.
По направлению движения информацию делят на вход-
ную, внутреннюю (или промежуточную) и выходную.
По способу получения информацию можно разделить
на поступающую по каналам связи от датчиков объектов
(через устройства сопряжения с ЭВМ.) или от других ЭВМ,
от машинных носителей (перфокарт, перфолент, магнит-
ных лент и дисков), от документов (планов, нормативов,
отчетов, заявок й пр.).ч
По периодичности поступления информация делится на
внеочередную, ежечасную, ежесменную, 'ежедневную,
еженедельную, декадную, Месячную, квартальную, по-
лугодовую, годовую, определяемую условиями произ-
водства.
По участию в процессе управления информация может
быть оперативной, нормативной, плановой, аналитической,
-отчетной и статистической.
По стабильности информацию подразделяют на услов-
но-постоянную и переменную. Например, плановые и нор-
мативные показатели, параметры сетей энергоснабжения и
технические данные энергоагрегатов относятся к условно-
постоянной информации, т. е. такой, которая сохраняет
свое значение в течение определенного периода времени.
Переменная информация непрерывно изменяется и харак-
теризует количественные изменения различных технико-
экономических показателей. Таковы балансы энергоносите-
лей, состояние сетей, параметры, характеризующие режимы
работы сетей, и т. д.
5* •
67
5.2.	Кодирование информации
Для машинной обработки информация должна быть за-
кодирована [23]. При кодировании запись сообщений и
сведений производится не обычным текстом, а с по-
мощью условных комбинаций букв и цифр или толь-
ко цифр, соответствующих названию и существу ин-
формации.
Систематизированный свод наименований и шифров оп-
ределенного множества объектов, объединенных по некото-
рым общим признакам, представляет собой классифика-
тор.
Наибольшее распространение при обработке информа-
ции с помощью вычислительной техники получили цифро-
вые коды. Так, например, при вводе информации*в АСУ с
документов или прй составлении отчетных документов тек-
стовые обозначения частей, характеризующих признак того
или иного показателя документа, дополняются или заменя-
ются соответствующими им цифровыми кодами, В резуль-
тате процесс формирования документа до некоторой степе-
ни усложняется, однако' в целом процесс обработки ин-
формации становится менее трудоемким, так как сокраща-
ются трудовые -затраты при вводе и обработке данных на
ЭВМ и передаче их по каналам связи. Это объясняется
тем, что цифровые коды в несколько раз короче соответст-
вующих текстов, следовательно, их легче набирать на кла-
виатуре и проще контролировать. Кодирование позволяет
идентифицировать информацию, характеризующую яв-
ление или объект, а также упростить составление
программ, реализующих алгоритм различных вычис-
лений.
Коды составляются по определенным правилам, назы-
ваемым системой кодирования. Для задач АСУЭ наиболь-
шее распространение получил так называемый позицион-
ный метод кодирования. Этот метод заключается в
том, что кодируемая номенклатура объектов разделя-
ется на ряд классификационных группировок. Структу-
ра позиционного кода выражает принятую систему
классификации объектов. В качестве признаков группи-
ровок выбираются такие свойства объектов, которые
отвечают требованиям задач, решаемых с помощью
классификаторов.
, Для выражения каждого признака объекта выделяется
группа (позиция) из одного или нескольких разрядов кода.
Код объекта, построенный с использованием позиционного
68
метода, состоит из нескольких позиций, отражающих клас-
сификационные признаки. Значение признака объекта оп-
ределяется не только конкретным числом (группой чисел),
но и той позицией числа (группы чисел) в структуре кода,
которая отведена для выражения данного признака. Как
правило, числовое основание классификационного деления
принимается равным ат, где т=1, 2, 3, ..., f, а — количест-
во знаков в алфавите кода, (при двух знаках в коде 0 и 1
а = 2). Величина т определяется в зависимости от количе-
ства объектов (К) в данной классификационной группиров-
ке с учетом резерва для возможного расширения: т =
= logaK.
Внутри группировки объекту присваивается порядко-
вый номер.
На практике при построении цифровых кодов каждую
классификационную группировку стараются сформировать
таким образом, чтобы она состояла из числа группировок
нижестоящего уровня, кратного 10, поэтому коды, построен-
ные таким образом, называют также десятичными. Общая
длина кодового обозначения, построенного позиционным
методом, зависит о,т числа ступеней классификационного
деления (S) и количества объектов в i-й классификацион-
ной группировке (Ki):
i=S
J = 2 1Qga^i,
i=l
Различают две разновидности позиционного метода: по-
следовательное и параллельное кодирование свойств объ-
ектов.
При последовательном кодировании значение характе-
ристики объекта выражается каким-либо числом, занима-
ющим определенную позицию в кодовой комбинации. Это
значение зависит от конкретного значения предыдущих
разрядов кода. Для примера приведем кодирование инфор-
мации, поступающей от датчиков для задач учета энерго-
носителей.
В основу классификации положена группировка энер-
гоносителей по виду энергии. Каждый вид энергии имеет
несколько разновидностей.
Следующими показателями являются признак, опреде-
ляющий источник или потребитель энергии, и номер дат-
чика, или, что то же самое, статья прихода или расхода
энергоносителя.
69
В соответствии с этим структура кодового сообщения
будет выглядеть следующим образом:
х' • ,х. х~ • 'х- х' • "х. х~ • -х.
Четвертая ступень классификации
(порядковый иомер датчика)
Третья ступень классификации
(признак датчика)
Вторая ступень классификации (подкласс)
(разновидность энергоносителя)
Первая ступень классификации (класс)
(вид энергоносителя)
Рассмотренная разновидность позиционного метода
нашла широкое распространение. Ее достоинством является
наглядность выражения свойств объекта. Этот код позволя-
ет .легко осуществить поиск данных и выполнять различные
логические операции (например, объединение, пересече-
ние).
К основным недостаткам последовательного кодирова-
ния обычно относят недолговечность кодов в условиях часто
меняющихся объектов и их показателей, сложность присво-
ения кодов, обусловленную необходимостью тщательной
классификации нового объекта, и их избыточность, связан-
ную со стремлением продлить существование кодов путем
добавления в них резервных позиций. Однако применитель-
но к объектам энергоснабжения промпредприятий эти фак-
торы, как правило, не имеют существенного значения. Если
АСУЭ является подсистемой АСУП, а информационное
обеспечение последней не может быть удовлетворено при-
менением последовательного кодирования, то, учитывая ин-
формационную взаимосвязь этих систем, для АСУЭ также
желательно использовать другие способы кодирования.
При параллельном кодировании значение характеристи-
ки объекта, выраженного каким-либо числом на определен-
ной позиции кода, не зависит от конкретного значения пре-
дыдущих разрядов кодовой комбинации. Вопросы кодирова-
ния информации достаточно подробно отражены в спе-
циальной литературе, а использование способов кодиро-
вания для АСУЭ показано ниже. Здесь же обратим внима-
ние на то, что кодирование исходной информации, как пра-
70
вило, осуществляется в десятичном исчислении, а коды в за-
висимости от способа представления чисел в конкретной
ЭВМ преобразуются в форму, удобную для переработки
средствами вычислительной техники.
5.3.	Информационные массивы
Информационные массивы предназначены для хранения
информации и составляют основу ИО любой АСУ. От орга-
низации и структуры информационных массивов во многом
зависят оперативность и достоверность вырабатываемых
управляющих воздействий или выходных документов и, сле-
довательно, эффективность АСУ в целом.
Необходимость хранения информации в массивах обус-
ловлена потребностью в неоднократном обращении к эле-
ментам входных и промежуточных, массивов при решении
различных задач; необходимостью дополнительного полу-
чения программным путем некоторых элементов выходных
информационных массивов из определенных элементов
входных и промежуточных массивов; разницей характерис-
тик элементов входных, промежуточных и выходных мас-
сивов. Информационные массивы рассчитываются на'долго-
временное хранение и многократное обращение к записям
без разрушения и искажения информации, возможность по-
иска и обновления информации в массивах, экономичность
функционирования. Массивы ИО АСУ можно классифици-
ровать по различным признакам, например по смысловому
содержанию (семантике), по технологии пользования, по
носителю информации, по техническим характеристикам.
По семантике различают массивы, содержащие информа-
цию, необходимую для работы ЭВМ, т. е. программы опе-
рационной системы и тестовые; библиотеку стандартных
программ; программы для решения задач АСУ; програм-
мы обмена информацией с другими АСУ.
Технология использования информационных массивов
имеет двоякий характер. С одной стороны, под этим пони-
мают технологию обработки данных на ЭВМ, связанную со
спецификой формирования массивов, ввода, накрпления и
обновления в них данных, корректировки и передачи инфор-
мации от одной программы обработки к другой. С другой
стороны, существует определенная технология обработки
и использования данных в системе в целом и в процедурах
управления, реализуемых АСУ. Эта технология определяет
более общие характеристики, такие как последовательность
и время обработки данных, необходимую точность решения
задач и ряд других ограничений.
Все информационные массивы по отношению к АСУ
делят на входные, выходные и внутренние. Входные и вы-
ходные информационные массивы АСУ определяются
внешними связями АСУ в целом.
Входные массивы содержат исходные и текущие дан-
ные, запросы на решение задач, а выходные массивы — ин-
формацию, выводимую из ЭВМ и предназначенную для
дальнейшего использования. Внутренние информационные
массивы подразделяют на постоянные, вспомогательные,
промежуточные, текущие и служебные. -
Постоянные массивы (или массивы постоянных дан-
ных) формируют до начала функционирования системы
обработки данных. Они содержат директивные, норматив-
ные, справочные и другие редко меняющиеся сведения, со-
ставляющие информационный базис АСУ. Эта информация
имеет важное значение, и время ее хранения велико, по-
этому необходимо выбирать надежные носители и надле-
жащие условия .и методы хранения, использования и конт-
роля содержания массивов, обеспечивающие сохранность
и достоверность данных. В ряде случаев предусматривает-
ся резервирование постоянных массивов.
Вспомогательные массивы являются производными от
постоянных; их получают из последних не расчетами, а ло-
гическими преобразованиями (сортировкой, объединением,
выделением и др.). Во вспомогательных массивах содер-
жится в преобразованной >виде та информация, которая
имеется в одном или нескольких постоянных массивах. Не-
обходимость вспомогательных массивов объясняется тем,
что для решения задач требуются самые различные сочета-
ния показателей, в том числе и такие, которые могут быть
получены только совместным использованием ряда постоян-
ных массивов. Время и условия хранения вспомогательных
массивов такие же, как и постоянных.
Промежуточные массивы содержат информацию, кото-
рая возникает на стыке различных задач или‘этапов реше-
ния одной зада.чи как результат предыдущего расчета и
исходный материал для последующего. Наличие промежу-
точных массивов может быть таюце вызвано необходи-
мостью иметь и хранить промежуточную информацию в
тех случаях, когда она имеет самостоятельное значение
для целей управления и передается в соответствующие
службы системы.
Промежуточные массивы требуются и для ускорения
процесса разработки программ особенно больших задач пу-
тем их разложения на ряд последовательных частей. Не-
72
обходимость хранения таких массивов может быть вызвана
разрывом во времени между моментами их получения и ис-
пользования. Сроки хранения, как правило, непродолжи-
тельны и определяются использованием массивов.
Текущие массивы содержат переменную рабочую ин-
формацию о состоянии управляемого объекта или процес-
са во времени, а также о самом процессе управления. Воз-
никновение движения, хранение, контроль и подготовка
этой информации существенно отличаются от аналогичных
процедур с информацией других массивов. Данные, из ко-
торых формируют текущие массивы, поступают или непре-
рывно в реальном времени, или пакетами в определенные
или случайные моменты времени.
Содержание текущих информационных массивов в те-
чение цикла решения задачи может частично или пол-
ностью обновляться сколько угодно раз. Иногда среди те-
кущих массивов выделяют накапливаемые, которые отли-
чаются от текущих тем, что в последних элементы могут
исключаться, исправляться, заменяться и дополняться но-
выми элементами, а в накапливаемых — только дополнять-
ся новыми. Накапливаемые информационные массивы пол-
ностью обновляются в начале следующего цикла или через
несколько циклов.
Разнообразие содержания и большое количество тож-
дественных преобразований, которым подвергается теку-
щая информация в процессе ее передачи и обработки, по-
вышают требования к контролю достоверности информа-
ции, а также к надежности работы тех подсистем, которые
участвуют при обработке. Текущие массивы формируют на
основании автоматического ввода информации как с раз-
личного рода документов, так и непосредственно из кана-
ла связи с управляемым объектом или с экранных пультов
в процессе диалога человека с машиной.
Для текущих массивов время формирования зависит от
внешних по отношению к системе обработки данных факто-
ров, что накладывает ряд ограничений на скорость их фор-
мирования, особенно в системах, работающих в реальном
масштабе времени. Массивы постоянных и текущих данных
называют главными массивами.
Служебные массивы содержат информацию, необходи-
мую для переработки всех вышеназванных массивов (про-
граммы ЭВМ, каталоги систем информационных массивов
и стандартных программ, тр-ансляторы, всевозможные
машинные справочники и др.). Массивы можно хранить на
машинных и немашинных носителях информации. К ма-
73
шинным носителям относят перфокарты, перфоленты, маг-
нитные ленты, диски, барабаны, ферриты, логические схе-
мы типа триггеров и др. Первые пять из перечисленных
видов носителей используют в качестве внешней памяти,
последние—• во внутренней оперативной памяти ЭВМ.
К немашинным носителям информации, используемым
при ручной обработке данных, относят документы, храня-
щиеся в папках или подшивках: книги записей, картотеки,
в том числе карты с краевой перфорацией, микрофильмы и
микрокарты; справочники, нормативы, .инструкции, учеб-
ники и др.
Кроме различия по указанным, выше классификацион-
ным признакам массивы различают по структуре или орга-
низации Данных в массиве; способу обращения, выборки и
записи данных; плотности «упаковки» данных, т. е. степе-
ни использования носителя, относительному количеству
данных, используемых при одном обращении к массиву;
частоте обращения; частоте и степени обновления; избы-
точности или дублированию данных в массиве.
Любой информационный массив представляет собой со-
вокупность данных, постоянных или обновляющихся, объе-
диненных единым смысловым содержанием. Название мас-
сива обычно отображает его смысловое содержание, напри-
мер: «массив расхода энергоносителя за смену»; «массив
постоянных параметров сетей». Массив состоит нз логи-
ческих записей, каждая из которых состоит из информа-
ционных элементов.
Записью называют независимую группу данных,
смысловое содержание которых соответствует смысловому
содержанию информационного массива.
. Под информационным элементом понимают
наименьшую переменную неделимую часть записи, имею-
щую смысловое содержание. Например, в АСУЭ в задачах
учета энергоносителей такими элементами являются вид
энергоносителя, код датчика, значение прихода или расхо-
да энергоносителя и др;
Для сокращения числа обменов между внешней и внут-
ренней памятью ЭВМ объединяют несколько логических
записей в одну физическую — блок. Машина обрабатывает
данные, содержащиеся в одном блоке, выводит результат
во внешнюю память, затем вводит для обработки следую-
щий блок. Упаковка записей в блок осуществляется авто-
матически.
Иногда размеры массива таковы, что он не помещается
на одном физическом носителе, например на магнитной
74
ленте. В этом случае его делят на части, каждую из кото-
рых записывают на отдельный физический носитель.
Задача оптимизации информационных массивов состо-
ит в нахождении оптимального числа и размеров записей,
блоков и массивов, распределении информационных эле-
ментов между ними,, определении последовательности эле-
ментов в записях й записей в массивах, а также в выборе
для них алгоритмов обработки и материальных носителей.
В качестве критерия оптимизации обычно принимается
минимизация среднего времени получения требуемой ин-
формации.
Выбор той или иной структуры массива и методов его
обработки определяется техническими характеристиками
используемого для обработки данных ВК и видом, особен-
ностями решаемых в АСУ задач, их информационными по-
казателями. '
Среди факторов, составляющих характеристики ВК и
не зависящих от свойств разрабатываемой системы, мож-
но отметить следующие: наличие стандартных и других
программ математического обеспечения, готовых разрабо-
ток аналогичных задач и возможности их использования;
возможности имеющегося оборудования и ограничения, ко-
торые оно накладывает на разработчиков (наличие и ха-
рактеристики периферийных устройств, магнитных лент,
дисков и пр.); возможности оборудования, на котором бу-
дут отлаживаться программы, если отладка будет прово-
диться раньше ввода в действие технических средств раз-
рабатываемой АСУ; ограничения, накладываемые органи-
зацией информационных потоков; требования со стороны
устройства памяти — условия хранения, возможность вое-’
становления массивов, потери информации и др.; относи-
тельную стоимость размещения информации и возможно-
сти ее хранения и использования. .
К факторам, зависящим от разрабатываемых задач,
можно отнести размер и число записей в массивах, их ко-
личество и логические связи’между ними; изменчивость
(отношение количества изменений, вставок и исключений
за один прогон программы к общему числу записей масси-
ва) и активность массива (отношение количества записей,
к которым обращается программа при одном прогоне, к
общему количеству записей).
С учетом оценки факторов первой и второй групп фор-
мируют записи, в которых выделяют информационные
признаки; определяют число, содержание и структуру мас-
сивов, т. е. устанавливают логическую связь между груп-
76-
пами записей (уровни массива) и выделяют общие данные
для каждого уровня. Поиск и запись новой информации в
массивы осуществляют по признакам, в соответствии с ко-
торыми объекты разделены на виды, типы, классы, под-
классы.
Для записи, извлечения из массивов и обновления ин-
формации необходимо обращение к массивам. Различают
справочные и корректирующие обращения.
Справочные обращения состоят в выборе и из-
влечении из массива записи или группы записей, обладаю-
щих определенным признаком, и при необходимости — в их
совместной обработке.
Корректирующее обращение, или обра-
щение обновления, есть внесение изменений в не-
которые записи массива, а также исключение или введение
новых.	"	_
Обработка данных представляет собой последователь-
ность операций, выполнение которых приводит к опреде-
ленной цели. Наиболее важными задачами обработки яв-
ляются сбор необходимой информации, ее сортировка,
классификация и нахождение взаимосвязей между различ-
ными показателями, т. е. операции, которые следует вы-
полнить для получения сведений, требуемых для принятия
решений. Для поиска и выборки записей с нужными при-
знаками, а также для выполнения сортировки и других
операций, связанных со сравнением признаков, должны
быть определены отношения типа «равно», «не равно»,
«больше», «больше или равно», «меньше, или равно».
Информационный массив, элементы или записи которо-
го снабжены признаком, называют упорядоченным
по этому признаку, если для значений этого признака уста-
новлено отношение порядка, т. е. для любой пары элемен-
тов массива элементу с меньшим номером соответствует
значение элемента с большим номером или совпадающее
с этим значение. В противн'ом случае массив называют не-
упорядоченным.
Под организацией массйва понимают упорядочение его
элементов по какому-либо правилу в зависимости от по-
ставленных условий.
Группа записей в массиве образует блок-единицу обме-
ниваемой информации за одно обращение к устройству па-
мяти ЭВМ. Чем больше размер блока, тем больше необхо-
димый объем оперативной памяти для его размещения и.
тем хуже, она может быть использована, однако тем быст-
рее ведется обработка информации,
76	.
Вносить изменения и осуществлять поиск нужной запи-
си в массиве гораздо удобнее, если все записи имеют фик-
сированную длину. Однако на практике чаще приходится
иметь дело с записями переменной длины. В этом случае
используются несколько массивов, первый из которых
состоит только из записей фиксированной длины. Каждая
запись содержит однотипные сведения, в том числе соот-
ветствующие адреса записей второго массива с подробно-
стями. Наличие в первом массиве записей фиксированной
длины существенно облегчает и ускоряет поиск. Преиму-
щества такой организации особенно велики в том случае,
когда обращение к подробностям, содержащимся в запи-
сях второго массива, происходит реже, чем к записям пер-
вого [10].
5.4.	Структура информационного обеспечения
Основу АСУЭ составляет организация передачи инфор-
мации с энергообъектов к единым центрам сбора, обра-
ботки, хранения и выдачи информации. Такими центрами
обычно являются диспетчерские пункты энергоснабжения,
оснащенные современными средствами телемеханики и
вычислительной техники.
Общая структура информационного обеспечения АСУЭ
показана на рис. 5.1. Входная информация поступает в
АСУЭ непосредственно от энергообъектов, через машин-
ные носители (перфокарты, перфоленты, магнитные ленты,
магнитные диски) или вводится в систему управления с
документов. Выходная информация выдается в виде уп-
равляющих команд на энергообъекты или выводится на
видеотерминальные устройства или на печать. Внутреннюю
информацию АСУЭ составляют различные массивы, пред-
назначенные для решения отдельных задач АСУЭ, напри-
мер в состав массивов для задач оперативного управле-
ния входят цифровые модели сетей энергоснабжения.
Другие массивы внутреннего ИО содержат нормативные
и справочные данные, составляющие информационный ба-
зис системы; текущие данные, поступающие от контролиру-
емых объектов (отдельные подстанции, насосные станции,
котельные, компрессорные); накапливаемые учетные и ар-
хивные сведения, необходимые для планирования и разви-
тия системы энергоснабжения.
Оперативная информация, получаемая от технологичес-
ких датчиков, является исходной для последующей ее пе-
реработки в ЭВМ на основании соответствующих алгорит-
Рис. 5.1. Структура информационного обеспечения АСУЭ"
мов для получения выходных величин. Вычисление выход-
ных величин по формулам, положенным в основу алгорит-
мов, производится в следующих случаях: при определении
значения измеряемой величины с коррекцией показания
датчика по условиям окружающей среды (температуре,
давлению и т. п.); при оценке неизмеряемой автоматически
величины по косвенным показателям, которые могут быть
измерены автоматически; при поступлении сигналов, про-
порциональных измеряемой величине, если их необходимо
умножить на расчетный коэффициент для приведения к
установленным единицам (например, умножение • коли-
чества импульсов на значение цены одного импульса); при
выполнении интерполяции или экстраполяции величины с
целью одновременного определения ее значений в фикси-
рованный момент времени; при расчете значений технико-
экономических показателей технологических процессов
(КПД, удельных расходов, балансов ит. п.).
Каждая из вычисленных выходных величин далее ис-
пользуется непосредственно для управления процессом или
для составления различных отчетных документов.
Рассмотренная структура информационного обеспече-
ния АСУЭ Охватывает способы ввода, вывода и хранения
информации как для решения задач оперативного управ-
ления, так и для задач, присущих АСУП. Техническую ос-
нову ИО составляет совокупность устройств, обеспечиваю-
щих выполнение функций сбора,.хранения, обработки, опе-
ративного отображения и регистрации информации, необ-
ходимой для решения различных задач АСУЭ.
Глава шестая
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСУЭ
6.1.	Структура технических средств
Техническим обеспечением любой автоматизированной
системы управления называют комплекс технических
средств,- предназначенных для обеспечения работы АСУ.
Основной отличительной особенностью АСУЭ от других
АСУ является то, что энергообъекты йа промпредприятиях
находятся, как правило, друг от друга и от пункта управ-
ления на значительных расстояниях, что приводит к необ-
ходимости использования телемеханических способов пере-
дачи информации.
На рис. 6.1 показана структурная -схема технических
средств АСУЭ для предприятий с одним пунктом управле-
ния энергохозяйством или для отдельных систем энерго-
снабжения. В условиях функционирования АСУЭ энерго-
объекты должны быть оснащены различными устройства-
ми локальной автоматики (системы автоматического
регулирования, автоматического резервирования); автома-
тическими защитами, действующими на отключение
энергоустановок в аварийных ситуациях или на сигнал для
предупреждения аварий; блокировками, обеспечивающими
включение или отключение энергоустановок, состоящих из
группы механизмов, включаемых в определенной последо-
вательности (например, насосный агрегат с задвижками
на всасывающих и напорных трубопроводах); контрольно-
измерительными приборами, предназначенными для конт-
роля за нормальной работой по месту и для измерения,
преобразования и передачи контролируемых параметров
на пункты управления.
Механизмы и запорная арматура энергообъектов долж-
ны быть оборудованы электродвигательными или элекгро-
79
	АСУЭ		АСДУ	Устройства вво- да-вывода и диалога чело- век-машина
		УВМ
		Устройства ПУ телеме- ханики
	Каналы (линии) связи	
	§	Устройства КП телемеханики и передачи ин- формации
		Устройства ло- кальной авто- матики, защиты, блокировки,
		Энергообъекты
Рис. 6.1. Структурная схема технических средств АСУЭ
Рис. 6.2. Структурная схема технических средств АСУЭ без использо-
вания устройств ТМ
80
и
магнитными приводами для дистанционного управления;
схемы же управления этих приводов должны допускать
такую возможность.	' -
На энергообъектах предусматриваются устройства,
предназначенные для передачи информации и приема
команд. Это могут быть аппаратура контролируемых пунк-
тов (КП) системы телемеханики, терминалы вычислитель-
ных комплексов (ВК) или устройства связи с объектом
(УСО). Только при наличии вышеперечисленных элемен-
тов и систем обеспечиваются необходимые предпосылки для
создания АСУЭ, а сам объект становится автоматизиро-
ванным энергообъектом (АЭО).
С помощью специальных каналов или линий связи АЭО
соединяются с устройством пункта управления системы те-
лемеханики. Система ТМ в свою очередь через устройства
сопряжения связывается с управляющей вычислительной
машиной, устройствами ввода-вывода информации и уст-
6—560	81
Объекты электро- снабже- ния	ТЭЦ	Объекта теплосило- вого хо- зяйства	Объекты во- доснабже- ния	Объекты газоснаб- жения
Рис. 6.4. Структурная схема технических средств АСУЭ для'крупных
предприятий
ройствами диалога человек — машина. На пунктах управ-
ления такими устройствами являются щит диспетчерский
(ЩД) с мнемосхемой контролируемой энергосистемы;
пульт диспетчерский (ПД) с набором различных ключей
и кнопок управления, аналоговыми и цифровыми измери-
тельными приборами; видеотерминальные устройства
(цветные и черно-белые дисплеи); электроуправляемые пе-
чатающие машинки, аналого-цифровые и другие печатаю-
щие устройства. Технические средства, установленные на
ПУ, и соответствующее математическое обеспечение, пред-
назначенные для приема, обработки, хранения, воспроизве-
дения информации, а также для выработки управляющих
команд, составляют автоматизированную систему диспет-
черского управления.	-
.Совершенствование средств ВТ позволяет осуществ-
лять. АСУЭ и без использования устройств телемеханики,
как это показано на рис. 6.2. В этом случае н$ контроли-
руемых энергообъектах устанавливаются УВМ с микропро-
82
цессорами или специальные терминалы, осуществляющие
сбор информации и ее передачу на УВМ, установлен-
xjyxQ на пункте управлсиип, а таюкс ирисы коыан,д телеуп-
равления и телерегулирования. Упрощенно функции этого
оборудования- показаны на рис. 6.3. При исполь-
зовании на КП УВМ с программируемыми микро-
процессорами появляется дополнительная возмож-
ность решения различных задач, связанных с авто-
матизацией энергообъектов (например, осуществление
АЧР на. подстанциях, автоматического регулирования ко-
эффициентов трансформации силовых трансформаторов,
автоматических переключений и блокировок). Для целей
локальной автоматики, АСУ ТП и решения ряда органи-
зационно-экономических задач УВМ находят применение
и на отдельных крупных энергообъектах (например, на
заводских ТЭЦ).
Структура технических средств АСУЭ для крупного
промышленного предприятия, имеющего отдельные АСДУ
по видам энергоснабжения, АСУ ТП на ТЭЦ и АСДУ от-
дела главного энергетика (ОГЭ) показана на рис. 6.4. По-
строение такой АСУЭ, особенно для действующих пред-
приятий, сопряжено с большими организационными и тех-
ническими трудностями, вызванными неодновременностыр
внедрения отдельных АСДУ и, использованием разнотип-
ного оборудования, что в свою очередь требует решения
вопросов программной совместимости оборудования, ис-
пользования каналов связи и др.
6.2.	Управляющие вычислительные машины
Общая структурная схема УВМ (рис. 6.5). Основой-яд-
ром УВМ являются центральный процессор, включающий
в себя устройство управления и арифметическое устройст-
во, а также оперативное запоминающее устройство и ка-
нал. Все эти устройства работают совместно и выполняют
запрограммированные команды, которые управляют внут-
ренними операциями УВМ.
Канал служит для электрического соединения и управ-
ления работой вводных и выводных устройств. Он позво-
ляет вводить данные и команды в память и выводить ре-
зультаты вычислений. В УВМ, как правило, используется
два вида запоминающих устройств: оперативное и внешнее
(ВЗУ). Физической основой ОЗУ являются магнитные,
сердечники или микроэлектронные схемы, которые под
воздействием электрического тока-могут принимать одно из
6*	53
Рис. 6.5. Структура УВМ:
УУ — устройство управления; АУ — арифметическое устройство; ЦП — централь-
ный процессор; ОЗУ — оперативное запоминающее устройство; ВЗУ — внешнее
запоминающее устройство; УВВ— устройство ввода—вывода; УСО — устройства
связи с объектом управления; УП — устройства периферийные (дисплеи, графо-
построители, печатающие устройства)
двух состояний 1 или 0, что соответствует двоичной системе
представления чисел, используемой в цифровых ЭВМ.
Для увеличения количества функций, а следовательно,
и количества программ, обрабатываемых УВМ, применя-
ются различные ВЗУ, в которых хранятся, программы, ав-
томатически вводимые в ОЗУ по мере необходимости.
Внешние запоминающие устройства используются для
хранения больших массивов информации и имеют практи-
чески неограниченный объем памяти. В качестве ВЗУ при-
меняются в основном магнитные ленты, барабаны и диски.
Внешнее запоминающее устройство на МЛ является
запоминающим устройством с последовательным доступом.
Ширина МЛ 12,7 мм. Запись осуществляется одновремен-
но девятью головками. При движении лента последова-
тельно проходит под головками стирания и записи-воспро-
изведения. Во время операции записи головки стирания
стирают ранее записанную информацию. Запись или счи-
тывание происходит в момент прохождения ленты под го-
ловками записи-воспроизведения. В процессе операции
записи осуществляются контрольное считывание и провер-
ка только что записанной информации. Основными досто-
инствами ВЗУ на МЛ являются наименьшее из всех ВЗУ
отношение стоимости к информационному объему и малая
стоимость долговременного хранения больших массивов
информации. Существенным недостатком таких устройств
является их малая надежность из-за возможности сбросов
вследствие частых перемоток лент и нарушения ее покры-
тия и износа головок.	___ л
84
Магнитные барабаны и диски являются запоминающи-
ми устройствами с прямым доступом, в которых запоми-
нающей средой является магнитная пленка. В отличие от
ВЗУ на МЛ в этих ВЗУ каждая физическая запись имеет
адрес, по которому обеспечивается непосредственный (пря-
мой) доступ к каждой отдельной записи/.
Во время работы МБ вращается вокруг своей оси с
частотой, достигающей нескольких тысяч оборотов в мину-
ту. Головки записи и воспроизведения информации прохо-
дят периодически один раз за оборот мимо мест, где запи-
саны все коды числа. Достоинствами МБ являются ком-
пактность и надежность при информационной емкости до
нескольких миллионов двоичных разрядов и времени вы-
борки в десятки миллисекунд, параллельная выборка и
запись чисел, периодичность (цикличность) • считывания.
К недостаткам МБ можно отнести ограниченную инфор-
мационную емкость, значительную стоимость и сложность
эксплуатации.
Запоминающее устройство с прямым доступом на МД
представляет собой круглую алюминиевую пластину с фер-
ромагнитным покрытием, которое наносится на обе поверх-
ности диска. По своей конструкции МД разделяются на
постоянные и сменные. Постоянные — это диски больших
размеров (диаметром около 1м), постоянно закрепленные
в ВЗУ и используемые для обмена информацией с процес-
сором той ЭВМ, в состав оборудования которой они входят.
Крепление стандартных по габаритам сменных дисков
обеспечивает их быстрый съем и замену, поэтому инфор-
мация на сменных дисках может храниться вйе машины.
Сменные диски, как и МЛ, могут использоваться для об-
мена информацией между машинами. Их удобно собирать
в пакеты. Емкость одного пакета дисков доходит до
29 Мбайт. Информация на МД записывается по дорож-
кам, имеющим форму концентрических окружностей. По
сравнению с ВЗУ на МБ ВЗУ на МД имеют значительно
большую информационную емкость при тех же габаритах
и возьфжность замены части или всех дисков. Стоимость
хранения информации в ВЗУ на МД меньше, чем в ВЗУ
на МБ.
С учетом достоинств и недостатков описанных ВЗУ
наиболее целесообразным для задач АСУЭ является ис-
пользование ВЗУ на МД и МЛ. При этом ВЗУ на МЛ мож-
но использовать для организации долговременного архива
(хранения справочных данных за большие периоды време-
ни: месяц, квартал, год) и для резерва в случае выхода из
85
строя МД. Запоминающие устройства на сменных МД
можно использовать для хранения нормативно-справочных
данных, использующихся в различных расчетах при реше-
нии задач АСУЭ, классификаторов, и программного обес-
печения. Для целей АСУЭ является перспективным приме-
нение ВЗУ на МЛ в кассетах и на гибких МД.
Устройство управления предназначено для выдачи в
определенном порядке команд на принятие логических ре-
шений и выполнение тех арифметических операций, на ко-
торые рассчитана УВМ. '
Арифметическое устройство выполняет операции сложе-
ния, вычитания, умножения, деления и сравнения.
Устройство ввода УВВ обеспечивает ввод в ОЗУ про-
грамм и данных, обрабатываемых УВМ. Сюда относятся
программы и данные, вводимые с перфоносителей (перфо-
карт, перфолент), клавиатур и от датчиков.
Устройство вывода У В обеспечивает вывод из ОЗУ
результатов вычислений, применяемых непосредствен-
но для управления процессом и представления опе-
ратору.
Выше отмечалось; что УУ и АУ в сочетании с ОЗУ
составляют ядро цифровой ЭВМ — центральный процес-
сор. На центральный процессор возлагается также функ-
ции, Связанные с отсчетом времени, прерыванием и защи-
той памяти. Управление любым процессом — это задача,
решаемая в реальном масштабе времени. Весь обмен ин-
формацией и командами между машиной и процессом
происходит без задержек, отрицательно влияющих на уп-
равление. Отсюда становится ясной важность функций от-
счета времени, выполняемой процессором.
Введение функций прерывания вызвано тем, что при уп-
равлении любым процессом могут возникнуть различные
события (например, аварии), вследствие чего необходимо
прекратить выполнение текущей программы и приступить
к программе, связанной с реакцией на поступившее возму-
щение. Эта процедура еще больше усложняется при введе-
нии приоритетов, т. е. с разделением появляющихся собы-
тий по степени их Важности. Функция защиты памяти
заключается в том, чтобы предохранить отлаженные про-
граммы, заложенные в памяти, от случайных ошибок и от
влияния посторонних программ. Защита памяти может
осуществляться на уровне каждого слова кода операции,
адреса и т. п. или на уровне зоны или блока памяти, вклю-
чающей от 256 до 2048 слов. В первом случае один двоич-
ный разряд слова используется в качестве индикатора, во
86
втором в каждой зоне вводится «ключ» защиты, содержа-
щий определенный ндбор двоичных единиц и нулей.
Основные определения и понятия представления чисел
и преобразования информации в цифровой ЭВМ. В совре-
менных цифровых ЭВМ в качестве минимальной единицы
информации принят бит, соответствующий одному из сим-
волов 0 или 1. Каждая цифра десятичной системы счис-
ления, записанная, в двоично-десятичной форме, будет за-
нимать 4 бита (цифрам 0, 1,2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 в двоич-
но-десятичном изображении соответствуют 0000, 0001, 0010,
ООП, 0100, 0101, ОНО, 0111, 1000, 1001). При вводе и выво-
де информации в ЭВМ могут использоваться и другие
символы, буквы, десятичные цифры или какие-либо знаки.
Целое число или его часть, представленные в двоичной
системе счисления, представляют собой слово. Количест-
во двоичных разрядов, используемых для этих целей, есть
длина слова, которая может быть фиксированной или пе-
ременной. Как правило, минимальной единицей информа-
ции является 1 байт — слово (или его часть), состоящее
из 8 бит. Совокупность нескольких слов переменной дли-
ны, связанных между собой определенным смыслом, назы-
вают записью. Группа записей, имеющих одинаковую
Структуру, относящихся к одноименным объектам и ис-
пользуемых для формирования информационных массивов
и общих расчетов, составляет файл.
Одним из основных показателей любой цифровой ЭВМ
является емкость ОЗУ, которая характеризуется количест-
вом размещаемых в нем слов в восьйи- или шестнадцати-
битном исчислении. Например, если указано, что длина
слова для данной ЭВМ 16 бит, а емкость ОЗУ 32 К слов,
то это означает, что в ОЗУ можно разместить 32 000 слов,
по 16 бит каждое.
Универсальные цифровые ЭВМ работают под воздейст-
вием команд. Команда — это информация, представлен-
ная в форме, позволяющей ввести ее в машину, и опреде-
ляющая действие машины в течение некоторого отрезка
времени. Совокупность команд, определенным образом
расположенных в ячейках памяти машицы, образуют про-
грамму работы машины. Программа заранее составля-
ется для каждой задачи и вводится в машину вместе с
исходными данными перёд решением задачи; далее реше-
ние выполняется автоматически. При использовании УВМ,
работающей в реальном масштабе времени, для обработки
информации, автоматически поступающей от датчиков,
вывода результатов обработки информации в виде управ-
87
Рис. 6.6. Структура управления
технологическими процессами
с помощью УВМ
ляющих команд и представ-
ления оператору в соответ-
ствии со структурной схемой,
приведенной на рис. 6.6, ввод
программ в УВМ и исход-
ных данных осуществляется
также автоматически. Каж-
дая команда представляет
собой машинное слово. Для
отличия машинные слова,
определяющие исходные
данные, результаты вычис-
лений или логических one-,
раций, называют операн-
дами. Адресами операндов
обычно являются номера
(или наименования) отве-
денных для них ячеек опе-
ративной памяти ЭВМ.
Команда как группа симво-
лов делится на несколько
подгрупп. Одна подгруппа
является кодом операции и
определяет действие, которое должна сделать машина,
другие указывают адреса операндов.
Принцип работы цифровой ЭВМ. Процесс решения лю-
бой задачи всегда связан с необходимостью многократного
обмена информацией между отдельными устройствами,
входящими в вычислительный комплекс. Обмен произво-
дится, как правило, пословно или небольшими группами
слов. Для осуществления этой операции во всех ЭВМ пре-
дусмотрены дополнительные запоминающие блоки на одно
или несколько слов, которые называются регистрами.
Рассмотрим на простейшем примере сложения чисел прин-
цип выполнения цифровой ЭВМ поставленной задачи.
В общем виде весь процесс решения состоит из следующих
этапов (рис. 6.7).
В начале исходные данные — слагаемые в виде слов —
через носитель информации или вручную от клавиатуры
вводятся и фиксируются в регистре УВв, откуда переносят-
ся по заданному программой адресу в ОЗУ. Из ячейки
ОЗУ данные переносятся в регистр АУ процессора и далее
поступают на выполнение (в нашем случае) операции сло-
жения. Полученный результат размещается в регистре АУ,
из которого поступает в ячейку ОЗУ по заданному програм-
88
Рис. 6.7. Этапы решения задачи в цифровой ЭВМ
мой адресу. Из ОЗУ данные переносятся в регистр УВыв,
откуда попадают на печать или на экран дисплея, и т. д.
Каждая из перечисленных операций занимает опреде-
ленное машинное время. Этапы, связанные с вводом и вы-
водом информации, занимают, как правило, основное вре-
мя, так как здесь используются электромеханические уст-
ройства, время работы которых исчисляется миллисекун-
дами, тогда как время выполнения остальных операций
исчисляется микро-, а в совершенных ЭВМ — наносекун-
дами.
Операции ввода (записи) или вывода (считывания) ин-
формации из ОЗУ называются обращением к ОЗУ.
Время обращения £Обр к ОЗУ состоит из времени поиска
нужной информации по заданному адресу и времени за-
писи или считывания ^3(СЧ) информации, т. е.
^обр =	^3 = ^сч*
Обмен информацией между процессором и устройства-
ми ввода-вывода и межмашинный обмен осуществляются
с помощью специальных способов сопряжения: интерфейса
«общая шина» и интерфейса 2К.
Интерфейс «общая шина» (ОШ) представляет собой
единую скоростную магистраль, обеспечивающую передачу
данных и команд между процессором, блоками памяти и
устройствами ввода-вывода на приоритетной основе. Адре-
са, данные и управляющая информация посылаются по 56
линиям, составляющим ОШ. При этом регистры внешних
89
устройств рассматриваются и адресуются как ячейки памя-
ти. Это позволяет процессору обращаться с внешними уст-
ройствами так же свободно, как и с содержимым памяти.
Ъдни и те же команды могут использоваться для вычисле-
ний и управления вводом-выводом. Большинство линий ОШ
являются двунаправленными, так что одни и те же сигна-
лы, полученные по ним в качестве входных, могут быть пе-
реданы как выходные.
Взаимодействие двух устройств, подключенных к ма-
гистрали, основано на отношении ведущий — ведомый (за-
датчик — исполнитель). В каждый момент времени неко-
торое ведущее устройство управляет ОШ. Подключенное к
ОШ ведомое, устройство выполняет работу в соответствии
с указаниями ведущего. Например, процессор (ведущий)
управляет работой памяти (ведомой). Одно и то же уст-
ройство может быть при одном обмене ведущим, а при
другом ведомым. Например, получив от процессора ука-
зания, диск управляет памятью, посылая ей данные. Отно-
шение ведущий — ведомый позволяет организовать переда-
чу данных, минуя процессор и память, например диск —
графический дисплей.
Связь по ОШ асинхронная, т. е. на каждый управляю-
щий сигнал, выданный ведущим устройством, должен быть
получен ответ от ведомого устройства для выполнения пе-
редачи. Связь не зависит от физической длины шины, что
имеет место в случае строгой синхронизации, и от времени
ответа ведущего и ведомого устройств.
Интерфейс 2К включает раздельные входные и выход-
ные шины и состоит из 23 основных шин, передающих сиг-
налы от процессора к устройству ввода-вывода, и стольких
же основных шин, передающих сигналы в обратном на-
правлении. Для обмена информацией между устройством
ввода-вывода и процессором используются специальные
команды ввода-вывода, позволяющие считывать информа-
цию от устройства, вводить в него данные от процессора, а
'также управлять всей системой прерывания или прерыва-
ниями от отдельных устройств. Связь по 2К синхронная,
что накладывает жесткие ограничения на временные ха-
рактеристики работы устройств. Наличие раздельных
входных и выходных шин, как правило, ведет к увеличению
количества проводов, но упрощает интерфейс.
Краткая характеристика управляющих вычислительных
машин. За последние годы широкое применение нашли уп-
равляющие вычислительные комплексы (УВК) на базе
мини-ЭВМ М-6000, М-7000, СМ-1, СМ-2 с интерфейсом 2К
90
и М-400, СМ-3, -СМ-4 с интерфейсом «общая шина». Пере-
численные УВК обеспечивают работу в реальном масшта-
бе времени, обладают возможностью дополнительного под-
ключения разнообразных периферийных устройств (нако-
пителей на МЛ и МД, текстовых и графических дисплеев,
устройств связи с объектом и т. д.) и составляют основную
современную техническую базу АСУ ТП и систематизации
научных экспериментов.
Управляющие вычислительные машины М-6000,
М-7000, М-400 входят в состав агрегатной системы вычис-
лительной техники микроэлектронного исполнения
(АСВТ-М), УВМ СМ-1—СМ-4—в состав международной
системы малых ЭВМ (СМ ЭВМ), которая является агре-
гатной системой технических и программных средств вы-
числительной техники, нормативного, методического и
эксплуатационного обеспечения и стандартов, предназначен-
ной для построения УВК, используемых в различных авто-
матизированных системах. Использование той или иной
УВМ зависит от набора конкретных задач и технических
характеристик УВМ.
Комплексы М-6000 предназначены для использования
на нижнем уровне в сложных иерархических системах, для
выполнения инженерных расчетов и компоновки простых
одноуровневых АСУ ТП.
Система М-7000 является дальнейшим развитием
М-6000 и имеет по сравнению с ней увеличенную емкость
адресуемой памяти, новые способы адресации, расширен-
ный основной набор команд.'В ней также предусмотрена
возможность компоновки двухпроцессорных систем с об-
щим полем оперативной памяти и общими периферийными
устройствами. Сохраняется совместимость с М-6000 по
всем программам пользователей. Конструктивно-технологи-
ческая база М-7000 такая же, как для М-6000.
Применение М-7000 взамен М-6000 целесообразно, если
повышены требования к ВК в части объема оперативной
памяти (более 32 Келов), производительности по обработ-
ке информации, пропускной способности по вводу-выводу,
а также в случаях, если необходимо решать одновременно
несколько задач.
Управляющие вычислительные комплексы СМ-1 и СМ-2
предназначены для использования в АСУ агрегатами, тех-
нологическими процессами и производствами, в экспери-
ментальных исследовательских комплексах, в информаци-
онно-поисковых системах. Эти комплексы компонуются из
агрегатных модулей СМ ЭВМ с использованием при необ-
91
ходимости периферийных устройств из номенклатуры сис-
тем М-6000 или М-7000 АСВТ-М. Они обладают полной
программной совместимостью с системой М-7000 и одно-
сторонней совместимостью на уровне перемещаемых прог-
рамм с системой М-6000, а также полной совместимостью с
данными системами по интерфейсу ввода-вывода. На базе
УВК СМ-2 можно компоновать мультипроцессорные вычис-
лительные системы с общим полем памяти и общими или
раздельными периферийными устройствами.. При этом
обеспечивается сопряжение с ЕС ЭВМ, отечественными аг-
регатными системами АСЭТ, КТС ЛИУС и др.
По техническим параметрам и структурным возможно-
стям комплексы СМ-1 и СМ-2 полностью заменяют соот-
ветственно комплексы М-6000 и М-7000 (табл. 6.1).
Особенностями УВК М-400, СМ-3, СМ-4 являются нали-
чие стековой памяти, возможность побайтной обработки
информации, наличие команд типа «экстракоды», развитой
системы адресации, единого способа подключения и адре-
сации периферийных устройств, развитой системы прерыва-
ний восьми универсальных регистров. Все это обеспечива-
ет эффективное быстродействие комплекса при решении
- различных вычислительных и системных задач. В данных
УВК с помощью интерфейса ОШ осуществляется связь с
оперативной памятью и регистрами внешних устройств.
Все устройства комплекса подключаются к ОШ стандарт-
ным способом. Регистры внешних устройств адресуются как
ячейки оперативной памяти, что позволяет исключить класс
команд ввода-вывода.
Комплексы'М-400 и СМ-3 позволяют создавать системы
автоматизации научного эксперимента, управления непре-
рывными и непрерывно-дискретными технологическими
процессами малой и средней сложности, вычислительные
системы для научно-технических и экономических расчетов
малой и средней сложности, системы числового програм-
много управления и др.
Комплексы СМ-4 ориентированы на создание АСУ для
автоматизации научного эксперимента, научно-технических
и сложных инженерных расчетов, сбора, подготовки, обра-
ботки данных и управления технологическими процессами
и др. По сравнению с СМ-3 комплекс СМ-4 обладает повы-
шенной производительностью и более широкими системны-
ми возможностями. Повышение производительности дости-
гается использованием команд с плавающей запятой, ко-
манд умножения и деления с фиксированной запятой, а
также расширением базового набора команд. В СМ-4 объ-
92
Таблица 6.1. Сравнительные характеристики УВК М-6000, СМ-1,
М-7000, СМ-2
Узел УВК и его параметры	Тип УВК			
	М-6000 (	СМ-1 | М-7000 |		СМ-2
Процессор Длина слова, бит		1		
Наличие микропрограммного у пр ав Ле- нин Количество рабочих регистров, адресуе- мых:	Нет	Есть	Есть	Есть
в программе (без учета регистра но- мера команд, регистров баз, защи- ты и т. д.)	2	4	4	4
в микропрограмме	—	30	7	17
Диапазон представления числа Обрабатываемая единица .	—	32 768, Бит	>4-+32 ело	767i0 в о
Количество видов адресации Время выполнения команд, мкс, при представлении чисел: с фиксированной запятой:	4	6	6	6
сложение	5	2,5	2,5	2,2
умножение с плавающей запятой:	43	36,6	11	10
сложение	Пп	Пп	35	10—40
умножение Оперативная память Адресуемая единица памяти	Пп	Пп С	35 ’ лово	28
Максимальный объем, Келов	32	32	128	128
Время цикла, мкс Тип интерфейса Система ввода-вывода Максимальное число подключаемых пе- риферийных устройств:	1,2	1-2 а!	1,2 !К	1,0
прн одноуровневой адресации	54	55	56	56
с использованием модуля расшире- ния РИМ А7/4—5 при двух ступе- нях адресации	—	1728	—	1764
Максимальная скорость канала прямого доступа в память, Кслов/с	400	250	340	700
Система прерывания	Многоуровневая, тетная			приорн-
Примечена». Пп— подпрограмма.
ем оперативной памяти достигает 124 Келов (248 Кбайт).
Комплекс СМ-4 обеспечивает программную совместимость
«снизу вверх» и полную совместимость по интерфейсу вво-
да-вывода с системами СМ-3 и М-400, обеспечивает сопря-
жение М-4000, СМ-3, СМ-4 (табл. 6.2) с интерфейсами ЕС
ЭВМ, КАМАК,-2К И др.
93
Таблица 6.2. Сравнительные характеристики УВК М-400, СМ-3,
СМ-4	,	'	-
Узел УВК и его параметры	Тип УВК		
	М-400	см-з	СМ-4
Процессор Длина слова, бит Количество универсальных регистров		16 .8	
Диапазон представления чисел	32 768,0-^+32 767,0		
Обрабатываемая единица	Бит	Бант	Слово
Количество машинных инструкций Количество видов адресации	65	65 12	75
Наличие микропрограммного управления Время выполнения команд, мкс, при представ- лении чисел: ’ с фиксированной запятой:	Нет	Есть	Есть
сложение	7,2	5	1,4
умножение	Пп	Пп	10
деление с плавающей запятой:	Пп	Пп	13
сложение	Пп	Пп	20
умножение	Пп .	Пп	30
деление Оперативная память	Пп	Пп	52
Адресуемая единица памяти	Байт, слово		
Максимальный объем, Келов (в том числе 4 Келов для адресации регистров внешних	32	32	128
устройств) Время цикла, мкс		1,2	
Система ввода-вывода			
Тип интерфейса Скорость обмена с внешними 'устройствами, Кслов/с, по каналам:	Общая шина		
прямого доступа	-Т—	800	800
программному	—	40	50—60
Система прерывания	Приоритетная, мно-		
	гоуровневая, с ис- пользованием аппа-		
	ратных стеков и ме-		
-	ханизма^ прерывания		векторов
Примечание. Пп —• подпрограмма.
На базе УВК М-6000, М-7000, СМ-1—СМ-4 и М-400
можно компоновать локальные и территориально рассредо-,
точенные многомашинные комплексы. Передача информа-
ции в рассредоточенных комплексах, а также между ними
и терминалами может осуществляться по телефонным, те-
леграфным и специальным линиям связи.	' ''
94
Программное обеспечение всех перечисленных УВК
построено по_ агрегатно-модульному принципу, что обеспе-
чивает возможность компоновки программных систем в
соответствии с требуемыми режимами работы и выполняе-
мыми функциями на аппаратных средствах заданной кон-
фигурации.	'
В состав программного обеспечения входят операцион- -
ные системы, библиотеки, проблемно-ориентированные па-
кеты программных модулей, система подготовки програм-
мы, сервисные и контрольно-диагностические программы, а
также трансляторы с языков ассемблер и ФОРТРАН и ин-
терпретаторы диалоговых, языков БЕЙСИК и ДС СМ.
В табл. 6.3 приведены характеристики операционных сис-
тем и пакетов прикладных программ, которые могут ис-
пользоваться в АСУЭ.
6.3.	Устройства телемеханики
Устройства телемеханики [20] применяются для цент-
рализованного сбора информации с удаленных объектов и
управления ими. В промышленных системах телемеханики
используются принципы теории избирания, рассматриваю-
щей специальные методы выбора объектов, построения
сигналов телеуправления и телесигнализации, кодообразо-
вания и передачи информации по каналам связи. Телеме-
ханические системы по выполняемым ими функциям раз-
деляются на системы телеизмерения (ТИ), телесигнализа-
ции (ТС) и телеуправления (ТУ), каждая из которых со-
держит передающее и приемное устройства и соединяющий
их канал связи. С помощью этих систем могут передаваться
дискретные и непрерывные (аналоговые) сигналы. Дис-
кретные сигналы используются в основном для передачи
команд ТУ и для ТС, аналоговые сигналы — для ТИ. Схе-
мы устройств телемеханики построены с использованием
генераторов импульсов, распределителей, шифраторов и
дешифраторов, кодообразователей и пр. Эти узлы в свою
очередь собираются из отдельных релейно-контактных или
бесконтактных (полупроводниковых, магнитных, микро-
электронных) элементов.
Промышленные системы телемеханики состоят из уст-
ройств полукомплекта пункта управления (п/к. ПУ) и
устройств полукомплекта контролируемого пункта
(п/к. КП). В табл. 6.4 приведены основные данные серий-
ных устройств телемеханики, выпускаемых отечественной
промышленностью.
95
Таблица 6.3. Характеристики операционных систем (ОС) и пакетов
Обозначение ОС	Наименование ОС н пакетов программ	Назначение, возможности и особенности ОС	
ЛОС СМ-1/СМ-2	Ленточная ОС:, основная управляю- щая	Оперативное управле- ние	вычислительным процессом и устройства- ми ввода-вывода в од- нозадачном режиме	
	интерпретирующая БЕЙСИК	Решение математичес- ких и инженерных за- дач, написанных на диа- логовом языке высокого уровня БЕЙСИК	
ДОС СМ-1/СМ-2	Дисковая ОС СМ-1/СМ-2	Пакетная обработка за- дач пользователя; про- граммные модули хра- нятся во внешней памя- ти с малым временем до- ступа и в оперативную память загружаются по мере необходимости	
ОС РВ СМ-1/ /СМ-2	ОС реального времени СМ-1/СМ-2	Организация вычисли- тельных процедур в со- ставе АСУ ТП в много- задачном режиме; зада- чи выполняются после- довательно, согласно их временным характери- стикам, Обеспечивается возможность выполне- ния фоновых задач, ко- торые прерываются за- дачами реального вре- мени	
ДМОС РВ	Дисковая мультипро- граммная ОС реального времени	Организация вычисли- тельных процедур в мно- гозадачном режиме в реальном масштабе вре- мени и одновременного выполнения в пакетном	
96
прикладных программ, используемых для АСУЭ
	Тип ис- 1 пользуе- мой ЭВМ J	Язык программи- рования	Минимальный набор ТблИИЧвСКИХ средств	-Область применения в АСУЭ
	СМ-1, СМ-2	МНЕМОКОД, ФОРТРАН, АЛГОЛ	вк о ОЗУ более 8 Келов; пульт оператора; уст- ройство ввода с ПЛ; устройство вывода и а ПЛ; таймер	Задачи оперативного управления, требую- щие быстрого сбора данных от датчиков {задачи системы ди- агностики неисправ- ностей электрообору- дования при цикличе- ском варианте)
		БЕЙСИК		Разработка и отлад- ка алгоритмов задач АСУЭ
	СМ-1, СМ-2 -	МНЕМОКОД, ФОРТРАН II, ФОРТРАН IV, АЛГОЛ	ВК с, ОЗУ более 16 Келов; канал прямого доступа в память; пульт оператора; уст- ройство ввода с ПЛ; устройство вывода на ПЛ; ВЗУ на дисках; печатающие уст- ройства; таймер	Задачи, не связанные с оперативной обра- боткой информации и требующие боль- шого количества дан- ных, т. е. задачи эко- номико-статистиче- ского типа (расчет заработной платы, задачи планирования)
	СМ-1, СМ-2	То же	ВК с ОЗУ более 16 Келов; пульт оператора; уст- ройство ввода с ПЛ; устройство вывода на ПЛ; таймер	Задачи оперативно- го управления и об- работки данных, сбо- ра информации
	СМ-1, СМ-2	То же	ВК с ОЗУ более 16 Келов; канал прямого доступ? в память? пульт опе- ратора; ВЗУ на дисках; печатаю-	Информационные за- дачи оперативного управления; оргаии- зациоино-управлен-. ческие задачи, решае- мые не в реальном
7-560	•	\	97
Обозначение ОС	Наименование ОС и пакетов программ	Назначение, возможности и особенности ОС	
		режиме других задач пользователя. В состав ОС входит система уп- равления файлами, обе- спечивающая создание, хранение и доступ к фай- лам пользователя, раз- мещаемым на дисках	
АСПО ДОС	Дискован однозадачная ОС	Последовательное вы- полнение обрабатываю- щих программ реального времени без прерывания, вызов оператором от- дельных программ. В. данную ОС (н во все другие АСПО) входят система управления файлами и диспетчер па- кетной обработки	
	Дисковая многозадач- ная ОС	Выполнение обрабаты- вающих- программ ре- ального времени и про- грамм различных поль зователей в мультипро- граммном режиме в од- нопроцессорных ВК с учетом приоритетов	
	Дисковая мультипро- цессорная ОС	То же, но при наличии нескольких процессоров с учетом распределения ресурсов между ними	
-	Пакет программных мо- дулей в составе АСПО для генерации задач, сбора и обработки ин- формации в АСУ ТП	Сбор информации от аналоговых,	дискрет- ных, число-импульсных, кодовых датчиков и об- работка ее по заданным пользователем алгорит- мам;	функционирует под управлением опера- ционных систем АСПО	4
—	Пакет программных мо- дулей для обработки	Обработка ’и вывод гра- фической информации	
98
Продолжение табл. 6.3
	Тип исполь- зуемой ЭВМ	Язык программи- рования	Минимальный набор технических средств	Область применения в АСУЭ
		-	щие устройства; таймер	масштабе времени; составление отчетно- сти по энергоисполь- зованию и задачи планирования и ре- монта энергбобору- дования
	М-7000, СМ-1, СМ-2	МНЕМОКОД, ФОРТРАН II, ФОРТРАН IV, АЛГОЛ, МАКРОЯЗЫК	ВК с ОЗУ от 8 до 32 Келов; ВЗУ на дисках; пульт опе- ратора	Задачи, решаемые с заданной периодич- ностью (учет энерго- носителей), и задачи оперативного управ- ления, решаемые по вызову диспетчера
	То же	То же	ВК с ОЗУ от 8 до 128 Келов; ВЗУ на дисках; одни и более пультов опе- ратора	То же, что и в ДМОС РВ
	М-7000 СМ-2	То же	То же при нали- чии двухпроцес- сорного ВК	То же, что и в ДМОС РВ с учетом резерви- рования оборудова- ния
	СМ-1, . СМ-2	То же, что и в АСПО ДОС	ВК с ОЗУ более 16 Келов; устрой- ство ввода с ПЛ; пульт оператора- технолога; тай- мер; УСО	Выдача сообщений диспетчеру об откло- нениях, периодичес- кая печать текущих, средних и вычислен- ных значений пара- метров, вывод сигна- лизации на мнемо- схему и прогнозиро- вание значений пара- метров
	СМ-1, СМ-2	МНЕМОКОД, ФОРТРАН II ФОРТРАН IV	ВК с ОЗУ более 8 Келов; графиче- ский	дисплей	Вывод графической информации на дис-
7*
99
Обозначение ОС	Наименование ОС и пакетов программ	Назначение, возможности и особенности ОС	
	графической информа- ции	на дисплей или графопо- строитель	
-	- (		
лос	Перфоленточная ОС об- щего назначения	Подготовка, отладка и выполнение программ пользователя в одиопро- граммном режиме	
ЛОС РВ	Перфоленточная ОС ре- ального времени	Обеспечение	мульти- программного режима на приоритетной основе	
ДОС см	Дисковая ОС общего назначения	Разработка, отладка и выполнение программ в пакетном и диалоговом режимах; обеспечивает- ся размещение на дис- ках файлов системы и пользователя; копиро- вание, распечатка и за- щита файлов	
ДОС РВ	Дисковая ОС реального времени	Работа в многопрограм- мном режиме реального времени; приоритетная диспетчеризация; рабо- та с файлами, созданны- ми под управлением ДОС; возможность вво- да задач с диска и пер- фоленты	
ОС РВ	ОС реального времени	Обеспечение мультипро- граммного режима, ре- ального времени, разде- ление ресурсов системы на базе приоритетов. Выполняется задачи ре- ального времени и фоно- вые задачи. Обеспечива- ется обслуживание мно-	-
100
Продолжение табл. 6.3
	Тип исполь- зуемой ЭВМ	Язык программи- рования	Минимальный набор технических средств	Область применения в АСУЭ
			СИГД или графо- построитель; пульт оператора; устройство ввода с ПЛ	плей (мнемосхемы, графики)
	СМ-3	Язык ассембле- ра, БЕЙСИК, ДС —СМ	ВК с ОЗУ более 8 Келов; устрой- ство ввода-выво- да с ПЛ	Несложные задачи управления в неболь- ших системах энерго- снабжения-
	- СМ-3,  СМ-4	Ассемблер	ВК с ОЗУ более 16 Келов; устрой- ство ввода-выво- да с ПЛ; алфа- витно-цифровой видеотерминал; таймер	Задачи оперативно- го управления, за- программированные на ассемблере
	СМ-3, СМ-4	ФОРТРАН IV	ВК с ОЗУ более 16 Келов; ВЗУ на диске; устройство вво- да-вывода с ПЛ; АЦПУ; алфавит- но-цифровой дис- плей	Разработка и отлад- ка программ для АСУЭ и организаци- онно-управленческие задачи, решаемые не в реальном масштабе времени
	СМ-3, СМ-4	Язык ассем- блера, Макро- ассемблер, ФОРТРАН IV	ВК с ОЗУ более 16 Келов; устрой- ство ’ вода-вывода с ПЛ; консольный терминал; ВЗУ на дисках; таймер	Информационные за- дачи оперативного управления, органи- зационно-управлен- ческие -задачи и за- дачи планирования и ремонта энергообо- рудования
	СМ-3, СМ-4	Макроассем- блер, ФОРТРАН IV	ВК с ОЗУ 16—24 Келов; алфавит- но-цифровой дис- плей; кассетный диск; таймер	То же
101
Обозначение ОС	Наименование ОС и пакетов программ	Назначение, возможности и особенности ОС	
		гих терминалов и работа с файлами	
ДОС РВР	Дисковая ОС разделе- ния временных ресурсов	ОС общего назначения. Обеспечивает подготов- ку, отладку, выполнение программ и генерацию конкретных версий си- стемы. Позволяет реали- зовать обслуживание до 24 пользователей и ис- пользовать в режиме разделения времени ши- рокий набор внешних устройств	
ФОБОС	Фоно-оперативная ба- зовая ОС-реального вре- мени	Создание конкретных версий ОС проблемно- ориентированных вк. Обеспечивается работа с файлами	
TMOG	Тест-мониторнаи ОС	Поиск неисправностей и наладка ВК	
ДИАМС	Дисковая диалоговая многопультовая систе- ма для решения инфор- мационных задач	Управление базами дан- ных н решение информа- ционно-логических за- дач; полностью находит- ся в оперативной памяти	
стод	Система телеобработки данных	Управление процессами передачи данных по ли- ниям связи, может рабо-	
102
Продолжение табл. 6.3.
	Тил исполь- зуемой ЭВМ	Язык программи- рования	Минимальный набор технических средств	Область применения в АСУЭ
	/•	/		
	‘ СМ-4	БЕЙСИК- ПЛЮС	вк с ОЗУ более 32 Келов; консоль- ный	терминал; ВЗУ на магнитной лейте; ВЗУ иа кассетных дисках	Сложные диалого- вые систему коллек- тивного пользования
	СМ-3, СМ-4	Макроассем- блер, ФОРТРАН IV, БЕЙСИК, ДИАСП	ВК с ОЗУ более 16 Келов; ВЗУ иа дисках; алфавит- но-цифровой дис- плей; таймер; уст- ройство	ввода- вывода с ПЛ	Задачи оптимально- го и автоматического управления, модели- рование систем энер- госнабжения, орга- низационно-управ- ленческие задачи и обработка статисти- ческих данных
	СМ-3, СМ-4	Макроассем- блер	ВК с ОЗУ более 8 Келов; устрой- ство ввода-выво- да с ПЛ; алфа- витно-цифровой дисплей	Обслуживание ВК
	СМ-3, СМ-4	Диалоговый язык высокого уровня, ориен- тированный на обработку строковых данных пере- менной длины, числовой и ло- гической ин- формаций, ло- гических пере- менных	ВК с ОЗУ более 16 Келов; ВЗУ на дисках; ВЗУ на МЛ; АЦПУ; ал- фавитно-цифро- вой дисплей; уст- ройство	ввода- вывода на ПЛ; расширитель арифметики	Задачи оперативно- го управления, а так- же сбор, хранение и обработка данных для различных задач экономического ха- рактера в режиме коллективного до- ступа
	СМ-3, СМ-4	Макроассем- блер, . ФОРТ- РАН IV >	То же, что и в ДОС СМ, при на-	Организация пере- дачи данных в АСУЭ
103
Обозначение ОС	Наименование ОС и пакетов программ	Назначение, возможности и особенности ОС	
		тать как автономно, так и под управлением ДОС СМ	
да ом.	Диалоговая система про- граммирования	Разработка, отладка . и выполнение программ пользователя, написан- ных иа диалоговом язы- ке ФОКАЛ, в однопро- граммиом режиме	
ЧАП	Пакет программ методов численного анализа	Расширение областей применения дисковых ОС при решении задач численного	анализа. ЧАП состоит из моду- лей; решения обыкно- венных уравнений, чис- ленного интегрирования функций; операций с полиномами; нахожде- ния корней полиномов; вычисления специаль- ных функций; аппрокси- мации и интерполирова- ния функций	
ПАСТ	Пакет программ обра- ботки. данных методами математической стати- стики	Расширение	Областей применения дисковых ОС в области обработки данных произвольной природы методами ма- тематической статисти- ки. В состав ПАСТ вхо- дят модули вычисления элементарных . статистик, корреляционного и ре- грессионного анализа, факторного	анализа и т. д.	
ОПТИМУМ	Пакет программ мето- дов оптимизации	Решение задач оптими- зации методами линей- ного и динамического программирования	
Примечания: 1. АСПО — агрегатная система программного обеспечения; ровое печатающее устройство. 2. Разработаны также бездисковые ОС АСПО (однозадачные, многозадачные, ДОС АСПО. В бездисковых ОС АСПО все системные программы и программы			
104
Продолжение табл. 6.3
	Тип исполь- зуемой ЭВМ	Язык программи- рования	Минимальный набор технических средств	Область применения в АСУэ
-	- '		личин аппаратуры передачи данных	*
	см-з, СМ-4	ФОКАЛ	ВК о ОЗУ более 8 Келов; устрой- ство ввода-вывода с ПЛ; алфавитно- цифровой дисплей	Для разработки и от- ладки алгоритмов задач
	СМ-3, СМ-4	ФОРТРАН IV	Работает под уп- равлением диско- вых ОС, поэтому используются тех- нические средства конкретной ОС	Задачи математиче- ского моделирования процессов	энерго- снабжения
	СМ-3, СМ-4	ФОРТРАН IV	То же »	Задачи и обработки большого набора дан- ных и задачи, связан- ные с теорией массо- вого обслуживания (задачи планирова- ния)
	СМ-3, СМ-4 ПЛ — перфоле мультипроцесс пользователя	ФОРТРАН IV нта; УСО —ycTpoi орные): функции постоянно находятс	То же icTBo связи с объектом этих ОС аналогичны н в оперативной памяти	Задачи оптимизации АЦПУ — влфавитно-циф* функциям, выполняемым
105 .
g Таблица 6.4. Основные параметры промышленных телемеханических систем
Тип	Характеристика системы	Максимальная емкость								Примечание
		тс	ТУ	ТР	вти	тит	тии •	пси	кк	
ВРТФ-3	Циклическая система с распределительным ме- тодом избирания, с ис- пользованием временно- го импульсного призна- ка, на полупроводнико- вых и электромагнитных элементах (ферритах) с прямоугольной петлей гистерезиса, 1 устройст- во ПУ на 1 устройство КП	80	40	16	8					
РТСМ-1	Циклическая система ТС с распределительным методом избирания, с использованием времен- ного импульсного при- знака, на полупроводни- ковых элементах, 1 уст- ройство ПУ на 1 устрой- ство КП	10						1		
МКТ-1	Кодоимпульсная ци- клическая система с вре- менным разделением ка- налов, на полупроводни- ковых элементах, 1 уст-.	До 70				До 10				В модификаци- ях устройства уч- тена замена 1 ТИ на 7 ТС и наобо- рот
107
	ройство ПУ на 1 или 2 устройства КП						•			*
MKT-2	То же	До 248		—	—	До 31	—	—	—	. То же, 1 ТИ на 8 ТС и наоборот
TM-100 «Трасса»	Кодоимпульсная си- стема, выполненная на базе элементов комплек- са «Спектр», 1 устройст- во ПУ на 20 устройств КП	До50	До 25	До 4	На оди До 30	и КП До 30		. __	—	—
ТМ-200 «Район»	То же, 1 устройство ПУ на 60 устройств КП	До 4	__	1	1а одив До 4	КП До 4	1		—	—
ТМ-300 «Производство»	То же, 1 устройство ПУ на 25 устройств КП	60	На один КП 50 (суммарно! — 1 58 ТУ и ТР) |	|				60	15		—
ТМ-301	То же, с устройством связи с ЭВМ серии АСВТ	60	В 50 (суммарно ТУ и ТР)		а один	КП 60	60	15	29	—-
TM-800	То же, 1 устройство ПУ иа 10 устройств П/К, КП	45'	35	И	а один КП		—	—	•»	
ОО " ' >' Тип	) Характеристика системы
TM-320	Кодоимпульсная ци- клическая • система, вы- полненная на базе инте- гральные	микросхем ACCT, 1 устройство ПУ на 96 устройств КП
ТМ-310	То же, 1 устройство ПУ ра 99 устройств КП по радиальным линиям связи с устройством свя- зи с ЭВМ. серии АСВТ
УВТК-300	Унифицированный комплекс устройств те- лемеханики со встроен- ными микропроцессора- ми, 1 устройство ПУ на 99 устройств КП
Продолжение табл. 6.4
Максимальная емкость							Примечание	.
ТС	ТУ | ‘ТР	вти	тит	ТИИ	ПСИ	КК	
	На один КП						
До 56	До 48 (сум- марно ТУ, ТР, ВТИ) /						К одному уст- ройству ПУ под- ключаются 32 ра- диальные линии с присоединением к каждой линии до 3 КП
i	На один КП						
До 120	До 120 ’ (суммарно ТУ и ТР)!		До 210	До 120	i	До 45	В комплект вхо- дит устройство об- работки инфор- мации (УОТИ)
До 120	До 120 (суммарно ТУ и ТР)	—	До 256	До .128	До 120	До 48	То же
	1						
t КУСТ-А	Многоканальная ко- доимпульсная система с временным разделением каналов и временным импульсным признаком, 1 устройство ПУ на 6 устройств КП	На один КП 8 »	1
КУСТ-Б	Комбинированная ко- доимпульсная система, 1 устройство ПУ на 6 устройств КП-К и 4 устройства КП-И	24	10
ТК-210	Многофункциональ- , ный программно-управ- ляемый комплекс, 1 уст- ройство ПУ на 31 уст- ройство КП,, каждое из которых допускает до 8 периферийных КП	128	128
	—	Нг	все К	п	—	—	—
	I	•la одш 1	КП 4		—	—	Устройство КП-К — комби- нированное, осу- ществляет ТУ— ТС—ТИТ;	уст- ройство КП-И — измерительное осуществляет ТИТ
	I 56	4a оди(	КП 96	8	—	—	Емкость по ТР включает суммар- но токовые, вре- менные и кодовые тр
Сокращения, принятые в табл. 6.4: ПУ — устройство
пункта управления; КП — устройство контролируемого
пункта; ТС — телесигнализация; ТУ — телеуправление;
ТР — телерегулирование; ВТИ — телеизмерение по вызову;
ТИТ — телеизмерение текущих значений параметров;
ТИП — телеизмерение интегральных значений параметров;
ПСИ — производственно-статистическая информация;
КК — кодовые команды.
В настоящее время в отечественной практике и. за ру-
бежом наметилась тенденция к замене чисто аппаратных
методов построения средств телемеханики программно-ап-
паратными, использующими микропроцессоры или встроен-
ные микро-ЭВМ [14]. Основным преимуществом таких
средств телемеханики является то, что обеспечивается воз-
можность не только приема и передачи информации, но и ее
обработка по достаточно сложным алгоритмам, которые реа-
лизовать аппаратным путем бывает зачастую невозможно.
Наличие микро-ЭВМ в пунктах контроля позволяет об-
рабатывать информацию с целью сжатия данных для пере-
дачи по каналу связи, группового воспроизведения инфор-
мации на соответствующих приборах и терминалах, выдачи
управляющих воздействий на соответствующие исполни-
тельные механизмы. Существующие микро-ЭВМ способны
выполнить все названные функции. При повышенных Тре-
бованиях по объемам обрабатываемой информации, быст-
родействию или надежности могут использоваться много-
машинные телемеханические управляющие комплексы с
применением большого числа микро-ЭВМ.
Современные средства телемеханики, как правило, пред-
ставляют собой многомашинные комплексы, в которых
решается задача общения микро-ЭВМ, входящих в ком-
плекс. Для микро-ЭВМ, разделенных линиями связи, это
достигается традиционными для телемеханики методами:
использованием блоков сопряжения с каналами связи, вы-
полняющих преобразование параллельного кода в после-
довательный и обратно, синхронизацию, поэлементный
прием и в ряде случаев повышающих достоверность пере-
даваемых сообщений.
6.4.	Устройства ввода-вывода информации
Для работы любого вычислительного комплекса, осо-
бенно для УВМ, необходимы устройства, обеспечивающие
ввод и вывод информации, связь с объектами управления и
диалог человек — машина.
НО
Устройства связи с объектом (УСО) предназначены для
ввода (вывода) аналоговых и дискретных сигналов в УВМ..
Другими словами, наличие УСО позволяет собирать и
вводить необходимую информацию непосредственно с дат-
чиков контролируемых объектов.
В состав УСО входят различные модули, осуществляю-
щие ввод аналоговых сигналов (трка и напряжения) высо-
кого (±5 мА; ±10 В) и низкого (до 1 В) уровней с тер-
мопар, терморезисторов, потенциометров; фильтрацию,
нормализацию, коммутацию этих сигналов; прием и преоб-
разование информации от датчиков релейного типа и число-
импульсных сигналов, а также вывод аналоговой инфор-
мации и управляющих команд на соответствующие испол-
нительные механизмы. С отечественными УВМ поставля-
ются разнообразные модули УСО, входящие в номенклату-
ру АСВТ-М н СМ ЭВМ.
При применении средств телемеханики вместо УСО на
крупных промпредприятиях с рассредоточенной системой
энергоснабжения необходимо использовать устройства со-
пряжения для обмена информацией между устройствами
телемеханики и УВМ. '
Устройства ввода (вывода) информации с перфоноси-
телей предназначены для ввода информации с
перфолент и перфокарт и служат для ввода в УВМ двоич-
ной и алфавитно-цифровой информации. Носителем инфор-
мации является перфолента или перфокарта, данные с
которой считываются определенным способом. На ПЛ ин-
формация нанесена в виде непрерывной последовательно-
сти символов, каждый из которых закодирован в виде ком-
бинации пробивок в одной колонке (строке). С помощью
устройства подготовки данных (типа телетайпа) можно на-
нести на ПЛ информацию в коде ГОСТ 13052-77**. На ПК
размещены 80 колонок, пронумерованные слева направо'от
1 до 80, и 12 строк, которым присвоены номера сверху
вниз 12, 11, 0, 1, 2, ..., 9. В любой из 960 позиций ПК можно
пробить прямоугольное отверстие. Совокупность их в од-
ной колонке ПК представляет код одного символа. С по-
мощью специального устройства подготовки данных на ПК
можно отперфорировать любой символ кода КПК-12.
В настоящее время используются устройства со ско-
ростью считывания с ПЛ порядка 1500 строк в секунду, с
ПК — от 820 до 1500 карт в минуту. Устройства вывода ин-
формации на ПЛ и ПК применяются для записи и хране-
ния промежуточных или окончательных результатов вы-
числений (это особенно важно в случае исчезновения , ин-
111
формации по той или иной причине с ВЗУ). Поэтому не-
смотря на характерные недостатки перфоносителей: недол-
говечность, непрочность, зависимость от климатических
условий (влажности, температуры) — в системе полезно
иметь такие устройства.
Вывод информации на печать является наиболее рас-
пространенным способом. Таким способом выдаются офор-
мленные документы (рапорты, сводки, протоколы) с отпе-
чатанными на Них исходными данными и вычисленными
результатами.
Имеется большая номенклатура устройств печати — от
медленных устройств на базе электрифицированных пишу-
щих машинок, использующих последовательный метод пе-
чати со скоростью до 10 знаков в секунду, до высокоско-
ростных устройств со скоростью печати до 15 000 строк в
минуту, использующих знакосинтезирующий способ печати
посредством матричных головок. Эти высокоскоростные
устройства работают на принципе бесконтактной печати
путем использования электрографических, феррографиче-
ских и других высокоскоростных способов фиксации инфор-
мации. Как правило, медленные устройства печати служат
для общения оператора и ЭВМ, а высокоскоростные — для
оперативного документирования и распечатки листингов
программ.
Для выдачи графической и алфавитно-цифровой инфор-
мации в виде документа служат графопостроители. Можно
выделить две группы устройств, позволяющих регистриро-
вать графическое изображение: электромеханические уст-
ройства рулонного или планшетного типа, вычерчивающие
графики или схемы с помощью перьев-самописцев, и элек-
тронные устройства, фиксирующие на микропленке инфор-
мацию, выдаваемую на экран электронно-лучевой трубки
(ЭЛТ).
Электронные устройства позволяют регистрировать дан-
ные на микропленке или фотобумаге с высокой скоростью
(5000—100 000 м/с). Они преобразуют вызываемые из ЭВМ
данные в алфавитно-цифровые символы или графики, отоб-
ражают их на экране ЭЛТ и затем фиксируют их на мик-
ропленке.
Более дешевыми являются двухкоординатные графопо-
строители с электромеханическим принципом действия,
имеющие чертёжный стол с носителем информации (бума-
гой), по которому со скоростью около 100 мм/с перемеща-
ется в двух взаимно перпендикулярных направлениях чер-
тежная головка с одним или несколькими чертежными
112
перьями. Использование нескольких чертежных перьев поз-
воляет строить графики и чертежи различных цветов с ли-
ниями разной толщины. Графопостроители работают по
данным, выдаваемым непосредственно из ЭВМ или авто-
номно. В последнем случае информация считывается с
перфоленты или магнитной ленты или набирается на кла-
виатуре пульта. В АСУЭ графопостроители могут исполь-
зоваться для вычерчивания схем электрических подстан-
ций, схем энергоснабжения, а также графиков нагрузок
и т. д.
Общение оператора с ЭВМ происходит посредством
терминальных (оконечных) устройств индивидуального
пользования. Требования, предъявляемые к ним, сущест-
венно отличаются от требований, предъявляемых к устрой-
ствам ввода-вывода общего доступа. Устройства индивиду-
ального пользования служат для ввода и вывода ограни-
ченных объемов информации, поэтому скорость их работы
должна быть относительно небольшой и должна опреде-
ляться возможностями человека-оператора. Кроме того, эти
устройства должны иметь невысокую стоимость, простую
~ конструкцию и обеспечивать ввод в ЭВМ заданий и полу-
чение ответов в удобной для оператора форме.
Наиболее простыми по конструкции и дешевыми уст-
ройствами связи оператора с ЭВМ являются печатающие
машинки. Недостатком их является низкая скорость обмена
информации. В последнее время широкое и эффективное
использование получили цветные и черно-белые дисплеи,
которые рассмотрены в § 6.5. Еще одной группой устройств
ввода-вывода являются согласователи, предназначенные
для сопряжения различных УВМ, УВМ и устройств теле-
механики, УВМ и терминалов разных назначений и типов.
6.5.	Устройства отображения информации "
На пунктах управления энергохозяйством промпред-
приятий находят применение различные устройства для
отображения информации, в совокупности представляющие
собой технические средства общения человека с контроли-
руемой системой. Основными из этих средств являются
диспетчерский щит; диспетчерский пульт с различной кла-
виатурой и измерительными приборами; черно-белые и
цветные видеотерминальные устройства на ЭЛТ — дис-
плеи.
На диспетчерских щитах дается мнемосхема, включаю- 
щая однолинейные схемы энергообъектов и связи между
8—560	ИЗ
ними. Например, на мнемосхеме системы электроснабже-
ния показывают схемы электростанций, подстанций и рас-
пределительных пунктов (сборные шины, вводные, шиносо-
единительные и секционные выключатели, реакторы, по-
низительные трансформаторы и преобразовательные агре-
гаты), линии связи между распределительными устройст-
вами.
Серийно выпускаемые промышленностью диспетчер-
ские щиты подразделяются на световые и мимические. На
световых щитах положение объектов сигнализации (выклю-
чателей, коммутационных задвижек и др.) отражается с
помощью световых, а на мимических щитах — с помощью
мимических символов. При работе со световыми щитами
от постоянного освещения утомляемость дежурного персо-
нала больше, чем при работе с мимическими щитами, поэ-
тому предпочтение отдается последним.
Современные диспетчерские щиты, как правило, пред-
ставляют собой отдельные секции с полем для набора мне-
мосхемы из отдельных мозаичных элементов. Размеры мо-
заичных элементов: 20X20, 25X25, 40X40, 50X50 мм. В
отечественной практике наибольшее распространение полу-
чили элементы размером 40X40 мм. Наборные элементы
щита дают возможность легко изменять схемы энергообъ-
ектов, а также компоновку всей схемы щита в процессе
эксплуатации путем смены отдельных элементов или пере-
носа мнемосхем в любое место щита. Конструкция элемен-
тов такова, что одни из них предназначаются для .нанесе-
ния на их лицевые поверхности условных, обозначений
отдельных деталей схемы энергоснабжения (шин, линий,
трансформаторов и т. п.), другие служат для.утопленного
монтажа мимических или светящихся символов оборудова-
ния. и командоаппаратов, а третьи — для заполнения сво-
бодных полей щита. Секционная конструкция панелей поз-
воляет собирать щиты различной высоты.
С использованием ЭВМ в системах управления энерго-
снабжением появилась возможность обеспечить диспетче-
ров более удобными, чем щит, средствами связи с систе-
мой — дисплеями. Дисплей ♦- это видеотерминальное уст-
ройство обмена информацией, использующее ЭЛТ, рабочее
поле которой служит для ввода и формирования изобра-
жения, а органы ручного управления в совокупности с
программными средствами дают широкие возможности ре-
дактирования.этого изображения.
Выбор типа внешнего устройства для связи диспетчера
с ЭВМ определяется объемом и типом передаваемой ин-
114
формации, а также скоростью ее передачи. Последняя за-
висит еще от типа канала связи, используемого для дис-
танционной передачи данных. В АСУЭ целесообразно ис-
пользовать в качестве устройств связи диспетчера с ЭВМ
цветные графические и текстовые дисплеи. Текстовые дис-
плеи обеспечивают широкие возможности редактирования
изображения на экране в автономном режиме, т. е. без
связи с ЭВМ. Они позволяют набирать текст в любой части
экрана, стирать его частично или полностью, заменять его
новым текстом, сдвигать.его на экране и т. д.
Управление автономными режимами редактирования
производится с помощью специальных клавиш алфавитно-
цифровой клавиатуры и специального светового знака, на-
зываемого курсором. Курсор постоянно присутствует на
экране во время работы дисплея. Он не занимает знако-
места, а указывает позицию, в которую будет введен оче-
редной символ с клавиатуры. С помощью управляющих
клавиш курсор может перемещаться и устанавливаться в
любую позицию экрана.
Информационная > емкость экрана текстовых дисплеев,
различна для разных моделей и колеблется от 240 до
2000 знаков. Максимальная скорость обмена составляет
около 100 Кбййт/с.
При использовании графических дисплеев для отобра-
жения информации отпадает необходимость в мнемосхеме
в классическом, «щитовом» варианте. Она разбивается на
ряд фрагментов по технологическому принципу с учетом
читаемости изображения с ЭЛТ.
Постоянная часть информации (рисунок мнемосхемы),
разбитая на фрагменты, в закодированном виде хранится
в оперативной памяти ЭВМ, на магнитной ленте, магнит-
ном диске или перфоленте. При поступлении запроса про-
грамма Вызывает нужный фрагмент мнемосхемы и совме-
щает ее* с динамической частью информации. Диспетчер
получает возможность вызвать на экраны ЭЛТ фрагменты
мнемосхем вместе с текущими значениями параметров, выс-
вечиваемыми около соответствующих мнемосимволов уз-
лов, агрегатов и приборов, и положением органов управле-
ния. На. фрагментах мнемосхемы отображаются положения
двухпозиционных органов управления (открыт — закрыт)
и состояния агрегатов (включен — выключен)'. По желанию
диспетчера на экран могут выводиться усредненные зна-
чения параметров, результаты расчета технико-экономиче-
ских показателей в табличной форме, кривые процессов,
аварийные списки, рекомендации для оператора.
8*
115
При отклонении параметров от нормы или изменении
положения органов управления и состояния агрегатов на
экраны ЭЛТ производится автоматический вызов того
участка мнемосхемы, где возникло изменение, с привлече-
нием внимания оператора цветом или изменением яркости
свечения. Функционально дисплеи состоят из ЭЛТ, буфер-
ной памяти для автономной регенерации изображения на
ЭЛТ, генератора знаков, аппаратных средств формирования
и редактирования информации на экране- и клавиа-
туры, обеспечивающей ручной ввод на экран текста и
выполнений ряда редактирующих и управляющих функ-
ций.
К отечественным серийным средствам отображения
информации на ЭЛТ относятся станция индикации данных
типа СИД-1000 и станция индикации графических данных
типа СИГДА.
Станция СИД-1000 предназначена для оперативного об-
мена алфавитно-цифровой информации человека с ЭВМ.
Она позволяет оператору производить набор и редактиро-
вание избранной информации, передачу отредактированной
информации, приём с последующим редактированием ин-
формации, печать содержимого кадра на машинке «Кон-
сул-260». Недостатком алфавитно-цифровых дисплеев яв-
ляется то, что они могут воспроизводить ограниченный на-
бор изображений: текст, цифры, таблицы.
Станция СИГДА предназначена для вывода и редакти-
рования как текстовой, так и графической информации. На
экране ЭЛТ могут быть представлены фрагменты мнемо-
схем любой степени сложности.
Для отображения цветной алфавитно-цифровой и гра-
фической информации на экране цветного телевизионного
приемника используется цветной графический терминал ти-
па А543-11, который применяется совместно с УВК
М-6000, М-7000 серии АСВТ и СМ-1 и СМ-2 серии СМ
ЭВМ. Терминал состоит из модуля управления типа А543-6
и модуля цветной индикации А543-7, выполняемого на базе
цветного телевизионного приемника. На рис. 6.8 приведе-
ны структурные схемы связи цветного терминала с УВК-
При расстоянии между терминалом и УВК до 50 м связь
осуществляется через дуплексные регистры А491-Зм, а при
расстоянии до 3 км — через модули внутрисистемной свя-
зи А723-5/1.
Наряду с универсальными средствами Отображения ин-
формации находят применение и отдельные специальные
устройства, которые, разгружая память ЭВМ от процедур,
116
I
б)
Рис. 6.8. Структурная схема связи графического цветного терминала
с УВК:
а — расстояние между терминалом и УВК до 50 м; б — расстояние до 3 км
связанных с выводом информации на экран, имеют воз-
можность обмениваться информацией с ЭВМ й контроля*
руемыми объектами. К таким устройствам относится, на-
пример, устройство отображения диспетчерской информа-
ции на цветных ЭЛТ типа СОДИ-3 [24].
Устройство СОДИ-3 разрабатывалось для диспетчер-
ского управления энергосистемами и энергообъединениями.
Для эффективной организации диалога диспетчера с ЭВМ
с помощью СОДИ-3 разработана функциональная клавиа-
тура, содержащая 76 клавиш. Она позволяет обращаться
к информации несколькими путями: последовательно дви-
гаясь по дереву программ (вверх и вниз); вызывая пооче-
редно информационные кадры разных уровней; непосред-
ственно формируя на экране ЭЛТ адрес кадра; указывая
световым маркером пункт каталога информационных кад-
ров; просматривая кадры информации одного уровня в ре-
жиме «листание». Если информационный массив превыша-
ет формат экрана, то в режиме «свиток» можно сдвигать
информацию снизу вверх, вызывая информацию из ЭВМ
для нижних строк. В случае отображения мнемосхем, по
размерам превосходящих формат кадра СОДИ-3, преду-
смотрена возможность в режиме «окно» сдвигать информа-
цию вверх, вниз, влево, вправо. Для включения упомяну-
тых режимов достаточно одного-двух нажатий клавиш
функциональной клавиатуры.
В состав СОДИ-3 (рис. 6.9) входят клавиатура Кл, два
цветных и один*черно-белый индикаторы И1—ИЗ, устрой-
ство управления УУ, буферные запоминающие устройства
БЗУ1—БЗУЗ, постоянные запоминающие устройства
1'17
устройства отображения информации
Рис. 6.9. Структурная схема
соди-з
ПЗУ1—ПЗУЗ, система питания СП и интерфейсные блоки
БИФ1 и БИФ2. Устройства БЗУ, ПЗУ, УУ и СП конструк-
тивно размещены в двух шкафах, которые устанавливают-
ся в машинном зале на расстоянии 3—5 м от ЭВМ, а кла-
виатура и индикаторы могут быть вынесены на расстояние
до 70 м. Индикаторы располагаются на подвижных те-
лежках, а клавиатура устанавливается на столе. Индикато-
ры и клавиатура могут быть также встроены в диспетчер-
ский пульт. На алфавитно-цифровой клавиатуре распола-
гаются клавиши информационных знаков и редактирования
информации. Мнемосимвольная клавиатура предназначена
для ввода графической информации и содержит следующие
группы клавиш: линии, шины, технологические символы,
символику первого и второго уровней мнемоники.
Индикаторы СОДИ-З выполнены на базе двух цветных
и одного черно-белого стандартных телевизионных приём-
ников с размером экрана по диагонали 59 или 61 см. Отоб-
ражаемая на экранах цветных ЭЛТ информация воспроиз-
118
водится в семи цветах. Для получения устойчивого, немига-
ющего, мягкого' изображения в СО ДИ-3 применена
прогрессивная построчная телевизионная развертка с час-
тотой регенерации 50 Гц.
Весь растр, состоящий из 300 телевизионных строк,
разбит на 1920 знакомест (30 знакострок по 64 знакоместа
в каждой). Символы в знакоместе формируются на матри-
це 7ХЮ (семь точек на десяти телевизионных строках).
Цифры и буквы формируются на матрице 5X7 точек и на
экране отображаются с интервалами в 2чточки по горизон-
тали и 3 точки по вертикали. С учетом яркостных характе-
ристик цветной ЭЛТ длительность подсвета одной точки
принята 100 нс. Телевизионная аппаратура не обеспечива-
ет такой полосы пропускания, поэтому для получения ка-
чественного изображения используются специальные ви-
деоусилители. -
Устройство управления СО ДИ-3 выполняет логические
операции, операции анализа, редактирования и обмена ин-
формацией, контроля работы устройства в автономном ре-
жиме, синхронизирует работу всех блоков и узлов СОДИ-
3, обеспечивает объединение страниц памяти и индикато-
ров. Каждая страница памяти может быть подключена к
любому из индикаторов..
Автономно и в комплексе с ЭВМ выполняются следую-
щие операции редактирования: запись символй в одном из
семи цветов, изменение цвета, включение мерцания, квити-
рование (снятие мерцания) и стирание символа, стирание
и сдвиг строки (части строки), столбца (части столбца),
кадра (части кадра), квитирование кадра, перемещение
информации в режимах «листание», «свиток», «окно». Уст-
ройство управления оперирует ,16-разрядными кодами: 8
разрядов — код символа, 3 — код цвета, 1 — код мерцания,
2 — признак информационного и управляющего слова и 2
резервных разряда.
Буферное запоминающее устройство хранит массив в
1920 12-р азрядных кодов, соответствующих отображаемой
на экране индикатора информации.
Постоянное запоминающее устройство является знако-
генератором СОДИ-3. Информационный восьмиразрядный
•двоичный код, соответствующий воспроизводимому в дан-
ный момент времени, на экране индикатора символу, посту-
пает в знакогенератор из буферного запоминающего уст-
ройства. Постоянное запоминающее устройство преобразует
его в семиразрядное слово, определяющее фрагмент изоб-
ражения этого символа на определенной телевизионной
119
строке. Содержание этого слова определяется прошивкой
числовой матрицы ферритового ПЗУ. Алфавит устройства,
равный количеству,формируемых знакогенератором симво-
лов (до 256), может быть изменен перепрошивкой число-
вой матрицы. Емкость ПЗУ 2560 семиразрядных слов, вре-
мя обращения 700 нс.
Устройство СОДИ-3 подключается к ЭВМ М-6000 по
стандартному сопряжению 2К или только через програм-
мный канал (процессор и расширитель ввода-вывода), или
через программный канал и канал прямого доступа в па-
мять (КПДП) при помощи интерфейсных блоков (БИФ1,
БИФ2). При втором способе подключения через програм-
мный канал передаются управляющие и контрольные сло-
ва, а через КПДП — информационные. Использование
КПДП значительно освобождает процессор и сокращает
время обмена информацией с ЭВМ.
6.6.	Датчики технологических параметров
Для автоматизации энергоустановок промпредприятий
применяются датчики электрических и неэлектрических па-
раметров. Они используются для измерения параметров на
энергообъектах и для осуществления различных блокиро-
вок, обеспечивающих автоматизированную работу объектов,
для телеизмерений текущих (ток, мощность, напряжение,
частота, температура, давление, расход и уровень), и ин-
тегральных (электроэнергия, расход) значений-парамет-
ров. Кроме того, датчики неэлектрических величин с кон-
тактным выходом используются для телесигнализации
отклонений параметров от нормы (максимальная и мини-
мальная температура, уровень и т.п.).
Для решения ряда задач АСУЭ необходимы датчики,
выполняющие более сложные функции (например, опреде-
ления концентрации вредных веществ, выбрасываемых в
окружающую среду с газами или стоками), результаты
измерений которых могут быть получены после лабо-
раторных испытаний или вычислений на ЭВМ по авто-
матически вводимым данным измерений косвенных па-
раметров.
Остановимся более подробно на датчиках, используе-
мых для целей телеизмерения. Первичными датчиками
электрических параметров в системах электроснабжения
являются измерительные трансформаторы тока и напряже-
ния. Однако здесь роль датчиков, передающих сигналы,
пропорциональные измеренным параметрам, выполняют из-
120
мерительные преобразователи (ИП). Отечественной про-
мышленностью выпускается серия ИП, предназначенных
для измерения постоянного и переменного тока, напряже-
ния, частоты, сопротивления, активной и реактивной мощ-
ности, имеющих на выходе сигнал постоянного тока 0—5
мА при нагрузке до 3 кОм [19].	v
Для телеизмерения электрической энергии и передачи
показаний счетчика на пункт управления через устройство
телемеханики или для ввода в ЭВМ применяются индукци-
онные трехфазные счетчики активной и реактивной энер-
гии, имеющие встроенный телемеханический датчик им-
пульсов. Последний предназначен для преобразования
показаний счетного механизма собственно счетчика в элек-
трические импульсы постоянного тока и передачи их на
расстояние.
Датчик импульсов представляет собой блок-генератор
с обратной связью, управляемой диском счетного механиз-
ма счетчика. Схема датчика выполнена на полупроводни-
ковых приборах. Генератор с самовозбуждением, с часто-
той генерации 30—40 Гц собран на транзисторе и феррито-
вом трансформаторе. Сердечник трансформатора разрезан
пополам. В прорези вращается латунный диск, имеющий
два выреза. При нахождении выреза диска в прорези гене-
ратор возбужден и по линии связи проходит ток 10 мА.
При выходе выреза диска из прорези генерация снимается
и ток в линии связи не более 0,8 мА. Генератор работает
как ключ, обеспечивающий коммутацию цепи источника пи-
тания напряжением 12,6 В±10°/о постоянного тока. Вычис-
ление цены одного импульса датчика и максимального ко-
личества импульсов в час производится следующим образом.
144-10®
Определяется передаточное число счетчика А = '	~
об/(кВт-ч), где U и I — номинальные значения напряже-
ния и тока первичной цепи.
По передаточному числу А определяется цена одного
импульса С:
А, об/(кВт-ч)............. . . .
С, кВт-ч/имп . .......
2150—	215—
21 500	2150
0,01	0,1
21,5— 2,15—
215	21,5
1,0	10
Продолжение
А, об/(кВт-ч).....................0,215—2,15	0,0215—	0,00215—
0,215	0,0215
С. кВт-ч/имп........................ 100	"	1000	10 000
121
Максимальное количество импульсов в час определяется по
формуле
- 
С-103 •
Заводами электротехнической промышленности в на-
стоящее время выпускаются следующие типы счетчиков с
датчиками импульсов: САЗ-И670Д, САЗУ-И670Д, СА4-
И672Д, СА4-672Д, СР4-И673Д, СР4У-И673Д, где буква С
обозначает счетчик; А — активной энергии; Р — реактивной
энергии; И — индуктивной измерительной системы; Д — с
датчиками импульсов; У — универсальный.
В качестве датчиков неэлектрических параметров; для
целей телеизмерения используются различные приборы и
устройства с чувствительными элементами, реагирующими
на изменения этих параметров. Так, для измерения темпе-
ратуры, давления и расхода используются соответственно
термопары и терморезисторы, манометры и расходомеры.
Сигналы термопар и термометров сопротивления подают-
ся на нормирующие преобразователи, выходные сигналы
которых рассчитаны на подключение к устройствам для
дальнейшей передачи измерений. В других случаях сами
измерительные приборы содержат встроенные преобразова-
тели для преобразования неэлектрических величин в элек-
трические сигналы. Серийно выпускаемые в настоящее
время измерительные преобразователи имеют в основном
унифицированные выходные сигналы Государственной си-
стемы приборов (ГСП): токовые 0—5 мА или 0—20 мА
постоянного тока, напряжения 0—10 В или 0—20 В посто-
янного тока, частотные 4—8 кГц. Некоторые преобразова-
тели имеют на выходе сигналы 0—1,0—2 В переменного то-
ка частотой 50 Гц, 0—1 мА постоянного тока.
Выходные электрические сигналы ГСП по своим пара-
метрам в условиях промпредприятий являются достаточны-
ми для передачи их по линиям связи к приемному прибо-
ру. Поэтому при телеизмерениях по отдельным линиям
связи (постоянные ТИ или ТИ по вызову) дополнительных
преобразований не требуется. При ТИ с использованием
комплексных устройств телемеханики (ТМ.-300, ТМ-301,
МКТ, ТМ-310, ТМ-320 и УВТК-300), где передача всей те-
лемеханической информации между КП и ПУ осуществля-
ется по общему каналу связи, необходимо дополнительно
преобразовать сигнал в определенный код, характерный
для данного устройства. На приемной стороне полученный
код должен быть преобразован в электрический сигнал,
122
Таблица 6,5. Телеизмерения неэлектрических параметров
Измеряемый
параметр
Вид ТИ
1 Г1
Телеизмерение текущих параметров по выделенной линии связи
Расход,
уровень,
давление,
температура
Температура
Постоянное
По вызову
Постоянное ,
По вызову
Телеизмерение текущих значений параметров с помощью
комплектных устройств телемеханики
С
Температура	Постоянное
Расход,	или по вызову
уровень,	То же
давление,	Постоянное
разряжение,	или по вызову,
температура	без коррекции Постоянное или по вызову, с
	коррекцией по температуре на КП
{вФС.ЗФН
Постоянное или
по вызову
Расход
интеграль-
ный (сум-
марный)
Телеизмерение интегральных значений параметров
Периодический
без коррекции
Периодический
с коррекцией
по температуре
на КП
Периодический
с коррекцией
по температуре
И давлению на
ПУ
Примечания: 1. Д— дат.чнк со встроенным преобразователем (общее
обозначение); ДД —датчик давления; ТП — термопара; ТС — термометр сопро-
тивления; АУ— аналоговый указатель (приемный прибор); ЦИ — цифровой ин-
дикатор; НП — нормирующий преобразователь; СЧ—И — сумматор частотный с
импульсным выходом; ПФФ, ПФФК — преобразователь ферродинамнческий функ-
циональный; ВФС, ВФК — вторичные приборы с ферродииамическнм компенса-
тором; УО — устройство обработки информации; ВМ — вычислительная машина;
п/к.КП— полукомплект контролируемого пункта телемеханического устройства,
п/к.ПУ— полукомплект пункта управления телемеханического устройства; ВТИ —
вызов телеизмерения; ТИ — телеизмерение.
2. Сопротивление нагрузки для схем с датчиками, имеющими встроенные пре-
образователи, 1—3 кОм (в зависимости от типа датчика); для схем, использую-
щих преобразователи, встроенные в телемеханические устройства, 3 кОм.
123
удобный для его воспроизведения на аналоговом или циф-
ровом показывающем или регистрирующем приборе, а так-
же для ввода в устройство дальнейшей обработки, инфор-
мации. Эти передающие и приемные телеизмерительные
преобразователи являются составной частью комплексных
устройств телемеханики. В табл. 6.5 приведены структур-
ные схемы ТИ неэлектрических параметров, в которых от-
ражены отмеченные выше принципы осуществления изме-
рений с помощью соответствующих датчиков.
6.7. Каналы связи
Учитывая, что объекты энергоснабжения особенно круп-
ных промпредприятий расположены на значительном (до
20 км) расстоянии друг от друга и от пунктов управления,
особое значение приобретают каналы связи между ними.
Каналом связи, или каналом передачи информации, на-
зывают совокупность технических средств, предназначенных
для передачи сообщений на расстояние от источника (пе-
редатчика) до приемника. Канал связи образуется в линии
связи, которая представляет собой физическую среду, по
которой передаются сигналы.
На промпредприятиях при использовании средств теле-
механики для управления энергохозяйством наибольшее
распространение получили проводные линии связи — преи-
мущественно выделенные жилы в общих кабелях телефон-
ной сети. Это объясняется тем, что необходимость в теле-
фонной связи между пунктом управления и всеми энерго-
объектами всегда существует, а ее наличие практически
делает ненужной прокладку дополнительных линий связи.
В соответствии с характером и расположением энерго-
объектов, выбранных технических средств (телемеханичес-
ких устройств и вычислительной техники) выбираются
структура и конфигурация линий связи. На рис. 6.10 пока-
заны наиболее характерные структурные схемы линий свя-
зи. В случае радиальной схемы каждый КП соединяется-с
ПУ отдельной линией; при транзитной группы КП соедине-
ны последовательно с ПУ и друг с другом; при древовидной
к общей линии связи в различных точках подключа-
ются рассредоточенные КП; при кольцевой группы КП по-
следовательно соединены друг с другом, а первый и послед-
ний КП в группе — с ПУ; при иерархической КП с низким
приоритетом соединены с имеющими высокий приоритет
КП, которые радиальными линиями соединены с ПУ.
Каналы связи являются ответственной частью системы
124
Рис. 6.10. Конфигурация линий связи:
а — радиальная; б — транзитная; в — древовидная; г — кольцевая; д — иерархи*
ческая
управления, во многом определяющей надежность, точность
и скорость передачи информации, поэтому они должны
обеспечивать бесперебойную и безотказную связь между
пунктами приема и передачи, высокое качество передачи,
соблюдение заданных параметров передаваемых сигналов,
помехоустойчивость, постоянный контроль состояния всего
тракта передачи информации, готовность к работе в любое
время и автоматичность действия.
Параметры и особенности каналов связи для устройств
телемеханики достаточно подробно изложены в специаль-
ной литературе [19, 20].
Если АСУЭ строится на базе только вычислительной
техники, то проблема каналов связи является одной из важ-
нейших. На базе УВМ можно компоновать локальные и
территориально рассредоточенные многомашинные ком-
плексы. Передача информации в таких комплексах, а так-
же между комплексами и терминалами может осуществ-
ляться, по телефонным, телеграфным и специальным линиям
связи. Для сопряжения с этими линиями связи ис-
пользуется аппаратура передачи данных, в состав которой
входят различные адаптеры дистанционной связи, модемы
и т. д. Основными функциями адаптера являются распоз-
навание и расшифровка принятых из канала связи команд
и преобразование их в специальные сигналы управления
вводом-выводом.
125
Глава седьмая
АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ ОПЕРАТИВНОГО
УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕМ
7.1. Основные задачи оперативного управления
Под оперативным управлением энергоснабжением обыч-
но понимают непосредственное управление системами энер-
госнабжения промпредприятия, включающее выявление с
помощью устройств контроля рабочего состояния систем,
оценку его и осуществление необходимых воздействий для
приведения соответствующей системы энергоснабжения в
заданное, требуемое в данный момент времени состояние.
Рациональное оперативное управление обеспечивает повы-
шение надежности снабжения потребителей различными
видами энергии, контроль за правильным расходованием
энергоресурсов, полное или частичное сокращение дежур-
ного персонала на отдельных сооружениях системы энерго-
снабжения. Для этого в процессе управления проводится
сбор и подготовка данных, необходимых для составления
энергетических балансов и расчетов технико-экономических
показателей.
Значительная часть из перечисленных функций может
выполняться средствами телемеханики или дистанционного
управления с использованием диспетчерских щитов и пуль-
тов. Однако с возрастанием объема поступающей,на ПУ
информации, с усложнением прежних и появлением новых
задач диспетчерской службы становится необходимым при-
менение для их решения математических методов на базе
современной вычислительной техники. Например, с увели-
чением количества объектов диспетчерского контроля зна-
чительно возрастают потоки оперативной информации, что
снижает эффективность, делает неудобным использование
традиционных средств ее отображения — щитов и пультов
с мнемоническими схемами контролируемых систем энерго-
снабжения. Поэтому в АСУЭ целесообразно применение
дисплеев, что требует разработки соответствующего алго-
ритма воспроизведения информации и программы его реа-
лизации.
Для помощи диспетчеру в установлении оптимального
режима работы энергообъектов и сетей необходима цифро-
вая модель текущего режима системы энергоснабжения.
Эта модель реализуется в ЭВМ и обновляется на основа-
нии информации, поступающей от 'энергообъектов через уст- >
ройства телемеханики. 1
126
К задачам оперативного управления относится контроль
за работой оборудования на энергообъектах. Например, в
электроснабжении контроль за режимом работы и появле-
нием неисправности электрооборудования осуществляется
с помощью системы нормальной, аварийной и предупреж-
дающей местной (на подстанций или распределительном
пункте) сигнализации и телесигнализации (на пунктах уп-
равления электроснабжением). Для фиксации процессов,
возникающих при повреждениях, используются так назы-
ваемые аварийные автоматические осциллографы. На под-
станции или распределительном пункте информация о нор-
мальном состоянии электрооборудования, о режиме, угро-
жающем возникновением повреждения, а также об аварии
фиксируется ровным или прерывистым свечением сигналь-
ных ламп и табло, положением стрелок электроизмеритель-
ных приборов, «флажками» указательных реле.
Объем передаваемых на ПУ сигналов ограничен, поэто-
му диспетчер получает информацию о возникших в систе-
ме электроснабжения отказах оборудования в виде общих
сигналов: «Неисправность», «Авария», «Земля в сети», по-
казывающих, какой конкретно элемент электрической си-
стемы отказал и по какой причине. Для выяснения причин
отказов диспетчер направляет на объект соответствующий
персонал, что требует значительных затрат времени. Су-
ществующая система сигнализации не всегда позволяет
объективно оценить причины возникновения отказов элек-
трооборудования, последовательность развития аварийной
ситуации, что приводит к затруднениям в анализе проис-
шедшего и принятии решений по предупреждению повторе-
ния подобных отказов в будущем.
Ограниченный объем и укрупненный вид информации,
поступающей к диспетчеру, не позволяют ему достаточно
быстро и правильно оценить возникший послеаварийный
режим и оперативно принять меры к скорейшему перехо-
ду к состоянию, наиболее близкому к нормальному, обес-
печивающему возможно меньшие потери в технологичес-
ком производстве.
Для анализа причин возникновения и последовательно-
сти развития аварий и неисправностей, возникающих на
энергообъектах, применяется система диагностики неис-
правностей, которая также реализуется на базе ЭВМ.
Эта система'обеспечивает своевременную передачу дис-
петчеру полной и объективной информации о факте воз-
никновения ненормального режима и документальную за-
пись последовательности происшедших событий, включая
127
действие устройств защиты и автоматики, изменение поло-
жения коммутационных- аппаратов во всех основных и
вспомогательных цепях. Это позволяет выявлять и тща-
тельно анализировать причины появления отказов в систе-
ме электроснабжения, принимать оперативные и профилак-
тические меры, направленные на, устранение отказов и
уменьшение их влияния на технологическое производство.
Накапливающийся статистический материал о техническом
состоянии, видах и частоте повреждений электрооборудо-
вания является исходным при определении количества за-
пасных частей, сроков проведения ремонтов и других ви-
дов технического обслуживания.
В конечном итоге указанное обеспечит значительное
повышение уровня эксплуатации электрооборудования
систем электроснабжения и существенное снижение эк-
сплуатационных затрат.
Другим примером оперативного управления электро-
снабжением может служить автоматическое выполнение и
контроль за переключениями на подстанциях со сборными
шинами 35 кВ и выше. Естественно, что непременным усло-
вием реализации этой задачи является наличие электро-
приводов на всех коммутационных аппаратах присоедине-
ний к шинам. Для выполнения переключений, которые, как
правило, должны происходить без отключения напряже-
ния, диспетчер подает команду, а заложенная в ЭВМ про-
грамма обеспечивает передачу исполнительных команд на
коммутационные аппараты в той последовательности, ко-
торая обеспечивает надежное и безопасное переключение
цепи. Для выполнения этих функций также необходимо
применение математических методов.
7.2. Вывод информации на экран дисплея -
, Рассмотрим задачу визуального отображения информа-
ции на* примере вывода на экран дисплея необходимых
сведений о режиме работы электрической сети. Вся инфор-
мация, которая должна быть отображена на ЭЛТ, разби-
та на статическую и динамическую, включающую значе-
ния переменных параметров и состояния, полученные на
основе ТИ и ТС с помощью системы телемеханики, напри-
мер ТМ-301. Статическая информация разбита на ряд
фрагментов по технологическому принципу с учетом удоб-
ства чтения изображения с экрана. Эти фрагменты, объе-
диненные для каждого энергообъек-та в пакет, хранятся в
ВЗУ. При поступлении запроса вызывается нужный фраг-
128
мент мнемосхемы и совмещается с динамической инфор-
мацией. Диспетчер получает возможность вызвать на экран
дисплея фрагменты мнемосхем с текущими значениями
параметров и положением коммутационных аппаратов. Те-
кущие значения параметров (ток, напряжение, мощность,
частота и др.) высвечиваются около соответствующих мне-
мосимволов узлов сети.
Примером реализации рассматриваемой задачи служит
программа EKRAN. В качестве входной информации в ней
используются пакет мнемосхем распределительных пунк-
тов, подстанций и их фрагментов, массив текущих значе-
ний тока и напряжения (массив Т1) и массив состояний
электрических аппаратов (массив Т2). При выводе на эк-
ран динамическая информация из массивов совмещается
со статической, извлекаемой из пакета мнемосхем. Фикса-
ция мест совмещения производится с использованием сим-
волов Z и F, характеризующих определенный вид инфор-
мации. Наличие символа Z в каком-либо месте мнемосхе-
мы означает, что сюда будет выведено значение параметра,
выбранное из массива текущих значений. Символ F указы^,
вает то место мнемосхемы, где должно быть показано дей-
ствительное положение электрического аппарата, получае-
мое на основе значения, выбранного из массива-состояний.
В качестве иллюстрации сказанного на рис. 7.1 приве-
дена упрощенная схема подстанции, а на рис. 7.2— выво-
димые на экран фрагменты мнемосхемы этой же подстан-
ции, составленные с использованием типовых символов
клавиатуры дисплея. Соответствие символов приведено в
табл. 7.1.
Выходной информацией и результатом работы програм-
мы являются запись пакета фрагментов на ВЗУ; отобра-
жение по запросу диспетчера совмещенной информации об
электросети на экране дисплея.
На рис. 7.2 показаны фрагменты мнемосхем в том виде,
в каком они хранятся на ВЗУ. На рис. 7.3 показаны те же
фрагменты мнемосхем, но после совмещения статической и
динамической информации.
Блок-схема программы EKRAN представлена на рис.
7.4. Программа состоит из управляющего (блоки 1—4) и
шести программных модулей, реализующих соответствую-
щие функции; Управляющий модуль осуществляет ввод
массива текущих значений (Т1) и массива состояний (Т2)
(блок 2), ввод номера мнемосхемы (блок 3), а также по
указанию диспетчера устанавливает порядок работы про-
граммных модулей (блок 4).
9—560
129
Рис. 7.1. Однолинейная схема подстанции с объемом информации
WW0S 1 WWOI) 2 P/ST 48 -1
2 КВ
1ОКВ
F	F	2 КВ
I	I
I S в I 8 3 ю 11
-----F--------------------
* I	I 7	! ! I	1
I	!	! I I	I
F	F	F F F	F
!	!	II!	!
!	!	I ! 1	!
!	!	Ж	О ОДКВ
I	!	ЖЖЖ О
то о кг
о о
' Л I - ! 2 Л ,|
3MP/ST43-Z
g t	F/ЗГ 49 -2
F>	F
Z	KB	I	I	Z KB
1	2	I	4 S	I	7 8
,8 KB ------------,F-----------------------
Рис. 7.2. Фрагменты нодстанцни, хранящиеся в ВЗУ:
а — распределительное устройство 10 кВ; б — распределительное устройство 6 КВ
130
Таблица 7.1. Таблица соответствия символов
Наименована» объекта	Условные обозначения на схемах электроснаб- жения	| Изображение 3 на фрагментах мнемосхем
	—	
Линия		i
Трансформатор двухобмоточный .	§	9
Телесигнализация положения выклю-	й	F
чателя	ф	
		
Телеизмерение по вызову и цикличе- ское по выбору		Z
Батарея конденсаторов		к
		* М М
Стрелка	1	1
Модуль WWOD (блоки 5, 11, 17, 22, 26, 31) осущест-
вляет ввод пакета фрагментов мнемосхем с пульта (блок
11) и запись его на ВЗУ (блок 26). Если мнемосхема была
набрана неправильно, коррекция данных осуществляется
блоком 17. По окончании операции в блоке 31 осуществля-
ется распечатка мнемосхемы на алфавитно-цифровом пе-
чатающем устройстве (АЦПУ).
Модуль коррекции COR (блоки 6, 12, 18, 23, 27) осу-
ществляет собственно коррекцию данных (блок 23), вывод
откорректированной мнемосхемы на ВЗУ (блок 26) и рас-
печатку ее на АЦПУ (блок 31).
Перед коррекцией производится ввод, мнемосхемы с
ВЗУ в оперативную память. Модули ввода мнемосхем с
ВЗУ — INP и INP1 (блоки 7, 13, 19, 24, 28, 32 и 8, 14) вы-
9*	131
WWOO 1 WOO 2
P/ST 43-1
10,3 KB
3,7 KB
io кв
12 3	! 5 В !	8 3 10	11
ж
жжж
N1
1500
0 N 2
0
I 1500
! 1
Ж
ЖЖЖ
О 0,4 KB
0
A
SM P/ST 43-2
a)
8	P/ST 43-2
!
I
i
{	5,7 KB
i 7 8
i
8,5 KB I
1	2	!	4	5
8KB---------------/-
I	!	3	!	!
!	I	I	I
0 0
4
о
о
I 7
A
5
i
Рис. 7.3. Фрагменты мнемосхемы подстанции после совмещения стати-
ческой и динамической информации:
а — распределительное устройство 10 кВ; б — распределительное устройство 6 кВ
полняют одни и те же функции: ввод мнемосхемы с ВЗУ
(блок 19), вывод их на дисплей (блок 28) и печать на
АЦПУ (блок 32). Различие состоит в том, что модуль
INP вводит с ВЗУ мнемосхемы, включающие только стати-
ческую информацию, а модуль INP1—мнемосхемы, со-
держащие совмещенную статическую и динамическую ин-
формацию. Поэтому в этих модулях в блоках 13 и 14 фор-
мируются различные имена файлов, вводимых в ОЗУ.
Модуль совмещения информации RAHET (блоки 9, 15,
20, 25, 29, 33, 30, 34) осуществляет ввод мнемосхемы .со
статической информацией с ВЗУ в ОЗУ (блок 20), совме-
щение статической и динамической информации (блок 29)
и вывод совмещенной мнемосхемы на дисплей (блок 33),
на ВЗУ (блок 34) и на АЦПУ (блок 32).
Модуль окончания NTH (блоки 10, 16, 21) анализирует,
все ли мнемосхемы обработаны (блок 16), и осуществляет
132
z-7——
( Пуск
Та--—
Рис. 7.4. Структурная схема программы EK.R-AN
переход к работе с другой мнемосхемой (блок 3) или оста-
нов (блок 21).
Программа EKRAN в своей работе иёпользует два мас-
сива символьных данных: Л#(/) и В#(/, /) (# — специ-
альный символ означает, что массивы символьные). Массив
Л#(/) описан как одномерный, а массив В#(/, J) —как
двумерный. Массивы Л#(/) и (/, /) практически со-
133
держат одну и ту же информацию (фрагмент какой-либо
мнемосхемы), но в различных вйдах.
Элементом массива Л#(7) является строка мнемосхе-
мы, а элементом массива (7, 7) — символ строки. Такое
разделение массивов использовано для более удобного вы-
полнения различных операций над мнемосхемами (ввод-
вывод на ВЗУ, вывод на дисплей и АЦПУ), коррекция и
т. д.). Принятое описание массива 73# (7, 7) позволяет про-
изводить коррекцию мнемосхем на уровне отдельного сим-
вола, а не всей строки, описание же массива А4ф(7) как
символьного одномерного позволяет вводить мнемосхемы с
пульта построчно.
В программе EKRAN для выбора требуемых мнемосхем
(при выводе на ВЗУ или вводе с ВЗУ) используется сле-
дующий прием. Мнемосхемы, состоящие только из стати-
ческой информации (т. е. те мнемосхемы, которые вводят-
ся с пульта с помощью секции WWOD), хранятся в файлах
с именами, начинающимися символами RIS, а совмещен-
ные мнемосхемы хранятся в файлах с именами, начинаю-
щимися символами СХЕМ. Конкретизация мнемосхемы
производится с помощью номера мнемосхемы, вводимого с
пульта (блок 3). Например, первая мнемосхема хранится в
файлах RIS1 и СХЕМ1, .вторая — в файлах RIS2 и СХЕМ2
и т. д. Поэтому в каждом программном модуле перед вы-
полнением .операции ввода мнемосхемы с ВЗУ (или выво-
да на ВЗУ) формируется имя файла (блоки 12, 13, 14, 15,
22, 30). Программа EKRAN в своей работе использует на-
бор различных подпрограмм. Рассмотрим подробнее неко-
торые из них.
Подпрограмма ввода мнемосхемы с пульта осуществля-
ет.ввод мнемосхемы по отдельным строкам, так как каж-
дую мнемосхему или ее фрагмент можно представить в ви-
де матриц с размерами, определяемыми емкостью экрана.
Количество строк матрицы обозначается Llt а количество
символов в строке Ь2. В подпрограмме производится фор-
мирование массива В#.(7, 7) из массива А#(7). Форми-
рование массива В#(7, 7) осуществляется по мере ввода
очередной строки мнемосхемы, т. е. по мере заполнения
массива А#(7). После ввода всех строк мнемосхемы осу-
ществляется вывод ее на дисплей и выход из подпро-
граммы.
Подпрограмма коррекции позволяет осуществлять из-
менение отдельных символов мнемосхемы. В ней использу-
ется массив В4ф(7, 7), сформированный в подпрограмме
ввода мнемосхемы с пульта. Подпрограмма работает сле-
134
дующим образом. После ввода координат очередного сим-
вола он вместе с указанными координатами высвечивается
на экране. Если необходимо внести изменения, то вводит-
ся новый символ и происходит замена им корректируемого
символа. После того как все необходимые символы были от-
корректированы, осуществляется вывод на дисплей окон-
чательной мнемосхемы и выход из подпрограммы. Для вы-
вода мнемосхемы на дисплей предварительно должен быть
сформирован так называемый рабочий массив.
Подпрограмма формирования рабочего массива осуще-
ствляет построчное формирование массива Л# (7) симво-
лов соответствующих строк массива В^(1, У). Если все
символы соответствующей строки выбраньг, происходит
формирование очередной строки массива Д#(7). Так про-
должается до тех пор, пока массив Л# (7) не будет сфор-
мирован полностью.
Определенный интерес представляет блок совмещения
статической и динамической информации, используемый в
секции RAHET (рис. 7.5). Он осуществляет наложение ди-
намической информации на фиксированные места совме-
( щения. При работе блока осуществляется построчный пе-
ребор всех символов мнемосхемы (блоки 3—7). При на-
личии символа Z в определенной позиции мнемосхемы
(блок 5) будет происходить наложение значения парамет-
ра, выбранного из массива телеизмерений. При наличии
символа F в определенной позиции мнемосхемы (блок 6) в
эту позицию будет выведено действительное положение
электрического аппарата из массива состояний. Ввод мас-
сивов текущих значений ТИ (Т1) и состояний (Т2) осущест-
вляется управляющим модулем программы (блоки 2 и 3).
Основным моментом при работе блока.является выбор со-
ответствующих элементов из. массивов текущих значений
ТИ и состояний.
. Этот выбор осуществляется с помощью счетчиков. Счет-
чик Т предназначен для указания порядкового номера эле-
мента массива текущих значений ТИ, а счетчик С — для
указания порядкового номера элемента массива состояний.
Поэтому в самом начале работы блока совмещения эти
счетчики должны быть установлены в соответствующие по-
ложения (блок 2).
Установка показаний счетчиков производится следую-
щим путем:
Т = 60(У— I); С = 6О(У—I);
где N — номер введенной мнемосхемы.
185
Рис. 7.5. Структурная схема блока совмещения информации
Отсюда видно, что если введена Первая мнемосхема, то
первоначальные показания счетчиков равны нулю, если
введена вторая мнемосхема, то первоначальные показания
счетчиков равны 60, и т. д. Таким образом, шаг наращива-
ния показаний счетчиков при переходе к очередной мнемо-
схеме равен 60. Как выше отмечалось, сбор информации
ТИ и ТС осуществляется с помощью устройства телемеха-
ники типа ТМ-301. На каждую подстанцию или РП выде-
136
 '	W’ 
ляется один КП устройства телемеханики. Максимальная
емкость одного КП по ТИ и ТС равна 60, поэтому шаг на-
ращивания значений счетчиков при изменении номера мне-
мосхемы принят равным 60.
При появлении символа Z показание счетчика Т увели-
чивается на единицу (блок 10) и из массива Т1 выбирается
элемент, номер'которого указывается счетйиком Т — Т1
(Т). Затем в i-й строке мнемосхемы [т. е. i-й строке мас-
сива Л# (/) ] происходит замена символа Z на значение
.Т1(Т) (блок//).
При появлении символа F показание счетчика С увели-
чивается на единицу (блок 14) и из массива Т2 выбирается
элемент, номер которого указывается счетчиком С—Т2(С).
Затем осуществляется анализ элемента Т2(С) (блок 15).
Если значение Т2(С) равно нулю, то действительное поло-
жение электрического аппарата будет соответствовать поло-
жению «отключено» и вместо символа F будет выведено
обозначение О (блок 18). В противном случае положение
электрического аппарата будет соответствовать положению
«включено» и будет выведен символ / (блок 16). При
формировании i-й строки мнемосхемы символ F заме-
няется на соответствующие графические обозначения
(блок 17).
Так как i-я.. строка мнемосхемы может содержать не-
сколько символов Z и F, то формирование i-й строки мне-
мосхемы происходит всякий раз после появления любого из
этих символов. Блок совмещения информации завершает
свою работу тогда, когда закончен перебор всех символов
по всем строкам мнемосхемы и все встретившиеся символы
Z и F заменены соответствующими значениями и графиче-
скими обозначениями.
Программа EKRAN в своей работе использует элементы
диалога человек — машина (по запросу диспетчера выдает-
ся требуемая информация), поэтому для разработки ее был
выбран алгоритмический язык высокого уровня —
БЕЙСИК, который в отличие от других языков ориентиро-
ван на реализацию диалогового режима. Благодаря своим
специфическим особенностям язык БЕЙСИК наиболее удо-
бен для отладки программ. Разработанная программа
EKRAN может использоваться в качестве советчика диспет-
чера и позволяет наиболее полно оценивать реальные си-
туации, возникающие в энергоснабжении. Полностью в>се
возможности программы EKRAN реализуются при исполь-
зовании цветных дисплеев и специальной клавиатуры, со-
держащей общепринятые мнемосимволы энёргообъектов.
137
7.J. Модель сети электроснабжения
Назначение модели. Управление режимом системы
электроснабжения должно обеспечивать не только необхо-
димые с точки зрения нормальной работы значения пара-
метров (напряжения, частоты) узловых точек, но и макси-
мальную экономичность режима.
Установление режима, соответствующего минимуму за-
трат при обеспечении энергоснабжения всех потребителей
с допустимыми параметрами, является одной из важнейших
задач управления.
Максимальная экономичность может быть достигнута
за счет правильного выбора состояния элементов системы
(какие из котлов, генераторов и трансформаторов должны
быть отключены в данный момент), обеспечивающих мини-
мальные потери в системе электроснабжения и оптималь-
ное регулирование ее параметров.
Решение большинства задач АСУЭ (контроль- парамет-
ров и состояния электрической сети, оперативные расчеты
потокораспределения, автоматическое регулирование час-
тоты и активной мощности и др.) базируется на создавае-
мой в памяти ЭВМ модели текущего, т. е. существующего
в данный момент или в данный интервал времени, режима
энергосистемы.
Модель создается и впоследствии обновляется на осно-
вании сведений, полученных от устройств телемеханики и
аппаратуры передачи данных. На основании модели можно
прогнозировать некоторые режимы работы на определен-
ный отрезок времени, а также выявить вероятности возник-
новения аварийных ситуаций. Наличие цифровой модели
позволяет также при необходимости определить парамет-
ры элементов сети, рассчитать и выбрать релейную защиту
при проектировании развития системы электроснабжения
предприятия.
На примере системы электроснабжения металлургичес-
кого завода ниже рассмотрены принципы построения циф-
ровой модели текущего режима.
Текущий режим работы системы электроснабжения ха-
рактеризуется совокупностью данных, соответствующих со-
стоянию системы в определенный момент времени. К ним
относятся схема соединений — топология сети, определяе-
мая состоянием коммутационных аппаратов; набор пара-
метров (значения напряжения и частоты на сборных шинах
распределительных устройств, токов, мощностей в линиях и
пр.), зависящих от соотношения между потребляемой пред-
138
приятием и вырабатываемой генераторами в этот момент
мощности, конфигурации сети и постоянных для элементов
сети физических параметров (активных и реактивных со-
противлений) .
Практически модель текущего режима системы элек-
троснабжения представляет собой математическую модель
сети, корректируемую по данным ТС положения коммута-
ционных аппаратов и ТИ параметров сети.
Под математической моделью в общем случае понима-
ются аналитические, графические, табличные и другие опи-
сания объекта или процесса, которые связывают наблюдае-
мые переменные с влиянием внешней среды, представляе-
мой в виде воздействий или возмущений. Целькгматемати-
ческого . моделирования является описание реальных
процессов с помощью математических методов. Математиче-
ское моделирование служит также средством изучения си-
стемы для ее совершенствования и позволяет ознакомиться
с условиями, которые возможно еще не существуют в ре-
альнойлействительности.
Основными параметрами, характеризующими режим ра-
боты системы, являются значения напряжения (U) и фазы
(б) векторов напряжений на всех секциях и системах шин.
За значения фазы (б) в узле принимается угол между век-
тором напряжения в этом узле и вектором напряжения в
базисной точке. Для системы, состоящей из N узлов (N
секций шин), необходимо знать N напряжений и АГ—1 зна-
чение б, по которым получим достаточную информацию
для расчета токов и мощностей всех линий системы элек-
троснабжения. Если основные параметры U и б неизвест-
ны, они могут быть определены на основании известного
2N—1 значения активных и реактивных мощностей в уз-
лах схемьь Расчет при этом производится известными спо-
собами [9], один из которых изложен ниже. После оп-
ределения основных параметров могут быть рассчита-
ны активные и реактивные мощности во всех ветвях
схемы.
В качестве первичной информации для расчета основ-
ных параметров U и б могут быть использованы значения
перетоков активной и реактивной мощности в линиях. Для
схемы, состоящей из N узлов полная модель текущего ре-
жима работы системы электроснабжения может быть по-
лучена на основании 2N—1 измерения. Любая дополнитель-
ная информация является избыточной. Однако избыточная
информация необходима для точного моделирования, кото-
рое только по 2N—1 измерению не может быть осуществ-
ив
лено из-за погрешностей телеизмерений. Избыточность, не-
обходимая для получения достоверной модели текущего
режима работы сети, может быть обеспечена как с помо-
щью устройств телеизмерения, так и с помощью величин,
вводимых вручную персоналом (так называемые псевдо-
измерения). В качестве псевдоизмерений могут задаваться
напряжения на шинах подстанций, на которых осущест-
вляется регулирование напряжения с целью поддержания
его заданного значения; номинальные значения cos ср или
tgq>; нагрузка генераторов, работающих в базисном режи-
ме, и т. д.
Принципы построения модели. Любая система электро-
снабжения— простая или сложная — всегда может быть
представлена как совокупность определенным образом свя-
занных компонентов системы.
Анализ такой системы распадается на два важных эта-
па: получение математических зависимостей характеристик
системы и отдельных компонентов и способы их сочетания,
т. е. вывод уравнений системы; решение полученных урав-
нений.
Анализ, современных систем электроснабжения, прово-
димый в большинстве случаев с использованием вычисли-
тельных машин, является эффективным лишь в том случае,
если имеются надежные и достаточно общие методы мате-
матического описания этих систем. Одним из наиболее рас-
пространенных в настоящее время является метод, основан-
ный на использовании теории графов для получения урав-
нений состояния систем. Теория графов позволяет разрабо-
тать общие формальные методы математического описания
систем электроснабжения, не зависящие от ее сложности
[7]. Применение теории графов приводит к независимому
рассмотрению геометрических и физических свойств-энер-
госистем. Геометрические свойства системы целиком опре-
деляются взаимным расположением ее, элементов, т. е. схе-
мой их соединения, конфигурацией цепи, и не зависят от
физических свойств элементов, представляющих отдельные
ветви и контуры.
Для, построения графа системы электроснабжения не-
обходимо построить,схему замещения сети. Важным вопро-
сом является приведение этой схемы к базовым условиям.
Расчеты схем, содержащих элементы трансформации, свя-
заны с рядом трудностей, которые в большинстве случаев
можно устранить путем приведения схемы к одному базо-
вому напряжению, т. е. путем составления эквивалентной
схемы с соответственно измененными параметрами.
НО
Справедливы следующие соотношения для эквиваленти-
руемой цепи:-
J’ _ у Оном
иб ;
и' =
U ном
(7.1)
где I, U, Z, Y — фактические действующие значения тока,
напряжения, сопротивления, проводимости; Г, U', Z', Y' —
приведенные значения тех же параметров; UH0M — номи-
нальное значение напряжения; Ur,— номинальное значение
базового напряжения.
С помощью (7.1) параметры сети (токи, напряжения,
сопротивления и проводимости) приводятся к базовому на-
пряжению, а после окончания расчета — к номинальному
напряжению данной ступени трансформации,. В табл. 7.2
даны формулы, используемые в программе для расчета со-
противлений элементов схемы замещения сети, приведен-
ных к базовым условиям, и списки входных параметров,
необходимых для расчета этих сопротивлений.
В табл. 7.2 обозначены: Uq— базовое напряжение, кВ;
Uhom — номинальное напряжение, кВ; SH0M —номинальная
мощность трансформатора, MB-А; X?* — индуктивное со-
противление двухобмоточного трансформатора, приведенное
к базовому напряжению, 0м;.Х1*, Х2*, Х3* — индуктивные
сопротивления соответственно первой, второй и третьей об-
моток трехобмоточного трансформатора, приведенные к ба-
зовому напряжению, Ом; Хр* — индуктивное сопротивление
реактора или линии, приведенное к базовому сопротивле-
нию, Ом; ик — напряжение КЗ двухобмоточного трансфор-
матора, %; «k(i-2). «k(i-з), «к(2-з) — напряжения КЗ соответ-
ственно между первой и второй, первой и третьей, второй
и третьей обмотками трехобмоточного трансформатора.
Учитывая изложенное, легко от схемы электроснабже-
ния (рис. 2.1) перейти к графу модели этой системы (рис.
7.6). Для моделирования сети на основании схемы электро-
снабжения формируется исходная топологическая информа-
ция в виде входных*массивов узлов (вершин) L и дуг (вет-
вей) К.
141
8ЯЙ
аблнца 7.2. Формулы для определения реактивных сопротивлений элементов сети, приведенных к базовым условиям
Элемент сети	Графическое обозначение элемента сети	Схема замещения элемента сети	Расчетные формула
Трансформатор двухобмоточ- ный			X * — Ык^б 100STHOM
Трансформатор /грехобмоточ- иый		1	V	_	“кН—3) Як(2—3)	# 1	2*100	*$т,аом у	_	Ик(1—2>+ик(2-3) ик<1—3> 2*~	2-100	5т,я0М	’ у	_	“k(1-3>+“k(2—3)~“к<1*-2) 2‘ “	2-100	ST,H0M	’
Трансформатор двухобмоточ- ный с расщепленными обмот- ками »,		?Х’	у _ Ык<1—2)~“k(2—3)	^б 2-100	ST,„OM ’ V _v	ЫК(1—2)	иб	ЦК2^6 2	3	100 £>т,аом 100STiBom
Реактор или линия	ф		1 Уб \8 х₽’-х₽ (и )' Л ^ном /
Примечания: 1. Напряжение ик> %, и» каталога. 2. Сопротивление X р реактора или линии и омах.
©-23DKB	115кВ ^-37,5 кВ Q-11,5 ИВ О-6,3 к В
(?)— трехобмоточный трансформатор
Рис. 7.6. Граф системы электроснабжения
В качестве входной информации используются данные
по активным н реактивным проводимостям каждой дуги.
Для воздушных линий электропередачи определяются со-
противления R и X с учетом длины линии и марки провода.
Активное удельное сопротивление, Ом, вычисляется по фор-
муле R=pl, где I—длина провода, р — удельное сопротив-
ление 1 км. При вычислении реактивного сопротивления
принято, что реактивное сопротивление 1 км любой воз-
душной линии примерно составляет 0,4 Ом/км, т. е. Х=
=0,4 I. 	'
По формулам (7.1) полученные значения сопротивлений
приводятся к базовым условиям (в данном случае за базо-
вое принято напряжение 115 кВ).
Активные сопротивления трансформаторов или реакто-
ров приняты равными нулю. Реактивные сопротивления
трансформаторов и линий, приведенные к базовым услови-
ям, вычисляются по формулам, приведенным в табл. 7.2.
По этим данным определяются значения действительной
и мнимой частей комплексной проводимости между узлами
электрической сети:
G =	, В = ——	(7.
,	ВЦ-*1'	'
/
При построении графа учитывается следующее. Каждым
узлу и дуге присваиваются номера. В номере узла первая
цифра характеризует его напряжение, которое может от-
клоняться в нормальном режиме в определенных допусти-
мых пределах (±5 %),.
Узлы с номерами 101, 102 имеют напряжение 230±
±11,5 кВ; узлы со 103-го по 110-й—115±5,55 кВ; со 131-го
по 134-й—37,5± 1,87 кВ; со 151-го по 158-й—11,5±0,555 кВ;
161, 162-й—6,3±О,315 кВ. Узлы 120—124-й соответствуют
трехобмоточным трансформаторам.
Реактивная энергия от узла к узлу может передаваться
в любом направлении в зависимости от режима работы
энергосистемы. Узлы, первые цифры которых совпадают,
могут обмениваться активной энергией. Перетоки активной
мощности протекают от узлов с меньшим номером к узлам
с большим номером за исключением узла 151 (этот узел
относится к ТЭЦ).
Учитываются аварийные ситуации, когда активная энер-
гия передается от ТЭЦ к энергосистеме, т. е. от узлов 105
и 106 к узлам 104, 107.
Каждую дугу можно обрывать (это соответствует от-
144
ключению линии или трансформатора коммутационными
аппаратами). На ГПП, имеющих 3 или 4 трансформатора,
если они не полностью загружены, можно отключать толь-
ко по одному трансформатору (более одного отключать
нельзя из соображений надежности).
Расчет потокораспределения. Расчет установившегося
режима системы электроснабжения (расчет потокораспре-
деления) является одним из наиболее часто встречающих-
ся. Этот расчет до последнего времени выполняли на мо-
делях постоянного или переменного тока (часть расчетов
выполняли вручную). При каличий цифровой модели рас-
четы потокораспределения выполняются значительно быст-
рее и точнее и могут использоваться для задач оператив-
ного управления.
Для расчета установившегося режима необходимы све-
дения о постоянных параметрах отдельных участков и схе-
мах соединений сети и значения активных и реактивных
нагрузок всех пунктов сети кроме одного, называемого рас-
четным балансирующим пунктом, где напряжение по мо-
дулю и фазе принимается неизменным.
Кроме значений потоков активной и реактивной мощно-
сти могут быть рассчитаны напряжения всех или- части
пунктов сети, потери мощности для сети в целом или для
отдельных ее участков, если необходимо выявить перегру-
женные элементы сети, а также токи на отдельных участ-
ках.
Для расчетов потоков активной и реактивной мощности
нужно знать, какое количество электроэнергии передается
в систему по каждой линии, сколько электроэнергии выра-
батывает ТЭЦ, какова нагрузка каждой секции шин ГПП,
какая часть электроэнергии потребляется сторонними по-
требителями, т. е. необходимо знать потоки активной и ре-
активной мощности, втекающие (если вытекают, то будем
считать, что втекают отрицательные потоки) в узлы 101,
102, 109, НО и 151. При отладке программ величины этих
потоков задаются, а при работе модели в реальных усло-
виях эти данные вводятся автоматически путем телеизме-
рений.
При расчете потоков за базовое принято напряжение
115 кВ. Пересчет параметров к базовому напряжению про-
водится по формулам (7.1).
Из советских программ расчетов нотОкораспределения
на ЭВМ наибольшее распространение получила програм-
ма, приведенная в [9], в основу которой положен метод уз-
ловых напряжений. Этот метод имеет следующие особен-
10—560
145
ности: при расчете возможна любая степень точности реше-
ния; можно производить расчет электрического режима для
системы любой конфигурации; чем больше замкнутых кон-
туров при одном н том же количестве узловых точек, тем
скорее сходится итерационный процесс;' решение уравне-
ний сравнительно просто программируется для машины; не
требуется большой оперативной памяти ЭВМ, так как ре-
шение уравнений сводится к повторению одних и тех же
арифметических операций; легко учитываются, изменения
схемы энергосистемы при последующих расчетах, различ-
ные виды задания информации, в том числе и ограничений
по >максимальной передаваемой мощности; осуществляется
автоматический выбор ответвлений трансформаторов и
т.п., подготовка начальных данных не сложна.
7.4. Диагностика неисправностей оборудования
Система диагностики неисправностей представляет со-,
бой систему, контролирующую работу энергооборудоваиия
и регистрирующую происходящие в нем неполадки. При
выполнении диагностики, например для системы электро-
снабжения, в ЭВМ, установленную на пункте управления,
с помощью устройств телемеханики или терминалов с под-
станций и распределительных пунктов вводятся , общие
сигналы («Авария», «Неисправность на КП», «Неисправ-
ность трансформаторов») и сигналы, указывающие на оп-
ределенные события (первопричины), приведшие к работе
общей аварийной или предупреждающей сигнализации.
Современные технические средства позволяют фикси-
ровать время возникновения каждой неисправности с ми-
нимальным временным интервалом между двумя события-
ми 5—10 мс. На основании этих данных ЭВМ выводит на
печатающее устройство для печати протокола и на дисплей
следующую информацию: дату, номер подстанции или рас-
пределительного пункта, номер или наименование присое-
динения; причину возникновения сигнала об аварии или
неисправности (например, срабатывание максимальной то-
ковой защиты трансформатора); время с точностью до 5—
10 мс; последующие события и время их появления вплоть
до. общего сигнала «Авария» или. «Неисправность».
Наряду с выводом на печать информация по срабаты-
ваниям устройств защиты, автоматики и сигнализации хра-
нится во внешней памяти ЭВМ и по мере появления но-
вых событий Суммируется. В итоге за определенный период
времени, например за квартал, собираются статистиче-
146
ские сведения, которые могут использоваться для состав-
ления графиков ремонта оборудования и оценки его каче-
ства.
В систему диагностики вводятся сигналы только от то-
го электрооборудования, которое-нормально контролирует-
ся диспетчером электроснабжения -предприятия. Как пра-
вило, к такому оборудованию относятся трансформаторы
ПО—220/10 кВ, шины 6—10 кВ, вводные и секционные
выключатели, а также выключатели связей с другими
подстанциями или распределительными пунктами 6—
10 кВ. Контроль неисправностей по линиям, питающим по-
требителей какого-либо технологического цеха, обычно осу-
ществляется техническими средствами этого цеха и переда-
ется диспетчеру электроснабжения.
Для примера приведем перечень сигналов, вводимых
для диагностики, неисправностей по отдельным видам элек-
трооборудования подстанций.
Трансформаторы 110—220/6—10 кВ: срабатывание каж-
дой из защит трансформатора; неисправность системы ав-
томатического регулирования коэффициента трансформа-
ции трансформаторов; срабатывание сигнализации, обеспе-
чивающей контроль режима работы трансформатора
(например, «Перегрузка»; газовая защита, действующая на
сигнал; неисправности в системе охлаждения и др.), от-
дельно по каждому из сигналов.
Коммутационные аппараты (выключатели) вводные,
секционные и линий связи е другими подстанциями и рас-
пределительными пунктами: сигнализация положений
(«Включен», «Отключен»); сигнализация аварийного от-
ключения выключателя; срабатывание каждой из защит;
срабатывание или отказ в работе устройств автоматики.
О б щепод станционная сигнализация: срабатывание каж-
дого сигнала неисправности по каждому из трансформато-
ров напряжения; срабатывание устройств автоматики, уп-
равляющих переключениями на подстанции (АПВ, АВР,
АЧР и др.) ; срабатывание сигнализации по неисправностям
во вспомогательных цепях (в цепях оперативного тока, ка-
налов телеотключения и т.п.); срабатывание общей ава-
рийной и предупреждающей сигнализации, сигнализации
наличия замыкания на землю в сети 6—10 кВ.
В состав математического обеспечения ЭВМ, выбирае-
мой для АСУЭ и используемой для диагностики неисправ-
ностей, обязательно должна входить специальная програм-
ма отсчета времени. Один раз в сутки должна автоматиче-
ски выполняться,синхронизация времени, отсчитанного этой
10*
147
программой, с астрономическим временем. Кроме того, 1
раз в день необходимо корректировать дату текущих суток,
хранимую в памяти ЭВМ.
Системы диагностики неисправностей работают по
принципу прерывания или циклического опроса. Послед-
ний требует применения отдельной ЭВМ, предназначенной
только для выполнения функций диагностики. Этот прин-
цип используется в устройствах, применяемых для диагно-
стики неисправностей электрооборудования и механическо-
го оборудования отдельных металлургических агрегатов
(прокатных станов, агрегатов непрерывного травления, от-
жига и т. п.), испытательных стендов и др. Для АСУЭ пред-
почтительным является построение системы диагно-
стики неисправностей на принципе прерывания, Когда
алгоритм диагностики начинает функционировать пос-
ле прерывания работы других программ вследствие по-
явления общего аварийного или предупреждающего
сигнала.
В качестве входной информации наряду с сигналами от
двухпозиционных датчиков используются различные спра-
вочные таблицы, содержащие условно-постоянную инфор-
мацию.
Для примера рассмотрим реализацию алгоритма «Не-
исправность» системы диагностики, неисправностей с ис-
пользованием управляющего вычислительного комплекса
М-400 и модулей ввода инициативных сигналов (МВВИС)
и дискретной информации (МВВДИ). Ввод сигналов, от-
носящихся непосредственно к аппаратам, осуществляется
после возникновения прерывания, вызванного изменением
состояния хотя бы на одном входе любого МВВИС. Ввод
сигналов, относящихся к состояниям контролируемых ре-
ле, осуществляется путем опроса МВВДИ.
Регистрация времени поступления сигнала в УВК осу-
ществляется путем обращения к программе запроса вре-
мени. Фиксированное время изменения сигнала переписыва-
ется в область памяти, соответствующую адресу датчика
(или номеру канала), сигнал с которого вызвал прерыва-
ние. Для примера рассмотрим алгоритм «Неисправность»
для преобразовательной подстанции с трансформаторами,
имеющими секционированную вторичную обмотку, обеспе-
чивающую при различных схемах ее соединения несколько
ступеней напряжения. Каждая ступень напряжения харак-
теризуется состоянием силовых разъединителей и ряда
промежуточных реле. В этом случае алгоритм «Неисправ-
ность» использует три вида справочных таблиц, которые
148	•
составляются заранее и хранятся на ВЗУ: таблицу цепо-
чек, таблицу состояний и таблицу реле. Структуры таблиц
приведены ниже.
Таблица цепочек
Номер МВВИС	Номер сигнала на МВВИС	Наименование аппарата (в символь- ном виде)	Место установки (в символь- ном виде)	Количество цепочек реле, могущих вызвать при- чину неис- правности	Номера цепочек
Таблица состояний
Номер цепочки	Наименование реле (в символьном виде)	Эталонное состояние реле
Таблица реле
Номер цепочки	Количеств/) реле в це- почке	Реле 1					. . . Реле N
		Наимено- вание реле (в сим- вольном виде)	Номер МВВДИ	Номер сигнала на МВВДИ	Фактичес- кое со- стояние реле	Место установ- ки (в сим- вольном) виде)	
Алгоритм «Неисправность» (рис. 7.7) выполняет следу-
ющие функции: ввод информации с инициативных модулей
при возникновении прерывания; ввод информации с пас-
сивных модулей; выбор из справочных таблиц соответству-
ющих данных для выяснения причины неисправности; фор-
мирование запроса на получение текущего времени; печать
диагностических сообщений.
Работа алгоритма начинается после возникновения пре-
рывания, вызванного изменением состояния какого-нибудь
канала МВВИС (блок 7). Прерывание возникает при лю-
бом изменении состояния по отношению к эталонному,
этот момент анализирует блок 2. При возникновении сиг-
нала неисправности управление передается блоку 3 для
запроса текущего времени для фиксации времени прерыва-
ния. Если входной сигнал возник в результате, устранения
причины-неисправности, то система не реагирует на это со-
бытие, и осуществляется выход из алгоритма.
Блоки 4—13 предназначены для анализа причины воз-
никновения аварийного сигнала. Сначала определяются но-
мера МВВИС и канала МВВИС, вызывающих прерывание
(блок 4), и количество и номера цепочек, способных вы-
149
7---------
* цепочки
г—8---------
Выбор J -го
реле
г-10----1------
Сравнение со-
стояний
реле
16—J------
Сообщение
"Причина
не найдена*
Рис. 7.7. Структурная схема алгоритма задачи «Неисправность»
звать это прерывание (блоки 5, 6). Для этого используется
информация таблицы цепочек.
После выбора номеров цепочек осуществляется анализ:
какое реле и из какой цепочки изменило состояние (блоки
7—13). Для этого сравнивается фактическое состояние ре-
ле из таблицы реле с его эталонным состоянием из табли-
цы состояний (блоки 10, 11). Для выявления фактического
состояния реле производится опрос МВВДИ, указанных в
соответствующей записи таблицы реле (блок 9). Для вы-
явления причины возникновения общего аварийного или
предупреждающего сигнала происходит перебор всех це-
почек и всех реле в цепочках.
150
Причина неисправности будет найдена при обнаруже-
нии несоответствия фактического состояния реле его эта-
лонному состоянию. В этом случае выдается диагностичес-
кое сообщение с указанием (блок 16) времени возникнове-
ния аварийного сигнала, наименования и места установки
аппарата и реле. _
Если перебор всех реле и всех цепочек завершен, а при-
чина не найдена, выдается сообщение «Причина не найде-
на». Предусматривается вывод сообщений как на печатаю-
щие устройства, так и на дисплей.
7.5. Автоматизированное управление переключениями
коммутационных аппаратов
В соответствии с Правилами технической эксплуатации
(ПТЭ) в электроустановках выше 1000 В при отсутствии
блокировочных устройств или выполнении их в неполном
объеме, а также во всех случаях перевода более чем одно-
го присоединения с одной системы шин на другую все ком-
мутации должны проводиться по бланкам переключений. .
Это обязательное мероприятие направлено на снижение ве-
роятности ошибочных переключений, которце могут при-
вести к серьезным авариям и электротравматизму. Однако
составление таких бланков вручную является весьма тру-
доемким из-за большого их числа и необходимости коррек-
ции с учетом фактического состояния схемы и оборудования.
Задачей автоматизированного управления переключения-
ми коммутационных аппаратов является автоматизиро-
ванное составление этих бланков и автоматический конт-
роль за ходом, выполнения переключений, что позволит
разгрузить дежурный диспетчерский персонал от занимаю-
щей много времени работы по составлению и написанию
документа и сократить до минимума время его получения,
снизить вероятность ошибок в бланках за счет анализа
большого объема данных о составе и состояния оборудова-
ния и конфигурации схемы энергообъекта. Логическим за-
вершением данной задачи является автоматическое выпол-
нение переключений, которое должно осуществляться по
командам от УВМ через каналы телемеханики в соответ-
ствии с алгоритмом, содержащемся в бланке переключений.
Однако для этого необходимо наличие электроприводов на
всех коммутационных аппаратах (выключателях, разъеди-
нителях, заземляющих разъединителях и др.).
Рассмотрим алгоритм задачи «Бланк», заключающейся
в автоматизированном составлении бланков переключений.
151
В качестве входной информации для данной задачи слу-
жат таблицы с правилами переключений (инструкции по
переключениям в распределительных устройствах), переч-
ни присоединений и оборудования энергообъекта, а также
данные телесигнализации о состоянии оборудования и кон-
фигурации схемы энергообъектов. Выходной информацией
является готовый бланк переключений в виде печатного
документа установленной формы. Ниже приведен пример
такой формы:
<Номер подстанции>
<Название бланка>
1. <Содержание операции 1 >
2. < Содержание операции 2>
п. <Содержание операции п>
На каждом электрообъекте число присоединений и еди-
ниц оборудования, с которым производятся действия при
переключениях, ограничено, поэтому на первый взгляд на-
иболее просто заранее составить бланки переключений для
всех возможных комбинаций оборудования по составу и
всех видов работ по каждому присоединению (так называ-
емые «типовые» бланки) и (Поместить их во внешнюю па-
мять ЭВМ, в этом случае задача сводится-к автоматизации
поиска требуемого бланка и его печати. Однако такой спо-
соб требует большого объема хранимых данных. Более пер-
спективно построение не зависящего от схемы энергообъек-
тов алгоритма автоматического составления бланков пере-
ключений на основе правил переключений и результатов
анализа конфигурации схемы, состава и состояния обору-
дования. Изменения в схеме электрообъекта и составе его
оборудования потребуют корректировки только соответст-
вующих перечней. Для изменения технологии переключений
достаточно заменить, добавить или исключить общие пра-
вила коммутации.
Инструкции по проведению оперативных переключений
заранее составляются для каждого электрообъекта на ос-
новании существующих типовых и местных инструкций.
Для исключения дублирования информации инструкции це-
лесообразно в максимальной степени типизировать, что поз-
волит использовать одну инструкцию при составлении блан-
ков переключений для группы присоединений одного вида.
Алгоритм задачи «Бланк» (рис. 7.8) начинает работать
при поступлении от оперативного персонала запроса на со-
ставление бланка (блок 1). Запрос содержит следующие
указания: вид запроса; вид присоединения или оборудова-
152
Рис. 7.8. Структурная схема алгоритма задачи «Бланк»
ния, на котором должны быть произведены переключения;
наименование объекта или номер присоединения; вид рабо-
ты, на которую должен быть составлен бланк переключе-
нии. Для составления бланка на ввод присоединения в ра-
боту в запрос при необходимости включаются указания ус-
ловий включения, например включение присоединения
через обходной выключатель (блок 3).
153
Первичная обработка запроса осуществляется в блоке
4. Здесь производится синтаксический анализ и дешифра-
ция начальной части запроса, содержащей указание вида
запроса, а также вида и номера присоединения.
После дешифровки на дисплей выводится перечень ра-
бот, по которым (для указанного в запросе присоединения)
могут быть составлены бланки переключений (блок 5). За-
тем в диалоговом режиме диспетчер вводит номер требуе-
мого вида работы (блок 6). Если по характеру предпола-
гаемых переключений требуется дополнительно указать
условия включения присоединения, то на экран выводится
список, содержащий все варианты таких условий, после
этого диспетчер вводит номер соответствующей позиции
этого списка (блоки 7—9).
Затем по указанным в запросе виду и номеру присоеди-
нения и виду работы осуществляется поиск соответствую-
щей инструкции и списка коммутационных аппаратов пе-
реключаемого присоединения (блок 10). Далее эти данные
логически анализируются для выявления возможности со-
ставления требуемого бланка, например ошибочно может
быть запрошен бланк на ввод в работу уже включенного
присоединения (блок 11). Если запрос не может быть удов-
летворен, то выводится на экран сообщение «Ошибка в за-
просе» (блок 18).
Если запрос может быть выполнен, то осуществляются
операции по формированию бланка переключений. Фор-
мирование бланка переключений производится путем кор-
рекции ранее выбранной из памяти ЭВМ инструкции в со-
ответствии с содержанием запроса, фактической схемой
включения присоединения и составом и состоянием уст-
ройств релейной защиты и автоматики (блоки 12—19). Оп-
ределяется тип каждой операции, записанной в выбранной
из памяти ЭВМ инструкции (блок 12).
Сопоставлением признаков, имеющихся в описании ком-
мутационной операции в выбранной инструкции, с анало-
гичными признаками, содержащимися в ранее выбранном
списке коммутационных аппаратов, определяется необхо-
димость включения данной операции в формируемый бланк
переключений (блоки 13—15). Если, например, на данном
присоединении аппарат, указанный в описании, не установ-
лен, то такая операция в бланк переключений не записы-
вается и анализируется следующая операция инструкции
(блок 15). Подобным образом отбираются и некоммутаци-
онные операции (визуальный контроль действия механиз-
мов, замеры параметров и т. д.), содержащиеся в инструк-
154
ции. Операции с некоторыми аппаратами в одной серии пе-
реключений производятся дважды, потому что, например,
некоторые устройства релейной защиты и автоматики пе-
ред выполнением переключений в схеме электрических сое-
динений должны быть выведены из работы, а по заверше-
нии указанных переключений введены в работу. Сформи-
рованный таким образом бланк переключений печатается
в соответствии с принятой формой.
Глава восьмая
АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ УЧЕТА ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ
8.1.	Проблема учета энергоносителей
Задачи автоматизированного учета энергоносителей, ох-
ватывающие составление текущих балансов энергоносите-
лей за час, смену, сутки, месяц, квартал, год, контроль па-
раметров'режимов энергоснабжения и энергопотребления,
составление статистической отчетности и другие вопросы
имеют важнейшее значение. До недавнего времени на боль-
шинстве промпредприятий учет энергоносителей осуществ-
лялся неавтоматизированно. При таком учете возможно
лишь констатирование изменения в режимах выработки и
потребления энергии и практически исключается возмож-
ность оперативного вмешательства. Кроме того, вследствие
большой разновременности снятия показаний приборов
учета вносится большая погрешность в окончательный от-
четный документ. Такое ведение учета энергоносителей в
определенной степени удовлетворяет потребности предпри-
ятий и энергоснабжающих организаций при сравнительно
больших сроках взаимной отчетности (месяц, квартал,
год).
Для оперативного управления энергоснабжением пред-
приятия и своевременного принятия мер по сокращению
потерь и снижению удельных расходов энергии на единицу
выпускаемой продукции такая организация учета в силу
указанных выше причин непригодна. При введении на
промдредприятиях более совершенных методов планиро-
вания и экономического стимулирования при возрастаю-
щих требованиях к системам учета автоматизированный
155
^Таблица 8.1. Допустимая точность измерений для учета расхода энергоносителей
______________- _____________________________________________________________________________________________
Вид энергии	Учетный параметр и единица его измерения'	Измеряемый параметр и единица его измерения	Измерительный прибор	Допустимая погрешность, %		
				измерения	передачи измерения	представле- ния учетного параметра
Электроэнергия	Активная электроэнер- гия, кВт-ч	Активная электроэнергия, кВт-ч	Счетчик с датчиком им- пульсов	0,5	0,5	1,0
	Реактивная	электро- энергия, квар-ч	Реактивная электроэнер- гия, квар-ч	Счетчик с датчиком им- пульсов	1,0	0,5	1,5
	Средневзвешенный ко- эффициент мощности	—*	——	—	—	1,5
	30-минутная . совмещен- ная мощность	—	—	—	—	1,0
Теплота горячей воды	Количество	теплоты, ГДж (Гкал)	Теплота, ГДж (Гкал)	Тепломер с датчиком импульсов	1,5	0,5	2,0
		Расход воды в прямом и и обратном трубопроводах, т/ч	Расходомер с частотным сумматором и датчиком импульсов	1,5	0,5	2,0
		Температура в прямом и обратном трубопроводах, °C	Термометр	1,5	1,0	2,0
Теплота пара 	Количество ГДж (Гкал)	теплоты
Газ	-•	Количество (расход) га- за, нм3
сл
				
Теплота, ГДж (Гкал)	Тепломер с датчиком ймпульсов	1,5	0,5	2,5
Расход пара и конденсата, кг/ч	Расходомер с частотным сумматором и Датчиком импульсов	1,5	0,5	2,5
Температура пара и кон- денсата, °C	Термометр	1,5	1,0	2,5
Давление пара, Па	Манометр	1,5	”1,0	2,5
Влажность пара, %/кг	Влагомер	2,5	1,0	2,5
Часовой расход, нм3/ч Температура газа, °C	Дифференциальный ма- нометр, с частотным сум- матором й датчиком им- пульсов	1,5	0,5	2,0
	Термометр	1,5	1,0	2,0
Давление газа, Па	Манометр	1,5	1,0	2,0
Влажность газа, %/м3	Влагомер	2,0	1,0	2,0
учет и контроль за расходованием энергоресурсов' имеют
важное самостоятельное значение.
Целями учета и контроля энергоресурсов, в том числе
автоматизированного, являются обеспечение расчетов с
энергоснабжающими организациями; контроль за энерго-
потреблением в часы пик; контроль за расходом лимитов
энергоносителей; осуществление хозрасчета отдельных под-
разделений предприятия; нормирование и контроль удель-
ного расхода энергоносителей на единицу продукции; оп-
ределение потребности в энергоресурсах (планирование
топливно-энергетического баланса); контроль за основны-
ми параметрами электро-, тепло-, газо- и воздухоснабже-
ния; составление отчетно-стаТистической документации.
Автоматизированный учет и контроль энергоресурсов
позволяют обеспечить требуемую полноту и достоверность
информации, унификацию форм документов, исключение
параллельной обработки одной и той же информации, опе-
ративность обработки текущей информации, повышение
производительности труда при формировании документов,
возможность текущего планирования энергобалансов, спо-
собствует рациональному использованию энергоресурсов на
предприятии. Выполнение его возможно только при нали-
чии соответствующих измерительных приборов, обеспечи-
вающих необходимую точность измерения. В табл. 8.1 при-
ведена допустимая точность измерений для учета в энерго-
хозяйстве. Таблица составлена с учетом действующих норм
и «Правил пользования электрической и тепловой энерги-
ей», возможностей устройств для передачи телеизмерений
(импульсных — интегральных и аналоговых—текущих).
Ведущее место в комплексе задач учета занимает со-
ставление энергетического баланса, т. е. системы показате-
лей, характеризующих процесс преобразования энергии
или снабжения ею потребителей и отражающих равенство
подведенной энергии, с одной стороны, и суммы полезной
энергии и потерь, с другой.
Для организации автоматизированного учета энергоно-
сителей необходимым условием является наличие датчиков
с импульсным выходом. Импульсы по каждому датчику,
соответствующие определенному количеству расхода энер-
гоносителя, суммируются, и после считывания их сумма
умножается на цену одного импульса. Математически в
этом случае энергобаланс может быть записан следующим
образом:
158
) С1 — 91?
(Кд.//---	) С2 = Э»,
(Kxni j	^Дп< j-P сп — Эп'у
п	п
(8,1)
где — количество импульсов i-ro датчика за ин-
тервал времени tj, соответствующий периодичности реше-
ния задачи или периодичности считывания импульсов;
— т0 же за интеРвал времени tj-i, предшествующий
решению задачи с-данной периодичностью; Ci — цена им-
пульса от i-ro датчика.
В реальных условиях эксплуатации систем энергоснаб-
жения промпредприятий в элементах передачи энергоноси-
телей имеются потери энергии, возникают случайные по-
грешности при измерениях, искажение передачи показаний
датчиков расхода энергоносителей. Для предприятия, в со-
став которого’входит ряд подразделений (цехов) с развет-
вленной системой технологических переделов, при сведе-
нии балансов по отдельному виду энергоресурса имеет ме-
сто определенная погрешность
п
хпр (ту- 2 Хг (Ту	(8.2)
где Хпр(Т) —- интегральное значение энергоресурса, по-
требляемого предприятием за период времени Т; Xt(T) —
то же применительно к i-му подразделению; п — количест-
во подразделений. При этом имеется в виду, что Х^(Т)
регистрируется на входе предприятия, a Xi(T) — на входе
i-ro подразделения.
Значение потребляемого энергоресурса используется в
дальнейшем для целей прогноза, планирования топливно-
энергетического баланса и т. д., поэтому к точности балан-
са (8.2) предъявляется требование
А Р = 6;	]
8 =
100 ’
(8.3)
где- 6 — допустимые отклонения- баланса; а заданная
точность измерения, %.
159
Во всех случаях, когда ДР>6, необходимо произвести
корректировку показаний датчика расхода. Корректировка
балансов энергоносителей по предприятию в целом ведется
в два этапа. На первом за основу берется потребление
энергоносителя на входе предприятия и корректируется
потребление отдельными подразделениями. Поскольку
аХпр(7’)<2а‘Х^7’)	(8-4>
корректировку можно осуществить, используя метод наи-
меньших квадратов:
п
2 4- [x;(T)-XXT)]2->min, -	(8.5)
где X* (Т) — откорректированное значение энергоресурса,
потребляемого i-м подразделением.
После корректировки уравнение баланса будет
п
=	(8.6)
i=i
Для решения (8.5), (8.6) используется метод неопреде-
ленных множителей Лагранжа.
В этом случае функция Лагранжа имеет вид
77 = 4 У [х;(п-хг(п]2 +
О/
*	1=1
>	п Г	п	~
+2 ь - 2	-6 > •' <8-7)
а частные производные — вид
п
ад=зг 2[х;(Г)_ад =0;
1	1=1
^ = хПр(Т)-Ух;(Т)~б = о.
(8.8)
В результате решения (8.8) определяются скорректирован-
ные значения потребления энергоносителей Х{(Т).
На втором этапе, принимая за основу откорректирован-
ное значение потребления энергоносителей подразделени-
ями, по (8.5) — (8.6) корректируют потребление энергоно-
сителей технологическими переделами.
160
8.2.	Алгоритмы учета электроэнергии
Для организации автоматизированного учета электро-
энергии на крупных промпредприятиях в качестве техниче-
ских средств используются комплексы измерительных при-
боров с преобразователями значений измеренных величин
в электрические сигналы, средства сбора и передачи изме-
ренных величин по каналам связи и средства обработки
измерений и представления результатов обслуживающему
персоналу.
Оснащение предприятий необходимыми измерительны-
ми приборами (в данном случае электросчетчиками) явля-
ется основой любой системы учета. Однако при автомати-
зированном учете решающую роль играет, во-первых, на-
личие в приборах преобразователей для возможности
автоматической передачи измерений, а во-вторых, класс
точности самих приборов и преобразователей.
Для передачи измерений по каналам связи на крупных
предприятиях с рассредоточенными местами сбора инфор-
мации целесообразно использовать комплексные устройства
телемеханики, что обеспечивает значительную экономию
каналов связи.
Совершенствование устройств телемеханики, заключаю-
щееся в возможности их сопряжения с ЭВМ, а также осна-
щение контролируемых пунктов микропроцессорами дают
дополнительные возможности по организации автоматизи-
рованного учета электроэнергии. Это особенно существенно
в тех случаях, когда на отдельных КП возможно выполне-
ние таких операций, как масштабирование, суммирование
показаний нескольких электросчетчиков и пр. Основным
техническим средством обработки учетной информации и
представления ее обслуживающему персоналу является
управляющая ЭВМ.	.
Система учета электроэнергии (СУЭ) включает в себя
комплекс алгоритмов и программ решаемых на ЭВМ с гиб-
кой архитектурой и развитым программным обеспечением
(например, типа СМ-1, СМ-2).
Общее уравнение баланса электроэнергии имеет следу-
ющий вид:
+ 1Ж = 2Ж +	+ £ №пот> (8.9)
где ИГЭН— суммарная энергия, потребляемая от энерго-
системы; —суммарная энергия, вырабатываемая соб-
ственными заводскими источниками; 2ТГП—суммарная
энергия, передаваемая сторонним потребителям; £Ц7Ц—
11—560	161
суммарная энергия,, потребляемая отдельными цехами и
производствами; SIFn0T — суммарные потери энергии в
трансформаторах, линиях электропередачи и других эле-
ментах системы электроснабжения.
Уравнение (8.9) справедливо для активной и реактив-
ной электроэнергии.
Если энергия на вводах от энергосистемы измеряется
счетчиками, установленными на стороне высшего напряже-
ния (ПО или 220 кВ) трансформаторов связи, то показания
этих счетчиков учитывают потери в этих трансформаторах.
Дополнительно необходимо учесть только потери в линиях
электропередачи ПО и 220 кВ от энергосистемы. Если же
энергия измеряется на стороне 10 кВ трансформаторов
связи, то необходимо дополнительно учитывать потери в
трансформаторах и линиях электропередачи.
Электроэнергия, получаемая заводом от собственных
источников, складывается из электроэнергии, выработан-
ной генераторами ТЭЦ и других установок. Суммарная
электроэнергия, потребляемая заводскими и сторонними
потребителями, а также потери, связанные с преобразова-
нием и распределением этой энергии, определяются на ос-
нове показаний счетчиков, установленных на линиях, пита-
ющих этих потребителей. Слагаемые, входящие в (8.9), оп-
ределяемые показаниями счетчиков, автоматически вводят-
ся в ЭВМ.
Слагаемые, характеризующие потери в трансформато-
рах и линиях электропередачи, определяются расчетным
путем на основании данных о нагрузке (токе или мощно-
сти) этих трансформаторов и линий, вводимых в ЭВМ. Та-
кой подход к определению потерь электроэнергии позволит
учитывать фактические потери по текущей нагрузке обору-
дования, а также будет оказывать в дальнейшем влияние
на выбор оптимального режима работы системы электро-
снабжения.
Для расчета потерь за основу взяты материалы «Инст-
рукции по определению потерь электроэнергии в трансфор-
маторах и ЛЭП, учитываемых при финансовых расчетах за
электроэнергию между энергосистемами и энергосистемой
и потребителем».
Потери в двухобмоточном трансформаторе. Для подсче-
та потерь электроэнергии в двухобмоточном трансформато-
ре необходимы следующие данные:
каталожные или паспортные: номинальная
мощность трансформатора 5НОм, кВ-А; потери активной
мощности, кВт, в стали трансформатора
162
A Рот = A Px,
потери активной мощности, кВт, в меди обмоток трансфор-
матора при номинальной нагрузке
АРМ = АРК,
ток XX трансформатора ix, %; напряжение КЗ ик, %;
расчетные: потери реактивной мощности трансфор-
матора, квар:
при XX
AQx = SH0M—;
JL	riviVl *
при КЗ
А О — S
. Чк ‘-’ном юо
При расчете потерь в приведенной ниже последователь-
ности определяются:
активная Wa (кВт-ч) и реактивная Wp (квар-ч) энер-
гия, учтенная за смену; коэффициент мощности cos<pCp по
формуле
Га
cos <рср = —=;
И W'a +
коэффициент нагрузки
ka = —Га	,
^ИОМ^ nCOS Фер
где Тц— число часов работы трансформатора в смену, Тп=
= 8;
потери энергии в трансформаторе по формулам:
активной, кВт-ч,
А№а= АРХТП+АРк^Траб;
реактивной, кваргч,
A Wp = A QxTa + A 7,раб,
где Граб—число часов работы трансформаторов в смену с
номинальной нагрузкой, Урае = 0,95 Тп.
Потери в трехобмоточном трансформаторе. Для подсче-
та потерь электроэнергии'в трехобмоточном' трансформа-
торе необходим^ следующие данные:
каталожные или паспортные: номинальная
мощность трансформатора SHom, кВ-A; мощность обмоток
высшего, среднего и низшего напряжений Sbh = Sbom; Sch>
11*	163
Shh, кВ-А; потери активной мощности в стали трансформа-
тора ДРХ, кВт; потери мощности в меди обмоток' высшего,
среднего, низшего напряжений при полной их загрузке
АРвн, ДРсн, АРНн, кВт; ток XX трансформатора ix, %; на-
пряжение КЗ между обмотками нвн-сн, «вн-нн, «сн-нн, %;
расчетные: потери реактивной мощности трансфор-
матора при XX, квар,
A Qx = SH0M ;
* A.	HUM । QQ *
напряжение КЗ каждой из обмоток трансформаторов, %:
«вн = 0,5 («вн-сн + мвн-нн — ысн-нн);
ысн = 0’5 (ысн-нн + ывн-сн ывн-нн) >
ынн = 0>5 (ывн-нн + исн-нн ивн-сн)>
реактивная мощность, потребляемая обмотками высше-
го, среднего и низшего напряжений трансформатора при
полной их нагрузке, квар:
_______ Q МВН . дд _______ е Ысн . дд — о Мнн
^вн — ^вн 100 ’ а*<сн—?сн 100 ’	°нн 100 •
При расчете потерь в предлагаемой ниже последова-
тельности определяются учитываемые за смену активная
энергия, кВт-ч, прошедшая через обмотки высшего 1Га,вн =
= U?а.сн + ^а.нн, среднего №а,сн и низшего №а,нн напря-
жений, и реактивная энергия, квар-ч, прошедшая через те
же обмотки; коэффициент мощности на сторонах высшего,
среднего и низшего напряжений: созфвн, cos фен, созфнн',
коэффициент загрузки каждой из обмоток трансформа-
тора:
k .
5ВН Т’п C0S *₽ВН
1	а, с,н
^СН Т’п C0S *РсН
1	а, НН
5НН C0S *₽НН
потери энергии в трансформаторе:
активной, кВт-ч,
АТТ а = АРЖ Тп + (АРВН	+ А-Рсн ^сН + АРНН
164
' реактивной, квар-ч,
AVTp = AQ* Тп -г (Аувн явн -f- AQCH ki~n + AQHH Tpa6,
где Граб—то же, что и для двудобмоточных трансформато-
ров..
Потери в линиях электропередачи. Для кабельных ли-
ний характерно наличие реактивной емкостной проводимо-
сти в них, которая обусловливает прохождение в линии
емкостного тока. Влияние емкостных токов на работу ка-
бельных линий учитывается при напряжениях выше 20 кВ.
На промпредприятиях большинство кабельных линий рабо-
тает при напряжениях ниже 20 кВ, поэтому потери в этих
линиях не учитываются.
Для расчета потерь электроэнергии В воздушных лини-
ях необходимы следующие данные:
каталожные или паспортные: длина линии
Z, км; удельное активное сопротивление линии г о, Ом/км;
-удельное реактивное сопротивление линии х0, Ом/км;
расчетные: сопротивление линии, Ом; активная Wa
(кВт-ч) и реактивная Wp (квар-ч) энергия принимается
по расчетным электросчетчикам; средний ток в линии /ор
определяется по формуле
/3£/НОМ Ти
где Тп — число часов работы линий за расчетный период;
t/ном — номинальное напряжение линии, кВ.
Потери энергии во всех трех фазах линии определяются
следующим образом:
активной, кВт-ч, .
AU7 = 3/2 R т ю-з;
а ср э п ’
реактивной, квар-ч,
=3/2 X т -10~3.
р ср э п .
Подставляя в последние выражения значение /ср, полу-
чим:
потери активной энергии, кВт • ч,
ц?2 L де-2
АГа ------°----Р_ R . 10-3;
<*	Л	О	•
11* 'Г
.165
потери реактивной энергии, квар-ч,
Г2 + wl
ДГР=-^—^-Хэ-10-з.
^иом^и
Особое место при разработке алгоритмов учета элект-
роэнергии занимают вопросы разработки единой системы
кодирования, охватывающей все алгоритмы, и их инфор-
мационная взаимосвязь, структур информационных масси-
вов и выходных форм информации.
В СУЭ входят алгоритмы расчета балансов электро-
энергии (активной и реактивной) с заданной дискретно-
стью (например, 1 раз в смену) с автоматической выдачей
результатов расчета в виде соответствующих рапортов (за-
дач УЧЭЛ); расчета 30-минутного совмещенного максиму-
ма (задача МАКС) и удельных расходов электроэнергии
на выработку отдельных энергоносителей (задача УРЭ),
а также ввод и коррекция справочных таблиц, используе-
мых для работы программ (ВИК), и выдача значений
электроэнергии по запросам пользователей (задача
ЗАИР).
Структурная схема сбора информации для задач учета
электроэнергии представлена на рис. 8.1.
При решении задач УЧЭЛ, МАКС, УРЭ используются
интегральные значения электроэнергии, поступающие в
ЭВМ от соответствующих контролируемых пунктов устрой-
ства телемеханики с помощью устройства сопряжения с
ЭВМ. Значения выработки
энергоносителей, используемые
в задаче УРЭ, могут вводиться
с помощью терминала с кла-
виатурой и непосредственно от
ЭВМ, рассчитывающей балан-
сы по энергоносителям. Масси-
вы, сформированные в одной
задаче, могут использоваться в
качестве исходных данных для
других задач. Например, мас-
сив по электроэнергии за смену
(массив Э) и за квартал (мас-
сив КВАРТ), сформированные
в задаче УЧЭЛ, используются
соответственно в задачах УРЭ '
и ЗАПР. Структура информа-
ционной взаимосвязи задач
СУЭ-представлена на рис. 8.2/
Рис. 8.1. Структурная схема
сбора информации для задач
учета электроэнергии
166
От электросчетчиков
Рис. 8.2. Информационная взаимосвязь задач учета энергоносителей
В качестве примера рассмотрим алгоритм задачи рас-
чета балансов электроэнергии (активной и реактивной),
входящей в СУЭ. Алгоритм рассматриваемой задачи УЧЭЛ
ориентирован на использование устройства телемеханики
типа ТМ-301 совместно с ЭВМ серии СМ ЭВМ. Задача
УЧЭЛ осуществляет расчет балансов активной и реактив-
ной электроэнергии с дискретностью 1 раз в 8 ч; выдачу
167
результатов расчета в виде рапортов за смену и за сутки;
расчет коэффициента мощности (cos ср или tg ср) по заводу;
расчет потерь электроэнергии в трансформаторах и линиях
электропередачи; ведение статистики по учету электро-
энергии в течение квартала с распечаткой данных по окон-
чании квартала.
Входной информацией задачи являются интегральные
Значения электроэнергии, вводимые в ЭВМ через устройст-
во телемеханики; справочные таблицы (групповые и инди-
видуальные справочники), находящиеся на внешнем запо-
минающем устройстве (ВЗУ) и лишь по мере необходимо-
сти вызываемые в оперативную память.
В групповом справочнике в закодированном виде содер-
жатся наименования режимов (статей баланса электро-
энергии) в символьном виде. В индивидуальных справочни-
ках содержится условно-постоянная информация о транс-
форматорах и линиях электропередачи, используемая для
расчета потерь электроэнергии в трансформаторах и
линиях.
Выходная информация представлена в виде рапортов
за смену и за сутки. На рис. 8.3. представлена Структурная
схема алгоритма задачи УЧЭЛ, а в табл. 8.2 — рапорт за
Таблица 8.2. Учет электроэнергии
Смена 2. 19 января 1983 года
Ns п/п.	Статьи учета электроэнергии	Количество за. смену, МВт- ч/ (квар•ч)
	Активная энергия	
1	Потребляемая от энергосистемы	9700
2	Вырабатываемая собственными источниками	1450
3,	Переданная сторонним потребителям	300
4	Потребленная цехами и производствами	9500
5	Потребленная заводов	10 850
	Реактивная энергия	
6	Потребляемая от энергосистемы	4800
7	Вырабатываемая собственными источниками	500
8	Переданная сторонним потребителям	200
9	Потребленная цехами и производствами	4700
10	Потребленная заводом	5100
11	Небаланс энергии:	
	активной	1350
	реактивной Коэффициент мощности по заводу К=0,9	400
168
Опрос
интеграторов
Расчет
значении
и запись
8 миссив Т
ВВоЯ с
перфоленты
г-£----1-------
Выбор зиписи
аз сприВочника
г-10-
Расчет потерь
и запись
В миссаВ ТР
Рисчет
потерь В линии
и з и пись
В массив Л
I Обновить
| миссия МЕС
22---*-----
Массив МЕС
Расчет
потерь
и запись
В массаВ ТР
Рис. 8.3. Структурная схема алгоритма задачи УЧЭЛ
г-23 -р-1--
Баланс
I за сутки
Обновить
массив КВАРТ
Объевинить
КВ АР и КВАРТ
Q Останов
169
смену, полученный в результате решения задачи УЧЭЛ на
ЭВМ М-6000 по данному алгоритму. Алгоритм работает
так, что все расчеты по каждому режиму (под режимом
понимается соответствующая статья баланса электроэнер-
гии) выполняются циклически (блоки 2—14). Расчеты по
каждому режиму включают в себя опрос интеграторов на
КП, расчет действительных ’ значений электроэнергии
(кВт-ч) по каждому счетчику; расчет потерь энергии в
трансформаторах и линиях электропередачи; формирова-
ние очередной записи массива по электроэнергии.
Для ввода информации в ЭВМ используется устройство
сопряжения УСВК, поэтому осуществляется проверка рабо-
тоспособности этого устройства (блок 2). Система телеме-
ханики ТМ-301 независимо от ЭВМ обеспечивает перфора-
цию принимаемой информации. Если устройство сопряже-
ния неисправно, полученные таким путем перфоленты
вводятся в ЭВМ для проведения дальнейших расчетов
(блок 5). -
Для распечатки-данных по соответствующим формам и
ведения статистики формируются массивы Т, ТР, Л, Э, РМ,
МЕС, КВАРТ.
В массиве Т содержится информация о значениях элек-
троэнергии по каждому счетчику за смену. В массивах ТР
и Л содержатся соответственно значения потерь в транс-
форматорах и линиях по каждому трансформатору или
линии за смену. Массив Э содержит значения электроэнер-
гии с учетом потерь в трансформаторах и линиях за смену,
а массив РМ — информацию о значении электроэнергии за
сутки и формируется на основе массива Э. Массив МЕС
содержит информацию о значении электроэнергии с начала
месяца. Массив КВАРТ содержит информацию о значении
электроэнергии за сутки в течение квартала.
8.3.	Алгоритмы учета энергоносителей
На автоматизированный учет энергоносителей распро-
страняются те же требования и положения, что и на учет
электроэнергии. Особенности учета энергоносителей рас-
смотрим на примере расчета балансов энергоносителей с
дискретностью 1 раз в смену (комплекс задач УЧЕТ).
При решении задач УЧЕТ используются телеизмерния
интегральных значений расхода энергоносителей и значе-
ния параметров, поступающих из экспресс-лаборатории.
Телеизмерения интегральных значений, поступающие от
соответствующих контролируемых пунктов (насосные стан-
.170	'	•
ции, котельные, компрессорные и т. д.), через устройства
телемеханики с помощью устройства сопряжения вводятся
в ЭВМ. Структурная схема технических средств для зада-
чи УЧЕТ приведена на рис. 8.4.
Задача УЧЕТ выполняет следующие функции: расчет
балансов газа, пара, теплоты горячей воды, доменного
дутья, химически очищенной воды (ХОВ), воздуха с дис-
кретностью 1 раз в 8 ч; выдачу результатов в виде рапор-
тов за смену, за сутки; ведение статистики о расходах
энергоносителей в течение квартала; распечатку данных.
Входной информацией для задачи УЧЕТ являются ин-
тегральные значения расходов энергоносителей, вводимые
в ЭВМ 1 раз в 8 ч; фактические значения удельных весов,
влажности, теплосодержания, вводимых в ЭВМ устройством
телемеханики от пультов ручного ввода, установленных в
экспресс-лаборатории с дискретностью, определяемой про-
ведением лабораторных измерений; справочники, находя-
щиеся на внешнем запоминающем устройстве и характери-
зующие в закодированном виде наименование энергоноси-
телей, единицы измерения, а также различную условно-
постоянную информацию по каждому энергоносителю (на-
пример, наименования статей прихода и расхода, расчет-
ный удельный вес, шкалы датчиков и пр.).
171
Расход энергоносителя в общем виде рассчитывается
по формуле
Q^QoK,	(8.Ю)
где Q — фактическое значение расхода энергоносителя;
Qo — значение расхода энергоносителя по прибору; /С —
поправочный коэффициент, учитывающий,отклонение фак-
тических параметров от расчетных, по которым производит-
ся расчет сужающего устройства.
Для газа
к = КХК2К3К,, '
где /( = ] / рФ —поправочный коэффициент, учитываю-
V рр
щий отклонение фактического давления рф от расчетного
рр; = 1/.....Тр —поправочный коэффициент, учитываю-
, ,	|/ Тф , .
щий отклонение фактической температуры Тф от расчет-
ной 7\>; Кз = 1/ — —поправочный коэффициент, учи-
V РФ
тывающий отклонение фактической плотности рф от рас-
четной рр; 1/ —-----------поправочный коэффициент,
\ ™ф
учитывающий отклонение фактической влажности Шф от
расчетной wp.
Подставляя значения Ki —	(8.10), получим
Q==Qo1/A_P*	(8.Ц)
V Рр тф рф
Для воздуха, пара, доменного дутья поправочный ко-
эффициент
Подставляя значения — Кз в (8.10), получим
•	(8.12)
• Рр ‘ф Рф
Для расчета количества теплоты D с паром, ХОВ, до-
менным дутьем используется формула
D=QI(p,t),	(8.13)
где D — количество теплоты; Q — расход теплоносителя,
рассчитанный по (8.12); /(р, t)—теплосодержание пара.
172
Рис. 8.5. Структурная схема алгоритма задачи УЧЕТ
Остапов
Алгоритмом задачи УЧЕТ (рис. 8.5) предусматривается
ввод информации по каждому энергоносителю; расчет дей-
ствительных значений расходов энергоносителей; коррек-
тировка значений расходов энергоносителей; накопление
статистики за смену, сутки, месяц, квартал; распечатка не-
обходимых данных. Значения режимных параметров, необ-
ходимые для коррекции расходов энергоносителей, вводят-
173
ся со специально предназначенного для этой цели КП
(блок 3). Информация с интеграторов вводится в ЭВМ
в виде 10-разрядного двоичного кода. Расчет действитель-
ных значений производится блоком 5. Для ведения стати-
стики и распечатки данных формируются массивы СМЕН,
ИТОГ, РСМЕН, МЕС, ИТОГ!, ИТОГ2, КВАРТ..
Массив СМЕН содержит информацию о расходе энерго-
носителей за смену по каждому датчику (интегратору).
Запись массива ИТОГ содержит информацию о суммарном
количестве энергоносителя по всем датчикам за смену.
В результирующем массиве РСМЕН накапливается инфор-
мация за сутки (т. е. за три смены) по каждому датчику
каждого энергоносителя. Массив ИТОГ1 содержит инфор-
мацию за сутки о суммарном значении по всем датчикам
соответствующего энергоносителя. Массив ИТОГ2 содер-
жит информацию о суммарном значении энергоносителей
по всем датчикам с начала месяца. Массив МЕС содержит
информацию о количестве энергоносителя по каждому дат-
чику каждого режима с начала месяца. Массив КВАРТ
накапливает информацию о суммарном значении энергоно-
сителя в течение квартала.
Пример формируемого документа-рапорта за смену по
задаче УЧЕТ приведен в табл. 8.3.
Таблица 8.3. Баланс пара
Смена 1
№ п/п 1	Статьи .прихода	Количество за смену		№ п/п	Статьи расхода	Количество за смену	
		т	Гкал			т | Гкал	
1	Котел 5	1508,7	973,2	1	ТВД-4	430,8	280,1
2	Котел 6	1723,8	1112,5	2	ТВД-5	413,5	266,1
3	Котел 7	1621,5	1040,4	3	ТВД-6	398,7	257,9
4	Котел 8	1574,3	1012,8	4	ТВД-7	385,4	248,6
5	Котел 9	1513,6	976,8	• 5	ТВД-8	506,9	327,3
6	Котел 10	1527,8	984,9	6	ТВД-9	403,3	260,3
7	Котел 11	1648,1	1060,2	7	тг-з	1527,4	983,8
8	Котел 12	1715,9	1105,3	8	ТГ-4	1534,8	990,1
		12 833,7	8226,1	9	ТГ-5	1735,6	1120,2
	Итого			10	ТГ-6	2817,7	1768,2
				11	Кислород	1237,8	795,2
					Небаланс	1431,8	968,3
					Относитель- ный небаланс, %	11,1	11,7
174.
8.4. Заводские системы учета энергоносителей
Наряду с организацией учета энергоносителей на базе
ЭВМ, который образует одну из подсистем в составе
АСУЭ, на промпредприятиях находят применение специаль-
ные устройства и системы, обеспечивающие учет. В основ-
ном это относится к системам так называемого коммерче-
ского учета, т. е. учета, на основании которого производится
тарифный расчет за пользование энергоносителями между
энергоснабжающими организациями и предприятиями.
Из отечественных систем для указанной цели наиболь-
шее распространение получила система ИИСЭ1-48 [8], ко-
торая обеспечивает определение суммарного значения ак-
тивной и реактивной энергии, получаемой или потребляе-
мой предприятием с учетом любых коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов; опреде-
ление суммарного расхода энергии, потребляемой в часы
пик энергосистемы; определение и регистрацию текущего
значения совмещенной активной мощности за 1, 2 или
5 мин; определение совмещенной усредненной получасовой
мощности в часы пик нагрузки энергосистемы; определение
суммарного расхода активной и реактивной энергии по от-
дельным группам потребителей; регистрацию текущего
времени и даты; цифровую регистрацию и визуальный конт-
роль требуемой информации. В качестве каналов связи в
системе используются специально прокладываемые кабели.
Количество каналов учета 48.
Для определения получасового совмещенного максиму-
ма нагрузки в устройстве решается следующее уравнение
с точностью, определяемой классом входящих в систему
приборов, кВт:
т
Pso^^CKiKun),,
l’=l
где Р3о — получасовая (30-минутная) совмещенная мощ-
ность нагрузки предприятия, кВт; С — цена выходного им-
пульса преобразователя электроэнергии в унитарный код в
1-м канале (линии) учета, кВт-ч/имп (квар-ч/имп); Кг,
Ки — коэффициенты трансформации трансформаторов со-
ответственно тока и напряжения в i-м канале (линии) уче-
та электроэнергии; п — число импульсов, принятых систе-
мой по i-му каналу (линии) учета за 0,5 ч; т — число ка-
налов (линий) учета.
175
В качестве датчиков активной и реактивной энергии в
указанной системе используются трехфазные счетчики
электроэнергии с датчиками импульсов. Максимальное
расстояние от электрических счетчиков до шкафа информа-
ционно-вычислительного устройства (ИВУ) системы не дол-
жно превышать 3 км. при диаметре жилы кабельной линии
0,5 мм. Прокладку кабелей для связи ИВУ системы со счет-
чиками-датчиками допускается производить в общих ка-
бельных каналах или траншеях совместно с телефонными
и силовыми кабелями. Расстояние от кабелей связи систе-
мы до силовых кабелей должно быть не менее 30 см.
Недостаточная дальность передачи, необходимость про-
кладки специальных линий связи, ограниченное число ка-
налов учета ограничивают возможность использования си-
стемы ИИСЭ1-48, особенно на крупных промпредприятиях.
Глава девятая
АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ
9.1. Проблема оптимального управления энергохозяйством
В общем виде суть проблемы оптимального управления
энергохозяйством, возлагаемой на АСУЭ, заключается в
том, чтобы обеспечить такой установившийся режим рабо-
ты отдельных энергообъектов, сетей и служб главного энер-
гетика, при котором обеспечивалось бы надежное энерго-
снабжение заданного качества потребителей при мини-
мальных затратах на производство, преобразование и
распределение энергоресурсов. В переходных режимах, т. е.
при различных переключениях в сетях или при изменениях
режимов работы отдельных энергоагрегатов, оптимальное
управление по какому-либо критерию должно осуществ-
ляться с помощью средств локальной автоматики.
В общем виде задачу оптимального управления в силу
ее интегрального характера, многомерности, зависимости
от большого количества параметров и ограничений доста-
точно сложно сформулировать математически, не говоря
уже о ее решении. Используя принцип декомпозиции, об-
щую задачу разбивают на отдельные частные задачи, для
решения многих из которых уже имеется хорошо разрабо-
. тайный математический аппарат. Рассмотрим некоторые
примеры таких частных задач.
176
Пример 1. Имеется электросеть S, включающая множество S шин
и множество U соединений между ними, состоящих из элементов мио-
жества Э (масляный выключатель, трансформатор, кабель, шинопровод,
разъединитель, реактор и т. д.). Структуру сети зададим в виде графа
S={S, U}.
Необходимо по известным средним нагрузкам иа выходе сети, про-
пускным снособиостям Су ветвей и,,, запасам мощности на входе сети
определить такой подграф S' графа S питания потребителей, который
обеспечивал бы минимум потерь активной мощности Р в элементах се-
ти при заданном уровне надежности питания каждого потребителя и
выполнении условия Ху^Сц для любого элемента сети, где ху — поток
электроэнергии (ток, мощность) в ветви и,, с параметрами qy.
Критерий оптимальности имеет вид
Р= 2	+ Ж	(9.1)''
где k — индекс Трансформатора; Bk — мощность потерь XX k-vo транс-
форматора;
( 1, если трансформатор включен,
Ok = < п
[О в противном случае.
Решение этой задачи основано на использовании алгоритма Форда
и Фалкерсона для транспортных сетей [22]. Реализация задачи позво-
лит осуществить автоматическое оптимальное управление электросетью
предприятия по критерию (9.1).
Пример 2. Известна производствеииая программа L предприятия
на планируемый квартал. Известны законы распределения <p(Pma.r)
максимальной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы.
Установлен некоторый порядок расчетов с энергосистемой (стратегия
энергосистемы S). Убыток предприятия при стратегии Si определяется
так:
у __ (сРз'г Ртах^ Рз<
I PlPтах> Рmax > Рз’
где Рз — заявляемая нагрузка. Необходимо определить оптимальную
величину Р3,‘ обеспечивающую минимум математического ожидания
убытка Af[U]. Для решения дайной задачи применяется теоретикб-иг-'
ровой подход. Анализ показывает, что ее внедрение в комплексе с дру-
гими мероприятиями по снижению нагрузки даст значительный эконо-
мический эффект. Законы распределения <р(РтаХ) для различных сезо-
нов, месяцев и дней недели получаются иа основании статистических
данных о нагрузках, которые будут накапливаться во внешней памяти
ЭВМ.
Алгоритмы решения некоторых задач оптимального уп-
равления более подробно рассмотрены далее.
12—560	177
9.2. Выбор оптимального количества
включенных трансформаторов
При эксплуатации системы электроснабжения пред-
приятия возникают ситуации, когда на главных понизи-
тельных подстанциях с напряжениями 220/10, 110/10(6),
35/10(6) кВ при наличии трех и более трансформаторов
нагрузка на каждом трансформаторе оказывается значи-
тельно ниже номинальной.
В этом случае для уменьшения потерь выгодно отклю-
чить часть трансформаторов, если это допустимо с точки
зрения надежности электроснабжения потребителей,- и на-
грузку отключенных трансформаторов распределить меж-
ду оставшимися.
Возникает задача: в зависимости от нагрузки включать
или отключать трансформаторы, т. е. управлять группами
трансформаторов. В общей задаче оптимизации управле-
ние режимами работы группы трансформаторов является
локальной задачей.
Для оценки режима нагрузки трансформатора большое
значение имеет его КПД, равный отношению активной
мощности, отдаваемой во вторичную сеть Р2, к активной
первичной мощности Рс
где АР=АРЭ + АРм+АРД—потери в трансформаторе; АРЭ—
электрические потери в обмотках; АРМ — магнитные поте-
ри в сердечнике; АРД — диэлектрические потери в изоля-
ции.
В [2] рекомендуется осуществить расчет КПД по фор-
муле
П = 1 ЛЛх+Р^к---------------,	(9.3)
Р-Итом C°S <р2 ~Ь &Рх ~Ь р-АРк
где АРХ — потери XX; АРК — потери КЗ; 0 —-нагрузка
трансформатора в долях его номинальной мощности;
Shom — номинальная мощность трансформатора; <рэ — угол
сдвига фаз между /2 и U2.
Из (9.2) и (9.3) следует, что потери в трансформаторе
ДР определяются по следующей формуле:
АР = АРХ + ₽2АРК.	(9.4)
178
Рис. 9.1. Схема подстанции с тремя трансформаторами
Можно показать также, что потери реактивной мощно-
сти Q определяются по формуле
<2 = <Эх + Ж,	(9.5)
где Qx — потери реактивной мощности при XX; QK — поте-
ри реактивной мощности при КЗ; Qx и QK определяются
по паспортным данным трансформатора.
Для примера рассмотрим алгоритм включения и отключения транс-
форматоров с целью уменьшения потерь активной мощности на под-
станции, имеющей три трансформатора (рис., 9.1). Будем считать, что
секции III и IV питают наиболее ответственных потребителей, поэтому
трансформатор Т2 из соображений надежности отключаться не может.
Также из соображений надежности в работе должно, находиться не
менее двух трансформаторов. Возможны три варианта работы такой
системы: 1) работают все три трансформатора; 2) трансформатор Т1
отключен, работают Т2 и ТЗ; трансформатор Т2 питает секции I и II;
3) трансформатор ТЗ отключен; работают Т1 и Т2; трансформатор Т2
питает секции V и VI.
Введем следующие обозначения: Pi, Qi — нагрузки соответственно
активной и реактивной мощности на секции /; Р2, Q? — на секции II;
Рз, Qi — на секции III; Pit Q4 — на секции IV; Р$, Q;— на секции V;
Рз, Qs — на секции VI; Pi — нагрузка трансформатора Т1 в долях его
номинальной мощности при работе на секциях I и II; <\Pj — потери в
трансформаторе Т1; Рп — нагрузка трансформатора Т2 в долях его но-
минальной мощности при работе на секциях III и IV; АРн—потери
в трансформаторе Т2; Рш — нагрузка трансформатора ТЗ в долях его
номинальной мощности при работе на секциях V и VI; ДРш — потери
в трансформаторе ТЗ; Рид — нагрузка трансформатора Т2 в долях
его номинальной мощности при работе на секциях I—IV; ДРид— по-
дери в трансформаторе в этом режиме; Риды — нагрузка трансформа-
12*
179
тора Т2 в долях его номинальной мощности при работе на секциях
///—V/; ДРпдп — потери в трансформаторе в этом режиме; ДР/—
потери активной мощности в случае работы всех трех трансформаторов;
ДР2 — потери активной мощности в случае работы трансформаторов
Т2 и ТЗ; Л.РЗ — потерн активной мощности в случае работы трансфор-
маторов Т1 и Т2.
Определим потери ДР во всех трех случаях:
П	ДР^ДР^+В^ДР^;
ДРщ = АРШх + Pill А?Шк’
где
„	KfPx + P^+CQi + Q^2
Pi =	с
Лном1
HPs + ^r + Ws + Q*)2
Рп=
^номП
K(PB + P6)2 + (QB + Qe)2
Рш=	о	“
*^номП1
2) -	, ДР/ = ДР1+ДРП + ДРШ;
ДРП,1 = A^IIx+PlI,I
ДРП1 = ЛТ’шх + Pill ДР1Пк’ .
где	-
й	У (Pi + Рг + Рз + Р<)2 + (Qi + Q2 + Фз Q<)2
Рил ~	<?
°ном11
V(PB + P6)2 + (QB + Q6)2	.
'	—	с	*
^номШ
ДР2 = ДРП>1 + ЛРП1;
(9.6)
(9.7)
(9.8)
(9.9)
(9.10)
(9.11)
ДРП,Ш ~~ ДРПх + Pill,II ДРНк!
APl=APIx+PlAPiK,
180
Рис. 9.2. Структурная схема программы TRANS
где
«  _	+ Р« + Р5 + Р6)2 + «?з + Qi + & + Q6)2
Рш,П~“	Q	»
^номП
• a V(Pi + P2)2+(Qi + Q2)2
Pi —	<?	> •
'’ном!
\РЗ = APj + ДР„ ш.	(9.1-3)
Оптимальный режим определяется выбором наименьшего из значе-
ний &Р1, кР2, SP3.
Структурная схема программы TRANS, предназначенной для опти-
мального управления режимами работы систем трансформаторов, приве-
дена на рис. 9.2.
В качестве исходных данных для работы программы используются
значения активных и реактивных мощностей,, рассчитанных с помощью
181
модели сети (см. § 7.3). Оптимальный режим (т. е. режим наимень-
ших потерь) выбирается в результате сравнения значений потерь в
трансформаторах для каждого режима и затем сравнивается с текущим
(блок 9). Если эти режимы совпадают, то выдается сообщение: «Ре-
жим оптимальный» (блок 13), если нет, то выдается сообщение о не-
обходимых переключениях (блок 10).
Блоки 2, 6, 12 предназначены для определения потерь трансфор-
маторов APi, Д'Рц, ДРш, ДРц,1, ДРц,п1 в каждом из следующих ре-
жимов: 1) при работе всех трех трансформаторов Т1—ТЗ; 2) при рабо-
те трансформаторов Т2 и ТЗ; 3) при работе трансформаторов Т1 и Т2.
В блоке 7 рассматриваются все три варианта и определяется, ка-
ковы были бы потери \Р1, &.Р2, \РЗ при работе системы в каждом из
этих трех режимов. Вычисление ДРг, ДРп, ДРш, ДРп.ш, ДРид в каж-
дом из блоков 2, 6, 12 происходит по одним и тем же формулам
(9.6) — (9.13). Однако значениями аргументов в каждом случае являют-
ся значения активных и реактивных мощностей из разных цепей. В бло-
ке 8 происходит определение оптимального варианта.
Из изложенного выше видно, что задача «Управление режимами
групп трансформаторов» заслуживает серьезного внимания, так как в
любой сложной энергосистеме, в том числе и в системе электроснаб-
жения промпредприятия, имеется значительное количество групп транс-
форматоров, которыми можно управлять в целях экономии электро-
энергии.
9.3. Распределение реактивной мощности
На промпредприятиях рост потребления электрической
энергии нередко сопровождается увеличением выработки
опережающей реактивной мощности путем широкого при-
менения синхронных двигателей большой мощности. При
малом числе генерирующих источников (обычно один —
три) возможности оптимизации потоков активной мощнос-
ти весьма ограничены. Поэтому одна из задач оптимизации
режимов работы системы электроснабжения сводится к ра-
циональному генерированию, передаче и наиболее эффек-
тивному распределению реактивной мощности, так как про-
извольный ее переток вызывает в сложных и разветвленных
сетях значительные потери мощности и снижение напряже-
ния у потребителей, что в свою очередь уменьшает произво-
дительность различных технологических механизмов. Зада»
ча оптимизации режимов работы системы в данном случае
заключается в минимизации этих потерь путем установле-
ния оптимальных значений генерируемой в узлах реактив»
ной мощности при одновременном автоматическом поддер»
жании напряжения у потребителей в заданных пределах.
182
Суммарные потери активной мощности ДР в системе
электроснабжения слагаются из потерь, обусловленных пе-
редачей активной и реактивной мощностей, и потерь в мес-
тах потребления:
др=2+ 2АР^+2ДРгн> (9-14)
i=i	i=i	1=1
где ДР(а, ДР1Р — потери активной мощности, обусловленные
передачей соответственно активных и реактивных мощнос-
тей в 1-й узел нагрузки; ДР(Н — суммарные потери активной
мощности в i-м узле нагрузки, например в двигателях.
Оптимизация не охватывает перераспределения потоков
активной мощности, поэтому составляющую потерь ДРга
можно считать постоянной.
Активные мощности в узлах потребления (Р;) в каждый
момент времени определяются технологическими процесса-
ми, поэтому при минимизации суммарных потерь варьиру-
емыми переменными являются значения реактивных мощ-
ностей Qj во всех генерирующих узлах и напряжений Ui.
Области возможных значений Ui ограничены допустимыми»
отклонениями напряжения, значений Qi — параметрами
оборудования (нижний предел—-устойчивостью синхрон-,
ных двигателей, верхний—располагаемой реактивной мощ-
ностью).
Значения Qi,..., Qn; Ui,..., Un, соответствующие миниму-
му величины ДР, находятся методом Лагранжа, если учи-
тывать, что указанные переменные связаны добавочными
условиями баланса мощностей:
активных (Р, Q, U) =	Pt — ДР —	= °> (9-15)
t—i - 	i=i-
i=n
гДе 2^*' —суммарная мощность генерирующих источни-
j=i
ков; ДР — потери активной мощности в Сети электроснаб-
i=n	'	‘ 
жения; — суммарная мощность в узлах потребления;
i=i
реактивных IF2(P, Q, U) = J? Qt — q— 2 QiH = 0, (9.16)
i=l	i=l
п
где ^Q; — суммарная мощность генерирующих источни-
i=i
183
ков реактивной мощности; q—потери реактивной мощное*
п
ти в линиях; 2 Q/h — суммарная реактивная мощность- в
f=i
узлах потребления.
В (9.15) и (9.16) учтено, что активные и реактивные
мощности в узлах потребления зависят от напряжений U;
в них.
Функция Лагранжа запишется в виде
S = \P'+X1W1 + 'k2W2, .	(9.17)
где Zi, Z2 — неопределенные множители.
Искомые значения Qb..., Qn, Ul,...,Un определяются ре-
шением "Системы из (Зп + 2) уравнений:
as	= 0, ..	as	= 0;
dPia		дР пн	
dS	— 0	. - as	= °’
		dQnn	
dS	-о,..	dS	= 0;
дУг		” dUn	
0; Г2 = 0.
(9.18)
В связи с частым изменением режимов работы решение
этих уравнений вручную по мере протекания процесса прак-
тически невозможно, и возникает необходимость исполь-
зования для этой цели вычислительной машины.
Автоматизацию процесса поддержания оптимального '
режима работы системы электроснабжения можно осуще-
ствить в три этапа. На первом предусматриваются техни-
ческие средства, позволяющие диспетчерскому персоналу
службы цеха сетей и подстанций получать с подстанций и
РП с помощью средств телемеханики необходимую инфор-
мацию (значения напряжения, реактивной и активной
мощностей) и вручную вводить ее в ЭВМ, которая в со-
-ответствии с заложенной в нее программой будет произ-
водить необходимые расчеты. На регистрирующем устрой-
стве в виде таблиц воспроизводятся данные, учитывающие
необходимую загрузку источников реактивной мощности
для наиболее экономичного режима работы системы. По-
лученные данные передаются диспетчером по телефону в
цеха дежурному персоналу для исполнения. Таким обра-
зом, на первом этапе управления ЭВМ работает в режиме
советчика диспетчера.
184
На-втором этапе ввод необходимой информации в ма-
шину осуществляется уже не вручную, а автоматически не-
прерывно по телемеханическим каналам. Реализация же •
рекомендаций УВМ осуществляется так же, как и на пер-
вом этапе.	'
На третьем этапе передача приказов по каналам теле-
механики после обработки машиной полученной информа-
ции о текущих параметрах системы электроснабжения бу-
дет осуществляться уже автоматически — без непосредст-
венного вмешательства диспетчера. Для этого необходимо
в узлах нагрузки на всех синхронных двигателях, которые
предназначены для участия в компенсации реактивной
мощности, установить автоматические регуляторы возбуж-
дения, а в случаях нескольких синхронных двигателей на
одном объекте — так называемые устройства наивыгодней-
шего распределения реактивной мощности между отдель-
ными агрегатами. Такое устройство обеспечивает распреде-
ление заданной (вычислительной машиной или вручную)
генерируемой в данном узле реактивной мощности между
синхронными двигателями, а также коррекцию задания
для автоматического поддержания напряжения в узле в за-
данных пределах с помощью автоматического регулятора
возбуждения.
Глава десятая
АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ РЕШЕНИЕ
ОРГАНИЗАЦИОННО-УПРАВЛЕНЧЕСКИХ ЗАДАЧ В АСУЭ
10.1.	Особенности организационно-управленческих задач,
входящих в АСУЭ
Как уже отмечалось в гл. 2, в деятельности службы
главного энергетика промпредприятия, а также отдельных
энергоцехов и подразделений большое место занимает ре-
шение различных организационных вопросов, связанных с
принятием тех или иных управляющих решений, регламен-
тирующих работу энергохозяйства. Сюда, например, отно-
сятся планирование энергопотребления, энергонормирова-
ние, составление графиков ремонта энергооборудования,
материально-техническое снабжение, бухгалтерский учет
и пр. Кроме того, службой главного энергетика формирует-
ся множество отчетных документов, значительная часть ко-
торых составляется на типовых бланках и по установлен-
ной форме.
185
Основной особенностью всех этих вопросов является то,
что они решаются не в темпе технологических процессов в
эйергохозяйстве и не в реальном масштабе времени, что
характерно для задач оперативного управления, а в задан-
ные дискретные моменты времени (например, 1 раз в ме-
сяц, 1 раз в квартал и т.д.) или пр мере необходимости
принятия определенных решений, т. е. организационно-уп-
равленческие задачи решаются вне системы. С учетом ука-
занной особенности рассматриваемые задайи возможно ре-
шать автоматизированно. При использовании ЭВМ, пред-
назначенной для АСУП предприятия, необходимо всю пе-
ременную информацию по энергохозяйству предварительно
перерабатывать вручную, затем переносить на ,машинные
носители (например, перфокарты или перфоленты). Кроме
того, учитывая большую загрузку ЭВМ АСУП задачами
основного производства, вряд ли целесообразно решать их
там при наличии собственной ЭВМ, если ее характеристики
позволяют решать все задачи АСУЭ.
Другой особенностью организационно-управленческих
задач является их тесная информационная взаимосвязь с
задачами' оперативного управления энергохозяйством, с
АСУП предприятия и АСУ отдельных технологических це-
хов. Так, например,, исходной информацией для составле-
ния графиков планово-предупредительных ремонтов энерго-
оборудования являются данные о фактическом времени ра-
боты энергооборудования или количестве отключений,
получаемые из подсистемы оперативного управления на ос-
новании телесигнализации переключений коммутационных
аппаратов, а для составления отчетных документов по
энергопотреблению — данные из учетно-расчетной подси-
стемы.
Аналогично можно проследить Информационную взаи-
мосвязь с подсистемами АСУП: с подсистемой технико-эко-
номического планирования — по использованию плановых
данных о запасах, расходе и' потерях энергоресурсов, пла-
новой экономии энергии, плановых заданий по ППР; с под-
системой материально-технического снабжения — по ис-
пользованию данных о расходе энергоресурсов, заявок на
материалы и оборудование; с подсистемой бухгалтерского
учета и нормативного хозяйства — по использованию систе-
мы кодирования, картотеки нормативов, удельных норм рас-
хода энергии, плана-сметы на пользование энергией и энер-
гооборудованием, стоимостных показателей и данных.
В настоящее время на ряде предприятий ведутся рабо-
ты по созданию автоматизированных систем внутрицехово-
186
го управления (АСУЦ). Информационная связь АСУЭ с
ними может быть реализована посредством получения от
этих систем сведений о загрузке, простоях и состоянии энер-
гооборудования с последующим составлением плана-гра-
фика ППР и производством текущего ремонта; о состояни-'
ях энергосетей и энергоприемников, если сбор этих сведе-
ний не осуществляется непосредственно АСУЭ.
Со своей стороны АСУЭ может обеспечивать АСУЦ ин-
формацией о работе цехов и отделов предприятия; о плано-
вых заданиях, по расходу и экономии энергоресурсов для
данного цеха.
Рассмотрим более подробно отдельные организационно-
управленческие задачи.
10.2.	Планирование потребления энергии и нормирование
Особая роль в планировании и управлении энергохозяй-
ством принадлежит энергетическому балансу, который оп-
ределяет систему показателей, отражающих полное коли-
чественное соответствие (равенство) между потребностью
и ресурсами энергии всех видов и характеризующих эффек-
тивность ее использования в энергетическом хозяйстве
страны или на отдельных его участках (районе, отрасли,
предприятии). Энергобаланс является статической харак-
теристикой динамической системы энергетического хозяй-
ства.
Опыт планирования и анализа показывает, что энерго-
баланс целесообразно разрабатывать по стадиям энергети-
ческого потока (добыча, переработка или преобразование и
конечное использование); по отдельным энергетическим
установкам и объектам (электростанции, котельные, нефте-
перерабатывающие заводы, обогатительные фабрики, газо-
генераторные станции и т. п.); по целевым направлениям
использования (силовые процессы; тепловые высоко-, сред-
не- и низкотемпературные процессы; освещение; средства
связи и управления; электрохимические, электрофизические
процессы); по характеру использования (полезная энергий,
потери); в территориальном разрезе; по народному хозяй-
ству в целом и по его отраслям.
Энергобалансы подразделяются по их назначению и
принципам составления. Отчетные (фактические) энерго-
балансы характеризуют достигнутый уровень энергохозяй-
ства промпредприятия. Автоматизированное составление
фактических энергобалансов рассмотрено в гл. 8.
187
Плановые энергобалансы могут разрабатываться нор-
мализованными и оптимальными. Нормализованные балан-
сы составляются на основе отчетных балансов. При этом
учитываются технические мероприятия по рационализации
энергохозяйства, характеризующие уровень использования
энергоресурсов на данном этапе и технический прогресс в
энергетике.
Основная задача оптимального энергобаланса пром-
предприятия—выбрать такой вариант снабжения всех
потребителе^ различными видами топлива и энергии, при
котором план выпуска основной продукции предприя-
тия мог бы быть реализован с максимальней эффектив-
ностью.
Оптимальный энергобаланс предприятия разрабатыва-
ется на основе экономико-математических моделей, содер-
жащих детальное описание внутренних взаимосвязей меж-
ду отдельными элементами оптимизируемой системы. В та-
кой модели в отличие от модели подсистемы оперативного
управления (§ 7.3) учитываются взаимосвязь между при-
ходной. и расходной частями энергобаланса (например,
между количеством, и видом энергоносителей, поступаю-
щих на промпредприятие извне, и количеством потребляе-
мого энергоносителя или количеством энергоносителя, яв-
ляющегося следствием переработки поступающего на пред-
приятие энергоносителя); влияние технологии предприятия
на технико-экономические показатели промышленного про-
изводства и зависимость между параметрами промышлен-
ной ТЭЦ и технологической схемой производства.
Математическая модель энергохозяйства предприятия
включает всё стадии получения и преобразования энергии
на' энергетических и энерготехнологических установках,
взаимосвязь всех видов энергии на предприятии с произ-
водством промышленной продукции, в том числе и потреб-
ляемой внутри предприятия.
В модели задаются ресурсы топлива, а также учитыва-
ются возможности получения различных видов энергии от
других предприятий. Может оказаться целесообразным ис-
пользование побочных энергетических ресурсов теплоты и
пара от заводской котельной или ТЭЦ за пределами дан-
ного предприятия. В этих случаях задача оптимизации
энергобаланса предприятия решается более широко с уче-
том потребностей в энергии других близлежащих пред-
приятий и во взаимной увязке с оптимальным энергетичес-
ким балансом промышленного узла, т. е. как задача энер-
гетического комбинирования и кооперирования.
188
Математическая модель планирования энергетического
хозяйства промпредприятия обеспечивает решение следую-
щих основных задач: выбор рациональных энергоносителей
для всех производственных процессов предприятия; опреде-
ление размеров потребления первичных энергетических ре-
сурсов по отдельным технологическим процессам и пред-
приятию в целом, рациональных направлений использова-
ния побочных энергоресурсов, энергетических потоков
между отдельными подразделениями предприятия, целесо-
образности комбинированной или раздельной схемы энер-
госнабжения потребителей предприятия или группы пред-
приятий и связанных с ним объектов; обоснование выбора
наиболее экономичных типоразмеров энергогенерирующих
установок, в том числе агрегатов промышленной ТЭЦ.
В модели должны быть отражены взаимосвязи объема
производства продукции на различных технологических
участках и установках при любом варианте энергоснабже-
ния внутризаводской потребности и плане отпуска товар-
ной продукции; соответствие потребления отдельных видов
первичных энергоресурсов количеству, выделенному пред-
приятию на основании структуры энергобаланса района;
правильность выбора качественных характеристик топлива
и горючих смесей с точки зрения требований технологичес-
ких процессов; зависимость количества и режимов выхода
побочных энергетических ресурсов от используемых видов
топлива и режимов работы основных технологических ус-
тановок, соответствие суммарного потребления побочных
энергетических ресурсов их выходу.
Модель носит универсальный характер,, что позволяет
использовать ее в условиях как краткосрочного планирова-
ния; когда целью плановых расчетов является обоснование
оптимальной потребности в топливе и энергии, так и сред-
несрочного планирования, когда необходимо решение проб-
лемы оптимальных путей развития и реконструкции энер-
гохозяйства предприятия.
Для математической модели должны быть составлены
уравнения, аналитйчески отражающие взаимосвязь между
указанными выше параметрами. Помимо общих зависимо-
стей в уравнениях учитывается, что в связи с неравномер-
ностью выхода утилизационной теплоты (пара) ее количе-
ство и режим потребления должны соответствовать часо-
вому производству. в котлах-утилизаторах установок
технологических процессов, что сумма часовых отборов
пара на технологические нужды, отопление и вентиляцию
равна часовому расходу пара через турбину за вычетом
189
вентиляционного пропуска в конденсатор и что производст-
во электроэнергии собственной ТЭЦ и энергосистемой и по-
требление электроприемников должны быть сбалансиро-
ваны.
Оптимизация энергобаланса промпредприятия при крат-
косрочном планировании должна производиться по мини-
муму расхода топлива и энергии, а при среднесрочном пла-
нировании — по минимуму приведенных затрат на произ-
водство заданной планом продукции и услуг.
Рассмотренные подходы к моделированию энергобалан-
са отражают общий вид зависимостей, характерных для
энергохозяйства любого предприятия. В наиболее простом
случае решение задачи осуществляется методами линейно-
го программирования.
Нормирование энергопотребления также является важ-
нейшей составной частью планирования энергохозяйства и
предшествует составлению энергобалансов. Оно охватывает
такие вопросы, как расчеты норм расхода топлива и энер-
гии на единицу выпускаемой предприятием продукции в
целом и по отдельным переделам, расходы одного энерго-
носителя на выработку и распределение другого энергоно-
сителя.
10.3.	Ремонт энергооборудования
Основой успешного функционирования энергохозяйства
промпредприятия является поддержание энергооборудова-
ния в состоянии эксплуатационной готовности. Это достига-
ется за счет своевременного выполнения текущих планово-
предупредительных и капитальных ремонтов оборудования,
а также снижения простоев, оборудования из-за ремонтов.
В практических случаях организация ремонтов требует вы-
полнения значительного объема работ, связанных с обра-
боткой постоянно возрастающего потока данных, сведе-
ний, сообщений, которые нужно систематизировать, обоб-
щать и анализировать, чтобы принять правильное и
оптимальное решение.
Исходя из этого, в составе АСУЭ предусматривается
подсистема «Ремонт энергооборудования», которая в зави-
симости от масштаба предприятия в свою очередь может
состоять из двух подсистем: «Ремонт электрооборудования»
и «Ремонт энергооборудования». На эти подсистемы воз-
лагается решение следующих задач: учет состояния обору-
дования, анализ состояния оборудования и планирование
его ремонта, материально-техническое обеспечение запас-
190
Ремонт энергооборудования
Планирова-
ние ремонта,
Оперативное
управление
Материально
техническое
снабжение
запчастями
Учет состоя-
ния оборудо-
вания
с
a
£
аЗ
tee
х
А X
о аз
А А
X О
X
X
А
А
&
X
8.
О
о
я JX
2 О
&
К
X
S
о
5
X
5
к
X
S
аЗ
g
В
&
х
X
>е<
аз
Ф
X
X
ф
ч
А
аЗ
э
&
X
п
X
S
gg
A S
5
X
JXX
Ф X
&• ф
А 2
2 Ф
X
88
А
2§
Ф X
X А
s§.
А О
8.#
X X
ода
iS §
ХЮ
аЗ аз
Ч Л
о
ф
Ф X
X X
X Ф
аз х
А Ч
8.8
х 3
2 А
Л
О аЗ
В X
X аз
аз JX
A F*
о аз
С Ф
О Е*
X о
аз
gg
Sr aS
аЗ
х а
аЗ X
2 X
X
Ф О
X Ф
А
&
X
a
iS
ф
X
с
Ф
аз
X
чэ
ф
аЗ
S
аЗ

Рис. 10.1. Структура задач подсистемы «Ремонт энергооборудования»
ними частями, планирование их потребности и изготовле-
ния, оперативное управление ходом выполнения ремонта.
Структура задач подсистемы «Ремонт энергооборудования»
показана на рис. 10.1.
Массивы данных по оборудованию, находящемуся в экс-
плуатации, включают в себя наименование, инвентарный
номер, год выпуска, массу, стоимость, место установки,
время работы или количество переключений за предшест-
вующий планируемому период времени и др. Контроль
времени работы оборудования или количества переключен
ний должен осуществляться автоматически, на основе ин-
формации, прступающей из подсистемы оперативного уп-
равления АСУЭ.
Анализ состояния оборудования производится с учетом
сведений о времени работы оборудования и результатов
191
периодического осмотра оборудования. На основании ана-
лиза исходных данных с учетом существующих нормативов
на ремонт ежеквартально составляется график ремонта обо-
рудования. Массивы нормативной информации по ремонту
включают нормативные сроки непрерывной работы обору-
дования (электродвигателей, трансформаторов, компрес-
соров, котлов и т. д.), допустимое количество коммутаци-
онных операций с выключателями, задвижками и другим
запорным оборудованием; нормативные сроки выполнения
ремонта по каждому-виду оборудования; трудозатраты;
сведения о запчастях и материалах, необходимых для ре-
монта5, и другие данные.
В комплекс задач «Оперативное управление ремонтом»
входит составление бланков-нарядов на выполнение работ.
В них отражается перечень работ, нормируемое время, ин-
вентарный-номер оборудования и данные, характеризующие
ремонт конкретного' вида оборудования. По окончании ра-
бот указываются использованные материалы, запчасти,
фактически затраченное время. Эти сведения используются
для накопления статистических данных по ремонту.
К оперативному управлению относится и руководство
при выполнении аварийных ремонтов, которые не преду-
сматриваются планами выполнения ремонтных работ.
В этом случае также составляется бланк-наряд. По окон-
чании работы вносится соответствующая информация в
статистические массивы по аварийным ремонтам. Эта ин-
формация отражает единицы оборудования, по которому
был выполнен аварийный ремонт, трудозатраты, время, ис-
пользованные запчасти и материалы, часы простоя обору-
дования по причинам аварий.
На основании полученных данных можно сделать выво-
ды о надежности того или иного _вида оборудования, что
позволяет объективно оценить состояние оборудования, вы-
явить типичные неисправности, наметить конкретные меро-
приятия по улучшению работы, более эффективно загру-
зить ремонтный персонал.
Автоматизированная система управления ремонтом,
обеспечивая высокий уровень его организации, требует по-
стоянной информации о наличии запасных частей на скла-
дах на данный момент и на ближайший период, определяе-
мый выполнением плановых ремонтных работ. Комплекс
этих задач возлагается на подсистему, которая осуществля-
ет контроль за наличием запчастей и расчет потребности в
них. Расчет потребностей производится на основании дан-
ных о наличии в текущий момент запчастей на складах,
192
плана проведения ремонта на предстоящий период с учетом
статистических данных об аварийных ремонтах за предше-
ствующий период.
Алгоритм контроля наличия запчастей сводится к сле-
дующему. Каждая запасная часть (электродвигатель, кон-
тактор, рабочее колесо насоса и др.) имеет свой номенкла-
турный номер (код). Структура номенклатурного номера
включает класс, подкласс, группу и подгруппу, что позво-
ляет систематизировать запчасти, на многие из которых
имеются каталоги, отражающие техническую характеристи-
ку и позволяющие подобрать необходимую деталь с учетом
взаимозаменяемости. Данные о движении материальных
ценностей со склада передаются на ЭВМ. На поступающие
запчасти выписывается приходный ордер, по расходным
операциям — требование с поставленными в них номенкла-
турными номерами.
Вычислительный центр на основании полученных сведе-
ний выпускает отчеты о суточном (недельном) движении
запчастей как покупных., так и собственного изготовления
за истекший период по номенклатуре и стоимости. Откло-
нения от установленных минимальной и максимальной норм
запаса для каждой номенклатуры отражаются в отчете об
отклонении запаса. Максимальная норма запаса — это
экономически обоснованная норма запаса запчастей, обес-
печивающая (при максимальном нормативе оборотных
средств) бесперебойную работу оборудования. Минималь-
ная норма — критически низкий запас. При дальнейшем
уменьшении может произойти срыв работы оборудования.
Для получения информации по ограниченной номенкла-
туре, необходимой для аналитической работы и оператив-
ного регулирования запасов, предусматривается классифи-
кация запчастей по классам, видам отклонений и времени
их возникновения.
Сведения о движении запчастей за истекший месяц со- I
держатся в ежемесячном отчете о движении и стоимости
запаса. В отчете отражаются накопительные итоги поступ-
лений и выдач с начала года в количественном и стоимост-
ном выражении и другие данные.
13—560
-	Глава одиннадцатая
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЭЦ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
11.1.	Краткая характеристика ТЭЦ и задачи АСУ ТЭЦ
В системах энергоснабжения многих крупных пром-
предприятий, как правило, имеются ТЭЦ, которые ^исполь-
зуются как источники электроэнергии, теплоты (пара и го-
рячей воды), доменного дутья, сжатого воздуха. В свою оче-.
редь ТЭЦ . являются потребителями угля, мазута,
природного газа. Зачастую они потребляют также топлив-
ные газы (доменный, коксовый), являющиеся продуктом
основного технологического производства предприятия. На
ТЭЦ некоторых предприятий турбины и котлы используют
вторичные энергоресурсы — теплоту уходящих газов про-
мышленных печей. Организационно заводские ТЭЦ явля-
ются отдельными цехами, находящимися в ведении службы
главного энергетика.
Как правило, на большинстве промышленных ТЭЦ ос-
новные агрегаты различных типов, установленные в раз-
ные годы, имеют отличающиеся друг от друга технические
и экономичёские характеристики. Поэтому вопросы опера-
тивного управления, оптимального выбора состава работа-
ющих агрегатов, распределения нагрузок котлов, топлива
между ними, а также распределения электрических, паро-
вых и теплофикационных нагрузок между турбоагрегатами
и водоподогревателями имеют важное значение.’Их успеш-
ное решение может быть осуществлено путем внедрения
автоматизированной системы управления АСУ ТЭЦ, орга-
низационно являющейся автономной подсистемой АСУЭ и
оснащенной соответствующими техническими средствами,
включая вычислительную технику.
Создание АСУ ТЭЦ, так же как и любой системы управ-
ления вообще, начинается со всестороннего анализа ТЭЦ
как’объекта управления и построения адекватных ей и ее
элементам моделей. При этом основное внимание уделяется
информационному аспекту управления:
информации об объекте управления, воспринимаемой
управляющей системой (учет);
переработке этой информации в соответствии с той или
иной целью’управления (анализ и принятие решений);
выдаче в качестве управляющих воздействий принятых
решений на объект управления (воздействие).
194
При анализе процессов
управления на ТЭЦ роль
объекта управления играет
вся электростанция с обору-
дованием, материальными и
денежными ресурсами, об-
служивающим персоналом.
Организационная структура
ТЭЦ совместно с существу-
ющими принципами функ-
ционирования может при
этом рассматриваться как
управляющая система.
Структура АСУ ТЭЦ
приведена на рис. 11.1.
К первоочередным задачам
АСУ ТЭЦ относятся следу-
ющие:
оперативное управление
и контроль работы тепло- и
электротехнического 'обору-
дования;
оперативное представле- Рис. 11.1. Структура АСУ ТЭЦ;
ние персоналу текущей, пе-
риодической и аварийной информации;
автоматическое ведение суточных ведомостей и ведомо-
стей отклонения параметров;
сбор и первичная обработка аналоговой и дискретной
информации о состоянии, параметрах и режиме работы
. тепло- и электротехнического оборудования;
регистрация и отображение переключений коммутаци-
онной аппаратуры главной электрической схемы и схемы
собственных нужд станции на 6 и 10 кВ;
регистрация срабатывания устройств -защиты и авто-
матики;
регистрация предаварийных, аварийных и послеаварий-
ных значений параметров;
контроль достоверности информации;
составление энергетических характеристик оборудова-
ния;
обработка данных испытаний технологического обору-
дорания;
расчет оптимального распределения нагрузки между
энергоблоками с выбором состава работающих агрегатов;
13*
195
составление и распечатка основных форм технической
отчетности;
расчет и анализ технико-экономических показателей
(ТЭП) энергоблоков и ТЭЦ в целом;
определение сроков чистки теплообменной аппара-
туры;
статистическая обр-аботка и прогнозирование показате-
лей и характеристик оборудования;
учет топлива;
анализ топливной составляющей себестоимости энер-
гии;
расчет и начисление заработной платы (если ТЭЦ на-
ходится на самостоятельном балансе).
Учитывая, что АСУ ТЭЦ представляет собой подсистему
АСУЭ, наряду с перечисленными задачами на нее возлага-
ется выработка необходимой информации для АСУЭ, а
также прием управляющих команд и рекомендаций из
АСУЭ. Поэтому при разработке математического обеспече-
ния отдельных_задач и принципов организации АСУ ТЭЦ
необходимо установить информационное соответствие меж-
ду АСУ ТЭЦ и АСУЭ путем применения единой системы
классификации и кодирования информации.
Кроме того, требуется установить взаимосогласованные
временные интервалы, через которые та или иная часть
общего массива «обменной» информации передается на со-
ответствующий уровень управления.
Должны быть определены и согласованы показатели,
входящие в массивы информации, циркулирующей между
уровнями управления, а также выявлены необходимые
приоритеты при решении всего комплекса задач (при этом
запросы высшего звена на информационное обеспечение
обладают одним из сам^х высших приоритетов).
Методы решения задач и организация выполнения на
уровне^АСУ ТЭЦ должны быть согласованы с требования-
ми, выдвинутыми при разработке соответствующих задач
на уровне АСУЭ.
Структура, состав и регламентация функций действую-
щий систем управления. ТЭЦ сложились под воздействием
традиционных («неавтоматизированных») методов и
средств управления. В условиях же функционирования
АСУ ТЭЦ комплексное решение задач управления пройз-
водством, использование экономико-математических мето-
дов и современных средств обработки данных является ос-
новой совершенствования методов управления.
196
11.2.	Подсистема «Планирование»
Эта подсистема предназначена для решения комплекса
организационно-управленческих задач, связанных с плани-
рованием выработки электроэнергии и теплоты, а также
затрат на эту выработку. Основными носителями входной
информации в этой подсистеме являются различные доку-
менты, подготовка ввода которых в ЭВМ осуществляется
персоналом ТЭЦ вручную или персоналом на уровне АСУЭ
предприятия и по каналам межмашинных связей вводимой
в ЭВМ АСУ ТЭЦ. Информация же о фактических данных
по работе ТЭЦ за отчетный период, необходимая для про-
v ведения анализа, автоматически подготавливается в дру-
v гих подсистемах АСУ ТЭЦ в виде отдельных массивов. Ти-
пичной входной информацией для рассматриваемой подси-
стемы АСУ ТЭЦ является:
план выработки электроэнергии и теплоты ТЭЦ на год;
план ввода и выбытия основных фондов ТЭЦ на год;
план выработки и использования топливных газов на
предприятии на год;
план работы технологического оборудования (печей),
являющегося источником вторичных энергоресурсов, на
год,, квартал, месяц;
планируемый расход и характеристика топлива, исполь-
' зуемого котлоагрегатами ТЭЦ, на год, квартал, месяц;
фактическая выработка электроэнергии и теплоты ТЭЦ
за отчетный период;
фактические показатели по ремонту котельных и тур-
бинных агрегатов и другого оборудования ТЭЦ за отчет-
ный период;
фактические расходы топлива и вторичных энергоресур-
сов за отчетный период;
фактические затраты электроэнергии на собственные
нужды ТЭЦ за отчетный период.
Для решения задач этой подсистемы используются ме-
тоды математической логики и математической статистики.
В результате решения задач выдается на печать ряд выход-
ных документов. "Масть информации формируется в масси-
вах и используется в качестве задания для задач других
«подсистем АСУ ТЭЦ или по межмашинным связям переда-
ется в АСУЭ предприятия.
Примерами выходных сведений являются инвентариза-
ционная опись основных фондов по отдельным подразде-
лениям ТЭЦ; стоимость основных фондов и плата за них по
структурным подразделениям ТЭЦ за отчетный период;
197
нормы и сумма амортизационных отчислений по структур-
ным подразделениям ТЭЦ за отчётный период; сумма амор-
тизационных отчислений по ТЭЦ на планируемый период
(год с разбивкой по кварталам, квартал—по месяцам); со-
став и структура производственных основных фондов ТЭЦ
за отчетный месяц текущего года; динамика структуры
производственных основных фондов ТЭЦ за отчетный год;
анализ состояния и эффективности использования произ-
водственных фондов ТЭЦ за отчетный период (месяц и
год).
Важной задачей подсистемы «Планирование» является
«Учет и анализ, топливной составляющей себестоимости
энергии». Она предназначена для автоматизированного уче-
та и проведения многофакторного анализа,, позволяющего
оперативно воздействовать на производственные затраты по
топливу с целью их максимального снижения. Кроме того,
данные, получаемые в результате решения задачи, исполь-
зуются при составлении соответствующей бухгалтерской
отчетности и при планировании производственно-хозяйст-
венной деятельности ТЭЦ. В зависимости от производст-
венных потребностей задача решается с различной перио-
дичностью: сутки (по требованию), нарастающим итогом с
начала месяца и месяц.
Основной объем исходной информации, используемой
при решении данной задачи, подготавливается автоматиче-
ски в двух других задачах АСУ: «Учет топлива» и «Расчет
и анализ технико-экономических показателей». Из задачи
«Учет топлива» используются'массивы информации с ба-
лансами топлива по видам за соответствующие периоды и
качественным составом его по маркам и поставщикам. Из
задачи «Расчет и анализ технико-экономических показате-
лей» используется массив информации, связанной с расхо-
дами, топлива и отклонениями по факторам и труппам фак-
торов. В качестве .исходной информации используются под-
готавливаемые ручным способом входные кодограммы по
учету топлива на основании данных документов поставщи-
ков и плановых показателей для анализа топливной со-
ставляющей себестоимости энергии.
Технологический алгоритм задачи включает в. себя: .
определение расчетно-нормативной цены топлива;
определение цены топлива по накладным поставщиков и
счетам; .
анализ затрат топливной составляющей себестоимости
’ энергии по факторам, зависящим и не зависящим от персо-
нала ТЭЦ (внутренние и внешние факторы).
198
В результате решения задачи на печать выдаются ведо-
мость движения топлива по расчетным данным ТЭЦ; ведо-
мость движения топлива по документам поставщиков;
структура затрат топливной составляющей себестоимости
энергии; анализ и динамика затрат топливной составляю-
щей себестоимости энергии.
. Основными потребителями этой выходной информации
являются служба главного энергетика предприятия через
АСУЭ, топливно-транспортный цех, планово-экономичес-
кий отдел и бухгалтерия предприятия; руководство ТЭЦ.
11.3.	Подсистема «Учет»
Подсистема «Учет» охватывает комплекс задач, связан-
ных с автоматизированным учётом выработанной ТЭЦ
электроэнергии и теплоты (пара'игорячей воды); учетом
поступления и расхода топлива; расчетом- различных тех-
нико-экономических показателей, связанных с поступаю-
щим топливом и результатами работы ТЭЦ.
Учет выработки электроэнергии и теплоты на ТЭЦ ана-
логичен задачам «Учет энергоносителей», алгоритмы кото-
рых приведены в гл. 8. По электроэнергии на ТЭЦ
необходимо организовать автоматизированный учет по ак-
тивной и реактивной электроэнергии с разбивкой по следу-
ющим статьям:
.электроэнергия, выработанная генераторами станции;
электроэнергия, потребленная на собственные нужды
ТЭЦ;
электроэнергия, выданная в распределительные сети
предприятия;
электроэнергия, переданная в энергосистему или полу-
ченная от нее, и т. п.
Вся эта информация должна поступать не реже 1 раза
в час, что обеспечит возможность оперативного контроля за
соблюдением заданных режимов и баланса электроэнер-
гии, экономию топлива и улучшение работы ТЭЦ.
В задаче «Учет топлива» осуществляется организация
учета поступления на ТЭЦ и расхода топлива на основных
этапах технологического процесса подготовки, приготовле- .
ния и использования топлива для получения электроэнер-
гии и теплоты.
Цистерны с мазутом и вагоны с углем по прибытии на
ТЭЦ взвешиваются с помощью вагонных весов. Информа-
ция о весе вагонов с топливом вводится на обработку в ви- ч
де кодограмм. С целью точного качественного учета посту-
199
лающего на производственные нужды топлива 1 раз в сме-
ну (желательно чаще) вводится кодограмма «Химический
анализ с подачи» по данным химического анализа угля, по-
даваемого ленточным транспортером. Полученная инфор-
мация о расходе мазута вводится в память ЭВМ 1 раз в
конце суток при помощи кодограммы «Объем расхода ма-
зута». При использовании на ТЭЦ в качестве топлива газа
его расход определяется также соответствующей кодограм-
мой.
При расчете баланса угля по маркам на ТЭЦ в настоя-
щее время применяется объемно-относительный метод рас-
чета, который дает удовлетворительный результат в тече-
ние длительного времени учета, например года и более;
Предпочтительным для АСУ ТЭЦ является определение
марки расходуемого угля по данным химического анализа
с подачи топлива. Для определения марки угля составля-
ется справочник марок с диапазонами изменения качест-
венных характеристик угля в максимально возможном ин-
тервале изменения.
Выходная информация задачи представлена следующи-
ми формами: «Баланс мазута за сутки», «Баланс угля за
сутки», «Баланс топлива с начала месяца», «Баланс топли-
ва за месяц (год)», «Качественный состав топлива за месяц
(год)». Задача решается с периодичностью 1 раз в сутки с
накоплением результатов решения для выдачи месячных и
годовых форм. Примером технико-экономических показате-
лей, расчет которых возлагается на АСУ ТЭЦ, является
расчет КПД каждого котлоагрегата, расчеты потерь элект-
роэнергии и теплоты, расчеты фактических удельных рас-
ходов топлива на выработку электроэнергии и теплоты и др.
11.4.	Подсистема «Оперативное управление»
Комплекс задач оперативного управления для ТЭЦ, так
же как и для других подразделений энергохозяйства пром-
предприятия, в основном сводится к централизованному
диспетчерскому управлению оборудованием, контролю за
состоянием этого оборудования, за основными параметра-
ми и режимами его работы, осуществлению оперативных
переключений, предотвращению развития аварий, руковод-
ству работой аварийных бригад и тому подобным' опера-
циям, связанным непосредственно с технологическими про-
цессами на ТЭЦ.
Однако оперативное управление ТЭЦ имеет свои специ-
фические особенности. Это прежде всего вызвано принци-
200
пиальным отличием установленного на ТЭЦ оборудования
от энергетических установок, обеспечивающих технологи-
ческий процесс. Поэтому на ТЭЦ предпочтительно осуще-
ствлять раздельное оперативное управление теплотехничес-
кой и электротехнической частями. Другой особенностью
ТЭЦ промпредприятий, а следовательно, и оперативного
управления ими является их зависимость по электрическим
параметрам от районных энергосистем, от используемого
топлива, зачастую являющегося продуктом основной тех-
нологии предприятия, и от состояния всего энергохозяйства
предприятия. Как правило, промышленные ТЭЦ обеспечи-
вают энергией потребителей первой категории по надежно-
сти электроснабжения и в периоды возможных аварий в си-
стемах энергоснабжений особая ответственность ложится
на ТЭЦ, от умелого оперативного управления работой ко-
торой в эти периоды в значительной степени зависит рабо-
та всего предприятия. Не останавливаясь на вопросах цент-
рализованного оперативного управления ТЭЦ, рассмотрим
некоторые входящие в состав АСУ ТЭЦ задачи оператив-
ного управления, для решения которых применяется вы-
числительная техника. К числу таких задач относится реги-
страция переключений коммутационной аппаратуры глав-
ной электрической схемы станции и схемы собственных
нужд.
Освобождение персонала от непроизводительных опера-
ций позволяет концентрировать его внимание на выполне-
нии оперативных действий с минимальной вероятностью
ошибок при переменном режиме станции, т. е. повышает
оперативность управления. Принцип регистрации аварий-
ной информации в хронологической последовательности
ее появления с разрешающей способностью до одного элек-
трического периода является важным средством анализа
аварий и сокращения простоя оборудования за счет полно-
ты данных о причинах аварий.
Исходной информацией для данной задачи являются
дискретные сигналы от двухпозиционных датчиков поло-
жения выключателей высокого напряжения, ключей ди-
станционного управления, комплектов устройств релейной
защиты и автоматики. Источниками сигналов могут быть
вспомогательные контакты выключателей, контакты вы-
ходных реле защит и ключей управления.
Для приема и преобразования дискретных сигналов
указанных датчиков, например при наличии УВМ из серии
АСВТ типа М-6000 или М-7000, используются агрегатные
модули ввода дискретных сигналов (МВвДИ) и инициа-
201
тивных сигналов (МВвИС). Модуль МВвДИ имеет 16 вхо-
дов для приема двухпозиционных сигналов и выдает в вы-
числительный комплекс по запросу от него 16-разрядный
двоичный код, разряды которого поставлены во взаимно-
однозначное соответствие входам. При использовании этих
модулей нужно периодически, с цикличностью до 15—20 мс
по программе опрашивать состояние указанных модулей.
Модуль ввода инициативных сигналов имеет 8 двухпози-
ционных входов и соотвественно выдает в вычислительный
комплекс 8-разрядный двоичнйй код.
Подключение первичных датчиков положения коммута-
ционной аппаратуры к МВвИС не требует периодического
опроса по инициативе вычислительного комплекса, посколь-
ку сам модуль вырабатывает я посылает специальный сиг-
нал, когда хотя бы на одном из входов произошло измене-
ние состояния. Вычислительный комплекс при появлении
данного сигнала опрашивает состояние данного модуля, т. е.
вводит в ОЗУ его слово. Такая система позволяет быстрее
обнаружить изменившийся вход и освобождает процессор
от необходимости периодически опрашивать большое коли-
чество датчиков.
Входные га-разрядные слова модулей ввода дискретной
информации, соответствующие сигналам га датчиков, вводят-
ся в ОЗУ процессора и сравниваются с хранящимися в ОЗУ
предыдущими сигналами этих же датчиков. Если хотя бы
один из сигналов указанной группы изменился, осуществ-
ляется его выделение (запоминание) в специальном мас-
сиве ОЗУ (буфере) и устанавливается маркер регистрации
событий. К сигналу положения выключателя добавляется
в качестве признака соответствующий сигнал выходного ре-
ле комплектов защит, действующих на отключение данного
выключателя или ключа дистанционного управления.
В первом случае, если изменился только сигнал поло-
жения выключателя без изменения признака, события вос-
принимаются как операции персонала. Одновременное из-
менение сигнала и признака свидетельствует об аварийной
ситуации. После каждого изменения сигналов производится
коррекция таблицы сигналов, хранящейся в ОЗУ.
Регистрация событий, записанных в буфере, выполняет-
ся по отдельной программе с использованием драйверов—
устройств ввода—вывода и соответствующих справочников.
В журнале аварий и операций регистрируется каждая опе-
рация дежурного персонала и аварийные сигналы в хроно-
логической последовательности появления. Появление ава-
рийного сигнала регистрируется красным цветом, исчезно-
202
вение — черным. При этом фиксируется точное время в
часах, минутах и секундах.
Кроме того, процессор подсчитывает и регистрирует ко-
личество срабатываний каждого выключателя под нагруз-
кой в межремонтный период, что позволяет осуществлять
эффективную систему контроля состояния коммутационной
аппаратуры и профилактических ремонтов.
Другим примером задач оперативного управления АСУ
ТЭЦ является оптимальное распределение нагрузок между
параллельно работающими котлоагрегатами в стационар-
ном режиме. В этом случае под понятием «оптимальный»
подразумевается такой режим работы котлоагрегатов при
минимуме расхода топлива- (газа или мазута) и постоян-
ном давлении в магистрали пара, при котором постоянно
соблюдается баланс нагрузки:
п
<П1)
i=i
где Q — суммарное потребление теплоты; Q,— выработка
тепла i-м котлоагрегатом.
Условием оптимальности является равенство относи-
тельных приростов расходов топлива каждым котлоагре-
гатом:
=	=	(11.2)
Традиционные способы регулирования распределения
нагрузки между параллельно работающими агрегатами
Сводятся к созданию систем с пропорциональным распре-
делением или заданным соотношением нагрузок между аг-
регатами. Эти системы обеспечивают качественное регули-
рование и устойчивую работу параллельно работающих
котлоагрегатов, благодаря чему нашли широкое распро-
странение, на тепловых электростанциях. Однако в уста-
новившихся режимах они не обеспечивают выполнения
условий оптимального распределения нагрузок, что при-
водит к перерасходу топлива (газа или мазута).. '
Использование же систем оптимального распределения
нагрузок в переходных режимах вследствие различной кру-
тизны характеристик  относительных приростов каждого
котлоагрегата и значительных запаздываний сигналов от
датчиков относительных приростов не может обеспечить
качественное регулирование нагрузок. Отрабатываемые
котлоагрегатами сигналы задания с учетом равенства от-
носительных приростов нагрузки в каждый момент време-
Ж
Рис. 11.2. Система оптимального автоматического регулирования нагру-
зок параллельно работающих котлоагрегатов:
1, .... л — котлоагрегаты; 1РК. п РК — регулирующие клапаны расхода мазу-
та (газа); ДД— датчик давления пара; УВМ — управляющая вычислительная
машина; 1ДОП, .... п ДОП —датчики относительных приростов каждого из п
котлоагрегатов; ПИ — корректирующий пропорционально-интегральный регуля-
тор; 1РН, .... п PH — регуляторы нагрузки каждого котла; 1ДР, .... п ДР — дат-
чики расхода мазута (газа); 1БО, .... п БО— блоки ограничений
ни могут быть резко различными, а на некоторых участках
графика нагрузки станции (котельной) вся нагрузка мо-
жет падать лишь на один котел.
Рассмотрим для примера реализацию способа автома-
тического регулирования нагрузок параллельно работаю-
щих котлоагрегатов, приведенного в [1], но не аппаратным
путем, а с использованием УВМ.
Систему автоматического регулирования нагрузок па-
раллельно работающих котлоагрегатов желательно по-
строить так, чтобы она не снижала динамических свойств
системы, осуществляющей пропорциональное распределе-
ние нагрузок, и в то же время удовлетворяла условию эко-
номического распределения нагрузок между агрегатами.
Этим требованиям может удовлетворять схема (рис. 11.2),
осуществляющая разделение процессов регулирования
нагрузок по времени, автоматически выбираемому самой
системой регулирования. Быстрые изменения нагрузки от-
рабатываются рсемя котлами одновременно, а после уста-
Ж
новления баланса мощности нагрузки перераспределяют-
ся по удельным приростам котлоагрегатов. При этом вре-
мя отстройки автоматически регулируется в соответствии
с запаздыванием сигнала относительного прироста. Поэто-
му в наиболее продолжительном стационарном режиме,
характерном для большинства станций, котлоагрегаты бу-
дут работать при экономически целесообразных нагрузках.
Схема, приведенная на рис. 11.2, включает в себя наря-
ду с элементами, относящимися к каждому котлу, общий
датчик давления пара в магистрали, корректирующий про-
порционально-интегральный регулятор, и общую УВМ, ис-
пользуемую в АСУ ТЭЦ или специальную для системы
регулирования.
Предполагается, что относительный прирост расхода
топлива непрерывно корректируется в ходе эксплуатации
по режимным параметрам датчиков относительных при-
ростов и поступает на вход УВМ, которая выполняет опе-
рации алгебраического суммирования:
п
fccp=	(lt3)
/S1
. А&г. = 6ср-Ьг,	(11.4)
где bt — относительный прирост расхода топлива i-ro кот-
ла; Ьср — среднеарифметическое значение относительного
прироста участвующих в регулировании котлов.
В качестве схемы пропорционального регулирования
может быть использована нашедшая широкое применение
на практике схема с корректирующим регулятором. Выход-
ные сигналы пропорционально-интегрального регулятора
воздействует на индивидуальные регуляторы нагрузок кот-
лов. Сюда же поступают сигналы Q,(- — действительная
(фактическая) тепловая нагрузка котла и &Q;— поправ-
ка к пропорциональному распределению, обеспечивающая
экономическое распределение.
Поправочный сигнал AQ, формируется УВМ для каж-
дого котлоагрегата:
=	(11.5)
о
где t — время интегрирования.
В установившемся состоянии давление пара в общем
паропроводе равно заданному, относительные приросты
расхода топлива всех котлов равны между собой (11.2) и
205
алгебраическая сумма входных сигналов, поступающих на
регуляторы нагрузки котлов 1РН,..., n PH, равна нулю:
<?зг + ДСг-Сг = 0,	(11.6)
где <?з< — заданная котлу нагрузка при пропорциональном
распределении.
Если под воздействием внутреннего возмущения изме-
нится, например увеличится, прирост bi, то одновременно
с ростом b.i увеличится Ьср. В результате на всех регулято-
рах нагрузки котлов, за исключением i-ro котла, появится
сигнал 4-AQ, а на i-м —AQ,. Котел i частично разгрузится,
а остальные нагрузятся. Перераспределение закончится,
когда снова будет выполнено условие (11.2). При измене-
нии нагрузки котельной давление в паропроводе острого
пара отклонится от заданного, на что корректирующий
регулятор отреагирует изменением задания Q3> Регулято-
ры 1РН,..., пРН приведут действительную нагрузку в соот-
ветствие с заданной и при появившемся различии в отно-
сительных приростах отдельных котлов (изменение нагруз-
ки, как правило, изменяет bi) выполнят коррекцию этой
нагрузки в соответствии с (11.2).
Для обеспечения работоспособности схемы предусмот-
рено интегрирование сигнала (6ср—bi), цель/ которого —
согласовать во времени сигналы воздействия на котел и
обратной связи по относительному приросту и распределить
нагрузки по условию равенства относительных приростов
котлоагрегатов. В начальный момент времени регулирова-
ния нагрузок (3—4 мин) AQ, не изменяется, так как за-
паздывают сигналы bi и ЬСр. Со временем корректирующий
сигнал медленно отклоняется от установившегося значе-
ния. Поэтому быстрые изменения нагрузок отрабатывают-
ся практически всеми участвующими в регулировании кот-
лоагрегатами. После отработки задания продолжается
экономическое перераспределение нагрузки между парал-
лельно работающими котлоагрегатами, пока [ (6ср—bi)dt
о
нё перестанет изменяться, т. е. подынтегральное выражение
не станет равно нулю, что возможно при выполнении ус-
ловия (11.2)? В установившемся режиме нагрузки между
котлами распределяются оптимально, о чем свидетельству-
ет равенство относительных приростов расхода топлива
котлов.
Экономичное распределение будет происходить практи-
чески без отклонений давления в общем паропроводе. Это
объясняется тем, что в процессе перераспределения нагруз-
206
ки часть котлоагрегатов будет нагружаться, а часть раз-
гружаться, и все время будет соблюдаться баланс нагрузкн
(11.1). Для ограничения (минимального и максималь-
ного значения) паропроизводительнрсти, давления в бара-
бане котла и скорости изменения нагрузки, которые могут
быть, достигнуты при экономичном распределении нагруз-
ки, используется специально предназначенный для этой
цели блок.
Глава двенадцатая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ АСУЭ
12.1. Стадии и этапы проектирования
В силу особенностей АСУЭ, вызванных, с одной сторо-
ны, ее связями с технологией энергоснабжения и АСУП
промпредприятия, а также территориальной отдаленно-
стью . энергообъектов друг от друга, а с другой стороны,
характером проектных работ, охватывающих научно-иссле-
довательские, опытно-конструкторские и непосредственно
проектные работы, не представляется возможным в настоя-
щее время выделить единый нормативный документ, кото-
рым следует руководствоваться при проектировании АСУЭ.
Тем не менее существует ряд документов, которые на раз-
личных этапах и стадиях проектирования отдельных под-
систем АСУЭ или отдельных разделов АСУЭ (техническо-
го обеспечения, математического обеспечения) являются
основополагающими. К ним в первую очередь следует
отнести Общеотраслевые- руководящие методические ма-
териалы по созданию АСУП» и «Общеотраслевые руково-
дящие методические материалы по созданию автоматизи-
рованных систем управления технологическими процесса-
ми в отраслях промышленности», а также различные ГОСТ,
относящиеся к АСУ.
Наряду с указанными материалами имеется множест-
во ведомственных нормативных документов, которые учи-
тывают специфику той или иной отрасли промышленности.
В свете изложенного, а также на основе имеющегося
опыта проектирования весь процесс создания АСУЭ может
быть-представлен моделью, показанной на рис.. 12.1. При
этом основными этапами и стадиями создания АСУЭ яв-
ляются: 1) решение о создании на предприятии АСУЭ;
207
Технический проект
Техническое
задание
Рис. 12.1. Модель создания АСУЭ
2) разработка технического задания; 3) технический про-
ект; 4) рабочий проект; 5) монтаж и наладка; 6) испыта-
ние системы; 7) сдача системы в. промышленную эксплуа-
тацию.	.
Техническое задание и технический проект должны ут-
верждаться вышестоящими инстанциями. Здесь необходи-
мо подчеркнуть, что сдача системы в эксплуатацию не мо-
жет рассматриваться как завершение всех работ над
АСУЭ. Практически под сдачей в эксплуатацию подразу-
мевается завершение монтажно-наладочных работ на пунк-
те управления энергохозяйством и внедрение минимума
программ, разработка которых была завершена в первую
208
Рабочий проект	Монтаж Испы-
и на- танин
ладка
очередь. По мере подключения новых энергообъектов к
системе управления, разработки новых программ, появле-
ния новых проблем по режимам работы энергохозяйства,
естественно, требуется проведение работ по развитию и со-
вершенствованию системы.
12.2. Объем и содержание проектных работ
Техническое задание (ТЗ). Первым и важнейшим эта-
пом работы, который проводится на стадии ТЗ, является
обслёдование объекта управления — энергохозяйства
предприятия. Это обследование охватывает как техничес-
14—560	209
кое состояние и анализ технологических процессов в от-
дельных энергохозяйствах, так й анализ информационных
потоков, существующей организационной и функциональ-
ной структуры служб главного энергетика^ Подробно мето-
дика обследования энергохозяйства на действующем пред-
приятии приведена в гл. 2. Для вновь проектируемых пред-
приятий предметом исследования на этой стадии работ
являются проекты по отдельным энергоносителям предприя-
тия, должностные инструкции, действующие, в данном
ведомстве, проект организационной структуры службы глав-
ного энергетика, информационные потоки в энергохозяй-
стве действующего предприятия, принятого за аналог. По
результатам обследования должны быть сделаны соответ-
ствующие выводы, охватывающие существующую систему
управления энергохозяйством, организационную и функ-
циональную структуры служб Главного энергетика. В вы-
водах указывается на узкие места в управлении энергохо-
зяйством и приводятся общие рекомендации по их устра-
нению. Одним из выводов может быть подтверждена необ-
ходимость создания на предприятии АСУЭ. Квалифициро-
ванное проведение обследования и правильно сделанные
выводы и рекомендации могут помочь службе главного
энергетика предприятия, не дожидаясь внедрения АСУЭ,
принять, меры по упорядочению управления энергохозяй-
ством.
Следующим этапом работы на стадии ТЗ является не-
посредственная разработка технического задания, вклю-
чающего перечень функциональных задач (как пример пе-
речень возможных задач, решение которых может быть
возложено на АСУЭ, приведен в приложении 1), функцио-
нальную структуру АСУЭ, организационную структуру
АСУЭ; предварительный синтез алгоритмов основных за-
дач АСУЭ, структуру технических средств и выбор основ-
ных технических средств АСУЭ, определение ожидаемых
затрат на внедрение АСУЭ и технико-экономическую эф-
фективность от внедрения, ТЗ на разработку новых техни-
ческих средств, рекомендации по внедрению АСУЭ, в том
числе определение видов и объема предстоящих научно^
исследовательских (НИР) и опытно-конструкторских работ
(ОКР), определение этапности и очередности внедрения.
Технический проект (ТП). Работа над техническим про-
ектом проводится по двум направлениям. Первое — это
разработка проекта в объеме, достаточном для составле-
ния сметы, на основании которой осуществляется затем
финансирование строительно-монтажных и последующих
210
проектных работ. В соответствии с этим на стадии техни-
ческого проекта решаются вопросы функциональной и ор-
ганизационной структуры АСУЭ, выбора штатов, техничес-
ких средств и их взаимосвязь.
Второе направление — это решение комплекса вопро-
сов, связанных с разработкой алгоритмов отдельных задач
АСУЭ, информационного и математического обеспечения,
т. е. таких вопросов, которые относятся к категории науч-
но-исследовательских работ. Далеко не всегда удается чет-
ко провести границу раздела между этими направлениями,
но, учитывая специфику работ, а также то, что они, как
правило, выполняются различными группами специалистов,
Рис. 12.2. Структура технических средств АСУЭ:
КП — контролируемый пункт; УВК — управляющий вычислительный комплекс
14*	?11
Таблица 12.1. Численность диспетчерского персонала
Состав диспетчерского персонала	Численность персонала при количестве КП			
	до 20	до 50	до 100	свыше 100
Начальник	диспетчерской службы	—	—	1	1
Старший диспетчер	1	2	3	3
Сменный диспетчер	з -	4	9	9
Подменный диспетчер	1	2	2	3
Итого	5	8	15	16
Таблица 12.2. Численность персонала, обслуживающего устройства
телемеханики
Состав персонала, обслуживающего устройства телемеханики	Численность персонала при количестве КП				
	ДО 25	до 50	ДО 75	до 100	свыше 100
Руководитель службы телеме-	—	—	1	1	1
хаинки					
Старший инженер по электро-	1	1	2	2	3
нике					
Инженер-наладчик по электро-	3	3	3	3	5
нике Техник-наладчик по электро-	3	 4	5	5	6
нике					
Слесарь 5-го разряда	2 /	3	4	5	6
Итого	9	11	15	16	21
Таблица 12.3. Численность персонала, обслуживающего вычислитель
Состав персонала, обслуживающего УВМ	Количество			
	М-6000	М-7000	СМ-1	
Начальник маши- ны Начальник сме- ны — инженер Дежурный . инже- нер Дежурный сле- сарь КИП (тех- ник) не ниже 5-го разряда Слесарь	КИП (техник) не ни- же 5-го разряда	1 1 3 (по 1 в смену) 3 (по 1 в смену) 1	1 1 3 (по 1 в смену) 3 (по 1 в смену) 1	1 1 3 (по 1 в смену) 3 (по 1 в смену) 1	
Итого	9	9	9	
213-
такое разделение совершенно необходимо. В соответствии
с изложенным в объем технического проекта входят:
1)	разработка структурной схемы АСУЭ (см. гл. 3), от-
ражающей принятый для данного предприятия принцип
построения АСУЭ, ее функциональную и организационную
структуры;
2)	разработка структурной схемы комплекса техничес-
ких средств. Эта схема в зависимости от масштаба пред-
приятия может выполняться единой для всего предприя-
тия или раздельно по системам управления отдельными
энергоносителями, как это показано на рис. 12.2 для систе-
мы электроснабжения. В последнем случае должна также
разрабатываться схема, где показана увязка технических
средств между собой;
3)	определение численности персонала, занятого в
АСУЭ, т. е. штатов диспетчерских служб, служб телемеха-
ники и вычислительной техники. В табл. 12.1—12.3 приве-
дены рекомендуемые численности персонала на один пункт
управления в зависимости от количества контролируемых
пунктов системы энергоснабжения и типа используемого
оборудования;
4)	разработка схем сбора информации с энергообъек-
тцв. Эти схемы по существу представляют собой упрощен-
ные однолинейные или технологические схемы энергообъ-
ектов с указанием объема информации, поступающей от
этих объектов на пункт управления и используемой для
ную технику
человек для УВМ типа
	СМ-2	М-400	см-з	СМ-4
	1	1	1	1
	1	1	1	1
	6 (по 2 в смену)	3 (по 1 в смену)	3 (по 1 в смену) 3 (по 1 в смену)	6 (по 2 в смену) 3 (по 1 в смену)
	3 (по 1 в смену)	3 (по .1 в смену)		
	2	‘ 1	1	2
	13	9	9	13
213-
Рис. 12.3. Однолинейная схема подстанции с объемом информации
различных задач АСУЭ, а
также команд, передавае-
мых е пункта управления на
объекты. Для примера на
рнс. 12.3 Показана схема с
объемом информации для
подстанции, а на рис. 12.4 —
технологическая схема на-
сосной станции. В приложе-
нии 2 приведены рекоменда-
ции по определению объема
информации, а в приложе-
нии 3 — условные графичес-
кие обозначения объема ин-
формации на однолинейных
и технологических схемах;
5)	разработка чертежей
компоновки оборудования
на пунктах управления.
Пример такого чертежа по-
казан на рис. 12.5;
6)	составление специфи-
каций и заявочных ведомо-
- стей на оборудование, приборы, кабельную продукцию, ма-
териалы для монтажа;
7)	разработка алгоритмов задач первой "очереди
АСУЭ. По алгоритмам приводится их описание, аналити-
ческие, графические или логические зависимости, а также
структурные схемы;	-
8)	разработка принципов информационного обеспечения
АСУЭ, включая построение базы данных, кодирование ин-
формации, формирование массивов информации, алгорит-
мы корректировки, обновление и редактиррвание.этих мас-
сивов, форм представления информации;
 9) составление сметы на оборудование АСУЭ, его мон-
таж, последующие стадии проектных, научно-исследова-
тельских и опытно-конструкторских работ;
10) определение экономической эффективности от внед-
рения АСУЭ.
Наряду с перечисленным в объем проектных работ на
стадии ТП входит разработка заданий на выполнение
смежных проектов. Сюда относятся задания на строитель*
ную часть, включая-отопление и вентиляцию, на электро-
снабжение оборудования АСУЭ, на выполнение каналов
связи для АСУЭ, на учет требований АСУЭ в проектах
Насосная станция Jf°2a I подъема
Рис. 12.4.- Технологическая схема
насосной станции с объемом ин-
формации
. 215
тио , 1шо
Рис. 12.5. Компо
новка оборудова-
ния на пункте уп-
равления:
1 — диспетчерский
щит; 2 — диспетчер-
ский пульт; 3 — чер-
ио-белый дисплей-
ный модуль; 4 —
цветной дисплейный
модуль; 5 — стойки
вычислительного
комплекса СМ-2; 6 —
конструкция для,
устройств сопряже-
ния с ТМ-ЗОГ И
ТМ-310; 7 — устройст-
во подготовки дан-
ных; 8 — устройство
вывода на перфолен-
ту; 9 — ящик для
перфоленты;	10 —
устройство ввода с
перфоленты;	11 —
устройство быстрой
печати;	12 <—дис-
плейный модуль;
13 — устройство пос-
ледовательной печа-
ти; 14 — устройство
ТМ-310; 15— устрой-
ство ТМ-301;	16-г
щит питания; 17 •—
выпрямительное уст-
ройство; 18 — щнт
питания и реле; 19 —
аппаратура связи;
20 — кроссовый шкаф
энергообъектов для новых объектов или на реконструкцию
энергообъектов для действующих объектов.
Для выполнения работ по пп. 7 и 8 необходимо исполь-
зование вычислительной техники, с помощью которой мо-
гут быть опробованы разработанные алгоритмы. Идеаль-
ным случаем может быть использование при выполнения
проекта вычислительных машин тех же типов, что и пре-
дусмотренные в проекте. Однако это условие далеко не
всегда выполнимо. Поэтому желательно, чтобы ЭВМ, на
которых производится проверка разработанных в ТП ал-
горитмов, имела трансляторы с тех же алгоритмических
языков, что и ЭВМ, предусмотренная для объекта.
Технический проект является основной стадией проек-
тирования, где может быть отражен весь комплекс вопро-
сов, учитываемых в АСУЭ. От уровня проработки и при-
нятых технических решений в техпроекте в значительной
степени зависит успех дальнейшей реализации АСУЭ.
Рабочий проект (РП). Так же, как и технический про-
ект, рабочий проект выполняется по двум направлениям.
Однако во всех случаях на этой стадии должна быть уточ-
нена структура АСУЭ, так как при утверждении ТП воз-
можны различные изменения в структуре, а это в свою оче-
редь отражается на составе комплекса технических
средств. На основании этой структуры ведется дальнейшее
проектирование АСУЭ.
Важнейшим этапом проектирования комплекса техни-
ческих средств является разработка заданий на изготовле-
ние комплектных изделий: диспетчерских щитов с мнемо-
схемами, диспетчерских пультов, устройств телемеханики,
щитов с измерительными преобразователями, панелей пи-
тания. Для выполнения этого этапа работ необходимо
уточнить однолинейные или технологические схемы с объ-
емом информации, разработать принципиальные схемы, а
также схемы соединений и чертежи фасадов комплектного
оборудования, составить перечни комплектующего обору-
дования.
Параллельно с этой работой рекомендуется приступить
к разработке детальных алгоритмов по первоочередным
задачам АСУЭ. Здесь следует особое внимание обратить на
размер каждой задачи и определить требуемый объем опе-
ративной и внешней памяти ЭВМ, а также необходимое
время для ее решения. На основании этих данных и с уче-
том внедрения последующих задач АСУЭ составляется
задание на изготовление ЭВМ и ее периферийных уст-
ройств.
217
Следующим этапом рабочего проектирования комплек-
са технических средств является разработка рабочей до-
кументации, которая включает в себя разработку схем под-
ключений комплектных и других устройств; составление
кабельных журналов; выполнение чертежей прокладки
кабелей; составление заказных спецификаций и ведомостей
на оборудование, кабельную продукцию, материалы для
монтажа.
Разработка программного обеспечения может выпол-
няться только после того как будет точно определен тип
используемой ЭВМ. Практика показывает, что наиболее
рациональным является разработка программного обеспе-
чения после согласования ЭВМ с заводом-изготовителем.
Этап программирования занимает, как правило, значи-
тельно больше времени, чем рабочее проектирование.
Поэтому этот этап может продолжаться практически до
окончания монтажно-наЛадочных работ всего комплекса
технических средств. Разработанные программы должны
быть отлажены непосредственно на объекте или у разра-
ботчика при наличии у него соответствующей вычислитель-
ной техники. После отладки программ необходимо прове-
сти комплекс испытаний всех технических средств АСУЭ,
а также программ, включая тестовые, контрольные и диаг-
ностические.
12.3, Технико-экономическая эффективность
Решающим фактором внедрения АСУЭ на любом пром-
прёдприятии является ее технико-экономическая эффектив-
ность. Учитывая, что АСУЭ охватывает комплекс мероприя-
тий, включая непосредственную автоматизацию энергообъ-
ектов и централизованное оперативное телемеханизирован-
ное управление энергоснабжением, технико-экономическую
эффективность целесообразно рассматривать совместно.
Главным показателем эффективности . йнедрения
АСУЭ является повышение надежности и бесперебой-
ности энергоснабжения, которое оказывает прямое влия-
ние на ритмичность работы предприятия.
Внедрение АСУЭ в значительной степени способствует
улучшению параметров, характеризующих качество энер-
гоносителей. Например, по электроэнергии это — напря-
жение иа шинах, частота-в сети; по водоснабжению и дру-
гим энергоносителям, протекающим по трубопроводам —
давление в магистралях. В результате установления рацио-
218
нальных режимов энергоснабжения, ведения учета энерго-
носителей и расчета фактических технико-экономических
показателей АСУЭ оказывает существенное влияние на та-
кие экономические факторы, как расходы энергоносителей,
затраты на их выработку и распределение.
Экономический эффект достигается также вследствие
уменьшения эксплуатационных расходов в связи с высво-
бождением дежурного персонала на отдельных энергообъ-
ектах (подстанциях, насосных станциях и т. п.). Для но-
вых энергообъектов, проектируемых с учетом централизо-
ванного управления, не предусматривается помещений
для обслуживающего персонала и как следствие — допол-
нительных средств управления и сигнализации, поэтому и
в этом случае также достигается значительная экономия.
Несмотря на отмеченные экономические показатели, вслед-
ствие того что АСУЭ не оказывает непосредственного
влияния на увеличение выпуска предприятием продукции,
определение экономической эффективности в каждом кон-
кретном случае является достаточно затруднительным.
Последнее замечание является особенно существенным,
так как при внедрениях любых АСУ интегральным крите-
рием эффективности является размер снижения затрат нд
Г руб. реализуемой продукции после внедрения системы.
Для оценки экономической эффективности вновь про-
ектируемых АСУЭ в табл. 12.4 приведены некоторые пока-
затели эффективности и их величины, которые были со-~
ставлены на основании отечественных и зарубежных дан-
ных.
Основным показателем экономической эффективности
АСУЭ является срок окупаемости У затрат на ее реализа-
цию. Для определения срока окупаемости необходимы сле-
дующие показатели.
а)	единовременные капитальные затраты Зк на внедре-
ние АСУЭ, определяемые затратами на проектирование;
на разработку математического обеспечения; на приобре-
тение оборудования, материалов, каналов связи; на строи-
тельство; на монтажные и наладочные работы, на транс-
портные расходы. Эти затраты определяются на основании
соответствующих смет, ценников или по трудозатратам;
б)	ежегодные эксплуатационные затраты Зэ, включаю-
щие амортизационные отчисления (в соответствии с уста-
новленными .нормами амортизации); стоимость электро-
энергии, необходимой для питания технических средств
АСУЭ; стоимость транспорта, материалов и рабочей силы,
требуемых для обслуживания системы управления.
219
Таблица 12.4. Экономические показатели эффективности АСУЭ
Показатель эффективности	Источник- эффективности	Эффективность, %
Электроэнерг Снижение потребле- ния электроэнергии Снижение платы за разрешенную 30-минут- ную максимальную мощ- ность в часы максиму- мов энергосистемы Снижение стоимости необслуживаемых под- станций Снижение эксплуата- ционных расходов Сокращение простоя технологического обо- рудования нз-за пере- рывов в электроснабже- нии Снижение расхода тех- нической и питьевой во- ды Снижение	расхода электроэнергии на выра- ботку и распределение воды, удаление и пере- работку стоков Снижение эксплуата- ционных расходов	ия и объекты электросна? Ежесменный и ежесу- точный учет электроэнер- гии; расчет фактических удельных расходов элек- троэнергии; определение оптимального состава включенного оборудо- вания; регулирование графика нагрузки пред- приятия и оптимальное распределение реактив- ной мощности Учет электроэнергии; контроль 30-мннутного максимума Централизованное опе- ративное управление. Сокращение обслу- живающего персонала вследствие	введения централизованного уп- равления и автоматизи- рованного учета Централизованное опе- ративное управление Водоснабжение Ежесменный и .ежесу- точный учет расхода воды Расчет фактических удельных расходов элек- троэнергии на выработ- ку и распределение во- ды, удаление н перера-, ботку стоков; поддержа- ние оптимального давле- ния воды в трубопрово- дах Централизованное опе- ративное управление	Жжения 1,5-4 2—5 20—25 Определяется ко- личеством дежур- ных на подстан- циях 0,2—0,8 1,5—3 1—2,5 Определяется ко- личеством дежур- ных на насосных станциях
220
I
I
Продолжение табл. 12.4
Показатель эффективности	Источник эффективности	Эффективность, %
	. Газоснабжение	
Снижение	расхода топливных газов Сокращение простоя технологического обо- рудования из-за пере- рывов в газоснабжении Повышение калорий- ности газовых смесей Снижение • эксплуата- ционных расходов	Ежесменный и ежесу- точный учет расхода га- за; измерение давления газа в контрольных точ- ках Централизованное опе- ративное управление Оптимальное регули- рование газосмеситель- иых установок Централнзоваииое опе- ративное управление	0,5—1,5 0,2—0,3 15—20 Определяется ко- личеством дежур- ного персонала
Теплосиловое хозяйство
Снижение расхода па-	Ежесменный и ежесу-	1,5—4
ра	точный учет расхода; из-	1,5—4 1— 2 0,5—1
- Снижение расхода го- рячей воды Снижение	расхода сжатого воздуха Снижение расхода ма- зута	мерение давления в кон- трольных точках	
Снижение	расхода	' Расчет фактических	1—2,5
электроэнергии на выра- ботку и распределение теплоты (в паре, горя- чей воде, конденсате, хи- мически очищенной во- де), воздуха	удельных расходов элек- троэнергии; поддержа- ние оптимального давле- ния в трубопроводах	
Снижение эксплуата-	Централизованное опе-	Определяется ко-
ционных расходов	ративное управление	личеством дежур- ного персонала
Кислородо-азотоснабжение
Снижение	расхода	Ежесменный н ежесу-	0,5—1
кислорода		точный учет расхода;	
Снижение расхода азо- та		измерение давления в контрольных точках	0,3—0,8
Сокращение	времени	Учет времени простоя	1,5—2
простоя вагонов		вагонов; централизо- ванное оперативное уп- равление	
221
Продолжение табл. 12.4
Показатель эффективности	Источник эффективности	Эффективностью %
Снижение расхода электроэнергии на выра- ботку кислорода и азота Снижение эксплуата- ционных расходов	Расчет фактических удельных расходов элек- троэнергии; оптималь- ное регулирование воз- буждения синхронных двигателей по минимуму потерь) Централизованное опе- ративное управление	2—4 Определяется ко- личеством дежур- ного персонала
	жба главного энергетика	
Сокращение времени ремонта электро- и энергооборудования Повышение произво- дительности труда	Автоматизированное составление графиков ремонта и контроль за их выполнением; плани- рование и учет матери- ально-технического снаб- жения Централизованное опе- ративное управление; учет расхода энергоно- сителей и' составление балансов энергии; авто- матизированное состав- ление документации	2—3 50—70
По нормам Госплана СССР амортизационные отчисле-
ния За на вычислительную технику и телемеханику состав-
ляют 12 % их сметной стоимости, на контрольно-измери-
тельные приборы и испытательное оборудование—10,7%.
Ежегодная стоимость электроэнергии, потребляемой
техническими средствами АСУЭ, может быть определена
по формуле
3Ю~РЩ,К, -
где Р — суммарная установленная мощность, кВт; /=
= 8760— число часов работы в году; Ц3— стоимость элект-
роэнергии, руб/(кВт-ч); К—0,8 —коэффициент использо-
вания мощности.
Ежегодная стоимость запчастей и, материалов З3, необ-
ходимых для ремонта технических средств, принимается в
размере 3—4 % стоимости этих средств.
Ежегодная заработная плата Зр одного работника дис-
222
петчерской службы, службы телемеханики и группы вы-
числительной техники принимается 2—3 тыс. руб. Итого
ежегодные эксплуатационные затраты, связанные с обслу-
живанием АСУЭ, могут быть определены по формуле
Зэ = За + Зэл + З3 + Зр;
в)	ежегодная экономия, получаемая от внедрения от-
дельных подсистем и задач АСУЭ. Эта экономия может'
быть определена на основании.конкретных данных объек-
та, где внедряется АСУЭ, и данных, приведенных в
табл. 12.4. Суммарная ежегодная экономия Эя может
быть представлена как
п
Г=1
где 3; — экономия от внедрения i-й задачи АСУЭ.
В соответствии с методикой определения экономической
эффективности, разработанной Академией наук СССР,
годовой экономический эффект определяется по формуле
9f = V — ЕВ3К,
где У=Эя— Зя — годовой прирост прибыли; Ен — норма-
тивный коэффициент экономической эффективности.
На основании этих данных определяется срок окупае-
мости, лет:
Т =
Наряду с определением экономической эффективности
и срока окупаемости при выполнении проектов АСУЭ не-
обходимо проводить технико-экономическое сравнение ва-
риантов структуры АСУЭ.
К числу сравниваемых, показателей по каждому из воз-
можных вариантов относятся, например, затраты на строи-
тельную часть, на вычислительную технику и телемехани-
ку, на каналы связи, на межмашинные связи й на обслу-
живание технических средств.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Примерный перечень задач, решение которых может быть возложено
на автоматизированную систему управления энергоснабжением
(АСУЭ) крупного промышленного предприятия
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность ре- шения	Пользователь
1101 1102 1103 1104 1105 1106 1201 •1202 1203 1204 1205 1206 1207 1208 1209 1210 1211 1212	1. Отдел главного энергетика 1.1. Оперативное управление Контроль основных па- При изменениях в ГД ОГЭ раметрон энергоснабже- системе ния и работы основных энергетических агрегатов Воспроизведение ин- То же	ГД ОГЭ формации на цветном дисплее Выдача рекоменда- » »	ГД ОГЭ ций по оптимальному ве- дению режимов в систе- мах энергоснабжения Формирование и кор- ректировка обменных массивов с: АСУП	>	>	Пр АСУ эиергоцехон	»	»	Пр АСУ ТЭЦ,	»	>	Пр 1.2. Планирование	энергопотребления Проект норм расхода	ГН ОГЭ котельно-печиого топли- ва, электроэнергии и теп-4 лоты на: пятилетку	1 раз в год год	2 раза в год квартал	1 раз в квартал Расчет потребности	ГН ОГЭ в котельио-печном топли- ве на: пятилетку	1	раз в год год	2	раза в год квартал	1	раз в квартал Расчет потребности в	ГН ОГЭ электроэнергии на: пятилетку -	1 раз в год год	2 раза в год квартал	'	1 раз в квартал Расчет потребности в	ГН ОГЭ тепловой энергии на: пятилетку	1	раз в год год '	2	раза в год квартал	1	раз в квартал		
224
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность ре- шения	Польз ователь
1213	Расчет потребности в технической воде на: пятилетку	1 раз в год	ГН огэ
1214	год	2 раза в год	
1215	квартал	1 раз в квартал	ГН огэ
1216	Расчет потребности в сжатом воздухе на: пятилетку	1 раз в год	
1217	год	2 раза в год	
1218	квартал	1 раз в квартал	ГН огэ
1219	Расчет баланса тепло- ты на: год	2 раза в год	
1220	квартал	1 раз в квартал	
1221	Расчет баланса элек- троэнергии на: год	2 раза в год	ГН огэ
1222	квартал	1 раз в квартал	
1223	Расчет баланса при- родного газа на: год	2 раза в год	ГН огэ
1224	квартал	1 раз в квартал	
1225	Расчет баланса домен- ного газа на: год	2 раза в год	ГН ОГЭ
1226	квартал	1 раз в квартал	
1227	Расчет баланса коксо- вого газа на: ' год	2 раза в год	ГН огэ
1228	_ квартал	1 раз в квартал	
1229	Расчет баланса техни- ческой воды на: год	?	2 раза в год	ГН огэ
1230	квартал	1 раз в квартал	
1231	Расчет баланса домен- ного дутья на: год	2 раза в год	ГН огэ
1232	квартал	1 раз в квартал	
1233	Расчет баланса кисло- рода на: год	2 раза в год	ГН огэ
1234	квартал	1 раз в квартал	
1235	Расчет графика огра-	4 раза в год	ГН ОГЭ
1236	ничення подачи природ- ного газа на год Расчет графика огра-	То же	
	ннчення	потребления электроэнергии	-	ГН огэ
15—560
225
Продолжение прил. 1
Шифр вадачи	Наименование задачи	Периодичность ре- шения	Пользователь
	1.3. Отчетность по	энергоиспользованию	
1301	Т аблица	электроиа- грузок-линий от энерго-	1 раз'в месяц	ГР ОГЭ
	системы		
1302	Таблица электрона- грузок завода	1 раз в 10 дней	ГР ОГЭ ГЭ ГР ОГЭ
1303	Таблица качества све- жей воды	1 раз в сутки	
			ГЭ, РП
1304	Учет потребления эиер- горесурсов (ежедневно)	То же	
			ГН ОГЭ
1305	Учет  эиергоресурсов и удельных расходов за:		
			
	месяц	1 раз в месяц	
1306	квартал	1 раз в квартал	
1307	год	1 раз в год	ГН ОГЭ, ГЭ
1308	Сводные производст- венно-экономические по- казатели энергетических . цехов предприятия за:		
			
	месяц	1 раз в месяц	
1309	квартал	I раз в квартал	
1310	год	1 раз в год	ГН ОГЭ
	Отчет о ' выполнении норм расхода топлива за:		
			
			
1311	квартал	1 раз в квартал	
1312	год	1 раз в год	ГН ОГЭ, ппо
1313	Отчетный топливно- энергетический баланс	1 раз в год	
			
	за год Справка о работе ТЭЦ		РТ, ГЭ, ппо
	за:		
1314	месяц	1 раз в месяц	
1315	квартал	1 раз в квартал	-
1316	год	1 раз в год	РТ, ГЭ, ГР ОГЭ, ппо
	Справка о выработке и отпуске электроэнергии		
			
	ТЭЦ за:		»
1317	- месяц	1 раз в месяц	
1318	квартал	1 раз в квартал	
1319	год	1 раз в год	РТ, ГЭ, ГР ОГЭ, ппо
	Справка о выработке и отпуске теплоты ТЭЦ		
	за:		
1320	месяц	1 раз в месяц	
1321	квартал 	1 раз в квартал	
1322	год	1 раз в год	
1323	Сводный годовой от-	То же	ГН ОГЭ, ГЭ, РП
	чет о работе энергохо- зяйства		
226
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
1.4. Материально-техническое снабжение
1701	Массивы информации по сырью и материалам	1 раз в месяц	ГН ОГЭ,	ППО
1702	Расчеты остатков по- ступлений и расхода сырья и материалов	1 раз в месяц	ГН ОГЭ,	ППО
1703	Массивы заявок на сырье и- материалы от цехов	1 раз в 10 дней	ГН ОГЭ	
1704	Формирование ведо- мостей распределения материалов	1 раз в квартал	ГН ОГЭ	
1705	Ведение	оборотных ведомостей по товарно- материальным счетам	1 раз в 10 дней	ГН ОГЭ,	БП
1706	Составление платеж- ных поручений	1 раз в месяц	БП	
2. Электроснабжение			
	2.1. Оперативное управление		
2101	Постоянный контроль положения коммутаци- онных аппаратов, появ- ления аварийных й пре- дупредительных сигна- лов	При изменениях в системе	ДЭл
2102	Выполнение оператив- ных переключений в се- тях	То же	ДЭл
2103	Измерение текущих	> >	ДЭл
	значений электрических параметров (напряже-		
	ние, ток, активная и ре- активная мощность, ча- стота)		
2104	Воспроизведение ин- формации на цветном дисплее	» »	ДЭл
2105	Контроль времени ра- боты и количества сра- батываний основного электрооборудования	> >	ГРЭ
2106	Расчет допустимых нагрузок трансформа- торов ГПП и ТЭЦ по условиям нагрева	> >	ДЭл
15*
227
Продолжение прил. 1
Шифр еадачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
2107	Контроль за произвол-	При изменениях в	ДЭл
	ством переключений для подстанций со сборными шинами	системе	
2108	Контроль графика на- грузки предприятий	1 раз в 10 мин	ДЭл, ГР OF9
2109	Определение повреж- денного кабеля при за- мыканиях на землю	При	появлении сигнала	ДЭл
2110	Восстановление по- слеаварийных режимов	При изменениях в системе	ДЭл
2111	Разгрузка системы и выравнивание графика нагрузки Оптимальное управле- ние графиком нагрузки завода	По требованию	ДЭл
2112		В часы максиму- мов 1 раз в 10 мин	ДЭл
2113	Оптимальное распре- деление реактивной мощ- ности	При отклонении напряжения	ДЭл, ГР ОГЭ
2114	Диагностика неис- правностей на объектах электроснабжения	При изменениях в системе	ДЭл, АБ
2115	Анализ аварийных си- туаций	То же	ДЭл, АБ, 1Р ОГЭ
2116	Модель сети электро- снабжения 2.2. Учет э	> » лектроэнергии	ДЭл, ГР ОГЭ
2201	Учет активной элек- троэнергии, потребляе- мой от энергосистемы	1 раз в смеиу	ДЭЛ, ГР ОГЭ
2202	Учет реактивной элек- троэнергии, потребляе- мой от энергосистемы Учет активной элек- троэнергии, вырабаты- ваемой заводскими источниками	То же X	ДЭл, ГР ОГЭ
2201		1 раз в смену	ДЭл, ГД ОГЭ
2202	Учет реактивной элек- троэнергии, вырабаты- ваемой заводскими ис- точниками	То же	ДЭл, ГД ОГЭ
2201	Учет активной элек- троэнергии, передавае- мой сторонним потреби- телям	» )>	ДЭл, ГД ОГЭ
2202	Учет реактивной элек- троэнергии,	передавае- . мой сторонним потреби- телям	» »	ДЭл, ГД.ОГЭ
228
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
2201	Учет активной элек- троэнергии, потребляе- мой предприятием	1 раз в смену	ДЭл, ГД Огэ
2202	Учет реактивной элек- троэнергии, потребляе- мой предприятием		ДЭл, ГД огэ
2203	Учет активной элек- троэнергии, потребляе- мой отдельными цехами и производствами	1 раз в час	ДЭл, ГД огэ, гдп
2204	Расчет cos ср и tg<p по предприятию 2.3. Технико-экош	1 раз в смену омические показатели	ДЭл, ГД огэ
2301	Расчет потерь электро- энергии	По требованию	ДЭл
2302	Расчет удельных рас- ходов электроэнергии по энергетическим цехам	1 раз в час	ДЭл; ГД огэ
2303	Расчет удельных рас- ходов электроэнергии по технологическим це- хам	1 раз в час	ДЭл, ГДП
2304	Расчет текущего 30- -минутного максимума нагрузки 2.4. Ремонт эм	В часы максиму- мов 1 раз в 10 мин ’ктрооборудования	ДЭл, ГД огэ, ГЭ, РП
2401	Расчет графика ремон- та электрооборудования	1 раз в квартал	ГРЭ, РЦС
2402	Массивы информации по электрооборудованию	При изменениях в системе	ГРЭ, ПР
2403	Составление заявок на приобретение электро- оборудования 2.5. Планировс	•1 раз в квартал шие и отчетность	ГРЭ, РЦС
2501 2502 2502 2503	Планирование (рас- чет) норм расхода элек- троэнергии на год с раз- бивкой по кварталам Расчет баланса, элек- троэнергии на: год квартал	1 раз в год н 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал	ГН ОГЭ, РЦС ГН ОГЭ, РЦС
2504	Статистический ана- лиз потребления элек- троэнергии	То же	РЦС, ГЭ, РП
229
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
2505 2506 2507 2508 2509	Отчетный баланс элек- троэнергии за:	1 раз в 10 дней 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в сутки	ГН ОГЭ, ГЭ, ППО, РП
	10 дней месяц квартал год Отчет о работе элек- трооборудования за: сутки		РЦС, ГЭ
2510	месяц 3. Система 3.1. Оператие	1 раз в месяц зодосиабжения шое управление	
к.			
3101	Постоянный контроль положения насосных аг- регатов, коммутацион- ных аппаратов, появле- ния аварийных и преду- предительных сигналов	При изменениях в системе	ДВ
3102	Контроль за отклоне- нием параметров от до- пустимых пределов	То же	дв дв
3103	Управление насосны- ми агрегатами и комму- тационными аппаратами		
3104	Измерение текущих значений электрических		дв
	(той двигателей) и не- электрических (давле- ние, расход, уровень, температура) парамет-		
3105	Воспроизведение ин- формации на цветном дисплее		дв
3106	Контроль времени ра- боты основного обору- дования		ГРЭ
3107	Модель сети водоснаб- жения	» »	ДВ
3108.	Анализ аварийных си-		дв
3109	туаций Контроль (качествен- ный н количественный) сбросов в окружающую среду	1 раз в сутки	ДВ, ГД ОГЭ, ГЭ
230
Продолжение прил 1
Шифр вадачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
3.2. Учет расхода воды			
3201	Учет выработки и по- требления питьевой во- ды	1 раз в смену	ДВ, ГД ОГЭ
3202	Учет выработки и по- требления технической воды	То же	ДВ, ГД огэ
3203	Учет подачи воды на- сосными станциями	1 раз в час	ДВ
3204	Учет активной элек-' троэнергии по цеху во- доснабжения	1 раз в смену	ДВ. РЦВ
3.3. Технико-экономические показатели
3301	Расчет фактических	1 раз в смену	ДВ, ГДП, РЦВ
3302	удельных расходов воды технологическими про- изводствами Расчет фактических	То же	ДВ, РЦВ
	удельных расходов элек- троэнергии на производ- ство и распределение воды * 3.4. Ремонт	оборудования	
3401	Расчет графика ремон-	1 раз в квартал	ГРЭ, РЦВ
3402	та оборудования Массивы информации	При изменениях	ГРЭ, Пр
3403	по оборудованию Составление заявок	в системе 1 раз в квартал	ГРЭ, РЦВ
3501	на приобретение обору- дования 3.5. Планиров Планирование (рас-	тние и отчетность 1 раз в год и раз	ГН ОГЭ, РЦВ
3502 3503	чет) норм расхода воды на год с разбивкой по кварталам - Расчет баланса техни- ческой н питьевой воды на: год квартал	в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал	ГН ОГЭ, РЦВ
3504	Статистический ана-	То же	РЦВ, ГЭ, РП
	лиз выработки, распре- деления и потреблении воды		
1
231
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
3505	Отчетный баланс тех- нической и питьевой во- ды за: месяц	1 раз в месяц	ГН ОГЭ, ГЭ, РЦВ, ППО, РП
3506 3507 3508 3509 3510	квартал год Отчет о работе обору- дования за: месяц квартал год	1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год	РЦВ, ГЭ
4. Теплоснабжение (горячее водоснабжение и паросиабжение)
' 4.1. Оперативное управление
4101	Постоянный контроль	При изменениях в	ДТ
	состояния котлов, насос- ных агрегатов, коммута- ционных аппаратов, по- явления, аварийных и предупредительных сиг- налов	системе	
4102	Контроль за отклоне- нием параметров от до- пустимых пределов	То же	ДТ
4103	Управление коммута- ционной аппаратурой	При изменениях в системе	ДТ
4104	Измерение текущих значений неэлектриче- ских параметров (давле- ние, расход, температу- ра, уровень и пр.)	То же	ДТ
4105	Воспроизведение ин- формации на цветном дисплее		ДТ ГРЭ
4106	Контроль времени ра- боты основного оборудо- вания		
4107	Модель сети горячего водоснабжения ~~		ДТ
4108	Модель сети пароснаб- ження - 4.2. Уч	» )> гт теплоты	:	ДТ
4201	Учет выработки тепло- ты в горячей воде, по- требления ее предприяти- ем и отпуска сторонним потребителям	1 раз в смену	ДТ, ГД ОГЭ
232
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование вадачи	Периодичность решения	Пользователь	
4202	Учет выработки тепло- ’ты в паре, потребления ее предприятием и отпу- ска сторонним потреби- телям	1 раз в смену	ДТ,	ГД ОГЭ
4203	Учет теплоты, возвра- щаемой с конденсатом	То же	дт	
4204	Учет химически очи- щенной воды		дт	
4205	Учет активной элек- троэнергии' на выработ- ку и распределение теп- ла	» ъ	ДТ, РЦТ.	
4206	Учет расхода топлива (уголь, мазут, газ) или	1 раз в сутки	ДТ, РЦТ	ГД ОГЭ,
	вторичных энергоресур- сов на выработку тепло- ты в горячей воде н па- ре			
4.3. Технико-экономические показатели
4301	Расчет фактических	1 раз в смену	ДТ, ГДП, РЦТ
4302	удельных расходов теп- лоты в горячей воде, и паре технологическими производствами		ДТ, РЦТ
	Расчет фактических удельных расходов элек- троэнергии на. производ- ство и распределение - теплоты в горячей воде и паре	1 раз в смену	
4303	Расчет фактических' удельных расходов топ- лива или вторичных энергоресурсов на выра- ботку теплоты в горячей	1 раз в сутки	ДТ, РЦТ, ГД ОГЭ
	воде и паре 4.4. Ремонт	оборудования'	
4401	Расчет графика ремон- та оборудовании	1 раз в квартал	ГРЭ, РЦТ
4402	Массивы ииформацин по оборудованию	При изменениях в системе	ГРЭ, Пр
4403	Составление заявок на приобретение оборудова- ния	1 раз в квартал	ГРЭ, РЦТ ,	.
233
Продолжение прил. 1
Шифр еадачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
	4.5. Планирование и отчетность		
4501 4502 4503 4504 4505 4506 4507 4508 4509 4510	Планирование (рас- чет) норм расхода теп- лоты в горячей воде и паре на год с разбивкой по кварталам Расчет баланса тепло- ты в горячей воде и па- ре на: год квартал Расчет потребностей топлива или вторичных энергоресурсов на про- изводство теплоты в го- рячей воде и паре Отчетный баланс теп- лоты в горячей воде н паре за: месяц квартал год Отчет о работе обору- дования за: месяц квартал год	1 раз в год, 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал То же 1 раз в месяц * 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год	ГН ОГЭ, РЦТ ГН ОГЭ, РЦТ ГН ОГЭ, РЦТ ГН ОГЭ, ГЭ, РЦТ, ППО, РП РЦТ, ГЭ
	5. Воздухоснабжение 5.1. Оперативное управление		
5101 5102 5103 5104	Постоянный контроль состояния компрессоров, коммутационных аппа- ратов, появления ава- рийных • и предупреди- тельных сигналов Контроль за отклоне- нием параметров от до- пустимых пределов Управление турбоком- прессорами и коммута- ционными аппаратами Измерение текущих значений неэлектриче- ских параметров (давле- ние, расход, температу- ра н пр.)	При изменениях в системе То же	дт ДТ дт дт
234
Продолжение прил. 1
Шифр вадачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
5105	Воспроизведение ин- формации на цветном дисплее	При изменениях в системе	ДТ
5106	Контроль времени ра- боты основного оборудо- вания	То же	ГРЭ
5107	Модель системы воз- духоснабжения 5.2. Уч<	?т воздуха	ДТ
5201	Учет выработки возду- ха и потребления его отдельными цехами предприятия	1 раз в смену	ДТ, ГД ОГЭ
5202	Учет электроэнергии на выработку и распре- деление воздуха	1 раз в смену	ДТ, ГД ОГЭ
5.3. Технико-экономические показатели
5301	Расчет фактических	1 раз в смену	ДТ, ГДП РЦТ
5302	удельных расходов воз- духа технологическими цехами Расчет фактических	1 раз в сутки	ДТ, РЦТ
5401	удельных расходов элек- троэнергии на производ- ство и распределение воздуха t 5.4. Ремонт Расчет графика ремон-	оборудования 1 раз в квартал	ГРЭ, РЦТ
5402	та оборудования Массив информации	При изменениях в	ГРЭ, Пр
5403	по оборудованию Составление заявок	системе 1 раз в квартал	ГРЭ, РЦТ
5501	на приобретение обору- дования 5.5. Планирова Планирование (рас-	ние и отчетность 1 раз в год, 1 раз	ГН ОГЭ, РЦТ
5502 5503	чет) норм расхода воз- духа с разбивкой по кварталам Расчет баланса возду- ха на: год квартал	в квартал 1 раз в год, 1 раз в квартал	ГН ОГЭ, РЦТ
235
Продолжение прил. 1
Шифр вадачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь 
5504	Отчетный баланс воз- духа за: месяц	1 раз в месяц	ГН огэ, гэ, РЦТ, ППО, РП
5505	квартал	1 раз в квартал	
5506	год	1 раз в год	РЦТ, гэ
5507	Отчет о работе обору- . дования за: месяц	1 раз в месяц	
5508	квартал	1 раз в квартал	
5509	год	1 раз'а год	
6. Кислородо-азотосиабжеийе
6.1. Оперативное управление
6101	Постоянный контроль	При изменениях	дк
	состояния блоков разде- ления воздуха, компрес- соров, коммутационной аппаратуры, появления аварийных и предупре- дительных сигналов	' в системе	
6102	Контроль за отклоне- нием параметров от до- пустимых пределов	То же	дк
6103	Управление 'коммута- ционными аппаратами	» »	дк
6104	Измерение текущих значений неэлектриче- ских параметров	» »	дк
6105	Воспроизведение ин- формации на цветном дисплее	» »	дк
6106	Контроль времени ра- боты основного обору- дования	» »	ГРЭ
6107	Модель систем кисло- родо- и азотоснабжеиия	» »	дк ДК, РЦК, гдп
6108	Контроль	времени простоя вагонов с балло- нами кислорода и азота 6.2. Учет кис	По прибытии и убытии лорода и азота	
6201	Учет выработки кисло- рода и потребления его отдельными	цехами	1 раз в час	ДК, ГД огэ
6202 236	предприятия Учет выработки азота и потребления его от- дельными цехами пред- приятия	То же	ДК, ГД огэ
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
6203	Учет кислорода и азо-	1 раз в смену	дк, гдп, РЦК
6204	та, отправляемых в бал- лонах на сторону У чет	’электроэнергии	1 раз в час	дк, ГД огэ
6301	на выработку кислорода и азота 6.3. Технико-эконо Расчет фактических	мические показатели 1 раз в смену	дк, гдп, РЦК
6302	удельных расходов кис- лорода технологически- ми цехами Расчет фактических	То же	ДК, ГДП, РЦК
6303	удельных расходов азо- та технологическими це- хами Расчет фактических		ДК, РЦК
6401	удельных расходов элек- троэнергии на производ- ство и распределение кислорода и азота 6.4. Ремонт Расчет графика ремой-	оборудования 1 раз в квартал	ГРЭ, РЦК
6402	та оборудования Массивы информации	При изменениях в	ГРЭ, Пр
6403	по оборудованию Составление заявок на	системе 1 раз в квартал	ГРЭ, РЦК
6501	приобретение 2 оборудо- вания 6.5. Планировс Планирование (рас-	гние и отчетность 1 раз в год, 1 раз	ГН ОГЭ, РЦК
6502	чет) норм расхода кис- лорода с разбивкой по кварталам Планирование (рас-	в квартал 1 раз в год, 1 раз	ГН ОГЭ, РЦК
6503 6504 6505 6506	чет) норм расхода азо- та с разбивкой по квар- талам Расчет баланса кисло- рода на: год - квартал Расчет баланса азота На: год квартал	в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал	ГН ОГЭ, РЦК. ГН ОГЭ, РЦК
237
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
6507-	Отчетный баланс кис- лорода эа: месяц	1 раз в месяц	ГН ОГЭ, ГЭ, РЦК, НПО, РП
6508 -6509 6510	квартал год Отчетный баланс азо- та за1 месяц	1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц	ГН, ОГЭ, ГЭ, РЦК, ппо, РП
6511 6512 6513	квартал год Расчет	потребного	1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал	ДК, ДК ОГЭ,
6514 6515 6516	количества вагонов для отправки кислорода и азота в баллонах на сто- рону Отчет о работе обору- дования за: месяц квартал год	1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год	гдп РЦК, ГЭ
7. Газоснабжение (топливные' газы)
7.1. Оперативное управление
7101	Постоянный контроль состояния объектов га-	При изменениях в системе		дг
	зоснабжения, коммута- ционной аппаратуры, за появлением аварийных и			
	предупредительных сиг- налов			дг
7102	Контроль за отклоне- нием параметров от до- пустимых пределов	То	же	
				дг
7103	Управление коммута- ционными аппаратами			
				дг
7104	Измерение текущих значений неэлектриче- ских параметров			
				дг
7105	Воспроизведение ин- формации на цветном			
				
	дисплее			дг
7106	Модели систем газо- снабжения			
				ДГ, ГР ОГЭ
7107	Контроль режимов по-			
	требления природного	•		
	газа			ДГ, ГР огэ
7108	Оптимальное регули-			
	рование газосмешения и газопотребления			
238
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	ГТерНОДИЧНиСТЬ решения	Пользователь
7109	Контроль (количест- венный н качественный) выбросов газа в окру- жающую среду 7.2. У	1 раз в сутки чет газа	ДГ, ГД ОГЭ. ГЭ
7201	Учет потребления при- родного газа предприя- тием и отдельными це- хами	1 раз в смену	ДГ, ГД ОГЭ, ГДП
7202	Учет выработки и по- требления коксового га-	То же	ДГ, ГД ОГЭ
7203	Учет выработки н по- требления доменного газа		ДГ, ГД ОГЭ
7204	Учет выработки и по- требления смешанных газов		ДГ, ГД ОГЭ
7205	Учет электроэнергии на выработку и распре- деление газов 7.3. Т ехнико-эконс	омические показатели	ДГ, РЦТ
7301	Расчет . фактических удельных расходов га- зов технологическими цехами	1 раз в смену	ДГ, ГДП, РЦТ
7302	Расчет фактической калорийности газов	1 раз в сутки	РЦГ, ГР ОГЭ
7303	Р асчет ф актнческнх удельных расходов элек- троэнергии на выработку н распределение газов 7.4. Ре мот	1 раз в смену оборудования	ДГ, РЦГ
7401	Расчет графика ре- монта оборудования	1 раз в квартал’	ГРЭ, РЦТ
7402	Массивы информация по оборудованию	При изменениях в системе	ГРЭ, Пр
7403	Составление заявок на приобретение обору- дования 7.5. Планиров	1 раз в квартал ание и отчетность	ГРЭ, РЦГ
7501	Планирование (рас- чет) норм расхода газа с разбивкой по кварта лам	1 раз в год, 1 раз в квартал	ГН ОГЭ, РЦГ
239
Продолжение прил. 1					
	Шифр задачи	Наименование.за дачи	Периодичность решения	Пользователь	
1	7502 7503 7504 7505 7506 7507 7508 7509 7510 7511 7512 7513 7514 7515 7516 7517 7518 7519 7520 . 7521 7522 7523 7524	Расчет баланса при- родного газа на; год квартал Расчет баланса коксо- вого газа на: год квартал Расчет баланса до- менного газа на: год квартал Расчет баланса сме- шанного газа на: год квартал Отчетный баланс при- родного газа за: месяц квартал год Отчетный баланс кок- сового газа за: месяц квартал год Отчетный баланс до- менного газа за: месяц - квартал год Отчетный баланс сме- шанного газа за: месяц квартал год Отчет о работе обору- дования за: месяц квартал год	1 раз в год 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц 1 .раз в квартал 1 раз в год 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год	гн огэ, РЦГ, ГЭ ' ГН ОГЭ, РЦГ, гдп ГН ОГЭ, РЦГ, гдп ГН ОГЭ, РЦГ ГН ОГЭ, ГЭ, РЦГ, ППО, РП ГН ОГЭ, ГЭ, РЦГ, ППО, РП ГН ОГЭ, ГЭ, РЦГ, ППО, РП ГН ОГЭ, ГЭ, РЦГ РЦГ, ГЭ	
		8. Топливоснабжение			<
е		8.1. Оперативное управление			
	8101	Постоянный контроль состояния объектов ма- зутоснабжения, появле- ния аварийных и преду- предительных сигналов	Прн изменениях в системе	дт	
240
Продолжение прил. 1
Шифр задачи	Наименование задачи	Периодичность решения	Пользователь
8102	Контроль режимов по- требления мазута	При изменениях в системе	ДТ, ГД огэ, гэ
8103	Контроль	времени простоя вагонов с топ- ливом (мазут, уголь) 8.2. Ук	По прибытии и убытии вагонов >т топлива	ДТ, РЦТ, РТ, ГДП
8201	Учет поступлений и по-	1 раз в сутки	ДТ, ГД огэ.
8202	требления мазута на предприятии		ГДП, ГЭ, РП
	Учет поступлений и потребления угля на предприятии	1 раз в сутки	ГД ОГЭ, ГДП, ГЭ, РП
	8.3. Технико-экономические показатели		
8301	Р асчет ф актических удельных расходов топ- лива на получение элек- троэнергии и теплоты 8.4. Ремонт	1 раз в смену оборудования	ГН ОГЭ, РТ
8401	Расчет графика ре- монта оборудования	1 раз в квартал	ГРЭ, РТ, РЦТ
8402	Массивы информации по оборудованию	При изменениях	ГРЭ, Пр
8403	Составление заявок на приобретение оборудо- вания 8.5. Планировс	1 раз в квартал шие и отчетность	ГРЭ, РТ, РЦТ
8501	Планирование (расчет) норм расхода топлива с разбивкой по кварталам Расчет заявок на топ- ливо на:	1 раз в год, 1 раз в квартал	ГН огэ, гэ, ГДП . ГН ОГЭ, ППО, ГЭ. РП
8502	год	1 раз в год	ч
8503 8504 8505 8506	квартал Отчет по топливополь- зованию за: месяц квартал год	1 раз в квартал 1 раз в месяц 1 раз в квартал 1 раз в год •	ГН огэ, гэ, ППО, РП
Примечания: 1. Приведенный перечень задач характерен для крупных
предприятий металлургической промышленности.
2. Принятые сокращения: РП — руководство предприятия; ППО —планово-
производственный отдел предприятия; БП — бухгалтерия предприятия; РТ — ру-
ководство ТЭЦ; ГН* ОГЭ — группа нормирования отдела плавного энергетика;
ГР ОГЭ — группа режимов отдела главного энергетика; ГРЭ — группа ремонта
электро-, эиергооборудования отдела главного энергетика; ГДП — главный дис-
петчер предприятия; ГД ОГЭ — главный диспетчер отдела главного энергетика;
ДЭл — диспетчер электроснабжения; ДВ — диспетчер водоснабжения; ДТ —дис-
петчер теплосилового хозяйства; ДК — диспетчер кислородо- и азотоснабження;
ДГ — диспетчер газоснабжения; РЦС, РЦВ, РЦТ, РЦГ — руководство цехов се-
тей и подстанций, водоснабжения, теплосилового, кислородосиабжеиня, газоснаб-
жения; АБ — аварийные бригады; Пр — программисты.
16—560	.	.	241
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Объем информации в системах централизованного оперативного
уиравления энергоснабжением
1.	Объем передаваемой и обрабатываемой в рассматриваемых сис-
темах информации должен определяться в каждом случае на основе
тщательного обследования энергохозяйства действующего или анало-
гичного проектируемому предприятия, изучения опыта эксплуатации и
режимов работы энергообъектов, имеющихся в контролируемой систе-
ме, с учетом задач, поставленных перед данной диспетчерской службой,
принятого уровня автоматизации контролируемых объектов, а также ис-
ходя из структуры и задач АСУЭ и АСУП. Требуемые объемы переда-
ваемой информации н автоматизации целесообразно рассматривать сов-
местно.
2.	Объем передаваемой управляющей и контрольной информации
должен быть достаточным для выполнения диспетчерской службой воз-
ложенных на нее задач. При определении объема информации для каж-
дого КП рекомендуется рассматривать возможность ограничения мини-
мальным количеством сигналов и объектов управления.
3.	При определении объема информации, передаваемой с энергообъ-
ектов, работающих в автоматическом режиме, если прекращение их ра-
боты на время, необходимое для прибытия на объект аварийной- или
ремонтной бригады, не может привести к развитию аварии или неисправ-
ности, следует ограничиться только общей аварийной и предупреждаю-
щей сигнализацией.
4.	Для особо ответственных потребителей, ие удовлетворяющих
требованиям, изложенным в п. 3, автоматическое управление должно
дублироваться телеуправлением (ТУ) с пункта управления.
5.	При определении объема ТУ по согласованию с технологом не-
обходимо учитывать возможность принятия мер противопожарной
безопасности. К таким мерам может относиться, например, ТУ задвиж-
ками на трубопроводах с горючими газами и легковоспламеняющимися
горючими жидкостями, ТУ системами аварийной вентиляции, телеотклю-
чения электроснабжения и вентиляции.
6.	Для телеуправляемых объектов, расположенных на сооружени-
ях, работающих без постоянного дежурного персонала, операции ТУ не
должны требовать дополнительных оперативных переключений на месте
(с выездом на объект персонала).
7.	Для объектов, которые нормально работают в автоматическом
режиме, но в некоторых случаях требуют ТУ, необходимо осуществлять
перевод их работы с автоматического режима на режим телеуправления
с ПУ.
8.	Объем телерегулирования (ТР), сопровождаемый, как правило,
телеизмерением соответствующего технологического параметра, должен
быть достаточным для поддержания диспетчером необходимых пара-
метров в контролируемой системе.
242
9.	Объем телесигнализации должен обеспечить передачу на пункт
управления предупреждающих и аварийных сигналов, а. также отобра-
жение на ПУ состояния н положения основных элементов системы энер-
госнабжения, предельно допустимых концентраций отдельных компонен-
тов, содержащихся в стоках и сбросах из систем энергоснабжения в
окружающую среду, сигналов о состоянии- устройств телемеханики и
других основных технических средств.	- .
10.	Объем телеизмерения текущих значений параметров (ТИТ) дол-
жен обеспечить диспетчерскому персоналу возможность измерения ос-
новных электрических или технологических параметров, характеризую-
щих работу системы энергоснабжения и необходимых диспетчеру для-
рационального управления системой, возможность локализации и лик-
видации аварий, а также контроля показателей, связанных с защитой
окружающей среды.
11.	При определении объема ТИТ в первую очередь необходимо
рассматривать возможность использования вместо телеизмерений теле-
сигнализации предельных значений контролируемых параметров или от-
клонения их от установленной нормы.
12.	Воспроизведение ТИТ на ПУ следует осуществлять по вызову
(по выбору) или непрерывно в соответствии с задачами, поставленными
перед диспетчерской службой, и возможностями устройства телемеха-
ники, используемого в системе управления. Для наиболее ответственных
параметров, постоянно характеризующих работу контролируемой систе-
мы энергоснабжения (например, частоты и суммарной потребляемой
мощности в системе электроснабжения), допускается ТИТ осуществлять
постоянно на специально выделенные приемные приборы.
13.	Воспроизведение ТИТ на ПУ может осуществляться с помо-
щью аналоговых, цифровых или регистрирующих приборов.
Аналоговые приборы рекомендуется применять в тех случаях, ког-
да диспетчера наряду со значением измеряемого параметра интересует
тенденция его изменения и отклонения от заданного значения, вызы-
ваемые режимом работы системы или в результате ТУ или ТР (напри-
мер, напряжение на сборных шинах в системе электроснабжения, дав-
ление жидкостей и газов в трубопроводах других систем энергоснабже-
ния, уровня жидкости в резервуарах и пр.).
Цифровые приборы рекомендуется применять в тех случаях, когда
диспетчеру необходимо знать конкретное значение параметра, измеряе-
мого с высокой точностью (например, частота — в системе электроснаб-
жения; расход жидкостей и газов, температура и пр. — в других сис-
темах энергоснабжения).
Регистрирующие приборы иа ПУ следует применять для записи наи-
более ответственных суммарных параметров, которые необходимы для
анализа работы системы энергоснабжения. Установка регистрирующих
измерительных приборов нд пункте управления должна быть предельно
ограничена и выполнена при помощи малогабаритной аппаратуры. Ре-
16*
243
гистрацию измеряемых величии, как правило, следует осуществлять по-
средством контрольно-измерительных регистрирующих приборов, уста-
новленных на контролируемых пунктах.
14.	Объем телеизмерений интегральных параметров (ТИИ) должен
обеспечить персоналу службы главного энергетика предприятия воз-
можность составления энергетических балансов и выполнения расчетов
различных технико-экономических показателей работы системы энерго-
•снабжеиия.
15.	При организации на предприятии АСУЭ необходимые для ее
учетно-расчетной подсистемы ТИИ рекомендуется предусматривать в
составе системы централизованного управления, что исключает необ-
ходимость установки дополнительных технических средств для форми-
рования и передачи такой информации в другие подсистемы АСУЭ.
16.	Во всех системах энергоснабжения ТИИ следует осуществлять
по вызову диспетчера или автоматически через заданные промежутки
времени, например через 1 ч, 8 ч, 24 ч.
17.	Воспроизведение ТИИ на пункте управления должно осуществ-
ляться в основном в виде протокола, на бланке с помощью электро-
управляемой пишущей машинки. Допускается также дополнительное
визуальное воспроизведение ТИИ на цифровых индикаторах.
18.	В тех случаях, когда для составления энергетических балансов
необходимо выполнение расчетов расходных параметров в нормируе-
мых (а не в измеряемых ТИИ) единицах, или для корректировки изме-
ренных значений по параметрам окружающей или измеряемой среды
одновременно с ТИИ следует осуществлять ТИТ соответствующих па-
раметров с последующей регистрацией их иа бланке печатающей ма-
шинкой или вводом в ЭВМ.
19.	Ниже приведены объем информации для различных систем
энергоснабжения промпредприятий, в пределах которого рекомендуется
устанавливать объем информации для конкретных телемеханизируемых
энергетических объектов, а также рекомендации по определению этого
объема.
20.	Электроснабжение. Телеуправление. (ТУ)-, выключателями на пи-
тающих линиях, секционными и на линиях связи между подстанциями
и распределительными пунктами на напряжении выше 1000 В —при
отсутствии АВР или при необходимости осуществления оперативных
переключений; выключателями понизительных трансформаторов — при
необходимости выполнения режимных переключений; выключателями на
линиях, оборудованных АЧР, — при отсутствии ЧАПВ; коммутационны-
ми аппаратами на питающих линиях, секционными и на линиях связи
между подстанциями на напряжении 0,4; 0,66 кВ — в случаях, когда
требуется обеспечить питание потребителей 0,4; 0,66 кВ от ограничен-
ного числа трансформаторов (например, при односменной или двух-
сменной работе предприятия, в режиме выходного дня и пр.); выклю-
чателями автоматизированных преобразовательных агрегатов, питаю-
244
щих распределительные шины; выключателями на линиях тяговых под-
станций, питающих контактную сеть; выключателями на линиях 6,
10 кВ батарей конденсаторов — при отсутствии автоматического регу-
лирования; контакторами освещения территории предприятия.
Телерегулирование (ТР): коэффициента трансформации силовых
трансформаторов, допускающих регулирование под нагрузкой, — при
необходимости поддержания в системе электроснабжения параметров,
задаваемых энергоснабжающей организацией; емкости батарей конден-
саторов, нмеющйх секционное. подключение, — в тех же случаях; воз-
буждения синхронных двигателей и компенсаторов, влияющих на рас-
пределение реактивной мощности в сети.
Т елесигнализация (ТС): положения всех телеуправляемых объектов;
положения -нетелеуправляемых выключателей вводов, секционных, ши-
носоединительных и обходных; выключателей силовых трансформаторов
и других электроприемников при напряжении выше 1000 В, которые по
характеру эксплуатации находятся в ведении цеха сетей и подстанций;
положения отделителей на вводах при напряжении 35, НО кВ и выше;
положения выключателей крупных электропрнемников, существенно
влияющих на распределение мощности, которые по характеру эксплуа-
тации должны управляться с места, нз цеха; аварийного отключения
любого выключателя (одни общий сигнал с контролируемого пункта);
неисправности телеуправляемого трансформатора или преобразователь-
ного агрегата при внутренних повреждениях (например, при действии
газовой или дифференциальной защиты трансформатора и т. п.); сра-
батывания устройств АЧР (один общий сигнал с контролируемого пунк-
та); замыкания на землю в сетях выше 1000 В (один общий сигнал с
каждой головной подстанции); неисправности на контролируемом
пункте (один общий сигнал с контролируемого пункта, включающий в
себя недопустимое изменение температуры в отапливаемых помещениях,
замыкание на землю и исчезновение напряжения" в цепях оперативного
тока, повреждения в цепях трансформаторов напряжения, переключение
питания цепей телемеханики на резервный источник и т. п.); неисправно-
сти трансформатора или преобразовательного агрегата (сигнал для
каждого агрегата, получаемый, например, при перегрузке, перегреве или
срабатывании первой ступени газовой защиты); неисправности на К.ТП,
находящихся в ведении цеха сетей и подстанций (один сигнал с КТП);
падения давления в маслонаполненных кабелях (по одному сигналу на
каждую кабельную линию); возникновения пожара на контролируемых
объектах (прн появлении дыма); открывания дверей на необслуживае-
мых объектах.
Телеизмерения текущих значений параметров: суммарной мощности
(активной и реактивной), получаемой от каждого источника и по пред-
приятию в целом (ТИТ суммарных значений по предприятию в целом
осуществляется постоянно и с выводом, на регистрирующие приборы,
а по каждому источнику—по вызову); мощности (активной и реактив-
245
f
ной) трансформаторов на ГПП; напряжения на шинах головных под-
станций; тока на одном из концов линий между подстанциями, если эти
линии по режиму Нагрузки могут перегружаться; тока на телеуправляе-
мых трансформаторах и преобразовательных агрегатах; тока на бата-
реях конденсаторов; тока на линиях к наиболее крупным и ответствен-
ным электроприемннкам; частоты на вводах от энергосистемы и от за-
водских источников в отдельных обоснованных случаях.
Телеизмерения интегральных значений.параметров: активной и ре-
активной электроэнергии на вводных линиях связи с энергосистемой; ак-
тивной электроэнергии на отходящих линиях, определяющих электриче-
ский баланс отдельных подразделений и предприятия в целом; активной
электроэнергии на линиях, питающих сторонних потребителей; реактив-
ной электроэнергии кЬмпенсирующих устройств для контроля заданного
режима работы.
21.	Водоснабжение. Телеуправление (ТУ)-, насосами производствен-
ного и хозяйственно-питьевого водоснабжения, не работающими в ав-
томатическом режиме, — при необходимости выполнения режимных пе-
реключений с ПУ; насосами производственного и хозяйственно-питьево-
го водоснабжения, включение и отключение которых нормально
осуществляется автоматически, — в случае если может возникнуть не-
обходимость оперативного вмешательства диспетчера в работу автома-
тизированной установки; насосами производственного и хозяйственно-
питьевого водопровода, требования к электроснабжению которых
соответствуют первой категории йо надежности; насосами противопо-
жарного водопровода, управление которыми не осуществляется нз по-
мещения пожарной охраны; насосами отдаленных насосных станций,
работающих без постоянного дежурного персонала; насосами артезиан-
ских насосных станций при необходимости дублирования автоматики в
отдельных режимах; коммутационными задвижками в сети водоснаб-
жения и на автоматизированных насосных станциях — при необходи-
мости выполнения эксплуатационных переключений с ПУ или для воз-
можности осуществления переключений в аварийных режимах.
Телесигнализация (ТС): положения, всех телеуправляемых объек-
тов, отдельных нетелеуправляемых объектов, существенно влияющих
на распределение воды, которые по характеру эксплуатации должны
управляться с места, из цеха. Для агрегатов, состоящих нз нескольких
сблокированных элементов (например, насоса и напорной задвижки),
как правило, должен предусматриваться один общин сигнал положе-
ния агрегата. В отдельных случаях допускается телесигнализация по-
ложения некоторых отдельных элементов автоматизированного агрега-
та; аварийного отключения любого насоса во время работы илн в про-
цессе запуска, заклинивания какой-либо электрифицированной
задвижки и т. д. (один или несколько общих сигналов с контролируе-
мого пункта); электрической неисправности на контролируемом пункте
(один общий сигнал, включающий в себя замыкание на землю и исчез-
246
«овение напряжения в главных и оперативных цепях контролируемых
«объектов, переключение питания цепей телемеханики на резервный ис-
точник и др.); неэлектрической неисправности на контролируемом пунк-
те (один общий сигнал, включающий в себя понижение температуры в
помещении насосной, нарушение вентиляции машин, нарушение работы
•очистных сооружений, неисправность работы ферм радиальных отстой-
ников и т. п.); максимального уровня дренажных вод в помещении на-
сосной; максимального уровня воды в отстойниках; максимального я
минимального уровней воды в водонапорных башнях и резервуарах;
минимального давления в контрольных точках сети водоснабжения
(контрольные точки сигнализации устанавливаютси технологами); ми-
нимальных или максимальных значений технологических параметров,
характеризующих работу системы водоснабжения, при которых требу-
ется оперативное вмешательство диспетчерского персонала (например,
ухудшение вакуума в постоянно работающей вакуумной магистрали,
минимально допустимый расход воды на доменной печи и т. п.); мини-
мального давления на напорных трубопроводах нагретой н охлажден-
ной воды в системах оборотного водоснабжения; загрязнения фильт-
ров на автоматизированных очистных сооружениях; максимальной тем-
пературы охлажденной воды в системах оборотного водоснабжения;
возникновения пожара на контролируемых объектах (при появлении
дыма); открывания дверей на необслуживаемых объектах.
Телеизмерения текущих значений параметров (ТИТ)-, тока нагруз-
ки для двигателей наиболее крупных насосных агрегатов контролируе-
мой системы водоснабжения; температуры горячей и холодной воды,
поступающей на насосные станции систем оборотного водоснабжения;
давления воды на питающих водоводах; давления воды на отдельных-
. водоводах, отходящих от насосной станции; давления воды в трубо-
проводах в отдельных точках сети для контроля состояния сети; рас-
хода воды на вводах к потребителям; расхода воды на отходящих во-
доводах насосных станций I и II подъемов и оборотных систем; расхода
сточных вод; расхода подпиточной воды на насосных станциях оборот-
ного водоснабжения; уровня воды в водоемах; уровня воды в водона-
порных башнях и резервуарах; содержания соли в воде в системах обо-
ротного водоснабжения; содержания в забираемой из водоемов воде
и в стоках взвешенных веществ, цианистых соединений, нефтепродук-
тов; концентрации в забираемой из водоемов воде и в стоках раство-
ренного кислорода (Ог), летучих фенолов, радонистых соединений,
смол и масел; pH в воде в приемных резервуарах, в воде, поступающей
со шламовых полей, в сточной воде.
Телеизмерения'интегральных значений параметров: количества рас-
ходуемой воды на вводах к потребителям; расходуемой воды на отхо-
дящих водоводах насосных станций; сточных вод; вредных примесей
в стоках.
22.	Газоснабжение. Телеуправление: пуском и остановом автома-
247
газированных агрегатов на газоповысительных, газоочистных станциях
и утилизационных турбинах; коммутационными задвижками и затвора-
ми на межцеховых газопроводах прн необходимости выполнения экс-
плуатационных переключений и отключений аварийных участков; ком-
мутационными аппаратами (затворами, заслонками и т. п.); установ-
ленными на вводах основных потребителей, для возможности
ступенчатого регулирования потребления ими газа; задвижками, затво-
рами и другими коммутационными аппаратами, установленными иа
вводах буферных потребителей (ТЭЦ и др.), для возможности огра-
ничения потребления ими газа (двухпозициоиное илн ступенчатое).
Телесигнализация (ТС)'- положения всех телеуправляемых объек-
тов; положения ‘основных нетелеуправляемых объектов (например,
электрофильтров, механизмов утилизационных турбин, газорасширитель-
иых турбин доменного цеха и пр.), сущестиенно влияющих на работу
систем газоснабжения [для объектов, состоящих из нескольких сбло-
кированных элементов (например, газодувного агрегата), как -прави-
ло, должен предусматриваться один общий сигнал положения агрегата.
В отдельных случаях допускается телесигнализация положения некото-
рых отдельных элементен автоматизированного агрегата]; аварийного
отключения или останоики любого агрегата во иремя работы или в
процессе запуска, аварийного отключения устройстиа для сжигания из-
бытков газа, аварийного отключения электрофильтра, останова ГУБТ
й т. д. (один общий сигнал илн несколько сигналов с контролируемого
пункта); электрической неисправности на контролируемом пункте (за-
мыкание на землю и исчезновение напряжения в главных и оператив-
ных цепях электропитания контролируемых объектов, переключение пи-
тания Цепей телемеханики иа резервный источник и т. п.) — один об-
щий сигнал’ с контролируемого пункта; технологической неисправности
(заклинивание задвижек, отклонение технологических параметров от
заданных условий и т. п.) — одни общий сигнал с контролируемого
пункта (допускается наличие одного общего сигнала — неисправность на
КП); "загазованности помещений газоочистки, газорегуляторных пунк-
тои (ГРП), газоповысительных станций (ГПС), газосмесительиых стан-
ций (ГСС), утилизационных турбин (ГУБТ) и других необслуживаемых
помещений; крайних и промежуточного положений телеуправляемой за-
движки; работы ГУБТ в системе автоматического регулирования дав-
ления газа под колошником доменной печи; постановки воздухонагре-
вателей доменных печей в положение «газ—воздух»; хода доменных пе-
чей «полный—тихий—-остановка—выпуск»; перелива фенольных вод из
Ёодоотводчикои газопроводов; максимального и минимального давле-
ния газа в контрольных точках газовой сета и после ГРП; максималь-
ной и минимальной температуры газа в .контрольных точках газовой
сети (контрольные точки определяются технологами); пожарной опас-
ности иа контролируемых объектах; открывания дверей иа обслуживае-
мых.объектах.	-
• 248
Телеизмерение текущих значений параметров: температуры газа в
контрольных точках газовой сети; давления газа в контрольных точках
газовой сети; расхода доменного, коксового, природного н смешанного
газов на объектах газового хозяйства и у цехов; концентрации смеси
углерода в помещениях газоочистки, ГРП, ГСС, ГПС, ГУБТ; калорий-
ности и смеси газов после ГСС; частоты вращения ротора турбин ГУБТ.
Телеизмерение интегральных значений параметров: количества рас-
ходуемого газа на вводах в предприятие, после ГРП, на вводах у по-
требителей; количества выработанного на предприятии газа (коксового,
доменного, смешанного и пр.).
23.	Теплоснабжение и паросиабжение. Телеуправление: насосами.
перекачивающих насосных станций, не работающими в автоматическом
режиме (при необходимости выполнения режимных переключений); на-
сосами переключающих насосных станций, работающими в автоматиче-
ском режиме, при необходимости оперативного вмешательства диспет-
чера в работу установки; сетевыми задвижками, задвижками в тепло-
вых пунктах и на перекачивающих станциях; остановом отдельно
стоящих редукционно-охладительных установок; дымососами на котлах-
утилизаторах; шиберами на трубопроводах отходящих от печей газов.
Теле регулирование: давление пара с помощью регулирующих орга-
нов (задвижек, клапанов и т. п.) на магистральных паропроводах, в ко-
торых по условиям режимов работы источников и потребителей пара
давление пара может изменяться; давления пара с помощью регули-
рующих органов на выходах от отдельных источников пара, работающих
на общие магистрали.
- Телесигнализация (ТС): положения телеуправляемых объектов; со-
стояния паровых и водогрейных котлов, бойлеров; установок вторичных
энергоресурсов (работает — не работает); положения нетелеуправляе-
мых сетевых и питательных насосов; аварийного отключения механиз-
мов и агрегатов на установках теплосилового хозяйства (один общий
сигнал с КП); неисправности электрической (отсутствие напряжения в
оперативных цепях, срабатывание электрических защит и пр.) — один
общий сигнал с КП; неисправности неэлектрической (отклонение от нор-
мы технологических параметров, заклинивание задвижек и пр.) — один
общий сигнал с КП; отклонения технологических параметров (темпера-
туры, давления, уровня, расхода и т. п.) от нормы; предельного содер-
жания соли в паре; максимального значения жесткости конденсата пос-
ле конденсатных баков; пожарной опасности на контролируемых объ-
ектах (при появлений дыма); открывания дверей в необслуживаемых
помещениях.	»
Телеизмерение текущих значений параметров: температура прямой
и обратной горячей воды, пара, конденсата и подпиточной воды; дав-
ления в трубопроводах прямой и обратной горячей воды, пара, конден-
сата и подпиточной воды; жесткости конденсата и обратной воды, воз-
вращаемых в котельную и на ТЭЦ; жесткости питательной воды; pH
249
сточных вод; содержания соли в паре; содержания соли, соединений
железа и меди в питательной воде; содержания растворенного кисло-
рода в обратной воде тепловых сетей.
Телеизмерение интегральных значений параметров-, количества вы-
рабатываемых видов энергии котельными, утилизационными установка-
ми и ТЭЦ; количества расходуемых потребителями энергоносителей —
для определения энергобаланса предприятия по теплоснабжению и па-
росиабжеиию; количества энергоносителей, возвращаемых-в котельную*
и иа ТЭЦ.
24.	Воздухоснабжение. Телеуправление-, остановом автоматизирован-
ных компрессорных агрегатов; коммутационными задвижками на меж-
цеховых воздухопроводах при* необходимости выполнения эксплуатаци-
онных переключений и отключения аварийных участков.
Телесигнализация-, положения телеуправляемых компрессорных аг-
регатов; крайних и промежуточных положений телеуправляемых за-
движек; аварийного отключения компрессорного агрегата; технологиче-
ской неисправности (один общий сигнал с КП, включающий в себя
отклонения технологических параметров от заданных условий, неисправ-
ности механизмов и пр.); неисправности электрической (один общий сиг-
нал с КП, включающий в себя замыкания иа землю; исчезновение на-
пряжений в оперативных цепях и цепях сигнализации); максимальной:
температуры воздуха в коллекторе компрессорной; минимального дав-
ления воздуха в коллекторе компрессорной и у потребителей; пожар-
ной опасности на контролируемых объектах (при появлении дыма);, от-
крывания дверей в необслуживаемых помещениях.
Телеизмерение текущих значений параметров-, температуры сжатого-
. воздуха в выходном коллекторе компрессорной станции; давления сжа-
того воздуха в выходном коллекторе компрессорной станции; давления
сжатого воздуха у основных потребителей; расхода сжатого воздуха
в выходном коллекторе компрессорной станции; расхода сжатого воз-
духа потребителями.
Телеизмерение интегральных значений параметров: количества воз-
духа% вырабатываемого компрессорной станцией н расходуемого потре-
бителями.
25.	Кислороде- и азотоснабжение. Телеуправление: задвижками в-
распределительной кислородной и азотной сети при необходимости вы-
полнения эксплуатационных переключений и для переключений в ава-
рийных режимах; шиберами переключений дальнего и ближнего возду-
хозаборов; апаратами, установленными на вводах основных потребите-
лей, для ступенчатого регулирования потребления ими газа.
Телесигнализация: положения телеуправляемых объектов, кислород-
ных турбокомпрессоров, турбодетандеров, насосов жидкого кислорода,
иасосов азотно-водяного охлаждения; аварии на участках разделения
воздуха, компрессии кислорода, компрессии азота, если они располо-
жены в отдельных помещениях; максимального н минимального давле-
250
ння технического н технологического кислорода в выходных
коллекторах: минимального давления азота; минимального давле-
ния воды в трубопроводах охлаждающей воды; мвннмального
давления кислорода и азота в контрольных точках кислородной
станции и распределительной сети (контрольные точки определя-
ются технологами); максимального и минимального давления
кислорода у потребителей; минимального давления азота у по-
требителей; максимального и минимального уровня аргона в емкостях;
минимального процентного содержания кислорода после блоков разде-
ления; минимального процентного содержания технического и техноло-
гического кислорода в выходных коллекторах; минимальной концентра-
ции кислорода на кислородно-регуляторных пунктах и у потребителей
(по требованию технологов); максимальной концентрации кислорода в.
азоте; максимальной концентрации водорода в помещении хроматогра-
фов; пожарной опасности на контролируемых объектах (при появле-
нии дыма); открывания дверей в необслуживаемых помещениях.
Телеизмерение текущих значений параметров: температуры воздуха,
поступающего в блоки разделения; температуры воздуха азотно-водяно-
го охлаждения; давления воздуха, поступающего в блоки разделения;
давления воздуха азотно-водяного охлаждения; давления воды в тру-
бопроводах охлаждающей воды; давления технического и технологиче-
ского кислорода в выходных коллекторах; давления кислорода у по-
требителей; расхода технического и технологического кислорода после
блока разделения; расхода технического и технологического кислорода,
вырабатываемого кислородной станцией; расхода кислорода у потреби-
телей; расхода азота, вырабатываемого кислородной станцией; расхода
азота у потребителей; уровня аргона в резервуарах; уровня жидкого
кислорода в газгольдере; процентного содержания технического и тех-
нологического кислорода после блока разделения; процентного содер-
жания технического и технологического кислорода в выходных коллек-
торах; концентрации кислорода в помещении кислородно-регуляторного
пункта; концентрации кислорода у отдельных потребителей (по требова-
нию технологов); концентрации азота в выходном трубопроводе; кон-
центрации азота в аргоне.
Телеизмерение интегральных значений параметров: количества вы-
рабатываемых технического и технологического кислорода, азота, рас-
ходуемого кислорода и азота.
26.	Мазутоснабженне. Телесигнализация: положения насосов на ма-
зутонасосной станции; минимальной температуры мазута в резервуарах
на мазутонасосной станции и в контрольных точках; максимального дав-
ления в прямом мазутопроводе и у основных потребителей; максималь-
ного и минимального уровней мазута в резервуарах; пожарной опасно-
сти на контролируемых объектах (при появлении дыма); открывания
двери на мазутонасосной станции.
Телеизмерение текущих значений параметров: температуры мазута
251
в резервуарах мазутонасосной станции; температуры мазута в прямом
и обратном мазутопроводах у мазутонасосной станции и у основных
потребителей; давления мазута в прямом мазутопроводе у мазутона-
сосной станции и у основных потребителей; расхода мазута в прямом
и обратном мазутопроводах- у мазутонасосной станции и у основных
потребителей; уровня мазута в приемных резервуарах.
Телеизмерение интегральных значений параметров: количества ма-
зута, расходуемого по прямому и обратному мазутопроводам и потре-
бителями. . .
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Условные обозначения объема информации На однолинейных
и технологических схемах
	Обозначение при передаче	
Функция	„	телемеханн-	дистанционной
	ческой	
Управление двухпозиционное: общее обозначение	01	И
для упрощенных технологических схем с объемом информации	ф|	ф
Регулирование ступенчатое:	J $	
общее обозначение четырехступенчатое (пример)		
Регулирование плавное:	4	
общее обозначение расхода (пример)		
Сигнализация общая и индивидуаль-		
ная:		
общее обозначение ' аварийная (пример)		<^>
Сигнализация положения:		
общее обозначение для упрощенных технологических	. Fell	
схем с объемом информации	• LxJ 1	
Сигнализация нижнего предела:		
общее обозначение давления (пример)		
252
Продолжение прил. 3
Функция	Обозначение при передаче	
	тел емеханичес- кой	дистанционной
Сигнализация верхнего предела:		
общее обозначение		
температуры (пример)	<2^5-	<^>
Измерение постоянное:	С)	
общее обозначение	>		*
расхода (пример)	(р)	(Ь
Измерение по вызову или цикличе-		
ское по выбору:		
общее обозначение		
напряжения (пример)		О
Измерение интегральное:	&	
общее обозначение		(£)
расхода (пример)		ё)
Суммирование измерений (суммарное		
измерение):	(D	
общее обозначение		(*)
активной мощности (пример)	©	
Примечания: 1. Обозначения для дистанционной передачи применяют-
ся, в частности, когда ПУ находится на одном из КП, причем объекты, находя-
щиеся на этом пункте, управляются с общего диспетчерского щита.
2. В графические обозначения вписывают количество ступеней регулирования
или буквенные обозначения сигнала, регулируемого или измеряемого параметра,
например: Лв —авария; М— местное управление; НК — неисправность на КП;
НЭ — неисправность электрическая; НН — неисправность неэлектрическая; НТ —
неисправность трансформатора; НВ — неисправность выпрямителя; НС — непра-
вильный сигнал; ОН — общее несоответствие; ДВ — максимальный уровень дре-
нажных вод; Г — готовность устройства; ПУ — повреждение устройства; ПК—
повреждение канала связи; ПО — пожарная опасность; Зе — запрет включения;
Зев— запрет включения временный; ОД—открытие дверей; U — напряжение;
/ — ток, Р — мощность активная; Q — мощность реактивная; Р—расход; Д-—дав-
ление; У —уровень; t — температура; Af —мутность; f — частота; — энергия
активная; IFp—энергия реактивная.
3. Совмещение на одном чертеже общих графических обозначений и обозна-
чений с вписанными цифрами или буквами не рекомендуется. .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Бартош Н. И., Вирковский Н. П. К оптимизации автоматического регули-
рования нагрузок параллельно работающих котлоагрегатов. — В кн.: Автомати-
ческие и автоматизированные системы управления в энергетике — М: ЭНИН,
1975, вып. 37, с. 34—41.
2.	Бацукии С. П., Тарадай В. И., Натальчук В. Ф. Применение метода вто-
рого адресного отображения при автоматизации проектирования сетей промыш-
ленных предприятий. — Промышленная энергетика, 1978, № 6, с. 33—35.
3.	Гельмаи Г. А. Организация комплексного автоматизированного учета в
энергетическом хозяйстве промышленного предприятия. — В кн.: Рациональное
использование электроэнергии, МДНТП имени Ф. Э. Дзержинского, 1978, с. 75—80.
4.	Гельмаи Г. А., Зименков М. Г„ Соскии Э. А. Автоматизированное центра-
лизованное управление н комплексный учет в системах энергоснабжения про-
мышленных предприятий. — Докл. на IX международной конференции по про-
мышленной энергетике. — Бухарест, 1978. — 16 с.
5.	Гельман Г. А., Ракант М. И. Автоматизированный комплексный учет энер-
гоносителей в системах энергоснабжения промышленных предприятий. — Про-
мышленная энергетика, 1979, № 9, с. 12—17.
6.	Голембо 3. Б. Алгоритмизация и программирование электротехнических
задач на ЭЦВМ —М.: Высшая школа, 1974. — 119 с._
7.	Ильинский И. Ф. Приложение теории графов к задачам электромехани-
ки. — М.: Энергия, 1968. — 94 с.
8.	Автоматизированная ниформационио-измерительная система учета и конт-
роля электроэнергии ИИСЭ-1-48/В. С. Каханович, В. Ф. Антоневич, А. И. Евти-
хов и др. — Промышленная энергетика, 1975, № 4, с. 31—33.
9.	Качанова Н. А. Электрический расчет сложных энергосистем на ЦВМ. —
Киев: Техника, 1966. — 274 с.
10.	Криницкий Н. А„ Миронов Г. А., Фролов Г. Д. Программирование и ал-
горитмические языки. — М.: Наука, 1975. — 496 с.
11.	Макаровский С. Н., Машииский С. В. Автоматизация составления блан-
ков переключений в схемах электрических соединений эиергообъектов. — Тр.
ии-та «Эиергосетьпроект», 1979, вып. 17, с. 17—25.
12.	Мидоу Ч. Анализ информационно-поисковых систем. — М.: Мир, 1970.—
270л.
13.	Прусс В. Л., Смирнов А. И. Выбор стратегии управления восстановле-
нием электроснабжения в распределительных электрических сетях как одна из
задач АСДУ ПЭС. — Тр. нн-та «Эиергосетьпроект», 1979, вып. 17, с. 32—43.
14.	Пшеиичимков А. М. Средства АСТТ со встроенными микро-ЭВМ для по- -
строения распределенных АСУ. — Црнборы и системы управления, 1979, № 4,
с. 3-6.
15.	Резчиков А. Ф., Иващенко В. А., Захаров В. И. Систематизация задач
н Подсистем АСУ энергохозяйством предприятия. — Приборы и системы управ-
ления, 1979, № 4, с. 10—11.
16.	Росман Л. В. АСУ ТП крупных подстанций. Тр. ин-та «Энергосетьпро-
•ект», 1979, вып. 17, с. 3—9.
17.	Симонов О. В., Рулев И. М. Обзор технических средств регулирования
режимов электропотребления промышленных предприятий. — В кн.: Рациональ-
ное использование электроэнергии, МДНТП имени Ф. Э. Дзержинского, 1978,
с. 58—63.
18.	Синяк Ю. В. Оптимизация энергетического баланса промышленного
предприятия. — В ки.: Рациональное использование электроэнергии, МДНТП име-
ни Дзержинского, 1978, с. 38—43.
19.	Соскии Э. А,. Основы диспетчеризации и телемеханизации промышленных
•систем энергоснабжения. — М.: Энергия, 1977. —400 с.
20.	Тутевич В. Н. Основы телемеханики. — М.: Энергия, 1973. — 384 с.
21.	Управляющие вычислительные машины в АСУ технологическими процес-
самн/Под ред. Т. Харрисона. — М.: Мир, 1975. Т. 1, —530 с., т. 2,—531 с.
22.	Форд Л. Р., Фалкерсои Л. Р. Потоки в сетях. — М.: Мир, 1966. — 378 с.
23.	Ханичев Б. Т. Кодирование экономической информации в условиях
АС,ПР. — М.: Статистика, 1976. — 61 с.
24.	Чередниченко Н. Ф-, Ткаченко Г. Д., Каневский В.' Н., Белоусов В. И.
Устройство отображения диспетчерской информации на цветной ЭЛТ. — Управ-
ляющие системы и машины, 1978, № 5, с. 129—132.
25.	Щукин Б. Д., Лыков Ю. Ф. Способ представления схемы электрической
сети при автоматизированном проектировании цехового электроснабжения. —
Промышленная энергетика, 1976, № 6, с. 18—24.
Оглавление
Предисловие .....................................„.	3
Введение ....................................................  5
Глава первая. Энергоснабжение промпредприятий как объ-
ект автоматизированного управления -.	. .	. .	9
1.1.	Общие сведения об энергоснабжении промпредприятий 9
1.2.	Структура и организация эксплуатации энергохозяйства 12
1.3.	Структура и организация эксплуатации отдельных энер-
гоцехов ................................................. 17
1.4.	Диспетчерское централизованное управление энергоснаб-
жением ...................................................24
Глава вторая. Обследование энергохозяйства и сбор исход-
ных данных для разработки АСУЭ..........................27
2.1.	Общая методика обследования и сбора исходных данных	27
2.2.	Электроснабжение.....................................29
2.3.	Водоснабжение........................................36
2.4.	Другие подсистемы энергоснабжения....................39
2.5.	Обследование организационной деятельности и технико-
экономических показателей.................................40
2.6.	Исследование потоков информации и документооборота	42
Глава третья. Принципы построения АСУЭ........................44
3.1.	Системный подход к проектированию. Определение АСУЭ 44
3.2.	Иерархический принцип построения АСУЭ ....	47
3.3.	Синтез структуры АСУЭ.......................'.	49
3.4.	Система АСУЭ — подсистема АСУП ......	53
Глава ч е т в е.р т а я. Математическое обеспечение АСУЭ 59
4.1.	Назначение и состав математического обеспечения . .	59
4.2.	Особенности специального математического обеспечения
АСУЭ .....................................................60
4.3.	Алгоритмы АСУЭ и система	приоритетов	....	63
4.4.	Языки программирования.........................65
Глава пятая. Информационное	обеспечение	АСУЭ	...	66
5.1.	Назначение, состав и особенности информационного
обеспечения.........................................66
5.2.	Кодирование информации.........................	68
5.3.	Информационные массивы.........................71
5.4.	Структура информационного	обеспечения ....	77
Глава шестая. Техническое обеспечение АСУЭ ...	79
6.1.	Структура технических средств..................79
255
6.2.	Управляющие вычислительные машины......................83
6.3.	Устройства телемеханики . . . .	.	.	.	.	.	95
6.4.	Устройства ввода-вывода информации .	.	.110
6.5.	Устройства отображения информации	.	.	.	.	.	ИЗ
6.6.	Датчики технологических параметров .	.	...	.	.	120
6.7.	Каналы связи..........................................124
Глава седьмая. Алгоритмы задач оперативного управления
энергоснабжением........................................ 126
7.1.	Основные задачи оперативного управления ....	126
7.2.	Вывод информации на экран дисплея...............128
7.3.	Модель сети электроснабжения....................138
7.4.	Диагностика неисправностей оборудования	....	146
7.5.	Автоматизированное управление переключениями комму-
• тационных аппаратов.................................151
Глава восьмая. Алгоритмы задач учета энергоносителей	155
8.1.	Проблема учета энергоносителей .......	155
8.2.	Алгоритмы учета электроэнергии...................161
8.3.	Алгоритмы учета энергоносителей......................,170
8.4.	Заводские системы учета энергоносителей	.•	.	175
Глава девятая. Алгоритмы задач оптимального управления 176
9.1.	Проблема оптимального управления энергохозяйством 176
9.2.	Выбор оптимального количества включенных трансфор-
маторов ........................... .	•	.	.	•	.	.	178
9.3.	Распределение  реактивной мощности...................182
Глава десятая. Автоматизированное решение организаци-
10.1.	Особенности организационно-управленческих задач, вхо- .
дящих в АСУЭ...............................  187
10.2.	Планирование потребления энергии и нормирование .	187
10.3.	Ремонт энергооборудования .	..............190
Глава одиннадцатая. Автоматизированные системы
S,,'	управления ТЭЦ промышленных предприятий ....	194
11.1.	Краткая характеристика ТЭЦ и задачи АСУ ТЭЦ .	194
11.2.	Подсистема «Планирование».................;	197
11.3.	Подсистема «Учет» ..........................199
11.4.	Подсистема «Оперативное управление».........200
Глава двенадцатая. Проектирование и технико-эконо-
мическая эффективность АСУЭ......................207
12.1.	Стадии и этапы проектирования...............207
12.2.	Объем и содержание проектных работ..........209
12.3.	Технико-экономическая эффективность.........218
Приложения ...............	224
Список литературы...................................  254