Рис. 1.1. Организационная структура ИОАСУ-Энергия
Взаимодействие совокупности АСУ
осуществляется совместимостью по целевым функциям, методам обработки
информации, техническим средствам и режиму функционирования.
Верхний уровень ИОАСУ-Энергия представлен
многоуровневыми производственными и интегрированными
организационно-экономическими подсистемами, автоматизирующими основные функции
управления центрального аппарата Минэнерго СССР по направлениям его
деятельности (электроэнергетика, строительство, промышленность) и
многоуровневой АСДУ ЕЭС СССР.
В электроэнергетике средний уровень
ИОАСУ-Энергия включает: интегрированные АСУ территориальных энергетических
объединений (ТЭО) и Минэнерго союзных республик (УССР и КазССР), а также
многоуровневую АСДУ ОЭС.
На уровне основного звена в
электроэнергетике (третий уровень ИОАСУ-Энергия) находятся интегрированные АСУ
производственных объединений (ИАСУ ПОЭЭ), которые создаются на базе АСУ
энергосистем и главных производственных управлений энергетики и электрификации
союзных республик.
Для совершенствования управления
специализированными видами деятельности создаются интегрированные АСУ
научно-производственных объединений (ИАСУ НПО "Энергоремонт" и др.) и
ИАСУ производственных объединений (ИАСУ ПО "Дальние передачи", ИАСУ
ПО "Союзтехэнерго" и др.).
Автоматизация управления проектной и
научной деятельностью в электроэнергетике в составе ИОАСУ-Энергия будет
осуществлена путем создания интегрированных автоматизированных систем управления
отраслевыми научно-технологическими комплексами (АСУ ОНТК) по теплоэнергетике,
электроэнергетике и энергетике и АСУ Государственного проектно-изыскательного
объединения "Энергопроект" (АСУ ГПИО).
Нижний уровень ИОАСУ-Энергия в части
управления научно-исследовательскими и проектными организациями представляют
АСУ НИИ и проектных институтов, в составе последних разрабатываются системы
автоматизированного проектирования (САПР), а также системы автоматизации
научных исследований (АСНИ).
Для управления строительством на среднем
уровне будут созданы интегрированные АСУ специализированных строительных
объединений (ИАСУ ССО) и производственных строительно-монтажных объединений
(ИАСУ ПСМО).
Для управления промышленностью создаются
интегрированные АСУ НПО ("Энергомаш", "Энергостройпром" и
"Энергоавтоматика").
На уровне основного звена ИОАСУ-Энергия в
части управления строительством находятся интегрированные АСУ
строительно-монтажных трестов и приравненных к ним организаций (ИАСУ СМТ); в
части управления промышленностью - интегрированные АСУ производственных
объединений (ИАСУ ПО) и предприятий
(АСУП).
В целях совершенствования управления
научными и проектными работами в строительстве и промышленности предусмотрено
создание АСУ отраслевого научного комплекса (АСУ ОНК) по строительству и
стройиндустрии.
Будет продолжено развитие
автоматизированных систем процессов обучения и тренажерной подготовки.
Все вышеуказанные автоматизированные
системы в силу своей относительной самостоятельности разрабатываются как
отдельные системы.
Основу функциональной структуры
ИОАСУ-Энергия составляет совокупность взаимосвязанных функциональных частей АСУ
различных классов и назначений. Создание функциональной структуры ИОАСУ-Энергия
будет осуществляться путем развития функциональных структур локальных АСУ в
направлении их интегрирования.
Интеграция на первом этапе будет
осуществляться как по уровням управления АСУ одного типа (вертикальные связи),
так и по взаимодействию подсистем внутри АСУ данного типа или АСУ разных типов
одного уровня (горизонтальные связи).
Элементами функциональной структуры
верхнего уровня ИОАСУ-Энергия являются сводные, интегрированные и комплексные
подсистемы организационно-экономического управления, обеспечивающие решение
задач межуровневого и внутриуровневого взаимодействия, совершенствование
технологии планирования и управления отраслью.
Многоуровневые производственные
подсистемы создаются путем интеграции по вертикали (АСДУ, управление
энергонадзором и сбытом энергии и др.).
В результате интеграции по вертикали и горизонтали
на среднем уровне ИОАСУ-Энергия создаются в электроэнергетике интегрированные
АСУ ТЭО и РАСУ, автоматизирующие функции производственно-хозяйственного и
оперативно-диспетчерского управления, в строительстве - интегрированные АСУ ССО
и АСУ ПСМО. На уровне основного звена в электроэнергетике создаются
интегрированные АСУ ПОЭЭ (АСУ энергосистем) и АСУ НПО, обеспечивающие
совместное функционирование АСУ различного класса (АСОУ, АСДУ, АСУ ТП) и
различных уровней, в строительстве - интегрированные АСУ СМТ, в промышленности
- интегрированные АСУ ПО.
Долгосрочная целевая программа
предусматривает поэтапное построение ИОАСУ-Энергия. На первом
этапе (охватывающем две пятилетки) в основу построения ИОАСУ-Энергия положены
следующие основные принципы: разработка взаимодействующих задач разного уровня
управления на основе общего методического, программного, технического,
информационного и организационного обеспечения; организация баз данных на
каждом уровне под управлением СУБД и построение распределенных по уровням
управления баз данных; унификация и типизация форм выходной и входной
информации; создание системы передачи данных,
охватывающей все уровни управления; широкое внедрение персональных ЭВМ,
создание автоматизированных рабочих мест (АРМ) для пользователей на всех
уровнях управления; создание и внедрение технологии решения задач в
интерактивном режиме; широкое использование современных
экономико-математических методов и моделей при разработке новых и
совершенствовании внедренных ранее задач; переработка функционирующих задач на
основе требований по совершенствованию хозяйственного механизма в отрасли;
развитие взаимодействия с другими звеньями ИОАСУ-Энергия, общегосударственными
АСУ и АСУ других министерств и ведомств.
2. АСУ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕДИНЕНИЙ ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ (АСУ ЭНЕРГОСИСТЕМ)
Основным структурным эвеном в
электроэнергетике является производственное объединение энергетики и
электрификации (энергосистема), объединяющее первичные звенья (электростанции,
электрические и тепловые сети и т.д.) на территории одной и нескольких
областей, краев и т.д. в единый комплекс по производству, передаче и
распределению электроэнергии и тепла.
В Минэнерго СССР функционирует более 100
энергосистем. Энергосистемы подразделяются на категории (от IV категории -
приведенная мощность до 1000 МВт - до внекатегорийных - свыше 9000 МВт).
Создание и развитие АСУ ПОЭЭ направлено
на улучшение технико-экономических показателей, повышение надежности и
экономичности работы энергосистемы за счет автоматизации функций управления на
основе современных технических и программных средств.
Развитие АСУ ПОЭЭ предусматривает
несколько очередей.
Основой комплекса технических средств
первой очереди АСУ ПОЭЭ являются одна или две ЭВМ общего назначения. Для
приема-передачи информации используется телефон, телетайп, курьер, почта.
Первая очередь АСУ автоматизирует не все функции управления. В наибольшем объеме
решаются задачи подсистемы оперативно-диспетчерского управления, не связанные с
реальным временем управления (задачи планирования режимов работы энергосистем).
Из задач организационно-экономического управления наибольшее распространение
получили задачи бухгалтерского учета и управления сбытом энергии.
Технические средства второй очереди АСУ
ПОЭЭ состоят, как правило, из двух ЭВМ общего назначения и двух миниЭВМ. Это
уже достаточно развитые АСУ, обеспечивающие автоматизацию практически всех
основных функций управления с использованием ЭВМ третьего поколения различных
типов (ЕС-1033, ЕС-1035, ЕС-1036, ЕС-1045, ЕС-1046), причем затраты машинного
времени этих ЭВМ на решение задач организационно-экономического управления
достигают 70 - 79% суммарного времени, затрачиваемого на решение всех задач
АСУ. Две малые ЭВМ типов М-6000, ЕС-1010, СМ-1, СМ-4, СМ-1420 используются для
сбора и обработки телемеханической информации, контроля параметров режима и
сигнализации диспетчеру о выходе их за установленные пределы.
Вторая очередь АСУ обладает развитой
системой сбора и передачи технико-экономической информации на базе периферийных
пунктов сбора, первичной обработки и передачи данных. В отдельных крупных
энергосистемах организованы опорные пункты (ОП), на которых осуществляется сбор
и обработка информации для нескольких предприятий энергосистемы. Периферийные
пункты оснащаются клавишными и электронно-фактурными бухгалтерскими машинами.
На отдельных ОП имеются ЭВМ общего назначения. Передача данных из предприятий в
УВЦ энергосистемы осуществляется по низкоскоростной сети до 200 бит/с включительно.
При создании вторых очередей АСУ
энергосистем резко увеличивается объем машинного времени, используемого на
решение задач для предприятий энергосистем (предприятий электрических сетей,
электростанций, энергонадзора и т.д.), - до 30 - 60% общего полезного машинного
времени ЭВМ, установленных в УВЦ.
Основным направлением совершенствования
управления ПОЭЭ является создание и развитие интегрированной системы управления
(ИАСУ) ПОЭЭ, представляющей собой распределенную систему управления, в состав
которой входят (см. рис. 2.1):
- многоуровневая автоматизированная
система диспетчерского и технологического управления (МАСДТУ) энергосистемой,
включающая АСДУ энергосистемой, МАСДТУ электрических и тепловых сетей,
диспетчерские пункты (ДП) электрических и тепловых сетей (Центральные - ЦДП и
районные - РДП), АСУТП электростанций, энергоблоков, подстанций, систему
передачи технологической информации (СПТИ);
- многоуровневые автоматизированные системы
организационно-экономического (МАСОУ) и производственно-технического (МАСПТУ)
управления, которые включают АСОУ и АСПТУ энергосистемой, АСОУ и АСПТУ
структурных единиц ПОЭЭ, периферийные пункты первичной обработки данных,
систему передачи данных (СПД);
- автоматизированная система связи (АСС).
┌──────────────────┐
│ ИАСУ │
└────────┬┬┬───────┘
┌───────────────────┘│└─────────────────┐
\/ │ \/
┌────────────────────┐ │ ┌───────────────────┐
│Многоуровневая АСДТУ│ │ │Многоуровневая АСОУ│
└────────┬┬┬─────────┘ │ └────────┬┬┬────────┘
┌────────┘│└─────────┐ │ ┌────────┘│└────────┐
\/
│ \/ │ \/ │ \/
┌──────────────┐
│ ┌────────────────┐
│ ┌─────────────┐
│ ┌──────────────┐
│ АСДУ
│ │ │ АСДУ ПЭС, РЭС, │ │ │
АСОУ │ │ │ АСОУ
│
│энергосистемой│
│ │ ПТС, РТС │ │ │предприятий и│ │ │энергосистемой│
└──────────────┘
│ ├────────────────┤
│ │ организаций │ │
└──────────────┘
│ │ Диспетчерские,
│ │ ├─────────────┤
│
│ │пункты ПЭС, ПТС,│
│ │Периферийные │ │
│ │ РЭС, РТС
│ │ │ пункты
│ │
│ ├────────────────┤
│ │ обработки и │ │
│ │ АСУ ТП
│ │ │ передачи
│ │
│ │электростанций,
│ │ │ данных (ПП) │
│
│ │ энергоблоков, │ │ └─────────────┘
│
│ │ подстанций
│ │ │
│ └────────────────┘
│ │
┌─ - ┼ - - - - -
- - - - ─┼ - - - - - - - - ─┼ - - ┐
\/ \/ \/
│ ┌──────┐ ┌──────┐ ┌──────┐
│
│ СПТИ │ │ АСС │ │ СПД │
│ └──────┘ └──────┘ └──────┘
│
│ Система передачи информации │
└─ - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - - - - ┘
Рис. 2.1. Организационная структура ИАСУ-ПОЭЭ
СПТИ, СПД и АСС
являются частями общей системы передачи информации (СПИ) энергосистемы.
ИАСУ энергосистемой взаимодействует с
автоматизированными системами вышестоящих уровней управления (АСДУ объединенных
энергосистем, ИАСУ ТЭО, республиканскими АСУ Минэнерго союзных республик).
ИАСУ ПОЭЭ создаются в целях повышения на
базе современных технических средств и математического обеспечения
эффективности АСУ для обеспечения оптимального использования материальных и
трудовых ресурсов, улучшения технико-экономических показателей, повышения
качества энергии и надежности энергоснабжения.
Основные качественные и количественные
характеристики первой и второй очередей ИАСУ энергосистемы приведены в табл.
2.1.
Таблица 2.1
┌────────────────────────────────────────┬───────────────────────┐
│ Наименование характеристики │Количественные значения│
│ │ характеристики, % │
│ ├───────────┬───────────┤
│ │ I очередь │II очередь │
│ │ ИАСУ
│ ИАСУ │
├────────────────────────────────────────┼───────────┼───────────┤
│Охват
АСДУ и АСУ ПЭС │15 │50 │
│Охват
АСУ предприятий и организаций │15 │50 │
│Подготовка
данных на магнитных носителях│60
│90 │
│и
с использованием диалоговых систем │ │ │
│Передача
данных на УВЦ по каналам связи │20
│50 │
│Обработка
с помощью миниЭВМ поступающих │150 <*> │300 <*> │
│на
ЦДП телеизмерений │ │ │
│Телеуправляемые
подстанции │20 │50 │
│Передача
данных на базе систем │30 │100 │
│телеобработки │ │ │
│Развитие
АСС │40 │100 │
│Оснащение
ДП ПЭС динамическими щитами │39 │80 │
│Оснащение
ДП РЭС статическими щитами │50 │100 │
└────────────────────────────────────────┴───────────┴───────────┘
--------------------------------
<*> Число телеизмерений.
Наиболее характерным для настоящего
периода является перевод на хозяйственные расчет и самофинансирование ПОЭЭ и
составляющих его низовых звеньев - структурных единиц управления
(электростанций, электрических и тепловых сетей и т.д.). При этом резко
возрастает необходимость технико-экономического управления энергосистемами в
целях контроля и соответствующего воздействия в каждый период (включая сутки).
Это означает, что оперативное диспетчерское управление энергосистемами,
включающее в настоящее время фазы оперативного управления, учета и
планирования, помимо параметров основного производства (выработка энергии,
расходы на собственные нужды, расходы топлива, обмен электроэнергией и т.д.)
должно касаться и таких экономических показателей энергосистемы, как
себестоимость, реализация и прибыль. Основным показателем, который в первую
очередь определяет экономическое состояние энергосистемы в целом и ее звеньев в
каждый момент времени, является реализация электроэнергии и тепла. Оперативное
определение реализации энергии и оценка ожидаемой прибыли в условиях
хозяйственного расчета и самофинансирования приобретает особую актуальность.
Поэтому автоматизация коммерческого учета и расчетов с потребителями в составе
ИАСУ энергосистемами имеет первостепенное значение. Для автоматизации учета и
планирования других видов продукции, а также затрат и определения основных
экономических показателей в энергосистемах и их звеньях должны создаваться
индивидуальные и групповые автоматизированные рабочие места (АРМ) технологов
соответствующих служб и отделов на базе персональных ЭВМ.
Общее число созданных АСУ энергосистем к
концу 12-й пятилетки достигнет 87, из них вторых очередей ИАСУ - 8 (22,7% общей
установленной мощности всех электростанций Минэнерго СССР); первых очередей
ИАСУ - 24 (38,2%); вторых очередей АСУ - 36 (28,7%); первых очередей АСУ - 19
(8,4%).
При этом сохраняются заложенные еще в
предыдущих пятилетках более высокие темпы создания наиболее развитых АСУ в
энергосистемах более высоких категорий и наиболее подготовленных к их вводу.
Так, из 8 намеченных к вводу вторых очередей ИАСУ четыре будут созданы во
внекатегорийных энергосистемах (Мосэнерго, Днепроэнерго, Донбассэнерго,
Киевэнерго), две в энергосистемах I категории (Харьковэнерго, Молдглавэнерго) и
одна в энергосистеме III категории (Смоленскэнерго).
Получат дальнейшее развитие АСУ
предприятий энергосистем: в 12-й пятилетке будут введены 13 АСУ ЭС, 17 АСУ
предприятий энергоремонта и 14 АСУ предприятий Энергонадзора, 35 АСДУ ПЭС, а
также АСУ ТП блоков электростанций, АСУ электростанций и подстанций
энергосистемы.
Темпы внедрения АСУ в энергосистемах и
количество энергосистем, оснащаемых различными типами и очередями АСУ,
представлены в табл. 2.2 и 2.3.
Таблица 2.2
┌────────────────────────────────────────┬───────────────────────┐
│ Типы и очереди АСУ энергосистем │ Количество внедренных │
│ │
АСУ по пятилеткам │
│ ├─────┬─────┬─────┬─────┤
│ │11-я
│12-я │13-я │14-я │
├────────────────────────────────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│I
очередь АСУ │21 │6
│15 │- │
│II
очередь АСУ │27 │23
│20 │11 │
│I
очередь ИАСУ │10 │18
│22 │24 │
│II
очередь ИАСУ │- │8
│3 │20 │
│I
очередь развитых ИАСУ │- │-
│- │6 │
│Общее
количество вводимых систем │58 │55
│59 │61 │
└────────────────────────────────────────┴─────┴─────┴─────┴─────┘
Таблица 2.3
┌────────────────────────────────────────┬───────────────────────┐
│ Типы и очереди АСУ энергосистем │
Годы пятилетки │
│ ├───────┬───────┬───────┤
│ │1990
г.│1995 г.│2000 г.│
│ │(12-я) │(13-я)
│(14-я) │
├────────────────────────────────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Всего
энергосистем, оснащенных АСУ, в │88 │100 │101 │
│том
числе: │ │ │ │
│I
очередь АСУ │22 │16 │7 │
│II
очередь АСУ │38 │35 │20 │
│I
очередь ИАСУ │20 │39 │43 │
│II
очередь ИАСУ │8 │11 │25 │
│I
очередь развитой ИАСУ │- │- │6 │
└────────────────────────────────────────┴───────┴───────┴───────┘
В целом выделяются два этапа создания АСУ
в энергосистемах:
I этап - 12-я и 13-я пятилетки (1986 -
1996 гг.);
II этап - 14-я и 15-я пятилетки (1996 -
2005 гг.).
I этап характеризуется следующими
факторами:
- завершится разработка интегрированных
АСУ и их внедрение в одиннадцати ведущих энергосистемах;
- будет в основном реализован межмашинный
обмен в сети оперативных информационно-управляющих комплексов АСДУ уровней
управления: энергосистема - ОДУ - ЦДУ ЕЭС СССР;
- завершится автоматизированное
формирование статистического учета и анализа показателей из данных оперативного
учета и анализа, а на их основе - текущего и оперативного планирования
показателей с созданием общих информационных баз в каждой подсистеме
управления;
- для основных комплексов задач будет
автоматизировано формирование исходных макетов информации для верхних уровней
управления и их формирование и передача в ПОЭЭ на низовых звеньях управления;
- будет реализовано технико-экономическое
управление с оперативным контролем и планированием основных экономических
показателей энергосистем.
В 13-й пятилетке существенно сократится
отставание в части внедрения АСУ (АСДУ) предприятий и АСУ ТП энергообъектов в
связи с децентрализацией управления предприятиями при переходе на хозрасчет. В
12-й и 13-й пятилетках будут созданы автоматизированные рабочие места
технологов на базе широкого использования персональных ЭВМ. В этот период
должны быть созданы локальные сети персональных ЭВМ с выходом на центральные
ЭВМ общего назначения.
II этап характеризуется следующими
факторами:
- количество энергосистем, оснащенных
завершенными интегрированными АСУ, достигнет 50 - 60% общего числа
энергосистем, причем, как правило, это наиболее мощные внекатегорийные и
энергосистемы I и II категорий;
- в ведущих энергосистемах (как правило,
внекатегорийных) должна быть начата разработка и внедрение развитых
интегрированных АСУ на базе дальнейшего развития технических средств и
программного обеспечения. При этом предполагается создание взаимосвязанной
распределенной вычислительной сети всех уровней управления энергосистем, ОДУ,
ЦДУ ЕЭС СССР, подразделений Минэнерго СССР на базе создаваемой Единой цифровой
интегрированной сети связи Минэнерго СССР с общим коммутационным оборудованием
и каналами связи.
Ускорение темпов развития АСУ (АСДУ)
предприятий и АСУ ТП энергообъектов энергосистем позволит полностью
ликвидировать отставание в их осуществлении от верхних уровней управления.
Основная направленность разработок -
интеграция АСУ различных классов как по горизонтали на каждом уровне
управления, так и по вертикали между различными уровнями управления.
Разработка комплексов задач по функциональным
подсистемам будет осуществляться с учетом единых методических и
методологических подходов, типизации и унификации проектных решений путем
создания распределенных информационных баз с увязкой задач между уровнями
управления.
В 14-й и 15-й пятилетках должны быть
созданы общие информационные базы всех подсистем управления и распределенная
вычислительная сеть всех уровней управления в энергетике.
Состав типовых комплексов задач
интегрированной организационно-технологической АСУ энергосистем в настоящем включает
приблизительно 80 комплексов задач организационно-экономического управления и
около 40 комплексов задач оперативно-диспетчерского управления.
Суммарные затраты на разработку
интегрированных АСУ составят за 12-ю пятилетку приблизительно 13 млн. руб. С
учетом необходимых разработок для персональных ЭВМ аналогичные затраты в 13-й
пятилетке должны увеличиться на 20 - 30% и составить приблизительно 17,0 - 18,0
млн. руб.
3.
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Автоматизированная
система управления предприятиями электрических сетей представляет собой
интегрированную, многоуровневую систему ИАСУ ПЭС, сочетающую функции
диспетчерского, производственно-технического и организационно-экономического
управления и обеспечивающую совместное функционирование АСУ предприятий
электрических сетей (АСУ ПЭС), автоматизированных систем диспетчерского
управления районов электрических сетей (АСДУ РЭС) и автоматизированных систем
управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанций, находящихся в
оперативном управлении и ведении диспетчера ПЭС.
ИАСУ ПЭС предназначена
для повышения экономичности, надежности электроснабжения потребителей и
качества электроэнергии, совершенствования контроля, учета и управления
электропотреблением и сбытом энергии за счет автоматизации и соответствующего
повышения эффективности оперативно-диспетчерского, технологического и
организационно-экономического управления.
В состав ИАСУ ПЭС входят:
- интегрированная автоматизированная
система диспетчерского и технологического управления (ИАСДТУ);
- автоматизированная система
производственно-технического управления (АСПТУ);
- автоматизированная система
организационно-экономического управления (АСОУ).
Технический комплекс ИАСУ ПЭС реализуется
на основе автоматизированной системы связи (АСС).
Интегрированная автоматизированная
система диспетчерского и технологического управления включает: АСДУ ПЭС, АСДУ
РЭС, АСУ ТП подстанций, систему передачи технологической информации (СПТИ).
АСДУ ПЭС входит в состав интегрированной
АСДУ энергосистемой.
Система передачи технологической
информации является частью общей системы передачи информации (СПИ) ПЭС и
включает средства и методы телемеханической, алфавитно-цифровой диспетчерской и
технологической информации.
Автоматизированные системы
производственно-технического и организационно-экономического управления
включает в себя АСПТУ и АСОУ ПЭС и периферийные пункты (ПП) РЭС, осуществляющие
функции АСПТУ и АСОУ нижних уровней управления.
ИАСДТУ ПЭС должна выполнять следующие
функции:
- оперативное и автоматическое управление
режимами электрических сетей <1> в реальном времени;
--------------------------------
<1> Здесь
и далее имеются в виду электрические сети, находящиеся в оперативном управлении
диспетчеров ПЭС и РЭС.
- контроль, учет, управление потреблением
и сбытом электроэнергии;
- планирование режимов электрических
сетей;
- диагностику оборудования электрических
сетей.
АСТПУ предусматривает автоматизацию
функций:
- управления производственно-технической
деятельностью;
- управления ремонтно-техническим
обслуживанием линий электропередачи и трансформаторных подстанций.
В составе АСОУ автоматизируются следующие
функции:
- управление материально-техническим
снабжением;
- управление механизацией и транспортом;
- бухгалтерский учет;
- управление трудом и кадрами;
- охрана труда и техники безопасности;
- обучение, тренировка и повышение
квалификации персонала;
- управление капитальным строительством;
- общее управление.
Технические средства ИАСУ ПЭС включают в
себя:
- систему сбора и передачи
телемеханической информации (СПТИ);
- оперативно-информационный, управляющий
вычислительный комплекс (ОИУК);
- систему передачи данных (СПД);
- автоматизированные рабочие места (АРМ);
- систему контроля и управления
электропотреблением (СКУЭ);
- систему отображения информации (СОИ);
- автоматизированную систему связи (АСС);
- систему гарантированного электропитания
(ОГЭ).
СПТИ осуществляет сбор телемеханической
информации на энергообъектах, передачу информации средствами телемеханики на ДП
ПЭС (РЭС), частичную обработку информации и ее
представление на диспетчерских пунктах.
В качестве средств сбора
и передачи телемеханической информации с энергообъектов (в основном для
подсистемы АСДУ) на диспетчерских пунктах ПЭС (РЭУ) рекомендуется использовать
следующие типы телекомплексов и устройств телемеханики: Гранит, ТК-113,
УВТК-120, ТМ-120-1М, МКТ, ТМ-512, ТМ-800 и др.
Для телемеханизации распределительных
электрических сетей 0,4 - 20 кВ целесообразно применять ТРС-80, ТМРС-10,
КТС-10, КТУ-10, КС-10, КТМ-50 и др.
Телекомплексы, выполненные на
микропроцессорной основе, могут дополнительно к стандартным функциям устройств
телемеханики реализовать часть функций ОИУК (обработку информации, управление
средствами отображения и документирования и др.). Объем реализуемых функций
определяется ресурсами микроЭВМ, входящих в телекомплексы.
Рекомендуемые скорости передачи
телеинформации: с энергообъектов на ДП ПЭС (РЭС) - 50 - 200 бит/с; с ДП ПЭС на
ЦДП энергосистем - 600 - 1200 бит/с.
Для организации каналов передачи
телеинформации необходимо использовать аппаратуру уплотнения (типов СПИ-244,
ТПРМ и др.).
В качестве основных вычислительных машин
в АСУ ПЭС должны использоваться ЭВМ типов СМ-1810 и СМ-1420 (СМ-1425).
В целях минимизации затрат на
обслуживание технических средств и программного обеспечения поставляемые в ПЭС
и РЭС вычислительная техника и телекомплексы должны быть выполнены, как
правило, на однотипной элементной базе и максимально унифицированы по номенклатуре
в рамках энергосистемы. Базовым для ПЭС является комплекс СМ-1810-ТК-113
(Гранит). Может применяться двухмашинный однородный вычислительный комплекс. В
ПЭС с объемом обслуживания более 50 тыс. усл. единиц в дополнение к двум ЭВМ
СМ-1810 может быть подключена СМ-1425. В ПЭС с объемом обслуживания менее 20
тыс. усл. единиц создание АСУ ПЭС возможно на базе телекомплексов и только
персональных ЭВМ.
Для увеличения вычислительного ресурса
комплексов и решения задач планирования режимов, производственно-технического и
организационно-экономического управления в ПЭС и РЭС должны создаваться
автоматизированные рабочие места (АРМ) специалистов соответствующих служб и
отделов. Для оборудования АРМ могут использоваться персональные ЭВМ типов ДВК,
ЕС-1840 (ЕС-1841), ТАП-34 и др. Персональные ЭВМ должны быть связаны
информационным каналом с основной ЭВМ ПЭС, а в случае необходимости и с ЭВМ ВЦ
энергосистемы.
При отсутствии вычислительной техники для
решения задач планирования режимов и выполнения расчетов, требующих
использования общесистемной базы данных, а также для обмена алфавитно-цифровой
информацией с ВЦ энергосистемы в ПЭС могут устанавливаться абонентские пункты (АП) телеобработки данных (Терта, Теле ЕС и др.).
Подсистема управления потреблением и
сбытом энергии должна создаваться как расчетная (коммерческая). В качестве
первичных технических средств получения информации по энергии и мощности должны
использоваться счетчики расчетного и технического учета электроэнергии, а для
оперативного (в реальном времени) контроля мощности и нагрузки - измерительные
преобразователи (датчики) мощности.
В качестве первичных средств обработки
(концентрации) и хранения информации об энергии должны использоваться
метрологические аттестованные устройства сбора данных (сумматоры) типов Е-442 и
Е-871 и информационно-измерительные системы ИИСЭ-3 и КТС-1, ИИСЭ-2М: ЦТ-5000,
ЦП-5000. Ими должны оснащаться межсистемные подстанции и подстанции напряжением
110 кВ и выше, а также все электростанции.
На межсистемных подстанциях для контроля
и учета перетоков электроэнергии и мощности в соседние энергосистемы должны,
как правило, устанавливаться электронные счетчики электроэнергии.
На первых этапах создания подсистемы
управления потреблением и сбытом энергии на межсистемных подстанциях и пограничных
подстанциях регионов, РЭС и ПЭС в качестве первичных источников информации
могут использоваться измерительные преобразователи (датчики) мощности класса
0,5 с последующим интегрированием телеизмерений мощности в ЭВМ ДП РЭС и ПЭС.
Для сбора и передачи оперативной
(ежесуточной) информации для статической отчетности и расчетов с потребителями
следует использовать СПД с помощью АПД, телетайпов, абонентских терминалов,
межмашинного обмена информацией.
Для передачи данных об электропотреблении
от промышленных предприятий и других потребителей могут предусматриваться
специальные каналы передачи данных.
Обработка информации должна
осуществляться с помощью ЭВМ ДП РЭС и ПЭС с отображением посредством дисплеев,
цифровых и аналоговых приборов и документированием с помощью устройств печати.
4.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ТЭС И ГЭС
4.1. АСОУ ТЭС
В настоящее время АСУ ТП ТЭС должна быть
ориентирована на развитие в качестве неотъемлемой структурной единицы
ИОАСУ-Энергия.
Объектом управления АСУ ТП ТЭС должны
являться энергоблоки и общестанционное оборудование - электротехническое и
собственных нужд (топливоподача, водоподготовка и пр.) - эксплуатируемые в
маневренных режимах. Характерной особенностью объекта управления для АСУ ТП ТЭС
являются его техническая сложность и многопараметричность.
Система управления объектом представляет
собой рассредоточенную территориально и функционально систему автоматов и
средств дистанционного управления, позволяющих персоналу ТЭС участвовать в ведении
технологического процесса частично или, в случае необходимости, полностью.
Целью создания АСУ ТП ТЭС является
повышение надежности и экономичности эксплуатации оборудования ТЭС, обеспечение
возможности участия ТЭС в решении задач ИОАСУ-Энергия, облегчение условий
работы и сокращение численности эксплуатационного персонала ТЭС.
АСУ ТП ТЭС осуществляет обмен информацией
с АСОУ ТЭС, образуя вместе с ней интегрированную АСУ ТЭС - единую
программно-техническую систему, являющуюся нижним уровнем иерархии
ИОАСУ-Энергия.
Структурно-функционально АСУ ТП ТЭС представляет собой многоуровневую систему с двумя уровнями
управления: общестанционным и блочным. На каждом из этих уровней АСУ ТП ТЭС
объединяет различные функциональные подсистемы, обеспечивая их функциональную,
информационную и техническую совместимость, максимальную унификацию принимаемых
решений и однородность используемых программных и технических средств.
Технические требования к АСУ ТП ТЭС изложены в разработанных в 1987 г.
организациями Минэнерго СССР "Общих технических требованиях к АСУ ТП
тепловых электростанций", согласованных с Минприбором.
Назначение общестанционного уровня АСУ ТП
ТЭС:
- объединение всех подсистем АСУ ТП
общестанционного и блочного уровней управления в единую АСУ ТП ТЭС;
- взаимодействие с АСДУ энергосистемы
(ОИУК, ЦС АРЧМ, ЦС АРРМ, ЦСПА) через средства телемеханики и передачи данных,
установленные на ТЭС, и прием аналоговой и дискретной информации от датчиков,
характеризующих режим работы энергосистемы;
- расчет, распределение и выдача
энергоблокам заданий по активной и реактивной мощности в нормальных и аварийных
режимах;
- управление общестанционным
электротехническим оборудованием и общестанционным оборудованием собственных
нужд;
- взаимодействие с блочным уровнем АСУ
ТП;
- взаимодействие с АСОУ ТЭС;
- руководство и оперативное управление
электростанцией с ЦЩУ;
- обеспечение
информацией, необходимой для управления электростанцией, административно-управленческого
и технического персонала (контроль режима работы ТЭС и основного оборудования,
диагностика состояния основного оборудования, регистрация аварийных ситуаций,
расчет ТЭП и энергетической характеристики ТЭС, ведение суточной ведомости и
отчетной документации, хранение ретроспективной информации, подготовка
оперативных переключений, учет выработанной, потребленной на собственные нужды
и отпущенной в энергосистему и потребителям электроэнергии и др.).
Назначение блочного уровня АСУ ТП ТЭС:
- прием аналоговой и дискретной
информации, характеризующей протекание технологического процесса и состояние
оборудования;
- управление энергоблоком при его
нормальной работе в регулировочном диапазоне нагрузок, при запланированных
остановах и пусках из различных тепловых состояний, в аварийных режимах
энергосистемы и на энергоблоке;
- взаимодействие с общестанционным
уровнем АСУ ТП ТЭС;
- передача управляющих воздействий
исполнительным механизмам, используемым для управления регулирующими органами
основного и вспомогательного оборудования энергоблока;
- оперативное управление энергоблоком с
БЩУ;
- обеспечение информацией, необходимой
для управления энергоблоком, оперативного, технического и административного
персонала, обслуживающего энергоблок (контроль режима работы энергоблока,
диагностика состояния оборудования, регистрация аварийных ситуаций, расчет ТЭП
и энергетической характеристики энергоблока, учет электроэнергии, выработанной
энергоблоком, ведение оперативной документации и регистрация параметров и
состояния по вызову оператора, хранение ретроспективной информации и др.).
Функции АСУ ТП ТЭС делятся на
информационные и управляющие.
В соответствии с этим на каждом уровне
управления в настоящее время выделяются информационная и управляющая подсистемы,
каждая из которых содержит верхний уровень - вычислительный комплекс и нижний,
так называемый I уровень, - управляющие автоматы и станции сбора и
предварительной обработки информации. Верхний уровень выполняется территориально-централизованным или распределенным, и
функционально-распределенным; нижний - распределенным и функционально, и
территориально.
Вычислительный комплекс в общем случае
содержит:
- станции сбора информации;
- станции обработки информации - ядро
вычислительной системы;
- терминальные станции администрации
(дисплея с клавиатурой) и оперативного дежурного персонала (дисплеи,
клавиатуры, кнопки управления, мнемосхемы, табло аварийной и предупредительной
сигнализации);
- устройства, обеспечивающие обмен
информацией с другими вычислительными системами;
- инструментальную станцию,
обеспечивающую автономную подготовку данных, изменение конфигурации
представляемой информации и оснащенную оборудованием для подготовки данных и
общения с вычислительной системой (накопителями, видеотерминалами и т.д.);
- сервисный пульт, обеспечивающий
контроль работоспособности системы и перезапись в ППЗУ;
- устройство печати.
Нижний уровень информационной и
управляющей подсистем содержит станции сбора информации, контроллеры,
логические автоматы, традиционные средства дистанционного управления и
отображения информации и пр.
АСУ ТП ТЭС связана с АСОУ ТЭС, решающей
задачи управления кадрами, финансами, трудом и зарплатой, энергоремонтом,
техническим развитием и т.д.
Информационное обеспечение АСУ ТП ТЭС
должно отвечать требованиям ГОСТ. Система кодирования информации в АСУ ТП ТЭС
должна учитывать необходимость обмена информацией с АСУО ТЭС и высшими уровнями
иерархии ИОАСУ-Энергия. При разработке информационного обеспечения необходима
высокая степень типизации для различных ТЭС.
Программное обеспечение должно быть
разработано поставщиком системы как типовое для объектов с различным
оборудованием с представлением возможности заказчику дополнять и изменять
специальное программное обеспечение, используя, в частности,
"технологический" язык программирования.
Существующее техническое обеспечение: на
нижнем уровне - специализированный комплекс АСВТ, на верхнем - серийные ЭВМ
М-6000, М-7000, СМ-2 позволило до настоящего времени внедрять только
информационные подсистемы на блочном уровне АСУ ТП ТЭС.
Из намечаемых к выпуску технических средств для реализации АСУ ТП ТЭС в требуемом объеме применимы
по показателям быстродействия, надежности и т.д. разработанные Минприбором
управляющие вычислительные комплексы ПС-1001. При создании на их основе АСУ ТП
ТЭС требуется разработка дополнительно:
- устройств гальванической развязки на
уровне 1500 В сигналов от группы датчиков аналоговых и
дискретных сигналов, обладающих помехоустойчивостью к высокочастотным и
импульсным помехам амплитудой 2500 В;
- измерительных комплексов
(быстродействующих) для измерения электрических параметров (тока, напряжения,
активной и реактивной мощности, частоты, угла и др.) и системы их сопряжения с
вычислительным комплексом;
- устройств, обеспечивающих сопряжение с
исполнительными механизмами, на которые воздействует АСУ ТП ТЭС, или с
устройствами управления, комплектно поставляемыми с основным оборудованием ТЭС;
- локальных сетей для обмена информацией
между общестанционным и блочным уровнями АСУ ТП ТЭС;
- системы автоматизированного
проектирования (САПР) чертежей вторичной коммутации АСУ ТП ТЭС (монтажных
таблиц, кабельных журналов);
- методик и программ метрологической
экспертизы АСУ ТП ТЭС.
Остальные вычислительные комплексы,
выпускаемые промышленностью СССР, требуют еще большей доработки, в том числе в
части математического обеспечения.
Разработка и внедрение головных АСУ ТП
ТЭС ведутся Минприбором. До 1992 г. Минприбор не предполагает внедрение АСУ ТП
ТЭС на конкурентоспособном с западными фирмами уровне. После 1992 г. такая
задача перед Минприбором должна быть поставлена.
По Минэнерго СССР затраты на создание АСУ
ТП, предусмотренные государственными планами строительства, развития и
перевооружения отрасли до 1995 г., составляют более 1 млрд. руб.
В Минэнерго СССР головной
научно-исследовательской организацией в отрасли по АСУ ТП ТЭС является ВТИ им.
Ф.Э. Дзержинского. Функции заказчика новых объектов с АСУ ТП возлагаются на
энергосистемы.
Поставка основного оборудования,
оснащенного однородными подсистемами АСУ ТП, должна вестись
министерствами-поставщиками. Для действующих объектов уровень внедрения АСУ ТП
для конкретных ТЭС должен быть определен с учетом срока предшествующей
эксплуатации ее оборудования, состояния средств эксплуатации и существующих
возможностей по изменению сложившейся практики эксплуатации ТЭС.
Разработка АСУ ТП ТЭС как единого
программно-технического комплекса должна проводиться централизованно
специализированными организациями Минприбора и Минэнерго СССР в целях получения
типовых решений. Только в этом случае может быть обеспечено высокое качество
разработки и сокращение затрат на ее проведение. Привязка типовых решений к
конкретным объектам может вестись децентрализованно.
АСУ ТП ТЭС должна разрабатываться
совместно с АСОУ ТЭС в целях образования единой интегрированной АСУ ТЭС.
Системный подход и разработка АСУ обоих типов позволит обеспечить экономию потребных
суммарных трудовых и материальных затрат.
Для современных электростанций с мощными
энергоблоками оснащение электростанций АСУ ТП ТЭС является технической
необходимостью.
Для создания типовой распределенной АСУ
ТП необходимо следующее:
- создание информационно-измерительных
систем, включающих элементы автоматизированного контроля состояния каналов, их
калибровки и метрологии;
- компоновка типовой технической
структуры распределенной АСУ ТП блочного и станционного уровня на базе
параллельных систем ПС-1001 и сети выносных микропроцессорных устройств;
- создание кольцевой локальной
волоконно-оптической вычислительной сети с проработкой вопроса ее живучести;
- создание и управление базой данных
распределенной АСУ ТП и в том числе оптимизация информационных потоков
технологических данных между микропроцессорами и центральной ЭВМ;
- создание субкомплекса рабочего места
машиниста энергоблока и компоновка схем индикации и видеотерминального
отображения оперативных значений параметров;
- создание системы информационного
обеспечения с контролем и анализом параметров котла, турбины, генератора,
системы топливообеспечения, водоподготовки, ОРУ, вспомогательного оборудования
с общим объемом измеряемых данных не менее 6 тыс. аналоговых и 4 - 5 тыс.
дискретных сигналов;
- создание системы диагностики
теплотехнического и электротехнического оборудования, в том числе
вибродиагностики вращающихся механизмов, технического состояния
электротехнического оборудования, состояния поверхностей нагрева котла и т.д.;
- создание системы управления
технологическим процессом, реализующей принципы цифрового и супервизорного
управления функциональными группами оборудования.
4.2. АСУ ТП ГЭС
Объектом управления АСУ ТП ГЭС является
гидроэлектростанция со всем основным и вспомогательным оборудованием,
гидротехническими сооружениями и электротехническим оборудованием подстанции и
распределительных установок. Технологические процессы на ГЭС характеризуются
относительной простотой, оборудование обладает высокой маневренностью. Поэтому
гидростанции широко используются в энергосистемах как источники пиковой
мощности и энергии, отличаются высокой степенью автоматизации основных
технологических процессов.
С начала семидесятых годов ведется
разработка АСУ ТП ГЭС на базе средств вычислительной техники. Первые системы управления были разработаны и внедрены на
действующих Воткинской и Красноярской ГЭС. В дальнейшем велись
разработки АСУ ТП для вновь проектируемых ГЭС. В настоящее время находятся в
эксплуатации АСУ ТП Воткинской, Красноярской, Чиркейской, Колымской и
Саяно-Шушенской ГЭС, ведется разработка систем управления для всех вновь
проектируемых крупных станций и каскадов ГЭС.
Основными целями создания АСУ ТП ГЭС
являются:
- увеличение
выработки электроэнергии за счет оптимизации водно-энергетических и
электрических режимов оборудования электростанции путем управления активными и
реактивными мощностями и составом гидроагрегатов;
- повышение надежности эксплуатации
основного и вспомогательного оборудования, а также гидротехнических сооружений,
увеличение межремонтного и общего срока службы оборудования за счет полной
автоматизации основных технологических процессов, контроля, диагностирования,
обеспечения эксплуатационного персонала достоверной оперативной и
статистической информацией;
- повышение
надежности и экономичности работы энергосистем путем привлечения ГЭС к
автоматическому управлению режимом работы энергосистем по активной и реактивной
мощностям в нормальных и аварийных режимах.
АСУ ТП ГЭС строятся как иерархические системы
и имеют общестанционный (верхний) уровень и агрегатный (нижний) уровень. В
существующих и большинстве проектируемых системах
управления агрегатный уровень выполняется на традиционных аналоговых и релейных
технических средствах без использования вычислительной техники. Общестанционный
уровень систем реализуется на средствах вычислительной техники и выполняет как
информационные, так и управляющие функции. При этом все общестанционные функции
могут совмещаться в одной ЭВМ или возлагаться на разные технические средства.
На общестанционную часть АСУ ТП, как
правило, возлагаются следующие функции:
- информационные
(централизованного контроля и вычислительные): сбор, регистрация и отображение
аналоговой и дискретной информации о состоянии и параметрах оборудования, а
также сигнализация о его неисправностях; обмен информацией с вышестоящей
системой - АСДУ энергосистемы; расчет технико-экономических и
водно-энергетических показателей работы станции, формирование и печать отчетной
документации; плановые расчеты водно-энергетических режимов на предстоящие
сутки и перспективу; контроль состояния
гидротехнических сооружений;
- управляющие: автоматическое управление
активной мощностью, автоматическое управление напряжением и реактивной
мощностью; автоматическое управление количеством и составом гидроагрегатов;
автоматическое управление оборудованием подстанций; автоматическое
противоаварийное управление мощностью.
На агрегатном уровне должна
осуществляться предварительная обработка аналоговой и дискретной информации о
состоянии агрегата и его вспомогательного оборудования, ее достоверизация и
передача на верхний уровень, а также прием управляющих команд и воздействий от
общестанционного уровня.
К управляющим функциям агрегатного уровня
относятся:
- автоматизация управления
вспомогательным оборудованием (МНУ, компрессор, подача масла на смазку,
устройство торможения и т.п.);
- автоматизация перевода агрегата из
одного режима работы в другой (пуск, остановка, перевод в СК, аварийная
остановка, ускоренный пуск);
- защита оборудования, аварийная и
предупредительная сигнализация;
- автоматическое регулирование
возбуждения;
- автоматическое регулирование частоты
вращения и мощности;
- диагностика состояния турбины и
генератора; вибрационный и тепловой контроль оборудования.
Программное обеспечение (ПО) АСУ ТП ГЭС
состоит из системного и технологического. В качестве системного ПО используются стандартные операционные
системы реального времени, поставляемые вместе с ЭВМ. Технологическое
ПО строится по модульному принципу. Системное ПО должно позволять осуществлять
независимую разработку отдельных программ, допускать расширение их состава, не
зависеть от изменения состава технических средств. Все связи между задачами
должны осуществляться через супервизор с обменом данными посредством
унифицированной информации.
В настоящее время общестанционный уровень
АСУ ТП ГЭС реализуется на базе резервированных микро-
или миниЭВМ, имеющих радиальные связи с устройствами автоматики нижнего уровня.
Базовым техническим средством при этом является КТС НПО "Импульс"
(Северодонецк): линия М-6000, СМ-2, СМ-1210, ТВСО, в перспективе ПС-1001, что
обеспечивает преемственность алгоритмических и программных решений. В некоторых
случаях применены комплексы ТА-100 (ЦНИИКА) совместно с ЭВМ типа СМ-2.
Наиболее перспективным для дальнейшего
развития АСУ ТП ГЭС представляется магистрально-модульный принцип построения
АСУ ТП, позволяющий создавать распределенные системы управления. Такие системы
состоят из центрального ядра (общестанционного уровня), реализованного на базе
мощной микро- или миниЭВМ, локальной сети передачи
данных (резервированная или кольцевая магистраль) и нижнего уровня -
микропроцессорных контроллеров или станций управления по числу агрегатов и
объектов управления. Для этих целей может служить управляющий комплекс ПС-1001.
Возможны также иерархические системы с
радиальными связями на базе управляющего вычислительного комплекса СМ-2М
(общестанционный уровень) и терминалов типа ТВСО (нижний уровень). Такими
системами на ближайшую перспективу до освоения ПС-1001 предполагается оснащать
вновь проектируемые ГЭС.
Головной организацией по разработке АСУ
ГЭС является Ленгидропроект, выполняющий основной объем работ по
проектированию, привязке технических средств и разработке системного и
прикладного математического обеспечения для подавляющего большинства типов
объектов.
АСУ ТП создаются на крупных, как правило,
строящихся и реконструированных ГЭС и каскадах, обеспеченных плановым
финансированием и материальными ресурсами.
В ближайшие годы (1989 - 1992 гг.) будут
включены в промышленную эксплуатацию АСУ ТП Вилюйской, Чиркейской,
Криворожской, Зейской, Колымской ГЭС, Саяно-Шушенского гидроэнергетического
комплекса.
Внедрение АСУ ТП ГЭС обеспечивает
повышение экономичности и надежности работы всего основного и вспомогательного
оборудования электростанции, а также гидротехнических сооружений, существенно
повышает культуру и уровень эксплуатации. Основными источниками экономии
являются:
- повышение КПД ГЭС на 0,4 - 1% за счет
оптимизации выбора состава агрегатов и экономичного распределения активной
мощности между гидроагрегатами;
- повышение выработки ГЭС на 0,05 - 0,07%
за счет оптимизации качества напряжения и распределения реактивной мощности;
- экономия топливных ресурсов
энергосистемы за счет привлечения гидростанции к управлению режимом
энергосистемы по частоте и мощности.
В рамках АСУ ТП ГЭС целесообразно
создание экспертных систем, осуществляющих главным образом функции контроля и
диагностики энергетического оборудования. Первые очереди
таких систем, предназначенные для вибрационного контроля и диагностики крупных
гидроагрегатов, планируется ввести в эксплуатацию в 1992 - 1995 гг. (головные
объекты: Саяно-Шушенская и Рогунская ГЭС, Днестровская
ГАЭС). Экспертные системы целесообразно выполнять на базе персональных
ЭВМ, связанных с агрегатными и общестанционными вычислительными комплексами.
5.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПОДСТАНЦИЙ
Объектом управления автоматизированных
систем управления технологическими процессами подстанций (АСУ ТП подстанций)
являются распределительные подстанции с высшим напряжением 20 - 154 кВ, сетевые
подстанции 220 - 330 - 500 кВ и подстанции сверхвысоких напряжений 750 - 1150
кВ.
Основной целью создания АСУ ТП подстанций
является повышение надежности электроснабжения потребителей за счет сокращения
числа аварий пути, их предупреждения и локализации, а также полного исключения
ошибочных действий дежурного персонала. Решение данной задачи может быть
осуществлено путем глубокой автоматизации функций управления подстанциями на
базе использования электронно-вычислительных машин и в особенности
микропроцессоров в качестве основных технических средств при
построении систем управления и релейной защиты. Применение микропроцессорных
систем позволяет автоматизировать многие (наиболее сложные) функции управления,
контроля и релейной защиты и получить новое качество всей системы управления
подстанций в целом.
Функциями управления и задачами АСУ ТП
подстанций, которые должны быть автоматизированы, являются:
- аварийное управление - релейная защита
и системная автоматика:
релейная защита линий электропередачи;
релейная защита автотрансформаторов и
трансформаторов;
релейная защита синхронных компенсаторов;
релейная защита шин, фидеров питания
потребителей;
автоматическое повторное включение линий
и трансформаторов;
автоматическое восстановление схемы сети;
автоматическое резервирование при отказе
выключателей;
автоматическая аварийная частотная
разгрузка, частотное АПВ;
автоматическое прекращение асинхронного
хода и т.д., аварийное ограничение нагрузки, аварийное включение резервных
источников, адаптивное управление коммутацией;
- технологическое управление:
технологическое управление
автотрансформатором (трансформатором), в том числе регулирование напряжения под
нагрузкой с помощью РПН, регулирование температуры и нагрузки (ограничение
перегрузки, контроль за ресурсом и т.д.);
технологическое управление синхронными
компенсаторами, в том числе пуск, остановка, групповое управление
(регулирование) возбуждением, контроль перегрузки;
технологическое управление установками
пожаротушения; управление коммутационным оборудованием (выключатели,
разъединители мощности, разъединители), в том числе дистанционное и
телеуправление с диспетчерских пунктов, управление источниками питания;
технологическое управление
вспомогательными установками, в том числе компрессорного хозяйства, насосных
установок, охранная сигнализация;
управление режимами работы подстанции по
методу задания графиков нагрузки, выбор регулирующих средств и управление
уставками;
оперативные переключения по бланкам для
вывода оборудования в ремонт или технологические переключения;
- информационное обеспечение:
измерение режимных параметров элементов
подстанции, сигнализация о неисправностях и авариях, о действиях автоматических
устройств - регистрация нарушений;
регистрация событий в хронологическом
порядке;
контроль за электропотреблением (качество и количество);
контроль и диагностика работы
оборудования (определение ресурса выключателей, трансформаторов (автотрансформаторов)
РПН;
документирование - ведение суточной
ведомости, ведомости событий, ведомости параметров, вышедших за предельные
значения и др.;
сбор, обработка и формирование
необходимой информации диспетчеру верхнего уровня управления и посылка ее по
каналам связи и др.
Организация систем управления
оборудованием подстанций в соответствии с указанными функциями на базе
микропроцессорных систем должна удовлетворять по
крайней мере двум главным требованиям:
надежность функционирования системы
управления в целом и отдельных ее частей должна быть не ниже, чем в релейных
системах сегодняшнего дня;
стоимость всей системы в целом должна
быть соизмерима с проектируемыми в настоящее время традиционными (релейными)
системами.
Развитие электрических сетей в период до
2000 г., усложнение режимов их работы и, как следствие, сложность управления
этими режимами предъявляют высокие требования к системе управления
энергообъектами и в том числе подстанциями. В условиях, когда в качестве
системы оперативного управления действует автоматизированная система
диспетчерского управления, внедрение электронных систем управления на
подстанциях является необходимым. Предполагаемое производство новых
высоконадежных микропроцессорных систем и ЭВМ нового поколения на рубеже 1990 -
1991 гг. позволит создать новые высоконадежные системы управления. В первую
очередь следует отдать предпочтение микроЭВМ типа ПС-1001 (специально
предназначенных для организации АСУ ТП) для использования в системах управления
подстанциями 1500, 1150 и 750 кВ. Для подстанций 220 - 330 - 500 кВ в качестве
ядра системы управления предполагается использовать программируемые устройства
в телеинформационных системах типа Гранит, ТК-113, УВТК-120. Такие
разработки уже ведутся, внедрение указанных систем управления предполагается в
1990 - 1991 гг. Кроме того, перспективным является использование набора
микропроцессоров ТВСО для построения АСУ ТП на подстанциях 220 - 500 кВ. Такие
системы предполагается разработать (проект, программное обеспечение) и внедрить
в 1991 - 1993 гг. Перспективно также использование волоконно-оптических кабелей
для организации системы сбора и передачи информации в АСУ ТП подстанций, что
позволит значительно сократить потребность в контрольных кабелях.
В 90-х годах должны получить
распространение интегрированные системы управления (ИСУ) подстанций,
создаваемые на базе распределенных микропроцессорных комплексов. Эти ИСУ
подстанций должны реализовывать разнообразные функции контроля, оперативного и
автоматического управления. Наиболее совершенные ИСУ подстанций будут выполнять
также функции релейной защиты.
Создание микропроцессорных ИСУ подстанций
является весьма перспективным направлением, способствующим повышению надежности
оперативного и автоматического управления. Благодаря программируемости в этих
системах могут быть реализованы более сложные алгоритмы работы, легко
пересматриваемые при изменении характеристик или условий работы объекта
управления (подстанции).
Надежность микропроцессорных
ИСУ повышается благодаря возможности автоматического самоконтроля и
диагностирования. Кроме того, из-за высокой степени интеграции
микропроцессорные системы имеют меньшие габариты, просты в эксплуатации.
Блочная структура ИСУ облегчает их расширение, реконструкцию, проведение
ремонтных работ. Стоимость таких систем постоянно снижается.
Применение ИСУ было бы наиболее
эффективным для подстанций 110 - 154 кВ, так как среди подстанций данного
класса напряжений достаточно большую долю составляют подстанции с типовой
структурой.
Поэтому необходимо в ближайшие годы (1989
- 1992 гг.) разработать электронную систему управления специально для
подстанций класса 110 - 154 кВ, используя для этих целей отдельные
микропроцессорные модули, имеющиеся в номенклатуре промышленности и позволяющие
создать сравнимую по стоимости и высоконадежную систему управления.
Целесообразно использование экспертных
систем для АСУ ТП подстанций. В первую очередь должны быть разработаны
экспертные системы, решающие следующие задачи:
- планирование коммутационных операций
(генерация бланков переключений);
- тренаж оперативных переключений;
- анализ состояния сети на основании
параметров режима и информация о работе релейных защит.
Решение задач методом экспертных систем
должно осуществляться в рамках распределенных микропроцессорных комплексов.
В перспективе до 1995 - 2000 гг. можно
предположить следующую этапность внедрения электронных
систем управления на подстанциях:
1-й этап. Подстанции 1150 кВ - 1989 -
1990 гг.
2-й этап. Подстанции 750, 1150, 1500 кВ:
разработка программного обеспечения -
1990 - 1991 гг.;
внедрение на шести подстанциях - 1992 -
1995 гг. и на пяти подстанциях - 1996 - 2000 гг.;
разработка типового проекта - 1995 г.
3-й этап. Подстанции 220, 330, 500 кВ на
базе телекомплексов Гранит, ТК-113, УВТК-120, ТВСО:
разработка программного обеспечения -
1988 - 1992 гг.;
внедрение на 20 подстанциях на базе
телекомплексов - 1990 - 1995 гг. и на 10 подстанциях на базе ТВСО - 1992 - 1995
гг.;
разработка типового проекта - 1995 г.;
внедрение типовых АСУ ТП на 50
подстанциях - 1996 - 2000 гг.
4-й этап. Подстанции 110 - 154 кВ:
разработка электронной системы управления
- 1989 - 1991 гг.;
разработка программного обеспечения -
1991 - 1993 гг.;
опытное внедрение на 10 подстанциях -
1993 - 1995 гг.;
разработка типового проекта - 1995 - 1996
гг.;
внедрение типовых АСУ ТП в период 1996 -
2000 гг.
6. РЕСПУБЛИКАНСКИЕ
И ТЕРРИТОРИАЛЬНЫЕ АСУ
К интегрированным территориальным АСУ
(ИТАСУ) относятся: интегрированные АСУ территориальных энергообъединений (ТЭО)
и интегрированные республиканские АСУ (ИРАСУ) Минэнерго Украинской и Казахской
ССР.
ИТАСУ состоит из следующих систем
управления:
- многоуровневой автоматизированной
системы организационно-экономического управления (МАСОУ);
- многоуровневой системы диспетчерского и
автоматического управления (МСДАУ) ОЭС;
- территориальной автоматизированной
системы контроля и управления электропотреблением (ТАСУЭП);
- отраслевой системы диспетчерского
обеспечения электроэнергетического производства (ОСДОЭП);
- территориальной системы обучения и
тренажа оперативного персонала энергопредприятий (ТСОТ).
Основной целью создания ИТАСУ является
повышение эффективности функционирования отрасли, оптимизация производства и
распределения электрической энергии и тепла, снижение материальных затрат на
производство, совершенствование методов управления на базе современных систем
сбора, обработки и представления технологической (в реальном времени) и
производственно-статистической информации для аппарата управления. При этом
предполагается создание сетей ЭВМ технологического и
организационно-экономического управления, распределенных баз данных,
осуществление доступа к ним, создание автоматизированных рабочих мест (АРМ) для
аппарата управления. Решение этих задач позволит повысить эффективность
инженерного и управленческого труда, сократить численность аппарата управления.
ИТАСУ посредством отраслевой сети ВЦ
взаимодействует с АСДУ ЕЭС СССР и подсистемами верхнего уровня ИОАСУ-Энергия.
Многоуровневые автоматизированные системы
организационно-экономического управления имеют два уровня: верхний уровень (ТЭО
и Минэнерго союзных республик) и уровень энергосистем.
Подсистемы организационно-экономического
управления, функционирующие на верхнем уровне интегрированной ИТАСУ, реализуют
конкретные функции управления: управление производством электрической энергии и
тепла, управление капитальным строительством и подрядной деятельностью, управление
материально-техническим снабжением и др. Состав подсистем определяется
особенностями, а также организационной и технологической подготовленностью
объекта автоматизации.
Каждая функциональная подсистема должна
состоять из АРМ специалистов. АРМ специалиста обеспечивает решение комплекса
взаимосвязанных задач посредством персональной ЭВМ или видеотерминала
универсальной ЭВМ.
МСДАУ ОЭС включает АСДУ ОЭС, МАСДТУ
энергосистем, входящих в ОЭС, централизованные системы автоматического
управления (частотной и активной мощностью - АРЧМ, напряжением, предотвращением
нарушения устойчивости).
Цель создания ТАСУЭП - оперативное
обеспечение режимов электропотребления региона.
ТАСУЭП является пятиуровневой системой,
соответствующей иерархии управления электроснабжением потребителей:
I - уровень промышленных предприятий и
энергетических объектов;
II - уровень районов электрических сетей
и районных отделений энергонадзора;
III - уровень предприятий электрических
сетей;
IV - уровень производственных
энергетических объединений;
V - уровень Минэнерго республики и ТЭО.
По уровням управления организуются
первичные пункты сбора и передачи информации, пункты концентрации и
ретрансляции, диспетчерские пункты управления электропотреблением.
В зависимости от условий электроснабжения
потребителей народного хозяйства предусматривается нормальный, напряженный и
экстремальный режимы функционирования ТАСУЭП.
В информационное обеспечение ТАСУЭП
должны войти распределенные базы данных, инструкции и программы управления
базами данных.
ОСДОЭП создается для повышения надежности
работы энергетического оборудования и должна выполнять следующие функции:
сбор информации о техническом состоянии
оборудования, ее обработку и выдачу пользователям;
планирование ремонтов и их
материально-техническое обеспечение для оптимизации материальных и трудовых
ресурсов;
диагностирование оперативного персонала.
Функции ОСДОЭП должны реализовываться по
трехуровневой схеме сбора и обработки информации: предприятие - ПОЭЭ -
Минэнерго республики (ТЭО). Такой подход предусматривает сжатие информации при
передаче ее на верхние уровни. Для сбора информации должно быть обеспечено
функционирование единой автоматизированной системы сбора и обработки информации
об эксплуатируемом оборудовании региона. Представление информации пользователям
всех уровней должно осуществляться с помощью видеотерминалов с возможностью
получения твердой копии.
ТСОТ энергопредприятий республики (ТЭО)
представляет собой объединенный общей организационной и методической структурой
комплекс технических средств и учебно-методических материалов, предназначенных
для подготовки оперативного персонала и поддержания его высокой готовности к
действиям в сложных производственных условиях.
Основными функциональными звеньями ТСОТ
являются:
- институт повышения квалификации;
- центр тренажерной подготовки персонала
(ЦТПП);
- пункт тренажерной подготовки персонала
(ПТПП).
ТСОТ должна включать две подсистемы
подготовки и тренажа оперативного персонала:
- подсистему тепловых электростанций;
- подсистему энергосетевых предприятий и
энергообъединений.
Функциями и задачами подсистем являются:
- подготовка нового оперативного
персонала;
- аттестация оперативного персонала;
- присвоение квалификационных групп
оперативному персоналу;
- разработка и подготовка программ тренажа;
- разработка новых методов обучения и
технических средств;
- проведение конкурсов профессионального
мастерства;
- организационное руководство
деятельностью ЦТПП и ПТПП по принадлежности ПОЭЭ, ПЭС, РЭС и подстанции;
- разработка математического обеспечения
для ЦТПП и ПТПП;
- подготовка эксплуатационного
(инструкторского и технического) персонала на энергопредприятиях;
- текущий тренаж оперативного персонала;
- противоаварийные тренировки;
- экономическая, техническая и плановая
учеба персонала;
- подтверждение квалификации оперативного
персонала.
Эффективное функционирование ИТАСУ
требует создания единого для всех абонентов уровня информационного обеспечения
и унифицированных процедур обработки горизонтальных и
вертикальных информационных потоков, т.е. такой организации использования
информационного фонда, которая позволяла бы осуществить одноразовый ввод
первичных данных.
Информационный фонд состоит из
информационных баз, т.е. совокупностей взаимосвязанных данных, хранящихся
совместно с минимально необходимой избыточностью, предназначенных для
оптимального решения задач ИТАСУ. Данные должны быть независимыми от
функциональных программ.
Информационная база распределяется
следующим образом по уровням иерархии:
- Минэнерго республики (ТЭО);
- ПОЭЭ и тресты;
- ПЭС и электростанции.
Каждый уровень иерархии предполагает
интеграцию информации в соответствующем банке данных. При разработке
математического обеспечения ИТАСУ необходимо применение современных
математических методов. При реализации функций ИТАСУ следует использовать
типовые проектные решения (ТПР). Для межуровневого взаимодействия необходимо
разработать сетевые алгоритмы для информационных потоков.
Технической базой ИТАСУ являются две
информационно-вычислительные сети (ИВС):
- ЭВМ общего назначения
серии ЕС ЭВМ, обеспечивающие обработку организационно-экономической и
производственно-технической информации, в том числе планирование режимов,
анализ технико-экономических показателей, прогнозирование потребления ОЭС,
финансовые расчеты между ПОЭЭ, входящими в состав ТЭО (республиканского
министерства), а также с соседним ТЭО (республиканскими министерствами) и ЦДУ
ЕЭС СССР;
- ИВС реального времени, состоящая из мини- и микроЭВМ ОДУ и энергосистем и реализующая функции
оперативно-технического и автоматического управления.
Основным требованием к организационному
обеспечению ИТАСУ является создание организационной структуры, которая
обеспечивает функционирование компонентов многоуровневой
организационно-технологической АСУ.
Основанием для разработки организационной
структуры управления является функциональная структура управления Минэнерго
СССР, ПОЭЭ, предприятий.
С переходом на новые условия
хозяйствования вычислительные центры ПОЭЭ, ГИВЦ Минэнерго республики (ТЭО)
должны создавать организационные структуры, обеспечивающие функционирование
системы и ее развитие при наименьших затратах.
Основными функциями организационного
обеспечения являются:
- организация и ведение
нормативно-справочной базы, создание и ведение банка данных отрасли;
- широкое участие работников аппарата
управления в постановке задач и их последующем внедрении;
- научно-методическое руководство и
координация работ по созданию ИТАСУ в регионе.
Базы данных по решению задач для аппарата
управления должны быть защищены от несанкционированного доступа.
Иерархическую систему управления
технологическим процессом производства и передачи электроэнергии в основной
сети ОЭС возглавляет региональный управляющий вычислительный центр ОДУ (ТЭО),
призванный осуществлять следующие функции:
- координацию в текущем режиме настройки
региональных центров дозировки управляющих воздействий (АДВ) автоматики,
предотвращающей нарушение устойчивости;
- автоматическое регулирование частоты и
активной мощности (АРЧМ) с непосредственным воздействием на регулирующие электростанции;
- оперативное управление ОЭС с передачей
управляющих команд через управляющие вычислительные центры (УВЦ) энергосистем
или непосредственно на объекты (электростанции и подстанции) прямого
подчинения;
- планирование и анализ режимов ОЭС во
взаимодействии с УВЦ энергосистем;
- финансовые
взаиморасчеты между ПОЭЭ, входящими в состав ТЭО (республиканского
министерства), и с соседними ТЭО (республиканским министерством);
- разработку и внедрение совместно с
научно-исследовательскими и проектными организациями программного обеспечения
для АСДУ и АСУТП;
- координацию обучения и тренировок
оперативно-диспетчерского персонала.
7. ПОДСИСТЕМЫ
ВЕРХНЕГО УРОВНЯ ИОАСУ-ЭНЕРГИЯ
Подсистемы верхнего уровня являются
составными частями ИОАСУ-Энергия и предназначены для автоматизации функций
центрального аппарата Минэнерго СССР.
Деление на подсистемы осуществляется в
настоящее время по функционально-организационному признаку с учетом структуры
отрасли, специализации функциональных подразделений и характера процессов
производства.
Подсистемы, охватывающие весь комплекс
работ, относящихся к конкретной функции управления, называются функциональными.
В 12-й пятилетке разрабатываются следующие
организационно-экономические подсистемы, обслуживающие электроэнергетику,
строительство и промышленность:
- планирование перспективного развития
отрасли;
- технико-экономическое планирование
отрасли "Электроэнергетика";
- технико-экономическое планирование
капитального строительства;
- технико-экономическое планирование
промышленного производства по отрасли "Стройиндустрия";
- управление научно-техническим
прогрессом;
- управление материально-техническим
снабжением;
- управление комплектацией оборудования;
- управление транспортом и перевозками;
- общее управление;
- управление кадрами;
- управление организацией труда и
заработной платы;
- управление финансовой деятельностью;
- бухгалтерский учет.
С учетом специфики отраслевого
производства создаются специализированные производственные подсистемы.
В электроэнергетике:
- автоматизированная система
диспетчерского управления ЕЭС СССР;
- управление энергонадзором и сбытом
энергии;
- управление производственно-технической
деятельностью;
- управление снабжением топливом;
- управление энергоремонтом.
В состав подсистем, обслуживающих органы
управления капитальным строительством, входят:
- программно-целевое управление
энергетическим строительством, включая комплектацию конструкциями;
- управление реконструкцией и
модернизацией энергетических объектов;
- автоматизированная
информационно-аналитическая система развития схем теплоснабжения;
- производственно-хозяйственная
деятельность главных управлений и объединений по строительству;
- управление сооружением энергообъектов
за рубежом.
Автоматизированное управление
промышленным производством осуществляют подсистемы:
- управления производством и сбытом
продукции стройиндустрии;
- управления производством и сбытом
промышленной продукции.
Для обеспечения научно-технической
информацией документального и фактографического характера пользователей
ИОАСУ-Энергия разработана отраслевая автоматизированная система
научно-технической информации (АСНТИ), которая осуществляет обмен информацией с
другими органами НТИ в рамках Государственной и международной (в рамках СЭВ)
автоматизированных систем НТИ.
Основными направлениями дальнейшего
развития подсистем верхнего уровня в рамках построения ИОАСУ-Энергия являются:
- переход от автоматизации отдельных
функций к созданию единой технологии управления на основе интеграции и
совместимости процессов управления путем построения
интегрированных, сводных и комплексных организационно-экономических подсистем;
- внедрение
профессионально-ориентированных АРМ специалистов на базе ПЭВМ, работающих в
локальной вычислительной сети, в целях перехода к безбумажной технологии и
повышения степени автоматизации информационного обеспечения лиц, принимающих
решения;
- обеспечение персоналу Минэнерго СССР
возможности самостоятельно осуществлять постановку функциональных задач с
использованием стандартных операций по обработке данных;
- освоение новых форм решения
функциональных задач с использованием экспертных систем, прогнозных,
оптимизационных и имитационных моделей;
- создание отраслевых стандартов на
процессы управления;
- обеспечение взаимодействия с
общегосударственными автоматизированными системами: плановых расчетов,
управления материально-техническим снабжением, государственной статистики,
единой системой финансовых расчетов, управления научно-техническим прогрессом и
т.д., а также с АСУ других министерств и ведомств.
Тенденции дальнейшего развития подсистем
верхнего уровня ИОАСУ-Энергия тесно связаны с развитием системы управления
Минэнерго СССР, осуществляемым в соответствии с Постановлением ЦК КПСС и Совета
Министров СССР "О перестройке деятельности министерств и ведомств сферы материального производства в новых условиях
хозяйствования" N 823 от 17.07.87. Являясь средством автоматизации
управленческой деятельности, организационно-экономические подсистемы должны
обеспечить в новых условиях хозяйствования автоматизированную работу персонала
Минэнерго СССР в следующих областях функциональной деятельности: планирования
экономики; ускорения научно-технического прогресса; управления производством;
проектирования и капитального строительства; материально-технического
обеспечения и комплектации; финансов, кредитов и тарифов; осуществления
внешнеэкономических связей; кадров и управления учебными заведениями; труда и
социального развития отрасли; управления делами Минэнерго СССР.
Разработка указанных подсистем является
качественно новым этапом в развитии автоматизации в Минэнерго СССР. Их
построение будет осуществляться поэтапно, очередями.
Интеграция на первом этапе, охватывающем
12-ю и 13-ю пятилетки, будет осуществляться как по уровням управления
(вертикальные связи), так и внутри одного уровня (горизонтальные связи).
В результате интеграции по вертикали
будут созданы организационно-экономические интегрированные подсистемы, решающие
взаимодействующие задачи на уровнях Центрального аппарата Минэнерго СССР, ТЭО
или республиканского министерства, основного звена. Интеграция по горизонтали
позволит создать комплексные подсистемы, включающие взаимодействующие задачи
различных подсистем. Интеграция по вертикали и горизонтали позволит построить
сводные подсистемы, в которых путем информационно-вычислительной увязки задач
создаются единые, охватывающие все уровни управления,
информационно-вычислительные комплексы по основным функциям деятельности Минэнерго
СССР.
Создание многоуровневых производственных
подсистем будет характеризоваться интеграцией по вертикали.
Функционирование подсистем верхнего
уровня будет осуществляться на базе распределенной системы обработки данных
(РСОД) с использованием локальной сети ПЭВМ, подключенной к центральному
вычислительному комплексу (ЦВК). Головным центром РСОД является ГВЦ Минэнерго
СССР, информационно связанный с базовыми ВЦ, ответственными за эксплуатацию
подсистем верхнего уровня ИОАСУ-Энергия.
Второй этап (14-я и 15-я пятилетки) будет
характеризоваться созданием информационно-вычислительных комплексов по основным
направлениям деятельности и функциям Минэнерго СССР, охватывающим все уровни
управления в рамках единой системы на основе общего программного, информационного,
технического и организационного обеспечения.
8.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС СССР
Основными направлениями развития АСДУ в
период до 2000 г. являются:
- интеграция в автоматизированной системе
диспетчерского управления АСДУ верхних уровней оперативно-технологического
управления, АСУ ТП электрических станций и сетей, централизованных систем
автоматического управления;
- включение в сферу АСДУ, кроме собственно
ЕЭС СССР, также и электроустановок-потребителей энергии, учет факторов
энергосбережения. Органической частью АСДУ должна стать автоматизированная
система управления электропотреблением с широким использованием
потребителей-регуляторов; координация АСДУ с АСУ ТП промышленных предприятий;
- создание многоуровневой интегрированной
информационно-вычислительной системы (ИВС) АСДУ;
- широкое
распространение интерактивных (диалоговых) методов расчета, режимов
телеобработки, создание больших, надлежащим образом организованных архивов
исходной информации для планирования режимов и технико-экономического
планирования; автоматизация обработки исходной информации и формирование
иерархического (по уровням управления) взаимоувязанного комплекса расчетных
моделей; в области планирования и анализа энергетических режимов - внедрение
комплекса программ, обеспечивающих высокую точность прогнозирования нагрузки,
формирование балансов мощности, электроэнергии и энергоресурсов; совершенствование комплексов программ оптимизации
долгосрочных режимов (планирования графиков капитальных ремонтов основного
энергооборудования, выработки электроэнергии ГЭС и ТЭС), краткосрочной и
оперативной оптимизации режима по активной мощности; освоение
многокритериальных и вероятностных подходов, отработка взаимосвязей недельного,
суточного планирования и коррекции режима на часть суток; более полная увязка
оптимизации режимов на разных уровнях территориальной иерархии ЕЭС СССР;
установление автоматизированных связей между программами
долгосрочной и краткосрочной оптимизации режима; дальнейшая автоматизация
подготовки исходной информации для расчетов; введение в состав комплекса
программ автоматизированной обработки и ведения массива оперативных ремонтных
заявок; развитие и внедрение методов оптимизации режимов совместно с выбором
резерва мощности и оптимального состава включенного в работу оборудования;
внедрение оперативного расчета эквивалентных характеристик относительных
приростов (ХОП) ТЭС; разработка и освоение в эксплуатации комплекса
программ ретроспективного анализа режимов; учет новых типов электростанций и
энергоустановок (потребители-регуляторы, накопители энергии, электростанции,
использующие нетрадиционные, возобновляемые источники энергии и т.п.);
- увязка задач
планирования и управления режимами и их анализа с происходящим в стране и в
отрасли совершенствованием хозяйственного механизма, увязка АСДУ с подсистемой
технико-экономического планирования в энергетике; учет при планировании и
управлении режимами природоохранных факторов; развитие нормативных методов
планирования, разработка для этого системы прогрессивных нормативов; развитие
систем диагностики электрооборудования и переход к планированию ремонтов
оборудования на основе диагностических методов;
- усиление внимания к задачам расчета
надежности энергоснабжения, в том числе определения показателей надежности,
учета надежности при долгосрочном и краткосрочном планировании режимов (расчет
резервов мощности, надежности топливоснабжения, резервов топлива на
электростанциях и др.); создание комплексных методов оптимизации режимов и
регулирования графиков энергопотребления;
- совершенствование
методов, алгоритмов и программ расчетов установившихся и переходных режимов
(увеличение размерности моделей до 3000 узлов, учет изменения частоты в
энергосистеме и действия устройств противоаварийной автоматики), создание и
внедрение в эксплуатацию моделей для оперативных расчетов электрических режимов
на основе данных телемеханики, оценки устойчивости параллельной работы,
расчетов токов коротких замыканий, выбора уставок релейной защиты и
противоаварийной автоматики;
- создание распределенной по ступеням
территориальной иерархии единой информационной базы для всех задач планирования
и управления на основе использования всех видов информации, включая данные
статистики, суточную ведомость, результаты телеизмерений и т.п.; создание
машинизированных архивов информации;
- расширение
функций оперативного управления - повышение достоверности исходной информации
за счет внедрения программ оценки состояния; оперативная оценка устойчивости
электропередачи в текущем и возможных послеаварийных режимах, анализ возможных
и ретроспективных аварийных ситуаций с использованием методов искусственного
интеллекта; выбор уставок настройки противоаварийной автоматики; расчет
показателей надежности электроснабжения потребителей, включая показатели
надежности и живучести ЕЭС; контроль за состоянием средств связи, телемеханики, релейной защиты
и противоаварийной автоматики (ПА); фиксация срабатывания устройств
противоаварийной автоматики, создание централизованных, иерархических систем
регистрации и ретроспективного анализа аварийных ситуаций; моделирование систем
противоаварийного управления для автоматической оценки возможных послеаварийных
ситуаций в текущем и перспективных режимах; контроль за наличием оперативных
резервов мощности и анализа их достаточности для ведения нормального режима,
устранения его нарушений; формирование советов диспетчеру по ведению
экономичного режима, устранению нарушений нормального режима, мобилизации
резервов активной и реактивной мощности; оперативный контроль
за потреблением, формирование оперативных балансов мощности и
электроэнергии. Алгоритмы выработки оценок и советов при этом должны
формироваться таким образом, чтобы иметь возможность быть использованными
диспетчерами, находящимися на смене, специалистами служб режимов и релейной
защиты при рассмотрении оперативных заявок, диспетчерской службой в процессе
работы, обучения и тренировки оперативного персонала;
- развитие методов экспертных систем в
применении к функциям АСДУ; создание экспертных систем-советчиков по
рассмотрению ремонтных заявок; совмещение экспертных систем с обычными
расчетными задачами в рамках "гибридных" интегрированных
систем-советчиков.
Существенно повысится в перспективе роль
противоаварийной автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости (АПНУ).
Основным направлением развития систем АПНУ явится создание цифровых
иерархических комплексов, обеспечивающих формирование управляющих воздействий в
аварийных ситуациях и имеющих в своем составе региональные карты автоматической
дозировки управляющих воздействий (АДВ) на крупных электростанциях и в узлах
нагрузки (общим числом около 100) на базе микропроцессорных устройств;
координирующие системы противоаварийной автоматики (КСПА) на базе ОИУК (ОДУ и
ЦЦУ ЕЭС СССР), эффективному использованию которых в
системе АПНУ будут способствовать большие объемы накапливаемой в ОИУК
оперативной информации.
В результате расширяющегося
взаимодействия АСДУ и ПА диспетчерских пунктов ЦДУ ЕЭС СССР и ОДУ превратятся в
центры автоматического и оперативного управления.
На базе микропроцессорной техники будет
развернута работа по совершенствованию и унификации средств ПА, включая
элементы АПНУ, САОН, системы передачи информации.
Накопленный опыт эксплуатации цифровых
комплексов АРЧМ позволяет перейти к новому этапу - созданию иерархической
системы АРЧМ на единой технической, алгоритмической и программной базе. При
этом должны быть разработаны типовые схемы АРЧМ для уровней ОЭС и
электростанций.
АРЧМ будут функционировать во
взаимодействии с системами ПА и оперативной коррекции режима по активной
мощности. Такое взаимодействие позволит реализовать работу автоматического
ограничителя перетока мощности как первой ступени ПА.
9. СИСТЕМЫ
АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ (САПР)
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ
Проектно-изыскательские работы в отрасли
осуществляют 123 проектные организации общей численностью 57 тыс. человек в
объеме 320 млн. руб.
Работы в области создания и использования
САПР ведутся в 72 организациях, где находятся в эксплуатации 64 ЕС ЭВМ, 51 СМ
ЭВМ и 70 ПЭВМ. В то же время 51 проектная организация вообще не имеет средств
вычислительной техники.
Основные направления развития САПР:
- тепловых электростанций
(Теплоэлектропроект);
- гидравлических электростанций и
гидротехнических сооружений (Гидропроект, Гидроспецпроект);
- энергетических систем
(Энергосетьпроект);
- воздушных линий электропередачи
(Энергосетьпроект, Сельэнергопроект);
- городских электрических сетей
(Укргипроэнерго);
- электрических подстанций постоянного и
переменного тока (Энергосетьпроект, Сельэнергопроект);
- релейной защиты и линейной автоматики
(Энергосетьпроект);
- объектов централизованного
теплоснабжения (ВНИПИэнергопром);
- технологии монтажа энергетического
оборудования (Энергомонтажпроект);
- строительства и стройиндустрии
(Оргэнергострой);
- технологии строительства атомных
электростанций (Атомэнергостройпроект);
- объектов жилищно-гражданского назначения
и стройиндустрии (Энергожилиндустрпроект).
В течение 12-й пятилетки разработаны и
введены в эксплуатацию 23 САПР. На 01.01.89 достигнут уровень
автоматизации 19%.
Низкие темпы автоматизации за прошедшие
годы объясняются следующими причинами:
- практически полным отсутствием
координации работ по развитию САПР в отрасли со стороны Минэнерго СССР;
- недостаточным объемом средств
вычислительной техники, выделяемой проектным организациям;
- отсутствием стабильных источников
финансирования разработки САПР;
- отсутствием в головных институтах
специализированных подразделений разработчиков САПР, способных вести типовые
разработки и обеспечивать их широкое внедрение в отделениях и ОКП;
- нерешенностью вопросов материального
стимулирования разработчиков САПР.
Развитие САПР в отрасли исторически шло
по пути автоматизации расчетных и громоздких информационных задач, что
позволило на первом этапе возложить на ЭВМ те части проектирования, которые
наиболее легко формализуются и могли быть реализованы на универсальных вычислительных
машинах первых поколений.
Анализ этапов проектирования показал, что
100-процентный уровень автоматизации охватывает не более 70% общего объема
проектных работ. Из них информационно-расчетные задачи составляют около 20%, а
конструкторские и графические работы - около 50%.
Таким образом, на имевшихся ЭВМ общего
назначения развитие САПР, учитывая достигнутый уровень, подошло к своему
пределу. Настало время приступить к автоматизации наиболее трудоемких и
рутинных операций выпуска чертежей и схем рабочей документации.
В период 1988 - 1995 гг. ожидается
увеличение объема проектирования вновь строящихся и реконструируемых
энергетических объектов в два раза, при этом работы должны выполняться без
существенного увеличения численности проектировщиков. Единственной возможностью
повышения производительности труда и одновременно с этим качества проектов
является внедрение современных программно-технических комплексов (ПТК)
автоматизированных рабочих мест (АРМ) проектировщиков.
На 1989 г. институтам "Энергосетьпроект",
"Теплоэлектропроект", "Гидропроект" выделяются первые
программно-технические комплексы на базе ЕС-1066 и ЕС-1046, которые позволят
организовать до 30 рабочих мест с полным циклом автоматизации технологического
процесса проектирования.
Однако ежегодное выделение трех-четырех
таких программно-технических комплексов явно не обеспечит потребности проектных
организаций отрасли. Кроме того, стоимость одного рабочего места очень высока и
составляет от 40 до 60 тыс. руб.
Поэтому главным направлением в техническом
оснащении институтов следует считать создание автоматизированных рабочих мест
на базе сетей персональных ЭВМ, оснащенных всеми необходимыми средствами для
эффективного выполнения графических, конструкторских и расчетных операций,
повышающих производительность труда проектировщиков в три - пять раз.
Выпуск
отечественных средств машинной графики, аналогичных широко применяемым в
настоящее время за рубежом, намечается на 1993 - 1995 гг. Чтобы сократить
разрыв в освоении передовой техники и технологии проектирования, целесообразно
закупать необходимое оборудование за рубежом.
При создании прикладных программных
средств АРМ целесообразно базироваться на современных сетевых средствах и
универсальных СУБД, создавая на этой основе единые распределенные банки данных,
на универсальных системах интерактивной машинной графики, унифицированных
пользовательских интерфейсах, интегрированных системах и экспертных системах
принятия решений, а также инвариантных средствах моделирования объектов
проектирования и технологических процессов.
Современные технические средства и
программное обеспечение позволяют создать новую технологию проектирования с
выдачей отдельных видов проектной документации непосредственно на машинных
носителях.
Новая технология, обеспечивающая автоматизацию
процессов инженерной подготовки строительного производства непосредственно
подрядчиком, позволит улучшить планирование и организацию строительно-монтажных
работ, сократить сверхнормативные запасы материалов и оборудования на
строящихся объектах.
К освоению этой технологии приступили
институты "Теплоэлектропроект", "Энергосетьпроект",
"Оргэнергострой". Сегодня кабельные журналы для монтажа электрических
кабелей передаются на ряд строящихся энергоблоков на магнитных носителях.
Унификация и типизация проектов, на
которые направлены значительные усилия институтов, позволит достичь наибольшего
эффекта от использования современной технологии автоматизированного
проектирования. Необходимо распространить эти работы на все направления
деятельности проектных институтов.
Автоматизация проектирования должна стать
составной частью приоритетных направлений внедрения вычислительной техники в
Минэнерго СССР. От успехов в создании и развитии САПР во многом зависит
качество и сокращение сроков разработки проектно-сметной документации, а также
снижение материалоемкости и повышение производительности труда в энергетическом
строительстве.
10.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ПРОЦЕССОВ ОБУЧЕНИЯ
И ТРЕНАЖЕРНОЙ ПОДГОТОВКИ
Во исполнение
Приказа Минэнерго СССР от 29.03.84 N 110 разработана "Генеральная схема
размещения объектов подготовки оперативного персонала энергопредприятий и
диспетчерских управлений в Минэнерго СССР", 01.07.87 утверждены
"Основные научно-технические требования к созданию отраслевой системы подготовки
эксплуатационного персонала энергопредприятий (ОС ПЭП) с использованием
технических средств" и начата работа по созданию сети центров (ЦТПП),
пунктов (ПТПП) и контрольно-тренировочных постов (КТПП) тренажерной подготовки
персонала энергопредприятий отрасли.
Научно-методической основой подготовки и
поддержания квалификации в центрах, пунктах и контрольно-тренировочных постах
тренажерной подготовки является поэтапное формирование и закрепление навыков
профессиональной операторской деятельности с использованием современных методов
психологии и педагогики с учетом сложной оперативной обстановки при
эксплуатации энергетического оборудования. В системе подготовки персонала
реализуются следующие функции:
- профессиональный отбор;
- входной контроль уровня знаний;
- формирование знаний и умений
профессиональной деятельности, их закрепление;
- выходной контроль уровня
профессиональной подготовленности;
- стажирование;
- сбор и хранение информации о процессе
подготовки персонала и уровня его квалификации;
- поддержание и повышение квалификации.
Основными функциональными звеньями ОС ПЭП
являются ЦТПП, ПТПП, КТПП. В настоящее время функционируют два ЦТПП (в г.
Украинка Киевской обл. и Москве), ведутся работы по вводу в эксплуатацию ЦТПП
для диспетчерского персонала в г. Горловке, ПТПП Ладыжинской ГРЭС,
Алма-Атинской ТЭЦ-2 и на ряде других объектов. Организациями Минэнерго СССР (ПО
"Союзтехэнерго", ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, ВНИИЭ, НПО
"Энергоавтоматика" и др.) и рядом организаций других министерств и
ведомств (НПО "Промавтоматика", ИПНЭ АН УССР, МГУ, МЭИ и др.)
осуществляются работы по созданию тренажеров для оперативного персонала
энергопредприятий и автоматизированных обучающих систем. Начаты исследования
психофизиологических аспектов профессиональной деятельности эксплуатационного
персонала.
Создание и развитие ОС ПЭП осуществляется
по следующим направлениям:
- исследования психофизиологических
аспектов профессиональной деятельности и реабилитации эксплуатационного
персонала;
- психолого-педагогическое и методическое
обеспечение процесса обучения;
- разработка программно-технических
комплексов тренажеров различного назначения и автоматизированных обучающих
систем (АОС).
Организация и проведение исследований в
области профессионального отбора, психофизиологического контроля и
функциональной реабилитации эксплуатационного персонала энергопредприятий
проводятся в строгом соответствии с существующими положениями Минздрава СССР в
специализированном подразделении ПО "Союзтехэнерго" и в ряде других
организаций. Основной целью этих исследований является обеспечение высокой
работоспособности и сохранение здоровья эксплуатационного персонала объектов
энергетики. Эта цель будет достигнута через разработку и внедрение
методического, аппаратного, приборного, программного, психофизиологического и
медико-технического обеспечения.
Планируется начать сбор информации о
работающем в настоящее время персонале энергопредприятий отрасли в целях
составления психофизиологических портретов и выдачи рекомендаций по подбору
профессионально пригодного персонала.
Психолого-педагогическое и методическое
обеспечение процесса обучения призвано служить методологической основой
составления программ обучения, учитывающих индивидуальные способности и
различный начальный уровень подготовки, современные средства обучения.
Основополагающее внимание уделяется методике развития у обучаемых навыков
принятия решений в условиях аварийных ситуаций, развитию творческой
самостоятельности. В этом случае целесообразно аттестовать прошедших
обучение с выдачей удостоверения, имеющего общеотраслевой характер действия.
Исследование по этому направлению осуществляют институты Комитета по народному
образованию (МЭИ, МГУ и др.), а также ряд технологических предприятий Минэнерго
СССР (ПО "Союзтехэнерго" и др.). Ставится задача создания
общеотраслевого методического обеспечения и общеотраслевых программ обучения,
постоянно обновляемых для новых видов оборудования и новых технических средств
обучения.
Вопросы тренажеростроения и создания
автоматизированных обучающих систем имеют важное значение
в осуществлении полноценного процесса обучения и тренажа. Возрастание единичной
мощности энергоблоков, усложнение топологии электрических сетей, усложнение
технологических режимов работы оборудования предъявляют новые, все более
высокие требования к квалификации эксплуатационного персонала, а следовательно, и к средствам обучения.
Требуется создание мощных тренажерных
комплексов, включающих наборы специализированных тренажеров отдельных
технологических процессов работы энергетического оборудования и комплексные
тренажеры.
Концепция развития тренажеростроения
строится на двух основных направлениях деятельности:
- обучение и тренаж вновь принятого на
работу персонала;
- поддержание квалификации работающего
персонала.
Деятельность по первому направлению
предлагается сосредоточить в ЦТПП по профилю соответствующего оборудования.
Необходимо продолжить работу по созданию комплексных (полномасштабных)
тренажеров энергетического оборудования для энергоблоков 150, 200 и 300 МВт
(как самых многочисленных) и 800 МВт (как наиболее перспективных).
Комплексные тренажеры должны полностью
соответствовать прототипу в плане адекватности представления технологических процессов как по динамическим характеристикам, так и по
характеристикам управления ими и по представлению информации, при этом
требование адекватности пульта и щита управления тренажера действующему
оборудованию на конкретном объекте не является определяющим. Продолжение и
развитие работ по созданию специализированных тренажеров является необходимым,
так как представляет собой важный этап изучения технологического процесса перед
завершающим тренажем на комплексном тренажере. Обучение и тренаж вновь
принятого на работу персонала диспетчерских профессий предлагается вести в ЦТПП
соответствующего профиля. Средства обучения и тренировки диспетчерского
персонала составят в этом случае режимные тренажеры (статистические и
динамические) и тренажеры оперативных переключений (ТОП). Условия соответствия
технологическим режимам те же, что и для комплексных и специализированных
тренажеров.
Имеются существенные различия между
поддержанием квалификации оперативного персонала электростанций и поддержанием
квалификации диспетчерского персонала. Если для первых
предполагается строительство и оснащение специальных ПТПП при предприятии, в
составе которого обязательно наличие комплексного тренажера с блочным щитом
управления (БЩУ) и пультом управления (ПУ), адекватными имеющимся на
энергопредприятии (натурного тренажера), то для вторых предполагается в
основном использование имеющихся в составе технического комплекса ОУИК
резервных ЭВМ (то есть следование по пути создания КТПП, что существенно
упрощает оснащение техническими средствами).
Следует продолжить деятельность,
направленную на унификацию БЩУ и ПУ энергоблоков. В противном случае
использование дорогостоящего натурного тренажера в ПТПП неэффективно.
Целесообразно в первую очередь оборудовать ПТПП на Ладыжинской ГРЭС,
Азербайджанской ГРЭС, Углегорской ГРЭС и на Алма-Атинской ТЭЦ-2, на которых
работы по унификации БЩУ и ПУ практически завершены.
Разработка программно-технических
комплексов тренажеров и автоматизированных обучающих систем ведутся по
направлениям использования больших универсальных ЭВМ серии ЕС, миниЭВМ
различных серий, персональных ЭВМ и аналоговой техники.
При создании режимного тренажера для
диспетчерского персонала основное внимание следует уделять освоению обучаемыми следующих функций:
- ведению режима по частоте и напряжению
в основной сети с контролем значения перетоков по линиям электропередачи и
трансформаторам;
- анализу аварийных ситуаций, устранению
нарушений схемы и режима, восстановлению нормального режима.
Основное внимание должно уделяться
режимным тренажерам, предназначенным для обучения персонала методам ведения режима
с учетом схемы сети, наличия и настройки средств релейной защиты и автоматики.
Основой режимного тренажера являются модели энергосистемы и комплекса устройств
автоматического управления ею (АРЧМ и противоаварийной автоматики), реализуемые
программным путем на базе ЭВМ. Программное обеспечение режимного тренажера
должно обеспечивать моделирование всех возможных режимов энергосистемы и
полного объема действия диспетчерского персонала.
Технические средства должны позволять
реализацию различных типов тренажеров, например, динамических, статических и
т.п. Это обеспечит возможность обучаемому изучить
процессы, происходящие в энергосистеме, и приобрести навыки ведения режимов и
ликвидации нарушений.
Моделирующее устройство тренажера должно
обеспечивать:
- моделирование всех возможных режимов
энергосистемы и возможности управления энергосистемой в этих режимах;
- воспроизведение демонстрационного
режима тренировки, режима автотренажера (диалог обучаемый - тренажер) и режима
тренировки с инструктором (диалог обучаемый - тренажер - инструктор);
- возможность прекращения выполнения
управления в любом месте и возможность возврата к началу упражнения;
- возможность изменения сложности учебных
задач в процессе тренировки;
- сообщение
обучаемому при необходимости рекомендуемого действия или исправления действий
по выполнению упражнения;
- регистрацию и анализ информации для
определения качества выполнения упражнения, автоматическое формирование оценок
качества тренировки в баллах.
Освоение навыков проведения оперативных переключений
обеспечивается использованием ТОП.
Анализ разрабатываемых и находящихся в
опытной эксплуатации ТОП показал, что основными характеристиками их должны быть
следующие:
- имитация действия с коммутационными
аппаратами в главных схемах распределительных устройств;
- испытания действия во вторичных цепях
релейной защиты, автоматики и т.д.;
- имитация действий, обеспечивающих
безопасность выполнения работ;
- автоматическое отображение выполненных
операций с коммутационными аппаратами на схеме (как правило);
- возможность прекращения работы с
упражнением в любом месте и возможность возврата к началу упражнения;
- вывод по запросу или автоматически
"подсказки" (сообщение правильного действия);
- автоматический контроль и оценка
выполнения упражнений.
Автоматизированные обучающие системы
разрабатываются для формирования определенного качественного и количественного
уровня теоретических знаний, адаптированного к индивидуальным особенностям
личности обучаемого, и призваны служить закладке базовых знаний и умений перед
переходом к тренажу.
11.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ,
ПРОМЫШЛЕННОСТИ И СТРОЙИНДУСТРИИ (ИАСУ ЭСК)
ИАСУ ЭСК на верхнем уровне представлена специализированными подсистемами:
программно-целевого управления энергетическим строительством, управления
производством и сбытом продукции стройиндустрии, производством и сбытом
промышленной продукции; на среднем уровне - ИАСУ ССО и ИАСУ ПСМО в
строительстве, ИАСУ НПО и ИАСУ ПО в промышленности.
В состав ИАСУ ССО и ИАСУ ПСМО входят:
- АСУ организационно-экономического
управления;
- АСУ стройки (строительного управления,
наладочно-монтажного управления);
- АСУ ТП.
В состав ИАСУ НПО и ИАСУ ПО входят:
- АСУ организационно-экономического
управления;
- АСУ промышленного предприятия;
- АСУ ТП.
Автоматизированная система
программно-целевого управления энергетическим строительством
(АСЦПУ-Энергострой) разрабатывается в составе блоков:
- инвестиционный цикл, включающий в себя
планирование и контроль выпуска ТЭО, проектов, этапов строительства, инженерной
подготовки;
- проектно-изыскательские работы,
включающие формирование перечня проектов, графиков обеспечения ПСД и управления
проектным производством;
- статистика, включающая сбор, обработку
и выпуск статистических нормативов продолжительности и трудозатрат;
- проектирование, включая САПР, обмен
данными проекта на машинных носителях и, как продолжение проекта, инженерная
подготовка производства;
- комплексное планирование в пределах
одного проекта;
- оперативное управление строительством,
включая учет, контроль и анализ.
Функционирование АСЦПУ-Энергострой
осуществляется во взаимодействии с общеотраслевыми организационно-экономическими
системами верхнего уровня ИОАСУ-Энергия.
В соответствии с основными задачами,
выполняемыми ССО и ПСМО и входящими в их состав предприятиями и организациями,
при создании ИАСУ ССО и ИАСУ ПСМО необходимо автоматизировать следующие
функции: планирование перспективного развития объединения;
технико-экономическое планирование; управление научно-техническим прогрессом;
управление материально-техническим снабжением; управление финансами;
бухгалтерский учет и анализ производственно-хозяйственной деятельности.
В составе почти каждого ССО и ПСМО
имеется в наличии вычислительный центр.
Техническая база вычислительных центров
представлена вычислительными комплексами ЕС ЭВМ и СМ ЭВМ. Все ССО и ПСМО
оснащены персональными ЭВМ и имеют телетайпы.
В объединениях, охваченных
централизованным информационным обслуживанием, установлены дисплеи ВС-7920,
подключенные к ЭВМ ГВЦ Минэнерго СССР.
В 13-й и 14-й пятилетках наиболее
целесообразным представляется создание локальных систем персональных ЭВМ и
оснащение ВЦ аппаратурой передачи данных для связи с базовыми вычислительными
центрами.
Учитывая наличие проектно-технологических
организаций в составе ПСМО, представляется целесообразным вычислительные
подразделения либо перевести на самостоятельный баланс, либо перевести в состав
проектно-технологических организаций, оснащая их программно-техническими
комплексами ПТК АРМ высокой и средней производительности как типа ЕС ЭВМ (ПТК
АРМ ЕС-1046, ПТК АРМ ЕС-1066, ПТК АРМ ЕС-1087), так и типа СМ-1700.
В новых условиях хозяйствования особое
значение приобретает подготовка строительного производства, являющегося основой
планирования, оперативного управления, а также учета затрат на производство.
Для подготовки исходных данных для
автоматизированных систем планирования и управления строительством
министерствам и ведомствам, осуществляющим подрядную деятельность, Госстрой
СССР рекомендовал новый порядок представления проектно-сметной документации. Этот порядок предусматривает вместо передачи заказчику установленного
СНиП 1.02.01-85 количества ведомостей потребности в материалах, ведомостей
объемов строительных и монтажных работ, спецификаций оборудования и т.д. по
соответствующим ГОСТ - представление сметной и ресурсной информации на машинных
носителях в виде информационных блоков данных (ИБД), представляющих собой
упорядоченные по видам работ сведения о конструкциях, изделиях, материалах,
оборудовании, машинах и механизмах, стоимости, затратах труда и
заработной платы и т.д.
Информационные блоки данных формируются
проектировщиками с помощью системы АВС-3 ЕС (автоматизированная выдача смет). С
1989 г. будет тиражироваться новая разработка АВС-4 ЕС.
С учетом опыта эксплуатации указанной
системы в проектных институтах Минэнерго СССР в отрасли приняты меры к разработке
своих оригинальных систем, использующих нормативный метод подготовки
строительного производства и реализуемых на персональных ЭВМ.
Для строительно-монтажных организаций,
ведущих энергосетевое строительство, разработана и вводится в эксплуатацию
интегрированная система проектирования и организации строительства
электросетевых объектов "ПИКЕТ", в основу
которой положен новый метод. Аналогичные работы ведутся для управления
строительством объектов другого типа: ТЭЦ, ГРЭС, АЭС, промышленные, жилищные и
т.п.
С учетом прерывного (дискретного)
характера технологии строительного производства АСУ ТП в строительстве имеет
своеобразие и относится к информационно-советующим либо оптимизационным АСУ ТП.
К АСУ ТП непрерывного характера,
использующих аналоговые модели, можно отнести АСУ бетонорастворных заводов или
узлов, предназначенных как для автоматизации дозировки смесей, так и для
поддержания временных режимов приготовления смесей. Кроме того, АСУ ТП включает
учетные задачи: например, учет расхода материалов за смену, учет отпуска бетона
или раствора и т.д.
К АСУ ТП дискретного характера относятся
следующие системы:
- обработка данных маркшейдерских
измерений для учета сменной (часовой) выработки землеройной техники в отвалах и
карьерах;
- учет количества ездок,
взвешивание технологического транспорта при выезде его из карьера (снятие кода
каждой автомашины и фиксация времени нахождения под загрузкой и времени выезда
из карьера), взвешивание их при прохождении контрольных точек с помощью
динамических весов, фиксация времени прибытия к месту отгрузки, взвешивание на
статических весах;
- обработка данных геодезических
измерений укладки масс земельно-скального грунта, бетона или щебня при укладке
тела насыпных плотин и их бетонных ядер, обработка данных датчиков о плотности
укатки этих масс (датчики остаются в теле плотины и в дальнейшем используются
для контроля его состояния в процессе эксплуатации плотины) и т.д.
В качестве технической базы создаваемых
АСУ предприятий (заводов) в промышленности выбраны СМ
ЭВМ. Как правило, для решения задач организационно-экономического назначения
предусматривается поставка двух ЭВМ СМ-1420. Для решения задач управления
технологическим процессом цеха, участка или передела (раскрой листа, управление
гильотинными ножницами, алюминированное покрытие металлоконструкции и т.д.)
предусматривается использование УВКС типа СМ-1803 (СМ-1810) в количестве,
обусловленном технологией производства.
В арматурно-изоляторном производстве
автоматизация предусматривается в части как организационно-экономического, так
и технологического управления, в связи с чем
осуществляется оснащение заводов двумя УВКС СМ-1420, агрегированными с
УВКС-СМ-1803.
Прием и передача информации между
уровнями управления осуществляется по телеграфным каналам со скоростью 50 бод
посредством телетайпов, а также частично по коммутируемым каналам связи со
скоростью 600 - 1200 бит/с посредством аппаратуры передачи данных типа ТАП-34
или Аккорд-1200 ПП.
Связь между потребителями продукции
(стройками, предприятиями) и поставщиками осуществляется по телетайпу либо по
телефону.
АСУ производственных объединений по
выпуску сборных железобетонных и бетонных конструкций базируется на сочетании
технических средств ЕС ЭВМ, аппаратуры передачи данных и абонентских пунктов
заводов.
12. ИНФОРМАЦИОННОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИОАСУ-ЭНЕРГИЯ
Информационное обеспечение (ИО)
ИОАСУ-Энергия представляет собой совокупность обрабатываемой в системе
технико-экономической, справочной и нормативной информации, а также методов и
форм ее описания, организации, хранения, корректировки и контроля. В рамках ИО
решаются вопросы лингвистического обеспечения в части языковых средств общения
с информационной базой. Основное назначение ИО состоит в создании динамической
информационной модели отрасли, отражающей ее состояние в предшествующий,
текущий и последующий (планируемый) моменты времени.
В основу создания ИО ИОАСУ-Энергия
положена концепция распределенных баз данных (БД), которая предусматривает
создание совокупности логически связанных баз данных, реализованных на
различных пространственно рассредоточенных вычислительных средствах, вместе с
организационными, техническими, программными средствами ее создания и ведения.
Информационное обеспечение ИОАСУ-Энергия
предусматривает:
- сочетание централизации и распределения
данных как по уровням управления, так и между
различными звеньями; создание распределенных баз данных, включающих в себя
центральную базу, обладающую наиболее активным информационным обменом между
компонентами ИОАСУ-Энергия, и баз данных базовых ВЦ, региональных ВЦ и ВЦ
коллективного пользования. Базы данных, входящие в распределенные базы данных,
должны как работать в активном режиме, так и обмениваться информацией с базами
данных других ВЦ;
- обеспечение информационной
совместимости всех локальных АСУ, т.е. создание в ИОАСУ-Энергия взаимосвязанных
совокупностей форм обмена информацией;
- широкое применение общесоюзных и
отраслевых классификаторов для кодирования технико-экономических показателей и
объектов управления;
- обеспечение межмашинного обмена
информацией и интерактивного режима работы сети ЭВМ. Создание
автоматизированных рабочих мест на базе дисплеев, персональных компьютеров, мини- и микроЭВМ, используемых в качестве интеллектуальных
терминалов;
- создание универсальной системы сбора и
передачи информации, обеспечивающей ввод информации в ЭВМ с машинных носителей
и с экрана дисплея. Система обеспечивает возможность контроля
информации при вводе ее в ЭВМ, оперативной корректировки информации в
интерактивном режиме, распределения по уровням управления функций сбора,
хранения, накопления, передачи информации, базируется на единой технологии
сбора, первичной обработки, хранения, контроля и передачи информации,
поступавшей на разные уровни управления ИОАСУ-Энергия;
- создание единой системы
нормативно-справочной информации, обеспечивающей разные уровни и звенья ИОАСУ
необходимыми нормативами;
- использование унифицированной системы
документации, обеспечивающей органы управления необходимой и достаточной
информацией для принятия решений;
- обеспечение методологического единства
при построении информационного обеспечения, т.е. создание отдельных блоков и
структур информационного обеспечения для всех уровней управления и для всех
звеньев ИОАСУ-Энергия в соответствии с едиными требованиями;
- создание единой системы организации
ведения баз данных, включающей: систему ведения классификаторов ТЭИ в Минэнерго
СССР и средства автоматизированного ведения классификаторов; систему
организации, поддержки и восстановления баз данных; систему защиты баз данных
от несанкционированного доступа; организацию подразделения администраторов базы
данных (АБД) на всех ВЦ. Основными задачами АБД являются: планирование баз
данных, их проектирование, эксплуатация и управление. Создание системы распределенных
баз данных обеспечит сокращение затрат на сбор, хранение, поиск и агрегирование
данных на всех уровнях управления.
13. ПРОГРАММНОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИОАСУ-ЭНЕРГИЯ
Программное обеспечение (ПО)
ИОАСУ-Энергия состоит из сетевого ПО отраслевой сети ВЦ (ОСВЦ) и ПО ВЦ,
входящих в состав ОСВЦ. Основу сетевого ПО ИОАСУ-Энергия
составляет распределенная операционная система ОСВЦ, обеспечивающая объединение
отдельных ВЦ, их программных, информационных и технических ресурсов в единую
информационно-вычислительную систему.
Сетевое ПО должно
отвечать требованиям модели архитектуры открытых систем, предложенной
Международной организацией стандартизации.
При оснащении ВЦ ОСВЦ перспективными
моделями ЭВМ серии "Ряд-3" в качестве сетевой ОС может быть
рассмотрена система ЮНИКС.
Программное обеспечение конкретных ВЦ
выполняет следующие функции:
- сбор и анализ заданий, поступающих на
ВЦ;
- организацию оптимального
вычислительного процесса;
- оперативное планирование, управление и контроль за решением задач на ВЦ;
- контроль и восстановление выполняемых
заданий после сбоев и ошибок программных и технических средств;
- автоматизацию формирования, хранения и
представления информации;
- автоматизацию программирования;
- управление терминальными устройствами
ВЦ;
- документальное сопровождение работ
абонентов ВЦ.
С функциональной точки зрения ПО ВЦ может
быть представлено в виде иерархической многоуровневой системы, каждый следующий
уровень которой обеспечивает более развитые функции по организации
взаимодействия пользователя с вычислительным комплексом. Основой этой системы
является операционная система, на которой базируется данный ВЦ. В качестве ОС
необходимо использовать операционные системы ЕС ЭВМ, СВМ и МВС, имеющие
средства для организации и поддержки вычислительных сетей на базе современных
встроенных средств телекоммутации, хорошо организованные мониторы
телеобработки, поддерживающие весь спектр терминального оборудования, включая
ПЭВМ, развитые средства разработки и отладки программного обеспечения.
Для младших моделей ЕС ЭВМ рекомендуется
использовать систему ТКС, показавшую хорошие характеристики при эксплуатации в
организациях Минэнерго СССР.
Для персональных ЭВМ в качестве
операционной системы рекомендуется МС ДОС и базовые пакеты программ МАСТЕР
(производство АН СССР) и FRAMEWORK (США).
В перспективе будет проработана
возможность установки и эксплуатации на всех уровнях ЭВМ (ПЭВМ, СМ ЭВМ, ЕС ЭВМ) единой операционной системы ЮНИКС, включая
разработанное для нее программное окружение, и единого языка программирования
СИ.
Второй уровень общего ПО
составляют пакеты программ, расширяющие функции ОС. К ним относятся
мониторы телеобработки, управляющие локальной абонентской сетью данного ВЦ. В
качестве базовых мониторов следует определить ППП КАМА и мониторы операционных
систем СВМ и МВС. В качестве типовой системы телеобработки может быть
рекомендована система ЭКРАН, разработанная в ГВЦ Минэнерго СССР.
На этом уровне должны находиться средства
комплексирования ЭВМ на ВЦ, обеспечивающие совместное функционирование
нескольких разнотипных ЭВМ, а также программная система, обеспечивающая
рациональную организацию вычислительного процесса. Данная система позволяет
согласовывать требования многочисленных абонентов ВЦ (время ответа, сроки
решения задач, стоимость обработки) с интересами самого центра.
Третий уровень общего ПО
составляют средства организации баз данных.
Для организации и ведения баз данных,
включая базы данных на разных уровнях управления, целесообразно использовать
СУБД типа АДАБАС. Аналогичная СУБД реляционного типа рекомендуется и для СМ ЭВМ.
Для обеспечения эффективной работы
вычислительных средств в режиме коллективного пользования необходимо, чтобы
программные средства всех уровней общего ПО сопрягались
между собой, образовывали единый программный комплекс.
На нижнем уровне ПО
находятся средства формирования задания пользователей и описания их
задач. Эти средства представлены совокупностью проблемно-ориентированных языков
(ПЛ-1, КОБОЛ, ФОРТРАН, ПАСКАЛЬ, БЕЙСИК и др.) и трансляторами к ним,
позволяющим описать задачу абонента на языке, удобном для работы данного класса
пользователей. На этом же уровне находятся и средства автоматизации
программирования, необходимые для построения больших программ, решающих сложные
отраслевые задачи.
Программное обеспечение данного уровня
должно отвечать современным нормам и стандартам индустриального
программирования. Разработку программ следует вести по типовым технологиям,
обеспечивающим значительное сокращение трудозатрат за счет применения средств
автоматизации. Может быть рекомендована технология ПИРАТ (разработанная ГВЦ), а
также пакет программ ПЛЮС (производство интерпрограмм НРБ).
Программные средства (в том числе их
документация) должны сдаваться в отраслевой ФАП Минэнерго СССР (ОФАП-Энергия) и
отвечать стандартам ЕСПД и общим требованиям, предъявляемым ГосФАП.
14. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИОАСУ-ЭНЕРГИЯ
Основой технического обеспечения (ТО)
ИОАСУ-Энергия является отраслевая сеть вычислительных центров (ОСВЦ) (рис.
14.1).
Структура ОСВЦ соответствует структуре
ИОАСУ-Энергия и имеет четыре уровня.
Верхний уровень ОСВЦ строится в
соответствии с концепцией распределенной системы обработки данных (РСОД),
которая предполагает рассредоточение решения управленческих и информационных
задач между рядом ВЦ (узлами РСОД), связанными между собой системой
межцентровой связи, а также единой идеологией информационного, технического и
математического обеспечения.
Структура РСОД организуется как
двухуровневая. На первом уровне находится ГВЦ Минэнерго СССР, второй уровень
образуют базовые ВЦ (БВЦ) по основным направлениям деятельности Минэнерго СССР.
Все ВВЦ объединяются с ГВЦ Минэнерго СССР сетью каналов межцентровой связи.
РСОД должна обеспечить аппарат Минэнерго СССР и его подразделения эффективным
диалоговым средством общения с вычислительным комплексом ГВЦ и БВЦ с помощью
локальной сети микроЭВМ и сети терминальных устройств.
ВВЦ создаются на основе ВЦ предприятий и
организаций Москвы и должны быть, как правило, хозрасчетными предприятиями. ВВЦ
обслуживают как собственных абонентов, так и центральный аппарат Минэнерго СССР
по данному направлению деятельности и принимают участие в решении общеотраслевых
задач, которые финансируются из централизованных источников.
Основными функциями БВЦ являются:
- сбор и контроль информации по своему
направлению;
- формирование массивов информации по
данному направлению деятельности;
- актуализация БД по своему направлению;
- обеспечение обмена информацией с ГВЦ и
ВЦ подсети;
- формирование необходимой
информационно-справочной информации по данному направлению.
На первой стадии создания ИОАСУ-Энергия
верхний уровень (ГВЦ, БВЦ) будет оснащаться старшими моделями ЕС ЭВМ (ЕС-1066,
ЕС-1061, ЕС-1057, ЕС-1046, ЕС-1055М), миниЭВМ системы малых машин (СМ-1420,
СМ-1425, СМ-1700, ЕС-1011 и др.), а также сетями персональных ЭВМ типов IBM-PC,
ВС-1840, ЕС-1841, Роботрон-1715, Роботрон А 7100,
ТАП-34М и др.
Второй уровень отраслевой сети составляют
ВЦ территориальных энергетических объединений и ГИВЦ Минэнерго Украинской ССР и
Казахской ССР, а также ВЦ ОДУ. Данный уровень оснащается мощными моделями ЕС
ЭВМ (ЕС-1061, ЕС-1055М, ЕС-1046).
Для оперативно-диспетчерских задач АСДУ в
подсистемах оперативного информационно-управляющего комплекса (ОИУК)
используются миниЭВМ СМ-1420 (1425) и ЕС-1011 в совокупности с микроЭВМ
СМ-1810, РПТ-80 и др.
Третий уровень отраслевой вычислительной
сети - это вычислительные центры ПОЭЭ и кустовые ВЦ, обслуживающие
строительство, стройиндустрию и отраслевое машиностроение. В качестве КТС
используются средние модели ЕС ЭВМ (ЕС-1035, ЕС-1036, ЕС-1046), СМ ЭВМ, а также
микроЭВМ с использованием абонентских пунктов на базе ТАП-34 и других
видеотерминалов.
На четвертом уровне ОСВЦ находятся
индивидуальные ВЦ производственных предприятий, организаций, строек, институтов
и т.д. Подразделения, не имеющие ВЦ, предполагается оснастить мини- и микроЭВМ с построением на их основе локальных сетей,
которые должны быть подключены к ЕС ЭВМ ближайшего территориального или
кустового ВЦ. Сети предназначены как для передачи информации, так и для решения
на местах локальных задач.
При выборе КТС
ИОАСУ-Энергия следует ориентироваться на имеющиеся в настоящее время в эксплуатации
модели ЕС ЭВМ и СМ ЭВМ, средства телеобработки данных, а также выпускаемые
серийно промышленностью СССР и странами - членами СЭВ профессиональные
персональные ЭВМ.
На первом этапе создания КТС
ИОАСУ-Энергия организация многоуровневой отраслевой сети ВЦ будет осуществлена
на основе укрупнения существующих ВЦ и объединения малоэффективных мелких
центров и отделов АСУ. Причем на каждом иерархическом уровне необходимо создать
локальные вычислительные сети.
ОСВЦ включает в себя две отраслевые сети:
управления электроэнергетикой и управления строительством и отраслевой
промышленностью, которые взаимодействуют между собой. Каждая сеть состоит из
подсетей, охватывающих основные направления деятельности Минэнерго СССР. На
верхнем уровне подсетей находятся БВЦ по данному направлению.
Сеть управления электроэнергетикой
включает в себя шесть функциональных подсетей:
- производственно-хозяйственного
управления;
- оперативно-диспетчерского управления;
- управления модернизацией и ремонтом
энергетического оборудования;
- производственно-технической
деятельностью;
- управления проектированием
энергетических объектов;
- управления научно-техническим
прогрессом в отрасли.
Сеть по строительству и промышленности
состоит из четырех подсетей:
- управления строительством
энергетических объектов;
- управления стройиндустрией;
- управления отраслевым машиностроением и
ремонтом строительных машин;
- управления проектными институтами по
строительству и промышленности.
Относительно самостоятельной, относящейся
к обеим сетям, является подсеть научно-технической информации.
Наличие многоуровневой системы
диспетчерского и технологического управления, каналов связи между центром
диспетчерского управления и энергообъектами позволило в 11-й пятилетке заложить
основы подсети оперативно-диспетчерского управления (Единой автоматизированной
сети связи энергетики (ЕАССЭ)). Подсеть предназначена для обмена
технологической информацией между диспетчерскими пунктами всех уровней
управления ЕЭС СССР, а также обмена информацией между уровнями ЭВМ трех
основных узлов. Узлами подсети являются ЦДУ ЕЭС СССР (узел РСОД), ВЦ ОДУ и ВЦ
ПОЭЭ.
Ввод первой очереди ЕАСС планируется
осуществить в 12-й пятилетке. ЕАСС включает в себя две взаимосвязанные сети.
Первичная сеть имеет многоуровневую структуру и подразделяется на магистральную и зоновую. Магистральная сеть обеспечивает
обмен информацией между высшими уровнями оперативно-диспетчерского управления
(энергосистемы - ОДУ-ЦДУ, ОДУ-ОДУ) и предприятиями энергосистемы. Зоновая сеть
состоит из участков внутризоновой и местных первичных
сетей и обеспечивает оперативно-диспетчерскую связь энергосистем с ПЭС и РЭС.
На базе первичной сети ЕАСС создаются
вторичные сети связи следующего назначения:
- производственные телефонные сети (ПТС)
Минэнерго СССР;
- сеть передачи данных (СПД);
- телеинформационные сети АСДУ;
- сеть автоматического регулирования
частоты и мощности (АРЧМ);
- сеть каналов для противоаварийной
автоматики и релейной защиты.
По вторичным сетям могут передаваться как
аналоговые, так и дискретные сигналы.
По скорости
передачи дискретных сигналов вторичные сети подразделяются на низкоскоростные
(до 600 бит/с включительно), среднескоростные (от 1200 до 9600 бит/с
включительно) и высокоскоростные (свыше 9600 бит/с).
По способу установления соединения
вторичные сети подразделяются на коммутируемые и
некоммутируемые. По назначению вторичные сети делятся на
общепроизводственные и внутрипроизводственные. К общепроизводственным сетям
можно отнести ПТС и СПД. Все остальные вторичные сети являются
внутрипроизводственными.
В следующей пятилетке планируется начать
создание качественно новой интегрально-цифровой сети связи в энергетике
(ИЦССЭ). Переход на ИЦССЭ означает, по существу, создание новой сети, в которой
будут обеспечиваться единые цифровые методы передачи сообщений и коммутации с
широким использованием средств вычислительной техники.
Создание ИЦССЭ улучшит качественные
характеристики каналов, повысит пропускную способность сетей связи, их
надежность и достоверность передачи информации.
В 12-й пятилетке разработаны основные
принципы построения подсети по модернизации и ремонту энергетического
оборудования, функции БВЦ предполагается возложить на ВЦ ЦКБ НПО
"Энергоремонт". Сеть отражает четырехуровневую систему
централизованного управления ремонтной деятельностью и трех- и двухуровневые
системы централизованного управления промышленно-заводской деятельностью.
Заложены основы подсети
производственно-технической деятельности, обеспечивающей анализ
технико-экономических показателей и надежности энергосистем. Она включает в
себя ВЦ ПО "Союзтехэнерго" в качестве БВЦ и ВЦ его отделений и тесно
взаимодействует с ВЦ ПОЭЭ и ИВС ЕЭС СССР.
Разработаны основные положения по
созданию подсети управления проектными институтами по строительству и
отраслевой промышленности и подсети управления проектированием энергетических
объектов. В основу создания подсети заложен принцип максимального кустования.
ВЦ связаны с БВЦ с помощью абонентских пунктов и коммутируемых каналов связи. В
подсети управления проектированием энергетических объектов БВЦ является ВЦ
института "Энергосетьпроект". В качестве БВЦ подсети управления
проектными институтами по строительству и промышленности принят ВЦ института
"Оргэнергострой". На каждом уровне сети планируется создание
локальных сетей ПЭВМ, организация АРМ.
В 12-й пятилетке начаты работы по
созданию подсети научно-технической информации. БВЦ является ВЦ Информэнерго,
который взаимодействует с организациями и предприятиями отрасли, оснащенными
терминальными абонентскими пунктами. Подсеть входит в состав Государственной
АСНТИ (ГАСНТИ) и международной системы научно-технической информации стран -
членов СЭВ (МСНТИ).
При создании подсети по строительству в
качестве БВЦ предполагается использовать ИВЦ Мосэнергостройэлектронмаш (МЭСЭМ).
ИВЦ МЭСЭМ может обеспечивать информационное обслуживание строительных и других
организаций Минэнерго СССР центрального района, одновременно представляя
аппарату министерства (через ГВЦ) плановую, оперативную и другую информацию по
обслуживаемому району.
Основные положения по созданию подсети
стройиндустрии предусматривают три уровня:
- базовый ВЦ - на основе ИВЦ НПО
"Энергостройпром";
- кустовые ВЦ - на базе имеющихся в
отрасли ВЦ, обслуживающих стройиндустрию;
- ВЦ объединений и заводов, производящих
строительные конструкции (около 130 предприятий).
Технической базой первой очереди ОСВЦ
является Единая цифровая интегрированная сеть связи (ЕЦИСС) Минэнерго СССР,
создание которой предусмотрено перспективной схемой средств
связи и передачи данных Минэнерго СССР на период до 2005 г.,
согласованной МВКС решением от 25.09.87 N 453.
ЕЦИСС создается путем сооружения новой и
реконструкции существующей ведомственной информационной сети связи и позволит
обеспечить передачу постоянно возрастающих потоков оперативной и
технологической информации на всех уровнях диспетчерского, хозяйственного и
технологического управления отраслью. Построение ЕЦИСС позволит осуществить
переход с аналоговых систем передачи и коммутации на цифровые, что в корне
меняет возможности систем связи в части качества доставки сообщений, скорости и
объемов передачи информации, гибкости сетей, их надежности и способа их
эксплуатации. Использование цифровых систем передачи и коммутации положит
начало переходу от функционально-разобщенных сетей (телефон, телеграф, ПД,
факсимильная связь) к объединенным интегрированным сетям с общим коммутационным
оборудованием и каналами связи.
В первую очередь цифровой техникой будут
оснащены верхние уровни ИОАСУ-Энергия, насыщенные вычислительной техникой и
специальными информационными и управляющими системами. Так, подлежат
переоснащению центральные узлы связи Минэнерго СССР, включая ГВЦ, ЦДУ ЕЭС СССР,
территориальные ОДУ и крупные энергетические системы.
Перевод на цифровую коммутационную
технику будет проводиться поэтапно в увязке с цифровизацией общегосударственных
сетей, проводимой Министерством связи СССР, с охватом отдельных зон, включая
Москву, Киев, Минск, Ленинград.
Первый этап (до 1990 г.) предусматривает
оснащение ГВЦ и его филиалов цифровым оборудованием коммутации каналов и
коммутации сообщений в пакетной форме и организацию минимального числа
соединительных линий по существующим кабелям связи. Сначала сеть ПД может быть
реализована в режиме коммутации каналов, так как оборудование - модули пакетной
передачи - не подготовлено к производству и имеются ограничения в его поставке
в СССР.
Второй этап (до 1995 г.) предусматривает
переоборудование соединительных линий с использованием аппаратуры уплотнения
ИКМ (ИКМ-30/4, ИКМ-120, ИКМ-480) по волоконно-оптическим кабелям.
Третий этап (до 2005 г.) предусматривает
ввод новых зоновых кабельных линий с кодоимпульсными системами передачи и
переоснащением действующих центральных коммутационных узлов энергосистем, а
затем предприятий и строек:
- аренда междугородных цифровых трактов
для взаимодействия между цифровыми коммутационными узлами Минэнерго СССР;
- постоянная замена действующих
аналоговых систем передачи цифровыми или же создание в
аналоговых трактах первичных цифровых потоков.
В качестве оконечного оборудования
данных, сопрягающихся со станцией коммутации сообщений производства СФРЮ, можно
использовать процессор телеобработки данных ПТД ЕС-8371 (мера) производства
ПНР, интеллектуальный терминал ТАР-34 (ЕС-8534) производства ВНР; профессиональные
ПЭВМ ТАР-34 VER, профессиональные ПЭВМ серии Нокиа и других зарубежных фирм
(аналоги - IBM-PC), EC 1840/41.
Реконструкция сетей связи Минэнерго СССР
должна производиться из расчета создания к 1995 г. интегрированной
ведомственной сети связи общей емкостью 50000 номеров с затратами на
коммутационное оборудование системы передачи ориентировочно 4000 руб. за номер,
что составит порядка 200 млн. руб. капитальных вложений без учета оконечных
абонентских установок. Из этой суммы расходы, отнесенные к АСУ, должны
учитываться в размере не менее 50% общей стоимости.
15. ОРГАНИЗАЦИЯ
РАБОТ. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ, СРОКИ,
ОБЪЕМЫ ФИНАНСИРОВАНИЯ И ИСПОЛНИТЕЛИ
Организатором и координатором работ по
созданию, внедрению и развитию ИОАСУ-Энергия, а также заказчиком ОАСУ-Энергия
является Главный вычислительный центр Минэнерго СССР в соответствии с Приказом
Минэнерго СССР от 12.02.87 N 111.
На ГВЦ возложены следующие функции:
- промышленная эксплуатация задач
верхнего уровня ИОАСУ-Энергия по энергетике, науке и технике, подрядной,
промышленной и функциональной деятельности, информационно-вычислительное
обслуживание аппарата Минэнерго СССР, организаций и объединений;
- внедрение в практику работы аппарата
Минэнерго СССР средств вычислительной техники, установка персональных
компьютеров и терминалов, организация работ с помощью этих средств;
- координация и методическое руководство
работами по разработке, внедрению, эксплуатации задач ИОАСУ-Энергия, участие в
разработке задач верхнего уровня;
- разработка отраслевых стандартов на
процедуры, выполняемые аппаратом Минэнерго СССР с учетом использования средств
вычислительной техники;
- обеспечение взаимодействия ИОАСУ-Энергия
с общегосударственными АСУ;
- организация работ и методическое
руководство созданием и развитием АСУ различного назначения в отрасли;
- выполнение функций заказчика по
верхнему уровню ИОАСУ-Энергия.
Заказчиком, организатором и координатором
работ по созданию, внедрению и развитию автоматизированных систем
диспетчерского управления (АСДУ) является ЦДУ ЕЭС СССР.
Функции головной научно-исследовательской
организации по созданию АСУ всех уровней и назначений возложены Приказом
Минэнерго СССР от 27.11.85 N 448 на ВНИИЭ.
Головная научно-исследовательская
организация является методическим и координирующим центром разработок,
необходимых для создания и развития ИОАСУ-Энергия. Она выполняет функции,
необходимые для обеспечения высокого технического уровня, максимально возможных
темпов всесторонней эффективности работ по созданию АСУ в отрасли в пределах
устанавливаемых ресурсов на данные работы.
На ВНИИЭ возложены также обязанности
головной организации по разработке автоматизированных систем диспетчерского
управления, систем телеобработки данных, а также системного математического и
программного обеспечения на всех уровнях ИОАСУ-Энергия.
Головной организацией по проектированию
ИОАСУ-Энергия является институт "Энергосетьпроект".
На него возложены следующие функции:
- разработка разделов по созданию АСУ в
составе схем развития производственных объединений энергетики и отрасли в
целом;
- проектирование вычислительных центров,
системы сбора и передачи информации, технического перевооружения
интегрированных автоматизированных систем управления производственных
объединений энергетики, предприятий электрических и тепловых сетей,
электростанций и подстанций, а также разработка типовых, руководящих и
нормативных материалов.
Проектирование интегрированных АСУ
энергообъектов и предприятий отрасли возложено на институты ГПИО
"Энергопроект":
- АСУ электрических сетей и подстанций -
на институт "Энергосетьпроект" с привлечением института
"Сельэнергопроект" для разработок АСУ районных электрических сельских
сетей;
- АСУ ТЭС - на институт
"Теплоэлектропроект";
- АСУ ГЭС - на институт
"Гидропроект" им. С.Я. Жука;
- АСУ теплоцентралей и тепловых сетей -
на ВНИПИэнергопром.
Функции головной организации по
разработке систем автоматизированного проектирования (САПР) возложены на
институт "Теплоэлектропроект".
Проектирование интегрированных АСУ
объединений, предприятий, организаций строительства и стройиндустрии, а также
САПР технологии строительного производства возложено на институт
"Оргэнергострой", являющийся головным по этим разработкам.
Головной организацией по созданию
автоматизированных обучающих систем и тренажеров является ПО
"Союзтехэнерго".
Функции головной научно-исследовательской
организации по АСУ ТП ТЭС выполняет ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского.
Головными разработчиками подсистем
ИОАСУ-Энергия являются:
ВНИИЭ - технико-экономическое
планирование отрасли "Электроэнергетика"; управление энергонадзором и
сбытом энергии; управление научно-техническим прогрессом; управление снабжением
топливом; управление транспортом и перевозками, управление кадрами; управление
организацией труда и заработной платы; управление финансовой деятельностью;
бухгалтерский учет; АСДУ.
ГВЦ - технико-экономическое планирование
капитального строительства; программно-целевое управление энергетическим
строительством, включая комплектацию конструкциями; общее управление;
производственно-хозяйственная деятельность главных управлений и объединений по
строительству; управление сооружением энергообъектов за рубежом.
ГПИО "Энергопроект" -
управление материально-техническим снабжением; управление комплектацией и
оборудованием.
ЭНИН им. Г.М. Кржижановского -
планирование перспективного развития отрасли.
Союзтехэнерго - управление реконструкцией
и модернизацией энергетических объектов; управление производственно-технической
деятельностью.
НИИЭЭ - технико-экономическое
планирование промышленного производства по отрасли "Стройиндустрия".
ВНИПИэнергопром - автоматизированная
информационно-аналитическая система развития схем теплоснабжения.
Информационно-вычислительный центр
"Энергостройпром" - управление производством и сбытом продукции
стройиндустрии.
ЦКБ Главэнергомаш - управление
производством и сбытом промышленной продукции.
ЦКБ НПО "Энергоремонт" -
управление энергоремонтом.
Информэнерго - автоматизированная система
научно-технической информации.
Создание ИОАСУ-Энергия будет
осуществляться поэтапно, очередями:
I этап - развитие и совершенствование
существующих, создание новых подсистем и АСУ, в том числе интегрированных (1
очередь - 12-я пятилетка; 2 очередь - 13-я пятилетка);
II этап (14-я и 15-я пятилетки) -
создание отраслевых информационно-вычислительных комплексов, объединение всех
АСУ на единой информационной базе с обеспечением взаимодействия с другими АСУ.
Затраты на создание ИОАСУ-Энергия
включают затраты на исследование, проектирование и внедрение комплексов задач,
входящих в состав отдельных звеньев ИОАСУ, и стоимость технических средств.
Затраты на НИОКР в 1989 - 1990 гг.
определены по данным организаций - заказчиков локальных АСУ, входящих в состав
ИОАСУ-Энергия (ГВЦ, ГТУ, ЦДУ и др.).
По расчетам Госплана СССР и ГКВТИ, при
намечаемом в 13-й - 15-й пятилетках повышении масштабов насыщения народного
хозяйства средствами вычислительной техники затраты на разработку прикладных
программных средств в стране возрастут в два-три раза.
Основываясь на указанных работах и данных
за 1989 - 1990 гг., определены затраты на НИОКР в области создания
ИОАСУ-Энергия в целом и по типам входящих в ее состав локальных АСУ на 1991 -
1995 гг. и 1995 - 2000 гг. (табл. 15.1).
Таблица 15.1
┌─────────────────────────────┬───────────────────────────────────────────────┐
│
Наименование │ Затраты, млн. руб. │
│ ├──────┬──────┬────┬────┬────┬────┬────┬────────┤
│ │1989 -│1991
-│1991│1992│1993│1994│1995│Всего
за│
│ │1990 │1995
│г. │г. │г.
│г. │г. │1995 -
│
│ │гг. │гг.
│ │ │
│ │ │2000 гг.│
├─────────────────────────────┼──────┼──────┼────┼────┼────┼────┼────┼────────┤
│ИОАСУ-Энергия │40,6 │202,5 │25,6│31,1│38,6│47,9│59,3│385 │
│В том числе: │ │ │
│ │ │
│ │ │
│Организационно-экономические │11,6 │55,0
│7,0 │8,5 │10,5│13 │16
│90,0 │
│и производственные подсистемы│ │ │
│ │ │
│ │ │
│верхнего уровня ИОАСУ-Энергия│ │ │
│ │ │
│ │ │
│АСУ производственных │3,4 │17,5
│2,1 │2,7 │3,3 │4,2 │5,2 │35,0 │
│объединений энергетики и │ │ │
│ │ │
│ │ │
│электрификации │ │ │
│ │ │
│ │ │
│АСУ в строительстве, промыш- │3,6 │20,0
│2,5 │3,0 │3,8 │4,7 │6,0 │40,0 │
│ленности и стройиндустрии │
│ │ │
│ │ │
│ │
│АСУ технологическими │8,0 │40,0
│5,0 │6,0 │7,5 │9,5 │12,0│80,0 │
│процессами │ │ │
│ │ │
│ │ │
│Автоматизированные системы │5,0
│25,0 │3,5 │4,0
│5,0 │5,8 │6,7 │50,0
│
│диспетчерского управления ЕЭС│ │ │
│ │ │
│ │ │
│СССР │ │ │
│ │ │
│ │ │
│Системы автоматизированного │9,0
│45,0 │5,5 │6,9
│8,5 │10,7│13,4│90,0
│
│проектирования энергетических│ │ │
│ │ │
│ │ │
│объектов │ │ │
│ │ │
│ │ │
└─────────────────────────────┴──────┴──────┴────┴────┴────┴────┴────┴────────┘
На основании прогнозируемого ГКВТИ темпов
годового прироста в табл. 15.1 приведены также затраты на НИОКР по годам 13-й
пятилетки.
Капитальные вложения на вычислительную
технику приведены в табл. 15.2.
Таблица 15.2
┌────────────────────────────┬─────────────────────────────────────────────────────────┐
│
Наименование АСУ │ Капитальные вложения, млн.
руб. │
│ ├──────┬───────┬─────┬──────┬──────┬──────┬──────┬────────┤
│ │1989 -│1991
- │1991 │1992 │1993 │1994
│1995 │Всего
за│
│ │1990 │1995
│г. │г. │г.
│г. │г.
│1995 - │
│ │гг. │гг.
│ │ │ │ │ │2000 гг.│
├────────────────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼────────┤
│ИОАСУ-Энергия │564,05│1503,16│281,9│299,81│325,57│279,85│316,03│2851 │
│В том числе: │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Организационно-экономические│147,1 │306,2 │60,4 │72,4 │57,0
│53,3 │63,1 │520,0
│
│АСУ энергосистем, предприя- │ │ │
│ │ │ │ │ │
│тий электрических и тепловых│ │ │ │ │ │ │ │ │
│сетей и энергонадзора │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Организационно-экономические│83,95 │260,69
│46,76│48,66 │52,58 │55,13 │57,56 │445,0 │
│АСУ в строительстве, промыш-│ │ │ │ │ │ │ │ │
│ленности, стройиндустрии │
│ │ │ │ │ │ │ │
│АСУ энергоремонтным │4,5 │3,12
│0,92 │0,55 │0,55 │0,55
│0,55 │6,0 │
│производством │ │ │ │ │ │ │ │ │
│АСУ технологическими │226,6 │693,7 │126,2│130,1 │166,6 │126,5
│143,3 │1400,0 │
│процессами, в том числе АСДУ│ │ │ │ │ │ │ │ │
│Автоматизированные системы │14,11 │69,71 │5,69 │9,73 │16,28 │15,82 │22,19 │140,0 │
│процессов обучения и │ │ │ │ │ │ │ │ │
│тренажерной подготовки │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Системы автоматизированного
│67,41 │111,81 │27,89│26,33 │19,53 │18,70 │19,36
│220,0 │
│проектирования │ │ │ │ │ │ │ │ │
│энергетических объектов │ │ │ │ │ │ │ │ │
│АСУ научных исследований │20,38 │57,93 │13,04│12,04 │13,03 │9,85 │9,97
│120,0 │
└────────────────────────────┴──────┴───────┴─────┴──────┴──────┴──────┴──────┴────────┘