Модернизированный метод поиска неисправностей на основе П-алгоритма

ходного процесса.

По первому способу выполняются централизованные токовые устройства относительного замера, а по второму - направленные централизованные и автономные (индивидуальные) устройства защиты от ОЗЗ.

Автономные и централизованные устройства защиты от ОЗЗ реагируют только на электрические величины переходного процесса и не обладают необходимым свойством непрерывности действия, как при «металлических» (устойчивых) ОЗЗ.

На основе вышесказанного можно сделать следующие выводы:

1. Перенапряжения в сетях 6-35 кВ при ОЗЗ присутствуют при всех режимах заземления нейтрали и могут достигать 3,5-3,8 Uф сети.

2. При ОЗЗ величина тока в месте замыкания из-

меняется в широких пределах и зависит от рабочего напряжения, схемы и протяженности сети, что не позволяет обеспечить отстройку и селективность при срабатывании защиты от ОЗЗ.

3. В токе ОЗЗ содержатся ВЧ гармоники. Частота и амплитуда гармоник зависят от добротности образованного колебательного контура.

4. Отсутствуют единые методики расчета уставок РЗ от ОЗЗ в сетях 6-35 кВ (в силу несовершенства применяемых), а также методы проверки чувствительности защит.

5. На основе результатов анализа условий работы, селективности и чувствительности защит от ОЗЗ в сетях 6-35 кВ можно говорить о необходимости разработки подходов к решению задач, обеспечивающих нормативные требования к релейной защите.

Статья поступила 16.12.2013 г.

1. Борухман В.А. Об эксплуатации селективных защит от замыканий на землю в сетях 6-10 кВ и мероприятиях по их совершенствованию // Энергетик. 2000. № 1. С. 20-22.

2. Евдокунин Г.А., Гудилин С.В., Корепанов А.А. Выбор способа заземления нейтрали в сетях 6-10 кВ // Электричество. 1998. № 12. С. 8-22.

3. Защита от перенапряжений в сетях 6-10 кВ / Ю.Ф. Васюра [и др.] // Электротехника. 1994. № 5, 6.

4. Кискачи В.М. Селективная сигнализация замыканий на землю с использованием высших гармоник // Электричество. 1967. № 9. С. 24-29.

5. Костенко М.В., Богатенков И.М., Михайлов Ф.Х. Перенапряжения при дуговых замыканиях на землю, включениях и отключениях индуктивных элементов. Итоги науки и техники. М.: ВИНИТИ. Т. 17. 105 с.

6. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных

Библиографический список

токов. М.: Энергия, 1971.

7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. Утв. приказом Минэнерго РФ от 19.06.2003 г.

8. Правила устройства электроустановок. Изд. 7-е. Утв. приказом Минэнерго РФ от 08.07.2002 № 204.

9. РД 34.45-51.300-97. Объемы и нормы испытания электрооборудования.

10. Устинов А.А., Висящев А.Н. Итерационные методы определения места повреждения по параметрам аварийного режима при односторонних измерениях на воздушных линиях электропередач. Вестник Иркутского Государственного технического университета. 2010. № 5. С. 260-266.

11. Цпенко Е.Ф. Замыкания на землю в сетях 6-35 кВ. М.: Энергоатом издат, 1986.

УДК 63-83-52:519.768.2

МОДЕРНИЗИРОВАННЫЙ МЕТОД ПОИСКА НЕИСПРАВНОСТЕЙ НА ОСНОВЕ П-АЛГОРИТМА

© Л.С. Лебедев1

Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Дан обзор методов поиска неисправностей на примере электропривода буровой установки. Рассмотрен модернизированный метод поиска неисправностей применительно к функциональной схеме буровой установки. Проведен анализ методов поиска неисправностей. Представлены результаты их сравнения как между собой, так и с новым методом. Ил. 7. Табл. 2. Библиогр. 2 назв.

Ключевые слова: автоматизированная система управления; алгоритм диагностирования; функциональная схема; структурная схема; методы поиска неисправностей.

UPGRADED TROUBLESHOOTING METHOD BASED ON P- ALGORITHM L.S. Lebedev

Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.

The article gives a review of troubleshooting methods by example of an electric rig. It con-siders a modernized troubleshooting method as applied to the functional diagram of an electric rig. The troubleshooting methods have been analyzed

1Лебедев Леонид Станиславович, аспирант, тел.: 89526161425, e-mail: lls200710-192@mail.ru Lebedev Leonid, Postgraduate, tel.: 89526161425, e-mail: lls200710-192@mail.ru

and compared with each other and with a new method. 7 figures. 2 tables. 2 sources.

Key words: automated control system; diagnosis algorithm; functional diagram; functional block diagram; troubleshooting methods.

Современная буровая установка (БУ) является сложным и комплексным электротехническим устройством. Это связано с тем, что в ее состав входят: микропроцессорная система управления, в основе которой лежат современные промышленные микроконтроллерные средства управления; электрические асинхронные низковольтные электродвигатели; частотные преобразователи; датчики обратной связи. Поэтому для управления буровой с использованием электрического привода применяется микропроцессорная автоматизированная система управления (АСУ). В связи с тем, что электрооборудование является комплексным и сложным, во время его работы оперативно-обслуживающий персонал сталкивается с периодическими выходами из строя различных частей и узлов электрооборудования. Основной проблемой является значительное время поиска неисправностей относительно времени, затрачиваемого на устранение неисправности. Многочисленный опыт применения экспертных систем для уменьшения времени поиска неисправностей показал положительные результаты, потому как основная задача экспертных систем состоит в помощи в устранении неисправностей быстро и максимально эффективно, основываясь на опыте экспертов, работавших с данным типом оборудования.

Функциональная схема буровой установки.

Чтобы оценить возможность использования экспертных систем применительно к буровой, предварительно рассмотрим принцип работы БУ, представленный на рис. 1.

Поясним принцип работы БУ:

1. Энергокомплекс, состоящий из дизель-генераторных установок суммарной мощностью 3 МВт (ДГУ), вырабатывает электроэнергию с параметрами U=6 КВ и P=3000 КВт посредством трех дизель-генераторных установок.

2. Электроэнергия от энергокомплекса ДГУ преобразуется в комплектном распределительном устройстве на два класса напряжения U1=380 В и U23=690 В.

3. Силовой понижающий трансформатор ТМБ 1600 кВА питает низковольтное комплектное устройство (НКУ), цементировочный комплекс (ЦК), жилой городок (ЖГ), парогенераторную установку (ПГ).

4. Трансформатор комплектного распределительного устройства (КРУ) ТРСЗП 3200 кВА 6/0,69/0,69 кВ питает комплектное тиристорное устройство (КТУ), в котором располагается АСУ БУ производства Allen Bradley и частотные преобразователи Sinamics S120 производства Siemens суммарной мощностью 5 МВт.

Рис. 1. Структурная схема буровой установки БУ 5000/320 БМ

5. Низковольтное комплектное устройство распределяет электроэнергию 0,4 кВ и обеспечивает защиту следующих потребителей: циркуляционной системы бурового раствора (ЦС), вспомогательного оборудования модуля буровых насосов (МБН), освещения буровой установки во всех производственных помещениях (освещение), вспомогательной лебедки с частотным приводом Masterdrive производства Siemens мощностью 20 КВт.

6. Компрессорный модуль (компрессор), состоящий из двух блоков Atlas Copco GA45 суммарной мощностью 150 КВт, обеспечивает подачу воздуха в пневмосистему.

7. Теплогенераторы контейнерного типа исполнения, работающие на жидком топливе, в количестве трех штук служат для обеспечения теплым воздухом производственных помещений буровой установки. Их потребляемая электрическая мощность составляет 30 КВт, которые расходуются на работу вентиляторов, подогрев контейнера и освещения, розжиг форсунок и поддержание автоматического цикла работы горелок (3 шт.).

8. Электродвигатели главных приводов (ротора, буровой лебедки и буровых насосов) представляют

собой пять электродвигателей производства ABB AMA426M6 мощностью 950 КВт каждый, 1000 об/мин (взрывозащищенного исполнения с установленными на них энкодерами).

Для последующего детального описания работы БУ рассмотрим функциональную схему КТУ для управления главными приводами, представленную на рис. 2.

Поясним обозначение блоков, присутствующих на функциональной схеме (см. рис. 2):

1. БП - блок питания (преобразует переменное напряжение 3*380 В в постоянное напряжение 24 В).

2. ИБП - источник бесперебойного питания (служит для автономного питания АСУ в случае отсутствия напряжения на шинах 380 В).

3. МПСУ - микропроцессорная система управления АСУ (включает промышленный контроллер Allen-Bradley с программой для управления двигателями главных приводов БУ 5000/320 БМ(Ч) и периферийное оборудование (модули связи Industrial Ethernet, модули связи Profibus, модули аналоговых вводов и выводов, модули цифровых вводов и выводов, контроллер микроклимата контейнера управления и коммутирующие реле для цепей управления).

Рис. 2. Функциональная схема КТУ для управления главными приводами буровой установки БУ 5000/320 БМ

4. НВ - неуправляемый выпрямитель (преобразует напряжение переменного тока по 12-пульсной системе выпрямления в постоянное напряжение и=900 В, используемое для питания автономных инверторов тока. Включает высоковольтный трансформатор ТРСЗП 3200 кВА 6/0,69/0,69 КВ, первая трехфазная низковольтная обмотка которого соединена звездой, а вторая - треугольником. Получается 12-пульсная схема выпрямления, обеспечивающая минимальное значение пульсаций напряжения при выпрямлении. Блок также содержит силовой расцепи-тель и выключатель нагрузки, которые обеспечивают функции включения и нагрузки, и блок измерения сопротивления кабельных линий относительно земли. Блоком обеспечивается питание вентиляторов (четыре осевых вентилятора по 11 кВт) четырех тормозных резисторов, которые используются при динамическом торможении асинхронных электродвигателей лебедки (по два тормозных резистора на каждый электродвигатель).

5. И - автономный инвертор тока (преобразует постоянное выпрямленное напряжение в переменное трехфазное с параметрами и^аг, 1^аг, f=var. В этом блоке реализована защита электродвигателей от перегрузки, ограничивающая ток электродвигателя как программно, так и механически: в цепи "инвертор-электродвигатель" стоят силовые предохранители).

6. СУ - система управления автономным инвертором тока (получает сигнал управления от МПСУ и управляет непосредственно своим инвертором. Тип управления - векторное с обратной связью по датчику скорости).

7. У - блок (объединяет все сигналы управления (команды), поступающие из разных источников в МПСУ).

8. Д - электродвигатель главного привода.

9. Э - инкрементальный энкодер (обеспечивает обратную связь по скорости).

10. из - напряжение задания для МПСУ (сигнал управления).

11. иос - сигнал обратной связи от энкодера к системе управления.

12. ивып - выпрямленное напряжение (необходимо для питания автономных инверторов тока).

Как видно из функциональной схемы (см. рис. 2), на МПСУ поступает сигнал задания из, после этого в зависимости от команды бурильщика включается тот или иной привод. Это происходит при помощи команды от МПСУ к СУ, посредством которой запускается И, а затем переменное напряжение с параметрами и^аг, f=var поступает на электродвигатель главного привода Д. Посредством инкрементального энкодера Э, сигнал которого поступает на СУ, осуществляется обратная связь по скорости.

В общем случае цепочка "СУ - Д - Э" представляет собой схему со своей системой диагностики, поэтому ее можно объединить в блок для построения логической схемы. Для упрощения построения будем считать, что механическая часть является единым и нераздельным звеном, так как при выходе из строя какого-нибудь главного привода останавливается вся

буровая установка. Объединим блоки ИБП и БП и будем считать их одним блоком - БП. Также введем новый блок управления. Блоки пронумеруем. Получим преобразованную функциональную схему СУЭП (рис. 3) [2].

Рис. 3. Преобразованная функциональная схема СУЭП буровой установки БУ 5000/320 БМ

Для поиска неисправностей рассмотрим основные способы построения диаграмм поиска неисправностей на примере преобразованной функциональной схемы, представленной на рис. 3.

В процессе преобразования функциональной схемы были сделаны следующие допущения [1]:

1. Каждый функциональный элемент модели может иметь конечное множество входных сигналов и только один выходной сигнал.

2. Для каждого функционального элемента модели известны функциональные зависимости между входными и выходным сигналами, а также их допустимые значения.

3. Внешние входные сигналы функционального элемента всегда принимают только допустимые значения.

4. Линии связи между функциональными элементами модели абсолютно надежны.

5. Если выходной сигнал одного функционального элемента является входным для другого элемента, то допустимые значения этих сигналов совпадают.

6. При выходе за пределы допустимых значений хотя бы одного из входных сигналов на выходе функционального элемента появляется недопустимый сигнал.

7. Функциональный элемент считается неисправ-

ным, если при допустимых входных сигналах на входе элемента появляется недопустимый сигнал.

Для дальнейшего описания и представления диагностической системы поясним некоторые термины.

Техническая диагностика - область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объекта.

Исправность - состояние объекта диагностирования, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической документации (паспортным данным, заводским настройкам).

Работоспособность - состояние объекта, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя значения основных параметров в паспортных пределах (заводских настройках).

Поиск неисправности (дефекта) - диагностирование с целью выявления дефекта и определения его места возникновения.

Элементарная проверка - минимальный эксперимент над объектом диагностирования, характеризующийся соответствующим воздействием, поступающим на объект, а также ответом объекта на это воздействие.

Алгоритм диагностирования - совокупность элементарных проверок, произведенных в определенном порядке в зависимости от выбранной стратегии (метода) поиска неисправностей.

Стратегия или метод поиска неисправностей выбирается в зависимости от структуры объекта диагностирования и требуемой глубины поиска неисправности. Для каждого объекта следует подбирать максимально эффективную стратегию с минимальным временем затрат на поиск неисправности. Затраты на поиск могут быть выражены понятием цены элементарной проверки. Цены могут отличаться и варьироваться в зависимости от условий проведения проверок во время диагностирования. Оптимальным алгоритмом считается тот, который приводит к минимальным затратам времени на поиск неисправностей.

Рассмотрим некоторые варианты алгоритмов диагностирования на примере преобразованной функциональной схемы СУЭП буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч). Для начала составим таблицу неисправностей (табл. 1).

Метод половинного деления. Рассмотрим широко известный и часто используемый метод - метод половинного деления, который основан на математическом методе половинного деления, получившем широкое распространение на практике, а также при дальнейших исследованиях. Для этого разделим имеющуюся функциональную схему (см. рис. 3). Алгоритм диагностирования по методу половинного деления для буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч) представлен на рис. 4.

Таблица 1

Неисправности АСУ БУ 5000/320 БМ

i

показатель 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Р(е) 0,025 0,025 0,025 0,025 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15

t(e) 0,15 0,05 0,15 0,05 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Примечание: i - номер блока; p(e) - вероятность возникновения неисправностей; t(e¡) - время на поиск неисправности

Рис. 4. Алгоритм диагностирования по методу половинного деления для буровой установки БУ 5000/320 БМ

Для определения средних затрат воспользуемся формулой

С

1=1 К=1

Для метода половинного деления по формуле (1) С(2й, В) = 0,318.

Информационный метод. Опираясь на опыт работы с электрооборудованием и, в частности, с СУЭП буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч), можно определить наиболее информативные блоки логической схемы, тем самым поделить ее на несколько составляющих с целью уменьшения времени на поиск неисправностей. На рис. 5 представлен информационный метод поиска неисправностей для буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч).

Для информационного метода средние затраты по формуле (1) составят

С(2й, Е) = 0,425.

Все вышеупомянутые методы отличаются друг от друга по структуре, по выбору первоначальной проверки, а также по дальнейшему выбору алгоритма

проверок. Следующий алгоритм диагностирования, который мы рассмотрим, - МУ-алгоритм - является многокритериальным алгоритмом (разработан профессором М.П. Дунаевым).

МУ-алгоритм. Особенность МУ-алгоритма заключается в том, что первая проверка должна иметь цену (время доступа), близкую к минимальной. Первую проверку желательно начинать с функционального элемента, располагающегося как можно ближе к центральной части объекта диагностирования. Стратегия выбора проверок заключается в равенстве частей, на которые разделен алгоритм, должно быть приблизительно равно по критерию относительной доступности. Для первой проверки лучше всего подходит блок № 4: с него необходимо начинать алгоритм диагностирования. Для соблюдения равенства общих затрат времени на проверку каждой части алгоритма его необходимо разделить на две части в соответствии с алгоритмом диагностирования, основанном на методе поиска неисправностей по критерию относительной доступности для буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч) (рис. 6).

Рис. 5. Алгоритм диагностирования по информационному методу для буровой установки БУ 5000/320 БМ

Рис. 6. Алгоритм диагностирования, основанный на методе поиска неисправностей по критерию относительной доступности, для буровой установки БУ 5000/320 БМ

Рис. 7. П-алгоритм диагностирования с методом предпочтения для свободной части для буровой установки

БУ 5000/320 БМ

Для метода поиска неисправностей по критерию относительной доступности по формуле (1) С(2й, Е) = 0,275.

Отметим, что применительно к функциональной схеме СУЭП буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч) (см. рис. 3) нагрузка не может быть отделена от электродвигателя, так как неразрывно связана с электроприводами № 1-5. Это вызвано тем, что механическое соединение (муфта), связывающее вал электродвигателя и вал нагрузки (применительно к большим мощностям БУ), в ходе эксплуатации показало себя надежным. Число отказов по этой причине крайне низкое. Отсюда следует, что отказами оборудования из-за поломки соединительной муфты можно пренебречь. Применительно к функциональной схеме СУЭП буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч) это означает, что если блок № 10 не работает, то не работают и блоки № 5-9 (см. рис. 3).

Исходя из вышеизложенного можем заключить, что алгоритм диагностирования, выполненный по структуре МУ, не может быть применен на практике из-за их нелогичности и несоблюдения условия выхода из строя нагрузки, влекущего за собой проверку блоков электроприводов № 1-5.

П-алгоритм. Следующий алгоритм основан на результатах наблюдений вышеописанных алгоритмов и является их улучшенной модификацией. Во время исследования алгоритмов выяснилось, что наиболее эффективными являются алгоритмы диагностирования, в основе которых лежит метод половинного деления. Однако, основываясь на особенности функциональной схемы буровой установки БУ 5000/320 БМ(Ч), установлено, что, следуя логическим рассуждениям, необходимо проверять параллельные объекты как неразрывную часть: параллельные объекты диагностирования имеют одинаковые затраты на время диагностирования и вероятности выхода из строя. Назовем это правой частью алгоритма. Первую проверку необходимо выбрать исходя из двух условий:

- проверка должна делить алгоритм логически на две части;

- проверка должна иметь наименьшее значение затрат времени.

В левой части алгоритма первый блок должен быть с минимальными затратами времени, он поделит оставшуюся часть алгоритма диагностирования на две. Последующие проверки могут быть выполнены в соответствии с методом предпочтения.

Таким образом, выполнение всех вышеуказанных рекомендаций позволило получить алгоритм, который состоит из двух частей: П-алгоритма и алгоритма, основанного на использовании метода предпочтений для свободной части (рис. 7).

Для П-алгоритма с использованием метода предпочтений в свободной части по формуле (1) С(2й, Е) = 0,279.

Для удобства полученные результаты сведены в таблицу 2.

Таблица 2

Суммарные затраты времени на диагностирование АСУ БУ 5000/320 БМ(Ч) разными методами

Наименование метода С

Половинного деления 0,318

Информационный 0,425

МУ-алгоритм 0,275

П-алгоритм с методом предпочтения для свободной части 0,279

Таким образом, в результате применения разработанного П-алгоритма диагностирования с методом предпочтения для свободной части удалось уменьшить относительные затраты времени на поиск неисправностей в АСУ БУ 5000/320 БМ(Ч) с 0,318 до 0,279 (по сравнению с затратами времени на поиск неисправностей по широко используемым алгоритмам диагностирования).

Статья поступила 19.03.2013 г.

Библиографический список

1. Дунаев М.П. Экспертные системы для наладки электро- системе управления электроприводом буровой установки // приводов. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. 138 с. Вестник Иркутского государственного технического универ-

2. Лебедев Л.С. Обзор методов поиска неисправностей в ситета. 2013. № 4. С. 156-163.

УДК 621.311

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ПРОГРАММНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ В ИРКУТСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

© А.В. Тихонов1

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Описан процесс внедрения современных программно-вычислительных комплексов (ПВК) оценивания состояния (ОС) на примере иркутской энергосистемы (500-0,4 кВ). Рассмотрены технологические задачи, решаемые современными ПВК. Проведено сравнение ПВК АНАРЭС с другими программными комплексами. Описан модуль оценивания состояния, интегрированный в ПВК АНАРЭС. Освещены проблемы внедрения модуля ОС в энергосистемах, рассмотрены необходимые доработки ПВК. Представлены результаты внедрения ПВК оценивания в иркутской энергосистеме. Сформулированы направления развития ПВК ОС электроэнергетических систем (ЭЭС) ведущими сетевыми компаниями страны, а также определены первоочередные требования к ним. Библиогр. 22 назв.

Ключевые слова: оценивание состояния электроэнергетических систем; программно-вычислительный комплекс АНАРЭС; автоматизированная система диспетчерского управления; FACTS 1 -го поколения; перспективы развития программно-вычислительного комплекса.

EXPERIENCE OF IMPLEMENTING STATE ESTIMATION SOFTWARE PACKAGE IN IRKUTSK ELECTRIC POWER SYSTEM A.V. Tikhonov

L.A. Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.

The paper describes the implementation process of modern state estimation software packages using Irkutsk electric power system (500-0.4 kV) as an example. It examines the technological problems solved by up-to-date software packages. The software package "ANARES" is compared with other software packages. The state estimation module integrated into the software package "ANARES" is described. The study deals with the problems of introducing the state estimation module in electric power systems and considers the necessary improvements to the software package. The results of introducing the state estimation software package in Irkutsk electric power system are discussed. The development prospects of the software packages for the state estimation of electric power systems are formulated for the leading network companies of Russia, and the priority requirements are specified. 22 sources.

Key words: state estimation of electric power systems; software package "ANARES"; automated systems for dispatch control; FACTS of the 1stgeneration; development prospects of software packages.

Введение

Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) России позволяет обеспечить рациональное использование различных энергетических ресурсов, географически и технологически неравномерно распределенных по территории страны (угольные и гидроэнергетические ресурсы, АЭС), для энергоснабжения крупных центров энергопотребления.

Современные электроэнергетические системы (ЭЭС) представляют собой сложные, многосвязные, пространственно разнесенные иерархические объекты, функционирующие в условиях изменчивости их структуры, параметров и режимов работы при многочисленных внешних и внутренних возмущениях как систематического, так и случайного характера [1]. Это определяет сложность задач управления ими. В связи

с этим еще в 1970-80-е гг. началось активное внедрение автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) в энергосистемы [2], хотя предпосылки к ее созданию были заложены значительно раньше. Другой предпосылкой к созданию АСДУ явилось бурное развитие средств вычислительной техники, особенно в 1990-е гг., и разработка методов и программных средств для оперативного управления режимами и их планирования. Именно в эти годы началось формирование иерархических телеинформационных сетей, обеспечивающих передачу телеметрической информации от энергообъектов на диспетчерские пункты энергосистем. В сочетании с диспетчерскими щитами и пультами эта сеть позволяла решать одну из важнейших задач оперативно-диспетчерского управления - визуальный контроль текущего режима

1Тихонов Александр Владимирович, аспирант, тел.: 89501161880, e-mail: tihonov_av@irkutskenergo.ru Tikhonov Alexander, Postgraduate, tel.: 89501161880, e-mail: tihonov_av@irkutskenergo.ru