CC BY
170УДК 620.9:658.011.56
Д.А. Теличенко, А.А. Милосердова
СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ АСУ ТП ДЛЯ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ*
В статье рассматриваются проблемы построения сосредоточенных и распределенных систем управления для процесса горения и парообразования. Обсуждаются преимущества и недостатки существующих подходов, предлагаются конкретные технические решения.
The paper deals with the problem of concentrated and distributed control systems for burning and steam formation process. Advantages and shortcomings of available approaches are discussed and the technical solution is offered.
Введение
Уровень автоматизации технологических процессов на электростанциях является решающим фактором в обеспечении надежности и эффективности производства тепловой и электрической энергии. Это обусловило постоянный поиск и внедрение новых методов усовершенствования систем управления данным технологическим процессом [1]. Разработка комплексных АСУ ТП для объектов теплоэнергетики представляет собой сложную и объемную задачу с выбором и подключением огромного количества измерительных преобразователей и исполнительных механизмов [2].
Широкими возможностями при решении задач комплексной автоматизации обладают распределенные системы. Однако их внедрение на ТЭС ограничено необходимостью модернизации технологического процесса и средств технологического регулирования и управления. Это связано в первую очередь с тем, что действующее оборудование большинства из них эксплуатируется десять и более лет, морально устарело, исчерпало свой физический ресурс. Немаловажна также актуальная проблема необходимости перехода на современные интеллектуальные датчики и устройства управления.
Идея применения распределенных систем, построенных на базе микропроцессорных устройств, привлекает внимание разработчиков с 70-80-х гг. ХХ в. Использовавшиеся до эры микропроцессоров аналоговые приборы, по сути, представляли собой распределенную (по крайней мере, функционально) систему, позволяющую достичь хороших показателей общей живучести, так как отказ одного прибора приводил обычно к потере ограниченного числа функций, а наличие резервных или параллельных каналов обеспечивало готовность системы контроля и управления к выполнению наиболее ответственных задач. При этом низкая надежность самих приборов, в первую очередь отечественных, приводила к частой их замене или ремонту. В то же время развивающаяся вычислительная техника позволяла реализовать более совершенные алгоритмы контроля и управления. Но это происходило централизованно, а значит, при низкой собственной надежности. Применение таких систем повышало риск потери управления, снижало готовность системы. Появление микропроцессоров позволило перейти к распределенным (в первую очередь функционально) системам, а развитие сетей передачи данных дало возможность
*
Работа выполнена в СКБ АмГУ «АиР».
эффективно «распределить интеллект» по территории, создавая не только функционально, но и территориально распределенные системы [3].
Можно уверенно утверждать, что создание территориально и, конечно, функционально распределенных систем автоматического управления высокого уровня в настоящее время вполне реализуемая задача. Таким образом, цели данной работы - анализ централизованных и распределенных систем управления, а также обоснование применения цифровых технологий при их построении для объектов теплоэнергетики. Конечным результатом исследования станет обоснованная методика и прототип одной из систем управления.
Централизованные и распределенные системы управления
Автоматизированные системы управления представляют собой сложные человеко-машинные комплексы. Это совокупность крупных подсистем, симбиоз данных и знаний, экономико-математических моделей, инструментальных и технических средств, а также специалистов, необходимых для обработки информации и принятия решений [4].
Всякое управление подразумевает наличие объекта, измерительных элементов и управляющего органа. Объекты управления чрезвычайно разнообразны: технологические процессы различных предприятий, отрасли народного хозяйства, энергетика и т.д. Так как в контуре управления сложной автоматизированной системы обязательно наличие человека, то на него возлагается часть функций, причем зачастую самых ответственных. Существует несколько видов управления: централизованное, распределенное и иерархическое.
Централизованный вид управления (рис. 1) предполагает реализацию всех процессов управления объектами в едином центральном органе управления (контроллере). Этот орган собирает информацию о состоянии всех объектов управления (ОУ), осуществляет ее обработку и каждому ОУ выдает свою собственную управляющую команду [4]. Команды представляют собой информацию, называемую распорядительной. В системах такого вида органу управления «не безразлично» поведение ОУ, всегда присутствует обратная связь о состоянии ОУ.
Децентрализованное (распределенное) управление предполагает распределение функций управления по отдельным элементам сложной системы. Для выработки воздействия на каждый объект необходима информация только о состоянии этого объекта. Фактически такая система
^^ Управляющий контроллер | | Объекты управления Управляющий контроллер | | Объект управления (СР) Центральный контроллер
Рис.1. Схема централизованного Рис. 2. Схема распределенного управления.
управления.
представляет собой совокупность нескольких независимых систем, каждая из которых обладает своей информационной, алгоритмической, технической и прочими базами (рис. 2).
Достоинства и недостатки централизованных и распределенных систем можно в целом отобразить в виде табл. 1 и 2 соответственно.
Таблица 1
Достоинства и недостатки сосредоточенного управления
Достоинства Недостатки
Наличие возможности реализации глобально-оптимального управления системой в целом, так как каждое управляющее воздействие вырабатывается на основе всей информации о системе Необходимость сбора, обработки чрезвычайно больших объемов информации
Достаточно простая реализация процессов информационного взаимодействия Необходимость наличия запоминающих устройств очень большого объема
Легко осуществимая корректировка оперативно-изменяющихся данных Необходимость использования вычислительных средств большой производительности
Возможность достижения максимальной эксплуатационной эффективности при минимальной избыточности технических средств Чрезвычайно высокие требования надежности ко всем элементам технического и программного обеспечения, так как выход из строя одного элемента ведет к неработоспособности всей системы
Высокая суммарная протяженность и перегруженность каналов связи при наличии территориально разнесенных объектов
Таблица 2
Достоинства и недостатки распределенного управления
Достоинства Недостатки
Нет сбора и обработки больших объемов информации Возможная «разность» управления при одинаковых объектах
Нет необходимости в запоминающих устройствах очень большого объема Высокая стоимость системы управления
Используются вычислительные средства небольшой производительности и высокого быстродействия Сокращение перерабатываемой информации, приводящее к снижению качества управления
Высокая надежность, так как выход из строя одного элемента не ведет к отказу всей системы
Отсутствие перегруженности каналов связи и их большой протяженности
В случае передачи информации от элементов систем «аналоговым» способом (сигналы 0-5 мА, 4-20 мА, сигналы от термометров сопротивлений и термопар, дискретные сигналы на включение и выключение) к недостаткам централизованной структуры дополнительно добавляется необходимость большого количества кабельных линий связи. Вследствие этого происходит загромождение кабельных трасс, имеют место большие экономические затраты как на покупку, так и прокладку кабеля, при этом очевидны проблемы с наводками и искажением сигналов, погрешностями регулирования.
Как уже упоминалось, важную роль в любой автоматизированной системе играет организация обмена данными, распределенные системы не исключение. Распространение новых информационных технологий, основанных на достижениях микроэлектроники последней четверти XX в., привело к значительным изменениям в самых различных областях производства. Эти достижения основаны на широком использовании цифровых алгоритмов и средств обработки данных. Применение новых технологий позволяет существенно упростить и ускорить процесс передачи и обмена данными [5].
К настоящему времени накоплен определенный опыт внедрения распределенных систем разного рода, а также интеграции разрозненных систем в единую распределенную систему. К их числу относятся, например, системы, охватывающие и тепломеханическое и электротехническое оборудование - полномасштабные автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) тепловой электростанции: система управления теплоэлектростанцией (ТЭС) на базе контроллеров Siemens S7 с применением SCADA-системы WM 1.3, разработанная
инжиниринговой компанией «ПРОДЭК-РИУС» [6]; АСУ ТП на базе программно-технического комплекса «Ом-Мега», разработанный НПФ «РАКУРС», основан на использовании оборудования японской фирмы OMRON [7]; автоматизированная система (АС) управления водогрейными котлами КВГМ-100 тепловой станции № 2 г. Череповца, разработанная и внедренная совместными усилиями ЗАО «АМАКС», МУП «Теплоэнергия» и ПКП «Стелс» (г. Череповец). Одним из передовых разработчиков распределенных АСУ ТП в настоящее время является ЗАО «Интеравтоматика». К их разработке относится ПТК TelepermXP-R, применяемый в АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ 2 Санкт-Петербурга, АСУ ТП энергоблоков №1, 2 Пермской ГРЭС, Калининградской ТЭЦ и др.
Таким образом, распределенный подход не только целесообразен, но и имеет примеры успешной реализации. Рассмотрим отдельно вопрос, связанный с особенностями реализации распределенных систем управления при цифровой передаче информации.
Распределенные системы на основе цифровых технологий
Обозначим важнейшие требования к созданию распределенных цифровых систем (рис. 3).
Основным тезисом, который приводят как доказательство полезности применения распределенных систем, является тезис об экономии контрольного и силового кабелей. Применение
контрольного кабеля требует экранирования и заземления, большого объема монтажных работ, использования монтажных материалов и т.п. Как следствие -стремление сократить объем кабельных связей, и соответственно - стоимости системы [3].
Основной способ снижения протяженности контрольного кабеля -использование интеллектуальных датчиков и исполнительных механизмов, связанных с центральной частью системы цифровыми сетями передачи данных.
Интеллектуальные датчики имеют цифровой интерфейс, встроенный микроконтроллер, память, сетевой адрес, выполняют автоматическую калибровку и компенсацию нелинейности датчика. Интеллектуальные датчики в пределах сети должны обладать свойствами взаимозаменяемости, в частности иметь один и тот же протокол обмена и физический интерфейс связи, а также метрологические характеристики и возможность смены адреса перед заменой датчика.
Для проектирования распределенной системы необходимы интерфейсные датчики и механизмы с поддержкой протоколов обмена HART, UART, DeviceNET промышленных сетей ModBUS, Profibus (на основе стандарта RS 485), CAN.
В настоящее время существуют все предпосылки для создания комплексных распределенных систем с использованием микропроцессорного оборудования, однако не все инженеры-проектировщики придерживаются единого мнения на этот счет. В больших системах -
Рис. 3. Требования, предъявляемые к распределенной системе.
таких как АСУ ТП котлоагрегатов или энергоблоков с десятками тысяч каналов контроля, управления и регулирования - не существует однозначного и экономически обоснованного решения, в некоторых случаях возможен разумный компромисс.
При проектировании, а также при эксплуатации распределенной системы с цифровой обработкой данных могут возникнуть следующие проблемы. Устройства, входящие в комплексную масштабную АСУ ТП, должны удовлетворять единым стандартам, чтобы подключение периферийного устройства, например, в случае его замены или при начальном вводе системы в эксплуатацию требовало минимальных переделок в остальной ее части. Все сетевые компоненты являются источниками отказа «по общей причине», следовательно, необходимо их резервирование. Для разводки питания по периферийным точкам нужен кабель, возможна прокладка отдельного кабеля или использование интерфейса, предусматривающего не только передачу данных, но и питание датчика. Таким образом, понадобятся связи до общей точки (общего источника питания или сетевого разветвителя), а значит, экономии кабеля не произойдет. Еще одной проблемой может стать стоимость интеллектуальных периферийных устройств, которая выше стоимости традиционных устройств. Создание надежной системы связано с затратами на технические средства и программное обеспечение, на их монтаж и наладку.
Окончательный выбор подхода к проектированию АСУ ТП
Одна из основных проблем на действующих объектах теплоэнергетики связана с текущим состоянием систем контроля и управления (СКУ) энергетического оборудования. Морально и физически устаревшие средства автоматизации и системы управления (СУ) энергетическим объектом влекут за собой недостаточную функциональность, низкую надежность, невозможность решения задач управления и автоматизации, а зачастую и мониторинга технологического процесса на современном уровне. Очевидно, что такие СКУ вне зависимости от реализации подхода к построению АСУ ТП подлежат замене [2]. Полномасштабная замена СКУ весьма затратная процедура, поэтому можно предложить внедрение АСУ ТП в несколько этапов, например, для отдельных котлоагрегатов или турбоагрегатов.
Таким образом, в качестве первоначального шага по реализации полномасштабного проекта АСУ ТП на ТЭС можно предложить проектирование системы управления одним котлоагрегатом, на базе цифровых технологий передачи данных и распределенного подхода к управлению. Такой подход для предприятия первоначально будет затратным, но принимая во внимание то, что датчики, механизмы и котроллеры все равно непрерывно заменяют, а производители рано или поздно все равно откажутся от поддержки аналоговой передачи сигналов, впоследствии он окупится. Более того полученный опыт на таком «первом шаге» окажется неоценимым в будущем, да и позволит апробировать в относительно не большом масштабе новые технологии.
Проектирование автоматизированной системы
АСУ ТП котлоагрегата рассматривается как составная и необходимая часть основного технологического оборудования теплоэлектростанции.
Одна из основных задач управления технологическим процессом на ТЭЦ состоит в поддержании непрерывного соответствия между количеством вырабатываемой и потребляемой энергии. Решение этой задачи может осуществляться по частям, с помощью автономных автоматических систем регулирования (АСР) парового котла, турбины и электрического генератора. Различие в объектах и задачах управления, регулирующих органах и технических
средствах автоматизации обусловило раздельное управление процессами, протекающими в паровом котле и турбогенераторе. Автономные локальные АСР парового котла, турбины и генератора выполняют непрерывное и достаточно качественное регулирование отдельных технологических процессов.
Начальным этапом проектирования АСУ ТП горения и парообразования котлоагрегата для конкретного предприятия (Благовещенской ТЭЦ - далее БТЭЦ) стал анализ существующих систем регулирования объекта. Как таковой АСУТП в современном представлении на БТЭЦ не существует. Имеются локальные системы регулирования, реализованные в рамках централизованно-рассредоточенной структуры. Управление котлоагрегатом осуществляется машинистами с теплового щита, с помощью ручных элементов: задатчиков, блоков управления и другой коммутирующей аппаратуры. Сигналы с датчиков по аналоговым линиям поступают в соответствующие системы регулирования (реализованные на микроконтроллерах, установленных на щите), управляющие аналоговые сигналы идут на управляющую аппаратуру (клапаны, задвижки и проч.). Упрощенная схема котлоагрегата с локальными системами регулирования представлена на рис. 4.
Наблюдение за режимом работы может осуществляться оперативным персоналом как с помощью анализа приборов, расположенных на щите, так и с помощью 8СЛБЛ-системы, реализующей функции мониторинга. 8СЛБЛ-система построена на базе среды ТгаееМоёе у.5, и помимо функций вывода информации машинистам щита, выводит информацию в непрерывном режиме времени другому оперативному и ремонтному персоналу (начальнику смены станции, заместителям и главному инженеру, группе АСР цеха тепловой автоматики и измерений), так же реализуют функции архивации параметров, сигнализации о их превышении.
Имеется система отчетов и их рассылка персоналу, в тестовом режиме функционируют системы автоматического подсчета технико-экономических параметров, КПД оборудования и эффективности смен, ведение журналов пуска и простоя оборудования и др.
Основные окна показаны на рис. 5.
Процессы горения и парообразования тесно связаны. Количество сжигаемого топлива, а точнее, тепловыделение в топке в установившемся режиме должно соответствовать количеству вырабатываемого пара. Косвенным показателем тепловыделения служит тепловая нагрузка, она характеризует количество теплоты, воспринятое поверхностями нагрева в единицу времени и затраченное на нагрев котловой воды в экранных трубах и парообразование. Количество пара, вырабатываемое котлом, в свою очередь, должно соответствовать расходу пара на турбину. Косвенным показателем этого соответствия служит давление пара перед турбиной. Оно должно поддерживаться вблизи заданного значения с высокой точностью по условиям экономичности и безопасности работы теплоэнергетической установки в целом.
Рис. 4. Технологическая схема и основные контуры регулирования котельного агрегата: 1 - топка; 2 - циркуляционный контур; 3 - опускные трубы; 4 -барабан; 5,6 - пароперегреватели; 7 - пароохладитель; 8 - экономайзер; 9 - воздухоподогреватель; ГПЗ -главная паровая задвижка; РПК -регулирующий питательный
клапан; ДВ - дутьевой вентилятор; ДС - дымосос; Рв - воздух, подаваемый в топку; Рг - дымовые газы; вб - насыщенный пар; ввпр -впрыск воды; Рб - давление пара в барабане; вп.в. - подача питательной воды; 8т - разрежение; вп.р. - вода, выпускаемая из барабана; Рт - тепловыделение в топке; вп.п. - расход перегретого
Процесс сжигания топлива должен протекать с максимальной экономичностью, потери теплоты при ее передаче поверхностям нагрева должны быть минимальными.
Главное окно
Вспомогательное окно
Рис. 5. SCAD-система на Благовещенской ТЭЦ.
В котлах осуществляют факельный способ сжигания топлива. Косвенным показателем устойчивости факела в топочной камере служит постоянство разряжения в ее верхней части. Регулирование процессов горения и парообразования в целом сводят к поддержанию вблизи заданных значений величин: давления перегретого пара; избытка воздуха в топке за пароперегревателем, влияющего на экономичность процесса горения; разрежения в верхней части топки.
В настоящее время на БТЭЦ принята концепция централизованно-сосредоточенного управления. Недостатки и проблемы такого подхода нами перечислены. В работе предлагается создать распределенную систему управления технологическим процессом горения и парообразования.
При проектировании цифровой распределенной системы управления горения и парообразования котлоагрегата становится актуальной проблема трассировки. Сетевые проводные интерфейсы удобны при концентрации оборудования и периферийных устройств в нескольких точках или при их последовательном расположении [8]. Что касается котлоагрегата, то имеет место разброс оборудования на большой территории, оборудование (датчики и исполнительные механизмы), относящиеся к одной подсистеме, территориально разнесены.
Пространственная разнесенность оборудования свидетельствует о традиционной компоновке - датчики манометрических величин для облегчения их обслуживания обычно устанавливаются
сгруппированно, а датчики температуры и
исполнительные механизмы разбросаны по отметкам обслуживания. В связи с этим целесообразно строить распределенную систему исходя из территориального расположения оборудования. Отсюда, можно выделить несколько уровней иерархии (см. рис. 6).
Низший (нулевой) уровень включает в состав измерительные преобразователи для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные механизмы для реализации регулирующих воздействий. В нашем случае это датчики давления или термопреобразователи и механизмы электрические однооборотные (МЭО). Датчики и механизмы должны иметь интерфейсы типа RS-232/485 или HART.
Первый уровень состоит из программируемых логических контроллеров (ПЛК) или цифровых модулей ввода-вывода, которые собирают информацию от датчиков, обрабатывают ее, а также управляют электроприводами. С контроллером вышестоящего уровня обмениваются информацией по промышленной сети типа Profibus.
Второй (диспетчерский) уровень включает центральный контроллер, решающий задачи автоматического и логического правления, и рабочие станции - компьютеры с человеко-машинным интерфейсом, наиболее распространенным вариантом которого являются SCADA-системы. Диспетчер наблюдает за ходом процесса или управляет им дистанционно с помощью экрана автоматизированного рабочего места (АРМа). Диспетчерский компьютер выполняет также
Рис. 6. Уровни иерархии проектируемой АСУТП.
архивирование собранных данных, записывает действия оператора, анализирует сигналы системы диагностики, данные аварийной и технологической сигнализации.
В ходе проектирования к аппаратно-программным средствам должны предъявляться достаточно жесткие требования: время реакции на сигналы с датчиков и исполнительных механизмов должно быть минимальным, контроллеры и их модули должны откликаться на внешние события, поступающие от объекта, за определенное время. Локальные контроллеры могут передавать данные в диспетчерскую сеть как непосредственно - минуя главный контроллер, так и через него. Очевидно также, что одним из важнейших требований является надежность всех применяемых средств. Контроллер верхнего уровня в зависимости от поставленной задачи может выполнять различные функции - сбор данных с локальных контроллеров, их обработку, обмен информацией с диспетчерской сетью, работу в автоматическом режиме, непосредственно выдачу регулирующих и управляющих сигналов. Диспетчерский уровень включает одно или несколько АРМ, сервер баз данных и рабочие места, базирующиеся на ЭВМ тип IBM PC. АРМы предназначены для отображения протекания процесса или дистанционного управления.
Выбор средств автоматизации
Для реализации системы необходимо выбрать контрольно-измерительную, управляющую и регулирующую аппаратуру, исполнительные механизмы. Основными датчиками, применяемыми для автоматизации котлоагрегата, являются датчики манометрических величин и термопары, в качестве исполнительных механизмов используются МЭО. Для выбора более дешевого и качественного оборудования были рассмотрены аналогичные продукты разных фирм производителей.
В итоге в качестве основных датчиков расхода, уровня и разряжения были выбраны продукты линейки Сапфир 22-ЕМ (с поддержкой интерфейса по HART-протоколу). Для измерения температуры были выбраны измерители фирмы Siemens с измерительным преобразователем Sitrans T3 KPA (с поддержкой протокола PROFIBUS DP/PA). Для непрерывного измерения концентрации кислорода в системе можно применить газоанализатор ZR 22G фирмы YOKOGAWA (с поддержкой HART).
Для замены существующих исполнительных механизмов определены приводы производства ОАО «ЗЭиМ», типа МЭОФ-250/25-0.25 У-99К Т3 со встроенным КИМ1 (с поддержкой протокола Modbus).
Важнейшим этапом проектирования является выбор контроллеров. Для организации территориально распределенной системы принято решение использовать контроллер Siemens SIMATICS7-300. Контроллер S7-300 имеет модульную структуру с возможностью применения модулей локального и распределенного ввода-вывода, широкие коммуникационные возможности, множество функций, удобство в эксплуатации и обслуживании. Все это обеспечивает возможность получения рентабельного решения для построения распределенной системы.
Первый уровень представлен группой модулей Siemens, для сопряжения с объектом. Связь данных модулей с объектом и центральным контроллером осуществляется по промышленному интерфейсу Profibus. Они также позволяют разгрузить центральный контроллер от выполнения коммуникационных задач.
В качестве центрального контроллера (второй уровень) используем контроллер Siemens S7-300 с модулем центрального процессора. Кроме центрального контроллера диспетчерский уровень также представлен главным сервером системы, который обменивается данными с
контроллером, сервером баз данных и рабочей станцией - АРМом с экраном, выполненным в SCADA-системе TraceMode6, который осуществляет функции сигнализации, ведения истории процесса, мониторинга процесса, а также дистанционного управления.
Помимо данного оборудования, проектная схема должна быть снабжена необходимыми преобразователями интерфейсов и передатчиками сигналов (модемами), блоками питания и прочим.
На данном этапе предложенный прототип АСУ ТП горения и парообразования котлоагрегата реализован в виде проектной схемы, представленной на рис. 7. На схеме видно не только конкретное количество используемого оборудования, но и правила его подключения.
Рис. 7. Электрическая схема «прототипа» системы горения и парообразования котлоагрегата.
Заключение
В статье были описаны и проанализированы главные особенности, недостатки и преимущества распределенных и сосредоточенных систем, в том числе построенных с привлечением технологии цифровой передачи сигналов. До сих пор вопрос использования цифровых распределенных систем не является однозначно решенным. Нет единого мнения о том, что лучше и стоит ли использовать цифровые сети или все же отдавать предпочтение классическим, аналоговым, системам передачи информации.
При всех видимых достоинствах цифровых распределенных систем, возникает и немало «подводных камней» при проектировании и эксплуатации, которые заключаются не только в создании функционально грамотного аппаратного решения, но и в вопросах передачи сигналов, в стыковке оборудования различных производителей между собой.
Подводя итог можно сказать, что задача разработки распределенной системы управления с цифровой передачей информации для объектов теплоэнергетики может быть успешно решена. Показанный в статье пример показывает, что внедрение современных решений можно добиться и без существенной переделки технологии и ранее принятых подходов к компоновке оборудования.
1. Аракелян, Э.К. Методические положения оценки технико-экономической эффективности модернизации АСУ ТП электростанций / Э. К. Аракелян, М. А. Панько, А. Ш. Асланян // Теплоэнергетика. -2010. - № 10. - С. 45-49.
2. Безруков, Н.С. Особенности и опыт разработки проектов АСУТП для действующих объектов теплоэнергетики / Н.С. Безруков, Д.Ю. Лебедко, Д.А. Теличенко // Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов. Сборник трудов VI Всероссийской науч.-техн. конф. с международным участием. - Благовещенск: Изд-во АмГУ, 2011. - С. 108-114.
3. Свидерский, А.Г. Применение распределенных систем управления и интеграции АСУ ТП энергооборудования // Теплоэнергетика. - 2011. - № 10. - С. 4-10.
4. Меньков, А.В. Теоретические основы автоматизированного управления: Учебник для вузов / А.В. Меньков, В. А. Острейковский. - М.: Оникс, 2005. - 640 с.
5. Иванов, Ю.И. Интерфейсы средств автоматизации: Учеб. пособие / Ю.И. Иванов, В.Я. Югай. -Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2005. - 252 с.
6. Арутюнян, А. «Идеальная» система управления ТЭС // Современные технологии автоматизации. -2003. - № 3. - С. 40-43.
7. Одобряев, В. АСУ ТП на базе программно-технического комплекса «Ом-мега» / В. Одобряев, В. Юрасов // Современные технологии автоматизации. - 2000. - № 4. - С. 20-24.
8. Денисенко, В.В. Компьютерное управление технологическим процессом, экспериментом, оборудованием. - М.: Горячая линия - Телеком, 2009. - 608 с.
