История электротехники
Шрифт:
Управление режимами работы энергосистем осуществляется автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ). Они функционируют на основе сбора и переработки информации о свойствах управляемых электроэнергетических объектов, их состояниях и режимах работы и о складывающихся ситуациях в ЭЭС в результате возмущающих воздействий. Информация в виде различных электрических сигналов в цифровом виде поставляется автоматическими информационными устройствами по каналам высокочастотной связи, технически реализованным по проводам линий электропередачи. Взаимодействующая их совокупность
5.5.4. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ И КОМПЛЕКСЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Работы по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) электроэнергетических объектов были начаты с появлением первых управляющих вычислительных машин (УВМ). Первая в нашей стране АСУ ТП была создана для Боткинской ГЭС на УВМ типа УМ-ШХ (1973–1975 гг.) по инициативе и проектным разработкам Ленгидропроекта. В дальнейшем в качестве технической базы при создании АСУ ТП ГЭС (Красноярская, Саяно-Шушенская, Чиркейская ГЭС, Загорская ГАЭС) использовались средства управляющей вычислительной техники на базе ЭВМ (М-6000, М-7000, СМ-1, СМ-2, ТВСО и др.). Наибольший вклад в становление и развитие работ по АСУ ТП ГЭС внесли М.Н. Розанов, В.А. Карпов, Н.Б. Гущина (ВЭИ), В.В. Семенов (ВНИИэлектромаш), В.И. Фельдман (Ленгидропроект), Г.Р. Носова (Гидропроект), Л.В. Росман (Энергосетьпроект).
С появлением микропроцессорной вычислительной техники (конец 70-х — начало 80-х годов) в мире и одновременно в СССР начались разработки и внедрение в энергосистемах микропроцессорных систем управления. Отечественными разработчиками (ВЭИ, ВНИИЭ, ВНИИэлектромаш) были начаты исследования по созданию локальных микропроцессорных устройств управления. Впервые в нашей стране в 1979 г. сотрудниками ВЭИ были проведены испытания опытного образца микропроцессорного автоматического регулятора возбуждения на Днепровской ГЭС. В результате исследований и полномасштабных испытаний разработаны следующие микропроцессорные устройства:
автоматические регуляторы возбуждения гидро- и турбоагрегатов (АРВ-СДМ);
системы управления мощностью турбоагрегатов (ЭЧСР-М);
устройства противоаварийного управления (ПАА);
устройства группового регулирования активной и реактивной мощности электростанции;
система сбора и отображения информации на ГЭС, ГАЭС;
системы управления и защиты передач и вставок постоянного тока.
К числу важных устройств относятся автоматические регуляторы возбуждения генераторов сильного действия, без которых невозможно обеспечить устойчивую работу ЕЭС. Первые автоматические регуляторы возбуждения сильного действия на базе магнитных усилителей были созданы для Волжской ГЭС им. В.И. Ленина (И.А. Глебов (ВНИИэлектромаш), И.М. Ботвинник (ВНИИЭ), Г.Р. Герценберг (ВЭИ), В.А. Веников (МЭИ), С.А. Совалов (ЦДУ ЕЭС)).
Существенный вклад в создание микропроцессорных систем автоматического управления внесли В.Д. Ковалев, B.C. Мельников, А.В. Фадеев (ВЭИ), В.М. Долкарт (ВНИИЭМ), В.В. Кичаев (ВНИИэлектромаш), Я.Н. Лугинский (ВНИИЭ), А.Н. Комаров (ЦДУ ЕЭС).
Накопленный
Системы автоматизации для АСУ ТП зарубежного производства (фирмы «Siemens», ABB, AEG, «Allen-Bradley», «Valmet» и др.) требуют адаптации аппаратных средств к отечественному электротехническому и энергетическому оборудованию. Кроме этого, при применении аппаратуры зарубежных фирм сохраняется зависимость от фирм-поставщиков при дальнейшем расширении или реконструкции объекта, а также при ремонте аппаратуры. Аппаратно-программные системы зарубежных фирм, как правило, в 2–3 раза дороже отечественных.
В последнее время функциональные задачи, возлагаемые на АСУ ТП, значительно расширились. АСУ ТП выполняется в виде двухуровневой распределенной системы. Верхний уровень управления включает в себя:
подсистему представления информации персоналу станции (ППИ);
подсистему группового регулирования частоты и активной мощности (ГРАМ);
подсистему общестанционного регулирования напряжения (ОСРН);
подсистему выбора состава работающих агрегатов (ПУСК);.
подсистему регистрации и анализа аварийных режимов (ПРАР);
устройство противоаварийной автоматики (ПАА);
подсистему коммерческого учета электроэнергии (КУЭ);
подсистему связи с вышестоящим уровнем управления (ПСВУ).
Нижний уровень АСУ ТП содержит:
устройства сбора и первичной обработки информации (УСИ) от агрегатов, блочных трансформаторов, преобразователей, линий и т.д.;
локальные системы регистрации (ЛСР) аварийного режима на агрегатах и подстанциях;
устройства контроля и диагностики агрегата (КДА);
подсистемы комплексного управления агрегатом (КУА);
подсистемы контроля и диагностики подстанционного оборудования (КДПО).
Интегрированные микропроцессорные АСУ ТП проектируются для Волжской, Чебоксарской ГЭС и ряда других объектов.
Подсистема представления информации строится на базе локальной вычислительной сети IBM-совместимых персональных компьютеров промышленного исполнения. В качестве технических средств остальных подсистем используются унифицированные микропроцессорные комплексы разработки ВЭИ, отвечающие требованиям энергетических объектов по электромагнитной совместимости, помехозащищенности и надежности.
Приоритет разработок в области противоаварийного управления принадлежит отечественным специалистам В.А. Веникову, С.А. Совалову, В.А. Семенову, В.Д. Ковалеву, Л.А. Кощееву, Б.И. Иофьеву, PC. Рабиновичу. Используемые в энергосистемах России комплексы противоаварийной автоматики (УПА) включают:
устройства для обеспечения устойчивости электростанций и энергосистем;
автоматику предотвращения асинхронного хода (АПАХ);
автоматическую частотную разгрузку (АЧР);
противоаварийную автоматику от опасного повышения (понижения) напряжения.