Коллектив авторов - История электротехники

В течение 80-х годов продолжалась работа по вводу в эксплуатацию ЗУВЦ: Средней Волги (1981 г.), Северного Кавказа (1987 г.), Закавказья (1988 г.), Украины (1989 г.). Все ЗУВЦ оснащались ЭВМ третьего поколения. В то же время развернулась широкая работа по сооружению новых и модернизации действующих ДЦ ЭЭС.

Таким образом, в 80-е годы начался второй этап создания АСДУ в ЕЭС, характеризующийся существенным совершенствованием средств диспетчерского управления на базе ЭВМ третьего поколения, дисплеев, средств отображения информации общего пользования (режимных щитов, информационных табло и др.), новых комплексов телемеханики.

В работы по созданию ЗУВЦ, оснащению их техническими средствами сбора, обработки и отображения информации большой вклад внесли В.И. Бердников, Ю.А. Вихорев, И.И. Вовченко, И.Я. Зейдманис, Н.Д. Кузнецов, УК. Курбангалиев, В.Г. Орнов, Е.И. Петряев, Г.А. Черня и др.

Центральной частью АСДУ стал оперативный информационно-управляющий комплекс (ОИУК), предназначенный для решения всех задач долгосрочного и краткосрочного планирования режимов оперативного и автоматического управления (за рубежом этот комплекс программ называется Energy Management System — EMS). В состав ОИУК входят четыре ЭВМ (две мини и две универсальные), образующие две подсистемы: информационно-управляющую (ИУП) и информационно-вычислительную (ИВП). Подсистема ИУП обеспечивает автоматический сбор и обработку оперативной информации, управление средствами ее отображения, выполнение сравнительно несложных оперативных расчетов, а также функции автоматического управления. Для реализации последних функций ИУП обычно дополняется еще двумя мини-ЭВМ или специальными ЭВМ повышенной надежности. При этом, по сути дела, происходит разделение ИУП на две информационно связанные подсистемы: информационную и управляющую. Реализуемая с помощью мини-ЭВМ ИУП оснащена соответствующими устройствами связи с объектом (ЭЭС).

Подсистема ИВП обеспечивает выполнение оперативных и плановых краткосрочных расчетов по планированию и анализу режимов, выбору установок РЗА. Подсистема строится на базе универсальных ЭВМ средней или большой производительности, позволяющих создавать необходимые архивы данных. Между подсистемами осуществляется обмен массивами информации.

Развитие АСДУ, усложнение функций диспетчерского управления потребовали значительного увеличения объема телемеханической информации: число телеизмерений, поступающих на ДЦ высших уровней управления (ЭЭС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС), достигло 500–1000, а телесигналов — 500–1500. Это потребовало модернизации систем телемеханики на основе адаптивных методов передачи информации и центральных программируемых приемопередающих станций (ЦППС), выполненных на базе микроЭВМ типа RPT венгерского производства.

Эти ЦППС обладают следующими возможностями, отличающими их от традиционных приемных устройств телемеханики: взаимодействия с устройствами контролируемых пунктов и другими ЦППС различных типов (благодаря наличию перепрограммируемых канальных адаптеров); адаптивной ретрансляции информации на аналогичный и другие уровни управления без применения специальных ретранслирующих устройств; передачи цифробуквенной информации; подключения цифровых приборов, а также мнемосхемы диспетчерских щитов; простого сопряжения с ЭВМ ОИУК.

Эта работа проводилась совместно со специалистами фирмы «Видеотон» (Венгрия) при активном участии специалистов ВНИИЭ и ЦДУ В.А. Забегалова, В.И. Кочкарева, Г.П. Кутлера, В.Г. Орнова.

Для отображения информации в ОИУК использовались псевдографические, а в отдельных случаях и графические цветные дисплеи. Управление средствами отображения информации коллективного пользования осуществлялось от мини-ЭВМ ОИУК через специальную микроЭВМ.

В качестве средств отображения информации коллективного пользования наряду с традиционными диспетчерскими щитами, оснащенными новыми цифровыми приборами, применяются: информационные табло, режимные щиты с представлением обобщенных показателей режима для ОЭС (ЭЭС) и др.

Новые ОИУК АСДУ к 1990 г. были внедрены в 60 ЭЭС, а также на 42 предприятиях (ПЭС) и районах (РЭС) электрических сетей и на двух предприятиях тепловых сетей. ОИУК, внедрявшиеся в электрических и тепловых сетях, а также в небольших ЭЭС, имели упрощенную структуру и менее мощные ЭВМ.

На девяти ПЭС высокого напряжения на базе мини- и микроЭВМ были созданы автоматизированные системы технологического управления (АСУТП), не показавшие однако высокой эффективности и не получившие поэтому распространения.

Функционирование АСДУ обеспечивалось системой каналов связи, которая на верхних уровнях диспетчерского управления (ЦДУ ЕЭС, ОДУ ЭЭС) реализуется главным образом с помощью арендованных каналов связи, а также каналов по ВЛ высокого и сверхвысокого напряжения и ведомственным кабельным и радиорелейным линиям (РРЛ). Характерная для электроэнергетики связь по линиям 35–750 кВ представляет основной вид связи в звене управления ЭЭС — ЭС или ПЭС. В ЭЭС используются также малоканальные РРЛ. Основным видом связи с подвижными объектами в распределительных сетях является УКВ-радиосвязь. В создании сети связи диспетчерского и технологического управления важную роль сыграли работники служб телемеханики и связи ЦДУ и ОДУ М.А. Артибилов, В.Х. Ишкин и др.

С помощью ОИУК решается весь комплекс задач долгосрочного и краткосрочного планирования режимов, а также следующие задачи оперативного управления: сбор и первичная обработка (достоверизация) текущей технологической информации; формирование суточной ведомости; контроль и идентификация режима (контроль параметров режима, схемы сети, состояния оборудования; анализ ситуации; оценка изменения частоты и мощности; прогноз нагрузки); формирование модели текущего режима, оценка состояния; оценка надежности режима (расчет баланса активной мощности, оперативный расчет установившегося режима, контроль надежности режима по термической стойкости оборудования, оценка тяжести возможных аварийных нарушений схемы сети, оперативная оценка достаточности резерва по активной мощности, оперативная оценка режима по реактивной мощности с целью оценки опасности нарушения устойчивости по напряжению, оперативная оценка надежности режима по критериям статической устойчивости); ретроспективный анализ аварийных событий; контроль за состоянием средств оперативного и автоматического управления (каналов связи, средств телемеханики, устройств РЗ и ПА); оперативный контроль качества электроэнергии; оперативная коррекция режима по активной мощности; оперативный контроль за работой ГЭС и состоянием водохранилищ; формирование советов диспетчеру по реализации резервов ГЭС и по обеспечению надежности ЭЭС в текущем режиме и др.