Список литературы для рефератов 18-29

6.7. Рюденберг Р. Явления неустановившегося режима в электрических установках. М.: ГОНТИ, 1931.

6.8. Ковач К. П., Рац И. Переходные процессы в машинах переменного тока. М.: Госэнер-гоизяат, 1963.

6.10. Горев А.А. Основные уравнения неустано­вившегося режима синхронной машины // Труды ЛПИ. 1936.

6.11. Петров Г.Н. Трансформаторы. М.: ОНТИ, 1934.

6.12. Крон Г. Применение тензорного анализа в электротехнике. М.: Госэнергоиздат, 1955.

6.13. Казовский Е.Я. Переходные процессы в электрических машинах переменного то­ка. М.—Л.: Изд-во АН СССР, 1962.

6.14. Городский Д.А. Теория электрических процессов в синхронных машинах // Вест­ник электропромышленности, 1942. № 6.

6.15. Грузов Л.Н. Методы математического исследования -электрических машин. М.—Л.: Госэнергоиздат, 1953.

6.17. Копылов И.П. Электромеханические пре­образователи энергии. М.: Энергия, 1973.

6.18. Вудсон ГГ. Электромеханиче­ское преобразование энергии. М.: Энергия, 1964.

6.19. Лютер Р.А. Теория переходных режимов синхронной машины с применением опе­раторного анализа. Л., 1939.

6.20. Урусов И.Д. Линейная теория колебаний синхронной машины. М.-Л.: Изд-во АН СССР. 1960.

6.21. Щедрин Н.Н. Токи короткого замыкания высоковольтных систем. Л.-М.: ОНТИ, 1935.

6.22. Страхов С.В. Переходные процессы в электрических цепях, содержащих машины переменного тока. М,—Л.: Гос­энергоиздат, 1960.

6.23. Янко-Триницкий А.А. Новый метод ана­лиза работы синхронных двигателей при резконеременных нагрузках. М.—Л.: Госэнергоиздат, 1958.

6.24. Важное А.И. Переходные процессы в ма­шинах переменного тока. Л.: Энергия, 1980.

6.25. Трещев И.И. Электромеханические про­цессы в машинах переменного тока. Л.: Энергия, 1980.

6.26. Веников В.А. Электромеханические пере­ходные процессы в электрических систе­мах. М.—Л,: Госэнергоиздат, 1958.

6.27. Иванов-Смоленский А.В. Электромаг­нитные поля и процессы в электрических машинах и их физическое моделирование. М.: Энергия. 1969.

6.28. Л.Г. О переходных процес­сах в синхронных машинах с успокоитель­ными контурами на роторе // Электричество 1957 №7.

6.29. Глебов И.А., Шулаков Н.В., Крутяков Е.А. Проблемы пуска сверхмощных синхрон­ных машин. Л.: Наука, 1988.

6.30. Копылов И.П. Электромагнитная Вселенная. М.: Изд-во МЭИ, 1995.

30 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 па УВМ типа УМ-1НХ (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, ВПИИЭ, 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, В.С. Мельников, А.В. Фа­деев (ВЭИ». В.М. Долкарт (ВНИИЭМ), В.В. Кичаев (ВИИИэлектромаш), Я.И. Лугинский (ВНИИЭ), А.Н. Комаров (ЦДУ ЕЭС).

Накопленный опыт разработки и эксплуата­ции микропроцессорных систем автоматическо­го управления позволил перейти к созданию ин­тегрированных микропроцессорных АСУ ТП. Отечественными институтами (ВЭИ НИИтеплоприбор, ВНИИЭМ) разработаны микропроцессорные средства для создания интегрированных АСУ ТП, соответствующие мировому уровню.

Системы автоматизации для АСУ ТП зару­бежного производства (фирмы АВВ, АЕО, 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 под-станционного оборудования (КДПО).

Интегрированные микропроцессорные АСУ ТП проектируются для Волжской, Чебоксарской ГЭС и ряда других объектов.

Подсистема представления информации строится на базе локальной вычислительной се­ти IВМ-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. Беликову, С.А. Совалову, В.А. Семенову, В,Д. Ковалеву, Л.А. Кощееву, Б.И. Иофьеву, Р.С. 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.

Наиболее ответственной является система противоаварийного управления, предотвращаю­щая нарушение устойчивости электростанций и энергосистем. Соответствующие устройства формируют управляющие воздействия на от­ключение части генераторов, быстродействую­щую разгрузку паровых турбин, отключение на­грузки, форсировку (расфорсировку) мощности передач и вставок постоянного тока, деление энергосистем и т.п.

Устройства противоаварийной автоматики создавались вначале как релейные комплексы. Обеспечивающие устойчивость ограниченного энергорайона отдельные устройства были слабо координированы между собой и не отличались точностью формирования управляющих воздей­ствий (УВ).

Когда в энергосистемах началось широкое строительство линий электропередачи напря­жением 500 кВ и выше, существенно возросли требования к точности реализации УВ и надеж­ности функционирования УПА. К этому време­ни отечественной промышленностью уже на­чали выпускаться управляющие вычислитель­ные машины.

Созданные в некоторых энергообъединени­ях централизованные (в рамках энергорайона) УПА с применением мини-ЭВМ типов М-6000, ТА-100, СМ-1, СМ-2 давали возможность фор­мировать УВ для энергосистем со сложной структурой. Однако ограниченное быстродейст­вие мини-ЭВМ не позволяло осуществлять фор­мирование алгоритмов с достаточной степенью точности. Централизованные системы требова­ли большого количества дорогостоящих телеканалов связи для передачи контролируемых режимных параметров. УВ, информации о состоя­нии сети и кусковых органах. Управляющие системы с мини-ЭВМ и большим объемом пери­ферийного оборудования не отличались надеж­ностью, а для их обслуживания были необходи­мы квалифицированные специалисты по вычис­лительной технике.

С появлением промышленных микропроцес­соров и микроЭВМ появилась реальная возможность создания иерархических систем противоаварийного управления, отличающихся большей надежностью, точностью вычисления УВ и меньшей стоимостью по сравнению с центра­лизованными УГ1А.

Первый двухуровневый комплекс противоаварийного управления создан для объединенной энергосистемы Поволжья, где для верхнего уровня противоаварийного управления применяется мини-ЭВМ типа СМ-1420, а на нижнем — ис­пользуются микропроцессорные устройства противоаварийной автоматики, разработанные ВЭИ.

Устройства автоматики для предотвращения асинхронного хода действуют локально. Уст­ройства АГ1АХ, установленные в энергосисте­мах страны, подразделяются на два вида: быст­родействующие. срабатывающие с небольшой выдержкой времени в течение первого периода асинхронного режима, и замедленные, срабаты­вающие с заданной выдержкой времени или по­сле определенного числа периодов асинхронного режима.

Автоматическая частотная разгрузка, широ­ко распространенная в энергосистемах нашей страны и находящая в последние года все боль­шее применение за рубежом, сравнительно про­ста и вместе с тем чрезвычайно -эффективна, так как благодаря ей предотвращаются наиболее тя­желые аварии с полным нарушением энергоснабжения из-за так называемой «лавины» час­тоты. Автоматическая частотная разгрузка вы­полняется в виде местных устройств с использо­ванием в качестве пусковых органов реле часто­ты, действующих на отключение потребителей.

Наряду с АЧР для предотвращения развития аварии при снижении частоты в энергосистеме применяется автоматический пуск и загрузка гидрогенераторов или перевод их из режима СК в генераторный режим.

Автоматика, защищающая от повышения на­пряжения предотвращает повреждение электро­технического оборудования в случае опасного повышения напряжения, вызванного избытком реактивной мощности. Автоматика действует на включение нормально отключенных шунтирующих реакторов, а затем, если напряжение ос­тается недопустимо высоким- на отключение линии электропередачи, являющейся источником избыточной реактивной мощности.