История электротехники

Первое электромеханическое устройство автоматического регулирования частоты и активной мощности — регулятор П.П. Острого появился в середине 30-х годов. Особенно интенсивно велась их разработка в 40-х годах, когда несколькими научно-исследовательскими организациями были разработаны различные по принципам действия измерительной части автоматические регуляторы частоты и активной мощности.

К началу 50-х годов определились два направления — электронное и электромагнитное — их исполнения, различающиеся способами распределения нагрузки между параллельно работающими синхронными генераторами. Электронный регулятор предназначался для обычно однотипных гидрогенераторов с равномерным распределением нагрузки гидростанции между ними. Впоследствии его функции стали выполняться новыми и непрерывно совершенствовавшимися как по принципам действия, так и по техническому исполнению электрогидравлическими АРЧВ гидротурбин (ЭГР) с устройствами уравнивания нагрузки гидрогенераторов. Последняя разработка на интегральных микросхемах (ЭГР-2И) применяется на современных мощных гидроэлектростанциях.

Электромагнитный автоматический регулятор содержал устройство принудительного гибкого, соответствующего оптимальному по технико-экономическим показателям распределения активной нагрузки (УРАН) между разнотипными турбогенераторами тепловых электростанций. Так называемый мнимостатический закон (алгоритм) его функционирования оказался наиболее целесообразным и получил дальнейшее развитие при разработках микропроцессорных с использованием ПЭВМ автоматизированных систем управления режимами работы электрических станций. Дополненный критерием интегрального отклонения частоты, он стал основой решения задач общесистемного автоматического регулирования частоты и мощности.

Именно в соответствии с формированием регулирующих воздействий до полного устранения отклонений частоты и достижения равенства предписанной и истинной мощности частоторегулирующей электростанции и функционируют современные цифровые централизованные автоматические системы регулирования частоты и мощности (АСРЧиМ) в ОЭС и ЕЭС.

Взаимодействующий комплекс автоматических управляющих устройств и систем — основа будущей полностью автоматической (без непосредственного участия человека) системы управления ЕЭС.

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 образует автоматическую систему информационного обеспечения АСДУ.

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 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 «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.