Коровкина Екатерина Александровна

Факультет электротехники

Кафедра электрических систем

Специальность: Электрические системы и сети

Тема выпускной работы:

Усовершенствование автоматизированной системы управления ДЭС

    Научный руководитель: Заболотный Иван Петрович

    Сайт Заболотного И. П. http://etf.donntu.ru/esis/so/zabolotny.html

Материалы по теме выпускной работы:

Автореферат по теме выпускной работы

Актуальность работы

    Совершенствование автоматизированного управления электроэнергетическими системами (ЭЭС) это процесс, развитие которого обусловлено изменениями электроэнергетических элементов совершенствования принципов построения ЭЭС, условий функционирования элементов и объектов ЭЭС, достижениями в развитии средств вычислительной и микропроцессорной техники, технологий программирования и ведения информации [1-7].

    До настоящего времени для управления ЭЭС используются относительно слабо взаимосвязанные системы автоматического и автоматизированного управления, которые строятся на основе иерархической архитектуры.

    Отметим основные факторы, оказывающие влияние в настоящее время на структуру ЭЭС и совершенствование систем управления ЭЭС:

    - массовое производство надежной и относительно дешевой микропроцессорной техники;

    - создание эффективных многофункциональных устройств, использование которых позволило создать гибкие (управляемые) линии электропередач;

    - развитие коммуникационной, информационной и экспертной технологий, обеспечивающих возможность решения задач мониторинга аварийных процессов и поддержки процесса принятия решений на качественно новом уровне;

    - структурная перестройка ЭЭС и изменение условий функционирования электрических сетей разного уровня номинального напряжения, подстанций и электростанций в условиях энергетического рынка сопровождаются децентрализацией управления и значительным ростом числа технологических задач, их разнообразием, динамичностью ситуаций, которые необходимо анализировать, нарушением иерархических связей системы управления, охватывающей ранее единую электроэнергетическую систему [7-8]. В таких условиях обеспечение необходимого уровня надежности электроснабжения и нормативных показателей качества электроэнергии неразрывно связаны с качественно новым уровнем систем управления.

     Анализ ряда работ зарубежных и отечественных авторов [9-15] позволяет выделить такие направления совершенствования систем управления:

    - построение систем управления на основе современных эффективных Scada - систем, которые строятся на принципах создания открытых систем и реализуют новейшие достижения в области информационных технологий и создании средств микропроцессорной техники;

    - развитие существующих систем управления, построенных на основе оперативных информационных комплексов (ОИК) и систем телемеханики.

    Иерархическая архитектура построения системы управления проявляется как в аппаратном, так и программном обеспечениях.

    Инструментальные средства современных эффективных Scada - систем обеспечивают создание прикладных систем управления электроэнергетическими объектами, особенно за счет решения задач нижнего уровня, так как особенности электроэнергетических систем на технологических задачах нижнего уровня управления сказываются в значительно меньшей степени по сравнению с задачами верхнего уровня.

    Существующие инструментальные средства Scada - систем для решения задач верхнего уровня управления требуют адаптации к особенностям электроэнергетических объектов и являются дорогостоящим компонентом. Поэтому с учетом показателя в виде отношения степени использования функциональных возможностей к стоимости использование инструментария оказывается нецелесообразным.

    Совершенствование относительно закрытых систем, построенных на основе ОИК и телемеханики, связано с созданием методов и механизмов использования современных информационных технологий на всех уровнях системы управления.

    Как известно, ЭЭС являются человеко-машинными системами, т.е. представляют собой симбиоз технических устройств и управляющих ими людей и поэтому необходимость улучшения взаимодействия персонала со средствами автоматизации на всех этапах развития энергетики остается актуальной задачей. Усложнение технологических задач и рост требований к качеству их решения даже в условиях внедрения информационных технологий, повышения степени автоматизации и перераспределения функций между человеком и аппаратурой не снимает проблему взаимодействия человека-оператора с системой управления.

Цель работы и задачи

    Целью работы является совершенствование программного обеспечения автоматизированной системы управления Донбасской энергосистемой, в которой реализуется концепция совершенствования системы управления на основе модернизации ОИК, системы телемеханики и использования вычислительных сетей.

    Для достижения поставленной в работе цели предполагается решение следующих задач:

    - обоснование направлений развития системы управления на основе анализа объекта управления, существующей системы управления, проектов ее совершенствования;

    - развитие моделей и механизмов управления адаптацией информационной, логической и математической составляющих модели к особенностям текущей технологической задачи;

    - уточнение структуры информационной модели и ее реализация в виде базы данных, включающей графическую и символьную части.

    Объектом исследования являются электрическая система и ее режимы работы.

    Предметом исследования являются методы и устройства автоматизированной системы управления.

Основные результаты

    Во введении обоснована актуальность темы работы, дана характеристика ЭЭС и существующей системы управления, формулируется цель работы, новизна и практическая значимость работы.

    На рис. 1 показана структурная схема верхнего уровня автоматизированных систем управления на основе ОИК [15]:

    Рисунок 1 - Структурная схема верхнего уровня ОИК

    На рис. 2 приведена схема связей узлов развиваемых АСДУ [15].

    Рисунок 2 – Схема связей между узлами АСДУ

    ОИК осуществляет обмен с внешними системами в основном, используя телемеханические каналы (сервера телемеханики) и цифровые каналы связи (межмашинный обмен между серверами ОИК, обмен с серверами АСКУЭ и т.д.).

    АРМ диспетчера выполняет следующие функции:

    - отображение информации о состоянии объектов контроля (ТИ, ТС) на дисплее в автоматическом режиме и по запросу оператора;

    - предоставление пользовательского интерфейса для организации взаимодействия оператора с системой в части диагностики и конфигурирования АСДУ;

    - предоставление пользовательского интерфейса для ручного ввода информации;

    - вывод информации на печатающее устройство по запросу оператора.

    Основной формой отображения информации на дисплее АРМ являются планшеты различных типов (однолинейные мнемосхемы подстанций, таблицы телеметрии, телемеханическая сеть, контроль нагрузки и др.). Каждый уровень напряжения отображается на планшетах соответствующим цветом.

    Предусматривается возможность вызова паспортной информации по основным объектам подстанций и сетей (трансформаторам, реакторам, выключателям, разъединителям, участкам ЛЭП и т.д.).

    На мнемощите представлена схема электрической системы 110-750 кВ, объекты которой находятся в управлении или ведении диспетчера ЭЭС.

    Для отображения сигналов ТС (выключатели и отделители), сигналов положения линейных разъединителей и заземляющих ножей, а также аварийно-предупредительРеализация мониторинга ЭЭС обеспечивается с помощью следующих программ:ных сигналов. Задействовано несколько тысяч индикаторов. Светятся только индикаторы активных сигналов АПС и индикаторы не соответствующих схеме нормального режима коммутационных аппаратов, а также мигают индикаторы, соответствующие состоянию не квитированной диспетчером тревоги после переключения.

    - расчета уровней напряжения в контрольных точках, которая предназначена для сбора статистики по нарушениям напряжений в каждой контрольной точке;

    - контроля токовой нагрузки трансформаторов тока, автотрансформаторов, ЛЭП, своевременного оповещения диспетчерского персонала о аварийных превышениях токовых нагрузок и оповещения о возможных аварийных нагрузках оборудования;

    контроля перетоков мощности в опасных сечениях.

    В первом разделе выполнен анализ требований к автоматизированной системе управления в условиях внедрения и развития энергетического рынка. Отмечается, что внешние условия функционирования ЭЭС оказывают определяющее влияние на концепцию решения технической, структурной и эксплуатационной надежности, а также обеспечения живучести. Основным принципом существующей концепции было сочетание оптимизационных и нормативных подходов. До структурной перестройки энергетики решающим условием являлось то, что подсистемы генерации, передачи и распределения электроэнергии организационно являлись единой государственной структурой, что давало возможность интегрировать задачи структурной и эксплуатационной надежности, уточнить условия обеспечения живучести, централизованно формировать тарифы на электроэнергию. Так, выявление слабых межсистемных связей позволяло определить объемы, место, принципы построения автоматики предотвращения и ликвидации развития аварийных возмущений, а государственное регулирование цен на топливо приводило к тому, что существовали зоны электрических сетей (до 110 кВ включительно), оптимизация режимов которых являлась нецелесообразной по экономическим критериям. Сопоставлялись стоимость сэкономленного топлива из-за снижения потерь энергии в электрических сетях и затраты на оптимизацию режимов.

    В условиях структурной перестройки энергетики, функционирования энергетического рынка объективно нельзя добиться такой степени интеграции задач. Например, взаимодействие на основе договоров множества субъектов неизбежно усложнит не только задачи, решаемые как автоматической, так и автоматизированной системами управления, но и решение проблемы взаимодействия с потребителями электрической энергии.

    Поскольку конечной целью функционирования систем электроэнергетики является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией нормируемого качества, то ведущим процессом является электропотребление. Поэтому системы генерации и передачи электроэнергии работают в вынужденных режимах, даже если эти режимы оптимизируются. По каким бы критериям не проводилась оптимизация, она всегда стеснена заданным режимом электропотребления, определяемым договорами (ограничения топологии сети, графики потребления электроэнергии). В свободном режиме работают только потребители электрической энергии.

    В силу несовпадения режимных интересов поставщиков и потребителей электрической энергии, организация их взаимодействия сводится к отысканию совокупности взаимных уступок, сущность которых в допустимых отклонениях каждой из сторон. Наличие двусторонних причинно-следственных связей приводит к тому, что каждая из сторон в процессе режимного взаимодействия исполняет роль и объекта и субъекта управления. Компромисс состоит в том, что каждый из субъектов договора полностью или частично отрабатывает управляющее воздействие со стороны другого участника, получая за это компенсацию, либо подвергаясь штрафным санкциям.

    Из анализа организации энергетического рынка в разных странах, выполненного в [16-18], следует, что:

    - используются различные модели рынка;

    - для обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения и нормируемого качества электроэнергии связано с созданием рынка услуг по регулированию частоты и мощности, по регулирования напряжения и реактивной мощности, по созданию резервов мощностей и др.;

    - для управления режимами в условиях открытого энергетического рынка с независимыми субъектами требуется децентрализация системы управления с распределением задач управления между разными энергетическими компаниями. Для обеспечения устойчивости и эффективности системы управления требуется обеспечение соответствующей структуры информации и постановки задач разным субъектам, участвующим в управлении режимом;

    - возникает противоречие, обусловленное стремлением каждого субъекта рынка управлять своими электрическими сетями с целью получить максимум прибыли, в то время как технологические условия параллельной работы требуют быстрой реакции на изменяющийся режим. Оперативный персонал должен осторожно подходить к обеспечению потребителей необходимыми «сетевыми услугами» («технологическим услугам»), чтобы обеспечить целостность (надежность) ЭЭС в условиях децентрализованных управляющих процессов, реализуемых субъектами рынка;

    - в энергетическом объединении должны быть регламентированы взаимоотношения рыночной эффективности и надежности управления;

    - решения, принимаемые диспетчером на основе комплексов программ, поддерживающих коммерческие отношения, могут прямо влиять на доход, получаемый на рынке (или на цены, уплачиваемые разными субъектами рынка). В результате эффективное управление суточными заявками на энергетические услуги будут решающим звеном успешной коммерческой деятельности. Дежурный и другой персонал диспетчерского рынка должен быть подготовлен для работы в условиях, когда готовность, характеристики энергоснабжения и цены МВт, Мвар, резервов мощности, регулировочной мощности и т.д. в ЭЭС могут изменяться каждый день;

    - для успешного функционирования рынка должны реализовываться следующие функции: расчет стоимости электроэнергии; многократные расчеты потерь в сети с выделением собственных потерь и потерь от транзитов с учетом платы за использование сети; расчеты с целью обеспечения поддержки оптимальных параметров режима; расчеты по обеспечению надежности и экономичности; расчеты резерва активной мощности; восстановление стоимости оборудования ЭЭС и затрат независимых системных операторов на управление ЭЭС и др.

    Новые правила взаимоотношений на рынке определяют необходимость пересмотра, в первую очередь, стратегии диспетчерского управления, которое имеет решающее значение для успеха реформ, поскольку персонал должен все время исполнять свои функции в условиях постоянно меняющейся ситуации.

    В условиях рынка в работе диспетчерской смены с большой вероятностью могут возникать ситуации, когда диспетчеру будет нужно оперативно оценить последствия того или иного переключения или вообще какого-либо действия. Для обоснования решения очень большое значение приобретают программы-советчики диспетчера. В системе оперативно-диспетчерского управления задача объективного контроля за режимом всегда была одной из основных и особую актуальность данная задача приобретает с введением рыночных механизмов в электроэнергетике, с появлением балансирующего рынка, поскольку при этом может возникнуть необходимость учитывать большое число параметров, прямо влияющих на экономические интересы участников параллельной работы.

    Более того, уже на первом этапе становления конкурентного рынка планируется создание действующей в реальном времени схемно-режимной модели электрических сетей на основе данных телеметрии с решением задачи оценивания состояния.

    Таким образом, повышение эффективности решения технологических задач в системе управления связано с разработками в направлении:

    - создания подсистемы для поддержки процесса принятия решения оперативным персоналом;

    - использования обобщенных показателей свойств режима с целью реализации оперативной оценки необходимости управления, выбора стратегии и оценки последствий действий персонала;

    - разработки методов и механизмов оперативной адаптации модели технологической задачи к текущим схемно-режимным параметрам и целям управления.

    Во втором разделе проведен анализ использования современных технологий для решения поставленных задач применительно к особенностям рассматриваемой электрической системы.

    В ряде работ [19-21] для формирования расчетной модели задачи управления используются два уровня представления информации: коммутационный и топологический. Коммутационный уровень (выключатель, шина) содержит информацию о физических элементах сети. На данном уровне можно производить коммутации, менять параметры, состав и связи оборудования. На топологическом уровне (узел, ветвь) содержится информация, достаточная для задач расчета и оптимизации режимов электрической сети.

    Для задач расчета и оптимизации режимов использование коммутационной информации нецелесообразно, так как эта модель содержит множество элементов, которые при расчете режимов заменяются эквивалентными. Например, наличие ветви с нулевым сопротивлением требует объединения узлов, ее образующих, для параллельных ветвей требуется производить эквивалентирование. Указанный подход не обеспечивает адаптацию математической модели для учета особенностей технологической задачи и ее цели, что снижает возможности модельной технологии поддержки принятия решения персоналом.

    В [21] рекомендуется в качестве основы для разработки модели коммутационного уровня ориентироваться на международный стандарт в этой области - Common Information Model (CIM). (CIM) – это абстрактная модель описания всех основных объектов электроэнергетических предприятий, которая была разработана в середине 90-х годов в США институтом Electric Power Research Institute (EPRI) в рамках проекта Control Center Application Program Interface (CCAPI). Затем она была стандартизована Международной Электротехнической Комиссией - МЭК (International Electrotechnical Commission, IEC) в виде стандарта МЭК 61970. Целью этого стандарта являлось создание общей модели обмена информацией между электроэнергетическими приложениями, разработанными разными производителями.

    В [22-23] решение проблемы создания управляемой модели электроэнергетического объекта осуществляется на основе раздельной адаптации выделенных трех составляющих с последующей их интеграцией. Для каждой составляющей модели разработаны соответствующие методы и механизмы. Такой подход позволяет создавать менее жесткие модели электроэнергетических объектов. Эффективным механизмом для управления математической составляющей модели является введение промежуточного слоя для согласования систем уравнений, описывающих элементы ЭЭС, и структурно – функциональных схем, описывающих устройства РЗА.

    В [22-23] отмечается, что:

    - свойства (параметры) элемента должны быть распределены в виде множеств {x1, x2,…xi}, {xi+1,…xj} по взаимосвязанным таблицам в соответствии с задачами, реализуемыми в службах и подразделениях предприятия. Параметр может быть использован при построении математических моделей любой службой;

    - графический образ может быть множеством , каждый элемент которого определяется, обычно, классом текущей технологической задачи. Образ объекта характеризуется динамически меняющейся структурой, в которую входят необходимые для решения технологической задачи подсистемы;

    - команды включения, отключения выключателей, блокирования других команд являются комбинациями сигналов релейной защиты, противоаварийной автоматики, систем управления выключателями. Логическое описание команд может быть получено на основании обобщенного представления при использовании функциональных и структурных схем устройств системы противоаварийного управления. Выполнение команды зависит как от возмущения, определяющего параметры режима, так от предшествующего состояния элемента;

    - логическое описание команды устройств автоматики и релейной защиты целесообразно содержать в правилах базы знаний, что позволит избегать необходимости замены программного кода при расширении типов и действий названных устройств.

    Разработанные методы и механизмы являются эффективными в условиях разработки графических изображений и баз данных на основе созданного инструментария.

    Анализ эксплуатации ряда комплексов программ показывает, что до сих пор слабым звеном в их функционировании является отсутствие системной концепции обеспечения единства между технологическими задачами, описаниями свойств и графическим представлением на электронных схемах многоуровневых структур электрических сетей энергосистем.

    На рис. 3 показана схема решения ряда технологических задач, ряда комплексов [14].

    Рисунок 3 – Анимированная схема решения ряда технологических задач (Для просмотра нажать «обновить», 40 кадр/сек, 5 повторений)

    В [24-25] предлагается использование следующих подходов для создания многоуровневого графического комплекса ИнГИС:

    - интегрирование по вертикали и горизонтали многомерных многофункциональных графических представлений структур электрических сетей;

    - использование схем сетей разных видов: картографических, структурных и однолинейных (многомерность представления);

    - использование наборов версий схем, предназначенных для разных пользователей (многофункциональность);

    - обеспечение уникальности описания объектов моделируемых энергосистем, исключающей их дублирование в БД (системная целостность);

    - создание прототипов основных классов схем распределительных устройств в качестве моделей для проектирования новых схем;

    - обновление из баз данных наименований объектов на всех схемах, управление выборками групп схемных объектов по разным признакам;

    - возможность работы графического редактора с различными видами данных: векторными картами, напрямую с Shape-данными ArcView и через экспорт с MID/MIF- файлами MapInfo;

    - структурными схемами всех видов (экспорт CAD-чертежей в DXF формате),

    - растровыми объектами с географическими привязками для использования в качестве подложек;

    - поддерживать стандартные топологические отношения с возможностью решения широкого круга задач на сетях;

    - работать со всеми стандартными атрибутивными данными различных СУБД. выполнять SQL запросы анализа графической информации на схемах;

    - интегрировать с другими приложениями через DDL OLE приложения.

    Графическая подсистема включает графический редактор, связи с концептуально-организованными базами данных, библиотеки условных обозначений объектов подстанций и сетей для разного вида схем, а также прототипы основных классов схем распределительных устройств ПС в качестве модулей для проектирования новых схем.

    ИнГИС объединена в общий комплекс со стандартным редактором MS Visio. Он расширяет функции моделирования ИнГИС и более удобен в силу своей распространенности для паспортизации ВЛ и энергооборудования подстанций на местах. При этом используются предварительно сформированные в БД ИнГИС таблицы классов объектов в соответствии с принятыми в ней понятийными моделями для каждого вида основного электрооборудования подстанций.

    Анализ использования инструментального программного для создания информационных систем разных авторов показывает, что имеют место общие трудности:

    - действующие в энергосистемах графические изображения различных видов схем электрических сетей не в полной мере унифицированы, а в электронном виде они сформированы различными графическими редакторами;

    - графические образы элементов даже в пределах схемы отдельного объекта выполнены с помощью различных графических примитивов, что затрудняет автоматизацию обработки графических изображений для различных целей;

    - даже при наличии библиотеки блоков;

    - для некоторых видов схем в действующих директивных и методических материалах не определены правила изображения условных обозначений на них объектов сетей;

    - представление линий электропередач множеством отрезков, что усложняет технологию организации связей линии с другими формами представления информации об их эксплуатации;

    - излишняя постоянная детализация схем электрических соединений ЭЭС для решения технологической задачи, в лучших вариантах управляемая послойно при размещении различных графических образов в отдельных слоях графического изображения;

    - множество наименований на графическом изображении в виде текста при отсутствии единой нормализованной системы наименований объектов ЭЭС и технологии их создания с целью унификации в информационной модели;

    - информация в виде ТС, определяющая текущую конфигурацию ЭЭС, поступает на мнемощит и зачастую недоступна в оперативном режиме не только для соседних энергосистем, но и для диспетчеров разного уровня управления своей ЭЭС;

    - отсутствие концепции в установлении связей между объектами графических изображений (графические образы элементов ЭЭС, кнопки управления, позиции меню) и множеством таблиц символьной части БД, описывающих свойства одного элемента.

    Указанные причины затрудняют внедрение инструментального программного обеспечения, поскольку требуют практически повторного создания, по крайней мере, графических изображений. Отсутствие единой технологии установления связей между множествами описаний одного элемента, различными видами схем, механизмов адаптации формам представления информации к особенностям технологической задачи снижает целостность модели и информативность.

    В третьем разделе предполагается изложение разработок по развитию инфологической модели БД, методов и механизмов установления связей между графической и символьной частями БД, адаптации форм представления информации, уточнению математической модели для задачи отыскания мест повреждения на ЛЭП.

    В четвертом разделе будет приведено описание реализованной информационной модели при использовании технологии клиент-сервер, изложение примеров работы с программным обеспечением в режимах ведения БД и получения информационной поддержки принятия решения персоналом.

Научная новизна работы

    Развитие принципов свертки и декомпозиции сложных графических изображений электрических схем.

    Разработка метода управления многослойным графическим изображением отличающимся от известныхмеханизмом перемещения схемы в разных слоях при выборе графического образа на изображение.

    Разработан метод построения адаптируемого меню при выборе графического образа, отражающего текущий состав таблиц БД, описывающих элемент электрической системы без изменения программного кода.

    Уточнена модель трансформатора с РПН, отличающегося от известных учетом зависимости сопротивлений от номера ответвлений устройства РПН.

Практическая ценность работы

    Создана БД оборудования электрической системы.

    Разработано программное обеспечение для ведения БД.

Литература

    1. Любарский Ю.Я., Моржин Ю.И. Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ энергосистемами // Электрические станции. - 2001. - №2. – 145 с.

    2. Баринов В.А., Гамм А.З., Орнов В. Г. и др. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике. – М.: МЭИ, 2000.– 127 с.

    3. Артюх С.В., Дуэль М.А., Шелепов И.Г. Автоматизированные системы управления технологическими процессами в энергетике.–Харьков: Знание, 2001.– 414 с.

    4. Руденко Ю.Н., Семенов В.А. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике – М.: МЭИ, 2000. – 648 с.

    5. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 416 с.

    6. Буткевич А.Ф., Кириленко А.В., Левитский В.Г. Гибридные системы решения задач оперативного диспетчерского управления территориально-распределенными электроэнергетическими объектами // Тех. електродинаміка. – Спец. вип. 2. - 1998. – Т.1. - 287 с.

    7. Филиппова Т.А., Русин Г.Л., Суслова А.Ю., Матыцин А.А. Основы коммерческого диспетчирования в электроэнергетических системах // Электроэнергетика. Сборник науч. трудов.–Новосибирск: НГТУ, 2000.– 219 с.

    8. ПапковБ.В. Электроэнергетический рынок и тарифы: Учебное пособие /Нижегород. гос. техн. ун-т. – Н.Новгород, 2002. – 252 с.

    9. Левин В. М., Мошкин Б. Н Управление электропотреблением энергетической системы. - Новосибирск: НГТУ, 2000. – 88 с.

    10. Samuel C. Sciacca, Wayane R. Block. Advanced SCADA Concepts. IEEE Computer Applications in Power. – 1995. - 58 с.

    11. Соболев О.С. Прогресс в области SCADA-систем и проблемы пользователей// Мир компьютерной автоматизации. – 1999. - № 3. Режим доступа к источнику: http://www.asutp.ru/?p=600367

    12. Асанбаев Ю. А. Интегрированная автоматизированная система управления энергообъектом СКАДА-НИИПТ / Асанбаев Ю. А., Ветрова И. А., Горелик Т. Г., Касаточкин А. А., Кумец И. Е., Лобанов С. В., Филатов В. Г. 6 Симпозиум: Электротехника 2010 год: Перспективные виды электротехнического оборудования для передачи и распределения электроэнергии // Сборник докладов. - М.: 2001. - Т. 1.- 302 с.

    13. Стогний Б.С., Кириленко А.В., Буткевич А.Ф. Интегрированные информационно-управляющие системы электроэнергетических систем // Автоматизация и релейная защита в энергосистемах. – К.: Ин-т электродинамики НАН Украины, 1994. – 157 с.

    14. Новый тип системы сбора, передачи и обработки данных (SCADA), базирующейся на применении операционной системы Windows NT / Huang Tan-yu//Dianli zidonghua shebei = Elec. Power Autom. Equip. - 2002. - 22, № 1. - 144 с.

    15. Куцевич Н.А. Программное обеспечение систем контроля и управления и Windows-технологии // Мир компьютерной автоматизации.–1999.-№3.– 202 с.

    16. Автоматизована система диспетчерського управління. Оперативно - інформаційний комплекс. Автоматична система збору телемеханічної інформації. Посібник користувача. – Харьків: Хартеп. – 45 с.

    17. Любарский Ю.Я., Рабинович Р.С., Портной М.Г. и др. Экспертная система оперативного рассмотрения ремонтных заявок // Электричество. 1991. - № 1. – 45 с.

    18. Баранкин С.В., Балинт С.Е., Занин И.В. Программный комплекс «Заявки» подсистемы управления оборудованием ОАО СО-ЦДУ РАО. - Режим доступа к источнику: http://www.sms-automation.ru/engineering/zvk/

    19. Любарский Ю.Я., Скородумова Н.В. Интеллектуальная система - советчик диспетчера ПЭС по анализу нештатных ситуаций в электрической сети. - В сб.: Вестник ВНИИЭ - 97. М.:ЭНАС, 1997. – С. 34-37.

    20. Титов Н.Н., Прохватилов В.Ю., Кривоносов А.И., Трубицын В.В., Тиховский В.М.Программный комплекс «Советчик диспетчеру» по ведению режимов магистральных электрических энергосистем //Автоматизация в промышленности. - 2005. - № 7.

    21. Гришин Ю.А., Колосок И.Н., Коркина Е.С., Эм Л.В., Орнов В.Г., Шелухин Н.Н. Программно-вычислительный комплекс (“Оценка”) оценивания состояния ЭЭС в реальном времени //Электричество. – 1999. - №2.- C.8 - 16.

    22. Заболотный И.П., Ларин А.М., Павлюков В.А. Разработка графического интерфейса автоматизированного рабочего места инженера- электрика // Изв.вузов Электромеханика. – 1977. - N1-2. – С. 68-69.

    23. Заболотный И.П., Ларин А.М., Павлюков В.А. // Создание автоматизированных рабочих мест инженеров – электриков Энергетика и электрификация - 1996. - N4. – С. 39-40.

    24. Титов Н.Н., Прохватилов В.Ю., Рыбальченко Т.В., Кривоносов А.И., Корнейчук В.Я. Модернизация оперативно-информационного комплекса АСДУ Северной энергосистемы Украины // Автоматизация в промышленности. 2004.№ 4.

    Важное замечание: При написании данного автореферата магистерская работа еще не завершена. Окончательное завершение: декабрь 2009. Полный текст работы и материалы по теме могут быть получены у автора или его руководителя после указанной даты.