Коровкіна Катерина Олександрівна

Факультет: Електротехніки

Кафедра електричних систем

Спеціальність: Електричні системи і мережі

Тема випускної роботи:

Удосконалення автоматизованої системи керування ДЕС

Керівник: Заболотний Іван Петрович

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

Автореферат за темою випускної роботи

Актуальність роботи

    Удосконалювання автоматизованого керування електроенергетичними системами (EEC) це процес, розвиток якого обумовлен змінами електроенергетичних елементів удосконалювання принципів побудови EEC, умов функціонування елементів і об'єктів EEC, досягненнями в розвитку засобів обчислювальної та мікропроцесорної техніки, технологій програмування й ведення інформації.

    Дотепер для керування EEC використовуються відносно слабко взаємозалежні системи автоматичного й автоматизованого керування, які будуються на основі ієрархічної архітектури.

    Відзначимо основні фактори, що справляють вплив у цей час на структуру EEC і вдосконалення систем керування EEC:

    - масове виробництво надійної та відносно дешевої мікропроцесорної техніки;

    - створення ефективних багатофункціональних пристроїв, використання яких дозволило створити гнучкі (керовані) лінії електропередач;

    - розвиток комунікаційної, інформаційної й експертної технологій, що забезпечують можливість рішення завдань моніторингу аварійних процесів і підтримки процесу прийняття рішень на якісно новому рівні;

    - структурна перебудова EEC і зміна умов функціонування електричних мереж різного рівня номінальної напруги, підстанцій і електростанцій в умовах енергетичного ринку супроводжуються децентралізацією керування та значним зростанням числа технологічних завдань, їхньою розмаїтістю, динамічністю ситуацій, які необхідно аналізувати, порушенням ієрархічних зв'язків системи керування, що охоплює раніше єдину електроенергетичну систему. У таких умовах забезпечення необхідного рівня надійності електропостачання й нормативних показників якості електроенергії нерозривно пов'язані з якісно новим рівнем систем керування.

     Аналіз ряду робіт закордонних і вітчизняних авторів дозволяє виділити такі напрямки вдосконалювання систем керування:

    - побудова систем керування на основі сучасних ефективних Scada - систем, які будуються на принципах створення відкритих систем і реалізують новітні досягнення в області інформаційних технологій і створенні засобів мікропроцесорної техніки;

    - розвиток існуючих систем керування, побудованих на основі оперативних інформаційних комплексів (ОІК) і систем телемеханіки.

    Ієрархічна архітектура побудови системи керування проявляється як в апаратному, так і в програмному забезпеченнях.

    Інструментальні засоби сучасних ефективних Scada - систем забезпечують створення прикладних систем керування електроенергетичними об'єктами, особливо за рахунок рішення завдань нижнього рівня, тому що особливості електроенергетичних систем на технологічних завданнях нижнього рівня керування позначаються в значно меншому ступені в порівнянні із завданнями верхнього рівня.

    Існуючі інструментальні засоби Scada - систем для рішення завдань верхнього рівня керування вимагають адаптації до особливостей електроенергетичних об'єктів і є дорогим компонентом. Тому з урахуванням показника у вигляді ступеня використання функціональних можливостей до вартості використання інструментарію виявляється недоцільним.

     Удосконалювання щодо закритих систем, побудованих на основі ОІК і телемеханіки, пов'язане зі створенням методів і механізмів використання сучасних інформаційних технологій на всіх рівнях системи керування.

     Як відомо, EEC є людино-машинними системами, тобто являють собою симбіоз технічних пристроїв і керуючих ними людей і тому необхідність поліпшення взаємодії персоналу із засобами автоматизації на всіх етапах розвитку енергетики залишається актуальним завданням. Ускладнення технологічних завдань і зростання вимог до якості їхнього рішення навіть в умовах впровадження інформаційних технологій, підвищення ступеня автоматизації й перерозподілу функцій між людиною й апаратурою не знімає проблему взаємодії людини-оператора із системою керування.

     Мета роботи та задачі. Метою роботи є вдосконалювання програмного забезпечення автоматизованої системи керування Донбаською енергосистемою, у якій реалізується концепція вдосконалювання системи керування на основі модернізації ОІК, системи телемеханіки та використання обчислювальних мереж.

     Для досягнення поставленої в роботі мети передбачається рішення наступних завдань:

     - обґрунтування напрямків розвитку системи керування на основі аналізу об'єкта керування, що існує системи керування, проектів її вдосконалювання;

     - розвиток моделей і механізмів керування адаптацією інформаційної, логічної та математичної складовими моделі до особливостей поточного технологічного завдання та поточному стану EEC;

     - уточнення структури інформаційної моделі й її реалізація у вигляді бази даних, що включає графічну й символьну частини.

     Об'єктом дослідження є електрична система й її режими роботи.

     Предметом дослідження є методи та пристрої автоматизованої системи керування.

    Основний зміст роботи

     У вступі обґрунтована актуальність теми роботи, дана характеристика EEC й існуючої системи керування, формулюється мета роботи, новизна та практична значимість роботи.

     На рис. 1 показана структурна схема верхнього рівня автоматизованих систем керування на основі ОІК [15].

    Рисунок 1 - Структурна схема верхнього рівня ОІК

    На рис. 2 наведена схема зв'язків вузлів, що розвиваються АСДУ.

    Рисунок 2 – Схема зв`язків між вузлами АСДК

     ОІК здійснює обмін із зовнішніми системами в основному, використовуючи телемеханічні канали (сервера телемеханіки) і цифрові канали зв'язку (міжмашиний обмін між серверами ОІК, обмін із серверами АСКУЕ й т.д.).

     АРМ диспетчера виконує наступні функції:

     - відображення інформації про стан об'єктів контролю (ТІ, ТС) на дисплеї в автоматичному режимі й по запиту оператора;

     - надання користувальницького інтерфейсу для організації взаємодії оператора із системою в частині діагностики й конфігурування АСДК;

     - надання користувальницького інтерфейсу для ручного уведення інформації;

     - вивід інформації на друкувальний пристрій по запиту оператора.

     Основною формою відображення інформації на дисплеї АРМ є планшети різних типів (однолінійні мнемосхеми підстанцій, таблиці телеметрії, телемеханічна мережа, контроль навантаження й ін.). Кожний рівень напруги відображається на планшетах відповідним кольором.

     Передбачається можливість виклику паспортної інформації з основних об'єктів підстанцій і мереж (трансформаторам, реакторам, вимикачам, роз'єднувачам, ділянкам ЛЕП і т.д.).

     На мнемощиту представлена схема електричної системи 110-750 кВ, об'єкти якої перебувають у керуванні або веденні диспетчера EEC.

     Для відображення сигналів ТС (вимикачі й віддільники), сигналів положення лінійних роз'єднувачів і заземлюючих ножів, а також аварійно-попереджувальних сигналів. Задіяно кілька тисяч індикаторів. Світяться тільки індикатори активних сигналів АПС і індикатори не відповідаючих схемі нормального режиму комутаційних апаратів, а також мигають індикатори, що відповідають стану не квітированної диспетчером тривоги після перемикання.

     Реалізація моніторингу EEC забезпечується за допомогою наступних програм: - розрахунку рівнів напруги в контрольних точках, що призначена для збору статистики по порушеннях напруг у кожній контрольній точці;

     - контролю струмового навантаження трансформаторів струму, автотрансформаторів, ЛЕП, своєчасного оповіщення диспетчерського персоналу про аварійні перевищення струмових навантажень і оповіщення про можливі аварійні навантаження встаткування;

     - контролю перетікань потужності в небезпечних перерізах.

     У першому розділі виконаний аналіз вимог до автоматизованої системи керування в умовах впровадження та розвитку енергетичного ринку. Відзначається, що зовнішні умови функціонування EEC впливають на концепцію рішення технічної, структурної й експлуатаційної надійності, а також забезпечення живучості. Основним принципом існуючої концепції було сполучення оптимізаційних і нормативних підходів. До структурної перебудови енергетики вирішальною умовою було те, що підсистеми генерації, передачі й розподілу електроенергії організаційно були єдиною державною структурою, що давало можливість інтегрувати завдання структурної й експлуатаційної надійності, уточнити умови забезпечення живучості, централізовано формувати тарифи на електроенергію.

    Так, виявлення слабких міжсистемних зв'язків дозволяло визначити обсяги, місце, принципи побудови автоматики запобігання й ліквідації розвитку аварійних збурювань, а державне регулювання цін на паливо приводило до того, що існували зони електричних мереж (до 110 кВ включно), оптимізація режимів яких була недоцільної за економічними критеріями. Зіставлялися вартість зекономленого палива через зниження втрат енергії в електричних мережах і витрати на оптимізацію режимів.

     В умовах структурної перебудови енергетики, функціонування енергетичного ринку об'єктивно не можна домогтися такого ступеня інтеграції завдань. Наприклад, взаємодія на основі договорів безлічі суб'єктів неминуче ускладнить не тільки завдання, розв'язувані як автоматичної, так і автоматизованої системами керування, але й рішення проблеми взаємодії зі споживачами електричної енергії.

     Оскільки кінцевою метою функціонування систем електроенергетики є безперебійне постачання споживачів електроенергією нормованої якості, те провідним процесом є электропотребление. Тому системи генерації й передачі електроенергії працюють у змушених режимах, навіть якщо ці режими оптимізуються. По яких би критеріях не проводилася оптимізація, вона завжди стиснута заданим режимом электропотребления, обумовленим договорами (обмеження топології мережі, графіки споживання електроенергії). У вільному режимі працюють тільки споживачі електричної енергії.

     У силу розбіжності режимних інтересів постачальників і споживачів електричної енергії, організація їхньої взаємодії зводиться до відшукання сукупності взаємних поступок, сутність яких у припустимих відхиленнях кожної зі сторін. Наявність двосторонніх причинно-наслідкових зв'язків приводить до того, що кожна зі сторін у процесі режимної взаємодії виконує роль і об'єкта й суб'єкта керування. Компроміс полягає в тому, що кожний із суб'єктів договору повністю або частково відпрацьовує керуючий вплив з боку іншого учасника, одержуючи за це компенсацію, або піддаючись штрафним санкціям.

     З аналізу організації енергетичного ринку в різних країнах, виконаного в [ 16-18], треба, що:

     - використовуються різні моделі ринку;

     - для забезпечення необхідного рівня надійності електропостачання й нормованої якості електроенергії пов'язане зі створенням ринку послуг з регулювання частоти й потужності, по регулювання напруги й реактивної потужності, по створенню резервів потужностей і ін.;

     - для керування режимами в умовах відкритого енергетичного ринку з незалежними суб'єктами потрібна децентралізація системи керування з розподілом завдань керування між різними енергетичними компаніями. Для забезпечення стійкості й ефективності системи керування потрібне забезпечення відповідної структури інформації й постановки завдань різним суб'єктам, що беруть участь у керуванні режимом;

     - виникає протиріччя, обумовлене прагненням кожного суб'єкта ринку управляти своїми електричними мережами з метою одержати максимум прибутку, у той час як технологічні умови паралельної роботи вимагають швидкої реакції на режим, що змінюється. Оперативний персонал повинен обережно підходити до забезпеченню споживачів необхідними «мережними послугами» («технологічним послугам»), щоб забезпечити цілісність (надійність) EEC в умовах децентралізованих керуючих процесів, реалізованих суб'єктами ринку;

     - в енергетичному об'єднанні повинні бути регламентовані взаємини ринкової ефективності й надійності керування;

     - рішення, прийняті диспетчером на основі комплексів програм, що підтримують комерційні відносини, можуть прямо впливати на дохід, одержуваний на ринку (або на ціни, що сплачуються різними суб'єктами ринку). У результаті ефективне керування добовими заявками на енергетичні послуги будуть вирішальною ланкою успішної комерційної діяльності. Черговий і інший персонал диспетчерського ринку повинен бути підготовлений для роботи в умовах, коли готовність, характеристики енергопостачання й ціни Мвт, Мвар, резервів потужності, регулювальної потужності й т.д. в EEC можуть змінюватися щодня;

     - для успішного функціонування ринку повинні реалізовуватися наступні функції: розрахунок вартості електроенергії; багаторазові розрахунки втрат у мережі з виділенням власних втрат і втрат від транзитів з урахуванням плати за використання мережі; розрахунки з метою забезпечення підтримки оптимальних параметрів режиму; розрахунки по забезпеченню надійності й економічності; розрахунки резерву активної потужності; відновлення вартості встаткування EEC і витрат незалежних системних операторів на керування EEC і ін.;

     Нові правила взаємин на ринку визначають необхідність перегляду, у першу чергу, стратегії диспетчерського керування, що має вирішальне значення для успіху реформ, оскільки персонал повинен увесь час виконувати свої функції в умовах постійно мінливої ситуації.

     В умовах ринку в роботі диспетчерської зміни з великою ймовірністю можуть виникати ситуації, коли диспетчерові буде потрібно оперативно оцінити наслідку того або іншого перемикання або взагалі якої-небудь дії. Для обґрунтування рішення дуже великого значення набувають програми-порадники диспетчера. У системі оперативно-диспетчерського керування завдання об'єктивного контролю за режимом завжди була однієї з основних і особлива актуальність дане завдання здобуває із введенням ринкових механізмів в електроенергетиці, з появою балансуючого ринку, оскільки при цьому може виникнути необхідність ураховувати велику кількість параметрів, що прямо впливають на економічні інтереси учасників паралельної роботи.

     Більше того, уже на першому етапі становлення конкурентного ринку планується створення діючої в реальному часі схемно-режимної моделі електричних мереж на основі даних телеметрії з рішенням завдання оцінювання стану.

     Таким чином, підвищення ефективності рішення технологічних завдань у системі керування пов'язане з розробками в напрямку:

     - створення підсистеми для підтримки процесу ухвалення рішення оперативним персоналом;

     - використання узагальнених показників властивостей режиму з метою реалізації оперативної оцінки необхідності керування, вибору стратегії й оцінки наслідків дій персоналу;

     - розробки методів і механізмів оперативної адаптації моделі технологічного завдання до поточних схемно-режимних параметрів і цілям керування.

     У другому розділі проведений аналіз використання сучасних технологій для рішення поставлених завдань стосовно до особливостей розглянутої електричної системи.

     У ряді робіт для формування розрахункової моделі завдання керування використовуються два рівні подання інформації: комутаційний і топологічний. Комутаційний рівень (вимикач, шина) містить інформацію про фізичні елементи мережі. На даному рівні можна робити комутації, міняти параметри, состав і зв'язки встаткування. На топологічному рівні (вузол, галузь) утримується інформація, достатня для завдань розрахунку й оптимізації режимів електричної мережі.

     Для завдань розрахунку й оптимізації режимів використання комутаційної інформації недоцільно, тому що ця модель містить безліч елементів, які при розрахунку режимів заміняються еквівалентними. Наприклад, наявність галузі з нульовим опором вимагає об'єднання вузлів, її утворюючих, для паралельних галузей потрібно робити еквівалентування. Зазначений підхід не забезпечує адаптацію математичної моделі для обліку особливостей технологічного завдання і її мети, що знижує можливості модельної технології підтримки ухвалення рішення персоналом.

     В деяких джерелах рекомендується як основу для розробки моделі комутаційного рівня орієнтуватися на міжнародний стандарт у цій області - Common Information Model (CIM). (CIM) - це абстрактна модель опису всіх основних об'єктів електроенергетичних підприємств, що була розроблена в середині 90-х років у США інститутом Electric Power Research Institute (EPRI) у рамках проекту Control Center Application Program Interface (CCAPI). Потім вона була стандартизована Міжнародною Електротехнічною Комісією - МЭК (International Electrotechnical Commission, IEC) у вигляді стандарту МЭК 61970. Метою цього стандарту було створення загальної моделі обміну інформацією між електроенергетичними додатками, розробленими різними виробниками.

     В рішення проблеми створення керованої моделі електроенергетичного об'єкта здійснюється на основі роздільної адаптації виділених трьох складових з наступною їхньою інтеграцією. Для кожної складової моделі розроблені відповідні методи й механізми. Такий підхід дозволяє створювати менш тверді моделі електроенергетичних об'єктів. Ефективним механізмом для керування математичної складової моделі є введення проміжного шару для узгодження систем рівнянь, що описують елементи EEC, і структурно - функціональних схем, що описують пристрої РЗА.

     Відзначається, що:

     - властивості (параметри) елемента повинні бути розподілені у вигляді безлічей {x1, x2,…xi},{xi+1,…xj}по взаємозалежних таблицях відповідно до завдань, реалізованими в службах і підрозділах підприємства. Параметр може бути використаний при побудові математичних моделей будь-якою службою;

     - графічний образ може бути безліччю , кожний елемент якого визначається, звичайно, класом поточного технологічного завдання. Образ об'єкта характеризується динамічно мінливою структурою, у яку входять необхідні для рішення технологічного завдання підсистеми;

     - команди включення, відключення вимикачів, блокування інших команд є комбінаціями сигналів релейного захисту, противоаварійної автоматики, систем керування вимикачами. Логічний опис команд може бути отримане на підставі узагальненого подання при використанні функціональних і структурних схем пристроїв системи противоаварійного керування. Виконання команди залежить як від збурювання, що визначає параметри режиму, так від попереднього стану елемента;

     - логічний опис команди пристроїв автоматики й релейного захисту доцільно містити в правилах бази знань, що дозволить уникати необхідності заміни програмного коду при розширенні типів і дій названих пристроїв.

     Розроблені методи й механізми є ефективними в умовах розробки графічних зображень і баз даних на основі створеного інструментарію.

     Аналіз експлуатації ряду комплексів програм показує, що дотепер слабкою ланкою в їхньому функціонуванні є відсутність системної концепції забезпечення єдності між технологічними завданнями, описами властивостей і графічним поданням на електронних схемах багаторівневих структур електричних мереж енергосистем.

     На рис. 3 показана схема рішення ряду технологічних завдань, ряду комплексів.

    Рисунок 3 - Анімована схема рішення ряду технологічних задач (Для просмотру натиснути «обновить», 45 кадр/сек, 5 повторів, 72 кБ)

    В деякій літературі пропонується використання наступних підходів для створення багаторівневого графічного комплексу Ингис:

     - інтегрування по вертикалі й горизонталі багатомірних багатофункціональних графічних подань структур електричних мереж;

     - використання схем мереж різних видів: картографічна, структурна й однолінійних (багатомірність подання);

     - використання наборів версій схем, призначених для різних користувачів; - забезпечення унікальності опису об'єктів модельованих енергосистем, що виключає їхнє дублювання в БД (системна цілісність);

     - створення прототипів основних класів схем розподільних пристроїв як моделі для проектування нових схем;

     - відновлення з баз даних найменувань об'єктів на всіх схемах, керування вибірками груп схемних об'єктів по різних ознаках;

     - можливість роботи графічного редактора з різними видами даних: векторними картами, прямо з Shape-Даними ArcView і через експорт із MID/MIF- файлами MapInfo;

     - структурними схемами всіх видів (експорт CAD-Креслень в DXF форматі),

     - растровими об'єктами з географічними прив'язками для використання як подложек;

     - підтримувати стандартні топологічні відносини з можливістю рішення широкого кола завдань на мережах;

     - працювати з усіма стандартними атрибутивними даними різних СКБД. виконувати SQL запити аналізу графічної інформації на схемах;

     - інтегрувати з іншими додатками через DDL OLE додатка.

     Графічна підсистема включає графічний редактор, зв'язки з концептуально-концептуально-організованими базами даних, бібліотеки умовних позначок об'єктів підстанцій і мереж для різного виду схем, а також прототипи основних класів схем розподільних пристроїв ПС як модулі для проектування нових схем Ингис об'єднана в загальний комплекс зі стандартним редактором MS Visio. Він розширює функції моделювання Ингис і більше зручний у силу своєї поширеності для паспортизації ВЛ і енергоустаткування підстанцій на місцях. При цьому використовуються попередньо сформовані в БД Ингис таблиці класів об'єктів відповідно до прийнятого в ній понятійними моделями для кожного виду основного електроустаткування підстанцій.

     Аналіз використання інструментального програмного для створення інформаційних систем різних авторів показує, що мають місце загальні труднощі:

     - діючі в енергосистемах графічні зображення різних видів схем електричних мереж не повною мірою уніфіковані, а в електронному виді вони сформовані різними графічними редакторами;

     - графічні образи елементів навіть у межах схеми окремого об'єкта виконані за допомогою різних графічних примітивів, що утрудняє автоматизацію обробки графічних зображень для різних цілей;

     - навіть при наявності бібліотеки блоків;

     - для деяких видів схем у діючих директивних і методичних матеріалах не визначені правила зображення умовних позначок на них об'єктів мереж;

     - подання ліній електропередач безліччю відрізків, що ускладнює технологію організації зв'язків лінії з іншими формами подання інформації про їхню експлуатацію;

     - зайва постійна деталізація схем електричних з'єднань EEC для рішення технологічного завдання, у кращих варіантах керована послойно при розміщенні різних графічних образів в окремих шарах графічного зображення;

     - безліч найменувань на графічному зображенні у вигляді тексту при відсутності єдиної нормалізованої системи найменувань об'єктів EEC і технології їхнього створення з метою уніфікації в інформаційній моделі;

     - інформація у вигляді ТС, що визначає поточну конфігурацію EEC, надходить на мнемощит і найчастіше недоступна в оперативному режимі не тільки для сусідніх енергосистем, але й для диспетчерів різного рівня керування своєї EEC;

     - відсутність концепції у встановленні зв'язків між об'єктами графічних зображень (графічні образи елементів EEC, кнопки керування, позиції меню) і безліччю таблиць символьної частини БД, що описують властивості одного елемента.

     Зазначені причини утрудняють впровадження інструментального програмного забезпечення, оскільки вимагають практично повторного створення, принаймні, графічних зображень. Відсутність єдиної технології встановлення зв'язків між безлічами описів одного елемента, різними видами схем, механізмів адаптації формам подання інформації до особливостей технологічного завдання знижує цілісність моделі й інформативність.

     У третьому розділі передбачається виклад розробок по розвитку инфологической моделі БД, методів і механізмів установлення зв'язків між графічною й символьною частинами БД, адаптації форм подання інформації, уточненню математичної моделі для завдання відшукання місць ушкодження на ЛЕП.

    У четвертому розділі буде наведений опис реалізованої інформаційної моделі при використанні технології клієнт-сервер, виклад прикладів роботи із програмним забезпеченням у режимах ведення БД і одержання інформаційної підтримки ухвалення рішення персоналом.

Наукова новизна роботи

     Розвиток принципів згортки й декомпозиції складних графічних зображень електричних схем.

     Розробка методу керування багатошаровим графічним зображенням відрізняється від відомих механізмів переміщенням схеми в різних шарах при виборі графічного образу на зображенні.

     Розроблено метод побудови адаптованого меню при виборі графічного образу, що відбиває поточний склад таблиць БД, що описують елемент електричної системи без зміни програмного коду.

     Уточнено модель трансформатора із РПН, що відрізняється від відомих обліком залежності опорів від номера відгалужень пристрою РПН.

Практична цінність роботи

     Створена БД устаткування електричної системи.

     Розроблено програмне забезпечення для ведення БД.

Література

    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.

    Важливе зауваження: Під час написання даного автореферату магістерская робота ще не закінчена. Остаточне завершення: грудень 2009. Повний текст роботи та матеріали за темою можуть бути отримані у автора чи його керівника після вказанної дати.