Управление нормальными режимами
.pdf
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 46
При формировании управляющих воздействий (заданий) в регуляторах ЦС/ЦКС АРЧМ используется пропорционально-интегральный закон регулирования, обеспечивающий достаточное быстродействие и высокую точность регулирования при наличии значительных нерегулярных колебаний частоты и перетоков мощности.
На каждом цикле работы (1 с) рассчитываются приращения управляющих воздействий от регуляторов ЦС/ЦКС АРЧМ, которые в виде заданий внеплановой мощности распределяются между регулирующими электростанциями и энергоблоками в соответствии с заданными коэффициентами
долевого участия (КДУ) для каждого режима. Причем, сумма КДУ при любом составе регулирующих станций и энергоблоков автоматически поддерживается равной единице. В целях эффективного использования резервов вторичного регулирования КДУ ГЭС и каждого энергоблока ТЭС задаются пропорционально диапазонам их регулирования.
Быстродействие регулирования зависит от постоянной времени интегрирования. При регулировании частоты или суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте постоянная времени интегрирования устанавливается в диапазоне от 70 до 200 с. Это позволяет обеспечить весьма высокую точ-
ность поддержания средней частоты на 15-минутных интервалах (не менее 0,002 Гц). В АОП постоянная времени интегрирования выбирается в диапазоне от 30 до 40 с, что при известных динамических характеристиках регулирующих станций и энергоблоков и быстродействующих каналах телеиз-
мерений (с циклом передачи 1 с) обеспечивает завершение процесса ограничения перетоков не более чем за 5 мин
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 47
Пример реализации управляющих воздействий ИС АВРЧМ.
На слайде показан пример автоматического изменения мощности крупной ГЭС, вызванного изменением частоты. Для поддержания частоты в пределах 50±0,03 Гц в течение одного часа мощность ГЭС изменяется более чем на ±900 МВт.
В ЕЭС действует сложившаяся централизованная, но иерархически и территориально распределенная система вторичного регулирования частоты, обусловленная особенностями оперативно-диспетчерского управления и оптового рынка электроэнергии и мощности в сложном и протяжённом энергообъединении. Организацию вторичного регулирования обеспечивает Системный оператор ЕЭС России.
Нижним уровнем системы вторичного регулирования являются электростанции, поддерживающие заданную диспетчерскими графиками мощность с коррекцией по частоте (для обеспечения участия в первичном регулировании частоты).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 48
Состав и структура ИС АВРЧМ ЕЭС РФ (на 2020 г.)
Каждый из регуляторов ЦКС (ЦС) АРЧМ включает в себя необходимые элементы всей системы АРЧМ ЕЭС (ОЭС) и выполняется на базе непрерывно действующего интегрального регулятора соответствующего регулируемого параметра режима ЕЭС (ОЭС) с отрицательной обратной связью по регулируемому параметру. При этом необходимо обеспечивать цикличность и точное согласование между собой статических и динамических характеристик всех составных частей регулятора АРЧМ.
Практически непрерывное (с дискретностью не более 1 с) регулирование по характеру близко к интегральному и демпфирует нерегулярные колебания баланса мощности, частоты и перетоков мощности.
Объем информации о параметрах электроэнергетического режима, передаваемой с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры для функционирования управляющих вычислительных комплексов, определяется Системным оператором ЕЭС России.
Состав и структурная схема АРЧМ ЕЭС России показаны на слайде.
Электростанции (энергоблоки), подключенные к ЦКС (ЦС) АРЧМ, должны получать команды вторичного регулирования только от одного управляющего вычислительного комплекса. Управляющие вычислительные комплексы (УВК) ЦКС АРЧМ и ЦС АРЧМ ОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада подготовлены для подключения к ним новых объектов управления энергоблоков ТЭС, сертифицированных на соответствие Стандарту.
В перспективе к этим системам АРЧМ планируется подключить до ста энергоблоков ТЭС и ряд ГЭС.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 49
Состав и структура системы АВРЧМ ЕЭС
Каждый из регуляторов ЦКС (ЦС) АРЧМ включает в себя необходимые элементы всей системы АРЧМ ЕЭС (ОЭС) и выполняется на базе непрерывно действующего интегрального регулятора соответствующего регулируемого параметра режима ЕЭС (ОЭС) с отрицательной обратной связью по регулируемому параметру. При этом необходимо обеспечивать цикличность и точное согласование между собой статических и динамических характеристик всех составных частей регулятора АРЧМ.
Практически непрерывное (с дискретностью не более 1 с) регулирование по характеру близко к интегральному и демпфирует нерегулярные колебания баланса мощности, частоты и перетоков мощности.
Объем информации о параметрах электроэнергетического режима, передаваемой с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры для функционирования управляющих вычислительных комплексов, определяется Системным оператором ЕЭС России.
Состав и структурная схема АРЧМ ЕЭС России показаны на слайде.
Электростанции (энергоблоки), подключенные к ЦКС (ЦС) АРЧМ, должны получать команды вторичного регулирования только от одного управляющего вычислительного комплекса. Управляющие вычислительные комплексы (УВК) ЦКС АРЧМ и ЦС АРЧМ ОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада подготовлены для подключения к ним новых объектов управления энергоблоков ТЭС, сертифицированных на соответствие Стандарту.
В перспективе к этим системам АРЧМ планируется подключить до ста энергоблоков ТЭС и ряд ГЭС.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 50
Архитектура системы АВРЧМ в ЕЭС России |
||||||||||||
|
|
|
|
|
Сервер ЦКС АРЧМ |
СО-ЦДУ |
|
Используемые сокращения и обозначения: |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
Агент ПО |
|
|
|
|
АРЧМ – автоматическое регулирование частоты и мощности |
||
Рабочая станция |
|
|
|
|
|
|
|
АСУ – автоматизированная система управления |
||||
технолога |
ТИ и ТС, |
|
|
мониторинга |
|
|
|
|
БДРВ – база данных реального времени |
|
|
|
мониторинга |
команды |
|
|
|
|
|
|
|
ДМЗ – демилитаризованная зона сети |
|
|
|
|
|
управления |
|
|
|
|
|
|
ЛВС – локальная вычислительная сеть |
|
|
|
|
|
|
|
|
БДРВ |
|
|
|
|
ПО – программное обеспечение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рабочая станция |
|
|
ТЭС – тепловая электростанция |
|
|
|
|
|
|
Firewall |
|
|
технолога ЦКС АРЧМ |
|
|
ПТК – программно-технический комплекс |
|
|
|
|
|
|
|
|
Команды |
|
|
|
САУМ – система автоматического управления мощностью |
||
ПО анализа |
|
|
|
|
|
|
|
|
ТИ – телеизмерения |
|
|
|
Сервер ЛВС |
|
|
ТИ и ТС |
|
управления |
|
|
|
|
|
||
данных |
ЛВС |
|
|
|
|
|
ТС – телесигнализация |
|
|
|||
ЦДУ (MS SQL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
мониторинга |
Server) |
|
|
|
|
|
|
|
|
ПАК – программно-аппаратный комплекс |
|
|
|
|
|
|
|
|
Выделенные каналы (основной и |
|
ЦКС АРЧМ – центральная координирующая система АРЧМ |
||||
|
|
|
|
|
ЦППС АРЧМ |
|
|
ЦППС – центральная приемо-передающая станция |
||||
|
|
|
|
Защищенный |
|
резервный) ≤9600 бит/c, |
|
ЦС АРЧМ – централизованная система АРЧМ |
|
|||
ПАК Системы |
|
|
|
|
|
протокол МЭК-101 |
|
|
|
|||
|
|
|
сегмент ЛВС |
|
|
|
|
СО-ЦДУ - исполнительный аппарат ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» |
||||
мониторинга в СО-ЦДУ |
|
|
|
|
|
|
|
|
ОДУ – филиал ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» ОДУ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПТК «Sinchrograf» – станционное устройство мониторинга |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
фактического участия энергоблоков в регулировании частоты |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПТК «Станция» – станционный терминал системы АРЧМ |
||
Архивы ТИ и ТС, |
|
|
|
ТИ и ТС |
Команды |
|
Команды |
|
|
|
|
|
команд управления |
|
Архивы ТИ |
|
управления |
|
управления |
|
ТИ и ТС |
|
|
||
(репликация БД) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(репликация БД) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС, управляемая от ЦКС АРЧМ |
||
ПАК Системы |
|
ЛВС |
ДМЗ |
|
ОДУ |
|
|
|
ТЭС, управляемая от ЦКС АРЧМ через ЦС АРЧМ |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
мониторинга в ОДУ |
|
|
|
|
|
Файлы |
|
|
|
АСУ Станции |
|
САУМ |
|
|
|
|
Сервер ДМЗ |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
мониторинга |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ОДУ (MS SQL |
Модем |
|
|
|
|
|
|
|
ПО анализа |
Сервер ЛВС |
|
|
Server) |
|
|
Модем |
Firewall |
|
|
||
данных |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
ОДУ (MS SQL |
|
|
|
|
|
Канал связи |
|
|
|
|||
мониторинга |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Server) |
Firewall |
|
|
|
(резервный) |
|
|
FTP-сервер с |
|
|
||
|
|
ПО сбора |
|
|
|
|
|
архивами ТИ и |
Энергоблок |
|||
|
|
|
|
данных |
|
Цифровой канал передачи |
|
|
ТС (файлы |
|||
|
|
|
|
мониторинга |
|
|
данных (основной), |
RVPN |
|
мониторинга) |
|
|
|
|
|
|
RVPN |
|
протокол TCP/IP |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Маршрутизатор |
|
|
|
|||
|
ЛВС |
ТИ и ТС, |
Маршрутизатор |
|
|
ПТК «Sinchrograf» |
|
|
||||
|
команды |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
управления |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рабочая станция технолога |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мониторинга |
|
|
|
|
|
|
|
ТИ и ТС |
|
ПТК «Станция» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Firewall |
Защищенный |
|
Выделенные каналы (основной и |
|
Устройство |
|
|
|||
|
|
|
сегмент ЛВС |
ЦППС АРЧМ |
|
резервный) ≤9600 бит/c, |
|
|
связи |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
протокол МЭК-101 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Агент ПО |
|
|
|
|
Команды |
|
|
|
|
|
|
|
мониторинга |
ТИ и ТС |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
управления |
|
|
|
|
|
|
БДРВ |
|
|
|
Команды |
|
|
|
|
|
|
Рабочая станция |
|
|
|
|
управления |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
технолога ЦС АРЧМ |
Сервер ЦС АРЧМ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
На слайде показана архитектура системы АВРЧМ ЕЭС России.
Интернет-шлюз, роутер, маршрутизатор – близкие понятия.
Интернет-шлюз представляет собой устройство или программу, которое пересылает пакеты между различными сегментами сети на основе правил и таблиц маршрутизации. Может связывать разнородные сети различных протоколов и архитектур. Для принятия решений о пересылке пакетов используется информация о топологии сети и определённые правила, заданные администратором: обычно.маршрутизатор использует адрес получателя, указанный в заголовке пакета, и определяет по таблице маршрутизации путь, по которому следует передать данные. Если в таблице маршрутизации для адреса нет описанного маршрута, пакет отбрасывается.
Модем = модулятор + демодулятор
Моде́м — устройство, применяющееся в системах связи для физического сопряжения информационного сигнала со средой его распространения, где он не может существовать без адаптации. Модулятор в модеме осуществляет модуляцию (что является основным отличием модема от роутера) несущего сигнала при передаче данных, то есть изменяет его характеристики в соответствии с изменениями входного информационного сигнала, демодулятор осуществляет обратный процесс при приёме данных из канала связи. Модем выполняет функцию оконечного оборудования линии связи.
Межсетевой экран = брандмауэр = файервол
Среди задач, которые решают межсетевые экраны, основной является защита сегментов сети или отдельных хостов от несанкционированного доступа с использованием уязвимых мест в протоколах сетевой модели или в программном обеспечении, установленном на компьютерах сети. Межсетевые экраны пропускают или запрещают трафик, сравнивая его характеристики с заданными шаблонами.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Наиболее распространённое место для установки межсетевых экранов — граница периметра локальной сети для защиты внутренних сегментов от атак извне. Однако атаки могут начинаться и с внутренних узлов — в этом случае, если атакуемый хост расположен в той же сети, трафик не пересечёт границу сетевого периметра, и межсетевой экран не будет задействован. Поэтому в настоящее время межсетевые экраны размещают не только на границе, но и между различными сегментами сети, что обеспечивает дополнительный уровень безопасности.
DMZ – демилитаризованная зона
Демилитаризованная зона, находится между локальной сетью какой-нибудь организации и сетью Интернет (веб-сайты WWW, почта MAIL, FTP-сайты). Она размещается в специальном сетевом пространстве межсетевого экрана ( файервола, брандмауэра). Назначение этой зоны следующее. В ней размещаются сервера, которые смотрят напрямую в Интернет и к которым есть доступ из Интернета. Но с этих серверов нельзя обратиться к локальной сети за файерволом. Во-первых, если ресурсы должны быть видны в Интернете, то в локальной сети со всеми пользователями такие сервера размещать нельзя, так как с них есть доступ к пользовательским серверам. Во-вторых, в Интернете их тоже размещать нельзя, потому что к ним нужно обеспечить доступ только по определенным протоколам. Например, если это вебсервер, то к нему надо разрешить только http(s) запросы.
Можно выделить три иерархических уровня системы АВРЧМ:
уровень СО - ЦДУ - сервер ЦКС АВРЧМ, реализующий алгоритмы регулирования частоты, центральная приемо-передающая станция (ЦППС), рабочие станции технолога ЦКС АВРЧМ и мониторинга АВРЧМ;
уровень ОДУ – сервер ЦС АВРЧМ, реализующий алгоритмы регулирования перетоков мощности, центральная приемо-передающая станция (ЦППС), рабочие станции технолога ЦС АВРЧМ и мониторинга АВРЧМ;
уровень электростанций, участвующих в АВРЧМ.
Поскольку в конечном счете все управляющие воздействия по регулированию частоты и перетоков мощности реализуются на этих электростанциях, то этот уровень наиболее сложен и состоит из:
системы автоматического управления мощностью станции (САУМ), осуществляющей распределение управляющего воздействия, заданного ЦС/ЦКС АВРЧМ, между энергоблоками;
программно-технического комплекса (ПТК) «Станция», осуществляющего взаимодействие ЦС/ЦКС АВРЧМ и САУМ энергоблоков электростанций. Программно-технический комплекс «Станция» состоит из центрального устройства станционного уровня, предназначенного для обмена информацией с ЦС/ЦКС АВРЧМ и САУМ энергоблоков, и локальной вычислительной сети (ЛВС), объединяющей ПТК «Станция» и САУМ энергоблоков. ПТК «Станция» имеет сложный функционал, обеспечивающий:
прием от ЦС/ЦКС АВРЧМ, установленной в ОДУ (ЦДУ), команды регулирования и передачу их в САУМ энергоблоков;
прием от САУМ сигналов о величине регулировочного диапазона и о его исчерпании, а также другие сигналы о состоянии САУМ и передачу этих сигналов в ЦС/ЦКС АВРЧМ;
прием от САУМ результатов непрерывного (периодического с интервалом 1 секунда) измерения активной мощности энергоблоков и частоты генерирующего
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
объекта и передачу в реальном времени по выделенному каналу полученных данных к центральной приемо-передающей станции (ЦППС) ЦС/ЦКС АВРЧМ;
архивирование всех телеизмерений (ТИ) и телесигналов (ТС) для мониторинга (последующего анализа работы) схемы централизованного управления (ПТК «SYNCHROGRAF»). Назначением ПТК «Synchrograf 1.0» является сбор, архивирование, хранение и передача в ОАО «СО ЕЭС» данных мониторинга участия энергоблоков электростанции в регулировании частоты. Контролируемые параметры:
o активная мощность;
oскорость вращения роторы турбины (частота);
oзначение задания активной мощности без учета первичной мощности (без учета датчика частоты);
oЗВН — задание внеплановой мощности.
Система функционирует круглосуточно в непрерывном режиме.
Все данные, передаваемые ПТК, защищены многоуровневой системой безопасности. Все уровни иерархии системы АВРЧМ связаны защищенными основным и резервным каналами передачи данных.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 51
Интерфейс контроля перетока в опасных сечениях
На слайде показан интерфейс контроля перетока в опасных сечениях, интегрированный в оперативно-информационный комплекс СК-2007.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Слайд 52
Требования к программному обеспечению (ПО) АВРЧМ
К программному обеспечению автоматического вторичного регулирования частоты и мощности предъявляются весьма высокие требования, потому что:
•величина отклонения частоты от номинальной является важнейшим показателем степени надежности ЕЭС,
•должна быть обеспечена многофункциональность ПАК АРЧМ.
В управляющих вычислительных комплексах ЦКС и ЦС АРЧМ предусматриваются:
•настройка регуляторов частоты и перетоков активной мощности для реализации требуемого качества и быстродействия АВРЧМ;
•задание в регуляторах частоты и перетоков активной мощности ограничений для каждой ГЭС по величине вторичного задания ГЭС и скорости его изменения, согласованных с допустимыми параметрами изменения мощности гидроагрегатов;
•задание коэффициентов долевого участия каждой ГЭС;
•блокировка централизованного управления для каждой электростанции при
фиксации неисправностей с соответствующим пересчетом долей остальных электростанций, участвующих в АРЧМ.
задержка во всем контуре управления должна быть не более 5 секунд;
программы, реализующие технологические алгоритмы АРЧМ, должны выполняться с циклом не более 1 секунды;
измерения параметров и передача информации должны производиться циклически (не реже одного раза в секунду);
измерения перетоков мощности должны передаваться по дублированным каналам телемеханики;
абсолютная точность измерения частоты должна быть не хуже 0,001 Гц;
точность измерения активной мощности энергоблока не должна быть хуже 1,0-2,0% от номинальной мощности энергоблока;
точность измерения перетоков мощности должна быть не хуже 1,0–2,0% их полного диапазона измерения;
постоянная времени интегрирования в интегральном вторичном регуляторе должна составлять 50–200 с для регулятора частоты и 30–40 с для ограничителя перетока;
коэффициент пропорциональной составляющей (при использовании пропорциональноинтегрального регулятора) должен составлять 0–0,5.