Исследование дискретности управляющих воздействий в электроэнергетике тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Балаков, Павел Юрьевич

• Балаков, Павел Юрьевич
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Балаков, Павел Юрьевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

Введение

Глава 1. Анализ нормативных материалов и тенденций в отечественной и зарубежной практике по согласованию

ПТК АСУ ТП ТЭС с системами АЧМ, АРН и ПАА

1.1. Типовой ПТК АСУ ТП ТЭС

1.2.Основные функции, реализуемые ПТК АСУ ТП ТЭС

1.3.Технические средства АСУ ТП

1.4. Выбор предпочтительной системы

1.5. Система АРЧМ

1.6.Система АРН

1.7.Система ПАА

Глава 2. Быстродействие технических средств АСУ ТП

энергетических объектов

2.1.Введение

2.2.Задачи регулирования мощности энергоблоков

электростанций

2.3.Быстро действующее аварийное управление мощностью турбоагрегата

2.4. Анализ технических требований к быстродействию

агрегатной системы управления

2.4.1. Быстрое управление

2.4.2. Система управления мощностью агрегата

в нормальных режимах

2.5. Система управления активной мощностью ТЭС.

Общестанционная часть

2.6.Быстродействие АРН

2.6. {.Быстродействие микропроцессорного АРВ сильного

действия

2.6.2. Быстродействие системы группового

регулирования напряжения

2.7.Быстродействие систем противоаварийной автоматики

станционного уровня

Глава 3. Разработка математической модели для

исследования процессов изменения частоты в

системе при дефицитах активной мощности

3.1. Постановка задачи

3.2.Автоматическое выделение СН ТЭЦ при аварийном

снижении частоты

3.3. Учет автоматического регулирования мощности

3.4. Анализ опыта эксплуатации делительной

автоматики по частоте ТЭС

3.5. Алгоритмы работы делительной автоматики

по частоте ТЭС

3.6. Алгоритмы исследования процессов изменения частоты

в энергосистемах при дефицитах активной мощности

3.7.Качественная оценка работы котельных агрегатов

при отключении ТЭЦ от энергосистемы вследствие снижения

частоты

Глава 4. Исследование автоматического отделения ТЭЦ при аварийном

снижении частоты

4.1. Анализ различных вариантов работы АЧД

4.2.Алгоритм функционирования АЧД ТЭЦ по основному

варианту с учетом дополнительных мероприятий

4.3.Расчет очередности и величин загрузок котлоагрегатов

4.4.Расчет переходного процесса при отделении станции на изолированную работу

4.4.1.Расчет переходного процесса при отделении

станции на изолированную работу

4.4.2.Изменение уровня в барабане котла при аварийном

сбросе электрической нагрузки на ТЭЦ

Заключение

Список использованной литературы

Приложение 1. Технические характеристики микропроцессорных систем

Приложение 2. Пример экспертной оценки и их значимости

Приложение 3. Описание программы "Работа автоматики

частотного деления на ТЭЦ "

Приложение 4. Примеры режимов изолированной работы ТЭЦ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование дискретности управляющих воздействий в электроэнергетике»

Введение

Основная цель внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) - повышение надежности и экономичности режимов работы электростанций в энергосистеме. Поэтому при проектировании и внедрении АСУ ТП должны быть заранее учтены и согласованы параметры программно-технических комплексов (ПТК) АСУ ТП с требованиями, предъявляемыми энергосистемой по ведению возможных эксплуатационных режимов электростанций.

Современные ПТК АСУ ТП - микропроцессорные системы, позволяющие решать следующие задачи эксплуатации электростанций: автоматическое регулирование; управление технологическим оборудованием и процессами (дискретное (логическое) и дистанционное управление), в том числе выполнение технологических защит и блокировок; сбор, обработку, отображение и накопление информации о технологических параметрах, включая диагностику, сигнализацию, а также регистрацию аварийных ситуаций; оперативный расчет технико-экономических показателей; моделирование режимов работы и их оптимизация. Применительно к электростанциям общая архитектура систем базируется на принципах распределенности, модульности, магистральности и открытости.

При анализе ПТК во внимание принимается большое количество технических параметров. К ним относят число контуров регулирования, аналоговых и дискретных вводов-выводов, приходящихся на один контроллер, частота их опроса, наибольшее количество объединяемых в системе контроллеров, пропускная способность магистральных линий связи и их максимальная протяженность. Эти параметры объединяют таким понятием, как производительность системы. Другие характеристики в большей степени произвольны.

Например, при достигнутой технологии производства микропроцессорной техники надежность ПТК решается преимущественно за счет введения избыточности модулей, а не их техническими характеристиками.

Микропроцессорные системы, используемые в качестве ПТК АСУ ТП электростанций, выпускают десятки производителей. В приложении 1 (табл.П1.1) приводятся технические характеристики ПТК наиболее известных зарубежных и отечественных производителей [1-12].

Некоторые комментарии к таблице. Контроллеры являются унифицированными за исключением ПТК "Квинт" и Master. Последние имеют специализированные контроллеры, в частности, для реализации технологических защит.

Специфичен контроллер системы SCAN-3000. В нем функции центрального микропроцессора разнесены между двумя процессорами раздельной обработки контуров регулирования и дискретного (логического) управления.

Еще более "распределенную" структуру имеет система Teleperm ME. В ней отдельный микропроцессорный модуль приходится на каждые два контура регулирования. Отдельные модули предусматриваются для дистанционного управления механизмами (4-5 на один модуль) и функционально-группового управления. Это позволяет создать систему без центрального процессора.

Рассматриваемые технические характеристики должны обеспечивать ведение требуемых режимов работы электростанций в энергосистемах. В первую очередь необходимо согласовывать быстродействие ПТК с эквивалентными динамическими характеристиками энергосистемы. Как видно из таблицы П1.1, технические характеристики приведенных ПТК отличны, особенно с позиции частоты сканирования (квантования сигнала) каналов [13].

При автоматическом регулировании определяющее влияние на быстродействие системы оказывает периодичность квантования аналоговых сигналов, как входных (от первичных преобразователей), так и выходных (к регулирующим клапанам). Скорость обработки уже оцифрованного входного сигнала

в процессоре ПТК для выбора управляющего воздействия находится на уровне микросекунд и ею допустимо пренебречь. Поэтому быстродействие ПТК определится суммарным временем преобразования входных и выходных аналоговых сигналов. Если обратиться к данным таблицы, то окажется, что, например, ПТК САУ-600/16 управляет контуром регулирования (время цикла) в пределе 1 раз в 500+500=1000 мс, а ПТК Те1ерегш МЕ - 1 раз в 43,3 + 46,6 7 = 090 мс. Итак, быстродействие современных ПТК для управления контурами регулирование находится в диапазоне 0Д-1 с, т.е. различаются на порядок. При этом на порядок может различаться и стоимость ПТК. Как правило, чем более быстродействующая система, тем она дороже.

Современные требования к управлению контуров регулирования противоречивы. Так, согласно документа (разработан Всероссийским теплотехническим институтом при участии фирмы ОРГРЭС, Теплоэлектропроекта и ВНИ-ПИэнергопрома), утвержденного в 1993 г. РАО "ЕЭС России" " Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций" время цикла для контуров регулирования должно находиться в пределах 0,2-0,25 с. В соотвествии с техническим отчетом "Анализ и сравнение технического уровня программно-технических комплексов (ПТК), предлагаемых для применения в АСУ ТП ТЭС" фирмы ОРГРЭС (1994 г.) рассматриваемое время цикла должно быть в диапазоне 0,1-0,4 с. Наконец, по данным отчета института "Энергосетьпроект" "Разработка методических положений по схемам выдачи мощности электростанций. Диспетчерское управление, телемеханика и АСУ ТП" (1993 г.) время цикла в зависимости от структуры АРЧМ следует принимать на уровне 0,2-0,5 с. Как видно, пятикратный разброс в требуемом времени цикла (0,1-0,5 с) создает слишком заметную зону неопределенности, которая не позволяет определить состав ПТК, технические характеристики которых достаточны для решения задач автоматического регулирования для обеспечения требуемых режимов электро-

станций в энергосистеме. В частности, если ориентироваться на время цикла ОД с, то, пожалуй, в мире найдется единственный ПТК,- Telepenn ME фирмы Siemens,- пригодный для указанной цели. С данным положением согласиться, очевидно, нельзя. Указанное вынуждает провести тщательный анализ требуемого быстродействия ПТК для целей АСУ ТП ТЭС в рамках поставленной задачи.

С позиций ведения требуемых режимов работы электростанций в энергосистеме и регулирования ими энергосистемных параметров, основное влияние на характеристики ПТК АСУ ТП оказывают 3 основные функциональные системы управления:

■ автоматическое регулирование частоты и мощности (активной) - система АРЧМ;

■ автоматическое регулирование напряжения (реактивной мощности) -система АРН;

■ станционная противоаварийная автоматика - система ПАА.

Глава 1. Анализ нормативных материалов и тенденций в отечественной и зарубежной практике по согласованию ПТК АСУ ТП ТЭС с системами АРЧМ, АРН и ПАА.

1.1. Типовой ПТК АСУ ТП ТЭС

Технологический процесс на ТЭС может быть разграничен на подсистемы, каждая из которых выполняет свои частные задачи, в основном независимо друг от друга. Обобщенные требования к программно-техническому комплексу сформулированы применительно к одной из таких подсистем -энергоблоку, однако они могут быть распространены на другие структурные единицы ТЭС. Программно-технический комплекс (ПТК) в данном изложении понимается как совокупность программных и технических средств, а также их информационного и лингвистического обеспечения, являющихся составной частью АСУ ТП ТЭС. Границы ПТК на локальном уровне заканчиваются каналами ввода-вывода модулей УСО, на верхнем уровне - средствами отображения, управления и контроля (рабочее место оператора-технолога, станция проектирования и программирования, станция техобслуживания и диагностики и т.д.) [14].

ПТК АСУ ТП должен создаваться как составная часть автоматизированной системы управления ТЭС на основе унифицированных технических, информационных, программных средств. Он должен представлять собой единый информационно-управляющий комплекс для всего энергоблока и его вспомогательного оборудования. ПТК АСУ ТП должен строиться как распределенная, многоуровневая система с полной обработкой на каждом конкретном уровне характерной для данного уровня информации. ПТК АСУ ТП должен представлять собой интегрированную информационную систему, в которой информация, где бы она не возникала, была доступна любому элементу сис-

темы, в том числе человеку, если это необходимо для реализации функций контроля и управления.

ПТК АСУ ТЭС строится, как правило, по распределенной многоуровневой схеме (рис. 1.1). В схеме управления может быть заложено до 3-х уровней [15,16]:

- уровень управления процессом;

- уровень группового управления;

- уровень локального управления.

На верхнем уровне сосредоточены основные и вспомогательные системы контроля и управления технологическими процессами:

- рабочее место оператора-технолога (оперативного персонала);

- станция конфигурирования и программирования;

- станция архивации и документирования;

- станция технического обслуживания и диагностики.

Рабочее место оператора-технолога (РМОТ) является основным инструментом контроля и управления технологическим процессом. В состав РМОТ входят несколько мониторов, цифровые и функциональные клавиатуры, с помощью которых оператор может контролировать и вмешиваться в процесс управления энергоблоком, а также средства получения твердых копий с экрана.

Станция реконфигурирования и программирования предоставляет возможность проектирования и реконфигурирования системы, а также расширения ее функциональных возможностей, как на стадии создания системы, так и в процессе ее эксплуатации.

Система архивации и документирования может быть совмещена с системой проектирования или выделена в автономную систему и предназначена для получения протоколов работы системы в рабочем и аварийных режимах, а также действий оперативного персонала. Система архивации позволяет так-

же хранить определенный объем технологической информации, в первую очередь информацию, получаемую от подсистемы РАС.

Система технического обслуживания и диагностики является рабочим местом инженера по обслуживанию технических и программных средств системы и является основным средством контроля и поддержания ПТК в рабочем состоянии. На пульт системы техобслуживания выдается вся информация о состоянии оборудования и диагностические сообщения об отказах, облегчающие поиск и устранение неисправностей.

На нижнем уровне основным элементом управления является станция контроля и управления (программируемые контроллеры). В станции контроля и управления (СКУ) реализуются основные функции ПТК, обеспечивается обмен информацией между абонентами различного уровня (а также абонентами одного уровня), проводится тестирование и диагностика программных и технических средств ПТК.

В состав СКУ входят микропроцессорные контроллеры (МПК), устройства связи с объектом (УСО), а также магистраль нижнего уровня (шина ввода / вывода).

Микропроцессорный контроллер имеет в своем составе один или несколько процессоров, оперативное и постоянное запоминающие устройства, а также средства связи с магистралями верхнего и нижнего уровня.

УСО представляет собой совокупность модулей ввода-вывода, с помощью которых обеспечивается ввод информации об объекте, а также выдача управляющих воздействий на объект.

Как правило, все элементы СКУ дублированы, однако для наиболее ответственных функций, таких как технологические защиты и блокировки, отдельные элементы СКУ могут быть троированы.

1.2. Основные функции, реализуемые ПТКАСУ ТП ТЭС

ПТК АСУ ТП ТЭС реализует информационные, управляющие функции (автоматическое, логическое, технологические защиты и защитные блокировки и дистанционное управление).

Должно обеспечиваться выполнение следующих информационных функций:

- сбор и первичная обработка информации;

- контроль технологических процессов и контроль состояния оборудования;

- представление текущей информации оперативному персоналу и другим пользователям;

- предупредительная и аварийная сигнализация;

- регистрация аварийных ситуаций (РАС) и анализ действия защит (АДЗ);

- накопление ретроспективной информации;

- ведение протоколов, ведомостей, архивов;

- проведение инженерных и технико-экономических расчетов;

- техническая диагностика технологического оборудования;

- оценка деятельности персонала по критериям надежности и экономичности;

- обеспечение надежности функционирования ПТК АСУ ТП ТЭС.

Автоматическое регулирование (АР) обеспечивает автоматическое регулирование основных технологических параметров в процессе пуска блока, а также регулирование частоты, напряжения, мощности в рабочем диапазоне нагрузок. Эта функция должна иметь децентрализованную и иерархическую структуру и иметь достаточную автономность ее составных частей, чтобы отказ отдельного модуля не приводил к отказу всей системы. Контуры регулирования должны постоянно контролироваться на исправность. Должна преду-

сматриваться возможность переключения "автоматическое - дистанционное" управление [17,18].

Логическое управление (ЛУ) должно обеспечивать управление работой всего блока, технологического узла или отдельного механизма в режимах пуска, останова или нормальной эксплуатации. Блочный уровень управления должен обеспечивать координацию управления технологическими процессами в указанных режимах и запускать соответствующие технологические группы согласно технологическим алгоритмам.

Технологические защиты и защитные блокировки (ТЗ и ЗБ) должны обеспечивать автоматические операции по разгрузке и останову технологического оборудования при возникновении аварийной ситуации и защитные блокировки. Функции ТЗ и ЗБ, как правило, должны быть реализованы на базе автономных микропроцессорных модулей, с автономным питанием и контролем. По характеру действия ТЗ и ЗБ должны подразделяются на общеблочные, действующие на останов котла (турбины), снижающие нагрузку котла (турбины), и локальные. Должна быть предусмотрена возможность опробования защит с воздействием и без воздействия на технологическое оборудование. Должны проводиться постоянная диагностика и контроль исправности всех элементов ТЗ и ЗБ.

Дистанционное управление (ДУ) выполняется на микропроцессорной технике и должно обеспечивать групповое, избирательное, индивидуальное управление исполнительными механизмами по командам оперативного персонала.

1.3. Технические средства АСУ ТП.

К техническим средствам АСУ ТП ТЭС относятся:

- рабочее место (станция) оперативного управления;

- станция конфигурирования и программирования;

- станция архивирования и документирования;

- станция технического обслуживания и диагностики;

- станция контроля и управления.

Основными средствами станции оперативного управления (СОУ) являются видеотерминалы и функциональные клавиатуры. В составе центрального поста оперативного управления должно быть предусмотрено не менее трех терминалов. Один из которых должен быть использован для аварийной сигнализации. Все видеотерминалы должны быть взаимозаменяемыми.

С каждой клавиатуры должно обеспечиваться управление любым исполнительным механизмом, регулятором, агрегатом или функциональной группой. Команды оператора имеют более высокий приоритет по сравнению с командами системы (кроме ТЗ и ЗБ).

Дополнительными средствами управления должны быть кнопки (ключи) управления отдельными ИМ и агрегатами, а также кнопками аварийного останова энергоблока или отдельных агрегатов.

В качестве дополнительных средств отображения информации должны быть обобщенная мнемосхема, показывающие и регистрирующие приборы, печатающие устройства.

Монитор видеотерминала должен иметь высокое разрешение, насыщенную цветовую палитру и минимальные искажения, размеры экрана не менее 19". Клавиатура должна иметь четко различимые поля управления и функциональные клавиши, маркированные цветом и надписями. Станции оперативного управления должны выполняться с учетом функциональных и психофизических возможностей операторов и эргономических требований.

Станция конфигурирования и программирования должна решать задачи САПР, технологического проектирования, начиная с разработки структуры технологического процесса и заканчивая загрузкой и запуском управляющих

программ. Должна обеспечиваться возможность конфигурации и реконфигурации системы, документирование процесса конфигурации.

Реконфигурация системы должна осуществляться в режиме "ON LINE" т.е. в работающей системе с соблюдением необходимых мер защиты информации и обеспечения работоспособности системы.

Работа по конфигурированию и программированию должны выполняться на специальных технологических языках с широким использованием графического интерфейса.

В составе технических средств должны быть предусмотрены: -дублированная высокопроизводительная персональная ЭВМ с цветным монитором, расширенной оперативной памятью и системной шиной, через которую выполняется загрузка других станций. Дополнительно к станции подключаются принтер, возможно - устройство ввода графической информации. Открытость системы в техническом и программном плане позволяют легко вводить в ее состав новые аппаратные и программные компоненты.

Станция архивирования и документирования должна обеспечивать сохранность в течении оговоренных интервалов времени технологической, а также справочной информации. Должны быть предусмотрены процедуры периодического обновления информации по истечении времени ее хранения, а также защиты информации от несанкционированного доступа. Технические и программные средства станции архивирования и документирования должны также позволять проводить технико-экономические и инженерные расчеты, подготовку и выдачу на печать различных отчетов и справок. Станция архивирования и документирования, может совмещаться со станцией конфигурирования и программирования.

Станция является рабочим местом оперативного персонала, обслуживающего АСУТП. Наряду со средствами диагностики и самодиагностики нижнего уровня, реализующими контроль отдельных элементов ПТК, станция позво-

ляет диагностировать работу всей системы, включая системные шины, обрабатывая диагностическую информацию со всех элементов. С помощью станции разрабатываются и загружаются диагностические программы для любого элемента системы.

Станция должна обеспечивать отображение и документирование сообщений о повреждениях в системе управления. Сообщения должны четко индентифи-цировать неисправность и облегчать поиск и замену отказавшего модуля. Станция должна обеспечивать также отображение и документирование в виде мнемосхем (и текста) всех запрограммированных структур автоматического регулирования, управления, а также сигналов, поступающих из шины в любое устройство (а также из устройства в шину).

В состав станции входят ПЭВМ с видеотерминалом и клавиатурой, печатающее устройство. Станция располагается в неоперативном контуре БЩУ.

Станция контроля и управления (СКУ) является основным узлом, на базе которого реализуются функции автоматического контроля и управления на нижнем уровне. СКУ должна иметь модульную структуру, обеспечивающую гибкость и оптимальность структуры ПТК.

Все функции управления агрегатом среднего размера или подсистемы крупного объекта должны быть реализованы в пределах одной СКУ.

СКУ должна иметь доступ к любой информации, необходимой для выполнения функций контроля и управления на нижнем уровне.

На верхний уровень передается только та часть информации, которая необходима для управления на верхнем уровне.

Микропроцессорный контроллер (МПК) должен обеспечивать выполнение функций сбора и предварительной обработки данных, группового управления и регулирования, обмена данными с верхним уровнем, модулями ввода/вывода и другими МПК. МПК должен иметь модульную структуру, позволяющую компоновать МПК, в зависимости от требований конкретной задачи, путем

набора различного количества и типа стандартных плат ОЗУ, ПЗУ, интерфейсных плат и т.д..

В МПК должны быть предусмотрены средства организации высоконадежных (дублированных или троированных) структур.

В процессе работы ПТК МПК должен выполнять самодиагностику и диагностику модулей УСО, датчиков и каналов связи.

В составе УСО должны быть предусмотрены:

- интеллектуальные модули, оснащенные собственным микропроцессором, обеспечивающие предварительную обработку входной информации, управление, регулирование по программам, записанным в ПЗУ, а также самодиагностику;

- выносные модули УСО, обеспечивающие, в случае необходимости, возможность размещения этих модулей в непосредственной близости от объекта управления;

- модули для реализации функций технологических защит и блокировок, обеспечивающие возможность реализации локальных контуров защит на нижнем уровне;

В модулях УСО должны быть реализованы следующие возможности:

- преобразование аналоговой информации в цифровую на входе УСО;

- гальваническая развязка между входными каналами (цепями), между входными цепями и шиной ввода/вывода и т.д.;

- должны быть предусмотрены средства организации высоконадежных структур (дублированных или троированных);

- самодиагностика модулей с индикацией неисправности на отказавшем модуле и выдачей информации на верхний уровень;

- модули УСО могут быть размещены в составе станнции контроля и управления либо в непосредственной близости от объекта управления.

Магистрали (сети) связи должны обеспечивать:

- обмен данными осуществляется через систему шин, обеспечивающих обмен данными между абонентами одного уровня, а также между абонентами на разных уровнях управления;

- должно быть предусмотрено ограничение обмена информацией только тем уровнем, где она используется, и обеспечена передача на более высокие уровни только той информации, которая необходима для реализации функций управления на этих уровнях;

- обмен данными должен осуществляться в цифровой форме с использованием помехозащищенного кодирования информации;

- процедуры обмена должны поддерживаться, как правило, стандартными протоколами;

- система шин, как минимум, должна включать:

- шину ввода/вывода, обеспечивающую обмен данными между модулями УСО, а также между модулями и контроллером данной станции контроля и управления;

- системную шину, объединяющую в единый комплекс различные контроллеры СКУ;

- шину блочного уровня, обеспечивающую связь СКУ между собой и со станциями верхнего уровня.

Шина ввода/вывода должна обеспечивать обмен информацией между модулями УСО и микропроцессорным контроллером одной станции контроля и управления. Скорость обмена - до 300 Кбод, длина шины - в пределах одного шкафа. Среда передачи - витая пара, кабель. Количество абонентов, которые могут быть подключены к шине 30...60. Все абоненты должны быть гальванически развязаны. Должна быть предусмотрена возможность подключения удаленных абонентов.

Системная шина обеспечивает возможность объединения в локальную сеть нескольких СКУ, создавая предпосылки для объединения в единый комплекс всех подсистем контроля и управления энергоблоком, а также для организации надежных (резервированных) структур.

Шины должны быть дублированы, скорость обмена - до 1,5 Мбод, длина -около 150 м. Протокол обмена должен обеспечивать передачу данных в цифровой форме с кодовой защитой передаваемой информации.

Шина блочного уровня обеспечивает обмен информацией между абонентами блочного уровня и СКУ. Шина должна быть дублирована, скорость обмена 5... 10 Мбод, длина шины 2...5 км, количество абонентов до 32. Должны быть предусмотрены гальваническая развязка абонентов и защита передаваемой информации. Должен быть предусмотрен режим одновременной передачи нескольким абонентам. Шины должны позволять подключение (отключение) абонентов в процессе функционирования.

Обмен данными осуществляться с учетом следующих требований:

- должны быть предусмотрены средства, обеспечивающие возможность организации резервирования (дублирования, троирования) шин;

- обмен данными должен быть ориентирован на "событие": любое изменение аналогового или дискретного сигнала должно передаваться по назначению. В период отсутствия событий должен проводиться циклический опрос датчиков;

- в зависимости от скорости передачи и удаленности объекта может быть использован многожильный кабель, витая пара или высокочастотный кабель. Для удаленных объектов должна быть предусмотрена возможность использования ВОЛС.

Программное обеспечение ПТК должно удовлетворять следующим требованиям:

- модульность построения прикладного ПО, подразумевающая независимую разработку и отладку отдельных модулей ПО с последующей компоновкой их в программные комплексы;

- открытость ПО, позволяющая корректировать и расширять имеющееся ПО без существенных изменений;

- гибкость, возможность настройки ПО ПТК в соответствии с требованиями решаемых ПТК задач;

- надежность (живучесть) ПО - способность выполнять возложенные функции в соответствии с заданным алгоритмом при действии дестабилизирующих факторов (сбои и отказы оборудования, несанкционированный доступ в программу и т.д.).

В состав ПО ПТК должны входить общесистемное и сетевое ПО, базовое ПО (БПО) программируемых контроллеров и прикладное ПО (ППО).

В состав общесистемного ПО входят:

- операционные системы и сетевые средства;

- инструментальные средства технологического программирования;

- средства отображения и документирования.

БПО включает в себя:

- библиотеки программ стандартных алгоритмов;

- библиотеки программ фрагментов и видеограмм;

- системы управления базами данных;

- тестовые программы и программы диагностики;

- программы поддержки метрологического обеспечения.

В состав ППО входят задачи, специально разрабатываемые для данного объекта программы, реализующие оригинальные алгоритмы контроля и управления объектом.

Операционные системы (ОС) организуют многозадачный режим функционирования программ в реальном масштабе времени с обработкой инициатив-

ных сигналов (прерываний). Сетевые средства (автономные или в составе ОС) должны обеспечивать обмен информацией между элементами АСУ ТП без каких-либо ограничений с минимальными задержками.

Инструментальные средства технологического программирования должны поддерживать процесс создания программ с использованием технологических языков (в соответствии с рекомендациями стандарта МЭК N186/1988 на программируемые контроллеры). В качестве таких языков могут быть:

- язык шаговых программ (ББС);

- язык функциональных блоков (РВБ);

- язык релейно-контактных схем (1Х));

- язык команд.

Инструментальные средства технологического программирования должны представлять собой интегрированную среду, обеспечивающую поддержку процесса создания и отладки пользовательских программ:

- проектирование, редактирование и архивацию программ, написанных на различных технологических языках;

- конфигурирование программных и технических средств системы управления;

- компоновку программ, написанных на различных языках программирования;

- средства автономной отладки программ;

- средства проверки работоспособности и тестирования ПТК;

- средства подготовки фрагментов и видеограмм.

Библиотеки программ стандартных алгоритмов должны содержать набор наиболее общих (типовых) алгоритмов контроля, управления, регулирования и защит, используя которые, с помощью инструментальных средств технологи-

ческого программирования создаются программы пользователя, которые после отладки и тестирования зашиваются в ПЗУ контроллеров.

Библиотеки программ фрагментов и видеограмм должны содержать типовые элементы, используя которые, с помощью инструментальных средств создаются необходимые видеограммы на экране монитора.

Средства отображения и документирования должны обеспечивать в заранее оговоренном виде отображение на экране монитора или принтере статической и динамической информации об объекте, а также различного вида справок и протоколов.

Тестовые программы и программы диагностики должны в фоновом режиме обеспечивать контроль работоспособности элементов ПТК и выдачу соответствующих сообщений на пульт оператора-технолога и (или) оператора ИУВС, облегчающих локализацию и устранение отказов.

Программы поддержки метрологического обеспечения должны обеспечивать автоматический контроль метрологических характеристик измерительных трактов ПТК, возможность их корректировки и настройки.

Система управления базами данных должна обеспечивать:

- распределенную обработку данных;

- поддержку работы в сети;

- открытость для программных и аппаратных расширений;

- защиту информации от случайных сбоев и НС Д.

Для обеспечения требуемой надежности элементов ПТК АСУ ТП исисте-мы вцелом должен быть реализован целый комплекс мероприятий по повышению надежности:

- резервирование (дублирование, а в отдельных случаях троирование) элементов системы, включая отдельные модули, систему шин, микропроцессорные контроллеры и рабочие места оператора-технолога (ОТ);

- децентрализованная иерархическая система диагностики с индикацией неисправностей на отказавшем блоке и выводом детальной информации на пульт ОТ;

- реконфигурация системы при отказе отдельных элементов;

- контроль информации на входе, использование аппаратного голосования "2 из 3-х", "2 из 2-х" в наиболее ответственных случаях (технологические защиты, автоматическое регулирование и т.д.);

- передача и обработка информации в цифровой форме, использование специальных кодов для защиты информации в процессе обмена;

- хранение наиболее важной информации в энергонезависимом ЗУ;

- применение протоколов, обеспечивающих гарантированную передачу данных;

- защита БД и программного обеспечения от НСД;

- применение входного контроля компонентов и материалов при изготовлении модулей;

- облегченный режим работы элементов;

- многоуровневая система испытаний технических и программных средств в процессе производства и отладки ПТК;

- гальваническая развязка каналов, модулей шин и т.д.

Автоматическое регулирование должно обеспечивать:

- время цикла в пределах - 0,1.. .0,4 с;

- диапазон изменения длительностей импульса - 0,1...3,0 с;

- дискретность изменения длительности импульса - 0,025 с.

Технологические защиты и блокировки:

- время прохождения команды от устройства,

формирующего команду защиты, до ИМ - не более 0,05 с;

- время прохождения команд между

контроллерами

- длительность импульсной команды должна

- не более 0,2 с;

варьироваться в пределах Логическое управление: - время цикла

-1 - 2 с, с шагом 0.1 с .

-ОД...0,4 с;

- время прохождения сигнала между контроллерами - до 0,5 с;

- минимальная длительность импульса

-ОД с

с шагом ОД с (возможна выдача непрерывной команды). Дистанционное управление:

- минимальная длительность импульсной команды управления - ОД с;

- время прохождения команды от ключа управления до ИМ -не более 0.25 с;

- время от начала выдачи команды до получения соответствующей информации об этом оператором-технологом - не более 1,0 с.

Отображение:

- время от выдачи запроса на получение информации до появлении ее на экране дисплея - не более 2,0 с;

- время полной смены видеокадра - не более 2,0 с;

- время циклической смены видеокадра - не более 1,0 с. Обновление информации (от изменения параметра до отображения

этого события на экране):

- быстроизменяющиеся аналоговые сигналы

и дискретные сигналы - не более 1,0 с;

- остальные аналоговые сигналы - не более 2,0 с. Регистрация аварийных ситуаций.

- инициативных сигналов - не более 1-2 мс;

- аналоговых сигналов с циклом - ОД с;

- быстрых аналоговых сигналов -1 мс;

- дискретных сигналов

- фиксация времени регистрации события Представление результатов решения неоперативных

- 20 мс;

- 2-5 мс.

задач

-10-15 с.

Скорость передач аварийной сигнализации

- 20-50 мс.

1.4. Выбор предпочтительной системы

В практике большинства стран выбор предпочтительной микропроцессорной системы проводят на основе конкурса среди их производителей. При имеющей место вариации технических и экономических характеристик систем возникает проблема принятия решений. Она усложняется еще и тем, что большинство технических показателей невозможно формализовать в стоимостной форме, т.е. задача является многокритериальной.

Методы решения многокритериальных задач хорошо отработаны [18]. В частности, одним из методов является отыскание интегрального (обобщенного) критерия. Здесь экстремальная задачи по выбору альтернативы на множестве критериев <\2,- -Дп формально сводится к отображению f, которое каждому вектору q ставит в соответствие действительное число

определяющего степень предпочтительности решения.

Оператор {- интегральный критерий. Он присваивает каждому решению по выбору альтернативы соответствующее значение эффективности Е. Это позволяет известными способами упорядочить множество решений по степени предпочтительности.

Вариантом определения интегрального критерия является использование методов экспертной оценки. Так, выражение (1.1) может быть записано в виде

(1.1)

2 (1.2)

1=1

где Ь], Ь2,..., Ьп - положительные или отрицательные коэффициенты (баллы). Формирование значений Ь], Ьг,..., Ьп базируется на принятии ценности каждого 1-го критерия рядом независимых экспертов. Их предложения обрабатываются ранжированием, непосредственной оценкой, последовательными предпочтениями критериев и другими известными методами.

В приложении 2 (табл.П2.1) для примера приведены технические критерии и коэффициенты, характеризующие их ценность, применительно к одной из конденсационных электростанций с энергоблоками 200 МВт. Они были определены при проведении конкурса среди 7 производителей микропроцессорных систем.

Данные табл.П2.1 обладают субъективностью. Вместе с тем они представляют интерес для эксплуатационного персонала электростанций при оценке приоритетности технических характеристик систем. В рассматриваемом случае они были использованы следующим образом:

выставлены экспертным путем баллы для каждого технико-коммерческого предложения по всем позициям (табл.П2.1), определена сумма баллов, т.е. качество системы;

отнесены затраты на микропроцессорные системы к соответствующей сумме баллов, получена удельная стоимость единицы качества.

Наконец, качество системы и его удельная стоимость явились теми показателями, используя которые удалось отобрать для последующего более тщательного анализа несколько наиболее предпочтительных решений.

В ряде случаев идут по другому пути. Предварительно отбираются те системы, технические характеристики которых находятся в заданном диапазоне, т.е. являются достаточными для реализации поставленных задач. Предпочтительной признается система, требующая минимальных суммарных затрат.

Различные технические характеристики систем приводят к заметному разбросу их стоимостных оценок. При прочих равных условиях производители запрашивали суммы, отличающиеся друг от друга в несколько раз. В этой связи можно говорить лишь о неких средних, крайне приближенных и грубых оценках.

При размещении контроллеров на щитах управления электростанции (блочных, групповых, центральных и др.) можно не принимать во внимание затраты на кабельную продукцию и преобразователи (датчики, регуляторы и т.д.). Они нужны независимо от потребностей автоматизации.

Анализ показывает, что наиболее определенной является стоимость персональных 32-разрядных ЭВМ промышленного исполнения. Она находится в диапазоне 7-25 тыс. долл. (здесь и далее - в долларах США) из расчета на одну ЭВМ и не является определяющей частью общих затрат на микропроцессорную систему электростанции. Последние удобно оценивать по удельной стоимости Суд. Она представляет собой суммарные затраты в элементы системы, отнесенные к количеству задействованых каналов ввода-вывода. Заметим, что оценка систем по удельной стоимости является достаточно грубой и в ряде случаев критикуема специалистами.

По зарубежным данным Суд обычно не выходят из диапазона 200-400 долл. Для энергоблока, например, 300 МВт необходимо задействовать около 35004500 сигналов. Откуда общие затраты на микропроцессорную систему такого энергоблока составят 0,7-1,8 млн.долл. Для сравнения, стоимость одного воздушного выключателя 500 кВ в США составляет 1-1,5 млн.долл., или стоимость одной ячейки 220 кВ комплектного распределительного устройства с элегазовой изоляцией в Западной Европе оценивается на уровне 1,0-1,6 млн.долл.

Принимая во внимание столь низкие в сравнении с прочим оборудованием цены на микропроцессорные системы и те выгоды, которые они дают экс-

плуатационному персоналу, становится понятным столь высокий уровень автоматизации электростанций промышленно развитых стран.

Вопросы внедрения. Практика показывает, что при сооружении и модернизации электростанций предпочтение следует отдавать микропроцессорным системам, сдаваемым "под ключ". Такое возможно, когда система является комплектным оборудованием, т.е. полностью собирается на заводе-изготовителе. По месту требуется лишь подсоединение кабелей и конфигурирование системы. При этом обеспечивается минимальные затраты. Заводская сборка благоприятно сказывается и на надежности.

Труднее внедрять системы на электростанциях, находящихся в эксплуатации. При сложившимся в настоящее время в стране уровне цен на контрольно-измерительную аппаратуру, стоимость модернизации одного канала (250-750 долл.) при замене вторичных приборов оказывается выше сопоставимых затрат на микропроцессорные системы (200-400 долларов США из расчета на один канал - см.выше). В этом случае внедрение последней целесообразно при модернизации контрольно-измерительной аппаратуры вследствие ее физического или морального износа.

В качестве примера кратко опишем реализуемую в АО "Мосэнерго" схему автоматизации одной из ТЭЦ с поперечными связями, использующую систему САУ-600/16. При полном развитии задействуется 1000 аналоговых и 2000 дискретных сигналов для осуществления всех задач автоматизированного управления. Обоснована целесообразность выделения отдельных контроллеров для разнотипного оборудования. Операторские станции разнесены между машинистами котлов и турбин на двух групповых щитах управления. На главном щите операторская станция предназначена для начальника смены станции. Сигналы от рассредоточенных и удаленных объектов (химводоочистка, мазутные резервуары и пр.) вводятся непосредственно в операторскую станцию. Имеется три вычислительных сети типа АКСпе! Две из них объединяют кон-

троллеры и операторские станции в пределах каждого группового щита управления и несут управляющие и информационные функции. Третья сеть соединяет все операторские станции и выполняет только информационные функции. Вычислительная сеть типа Ethernet с двумя серверами (мощная персональная ЭВМ, предоставляющая свои ресурсы другим ЭВМ) формирует автоматизированную систему управления предприятием. Она сопрягается с сетью AR-Cnet (третьей) посредством специально выделенной ЭВМ. Последняя перекодирует информацию о технологических параметрах, передаваемую от сети AR-Cnet в сеть Ethernet. Тем самым решаются две задачи - жесткое разделение оперативного и административного управления электростанцией и доступ пользователей ко всей технологической информации.

В последнее время заметно возрос интерес эксплуатационного персонала отечественных электростанций к микропроцессорным системам управления. Об этом, в частности, можно судить по практике АО "Мосэнерго". Так, система "Квинт" внедряется на агрегатах 100 МВт ТЭЦ-27 ("Северная" ТЭЦ). Принято решение об оснащении ею конденсационных блоков 300 МВт Каширской ГРЭС. Система САУ-600/16 устанавливается на ТЭЦ-9, 12, 21 и 23 на очередях с поперечными связями. Наконец, система Master входит в комплект поставки газовых турбин 25 МВт ГТУ-ТЭЦ в г. Электростали.

1.5. Система АРЧМ

Основная цель внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) - повышение надежности и экономичности режимов работы электростанций в энергосистеме. Поэтому при проектировании и внедрении АСУ ТП должны быть заранее учтены и согласованы параметры программно-технических комплексов (ПТК) АСУ ТП с требованиями,

предъявляемыми энергосистемой по ведению возможных эксплуатационных режимов электростанций.

С позиций ведения требуемых режимов работы электростанций в энергосистеме и регулирования ими энергосистемных параметров, основное влияние на характеристики ПТК АСУ ТП оказывают 3 основные функциональные системы управления:

- автоматическое регулирование частоты и мощности (активной) - система АРЧМ;

- автоматическое регулирование напряжения (реактивной мощности) - система АРН;

- станционная противоаварийная автоматика - система ПАА.

В новых условиях экономических и хозяйственных взаимоотношений между энергетическими предприятиями значительно возрастают роль и значение как первичного регулирования частоты и активной мощности, так и автоматического комплексного регулирования частоты и активной мощности, осуществляемое на уровнях энергосистем, энергообъединений и ЕЭС России. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности выполняется централизованными системами автоматического регулирования (ЦС АРЧМ) на уровнях ОЭС и ЭС, обеспечивающих решение проблем ограничения перетоков мощности по связям (группе связей); поддержания среднего значения обменной мощности; регулирования системных параметров; оказания взаимопомощи другим ОЭС; обеспечения нормированного качества электроэнергии [19].

Внеплановые изменения нагрузки, определяемые ЦС АРЧМ, распределяются между регулирующими электростанциями с учетом их технологических особенностей и приближенным учетом экономических факторов. Оборудование большинства электростанций не приспособлено для постоянных возденет-

вий на быстрое изменение их мощности, скорость изменения мощности также ограничена.

Чтобы иметь достаточный резерв мощности для целей регулирования необходимо на большом числе энергоблоков, распределенных в энергосистеме, иметь единичные резервы мощности небольшой величины, что позволит при распределении управляющих воздействий системы АРЧМ снизить скорость изменения мощности каждого энергоблока.

В условиях рыночной экономики требуется, чтобы каждая энергосистема располагала достаточными регулировочными возможностями для подавления собственных отклонений режима собственными силами. При отсутствии таких возможностей она обязана оплачивать другим энергосистемам выполнение этих услуг.

Система АРЧМ электростанции обеспечивает:

- плановое ведение режима нагрузки станции для регулирования суточного графика нагрузки энергосистемы и нагрузки, выдаваемой в ОЭС;

- участие электростанции в реализации внеплановых заданий мощности при регулировании системных параметров.

В соответствии с ПУЭ и ПТЭ для привлечения к системному регулированию электростанции оснащаются системами автоматического управления (САУМ). На ТЭС - это системы регулирования паровых и газовых турбин энергоблоков, имеющих механизмы управления турбиной (МУТ) и быстродействующие пропорциональные устройства (БУП), а также автоматические регуляторы технологических процессов для качественного регулирования и контроля основных технологических параметров в режимах автоматического изменения нагрузки. Динамические характеристики основного оборудования энергоблоков должны позволять использовать их для автоматического регулирования системных параметров. Обязательным условием при оснащении энергоблока системой АРЧМ является соответствие его оборудования и системы

регулирования принятым техническим требованиям к маневренным характеристикам и технологической автоматике.

Сложившаяся иерархическая структура ЦС АРЧМ предполагает управление отдельными электростанциями, привлекаемыми к регулированию, через соответствующие вышестоящие системы ЦС АРЧМ, однако для крупноблочных ТЭС допускается возможность поблочного управления. Таким образом, централизованные системы осуществляют управление регулирующими электростанциями по двум вариантам:

- через общестанционную часть системы АРЧМ;

- путем непосредственного воздействия на каждый энергоблок.

Система АРЧМ, например, охватывает станционный уровень ТЭЦ-25, ТЭЦ-26, ГРЭС-4, ГРЭС-5 АО "Мосэнерго". Как правило, ТЭЦ с поперечными связями имеют автоматику отделения станции на несинхронную работу с действием станционной и системной автоматической частотной разгрузки.

Так, станционные устройства АРЧМ интегрируются с типовыми регуляторами котлов и турбин. Более того, именно системы АРЧМ могут оказывать решающее значение на выбор параметров ПТК. В частности, с указанной проблемой уже столкнулись государства Восточной Европы, где потребовалось согласование характеристик имеющихся ПТК с нормативами стран Европейского сообщества по поддержанию энергосистемных параметров. Данный вопрос важен и для отдельно взятой региональной энергосистемы. В условиях акционирования каждая энергосистема обязана регулировать режим по активной мощности и частоте за счет собственных генерирующих источников. В противном случае режим ведется другими электростанциями объединения энергосистем. И те из них, которые не привлекаются к регулированию энергосистемных параметров, должны расплачиваться за данную услугу с другими системами. Изложенное свидетельствует о необходимости учета технических требований к ПТК АСУ ТП ТЭС, обеспечивающих требуемые режимы работы

электростанций в энергосистеме. Если данный вопрос оставить открытым, то в перспективе может оказаться, что уже внедренные АСУ ТП смогут выполнять лишь функции локального регулирования.

1. б. Система АРН

Основным средством автоматического регулирования напряжения в энергосистемах являются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) синхронных генераторов электростанций. Кроме основной задачи - обеспечения устойчивости параллельной работы энергосистемы- АРВ обеспечивают поддержание (с определенным статизмом) заданного уровня напряжения на выводах генератора, представляя собой первый контур регулирования.

Управляя уставками АРВ генераторов оперативный персонал электростанции добивается необходимого уровня напряжения, задаваемого, как правило, для шин электростанции. Один и тот же уровень напряжения может быть обеспечен при различном распределении суммарной реактивной нагрузки между параллельно работающими генераторами (блоками генератор-трансформатор). Поэтому помимо условия поддержания заданного уровня напряжения шин оперативный персонал, управляя уставками АРВ, обеспечивает требуемое распределение реактивной нагрузки. Изменение уставки АРВ одного генератора приводит к изменению (в противоположную сторону) возбуждения, а следовательно, и реактивной мощности параллельно работающих генераторов.

Поэтому изменение уровня напряжения шин требует нескольких итеративных воздействий на все АРВ с одновременным наблюдением как за уровнем напряжения шин, так и за реактивной нагрузкой генератора, что излишне загружает персонал и затягивает процесс управления, снижая его оперативность.

В соответствии с типовыми решениями проектных организаций ключи управления АРВ генераторов крупных блочных ТЭС размещаются на блочных щитах управления, а на ЦЩУ не выносятся, что требует участия в управлении уставками АРВ дежурного персонала всех БЩУ под телефонным командованием персонала ЦЩУ и ведет к еще большему затягиванию процесса управления.

Ряд электростанций оснащен общестанционными системами регулирования напряжения и реактивной мощности для автоматизации указанных операций. Эти системы, называемые системами группового управления возбуждением (ГУВ), управляют установочными устройствами АРВ генераторов в соответствии с получаемой уставкой уровня напряжения шин и требуемым распределением реактивной нагрузки между генераторами, образуя вторичный контур регулирования. Системы ГУВ помимо облегчения и ускорения процесса регулирования напряжения и реактивной мощности обеспечивают возможность автоматизации регулирования режима энергосистемы (либо ее части) путем приема и отработки управляющих воздействий от АС ДУ или от диспетчерского персонала по каналам телеуправления.

При отсутствии на электростанции системы ГУВ для этой цели требуется передача в ЦДП информации по режиму каждого генератора и выдача оттуда на электростанцию управляющего воздействия на каждый генератор, что практически невыполнимо.

Автоматическое регулирование возбуждения должно предусматриваться практически для всех генераторов электростанций. АРВ входят в комплект поставки, типы и требования к ним известны. Должно лишь быть отмечено, что установочные устройства АРВ должны допускать работу в режиме постоянного регулирования (то есть допускать до двух управляющих воздействий в среднем в минуту) для возможности их использования в системах ГУВ, АРУН, АСДУ и т.п.

Согласно ПУЭ (п.3.3.60) групповым управлением возбуждением должны оснащаться все электростанции с числом генераторов четыре и более или их мощности 25 МВт и более. При наличии на электростанции АСУ ТП задачу ГУВ целесообразно возложить на последнюю, предусмотрев возможность задания уставок напряжения шин по каналам телеуправления от АСДУ или от дежурного диспетчерского персонала. Цикличность решения при этом находится в пределах 5-10 с, что не накладывает, по всей вероятности, особых требований к ПТК АСУ ТП электростанций.

1.7. Система ПАА

Периодически возникающие повреждения оборудования электростанций (короткие замыкания, отключения генераторов, сборных шин, целых электростанций) могут приводить к перегрузке оставшегося в работе оборудования, нарушению синхронной работы генераторов, аварийному повышению или понижению частоты и напряжения. Они часто происходят по стихийным причинам, не во всех случаях могут быть предотвращены и их невозможно точно прогнозировать.

Развитием повреждений являются аварии, возникающие наиболее часто при недостаточной пропускной способности линий электропередачи и небольшой резервной мощности генераторов. Для борьбы с авариями создана и непрерывно совершенствуется система противоаварийного управления, осуществляемого с помощью многоуровневой иерархической системы противоава-рийной автоматики:

- уровень электроэнергетической системы в целом (ЕЭС);

- уровень объединенной системы (ОЭС);

- уровень района противоаварийного управления;

- уровень локального устройства противоаварийной автоматики.

Система ПАА, являясь частью системы автоматического управления электроэнергетической системой, действует при больших аварийных возмущениях с целью предотвращения перегрузки оборудования, нарушения параллельной работы генераторов, недопустимого отклонения частоты и напряжения от номинальных значений. Кроме того, система ПАА предотвращает развитие обычных повреждений в общесистемные аварии, сопровождающиеся прекращением электроснабжения потребителей на большой территории. Ее действия направлены на восстановление баланса между генерируемой и потребляемой мощностями путем разгрузки турбин, отключением части нагрузки в дефицитной части энергосистемы, отключением части генераторов в избыточной части системы, делением системы в специально предназначенном для этого сечении и т.п.

Комплекс противоаварийных устройств на современном уровне использует достаточно сложные устройства автоматики, включая вычислительную технику и разветвленные системы телепередачи информации. Поэтому необходимо разработать и обосновать требования, выдвигаемые системой ПАА к ПТК АСУТПТЭС.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Балаков, Павел Юрьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Целесообразность применения того или иного типа технических средств АСУ ТП определяется рядом факторов, среди которых наиболее важны: вид энергетического оборудования, режимы и условия его эксплуатации в энергосистеме, стоимостные показатели, надежность, требования к разработке программного обеспечения, удобство обслуживания, гибкость структуры.

2. Отечественные системы АРЧМ, как правило, двухконтурные, в то время как зарубежные - одноконтурные. Отечественные системы АРЧМ, имеющие зону нечувствительности ±0,3 % 0 (или ±0,15Гц) не удовлетворяют требованиям МЭК к аналогичным системам (зона нечувствительности ±0,06 Гц).

3. Плановые изменения нагрузки энергоблока при нормируемых скоростях ее изменения могут производиться в темпе котла со слежением турбины за котлом и высоких требований к быстродействию системы АРЧМ предъявлять не следует.

4. Для энергоблока, участвующего в регулировании перетоков мощности по линиям связи (случайные отклонения от расчетного баланса мощности), регулирование перетоков осуществляется в темпе котла и не требует высокого быстродействия АРЧМ.

5. Более жесткие требования к быстродействию системы управления предъявляют режимы ограничения перетоков мощности (подавление на 80% от амплитудного значения периодических колебаний мощности с периодом 100 с). Однако выполнение этого требования при реальных значениях запаздывания в каналах телемеханики представляется затруднительным.

6. При реализации противоаварийного управления энергоблоков (импульсная разгрузка турбин и ограничение мощности агрегатов в послеаварийных режимах) время цикла формирования управляющих воздействий цифровой системы управления не должно превышать 8-10 мс.

7. Нормативная точность поддержания мощности энергоблока с позиций устойчивости "в малом" при внутриблочных возмущениях должна быть такой, чтобы среднеквадратичная ошибка не превышала 1%. Это условие может быть выполнено при 10%-х возмущениях параметров при времени цикла цифровой системы управления 0,25 с.

8. Для реализации неплановых изменений задания мощности с учетом времени действия устройств телемеханики, время цикла агрегатного (блочного) устройства управления мощности не должно превышать ОД-0,2 с. Этот нормативный, хотя и не вполне логичный подход чрезвычайно утяжеляет условия работы агрегатных систем управления. Действительно, время цикла опроса по каналам телемеханики на порядок выше, в среднем -1,5 с.

9. Для управляющих подсистем АСУ ТП энергоблоков мощностью 300 МВт и выше, выполняющих функции регулирования частоты и мощности, включенных в общие иерархические многоуровневые системы противоава-рийной автоматики и ограничения перетоков по линиям связи можно принять следующие времена циклов:

- 0,02 с - для контуров быстрого управления и противоаварийной автоматики,

- 0,2 с - для контура управления нормальными режимами турбины.

10. Для турбоагрегатов относительно небольшой мощности 50-100 МВт, для теплофикационных агрегатов, турбин с противодавлением требования к быстродействию функционирования цифровой системы управления могут быть снижены.

Эти агрегаты не оснащаются устройствами быстрого управления, не используются для регулирования частоты и ограничения перетоков. Для агрегатов на станциях с общим паропроводом жестко не регламентируется динамическая точность поддержания параметров при внутриблочных возмущениях. Поэтому требования к быстродействию их систем управления определяются режимами нормальной эксплуатации, вплоть до управления в темпе котла.

11. Система противоаварийного управления мощностью энергоблока вследствие высоких требований к быстродействию и надежности не может быть реализована в рамках единой структуры АСУ ТП. Необходимо использование специализированных устройств с комплексом малоинерционных измерительных средств, не связанных с дистанционной магистралью. Эти специализированные устройства, ориентированные на сигнальные процессоры, не только должны обеспечивать необходимую интерфейсную связь с остальными подсистемами АСУ ТП, но и быть готовыми к автономному функционированию без учета готовности остальных подсистем.

12. Обеспечение заданного уровня быстродействия АСУ ТП неразрывно связано с выбором структуры системы, оптимизацией взаимодействия отдельных подсистем и уровней иерархии. В частности, представляется целесообразным включение в состав цифровых систем управления для решения специальных функциональных задач устройств, выполненых на традиционных аналоговых средствах. Дополнительный выигрыш в быстродействии может быть достигнут при введении элементов адаптации в структуру реализации алгоритмического обеспечения. При этом при возникновении аварийных ситуаций изменяется диспетчеризация решаемых задач и система переходит на обработку неполного состава алгоритмов, соответствующих конкретной ситуации. При этом может быть обеспечен инициативный ввод дискретной и аналоговой информации.

13. Проведен анализ принципов выполнения делительной автоматики по частоте ТЭЦ для разработки модели, позволяющей осуществить моделирование параллельной работы электростанции с турбоагрегатами различных типов и энергосистемы. При этом учитывается возможность вводить возмущение различных видов (включение и отключение нагрузок, СН, агрегатов, линий электропередач и т.п.). В модели отображены как переходные процессы изменения частоты и перетоков мощности, так и установившиеся режимы, на основании анализа которых возможно проверить эффективность функционирования устройств АЧР и ДА, а также целесообразность того или иного исполнения ДА.

14. Показано преимущество принципа выделения части ТЭЦ-16 со сбалансированной нагрузкой и СН всей электростанции.

15. Разработана математическая модель главной схемы электрических соединений ТЭЦ, позволяющая отработать различные варианты совместных действий автоматики и оперативного персонала.

16. Разработанная математическая модель позволяет для ТЭЦ-16 обеспечить оптимальное выполнение автоматики выделения СН при аварийном снижении частоты, а также коррекцию эксплуатационных циркуляров и инструкций по действию оперативного персонала при угрозе аварийного останова агрегатов и проверку эффективности совместного функционирования АЧР и ДА, а также селективности их действия.

17. Отделение электростанции в случае аварийного снижения частоты должно происходить только при сопутствующем существенном изменении (сверх заданных установок) хотя бы одного из технологических параметров (расхода питательной воды, давления перед встроенной в тракт котла задвижкой, уровня в барабане котла, давления в системе регулирования турбины).

18.Для функционирования делительной автоматики должна быть собрана дискретная (положение выключателей) и аналоговая (перетоки мощности, частота, напряжение) информация по схеме электростанций, которая должна периодически обновляться (не реже одного раза в секунду).

19.Для организации работы программного обеспечения делительной автоматики электрическая схема ТЭЦ представляется ее математической моделью, по которой все ее элементы разделены на узлы (генераторы, секции шин электростанции, шины энергосистемы) и ветви (выключатели блочных трансформаторов, секционные и шиносоединительные выключатели, линейные выключатели).

20.Получено оптимальное распределение нагрузки между котлоагрегатами для конденсационного и теплофикационного режимов, а также последовательность включения (отключения) котлов при наборе (падении) нагрузки.

21. Разработанная математическая модель выдает рекомендации оперативному персоналу в диалоговом режиме по ликвидации последствий анормальных режимов при больших небалансах мощности, связанных с отделением ТЭЦ-16 от системы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Балаков, Павел Юрьевич, 1998 год

Список использованной литературы

1. Комплекс технических средств для создания АСУ повышенной надежности. Справочный материал КБ ОМ, г.Москва, 1993г.

2. Программно-технический комплекс РНИИКП. Фирменный материал, г.Москва, 1993 г.

3. Средства программируемой автоматики с перестраиваемой структурой (СПА-ПС). Справочный материал, г.Омск, 1993г.

4. Программно-технический комплекс "Автонит-М". Справочный материал МГВП "Автонит", г.Санкт-Петербург, 1993г.

5. Многофункциональный комплекс программно-аппаратных средств МФК "Техноконт". Техническая документация. НПО'Техноконт", 1993г.

6. Программно-технический комплекс "Квинт". Справочный материал НИИТеплоприбор, г.Москва, 1993г.

7. Техническая структура АСУТП энергоблоков 9-11 Добротворской ГРЭС на базе ПТК "Серия 200". Исходные данные для проектирования. НИИТеплоприбор, г.Москва, 1992г.

8. Показатели оценки ПТК, предлагаемые ГП "Поиск" для построения АСУТП энергоблока ПГУ-260, г.Санкт-Петербург., 1993 г.

9. Программно-технический комплекс НПО "Аврора". Справочный материал, г. Санкт-Петербург, 1993г.

10. АСУТП блока ПГУ-325. Техническое задание. НПО "Аврора", г.Санкт-Петербург, 1993г.

11. Предложение по разработке АСУТП блока 210 Мвт Уренгойской ГРЭС. Фирменный материал КТИ ВТ РАН. г.Новосибирск, 1993г.

12. Микроконт-Р1. Семейство интеллектуальных управляющих модулей для распределенных АСУТП на базе локальной сети ВШ)ш. Справочный материал НТЦ "Системотехника". г.Иваново, 1993г.

13. Автоматизация управления на электростанциях на базе микропроцессорных систем /А.А.Алексанов,Ю.Н. Балаков, А.Ф. Бочков, A.B. Шунтов.-М.: Изд-во МЭИ, 1996,- 47 с.

14. Общеотраслевые руководящие методические материалы по созданию АСУ ТП: Практическое руководство. М.: Финансы и статистика, 1982.

15. Теория автоматического управления. М.: Высшая школа, 1976.

16. Иванов В.А. Регулирование энергоблоков. Л.: Машиностроение, 1982.

17. Плетнев Г.П. Автоматическое регулирование и защита теплоэнергетических установок электрических станций. М.: Энергия, 1976.

18. Прангишвили И.В. Микропроцессоры и локальные сети микро-ЭВМ в распределенных системах управления. М.: Энергоатомиздат, 1985.

19. Нечипоренко В.И. Структурный анализ систем. М.: Советское радио, 1977.

20. "Нормы минимальных допустимых уровней и предельно допустимых скоростей изменения нагрузок энергоблоков 150-1200 МВт".НР34-00-112-86, НР34-70-113-86, МПО Союзтехэнерго, Москва, 1987 г.

21. Технические требования к маневренности энергетических блоков тепловых электростанций с конденсационными турбинами. МПО Союзтехэнерго, Москва, 1987 г.

22. Сегура X. "Иерархическая система регулирования режимов работы ЕЭС СССР по частоте и активной мощности". Доклад на совещании "Автоматизированные системы диспетчерского управления в энергети-ке". Москва, ПО Союзтехэнерго, 1986 г.

23. Фотин Л.П. "Требования к маневренности ТЭС, участвующих в автоматическом регулировании частоты и мощности". Труды ВНИИЭ, Москва, Энергоатомиздат, 1991 г.

24. Давыдов Н.И., МеламедА.Д. и др. "Система АРЧМ блочных электростанций с прямоточными котлами". Доклад на совещании "Вопросы устойчивости и надежности энергосистемы", Алма-Ата, 1979 г.

25. Давыдов Н.И., Трахтенберг М.Д. и др. "Типовые схемы регулирования частоты и мощности на блочных ТЭС с прямоточными и барабанными котлами". Доклад на совещании "Регулирование мощности на ТЭС", Москва, 1979 г.

26. Меламед А.Д. "Регулирование мощности энергоблоков при работе в нормальных режимах". Сб. "Автоматическое регулирование мощности ТЭС и АЭС", Москва, Энергоатомиздат, 1990 г.

27. Денисов A.A., Колесников Д.Н. Теория больших систем управления. JL: Энергоиздат, 1982.

28.Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Технические требования к программно-техническим комплексам (ПТК) АСУ ТП ТЭС, обеспечивающие режимы регулирования частоты и мощности в энергосистеме. -М.: Вестник МЭИ, 1998.-N2-C.67-72.

29. Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Технические требования к ПТК АСУ ТП ТЭС, обеспечивающие режимы работы систем автоматического регулирования напряжения и противоаварийной автоматики.-М.,1996,-13с. Деп. в Черме-тинформации 15.11.96, N 10255.

30. Балаков П.Ю.,Шунтов A.B. Технические требования к ПТК АСУ ТП ТЭС, обеспечивающих режимы регулирования частоты и мощности в энергосистеме. -М.,1996. -18с. Деп. в Черметинформации 15.11.96,N 10257.

31.Mikroprozessorsteuergerat fur Netzfraquenzent lastung bit DF/DT Element. :[Pap.] 4 Wiss. Konf., 10-12 Okt., 1989 Sess. 1 /Florkowski, Wojciech ;Kordus, Aleksander ;Lorenc, Jozef//Wiss.Ber. Techn. Hochsch Leipzig.-1989.-N 18.-C. 100-110.-ISSN 0138-3809,-

32.A microcomputer-based intelligent load shedding relay. /Lee, Wei-Jen ;Gu, Jyh-Charng/ЛЕЕЕ Trans. Power. Deliv.-1989.-t.4,N 4 .-С. 2018-2024.-C. 2024.-ISSN 0885-8977,33. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем. М.: Союзтехэнерго, 1987.

34.Устойчивость энергосистем и противоаварийное управление. :Сб. науч. тр. /ВНИИ электронерг. ВНИИЭ) Под ред. Мамиконянц, Л.Г..-М.: Энергоатом-издат,1990.-С. 134 с.. ил..-

35. Конечно-автоматное представление алгоритмов локальных устройств противоаварийной автоматики. /Попов, С. ГУ/Устойчивость энергосистем и противоаварийн. упр.-М.:,1990.-С. 109-121,36. О влиянии работы АЧР на устойчивость межсистемных связей. / Рабинович, Р. С.//Устойчивость энергосистем и противоаварийн. упр.,- М.:,1990.-С. 5-14,37. Вассерблай В.В.,Мерпорт Э.И. Опыт эксплуатации делительной автоматики по частоте ТЭС.- Электрические станции, 1991, N2.

38. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электрическая часть. М.: Энергоиздат, 1985.

39. Балаков П.Ю. Повышение надежности работы тепловых электростанций. -М.,1996. -8с. Деп. в Черметинформации 15.11.96, N 10256.

40. Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Повышение надежности работы ТЭС при возникновении аварийных ситуаций. -М.: Вестник МЭИ, 1998.-N1.-C.73-77

39. Рабинович P.C. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергия, 1980.

40. О выборе автоматики выделения ТЭС при аварийном снижении частоты /Задерей А.В.,Ройтельман И.Г., Браевский В.Н. и др./-Электрические станции, 1987, N2.

43 .Петере А.Ф.,Искаков К.Б.,Осенмук И.П. Об автоматике выделения генераторов на питание собственных нужд.-Электрические станции, 1982, N3.

44.Гайнуллин Ю.С., Мерпорт Э.И. По поводу статьи А.Ф.Петерса и др. "Об автоматике выделения генераторов на питание собственных нужд"- Электрические станции, 1983, N5.

45. Ханин А.Г. Опыт автоматизации схем выделения собственных нужд блочных ТЭС при аварийном снижении частоты.- Энергетик, 1985, N11.

46. Ханин А.Г. О выполнении делительной автоматики по частоте на потребительских блок-станциях,- Энергетик, 1988, N2.

47. A.c. 1117775 (СССР) /Рабинович P.C. Опубликовано в Б.И. 1984, N37.

48. Объем и технические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования моноблочных установок мощностью 250, 300,500 и 800 МВт. М.: Союзтехэнерго, 1987.

49. A.c. 1534628 (СССР). Устройство делительной автоматики по частоте электростанций /Мерпорт Э.И., ХодосГ.М. Опубл. В Б.И., 1990, N1.49. Способ блокировки автоматической частотной разгрузки. /Бондаренко, В. И.//Пром. 3Hepr..-1990.-N 4.-С. 29-31.-ISSN 0033-1155,50. Быстродействующая микропроцессорная система управления нагрузкой подстанции по частоте. /Караулов, В. А. ;Поляков, В. Е.;Синютин, П. А./УСоврем. методы и средства быстродействующего преобраз. режим, параметров энергосистемьг.Тез. докл. Всес. науч.-техн. конф./Урало-Сиб. дом экон. и науч.-техн. проп. о-ва "Знание" РСФСР и др..-Челябинск:,1990.-С. 5758,51. Adaptive control of load shedding relays under generation loss conditions.

/Fox, B. ;Thompson, J. G. ;Tindall, C. E.//4th Int. Conf. Dev. Power Syst. Prot.,Edinburgh, 11-13 Apr., 1989.-London:, 1988.-С. 259-263.-ISBN 0852 963 750,-

52. Работа противоаварийной автоматики при дефиците мощности и снижении частоты. /Гуров, Н. С. ; Семенов, А. В./'/Всес. науч.-техн.конф. "Соврем, релейн. защита электроэнерг. объектов", Чебоксары, янв., 1991: Матер, конф..-Чебоксары:, 1991.-С. 67-68,53. Выбор уставок автоматики с помощью персональной ЭВМ. /Ройтельман, И. Г.//Энергетик.-1991.-М 5.-С. 19-20.-ISSN 0013-7278,54. Delesteur. //Bull. Schweiz. electrotechn. Ver..-1991.-t.82,N 7.-C. 67.55. [Повышение эффективности автоматической частотной разгрузки] /Cul, БЫшап/'/Дяныш цзишу .-1991.-t.24,N 5.-С. 22-24.-ISSN 1000-145Х,-

56. Development of a pattern recognition approach to underfrequency relaying. /Novosel, Damir ;King, Roger L.//IEEE SOUTHEASTCON'90: Technol. Today and Tomorrow, New Orleans, La, Apr. 1-4,1990: Conf. and Exhibit: Proc..-New York (N. Y.):,1990.-C. 145-149,57. The power system emergency control based on optimal load-shedding allocation. /Cukalevski, N. V.; Calovic, M. S./VPubl. Elektrotehn. fak. Ser. Elektroenerg./Univ. Beogradu .-1990.-N 148-155.-C. 83-100,58. Optimal estimation of frequency deviation and its sate of change for load shedding. /Girgis, A. A. ;Peterson, W. L.//Int. J. Energy Syst..- 1991.-t.11,N 2.-C. 103-107.-ISSN 0226-1472,59 Journal of the Central-South Institute of Mining and Metallurgy /Han, Yingduo ; Min, Yong ;Hong, 81гаоЫп//Чжуннань куан'е сюэюань сюэбао.-1991.-т.22, N 6.-С. 34-39.-ISSN 0253-4347,-

60Analysis of power-frequency dynamics in large scale multi-machine power systems. =Journal of the Central-South Institute of Mining and Metallurgy. = Journal of the Central-South Institute of Mining and Metallurgy / Han, Y. ;Min, Y. ;Hong, Sh.//Zhongnan kuangye xueyuan xuebao.-1991.- t.22,N 6.-C. 28-33.-ISSN 02534347,-

61.Analiza celowosci wykorzystania kryterium df/'dt w elektroenergetycznej automatyce odciazajacej: [Ref.] [Konf.] Symulacja cyfr. proces. dyn.i przetwarzania sygnaow celow autom. elektroenerg., Wroclaw, 1991. /Dzierzanowski, Witold//Pr. naiik. Inst, energoelek. PWrocl. Ser.Konf..-1991.-N 31.-C. 81-87.-ISSN 0324-9778,-

62.Frequency trend and discrete underfre-quency relaying practices in India for utility and captive power appli-cations. /Subramanian, P. V.; Viswanathan,

M.;Kairamkonda, V. Т.//ШЕЕ Trans. Power. Deliv..-1992.-t.7,N 4.-C. 1878-1884.-ISSN 0885-8977,63 .Методические указания по курсовому проектированию по дисциплине АСУ ТП. Г.П.Плетнев, Н.И.Смирнов, В.С.Мухин, Т.Е.Щедеркина, А.Н.Лесни-чук.-М.5. Изд-во МЭИ, 1991 г.

......... ...... .. - - а......'Хил*......1ш........

• ф 9 Таблица 01 ^

Технические характеристики микропроцессорных систем

Изготовитель

Характеристики НИИ "Теплопри- НИИ "Научный ASEA Brown Honeywell Leeds and Siemens

бор" (Россия) центр" (Россия) Boveri (США) Northrup (США) (Германия)

Наименование системы Квинт САУ-600/16 Master SCAN-3000 MAX-1000 Teleperm ME

Количество контуров 32 24 32 32 32 104

регулирования*

Количество аналоговых 128 96 128 96 224 728-832

вводов-выводов*

Количество дискретных 256 256 192 256-960 416-480 1456

вводов-выводов*

Частота сканирования

вводов-выводов, мс:

аналоговых 250 500 100-500 125-500 125-500 43,3-46,6

дискретных 250 20-50 10 2, 5 1-125 26,7

Центральный процессор

контроллера: -

разрядность 16 16 32 . . . 32 16**

фирма-изготовитель КР1810(Россия) Motorola (США) Motorola . . . AT&T (США) Intel

Количество контролле- До 28 До 28 До 16 . . . До 31 До 100

ров на одну магистраль

Пропускная способность 0,375 ^ f 5 2 5 . .. 0,25

магистрали, Мбит/с

í

* Ия Л ЛИН ^ПНТЛПППРП

жж PfnMMvm^ttflTTwnHHHü ттнтпп ТТГТРП