3.5. Математическое обеспечение асу

Сама вычислительная система имеет внутреннее математическое обеспечение. Оно обеспечивает сбор и обработку информации, мультипрограммный режим работы системы, упорядоченное решение различных задач в соответствии с их приоритетом, параллельную обработку информации, формирование отчетных документов, общение человека с системой и много другое. АСУ в энергетике это очень совершенные компьютерные системы управления, что определяется их внутренним математическим обеспечением. Отметим, что при создании АСУ на математическое обеспечение тратится денег в 2-3 раза больше, чем на технику. Интересно высказывание Билла Гейта, владельца компании Майкрософт. В одном из интервью он сказал, что если от него уйдут 20 ведущих работников, занятых математическим обеспечением, то корпорация потерпит крах.

Внешнее математическое обеспечение включает программы расчета различных задач управления (режима сетей, оптимальных балансов мощности, покупной или проданной энергии и пр.).

Без математического обеспечения АСУ это не система, а отдельные ЭВМ.

3.6. Пример состава задачи, решаемых в асу тп гэс

Дадим некоторые примеры решения основных задач, поскольку в полном объеме этот вопрос рассмотреть невозможно. Задач много и они очень разнообразны [3]. Не все приведенные задачи направлены на оптимизацию режимов, но косвенно они связаны с режимами. Приведенные примеры показывают, что на энергетических объектах компьютеризация распространяется на большую часть задач управления.

Задача сбора и обработки информации. Это типовые задачи и они существуют в АСУ ТП всех объектов энергосистем - ГЭС, ТЭС, СП, ПС и пр.

Управление режимами. Приведем некоторые примеры. В АСУ ТП ТЭС имеются задачи оптимизации режима энергоблока, управления режимом напряжения и реактивной мощности, формирование теплового баланса станции, расчета КПД, расчета технико-экономических показателей, расчета движения топлива.

В АСУ ТП ГЭС ведется оптимизация режима использования водных ресурсов водохранилища, определение оптимального состава и режима агрегатов, регулирование напряжения, расчет технико-экономических показателей.

Пример состава задач в АСУ ТП ГЭС [3].

Приведенные данные были реализованы в АСУ Красноярской ГЭС.

Сейчас они другие и их надо воспринимать только как иллюстрацию для понимания материала. АСУ динамичная система и в ней всегда меняется состав задач и алгоритмы их решения.

Каждая часть АСУ организуется в виде комплекса подсистем с определенным составом задач.

В АСУ ТП ГЭС включаются следующие подсистемы:

• информационное обеспечение управления,

• управления активными мощностями агрегатов и станции;

• управление режимом напряжения и реактивными мощностями станции и агрегатов;

• управление составом и режимом агрегатов, которые могут работать в режиме генератора ГР и синхронного компенсатора СК;

• задачи регулирования технологического процесса – это задачи оперативно – диспетчерского управления;

• Регистрация параметров в аварийных условиях.

• управление оборудование высоковольтной подстанции – АСУ подстанции;

• противоаварийное управление (ПАА);

• диагностика состояния оборудования;

• контроль состояния гидротехнических сооружений;

• документирование управления.

В АСУП включает задачи организационно- экономического управления. Число подсистем АСУП определяется сферами производственной деятельности и организационной структурой управления станцией. Чаще всего имеются следующие подсистемы АСУП:

• управления производственно – технической деятельностью;

• управление энергоремонтами;

• материально – техническое снабжение;

• экономическая деятельность;

• труд и кадры;

• бухгалтерский учет;

• маркетинг;

• сбыт продукции;

• финансы,

• общее управление.

Информационные задачи. Информационные задачи рассмотрены ранее. Остановимся только на регистрации аварийных режимов ГЭС – программа РАС. Программа РАС решает важнейшую задачу контроля хода аварий. Цель регистрации - получить информацию о процессах возникновения, развития аварии и ликвидации. На основе этих данных можно видеть последовательность и режим работы оборудования, автоматики и релейной защиты, определить и оценить действия оперативного персонала. РАС работает на интервале 10 - 15 мин. после начала аварии. При развитии аварии допускается наложение нескольких разновидностей аварий и их последовательная регистрация.

Суть работы РАС сводится к ускоренной регистрации и выдаче на печать показаний аналоговых и дискретных датчиков и процедур с ключами управления. Все сигналы привязаны к астрономическому времени. Пусковым органом РАС являются выходные реле технологических защит. РАС может запускаться также при нарушении определенных ограничений. Недостатком РАС является то, что она может начать работать при ложном срабатывании устройств РЗ и А. При работе РАС важно не испортить массив данных предаварийной ситуации, который хранится в памяти ЭВМ после первичной обработки информации. Как уже говорилось, это данные примерно на 30 мин. интервале.

РАС исключает малоинформативную информацию для облегчения последующего анализа хода событий. Если параметр существенно меняется в процессе аварии, то он сохраняется и печатается. Если параметр сначала существенно меняется, а затем достигает установившегося значения, то на печать выводится только активная зона его изменения и указывается его установившееся значение и время стабилизации. Те параметры, которые не изменились существенно во время аварии, лишь перечисляются. На время работы РАС блокируются малоответственные задачи.

Задачи управления технологическим процессом в АСУ ГЭС.

С большими упрощениями рассмотрим содержание управления технологическим процессом ГЭС. С верхних уровней управления задаются задания по режиму станции. Они учитываются при разработке оперативных и текущих планов управления режимами. Оперативный план включает графики нагрузки, резерв мощности, графики напряжения и требования к режиму. Диспетчерская служба станции примерно с суточной заблаговременностью намечет мероприятия по выполнению планов. Определяются все технические мероприятия: намечается схема электрических соединений станции, выбирается состав работающих и резервных агрегатов, намечается вывод оборудования в текущий и капитальные ремонты, определяются потребные ресурсы. В процессе управления плановые расчеты реализуются с использованием средств диспетчерского и автоматического управления. Состав агрегатов вводится с использованием технологической автоматики. Средства автоматического регулирования активной и реактивной мощности (режимная автоматика) обеспечивают распределение нагрузки между агрегатами и поддержание параметров по напряжению и частоте в заданных пределах. Средства релейной защиты обеспечивают защиту. Имеется комплекс средств контроля, регистрации и отображения информации. Изложенный комплекс задач является традиционным и хорошо освоен в практике.

Осуществляется регулирования технологического процесса ГЭС т.е. регулирования активной и реактивной мощности агрегатов и станции. Алгоритмически она имеет три подсистемы АСУ ТП (рисунок 3.6): рационального управления составом агрегатов РУСА; группового регулирования активной мощности агрегатов ГРАМ; группового регулирования реактивной мощности.

В РУСА решается задача оптимизации состава работающих агрегатов. При изменении нагрузки станции состав может измениться и на основе методов внутристанционной оптимизации решается задача включения оптимального состава. При изменении активной и реактивной мощности меняется распределение нагрузки между агрегатами, которое назначается по условиям наивыгоднейшего распределения нагрузки. Через подсистему РУСА осуществляется передача управляющих сигналов на технологическую автоматику ТА. Через подсистемы ГРАМ и ГРРМ осуществляется воздействие на групповую автоматику регулирования активной и реактивной мощности. В подсистемах предусматриваются все необходимые логические возможности воздействия на режим станции. Подсистема ГРАМ воздействует на агрегаты через автоматику регулирования мощности (оборотов) РО. Подсистема ГРРМ воздействует на агрегаты через автоматику регулирования возбуждения РВ.

Регулирование технологического процесса осуществляется на основе оптимизационных алгоритмов, надежность управления повышается за счет программного резервирования средств автоматики, автоматически программными средствами поддерживается работа станции по заданному графику нагрузки, автоматически поддерживается работа станции по заданному графику напряжения. В АСУ значительно расширяются функции автоматики. Подсистема ГРАМ может вести групповое регулирование на отдельных частях станции, что расширяет функции групповой автоматики. Подсистема ГРРМ программными средствами может поддерживать график напряжения на шинах разного класса напряжения и на отдельных частях станции. Подсистема РУСА обеспечивает поддержание заданного резерва по активной и реактивной мощности. Все это повышает эффективность регулирования технологического процесса.

Задачи диагностики.

Диагностика эксплуатационного состояния агрегатов. Диагностические методы оценки технического состояния агрегатов позволяют оценить надежность их работы. С учетом реального состояния агрегатов оценивается период их безотказной работы, и планируются ремонты.

Система диагностики в АСУ имеет два уровня. На нижнем - непрерывно по данным измерений различных параметров оценивается состояние каждого агрегата. Параметры накапливаются, измеряются, оцениваются в динамике. Кроме данных измерений используются данные испытаний, осмотров, ремонтов, ревизий, сведения об отказах. Используя специальные модели старения, по этой информации прогнозируется состояние агрегата.

Решение задач диагностики вызывает увеличение объема измерений. Для диагностической оценки используются показания датчиков: температуры сегментов подпятника и подшипников, температуры меди и стали генераторов, температуры масла трансформаторов, вибрация элементов гидроагрегата, показания предупредительных защит, ресурс использования электротехнического и коммутационного оборудования, продолжительность работы после ремонта и пр. Возрастает роль вибрационной диагностики. При вибрационной диагностике используются данные о резонансной частоте, состав гармоник (особенно кратных частоте вращения ротора).

При диагностике надежность оценивается экспертным путем. Для этого вводится условная оценка Д(Ф) диагностических факторов Ф. Если величина Д(Ф) Д_мак., то надежность агрегата считается недостаточной. Факторы в процессе работы агрегата меняются, причем часто случайно. Наблюдение за ними и оценка позволяет выявить симптомы снижения надежности и оценить эксплуатационное состояние агрегата.

Экспертная оценка эксплуатационного состояния агрегата требует разработки специальной методики экспертного анализа. Необходимо из множества параметров характеризующих состояние агрегата отобрать существенные факторы, классифицировать их и оценить их. Методика экспертного анализа зависит от содержания диагностической задачи.

Приведем некоторые примеры. Рассмотрим оценку эксплуатационного состояния агрегата по количеству и составу срабатываний предупредительных защит. Имеется большое количество предупредительных защиты, которые работают на сигнал при достижении параметром граничного допустимого значения. Например, предупредительные защиты блока генератор – трансформатор составляют 100 – 150 наименований.

Вначале формируется список факторов Ф. Для этого необходимо выявить все защиты, отобрать важнейшие для общего эксплуатационного состояния агрегата, оценить их в условно количественном измерении (присвоить им веса). Субъективно оценить большое количество совершенно разноплановых защит нельзя, поэтому эксперты отбирают только те, которые несут важную информацию о надежности агрегата. Иногда удается оценить их в именованных единицах, характеризующих надежность. Чаще всего в списке диагностических факторов остается 10 – 15 наименований предупредительных защит. Вес фактора определяется с использованием обычных приемов получения условно- количественных оценок при экспертном анализе.

Диагностическая оценка температурного режима оборудования. Температурный режим подвергается систематическому и строгому контролю. Приведенный пример (таблица 3.2) показывает, что из 10 факторов 4 – температурные. В АСУ показания температурных датчиков регулярно фиксируются, и можно оценить процесс изменения температуры во времени. Если процесс говорит об ухудшении температурного режима, то надежность агрегата снижается. Эксплуатация агрегата при таком процессе сопряжена с риском. Статистические данные позволяют определить вероятность нарушения температурных ограничений. Обычно считается, что распределение вероятностей подчиняется нормальному закону. Тогда, если риск нарушения температурных ограничений

R_j =max {p_ij} R_доп , (3.5)

то персонал должен принимать решение о возможности работы этого агрегата. Здесь i - номер контролируемого объекта, j - номер контролируемого параметра.

Диагностическая оценка состояния агрегата по времени его использования. Время работы характеризует старение агрегата. Общее время работы после капитального ремонта является косвенной характеристикой эксплуатационного состояния агрегата. С течением времени увеличивается износ гидротурбинного оборудования, уменьшается надежность коммутационной аппаратуры, стареет изоляция генератора и пр. Считается, что интенсивность износа всего агрегата во времени меняется по экспоненте. Тогда риск работы агрегата

R_{изн i} = exp ( t_раб ^k) (3.6)

где t_раб - время работы агрегата,k – показатель степени экспоненты. Если

R_{изн i} > R _{доп.изнi} , (3.7)

то надежность агрегата понизилась ниже допустимой величины R _{доп.изнi} и это надо учитывать при его использовании.

Ресурс агрегата можно также учитывать в зависимости от его рабочей мощности на интервале наблюдений Т

(3.8)

где R(N) – расход ресурса при работе агрегата со средней мощностью на интервале наблюдения; R(N_ном) – расход ресурса, соответствующий номинальной мощности N_ном ; _r – допустимое значение использования полного ресурса.

Иногда учитывается время работы агрегата и его мощность одновременно.

Диагностическая оценка вибрационного состояния агрегата. Эта задача в АСУ ТП решается значительно полнее и содержательнее, чем при обычных методах контроля. Из экспуатационной практики известно, что примерно 90 % повреждений на гидроагрегатах связаны с недопустимыми вибрациями. При вибрации возникают изгибы вала агрегата, нарушается соостность вала и подшипников, уменьшаются зазоры во вращающихся частях турбины, увеличивается пульсация давления в проточной части турбины, меняются параметры электромагнитных и электромеханических процессов в генераторе и др. На гидроагрегате имеются штатные датчики вибрации. Они устанавливаются на обмотках статора и ротора, сердечнике и корпусе статора, стальных конструкциях ротора, несущей крестовине агрегата, подшипниках, крышке турбины, подпятнике и др.

В АСУ вибрационный контроль ведется непрерывно. Предусматривается сбор информации, ее обработка и анализ. При недопустимых вибрациях подаются предупредительные и аварийные сигналы. Ведутся наблюдения за вибрацией и ее процессом во времени. Состояние вибрации обязательно сообщается персоналу и учитывается при управлении агрегатами. Аварийность агрегатов существенно понижается.

Противоаварийное управление. На многих гидростанциях установлена противоаварийная автоматика системы, на базе которой в АСУ ТП создана специальная подсистема ПАА. Устройства противоаварийной автоматики обеспечивают:

• автоматическое управление режимами ГЭС с целью сохранения устойчивости системы,

• автоматическое предотвращение асинхронного хода генераторов,

• автоматическое ограничение отклонений частоты и напряжения сверх допустимых пределов.

Рисунок 3.6 - Схема регулирования технологического процесса в АСУ ТП ГЭС

Эффективность решения всех названных задач в АСУ повышается. Покажем это на примере первой задачи. В аварийных условиях может нарушиться баланс активных мощностей системы. Для сохранения баланса отключается часть агрегатов станции, подключенных к устройствам ПАА. Сохранение устойчивости системы зависит от точности соблюдения баланса. Без расчетов на ЭВМ порядок отключения агрегатов жесткий и потому неоптимальный.

При аварии возникает необходимость отделить аварийную часть системы от «здоровой». Для этого система делится на части. В ПАА традиционно жестко фиксируется сечение деления. В подсистеме ПАА, которая работает в АСУ, сечение деления выбирается таким образом, чтобы переток через него был близок к нулю. При этом будет минимальная разбалансированность частей системы, и это способствует сохранению устойчивости системы. Подсистема ПАА - это яркий пример эффективности АСУ ТП.

Расчет и контроль технико- экономических показателей станции. ТЭП отражают эффективность использования водных ресурсов и оборудования станции. Состав ТЭП разнообразен. Расчеты производятся с требуемым осреднением: за минуты, часы, сутки и большие периоды. По этим данным оценивается и работа персонала.

Одним из важнейших является показатель удельного расхода воды на выработанную или отпущенную электроэнергию. Удельный расход на отпущенную электроэнергию

(3.8)

где W – сток воды за определенный период, Э – выработанная электроэнергия, Э_сн - потребления электроэнергии на собственные нужды станции.

Величины выработанной электроэнергии и потребления на собственные нужды определяются по показаниям счетчиков электроэнергии, как число – импульсная информация. Значительно сложнее определить сток. Обычно для расчета используются энергетические характеристики агрегатов или станции и это приводит к погрешностям 5% и более. Расчет ТЭП состоит из первичной (стандартной) и вторичной обработки информации.

Таблица 3.2 - Условно-количественные (весовые) оценки предупредительных защит, характеризующих эксплуатационное состояние агрегатов Новосибирской ГЭС

№ п.п	Наименование предупредительной защиты	Весовые показатели, %
1	Температура подпятника генератора выше норы	7,93
2	Короткое замыкание в цепи ротора	7,63
3	Температура подшипника генератора выше нормы	7,6
4	Температура масла в ванне подпятника выше нормы	6,86
5	Понижение уровня изоляции обмотки статора	6,72
6	Температура охлаждающего воздуха генератора выше нормы	5,87
7	Температура масла трансформатора выше нормы	5,7
8	Давление масла в МНУ системы регулирования мощности ниже нормы	5,44
9	Сработка газовой защита трансформатора	5,3
10	Уровень масла в ванне подпятника ниже нормы	4,85

Используются данные из общей информационной базы АСУ ГЭС. В базе хранятся числа и константы, характеристики, расчетные формулы, таблицы выдачи информации. Предусматривается возможность коррекции этой информации. Первичная обработка информации заканчивается осреднением параметров за 15 мин. Расчет ТЭП производится при вторичной обработке информации по осредненным данным. Ведется накопление ТЭП за часовые и большие интервалы времени.

Постоянно ведется анализ ТЭП. Это повышает эффективность процесса управления. Цель анализа выявить звенья и цепочки технологического процесса, которые снижают эффективность и оценить вклад в формирование ТЭП того или иного работника.

На примере удельного расхода воды покажем содержание анализа. Различаются три величины удельного расхода: фактический (индекс «ф»), нормативный (индекс «н») и приведенный к фактическим условиям работы за отчетный период («пр»). Приведение производится к параметрам, не зависящим от деятельности персонала. Например, к среднему напору, или к влиянию сгонно- нагонных ветровых изменений уровня и пр.

Если

q = q_пр – q_фак > 0, (3.9)

то на станции получена экономия стока. Тогда проводится анализ составляющих экономии. Вся экономия раскладывается на составляющие

q = q₁ + q₂ + + q_i , (3.10)

каждая из которых характеризует потерю ( - ) или экономию (+) стока. Это определяется сравнением приведенных и нормативных величин для каждой составляющей

q= q– q_н (3.11)

По значениям q оценивается работа персонала, отвечающего за данный агрегат или процесс.

Рассмотренная задача приобретает новое звучание при коммерческом управлении. Она позволяет проводить стратегию управления издержками, снижать цены, повышать объем продаж. Без этой задачи нельзя реализовать внутрифирменный хозрасчет и правильное планирование.