Появление в 90-х годах высоконадежной и относительно дешевой микропроцессорной техники и цифровых сетей передачи данных дало мощный импульс к развитию цифровых СКУ, реализующих функции информационные, автоматического регулирования, защит, дистанционного, функционально-группового и программно-логического управления. Внедрение микропроцессорных СКУ электрической части электростанций началось в России сравнительно недавно: создание технических заданий (1997 г.); проектирование, монтажные и некоторые наладочные работы (1998 г.); полный комплекс наладки, сдача в опытно-промышленную (1999 г.) и промышленную (2000 г.) эксплуатацию. Решения принимались при отсутствии руководящих указаний и типовых проработок. Стихийность процесса освоения новой техники и ряд конъюнктурных факторов привели к появлению на электростанциях страны, по мнению авторов, нерациональных ни с технической, ни с экономической точки зрения решений, когда С КУ электрической части становилась промежуточным сборщиком информации для системы более высокого уровня, в качестве которой выступала СКУ тепловой части. При этом в полном объеме сохранялись традиционные средства контроля режима, дистанционного управления коммутационными аппаратами, требовалась передача больших объемов информации из одной СКУ в другую в темпе процесса. В таких условиях актуален вопрос о выборе комплекса технических средств и структуры СКУ в целом.
Технические решения по структуре цифровых СКУ реализованы в программно-технических комплексах (ПТК). Их элементы - устройства управления, например программируемые контроллеры, полевые и локальные вычислительные сети и др. При выборе ПТК во внимание принимается большое количество факторов: число контуров регулирования, аналоговых и дискретных входов- выходов, частоту их опроса (квантования, дискретизации), пропускную способность цифровых сетей и др. Прочие характеристики до некоторой степени произвольны. Так, надежность ПТК достигается резервированием модулей, а не техническими характеристиками. Последние должны соответствовать возможным режимам работы электростанций в системах. Необходимо согласование их эквивалентных динамических характеристик и быстродействия ПТК. Рассмотрим эту проблему с позиций регулирования частоты и мощности в системе, противоаварийного управления, защит и автоматики.
Дискретность управляющих воздействий. В отличие от аналоговых средств формирование управляющих воздействий в цифровых устройствах связано с числовыми последовательностями, а не с непрерывными сигналами. Шаг квантования непрерывной функции определен теоремой В. А. Котельникова. Непрерывная функция со спектром, ограниченным частотой fmах, восстанавливаемая по ее дискретным значениям, взятым через интервалы времени
(94)
Автоматическое регулирование частоты и мощности. Определяющее влияние на требуемое быстродействие ПТК оказывает период квантования входных (от первичных преобразователей) и выходных (к исполнительным органам) аналоговых сигналов. Время обработки цифрового сигнала невелико (микросекунды) и им допустимо пренебречь. Быстродействие ПТК оценивается суммарным временем (циклом) преобразования входных-выходных аналоговых сигналов и для современных устройств различается на порядок, приводя к аналогичному разбросу их стоимостных характеристик. Требования к контурам регулирования противоречивы. В различных источниках встречены циклы 0,1-0,5 с. Выдаваемая мощность - основной параметр режимов основного и вспомогательного оборудования блоков. Необходимо поддерживать ее заданное значение или менять по внешним командам или режимным параметрам энергосистемы. Решение этих задач возложено на систему автоматического регулирования (САР) мощности блока в нормальном режиме.
Минимальная длительность управляющего импульса, когда начинает вращаться якорь двигателя, 0,1 с, С учетом различий в моменте сопротивления на его валу, люфта, затирания и других механических факторов на практике импульс 0,15-0,2 с. При реализации ШИМ в цифровой системе время счета информации должно обеспечивать изменение длительности импульса при увеличении входного сигнала. Допустимая дискретность импульса не более 0,02 с. Откуда необходимо или снизить цикл до 0,02 с, или формировать импульсы в быстродействующем контуре, либо выполнить ШИМ в отдельном устройстве. На практике использованы два последних способа.
Еще одно требование выдвинуто по внеплановым изменениям задания мощности. По предложению ВНИИЭ с учетом телемеханики время цикла агрегатных устройств управления мощностью не выше 0,2 с. Подход чрезвычайно утяжелит условия их работы и нуждается в коррекции. Для его выполнения необходимо модернизировать средства связи для сокращения запаздывания в передаче сигналов. Пропускная способность каналов телемеханики 100— 1200 бод, что вносит задержку в передаче данных на 0,2-1,5 с. Итак, для управляющих подсистем блоков, выполняющих функции регулирования частоты и мощности в энергосистемах, а также ограничения перетоков по линиям связи, принято время цикла контура управления нормальным режимом 0,2 с.
Противоаварийное управление. Наряду с регулированием мощности в нормальном режиме система управления взаимодействует с ПА, включая в себя ее некоторые элементы. Аварийное управление мощностью блока осуществлено воздействием на регулирующие клапаны турбины с минимальным запаздыванием. С тем же быстродействием должны реализовываться ее противоразгонные защиты. В САР включен быстродействующий контур управления клапанами. Его исполнительный орган - электрогидравлический преобразователь (ЭГП). Двухконтурная (ЭГП и МУТ) схема характерна для отечественных блоков. За рубежом режимные регуляторы одноконтурные с действием на ЭГП по ПИ- закону. «Быстрое» управление регулирующими клапанами зарубежными фирмами до сих пор не рассматривалось.
Динамические характеристики турбин показали [140], что для «больших» сигналов управления их переходная характеристика близка к характеристике звена с чистым запаздыванием 0,2 с. Время отключения КЗ 0,7-0,12 с и реакция турбины на сигнал управления проявится после его ликвидации. Создание САР, замкнутой по основному параметру (мощности турбины) и корректируемой в темпе его изменения, невозможно. Принятый способ управления блоками для сохранения динамической устойчивости - программное импульсное управление. В систему вводятся импульсы интенсивностью, зависящей от тяжести возмущения. Импульсные характеристики турбин предъявили жесткие требования к управляющим сигналам. Так, для К-800-240 диапазон линейности импульсной характеристики узок. Глубине динамической разгрузки от 0 до 85% номинальной мощности соответствовало изменение длительности управляющего импульса 0,05 с. Очевидно, что она, например при трех уставках разгрузки, не более 0,01 с и время формирования управляющего воздействия цифровой системы также не более 0,01 с.
При указанном времени отключения КЗ общее запаздывание в цепях подачи импульсов до 50 мс. В структуре систем ПА анализ аварийной ситуации и дозировка управляющих воздействий для конкретной электростанции ведется на уровне энергосистемы или объединения в целом. С учетом обработки режимной информации и передачи пускового сигнала по каналам связи (в простейшем случае срабатывание пусковых органов и выходных реле) запаздывание должно быть не менее 0,02 с. Далее пусковой сигнал обрабатывается станционным устройством ПА и транслируется для исполнения на агрегатный уровень. Время действия станционной ПА также не менее 0,02 с. На агрегатном уровне осуществлен программно-аппаратный контроль достоверности сигнала запуска импульсной разгрузки в течение двух-трех циклов. Тогда время цикла формирования выходной информации устройства быстродействующего управления мощностью агрегата в первой стадии не менее 0,01 с.
Вторая стадия динамического перехода (открытие регулирующих клапанов и восстановление мощности) происходит со съемом управляющего импульса по экс потенциальному закону с постоянной времени 1,5-2,5 с. Здесь требования к быстродействию САР менее жесткие и не учитываются при выборе времени цикла. На третьей стадии действует еще один контур управления послеаварийного ограничения мощности. Существуют его различные схемы. Наиболее распространены замкнутого типа. Назначение ограничителя мощности — «быстрая» послеаварийная разгрузка турбин, когда вследствие отключения поврежденных участков линий увеличивается передаваемая по ним мощность из-за изменения потокораспределения. При этом устройство ограничения мощности блока несет функцию быстродействующего ограничителя перетоков. Ограничитель мощности - контур автоматического регулирования одностороннего действия, где измеряемый параметр сравнивается с заданием и сигнал рассогласования подается в САР турбины
(101) где }’вь„ - сигнал выхода контура; Мзд. ПАВ - задание мощности в послеаварийном режиме; Νт - текущая мощность турбины; к - статический коэффициент усиления; - передаточная функция корректирующих динамических звеньев. При реализации контура послеаварийного ограничения мощности на элементах цифровой техники необходимо выполнить ряд требований к быстродействию формирования управляющего воздействия. Во-первых, необходимо обеспечить устойчивость САР «в малом», поскольку условия устойчивости системы с чистым запаздыванием, равным времени цикла, отличаются от таковых для непрерывной аналоговой системы. По (97) Δt=0,03 с.
К функциям быстрого управления регулирующими клапанами относится защита агрегата от разгона при сбросах нагрузки. Метод защиты от него - подача прямоугольного импульса с экспотенциальным съемом, действующего на закрытие регулирующих клапанов, в САР турбины (релейная форсировка). Длительность ее импульса ],5-2 с. Вместе с тем и она предъявляет требования к формированию цикла управляющих воздействий. Цель подачи импульса релейной форсировки в ограничении повышения частоты вращения при сбросах нагрузки до значений, при которых не срабатывает автомат безопасности турбины. Блок удерживается на холостом ходу 20-30 мин. с последующей синхронизацией и подъемом нагрузки. Релейная форсировка, реализованная на элементах аналоговой техники, выполняла поставленные требования так, что при сбросах от номинальной мощности до значений срабатывания автоматов безопасности, оставалось 2% номинальной частоты вращения [141]. Запаздывание в цепях запуска релейной форсировки (срабатывание РЗА при КЗ и промежуточных реле) 50 мс. Постоянная времени турбоагрегатов 5,5-7 с. Начальное ускорение при полном сбросе мощности агрегата 18%/с или 2%-ный запас относительно срабатывания автоматов безопасности может быть превышен при дополнительном запаздывании в системе управления на 0,1 с. Следовательно, общее время форсировки со стандартным коэффициентом отстройки должно быть не более 0,05 с. Для повышения надежности ее функционирования, характеризующейся динамическими возмущениями и значительными механическими нагрузками на турбину, необходимы программноаппаратные средства контроля достоверности входной информации. Например, контроль наличия команды пуска форсировки в течение двух-трех циклов работы цифровой системы. Следовательно, время цикла до 50/3 мс и желательно его дальнейшее снижение.
Еще два канала противоразгонной защиты связаны с сигналом, пропорциональным ускорению ротора. Первый канал дифференциатора с выходным сигналом, пропорциональным ускорению ротора. Сигнал имеет нелинейную характеристику с увеличением коэффициента передачи в области больших положительных ускорений и подается в гидромеханическую САР турбины при частоте вращения 103% номинальной. Данный канал - основное средство защиты турбины от разгона при сбросах нагрузки, вызванных отключением выключателей на линиях вне электростанции, когда выключатели блока остаются включенными. Требования к быстродействию указанного канала высокие и определены по характеристикам существующих устройств. В традиционных аналоговых системах дифференцирование сигнала, пропорционального частоте вращения, производилось в пассивном дифференцирующем контуре с постоянной времени 35 мс. Учитывая особенности формирования программным путем достоверного сигнала, пропорционального производной частоты вращения, время цикла 1/3 указанной постоянной времени.
Второй канал защиты - «предварительная защита», защита по повышению частоты вращения с уставкой, зависимой от ускорения ротора. При больших ускорениях она имеет уставку меньшую, чем у автомата безопасности и предотвращает опасное повышение частоты вращения при неплотном закрытии регулирующих клапанов. Защита действует при повышении частоты на 5-8% сверх номинальной, предотвращая дальнейшее ее повышение. Запаздывание в цепях измерения частоты и ее производной должно быть минимальным. Здесь также принято время цикла 10-15 мс, как предельно допустимое.
Из анализа функционирования различных каналов управления сделаем вывод, что в состав системы автоматического управления блока должна входить подсистема быстрого управления с циклом формирования управляющих воздействий на уровне 10 мс. Реализация подобной системы ставит жесткие требования к разработчикам систем управления и выбору их структуры.
Защиты и автоматика.
Для основных защит на базе традиционных электромеханических или электронных реле время, отводимое им от момента КЗ до выдачи управляющего воздействия на соленоиды выключателей по условию сохранения динамической устойчивости, не более 20-30 мс [142]. Период квантования токов и напряжений в цифровых устройствах РЗА определено по (95) или (96). Они также являются штатными средства измерения в установившихся режимах. Относительная погрешность тракта в (95), (96) регламентирована ПУЭ 1-2,5%. Откуда период квантования аналогового сигнала 0,5-1,67 мс. Кроме того, данные устройства обеспечивают электронное осциллографирование, что требует оцифровку электрических величин на уровне 1 мс. Аналогии прослеживаются и для автоматических регуляторов возбуждения.
Таким образом, функционирование такой сложной системы, как блок, разделен на субпроцессы, связанные физическим взаимодействием и последовательностью. Современные СКУ должны строиться как модульные децентрализованные системы, где общая задача управления поделена на подзадачи, решаемые локальными автономными устройствами, т.е. в иерархической структуре с выделением уровней и координацией их взаимодействия. Использование средств микропроцессорной техники позволит осуществить глубокую унификацию подсистем как на уровне технических средств, так и принципов создания программного обеспечения, диагностики, обеспечения надежности, взаимодействия с оператором, ввода-вывода информации. Все подсистемы объединяются единой иерархической системой дистанционных информационных магистралей (цифровых сетей). Подсистемы противоаварийного управления и защит вследствие высоких требований к быстродействию и надежности не могут быть реализована в рамках единой структуры. Необходимы специализированные устройства с комплексом малоинерционных измерителей. Они должны обеспечивать интерфейсную связь с остальными подсистемами управления и быть готовыми к автономному функционированию без учета готовности остальных подсистем.
На основании изложенного сформулированы выводы:
- целесообразность применения типов технических средств управления определяется рядом факторов, среди которых наиболее важны: вид энергетического оборудования, режимы и условия его эксплуатации в системе, стоимостные показатели, надежность, требования программному обеспечению, удобство обслуживания, гибкость структуры;
- отечественные системы автоматического управления блоков, как правило, двухконтурные, в то время как зарубежные одноконтурные. Отечественные регуляторы частоты с зоной нечувствительности 0,3% номинальной (0,15 Гц), не удовлетворяют требованиям МЭК - зона нечувствительности 0,06 Гц;
- плановые изменения нагрузки энергоблока при нормируемых скоростях могут производиться со скоростью изменения производительности котла;
- для блока, участвующего в регулировании перетоков мощности по линиям связи оно осуществляется со скоростью изменения производительности котла и не требует высокого быстродействия системы АРЧМ;
- нормативная точность поддержания мощности при внутриблочных возмущениях должна быть таковой, чтобы среднеквадратическая погрешность не превышала 1%. Это условие выполнялось при 10%-ных возмущениях параметров и времени цикла цифровой системы управления 0,2—0,25 с;
- при реализации противоаварийного управления энергоблоками время цикла формирования управляющих воздействий цифровой системы управления не должно быть выше 10 мс;
- для управляющих подсистем блоков 300 МВт и выше, включенных в иерархические системы ПА и выполняющие функции регулирования частоты и мощности, а также ограничения перетоков по линиям святи, можно принять следующие времена циклов: 0,01 с для контуров «быстрого» управления, 0,2 с - управления нормальным режимом;
- для турбоагрегатов небольшой мощности 50-100 МВт требования к быстродействию цифровой системы управления менее жесткие.
