raČunarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
Post on 28-Apr-2015
87 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
1
1 UVOD .................................................................................................................... 3
2 AUTOMATSKO UPRAVLJANJE PROIZVODNJOM EES ......................... 9
2.1 OSNOVNE POJAVE PRI PROMENI OPTEREĆENJA SISTEMA ............. 9
2.2 MODELI TURBINA I TURBINSKIH (PRIMARNIH) REGULATORA .. 15
2.2.1 Modeli turbinskih regulatora ............................................................... 15
2.2.2 Modeli turbina ..................................................................................... 19
2.2.3 Rad primarne regulacije ...................................................................... 22
2.3 SEKUNDARNA REGULACIJA FREKVENCIJE U IZOLOVANOM
SISTEMU ................................................................................................................ 25
2.4 AUTOMATSKA SEKUNDARNA REGULACIJA KOD POVEZANIH
SISTEMA ................................................................................................................ 31
2.4.1 Inkrementalni balans snage regulacione oblasti ................................. 32
2.4.2 Automatska sekundarna regulacija kod povezanih sistema ................. 34
2.5 UPRAVLJANJE REGULACIONIM JEDINICAMA. ................................ 40
2.5.1 Upravljanje regulacionim impulsima .................................................. 40
2.5.2 Implementacija PI regulatora .............................................................. 42
2.5.3 Filtriranje regulacione greške oblasti (ACE) ...................................... 46
2.6 OSNOVNI KRITERIJUMI PERFORMANSI SEKUNDARNE
REGULACIJE ......................................................................................................... 48
2.7 EKONOMSKI DISPEČING ........................................................................ 49
3 ANALIZIRANI REGULACIONI ALGORITMI ........................................... 54
3.1 UVOD .......................................................................................................... 54
3.2 OPIS SIMULIRANOG SISTEMA .............................................................. 55
3.3 "KLASIČAN" ALGORITAM –VARIJANTA 1 ......................................... 57
3.4 "KLASIČAN" ALGORITAM – VARIJANTA 2 ........................................ 74
3.5 ALGORITAM NA BAZI "FUZZY" LOGIKE ............................................ 86
3.6 ANALIZA REZULTATA SIMULACIJA ................................................... 99
4 TEHNOLOŠKO OKRUŽENJE ..................................................................... 103
4.1 UVOD ........................................................................................................ 103
4.2 OSNOVNI POJMOVI O SCADA SISTEMIMA ....................................... 103
4.3 LOKALNI NIVO AKVIZICIJE PODATAKA .......................................... 104
4.3.1 Osnovne funkcije daljinskih stanica ................................................... 104
4.3.2 Komunikacija daljinskih stanica sa nadređenim (centralnim) sistemom
107
4.4 FUNKCIJE SOFTVERA CENTRALNE STANICE SCADA/EMS
SISTEMA .............................................................................................................. 110
4.5 SCADA/AGC OKRUŽENJE U DISPEČERSKOM CENTRU EPS-A ..... 112
4.5.1 Uvod ................................................................................................... 112
4.5.2 Opis hardverskog okruženja i LAN-a u DC EPS-a ............................ 112
4.5.3 Redundantno okruženje ...................................................................... 114
4.6 SOFTVERSKO OKRUŽENJE .................................................................. 116
4.6.1 Operativni sistem ............................................................................... 116
4.6.2 Osnovi TCP/IP komunikacije ............................................................. 117
5 FUNKCIONALNI OPIS AGC PAKETA ...................................................... 126
5.1 FUNKCIJE AGC PROGRAMSKOG PAKETA ....................................... 126
5.2 PRAĆENJE REGULACIONE REZERVE ................................................ 128
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
2
5.3 DETEKCIJA NEODAZIVANJA REGULACIONIH JEDINICA............. 129
5.4 PARAMETRI ZA OCENU PERFORMANSI RADA REGULACIJE ...... 131
5.5 VREDNOVANJE UČEŠĆA ELEKTRANA U SEKUNDARNOJ
REGULACIJI ........................................................................................................ 133
6 OPIS SOFTVERSKE IMPLEMENTACIJE PAKETA............................... 135
6.1 UVOD ........................................................................................................ 135
6.2 PRIKAZ ORGANIZACIJE SERVERSKOG DELA AGC
PROGRAMSKOG PAKETA ................................................................................ 137
6.2.1 Opšti prikaz organizacije i komunikacije između serverskih taskova 137
6.2.2 Komunikacija sa SCADA sistemom ................................................... 141
6.2.3 Vremenska sinhronizacija taskova ..................................................... 143
6.3 IMPLEMENTACIJA AGC TCP/IP SERVERA PODATAKA ................. 145
6.3.1 Opšti prikaz AGC TCP/IP Servera podataka .................................... 145
6.3.2 Opis implementiranog protokola ....................................................... 145
6.3.3 Registracija klijenata i zaštita podataka ........................................... 151
6.3.4 Implementirani klijenti ....................................................................... 154
6.4 IMPLEMENTACIJA REGULACIONOG TASKA .................................. 159
6.5 IMPLEMENTACIJA NADZORNOG TASKA ......................................... 161
6.5.1 Akcije AGC paketa kod otkaza telemerenja ....................................... 161
6.6 PODRŠKA RADU U REDUNDANTNOM OKRUŽENJU ...................... 165
6.6.1 Osnovna podrška redundantnom radu ............................................... 165
6.6.2 Sinhronizacija konfiguracionih i drugih datoteka na redundantnim
serverima165
6.6.3 Klijent-server komunikacija u redundantnoj konfiguraciji ................ 166
7 ZAKLJUČAK .................................................................................................. 168
8 LITERATURA ................................................................................................. 173
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
3
1 UVOD
Automatsko upravljanje proizvodnjom (AGC - Automatic Generation Control)
elektroenergetskog sistema predstavlja sistem sekundarne regulacije namenjen
upravljanju povezanim elektroenergetskim sistemima. Osnovni zadatak AGC-a je da
održava ravnotežu između proizvodnje i potrošnje električne energije, odnosno da
održi razmenu snage između oblasti i frekvenciju sistema na zadatim vrednostima.
Tokom normalnog rada sistema četiri osnovna zadatka su povezana sa AGC-om:
1. Izjednačavanje generisane snage sa opterećenjem.
2. Svođenje odstupanja frekvencije sistema na nulu.
3. Raspodela generisane snage između upravljačkih bazena tako da razmena
bazena bude jednaka zadatoj razmeni.
4. Raspodela proizvodnje po generatorskim jedinicama tako da se troškovi
rada minimizuju
Prvi zadatak je povezan sa primarnom regulacijom brzine koju vrše primarni
regulatori brzine (governor speed control) generatorskih jedinica. Ostala tri zadatka se
obavljaju dodatnim upravljanjem zadatim iz dispečerskih centara bazena. Drugi i
treći zadatak su povezani sa funkcijom regulacije učestanosti i snage razmene (LFC-
Load-Frequency Control), dok je četvrti povezan sa funkcijom ekonomskog
dispečinga (ED-Economic Dispatch function) AGC.
U literaturi se prvi zadatak najčešće naziva primarna regulacija, drugi i treći zadatak
zajedno se nazivaju sekundarna regulacija, a četvrti zadatak (ekonomski dispečing)
tercijarna regulacija elektroenergetskog sistema (EES).
Prvobitno su se funkcije regulacije sprovodile ručnim akcijama operatera sistema –
dispečera. Ovo je bilo moguće u periodu i situaciji kada su proizvodne jedinice radile
uglavnom izolovane, kada se nije obraćala pažnja i na kvalitet isporučene električne
energije već samo kvantitet, odnosno zadovoljenje (tad još uvek male) potrošnje u
sistemu. Međutim tokom godina proizvodnja i potrošnja električne energije u svetu
su imale praktično eksponencijalni rast, (npr. u SAD se potrošnja, odnosno
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
4
proizvodnja električne energije konstantno udvostručava približno svakih 10 godina1).
Istovremeno je porastao i značaj kvaliteta isporučene električne energije. Ovo je
dovelo to toga da su danas elektroenergetski sistemi međusobno jako povezani iz
sigurnosnih i ekonomskih razloga. Svaka interkonekcija EES se tipično sastoji od više
regulacionih oblasti od kojih je svaka odgovorna za snabdevanje potrošača u svojoj
oblasti, bilo sopstvenom proizvodnjom bilo kupovinom električne energije iz drugih
oblasti. Regulacione oblasti su međusobno povezane interkonektivnim dalekovodima
(tie-lines). Upravo algebarska suma snaga koje se prenose interkonektivnim
dalekovodima predstavlja ukupnu razmenu oblasti sa ostalim sistemima (tzv. total
razmene).
Povećanje veličine i složenosti elektroenergetskih sistema, kao i njihova rastuća
povezanost su rezultirali potrebom da se uvede sistem automatske regulacije
proizvodnje EES. Ovakvi sistemi se realizuju tako da se upravljanje vrši iz centralne
lokacije (dispečerskog centra oblasti) u koju se stiču bitne informacije, odnosno
merenja iz sistema. Prvi ovakvi sistemi su realizovani ranih 1950-ih. U skladu sa
tehnološkim mogućnostima svoga vremena oni su realizovani korišćenjem analogne
tehnike (analognih regulatora i analognih računara), na bazi elektronskih cevi i kasnije
na bazi poluprovodničkih diskretnih i linearnih integrisanih kola (operacionih
pojačavača). Tehnološke pretpostavke ovakve realizacije, kao i još nerazvijene
teleinformacione mreže (obično bi relativno mali broj merenja i signalizacija bio
sproveden do centra) su nametnule kako algoritamska rešenja, tako i ograničenja po
broju mogućih funkcija ovih sistema automatske regulacije. Međutim, osnovna
algoritamska rešenja razvijena u tom periodu [11] pokazala su se kao uspešna pa se i
danas primenjuju u neznatno modifikovanoj formi, proširena eventualnim dopunskim
funkcijama. Sa brzim porastom kapaciteta i složenosti EES u drugoj polovini XX
veka, srećom, poklopio se brz razvoj računarskih i informacionih tehnologija. Čim su
cene, performanse i pouzdanost digitalnih računara (krajem 1950-ih i početkom 1960-
ih godina) postale prihvatljive za industrijske primene došlo je do njihove primene u
sistemima automatskog upravljanja industrijskim procesima. To je vrlo brzo dovelo i
do prvih implementacija AGC funkcija na digitalnim računarima [3,11,14].
1 Oko 1927 godine je u SAD instalisani kapacitet bio 25.000 MW, da bi oko 1980 dostigao 600.000 MW
(Izvor: Nathan Cohn, "Recollections of the Evolution of Realtime Control Applications to Power Systems", Automatica, Vol. 20 No. 2, March 1984)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
5
Primena digitalnih računara, odnosno digitalna implementacija AGC sistema je
donela značajne prednosti u odnosu na analogne implementacije, kao što su:
Lako modifikovanje i dopuna funkcionalnosti sistema upravljanja,
Mogućnost realizovanja složenih zakona upravljanja,
Mogućnost testiranja primenjenih zakona upravljanja pre same implementacije,
pomoću simuliranog okruženja,
Mogućnost praćenja i prikaza različitih parametara rada sistema i procene
performansi rada sistema na osnovu njih,
Mogućnost direktnog povezivanja sa sistemima za kratkoročno i dugoročno
planiranje rada EES,
Mogućnost uvođenja "inteligentnih" akcija u slučaju nastupa havarijskog stanja
i/ili gubljenja telemetrije i dr.
Tipična moderna implementacija sistema za automatsko upravljanje proizvodnjom
EES [3] podrazumeva dispečerski centar u kome se prikupljaju informacije (merenja
i signalizacije) korišćenjem digitalnih i/ili analognih telemetrijskih kanala. Ove
informacije se prevode u potreban oblikt i dovode do digitalnog računara na kome se
izvršava softver za nadzor i upravljanje (SCADA -Supervisory Control And Data
Acquisition) i elektroenergetske aplikacije koje koriste te informacije. Pored
SCADA/AGC softvera ovakvi sistemi (EMS - Energy Management System) obično
sadrže i aplikacije za modelovanje topologije mreže, estimaciju statičkih stanja,
analizu sigurnosti, prognozu opterećenja kao i druge aplikacije analize i operativnog
planiranja rada EES (slika 1.1).
Za implementaciju AGC sistema potreban je relativno skroman skup merenja, tj. samo
merenja snaga regulacionih jedinica (elektrana), merenja snaga na interkonektivnim
dalekovodima i merenje frekvencije sistema. Na bazi ovih informacija AGC softver
izračunava potrebne regulacione akcije koje se, preko (digitalnih) telemetrijskih
kanala prosleđuju regulacionim jedinicama (elektranama), bilo u obliku regulacionih
impulsa "više/niže", bilo u formi postavnih vrednosti ili vrednosti regulacione greške,
zavisno od implementacije i mogućnosti lokalne opreme regulacione jedinice -
elektrane.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
6
U okviru Elektroprivrede Srbije je ranih 70-ih godina uveden analogni sistem
sekundarne regulacije zasnovan na analognom računaru firme Leeds-Northrup. Ovaj
sistem je dugo uspešno izvršavao osnovne zadatke sekundarne regulacije, međutim
kako je ovaj sistem realizovan korišćenjem analognog hardvera, njega su odlikovali
svi nedostatci takvog rešenja, uključujući slabu fleksibilnost i skupo održavanje
zastarelog sistema. Za rešenje ovog problema Elektroprivreda Srbije odlučila se za
razvoj i implementaciju novog sistema sekundarne regulacije koji bi bio realizovan na
digitalnom računaru. To je rezultiralo razvojem nekoliko verzija AGC softvera [28-
32,34-36], od kojih je savremeni programski paketa za automatsko upravljanje
proizvodnjom, interno označen kao verzija 4., u najvećoj meri, predmet ovog
magistarskog rada.
Primenjeni algoritam regulacije je zasnovan na konceptu korekcije regulacione
greške bazena (ACE – Area Control Error). Sam sistem automatske regulacije vrši
više funkcija: proračun regulacione greške bazena, njenu obradu i filtriranje, proračun
izlaza PI regulatora, raspodelu regulacionog rada po regulacionim elektranama i
proračun odgovarajućih upravljačkih akcija za svaku elektranu (slanje odgovarajućih
regulacionih impulsa i/ili regulacione greške do aktuatora, odnosno primarnih-grupnih
regulatora na regulacionim elektranama sistema), detekciju regulacionih jedinica koje
AGCNT
određivanje
topologije mreže
SE
estimacija stanja
Kratkoročna
prognoza
opterećenja...
SCADA
Akvizicija podataka
na elektroenergetskom
objektu
(RTU)
Akvizicija podataka
na elektroenergetskom
objektu
(RTU)
Akvizicija podataka
na elektroenergetskom
objektu
(RTU)
ELEKTROENERGETSKI
SISTEM
SCADA/EMS SISTEM U DISPEČERSKOM
(KONTROLNOM) CENTRU EES
latigid
latigid
latigid
Slika 1.1 Prikaz organizacije tipičnog SCADA/EMS sistema u dispečerskim
centrima
...
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
7
se ne odazivaju, vrši akcije u uslovima gubitka telemerenja i/ili nastupa havarijskih
stanja. U okviru programskog paketa vrši se i proračun parametara bitnih za ocenu
performansi rada regulacionih elektrana i sekundarne regulacije uopšte.
Kako je pored osnovnih regulacionih zadataka potrebno da se omogući i lak prikaz i
interpretacija rezultata rada regulacije, što uključuje i primenu popularnih alata
(Matlab, Excel, ...) koji nisu deo samog programskog paketa, izabrano je softversko
rešenje paketa je zasnovano na klijent-server arhitekturi, implementirano korišćenjem
TCP/IP protokola i UNIX BSD socket API-ja. Time se omogućava lakše dizajniranje i
realizacija kako dodatnih elemenata korisničkog interfejsa u distribuiranom
okruženju, tako i eventualne dodatne funkcionalnosti koje nisu predviđene početnim
dizajnom paketa, kao i povezivanje sa eksternim aplikacijama, a na bazi
odgovarajućeg protokola za komunikaciju sa serverskim delom paketa.
Predmet ovog magistarskog rada je izrada računarskog (softverskog) sistema za
upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema. Kako je najvažnija
komponenta ovog sistema sam automatski regulator frekvencije i snage razmene,
tekst rada je tako organizovan da je u poglavlju 2 prvo dat detaljan opis osnovnih
pojava, pojmova i problema vezanih za regulaciju učestanosti i snage razmene EES.
Sve pojave opisane u poglavlju 2. su dopunski analizirane u simulacionom okruženju
korišćenjem programskog paketa Matlab-Simulink sa rezultatima simulacija datim sa
ciljem ilustracije navedenog. U fazi razvoja AGC paketa je implementirano i
simulacijom testirano više različitih algoritama regulacije od kojih su dva bila
testirana i na "živom sistemu" EES EPS-a. Ova dva regulaciona algoritma, zajedno sa
trećim, baziranim na fuzzy logici, koji je dat kao primer mogućnosti LFC regulacije
zasnovane na nekonvencionalnim regulatorima, tj. savremenim, inteligentnim
tehnikama, opisana su u poglavlju 3. Poglavlje 4 daje sažeti prikaz tehnološkog,
odnosno softverskog i hardverskog okruženja AGC paketa počevši od akvizicionog
sistema na objektima upravljanja do računarske mreže DC EPS-a, i istovremeno
definiše osnovne pojmove vezane za SCADA/EMS sisteme u čijem okruženju AGC
programski paket i radi. U poglavlju 5 je dat (funkcionalni) opis osnovnih
implementiranih funkcija AGC programskog paketa. U poglavlju 6 je dat opis
konkretne softverske implementacije paketa. Pri realizaciji programskog paketa je
pretpostavljeno da tokom eksploatacije može doći do potrebe za izmenama na
regulacionom algoritmu. U cilju lakše izmene algoritma softver je tako projektovan da
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
8
je LFC regulator realizovan kao poseban modul sa predefinisanim interfejsom ka
ostatku AGC paketa, koji se može relativno lako menjati tokom eksploatacije.
Takođe, predviđena je potreba za izmenama na korisničkom interfejsu i potreba za
dodavanjem dopunskih aplikacija, povezanih pre svega sa praćenjem i analizom rada
AGC sistema, koje se mogu izvršavati pod različitim operativnim sistemima u
distribuiranom okruženju. Stoga je programski sistem implementiran korišćenjem
klijent-server arhitekture opisane u ovom poglavlju. Konačno, u poglavlju 7 je data
rekapitulacija rezultata implementacije te dosadašnjeg testiranja i kratko naznačeni
budući pravci i moguća poboljšanja.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
9
2 AUTOMATSKO UPRAVLJANJE PROIZVODNJOM EES
2.1 OSNOVNE POJAVE PRI PROMENI OPTEREĆENJA SISTEMA
Elektroenergetski sistem se sastoji od generatorskih jedinica koje su povezane sa
potrošačima preko opreme za prenos i distribuciju električne energije. Proizvodnja
električne energije (odnosno generisana snaga) treba da u svakom trenutku odgovara
zahtevima za električnom energijom potrošača. Ako bi se potražnja za energijom u
izolovanom sistemu povećala onda bi se u prvom trenutku nedostajuća energija dobila
na račun smanjenja kinetičke energije obrtnih masa elektroenergetskog sistema što se
odražava smanjenjem frekvencije sistema. Da bi se odgovorilo zahtevu za dodatnom
snagom i uspostavila nominalna frekvencija sistema, potrebno je povećati mehaničku
energiju sistema.
Generatorske jedinice se sastoje od generatora i pogonske mašine koja pokreće rotor
generatora. Dva osnovna tipa pogonskih mašina su hidro i parne turbine. Generator
pokretan parnom ili hidro turbinom može se, vrlo uprošćeno, predstaviti kao velika
rotirajuća masa na koju deluju dva suprotstavljena momenta sile: mehanički moment
Mmeh koji teži da poveća brzinu rotacije i električni moment Mel koji je usporava. U
stanju ravnoteže, kada su ova dva momenta izjednačena, ugaona brzina obrtnih masa
rotora generatora, a samim tim i frekvencija, je konstantna. Ako se električno
opterećenje poveća ili smanji pojaviće se debalans imeđu ova dva momenta i doći će
do smanjenja, odnosno povećanja, ugaone brzine rotora, a time, posredno, i do
smanjenja odnosno povećanja električne frekvencije.
Ova pojava se može uprošćeno analizirati na primeru jedne, izolovane obrtne mašine
– agregata. Osnovna jednačina koja opisuje ravnotežu električnih i mehičkih
momenata je:
meh el
dM M M J
dt
(2.1)
odnosno,
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
10
1
meh el
dM M
dt J
(2.2)
gde je :
- ugaona brzina obrtne mase,
J – moment inercije obrtne mase,
M – razlika između mehaničkog i električnog momenta sile, usled koje se menja
ugaona brzina ,
Mmeh – moment mehaničkih sila i
Mel – moment električnih sila.
Od posebnog je interesa analiza devijacije ugaone brzine i faznog ugla od
nominalnih vrednosti 0 , i 0 .
0
0
(2.3)
gde je jednako razlici između faznog ugla mašine i referentne ose koja rotira
tačno brzinom 0 i važi
0
0 0
t t
dt dt
d
dt
(2.4)
Kako su momenti inercije obrtnih masa generatora veliki, promena brzine će biti mala
i približno jednaka:
dt
dt
(2.5)
odnosno važi:
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
11
2
2
d dM J J
dt dt (2.6)
Između razlike mehaničkog i električnog momenta M i odgovarajuće razlike
mehaničke i električne snage P važi sledeća veza
P M (2.7)
Takođe važi
elelmehmehelmeh PPPPPPPPP 000 (2.8)
Slično za momente sile važi
elelmehmehelmeh MMMMMMM 00 (2.9)
Kako je u ravnotežnom stanju 00 elmeh PP i 00 elmeh MM na osnovu jednakosti (2.7-
2.9) dobija se
0 0meh el meh el meh elP P P M M M M M (2.10)
Iz (2.6) i (2.10) sledi da je
0meh el
d dP P J K
dt dt (2.11)
Odnosno udomenu Laplasove transformacije, a za nulte početne uslove
meh elP s P s K s s (2.12)
Ovo je i prikazano na blok dijagramu na slici 2.1
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
12
Ako se posmatra jedan povezani elektroenergetski sistem, ili tačnije jedna regulaciona
oblast, koji se sastoji od više generatorskih jedinica, povezanih dalekovodima sa
distributivnim sistemom i potrošačima, pri analizi, a u cilju projektovanja sistema
automatskog upravljanja proizvodnjom, mogu se uvesti sledeće pretpostavke:
U ustaljenom stanju nominalna frekvencija 0 0
1
2F
je ista u celom sistemu,
U regulacionoj oblasti postoji jaka sprega pa je devijacija frekvencije
1
2
dF
dt
praktično jednaka u celom sistemu,
Veza sa drugim sistemima (regulacionim oblastima) preko interkonektivnih
dalekovoda je "slaba", odnosno devijacije frekvencije i faznog ugla im se razlikuju.
Pretpostavka da je frekvencija praktično jednaka svuda unutar jedne regulacione
oblasti, je, sa stanovišta AGC regulacije, potpuno opravdana pošto se ne vrši
regulacija brzih promena, odnosno oscilacija pri sinhronizaciji.
U sistemu sa N generatorskih jedinica posmatra se ukupna promena mehaničke snage,
kao suma promena snaga pojedinačnih jedinica:
N
i
imehmeh PP1
, (2.13)
Potrošače u elektroenergetskom sistemu čini skup različitih električnih uređaja,
odnosno opterećenja. Ovi potrošači se, međutim, mogu posmatrati kao jedno,
koncentrisano, opterećenje. Ovo koncentrisano opterećenje je nelinearna funkcija
Slika 2.1 Veza između mehančke i električne snage i promene ugaone brzine
sPmeh
sPel
+
-
ssK
1
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
13
frekvencije F i napona V , odnosno radnog režima. Vrlo uprošćeno ovo opterećenje
se može posmatrati kao da ga čine dve komponente: jedna nezavisna od frekvencije i
druga koja zavisi od frekvencije i čija se zavisnost od frekvencije može aproksimirati
linearnom zavisnošću2. Ovo znači da ako u sistemu dođe do neke promene
opterećenja PL, i posledično do promene frekvencije, onda će se komponenta
opterećenja zavisna od frekvencije promeniti za Pf, odnosno
1
2f P PP E E F
(2.14)
Parametar EP se naziva faktor samoregulacije potrošača.
Ukupna promena opterećenja elP biće onda
el L f L PP P P P E F (2.15)
Uzimajući u obzir (2.13) do (2.15) i uvodeći Kf=2K=2J0 dobija se blok
dijagram dat na slici 2.2.
sPmeh
sPL
+
-
F s
sK f
1
PE
-
sPmeh 1,
sPmeh 2,
sP Nmeh ,
+
+
+
Svi izrazi od (2.1) do (2.15) izvedeni su fizičkim, odnosno apsolutnim jedinicama, što
znači da parametar Kf daje u [MWs/Hz] , a parametar EP u [MW/Hz]. Uobičajena je
u elektroenergetici, međutim, upotreba tzv. sistema relativnih jedinica, odnosno
upotreba vrednosti osnovnih veličina skaliranih sa nekom baznom ( obično
nominalnom) vrednošću. U daljem tekstu sve veličine date u relativnim jedinicama
2 Stvarna zavisnost potrošnje u elektroenergetskom sistemu nije tako jednostavna ali je ovde usvojena
ova aproksimacija kao zadovoljavajuća.
Slika 2.2 Linearizovani model inercije obrtnih masa i potrošača
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
14
biće date malim slovima radi lakšeg razlikovanja od apsolutnih veličina. U sistemu
relativnih jedinica izraz (2.15) postaje
el L f L Pp p p p e f (2.16)
gde je 0
NP P
Fe E
P faktor samoregulacije potrošača dat u relativnim jedinicama, FN
je nominalna frekvencija sistema (50 Hz), a P0 ukupno opterećenje u sistemu. Faktor
eP se obično kreće u opsegu od 1 r.j. do 3 r.j., a za približne proračune se može uzeti
vrednost eP = 1,5 – 2,0 r.j. [6].
Ostale veličine u izrazu (2.16) normalizovane vrednosti u sistemu relativnih jednica,
odnosno
0 0 0
, , ,fel L
el L f
N
PP P Fp p p f
P P P F
(2.17)
U sistemu relativnih jedinica koeficijent Kf se svodi na ekvivalentnu vremensku
konstantu ubrzanja usled inercije obrtnih masa 0
Nf f
FT K
P . Za približne proračune i
simulacije za ovu konstantu se obično usvaja vrednost ~ 10 s [6].
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
15
2.2 MODELI TURBINA I TURBINSKIH (PRIMARNIH) REGULATORA
2.2.1 Modeli turbinskih regulatora
Ako bi mehanička snaga koju daju pogonske mašine generatorskih jedinica bila fiksna
svaka promena opterećenja bi dovodila do odstupanja frekvencije izvan dopuštenih
opsega, sve dok promena opterećenja osetljivog na promenu frekvencije ne
kompenzuje devijaciju opterećenja i ne dođe se do novog ravnotežnog stanja.
Da bi se izbegla opisana pojava potrebno je uvesti regulacioni mehanizam (tzv.
primarna regulacija) koji će uvođenjem povratne sprege po ugaonoj brzini smanjiti
grešku. Ovu regulaciju vrše primarni regulatori brzine (governor speed controlers)
odnosno turbinski regulatori. Turbinski regulatori mogu biti različite konstrukcije:
mehaničke, električne ili elektronske. Ulazna veličina ovih regulatora je linearna
kombinacija varijacije učestanosti i spoljne naredbe (promena reference). Regulisana
veličina je položaj organa za otvaranje hidrauličke turbine, ili položaj regulacionih
ventila za kontrolu radnog fluida kod parnih i gasnih turbina. Kod novijih
konstrukcija turbinskih regulatora regulisana veličina može biti i odata električna
snaga generatora. Principijelna šema turbinske regulacije prikazana je na slici 2.3.
Slika 2.3. Principijelna šema veze turbinskog regulatora i objekta regulacije
U praksi se razlikuju tri o
Turbinski
regulatorAktuator Turbina
Sinhroni
generator
Povratna
sprega po
otvaranju
Povratna
sprega po
odatoj snazi
Fm -
Spoljna referenca
P -
Odata snaga
F -
Frekvencija
Otvaranje
turbine
Snaga na
vratilu
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
16
U praksi se koriste i razlikuju tri osnovna tipa turbinskih regulatora [6]:
1. tahometrijski regulatori sa krutom povratnom spregom,
2. akcelerotahometrijski regulatori sa krutom povratnom spregom i
3. tahometrijski regulatori sa krutom i elastičnom povratnom spregom (regulatori
sa prolaznim statizmom).
Regulatori prvog tipa se primenjuju na parnim i gasnim turbinama, a drugog i trećeg
tipa na hidrauličkim turbinama. Strukturni blok dijagrami ovih regulatora su prikazani
na slici 2.4.
Funkcije prenosa ova tri tipa regulatora date su, respektivno, izrazima (2.18), (2.19) i
(2.20).
0
0
1( )
1
m
f
sf
fm
m sf
a sG s
f s r T s
a sG s
f s r T s
(2.18)
0
0
1( )
1
m
af
sf
fm
m sf
a s TG s
f s r T s
a sG s
f s r T s
(2.19)
0
0
1( )
1
1
1
m
fe
fs
e
fmem f
s
e
a sG s
T sf sr r T s
T s
a sG s
T sf sr r T s
T s
(2.20)
Objašnjenja i tipične vrednosti i opsezi parametara su dati u tabeli 2.1, a prema
literaturi [6].
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
17
1 aT s1
sT s
r
fm(s)
f (s) a(s)
Tahometar i
akcelerometar
Uljni razvodnik
i servomotor
Stalni statizam -
kruta povratna sprega
Promena položaja
organa za dovod radnog
fluida u turbinu
Promena frekvencije
Promena spoljne
reference
1
sT s
r
fm(s)
f (s) a(s)
Uljni razvodnik
i servomotor
Stalni statizam -
kruta povratna sprega
Promena položaja
organa za dovod radnog
fluida u turbinuPromena frekvencije
Promena spoljne
reference
1
sT s
r
fm(s)
f (s) a(s)
Uljni razvodnik
i servomotor
Stalni statizam -
kruta povratna sprega
Promena položaja
organa za dovod radnog
fluida u turbinuPromena frekvencije
Promena spoljne
reference
Elastična povratna
sprega
1
e
e
T sr
T s
(1)
(2)
(3)
Slika 2.4 Strukturni blok dijagrami turbinskih regulatora: (1) tahometrijski ,
(2) akcelerotahometrijski sa krutom povratnom spregom i (3) tahometrijski sa krutom i
elastičnom povratnom spregom.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
18
Tabela 2.1 Tipične vrednosti parametara turbinskih regulatora
Parametar Opis Tipična vrednost Opseg vrednosti
Te [s] Vremenska konstanta elastične povratne
sprege (vremenska konstanta prigušivača) 5,0 2,5 – 25,0
Ts [s] Vremenska konstanta sistema uljni
razvodnik-servomotor 0,2 0,2 – 0,4
r [r.j.] Stalni statizam 0,04 0,03 – 0,06
r' [r.j.] Prolazni statizam 0,31 0,03 – 1,0
Pored tri osnovna tipa turbinskih regulatora, u novijim izvedbama se primenjuju i
regulatori koji predstavljaju kombinaciju drugog i trećeg tipa, odnosno
akcelerotahometrijski regulatori sa elastičnom povratnom spregom, odnosno
prolaznim statizmom. Strukturni blok dijagram ovog tipa turbinskih regulatora je dat
na slici 2.5. Funkcije prenosa ovog tipa turbinskog regulatora date su izrazom (2.21).
0
0
1( )
1
1
1
m
af
ef
s
e
fmem f
s
e
a s T sG s
T sf sr r T s
T s
a sG s
T sf sr r T s
T s
(2.21)
Slika 2.5. Strukturni blok dijagram akcelerotahometrijskog turbinskog regulatora sa
prolaznim statizmom
1
sT s
r
fm(s)
a(s)
Uljni razvodnik
i servomotor
Stalni statizam -
kruta povratna sprega
Promena položaja
organa za dovod radnog
fluida u turbinu
Promena spoljne
reference
Elastična povratna
sprega
1
e
e
T sr
T s
1 aT sf (s)
Tahometar i
akcelerometar
Promena frekvencije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
19
Svi prethodno prikazani strukturni blok dijagrami turbinskih regulatora su samo
linearizovani i uprošćeni modeli stvarnih uređaja. Sami turbinski regulatori uključuju
čitav niz nelinearnosti od kojih su najbitnije sledeće:
neosetljivost regulatora,
ograničenje brzine promene položaja organa za dovod radnog fluida i
ograničenje amplitude promene položaja organa za dovod radnog fluida.
Ove nelinearnosti su prikazane na strukturnom blok dijagramu na slici 2.6 na primeru
akcelerotahometrijskog turbinskog regulatora sa krutom povratnom spregom. Uticaj
ovih nelinearnosti je uzet u obzir u okviru simulacionih modela korišćenih dalje u
tekstu.
2.2.2 Modeli turbina
Svi realni modeli parnih i hidrauličkih turbina su visokog reda sa prisutnim brojnim
nelinearnostima. Kako se ovaj magistarski rad ne bavi detaljnim modelovanjem
parnih i hidrauličkih turbina za modele turbina biće usvojeni standardni linearizovani
modeli [6,65]. Ovakvi modeli su uobičajeni u literaturi koja se bavi sekundarnom
regulacijom.
Najjednostavniji linearizovani model kod parnih turbina imaju tzv. kondenzacione
turbine sa direktnim tokom pare. Strukturni blok dijagram linearizovanog modela
ovakve turbine je prikazan na slici 2.7.
Slika 2.6. Strukturni blok dijagram akcelerotahometrijskog regulatora sa
modelovanim tipičnim nelinearnostima
fm(s)
f (s) a(s)
1 aT s
1
sT s
r
Neosetljivost
regulatora
Ograničenje
brzine promeneOgraničenje
amplitude promene
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
20
Na slici je pt promena snage na osovini turbine, a pta i ptf su njene komponente
usled promene otvaranja i promene frekvencije, respektivno. Parametar Tu na slici 2.7
je vremenska konstanta parnog prostora i uzima vrednosti reda 0,2 – 0,3 s. Koeficijent
kt je 1 r.j., a eT je vrlo malo. Uzimajući prethodno u obzir, odnosno zanemarujući
eT (eT = 0) i uzimajući kt = 1.0 r.j. , kao model kondenzacione turbine sa direktnim
tokom pare, često se koristi i model dat sledećom funkcijom prenosa:
1
( )1
t ta
T
u
p s p sG s
a s a s T s
(2.22)
Modeli hidroenergetskih postrojenja (hidraulične instalacije i turbine) su takođe
veoma složeni i nelinearni. Linearizovani modeli se u opštem slučaju mogu prikazati
kao sistem sa tri ulaza i jednim izlazom, kao što je prikazano na slici 2.8.
Slika 2.7 Strukturni blok dijagram linearizovanog modela kondenzacione turbine sa
direktnim tokom pare
1
t
u
k
T s
eT
f (s)
pt(s)p
ta(s)
ptf(s)
a(s)
Wh(s)
Wa(s)
Wf (s)
pt(s)a(s)
f (s)
h(s)
Slika 2.8. Strukturna blok šema linearizovanog hidroenergetskog postrojenja
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
21
Ulazi sistema su h – promena bruto pada, f – promena frekvencije i a – promena
položaja organa za otvaranje hidrauličke turbine, sve u r.j. Jedan specijalni slučaj
ovog modela je uprošćeni model hidroagregata u pribranskom postrojenju sa
idealizovanom turbinom, prikazan na slici 2.9.
Parametar Tc je vremenska konstanta cevovoda i ima tipičnu vrednost od 1,0 s, a
najčešće se kreće u opsegu od 0,5 – 5,0 s [6]. Za simulacije se često koristi sasvim
uprošćen model kod koga se zanemaruje i uticaj promene bruto pada, pa je
hidroenergetsko postrojenje predstavljeno kao sistem jedan ulaz – jedan izlaz prikazan
na slici 2.10.
pt(s)a(s)
h(s)
1
2
1
1
c
c
T s
T s
3
21
21 cT s
Slika 2.9. Strukturna blok šema uprošćenog modela pribranskog agregata sa
idealizovanom turbinom
a(s)
1
2
1
1
c
c
T s
T s
pt(s)
Slika 2.10 Uprošćen model turbine u sklopu pribranskog hidroenergetskog postrojenja
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
22
2.2.3 Rad primarne regulacije
Kao primer za ilustraciju rada primarne regulacije može se posmatrati slučaj
hipotetičkog izolovanog sistema koji se sastoji od samo jedne hidro jedinice
prikazanog na slici 2.11.
Može se pokazati da za ovako uprošćen sistem važi
1
2
1( )
1 1
1
FPa cL
p f
s c
f sG s
T s T sp se T s
r T s T s
(2.23)
Neka je promena opterećenja oblika odskočne funkcije pL(t)=pL h(t), odnosno
1
L Lp s ps
u domenu Laplasove transofrmacije, onda za odstupanje frekvencije
u ustaljenom stanju f(t), važi sledeće
0 0
lim lim 0, 0 01L
FP L Ls s
p
pf t s f s G s p p r
er
(2.24)
Izraz (2.24) pokazuje da u ustaljenom stanju postoji statička greška frekvencije, što je
posledica činjenice da turbinski regulatori uvode samo proporcionalno dejstvo u
regulaciju brzine.
Kada bi turbinska regulacija bila isključena (ekvivalent ovoga je r = ) statička
greška bi bila značajno veća, odnosno
Slika 2.11 Strukturni blok dijagram izolovanog sistema sa jednom generatorskom
jedinicom
a(s)
1
2
1
1
c
c
T s
T s
pt(s)
1 aT s1
sr T s
f (s)
+
- sf
-
1
fT s
Pe
Lp s
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
23
0, 0LL
p
pf t p
e
(2.25)
Statička greška je, kada postoji turbinska regulacija, uglavnom određena vrednošću
stalnog statizma turbinskog regulatora (tipična vrednost r je 0.04, odnosno
125 r.j. 1,0 3,0 r.j
r što je tipičan opseg vrednosti eP). Iz (2.24) se vidi da bi za
r=0 statička greška bila anulirana, međutim postojanje ovog statizma je neophodno
radi stabilne raspodele opterećenja između generatorskih jedinica koje rade u
paralelnom radu.
Poništavanje statičke greške je zadatak sekundarne regulacije, odnosno LFC
komponente AGC sistema.
Na slici 2.12 je prikazan primer odziva sistema sa slike 2.11 na promenu opterećenja
oblika odskočne funkcije vrednosti 0.005 r.j. Usvojeni parametri sistema su r = 0.04
r.j., Ta = 1.5s, Ts = 0.2s, Tc = 0.5s, eP = 1.5 r.j. i Tf = 10 s. Punom linijom je prikazan
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
Promena opterecenja pL(t) [r.j]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-4
-3
-2
-1
0
1x 10
-3 Promena frekvencije f(t) [r.j] - puna linija sa primarnom regulacijom, isprekidana bez primarne regulacije
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-2
0
2
4
6
8x 10
-3 Promena mehanicke snage turbine pt(t) [r.j] - puna linija sa primarnom regulacijom, isprekidana bez primarne regulacije
Slika 2.12 Odziv sistema sa slike 2.11 sa i bez (--) turbinske (primarne) regulacije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
24
odziv sistema sa uključenom primarnom regulacijom, a isprekidanom linijom odziv
sistema bez primarne regulacije.
Sa slike 2.12 se može videti da je kod aktivne turbinske regulacije statička greška
sistema mnogo manja ( 0,00019 r.j.), nego kada nema turbinske regulacije ( 0,0033
r.j. ) što se slaže sa teorijskim izrazima za f(t), (2.24) i (2.25), respektivno.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
25
2.3 SEKUNDARNA REGULACIJA FREKVENCIJE U IZOLOVANOM SISTEMU
Kao što je pokazano u prethodnom poglavlju primarni regulatori brzine generatorskih
jedinica ne poništavaju u potpunosti devijaciju frekvencije već je samo smanjuju,
odnosno postoji statička greška frekvencije. Na prvi pogled deluje da je očigledno
rešenje za uklanjanje ove statičke greške3 dodavanje dodatnog integralnog dejstva u
primarnim regulatorima. Ovakvo rešenje je međutim moguće primeniti samo ako bi se
u regulaciji radilo samo sa jednom regulacionom generatorskom jedinicom4. U većini
elektroenergetskih sistema, osim kod vrlo malih, nije moguće vršiti sekundarnu
regulaciju samo sa jednom generatorskom jedinicom, odnosno jednom regulacionom
elektranom. Sem toga ekonomičnije je raspodeliti regulacioni rad na više regulacionih
elektrana. Ako bi u slučaju rada sa više regulacionih elektrana prosto koristili
turbinski regulatore, sa dodatim integralnim dejstvom, podešene da svode grešku
frekvencije na nulu (tzv. izohroni regulatori) onda bi što usled malih razlika u
podešenju regulatora, što usled razlčitih vrednosti izmerene frekvencije sistema (npr.
usled prisustva mernog šuma) došlo do "preganjanja" (“hunting”) , tj. svaki od
generatora bi "pokušavao" da svede frekvencu sistema na lokalno podešenu vrednost,
sem toga čak i kada bi podešenja referentne frekvencije bila identična, pri takvoj
regulaciji nije moguće raspodeliti regulacioni rad na bazi neke od šema ekonomski
optimalne raspodele već bi brži regulacioni agregati uvek odradili veći deo
regulacionog rada u odnosu na sporije jedinice. U praksi se zato sekundarna regulacija
vrši uvek iz jednog centra u kome se prikupljaju sve informacije potrebne za rad
sekundarne regulacije (merenja trenutnih snaga regulacionih jedinica, frekvencije
sistema itd.) i na bazi njih izračunavaju potrebne regulacione akcije. Ova
(sekundarna) regulacija se u principu dodaje dopunsko, integralno, regulaciono
dejstvo čiji je cilj da svede grešku frekvencije sistema na nulu.
3 Treba napomenuti da je realno u sistemu greška frekvencije, zbog stalnih promena opterećenja, retko
jednaka nuli, međutim sekundarnom regulaciojom frekvencije se teži da se ona održi u dozvoljenim
granicama. Isto važi za regulacionu grešku oblasti ACE definisanu u poglavlju 2.4. 4 Prvi sistem za automatsku regulaciju frekvencije instaliran 1927 godine na hidroelektrani u
Harimanu, Nova Engleska, SAD je zaista instaliran na samoj elektrani kao dodatna regulaciona petlja.
U okviru "New England Power" kompanije ova elektrana je jedina vršila sekundarnu regulaciju u
sistemu i to samo frekvencije (regulacija snage razmene između regulacionih oblasti tada još uvek nije
vršena). (Izvor: Nathan Cohn, "Recollections of the Evolution of Realtime Control Applications to Power Systems", Automatica, Vol. 20 No. 2, March 1984)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
26
Regulacioni zahtevi, usled sekundarne regulacije, sprovode preko promene spoljne
reference turbinskih regulatora regulacionih jedinica. Principijelna blok šema
izolovanog elektroenergetskog sistema sa sekundarnom regulacijom frekvencije je
data na slici 2.13.
Turbinski
regulator
Turbinski
regulator
Turbina
Turbina
...
...
ai(s)
aj(s)
pt,i
(s)
pt,j
(s)
i
j
...
Turbinski
regulator
Turbinski
regulator
Turbina
Turbina
...
...
am(s)
an(s)
pt,m
(s)
pt,n
(s)
m
n
...
fm,m
(s)
fm,n
(s)
- sf
Pe
1
fT s
Lp s
-
sf
sf
Jedinice koje ne učestvuju u sekundarnoj regulaciji
Jedinice koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji sf
sf
kuci
kucj
...
fm,i
(s)
fm,j
(s)
Sekundarni
regulator
f t dt
Sekundarni regulator i regulator raspodele
Koeficijenti i na slici 2.13 predstavljaju odnos snage i-tog agregata i ukupne snage
sistema. Koeficijenti kuc,i se nazivaju koeficijenti učešća u regulaciji i-tog regulacione
jedinice i određuju koji deo regulacionog rada preuzima na sebe preuzima i-ta
regulaciona jedinica. Algoritam proračuna ovih koeficijenata zavisi od konkretne
implementacije algoritama sekundarne regulacije i karakteristika sistema i mogu biti
fiksni (u smislu da zavise samo od toga koji su agregati uključeni u regulaciju a ne i
od vrednosti i znaka regulacione greške itd.) ili promenljivi. Jedan jednostavan
algoritam za izbor koeficijenata učešća je da koeficijenti učešća budu proporcionalni
regulacionom opsegu regulacionih jedinica, odnosno:
,
MAX MIN
j j j
uc j MAX MIN
k k k
k
P P tk t
P P t
(2.26)
Slika 2.13. Principijelna blok šema sekundarne regulacije frekvencije izolovanog
sistema
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
27
gde je
MAX
jP - maksimalna snaga j-te regulacione jedinice u režimu regulacije,
MIN
jP - minimalna snaga j-te regulacione jedinice u režimu regulacije i
j t - status uključenosti u regulaciju j-te regulacione jedinice, j(t)=1 ako je
jedinica uključena u regulaciju, odnosno j(t)=0 ako nije uključena.
Za ilustraciju rada sekundarne regulacije frekvencije može da posluži hipotetički
sistem prikazan na slici 2.11., sa pridodatim sekundarnim regulatorom u vidu
integralnog dejstva, kao što je prikazano na slici 2.14.
Može se pokazati da, za ovaj sistem, važi funkcija prenosa od pL(s) do f(s) data sa
(2.27).
1
2
1
11
1
FP
ILa
cP f
s c
f sG s
KP sT s
T sse T s
r T s T s
(2.27)
Za promenu opterećenja oblika odskočne funkcije L Lp t p h t za odstupanje
frekvencije sistema u ustaljenom stanju tf , važi sledeće
Slika 2.14 Strukturni blok dijagram izolovanog sistema sa jednom generatorskom
jednincom koja vrši sekundarnu regulaciju frekvencije
a(s)
1
2
1
1
c
c
T s
T s
pt(s)
1 aT s1
sr T s
f (s)
+
- sf
-
1
fT s
Pe
Lp s
-
+
IK
s
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
28
0 0 0
lim lim lim 0FP Ls s s
I
s rf t s f s G s p
K (2.28)
Odnosno pokazano je da će usled dejstva sekundarne regulacije u "ustaljenom" stanju
greška frekvencije spasti na nulu. Na slici 2.15 prikazan je odziv sistema sa slike, za
isti poremećaj i ostale parametre kao u poglavlju 2.23, samo sada u prisustvu
sekundarne regulacije, parametra KI = 0.075 s-1
.
Na slici 2.16 je prikazana na istom dijagramu promena frekvencije u sistemu sa slike
2.14 (sistem sa primarnom i sekundarnom regulacijom) , i u sistemu sa slike 2.11
(sistem samo sa primarnom regulacijom).
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
Promena opterecenja pL(t) [r.j]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-4
-3
-2
-1
0
1x 10
-3 Promena frekvencije f(t) [r.j]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-2
0
2
4
6
8x 10
-3 Promena mehanicke snage turbine pt(t) [r.j]
Slika 2.15 Odziv sistem sa slike 2.14 za specificirani poremećaj, odnosno promenu
opterećenja
Slika 2.16 Uporedni prikaz promene frekvencije sistema sa slika 2.11(- -) i 2.14
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-10
-5
0
5x 10
-4Promena frekvencije f(t)[r.j] sa i bez(--) sekundarne regulacije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
29
Nešto opštiji primer za ilustraciju rada sekundarne regulacije frekvencije je prikazan
na slici 2.17. Prikazan je sistem koji se sastoji od dve proizvodne jedinice, jedne hidro
koja učestvuje u sekundarnoj regulaciji i jedne termo koja učestvuje samo u primarnoj
regulaciji.
Slika 2.17 Strukturni blok dijagram sistema sa dve jedinice od kojih jedna učestvuje
u sekundarnoj regulaciji frekvencije
a1(s)
1
2
1
1
c
c
T s
T s
pt,1
(s)
1 aT sf (s)
+
- sf
-
1
fT s
Pe
Lp s
-
+
IK
s
1
1 ,1
1
sr T s
2 ,2
1
sr T s
1
1 uT s
a2(s)
2
pt,2
(s)
+
f (s)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-5
0
5
10x 10
-3 pt,1
(t), pt,2
(t) (---) u [r.j.]
Vreme [sec]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
pL(t),
1*p
t,1(t)+
2*p
t,2(t) (---) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-10
-8
-6
-4
-2
0
x 10-4 f(t) [r.j.]
Slika 2.18 Odziv sistema sa slike 2.17 u slučaju kada nema sekundarne
regulacije frekvencije. Poremećaj i parametri sistema su dati u tekstu.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
30
Na slikama 2.18 i 2.19 su prikazani odzivi sistema prikazanog na slici na na promenu
opterećenja oblika odskočne funkcije vrednosti 0.005 r.j. Usvojeni parametri sistema
su r1 = 0.04 r.j., r2 = 0.05 r.j., Ta = 1.5s, Ts,1 = Ts,2 = 0.2s, Tc = 0.5s, Tu = 0.3s, eP = 1.5
r.j. i Tf = 10 s, KI = 0.075 s-1,
1= 2 = 0.5. Na slici 2.18 je prikazan odziv sistema
bez, a na slici 2.19 odziv sistema sa sekundarnom regulacijom frekvencije.
Slika 2.19 Odziv sistema sa slike 2.17 u slučaju kada postoji sekundarna
regulacija frekvencije. Poremećaj i parametri sistema su dati u tekstu.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-5
0
5
10x 10
-3 pt,1
(t), pt,2
(t) (---) u [r.j.]
Vreme [sec]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
pL(t),
1*p
t,1(t)+
2*p
t,2(t) (---) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-10
-8
-6
-4
-2
0
x 10-4 f(t) [r.j.]
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
31
2.4 AUTOMATSKA SEKUNDARNA REGULACIJA KOD POVEZANIH SISTEMA
U prethodnoj analizi je razmatran problem sekundarna regulacije u okviru izolovanog
EES. Kada se radi o izolovanom sistemu rešava se samo problem sekundarne
regulacije frekvencije. U praksi EES se sastoje od više, međusobno povezanih
interkonektivnim dalekovodima, podsistema koji se obično nazivaju regulacionim
oblastima ili bazenima.
Jednu regulacionu oblast obično čine sve proizvodna i prenosna postrojenja jedne
elektroenergetske kompanije (npr. EES EPS-a čini jednu regulacionu oblast). Sve
regulacione jedinice unutar jedne regulacione oblasti kolektivno vrše regulacioni rad.
Za sve generatore unutar jedne regulacione oblasti se, sa stanovišta sekundarne
regulacije, smatra da rade kohernetno, odnosno u sinhronizmu. Veza između
pojedinačnih regulacionih oblasti se ostvaruje preko interkonektivnih dalekovoda, i
može se smatrati elastičnom.
Ono što je pri praktičnoj analizi bitno jeste analiza tokova snage između različitih
regulacionih oblasti. Na slici 2.20 je sa Si,j obeležena aktivna snaga (data u
apsolutnim jedinicama) koja "ističe" iz regulacione oblasti i u regulacionu oblast j.
Odžavanje ovih snaga na zadatim vrednostima je jedan od zadataka sistema za
automatsko upravljanje proizvodnjom EES.
i-ta regulaciona oblast
Ukupne potrošnje PLi,
proizvodnje PGi, frekvencije
F=F0+F, parametara Kf, EP,
...
n-ta regulaciona oblast
j-ta regulaciona oblast
k-ta regulaciona oblast
Si,k=-Sk,i
Si,n=-Sn,i Si,j=-Sj,i
Slika 2.20 Povezane regulacione oblasti
Vezu između pojedinačnih
regulacionih oblasti opisuje
"razmena snage" Si,j = - Sj,i
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
32
Ukupna snaga razmene Si regulacione oblasti i, povezane sa oblastima j,k, ... ,n je
n
jI
Iii tStS , (2.29)
Ako ima ukupno n međusobno povezanih oblasti, kako je Si,j = - Sj,i , i,j važi da je
01
n
J
J tS (2.30)
2.4.1 Inkrementalni balans snage regulacione oblasti
Neka unutar i-te regulacione oblasti dođe do promene opterećenja PL,i. Ako nema
sekundarne regulacije, deo ovog opterećenja će se pokriti akcijom turbinskih
regulatora, a ostatak će bit pokriven iz tri izvora
(1) Na račun promene kinetičke energije obrtnih masa sistema, odnosno
usporavanja/ubrzavanja rotora generatora smanjenja/povećanja frekvencije
sistema,
(2) Promenom opterećenja koje zavisi od frekvencije, određenim partametrom EP,
(3) Smanjenjem/povećanjem razmene aktivne snage sistema Si
Prethodno se može iskazati sledećom jednakošću
, , , ,G i L i f i i P i i i
t
P t P t K F t dt E F t S t (2.31)
Gde je tP iG, ukupna promena aktivne snage (što je jednako ukupnoj promeni
mehaničke snage tPmeh i-te oblasti, ako se zanemare gubici) generatora, usled
akcije turbinskih regulatora, koeficijenti ifK , i EP,i su definisani u poglavlju 2.1, a
Si(t) je ukupne promena razmene snage i-te reglacione oblasti i važi
v
vii tStS , , gde se sumiranje vrši po svim dalekovodima v koje povezuju i-tu
regulacionu oblast sa susednim. Indeks i označava da se parametri odnose na i-tu
regulacionu oblast.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
33
Ako se zanemare gubici onda za svako tT vi, važi sledeće:
0 0
, , ,2i v i v i v i v i vS t T t t T F t dt F t dt (2.32)
Gde je i je fazni ugao napona i-te oblasti, a 0
,viT tzv. sinhronizacioni koeficijent koji
predstavlja meru "električne krutosti" dalekovoda, definisan sledećim izrazom
, ,0 max 0 0
, ,
i v i v
i v i v i v
i v i v
S dST S
d
(2.33)
max
,viS je statički prenosni kapacitet dalekovoda u pitanju, a 0 0,i v su nominalni fazni
uglovi napona na krajevima. U opštem slučaju dve regulacione oblasti i i v su
povezane sa više dalekovoda, međutim i tada se veza između dve oblasti može
predstaviti kao da se ostvaruje preko jednog dalekovoda odgovarajućih parametara.
Ukupna promena snage razmene i-te regulacione oblasti je data sledećim izrazom
0
,2i i v i v
v
S t T F t dt F t dt (2.34)
Odnosno u domenu Laplasove transformacije
0
,2i v
i i v
v
F s F sS s T
s
(2.35)
U sistemu relativnih jedinica izraz 2.35 postaje:
, ,
i v
i i i
v v
f s f ss s s s m
s
(2.36)
gde je
, 0
, , ,
0, 0, 0 0,
, , , 2ii i o
i i i i i
i i i
SS F Fs s s s f m T
P P F P
(2.37)
U (2.37) je P0,i ukupna snaga i-tog sistema.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
34
Uvek važi sledeće
, ,
, , ,
,i v i
i v i i
S S
s s s s
(2.38)
gde je
0,
,
0.
i
i v
v
P
P (2.39)
2.4.2 Automatska sekundarna regulacija kod povezanih sistema
Kada se radi o izolovanim sistemima problem sekundarne regulacije se svodi na
problem automatske sekundarne regulacije frekvencije kao što opisano u poglavlju
2.3. Međutim kada se radi o povezanim sistemima, što je praktično uvek slučaj,
potrebno je vršiti automatsku sekundarnu regulaciju još jedne veličine razmene snage
između pojedinačnih sistema, odnosno regulacionih oblasti. Još početkom 1930-ih
kada je već rešen problem regulacije frekvencije, otpočeto je rešavanje problema
sekundarne regulacije razmene snage Si,j između pojedinačnih oblasti. Primećeno je
da sami sekundarni regulatori frekvencije teže "apsorbuju" promene opterećenja bez
obzira da li je do njih došlo u lokalnoj oblasti ili u nekoj od oblasti sa kojima je
lokalna regulaciona oblast povezana, što dovodi do neželjenih promena tokova snaga
po interkonektivnim dalekovodima. Kao ilustracija ovog problema može se uzeti
jednostvan primer dve regulacione oblasti prikazan na slici 2.21. Za oblasti
prikazane na slici 2.21 važi sledeće
12 ,1 ,1 ,2 ,2
1,2
12 ,1 12 12 ,2
FP L FP L
FP FP
m G s P s G s P ss s
s m G s m G s
(2.40)
gde je
,, ,, 0,
, , 1
, ,2
1( )
1 1
1ij
i
FP ia i c iL i s j
p i f i
i s i c i
f sG s
T s T sp se T s
r T s T s
(2.41)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
35
Neka je pL,1(t) = 0 i pL,2(t) =pL h(t), gde je h(t) hevisajdova funkcija. Može se
pokazati da tada važi sledeće:
212
,2
1,2 1,20
1 212 1,2
,1 ,2
lim 0
1
L
I
s
I I
rm p
Ks t s s s
r rm
K K
(2.42)
Slika 2.21 Primer dve povezane oblasti sa prisutnom sekundarnom regulacijom
frekvencije u obe oblasti
a(s) ,1
1
,12
1
1
c
c
T s
T s
pt(s)
,11 aT s1 ,1
1
sr T s +
- 1f s
- ,1
1
fT s
,1Pe
,1Lp s
-
+
,1IK
s
1f s
a(s) ,2
1
,22
1
1
c
c
T s
T s
pt(s)
,21 aT s2 ,2
1
sr T s
+
-
2f s
- ,2
1
fT s
,2Pe ,2Lp s
-
+
,2IK
s
2f s
1
s
1
s
+
-
1f s
m12
12s s-
12
21s s
-
2f s
Sistem 1
Sistem 2
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
36
Prema (2.42) u stacionarnom stanju postoji odstupanje razmene snage između dva
sistema od predviđene vrednosti. Kao ilustracija ove pojave na slici 2.22 je prikazan
odziv sistema sa slike 2.21 za sledeće parametre: r1 = 0.04 r.j., r2 = 0.05 r.j., Ta,1 =
1.5s, Ta,2 = 1.0s, Ts,1 = Ts,2 = 0.2s, Tc,1 = 0.5s, Tc.2 = 0.6s, eP,1 = 1.5 r.j. i Tf ,1 = 10 s,
eP,1 = 1.3 r.j. i Tf ,1 = 12 s, KI,1 = 0.075 s-1
, KI,2 = 0.06 s
-1, pL,2(t)= pL h(t-100)=0.01
h(t-30)[r.j], m12 = 0.15 [r.j.], i 12 = 1.5.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0
2
4
6
8
10x 10
-4 pL1
, pt,1
(--) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0
5
10
15x 10
-3 pL,2
, pt,2
(---) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-1
0
1x 10
-4 f1(t) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-15
-10
-5
0
5x 10
-4 f2(t) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.2
0.4
0.6
0.8
1x 10
-3 s12
u [r.j.]
Vreme [sec]
Slika 2.22 Odziv sistema sa slike 2.21
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
37
Kao što se može videti na slici 2.22, a što i proizilazi iz 2.42, u "ustaljenom" stanju će
postojati odstupanje snage razmene između dva sistema od zadate vrednosti, odnosno
greška snage razmene neće biti jednaka nuli. Ovo praktično znači da se usled dejstva
sekundarne regulacije frekvencije prvi sistem "pokriva" deo opterećenja sistema 2.
Ovo nije dopušteno i stoga se pored greške frekvencije u petlju povratne sprege mora
uvesti i greška snage razmene sistema, odnosno definiše se nova veličina regulaciona
greška oblasti (Area Control Error – ACE) definisana sledećim izrazom (u domenu
apsolutnih jeinica):
,( )i i i i i i i j
j
ACE t B F t S t B F t S t (2.43)
Gde je Bi regulaciona konstanta za frekvenciju (frequency bias) i-te oblasti koja se
bira tako da bude što bliža koeficijentu globalne samoregulacije oblasti BFi
regulacione oblasti. Koeficijent globalne samoregulacije je definisan kao odnos
ukupne promene snage prema promeni učestanosti u stacionarnom stanju u jednom
elektroenergetskom sistemu odnosno:
,ss
F i
ss
PB
F
(2.44)
U domenu relativnih jedinica izraz (2.43) postaje
1
i i
i
ace t f sb
(2.45)
gde je
0
0
i i
Fb B
P (2.46)
Na slici 2.23 je prikazan odziv sistema sa slike 2.21 kada se na ulaz sekundarnih
regulatora umesto odstupanja frekvencije dovodi regulaciona greška sistema
definisana sa (2.45).
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
38
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-15
-10
-5
0
5x 10
-4 f2(t) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-2
0
2
4
6
8x 10
-4 s12
u [r.j.]
Vreme [sec]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0
2
4
6
8
10x 10
-4 pL1
, pt,1
(--) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0
5
10
15x 10
-3 pL,2
, pt,2
(---) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-1
0
1x 10
-4 f1(t) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-1
0
1x 10
-4 ace1(t) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
-10
-5
0
x 10-4 ace
2(t) u [r.j.]
Vreme [sec]
Slika 2.23 Odziv sistema sa slike 2.21 kada se vrši regulacija frekjvencije i snage
razmene
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
39
Sa slike 2.23 se može videti da u "ustaljenom stanju" oblast u kojoj je nastao
poremećaj (oblast 2) otklanja svoju grešku u celosti, dok druga oblast (oblast 1)
reaguje samo u prelaznom periodu. Celokupna dopunska snaga potrebna sa pokrivanje
povećanog opterećenja se, u ustaljenom stanju, generiše u oblasti u kojoj je i nastupio
poremećaj, dok se susednoj oblasti posle prolaska prelaznog procesa proizvodnja
vraća na prethodni nivo. Svođenjem regulacionih greški oblasti ace1 i ace2 na nulu
istovremeno se svode na nulu i odstupanja frekvencije i snage razmene.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
40
2.5 UPRAVLJANJE REGULACIONIM JEDINICAMA.
2.5.1 Upravljanje regulacionim impulsima
U prethodnim poglavljima je dat principijelni opis algoritama sekundarne regulacije
frekvencije, ali nije posebno analizirano posebno samo upravljanje regulacionim
jedinicama, odnosno način prosleđivanja regulacionog zahteva od centra upravljanja
oblasti (gde se izvršava algoritam regulacije) do regulacionih jedinica koje sprovode
upravljačke zahteve. Pretpostavljeno da se pri automatskoj sekundarnoj regulaciji
potrebna promena reference turbinskog regulatora koje se proračunava na bazi
regulacione greške oblasti, odnosno njenog integrala, direktno prosleđuje
regulacionim jedinicama. Ovo je tačno za one jedinice koje imaju implementirane
grupne regulatore aktivne snage, koji su u stanju da prime preko
telemetrijskog/telekomandnog sistema postavnu vrednost za željenu snagu jedinice da
na bazi tih vrednosti vrše lokalnu regulaciju. U praksi, međutim, najčešće se
pojedinim regulacionim jedinicama upravlja slanjem tzv. regulacionih impulsa, tojest
jedinicama se šalje signal određenog trajanja i znaka na osnovu kojeg se menja
referenca za lokalni regulator. Ovi impulsi se dovode do varijatora brzine. Starije
implementacije ovakvih uređaja su podrazumevale motor koji je promenom pozicije
u smeru određenom znakom impulsa i proprcionalno dužini impulsa menjao postavnu
vrednost za regulacionu jedinicu. Kod modernih implementacija turbinskih regulatora
nema motora za podešavanje ali uvek postoji blok koji vrši integraciju regulacionih
impulsa kao što je prikazano na slici 2.24.
tt
VK
s
mf t tI
tI mf t
Integrator sa ograničenjem
Slika 2.24 Ilustracija konverzije regulacionoih impulsa u promenu reference
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
41
Proračun
regulacione
greške jedinice
Proračun
regulacione
greške jedinice
Proračun
regulacione
greške jedinice
iF k T
iB
TkS i TkACEi
+
+
PI regulator
Regulaciona
jedinica, 1
Regulaciona
jedinica, 2
Regulaciona
jedinica, n
,1mF
,2mF
,m nF
,1 ,1t gP P
,2 ,2t gP P
ngnmeh PP ,,
i-ta regulaciona oblast
Logika za
generisanje
impulsa
Logika za
generisanje
impulsa
Logika za
generisanje
impulsa
TkI 1
TkI 2
TkIn
1UCE k T
2UCE k T
nUCE k T
VK
s
VK
s
VK
s
Sekundarni regulator Regulacione jedinice
Blok dijagram algoritma sekundarne regulacije kada se regulacija vrši pomoću
regulacionih impulsa više niže prikazan je na slici 2.25. Na slici 2.25 k označava k-ti
regulacioni ciklus, odnosno k-tu periodu odabiranja, T je dužina jednog
regulacionog ciklusa-periode odabiranja, UCEi(kT) je regulaciona greška (unit
control error) i-te regulacione jedinice u k-tom ciklusu, a Ii(kT) je vrednost
regulacionog impulsa u istom ciklusu.
Moguće su različite implementacije logike za generisanje regulacionih impulsa i
proračuna regulacione greške jedinica. Često se koristi tzv. permissive5 algoritam,
kod koga se u originalnoj implementaciji ne koristi PI regulator (dopunsko integralno
dejstvo obezbeđuje sam blok za integraciju regulacionih impulsa kao što je prikazano
na slici 2.24) dat izrazom (2.47) (u apsolutnim jedinicama).
, , ,i gi B i uc i gj B j
j
UCE k T P k T P k k T P k T P ACE k T
(2.47)
Gde je Pgi trenutna proizvodnja (aktivna snaga) i-te regulacione jedinice a PB,i bazna
snaga i-te regulacione jedinice.
5 Kod ovog algoritma upravljanja se, za razliku od tzv. mandatory algoritma, regulacioni impulsi šalju
samo onim jedinicama čiji je znak regulacione greške UCE isti kao znak regulacione greške oblasti
(bazena) ACE.
Slika 2.25 Blok dijagram algoritma sekundarne regulacije kada se upravljanje vrši
pomoću regulacionih impulsa više-niže
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
42
DBi
DBi
DBi
i
ACETkACETkucesignTkACEsign
ACETkACETkucesignTkACEsign
ACETkACETkucesignTkACEsign
TkI
je ako1
je ako0
je ako1
(2.48)
Gde je ACEDB zadata vrednost mrtve zone regulacije. Ako se koristi PI regulator onda
izrazu 2.46 umesto ACE figuriše izlaz PI regulatora koji će u daljem tekstu biti
obeležavan sa PI_ACE (odnosno PI_ACE ako je PI regulator realizovan u
inkrementalnoj formi).
2.5.2 Implementacija PI regulatora
Moderni sistemi za sekundarnu regulaciju frekvencije i snage razmene se realizuju
kao softverski paketi odnosno digitalni regulatori. To znači da se PI regulator (kao i
ostale komponente LFC regulatora) realizuju u svojoj digitalnoj formi.
Digitalna implementacija PI regulatora se može realizovati diskretizacijom
kontinualnog PI regulatora primenom Tustin-ove ili bilinearne transformacije date
izrazom (2.49) [2] :
1
1
1
12
z
z
Ts (2.49)
Gde je s operator diferenciranja odnosno operator Laplasove transformacije, a z je
operator prednjačenja odnosno operator -transformacije.
U domenu Laplasove transformacije funkcija prenosa PI kontrolera je data izrazom
(2.50).
_ IP
KPI ACE s K ACE s
s
(2.50)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
43
Zamenjujući (2.49) u (2.50) dobija se izraz za pozicionu formu PI kontrolera u z-
domenu
1
1
1_
2 1
IP
K T zPI ACE z K ACE z
z
(2.51)
Odnosno u vremenskom domenu
_ _ 1 12 2
I IP P
K T K TPI ACE k PI ACE k K ACE k K ACE k
(2.52)
Gde k stoji umesto kT, kao kraći način zapisivanja.
Inkrementalna forma PI regulatora je opisana izrazima (2.53) i (2.54). Kada se vrši
upravljanje regulacionim impulsima više/niže treba koristiti inkrementalnu formu PI
regulatora pošto je integralno dejstvo već prisutno u sistemu.
122
1___
kACETK
KkACETK
K
kACEPIkACEPIkACEPI
IP
IP
(2.53)
Odnosno u domenu Z-transformacije
zACEzTK
zKzACEPI IP
11 1
21_ (2.54)
Kao ilustracija prethodnog može se posmatrati izolovani sistem6 (ACE = BF)
prikazan na slici 2.26. Ovaj sistem se sastoji od jedne regulacione hidro jedinice i
jedne termo jedinice koja vrši samo primarnu regulaciju. Usvojeni parametri sistema
su r1 = 0.04 r.j., r2 = 0.05 r.j., Ta = 1.5s, Ts,1 = Ts,2 = 0.2s, Tc = 0.5s, Tu = 0.3s, eP = 1.5
r.j. i Tf = 10 s, KI = 0.075 s-1
, 1 = 2 = 0.5. Pmax,1 = Pmax,2 = 100 MW, F0 = 50 Hz,
P0=200 MW, B = - 35 MW/Hz. Pg1(0) = Pg2(0) = 60 MW. Poremećaj je oblika
hevisajdove funkcije h(t-20) inteziteta 0.025 [r.j] odnosno 5MW. Odziv opisanog
sistema na specificirani poremećaj prikazan je na slikama 2.27 i 2.28.
6 Izolovani sistem je uzet jednostavnosti radi, uticaj povezanih sistema ništa ne menja u logici
upravljanja regulacionim jedinicama.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
44
Slika 2.26. Strukturni blok dijagram sistema za ilustraciju sekundarne regulacije
pomoću impulsa više/niže fiksne dužine
a1(s)
1
2
1
1
c
c
T s
T s
pt,1
(s)
1 aT sf (s)
+
- sf
-
1
fT s
Pe
Lp s
-
+
1
1 ,1
1
sr T s
2 ,2
1
sr T s
1
1 uT s
a2(s)
2
pt,2
(s)
+
f (s)
Konverzija impuls
u promenu
reference
Logika za
generisanje
impulsa
PIregulator
B F0
F s ACE z
mf s
I z
Odabirač
f z
Slika 2.27 Odziv sistema sa slike 2.26 (prvi deo)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-0.02
0
0.02
0.04
0.06
pt,1
(t), pt,2
(t) (---) u [r.j.]
Vreme [sec]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-0.01
0
0.01
0.02
0.03
0.04
pL(t),
1*p
t,1(t)+
2*p
t,2(t) (---) u [r.j.]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-4
-3
-2
-1
0x 10
-3 f(t) [r.j.]
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
45
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-6
-4
-2
0ACE u [MW]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
1.5Regulacioni impulsi
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.5
1
1.5
2x 10
-3 fm
(t) u [r.j.]
Vreme [sec]
Slika 2.28 Odziv sistema sa slike 2.26 (drugi deo)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
46
2.5.3 Filtriranje regulacione greške oblasti (ACE)
U normalnom radu regulaciona greška ACE obično ima pored sporopromenljive
komponente nastale usled promene opterećenja i brzo promenljive komponente. Ove
brzopromenljive komponente su delom rezultat stvarnih promena opterećenja, a
delom su proizvod mernog šuma pretvarača, efekta kvantizacije, grešaka u prenosu
podataka itd. Ove fluktuacije su obično dosta brze, pa sistem sekundarne regulacije
niti je u stanju niti treba da ih prati. Da bi se izbegao nepotreban regulacioni rad
regulaciona greška se često prvo filtrira korišćenjem linearnog filtra propusnika niskih
učestanosti.
Konkretne realizacije filtra variraju zavisno od implementacije ali se u praksi
najčešće koristi, vrlo jednostavan linearni filter prvog reda ("smoother"), dat sledećim
izrazom:
11 kACEkACEkACE FF (2.55)
odnosno u z-domenu
zACEz
zACEF 11
1
(2.56)
Gde je ACEF filtirano ACE, a koeficijent "izglađivanja" linearnog filtra.
Kao ilustracija uticaja ovog filtra na slici je prikazana ACE pre filtracije i posle
filtriranja filtrom datim izrazima 2.55 i 2.56, za = 0.3, 0.5, 0.7 i 0.9. Na istoj slici je
prikazan i ACE filtrirarno pomoću Butterworth-ovog filtra 2-og reda7.
Koa što se moglo očekivati, što je veće to je veće potiskivanje brzo-promenljive
komponente, međutim istovremeno se u sistem unosi veći fazni pomeraj, koji dovodi
do dopunskog kašnjenja u reakciji sistema sekundarne regulacije. U praksi se kada se
koristi linearni filter dat izrazom 2.55, odnosno 2.56, koristi se = 0.7.
7 Ovakva realizacija ACE filtra se može sresti kod nekih implementacija AGC sistema npr. Boeing
EMS.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
47
0 50 100 150 200 250-20
0
20
40ACE
0 50 100 150 200 250-20
0
20
40
ACEF za =0.3
0 50 100 150 200 250-20
0
20
40
ACEF za =0.5
0 50 100 150 200 250-20
0
20
40
ACEF za =0.7
0 50 100 150 200 250-10
0
10
20
30
40
ACEF za =0.9
0 50 100 150 200 250-20
0
20
40
ACEF za Butterworth-ov filter drugog reda
Vreme [sec]
Slika 2.29 Ilustracija ponašanja linearnog filtra za različito
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
48
2.6 OSNOVNI KRITERIJUMI PERFORMANSI SEKUNDARNE REGULACIJE
Kao što je već pomenuto za datu regulacionu oblast osnovni ciljevi sekundarne
regulacije su:
Promena veličine generisane snage tako da se izjednači sa promenom opterećenja
Raspodela te promene između regulacionih jedinica tako da se minimizuju
troškovi proizvodnje.
Za opis kvaliteta regulacije potrebno je definisati odgovarajuće parametre performansi
koji na adekvatan način opisuju efektivnost upravljanja i uloženog regulacionog rada.
Performanse regulacije se klasično opisuju sledećim parametrima
- standardnom devijacijom regulacione greške oblasti ACE definisanom izrazom
T
ACE dttACET
0
21 (2.57)
Odnosno njenom vrednošću u diskretnom vremenu definisanom izrazom
N
i
ACE iACEN 1
2
1
1 (2.58)
- integralom regulacione greške oblasti ACE
tNTiACEtdttACEIACEN
i
T
,00
(2.59)
- brojem izdatih regulacionih impulsa više/niže kao merom uloženog regulacionog
rada8
Pored ovih definišu se i koriste i drugi kriterujumi perfmormansi, od kojih su oni koji
su implementirani opisani u poglavlju 3.
8 Naravno ako se regulacija vrši pomoću regulacionih impulsa više/niže.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
49
2.7 EKONOMSKI DISPEČING9
Jedan od glavnih ciljeva upravljanja proizvodnjom EES je minimizacija troškova
proizvodnje uz održavanje ravnoteže između potrošnje (opterećenja) i generisane
aktivne snage i zadovoljenje sigurnosnih ograničenja sistema. Ovo se obezbeđuje
radom više na tri hijerarhijska nivoa prikazana na slici 2.30.
Osnova svih metoda ekonomskog dispečinga su krive troškova generatorskih jedinica,
međutim optimalan rad ne zavisi samo od tekućeg stanja već i od (predviđenog)
budućeg opterećenja, raspoloživih prozvodnih kapaciteta i konfiguracije mreže, stoga
opšta optimizaciona procedura ekonomskog dispečinga mora da uključi ceo
vremenski opseg, od predviđanja opterećenja, angažovanja agregata, do proračuna
ekonomske raspodele (ED) i sekundarne regulacije frekvencije i snage razmene (LFC)
kao što je prikazano na slici 2.31.
9 Funkcija ekonomskog dispečinga nije implementirana u potpunosti (odnosno bazne snage koje se
koriste pri proračunu koeficijenata učešća regulacionuh jedinica se ne dobijaju na bazi ekonomskog
dispečinga već se zadaju ručno) i nije predmet programskog paketa koji je tema ovog magistarskog
rada već je predmet eventualnog daljeg razvoja paketa u Institutu "Mihajlo Pupin".
EKONOMSKI DISPEČING
LFC
PRIMARNAREGULACIJA
Funkcija:
Proračun baznih snaga i ekonomskih
koeficijenata učešća u regulaciji
Tipičan period izvršavanja:
sati/minute
Funkcija:
Gener isanje pos tavnih vrednos ti
(setpointa) direktno i/ili pomoću
regulacionih impulsa
Tipičan period izvršavanja:
sekunde/minute
Funkcija:
Neposredno upravljanje generatorskim
jedinicama
Tipičan period izvršavanja:
sekunde
Slika 2.30 Hijerahija funkcija za upravljanje proizvodnjom EES
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
50
Proračun ekonomskih koeficijenata učešća odnosno ekonomski optimalnih vrednosti
baznih snaga se vrši tipično u vremenskom horizontu od nekoliko minuta. Postoje više
metoda za proračun optimalnih vrednosti baznih snaga, odnosno optimalnu raspodelu
opterećenja kao što su metoda jednakih inkrementalnih troškova, metoda B-matrica,
optimalnih tokova snaga itd.
Kod metode jednakih inkrementalnih troškova vrši se minimizacija funkcije troškova
date izrazom
N
i
iGiT PFF1
, (2.60)
Gde su Fi funkcije troškova rada pojedinačnih proizvodnih jedinica, PG,i odgovarajuća
generisana aktivna snaga, a FT ukupni troškovi. Uzimajući u obzir i gubitke u mreži
PL minimalna vrednost FT se dobija iz
Slika 2.31 Veze između ekonomskog dispečinga i ostalih komponenti upravljanja
proizvodnjom EES
Ekonomski
dispečing
Predviđanje
opterećenja
AGC/LFC
Bazne snage regulacionih
jedinica i ekonomski
koeficijenti učešća u regulaciji.
Radne tačke (setpoints)
regulacionih jedinica
Baznesnage zajedinicekoje ne
učestvujuu
sekundarnoj
regulacijiAnagažovanje
agregata
Istorijski podaci o
opterećenjuOpterećenje
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
51
N
i
iGgubL
iG
gub
i
iG
i
PPP
niP
P
P
F
1
,
,,
0
],1[,01
(2.61)
Gde je PL ukupno opterećenje, Pgub gubici u mreži a i Lagranževi multiplikatori.
Jedna automatska procedura za proračun ekonomski optimalnih koeficijenata učešća,
na bazi dobijenih optimalnih vrednosti baznih snaga .
,,
optim
iGiB PP , je data izrazom
(2.62):
N
j
jBjB
jBiBED
i
KPKP
KPKPk
1
,,
,,
1ˆ
1ˆ
(2.62)
Gde je K označava K-ti ciklus ekonomskog dispečinga10
, PB,i(K) su ekonomski
optimalne vrednosti baznih snaga u K-tom ciklusu, a 1ˆ, KP iB procena ekonomski
optimalnih vrednosti za (K+1) ciklus, dobijena na osnovu estimiranih vrednosti
opterećenja u (K+1) ciklusu. Ovako dobijeni koeficijenti učešća "guraju"
regulacione jedinice u pravcu očekivanih optimalnih baznih snaga.
Ovako dobijeni koeficijenti mogu se koristiti kao "regulacioni koeficijenti učešća"
odnosno "željene snage" regulacionih jedinica, na osnovu koji se određuju
regulacione greške uce jedinica, mogu se određivati kao što je prikazano na slici 2.32.
odnosno na prema sledećem izrazu:
N
i
iBiG
ED
iiBiiGiželjeno ACEPPkPucePP1
,,,,, (2.63)
gde se vrednosti baznih snaga PB,i i ekonomski koeficijenti učešća dobijaju kao
rezulatat algoritma ekonomskog dispečinga.
10
Ovaj ciklus je obično reda 5 minuta, za razliku od osnovnog LFC ciklusa čije je trajanje reda
nekoliko sekundi. Ekonomski dispečing se ne mora vršiti u fiksnim vremenskim intervalima već se
može inicirati da se vrši pri svakoj dovoljno velikoj promeni opterećenja sistema.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
52
Često se, međutim, koristi dodatni mehanizam alokacije opterećenja na regulacione
jedinice, odnosno koriste se dopunski "regulacioni" koeficijenti učešća REG
ik , tako da
izraz (2.63) prelazi u
ACEkkPPkP
ACEkACEPPkPucePP
REG
i
ED
i
N
i
iBiG
ED
iiB
REG
i
N
i
iBiG
ED
iiBiiGiželjeno
1
,,,
1
,,,,,
(2.64)
što je ilustrovano na slici 2.33. Najčešći razlog za uvođenje dopunskih koeficijenata
učešća u regulaciji je činjenica da regulacione sposobnosti jedinica nisu u proporciji
sa njihovim ekonomskim učešćem. Takođe ovako se može obezbediti, odgovarajućim
algoritmom proračuna "regulacionih" koeficijenata učešća, da se za velike vrednosti
regulacione greške oblasti ACE forsira dopunska korektivna akcija.
Mogući su mnogi drugi načini implementacije algoritama ekonomskog dispečinga i
njegove integracije sa ostatkom AGC sistema. Kakva če biti konkretna
implementacija zavisi od mnogih faktora kao što je npr. odnos učešća hidro i termo
jedinica u regulaciji, tako da konkretne implementacije AGC sistema mogu imati
dopunske funkcije ekonomskog dispečinga. U slučaju preduzeća gde sekundarnu
regulaciju vrše samo hidro jedinice često se ekonomski dispečing može svesti na
Uk
up
na p
roiz
vod
nja
regu
laci
on
ih j
edin
ica =
P
G,i
AC
E
P
G,i
+A
CE
Pželjeno ,1
Pželjeno, 2
Pželjeno, 3
Pželjeno, N
EDk1
EDk2
EDk3
ED
Nk
Slika 2.32 Alokacija opterećenja na regulacione jedinice prema ekonomskim
koeficijentima učešća
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
53
algoritam ravnomerne raspodele opterećenja unutar regulacionih opsega,
proprocionalno njegovoj veličini. Kako se u okviru EPS-a sekundarna regulacija
zasniva isključivo na radu hidro jedinica algoritam koji je implementiran i opisan u
poglavlju 3. se upravo zasniva na takvom mehanizmu alokacije regulacionog rada koji
treba da obezbedi da regulacione jedinice učestvuju u regulaciji proprocionalno
vrednosti svojih regulacionih opsega.
Uk
up
na p
roiz
vod
nja
regu
laci
on
ih j
edin
ica =
P
G,i
AC
E
P
G,i
+A
CE
Pželjeno ,1
Pželjeno, 2
Pželjeno, 3
Pželjeno, N
EDk1
EDk2
EDk3
ED
Nk
AC
E
REGk1REGk2
Slika 2.33 Alokacija opterećenja na regulacione jedinice kada se pored ekonomskih
koriste i "regulacioni" koeficijentima učešća
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
54
3 ANALIZIRANI REGULACIONI ALGORITMI
3.1 UVOD
Problem sekundarne regulacije frekvencije i snage razmene EES je detaljno obrađen
u odgovarajućoj literaturi i ima dobro definisana rešenja zasnovana na izloženoj
teorijskoj osnovi i iskustvu. Praktične implementacije sistema sekundarne regulacije
frekvencije se uglavnom svode na tzv. "klasični" algoritam anuliranja regulacione
greške bazena ACE, čijih je nekoliko varijanti izloženo u okviru ovog poglavlja. U
teorijskim radovima su izloženi i mnogobrojni algoritmi zasnovani na modernim
konceptima automatskog upravljanja kao što su teorija optimalnog upravljanja
[4,5,21,27,44,51], teorija robusnih sistema upravljanja [27,43,58], teorija
sistema promenljive strukture [9] i teorija adaptivnog upravljanja [50]. Detalji
konkretne implementacije regulacionog algoritma u praksi zavise i od tehnološkog
okruženja, npr. da li postoji mogućnost upravljanja regulacionim elektranama slanjem
postavnih vrednosti ili se regulacija vrši samo slanjem regulacionih impulsa više/niže
i slično. U praksi svaki regulacioni algoritam mora, pored ostalog, da zadovolji
sledeće:
Algoritam mora biti decentralizovan, tj. regulator koji radi u okviru jedne
regulacione oblasti mora zavisiti samo od merenja koja su dostupna unutar te
oblasti.
Mora se izbeći suvišna složenost potrebnih merenja.
Regulator mora biti po svojoj prirodi robustan odnosno slabo osetljiv na
promene strukture sistema i varijacije parametara.
Moraju se uvažiti zadata ograničenja u sistemu.
Takođe, regulator mora da zadovolji i proklamovane ciljeve regulacije, kao što su
svođenje greške frekvencije i snage razmene u ustaljenom stanju na nulu, uz
ravnomerno učešće regulacionih jedinica u regulacionom radu, i to sa zahtevanim
performansama.
Pri dizajnu programskog paketa koji je predmet ovog magistarskog rada predviđena je
mogućnost izmena regulacionog algoritma, stoga je sam regulacioni algoritam
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
55
izdvojen kao poseban softverski modul sa jasno definisanim interfejsom prema
ostatku AGC paketa u cilju lake izmene regulacionog algoritma, što je detaljnije
opisano u poglavlju 6 gde je dat opis softverske implementacije. U toku razvoja
algoritma analizirano je i implementirano više različitih verzija regulacionih
algoritama, od kojih su dve verzije bazirane na klasičnom permissive algoritmu,
uspešno implementirane i testirane uživo na samom sistemu. Na ova dva algoritma se
u daljem tekstu referiše kao na klasičan algoritam - Varijanta 1 i klasičan algortam-
Varijanta 2. U ovom poglavlju su prikazani i upoređeni rezultati simulacione analize
tri algoritama. Prikazani su pre svega pomenuti klasični algoritmi, zatim jedna
implementacija bazirana na upotrebi fuzzy logike kao primer mogućnosti
nekonvencionalne LFC regulacije.
Za ovde analizirane algoritme je karakteristično da svi koriste isti (minimalni) set
merenja iz sistema tj. uklapaju se u implementacioni koncept lako izmenjivog
programskog modula koji koristi unapred definisani interfejs prema ostatku sistema.
3.2 OPIS SIMULIRANOG SISTEMA
Sva poređenja regulacionih algoritama su vršena na simuliranom elektroenergetskom
sistemu koji se sastoji od tri regulacione hidro jedinice, ekvivalentne hidroelektrane i
ekvivalentne termoelektrane. Parametri ovih jedinica su dati u tabeli 3.1. Sve
simulacije su izveden korišćenjem programskog paketa Matlab 6.0 i njegovog modula
Simulink.
Cilj ove simulacije nije da simulira rad elektroenergetskog sistema EPS već samo
analiza rada regulacionih algoritama, međutim usvojeni parametri regulacionih
elektrana približno odgovaraju parametrima regulacionih jedinica u okviru EES EPS.
Parametri regulacione hidro jedinice 1 su usvojeni tako da odgovaraju ukupnom
uticaju dva agregata HE "Đerdap 1" modelovana kao jednoagregatni sistem,
parametri regulacione hidro jedinice 2 odgovaraju parametrima jednog agregata HE
"Bajina Bašta", a parametri hidro jedinice 3 odgovaraju parametrima jednog agregata
HE “Piva“. Parametri su izabrani na bazi podataka raspoloživih u EPS-u.
Pored simulacije rada u izolovanom režimu, izvršena je i simulacija rada sistema kada
je povezan sa "susednim" sistemom čiji su parametri dati u tabeli 3.2. "Susedni"
sistem je modelovan kao sistem sa jednom regulacionom jedinicom. Algoritam
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
56
sekundarne regulacije koji izvršava "susedni" sistem je pojednostavljeni – specijalni
slučaj klasičnog regulacionog algoritma (U slučaju jedne regulacione jedinice dve
varijante klasičnog algoritma, opisane dalje u tekstu, se svode na praktično isti
algoritam). Strukturni blok dijagram algoritma sekundarne regulacije "susednog"
sistema je prikazan na slici 3.1.
Tabela 3.1 Parametri simuliranog sistema
Parametri proizvodnih jedinica
Jedinica Pmin
[MW] Pbaz
[MW] Pmax
[MW] r r' Ta [s] Te [s]
Ts
[s] Tc [s]
Tu
[s] kt et
Regulaciona hidro jedinica 1 170 255 340 0.06 0.38 0.0 5.0 0.2 0.7 - - -
Regulaciona hidro jedinica 2 60 75 90 0.06 0.31 0.0 5.0 0.2 0.7 - - -
Regulaciona hidro jedinica 3 75 92,5 110 0.05 0.31 0.0 5.0 0.2 1.16 - - -
Ekvivalentna hidro jedinica 1000 - 1600 0.05 0.31 0.0 5.0 0.2 0.5 - - -
Ekvivalentna termo jedinica 3050 - 3150 0.05 - 0.0 - 0.2 - 0.2 1.0 0.0
Parametri sistema
eP Tf [s] P0 [MW] F0 [Hz]
1.5 12.0 5290 50.0
Tabela 3.2 Parametri "susednog" sistema
Parametri proizvodnih jedinica
Jedinica Pmin
[MW] Pbaz
[MW] Pmax [MW] r r' Ta [s] Te [s]
Ts
[s] Tc
[s] Tu
[s] kt et
Regulaciona hidro jedinica 1 0 100 200 0.06 0.38 0.0 5.0 0.2 0.7 - - -
Ekvivalentna hidro jedinica 100 - 200 0.06 0.38 0.0 5.0 0.2 0.5 - - -
Ekvivalentna termo jedinica 1500 - 1600 0.05 - 0.0 - 0.2 - 0.2 1.0 0.0
Parametri sistema
eP Tf [s] P0 [MW] F0 [Hz]
1.4 10.0 2000 50.0
1
1
1 z
Inkrementalni
PI regulator
ACE ACEF
UCE =
PIACE
Znak
impulsa
Slika 3.1 Strukturni blok dijagram sekundarnog regulatora “susednog” sistema
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
57
3.3 "KLASIČAN" ALGORITAM –VARIJANTA 1
Uprošćeni prikaz ovog algoritma regulacije je dat strukturnim blok dijagramom na
slici 3.2. Oznake na slici su sledeće: PG1, PG2, ... , PGN – aktivne snage regulacionih
jedinica, PB1, PB2, ... , PBN – bazne snage regulacionih jedinica, minmin
2
min
1 ,,, NPPP –
regulacioni minimumi regulacionih jedinica, maxmax
2
max
1 ,,, NPPP – regulacioni
maksimumi regulacionih jedinica, I1,I2, ... , IN – označavaju generisane regulacione
impulse, N – broj regulacionih jedinica-elektrana, ACE je regulaciona greška oblasti,
ACEPOOL je regulaciona greška oblasti dobijena iz nadređenog centra (POOL-a),
ACEF je regulaciona greška oblasti na izlazu linearnog filtra (smoother-a), ACEN je
regulaciona greška oblasti na izlazu nelinearnog bloka, PI_ACE je izlaz PI regulatora
(PI_ACE=ACEN kada se ne koristi PI regulator), F0 je nominalna frekvencija sistema
(50 Hz ako se ne zada drugačije), FT je zadata frekvencija kada se vrši korekcija
greške sinhronog vremena, F je stvarna (izmerena) frekvencija sistema, S0 je
regulacioni plan razmene, odnosno ugovoreni program razmene sa uračunatom
komponentom iz plana kompenzacije, SW je korektivni član za snagu razmene, koji
se koristi kada se vrši korekcija energije neželjene razmene i S je stvarna (izmerena)
vrednost neto snage razmene sistema.
Greška bazena (ACE) se, zavisno od moda regulacije, računa na sledeći način :
0 0
0
0
Regulacija frekvence i snage razmene
Regulacija snage razmene
Regulacija frekvencije
Regulacija na bazi regulacione greške dobijene iz
nadrePOOL
(S - S ) B(F - F )
(S - S )
ACE B(F - F )
ACE
djene oblasti (POOL-a)
(3.1)
Ako se vrši korekcija greške sinhronog vremena, odnosno energije neželjene razmene,
regulaciona greška bazena (ACE) je data sledećim izrazom:
0 0
0
0
Regulacija frekvence i snage razmene
Regulacija snage razmene
Regulacija frekvencije
Regulacija na bazi regulacione greške dobijene
W T
W
T
POOL
(S - S S ) B(F - F )
(S - S S )
ACE B(F - F )
ACE
iz nadredjene oblasti (POOL-a)
(3.2)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
58
Slika 3.2 Uprošćeni blok dijagram varijante 1 "klasičnog" LFC algoritma
Lin
earn
i fi
lter
(sm
ooth
er) 1
1
1
z
Nel
inea
rna k
ore
kci
ja
regu
laci
on
e gre
ške
PI
reg
ulat
or
Pro
raču
n u
ce i
log
ika
za g
ener
isan
je
regu
laci
onih
im
puls
a
Pro
raču
n ko
efic
ijen
ata
učeš
ća u
reg
ulac
iji
...
...
...
...
GN
GG
PP
P,
,,2
1
NI I I, ,, 2 1
S0 SS
W
f 0 f T
f AC
EP
OO
L
__
+
+ +
+_A
CE
AC
EF
AC
EN
PI_
AC
E...
... ...
B
max max
2
max
1, , ,NP P Pmin min
2
min
1, , ,NP P P
BN B BP P P, , ,2 1 GN G GP P P, ,, 2 1
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
59
Korektivni član za korekciju energije neželjene razmene se računa prema sledećem
izrazu:
MAX
MAXMAX
WMAX
W
MAXMAX
W
W
tt
ttSt
kWS
ttSt
kW
t
kW
kS
minmin
minmin
min
minmin
minmin
0
6060
6060
6060
(3.3)
Gde je
MAX
WS – maksimalna dozvoljena vrednost korektivnog faktora SW,
tmin – proteklo vreme u minutama tekućeg sata (tekući minut tekućeg sata),
MAXtmin – krajnji minut u tekućem satu do čijeg isteka se vrši korekcija.
W(k) – akumulisana energija neželjene razmene data izrazom (3.4) data u MWh,
3600
1 0
tSSkWkW
(3.4)
Gde je t perioda odabiranja, odnosno dužina jednog AGC regulacionog ciklusa.
Vrednost frekvencije pri korekciji greške sinhronog vremena FT se ne generiše
automatski već se zadaje ručno, zajedno sa intervalom u kome se vrši korekcija greške
sinhronog vremena, na osnovu vrednosti akumulisane greške sinhronog vremena date
sledećim izrazom:
sinh sinh
501
50
FT k T k t
(3.5)
Greška sinhronog vremena se uvek računa u odnosu na nominalnu vrednost
frekvencije od 50 Hz.
Regulaciona greška oblasti se filtrira linearnim filtrom prvog reda datim sledećim
izrazom u vremenskom domenu:
11 kACEkACEkACE FF (3.6)
čiji je ekvivalent u domenu Z-transformacije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
60
zACEz
zACEF 11
1
(3.7)
Svrha ovog filtra je opisana u poglavlju 2.5.3.
Ovako filtrirana regulaciona greška se dovodi na ulaz nelinearnog bloka11
definisanog
izrazom (3.8). Grafički prikaz ovog nelineranog bloka je dat na slici 3.2.
kACEACEACEkACEkACEk
ACEACEkACEk
ACEkACEACEACEkACEkACEk
ACEkACE
kACE
FEADB
EADBFFA
RDBEADBFR
RDBFRDB
RDBFFR
RDBF
N
jekada sgn
sgn
jekada sgn
jekada 0
(3.8)
11
Na slici 3.2 ovaj oblok je označen sa "nelinearna korekcija regulacione greške oblasti"
ACEF
ACEN
- ACEEADB
ACERDB
- ACERDB
ACEEADB
nagib je 1/kR
nagib je 1/kA
Slika 3.3 Grafički prikaz nelinearnog bloka definisanog izrazom 3.8
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
61
Ova nelinearnost istovremeno uvodi mrtvu zonu za regulacionu grešku oblasti i
omogućava različito ponašanje regulatora zavisno od veličine regulacione greške.
Npr. izborom kR kA omogućava se "manje ili više agresivno" upravljanje za male
(ACEF ACEEADB) greške sistema. Moguće je naravno isključiti uticaj ovog bloka
podešavanjem kR = kA=1.
Posle obrade u nelinearnom bloku regulaciona greška oblasti se dovodi na ulaz
digitalnog PI regulatora, realizovanog korišćenjem bilinearne odnosno Tustin-ove
aproksimacije u inkrementalnoj formi:
122
_
kACE
TKKkACE
TKKkACEPI N
IPN
IP (3.9)
Odnosno u domenu Z-transformacije
zACEzTK
zKzACEPI NI
P
11 1
21_ (3.10)
Na bazi ove vrednosti i koeficijenata učešća u regulaciji regulacionih jedinica vrši se
proračun regulacione greške elektrana (UCE - Unit Control Error). Moguće je
koristiti fiksne koeficijente učešća (proporcionalne regulacionom opsegu), ali se
koeficijenti učešća u regulaciji ovde računaju prema algoritmu prikazanom na slici
3.3.
Cilj algoritma za proračun koeficijenata učešća je da se ostvari što ravnomernija
raspodela snaga regulacionih jedinica oko njihovih zadatih baznih snaga, a u okviru
njihovih regulacionih opsega, uzimajući u obzir da različite regulacione jedinice imaju
različite dinamičke karakteristike odnosno različite brzine odziva. Rad algoritma je
ilustrovan na slici 3.4 gde su prikazani koeficijenti učešća za slučaj dve regulacione
jedinice čije minimalne, bazne i maksimalne snage imaju sledeće vrednosti
MW,100min
1 P MW,1501 BP MW200max
1 P , MW,200min
2 P MW3002 BP i
MW400max
2 P . Kada treba povećavati snagu regulacionih jedinica (ACE < 0) i obe
regulacione jedinice imaju trenutne snage manje od baznih snaga onda one imaju
koeficijente učešća proporcionalne udaljenosti od svojih baznih snaga, odnosno ona
jedinica koja je bliža svojoj baznoj snazi ima manji koeficijent učešća. Ako obe imaju
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
62
trenutne snage veće od baznih snaga onda jedinice imaju koeficijente učešća
proporcionalne udaljenosti od maksimalnih snaga. Ako jedna jedinica ima trenutnu
snagu veću od bazne a druga manju od bazne snage, onda jedinica koja ima snagu
veću od bazne ima koeficijent učešća jednak 0, odnosno ne učestvuje u tom trenutku u
regulaciji. Logika za ACE 0 , kada treba smanjivati snagu regulacionih jedinica, je
analogna. Na ovaj način treba da se omogući da sporije jedinice "sustižu" brže i da se
tako obezbedi ravnomerno opterećenje regulacionih jedinica proporcionalno njihovim
regulacionim opsezima.
Ako je regulaciona greška, međutim veća od neke zadate vrednosti ACEHAV, tada sve
regulacione jedinice imaju koeficijente učešća u regulaciji = 1. Time se obezbeđuje da
se velike regulacione greške što brže koriguju do nekog nivoa unutar koga je moguće
vršiti ravnomernu raspodelu opterećenja.
Regulaciona greška i-te regulacione jedinice ucei se računa prema sledećem izrazu:
kPkACEPIkkkUCE i
iuci int, _ (3.11)
Gde je iPint faktor koji služi za korekciju dugotrajnih malih grešaka regulacione
jedinice i definisna je sledećim izrazom:
vrednostidruge sve za0
_
1 je ako11
,
int
int
DB
iiuc
DB
iii
i
i UCEkACEPIkk
UCEkucekUCEkP
kP (3.12)
Gde je DB
iUCE "deadband" za regulacionu grešku i-te regulacione jedinice koji se
inače koristi u uslovu za izdavanje regulacionih impulsa, definisanom sledećim
izrazom
Ni
N
DB
ii
N
DB
ii
i
ACEuce
ACEUCEUCE
ACEUCEUCE
kI
i vrednostidruge sve za0
01
01
(3.13)
Gde je Ii znak regulacionog impulsa koji se upućuje ka i-toj regulacionoj jedinici.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
63
ACEF > 0 ?
ACEF
Za svaku jedinicu i koja
učestvuje u regulaciji
kPkPkP BiGii
Pi(k)< 0 ?
DA
Pi(k)=0
NE
Pi(k)>0 ?
NE
Za svaku jedinicu i koja
učestvuje u regulaciji
kPkPkP iGii
min
Pi(k)< 0 ?
DA
Pi(k)=0
NE
Pi(k)>0 ?
kuc,i
(k)=0, i
NE
DA
DA
DA
NE
ikP
kPkk
i
iiuc
,,
Za svaku jedinicu i koja
učestvuje u regulaciji
kPkPkP GiBii
Pi(k)< 0 ?
DA
Pi(k)=0
NE
Pi(k)>0 ?
NE
Za svaku jedinicu i koja
učestvuje u regulaciji
kPkPkP Giii max
Pi(k)< 0 ?
DA
Pi(k)=0
NE
Pi(k)>0 ?
kuc,i
(k)=0, i
NE
DA
DA
|ACEF| > ACE
HAV ?
NE
kuc,i
(k)=1, i
DA
Slika 3.4 Dijagram toka algoritma za proračun koeficijenata učešća u
regulaciji regulacionih jedinica
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
64
100 120 140 160 180 2000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
za Pg2
=200, 250 "..", 300 "--" i 400 "-." MW, ACE < 0
Pg1
[MW]
kuc1
100 120 140 160 180 2000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
za Pg2
=200, 250 "..", 300 "--" i 400 "-." MW, ACE > 0
Pg1
[MW]
kuc1
200 250 300 350 4000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
za Pg1
=100, 125 "..", 150 "--" i 200 "-." MW, ACE < 0
Pg2
[MW]
kuc2
200 250 300 350 4000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
za Pg1
=100, 125 "..", 150 "--" i 200 "-." MW, ACE > 0
Pg2
[MW]
kuc2
Slika 3.5 Ilustracija algoritma za proračun koeficijenata učešća u regulaciji
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
65
Blok dijagram algoritma za proračun regulacione greške UCEi i-te regulacione
jedinice i odgovarajućih regulacionih impulsa dat je na slici 3.5.
Ako se upravljanje regulacionim jedinicama ne vrši pomoću regulacionih impulsa,
već se koristi lokalni grupni regulator snage12
na elektrani onda se grupnom
regulatoru pored impulsa prosleđuje i vrednost regulacione greške jedinice UCEi.
Na slikama 3.7 do 3.9 je prikazan odziv sistema, opisanog u 3.2 pod dejstvom
"klasičnog" regulacionog algoritma – Varijanta 1. Na slici 3.7 je prikazan odziv
sistema na poremećaj oblika odskočne funkcije (skok opterećenja za 100 MW u 100-
oj sekundi i pad opterećenja za 200 MW u 600–oj sekundi), na slici 3.8 je prikazan
odziv sistema u izolovanom radu na poremećaj oblika usponske funkcije (linearno
smanjenje opterećenja za 100 MW u periodu od 100 sec počevši od 200 sec) i na slici
3.9 je prikazan odziv sistema u povezanom radu gde je poremećaj (povećanje
opterećenja za 100 MW u 100-oj sekundi i pad opterećenja od 100 MW u 600-oj
sekundi) nastupio u susednom sistemu. Pored ranije definisanih veličina na slikama
3.7 do 3.9 se pojavljuju i sledeće veličine:
PZ,i - referentna vrednost snage koju, u idealnom slučaju, treba da ima regulaciona
jedinica u trenutku kada je otklonjena regulaciona greška sistema,
∑∆PG,i – Suma promena snaga regulacionih jedinica (u odnosu na početnu snagu),
∆PL – Promena opterećenja,
∆PL,2 – Promena opterećenja susednog sistema,
F2 – frekvencija susednog sistema i
∆S12 – razmena snage između sistema.
12
U okviru EES EPS trenutno su implementirani i u upotrebi grupni regulatori na HE "Đerdap 1" i HE
"Bistrica". Ovi grupni regulatori su detaljno opisani u [46,47].
Slika 3.6 Blok dijagram algoritma za proračun ucei i znaka regulacionih impulsa
kuc,i
PI_ACE
z-1
Ii(k)uce
i(k)
iPint
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
66
Za simulaciju su izabrani sledeći parametri regulatora: KP = 0.4, KI = 1, kA= 1.5, kR= 1,
ACERDB=1 MW, ACEEADB=15 MW, =0.7, B= 700 MW/Hz, ACEDB=2 MW,
1 2 32MW, 1MWDB DB DBUCE UCE UCE i ∆T= 4 s.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
67
Slika 3.7 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne funkcije
– sekundarni regulator je Varijanta 1 - “klasičnog”algoritma
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200
300
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija), ACE
N(t) u [MW] (-.-)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200
300PI_ACE(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-200
-100
0
100
200
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.2
0
0.2
0.4
0.6F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
100
150
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20
0
20
40
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
68
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
300
350
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060
70
80
90
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100070
80
90
100
110
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.7 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne
funkcije – sekundarni regulator je Varijanta 1 - “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
69
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5
0
5
10
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija), ACE
N(t) u [MW] (-.-)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-2
0
2
4
6PI_ACE(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-150
-100
-50
0
50
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.02
-0.01
0
0.01
0.02F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-2
0
2
4
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
0
1
2
3
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
0
1
2
3
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.8 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske funkcije
– sekundarni regulator je Varijanta 1 - “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
70
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060
65
70
75
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100075
80
85
90
95
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.8 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske
funkcije – sekundarni regulator je Varijanta 1 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
71
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20
-10
0
10
20
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija), ACE
N(t) u [MW] (-.-)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
10PI_ACE(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
100
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.05
0
0.05F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
10
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-4
-2
0
2
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-4
-2
0
2
4
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec] Slika 3.9 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je Varijanta 1 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
72
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
300
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100072
74
76
78
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100085
90
95
100
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.9 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je Varijanta 1 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
73
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-40
-20
0
20
S1,2
(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.5
0
0.5
F2(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000
50
100
PL,2
(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.9 (treći deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je Varijanta 1 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
74
3.4 "KLASIČAN" ALGORITAM – VARIJANTA 2
Ovaj algoritam je zasnovan na klasičnim metodama sekundarne regulacije frekvencije
i snage razmene. Neki delovi ovog algoritma su identični onim u "Varijanti 1" i ovde
nisu ponovo opisani. Ove dve varijante klasičnog algoritma se razlikuju samo u
načinu proračuna regulacione greške jedinica i u načinu rada logike za izdavanje
regulacionih impulsa. Takođe u "Varijanti 2" se ne koristi nelinearni filter dat izrazom
(3.8). Uprošćeni blok dijagram ovog "Varijante 2" klasičnog LFC algoritma je
prikazan na slici 3.10. Oznake na slici su sledeće: PG1, PG2, ... , PGN – aktivne snage
regulacionih jedinica, PB1, PB2, ... , PBN – bazne snage regulacionih jedinica,
minmin
2
min
1 ,,, NPPP – regulacioni minimumi regulacionih jedinica, maxmax
2
max
1 ,,, NPPP
– regulacioni maksimumi regulacionih jedinica, I1,I2, ... , IN – označavaju generisane
regulacione impulse, UCE1, UCE2, ..., UCEN – su regulacione greške regualcionih
jedinica (unit control errors), N – broj regulacionih jedinica-elektrana, ACE je
regulaciona greška oblasti, ACEPOOL je regulaciona greška oblasti dobijena iz
nadređenog centra (POOL-a, u slučaju DC EPS-a to je EKC – elektroenergetski
koordinacioni centar), ACEF je regulaciona greška oblasti na izlazu linearnog filtra
(smoother-a), PI_ACE=PI_ACE je izlaz PI regulatora (PI_ACE=ACEF kada se ne
koristi PI regulator), F0 je nominalna frekvencija sistema (50 Hz ako se ne zada
drugačije), FT je zadata frekvencija kada se vrši korekcija greške sinhronog vremena,
F je stvarna (merena) frekvencija sistema, S0 je regulacioni plan razmene, SW je
korektivni član za snagu razmene koji se koristi kada se vrši korekcija energije
neželjene razmene i S je stvarna (izmerena) vrednost neto snage razmene sistema.
Regulaciona greška bazena se računa prema izrazima (3.1) do (3.5). Izraz za linearni
filter (smoother) je dat izrazima (3.6) i (3.7). U varijanti 2 "klasičnog" LFC algoritma
se ne koristi nelinearni blok, tako da se na ulaz PI regulatora dovodi izlaz linearnog
filtera, odnosno važi sledeći izrazi:
122
_
kACE
TKKkACE
TKKkACEPI F
IPF
IP (3.14)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
75
Lin
ea
rn
i fi
lter
(sm
oo
ther) 1
1
1
z
PI
reg
ula
tor
Pro
raču
n r
egu
laci
on
ih
gre
ški
jed
inic
a u
ce
Pro
raču
n k
oef
icij
enat
a
uče
šća
u r
egu
laci
ji
...
...
...
...
GN
GG
PP
P,
,,2
1
NI I I, ,, 2 1
S0
SS
W
f 0 f T
f AC
EP
OO
L
__
+
+ +
+_A
CE
AC
EF
PI_
AC
E...
... ...
B
max max
2
max
1, , ,NP P Pmin min
2
min
1, , ,NP P P
BN B BP P P, , ,2 1 GN G GP P P, ,, 2 1
...
BNBB PPP ,,, 21
Lo
gik
a za
gen
eris
anje
reg
ula
cio
nih
imp
uls
a
...
1u
ce
2u
ce
Nuce
AC
EF
Slika 3.10 Blok dijagram varijante 2 "klasičnog" LFC algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
76
Odnosno u domenu Z-transformacije
zACEzTK
zKzACEPI FI
P
11 1
21_ (3.15)
Moguće je isključiti PI regulator, kada važi
kACEkACEPI F _ (3.16)
Na bazi ovog izlaza iz PI regulatora i koeficijenata učešća u regulaciji regulacionih
jedinica vrši se proračun regualcione greške jedinica. Koeficijenti učešća u regulaciji
regulacionih jedinica se računaju prema algoritmu opisanim u poglavlju 3.3, odnosno
prema dijagramu toka prikazanom na slici 3.3.
Regulaciona greška i-te regulacione jedinice definisana je izrazom (3.17):
, , , , ,
1
_N
i G i B i uc i G j B j
j
UCE k P k P k k P k P PI ACE k
(3.17)
Gde je PG,i(k) trenutna snaga i-te regulacione jedinice, PB,i bazna snaga i-te
regulacione jedinice a kuc,i(k) trenutna vrednost koeficijenta učešća u regulaciji i-te
regulacione jedinice.
Kada se radi sa jedinicama kojima se upravlja slanjem regulacionih impulsa više/niže,
onda je logika za izdavanje regulacionih impulsa definisana izrazom (3.18).
Na slici 3.11 je prikazan blok dijagram algoritma za proračun regulacione greške
jedinice i logika za izdavanje regulacionog impulsa Ii(k).
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
77
1 0
0 sgn sgn
1 0
i F DB
i F DB F i
i F DB
UCE k ACE k ACE
I k ACE k ACE ACE k UCE k
UCE k ACE k ACE
(3.18)
k uc,i(k
)
-1
PG
,i(k
)
PG
,1(k
)
PG
,2(k
)
PG
,N(k
)
P
I_A
CE
(k)
PB
,i PB
,1
PB
,2
PB
,N
AC
EF(k
)
+ +
_ _
_
+
_
I i(k)
Slika 3.11 Blok dijagram algoritma za proračun regulacione greške jedinice i logike
za izdavanje regulacionih impulsa – "Klasičan" algoritam –Varijanta 2
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
78
Na slikama 3.12 do 3.14 je prikazan odziv sistema, opisanog u 3.1. Na slici 3.12 je
prikazan odziv sistema na poremećaj oblika odskočne funkcije (skok opterećenja za
100 MW u 100-oj sekundi i pad opterećenja za 200 MW u 600–oj sekundi), na slici
3.13 je prikazan odziv sistema u izolovanom radu na poremećaj oblika usponske
funkcije (linearno smanjenje opterećenja za 100 MW u periodu od 100 sec počevši
od 200-te sekunde) i na slici 3.14 je prikazan odziv sistema u povezanom radu gde je
poremećaj (povećanje opterećenja za 100 MW u 100-oj sekundi i pad opterećenja za
100 MW u 600-oj sekundi) nastupio u susednom sistemu. Pored veličina, već
definisanih u ovom poglavlju, na slikama 3.12 do 3.14 se pojavljuju i sledeće
veličine:
PZ,i - referentna vrednost snage koju, u idealnom slučaju, treba da ima regulaciona
jedinica u trenutku kada je otklonjena regulaciona greška sistema,
∑∆PG,i – Suma promena snaga regulacionih jedinica (u odnosu na početnu snagu),
∆PL – Promena opterećenja,
∆PL,2 – Promena opterećenja susednog sistema,
F2 – frekvencija susednog sistema i
∆S12 – razmena snage između sistema.
Za potrebe simulacije su izabrani sledeći parametri regulatora: KP = 0.4, KI = 1, =0.7,
B= 700 MW/Hz, ACEDB=2 MW, i ∆T= 4 s.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
79
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200
300
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200PI_ACE(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-200
-100
0
100
200
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.2
0
0.2
0.4
0.6F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-40
-20
0
20
40
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
100
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.12 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne
funkcije – sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
80
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
300
350
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060
70
80
90
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100070
80
90
100
110
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.12 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne
funkcije – sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
81
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
0
10
20
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
10PI_ACE(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-150
-100
-50
0
50
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.04
-0.02
0
0.02
0.04F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
0
10
20
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5
0
5
10
15
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.13 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske
funkcije – sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
82
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060
65
70
75
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100075
80
85
90
95
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.13 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske
funkcije – sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
83
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20
-10
0
10
20
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20
-10
0
10PI_ACE(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
100
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.05
0
0.05
0.1
0.15F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
0
10
20
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20
-10
0
10
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.14 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
84
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000220
240
260
280
300
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100065
70
75
80
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100085
90
95
100
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.14 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
85
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-40
-20
0
20
S1,2
(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.5
0
0.5
F2(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000
50
100
PL,2
(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.14 (treći deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je varijanta 2 “klasičnog”algoritma
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
86
3.5 ALGORITAM NA BAZI "FUZZY" LOGIKE
U okviru zadatih ograničenja, moguće je konstruisati više različitih regulacionih LFC
algoritama, uglavnom približnih performansi. Algoritam na bazi fuzzy logike prikazan
dalje u ovom poglavlju je dat samo kao ilustracija jednog takvog algoritma. Prikazani
algoritam koristi ista merenja kao prethodno opisani algoritmi, a upravljanje se vrši
zadavanjem regulacionih impulsa više/niže kao u prethodno opisanim algoritmima.
Blok dijagram ovog algoritma je prikazan na slici 3.15. Osnovne veličine imaju isto
značenje kao i kod prethodna dva algoritma, odnosno oznake na slici su sledeće PG1,
PG2, ... , PGN – aktivne snage regulacionih jedinica, PB1, PB2, ... , PBN – bazne snage
regulacionih jedinica, minmin
2
min
1 ,,, NPPP – regulacioni minimumi jedinica,
maxmax
2
max
1 ,,, NPPP – regulacioni maksimumi jedinica, I1,I2, ... , IN – su regulacioni
impulsi, UCE1, UCE2, ..., UCEN – su regulacione greške regualcionih, N – broj
regulacionih jedinica-elektrana, ACE je regulaciona greška oblasti, ACEPOOL je
regulaciona greška oblasti dobijena iz nadređenog centra , ACEF je filtrirana
regulaciona greška, F0 je nominalna frekvencija sistema, FT je zadata frekvencija
kada se vrši korekcija greške sinhronog vremena, F je stvarna (merena) frekvencija
sistema, S0 je regulacioni plan razmene, SW je korektivni član za snagu razmene koji
se koristi kada se vrši korekcija energije neželjene razmene i S je stvarna vrednost
neto snage razmene sistema. Regulaciona greška bazena (ACE) i izlaz linearnog filtra
se računaju prema izrazima (3.1) – (3.7). Nove veličine su referentne vrednosti snaga
regulacionih jedinica Pref1, Pref2, ..., PrefN koje se računaju prema sledećem izrazu:
j j
BjFGjBi
j j
BjFGj
j j
BjFGj
j
jBj
iBiBi
j j
BjFGj
j j
BjFGj
j
Bjj
BiiBi
refi
PkACEkPP
PkACEkP
PkACEkPPP
PPP
PkACEkP
PkACEkPPP
PPP
kP
je kada
je kada
je kada
min
min
max
max
(3.19)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
87
Line
arni
filte
r
(sm
ooth
er) 1
11
z
S 0 SSW
f 0 f T f ACE PO
OL
__
+
+ +
+_
ACE
B
Pror
ačun
"ref
eren
tnih
" sna
ga re
gula
cion
ih je
dini
ca
...
max
max
2
max
1,
,,
NPP
P ...
BNB
BP
PP
,,
,2
1
min
min
2
min
1,
,,
NPP
P ... ...
GN
GG
PP
P,
,,2
1
...
ACE F
1uc
e 2uc
e Nuc
e
...
1re
fP
,2re
fP
refN
P
-
-
-
+
+
+
fuzz
y re
gula
tor
I 1(k)
I 2(k)
I N(k)
...
k 1
k2
kN
Slika 3.15 Blok dijagram LFC algoritma na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
88
i izlazne vrednosti fuzzy regulatora 1(k), 2(k), ..., N(k) na bazi kojih se zadaju
regulacioni impulsi. Fuzzy regulator je definisan funkcijama pripadnosti (membership
functions) ulaznih i izlaznih veličina prikazanim na slici 3.17 i pravilima zaključivanja
datim tabelom 3.3. Za svaki regulacionu jedinicu se realizuje po jedan fuzzy kontroler
čiji su ulazi regulaciona greška jedinice ucei(k) i filtrirana regulaciona greška sistema
ACEF(k) a izlaz veličina i(k) na osnovu koje se računaju regulacioni impulsi više/niže
prema izrazu 3.20:
iDBi
iDBi
iDBi
i
k
k
k
kI
,
,
,
za1
za0
za1
(3.20)
Ulazne funkcije prirpadanja su simetrične gausovske funkcije, odnosno funkcije
oblika
2
2
2,;
cx
ecxf
, a izlazne su trapezne funkcije. Defazifikacija se vrši
metodom centra mase.
-200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
ACE(k)
SN Z SPLN LP
ACE
-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
ucei(k)
SN Z SPLN LP
uce
-3 -2 -1 0 1 2 3
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
i(k)
SN Z SPLN LP
Slika 3.16 Funkcije pripadnosti ulaznih (ACE, ucei) i izlaznih veličina (i) i-te
regulacione jedinice
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
89
Na slici 3.16 i u tabeli 3.3 LN označava veliko negativno (Large Negative), SN malo
negativno, Z nulu, SP malo pozitivno i LP veliko pozitivno.
Tabela 3.3. Spisak primenjenih fuzzy pravila
1. If (ACE is LN) and (uce is LN) then ( is LP)
2. If (ACE is LN) and (uce is SN) then ( is SP)
3. If (ACE is LN) and (uce is Z) then ( is Z)
4. If (ACE is LN) and (uce is SP) then ( is Z)
5. If (ACE is LN) and (uce is LP) then ( is Z)
6. If (ACE is SN) and (uce is LN) then ( is LP)
7. If (ACE is SN) and (uce is SN) then ( is Z)
8. If (ACE is SN) and (uce is Z) then ( is Z)
9. If (ACE is SN) and (uce is SP) then ( is Z)
10. If (ACE is SN) and (uce is LP) then ( is Z)
11. If (ACE is SP) and (uce is LN) then ( is Z)
12. If (ACE is SP) and (uce is SN) then ( is Z)
13. If (ACE is SP) and (uce is Z) then ( is Z)
14. If (ACE is SP) and (uce is SP) then ( is Z)
15. If (ACE is SP) and (uce is LP) then ( is LN)
16. If (ACE is LP) and (uce is LN) then ( is Z)
17. If (ACE is LP) and (uce is SN) then ( is Z)
18. If (ACE is LP) and (uce is Z) then ( is Z)
19. If (ACE is LP) and (uce is SP) then ( is SN)
20. If (ACE is LP) and (uce is LP) then ( is LN)
21. If (ACE is Z) then ( is Z)
Implementirani fuzzy regulator je testiran za iste parametre sistema kao i "klasični"
algoritmi. Na slikama 3.17 do 3.19 je prikazan odziv simuliranog sistema sa fuzzy
regulatorom, i to na slici 3.17 odziv sistema na poremećaj oblika odskočne funkcije
(skok opterećenja za 100 MW u 100-oj sekundi i pad opterećenja za 200 MW u 600–
oj sekundi), na slici 3.18 je prikazan odziv sistema u izolovanom radu na poremećaj
oblika usponske funkcije (linearno smanjenje opterećenja za 100 MW u periodu od
100 sec počevši od 200-te sekunde) i na slici 3.19 je prikazan odziv sistema u
povezanom radu gde je poremećaj (povećanje opterećenja za 100 MW u 100-oj
sekundi i pad opterećenja od 100 MW u 600 sekundi) nastupio u susednom sistemu.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
90
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100
0
100
200
300
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-200
-100
0
100
200
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
100
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-0.2
0
0.2
0.4
0.6F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
100
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
10
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5
0
5
10
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.17 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne
funkcije – sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
91
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
300
350
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060
70
80
90
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100070
80
90
100
110
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.17 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne
funkcije – sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
92
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-4
-2
0
2
4
1(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-2
-1
0
1
2
2(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-2
-1
0
1
2
3(t)
Slika 3.17 (treći deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne
funkcije – sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
93
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5
0
5
10
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-150
-100
-50
0
50
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.01
0
0.01
0.02F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-2
0
2
4
6
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-2
0
2
4
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.18 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske
funkcije – sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
94
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000150
200
250
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060
65
70
75
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100075
80
85
90
95
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.18 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske
funkcije – sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
95
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
-0.5
0
0.5
1(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
-0.5
0
0.5
2(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.6
-0.4
-0.2
0
0.2
3(t)
Vreme [sec]
Slika 3.18 (treći deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske
funkcije – sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
96
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20
-10
0
10
20
ACE(t) u [MW] (puna linija), ACEF(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-40
-20
0
20
40
PGi
(t) u [MW] (puna linija), PL u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.04
-0.02
0
0.02
0.04F(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10
-5
0
5
10
UCE1(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5
0
5
UCE2(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-4
-2
0
2
4
UCE3(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.19 (prvi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
97
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I2
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
-1
0
1
Impulsi I3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000220
240
260
280
PG1
(t) u [MW] (puna linija), PZ1
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100072.5
73
73.5
74
74.5
PG2
(t) u [MW] (puna linija), PZ2
(t) u [MW] (isprekidana linija)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100085
90
95
100
PG3
(t) u [MW] (puna linija), PZ3
(t) u [MW] (isprekidana linija)
Vreme [sec]
Slika 3.19 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
98
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
-0.5
0
0.5
1
1(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
-0.5
0
0.5
1
2(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
-0.5
0
0.5
1
3(t)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-40
-20
0
20
S1,2
(t) u [MW]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-0.5
0
0.5
F2(t) u [Hz]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000
50
100
PL,2
(t) u [MW]
Vreme [sec]
Slika 3.19 (treći deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u
susednom sistemu. Sekundarni regulator je realizovan na bazi fuzzy logike
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
99
3.6 ANALIZA REZULTATA SIMULACIJA
Kao što se može videti sa prikaza odziva sistema, prikazanih na slikama 3.7-3.9,
3.12-3.14 i 3.17-3.19, sva tri izložena regulaciona algoritma (u simuliranom
okruženju), daju zadovoljavajuće rezultate kako u izolovanom radu, tako i u
povezanom radu, odnosno ispunjavaju sledeće:
Regulaciona greška oblasti ACE se svodi na nulu (odnosno dovodi se na
vrednost unutar mrtve zone regulacije) u razumnom roku.
Rapodela regulacionog rada na regulacione jedinice je ispravna, u smislu da je
ispunjen cilj da se regulaciona greška otklanja uz ravnomerno učešće
proprocionalno veličini regulacionog opsega svih jedinica u regulaciji,
Regulacioni algoritmi su tako projektovani da nijedna regulaciona jedinica ne
vrši regulacionu akciju suprotnu ukupnom trendu (odnosno ne vrši
smanjivanje snage kada postoji opšta potreba za povećanjem i obrnuto –
permissive regulacija).
Kako je za sva tri algoritma simulirano okruženje identično (odnosno svi parametri
sistema i poremećaji) moguće je uporediti kvantitativne pokazatelje kvaliteta
regulacije (uz jasnu ogradu da kvalitetu regulacije pored izbora regulacionog
algoritma doprinosi izbor parametara regulatora).
Kao pokazatelji kvaliteta regulacije mogu se koristiti kriterijumi performansi opisani
u 2.5, odnosno standardna devijacija regulacione greške oblasti ACE, integral
regulacione greške oblasti IACE i broj izdatih regulacionih impulsa više/niže NIMP
(NPIMP – broj impulsa za povećanje snage, NNIMP – broj impulsa za smanjenje snage)
za svaku jedinicu posebno i ukupan sistem.
Ako postoji zahtev za ravnomernošću učešća u regulaciji jedinica onda se može
definisati referentna vrednost snage koju, u idealnom slučaju, treba da ima
regulaciona jedinica u trenutku kada je otklonjena regulaciona greška sistema PZ,i.
Ova vrednost se ne koristi u samoj regulaciji, pošto u opštem slučaju nije poznata u
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
100
trenutku kada se računa upravljanje već se u simuliranom okruženju može koristiti
kao mera kvaliteta regulacije.
U simuliranom slučaju, kada dođe do promene opterećenja u sistemu za PL,
pomenuta referentna vrednost snage za svaku elektranu je data izrazom:
je kada
je kada
je kada
0,0,
0,0,
0,0,min
min
0,0,
0,0,max
max
j
BjNRLLBi
j
BjNRLL
j
BjNRLL
j
jBj
iBiBi
j
BjNRLL
j
BjNRLL
j
Bjj
BiiBi
Zi
PPkPPP
PPkPP
PPkPPPP
PPP
PPkPP
PPkPPPP
PPP
kP (3.21)
Gde je PL,0 opterećenje sistema neposredno pre poremećaja, a PNR,0 prizvodnja ostalih
(neregulacionih, baznih) jedinica pre nastupa poremećaja.
Kao mera kvaliteta ovog aspekta regulacije može se koristiti standardna devijacija
odstupanja snage regulacione jedinice od referentne, tj.
N
l
iZiG
T
iZiGiPZG lPlPN
dttPtPT 1
2
,,
0
2
,,,1
11 (3.22)
Ovaj parametar ima smisla samo u simuliranom okruženju gde je poznata vrednost
PZ.i. Pored toga poželjno je da između dva simulirana poremećaja postoji dovoljno
veliki razmak da prođe prelazni proces od prethodnog poremećaja.
Vrednosti ovako definisanih parametara za ocenu kvaliteta regulacije za sva tri
razmatrana regulaciona algoritma i sva tri razmatrana slučaja su zbirno date tabelom
3.4. U tabeli 3.4 S1 označava simulaciju rada sistema u izolovanom režimu kod
poremećaj oblika odskočne funkcije (skok opterećenja za 100 MW u 100-oj sekundi i
pad opterećenja za 200 MW u 600–oj sekundi), S2 označava rad sistema u
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
101
izolovanom režimu sa poremećajem oblika usponske funkcije (linearno smanjenje
opterećenja za 100 MW u periodu od 100 sec počevši od 200-te sekunde) i S3
označava rad sistema u povezanom režimu sa poremećajem (prvo povećanje
opterećenja za 100 MW u 100-oj sekundi a zatim pad opterećenja za 100 MW u 600-
oj sekundi) u susednom sistemu.
Tabela 3.4. Pregled vrednosti parametara za ocenu kvaliteta regulacije
Parametar "Varijanta 1" "Varijanta 2" "Fuzzy regulator" S1 S2 S3 S1 S2 S3 S1 S2 S3
ACE 18,35 1,32 2,70 17,22 2.13 4,19 17,09 1,59 3,08
IACE -1864,65 1494,01 783,7 499,40 -615,25 75.27 578,12 -365,29 -39,27
NIMP,1 24 3 12 14 7 26 13 3 4
NIMP,2 14 2 1 15 7 26 10 3 0
NIMP,3 13 2 2 12 7 24 14 3 4
NIMP 51 7 15 41 21 76 37 9 8
NPIMP,1 10 0 6 5 2 13 4 0 2
NNIMP,1 14 3 6 9 5 13 9 3 2
NPIMP,2 5 0 1 5 2 13 3 0 0
NNIMP,2 9 2 0 10 5 13 7 3 0
NPIMP,3 5 0 1 4 2 12 4 0 2
NNIMP,3 8 2 1 8 5 12 10 3 2
PZG,1 68,91 31,67 12,30 70,62 31,73 10,55 70,95 31,82 11,10
PZG,2 12,89 3,45 1,66 11,26 4,69 1,42 11,34 4,83 0,27
PZG,3 14,61 5,04 2,15 12,49 6,54 1,90 12,73 6,61 2,30
Analizom dijagrama odziva sistema, i na bazi parametara datih tabelom 3.4, može se
zaključiti da, mada sva tri algoritma daju relativno približne rezultate, algoritam na
bazi fuzzy logike daje nešto bolje rezulate od dva klasična algoritma. Posebno treba
naglasiti njegovu sposobnost da koriguje grešku sa manjim brojem poslatih
regulacionih impulsa. Ovo pokazuje da vredi vršiti dalje analize mogućnosti primene
nekonvencionalnih algoritama kod sekundarne regulacije frekvencije i snage razmene
savremenih EES.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
102
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
103
4 TEHNOLOŠKO OKRUŽENJE
4.1 UVOD
U okviru ovog poglavlja dat je prikaz tehhnološkog okruženja AGC sistema, odnosno
dat je opis upravljanog sistema i toka podataka počevši, od merenja na objektima
upravljanja, odnosno regulacionim elektranama i drugim elektroenergetskim
objektima, preko telemetrijskog/telekomandnog sistema, do najvišeg nivoa
SCADA/EMS sistema i okruženja dispečerskog centra u okviru koga se se izvršava
AGC programski paket. Svi ovi segmenti čine jednu složenu celinu hijerarhijskog
upravljanja čija je instanca na najvišem hijerarhijskom nivou AGC softver.
4.2 OSNOVNI POJMOVI O SCADA SISTEMIMA
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) aplikacije predstavljaju jednu
komponentu sistema za nadzor i upravljanje. Sistemi za nadzor i upravljanje danas
tipično predstavljaju distribuiranu mrežu računara, koji u određenim vremenskim
intervalima vrše prikupljanje podataka iz procesa, odnosno postrojenja, prezentaciju
podataka korisniku i na osnovu prikupljenih podataka analizu rada postrojenja i
izdavanje upravljačkih akcija.
Sistemi za nadzor i upravljanje tipično uključuju nekoliko osnovnih nivoa obrade
podataka. Na prvom nivou su specijalizovani računarski sistemi (programabilni
logički kontroleri - PLC, daljinske stanice - RTU, inteligentni sistemi staničnog
upravljanja - ISSU) koji omogućavaju prikupljanje i primarnu obradu digitalnih i
analognih podataka na EE objektima, kao i lokalnu regulaciju tamo gde je to
potrebno. Na drugom nivou obrade podataka se nalaze SCADA aplikacije. Osnovu
SCADA aplikacije čini baza podataka dobijenih akvizicijom u realnom vremenu.
SCADA aplikacija tipično obezbeđuje sledeće usluge operatoru:
Grafički prikaz stanja sistema (vrednosti merenih veličina, stanja uključenosti
prekidača i sl.). Istovremeno se omogućuje zadavanje referentnih vrednosti ili
promena statusa rasklopnih aparata preko korisničkog interfejsa.
Izdavanje alarma ako neka od veličina koje se prate nije u dozvoljenim
granicama, ili dođe do nekog drugog neželjenog događaja.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
104
Prate se događaji (events) u sistemu i kao rezultat njihovog nastanka
izvršavaju određene aktivnosti.
Formiranje izveštaja radi kasnije analize.
Na trećem, odnosno najvišem nivou obrade podataka, se nalaze aplikacije koje, bilo
na osnovu arhiviranih podataka iz SCADA aplikacije, bilo na osnovu trenutnih
podataka iz run-time baze podataka realnog vremena, vrše analizu stanja sistema,
omogućuju podršku odlučivanju ili zatvaraju petlju povratne sprege sistema
automatskog upravljanja. AGC programski paket predstavlja primer aplikacije na
trećem nivou obrade podataka, pošto on na osnovu podataka iz run-time baze
podataka izračunava potrebne regulacione akcije koje prosleđuje nazad SCADA
paketu, odnosno preko teleinformacionog sistema do aktuatora na objektima
upravljanja (elektranama) u sistemu.
4.3 LOKALNI NIVO AKVIZICIJE PODATAKA
4.3.1 Osnovne funkcije daljinskih stanica
Jedan elektroenergetski sistem čini veliki broj različitih elemenata i objekata. U
normalnom radu sistema vrši se akvizicija i nadzor mnogobrojnih analognih merenja
(naponi, snage, frekvencija itd.) i digitalnih veličina (statusi rastavljača i prekidača,
itd.). Na pojedinačnim objektima sve ove veličine se mere odgovarajućim mernim
pretvaračima, vrši se njihova obrada, odnosno pre svega anti-aliasing filtriranje,
odabiranje i analogno-digitalna konverzija. Ovako obrađene vrednosti se dovode do
lokalnih računarskih sistema za rad u realnom vremenu specijalne namene tzv.
daljinske stanice odnosno – RTU - Remote Terminal Units. Ovi sistemi izvršavaju
više različitih zadataka, zavisno od tehnološkog okruženja i namene. U
elektroenergetskim aplikacijama osnovne funkcije RTU sistema su:
Skaniranje vrednosti merenja u pravilnim intervalima,
Beleženje redosleda događaja (SOE –Sequence Of Event Recording),
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
105
Registrovanje asinhronih događaja, kao što su promene stanja digitalnih
veličina ili prekoračenja vrednosti analognih veličina
Pored ovih tipičnih funkcija, na nivou RTU uređaja se tipično implementiraju i
dodatne programske logičke i upravljačke funkcije, između ostalih pre svega:
Lokalnu konverziju na inženjerske jedinice,
Lokalno procesiranje podataka, koje može uključivati npr. usrednjavanje,
digitalno filtriranje, nalaženje ekstremnih vrednosti, itd.
Slika 4.1. Ilustracija prikupljanja lokalnih podataka(aktivnih snaga agregata) na
objektu i dovođenja do RTU-a
Turbinski regulator 1
Turbinski regulator 2
Turbinski regulator N
G1 Aktivna snagageneratora 1
G2 Aktivna snaga
generatora 2
GN Aktivna snaga
generatora N
Merni pretvarač
Merni pretvarač
Merni pretvarač
Anti-aliasing fiter i
kondicioniranje signala
Anti-aliasing fiter i
kondicioniranje signala
Anti-aliasing fiter i
kondicioniranje signala
Odabiranje i A/D konverzija
Odabiranje i A/D konverzija
Odabiranje i A/D konverzija
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Telekomunikacioni kanal za prenosinformacije ka hijerarhijski višem
nivou SCADA/EMS sistema
>
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
106
Logičke funkcije tipične za rad programabilnih logičkih kontrolera (PLC –
Programmable Logic Controllers), odnosno sekvencijalno upravljanje,
Beleženje analognih podataka kod nastupa poremećaja za, "Post-Mortem"
analize,
Implementaciju lokalnih regulacionih petlji (obično implementaciju lokalnih
PID regulatora).
Neke od funkcija koje se realizuju u okviru RTU-ova na lokalnom nivou (npr. SOE)
su istovremeno i osnovne SCADA funkcije koje mogu biti realizovana na višem
hijerarhijskom nivou sistema nadzora i upravljanja, međutim alokacijom ovih funkcija
na RTU-ove se postižu bolje performanse ukupnog sistema, decentralizacijom i
raspodelom funkcija.
Od posebnog interesa za AGC sisteme je implementacija setpoint upravljanja za
turbinske regulatore, odnosno implementacija grupnih regulatora aktivne snage na
elektranama kod elektrana sa više generatora. Grupni regulatori tipično
implementiraju lokalne regulacione petlje zasnovane na standardnom PID zakonu
upravljanja i omogućavaju ravnomernu raspodelu ukupne proizvednje po agregatima.
Kao rezultat rada ovih regulatora dobija se setpoint odnosno postavna vrednost za
turbinske regulatore, međutim turbinski regulatori mogu kao ulaz mogu koristiti i
samo impulse više/niže koje može generisati grupni regulator i na taj način dovoditi
agregate do željene radne tačke. Pored upravljanja baziranog na zadavanju postavne
vrednosti odate aktivne snage agregata neke implementacije grupnih regulatora
koriste i upravljanje regulacionim impulsima više/niže. Jedan primer takvog grupnog
regulatora u sistemu EPS-a je DRRS (Digitalni Regulator Raspodeljivač Snage)
razvijen od strane stručnjaka EPS-a i uspešno implementiran na HE “Đerdap 1” i HE
“Bistrica”. Ovaj regulator je detaljno opisan u [46,47]. U sistemu Elektroprivrede
Crne Gore na HE “Perućica” je, u trenutku pisanja ovog rada, u toku instalacija
grupnog regulatora aktivne i reaktivne snage GRAS/GRRS, razvijenog od strane
Instituta “Mihajlo Pupin”, koji može vršiti regulaciju bilo putem zadavanja postavnih
vrednosti, bilo regulacionih impulsa više/niže. Ovaj sistem je opisan u [33]13.
13
Nijedan od ova dva sistema grupne regulacije, međutim, nije realizovan u okviru samog RTU
sistema. DRRS je implementiran na posebnom industrijskom PC računaru koji merenja i druge bitne
podatke preuzima od RTU-a kao analogne veličine, a upravljanja tipa više/niže zadaje preko relejne
ploče. Sistem GRAS/GRRS je implementiran kao softverski task na lokalnom SCADA host procesoru
preko koga ostvaruje komunikaciju sa RTU-om.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
107
Lokalni regulatori mogu biti implementirani u okviru RTU-a na dva načina:
Regulator je samostalan, eksterni (može biti i analogni) uređaj povezan na
objekt upravljanja, npr. turbinski regulator, a RTU samo zadaje setpoint-e i
prati vrednosti izlaza regulatora i regulisanih veličina, npr. snaga agregata
(slika 4.2a),
Ceo regulator se implementira u okviru RTU softvera i povezan je na objekt
preko interfejsa (slika 4.2b).
4.3.2 Komunikacija daljinskih stanica sa nadređenim (centralnim) sistemom
Merenja, indikacije i druge informacije koje se dobijaju na samom objektu na kome se
nalazi RTU se prosleđuju do nadređenog (centralnog) sistema, serijskom vezom,
preko komunikacionog kanala. Priroda ovog komunikacionog kanala može biti
različita, odnosno za prenos informacija se koriste radio veza, optički kablovi,
telefonska linija i/ili VF veza preko energetskih vodova. Bez obzira kako je
RTU
Upravljani objekti - agregati
...Setpoint-i za regulator(a)
RTU
Upravljani objekti - agregati
...
Grupni regulator
Grupni regulator
Merenja
Merenja
(b)
Slika 4.2 Implementacija grupnog regulatora – (a) RTU samo daje setpoint-e za
eksterni regulator i (b) Ceo regulator je implementiran unutar RTU-a
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
108
implementirani komunikacioni kanali, mogu se uvek definisati neki osnovni principi
komunikacije kod SCADA sistema.
Kod SCADA sistema namenjenih radu u elektroenergetskim sistemima se uglavnom
koristi šema u kojoj centralna stanica (master) proziva individualne RTU-ove
(polling), kao što je ilustrovano slikom 4.3.
Zavisno od geografske lokacije, potreba i fizičke implementacije komunikacionog
kanala, jedan komunikacioni kanal može biti dodeljen jednom RTU-u ili više RTU-
ova može biti povezano na isti komunikacioni kanal (multi-drop). Očitavanje podatka
(polling) i izdavanje komandi i odgvarajući odgovori RTU-ova na multi-drop
kanalima su vremenski multipleksirani. Svaki komunikacioni kanal se nezavisno i
asinhrono opslužuje od centralne stanice. Učestanost očitavanja zavisi od aplikativnih
funkcija koje koriste informacije iz sistema. Za potrebe AGC funkcija se tipično
koristi period od ~2 sekunde. Sami RTU-ovi vrše skaniranja veličina (merenja,
indikacija i statusa) sa značajno većom učestanošću (tipično reda ~50ms).
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
IDC
Centralna stanica
Slika 4.3 Tipična multi-drop šema komunikacije između udaljenih RTU-ova i centralne
stanice
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
109
Ovakva šema komunikacije RTU uređaja i centralne stanice se koristi kada se radi o
SCADA sistemima gde se centralna stanica nalazi u okviru dispečerskog centrua a
RTU-ovi se nalaze na geografski udaljenim objektima. SCADA sistemi u okviru
objekata, npr. u okviru elektrane, mogu da koriste drugačiju strategiju prenosa
informacija od RTU uređaja do "centralne stanice".
Kada su RTU-ovi fizički blizu pogodno je koristiti lokalnu računarsku mrežu (Local
Area Network, LAN) za međusobnu komunikaciju RTU uređaja, centralne stanice i
MMI računara, kao što je ilustrovano slikom 4.4. Kada se koristi LAN kao medijum
komunikacije, preuzimanje podataka, odnosno međusobna komunikacija uređaja
povezanih na mrežu se ne zasniva na sekvencijalnom prozivanju, već se informacije
razmenjuju direktno u proizvoljnim vremenskim trenucima.
LAN
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
MMIRačunar
MMIRačunar
IDC
Centralna
stanica
/host processor
Load BatteryLineOn On
BatterySmartBoost
ReplaceBattery
Test
RTU
Slika 4.4 Primer SCADA sistema sa RTU-ovima povezanim sa centralnom stanicom
preko LAN-a
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
110
4.4 FUNKCIJE SOFTVERA CENTRALNE STANICE SCADA/EMS SISTEMA
Informacije prikupljene sa RTU-ova kao, što je opisano u 4.3.2, se stiču do centralne
stanice SCADA sistema koja obezbeđuje dopunske funkcije:
Integraciju svih podataka prikupljenih iz celog sistema,
Procesiranje i konverziju prikupljenih podataka,
Interfejs ka SCADA/MMI aplikacijama koje omogućavaju prikaz informacije
operatorima sistema,
Obezbeđuje interfejs ostalim EMS aplikacijama (kao što je AGC) ka
prikupljenim podacima u okviru run-time baze procesnih podataka,
Slika 4.5 Prikaz jedne tipične SCADA konfiguracije u dispečerskim centrima
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
111
Obezbeđuje interfejs ostalim EMS aplikacijama za izdavanje
komandi/upravljačkih akcija (npr. slanje upravljačkih signala više/niže od
strane AGC sistema),
Funkcije "nadzornog upravljanja" (Supervisory Control)
Obezbeđuje funkcije kreiranja istorijskih arhiva i
Obezbeđuje interfejs ka ostalim delovima informacionog sistema (npr. sistem
planiranja, obračuna i naplate, poslovni informacioni sistem,…).
Centralna stanica je obično povezana preko LAN-a sa MMI računarima i ostalim
radnim stanicama u okviru dispečerskog centra, kao i sa ostalim informacionim
sistemima kao što je prikazano na slici 4.5.
Za elektroenergetske aplikacije u okviru SCADA/EMS sistema, a posebno AGC, je
bitan pristup informacijama u okviru tzv. "run-time baze procesnih podataka",
odnosno pristup prikupljenim podacima iz sistema. U okviru procesne baze se tipično
nalaze sledeći podaci:
Izmerene veličine dobijene očitavanjem sa RTU-ova,
Izvedene, odnosno izračunate veličine, koje se ne mere direktno već se
izračunavaju na bazi drugih merenih ili izvedenih veličina,
Alarmne vrednosti i indikacije i
Parametarske veličine, koje definišu, bilo neke od parametara za izračunavanje
izvedenih veličina, bilo kao veličine koje definišu granične, alarmne i druge
vrednosti izmerenih veličina.
Svaka izmerena ili izvedena veličina, u procesnoj bazi, je definisana svojom
vrednošću, vremenom uzorkovanja, indikacijom vrste informacije (analogno merenje
ili indikacija, itd) i statusom, odnosno kodom kvaliteta koji definiše validnost
informacije. Ovim informacijama elektronenergetske aplikacije pristupaju preko
odgovarajućeg softverskog interfejsa. Na bazi ovih veličina, kao rezultat svog rada,
aplikacije poput AGC-a, izdaju odgovarajuće komande, odnosno regulacione zahteve,
čije prosleđivanje odgovarajućim RTU-ovima, odnosno upravljanim objektima,
obezbeđuje odgovarajući softver centralne stanice SCADA sistema.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
112
4.5 SCADA/AGC OKRUŽENJE U DISPEČERSKOM CENTRU EPS-A
4.5.1 Uvod
AGC sistem koji je predmet ovog magistarskog rada je implemetiran u okviru
SCADA/EMS sistema novog dispečerskog centra (DC) Elektroprivrede Srbije (EPS).
SCADA softversko okruženje u okviru DC EPS-a je bazirano na redundantnom
VIEW6000 SCADA sistemu Instituta "Mihajlo Pupin".
4.5.2 Opis hardverskog okruženja i LAN-a u DC EPS-a
Računari u okviru VIEW6000 SCADA sistema u DC EPS povezani su u radijalnu
LAN mrežu preko HUB uređaja. Veza između daljinskih stanica (RTU) i servera
(srv1 i srv2) ostvarena je, preko komutatora kanala (KRPP), asinhronom serijskom
vezom. Preko LAN rutera ostvarena je veza prema ostatku dispečerskog centra EPS-a,
dok je preko WAN (Wide Area Network) rutera ostvarena veza prema mrežnim
regionalnim centrima (MRC).
Slika 4.6 Organizacija SCADA/AGC sistema u DC EPS-a
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
113
U sistemu se nalaze sledeći računari:
SCADA/AGC serveri srv1 i srv2 (u dualnoj konfiguraciji)
dve MMI radne stanice rs1 i rs2 sa po tri monitora
jedna MMI radna stanica rs3 sa dva monitora
MMI server (mmisrv)
inženjerska stanica (ing)
stanica za podršku zidnom displeju (mvgs)
Grafički prikaz opisane organizacije sistema je dat slikom 4.6, a na slici 4.7 je
prikazan izgled dispečerske sale u DC EPS-a.
Daljinske stanice (RTU) prikupljaju ulazne, digitalne i analogne veličine, primaju
zahteve za komande od VIEW6000 SCADA servera, postavljaju zadate analogne
veličine, registruju događaje. Serveri (srv1 i srv2), prikupljaju podatke sa RTU
uređaja, obrađuju prikupljene podatke, arhiviraju događaje i merenja. Radne stanice
(rs1, rs2 i rs3), omogućavaju prezentaciju podataka na dinamičkim prikazima na
lokalnim displejima i BARCO zidnom displeju. Računar (mvgs), namenjen je za
podršku zidnog displeja. MMI server (mmisrv) omogućava pokretanje MMI dela
aplikacije na displejima drugih računara.
Slika 4.7 Prikaz dela nove dispečerske sale u DC EPS. Na slici se vide dispečerske
radne stanice (rs1 sa slike 4.6) i u pozadini BARCO zidni displej sa prikazanom
jednoplnom šemom celog sistema EPS-a
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
114
Komunikacija između servera i RTU-ova omogućena je preko komutatora kanala
(KRPP). Komunikacija između servera, radnih stanica, MMI servera i inženjerske
stanice obavlja se preko LAN mreže.
Aplikativni softver omogućava akviziciju podataka sa RTU uređaja, obradu
prikupljenih podatka, arhiviranje događaja i merenja, prezentaciju podataka na
dinamičkim prikazima na lokalnim displejima i BARCO zidnom displeju, pokretanje
MMI dela aplikacije na displejima drugih računara, kreiranje, editovanje i testiranje
baze podataka i dinamičkih prikaza.
4.5.3 Redundantno okruženje
U modernim dispečerskim centrima AGC (odnosno LFC/IS ) se realizuje kao
programski paket koji čini integralni deo SCADA/EMS sistema upravljanja.
Pouzdanost i kontinualnost rada SCADA/EMS sistema se, izmedju ostalog,
obezbeđuje korišćenjem redundantnih konfiguracija sa tzv. vrućom rezervom (hot-
standby), koje omogućavaju kontinualan rad, tako što u slučaju otkaza jednog od
servera (AKTIVNI) njegovu ulogu preuzima rezervni (PASIVNI) server. Pri
realizaciji ovakvih konfiguracija teži se takvim rešenjima koja će omogućiti "gladak"
prelaz sa jednog servera na drugi bez (značajnijih) intervencija korisnika-dispečera a
uz očuvanje integriteta podataka i kontinuiteta rada sistema.
Sve EMS aplikacije, pa i AGC programski paket, koje se projektuju za rad u ovakim
konfiguracijama moraju biti pripremljene za rad u reduntanom režimu, odnosno
moraju obezbediti isti integritet svojih podataka i kontinualnost rada ako osnovni
SCADA sistem postane neraspoloživ. Integirtet, zavisno od implementacije, može biti
obezbeđen, bilo korišćenjem zajedničkih mehanizama redundantnog rada koje
obezbeđuje osnovni SCADA paket, bilo korišćenjem sopstvenih mehanizama ili
njihove kombinacije.
VIEW6000 omogućava konfiguracije sa dva SCADA/AGC servera u hot-stand-by
režimu. Dualna konfiguracija zahteva hardversku podršku (KRPP uredjaj za
komutaciju RS232 linija od modema ka jednom od dva servera).
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
115
Jedan od servera, sa atributom AKTIVAN, izvršava sve funkcije i servisira sve MMI
klijente. Drugi server, sa atributom PASIVAN, prikuplja akvizirane podatke sa
aktivnog servera i primenjuje identične obrade nad ovim podacima. Svaki podatak
koji se prenese iz komunikacionog sistema do sistema primarne obrade na aktivnom
serveru biće prenesen do sistema primarne obrade na rezervnom serveru. Atribut,
odnosno stanje, AKTIVAN/PASIVAN, VIEW6000 sistem dobija u toku start-up
procedure.
Implementirani redundantni sistem obezbeđuje:
1. Na pasivnom serveru se kontinualno ažuriraju vrednosti elemenata baze
podataka realnog vremena (RTDB). Svako prispeće vrednosti sa RTU uredjaja
na aktivnom serveru rezultovaće ažuriranjem vrednosti u bazama podataka na
oba servera.
2. Sve obrade/arhive koje se baziraju na prethodnom daće identične rezultate na
aktivnom/pasivnom serveru.
3. Datoteke HRD zapisa na aktivnom/pasivnom serveru će biti identične.
4. Automatsku detekciju stanja drugog servera pri startu sistema
5. Inspekciju, na zahtev, stanja servera i forsiranu promenu stanja.
SCADA/AGC serveri su u stanju AKTIVAN odnosno PASIVAN. Server utvrdjuje
svoje stanje inspekcijom stanja drugog servera u toku "startup" proocedure. Server
postaje PASIVAN ako je drugi server AKTIVAN. U svim drugim slučajevima server
postaje AKTIVAN.
Ključna razlika izmedju stanja AKTIVAN i PASIVAN je u funkcionisanju
komunikacionog podsistema.
1. Na AKTIVNOM serveru aktivirani su komunikacioni taskovi ka RTU-vima (i
ostali komunikacioni taskovi, RTUGateway na primer)
2. Na PASIVNOM serveru aktiviran je RTUGateway klijent program koji razmenom
sa AKTIVNIM serverom prikuplja (RTU Gateway protokol) podatke sa aktivnog
servera. Prikupljaju se svi telemetrisani podaci sa aktivnog servera. Podaci se
"injektuju" u podsistem primarne obrade kao da su stigli iz lokalnog komunikacioinog
sistema. Na ovaj način svi prikupljeni podaci sa daljinskih stanica "repliciraju" se sa
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
116
AKTIVNOG na PASIVNI server. Pasivni server kontinualno nadzire rad aktivnog
servera. Kada detektuje da drugi server više nije u stanju AKTIVNI on prelazi u stanje
AKTIVNI.
4.6 SOFTVERSKO OKRUŽENJE
4.6.1 Operativni sistem
Svi ovi računari u okviru SCADA/AGC sistema u DC EPS-a rade pod pod
operativnim sistemom Linux Red Hat 4.2.
Linux je popularna i besplatna verzija UNIX operativnog sistema namenjena pre
svega instaliranju na IBM PC kompatibilnim računarima baziranim na Intel x86
procesorima (u tu grupu, naravno, spadaju i kompatibilni procesori drugih
proizvođača kao što su AMD, Cyrix i drugi), ali i na drugim računarima baziranim
npr. na Alpha, Power PC ili Motorola 680x0 procesorima.
Prva verzija UNIX operativnog sistema je nastala još 1969 u AT&T Bell
laboratorijama. Tokom vremena je od ove početne verzije izvedeno više varijanti
ovog operativnog sistema od kojih su najpoznatije BSD , OSF/1 i System V.
Razni proizvođači softvera, odnosno operativnih sistema, su na bazi neke od
prethodnih varijanti, ili njihovoj kombinaciji, kreirali razne verzije UNIX zasnovanih
operativnih sistema kao što su IBM AIX, Digital Ultrix, SGI Irix, HP-UX, Microsoft
Xenix, SUN Solaris, SCO Unix, i drugi namenjene raznim hardverskim platformama.
Danas postoji više tzv. distribucija operativnog sistema Linux, od kojih su
najpopularnije one firmi Red Hat, Slackware, a u poslednje vreme i distribucija firme
Corel. Svaka od ovih distribucija ima i više svojih izdanja odnosno verzija. Serverski
deo AGC paketa i VIEW 6000 SCADA se izvršavaju na Red Hat 4.2 Linux-u. Ove
distribucije se mogu slobodno kopirati, međutim to ne znači da su one u javnom
vlasništvu (public domain) već je njihovo kopiranje, modifikacija i sl. regulisano
javnom korisničkom licencom.
Osnovne karakteristike Linux-a kao jedne od verzija UNIX operativnog sistema su:
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
117
Linux, kao i sve druge verzije UNIX-a, je višekorisnički i višeprocesni sistem
(multiuser, multiprocess). Svaki korisnik može da izvršava više procesa
konkurentno.
Arhitektura hardvera je, uglavnom, skrivena od krajnjeg korisnika. Sa tačke
gledišta razvoja softvera to omogućava lakši razvoj programa koji se mogu
izvršavati na različitim hardverskim platformama.
Pošto je operativni sistem napisan u programskom jeziku C, relativno je
jednostavno portirati ga sa jedne hardverske platforme na drugu.
Operativni sistem obezbeđuje konzistentan interfejs prema periferijskim
uređajima.
MMI aplikacije pod Linux (kao i većini ostalih UNIX operativnih sistema)
operativnim sistemom se zasnivaju na X-Window sistemu, kao široko
prihvaćenom industrijskom standardu za UNIX platforme.
Linux predstavlja fleksibilan operativan sistem koji obezbeđuje pouzdan rad
aplikacija u višekorisničkom i distribuiranom mrežnom okruženju, međutim Linux
nije operativni sistem specifično namenjen radu real-time sistema, odnosno ne
obezbeđuje na nivou jezgra sistema funkcije tipične za rad real-time sistema. Ovo
postavlja značajna ograničenja pri dizajnu aplikacija koje su namenjene real-time
radu, kao što je AGC, npr. nije moguće pouzdano garantovati da će se aplikacije,
koje to zahtevaju, izvršavati u tačno zadatim vremenskim intervalima ili trenutnu
reakciju na asinhrone događaje.
4.6.2 Osnovi TCP/IP komunikacije
Aplikacije SCADA/AGC sistema u okviru DC EPS-a su projektovane da rade u
distribuiranom okruženju i zasnovane su na klijent-server arhitekturi. Komunikacija
između aplikacija je bazirana na TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet
Protocol) protokolu.
Na nivou internet protokola (IP) se vrši prenos podataka između host-ova, podela
podataka na pakete i njihovo prosleđivanje do ciljnih računara preko mreže. TCP
obezbeđuje da se paketi poslati preko mreže ponovo spoje u ispravnom redosledu na
krajnjem odredištu i da se eventulano nedostajući datagrami ponovo šalju sve dok ne
budu ispravno primljeni.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
118
Drugi protokoli koji čine deo TCP/IP protokola su:
Address Resolution Protocol (ARP) – vrši translaciju između Internet i lokalne
hardverske adrese (Etherenet i druge),
Internet Control Message Protocol (ICMP) – protokol za poruke o greškama i
upravljanje,
Point-to-Point Protocol (PPP) – protokol koji obezbeđuje sinhrone i asinhrone
mrežne konekcije,
Reverse Address Resolution Protocol (RARP) – vrši translaciju od lokalne
hardverske do Internet adrese (suprotno od ARP),
Serial Line Internet Protocol (SLIP) – Omogućuje IP preko serijske veze,
Simple Mail Transport Protocol (SMTP) – protokol za slanje elektronske pošte
preko TCP/IP,
Simple Network Management Protocol (SNMP) – vrši funkcije distribuiranog
upravljanja mrežom preko TCP/IP,
User Datagram Protocol (UDP) – protokol za prenos podataka ali bez
obezbeđene pouzdane isporuke kao kod TCP.
Računari na mreži koriste predefinisane protokole pri komunikaciji. Protokol je set
pravila i konvencija između učesnika u komunikaciji. Pošto su ti protokoli često
kompleksni oni su organizovani u slojevima radi lakše implementacije. Takođe, pri
ovakvoj organizaciji, promene u okviru protokola jednog sloja ne utiču na druge
slojeve.
Najpoznatiji model je standardni (ISO) OSI/RM (Opens System
Interconnect/Reference Model) koji definiše sedam slojeva. UNIX računari obično
koriste TCP/IP protokol koji je hijerarhijski organizovan u 4 sloja prikazana na slici
4.8 zajedno sa odgovarajućim slojevima OSI/RM modela.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
119
ISO OSI/RM Internet (TCP/IP)
Aplikativni sloj Aplikativni sloj
Prezentacioni sloj
Sloj Sesije Transportni sloj
Transportni sloj
Mrežni sloj Internet sloj
Data link sloj Pristup mreži
Fizički sloj
Slika 4.8 ISO OSI/RM i Internet arhitektura
Ako posmatramo dva računara koji razmenjuju informacije preko računarske mreže,
korišćenjem TCP/IP protokola, onda se logički komunikacija odvija između protokola
istog sloja. Fizički, međutim, veza između procesa na dva računara postoji samo na
najnižem sloju (sloj pristupa mreži, odnosno fizički sloj) dok protokoli viših nivoa
prosleđuju podatke na obradu protokolima nižeg sloja na istom kraju, kao što je
prikazano na slici 4.914
. Na slici 4.9 su isprekidanim linijama prikazane logičke, a
punim, fizičke veze između protokola pri komunikaciji dva procesa koji koriste
TCP/IP protokol.
14
Potpuno isti princip tj. da protokoli jednog nivoa logički komuniciraju samo sa protokolom istog
nivoa na drugom kraju, a fizički samo sa protokolima iznad i ispod sebe na istom kraju važi naravno i
za generalni OSI/RM model.
APLIKATIVNI SLOJ
TRANSPORTNI SLOJ
INTERNET SLOJ
SLOJ PRISTUPA MREŽI
APLIKATIVNI SLOJ
TRANSPORTNI SLOJ
INTERNET SLOJ
SLOJ PRISTUPA MREŽI
Slika 4.9 Prikaz toka podataka po slojevima kod TCP/IP protokola
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
120
Na nivou sloja pristupa mreži (Network Access Layer) se vrši prihvatanje datagrama
sa viših slojeva i njihov prenos preko mreže na koju je sistem povezan.
Na nivou Internet sloja (Internet Layer) se obrađuje komunikacija između uređaja,
gde uređaji mogu biti host-ovi kao što su UNIX radne stanice ili Internet ruteri. Paketi
koji se dobijaju od transportnog sloja su enkapsulirani u IP (Internet Protocol)
datagram. Na osnovu informacije o destinaciji na Internet sloju se koristi algoritam
rutiranja da se utvrdi da li se datagram šalje direktno ili preko gateway-a. Datagram
se onda prosleđuje sloju pristupa mreži radi prenosa. Za dolazeće datagrame na ovom
sloju se vrši provera validnosti, briše se informacija iz zaglavlja i pomoću algoritma
za rutiranje utvrđuje da li datagram treba da se obradi lokalno ili treba da bude
prosleđen. Ako je za lokalni sistem, softver Internet sloja određuje koji će protokol
transportnog sloja sledeći da preuzme paket. Internet sloj šalje i prima sve ICMP
poruke.
Na nivou transportnog sloja (Transport Layer) se vrši razbijanje podataka dobijenih
od viših slojeva na manje delove – pakete. Svaki paket se prosleđuje Internet sloju.
Transportni sloj takođe reguliše i protok informacija i obezbeđuje pouzdane
mehanizme transporta i tako obezbeđuje isporuku podataka bez greške i duplikacije.
Na nivou aplikativnog sloja (Application Layer) se izvršavaju aplikacije kao što su
Telnet, FTP ili SMTP. Aplikativni sloj interaguje sa transportnim slojem radi slanja ili
prijema podataka. Podaci, koji mogu biti nizovi poruka ili tok bajtova, se prosleđuju
transportnom sloju na izvornom sistemu. Transportni sloj tada uspostavlja sesiju i
šalje podatke odredišnom sistemu. Ovaj sloj se još naziva i sloj procesa (Process
Layer) pošto se na UNIX sistemima protokoli aplikativnog sloja obično realizuju u
formi procesa. Serverski deo AGC paketa je aplikacija koja se izvršava na nivou
aplikativnog sloja.
INTERNET PROTOKOL – IP
Internet protokol je protokol mrežnog sloja. Internet datagrami mogu da proputuju
kroz nekoliko mreža pre nego što stignu do ciljnog hosta. Datagram je samostalni
paket koji ne zavisi od ostalih paketa, ne zahteva potvrdu prijema i nosi informaciju
potrebnu za rutiranje od izvornog do ciljnog hosta. Pošto ovde nema eksplicitne faze
uspostavljanja konekcije za IP se kaže da je connectionless protocol. IP paketi se
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
121
prosleđuju transparentno, ne obavezno i pouzdano, do ciljnog hosta. Pouzdanost
transporta obezbeđuju protokoli na nivou transportnog ili aplikativnog sloja.
TCP PROTOKOL
TCP (Transsmision Control Protocol) je protokol na nivou transportnog sloja
odgovoran za obezbeđivanje pouzdanih mehanizama za razmenu podataka između
procesa na različitim sistemima. Transportni sloj je prvi sloj na kome proces na
izvornom sistemu komunicira sa procesom na ciljnom sistemu (source-to-destination
layer). Niži slojevi, kao što je mrežni, obezbeđuju komunikaciju između sistema i
neposrednih suseda (kao što su ruteri) i ne povezuju direktno izvorni i ciljni sistem.
TCP poziva IP modul koji zatim poziva drajver za mrežni adapter. TCP prihvata
proizvoljno dugačke poruke sa viših nivoa i deli ih u fragmente koji ne prelaze 64 KB.
Svaki fragment se prosleđuje kao poseban datagram mrežnom sloju. Pošto protokoli
mrežnog sloja ne garantuju isporuku i redosled pristizanja paketa TCP je odgovoran
za njihovu isporuku i prosleđivanje u pravilnom redosledu.
Servisi koje TCP obezbeđuje su sledeći:
Garantovana isporuka podataka,
Podaci se isporučuju po zadatom redosledu,
Nema duplikacije podataka,
Vrši upravljanje sesijom uspostavljenom između izvornog i ciljnog sistema.
UDP PROTOKOL
UDP (User Datagram Protocol) je kao i TCP, protokol transportnog sloja i
obezbeđuje komunikaciju u formi datagrama koje razmenjuju strane u komunikaciji.
Međutim za razliku od TCP protokola, UDP ne obezbeđuje pouzdanu isporuku
datagrama redosledom kojim su i poslati. Stoga protokoli višeg (aplikativnog sloja)
moraju da obezbede ove funkcije. UDP protokol međutim generalno obezbeđuje brži
prenos podataka (pošto se ne troši vreme na detekciju i korekciju grešaka) i razvoj
aplikacija gde su svi učesnici ravnopravni, odnosno ne postoje klijent i server. Tamo
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
122
gde je međutim pouzdanost isporuke bitna, a nije pogodno implementirati algoritme
za detekciju i korekciju greške na aplikativnom nivou, treba koristiti TCP protokol.
INTERNET MREŽNE ADRESE
Da bi računar komunicirao sa udaljenim računarom na mreži on mora znati adresu
udaljenog računara. Svaki host ima svoju jedinstvenu 32-bitnu Internet15
adresu koja
ga razlikuje od bilo kog drugog računara (host-a) na mreži.
Svaka adresa se sastoji od dva dela mreže i hosta. Uobičajenu notaciju za
specificiranje Internet adrese čine četiri polja razdvojena tačkama. Svako polje može
imati vrednost od 0 do 255, npr. 147.91.49.156.
Definiše se 5 klasa internet adresa prema tome koliko se polja odnosi na mrežni deo
adrese, a koliko na adresu hosta.
1. Klasa A koristi 8 bita za mrežni deo, a 24 bita za adresu hosta i obezbeđuje
128 mreža sa oko 16 miliona hostova u svakoj. Adrese klase A se prepoznaju
po tome što je prvi (odnosno najznačajniji bit) bit prvog polja uvek 0. Adrese
klase A imaju prvo polje adrese u opsegu između 1 i 127.
2. Klasa B koristi 16 bita za mrežni deo i 16 bita za adresu hosta i obezbeđuje
16.384 mreža sa po 64K hostova. Prva dva bita prvog polja adresa iz ove klase
su uvek 10, odnosno adrese ove klase imaju prvo polje adrese u opsegu
između 128 i 191. Drugo polje može biti u opsegu od 1 do 254.
3. Klasa C koristi 24 bita za mrežni deo i 8 bita za host i obezbeđuje potencijal
za oko 2 miliona mreža sa po 256 hostova u svakoj. Prva tri bita kod adresa iz
klase C su uvek 110. Prvo polje je u opsegu između 192 i 233, drugo od 0 do
255 a treće između 1 i 254.
4. Klasa D se koristi za multicast pakete gde se datagram upućuje grupi hostova.
Prva 4 bita su uvek 1110.
15
Iako je predviđeno da AGC radi u okviru lokalne mreže (LAN) koja nije povezana na Internet,
mehanizmi adresiranja koji se koriste na WAN mrežama, odnosno Internet-u i u okviru LAN-a su, ako
se koristi TCP/IP protokol, identični, pošto su određeni samim TCP/IP protokolom.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
123
5. Klasa E je predviđena za buduću upotrebu. Prvih 5 bita ove klase su uvek
11110.
Posebna vrsta Internet adrese je tzv. loopback adresa, odnosno adresa koja definiše da
se poruka upućuje hostu koji je i šalje bez obzira koja je njegova Internet adresa
gledano spolja. Loopback adrese se prepoznaju po tome što im je prvo polje uvek 127.
Na UNIX sistemima ona je tipično 127.0.0.1.
KLIJENT-SERVER APLIKACIJE
Distribuirane aplikacije na bazi TCP/IP protokola se mogu povezati na bazi Berkeley
socket-a ili AT&T interfejsa transportnog sloja (transport layer interface –TLI). I
Berkeley socket-i i TLI su API (Application Program Interfaces) prema mrežnim
protokolima kao što su TCP, UDP ili IP.
Distribuirane aplikacije koriste servise koje obezbeđuju pomenuti mrežni protokoli.
Ovi servisi mogu biti grupisani u dve kategorije: connection-oriented (TCP) servise i
connectionless servise (UDP). Prvi obezbeđuju pouzdane mehanizme isporuke
podataka, drugi nisu tako pouzdani ali su značajno brži.
Da bi se uspostavila veza između dva sistema (lokalni i udaljeni) potrebno je
definisati sledeće elemente:
Internet adresu lokalnog sistema,
Internet adresu udaljenog sistema,
Broj lokalnog porta16
,
Broj udaljenog porta,
Protokol.
16
Broj porta je 16-bitna vrednost i služi kao adresa koja jedinstveno identifikuje proces sa kojim se
komunicira, odnosno komunikacioni kanal prema određenom procesu. Postoje dve vrste portova TCP
portovi i UDP portovi. Port 0 označava da sistem automatski određuje broj porta za određeni proces u
opsegu od 1024 do 5000. Portovi od 1 do 255 su tzv. dobro poznati portovi koje koriste aplikacije kao
što su telnet, ftp i slične.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
124
BERKELEY SOCKET-I
Osnova za mrežne aplikacije je apstrakcija koja se naziva socket. Socket je pristupna
tačka komunikacije. Aplikativni program, kada treba da pristupi mreži, zahteva od
operativnog sistema da kreira socket. Sistem zauzvrat vraća celobrojnu vrednost koju
aplikacija koristi kao referencu na socket.
Postoji više vrsta socket-a, npr:
SOCK_STREAM - Stream socket-i koji su connection oriented i obezbeđuju
pouzdane servise TCP protokola na nivou transportnog sloja.
SOCK_DGRAM - Datagram socket-i koji se koriste za connectionless servise koje
obezbeđuje UDP protokol na nivou transportnog sloja.
SOCK_RAW - "Sirovi" socket koji se koristi za direktan pristup IP protokolu.
AGC paket koristi TCP protokol pa stoga koristi SOCK_STREAM socket-e, odnosni
klijent-server connection oriented arhitekturu.
Kod klijent-server komunikacije definišu se dve vrste servera: iterativni serveri
odnosno procesi koji obrađuju zahtev klijenta sami (i za to vreme ne mogu primati i
obrađivati nove zahteve) i koriste se kada zahtevi mogu biti obrađeni u unapred
poznatom vremenskom intervalu, i konkurentni serveri koji kreiraju novi proces koji
obrađuje svaki klijentski zahtev, a serverski proces čeka nove zahteve klijenata.
Serverski deo AGC/IS paketa je, pošto je za obradu različitih zahteva klijenata
potrebno različito vreme koje nije unapred poznato (a i zahtevi klijenta se pojavljuju u
međusobno nezavisnim trenucima), realizovan kao konkurentni server.
Na slici 4.10 je prikazan uprošćeni dijagram toka funkcionisanja tipičnog
konkurentnog servera.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
125
Slika 4.10 Uprošćeni dijagram toka funkcionisanja tipičnog konkurentnog servera
Otvara se komunikacioni kanal i informiše lokalni host da je proces spreman da prihvati zahteve
klijenata
Čeka se zahtev klijenta Zahtev klijenta za uspotavljanjem
konekcije
Novi proces se kreira i prezima dalju komunikaciju sa klijentom
Originalni proces nastavlja
da da čeka nove zahteve za
konekcijom klijenata
Komunikacija sa klijentom
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
126
5 FUNKCIONALNI OPIS AGC PAKETA
5.1 FUNKCIJE AGC PROGRAMSKOG PAKETA
U ovom poglavlju je dat prikaz glavnih funkcija AGC paketa. Osnovna svrha svakog
AGC paketa je izvršavanje algoritma sekundarne regulacije frekvencije i snage
razmene. Međutim to nije i jedina funkcija AGC paketa. Pored osnovne funkcije
regulatora, AGC paket vrši i sledeće funkcije:
Praćenje (nadzor) regulacione rezerve (Reserve Monitoring),
Detekcija neodazivanja regulacionih jedinica,
Logika za "havarijske akcije" i akcije u slučaju gubitka telemerenja,
Proračun parametara za ocenu performansi rada sekundarne regulacije,
Vrednovanje učešća regulacionih elektrana u regulaciji,
Obradu planova razmene (Interchange Scheduling) i
Obradu planova kompenzacije
Blok dijagram sa prikazom veza između ovih funkcija je prikazan na slici 5.1.
Logika za havarijske akcije i akcije u slučaju gubljenja telemetrije podrazumevaju
akcije u slučaju da bitne veličine (greška frekvencije i neto greška snage razmene)
dostignu vrednosti veće od nekih zadatih, odnosno akcije u slučaju gubitka telemetrije
neke od veličina. Ove akcije su opisane u okviru opisa konkretne softverske
implementacije.
Obrada planova razmene podrazumeva funkcije vezane za unos i kreiranje planova
razmene (isporuke i nabavke), odnosno izračunavanje vrednosti regulacionog totala
razmene na bazi ovih vrednosti i planova kompenzacije.
Obrada planova kompenzacije čini ustvari dopunski deo funkcije korekcije greške
sinhronog vremena i energije neželjene razmene, odnosno omogućava unos planova
kompenzacije u skladu sa definisanim tarifnim periodima.
Funkcije obrade planova razmene i planova kompenzacije su opisane u okviru opisa
softverske implementacije.
Sam regulacioni algoritam može biti implementiran na više različitih načina što je
razmotreno u poglavlju 3.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
127
Pro
račun i obra
da
regula
cio
ne g
rešk
e
AC
E
PI
regula
tor
Pro
račun k
oefi
cij
enata
učešć
a u
regula
cij
i
Upra
vlj
anje
regula
cio
nim
jedin
icam
a
Alg
orit
am
sek
un
darn
e r
egu
lacij
e
frek
ven
cij
e i s
nage r
azm
en
e
( L
FC
)
Ob
rad
a i
un
os p
lan
ova
razm
ene
snag
e
Ob
rad
a i
un
os p
lan
ova
kom
pen
zaci
je
Pra
ćen
je r
egu
laci
one
reze
rve
Per
form
anse
rad
a se
ku
nd
arn
e re
gu
laci
je
Vre
dn
ovan
je u
češć
a
elek
tran
a u
reg
ula
ciji
Det
ekci
ja n
eod
aziv
anja
reg
ula
cion
ih j
edin
ica
Log
ika
za h
avar
ijsk
e
akci
je
Kore
kcij
a g
rešk
e
sinhro
nog v
rem
ena i
gre
ške n
eže
ljene r
azm
ene
Slika 5.1 Blok dijagram funkcionalnih celina AGC-a
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
128
5.2 PRAĆENJE REGULACIONE REZERVE
Postoje različite definicije i podele pojma regulacione rezerve. Takođe, posebno se
definiše pojam regulacione rezerve u primarnoj i regulacione rezerve u sekundarnoj
regulaciji [1,6].
Po definiciji, datoj u preporukama UCPTE za primarnu i sekundarnu regulaciju
učestanosti i snage razmene, rezerva u primarnoj regulaciji se definiše kao "pozitivni
deo opsega primarne regulacije meren od tekuće radne tačke do maksimalne snage
primarne regulacije", gde se pod opsegom primarne regulacije smatra zona promene
snaga u kojoj mogu automatski reagovati turbinski regulatori, pri promeni frekvencije
u oba smera. Rezerva u primarnoj regulaciji se definiše i za povezani sistem kao
celinu i za svaki agregat u regulacionoj oblasti.
U sekundarnoj regulaciji se takođe definišu dva pojma – opseg sekundarne regulacije
i rezerva u sekundarnoj regulaciji.
Opseg sekundarne regulacije je opseg regulacione snage u kojoj sekundarni regulator
može u datom trenutku automatski reagovati u oba pravca (povećanje/smanjenje),
polazeći od radne tačke regulacionih agregata. Rezerva u sekundarnoj regulaciji se
Sn
aga
u s
eku
nd
arn
oj
reg
ula
ciji
Op
seg
sek
un
dan
e re
gu
laci
je
Tre
nu
tna
snag
a R
J2
Reg
ula
cio
ni
op
seg
RJ2
Tre
nu
tna
snag
a
RJ1
Reg
ula
cio
ni
op
seg
RJ1
Rez
erv
a
sek
un
dar
ne
reg
ula
cije
+
=
Pmax, 1
Pmin, 1
Pmax, 2
Pmin, 2
Pmax, 1
+Pmax, 2
Pmin, 1
+Pmin,, 2
PG, 2
PG, 1
PG, 1
+ PG, 2
Slika 5.2 Ilustracija pojmova opsega i rezerve sekundarne regulacije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
129
definiše kao pozitivni deo opsega i maksimalne vrednosti tog opsega. Deo opsega
sekundarne regulacije koji je već angažovan naziva se sekundarna regulaciona snaga.
Definisani pojmovi su ilustrovani slikom 5.2 na primeru sistema sa dve regulacione
jedinice RJ1 i RJ2.
U konkretnoj implementaciji usvojena je nešto drugačija terminologija, rezerva u
sekundarnoj regulaciji se naziva regulaciona rezerva na gore, a snaga u sekundarnoj
regulaciji regulaciona rezerva na dole. Ove dve veličine se računaju prema sledećim
izrazima:
regulacijiu trenutnoelektrane eregulacion sve
regulacijiu trenutnoelektrane eregulacion sve
min
,
,
max
ikPkPkR
ikPkPkR
i
iiGD
i
iGiG
(5.1)
Gde RG trenutna vrednost regulacione rezerve na gore, a RD trenutna vrednost
regulacione rezerve na dole.
5.3 DETEKCIJA NEODAZIVANJA REGULACIONIH JEDINICA
Detekcija neodazivanja regulacionih jedinica (Unit Not Responding Test) , upravljanih
regulacionim impulsima zasniva se na sledećem jednostavnom algoritmu: Za
regulacionu jedinicu – elektranu su se smatra da se ne odaziva na regulacione zahteve
ako je promena snage P regulacione elektrane posle Nmax izdatih regulacionih
impulsa, u istom smeru, više od Mmax puta uzastopno, manja, po apsolutnoj vrednosti,
od neke zadate vrednosti Pmin ili je pogrešnog znaka.
Detalji algoritma su dati dijagramom toka na slici 5.3, gde je Ii(k) vrednost
regulacionog impulsa i-te elektrane u k-tom ciklusu, Ni(k) je broj poslatih impulsa u
istom smeru – ova vrenost se resetuje na 0 ako se pošalje impuls u suprotnom smeru,
Mi(k) sadrži broj uzastopnih neispunjavanja uslova P>Pmin, PG,i(k0) je vrednost
snage regulacione elektrane u trenutku od koga se počinje brojanje poslatih impulsa,
Ii* je vrednost regulacionog impulsa u trenutku kada se otpočinje sa brojanjem i
pomoću ove vrednosti se utvrđuje da li je znak regulacionog impulsa promenjen.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
130
Ii(k)=0 ?
Ii(k) I
i* ?
NE
Ni(k)=0
DA
Ii*=I
i(k)
novi ciklusIi*=I
i(k)
DA
Ni(k)=N
i(k-1)+1
k0=k
PG,i
(k0)=P
G,i(k)
Ni(k)>N
max ?
DA
|PG,i
(k) -PG,i
(k0)|>P
min
sign(PG,i
(k) -PG,i
(k0))=sign(I
i(k))
DA
k0=k
Ni(k)=0, M
i(k)=0
PG,i
(k0)=P
G,i(k)
novi ciklus
NE
k0=k
PG,i
(k0)=P
G,i(k)
Ni(k)=0
Mi(k)=M
i(k-1)+1
Mi(k)>M
max ?
NE
DA
i-ta jedinica se ne
odaziva!M
i(k)=0
novi ciklus
Za regulacionu jedinicu- i
Slika 5.3 Dijagram toka algoritma detekcije neodazivanja i-te regulacione
jedinice
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
131
5.4 PARAMETRI ZA OCENU PERFORMANSI RADA REGULACIJE
Ova funkcija obezbeđuje praćenje veličina u sistemu na osnovu kojih se može oceniti
kvalitet regulacije, odnosno regulacione performanse. Izračunaju se uvek parametri za
koje postoje svi raspoloživi podaci.
Vrši se praćenje sledećih veličina koje karakterišu performanse regulacije EES:
Odstupanja frekvencije od zadate vrednosti, F =F-F0
Regulacione greške regulacione oblasti/POOL-a) (ACE, ACEPOOL)
Odstupanja stvarne razmene EPS-a od zadatih vrednosti P=P1-P0
Srednje vrednosti regulacione greške POOL-a/oblasti u toku svakog sata,
određene sledećim izrazom :
j
jkACEt
ACE3600
(5.2)
Ova vrednost se izračunava za svaki puni sat.
Vreme proteklo od zadnjeg prolaska ACE kroz nulu
Srednja vrednost regulacione greške u okviru zadnjeg desetominutnog intervala
određena sledećim izrazom:
m
mkACEΔt
ACE600
10 (5.3)
Srednja vrednost regulacione rezerve za zadnji sat
Računaju se vrednosti regulacione rezerve na gore i na dole, ali pošto je način
proračuna identičan biće dat uopšteni prikaz. U daljem tekstu je R(k) vrednost
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
132
regulacione rezerve na gore/na dole iz k-tog AGC ciklusa dobijena iz funkcije za
proračun regulacione rezerve.
Na početku svakog novog desetominutnog intervala se računa nova srednja vrednost
za tekući desetominutni interval po sledećem algoritmu
P R kpom u početnom trenutku,
P P R kpom pom u narednim trenucima
Kada istekne desetominutni interval vrednost iz Ppom se smešta u 6-ti element
pomoćnog niza Pniz_pom , pošto se prethodno izvrši pomeranje Pniz_pom(i)=Pniz_pom(i+1).
Srednja vrednost regulacione rezerve za zadnjih sat vremena je data sa :
iPΔt
=Ri
niz_pom
6
13600 (5.4)
Srednja vrednost učestanosti na petnaestominutnim intervalima i standardna
devijacija odstupanja frekvencije na mesečnom nivou
Srednja vrednost učestanosti iF se izračunava na petnaestominutnim intervalima.
Srednja vrednost učestanosti iF u zadnjem 15min intervalu data je sledećim izrazom:
900
i
m
tF F k m
(5.5)
Na bazi srednjih vrednosti učestanosti na petnaestominutnim intervalima se
izračunava na mesečnom nivou standardna devijacija učestanosti po formuli:
2
0
1
1
1
n
i
i
F Fn
(5.6)
Gde je n broj petnaestominutnih intervala. Takođe se vrši beleženje i brojanje
vremenskih intervala tokom kojih je mHz50FFf 01 i mHz150FFf 01 .
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
133
Izveštaj za svaki mesec sadrži podatak o standardnoj devijaciji i vremenu tokom koga
je mHz50FFf 01 i mHz150FFf 01 .
5.5 VREDNOVANJE UČEŠĆA ELEKTRANA U SEKUNDARNOJ REGULACIJI
Vrednovanje učešća elektrana u regulaciji, prema metodologiji predloženoj od strane
EPS-a, se vrši na bazi tri člana:
Prvi član se izračunava na sledeći način:
Merenjem apsolutne vrednosti promene snage u zahtevanom smeru PGi posle
svakog impulsa koji je poslat elektrani, i 16 sec. nakon poslednjeg u seriji
impulsa istog znaka ili do prvog impulsa suprotnog znaka ukoliko impuls
suprotnog znaka stigne pre isteka 16 sec.
Formira se GiP
Ova komponenta uvažava promene aktivne snage elektrane izazavane radom
elektrane u sekundarnoj regulaciji.
Drugi član uzima u obzir činjenicu da elektrana usled učešća u regulaciji često radi sa
parametrima koji nisu optimalni, daleko od svoje bazne snage, što poskupljuje
proizvodnju električne energije. Drugi član se izračunava kao integral apsolutnih
vrednosti odstupanja trenutne regulacione snage elektrane od bazne snage elektrane,
tokom vremena u kome je elektrana radila u sekundarnoj regulaciji, prema sledećem
izrazu:
TtNtkPtkPtdttPtPWN
k
iBiG
T
iBiGi
,0
,,
0
,,,2 (5.7)
Gde su:
W2,i – drugi član za vrednovanje učinka elektrana u sekundarnoj regulaciji za i-tu
elektranu;
Т – vreme tokom koga je elektrana radila u sekundarnoj regulaciji;
PG,i – trenutna (regulaciona) snaga i-te elektrane;
PB,i – bazna snaga i-te elektrane.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
134
Treći član odražava spremnost elektrane da učestvuje u radu sekundarne regulacije.
Određuje se srazmerno regulacionom opsegu koji elektrana tokom rada u
sekundarnoj regulaciji stavlja na raspolaganje za regulaciju, tj:
TtNtkPtkPtdttPtPWN
k
ii
T
iii
,0
minmax
0
minmax
,3 (5.8)
Formiraju se dva izveštaja. Dnevni, u kome se nalaze vrednosti sva tri člana za svaki
sat datog dana, sumarna vrednost za dati dan i broj poslatih impulsa, posebno na više,
posebno na niže, za svaku elektranu. Mesečni, koji sadrži podatke o radu svake
elektrane u sekundarnoj regulaciji po svakom od tri gore navedena osnova, za svaki
dan datog meseca, kao i sumu po svakom članu pojedinačno za ceo mesec.
Slika 3.4 Ilustracija drugog i trećeg člana za ocenu učešća elektrana u
regulaciji
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
135
6 OPIS SOFTVERSKE IMPLEMENTACIJE PAKETA
6.1 UVOD
Dok su u poglavlju 3 opisani analizirani algoritmi sekundarne regulacije a u 4. i 5.
poglavlju opisani tehnološko i softversko okruženje respektivno, u ovome poglavlju
je dat prikaz konkretne softverske implementacije programskog paketa. Softversko
rešenje ovog paketa je evoluiralo kroz više faza dok se nije došlo do konačnog
rešenja, opisanog u ovom magistarskom radu. Pri realizaciji rešenja težilo se
zadovoljenju više, u daljem tekstu nabrojanih, ciljeva, a u okviru ograničenja
tehnološke i softverske prirode.
Osnovni ciljevi koji su postavljeni pri realizaciji ovog programskog paketa, a pored
obezbeđenja ispravnosti i pouzdanosti osnovnih funkcija AGC paketa, su:
Programski paket mora biti fleksibilan i modularan, odnosno nove funkcije
treba da bude moguće jednostavno dodavati bez intervencija na osnovnim
aplikacijama paketa, dodavanjem novih modula sa jasno definisanim
interfejsom prema osnovnim kompnentama paketa,
Programski paket mora da bude realizovan tako da se može, sa što manje
izmena portirati na različitim verzijama UNIX OS-a,
Programski paket treba da bude realizovan tako da omogući realizaciju tehnika
za obezbeđenje redundantnog i FAIL-SAFE rada,
Treba da omogući otvorenost, odnosno mogućnost povezivanja i sa
aplikacijama koje nisu integralni deo paketa, a za kojima se može javiti
potreba kasnije u fazi eksploatacije,
Održavanje i dogradnja paketa treba da bude jednostavno.
Izabrano rešenje bazirano na klijent server arhitekturi. Razlozi za izbor ovakve
arhitekture leže, kako u njenoj većoj otvorenosti i fleksibilnosti, tako i u potrebi
međusobnog usklađivanja sledećih zahteva aplikacije:
Rad u realnom vremenu (Real-time)
Event driven grafički korisnički interfejs (GUI)
Davanje usluga za više korisnika (multiuser)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
136
Na serverskoj strani su realizovane dve osnovne grupe funkcija:
Funkcije vezane za regulaciju, odnosno za rad u realnom vremenu
Funkcije konkurentnog servera podataka
Na klijentskoj strani su realizovane:
Funkcije grafičkog korisničkog interfejsa koji omogućava jednostavnu
interakciju korisnika sa aplikacijom,
Ostale funkcije koje nije potrebno ili čak ni poželjno realizovati na serverskoj
strani (kao što su procesiranje i prikaz istorijskih podataka i slično).
Hardverska platforma na kojoj se izvršava AGC paket su IBM PC kompatibilni
računari, a predviđeni operativni sistem je Linux. Serverski deo aplikacije je razvijen
korišćenjem programskih jezika C i C++ i predviđeno je da se izvršava pod istom
verzijom Linux-a kao i VIEW6000 SCADA paket, a to je verzija Red Hat 4.2.
Serverski deo AGC paketa sve podatke preuzima sa, odnosno prosleđuje upravljačke
komande do, VIEW6000 SCADA paketa koji se mora izvršavati na istom računaru
kao i serverski deo AGC paketa.
Klijentske aplikacije komuniciraju sa serverom korišćenjem TCP/IP protokola i mogu
se izvršavati na bilo kom računaru u lokalnoj mreži.
Većina klijentskih aplikacija je realizovana korišćenjem Tcl/Tk skript jezika i
predviđeno je da se takođe izvršavaju na Linux platformi.
Klijentske aplikacije realizovane korišćenjem ovog skript jezika se u principu mogu
izvršavati pod bilo kojom verzijom UNIX-a, Microsoft Windows 9x/NT/2000 ili na
bilo kojoj drugoj platformi na kojoj je instaliran Tcl/Tk paket ver. 8.03 ili noviji.
U daljem tekstu, prvo je dat prikaz organizacije serverske strane programskog paketa,
u okviru koga je dat opšti prikaz veza i komunikacije između serverskih taskova, kao i
opis komunikacije između serverskih taskova i SCADA sistema. Zatim je dat opis
implementacije pojedinačnih serverskih komponenti i na kraju je dat opis klijenata.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
137
6.2 PRIKAZ ORGANIZACIJE SERVERSKOG DELA AGC PROGRAMSKOG PAKETA
6.2.1 Opšti prikaz organizacije i komunikacije između serverskih taskova
Kao što je već pomenuto u uvodu poglavlja programski paket je implementiran u
klijent-server formi. U okviru ovog poglavlja, je dat opis serverske strane paketa. Na
serverskoj strani AGC paketa se izvršava više programa-taskova, od kojih je samo
jedan server podataka u užem smislu. U pitanju su sledeći taskovi (prikazani na slici
6.1):
Task koji implementira funkcije TCP/IP servera podataka,
Regulacioni task – LFC regulator,
Task za proračun i arhiviranje parametara regulacionih performansi i ocenu
učešća regulacionih jedinica u regulaciji,
Nadzorni task – zadužen za praćenje kritičnih parametara i detekciju
narušavanja zadatih ograničenja. Takođe vrši detekciju otkaza telemerenja,
Task za vremensku sinhronizaciju – obezbeđuje da se regulacioni task
izvršava u ispravnim vremenskim intervalima,
Task za podršku redundantnom radu – ovaj task obezbeđuje ispravan rad
ostalih taskova, odnosno njihovo pokretanje, zaustavljanje, suspendovanje i
aktiviranje zavisno od promena i/ili otkaza na redundantnim SCADA/AGC
serverima
Kao što se može videti sa slike 6.1 svi serverski taskovi koriste zajednički segment
deljene memorije. Ovaj segment sadrži sve podatke koji su zajednički svim
serverskim taskovima, kao što su vrednosti parametara regulacije (podatak o periodi
odabiranja, vrednosti parametara PI kontrolera itd.), vrednosti svih bitnih veličina
regulacionog algoritma (vrednost regulacione greške oblasti, regulacionih grešaka
regulacionih jedinica, itd.), statuse regulacionih jedinica itd.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
138
Upotreba segmenta zajedničke memorije je najbrži metod razmene informacije
između procesa. Informacije koje jedan proces zapiše u zajedničkom memorijskom
segmentu istog su trenutka dostupne ostalim procesima povezanim na isti segment.
Međutim, kako se većina podataka u okviru segmenta upisuje/čita u proizvoljnim
trenucima (npr. korisnik može korišćenjem neke od klijentskih aplikacija inicirati
promenu nekog od parametara regulacije u proizvoljnom trenutku) potrebno je
Slika 6.1 Prikaz međusobnih veza taskova serverske strane AGC paketa
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
139
obezbediti mehanizam održavanja konzistentnosti podataka. Moguća je, mada ne i
vrlo verovatna, npr. sledeća situacija:
regulacioni task, koji se izvršava u pravilnim vremenskim intervalima, je
aktivan, odnosno nije u "uspavanom" stanju, dok čeka početak narednog
ciklusa,
pre završetka rada regulacionog taska, usled zahteva klijentskog taska, TCP/IP
server menja parametre regulacije (npr. parametre PI regulatora, ili bazne
snage regulacionih jedinica,…)
regulacioni task nastavlja rad sa delom veličina izračunatih na osnovu
početnih vrednosti parametara, a delom na osnovu novo unetih vrednosti
parametara, što je nedopustivo (npr. ako se promeni vrednost baznih snaga
regulacionih jedinica usred proračuna koeficijenata učešća, dobijene vrednosti
će biti pogrešne).
Prethodni primer je ilustrovan dijagramom prikazanim na slici 6.2:
Da bi se sprečili događaji poput prethodnog, odnosno da bi se obezbedila
konzistentnost podataka koristi se sledeći mehanizam zaštite (ilustrovan i na slici 6.3):
Početak
k-tog cikusaTCP/IP Server menja vrednosti
baznih snaga u deljenoj memoriji
regulacioni task z avršava
svoje aktivnosti i čeka
novi ciklus
Početak
k+1 cikusa
Regulacioni task je aktivan Regulacioni task čeka početak novog ciklusa
čeka se novi zahtev klijenta čeka se novi zahtev klijenta
Klijent zahteva unos novih
vrednosti baznih snaga
Vrši se proračun koeficijenata učešća u
regulaciji koji koristi vrednosti baznih snaga !
regu
laci
oni
task
TC
P/I
P S
erve
r
Slika 6.2 Ilustracija primera narušavanja konzistentnosti podataka pri upisu/čitanju
podataka u segment deljene memorije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
140
Taskovi koji se izvršavaju periodično (regulacioni task, nadzorni task, task za
proračun regulacionih performansi, task za podršku radu u redundantnom
okruženju i task za vremensku sinhronizaciju) sve podatke, koji moraju ostati
nepromenjeni u toku ciklusa, preipisuju u lokalne varijable,
Dok se vrši prepisivanje ovih podataka, iz segmenta deljene memorije u
lokalne varijable, ne dozvoljava se promena ovih podataka u deljenoj memoriji
– podaci se zaključavaju pomoću mehanizma semafora,
Početak
k-tog
cikusa
regulacioni task z avršava
svoje aktivnosti i čeka
novi ciklus Početak
k+1 cikusa
Regulacioni task je aktivan Regulacioni task čeka početak novog ciklusa
čeka se novi zahtev
klijenta
Klijent zahteva upis novih
vrednosti u segment deljene
memorije
Vrši se proračun koeficijenata učešća u
regulaciji koji koristi vrednosti baznih snaga !
reg
ula
cio
ni
task
TC
P/I
P S
erv
er
"prepisuju " se podaci iz
segmenta zajedničke
memorije u lokalne varijable
XSemafor je
"zaključan"
X
Semafor je
"zaključan"
nema upisa
Semafor je
"otključan"
Segment
zajedničke
(deljene)
memorije
Semafor je
"otključan"
može se upisati
Klijent zahteva upis novih
vrednosti baznih snaga u
segment deljene memorije
Segment
zajedničke
(deljene)
memorije
regulacioni task ne koristi
novoupisane podatke do sledećeg
ciklusa
čeka se novi zahtev klijenta
Segment
zajedničke
(deljene)
memorije
regulacioni task prepisuje promenjen
vrednosti iz lokalnih varijabli u
segment deljene memorije
X
Semafor je
"zaključan"
Semafor je
"otključan"
Slika 6.3 Ilustracija mehanizma sinhronizacije upisa/čitanja podataka u/iz segment
deljene memorije između TCP/IP servera i regulacionog taska
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
141
Taskovi koji se izvršavaju periodično po završetku svoje obrade, pre nego što
pređu u "uspavano" stanje, prepisuju nove vrednosti iz lokalnih varijabli u
deljenu memoriju, da bi ove bile dostupne drugim taskovima i klijentskim
aplikacijama preko TCP/IP servera,
Dok traje ovo upisivanje u segment deljene memorije podaci su zaštićeni od
čitanja menhanizmom semafora
Podaci u deljenoj memoriji za koje ne važi ograničenje da se ne smeju menjati tokom
trajanja ciklusa se mogu slobodno menjati/čitati u svakom trenutku bez ograničenja.
Jedan od podataka koji treba da bude dostupan u svakom trenutku je npr. indikator
potrebe prekida rada programa ova statusna varijabla se može promeniti u bilo
kom delu ciklusa, a njenu vrednost proveravaju na početku i kraju aktivnog dela
ciklusa svi taskovi, i ako je postavljena na odgovarajuću vrednost, prekidaju rad.
6.2.2 Komunikacija sa SCADA sistemom
Komunikacija serveskih AGC aplikacija, odnosno taskova, sa SCADA sistemom je
zasnovana na upotrebi funkcija definisanih SCADA API-jem (API = Application
Programming Interface). Ovaj API je organizovan tako da ima dva sloja: osnovni sloj
koji čine eksportovane funkcije, procedure i biblioteke specifične za konkretnu
implementaciju SCADA sistema. Iznad ovog sloja nalazi se sloj koji specifične
funkcije i procedure inicijalizacije "obavija" makrofunkcijama koje od ostalih
aplikacija treba da, što je više moguće, "sakriju" konkretnu implementaciju SCADA
sistema. Na taj način se eventualne izmene u softveru i bibliotekama SCADA sistema
odražavaju samo na implemetaciju makrofunkcija u SCADA API-ju, ali se promene
ne odražavaju direktno na ostatak AGC programskog koda. Pored toga ove
makrofunkcije su implementirane tako da skrivaju od ostatka programskog koda
inicijalizacione procedure čime se dobija pregledniji kod.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
142
Implementirane funkcije SCADA API-ja realiziju 4 osnovna tipa aktivnosti prikazane
na slici 6.4:
čitanje vrednosti veličina, odnosno merenja, iz SCADA run-time procesne
baze podataka i to:
o čitanje analognih vrednosti,
o čitanje digitalnih vrednosti (veličine tipa uključeno/isključeno),
o čitanje vrednosti sistemskih veličina
upisivanje vrednosti veličina u SCADA run-time bazu,
generisanje alarmnih poruka i
Slika 6.4 Komunikacija AGC aplikacija sa SCADA sistemom
API sloj koji implementira makrofunkcije
Osnovni SCADA API specifičan za konkretnu
implementaciju SCADA sistema
Ko
ma
nd
e
Ala
rmi
Up
is v
red
no
sti
Čita
nje
vre
dn
ost
i
SCADA run-time baza
procesnih podataka
Obrada
alarmnih
poruka
Obrada
komandnih
poruka
SCADA
SCADA APIK
om
an
de
Ala
rmi
Up
is v
red
no
sti
Čita
nje
vre
dn
ost
i
AGC APLIKACIJA
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
143
izdavanje komandi preko SCADA sistema i to alternativno:
o komandi tipa slanja regulacionih impulsa više/niže upravljanim
objektima,
o komandi tipa slanja setpoint-a upravljanim objektima i
o komandi tipa uključi/isključi
AGC programski paket koristi samo komande tipa slanja regulacionih impulsa i slanja
setpoint-a regulacionim jedinicama.
6.2.3 Vremenska sinhronizacija taskova
Za taskove koji se izvršavaju u pravilnim vremenskim intervalima, kao što su
regulacioni task i task za ocenu performansi regulacije, čija ispravnost rada zavisi od
toga, potrebno je da se obezbedi da svi regulacioni ciklusi traju baš zadato vreme.
Kako AGC aplikacija implementirana na operativnom sistemu Linux sa standarnim i
relativno starim kernelom, koji nema podršku za pravi real-time rad, ovo nije moguće
u potpunosti obezbediti. Međutim moguće je sprečiti akumulisanje grešaka i
while ((tsec1=time(NULL)!=tsec0+1) {
usleep(1);
}
inicijalizacija
tsec0=time(NULL)
tsec0=tsec1
usleep(T-1 * 1e6)
cekaj T-1 sekundi
T sekundi
while((tsec1=time(NULL))!=tsec0+T){
usleep(n);
}
tsec0=tsec0+T;
T sekundi
Sig
na
l za p
oč
eta
k n
ov
og
cik
lus
a
Sig
na
l za p
oč
eta
k n
ov
og
cik
lus
a
Neaktivan - čeka se početak novog ciklusa Neaktivan - čeka se početak novog ciklusa
Aktivan Aktivan
Regulacioni
task
Sinhronizacioni
task
Slika 6.5 Ilustracija vremenske sinhronizacije taskova
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
144
obezbediti trajanje intervala vrlo približno zadatom, tako da ispravnost rada
regulacionog taska bude očuvana. Mala odstupanja u trajanju između dva intervala ne
predstavljaju veliki problem, ako se ukupno gledano greška ne akumuliše.
Za vremensku sinhronizaciju je zadužen poseban task čiji je rad ilustrovan
vremenskim dijagramom prikazanim na slici 6.5. Instanca ovog taska na početku
svakog novog ciklusa šalje signal ostalim taskovima (tj. onim taskovima kojima je to
potrebno) da je nastupio novi ciklus.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
145
6.3 IMPLEMENTACIJA AGC TCP/IP SERVERA PODATAKA
6.3.1 Opšti prikaz AGC TCP/IP Servera podataka
TCP/IP server AGC paketa je zadužen za komunikaciju sa klijentima i u okviru nje je
implementiran konkurentni server i odgovarajući protokol. Međutim to nije jedini
zadatak koji izvršava. TCP/IP server je komponenta serverskog dela AGC paketa koja
se inicijalno pokreće, tj. vrši početnu inicijalizaciju, kreira segment deljene memorije
AGC paketa i učitava sadržaj konfiguracionih datoteka. Ako je sve ovo uspešno
odrađeno TCP/IP server će pokrenuti preostale komponente serverske
strane,koršćenjem fork() i execlp() sistemskih poziva, i zatim preuzeti ulogu
servera podataka.
Realizovana klijent-server komunikacija je zasnovana na upotrebi UNIX socket-a i
TCP/IP protokola. Na aplikativnom nivou je definisan odgovarajući AGC4 protokol
koji koriste klijenti koji zahtevaju podatke od servera. Ovaj protokol je opisan dalje u
tekstu.
Realizovan je connection-oriented server, odnosno server koristi TCP protokol.
Takođe realizovan je konkurentni server što znači da se za svakog klijenta koji
zahteva komunikaciju kreira nova instanca programa, korišćenjem fork()
sistemskog poziva, koja preuzima komunikaciju dok originalna instanca nastavlja da
iščekuje zahteve za konekcijom klijenata.
Uprošćeni blok dijagram rada realizovanog TCP/IP servera dat je prikazan na slici
6.6.
6.3.2 Opis implementiranog protokola
Implementirani protokol komunikacije serverskog dela AGC paketa i klijentskih
aplikacija realizovan je, na strani servera, korišćenjem programskih jezika C i C++.
Komunikacija između klijentskih aplikacija i servera se zasniva na razmeni
predefinisanih poruka (messages) koje definišu protokol. Poruka koje klijenti
prosleđuju serveru su u sledećoj formi:
IDENTIFIKATOR_PORUKE [PARAMETRI,]
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
146
Slika 6.6 Uprošćeni blok dijagram rada AGC TCP/IP servera
AGC TCP/IP
Server
inicijalizacija
uspešna
inicijalizacija?
DA
NEkraj rada
pokretanje ostalih
serverskih taskova
uspešno
pokretanje?kraj rada
NE
DA
kreira se socket
uspešno kreiran? kraj radaNE
DA
osluškuju se
zahtevi klijenata za
konekciju
listen()
accept()
kraj rada
ori
gin
aln
i p
roce
s
komunikacija sa
klijentom
kreira se novi proces
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
147
IDENTIFIKATOR_PORUKE definiše jednoznačno tip aktivnosti koja se očekuje od
servera i obavezni je deo svake poruke, PARAMETRI, ako su definisani za odgovarajuću
poruku, definišu bliže na koje se objekte ili merenja odnose aktivnosti. Poruke koje
server šalje klijentima (uglavnom kao odgovor na zahteve, odnosno poruke klijenata)
su u sledećoj formi:
[IDENTIFIKATOR_PORUKE] TELO_PORUKE,
Kod odgovora servera identifikator tipa poruke nije obavezan, ali je obavezan deo
odgovora servera traženi podatak ili druga informacija koja čini telo poruke.
Sve implementirane poruke klijenata se mogu svrstati u sledeće grupe:
Servisne poruke, odnosno poruke koje upravljaju radom ili pružaju informacije
o radu servera, kao što je npr. zahtev za prekidom rada servera
(AGC_SERVER_SHUTDOWN), zahtev proverom stanja servera
(AGC_SERVER_READY?), najava klijenta da prekida vezu (AGC_DISCONNECT),
zahtev klijenta za registraciju na serveru itd.
Zahtevi za vrednostima merenja/veličina, odnosno poruke koje klijenti
prosleđuju serveru kada im je potrebna vrednost nekog merenja iz SCADA
run-time baze procesnih podataka (AGC_READ_SCADA_VALUE SCADA_SIFRA),
ili izračunate veličine vezane za LFC regulacioni algoritam (ACE, ACEF, itd)
ili parametar performanse (AGC_READ_AGC_VALUE IDENTIFIKATOR).
Zahtev za upis vrednosti merenja/veličine , odnosn poruke koje klijenti
prosleđuju serveru kada je potrebno promeniti neku vrednost u SCADA run-
time bazi (AGC_WRITE_SCADA_VALUE SCADA_SIFRA VREDNOST), ili upis
nekog parametra AGC algoritma kao što su parametri PI regulatora ili
linearnog filtra (AGC_WRITE_AGC_VALUE IDENTIFIKATOR VREDNOST).
Zahtev za izdavanje komande ili alarma SCADA-i, ove poruke se koriste kada
se zahteva od servera da prosledi alarmnu poruku (AGC_SCADA_ALARM
ALARM_ID [START|STOP]) ili komandu (AGC_SCADA_COMMAND COMMAND_ID
[PARAMETAR,]).
Zahtevi za promenu stanja/režima rada AGC regulatora, ove poruke iniciranju
promenu stanja ili režima rada AGC-a. (npr. AGC_SUSPENDUJ)
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
148
Makrofunkcije, kako je moguće identifikovati grupe opercija koje se često
izvršavaju i tipične su u normalnom radu AGC sistema, kao što su prenos svih
podataka vezanih za regulacione elektrane po unapred definisanom redosledu,
unos, prenos parametara performansi regulacije, čitanje dnevnih planova
razmene, planova kompenzacije itd., definisane su u protokolu poruke koje
iniciraju prelazak klijent-server komunikacije u poseban režim, u kome se vrši
razmena niza podataka po unapred definisanoj proceduri. Ako pre završetka
procedure klijent pokuša da inicira neku od ostalih operacija, koje nisu deo
tekuće procedure, ove poruke se ignorišu, odnosno generiše se poruka o
grešci. Ove funkcije su definisane radi lakše implementacije tipičnih AGC
klijentskih funkcija.
Tipičan tok komunikacije između klijenta i servera prikazan je slikom 6.7. Za svakog
novog klijenta se kreira se nova instanca servera koja preuzima dalju komunikaciju sa
klijentom. Na slici 6.7 je prikazana komunikacija između klijenta i servera, gde klijent
prvo zahteva podatak o režimu rada regulatora ("AGC_GET_REZIM"), dobija odgovor da
je regulator u režimu regulacije snage razmene ("REG_SNAG_RAZM"), zatim zahteva
suspenziju rada regulatora ("AGC_SUSPENDUJ"), dobija potvrdu da je regulator
suspendovan ("AGC_SUSPENDOVAN"), zahteva promenu režima regulatora u režim
regulacije frekvencije ("AGC_SET_REZIM REG_FREK"), dobija potvrdu da je režim
promenjen na režim regulacije frekvencije ("REG_FREK_ON"), i na kraju, zahteva
prekid komunikacije ("AGC_DISCONNECT"), posle čega instanca servera zatvara socket
i prekida svoje izvršavanje.
U slučaju da se izvršava neka "makrofunkcija" , odnosno kada se vrši prenos veće
količine različitih podataka, poput prenosa planova razmene od klijenta do servera,
podaci se prenose u više "poruka" kao što je prikazano na slici 6.8 koja ilustruje
prenos planova razmene od servera ka klijentu.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
149
close(socketFD);
_exit(0);
"REG_FREK_ON"
"AGC_SUSPENDOVAN"
listen()
SERVER KLIJENT
connect()
accept()
"CONNECTED"
Kreira se nova instanca
servera koja preuzima
komunikaciju sa klijentom
"REG_SNAG_RAZM"
"AGC_GET_REZIM"
"AGC_CONNECT"
"AGC_SUSPENDUJ"
"AGC_SET_REZIM
REG_FREK"
"AGC_DISCONNECT"
Klijent uspostavlja
konekciju sa serverom
Klijent uspostavlja
potvrđuje konekciju sa
serverom
Server prihvata konekciju
Kreira se nova instanca servera
(fork()) koja preuzima dalju
komunikaciju sa klijentom
Klijent zahteva podatak o
režimu rada AGC-a
Server odgovara da je
AGC regulator u režimu
regulacije snage AGC
Klijent zahteva suspenziju
AGC regulatora
Klijent zahteva promenu
režima na režim regulacije
frekvencije
Server samo potvrđuje
prijem poruke
Klijent zahteva prekid
komunikacije
Server potvrđuje promenu
režima
Server zatvara socket i
prekida izvršavanje tekuće
instance
Slika 6.7 Primer tipične komunikacije između AGC klijenta i servera
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
150
"ISP 1 ESM 100 ...
0 0"
"AGC_PLANOVI
BROJ_ISPORUKA = 6"
"NAB 12 EPRS 180
... 170 100"
SERVER KLIJENT
"AGC_PLANOVI
BROJ_NABAVKI = 12"
"NAB 1 EPCG1 123
... 150 200"
"AGC_OK!"
"AGC_GET_PLANOVI
20.05.2000"
"AGC_OK!"
"AGC_OK!"
"AGC_OK!"
Klijent zahteva podatke o
planovima razmene za
20.05.2000.
Klijent samo potvrđuje
prijem informacije i čeka
sledeću ...
Server odgovara da
postoji 12 različitih
planova nabavki za
traženi datum
Server prosleđuje prvi deo
(red) plana nabavke
Server šalje informaciju da
postoji 6 različitih planova
isporuke za traženi datum
Server šalje prvi plan
isporuke
Server prosleđuje12 deo
(red) plana nabavke
Slika 6.8 Ilustracija dela toka klijent-server komunikacije prilikom prenosa planova
razmene snage
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
151
6.3.3 Registracija klijenata i zaštita podataka
Kako implementirana klijent-server arhitektura podrazumeva mogućnost
istovremenog pokretanja više instanci klijentskih aplikacija koje pristupaju mogu
vršiti simultanu izmenu istih podataka, pored mehanizma sinhronizacije upisa
podataka u segment deljene memorije opisane u 6.2.1, potrebno je, radi ispravnog
konkurentnog rada više klijenata, obezbediti i dopunsku sinhronizaciju upisa podataka
između klijentskih aplikacija. Ova sinhronizacija je se odvija na dva nivoa:
1. Zaštitom na nivou funkcija upisa podataka AGC protokola,
2. Mehanizmom registracije klijentskih aplikacija.
Mehanizam zaštite na nivou funkcija upisa podataka zasniva se na odlaganju početka
izvršavanja odgovarajuće funkcije upisa, dok se na završi već započeta sekvenca
upisa inicirana od druge instance istog klijenta ili drugog klijenta koji pristupa istim
podacima, kao što je ilustrovano na slici 6.9.
priprema
za
upis
Klijent
inicira upis
FLAG_UPIS=0
ili
VremeSada - VremePocetka >
MaxDT
funkcija
neaktivna
vrši se
upis
podataka
čekaj
FLAG_UPIS=1
i
VremeSada - VremePocetka < MaxDT
usleep(rand())
FLAG_UPIS=1
VremePocetka=time(NULL)
FLAG_UPIS=0
upis
završen
Slika 6.9 Mehanizam zaštite podataka na nivou funkcije za upis/čitanje
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
152
Dijagram prelaza-stanja na slici 6.9 opisuje mehanizam zaštite podataka pri upisu,
koji se svodi na sledeće:
do zahteva klijenta za upis podataka funkcija za upis određene grupe podataka
nije pozvana, što je na slici 6.9 obeleženo sa "funkcija neaktivna",
kada klijent odgovarajućoj instanci servera prosledi zahtev za upis podatka ili
grupe podataka (npr. ako klijent pošalje zahtev za upisom plana nabavke i
isporuke za zadati dan) otpočinje priprema za upis, odnosno proverava se
vrednost globalne varijable koja služi kao indikator da li neka druga instanca
vrši upis ili čitanje iste grupe podataka,
Ako indikator ukazuje da se trenutno ne vrši upis te grupe podataka, ili ako
vreme od proteklo od kako je druga instanca servera počela upis podataka
veće od neke zadate vrednosti (ovo ukazuje da je najverovatnije druga instanca
nelegalno prekinula izvršavanje pre nego što je završen upis podataka) može
se optpočeti upis podataka, setuje se odgovarajući indikator i postavlja novo
vreme početka upisa,
Po završenom upisu se resetuje indikator i završava sa radom funkcije,
Ako je indikator bio setovan i vreme, proteklo od momenta kada je druga
instanca servera počela upis podataka, nije veće od neke zadate vrednosti onda
se odlaže upis za kratak interval slučajne dužine, a zatim se ponovo proverava
da li postoji mogućnost upisa.
Kako za svaki podatak, odnosno grupu podataka, postoje dualne funkcije za upis i
čitanje, i za upis i za čitanje koriste se isti indikatori, odnosno ako jedna instanca
učitava podatke sa servera biće sprečen upis podataka sve dok se proces čitanja ne
završi i obrnuto ako se vrši upis, čitanje će biti sprečeno.
Implementacija klijentskih aplikacija može biti i najčešće jeste takva da oni pristupaju
različitim grupama podataka čiju je ukupnu konzistentnost potrebno obezbediti, u tom
cilju je realizovan metod registracije klijenata na serveru. Za registraciju klijentska
aplikacija šalje poruku sledećeg formata:
REGISTRUJ_ME TipKlijenta
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
153
Gde je TipKlijenta niz karaktera koji jedinstveno identifikuje vrstu klijenta (npr.
"SCHEDULER" za editor planova razmene). Server odžava tabelu aktivnih klijenata
sa sledećim podacima
TipKlijenta PID VrsiUpis VremePocetkaUpisa ReadOnlyInstanca
Tip klijenta je već pomenuti niz karaktera koji identifikuje klijenta, PID je process
ID koji jedinstveno identifikuje instancu servera koja komunicira sa klijentom,
odnosno kako svakom klijentu odgovara jedna instanca konkurentnog servera17
ona
posredno identifikuje konkretnu instancu klijenta, VrsiUpis je indikator da li je
konkretna instanca otpočela upis podataka, VremePocetkaUpisa je vreme početka
upisa i ReadOnlyInstanca je indikator da je klijent režimu u kome vrši samo čitanje
vrednosti sa servera dok je upis onemogućen.
Klijent posle registracije dobija informaciju od servera da li već postoje instance
klijenta istog tipa i ako postoje onda zavisno od implementacije i/ili izbora korisnika
može preći u režim u kome vrši samo čitanje ili u režim gde konkurentno sa ostalim
instancama menja vrednosti podataka. Za sinhronizaciju pri upisu, između instanci se
koristi mehanizam analogan onom prikazanom na slici 6.9, odnosno pre nego što
počne da komunicira sa serverom klijent prvo proverava da li je neka druga instanca
otpočela upis, i na osnovu toga preduzima dalje akcije. Bitna razlika je ovde što ova
sinhronizacija nije u domenu servera (osim čuvanja podatka da se vrši upis i vremena
početka) već u domenu klijenta, odnosno nije obavezna, kao ni sam proces
registracije.
17
Tačnije, jedna instanca servera odgovara jednom otvorenom socket-u, što znači da jedan klijent ako
otvori više socket-a može komunicirati istovremeno sa više instanci servera.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
154
6.3.4 Implementirani klijenti
Kao set funkcija korisničkog interfejsa AGC paketa implementirani su sledeći tipovi
klijenata:
Editor elektrana
Editor dalekovoda
Editor parametara AGC-a
Editor alarma
Editor planova razmene
Prikaz performansi
Prikaz postavnih vrednosti elektrana
Klijent za podešavanje parametara i režima rada AGC-a
Svaki klijent funkcioniše kao nezavisan program. Klijent inicira komunikaciju sa
serverom u sledećim slučajevima:
Startovanje progama (klijenta), u cilju inicijalizacije podacima iz deljene
memorije i otvaranja socket-a.
Potvrda unosa podataka od strane klijenta, promena sadržaja deljene memorije
Pri odjavi programa, zatvaranje socket-a.
Kao što je već u uvodu poglavlja pomenuto, skoro sve klijentske aplikacije su
razvijene korišćenjem Tcl/Tk skript jezika, koji je prvobitno razvijen kao alat za brz
razvoj korisničkih interfejsa pod UNIX X-Windows okruženjem. Ovaj skript jezik,
poćevši od verzije 8.0, podržava i jednostavnu implementaciju klijent-server
komunikacije na bazi UNIX soketa i TCP/IP protokola. Implementacija klijenata
korišćenjem Tcl/Tk skript jezika ima mnoge prednosti, kao što su lako debagovanje
tokom razvoja (pošto se radi o interpertirajućem jeziku), i slično. Glavna prednost se
međutim ogleda u tome što Tcl/Tk omogućava razvoj multiplatformskih aplikacija.
Iako je prvobitno razvijan za UNIX platforme, Tcl/Tk interpreter je danas, pored toga
što je dostupan na većini UNIX platformi (Sve verzije Linuxa za I386, PowerPC,
M68K i Alfa platforme, AIX, SUN OS, Solaris i drugi), dostupan i na većini drugih
popularnih platformi kao što su Windowsi 3.1,95,98, NT 3.51, NT 4.0,2000, Mac OS
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
155
i drugi. Skriptovi razvijani na jednoj platformi mogu se, izvršavati na bilo kojoj
drugoj platformi koja ima instaliran odgovoarajući Tcl/Tk interpreter. Naravno na
različitim h/w platformama i operativnim sistemima odgovarajući objekti grafičkog
okruženja ne moraju imati isti izgled i geometriju (odgovarajući elementi grafičkog
okruženja kao što su okviri prozora, skrolbari, dugmići i slično imaju različit izgled i
geometriju pa i ponašanje zavisno od toga da li se koriste UNIX X-Windowsi, WIN32
podsistem Windowsa 9x,NT,2000, ili WIN16 podsistem Windowsa 3.x). Eventulano
potrebne izmene su jednostavne i zahtevaju samo deo vremena potrebnog za razvoj
celokupne aplikacije korišćenjem nekog drugog alata. Ovo praktično znači da se
klijentske aplikacije AGC paketa mogu izvršavati na bilo kojoj od gore navedenih
platformi koja se nalazi na istoj lokalnoj mreži, pod uslovom da podržava TCP/IP
protokol i da ima instaliran odgovarajući Tcl/Tk interpreter (ili da je instalirana
verzija klijenta kompajlirana odgovarajućim TclPro kompajlerom).
Deo klijentskih aplikacija, tačnije program za preuzimanje podataka za ocenu učešća
elektrana u regulaciji, ocenu performansi rada rada regulacije i njihovu konverziju u
format pogodan za unos u Microsoft Excel je realizovan kao Windows aplikacija
korišćenjem Visual Basic-a.
Klijentske aplikacije je moguće realizovati korišćenjem i nekog drugog programskog
jezika i okruženja koje podržava TCP/IP. Aplikacija se može izvršavati bilo na istom
UNIX (Linux) računaru, bilo na drugom UNIX, Windows ili bilo kom računaru na
lokalnoj mreži. Odnosno klijentske aplikacije je moguće izvršavati realizovati i na
svakoj platformi koja podržava TCP/IP i socket API.
Kao ilustracija implementiranih klijenata, na slikama 6.10 do 6.15 su prikazani delovi
korisničkog interfejsa nekih od klijentskih aplikacija, realizovanih u Institutu "Mihajlo
Pupin". Klijentske aplikacije na slikama 6.10-6.14 su realizovane korišćenjem
programskog jezika Tcl/Tk, a aplikacija čiji je MMI prikazan na slici 6.15 je
realizovana korišćenjem Visual Basic-a.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
156
Slika 6.10 Katalog dalekovoda
Slika 6.11 Editor planova razmene
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
157
Slika 6.12 Izgled glavnog menija AGC paketa
Slika 6.13 Ekran za podešavanje postavnih vrednosti elektrana
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
158
Slika 6.15. Prikaz parametara performansi
Slika 6.14 Editovanje tarifnih profila
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
159
6.4 IMPLEMENTACIJA REGULACIONOG TASKA
Regulacioni task, kao što je već pomenuto u uvodu poglavlja, izvršava osnovnu LFC
regulacionu petlju. Okruženje i osnovna koncepcija ovog taska su zamišljeni tako da
se omogući što lakša eventualna modifikacija regulacionog algoritma. Ceo regulacioni
algoritam je izdvojen u poseban modul, koji koristi dva skupa podataka: podatke
zajedničke svakom algoritmu, kao što su merenja frekvencije sistema, snaga
elektrana, snage razmene preko interkonektivnih dalekovoda, podatak o vrsti
regulacione greške koja se koristi (samostalna regulacija frekvencije i razmene snage,
regulacija frekvencije, regulacija razmene snage i regulacija na bazi greške dobijene
od nadređenog sistema), itd. i parametre specifične za konkretni regulacioni
algoritam. Prva grupa podataka se prosleđuju kao ulazni parametri modulu, dok
Početna
inicijalizacija
čekaj prvi
ciklusinicijalizacija
završena
preuzmi podatke iz
deljene memorije i
SCADA sistema
Nastupio je
prvi ciklus
svi preuzeti podaci
potrebni za rad regulatora
su ispravni
izvrši modul sa
upravljačkim
algoritmom
AGC je u režimu
REGULACIJA
prosledi upravljačke
naloge (impulse,
setpointe, ...)
jedinicama
čekaj početak
novog ciklusa
izdavanje upravljačkih
naloga završeno
AGC radi
u režimu NADZOR
AGC
regulator je u režimu
SUSPENDOVAN
Novi ciklus
Proveri režim
AGC regulatora
AGC
regulator je u režimu
REGULACIJA ili NADZOR
postoje podaci
potrebni za rad regulatora
su neispravni
SUSPENDUJ
AGC regulator
Slika 6.16 Dijagram rada regulacionog taska
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
160
specifične podatke modul preuzima direktno iz segmenta deljene memorije AGC
paketa. Izlazni podaci regulacionog modula su upravljačke akcije, odnosno impulsi
više/niže i/ili postavne vrednosti.
Na slici 6.10 je dat uprošćen dijagram toka rada regulacionog taska. Osnovni tok
izvršavanja regulacionog taska je uvek isti bez obzira koja se konkretna
implementacija regulacionog algoritma koristi.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
161
6.5 IMPLEMENTACIJA NADZORNOG TASKA
Ovaj task je zadužen za praćenje kritičnih parametara i detekciju narušavanja zadatih
ograničenja, akcije kod otkaza telemerenja i detekciju neodazivanja regulacionih
jedinica prema algoritmu opisanom u poglavlju 6.3. Nadzorni task u cilju verifikacije
ispravnosti telemerenja preuzima sva potrebna merenja od SCADA sistem, vrši
njihovu analizu i smešta ih zajedno sa informacijom o njihovoj ispravnosti u segment
deljene memorije AGC paketa, odakle ih preuzimaju ostale aplikacije. Kako je
potrebno da sva merenja koja koriste ostale aplikacije AGC paketa budu ispravna i
smeštena u segment deljene memorije svaki novi ciklus nadzornog taska uvek počinje
za interval TN pre nego ciklusi ostalih taskova, kao što je ilustrovano na slici 6.17 na
primeru nadzornog i regulacionog taska.
6.5.1 Akcije AGC paketa kod otkaza telemerenja
Pod ovim akcijama se podrazumevaju sve akcije koje se izvršavaju od strane AGC
paketa u slučaju gubljenja nekog od telemerenja. Ispravnost merenja se ocenjuje na
bazi dve osnovne informacije:
Statusa kvaliteta merenja (quality code) preuzetog od SCADA sistema i
Informacije o opsegu dozvoljenih vrednosti merenja.
TN
T = jedan ciklus
T = jedan ciklus
Nadzorni
task
Regulacioni
task
Početak novog
ciklusa nadzornog
taska
Početak novog
ciklusa regulacionog
taska
Upis obradjenih
akviziranih merenja u segment
deljene memorije. Nadzorni
task dalje čeka novi ciklus
Slika 6.17 Ilustracija sinhronizacije početka izvršavanja nadzornog i
regulacionog taska
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
162
Pored ovoga moguće je definisati i ograničenja na brzinu promene merene veličine
čije narušavanje ukazuje na neispravnost merenja.
Pri detekciji bilo koje neispravnosti merenja primenjuje se procedura opisana slikom
6.18
Zavisno od toga koja je vrsta merenja izgubljena i trenutnog režima rada AGC
regulatora, po označavanju nekog merenja kao neispravnog na dalje se preduzimaju
sledeće aktivnosti:
a) Akcije u slučaju gubitka merenja regulacione greške sistema dobijene iz
nadređenog centra (POOL-a) ACEPOOL
Ukoliko se AGC nalazi u modu kada upravlja na osnovu regulacione greške
dobijene iz POOL-a AGC se suspenduje uz odgovarajuću poruku.
Ispravno
merenje
Detektovana
neispravnost
u akviziranom podatku
"Sumnjivo"
merenje
Ručno
uneta vrednost
Ispravno akvizirano
merenje Detektovana
neispravnost u
u akviziranom podatku ali nije istekao
zadati timeout
Detektovana
neispravnost
u akviziranom podatku
i istekao zadati timeout
Neispravno
merenje
Ručno
uneta vrednost
Ispravno akvizirano
merenje
Ispravno akvizirano
merenje
U segment deljene
memorije
upiši tekuće merenje kao
ispravno
U segment deljene
memorije
upiši poslednje ispravno
merenje kao ispravno
U segment deljene
memorije
upiši tekuće merenje kao
neispravno
Slika 6.18. Procedura pri detekciji neispravnog merenja
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
163
U slučaju uključivanja AGC paketa u mod regulacije na bazi vrednosti
regulacione greške dobijene iz POOL-a onemogućava se ulazak u željeni
mod.
b) Akcije u slučaju gubljenja telemerenja frekvencije
Ukoliko se AGC nalazi u modu regulacije frekvencije ili regulacije frekvencije i
snage razmene, a dođe do gubljenja telemerenja frekvencije onda:
AGC se suspenduje uz odgovarajuću poruku.
U slučaju uključivanja AGC paketa u neki od dva gore navedena moda i ne
postojanja telemerenja frekvencije, onemogućava se ulazak u željeni mod.
c) Akcije u slučaju gubljenja telemerenja snaga razmena
Ukoliko se AGC nalazi u modu regulacije snage razmene ili regulacije frekvencije i
snage razmene, a dođe do gubljenja telemerenja snage razmene onda:
AGC se suspenduje uz odgovarajuću poruku.
U slučaju uključivanja AGC paketa u neki od dva gore navedena moda i ne
postojanja telemerenja snage razmene, onemogućava se ulazak u željeni mod.
d) Akcije u slučaju gubitka telemerenja prema nekoj regulacionoj elektrani
Ukoliko je to jedina elektrana u regulaciji, ona se isključuje iz regulacije i
AGC se suspenduje uz odgovarajuću poruku.
Ukoliko ima još elektrana u regulaciji, elektrana se isključuje uz odgovarajuću
poruku, a AGC ostaje u istom režimu i nastavlja rad sa preostalim
elektranama.
Ove akcije su ilustrovane na slici 6.19.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
164
POOL
RFS
RS
RF
Regulacija ili Nadzor
!P. !F. !EL_N
!POOL, !EL_N
!POOL, !EL_N !P.
!POOL, !F !EL_N
SUSPENDOVAN
!POOL, !EL_0
!F, !EL_0, !P
!F, !EL_0
!P, !E
L_0
Legenda:
POOL - AGC radi u režimu POOL-a
RFS - regulacija frekvence i snage
razmene
RF - regulacija frekvence
RS - regulacija snage razmene
!POOL - gubitak merenja iz POOL-a
!EL_N - gubitak merenja snage
regulacione eletrane i imaih
još u regulaciji
!EL_0 - gubtiak merenja snage
regulacione elektrane i nema ih
više u regulaciji
!P - gubitak merenja sa nekog
dalekovoda razmene
!F - gubitak merenja frekvence
Slika 6.19 Graf promena režima rada AGC-a pri nestanku merenja
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
165
6.6 PODRŠKA RADU U REDUNDANTNOM OKRUŽENJU
6.6.1 Osnovna podrška redundantnom radu
Kao što je opisano u poglavlju 4.5.3. AGC programski paket treba da se izvršava u
redundantnom okruženju, koje podrazumeva postojanje dupliciranih SCADA/AGC
servera u hot-standby konfiguraciji. U cilju pružanja podrške radu u ovakvom
okruženju razvijen je poseban task - task za podršku redundantnom radu. U
normalnom radu, pri pokretanju SCADA paketa na oba reudunantna servera se
zajedno sa SCADA-om pokreće i ovaj task. Po pokretanju task za podršku
redundantnom radu utvrđuje da li je pokrenut na aktivnom serveru i ako jeste pokreće
AGC TCP/IP server podataka koji zatim pokreće preostale serverske taskove. Na
pasivnom serveru se pokreće samo task za podršku redundantnom radu . Pri padu
aktivnog SCADA servera, task za podršku redundantnom radu to detektuje i
zaustavlja ostale serverske taskove. Istovremeno ovaj task, na drugom, prethodno
pasivnom serveru, čim detektuje da je ovaj postao aktivan pokreće preostale serverske
taskove.
Pored svoje osnovne funkcije task za podršku redundantnom radu vrši i stalnu
proveru ispravnosti ostalih serverskih taskova i vrši potrebnu reinicijalizaciju sistema
u slučaju da detektuje neregularno stanje, kao što je pad TCP/IP servera,
regulacionog, nadzornog ili nekog drugog serverskog taska.
6.6.2 Sinhronizacija konfiguracionih i drugih datoteka na redundantnim
serverima
Kako je potrebno da pri promeni statusa servera sve promene i unesene vrednosti
parametara, kao i izlazne datoteke AGC paketa, budu konzistentne na oba servera u
redundantnoj konfiguraciji, potreban je mehanizam za sinhronizaciju ključnih
datoteka na serverima.
Za sinhronizaciju ovih datoteka iskorišćen je sistemski program rsync (Remote
Synchronization), koji omogućava inteligentno inkrementalno ažuriranje samo onih
delova datoteka koje su promenjene (slika 6.20).
Ovaj program omogućava automatsku sinhronizaciju, odnosno prepisivanje novijih
verzija datoteka, odnosno novokreiranih datoteka, iz zadatih direktorijuma, na
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
166
reduntantnim serverima u podesivim vremenskim intervalima (inicijalno je
predviđeno 15 sekundi).
Ovako se garantuje da će podaci sačuvani do 15 sekundi pre promene režima, ili pada
servera, biti identični na oba servera.
6.6.3 Klijent-server komunikacija u redundantnoj konfiguraciji
U slučaju pada aktivnog sistemamoguća su dva scenarija, zavisno od tipa klijenta:
Klijent detektuje pad servera i prekida svoje izvršavanje (ovo važi za one
klijente kod kojih se usled prekida rada neće izgubiti nesačuvani podaci),
Klijent posle pada konekcije nastavlja da proverava oba reduntantna servera
dok se jedan od njih ne aktivira, kada ponovo uspostavlja konekciju (slika
6.21.).
Ovako se obezbeđuje da se u slučaju promene režima, odnosno pada servera, korisnik
koji radi sa klijentskom aplikacijom, koja podrazumeva unos veće količine podataka
ili unos bitnih podataka, može nastaviti rad bez gubitka već unetih, a nesačuvanih,
podataka odmah po uspostavljanju nove konekcije klijent-server.
Slika 6.20 Ilustracija mehanizma sinhronizacije podataka pomoću rsync servisa
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
167
AGC Server 1
(Aktivan)
AGC Server 2
(Pasivan)
AGC Klijent
AGC Server 1
(Failure)
AGC Server 2
(Pasivan)
AGC Klijent?
?
AGC Server 1
(Failure)
AGC Server 2
(Aktivan)
AGC Klijent
Slika 6.21 Mehanizam rekonektovanja AGC klijentske aplikacije
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
168
7 ZAKLJUČAK
Osnovni rezultat ovog magistarskog rada je softverski paket za upravljanje
proizvodnjom elektroenergetskog sistema. Konkretni rezultati rada autora su sam
detaljni dizajn programskog paketa kao i realizovanih serverskih taskova, opisanih u
poglavlju 6, odnosno:
TCP/IP serverski task,
regulacioni task,
task za proračun performansi,
nadzorni i sinhronizacioni task i
interfejs prema SCADA sistemu.
Osnovna i najvažnija komponenta, odnosno funkcija, ovog programskog paketa je
sistem sekundarne regulacije frekvencije i snage razmene. Radi boljeg razumevanja
osnovnih pojava, poređenja različitih verzija regulacionih algoritama i njihove
verifikacije pre konačne implementacije, u okviru regulacionog modula programskog
paketa, autor je realizovao i simulaciono okruženje, korišćenjem programskog paketa
Matlab 6.0. Svi rezultati simulacija dati u ovom magistarskom radu su dobijeni
korišćenjem ovog simulacionog okruženja.
Programski paket je tako projektovan da omogući relativno jednostavnu zamenu
regulacionog algoritma, a u cilju analize performansi različitih verzija algoritama
izvršena je simulaciona analiza više algoritama. Svi analizirani algoritmi su tako
izabrani da koriste isti, minimalni, set merenja iz sistema, odnosno samo merenja
snaga razmene sa susednim sistemima, frekvencu sistema i merenja trenutnih snaga
regulacionih jedinica (elektrana).
U poglavlju 3. su prikazane tri verzije LFC regulatora dve "klasične", obe testirane i
korišćene na "živom" sistemu EES EPS-a, i jedna verzija bazirana na fuzzy logici.
Verzija bazirana na fuzzy logici je data kao primer i ilustruje mogućnosti primene
nekonvencionalnih LFC regulatora. Ova verzija je pokazala nešto bolje performanse
nego klasične implementacije, u pogledu potrebnog regulacionog rada (broja poslatih
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
169
impulsa), bez zahteva za dopunskim skupom merenja iz sistema, što ukazuje da
regulacioni algoritmi, bazirani na fuzzy logici, mogu da budu uspešno primenjeni kao
zamena za klasične algoritme.
U okviru SCADA/AGC sistema u dispečerskom centru (DC) EPS-a je trenutno
instaliran klasičan permissive regulator, realizovan na bazi zahteva EPS-a.
Kao ilustracija rada ovog regulatora u realnom (nesimuliranom) okruženju, na slici
7.1 su prikazani dijagrami odziva preuzeti sa SCADA/AGC sistema u DC EPS-a. Ovi
dijagrami prikazuju rad AGC paketa u vremenskom intervalu od 13:52:35 do
14:08:59 11. januara 2001. godine. U regulaciju je bila uključena samo HE Đerdap 1,
sa agregatima 1 i 3. AGC je kao regulacionu grešku koristio grešku iz
elektroenergetskog koordinacionog centra.
Na slici 7.2 je dat originalni prikaz trend dijagrama bitnih veličina zajedno sa
prikazom dela SCADA korisničkog interfejsa kao ilustracija rada AGC paketa u
realnom okruženju.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100049.9
50
50.1
50.2
F1
[H
z]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000200
250
300
350
Pre
g H
e D
jerd
ap
1 [M
W]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50
0
50
AC
E [M
W]
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1
0
1
Vreme [sekundi]
Imp
uls
i vi
se
/niz
e
Slika 7.1 Ilustracija rada AGC programskog paketa
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
170
Sam programski paket je zamišljen i realizovan u klijent-server arhitekturi. U
konkretnoj implementaciji, na serverskoj strani je pored osnovnih regulacionih i
nadzornih taskova implementiran i server podataka, koji omogućava klijentskim
aplikacijama da preko TCP/IP protokola korišćenjem socket API-ja pristupaju
informacijama i merenjima vezanim za rad AGC (LFC) sistema i zadaju potrebne
parametre i komande u distribuiranom okruženju, čime je omogućeno njegovo
jednostavno i efikasno održavanje.
Programski paket u potpunosti zadovoljava trenutne potrebe, odnosno zahteve
Elektroprivrede Srbije, ali je tako implementiran da omogući što lakše izmene i
dopune u programskom paketu. Mnoge dopunske funkcije je moguće implementirati
bez ikakvih izmena (čak i bez zaustavljanja) na osnovnom serverskom delu paketa
pisanjem klijentskih aplikacija za specifične funkcije. Programski paket ima
mogućnosti za dalja softverska poboljšanja i proširenja. Moguće je, pre svega,
Slika 7.2 Prikaz dela veličina i objekata vezanih za rad sekundarne regulacije u okviru
MMI-ja SCADA sistema
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
171
proširiti i povezati sistem za arhiviranje vrednosti bitnih AGC varijabli i parametara
performansi sa nekom relacionom bazom podataka (npr. Oracle ili MySQL) čime bi se
olakšao pristup i korišćenje podataka, onim korisnicima koji ne zahtevaju zadavanje
upravljačkih komandi sistemu, već samo pristup arhivskim podacima korišćenjem
standardnog ODBC interfejsa, i time izbegla potreba za programiranjem specifičnih
klijentskih aplikacija.
U skladu sa svetskim trendom sigurno i našoj elektroprivredi predstoji proces
deregulisanja tržišta električne energije. Rad AGC sistema u deregulisanom
okruženju, predstavlja posebnu oblast daljeg istraživanja i razvoja, kako sa aspekta
rada regulacionih algoritama u novom okruženju i implementacije novih zahteva i
ograničenja, tako i sa strane promena u softverskom okruženju AGC sistema usled
deregulisanja tržišta.
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
172
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
173
8 LITERATURA
[1] -------, Preporuke za primarnu i sekundarnu regulaciju
učestanosti i snage razmene u interkonekciji UCPTE-a (prevod),
Elektroenergetski koordinacioni centar, Beograd, Decembar 1995.
[2] Åström Karl J., Wittenmark Bjorn, Computer Controlled Systems:
Theory and Design, Prentice-Hall Inc, 1984
[3] Athay Thomas M., "Generation Scheduling and Control",
Proceedings of the IEEE, Vol. 75, No. 12, Special issue on
computers in power systems operations, December 1987, 1592-
1606
[4] Ćalović M., Đorović M., Šiljak D., "Decentralized Approach to
Automatic Generation Control of Interconnected Power Systems",
International Conference on Large High Voltage Electric Systems,
1978 Session, August 30.-Spetember 7
[5] Ćalović Milan S., "Recent Developments In Decentralized Control
Of Generation And Power Flows", Proceedings of 25th Conference
on Decision and Control Athens, Greece, December 1986, 1192-1197
[6] Ćalović Milan S., Regulacija Elektroenergetskih Sistema: Tom 1-
Regulacija učestanosti i aktivnih snaga, Elektrotehnički
Fakultet Univerziteta u Beogradu, 1997
[7] Carpentier J., "To be or Not To be Modern' That is the Question
for Automatic Generation Control (Point of View of a Utility
Engineer)", Electrical Power & Energy Systems, Vol. 7, No. 2,
April 1985, 81-91
[8] Cegrell Torsten, Power System Control Technology, Prentice Hall
international series in control engineering, 1986
[9] Chan Wah-Chun, Hsu Yan-Yih, "Automatic Generation Control of
Interconnected Systems Using Variable-Structure Controllers",
IEE Proceedings, Vol. 128, Pt.C, No. 5, September 1981, 269-279
[10] Christie Richard D., Bose Anjan, "Load Frequency Issues In Power
System Operations After Deregulation", IEEE Transactions on
Power Systems, Vol. 11, No. 3, August 1996, 1191-1196
[11] Cohn Nathan, "Recollections of the Evolution of Realtime Control
Applications to Power Systems", Automatica Vol. 20, No. 2, March
1984, 145-162
[12] Čukalevski Ninel, Jakupović Goran, "Automatsko upravljanje
proizvodnjom u okviru savremenih sistema dispečerskog
upravljanja", Zbornik radova XLI Konferencije ETRAN, Zlatibor,
3-6. juna 1997, 503-506
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
174
[13] De Mello F.P., Mills R.J., B'Rells W.F., "Automatic Generation
Control Part I – Process Modeling", IEEE Transaction on Power
Apparatus and Systems, Vol. PAS-92, 1973, 710-715
[14] De Mello F.P., Mills R.J., B'Rells W.F., "Automatic Generation
Control Part II – Digital Control Techniques", IEEE Transaction
on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-92, 1973, 710-715
[15] De Mello F.P., Undrill J.M., "Automatic Generation Control",
IEEE Tutorial Course on Energy Control Center Design, 1977,
17-27
[16] Debs Atif S., Modern Power Systems Control and Operation: A
Study of Real-Time Operation of Power Utility Control Centers,
Decision Systems International, 1996
[17] Douglas L.D., Green T.A., Kramer R.A., "New Approaches to AGC
Non-Conforming Load Problem", IEEE Transactions on Power
Systems, Vol. 9., No. 2, May 1994, 619-628
[18] Elgerd Olle I., Electric Energy Systems Theory: An Introduction,
McGraw-Hill, Inc. 1971
[19] Bergen Arthur R., Power Systems Analysis, Prentice-Hall Series
in Electrical and Computer Enginering, 1986
[20] Ewart D.N., "Automatic Generation Control – Performance Under
Normal Conditions", U.S. ERDA Publication CONF-750867, 1975, 1-
13
[21] Fellachi A., "Optimal Decentralized Load Frequency Control",
IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-2, No. 2, May
1987, 379-386
[22] Fouad A.A., Kwon S.H., Schulte R.P., "Analysis of Inadvertent
Interchange Energy and Time Error in Interconnected Power
Systems", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-1, No.
2, May 1986, 138-145
[23] Gaushell D.J., Darlington H.T., "Supervisory Control and Data
Acquisition", Proceedings of the IEEE, Vol. 75, No. 12, Special
issue on computers in power systems operations, December
1987, 1645-1658
[24] Glavistch H., Stoffel J., "Automatic Generation Control",
Electrical Power & Energy Systems, Vol. 2, No. 1, January 1980,
21-28
[25] Green R.K., "Transformed Automatic Generation Control", IEEE
Transactions on Power Systems, Vol. 11, No. 4, November 1996,
1799-1804
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
175
[26] Horton J.S., Gross D.P., "Computer Configurations", Proceedings
of the IEEE, Vol. 75, No. 12, Special issue on computers in
power systems operations, December 1987, 1659-1669
[27] Jakupović Goran, "Uporedna analiza nekih decntralizovanih LFC
regulatora", Zbornik radova XXV Simpozijuma o Operacionim
Istraživanjima SYM-OP-IS '98, Herceg-Novi 21-24. septembar 1998,
169-172
[28] Jakupović Goran, Čukalevski Ninel, "Implementacija i testiranje
programskog paketa AGC (ver. 3.0)", Zbornik radova 24.
Savetovanja JUKO CIGRE, Vrnjačka Banja 17-20. oktobar 1999, Ref.
br. 35-10
[29] Jakupović Goran, Čukalevski Ninel, Obradović Nikola, Đurđević
Mirela, "Implementation and Testing of Automatic Generation
Control Software Package for Serbian Electric Power System",
CIGRE Black-Sea El-Net Regional Meeting, Suceava, Romania, 10-14
June, 2001.
[30] Jakupović Goran, Čukalevski Ninel, Tomča-Andrijanić Nela,
Milutinović Dejan, "Nova verzija programskog paketa za
sekundarnu regulaciju EES zasnovana na klijent-server
arhitekturi", Zbornik radova XXVII Simpozijuma o Operacionim
Istraživanjima SYM-OP-IS 2000, Beograd, 2000, 29-32
[31] Jakupović Goran, Čukalevski Ninel, Tomča-Andrijanić Nela,
Milutinović Dejan,"Realizacija softverskog paketa za upravljanje
proizvodnjom EES", Zbornik radova 10. Simpozijuma Upravljanje i
Telekomunikacije u Elektroenergetskom Sistemu, Herceg-Novi 22-
25. maj 2000, Ref. br. III&V-9
[32] Jakupović Goran, Čukalevski Ninel,"Dogradnja postojećeg AGC
paketa EES EPS", Zbornik radova XLII Konferencije ETRAN,
Vrnjačka Banja, 2-5. juna 1998, 485-488
[33] Jakupović Goran, Sajdl Tomislav, Čukalevski Ninel, Hadži-Ristić
Mihailo, Krstić Perica, "Digitalni grupni regulatori aktivne i
reaktivne snage HE Perućica", Zbornik radova 11. Simpozijuma
Upravljanje i Telekomunikacije u Elektroenergetskom Sistemu,
Herceg-Novi 21-24. maj 2002, Ref. br. IV-11
[34] Jakupović Goran, Sajdl Tomislav, Vračarić Tatjana, Čukalevski
Ninel, "Implementacija AGC/IS Programskog Paketa (ver. 4.1)U
Redundantnoj SCADA/AGC Konfiguraciji Za Novi DC EPS-a", XLV
Konferencija ETRAN, Bukovička Banja, 4-7. juna 2001, 283-286
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
176
[35] Jakupović Goran, Tomča-Andrijanić Nela, Čukalevski Ninel,
Obradović Nikola, Đurđević Mirela, "Testiranje programskog
paketa za upravljanje proizvodnjom EES (AGC ver 4.0)", 25.
savetovanje JUKO CIGRE, Herceg Novi, 16-20. septembar 2001.
[36] Jakupović Goran, Tomča-Andrijanić Nela, Milutinović Dejan,
Čukalevski Ninel, "Organizacija i implementacija savremenog
sistema za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema",
Zbornik radova XLIV Konferencije ETRAN, Soko Banja, 26-29. juna
2000, 205-208
[37] Jaleeli Nasser, VanSlyck Louis, "Tie-Line Bias Prioritized
Energy Control", IEEE Transactions on Power Systems Vol. 10, No.
1, February, 1995, 51-59
[38] Jelić Zorica, UNIX Vodič za Programere, Institut za nuklearne
nauke "Vinča" – Centar za permanentno obrazovanje, Beograd, 1995
[39] Kambale P., Mukai H., Spare J., Zaborszky J., "A Reevaluation of
Normal Operating State Control (AGC) of the Power System Using
Computer Control and System Theory Part III – Tracking Dispatch
Targets With Unit Control", IEEE Transactions on Power Aparatus
and Systems, Vol. PAS-102, No. 6, June 1983, 1903-1912
[40] Kennedy Tomas, Hoyt Stephen M., Abell Charles F., "Variable,
Non-Linear Tie-Line Frequency Bias For Interconnected Systems
Control", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 3, No. 3,
August 1988, 1244-1253
[41] Laplante Philip A., Real-Time Systems Design and Analysis – An
Engineer’s Handbook, IEEE Press & IEEE Computer Society Press,
1997
[42] Lee Y.B., Mitten R., Liu K.C., Seyfert G.A., "The China Light
and Power Company Energy Management System", IEEE Transactions
on Power Systems, Vol. 6, No. 1, February 1991, 199-205
[43] Lim Kia Young, Wang Youi, Zhou Rujing, "Decentralized Robust
Load-Frequency Control in Coordination With Frequency-
Controllable HVDC Links", Electrical Power & Energy Systems,
Vol. 19, No. 7, 1997, 423-431
[44] Malik O.P, Hope G.S, Tripathy S.C., Mital N., Decentralized
Suboptimal Load-Frequency Control of Hydro-Thermal Power System
Using State Variable Model", Electric Power Systems Research 8,
1984/85, 237-247
[45] Malik O.P., Kumar Ashok, Hope G.S., "A Load Frequency Control
Algorithm Based on Generalized Approach", IEEE Transactions on
Power Systems, Vol. 3, No. 2, May 1988, 375-382
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
177
[46] Obradović Nikola, Janković Goran,Dušan Tubić, Nikola Božinovski,
"Digitalni regulator raspodele snaga u HE Bistrica", Zbornik
radova 11. Simpozijuma Upravljanje i Telekomunikacije u
Elektroenergetskom Sistemu, Herceg-Novi 21-24. maj 2002, Ref.
br. IV-12
[47] Obradović Nikola, Rajković Petar, Janković Goran, "DRRS –
Digitalni regulator raspodele snage", Zbornik radova 10.
Simpozijuma Upravljanje i Telekomunikacije u Elektroenergetskom
Sistemu, Herceg-Novi 22-25. maj 2000, Ref. br. III&V-10
[48] Osterhout John K., TCL and the TK Toolkit, Addison-Wesley
Proffesional Computing Series, 1994
[49] Pabrai Uday O., UNIX Internetworking, Artech House, 1993
[50] Pan C.T., Liaw C.M., "An Adaptive Controller for Power System
Load-Frequency Control", IEEE Transactions on Power Systems,
Vol. 4, No. 1, February 1989, 122-128
[51] Park Young M., Lee Kwang Y., "Optimal Decentralized Load
Frequency Controll", Electric Power Systems Research 7, 1984,
279-288
[52] Prowse D.C.H., Kroskela P., Grove T.A., "Experience With Joint
AGC Regulation", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 9,
No. 4, November 1994, 1974-1979
[53] Robinson J.T., "Inter-System Configurations/Networking",
Proceedings of the IEEE, Vol. 75, No. 12, Special issue on
computers in power systems operations, December 1987, 1670-
1677
[54] Rochkind Marc J., Advanced UNIX Programming, Prentice-Hall Inc,
1985
[55] Ross C.W., "Error Adaptive Control Computer for Interconnected
Power Systems", IEEE Transactions on Power Apparatus & Systems,
Vol. PAS-85, No. 7, July 1966, 742-749
[56] Schulte R.P., McReynolds W.L., Badley D.E., "Modified Automatic
Time Error Control And Inadvertent Interchange Reduction for the
WSCC Interconnected Power Systems", IEEE Transactions on Power
Systems, Vol. 6, No. 3, August 1991, 904-913
[57] Schulte Robert P., "An Automatic Generation Control Modification
For Present Demands On Interconnected Power Systems",
Proceedings of the IEEE, Vol. 11, No. 3, August 1996, 1284-1294
[58] Stanković Aleksandar M., Tadmor Gilead, Sakharuk Timoor A., "On
Robust Control Analysis and Design for Load Frequency
Regulation", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 13, No. 2,
May 1998, 449-455
Računarski sistem za upravljanje proizvodnjom elektroenergetskog sistema
178
[59] Stevens W. Richard, UNIX Network Programming, Prentice-Hall Inc,
1990
[60] Stojić Milić R., Digitalni Sistemi Upravljanja, Nauka, Beograd,
1990
[61] Stojić Milić R., Kontinualni Sistemi Automatskog Upravljanja,
Naučna Knjiga, Beograd, 1988
[62] Van Slyck Louis S., Jaleeli Nasser, Kelley Robert W., "A
Comprehensive Shakedown of an Automatic Generation Control
Process", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 4, No. 2, May
1989, 771-781
[63] Vournas C.D., Dialynas E.N., Hatziagryiou N., Machias A.V.,
Souflis J.L., Papadias B.C., "A Flexible AGC Algorithm for the
Hellenic Interconnected System", IEEE Transactions on Power
Systems, Vol 4., No. 1, February 1989, 61-68
[64] Wood Allen J., Wollenberg Bruce F., Power Generation, Operation
& Control, John Wiley & Sons, 1984
[65] Working Group on Prime Mover and Energy Supply Models for System
Dynamic Performance Studies, "Hydraulic Turbine and Turbine
Control Models For System Dynamic Studies", IEEE Transactions on
Power Systems, Vol. 7., No. 1, February 1992, 167-179
top related