RAČUNARSKI SISTEM ZA UPRAVLJANJE PROIZVODNJOM ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA

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


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


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


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)


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.


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


objektu

(RTU)

Akvizicija podataka


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

...


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


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.


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,


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:


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


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


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


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].


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


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].


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 -


Promena položaja


fluida u turbinuPromena frekvencije

Promena spoljne

reference

1

sT s

r

fm(s)

f (s) a(s)

Uljni razvodnik

i servomotor

Stalni statizam -


Promena položaja


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.


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 -


Promena položaja


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


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


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


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


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


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


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.


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)


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


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


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


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.


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.]


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


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.


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.


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)


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


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


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).


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


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.


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


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


42

DBi

DBi

DBi

i

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)


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.


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.]


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)


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.


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


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.


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


sekunde/minute

Funkcija:

Neposredno upravljanje generatorskim

jedinicama


sekunde

Slika 2.30 Hijerahija funkcija za upravljanje proizvodnjom EES


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


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.


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


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


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


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


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 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


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


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)


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


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


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


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)


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


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.


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



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

,,



kPkPkP GiBii

Pi(k)< 0 ?

DA

Pi(k)=0

NE

Pi(k)>0 ?

NE



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


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


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


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.


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]


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100070

80

90

100

110

PG3



Vreme [sec]

Slika 3.7 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika odskočne

funkcije – sekundarni regulator je Varijanta 1 - “klasičnog”algoritma


69

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5

0

5

10


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


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


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060

65

70

75

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100075

80

85

90

95

PG3



Vreme [sec]

Slika 3.8 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema na poremećaj oblika usponske

funkcije – sekundarni regulator je Varijanta 1 “klasičnog”algoritma


71

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20

-10

0

10

20


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


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


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100072

74

76

78

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100085

90

95

100

PG3



Vreme [sec]

Slika 3.9 (drugi deo) Odziv simuliranog sistema u povezanom radu. Poremećaj je u



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



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)


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


76


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).


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


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.


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


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


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060

70

80

90

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100070

80

90

100

110

PG3



Vreme [sec]




81

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10

0

10

20


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


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



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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060

65

70

75

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100075

80

85

90

95

PG3



Vreme [sec]




83

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20

-10

0

10

20


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


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


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100065

70

75

80

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100085

90

95

100

PG3



Vreme [sec]




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]




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)


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


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


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.


90

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-100

0

100

200

300


0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-200

-100

0

100

200

PGi


Vreme [sec]

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-50

0

50

100

PGi


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


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060

70

80

90

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100070

80

90

100

110

PG3



Vreme [sec]




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



93

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-5

0

5

10


0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-150

-100

-50

0

50

PGi


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



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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100060

65

70

75

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100075

80

85

90

95

PG3



Vreme [sec]




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



96

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20

-10

0

10

20


0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-40

-20

0

20

40

PGi


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


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



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100072.5

73

73.5

74

74.5

PG2



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100085

90

95

100

PG3



Vreme [sec]




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]




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


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


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.


102


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.


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),


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





Odabiranje i A/D konverzija



Load BatteryLineOn On

BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU

Telekomunikacioni kanal za prenosinformacije ka hijerarhijski višem

nivou SCADA/EMS 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.


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


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).


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU

IDC

Centralna stanica

Slika 4.3 Tipična multi-drop šema komunikacije između udaljenih RTU-ova i centralne

stanice


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


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU Load BatteryLineOn On

BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU

MMIRačunar

MMIRačunar

IDC

Centralna

stanica

/host processor


BatterySmartBoost

ReplaceBattery

Test

RTU

Slika 4.4 Primer SCADA sistema sa RTU-ovima povezanim sa centralnom stanicom

preko LAN-a


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


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.


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


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


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).


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


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:


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.


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.


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


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


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


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.


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.


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.


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


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.


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


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


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.


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


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


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 .


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.


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


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)


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.


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.


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


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


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


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.


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


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


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.


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,]


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


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)


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.


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


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


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


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


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.


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


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.


156

Slika 6.10 Katalog dalekovoda

Slika 6.11 Editor planova razmene


157

Slika 6.12 Izgled glavnog menija AGC paketa

Slika 6.13 Ekran za podešavanje postavnih vrednosti elektrana


158

Slika 6.15. Prikaz parametara performansi

Slika 6.14 Editovanje tarifnih profila


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


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.


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


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


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:


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


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.


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


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


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


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


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


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


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


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.


172


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


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


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


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


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


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

Documents

RAČUNARSKI SISTEM ZA UPRAVLJANJE PROIZVODNJOM ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA