Интернет-шлюз, роутер, маршрутизатор – близкие понятия.
Интернет-шлюз представляет собой устройство или программу, которое пересылает пакеты между различными сегментами сети на основе правил и таблиц маршрутизации. Может связывать разнородные сети различных протоколов и архитектур. Для принятия решений о пересылке пакетов используется информация о топологии сети и определённые правила, заданные администратором: обычно.маршрутизатор использует адрес получателя, указанный в заголовке пакета, и определяет по таблице маршрутизации путь, по которому следует передать данные. Если в таблице маршрутизации для адреса нет описанного маршрута, пакет отбрасывается.
Модем = модулятор + демодулятор
Моде́м — устройство, применяющееся в системах связи для физического сопряжения информационного сигнала со средой его распространения, где он не может существовать без адаптации. Модулятор в модеме осуществляет модуляцию (что является основным отличием модема от роутера) несущего сигнала при передаче данных, то есть изменяет его характеристики в соответствии с изменениями входного информационного сигнала, демодулятор осуществляет обратный процесс при приёме данных из канала связи. Модем выполняет функцию оконечного оборудования линии связи.
Межсетевой экран = брандмауэр = файервол
Среди задач, которые решают межсетевые экраны, основной является защита сегментов сети или отдельных хостов от несанкционированного доступа с использованием уязвимых мест в протоколах сетевой модели или в программном обеспечении, установленном на компьютерах сети. Межсетевые экраны пропускают или запрещают трафик, сравнивая его характеристики с заданными шаблонами.
|
|
|
Наиболее распространённое место для установки межсетевых экранов — граница периметра локальной сети для защиты внутренних сегментов от атак извне. Однако атаки могут начинаться и с внутренних узлов — в этом случае, если атакуемый хост расположен в той же сети, трафик не пересечёт границу сетевого периметра, и межсетевой экран не будет задействован. Поэтому в настоящее время межсетевые экраны размещают не только на границе, но и между различными сегментами сети, что обеспечивает дополнительный уровень безопасности.
DMZ – демилитаризованная зона
Демилитаризованная зона, находится между локальной сетью какой-нибудь организации и сетью Интернет (веб-сайты WWW, почта MAIL, FTP-сайты). Она размещается в специальном сетевом пространстве межсетевого экрана ( файервола, брандмауэра). Назначение этой зоны следующее. В ней размещаются сервера, которые смотрят напрямую в Интернет и к которым есть доступ из Интернета. Но с этих серверов нельзя обратиться к локальной сети за файерволом. Во-первых, если ресурсы должны быть видны в Интернете, то в локальной сети со всеми пользователями такие сервера размещать нельзя, так как с них есть доступ к пользовательским серверам. Во-вторых, в Интернете их тоже размещать нельзя, потому что к ним нужно обеспечить доступ только по определенным протоколам. Например, если это веб-сервер, то к нему надо разрешить только http(s) запросы.
|
|
|
Можно выделить три иерархических уровня системы АВРЧМ:
§ уровень СО - ЦДУ - сервер ЦКС АВРЧМ, реализующий алгоритмы регулирования частоты, центральная приемо-передающая станция (ЦППС), рабочие станции технолога ЦКС АВРЧМ и мониторинга АВРЧМ;
§ уровень ОДУ – сервер ЦС АВРЧМ, реализующий алгоритмы регулирования перетоков мощности, центральная приемо-передающая станция (ЦППС), рабочие станции технолога ЦС АВРЧМ и мониторинга АВРЧМ;
§ уровень электростанций, участвующих в АВРЧМ.
Поскольку в конечном счете все управляющие воздействия по регулированию частоты и перетоков мощности реализуются на этих электростанциях, то этот уровень наиболее сложен и состоит из:
ü системы автоматического управления мощностью станции (САУМ), осуществляющей распределение управляющего воздействия, заданного ЦС/ЦКС АВРЧМ, между энергоблоками;
|
|
|
ü программно-технического комплекса (ПТК) «Станция», осуществляющего взаимодействие ЦС/ЦКС АВРЧМ и САУМ энергоблоков электростанций. Программно-технический комплекс «Станция» состоит из центрального устройства станционного уровня, предназначенного для обмена информацией с ЦС/ЦКС АВРЧМ и САУМ энергоблоков, и локальной вычислительной сети (ЛВС), объединяющей ПТК «Станция» и САУМ энергоблоков. ПТК «Станция» имеет сложный функционал, обеспечивающий:
§ прием от ЦС/ЦКС АВРЧМ, установленной в ОДУ (ЦДУ), команды регулирования и передачу их в САУМ энергоблоков;
§ прием от САУМ сигналов о величине регулировочного диапазона и о его исчерпании, а также другие сигналы о состоянии САУМ и передачу этих сигналов в ЦС/ЦКС АВРЧМ;
§ прием от САУМ результатов непрерывного (периодического с интервалом 1 секунда) измерения активной мощности энергоблоков и частоты генерирующего объекта и передачу в реальном времени по выделенному каналу полученных данных к центральной приемо-передающей станции (ЦППС) ЦС/ЦКС АВРЧМ;
§ архивирование всех телеизмерений (ТИ) и телесигналов (ТС) для мониторинга (последующего анализа работы) схемы централизованного управления (ПТК «SYNCHROGRAF»). Назначением ПТК «Synchrograf 1.0» является сбор, архивирование, хранение и передача в ОАО «СО ЕЭС» данных мониторинга участия энергоблоков электростанции в регулировании частоты. Контролируемые параметры:
|
|
|
o активная мощность;
o скорость вращения роторы турбины (частота);
o значение задания активной мощности без учета первичной мощности (без учета датчика частоты);
o ЗВН — задание внеплановой мощности.
Система функционирует круглосуточно в непрерывном режиме.
Все данные, передаваемые ПТК, защищены многоуровневой системой безопасности. Все уровни иерархии системы АВРЧМ связаны защищенными основным и резервным каналами передачи данных.
Слайд 51
На слайде показан интерфейс контроля перетока в опасных сечениях, интегрированный в оперативно-информационный комплекс СК-2007.
Слайд 52
§ задержка во всем контуре управления должна быть не более 5 секунд;
§ программы, реализующие технологические алгоритмы АРЧМ, должны выполняться с циклом не более 1 секунды;
§ измерения параметров и передача информации должны производиться циклически (не реже одного раза в секунду);
§ измерения перетоков мощности должны передаваться по дублированным каналам телемеханики;
§ абсолютная точность измерения частоты должна быть не хуже ± 0,001 Гц;
§ точность измерения активной мощности энергоблока не должна быть хуже 1,0-2,0% от номинальной мощности энергоблока;
§ точность измерения перетоков мощности должна быть не хуже 1,0–2,0% их полного диапазона измерения;
§ постоянная времени интегрирования в интегральном вторичном регуляторе должна составлять 50–200 с для регулятора частоты и 30–40 с для ограничителя перетока;
§ коэффициент пропорциональной составляющей (при использовании пропорционально-интегрального регулятора) должен составлять 0–0,5.
Слайд 53
Программное обеспечение АРЧМ (ПО АРЧМ) состоит из системного ПО (СПО) и управляющего вычислительного комплекса АРЧМ (УВК АРЧМ).
В качестве СПО используется программно-аппаратный комплекс СК-2007, на базе которого выполнены оперативно-информационные комплексы (ОИК) центрального и объединенных диспетчерских управлений (ЦДУ и ОДУ) ЕЭС России. Его основные задачи:
§ прием телеизмерений и телесигналов, их обработка;
§ передача на регулирующие электростанции и энергоблоки телесигналов для дистанционного подключения станционных систем управления мощностью к Системе АРЧМ и управляющих воздействий в виде внеплановой мощности;
§ формирование базы данных реального времени (БДРВ) и доступ к ней;
§ формирование базы нормативно-справочной информации (НСИ);
§ обеспечение механизма контроля работоспособности исполняемых программ;
§ отображение информации об объектах регулирования и о функционировании самой системы АРЧМ;
§ управление работой системы АРЧМ (ручной ввод параметров с использованием разрабатываемых форм);
§ ведение архивов информации и журнала событий;
§ просмотр ретроспективы архивных данных и режим слежения, в том числе в графическом представлении;
§ организация обмена данными между комплексами ОИК и ЦС (ЦКС) АРЧМ;
§ обеспечение работы механизма резервирования серверов.
УВК АРЧМ реализует технологические алгоритмы автоматизируемых функций системы, такие как:
§ Управление активной мощностью регулирующих электростанций;
§ Автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности по настраиваемым сечениям;
§ Автоматическое ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях;
§ Автоматическое ограничение токовой перегрузки ЛЭП;
§ Иерархическое взаимодействие ЦС-ЦКС АРЧМ.
Структурная схема состава и взаимодействия элементов СПО и УВК АРЧМ показана на слайде.
На основе ПО системы АРЧМ реализованы Центральная координирующая система (ЦКС) АРЧМ ЕЭС России и Централизованные системы (ЦС) АРЧМ ОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада, которые образуют вместе Иерархическую систему (ИС) АРЧМ ЕЭС России.
Слайд 54
Третичное регулирование — оперативное регулирование мощности специально выделенных электростанций третичного регулирования в целях восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания, а также для осуществления оперативной коррекции режима в иных целях (например, для оптимизации распределения нагрузок между электростанциями при изменившейся нагрузке потребителей).
Для третичного регулирования используются пуск/останов гидроагрегатов, изменение мощности энергоблоков ТЭС и АЭС, перевод агрегатов ГАЭС в двигательный или генераторный режим и т.п.
Резерв третичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования. Особо выделяется «минутный резерв» как часть третичного резерва, которая может быть реализована в течение нескольких минут.
К «минутному резерву» относится третичная регулирующая мощность, получаемая пуском/остановом гидроагрегатов (ГЭС, ГАЭС), переводом ГАЭС из генераторного в насосный режим и наоборот, загрузкой (разгрузкой) работающих газомазутных энергоблоков и энергоблоков АЭС в пределах регулировочного диапазона.
Слайд 55
Изменение частоты во времени при ее регулировании показано на слайде. На стадии I происходит первичное регулирование, в котором участвуют электростанции, имеющие вращающийся резерв мощности, и потребители системы. Оно способно максимально быстро остановить снижение частоты. Чем крупнее энергообъединение, тем эффективнее первичное ре-гулирование. Процесс первичного регулирования заканчивается примерно через 0,5 мин, после чего возникает и удерживается установившееся отклонение частоты.
Вторичное регулирование (стадия II), которое может осуществляться автоматически либо вручную, происходит через 2...5 мин. При этом станции, на которых осуществляется вторичное регулирование, набирают нагрузку, частота восстанавливается, а станции, на которых произошло первичное регулирование, возвращаются к исходной нагрузке. Вторичное регулирование продолжается 5... 10 мин, после чего частота восстанавливается до номинальной.
На стадии III осуществляется третичное регулирование, при котором восстанавливается резерв мощности для вторичного регулирования. Процесс перераспределения нагрузки между станциями должен осуществляться на основе оптимизации режима энергообъединения.
Принципиальная схема регулирования мощной конденсационной паровой турбины (на примере турбин ЛМЗ) представлена на рис. 1.5. Система является электрогидравлической и состоит из электрической и гидравлической частей, взаимодействующих друг с другом.
Рассмотрим работу схемы. Перемещение регулирующих клапанов турбины осуществляется по сумме воздействий, большинство которых формируется в электрической части системы регулирования (ЭЧСР). Однако в гидравлической части системы регулирования (ГЧСР) сохранен механический центробежный регулятор частоты вращения (РЧВ), обеспечивающий высокую надежность противоразгонной защиты турбины при сбросах нагрузки в условиях временного отключения электрической части.
Через шлицевой валик регулятор частоты вращения связан с ротором турбины. При возрастании частоты вращения турбины, вызванном уменьшением нагрузки генератора при его изолированной работе или повышением частоты сети при параллельной работе в энергосистеме, под действием центробежных сил грузов регулятора его отбойная пластина смещается вправо. За перемещениями пластины следит гидравлический следящий сервомотор, выполненный в виде дифференциального поршня. В камеру А сервомотора подводится масло (синтетическая огнестойкая жидкость) из напорной линии главного масляного насоса (ГМН). Масло через дроссельное отверстие-в поршне сервомотора поступает в камеру A, откуда сливается через кольцевое сечение зазора S между соплом следящего сервомотора и отбойной пластиной регулятора. При перемещении отбойной пластины следящий сервомотор будет следовать за ней, сохраняя зазор S, чтобы выполнялось условие равновесия сервомотора.
За одно целое с поршнем сервомотора выполнена букса, внутри которой находится золотник регулятора частоты вращения (ЗРЧВ). Их взаимное положение определяет открытие окон а из проточной линии управления промежуточным золотником 5 с давлением Рупр1. С ростом частоты вращения следящий сервомотор смещается право относительно неподвижного золотника, открытие сливных окон а увеличивается и давление, падает. Это вызывает смещение промежуточного золотника в сторону закрытия регулирующих клапанов.
Для изменения частоты вращения на холостом ходу при синхронизации или нагрузки при работе турбины параллельно с другими турбоагрегатами в энергосистеме вручную механизмом управления турбиной (МУТ) с помощью маховичка или дистанционно с помощью реверсивного электромоторчика воздействуют на золотник регулятора частоты вращения, смещение которого изменяет давление
Быстродействующий ввод воздействий от электрической части в гидравлическую часть системы осуществляется через электрогидравлический преобразователь (ЭГП), состоящий из электромеханического преобразователя (ЭМП) и следящего сервомотора, выполненного за одно целое с золотником. В электромеханическом преобразователе магнитоэлектрического типа электрический сигнал преобразуется в пропорциональное механическое перемещение подвижной системы преобразователя, которое в свою очередь золотником электрогидравлического аппарата преобразуется в управляющее гидравлическое воздействие на промежуточный золотник 5..
Воздействия от центробежного регулятора, механизма управления турбиной и электрогидравлического преобразователя суммируются общей проточной импульсной линией и передаются через на промежуточный золотник 5, представляющий собой сервомоторное устройство с тремя ступенями усиления. Масло в импульсную- линию подводится из напорной линии через окна b к подвижной буксе промежуточного золотника и сливается через управляющие окна золотника или электрогидравлического преобразователя.
Давление в импульсной линии Рупр, на установившихся режимах определяется соотношением площадей нижней торцевой и кольцевой поверхностей сервомотора подвижной буксы (первая ступень усиления в промежуточном золотнике) и составляет примерно 0,5р0-
При увеличении расхода через золотник или преобразователь перепад давлений на окнах b возрастает и давление Рупр1 несколько снижается. Подвижная букса под действием напорного давления на кольцевую поверхность смещается вниз, восстанавливая исходное постоянное значение давления />упР1 увеличением подвода масла через окна Ь.
При движении вниз букса открывает окна г и соединяет со сливом полость над поршнем сервомотора второй ступени усиления. Давление над поршнем падает, под действием пружин поршень идет вверх и через рычаг обратной связи перемещает вниз свой отсечный золотник вслед за подвижной буксой. При этом отсечные кромки золотника снова становятся в среднее положение относительно окон с в буксе и движение поршня прекращается.
За одно целое с поршнем выполнен отсечный золотник одностороннего сервомотора третьей ступени усиления и сервомотора третьей ступени усиления, нагруженного сверху давлением рупр2 во второй (непроточной) импульсной линии, управляющей сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД. При движении отсечного золотника вверх полость над поршнем сервомотора соединяется со сливом, давление рупр2 в неи надает и поршень сервомотора идет вверх вслед за золотником до тех пор, пока не восстановится их взаимное среднее положение.
После окончания переходного процесса регулирования устанавливается новый равновесный режим, при котором новому, большему расходу масла через золотник или преобразователь соответствует меньшее значение давления рупр2.
С промежуточным золотником конструктивно объединен медленно действующий ограничитель мощности (МОМ), предназначенный для заранее вводимого длительного ограничения мощности турбины и представляющий собой подвижный упор, ограничивающий движение поршня сервомотора второй ступени усиления вниз, т. е. в сторону открытия регулирующих клапанов, но не препятствующий его движению вверх в сторону закрытия клапанов. Упор расположен на подвижном рычаге, с помощью которого его можно перемещать воздействием от руки на маховик или дистанционно с БЩУ на реверсивный электромоторчик.
Длительная, не вызванная необходимостью работа турбины на ограничителе мощности запрещается Правилами технической эксплуатации (ПТЭ), так как при этом турбина не участвует в регулировании частоты сети.
Все сервомоторы регулирующих клапанов ЧВД и ЧСД (на схеме на рис. 1.5 показан только один сервомотор) управляются одним общим давлением /?уПР2 во второй импульсной линии, идущей от промежуточного золотника. Сервомоторы выполнены односторонними с кулачковой обратной связью на отсечные золотники.
В полость над поршнем сервомотора масло поступает или из нее сливается через окна в подвижной буксе отсечного золотника, на верхний торец которого действует управляющее давление руар2. Сила, возникающая при этом, направлена вниз и уравновешивается пружиной сжатия.
При повышении давления руар2 золотник смещается вниз, дополнительно сжимая пружины. Масло из напорной линии поступает в полость под поршнем сервомотора. Поршень идет вверх, сжимая пружины, и через рычаг обратной связи опускает подвижную буксу, возвращая ее в среднее положение относительно золотника. Сервомотор останавливается в новом положении, соответствующем изменившемуся давлению рупР2- Требуемая зависимость открытия каждого сервомотора от давления руар2 обеспечивается выбором жесткости пружины, ее предварительного натяга и профилированием кулачка обратной связи.
Система автоматического регулирования, управления турбины и ее защиты намного сложнее, чем упрощенная, описанная выше, и базируется на использовании гидравлических и электронных регуляторов, систем усиления, обычно имеет незначительное число механических элементов. Как правило, система автоматического регулирования дублируется, соединяется с устройствами защиты при переходных режимах, при повышенной вибрации ротора, относительном перемещении ротора и статора и т. п. На некоторых турбинах в системе регулирования, а также частично в системе смазки вместо минерального турбинного масла используется негорючее синтетическое.
Связь между электрической и гидравлической частями ЭГР осуществляет электроrидравлический преобразователь. Одна из ero конструкuий, разработанных АО "ЛМЗ» (сейчас АО «Силовые машины»), показана на слайде, состоит из магнитоэлектрического электромеханического преобразователя ЭМП и гидравлического усилителя ГУ с дроссельным золотником. Электромеханический преобразователь состоит из двух полуцилиндров 1 с обмотками подвижного штока (якоря) 2 и центрирующих пружин 3. Полуцилиндры с обмотками расположены между кольцевыми постоянными магнитами 5 и цилиндрическим сердечником 6, внутри которого может перемещаться шток 2. Верхний конец подвижноro штока через пружину 8 связан с установочным винтом 9, а на нижнем ero конце закреплено отбойное кольцо 4’ дроссельноro золотника. Электромеханический преобразователь размешается в корпусе 7.
Гидравлический усилитель выполнен в виде так называемого следящего золотника с дифференциальными, т.е. имеющим разные площади поверхностей, поршнем 10. Именно за счет различия плошадей поверхностей и достиrается увеличение усилия штока электромеханического преобразователя на поршень. которое определяется разностью давлений в полостях I и П цилиндра и отношением указанных плошадей. Давление в полости П постоянно, а давление в полости 1 зависит от дросселируюшеrо отверстия, т.е. зазора δ между отбойным кольцом 4' и соплом 4" золотника. При отсутствии электрическоrо управляющего воздействия, т.е. при токе = нулю шток 2 электромеханического преобразователя и поршень 10 находятся в исходных положениях. Через зазор δ масло проходит с определенной скоростью. При появлении тока в зависимости от его знака шток 2 перемещается вверх или вниз и увеличивает или уменьшает зазор δ. При этом давление в полости 1 соответственно уменьшается или увеличивается. Поршень 10 перемешается вслед за штоком 2 и соответствующим образом изменяет впуск масла в rидравлический двигатель. Для функционирования гидравлического усилителя необходима жесткая отрицательная обратная связь, которая осушествляется тем, что дросселируюший зазор δ, увеличиваемый (или уменьшаемый) перемещением штока (входным перемешением), уменьшается (или увеличивается) по мере движения поршня (выходное перемешение): дроссельный золотник с rидроусилителем представляет собой гидравлическое следящее устройство с замкнутой цепью воздействий.
Электрогидравлический преобразователь обладает практически линейной характеристикой и является достаточно быстродействуюшим, ero постоянная премени равна 10 – 15 мс.
Учитывая современные требования к теплотехническому оборудованию и решая задачи повышения уровня автоматизации электростанций, завод предлагает к внедрению ЭГСР, исключительно собственного производства, которые проектируются и изготавливаются, как для действующих турбин электрических станций, турбокомпрессоров ТЭЦ-ПВС, так и по заявкам заводов-изготовителей турбин.
Цель
Обеспечение надежного, непрерывного и качественного управления, регулирование турбины во всех допустимых по техническим условиям технологических режимах работы турбины, а также в аварийных ситуациях является основной целью создания электрогидравлической системы регулирования.
Назначение и состав
Основываясь на принципах безотказной и безаварийной работы, принятых в энергетике, ЭГСР изготавливается, как самодостаточная и максимально автономная система с высокой эксплуатационной готовностью. ЭГСР оснащена дублированным турбинным контроллером, работающим по принципу «горячего» резервирования, в котором реализованы все функции регулирования и защиты. Высокий коэффициент готовности ЭГСР, отсутствие ухудшения с течением времени характеристик и потребности выполнения повторных настроек, делают систему всегда готовой к работе, несмотря на любое время простоя.
ЭГСР состоит из трех основных частей: гидравлической (ГЧСР), электрогидравлических преобразователей (ЭГП) и электрической (ЭЧСР).
Гидравлическая часть предназначена для перемещения регулирующих клапанов и поворотных диафрагм с помощью сервомоторов, а также своевременного закрытия сервомоторов, в случае срабатывания гидравлических защитных устройств.
Электрогидравлические преобразователи предназначены для обеспечения передачи управляющих сигналов турбинного контроллера в гидравлическую часть для управления сервомоторами регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы.
Электрическая часть выполняет измерение основных параметров системы регулирования турбины. С помощью турбинного контроллера происходит анализ ее состояния и выработка управляющих сигналов для регулирования и противоразгонной защиты.
ЭЧСР предназначена для управления частотой вращения ротора турбины при пусках, остановах и синхронизации генератора с сетью, управления мощностью турбогенератора, управления давлением пара в производственном и теплофикационном отборах турбины, а также температуры сетевой воды.
В состав ЭЧСР входят:
шкаф местного управления турбиной с локальной панелью управления и с оборудованием для управления ЭГП;
шкаф управления с турбинным контроллером, выполненный на двух промышленных контроллерах дублированных по схеме «горячего» резервирования, в котором реализуются все функции регулирования и защиты;
автоматизированное рабочее место машиниста (АРМ).
станция архивации и инженерная станция.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 121; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!