La description:

Améliorer l'efficacité
gestion du réseau de distribution

V. E. Vorotnitsky, docteur en technologie. Sci., professeur, directeur exécutif adjoint pour la recherche, JSC VNIIE

Les principales missions de gestion des réseaux électriques aux conditions du marché

Assurer la fonction d'infrastructure technologique du réseau électrique dans des conditions d'égalité des chances pour son utilisation par tous les acteurs du marché de l'électricité ;

Assurer le fonctionnement stable et sûr des équipements du réseau électrique, une alimentation électrique fiable des consommateurs et la qualité de l'électricité qui répondent aux exigences établies par les textes réglementaires, et prendre des mesures pour assurer le respect des obligations des entités du secteur de l'énergie électrique en vertu des contrats conclus sur l'électricité marché;

Garantir les conditions contractuelles de fourniture d'électricité au(x) participant(s) du marché de l'électricité ;

Assurer l'accès non discriminatoire des sujets du marché de l'électricité au réseau électrique, sous réserve de leur respect des règles du marché, des règles technologiques et des procédures, si une telle connexion est techniquement possible ;

Minimisation des limitations techniques du réseau dans des limites économiquement justifiées ;

Réduire le coût du transport et de la distribution de l'électricité grâce à l'introduction de technologies avancées pour l'entretien et la réparation des équipements du réseau électrique, de nouveaux équipements et de mesures d'économie d'énergie.

L'objet de l'article est de considérer :

Les missions principales de gestion des réseaux électriques aux conditions du marché ;

Caractéristiques générales des réseaux de distribution 0,38–110 kV en Russie ;

État technique des réseaux de distribution, des installations et des systèmes pour leur gestion ;

Tendances et perspectives de développement :

a) les technologies de l'information numérique ;

b) les technologies de l'information de base ;

c) technologies de géoinformation ;

d) systèmes automatisés de gestion opérationnelle et technologique des réseaux de distribution des entreprises et de leurs principaux sous-systèmes ;

e) moyens de cloisonnement des réseaux de distribution ;

Problèmes de création d'un cadre réglementaire pour l'automatisation de la gestion des réseaux de distribution.

Caractéristiques générales des réseaux électriques de distribution en Russie

Réseaux électriques ruraux

La longueur totale des réseaux électriques avec une tension de 0,4 à 110 kV dans les zones rurales de la Russie est d'environ 2,3 millions de km, y compris des lignes avec des tensions de :

0,4 kV - 880 000 km

6–10 kV - 1 150 000 km

35 kV - 160 000 km

110 kV - 110 000 km

513 000 postes de transformation 6–35/0,4 kV d'une capacité totale d'environ 90 millions de kVA ont été installés sur les réseaux.

Réseaux électriques de la ville

La longueur totale des réseaux électriques urbains avec une tension de 0,4 à 10 kV est de 0,9 million de km, dont :

lignes de câble 0,4 kV - 55 000 km

lignes aériennes 0,4 kV - 385 mille km

lignes de câble 10 kV - 160 mille km

lignes aériennes 10 kV - 90 mille km

lignes aériennes d'éclairage extérieur - 190 000 km

lignes aériennes d'éclairage extérieur - 20 000 km

Environ 290 000 postes de transformation de 6 à 10 kV d'une capacité de 100 à 630 kVA sont installés dans les réseaux.

État technique des réseaux électriques de distribution, moyens et systèmes pour leur contrôle

Equipement du réseau électrique

Environ 30 à 35 % des lignes aériennes et des postes de transformation ont atteint leur période standard. D'ici 2010, ce chiffre atteindra 40 %, si le rythme de reconstruction et de rééquipement technique des réseaux électriques reste le même.

En conséquence, les problèmes de fiabilité de l'alimentation électrique sont exacerbés.

La durée moyenne des pannes des consommateurs est de 70 à 100 heures par an. Dans les pays industrialisés, il est statistiquement défini comme un « bon » état d'alimentation électrique lorsque la durée totale des interruptions d'un réseau moyenne tension au cours de l'année est de l'ordre de 15 à 60 minutes par an. Dans les réseaux basse tension, ces chiffres sont légèrement supérieurs.

Le nombre moyen de dommages qui provoquent la déconnexion des lignes à haute tension avec une tension allant jusqu'à 35 kV est de 170 à 350 pour 100 km de ligne par an, dont 72% sont instables, se transformant en monophasés.

Protection et automatisation des relais

Parmi les dispositifs actuellement en service dans les réseaux de distribution de Russie, environ 1 200 000 dispositifs de protection et d'automatisation de relais (RPA) de différents types, la majeure partie est constituée de dispositifs électromécaniques, microélectroniques ou de dispositifs utilisant partiellement la microélectronique.

Avec une durée de vie standard des dispositifs de protection de relais égale à 12 ans, environ 50 % de tous les kits de protection de relais ont atteint leur durée de vie standard.

L'arriéré du niveau d'équipements RPA nationaux fabriqués par rapport aux équipements RPA des principaux fabricants étrangers est de 15 à 20 ans.

Comme auparavant, plus de 40% des cas de mauvais fonctionnement des dispositifs de protection et d'automatisation des relais se produisent en raison de l'état insatisfaisant des dispositifs et des erreurs du personnel des services de protection des relais lors de leur maintenance.

Il convient de noter que tout n'est pas sûr avec la fiabilité de la protection du relais, non seulement en Russie, mais également dans certains pays industrialisés.

En particulier, lors de la session de la Conférence internationale sur les réseaux de distribution (CIRED) en 2001, il a été noté que dans les réseaux électriques norvégiens, les dommages annuels causés par des actions incorrectes des systèmes de protection et de contrôle sont d'environ 4 millions de dollars américains. Dans le même temps, 50% des fausses alarmes de protection retombent sur la part des dispositifs de protection et de contrôle. Parmi ceux-ci, plus de 50% - avec des erreurs lors de la vérification et des tests de l'équipement et seulement 40% en raison de ses dommages.

Dans d'autres pays scandinaves, le taux de dommages des dispositifs de protection de relais est de 2 à 6 fois inférieur.

Le principal obstacle à l'automatisation à grande échelle des installations du réseau électrique est l'indisponibilité des équipements électriques primaires à cet effet.

Système de collecte et de transmission d'informations, informations et systèmes informatiques

Plus de 95 % des dispositifs télémécaniques et des ensembles de capteurs fonctionnent depuis plus de 10 à 20 ans. Les moyens et les systèmes de communication sont principalement analogiques, moralement et physiquement obsolètes, ne répondent pas aux exigences nécessaires en matière de précision, de fiabilité, de fiabilité et de rapidité.

Dans la grande majorité des salles de contrôle des réseaux électriques de district (RES) et des entreprises de réseau électrique (PES), la base technique des systèmes de contrôle automatisés est constituée d'ordinateurs personnels qui ne répondent pas aux exigences de surveillance et de contrôle technologiques continus. La durée de vie des ordinateurs personnels fonctionnant en mode continu ne dépasse pas 5 ans et leur période d'obsolescence est encore plus courte. Pour un système de contrôle de surveillance automatisé (ASCS) des réseaux électriques, il est nécessaire d'utiliser des ordinateurs spéciaux qui fonctionnent de manière fiable en mode continu, complétés par des outils de contrôle de processus.

Nécessite une licence généralisée des logiciels système Microsoft, ORACLE, etc. utilisés dans les réseaux électriques.

Les logiciels d'application (technologiques) (SCADA-DMS) de nombreux réseaux électriques sont également clairement obsolètes, ne répondent pas aux exigences modernes tant en termes de fonctions qu'en termes de volume d'informations traitées.

En particulier, les systèmes de contrôle automatisés existants pour les SPE et les SER fournissent principalement des services d'information au personnel et ne résolvent pratiquement pas les problèmes de gestion opérationnelle des systèmes électriques, d'optimisation de la maintenance opérationnelle et de réparation des réseaux électriques.

Système de régulation de tension

La régulation de la tension en charge dans les centrales électriques du réseau de distribution et la commutation hors excitation (avec déconnexion du transformateur) dans les sous-stations de transformation 6-10 kV sont peu utilisées ou sont utilisées sporadiquement car les consommateurs se plaignent des faibles niveaux de tension pendant les heures de pointe.

Le résultat est qu'à des points séparés électriquement éloignés des réseaux électriques de 0,38 kV dans les zones rurales, les niveaux de tension sont de 150 à 160 V au lieu de 220 V.

Dans une telle situation, le marché de l'électricité peut imposer des sanctions très sévères aux sociétés de réseau de distribution pour la fiabilité et la qualité de l'approvisionnement en électricité des consommateurs. Si vous ne vous y préparez pas à l'avance, dans un avenir très proche, les entreprises du réseau subiront de graves pertes matérielles, ce qui aggravera encore la situation.

Système de comptage d'électricité

La grande majorité des centrales électriques du réseau de distribution (environ 80%) et environ 90% des consommateurs résidentiels ont moralement et physiquement obsolètes, souvent avec des dates d'étalonnage et de service expirées, des compteurs à induction ou électroniques des premières générations, offrant la possibilité de lectures uniquement manuelles .

Il en résulte une augmentation des pertes commerciales d'électricité dans les réseaux électriques. Avec des pertes totales d'électricité dans les réseaux électriques russes d'environ 107 milliards de kWh par an, les réseaux de distribution de 110 kV et moins représentent 85 milliards de kWh, dont les pertes commerciales, selon des estimations minimales, s'élèvent à 30 milliards de kWh par an.

Si à la fin des années 80 du XXe siècle, les pertes relatives d'électricité dans les réseaux électriques des systèmes électriques ne dépassaient pas 13 à 15% de l'approvisionnement en électricité du réseau, elles ont actuellement atteint le niveau de 20 à 25 % pour les systèmes électriques individuels, et 30 à 40 pour les TPP individuels %, et pour certains SER dépassent déjà 50 %.

Dans les pays européens développés, les pertes relatives d'électricité dans les réseaux électriques se situent au niveau de 4 à 10%: aux États-Unis - environ 9%, au Japon - 5%.

Conformément au décret du gouvernement de la Fédération de Russie sur la réglementation des tarifs de l'énergie électrique, les règles du marché de gros et le projet de règles du marché de détail pour la période transitoire, les pertes standard d'électricité dans les réseaux électriques (et ce ne représente pas plus de 10 à 12 % de l'approvisionnement du réseau) peuvent être inclus dans le coût des services de transport d'électricité et seront payés par les entités du marché, et les pertes d'électricité excédentaires devront être achetées par les sociétés de réseau pour les compenser.

Pour certaines entreprises enregistrant des pertes de 20 à 25 %, cela signifie que plus de la moitié des pertes signalées seront des pertes financières directes de centaines de millions de roubles par an.

Tout cela nécessite des approches qualitativement nouvelles du comptage de l'électricité tant dans les réseaux électriques que par les consommateurs, en premier lieu, de l'automatisation de la comptabilité, de l'automatisation des calculs et de l'analyse des bilans électriques, de la déconnexion sélective des consommateurs non payants, etc.

Cadre réglementaire pour l'optimisation du développement des réseaux de distribution électrique et de leurs systèmes de contrôle

Le cadre réglementaire n'a guère été mis à jour depuis le milieu des années 1980 et le début des années 1990. Aujourd'hui, environ 600 documents réglementaires sectoriels nécessitent une révision.

De nombreux documents fondamentaux, principalement les règles d'installation des installations électriques, les règles de fonctionnement technique n'ont pas été approuvés par le ministère de la Justice de la Fédération de Russie et, pour l'essentiel, ont cessé d'être obligatoires.

Jusqu'à présent, les nouvelles règles d'utilisation de l'électricité n'ont pas été convenues avec le même ministère de la Justice de la Fédération de Russie. Le Code pénal de la Fédération de Russie ne contient pas le concept de "vol d'électricité", qui cause d'importants dommages matériels à l'industrie de l'énergie électrique. Le volume des vols d'électricité est en augmentation et augmentera objectivement avec une augmentation des tarifs de l'électricité. Pour arrêter cela, nous avons besoin non seulement des efforts des ingénieurs électriciens, mais également de l'assistance juridique de l'État. Malheureusement, cette aide n'est pas toujours adéquate. En particulier, avec l'entrée en vigueur de la loi de la Fédération de Russie "sur la réglementation technique", le statut des GOST est fortement abaissé, ce qui, pour un pays comme la Russie, peut créer et crée déjà des problèmes importants. Le principal est l'absence d'une politique technique unifiée dans le développement et la gestion des réseaux de distribution.

Le financement de ce développement et de son support scientifique est nettement insuffisant et s'effectue selon le principe résiduel. Plus d'une décennie de crise dans l'industrie électrique russe a considérablement aggravé la situation. Les réformes de la gestion de l'industrie de l'électricité qui ont commencé ces dernières années ont jusqu'à présent affecté les réseaux de base de 220 kV et plus, dans lesquels il existe également de nombreux problèmes, mais pas autant qu'ils se sont accumulés dans les réseaux de distribution.

Les espoirs pour l'activité des investisseurs nationaux et occidentaux et l'introduction de technologies occidentales dans la gestion des réseaux de distribution nationaux sont très probablement voués à l'échec en raison du fait que la législation russe, la mentalité, les conditions climatiques, les caractéristiques des réseaux de construction (grande ramification et longueur, autres équipements de réseau, électricité de mauvaise qualité, niveaux élevés d'interférences, etc.), les systèmes de contrôle et les logiciels diffèrent considérablement des systèmes étrangers. Il est plus correct de se concentrer sur ses propres forces, en tenant compte de la meilleure expérience nationale et étrangère. Il y a toutes les conditions préalables pour cela, comme en témoignent les tendances émergentes dans le monde et les systèmes et réseaux énergétiques domestiques avancés.

Au milieu des années 1980 et au début des années 1990, JSC VNIIE a développé tout un ensemble de documents sur la création et le développement de systèmes de contrôle automatisés pour les SPE et les SER. Bien sûr, ces documents sont maintenant très obsolètes et nécessitent une révision.

Tendances et perspectives de développement

Technologies numériques et de l'information

Les tendances mondiales dans le développement des systèmes de contrôle sont inextricablement liées à la transition vers les technologies numériques, qui permettent de créer des systèmes hiérarchiques intégrés. Dans le même temps, les réseaux électriques de distribution de ces systèmes constituent le maillon hiérarchique inférieur, inextricablement lié aux niveaux supérieurs de gestion.

La base de la transition vers les technologies numériques est le rééquipement technique et la modernisation du système de communication et de télécommunications avec une forte augmentation du volume et de la vitesse de transfert d'informations. Une transition progressive vers des systèmes de contrôle intégrés numériques sera déterminée par les étapes de mise en œuvre du système de communication numérique unifié dans le secteur de l'énergie et prendra au moins 10 à 15 ans.

Dans les dernières années du 20e siècle, les plus grands experts mondiaux dans le domaine des télécommunications ont avancé la thèse suivante : "Le 20e siècle est le siècle de l'énergie, et le 21e siècle est le siècle de l'informatique." Dans le même temps, un nouveau terme est apparu : « infocommunications », qui associe « informatisation » et « télécommunications ». Je pense qu'il serait plus juste de dire que le XXIe siècle sera le siècle de l'énergie et des infocommunications basées sur les technologies modernes de l'information et du numérique.

Les tendances les plus importantes dans le développement des réseaux d'infocommunication sont les suivantes :

Augmenter la fiabilité et la durée de vie des réseaux de télécommunication ;

Développement de méthodes de prévision du développement des télécommunications dans les régions en fonction de la consommation d'électricité ;

Création de systèmes de gestion de l'environnement de l'information et de la communication ;

Parallèlement au développement des réseaux numériques, l'introduction des technologies modernes de télécommunication, principalement la technologie de la fibre optique ;

Introduction dans un certain nombre de pays des technologies dites PLC pour l'utilisation de réseaux électriques de 0,4 à 35 kV pour la transmission de toute information provenant de sous-stations, d'entreprises d'électricité, d'entreprises industrielles pour la surveillance et la gestion de la consommation d'énergie dans la vie quotidienne, y compris la résolution de problèmes d'AMR, l'information soutien aux activités des abonnés au réseau électrique 0,4-35 kV ;

Utilisation des moyens de communication pour la protection des installations électriques, vidéosurveillance.

Technologie de l'information de base

L'une des principales caractéristiques des systèmes de contrôle automatisés modernes est l'intégration (agrégation) de nombreux produits logiciels dans un espace d'information unique.

Actuellement, la technologie d'intégration basée sur les technologies Internet et les standards ouverts se développe très rapidement, ce qui permet :

Créer une infrastructure technique pour les capacités de conception d'applications et de développement de systèmes pendant une longue période ;

Fournir la capacité d'intégrer des produits d'entreprises telles que Microsoft, ORACLE, IBM, etc. ;

Assurer la possibilité d'une intégration cohérente des produits existants sans modifications importantes ni reprogrammation ;

Assurer l'évolutivité et la portabilité du logiciel afin de le répliquer dans les entreprises de l'entreprise.

Technologies de la géoinformation

Le développement rapide de la technologie informatique et des télécommunications, des systèmes de navigation par satellite, de la cartographie numérique, le succès de la microélectronique et d'autres avancées technologiques, l'amélioration continue des logiciels standard et appliqués et du support d'information créent des conditions préalables objectives pour une application et un développement toujours plus larges d'un système qualitativement nouveau domaine de la connaissance - géoinformatique. Elle est née à l'intersection de la géographie, de la géodésie, de la topologie, de l'informatique, de l'informatique, de l'ingénierie, de l'écologie, de l'économie, des affaires, d'autres disciplines et domaines de l'activité humaine. Les applications pratiques les plus importantes de la géoinformatique en tant que science sont les systèmes d'information géographique (SIG) et les technologies de géoinformation (technologies SIG) créés sur leur base.

L'abréviation SIG existe depuis plus de 20 ans et désignait à l'origine un ensemble de méthodes informatiques pour créer et analyser des cartes numériques et des informations thématiques connexes pour la gestion des installations municipales.

Une attention croissante est accordée à l'utilisation des technologies SIG dans l'industrie de l'énergie électrique et, tout d'abord, dans les réseaux électriques de JSC FGC UES, AO-energos et les villes.

Déjà les premières expériences d'utilisation des SIG comme systèmes d'information et de référence dans les réseaux électriques domestiques ont montré l'utilité et l'efficacité inconditionnelles d'une telle utilisation pour :

Certification des équipements du réseau avec leur liaison à une carte numérique de la zone et des différents circuits électriques : normaux, opérationnels, auxiliaires, calculés, etc. ;

Comptabilisation et analyse de l'état technique des équipements électriques : lignes, transformateurs, etc. ;

Comptabilité et analyse des paiements pour l'électricité consommée ;

Positionnement et affichage sur une carte numérique de la localisation des équipes mobiles opérationnelles, etc.

Des perspectives encore plus grandes s'ouvrent dans l'application des technologies SIG à la résolution de problèmes : planification et conception optimales du développement ; réparation et entretien des réseaux électriques, en tenant compte des caractéristiques du terrain; la gestion opérationnelle des réseaux et la liquidation des sinistres, en tenant compte des informations spatiales, thématiques et opérationnelles sur l'état des installations du réseau et leurs modes d'exploitation. Pour ce faire, même aujourd'hui, des informations et des liens fonctionnels du SIG, des systèmes logiciels technologiques de systèmes de contrôle automatisés pour les réseaux électriques, des systèmes experts et des bases de connaissances pour résoudre les tâches ci-dessus sont nécessaires. JSC "VNIIE" a développé un système-conseiller pour l'analyse des demandes de réparation des équipements de réseau. Des travaux sont en cours pour relier les programmes de calcul des pertes au SIG.

Ces dernières années, il y a eu une tendance bien définie dans le développement de systèmes de communication d'ingénierie intégrés sur une base topographique unique d'une ville, d'un district, d'une région, y compris les réseaux thermiques, électriques, de gaz, d'eau, de téléphone et d'autres réseaux d'ingénierie.

La structure du système automatisé de contrôle opérationnel de répartition des sociétés de réseau de distribution (AS DGC)

L'objectif de la création du RGC AS est d'augmenter l'efficacité et la fiabilité de la distribution de l'énergie électrique et de la puissance en assurant l'efficacité maximale des activités opérationnelles et technologiques du RGC grâce à l'automatisation intégrée des processus de collecte, de traitement, de transmission d'informations et prendre des décisions fondées sur les technologies de l'information modernes.

Le RSC AS doit être un système hiérarchique distribué, à chaque niveau duquel l'ensemble de tâches de base obligatoire est résolu, assurant l'exécution des principales fonctions de gestion opérationnelle et technologique.

Les principaux sous-systèmes de l'AS RSK :

Contrôle automatisé de répartition opérationnelle des réseaux électriques, remplissant les fonctions suivantes :

a) la gestion courante ;

b) gestion et planification opérationnelles ;

c) contrôle et gestion de la consommation d'énergie ;

d) planification et gestion des réparations ;

Contrôle technologique automatisé :

a) relais de protection et d'automatisation ;

b) tension et puissance réactive ;

Système automatisé de comptabilité commerciale et technique de l'électricité (ASKUE);

Système de communication, de collecte, de transmission et d'affichage d'informations.

En raison des restrictions sur le volume d'articles, nous nous concentrerons uniquement sur les principales tendances et les perspectives de développement des principaux sous-systèmes du RSC AS.

Protection et automatisation des relais

Les principales directions de développement de la protection et de l'automatisation des relais dans les réseaux électriques de distribution:

Remplacement de l'équipement physiquement usé qui a atteint sa durée de vie ;

Modernisation des dispositifs de protection et d'automatisation des relais en mettant l'accent sur l'utilisation d'une nouvelle génération de dispositifs à microprocesseur ;

Intégration d'équipements de protection et d'automatisation de relais à microprocesseur dans un seul système de contrôle de processus automatisé pour les sous-stations d'alimentation ;

Extension des fonctions de protection et d'automatisation des relais pour les tâches de mesure et de contrôle, en tenant compte des exigences de fiabilité de son fonctionnement, y compris l'utilisation des normes internationales pour les interfaces de communication.

Régulation de la tension et de la puissance réactive

Les tâches principales pour améliorer l'efficacité de la régulation de tension:

L'amélioration de la fiabilité et de la qualité du maintien opérationnel de la régulation de tension, c'est d'abord la régulation de tension en charge et la régulation automatique de tension ;

Contrôle et analyse des graphiques de charge des consommateurs et des tensions dans les nœuds des réseaux électriques, augmentant la fiabilité et le volume des mesures de puissance réactive dans les réseaux de distribution ;

Mise en place et utilisation systématique de logiciels pour optimiser les lois de régulation de tension dans les réseaux de distribution, la mise en œuvre pratique de ces lois ;

Organisation du contrôle à distance et automatique des prises des transformateurs depuis les dispatchings ;

Installation de moyens supplémentaires de régulation de tension commandés à distance, par exemple des transformateurs élévateurs sur le réseau de longues lignes de distribution moyenne tension, sur lesquels il est impossible de garantir des écarts de tension admissibles aux nœuds du réseau au moyen d'une régulation centralisée.

Automatisation du comptage d'électricité

L'automatisation du comptage de l'électricité est une orientation stratégique pour réduire les pertes commerciales d'électricité dans tous les pays sans exception, la base et une condition préalable au fonctionnement des marchés de gros et de détail de l'électricité.

ASKUE moderne devrait être créé sur la base de :

Normalisation des formats et protocoles de transmission de données ;

Assurer la discrétion du comptage, de la collecte et de la transmission des données commerciales de comptage nécessaires au bon fonctionnement du marché concurrentiel de détail de l'électricité ;

Assurer le calcul des déséquilibres réels et admissibles de l'électricité dans les réseaux électriques, la localisation des déséquilibres et prendre des mesures pour les réduire ;

Liaison mutuelle avec les moyens des systèmes de contrôle automatisés, des systèmes de contrôle de processus automatisés et de l'automatisation d'urgence.

Pour collecter des informations, il existe une tendance constante à remplacer les compteurs à induction par des compteurs électroniques, non seulement en raison de limites de précision plus élevées, mais également en raison d'une consommation plus faible dans les circuits du transformateur de courant et du transformateur de tension.

L'exclusion du libre-service (auto-enregistrement des relevés) des compteurs d'électricité par les consommateurs domestiques revêt une importance particulière pour le marché de détail de l'électricité et pour la réduction des pertes d'électricité dans les réseaux électriques. À cette fin, ASKUE pour les consommateurs domestiques est développé dans le monde entier avec la transmission des données des compteurs d'électricité via un réseau électrique de 0,4 kV ou via des canaux radio vers des centres de collecte de données. En particulier, les technologies CPL déjà évoquées ci-dessus sont largement utilisées.

Application des moyens modernes de sectionnement des réseaux électriques de distribution et d'automatisation décentralisée

Dans de nombreux pays, afin d'augmenter la fiabilité des réseaux de distribution, de réduire le temps de recherche d'un emplacement de panne et le nombre d'interruptions de l'alimentation électrique, ils utilisent depuis de nombreuses années le "grand principe" de construction de tels réseaux, basé sur sur l'équipement des réseaux avec des points de sectionnement automatiques de conception de colonnes - réenclencheurs, combinant les fonctions de:

Détermination du lieu du dommage ;

Localisation des dommages ;

Rétablissement de l'alimentation.

conclusion

1. Priorités nécessaires :

Développement d'un concept et d'un programme à long terme pour le développement, la modernisation, le rééquipement technique et la reconstruction des réseaux électriques de distribution 0,38–110 kV, des moyens et systèmes de gestion de leurs modes, de réparation et d'entretien ;

Le passage du principe résiduel au principe prioritaire d'allocation des ressources financières et matérielles pour la mise en œuvre pratique progressive de ce concept et programme, compte tenu de l'importance cruciale du développement avancé des réseaux de distribution et de leurs systèmes de gestion pour le fonctionnement efficace de non seulement les marchés de détail, mais aussi les marchés de gros de l'électricité ;

Développement d'une base commerciale et de gestion moderne, orientée vers le marché, réglementaire et méthodologique pour le développement des réseaux électriques de distribution et de leurs systèmes de gestion ;

Développement d'exigences économiquement justifiées pour l'industrie nationale pour la production d'équipements modernes pour les réseaux électriques et leurs systèmes de contrôle;

Organisation d'un système de certification et d'admission à l'exploitation des équipements domestiques et importés des réseaux de distribution et de leurs systèmes de gestion ;

Mise en œuvre et analyse des résultats de la mise en œuvre de projets pilotes pour le développement de nouvelles technologies prometteuses et de systèmes de contrôle automatisés pour les réseaux électriques de distribution.

2. Le développement et la mise en œuvre de systèmes de contrôle automatisés efficaces pour les réseaux électriques de distribution est une tâche complexe qui nécessite d'importants investissements en capital.

Chaque entreprise de distribution et AO-energo, avant de commencer la modernisation et le rééquipement technique du système de gestion du réseau électrique existant ou d'en créer un nouveau, doivent clairement comprendre l'ensemble des tâches à résoudre, l'effet attendu de l'introduction du contrôle automatisé systèmes.

Il est nécessaire de développer des méthodes modernes de calcul de l'efficacité économique des ACS PSE et SER (Société de Réseaux de Distribution), les étapes de leur création et de leur développement.

3. La principale question qui se pose toujours lors du développement et de la mise en œuvre de nouvelles technologies de gestion des réseaux électriques est de savoir où trouver l'argent pour tout cela ?

En fait, il peut y avoir plusieurs sources de financement :

1) financement centralisé des projets pilotes et des documents réglementaires et méthodologiques ;

2) les tarifs de l'électricité ;

3) consolidation d'une certaine partie des ressources financières des futures sociétés de réseau de distribution et des AO-energos d'aujourd'hui dans un partenariat officiellement établi - l'Association russe des entreprises ;

4) investisseurs intéressés.

Dans les conditions russes, comme l'a montré la pratique des systèmes énergétiques avancés, le principe «Qui veut résoudre un problème, cherche et trouve des moyens de le résoudre, qui ne veut pas, cherche des raisons pour lesquelles une solution est impossible, ou attend d'autres pour le résoudre pour lui » devrait fonctionner.

Comme il ressort de l'article, il existe suffisamment d'opportunités et de moyens d'améliorer l'efficacité de la gestion des réseaux de distribution en Russie. Une compréhension de l'importance et un désir actif de mettre en œuvre ces opportunités dans la pratique sont nécessaires.

Conformément à la loi fédérale "sur l'industrie de l'énergie électrique", JSC FGC UES est responsable de la gestion technologique du réseau électrique national unifié (UNEG). Dans le même temps, des questions se sont posées quant à une délimitation claire des fonctionnalités entre JSC SO UES, qui effectue un contrôle de répartition unifié des installations électriques, et les sociétés de réseau. Cela a conduit à la nécessité de créer une structure efficace pour la gestion opérationnelle et technologique des installations de JSC FGC UES, dont les tâches comprennent, entre autres:
assurer le fonctionnement fiable des installations de l'UNEG et le respect des modes technologiques de fonctionnement des lignes de transport d'électricité, des équipements et des dispositifs des installations de l'UNEG spécifiés par JSC SO UES ;
assurer la bonne qualité et la sécurité du travail pendant l'exploitation des installations de l'UNEG ;
création d'un système unifié de formation du personnel opérationnel pour remplir les fonctions d'OTU ;
assurer l'équipement technologique et la préparation du personnel opérationnel pour exécuter les commandes (ordres) du répartiteur du SO et les commandes (confirmations) du personnel opérationnel du centre de contrôle central de l'UES FGC ;
assurer une réduction du nombre de violations technologiques associées à des actions erronées du personnel opérationnel ;
en coopération et en accord avec SO UES JSC, participation à l'élaboration et à la mise en œuvre des programmes de développement de l'UNEG afin d'accroître la fiabilité de la transmission de l'énergie électrique, l'observabilité et la contrôlabilité du réseau et d'assurer la qualité de l'énergie électrique ;
planifier les activités de réparation, de mise en service, de modernisation/reconstruction et d'entretien des lignes de transport d'électricité, des équipements et dispositifs du réseau électrique pour la période à venir ;
développement conformément aux exigences du JSC "SO UES", coordination et approbation de la manière prescrite des horaires de limitation d'urgence du mode de consommation d'énergie électrique et mise en œuvre d'actions concrètes pour introduire des restrictions d'urgence sur l'équipe de dispatching (commande) de JSC "SO UPS" ;
accomplissement des tâches de SO UES JSC sur la connexion des installations du réseau électrique FGC et des installations de réception d'énergie des consommateurs d'énergie électrique sous l'action des automatismes d'urgence.

Pour remplir les tâches fixées, JSC FGC UES a développé et approuvé le concept de gestion opérationnelle et technologique des installations de l'UNEG. Conformément à ce concept, une structure organisationnelle à quatre niveaux est créée (avec un système de contrôle à trois niveaux) : le bureau exécutif, le chef MES NCC, le PMES NCC et le personnel d'exploitation de la sous-station.

Les fonctions suivantes sont réparties entre les niveaux respectifs de la structure organisationnelle :
IA FSK - information et analytique ;
chef NCC MES - informations analytiques et non opérationnelles ;
NCC PMES - non opérationnel et opérationnel ;
personnel de la sous-station - salles d'opération.

Dans le même temps, les fonctions non opérationnelles incluent des tâches telles que la surveillance et la surveillance de l'état du réseau. L'adoption par les centres de contrôle du réseau des fonctions opérationnelles liées à l'émission de commandes pour la production de commutation nécessite un personnel opérationnel hautement qualifié, ainsi que des équipements techniques appropriés de la NCC.

Afin d'augmenter l'efficacité et la fiabilité de la transmission et de la distribution d'électricité et d'électricité en automatisant les processus de gestion opérationnelle et technologique basés sur les technologies de l'information modernes, les centres de contrôle du réseau de JSC FGC UES sont équipés de complexes logiciels et matériels (STC) qui permettent d'automatiser des processus tels que la surveillance des équipements de modes, la production de commutation en stricte conformité avec le programme approuvé et autres. Ainsi, grâce à l'automatisation de l'OTU, la fiabilité du fonctionnement des réseaux électriques est considérablement augmentée, le taux d'accidents est réduit grâce à l'élimination des erreurs du personnel opérationnel et le nombre de personnel opérationnel nécessaire est minimisé.

Il est à noter que la politique technique de JSC FGC UES pour les constructions neuves et reconstructions prévoit :
assurer la sécurité énergétique et le développement durable de la Russie;
assurer les indicateurs requis de la fiabilité des services fournis pour le transport de l'électricité ;
assurer le libre fonctionnement du marché de l'électricité;
l'amélioration de l'efficacité du fonctionnement et du développement de l'UNEG ;
assurer la sécurité du personnel de production;
réduire l'impact de l'UNEG sur l'environnement ;
ainsi que l'utilisation de nouveaux types d'équipements et de systèmes de contrôle, assurant la préparation du PS pour un fonctionnement sans personnel de maintenance permanent.

Actuellement, les schémas de connexions électriques primaires des sous-stations existantes sont axés sur les équipements nécessitant une maintenance fréquente, par conséquent, ils prévoient des ratios excessifs du nombre d'appareils de commutation et de connexions selon les critères modernes. C'est la raison d'un nombre important de violations technologiques graves dues à la faute du personnel opérationnel.

À l'heure actuelle, l'automatisation des processus technologiques est achevée dans 79 PS du GNUE et 42 autres PS sont en cours de mise en œuvre. Par conséquent, le schéma principal d'organisation de l'exploitation est principalement axé sur la présence 24 heures sur 24 de personnel de maintenance (opérationnel), sur le contrôle de l'état de l'installation et sur la commutation opérationnelle.

La maintenance opérationnelle de la sous-station UNEG comprend :
surveillance de l'état de l'UNEG - contrôle de l'état des équipements, analyse de la situation opérationnelle des installations de l'UNEG ;
organisation d'actions opérationnelles pour localiser les violations technologiques et rétablir les régimes de l'UNEG ;
organisation de la maintenance opérationnelle des sous-stations, production de commutation opérationnelle, soutien au régime et au circuit pour la production en toute sécurité des travaux de réparation et de maintenance dans les réseaux électriques liés à l'UNEG ;
exécution par le personnel opérationnel de fonctions opérationnelles pour la production de commutation dans l'UNEG.

Planification et organisation :
effectuer la planification des réparations conformément aux calendriers des réparations préventives prévues avec la détermination de l'étendue des travaux sur la base de l'évaluation de l'état technique, en utilisant des méthodes et des outils de diagnostic modernes, incl. sans équipement de démantèlement ;
mener une enquête complète et un examen technique de l'équipement qui a atteint sa durée de vie normale afin de prolonger sa durée de vie ;
élaboration de propositions de modernisation, de remplacement d'équipements, d'amélioration de solutions de conception;
optimisation du financement de l'exploitation, de l'entretien et des réparations en déterminant l'étendue des réparations en fonction de l'état réel ;
réduction des coûts et des pertes ;
amélioration des structures organisationnelles de gestion et de service;
organisation de formations professionnelles, de recyclage et de perfectionnement conformément à la norme SOPP-1-2005;
analyse des paramètres et des indicateurs de l'état technique des équipements, des bâtiments et des structures avant et après réparation sur la base des résultats des diagnostics ;
optimisation de la réserve d'urgence des équipements et éléments de lignes aériennes ;
la solution des problèmes techniques pendant l'exploitation et la construction est publiée sous la forme de lettres d'information, d'instructions opérationnelles, de circulaires, de solutions techniques avec le statut d'exécution obligatoire, d'ordres, d'instructions, de décisions de réunions et d'autres décisions de gestion.

Suivi et gestion de la fiabilité UNEG :
organisation du contrôle et de l'analyse des accidents matériels ;
évaluation et contrôle de la fiabilité de l'alimentation électrique ;
création d'une base d'information appropriée.

CRÉATION DE SOUS-STATIONS ENTIÈREMENT AUTOMATISÉES
SANS PERSONNEL DE SERVICE.
SOUS-STATIONS NUMÉRIQUES

Afin d'exclure la dépendance du fonctionnement sans problème d'une entreprise de réseau sur les qualifications, la formation et la concentration de l'attention du personnel d'exploitation et de relais, il est conseillé de diffuser l'automatisation des processus technologiques qui se déroule depuis longtemps - protection de relais, automatisation technologique (AR, AVR, OLTC, AOT, etc.), contrôle d'urgence - sur la production d'interrupteurs opérationnels. Pour ce faire, il est tout d'abord nécessaire d'augmenter considérablement l'observabilité des paramètres techniques, d'assurer le contrôle, la vérification de la position, le blocage opérationnel efficace des appareils de commutation et l'automatisation des actions de contrôle. Les équipements de puissance utilisés doivent être adaptés aux derniers systèmes de contrôle, de protection et de surveillance.

Lors de l'introduction de dispositifs à microprocesseur, la préférence devrait être donnée aux dispositifs conçus pour fonctionner dans le cadre de systèmes automatisés. Les appareils autonomes ne doivent être utilisés qu'en l'absence d'analogues du système. À cet égard, les installations de JSC FGC EES devraient exclure de manière centralisée la possibilité d'utiliser des dispositifs à microprocesseur avec des protocoles d'échange fermés, des dispositifs qui ne prennent pas en charge le fonctionnement dans la norme de temps commune.

L'architecture et la fonctionnalité du système de contrôle de processus automatisé d'une sous-station (APCS de la sous-station) en tant qu'intégrateur de tous les systèmes fonctionnels de la sous-station sont déterminées par le niveau de développement de la technologie conçue pour collecter et traiter les informations sur la sous-station pour émettre le contrôle décisions et actions. Depuis le début du développement de projets dans l'industrie électrique nationale pour les systèmes de contrôle automatique des processus pour les sous-stations, il y a eu un développement important du matériel et des logiciels pour les systèmes de contrôle à utiliser dans les sous-stations électriques. Des transformateurs de mesure de courant et de tension numériques haute tension sont apparus; des équipements de réseau électrique primaire et secondaire avec ports de communication intégrés sont en cours de développement, des contrôleurs à microprocesseur équipés d'outils de développement sont en cours de production, sur la base desquels il est possible de créer un complexe logiciel et matériel fiable du PS, la norme internationale IEC 61850 a été adopté, qui réglemente la présentation des données sur le PS en tant qu'objet d'automatisation, ainsi que les protocoles d'échange de données numériques entre les dispositifs électroniques intelligents à microprocesseur de la sous-station, y compris les dispositifs de surveillance et de contrôle, la protection et l'automatisation des relais (RPA), les urgences automatismes (AP), télémécanique, compteurs électriques, équipements de puissance, transformateurs de mesure de courant et de tension, équipements de commutation, etc. .

Tout cela crée les conditions préalables à la construction d'une sous-station de nouvelle génération - une sous-station numérique (DSS).

Ce terme fait référence à PS utilisant des systèmes de mesure numériques intégrés, une protection de relais, le contrôle d'équipements haute tension, des transformateurs de courant et de tension optiques et des circuits de commande numériques intégrés dans des équipements de commutation, fonctionnant sur un protocole d'échange d'informations standard unique - CEI 61850.

L'introduction des technologies DSP offre des avantages par rapport au PS traditionnel à toutes les étapes de la mise en œuvre et de l'exploitation de l'installation.

Scénographie":
simplification de la conception des connexions et des systèmes de câbles ;
transmission de données sans distorsion sur des distances pratiquement illimitées ;
réduction du nombre d'équipements;
nombre illimité de destinataires de données. La distribution des informations s'effectue au moyen de réseaux Ethernet, ce qui vous permet de transférer des données d'une source vers n'importe quel appareil de la sous-station ou à l'extérieur de celle-ci ;
réduction du temps d'interconnexion des sous-systèmes individuels grâce à un degré élevé de normalisation ;
réduction de l'intensité de travail des sections métrologiques des projets ;

unité de mesure. Les mesures sont effectuées avec un seul instrument de mesure de haute précision. Les destinataires de dimension reçoivent les mêmes données de la même source. Tous les appareils de mesure sont inclus dans un système de synchronisation d'horloge unique ;
la possibilité de créer des solutions standard pour des objets de différentes configurations topologiques et longueurs ;
la possibilité d'une modélisation préliminaire du système dans son ensemble pour déterminer les "goulots d'étranglement" et les incohérences dans les différents modes de fonctionnement ;
réduire la complexité de la reconception en cas de modifications et d'ajouts au projet.

Etape "Travaux de construction et d'installation":
réduction des types de travaux d'installation et de mise en service les plus exigeants en main-d'œuvre et non technologiques liés à la pose et au test des circuits secondaires ;
des tests plus approfondis et complets du système en raison des larges possibilités de création de divers scénarios comportementaux et de leur modélisation sous forme numérique ;
réduire le coût des mouvements improductifs de personnel grâce à la possibilité d'une configuration et d'un contrôle centralisés des paramètres de travail ;
réduire le coût du système de câble. Les circuits secondaires numériques permettent le multiplexage des signaux, ce qui implique la transmission bidirectionnelle via un câble d'un grand nombre de signaux provenant de différents appareils. Il suffit de poser un seul câble de dorsale optique vers les appareillages au lieu de dizaines voire de centaines de circuits analogiques en cuivre.

Étape "Opération":
un système de diagnostic complet, couvrant non seulement les appareils intelligents, mais également les transducteurs de mesure passifs et leurs circuits secondaires, vous permet de déterminer rapidement l'emplacement et la cause des pannes, ainsi que d'identifier les conditions de pré-panne ;
contrôle de l'intégrité de la ligne. La ligne numérique est surveillée en permanence, même si aucune information significative n'y est transmise ;
protection contre les interférences électromagnétiques. L'utilisation de câbles à fibres optiques offre une protection complète contre les interférences électromagnétiques dans les canaux de transmission de données ;
facilité d'entretien et d'exploitation. La commutation de circuits numériques est beaucoup plus facile que la commutation de circuits analogiques ;
réduction du temps de réparation grâce à la large offre sur le marché d'appareils de différents fabricants compatibles entre eux (principe d'interopérabilité);
le passage à la méthode événementielle de maintenance des équipements en raison de l'observabilité absolue des processus technologiques permet de réduire les coûts d'exploitation;
la prise en charge des paramètres de conception (calculés) et des caractéristiques pendant le fonctionnement nécessite des coûts inférieurs ;
le développement et le raffinement du système d'automatisation nécessitent des coûts inférieurs (nombre illimité de récepteurs d'informations) par rapport aux approches traditionnelles.

JSC FGC UES a adopté les NCC de Kuzbass et Prioksky comme installations pilotes pour la création d'un centre de contrôle central avec des fonctions opérationnelles.

Le Kuzbass NCC est devenu le premier centre de contrôle du réseau mis en œuvre dans le cadre du programme de JSC FGC UES pour créer un NCC avec des fonctions opérationnelles. Dans le cadre de la création d'un NCC innovant pour assurer un contrôle et une répartition opérationnels et technologiques continus, le centre est équipé de systèmes logiciels et matériels modernes, un mur vidéo est installé pour afficher le schéma du réseau, un logiciel est installé qui vous permet d'afficher entièrement l'état de l'installation énergétique sélectionnée par le répartiteur en ligne, recevoir des informations sur les pannes produites réparation et mesures préventives jusqu'aux noms des installateurs travaillant sur l'installation. De plus, l'équipement permet aux répartiteurs de la CCN d'intercepter le contrôle d'objets distants en cas d'urgence et de prendre une décision dans les plus brefs délais afin de réduire le temps de récupération pour le fonctionnement normal de l'équipement.

Le centre de contrôle central de Prioksky a également été créé à l'aide des dernières technologies. Parmi les équipements utilisés ici figurent un mur vidéo pour afficher des informations, composé de modules de projection de cinquante pouces et d'un contrôleur vidéo haute performance redondant, un complexe d'informations opérationnelles pour surveiller les modes du réseau électrique et l'état des appareils de commutation des sous-stations, qui permet au personnel opérationnel de la CCN de surveiller le fonctionnement de l'équipement et de le contrôler en temps réel, les dernières communications par satellite du système, l'alimentation sans coupure et les systèmes d'extinction automatique d'incendie.

Vladimir Pelymsky, ingénieur en chef adjoint - chef du centre d'analyse situationnelle de JSC FGC UES, Vladimir Voronin, chef, Dmitry Kravets, chef de département, Magomed Gadzhiev, expert principal du service du régime électrique de JSC FGC UES

Le système énergétique est un réseau unique composé de sources d'énergie électrique - centrales électriques, réseaux électriques, ainsi que de sous-stations qui convertissent et distribuent l'électricité produite. Pour gérer tous les processus de production, de transport et de distribution de l'énergie électrique, il existe système opérationnel de contrôle de répartition.

Peut inclure plusieurs entreprises de différentes formes de propriété. Chacune des entreprises d'électricité dispose d'un service de contrôle de répartition opérationnel distinct.

Tous les services des entreprises individuelles sont gérés système central de répartition. Selon la taille du système électrique, le système central de répartition peut être divisé en systèmes distincts par régions du pays.

Les systèmes électriques des pays voisins peuvent être activés pour un fonctionnement synchrone parallèle. Central système de répartition (CDS) effectue le contrôle opérationnel de répartition des réseaux électriques interétatiques, à travers lesquels les flux d'énergie entre les systèmes énergétiques des pays voisins sont effectués.

Tâches du contrôle opérationnel de répartition du système électrique :

maintenir un équilibre entre la quantité d'énergie produite et consommée dans le système énergétique ;

fiabilité de l'alimentation électrique des entreprises approvisionnant les réseaux principaux 220-750 kV ;

fonctionnement synchrone des centrales électriques au sein du système électrique ;

synchronisme du fonctionnement du système énergétique du pays avec les systèmes énergétiques des pays voisins, avec lesquels il existe une connexion entre les lignes électriques interétatiques.

Sur la base de ce qui précède, il s'ensuit que le système de contrôle de répartition opérationnelle du système énergétique fournit des tâches clés dans le système énergétique, dont la mise en œuvre dépend de la sécurité énergétique du pays.

Caractéristiques de l'organisation du processus de contrôle de la répartition opérationnelle du système électrique

Organisation du processus contrôle opérationnel de répartition (ODU) dans le secteur de l'énergie s'effectue de manière à assurer la répartition des différentes fonctions sur plusieurs niveaux. Chaque niveau est subordonné au précédent.

Par exemple, le niveau le plus initial - le personnel opérationnel et technique, qui effectue directement des opérations avec des équipements à différents points du système électrique, est subordonné au personnel opérationnel supérieur - le répartiteur en service de l'unité d'entreprise d'alimentation électrique, à laquelle le service électrique l'installation est attribuée. Le répartiteur en service de l'unité, à son tour, rend compte au service de répartition de l'entreprise, etc. jusqu'au dispatching central du pays.

Le processus de gestion du système électrique est organisé de manière à assurer une surveillance et un contrôle continus de tous les composants du système électrique unifié.

Pour garantir des conditions de fonctionnement normales pour les sections individuelles du système électrique et le système électrique dans son ensemble, des modes spéciaux (schémas) sont développés pour chaque installation, qui doivent être fournis en fonction du mode de fonctionnement d'une section particulière du réseau électrique. (modes normal, réparation, urgence).

Pour assurer l'accomplissement des principales tâches de l'ODE dans le système électrique, en plus de la gestion opérationnelle, il existe une chose telle que gestion opérationnelle. Toutes les opérations avec des équipements dans une section particulière du système électrique sont effectuées sous le commandement du personnel opérationnel supérieur - c'est processus de gestion opérationnelle.

L'exécution d'opérations avec des équipements affecte dans une certaine mesure le fonctionnement d'autres objets du système électrique (modifications de la puissance consommée ou générée, fiabilité réduite de l'alimentation électrique, modifications des valeurs de tension). Par conséquent, de telles opérations doivent être convenues à l'avance, c'est-à-dire qu'elles doivent être effectuées avec l'autorisation du répartiteur qui assure la maintenance opérationnelle de ces objets.

C'est-à-dire que le répartiteur est responsable de tous les équipements, sections du réseau électrique, dont le mode de fonctionnement peut changer à la suite d'interventions sur les équipements des installations adjacentes.

Par exemple, la ligne relie deux sous-stations A et B, tandis que la sous-station B est alimentée par A. La ligne est déconnectée de la sous-station A par le personnel d'exploitation sur ordre du répartiteur de cette sous-station. Mais la déconnexion de cette ligne ne doit être effectuée qu'en accord avec le répartiteur du poste B, puisque cette ligne est sous son contrôle opérationnel.

De cette façon, à l'aide de deux catégories principales - la gestion opérationnelle et la maintenance opérationnelle, l'organisation du contrôle opérationnel de la répartition du système électrique et de ses sections individuelles est réalisée.

Pour organiser le processus ODU, des instructions, des instructions et diverses documentations sont élaborées et coordonnées entre elles pour chaque unité individuelle en fonction du niveau auquel appartient tel ou tel service opérationnel. Chaque niveau du système ODU a sa propre liste individuelle de documentation requise.

Le logiciel TSF en dehors du noyau se compose d'applications de confiance qui sont utilisées pour implémenter des fonctions de sécurité. Notez que les bibliothèques partagées, y compris les modules PAM dans certains cas, sont utilisées par des applications de confiance. Cependant, il n'existe aucune instance où la bibliothèque partagée elle-même est traitée comme un objet de confiance. Les commandes sécurisées peuvent être regroupées comme suit.

• Initialisation du système
• Identification et authentification
• Applications réseau
• le traitement par lots
• La gestion du système
• Audit au niveau de l'utilisateur
• Prise en charge cryptographique
• Prise en charge des machines virtuelles

Les composants d'exécution du noyau peuvent être divisés en trois parties : le noyau principal, les threads du noyau et les modules du noyau, selon la manière dont ils seront exécutés.

• Le noyau central comprend du code qui est exécuté pour fournir un service, tel que le traitement d'un appel système utilisateur ou le traitement d'un événement d'exception ou d'une interruption. La plupart des codes de noyau compilés entrent dans cette catégorie.
• Fils du noyau. Pour effectuer certaines tâches de routine, telles que vider les caches de disque ou libérer de la mémoire en remplaçant les cadres de page inutilisés, le noyau crée des processus ou des threads internes. Les threads sont planifiés comme des processus normaux, mais ils n'ont pas de contexte en mode non privilégié. Les threads du noyau exécutent certaines fonctions du langage C du noyau. Les threads du noyau résident dans l'espace du noyau et ne s'exécutent qu'en mode privilégié.
• Le module du noyau et le module du noyau du pilote de périphérique sont des morceaux de code qui peuvent être chargés et déchargés dans et hors du noyau selon les besoins. Ils étendent les fonctionnalités du noyau sans qu'il soit nécessaire de redémarrer le système. Une fois chargé, le code objet du module du noyau peut accéder à d'autres codes et données du noyau de la même manière que le code objet du noyau lié statiquement.

Un pilote de périphérique est un type spécial de module de noyau qui permet au noyau d'accéder au matériel connecté au système. Ces périphériques peuvent être des disques durs, des moniteurs ou des interfaces réseau. Le pilote interagit avec le reste du noyau via une interface spécifique qui permet au noyau de gérer tous les périphériques de manière générique, quelles que soient leurs implémentations sous-jacentes.

Le noyau se compose de sous-systèmes logiques qui fournissent diverses fonctionnalités. Même si le noyau est le seul programme exécutable, les différents services qu'il fournit peuvent être séparés et combinés en différents composants logiques. Ces composants interagissent pour fournir des fonctionnalités spécifiques. Le noyau se compose des sous-systèmes logiques suivants :

• Sous-système de fichiers et sous-système d'E/S: Ce sous-système implémente des fonctions liées aux objets du système de fichiers. Les fonctions implémentées incluent celles qui permettent à un processus de créer, de maintenir, d'interagir avec et de supprimer des objets du système de fichiers. Ces objets incluent des fichiers réguliers, des répertoires, des liens symboliques, des liens physiques, des fichiers spécifiques à un périphérique, des canaux nommés et des sockets.
• Sous-système de processus: Ce sous-système implémente des fonctions liées au contrôle de processus et au contrôle de thread. Les fonctions implémentées permettent de créer, de planifier, d'exécuter et de supprimer des processus et des sujets de thread.
• Sous-système de mémoire: Ce sous-système implémente des fonctions liées à la gestion des ressources mémoire du système. Les fonctions implémentées incluent celles qui créent et gèrent la mémoire virtuelle, y compris la gestion des algorithmes de pagination et des tables de pages.
• Sous-système réseau: Ce sous-système implémente les sockets de domaine UNIX et Internet, ainsi que les algorithmes utilisés pour planifier les paquets réseau.
• Sous-système CIB: Ce sous-système implémente des fonctions liées aux mécanismes IPC. Les fonctionnalités implémentées incluent celles qui facilitent l'échange contrôlé d'informations entre les processus en leur permettant de partager des données et de synchroniser leur exécution lors de l'interaction avec une ressource partagée.
• Sous-système du module noyau: Ce sous-système implémente l'infrastructure pour prendre en charge les modules chargeables. Les fonctions implémentées incluent le chargement, l'initialisation et le déchargement des modules du noyau.
• Extensions de sécurité Linux: Les extensions de sécurité Linux implémentent divers aspects de la sécurité qui sont fournis dans tout le noyau, y compris le cadre du module de sécurité Linux (LSM). Le framework LSM sert de base aux modules qui vous permettent de mettre en œuvre diverses politiques de sécurité, y compris SELinux. SELinux est un sous-système logique important. Ce sous-système implémente les fonctions de contrôle d'accès obligatoires pour obtenir l'accès entre tous les sujets et objets.
• Sous-système de pilote de périphérique: Ce sous-système implémente la prise en charge de divers périphériques matériels et logiciels via une interface commune indépendante du périphérique.
• Sous-système d'audit: Ce sous-système implémente des fonctions liées à l'enregistrement d'événements critiques pour la sécurité dans le système. Les fonctions implémentées incluent celles qui capturent chaque appel système pour enregistrer les événements critiques pour la sécurité et celles qui implémentent la collecte et l'enregistrement des données de contrôle.
• Sous-système KVM: Ce sous-système implémente la maintenance du cycle de vie des machines virtuelles. Il effectue la complétion des instructions, qui est utilisée pour les instructions ne nécessitant que des vérifications mineures. Pour toute autre instruction, KVM invoque le composant d'espace utilisateur de QEMU.
• API de chiffrement: Ce sous-système fournit une bibliothèque cryptographique interne au noyau pour tous les composants du noyau. Il fournit des primitives cryptographiques aux appelants.

Le noyau est la partie principale du système d'exploitation. Il interagit directement avec le matériel, implémente le partage des ressources, fournit des services partagés pour les applications et empêche les applications d'accéder directement aux fonctions dépendantes du matériel. Les services fournis par le noyau incluent :

1. La gestion de l'exécution des processus, y compris les opérations de création, de résiliation ou de suspension, et l'échange de données interprocessus. Ceux-ci inclus:

• Ordonnancement équivalent des processus à exécuter sur le CPU.
• Séparation des processus dans le CPU en mode temps partagé.
• Exécution du processus dans la CPU.
• Suspendez le noyau une fois que son quantum de temps s'est écoulé.
• Allocation du temps du noyau pour exécuter un autre processus.
• Replanification du temps du noyau pour exécuter un processus suspendu.
• Gérez les métadonnées liées à la sécurité des processus telles que les UID, les GID, les étiquettes SELinux, les ID de fonctionnalité.

2. Allocation de RAM pour le processus exécutable. Cette opération comprend :

• Autorisation accordée par le noyau aux processus de partager une partie de leur espace d'adressage sous certaines conditions ; cependant, ce faisant, le noyau protège le propre espace d'adressage du processus contre les interférences extérieures.
• Si le système manque de mémoire libre, le noyau libère de la mémoire en écrivant temporairement le processus dans la mémoire de second niveau ou la partition d'échange.
• Interaction cohérente avec le matériel de la machine pour établir un mappage des adresses virtuelles aux adresses physiques, qui établit un mappage entre les adresses générées par le compilateur et les adresses physiques.

3. Maintenance du cycle de vie des machines virtuelles, qui comprend :

• Définissez des limites sur les ressources configurées par l'application d'émulation pour cette machine virtuelle.
• Exécution du code programme de la machine virtuelle pour exécution.
• Gestion de l'arrêt des machines virtuelles soit en mettant fin à l'instruction, soit en retardant l'achèvement de l'instruction pour émuler l'espace utilisateur.

4. Maintenance du système de fichiers. Il comprend:

• Allocation de mémoire secondaire pour un stockage et une récupération efficaces des données utilisateur.
• Allocation de mémoire externe pour les fichiers utilisateur.
• Utilisez l'espace de stockage inutilisé.
• Organisation de la structure du système de fichiers (en utilisant des principes de structuration clairs).
• Protection des fichiers des utilisateurs contre les accès non autorisés.
• Organisation de l'accès contrôlé des processus aux périphériques, tels que les terminaux, les lecteurs de bande, les lecteurs de disque et les périphériques réseau.
• Organisation de l'accès mutuel aux données pour les sujets et les objets, fournissant un accès contrôlé basé sur la politique DAC et toute autre politique mise en œuvre par le LSM chargé.

Le noyau Linux est un type de noyau de système d'exploitation qui implémente la planification préemptive. Dans les noyaux qui n'ont pas cette capacité, l'exécution du code du noyau se poursuit jusqu'à la fin, c'est-à-dire le planificateur n'est pas capable de replanifier une tâche tant qu'elle se trouve dans le noyau. De plus, le code du noyau est programmé pour s'exécuter de manière coopérative, sans planification préemptive, et l'exécution de ce code se poursuit jusqu'à ce qu'il se termine et retourne dans l'espace utilisateur, ou jusqu'à ce qu'il se bloque explicitement. Dans les noyaux préemptifs, il est possible de décharger une tâche à tout moment, tant que le noyau est dans un état dans lequel il est sûr de replanifier.

La répartition du contrôle technologique devrait être organisée selon une structure hiérarchique, prévoyant la répartition des fonctions de contrôle technologique entre les niveaux, ainsi qu'une stricte subordination des niveaux de contrôle inférieurs aux niveaux supérieurs.
Tous les organismes de contrôle technologique de surveillance, quelle que soit la forme de propriété de l'entité de marché concernée faisant partie du système énergétique (IPS, UES), doivent obéir aux commandes (instructions) du répartiteur technologique supérieur.
Il existe deux catégories de subordination opérationnelle :
gestion opérationnelle et gestion opérationnelle.
Le contrôle opérationnel du répartiteur concerné devrait inclure les équipements et les commandes électriques, les opérations avec lesquelles nécessitent la coordination des actions du personnel de répartition subordonné et l'exécution coordonnée des opérations sur plusieurs objets de subordination opérationnelle différente.
Le contrôle opérationnel du répartiteur devrait être le pouvoir
équipements et commandes dont l'état et le mode
affecter le mode de fonctionnement du système d'alimentation correspondant (IPS, UES). Opérations avec de tels équipements et contrôles
doit être effectuée avec l'autorisation du répartiteur concerné.
Les règles et réglementations en vigueur prévoient que
que tous les éléments de l'EPS (équipements, appareils, dispositifs d'automatisation et commandes) sont sous le contrôle opérationnel et la gestion des répartiteurs et des cadres supérieurs à différents niveaux de gestion.
Le terme contrôle opérationnel désigne le type de subordination opérationnelle, lorsque les opérations avec l'un ou l'autre équipement EPS ne sont effectuées que sur ordre du répartiteur approprié (personnel supérieur) qui gère cet équipement. Le contrôle opérationnel du répartiteur est un équipement dont les opérations nécessitent la coordination des actions du personnel opérationnel subordonné.
Le terme gestion opérationnelle fait référence au type de
subordination, si les opérations avec l'un ou l'autre équipement EPS
sont effectués avec la connaissance (avec l'autorisation) du répartiteur concerné dans la juridiction duquel se trouve cet équipement.
Un maintien opérationnel de deux niveaux est envisagé. Le contrôle opérationnel du 1er niveau est un équipement dont les opérations sont effectuées par accord ou avec notification d'un répartiteur de niveau supérieur ou d'un répartiteur de même niveau.
Le contrôle opérationnel de niveau II comprend les équipements dont l'état ou les opérations avec lesquels
mode de fonctionnement d'une certaine partie du réseau électrique. Opérations avec
ces équipements sont réalisés en accord avec les supérieurs
par le responsable du traitement et notifiant les responsables du traitement concernés.
Chaque élément de l'EPS peut être sous le contrôle opérationnel du répartiteur non seulement d'un étage, mais aussi sous l'autorité de plusieurs
répartiteurs d'un ou plusieurs niveaux de contrôle. La répartition de l'équipement, de l'automatisation et du contrôle entre les niveaux de la hiérarchie territoriale par types de gestion caractérise non seulement la répartition des fonctions de gestion entre les niveaux de la hiérarchie territoriale au niveau temporaire de la gestion opérationnelle, mais détermine dans une large mesure la répartition de fonctions à d'autres niveaux temporaires.
Parallèlement, dans la gestion opérationnelle, et dans certains cas dans la planification des régimes, il est envisagé que l'une des subdivisions, sur un certain éventail de questions, soit subordonnée à une autre, située au même niveau de gestion. Oui, répartiteur
l'un des systèmes électriques peut se voir confier la gestion opérationnelle de la ligne de transmission électrique reliant ce système électrique au système voisin. Ainsi, le déchargement du répartiteur ODU est organisé en transférant aux répartiteurs du système énergétique certaines des fonctions pouvant être réalisées à ce niveau.
Tous les équipements EPS qui assurent la production et la distribution d'électricité sont sous le contrôle opérationnel du répartiteur de service du système électrique ou du personnel d'exploitation qui lui est directement subordonné (chefs de quart des centrales; répartiteurs des réseaux électriques et thermiques, personnel de service des sous-stations ( PS), etc.). Listes des équipements en fonctionnement
de gestion et de maintenance, sont agréés par les chefs répartiteurs de la CDU
UES de Russie, ODU d'UES et CDS de systèmes énergétiques, respectivement.


Le contrôle opérationnel du répartiteur du réseau électrique est l'équipement principal dont le fonctionnement nécessite
coordination des actions du personnel de service des entreprises électriques (installations électriques) ou modifications coordonnées de la protection et de l'automatisation des relais
plusieurs objets.
La gestion opérationnelle des installations énergétiques qui jouent un rôle particulièrement important dans l'association ou dans l'UES, à titre exceptionnel, peut être confiée non pas au répartiteur du réseau électrique, mais au répartiteur de l'ODU ou du CDU de l'UES.
Sous la juridiction opérationnelle du répartiteur en service de l'ODU sont
puissance de fonctionnement totale et réserve de puissance des systèmes d'alimentation, des centrales électriques et des unités de grande puissance, des communications inter-systèmes et des objets des réseaux principaux qui affectent le mode IPS. En opération
le contrôle du répartiteur ODU est transféré à l'équipement, les opérations avec
qui nécessitent une coordination des actions des répartiteurs en service
systèmes d'alimentation.
Le répartiteur de service de l'UES CDU, chef opérationnel supérieur de l'UES, est en charge de la capacité totale de fonctionnement et de la réserve de marche de l'UES, des liaisons électriques entre les associations, ainsi que des liaisons les plus importantes au sein de l'UES et des installations. , dont le mode affecte de manière décisive le mode de l'UES.
Dans la gestion opérationnelle du répartiteur de la CDU UES se trouvent les principales connexions entre l'IPS et certains objets d'importance à l'échelle du système.
Le principe de subordination opérationnelle s'étend non seulement aux équipements et appareils principaux, mais également à la protection relais des installations concernées, aux automatismes linéaires et de secours, aux moyens et systèmes de contrôle automatique du mode normal, ainsi qu'aux outils de régulation et de contrôle technologique. utilisé par le personnel opérationnel.
Les répartiteurs de service des AO-energos, des ODU et des CDU de l'UES sont respectivement les principaux gestionnaires opérationnels du système énergétique, de l'association et de l'UES dans son ensemble. L'équipement qui est sous le contrôle opérationnel ou le contrôle du répartiteur du lien correspondant ne peut être mis hors service ou en réserve, et également mis en service sans l'autorisation ou les instructions du répartiteur. Les ordres de la gestion administrative des installations électriques et des systèmes électriques sur des questions relevant de la compétence des répartiteurs ne peuvent être exécutés par le personnel opérationnel qu'avec l'autorisation de l'opérateur opérationnel.
officier supérieur en service.
Le niveau supérieur (CDU UES) assure la gestion opérationnelle 24 heures sur 24 du fonctionnement parallèle de l'UES et la régulation continue du mode UES. La liaison intermédiaire (MDL) dirige le mode combiné et gère le fonctionnement en parallèle des systèmes électriques. Le dispatching du système électrique gère le mode du système électrique, assurant le fonctionnement coordonné de toutes ses installations énergétiques.
Pendant le fonctionnement de l'EPS dans le cadre de l'IPS, la responsabilité des systèmes énergétiques pour l'utilisation de la puissance des centrales électriques, garantissant la puissance disponible maximale et élargissant la plage de régulation est entièrement préservée. Dans le même temps, la puissance disponible et les capacités de réglage sont déterminées par les conditions de couverture des charges de l'IPS, en tenant compte du débit des communications intersystèmes.
La responsabilité principale du maintien de la fréquence normale incombe au responsable d'exploitation supérieur de l'UES - répartiteur de la télécommande de l'UES. Les répartiteurs de l'ODS et des systèmes électriques assurent le maintien des programmes de flux de puissance entre l'UES et les systèmes électriques fixés respectivement par le CDU de l'UES et de l'ODS, la mise en œuvre des instructions de modification des flux afin de maintenir
fréquence normale lors de la modification de l'équilibre de puissance. La responsabilité du maintien de la fréquence est également partagée par les répartiteurs de l'ODE et des systèmes électriques en termes de fourniture d'une réserve de marche tournante donnée, et dans le cas d'un contrôle automatique de fréquence et de puissance active, en termes d'utilisation des systèmes et dispositifs automatiques impliqués dans régulation automatique et de maintenir la plage de régulation requise dans les centrales électriques.
Le contrôle du régime des réseaux électriques principaux par tension est effectué par les actions coordonnées du personnel des étages correspondants de contrôle de dispatching. Répartiteurs
CDU UES et ODU maintiennent des niveaux de tension aux points correspondants du réseau électrique principal, déterminés par les instructions.
En cas de pénurie temporaire de puissance ou d'électricité dans l'UES, la durée de charge ou les restrictions de consommation électrique
établi par la CDU UES et convenu avec la direction de RAO "UES of Russia" ; ordres d'imposer des restrictions répartiteur CDU
Donne des ODE aux contrôleurs, et ces derniers aux contrôleurs du système d'alimentation.
Le plus haut niveau de gestion opérationnelle (CDU UES) élabore et approuve les instructions de base pour le maintien du régime et la gestion opérationnelle, qui sont obligatoires pour le personnel opérationnel de l'ODU et des installations directement subordonnées à la CDU. Les ODU territoriales pour leurs associations élaborent des instructions conformes aux dispositions générales des instructions
Le CDU et les employés, à leur tour, servent de base à l'élaboration d'instructions locales du CDS qui tiennent compte des particularités de la structure et du mode des systèmes électriques.