Opis:

Poboljšanje učinkovitosti
upravljanje distribucijskom mrežom

V. E. Vorotnitsky, doktor tehnič. sci., profesor, zamjenik izvršnog direktora za istraživanje, JSC VNIIE

Glavni zadaci upravljanja električnim mrežama u tržišnim uvjetima

Osiguravanje tehnološke infrastrukturne funkcije električne mreže uz jednake mogućnosti korištenja svih sudionika na tržištu električne energije;

Osiguravanje stabilnog i sigurnog rada elektromrežne opreme, pouzdanog napajanja potrošača i kvalitete električne energije koja udovoljava zahtjevima propisanim propisima, te poduzimanje mjera za osiguranje ispunjavanja obveza elektroprivrednih subjekata po ugovorima zaključenim o električnoj energiji. tržište;

Osiguravanje ugovornih uvjeta za opskrbu električnom energijom sudionika (-a) tržišta električne energije;

Osiguravanje nediskriminatornog pristupa subjekata tržišta električne energije električnoj mreži, uz njihovu usklađenost s Tržišnim pravilima, tehnološkim pravilima i postupcima, ako je takvo povezivanje tehnički moguće;

Minimiziranje tehničkih ograničenja mreže u ekonomski opravdanim granicama;

Smanjenje troškova prijenosa i distribucije električne energije uvođenjem naprednih tehnologija za održavanje i popravak elektroenergetske opreme, nove opreme i mjera za uštedu energije.

Svrha članka je razmotriti:

Glavni zadaci upravljanja električnim mrežama u tržišnim uvjetima;

Opće karakteristike distribucijskih mreža 0,38–110 kV u Rusiji;

Tehničko stanje distribucijskih mreža, objekata i sustava za njihovo upravljanje;

Trendovi i izgledi razvoja:

a) digitalne informacijske tehnologije;

b) osnovne informacijske tehnologije;

c) geoinformacijske tehnologije;

d) automatizirani sustavi za operativno i tehnološko upravljanje distribucijskim mrežama poduzeća i njihovim glavnim podsustavima;

e) sredstva za podjelu distribucijskih mreža;

Problemi stvaranja regulatornog okvira za automatizaciju upravljanja distribucijskim mrežama.

Opće karakteristike distribucijskih električnih mreža u Rusiji

Seoske električne mreže

Ukupna duljina električnih mreža napona 0,4-110 kV u ruralnim područjima Rusije iznosi oko 2,3 milijuna km, uključujući vodove s naponom od:

0,4 kV - 880 tisuća km

6–10 kV - 1.150 tisuća km

35 kV - 160 tisuća km

110 kV - 110 tisuća km

U mreže je ugrađeno 513.000 transformatorskih podstanica 6–35/0,4 kV ukupne snage oko 90 milijuna kVA.

Gradske električne mreže

Ukupna duljina gradskih električnih mreža napona 0,4-10 kV iznosi 0,9 milijuna km, uključujući:

kabelski vodovi 0,4 kV - 55 tisuća km

nadzemni vodovi 0,4 kV - 385 tisuća km

kabelski vodovi 10 kV - 160 tisuća km

nadzemni vodovi 10 kV - 90 tisuća km

vanjska rasvjeta nadzemni vodovi - 190 tisuća km

vanjska rasvjeta nadzemni vodovi - 20 tisuća km

U mrežama je ugrađeno oko 290 tisuća transformatorskih stanica od 6-10 kV kapaciteta 100-630 kVA.

Tehničko stanje distribucijskih električnih mreža, sredstava i sustava za njihovo upravljanje

Oprema električne mreže

Oko 30-35% nadzemnih vodova i trafostanica odradilo je svoj standardni period. Do 2010. ta će brojka doseći 40%, ako tempo obnove i tehničke preuređenja električnih mreža ostane isti.

Kao rezultat toga, pogoršavaju se problemi s pouzdanošću napajanja.

Prosječno trajanje isključenja potrošača je 70-100 sati godišnje. U industrijaliziranim zemljama statistički se definira kao “dobro” stanje napajanja kada je ukupno trajanje prekida za srednjenaponsku mrežu tijekom godine u rasponu od 15-60 minuta godišnje. U niskonaponskim mrežama te su brojke nešto veće.

Prosječan broj oštećenja koja uzrokuju isključenje visokonaponskih vodova napona do 35 kV je 170-350 na 100 km dalekovoda godišnje, od čega je 72% nestabilno, pretvarajući se u jednofazne.

Relejna zaštita i automatizacija

Od trenutno u pogonu u distribucijskim mrežama Rusije, oko 1.200 tisuća uređaja relejne zaštite i automatizacije (RPA) različitih tipova, glavni udio su elektromehanički uređaji, mikroelektronički ili uređaji s djelomičnim korištenjem mikroelektronike.

Sa standardnim vijekom trajanja uređaja za relejnu zaštitu od 12 godina, oko 50% svih kompleta relejne zaštite odradilo je svoj standardni vijek trajanja.

Zaostatak razine proizvedene domaće RPA opreme u usporedbi s RPA opremom vodećih inozemnih proizvođača iznosi 15-20 godina.

Kao i do sada, preko 40% slučajeva neispravnog rada uređaja relejne zaštite i automatike događa se zbog nezadovoljavajućeg stanja uređaja i grešaka osoblja službi relejne zaštite tijekom njihovog održavanja.

Valja napomenuti da nije sve sigurno s pouzdanošću relejne zaštite, ne samo u Rusiji, već iu nekim industrijaliziranim zemljama.

Konkretno, na sjednici Međunarodne konferencije o distribucijskim mrežama (CIRED) 2001. godine uočeno je da u norveškim električnim mrežama godišnja šteta od pogrešnih radnji sustava zaštite i upravljanja iznosi oko 4 milijuna američkih dolara. Istodobno, 50% lažnih alarma zaštite otpada na udio zaštitnih i upravljačkih uređaja. Od toga, više od 50% - s pogreškama tijekom provjere i ispitivanja opreme i samo 40% zbog oštećenja.

U drugim skandinavskim zemljama stopa oštećenja uređaja relejne zaštite je 2-6 puta manja.

Glavna prepreka širokoj automatizaciji objekata elektroenergetske mreže je nedostupnost primarne električne opreme za to.

Sustav za prikupljanje i prijenos informacija, informacija i računalni sustavi

Više od 95% telemehaničkih uređaja i senzorskih setova radi više od 10-20 godina. Sredstva i komunikacijski sustavi su uglavnom analogni, moralno i fizički zastarjeli, ne ispunjavaju potrebne zahtjeve za točnost, pouzdanost, pouzdanost i brzinu.

U velikoj većini kontrolnih prostorija područnih električnih mreža (OIE) i elektromrežnih poduzeća (PES) tehnička osnova automatiziranih upravljačkih sustava su osobna računala koja ne udovoljavaju zahtjevima kontinuiranog tehnološkog nadzora i upravljanja. Vijek trajanja osobnih računala koja rade u kontinuiranom načinu rada ne prelazi 5 godina, a rok zastarjelosti je još kraći. Za automatizirani nadzorni sustav upravljanja (ASCS) električnih mreža potrebno je koristiti posebna računala koja pouzdano rade u kontinuiranom načinu rada, zajedno s alatima za upravljanje procesima.

Zahtijeva široko rasprostranjeno licenciranje softvera sustava Microsoft, ORACLE itd. koji se koristi u električnim mrežama.

Aplikacijski (tehnološki) softver (SCADA-DMS) u mnogim električnim mrežama također je očito zastario, ne zadovoljava suvremene zahtjeve kako u pogledu funkcija, tako i u pogledu količine obrađenih informacija.

Konkretno, postojeći automatizirani sustavi upravljanja za PES i OIE uglavnom pružaju informacijske usluge osoblju i praktički ne rješavaju probleme operativnog upravljanja elektroenergetskim sustavima, optimizacije operativnog i popravnog održavanja električnih mreža.

Sustav regulacije napona

Regulacija napona pod opterećenjem u napojnim centrima distribucijske mreže i nepobuđeno uključivanje (s isključenjem transformatora) na transformatorskim stanicama 6-10 kV gotovo se nikada ne koriste ili se koriste sporadično jer se potrošači žale na niske razine napona u vršnim satima.

Rezultat je da su na odvojenim električnim udaljenim točkama 0,38 kV električnih mreža u ruralnim područjima naponske razine 150–160 V umjesto 220 V.

U takvoj situaciji tržište električne energije može nametnuti vrlo ozbiljne sankcije distribucijskim mrežama za pouzdanost i kvalitetu opskrbe potrošača električnom energijom. Ako se za to ne pripremite unaprijed, u vrlo bliskoj budućnosti mrežne tvrtke pretrpjet će ozbiljne materijalne gubitke, što će dodatno pogoršati situaciju.

Sustav mjerenja električne energije

Velika većina elektroenergetskih centara distribucijske mreže (oko 80%) i oko 90% potrošača u kućanstvu imaju moralno i fizički zastarjele, često s isteklim rokovima kalibracije i servisiranja, indukcijska ili elektronička brojila prve generacije, koja pružaju mogućnost samo ručnog očitanja .

Rezultat je povećanje komercijalnih gubitaka električne energije u električnim mrežama. Uz ukupne gubitke električne energije u ruskim električnim mrežama od oko 107 milijardi kWh godišnje, distribucijske mreže od 110 kV i manje čine 85 milijardi kWh, od čega komercijalni gubici, prema minimalnim procjenama, iznose 30 milijardi kWh godišnje.

Ako krajem 80-ih godina dvadesetog stoljeća relativni gubici električne energije u električnim mrežama elektroenergetskih sustava nisu prelazili 13-15% opskrbe električnom energijom u mreži, sada su dosegli razinu od 20- 25% za pojedinačne elektroenergetske sustave, te 30–40 za pojedinačne TE.%, a za neke OIE već prelaze 50%.

U razvijenim europskim zemljama relativni gubici električne energije u električnim mrežama su na razini od 4-10%: u SAD-u - oko 9%, Japanu - 5%.

U skladu s Uredbom Vlade Ruske Federacije o regulaciji tarifa za električnu energiju, Pravilima veleprodajnog tržišta i nacrtom Pravila maloprodajnog tržišta za prijelazno razdoblje, standardni gubici električne energije u električnim mrežama (i ovo ne više od 10-12% opskrbe mreže) može se uključiti u trošak usluga prijenosa električne energije i plaćat će ga tržišni subjekti, a višak gubitaka električne energije morat će otkupljivati ​​mrežna poduzeća kako bi ih nadoknadila.

Za neke tvrtke s gubicima od 20-25%, to znači da će više od polovice prijavljenih gubitaka biti izravni financijski gubici od stotina milijuna rubalja godišnje.

Sve to zahtijeva kvalitativno nove pristupe mjerenju električne energije kako u električnim mrežama tako i kod potrošača, prije svega, automatizaciji računovodstva, automatizaciji obračuna i analize bilanca električne energije, selektivnom isključenju potrošača koji ne plaćaju, itd.

Regulatorni okvir za optimizaciju razvoja elektrodistribucijskih mreža i sustava upravljanja njima

Regulatorni okvir gotovo da nije ažuriran od sredine 1980-ih i ranih 1990-ih. Danas je potrebno revidirati oko 600 sektorskih regulatornih dokumenata.

Mnogi temeljni dokumenti, prvenstveno pravila za ugradnju električnih instalacija, pravila tehničkog rada nisu usuglašeni od strane Ministarstva pravosuđa Ruske Federacije i, u biti, prestali su biti obvezni za korištenje.

Do sada s istim Ministarstvom pravosuđa Ruske Federacije nisu dogovorena nova Pravila za korištenje električne energije. Kazneni zakon Ruske Federacije ne sadrži pojam "krađe električne energije", što nanosi veliku materijalnu štetu elektroprivredi. Obim krađe električne energije raste i objektivno će rasti s povećanjem tarifa električne energije. Da bismo to zaustavili, ne trebaju nam samo napori energetskih inženjera, već i pravna pomoć države. Nažalost, ova pomoć nije uvijek adekvatna. Konkretno, stupanjem na snagu Zakona Ruske Federacije "O tehničkoj regulaciji", status GOST-ova naglo je smanjen, što za zemlju poput Rusije može stvoriti i već stvara značajne probleme. Glavni je nedostatak jedinstvene tehničke politike u razvoju i upravljanju distribucijskim mrežama.

Financiranje ovog razvoja i njegova znanstvena potpora očito je nedovoljno i provodi se po rezidualnom principu. Više od desetljeća krize u ruskoj elektroenergetici znatno je pogoršalo situaciju. Reforme upravljanja elektroenergetskim sektorom koje su započete posljednjih godina do sada su zahvatile okosne mreže od 220 kV i više, u kojima također ima mnogo problema, ali ne toliko koliko su se nakupili u distribucijskim mrežama.

Nade u aktivnost domaćih i zapadnih investitora i uvođenje zapadnih tehnologija u upravljanje domaćim distribucijskim mrežama najvjerojatnije su osuđene na propast zbog činjenice da rusko zakonodavstvo, mentalitet, klimatski uvjeti, značajke izgradnje mreža (velika grana i dužina, drugo mrežna oprema, nekvalitetna električna energija, visoka razina smetnji i sl.), sustavi upravljanja i softver značajno se razlikuju od inozemnih. Ispravnije je usredotočiti se na vlastite snage, uzimajući u obzir najbolja domaća i strana iskustva. Za to postoje svi preduvjeti, o čemu svjedoče novonastali trendovi u svijetu i napredni domaći energetski sustavi i mreže.

Sredinom 1980-ih i početkom 1990-ih, JSC VNIIE razvio je cijeli niz dokumenata o stvaranju i razvoju automatiziranih sustava upravljanja za PES i OIE. Naravno, ovi dokumenti su sada vrlo zastarjeli i zahtijevaju reviziju.

Trendovi i izgledi razvoja

Digitalne i informacijske tehnologije

Globalni trendovi u razvoju upravljačkih sustava neraskidivo su povezani s prijelazom na digitalne tehnologije, koje pružaju mogućnost stvaranja integriranih hijerarhijskih sustava. Pritom su distribucijske električne mreže u tim sustavima donja hijerarhijska karika, neraskidivo povezana s gornjim razinama upravljanja.

Temelj za prijelaz na digitalne tehnologije je tehnička preoprema i modernizacija komunikacijskog i telekomunikacijskog sustava uz naglo povećanje obujma i brzine prijenosa informacija. Fazni prijelaz na digitalne integrirane sustave upravljanja bit će određen fazama implementacije Jedinstvenog digitalnog komunikacijskog sustava u energetskom sektoru i trajat će najmanje 10-15 godina.

Posljednjih godina 20. stoljeća vodeći svjetski stručnjaci u području telekomunikacija postavili su tezu: "20. stoljeće je stoljeće energije, a 21. stoljeće je stoljeće informatike." Istodobno se pojavio novi termin: “infokomunikacije”, koji spaja “informatizaciju” i “telekomunikacije”. Mislim da bi bilo ispravnije reći da će 21. stoljeće biti stoljeće i energije i infokomunikacija utemeljenih na suvremenim informacijskim i digitalnim tehnologijama.

Najvažniji trendovi u razvoju infokomunikacijskih mreža su:

Povećanje pouzdanosti i vijeka trajanja telekomunikacijskih mreža;

Razvoj metoda za predviđanje razvoja telekomunikacija u regijama, ovisno o potrošnji električne energije;

Izrada sustava upravljanja informacijskim i komunikacijskim okruženjem;

Usporedno s razvojem digitalnih mreža, uvođenje suvremenih telekomunikacijskih tehnologija, prvenstveno optičke tehnologije;

Uvođenje u niz zemalja tzv. PLC-tehnologija za korištenje 0,4–35 kV električnih mreža za prijenos bilo kakvih informacija od trafostanica, elektroenergetskih poduzeća, industrijskih poduzeća do praćenja i upravljanja potrošnjom energije u svakodnevnom životu, uključujući rješavanje AMR problema, informacija podrška djelatnosti pretplatnika električne mreže 0,4–35 kV;

Korištenje komunikacijskih objekata za zaštitu elektroenergetskih objekata, video nadzor.

Osnovne informacijske tehnologije

Jedna od glavnih značajki suvremenih automatiziranih upravljačkih sustava je integracija (agregacija) mnogih softverskih proizvoda u jedinstveni informacijski prostor.

Trenutno se integracijska tehnologija temeljena na internetskim tehnologijama i otvorenim standardima razvija vrlo brzo, što omogućuje:

Stvoriti tehničku infrastrukturu za dizajn aplikacija i mogućnosti razvoja sustava za dugo vremena;

Pružiti mogućnost integracije proizvoda tvrtki kao što su Microsoft, ORACLE, IBM, itd.;

Osigurati mogućnost dosljedne integracije postojećih proizvoda bez značajnih promjena i reprogramiranja;

Osigurajte skalabilnost i prenosivost softvera kako biste ga mogli replicirati u poduzećima tvrtke.

Geoinformacijske tehnologije

Brzi razvoj računalne tehnologije i telekomunikacija, satelitskih navigacijskih sustava, digitalne kartografije, uspjeh mikroelektronike i drugi tehnološki napredak, kontinuirano poboljšanje standardne i primijenjene softverske i informacijske podrške stvaraju objektivne preduvjete za sve širu primjenu i razvoj kvalitativno novog područje znanja – geoinformatika. Nastala je na sjecištu geografije, geodezije, topologije, obrade podataka, informatike, inženjerstva, ekologije, ekonomije, poslovanja, drugih disciplina i područja ljudskog djelovanja. Najznačajnije praktične primjene geoinformatike kao znanosti su geografski informacijski sustavi (GIS) i geoinformacijske tehnologije (GIS tehnologije) stvorene na njihovoj osnovi.

Kratica GIS postoji više od 20 godina i izvorno se odnosila na skup računalnih metoda za izradu i analizu digitalnih karata i povezanih tematskih informacija za upravljanje općinskim objektima.

Sve veća pažnja posvećuje se korištenju GIS tehnologija u elektroenergetskoj industriji i, prije svega, u električnim mrežama JSC FGC UES, AO-energos i gradova.

Već prva iskustva korištenja GIS-a kao informacijsko-referentnih sustava u domaćim električnim mrežama pokazala su bezuvjetnu korisnost i učinkovitost takve uporabe za:

Certificiranje mrežne opreme uz njihovo vezanje na digitalnu kartu područja i razne električne krugove: normalne, operativne, potporne, proračunske itd.;

Obračun i analiza tehničkog stanja električne opreme: vodova, transformatora i dr.;

Obračun i analiza plaćanja za utrošenu električnu energiju;

Pozicioniranje i prikaz na digitalnoj karti lokacije operativnih mobilnih timova itd.

Još veće perspektive otvaraju se primjeni GIS tehnologija u rješavanju problema: optimalno planiranje i projektiranje razvoja; popravak i održavanje električnih mreža, uzimajući u obzir značajke terena; operativno upravljanje mrežama i likvidacija nesreća, uzimajući u obzir prostorne, tematske i operativne podatke o stanju objekata mreže i njihovim načinima rada. Za to je i danas potrebno informacijsko i funkcionalno povezivanje GIS-a, tehnoloških softverskih sustava automatiziranih sustava upravljanja električnim mrežama, ekspertnih sustava i baza znanja za rješavanje navedenih zadataka. JSC "VNIIE" je razvio sustav-savjetnik za analizu zahtjeva za popravke mrežne opreme. U tijeku je rad na povezivanju programa izračuna gubitaka s GIS-om.

Posljednjih godina jasno je definiran trend razvoja integriranih inženjerskih komunikacijskih sustava na jedinstvenoj topografskoj osnovi grada, okruga, regije, uključujući toplinske, električne, plinske, vodene, telefonske i druge inženjerske mreže.

Struktura automatiziranog sustava za operativno dispečersko upravljanje distribucijskim mrežama (AS DGC)

Svrha stvaranja RGC AS je povećanje učinkovitosti i pouzdanosti distribucije električne energije i snage osiguravanjem maksimalne učinkovitosti operativnih i tehnoloških aktivnosti RGC-a kroz integriranu automatizaciju procesa prikupljanja, obrade, prijenosa informacija te donošenje odluka na temelju suvremenih informacijskih tehnologija.

RSC AS bi trebao biti distribuirani hijerarhijski sustav, na čijoj se razini rješava obvezni osnovni skup zadataka koji osigurava obavljanje glavnih funkcija operativnog i tehnološkog upravljanja.

Glavni podsustavi AS RSK:

Automatizirano operativno dispečersko upravljanje električnim mrežama, koje obavlja sljedeće funkcije:

a) tekuće upravljanje;

b) operativno upravljanje i planiranje;

c) kontrola i upravljanje potrošnjom energije;

d) planiranje i upravljanje popravcima;

Automatizirana tehnološka kontrola:

a) relejna zaštita i automatizacija;

b) napon i jalova snaga;

Automatizirani sustav komercijalnog i tehničkog obračuna električne energije (ASKUE);

Sustav komunikacije, prikupljanja, prijenosa i prikaza informacija.

Zbog ograničenja količine članaka, usredotočit ćemo se samo na glavne trendove i izglede razvoja glavnih podsustava RSC AS.

Relejna zaštita i automatizacija

Glavni pravci razvoja relejne zaštite i automatizacije u distribucijskim električnim mrežama:

Zamjena fizički dotrajale opreme koja je odradila svoj vijek trajanja;

Modernizacija uređaja za relejnu zaštitu i automatizaciju s fokusom na korištenje nove generacije mikroprocesorskih uređaja;

Integracija mikroprocesorske opreme za relejnu zaštitu i automatizaciju u jedinstveni automatizirani sustav upravljanja procesima za opskrbne trafostanice;

Proširenje funkcija relejne zaštite i automatizacije za zadatke mjerenja i upravljanja, uzimajući u obzir zahtjeve za pouzdanost njegovog rada, uključujući korištenje međunarodnih standarda za komunikacijska sučelja.

Regulacija napona i jalove snage

Glavni zadaci za poboljšanje učinkovitosti regulacije napona:

Poboljšanje pouzdanosti i kvalitete operativnog održavanja regulacije napona podrazumijeva, prije svega, regulaciju napona pod opterećenjem i automatsku regulaciju napona;

Kontrola i analiza grafova opterećenja potrošača i napona u čvorovima električnih mreža, povećanje pouzdanosti i obujma mjerenja jalove snage u distribucijskim mrežama;

Implementacija i sustavno korištenje softvera za optimizaciju zakona regulacije napona u distribucijskim mrežama, praktična primjena ovih zakona;

Organizacija daljinskog i automatskog upravljanja transformatorskim slavinama iz dispečerskih centara;

Ugradnja dodatnih daljinski upravljanih sredstava za regulaciju napona, primjerice, pojačivača transformatora na mreže dugih srednjenaponskih distribucijskih vodova, na kojima je nemoguće osigurati dopuštena odstupanja napona na čvorovima mreže putem centralizirane regulacije.

Automatizacija mjerenja električne energije

Automatizacija mjerenja električne energije strateški je smjer za smanjenje komercijalnih gubitaka električne energije u svim zemljama bez iznimke, temelj i preduvjet za funkcioniranje veleprodajnog i maloprodajnog tržišta električne energije.

Moderni ASKUE bi trebao biti kreiran na temelju:

Standardizacija formata i protokola za prijenos podataka;

Osiguravanje diskretnosti mjerenja, prikupljanja i prijenosa komercijalnih mjernih podataka potrebnih za učinkovito funkcioniranje konkurentnog maloprodajnog tržišta električne energije;

Osiguravanje obračuna stvarnih i dopuštenih neravnoteža električne energije u električnim mrežama, lokalizacija neravnoteža i poduzimanje mjera za njihovo smanjenje;

Međusobna povezanost sa sredstvima automatiziranih sustava upravljanja, automatiziranih sustava upravljanja procesima i automatizacije u slučaju nužde.

Za prikupljanje informacija postoji stalni trend zamjene indukcijskih brojila elektroničkim, ne samo zbog viših granica točnosti, već i zbog manje potrošnje u strujnim i naponskim transformatorskim krugovima.

Od posebnog je značaja za maloprodajno tržište električne energije i za smanjenje gubitaka električne energije u električnim mrežama isključenje samoposluživanja (samosnimanje očitanja) brojila električne energije od strane kućanskih potrošača. U tu svrhu diljem svijeta razvija se ASKUE za kućne potrošače s prijenosom podataka od brojila električne energije preko 0,4 kV mreže ili putem radio kanala do centara za prikupljanje podataka. Konkretno, PLC tehnologije su već spomenute u širokoj upotrebi.

Primjena suvremenih sredstava presjeka distribucijskih električnih mreža i decentralizirane automatizacije

U mnogim zemljama, kako bi se povećala pouzdanost distribucijskih mreža, smanjilo vrijeme traženja mjesta kvara i broj prekida u opskrbi električnom energijom, već dugi niz godina koriste "glavni princip" izgradnje takvih mreža, baziran na o opremanju mreža automatskim točkama presjeka konstrukcije stupova - reklozerima, koji kombiniraju funkcije:

Određivanje mjesta oštećenja;

Lokalizacija oštećenja;

Obnova napajanja.

nalazima

1. Neophodni prioriteti:

Izrada koncepta i dugoročnog programa razvoja, modernizacije, tehničke preuređenja i rekonstrukcije distribucijskih električnih mreža 0,38–110 kV, sredstava i sustava za upravljanje njihovim režimima, popravak i održavanje;

Prijelaz s rezidualnog na prioritetno načelo raspodjele financijskih i materijalnih sredstava za faznu praktičnu provedbu ovog koncepta i programa, uz razumijevanje presudne važnosti naprednog razvoja distribucijskih mreža i njihovih sustava upravljanja za učinkovito funkcioniranje ne samo maloprodajna, ali i veleprodajna tržišta električne energije;

Razvoj suvremene, tržišno orijentirane poslovne i upravljačke, regulatorne i metodološke osnove za razvoj distribucijskih električnih mreža i sustava upravljanja njima;

Razvoj ekonomski opravdanih zahtjeva za domaću industriju za proizvodnju suvremene opreme za električne mreže i njihove upravljačke sustave;

Organizacija sustava certificiranja i puštanja u pogon domaće i uvozne opreme za distribucijske mreže i sustava upravljanja njima;

Provedba i analiza rezultata provedbe pilot projekata razvoja novih perspektivnih tehnologija i sustava za automatizirano upravljanje distribucijskim električnim mrežama.

2. Razvoj i implementacija učinkovitih automatiziranih sustava upravljanja distribucijskim električnim mrežama složen je zadatak koji zahtijeva značajna kapitalna ulaganja.

Svaka distribucijska tvrtka i AO-energo prije početka modernizacije i tehničke preopremanja postojećeg sustava upravljanja elektroenergetskom mrežom ili stvaranja novog moraju jasno razumjeti skup zadataka koje treba riješiti, očekivani učinak uvođenja automatiziranog upravljanja. sustava.

Potrebno je razviti suvremene metode za proračun ekonomske učinkovitosti ACS PES-a i RES-a (distribucijske mreže), faze njihovog nastanka i razvoja.

3. Glavno pitanje koje se uvijek nameće u razvoju i implementaciji novih tehnologija upravljanja električnim mrežama je odakle za sve to nabaviti novac?

Zapravo, može postojati nekoliko izvora sredstava:

1) centralizirano financiranje pilot projekata i regulatornih i metodoloških dokumenata;

2) tarife električne energije;

3) konsolidacija određenog dijela financijskih sredstava budućih distribucijskih mrežnih tvrtki i današnjih AO-energosa u službeno uspostavljeno partnerstvo - Rusko udruženje poduzeća;

4) zainteresirani investitori.

U ruskim uvjetima, kako je pokazala praksa naprednih energetskih sustava, načelo „Tko želi riješiti problem, traži i nalazi načine da ga riješi, tko ne želi, traži razloge zašto je rješenje nemoguće ili čeka drugi da to riješe umjesto njega” bi trebao funkcionirati.

Kao što slijedi iz članka, postoji dovoljno mogućnosti i načina za poboljšanje učinkovitosti upravljanja distribucijskim mrežama u Rusiji. Nužni su razumijevanje važnosti i aktivna želja da se te prilike provedu u praksi.

Prema Saveznom zakonu "O elektroprivredi", JSC FGC UES odgovorno je za tehnološko upravljanje Jedinstvenom nacionalnom električnom mrežom (UNEG). Istodobno su se pojavila pitanja o jasnom razgraničenju funkcionalnosti između JSC SO UES, koje provodi jedinstvenu dispečersku kontrolu elektroenergetskih objekata, i mrežnih tvrtki. To je dovelo do potrebe za stvaranjem učinkovite strukture za operativno i tehnološko upravljanje objektima JSC FGC UES, čiji zadaci uključuju, između ostalog:
osiguranje pouzdanog rada objekata UNEG-a i ispunjavanje tehnoloških načina rada dalekovoda, opreme i uređaja objekata UNEG-a koje je odredio DD SO UES;
osiguranje odgovarajuće kvalitete i sigurnosti rada tijekom rada objekata UNEG-a;
stvaranje jedinstvenog sustava za obuku operativnog osoblja za obavljanje funkcija OTU;
osiguranje tehnološke opremljenosti i spremnosti operativnog osoblja za izvršavanje dispečerskih naredbi (naredbi) CO i naredbi (potvrda) operativnog osoblja Središnjeg upravljačkog centra FGC UES;
osiguranje smanjenja broja tehnoloških prekršaja povezanih s pogrešnim radnjama operativnog osoblja;
u suradnji i dogovoru sa SO UES dd, sudjelovanje u izradi i provedbi razvojnih programa UNEG-a u cilju povećanja pouzdanosti prijenosa električne energije, uočljivosti i upravljivosti mreže te osiguranja kvalitete električne energije;
planiranje aktivnosti na popravku, puštanju u rad, modernizaciji/rekonstrukciji i održavanju dalekovoda, elektroenergetske opreme i uređaja za nadolazeće razdoblje;
izrada u skladu sa zahtjevima DD "SO UES", usklađivanje i odobravanje na propisani način rasporeda za hitno ograničenje načina potrošnje električne energije i provođenje stvarnih radnji za uvođenje izvanrednih ograničenja dispečerskom timu (nalog) dd "SO UPS";
ispunjavanje zadataka SO UES dd na povezivanju objekata električne mreže FGC-a i prijamnih instalacija potrošača električne energije pod djelovanjem automatike za slučaj nužde.

Za ispunjenje postavljenih zadataka, JSC FGC UES razvio je i odobrio koncept operativnog i tehnološkog upravljanja postrojenjima UNEG-a. Sukladno tom konceptu stvara se organizacijska struktura na četiri razine (s trorazinskim sustavom upravljanja): izvršni ured, voditelj NCC MES-a, NCC PMES i operativno osoblje trafostanice.

Sljedeće funkcije raspoređene su između odgovarajućih razina organizacijske strukture:
IA FSK - informacijsko-analitički;
voditelj NCC MES - informacijsko-analitički i neoperativni;
NCC PMES - neoperativno i operativno;
osoblje trafostanice – operacijske sale.

Istodobno, neoperativne funkcije uključuju zadatke kao što su praćenje i praćenje stanja mreže. Usvajanje od strane centara za upravljanje mrežom operativnih funkcija vezanih uz izdavanje naredbi za proizvodnju komutacije zahtijeva visoko kvalificirano operativno osoblje, kao i odgovarajuću tehničku opremljenost NCC-a.

Kako bi se povećala učinkovitost i pouzdanost prijenosa i distribucije električne i električne energije automatizacijom procesa operativnog i tehnološkog upravljanja temeljenog na suvremenim informacijskim tehnologijama, centri za upravljanje mrežom JSC FGC UES opremljeni su softverskim i hardverskim kompleksima (STC) koji omogućuju automatizaciju procesa kao što su oprema za nadzor načina rada, proizvodnja sklopki u strogom skladu s odobrenim programom i drugi. Dakle, automatizacijom OTU-a značajno se povećava pouzdanost rada električnih mreža, smanjuje se stopa nezgoda zbog otklanjanja pogrešaka operativnog osoblja, a broj potrebnog operativnog osoblja minimizira.

Treba napomenuti da tehnička politika JSC FGC UES za novu izgradnju i rekonstrukciju predviđa:
osiguranje energetske sigurnosti i održivog razvoja Rusije;
osiguranje potrebnih pokazatelja pouzdanosti pruženih usluga za prijenos električne energije;
osiguranje slobodnog funkcioniranja tržišta električne energije;
poboljšanje učinkovitosti funkcioniranja i razvoja UNEG-a;
osiguranje sigurnosti proizvodnog osoblja;
smanjenje utjecaja UNEG-a na okoliš;
uz korištenje novih vrsta opreme i upravljačkih sustava, osiguravanje pripreme PS za rad bez stalnog osoblja za održavanje.

Trenutno su sheme primarnih električnih priključaka postojećih trafostanica usmjerene na opremu koja zahtijeva često održavanje, stoga predviđaju prekomjerne omjere broja sklopnih uređaja i priključaka prema suvremenim kriterijima. To je razlog za značajan broj ozbiljnih tehnoloških prekršaja krivnjom operativnog osoblja.

Trenutno je dovršena automatizacija tehnoloških procesa na 79 PS UNEG-a, au implementaciji su još 42 PS. Stoga je glavna shema organizacije rada prvenstveno usmjerena na 24-satnu prisutnost osoblja za održavanje (operativnog) osoblja na njima, kontrolirajući stanje objekta i obavljajući operativno prebacivanje.

Operativno održavanje trafostanice UNEG uključuje:
praćenje stanja UNEG-a - kontrola stanja opreme, analiza operativne situacije na objektima UNEG-a;
organiziranje operativnih radnji za lokaliziranje tehnoloških prekršaja i obnovu režima UNEG-a;
organizaciju operativnog održavanja trafostanica, proizvodnju pogonskih sklopki, režimskih i strujnih potpora za sigurnu proizvodnju radova popravka i održavanja u električnim mrežama vezanim uz UNEG;
obavljanje od strane operativnog osoblja operativnih funkcija za proizvodnju sklopki u UNEG-u.

Planiranje i organizacija:
izvršiti planiranje popravaka u skladu s planovima planiranih preventivnih popravaka uz određivanje obima posla na temelju procjene tehničkog stanja, korištenjem suvremenih metoda i dijagnostičkih alata, uklj. bez opreme za razgradnju;
provođenje sveobuhvatnog pregleda i tehničkog pregleda opreme koja je dosegnula svoj standardni radni vijek radi produljenja njezinog vijeka trajanja;
izrada prijedloga modernizacije, zamjene opreme, poboljšanje projektnih rješenja;
optimizacija financiranja rada, održavanja i popravaka određivanjem obima popravaka na temelju stvarnog stanja;
smanjenje troškova i gubitaka;
poboljšanje organizacijskih struktura upravljanja i usluga;
organiziranje strukovnog osposobljavanja, prekvalifikacije i usavršavanja u skladu sa standardom SOPP-1-2005;
analiza parametara i pokazatelja tehničkog stanja opreme, zgrada i građevina prije i nakon popravka na temelju rezultata dijagnostike;
optimizacija rezervne rezerve opreme i elemenata nadzemnih vodova;
rješavanje tehničkih problema tijekom eksploatacije i izgradnje izdaje se u obliku informativnih dopisa, operativnih uputa, okružnica, tehničkih rješenja sa statusom obveznog izvršenja, naredbi, uputa, odluka sjednica i drugih upravljačkih odluka.

Praćenje i upravljanje pouzdanošću UNEG-a:
organizacija kontrole i analize nesreća opreme;
procjena i kontrola pouzdanosti napajanja;
stvaranje odgovarajuće baze podataka.

IZRADA POTPUNO AUTOMATIZOVANIH TRAFOSTANICA
BEZ SERVISNOG OSOBLJA.
DIGITALNE PODSTANICE

Kako bi se isključila ovisnost nesmetanog rada mrežne tvrtke o kvalifikacijama, osposobljenosti i koncentraciji pozornosti operativnog i relejnog osoblja, preporučljivo je proširiti automatizaciju tehnoloških procesa koja se već dugo odvija - relejna zaštita, tehnološka automatizacija (AR, AVR, OLTC, AOT i dr.), upravljanje u slučaju nužde - na izradi pogonskih sklopki. Za to je, prije svega, potrebno značajno povećati uočljivost tehničkih parametara, osigurati kontrolu, provjeru položaja, učinkovito blokiranje rada sklopnih uređaja i automatizaciju upravljačkih radnji. Električna oprema koja se koristi mora biti prilagođena najnovijim sustavima upravljanja, zaštite i nadzora.

Prilikom uvođenja mikroprocesorskih uređaja prednost treba dati uređajima koji su dizajnirani za rad u sklopu automatiziranih sustava. Samostalne uređaje treba koristiti samo ako nema analoga sustava. U tom smislu, objekti JSC FGC UES trebali bi centralizirano isključiti mogućnost korištenja mikroprocesorskih uređaja sa zatvorenim protokolima razmjene, uređaja koji ne podržavaju rad u uobičajenom vremenskom standardu.

Arhitektura i funkcionalnost automatiziranog sustava upravljanja procesima trafostanice (APCS trafostanice) kao integratora svih funkcionalnih sustava trafostanice određena je razinom razvoja tehnologije dizajnirane za prikupljanje i obradu informacija o trafostanici za izdavanje upravljanja odluke i radnje. Od početka razvoja projekata u domaćoj elektroprivredi za sustave automatskog upravljanja procesima za trafostanice, došlo je do značajnog razvoja hardvera i softvera za upravljačke sustave za korištenje u elektro trafostanicama. Pojavili su se visokonaponski digitalni strujni i naponski mjerni transformatori; Razvija se primarna i sekundarna elektroenergetska oprema s ugrađenim komunikacijskim priključcima, proizvode se mikroprocesorski kontroleri opremljeni razvojnim alatima na temelju kojih je moguće izraditi pouzdan softversko-hardverski kompleks PS-a, međunarodnog standarda IEC Usvojen je 61850 koji uređuje prikaz podataka o PS kao objektu automatizacije, kao i protokole za razmjenu digitalnih podataka između mikroprocesorskih inteligentnih elektroničkih uređaja trafostanice, uključujući uređaje za nadzor i upravljanje, relejnu zaštitu i automatizaciju (RPA), hitne slučajeve. automatika (PA), telemehanika, brojila električne energije, energetska oprema, strujni i naponski mjerni transformatori, sklopna oprema itd. .

Sve to stvara preduvjete za izgradnju trafostanice nove generacije – digitalne trafostanice (DSS).

Ovaj se pojam odnosi na trafostanicu koja koristi integrirane digitalne mjerne sustave, relejnu zaštitu, upravljanje visokonaponskom opremom, optičke strujne i naponske transformatore i digitalne upravljačke sklopove ugrađene u sklopnu opremu, koja radi na jedinstvenom standardnom protokolu za razmjenu informacija - IEC 61850.

Uvođenje DSP tehnologija daje prednosti u odnosu na tradicionalne PS u svim fazama implementacije i rada objekta.

Faza "Dizajn":
pojednostavljenje projektiranja kabelskih veza i sustava;
prijenos podataka bez izobličenja na gotovo neograničene udaljenosti;
smanjenje broja komada opreme;
neograničen broj primatelja podataka. Distribucija informacija provodi se putem Ethernet mreža, što vam omogućuje prijenos podataka s jednog izvora na bilo koji uređaj u trafostanici ili izvan nje;
smanjenje vremena za međusobno povezivanje pojedinih podsustava zbog visokog stupnja standardizacije;
smanjenje intenziteta rada mjeriteljskih dijelova projekata;

jedinstvo mjerenja. Mjerenja se provode s jednim visoko preciznim mjernim uređajem. Primatelji dimenzije primaju iste podatke iz istog izvora. Svi mjerni uređaji uključeni su u jedan sustav sinkronizacije sata;
sposobnost izrade standardnih rješenja za objekte različitih topoloških konfiguracija i duljina;
mogućnost preliminarnog modeliranja sustava u cjelini za određivanje "uskih grla" i nedosljednosti u različitim načinima rada;
smanjenje složenosti redizajniranja u slučaju izmjena i dopuna projekta.

Faza "Građevinsko-instalacijski radovi":
smanjenje najzahtjevnijih i netehnoloških vrsta instalacijskih i puštajućih radova vezanih uz polaganje i ispitivanje sekundarnih krugova;
temeljitije i sveobuhvatnije testiranje sustava zbog širokih mogućnosti kreiranja različitih scenarija ponašanja i njihovog modeliranja u digitalnom obliku;
smanjenje troškova neproduktivnog kretanja osoblja zbog mogućnosti centralizirane konfiguracije i kontrole parametara rada;
smanjenje troškova kabelskog sustava. Digitalni sekundarni krugovi omogućuju multipleksiranje signala, što uključuje dvosmjerni prijenos kroz jedan kabel velikog broja signala s različitih uređaja. Dovoljno je položiti jedan optički okosni kabel do sklopnih uređaja umjesto desetaka ili čak stotina analognih bakrenih krugova.

Faza "Operacija":
sveobuhvatni dijagnostički sustav, koji ne pokriva samo inteligentne uređaje, već i pasivne mjerne pretvarače i njihove sekundarne krugove, omogućuje brzo određivanje mjesta i uzroka kvarova, kao i prepoznavanje stanja prije kvara;
kontrola integriteta linije. Digitalna linija se stalno prati, čak i ako se preko nje ne prenose značajne informacije;
zaštita od elektromagnetskih smetnji. Korištenje optičkih kabela osigurava potpunu zaštitu od elektromagnetskih smetnji u kanalima prijenosa podataka;
jednostavnost održavanja i rada. Prebacivanje digitalnih sklopova mnogo je lakše nego prebacivanje analognih sklopova;
smanjenje vremena popravka zbog široke ponude na tržištu uređaja različitih proizvođača koji su međusobno kompatibilni (načelo interoperabilnosti);
prijelaz na metodu održavanja opreme temeljenu na događajima zbog apsolutne vidljivosti tehnoloških procesa omogućuje smanjenje operativnih troškova;
podrška projektnim (izračunatim) parametrima i karakteristikama tijekom rada zahtijeva niže troškove;
razvoj i usavršavanje sustava automatizacije zahtijeva niže troškove (neograničen u broju primatelja informacija) nego kod tradicionalnih pristupa.

JSC FGC UES usvojio je NCC Kuzbass i Prioksky kao pilot objekte za stvaranje središnjeg upravljačkog centra s operativnim funkcijama.

NCC Kuzbass postao je prvi centar za upravljanje mrežom implementiran kao dio programa JSC FGC UES za stvaranje NCC-a s operativnim funkcijama. U sklopu stvaranja inovativnog NCC-a za osiguranje kontinuirane operativne i tehnološke kontrole i dispečerstva, centar je opremljen modernim softverskim i hardverskim sustavima, postavljen je video zid za prikaz mrežnog dijagrama, instaliran je softver koji omogućuje potpuni prikaz stanje energetskog objekta koji je odabrao dispečer on-line, primati informacije o izvedenim ispadima popravka i preventivnih mjera do imena montera koji rade na objektu. Osim toga, oprema omogućuje dispečerima NCC-a presretanje kontrole udaljenih objekata u slučaju nužde i donošenje odluke u najkraćem mogućem roku za smanjenje vremena oporavka za normalan rad opreme.

Središnji kontrolni centar Prioksky također je napravljen korištenjem najnovijih tehnologija. Među opremom koja se ovdje koristi je video zid za prikaz informacija koji se sastoji od projekcijskih modula od pedeset inča i redundantnog videokontrolera visokih performansi, operativni informacijski kompleks za praćenje načina rada električne mreže i stanja sklopnih uređaja trafostanica, što operativnom osoblju NCC-a omogućuje praćenje rada opreme i upravljanje njome u realnom vremenu, najnoviji sustav satelitskih komunikacija, besprekidno napajanje i automatske sustave za gašenje požara.

Vladimir Pelymsky, zamjenik glavnog inženjera - voditelj situacijsko-analitičkog centra JSC FGC UES, Vladimir Voronin, šef, Dmitry Kravets, šef odjela, Magomed Gadzhiev, vodeći stručnjak Službe električnog režima JSC FGC UES

Energetski sustav je jedinstvena mreža koju čine izvori električne energije – elektrane, električne mreže, kao i trafostanice koje pretvaraju i distribuiraju proizvedenu električnu energiju. Za upravljanje svim procesima proizvodnje, prijenosa i distribucije električne energije postoji operativni sustav dispečerske kontrole.

Može uključivati ​​nekoliko poduzeća različitih oblika vlasništva. Svako od elektroprivrednih poduzeća ima zasebnu operativnu dispečersku kontrolnu službu.

Upravljaju se sve usluge pojedinih poduzeća središnji dispečerski sustav. Ovisno o veličini elektroenergetskog sustava, središnji dispečerski sustav može se podijeliti u zasebne sustave po regijama zemlje.

Energetski sustavi susjednih zemalja mogu se uključiti za paralelni sinkroni rad. Središnji dispečerski sustav (CDS) obavlja operativnu dispečersku kontrolu međudržavnih električnih mreža, kroz koje se provode tokovi energije između energetskih sustava susjednih država.

Zadaci operativne dispečerske kontrole elektroenergetskog sustava:

održavanje ravnoteže između količine proizvedene i potrošene energije u energetskom sustavu;

pouzdanost opskrbe električnom energijom poduzeća za opskrbu iz glavnih mreža 220-750 kV;

sinkroni rad elektrana unutar elektroenergetskog sustava;

sinkronizacija rada energetskog sustava zemlje s energetskim sustavima susjednih zemalja, s kojima postoji veza međudržavnih dalekovoda.

Na temelju navedenog proizlazi da sustav operativne dispečerske kontrole energetskog sustava osigurava ključne zadaće u energetskom sustavu čija provedba ovisi o energetskoj sigurnosti zemlje.

Značajke organizacije procesa operativnog dispečerskog upravljanja elektroenergetskim sustavom

Organizacija procesa operativna dispečerska kontrola (ODU) u energetskom sektoru provodi se na način da se osigura raspodjela različitih funkcija na više razina. Svaka razina je podređena gornjoj.

Na primjer, najpočetnija razina - operativno i tehničko osoblje, koje izravno izvodi operacije s opremom na različitim točkama elektroenergetskog sustava, podređena je višem operativnom osoblju - dežurnom dispečeru jedinice poduzeća za opskrbu električnom energijom, kojoj je elektroenergetika dodijeljena je instalacija. Dežurni dispečer jedinice, zauzvrat, javlja dispečerskoj službi poduzeća itd. do središnjeg dispečerskog sustava zemlje.

Proces upravljanja elektroenergetskim sustavom organiziran je na način da osigurava kontinuirano praćenje i kontrolu svih komponenti jedinstvenog elektroenergetskog sustava.

Kako bi se osigurali normalni uvjeti rada i za pojedine dijelove elektroenergetskog sustava i za elektroenergetski sustav u cjelini, za svaki se objekt razvijaju posebni režimi (sheme), koje treba osigurati ovisno o načinu rada pojedinog dijela električne mreže. (normalni, popravak, hitni načini).

Kako bi se osiguralo ispunjavanje glavnih zadaća ODE-a u elektroenergetskom sustavu, osim operativnog upravljanja, postoji nešto kao što je operativno upravljanje. Sve operacije s opremom u određenom dijelu elektroenergetskog sustava izvode se po zapovijedi višeg operativnog osoblja - to je proces operativnog upravljanja.

Izvođenje operacija s opremom u određenoj mjeri utječe na rad drugih objekata elektroenergetskog sustava (promjene potrošene ili proizvedene snage, smanjena pouzdanost napajanja, promjene vrijednosti napona). Stoga se takve operacije moraju unaprijed dogovoriti, odnosno moraju se izvoditi uz dopuštenje dispečera koji osigurava operativno održavanje ovih objekata.

Odnosno, dispečer je zadužen za svu opremu, dijelove električne mreže, čiji se način rada može promijeniti kao rezultat rada na opremi susjednih objekata.

Na primjer, vod povezuje dvije trafostanice A i B, dok trafostanica B prima struju od A. Liniju od trafostanice A isključuje operativno osoblje na naredbu dispečera ove trafostanice. No, isključenje ove linije treba izvršiti samo u dogovoru s dispečerom trafostanice B, budući da je ova linija pod njegovom operativnom kontrolom.

Tako, uz pomoć dvije glavne kategorije - operativnog upravljanja i operativnog održavanja, provodi se organizacija operativnog dispečerskog upravljanja elektroenergetskim sustavom i njegovim pojedinim dijelovima.

Za organizaciju procesa ODU izrađuju se i međusobno usklađuju upute, upute i razna dokumentacija za svaku pojedinu postrojbu u skladu s razinom kojoj pripada ova ili ona operativna služba. Svaka razina ODU sustava ima svoj pojedinačni popis potrebne dokumentacije.

TSF softver izvan jezgre sastoji se od pouzdanih aplikacija koje se koriste za implementaciju sigurnosnih značajki. Imajte na umu da dijeljene biblioteke, uključujući PAM module u nekim slučajevima, koriste pouzdane aplikacije. Međutim, ne postoji slučaj u kojem se sama dijeljena biblioteka tretira kao pouzdani objekt. Pouzdane naredbe mogu se grupirati na sljedeći način.

• Inicijalizacija sustava
• Identifikacija i autentifikacija
• Mrežne aplikacije
• serijska obrada
• Upravljanje sustavom
• Revizija na razini korisnika
• Kriptografska podrška
• Podrška za virtualni stroj

Izvršne komponente kernela mogu se podijeliti u tri dijela: glavni kernel, niti kernela i moduli kernela, ovisno o tome kako će se izvršavati.

• Jezgra jezgre uključuje kod koji se izvršava za pružanje usluge, kao što je servisiranje korisničkog poziva sustava ili servisiranje događaja iznimke ili prekida. Većina kompajliranih kernel koda spada u ovu kategoriju.
• Niti jezgre. Za obavljanje određenih rutinskih zadataka, kao što je ispiranje predmemorije diska ili oslobađanje memorije zamjenom neiskorištenih okvira stranica, kernel stvara interne procese ili niti. Niti su zakazane kao i obični procesi, ali nemaju kontekst u neprivilegiranom načinu. Niti kernela obavljaju određene funkcije jezika kernela C. Niti kernela nalaze se u prostoru kernela i rade samo u privilegiranom načinu.
• Modul kernela i modul kernela upravljačkog programa uređaja dijelovi su koda koji se po potrebi mogu učitavati i izbacivati ​​iz kernela. Proširuju funkcionalnost kernela bez potrebe za ponovnim pokretanjem sustava. Jednom učitan, objektni kod modula jezgre može pristupiti drugom kodu i podacima kernela na isti način kao i statički povezani objektni kod jezgre.

Upravljački program uređaja je posebna vrsta modula kernela koji omogućuje kernelu pristup hardveru spojenom na sustav. Ti uređaji mogu biti tvrdi diskovi, monitori ili mrežna sučelja. Upravljački program komunicira s ostatkom kernela putem specifičnog sučelja koje omogućuje kernelu da se bavi svim uređajima na generički način, bez obzira na njihove temeljne implementacije.

Kernel se sastoji od logičkih podsustava koji pružaju različite funkcionalnosti. Iako je kernel jedini izvršni program, razne usluge koje pruža mogu se odvojiti i kombinirati u različite logičke komponente. Ove komponente međusobno djeluju kako bi pružile određenu funkcionalnost. Kernel se sastoji od sljedećih logičkih podsustava:

• Podsustav datoteka i I/O podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s objektima datotečnog sustava. Implementirane funkcije uključuju one koje omogućuju procesu stvaranje, održavanje, interakciju s i brisanje objekata datotečnog sustava. Ovi objekti uključuju obične datoteke, direktorije, simboličke veze, tvrde veze, datoteke specifične za uređaj, imenovane cijevi i utičnice.
• Procesni podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s kontrolom procesa i kontrolom niti. Implementirane funkcije omogućuju stvaranje, zakazivanje, izvršavanje i brisanje procesa i tema niti.
• Memorijski podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s upravljanjem memorijskim resursima sustava. Implementirane funkcije uključuju one koje stvaraju i upravljaju virtualnom memorijom, uključujući upravljanje algoritmima paginacije i tablicama stranica.
• Mrežni podsustav: Ovaj podsustav implementira utičnice UNIX i internetske domene, kao i algoritme koji se koriste za planiranje mrežnih paketa.
• IPC podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s IPC mehanizmima. Implementirane značajke uključuju one koje olakšavaju kontroliranu razmjenu informacija između procesa dopuštajući im da dijele podatke i sinkroniziraju njihovo izvršenje pri interakciji sa zajedničkim resursom.
• Podsustav modula jezgre: Ovaj podsustav implementira infrastrukturu za podršku modulima koji se mogu učitati. Implementirane funkcije uključuju učitavanje, inicijalizaciju i istovar modula kernela.
• Sigurnosna proširenja za Linux: Linux sigurnosna proširenja implementiraju različite aspekte sigurnosti koji su osigurani kroz kernel, uključujući okvir Linux sigurnosnog modula (LSM). LSM okvir služi kao osnova za module koji vam omogućuju implementaciju različitih sigurnosnih politika, uključujući SELinux. SELinux je važan logički podsustav. Ovaj podsustav implementira obvezne funkcije kontrole pristupa za postizanje pristupa između svih subjekata i objekata.
• Podsustav upravljačkog programa uređaja: Ovaj podsustav implementira podršku za različite hardverske i softverske uređaje putem zajedničkog sučelja neovisnog o uređaju.
• Podsustav revizije: Ovaj podsustav implementira funkcije vezane za snimanje sigurnosno kritičnih događaja u sustavu. Implementirane funkcije uključuju one koje hvataju svaki poziv sustava za snimanje sigurnosno kritičnih događaja i one koje provode prikupljanje i bilježenje kontrolnih podataka.
• KVM podsustav: Ovaj podsustav implementira održavanje životnog ciklusa virtualnog stroja. Obavlja dovršavanje iskaza, koji se koristi za izjave koje zahtijevaju samo manje provjere. Za bilo koje drugo dovršavanje instrukcija, KVM poziva komponentu korisničkog prostora QEMU-a.
• Crypto API: Ovaj podsustav osigurava unutarnju kriptografsku biblioteku kernela za sve komponente kernela. Omogućuje kriptografske primitive za pozivatelje.

Kernel je glavni dio operativnog sustava. On je u izravnoj interakciji s hardverom, implementira dijeljenje resursa, pruža dijeljene usluge za aplikacije i onemogućuje aplikacijama izravan pristup funkcijama ovisnim o hardveru. Usluge koje pruža kernel uključuju:

1. Upravljanje izvršavanjem procesa, uključujući operacije njihovog stvaranja, prekida ili obustave, te međuprocesnu razmjenu podataka. Oni uključuju:

• Ekvivalentno planiranje procesa koji se izvode na CPU-u.
• Odvajanje procesa u CPU-u korištenjem načina dijeljenja vremena.
• Izvršenje procesa u CPU-u.
• Suspendirajte kernel nakon što istekne njegov vremenski kvant.
• Dodjela vremena kernela za izvođenje drugog procesa.
• Ponovno planiranje vremena kernela za izvođenje obustavljenog procesa.
• Upravljajte metapodacima vezanim za sigurnost procesa kao što su UID-ovi, GID-ovi, SELinux oznake, ID-ovi značajki.

2. Dodjela RAM-a za izvršni proces. Ova operacija uključuje:

• Dopuštenje koje kernel daje procesima da dijele dio svog adresnog prostora pod određenim uvjetima; međutim, čineći to, kernel štiti vlastiti adresni prostor procesa od vanjskih smetnji.
• Ako sustavu nedostaje slobodne memorije, kernel oslobađa memoriju tako što proces privremeno upisuje u memoriju druge razine ili swap particiju.
• Dosljedna interakcija s hardverom stroja za uspostavljanje mapiranja virtualnih adresa na fizičke adrese, čime se uspostavlja mapiranje između adresa koje je generirao kompajler i fizičkih adresa.

3. Održavanje životnog ciklusa virtualnih strojeva, koji uključuje:

• Postavite ograničenja na resurse koje je konfigurirala aplikacija za emulaciju za ovaj virtualni stroj.
• Pokretanje programskog koda virtualnog stroja za izvršenje.
• Rukovanje gašenjem virtualnih strojeva ili prekidom instrukcije ili odgađanjem dovršetka instrukcije kako bi se oponašao korisnički prostor.

4. Održavanje datotečnog sustava. Uključuje:

• Dodjela sekundarne memorije za učinkovito pohranjivanje i dohvaćanje korisničkih podataka.
• Dodjela vanjske memorije za korisničke datoteke.
• Iskoristite neiskorišteni prostor za pohranu.
• Organizacija strukture datotečnog sustava (koristeći jasna načela strukturiranja).
• Zaštita korisničkih datoteka od neovlaštenog pristupa.
• Organizacija kontroliranog pristupa procesa perifernim uređajima, kao što su terminali, pogoni trake, diskovni pogoni i mrežni uređaji.
• Organizacija međusobnog pristupa podacima za subjekte i objekte, pružanje kontroliranog pristupa na temelju DAC politike i bilo koje druge politike koju implementira učitani LSM.

Linux kernel je vrsta jezgre OS-a koja implementira preventivno zakazivanje. U kernelima koji nemaju tu mogućnost, izvršavanje koda kernela nastavlja se do završetka, tj. planer nije sposoban ponovno rasporediti zadatak dok je u kernelu. Osim toga, kod kernela je zakazan za kooperativno izvršavanje, bez preventivnog rasporeda, a izvršavanje ovog koda se nastavlja sve dok se ne završi i vrati u korisnički prostor, ili dok se izričito ne blokira. U preventivnim jezgrama moguće je istovariti zadatak u bilo kojem trenutku, sve dok je kernel u stanju u kojem ga je sigurno ponovno rasporediti.

Dispečerska tehnološka kontrola treba biti organizirana prema hijerarhijskoj strukturi, koja osigurava raspodjelu funkcija tehnološke kontrole između razina, kao i strogu podređenost nižih razina upravljanja višim.
Sva nadzorna tehnološka kontrolna tijela, bez obzira na oblik vlasništva mjerodavnog tržišnog subjekta koji je dio energetskog sustava (IPS, UES), moraju se pridržavati naredbi (uputa) nadređenog tehnološkog dispečera.
Postoje dvije kategorije operativne subordinacije:
operativni menadžment i operativni menadžment.
Operativna kontrola nadležnog dispečera treba uključivati ​​elektroenergetsku opremu i kontrole, za rad s kojima je potrebna koordinacija djelovanja podređenog dispečerskog osoblja i koordinirano izvođenje operacija na više objekata različite operativne podređenosti.
Operativna kontrola dispečera trebala bi biti snaga
opreme i komandi, čije stanje i način rada
utjecati na način rada odgovarajućeg elektroenergetskog sustava (IPS, UES). Operacije s takvom opremom i kontrolama
mora se provesti uz dopuštenje nadležnog dispečera.
Sadašnja pravila i propisi to predviđaju
da su svi elementi EPS-a (oprema, aparati, uređaji za automatizaciju i komande) pod operativnim nadzorom i upravljanjem dispečera i višeg dežurnog osoblja na različitim razinama upravljanja.
Pojam operativne kontrole označava vrstu operativne subordinacije, kada se operacije s jednom ili drugom opremom EPS-a izvode samo po nalogu odgovarajućeg dispečera (višeg dežurnog osoblja) koji tom opremom upravlja. Operativna kontrola dispečera je oprema, za rad s kojom je potrebna koordinacija djelovanja podređenog operativnog osoblja.
Pojam operativno upravljanje odnosi se na vrstu operativnog
podređenosti, ako se radi s jednom ili drugom opremom EPS-a
provode se uz znanje (uz dopuštenje) nadležnog dispečera u čijoj se nadležnosti nalazi ova oprema.
Predviđeno je operativno održavanje dvije razine. 1. razina je zadužena za opremu, s kojom se poslovi obavljaju po dogovoru ili uz obavijest višeg dispečera ili dispečera iste razine.
Razina II operativne kontrole uključuje opremu čije stanje ili rad s kojom utječu
način rada određenog dijela električne mreže. Operacije sa
ova oprema se provode u dogovoru s višom
od strane kontrolora i obavijestiti dotične voditelje obrade.
Svaki element EPS-a može biti pod operativnom kontrolom dispečera ne samo jedne faze, već i pod nadležnošću nekoliko
dispečeri jedne ili različitih razina kontrole. Podjela opreme, automatizacije i kontrole između razina teritorijalne hijerarhije po vrstama upravljanja karakterizira ne samo raspodjelu upravljačkih funkcija između razina teritorijalne hijerarhije na privremenoj razini operativnog upravljanja, već u velikoj mjeri određuje i raspodjelu funkcija na drugim privremenim razinama.
Uz to, u operativnom upravljanju, a u nekim slučajevima iu planiranju režima, predviđa se da je jedan od odjela, po određenom nizu pitanja, podređen drugom, koji se nalazi na istoj razini upravljanja. Da, dispečer
jednom od elektroenergetskih sustava može se povjeriti operativno upravljanje dalekovodom koji povezuje ovaj elektroenergetski sustav sa susjednim. Tako je rasterećenje ODU dispečera organizirano prenošenjem na dispečere energetskog sustava neke od funkcija koje se mogu obavljati na ovoj razini.
Sva oprema EPS-a koja osigurava proizvodnju i distribuciju električne energije pod operativnom je kontrolom dežurnog dispečera elektroenergetskog sustava ili njemu neposredno podređenog operativnog osoblja (nadzornici smjena elektrana; dispečeri električnih i toplinskih mreža, dežurno osoblje trafostanice ( PS), itd.). Popis opreme u radu
upravljanja i održavanja, odobravaju glavni dispečeri CDU-a
UES Rusije, ODU UES-a i CDS energetskih sustava.


Operativna kontrola dispečera elektroenergetskog sustava glavna je oprema čiji rad zahtijeva
koordinacija djelovanja dežurnog osoblja elektroprivreda (energetskih objekata) ili koordinirane promjene u relejnoj zaštiti i automatizaciji
više objekata.
Operativno upravljanje energetskim objektima koji imaju posebno važnu ulogu u udruzi ili u UES-u, iznimno, može se povjeriti ne dispečeru elektroenergetskog sustava, već dispečeru ODU-a ili CDU-a UES-a.
U operativnoj nadležnosti dežurnog dispečera ODU su
ukupna radna snaga i rezerva snage elektroenergetskih sustava, elektrana i jedinica velikog kapaciteta, međusustavnih komunikacija i objekata glavnih mreža koji utječu na IPS način rada. U operativnom
upravljanje ODU dispečera prenosi se na opremu, operacije s
koji zahtijevaju koordinaciju postupanja dežurnih dispečera
elektroenergetski sustavi.
Dežurni dispečer CDU UES-a, najviši operativni čelnik UES-a, zadužen je za ukupni radni kapacitet i rezervu snage UES-a, električne veze između udruga, kao i najvažnije veze unutar UES-a i objekata. , čiji način rada presudno utječe na način rada UES-a.
U operativnom upravljanju dispečera CDU-a UES su glavne poveznice između IPS-a i nekih objekata od važnosti za cijeli sustav.
Načelo operativne podređenosti odnosi se ne samo na glavnu opremu i aparate, već i na relejnu zaštitu relevantnih objekata, linearnu i automatizaciju u slučaju nužde, sredstva i sustave za automatsko upravljanje normalnim načinom rada, kao i na dispečerske i tehnološke upravljačke alate. koristi operativno osoblje.
Dežurni dispečeri AO-energa, ODU-a i CDU-a UES-a su najviši operativni menadžeri energetskog sustava, udruge i UES-a u cjelini. Oprema koja je pod operativnim nadzorom ili kontrolom dispečera odgovarajuće veze ne može se staviti iz pogona ili u pričuvu, a niti staviti u pogon bez dopuštenja ili upute dispečera. Naloge administrativnog upravljanja elektroenergetskim objektima i elektroenergetskim sustavima o pitanjima iz nadležnosti dispečera operativno osoblje može izvršavati samo uz dopuštenje operativnog
viši časnik na dužnosti.
Najviša razina (CDU UES) omogućuje 24-satno operativno upravljanje paralelnim radom UES-a i kontinuiranu regulaciju UES načina rada. Srednja veza (MDL) vodi kombinirani način rada i upravlja paralelnim radom elektroenergetskih sustava. Dispečerska služba elektroenergetskog sustava upravlja načinom rada elektroenergetskog sustava, osiguravajući usklađen rad svih svojih energetskih objekata.
Tijekom rada EPS-a u sklopu IPS-a u potpunosti se čuva odgovornost energetskih sustava za korištenje snage elektrana, osiguranje maksimalne raspoložive snage i proširenje raspona regulacije. Istodobno, raspoloživa snaga i mogućnosti podešavanja određuju se uvjetima za pokrivanje opterećenja IPS-a, uzimajući u obzir propusnost međusustavnih komunikacija.
Glavna odgovornost za održavanje normalne frekvencije je na najvišem operativnom upravitelju UES-a - dispečeru daljinskog upravljanja UES-a. Dispečeri ODS-a i elektroenergetskih sustava osiguravaju održavanje rasporeda tokova električne energije između UES-a i elektroenergetskih sustava određenih od strane CDU-a UES-a i ODS-a, provedbu uputa za promjenu tokova radi održavanja
normalna frekvencija pri promjeni ravnoteže snage. Odgovornost za održavanje frekvencije dijele i dispečeri ODE i elektroenergetskih sustava u smislu osiguravanja zadane rotacijske rezerve snage, a u slučaju automatske regulacije frekvencije i aktivne snage, u smislu korištenja automatskih sustava i uređaja uključenih u automatsku regulaciju i održavanje potrebnog raspona upravljanja u elektranama.
Upravljanje načinom rada glavnih električnih mreža naponom provodi se usklađenim djelovanjem osoblja odgovarajućih faza dispečerskog upravljanja. Dispečeri
CDU UES i ODU održavaju razine napona na odgovarajućim točkama glavne električne mreže, određene uputama.
U slučaju privremenog nestanka struje ili električne energije u UES-u, ograničenja trajanja opterećenja ili potrošnje energije
osnovan od strane CDU UES i dogovoren s upravom RAO "UES of Russia"; naredbe za uvođenje ograničenja CDU dispečer
Daje ODE kontrolerima, a potonji kontrolerima elektroenergetskog sustava.
Najviša razina operativnog upravljanja (CDU UES) izrađuje i odobrava osnovne upute za održavanje režima i operativnog upravljanja, koje su obvezne za operativno osoblje ODU-a i objekata izravno podređenih CDU-u. Teritorijalni ODU za svoje udruge izrađuju upute koje su u skladu s općim odredbama uputa
CDU i zaposlenici pak služe kao osnova za izradu lokalnih uputa CDS-a koji uzimaju u obzir osobitosti strukture i načina rada elektroenergetskih sustava.