Keterangan:

Meningkatkan Efisiensi
manajemen jaringan distribusi

V.E. Vorotnitsky, dokter teknik. Sci., Profesor, Wakil Direktur Eksekutif Riset, JSC VNIIE

Tugas utama mengelola jaringan listrik dalam kondisi pasar

Memastikan fungsi infrastruktur teknologi jaringan listrik dalam hal kesempatan yang sama untuk digunakan oleh semua peserta di pasar tenaga listrik;

Memastikan pengoperasian peralatan jaringan listrik yang stabil dan aman, pasokan listrik yang andal kepada konsumen dan kualitas listrik yang memenuhi persyaratan yang ditetapkan oleh undang-undang yang berlaku, dan mengambil langkah-langkah untuk memastikan pemenuhan kewajiban entitas industri tenaga listrik berdasarkan kontrak yang dibuat tentang tenaga listrik pasar;

Memastikan kondisi kontrak untuk pasokan listrik ke peserta pasar listrik;

Memastikan akses non-diskriminatif subjek pasar listrik ke jaringan listrik, dengan tunduk pada kepatuhan mereka terhadap Aturan Pasar, aturan dan prosedur teknologi, jika koneksi semacam itu memungkinkan secara teknis;

Meminimalkan batasan teknis jaringan dalam batas yang dapat dibenarkan secara ekonomi;

Mengurangi biaya transmisi dan distribusi listrik melalui pengenalan teknologi canggih untuk pemeliharaan dan perbaikan peralatan jaringan listrik, peralatan baru dan langkah-langkah penghematan energi.

Tujuan artikel adalah untuk mempertimbangkan:

Tugas utama mengelola jaringan listrik dalam kondisi pasar;

Karakteristik umum jaringan distribusi 0,38–110 kV di Rusia;

kondisi teknis jaringan distribusi, sarana dan sistem pengelolaannya;

Tren dan prospek pengembangan:

a) teknologi informasi digital;

b) teknologi informasi dasar;

c) teknologi geoinformasi;

d) sistem otomatis untuk manajemen operasional dan teknologi jaringan distribusi perusahaan dan subsistem utamanya;

e) sarana partisi jaringan distribusi;

Masalah menciptakan kerangka peraturan untuk otomatisasi manajemen jaringan distribusi.

Karakteristik umum jaringan distribusi listrik di Rusia

Jaringan listrik pedesaan

Panjang total jaringan listrik dengan tegangan 0,4–110 kV di daerah pedesaan Rusia adalah sekitar 2,3 juta km, termasuk saluran dengan tegangan:

0,4 kV - 880 ribu km

6–10 kV - 1.150 ribu km

35 kV - 160 ribu km

110 kV - 110 ribu km

513.000 gardu transformator 6–35/0,4 kV dengan total kapasitas sekitar 90 juta kVA telah dipasang di jaringan.

Jaringan listrik kota

Total panjang jaringan listrik perkotaan dengan tegangan 0,4–10 kV adalah 0,9 juta km, meliputi:

jalur kabel 0,4 kV - 55 ribu km

saluran udara 0,4 kV - 385 ribu km

jalur kabel 10 kV - 160 ribu km

saluran udara 10 kV - 90 ribu km

saluran udara pencahayaan luar ruangan - 190 ribu km

saluran udara pencahayaan luar ruangan - 20 ribu km

Sekitar 290 ribu gardu transformator 6–10 kV dengan kapasitas 100–630 kVA dipasang di jaringan.

Kondisi teknis jaringan listrik distribusi, sarana dan sistem untuk pengendaliannya

Peralatan jaringan listrik

Sekitar 30-35% saluran udara dan gardu trafo telah memenuhi periode standarnya. Pada 2010, angka ini akan mencapai 40%, jika laju rekonstruksi dan peralatan teknis jaringan listrik tetap sama.

Akibatnya, masalah dengan keandalan pasokan listrik diperburuk.

Durasi rata-rata pemadaman konsumen adalah 70-100 jam per tahun. Di negara-negara industri, secara statistik didefinisikan sebagai keadaan pasokan listrik yang "baik" ketika total durasi gangguan untuk jaringan tegangan menengah sepanjang tahun berada dalam kisaran 15-60 menit per tahun. Dalam jaringan tegangan rendah, angka-angka ini agak lebih tinggi.

Jumlah rata-rata kerusakan yang menyebabkan terputusnya saluran tegangan tinggi dengan tegangan hingga 35 kV adalah 170-350 per 100 km saluran per tahun, di mana 72% di antaranya tidak stabil, berubah menjadi satu fase.

Perlindungan dan otomatisasi relai

Dari yang saat ini beroperasi di jaringan distribusi Rusia, sekitar 1.200 ribu perangkat perlindungan relai dan otomatisasi (RPA) dari berbagai jenis, bagian utama adalah perangkat elektromekanis, mikroelektronika atau perangkat dengan penggunaan sebagian mikroelektronika.

Dengan masa pakai standar perangkat proteksi relai sama dengan 12 tahun, sekitar 50% dari semua kit proteksi relai telah menyelesaikan masa pakai standarnya.

Backlog tingkat peralatan RPA domestik yang diproduksi dibandingkan dengan peralatan RPA dari produsen asing terkemuka adalah 15-20 tahun.

Seperti sebelumnya, lebih dari 40% kasus kesalahan pengoperasian perangkat RPA terjadi karena kondisi perangkat yang tidak memuaskan dan kesalahan petugas layanan RPA selama pemeliharaannya.

Perlu dicatat bahwa tidak semuanya aman dengan keandalan perlindungan relai, tidak hanya di Rusia, tetapi juga di beberapa negara industri.

Secara khusus, pada sesi Konferensi Internasional tentang Jaringan Distribusi (CIRED) pada tahun 2001, dicatat bahwa di jaringan listrik Norwegia, kerusakan tahunan akibat tindakan yang salah dari sistem perlindungan dan kontrol adalah sekitar 4 juta dolar AS. Pada saat yang sama, 50% alarm palsu perlindungan jatuh pada bagian perangkat perlindungan dan kontrol. Dari jumlah tersebut, lebih dari 50% - dengan kesalahan selama verifikasi dan pengujian peralatan dan hanya 40% karena kerusakannya.

Di negara-negara Skandinavia lainnya, tingkat kerusakan perangkat proteksi relai 2–6 kali lebih rendah.

Kendala utama untuk otomatisasi luas fasilitas jaringan listrik adalah tidak tersedianya peralatan listrik primer untuk ini.

Sistem untuk mengumpulkan dan mengirimkan informasi, informasi dan sistem komputer

Lebih dari 95% perangkat telemekanik dan set sensor telah beroperasi selama lebih dari 10-20 tahun. Sarana dan sistem komunikasi sebagian besar analog, usang secara moral dan fisik, tidak memenuhi persyaratan yang diperlukan untuk akurasi, keandalan, keandalan, dan kecepatan.

Di sebagian besar ruang kontrol jaringan listrik distrik (RES) dan perusahaan jaringan listrik (PES), dasar teknis sistem kontrol otomatis adalah komputer pribadi yang tidak memenuhi persyaratan pemantauan dan kontrol teknologi berkelanjutan. Masa pakai komputer pribadi yang beroperasi dalam mode berkelanjutan tidak melebihi 5 tahun, dan masa keusangannya bahkan lebih pendek. Untuk sistem kontrol pengawasan otomatis (ASCS) jaringan listrik, perlu menggunakan komputer khusus yang andal beroperasi dalam mode kontinu, lengkap dengan alat kontrol proses.

Memerlukan lisensi yang luas dari perangkat lunak sistem Microsoft, ORACLE, dll. yang digunakan dalam jaringan listrik.

Perangkat lunak aplikasi (teknologi) (SCADA-DMS) di banyak jaringan listrik juga jelas sudah ketinggalan zaman, tidak memenuhi persyaratan modern baik dari segi fungsi maupun dari segi volume informasi yang diproses.

Secara khusus, sistem kontrol otomatis yang ada untuk PES dan RES terutama memberikan layanan informasi kepada personel dan praktis tidak menyelesaikan masalah manajemen operasional sistem tenaga, optimalisasi operasional dan pemeliharaan perbaikan jaringan listrik.

Sistem pengaturan tegangan

Pengaturan tegangan on-load di pusat-pusat tenaga jaringan distribusi dan switching off-eksitasi (dengan pemutusan trafo) di gardu induk trafo 6-10 kV jarang digunakan atau digunakan secara sporadis karena konsumen mengeluhkan tingkat tegangan rendah selama jam sibuk.

Hasilnya adalah bahwa pada titik-titik jarak jauh yang terpisah dari jaringan listrik 0,38 kV di daerah pedesaan, level tegangan adalah 150–160 V, bukan 220 V.

Dalam situasi seperti itu, pasar tenaga listrik dapat menjatuhkan sanksi yang sangat serius kepada perusahaan jaringan distribusi atas keandalan dan kualitas pasokan listrik ke konsumen. Jika Anda tidak mempersiapkan ini sebelumnya, dalam waktu dekat perusahaan jaringan akan menderita kerugian materi yang serius, yang selanjutnya akan memperburuk situasi.

Sistem meteran listrik

Sebagian besar pusat daya jaringan distribusi (sekitar 80%) dan sekitar 90% konsumen perumahan telah usang secara moral dan fisik, seringkali dengan tanggal kalibrasi dan servis yang kedaluwarsa, meter induksi atau elektronik generasi pertama, memberikan kemungkinan hanya pembacaan manual .

Hasilnya adalah peningkatan kerugian komersial listrik di jaringan listrik. Dengan total kerugian listrik di jaringan listrik Rusia sekitar 107 miliar kWh per tahun, jaringan distribusi 110 kV dan di bawahnya mencapai 85 miliar kWh, di mana kerugian komersial, menurut perkiraan minimal, berjumlah 30 miliar kWh per tahun.

Jika pada akhir tahun 80-an abad kedua puluh kerugian relatif listrik di jaringan listrik sistem tenaga tidak melebihi 13–15% dari pasokan listrik ke jaringan, maka saat ini mereka telah mencapai level 20– 25% untuk sistem tenaga individu, dan 30–40 untuk TPP individu.%, dan untuk beberapa RES sudah melebihi 50%.

Di negara-negara Eropa maju, kerugian relatif listrik dalam jaringan listrik berada pada level 4-10%: di AS - sekitar 9%, Jepang - 5%.

Sesuai dengan Keputusan Pemerintah Federasi Rusia tentang pengaturan tarif energi listrik, Aturan pasar grosir dan draft Aturan pasar ritel untuk masa transisi, kerugian standar listrik dalam jaringan listrik (dan ini tidak lebih dari 10-12% dari pasokan ke jaringan) dapat dimasukkan dalam biaya layanan transmisi listrik dan akan dibayar oleh entitas pasar, dan kelebihan kerugian listrik harus dibeli oleh perusahaan jaringan untuk mengkompensasinya.

Untuk beberapa perusahaan dengan kerugian 20-25%, ini berarti bahwa lebih dari setengah dari kerugian yang dilaporkan akan menjadi kerugian finansial langsung ratusan juta rubel per tahun.

Semua ini membutuhkan pendekatan kualitatif baru untuk pengukuran listrik baik di jaringan listrik maupun oleh konsumen, pertama-tama, untuk otomatisasi pengukuran, untuk otomatisasi perhitungan dan analisis saldo listrik, pemutusan selektif konsumen yang tidak membayar, dll.

Kerangka regulasi untuk mengoptimalkan pengembangan jaringan distribusi listrik dan sistem kontrolnya

Kerangka peraturan hampir tidak diperbarui sejak pertengahan 1980-an dan awal 1990-an. Saat ini, sekitar 600 dokumen peraturan sektoral perlu direvisi.

Banyak dokumen dasar, terutama aturan untuk pemasangan instalasi listrik, aturan untuk operasi teknis tidak disetujui oleh Kementerian Kehakiman Federasi Rusia dan, pada dasarnya, tidak lagi wajib untuk digunakan.

Sampai saat ini, Aturan baru untuk penggunaan listrik belum disepakati dengan Kementerian Kehakiman Federasi Rusia yang sama. KUHP Federasi Rusia tidak mengandung konsep "pencurian listrik", yang menyebabkan kerusakan material yang besar pada industri tenaga listrik. Volume pencurian listrik tumbuh dan secara objektif akan tumbuh dengan kenaikan tarif listrik. Untuk menghentikan ini, kita tidak hanya membutuhkan upaya insinyur listrik, tetapi juga bantuan hukum negara. Sayangnya, bantuan ini tidak selalu memadai. Secara khusus, dengan berlakunya Undang-Undang Federasi Rusia "Tentang Regulasi Teknis", status GOST diturunkan secara tajam, yang dapat dibuat oleh negara seperti Rusia dan sudah menciptakan masalah yang signifikan. Yang utama adalah belum adanya kesatuan kebijakan teknis dalam pengembangan dan pengelolaan jaringan distribusi.

Pembiayaan pengembangan ini dan dukungan ilmiahnya jelas tidak mencukupi dan dilakukan dengan prinsip residual. Lebih dari satu dekade krisis di industri tenaga listrik Rusia telah memperburuk situasi secara signifikan. Reformasi manajemen industri tenaga listrik yang telah dimulai dalam beberapa tahun terakhir sejauh ini telah mempengaruhi jaringan tulang punggung 220 kV ke atas, yang juga memiliki banyak masalah, tetapi tidak sebanyak yang menumpuk di jaringan distribusi.

Harapan untuk aktivitas investor domestik dan Barat dan pengenalan teknologi Barat dalam pengelolaan jaringan distribusi domestik kemungkinan besar akan hancur karena fakta bahwa undang-undang Rusia, mentalitas, kondisi iklim, fitur jaringan bangunan (percabangan besar dan panjang, lainnya peralatan jaringan, listrik berkualitas rendah, gangguan tingkat tinggi, dll.), sistem kontrol dan perangkat lunak berbeda secara signifikan dari yang asing. Lebih tepat untuk fokus pada kekuatan sendiri, dengan mempertimbangkan pengalaman domestik dan asing terbaik. Ada semua prasyarat untuk ini, sebagaimana dibuktikan oleh tren yang muncul di dunia dan sistem dan jaringan energi domestik yang maju.

Pada pertengahan 1980-an-awal 1990-an, JSC VNIIE mengembangkan seluruh rangkaian dokumen tentang pembuatan dan pengembangan sistem kontrol otomatis untuk PES dan RES. Tentu saja, dokumen-dokumen ini sekarang sudah sangat usang dan perlu direvisi.

Tren dan prospek pengembangan

Teknologi digital dan informasi

Tren global dalam pengembangan sistem kontrol terkait erat dengan transisi ke teknologi digital, yang memberikan kemampuan untuk membuat sistem hierarkis terintegrasi. Pada saat yang sama, jaringan distribusi listrik dalam sistem ini adalah hubungan hierarkis yang lebih rendah, terkait erat dengan tingkat manajemen yang lebih tinggi.

Dasar dari transisi ke teknologi digital adalah peralatan teknis dan modernisasi sistem komunikasi dan telekomunikasi dengan peningkatan tajam dalam volume dan kecepatan transfer informasi. Transisi bertahap ke sistem kontrol terintegrasi digital akan ditentukan oleh tahapan implementasi Sistem Komunikasi Digital Terpadu di sektor energi dan akan memakan waktu setidaknya 10-15 tahun.

Pada tahun-tahun terakhir abad ke-20, para ahli terkemuka dunia di bidang telekomunikasi mengajukan tesis: "Abad ke-20 adalah abad energi, dan abad ke-21 adalah abad informatika." Pada saat yang sama, istilah baru muncul: "infokomunikasi", yang menggabungkan "informatisasi" dan "telekomunikasi". Saya pikir akan lebih tepat untuk mengatakan bahwa abad ke-21 akan menjadi abad energi dan komunikasi informasi yang didasarkan pada informasi modern dan teknologi digital.

Tren terpenting dalam perkembangan jaringan infokomunikasi adalah:

Meningkatkan kehandalan dan umur layanan jaringan telekomunikasi;

Pengembangan metode peramalan perkembangan telekomunikasi di daerah, tergantung pada konsumsi listrik;

Pembuatan sistem manajemen lingkungan informasi dan komunikasi;

Bersamaan dengan perkembangan jaringan digital, pengenalan teknologi telekomunikasi modern, terutama teknologi serat optik;

Pengenalan di sejumlah negara yang disebut teknologi PLC untuk menggunakan jaringan listrik 0,4–35 kV untuk mentransmisikan informasi apa pun dari gardu induk, perusahaan listrik, perusahaan industri untuk memantau dan mengelola konsumsi energi dalam kehidupan sehari-hari, termasuk memecahkan masalah AMR, informasi mendukung kegiatan pelanggan jaringan listrik 0,4–35 kV;

Penggunaan fasilitas komunikasi untuk perlindungan fasilitas listrik, pengawasan video.

Teknologi Informasi Dasar

Salah satu fitur utama dari sistem kontrol otomatis modern adalah integrasi (agregasi) dari banyak produk perangkat lunak ke dalam satu ruang informasi.

Saat ini, teknologi integrasi berbasis teknologi Internet dan standar terbuka berkembang sangat pesat, yang memungkinkan:

Membuat infrastruktur teknis untuk desain aplikasi dan kemampuan pengembangan sistem untuk waktu yang lama;

Memberikan kemampuan untuk mengintegrasikan produk dari perusahaan seperti Microsoft, ORACLE, IBM, dll.;

Memastikan kemungkinan integrasi yang konsisten dari produk yang ada tanpa perubahan dan pemrograman ulang yang signifikan;

Pastikan skalabilitas dan portabilitas perangkat lunak untuk mereplikasinya di perusahaan perusahaan.

Teknologi informasi geo

Pesatnya perkembangan teknologi komputer dan telekomunikasi, sistem navigasi satelit, kartografi digital, keberhasilan mikroelektronika dan kemajuan teknologi lainnya, peningkatan berkelanjutan dari perangkat lunak dan dukungan informasi standar dan terapan menciptakan prasyarat objektif untuk aplikasi yang lebih luas dan pengembangan yang baru secara kualitatif. bidang pengetahuan - geoinformatika. Itu muncul di persimpangan geografi, geodesi, topologi, pemrosesan data, ilmu komputer, teknik, ekologi, ekonomi, bisnis, disiplin ilmu lain, dan bidang aktivitas manusia. Aplikasi praktis yang paling signifikan dari geoinformatika sebagai ilmu adalah sistem informasi geografis (GIS) dan teknologi geoinformasi (teknologi GIS) yang dibuat atas dasar mereka.

Singkatan GIS telah ada selama lebih dari 20 tahun dan awalnya mengacu pada seperangkat metode komputer untuk membuat dan menganalisis peta digital dan informasi tematik terkait untuk mengelola fasilitas kota.

Perhatian yang meningkat diberikan pada penggunaan teknologi GIS dalam industri tenaga listrik dan, pertama-tama, dalam jaringan listrik JSC FGC UES, AO-energos dan kota-kota.

Sudah pengalaman pertama menggunakan GIS sebagai sistem informasi dan referensi di jaringan listrik domestik telah menunjukkan kegunaan dan efektivitas tanpa syarat dari penggunaan tersebut untuk:

Sertifikasi peralatan jaringan dengan pengikatannya ke peta digital area dan berbagai sirkuit listrik: normal, operasional, pendukung, dihitung, dll .;

Akuntansi dan analisis kondisi teknis peralatan listrik: saluran, transformator, dll .;

Akuntansi dan analisis pembayaran listrik yang dikonsumsi;

Memposisikan dan menampilkan pada peta digital lokasi tim mobile operasional, dll.

Bahkan prospek yang lebih besar terbuka dalam penerapan teknologi GIS dalam memecahkan masalah: perencanaan dan desain pembangunan yang optimal; perbaikan dan pemeliharaan jaringan listrik, dengan mempertimbangkan fitur medan; manajemen operasional jaringan dan penghapusan kecelakaan, dengan mempertimbangkan informasi spasial, tematik, dan operasional tentang keadaan fasilitas jaringan dan mode operasinya. Untuk melakukan ini, bahkan saat ini informasi dan hubungan fungsional GIS, sistem perangkat lunak teknologi sistem kontrol otomatis untuk jaringan listrik, sistem pakar dan basis pengetahuan untuk menyelesaikan tugas-tugas di atas diperlukan. JSC "VNIIE" telah mengembangkan penasihat sistem untuk analisis permintaan perbaikan peralatan jaringan. Pekerjaan sedang dilakukan untuk menghubungkan program perhitungan kerugian ke GIS.

Dalam beberapa tahun terakhir, telah terjadi tren yang jelas dalam pengembangan sistem komunikasi rekayasa terpadu atas dasar topografi tunggal kota, distrik, wilayah, termasuk jaringan termal, listrik, gas, air, telepon, dan jaringan teknik lainnya.

Struktur sistem otomatis untuk kontrol pengiriman operasional perusahaan jaringan distribusi (AS DGC)

Tujuan pembuatan RGC AS adalah untuk meningkatkan efisiensi dan keandalan distribusi energi dan daya listrik dengan memastikan efisiensi maksimum dari kegiatan operasional dan teknologi RGC melalui otomatisasi terintegrasi dari proses pengumpulan, pemrosesan, transmisi informasi. dan membuat keputusan berdasarkan teknologi informasi modern.

RSC AS harus menjadi sistem hierarki terdistribusi, di setiap tingkat di mana serangkaian tugas dasar wajib diselesaikan, memastikan kinerja fungsi utama manajemen operasional dan teknologi.

Subsistem utama AS RSK:

Kontrol pengiriman operasional otomatis jaringan listrik, melakukan fungsi-fungsi berikut:

a) manajemen saat ini;

b) manajemen dan perencanaan operasional;

c) pengendalian dan pengelolaan konsumsi daya;

d) perencanaan dan pengelolaan perbaikan;

Kontrol teknologi otomatis:

a) proteksi dan otomatisasi relai;

b) tegangan dan daya reaktif;

Sistem otomatis untuk akuntansi komersial dan teknis listrik (ASKUE);

Sistem komunikasi, pengumpulan, transmisi dan tampilan informasi.

Karena pembatasan volume artikel, kami hanya akan fokus pada tren utama dan prospek pengembangan subsistem utama RSC AS.

Perlindungan dan otomatisasi relai

Arah utama pengembangan proteksi relai dan otomatisasi dalam jaringan distribusi listrik:

Penggantian peralatan yang secara fisik aus yang telah habis masa pakainya;

Modernisasi perangkat proteksi relai dan otomasi dengan fokus pada penggunaan perangkat mikroprosesor generasi baru;

Integrasi perlindungan relai berbasis mikroprosesor dan peralatan otomatisasi ke dalam sistem kontrol proses otomatis tunggal untuk gardu suplai;

Perluasan fungsi proteksi relai dan otomatisasi untuk tugas pengukuran dan kontrol, dengan mempertimbangkan persyaratan keandalan operasinya, termasuk penggunaan standar internasional untuk antarmuka komunikasi.

Regulasi tegangan dan daya reaktif

Tugas utama untuk meningkatkan efisiensi pengaturan tegangan:

Meningkatkan keandalan dan kualitas pemeliharaan operasional pengaturan tegangan berarti, pertama-tama, pengaturan tegangan di bawah beban dan pengaturan tegangan otomatis;

Pemantauan dan analisis grafik beban konsumen dan tegangan di simpul jaringan listrik, meningkatkan keandalan dan volume pengukuran daya reaktif dalam jaringan distribusi;

Implementasi dan penggunaan perangkat lunak secara sistematis untuk mengoptimalkan hukum pengaturan tegangan dalam jaringan distribusi, implementasi praktis dari undang-undang ini;

Organisasi kontrol jarak jauh dan otomatis keran transformator dari pusat pengiriman;

Pemasangan alat pengatur tegangan tambahan yang dikendalikan dari jarak jauh, misalnya, transformator penguat pada jaringan distribusi tegangan menengah panjang, di mana tidak mungkin untuk memastikan penyimpangan tegangan yang diizinkan pada simpul jaringan melalui pengaturan terpusat.

Otomatisasi pengukuran listrik

Otomatisasi pengukuran listrik adalah arah strategis untuk mengurangi kerugian listrik komersial di semua negara tanpa kecuali, dasar dan prasyarat untuk berfungsinya pasar listrik grosir dan eceran.

ASKUE modern harus dibuat berdasarkan:

Standarisasi format dan protokol untuk transmisi data;

Memastikan kerahasiaan akuntansi, pengumpulan dan transmisi data akuntansi komersial yang diperlukan untuk berfungsinya pasar listrik ritel yang kompetitif secara efektif;

Memastikan perhitungan ketidakseimbangan listrik aktual dan yang diizinkan dalam jaringan listrik, lokalisasi ketidakseimbangan dan mengambil tindakan untuk menguranginya;

Keterkaitan timbal balik dengan sarana sistem kontrol otomatis, sistem kontrol proses otomatis dan otomatisasi darurat.

Untuk mengumpulkan informasi, ada tren yang stabil untuk mengganti meter induksi dengan yang elektronik, tidak hanya karena batas akurasi yang lebih tinggi, tetapi juga karena konsumsi yang lebih rendah dalam rangkaian transformator arus dan transformator tegangan.

Yang sangat penting untuk pasar listrik eceran dan untuk mengurangi kerugian listrik dalam jaringan listrik adalah pengecualian swalayan (merekam pembacaan sendiri) meteran listrik oleh konsumen rumah tangga. Untuk tujuan ini, ASKUE untuk konsumen rumah tangga sedang dikembangkan di seluruh dunia dengan transmisi data dari meteran listrik melalui jaringan listrik 0,4 kV atau melalui saluran radio ke pusat pengumpulan data. Secara khusus, teknologi PLC yang telah disebutkan di atas banyak digunakan.

Penerapan sarana modern untuk membagi jaringan listrik distribusi dan otomatisasi terdesentralisasi

Di banyak negara, untuk meningkatkan keandalan jaringan distribusi, mengurangi waktu untuk mencari lokasi gangguan dan jumlah gangguan pada catu daya, selama bertahun-tahun mereka telah menggunakan "prinsip utama" untuk membangun jaringan semacam itu, berdasarkan tentang melengkapi jaringan dengan titik potong otomatis dari desain kolom - penutup ulang, menggabungkan fungsi:

Penetapan tempat kerusakan;

Lokalisasi kerusakan;

Pemulihan daya.

temuan

1. Prioritas yang diperlukan:

Pengembangan konsep dan program jangka panjang untuk pengembangan, modernisasi, peralatan teknis dan rekonstruksi jaringan listrik distribusi 0,38–110 kV, sarana dan sistem untuk mengelola mode, perbaikan dan pemeliharaannya;

Transisi dari prinsip sisa ke prioritas alokasi sumber daya keuangan dan material untuk implementasi praktis bertahap dari konsep dan program ini, dengan pemahaman tentang pentingnya pengembangan lanjutan jaringan distribusi dan sistem manajemennya untuk berfungsinya secara efektif tidak hanya eceran, tetapi juga pasar grosir listrik;

Pengembangan bisnis dan manajemen modern yang berorientasi pasar, normatif dan metodologis untuk pengembangan jaringan listrik distribusi dan sistem manajemennya;

Pengembangan persyaratan yang dibenarkan secara ekonomi untuk industri dalam negeri untuk produksi peralatan modern untuk jaringan listrik dan sistem kontrolnya;

Organisasi sistem sertifikasi dan penerimaan untuk pengoperasian peralatan domestik dan impor untuk jaringan distribusi dan sistem manajemennya;

Implementasi dan analisis hasil implementasi proyek percontohan untuk pengembangan teknologi dan sistem baru yang menjanjikan untuk kontrol otomatis jaringan listrik distribusi.

2. Pengembangan dan penerapan sistem kontrol otomatis yang efisien untuk jaringan distribusi listrik merupakan tugas kompleks yang membutuhkan investasi modal yang signifikan.

Setiap perusahaan distribusi dan AO-energo, sebelum memulai modernisasi dan peralatan teknis dari sistem manajemen jaringan listrik yang ada atau membuat yang baru, harus memahami dengan jelas serangkaian tugas yang harus diselesaikan, efek yang diharapkan dari pengenalan kontrol otomatis sistem.

Penting untuk mengembangkan metode modern untuk menghitung efisiensi ekonomi ACS PES dan RES (perusahaan jaringan distribusi), tahapan pembuatan dan pengembangannya.

3. Pertanyaan utama yang selalu muncul ketika mengembangkan dan menerapkan teknologi baru untuk mengelola jaringan listrik adalah dari mana mendapatkan uang untuk semua ini?

Sebenarnya, ada beberapa sumber dana:

1) pendanaan terpusat untuk proyek percontohan dan dokumen peraturan dan metodologi;

2) tarif listrik;

3) konsolidasi bagian tertentu dari sumber daya keuangan perusahaan jaringan distribusi masa depan dan AO-energos hari ini dalam kemitraan yang didirikan secara resmi - Asosiasi Perusahaan Rusia;

4) investor yang tertarik.

Dalam kondisi Rusia, seperti yang ditunjukkan oleh praktik sistem energi canggih, prinsip “Siapa yang ingin memecahkan masalah, mencari dan menemukan cara untuk menyelesaikannya, siapa yang tidak mau, mencari alasan mengapa solusi tidak mungkin, atau menunggu orang lain untuk menyelesaikannya untuknya” seharusnya berhasil.

Sebagai berikut dari artikel tersebut, ada cukup banyak peluang dan cara untuk meningkatkan efisiensi manajemen jaringan distribusi di Rusia. Pemahaman tentang pentingnya dan keinginan aktif untuk menerapkan peluang ini dalam praktik diperlukan.

Menurut Undang-Undang Federal "Tentang Industri Tenaga Listrik", JSC FGC UES bertanggung jawab atas manajemen teknologi Unified National Electric Grid (UNEG). Pada saat yang sama, muncul pertanyaan tentang penggambaran fungsi yang jelas antara JSC SO UES, yang melakukan kontrol pengiriman terpadu fasilitas tenaga listrik, dan perusahaan jaringan. Hal ini menyebabkan perlunya menciptakan struktur yang efektif untuk pengelolaan operasional dan teknologi fasilitas JSC FGC UES, yang tugasnya antara lain:
memastikan fungsi fasilitas UNEG yang andal dan pemenuhan mode teknologi operasi saluran transmisi daya, peralatan dan perangkat fasilitas UNEG yang ditentukan oleh JSC SO UES;
memastikan kualitas dan keselamatan kerja yang tepat selama pengoperasian fasilitas UNEG;
pembuatan sistem terpadu untuk melatih personel operasional untuk menjalankan fungsi OTU;
memastikan peralatan teknologi dan kesiapan personel operasional untuk melaksanakan perintah dispatcher (perintah) COs dan perintah (konfirmasi) personel operasional Pusat Kendali Pusat FGC UES;
memastikan pengurangan jumlah pelanggaran teknologi yang terkait dengan tindakan yang salah dari personel operasional;
kerjasama dan kesepakatan dengan SO UES JSC, partisipasi dalam pengembangan dan pelaksanaan program pengembangan UNEG dalam rangka meningkatkan keandalan transmisi tenaga listrik, observability dan controllability jaringan, dan menjamin kualitas tenaga listrik;
perencanaan kegiatan perbaikan, commissioning, modernisasi/rekonstruksi dan pemeliharaan jaringan transmisi tenaga listrik, peralatan dan perangkat jaringan tenaga listrik untuk periode yang akan datang;
pengembangan sesuai dengan persyaratan JSC "SO UES", koordinasi dan persetujuan dengan cara yang ditentukan jadwal untuk pembatasan darurat mode konsumsi energi listrik dan implementasi tindakan aktual untuk memperkenalkan pembatasan darurat pada tim pengiriman (pesanan) dari JSC "SO UPS";
pemenuhan tugas SO UES JSC dalam menghubungkan fasilitas jaringan listrik FGC dan instalasi penerima daya konsumen energi listrik di bawah aksi otomatis darurat.

Untuk memenuhi tugas yang ditetapkan, JSC FGC UES mengembangkan dan menyetujui konsep manajemen operasional dan teknologi fasilitas UNEG. Sesuai dengan konsep ini, struktur organisasi empat tingkat sedang dibuat (dengan sistem kontrol tiga tingkat): kantor eksekutif, kepala MES NCC, PMES NCC, dan personel operasional gardu induk.

Fungsi-fungsi berikut didistribusikan di antara masing-masing tingkat struktur organisasi:
IA FSK - informasi dan analitis;
kepala NCC MES - informasi-analitis dan non-operasional;
NCC PMES - non-operasional dan operasional;
personel gardu - ruang operasi.

Pada saat yang sama, fungsi non-operasional mencakup tugas-tugas seperti pemantauan dan pemantauan keadaan jaringan. Penerapan fungsi operasional oleh pusat kendali jaringan terkait dengan penerbitan perintah untuk produksi switching membutuhkan personel operasional yang berkualifikasi tinggi, serta peralatan teknis NCC yang sesuai.

Dalam rangka meningkatkan efisiensi dan keandalan transmisi dan distribusi listrik dan tenaga dengan mengotomatisasi proses operasional dan manajemen teknologi berdasarkan teknologi informasi modern, pusat kendali jaringan JSC FGC UES dilengkapi dengan kompleks perangkat lunak dan perangkat keras (STC) yang memungkinkan mengotomatisasi proses seperti peralatan mode pemantauan, produksi switching sesuai ketat dengan program yang disetujui dan lain-lain. Dengan demikian, karena otomatisasi OTU, keandalan pengoperasian jaringan listrik meningkat secara signifikan, tingkat kecelakaan berkurang karena penghapusan kesalahan personel operasional, dan jumlah personel operasional yang diperlukan diminimalkan.

Perlu dicatat bahwa kebijakan teknis JSC FGC UES untuk konstruksi dan rekonstruksi baru mengatur:
memastikan keamanan energi dan pembangunan berkelanjutan Rusia;
memastikan indikator yang diperlukan dari keandalan layanan yang disediakan untuk transmisi listrik;
memastikan berfungsinya pasar listrik secara bebas;
meningkatkan efisiensi fungsi dan pengembangan UNEG;
memastikan keselamatan personel produksi;
mengurangi dampak UNEG terhadap lingkungan;
bersama dengan penggunaan jenis peralatan dan sistem kontrol baru, memastikan persiapan PS untuk operasi tanpa personel pemeliharaan permanen.

Saat ini, skema sambungan listrik primer dari gardu induk yang ada difokuskan pada peralatan yang membutuhkan perawatan yang sering, oleh karena itu, mereka memberikan rasio berlebihan dari jumlah perangkat switching dan koneksi sesuai dengan kriteria modern. Ini adalah alasan sejumlah besar pelanggaran teknologi serius karena kesalahan personel operasional.

Saat ini, otomatisasi proses teknologi telah selesai di 79 PS UNEG, dan 42 PS lainnya sedang dalam implementasi. Oleh karena itu, skema utama organisasi operasi difokuskan terutama pada kehadiran personel pemeliharaan (operasional) sepanjang waktu, mengendalikan keadaan fasilitas dan melakukan peralihan operasional.

Pemeliharaan operasional Gardu Induk UNEG meliputi:
pemantauan kondisi UNEG - pengendalian kondisi peralatan, analisis situasi operasional di fasilitas UNEG;
organisasi tindakan operasional untuk melokalisasi pelanggaran teknologi dan memulihkan rezim UNEG;
organisasi pemeliharaan operasional gardu induk, produksi sakelar operasional, dukungan rezim dan sirkuit untuk produksi pekerjaan perbaikan dan pemeliharaan yang aman di jaringan listrik yang terkait dengan UNEG;
kinerja oleh personel operasional fungsi operasional untuk produksi switching di UNEG.

Perencanaan dan organisasi:
untuk melakukan perencanaan perbaikan sesuai dengan jadwal perbaikan preventif terjadwal dengan penentuan ruang lingkup pekerjaan berdasarkan penilaian kondisi teknis, menggunakan metode modern dan alat diagnostik, termasuk. tanpa peralatan dekomisioning;
melakukan survei dan pemeriksaan teknis secara menyeluruh terhadap peralatan yang telah mencapai umur pakai standar untuk memperpanjang umur pakainya;
pengembangan proposal untuk modernisasi, penggantian peralatan, peningkatan solusi desain;
optimalisasi pembiayaan untuk operasi, pemeliharaan dan perbaikan dengan menentukan ruang lingkup perbaikan berdasarkan keadaan yang sebenarnya;
pengurangan biaya dan kerugian;
perbaikan struktur organisasi manajemen dan pelayanan;
penyelenggaraan pelatihan vokasi, pelatihan ulang dan pelatihan lanjutan sesuai standar SOPP-1-2005;
analisis parameter dan indikator kondisi teknis peralatan, bangunan dan struktur sebelum dan sesudah perbaikan berdasarkan hasil diagnostik;
optimalisasi cadangan darurat peralatan dan elemen saluran udara;
penyelesaian masalah teknis selama operasi dan konstruksi diterbitkan dalam bentuk surat informasi, instruksi operasional, surat edaran, solusi teknis dengan status pelaksanaan wajib, perintah, instruksi, keputusan rapat dan keputusan manajemen lainnya.

Pemantauan dan pengelolaan keandalan UNEG:
organisasi kontrol dan analisis kecelakaan peralatan;
penilaian dan pengendalian keandalan catu daya;
penciptaan basis informasi yang tepat.

PEMBUATAN GIGI OTOMATIS SEPENUHNYA
TANPA LAYANAN PERSONIL.
GITAL DIGITAL

Untuk mengecualikan ketergantungan operasi perusahaan jaringan yang bebas masalah pada kualifikasi, pelatihan, dan konsentrasi perhatian personel operasional dan relai, disarankan untuk menyebarkan otomatisasi proses teknologi yang telah berlangsung lama. - perlindungan relai, otomatisasi teknologi (AR, AVR, OLTC, AOT, dll.), kontrol darurat - pada produksi sakelar operasional. Untuk ini, pertama-tama, perlu untuk secara signifikan meningkatkan pengamatan parameter teknis, untuk memastikan kontrol, verifikasi posisi, pemblokiran operasional yang efektif dari perangkat switching, dan otomatisasi tindakan kontrol. Peralatan listrik yang digunakan harus disesuaikan dengan sistem kontrol, proteksi, dan pemantauan terbaru.

Saat memperkenalkan perangkat mikroprosesor, preferensi harus diberikan pada perangkat yang dirancang untuk bekerja sebagai bagian dari sistem otomatis. Perangkat yang berdiri sendiri harus digunakan hanya jika tidak ada analog sistem. Dalam hal ini, fasilitas JSC FGC UES harus secara terpusat mengecualikan kemungkinan penggunaan perangkat mikroprosesor dengan protokol pertukaran tertutup, perangkat yang tidak mendukung operasi dalam standar waktu umum.

Arsitektur dan fungsionalitas sistem kontrol proses otomatis gardu (APCS gardu induk) sebagai integrator dari semua sistem fungsional gardu ditentukan oleh tingkat perkembangan teknologi yang dirancang untuk mengumpulkan dan memproses informasi di gardu induk untuk mengeluarkan kontrol keputusan dan tindakan. Sejak awal pengembangan proyek di industri tenaga listrik domestik untuk sistem kontrol proses otomatis untuk gardu induk, telah terjadi pengembangan yang signifikan dari perangkat keras dan perangkat lunak untuk sistem kontrol untuk digunakan di gardu listrik. Transformator pengukur tegangan dan arus digital tegangan tinggi muncul; peralatan jaringan listrik primer dan sekunder dengan port komunikasi built-in sedang dikembangkan, pengontrol mikroprosesor yang dilengkapi dengan alat pengembangan sedang diproduksi, atas dasar itu dimungkinkan untuk membuat kompleks perangkat lunak dan perangkat keras PS yang andal, standar internasional IEC 61850 telah diadopsi, yang mengatur penyajian data pada PS sebagai objek otomatisasi, serta protokol pertukaran data digital antara mikroprosesor perangkat elektronik cerdas gardu, termasuk perangkat pemantauan dan kontrol, perlindungan relai dan otomatisasi (RPA), darurat otomatisasi (PA), telemekanik, meteran listrik, peralatan listrik, transformator pengukur arus dan tegangan, peralatan switching, dll.

Semua ini menciptakan prasyarat untuk membangun gardu induk generasi baru - gardu digital (DSS).

Istilah ini mengacu pada gardu induk yang menggunakan sistem pengukuran digital terintegrasi, perlindungan relai, kontrol peralatan tegangan tinggi, transformator arus dan tegangan optik, dan sirkuit kontrol digital yang dibangun ke dalam peralatan switching, yang beroperasi pada protokol pertukaran informasi standar tunggal - IEC 61850.

Pengenalan teknologi DSP memberikan keunggulan dibandingkan PS tradisional di semua tahap implementasi dan pengoperasian fasilitas.

Tahap "Desain":
penyederhanaan desain sambungan kabel dan sistem;
transmisi data tanpa distorsi pada jarak yang hampir tidak terbatas;
pengurangan jumlah peralatan;
jumlah penerima data yang tidak terbatas. Distribusi informasi dilakukan melalui jaringan Ethernet, yang memungkinkan Anda untuk mentransfer data dari satu sumber ke perangkat apa pun di gardu induk atau di luarnya;
pengurangan waktu untuk interkoneksi subsistem individu karena standarisasi tingkat tinggi;
pengurangan intensitas tenaga kerja bagian metrologi proyek;

kesatuan pengukuran. Pengukuran dilakukan dengan satu alat pengukur presisi tinggi. Penerima dimensi menerima data yang sama dari sumber yang sama. Semua perangkat pengukur termasuk dalam sistem sinkronisasi jam tunggal;
kemampuan untuk membuat solusi standar untuk objek dengan konfigurasi dan panjang topologi yang berbeda;
kemungkinan pemodelan awal sistem secara keseluruhan untuk menentukan "kemacetan" dan inkonsistensi dalam berbagai mode operasi;
mengurangi kerumitan mendesain ulang jika terjadi perubahan dan penambahan pada proyek.

Tahap "Pekerjaan konstruksi dan instalasi":
pengurangan jenis pekerjaan instalasi dan commissioning yang paling padat karya dan non-teknologi terkait dengan peletakan dan pengujian sirkuit sekunder;
pengujian sistem yang lebih menyeluruh dan komprehensif karena kemungkinan yang luas untuk membuat berbagai skenario perilaku dan pemodelannya dalam bentuk digital;
mengurangi biaya pergerakan personel yang tidak produktif karena kemungkinan konfigurasi terpusat dan kontrol parameter kerja;
mengurangi biaya sistem kabel. Sirkuit sekunder digital memungkinkan multiplexing sinyal, yang melibatkan transmisi dua arah melalui satu kabel dari sejumlah besar sinyal dari perangkat yang berbeda. Cukup dengan meletakkan satu kabel tulang punggung optik ke switchgear alih-alih puluhan atau bahkan ratusan sirkuit tembaga analog.

Tahap "Operasi":
sistem diagnostik yang komprehensif, yang mencakup tidak hanya perangkat cerdas, tetapi juga transduser pengukur pasif dan sirkuit sekundernya, memungkinkan Anda untuk dengan cepat menentukan lokasi dan penyebab kegagalan, serta mengidentifikasi kondisi pra-kegagalan;
kontrol integritas garis. Saluran digital terus dipantau, bahkan jika tidak ada informasi penting yang dikirimkan melaluinya;
perlindungan terhadap interferensi elektromagnetik. Penggunaan kabel serat optik memberikan perlindungan lengkap terhadap interferensi elektromagnetik pada saluran transmisi data;
kemudahan perawatan dan pengoperasian. Switching sirkuit digital jauh lebih mudah daripada switching sirkuit analog;
pengurangan waktu perbaikan karena banyaknya penawaran di pasar perangkat dari berbagai produsen yang kompatibel satu sama lain (prinsip interoperabilitas);
transisi ke metode pemeliharaan peralatan berbasis peristiwa karena observabilitas absolut dari proses teknologi memungkinkan untuk mengurangi biaya operasi;
dukungan parameter dan karakteristik desain (dihitung) selama operasi membutuhkan biaya yang lebih rendah;
pengembangan dan penyempurnaan sistem otomasi membutuhkan biaya yang lebih rendah (jumlah penerima informasi tidak terbatas) dibandingkan dengan pendekatan tradisional.

JSC FGC UES mengadopsi NCC Kuzbass dan Prioksky sebagai fasilitas percontohan untuk pembuatan pusat kendali pusat dengan fungsi operasional.

NCC Kuzbass menjadi pusat kendali grid pertama yang diimplementasikan sebagai bagian dari program JSC FGC UES untuk membuat NCC dengan fungsi operasional. Sebagai bagian dari penciptaan NCC inovatif untuk memastikan kontrol dan pengiriman operasional dan teknologi yang berkelanjutan, pusat ini dilengkapi dengan perangkat lunak dan sistem perangkat keras modern, dinding video dipasang untuk menampilkan diagram jaringan, perangkat lunak diinstal yang memungkinkan Anda untuk menampilkan sepenuhnya keadaan fasilitas energi yang dipilih oleh petugas operator secara on-line, menerima informasi tentang pemadaman yang dihasilkan tindakan perbaikan dan pencegahan hingga nama-nama tukang yang bekerja di fasilitas tersebut. Selain itu, peralatan tersebut memungkinkan petugas operator NCC untuk mencegat kontrol objek jarak jauh jika terjadi keadaan darurat dan membuat keputusan dalam waktu sesingkat mungkin untuk mengurangi waktu pemulihan untuk pengoperasian normal peralatan.

Pusat Kontrol Pusat Prioksky juga dibuat menggunakan teknologi terbaru. Di antara peralatan yang digunakan di sini adalah dinding video untuk menampilkan informasi, yang terdiri dari modul proyeksi lima puluh inci dan pengontrol video berkinerja tinggi yang berlebihan, kompleks informasi operasional untuk memantau mode jaringan listrik dan status perangkat switching gardu induk, yang memungkinkan personel operasional NCC untuk memantau pengoperasian peralatan dan mengendalikannya secara real time, sistem komunikasi satelit terbaru, catu daya tak terputus, dan sistem pemadam kebakaran otomatis.

Vladimir Pelymsky, Wakil Kepala Insinyur - Kepala Pusat Analisis Situasional JSC FGC UES, Vladimir Voronin, Kepala, Dmitry Kravets, Kepala Departemen, Magomed Gadzhiev, Ahli Terkemuka dari Layanan Rezim Listrik JSC FGC UES

Sistem energi adalah jaringan tunggal yang terdiri dari sumber energi listrik – pembangkit listrik, jaringan listrik, serta gardu induk yang mengubah dan mendistribusikan listrik yang dihasilkan. Untuk mengatur semua proses produksi, transmisi dan distribusi energi listrik, terdapat sistem kontrol pengiriman operasional.

Dapat mencakup beberapa perusahaan dengan bentuk kepemilikan yang berbeda. Setiap perusahaan tenaga listrik memiliki layanan kontrol pengiriman operasional yang terpisah.

Semua layanan dari masing-masing perusahaan dikelola sistem pengiriman pusat. Tergantung pada ukuran sistem tenaga, sistem pengiriman pusat dapat dibagi menjadi sistem terpisah berdasarkan wilayah negara.

Sistem tenaga negara tetangga dapat dinyalakan untuk operasi sinkron paralel. Pusat sistem pengiriman (CDS) melakukan kontrol pengiriman operasional jaringan listrik antarnegara bagian, di mana aliran daya antara sistem energi negara-negara tetangga dilakukan.

Tugas kontrol pengiriman operasional sistem tenaga:

menjaga keseimbangan antara jumlah daya yang dihasilkan dan dikonsumsi dalam sistem energi;

keandalan catu daya untuk memasok perusahaan dari jaringan utama 220-750 kV;

operasi sinkron pembangkit listrik dalam sistem tenaga;

sinkronisasi pengoperasian sistem energi negara dengan sistem energi negara tetangga, yang dengannya ada hubungan antara saluran listrik antarnegara.

Berdasarkan hal di atas, dapat disimpulkan bahwa sistem kontrol pengiriman operasional sistem energi memberikan tugas-tugas utama dalam sistem energi, yang pelaksanaannya tergantung pada keamanan energi negara.

Fitur organisasi proses kontrol pengiriman operasional sistem tenaga

Organisasi proses kontrol pengiriman operasional (ODU) di bidang energi dilakukan sedemikian rupa untuk menjamin pemerataan berbagai fungsi pada beberapa tingkatan. Setiap tingkat adalah bawahan dari yang di atas.

Misalnya, tingkat paling awal - personel operasional dan teknis, yang secara langsung melakukan operasi dengan peralatan di berbagai titik dalam sistem tenaga, berada di bawah personel operasional yang lebih tinggi - petugas operator yang bertugas di unit perusahaan catu daya, yang instalasi ditugaskan. Operator yang bertugas di unit, pada gilirannya, melapor ke layanan pengiriman perusahaan, dll. hingga sistem pengiriman pusat negara.

Proses manajemen sistem tenaga diatur sedemikian rupa untuk memastikan pemantauan dan pengendalian terus menerus dari semua komponen sistem tenaga terintegrasi.

Untuk memastikan kondisi operasi normal untuk masing-masing bagian dari sistem tenaga dan sistem tenaga secara keseluruhan, mode (skema) khusus dikembangkan untuk setiap fasilitas, yang harus disediakan tergantung pada mode operasi bagian tertentu dari jaringan listrik. (normal, perbaikan, mode darurat).

Untuk menjamin terpenuhinya tugas pokok ODE dalam sistem tenaga listrik, selain manajemen operasional, terdapat hal-hal seperti manajemen operasional. Semua operasi dengan peralatan di bagian tertentu dari sistem tenaga dilakukan atas perintah personel operasional yang lebih tinggi - ini adalah proses manajemen operasional.

Melakukan operasi dengan peralatan sampai batas tertentu memengaruhi pengoperasian objek lain dari sistem tenaga (perubahan daya yang dikonsumsi atau dihasilkan, penurunan keandalan catu daya, perubahan nilai tegangan). Oleh karena itu, operasi tersebut harus disetujui terlebih dahulu, yaitu harus dilakukan dengan izin dari operator yang menyediakan pemeliharaan operasional objek tersebut.

Artinya, petugas operator bertanggung jawab atas semua peralatan, bagian dari jaringan listrik, yang mode operasinya dapat berubah sebagai akibat dari operasi pada peralatan fasilitas yang berdekatan.

Misalnya, saluran menghubungkan dua gardu induk A dan B, sedangkan gardu induk B menerima daya dari A. Saluran diputus dari gardu induk A oleh personel yang mengoperasikan atas perintah operator gardu induk ini. Tetapi pemutusan saluran ini harus dilakukan hanya dengan persetujuan operator gardu induk B, karena saluran ini berada di bawah kendali operasionalnya.

Dengan demikian, dengan bantuan dua kategori utama - manajemen operasional dan pemeliharaan operasional, organisasi kontrol pengiriman operasional sistem tenaga dan bagian individualnya dilakukan.

Untuk mengatur proses ODU, instruksi, instruksi, dan berbagai dokumentasi dikembangkan dan dikoordinasikan di antara mereka sendiri untuk setiap unit individu sesuai dengan tingkat layanan operasional ini atau itu. Setiap tingkat sistem ODU memiliki daftar masing-masing dokumentasi yang diperlukan.

Perangkat lunak TSF di luar inti terdiri dari aplikasi tepercaya yang digunakan untuk mengimplementasikan fitur keamanan. Perhatikan bahwa pustaka bersama, termasuk modul PAM dalam beberapa kasus, digunakan oleh aplikasi tepercaya. Namun, tidak ada contoh di mana pustaka bersama itu sendiri diperlakukan sebagai objek tepercaya. Perintah terpercaya dapat dikelompokkan sebagai berikut.

• Inisialisasi sistem
• Identifikasi dan otentikasi
• Aplikasi Jaringan
• pemrosesan batch
• Manajemen sistem
• Audit tingkat pengguna
• Dukungan kriptografi
• Dukungan mesin virtual

Komponen eksekusi kernel dapat dibagi menjadi tiga bagian: kernel utama, utas kernel, dan modul kernel, tergantung pada bagaimana mereka akan dieksekusi.

• Inti inti mencakup kode yang dijalankan untuk menyediakan layanan, seperti melayani panggilan sistem pengguna atau melayani peristiwa pengecualian atau interupsi. Sebagian besar kode kernel yang dikompilasi termasuk dalam kategori ini.
• Benang kernel. Untuk melakukan tugas rutin tertentu, seperti membersihkan cache disk atau mengosongkan memori dengan menukar bingkai halaman yang tidak digunakan, kernel membuat proses atau utas internal. Utas dijadwalkan seperti proses biasa, tetapi mereka tidak memiliki konteks dalam mode non-hak istimewa. Utas kernel melakukan fungsi tertentu dari bahasa kernel C. Utas kernel berada di ruang kernel, dan hanya berjalan dalam mode istimewa.
• Modul kernel dan modul kernel driver perangkat adalah potongan kode yang dapat dimuat dan dibongkar ke dalam dan keluar dari kernel sesuai kebutuhan. Mereka memperluas fungsionalitas kernel tanpa perlu me-reboot sistem. Setelah dimuat, kode objek modul kernel dapat mengakses kode dan data kernel lain dengan cara yang sama seperti kode objek kernel yang ditautkan secara statis.

Driver perangkat adalah jenis modul kernel khusus yang memungkinkan kernel mengakses perangkat keras yang terhubung ke sistem. Perangkat ini dapat berupa hard drive, monitor, atau antarmuka jaringan. Driver berinteraksi dengan kernel lainnya melalui antarmuka khusus yang memungkinkan kernel untuk menangani semua perangkat dengan cara yang umum, terlepas dari implementasi dasarnya.

Kernel terdiri dari subsistem logis yang menyediakan berbagai fungsionalitas. Meskipun kernel adalah satu-satunya program yang dapat dieksekusi, berbagai layanan yang disediakannya dapat dipisahkan dan digabungkan menjadi komponen logis yang berbeda. Komponen-komponen ini berinteraksi untuk menyediakan fungsionalitas tertentu. Kernel terdiri dari subsistem logis berikut:

• Subsistem file dan subsistem I/O: Subsistem ini mengimplementasikan fungsi yang terkait dengan objek sistem file. Fungsi yang diimplementasikan termasuk yang memungkinkan proses untuk membuat, memelihara, berinteraksi dengan, dan menghapus objek sistem file. Objek-objek ini termasuk file biasa, direktori, tautan simbolik, tautan keras, file khusus perangkat, pipa bernama, dan soket.
• Subsistem Proses: Subsistem ini mengimplementasikan fungsi-fungsi yang terkait dengan kontrol proses dan kontrol utas. Fungsi yang diimplementasikan memungkinkan pembuatan, penjadwalan, pelaksanaan, dan penghapusan proses dan subjek utas.
• Subsistem memori: Subsistem ini mengimplementasikan fungsi yang terkait dengan pengelolaan sumber daya memori sistem. Fungsi yang diimplementasikan termasuk yang membuat dan mengelola memori virtual, termasuk pengelolaan algoritma pagination dan tabel halaman.
• Subsistem jaringan: Subsistem ini mengimplementasikan UNIX dan soket domain Internet, serta algoritme yang digunakan untuk menjadwalkan paket jaringan.
• Subsistem IPC: Subsistem ini mengimplementasikan fungsi-fungsi yang berhubungan dengan mekanisme IPC. Fitur yang diimplementasikan termasuk yang memfasilitasi pertukaran informasi yang terkontrol antara proses dengan memungkinkan mereka untuk berbagi data dan menyinkronkan eksekusi mereka saat berinteraksi dengan sumber daya bersama.
• Subsistem Modul Kernel: Subsistem ini mengimplementasikan infrastruktur untuk mendukung modul yang dapat dimuat. Fungsi yang diimplementasikan termasuk memuat, menginisialisasi, dan membongkar modul kernel.
• Ekstensi keamanan Linux: Ekstensi keamanan Linux menerapkan berbagai aspek keamanan yang disediakan di seluruh kernel, termasuk kerangka Modul Keamanan Linux (LSM). Kerangka kerja LSM berfungsi sebagai dasar untuk modul yang memungkinkan Anda untuk menerapkan berbagai kebijakan keamanan, termasuk SELinux. SELinux adalah subsistem logis yang penting. Subsistem ini mengimplementasikan fungsi kontrol akses wajib untuk mencapai akses antara semua subjek dan objek.
• Subsistem driver perangkat: Subsistem ini mengimplementasikan dukungan untuk berbagai perangkat keras dan perangkat lunak melalui antarmuka umum yang tidak bergantung pada perangkat.
• Subsistem Audit: Subsistem ini mengimplementasikan fungsi-fungsi yang terkait dengan perekaman kejadian kritis keamanan dalam sistem. Fungsi yang diterapkan mencakup fungsi yang menangkap setiap panggilan sistem untuk merekam kejadian kritis keamanan dan fungsi yang mengimplementasikan pengumpulan dan perekaman data kontrol.
• Subsistem KVM: Subsistem ini mengimplementasikan pemeliharaan siklus hidup mesin virtual. Itu melakukan penyelesaian pernyataan, yang digunakan untuk pernyataan yang hanya membutuhkan pemeriksaan kecil. Untuk penyelesaian instruksi lainnya, KVM memanggil komponen ruang pengguna QEMU.
• API Kripto: Subsistem ini menyediakan perpustakaan kriptografi internal kernel untuk semua komponen kernel. Ini menyediakan primitif kriptografi untuk penelepon.

Kernel adalah bagian utama dari sistem operasi. Ini berinteraksi langsung dengan perangkat keras, mengimplementasikan berbagi sumber daya, menyediakan layanan bersama untuk aplikasi, dan mencegah aplikasi mengakses langsung fungsi yang bergantung pada perangkat keras. Layanan yang disediakan oleh kernel meliputi:

1. Manajemen eksekusi proses, termasuk operasi pembuatannya, penghentian atau penangguhannya, dan pertukaran data antarproses. Mereka termasuk:

• Penjadwalan proses yang setara untuk dijalankan pada CPU.
• Pemisahan proses di CPU menggunakan mode time-sharing.
• Eksekusi proses di CPU.
• Tangguhkan kernel setelah kuantum waktunya telah berlalu.
• Alokasi waktu kernel untuk mengeksekusi proses lain.
• Menjadwal ulang waktu kernel untuk menjalankan proses yang ditangguhkan.
• Kelola metadata terkait keamanan proses seperti UID, GID, label SELinux, ID fitur.

2. Alokasi RAM untuk proses yang dapat dieksekusi. Operasi ini meliputi:

• Izin yang diberikan oleh kernel ke proses untuk berbagi sebagian dari ruang alamat mereka dalam kondisi tertentu; namun, dalam melakukannya, kernel melindungi ruang alamat proses itu sendiri dari gangguan luar.
• Jika sistem kehabisan memori bebas, kernel mengosongkan memori dengan menulis proses sementara ke memori tingkat kedua atau partisi swap.
• Interaksi yang konsisten dengan perangkat keras mesin untuk membuat pemetaan alamat virtual ke alamat fisik, yang membuat pemetaan antara alamat yang dihasilkan oleh kompiler dan alamat fisik.

3. Pemeliharaan siklus hidup mesin virtual, yang meliputi:

• Tetapkan batasan pada sumber daya yang dikonfigurasi oleh aplikasi emulasi untuk mesin virtual ini.
• Menjalankan kode program mesin virtual untuk dieksekusi.
• Menangani shutdown mesin virtual baik dengan menghentikan instruksi atau menunda penyelesaian instruksi untuk meniru ruang pengguna.

4. Pemeliharaan sistem file. Itu termasuk:

• Alokasi memori sekunder untuk penyimpanan dan pengambilan data pengguna yang efisien.
• Alokasi memori eksternal untuk file pengguna.
• Memanfaatkan ruang penyimpanan yang tidak terpakai.
• Organisasi struktur sistem file (menggunakan prinsip penataan yang jelas).
• Perlindungan file pengguna dari akses yang tidak sah.
• Organisasi akses terkendali proses ke perangkat periferal, seperti terminal, tape drive, disk drive, dan perangkat jaringan.
• Organisasi akses timbal balik ke data untuk subjek dan objek, menyediakan akses terkontrol berdasarkan kebijakan DAC dan kebijakan lainnya yang diterapkan oleh LSM yang dimuat.

Kernel Linux adalah jenis kernel OS yang mengimplementasikan penjadwalan preemptive. Di kernel yang tidak memiliki kemampuan ini, eksekusi kode kernel berlanjut hingga selesai, mis. penjadwal tidak mampu menjadwal ulang tugas saat berada di kernel. Selain itu, kode kernel dijadwalkan untuk dieksekusi secara kooperatif, tanpa penjadwalan sebelumnya, dan eksekusi kode ini berlanjut hingga berakhir dan kembali ke ruang pengguna, atau hingga secara eksplisit memblokir. Dalam kernel preemptive, dimungkinkan untuk membongkar tugas kapan saja, selama kernel dalam keadaan aman untuk dijadwal ulang.

Pengiriman kontrol teknologi harus diatur menurut struktur hierarkis, menyediakan distribusi fungsi kontrol teknologi antar tingkat, serta subordinasi ketat dari tingkat kontrol yang lebih rendah ke yang lebih tinggi.
Semua badan pengawas teknologi, terlepas dari bentuk kepemilikan entitas pasar terkait yang merupakan bagian dari sistem energi (IPS, UES), harus mematuhi perintah (instruksi) dari operator teknologi yang unggul.
Ada dua kategori subordinasi operasional:
manajemen operasional dan manajemen operasional.
Kontrol operasional dari petugas operator yang relevan harus mencakup peralatan dan kontrol listrik, operasi yang memerlukan koordinasi tindakan personel pengiriman bawahan dan kinerja operasi yang terkoordinasi di beberapa objek dari subordinasi operasional yang berbeda.
Kontrol operasional operator harus menjadi kekuatan
peralatan dan kontrol, kondisi dan mode yang
mempengaruhi mode operasi sistem daya yang sesuai (IPS, UES). Operasi dengan peralatan dan kontrol seperti itu
harus dilakukan dengan izin dari operator terkait.
Aturan dan peraturan saat ini menyatakan bahwa
bahwa semua elemen EPS (peralatan, aparatus, perangkat otomasi dan kontrol) berada di bawah kendali operasional dan manajemen petugas operator dan personel tugas senior di berbagai tingkat manajemen.
Istilah kontrol operasional menunjukkan jenis subordinasi operasional, ketika operasi dengan satu atau lain peralatan EPS dilakukan hanya atas perintah petugas operator yang sesuai (personel tugas senior) yang mengelola peralatan ini. Kontrol operasional operator adalah peralatan, operasi yang memerlukan koordinasi tindakan personel operasional bawahan.
Istilah manajemen operasional mengacu pada jenis operasional
subordinasi, jika beroperasi dengan satu atau lain peralatan EPS
dilakukan dengan sepengetahuan (dengan izin) dari petugas operator yang relevan di wilayah yurisdiksinya peralatan ini berada.
Pemeliharaan operasional dua tingkat dipertimbangkan. Kontrol operasional tingkat 1 adalah peralatan, operasi yang dilakukan dengan kesepakatan atau dengan pemberitahuan dari petugas operator tingkat yang lebih tinggi atau petugas operator dari tingkat yang sama.
Pengendalian operasional tingkat II mencakup peralatan, yang kondisi atau operasinya mempengaruhi:
mode operasi bagian tertentu dari jaringan listrik. Operasi dengan
peralatan ini dilakukan sesuai dengan yang lebih tinggi
oleh Pengendali dan memberitahukan Pengendali yang bersangkutan.
Setiap elemen EPS dapat berada di bawah kendali operasional dispatcher tidak hanya dari satu tahap, tetapi juga di bawah otoritas beberapa
operator dari satu atau beberapa tingkat kendali. Pembagian peralatan, otomatisasi, dan kontrol antara tingkat hierarki teritorial menurut jenis manajemen tidak hanya mencirikan distribusi fungsi manajemen antara tingkat hierarki teritorial pada tingkat manajemen operasional sementara, tetapi sebagian besar menentukan distribusi fungsi pada tingkat sementara lainnya.
Bersamaan dengan ini, dalam manajemen operasional, dan dalam beberapa kasus dalam perencanaan rezim, diperkirakan bahwa salah satu subdivisi, pada rentang masalah tertentu, berada di bawah subdivisi lain, yang terletak pada tingkat manajemen yang sama. Ya, petugas operator
salah satu sistem tenaga dapat dipercayakan untuk mengelola operasional saluran transmisi tenaga yang menghubungkan sistem tenaga ini dengan sistem tetangga. Dengan demikian, pembongkaran operator ODU diatur dengan mentransfer ke operator sistem energi beberapa fungsi yang dapat dilakukan pada tingkat ini.
Semua peralatan EPS yang memastikan produksi dan distribusi listrik berada di bawah kendali operasional petugas operator sistem tenaga atau personel operasional yang langsung berada di bawahnya (pengawas shift pembangkit listrik; operator jaringan listrik dan termal, personel tugas gardu induk ( PS), dll). Daftar peralatan yang beroperasi
manajemen dan pemeliharaan, disetujui oleh kepala operator CDU
UES Rusia, ODU UES dan CDS sistem energi, masing-masing.


Kontrol operasional dispatcher sistem tenaga adalah peralatan utama, yang pengoperasiannya membutuhkan:
koordinasi tindakan personel tugas perusahaan listrik (fasilitas tenaga) atau perubahan terkoordinasi dalam perlindungan relai dan otomatisasi
beberapa objek.
Manajemen operasional fasilitas energi yang memainkan peran sangat penting dalam asosiasi atau di UES, sebagai pengecualian, dapat dipercayakan tidak kepada operator sistem tenaga, tetapi kepada operator ODU atau CDU dari UES.
Di bawah yurisdiksi operasional petugas operator ODU yang bertugas adalah
total daya operasi dan cadangan daya sistem daya, pembangkit listrik dan unit daya tinggi, komunikasi antar sistem dan objek jaringan utama yang memengaruhi mode IPS. dalam operasional
kontrol operator ODU ditransfer ke peralatan, operasi dengan
yang memerlukan koordinasi tindakan petugas operator yang bertugas
sistem tenaga.
Dispatcher yang bertugas di CDU UES, kepala operasional teratas UES, bertanggung jawab atas total kapasitas operasi dan cadangan daya UES, sambungan listrik antar asosiasi, serta sambungan terpenting di dalam UES dan fasilitas. , mode yang secara tegas mempengaruhi mode UES.
Dalam manajemen operasional operator CDU UES adalah penghubung utama antara IPS dan beberapa objek yang penting di seluruh sistem.
Prinsip subordinasi operasional tidak hanya berlaku untuk peralatan dan peralatan utama, tetapi juga untuk proteksi relai dari fasilitas yang relevan, otomatisasi linier dan darurat, sarana dan sistem untuk kontrol otomatis mode normal, serta alat kontrol pengiriman dan teknologi. digunakan oleh personel operasional.
Petugas operator AO-energo, ODU, dan CDU dari UES adalah manajer operasional teratas dari sistem energi, asosiasi, dan UES secara keseluruhan. Peralatan yang berada di bawah kendali operasional atau kendali operator dari tautan terkait tidak dapat dihentikan operasinya atau sebagai cadangan, dan juga dioperasikan tanpa izin atau instruksi dari operator. Perintah manajemen administrasi fasilitas tenaga dan sistem tenaga pada masalah dalam kompetensi operator dapat dilakukan oleh personel operasional hanya dengan izin operasional.
perwira senior yang bertugas.
Tingkat atas (CDU UES) menyediakan manajemen operasional sepanjang waktu dari operasi paralel UES dan pengaturan mode UES yang berkelanjutan. Tautan tengah (MDL) memimpin mode kombinasi dan mengelola operasi paralel sistem tenaga. Layanan pengiriman sistem tenaga mengelola mode sistem tenaga, memastikan operasi terkoordinasi dari semua fasilitas energinya.
Selama pengoperasian EPS sebagai bagian dari IPS, tanggung jawab sistem energi untuk penggunaan daya pembangkit listrik, memastikan daya maksimum yang tersedia dan memperluas jangkauan regulasi sepenuhnya dipertahankan. Pada saat yang sama, daya yang tersedia dan kemampuan penyesuaian ditentukan oleh kondisi untuk menutupi beban IPS, dengan mempertimbangkan throughput komunikasi antarsistem.
Tanggung jawab utama untuk menjaga frekuensi normal berada di tangan manajer operasi teratas UES - operator kendali jarak jauh UES. Pengirim ODS dan sistem tenaga memastikan pemeliharaan jadwal aliran daya antara UES dan sistem tenaga yang ditetapkan masing-masing oleh CDU UES dan ODS, implementasi instruksi untuk mengubah aliran untuk mempertahankan
frekuensi normal saat mengubah keseimbangan daya. Tanggung jawab untuk menjaga frekuensi juga dibagi oleh petugas operator ODE dan sistem tenaga dalam hal menyediakan cadangan daya berputar yang diberikan, dan dalam hal frekuensi otomatis dan kontrol daya aktif, dalam hal penggunaan sistem dan perangkat otomatis yang terlibat dalam regulasi otomatis dan untuk mempertahankan rentang kendali yang diperlukan di pembangkit listrik.
Kontrol mode jaringan listrik utama dengan tegangan dilakukan oleh tindakan terkoordinasi dari personel dari tahap kontrol pengiriman yang sesuai. Dispatcher
CDU UES dan ODU mempertahankan level tegangan pada titik yang sesuai dari jaringan listrik utama, yang ditentukan oleh instruksi.
Jika terjadi kekurangan daya atau listrik sementara di UES, durasi beban atau pembatasan konsumsi daya
didirikan oleh CDU UES dan disetujui oleh manajemen RAO "UES Rusia"; perintah untuk memberlakukan pembatasan CDU operator
Memberikan ODE ke pengontrol, dan yang terakhir ke pengontrol sistem daya.
Manajemen operasional tingkat tertinggi (CDU UES) mengembangkan dan menyetujui instruksi dasar untuk mempertahankan rezim dan manajemen operasional, yang wajib bagi personel operasional ODU dan fasilitas yang secara langsung berada di bawah CDU. ODU Teritorial untuk asosiasinya mengembangkan instruksi yang sesuai dengan ketentuan umum instruksi
CDU dan karyawan, pada gilirannya, berfungsi sebagai dasar untuk pengembangan instruksi lokal CDS yang memperhitungkan kekhasan struktur dan mode sistem tenaga.