Apibūdinimas:

Efektyvumo gerinimas
paskirstymo tinklo valdymas

V. E. Vorotnickis, technikos mokslų daktaras. mokslų daktaras, profesorius, vykdomojo direktoriaus pavaduotojas tyrimams, UAB VNIIE

Pagrindiniai elektros tinklų valdymo rinkos sąlygomis uždaviniai

Elektros tinklo technologinės infrastruktūros funkcijos užtikrinimas vienodų galimybių juo naudotis visiems elektros rinkos dalyviams sąlygomis;

Užtikrinti stabilų ir saugų elektros tinklo įrenginių darbą, patikimą elektros energijos tiekimą vartotojams ir elektros energijos kokybę, atitinkančią norminių aktų nustatytus reikalavimus, bei imtis priemonių užtikrinti elektros energetikos ūkio subjektų įsipareigojimų pagal sudarytas elektros energijos sutartis vykdymą. turgus;

Elektros energijos tiekimo elektros rinkos dalyviams (-iams) sutartinių sąlygų užtikrinimas;

Užtikrinti nediskriminacinį elektros rinkos subjektų prisijungimą prie elektros tinklo, laikantis Rinkos taisyklių, technologinių taisyklių ir procedūrų, jeigu toks prisijungimas yra techniškai įmanomas;

Tinklo techninių apribojimų mažinimas ekonomiškai pagrįstose ribose;

Elektros energijos perdavimo ir skirstymo sąnaudų mažinimas diegiant pažangias elektros tinklo įrangos priežiūros ir remonto technologijas, naują įrangą ir energijos taupymo priemones.

Straipsnio tikslas yra apsvarstyti:

Pagrindiniai elektros tinklų valdymo rinkos sąlygomis uždaviniai;

Bendrosios skirstomųjų tinklų charakteristikos 0,38–110 kV Rusijoje;

Skirstomųjų tinklų, įrenginių ir jų valdymo sistemų techninė būklė;

Tendencijos ir plėtros perspektyvos:

a) skaitmeninės informacinės technologijos;

b) pagrindinės informacinės technologijos;

c) geoinformacinės technologijos;

d) įmonių skirstomųjų tinklų ir jų pagrindinių posistemių operatyvaus ir technologinio valdymo automatizuotos sistemos;

e) skirstomųjų tinklų atskyrimo priemonės;

Paskirstymo tinklų valdymo automatizavimo reguliavimo sistemos kūrimo problemos.

Bendrosios skirstomųjų elektros tinklų charakteristikos Rusijoje

Kaimo elektros tinklai

Bendras 0,4–110 kV įtampos elektros tinklų ilgis Rusijos kaimo vietovėse yra apie 2,3 mln. km, įskaitant linijas, kurių įtampa:

0,4 kV - 880 tūkst km

6–10 kV - 1 150 tūkst. km

35 kV - 160 tūkst km

110 kV - 110 tūkst km

Tinkluose įrengta 513 000 6–35/0,4 kV transformatorinių pastočių, kurių bendra galia apie 90 mln. kVA.

Miesto elektros tinklai

Bendras miesto elektros tinklų, kurių įtampa 0,4–10 kV, ilgis yra 0,9 mln. km, įskaitant:

kabelinės linijos 0,4 kV - 55 tūkst

oro linijos 0,4 kV - 385 tūkst

kabelių linijos 10 kV - 160 tūkst km

oro linijos 10 kV - 90 tūkst km

lauko apšvietimo oro linijos - 190 tūkst

lauko apšvietimo oro linijos - 20 tūkst

Tinkluose įrengta apie 290 tūkst. 6–10 kV transformatorių pastočių, kurių galia 100–630 kVA.

Skirstomųjų elektros tinklų, jų valdymo priemonių ir sistemų techninė būklė

Elektros tinklo įranga

Apie 30-35% oro linijų ir transformatorinių pastočių išdirbo savo standartinį laikotarpį. Iki 2010 m. šis skaičius sieks 40 proc., jei elektros tinklų rekonstrukcijos ir techninio pertvarkymo tempai išliks tokie patys.

Dėl to paaštrėja energijos tiekimo patikimumo problemos.

Vidutinė vartotojų atjungimų trukmė yra 70–100 valandų per metus. Išsivysčiusiose šalyse tai statistiškai apibrėžiama kaip „gera“ elektros energijos tiekimo būklė, kai vidutinės įtampos tinklo pertrūkių bendra trukmė per metus yra 15–60 minučių per metus. Žemos įtampos tinkluose šie skaičiai yra šiek tiek didesni.

Vidutinis pažeidimų, dėl kurių atjungiamos iki 35 kV įtampos aukštos įtampos linijos, skaičius per metus yra 170-350 100 km linijos, iš kurių 72% yra nestabilios, virstančios vienfazėmis.

Relinė apsauga ir automatika

Iš šiuo metu Rusijos skirstomuosiuose tinkluose veikiančių apie 1200 tūkstančių įvairių tipų relinės apsaugos ir automatikos (RPA) įrenginių, didžioji dalis yra elektromechaniniai, mikroelektroniniai arba iš dalies mikroelektronikos įrenginiai.

Kai standartinis RPA įrenginių tarnavimo laikas yra 12 metų, apie 50% visų relinės apsaugos rinkinių yra išnaudoję savo standartinį tarnavimo laiką.

Pagamintos vietinės RPA įrangos lygio atsilikimas, palyginti su pirmaujančių užsienio gamintojų RPA įranga, yra 15–20 metų.

Kaip ir anksčiau, per 40% atvejų netinkamai eksploatuojami relinės apsaugos ir automatikos įrenginiai atsiranda dėl nepatenkinamos įrenginių būklės ir relinės apsaugos tarnybų personalo klaidų juos prižiūrint.

Reikėtų pažymėti, kad ne tik Rusijoje, bet ir kai kuriose pramoninėse šalyse ne viskas yra saugu su relinės apsaugos patikimumu.

Konkrečiai, Tarptautinės skirstomųjų tinklų konferencijos (CIRED) sesijoje 2001 m. buvo pažymėta, kad Norvegijos elektros tinkluose metinė žala dėl neteisingų apsaugos ir valdymo sistemų veiksmų yra apie 4 mln. Tuo pačiu metu 50% klaidingų apsaugos signalų tenka apsaugos ir valdymo įtaisų daliai. Iš jų daugiau nei 50% - su klaidomis įrangos patikros ir testavimo metu ir tik 40% dėl jos pažeidimų.

Kitose Skandinavijos šalyse relinės apsaugos įtaisų pažeidimo lygis yra 2–6 kartus mažesnis.

Pagrindinė kliūtis plačiam elektros tinklų įrenginių automatizavimui yra tai, kad nėra tam skirtos pirminės elektros įrangos.

Informacijos, informacijos ir kompiuterinių sistemų rinkimo ir perdavimo sistema

Daugiau nei 95% telemechanikos įrenginių ir jutiklių rinkinių veikia daugiau nei 10–20 metų. Priemonės ir ryšio sistemos daugiausia yra analoginės, morališkai ir fiziškai pasenusios, neatitinka būtinų tikslumo, patikimumo, patikimumo ir greičio reikalavimų.

Daugumoje rajoninių elektros tinklų (AEI) ir elektros tinklų įmonių (EVT) valdymo patalpų automatizuotų valdymo sistemų techninė bazė yra asmeniniai kompiuteriai, neatitinkantys nuolatinio technologinio stebėjimo ir valdymo reikalavimų. Nepertraukiamu režimu veikiančių asmeninių kompiuterių tarnavimo laikas neviršija 5 metų, o jų senėjimo laikotarpis dar trumpesnis. Elektros tinklų automatizuotai priežiūros valdymo sistemai (ASCS) būtina naudoti specialius kompiuterius, kurie patikimai veikia nepertraukiamu režimu su proceso valdymo įrankiais.

Reikia plačiai licencijuoti elektros tinkluose naudojamą sisteminę programinę įrangą Microsoft, ORACLE ir kt.

Taikomoji (technologinė) programinė įranga (SCADA-DMS) daugelyje elektros tinklų taip pat yra aiškiai pasenusi, neatitinka šiuolaikinių reikalavimų tiek pagal funkcijas, tiek pagal apdorojamos informacijos apimtį.

Visų pirma, esamos VES ir AEI automatizuotos valdymo sistemos iš esmės teikia informacines paslaugas personalui ir praktiškai nesprendžia energetikos sistemų operatyvaus valdymo, elektros tinklų eksploatacinės ir remontinės priežiūros optimizavimo problemų.

Įtampos reguliavimo sistema

Apkrovos įtampos reguliavimas skirstomųjų tinklų maitinimo centruose ir nežadinamasis perjungimas (su transformatoriaus atjungimu) 6-10 kV transformatorių pastotėse beveik nenaudojamas arba naudojamas retkarčiais, nes vartotojai skundžiasi dėl žemos įtampos lygio piko valandomis.

Dėl to atskiruose atokiuose 0,38 kV elektros tinklų taškuose kaimo vietovėse įtampos lygiai yra 150–160 V, o ne 220 V.

Esant tokiai situacijai, elektros rinka skirstomųjų tinklų įmonėms gali taikyti labai rimtas sankcijas dėl elektros energijos tiekimo vartotojams patikimumo ir kokybės. Jei tam nesiruošite iš anksto, artimiausiu metu tinklo įmonės patirs rimtų materialinių nuostolių, o tai dar labiau pablogins situaciją.

Elektros apskaitos sistema

Didžioji dauguma skirstomųjų tinklų elektros centrų (apie 80 proc.) ir apie 90 proc. buitinių vartotojų turi morališkai ir fiziškai pasenusius, dažnai jau pasibaigusius kalibravimo ir aptarnavimo datos, pirmos kartos indukcinius ar elektroninius skaitiklius, suteikiančius galimybę nuskaityti tik rankiniu būdu. .

Dėl to didėja komerciniai elektros energijos nuostoliai elektros tinkluose. Bendri elektros nuostoliai Rusijos elektros tinkluose siekia apie 107 milijardus kWh per metus, 110 kV ir mažesnių įtampos skirstomieji tinklai sudaro 85 milijardus kWh, iš kurių komerciniai nuostoliai, minimaliais skaičiavimais, siekia 30 milijardų kWh per metus.

Jei XX amžiaus devintojo dešimtmečio pabaigoje santykiniai elektros nuostoliai elektros sistemų elektros tinkluose neviršijo 13–15% tiekiamos į tinklą elektros energijos, tai šiuo metu jie yra pasiekę 20–25 atskiroms elektros sistemoms – 30–40 proc., o kai kuriems AEI jau viršija 50 proc.

Išsivysčiusiose Europos šalyse santykiniai elektros nuostoliai elektros tinkluose siekia 4-10 %: JAV – apie 9 %, Japonijoje – 5 %.

Remiantis Rusijos Federacijos Vyriausybės nutarimu dėl elektros energijos tarifų reguliavimo, Didmeninės rinkos taisyklėmis ir Mažmeninės rinkos pereinamojo laikotarpio taisyklių projektu, standartiniai elektros nuostoliai elektros tinkluose (ir š. yra ne daugiau kaip 10-12% tiekimo į tinklą) gali būti įtraukta į perdavimo paslaugų elektros energijos kainą ir ją apmokės rinkos subjektai, o perteklinius elektros nuostolius turės supirkti tinklo įmonės, kad juos kompensuotų.

Kai kurioms įmonėms, kurių nuostoliai siekia 20–25%, tai reiškia, kad daugiau nei pusė praneštų nuostolių bus tiesioginiai finansiniai nuostoliai, kurie sieks šimtus milijonų rublių per metus.

Visa tai reikalauja kokybiškai naujų požiūrių į elektros apskaitą tiek elektros tinkluose, tiek iš vartotojų, visų pirma, į apskaitos automatizavimą, į elektros balansų skaičiavimų ir analizės automatizavimą, nemokančių vartotojų selektyvų atjungimą ir kt.

Elektros skirstomųjų tinklų ir jų valdymo sistemų plėtros optimizavimo reguliavimo sistema

Nuo devintojo dešimtmečio vidurio ir dešimtojo dešimtmečio pradžios reguliavimo sistema beveik nebuvo atnaujinta. Šiandien reikia peržiūrėti apie 600 sektorių norminių dokumentų.

Dėl daugelio pagrindinių dokumentų, visų pirma dėl elektros instaliacijos įrengimo taisyklių, dėl techninio eksploatavimo taisyklių, Rusijos Federacijos teisingumo ministerija nesusitarė ir iš esmės jie nustojo būti privalomi naudoti.

Iki šiol naujosios elektros energijos naudojimo taisyklės nebuvo sutartos su ta pačia Rusijos Federacijos teisingumo ministerija. Rusijos Federacijos baudžiamajame kodekse nėra sąvokos „elektros vagystė“, kuri daro didelę materialinę žalą elektros energetikos pramonei. Elektros vagysčių apimtys auga ir objektyviai augs didėjant elektros tarifams. Kad tai sustabdytume, reikia ne tik energetikų pastangų, bet ir teisinės valstybės pagalbos. Deja, ši pagalba ne visada yra pakankama. Visų pirma, įsigaliojus Rusijos Federacijos įstatymui „Dėl techninio reglamento“, GOST statusas smarkiai sumažėja, o tai tokiai šaliai kaip Rusija gali sukelti ir jau kelia didelių problemų. Pagrindinis iš jų – vieningos techninės politikos nebuvimas skirstomųjų tinklų plėtros ir valdymo srityje.

Šios plėtros finansavimas ir mokslinė parama yra akivaizdžiai nepakankamas ir vykdomas pagal likutinį principą. Daugiau nei dešimtmetį Rusijos elektros energetikos pramonės krizė gerokai pablogino situaciją. Pastaraisiais metais prasidėjusios energetikos valdymo reformos iki šiol palietė 220 kV ir aukštesnės įtampos magistralinius tinklus, kuriuose taip pat daug problemų, tačiau ne tiek, kiek jų susikaupė skirstomuosiuose tinkluose.

Viltys vietinių ir Vakarų investuotojų aktyvumui ir vakarietiškų technologijų diegimui valdant vietinius skirstomuosius tinklus greičiausiai pasmerktos dėl to, kad Rusijos teisės aktai, mentalitetas, klimato sąlygos, tinklų statybos ypatumai (didelis atšakas ir ilgis, kt. tinklo įranga, žemos kokybės elektra, dideli trukdžių lygiai ir pan.), valdymo sistemos ir programinė įranga labai skiriasi nuo užsienio. Teisingiau sutelkti dėmesį į savo jėgas, atsižvelgiant į geriausią šalies ir užsienio patirtį. Tam yra visos prielaidos, tai rodo pasaulyje ryškėjančios tendencijos ir pažangios vidaus energetikos sistemos bei tinklai.

Devintojo dešimtmečio viduryje ir dešimtojo dešimtmečio pradžioje UAB VNIIE parengė visą dokumentų rinkinį apie PES ir AEI automatizuotų valdymo sistemų kūrimą ir plėtrą. Žinoma, šie dokumentai dabar yra labai pasenę ir juos reikia peržiūrėti.

Tendencijos ir plėtros perspektyvos

Skaitmeninės ir informacinės technologijos

Pasaulinės valdymo sistemų plėtros tendencijos yra neatsiejamai susijusios su perėjimu prie skaitmeninių technologijų, kurios suteikia galimybę kurti integruotas hierarchines sistemas. Tuo pačiu metu paskirstymo elektros tinklai šiose sistemose yra žemesnė hierarchinė grandis, neatsiejamai susijusi su aukštesniais valdymo lygiais.

Perėjimo prie skaitmeninių technologijų pagrindas yra ryšių ir telekomunikacijų sistemos techninis pertvarkymas ir modernizavimas, smarkiai padidinus informacijos perdavimo apimtį ir greitį. Laipsnišką perėjimą prie skaitmeninių integruotų valdymo sistemų lems Vieningos skaitmeninės komunikacijos sistemos diegimo energetikos sektoriuje etapai ir tai truks mažiausiai 10-15 metų.

Paskutiniaisiais XX amžiaus metais žymiausi pasaulio telekomunikacijų ekspertai iškėlė tezę: „XX amžius yra energetikos amžius, o XXI amžius – informatikos amžius“. Tuo pat metu atsirado naujas terminas: „infokomunikacijos“, jungiantis „informatizaciją“ ir „telekomunikacijas“. Manau, teisingiau būtų sakyti, kad XXI amžius bus tiek energetikos, tiek moderniomis informacinėmis ir skaitmeninėmis technologijomis grįstų infokomunikacijų amžius.

Svarbiausios infokomunikacinių tinklų plėtros tendencijos yra šios:

Telekomunikacijų tinklų patikimumo ir eksploatavimo trukmės didinimas;

Telekomunikacijų plėtros regionuose prognozavimo metodų kūrimas, atsižvelgiant į elektros energijos suvartojimą;

Informacinės ir komunikacijos aplinkos valdymo sistemų kūrimas;

Kartu su skaitmeninių tinklų plėtra, diegiant modernias telekomunikacijų technologijas, pirmiausia šviesolaidines technologijas;

Daugelyje šalių įdiegtos vadinamosios PLC technologijos, skirtos naudoti 0,4–35 kV elektros tinklus, perduodant bet kokią informaciją iš pastočių, elektros įmonių, pramonės įmonių į energijos suvartojimo stebėjimą ir valdymą kasdieniame gyvenime, įskaitant AMR problemų sprendimą, informaciją parama elektros tinklo abonentų veiklai 0,4–35 kV;

Ryšio įrenginių naudojimas energetikos objektų apsaugai, vaizdo stebėjimas.

Pagrindinės informacinės technologijos

Viena iš pagrindinių šiuolaikinių automatizuotų valdymo sistemų ypatybių yra daugelio programinės įrangos produktų integravimas (sujungimas) į vieną informacinę erdvę.

Šiuo metu interneto technologijomis ir atvirais standartais pagrįsta integracijos technologija labai sparčiai vystosi, leidžianti:

Kurti techninę infrastruktūrą taikomųjų programų projektavimo ir sistemos kūrimo galimybėms ilgam laikui;

Suteikti galimybę integruoti tokių kompanijų kaip Microsoft, ORACLE, IBM ir kt. produktus;

Užtikrinti galimybę nuosekliai integruoti esamus produktus be esminių pakeitimų ir perprogramavimo;

Užtikrinti programinės įrangos mastelį ir perkeliamumą, kad ją būtų galima pakartoti įmonės įmonėse.

Geoinformacinės technologijos

Sparti kompiuterinių technologijų ir telekomunikacijų, palydovinės navigacijos sistemų, skaitmeninės kartografijos plėtra, mikroelektronikos ir kitų technologinių pasiekimų sėkmė, nuolatinis standartinės ir taikomosios programinės įrangos tobulinimas bei informacinis palaikymas sukuria objektyvias prielaidas vis plačiau taikyti ir kurti kokybiškai naują. žinių sritis – geoinformatika. Ji atsirado geografijos, geodezijos, topologijos, duomenų apdorojimo, informatikos, inžinerijos, ekologijos, ekonomikos, verslo, kitų disciplinų ir žmogaus veiklos sričių sankirtoje. Reikšmingiausi geoinformatikos, kaip mokslo, praktiniai pritaikymai yra geografinės informacinės sistemos (GIS) ir jų pagrindu sukurtos geoinformacinės technologijos (GIS technologijos).

Santrumpa GIS egzistavo daugiau nei 20 metų ir iš pradžių reiškė kompiuterinių metodų rinkinį, skirtą skaitmeniniams žemėlapiams ir susijusiai teminei informacijai kurti ir analizuoti savivaldybės objektams valdyti.

Vis didesnis dėmesys skiriamas GIS technologijų panaudojimui elektros energetikoje ir pirmiausia UAB FGC UES, AO-energos ir miestų elektros tinkluose.

Jau pirmoji patirtis naudojant GIS kaip informacines ir atskaitos sistemas buitiniuose elektros tinkluose parodė besąlygišką tokio naudojimo naudingumą ir efektyvumą:

Tinklo įrangos sertifikavimas su jų susiejimu su skaitmeniniu vietovės žemėlapiu ir įvairiomis elektros grandinėmis: normaliomis, veikiančiomis, palaikomomis, skaičiuojamomis ir kt.;

Elektros įrenginių: linijų, transformatorių ir kt. techninės būklės apskaita ir analizė;

Mokėjimų už suvartotą elektros energiją apskaita ir analizė;

Veikiančių mobiliųjų komandų buvimo vietos nustatymas ir atvaizdavimas skaitmeniniame žemėlapyje ir kt.

Dar didesnės perspektyvos atsiveria GIS technologijų taikymas sprendžiant problemas: optimalus plėtros planavimas ir projektavimas; elektros tinklų remontas ir priežiūra, atsižvelgiant į reljefo ypatumus; tinklų operatyvinis valdymas ir avarijų likvidavimas, atsižvelgiant į erdvinę, teminę ir eksploatacinę informaciją apie tinklo įrenginių būklę ir jų veikimo būdus. Tam ir šiandien reikalingas GIS informacinis ir funkcinis susiejimas, elektros tinklų automatizuotų valdymo sistemų technologinės programinės įrangos sistemos, ekspertinės sistemos ir žinių bazės aukščiau išvardytiems uždaviniams spręsti. UAB „VNIIE“ sukūrė Tinklo įrangos remonto užklausų analizės sistemą-konsultantą. Vykdomi nuostolių skaičiavimo programų susiejimo su GIS darbai.

Pastaraisiais metais ryški tendencija plėtoti kompleksines inžinerinių komunikacijų sistemas vienu topografiniu miesto, rajono, regiono pagrindu, įskaitant šilumos, elektros, dujų, vandens, telefono ir kitus inžinerinius tinklus.

Skirstomųjų tinklų įmonių operatyvinės dispečerinės kontrolės automatizuotos sistemos (AS DGC) struktūra

RGC AS kūrimo tikslas – padidinti elektros energijos ir galios paskirstymo efektyvumą ir patikimumą, užtikrinant maksimalų RGC operatyvinės ir technologinės veiklos efektyvumą integruojant informacijos rinkimo, apdorojimo, perdavimo procesų automatizavimą. ir priimant sprendimus remiantis šiuolaikinėmis informacinėmis technologijomis.

RSC AS turėtų būti paskirstyta hierarchinė sistema, kurios kiekviename lygyje sprendžiamas privalomas bazinis uždavinių rinkinys, užtikrinantis pagrindinių operatyvinio ir technologinio valdymo funkcijų vykdymą.

Pagrindiniai AS RSK posistemiai:

Automatizuotas elektros tinklų operatyvinis dispečerinis valdymas, atliekantis šias funkcijas:

a) dabartinis valdymas;

b) veiklos valdymas ir planavimas;

c) energijos suvartojimo kontrolę ir valdymą;

d) remonto darbų planavimas ir valdymas;

Automatizuotas technologinis valdymas:

a) relinė apsauga ir automatika;

b) įtampa ir reaktyvioji galia;

Automatizuota elektros komercinės ir techninės apskaitos sistema (ASKUE);

Informacijos komunikacijos, rinkimo, perdavimo ir rodymo sistema.

Dėl straipsnių apimties apribojimų sutelksime dėmesį tik į pagrindines RSC AS pagrindinių posistemių tendencijas ir plėtros perspektyvas.

Relinė apsauga ir automatika

Pagrindinės skirstomųjų elektros tinklų relinės apsaugos ir automatikos plėtros kryptys:

Fiziškai susidėvėjusios įrangos, kurios eksploatavimo laikas pasibaigė, keitimas;

Relinės apsaugos ir automatikos įrenginių modernizavimas, orientuojantis į naujos kartos mikroprocesorinių įrenginių naudojimą;

Mikroprocesorinės relinės apsaugos ir automatikos įrangos integravimas į vieną automatizuotą tiekimo pastočių procesų valdymo sistemą;

Relinės apsaugos ir automatizavimo funkcijų išplėtimas matavimo ir valdymo užduotims, atsižvelgiant į jos veikimo patikimumo reikalavimus, įskaitant tarptautinių ryšių sąsajų standartų naudojimą.

Įtampos ir reaktyviosios galios reguliavimas

Pagrindiniai uždaviniai siekiant pagerinti įtampos reguliavimo efektyvumą:

Įtampos reguliavimo priemonių, pirmiausia įtampos reguliavimo esant apkrovai ir automatinio įtampos reguliavimo, eksploatacinės priežiūros patikimumo ir kokybės gerinimas;

Elektros tinklų mazgų vartotojų ir įtampų apkrovų grafikų kontrolė ir analizė, didinant skirstomųjų tinklų reaktyviosios galios matavimų patikimumą ir apimtį;

Įtampų reguliavimo skirstomuosiuose tinkluose dėsnių optimizavimo programinės įrangos diegimas ir sistemingas naudojimas, praktinis šių dėsnių įgyvendinimas;

Transformatorių čiaupų nuotolinio ir automatinio valdymo iš dispečerinių centrų organizavimas;

Papildomų nuotoliniu būdu valdomų įtampos reguliavimo priemonių, pvz., stiprintuvų transformatorių įrengimas ilgų vidutinės įtampos skirstomųjų linijų magistraliniuose tinkluose, kuriuose centralizuotu reguliavimu neįmanoma užtikrinti leistinų įtampos nuokrypių tinklo mazguose.

Elektros apskaitos automatika

Elektros apskaitos automatizavimas yra strateginė komercinių elektros nuostolių mažinimo kryptis visose be išimties šalyse, didmeninės ir mažmeninės elektros rinkos funkcionavimo pagrindas ir būtina sąlyga.

Šiuolaikinis ASKUE turėtų būti sukurtas remiantis:

Duomenų perdavimo formatų ir protokolų standartizavimas;

Komercinių apskaitos duomenų, būtinų konkurencingos mažmeninės elektros rinkos efektyviam funkcionavimui, apskaitos, rinkimo ir perdavimo diskretiškumo užtikrinimas;

Užtikrinti faktinių ir leistinų elektros energijos disbalansų elektros tinkluose apskaičiavimą, disbalansų lokalizavimą ir priemonių jiems mažinti;

Abipusis ryšys su automatizuotomis valdymo sistemomis, automatizuotomis procesų valdymo sistemomis ir avarine automatika.

Informacijai rinkti nuolat vyrauja tendencija indukcinius skaitiklius keisti elektroniniais ne tik dėl didesnių tikslumo ribų, bet ir dėl mažesnių sąnaudų srovės transformatoriaus ir įtampos transformatoriaus grandinėse.

Mažmeninei elektros rinkai ir elektros nuostoliams elektros tinkluose mažinti ypač svarbus yra buitinių vartotojų elektros skaitiklių savitarnos (savaiminio rodmenų registravimo) išbraukimas. Tuo tikslu visame pasaulyje kuriama ASKUE buitiniams vartotojams, perduodant duomenis iš elektros skaitiklių 0,4 kV elektros tinklu arba radijo kanalais į duomenų rinkimo centrus. Visų pirma, plačiai naudojamos jau minėtos PLC technologijos.

Šiuolaikinių skirstomųjų elektros tinklų atskyrimo ir decentralizuotos automatikos priemonių taikymas

Daugelyje šalių, siekdamos padidinti skirstomųjų tinklų patikimumą, sutrumpinti gedimo vietos paieškos laiką ir elektros tiekimo pertrūkių skaičių, jau daug metų vadovaujamasi tokių tinklų tiesimo „pagrindiniu principu“, pagrįstu. dėl tinklų įrengimo automatiniais kolonų projektavimo sekcijos taškais - atjungikliais, derinant šias funkcijas:

Žalos vietos nustatymas;

Žalos lokalizavimas;

Energijos atstatymas.

išvadų

1. Būtini prioritetai:

0,38–110 kV skirstomųjų elektros tinklų, jų režimų valdymo priemonių ir sistemų plėtros, modernizavimo, techninio pertvarkymo ir rekonstrukcijos koncepcijos ir ilgalaikės programos parengimas;

Perėjimas nuo likutinio prie prioritetinio finansinių ir materialinių išteklių paskirstymo principo laipsniškam praktiniam šios koncepcijos ir programos įgyvendinimui, suvokiant esminę pažangios paskirstymo tinklų ir jų valdymo sistemų plėtros svarbą efektyviam ne tik mažmeninės, bet ir didmeninės elektros rinkos;

Modernaus, į rinką orientuoto verslo ir valdymo, skirstomųjų elektros tinklų ir jų valdymo sistemų plėtros reguliavimo ir metodinės bazės kūrimas;

Ekonomiškai pagrįstų reikalavimų šalies pramonei elektros tinklų ir jų valdymo sistemų modernios įrangos gamybai parengimas;

Paskirstymo tinklų ir jų valdymo sistemų buitinės ir importuotos įrangos sertifikavimo ir leidimo eksploatuoti sistemos organizavimas;

Naujų perspektyvių skirstomųjų elektros tinklų automatizuoto valdymo technologijų ir sistemų kūrimo pilotinių projektų įgyvendinimo ir rezultatų analizė.

2. Efektyvių skirstomųjų elektros tinklų automatizuotų valdymo sistemų kūrimas ir diegimas yra sudėtingas uždavinys, reikalaujantis didelių kapitalo investicijų.

Kiekviena skirstymo įmonė ir AO-energo, prieš pradėdami esamos elektros tinklų valdymo sistemos modernizavimą ir techninį pertvarkymą ar kurdami naują, turi aiškiai suvokti sprendžiamų užduočių kompleksą, numatomą automatinio valdymo įdiegimo efektą. sistemos.

Būtina sukurti šiuolaikiškus ACS PES ir AEI (paskirstymo tinklų įmonės) ekonominio efektyvumo skaičiavimo metodus, jų kūrimo ir plėtros etapus.

3. Pagrindinis klausimas, kuris visada iškyla kuriant ir diegiant naujas elektros tinklų valdymo technologijas – iš kur gauti pinigų visam tam?

Tiesą sakant, gali būti keli lėšų šaltiniai:

1) centralizuotas pilotinių projektų ir norminių bei metodinių dokumentų finansavimas;

2) elektros tarifai;

3) tam tikros būsimų skirstomųjų tinklų įmonių ir šiandieninės AO-energos finansinių išteklių dalies konsolidavimas oficialiai įsteigtoje bendrijoje – Rusijos įmonių asociacijoje;

4) suinteresuoti investuotojai.

Rusijos sąlygomis, kaip parodė pažangių energetikos sistemų praktika, galioja principas „Kas nori išspręsti problemą, tas ieško ir randa būdų, kaip ją išspręsti, kas nenori, ieško priežasčių, kodėl sprendimas neįmanomas, arba laukia. kiti tai išspręstų už jį“ turėtų veikti.

Kaip matyti iš straipsnio, yra pakankamai galimybių ir būdų, kaip pagerinti paskirstymo tinklų valdymo efektyvumą Rusijoje. Būtinas supratimas apie šių galimybių svarbą ir aktyvus noras įgyvendinti šias galimybes praktiškai.

Pagal federalinį įstatymą „Dėl elektros energijos pramonės“, UAB FGC UES yra atsakinga už vieningo nacionalinio elektros tinklo (UNEG) technologinį valdymą. Kartu kilo klausimų dėl aiškaus funkcionalumo atribojimo tarp UAB SO UES, vykdančios vieningą elektros energetikos objektų dispečerinę kontrolę, ir tinklo įmonių. Dėl to atsirado poreikis sukurti veiksmingą UAB FGC UES įrenginių veiklos ir technologinio valdymo struktūrą, kurios uždaviniai, be kita ko, apima:
užtikrinti patikimą UNEG objektų funkcionavimą ir UAB „SO UES“ nurodytų UNEG objektų elektros perdavimo linijų, įrangos ir įrenginių technologinių darbo režimų įvykdymą;
tinkamos darbų kokybės ir saugos užtikrinimas eksploatuojant UNEG objektus;
vieningos operatyvinio personalo rengimo OTU funkcijoms atlikti sistemos sukūrimas;
technologinės įrangos ir operatyvinio personalo pasirengimo vykdyti SP dispečerines komandas (įsakymus) ir FGC UES Centrinio valdymo centro operatyvinio personalo komandas (patvirtinimus) užtikrinimas;
technologinių pažeidimų, susijusių su klaidingais operatyvinio personalo veiksmais, skaičiaus mažinimo užtikrinimas;
bendradarbiaujant ir susitarus su UAB SO UES, dalyvavimas rengiant ir įgyvendinant UNEG plėtros programas, siekiant padidinti elektros energijos perdavimo patikimumą, tinklo stebimumą ir valdomumą bei užtikrinti elektros energijos kokybę;
elektros perdavimo linijų, elektros tinklų įrangos ir įrenginių remonto, paleidimo eksploatuoti, modernizavimo / rekonstrukcijos ir priežiūros veiklos planavimas ateinančiam laikotarpiui;
pagal UAB „SO UES“ reikalavimus parengimas, nustatyta tvarka avarinio elektros energijos vartojimo režimo ribojimo grafikų derinimas ir tvirtinimas bei realių veiksmų, siekiant įvesti avarinius apribojimus dispečerinės brigadai, įgyvendinimas (įsakymas). UAB „SO UPS“;
UAB SO UES užduočių dėl FGC elektros tinklų įrenginių ir elektros energijos vartotojų galios priėmimo įrenginių prijungimo, veikiant avarinei automatikai, vykdymas.

Iškeltų uždavinių įgyvendinimui UAB FGC UES parengė ir patvirtino UNEG objektų veiklos ir technologinio valdymo koncepciją. Pagal šią koncepciją kuriama keturių lygių organizacinė struktūra (su trijų lygių valdymo sistema): vykdomoji įstaiga, vadovas ŠMM VKEKK, PMES VKEKK ir pastočių operatyvinis personalas.

Šios funkcijos yra paskirstytos tarp atitinkamų organizacinės struktūros lygių:
IA FSK – informacinė ir analitinė;
vadovas VKEKK ŠMM - informacinis-analitinis ir neoperatyvinis;
VKEKK PMES – neveikiantis ir veikiantis;
pastočių personalas – operacinės.

Tuo pačiu metu neeksploatacinės funkcijos apima tokias užduotis kaip tinklo būklės stebėjimas ir stebėjimas. Kad tinklo valdymo centrai priimtų operatyvines funkcijas, susijusias su komandų davimu perjungimams gaminti, reikalingas aukštos kvalifikacijos operatyvinis personalas, taip pat atitinkama VKEKK techninė įranga.

Siekiant padidinti elektros ir elektros perdavimo bei paskirstymo efektyvumą ir patikimumą, automatizuojant šiuolaikinėmis informacinėmis technologijomis pagrįstus operatyvinio ir technologinio valdymo procesus, UAB FGC UES tinklo valdymo centruose yra įrengti programinės ir techninės įrangos kompleksai (STC), leidžia automatizuoti tokius procesus kaip stebėjimo režimų įranga, perjungimų gamyba griežtai laikantis patvirtintos programos ir kt. Taigi dėl OTU automatizavimo žymiai padidėja elektros tinklų veikimo patikimumas, dėl operatyvaus personalo klaidų šalinimo sumažėja avaringumas, minimalizuojamas būtino operatyvinio personalo skaičius.

Pažymėtina, kad UAB FGC UES naujos statybos ir rekonstrukcijos techninė politika numato:
energetinio saugumo ir tvarios Rusijos plėtros užtikrinimas;
reikalingų elektros energijos perdavimo paslaugų teikiamų patikimumo rodiklių užtikrinimas;
laisvo elektros rinkos veikimo užtikrinimas;
gerinti UNEG veikimo ir plėtros veiksmingumą;
gamybos personalo saugumo užtikrinimas;
sumažinti UNEG poveikį aplinkai;
kartu su naujo tipo įrangos ir valdymo sistemų panaudojimu, užtikrinančiu PS paruošimą darbui be nuolatinio techninės priežiūros personalo.

Šiuo metu esamų pastočių pirminių elektros jungčių schemos orientuotos į įrenginius, kuriems reikalinga dažna priežiūra, todėl pagal šiuolaikinius kriterijus numatyti pertekliniai perjungimo įrenginių ir jungčių skaičiaus santykiai. Tai lemia nemaža dalis šiurkščių technologinių pažeidimų dėl operatyvinio personalo kaltės.

Šiuo metu technologinių procesų automatizavimas baigtas 79 UNEG AE, dar 42 PS yra diegiami. Todėl pagrindinė eksploatavimo organizavimo schema visų pirma yra orientuota į techninės priežiūros (eksploatacinio) personalo buvimą visą parą, kontroliuojantį objekto būklę ir atliekant operatyvinius perjungimus.

UNEG pastotės eksploatacinė priežiūra apima:
UNEG būklės stebėjimas - įrangos būklės kontrolė, eksploatacinės situacijos UNEG objektuose analizė;
operatyvinių veiksmų, skirtų technologiniams pažeidimams lokalizuoti ir UNEG režimams atkurti, organizavimas;
pastočių eksploatacinės priežiūros organizavimas, eksploatacinių perjungimų gamyba, režimo ir grandinės palaikymas, kad būtų galima saugiai atlikti remonto ir priežiūros darbus elektros tinkluose, susijusiuose su UNEG;
operatyvinio personalo operatyvinių funkcijų, susijusių su perjungimu UNEG, atlikimas.

Planavimas ir organizavimas:
atlikti remonto planavimą pagal planinių profilaktinių remonto darbų grafikus su darbų apimties nustatymu remiantis techninės būklės įvertinimu, naudojant šiuolaikinius metodus ir diagnostikos priemones, t. be eksploatavimo nutraukimo įrangos;
atlikti išsamų standartinį eksploatavimo laiką pasiekusios įrangos apžiūrą ir techninę ekspertizę, siekiant pratęsti jos tarnavimo laiką;
modernizavimo, įrangos keitimo, projektinių sprendimų tobulinimo pasiūlymų rengimas;
eksploatacijos, priežiūros ir remonto finansavimo optimizavimas, nustatant remonto apimtį pagal faktinę būklę;
išlaidų ir nuostolių mažinimas;
valdymo ir aptarnavimo organizacinių struktūrų tobulinimas;
profesinio mokymo, perkvalifikavimo ir kvalifikacijos kėlimo organizavimas pagal SOPP-1-2005 standartą;
įrenginių, pastatų ir konstrukcijų techninės būklės parametrų ir rodiklių analizė prieš ir po remonto remiantis diagnostikos rezultatais;
Oro linijų įrenginių ir elementų avarinio rezervo optimizavimas;
techninių problemų sprendimas eksploatacijos ir statybos metu išduodamas informaciniais raštais, veiklos instrukcijomis, aplinkraščiais, techniniais sprendimais su privalomo vykdymo statusu, įsakymais, nurodymais, susirinkimų sprendimais ir kitais valdymo sprendimais.

UNEG patikimumo stebėjimas ir valdymas:
įrangos avarijų kontrolės ir analizės organizavimas;
maitinimo patikimumo įvertinimas ir kontrolė;
tinkamos informacijos bazės sukūrimas.

VISIŠKAI AUTOMATIZUOTŲ POSTOTIES KŪRIMAS
BE APTARNAVIMO PERSONALO.
SKAITMENINĖS PASTOTĖS

Siekiant pašalinti be problemų tinklo įmonės veiklos priklausomybę nuo operatyvinio ir relinio personalo kvalifikacijos, mokymo ir dėmesio sutelkimo, patartina skleisti jau seniai vykstantį technologinių procesų automatizavimą. - relinė apsauga, technologinė automatika (AR, AVR, OLTC, AOT ir kt.), avarinis valdymas - ant eksploatacinių jungiklių gamybos. Tam, visų pirma, reikia žymiai padidinti techninių parametrų stebėjimą, užtikrinti valdymą, padėties patikrą, efektyvų perjungimo įrenginių operatyvų blokavimą, valdymo veiksmų automatizavimą. Naudojama galios įranga turi būti pritaikyta naujausioms valdymo, apsaugos ir stebėjimo sistemoms.

Pristatant mikroprocesorinius įrenginius, pirmenybė turėtų būti teikiama įrenginiams, suprojektuotiems veikti kaip automatizuotų sistemų dalis. Atskiri įrenginiai turėtų būti naudojami tik nesant sistemos analogų. Atsižvelgiant į tai, UAB FGC UES įrenginiai turėtų centralizuotai atmesti galimybę naudoti mikroprocesorinius įrenginius su uždarais mainų protokolais, įrenginius, kurie nepalaiko veikimo pagal bendrą laiko standartą.

Pastotės automatizuoto procesų valdymo sistemos (pastotės APCS), kaip visų pastotės funkcinių sistemų integratoriaus, architektūrą ir funkcionalumą lemia technologijos, skirtos informacijai apie pastotę rinkti ir apdoroti valdymui išduoti, išsivystymo lygis. sprendimus ir veiksmus. Nuo pat buitinės energetikos pramonės projektų, skirtų automatinėms pastočių procesų valdymo sistemoms, kūrimo pradžios, buvo gerokai išplėtota aparatinė ir programinė įranga, skirta valdymo sistemoms, skirtoms naudoti elektros pastotėse. Atsirado aukštos įtampos skaitmeniniai srovės ir įtampos matavimo transformatoriai; Kuriama pirminė ir antrinė elektros tinklų įranga su įmontuotais ryšio prievadais, gaminami mikroprocesoriniai valdikliai su kūrimo įrankiais, kurių pagrindu galima sukurti patikimą PS programinės ir techninės įrangos kompleksą, tarptautinį standartą IEC. Priimtas 61850, reglamentuojantis duomenų apie PS, kaip automatikos objektą, pateikimą, taip pat protokolai skaitmeninių duomenų mainų tarp mikroprocesorinių išmaniųjų pastotės elektroninių prietaisų, įskaitant stebėjimo ir valdymo įrenginius, relinę apsaugą ir automatiką (RPA), avarinę apsaugą. automatika (PA), telemechanika, elektros skaitikliai, elektros įranga, srovės ir įtampos matavimo transformatoriai, perjungimo įranga ir kt.

Visa tai sukuria prielaidas statyti naujos kartos pastotę – skaitmeninę pastotę (DSS).

Šis terminas reiškia pastotę, naudojančią integruotas skaitmenines matavimo sistemas, relinę apsaugą, aukštos įtampos įrangos valdymą, optinius srovės ir įtampos transformatorius bei į perjungimo įrenginius įmontuotas skaitmenines valdymo grandines, veikiančias pagal vieną standartinį informacijos mainų protokolą – IEC 61850.

DSP technologijų įdiegimas suteikia pranašumų prieš tradicinę PS visuose įrenginio diegimo ir eksploatavimo etapuose.

„Dizainas“ etapas:
kabelių jungčių ir sistemų projektavimo supaprastinimas;
duomenų perdavimas be iškraipymų praktiškai neribotais atstumais;
įrangos skaičiaus sumažinimas;
neribotas duomenų gavėjų skaičius. Informacijos paskirstymas vykdomas Ethernet tinklų pagalba, leidžiančiu perkelti duomenis iš vieno šaltinio į bet kurį įrenginį pastotėje arba už jos ribų;
atskirų posistemių sujungimo laiko sutrumpinimas dėl aukšto standartizacijos lygio;
projektų metrologinių ruožų darbo intensyvumo mažinimas;

matavimų vienybė. Matavimai atliekami vienu didelio tikslumo matavimo prietaisu. Aspektų gavėjai gauna tuos pačius duomenis iš to paties šaltinio. Visi matavimo prietaisai yra įtraukti į vieną laikrodžio sinchronizavimo sistemą;
gebėjimas kurti standartinius sprendimus skirtingos topologinės konfigūracijos ir ilgio objektams;
galimybė preliminariai modeliuoti sistemą kaip visumą, siekiant nustatyti įvairių veikimo režimų „kliūtis“ ir neatitikimus;
sumažinti perprojektavimo sudėtingumą, jei projektas keičiasi ir papildo.

„Statybos ir montavimo darbai“ etapas:
imliausių ir netechnologinių montavimo ir paleidimo darbų, susijusių su antrinių grandinių klojimu ir testavimu, mažinimas;
nuodugnesnis ir visapusiškesnis sistemos testavimas dėl plačių galimybių kurti įvairius elgesio scenarijus ir jų modeliavimą skaitmenine forma;
neproduktyvaus personalo judėjimo kaštų mažinimas dėl centralizuoto konfigūravimo ir darbo parametrų valdymo galimybės;
sumažinti kabelių sistemos kainą. Skaitmeninės antrinės grandinės leidžia multipleksuoti signalus, kurių metu vienu kabeliu perduodama daug signalų iš skirtingų įrenginių. Prie skirstomųjų įrenginių užtenka nutiesti vieną optinį magistralinį kabelį vietoj dešimčių ar net šimtų analoginių varinių grandinių.

„Operacijos“ etapas:
visapusiška diagnostikos sistema, apimanti ne tik išmaniuosius įrenginius, bet ir pasyviuosius matavimo keitiklius bei jų antrines grandines, leidžia greitai nustatyti gedimų vietą ir priežastis, taip pat nustatyti priešgedimo sąlygas;
linijos vientisumo kontrolė. Skaitmeninė linija yra nuolat stebima, net jei ja neperduodama jokia reikšminga informacija;
apsauga nuo elektromagnetinių trukdžių. Šviesolaidinių kabelių naudojimas užtikrina visišką apsaugą nuo elektromagnetinių trukdžių duomenų perdavimo kanaluose;
priežiūros ir eksploatavimo paprastumas. Skaitmenines grandines perjungti daug lengviau nei analogines grandines;
remonto laiko sutrumpinimas dėl plačios tarpusavyje suderinamų skirtingų gamintojų įrenginių pasiūlos rinkoje (sąveikos principas);
perėjimas prie įvykiais pagrįsto įrangos priežiūros metodo dėl absoliutaus technologinių procesų stebėjimo leidžia sumažinti eksploatacines išlaidas;
projektinių (skaičiuojamųjų) parametrų ir charakteristikų palaikymas eksploatacijos metu reikalauja mažesnių sąnaudų;
automatizavimo sistemos kūrimas ir tobulinimas reikalauja mažesnių sąnaudų (neribotas informacijos imtuvų skaičius) nei naudojant tradicinius metodus.

UAB FGC UES Kuzbass ir Prioksky NCC priėmė kaip bandomuosius įrenginius, kad būtų sukurtas centrinis valdymo centras su eksploatacinėmis funkcijomis.

„Kuzbass NCC“ tapo pirmuoju tinklo valdymo centru, įdiegtu pagal JSC FGC UES programą, kuriančiame NCC su eksploatacinėmis funkcijomis. Kuriant inovatyvų VKEKK, užtikrinantį nuolatinį veiklos ir technologinį valdymą bei dispečerinę, centre įdiegtos modernios programinės ir techninės sistemos, įdiegta vaizdo sienelė tinklo schemai rodyti, įdiegta programinė įranga, leidžianti pilnai atvaizduoti. dispečerinio pasirinkto energetikos objekto būklę internetu, gauti informaciją apie gedimus, atliktus remonto ir prevencines priemones iki objekte dirbančių montuotojų pavardžių. Be to, įranga leidžia VKEKK dispečeriams avarijos atveju perimti nuotolinių objektų valdymą ir per trumpiausią įmanomą laiką priimti sprendimą sutrumpinti atkūrimo laiką normaliam įrangos veikimui.

Prioksky centrinis valdymo centras taip pat buvo sukurtas naudojant naujausias technologijas. Tarp čia naudojamos įrangos yra vaizdo sienelė informacijai rodyti, susidedanti iš penkiasdešimties colių projekcijos modulių ir perteklinio didelio našumo vaizdo valdiklio, operatyvinės informacijos kompleksas, skirtas elektros tinklo režimams ir pastočių perjungimo įtaisų būklei stebėti, leidžianti VKEKK operatyviniam personalui stebėti įrenginių darbą ir valdyti jį realiu laiku, naujausius sisteminius palydovinius ryšius, nepertraukiamo maitinimo ir automatines gaisro gesinimo sistemas.

Vladimiras Pelymsky, vyriausiojo inžinieriaus pavaduotojas - UAB FGC UES Situacijų analizės centro vadovas, Vladimiras Voroninas, vadovas, Dmitrijus Kravetsas, departamento vadovas, Magomedas Gadžijevas, UAB FGC UES Elektros režimo tarnybos vadovaujantis ekspertas

Energetikos sistema yra vientisas tinklas, susidedantis iš elektros energijos šaltinių – elektrinių, elektros tinklų, taip pat pastočių, kurios konvertuoja ir paskirsto pagamintą elektros energiją. Valdyti visus elektros energijos gamybos, perdavimo ir paskirstymo procesus operatyvinė dispečerinė valdymo sistema.

Gali apimti keletą skirtingų nuosavybės formų įmonių. Kiekviena elektros energetikos įmonė turi atskirą operatyvinės dispečerinės kontrolės tarnybą.

Valdomos visos individualių įmonių paslaugos centrinė dispečerinė sistema. Atsižvelgiant į elektros sistemos dydį, centrinė dispečerinė sistema gali būti suskirstyta į atskiras sistemas pagal šalies regionus.

Lygiagrečiam sinchroniniam darbui galima įjungti kaimyninių šalių elektros sistemas. Centrinis dispečerinė sistema (CDS) vykdo tarpvalstybinių elektros tinklų operatyvinę dispečerinę kontrolę, kuria vykdomi elektros energijos srautai tarp kaimyninių šalių energetikos sistemų.

Elektros sistemos eksploatacinio dispečerinio valdymo užduotys:

balanso tarp pagaminamos ir suvartojamos galios kiekio palaikymas energetikos sistemoje;

elektros energijos tiekimo įmonėms, tiekiančioms iš 220-750 kV magistralinių tinklų, patikimumas;

sinchroninis elektrinių darbas elektros sistemoje;

šalies energetikos sistemos veikimo sinchronizavimas su kaimyninių šalių energetikos sistemomis, su kuriomis yra ryšys tarp tarpvalstybinių elektros linijų.

Remiantis tuo, kas išdėstyta, darytina išvada, kad energetikos sistemos operatyvinės dispečerinės kontrolės sistema numato esminius energetikos sistemos uždavinius, kurių įgyvendinimas priklauso nuo šalies energetinio saugumo.

Energijos sistemos operatyvinio dispečerinio valdymo proceso organizavimo ypatumai

Proceso organizavimas operatyvinio išsiuntimo valdymas (ODU) energetikos sektoriuje vykdoma taip, kad būtų užtikrintas įvairių funkcijų pasiskirstymas keliais lygmenimis. Kiekvienas lygis yra pavaldus aukščiau esančiam.

Pavyzdžiui, pats pradinis lygis - operatyvinis ir techninis personalas, tiesiogiai atliekantis operacijas su įrenginiais įvairiuose elektros sistemos taškuose, yra pavaldus aukštesniajam operatyviniam personalui - elektros energijos tiekimo įmonės padalinio budinčiam dispečeriui, kuriam elektros tiekimas. instaliacija priskirta. Skyriaus budintis dispečeris savo ruožtu atsiskaito įmonės dispečerinei ir kt. iki centrinės šalies dispečerinės sistemos.

Energetikos sistemos valdymo procesas organizuojamas taip, kad būtų užtikrintas nuolatinis visų vieningos energetikos sistemos komponentų stebėjimas ir kontrolė.

Norint užtikrinti normalias tiek atskirų elektros sistemos atkarpų, tiek visos elektros sistemos eksploatavimo sąlygas, kiekvienam objektui sukuriami specialūs režimai (schemos), kurie turėtų būti numatyti priklausomai nuo konkrečios elektros tinklo atkarpos veikimo režimo. (normalus, remontinis, avarinis režimai).

Siekiant užtikrinti pagrindinių ODE užduočių įvykdymą elektros sistemoje, be operatyvinio valdymo, yra toks dalykas kaip operatyvinis valdymas. Visos operacijos su įranga tam tikrame elektros sistemos skyriuje atliekamos vadovaujant aukštesniam operatyviniam personalui - tai yra operatyvinio valdymo procesas.

Operacijų su įrenginiais atlikimas tam tikru mastu įtakoja kitų energetikos sistemos objektų darbą (suvartotos ar generuojamos galios pokyčiai, sumažėjęs elektros energijos tiekimo patikimumas, įtampos dydžių pokyčiai). Todėl dėl tokių operacijų reikia susitarti iš anksto, tai yra turi būti atliekamos dispečerinės, kuri atlieka šių objektų operatyvinę priežiūrą, leidimą.

Tai yra, dispečeris yra atsakingas už visą įrangą, elektros tinklo dalis, kurių veikimo režimas gali pasikeisti dėl gretimų objektų įrangos operacijų.

Pavyzdžiui, linija jungia dvi pastotes A ir B, o pastotė B maitinimą gauna iš A. Liniją nuo pastotės A atjungia eksploatuojantis personalas šios pastotės dispečeriui pavedus. Tačiau šios linijos atjungimas turėtų būti atliekamas tik susitarus su B pastotės dispečeriu, nes ši linija yra jo eksploatacinėje kontrolėje.

Taigi, pasitelkus dvi pagrindines kategorijas - eksploatacinį valdymą ir eksploatacinę priežiūrą, vykdomas elektros sistemos ir atskirų jos ruožų eksploatacinio dispečerinio valdymo organizavimas.

Norint organizuoti ODU procesą, kiekvienam atskiram padaliniui sudaromos ir tarpusavyje derinamos instrukcijos, instrukcijos ir įvairi dokumentacija, atsižvelgiant į lygį, kuriam priklauso ta ar kita operatyvinė tarnyba. Kiekvienas ODU sistemos lygis turi savo individualų reikalingos dokumentacijos sąrašą.

TSF programinė įranga už branduolio ribų susideda iš patikimų programų, kurios naudojamos saugos funkcijoms įdiegti. Atminkite, kad bendrai naudojamas bibliotekas, įskaitant PAM modulius, kai kuriais atvejais naudoja patikimos programos. Tačiau nėra atvejo, kai pati bendrinama biblioteka būtų traktuojama kaip patikimas objektas. Patikimos komandos gali būti sugrupuotos taip.

• Sistemos inicijavimas
• Identifikavimas ir autentifikavimas
• Tinklo programos
• paketinis apdorojimas
• Sistemos valdymas
• Vartotojo lygio auditas
• Kriptografijos palaikymas
• Virtualios mašinos palaikymas

Branduolio vykdymo komponentus galima suskirstyti į tris dalis: pagrindinį branduolį, branduolio gijas ir branduolio modulius, priklausomai nuo to, kaip jie bus vykdomi.

• Pagrindinis branduolys apima kodą, kuris vykdomas norint teikti paslaugą, pvz., aptarnauti vartotojo sistemos skambutį arba aptarnauti išimties įvykį ar pertraukimą. Dauguma sukompiliuotų branduolio kodų patenka į šią kategoriją.
• Branduolio gijos. Norint atlikti tam tikras įprastas užduotis, pvz., išvalyti disko talpyklą arba atlaisvinti atmintį keičiant nepanaudotus puslapių rėmelius, branduolys sukuria vidinius procesus arba gijas. Gijos yra suplanuotos kaip ir įprasti procesai, tačiau jos neturi konteksto neprivilegijuotuoju režimu. Branduolio gijos atlieka tam tikras branduolio C kalbos funkcijas. Branduolio gijos yra branduolio erdvėje ir veikia tik privilegijuotu režimu.
• Branduolio modulis ir įrenginio tvarkyklės branduolio modulis yra kodo dalys, kurias prireikus galima įkelti ir iškrauti į branduolį ir iš jo. Jie išplečia branduolio funkcionalumą, nereikia iš naujo paleisti sistemos. Įkeltas branduolio modulio objekto kodas gali pasiekti kitą branduolio kodą ir duomenis taip pat, kaip statiškai susietas branduolio objekto kodas.

Įrenginio tvarkyklė yra specialus branduolio modulio tipas, leidžiantis branduoliui pasiekti prie sistemos prijungtą aparatinę įrangą. Šie įrenginiai gali būti standieji diskai, monitoriai arba tinklo sąsajos. Tvarkyklės sąveikauja su likusia branduolio dalimi per specialią sąsają, kuri leidžia branduoliui bendrai tvarkyti visus įrenginius, neatsižvelgiant į jų pagrindinį įgyvendinimą.

Branduolys susideda iš loginių posistemių, teikiančių įvairias funkcijas. Nors branduolys yra vienintelė vykdomoji programa, įvairias jo teikiamas paslaugas galima atskirti ir sujungti į skirtingus loginius komponentus. Šie komponentai sąveikauja, kad užtikrintų specifines funkcijas. Branduolys susideda iš šių loginių posistemių:

• Failų posistemis ir I/O posistemis: Šis posistemis įgyvendina funkcijas, susijusias su failų sistemos objektais. Įdiegtos funkcijos apima tas, kurios leidžia procesui kurti, prižiūrėti, sąveikauti su ir ištrinti failų sistemos objektus. Šie objektai apima įprastus failus, katalogus, simbolines nuorodas, kietąsias nuorodas, konkrečiam įrenginiui skirtus failus, pavadintus vamzdžius ir lizdus.
• Proceso posistemis: Šis posistemis įgyvendina funkcijas, susijusias su proceso valdymu ir gijų valdymu. Įdiegtos funkcijos leidžia kurti, planuoti, vykdyti ir ištrinti procesus bei gijų temas.
• Atminties posistemis: Šis posistemis įgyvendina funkcijas, susijusias su sistemos atminties išteklių valdymu. Įdiegtos funkcijos apima tas, kurios kuria ir valdo virtualiąją atmintį, įskaitant puslapių numeravimo algoritmų ir puslapių lentelių valdymą.
• Tinklo posistemis: Šis posistemis įgyvendina UNIX ir interneto domenų lizdus, ​​taip pat algoritmus, naudojamus tinklo paketams planuoti.
• IPC posistemis: Šis posistemis įgyvendina su IPC mechanizmais susijusias funkcijas. Įdiegtos funkcijos apima tas, kurios palengvina kontroliuojamą keitimąsi informacija tarp procesų, leisdamos dalytis duomenimis ir sinchronizuoti jų vykdymą sąveikaujant su bendrais ištekliais.
• Branduolio modulio posistemis: Šis posistemis įgyvendina infrastruktūrą įkeliamiems moduliams palaikyti. Įdiegtos funkcijos apima branduolio modulių įkėlimą, inicijavimą ir iškrovimą.
• Linux saugos plėtiniai: Linux saugos plėtiniai įgyvendina įvairius saugos aspektus, kurie teikiami visame branduolyje, įskaitant Linux saugos modulio (LSM) sistemą. LSM sistema yra modulių, leidžiančių įgyvendinti įvairias saugos strategijas, įskaitant SELinux, pagrindas. SELinux yra svarbus loginis posistemis. Šis posistemis įgyvendina privalomas prieigos kontrolės funkcijas, kad būtų pasiekta prieiga tarp visų subjektų ir objektų.
• Įrenginio tvarkyklės posistemis: Šis posistemis įgyvendina įvairių techninės ir programinės įrangos įrenginių palaikymą per bendrą, nuo įrenginio nepriklausomą sąsają.
• Audito posistemis: Šis posistemis įgyvendina funkcijas, susijusias su saugumui svarbių įvykių registravimu sistemoje. Įdiegtos funkcijos apima tas, kurios fiksuoja kiekvieną sistemos iškvietimą, kad įrašytų saugumui svarbius įvykius, ir tas, kurios įgyvendina valdymo duomenų rinkimą ir įrašymą.
• KVM posistemis: Šis posistemis įgyvendina virtualios mašinos gyvavimo ciklo priežiūrą. Jis atlieka ataskaitų užbaigimą, kuris naudojamas ataskaitoms, kurioms reikia tik nedidelių patikrinimų. Bet kokiai kitai instrukcijai užbaigti KVM iškviečia QEMU vartotojo erdvės komponentą.
• Kripto API: Šis posistemis suteikia branduolio vidinę kriptografinę biblioteką visiems branduolio komponentams. Tai suteikia kriptografinius primityvus skambinantiems.

Branduolys yra pagrindinė operacinės sistemos dalis. Jis tiesiogiai sąveikauja su aparatine įranga, įgyvendina išteklių dalijimąsi, teikia bendras paslaugas programoms ir neleidžia programoms tiesiogiai pasiekti nuo aparatinės įrangos priklausančių funkcijų. Branduolio teikiamos paslaugos apima:

1. Procesų vykdymo valdymas, įskaitant jų sukūrimo, nutraukimo ar sustabdymo operacijas ir keitimąsi tarpprocesiniais duomenimis. Jie įtraukia:

• Lygiavertis procesų, kad jie būtų vykdomi CPU, planavimas.
• Procesų atskyrimas CPU naudojant laiko pasidalijimo režimą.
• Proceso vykdymas CPU.
• Sustabdykite branduolį pasibaigus jo laiko kvantui.
• Branduolio laiko paskirstymas kitam procesui vykdyti.
• Branduolio laiko perplanavimas sustabdytam procesui vykdyti.
• Tvarkykite su proceso sauga susijusius metaduomenis, pvz., UID, GID, SELinux etiketes, funkcijų ID.

2. RAM paskirstymas vykdomajam procesui. Ši operacija apima:

• Branduolio suteikiamas leidimas procesams dalytis savo adresų erdvės dalimi tam tikromis sąlygomis; tačiau tai darydamas branduolys apsaugo paties proceso adresų erdvę nuo išorinių trukdžių.
• Jei sistemoje mažai laisvos atminties, branduolys atlaisvina atmintį laikinai įrašydamas procesą į antrojo lygio atmintį arba apsikeitimo skaidinį.
• Nuosekli sąveika su įrenginio aparatine įranga, siekiant nustatyti virtualių adresų susiejimą su fiziniais adresais, o tai nustato kompiliatoriaus sugeneruotų ir fizinių adresų susiejimą.

3. Virtualių mašinų gyvavimo ciklo priežiūra, kuri apima:

• Nustatykite šios virtualios mašinos emuliacijos programos sukonfigūruotų išteklių apribojimus.
• Virtualios mašinos programos kodo paleidimas vykdymui.
• Virtualių mašinų išjungimo tvarkymas nutraukiant nurodymą arba atidedant instrukcijos įvykdymą, kad būtų imituojama vartotojo erdvė.

4. Failų sistemos priežiūra. Tai įeina:

• Antrinės atminties paskirstymas efektyviam vartotojo duomenų saugojimui ir paieškai.
• Išorinės atminties paskirstymas vartotojo failams.
• Išnaudokite nepanaudotą saugojimo vietą.
• Failų sistemos struktūros organizavimas (naudojant aiškius struktūrizavimo principus).
• Vartotojo failų apsauga nuo neteisėtos prieigos.
• Kontroliuojamos procesų prieigos prie išorinių įrenginių, tokių kaip terminalai, juostiniai įrenginiai, diskų įrenginiai ir tinklo įrenginiai, organizavimas.
• Subjektų ir objektų abipusės prieigos prie duomenų organizavimas, kontroliuojamos prieigos užtikrinimas pagal DAC politiką ir bet kokią kitą įkelto LSM vykdomą politiką.

„Linux“ branduolys yra OS branduolio tipas, įgyvendinantis prevencinį planavimą. Branduoliuose, kurie neturi šios galimybės, branduolio kodo vykdymas tęsiamas iki pabaigos, t.y. planuotojas negali iš naujo suplanuoti užduoties, kol ji yra branduolyje. Be to, branduolio kodas suplanuotas vykdyti bendradarbiaujant, be išankstinio planavimo, o šio kodo vykdymas tęsiamas tol, kol jis baigiasi ir grįžta į vartotojo erdvę arba kol jis aiškiai užblokuojamas. Prevenciniuose branduoliuose užduotį galima iškrauti bet kuriuo metu, jei branduolys yra tokioje būsenoje, kurią saugu planuoti iš naujo.

Siuntimo technologinė kontrolė turėtų būti organizuojama pagal hierarchinę struktūrą, numatant technologinės kontrolės funkcijų paskirstymą tarp lygių, taip pat griežtą žemesnių valdymo lygių pajungimą aukštesniems.
Visos priežiūros technologinės kontrolės institucijos, nepriklausomai nuo atitinkamo rinkos subjekto, kuris yra energetikos sistemos dalis (IPS, UES), nuosavybės formos, privalo paklusti aukštesniojo technologinio dispečerio įsakymams (nurodymams).
Yra dvi veiklos pavaldumo kategorijos:
operatyvinis valdymas ir operatyvinis valdymas.
Atitinkamo dispečerio operatyvinė kontrolė turėtų apimti elektros įrenginius ir valdiklius, kurių operacijos reikalauja koordinuoti pavaldžių dispečerinių darbuotojų veiksmus ir koordinuotą operacijų atlikimą keliuose skirtingo operatyvinio pavaldumo objektuose.
Dispečerio veikimo valdymas turėtų būti galia
įranga ir valdikliai, kurių būklė ir režimas
paveikti atitinkamos maitinimo sistemos (IPS, UES) veikimo režimą. Operacijos su tokia įranga ir valdikliais
turi būti atliekami gavus atitinkamo dispečerio leidimą.
Dabartinės taisyklės ir nuostatai tai numato
kad visi EPS elementai (įranga, aparatai, automatikos įrenginiai ir valdymo įtaisai) būtų eksploatacijoje kontroliuojami ir valdomi skirtingų valdymo lygių dispečerių ir vyresniojo budinčio personalo.
Operatyvinės kontrolės terminas reiškia operatyvinio pavaldumo tipą, kai operacijos su viena ar kita EPS įranga atliekamos tik atitinkamo dispečerio (vyresniojo budinčio personalo), kuris valdo šią įrangą, nurodymu. Dispečerio operatyvinė kontrolė yra įranga, kurios veiklai reikia derinti pavaldžių operatyvinių darbuotojų veiksmus.
Terminas operatyvinis valdymas reiškia veiklos tipą
pavaldumas, jei dirbama su viena ar kita EPS įranga
yra atliekami žinant (gavus leidimą) atitinkamam dispečeriui, kurio jurisdikcijoje yra ši įranga.
Numatyta dviejų lygių eksploatacinė priežiūra. 1 lygis atsakingas už įrangą, su kuria operacijos atliekamos pagal susitarimą arba pranešus aukštesnio lygio dispečeriui ar to paties lygio dispečeriui.
II lygio eksploatacinė kontrolė apima įrangą, kurios būklę ar operacijas turi įtakos
tam tikros elektros tinklo dalies veikimo režimas. Operacijos su
ši įranga atliekama susitarus su aukštesniuoju
duomenų valdytojas ir apie tai praneša atitinkamiems duomenų valdytojams.
Kiekvienas EPS elementas gali būti dispečerio ne tik vieno etapo, bet ir kelių
vieno ar skirtingų kontrolės lygių dispečeriai. Įrangos, automatizavimo ir valdymo padalijimas tarp teritorinės hierarchijos lygių pagal valdymo tipus apibūdina ne tik valdymo funkcijų pasiskirstymą tarp teritorinės hierarchijos lygių laikinajame veiklos valdymo lygmenyje, bet didele dalimi lemia ir pasiskirstymą. kitų laikinųjų lygių funkcijų.
Kartu operatyviniame valdyme, o kai kuriais atvejais ir planuojant režimus, numatoma, kad vienas iš padalinių tam tikrais klausimais būtų pavaldus kitam, esančiam tame pačiame valdymo lygyje. Taip, dispečere
Vienai iš elektros sistemų gali būti patikėtas elektros perdavimo linijos, jungiančios šią elektros sistemą su kaimynine, operacijų valdymas. Taigi ODU dispečerinės iškrovimas organizuojamas perduodant energetikos sistemos dispečeriams kai kurias funkcijas, kurias galima atlikti šiame lygmenyje.
Visi EPS įrenginiai, užtikrinantys elektros energijos gamybą ir paskirstymą, yra kontroliuojami elektros energetikos sistemos budinčio dispečerio arba jam tiesiogiai pavaldaus operatyvinio personalo (elektrinių pamainų prižiūrėtojų; elektros ir šilumos tinklų dispečerių, pastočių budinčio personalo). PS) ir kt.). Veikiančios įrangos sąrašai
valdymą ir priežiūrą, tvirtina CDU vyriausieji dispečeriai
Atitinkamai Rusijos UES, UES ODU ir energijos sistemų CDS.


Energijos sistemos dispečerinės veiklos valdymas yra pagrindinė įranga, kurios veikimui reikia
energetikos įmonių (elektros objektų) budinčio personalo veiksmų koordinavimas arba koordinuoti relinės apsaugos ir automatikos pakeitimai
keli objektai.
Asociacijoje ar UES ypač svarbų vaidmenį atliekančių energetikos objektų eksploatacinis valdymas išimties tvarka gali būti pavestas ne energetikos sistemos dispečeriui, o UES ODU ar CDU dispečeriui.
ODU budinčio dispečerio veiklos jurisdikcijai priklauso
IPS režimą veikiančių elektros sistemų, elektrinių ir didelio galingumo blokų, tarpsisteminių ryšių ir pagrindinių tinklų objektų bendra darbinė galia ir galios rezervas. Veikiantis
ODU dispečerio valdymas perkeliamas į įrangą, operacijas su
kuriems reikia derinti budinčių dispečerių veiksmus
elektros energijos sistemos.
CDU UES budintis dispečeris, vyriausiasis UES operatyvinis vadovas, yra atsakingas už bendrą UES darbinį pajėgumą ir galios rezervą, elektros jungtis tarp asociacijų, taip pat svarbiausias jungtis UES viduje ir objektus, kurio režimas lemiamą įtaką turi UES režimui.
CDU dispečerio operatyviniame valdyme UES yra pagrindinės jungtys tarp IPS ir kai kurių visos sistemos svarbos objektų.
Veiklos pavaldumo principas apima ne tik pagrindinę įrangą ir aparatūrą, bet ir atitinkamų įrenginių relinę apsaugą, linijinę ir avarinę automatiką, įprasto režimo automatinio valdymo priemones ir sistemas, taip pat dispečerines ir technologines valdymo priemones. naudojami operatyvinio personalo.
UES AO-energos, ODU ir CDU budintys dispečeriai yra aukščiausi energetikos sistemos, asociacijos ir visos UES veiklos vadovai. Įranga, kuri yra eksploatacinėje arba atitinkamos jungties dispečerio valdoma, negali būti išimta iš eksploatacijos arba į rezervą, taip pat pradėta eksploatuoti be dispečerio leidimo ar nurodymų. Energetikos objektų ir elektros sistemų administracinio valdymo įsakymus dispečerių kompetencijai priskirtais klausimais gali vykdyti operatyvinis personalas tik gavęs operatyvinės tarnybos leidimą.
vyresnysis pareigūnas.
Aukščiausias lygis (CDU UES) užtikrina lygiagretaus UES veikimo valdymą visą parą ir nuolatinį UES režimo reguliavimą. Vidurinė grandis (MDL) veda kombinacijos režimu ir valdo lygiagretų elektros energijos sistemų veikimą. Energetikos sistemos dispečerinė tarnyba valdo elektros sistemos režimą, užtikrindama darnų visų savo energetikos objektų darbą.
Eksploatuojant EPS kaip IPS dalį, visiškai išsaugoma energetikos sistemų atsakomybė už elektrinių galios panaudojimą, maksimalios turimos galios užtikrinimą ir reguliavimo diapazono išplėtimą. Tuo pačiu metu turimą galią ir reguliavimo galimybes lemia IPS apkrovų padengimo sąlygos, atsižvelgiant į tarpsisteminių ryšių pralaidumą.
Pagrindinė atsakomybė už normalaus dažnio palaikymą tenka aukščiausiam UES veiklos vadovui – UES nuotolinio valdymo pulto dispečeriui. ODS ir elektros sistemų dispečeriai užtikrina atitinkamai UES ir ODS CDU nustatytų galios srautų tarp UES ir elektros sistemų grafikų palaikymą, srautų keitimo instrukcijų įgyvendinimą, siekiant išlaikyti.
normalus dažnis keičiant galios balansą. Atsakomybę už dažnio palaikymą taip pat dalijasi ODE ir maitinimo sistemų dispečeriai, teikiantys tam tikrą sukimosi galios rezervą, o automatinio dažnio ir aktyviosios galios valdymo atveju – dėl automatinių sistemų ir įrenginių, dalyvaujančių automatinį reguliavimą ir išlaikyti reikiamą valdymo diapazoną elektrinėse.
Pagrindinių elektros tinklų režimo valdymas pagal įtampą vykdomas koordinuotais atitinkamų dispečerinio valdymo etapų personalo veiksmais. Dispečeriai
CDU UES ir ODU palaiko įtampos lygius atitinkamuose pagrindinio elektros tinklo taškuose, nustatytus instrukcijose.
Laikinai pritrūkus galios ar elektros UES, apkrovos trukmė arba energijos suvartojimo apribojimai
įsteigė CDU UES ir susitarė su RAO „UES of Russia“ vadovybe; įsakymus įvesti apribojimus CDU dispečeris
Suteikia ODE valdikliams, o pastarieji – maitinimo sistemos valdikliams.
Aukščiausio lygio operatyvinis valdymas (CDU UES) rengia ir tvirtina pagrindines režimo palaikymo ir operatyvaus valdymo instrukcijas, kurios yra privalomos ODU ir tiesiogiai CDU pavaldžių objektų operatyviniam personalui. Teritoriniai ODU savo asociacijoms rengia instrukcijas, kurios atitinka bendrąsias instrukcijų nuostatas
CDU ir darbuotojai, savo ruožtu, yra CDS vietinių instrukcijų, kuriose atsižvelgiama į elektros energijos sistemų struktūros ir režimo ypatumus, kūrimo pagrindas.