Descriere:

Îmbunătățirea eficienței
managementul rețelei de distribuție

V. E. Vorotnitsky, doctor în tehnologie. Sci., Profesor, Director Executiv Adjunct pentru Cercetare, SA VNIIE

Principalele sarcini de gestionare a rețelelor electrice în condițiile pieței

Asigurarea funcționării infrastructurii tehnologice a rețelei electrice în condițiile egalității de șanse pentru utilizarea acesteia de către toți participanții la piața de energie electrică;

Asigurarea funcționării stabile și sigure a echipamentelor din rețeaua electrică, a alimentării fiabile a consumatorilor cu energie electrică și a calității energiei electrice care îndeplinesc cerințele stabilite prin acte normative și luarea de măsuri pentru a asigura îndeplinirea obligațiilor entităților din industria energiei electrice în temeiul contractelor încheiate cu privire la energia electrică. piaţă;

Asigurarea condițiilor contractuale pentru furnizarea de energie electrică participanților (participanților) pieței de energie electrică;

Asigurarea accesului nediscriminatoriu al subiecților pieței de energie electrică la rețeaua electrică, sub rezerva respectării acestora cu Regulile pieței, regulile și procedurile tehnologice, dacă o astfel de conectare este posibilă din punct de vedere tehnic;

Minimizarea limitărilor tehnice ale rețelei în limite justificate economic;

Reducerea costurilor de transport și distribuție a energiei electrice prin introducerea de tehnologii avansate pentru întreținerea și repararea echipamentelor rețelei electrice, echipamente noi și măsuri de economisire a energiei.

Scopul articolului este de a lua în considerare:

Principalele sarcini de gestionare a rețelelor electrice în condițiile pieței;

Caracteristici generale ale rețelelor de distribuție 0,38–110 kV în Rusia;

Starea tehnică a rețelelor de distribuție, a instalațiilor și a sistemelor de gestionare a acestora;

Tendințe și perspective de dezvoltare:

a) tehnologii informatice digitale;

b) tehnologii informaţionale de bază;

c) tehnologiile geoinformaţionale;

d) sisteme automatizate de management operațional și tehnologic al rețelelor de distribuție ale companiilor și ale principalelor subsisteme ale acestora;

e) mijloace de compartimentare a retelelor de distributie;

Probleme de creare a unui cadru de reglementare pentru automatizarea managementului rețelelor de distribuție.

Caracteristicile generale ale rețelelor electrice de distribuție în Rusia

Rețele electrice rurale

Lungimea totală a rețelelor electrice cu o tensiune de 0,4–110 kV în zonele rurale ale Rusiei este de aproximativ 2,3 milioane km, inclusiv liniile cu tensiuni de:

0,4 kV - 880 mii km

6–10 kV - 1.150 mii km

35 kV - 160 mii km

110 kV - 110 mii km

În rețele au fost instalate 513.000 de posturi de transformare 6–35/0,4 kV cu o capacitate totală de circa 90 milioane kVA.

Rețelele electrice ale orașului

Lungimea totală a rețelelor electrice urbane cu o tensiune de 0,4–10 kV este de 0,9 milioane km, incluzând:

linii de cablu 0,4 kV - 55 mii km

linii aeriene 0,4 kV - 385 mii km

linii de cablu 10 kV - 160 mii km

linii aeriene 10 kV - 90 mii km

linii aeriene de iluminat exterior - 190 mii km

linii aeriene de iluminat exterior - 20 mii km

În rețele sunt instalate aproximativ 290 de mii de posturi de transformare de 6–10 kV cu o capacitate de 100–630 kVA.

Starea tehnica a retelelor electrice de distributie, mijloace si sisteme de control al acestora

Echipamente de retea electrica

Aproximativ 30-35% din liniile aeriene și stațiile de transformare și-au stabilit perioada standard. Până în 2010, această cifră va ajunge la 40%, dacă ritmul de reconstrucție și reechipare tehnică a rețelelor electrice rămâne același.

Ca urmare, problemele cu fiabilitatea sursei de alimentare sunt exacerbate.

Durata medie a întreruperilor consumatorilor este de 70-100 de ore pe an. În țările industrializate, este definită statistic ca o stare „bună” a alimentării cu energie atunci când durata totală a întreruperilor pentru o rețea de medie tensiune în cursul anului este în intervalul 15-60 de minute pe an. În rețelele de joasă tensiune, aceste cifre sunt puțin mai mari.

Numărul mediu de avarii care provoacă deconectarea liniilor de înaltă tensiune cu tensiune de până la 35 kV este de 170–350 la 100 km de linie pe an, dintre care 72% sunt instabile, transformându-se în cele monofazate.

Protecție și automatizare cu relee

Dintre cele aflate în funcțiune în prezent în rețelele de distribuție din Rusia, aproximativ 1.200 de mii de dispozitive de protecție și automatizare cu relee (RPA) de diferite tipuri, ponderea principală o reprezintă dispozitivele electromecanice, microelectronice sau dispozitivele cu utilizare parțială a microelectronicii.

Cu durata de viață standard a dispozitivelor de protecție a releului egală cu 12 ani, aproximativ 50% din toate kiturile de protecție a releului și-au atins durata de viață standard.

Întârzierea nivelului de echipamente RPA autohtone fabricate în comparație cu echipamentele RPA ale producătorilor de top străini este de 15-20 de ani.

Ca si pana acum, peste 40% din cazurile de functionare necorespunzatoare a dispozitivelor de protectie cu relee si automatizari apar din cauza starii nesatisfacatoare a aparatelor si a erorilor personalului serviciilor de protectie a releelor ​​in timpul intretinerii acestora.

Trebuie remarcat că nu totul este sigur cu fiabilitatea protecției releului, nu numai în Rusia, ci și în unele țări industrializate.

În special, la sesiunea Conferinței Internaționale privind Rețelele de Distribuție (CIRED) din 2001, s-a remarcat că în rețelele electrice norvegiene daunele anuale cauzate de acțiuni incorecte ale sistemelor de protecție și control sunt de aproximativ 4 milioane de dolari SUA. În același timp, 50% din alarmele false de protecție cad pe ponderea dispozitivelor de protecție și control. Dintre acestea, peste 50% - cu erori în timpul verificării și testării echipamentelor și doar 40% din cauza deteriorării acestuia.

În alte țări scandinave, rata de deteriorare a dispozitivelor de protecție cu relee este de 2-6 ori mai mică.

Principalul obstacol în calea automatizării largi a instalațiilor rețelei electrice este indisponibilitatea echipamentelor electrice primare pentru aceasta.

Sistem de colectare și transmitere de informații, informații și sisteme informatice

Peste 95% dintre dispozitivele de telemecanică și seturile de senzori sunt în funcțiune de mai bine de 10-20 de ani. Mijloacele și sistemele de comunicare sunt în principal analogice, învechite din punct de vedere moral și fizic, nu îndeplinesc cerințele necesare pentru acuratețe, fiabilitate, fiabilitate și viteză.

În marea majoritate a sălilor de control ale rețelelor electrice raionale (SRE) și ale întreprinderilor de rețea electrică (PSE), baza tehnică a sistemelor de control automatizate sunt calculatoarele personale care nu îndeplinesc cerințele de monitorizare și control tehnologic continuu. Durata de viață a computerelor personale care funcționează în modul continuu nu depășește 5 ani, iar perioada de învechire a acestora este și mai scurtă. Pentru un sistem automat de control de supraveghere (ASCS) al rețelelor electrice, este necesar să se utilizeze calculatoare speciale care funcționează în mod fiabil într-un mod continuu, complet cu instrumente de control al procesului.

Necesită licențiere pe scară largă pentru software-ul de sistem Microsoft, ORACLE etc. utilizat în rețelele electrice.

Software-ul de aplicație (tehnologic) (SCADA-DMS) în multe rețele electrice este, de asemenea, vădit depășit, nu îndeplinește cerințele moderne atât în ​​ceea ce privește funcțiile, cât și în ceea ce privește volumul de informații prelucrate.

În special, sistemele de control automatizate existente pentru PES și SRE oferă în principal servicii de informare personalului și practic nu rezolvă problemele de management operațional al sistemelor de energie, optimizarea operațională și întreținerea reparațiilor rețelelor electrice.

Sistem de reglare a tensiunii

Reglarea tensiunii la sarcină în centrele de alimentare din rețeaua de distribuție și comutarea fără excitație (cu deconectarea transformatorului) în stațiile de transformare de 6-10 kV sunt cu greu utilizate sau sunt utilizate sporadic, deoarece consumatorii se plâng de nivelurile scăzute de tensiune în orele de vârf.

Rezultatul este că în punctele electrice îndepărtate ale rețelelor electrice de 0,38 kV din zonele rurale, nivelurile de tensiune sunt 150-160 V în loc de 220 V.

Într-o astfel de situație, piața de energie electrică poate impune sancțiuni foarte grave companiilor din rețelele de distribuție pentru fiabilitatea și calitatea furnizării de energie electrică către consumatori. Dacă nu vă pregătiți pentru acest lucru în avans, în viitorul foarte apropiat companiile de rețea vor suferi pierderi materiale grave, care vor agrava și mai mult situația.

Sistem de contorizare a energiei electrice

Marea majoritate a centrelor de energie din rețelele de distribuție (aproximativ 80%) și aproximativ 90% dintre consumatorii rezidențiali au învechite din punct de vedere moral și fizic, adesea cu date de calibrare și service expirate, contoare de inducție sau electronice din primele generații, oferind posibilitatea doar citirilor manuale. .

Rezultatul este o creștere a pierderilor comerciale de energie electrică în rețelele electrice. Cu pierderi totale de energie electrică în rețelele electrice rusești de aproximativ 107 miliarde kWh pe an, rețelele de distribuție de 110 kV și mai mici reprezintă 85 miliarde kWh, din care pierderile comerciale, conform estimărilor minime, se ridică la 30 miliarde kWh pe an.

Dacă la sfârșitul anilor 80 ai secolului al XX-lea pierderile relative de energie electrică în rețelele electrice ale sistemelor de energie nu depășeau 13–15% din alimentarea cu energie electrică a rețelei, atunci în prezent au atins nivelul de 20–25. % pentru sistemele de alimentare individuale și 30–40 pentru TPP-uri individuale %, iar pentru unele SRE depășesc deja 50%.

În țările europene dezvoltate, pierderile relative de energie electrică în rețelele electrice sunt la nivelul de 4-10%: în SUA - aproximativ 9%, Japonia - 5%.

În conformitate cu Decretul Guvernului Federației Ruse privind reglementarea tarifelor pentru energia electrică, Regulile pieței angro și proiectul de Reguli ale pieței cu amănuntul pentru perioada de tranziție, pierderile standard de energie electrică în rețelele electrice (și aceasta este de cel mult 10-12% din furnizarea rețelei) pot fi incluse în costul serviciilor de transport a energiei electrice și vor fi plătite de entitățile de pe piață, iar pierderile de energie electrică în exces vor trebui cumpărate de companiile de rețea pentru a le compensa.

Pentru unele companii cu pierderi de 20-25%, aceasta înseamnă că mai mult de jumătate din pierderile raportate vor fi pierderi financiare directe de sute de milioane de ruble pe an.

Toate acestea necesită abordări calitativ noi ale contorării energiei electrice atât în ​​rețelele electrice, cât și de către consumatori, în primul rând, la automatizarea contabilității, la automatizarea calculelor și analizei bilanțurilor energiei electrice, deconectarea selectivă a consumatorilor neplătitori etc.

Cadrul de reglementare pentru optimizarea dezvoltării rețelelor electrice de distribuție și a sistemelor de control ale acestora

Cadrul de reglementare a fost cu greu actualizat de la mijlocul anilor 1980 și începutul anilor 1990. Astăzi, aproximativ 600 de documente de reglementare sectorială necesită revizuire.

Multe documente fundamentale, în primul rând regulile de instalare a instalațiilor electrice, regulile de funcționare tehnică, nu au fost convenite de Ministerul Justiției al Federației Ruse și, în esență, au încetat să mai fie obligatorii pentru utilizare.

Până acum, noile Reguli pentru utilizarea energiei electrice nu au fost convenite cu același Minister al Justiției al Federației Ruse. Codul penal al Federației Ruse nu conține conceptul de „furt de energie electrică”, care provoacă pagube materiale mari industriei energiei electrice. Volumul furturilor de energie electrică este în creștere și va crește obiectiv odată cu creșterea tarifelor la energie electrică. Pentru a opri acest lucru, avem nevoie nu doar de eforturile inginerilor energetici, ci și de asistența juridică din partea statului. Din păcate, această asistență nu este întotdeauna adecvată. În special, odată cu intrarea în vigoare a Legii Federației Ruse „Cu privire la reglementarea tehnică”, statutul GOST-urilor este redus drastic, ceea ce pentru o țară precum Rusia poate crea și creează deja probleme semnificative. Principala este lipsa unei politici tehnice unificate în dezvoltarea și managementul rețelelor de distribuție.

Finanțarea acestei dezvoltări și sprijinul ei științific este evident insuficientă și se realizează conform principiului rezidual. Mai mult de un deceniu de criză în industria rusă de energie electrică a agravat în mod semnificativ situația. Reformele de management al industriei energetice începute în ultimii ani au afectat până acum rețelele de coloană vertebrală de 220 kV și mai sus, în care există și multe probleme, dar nu atât de multe cât s-au acumulat în rețelele de distribuție.

Speranțele pentru activitatea investitorilor autohtoni și occidentali și introducerea tehnologiilor occidentale în gestionarea rețelelor interne de distribuție sunt cel mai probabil condamnate din cauza faptului că legislația rusă, mentalitatea, condițiile climatice, caracteristicile rețelelor de construcție (ramificație și lungime mare, alte echipamente de rețea, electricitate de calitate scăzută, niveluri ridicate de interferență etc.), sistemele de control și software-ul diferă semnificativ de cele străine. Este mai corect să te concentrezi pe propriile puncte forte, ținând cont de cea mai bună experiență internă și străină. Există toate condițiile prealabile pentru aceasta, așa cum demonstrează tendințele emergente din lume și sistemele și rețelele energetice interne avansate.

La mijlocul anilor 1980 și începutul anilor 1990, SA VNIIE a elaborat un întreg set de documente privind crearea și dezvoltarea sistemelor automate de control pentru PES și SRE. Desigur, aceste documente sunt acum foarte depășite și necesită revizuire.

Tendințe și perspective de dezvoltare

Tehnologii digitale și informaționale

Tendințele globale în dezvoltarea sistemelor de control sunt indisolubil legate de tranziția la tehnologiile digitale, care oferă capacitatea de a crea sisteme ierarhice integrate. În același timp, rețelele electrice de distribuție din aceste sisteme reprezintă veriga ierarhică inferioară, indisolubil legată de nivelurile superioare de management.

Baza tranziției la tehnologiile digitale este reechiparea tehnică și modernizarea sistemului de comunicații și telecomunicații cu o creștere bruscă a volumului și vitezei de transfer de informații. O tranziție în etape la sistemele digitale integrate de control va fi determinată de etapele de implementare a Sistemului Unificat de Comunicare Digitală în sectorul energetic și va dura cel puțin 10-15 ani.

În ultimii ani ai secolului XX, cei mai mari experți mondiali în domeniul telecomunicațiilor au prezentat teza: „Secolul XX este secolul energiei, iar secolul XXI este secolul informaticii”. În același timp, a apărut un nou termen: „infocomunicații”, care combină „informatizare” și „telecomunicații”. Cred că ar fi mai corect să spunem că secolul 21 va fi secolul atât al energiei, cât și al infocomunicațiilor bazate pe tehnologii informaționale și digitale moderne.

Cele mai importante tendințe în dezvoltarea rețelelor de infocomunicații sunt:

Creșterea fiabilității și a duratei de viață a rețelelor de telecomunicații;

Dezvoltarea unor metode de prognoză a dezvoltării telecomunicațiilor în regiuni, în funcție de consumul de energie electrică;

Crearea de sisteme de management al mediului informaţional şi comunicaţional;

Concomitent cu dezvoltarea rețelelor digitale, introducerea tehnologiilor moderne de telecomunicații, în primul rând tehnologiei cu fibră optică;

Introducerea într-un număr de țări a așa-numitelor tehnologii PLC pentru utilizarea rețelelor electrice de 0,4–35 kV pentru transmiterea oricărei informații de la substații, întreprinderi electrice, întreprinderi industriale pentru monitorizarea și gestionarea consumului de energie în viața de zi cu zi, inclusiv rezolvarea problemelor AMR, informații suport pentru activitățile abonaților rețelelor electrice 0,4–35 kV;

Utilizarea mijloacelor de comunicație pentru protecția instalațiilor electrice, supraveghere video.

Tehnologia Informației de bază

Una dintre principalele caracteristici ale sistemelor moderne de control automatizat este integrarea (agregarea) multor produse software într-un singur spațiu informațional.

În prezent, tehnologia de integrare bazată pe tehnologii Internet și standarde deschise se dezvoltă foarte rapid, ceea ce permite:

Creați o infrastructură tehnică pentru proiectarea aplicațiilor și capabilitățile de dezvoltare a sistemului pentru o lungă perioadă de timp;

Oferă capacitatea de a integra produse de la companii precum Microsoft, ORACLE, IBM etc.;

Asigurarea posibilitatii de integrare consistenta a produselor existente fara modificari si reprogramari semnificative;

Asigurați scalabilitatea și portabilitatea software-ului pentru a-l replica la întreprinderile companiei.

Tehnologii geoinformatice

Dezvoltarea rapidă a tehnologiei informatice și a telecomunicațiilor, a sistemelor de navigație prin satelit, a cartografiei digitale, succesul microelectronicii și a altor progrese tehnologice, îmbunătățirea continuă a software-ului standard și aplicat și a suportului informațional creează premise obiective pentru o aplicare și dezvoltare din ce în ce mai largă a unui nou calitativ. domeniul de cunoaștere – geoinformatică. A apărut la intersecția dintre geografie, geodezie, topologie, prelucrare a datelor, informatică, inginerie, ecologie, economie, afaceri, alte discipline și domenii ale activității umane. Cele mai semnificative aplicații practice ale geoinformaticii ca știință sunt sistemele de informații geografice (GIS) și tehnologiile geoinformaționale (tehnologiile GIS) create pe baza acestora.

Abrevierea GIS există de mai bine de 20 de ani și inițial se referea la un set de metode computerizate pentru crearea și analizarea hărților digitale și a informațiilor tematice aferente pentru gestionarea dotărilor municipale.

Se acordă o atenție tot mai mare utilizării tehnologiilor GIS în industria energiei electrice și, în primul rând, în rețelele electrice ale SA FGC UES, AO-energos și orașe.

Deja primele experiențe de utilizare a GIS ca sisteme informatice și de referință în rețelele electrice domestice au demonstrat utilitatea și eficacitatea necondiționată a unei astfel de utilizări pentru:

Certificarea echipamentelor de rețea cu legarea acestora la o hartă digitală a zonei și diverse circuite electrice: normale, operaționale, suport, calculate etc.;

Contabilitatea si analiza starii tehnice a echipamentelor electrice: linii, transformatoare etc.;

Contabilitatea si analiza platilor pentru energia electrica consumata;

Poziționarea și afișarea pe o hartă digitală a locației echipelor mobile operaționale etc.

Perspective și mai mari se deschid în aplicarea tehnologiilor GIS în rezolvarea problemelor: planificarea și proiectarea optimă a dezvoltării; repararea și întreținerea rețelelor electrice, ținând cont de caracteristicile terenului; managementul operațional al rețelelor și lichidarea accidentelor, luând în considerare informațiile spațiale, tematice și operaționale despre starea instalațiilor rețelei și modurile de funcționare ale acestora. Pentru a face acest lucru, chiar și astăzi, este nevoie de conexiunea informațională și funcțională a GIS, a sistemelor software tehnologice ale sistemelor automate de control pentru rețelele electrice, a sistemelor expert și a bazelor de cunoștințe pentru rezolvarea sarcinilor de mai sus. SA „VNIIE” a dezvoltat un consilier de sistem pentru analiza cererilor de reparații ale echipamentelor de rețea. Se lucrează pentru a lega programele de calcul al pierderilor la GIS.

În ultimii ani, a existat o tendință bine definită în dezvoltarea sistemelor de comunicații integrate de inginerie pe o singură bază topografică a unui oraș, district, regiune, inclusiv rețele termice, electrice, de gaz, apă, telefonie și alte rețele de inginerie.

Structura sistemului automatizat de control operațional al dispecerelor companiilor din rețeaua de distribuție (AS DGC)

Scopul creării RGC AS este de a crește eficiența și fiabilitatea distribuției de energie electrică și energie prin asigurarea eficienței maxime a activităților operaționale și tehnologice ale RGC prin automatizarea integrată a proceselor de colectare, prelucrare, transmitere a informațiilor. și luarea deciziilor bazate pe tehnologiile informaționale moderne.

RSC AS ar trebui să fie un sistem ierarhic distribuit, la fiecare nivel al căruia se rezolvă setul de bază obligatoriu de sarcini, asigurând îndeplinirea principalelor funcții de management operațional și tehnologic.

Principalele subsisteme ale AS RSK:

Controlul automatizat al dispecerarii operaționale a rețelelor electrice, îndeplinind următoarele funcții:

a) conducerea curentă;

b) managementul și planificarea operațională;

c) controlul și managementul consumului de energie;

d) planificarea si conducerea reparatiilor;

Control tehnologic automat:

a) protecția și automatizarea releelor;

b) tensiunea si puterea reactiva;

Sistem automatizat de contabilitate comercială și tehnică a energiei electrice (ASKUE);

Sistem de comunicare, colectare, transmitere și afișare a informațiilor.

Din cauza restricțiilor privind volumul de articole, ne vom concentra doar pe principalele tendințe și perspective de dezvoltare ale principalelor subsisteme ale RSC AS.

Protecție și automatizare cu relee

Principalele direcții de dezvoltare a protecției și automatizării releelor ​​în rețelele electrice de distribuție:

Înlocuirea echipamentului uzat fizic care și-a epuizat durata de viață;

Modernizarea dispozitivelor de protecție și automatizare cu relee, cu accent pe utilizarea unei noi generații de dispozitive cu microprocesor;

Integrarea echipamentelor de automatizare și protecție cu relee pe bază de microprocesor într-un singur sistem automat de control al procesului pentru stațiile de alimentare;

Extinderea funcțiilor de protecție și automatizare a releelor ​​pentru sarcinile de măsurare și control, ținând cont de cerințele pentru fiabilitatea funcționării acestuia, inclusiv utilizarea standardelor internaționale pentru interfețele de comunicație.

Reglarea tensiunii și a puterii reactive

Principalele sarcini de îmbunătățire a eficienței reglării tensiunii:

Îmbunătățirea fiabilității și calității întreținerii operaționale a reglarii tensiunii înseamnă, în primul rând, reglarea tensiunii sub sarcină și reglarea automată a tensiunii;

Controlul și analiza graficelor de sarcină ale consumatorilor și tensiunilor în nodurile rețelelor electrice, sporind fiabilitatea și volumul măsurătorilor puterii reactive în rețelele de distribuție;

Implementarea și utilizarea sistematică a software-ului pentru optimizarea legilor de reglare a tensiunii în rețelele de distribuție, implementarea practică a acestor legi;

Organizarea controlului de la distanță și automat al robinetelor transformatoarelor din centrele de dispecer;

Instalarea unor mijloace suplimentare de reglare a tensiunii controlate de la distanță, de exemplu, transformatoare de amplificare pe rețeaua liniilor lungi de distribuție de medie tensiune, pe care este imposibil să se asigure abaterile de tensiune admisibile la nodurile rețelei prin intermediul reglării centralizate.

Automatizare contorizare energie electrică

Automatizarea contorizării energiei electrice este o direcție strategică pentru reducerea pierderilor de energie electrică comercială în toate țările fără excepție, baza și o condiție prealabilă pentru funcționarea piețelor de energie electrică angro și cu amănuntul.

ASKUE modern ar trebui creat pe baza:

Standardizarea formatelor și protocoalelor pentru transmiterea datelor;

Asigurarea discretității contorării, colectării și transmiterii datelor de contorizare comerciale necesare funcționării eficiente a pieței concurente de retail a energiei electrice;

Asigurarea calculului dezechilibrelor reale și admisibile ale energiei electrice în rețelele electrice, localizarea dezechilibrelor și luarea măsurilor de reducere a acestora;

Legătura reciprocă cu mijloacele sistemelor de control automatizate, sistemelor automate de control al proceselor și automatizării de urgență.

Pentru a colecta informații, există o tendință constantă de a înlocui contoarele de inducție cu cele electronice, nu numai din cauza limitelor mai mari de precizie, ci și din cauza consumului mai mic în circuitele transformatorului de curent și transformatorului de tensiune.

De o importanță deosebită pentru piața cu amănuntul a energiei electrice și pentru reducerea pierderilor de energie electrică în rețelele electrice este excluderea autoservirii (autoînregistrarea citirilor) a contoarelor de energie electrică de către consumatorii casnici. În acest scop, ASKUE pentru consumatorii casnici este dezvoltat în întreaga lume cu transmisie de date de la contoare de energie electrică printr-o rețea de energie de 0,4 kV sau prin canale radio către centrele de colectare a datelor. În special, tehnologiile PLC deja menționate mai sus sunt utilizate pe scară largă.

Aplicarea mijloacelor moderne de secţionare a reţelelor electrice de distribuţie şi automatizări descentralizate

În multe țări, pentru a crește fiabilitatea rețelelor de distribuție, a reduce timpul de căutare a unei locații de defecțiune și numărul de întreruperi în alimentarea cu energie electrică, de mulți ani se folosesc „principiul principal” al construirii unor astfel de rețele, pe baza pe echiparea rețelelor cu puncte de secționare automate de proiectare a coloanei - reînchideri, combinând funcțiile de:

Determinarea locului pagubei;

Localizarea daunelor;

Restabilirea puterii.

constatări

1. Priorități necesare:

Elaborarea unui concept și a unui program pe termen lung pentru dezvoltarea, modernizarea, reechiparea tehnică și reconstrucția rețelelor electrice de distribuție 0,38–110 kV, mijloace și sisteme pentru gestionarea modurilor, repararea și întreținerea acestora;

Trecerea de la principiul rezidual la cel prioritar al alocării resurselor financiare și materiale pentru implementarea practică etapizată a acestui concept și program, cu înțelegerea importanței cruciale a dezvoltării avansate a rețelelor de distribuție și a sistemelor de management ale acestora pentru funcționarea eficientă a nu numai piețele de energie electrică cu amănuntul, ci și angro;

Dezvoltarea unei baze de afaceri și management, reglementare și metodologică modernă, orientată spre piață, pentru dezvoltarea rețelelor electrice de distribuție și a sistemelor de management ale acestora;

Dezvoltarea cerințelor justificate economic pentru industria autohtonă pentru producerea de echipamente moderne pentru rețelele electrice și sistemele de control ale acestora;

Organizarea unui sistem de certificare și admitere în exploatare a echipamentelor autohtone și de import pentru rețelele de distribuție și sistemele de control ale acestora;

Implementarea și analiza rezultatelor implementării proiectelor pilot pentru dezvoltarea de noi tehnologii și sisteme promițătoare de control automat al rețelelor electrice de distribuție.

2. Dezvoltarea și implementarea sistemelor eficiente de control automatizat pentru rețelele electrice de distribuție este o sarcină complexă care necesită investiții de capital semnificative.

Fiecare companie de distribuție și AO-energo, înainte de a începe modernizarea și reechiparea tehnică a sistemului de management al rețelei electrice existente sau de a crea unul nou, trebuie să înțeleagă clar setul de sarcini de rezolvat, efectul așteptat al introducerii controlului automatizat. sisteme.

Este necesar să se elaboreze metode moderne de calcul a eficienței economice a ACS PES și RES (companie de rețea de distribuție), etapele creării și dezvoltării acestora.

3. Principala întrebare care se pune mereu în dezvoltarea și implementarea noilor tehnologii de gestionare a rețelelor electrice este de unde să obții banii pentru toate acestea?

De fapt, pot exista mai multe surse de fonduri:

1) finanțarea centralizată a proiectelor pilot și a documentelor normative și metodologice;

2) tarifele energiei electrice;

3) consolidarea unei anumite părți din resursele financiare ale viitoarelor companii de rețea de distribuție și AO-energos de astăzi într-un parteneriat stabilit oficial - Asociația Rusă a Întreprinderilor;

4) investitori interesați.

În condițiile rusești, așa cum a arătat practica sistemelor energetice avansate, principiul „Cine vrea să rezolve o problemă, caută și găsește modalități de a o rezolva, cine nu vrea, caută motive pentru care o soluție este imposibilă sau așteaptă alții să o rezolve pentru el” ar trebui să funcționeze.

După cum rezultă din articol, există suficiente oportunități și modalități de îmbunătățire a eficienței gestionării rețelelor de distribuție în Rusia. Este necesară înțelegerea importanței și dorința activă de a implementa aceste oportunități în practică.

În conformitate cu Legea federală „Cu privire la industria energiei electrice”, JSC FGC UES este responsabilă de managementul tehnologic al Rețelei electrice naționale unificate (UNEG). În același timp, au apărut întrebări cu privire la o delimitare clară a funcționalității între SA SO UES, care efectuează un control unificat de dispecerizare a instalațiilor de energie electrică, și companiile de rețea. Acest lucru a condus la necesitatea creării unei structuri eficiente pentru managementul operațional și tehnologic al instalațiilor JSC FGC UES, ale cărei sarcini includ, printre altele:
asigurarea funcționării fiabile a instalațiilor UNEG și a îndeplinirii modurilor tehnologice de funcționare a liniilor, echipamentelor și dispozitivelor de transport a energiei electrice ale instalațiilor UNEG specificate de SA SO UES;
asigurarea calității și siguranței corespunzătoare a muncii în timpul funcționării instalațiilor UNEG;
crearea unui sistem unificat de instruire a personalului operațional pentru îndeplinirea funcțiilor OTU;
asigurarea dotării tehnologice și a pregătirii personalului operațional pentru executarea comenzilor (comenzilor) dispeceratelor CO și comenzilor (confirmărilor) personalului operațional al Centrului Central de Control al FGC UES;
asigurarea unei reduceri a numărului de încălcări tehnologice asociate cu acțiunile eronate ale personalului operațional;
în cooperare și în acord cu SO UES JSC, participarea la dezvoltarea și implementarea programelor de dezvoltare UNEG pentru a crește fiabilitatea transportului de energie electrică, observabilitatea și controlabilitatea rețelei și pentru a asigura calitatea energiei electrice;
planificarea activităților de reparare, punere în funcțiune, modernizare/reconstituire și întreținere a liniilor de transport a energiei electrice, a echipamentelor și dispozitivelor rețelei electrice pentru perioada următoare;
dezvoltarea în conformitate cu cerințele SA „SO UES”, coordonarea și aprobarea în modul prescris a graficelor pentru limitarea de urgență a modului de consum al energiei electrice și implementarea acțiunilor efective de introducere a restricțiilor de urgență asupra echipei de dispecerizare (comanda) al SA „SO UPS”;
indeplinirea sarcinilor SO UES SA privind racordarea instalatiilor de retea electrica FGC si a instalatiilor de receptie a energiei electrice ale consumatorilor de energie electrica sub actiunea automatelor de urgenta.

Pentru îndeplinirea sarcinilor stabilite, SA FGC UES a dezvoltat și aprobat conceptul de management operațional și tehnologic al instalațiilor UNEG. În conformitate cu acest concept, se creează o structură organizatorică pe patru niveluri (cu sistem de control pe trei niveluri): biroul executiv, șeful MES NCC, PMES NCC și personalul operațional al stației.

Următoarele funcții sunt distribuite între nivelurile respective ale structurii organizatorice:
IA FSK - informațional și analitic;
șef NCC MES - informațional-analitic și neoperațional;
NCC PMES - neoperațional și operațional;
personal substație – săli de operație.

În același timp, funcțiile neoperaționale includ sarcini precum monitorizarea și monitorizarea stării rețelei. Adoptarea de către centrele de control al rețelei a funcțiilor operaționale legate de emiterea comenzilor pentru producerea comutației necesită personal operațional înalt calificat, precum și echipament tehnic corespunzător al NCC.

Pentru a crește eficiența și fiabilitatea transportului și distribuției de energie electrică și energie electrică prin automatizarea proceselor de management operațional și tehnologic bazate pe tehnologii informaționale moderne, centrele de control al rețelei ale SA FGC UES sunt dotate cu complexe software și hardware (STC) care permit automatizarea unor astfel de procese, cum ar fi echipamentele moduri de monitorizare, producția de comutare în strictă conformitate cu programul aprobat și altele. Astfel, datorită automatizării OTU, fiabilitatea funcționării rețelelor electrice este crescută semnificativ, rata accidentelor este redusă datorită eliminării erorilor personalului operațional, iar numărul necesarului de personal operațional este minimizat.

De menționat că politica tehnică a SA FGC UES pentru construcții noi și reconstrucție prevede:
asigurarea securității energetice și a dezvoltării durabile a Rusiei;
asigurarea indicatorilor necesari ai fiabilității serviciilor prestate pentru transportul energiei electrice;
asigurarea liberei funcționări a pieței de energie electrică;
îmbunătățirea eficienței funcționării și dezvoltării UNEG;
asigurarea securității personalului de producție;
reducerea impactului UNEG asupra mediului;
odata cu utilizarea de noi tipuri de echipamente si sisteme de control, asigurand pregatirea PS pentru functionare fara personal permanent de intretinere.

În prezent, schemele de conexiuni electrice primare ale substațiilor existente se concentrează pe echipamente care necesită întreținere frecventă, prin urmare, ele asigură rapoarte excesive ale numărului de dispozitive de comutare și conexiuni conform criteriilor moderne. Acesta este motivul pentru un număr semnificativ de încălcări tehnologice grave din vina personalului operațional.

În prezent, automatizarea proceselor tehnologice a fost finalizată la 79 de PS UNEG, iar alte 42 de PS sunt în curs de implementare. Prin urmare, schema principală de organizare a funcționării se concentrează în primul rând pe prezența non-stop a personalului de întreținere (operațional) asupra acestora, controlând starea unității și efectuând comutarea operațională.

Întreținerea operațională a substației UNEG include:
monitorizarea stării UNEG - controlul stării echipamentelor, analiza situației operaționale la unitățile UNEG;
organizarea de acțiuni operaționale pentru localizarea încălcărilor tehnologice și restabilirea regimurilor UNEG;
organizarea întreținerii operaționale a substațiilor, producerea comutației operaționale, suport de regim și circuit pentru producerea în siguranță a lucrărilor de reparații și întreținere în rețelele electrice aferente UNEG;
îndeplinirea de către personalul operațional a funcțiilor operaționale pentru producerea comutației în UNEG.

Planificare si organizare:
să efectueze planificarea reparațiilor în conformitate cu graficele reparațiilor preventive programate cu determinarea domeniului de lucru pe baza evaluării stării tehnice, folosind metode moderne și instrumente de diagnosticare, inclusiv. fără echipamente de dezafectare;
efectuarea unui studiu complet și examinare tehnică a echipamentului care și-a atins durata de viață standard pentru a prelungi durata de viață a acestuia;
elaborarea propunerilor de modernizare, înlocuire de echipamente, îmbunătățire a soluțiilor de proiectare;
optimizarea finanțării pentru exploatare, întreținere și reparații prin determinarea sferei reparațiilor în funcție de starea actuală;
reducerea costurilor și a pierderilor;
îmbunătățirea structurilor organizatorice de management și servicii;
organizarea de formare profesională, recalificare și formare avansată în conformitate cu standardul SOPP-1-2005;
analiza parametrilor și indicatorilor stării tehnice a echipamentelor, clădirilor și structurilor înainte și după reparații pe baza rezultatelor diagnosticelor;
optimizarea rezervei de urgență a echipamentelor și elementelor liniilor aeriene;
soluționarea problemelor tehnice din timpul exploatării și construcției se emite sub formă de scrisori de informare, instrucțiuni operaționale, circulare, soluții tehnice cu statut de execuție obligatorie, ordine, instrucțiuni, hotărâri de ședințe și alte decizii de conducere.

Monitorizarea și managementul fiabilității UNEG:
organizarea controlului și analizei accidentelor de echipamente;
evaluarea și controlul fiabilității sursei de alimentare;
crearea unei baze de informații adecvate.

REALIZARE DE SUBSTAȚII COMPLET AUTOMATIZATE
FARA PERSONAL DE SERVICE.
SUBSTAȚII DIGITALE

Pentru a exclude dependența funcționării fără probleme a unei companii de rețea de calificarea, pregătirea și concentrarea atenției personalului operațional și de releu, este recomandabil să se răspândească automatizarea proceselor tehnologice care are loc de mult timp. - protectie cu relee, automatizari tehnologice (AR, AVR, OLTC, AOT, etc.), automatizari de urgenta - la producerea intrerupatoarelor operationale. Pentru aceasta, în primul rând, este necesară creșterea semnificativă a observabilității parametrilor tehnici, pentru a asigura controlul, verificarea poziției, blocarea operațională eficientă a dispozitivelor de comutare și automatizarea acțiunilor de control. Echipamentele de putere utilizate trebuie să fie adaptate la cele mai noi sisteme de control, protecție și monitorizare.

La introducerea dispozitivelor cu microprocesor, ar trebui să se acorde prioritate dispozitivelor proiectate să funcționeze ca parte a sistemelor automate. Dispozitivele de sine stătătoare ar trebui utilizate numai dacă nu există analogi de sistem. În acest sens, facilitățile JSC FGC UES ar trebui să excludă la nivel central posibilitatea utilizării dispozitivelor cu microprocesor cu protocoale de schimb închise, dispozitive care nu suportă funcționarea în standardul de timp comun.

Arhitectura și funcționalitatea sistemului automat de control al procesului al unei substații (APCS al substației) ca integrator al tuturor sistemelor funcționale ale substației este determinată de nivelul de dezvoltare a tehnologiei concepute pentru a colecta și procesa informații despre substație pentru a emite controlul decizii si actiuni. De la începutul dezvoltării proiectelor în industria energetică autohtonă pentru sisteme automate de control al proceselor pentru substații, a avut loc o dezvoltare semnificativă a hardware-ului și software-ului pentru sistemele de control pentru utilizarea în stațiile electrice. Au apărut transformatoare digitale de măsurare a curentului și tensiunii de înaltă tensiune; se dezvoltă echipamente de rețea electrică primară și secundară cu porturi de comunicație încorporate, se produc controlere cu microprocesor echipate cu instrumente de dezvoltare, pe baza cărora este posibil să se creeze un complex software și hardware de încredere al PS, standardul internațional IEC a fost adoptat 61850, care reglementează prezentarea datelor pe PS ca obiect de automatizare, precum și protocoalele de schimb de date digitale între dispozitivele electronice inteligente cu microprocesor ale stației, inclusiv dispozitivele de monitorizare și control, protecție și automatizare cu relee (RPA), situații de urgență automatizari (PA), telemecanica, contoare de energie electrica, echipamente de putere, transformatoare de masura curent si tensiune, echipamente de comutare etc.

Toate acestea creează premisele pentru construirea unei substații de nouă generație - o substație digitală (DSS).

Acest termen se referă la o substație care utilizează sisteme de măsurare digitale integrate, protecția cu relee, controlul echipamentelor de înaltă tensiune, transformatoare optice de curent și tensiune și circuite de control digital încorporate în echipamentele de comutație, care funcționează pe un singur protocol standard de schimb de informații - IEC 61850.

Introducerea tehnologiilor DSP oferă avantaje față de PS tradiționale în toate etapele implementării și funcționării instalației.

Etapa „Design”:
simplificarea proiectării conexiunilor și sistemelor de cabluri;
transmiterea datelor fără distorsiuni pe distanțe practic nelimitate;
reducerea numărului de echipamente;
număr nelimitat de destinatari ai datelor. Distribuția informațiilor se realizează prin intermediul rețelelor Ethernet, care vă permite să transferați date de la o sursă la orice dispozitiv din substație sau în afara acesteia;
reducerea timpului de interconectare a subsistemelor individuale datorită unui grad ridicat de standardizare;
reducerea intensității forței de muncă a secțiunilor metrologice ale proiectelor;

unitatea de măsură. Măsurătorile sunt efectuate cu un singur instrument de măsurare de înaltă precizie. Destinatarii dimensiunii primesc aceleași date din aceeași sursă. Toate dispozitivele de măsurare sunt incluse într-un singur sistem de sincronizare a ceasului;
capacitatea de a crea soluții standard pentru obiecte de diferite configurații topologice și lungimi;
posibilitatea modelării preliminare a sistemului în ansamblu pentru a determina „gâturile de sticlă” și inconsecvențele în diferite moduri de funcționare;
reducerea complexității reproiectării în cazul modificărilor și completărilor la proiect.

Etapa „Lucrări de construcție și instalare”:
reducerea celor mai laborioase și netehnologice tipuri de lucrări de instalare și punere în funcțiune legate de pozarea și testarea circuitelor secundare;
testarea mai amănunțită și cuprinzătoare a sistemului datorită posibilităților largi de creare a diverselor scenarii comportamentale și modelarea acestora în formă digitală;
reducerea costului deplasării neproductive a personalului datorită posibilității de configurare centralizată și control al parametrilor de lucru;
reducerea costului sistemului de cabluri. Circuitele secundare digitale permit multiplexarea semnalelor, care implică transmiterea în două sensuri printr-un singur cablu a unui număr mare de semnale de la diferite dispozitive. Este suficient să așezați un cablu de coloană optic la aparate de comutare în loc de zeci sau chiar sute de circuite analogice de cupru.

Etapa „Funcționare”:
un sistem cuprinzător de diagnosticare, care acoperă nu numai dispozitivele inteligente, ci și traductoarele de măsurare pasive și circuitele secundare ale acestora, vă permite să determinați rapid locația și cauza defecțiunilor, precum și să identificați condițiile pre-defecțiuni;
controlul integrității liniei. Linia digitală este monitorizată în mod constant, chiar dacă prin aceasta nu se transmite nicio informație semnificativă;
protecție împotriva interferențelor electromagnetice. Utilizarea cablurilor de fibră optică asigură o protecție completă împotriva interferențelor electromagnetice în canalele de transmisie a datelor;
ușurință de întreținere și operare. Comutarea circuitelor digitale este mult mai ușoară decât comutarea circuitelor analogice;
reducerea timpului de reparație datorită ofertei largi de pe piață de dispozitive de la diferiți producători care sunt compatibile între ele (principiul interoperabilității);
trecerea la metoda de întreținere a echipamentelor bazată pe evenimente datorită observabilității absolute a proceselor tehnologice permite reducerea costurilor de operare;
suportul parametrilor și caracteristicilor de proiectare (calculate) în timpul funcționării necesită costuri mai mici;
dezvoltarea şi perfecţionarea sistemului de automatizare necesită costuri mai mici (nelimitate în numărul de receptori de informaţii) decât în ​​cazul abordărilor tradiţionale.

JSC FGC UES a adoptat NCC-urile Kuzbass și Prioksky ca facilități pilot pentru crearea unui centru de control central cu funcții operaționale.

Kuzbass NCC a devenit primul centru de control al rețelei implementat ca parte a programului JSC FGC UES pentru a crea un NCC cu funcții operaționale. Ca parte a creării unui NCC inovator pentru a asigura controlul operațional și tehnologic continuu și dispecerizare, centrul este dotat cu sisteme software și hardware moderne, este instalat un perete video pentru afișarea diagramei de rețea, este instalat software care vă permite să afișați complet starea instalației energetice selectate de către dispecer on-line, primesc informații despre întreruperile produse reparații și măsuri preventive până la numele montatorilor care lucrează la instalație. În plus, echipamentul permite dispecerilor NCC să intercepteze controlul obiectelor de la distanță în caz de urgență și să ia o decizie în cel mai scurt timp posibil pentru a reduce timpul de recuperare pentru funcționarea normală a echipamentului.

Centrul de control central Prioksky a fost, de asemenea, creat folosind cele mai noi tehnologii. Printre echipamentele utilizate aici se numără un perete video pentru afișarea informațiilor, constând din module de proiecție de cincizeci de inci și un controler video redundant de înaltă performanță, un complex de informații operaționale pentru monitorizarea modurilor rețelei electrice și a stării dispozitivelor de comutație ale stațiilor substațiilor, care permite personalului operațional al NCC să monitorizeze funcționarea echipamentului și să îl controleze în timp real, cel mai recent sistem de comunicații prin satelit, alimentare neîntreruptibilă și sisteme automate de stingere a incendiilor.

Vladimir Pelymsky, inginer șef adjunct - șef al Centrului de analiză situațională al SA FGC UES, Vladimir Voronin, șef, Dmitri Kravets, șef de departament, Magomed Gadzhiev, expert principal al Serviciului Regim Electric al SA FGC UES

Sistemul energetic este o singură rețea formată din surse de energie electrică - centrale electrice, rețele electrice, precum și substații care convertesc și distribuie energia electrică generată. Pentru a gestiona toate procesele de producere, transport și distribuție a energiei electrice, există sistem operațional de control al dispecerelor.

Poate include mai multe întreprinderi cu diferite forme de proprietate. Fiecare dintre întreprinderile de energie electrică are un serviciu separat de control al dispecerelor operaționale.

Toate serviciile întreprinderilor individuale sunt gestionate sistem central de dispecerat. În funcție de dimensiunea sistemului de alimentare, sistemul central de dispecerizare poate fi împărțit în sisteme separate pe regiuni ale țării.

Sistemele de alimentare ale țărilor vecine pot fi pornite pentru funcționare sincronă în paralel. Central sistem de expediere (CDS) efectuează controlul operațional de dispecerat al rețelelor electrice interstatale, prin care se efectuează fluxuri de energie între sistemele energetice ale țărilor vecine.

Sarcini de control operațional al dispecerii sistemului de alimentare:

menținerea unui echilibru între cantitatea de energie produsă și consumată în sistemul energetic;

fiabilitatea alimentării cu energie electrică a întreprinderilor furnizoare din rețelele principale de 220-750 kV;

funcționarea sincronă a centralelor electrice în cadrul sistemului energetic;

funcționarea sincronă a sistemului energetic al țării cu sistemele energetice ale țărilor vecine, cu care există o legătură între liniile electrice interstatale.

Pe baza celor de mai sus, rezultă că sistemul de control al dispecerării operaționale a sistemului energetic asigură sarcini cheie în sistemul energetic, a căror implementare depinde de securitatea energetică a țării.

Caracteristicile organizării procesului de control al dispecerelor operaționale a sistemului energetic

Organizarea procesului control operațional al dispecerii (ODU)în sectorul energetic se desfăşoară în aşa fel încât să se asigure repartizarea diverselor funcţii pe mai multe niveluri. Fiecare nivel este subordonat celui de mai sus.

De exemplu, cel mai inițial nivel - personalul operațional și tehnic, care efectuează direct operațiuni cu echipamente în diferite puncte ale sistemului de alimentare, este subordonat personalului operațional superior - dispeceratul de serviciu al unității întreprinderii de alimentare cu energie, căruia îi este instalarea este atribuită. Dispeceratul de serviciu al unitatii, la randul sau, se raporteaza la serviciul de dispecerat al intreprinderii etc. până la sistemul central de dispecerat al ţării.

Procesul de management al sistemului energetic este organizat astfel încât să asigure monitorizarea și controlul continuu al tuturor componentelor sistemului unificat de energie.

Pentru a asigura condiții normale de funcționare atât pentru secțiunile individuale ale sistemului de alimentare, cât și pentru sistemul de alimentare în ansamblu, pentru fiecare instalație sunt dezvoltate moduri (scheme) speciale, care ar trebui furnizate în funcție de modul de funcționare al unei anumite secțiuni a rețelei electrice. (moduri normal, reparație, urgență).

Pentru a asigura îndeplinirea principalelor sarcini ale ODE în sistemul de alimentare, pe lângă managementul operațional, există și așa ceva Managementul operational. Toate operațiunile cu echipamente dintr-o anumită secțiune a sistemului de alimentare sunt efectuate la comanda personalului operațional superior - aceasta este procesul de management operațional.

Efectuarea operațiunilor cu echipamente afectează într-o oarecare măsură funcționarea altor obiecte ale sistemului de alimentare (modificări ale puterii consumate sau generate, fiabilitate redusă a alimentării cu energie, modificări ale valorilor tensiunii). Prin urmare, astfel de operațiuni trebuie convenite în prealabil, adică trebuie efectuate cu permisiunea dispecerului care asigură întreținerea operațională a acestor obiecte.

Adică, dispeceratul este responsabil de toate echipamentele, secțiunile rețelei electrice, al căror mod de funcționare se poate schimba ca urmare a operațiunilor pe echipamentele instalațiilor adiacente.

De exemplu, linia leagă două substații A și B, în timp ce substația B primește energie de la A. Linia este deconectată de la substația A de către personalul de exploatare la comanda dispecerului acestei substații. Dar deconectarea acestei linii ar trebui efectuată numai în acord cu dispeceratul stației B, deoarece această linie se află sub controlul său operațional.

Prin urmare, cu ajutorul a două categorii principale - managementul operațional și întreținerea operațională, se realizează organizarea controlului dispecerării operaționale a sistemului energetic și a secțiunilor sale individuale.

Pentru organizarea procesului ODU, instrucțiunile, instrucțiunile și documentația variată sunt elaborate și coordonate între ele pentru fiecare unitate în parte, în conformitate cu nivelul căruia îi aparține acest sau acel serviciu operațional. Fiecare nivel al sistemului ODU are propria sa listă individuală de documentație necesară.

Software-ul TSF din afara nucleului constă din aplicații de încredere care sunt utilizate pentru implementarea caracteristicilor de securitate. Rețineți că bibliotecile partajate, inclusiv modulele PAM în unele cazuri, sunt utilizate de aplicațiile de încredere. Cu toate acestea, nu există nicio instanță în care biblioteca partajată în sine să fie tratată ca un obiect de încredere. Comenzile de încredere pot fi grupate după cum urmează.

• Inițializarea sistemului
• Identificare și autentificare
• Aplicații de rețea
• procesare în lot
• Managementul sistemului
• Audit la nivel de utilizator
• Suport criptografic
• Suport pentru mașini virtuale

Componentele de execuție ale nucleului pot fi împărțite în trei părți: nucleul principal, firele de execuție ale nucleului și modulele nucleului, în funcție de modul în care vor fi executate.

• Nucleul de bază include codul care este executat pentru a furniza un serviciu, cum ar fi deservirea unui apel de sistem al utilizatorului sau deservirea unui eveniment de excepție sau întrerupere. Majoritatea codului kernel-ului compilat se încadrează în această categorie.
• Fire de nucleu. Pentru a efectua anumite sarcini de rutină, cum ar fi ștergerea cache-urilor de pe disc sau eliberarea memoriei prin schimbarea cadrelor de pagină neutilizate, nucleul creează procese sau fire interne. Threadurile sunt programate la fel ca procesele obișnuite, dar nu au un context în modul non-privilegiat. Firele nucleului îndeplinesc anumite funcții ale limbajului C kernel. Firele de nucleu rezidă în spațiul kernelului și rulează numai în modul privilegiat.
• Modulul nucleului și modulul nucleului driverului de dispozitiv sunt bucăți de cod care pot fi încărcate și descărcate în și din kernel, după cum este necesar. Acestea extind funcționalitatea nucleului fără a fi nevoie să reporniți sistemul. Odată încărcat, codul obiect al modulului kernel poate accesa alte coduri și date kernel în același mod ca și codul obiect al nucleului legat static.

Un driver de dispozitiv este un tip special de modul de nucleu care permite nucleului să acceseze hardware-ul conectat la sistem. Aceste dispozitive pot fi hard disk-uri, monitoare sau interfețe de rețea. Driverul interacționează cu restul nucleului printr-o interfață specifică care permite nucleului să se ocupe de toate dispozitivele într-un mod generic, indiferent de implementările lor subiacente.

Nucleul constă din subsisteme logice care oferă diverse funcționalități. Chiar dacă nucleul este singurul program executabil, diversele servicii pe care le oferă pot fi separate și combinate în diferite componente logice. Aceste componente interacționează pentru a oferi funcționalități specifice. Nucleul constă din următoarele subsisteme logice:

• Subsistemul de fișiere și subsistemul I/O: Acest subsistem implementează funcții legate de obiectele sistemului de fișiere. Funcțiile implementate le includ pe cele care permit unui proces să creeze, să mențină, să interacționeze cu și să șteargă obiecte ale sistemului de fișiere. Aceste obiecte includ fișiere obișnuite, directoare, legături simbolice, legături rigide, fișiere specifice dispozitivului, conducte numite și socluri.
• Subsistemul de proces: Acest subsistem implementează funcții legate de controlul procesului și controlul firelor. Funcțiile implementate permit crearea, programarea, executarea și ștergerea proceselor și subiectelor firelor.
• Subsistemul de memorie: Acest subsistem implementează funcții legate de gestionarea resurselor de memorie a sistemului. Funcțiile implementate includ cele care creează și gestionează memoria virtuală, inclusiv gestionarea algoritmilor de paginare și a tabelelor de pagini.
• Subsistemul de rețea: Acest subsistem implementează socket-uri pentru domeniul UNIX și Internet, precum și algoritmii folosiți pentru programarea pachetelor de rețea.
• Subsistemul IPC: Acest subsistem implementează funcții legate de mecanismele IPC. Caracteristicile implementate includ cele care facilitează schimbul controlat de informații între procese, permițându-le să partajeze date și să sincronizeze execuția lor atunci când interacționează cu o resursă partajată.
• Subsistemul Modulului Kernel: Acest subsistem implementează infrastructura pentru a suporta module încărcate. Funcțiile implementate includ încărcarea, inițializarea și descărcarea modulelor de kernel.
• Extensii de securitate Linux: Extensiile de securitate Linux implementează diverse aspecte de securitate care sunt furnizate în întregul nucleu, inclusiv cadrul Linux Security Module (LSM). Cadrul LSM servește drept bază pentru module care vă permit să implementați diverse politici de securitate, inclusiv SELinux. SELinux este un subsistem logic important. Acest subsistem implementează funcțiile obligatorii de control al accesului pentru a obține accesul între toți subiecții și obiectele.
• Subsistemul driver de dispozitiv: Acest subsistem implementează suport pentru diverse dispozitive hardware și software printr-o interfață comună, independentă de dispozitiv.
• Subsistemul de audit: Acest subsistem implementează funcții legate de înregistrarea evenimentelor critice pentru securitate în sistem. Funcțiile implementate includ cele care captează fiecare apel de sistem pentru a înregistra evenimente critice pentru securitate și cele care implementează colectarea și înregistrarea datelor de control.
• Subsistemul KVM: Acest subsistem implementează întreținerea ciclului de viață al mașinii virtuale. Efectuează completarea declarațiilor, care este utilizată pentru declarațiile care necesită doar verificări minore. Pentru completarea oricărei alte instrucțiuni, KVM invocă componenta de spațiu utilizator a QEMU.
• Crypto API: Acest subsistem oferă o bibliotecă criptografică internă a nucleului pentru toate componentele nucleului. Oferă primitive criptografice pentru apelanți.

Nucleul este partea principală a sistemului de operare. Interacționează direct cu hardware-ul, implementează partajarea resurselor, oferă servicii partajate pentru aplicații și împiedică aplicațiile să acceseze direct funcțiile dependente de hardware. Serviciile oferite de nucleu includ:

1. Managementul execuției proceselor, inclusiv operațiunile de creare, încetare sau suspendare a acestora și schimbul de date între procese. Ei includ:

• Programarea echivalentă a proceselor pentru a rula pe CPU.
• Separarea proceselor din CPU folosind modul de partajare a timpului.
• Execuția procesului în CPU.
• Suspendați nucleul după ce a trecut cuantumul său de timp.
• Alocarea timpului nucleului pentru a executa un alt proces.
• Reprogramarea timpului nucleului pentru a executa un proces suspendat.
• Gestionați metadatele legate de securitatea procesului, cum ar fi UID-uri, GID-uri, etichete SELinux, ID-uri de caracteristică.

2. Alocarea de RAM pentru procesul executabil. Această operațiune include:

• Permisiunea acordată de nucleu proceselor de a partaja o parte din spațiul lor de adrese în anumite condiții; totuși, făcând acest lucru, nucleul protejează spațiul de adrese propriu al procesului de interferențe externe.
• Dacă sistemul nu are memorie liberă, nucleul eliberează memorie prin scrierea temporară a procesului în memoria de al doilea nivel sau în partiția de swap.
• Interacțiune consecventă cu hardware-ul mașinii pentru a stabili o mapare a adreselor virtuale la adresele fizice, care stabilește o mapare între adresele generate de compilator și adresele fizice.

3. Menținerea ciclului de viață al mașinilor virtuale, care include:

• Setați limite pentru resursele configurate de aplicația de emulare pentru această mașină virtuală.
• Rularea codului de program al mașinii virtuale pentru execuție.
• Gestionarea opririi mașinilor virtuale fie prin terminarea instrucțiunii, fie prin întârzierea finalizării instrucțiunii pentru a emula spațiul utilizatorului.

4. Întreținerea sistemului de fișiere. Include:

• Alocarea memoriei secundare pentru stocarea și recuperarea eficientă a datelor utilizatorului.
• Alocarea memoriei externe pentru fișierele utilizator.
• Utilizați spațiul de stocare nefolosit.
• Organizarea structurii sistemului de fișiere (folosind principii clare de structurare).
• Protecția fișierelor utilizatorului împotriva accesului neautorizat.
• Organizarea accesului controlat al proceselor la dispozitivele periferice, cum ar fi terminale, unități de bandă, unități de disc și dispozitive de rețea.
• Organizarea accesului reciproc la date pentru subiecți și obiecte, oferind acces controlat pe baza politicii DAC și a oricărei alte politici implementate de LSM încărcat.

Nucleul Linux este un tip de nucleu OS care implementează programarea preventivă. În nucleele care nu au această capacitate, execuția codului nucleului continuă până la finalizare, adică planificatorul nu este capabil să reprogrameze o sarcină în timp ce aceasta se află în nucleu. În plus, codul nucleului este programat să se execute în mod cooperativ, fără programare preventivă, iar execuția acestui cod continuă până când se încheie și revine în spațiul utilizatorului sau până când se blochează în mod explicit. În nucleele preventive, este posibil să descărcați o sarcină în orice moment, atâta timp cât nucleul este într-o stare în care este sigur de reprogramat.

Dispecerizarea controlului tehnologic ar trebui organizată conform unei structuri ierarhice, prevăzând repartizarea funcțiilor de control tehnologic între niveluri, precum și subordonarea strictă a nivelurilor inferioare de control față de cele superioare.
Toate organele de supraveghere a controlului tehnologic, indiferent de forma de proprietate a entității relevante de piață care face parte din sistemul energetic (IPS, UES), trebuie să respecte comenzile (instrucțiunile) dispecerului tehnologic superior.
Există două categorii de subordonare operațională:
management operațional și management operațional.
Controlul operațional al dispecerului relevant ar trebui să includă echipamente de putere și controale, operațiuni cu care necesită coordonarea acțiunilor personalului de dispecerat din subordine și efectuarea coordonată a operațiunilor la mai multe obiecte de subordonare operațională diferită.
Controlul operațional al dispecerului ar trebui să fie puterea
echipamente și comenzi, a căror stare și modul
afectează modul de funcționare al sistemului de alimentare corespunzător (IPS, UES). Operațiuni cu astfel de echipamente și comenzi
trebuie efectuată cu permisiunea dispecerului relevant.
Regulile și reglementările actuale prevăd acest lucru
că toate elementele EPS (echipamente, aparate, dispozitive de automatizare și controale) sunt sub controlul operațional și managementul dispecerilor și al personalului de serviciu superior la diferite niveluri de conducere.
Termenul de control operațional desemnează tipul de subordonare operațională, atunci când operațiunile cu unul sau altul echipament EPS se efectuează numai la ordinul dispecerului corespunzător (personal de serviciu superior) care gestionează acest echipament. Controlul operațional al dispecerului este echipament, operațiuni cu care necesită coordonarea acțiunilor personalului operațional din subordine.
Termenul management operațional se referă la tipul de operațional
subordonare, dacă operațiuni cu unul sau altul echipament EPS
sunt efectuate cu cunoștințele (cu permisiunea) dispecerului relevant în a cărui jurisdicție se află acest echipament.
Se are în vedere întreținerea operațională a două niveluri. Controlul operațional al nivelului 1 este echipament, operațiuni cu care se desfășoară prin acord sau cu notificarea unui dispecer de nivel superior sau a unui dispecer de același nivel.
Controlul operațional de nivel II include echipamente a căror stare sau operațiunile cu care afectează
modul de funcționare a unei anumite părți a rețelei electrice. Operațiuni cu
aceste echipamente sunt realizate în acord cu cele mai mari
de către controlor și înștiințarea controlorilor în cauză.
Fiecare element al EPS poate fi sub controlul operațional al dispecerului nu numai într-o etapă, ci și sub autoritatea mai multor
dispecerii unuia sau diferitelor niveluri de control. Împărțirea echipamentelor, automatizării și controlului între nivelurile ierarhiei teritoriale pe tipuri de management caracterizează nu numai repartizarea funcțiilor de conducere între nivelurile ierarhiei teritoriale la nivelul temporar al conducerii operaționale, ci determină în mare măsură distribuția. a funcţiilor la alte niveluri temporare.
Alături de aceasta, în managementul operațional, și în unele cazuri în planificarea regimurilor, se are în vedere ca una dintre subdiviziuni, pe o anumită gamă de probleme, să fie subordonată unei alte, situate la același nivel de conducere. Da, dispecer
unuia dintre sistemele de putere i se poate încredința conducerea operațională a liniei de transport a energiei electrice care leagă acest sistem de energie cu cel învecinat. Astfel, descarcarea dispeceratului ODU se organizeaza prin transferarea catre dispeceratele sistemului energetic a unora dintre functiile ce pot fi indeplinite la acest nivel.
Toate echipamentele EPS care asigură producerea și distribuția energiei electrice se află sub controlul operațional al dispecerului de serviciu al sistemului electric sau al personalului operațional aflat în subordinea directă acestuia (supraveghetori de tură ai centralelor electrice; dispeceri rețele electrice și termice, personal de serviciu substație ( PS), etc.). Listele echipamentelor aflate în funcțiune
management și întreținere, sunt avizate de dispecerații șefi ai CDU
UES al Rusiei, ODU al UES și, respectiv, CDS al sistemelor energetice.


Controlul operațional al dispecerului sistemului de alimentare este echipamentul principal, a cărui funcționare necesită
coordonarea acțiunilor personalului de serviciu al întreprinderilor electrice (instalații electrice) sau schimbări coordonate în protecția și automatizarea releelor
mai multe obiecte.
Conducerea operațională a instalațiilor energetice care joacă un rol deosebit de important în asociație sau în UES, prin excepție, poate fi încredințată nu dispecerului sistemului energetic, ci dispecerului ODU sau CDU al UES.
Sub jurisdicția operațională a dispecerului de serviciu al ODU se află
puterea totală de funcționare și rezerva de putere a sistemelor de alimentare, centralelor electrice și unităților de mare putere, comunicațiilor între sisteme și obiectelor rețelelor principale care afectează modul IPS. În operațional
controlul dispecerului ODU este transferat echipamentului, operațiuni cu
care impun coordonarea acţiunilor dispecerilor de serviciu
sisteme de alimentare.
Dispeceratul de gardă al CDU UES, șeful operațional superior al UES, se ocupă de capacitatea totală de funcționare și rezerva de putere a UES, de legăturile electrice dintre asociații, precum și de cele mai importante legături din cadrul UES și instalații. , al cărui mod afectează decisiv modul UES.
În managementul operațional al dispecerului CDU UES se află principalele legături dintre IPS și unele obiecte de importanță la nivel de sistem.
Principiul subordonării operaționale se extinde nu numai la echipamentele și aparatele principale, ci și la protecția prin releu a instalațiilor relevante, automatizări liniare și de urgență, mijloace și sisteme pentru controlul automat al modului normal, precum și instrumente de control tehnologic și de expediere. utilizate de personalul operaţional.
Dispecerații de serviciu ai AO-energos, ODU și CDU ai UES sunt managerii operaționali de top ai sistemului energetic, ai asociației și, respectiv, UES în ansamblu. Echipamentele aflate sub controlul operațional sau sub controlul dispecerului de pe legătura corespunzătoare nu pot fi scoase din funcțiune sau în rezervă și, de asemenea, puse în funcțiune fără permisiunea sau instrucțiunile dispecerului. Ordinele conducerii administrative a instalațiilor și sistemelor de energie electrică pe probleme de competența dispecerilor pot fi executate de personalul operațional numai cu permisiunea operatorului.
ofițer superior de serviciu.
Nivelul superior (CDU UES) asigură gestionarea operațională non-stop a funcționării paralele a UES și reglarea continuă a modului UES. Legătura de mijloc (MDL) conduce modul de combinare și gestionează funcționarea în paralel a sistemelor de alimentare. Serviciul de dispecerizare al sistemului de alimentare gestionează modul de funcționare al sistemului de energie, asigurând funcționarea coordonată a tuturor instalațiilor sale energetice.
În timpul funcționării EPS ca parte a IPS, responsabilitatea sistemelor energetice pentru utilizarea puterii centralelor electrice, asigurarea puterii maxime disponibile și extinderea gamei de reglare este pe deplin păstrată. În același timp, puterea disponibilă și capacitățile de reglare sunt determinate de condițiile de acoperire a sarcinilor IPS, ținând cont de debitul comunicațiilor intersistem.
Responsabilitatea principală pentru menținerea frecvenței normale revine directorului superior de operare al UES - dispecerul telecomenzii UES. Dispeceratorii ODS și sistemele de alimentare asigură menținerea graficelor fluxurilor de energie între UES și sistemele de putere stabilite respectiv de CDU a UES și ODS, implementarea instrucțiunilor de modificare a fluxurilor în vederea menținerii.
frecventa normala la modificarea echilibrului puterii. Responsabilitatea menținerii frecvenței este împărtășită și de dispecerii sistemelor ODE și de putere în ceea ce privește asigurarea unei rezerve de putere rotative date, iar în cazul controlului automat al frecvenței și puterii active, în ceea ce privește utilizarea sistemelor și dispozitivelor automate implicate în reglare automată și menținerea domeniului de control necesar la centralele electrice.
Controlul modului rețelelor electrice principale prin tensiune se realizează prin acțiunile coordonate ale personalului din etapele corespunzătoare de control al dispecerării. Dispeceri
CDU UES și ODU mențin niveluri de tensiune în punctele corespunzătoare ale rețelei electrice principale, determinate prin instrucțiuni.
În cazul unei penuri temporare a energiei electrice sau a energiei electrice în UES, restricțiile privind durata sarcinii sau consumul de energie
stabilit de CDU UES și convenit cu conducerea RAO „UES din Rusia”; ordine de impunere a restricțiilor dispecerului CDU
Oferă ODE controlerelor, iar acestea din urmă controlerelor sistemului de alimentare.
Cel mai înalt nivel de conducere operațională (CDU UES) elaborează și aprobă instrucțiunile de bază pentru menținerea regimului și conducerea operațională, care sunt obligatorii pentru personalul operațional al ODU și instalațiile aflate în subordinea directă CDU. ODU teritoriale pentru asociațiile lor elaborează instrucțiuni care sunt în conformitate cu prevederile generale ale instrucțiunilor
CDU și angajații, la rândul lor, servesc drept bază pentru dezvoltarea instrucțiunilor locale CDS care iau în considerare particularitățile structurii și modului sistemelor de alimentare.