Opis:

Izboljšanje učinkovitosti
upravljanje distribucijskega omrežja

V. E. Vorotnitsky, doktor tehnič. znanosti, profesor, namestnik izvršnega direktorja za raziskave, JSC VNIIE

Glavne naloge upravljanja električnih omrežij v tržnih razmerah

Zagotavljanje delovanja tehnološke infrastrukture električnega omrežja pod pogoji enakih možnosti njegove uporabe za vse udeležence na trgu z električno energijo;

Zagotavljanje stabilnega in varnega delovanja opreme elektroenergetskega omrežja, zanesljive oskrbe odjemalcev z električno energijo in kakovosti električne energije, ki ustreza zahtevam, določenim z regulativnimi akti, ter sprejemanje ukrepov za zagotavljanje izpolnjevanja obveznosti elektroenergetskih subjektov po pogodbah, sklenjenih o električni energiji. trg;

Zagotavljanje pogodbenih pogojev za dobavo električne energije udeležencem(-em) trga z električno energijo;

Zagotavljanje nediskriminatornega dostopa subjektov trga z električno energijo do električnega omrežja ob upoštevanju tržnih pravil, tehnoloških pravil in postopkov, če je taka povezava tehnično mogoča;

Zmanjšanje tehničnih omejitev omrežja v ekonomsko upravičenih mejah;

Znižanje stroškov prenosa in distribucije električne energije z uvajanjem naprednih tehnologij za vzdrževanje in popravilo opreme elektroenergetskega omrežja, nove opreme in ukrepov za varčevanje z energijo.

Namen članka je upoštevati:

Glavne naloge upravljanja električnih omrežij v tržnih razmerah;

Splošne značilnosti distribucijskih omrežij 0,38–110 kV v Rusiji;

Tehnično stanje distribucijskih omrežij, objektov in sistemov za njihovo upravljanje;

Trendi in obeti razvoja:

a) digitalne informacijske tehnologije;

b) osnovne informacijske tehnologije;

c) geoinformacijske tehnologije;

d) avtomatizirani sistemi za operativno in tehnološko upravljanje distribucijskih omrežij podjetij in njihovih glavnih podsistemov;

e) sredstva za razdelitev distribucijskih omrežij;

Problemi oblikovanja regulativnega okvira za avtomatizacijo upravljanja distribucijskih omrežij.

Splošne značilnosti distribucijskih električnih omrežij v Rusiji

Podeželska električna omrežja

Skupna dolžina električnih omrežij z napetostjo 0,4–110 kV na podeželskih območjih Rusije je približno 2,3 milijona km, vključno z vodovi z napetostjo:

0,4 kV - 880 tisoč km

6–10 kV - 1.150 tisoč km

35 kV - 160 tisoč km

110 kV - 110 tisoč km

V omrežjih je nameščenih 513.000 transformatorskih postaj 6–35/0,4 kV s skupno zmogljivostjo okoli 90 milijonov kVA.

Mestna električna omrežja

Skupna dolžina mestnih električnih omrežij z napetostjo 0,4–10 kV je 0,9 milijona km, vključno z:

kabelske linije 0,4 kV - 55 tisoč km

zračni vodi 0,4 kV - 385 tisoč km

kabelske linije 10 kV - 160 tisoč km

nadzemni vodi 10 kV - 90 tisoč km

zunanja razsvetljava nadzemnih vodov - 190 tisoč km

zunanja razsvetljava nadzemnih vodov - 20 tisoč km

V omrežjih je nameščenih približno 290 tisoč transformatorskih postaj 6–10 kV z zmogljivostjo 100–630 kVA.

Tehnično stanje distribucijskih električnih omrežij, sredstev in sistemov za njihovo krmiljenje

Oprema električnega omrežja

Približno 30-35% nadzemnih vodov in transformatorskih postaj je opravilo svoje standardno obdobje. Do leta 2010 bo ta številka dosegla 40 %, če bo hitrost obnove in tehnične prenove električnih omrežij ostala enaka.

Posledično se poslabšajo težave z zanesljivostjo napajanja.

Povprečno trajanje izpadov odjemalcev je 70–100 ur na leto. V industrializiranih državah je statistično opredeljeno kot »dobro« stanje oskrbe z električno energijo, ko je skupno trajanje prekinitev srednjenapetostnega omrežja med letom v območju 15–60 minut na leto. V nizkonapetostnih omrežjih so te številke nekoliko višje.

Povprečno število poškodb, ki povzročijo odklop visokonapetostnih vodov z napetostjo do 35 kV, je 170-350 na 100 km daljnovoda na leto, od tega je 72 % nestabilnih, ki se spremenijo v enofazne.

Relejska zaščita in avtomatizacija

Od trenutno delujočih v distribucijskih omrežjih Rusije približno 1.200 tisoč naprav za relejno zaščito in avtomatizacijo (RPA) različnih vrst, glavni delež predstavljajo elektromehanske naprave, mikroelektronske ali naprave z delno uporabo mikroelektronike.

S standardno življenjsko dobo relejnih zaščitnih naprav, ki je enaka 12 let, je približno 50 % vseh kompletov relejne zaščite izteklo svojo standardno življenjsko dobo.

Zaostanek ravni proizvedene domače opreme RPA v primerjavi z opremo RPA vodilnih tujih proizvajalcev je 15–20 let.

Več kot 40 % primerov nepravilnega delovanja naprav RPA se tako kot doslej pojavlja zaradi nezadovoljivega stanja naprav in napak serviserja RPA pri njihovem vzdrževanju.

Treba je opozoriti, da ni vse varno z zanesljivostjo relejne zaščite, ne samo v Rusiji, ampak tudi v nekaterih industrializiranih državah.

Zlasti na zasedanju Mednarodne konference o distribucijskih omrežjih (CIRED) leta 2001 je bilo ugotovljeno, da je v norveških električnih omrežjih letna škoda zaradi nepravilnega delovanja zaščitnih in nadzornih sistemov približno 4 milijone ameriških dolarjev. Hkrati pa 50 % lažnih alarmov zaščite spada na delež zaščitnih in krmilnih naprav. Od tega več kot 50% - z napakami med preverjanjem in testiranjem opreme in le 40% zaradi njene poškodbe.

V drugih skandinavskih državah je stopnja poškodb relejnih zaščitnih naprav 2–6-krat nižja.

Glavna ovira za široko avtomatizacijo objektov elektroenergetskega omrežja je nerazpoložljivost primarne električne opreme za to.

Sistem za zbiranje in prenos informacij, informacij in računalniških sistemov

Več kot 95 % telemehanskih naprav in senzorskih sklopov deluje že več kot 10–20 let. Sredstva in komunikacijski sistemi so večinoma analogni, moralno in fizično zastareli, ne izpolnjujejo potrebnih zahtev za natančnost, zanesljivost, zanesljivost in hitrost.

V veliki večini nadzornih prostorov daljinskih električnih omrežij (OVE) in elektroomrežnih podjetij (PES) so tehnična osnova avtomatiziranih krmilnih sistemov osebni računalniki, ki ne izpolnjujejo zahtev stalnega tehnološkega spremljanja in nadzora. Življenjska doba osebnih računalnikov, ki delujejo v neprekinjenem načinu, ne presega 5 let, njihova zastarelost pa je še krajša. Za avtomatiziran nadzorni nadzorni sistem (ASCS) električnih omrežij je treba uporabiti posebne računalnike, ki zanesljivo delujejo v neprekinjenem načinu, skupaj z orodji za nadzor procesa.

Zahteva široko licenciranje sistemske programske opreme Microsoft, ORACLE itd., ki se uporablja v električnih omrežjih.

Aplikacijska (tehnološka) programska oprema (SCADA-DMS) v številnih električnih omrežjih je tudi očitno zastarela, ne ustreza sodobnim zahtevam tako po funkcijah kot po obsegu obdelanih informacij.

Zlasti obstoječi avtomatizirani nadzorni sistemi za PES in OVE večinoma zagotavljajo informacijske storitve osebju in praktično ne rešujejo problemov operativnega upravljanja elektroenergetskih sistemov, optimizacije obratovalnega in popravilnega vzdrževanja električnih omrežij.

Sistem za regulacijo napetosti

Regulacija napetosti pod obremenitvijo v energetskih centrih distribucijskega omrežja in izklop vzbujanja (z odklopom transformatorja) v transformatorskih postajah 6-10 kV se skoraj ne uporabljata ali pa se uporabljata občasno, saj se porabniki pritožujejo nad nizkimi napetostmi v konicah.

Rezultat je, da so na ločenih električno oddaljenih točkah 0,38 kV električnih omrežij na podeželju napetostne ravni 150–160 V namesto 220 V.

V takih razmerah lahko trg z električno energijo naloži zelo resne sankcije distribucijskim omrežnim podjetjem zaradi zanesljivosti in kakovosti oskrbe odjemalcev z električno energijo. Če se na to ne pripravite vnaprej, bodo v bližnji prihodnosti omrežna podjetja utrpela resne materialne izgube, kar bo stanje še poslabšalo.

Sistem za merjenje električne energije

Velika večina elektroenergetskih centrov distribucijskega omrežja (približno 80 %) in približno 90 % stanovanjskih odjemalcev ima moralno in fizično zastarele, pogosto s potečenimi kalibracijskimi in servisnimi roki, indukcijske ali elektronske števce prvih generacij, ki omogočajo le ročno odčitavanje. .

Posledica je povečanje komercialnih izgub električne energije v električnih omrežjih. Pri skupnih izgubah električne energije v ruskih električnih omrežjih približno 107 milijard kWh na leto predstavljajo distribucijska omrežja 110 kV in manj 85 milijard kWh, od tega komercialne izgube po minimalnih ocenah znašajo 30 milijard kWh na leto.

Če ob koncu 80-ih let dvajsetega stoletja relativne izgube električne energije v električnih omrežjih elektroenergetskih sistemov niso presegle 13–15% dobave električne energije v omrežje, so trenutno dosegle raven 20– 25 % za posamezne elektroenergetske sisteme in 30–40 za posamezne TE. %, pri nekaterih OVE pa že presegajo 50 %.

V razvitih evropskih državah so relativne izgube električne energije v električnih omrežjih na ravni 4-10%: v ZDA - približno 9%, na Japonskem - 5%.

V skladu z Uredbo Vlade Ruske federacije o ureditvi tarif za električno energijo, Pravili veleprodajnega trga in osnutkom pravil maloprodajnega trga za prehodno obdobje so standardne izgube električne energije v električnih omrežjih (in to ni več kot 10-12 % dobave v omrežje) se lahko vključi v stroške storitev prenosa električne energije in jih plačajo tržni subjekti, presežne izgube električne energije pa bodo morala odkupiti omrežna podjetja, da jih nadomestijo.

Za nekatera podjetja z izgubo 20-25% to pomeni, da bo več kot polovica prijavljenih izgub neposredne finančne izgube v višini več sto milijonov rubljev na leto.

Vse to zahteva kvalitativno nove pristope k merjenju električne energije tako v električnih omrežjih kot pri odjemalcih, predvsem k avtomatizaciji merjenja, avtomatizaciji izračunov in analize bilanc električne energije, selektivnemu odklopu odjemalcev, ki ne plačujejo, itd.

Regulativni okvir za optimizacijo razvoja električnih distribucijskih omrežij in njihovih nadzornih sistemov

Od sredine osemdesetih in začetka devetdesetih let 20. stoletja zakonodajni okvir skoraj ni bil posodobljen. Danes je treba revidirati okoli 600 sektorskih regulativnih dokumentov.

Številni temeljni dokumenti, predvsem pravila za vgradnjo električnih instalacij, pravila za tehnično delovanje, niso dogovorjeni s strani Ministrstva za pravosodje Ruske federacije in so v bistvu prenehali biti obvezni za uporabo.

Do zdaj z istim Ministrstvom za pravosodje Ruske federacije ni bilo dogovora o novih pravilih za uporabo električne energije. Kazenski zakonik Ruske federacije ne vsebuje pojma "kraje električne energije", ki povzroča veliko materialno škodo elektroenergetski industriji. Obseg kraje električne energije raste in bo z dvigom tarif za električno energijo objektivno rasel. Da bi to preprečili, potrebujemo ne le prizadevanja energetskih inženirjev, ampak tudi pravno pomoč države. Žal ta pomoč ni vedno ustrezna. Zlasti z začetkom veljavnosti zakona Ruske federacije "O tehnični regulaciji" se je status GOST-jev močno znižal, kar lahko za državo, kot je Rusija, ustvari in že ustvarja velike težave. Glavna je pomanjkanje enotne tehnične politike pri razvoju in upravljanju distribucijskih omrežij.

Financiranje tega razvoja in njegove znanstvene podpore je očitno nezadostno in se izvaja po rezidualnem principu. Več kot desetletje krize v ruski elektroenergetski industriji je močno poslabšalo razmere. Reforme upravljanja elektroenergetike, ki so se začele v zadnjih letih, so doslej prizadele hrbtenična omrežja 220 kV in več, v katerih je tudi veliko težav, a ne toliko, kot so se jih nabrale v distribucijskih omrežjih.

Upanja na dejavnost domačih in zahodnih vlagateljev ter uvedbo zahodnih tehnologij pri upravljanju domačih distribucijskih omrežij so najverjetneje obsojena na propad zaradi dejstva, da ruska zakonodaja, miselnost, podnebne razmere, značilnosti gradnje omrežij (velika razvejanost in dolžina, drugo omrežna oprema, nizka kakovost elektrike, visoke stopnje motenj ipd.), krmilni sistemi in programska oprema se bistveno razlikujejo od tujih. Pravilneje se je osredotočiti na lastne prednosti ob upoštevanju najboljših domačih in tujih izkušenj. Za to obstajajo vsi predpogoji, kar dokazujejo nastajajoči trendi v svetu ter napredni domači energetski sistemi in omrežja.

Sredi osemdesetih in zgodnjih devetdesetih let prejšnjega stoletja je JSC VNIIE razvil celoten sklop dokumentov o ustvarjanju in razvoju avtomatiziranih krmilnih sistemov za PES in OVE. Seveda so ti dokumenti zdaj zelo zastareli in zahtevajo revizijo.

Trendi in možnosti razvoja

Digitalne in informacijske tehnologije

Svetovni trendi razvoja krmilnih sistemov so neločljivo povezani s prehodom na digitalne tehnologije, ki omogočajo ustvarjanje integriranih hierarhičnih sistemov. Hkrati so distribucijska električna omrežja v teh sistemih nižji hierarhični člen, ki je neločljivo povezan z zgornjimi ravnmi upravljanja.

Osnova za prehod na digitalne tehnologije je tehnična prenova in posodobitev komunikacijskega in telekomunikacijskega sistema z močnim povečanjem obsega in hitrosti prenosa informacij. Postopni prehod na digitalne integrirane krmilne sisteme bo določen s stopnjami implementacije enotnega digitalnega komunikacijskega sistema v energetiki in bo trajal najmanj 10-15 let.

V zadnjih letih 20. stoletja so vodilni svetovni strokovnjaki s področja telekomunikacij postavili tezo: "20. stoletje je stoletje energije, 21. stoletje je stoletje informatike." Hkrati se je pojavil nov izraz: »infokomunikacije«, ki združuje »informatizacijo« in »telekomunikacije«. Mislim, da bi bilo bolj pravilno reči, da bo 21. stoletje stoletje tako energije kot infokomunikacij, ki temeljijo na sodobnih informacijskih in digitalnih tehnologijah.

Najpomembnejši trendi v razvoju infokomunikacijskih omrežij so:

Povečanje zanesljivosti in življenjske dobe telekomunikacijskih omrežij;

Razvoj metod za napovedovanje razvoja telekomunikacij v regijah glede na porabo električne energije;

Izdelava sistemov za upravljanje informacijskega in komunikacijskega okolja;

Hkrati z razvojem digitalnih omrežij uvajanje sodobnih telekomunikacijskih tehnologij, predvsem tehnologije optičnih vlaken;

Uvedba v številnih državah tako imenovanih PLC-tehnologij za uporabo električnih omrežij 0,4–35 kV za prenos kakršnih koli informacij od transformatorskih postaj, elektroenergetskih podjetij, industrijskih podjetij do spremljanja in upravljanja porabe energije v vsakdanjem življenju, vključno z reševanjem težav z AMR, informacijami podpora dejavnosti naročnikov električnega omrežja 0,4–35 kV;

Uporaba komunikacijskih naprav za varovanje elektroenergetskih objektov, video nadzor.

Osnovna informacijska tehnologija

Ena od glavnih značilnosti sodobnih avtomatiziranih krmilnih sistemov je integracija (združevanje) številnih programskih izdelkov v en sam informacijski prostor.

Trenutno se integracijska tehnologija, ki temelji na internetnih tehnologijah in odprtih standardih, zelo hitro razvija, kar omogoča:

Ustvarite tehnično infrastrukturo za oblikovanje aplikacij in zmogljivosti razvoja sistema za dolgo časa;

Zagotoviti možnost integracije izdelkov podjetij, kot so Microsoft, ORACLE, IBM itd.;

Zagotoviti možnost dosledne integracije obstoječih izdelkov brez bistvenih sprememb in reprogramiranja;

Zagotovite razširljivost in prenosljivost programske opreme, da jo lahko replicirate v podjetjih podjetja.

Geoinformacijske tehnologije

Hiter razvoj računalniške tehnologije in telekomunikacij, satelitskih navigacijskih sistemov, digitalne kartografije, uspeh mikroelektronike in drugih tehnoloških napredkov, nenehno izboljševanje standardne in uporabne programske in informacijske podpore ustvarjajo objektivne predpogoje za vedno širšo uporabo in razvoj kakovostno novega področje znanja - geoinformatika. Nastal je na stičišču geografije, geodezije, topologije, obdelave podatkov, računalništva, inženiringa, ekologije, ekonomije, poslovanja, drugih strok in področij človekovega delovanja. Najpomembnejše praktične aplikacije geoinformatike kot znanosti so geografski informacijski sistemi (GIS) in geoinformacijske tehnologije (GIS tehnologije), ustvarjene na njihovi podlagi.

Okrajšava GIS obstaja že več kot 20 let in se je prvotno nanašala na nabor računalniških metod za izdelavo in analizo digitalnih zemljevidov in z njimi povezanih tematskih informacij za upravljanje občinskih objektov.

Vse več pozornosti namenja uporabi GIS tehnologij v elektroenergetski industriji in predvsem v električnih omrežjih JSC FGC UES, AO-energos in mesta.

Že prve izkušnje uporabe GIS kot informacijskih in referenčnih sistemov v domačih električnih omrežjih so pokazale brezpogojno uporabnost in učinkovitost takšne uporabe za:

Certificiranje omrežne opreme z njihovo vezavo na digitalni zemljevid območja in različnih električnih tokokrogov: normalnih, obratovalnih, podpornih, izračunanih itd.;

Obračun in analiza tehničnega stanja električne opreme: vodov, transformatorjev ipd.;

Obračun in analiza plačil za porabljeno električno energijo;

Postavitev in prikaz na digitalnem zemljevidu lokacije operativnih mobilnih ekip ipd.

Še večje možnosti se odpirajo pri uporabi GIS tehnologij pri reševanju problemov: optimalno načrtovanje in načrtovanje razvoja; popravilo in vzdrževanje električnih omrežij ob upoštevanju značilnosti terena; operativno upravljanje omrežij in odpravljanje nesreč ob upoštevanju prostorskih, tematskih in operativnih informacij o stanju omrežnih objektov in njihovih načinov delovanja. Za to je še danes potrebna informacijska in funkcionalna povezava GIS, tehnološke programske opreme sistemov avtomatiziranega vodenja električnih omrežij, ekspertnih sistemov in baz znanja za reševanje navedenih nalog. JSC "VNIIE" je razvil sistemski svetovalec za analizo zahtev za popravila omrežne opreme. Potekajo dela za povezavo programov za izračun izgube z GIS.

V zadnjih letih je jasno opredeljen trend razvoja integriranih inženirskih komunikacijskih sistemov na enotni topografski osnovi mesta, okrožja, regije, vključno s toplotnimi, električnimi, plinskimi, vodnimi, telefonskimi in drugimi inženirskimi omrežji.

Struktura avtomatiziranega sistema za operativni dispečerski nadzor distribucijskih omrežnih podjetij (AS DGC)

Namen ustvarjanja RGC AS je povečati učinkovitost in zanesljivost distribucije električne energije in moči z zagotavljanjem največje učinkovitosti operativnih in tehnoloških dejavnosti RGC z integrirano avtomatizacijo procesov zbiranja, obdelave, prenosa informacij. in sprejemanje odločitev na podlagi sodobnih informacijskih tehnologij.

RSC AS mora biti porazdeljen hierarhični sistem, na vsaki ravni katerega se rešuje obvezen osnovni sklop nalog, ki zagotavlja izvajanje glavnih funkcij operativnega in tehnološkega upravljanja.

Glavni podsistemi AS RSK:

Avtomatiziran operativni dispečerski nadzor električnih omrežij, ki opravlja naslednje funkcije:

a) tekoče vodenje;

b) operativno upravljanje in načrtovanje;

c) nadzor in upravljanje porabe energije;

d) načrtovanje in vodenje popravil;

Avtomatiziran tehnološki nadzor:

a) relejna zaščita in avtomatizacija;

b) napetost in jalova moč;

Avtomatiziran sistem za komercialno in tehnično obračunavanje električne energije (ASKUE);

Sistem komunikacije, zbiranja, prenosa in prikazovanja informacij.

Zaradi omejitev količine člankov se bomo osredotočili le na glavne trende in možnosti razvoja glavnih podsistemov RSC AS.

Relejska zaščita in avtomatizacija

Glavne smeri razvoja relejne zaščite in avtomatizacije v distribucijskih električnih omrežjih:

Zamenjava fizično dotrajane opreme, ki je iztekla svojo življenjsko dobo;

Posodobitev naprav za relejno zaščito in avtomatizacijo s poudarkom na uporabi nove generacije mikroprocesorskih naprav;

Integracija mikroprocesorske opreme za relejno zaščito in avtomatizacijo v enoten avtomatiziran sistem za vodenje procesov za napajalne postaje;

Razširitev funkcij relejne zaščite in avtomatizacije za naloge meritev in krmiljenja, ob upoštevanju zahtev po zanesljivosti njegovega delovanja, vključno z uporabo mednarodnih standardov za komunikacijske vmesnike.

Regulacija napetosti in jalove moči

Glavne naloge za izboljšanje učinkovitosti regulacije napetosti:

Izboljšanje zanesljivosti in kakovosti obratovalnega vzdrževanja regulacije napetosti pomeni predvsem regulacijo napetosti pod obremenitvijo in avtomatsko regulacijo napetosti;

Spremljanje in analiza obremenitvenih grafov porabnikov in napetosti v vozliščih električnih omrežij, povečanje zanesljivosti in obsega meritev jalove moči v distribucijskih omrežjih;

Implementacija in sistematična uporaba programske opreme za optimizacijo zakonitosti regulacije napetosti v distribucijskih omrežjih, praktična implementacija teh zakonov;

Organizacija daljinskega in avtomatskega krmiljenja transformatorskih pip iz dispečerskih centrov;

Namestitev dodatnih daljinsko vodenih sredstev za regulacijo napetosti, na primer pospeševalnih transformatorjev na omrežjih dolgih srednjenapetostnih distribucijskih vodov, na katerih je s centralizirano regulacijo nemogoče zagotoviti dovoljena odstopanja napetosti na omrežnih vozliščih.

Avtomatizacija merjenja električne energije

Avtomatizacija merjenja električne energije je strateška usmeritev za zmanjševanje komercialnih izgub električne energije v vseh državah brez izjeme, osnova in pogoj za delovanje veleprodajnih in maloprodajnih trgov električne energije.

Sodobni ASKUE je treba ustvariti na podlagi:

Standardizacija formatov in protokolov za prenos podatkov;

Zagotavljanje diskretnosti obračunavanja, zbiranja in posredovanja komercialnih računovodskih podatkov, potrebnih za učinkovito delovanje konkurenčnega maloprodajnega trga z električno energijo;

Zagotavljanje izračuna dejanskih in dopustnih neravnovesij električne energije v električnih omrežjih, lokalizacija neravnovesij in sprejemanje ukrepov za njihovo zmanjševanje;

Medsebojno povezovanje s sredstvi avtomatiziranih krmilnih sistemov, avtomatiziranih sistemov vodenja procesov in avtomatizacije v sili.

Za zbiranje informacij obstaja stalen trend zamenjave indukcijskih števcev z elektronskimi, ne le zaradi višjih mej natančnosti, temveč tudi zaradi manjše porabe v tokokrogih tokovnega in napetostnega transformatorja.

Za maloprodajni trg z električno energijo in za zmanjševanje izgub električne energije v električnih omrežjih je še posebej pomembna izključitev samopostrežnega (samozapisovanja odčitkov) števcev električne energije s strani gospodinjskih odjemalcev. V ta namen se po vsem svetu razvija ASKUE za gospodinjske odjemalce s prenosom podatkov od števcev električne energije preko 0,4 kV električnega omrežja ali preko radijskih kanalov do centrov za zbiranje podatkov. Zlasti se pogosto uporabljajo že omenjene tehnologije PLC.

Uporaba sodobnih sredstev za seciranje distribucijskih električnih omrežij in decentralizirane avtomatizacije

V mnogih državah, da bi povečali zanesljivost distribucijskih omrežij, zmanjšali čas iskanja mesta okvare in število prekinitev oskrbe z električno energijo, že vrsto let uporabljajo »glavno načelo« gradnje tovrstnih omrežij, ki temeljijo na o opremljanju omrežij z avtomatskimi sekcijskimi točkami konstrukcije stebrov - reklozerji, ki združujejo funkcije:

Določitev kraja škode;

Lokalizacija škode;

Obnova moči.

ugotovitve

1. Nujne prednostne naloge:

Razvoj koncepta in dolgoročnega programa razvoja, posodobitve, tehnične prenove in rekonstrukcije distribucijskih električnih omrežij 0,38–110 kV, sredstev in sistemov za upravljanje njihovih načinov, popravila in vzdrževanja;

Prehod z rezidualnega na prednostno načelo dodeljevanja finančnih in materialnih sredstev za postopno praktično izvajanje tega koncepta in programa z razumevanjem bistvenega pomena naprednega razvoja distribucijskih omrežij in njihovih sistemov upravljanja za učinkovito delovanje ne le maloprodajnih, ampak tudi veleprodajnih trgov z električno energijo;

Razvoj sodobne, tržno usmerjene poslovno-upravljavske, normativne in metodološke podlage za razvoj distribucijskih električnih omrežij in sistemov upravljanja z njimi;

Razvoj ekonomsko upravičenih zahtev za domačo industrijo za proizvodnjo sodobne opreme za električna omrežja in njihovih krmilnih sistemov;

Organizacija sistema certificiranja in sprejemanja v obratovanje domače in uvožene opreme za distribucijska omrežja in njihove sisteme upravljanja;

Izvedba in analiza rezultatov izvajanja pilotnih projektov za razvoj novih obetavnih tehnologij in sistemov za avtomatsko vodenje distribucijskih električnih omrežij.

2. Razvoj in implementacija učinkovitih avtomatiziranih krmilnih sistemov za distribucijska električna omrežja je kompleksna naloga, ki zahteva znatne kapitalske naložbe.

Vsako distribucijsko podjetje in AO-energo morata pred začetkom posodobitve in tehnične prenove obstoječega sistema za upravljanje elektroenergetskega omrežja ali ustvarjanja novega jasno razumeti nabor nalog, ki jih je treba rešiti, pričakovani učinek uvedbe avtomatiziranega nadzora. sistemi.

Potrebno je razviti sodobne metode za izračun ekonomske učinkovitosti ACS PES in OVE (distribucijsko omrežno podjetje), faze njihovega nastanka in razvoja.

3. Glavno vprašanje, ki se vedno poraja pri razvoju in uvajanju novih tehnologij za upravljanje električnih omrežij, je kje dobiti denar za vse to?

Pravzaprav je lahko več virov sredstev:

1) centralizirano financiranje pilotnih projektov ter regulativnih in metodoloških dokumentov;

2) tarife za električno energijo;

3) konsolidacija določenega dela finančnih sredstev prihodnjih distribucijskih omrežnih podjetij in današnjih AO-energos v uradno ustanovljenem partnerstvu - Ruskem združenju podjetij;

4) zainteresirani vlagatelji.

V ruskih razmerah, kot je pokazala praksa naprednih energetskih sistemov, velja načelo »Kdor želi rešiti problem, išče in najde načine za njegovo rešitev, kdor noče, išče razloge, zakaj je rešitev nemogoča, ali čaka na drugi, da to rešijo namesto njega«, bi moralo delovati.

Kot izhaja iz članka, obstaja dovolj priložnosti in načinov za izboljšanje učinkovitosti upravljanja distribucijskih omrežij v Rusiji. Nujno je razumevanje pomena in aktivna želja, da bi te priložnosti uresničili v praksi.

V skladu z zveznim zakonom "O elektroindustriji" je JSC FGC UES odgovoren za tehnološko upravljanje enotnega nacionalnega električnega omrežja (UNEG). Hkrati so se pojavila vprašanja o jasni razmejitvi funkcionalnosti med JSC SO UES, ki izvaja enoten dispečerski nadzor elektroenergetskih objektov, in omrežnimi podjetji. To je privedlo do potrebe po oblikovanju učinkovite strukture za operativno in tehnološko upravljanje objektov JSC FGC UES, katere naloge med drugim vključujejo:
zagotavljanje zanesljivega delovanja objektov UNEG in izpolnjevanje tehnoloških načinov delovanja daljnovodov, opreme in naprav objektov UNEG, ki jih določa JSC SO UES;
zagotavljanje ustrezne kakovosti in varnosti dela med obratovanjem objektov UNEG;
oblikovanje enotnega sistema za usposabljanje operativnega osebja za opravljanje funkcij OTU;
zagotavljanje tehnološke opremljenosti in pripravljenosti operativnega osebja za izvajanje dispečerskih ukazov (naredil) CO in ukazov (potrdil) operativnega osebja Centralnega nadzornega centra FGC UES;
zagotavljanje zmanjšanja števila tehnoloških kršitev, povezanih z napačnimi ravnanji operativnega osebja;
v sodelovanju in dogovoru s SO UES dd sodelovanje pri razvoju in izvajanju razvojnih programov UNEG z namenom povečanja zanesljivosti prenosa električne energije, opazljivosti in obvladljivosti omrežja ter zagotavljanja kakovosti električne energije;
načrtovanje aktivnosti za popravilo, zagon, posodobitev/rekonstrukcijo in vzdrževanje daljnovodov, elektroomrežne opreme in naprav za prihodnje obdobje;
razvoj v skladu z zahtevami JSC "SO UES", usklajevanje in odobritev na predpisan način načrtov za izredne omejitve načina porabe električne energije in izvajanje dejanskih ukrepov za uvedbo izrednih omejitev na dispečersko ekipo (red). JSC "SO UPS";
izpolnjevanje nalog SO UES JSC o povezovanju objektov elektroenergetskega omrežja FGC in sprejemnih inštalacij odjemalcev električne energije pod delovanjem zasilne avtomatike.

Za izpolnitev zastavljenih nalog je JSC FGC UES razvil in potrdil koncept operativnega in tehnološkega upravljanja objektov UNEG. V skladu s tem konceptom se oblikuje štirinivojska organizacijska struktura (s tristopenjskim nadzornim sistemom): izvršilna služba, vodja NKS MŠ, NKS PMES in operativno osebje RTP.

Med posameznimi ravnmi organizacijske strukture so porazdeljene naslednje funkcije:
IA FSK - informacijsko-analitični;
vodja NCC MES - informacijsko-analitični in neoperativni;
NCC PMES - neoperativno in operativno;
osebje postaj - operacijske sobe.

Hkrati med neoperativne funkcije spadajo naloge, kot sta spremljanje in spremljanje stanja omrežja. Prevzem operativnih funkcij, povezanih z izdajanjem ukazov za proizvodnjo stikal, s strani centrov za nadzor omrežja zahteva visoko usposobljeno operativno osebje in ustrezno tehnično opremljenost NCC.

Da bi povečali učinkovitost in zanesljivost prenosa in distribucije električne in električne energije z avtomatizacijo procesov operativnega in tehnološkega upravljanja, ki temeljijo na sodobnih informacijskih tehnologijah, so centri za upravljanje omrežja JSC FGC UES opremljeni s programsko-strojnimi kompleksi (STC), ki omogočajo avtomatizacijo procesov, kot so oprema za spremljanje načinov, proizvodnja preklopov v strogem skladu z odobrenim programom in drugo. Tako se zaradi avtomatizacije OTU znatno poveča zanesljivost delovanja električnih omrežij, zmanjša se stopnja nesreč zaradi odprave napak operativnega osebja in zmanjša se število potrebnega operativnega osebja.

Treba je opozoriti, da tehnična politika JSC FGC UES za novogradnjo in rekonstrukcijo predvideva:
zagotavljanje energetske varnosti in trajnostnega razvoja Rusije;
zagotavljanje zahtevanih kazalnikov zanesljivosti opravljenih storitev za prenos električne energije;
zagotavljanje prostega delovanja trga z električno energijo;
izboljšanje učinkovitosti delovanja in razvoja UNEG;
zagotavljanje varnosti proizvodnega osebja;
zmanjšanje vpliva UNEG na okolje;
skupaj z uporabo novih vrst opreme in krmilnih sistemov, zagotavljanje priprave PS za obratovanje brez stalnega vzdrževalca.

Trenutno so sheme primarnih električnih priključkov obstoječih postaj osredotočene na opremo, ki zahteva pogosto vzdrževanje, zato predvidevajo prevelika razmerja števila stikalnih naprav in priključkov po sodobnih merilih. To je razlog za precejšnje število hujših tehnoloških kršitev po krivdi operativnega osebja.

Trenutno je avtomatizacija tehnoloških procesov zaključena na 79 ES UNEG, v izvedbi pa je še 42 ES. Zato je glavna shema organizacije delovanja osredotočena predvsem na 24-urno prisotnost vzdrževalnega (operativnega) osebja na njih, nadzor nad stanjem objekta in izvajanje obratovalnega preklopa.

Obratovalno vzdrževanje postaje UNEG vključuje:
spremljanje stanja UNEG - nadzor stanja opreme, analiza obratovalnega stanja na objektih UNEG;
organizacija operativnih akcij za lokalizacijo tehnoloških kršitev in obnovo režimov UNEG;
organizacija obratovalnega vzdrževanja transformatorskih postaj, izdelava obratovalnih stikalnih, režimskih in veznih podpor za varno izvedbo popravil in vzdrževalnih del v električnih omrežjih v zvezi z UNEG;
izvajanje operativnih funkcij s strani operativnega osebja za proizvodnjo stikal v UNEG.

Načrtovanje in organizacija:
izvajati načrtovanje popravil v skladu z urniki načrtovanih preventivnih popravil z določitvijo obsega del na podlagi ocene tehničnega stanja z uporabo sodobnih metod in diagnostičnih orodij, vklj. brez opreme za razgradnjo;
izvajanje obširnega pregleda in tehničnega pregleda opreme, ki je dosegla standardno življenjsko dobo z namenom podaljšanja njene življenjske dobe;
razvoj predlogov za posodobitev, zamenjavo opreme, izboljšanje oblikovnih rešitev;
optimizacija financiranja obratovanja, vzdrževanja in popravil z določitvijo obsega popravil na podlagi dejanskega stanja;
zmanjšanje stroškov in izgub;
izboljšanje organizacijskih struktur upravljanja in storitev;
organizacija poklicnega usposabljanja, preusposabljanja in izpopolnjevanja po standardu SOPP-1-2005;
analiza parametrov in kazalnikov tehničnega stanja opreme, zgradb in objektov pred in po popravilu na podlagi rezultatov diagnostike;
optimizacija zasilne rezerve opreme in elementov nadzemnih vodov;
reševanje tehničnih težav med obratovanjem in gradnjo se izda v obliki informativnih pisem, operativnih navodil, okrožnic, tehničnih rešitev s statusom obvezne izvedbe, odredb, navodil, sklepov sej in drugih poslovodnih odločitev.

Spremljanje in upravljanje zanesljivosti UNEG:
organizacija nadzora in analize nesreč opreme;
ocena in nadzor zanesljivosti oskrbe z električno energijo;
oblikovanje ustrezne informacijske baze.

USTVARJANJE POPOLNOMA AVTOMATIZOVANIH PODPOSTAJ
BREZ SERVISNEGA OSEBJA.
DIGITALNE PODPOSTAJE

Da bi izključili odvisnost brezhibnega delovanja omrežnega podjetja od usposobljenosti, usposabljanja in koncentracije pozornosti operativnega in štafetnega osebja, je priporočljivo razširiti avtomatizacijo tehnoloških procesov, ki že dolgo poteka. - relejna zaščita, tehnološka avtomatizacija (AR, AVR, OLTC, AOT itd.), nadzor v sili - pri izdelavi obratovalnih stikal. Za to je treba najprej znatno povečati opaznost tehničnih parametrov, zagotoviti nadzor, preverjanje položaja, učinkovito blokiranje delovanja stikalnih naprav in avtomatizacijo krmilnih dejanj. Uporabljena energetska oprema mora biti prilagojena najnovejšim nadzornim, zaščitnim in nadzornim sistemom.

Pri uvajanju mikroprocesorskih naprav je treba dati prednost napravam, zasnovanim za delo kot del avtomatiziranih sistemov. Samostojne naprave je treba uporabljati le, če ni sistemskih analogov. V zvezi s tem bi morali objekti JSC FGC UES centralno izključiti možnost uporabe mikroprocesorskih naprav z zaprtimi protokoli izmenjave, naprav, ki ne podpirajo delovanja v skupnem časovnem standardu.

Arhitektura in funkcionalnost avtomatiziranega sistema za vodenje procesov transformatorske postaje (APCS transformatorske postaje) kot integratorja vseh funkcionalnih sistemov transformatorske postaje je določena s stopnjo razvoja tehnologije, namenjene zbiranju in obdelavi informacij o postaji za izdajo nadzora. odločitve in dejanja. Od začetka razvoja projektov v domači elektroenergetiki za avtomatske sisteme za vodenje procesov za transformatorske postaje je prišlo do pomembnega razvoja strojne in programske opreme za krmilne sisteme za uporabo v električnih transformatorskih postajah. Pojavili so se visokonapetostni digitalni tokovni in napetostni merilni transformatorji; Razvija se primarna in sekundarna elektroenergetska oprema z vgrajenimi komunikacijskimi vrati, proizvajajo se mikroprocesorski krmilniki, opremljeni z razvojnimi orodji, na podlagi katerih je mogoče ustvariti zanesljiv programsko-strojni kompleks PS, mednarodnega standarda IEC Sprejet je bil 61850, ki ureja predstavitev podatkov o PS kot objektu avtomatizacije ter protokole za digitalno izmenjavo podatkov med mikroprocesorskimi inteligentnimi elektronskimi napravami transformatorske postaje, vključno z napravami za spremljanje in krmiljenje, relejno zaščito in avtomatizacijo (RPA), izredne razmere. avtomatizacija (PA), telemehanika, števci električne energije, energetska oprema, tokovni in napetostni merilni transformatorji, stikalna oprema itd.

Vse to ustvarja predpogoje za izgradnjo transformatorske postaje nove generacije – digitalne postaje (DSS).

Ta izraz se nanaša na transformatorsko postajo, ki uporablja integrirane digitalne merilne sisteme, relejno zaščito, krmiljenje visokonapetostne opreme, optičnih tokovnih in napetostnih transformatorjev ter digitalnih krmilnih tokokrogov, vgrajenih v stikalno opremo, ki delujejo na enotnem standardnem protokolu za izmenjavo informacij - IEC 61850.

Uvedba tehnologij DSP zagotavlja prednosti pred tradicionalnimi PS v vseh fazah izvedbe in delovanja objekta.

Faza "Oblikovanje":
poenostavitev načrtovanja kabelskih povezav in sistemov;
prenos podatkov brez popačenja na skoraj neomejene razdalje;
zmanjšanje števila kosov opreme;
neomejeno število prejemnikov podatkov. Distribucija informacij se izvaja s pomočjo omrežij Ethernet, kar vam omogoča prenos podatkov iz enega vira v katero koli napravo na podpostaja ali zunaj nje;
skrajšanje časa za medsebojno povezovanje posameznih podsistemov zaradi visoke stopnje standardizacije;
zmanjšanje delovne intenzivnosti meroslovnih odsekov projektov;

enotnost meritev. Meritve se izvajajo z eno samo visoko natančno merilno napravo. Prejemniki dimenzij prejmejo iste podatke iz istega vira. Vse merilne naprave so vključene v enoten sistem za sinhronizacijo ure;
sposobnost ustvarjanja standardnih rešitev za predmete različnih topoloških konfiguracij in dolžin;
možnost predhodnega modeliranja sistema kot celote za določitev "ozkih grl" in nedoslednosti v različnih načinih delovanja;
zmanjšanje zahtevnosti preoblikovanja v primeru sprememb in dopolnitev projekta.

Faza "Gradbena in inštalacijska dela":
zmanjšanje najbolj delovno intenzivnih in netehnoloških vrst montažnih in zagonskih del, povezanih s polaganjem in testiranjem sekundarnih tokokrogov;
temeljitejše in celovitejše testiranje sistema zaradi širokih možnosti oblikovanja različnih vedenjskih scenarijev in njihovega modeliranja v digitalni obliki;
zmanjšanje stroškov neproduktivnega gibanja osebja zaradi možnosti centralizirane konfiguracije in nadzora delovnih parametrov;
znižanje stroškov kabelskega sistema. Digitalna sekundarna vezja omogočajo multipleksiranje signalov, ki vključuje dvosmerni prenos preko enega kabla velikega števila signalov iz različnih naprav. Dovolj je, da namesto desetin ali celo sto analognih bakrenih vezij na stikalne naprave položite en optični hrbtenični kabel.

Faza "operacija":
celovit diagnostični sistem, ki ne zajema samo inteligentnih naprav, temveč tudi pasivne merilne pretvornike in njihove sekundarne tokokroge, vam omogoča hitro določitev lokacije in vzroka okvar ter prepoznavanje pogojev pred okvaro;
nadzor celovitosti linije. Digitalna linija se nenehno spremlja, tudi če se po njej ne prenašajo pomembnih informacij;
zaščita pred elektromagnetnimi motnjami. Uporaba optičnih kablov zagotavlja popolno zaščito pred elektromagnetnimi motnjami v kanalih za prenos podatkov;
enostavnost vzdrževanja in delovanja. Preklapljanje digitalnih vezij je veliko lažje kot preklapljanje analognih vezij;
skrajšanje časa popravil zaradi široke ponudbe na trgu naprav različnih proizvajalcev, ki so med seboj kompatibilne (načelo interoperabilnosti);
prehod na metodo vzdrževanja opreme, ki temelji na dogodkih, zaradi absolutne opaznosti tehnoloških procesov omogoča zmanjšanje obratovalnih stroškov;
podpora konstrukcijskih (izračunanih) parametrov in značilnosti med delovanjem zahteva nižje stroške;
razvoj in izpopolnjevanje sistema avtomatizacije zahteva nižje stroške (neomejeno število sprejemnikov informacij) kot pri tradicionalnih pristopih.

JSC FGC UES je sprejela NCC Kuzbass in Prioksky kot pilotna objekta za vzpostavitev centralnega nadzornega centra z operativnimi funkcijami.

NCC Kuzbass je postal prvi nadzorni center omrežja, ki je bil izveden v okviru programa JSC FGC UES za ustvarjanje NCC z operativnimi funkcijami. V okviru ustvarjanja inovativnega NCC za zagotavljanje stalnega operativnega in tehnološkega nadzora in dispečerstva je center opremljen s sodobnimi programskimi in strojnimi sistemi, nameščena je video stena za prikaz omrežnega diagrama, nameščena je programska oprema, ki omogoča popoln prikaz stanje energetskega objekta, ki ga izbere dispečer, na spletu prejema informacije o izvedenih izpadih popravil in preventivnih ukrepih do imen monterjev, ki delajo na objektu. Poleg tega oprema omogoča dispečerjem NCC, da v nujnih primerih prestrežejo nadzor oddaljenih objektov in se v najkrajšem možnem času odločijo za skrajšanje časa okrevanja za normalno delovanje opreme.

Z uporabo najnovejših tehnologij je nastal tudi Centralni nadzorni center Prioksky. Med uporabljeno opremo je video stena za prikaz informacij, sestavljena iz petdesetinčnih projekcijskih modulov in redundantnega visoko zmogljivega video krmilnika, operacijski informacijski kompleks za spremljanje načinov električnega omrežja in stanja stikalnih naprav postaj, ki operativnemu osebju NCC omogoča spremljanje delovanja opreme in njeno upravljanje v realnem času, najnovejše sistemske satelitske komunikacije, brezprekinitveno napajanje in avtomatske sisteme za gašenje požara.

Vladimir Pelymsky, namestnik glavnega inženirja - vodja situacijskega analitičnega centra JSC FGC UES, Vladimir Voronin, vodja, Dmitry Kravets, vodja oddelka, Magomed Gadzhiev, vodilni strokovnjak službe za električni režim JSC FGC UES

Energetski sistem je enotno omrežje, sestavljeno iz virov električne energije - elektrarn, električnih omrežij, pa tudi transformatorskih postaj, ki pretvarjajo in distribuirajo proizvedeno električno energijo. Za upravljanje vseh procesov proizvodnje, prenosa in distribucije električne energije obstaja sistem operativnega dispečerskega nadzora.

Vključuje lahko več podjetij različnih oblik lastništva. Vsako od elektroenergetskih podjetij ima ločeno operativno dispečersko nadzorno službo.

Vse storitve posameznih podjetij se upravljajo centralni dispečerski sistem. Glede na velikost elektroenergetskega sistema lahko centralni dispečerski sistem razdelimo na ločene sisteme po regijah v državi.

Energetski sistemi sosednjih držav se lahko vklopijo za vzporedno sinhrono delovanje. Centralno dispečerski sistem (CDS) izvaja operativni dispečerski nadzor meddržavnih električnih omrežij, preko katerih se izvajajo pretoki električne energije med energetskimi sistemi sosednjih držav.

Naloge operativno dispečerskega nadzora elektroenergetskega sistema:

vzdrževanje ravnovesja med količino proizvedene in porabljene energije v energetskem sistemu;

zanesljivost oskrbe z električno energijo za oskrbovalna podjetja iz glavnih omrežij 220-750 kV;

sinhrono delovanje elektrarn znotraj elektroenergetskega sistema;

sinhroniziranost delovanja energetskega sistema države z energetskimi sistemi sosednjih držav, s katerimi obstaja povezava meddržavnih daljnovodov.

Iz navedenega izhaja, da sistem operativnega dispečerskega nadzora energetskega sistema zagotavlja ključne naloge v energetskem sistemu, katerih izvajanje je odvisno od energetske varnosti države.

Značilnosti organizacije procesa operativnega dispečerskega nadzora elektroenergetskega sistema

Organizacija procesa operativni dispečerski nadzor (ODU) v energetskem sektorju poteka tako, da zagotavlja porazdelitev različnih funkcij na več ravneh. Vsaka raven je podrejena zgornji.

Na primer, najbolj začetna raven - operativno in tehnično osebje, ki neposredno izvaja operacije z opremo na različnih točkah elektroenergetskega sistema, je podrejena višjemu operativnemu osebju - dežurnemu dispečerju enote podjetja za oskrbo z električno energijo, ki ji je električna energija namestitev je dodeljena. Dežurni dispečer enote pa poroča dispečerski službi podjetja itd. do centralnega dispečerskega sistema države.

Proces upravljanja elektroenergetskega sistema je organiziran tako, da zagotavlja stalno spremljanje in nadzor vseh komponent integriranega elektroenergetskega sistema.

Za zagotovitev normalnih pogojev delovanja tako posameznih odsekov elektroenergetskega sistema kot celotnega elektroenergetskega sistema se za vsak objekt razvijejo posebni načini (sheme), ki jih je treba zagotoviti glede na način delovanja posameznega odseka električnega omrežja. (normalni, popravilo, načini v sili).

Za zagotavljanje izpolnjevanja glavnih nalog ODE v elektroenergetskem sistemu poleg operativnega upravljanja obstaja nekaj, kot je operativno upravljanje. Vse operacije z opremo v določenem delu elektroenergetskega sistema se izvajajo na ukaz višjega operativnega osebja - to je proces operativnega upravljanja.

Izvajanje operacij z opremo do neke mere vpliva na delovanje drugih objektov elektroenergetskega sistema (spremembe porabljene ali proizvedene moči, zmanjšana zanesljivost napajanja, spremembe vrednosti napetosti). Zato je treba takšne operacije dogovoriti vnaprej, torej jih je treba izvajati z dovoljenjem dispečerja, ki zagotavlja operativno vzdrževanje teh objektov.

To pomeni, da je dispečer zadolžen za vso opremo, odseke električnega omrežja, katerih način delovanja se lahko spremeni zaradi operacij na opremi sosednjih objektov.

Na primer, vod povezuje dve podpostaje A in B, medtem ko podpostaja B prejema napajanje od A. Provod od podpostaje A odklopi obratovalno osebje na ukaz dispečerja te RTP. Toda odklop te proge je treba izvesti le v dogovoru z dispečerjem postaje B, saj je ta proga pod njegovim operativnim nadzorom.

tako, s pomočjo dveh glavnih kategorij - operativnega upravljanja in operativnega vzdrževanja, se izvaja organizacija operativnega dispečerskega nadzora elektroenergetskega sistema in njegovih posameznih odsekov.

Za organizacijo procesa ODU se za vsako posamezno enoto razvijajo in med seboj usklajujejo navodila, navodila in različna dokumentacija glede na raven, ki ji pripada ta ali ona operativna služba. Vsaka raven sistema ODU ima svoj individualni seznam zahtevane dokumentacije.

Programska oprema TSF zunaj jedra je sestavljena iz zaupanja vrednih aplikacij, ki se uporabljajo za izvajanje varnostnih funkcij. Upoštevajte, da knjižnice v skupni rabi, vključno z moduli PAM v nekaterih primerih, uporabljajo zaupanja vredne aplikacije. Vendar ni primera, ko bi se knjižnica v skupni rabi sama obravnavala kot zaupanja vreden objekt. Zaupanja vredne ukaze lahko združite na naslednji način.

• Inicializacija sistema
• Identifikacija in avtentikacija
• Omrežne aplikacije
• serijska obdelava
• Upravljanje sistema
• Revizija na ravni uporabnika
• Kriptografska podpora
• Podpora za virtualne stroje

Izvedbene komponente jedra lahko razdelimo na tri dele: glavno jedro, niti jedra in module jedra, odvisno od tega, kako se bodo izvajali.

• Jedro jedro vključuje kodo, ki se izvaja za zagotavljanje storitve, kot je servisiranje uporabniškega sistemskega klica ali servisiranje izjemnega dogodka ali prekinitve. Večina prevedene kode jedra spada v to kategorijo.
• Niti jedra. Za izvajanje določenih rutinskih nalog, kot je izpiranje predpomnilnika diska ali sprostitev pomnilnika z zamenjavo neuporabljenih okvirjev strani, jedro ustvari notranje procese ali niti. Niti so načrtovane tako kot običajni procesi, vendar nimajo konteksta v neprivilegiranem načinu. Niti jedra opravljajo določene funkcije jezika jedra C. Niti jedra se nahajajo v prostoru jedra in se izvajajo samo v privilegiranem načinu.
• Modul jedra in modul jedra gonilnika naprav sta dela kode, ki jih je mogoče po potrebi nalagati in razlagati v in iz jedra. Razširjajo funkcionalnost jedra brez ponovnega zagona sistema. Ko je naložena, lahko predmetna koda modula jedra dostopa do druge kode in podatkov jedra na enak način kot statično povezana objektna koda jedra.

Gonilnik naprave je posebna vrsta modula jedra, ki omogoča jedru dostop do strojne opreme, povezane s sistemom. Te naprave so lahko trdi diski, monitorji ali omrežni vmesniki. Gonilnik komunicira s preostalim jedrom prek posebnega vmesnika, ki omogoča, da jedro obravnava vse naprave na splošen način, ne glede na njihove osnovne implementacije.

Jedro je sestavljeno iz logičnih podsistemov, ki zagotavljajo različne funkcionalnosti. Čeprav je jedro edini izvedljiv program, je mogoče različne storitve, ki jih ponuja, ločiti in združiti v različne logične komponente. Te komponente medsebojno delujejo in zagotavljajo specifično funkcionalnost. Jedro je sestavljeno iz naslednjih logičnih podsistemov:

• Datotečni podsistem in V/I podsistem: Ta podsistem izvaja funkcije, povezane z objekti datotečnega sistema. Izvedene funkcije vključujejo tiste, ki omogočajo procesu ustvarjanje, vzdrževanje, interakcijo z in brisanje objektov datotečnega sistema. Ti predmeti vključujejo običajne datoteke, imenike, simbolne povezave, trde povezave, datoteke, specifične za napravo, imenovane cevi in ​​vtičnice.
• Procesni podsistem: Ta podsistem izvaja funkcije, povezane z nadzorom procesa in nadzorom niti. Izvedene funkcije omogočajo ustvarjanje, razporejanje, izvajanje in brisanje procesov in subjektov niti.
• Pomnilniški podsistem: Ta podsistem izvaja funkcije, povezane z upravljanjem sistemskih pomnilniških virov. Izvedene funkcije vključujejo tiste, ki ustvarjajo in upravljajo navidezni pomnilnik, vključno z upravljanjem algoritmov paginacije in tabel strani.
• Omrežni podsistem: Ta podsistem izvaja vtičnice UNIX in internetne domene ter algoritme, ki se uporabljajo za načrtovanje omrežnih paketov.
• Podsistem IPC: Ta podsistem izvaja funkcije, povezane z mehanizmi IPC. Izvedene funkcije vključujejo tiste, ki olajšajo nadzorovano izmenjavo informacij med procesi, tako da jim omogočajo izmenjavo podatkov in sinhronizacijo njihovega izvajanja pri interakciji s skupnim virom.
• Podsistem modulov jedra: Ta podsistem izvaja infrastrukturo za podporo naložljivih modulov. Izvedene funkcije vključujejo nalaganje, inicializacijo in razlaganje modulov jedra.
• Varnostne razširitve za Linux: Varnostne razširitve Linuxa izvajajo različne vidike varnosti, ki so zagotovljene v celotnem jedru, vključno z okvirjem varnostnega modula Linux (LSM). Okvir LSM služi kot osnova za module, ki vam omogočajo izvajanje različnih varnostnih politik, vključno s SELinuxom. SELinux je pomemben logični podsistem. Ta podsistem izvaja obvezne funkcije nadzora dostopa za dosego dostopa med vsemi subjekti in objekti.
• Podsistem gonilnika naprav: Ta podsistem izvaja podporo za različne naprave strojne in programske opreme prek skupnega, od naprave neodvisnega vmesnika.
• Revizijski podsistem: Ta podsistem izvaja funkcije, povezane z beleženjem varnostno kritičnih dogodkov v sistemu. Izvedene funkcije vključujejo tiste, ki zajamejo vsak sistemski klic za beleženje varnostno kritičnih dogodkov in tiste, ki izvajajo zbiranje in beleženje kontrolnih podatkov.
• Podsistem KVM: Ta podsistem izvaja vzdrževanje življenjskega cikla navideznega stroja. Izvaja dokončanje stavka, ki se uporablja za stavke, ki zahtevajo le manjša preverjanja. Za katero koli drugo dokončanje navodil KVM prikliče komponento uporabniškega prostora QEMU.
• Crypto API: Ta podsistem zagotavlja notranjo kriptografsko knjižnico jedra za vse komponente jedra. Za klicatelje zagotavlja kriptografske primitive.

Jedro je glavni del operacijskega sistema. Neposredno sodeluje s strojno opremo, izvaja souporabo virov, zagotavlja skupne storitve za aplikacije in preprečuje aplikacijam neposreden dostop do funkcij, ki so odvisne od strojne opreme. Storitve, ki jih ponuja jedro, vključujejo:

1. Upravljanje izvajanja procesov, vključno z operacijami njihovega ustvarjanja, ukinitve ali začasne zaustavitve, ter medprocesna izmenjava podatkov. Vključujejo:

• Enakovredno razporejanje procesov, ki se izvajajo v CPE.
• Ločevanje procesov v CPU z uporabo načina delitve časa.
• Izvajanje procesa v CPU.
• Zaustavite jedro po poteku njegovega časovnega kvanta.
• Dodelitev časa jedra za izvedbo drugega procesa.
• Prerazporeditev časa jedra za izvedbo začasno ustavljenega procesa.
• Upravljajte metapodatke, povezane z varnostjo procesa, kot so UID-ji, GID-ji, oznake SELinux, ID-ji funkcij.

2. Dodelitev RAM-a za izvedljiv proces. Ta operacija vključuje:

• Dovoljenje, ki ga jedro podeli procesom za skupno rabo dela svojega naslovnega prostora pod določenimi pogoji; vendar pri tem jedro ščiti lastni naslovni prostor procesa pred zunanjimi motnjami.
• Če v sistemu primanjkuje prostega pomnilnika, jedro sprosti pomnilnik tako, da proces začasno zapiše v drugostopenjski pomnilnik ali izmenjalno particijo.
• Dosledna interakcija s strojno opremo naprave za vzpostavitev preslikave virtualnih naslovov v fizične naslove, ki vzpostavi preslikavo med naslovi, ki jih ustvari prevajalnik, in fizičnimi naslovi.

3. Vzdrževanje življenjskega cikla virtualnih strojev, ki vključuje:

• Nastavite omejitve virov, ki jih konfigurira aplikacija za emulacijo za ta navidezni stroj.
• Zagon programske kode navideznega stroja za izvedbo.
• Obravnava zaustavitve navideznih strojev bodisi s prekinitvijo ukaza ali zakasnitvijo zaključka ukaza za posnemanje uporabniškega prostora.

4. Vzdrževanje datotečnega sistema. Vključuje:

• Dodelitev sekundarnega pomnilnika za učinkovito shranjevanje in pridobivanje uporabniških podatkov.
• Dodelitev zunanjega pomnilnika za uporabniške datoteke.
• Izkoristite neporabljen prostor za shranjevanje.
• Organizacija strukture datotečnega sistema (z uporabo jasnih načel strukturiranja).
• Zaščita uporabniških datotek pred nepooblaščenim dostopom.
• Organizacija nadzorovanega dostopa procesov do perifernih naprav, kot so terminali, tračni pogoni, diskovni pogoni in omrežne naprave.
• Organizacija medsebojnega dostopa do podatkov za subjekte in objekte, ki zagotavlja nadzorovan dostop na podlagi DAC politike in katere koli druge politike, ki jo izvaja naloženi LSM.

Jedro Linuxa je vrsta jedra OS, ki izvaja preventivno razporejanje. V jedrih, ki te zmožnosti nimajo, se izvajanje kode jedra nadaljuje do zaključka, t.j. načrtovalnik ne more prerazporediti opravila, medtem ko je ta v jedru. Poleg tega je koda jedra načrtovana tako, da se izvaja kooperativno, brez vnaprejšnjega razporejanja, in izvajanje te kode se nadaljuje, dokler se ne zaključi in se vrne v uporabniški prostor ali dokler se izrecno ne blokira. V preventivnih jedrih je možno opravilo razložiti kadar koli, dokler je jedro v stanju, v katerem ga je varno prestaviti.

Dispečerski tehnološki nadzor je treba organizirati po hierarhični strukturi, ki predvideva porazdelitev funkcij tehnološkega nadzora med ravnmi in strogo podrejenost nižjih ravni nadzora višjim.
Vsi nadzorni organi tehnološkega nadzora, ne glede na obliko lastništva zadevnega tržnega subjekta, ki je del energetskega sistema (IPS, UES), morajo upoštevati ukaze (navodila) nadrejenega tehnološkega dispečerja.
Obstajata dve kategoriji operativne podrejenosti:
operativno upravljanje in operativno upravljanje.
Operativni nadzor zadevnega dispečerja mora vključevati elektroenergetsko opremo in krmilnike, za delovanje s katerimi je potrebna usklajenost delovanja podrejenega dispečerskega osebja in usklajeno izvajanje operacij na več objektih različne operativne podrejenosti.
Operativni nadzor dispečerja mora biti moč
opremo in krmilje, katerih stanje in način
vplivajo na način delovanja ustreznega elektroenergetskega sistema (IPS, UES). Operacije s takšno opremo in kontrolami
je treba izvesti z dovoljenjem ustreznega dispečerja.
Sedanja pravila in predpisi to določajo
da so vsi elementi EPS (oprema, aparati, naprave za avtomatizacijo in komande) pod operativnim nadzorom in vodenjem dispečerjev in višjega dežurnega osebja na različnih ravneh vodenja.
Izraz operativni nadzor označuje vrsto operativne podrejenosti, ko se operacije z eno ali drugo opremo EPS izvajajo le po naročilu ustreznega dispečerja (višjega dežurnega osebja), ki to opremo upravlja. Operativni nadzor dispečerja je oprema, za delovanje s katero je potrebno usklajevanje delovanja podrejenega operativnega osebja.
Izraz operativno upravljanje se nanaša na vrsto operativnega
podrejenosti, če deluje s to ali drugo opremo EPS
se izvajajo z vednostjo (z dovoljenjem) ustreznega dispečerja, v čigar jurisdikciji se ta oprema nahaja.
Predvideno je obratovalno vzdrževanje dveh nivojev. Operativni nadzor 1. stopnje je oprema, s katero se operacije izvajajo po dogovoru ali z obvestilom višjega dispečerja ali dispečerja iste stopnje.
Stopnja II operativnega nadzora vključuje opremo, na katere stanje ali operacije vplivajo
način delovanja določenega dela električnega omrežja. Operacije z
ta oprema se izvaja v dogovoru z višjimi
upravljavec in obvesti zadevne upravljavce.
Vsak element EPS je lahko pod operativnim nadzorom dispečerja ne le ene stopnje, temveč tudi pod nadzorom večih
dispečerji ene ali različnih stopenj nadzora. Razdelitev opreme, avtomatizacije in nadzora med ravnmi teritorialne hierarhije po vrstah upravljanja ne označuje le porazdelitve funkcij upravljanja med ravnmi teritorialne hierarhije na začasni ravni operativnega upravljanja, temveč v veliki meri določa porazdelitev funkcij na drugih začasnih ravneh.
Poleg tega je pri operativnem upravljanju in v nekaterih primerih pri načrtovanju režimov predvideno, da je eden od pododdelkov pri določenem obsegu vprašanj podrejen drugemu, ki se nahaja na isti ravni upravljanja. Da, dispečer
enemu od elektroenergetskih sistemov se lahko zaupa operativno vodenje daljnovoda, ki povezuje ta elektroenergetski sistem s sosednjim. Tako je raztovarjanje dispečerja ODU organizirano tako, da se na dispečerje energetskega sistema prenese nekatere funkcije, ki jih je mogoče opravljati na tej ravni.
Vsa oprema EPS, ki zagotavlja proizvodnjo in distribucijo električne energije, je pod operativnim nadzorom dežurnega dispečerja elektroenergetskega sistema ali njemu neposredno podrejenega operativnega osebja (nadzorniki izmene elektrarn; dispečerji električnih in toplotnih omrežij, dežurno osebje v RTP ( PS) itd.). Seznami delujoče opreme
upravljanje in vzdrževanje, odobrijo glavni dispečerji CDU
UES Rusije, ODU UES in CDS energetskih sistemov.


Operativni nadzor dispečerja elektroenergetskega sistema je glavna oprema, katere delovanje zahteva
usklajevanje ukrepov dežurnega osebja elektroenergetskih podjetij (energetskih objektov) ali usklajene spremembe relejne zaščite in avtomatizacije
več predmetov.
Operativno vodenje energetskih objektov, ki imajo v združenju ali v UES posebno pomembno vlogo, se izjemoma lahko poveri ne dispečerju elektroenergetskega sistema, temveč dispečerju ODU ali CDU UES.
V operativni pristojnosti dežurnega dispečerja ODU so
skupna delovna moč in rezerva moči elektroenergetskih sistemov, elektrarn in močnih enot, medsistemskih komunikacij in objektov glavnih omrežij, ki vplivajo na način IPS. V operativnem
nadzor dispečerja ODU se prenese na opremo, operacije s
ki zahtevajo usklajenost delovanja dežurnih dispečerjev
elektroenergetskih sistemov.
Dežurni dispečer CDU UES, najvišji operativni vodja UES, skrbi za celotno obratovalno zmogljivost in rezervo moči UES, električne povezave med društvi ter najpomembnejše povezave znotraj UES in objekte. , katerega način odločilno vpliva na način UES.
V operativnem upravljanju dispečerja CDU UES so glavne povezave med IPS in nekaterimi sistemsko pomembnimi objekti.
Načelo operativne podrejenosti ne velja samo za glavno opremo in aparate, temveč tudi za relejno zaščito ustreznih objektov, linearno in zasilno avtomatizacijo, sredstva in sisteme za avtomatsko krmiljenje normalnega načina, pa tudi za odpremna in tehnološka krmilna orodja. uporablja operativno osebje.
Dežurni dispečerji AO-energov, ODU in CDU UES so najvišji operativni vodje energetskega sistema, združenja oziroma UES kot celote. Opreme, ki je pod operativnim nadzorom ali nadzorom dispečerja ustrezne povezave, ni mogoče izločiti iz obratovanja ali v rezervo ter dati v obratovanje brez dovoljenja ali navodil dispečerja. Odredbe upravnega vodstva elektroenergetskih objektov in elektroenergetskih sistemov o zadevah, ki so v pristojnosti dispečerjev, lahko izvaja operativno osebje le z dovoljenjem operativnega
višji častnik v službi.
Najvišja raven (CDU UES) zagotavlja 24-urno operativno upravljanje vzporednega delovanja UES in neprekinjeno regulacijo načina UES. Srednja povezava (MDL) vodi kombinirani način in upravlja vzporedno delovanje elektroenergetskih sistemov. Dispečerska služba elektroenergetskega sistema upravlja z načinom delovanja elektroenergetskega sistema in zagotavlja usklajeno delovanje vseh njegovih energetskih objektov.
V času delovanja EPS v sklopu IPS se v celoti ohranja odgovornost energetskih sistemov za izrabo moči elektrarn, zagotavljanje največje razpoložljive moči in širitev obsega regulacije. Hkrati so razpoložljive moči in nastavitvene zmogljivosti določene s pogoji za pokrivanje obremenitev IPS ob upoštevanju prepustnosti medsistemskih komunikacij.
Glavno odgovornost za vzdrževanje normalne frekvence nosi najvišji operativni vodja UES - dispečer daljinskega upravljalnika UES. Dispečerji ODS in EES skrbijo za vzdrževanje urnikov pretokov moči med UES in EES, ki jih določita CDU UES in ODS, izvajanje navodil za spreminjanje pretokov za vzdrževanje
normalna frekvenca pri spreminjanju ravnovesja moči. Odgovornost za vzdrževanje frekvence si delijo tudi dispečerji ODE in elektroenergetskih sistemov v smislu zagotavljanja dane rotacijske rezerve moči, pri avtomatskem krmiljenju frekvence in aktivne moči pa v smislu uporabe avtomatskih sistemov in naprav, vključenih v avtomatsko regulacijo in vzdrževanje zahtevanega regulacijskega območja v elektrarnah.
Nadzor načina delovanja glavnih električnih omrežij z napetostjo se izvaja z usklajenimi dejanji osebja ustreznih stopenj dispečerskega nadzora. Dispečerji
CDU UES in ODU vzdržujeta napetostne nivoje na ustreznih točkah glavnega električnega omrežja, določene z navodili.
V primeru začasnega pomanjkanja električne energije v UES, omejitve trajanja obremenitve ali porabe energije
ustanovil CDU UES in se dogovoril z vodstvom RAO "UES Rusije"; ukazov za uvedbo omejitev CDU dispečer
Daje ODE krmilnikom, slednje pa krmilnikom elektroenergetskega sistema.
Najvišja stopnja operativnega vodenja (CDU UES) razvija in potrjuje temeljna navodila za vzdrževanje režima in operativnega vodenja, ki so obvezna za operativno osebje ODU in objekte, ki so neposredno podrejeni CDU. Teritorialni ODU za svoja združenja razvijajo navodila, ki so v skladu s splošnimi določili navodil
CDU in zaposleni pa služijo kot osnova za razvoj krajevnih navodil CDS, ki upoštevajo posebnosti strukture in načina elektroenergetskih sistemov.