Beskrivning:

Förbättring av effektiviteten
distributionsnätverkshantering

V. E. Vorotnitsky, doktor of tech. Sci., professor, vice verkställande direktör för forskning, JSC VNIIE

Huvuduppgifterna för att hantera elnät under marknadsförhållanden

Säkerställa den tekniska infrastrukturens funktion hos elnätet på villkoren av lika möjligheter för dess användning av alla deltagare på elmarknaden;

Säkerställa stabil och säker drift av elnätsutrustning, tillförlitlig strömförsörjning till konsumenter och kvaliteten på el som uppfyller de krav som fastställts av lagstiftande lagar och vidta åtgärder för att säkerställa fullgörandet av skyldigheterna för elkraftsindustrins enheter enligt avtal som ingåtts om elen marknadsföra;

Säkerställande av avtalsvillkor för leverans av el till deltagare på elmarknaden;

Säkerställa icke-diskriminerande tillträde för ämnen på elmarknaden till elnätet, under förutsättning att de följer marknadsreglerna, tekniska regler och förfaranden, om sådan anslutning är tekniskt möjlig;

Minimering av nätverkets tekniska begränsningar inom ekonomiskt motiverade gränser;

Minska kostnaderna för överföring och distribution av el genom införande av avancerad teknik för underhåll och reparation av elnätsutrustning, ny utrustning och energibesparande åtgärder.

Syftet med artikeln är att överväga:

Huvuduppgifterna för att hantera elektriska nätverk under marknadsförhållanden;

Allmänna egenskaper hos distributionsnät 0,38–110 kV i Ryssland;

Tekniskt tillstånd för distributionsnätverk, anläggningar och system för deras förvaltning;

Trender och utvecklingsmöjligheter:

a) Digital informationsteknik.

b) grundläggande informationsteknik.

c) Geoinformationsteknik.

d) Automatiserade system för operativ och teknisk förvaltning av företags distributionsnät och deras huvudsakliga delsystem.

e) medel för att dela upp distributionsnät.

Problem med att skapa ett regelverk för automatisering av distributionsnätverk.

Allmänna egenskaper hos distributionselektriska nätverk i Ryssland

Elektriska nät på landsbygden

Den totala längden av elektriska nätverk med en spänning på 0,4–110 kV på landsbygden i Ryssland är cirka 2,3 miljoner km, inklusive ledningar med spänningar på:

0,4 kV - 880 tusen km

6–10 kV - 1 150 tusen km

35 kV - 160 tusen km

110 kV - 110 tusen km

513 000 transformatorstationer 6–35/0,4 kV med en total kapacitet på cirka 90 miljoner kVA har installerats i näten.

Stadens elnät

Den totala längden av stadsnät med en spänning på 0,4–10 kV är 0,9 miljoner km, inklusive:

kabellinjer 0,4 kV - 55 tusen km

luftledningar 0,4 kV - 385 tusen km

kabellinjer 10 kV - 160 tusen km

luftledningar 10 kV - 90 tusen km

utomhusbelysning luftledningar - 190 tusen km

utomhusbelysning luftledningar - 20 tusen km

Cirka 290 tusen transformatorstationer på 6–10 kV med en kapacitet på 100–630 kVA är installerade i näten.

Tekniskt tillstånd för distribution av elektriska nät, medel och system för deras kontroll

Elektrisk nätverksutrustning

Cirka 30-35 % av luftledningar och transformatorstationer har arbetat ut sin normala period. År 2010 kommer denna siffra att nå 40%, om takten för återuppbyggnad och teknisk återutrustning av elektriska nätverk förblir densamma.

Som ett resultat förvärras problem med strömförsörjningens tillförlitlighet.

Den genomsnittliga varaktigheten av konsumentavbrott är 70–100 timmar per år. I industriländer definieras det statistiskt som ett "bra" tillstånd av strömförsörjning när den totala varaktigheten av avbrott för ett mellanspänningsnät under året ligger i intervallet 15–60 minuter per år. I lågspänningsnät är dessa siffror något högre.

Det genomsnittliga antalet skador som orsakar frånkoppling av högspänningsledningar med spänning upp till 35 kV är 170–350 per 100 km av ledningen per år, varav 72 % är instabila och övergår i enfas.

Reläskydd och automatisering

Av de för närvarande i drift i Rysslands distributionsnätverk, cirka 1 200 tusen enheter för reläskydd och automatisering (RPA) av olika typer, är huvudandelen elektromekaniska enheter, mikroelektroniska eller enheter med partiell användning av mikroelektronik.

Med standardlivslängden för reläskyddsanordningar lika med 12 år, har cirka 50 % av alla reläskyddssatser utarbetat sin standardlivslängd.

Eftersläpningen av nivån på tillverkad inhemsk RPA-utrustning i jämförelse med RPA-utrustning från ledande utländska tillverkare är 15–20 år.

Liksom tidigare uppstår över 40 % av fallen av felaktig användning av RPA-enheter på grund av det otillfredsställande tillståndet hos enheterna och fel hos RPA-servicepersonalen under deras underhåll.

Det bör noteras att inte allt är säkert med reläskyddets tillförlitlighet, inte bara i Ryssland utan också i vissa industriländer.

I synnerhet vid mötet för den internationella konferensen om distributionsnätverk (CIRED) 2001, noterades det att i de norska elnäten är den årliga skadan från felaktiga åtgärder av skydds- och kontrollsystem cirka 4 miljoner US-dollar. Samtidigt faller 50 % av falska skyddslarm på andelen skydds- och kontrollanordningar. Av dessa, mer än 50% - med fel under verifiering och testning av utrustning och endast 40% på grund av dess skada.

I andra skandinaviska länder är skadefrekvensen för reläskyddsanordningar 2–6 gånger lägre.

Det största hindret för den breda automatiseringen av kraftnätsanläggningar är otillgängligheten av primär elektrisk utrustning för detta.

System för insamling och överföring av information, information och datorsystem

Mer än 95 % av telemekaniska enheter och sensorset har varit i drift i mer än 10–20 år. Medel och kommunikationssystem är huvudsakligen analoga, moraliskt och fysiskt föråldrade, uppfyller inte de nödvändiga kraven på noggrannhet, tillförlitlighet, tillförlitlighet och snabbhet.

I de allra flesta kontrollrum i distriktets elnät (RES) och elnätsföretag (PES) är den tekniska grunden för automatiserade styrsystem persondatorer som inte uppfyller kraven för kontinuerlig teknisk övervakning och kontroll. Livslängden för persondatorer som arbetar i kontinuerligt läge överstiger inte 5 år, och deras inkuransperiod är ännu kortare. För ett automatiserat övervakningskontrollsystem (ASCS) av elektriska nätverk är det nödvändigt att använda speciella datorer som tillförlitligt fungerar i ett kontinuerligt läge, komplett med processkontrollverktyg.

Kräver omfattande licensiering av systemprogramvara Microsoft, ORACLE, etc. som används i elektriska nätverk.

Applikations (teknologisk) mjukvara (SCADA-DMS) i många elnät är också tydligt föråldrad, uppfyller inte moderna krav både vad gäller funktioner och när det gäller mängden bearbetad information.

I synnerhet tillhandahåller de befintliga automatiserade kontrollsystemen för PES och RES främst informationstjänster till personal och löser praktiskt taget inte problemen med operativ ledning av kraftsystem, optimering av drift- och reparationsunderhåll av elektriska nätverk.

Spänningsregleringssystem

On-load spänningsreglering i distributionsnätverk kraftcentraler och off-excitation switching (med transformator frånkoppling) i 6-10 kV transformatorstationer används knappt eller används sporadiskt eftersom konsumenter klagar på låga spänningsnivåer under rusningstid.

Resultatet är att vid separata elektriskt avlägsna punkter på 0,38 kV elnät på landsbygden är spänningsnivåerna 150–160 V istället för 220 V.

I en sådan situation kan elmarknaden ålägga distributionsnätsföretag mycket allvarliga sanktioner för tillförlitligheten och kvaliteten på elförsörjningen till konsumenterna. Om du inte förbereder dig för detta i förväg kommer nätföretag inom en mycket nära framtid att drabbas av allvarliga materiella förluster, vilket kommer att förvärra situationen ytterligare.

Elmätsystem

De allra flesta elcentraler för distributionsnätverk (cirka 80 %) och cirka 90 % av privatkunder har moraliskt och fysiskt föråldrade, ofta med utgångna kalibrerings- och servicedatum, induktion eller elektroniska mätare av de första generationerna, vilket ger möjlighet till endast manuella avläsningar .

Resultatet är en ökning av kommersiella förluster av el i elnät. Med totala elförluster i ryska elnät på cirka 107 miljarder kWh per år, står distributionsnät på 110 kV och lägre för 85 miljarder kWh, varav kommersiella förluster, enligt minimala uppskattningar, uppgår till 30 miljarder kWh per år.

Om i slutet av 80-talet av 1900-talet de relativa förlusterna av el i elnäten i kraftsystem inte översteg 13–15% av elförsörjningen till nätet, så har de för närvarande nått nivån 20–25 % för enskilda kraftsystem och 30–40 för enskilda TPP, %, och för vissa överstiger RES redan 50 %.

I utvecklade europeiska länder är de relativa förlusterna av el i elektriska nätverk på nivån 4-10%: i USA - cirka 9%, Japan - 5%.

I enlighet med dekretet från Ryska federationens regering om reglering av tariffer för elenergi, reglerna för grossistmarknaden och utkastet till regler för detaljhandelsmarknaden för övergångsperioden, standardförluster av el i elektriska nät (och detta är högst 10-12 % av tillförseln till nätet) kan inkluderas i kostnaden för överföringstjänster el och kommer att betalas av marknadsaktörer, och överskjutande elförluster måste köpas av nätföretag för att kompensera dem.

För vissa företag med förluster på 20-25% betyder det att mer än hälften av de rapporterade förlusterna kommer att vara direkta ekonomiska förluster på hundratals miljoner rubel per år.

Allt detta kräver kvalitativt nya tillvägagångssätt för elmätning både i elnät och av konsumenter, först och främst till automatisering av redovisning, till automatisering av beräkningar och analys av elbalanser, selektiv frånkoppling av icke-betalande konsumenter, etc.

Regelverk för att optimera utvecklingen av elektriska distributionsnät och deras styrsystem

Regelverket har knappast uppdaterats sedan mitten av 1980-talet och början av 1990-talet. Idag kräver cirka 600 sektoriella regleringsdokument revidering.

Många grundläggande dokument, främst reglerna för installation av elektriska installationer, reglerna för teknisk drift är inte överens om av Ryska federationens justitieministerium och har i huvudsak upphört att vara obligatoriska för användning.

Hittills har de nya reglerna för användning av el inte kommit överens med samma justitieministerium i Ryska federationen. Den ryska federationens strafflag innehåller inte begreppet "stöld av elektricitet", vilket orsakar stor materiell skada på elkraftsindustrin. Volymen elstölder växer och kommer objektivt sett att växa med höjda eltariffer. För att stoppa detta behöver vi inte bara kraftingenjörernas ansträngningar utan också juridisk hjälp från staten. Tyvärr är denna hjälp inte alltid tillräcklig. I synnerhet med ikraftträdandet av Ryska federationens lag "Om teknisk reglering" sänks statusen för GOSTs kraftigt, vilket för ett land som Ryssland kan skapa och redan skapar betydande problem. Den viktigaste är avsaknaden av en enhetlig teknisk policy för utveckling och förvaltning av distributionsnätverk.

Finansieringen av denna utveckling och dess vetenskapliga stöd är uppenbart otillräcklig och genomförs enligt restprincipen. Mer än ett decennium av kris i den ryska elkraftsindustrin har förvärrat situationen avsevärt. De reformer av kraftbranschens ledning som har påbörjats de senaste åren har hittills påverkat stamnäten på 220 kV och däröver, där det också finns många problem, men inte lika mycket som de har ackumulerats i distributionsnäten.

Förhoppningar om inhemska och västerländska investerares aktivitet och införandet av västerländsk teknologi i hanteringen av inhemska distributionsnät är sannolikt dömda på grund av det faktum att rysk lagstiftning, mentalitet, klimatförhållanden, funktioner för att bygga nätverk (stor förgrening och längd, andra nätverksutrustning, låg kvalitet på el, höga störningsnivåer etc.), styrsystem och mjukvara skiljer sig väsentligt från utländska. Det är mer korrekt att fokusera på sina egna styrkor, med hänsyn till den bästa inhemska och utländska erfarenheten. Det finns alla förutsättningar för detta, vilket framgår av de framväxande trenderna i världen och avancerade inhemska energisystem och nätverk.

I mitten av 1980-talet och början av 1990-talet utvecklade JSC VNIIE en hel uppsättning dokument om skapandet och utvecklingen av automatiserade styrsystem för PES och RES. Naturligtvis är dessa dokument nu mycket föråldrade och kräver revidering.

Trender och utvecklingsutsikter

Digital och informationsteknik

Globala trender i utvecklingen av styrsystem är oupplösligt kopplade till övergången till digital teknik, som ger möjlighet att skapa integrerade hierarkiska system. Samtidigt är de elektriska distributionsnäten i dessa system den nedre hierarkiska länken, oupplösligt kopplad till de övre ledningsnivåerna.

Grunden för övergången till digital teknik är den tekniska omutrustningen och moderniseringen av kommunikations- och telekommunikationssystemet med en kraftig ökning av volymen och hastigheten på informationsöverföringen. En stegvis övergång till digitala integrerade styrsystem kommer att bestämmas av genomförandet av det enhetliga digitala kommunikationssystemet inom energisektorn och kommer att ta minst 10-15 år.

Under de sista åren av 1900-talet lade världens ledande experter inom telekommunikationsområdet fram tesen: "1900-talet är energins århundrade och 2000-talet är informatikens århundrade." Samtidigt dök en ny term upp: "infokommunikation", som kombinerar "informatisering" och "telekommunikation". Jag tror att det vore mer korrekt att säga att 2000-talet kommer att bli århundradet för både energi och informationskommunikation baserat på modern information och digital teknik.

De viktigaste trenderna i utvecklingen av infokommunikationsnätverk är:

Öka tillförlitligheten och livslängden för telekommunikationsnätverk;

Utveckling av metoder för att prognostisera utvecklingen av telekommunikation i regionerna, beroende på förbrukning av el;

Skapande av ledningssystem för informations- och kommunikationsmiljö;

Samtidigt med utvecklingen av digitala nätverk, införandet av modern telekommunikationsteknik, främst fiberoptisk teknik;

Introduktion i ett antal länder av den så kallade PLC-tekniken för att använda 0,4–35 kV elektriska nätverk för att överföra all information från transformatorstationer, kraftföretag, industriföretag till övervakning och hantering av energiförbrukningen i vardagen, inklusive lösning av AMR-problem, information stöd till aktiviteter för elnätsabonnenter 0,4–35 kV;

Användning av kommunikationsanläggningar för skydd av kraftanläggningar, videoövervakning.

Grundläggande informationsteknologi

En av huvuddragen hos moderna automatiserade styrsystem är integrationen (aggregering) av många mjukvaruprodukter till ett enda informationsutrymme.

För närvarande utvecklas integrationsteknik baserad på internetteknik och öppna standarder mycket snabbt, vilket möjliggör:

Skapa en teknisk infrastruktur för applikationsdesign och systemutvecklingsmöjligheter under lång tid;

Ge möjligheten att integrera produkter från företag som Microsoft, ORACLE, IBM, etc.;

Säkerställa möjligheten till konsekvent integration av befintliga produkter utan betydande förändringar och omprogrammering;

Säkerställ skalbarhet och portabilitet för programvaran för att replikera den på företagets företag.

Geoinformationsteknik

Den snabba utvecklingen av datorteknik och telekommunikation, satellitnavigeringssystem, digital kartografi, framgången för mikroelektronik och andra tekniska framsteg, den ständiga förbättringen av standard och tillämpad programvara och informationsstöd skapar objektiva förutsättningar för en allt bredare tillämpning och utveckling av en kvalitativt ny kunskapsområde - geoinformatik. Det uppstod i skärningspunkten mellan geografi, geodesi, topologi, databehandling, datavetenskap, teknik, ekologi, ekonomi, affärer, andra discipliner och områden av mänsklig aktivitet. De viktigaste praktiska tillämpningarna av geoinformatik som vetenskap är geografiska informationssystem (GIS) och geoinformationsteknologier (GIS-teknologier) skapade på grundval av dessa.

Förkortningen GIS har funnits i mer än 20 år och syftade ursprungligen på en uppsättning datormetoder för att skapa och analysera digitala kartor och relaterad tematisk information för förvaltning av kommunala anläggningar.

Ökad uppmärksamhet ägnas åt användningen av GIS-teknik inom elkraftsindustrin och, först och främst, i de elektriska nätverken av JSC FGC UES, AO-energos och städer.

Redan de första erfarenheterna av att använda GIS som informations- och referenssystem i inhemska elnät har visat den ovillkorliga användbarheten och effektiviteten av sådan användning för:

Certifiering av nätverksutrustning med deras bindning till en digital karta över området och olika elektriska kretsar: normal, operativ, stödjande, beräknad, etc.;

Redovisning och analys av det tekniska tillståndet för elektrisk utrustning: ledningar, transformatorer etc.;

Redovisning och analys av betalningar för förbrukad el;

Positionering och visning på en digital karta platsen för operativa mobila team m.m.

Ännu större möjligheter öppnar sig för tillämpningen av GIS-teknologier för att lösa problem: optimal utvecklingsplanering och design; reparation och underhåll av elektriska nätverk, med hänsyn till terrängens egenskaper; operativ ledning av nätverk och avveckling av olyckor, med hänsyn till rumslig, tematisk och operativ information om tillståndet för nätverksanläggningar och deras driftsätt. För att göra detta behövs även idag information och funktionell koppling av GIS, tekniska mjukvarusystem för automatiserade styrsystem för elektriska nätverk, expertsystem och kunskapsbaser för att lösa ovanstående uppgifter. JSC "VNIIE" har utvecklat en systemrådgivare för analys av förfrågningar om reparationer av nätverksutrustning. Arbete pågår med att koppla förlustberäkningsprogram till GIS.

Under de senaste åren har det funnits en väldefinierad trend i utvecklingen av integrerade tekniska kommunikationssystem på en enda topografisk basis av en stad, distrikt, region, inklusive termiska, elektriska, gas, vatten, telefon och andra tekniska nätverk.

Strukturen för det automatiserade systemet för operativ leveranskontroll av distributionsnätföretag (AS DGC)

Syftet med att skapa RGC AS är att öka effektiviteten och tillförlitligheten av distributionen av elektrisk energi och kraft genom att säkerställa maximal effektivitet i RGC:s operativa och tekniska aktiviteter genom integrerad automatisering av processerna för insamling, bearbetning, överföring av information och fatta beslut baserat på modern informationsteknik.

RSC AS bör vara ett distribuerat hierarkiskt system, på varje nivå där den obligatoriska grundläggande uppsättningen av uppgifter löses, vilket säkerställer utförandet av huvudfunktionerna för operativ och teknisk ledning.

De viktigaste delsystemen i AS RSK:

Automatiserad operativ sändningskontroll av elektriska nätverk, som utför följande funktioner:

a) nuvarande ledning;

b) operativ ledning och planering.

c) kontroll och hantering av energiförbrukning;

d) planering och ledning av reparationer;

Automatisk teknisk kontroll:

a) reläskydd och automatisering;

b) spänning och reaktiv effekt;

Automatiserat system för kommersiell och teknisk redovisning av el (ASKUE);

System för kommunikation, insamling, överföring och visning av information.

På grund av restriktioner för volymen av artiklar kommer vi bara att fokusera på de viktigaste trenderna och utvecklingsmöjligheterna för de viktigaste delsystemen i RSC AS.

Reläskydd och automatisering

De viktigaste inriktningarna för utveckling av reläskydd och automation i distributionselektriska nätverk:

Byte av fysiskt utsliten utrustning som har arbetat ut sin livslängd;

Modernisering av reläskydds- och automationsenheter med fokus på användningen av en ny generation mikroprocessorenheter;

Integrering av mikroprocessorbaserat reläskydd och automationsutrustning i ett enda automatiserat processkontrollsystem för försörjningstransformatorstationer;

Utbyggnad av reläskydds- och automatiseringsfunktioner för uppgifterna för mätning och kontroll, med hänsyn tagen till kraven på tillförlitligheten av dess drift, inklusive användning av internationella standarder för kommunikationsgränssnitt.

Reglering av spänning och reaktiv effekt

Huvuduppgifterna för att förbättra effektiviteten av spänningsreglering:

Att förbättra tillförlitligheten och kvaliteten på driftunderhållet av spänningsreglering innebär först och främst spänningsreglering under belastning och automatisk spänningsreglering;

Övervakning och analys av belastningsdiagram för konsumenter och spänningar i noderna i elektriska nätverk, vilket ökar tillförlitligheten och volymen av mätningar av reaktiv effekt i distributionsnätverk;

Implementering och systematisk användning av programvara för att optimera lagarna för spänningsreglering i distributionsnät, det praktiska genomförandet av dessa lagar;

Organisation av fjärrstyrning och automatisk styrning av transformatorkranar från leveranscentraler;

Installation av ytterligare fjärrstyrda medel för spänningsreglering, till exempel boostertransformatorer på nätet av långa mellanspänningsdistributionsledningar, på vilka det är omöjligt att säkerställa tillåtna spänningsavvikelser vid nätverksnoderna med hjälp av centraliserad reglering.

Elmätningsautomation

Automatisering av elmätning är en strategisk riktning för att minska kommersiella elförluster i alla länder utan undantag, grunden och en förutsättning för att grossist- och detaljhandelns elmarknader ska fungera.

Modern ASKUE bör skapas på grundval av:

Standardisering av format och protokoll för dataöverföring;

Säkerställa diskretiteten i mätning, insamling och överföring av kommersiella mätdata som är nödvändiga för att den konkurrensutsatta elmarknaden för detaljhandeln ska fungera effektivt.

Säkerställa beräkningen av faktiska och tillåtna obalanser av el i elektriska nät, lokalisering av obalanser och vidta åtgärder för att minska dem;

Ömsesidig koppling med hjälp av automatiserade styrsystem, automatiserade processkontrollsystem och nödautomatisering.

För att samla in information finns det en stadig trend att ersätta induktionsmätare med elektroniska, inte bara på grund av högre noggrannhetsgränser, utan också på grund av lägre förbrukning i strömtransformatorn och spänningstransformatorkretsarna.

Av särskild betydelse för detaljhandelns elmarknad och för att minska elförlusterna i elnät är uteslutningen av självbetjäning (självregistrering av avläsningar) av elmätare av hushållskonsumenter. För detta ändamål utvecklas ASKUE för hushållskonsumenter över hela världen med dataöverföring från elmätare via ett 0,4 kV elnät eller via radiokanaler till datainsamlingscenter. I synnerhet används PLC-teknikerna som redan nämnts ovan i stor utsträckning.

Tillämpning av moderna sätt att sektionera distributionsnät och decentraliserad automation

I många länder, för att öka tillförlitligheten hos distributionsnätverk, minska tiden för att söka efter en felplats och antalet avbrott i strömförsörjningen, har de i många år använt "huvudprincipen" att bygga sådana nätverk, baserat på om att utrusta nätverk med automatiska sektioneringspunkter av kolumndesign - återförslutningar, som kombinerar funktionerna:

Fastställande av platsen för skadan;

Lokalisering av skada;

Strömåterställning.

Slutsatser

1. Nödvändiga prioriteringar:

Utveckling av ett koncept och ett långsiktigt program för utveckling, modernisering, teknisk omutrustning och återuppbyggnad av 0,38–110 kV distributionselektriska nätverk, medel och system för att hantera deras lägen, reparation och underhåll;

Övergången från den återstående till den prioriterade principen om tilldelning av finansiella och materiella resurser för det stegvisa praktiska genomförandet av detta koncept och program, med en förståelse för den avgörande betydelsen av avancerad utveckling av distributionsnätverk och deras ledningssystem för att effektivt fungera inte bara detaljhandeln utan även grossistmarknaderna för el;

Utveckling av en modern, marknadsorienterad affärs- och lednings-, reglerings- och metodisk bas för utveckling av eldistributionsnät och deras ledningssystem;

Utveckling av ekonomiskt motiverade krav för den inhemska industrin för produktion av modern utrustning för elektriska nätverk och deras styrsystem;

Organisation av ett system för certifiering och tillträde till drift av inhemsk och importerad utrustning för distributionsnät och deras ledningssystem;

Implementering och analys av resultaten av genomförandet av pilotprojekt för utveckling av ny lovande teknik och automatiserade styrsystem för distribution av elektriska nätverk.

2. Utveckling och implementering av effektiva automatiserade styrsystem för eldistributionsnät är en komplex uppgift som kräver betydande kapitalinvesteringar.

Varje distributionsföretag och AO-energo måste, innan man påbörjar moderniseringen och teknisk omutrustning av det befintliga ledningssystemet för elnätet eller skapar ett nytt, tydligt förstå uppsättningen av uppgifter som ska lösas, den förväntade effekten av införandet av automatiserad kontroll system.

Det är nödvändigt att utveckla moderna metoder för att beräkna den ekonomiska effektiviteten för ACS PES och RES (distributionsnätföretag), stadierna för deras skapande och utveckling.

3. Den huvudsakliga frågan som alltid uppstår när man utvecklar och implementerar ny teknik för att hantera elnät är var man ska få pengarna till allt detta?

Faktum är att det kan finnas flera finansieringskällor:

1) centraliserad finansiering av pilotprojekt och reglerande och metodologiska dokument;

2) eltariffer;

3) konsolidering av en viss del av de finansiella resurserna för framtida distributionsnätföretag och dagens AO-energos i ett officiellt etablerat partnerskap - den ryska företagsföreningen;

4) intresserade investerare.

I ryska förhållanden, som praxis med avancerade energisystem har visat, principen "Vem vill lösa ett problem, söker och hittar sätt att lösa det, vem vill inte, letar efter skäl till varför en lösning är omöjlig, eller väntar på andra att lösa det åt honom” borde fungera.

Som följer av artikeln finns det tillräckligt med möjligheter och sätt att förbättra effektiviteten i förvaltningen av distributionsnätverk i Ryssland. En förståelse för vikten och en aktiv vilja att implementera dessa möjligheter i praktiken är nödvändig.

Enligt den federala lagen "On the Electric Power Industry" är JSC FGC UES ansvarig för den tekniska förvaltningen av Unified National Electric Grid (UNEG). Samtidigt uppstod frågor om en tydlig funktionsavgränsning mellan JSC SO UES, som utför en enhetlig utsändningskontroll av elkraftanläggningar, och nätbolag. Detta ledde till behovet av att skapa en effektiv struktur för den operativa och tekniska förvaltningen av anläggningarna vid JSC FGC UES, vars uppgifter inkluderar bland annat:
säkerställa tillförlitlig funktion hos UNEG-anläggningar och uppfyllandet av de tekniska driftsätten för kraftöverföringsledningar, utrustning och anordningar i UNEG-anläggningar specificerade av JSC SO UES;
säkerställa korrekt kvalitet och säkerhet i arbetet under driften av UNEG-anläggningar;
skapande av ett enhetligt system för utbildning av operativ personal för att utföra OTU:s funktioner;
säkerställa den tekniska utrustningen och beredskapen hos operativ personal att utföra avsändarkommandon (beställningar) av SO och kommandon (bekräftelser) för operativ personal från FGC UES centrala kontrollcenter;
säkerställa en minskning av antalet tekniska överträdelser som är förknippade med felaktiga åtgärder från operativ personal;
i samarbete och i överenskommelse med SO UES JSC, deltagande i utvecklingen och genomförandet av UNEG:s utvecklingsprogram för att öka tillförlitligheten för elkraftöverföring, nätverksobservbarhet och kontrollerbarhet, och säkerställa kvaliteten på elkraft;
planering av aktiviteter för reparation, driftsättning, modernisering / återuppbyggnad och underhåll av kraftöverföringsledningar, elnätsutrustning och enheter för den kommande perioden;
utveckling i enlighet med kraven i JSC "SO UES", samordning och godkännande på det föreskrivna sättet av scheman för nödbegränsning av förbrukningssättet för elektrisk energi och genomförandet av faktiska åtgärder för att införa nödrestriktioner för sändningsteamet (order) av JSC "SO UPS";
fullgörande av SO UES JSC:s uppgifter om att ansluta FGC:s elnätsanläggningar och kraftmottagande installationer för elektriska energikonsumenter under inverkan av nödautomatik.

För att uppfylla de uppsatta uppgifterna utvecklade och godkände JSC FGC UES konceptet för operativ och teknisk förvaltning av UNEG-anläggningar. I enlighet med detta koncept skapas en organisationsstruktur i fyra nivåer (med ett kontrollsystem i tre nivåer): exekutivkontoret, chefen MES NCC, PMES NCC och transformatorstationens operativa personal.

Följande funktioner är fördelade mellan respektive nivåer i organisationsstrukturen:
IA FSK - information och analytisk;
chef NCC MES - informationsanalytisk och icke-operativ;
NCC PMES - icke-operativa och operativa;
transformatorstationspersonal - operationssalar.

Samtidigt inkluderar icke-operativa funktioner uppgifter som övervakning och övervakning av nätverkets tillstånd. Antagandet av nätverkets kontrollcenter av operativa funktioner relaterade till utfärdande av kommandon för produktion av växling kräver högt kvalificerad operativ personal, såväl som lämplig teknisk utrustning från NCC.

För att öka effektiviteten och tillförlitligheten för överföring och distribution av el och kraft genom att automatisera processerna för operativ och teknisk förvaltning baserad på modern informationsteknik, är JSC FGC UES nätkontrollcenter utrustade med mjukvaru- och hårdvarukomplex (STC) som tillåter automatisering av sådana processer som utrustning för övervakningslägen, produktion av växling i strikt enlighet med det godkända programmet och andra. Sålunda, på grund av automatiseringen av OTU, ökas tillförlitligheten av driften av elektriska nätverk avsevärt, olycksfrekvensen minskas på grund av eliminering av fel hos operativ personal och antalet nödvändiga operativa personal minimeras.

Det bör noteras att den tekniska policyn för JSC FGC UES för nybyggnad och återuppbyggnad ger:
säkerställa energisäkerhet och hållbar utveckling i Ryssland;
säkerställa de nödvändiga indikatorerna för tillförlitligheten hos de tjänster som tillhandahålls för överföring av el;
säkerställa att elmarknaden fungerar fritt;
förbättra effektiviteten i UNEG:s funktion och utveckling;
säkerställa produktionspersonalens säkerhet;
minska UNEG:s inverkan på miljön;
tillsammans med användningen av nya typer av utrustning och styrsystem, vilket säkerställer förberedelse av PS för drift utan permanent underhållspersonal.

För närvarande är scheman för primära elektriska anslutningar för befintliga transformatorstationer fokuserade på utrustning som kräver frekvent underhåll, därför tillhandahåller de överdrivna förhållanden mellan antalet omkopplingsenheter och anslutningar enligt moderna kriterier. Detta är anledningen till ett betydande antal allvarliga tekniska kränkningar på grund av operativ personals fel.

För närvarande har automatisering av tekniska processer slutförts vid 79 UNEG PS, och ytterligare 42 PS är under implementering. Därför är huvudschemat för organisation av driften främst inriktat på närvaron dygnet runt av underhållspersonal (operativ) på dem, kontrollerar anläggningens tillstånd och utför driftsväxling.

Det operativa underhållet av UNEG-transformatorstationen inkluderar:
övervakning av UNEG-tillståndet - kontroll av utrustningens tillstånd, analys av den operativa situationen vid UNEG-anläggningarna;
organisering av operativa åtgärder för att lokalisera tekniska kränkningar och återställa UNEG-regimer;
organisation av operativt underhåll av transformatorstationer, produktion av operativ koppling, regim och kretsstöd för säker produktion av reparations- och underhållsarbete i elektriska nätverk relaterade till UNEG;
operativ personals prestation av operativa funktioner för produktion av växel i UNEG.

Planering och organisation:
att utföra reparationsplanering i enlighet med scheman för planerade förebyggande reparationer med bestämning av arbetets omfattning baserat på bedömningen av det tekniska tillståndet, med hjälp av moderna metoder och diagnostiska verktyg, inkl. utan avvecklingsutrustning;
genomföra en omfattande undersökning och teknisk undersökning av utrustning som har nått sin standardlivslängd för att förlänga dess livslängd;
utveckling av förslag för modernisering, byte av utrustning, förbättring av designlösningar;
optimering av finansiering för drift, underhåll och reparationer genom att bestämma omfattningen av reparationer baserat på det faktiska tillståndet;
minskning av kostnader och förluster;
förbättring av organisatoriska strukturer för ledning och service;
organisation av yrkesutbildning, omskolning och avancerad utbildning i enlighet med standarden SOPP-1-2005;
analys av parametrar och indikatorer för det tekniska tillståndet för utrustning, byggnader och strukturer före och efter reparation baserat på resultaten av diagnostik;
optimering av nödreserven för utrustning och delar av luftledningar;
lösningen av tekniska problem under drift och byggnation ges i form av informationsbrev, driftinstruktioner, cirkulär, tekniska lösningar med status som obligatorisk utförande, order, instruktioner, mötesbeslut och andra ledningsbeslut.

Övervakning och hantering av UNEG:s tillförlitlighet:
organisation av kontroll och analys av utrustningsolyckor;
bedömning och kontroll av strömförsörjningens tillförlitlighet;
skapa en lämplig informationsbas.

SKAPA AV HELT AUTOMATISKA SUBSTATIONER
UTAN SERVICEPERSONAL.
DIGITALA SUBSTATIONER

För att utesluta beroendet av ett nätföretags problemfria drift av kvalifikationer, utbildning och koncentration av uppmärksamhet hos drift- och reläpersonal, är det tillrådligt att sprida automatiseringen av tekniska processer som har pågått under lång tid - reläskydd, teknisk automation (AR, AVR, OLTC, AOT, etc.), nödkontroll - vid produktion av driftomkopplare. För att göra detta är det först och främst nödvändigt att avsevärt öka observerbarheten av tekniska parametrar, för att säkerställa kontroll, positionsverifiering, effektiv operationell blockering av växlingsanordningar och automatisering av kontrollåtgärder. Den kraftutrustning som används ska vara anpassad till de senaste styr-, skydds- och övervakningssystemen.

Vid introduktion av mikroprocessorenheter bör företräde ges åt enheter som är utformade för att fungera som en del av automatiserade system. Fristående enheter bör endast användas i avsaknad av systemanaloger. I detta avseende bör faciliteterna för JSC FGC UES centralt utesluta möjligheten att använda mikroprocessorenheter med slutna utbytesprotokoll, enheter som inte stöder drift i den gemensamma tidsstandarden.

Arkitekturen och funktionaliteten hos det automatiserade processtyrningssystemet för en transformatorstation (APCS för transformatorstationen) som en integrator av alla funktionella system i transformatorstationen bestäms av utvecklingsnivån för teknologi som är utformad för att samla in och bearbeta information om transformatorstationen för att utfärda kontroll beslut och handlingar. Sedan starten av utvecklingen av projekt inom den inhemska kraftindustrin för automatiska processtyrningssystem för transformatorstationer har det skett en betydande utveckling av hårdvara och mjukvara för styrsystem för användning i elektriska transformatorstationer. Högspänningstransformatorer för digital ström och spänningsmätning dök upp; primär och sekundär elnätsutrustning med inbyggda kommunikationsportar utvecklas, mikroprocessorstyrenheter utrustade med utvecklingsverktyg produceras, på grundval av vilka det är möjligt att skapa ett pålitligt mjukvaru- och hårdvarukomplex av PS, den internationella standarden IEC 61850 har antagits, som reglerar presentationen av data på PS som ett automationsobjekt, samt protokoll digitalt datautbyte mellan mikroprocessor intelligenta elektroniska enheter i transformatorstationen, inklusive övervaknings- och kontrollenheter, reläskydd och automation (RPA), nödsituationer automation (PA), telemekanik, elmätare, kraftutrustning, ström- och spänningsmättransformatorer, kopplingsutrustning etc. .

Allt detta skapar förutsättningar för att bygga en ny generation transformatorstation - en digital transformatorstation (DSS).

Denna term avser en transformatorstation som använder integrerade digitala mätsystem, reläskydd, styrning av högspänningsutrustning, optiska ström- och spänningstransformatorer och digitala styrkretsar inbyggda i omkopplingsutrustning, som arbetar på ett enda standardprotokoll för informationsutbyte - IEC 61850.

Införandet av DSP-teknik ger fördelar jämfört med traditionell PS i alla skeden av implementeringen och driften av anläggningen.

Steg "Design":
förenkling av designen av kabelanslutningar och system;
dataöverföring utan förvrängning över praktiskt taget obegränsade avstånd;
minskning av antalet utrustningsdelar;
obegränsat antal datamottagare. Distribution av information utförs med hjälp av Ethernet-nätverk, vilket gör att du kan överföra data från en källa till vilken enhet som helst på transformatorstationen eller utanför den;
minskning av tiden för sammankoppling av enskilda delsystem på grund av en hög grad av standardisering;
minskning av arbetsintensiteten för metrologiska delar av projekt;

enhet av måtten. Mätningarna utförs med en enda högprecisionsmätanordning. Dimensionsmottagare får samma data från samma källa. Alla mätenheter ingår i ett enda klocksynkroniseringssystem;
förmågan att skapa standardlösningar för objekt med olika topologiska konfigurationer och längder;
möjligheten till preliminär modellering av systemet som helhet för att bestämma "flaskhalsar" och inkonsekvenser i olika driftsätt;
minska komplexiteten i omdesign vid förändringar och tillägg till projektet.

Steg "Konstruktions- och installationsarbeten":
minskning av de mest arbetsintensiva och icke-tekniska typerna av installations- och idrifttagningsarbeten relaterade till läggning och testning av sekundära kretsar;
grundligare och mer omfattande testning av systemet på grund av de breda möjligheterna att skapa olika beteendescenarier och deras modellering i digital form;
minska kostnaderna för improduktiv förflyttning av personal på grund av möjligheten till centraliserad konfiguration och kontroll av arbetsparametrar;
minska kostnaderna för kabelsystemet. Digitala sekundära kretsar tillåter multiplexering av signaler, vilket innebär tvåvägsöverföring genom en kabel av ett stort antal signaler från olika enheter. Det räcker att lägga en optisk trunkkabel till ställverk istället för tiotals eller till och med hundratals analoga kopparkretsar.

Steg "Operation":
ett omfattande diagnostiskt system, som täcker inte bara intelligenta enheter, utan också passiva mätgivare och deras sekundära kretsar, gör att du snabbt kan bestämma platsen och orsaken till fel, samt identifiera förhållanden före fel;
linjeintegritetskontroll. Den digitala linjen övervakas ständigt, även om ingen betydande information överförs över den;
skydd mot elektromagnetiska störningar. Användningen av fiberoptiska kablar ger ett fullständigt skydd mot elektromagnetiska störningar i dataöverföringskanaler;
enkel underhåll och drift. Att byta digitala kretsar är mycket lättare än att byta analoga kretsar;
minskning av reparationstiden på grund av det breda utbudet på marknaden av enheter från olika tillverkare som är kompatibla med varandra (principen om driftskompatibilitet);
övergång till den händelsebaserade metoden för underhåll av utrustning på grund av den absoluta observerbarheten av tekniska processer gör det möjligt att minska driftskostnaderna;
stöd för design (beräknade) parametrar och egenskaper under drift kräver lägre kostnader;
utveckling och förfining av automationssystemet kräver lägre kostnader (obegränsat antal informationsmottagare) än med traditionella metoder.

JSC FGC UES antog Kuzbass och Prioksky NCC som pilotanläggningar för skapandet av ett centralt kontrollcenter med operativa funktioner.

Kuzbass NCC har blivit det första nätkontrollcentret som implementerats som en del av JSC FGC UES-programmet för att skapa en NCC med operativa funktioner. Som en del av skapandet av ett innovativt NCC för att säkerställa kontinuerlig operativ och teknisk kontroll och utsändning, är centret utrustat med moderna mjukvaru- och hårdvarusystem, en videovägg installeras för att visa nätverksdiagrammet, programvara installeras som låter dig visa helt tillståndet för energianläggningen som valts ut av avsändaren online, få information om avbrott producerade reparationer och förebyggande åtgärder upp till namnen på montörer som arbetar på anläggningen. Dessutom gör utrustningen det möjligt för NCC-sändare att avlyssna kontroll av avlägsna objekt i händelse av en nödsituation och fatta beslut på kortast möjliga tid för att minska återhämtningstiden för normal drift av utrustningen.

Prioksky Central Control Center skapades också med den senaste tekniken. Bland utrustningen som används här finns en videovägg för att visa information, bestående av femtio-tums projektionsmoduler och en redundant högpresterande videostyrenhet, ett driftsinformationskomplex för övervakning av lägena för det elektriska nätverket och tillståndet för omkopplingsanordningar för transformatorstationer, som gör det möjligt för NCC:s operativa personal att övervaka driften av utrustningen och kontrollera den i realtid, den senaste satellitkommunikationen, avbrottsfri strömförsörjning och automatiska brandsläckningssystem.

Vladimir Pelymsky, biträdande chefsingenjör - chef för situationsanalyscentret för JSC FGC UES, Vladimir Voronin, chef, Dmitry Kravets, avdelningschef, Magomed Gadzhiev, ledande expert för JSC FGC UES' elektriska regimtjänst

Energisystemet är ett enda nätverk som består av källor för elektrisk energi - kraftverk, elektriska nätverk, samt transformatorstationer som omvandlar och distribuerar den genererade elen. För att hantera alla processer för produktion, överföring och distribution av elektrisk energi, det finns operativt utsändningskontrollsystem.

Kan omfatta flera företag av olika ägandeformer. Vart och ett av elkraftföretagen har en separat driftkontrolltjänst.

Alla tjänster från enskilda företag hanteras centralt utsändningssystem. Beroende på kraftsystemets storlek kan det centrala dispatchsystemet delas upp i separata system efter regioner i landet.

Kraftsystemen i grannländerna kan slås på för parallell synkron drift. Central sändningssystem (CDS) utför operativ sändningskontroll av mellanstatliga elnät, genom vilka kraftflöden mellan grannländernas energisystem utförs.

Uppgifter för operativ sändningskontroll av kraftsystemet:

upprätthålla en balans mellan mängden producerad och förbrukad kraft i energisystemet;

tillförlitlighet för strömförsörjning till försörjningsföretag från 220-750 kV huvudnätverk;

synkron drift av kraftverk inom kraftsystemet;

synkron drift av landets energisystem med energisystemen i grannländerna, med vilka det finns en koppling mellan mellanstatliga kraftledningar.

Baserat på ovanstående följer att systemet för operativ utsändningskontroll av energisystemet ger nyckeluppgifter i energisystemet, vars genomförande beror på landets energisäkerhet.

Funktioner i organisationen av processen för operativ sändningskontroll av kraftsystemet

Organisation av processen operational dispatch control (ODU) inom energisektorn genomförs på ett sådant sätt att olika funktioner fördelas på flera nivåer. Varje nivå är underordnad den ovan.

Till exempel är den mest initiala nivån - operativ och teknisk personal, som direkt utför operationer med utrustning på olika ställen i kraftsystemet, underordnad högre operativ personal - den tjänstgörande disponenten för kraftförsörjningsföretagsenheten, till vilken den elektriska installationen är tilldelad. Enhetens tjänstgörande dispatcher rapporterar i sin tur till företagets expeditionstjänst m.m. upp till landets centrala dispatchsystem.

Styrningsprocessen för elsystem är organiserad på ett sådant sätt att man säkerställer kontinuerlig övervakning och kontroll av alla komponenter i det integrerade kraftsystemet.

För att säkerställa normala driftsförhållanden för både enskilda delar av kraftsystemet och kraftsystemet som helhet utvecklas speciella lägen (scheman) för varje anläggning, som bör tillhandahållas beroende på driftsättet för en viss del av det elektriska nätverket (normal, reparation, nödlägen).

För att säkerställa uppfyllandet av ODE:s huvuduppgifter i kraftsystemet, förutom operativ ledning, finns det något som operativ ledning. Alla operationer med utrustning i en viss del av kraftsystemet utförs på kommando av högre operativ personal - detta är operativ ledningsprocess.

Att utföra operationer med utrustning påverkar i viss mån driften av andra objekt i kraftsystemet (förändringar i förbrukad eller genererad kraft, minskad tillförlitlighet hos strömförsörjningen, förändringar i spänningsvärden). Därför måste sådana operationer vara överenskomna i förväg, det vill säga de måste utföras med tillstånd från avsändaren som tillhandahåller operativt underhåll av dessa objekt.

Det vill säga avsändaren är ansvarig för all utrustning, delar av det elektriska nätverket, vars driftsläge kan ändras som ett resultat av operationer på utrustningen i intilliggande anläggningar.

Till exempel ansluter ledningen två transformatorstationer A och B, medan transformatorstation B får ström från A. Ledningen kopplas bort från transformatorstation A av operativ personal på kommando av denna transformatorstations sändare. Men frånkopplingen av denna linje bör endast utföras i överenskommelse med avsändaren för transformatorstation B, eftersom denna linje är under hans operativa kontroll.

På det här sättet, med hjälp av två huvudkategorier - operativ ledning och operativt underhåll utförs organisationen av operativ utsändningskontroll av kraftsystemet och dess enskilda sektioner.

För att organisera ODU-processen utvecklas och samordnas instruktioner, instruktioner och olika underlag för varje enskild enhet i enlighet med vilken nivå den eller den operativa tjänsten tillhör. Varje nivå i ODU-systemet har sin egen individuella lista över nödvändig dokumentation.

TSF-mjukvaran utanför kärnan består av betrodda applikationer som används för att implementera säkerhetsfunktioner. Observera att delade bibliotek, inklusive PAM-moduler i vissa fall, används av betrodda applikationer. Det finns dock inget fall där det delade biblioteket i sig behandlas som ett pålitligt objekt. Pålitliga kommandon kan grupperas enligt följande.

• Systeminitiering
• Identifiering och autentisering
• Nätverksapplikationer
• satsvis bearbetning
• Systemhantering
• Revision på användarnivå
• Kryptografiskt stöd
• Stöd för virtuell maskin

Körningskomponenterna i kärnan kan delas in i tre delar: huvudkärnan, kärntrådar och kärnmoduler, beroende på hur de kommer att exekveras.

• Kärnkärnan inkluderar kod som exekveras för att tillhandahålla en tjänst, såsom att betjäna ett användarsystemanrop eller betjäna en undantagshändelse eller avbrott. Den mest kompilerade kärnkoden faller inom denna kategori.
• Kärntrådar. För att utföra vissa rutinuppgifter, som att tömma diskcacher eller frigöra minne genom att byta ut oanvända sidramar, skapar kärnan interna processer eller trådar. Trådar är schemalagda precis som vanliga processer, men de har inget sammanhang i icke-privilegierat läge. Kärntrådar utför vissa funktioner i kärnans C-språk. Kärntrådar finns i kärnutrymmet och körs endast i privilegierat läge.
• Kärnmodulen och enhetsdrivrutinens kärnmodul är kodbitar som kan laddas och laddas ur in och ut ur kärnan efter behov. De utökar kärnans funktionalitet utan att behöva starta om systemet. När den väl har laddats kan kärnmodulens objektkod komma åt annan kärnkod och data på samma sätt som statiskt länkad kärnobjektkod.

En enhetsdrivrutin är en speciell typ av kärnmodul som låter kärnan komma åt hårdvara som är ansluten till systemet. Dessa enheter kan vara hårddiskar, bildskärmar eller nätverksgränssnitt. Drivrutinen interagerar med resten av kärnan genom ett specifikt gränssnitt som gör att kärnan kan hantera alla enheter på ett generiskt sätt, oavsett deras underliggande implementeringar.

Kärnan består av logiska delsystem som tillhandahåller olika funktioner. Även om kärnan är det enda körbara programmet kan de olika tjänsterna som den tillhandahåller separeras och kombineras till olika logiska komponenter. Dessa komponenter samverkar för att tillhandahålla specifik funktionalitet. Kärnan består av följande logiska delsystem:

• Fildelsystem och I/O-delsystem: Detta delsystem implementerar funktioner relaterade till filsystemobjekt. Implementerade funktioner inkluderar de som tillåter en process att skapa, underhålla, interagera med och ta bort filsystemobjekt. Dessa objekt inkluderar vanliga filer, kataloger, symboliska länkar, hårda länkar, enhetsspecifika filer, namngivna rör och sockets.
• Process Subsystem: Detta delsystem implementerar funktioner relaterade till processkontroll och trådkontroll. De implementerade funktionerna tillåter att skapa, schemalägga, köra och ta bort processer och trådämnen.
• Minnesdelsystem: Detta delsystem implementerar funktioner relaterade till hantering av systemminnesresurser. De implementerade funktionerna inkluderar de som skapar och hanterar virtuellt minne, inklusive hantering av pagineringsalgoritmer och sidtabeller.
• Nätverksdelsystem: Detta delsystem implementerar UNIX- och Internetdomänsockets, såväl som de algoritmer som används för att schemalägga nätverkspaket.
• IPC delsystem: Detta delsystem implementerar funktioner relaterade till IPC-mekanismer. Implementerade funktioner inkluderar de som underlättar kontrollerat informationsutbyte mellan processer, vilket gör att de kan dela data och synkronisera deras exekvering när de interagerar med en delad resurs.
• Kernel Module Subsystem: Detta delsystem implementerar infrastrukturen för att stödja laddningsbara moduler. Implementerade funktioner inkluderar laddning, initiering och avlastning av kärnmoduler.
• Linux säkerhetstillägg: Linux-säkerhetstillägg implementerar olika aspekter av säkerhet som tillhandahålls i hela kärnan, inklusive ramverket för Linux Security Module (LSM). LSM-ramverket fungerar som basen för moduler som låter dig implementera olika säkerhetspolicyer, inklusive SELinux. SELinux är ett viktigt logiskt delsystem. Detta delsystem implementerar de obligatoriska åtkomstkontrollfunktionerna för att uppnå åtkomst mellan alla subjekt och objekt.
• Delsystem för enhetsdrivrutiner: Detta delsystem implementerar stöd för olika hårdvaru- och mjukvaruenheter via ett gemensamt, enhetsoberoende gränssnitt.
• Revisionsdelsystem: Detta delsystem implementerar funktioner relaterade till registrering av säkerhetskritiska händelser i systemet. Implementerade funktioner inkluderar de som fångar varje systemanrop för att registrera säkerhetskritiska händelser och de som implementerar insamling och inspelning av kontrolldata.
• KVM undersystem: Detta delsystem implementerar underhåll av virtuell maskins livscykel. Den utför komplettering av uttalanden, som används för uttalanden som endast kräver mindre kontroller. För alla andra instruktionsslutföranden anropar KVM användarutrymmeskomponenten i QEMU.
• Krypto API: Detta delsystem tillhandahåller ett kärninternt kryptografiskt bibliotek för alla kärnkomponenter. Det ger kryptografiska primitiver för uppringare.

Kärnan är huvuddelen av operativsystemet. Den interagerar direkt med hårdvaran, implementerar resursdelning, tillhandahåller delade tjänster för applikationer och förhindrar applikationer från att direkt komma åt hårdvaruberoende funktioner. Tjänsterna som tillhandahålls av kärnan inkluderar:

1. Hantering av genomförandet av processer, inklusive driften av deras skapande, avbrytande eller avstängning, och utbyte av data mellan processer. Dessa inkluderar:

• Motsvarande schemaläggning av processer som ska köras på CPU.
• Separation av processer i CPU:n med tidsdelningsläge.
• Processexekvering i CPU.
• Stäng av kärnan efter att dess tidskvantum har förflutit.
• Tilldelning av kärntid för att köra en annan process.
• Planerar om kärntiden för att exekvera en avstängd process.
• Hantera processsäkerhetsrelaterad metadata som UID, GID, SELinux-etiketter, funktions-ID:n.

2. Tilldelning av RAM för den körbara processen. Denna operation inkluderar:

• Tillstånd beviljat av kärnan till processer att dela en del av deras adressutrymme under vissa villkor; Däremot skyddar kärnan processens eget adressutrymme från yttre störningar.
• Om systemet har lite ledigt minne, frigör kärnan minne genom att skriva processen tillfälligt till andra nivåns minne eller swap-partitionen.
• Konsekvent interaktion med maskinens hårdvara för att upprätta en mappning av virtuella adresser till fysiska adresser, vilket upprättar en mappning mellan kompilatorgenererade adresser och fysiska adresser.

3. Underhåll av virtuella maskiners livscykel, vilket inkluderar:

• Ställ in gränser för resurser som konfigurerats av emuleringsprogrammet för den här virtuella maskinen.
• Kör programkoden för den virtuella maskinen för exekvering.
• Hantera avstängningen av virtuella maskiner antingen genom att avsluta instruktionen eller fördröja slutförandet av instruktionen för att emulera användarutrymme.

4. Underhåll av filsystemet. Det inkluderar:

• Tilldelning av sekundärt minne för effektiv lagring och hämtning av användardata.
• Tilldelning av externt minne för användarfiler.
• Utnyttja oanvänt lagringsutrymme.
• Organisation av filsystemets struktur (med hjälp av tydliga struktureringsprinciper).
• Skydd av användarfiler från obehörig åtkomst.
• Organisering av kontrollerad åtkomst av processer till kringutrustning, såsom terminaler, bandenheter, diskenheter och nätverksenheter.
• Organisering av ömsesidig åtkomst till data för subjekt och objekt, tillhandahållande av kontrollerad åtkomst baserat på DAC-policyn och alla andra policyer som implementeras av den laddade LSM.

Linux-kärnan är en typ av OS-kärna som implementerar förebyggande schemaläggning. I kärnor som inte har denna förmåga fortsätter exekveringen av kärnkoden tills den är klar, d.v.s. schemaläggaren kan inte schemalägga en uppgift medan den är i kärnan. Dessutom är kärnkoden schemalagd att exekvera tillsammans, utan förebyggande schemaläggning, och exekveringen av denna kod fortsätter tills den avslutas och återgår till användarutrymmet, eller tills den explicit blockerar. I förebyggande kärnor är det möjligt att ladda ner en uppgift när som helst, så länge som kärnan är i ett tillstånd där det är säkert att schemalägga om.

Utsändande av teknisk kontroll bör organiseras enligt en hierarkisk struktur, som möjliggör fördelning av tekniska kontrollfunktioner mellan nivåer, samt strikt underordning av lägre kontrollnivåer till högre.
Alla övervakande tekniska kontrollorgan, oavsett ägarformen för den relevanta marknadsenheten som är en del av energisystemet (IPS, UES), måste lyda den överordnade tekniska avsändarens kommandon (instruktioner).
Det finns två kategorier av operativ underordning:
operativ ledning och operativ ledning.
Den operativa kontrollen av den relevanta avsändaren bör omfatta kraftutrustning och kontroller, operationer med vilka det krävs samordning av åtgärderna från underordnad expeditionspersonal och samordnat genomförande av operationer vid flera objekt av olika operativ underordning.
Den operativa kontrollen av avsändaren bör vara makten
utrustning och reglage, vars skick och läge
påverka driftsättet för motsvarande kraftsystem (IPS, UES). Operationer med sådan utrustning och kontroller
måste utföras med tillstånd från den berörda avsändaren.
De nuvarande reglerna föreskriver det
att alla delar av EPS (utrustning, apparater, automationsanordningar och kontroller) står under operativ kontroll och ledning av dispatchers och ledande tjänstemän på olika ledningsnivåer.
Termen operationell kontroll betecknar typen av operativ underordning, när operationer med en eller annan EPS-utrustning endast utförs på order av lämplig dispatcher (överordnad tjänstgöring) som hanterar denna utrustning. Den operativa kontrollen av avsändaren är utrustning, operationer med vilken kräver samordning av åtgärderna för underordnad operativ personal.
Begreppet operativ ledning avser typen av verksamhet
underordning, om verksamhet med en eller annan EPS-utrustning
utförs med vetskap (med tillstånd) av den relevanta avsändaren i vars jurisdiktion denna utrustning finns.
Driftsunderhåll av två nivåer planeras. Nivå 1 ansvarar för utrustning, vars verksamhet utförs enligt överenskommelse eller med anmälan av en överordnad dispatcher eller en dispatcher på samma nivå.
Driftskontroll på nivå II omfattar utrustning vars tillstånd eller operationer påverkar
driftsätt för en viss del av det elektriska nätet. Verksamhet med
denna utrustning utförs i överenskommelse med den högre
av den registeransvarige och underrätta de berörda registeransvariga.
Varje element i EPS kan vara under operativ kontroll av avsändaren, inte bara av ett steg, utan också under överinseende av flera
avsändare av en eller olika kontrollnivåer. Fördelningen av utrustning, automation och kontroll mellan nivåerna i den territoriella hierarkin efter typer av ledning kännetecknar inte bara fördelningen av ledningsfunktioner mellan nivåerna i den territoriella hierarkin på den tillfälliga nivån av operativ ledning, utan bestämmer i stor utsträckning fördelningen funktioner på andra tillfälliga nivåer.
Tillsammans med detta, i den operativa ledningen, och i vissa fall i planeringen av regimer, är det tänkt att en av underavdelningarna, i ett visst antal frågor, är underordnad en annan, belägen på samma ledningsnivå. Ja, avsändare
ett av kraftsystemen kan anförtros den operativa förvaltningen av kraftöverföringsledningen som förbinder detta kraftsystem med det angränsande. Sålunda organiseras lossningen av ODU-avsändaren genom att överföra några av de funktioner som kan utföras på denna nivå till energisystemsspeditörerna.
All EPS-utrustning som säkerställer produktion och distribution av elektricitet står under operativ kontroll av kraftsystemets tjänstgöringsansvarige eller den operativa personalen som är direkt underställd honom (skiftövervakare av kraftverk; avsändare av elektriska och termiska nät, tjänstgörande personal på transformatorstationen ( PS), etc.). Listor över utrustning i drift
förvaltning och underhåll, godkänns av CDU:s chefsutsändare
UES i Ryssland, ODU för UES respektive CDS för energisystem.


Den operativa kontrollen av kraftsystemets avsändare är huvudutrustningen, vars drift kräver
samordning av åtgärder från tjänstgörande personal på kraftföretag (kraftanläggningar) eller samordnade förändringar av reläskydd och automatisering
flera objekt.
Den operativa förvaltningen av energianläggningar som spelar en särskilt viktig roll i föreningen eller i UES, som ett undantag, kan inte anförtros elsystemssändaren utan till distributören av ODU eller CDU för UES.
Under den operativa jurisdiktionen för den jourhavande avsändaren av ODU är
total driftseffekt och kraftreserv för kraftsystem, kraftverk och högeffektsenheter, kommunikation mellan system och objekt i huvudnätverk som påverkar IPS-läget. I drift
kontroll av ODU-avsändaren överförs till utrustningen, operationer med
som kräver samordning av tjänstgörande dispatchers agerande
kraftsystem.
CDU UES:s arbetsledare, UES:s högsta operativa chef, ansvarar för UES:s totala driftskapacitet och effektreserv, elektriska anslutningar mellan föreningarna, såväl som de viktigaste anslutningarna inom UES och objekt, vars läge på ett avgörande sätt påverkar UES:s läge.
I den operativa ledningen av avsändaren av CDU UES är de huvudsakliga kopplingarna mellan IPS och vissa objekt av systemomfattande betydelse.
Principen om operativ underordning sträcker sig inte bara till huvudutrustningen och apparaten, utan också till reläskyddet för relevanta anläggningar, linjär- och nödautomatisering, medel och system för automatisk styrning av det normala läget, såväl som sändnings- och tekniska kontrollverktyg används av operativ personal.
Arbetsförmedlare av AO-energos, ODUs och CDUs av UES är de högsta operativa cheferna för energisystemet, föreningen respektive UES som helhet. Utrustning som står under operativ kontroll eller kontroll av avsändaren för motsvarande länk kan inte tas ur drift eller reserveras och även tas i drift utan tillstånd eller instruktioner från avsändaren. Beställningar av den administrativa förvaltningen av kraftanläggningar och kraftsystem i frågor inom sändarens behörighet kan endast utföras av operativ personal med tillstånd från den operativa
högre tjänsteman.
Toppnivån (CDU UES) tillhandahåller operativ hantering dygnet runt av parallelldrift av UES och kontinuerlig reglering av UES-läget. Mittlänken (MDL) leder kombinationsläget och hanterar parallelldrift av kraftsystem. Elsystemets utsändningstjänst hanterar kraftsystemets läge och säkerställer en samordnad drift av alla dess energianläggningar.
Under driften av EPS som en del av IPS, bevaras energisystemens ansvar för användningen av kraften i kraftverk, säkerställande av maximal tillgänglig effekt och utöka regleringsområdet. Samtidigt bestäms den tillgängliga kraften och justeringsförmågan av villkoren för att täcka lasterna på IPS, med hänsyn till genomströmningen av intersystemkommunikation.
Huvudansvaret för att upprätthålla den normala frekvensen vilar på den högsta operativa chefen för UES - avsändare av UES-fjärrkontrollen. Avsändare av ODS och kraftsystem säkerställer upprätthållandet av scheman för kraftflöden mellan UES och kraftsystem specificerade av CDU för UES respektive ODS, implementering av instruktioner för att ändra flöden för att upprätthålla
normal frekvens vid ändring av effektbalansen. Ansvaret för att upprätthålla frekvensen delas även av ODE- och kraftsystemens distributörer när det gäller att tillhandahålla en given roterande effektreserv, och i fallet med automatisk frekvens- och aktiv effektkontroll, när det gäller användning av automatiska system och enheter som är involverade i automatisk reglering och för att upprätthålla erforderligt kontrollområde vid kraftverk.
Styrningen av läget för de huvudsakliga elektriska nätverken med spänning utförs av de samordnade åtgärderna från personalen i motsvarande stadier av sändningskontroll. Utsändare
CDU UES och ODU upprätthåller spänningsnivåer vid motsvarande punkter i det elektriska huvudnätet, bestämt av instruktionerna.
I händelse av en tillfällig brist på ström eller elektricitet i UES, varaktigheten av belastningen eller strömförbrukningsbegränsningar
upprättat av CDU UES och kommit överens med ledningen för RAO "UES of Russia"; order om att införa restriktioner CDU-sändare
Ger ODEs till styrenheter och de senare till styrenheter för kraftsystem.
Den högsta nivån av operativ ledning (CDU UES) utvecklar och godkänner de grundläggande instruktionerna för att upprätthålla regimen och den operativa ledningen, som är obligatoriska för den operativa personalen vid ODU och anläggningar som är direkt underställda CDU. Territoriella ODU:er för sina föreningar utvecklar instruktioner som är i enlighet med de allmänna bestämmelserna i instruktionerna
CDU och anställda tjänar i sin tur som grunden för utvecklingen av CDS lokala instruktioner som tar hänsyn till särdragen hos kraftsystemens struktur och läge.