Su antigüedad se estima entre cinco y diez años y estos complejos ya están obsoletos. Hablamos de con qué los está reemplazando. Sergei Silkov, director de la sucursal de Moscú de Monitor Electric JSC.
– Sergey Valerievich, ahora Monitor Electric es una empresa importante para el desarrollo y creación de sistemas técnicos de software para centros de control de despacho en la industria de la energía eléctrica. ¿Cómo comenzó todo?
– Quizás valga la pena empezar desde 2003, cuando lanzamos el complejo de información operativa SK-2003: era un producto de software real y todavía se utiliza en algunos centros. Le siguió un modelo más avanzado: el SK-2007. Tuvo bastante éxito y hay clientes que todavía lo compran hoy.
La creación al mismo tiempo del registro operativo electrónico "EZh-2" fue un evento verdaderamente revolucionario, que hizo posible reemplazar los aparentemente eternos documentos de envío "en papel". Su uso permite ingresar y sistematizar rápidamente información operativa sobre diversos eventos, asegurando su división en categorías y manteniendo dependencias. Muy popular y, me atrevo a decir, prácticamente el mejor de su tipo, de hecho se ha convertido en la revista operativa estándar de la industria.
También creamos el simulador de despachador dinámico (RTD) “Finist”, que permite simular casi cualquier evento en los sistemas de energía, permitiendo la capacitación del personal de despacho operativo.
Estos tres productos se convirtieron en la base para la producción industrial de sistemas de software en la empresa.
Por último, ahora estamos promocionando activamente nuestro sistema de próxima generación, el SK-11, cuyo desarrollo tardó ocho años.
– El sistema SK-11 es su principal producto. En definitiva, ¿cuál es su ventaja?
– SK-11 se basa en una plataforma de tecnología de la información de alto rendimiento. Este es un sistema para mantener un modelo de información de un objeto de control, escribir/leer datos, almacenar el modelo de información y organizar el acceso para las aplicaciones de usuario. Gracias a la arquitectura innovadora de la plataforma SK-11, logra características de procesamiento súper rápido de información telemétrica (hasta 5 millones de cambios de parámetros por segundo), trabajando con modelos de redes eléctricas de gran tamaño, una gran cantidad de usuarios y más. .
Se conectan varias aplicaciones a la plataforma según los deseos y capacidades de los clientes. Hoy son más de cincuenta. Se trata de aplicaciones SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS para diversos servicios de empresas de energía que participan en la gestión operativa, la planificación de reparaciones y el desarrollo de redes, y la capacitación del personal de despacho. Debido a la modularidad de la arquitectura, a medida que se domina el sistema, las capacidades financieras cambian y, ya durante el funcionamiento, los componentes del usuario se pueden agregar o cambiar fácilmente.
La segunda ventaja importante de nuestro sistema es que, a diferencia de los sistemas de información de generaciones anteriores que se basan en señales telemecánicas, el modelo de información SK-11 incluye absolutamente todos los equipos del sistema de energía. Este enfoque nos permite aumentar el número de problemas que antes no tenían solución. Por ejemplo: nuestro sistema modela a los consumidores y, dado que los consumidores también forman parte del modelo de información, podemos implementar la tarea de gestionar eficazmente las interrupciones. El modelado de equipos y consumidores no telemecanizados permite reducir el tiempo de búsqueda de un elemento averiado, generar automáticamente un programa de acciones para el personal operativo y agilizar el proceso de restablecimiento del suministro eléctrico.
También señalaré que modelamos una red de cualquier voltaje, hasta una red de 0,4 kilovoltios.
– ¿En qué medida confían las empresas de redes nacionales en los desarrolladores rusos de este tipo de sistemas?
– En mi opinión, existe una política muy competente y equilibrada para el desarrollo de este ámbito. En primer lugar, Rosseti dispone de un documento que define su política de sustitución de importaciones. Cumple con los requisitos del gobierno ruso: no se debe utilizar ningún software extranjero para gestionar las redes eléctricas.
Además, Rosseti tiene sus propios procedimientos de certificación estandarizados y se verifica que todo lo que hacen los desarrolladores cumple con los estándares de Rosseti.
Sólo después de esto, la comisión de certificación emite una conclusión sobre la posibilidad de utilizar este producto para la gestión de redes, y sólo si hay una conclusión positiva de la comisión de certificación de Rosseti PJSC se puede utilizar uno u otro producto de software.
Hasta la fecha, sólo la empresa Monitor Electric llega a tal conclusión.
– ¿Las empresas de redes rusas realmente necesitan tales sistemas o se trata de decretos y regulaciones de los organismos reguladores?
– La dirección de las empresas de la red está desarrollando constantemente un sistema de gestión operativa, tecnológica y situacional (OTiSU). Tienen programas de inversión dentro de los cuales trabajan.
Naturalmente, estamos en constante contacto con ellos todo el tiempo. Estamos invitados a discutir las tareas, considerar el conjunto requerido de funciones de los sistemas automáticos y, lo más importante, implementarlas. Se realizan periódicamente congresos y consejos científicos y técnicos. Por ejemplo, en julio participamos en el consejo científico y técnico del IDGC de Siberia. En septiembre participaremos en la conferencia IDGC del Sur. En resumen, la dirección de Rosseti PJSC y sus filiales están planificando muy activamente actividades de inversión para modernizar los sistemas OT&SU.
El Ministerio de Energía de la Federación de Rusia y Rosseti están llevando a cabo una intensa labor de investigación, investigación y desarrollo en esta dirección. Por ejemplo, nuestra empresa Monitor Electric participa en varios proyectos piloto como parte de la Iniciativa Tecnológica Nacional EnergyNET. En primer lugar, este es el proyecto Zona de Distribución Digital, donde estamos trabajando con Yantarenergo. Junto con nuestros colegas de Kaliningrado, estamos desarrollando tecnologías de sistemas de distribución electrónica digital, incluida la integración del paquete de software para la gestión operativa y tecnológica con una serie de sistemas relacionados. Por ejemplo, ahora hemos resuelto el problema de la integración de SIG y sistemas de control automatizados; el siguiente paso es la integración de sistemas de control automatizados y sistemas de contabilidad. Se trata de problemas extremadamente complejos que aún no se han resuelto en el sector energético ruso.
El segundo proyecto es el desarrollo de un conjunto de herramientas para la planificación a largo plazo del desarrollo de la red. Fue creado, probado en la práctica y antes de fin de año tendremos que informar a la dirección de NTI sobre la implementación del proyecto.
– Me familiaricé con la geografía de implementación de sus sistemas. ¡Resulta que sus sistemas se pueden encontrar en toda Rusia!
- Y no solo. Si hablamos de los proyectos más recientes, hemos implementado SK-11, y casi en modo completamente funcional, en IDGC de los Urales, en sus filiales y filiales: la Compañía de Red Eléctrica de Ekaterimburgo. Este es probablemente uno de nuestros clientes más respetados. Hay un nivel muy alto de formación del personal y de la dirección, pasaron todas las etapas con bastante rapidez y ahora el complejo se utiliza activamente allí. En Yantarenergo hemos implementado el SK-11, que incluye un interesante subsistema que calcula los indicadores técnicos de la red eléctrica de la ciudad a partir de un modelo de desarrollo con un horizonte de cuatro años de antelación. En total, en los últimos tres años se han realizado unas diez implementaciones de nuestros sistemas. Sí, están representados en toda Rusia en diferentes empresas y en configuraciones completamente diferentes.
- Pero dijiste que no se trata sólo de ella...
- Exactamente. Por ejemplo, tres empresas que forman a despachadores en EE. UU. compraron nuestro complejo de formación de software Finist y con su ayuda se han formado más de 1.000 despachadores.
En nuestro complejo SK-2007 también trabaja la Dirección Conjunta de Despacho de la República de Bielorrusia. Por cierto, ahora también estamos negociando con ellos el cambio al SK-11.
Nuestro complejo opera en las redes de la ciudad de Tbilisi. Nos invitaron al proyecto después de dificultades con un proveedor conocido e implementamos con éxito nuestros productos en su centro de control. En Kazajstán existe una experiencia exitosa en el sistema de gestión del suministro de energía de Almaty (empresa AZhK). Hemos recibido comentarios positivos de nuestros colegas kazajos y ahora estamos negociando con varias empresas energéticas de la República de Kazajstán, donde nos han elegido como proveedores de soluciones informáticas.
– Destacó especialmente el proyecto con Yantarenergo, donde están construyendo conjuntamente redes inteligentes. Dinos más sobre eso.
– A principios de año completamos todos los trámites técnicos para completar la primera etapa de implementación en el ámbito del sistema SCADA (sistema automático de control y recopilación de información) y un complejo de registros electrónicos. Ahora estamos trabajando juntos muy intensamente para perfeccionar lo que se ha hecho y estamos preparando documentos para el despliegue de la segunda etapa. En esta etapa se implementarán funciones de cálculo y análisis que permitirán realizar todo un conjunto de operaciones tecnológicas para una gestión de red verdaderamente inteligente.
– En relación con la idea de que en Rusia debemos pasar a redes inteligentes en todas partes, ¿qué tan difícil será replicar esta experiencia en otras redes?
– Por supuesto, en todas partes hay sus particularidades. En casi todas las implementaciones, nos enfrentamos a la necesidad de adaptar nuestro complejo al entorno de información existente, representado por las herramientas de una amplia variedad de desarrolladores, incluidos los extranjeros. Cada uno es diferente, y esto, por supuesto, no es muy bueno para nosotros como fabricante y portador de una ideología técnica bastante moderna. Pero todavía tenemos mucha fe en el papel regulador de Rosseti, que ahora presta mucha atención a la estandarización de los sistemas.
Por otro lado, esta diversidad se convierte en nuestra ventaja competitiva. Incluidas las empresas extranjeras que se muestran extremadamente reacias a rediseñar sus sistemas, por ejemplo la interfaz de usuario. En cuanto a nosotros, esto es lo primero con lo que empezamos a trabajar.
Después de todo, cada uno tiene su propio criterio y sus propios estándares con respecto a cómo y dónde se debe mostrar la información a los usuarios: despachadores, especialistas de servicios operativos, gerentes. Es una tarea muy difícil mostrar una gran cantidad de información en un video wall, porque la tarea principal del despachador es ver la imagen completa en su conjunto. Por último, todavía queda un aspecto muy difícil de la ergonomía, y cada despachador también tiene su propia idea al respecto. Por tanto, el proceso del llamado equilibrio del régimen es muy complicado y puede tardar entre 4 y 6 meses.
En cuanto a nosotros, solucionamos con éxito estos problemas utilizando nuestro propio subsistema de gráficos. Esto se hace en nuestra sucursal de Voronezh, allí hay un equipo muy fuerte, que tiene una gran experiencia y posee los medios y métodos más modernos para mostrar información, gracias a los cuales todas las tareas se resuelven con bastante rapidez y eficiencia. Puede que esto suene un poco provocativo, pero muchos de nuestros usuarios dicen que nuestros diseños son los más bonitos del mundo.
Entonces, este es sólo un punto, pero existen otras diferencias puramente técnicas. Pero esta es la ventaja de nuestro sistema. Gracias a muchos años de experiencia y a la modularidad de los complejos que creamos, el desarrollo técnico de los sistemas de información del centro de control nunca se detiene. Comenzamos con una configuración sencilla para cualquier red y, a medida que la dominamos, la mejoramos y desarrollamos sin detener su funcionamiento a un nivel de clase mundial.
- ¿Tienes un sueño?
– Bueno, por supuesto, en unos años tendremos un robot despachador, y luego, como el conductor de un vehículo no tripulado... Los especialistas experimentados pasarán de turnos y participarán en un trabajo analítico y de planificación en profundidad, mejorando la arquitectura de la red. y desarrollar nuevos componentes “inteligentes”.
La gestión tecnológica de despacho debe organizarse según una estructura jerárquica, previendo la distribución de las funciones de gestión tecnológica entre niveles, así como la estricta subordinación de los niveles directivos inferiores a los superiores.
Todos los órganos de supervisión de la gestión tecnológica, independientemente de la forma de propiedad de la entidad de mercado correspondiente incluida en el sistema energético (IPS, UES), deben obedecer las órdenes (instrucciones) de un despachador tecnológico de nivel superior.
Hay dos categorías de subordinación operativa:
gestión operativa y gestión operativa.
El control operativo del despachador correspondiente debe contener equipos de potencia y equipos de control, operaciones con las cuales requieran coordinación de las acciones del personal de despacho subordinado y ejecución coordinada de operaciones en varios objetos de diferente subordinación operativa.
El control operativo del despachador debe incluir potencia.
equipos y controles, cuyo estado y modo de funcionamiento
afectan el modo de funcionamiento del sistema de energía correspondiente (IPS, UES). Operaciones con dichos equipos y controles.
debe realizarse con el permiso del despachador correspondiente.
Las reglas e instrucciones actuales proporcionan
que todos los elementos del EPS (equipos, equipos, dispositivos de automatización y controles) estén bajo el control operativo y la supervisión de los despachadores y el personal superior de servicio en los distintos niveles de gestión.
El término gestión operativa denota un tipo de subordinación operativa, cuando las operaciones con uno u otro equipo EPS se realizan únicamente por orden del despachador correspondiente (personal superior) bajo cuyo control se encuentra este equipo. El control operativo del despachador incluye equipos cuyas operaciones requieren coordinación de las acciones del personal operativo subordinado.
El término gestión operativa denota el tipo de gestión operativa.
subordinación, si se realizan operaciones con uno u otro equipo EPS
se llevan a cabo con el conocimiento (con permiso) del despachador correspondiente a cuyo cargo se encuentra este equipo.
La gestión operativa se proporciona en dos niveles. El control operativo de nivel 1 incluye equipos cuyas operaciones se llevan a cabo de acuerdo o con notificación de un despachador superior o un despachador del mismo nivel.
El control operativo de Nivel II incluye equipos cuyo estado u operaciones con las cuales tienen un impacto en
modo de funcionamiento de una determinada parte de la red eléctrica. Operaciones con
con este equipo se llevan a cabo de acuerdo con su superior
despachador y notificar a los despachadores interesados.
Cada elemento del EPS puede estar bajo el control operativo de un despachador no solo de una etapa, sino también bajo el control de varias
despachadores de uno o diferentes niveles de control. La división de equipamiento, automatización y control entre los niveles de la jerarquía territorial por tipo de gestión caracteriza no solo la distribución de funciones de gestión entre los niveles de la jerarquía territorial en el nivel temporal de gestión operativa, sino que determina en gran medida la distribución de funciones en otros niveles temporales.
Al mismo tiempo, durante la gestión operativa, y en algunos casos también durante la planificación de los regímenes, se prevé la subordinación de una de las divisiones en una determinada gama de temas a otra, ubicada en el mismo nivel de gestión. Si al despachador
A uno de los sistemas de energía se le puede confiar el control operativo de la línea de transmisión de energía que conecta este sistema de energía con el vecino. De esta forma, la carga en el despachador ODU se organiza transfiriendo a los despachadores del sistema eléctrico algunas de las funciones que se pueden realizar en este nivel.
Todos los equipos EPS que aseguran la producción y distribución de electricidad están bajo el control operativo del despachador de turno del sistema eléctrico o del personal operativo directamente subordinado a él (supervisores de turno de centrales eléctricas; despachadores de redes eléctricas y térmicas, personal de turno de subestaciones (SS), etcétera). Listas de equipos en funcionamiento
Gestión y mantenimiento, aprobado por los jefes despachadores del centro de control central.
UES de Rusia, ODU UES y CDS de sistemas energéticos, respectivamente. 
El control operativo del despachador del sistema de energía incluye los equipos principales, cuyas operaciones requieren
coordinación de acciones del personal de servicio de las empresas energéticas (instalaciones energéticas) o cambios acordados en la protección y automatización de relés
varios objetos.
La gestión operativa de las instalaciones energéticas que desempeñen un papel especialmente importante en la asociación o en la UES, como excepción, podrá encomendarse no al despachador del sistema energético, sino al despachador de la ODU o CDU de la UES.
El control operativo del despachador de turno de la ODU incluye:
potencia operativa total y reserva de energía de sistemas de energía, plantas de energía y unidades de alta potencia, conexiones entre sistemas y objetos de redes principales que afectan el modo IPS. En funcionamiento
el control del despachador ODU se transfiere al equipo, las operaciones con
que requieren coordinación de las acciones de los despachadores de guardia
sistemas de energía
El despachador de turno de la Oficina Central de Despacho de la UES, máximo responsable operativo de la UES, está a cargo de la capacidad operativa total y la reserva de energía de la UES, las conexiones eléctricas entre las asociaciones, así como las conexiones más importantes dentro de la UES. UES y objetos cuyo modo influye decisivamente en el modo de funcionamiento del UES.
El control operativo del Despachador de Control Central UES contiene las principales conexiones entre el UES y algunos objetos de importancia para todo el sistema.
El principio de subordinación operativa se aplica no solo a los equipos y aparatos principales, sino también a la protección de relés de las instalaciones relevantes, la automatización lineal y de emergencia, los medios y sistemas para la regulación automática del funcionamiento normal, así como los medios de despacho y control de procesos utilizados. por el personal operativo.
Los despachadores de turno de JSC-Energo, ODU y la Oficina Central de Despacho de la UES son los máximos responsables operativos del sistema energético, de la asociación y de la UES en su conjunto, respectivamente. Los equipos que se encuentren bajo el control operativo o control del despachador del nivel correspondiente no pueden ser retirados de operación o reserva, ni puestos en funcionamiento sin el permiso o instrucciones del despachador. Las órdenes de gestión administrativa de instalaciones y sistemas energéticos sobre cuestiones que son competencia de los despachadores pueden ser ejecutadas por el personal operativo únicamente con el permiso del operativo.
oficial superior de servicio.
El nivel más alto (CDU de la UES) proporciona gestión operativa las 24 horas del día del funcionamiento paralelo de la UES y la regulación continua del régimen de la UES. El enlace intermedio (ODU) mantiene el modo de unificación y controla el funcionamiento paralelo de los sistemas de energía. El servicio de despacho del sistema energético gestiona el modo del sistema eléctrico, asegurando el funcionamiento coordinado de todas las instalaciones energéticas incluidas en el mismo.
Cuando se opera un EPS como parte de un IPS, se conserva por completo la responsabilidad de los sistemas de energía de utilizar la energía de las centrales eléctricas, garantizar la máxima potencia disponible y ampliar el rango de control. En este caso, las capacidades de control y potencia disponibles están determinadas por las condiciones para cubrir las cargas UES, teniendo en cuenta el rendimiento de las conexiones entre sistemas.
La responsabilidad principal de mantener la frecuencia normal recae en el director operativo superior del despachador UES del panel de control de UES. Los despachadores del UPS y los sistemas de energía garantizan el mantenimiento de los cronogramas de flujo de energía entre el UPS y los sistemas de energía especificados respectivamente por la Oficina Central de Despacho del Sistema Unificado de Energía y el Sistema de Energía, y la implementación de instrucciones para cambiar los flujos con el fin de mantener
frecuencia normal cuando cambia el equilibrio de potencia. La responsabilidad de mantener la frecuencia también es compartida por los despachadores de ODU y los sistemas de energía en términos de garantizar una determinada reserva de energía rotativa y, en el caso del control automático de la frecuencia y la potencia activa, en términos del uso de sistemas y dispositivos automáticos involucrados en el control automático y para mantener el rango de control requerido en las centrales eléctricas.
El control del modo de tensión de las principales redes eléctricas se realiza mediante acciones coordinadas del personal en los niveles correspondientes de control de despacho. Despachadores
Las UES CDU y ODU mantienen los niveles de voltaje en los puntos apropiados de la red eléctrica principal, determinados por las instrucciones.
En caso de una escasez temporal de energía o electricidad en la UES, la duración de la carga o las restricciones de consumo de energía.
establecido por el Departamento de Control Central de UES y acordado con la dirección de RAO UES de Rusia; órdenes para introducir restricciones despachador de la CDU
Proporciona ODU a los despachadores y este último a los despachadores del sistema eléctrico.
El nivel más alto de gestión operativa (CDU UES) desarrolla y aprueba instrucciones básicas para el mantenimiento del régimen y la gestión operativa, de obligado cumplimiento para el personal operativo de la ODU y las instalaciones directamente subordinadas a la CDU. Las ODU territoriales en sus asociaciones desarrollan instrucciones que se ajustan a las disposiciones generales del instructivo.
Centros de Distribución Central y que sirven, a su vez, como base para el desarrollo de sistemas de control central de instrucciones locales, teniendo en cuenta las peculiaridades de la estructura y modo de los sistemas de energía.
Descripción:
Eficiencia incrementada
gestión de red de distribución
V. E. Vorotnitsky, Doctor en Ciencias Técnicas Ciencias, Profesor, Director Ejecutivo Adjunto de Investigación de JSC VNIIE
Las principales tareas de la gestión de redes eléctricas en condiciones de mercado.
Asegurar el funcionamiento de la infraestructura tecnológica de la red eléctrica en condiciones de igualdad de oportunidades para su uso por todos los participantes en el mercado eléctrico;
Garantizar el funcionamiento estable y seguro de los equipos de la red eléctrica, el suministro confiable de energía a los consumidores y la calidad de la electricidad que cumpla con los requisitos establecidos por las normas, y tomar medidas para asegurar el cumplimiento de las obligaciones de las entidades de la industria eléctrica en virtud de los contratos celebrados en el mercado eléctrico;
Garantizar las condiciones contractuales para el suministro de electricidad a los participantes del mercado eléctrico;
Garantizar el acceso no discriminatorio de las entidades del mercado eléctrico a la red eléctrica, sujeto a su cumplimiento de las Reglas del Mercado, reglas y procedimientos tecnológicos si dicha conexión es técnicamente posible;
Minimización de las limitaciones técnicas de la red dentro de límites económicamente viables;
Reducir los costes de transmisión y distribución de electricidad mediante la introducción de tecnologías avanzadas para el mantenimiento y reparación de equipos de la red eléctrica, nuevos equipos y medidas de ahorro energético.
El propósito del artículo es considerar:
Las principales tareas de gestión de redes eléctricas en condiciones de mercado;
Características generales de las redes de distribución de 0,38 a 110 kV en Rusia;
Estado técnico de las redes de distribución, instalaciones y sistemas de control;
Tendencias y perspectivas de desarrollo:
a) tecnologías de la información digital;
b) tecnologías básicas de la información;
c) tecnologías de información geográfica;
d) sistemas automatizados para la gestión operativa y tecnológica de las redes de distribución de las empresas y sus principales subsistemas;
e) medios de partición de las redes de distribución;
Problemas de creación de un marco regulatorio para la automatización de la gestión de la red de distribución.
Características generales de las redes de distribución eléctrica en Rusia.
Redes eléctricas rurales
La longitud total de las redes eléctricas con un voltaje de 0,4 a 110 kV en las zonas rurales de Rusia es de aproximadamente 2,3 millones de km, incluidas las líneas con voltaje:
0,4 kV – 880 mil km
6–10 kV – 1.150 mil km
35 kilovoltios – 160 mil kilómetros
110 kilovoltios – 110 mil kilómetros
En las redes están instaladas 513.000 subestaciones transformadoras de 6–35/0,4 kV con una capacidad total de unos 90 millones de kVA.
Redes eléctricas urbanas
La longitud total de las redes eléctricas urbanas con una tensión de 0,4 a 10 kV es de 0,9 millones de kilómetros, e incluye:
líneas de cable 0,4 kV – 55 mil km
líneas aéreas 0,4 kV – 385 mil km
Líneas de cable de 10 kV – 160 mil km
líneas aéreas 10 kV – 90 mil km
líneas aéreas de iluminación exterior - 190 mil km
líneas aéreas de iluminación exterior - 20 mil km
En las redes están instaladas alrededor de 290 mil subestaciones transformadoras de 6 a 10 kV con una capacidad de 100 a 630 kVA.
Estado técnico de las redes de distribución eléctrica, medios y sistemas de control de las mismas.
Equipos de red eléctrica.
Alrededor del 30-35% de las líneas aéreas y subestaciones transformadoras han expirado su vida útil. En 2010, este valor alcanzará el 40% si el ritmo de reconstrucción y reequipamiento técnico de las redes eléctricas sigue siendo el mismo.
Como resultado, los problemas con la confiabilidad del suministro de energía se están agudizando.
La duración media de los cortes de energía de los consumidores es de 70 a 100 horas al año. En los países industrializados, una condición “buena” de suministro eléctrico se define estadísticamente cuando la duración total de las interrupciones de una red de media tensión a lo largo del año es de entre 15 y 60 minutos por año. En las redes de baja tensión estas cifras son ligeramente superiores.
El número medio de averías que provocan la parada de líneas de alta tensión con tensiones de hasta 35 kV es de 170 a 350 por 100 km de línea al año, de los cuales el 72% son inestables y pasan a ser monofásicas.
Protección y automatización de relés.
De los aproximadamente 1.200 mil dispositivos de automatización y protección de relés (RPA) de diversos tipos actualmente en funcionamiento en las redes de distribución rusas, la mayoría son dispositivos electromecánicos, dispositivos microelectrónicos o dispositivos que utilizan microelectrónica parcial.
Con una vida útil estándar de los dispositivos de automatización y protección de relés de 12 años, alrededor del 50% de todos los conjuntos de protección de relés han expirado su vida útil estándar.
El retraso en el nivel de equipos de protección de relés producidos en el país en comparación con los equipos de protección de relés de las principales empresas manufactureras extranjeras es de 15 a 20 años.
Como antes, más del 40% de los casos de mal funcionamiento de los dispositivos de automatización y protección de relés se produce debido al estado insatisfactorio de los dispositivos y a errores del personal de servicio de automatización y protección de relés durante su mantenimiento.
Cabe señalar que no todo va bien con la fiabilidad de la protección por relé no sólo en Rusia, sino también en algunos países industrializados.
En particular, en la sesión de la Conferencia Internacional sobre Redes de Distribución (CIRED) de 2001, se observó que en las redes eléctricas noruegas los daños anuales causados por el funcionamiento inadecuado de los sistemas de protección y control ascienden a unos 4 millones de dólares estadounidenses. Al mismo tiempo, el 50% de las falsas alarmas se producen en dispositivos de protección y control. De ellos, más del 50% se deben a errores durante la inspección y prueba de los equipos y sólo el 40% a daños en los mismos.
En otros países escandinavos, la tasa de daños de los equipos de protección de relés es de 2 a 6 veces menor.
El principal obstáculo para la automatización generalizada de las instalaciones de la red eléctrica es la falta de preparación de los equipos eléctricos primarios para ello.
Sistema de recopilación y transmisión de información, información y sistemas informáticos.
Más del 95% de los dispositivos telemecánicos y conjuntos de sensores llevan en funcionamiento más de 10 a 20 años. Los medios y sistemas de comunicación son en su mayoría analógicos, moral y físicamente obsoletos y no cumplen con los requisitos necesarios de precisión, confiabilidad, confiabilidad y velocidad.
En la gran mayoría de los centros de control de redes eléctricas regionales (RES) y empresas de redes eléctricas (PES), la base técnica de los sistemas de control automatizados son computadoras personales que no cumplen con los requisitos de monitoreo y control tecnológico continuo. La vida útil de las computadoras personales que funcionan en modo continuo no supera los 5 años y su período de obsolescencia es aún más corto. Para un sistema automatizado de control de despacho (ADCS) de redes eléctricas, es necesario utilizar computadoras especiales que funcionen de manera confiable en modo continuo, completas con herramientas de control de procesos.
El software de sistema Microsoft, ORACLE, etc. utilizado en redes eléctricas requiere licencias generalizadas.
El software de aplicación (tecnológico) (SCADA-DMS) en muchas redes eléctricas también está claramente desactualizado y no cumple con los requisitos modernos ni en términos de funciones ni de cantidad de información procesada.
En particular, los sistemas de control automatizados existentes para sistemas de suministro de energía y sistemas de distribución brindan principalmente servicios de información para el personal y prácticamente no resuelven los problemas de gestión operativa de los sistemas de energía, optimización del mantenimiento operativo y de reparación de las redes eléctricas.
Sistema de regulación de voltaje
Los medios para regular la tensión bajo carga en los centros de energía de las redes de distribución y los medios de conmutación sin excitación (con desconexión del transformador) en las subestaciones transformadoras de 6 a 10 kV prácticamente no se utilizan o se utilizan esporádicamente, ya que los consumidores se quejan de los bajos niveles de tensión durante las horas pico de carga.
El resultado es que en puntos individuales eléctricamente remotos de redes eléctricas de 0,38 kV en áreas rurales, los niveles de voltaje son de 150 a 160 V en lugar de 220 V.
En tal situación, el mercado eléctrico puede imponer sanciones muy graves a las empresas de redes de distribución en cuanto a la fiabilidad y calidad del suministro de energía a los consumidores. Si no se prepara para esto con antelación, en un futuro muy próximo las empresas de redes sufrirán graves pérdidas materiales, lo que agravará aún más la situación.
Sistema de medición de electricidad.
En la gran mayoría de los centros de suministro de energía de las redes de distribución (alrededor del 80%) y alrededor del 90% de los consumidores domésticos, se instalan medidores electrónicos o de inducción de primera generación moral y físicamente obsoletos, a menudo con fechas de verificación y servicio vencidas, lo que proporciona la capacidad de tomar solo lecturas manuales.
El resultado es un aumento de las pérdidas de electricidad comercial en las redes eléctricas. Mientras que las pérdidas totales de electricidad en las redes eléctricas rusas ascienden a unos 107 mil millones de kWh al año, las redes de distribución de 110 kV y menos representan 85 mil millones de kWh, de las cuales las pérdidas comerciales, según estimaciones mínimas, ascienden a 30 mil millones de kWh al año.
Si a finales de los años 80 del siglo XX las pérdidas relativas de electricidad en las redes eléctricas de los sistemas de energía no superaban el 13-15% de la electricidad suministrada a la red, actualmente para los sistemas de energía individuales han alcanzado el nivel de entre el 20% y el 25%, para las centrales eléctricas individuales, entre el 30% y el 40%, y para algunas FER ya superan el 50%.
En los países europeos desarrollados, las pérdidas relativas de electricidad en las redes eléctricas oscilan entre el 4% y el 10%: en los EE. UU., alrededor del 9%, en Japón, el 5%.
De conformidad con el Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia sobre la regulación de las tarifas de energía eléctrica, las Reglas del mercado mayorista y el proyecto de Reglas del mercado minorista del período de transición, las pérdidas estándar de electricidad en las redes eléctricas (y este no es más del 10-12% del suministro a la red) puede incluirse en el costo de los servicios de transmisión de electricidad y será pagado por las entidades del mercado, y las pérdidas excesivas de electricidad tendrán que ser compradas por las compañías de la red para compensarlas. .
Para algunas empresas con pérdidas del 20% al 25%, esto significa que más de la mitad de las pérdidas reportadas serán pérdidas financieras directas de cientos de millones de rublos al año.
Todo esto requiere enfoques cualitativamente nuevos para la medición de la electricidad tanto en las redes eléctricas como entre los consumidores, principalmente para la automatización de la medición, la automatización de los cálculos y análisis de los balances eléctricos, la desconexión selectiva de los consumidores morosos, etc.
Marco regulatorio para la optimización del desarrollo de las redes de distribución eléctrica y sus sistemas de gestión.
El marco regulatorio apenas se ha actualizado desde mediados de los años 80 y principios de los 90. Hoy en día, alrededor de 600 regulaciones industriales requieren revisión.
Muchos documentos fundamentales, principalmente las reglas para el diseño de instalaciones eléctricas, las reglas de operación técnica, no han sido aprobados por el Ministerio de Justicia de la Federación de Rusia y, de hecho, han dejado de ser obligatorios para su uso.
Hasta ahora no se han acordado nuevas normas para el uso de la electricidad con el mismo Ministerio de Justicia de la Federación de Rusia. El Código Penal de la Federación de Rusia no contiene el concepto de "robo de electricidad", que causa grandes daños materiales a la industria eléctrica. El volumen del robo de electricidad está creciendo y aumentará objetivamente a medida que aumenten las tarifas eléctricas. Para detener esto, necesitamos no sólo los esfuerzos de los trabajadores de la energía, sino también la asistencia legal del Estado. Lamentablemente, esta ayuda no siempre es adecuada. En particular, con la entrada en vigor de la Ley de la Federación de Rusia "sobre reglamentación técnica", el estatus de los GOST se degrada drásticamente, lo que para un país como Rusia puede crear y ya está creando problemas importantes. El principal es la falta de una política técnica unificada en el ámbito del desarrollo de las redes de distribución y su gestión.
La financiación para este desarrollo y su apoyo científico es claramente insuficiente y se lleva a cabo de forma residual. La crisis de más de diez años en la industria eléctrica rusa ha empeorado significativamente la situación. Las reformas de la gestión eléctrica iniciadas en los últimos años han afectado hasta ahora a las redes troncales de 220 kV y superiores, que también tienen muchos problemas, pero no tantos como los que se han acumulado en las redes de distribución.
Las esperanzas en la actividad de los inversores nacionales y occidentales y en la introducción de tecnologías occidentales en la gestión de las redes de distribución nacionales probablemente estén condenadas al fracaso debido al hecho de que la legislación rusa, la mentalidad, las condiciones climáticas, las peculiaridades de la construcción de la red (gran ramificación y longitud, otros equipos de red, electricidad de baja calidad, altos niveles de interferencia, etc.), los sistemas de control y el software difieren significativamente de los extranjeros. Es más correcto centrarse en sus propias fortalezas, teniendo en cuenta la experiencia avanzada nacional y extranjera. Existen todos los requisitos previos para ello, como lo demuestran las tendencias emergentes en el mundo y en los sistemas y redes energéticos domésticos avanzados.
A mediados de los años 1980 y principios de los 1990, JSC VNIIE desarrolló un conjunto completo de documentos sobre la creación y desarrollo de sistemas de control automatizados para centrales eléctricas y sistemas de distribución. Por supuesto, estos documentos ahora están muy desactualizados y requieren revisión.
Tendencias y perspectivas de desarrollo.
Tecnologías digitales y de la información.
Las tendencias globales en el desarrollo de sistemas de gestión están indisolublemente ligadas a la transición a las tecnologías digitales, que brindan la posibilidad de crear sistemas jerárquicos integrados. Al mismo tiempo, las redes de distribución eléctrica en estos sistemas son el eslabón jerárquico inferior, indisolublemente ligado a los niveles superiores de gestión.
La base de la transición a las tecnologías digitales es el reequipamiento técnico y la modernización del sistema de comunicaciones y telecomunicaciones con un fuerte aumento en el volumen y la velocidad de transferencia de información. La transición gradual a sistemas digitales de control integrado estará determinada por las etapas de implementación del Sistema Unificado de Comunicación Digital en el sector energético y tomará al menos entre 10 y 15 años.
En los últimos años del siglo XX, los principales expertos mundiales en el campo de las telecomunicaciones propusieron la tesis: "El siglo XX es el siglo de la energía y el siglo XXI es el siglo de la informática". Al mismo tiempo, apareció un nuevo término: “infocomunicaciones”, que combina “informatización” y “telecomunicaciones”. Creo que sería más correcto decir que el siglo XXI será el siglo de la energía y de las infocomunicaciones basadas en la información moderna y las tecnologías digitales.
Las tendencias más importantes en el desarrollo de las redes de infocomunicación son:
Incrementar la confiabilidad y vida útil de las redes de telecomunicaciones;
Desarrollo de métodos para pronosticar el desarrollo de las telecomunicaciones en las regiones en función del consumo de electricidad;
Creación de sistemas de gestión del entorno de información y comunicación;
La introducción, simultáneamente con el desarrollo de las redes digitales, de modernas tecnologías de telecomunicaciones, principalmente la tecnología de fibra óptica;
La introducción en varios países de las denominadas tecnologías PLC para el uso de redes eléctricas de 0,4 a 35 kV para la transmisión de cualquier información desde subestaciones, empresas de energía, empresas industriales hasta el control y gestión del consumo de energía en la vida cotidiana. incluida la resolución de problemas de ASKUE, soporte informativo para las actividades de los suscriptores de la red eléctrica de 0,4 a 35 kV;
Utilización de equipos de comunicaciones para la protección de instalaciones energéticas y videovigilancia.
tecnología de la información básica
Una de las principales características de los sistemas de control automatizados modernos es la integración (complejización) de muchos productos de software en un solo espacio de información.
Actualmente, la tecnología de integración basada en tecnologías de Internet y estándares abiertos se está desarrollando muy rápidamente, lo que permite:
Crear una infraestructura técnica para el diseño de aplicaciones y capacidades para el desarrollo del sistema a lo largo del tiempo;
Brindar la capacidad de integrar productos de empresas como Microsoft, ORACLE, IBM, etc.;
Garantizar la posibilidad de una integración consistente de los productos existentes sin cambios significativos o reprogramaciones;
Garantizar la escalabilidad y portabilidad del software para replicarlo en todas las empresas de la empresa.
Tecnologías de geoinformación
El rápido desarrollo de la tecnología informática y las telecomunicaciones, los sistemas de navegación por satélite, la cartografía digital, los avances en microelectrónica y otros avances tecnológicos, la mejora continua del software estándar y aplicado y el soporte de información crean requisitos previos objetivos para el uso y desarrollo cada vez más generalizado de un campo cualitativamente nuevo de conocimiento - geoinformática. Surgió en la intersección de geografía, geodesia, topología, procesamiento de datos, informática, ingeniería, ecología, economía, negocios y otras disciplinas y áreas de la actividad humana. Las aplicaciones prácticas más importantes de la geoinformática como ciencia son los sistemas de información geográfica (SIG) y las tecnologías de geoinformación (tecnologías SIG) creadas sobre su base.
La abreviatura GIS existe desde hace más de 20 años y originalmente se refería a un conjunto de métodos informáticos para crear y analizar mapas digitales e información temática relacionada para la gestión de instalaciones municipales.
Se presta cada vez más atención al uso de tecnologías SIG en la industria de la energía eléctrica y, en primer lugar, en las redes eléctricas de JSC FGC UES, JSC-energos y ciudades.
Ya las primeras experiencias de uso de SIG como sistemas de información y referencia en redes eléctricas domésticas han demostrado la incondicional utilidad y eficacia de dicho uso para:
Certificación de los equipos de red con su vinculación a un mapa digital de la zona y a diversos circuitos eléctricos: normal, operativo, de soporte, de cálculo, etc.;
Contabilidad y análisis del estado técnico de equipos eléctricos: líneas, transformadores, etc.;
Contabilidad y análisis de pagos por electricidad consumida;
Posicionar y visualizar en un mapa digital la ubicación de los equipos operativos, etc.
Se están abriendo perspectivas aún mayores en el uso de tecnologías SIG para resolver problemas: planificación y diseño óptimos del desarrollo; reparación y mantenimiento operativo de redes eléctricas, teniendo en cuenta las características del terreno; gestión operativa de redes y respuesta a emergencias, teniendo en cuenta información espacial, temática y operativa sobre el estado de los objetos de la red y sus modos de funcionamiento. Para ello, hoy existe la necesidad de vincular información y funcionalidad de SIG, sistemas de software tecnológicos de sistemas de control automatizados de redes eléctricas, sistemas expertos y bases de conocimientos para la resolución de los problemas enumerados. JSC VNIIE ha desarrollado un sistema de asesoramiento para analizar solicitudes de reparación de equipos de red. Se está trabajando para vincular los programas de cálculo de pérdidas al SIG.
En los últimos años, ha habido una cierta tendencia en el desarrollo de sistemas integrados de servicios públicos sobre una única base topográfica de la ciudad, distrito, región, incluidas las redes térmicas, eléctricas, de gas, de suministro de agua, telefónicas y de otra ingeniería.
Estructura del sistema automatizado para el control de despacho operativo de las empresas de la red de distribución (AS DSK)
El propósito de la creación de AS DGC es aumentar la eficiencia y confiabilidad de la distribución de energía eléctrica y potencia, asegurando la máxima eficiencia de las actividades operativas y tecnológicas de DGC a través de la automatización integral de los procesos de recolección, procesamiento, transmisión de información y toma de decisiones basadas en sobre las modernas tecnologías de la información.
La DGC AS debe ser un sistema jerárquico distribuido, en cada nivel del cual se resuelva un conjunto básico obligatorio de tareas, asegurando la implementación de las principales funciones de gestión operativa y tecnológica.
Subsistemas principales de AS RSK:
Control automatizado de despacho operativo de redes eléctricas, realizando las siguientes funciones:
a) gestión actual;
b) gestión y planificación operativa;
c) control y gestión del consumo de energía;
d) planificación y gestión de reparaciones;
Control tecnológico automatizado:
a) protección y automatización de relés;
b) tensión y potencia reactiva;
Sistema automatizado de medición comercial y técnica de electricidad (ASCAE);
Sistema de comunicación, recopilación, transmisión y visualización de información.
Debido a limitaciones en el volumen de artículos, nos centraremos únicamente en las principales tendencias y perspectivas de desarrollo de los principales subsistemas de AS DGC.
Protección y automatización de relés.
Las principales direcciones de desarrollo de sistemas de automatización y protección de relés en redes de distribución eléctrica:
Reemplazo de equipos físicamente desgastados que hayan llegado al final de su vida útil;
Modernización de dispositivos de automatización y protección de relés con enfoque en el uso de una nueva generación de dispositivos microprocesadores;
Integración de equipos de automatización y protección de relés basados en microprocesadores en un sistema unificado de control de procesos de subestaciones de suministro;
Ampliar las funciones de los sistemas de automatización y protección de relés para incluir tareas de medición y control, teniendo en cuenta los requisitos para la confiabilidad de su funcionamiento, incluido el uso de estándares internacionales para interfaces de comunicación.
Regulación de tensión y potencia reactiva.
Las principales tareas para mejorar la eficiencia de la regulación de voltaje:
Mejorar la confiabilidad y calidad del mantenimiento operativo de los equipos de regulación de voltaje, principalmente la regulación de voltaje bajo carga y la regulación automática de voltaje;
Monitoreo y análisis de gráficos de carga de consumidores y voltajes en nodos de redes eléctricas, aumentando la confiabilidad y el volumen de mediciones de potencia reactiva en redes de distribución;
Introducción y uso sistemático de software para optimizar las leyes de regulación de voltaje en redes de distribución, implementación práctica de estas leyes;
Organización del control remoto y automático de los grifos de los transformadores desde los centros de despacho;
Instalación de medios adicionales de regulación de voltaje controlados remotamente, por ejemplo, transformadores elevadores en las redes de líneas de distribución largas de media tensión, donde es imposible garantizar desviaciones de voltaje permitidas en los nodos de la red mediante regulación centralizada.
Automatización de la medición de la electricidad.
La automatización de la medición de la electricidad es una dirección estratégica para reducir las pérdidas de electricidad comercial en todos los países sin excepción, la base y el requisito previo para el funcionamiento de los mercados de electricidad mayorista y minorista.
El ASKUE moderno debe crearse sobre la base de:
Estandarización de formatos y protocolos de transmisión de datos;
Garantizar la discreción de la contabilidad, recopilación y transmisión de datos de medición comercial necesarios para el funcionamiento eficaz del competitivo mercado minorista de electricidad;
Asegurar el cálculo de los desequilibrios de electricidad reales y permisibles en las redes eléctricas, localizar los desequilibrios y tomar medidas para reducirlos;
Coordinación mutua con medios de sistemas de control automatizados, sistemas automatizados de control de procesos y automatización de emergencias.
Para recopilar información, existe una tendencia constante a reemplazar los medidores de inducción por electrónicos, no solo por mayores límites de precisión, sino también por un menor consumo en los circuitos del transformador de corriente y del transformador de tensión.
De particular importancia para el mercado minorista de electricidad y para reducir las pérdidas de electricidad en las redes eléctricas es la eliminación del autoservicio (autolectura) de los contadores de electricidad por parte de los consumidores domésticos. Para ello, en todo el mundo se está desarrollando ASKUE para consumidores domésticos con la transmisión de datos desde los contadores de electricidad a través de una red eléctrica de 0,4 kV o mediante canales de radio a los centros de recopilación de datos. En particular, se utilizan ampliamente las tecnologías PLC ya mencionadas anteriormente.
Aplicación de medios modernos de seccionamiento de redes de distribución eléctrica y automatización descentralizada.
En muchos países, para aumentar la confiabilidad de las redes de distribución, reducir el tiempo para encontrar la ubicación de la falla y el número de interrupciones en el suministro de energía, durante muchos años se ha estado utilizando el "principio de la columna vertebral" de la construcción de dichas redes, basado en el equipamiento. las redes con puntos de seccionamiento automáticos montados en postes - reconectadores, que combinan las funciones de:
Determinar la ubicación del daño;
Localización de daños;
Restaurar la nutrición.
conclusiones
1. Tareas prioritarias necesarias:
Desarrollo de un concepto y programa a largo plazo para el desarrollo, modernización, reequipamiento técnico y reconstrucción de redes de distribución eléctrica de 0,38 a 110 kV, medios y sistemas para controlar sus modos, reparación y mantenimiento;
La transición del principio residual al principio prioritario de asignar recursos financieros y materiales para la implementación práctica gradual de este concepto y programa con la comprensión de la importancia crucial del rápido desarrollo de las redes de distribución y sus sistemas de gestión para el funcionamiento eficaz no solo de los mercados minoristas, pero también mayoristas, de la electricidad;
Desarrollo de un marco normativo y metodológico de gestión y gestión moderno y orientado al mercado para el desarrollo de redes eléctricas de distribución y sus sistemas de gestión;
Desarrollo de requisitos económicamente justificados para la industria nacional para la producción de equipos modernos para redes eléctricas y sus sistemas de control;
Organización de un sistema de certificación y admisión a operación de equipos nacionales e importados para redes de distribución y sus sistemas de gestión;
Implementación y análisis de los resultados de proyectos piloto para probar nuevas tecnologías prometedoras y sistemas de control automatizados para redes de distribución eléctrica.
2. El desarrollo e implementación de sistemas de control automatizados eficaces para redes de distribución eléctrica es una tarea compleja que requiere una inversión importante.
Antes de iniciar la modernización y reequipamiento técnico del sistema de gestión de la red eléctrica existente o crear uno nuevo, cada empresa distribuidora y energía regional debe comprender claramente el conjunto de tareas a resolver y el efecto esperado de implementar un sistema de control automatizado.
Es necesario desarrollar métodos modernos para calcular la eficiencia económica de los sistemas de control automatizados para PES y RES (empresa de redes de distribución), las etapas de su creación y desarrollo.
3. La principal pregunta que siempre surge a la hora de desarrollar e implementar nuevas tecnologías para la gestión de redes eléctricas es ¿de dónde sacar el dinero para todo esto?
En realidad, puede haber varias fuentes de fondos:
1) financiamiento centralizado de proyectos piloto y documentos normativos y metodológicos;
2) tarifas eléctricas;
3) consolidación de una determinada parte de los recursos financieros de las futuras empresas de redes de distribución y de las actuales energías regionales en una asociación creada oficialmente: la Asociación Rusa de Empresas;
4) inversores interesados.
En las condiciones rusas, como lo ha demostrado la práctica de los sistemas energéticos avanzados, el principio debería funcionar: "Quien quiere resolver un problema, busca y encuentra formas de resolverlo, quien no quiere, busca las razones por las que una solución es necesaria". imposible, o espera que otros lo resuelvan por él”.
Como se desprende del artículo, existen suficientes oportunidades y formas de mejorar la eficiencia de la gestión de las redes de distribución en Rusia. Es necesario comprender la importancia y un deseo activo de implementar en la práctica estas oportunidades.
El software TSF fuera del kernel consta de aplicaciones confiables que se utilizan para implementar funciones de seguridad. Tenga en cuenta que las aplicaciones confiables utilizan bibliotecas compartidas, incluidos los módulos PAM en algunos casos. Sin embargo, no existe ningún caso en el que la biblioteca compartida en sí se trate como un objeto confiable. Los comandos confiables se pueden agrupar de la siguiente manera.
- Inicialización del sistema
- Identificación y Autenticación
- Aplicaciones de red
- Procesamiento por lotes
- Gestión del sistema
- Auditoría a nivel de usuario
- Soporte criptográfico
- Soporte de máquina virtual
Los componentes de ejecución del kernel se pueden dividir en tres partes: el kernel principal, los subprocesos del kernel y los módulos del kernel, dependiendo de cómo se ejecutarán.
- El núcleo incluye código que se ejecuta para proporcionar un servicio, como atender una llamada al sistema de un usuario o atender un evento de excepción o una interrupción. La mayoría del código del kernel compilado entra en esta categoría.
- Hilos del núcleo. Para realizar ciertas tareas rutinarias, como borrar cachés de disco o liberar memoria intercambiando bloques de páginas no utilizados, el kernel crea procesos o subprocesos internos. Los subprocesos se programan como procesos normales, pero no tienen contexto en modo sin privilegios. Los subprocesos del kernel realizan funciones específicas del lenguaje C del kernel. Los subprocesos del kernel se encuentran en el espacio del kernel y se ejecutan sólo en modo privilegiado.
- El módulo del kernel y el módulo del kernel del controlador de dispositivo son piezas de código que se pueden cargar y descargar dentro y fuera del kernel según sea necesario. Amplían la funcionalidad del kernel sin necesidad de reiniciar el sistema. Una vez cargado, el código objeto del módulo del kernel puede acceder a otros códigos y datos del kernel de la misma manera que el código objeto del kernel vinculado estáticamente.
El núcleo consta de subsistemas lógicos que proporcionan diversas funciones. Aunque el núcleo es el único programa ejecutable, los diversos servicios que proporciona se pueden separar y combinar en diferentes componentes lógicos. Estos componentes interactúan para proporcionar funciones específicas. El núcleo consta de los siguientes subsistemas lógicos:
- Subsistema de archivos y subsistema de E/S: Este subsistema implementa funciones relacionadas con los objetos del sistema de archivos. Las funciones implementadas incluyen aquellas que permiten que un proceso cree, mantenga, interactúe y elimine objetos del sistema de archivos. Estos objetos incluyen archivos normales, directorios, enlaces simbólicos, enlaces físicos, archivos específicos de ciertos tipos de dispositivos, canalizaciones con nombre y sockets.
- Subsistema de proceso: Este subsistema implementa funciones relacionadas con la gestión de procesos y la gestión de subprocesos. Las funciones implementadas le permiten crear, programar, ejecutar y eliminar procesos y temas de hilos.
- Subsistema de memoria: Este subsistema implementa funciones relacionadas con la gestión de los recursos de memoria del sistema. Las funciones implementadas incluyen aquellas que crean y administran memoria virtual, incluida la administración de algoritmos de paginación y tablas de páginas.
- Subsistema de red: Este subsistema implementa sockets de dominio de Internet y UNIX y los algoritmos utilizados para programar paquetes de red.
- subsistema IPC: Este subsistema implementa funciones relacionadas con los mecanismos de IPC. Las características implementadas incluyen aquellas que facilitan el intercambio controlado de información entre procesos, permitiéndoles compartir datos y sincronizar su ejecución al interactuar con un recurso compartido.
- Subsistema del módulo kernel: este subsistema implementa la infraestructura para admitir módulos cargables. Las funciones implementadas incluyen cargar, inicializar y descargar módulos del kernel.
- Extensiones de seguridad de Linux: Las extensiones de seguridad de Linux implementan varios aspectos de seguridad que se proporcionan en todo el kernel, incluido el marco del Módulo de seguridad de Linux (LSM). El marco LSM sirve como base para módulos que permiten la implementación de diversas políticas de seguridad, incluido SELinux. SELinux es un subsistema lógico importante. Este subsistema implementa funciones de control de acceso obligatorias para lograr el acceso entre todos los sujetos y objetos.
- Subsistema de controlador de dispositivo: este subsistema brinda soporte para varios dispositivos de hardware y software a través de una interfaz común independiente del dispositivo.
- Subsistema de auditoría: Este subsistema implementa funciones relacionadas con el registro de eventos críticos para la seguridad en el sistema. Las funciones implementadas incluyen aquellas que capturan cada llamada al sistema para registrar eventos críticos para la seguridad y aquellas que implementan la recopilación y el registro de datos de auditoría.
- subsistema KVM: Este subsistema implementa el mantenimiento del ciclo de vida de una máquina virtual. Realiza la finalización de instrucciones, que se utiliza para instrucciones que solo requieren pequeñas comprobaciones. Para completar cualquier otra instrucción, KVM llama al componente de espacio de usuario QEMU.
- API criptográfica: este subsistema proporciona una biblioteca criptográfica interna del kernel para todos los componentes del kernel. Proporciona primitivas criptográficas para las personas que llaman.
El kernel es la parte principal del sistema operativo. Se comunica directamente con el hardware, implementa el intercambio de recursos, proporciona servicios comunes a las aplicaciones y evita que las aplicaciones accedan directamente a funciones dependientes del hardware. Los servicios proporcionados por el kernel incluyen:
1. Gestión de la ejecución de procesos, incluidas las operaciones de su creación, terminación o suspensión, e intercambio de datos entre procesos. Éstas incluyen:
- Programación equivalente de procesos para su ejecución en la CPU.
- Dividir procesos en la CPU usando el modo de tiempo compartido.
- Ejecutando el proceso en la CPU.
- Suspender el kernel una vez transcurrido el tiempo asignado.
- Asignación de tiempo del kernel a otro proceso.
- Reprogramar el tiempo del kernel para ejecutar un proceso suspendido.
- Administre metadatos relacionados con la seguridad del proceso, como UID, GID, etiquetas SELinux e identificadores de funciones.
- Permiso otorgado por el kernel a los procesos para compartir parte de su espacio de direcciones bajo ciertas condiciones; sin embargo, el núcleo protege el propio espacio de direcciones del proceso de interferencias externas.
- Si el sistema tiene poca memoria libre, el kernel libera memoria escribiendo el proceso temporalmente en la memoria de segundo nivel o intercambiando.
- Interacción coordinada con el hardware de la máquina para establecer un mapeo de dirección virtual a dirección física que establece un mapeo entre direcciones generadas por el compilador y direcciones físicas.
- Establece límites a los recursos configurados por la aplicación de emulación para una máquina virtual determinada.
- Ejecutar el código del programa de la máquina virtual para su ejecución.
- Maneje el apagado de máquinas virtuales completando la instrucción o retrasando la finalización de la instrucción para emular el espacio del usuario.
- Asignación de memoria secundaria para almacenamiento y recuperación eficiente de datos del usuario.
- Asignar memoria externa para archivos de usuario.
- Recicle el espacio de almacenamiento de datos no utilizado.
- Organizar la estructura del sistema de archivos (utilizando principios de estructuración claros).
- Proteger los archivos del usuario del acceso no autorizado.
- Organizar el acceso controlado a los procesos a dispositivos periféricos como terminales, unidades de cinta, unidades de disco y dispositivos de red.
- Organizar el acceso mutuo a los datos para sujetos y objetos, proporcionando acceso controlado basado en la política DAC y cualquier otra política implementada por el LSM cargado.