Ich wiek szacuje się na pięć do dziesięciu lat, a kompleksy te są już przestarzałe. O tym, co ma je zastąpić, rozmawialiśmy z dyrektor moskiewskiego oddziału JSC „Monitor Electric” Siergiej Silkow.
- Sergey Valeryevich, obecnie Monitor Electric jest znaczącym przedsiębiorstwem w zakresie rozwoju i tworzenia technicznych systemów oprogramowania dla dyspozytorni w branży elektroenergetycznej. Gdzie to wszystko się zaczęło?
– Może zacznijmy od 2003 roku, kiedy wypuściliśmy kompleks informacji operacyjnej SK-2003: to było prawdziwe oprogramowanie, które w niektórych ośrodkach nadal działa. Po nim pojawił się bardziej zaawansowany model - SK-2007. Odniósł spory sukces i są klienci, którzy kupują go do dziś.
Powstanie w tym samym czasie elektronicznego dziennika operacyjnego „eZh-2” było wydarzeniem prawdziwie rewolucyjnym, które umożliwiło zastąpienie pozornie wiecznych „papierowych” dokumentów dyspozytorskich. Jego użycie pozwala na szybkie wprowadzanie i porządkowanie informacji operacyjnych o różnych zdarzeniach, zapewniając ich podział na kategorie i zachowanie zależności. Bardzo popularny i, ośmielę się powiedzieć, praktycznie najlepszy w swoim rodzaju, w rzeczywistości stał się standardowym magazynem w branży.
Stworzyliśmy również tryb dynamicznego symulatora dyspozytora (RTD) „Finist”, który umożliwia symulowanie niemal każdego zdarzenia w systemach elektroenergetycznych, co pozwala szkolić dyspozytorów operacyjnych.
Te trzy produkty stały się podstawą do przemysłowej produkcji systemów oprogramowania w firmie.
Wreszcie, obecnie aktywnie promujemy nasz system nowej generacji, SK-11, którego opracowanie zajęło osiem lat.
– System SK-11 to wasz główny produkt. Krótko mówiąc, jaka jest jego zaleta?
– SK-11 opiera się na wysokowydajnej platformie informatycznej. Jest to system do utrzymywania modelu informacyjnego obiektu sterującego, zapisu/odczytu danych, przechowywania modelu informacyjnego, organizowania dostępu dla aplikacji użytkownika. Dzięki innowacyjnej architekturze platformy SK-11 osiąga superszybkie parametry przetwarzania danych telemetrycznych (do 5 milionów zmian parametrów na sekundę), pracę z wielkoskalowymi modelami sieci elektroenergetycznych, dużą liczbą użytkowników i nie tylko.
Różne aplikacje są podłączane do platformy na życzenie i możliwości klientów. Dziś jest ich ponad pięćdziesiąt. Są to aplikacje SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS dla różnych służb przedsiębiorstw energetycznych, które zajmują się zarządzaniem operacyjnym, planowaniem remontów i rozbudową sieci oraz szkoleniem personelu dyspozytorskiego. Ze względu na modułowość architektury w systemie, w miarę jego opanowania możliwości finansowe zmieniają się, już w trakcie działania komponenty użytkownika są po prostu dodawane lub zmieniane.
Drugą ważną zaletą naszego systemu jest to, że w przeciwieństwie do systemów informatycznych poprzednich generacji opartych na sygnałach zdalnego sterowania, model informacyjny SK-11 obejmuje absolutnie wszystkie urządzenia systemu elektroenergetycznego. Takie podejście pozwala na zwiększenie składu wcześniej nierozwiązywalnych problemów. Na przykład nasz system modeluje konsumentów, a ponieważ konsumenci są również częścią modelu informacyjnego, możemy realizować zadanie efektywnego zarządzania przestojami. Symulacja nieztelemechanizowanych urządzeń i odbiorników pozwala na skrócenie czasu poszukiwania uszkodzonego elementu, automatyczne wygenerowanie programu działań dla personelu eksploatacyjnego oraz przyspieszenie procesu przywracania zasilania.
Zauważam również, że modelujemy sieć o dowolnym napięciu, do sieci 0,4 kilowolta.
– W jakim stopniu krajowe firmy sieciowe ufają rosyjskim twórcom takich systemów?
- Jest, moim zdaniem, bardzo kompetentna, wyważona polityka rozwoju tego kierunku. Po pierwsze, Rosseti ma dokument określający politykę zastępowania importu. Spełnia wymagania rządu rosyjskiego: nie należy używać obcego oprogramowania do zarządzania sieciami elektrycznymi.
Ponadto Rosseti ma własne standardowe procedury certyfikacji, a wszystko, co robią programiści, jest sprawdzane pod kątem zgodności ze standardami Rosseti.
Dopiero po zatwierdzeniu przez komisję atestacyjną możliwości wykorzystania tego produktu do zarządzania siecią i tylko w przypadku pozytywnej konkluzji komisji atestacyjnej PJSC Rosseti można używać tego lub innego oprogramowania.
Do tej pory tylko Monitor Electric ma taki wniosek.
– Czy rosyjskie firmy sieciowe naprawdę potrzebują takich systemów, czy to kwestia rozporządzeń i rozporządzeń organów regulacyjnych?
– Kierownictwo spółek sieciowych stale rozwija system zarządzania operacyjnego, technologicznego i sytuacyjnego (OTiSU). Mają programy inwestycyjne, w ramach których pracują.
Oczywiście cały czas jesteśmy z nimi w stałym kontakcie. Zapraszamy do omówienia zadań, rozważenia niezbędnego zestawu funkcji systemów automatyki i co najważniejsze do wdrożenia. Odbywają się cykliczne konferencje, rady naukowo-techniczne. Na przykład w lipcu uczestniczyliśmy w Radzie Naukowo-Technicznej IDGC Syberii. We wrześniu weźmiemy udział w konferencji IDGC Południa. Podsumowując, kierownictwo PJSC Rosseti i spółek zależnych spółek sieciowych bardzo aktywnie planuje działania inwestycyjne mające na celu modernizację systemów BHP.
Ministerstwo Energii Federacji Rosyjskiej i Rosseti prowadzą intensywne prace badawcze, badawczo-rozwojowe w tym kierunku. Na przykład nasza firma Monitor Electric jest zaangażowana w kilka projektów pilotażowych w ramach Narodowej Inicjatywy Technologicznej EnergyNET. Po pierwsze, jest to projekt Cyfrowej Strefy Dystrybucji, w którym współpracujemy z Yantarenergo. Wspólnie z naszymi kolegami z Kaliningradu rozwijamy cyfrowe technologie dystrybucyjne, w tym zagadnienia integracji kompleksu oprogramowania sterowania operacyjnego i technologicznego z szeregiem powiązanych systemów. Na przykład, teraz, gdy rozwiązaliśmy problem integracji GIS i APCS, kolejnym krokiem jest integracja APCS i systemów księgowych. Są to niezwykle złożone zadania, które nie zostały jeszcze rozwiązane w rosyjskim sektorze energetycznym.
Drugi projekt to opracowanie zestawu narzędzi do długoterminowego planowania rozwoju sieci. Został stworzony, przetestowany w praktyce i do końca roku będziemy musieli zdać kierownictwu NTI raport z realizacji projektu.
– Zapoznałem się z geografią wdrożeń Waszych systemów. Okazuje się, że swoje systemy można spotkać w całej Rosji!
- I nie tylko. Jeśli mówimy o ostatnich projektach, to wdrożyliśmy SK-11 i prawie w pełni funkcjonalny tryb w IDGC Uralu, w ich SDC - Yekaterinburg Electric Grid Company. To prawdopodobnie jeden z naszych najbardziej szanowanych klientów. Poziom szkolenia personelu i kierownictwa jest bardzo wysoki, dość szybko przeszli przez wszystkie etapy, a teraz kompleks jest tam aktywnie wykorzystywany. W Yantarerergo wdrożyliśmy SK-11, zawiera on ciekawy podsystem obliczający wskaźniki techniczne miejskiej sieci elektrycznej na modelu rozwoju z czteroletnim horyzontem. Łącznie w ciągu ostatnich trzech lat odbyło się około dziesięciu wdrożeń naszych systemów. Tak, są prezentowane w całej Rosji w różnych firmach iw zupełnie różnych konfiguracjach.
- Ale powiedziałeś, że nie tylko w niej ...
- Dokładnie. Na przykład trzy firmy szkolące kontrolerów ruchu lotniczego w USA kupiły nasz symulator oprogramowania Finist iz jego pomocą przeszkolono ponad 1000 kontrolerów ruchu lotniczego.
Na naszym kompleksie SK-2007 pracuje również United Dispatch Department Republiki Białoruś. Nawiasem mówiąc, teraz również negocjujemy z nimi przejście na SK-11.
Nasz kompleks działa w sieciach miejskich Tbilisi. Zostaliśmy wezwani do projektu po pewnych trudnościach ze znanym dostawcą i pomyślnie wdrożyliśmy nasze produkty w jego centrum sterowania. W Kazachstanie są udane doświadczenia w systemie zarządzania dostawami energii Alma-Ata (firma AZhK). Otrzymaliśmy pozytywne opinie od naszych kazachskich kolegów, a teraz prowadzimy negocjacje z szeregiem firm energetycznych w Republice Kazachstanu, gdzie zostaliśmy wybrani jako dostawcy rozwiązań IT.
– Podkreśliliście projekt z Yantarenergo, gdzie wspólnie budujecie inteligentne sieci. Powiedz nam o tym więcej.
– Na początku roku zakończyliśmy wszystkie procedury techniczne, aby zakończyć pierwszy etap wdrożenia w zakresie systemu SCADA (system automatycznej kontroli i zbierania informacji) oraz kompleksu dzienników elektronicznych. Teraz wspólnie prowadzimy bardzo intensywne prace nad dopracowaniem tego, co zostało zrobione i przygotowujemy dokumenty do wdrożenia drugiego etapu. Na tym etapie zostaną zaimplementowane funkcje obliczeniowe i analityczne, pozwalające na wykonanie całego zestawu operacji technologicznych dla prawdziwie inteligentnego zarządzania siecią.
- W związku z dyskusją o potrzebie przejścia na inteligentne sieci w całej Rosji, jak trudne będzie powtórzenie tego doświadczenia w innych sieciach?
- Oczywiście wszędzie ma swoją specyfikę. Niemal w każdej realizacji stajemy przed koniecznością dostosowania naszego kompleksu do istniejącego środowiska informacyjnego, reprezentowanego przez różnych, w tym zagranicznych, deweloperów. Dla każdego wszystko jest inne, a to oczywiście nie jest dobre dla nas jako producenta i nośnika dość nowoczesnej ideologii technicznej. Ale nadal bardzo wierzymy w regulacyjną rolę Rosseti, która obecnie przykłada dużą wagę do standaryzacji systemów.
Z drugiej strony ta różnorodność przekłada się na naszą przewagę konkurencyjną. W tym przed firmami zagranicznymi, które niechętnie przerabiają swoje systemy, na przykład interfejs użytkownika. Jeśli chodzi o nas, jest to pierwsza rzecz, od której zaczynamy.
W końcu każdy ma swoje zdanie i własne standardy dotyczące tego, jak i gdzie informacje powinny być wyświetlane użytkownikom: dyspozytorzy, specjaliści służb operacyjnych, menedżerowie. Wyświetlenie ogromnej ilości informacji na ścianie wideo jest bardzo trudnym zadaniem, ponieważ głównym zadaniem dyspozytora jest zobaczenie całego obrazu jako całości. W końcu pozostaje jeszcze bardzo trudny moment ergonomii, a każdy dyspozytor też ma na to swój własny pomysł. Tak więc proces tzw. równoważenia obwodów jest bardzo skomplikowany i może trwać 4-6 miesięcy.
Jeśli chodzi o nas, z powodzeniem rozwiązujemy te problemy za pomocą własnego podsystemu graficznego. Tym właśnie zajmujemy się w oddziale Woroneż, jest bardzo silny zespół, który ma ogromne doświadczenie i dysponuje najnowocześniejszymi środkami i metodami prezentacji informacji, dzięki czemu wszystkie zadania rozwiązuje się szybko i sprawnie. Może to zabrzmieć trochę odważnie, ale tak wielu naszych użytkowników twierdzi, że nasze obwody są najpiękniejsze na świecie.
Jest to więc tylko jeden punkt, ale istnieją inne czysto techniczne różnice. Ale to jest zaleta naszego systemu. Dzięki wieloletniemu doświadczeniu i modułowości tworzonych przez nas kompleksów rozwój techniczny systemów informatycznych centrów sterowania nigdy się nie kończy. Zaczynamy od prostej konfiguracji dla dowolnych sieci iw miarę jej opanowywania ulepszamy i rozwijamy bez przerywania działania na światowy poziom.
- Masz marzenie?
- No, oczywiście, za kilka lat będziemy mieli robota-dyspozytora, a potem, jak kierowca bezzałogowego pojazdu... Doświadczeni specjaliści przejdą od zmian i zajmą się dogłębnymi pracami planistycznymi i analitycznymi, poprawiającymi architekturę sieci oraz opracowywanie nowych „inteligentnych” komponentów.
Dyspozytorska kontrola technologiczna powinna być zorganizowana według struktury hierarchicznej, uwzględniającej podział funkcji kontroli technologicznej pomiędzy poziomami, a także ścisłe podporządkowanie niższych szczebli kontroli wyższym.
Wszystkie organy nadzoru technologicznego, bez względu na formę własności danego podmiotu rynkowego wchodzącego w skład systemu elektroenergetycznego (IPS, JES), muszą stosować się do poleceń (instrukcji) wyższego dyspozytora technologicznego.
Istnieją dwie kategorie podporządkowania operacyjnego:
zarządzanie operacyjne i zarządzanie operacyjne.
Kontrola operacyjna właściwego dyspozytora powinna obejmować urządzenia i kontrole elektroenergetyczne, z którymi operacje wymagają koordynacji działań podległego personelu dyspozytorskiego oraz skoordynowanego wykonywania operacji na kilku obiektach o różnym podporządkowaniu operacyjnym.
Kontrola operacyjna dyspozytora powinna być władzą
wyposażenia i kontroli, których stan i sposób działania
wpływają na tryb pracy odpowiedniego systemu elektroenergetycznego (IPS, UES). Operacje z takim wyposażeniem i kontrolami
musi odbywać się za zgodą właściwego dyspozytora.
Obowiązujące przepisy i przepisy to przewidują
aby wszystkie elementy SWW (urządzenia, aparatura, urządzenia automatyki i sterowania) znajdowały się pod operacyjną kontrolą i kierownictwem dyspozytorów i wyższego personelu dyżurnego na różnych poziomach zarządzania.
Termin zarządzanie operacyjne oznacza rodzaj podporządkowania operacyjnego, gdy operacje z takim lub innym sprzętem EPS są wykonywane wyłącznie na polecenie odpowiedniego dyspozytora (personelu wyższego dyżuru), który zarządza tym sprzętem. Kontrola operacyjna dyspozytora to sprzęt, z którym operacje wymagają koordynacji działań podległego personelu operacyjnego.
Termin zarządzanie operacyjne odnosi się do rodzaju działań operacyjnych
podporządkowanie, jeśli operacje z takim lub innym sprzętem EPS
przeprowadzane są za wiedzą (za zgodą) właściwego dyspozytora, w którego jurysdykcji znajduje się to urządzenie.
Przewiduje się utrzymanie operacyjne na dwóch poziomach. Poziom 1 odpowiada za sprzęt, z którym operacje są wykonywane w porozumieniu lub za powiadomieniem dyspozytora wyższego stopnia lub dyspozytora tego samego stopnia.
Kontrola operacyjna II poziomu obejmuje sprzęt, którego stan lub działanie ma wpływ
tryb pracy określonej części sieci elektrycznej. Operacje z
ten sprzęt są przeprowadzane w porozumieniu z wyższym
przez administratora i powiadomienie zainteresowanych administratorów.
Każdy element SPP może być pod kontrolą operacyjną dyspozytora nie tylko jednego etapu, ale także pod zwierzchnictwem kilku
dyspozytorzy jednego lub różnych poziomów kontroli. Podział wyposażenia, automatyzacji i sterowania między poziomami hierarchii terytorialnej według rodzajów zarządzania charakteryzuje nie tylko rozkład funkcji kierowniczych między poziomami hierarchii terytorialnej na tymczasowym poziomie zarządzania operacyjnego, ale w dużej mierze determinuje rozkład funkcji na innych tymczasowych poziomach.
Wraz z tym, w zarządzaniu operacyjnym, aw niektórych przypadkach w planowaniu reżimów, przewiduje się, że jeden z pododdziałów, w pewnym zakresie zagadnień, jest podporządkowany innemu, znajdującemu się na tym samym poziomie zarządzania. Tak, dyspozytor
jednemu z systemów elektroenergetycznych można powierzyć zarządzanie eksploatacyjne elektroenergetyczną linią przesyłową łączącą ten system elektroenergetyczny z sąsiednim. Tym samym odciążenie dyspozytora ODU jest zorganizowane poprzez przekazanie dyspozytorom systemu elektroenergetycznego części funkcji, które mogą być realizowane na tym poziomie.
Wszystkie urządzenia EPS, które zapewniają wytwarzanie i dystrybucję energii elektrycznej, znajdują się pod kontrolą operacyjną dyspozytora dyżurnego systemu elektroenergetycznego lub bezpośrednio mu podległego personelu operacyjnego (kierownicy zmian elektrowni; dyspozytorzy sieci elektrycznych i cieplnych, dyżurni podstacji ( SS) itp.). Wykazy sprzętu w eksploatacji
zarządzania i utrzymania, są zatwierdzane przez głównych dyspozytorów CDU
odpowiednio JES Rosji, ODU JES i CDS systemów energetycznych. 
Sterowanie ruchowe dyspozytora systemu elektroenergetycznego jest podstawowym urządzeniem, którego działanie wymaga
koordynacja działań personelu dyżurnego przedsiębiorstw energetycznych (obiektów elektroenergetycznych) lub koordynacja zmian w zabezpieczeniach przekaźnikowych i automatyce
wiele obiektów.
Zarządzanie ruchem obiektów energetycznych pełniących szczególnie ważną rolę w zrzeszeniu lub wyjątkowo w JES może być powierzone nie dyspozytorowi systemu elektroenergetycznego, ale dyspozytorowi ODU lub CDU JES.
Pod jurysdykcją operacyjną dyżurnego dyspozytora ODU znajdują się m.in
całkowita moc robocza i rezerwa mocy systemów elektroenergetycznych, elektrowni i jednostek dużej mocy, łączność międzysystemowa i obiekty sieci głównych, które mają wpływ na tryb IPS. W operacyjnym
kontrola dyspozytora ODU zostaje przeniesiona na sprzęt, z którym operuje
które wymagają koordynacji działań dyżurnych dyspozytorów
Systemy energetyczne.
Dyżurny dyspozytor CDU JES, naczelny kierownik operacyjny JES, odpowiada za łączną zdolność operacyjną i rezerwę mocy JES, połączenia elektryczne pomiędzy zrzeszeniami, a także za najważniejsze połączenia w obrębie JES i obiektów, którego tryb ma decydujący wpływ na tryb UES.
W zarządzaniu operacyjnym dyspozytora CDU JES stanowią główne powiązania IPS z niektórymi obiektami o znaczeniu ogólnosystemowym.
Zasada podporządkowania operacyjnego obejmuje nie tylko główny sprzęt i aparaturę, ale także zabezpieczenia przekaźnikowe odpowiednich obiektów, automatykę liniową i awaryjną, środki i systemy automatycznego sterowania trybem normalnym, a także narzędzia kontroli dyspozytorskiej i technologicznej używany przez personel operacyjny.
Dyspozytorami dyżurnymi AO-energos, ODU i CDU JES są najwyżsi kierownicy operacyjni odpowiednio systemu elektroenergetycznego, stowarzyszenia i JES jako całości. Sprzęt znajdujący się pod kontrolą operacyjną lub kontrolą dyspozytora odpowiedniego łącza nie może być wycofany z eksploatacji lub w rezerwie, a także oddany do eksploatacji bez zezwolenia lub instrukcji dyspozytora. Polecenia kierownictwa administracyjnego obiektów elektroenergetycznych i systemów elektroenergetycznych w sprawach należących do kompetencji dyspozytorów mogą być wykonywane przez personel operacyjny wyłącznie za zgodą kierownika ruchu
starszy oficer na służbie.
Najwyższy poziom (CDU JES) zapewnia całodobowe zarządzanie operacyjne pracą równoległą JES oraz ciągłą regulację trybu JES. Łącze środkowe (MDL) prowadzi tryb kombinowany i zarządza równoległą pracą systemów elektroenergetycznych. Służba dyspozytorska systemu elektroenergetycznego zarządza trybem pracy systemu elektroenergetycznego, zapewniając skoordynowaną pracę wszystkich jego obiektów energetycznych.
Podczas funkcjonowania SWW w ramach IPS w pełni zachowana jest odpowiedzialność systemów elektroenergetycznych za wykorzystanie mocy elektrowni, zapewnienie maksymalnej dostępnej mocy oraz rozszerzenie zakresu regulacji. Jednocześnie dostępna moc i możliwości regulacji są określone przez warunki pokrycia obciążeń IPS, z uwzględnieniem przepustowości komunikacji międzysystemowej.
Główna odpowiedzialność za utrzymanie normalnej częstotliwości spoczywa na najwyższym kierowniku operacyjnym JES - dyspozytorze zdalnego sterowania JES. Dyspozytorzy OSD i systemów elektroenergetycznych zapewniają utrzymanie harmonogramów przepływów mocy pomiędzy JES a systemami elektroenergetycznymi określonymi odpowiednio przez CDU JES i OSD, realizację instrukcji zmiany przepływów w celu utrzymania
normalnej częstotliwości przy zmianie bilansu mocy. Odpowiedzialność za utrzymanie częstotliwości ponoszą również dyspozytorzy ODE i systemów elektroenergetycznych w zakresie zapewnienia określonej wirującej rezerwy mocy, a w przypadku automatycznej regulacji częstotliwości i mocy czynnej w zakresie stosowania układów automatyki i urządzeń związanych z automatycznej regulacji i utrzymania wymaganego zakresu regulacji w elektrowniach.
Kontrola trybu głównych sieci elektrycznych za pomocą napięcia odbywa się poprzez skoordynowane działania personelu odpowiednich etapów kontroli dyspozytorskiej. Dyspozytorzy
CDU UES i ODU utrzymują poziomy napięcia w odpowiednich punktach głównej sieci elektrycznej, określonych w instrukcji.
W przypadku czasowego braku mocy lub energii elektrycznej w JES czas trwania ograniczeń obciążenia lub poboru mocy
ustanowiony przez CDU JES i uzgodniony z kierownictwem RAO „UES Rosji”; rozkazy nałożenia ograniczeń dyspozytorowi CDU
Daje ODE kontrolerom, a te ostatnie zasilają kontrolery systemu.
Najwyższy poziom zarządzania operacyjnego (CDU JES) opracowuje i zatwierdza podstawowe instrukcje utrzymania reżimu i zarządzania operacyjnego, które obowiązują personel operacyjny ODU i obiektów bezpośrednio podległych CDU. Terytorialne ODU dla swoich związków opracowują instrukcje, które są zgodne z ogólnymi postanowieniami instrukcji
Z kolei CDU i pracownicy stanowią podstawę do opracowania lokalnych instrukcji CDS uwzględniających specyfikę struktury i sposobu działania systemów elektroenergetycznych.
Opis:
Poprawa wydajności
zarządzanie siecią dystrybucji
VE Vorotnitsky, doktor nauk technicznych. Naukowiec, profesor, zastępca dyrektora wykonawczego ds. badań, JSC VNIIE
Główne zadania zarządzania sieciami elektroenergetycznymi w warunkach rynkowych
Zapewnienie funkcji infrastruktury technologicznej sieci elektroenergetycznej na zasadach równych szans korzystania z niej przez wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej;
Zapewnienie stabilnej i bezpiecznej pracy urządzeń sieci elektroenergetycznej, niezawodnego zasilania odbiorców oraz jakości energii elektrycznej spełniającej wymagania określone aktami normatywnymi oraz podejmowanie działań w celu zapewnienia realizacji zobowiązań podmiotów elektroenergetycznych wynikających z umów zawartych w rynek;
Zapewnienie warunków umownych dostarczania energii elektrycznej uczestnikom (uczestnikom) rynku energii elektrycznej;
Zapewnienie niedyskryminacyjnego dostępu podmiotów rynku energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej, pod warunkiem przestrzegania przez nie Regulaminu Rynku, zasad i procedur technologicznych, o ile takie przyłączenie jest technicznie możliwe;
Minimalizacja ograniczeń technicznych sieci w ekonomicznie uzasadnionych granicach;
Obniżenie kosztów przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej poprzez wprowadzenie zaawansowanych technologii utrzymania i naprawy urządzeń sieci elektroenergetycznej, nowych urządzeń oraz działań energooszczędnych.
Celem artykułu jest rozważenie:
Główne zadania zarządzania sieciami elektrycznymi w warunkach rynkowych;
Ogólna charakterystyka sieci dystrybucyjnych 0,38–110 kV w Rosji;
Stan techniczny sieci dystrybucyjnych, urządzeń i systemów zarządzania nimi;
Trendy i perspektywy rozwoju:
a) cyfrowe technologie informacyjne;
b) podstawowe technologie informacyjne;
c) technologie geoinformacyjne;
d) zautomatyzowane systemy zarządzania operacyjnego i technologicznego sieciami dystrybucyjnymi przedsiębiorstw i ich głównymi podsystemami;
e) środki podziału sieci dystrybucyjnych;
Problemy tworzenia ram regulacyjnych dla automatyzacji zarządzania sieciami dystrybucyjnymi.
Ogólna charakterystyka dystrybucyjnych sieci elektrycznych w Rosji
Wiejskie sieci elektryczne
Łączna długość sieci elektrycznych o napięciu 0,4–110 kV na terenach wiejskich Rosji wynosi około 2,3 mln km, w tym linie o napięciu:
0,4 kV - 880 tys. Km
6–10 kV - 1150 tys. Km
35 kV - 160 tys. Km
110 kV - 110 tys. Km
W sieciach zainstalowano 513 tys. stacji transformatorowych 6–35/0,4 kV o łącznej mocy ok. 90 mln kVA.
Miejskie sieci elektryczne
Całkowita długość miejskich sieci elektroenergetycznych o napięciu 0,4–10 kV wynosi 0,9 mln km, w tym:
linie kablowe 0,4 kV - 55 tys. km
linie napowietrzne 0,4 kV - 385 tys. Km
linie kablowe 10 kV - 160 tys. km
linie napowietrzne 10 kV - 90 tys. km
linie napowietrzne oświetlenia zewnętrznego - 190 tys. Km
linie napowietrzne oświetlenia zewnętrznego - 20 tys. Km
W sieciach zainstalowanych jest około 290 tys. stacji transformatorowych 6–10 kV o mocy 100–630 kVA.
Stan techniczny rozdzielczych sieci elektrycznych, środków i systemów ich sterowania
Wyposażenie sieci elektrycznej
Około 30-35% linii napowietrznych i stacji transformatorowych wypracowało swój standardowy okres. Do 2010 r. liczba ta osiągnie 40%, jeśli tempo przebudowy i modernizacji technicznej sieci elektroenergetycznych pozostanie na tym samym poziomie.
W efekcie pogłębiają się problemy z niezawodnością zasilania.
Średni czas przerw w dostawach energii elektrycznej wynosi 70–100 godzin rocznie. W krajach uprzemysłowionych statystycznie określa się jako „dobry” stan zasilania, gdy łączny czas przerw w sieci średniego napięcia w ciągu roku mieści się w przedziale 15–60 minut rocznie. W sieciach niskiego napięcia liczby te są nieco wyższe.
Średnia liczba uszkodzeń powodujących rozłączenie linii wysokiego napięcia o napięciu do 35 kV wynosi 170-350 na 100 km linii rocznie, z czego 72% to uszkodzenia niestabilne, przechodzące w jednofazowe.
Ochrona przekaźników i automatyka
Spośród obecnie działających w rosyjskich sieciach dystrybucyjnych około 1200 tysięcy urządzeń zabezpieczenia przekaźników i automatyki (RPA) różnych typów, główny udział stanowią urządzenia elektromechaniczne, mikroelektronika lub urządzenia z częściowym wykorzystaniem mikroelektroniki.
Przy standardowym okresie użytkowania przekaźnikowych urządzeń zabezpieczających równym 12 lat, około 50% wszystkich zestawów zabezpieczających przekaźniki osiągnęło swój standardowy okres użytkowania.
Backlog poziomu produkowanych krajowych urządzeń RPA w porównaniu do urządzeń RPA czołowych producentów zagranicznych wynosi 15–20 lat.
Podobnie jak poprzednio, ponad 40% przypadków nieprawidłowego działania zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyki wynika z niezadowalającego stanu urządzeń oraz błędów personelu służb przekaźnikowych podczas ich konserwacji.
Należy zauważyć, że nie wszystko jest bezpieczne z niezawodnością ochrony przekaźników, nie tylko w Rosji, ale także w niektórych krajach uprzemysłowionych.
W szczególności na sesji Międzynarodowej Konferencji ds. Sieci Dystrybucyjnych (CIRED) w 2001 roku zauważono, że w norweskich sieciach elektrycznych roczne szkody wynikające z nieprawidłowego działania systemów zabezpieczeń i sterowania wynoszą około 4 mln USD. Jednocześnie 50% fałszywych alarmów zabezpieczeń przypada na udział urządzeń zabezpieczających i sterujących. Spośród nich ponad 50% - z błędami podczas weryfikacji i testowania sprzętu, a tylko 40% z powodu jego uszkodzenia.
W innych krajach skandynawskich awaryjność przekaźnikowych urządzeń zabezpieczających jest 2–6 razy niższa.
Główną przeszkodą w szerokiej automatyzacji obiektów sieci elektroenergetycznej jest niedostępność podstawowych urządzeń elektrycznych do tego celu.
System zbierania i przekazywania informacji, informacji i systemów komputerowych
Ponad 95% urządzeń telemechaniki i zestawów czujników pracuje dłużej niż 10-20 lat. Środki i systemy komunikacji są głównie analogowe, moralnie i fizycznie przestarzałe, nie spełniają niezbędnych wymagań dotyczących dokładności, niezawodności, niezawodności i szybkości.
W zdecydowanej większości dyspozytorni sieci elektroenergetycznych (OZE) i przedsiębiorstw sieci elektroenergetycznych (PES) techniczną podstawą zautomatyzowanych systemów sterowania są komputery osobiste, które nie spełniają wymagań ciągłego nadzoru i sterowania technologicznego. Żywotność komputerów osobistych pracujących w trybie ciągłym nie przekracza 5 lat, a okres ich starzenia jest jeszcze krótszy. Do zautomatyzowanego systemu nadzoru nadrzędnego (ASCS) sieci elektroenergetycznych konieczne jest zastosowanie specjalnych komputerów, które niezawodnie pracują w trybie ciągłym, wraz z narzędziami do sterowania procesem.
Wymaga powszechnego licencjonowania oprogramowania systemowego Microsoft, ORACLE itp. używanego w sieciach elektrycznych.
Oprogramowanie aplikacyjne (technologiczne) (SCADA-DMS) w wielu sieciach elektroenergetycznych jest również wyraźnie przestarzałe, nie spełnia współczesnych wymagań zarówno pod względem funkcji, jak i ilości przetwarzanych informacji.
W szczególności istniejące zautomatyzowane systemy sterowania dla PSZ i OZE świadczą głównie usługi informacyjne dla personelu i praktycznie nie rozwiązują problemów zarządzania ruchem systemów elektroenergetycznych, optymalizacji eksploatacji i utrzymania ruchu sieci elektroenergetycznych.
Układ regulacji napięcia
Regulacja napięcia pod obciążeniem w centrach elektroenergetycznych sieci rozdzielczej oraz łączniki bezwzbudne (z odłączeniem transformatora) w stacjach transformatorowych 6-10 kV prawie w ogóle nie są stosowane lub są stosowane sporadycznie, ponieważ konsumenci narzekają na niskie poziomy napięcia w godzinach szczytu.
W rezultacie w oddzielnych elektrycznie oddalonych punktach sieci elektrycznych 0,38 kV na obszarach wiejskich poziomy napięcia wynoszą 150–160 V zamiast 220 V.
W takiej sytuacji rynek energii elektrycznej może nałożyć na przedsiębiorstwa sieci dystrybucyjnej bardzo poważne sankcje za niezawodność i jakość dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Jeśli nie przygotujesz się na to z wyprzedzeniem, w niedalekiej przyszłości firmy sieciowe poniosą poważne straty materialne, co jeszcze bardziej pogorszy sytuację.
System opomiarowania energii elektrycznej
Zdecydowana większość sieciowych sieci dystrybucyjnych (około 80%) oraz około 90% odbiorców indywidualnych posiada moralnie i fizycznie przestarzałe, często z przeterminowanymi datami kalibracji i serwisowania, liczniki indukcyjne lub elektroniczne pierwszej generacji, dające możliwość jedynie ręcznego odczytu .
Efektem jest wzrost strat handlowych energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych. Przy całkowitych stratach energii elektrycznej w rosyjskich sieciach elektrycznych wynoszących około 107 miliardów kWh rocznie, sieci dystrybucyjne o napięciu 110 kV i niższym odpowiadają za 85 miliardów kWh, z czego straty handlowe, według minimalnych szacunków, wynoszą 30 miliardów kWh rocznie.
O ile pod koniec lat 80. XX wieku względne straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych systemów elektroenergetycznych nie przekraczały 13–15% dostaw energii elektrycznej do sieci, to obecnie osiągnęły poziom 20– 25% dla poszczególnych systemów elektroenergetycznych i 30-40% dla poszczególnych TPP.%, a dla niektórych OZE przekracza już 50%.
W rozwiniętych krajach europejskich relatywne straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych kształtują się na poziomie 4-10%: w USA - około 9%, w Japonii - 5%.
Zgodnie z Rozporządzeniem Rządu Federacji Rosyjskiej w sprawie regulacji taryf za energię elektryczną, Regulaminem rynku hurtowego oraz projektem Regulaminu rynku detalicznego na okres przejściowy, standardowe straty energii elektrycznej w sieciach elektrycznych (oraz niniejsze stanowi nie więcej niż 10-12% dostaw do sieci) może być wliczona w koszty usług przesyłowych energii elektrycznej i będzie ponoszona przez podmioty rynkowe, a nadwyżki strat energii elektrycznej będą musiały być dokupowane przez przedsiębiorstwa sieciowe, aby je zrekompensować.
Dla niektórych firm ze stratami na poziomie 20-25% oznacza to, że ponad połowa zgłoszonych strat to bezpośrednie straty finansowe rzędu setek milionów rubli rocznie.
Wszystko to wymaga jakościowo nowego podejścia do opomiarowania energii elektrycznej zarówno w sieciach elektroenergetycznych, jak i przez odbiorców, przede wszystkim do automatyzacji opomiarowania, automatyzacji obliczeń i analizy bilansów energii elektrycznej, selektywnego odłączania niepłacących odbiorców itp.
Ramy regulacyjne dla optymalizacji rozwoju elektrycznych sieci dystrybucyjnych i ich systemów sterowania
Ramy regulacyjne prawie nie były aktualizowane od połowy lat osiemdziesiątych i wczesnych lat dziewięćdziesiątych. Obecnie rewizji wymaga około 600 sektorowych dokumentów regulacyjnych.
Wiele podstawowych dokumentów, przede wszystkim zasady instalacji instalacji elektrycznych, zasady eksploatacji technicznej nie zostały uzgodnione przez Ministerstwo Sprawiedliwości Federacji Rosyjskiej i zasadniczo przestały być obowiązkowe do użytku.
Do tej pory nowe zasady korzystania z energii elektrycznej nie zostały uzgodnione z tym samym Ministerstwem Sprawiedliwości Federacji Rosyjskiej. Kodeks karny Federacji Rosyjskiej nie zawiera pojęcia „kradzieży energii elektrycznej”, która powoduje wielkie straty materialne w elektroenergetyce. Skala kradzieży energii elektrycznej rośnie i obiektywnie będzie rosła wraz ze wzrostem taryf za energię elektryczną. Aby temu zapobiec, potrzebne są nie tylko wysiłki energetyków, ale także pomoc prawna państwa. Niestety, ta pomoc nie zawsze jest wystarczająca. W szczególności wraz z wejściem w życie ustawy Federacji Rosyjskiej „O przepisach technicznych” status GOST jest znacznie obniżony, co dla kraju takiego jak Rosja może stwarzać i już stwarza poważne problemy. Głównym jest brak jednolitej polityki technicznej w zakresie rozwoju i zarządzania sieciami dystrybucyjnymi.
Finansowanie tego rozwoju i jego wsparcie naukowe jest wyraźnie niewystarczające i odbywa się na zasadzie rezydualnej. Ponad dekada kryzysu w rosyjskiej elektroenergetyce znacznie pogorszyła sytuację. Rozpoczęte w ostatnich latach reformy zarządzania elektroenergetyką dotknęły dotychczas sieci szkieletowe 220 kV i wyższe, w których też jest wiele problemów, ale nie tak dużych jak w sieciach dystrybucyjnych.
Nadzieje na aktywność inwestorów krajowych i zachodnich oraz wprowadzenie zachodnich technologii w zarządzaniu krajowymi sieciami dystrybucyjnymi są najprawdopodobniej skazane na niepowodzenie ze względu na fakt, że rosyjskie ustawodawstwo, mentalność, warunki klimatyczne, cechy sieci budowlanych (duże rozgałęzienie i długość, inne sprzęt sieciowy, niska jakość energii elektrycznej, wysoki poziom zakłóceń itp.), systemy sterowania i oprogramowanie znacznie różnią się od zagranicznych. Bardziej poprawne jest skupienie się na własnych mocnych stronach, biorąc pod uwagę najlepsze doświadczenia krajowe i zagraniczne. Istnieją ku temu wszelkie przesłanki, o czym świadczą pojawiające się na świecie trendy oraz zaawansowane krajowe systemy i sieci energetyczne.
W połowie lat 80. i na początku lat 90. JSC VNIIE opracował cały zestaw dokumentów dotyczących tworzenia i rozwoju zautomatyzowanych systemów sterowania dla PES i OZE. Oczywiście dokumenty te są obecnie bardzo nieaktualne i wymagają rewizji.
Trendy i perspektywy rozwoju
Technologie cyfrowe i informacyjne
Światowe trendy w rozwoju systemów sterowania są nierozerwalnie związane z przejściem do technologii cyfrowych, które dają możliwość tworzenia zintegrowanych systemów hierarchicznych. Jednocześnie dystrybucyjne sieci elektryczne w tych systemach są niższym ogniwem hierarchicznym, nierozerwalnie związanym z wyższymi poziomami zarządzania.
Podstawą przejścia na technologie cyfrowe jest ponowne wyposażenie techniczne i modernizacja systemu łączności i telekomunikacji z gwałtownym wzrostem wolumenu i szybkości przesyłania informacji. Etapowe przejście na cyfrowe zintegrowane systemy sterowania będzie zdeterminowane etapami wdrażania Jednolitego Systemu Łączności Cyfrowej w energetyce i potrwa co najmniej 10-15 lat.
W ostatnich latach XX wieku czołowi światowi eksperci w dziedzinie telekomunikacji postawili tezę: „Wiek XX to wiek energii, a wiek XXI to wiek informatyki”. W tym samym czasie pojawił się nowy termin: „infokomunikacja”, który łączy w sobie „informatyzację” i „telekomunikację”. Myślę, że bardziej poprawne byłoby stwierdzenie, że wiek XXI będzie wiekiem zarówno energetyki, jak i infokomunikacji opartej na nowoczesnych technologiach informacyjnych i cyfrowych.
Najważniejsze trendy w rozwoju sieci informacyjno-komunikacyjnych to:
Zwiększenie niezawodności i żywotności sieci telekomunikacyjnych;
Opracowanie metod prognozowania rozwoju telekomunikacji w regionach w zależności od zużycia energii elektrycznej;
Tworzenie systemów zarządzania środowiskiem informacyjno-komunikacyjnym;
Równolegle z rozwojem sieci cyfrowych wprowadzanie nowoczesnych technologii telekomunikacyjnych, przede wszystkim technologii światłowodowej;
Wdrożenie w wielu krajach tzw. technologii PLC do wykorzystania sieci elektroenergetycznych 0,4-35 kV do przesyłania dowolnych informacji z podstacji, zakładów energetycznych, przedsiębiorstw przemysłowych po monitorowanie i zarządzanie zużyciem energii w życiu codziennym, w tym rozwiązywanie problemów AMR, informacji wsparcie działalności abonentów sieci elektroenergetycznych 0,4-35 kV;
Wykorzystanie środków łączności do ochrony obiektów elektroenergetycznych, nadzór wideo.
Podstawowe technologie informacyjne
Jedną z głównych cech nowoczesnych zautomatyzowanych systemów sterowania jest integracja (agregacja) wielu produktów oprogramowania w jedną przestrzeń informacyjną.
Obecnie technologia integracji oparta na technologiach internetowych i otwartych standardach rozwija się bardzo szybko, co pozwala na:
Stwórz infrastrukturę techniczną do projektowania aplikacji i możliwości rozwoju systemu na długi czas;
Zapewnij możliwość integracji produktów takich firm jak Microsoft, ORACLE, IBM itp.;
Zapewnij możliwość spójnej integracji istniejących produktów bez istotnych zmian i przeprogramowań;
Zapewnienie skalowalności i przenośności oprogramowania w celu jego replikacji w przedsiębiorstwach firmy.
Technologie geoinformacyjne
Szybki rozwój techniki komputerowej i telekomunikacji, systemów nawigacji satelitarnej, kartografii cyfrowej, sukces mikroelektroniki i innych postępów technologicznych, ciągłe doskonalenie standardowego i stosowanego oprogramowania oraz nośników informacji stwarzają obiektywne przesłanki dla coraz szerszego zastosowania i rozwoju jakościowo nowej dziedzina wiedzy - geoinformatyka. Powstał na styku geografii, geodezji, topologii, przetwarzania danych, informatyki, inżynierii, ekologii, ekonomii, biznesu oraz innych dyscyplin i obszarów działalności człowieka. Najbardziej znaczącymi zastosowaniami praktycznymi geoinformatyki jako nauki są tworzone na ich podstawie systemy informacji geograficznej (GIS) oraz technologie geoinformacyjne (technologie GIS).
Skrót GIS istnieje od ponad 20 lat i pierwotnie odnosił się do zestawu komputerowych metod tworzenia i analizy map cyfrowych oraz powiązanych informacji tematycznych do zarządzania obiektami miejskimi.
Coraz większą uwagę zwraca się na wykorzystanie technologii GIS w elektroenergetyce, a przede wszystkim w sieciach elektrycznych JSC FGC JES, AO-energos i miast.
Już pierwsze doświadczenia z wykorzystaniem GIS jako systemów informacyjnych i referencyjnych w domowych sieciach elektrycznych wykazały bezwarunkową przydatność i skuteczność takiego wykorzystania dla:
Certyfikacja urządzeń sieciowych wraz z ich powiązaniem z cyfrową mapą terenu oraz różnymi obwodami elektrycznymi: normalnymi, eksploatacyjnymi, pomocniczymi, obliczeniowymi itp.;
Rozliczanie i analiza stanu technicznego urządzeń elektrycznych: linii, transformatorów itp.;
Rozliczanie i analiza płatności za zużytą energię elektryczną;
Pozycjonowanie i wyświetlanie na mapie cyfrowej lokalizacji mobilnych zespołów operacyjnych itp.
Jeszcze większe perspektywy otwierają się w zastosowaniu technologii GIS w rozwiązywaniu problemów: optymalne planowanie i projektowanie zabudowy; naprawa i konserwacja sieci elektrycznych, z uwzględnieniem cech terenu; zarządzanie operacyjne sieciami i likwidacja awarii z uwzględnieniem informacji przestrzennych, tematycznych i eksploatacyjnych o stanie obiektów sieciowych i trybach ich pracy. Aby to zrobić, już dziś potrzebne jest powiązanie informacyjne i funkcjonalne GIS, technologicznych systemów oprogramowania zautomatyzowanych systemów sterowania sieciami elektrycznymi, systemów eksperckich i baz wiedzy do rozwiązywania powyższych zadań. JSC „VNIIE” opracował doradcę systemowego do analizy wniosków o naprawę sprzętu sieciowego. Trwają prace nad połączeniem programów do obliczania strat z GIS.
W ostatnich latach nastąpił dobrze zdefiniowany trend w rozwoju zintegrowanych inżynieryjnych systemów komunikacyjnych na jednej podstawie topograficznej miasta, dzielnicy, regionu, w tym sieci ciepłowniczych, elektrycznych, gazowych, wodnych, telefonicznych i innych.
Struktura zautomatyzowanego systemu operacyjnej kontroli dyspozytorskiej spółek sieci dystrybucyjnej (AS DGC)
Celem powstania RGC AS jest zwiększenie efektywności i niezawodności dystrybucji energii elektrycznej i mocy poprzez zapewnienie maksymalnej efektywności działalności operacyjnej i technologicznej RGC poprzez zintegrowaną automatyzację procesów zbierania, przetwarzania, przesyłania informacji i podejmowania decyzji w oparciu o nowoczesne technologie informacyjne.
RSC AS powinien być rozproszonym systemem hierarchicznym, na każdym poziomie którego rozwiązywany jest obowiązkowy podstawowy zestaw zadań, zapewniający realizację głównych funkcji zarządzania operacyjnego i technologicznego.
Główne podsystemy AS RSK:
Zautomatyzowana operacyjna kontrola dyspozytorska sieci elektrycznych, realizująca następujące funkcje:
a) obecny zarząd;
b) zarządzanie operacyjne i planowanie;
c) kontrola i zarządzanie zużyciem energii;
d) planowanie i zarządzanie naprawami;
Zautomatyzowana kontrola technologiczna:
a) zabezpieczenie przekaźnikowe i automatyka;
b) napięcie i moc bierna;
Zautomatyzowany system rozliczeń handlowych i technicznych energii elektrycznej (ASKUE);
System komunikacji, gromadzenia, przekazywania i wyświetlania informacji.
Ze względu na ograniczenia objętości artykułów skupimy się jedynie na głównych trendach i perspektywach rozwoju głównych podsystemów RSC AS.
Ochrona przekaźników i automatyka
Główne kierunki rozwoju zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyki w rozdzielczych sieciach elektrycznych:
Wymiana zużytego fizycznie sprzętu, który wypracował swoją żywotność;
Modernizacja przekaźnikowych urządzeń zabezpieczeniowych i automatyki z naciskiem na zastosowanie nowej generacji urządzeń mikroprocesorowych;
Integracja mikroprocesorowych zabezpieczeń przekaźnikowych i urządzeń automatyki w jeden zautomatyzowany system sterowania procesem dla podstacji zasilających;
Rozbudowa funkcji zabezpieczeniowych i automatyki przekaźnika o zadania pomiarowe i kontrolne z uwzględnieniem wymagań dotyczących niezawodności jego działania, w tym wykorzystanie międzynarodowych standardów interfejsów komunikacyjnych.
Regulacja napięcia i mocy biernej
Główne zadania poprawy efektywności regulacji napięcia:
Poprawa niezawodności i jakości obsługi eksploatacyjnej regulacji napięcia to przede wszystkim regulacja napięcia pod obciążeniem oraz automatyczna regulacja napięcia;
Kontrola i analiza wykresów obciążenia odbiorców oraz napięć w węzłach sieci elektroenergetycznych, zwiększająca niezawodność i wolumen pomiarów mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych;
Implementacja i systematyczne stosowanie oprogramowania do optymalizacji praw regulacji napięcia w sieciach dystrybucyjnych, praktyczna realizacja tych praw;
Organizacja zdalnego i automatycznego sterowania zaczepami transformatora z centrów dyspozytorskich;
Montaż dodatkowych zdalnie sterowanych środków regulacji napięcia, np. transformatorów wspomagających na sieciach długich linii dystrybucyjnych średniego napięcia, na których niemożliwe jest zapewnienie dopuszczalnych odchyleń napięcia w węzłach sieci za pomocą scentralizowanej regulacji.
Automatyzacja opomiarowania energii elektrycznej
Automatyzacja opomiarowania energii elektrycznej jest strategicznym kierunkiem ograniczania strat handlowych energii elektrycznej we wszystkich bez wyjątku krajach, podstawą i warunkiem funkcjonowania hurtowego i detalicznego rynku energii elektrycznej.
Nowoczesne ASKUE powinno powstać w oparciu o:
Standaryzacja formatów i protokołów transmisji danych;
Zapewnienie dyskrecji opomiarowania, zbierania i przekazywania komercyjnych danych pomiarowych niezbędnych do efektywnego funkcjonowania konkurencyjnego detalicznego rynku energii elektrycznej;
Zapewnienie obliczeń rzeczywistych i dopuszczalnych niezbilansowań energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, lokalizacja niezbilansowań i podejmowanie działań w celu ich ograniczenia;
Wzajemne powiązanie ze środkami zautomatyzowanych systemów sterowania, zautomatyzowanych systemów sterowania procesami i automatyzacji awaryjnej.
W celu zebrania informacji obserwuje się stałą tendencję do zastępowania mierników indukcyjnych miernikami elektronicznymi, nie tylko ze względu na wyższe granice dokładności, ale także ze względu na mniejsze zużycie w obwodach przekładników prądowych i napięciowych.
Szczególne znaczenie dla detalicznego rynku energii elektrycznej oraz dla ograniczenia strat energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych ma wykluczenie samoobsługi (samodzielnego wpisywania odczytów) liczników energii elektrycznej przez odbiorców w gospodarstwach domowych. W tym celu na całym świecie rozwijany jest ASKUE dla gospodarstw domowych, który umożliwia transmisję danych z liczników energii elektrycznej siecią elektroenergetyczną 0,4 kV lub kanałami radiowymi do centrów gromadzenia danych. W szczególności szeroko stosowane są wspomniane już technologie PLC.
Zastosowanie nowoczesnych środków rozdziału sieci elektroenergetycznych i zdecentralizowanej automatyki
W wielu krajach w celu zwiększenia niezawodności sieci dystrybucyjnych, skrócenia czasu poszukiwania miejsca zwarcia oraz ilości przerw w dostawie energii od wielu lat stosuje się „główną zasadę” budowy takich sieci, opartą na w sprawie wyposażenia sieci w automatyczne punkty podziału konstrukcji słupowej - reklozery, łączące funkcje:
Ustalenie miejsca uszkodzenia;
Lokalizacja uszkodzeń;
Przywrócenie zasilania.
wnioski
1. Niezbędne priorytety:
Opracowanie koncepcji i wieloletniego programu rozwoju, modernizacji, doposażenia technicznego i przebudowy rozdzielczych sieci elektrycznych 0,38-110 kV, środków i systemów zarządzania ich trybami, remontami i konserwacją;
Przejście od rezydualnej do priorytetowej zasady przeznaczania środków finansowych i rzeczowych na stopniową praktyczną realizację tej koncepcji i programu, ze zrozumieniem kluczowego znaczenia zaawansowanego rozwoju sieci dystrybucyjnych i systemów zarządzania nimi dla efektywnego funkcjonowania nie tylko detaliczne, ale i hurtowe rynki energii elektrycznej;
Rozwój nowoczesnej, zorientowanej na rynek bazy biznesowo-zarządczej, normatywnej i metodycznej dla rozwoju rozdzielczych sieci elektroenergetycznych i systemów zarządzania nimi;
Opracowanie ekonomicznie uzasadnionych wymagań dla przemysłu krajowego w zakresie produkcji nowoczesnych urządzeń do sieci elektrycznych i ich systemów sterowania;
Organizacja systemu certyfikacji i dopuszczania do eksploatacji urządzeń krajowych i importowanych dla sieci dystrybucyjnych oraz systemów zarządzania nimi;
Wdrożenie i analiza wyników realizacji projektów pilotażowych na rzecz rozwoju nowych obiecujących technologii i systemów automatycznego sterowania dystrybucyjnymi sieciami elektrycznymi.
2. Opracowanie i wdrożenie wydajnych zautomatyzowanych systemów sterowania dystrybucyjnymi sieciami elektrycznymi jest zadaniem złożonym i wymagającym znacznych inwestycji kapitałowych.
Każda firma dystrybucyjna i AO-energo, przed przystąpieniem do modernizacji i doposażenia technicznego istniejącego systemu zarządzania siecią elektroenergetyczną lub stworzeniem nowego, musi jasno zrozumieć zestaw zadań do rozwiązania, oczekiwany efekt wprowadzenia automatyki systemy.
Konieczne jest wypracowanie nowoczesnych metod obliczania efektywności ekonomicznej ACS PES i OZE (spółki sieci dystrybucyjnej), etapów ich powstawania i rozwoju.
3. Głównym pytaniem, które zawsze pojawia się przy opracowywaniu i wdrażaniu nowych technologii zarządzania sieciami elektrycznymi, jest to, skąd wziąć na to wszystko pieniądze?
W rzeczywistości może istnieć kilka źródeł finansowania:
1) scentralizowane finansowanie projektów pilotażowych oraz dokumentów regulacyjnych i metodycznych;
2) taryfy energii elektrycznej;
3) konsolidacja pewnej części środków finansowych przyszłych spółek sieci dystrybucyjnej i dzisiejszego AO-energos w oficjalnie zawiązaną spółkę partnerską - Rosyjski Związek Przedsiębiorstw;
4) zainteresowanych inwestorów.
W warunkach rosyjskich, jak pokazała praktyka zaawansowanych systemów energetycznych, obowiązuje zasada „Kto chce rozwiązać problem, szuka i znajduje sposoby jego rozwiązania, kto nie chce, szuka przyczyn, dla których rozwiązanie jest niemożliwe lub czeka na inni rozwiążą to za niego” powinno zadziałać.
Jak wynika z artykułu, istnieje wystarczająco dużo możliwości i sposobów na poprawę efektywności zarządzania sieciami dystrybucyjnymi w Rosji. Konieczne jest zrozumienie znaczenia i aktywna chęć wykorzystania tych możliwości w praktyce.
Oprogramowanie TSF poza rdzeniem składa się z zaufanych aplikacji, które służą do implementacji zabezpieczeń. Należy pamiętać, że biblioteki współdzielone, w tym w niektórych przypadkach moduły PAM, są używane przez zaufane aplikacje. Jednak nie ma przypadku, w którym sama biblioteka współdzielona jest traktowana jako zaufany obiekt. Zaufane polecenia można pogrupować w następujący sposób.
- Inicjalizacja systemu
- Identyfikacja i uwierzytelnianie
- Aplikacje sieciowe
- przetwarzanie wsadowe
- Zarządzanie systemem
- Audyt na poziomie użytkownika
- Wsparcie kryptograficzne
- Obsługa maszyn wirtualnych
Komponenty wykonawcze jądra można podzielić na trzy części: jądro główne, wątki jądra i moduły jądra, w zależności od tego, jak będą wykonywane.
- Rdzeń rdzenia zawiera kod, który jest wykonywany w celu świadczenia usługi, takiej jak obsługa wywołania systemowego użytkownika lub obsługi zdarzenia wyjątku lub przerwania. Większość skompilowanego kodu jądra należy do tej kategorii.
- Wątki jądra. Aby wykonać pewne rutynowe zadania, takie jak opróżnianie pamięci podręcznej dysku lub zwalnianie pamięci poprzez zamianę nieużywanych ramek strony, jądro tworzy wewnętrzne procesy lub wątki. Wątki są planowane tak jak zwykłe procesy, ale nie mają kontekstu w trybie nieuprzywilejowanym. Wątki jądra wykonują pewne funkcje języka C jądra. Wątki jądra znajdują się w przestrzeni jądra i działają tylko w trybie uprzywilejowanym.
- Moduł jądra i moduł jądra sterownika urządzenia to fragmenty kodu, które można ładować i usuwać z jądra w razie potrzeby. Rozszerzają funkcjonalność jądra bez konieczności ponownego uruchamiania systemu. Po załadowaniu kod obiektowy modułu jądra może uzyskiwać dostęp do innego kodu i danych jądra w taki sam sposób, jak statycznie połączony kod obiektowy jądra.
Jądro składa się z logicznych podsystemów, które zapewniają różne funkcje. Mimo że jądro jest jedynym programem wykonywalnym, różne usługi, które zapewnia, można oddzielić i połączyć w różne komponenty logiczne. Komponenty te współdziałają, aby zapewnić określoną funkcjonalność. Jądro składa się z następujących podsystemów logicznych:
- Podsystem plików i podsystem we/wy: Ten podsystem implementuje funkcje związane z obiektami systemu plików. Zaimplementowane funkcje obejmują te, które umożliwiają procesowi tworzenie, utrzymywanie, interakcję i usuwanie obiektów systemu plików. Obiekty te obejmują zwykłe pliki, katalogi, dowiązania symboliczne, dowiązania twarde, pliki specyficzne dla urządzeń, nazwane potoki i gniazda.
- Podsystem procesowy: Ten podsystem realizuje funkcje związane ze sterowaniem procesem i sterowaniem wątkami. Zaimplementowane funkcje pozwalają tworzyć, planować, wykonywać i usuwać procesy oraz tematy wątków.
- Podsystem pamięci: Ten podsystem realizuje funkcje związane z zarządzaniem zasobami pamięci systemowej. Zaimplementowane funkcje obejmują te, które tworzą i zarządzają pamięcią wirtualną, w tym zarządzanie algorytmami paginacji i tablicami stron.
- Podsystem sieciowy: Ten podsystem implementuje gniazda UNIX i domeny internetowej, a także algorytmy używane do planowania pakietów sieciowych.
- Podsystem IPC: Podsystem ten realizuje funkcje związane z mechanizmami IPC. Zaimplementowane funkcje obejmują te, które ułatwiają kontrolowaną wymianę informacji między procesami, umożliwiając im współdzielenie danych i synchronizację ich wykonywania podczas interakcji z udostępnionym zasobem.
- Podsystem modułu jądra: Ten podsystem implementuje infrastrukturę do obsługi ładowalnych modułów. Zaimplementowane funkcje obejmują ładowanie, inicjowanie i rozładowywanie modułów jądra.
- Rozszerzenia bezpieczeństwa Linuksa: Rozszerzenia bezpieczeństwa Linuksa implementują różne aspekty bezpieczeństwa, które są zapewniane w całym jądrze, w tym w ramach modułu bezpieczeństwa systemu Linux (LSM). Framework LSM służy jako podstawa dla modułów pozwalających na implementację różnych polityk bezpieczeństwa, w tym SELinux. SELinux jest ważnym podsystemem logicznym. Ten podsystem implementuje obowiązkowe funkcje kontroli dostępu w celu uzyskania dostępu między wszystkimi podmiotami i obiektami.
- Podsystem sterownika urządzenia: Ten podsystem implementuje obsługę różnych urządzeń sprzętowych i programowych za pośrednictwem wspólnego, niezależnego od urządzenia interfejsu.
- Podsystem Audytu: Ten podsystem realizuje funkcje związane z rejestracją zdarzeń krytycznych dla bezpieczeństwa w systemie. Zaimplementowane funkcje obejmują te, które przechwytują każde wywołanie systemowe w celu rejestrowania zdarzeń krytycznych dla bezpieczeństwa oraz te, które implementują gromadzenie i rejestrowanie danych kontrolnych.
- Podsystem KVM: Ten podsystem implementuje konserwację cyklu życia maszyny wirtualnej. Wykonuje uzupełnianie instrukcji, które jest używane w przypadku instrukcji wymagających jedynie drobnych kontroli. W przypadku każdego innego zakończenia instrukcji KVM wywołuje komponent przestrzeni użytkownika QEMU.
- Interfejs API kryptografii: Ten podsystem zapewnia wewnętrzną bibliotekę kryptograficzną jądra dla wszystkich składników jądra. Zapewnia prymitywy kryptograficzne dla dzwoniących.
Jądro jest główną częścią systemu operacyjnego. Współdziała bezpośrednio ze sprzętem, udostępnia współdzielenie zasobów, udostępnia usługi współdzielone aplikacjom i uniemożliwia aplikacjom bezpośredni dostęp do funkcji zależnych od sprzętu. Usługi świadczone przez jądro obejmują:
1. Zarządzanie wykonywaniem procesów, w tym operacjami ich tworzenia, kończenia lub zawieszania oraz międzyprocesową wymianą danych. Obejmują one:
- Równoważne planowanie procesów uruchamianych na procesorze.
- Separacja procesów w CPU z wykorzystaniem trybu podziału czasu.
- Wykonanie procesu w CPU.
- Zawieś jądro po upływie jego kwantowego czasu.
- Przydział czasu jądra do wykonania innego procesu.
- Zmiana harmonogramu czasu jądra w celu wykonania zawieszonego procesu.
- Zarządzaj metadanymi związanymi z bezpieczeństwem procesów, takimi jak UID, GID, etykiety SELinux, identyfikatory funkcji.
- Zezwolenie udzielone przez jądro procesom na współdzielenie części ich przestrzeni adresowej pod pewnymi warunkami; jednak robiąc to, jądro chroni własną przestrzeń adresową procesu przed ingerencją z zewnątrz.
- Jeśli w systemie brakuje wolnej pamięci, jądro zwalnia pamięć przez tymczasowe zapisanie procesu do pamięci drugiego poziomu lub partycji wymiany.
- Spójna interakcja ze sprzętem maszyny w celu ustanowienia mapowania adresów wirtualnych na adresy fizyczne, która ustanawia mapowanie między adresami generowanymi przez kompilator a adresami fizycznymi.
- Ustaw limity zasobów skonfigurowanych przez aplikację emulującą dla tej maszyny wirtualnej.
- Uruchamianie kodu programu maszyny wirtualnej do wykonania.
- Obsługa zamykania maszyn wirtualnych przez zakończenie instrukcji lub opóźnienie zakończenia instrukcji w celu emulacji przestrzeni użytkownika.
- Alokacja pamięci dodatkowej w celu efektywnego przechowywania i wyszukiwania danych użytkownika.
- Przydział pamięci zewnętrznej dla plików użytkownika.
- Wykorzystaj niewykorzystane miejsce do przechowywania.
- Organizacja struktury systemu plików (przy użyciu jasnych zasad strukturyzowania).
- Ochrona plików użytkownika przed nieautoryzowanym dostępem.
- Organizacja kontrolowanego dostępu procesów do urządzeń peryferyjnych, takich jak terminale, napędy taśmowe, napędy dysków, urządzenia sieciowe.
- Organizacja wzajemnego dostępu do danych dla podmiotów i obiektów, zapewniająca kontrolowany dostęp w oparciu o politykę DAC oraz dowolną inną politykę realizowaną przez załadowany LSM.