Suvremene tehnologije dispečerskog upravljanja tečajevima električnih mreža. Na putu digitalizacije: operativno-tehnološko upravljanje električnim mrežama

Njihova se starost procjenjuje na pet do deset godina, a ti su kompleksi već zastarjeli. Razgovarali smo o tome čime ih zamjenjujemo Direktor moskovske podružnice Monitor Electric JSC Sergej Silkov.

– Sergey Valerievich, sada Monitor Electric je značajno poduzeće za razvoj i stvaranje softverskih tehničkih sustava za dispečerske kontrolne centre u elektroenergetskoj industriji. Kako je sve počelo?

– Možda je vrijedno krenuti od 2003. godine, kada smo izdali operativno informacijski kompleks SK-2003: to je bio pravi softverski proizvod, a još uvijek se koristi u nekim centrima. Uslijedio je napredniji model - SK-2007. Bio je prilično uspješan, a ima kupaca koji ga i danas kupuju.

Istodobno stvaranje elektroničkog operativnog dnevnika "EZh-2" bio je istinski revolucionaran događaj, koji je omogućio zamjenu naizgled vječnih "papirnatih" otpremnih dokumenata. Njegova upotreba omogućuje vam brz unos i sistematizaciju operativnih informacija o različitim događajima, osiguravajući njihovu podjelu u kategorije i održavanje ovisnosti. Vrlo popularan i, usuđujem se reći, praktički najbolji te vrste, zapravo je postao standardni operativni časopis za industriju.

Izradili smo i dinamički dispečerski simulator (RTD) “Finist” koji omogućuje simulaciju gotovo svih događaja u elektroenergetskim sustavima, čime je omogućena obuka operativnog dispečerskog osoblja.

Ova tri proizvoda postala su osnova za industrijsku proizvodnju softverskih sustava u tvrtki.
Konačno, sada aktivno promoviramo našu sljedeću generaciju sustava, SK-11, za čiji je razvoj trebalo osam godina.

– Sustav SK-11 vaš je glavni proizvod. Ukratko, koja je njegova prednost?

– SK-11 temelji se na platformi informacijske tehnologije visokih performansi. Ovo je sustav za održavanje informacijskog modela upravljačkog objekta, pisanje/čitanje podataka, pohranjivanje informacijskog modela i organiziranje pristupa korisničkim aplikacijama. Zahvaljujući inovativnoj arhitekturi platforme SK-11, postiže karakteristike superbrze obrade telemetrijskih informacija (do 5 milijuna promjena parametara u sekundi), radeći s modelima elektroenergetskih mreža velikih dimenzija, velikim brojem korisnika i više .

Na platformu se povezuju različite aplikacije prema željama i mogućnostima korisnika. Danas ih je više od pedeset. Riječ je o SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS aplikacijama za razne usluge energetskih tvrtki koje se bave operativnim upravljanjem, planiranjem popravaka i razvojem mreže te obukom dispečerskog osoblja. Zbog modularnosti arhitekture, kako se sustav svladava, mijenjaju se i financijske mogućnosti, a već tijekom rada mogu se jednostavno dodavati ili mijenjati korisničke komponente.

Druga važna prednost našeg sustava je što, za razliku od informacijskih sustava prethodnih generacija koji se oslanjaju na signale telemehanike, informacijski model SK-11 uključuje apsolutno svu opremu elektroenergetskog sustava. Ovaj pristup nam omogućuje da povećamo broj prethodno nerješivih problema. Kao primjer: naš sustav modelira potrošače, a budući da su potrošači također dio informacijskog modela, možemo implementirati zadatak učinkovitog upravljanja ispadima. Modeliranje ne-telemehanizirane opreme i potrošača omogućuje vam da smanjite vrijeme traženja pokvarenog elementa, automatski generirate program akcija za operativno osoblje i ubrzava proces ponovnog uspostavljanja napajanja.

Također ću napomenuti da modeliramo mrežu bilo kojeg napona, do mreže od 0,4 kilovolta.

– Koliko domaće mrežne tvrtke vjeruju ruskim programerima takvih sustava?

– Postoji, po mom mišljenju, vrlo kompetentna, uravnotežena politika razvoja ovog kraja. Prvo, Rosseti ima dokument koji definira njegovu politiku supstitucije uvoza. Ispunjava zahtjeve ruske vlade: za upravljanje električnim mrežama ne smije se koristiti strani softver.

Osim toga, Rosseti ima vlastite standardizirane postupke certificiranja, a sve što rade programeri provjerava se u skladu s Rosseti standardima.

Tek nakon toga donosi se zaključak certifikacijske komisije o mogućnosti korištenja ovog proizvoda za upravljanje mrežom i samo ako postoji pozitivan zaključak certifikacijske komisije Rosseti PJSC može se koristiti jedan ili drugi softverski proizvod.

Takav zaključak do danas ima samo tvrtka Monitor Electric.

– Imaju li ruske mrežne tvrtke doista potrebu za takvim sustavima ili je to stvar dekreta i propisa regulatornih tijela?

– Menadžment mrežnih kompanija neprestano razvija sustav operativnog, tehnološkog i situacijskog upravljanja (OTiSU). Imaju investicijske programe u okviru kojih rade.

Naravno, stalno smo u kontaktu s njima. Pozvani smo da razgovaramo o zadacima, da razmotrimo potreban skup funkcija automatskih sustava i, što je najvažnije, da ih implementiramo. Održavaju se periodične konferencije i znanstvena i stručna vijeća. Na primjer, u srpnju smo sudjelovali na znanstvenom i tehničkom vijeću IDGC Sibira. U rujnu ćemo sudjelovati na konferenciji IDGC-a Jug. Dakle, da rezimiramo, menadžment Rosseti PJSC i njegovih podružnica vrlo aktivno planira investicijske aktivnosti za modernizaciju OT&SU sustava.

Ministarstvo energetike Ruske Federacije i Rosseti provode intenzivan istraživački rad, istraživanje i razvoj u tom smjeru. Na primjer, naša tvrtka Monitor Electric sudjeluje u nekoliko pilot projekata u sklopu Nacionalne tehnološke inicijative EnergyNET. Prvo, ovo je projekt Digital Distribution Zone, gdje radimo s Yantarenergom. Zajedno s kolegama iz Kalinjingrada razvijamo tehnologije digitalnih elektroničkih distribucijskih sustava, uključujući pitanja integracije programskog paketa za operativno i tehnološko upravljanje s nizom povezanih sustava. Primjerice, sada smo riješili problem integracije GIS-a i automatiziranih sustava upravljanja, a na redu je integracija automatiziranih sustava upravljanja i računovodstvenih sustava. Riječ je o izuzetno složenim problemima koji još nisu riješeni u ruskom energetskom sektoru.

Drugi projekt je razvoj seta alata za dugoročno planiranje razvoja mreže. Napravljen je, isproban u praksi i do kraja godine ćemo morati izvijestiti upravu NTI-ja o realizaciji projekta.

– Upoznao sam geografiju implementacije vaših sustava. Ispostavilo se da se vaši sustavi mogu naći u cijeloj Rusiji!

- I ne samo. Ako govorimo o najnovijim projektima, implementirali smo SK-11, i to gotovo u potpuno funkcionalnom načinu, u IDGC of the Urals, u njihovim podružnicama i podružnicama - Yekaterinburg Electric Grid Company. Ovo je vjerojatno jedan od naših najcjenjenijih kupaca. Postoji vrlo visoka obučenost osoblja i menadžmenta, oni su prilično brzo prošli kroz sve faze, a sada se kompleks tamo aktivno koristi. U Yantarenergu smo implementirali SK-11, koji uključuje zanimljiv podsustav koji izračunava tehničke pokazatelje gradske električne mreže na temelju modela razvoja s horizontom od četiri godine unaprijed. Ukupno je u protekle tri godine bilo desetak implementacija naših sustava. Da, zastupljeni su diljem Rusije u različitim tvrtkama iu potpuno različitim konfiguracijama.

- Ali rekli ste da se ne radi samo o njoj...

- Upravo tako. Na primjer, tri tvrtke koje školuju dispečere u SAD-u kupile su naš programski kompleks za obuku Finist i uz njegovu pomoć obučeno je više od 1000 dispečera.

Zajednička dispečerska uprava Republike Bjelorusije također radi na našem kompleksu SK-2007. Inače, sada i s njima pregovaramo oko prelaska na SK-11.

Naš kompleks djeluje u gradskim mrežama Tbilisija. Na projekt smo pozvani nakon poteškoća s jednim poznatim dobavljačem, te smo uspješno implementirali svoje proizvode u njihov kontrolni centar. Postoji uspješno iskustvo u Kazahstanu, u sustavu upravljanja opskrbom energijom Almaty (poduzeće AZhK). Dobili smo pozitivne povratne informacije od kazahstanskih kolega, a sada smo u pregovorima s nizom energetskih kompanija u Republici Kazahstan, gdje smo odabrani kao dobavljači IT rješenja.

– Posebno ste istaknuli projekt s Yantarenergom, gdje zajedno gradite pametne mreže. Recite nam više o tome.

– Početkom godine završili smo sve tehničke procedure za dovršetak prve faze implementacije u sklopu SCADA sustava (sustav za automatsko upravljanje i prikupljanje informacija) i kompleksa elektroničkih dnevnika. Sada zajedno vrlo intenzivno radimo na doradi učinjenog i pripremamo dokumente za implementaciju druge etape. U ovoj fazi implementirat će se proračunske i analitičke funkcije koje će vam omogućiti izvođenje čitavog niza tehnoloških operacija za istinski inteligentno upravljanje mrežom.

– U vezi s pričom da u Rusiji moramo posvuda prijeći na pametne mreže, koliko će biti teško preslikati to iskustvo u drugim mrežama?

– Naravno, svugdje ima svoje specifičnosti. U gotovo svakoj implementaciji susrećemo se s potrebom prilagodbe našeg kompleksa postojećem informacijskom okruženju, predstavljenom alatima raznih programera, uključujući i strane. Svatko je drugačiji, a to, naravno, nije dobro za nas kao proizvođača i nositelja prilično moderne tehničke ideologije. Ali još uvijek imamo veliko povjerenje u regulatornu ulogu Rossetija, koji sada posvećuje puno pozornosti standardizaciji sustava.

S druge strane, ta se raznolikost pretvara u našu konkurentsku prednost. Uključujući i strane tvrtke koje su izrazito nesklone redizajnu svojih sustava, primjerice korisničkog sučelja. Što se nas tiče, ovo je prva stvar s kojom počinjemo raditi.

Uostalom, svatko ima svoju prosudbu i svoje standarde o tome kako i gdje informacije treba prikazati korisnicima: dispečeri, stručnjaci operativnih službi, menadžeri. Vrlo je težak zadatak prikazati ogromnu količinu informacija na video zidu, jer je glavni zadatak dispečera vidjeti cijelu sliku kao cjelinu. I na kraju, tu je još jedan vrlo težak aspekt ergonomije, o kojem svaki dispečer također ima svoje mišljenje. Dakle, proces tzv. balansiranja sheme je vrlo kompliciran i može trajati 4-6 mjeseci.

Što se nas tiče, te probleme uspješno rješavamo korištenjem vlastitog grafičkog podsustava. To se radi u našoj podružnici u Voronježu; tamo postoji vrlo jak tim koji ima veliko iskustvo i posjeduje najsuvremenija sredstva i metode prikazivanja informacija, zahvaljujući kojima se svi zadaci rješavaju prilično brzo i učinkovito. Ovo možda zvuči pomalo provokativno, ali mnogi naši korisnici kažu da su naši dizajni najljepši na svijetu.

Dakle, ovo je samo jedna točka, ali postoje i druge čisto tehničke razlike. Ali to je prednost našeg sustava. Zahvaljujući dugogodišnjem iskustvu i modularnosti kompleksa koje stvaramo, tehnički razvoj informacijskih sustava upravljačkih centara nikada ne prestaje. Počinjemo s jednostavnom konfiguracijom za bilo koju mrežu i, kako je svladavamo, poboljšavamo je i razvijamo bez prekida rada do razine svjetske klase.

– Imaš li san?

– Pa, naravno, za nekoliko godina imat ćemo robota dispečera, a onda, poput vozača bespilotnog auta... Iskusni stručnjaci pomaknut će se iz smjena i baviti se dubinskim planiranjem i analitičkim radom, poboljšavajući mrežnu arhitekturu. , i razvoj novih "pametnih" komponenti.

Opis:

Povećana učinkovitost
upravljanje distribucijskom mrežom

V. E. Vorotnitsky, doktor tehničkih znanosti znanosti, profesor, zamjenik izvršnog direktora za istraživanje JSC VNIIE

Glavni zadaci upravljanja električnim mrežama u tržišnim uvjetima

Osiguravanje funkcije tehnološke infrastrukture električne mreže pod uvjetima jednakih mogućnosti njezinog korištenja od strane svih sudionika na tržištu električne energije;

Osiguravanje stabilnog i sigurnog rada elektromrežne opreme, pouzdane opskrbe potrošača električnom energijom i kvalitete električne energije koja udovoljava zahtjevima utvrđenim propisima te poduzimanje mjera za osiguranje ispunjenja obveza elektroprivrednih subjekata iz ugovora sklopljenih na tržištu električne energije;

Osiguravanje ugovornih uvjeta za opskrbu električnom energijom sudionika/sudionika tržišta električne energije;

Osiguravanje nediskriminirajućeg pristupa subjekata tržišta električne energije električnoj mreži uz pridržavanje Tržišnih pravila, tehnoloških pravila i postupaka ako je takvo priključenje tehnički moguće;

Minimiziranje mrežnih tehničkih ograničenja unutar ekonomski izvedivih granica;

Smanjenje troškova prijenosa i distribucije električne energije uvođenjem naprednih tehnologija za održavanje i popravak elektromrežne opreme, nove opreme i mjera za uštedu energije.

Svrha članka je razmotriti:

Glavne zadaće upravljanja električnim mrežama u tržišnim uvjetima;

Opće karakteristike distribucijskih mreža 0,38–110 kV u Rusiji;

Tehničko stanje distribucijskih mreža, objekata i sustava upravljanja;

Trendovi i perspektive razvoja:

a) digitalne informacijske tehnologije;

b) osnovne informacijske tehnologije;

c) geografske informacijske tehnologije;

d) automatizirani sustavi za operativno i tehnološko upravljanje distribucijskim mrežama poduzeća i njihovim glavnim podsustavima;

e) načini dijeljenja distribucijskih mreža;

Problemi stvaranja regulatornog okvira za automatizaciju upravljanja distribucijskom mrežom.

Opće karakteristike distribucijskih električnih mreža u Rusiji

Seoske električne mreže

Ukupna duljina električnih mreža s naponom od 0,4–110 kV u ruralnim područjima Rusije iznosi oko 2,3 milijuna km, uključujući linije s naponom:

0,4 kV – 880 tisuća km

6–10 kV – 1.150 tisuća km

35 kV – 160 tisuća km

110 kV – 110 tisuća km

U mrežama je instalirano 513 tisuća trafostanica 6–35/0,4 kV ukupnog kapaciteta oko 90 milijuna kVA.

Gradske električne mreže

Ukupna duljina gradskih električnih mreža s naponom 0,4–10 kV iznosi 0,9 milijuna km, uključujući:

kabelski vodovi 0,4 kV – 55 tisuća km

nadzemni vodovi 0,4 kV – 385 tisuća km

Kabelski vodovi 10 kV – 160 tisuća km

nadzemni vodovi 10 kV – 90 tisuća km

nadzemni vodovi vanjske rasvjete - 190 tisuća km

nadzemni vodovi vanjske rasvjete - 20 tisuća km

U mrežama je instalirano oko 290 tisuća transformatorskih podstanica od 6–10 kV kapaciteta 100–630 kVA.

Tehničko stanje elektrodistribucijskih mreža, sredstava i sustava upravljanja njima

Električna mrežna oprema

Oko 30-35% nadzemnih vodova i trafostanica istekao je svoj standardni životni vijek. Do 2010. godine ta će vrijednost dosegnuti 40% ako tempo rekonstrukcije i tehničkog opremanja električnih mreža ostane isti.

Kao rezultat toga, problemi s pouzdanošću napajanja postaju sve akutniji.

Prosječno trajanje ispada potrošača je 70-100 sati godišnje. U industrijaliziranim zemljama "dobro" stanje napajanja električnom energijom je statistički definirano kada je ukupno trajanje prekida srednjenaponske mreže tijekom godine između 15 i 60 minuta godišnje. U niskonaponskim mrežama te su brojke nešto veće.

Prosječan broj kvarova koji uzrokuju zatvaranje visokonaponskih vodova s ​​naponima do 35 kV iznosi 170–350 na 100 km voda godišnje, od kojih je 72% nestabilno, pretvarajući se u jednofazne.

Relejna zaštita i automatika

Od oko 1.200 tisuća uređaja relejne zaštite i automatizacije (RPA) različitih tipova koji trenutno rade u ruskim distribucijskim mrežama, većina su elektromehanički uređaji, mikroelektronički uređaji ili uređaji koji koriste djelomičnu mikroelektroniku.

Sa standardnim radnim vijekom uređaja relejne zaštite i automatizacije od 12 godina, oko 50% svih kompleta relejne zaštite je isteklo svoj standardni vijek trajanja.

Zaostajanje u razini proizvedene domaće opreme za relejnu zaštitu u odnosu na opremu za relejnu zaštitu vodećih inozemnih proizvodnih tvrtki je 15-20 godina.

Kao i do sada, više od 40% slučajeva neispravnosti uređaja relejne zaštite i automatike nastaje zbog nezadovoljavajućeg stanja uređaja i grešaka servisnog osoblja relejne zaštite i automatike tijekom njihovog održavanja.

Treba napomenuti da nije sve u redu s pouzdanošću relejne zaštite ne samo u Rusiji, već iu nekim industrijaliziranim zemljama.

Konkretno, na zasjedanju Međunarodne konferencije o distribucijskim mrežama (CIRED) 2001. godine zabilježeno je da u norveškim električnim mrežama godišnja šteta od nepravilnog rada sustava zaštite i upravljanja iznosi oko 4 milijuna američkih dolara. Istodobno, 50% lažnih alarma događa se u zaštitnim i upravljačkim uređajima. Od toga je više od 50% zbog grešaka tijekom pregleda i ispitivanja opreme, a samo 40% zbog njezina oštećenja.

U drugim skandinavskim zemljama stopa oštećenja opreme za relejnu zaštitu je 2-6 puta niža.

Glavna prepreka širokoj automatizaciji elektromrežnih objekata je nepripremljenost primarne električne opreme za to.

Sustav za prikupljanje i prijenos informacija, informacijski i računalni sustavi

Više od 95% telemehaničkih uređaja i setova senzora radi više od 10-20 godina. Komunikacijska sredstva i sustavi uglavnom su analogni, moralno i fizički zastarjeli, te ne zadovoljavaju potrebne zahtjeve točnosti, pouzdanosti, pouzdanosti i brzine.

U velikoj većini centara upravljanja regionalnih električnih mreža (RES) i elektromrežnih poduzeća (PES) tehnička osnova automatiziranih sustava upravljanja su osobna računala koja ne zadovoljavaju zahtjeve kontinuiranog tehnološkog nadzora i upravljanja. Radni vijek osobnih računala koja rade u kontinuiranom načinu rada ne prelazi 5 godina, a rok zastarjelosti još je kraći. Za automatizirani sustav dispečerskog upravljanja (ADCS) električnih mreža potrebno je koristiti posebna računala koja pouzdano rade u kontinuiranom načinu rada, zajedno s alatima za upravljanje procesima.

Microsoft, ORACLE itd. sistemski softver koji se koristi u električnim mrežama zahtijeva široko rasprostranjeno licenciranje.

Aplikativni (tehnološki) softver (SCADA-DMS) u mnogim električnim mrežama također je očito zastario i ne zadovoljava suvremene zahtjeve kako u pogledu funkcija tako iu pogledu količine obrađenih informacija.

Konkretno, postojeći automatizirani sustavi upravljanja sustavima napajanja i distribucijskim sustavima pružaju uglavnom informacijske usluge za osoblje i praktički ne rješavaju probleme operativnog upravljanja elektroenergetskim sustavima, optimizacije operativnog i popravnog održavanja električnih mreža.

Sustav regulacije napona

Sredstva za regulaciju napona pod opterećenjem u centrima napajanja distribucijskih mreža i sklopna sredstva bez pobude (s odvajanjem transformatora) na transformatorskim podstanicama 6–10 kV praktički se ne koriste ili se koriste sporadično jer se potrošači žale na niske razine napona tijekom sati vršnog opterećenja.

Rezultat toga je da su na pojedinim električnim udaljenim točkama 0,38 kV električne mreže u ruralnim područjima naponske razine 150–160 V umjesto 220 V.

U takvoj situaciji tržište električne energije može nametnuti vrlo ozbiljne sankcije distribucijskim mrežama u pogledu pouzdanosti i kvalitete opskrbe potrošača električnom energijom. Ako se na to ne pripremite unaprijed, mrežne tvrtke će u vrlo bliskoj budućnosti pretrpjeti ozbiljne materijalne gubitke, što će dodatno pogoršati situaciju.

Sustav mjerenja električne energije

Na velikoj većini elektroenergetskih centara distribucijskih mreža (oko 80%) i oko 90% kućanskih potrošača ugrađena su moralno i fizički zastarjela indukcijska ili elektronička brojila prve generacije, često s isteklim rokovima ovjeravanja i servisiranja, koja osiguravaju mogućnost samo ručnog očitavanja.

Posljedica je povećanje komercijalnih gubitaka električne energije u električnim mrežama. Uz ukupne gubitke električne energije u ruskim električnim mrežama od oko 107 milijardi kWh godišnje, distribucijske mreže od 110 kV i niže iznose 85 milijardi kWh, od čega komercijalni gubici, prema minimalnim procjenama, iznose 30 milijardi kWh godišnje.

Ako krajem 80-ih godina dvadesetog stoljeća relativni gubici električne energije u električnim mrežama elektroenergetskih sustava nisu prelazili 13–15% električne energije isporučene u mrežu, tada su trenutno za pojedine elektroenergetske sustave dosegli razinu od 20–25%, za pojedinačne elektrane – 30–40%, a za neke OIE već prelazi 50%.

U razvijenim europskim zemljama relativni gubici električne energije u električnim mrežama su na razini od 4–10%: u SAD-u - oko 9%, u Japanu - 5%.

U skladu s Uredbom Vlade Ruske Federacije o reguliranju tarifa za električnu energiju, Pravilima veleprodajnog tržišta i nacrtom Pravila maloprodajnog tržišta prijelaznog razdoblja, standardni gubici električne energije u električnim mrežama (i ovo nije više od 10-12% opskrbe mrežom) može se uključiti u trošak usluga prijenosa električne energije i platit će ga tržišni subjekti, a višak gubitaka električne energije morat će otkupiti mrežna poduzeća kako bi ih nadoknadila .

Za neke tvrtke s gubicima od 20-25%, to znači da će više od polovice prijavljenih gubitaka biti izravni financijski gubici u stotinama milijuna rubalja godišnje.

Sve to zahtijeva kvalitativno nove pristupe mjerenju električne energije kako u električnim mrežama tako i među potrošačima, prvenstveno automatizaciji mjerenja, automatizaciji obračuna i analize elektroenergetskih bilanci, selektivnom isključenju potrošača neplatiša i dr.

Regulatorni okvir za optimizaciju razvoja elektrodistribucijskih mreža i sustava upravljanja njima

Regulatorni okvir jedva da je ažuriran od sredine 1980-ih i ranih 1990-ih. Danas je potrebno revidirati oko 600 industrijskih propisa.

Mnogi temeljni dokumenti, prvenstveno pravila za projektiranje električnih instalacija, pravila za tehnički rad, nisu odobreni od strane Ministarstva pravosuđa Ruske Federacije i, u biti, prestali su biti obvezni za upotrebu.

Nova Pravila za korištenje električne energije do sada nisu dogovorena s istim Ministarstvom pravosuđa Ruske Federacije. Kazneni zakon Ruske Federacije ne sadrži pojam "krađe električne energije", što uzrokuje veliku materijalnu štetu elektroprivredi. Opseg krađe električne energije raste i objektivno će rasti s povećanjem cijena električne energije. Da bismo to zaustavili, ne trebaju nam samo napori energetike, već i pravna pomoć države. Nažalost, ova pomoć nije uvijek dovoljna. Konkretno, stupanjem na snagu Zakona Ruske Federacije "O tehničkoj regulativi", status GOST-ova je oštro smanjen, što za zemlju poput Rusije može i već stvara značajne probleme. Glavni je nepostojanje jedinstvene tehničke politike u području razvoja distribucijskih mreža i upravljanja njima.

Financiranje ovog razvoja i njegove znanstvene potpore očito je nedostatno i provodi se na rezidualnoj osnovi. Više od deset godina kriza u ruskoj elektroprivredi znatno je pogoršala situaciju. Reforme gospodarenja električnom energijom započete posljednjih godina do sada su zahvatile okosnice mreža od 220 kV i više, koje također imaju mnogo problema, ali ne toliko koliko ih se nakupilo u distribucijskim mrežama.

Nade u aktivnost domaćih i zapadnih investitora i uvođenje zapadnih tehnologija u upravljanje domaćim distribucijskim mrežama najvjerojatnije su osuđene na propast zbog činjenice da rusko zakonodavstvo, mentalitet, klimatski uvjeti, osobitosti izgradnje mreže (velike granate i duljine, dr. mrežna oprema, niska kvaliteta električne energije, visoke razine smetnji itd.), sustavi upravljanja i softver značajno se razlikuju od stranih. Ispravnije je usredotočiti se na vlastite snage, uzimajući u obzir napredna domaća i strana iskustva. Za to postoje svi preduvjeti, o čemu svjedoče novonastali trendovi u svijetu iu naprednim domaćim energetskim sustavima i mrežama.

Sredinom 1980-ih i ranih 1990-ih, JSC VNIIE razvio je čitav niz dokumenata o stvaranju i razvoju automatiziranih sustava upravljanja za električne elektrane i distribucijske sustave. Naravno, ti su dokumenti sada vrlo zastarjeli i zahtijevaju reviziju.

Trendovi i perspektive razvoja

Digitalne i informacijske tehnologije

Globalni trendovi u razvoju sustava upravljanja neraskidivo su povezani s prelaskom na digitalne tehnologije koje pružaju mogućnost stvaranja integriranih hijerarhijskih sustava. Istodobno, elektrodistribucijske mreže u ovim sustavima su niža hijerarhijska karika, neraskidivo povezana s višim razinama upravljanja.

Osnova prijelaza na digitalne tehnologije tehnička je ponovna oprema i modernizacija komunikacijskog i telekomunikacijskog sustava uz naglo povećanje obujma i brzine prijenosa informacija. Postupni prijelaz na digitalne integrirane sustave upravljanja bit će određen fazama implementacije Jedinstvenog digitalnog komunikacijskog sustava u energetici i trajat će najmanje 10-15 godina.

Posljednjih godina 20. stoljeća vodeći svjetski stručnjaci na području telekomunikacija iznijeli su tezu: “20. stoljeće je stoljeće energije, a 21. stoljeće je stoljeće računalne znanosti.” U isto vrijeme pojavio se novi pojam: “infokomunikacije”, koji objedinjuje “informatizaciju” i “telekomunikacije”. Mislim da bi bilo ispravnije reći da će 21. stoljeće biti stoljeće i energetike i infokomunikacija temeljenih na suvremenim informacijskim i digitalnim tehnologijama.

Najvažniji trendovi u razvoju infokomunikacijskih mreža su:

Povećanje pouzdanosti i vijeka trajanja telekomunikacijskih mreža;

Razvoj metoda za predviđanje razvoja telekomunikacija u regijama ovisno o potrošnji električne energije;

Izrada sustava upravljanja informacijskom i komunikacijskom okolinom;

Uvođenje, usporedo s razvojem digitalnih mreža, suvremenih telekomunikacijskih tehnologija, prvenstveno svjetlovodne tehnologije;

Uvođenje u nizu zemalja takozvanih PLC tehnologija za korištenje električnih mreža od 0,4–35 kV za prijenos bilo kakvih informacija od trafostanica, energetskih poduzeća, industrijskih poduzeća do kontrole i upravljanja potrošnjom energije u svakodnevnom životu, uključujući rješavanje problema ASKUE, informacijska potpora djelatnosti pretplatnika električne mreže 0,4–35 kV;

Korištenje komunikacijske opreme za zaštitu energetskih objekata i video nadzor.

Osnove informacijske tehnologije

Jedna od glavnih značajki suvremenih automatiziranih sustava upravljanja je integracija (kompleksiranje) mnogih programskih proizvoda u jedinstven informacijski prostor.

Trenutno se tehnologija integracije temeljena na internetskim tehnologijama i otvorenim standardima vrlo brzo razvija, što omogućuje:

Stvoriti tehničku infrastrukturu za dizajn aplikacija i mogućnosti za razvoj sustava tijekom vremena;

Pružaju mogućnost integracije proizvoda tvrtki kao što su Microsoft, ORACLE, IBM itd.;

Osigurati mogućnost dosljedne integracije postojećih proizvoda bez značajnih promjena ili reprogramiranja;

Osigurajte skalabilnost i prenosivost softvera kako biste ga replicirali u poduzećima tvrtke.

Geoinformacijske tehnologije

Nagli razvoj računalne tehnologije i telekomunikacija, satelitskih navigacijskih sustava, digitalne kartografije, napredak mikroelektronike i druga tehnološka dostignuća, stalno usavršavanje standardne i primijenjene programske i informacijske podrške stvaraju objektivne preduvjete za sve širu primjenu i razvoj kvalitativno novog područja znanja – geoinformatika. Nastala je na sjecištu geografije, geodezije, topologije, obrade podataka, informatike, inženjerstva, ekologije, ekonomije, biznisa, drugih disciplina i područja ljudskog djelovanja. Najznačajnije praktične primjene geoinformatike kao znanosti su geografski informacijski sustavi (GIS) i geoinformacijske tehnologije (GIS tehnologije) nastale na njihovoj osnovi.

Kratica GIS postoji više od 20 godina i izvorno se odnosila na skup računalnih metoda za izradu i analizu digitalnih karata i srodnih tematskih informacija za upravljanje komunalnim objektima.

Sve veća pozornost posvećuje se korištenju GIS tehnologija u elektroenergetskoj industriji, a prije svega u električnim mrežama JSC FGC UES, JSC-energos i gradova.

Već prva iskustva korištenja GIS-a kao informacijsko-referentnih sustava u domaćim električnim mrežama pokazala su bezuvjetnu korisnost i učinkovitost takvog korištenja za:

Certificiranje mrežne opreme s njihovim povezivanjem s digitalnom kartom područja i različitim električnim krugovima: normalnim, radnim, potpornim, računskim itd.;

Obračun i analiza tehničkog stanja električne opreme: vodova, transformatora i dr.;

Obračun i analiza plaćanja za utrošenu električnu energiju;

Pozicioniranje i prikaz na digitalnoj karti lokacije operativnih timova i sl.

Još se veće perspektive otvaraju u korištenju GIS tehnologija u rješavanju problema: optimalno planiranje i projektiranje razvoja; popravak i operativno održavanje električnih mreža, uzimajući u obzir karakteristike terena; operativno upravljanje mrežama i odgovor na hitne slučajeve, uzimajući u obzir prostorne, tematske i operativne informacije o stanju mrežnih objekata i načinu njihovog rada. Za to je danas potrebno informacijsko i funkcionalno povezivanje GIS-a, tehnoloških programskih sustava automatiziranih sustava upravljanja električnim mrežama, ekspertnih sustava i baza znanja za rješavanje navedenih problema. JSC VNIIE razvio je savjetodavni sustav za analizu zahtjeva za popravke mrežne opreme. U tijeku je rad na povezivanju programa za izračun gubitaka s GIS-om.

Posljednjih godina postoji jasan trend razvoja integriranih komunalnih sustava na jedinstvenoj topografskoj osnovi grada, okruga, regije, uključujući toplinske, električne, plinske, vodoopskrbne, telefonske i druge inženjerske mreže.

Struktura automatiziranog sustava dispečerskog upravljanja distribucijskim mrežnim poduzećima (AS DSK)

Svrha stvaranja AS DGC-a je povećanje učinkovitosti i pouzdanosti distribucije električne energije i snage osiguravanjem maksimalne učinkovitosti operativnih i tehnoloških aktivnosti DGC-a kroz sveobuhvatnu automatizaciju procesa prikupljanja, obrade, prijenosa informacija i donošenja odluka na temelju o suvremenim informacijskim tehnologijama.

DGC AS trebao bi biti distribuirani hijerarhijski sustav, na čijoj se svakoj razini rješava obvezni osnovni skup zadataka, osiguravajući provedbu glavnih funkcija operativnog i tehnološkog upravljanja.

Glavni podsustavi AS RSK:

Automatizirano operativno dispečersko upravljanje električnim mrežama, obavljajući sljedeće funkcije:

a) trenutno upravljanje;

b) operativno upravljanje i planiranje;

c) kontrolu i upravljanje potrošnjom električne energije;

d) planiranje i upravljanje popravcima;

Automatsko tehnološko upravljanje:

a) relejna zaštita i automatika;

b) napon i jalovu snagu;

Automatizirani sustav komercijalnog i tehničkog mjerenja električne energije (ASCAE);

Sustav komunikacije, prikupljanja, prijenosa i prikaza informacija.

Zbog ograničenja u obujmu članaka, usredotočit ćemo se samo na glavne trendove i izglede za razvoj glavnih podsustava AS DGC-a.

Relejna zaštita i automatika

Glavni pravci razvoja sustava relejne zaštite i automatizacije u elektrodistribucijskim mrežama:

Zamjena fizički dotrajale opreme koja je došla do kraja radnog vijeka;

Modernizacija uređaja relejne zaštite i automatike s fokusom na korištenje nove generacije mikroprocesorskih uređaja;

Integracija mikroprocesorske relejne zaštite i opreme za automatizaciju u jedinstveni sustav upravljanja procesima opskrbnih trafostanica;

Proširenje funkcija sustava relejne zaštite i automatizacije na zadatke mjerenja i upravljanja, uzimajući u obzir zahtjeve za pouzdanost njegovog rada, uključujući korištenje međunarodnih standarda za komunikacijska sučelja.

Regulacija napona i jalove snage

Glavni zadaci za poboljšanje učinkovitosti regulacije napona:

Poboljšanje pouzdanosti i kvalitete pogonskog održavanja opreme za regulaciju napona, prvenstveno regulaciju napona pod opterećenjem i automatsku regulaciju napona;

Praćenje i analiza dijagrama opterećenja potrošača i napona u čvorištima električne mreže, povećanje pouzdanosti i obujma mjerenja jalove snage u distribucijskim mrežama;

Uvođenje i sustavno korištenje softvera za optimizaciju zakona regulacije napona u distribucijskim mrežama, praktična primjena tih zakona;

Organizacija daljinskog i automatskog upravljanja odvajanjima transformatora iz dispečerskih centara;

Ugradnja dodatnih daljinski upravljanih sredstava regulacije napona, na primjer, pomoćnih transformatora na mrežama dugih srednjenaponskih distribucijskih vodova, gdje je nemoguće centraliziranom regulacijom osigurati dopuštena odstupanja napona u čvorištima mreže.

Automatizacija mjerenja električne energije

Automatizacija mjerenja električne energije strateški je smjer smanjenja komercijalnih gubitaka električne energije u svim zemljama bez iznimke, temelj i preduvjet za funkcioniranje veleprodajnog i maloprodajnog tržišta električne energije.

Suvremeni ASKUE trebao bi se stvoriti na temelju:

Standardizacija formata i protokola za prijenos podataka;

Osiguravanje diskretnosti obračuna, prikupljanja i prijenosa komercijalnih mjernih podataka potrebnih za učinkovito funkcioniranje konkurentnog maloprodajnog tržišta električne energije;

Osiguravanje izračuna stvarnih i dopuštenih odstupanja električne energije u električnim mrežama, lokaliziranje odstupanja i poduzimanje mjera za njihovo smanjenje;

Međusobna koordinacija sa sredstvima automatiziranih sustava upravljanja, automatiziranih sustava upravljanja procesima i automatizacije u hitnim slučajevima.

U svrhu prikupljanja podataka postoji stalan trend zamjene indukcijskih brojila elektroničkim, ne samo zbog većih granica točnosti, već i zbog manje potrošnje u krugovima strujnog transformatora i naponskog transformatora.

Od posebne je važnosti za maloprodajno tržište električne energije i smanjenje gubitaka električne energije u električnim mrežama ukidanje samoposluživanja (samoočitanja) brojila električne energije od strane potrošača u kućanstvima. U tu svrhu diljem svijeta u tijeku je razvoj ASKUE za kućanske potrošače s prijenosom podataka s brojila električne energije putem 0,4 kV mreže ili radio kanalima do centara za prikupljanje podataka. Konkretno, već spomenute PLC tehnologije su u širokoj upotrebi.

Primjena suvremenih sredstava sekcioniranja elektrodistribucijskih mreža i decentralizirane automatizacije

U mnogim zemljama, kako bi se povećala pouzdanost distribucijskih mreža, smanjilo vrijeme traženja mjesta kvara i broj prekida u opskrbi električnom energijom, već dugi niz godina koriste se “princip okosnice” izgradnje takvih mreža, koji se temelji na opremanju mreže s automatskim stupnim razdjelnicima – reklozerima, koji objedinjuju funkcije:

Određivanje mjesta oštećenja;

Lokalizacija oštećenja;

Obnavljanje prehrane.

zaključke

1. Neophodni prioritetni zadaci:

Izrada koncepcije i dugoročnog programa razvoja, modernizacije, tehničke obnove i rekonstrukcije elektrodistribucijskih mreža 0,38–110 kV, sredstava i sustava za upravljanje njihovim režimima, popravak i održavanje;

Prijelaz s rezidualnog na prioritetno načelo raspodjele financijskih i materijalnih sredstava za faznu praktičnu provedbu ovog koncepta i programa uz razumijevanje ključne važnosti brzog razvoja distribucijskih mreža i sustava upravljanja njima za učinkovito funkcioniranje ne samo maloprodajno, ali i veleprodajno tržište električne energije;

Razvoj suvremenog, tržišno orijentiranog upravljanja i upravljačkog normativnog i metodološkog okvira za razvoj distribucijskih električnih mreža i sustava upravljanja njima;

Razvoj ekonomski opravdanih zahtjeva za domaću industriju za proizvodnju suvremene opreme za električne mreže i njihove upravljačke sustave;

Organizacija sustava certificiranja i puštanja u rad domaće i uvozne opreme za distribucijske mreže i sustava upravljanja njima;

Implementacija i analiza rezultata pilot projekata za ispitivanje novih perspektivnih tehnologija i automatiziranih sustava upravljanja elektrodistribucijskim mrežama.

2. Razvoj i implementacija učinkovitih automatiziranih sustava upravljanja elektrodistribucijskim mrežama složen je zadatak koji zahtijeva značajna ulaganja.

Prije početka modernizacije i tehničkog preopremanja postojećeg sustava upravljanja električnom mrežom ili stvaranja novog, svaka distribucijska tvrtka i regionalni energo moraju jasno razumjeti skup zadataka koje treba riješiti i očekivani učinak implementacije automatiziranog sustava upravljanja.

Potrebno je razviti suvremene metode za proračun ekonomske učinkovitosti automatiziranih sustava upravljanja za PES i OIE (distribucijsko mrežno poduzeće), faze njihovog stvaranja i razvoja.

3. Glavno pitanje koje se uvijek postavlja kod razvoja i implementacije novih tehnologija za upravljanje električnim mrežama je odakle za sve to novac?

Zapravo može postojati nekoliko izvora sredstava:

1) centralizirano financiranje pilot projekata i regulatornih i metodoloških dokumenata;

2) tarife električne energije;

3) konsolidacija određenog dijela financijskih resursa budućih distribucijskih mrežnih kompanija i današnjih regionalnih energoa u službeno stvoreno partnerstvo - Rusko udruženje poduzeća;

4) zainteresirani investitori.

U ruskim uvjetima, kako je pokazala praksa naprednih energetskih sustava, trebao bi funkcionirati princip: “Tko želi riješiti problem, traži i nalazi načine da ga riješi, tko ne želi, traži razloge zašto je rješenje nemoguće, ili čeka da drugi to riješe umjesto njega.”

Kao što slijedi iz članka, postoji dovoljno mogućnosti i načina za poboljšanje učinkovitosti upravljanja distribucijskim mrežama u Rusiji. Neophodno je razumijevanje važnosti i aktivna želja da se te mogućnosti praktično provedu.

TSF softver izvan kernela sastoji se od pouzdanih aplikacija koje se koriste za implementaciju sigurnosnih funkcija. Imajte na umu da dijeljene biblioteke, uključujući PAM module u nekim slučajevima, koriste pouzdane aplikacije. Međutim, ne postoji primjer u kojem se sama dijeljena biblioteka tretira kao pouzdani objekt. Pouzdane naredbe mogu se grupirati na sljedeći način.

• Inicijalizacija sustava
• Identifikacija i autentifikacija
• Mrežne aplikacije
• Skupna obrada
• Upravljanje sustavom
• Revizija na razini korisnika
• Kriptografska podrška
• Podrška za virtualni stroj

Izvršne komponente jezgre mogu se podijeliti u tri sastavna dijela: glavnu jezgru, niti jezgre i module jezgre, ovisno o tome kako će se izvoditi.

• Jezgra uključuje kod koji se izvodi za pružanje usluge, kao što je servisiranje korisničkog sistemskog poziva ili servisiranje događaja izuzetka ili prekida. Većina kompajliranog koda kernela spada u ovu kategoriju.
• Niti jezgre. Za obavljanje određenih rutinskih zadataka, kao što je brisanje predmemorije diska ili oslobađanje memorije zamjenom neiskorištenih blokova stranica, kernel stvara interne procese ili niti. Niti su zakazane baš kao i normalni procesi, ali nemaju kontekst u neprivilegiranom načinu rada. Niti jezgre izvode specifične funkcije C jezika jezgre. Niti jezgre nalaze se u prostoru jezgre i izvode se samo u privilegiranom načinu rada.
• Modul jezgre i modul jezgre pogonitelja uređaja dijelovi su koda koji se po potrebi mogu učitavati i ispuštati iz jezgre. Proširuju funkcionalnost kernela bez potrebe za ponovnim pokretanjem sustava. Nakon učitavanja, objektni kod kernel modula može pristupiti drugom kernel kodu i podacima na isti način kao statički povezani kernel objektni kod.

Upravljački program uređaja posebna je vrsta modula kernela koji omogućuje kernelu pristup hardveru spojenom na sustav. Ti uređaji mogu biti tvrdi diskovi, monitori ili mrežna sučelja. Upravljački program komunicira s ostatkom kernela putem definiranog sučelja koje omogućuje kernelu da se nosi sa svim uređajima na univerzalan način, bez obzira na njihovu temeljnu implementaciju.

Kernel se sastoji od logičkih podsustava koji pružaju različite funkcionalnosti. Iako je kernel jedini izvršni program, različite usluge koje pruža mogu se odvojiti i kombinirati u različite logičke komponente. Ove komponente međusobno djeluju kako bi osigurale određene funkcije. Jezgra se sastoji od sljedećih logičkih podsustava:

• Datotečni podsustav i I/O podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s objektima datotečnog sustava. Implementirane funkcije uključuju one koje procesu omogućuju stvaranje, održavanje, interakciju s objektima datotečnog sustava i brisanje objekata. Ovi objekti uključuju obične datoteke, direktorije, simboličke veze, tvrde veze, datoteke specifične za određene vrste uređaja, imenovane cijevi i utičnice.
• Procesni podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s upravljanjem procesima i upravljanjem nitima. Implementirane funkcije omogućuju vam stvaranje, planiranje, izvršavanje i brisanje procesa i predmeta niti.
• Memorijski podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s upravljanjem memorijskim resursima sustava. Implementirane funkcije uključuju one koje stvaraju i upravljaju virtualnom memorijom, uključujući upravljanje algoritmima straničenja i tablicama stranica.
• Mrežni podsustav: Ovaj podsustav implementira UNIX i internet domenske utičnice i algoritme koji se koriste za planiranje mrežnih paketa.
• IPC podsustav: Ovaj podsustav implementira funkcije povezane s IPC mehanizmima. Implementirane značajke uključuju one koje olakšavaju kontroliranu razmjenu informacija između procesa, dopuštajući im da dijele podatke i sinkroniziraju njihovo izvršenje kada su u interakciji sa zajedničkim resursom.
• Podsustav kernel modula: Ovaj podsustav implementira infrastrukturu za podršku modulima koji se mogu učitavati. Implementirane funkcije uključuju učitavanje, inicijaliziranje i istovar modula jezgre.
• Linux sigurnosna proširenja: Linux sigurnosna proširenja implementiraju različite sigurnosne aspekte koji su dostupni u cijeloj jezgri, uključujući okvir Linux sigurnosnog modula (LSM). LSM framework služi kao osnova za module koji omogućuju implementaciju različitih sigurnosnih politika, uključujući SELinux. SELinux je važan logički podsustav. Ovaj podsustav implementira obvezne funkcije kontrole pristupa za postizanje pristupa između svih subjekata i objekata.
• Podsustav upravljačkog programa uređaja: Ovaj podsustav pruža podršku za razne hardverske i softverske uređaje putem zajedničkog sučelja neovisnog o uređaju.
• Podsustav revizije: Ovaj podsustav implementira funkcije vezane uz bilježenje sigurnosno kritičnih događaja u sustavu. Implementirane funkcije uključuju one koje hvataju svaki poziv sustava za bilježenje događaja kritičnih za sigurnost i one koje implementiraju prikupljanje i snimanje revizijskih podataka.
• KVM podsustav: Ovaj podsustav implementira održavanje životnog ciklusa virtualnog stroja. Izvodi dovršetak instrukcija, koje se koristi za instrukcije koje zahtijevaju samo male provjere. Za bilo koji drugi završetak instrukcija, KVM poziva QEMU komponentu korisničkog prostora.
• Kripto API: Ovaj podsustav pruža unutarnju kriptografsku biblioteku jezgre za sve komponente jezgre. Pruža kriptografske primitive za pozivatelje.

Kernel je glavni dio operativnog sustava. Izravno komunicira s hardverom, implementira dijeljenje resursa, pruža zajedničke usluge aplikacijama i sprječava aplikacije da izravno pristupaju funkcijama ovisnim o hardveru. Usluge koje pruža kernel uključuju:

1. Upravljanje izvođenjem procesa, uključujući operacije njihovog kreiranja, završetka ili obustave te međuprocesnu razmjenu podataka. To uključuje:

• Ekvivalentno raspoređivanje procesa za izvršenje na CPU-u.
• Podjela procesa na CPU-u pomoću načina dijeljenja vremena.
• Izvršavanje procesa na CPU-u.
• Obustava kernela nakon isteka dodijeljenog vremenskog kvantuma.
• Dodjela vremena jezgre drugom procesu.
• Ponovno planiranje vremena jezgre za izvršenje obustavljenog procesa.
• Upravljajte metapodacima koji se odnose na sigurnost procesa kao što su UID-ovi, GID-ovi, SELinux oznake, identifikatori značajki.

2. Dodjela RAM-a za izvršavanje procesa. Ova operacija uključuje:

• Dopuštenje koje kernel daje procesima da dijele dio svog adresnog prostora pod određenim uvjetima; međutim, kernel štiti vlastiti adresni prostor procesa od vanjskih smetnji.
• Ako sustav nema dovoljno slobodne memorije, kernel oslobađa memoriju privremenim pisanjem procesa u memoriju druge razine ili swap.
• Koordinirana interakcija sa hardverom stroja za uspostavljanje preslikavanja virtualne adrese u fizičku adresu koja uspostavlja preslikavanje između adresa koje je generirao kompilator i fizičkih adresa.

3. Održavanje životnog ciklusa virtualnog stroja, što uključuje:

• Postavlja ograničenja resursa koje je konfigurirala aplikacija za emulaciju za određeno virtualno računalo.
• Pokretanje programskog koda virtualnog stroja za izvršenje.
• Upravljajte gašenjem virtualnih strojeva bilo dovršavanjem instrukcije ili odgodom dovršetka instrukcije za emulaciju korisničkog prostora.

4. Održavanje datotečnog sustava. Uključuje:

• Dodjela sekundarne memorije za učinkovito pohranjivanje i dohvaćanje korisničkih podataka.
• Dodjeljivanje vanjske memorije za korisničke datoteke.
• Reciklirajte neiskorišteni prostor za pohranu podataka.
• Organiziranje strukture datotečnog sustava (koristeći jasna načela strukturiranja).
• Zaštita korisničkih datoteka od neovlaštenog pristupa.
• Organiziranje kontroliranog procesa pristupa perifernim uređajima kao što su terminali, pogoni trake, diskovi i mrežni uređaji.
• Organiziranje uzajamnog pristupa podacima za subjekte i objekte, pružanje kontroliranog pristupa na temelju DAC politike i bilo koje druge politike koju provodi učitani LSM.

Jezgra Linuxa vrsta je jezgre OS-a koja implementira raspoređivanje s prioritetom zadataka. U kernelima koji nemaju ovu značajku, izvršavanje koda kernela se nastavlja do završetka, tj. planer nije sposoban ponovno rasporediti zadatak dok je u kernelu. Osim toga, kod jezgre je predviđen za kooperativno izvršavanje, bez prethodnog rasporeda, a izvršavanje tog koda se nastavlja sve dok ne završi i ne vrati se u korisnički prostor, ili dok se eksplicitno ne blokira. U preventivnim kernelima moguće je unaprijed izvršiti zadatak u bilo kojem trenutku sve dok je kernel u stanju u kojem ga je sigurno ponovno rasporediti.

Prema Saveznom zakonu „O elektroprivredi“, JSC FGC UES odgovoran je za tehnološko upravljanje Jedinstvenom nacionalnom električnom mrežom (UNEG). Istodobno su se pojavila pitanja o jasnom razgraničenju funkcionalnosti između SO UES OJSC, koji provodi jedinstveno dispečersko upravljanje elektroenergetskim objektima, i mrežnih tvrtki. To je dovelo do potrebe za stvaranjem učinkovite strukture za operativno i tehnološko upravljanje objektima JSC FGC UES, čiji zadaci uključuju, između ostalog:
osiguranje pouzdanog rada objekata UNEG-a i provedba tehnoloških načina rada energetskih vodova, opreme i uređaja objekata UNEG-a koje je odredio OJSC SO UES;
osiguranje odgovarajuće kvalitete i sigurnosti rada tijekom rada objekata UNEG-a;
stvaranje jedinstvenog sustava za osposobljavanje operativnog osoblja za obavljanje funkcija OTU;
osiguranje tehnološke opremljenosti i spremnosti operativnog osoblja za provođenje dispečerskih naredbi (instrukcija) CO i naredbi (potvrda) operativnog osoblja Središnjeg upravljačkog centra FGC UES;
osiguravanje smanjenja broja tehnoloških prekršaja povezanih s pogrešnim radnjama operativnog osoblja;
u suradnji i dogovoru s OJSC SO UES sudjelovanje u razvoju i provedbi razvojnih programa UNEG-a u cilju povećanja pouzdanosti prijenosa električne energije, promatranja i upravljivosti mreže te osiguranja kvalitete prijenosa električne energije;
planiranje aktivnosti popravka, puštanja u rad, modernizacije/rekonstrukcije i održavanja elektroenergetskih vodova, elektroenergetske opreme i uređaja za naredno razdoblje;
razvoj u skladu sa zahtjevima SO UES OJSC, koordinacija i odobrenje na propisani način rasporeda za hitno ograničenje načina potrošnje električne energije i provedba stvarnih radnji za uvođenje hitnih ograničenja prema dispečerskoj naredbi (nalogu) SO UES OJSC ;
ispunjavanje zadataka SO UES JSC za povezivanje elektromrežnih objekata Federalne mrežne tvrtke i instalacija za primanje električne energije potrošača električne energije pod utjecajem hitne automatizacije.

Za ispunjavanje dodijeljenih zadataka, JSC FGC UES razvio je i odobrio koncept operativnog i tehnološkog upravljanja objektima UNEG-a. U skladu s ovim konceptom stvara se četverostupanjska organizacijska struktura (s trorazinskim sustavom upravljanja): izvršni ured, glavni centar upravljanja MES-om, centar upravljanja PMES-om i operativno osoblje trafostanice.

Sljedeće funkcije raspoređene su među odgovarajućim razinama organizacijske strukture:
IA FSK - informacijsko-analitički;
voditelj središnjeg nadzornog centra MES-a - informacijsko-analitičkog i neoperativnog;
TsUS PMES - neoperativni i operativni;
osoblje trafostanice - operacijske sobe.

Istodobno, neoperativne funkcije uključuju zadatke poput kontrole i praćenja statusa mreže. Prihvaćanje operativnih funkcija izdavanja naredbi za provođenje prespajanja od strane mrežnih upravljačkih centara zahtijeva visokokvalificirano operativno osoblje, kao i odgovarajuću tehničku opremljenost središnjeg upravljačkog centra.

Kako bi se povećala učinkovitost i pouzdanost prijenosa i distribucije električne energije i snage automatizacijom operativnih i tehnoloških procesa upravljanja temeljenih na suvremenim informacijskim tehnologijama, mrežni kontrolni centri JSC FGC UES opremljeni su softverskim i hardverskim sustavima (PTK) koji omogućuju automatizacija procesa kao što su oprema za nadzor načina rada, proizvodnja sklopki u strogom skladu s odobrenim programom i drugo. Dakle, zahvaljujući automatizaciji OTD-a, značajno se povećava pouzdanost električnih mreža, smanjuje se stopa nesreća uklanjanjem pogrešaka operativnog osoblja, a broj potrebnog operativnog osoblja sveden je na minimum.

Važno je napomenuti da tehnička politika JSC FGC UES za novu izgradnju i rekonstrukciju predviđa:
osiguranje energetske sigurnosti i održivog razvoja Rusije;
osiguranje potrebnih pokazatelja pouzdanosti pružene usluge prijenosa električne energije;
osiguravanje slobodnog funkcioniranja tržišta električne energije;
povećanje učinkovitosti funkcioniranja i razvoja UNEG-a;
osiguranje sigurnosti proizvodnog osoblja;
smanjenje utjecaja UNEG-a na okoliš;
uz korištenje novih vrsta opreme i sustava upravljanja, osiguravajući pripremu trafostanice za rad bez stalnog osoblja za održavanje.

Trenutno su primarne električne sheme spojeva pogonskih trafostanica usmjerene na opremu koja zahtijeva često održavanje, pa su predviđeni prema suvremenim kriterijima preveliki omjeri broja rasklopnih uređaja i priključaka. To je razlog značajnog broja ozbiljnih tehnoloških prekršaja krivnjom operativnog osoblja.

Trenutno je završena automatizacija tehnoloških procesa na 79 trafostanica UNEG-a, a još 42 trafostanice su u fazi implementacije. Stoga je osnovna shema organizacije rada usmjerena prvenstveno na 24-satnu prisutnost osoblja održavanja (operativnog) koje prati stanje objekta i obavlja pogonske sklopke.

Operativno održavanje trafostanice UNEG uključuje:
Praćenje stanja UNEG-a - praćenje stanja opreme, analiza pogonskog stanja na objektima UNEG-a;
organiziranje brzih akcija za lokalizaciju tehnoloških kršenja i vraćanje UNEG režima;
organizacija pogonskog održavanja trafostanica, izrada operativne sklopne, pogonske i strujne podrške za sigurno obavljanje radova popravaka i održavanja u električnim mrežama vezanim uz UNEG;
obavljanje operativnih funkcija od strane operativnog osoblja za proizvodnju sklopnih operacija u UNEG-u.

Planiranje i organizacija:
planiranje popravka treba provoditi u skladu s rasporedima planiranog preventivnog održavanja, određujući opseg rada na temelju procjene tehničkog stanja, koristeći suvremene metode i dijagnostičke alate, uklj. bez isključivanja opreme iz pogona;
provođenje sveobuhvatnog pregleda i tehničkog pregleda opreme koja je dosegla standardni radni vijek radi produljenja vijeka trajanja;
razvoj prijedloga za modernizaciju, zamjenu opreme, poboljšanje dizajnerskih rješenja;
optimizacija financiranja poslovanja, održavanja i popravaka određivanjem obima popravaka na temelju stvarnog stanja;
smanjenje troškova i gubitaka;
unapređenje organizacijskih struktura upravljanja i usluga;
organizacija stručnog osposobljavanja, prekvalifikacije i usavršavanja sukladno normi SOPP-1-2005;
analiza parametara i pokazatelja tehničkog stanja opreme, zgrada i građevina prije i nakon popravaka na temelju dijagnostičkih rezultata;
optimizacija pričuve opreme i elemenata nadzemnih vodova u nuždi;
rješavanje tehničkih problema tijekom rada i izgradnje formalizirano je u obliku informativnih pisama, operativnih uputa, okružnica, tehničkih rješenja s obveznim statusom, naloga, uputa, odluka sastanaka i drugih odluka uprave.

Praćenje i upravljanje pouzdanošću UNEG-a:
organizacija praćenja i analize havarija opreme;
procjena i kontrola pouzdanosti napajanja;
stvaranje odgovarajuće informacijske baze.

STVARANJE POTPUNO AUTOMATIZIRANIH TRAFOSTANICA
BEZ SERVISNOG OSOBLJA.
DIGITALNE TRAFOSTANICE

Kako bi se uklonila ovisnost o nesmetanom radu mrežne tvrtke o kvalifikacijama, obuci i koncentraciji pozornosti operativnog i relejnog osoblja, preporučljivo je distribuirati automatizaciju tehnoloških procesa koja se odvija već duže vrijeme - relej zaštita, automatizacija procesa (ponovni uklopnik, automatski relej, mjenjač pod opterećenjem, automatski mjenjač itd.), automatizacija u slučaju nužde - do proizvodnje pogonskih sklopki. Da bi se to postiglo, prije svega, potrebno je značajno povećati vidljivost tehničkih parametara, osigurati kontrolu, provjeru položaja, učinkovito operativno blokiranje sklopnih uređaja i automatizaciju upravljačkih radnji. Energetska oprema koja se koristi mora biti prilagođena najnovijim sustavima upravljanja, zaštite i nadzora.

Pri uvođenju mikroprocesorskih uređaja prednost treba dati uređajima namijenjenim za rad u sklopu automatiziranih sustava. Samostalni uređaji trebaju se koristiti samo ako nema analoga sustava. U tom smislu, u objektima JSC FGC UES, mogućnost korištenja mikroprocesorskih uređaja sa zatvorenim protokolima razmjene i uređaja koji ne podržavaju rad u jedinstvenom vremenskom standardu mora biti centralizirano isključena.

Arhitektura i funkcionalnost automatiziranog sustava upravljanja tehnološkim procesima trafostanice (automatizirani sustav upravljanja procesima trafostanice) kao integratora svih funkcionalnih sustava trafostanice određena je stupnjem razvoja tehnologije namijenjene prikupljanju i obradi informacija u trafostanici za izdavanje upravljačkih odluka i utjecaji. Od početka razvoja sustava automatiziranog upravljanja procesima za projekte trafostanica u domaćoj elektroprivredi došlo je do značajnog razvoja hardverskih i softverskih sustava upravljanja za primjenu u trafostanicama. Pojavili su se visokonaponski digitalni mjerni strujni i naponski transformatori; razvija se primarna i sekundarna elektroenergetska mrežna oprema s ugrađenim komunikacijskim priključcima, proizvode se mikroprocesorski upravljači opremljeni razvojnim alatima na temelju kojih je moguće izraditi pouzdan softverski i hardverski kompleks za trafostanicu, međunarodni standard Usvojen je IEC 61850 koji regulira prikaz podataka o trafostanici kao objektu automatizacije, kao i protokole za digitalnu razmjenu podataka između mikroprocesorskih inteligentnih elektroničkih uređaja trafostanice, uključujući uređaje za nadzor i upravljanje, relejnu zaštitu i automatizaciju (RPA) , hitna automatika (PA), telemehanika, brojila električne energije, elektroenergetska oprema, strujni i naponski mjerni transformatori, rasklopna oprema itd.

Sve to stvara preduvjete za izgradnju trafostanice nove generacije – digitalne trafostanice (DSS).

Ovaj se pojam odnosi na trafostanicu koja koristi integrirane digitalne mjerne sustave, relejnu zaštitu, kontrolu visokonaponske opreme, optičke strujne i naponske transformatore i digitalne upravljačke krugove ugrađene u sklopnu opremu, koja radi na jednom standardnom protokolu za razmjenu informacija - IEC 61850.

Uvođenje tehnologije digitalnih trafostanica daje prednosti u odnosu na tradicionalne trafostanice u svim fazama implementacije i rada objekta.

Faza "Dizajn":
pojednostavljenje dizajna kabelskih veza i sustava;
prijenos podataka bez izobličenja na gotovo neograničenim udaljenostima;
smanjenje broja jedinica opreme;
neograničen broj primatelja podataka. Distribucija informacija provodi se pomoću Ethernet mreža, što vam omogućuje prijenos podataka iz jednog izvora na bilo koji uređaj u trafostanici ili izvan nje;
smanjenje vremena za međusobno povezivanje pojedinih podsustava zbog visokog stupnja standardizacije;
smanjenje intenziteta rada mjeriteljskih dijelova projekata;

jedinstvo mjerenja. Mjerenja se izvode jednim mjernim uređajem visoke preciznosti. Primatelji mjerenja primaju iste podatke iz istog izvora. Svi mjerni instrumenti uključeni su u jedinstveni sustav sinkronizacije sata;
sposobnost izrade standardnih rješenja za objekte različitih topoloških konfiguracija i duljina;
mogućnost preliminarnog modeliranja sustava u cjelini za određivanje uskih grla i nedosljednosti u različitim režimima rada;
smanjenje složenosti redizajna u slučaju izmjena i dopuna projekta.

Faza “Građevinski i instalacijski radovi”:
smanjenje radno najintenzivnijih i niskotehnoloških vrsta instalacijskih i puštajućih radova povezanih s instalacijom i ispitivanjem sekundarnih krugova;
temeljitije i sveobuhvatnije testiranje sustava zahvaljujući velikim mogućnostima za stvaranje različitih scenarija ponašanja i njihovu digitalnu simulaciju;
smanjenje troškova za neproduktivna kretanja osoblja zbog mogućnosti centralizirane konfiguracije i kontrole radnih parametara;
smanjenje troškova kabelskog sustava. Digitalni sekundarni krugovi omogućuju multipleksiranje signala, što uključuje dvosmjerni prijenos velikog broja signala iz različitih uređaja kroz jedan kabel. Dovoljno je postaviti jedan optički glavni kabel do distribucijskih uređaja umjesto desetaka ili čak stotina analognih bakrenih sklopova.

Faza "Operacija":
sveobuhvatan dijagnostički sustav, koji pokriva ne samo pametne uređaje, već i pasivne mjerne pretvarače i njihove sekundarne krugove, omogućuje vam brzo utvrđivanje lokacije i uzroka kvarova, kao i prepoznavanje stanja prije kvara;
praćenje cjelovitosti linije. Digitalna linija se stalno nadzire, čak i ako se kroz nju ne prenose značajne informacije;
zaštita od elektromagnetskih smetnji. Korištenje optičkih kabela omogućuje potpunu zaštitu od elektromagnetskih smetnji u kanalima prijenosa podataka;
jednostavnost održavanja i rada. Ponovno spajanje digitalnih sklopova mnogo je lakše nego ponovno spajanje analognih krugova;
smanjenje vremena popravka zbog široke ponude na tržištu uređaja različitih proizvođača koji su međusobno kompatibilni (načelo interoperabilnosti);
prijelaz na metodu održavanja opreme koja se temelji na događajima zbog apsolutne vidljivosti tehnoloških procesa omogućuje smanjenje operativnih troškova;
održavanje projektnih (izračunatih) parametara i karakteristika tijekom rada zahtijeva manje troškove;
razvoj i usavršavanje sustava automatizacije zahtijeva manje troškove (neograničen broj primatelja informacija) nego kod tradicionalnih pristupa.

Centralni kontrolni centri Kuzbass i Prioksky prihvaćeni su kao pilot objekti za stvaranje središnjih kontrolnih centara s operativnim funkcijama u JSC FGC UES.

Kuzbass NCC postao je prvi centar za upravljanje mrežom implementiran u okviru programa JSC FGC UES za stvaranje središnjeg kontrolnog centra s operativnim funkcijama. U sklopu stvaranja inovativnog središnjeg sustava upravljanja za osiguranje kontinuiranog operativnog i tehnološkog nadzora i dispečera, centar je opremljen suvremenim softverskim i hardverskim sustavima, postavljen je video zid za prikaz mrežnih dijagrama, instaliran je softver koji omogućuje online potpuni prikaz statusa elektroenergetskog objekta odabranog od strane dispečera, te za primanje informacija o prekidima izvršenih popravaka i preventivnih mjera sve do imena montera koji rade na gradilištu. Osim toga, oprema omogućuje dispečerima NCC-a da presretnu kontrolu udaljenih objekata u slučaju nužde i donesu odluke u najkraćem mogućem vremenu kako bi se smanjilo vrijeme ponovnog uspostavljanja normalnog rada opreme.

Središnji kontrolni centar Prioksky također je stvoren pomoću najnovijih tehnologija. Među opremom koja se ovdje koristi je video zid za prikaz informacija, koji se sastoji od pedeset inčnih projekcijskih modula i redundantnog video kontrolera visokih performansi, operativni informacijski kompleks za praćenje načina rada električne mreže i stanja rasklopnih uređaja trafostanica, omogućavanje operativnom osoblju kontrolnog centra praćenje rada opreme i upravljanje njome u realnom vremenu, najnoviji sustav satelitskih komunikacija, zajamčenu opskrbu električnom energijom i sustave automatskog gašenja požara.

Vladimir Pelymsky, zamjenik glavnog inženjera - voditelj situacijskog analitičkog centra JSC FGC UES, Vladimir Voronin, šef, Dmitry Kravets, voditelj odjela, Magomed Gadzhiev, vodeći stručnjak Službe za električne modove JSC FGC UES

Jurij MORŽIN, zamjenik generalnog direktora - direktor podružnice OJSC "STC of Electric Power Industry" - VNIIE;

Jurij SHAKARYAN, zamjenik generalnog direktora - znanstveni direktor JSC Znanstveno-tehnički centar za elektroprivredu, znanstveni direktor VNIIE;

Valerij VOROTNICKI, zamjenik direktora podružnice OJSC "STC of Electric Power Industry" - VNIIE za znanstveni rad;

Nikolaj NOVIKOV, zamjenik znanstvenog direktora JSC Znanstveno-tehnički centar za elektroprivredu

Govoreći o pouzdanosti, kvaliteti i ekološkoj prihvatljivosti opskrbe električnom energijom, prije svega moramo imati na umu razvoj i razvoj temeljno novih - inovativnih tehnologija za proračun, analizu, prognozu, regulaciju i smanjenje gubitaka električne energije u električnim mrežama, operativnim dispečerska kontrola njihovih načina rada. Nudimo materijal koji je osigurao Znanstveno-istraživački institut za elektroprivredu (VNIIE), podružnica JSC Znanstveno-tehnički centar za elektroprivredu, koji opisuje najvažnije razvoje instituta u ovom području do danas.

Poboljšanje alata i sustava za proračun smanjenjagubitke električne energije

Novi pristupi sustavu upravljanja električnom energijom, formiranju tarifa za usluge prijenosa električne energije, sustavu regulacije i upravljanja razinom gubitaka električne energije zahtijevaju odgovarajući razvoj metoda za njihov izračun. Taj se razvoj danas odvija u nekoliko smjerova.

Točnost proračuni tehničkih gubitaka (RTP) povećanje električne energije očekuje se potpunijim korištenjem operativnih informacija o sklopnom stanju električne mreže (slika 1), fizičkim parametrima njezinih elemenata, pogonskim podacima o opterećenjima, naponskim razinama i sl.

Potreban je prijelaz s determinističkih proračuna razine gubitaka električne energije na probabilističke procjene sa zadanom točnošću i intervalima pouzdanosti, praćene procjenom rizika pri donošenju odluka o ulaganju novca u smanjenje gubitaka.

Drugi vektor razvoja je korištenje fundamentalno novih inteligentnih modela za uzimanje u obzir mnogih neizvjesnih čimbenika koji utječu na količinu stvarnih i tehničkih gubitaka električne energije, te za predviđanje gubitaka. Jedan od tih modela temelji se na korištenju umjetnih neuronskih mreža, koje su u biti jedno od područja tehnologije umjetne inteligencije koja se aktivno razvija.

Razvojem automatiziranih informacijsko-mjernih sustava za komercijalno mjerenje električne energije (AIMS KUE), automatiziranih tehnoloških sustava upravljanja (ATMS) za električne mreže, grafičkih i geografskih informacijskih sustava (GIS) stvaraju se stvarne mogućnosti za poboljšanje softvera za proračune, analizu i regulaciju gubici električne energije (RP softver) . Konkretno, trenutno postoji hitna potreba za integracijom softverskih i hardverskih sustava (STC) i baza podataka sadržanih u njima: AIIS KUE, ASTU, GIS i RP softvera za povećanje točnosti, transparentnosti i valjanosti proračuna električne mreže modovi, ravnoteže i gubici električne energije. Djelomično je takva integracija već provedena. Njegov daljnji razvoj trebao bi se temeljiti na novim pristupima standardizacije razmjene informacija između različitih hardverskih i softverskih sustava na jedinstvenoj informacijskoj platformi, uključujući korištenje tzv. SIM modela.

Kao što pokazuje praksa, tradicionalne metode i sredstva za smanjenje gubitaka električne energije ne mogu osigurati održavanje razine gubitaka na tehnički i ekonomski izvedivoj razini. Približavanje ovoj razini postaje sve skuplje i zahtijeva više truda. Potrebno je koristiti temeljno novu opremu i tehnologije za prijenos i distribuciju električne energije. Prije svega ovo:

• Suvremeni statički podesivi uređaji za uzdužnu i poprečnu kompenzaciju jalove snage.
• Uređaji temeljeni na korištenju visokotemperaturne supravodljivosti (HTSC).
• Primjena “pametnih” tehnologija u električnim mrežama (PametanMreža tehnologije). To omogućuje, opskrbom električnih mreža sredstvima za kontrolu sustava i upravljanje opterećenjem tempom procesa, ne samo provođenje operativnog nadzora potrošnje energije i električne energije potrošača, već i upravljanje ovom snagom i električnom energijom kako bi se najučinkovitije koristiti kapacitet električne mreže u svakom trenutku vremena. Zbog takve kontrole osigurava se optimalna razina gubitaka električne energije u mrežama pri prihvatljivim vrijednostima pokazatelja kvalitete električne energije.

Prema procjenama Američkog vijeća za energetski učinkovito gospodarstvo (ACEEE), do 2023. godine korištenje Smart Grid tehnologija u kombinaciji s drugim mjerama za učinkovito korištenje energetskih resursa uštedjet će do 30% planiranih troškova energije. Odnosno, svaki treći kilovat-sat može se dobiti ne proširenjem proizvodnih kapaciteta, već distribucijom postojećih energetskih izvora pomoću novih informacijskih tehnologija.

Iznos stvarnih gubitaka električne energije u električnim mrežama, koje elektromrežne organizacije moraju trenutno platiti, uvelike ovisi o točnosti mjerenja električne energije isporučene u električnu mrežu i otpremljene iz električne mreže.

Praksa implementacije suvremenih AIMS KUE pokazuje da ovi prilično skupi i prostorno raspoređeni informacijsko-mjerni sustavi mogu otkazati tijekom rada, izgubiti točnost mjerenja, unijeti slučajne značajne pogreške u rezultate mjerenja itd. Sve to zahtijeva razvoj i implementaciju metoda procjene pouzdanosti mjerenja, identificiranje i lokaliziranje neravnoteže u snazi ​​i električnoj energiji, uvođenje temeljno novih mjernih instrumenata, uklj. optički mjerni strujni i naponski transformatori.

Na slici: snimke zaslona programa RTP 3.

Interaktivna simulacija proračuna rada elektroenergetskog sustava

Dinamički model EPS-a u stvarnom vremenu. Pruža mogućnost simulacije EPS-a velikih razmjera u ubrzanom, sporom i stvarnom vremenu. Model se koristi za: konstrukciju simulatora-savjetnika za dispečera o održavanju režima, analizu stacionarnih i prijelaznih režima, analizu akcidenata, modeliranje primarnih i sekundarnih sustava upravljanja i hitne automatike (EA). EPS model uzima u obzir elektromehaničke i dugotrajne prijelazne procese, sustave upravljanja frekvencijom i aktivnom snagom (AFRP). Provodi se proračun tehničkih gubitaka električne energije i snage (uključujući po naponskim razredima i regijama) i ostalih parametara načina rada. Po prvi put u Rusiji, model ove klase koristi se za izgradnju složenih simulatora-savjetnika zajedno s topološkom analizom kompletnog sklopnog kruga međusobnog povezivanja električne energije.

Model koristi prilično precizne algoritme za modeliranje prijelaznih procesa u režimu “frekvencija - djelatna snaga” (regulator brzine, dogrijavanje pare, automatizacija kotla itd.). Regulatori napona izrađuju se prema dvije moguće sheme: pojednostavljenoj (kao podesivi izvor jalove snage koji održava vrijednost napona na zadanoj razini) i rafiniranoj (kao sustav za regulaciju EMF sinkronog stroja s mogućnošću regulacije prema odstupanja u naponu, frekvenciji i njihovim derivatima).

Model omogućuje praćenje trenutnog načina rada elektroenergetskih objekata na temelju informacija iz zadatka za ocjenu stanja (OS) i OIC podataka. Proračunska shema dobivena iz OS problema je proširena (otprilike 2 puta) korištenjem normativnih, referentnih i apriornih informacija, kao i pouzdanih TI i TS u OIC.

Modelom se vrši topološka analiza kompletnog rasklopnog sklopa i njegova informacijska interakcija s režimskim (proračunskim) dijagramom elektroenergetskih objekata. Time se osigurava kontrola načina rada modela uključivanjem/isključivanjem rasklopnih uređaja, odnosno na način poznat operativnom osoblju.

Modelom se interaktivno upravlja od strane korisnika, sustava upravljanja i PA sustava te scenarija razvoja nesreće. Važna funkcija modela je provjera kršenja i postojanja trenutnog režima prema kriteriju N-1. Skupovi regulacijskih opcija mogu se specificirati prema kriteriju N-1, namijenjeni različitim načinima kontroliranog energetskog međusobnog povezivanja. Program vam omogućuje da usporedite izračunati način rada u EPS modelu s OIC podacima i identificirate pogrešne podatke o načinu rada koji nedostaju.

U početku se model koristio za izradu simulatora rada u stvarnom vremenu, a kasnije su njegove funkcije proširene na analizu nesreća, testiranje algoritama za identifikaciju elektroenergetskih sustava kao upravljačkih objekata i druge zadatke. Model se koristi za rutinsku obradu zahtjeva za iznošenje opreme na popravak, modeliranje sustava automatske regulacije frekvencije, informacijsku podršku operativnom osoblju EES-a i elektroprivreda te kao dispečerski savjetnik za održavanje režima. Korištenjem modela provedena su istraživanja širenja valova frekvencije i napona u stvarnim visokodimenzionalnim krugovima pod velikim poremećajima, kao iu krugovima lančane i prstenaste strukture. Razvijena je metodologija za korištenje WAMS podataka za provjeru trenutnog režima pomoću OS i OIC podataka.

Razlika između ovog razvoja i drugih je mogućnost simulacije dinamike velikih energetskih objekata u stvarnom vremenu, cikličko praćenje režima prema OIC podacima i OS zadatku, proširenje proračunske sheme za 70-80% uzimajući u obzir sabirnice trafostanica, energetskih jedinica, reaktora itd.

Do danas je dinamički model EPS-a u stvarnom vremenu implementiran u SO UES, FGC UES, ODU Centra i OJSC Bashkirenergo.

KASCAD-NT kompleks za prikaz operativnih

informacije o individualnim i kolektivnim sredstvima

(kontrolne ploče i video zidovi)

Kompleks je sredstvo za generiranje i prikazivanje različitih ekranskih formi (dijagrama, karata, tablica, grafikona, instrumenata itd.) na individualnim (displejima) i skupnim sredstvima. Dizajniran za prikaz informacija iz OIC-a i drugih softverskih sustava u stvarnom vremenu, kako na pojedinačnim (zasloni), tako i na kolektivnim (mozaik ploče i video zidovi) sredstvima.

Sustav za prikaz operativnih informacija na video zidovima implementiran je u SO UES, ODU Centra i OJSC Bashkirenergo. U SO UES na kocki video zidu 4 x 3 implementiran je prikaz generaliziranih informacija u grafičkom i tabelarnom obliku, kao i prikaz UES dijagrama na finskoj mozaik ploči. U ODU Centra, na videozidu pomoću kompleksa CASCADE-NT, informacije iz sustava podrške dispečerskom osoblju prikazuju se u obliku operativnog dijagrama, dijagrama na pozadini karte područja i detaljnih dijagrama trafostanica. .

Za OJSC Bashkirenergo, kompleks se trenutno koristi u teretani kada se prikazuju strukturni i sklopni dijagrami i generalizirane informacije u tabelarnom obliku na video zidu od 3 x 2 kocke. Na malom blok dijagramu moguće je otvoriti 5 glavnih podstanica Bashkirenergo OJSC. Na videozidu od 8 x 4 kubusa kontrolne sobe s velikim blok dijagramom moguće je prikazati 62 trafostanice i obraditi podatke o zadacima. Veliki video zid može izvršiti topološku analizu i prikazati kompletan dijagram međusobnog povezivanja električne energije.

Sustav KASCAD-NT otvoren je za integraciju s drugim kompleksima i izgrađen je kao skup konstruktora koji se koriste za izgradnju sustava prikaza od strane programera i korisnika. Ova značajka pruža mogućnost podrške i razvoja funkcionalnosti sustava prikaza izravno od strane korisnika i osoblja za održavanje bez uključivanja programera.

sredstva električne mreže

Godine 2008. stručnjaci VNIIE dovršili su veliki projekt - Program rekonstrukcije i razvoja sustava automatiziranog tehnološkog upravljanja (ATS) JSC "MOESK". Potreba za provedbom ovog projekta bila je povezana s moralnim i fizičkim propadanjem materijalne baze sustava upravljanja (iz poznatih razloga nacionalne prirode), uzimajući u obzir značajnu promjenu zahtjeva za dispečersku kontrolu pri radu u tržišnim uvjetima, kao i uzimajući u obzir strukturnu reorganizaciju poduzeća. Razvoj je usmjeren na rješavanje zadaće postavljene MOESK-u izgradnje visokokvalitetne vertikale operativnog dispečerskog upravljanja, koristeći u svom radu najsuvremenije metode organizacije i tehničke podrške procesu upravljanja.

Program je razvijen u suradnji s OJSC Enera i uz aktivno sudjelovanje stručnjaka MOESK-a. Rad uključuje dijelove o analizi postojećeg stanja automatiziranih sustava upravljanja, o razvoju osnovnih tehničkih zahtjeva za perspektivni sustav automatiziranog upravljanja, njegovih elemenata i podsustava, kao i prijedloge tehničkih rješenja. Uključujući mogućnosti rekonstrukcije i razvoja sustava temeljenog na tehničkoj opremi vodećih domaćih i stranih proizvođača upravljačke opreme.

Tijekom razvoja uzete su u obzir glavne odredbe postojeće normativne i tehničke dokumentacije u području automatizacije mrežnog kompleksa i specificirane za uvjete tvrtke, koji predviđaju razvoj centraliziranog tehnološkog upravljanja električnim mrežama, stvaranje automatizirane trafostanice temeljene na jedinstvenom setu suvremenih tehničkih sredstava, s integracijom sustava mjerenja, zaštite, automatizacije i upravljanja opremom objekata električnih mreža.

Zbog velikog broja trafostanica te moralne i fizičke istrošenosti većine telemehanike, predviđena je fazna automatizacija trafostanice, čija je prva faza rekonstrukcija TM, usklađena s rekonstrukcijom i razvojem trafostanice. komunikacijskog sustava, odnosno formiranje osnove modernog SSPI-a, a druga faza - za dio trafostanice - stvaranje potpunog automatiziranog sustava upravljanja procesima.

Program predviđa ažuriranje hardvera i softvera dispečerskih centara na temelju modernog sustava upravljanja električnom mrežom (ENMAC GE) koji je usvojio MOESK, a koji automatizira nadzor i dispečerske operacije, kao i upravljanje radom mreže pri servisiranju opreme i interakciji s potrošačima električne energije.

Razvoj komunikacijskog sustava usmjeren je na potpuni prijelaz na digitalne tehnologije prijenosa podataka, široku primjenu, uz postojeće HF komunikacije, optičku tehnologiju i bežične komunikacije.

Važno mjesto pridaje se stvaranju integracijske platforme (IP) koja podržava jedinstveni IEC informacijski model (SIM model) i omogućuje povezivanje različitih aplikacija na zajedničku informacijsku sabirnicu korištenjem WEB-Service tehnologije. Zajedno s ESP OJSC i MODUS LLC, prva verzija grafičkog instrumentalnog sustava za izradu IP-a razvijena je i puštena u probni rad u RSK Kubanenergo, na koji je povezan OIC KOTMI.

Dodajmo da je VNIIE razvio sljedeće ekspertni sustavi za operativnu uporabu otpremna kontrola: savjetodavni sustavi za godišnje planiranje popravaka mrežne opreme; savjetodavni sustavi za rutinsku obradu zahtjeva za operativnim popravkom; sustavi za analizu topologije u električnoj mreži s analizom izvanrednih situacija; simulatorski sustavi za operativno prebacivanje; instrumentalni ekspertni sustav MIMIR za energetske primjene; Stručni sustav ESORZ za obradu operativnih zahtjeva (koristi se sa SO-TsDU, ODU Centra, ODU Srednje Volge); Sustav za analizu topologije elektroenergetske mreže ANTOP (primjena u kontrolnom centru Ural); CORVIN sustav za obuku pogonskih sklopki (primjena u regionalnim elektroenergetskim sustavima).

Trenutno je u izradi sustav za godišnje planiranje popravaka elektromrežne opreme (za SO-CDC).

Cjelokupni opseg rada dd Znanstveno-tehnički centar za elektroprivredu na novim informacijskim tehnologijama nadopunjen je aktualnim tehnološkim zadacima, od kojih će neki biti dovršeni u bliskoj budućnosti i o kojima se nadamo govoriti na stranicama časopisa.