Conformément à la loi fédérale sur l'industrie de l'énergie électrique, JSC FGC UES est responsable de la gestion technologique du réseau électrique national unifié (UNEG). Dans le même temps, des questions se sont posées quant à une différenciation claire de la fonctionnalité entre JSC SO UES, qui effectue un contrôle de répartition unifié des installations électriques, et les entreprises de réseau. Cela a conduit à la nécessité de créer une structure efficace pour la gestion opérationnelle et technologique des installations JSC FGC UES, dont les tâches comprennent, entre autres :
assurer le fonctionnement fiable des installations de l'UNEG et le respect des modes de fonctionnement technologiques des lignes de transport d'électricité, des équipements et des dispositifs des installations de l'UNEG spécifiés par SO UES ;
assurer la bonne qualité et la sécurité du travail pendant l'exploitation des installations de l'UNEG ;
création d'un système unifié de formation du personnel opérationnel aux fonctions d'OTU ;
assurer l'équipement technologique et la préparation du personnel d'exploitation pour exécuter les commandes de répartition (ordres) de l'OS et les commandes (confirmations) du personnel d'exploitation de la NCC FGC UES ;
assurer une diminution du nombre de violations technologiques associées à des actions erronées du personnel d'exploitation ;
en coopération et en accord avec SO UES, JSC, participation à l'élaboration et à la mise en œuvre des programmes de développement de l'UNEG afin d'améliorer la fiabilité du transport d'énergie électrique, l'observabilité et la contrôlabilité du réseau, et d'assurer la qualité de l'énergie électrique ;
planification des mesures de réparation, de mise en service, de modernisation/reconstruction et d'entretien des lignes de transport d'électricité, des équipements et dispositifs du réseau électrique pour la période à venir ;
développement conformément aux exigences de JSC SO UES, approbation et approbation de la manière prescrite des calendriers pour la limitation d'urgence du mode de consommation d'énergie électrique et la mise en œuvre d'actions réelles pour introduire des restrictions d'urgence sur la commande de répartition (ordre) de JSC AINSI UES;
l'accomplissement des tâches de la JSC « SO UES » sur la connexion des objets des installations du réseau électrique FGC et des installations de réception d'énergie des consommateurs d'énergie électrique sous l'action de l'automatisation d'urgence.

Pour accomplir les tâches assignées, JSC FGC UES a développé et approuvé le concept de gestion opérationnelle et technologique des installations de l'UNEG. Conformément à ce concept, une structure organisationnelle à quatre niveaux (avec un système de contrôle à trois niveaux) est en cours de création : le bureau exécutif, le chef NCC MES, NCC PMES et le personnel d'exploitation de la sous-station.

Les fonctions suivantes sont réparties entre les niveaux respectifs de la structure organisationnelle :
IA FSK - information et analyse;
chef NCC MES - information analytique et non opérationnelle;
NCC PMES - non opérationnel et opérationnel ;
personnel de sous-station - salles d'opération.

Dans le même temps, les fonctions non opérationnelles comprennent des tâches telles que la surveillance et la surveillance de l'état du réseau. L'acceptation par les centres de contrôle du réseau des fonctions opérationnelles liées à l'émission de commandes pour la production de commutateurs nécessite des qualifications élevées du personnel d'exploitation, ainsi que l'équipement technique approprié de la NCC.

Afin d'augmenter l'efficacité et la fiabilité du transport et de la distribution d'électricité et de puissance grâce à l'automatisation des processus de contrôle opérationnels et technologiques basés sur les technologies de l'information modernes, les centres de contrôle de réseau de JSC FGC UES sont équipés de complexes logiciels et matériels (PTC) , qui permettent d'automatiser des processus tels que les modes de surveillance des équipements, la production de commutations en stricte conformité avec le programme approuvé et autres. Ainsi, grâce à l'automatisation de l'OTU, la fiabilité du fonctionnement des réseaux électriques est considérablement augmentée, le taux d'accidents est réduit en raison de l'élimination des erreurs du personnel d'exploitation et le nombre de personnel d'exploitation requis est minimisé.

Il est à noter que la politique technique de JSC FGC UES pour la construction neuve et la reconstruction prévoit :
assurer la sécurité énergétique et le développement durable de la Russie;
assurer les indicateurs requis de la fiabilité des services fournis pour le transport de l'électricité ;
assurer le libre fonctionnement du marché de l'électricité ;
accroître l'efficacité du fonctionnement et du développement de l'UNEG;
assurer la sécurité du personnel de production;
réduire l'impact de l'UNEG sur l'environnement ;
ainsi que l'utilisation de nouveaux types d'équipements et de systèmes de contrôle, assurant la préparation de la sous-station pour le travail sans personnel de maintenance permanent.

À l'heure actuelle, les schémas de connexions électriques primaires des sous-stations d'exploitation sont axés sur les équipements nécessitant une maintenance fréquente. Par conséquent, ils prévoient un rapport redondant, selon les critères modernes, entre le nombre d'appareils de commutation et de connexions. C'est la raison d'un nombre important de violations technologiques graves dues à la faute du personnel d'exploitation.

Maintenant, l'automatisation des processus technologiques est terminée dans 79 sous-stations de l'UNEG, 42 autres sous-stations sont en cours de mise en œuvre. Par conséquent, le schéma principal de l'organisation des opérations se concentre principalement sur le séjour 24 heures sur 24 du personnel de service (opérationnel) sur eux, surveillant l'état de l'objet et effectuant la commutation opérationnelle.

Le service opérationnel de la sous-station UNEG comprend :
Surveillance de l'état de l'UNEG - surveillance de l'état des équipements, analyse de la situation opérationnelle dans les installations de l'UNEG ;
organisation d'actions opérationnelles pour localiser les perturbations technologiques et rétablir les modes UNEG ;
organisation de la maintenance opérationnelle des sous-stations, production de la commutation opérationnelle, soutien du régime et du circuit pour la production en toute sécurité des travaux de réparation et de maintenance des réseaux électriques liés à l'UNEG ;
exécution par le personnel opérationnel des fonctions opérationnelles pour la production de commutations dans l'UNEG.

Planification et organisation :
la planification des réparations est effectuée conformément aux calendriers de maintenance préventive programmés avec la détermination de l'étendue des travaux sur la base de l'évaluation de l'état technique, à l'aide de méthodes et d'outils de diagnostic modernes, incl. sans mettre l'équipement hors service ;
effectuer une étude complète et un examen technique de l'équipement qui a développé sa durée de vie standard, afin de prolonger la durée de vie ;
élaboration de propositions de modernisation, de remplacement d'équipements, d'amélioration des solutions de conception ;
optimisation du financement des travaux d'exploitation, d'entretien et de réparation en déterminant l'étendue des travaux de réparation en fonction de l'état réel ;
réduction des coûts et des pertes ;
l'amélioration de la gestion organisationnelle et des structures de service ;
organisation de la formation professionnelle, du recyclage et du perfectionnement selon la norme SOPP-1-2005;
analyse des paramètres et indicateurs de l'état technique des équipements, des bâtiments et des structures avant et après les réparations sur la base des résultats des diagnostics ;
optimisation de la réserve de secours des équipements et éléments de lignes aériennes ;
la solution des problèmes techniques pendant l'exploitation et la construction est formalisée sous la forme de lettres d'information, d'instructions d'exploitation, de circulaires, de solutions techniques ayant le statut d'exécution obligatoire, d'ordres, d'instructions, de décisions de réunions et autres décisions de gestion.

Suivi et gestion de la fiabilité de l'UNEG :
organisation du contrôle et de l'analyse des accidents matériels ;
évaluation et contrôle de la fiabilité de l'alimentation électrique;
création d'une base d'informations appropriée.


CRÉATION DE SOUS-STATIONS ENTIÈREMENT AUTOMATISÉES
SANS PERSONNEL D'ENTRETIEN.
SOUS-STATIONS NUMÉRIQUES

Pour exclure la dépendance du fonctionnement sans problème de la société de réseau aux qualifications, à la formation et à la concentration de l'attention du personnel d'exploitation et de relais, il est conseillé de diffuser l'automatisation des processus technologiques qui se déroulent pendant une longue période - protection des relais , automatisation technologique (APV, AVR, RPN, AOT, etc.), automatisation d'urgence - sur la production d'interrupteurs opérationnels. Pour cela, tout d'abord, il est nécessaire d'augmenter considérablement l'observabilité des paramètres techniques, d'assurer le contrôle, la vérification de la position, le blocage opérationnel efficace des appareils de commutation et l'automatisation des actions de contrôle. L'équipement de puissance appliqué doit être adapté aux derniers systèmes de contrôle, de protection et de surveillance.

Lors de l'introduction de dispositifs à microprocesseur, la préférence devrait être donnée aux dispositifs conçus pour fonctionner dans le cadre de systèmes automatisés. Les appareils autonomes ne doivent être utilisés qu'en l'absence d'analogues du système. À cet égard, dans les installations de JSC FGC UES, de manière centralisée, la possibilité d'utiliser des dispositifs à microprocesseur avec des protocoles d'échange fermés, des dispositifs qui ne prennent pas en charge le fonctionnement dans la norme de temps uniforme devrait être exclue.

L'architecture et la fonctionnalité d'un système de contrôle automatisé des processus technologiques d'une sous-station (ACS TP) en tant qu'intégrateur de tous les systèmes fonctionnels d'une sous-station sont déterminées par le niveau de développement technologique destiné à collecter et à traiter les informations dans une sous-station pour émettre des décisions de contrôle. et actes. Depuis le début du développement des projets ACS TP dans l'industrie électrique domestique, il y a eu un développement important de matériel et de logiciels pour les systèmes de contrôle destinés à être utilisés dans les sous-stations électriques. Des transformateurs de courant et de tension de mesure numériques haute tension sont apparus; des équipements de réseau électrique primaire et secondaire avec des ports de communication intégrés sont en cours de développement, des contrôleurs à microprocesseur équipés d'outils de développement sont produits, sur la base desquels il est possible de créer un complexe logiciel et matériel fiable de la sous-station, la norme internationale IEC 61850 a été adopté, qui réglemente la présentation des données sur la sous-station en tant qu'objet d'automatisation, ainsi que les protocoles d'échange de données numériques entre les appareils électroniques intelligents à microprocesseur de la sous-station, y compris les dispositifs de surveillance et de contrôle, la protection des relais et l'automatisation (RPA) , automatismes de secours (PA), télémécanique, compteurs électriques, équipements de puissance, transformateurs de mesure de courant et de tension, équipements de commutation, etc...

Tout cela crée les conditions préalables à la construction d'un poste de nouvelle génération - un poste numérique (DSP).

Ce terme est compris comme un PS avec l'utilisation de systèmes de mesure numériques intégrés, de protection de relais, de contrôle d'équipements haute tension, de transformateurs optiques de courant et de tension et de circuits de commande numériques intégrés dans des équipements de commutation, fonctionnant sur un seul protocole d'échange d'informations standard - CEI 61850.

L'introduction des technologies DSP offre des avantages par rapport au PS traditionnel à toutes les étapes de la mise en œuvre et de l'exploitation de l'installation.

Scénographie":
simplification de la conception des connexions et des systèmes de câbles ;
transmission de données sans distorsion sur des distances pratiquement illimitées;
réduction du nombre d'équipements;
nombre illimité de destinataires de données. La diffusion de l'information s'effectue au moyen de réseaux Ethernet, ce qui permet de transférer des données d'une source à n'importe quel appareil du poste ou à l'extérieur de celui-ci ;
réduction du temps d'interconnexion des sous-systèmes individuels en raison d'un degré élevé de normalisation ;
réduire l'intensité de main-d'œuvre des sections métrologiques des projets ;

uniformité des mesures. Les mesures sont effectuées avec un seul appareil de mesure de haute précision. Les destinataires des mesures reçoivent les mêmes données de la même source. Tous les appareils de mesure sont inclus dans un seul système de synchronisation d'horloge ;
la possibilité de créer des solutions standard pour des objets de configuration topologique et de longueur différentes ;
la possibilité d'une modélisation préliminaire du système dans son ensemble pour déterminer les « goulets d'étranglement » et les incohérences dans divers modes de fonctionnement ;
réduire l'intensité de main-d'œuvre de la refonte en cas de modifications et d'ajouts au projet.

Étape "Travaux de construction et d'installation":
réduction des travaux d'installation et de mise en service les plus chronophages et les plus rudimentaires associés à la pose et au test des circuits secondaires ;
des tests plus approfondis et plus complets du système en raison des larges possibilités de création de divers scénarios comportementaux et de leur modélisation sous forme numérique ;
réduction des dépenses pour les mouvements improductifs de personnel grâce à la possibilité de configuration et de contrôle centralisés des paramètres de travail ;
réduire le coût du système de câble. Les circuits secondaires numériques permettent le multiplexage des signaux, ce qui implique la transmission bidirectionnelle via un seul câble d'un grand nombre de signaux provenant de différents appareils. Il suffit de poser un câble principal optique jusqu'à l'appareillage au lieu de dizaines voire de centaines de circuits analogiques en cuivre.

Étape "Opération":
un système de diagnostic complet, couvrant non seulement les dispositifs intelligents, mais aussi les transducteurs de mesure passifs et leurs circuits secondaires, permet en un temps plus court d'établir le lieu et la cause des pannes, ainsi que d'identifier les conditions préalables à la panne ;
contrôle de l'intégrité de la ligne. La ligne numérique est surveillée en permanence, même si aucune information significative n'y est transmise ;
protection contre les interférences électromagnétiques. L'utilisation de câbles à fibres optiques offre une protection complète contre les interférences électromagnétiques dans les canaux de transmission de données ;
facilité d'entretien et de fonctionnement. La re-commutation des circuits numériques est beaucoup plus facile que la re-commutation des circuits analogiques ;
réduction du temps de réparation grâce à la large offre sur le marché d'appareils de différents fabricants compatibles entre eux (principe d'interopérabilité) ;
le passage à la méthode événementielle de maintenance des équipements grâce à l'observabilité absolue des processus technologiques permet de réduire les coûts d'exploitation ;
la prise en charge des paramètres de conception (calculés) et des caractéristiques pendant le fonctionnement nécessite des coûts inférieurs ;
le développement et le raffinement du système d'automatisation nécessitent des coûts inférieurs (nombre illimité de récepteurs d'informations) qu'avec les approches traditionnelles.

Les NCC Kuzbass et Prioksky ont été adoptés comme objets pilotes pour la création d'un NCC avec des fonctions opérationnelles dans JSC FGC UES.

Kuzbass NCC est devenu le premier centre de gestion de réseau mis en œuvre dans le cadre du programme JSC FGC UES pour la création de NCC avec des fonctions opérationnelles. Dans le cadre de la création d'un NCC innovant pour assurer un contrôle et une répartition opérationnels et technologiques continus, le centre est équipé de complexes logiciels et matériels modernes, un mur vidéo a été installé pour afficher le schéma du réseau, un logiciel a été installé qui permet de mode pour afficher entièrement l'état de l'installation électrique sélectionnée par le répartiteur, pour recevoir des informations sur les pannes effectuées, les mesures de réparation et de prévention jusqu'au nom des installateurs travaillant sur l'installation. De plus, l'équipement permet aux répartiteurs NCC d'intercepter le contrôle d'objets distants en cas de situation d'urgence et, dans les plus brefs délais, de prendre la décision de réduire le temps de récupération pour le fonctionnement normal de l'équipement.

Prioksky NCC a également été créé en utilisant les dernières technologies. Parmi les équipements utilisés ici se trouve un mur vidéo d'affichage d'informations, composé de modules de projection de cinquante pouces et d'un contrôleur vidéo redondant haute performance, un complexe d'informations opérationnelles pour la surveillance des modes du réseau électrique et de l'état des appareils de commutation des postes, ce qui permet au NCC de fonctionner personnel pour surveiller le fonctionnement de l'équipement et le contrôler en temps réel, le dernier système de communications par satellite, une alimentation électrique garantie et des systèmes d'extinction automatique d'incendie.

Vladimir Pelymsky, Ingénieur en chef adjoint - Chef du Centre d'analyse situationnelle de JSC FGC UES, Vladimir Voronin, Chef, Dmitry Kravets, Chef de département, Magomed Gadzhiev, Expert principal du Service des régimes électriques de JSC FGC UES

Youri MORZHIN, Directeur Général Adjoint - Directeur de la branche du JSC "Centre Scientifique et Technique de l'Industrie de l'Energie Electrique" - VNIIE ;

Youri SHAKARYAN, Directeur Général Adjoint - Directeur Scientifique du JSC "Centre Scientifique et Technique de l'Industrie de l'Energie Electrique", Directeur Scientifique du VNIIE ;

Valéry VOROTNITSKI, directeur adjoint du Centre scientifique et technique de l'industrie de l'énergie électrique OJSC - VNIIE pour les travaux scientifiques ;

Nikolaï NOVIKOV, Directeur Scientifique Adjoint de JSC "STC Electric Power Engineering"

S'agissant de la fiabilité, de la qualité et du respect de l'environnement de l'alimentation électrique, nous devons tout d'abord garder à l'esprit le développement et le développement de technologies fondamentalement nouvelles et innovantes pour le calcul, l'analyse, la prévision, le rationnement et la réduction des pertes d'électricité dans les réseaux électriques, le contrôle opérationnel de la répartition de leurs modes. Nous proposons le matériel fourni par l'Institut de recherche scientifique de l'industrie de l'énergie électrique (VNIIE), une branche du Centre scientifique et technique de l'industrie de l'énergie électrique, qui décrit les développements les plus importants de l'Institut dans ce domaine.

Amélioration des outils et systèmes de calcul des réductionspertes d'électricité

De nouvelles approches du système de gestion de l'industrie de l'électricité, de la formation des tarifs des services de transport d'électricité, du système de rationnement et de gestion du niveau des pertes d'électricité nécessitent le développement correspondant de méthodes de calcul. Ce développement s'effectue aujourd'hui dans plusieurs directions.

Précision calculs de pertes techniques (RTP) l'électricité est censée augmenter en raison d'une utilisation plus complète des informations opérationnelles sur l'état de commutation du réseau électrique (Fig. 1), les paramètres physiques de ses éléments, les données de fonctionnement sur les charges, les niveaux de tension, etc.

Il est nécessaire de passer des calculs déterministes du niveau des pertes électriques à des estimations probabilistes avec une précision et des intervalles de confiance donnés, suivis d'une évaluation des risques lors de la prise de décision d'investir de l'argent dans la réduction des pertes.

Un autre vecteur de développement est l'utilisation de modèles intelligents fondamentalement nouveaux pour prendre en compte une variété de facteurs incertains affectant le montant des pertes réelles et techniques d'électricité, pour prédire les pertes. L'un de ces modèles est basé sur l'utilisation de réseaux de neurones artificiels, qui sont, en fait, l'un des domaines en développement actif des technologies d'intelligence artificielle.

Le développement des systèmes automatisés d'information et de mesure pour le comptage commercial de l'électricité (AIIS KUE), des systèmes automatisés de contrôle de processus (APCS) pour les réseaux électriques, des systèmes d'information graphique et géographique (SIG) crée de réelles opportunités d'amélioration des logiciels de calcul, d'analyse et de rationnement. pertes électriques (logiciel RP) ... En particulier, à l'heure actuelle, il existe un besoin urgent d'intégrer les complexes logiciels et matériels (PTC) et les bases de données qu'ils contiennent pour les logiciels AIIS KUE, ASTU, GIS et RP afin d'améliorer la précision, la transparence et la validité des calculs des modes de réseaux électriques, bilans et pertes de puissance. Cette intégration a déjà été réalisée en partie. Son développement ultérieur devrait être basé sur de nouvelles approches pour normaliser les échanges d'informations entre divers complexes logiciels et matériels sur une seule plate-forme d'information, y compris en utilisant les modèles SIM.

Comme le montre la pratique, les méthodes et moyens traditionnels de réduction des pertes d'électricité ne peuvent garantir le maintien du niveau des pertes à un niveau techniquement et économiquement réalisable. S'approcher de ce niveau devient de plus en plus coûteux et exigeant. Il est nécessaire d'utiliser des équipements et des technologies fondamentalement nouveaux pour le transport et la distribution de l'électricité. Ce sont tout d'abord :

  • Dispositifs réglables statiques modernes pour la compensation de puissance réactive longitudinale et latérale.
  • Dispositifs basés sur l'utilisation de la supraconductivité à haute température (HTSC).
  • L'utilisation de technologies « intelligentes » dans les réseaux électriques (IntelligentGrille les technologies). Cela permet, grâce à la mise à disposition des réseaux électriques avec contrôle du système et gestion des charges au rythme du process, non seulement d'effectuer un suivi opérationnel des consommations d'énergie et d'électricité par les consommateurs, mais aussi de gérer cette puissance et cette électricité afin de utiliser efficacement la capacité de transport du réseau électrique à tout moment. Grâce à ce contrôle, le niveau optimal de pertes d'électricité dans les réseaux est également assuré aux valeurs admissibles des indicateurs de qualité de l'énergie.

Selon l'American Council for Energy Efficient Economy (ACEEE), d'ici 2023, l'utilisation des technologies Smart Grid en combinaison avec d'autres mesures pour une utilisation efficace des ressources énergétiques permettra d'économiser jusqu'à 30% des coûts énergétiques prévus. C'est-à-dire qu'un kilowattheure sur trois peut être obtenu non pas en augmentant les capacités de production, mais en distribuant les ressources énergétiques existantes à l'aide des nouvelles technologies de l'information.

Le montant des pertes réelles d'électricité dans les réseaux électriques, pour lesquelles les organisations de réseau électrique doivent actuellement payer, dépend en grande partie de la précision des mesures de l'électricité fournie au réseau électrique et expédiée depuis le réseau électrique.

La pratique de l'introduction de l'AIIS KUE moderne montre que ces systèmes de mesure de l'information plutôt coûteux et distribués dans l'espace peuvent tomber en panne pendant le fonctionnement, perdre en précision de mesure, introduire des erreurs aléatoires significatives dans les résultats de mesure, etc. Tout cela nécessite le développement et la mise en œuvre de méthodes d'évaluation la fiabilité des mesures, l'identification et la localisation des déséquilibres de puissance et d'électricité, l'introduction d'instruments de mesure fondamentalement nouveaux, y compris transformateurs optiques de mesure de courant et de tension.

Dans l'image : captures d'écran du programme RTP 3.

Simulation interactive des calculs du fonctionnement des systèmes électriques

Modèle dynamique d'EES en temps réel. Il offre la possibilité de simuler des EES à grande échelle à des échelles accélérées, ralenties et en temps réel. Le modèle est utilisé pour : construire des simulateurs-conseillers pour le répartiteur sur le maintien du régime, analyser les modes stationnaires et transitoires, analyser les accidents, modéliser les systèmes de contrôle primaire et secondaire et les systèmes de contrôle d'urgence (PA). Le modèle EPS prend en compte les processus électromécaniques et transitoires à long terme, les systèmes de contrôle de fréquence et de puissance active (ARCHM). Le calcul des pertes techniques d'électricité et de puissance (y compris par classes de tension et régions) et d'autres paramètres du mode est effectué. Pour la première fois en Russie, un modèle de cette classe est utilisé pour construire des simulateurs de formation intégrés ainsi qu'une analyse topologique du circuit de commutation complet d'un réseau électrique.

Le modèle utilise des algorithmes assez précis pour modéliser des processus transitoires en mode « fréquence - puissance active » (régulateurs de vitesse, réchauffage de vapeur, automatisation de chaudière, etc.). Les régulateurs de tension sont fabriqués selon deux schémas possibles : simplifié (en tant que source réglable de puissance réactive qui maintient la tension à un niveau donné) et raffiné (en tant que système de régulation de la force électromotrice d'une machine synchrone avec la capacité de contrôler les écarts de tension , fréquence et leurs dérivées).

Le modèle permet de suivre le régime actuel des installations électriques sur la base des informations du problème d'estimation de l'état (OS) et des données de l'OCI. Le schéma de calcul obtenu à partir du problème OS a été étendu (environ 2 fois) en raison de l'utilisation d'informations de référence et a priori, ainsi que de TI et TS fiables dans l'OCI.

Dans le modèle, une analyse topologique du circuit de commutation complet est effectuée et son interaction d'informations avec le circuit de régime (conception) des installations électriques est effectuée. Cela garantit le contrôle du mode du modèle en allumant / éteignant les dispositifs de commutation, c'est-à-dire d'une manière familière au personnel d'exploitation.

Le modèle est contrôlé de manière interactive par l'utilisateur, les systèmes de contrôle et PA et les scénarios d'évolution des accidents. Une fonction importante du modèle est de vérifier les violations et l'existence du régime actuel selon le critère N-1. Des ensembles d'options de contrôle selon le critère N-1 peuvent être définis, conçus pour différents modes d'interconnexion de puissance contrôlée. Le programme vous permet de comparer le mode calculé dans le modèle EES avec les données de l'OCI et d'identifier les données de mode erronées et manquantes.

Initialement, le modèle a été utilisé pour construire des simulateurs de mode en temps réel, et plus tard ses fonctions ont été étendues pour analyser les accidents, vérifier les algorithmes pour identifier les systèmes électriques en tant qu'objets de contrôle et d'autres tâches. Le modèle est utilisé pour le traitement de routine des demandes de retrait d'équipements pour réparation, la modélisation des systèmes de contrôle automatique de fréquence, le support d'information pour le personnel d'exploitation des EPS et des réseaux électriques, et en tant que conseiller du répartiteur sur le maintien du mode. Le modèle a été utilisé pour étudier la propagation d'une onde de fréquence et de tension dans des circuits réels de grande dimension avec de grandes perturbations, ainsi que dans des circuits à structure en chaîne et en anneau. Une méthodologie d'utilisation des données WAMS pour vérifier le mode actuel par les données du système d'exploitation et de l'OCI a été développée.

La différence entre ce développement et d'autres réside dans la possibilité de modéliser la dynamique des installations électriques à grande échelle en temps réel, la surveillance cyclique du mode en fonction des données de l'OCI et de la tâche OS, en élargissant le schéma de conception de 70 à 80 % en prenant en compte les bus des postes, centrales, réacteurs, etc...

A ce jour, le modèle dynamique d'un EPS en temps réel a été implémenté dans SO UES, FGC UES, ODU Center, JSC Bashkirenergo.

Complexe KASKAD-NT pour l'affichage opérationnel

informations sur les médias individuels et collectifs

(salles de contrôle et murs vidéo)

Le complexe est un moyen de former et d'afficher diverses formes-écrans (schémas, cartes, tableaux, graphiques, dispositifs, etc.) sur des moyens individuels (affichages) et collectifs. Il est destiné à afficher les informations de l'OCI et d'autres systèmes logiciels en temps réel à la fois sur des moyens individuels (écrans) et collectifs (panneaux de contrôle en mosaïque et murs vidéo).

Le système d'affichage des informations opérationnelles sur les murs vidéo est mis en œuvre dans SO UES, ODU Center et JSC Bashkirenergo. Dans SO UES sur le mur vidéo 4 x 3 cubes, l'affichage d'informations généralisées sous formes graphiques et tabulaires est implémenté, ainsi que l'affichage du diagramme UES sur le tableau mosaïque finlandais. Dans l'ODU du Centre, sur le mur vidéo, au moyen du complexe KASKAD-NT, les informations du système de soutien du personnel d'expédition sont affichées sous la forme d'un schéma opérationnel, de schémas sur fond de carte de terrain et de schémas détaillés de sous-stations.

Pour OJSC "Bashkirenergo", le complexe est actuellement utilisé dans le gymnase lors de l'affichage sur un mur vidéo de 3 x 2 cubes de circuits structurels et de commutation et d'informations généralisées sous forme de tableau. Sur le petit schéma fonctionnel, il y a une possibilité de divulguer 5 sous-stations principales d'OJSC Bashkirenergo. Sur le mur vidéo de 8 x 4 cubes de la salle de contrôle avec un grand schéma structurel, 62 sous-stations et données de tâches technologiques peuvent être ouvertes. Sur le grand mur vidéo, il est possible d'effectuer une analyse topologique et d'afficher le schéma de câblage complet de l'interconnexion électrique.

Le système KASKAD-NT est ouvert à l'intégration avec d'autres complexes et est construit comme un ensemble de constructeurs utilisés pour construire des systèmes d'affichage à la fois par les développeurs et les utilisateurs. Cette fonctionnalité offre la possibilité de prendre en charge et de développer les fonctionnalités du système d'affichage directement par les utilisateurs et le personnel de service sans impliquer les développeurs.

actifs du réseau électrique

En 2008, les spécialistes du VNIIE ont achevé un grand projet - le programme de reconstruction et de développement du système de contrôle automatisé des processus (ASTU) de JSC "MOESK". La nécessité de mettre en œuvre ce projet était associée à la détérioration morale et physique de la base matérielle du système de contrôle (pour des raisons nationales bien connues), compte tenu d'un changement important dans les exigences de contrôle des expéditions lorsque l'on travaille dans des conditions de marché, comme ainsi que la prise en compte de la réorganisation structurelle de l'entreprise. Le développement vise à résoudre la tâche définie dans MOESK de construire une verticale de haute qualité de contrôle de la répartition opérationnelle, en utilisant dans son travail les méthodes les plus modernes d'organisation et de soutien technique pour le processus de contrôle.

Le programme a été développé conjointement avec OJSC Energo et avec la participation active de spécialistes MOESK. Le travail comprend des sections sur l'analyse de l'état actuel de l'ASTU, sur le développement des exigences techniques de base pour une ASTU prometteuse, ses éléments et sous-systèmes, ainsi que des propositions de solutions techniques. Y compris avec des options pour la reconstruction et le développement du système sur la base des moyens techniques des principaux fabricants nationaux et étrangers d'équipements de contrôle.

Au cours du développement, les principales dispositions de la documentation scientifique et technique existante dans le domaine de l'automatisation du complexe de réseaux ont été prises en compte et spécifiées pour les conditions de l'entreprise, qui prévoient le développement d'un contrôle technologique centralisé des réseaux électriques, le création de postes automatisés basés sur un complexe unique de moyens techniques modernes, avec l'intégration de systèmes de mesure, de protection, d'automatisation et de contrôle des équipements des réseaux électriques des installations.

En raison du grand nombre de SS et de l'usure morale et physique de l'essentiel des moyens télémécaniques, une automatisation progressive de la SS est prévue, dont la première étape est la reconstruction de la TM, coordonnée avec la reconstruction et le développement de le système de communication, c'est-à-dire la formation de la base du SSPI moderne, et la deuxième étape - pour une partie du SS - la création de systèmes de contrôle de processus automatisés à grande échelle.

Le programme prévoit la mise à jour du complexe matériel et logiciel des points de répartition sur la base du système moderne de gestion du réseau électrique (ENMAC GE) adopté par MOESK, qui automatise les opérations de contrôle et de répartition, ainsi que la gestion de l'exploitation du réseau lors de l'entretien des équipements et de l'interaction. avec les consommateurs d'électricité.

Le développement du système de communication est axé sur une transition complète vers les technologies de transmission de données numériques largement répandues, ainsi que les installations de communication HF, de fibre optique et de communication sans fil existantes.

Une place importante est accordée à la création d'une plate-forme d'intégration (IP) qui prend en charge un modèle d'information IEC unifié (modèle SIM) et permet à diverses applications d'être connectées à un bus d'information commun en utilisant la technologie WEB-Service. En collaboration avec JSC ESP et LLC MODUS, la première version du système instrumental graphique pour la création d'une IP, auquel OIC KOTMI est connecté, a été développée et mise en service à l'essai au RAC Kubanenergo.

Nous ajoutons que VNIIE a développé ce qui suit systèmes experts pour une utilisation dans les opérations contrôle des expéditions : systèmes de conseil pour la planification annuelle des réparations d'équipements de réseau ; systèmes de conseil pour le traitement de routine des demandes de réparation opérationnelles; systèmes d'analyse de la topologie du réseau électrique avec analyse des situations d'urgence ; systèmes de simulation de commutation opérationnelle; système expert instrumental MIMIR pour les applications énergétiques ; système expert de l'ESORZ pour le traitement des demandes opérationnelles (application avec SO-CDU, ODU du Centre, ODU de la Moyenne Volga) ; Système d'analyse de la topologie du réseau électrique ANTOP (application dans l'ODE de l'Oural); système de formation KORVIN pour la commutation opérationnelle (application dans les réseaux électriques régionaux).

Actuellement, un système de planification annuelle des réparations des équipements du réseau électrique est en cours d'élaboration (pour SO-CDU).

L'ensemble des travaux de JSC "STC of Electric Power Industry" sur les nouvelles technologies de l'information est complété par des tâches technologiques réelles, dont certaines seront achevées dans un proche avenir et dont nous espérons parler dans les pages du magazine.

Le logiciel TSF off-core se compose d'applications de confiance utilisées pour mettre en œuvre des fonctionnalités de sécurité. Notez que les bibliothèques partagées, y compris les modules PAM, sont dans certains cas utilisées par des applications de confiance. Cependant, il n'y a aucun cas où la bibliothèque partagée elle-même est considérée comme un objet de confiance. Les commandes de confiance peuvent être regroupées comme suit.

  • Initialisation du système
  • Identification et authentification
  • Applications réseau
  • Le traitement par lots
  • La gestion du système
  • Audit de niveau utilisateur
  • Support cryptographique
  • Prise en charge des machines virtuelles

Les composants d'exécution du noyau peuvent être divisés en trois parties constitutives : le noyau principal, les threads du noyau et les modules du noyau, selon la façon dont ils seront exécutés.

  • Le noyau principal comprend du code qui est exécuté pour fournir un service, tel que le service d'un appel système utilisateur ou le service d'un événement d'exception, ou une interruption. La plupart des codes noyau compilés entrent dans cette catégorie.
  • Fils de noyau. Le noyau crée des processus ou des threads internes pour effectuer certaines tâches courantes, telles que l'effacement des caches disque ou la libération de mémoire en déchargeant les blocs de page inutilisés. Les threads sont planifiés comme les processus normaux, mais ils n'ont pas de contexte en mode non privilégié. Les threads du noyau exécutent des fonctions spécifiques du langage du noyau C. Les threads du noyau sont situés dans l'espace noyau et ne s'exécutent qu'en mode privilégié.
  • Le module de noyau et le module de noyau de pilote de périphérique sont des morceaux de code qui peuvent être chargés et déchargés dans et depuis le noyau selon les besoins. Ils étendent les fonctionnalités du noyau sans avoir à redémarrer le système. Une fois chargé, le code objet du module noyau peut accéder à d'autres codes et données du noyau de la même manière que le code objet du noyau lié de manière statique.
Un pilote de périphérique est un type spécial de module de noyau qui permet au noyau d'accéder au matériel connecté au système. Ces périphériques peuvent être des disques durs, des moniteurs ou des interfaces réseau. Le pilote interagit avec le reste du noyau via une interface définie qui permet au noyau de traiter tous les périphériques de manière uniforme, quelles que soient leurs implémentations sous-jacentes.

Le noyau se compose de sous-systèmes logiques qui fournissent diverses fonctionnalités. Même si le noyau est le seul programme exécutable, les divers services qu'il fournit peuvent être séparés et combinés en différents composants logiques. Ces composants interagissent pour fournir des fonctionnalités spécifiques. Le noyau se compose des sous-systèmes logiques suivants :

  • Sous-système de fichiers et sous-système d'E/S: ce sous-système implémente des fonctions liées aux objets du système de fichiers. Les fonctions implémentées incluent celles qui permettent à un processus de créer, maintenir, interagir avec et supprimer des objets du système de fichiers. Ces objets incluent des fichiers normaux, des répertoires, des liens symboliques, des liens physiques, des fichiers spécifiques au périphérique, des canaux nommés et des sockets.
  • Sous-système de processus: Ce sous-système implémente des fonctions liées au contrôle des processus et au contrôle des threads. Les fonctions implémentées vous permettent de créer, planifier, exécuter et supprimer des processus et des principaux de thread.
  • Sous-système de mémoire: Ce sous-système implémente des fonctions liées à la gestion des ressources mémoire du système. Les fonctions implémentées incluent celles qui créent et gèrent la mémoire virtuelle, y compris la gestion des algorithmes de pagination et des tables de pagination.
  • Sous-système réseau: ce sous-système implémente les sockets et les algorithmes des domaines UNIX et Internet utilisés pour la planification des paquets réseau.
  • Sous-système IPC: Ce sous-système implémente des fonctions liées aux mécanismes IPC. Les fonctions mises en œuvre incluent celles qui facilitent l'échange contrôlé d'informations entre les processus en leur permettant de partager des données et de synchroniser leur exécution lors de l'interaction avec une ressource partagée.
  • Sous-système de modules de noyau: ce sous-système implémente l'infrastructure pour prendre en charge les modules chargeables. Les fonctions implémentées incluent le chargement, l'initialisation et le déchargement des modules du noyau.
  • Extensions de sécurité Linux: Les extensions de sécurité Linux implémentent divers aspects de la sécurité qui sont fournis pour l'ensemble du noyau, y compris le framework Linux Security Module (LSM). Le framework LSM sert de framework aux modules pour permettre la mise en œuvre de diverses politiques de sécurité, y compris SELinux. SELinux est un sous-système logique important. Ce sous-système implémente des fonctions de contrôle d'accès obligatoires pour obtenir un accès entre tous les objets et objets.
  • Sous-système de pilote de périphérique: ce sous-système implémente la prise en charge de divers périphériques matériels et logiciels via une interface commune indépendante des périphériques.
  • Sous-système d'audit: Ce sous-système implémente des fonctions liées à l'enregistrement des événements critiques pour la sécurité dans le système. Les fonctions implémentées incluent celles qui capturent chaque appel système pour capturer les événements critiques pour la sécurité et celles qui implémentent la collecte et l'enregistrement des pistes d'audit.
  • Sous-système KVM: Ce sous-système implémente la maintenance du cycle de vie de la machine virtuelle. Il effectue l'achèvement des instructions, utilisé pour les instructions qui ne nécessitent que de petites vérifications. Pour tout autre achèvement de l'instruction, KVM appelle le composant d'espace utilisateur QEMU.
  • API de chiffrement: Ce sous-système fournit une bibliothèque cryptographique interne au noyau pour tous les composants du noyau. Il fournit des primitives cryptographiques pour les appelants.

Le noyau est la partie principale du système d'exploitation. Il interagit directement avec le matériel, met en œuvre le partage des ressources, fournit des services communs aux applications et empêche les applications d'accéder directement aux fonctions dépendantes du matériel. Les services fournis par le noyau incluent :

1. Gestion de l'exécution des processus, y compris les opérations de leur création, fin ou suspension, et la communication interprocessus. Ils comprennent:

  • Planification équivalente des processus à exécuter sur le processeur.
  • Fractionnement des processus dans la CPU à l'aide du mode fractionné dans le temps.
  • Exécution du processus dans la CPU.
  • Suspension du noyau après l'expiration du quantum de temps qui lui est alloué.
  • Allouer du temps au noyau pour exécuter un autre processus.
  • Replanification de l'heure du noyau pour exécuter un processus suspendu.
  • Gérez les métadonnées liées à la sécurité des processus telles que les UID, les GID, les étiquettes SELinux, les identifiants de fonctionnalités.
2. Allocation de RAM pour le processus exécutable. Cette opération comprend :
  • Autorisation du noyau pour les processus de partager une partie de leur espace d'adressage sous certaines conditions ; cependant, le noyau protège le propre espace d'adressage du processus des interférences extérieures.
  • Si le système manque de mémoire libre, le noyau libère de la mémoire en écrivant temporairement le processus dans la mémoire de second niveau ou dans un swap.
  • Interaction coordonnée avec le matériel de la machine pour établir un mappage des adresses virtuelles aux adresses physiques, qui mappe les adresses générées par le compilateur aux adresses physiques.
3. Maintenance du cycle de vie des machines virtuelles, qui comprend :
  • Définissez des limites sur les ressources configurées par l'application d'émulation pour une machine virtuelle donnée.
  • Lancement du code du programme de la machine virtuelle pour exécution.
  • Gérez l'arrêt des machines virtuelles en exécutant une instruction ou en retardant l'achèvement d'une instruction pour émuler l'espace utilisateur.
4. Maintenance du système de fichiers. Il comprend:
  • Allocation de mémoire secondaire pour un stockage et une récupération efficaces des données utilisateur.
  • Allocation de mémoire externe pour les fichiers utilisateur.
  • Recycler l'espace de stockage inutilisé.
  • Organisation de la structure du système de fichiers (en utilisant des principes de structuration clairs).
  • Protéger les fichiers des utilisateurs contre les accès non autorisés.
  • Fournissez un accès de processus contrôlé aux périphériques tels que les terminaux, les lecteurs de bande, les lecteurs de disque et les périphériques réseau.
  • Organisation de l'accès mutuel aux données pour les sujets et les objets, fournissant un accès contrôlé basé sur la politique DAC et toute autre politique mise en œuvre par le LSM chargé.
Le noyau Linux est un type de noyau de système d'exploitation qui implémente une planification préemptive. Dans les noyaux qui n'ont pas cette capacité, l'exécution du code du noyau se poursuit jusqu'à la fin, c'est-à-dire le planificateur n'est pas capable de replanifier une tâche tant qu'elle est dans le noyau. De plus, l'exécution du code du noyau est planifiée conjointement, sans planification préemptive, et l'exécution de ce code se poursuit jusqu'à ce qu'il se termine et retourne dans l'espace utilisateur, ou jusqu'à ce qu'il soit explicitement bloqué. Dans les noyaux préemptifs, il est possible de décharger une tâche à tout moment pendant que le noyau est dans un état dans lequel il est sûr de replanifier.

Leur âge est estimé à cinq à dix ans, et ces complexes sont déjà dépassés. Nous avons parlé de ce qui les remplace par Directeur de la branche moscovite de Monitor Electric JSC Sergey Silkov.

- Sergey Valerievich, maintenant Monitor Electric est une entreprise importante pour le développement et la création de complexes techniques logiciels pour les centres de contrôle de répartition dans l'industrie de l'énergie. Comment tout a commencé ?

- Cela vaut peut-être la peine de commencer à partir de 2003, lorsque nous avons sorti le complexe d'informations opérationnelles SK-2003 : c'était un vrai produit logiciel, et il est encore utilisé dans certains centres. Il a été suivi par un modèle plus avancé - SK-2007. Il a eu beaucoup de succès et il y a des clients qui l'achètent encore aujourd'hui.

La création du journal opérationnel électronique "eZh-2" est en même temps devenue un événement véritablement révolutionnaire, qui a permis de remplacer les documents d'expédition "papier" apparemment éternels. Son utilisation permet de saisir et d'organiser rapidement des informations à caractère opérationnel sur divers événements, en assurant leur découpage en catégories et en préservant les dépendances. Très populaire et, je n'ai pas peur du mot, pratiquement le meilleur de son genre, il est en fait devenu le magazine en ligne standard de l'industrie.

Nous avons également créé le simulateur de répartiteur dynamique (RTD) Finist, qui permet de simuler pratiquement tous les événements dans les systèmes électriques, ce qui nous permet de former le personnel de répartition opérationnel.

Ces trois produits sont devenus la base de la production industrielle de systèmes logiciels dans l'entreprise.
Enfin, nous faisons maintenant activement la promotion de notre système de nouvelle génération, le SK-11, qui a mis huit ans à se développer.

- Le système SK-11 est votre produit principal. Bref, quel est son avantage ?

- SK-11 repose sur une plateforme informatique performante. Il s'agit d'un système de maintenance du modèle d'information de l'objet de contrôle, d'enregistrement/lecture des données, de stockage du modèle d'information, d'organisation de l'accès aux applications utilisateurs. Grâce à l'architecture innovante de la plate-forme SK-11, elle atteint des caractéristiques ultra-rapides de traitement des informations de télémétrie (jusqu'à 5 millions de changements de paramètres par seconde), en travaillant avec des modèles de réseaux électriques de dimensions énormes, un grand nombre d'utilisateurs et Suite.

Diverses applications sont connectées à la plateforme à la demande et aux capacités des clients. Aujourd'hui, ils sont plus d'une cinquantaine. Il s'agit d'applications SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS pour divers services de sociétés énergétiques impliqués dans la gestion opérationnelle, la planification des réparations et le développement du réseau, la formation du personnel de répartition. Du fait de la modularité de l'architecture du système, telle qu'elle est maîtrisée, les évolutions des capacités financières, déjà en cours d'exploitation, des composants personnalisés sont tout simplement ajoutés ou modifiés.

Le deuxième avantage important de notre système est que, contrairement aux systèmes d'information des générations précédentes, basés sur des signaux télémécaniques, le modèle d'information SK-11 comprend absolument tous les équipements du système d'alimentation. Cette approche permet d'augmenter la composition de problèmes auparavant insolubles. A titre d'exemple : notre système modélise les consommateurs, et puisque les consommateurs font également partie du modèle d'information, nous pouvons mettre en œuvre la tâche de gérer efficacement les pannes. La simulation d'équipements et de consommateurs non télémécanisés permet de réduire le temps de recherche d'un élément défaillant, de générer automatiquement un programme d'actions pour le personnel d'exploitation et d'accélérer le processus de rétablissement de l'alimentation électrique.

Je noterai également que nous simulons un réseau de n'importe quelle tension, jusqu'à un réseau de 0,4 kilovolts.

- Dans quelle mesure les entreprises de réseau nationales font-elles confiance aux développeurs russes de tels systèmes ?

- Il y a, à mon avis, une politique très compétente et équilibrée pour le développement de cette direction. Premièrement, Rosseti dispose d'un document qui définit la politique de substitution des importations. Il est conforme aux exigences du gouvernement de la Fédération de Russie : aucun logiciel étranger ne doit être utilisé pour contrôler les réseaux électriques.

De plus, Rosseti a ses propres procédures de certification standardisées, et tout ce qui est fait par les développeurs est vérifié pour la conformité aux normes de Rosseti.

Ce n'est qu'après cela que la conclusion de la commission de certification est émise sur la possibilité d'utiliser ce produit pour la gestion de réseau, et ce n'est qu'en cas de conclusion positive de la commission de certification de Rosseti PJSC que l'un ou l'autre produit logiciel peut être utilisé.

À ce jour, seul Monitor Electric a une telle conclusion.

- Les entreprises de réseau russes ont-elles vraiment besoin de tels systèmes ou s'agit-il de décrets et de réglementations des organismes de réglementation ?

- La direction des sociétés de réseau fait évoluer en permanence le système de gestion opérationnelle technologique et situationnelle (OTiSU). Ils ont des programmes d'investissement dans lesquels ils travaillent.

Naturellement, nous sommes en communication constante avec eux tout le temps. Nous sommes invités à discuter des tâches, à considérer l'ensemble des fonctions nécessaires pour les systèmes automatiques et, surtout, à mettre en œuvre. Des conférences périodiques, des conseils scientifiques et techniques sont organisés. Par exemple, en juillet, nous avons participé au conseil scientifique et technique de l'IDGC de Sibérie. En septembre nous participerons à la conférence de l'IDGC du Sud. Ainsi, pour résumer, la direction de PJSC Rosseti et des filiales des sociétés de réseau planifie très activement des activités d'investissement pour moderniser les systèmes OTiSU.

Le ministère de l'Énergie de la Fédération de Russie et "Rosseti" mènent des travaux de recherche intensifs, des travaux de recherche et de développement dans cette direction. Par exemple, notre société Monitor Electric participe à plusieurs projets pilotes dans le cadre de la National Technology Initiative EnergyNET. Il s'agit d'abord du projet Digital RES, où nous travaillons avec Yantarenergo. Avec nos collègues de Kaliningrad, nous élaborons les technologies des SER numériques, y compris les problèmes d'intégration du complexe logiciel de contrôle opérationnel et technologique avec un certain nombre de systèmes connexes. Par exemple, maintenant que nous avons résolu le problème de l'intégration du SIG et de l'ASTU, la prochaine étape est l'intégration de l'ASTU et des systèmes comptables. Ce sont des tâches extrêmement complexes qui n'ont pas encore été abordées dans le secteur énergétique russe.

Le deuxième projet est le développement d'un ensemble d'outils pour la planification à long terme du développement du réseau. Il a été créé, testé dans la pratique, et d'ici la fin de l'année, nous devrons rendre compte à la direction de NTI de la mise en œuvre du projet.

- Je me suis familiarisé avec la géographie de la mise en œuvre de vos systèmes. Il s'avère que vous pouvez trouver vos systèmes partout en Russie !

- Et pas seulement. Si nous parlons de projets récents, alors SK-11 a été introduit, et pratiquement dans un mode entièrement fonctionnel, dans IDGC de l'Oural, dans leurs filiales et sociétés dépendantes - la Yekaterinburg Electric Grid Company. C'est probablement l'un de nos clients les plus respectés. Il y a un très haut niveau de formation du personnel et de la direction, avec eux toutes les étapes ont été rapidement franchies, et maintenant le complexe y est activement utilisé. Nous avons implémenté le SK-11 à Yantarenergo, qui comprend un sous-système intéressant qui calcule les indicateurs techniques du réseau électrique de la ville sur la base d'un modèle de développement à horizon de quatre ans. Au total, au cours des trois dernières années, il y a eu une dizaine d'implantations de nos systèmes. Oui, ils sont représentés dans toute la Russie dans différentes sociétés et dans des configurations complètement différentes.

- Mais tu as dit que non seulement en elle...

- Exactement. Par exemple, trois entreprises qui forment des répartiteurs aux États-Unis ont acheté notre complexe de simulateurs Finist, et avec son aide, plus de 1 000 répartiteurs ont été formés.

Le Bureau de répartition unifié de la République de Biélorussie exploite également notre complexe SK-2007. Soit dit en passant, nous négocions maintenant également avec eux la transition vers le SK-11.

Notre complexe fonctionne dans les réseaux urbains de Tbilissi. Nous avons été appelés sur le projet après un problème avec un fournisseur bien connu, et nous avons implémenté avec succès nos produits dans leur centre de contrôle. Il y a une expérience réussie au Kazakhstan, dans le système de gestion de l'alimentation électrique d'Alma-Ata (société AZhK). Nous avons reçu des commentaires positifs de nos collègues kazakhs et nous négocions maintenant avec un certain nombre d'entreprises énergétiques de la République du Kazakhstan, où nous avons été choisis comme fournisseurs de solutions informatiques.

- Vous avez notamment mis en avant le projet avec Yantarenergo, où vous co-construisez des smart grids. Dites-nous en plus.

- En début d'année, nous avons achevé toutes les démarches techniques pour terminer la première étape de mise en œuvre dans le cadre d'un système SCADA (système de contrôle automatique et de collecte d'informations) et d'un complexe de journaux électroniques. Maintenant, nous travaillons ensemble de manière très intensive pour affiner ce qui a été fait et préparons les documents pour le déploiement de la deuxième étape. A ce stade, des fonctions de calcul et d'analyse seront mises en œuvre, ce qui permettra d'effectuer tout un ensemble d'opérations technologiques pour une gestion de réseau vraiment intelligente.

- En lien avec le discours sur la nécessité de passer aux réseaux intelligents partout en Russie, dans quelle mesure sera-t-il difficile de reproduire cette expérience dans d'autres réseaux ?

- Bien sûr, tout a ses spécificités. Dans presque toutes les implémentations, nous sommes confrontés à la nécessité d'adapter notre complexe à l'environnement informatique existant, représenté par le biais d'une variété de développeurs, y compris étrangers. Tout est différent pour chacun, et cela, bien sûr, n'est pas très bon pour nous en tant que fabricant et porteur d'une idéologie technique assez moderne. Mais nous croyons toujours beaucoup au rôle régulateur de Rosseti, qui accorde désormais beaucoup d'attention à la standardisation des systèmes.

D'autre part, cette diversité devient notre avantage concurrentiel. Y compris devant des entreprises étrangères, très réticentes à refaire leurs systèmes, par exemple l'interface utilisateur. Quant à nous, c'est la première chose par laquelle nous commençons.

Après tout, chacun a son propre jugement et ses propres normes concernant comment et où les informations doivent être affichées pour les utilisateurs : répartiteurs, spécialistes des services opérationnels, gestionnaires. C'est une tâche très difficile d'afficher une énorme quantité d'informations sur un mur vidéo, car la tâche principale d'un répartiteur est de voir l'ensemble de l'image dans son ensemble. Enfin, il reste encore un aspect très complexe de l'ergonomie, et chaque répartiteur en a aussi sa propre idée. Ainsi, le processus d'équilibrage du circuit est très compliqué et peut prendre de 4 à 6 mois.

Quant à nous, nous résolvons avec succès ces problèmes en utilisant notre propre sous-système graphique. Nous y sommes engagés dans la branche de Voronej, il y a une équipe très solide qui possède une vaste expérience et possède les moyens et méthodes les plus modernes d'affichage des informations, grâce auxquels toutes les tâches sont résolues rapidement et efficacement. Cela semble peut-être un peu provocant, mais beaucoup de nos utilisateurs disent que nos circuits sont les plus beaux du monde.

Donc, ce n'est qu'un point, et il y a d'autres différences purement techniques. Mais c'est l'avantage de notre système. Grâce à de nombreuses années d'expérience et à la modularité des complexes que nous créons, le développement technique des systèmes d'information pour les centres de contrôle ne s'arrête jamais. Nous commençons par une configuration simple pour tous les réseaux et, au fur et à mesure que nous la maîtrisons, nous améliorons et développons sans interrompre le fonctionnement au niveau mondial.

- Avez-vous un rêve?

- Eh bien, bien sûr, dans quelques années, nous aurons un robot répartiteur, puis, comme un conducteur de véhicule sans pilote ... Des spécialistes expérimentés passeront des quarts de travail et s'engageront dans un travail de planification et d'analyse approfondi, améliorant le réseau l'architecture et le développement de nouveaux composants « intelligents ».

Le système électrique est un réseau unique composé de sources d'énergie électrique - centrales électriques, réseaux électriques, ainsi que des sous-stations qui convertissent et distribuent l'électricité produite. Pour gérer tous les processus de production, de transmission et de distribution de l'énergie électrique, il existe système de contrôle de la répartition opérationnelle.

Il peut comprendre plusieurs entreprises de différentes formes de propriété. Chacune des compagnies d'électricité dispose d'un service de contrôle de répartition opérationnel distinct.

Tous les services des entreprises individuelles sont gérés système de répartition central... Selon la taille du système électrique, le système de répartition central peut être divisé en systèmes distincts pour les régions du pays.

Les réseaux électriques des pays voisins peuvent être mis en marche pour un fonctionnement synchrone parallèle. Central système de répartition (CDS) effectue le contrôle de la répartition opérationnelle des réseaux électriques interétatiques, à travers lesquels les flux d'énergie entre les systèmes énergétiques des pays voisins sont effectués.

Tâches du contrôle de répartition opérationnelle du système électrique :

    maintenir un équilibre entre la quantité d'énergie produite et consommée dans le système électrique ;

    fiabilité de l'alimentation électrique des entreprises d'approvisionnement à partir de réseaux interurbains 220-750 kV;

    fonctionnement synchrone des centrales électriques au sein du système électrique ;

    fonctionnement synchrone du système énergétique du pays avec les systèmes énergétiques des pays voisins, avec lesquels il existe une connexion par des lignes de transport d'électricité interétatiques.

Sur la base de ce qui précède, il s'ensuit que le système de contrôle de la répartition opérationnelle du système électrique fournit des tâches clés dans le système électrique, dont la mise en œuvre dépend de la sécurité énergétique du pays.

Caractéristiques de l'organisation du processus de contrôle de la répartition opérationnelle du système électrique

Organisation du processus contrôle de la répartition opérationnelle (ODU) dans le secteur de l'énergie, elle est réalisée de manière à assurer la répartition des différentes fonctions sur plusieurs niveaux. De plus, chaque niveau est subordonné au supérieur.

Par exemple, le tout premier niveau est le personnel opérationnel et technique qui effectue directement des opérations avec des équipements à divers points du système électrique, subordonné au personnel opérationnel supérieur - le répartiteur en service de la subdivision de l'entreprise d'alimentation électrique, à laquelle le l'installation est attribuée. Le répartiteur de l'unité, à son tour, est subordonné au service de répartition de l'entreprise, etc. jusqu'au système de dispatching central du pays.


Le processus de gestion du système électrique est organisé de manière à assurer une surveillance et un contrôle continus de tous les composants du système électrique interconnecté.

Pour garantir des conditions de fonctionnement normales à la fois pour les sections individuelles du système électrique et pour le système électrique dans son ensemble, des modes spéciaux (schémas) sont développés pour chaque installation, qui doivent être fournis en fonction du mode de fonctionnement d'une section particulière du réseau électrique ( modes normal, réparation, urgence).

Pour assurer l'accomplissement des tâches principales de l'ODU dans le système électrique, en plus du contrôle opérationnel, il existe un concept tel que gestion opérationnelle... Toutes les opérations avec des équipements dans l'une ou l'autre section du système d'alimentation sont effectuées sous le commandement du personnel opérationnel supérieur - c'est processus de gestion opérationnelle.

Les opérations avec des équipements d'une manière ou d'une autre affectent le fonctionnement d'autres objets du système électrique (modification de la puissance consommée ou générée, diminution de la fiabilité de l'alimentation, modification des valeurs de tension). Par conséquent, de telles opérations doivent être coordonnées à l'avance, c'est-à-dire qu'elles doivent être effectuées avec l'autorisation du répartiteur qui assure la maintenance opérationnelle de ces objets.

C'est-à-dire que le répartiteur est en charge de tous les équipements, sections du réseau électrique, dont le mode de fonctionnement peut changer à la suite d'opérations sur les équipements d'objets adjacents.

Par exemple, une ligne relie deux postes A et B, tandis que le poste B est alimenté par A. La déconnexion de la ligne du poste A est effectuée par le personnel d'exploitation sur ordre du répartiteur de ce poste. Mais l'arrêt de cette ligne ne doit se faire qu'en accord avec le répartiteur du poste B, puisque cette ligne est sous son contrôle opérationnel.

Ainsi, à l'aide de deux catégories principales - le contrôle opérationnel et la maintenance opérationnelle, l'organisation du contrôle de la répartition opérationnelle du système électrique et de ses sections individuelles est réalisée.

Pour organiser le processus ODE, des instructions, instructions et documentations diverses sont élaborées et convenues pour chaque unité distincte en fonction du niveau auquel appartient tel ou tel service opérationnel. Chaque niveau du système ODE possède sa propre liste individuelle de documents requis.