Описание:

Подобряване на ефективността
управление на разпределителната мрежа

В. Е. Воротницки, доктор по техн. наук, професор, заместник-изпълнителен директор по научните изследвания, JSC VNIIE

Основните задачи на управлението на електрическите мрежи в пазарни условия

Осигуряване на технологичната инфраструктурна функция на електрическата мрежа при равни възможности за ползването й от всички участници на пазара на електрическа енергия;

Осигуряване на стабилна и безопасна работа на оборудването на електрическата мрежа, надеждно електрозахранване на потребителите и качеството на електрическата енергия, отговарящо на изискванията, установени с нормативни актове, и предприемане на мерки за осигуряване изпълнението на задълженията на предприятията от електроенергийната индустрия по сключени договори за електроенергия пазар;

Осигуряване на договорни условия за доставка на електрическа енергия на участниците (ите) на пазара на електроенергия;

Осигуряване на недискриминационен достъп на субектите на пазара на електрическа енергия до електрическата мрежа, при спазване на пазарните правила, технологичните правила и процедури, ако такова свързване е технически възможно;

Минимизиране на техническите ограничения на мрежата в икономически обосновани граници;

Намаляване на разходите за пренос и разпределение на електрическа енергия чрез внедряване на модерни технологии за поддръжка и ремонт на електромрежово оборудване, ново оборудване и енергоспестяващи мерки.

Целта на статията е да разгледа:

Основните задачи за управление на електрическите мрежи в пазарни условия;

Обща характеристика на разпределителните мрежи 0,38–110 kV в Русия;

Техническо състояние на разпределителните мрежи, съоръжения и системи за тяхното управление;

Тенденции и перспективи за развитие:

а) цифрови информационни технологии;

б) основни информационни технологии;

в) геоинформационни технологии;

г) автоматизирани системи за оперативно и технологично управление на разпределителните мрежи на фирмите и техните основни подсистеми;

д) средства за разделяне на разпределителните мрежи;

Проблеми на създаване на регулаторна рамка за автоматизиране на управлението на разпределителните мрежи.

Обща характеристика на разпределителните електрически мрежи в Русия

Селски електрически мрежи

Общата дължина на електрическите мрежи с напрежение 0,4–110 kV в селските райони на Русия е около 2,3 милиона км, включително линии с напрежение от:

0,4 kV - 880 хил. км

6–10 kV - 1 150 хил. км

35 kV - 160 хил. км

110 kV - 110 хил. км

В мрежите са инсталирани 513 000 трансформаторни подстанции 6–35/0,4 kV с обща мощност около 90 милиона kVA.

Градски електрически мрежи

Общата дължина на градските електрически мрежи с напрежение 0,4–10 kV е 0,9 милиона km, включително:

кабелни линии 0,4 kV - 55 хил. км

ВЛ 0,4 kV - 385 хил. км

кабелни линии 10 kV - 160 хил. км

ВЛ 10 kV - 90 хил. км

външно осветление въздушни линии - 190 хил. км

външно осветление въздушни линии - 20 хил. км

В мрежите са монтирани около 290 хиляди трансформаторни подстанции 6–10 kV с мощност 100–630 kVA.

Техническо състояние на разпределителните електрически мрежи, средства и системи за тяхното управление

Електрическо мрежово оборудване

Около 30-35% от ВЛ и трансформаторните подстанции са отработили стандартния си период. До 2010 г. тази цифра ще достигне 40%, ако темпът на реконструкцията и техническото преоборудване на електрическите мрежи остане същият.

В резултат на това проблемите с надеждността на захранването се изострят.

Средната продължителност на прекъсванията на потребителите е 70–100 часа годишно. В индустриализираните страни статистически се определя като „добро“ състояние на електрозахранването, когато общата продължителност на прекъсванията за мрежа със средно напрежение през годината е в диапазона от 15–60 минути годишно. В мрежите с ниско напрежение тези цифри са малко по-високи.

Средният брой повреди, които причиняват изключване на високоволтови линии с напрежение до 35 kV, е 170–350 на 100 km от линията годишно, от които 72% са нестабилни, преминаващи в еднофазни.

Релейна защита и автоматика

От действащите в момента в разпределителните мрежи на Русия около 1200 хиляди устройства за релейна защита и автоматизация (RPA) от различни видове, основният дял са електромеханични устройства, микроелектронни или устройства с частично използване на микроелектроника.

При стандартен експлоатационен живот на устройствата за релейна защита, равен на 12 години, около 50% от всички комплекти за релейна защита са изработили стандартния си експлоатационен живот.

Изоставането на нивото на произведеното местно RPA оборудване в сравнение с оборудването RPA на водещи чуждестранни производители е 15–20 години.

Както и досега, над 40% от случаите на неправилна работа на устройствата за релейна защита и автоматика възникват поради незадоволително състояние на устройствата и грешки на персонала на службите за релейна защита при тяхната поддръжка.

Трябва да се отбележи, че не всичко е безопасно с надеждността на релейната защита не само в Русия, но и в някои индустриализирани страни.

По-специално, на сесията на Международната конференция по разпределителните мрежи (CIRED) през 2001 г. беше отбелязано, че в норвежките електрически мрежи годишната щета от неправилни действия на системите за защита и контрол е около 4 милиона щатски долара. В същото време 50% от фалшивите аларми за защита попадат върху дела на устройствата за защита и управление. От тях повече от 50% - с грешки при проверката и тестването на оборудването и само 40% поради неговата повреда.

В други скандинавски страни степента на повреда на устройствата за релейна защита е 2-6 пъти по-ниска.

Основната пречка пред широката автоматизация на съоръженията на електропреносната мрежа е липсата на първично електрическо оборудване за това.

Система за събиране и предаване на информация, информация и компютърни системи

Повече от 95% от телемеханичните устройства и сензорни комплекти са в експлоатация повече от 10-20 години. Средствата и комуникационните системи са предимно аналогови, морално и физически остарели, не отговарят на необходимите изисквания за точност, надеждност, надеждност и бързина.

В по-голямата част от контролните зали на областните електрически мрежи (ВЕИ) и предприятията за електропреносна мрежа (ПЕС) техническата основа на автоматизираните системи за управление са персонални компютри, които не отговарят на изискванията за непрекъснат технологичен мониторинг и контрол. Срокът на експлоатация на персоналните компютри, работещи в непрекъснат режим, не надвишава 5 години, а срокът на тяхното остаряване е още по-кратък. За автоматизирана система за надзор (ASCS) на електрически мрежи е необходимо да се използват специални компютри, които надеждно работят в непрекъснат режим, в комплект с инструменти за управление на процеса.

Изисква широко разпространено лицензиране на системния софтуер Microsoft, ORACLE и др., използван в електрически мрежи.

Приложният (технологичен) софтуер (SCADA-DMS) в много електрически мрежи също е очевидно остарял, не отговаря на съвременните изисквания както по отношение на функциите, така и по отношение на обема на обработваната информация.

По-специално, съществуващите автоматизирани системи за управление на ПЕС и ВЕИ предоставят основно информационно обслужване на персонала и практически не решават проблемите на оперативното управление на енергийните системи, оптимизирането на оперативната и ремонтната поддръжка на електрическите мрежи.

Система за регулиране на напрежението

Регулирането на напрежението при натоварване в захранващите центрове на разпределителната мрежа и невъзбуденото превключване (с изключване на трансформатора) в трансформаторни подстанции 6-10 kV почти не се използват или се използват спорадично, тъй като потребителите се оплакват от ниско напрежение в пиковите часове.

Резултатът е, че в отделни електрически отдалечени точки на 0,38 kV електрически мрежи в селските райони нивата на напрежение са 150–160 V вместо 220 V.

В такава ситуация пазарът на електроенергия може да наложи много сериозни санкции на разпределителните мрежови компании за надеждността и качеството на електроснабдяването на потребителите. Ако не се подготвите за това предварително, в много близко бъдеще мрежовите компании ще претърпят сериозни материални загуби, което допълнително ще влоши ситуацията.

Система за измерване на електроенергия

По-голямата част от енергийните центрове на разпределителната мрежа (около 80%) и около 90% от битовите потребители имат морално и физически остарели, често с изтекъл срок на калибриране и сервиз, индукционни или електронни измервателни уреди от първо поколение, осигуряващи възможност само за ръчни показания .

Резултатът е увеличаване на търговските загуби на електроенергия в електрическите мрежи. При общи загуби на електроенергия в руските електрически мрежи от около 107 милиарда kWh годишно, разпределителните мрежи от 110 kV и по-ниски възлизат на 85 милиарда kWh, от които търговските загуби, според минималните оценки, възлизат на 30 милиарда kWh годишно.

Ако в края на 80-те години на ХХ век относителните загуби на електроенергия в електрическите мрежи на енергийните системи не надвишават 13–15% от доставката на електроенергия към мрежата, то в момента те са достигнали ниво от 20– 25% за индивидуалните енергийни системи и 30–40 за отделните ТЕЦ.%, а за някои ВЕИ вече надхвърлят 50%.

В развитите европейски страни относителните загуби на електроенергия в електрическите мрежи са на ниво 4-10%: в САЩ - около 9%, Япония - 5%.

В съответствие с Постановление на правителството на Руската федерация за регулиране на тарифите за електрическа енергия, Правилата за пазара на едро и проекта на Правила за пазара на дребно за преходния период, стандартните загуби на електроенергия в електрическите мрежи (и това е не повече от 10-12% от доставката на мрежата) може да бъде включена в цената на услугите за пренос на електроенергия и ще се плаща от субектите на пазара, а излишните загуби на електроенергия ще трябва да бъдат изкупувани от мрежовите компании, за да ги компенсират.

За някои компании със загуби от 20-25% това означава, че повече от половината от отчетените загуби ще бъдат преки финансови загуби от стотици милиони рубли годишно.

Всичко това изисква качествено нови подходи към измерването на електроенергия както в електрическите мрежи, така и при потребителите, на първо място, за автоматизиране на счетоводството, за автоматизиране на изчисленията и анализа на балансите на електроенергия, селективно изключване на неплащащи потребители и др.

Нормативна рамка за оптимизиране на развитието на електроразпределителните мрежи и техните системи за управление

Нормативната рамка почти не е актуализирана от средата на 1980-те и началото на 1990-те години. Днес около 600 секторни регулаторни документа изискват ревизия.

Много основни документи, преди всичко правилата за инсталиране на електрически инсталации, правилата за техническа експлоатация, не са съгласувани от Министерството на правосъдието на Руската федерация и по същество са престанали да бъдат задължителни за използване.

Досега новите Правила за ползване на електроенергия не са съгласувани със същото Министерство на правосъдието на Руската федерация. Наказателният кодекс на Руската федерация не съдържа понятието "кражба на електроенергия", което причинява големи материални щети на електроенергийната индустрия. Обемът на кражбите на електроенергия расте и обективно ще расте с повишаване на тарифите за електроенергия. За да спрем това, се нуждаем не само от усилията на енергетиките, но и от правна помощ от държавата. За съжаление тази помощ не винаги е адекватна. По-специално, с влизането в сила на Закона на Руската федерация „За техническото регулиране“ статутът на GOST рязко намалява, което за страна като Русия може да създаде и вече създава значителни проблеми. Основната е липсата на единна техническа политика при развитието и управлението на разпределителните мрежи.

Финансирането на тази разработка и нейното научно подпомагане е очевидно недостатъчно и се извършва по остатъчния принцип. Повече от десетилетие криза в руската електроенергетика значително влоши ситуацията. Реформите в управлението на енергетиката, които започнаха през последните години, засегнаха досега опорните мрежи от 220 kV и повече, в които също има много проблеми, но не толкова, колкото са натрупани в разпределителните мрежи.

Надеждите за дейността на местни и западни инвеститори и въвеждането на западни технологии в управлението на вътрешните разпределителни мрежи най-вероятно са обречени поради факта, че руското законодателство, манталитет, климатични условия, особености на изграждане на мрежи (голямо разклонение и дължина, други мрежово оборудване, ниско качество на електроенергията, високи нива на смущения и др.), системите за управление и софтуер се различават значително от чуждите. По-правилно е да се съсредоточите върху собствените си силни страни, като се вземе предвид най-добрият вътрешен и чуждестранен опит. Има всички предпоставки за това, което се доказва от зараждащите се тенденции в света и модерните вътрешни енергийни системи и мрежи.

В средата на 80-те и началото на 90-те години на миналия век JSC VNIIE разработи цял набор от документи за създаване и развитие на автоматизирани системи за управление на PES и ВЕИ. Разбира се, тези документи вече са много остарели и изискват ревизия.

Тенденции и перспективи за развитие

Цифрови и информационни технологии

Глобалните тенденции в развитието на системите за управление са неразривно свързани с прехода към цифрови технологии, които осигуряват възможност за създаване на интегрирани йерархични системи. В същото време разпределителните електрически мрежи в тези системи са долната йерархична връзка, неразривно свързана с горните нива на управление.

Основата за прехода към цифрови технологии е техническото преоборудване и модернизация на комуникационната и телекомуникационната система с рязко увеличаване на обема и скоростта на пренос на информация. Поетапният преход към цифрови интегрирани системи за управление ще се определя от етапите на внедряване на Единната цифрова комуникационна система в енергетиката и ще отнеме най-малко 10-15 години.

В последните години на 20-ти век водещите световни експерти в областта на телекомуникациите излагат тезата: „20-ти век е векът на енергетиката, а 21-ви век е векът на информатиката”. В същото време се появи нов термин: „инфокомуникации“, който съчетава „информатизация“ и „телекомуникации“. Мисля, че би било по-правилно да се каже, че 21-ви век ще бъде векът както на енергетиката, така и на инфокомуникациите, базирани на съвременни информационни и цифрови технологии.

Най-важните тенденции в развитието на инфкомуникационните мрежи са:

Увеличаване на надеждността и експлоатационния живот на телекомуникационните мрежи;

Разработване на методи за прогнозиране на развитието на телекомуникациите в регионите в зависимост от потреблението на електроенергия;

Създаване на системи за управление на информационна и комуникационна среда;

Едновременно с развитието на цифровите мрежи, въвеждането на съвременни телекомуникационни технологии, преди всичко оптична технология;

Въвеждане в редица страни на така наречените PLC-технологии за използване на електрически мрежи 0,4–35 kV за предаване на всякаква информация от подстанции, енергийни предприятия, промишлени предприятия до наблюдение и управление на потреблението на енергия в ежедневието, включително решаване на проблеми с AMR, информация подпомагане дейността на абонати на електрическа мрежа 0,4–35 kV;

Използване на комуникационни съоръжения за охрана на енергийни съоръжения, видеонаблюдение.

Основни информационни технологии

Една от основните характеристики на съвременните автоматизирани системи за управление е интегрирането (агрегирането) на много софтуерни продукти в единно информационно пространство.

В момента технологията за интеграция, базирана на интернет технологии и отворени стандарти, се развива много бързо, което позволява:

Създаване на техническа инфраструктура за проектиране на приложения и възможности за разработка на системи за дълго време;

Осигуряване на възможност за интегриране на продукти от компании като Microsoft, ORACLE, IBM и др.;

Осигурете възможност за последователно интегриране на съществуващи продукти без значителни промени и препрограмиране;

Осигурете мащабируемост и преносимост на софтуера, за да го възпроизведете в предприятията на компанията.

Геоинформационни технологии

Бързото развитие на компютърните технологии и телекомуникациите, сателитните навигационни системи, цифровата картография, успехът на микроелектрониката и други технологични постижения, непрекъснатото усъвършенстване на стандартния и приложен софтуер и информационна поддръжка създават обективни предпоставки за все по-широко приложение и развитие на качествено нов област на знанието – геоинформатика. Възникна на пресечната точка на география, геодезия, топология, обработка на данни, компютърни науки, инженерство, екология, икономика, бизнес, други дисциплини и области на човешката дейност. Най-значимите практически приложения на геоинформатиката като наука са създадените на тяхна основа географски информационни системи (ГИС) и геоинформационни технологии (ГИС технологии).

Съкращението ГИС съществува повече от 20 години и първоначално се отнася до набор от компютърни методи за създаване и анализ на цифрови карти и свързана тематична информация за управление на общински съоръжения.

Все по-голямо внимание се отделя на използването на ГИС технологии в електроенергийната индустрия и преди всичко в електрическите мрежи на АД FGC UES, AO-energos и градовете.

Първият опит от използването на ГИС като информационни и референтни системи във вътрешните електрически мрежи показа безусловната полезност и ефективност на такова използване за:

Сертифициране на мрежово оборудване с обвързването им към цифрова карта на района и различни електрически вериги: нормални, експлоатационни, поддържащи, изчислени и др.;

Отчитане и анализ на техническото състояние на електрообзавеждане: линии, трансформатори и др.;

Отчитане и анализ на плащанията за консумирана електрическа енергия;

Позициониране и показване на дигитална карта местоположението на оперативни мобилни екипи и др.

Още по-големи перспективи се разкриват при прилагането на ГИС технологиите при решаване на проблеми: оптимално планиране и проектиране на развитие; ремонт и поддръжка на електрически мрежи, като се вземат предвид особеностите на терена; оперативно управление на мрежите и ликвидиране на аварии, като се отчита пространствена, тематична и оперативна информация за състоянието на мрежовите съоръжения и техните режими на работа. За целта и днес е необходима информационна и функционална обвързаност на ГИС, технологични софтуерни системи на автоматизирани системи за управление на електрически мрежи, експертни системи и бази от знания за решаване на горните задачи. АД "VNIIE" разработи система-съветник за анализ на заявки за ремонт на мрежово оборудване. Работи се за свързване на програмите за изчисляване на загубите с ГИС.

През последните години се наблюдава ясно изразена тенденция в развитието на интегрирани инженерни комуникационни системи на единна топографска основа на град, област, регион, включително топлинни, електрически, газови, водопроводни, телефонни и други инженерни мрежи.

Структурата на автоматизираната система за оперативно диспечерско управление на разпределителните мрежови компании (AS DGC)

Целта на създаването на RGC AS е да се повиши ефективността и надеждността на разпределението на електрическа енергия и мощност чрез осигуряване на максимална ефективност на оперативните и технологичните дейности на RGC чрез интегрирана автоматизация на процесите на събиране, обработка, предаване на информация и вземане на решения на базата на съвременни информационни технологии.

RSC AS трябва да бъде разпределена йерархична система, на всяко ниво на която се решава задължителният основен набор от задачи, осигуряващи изпълнението на основните функции на оперативното и технологичното управление.

Основните подсистеми на AS RSK:

Автоматизирано оперативно диспечерско управление на електрически мрежи, изпълняващо следните функции:

а) текущо управление;

б) оперативно управление и планиране;

в) контрол и управление на консумацията на енергия;

г) планиране и управление на ремонтите;

Автоматизиран технологичен контрол:

а) релейна защита и автоматика;

б) напрежение и реактивна мощност;

Автоматизирана система за търговско и техническо отчитане на електроенергия (АСКУЕ);

Система за комуникация, събиране, предаване и показване на информация.

Поради ограниченията за обема на статиите, ще се съсредоточим само върху основните тенденции и перспективите за развитие на основните подсистеми на RSC AS.

Релейна защита и автоматика

Основните направления на развитие на релейната защита и автоматизация в разпределителните електрически мрежи:

Подмяна на физически износено оборудване, което е отработило експлоатационния си живот;

Модернизиране на устройствата за релейна защита и автоматизация с акцент върху използването на ново поколение микропроцесорни устройства;

Интегриране на микропроцесорно базирано оборудване за релейна защита и автоматизация в единна автоматизирана система за управление на процесите за захранващи подстанции;

Разширяване на функциите за релейна защита и автоматизация за задачите по измерване и управление, като се вземат предвид изискванията за надеждност на неговата работа, включително използването на международни стандарти за комуникационни интерфейси.

Регулиране на напрежението и реактивната мощност

Основните задачи за подобряване на ефективността на регулиране на напрежението:

Подобряването на надеждността и качеството на оперативната поддръжка на регулирането на напрежението означава, на първо място, регулиране на напрежението при натоварване и автоматично регулиране на напрежението;

Контрол и анализ на графи на натоварване на консуматори и напрежения във възлите на електрическите мрежи, повишаване на надеждността и обема на измерванията на реактивната мощност в разпределителните мрежи;

Внедряване и системно използване на софтуер за оптимизиране на законите за регулиране на напрежението в разпределителните мрежи, практическото прилагане на тези закони;

Организиране на дистанционно и автоматично управление на трансформаторни кранове от диспечерски центрове;

Инсталиране на допълнителни дистанционно управлявани средства за регулиране на напрежението, например усилващи трансформатори в електрическата мрежа на дълги разпределителни линии със средно напрежение, по които е невъзможно да се осигурят допустими отклонения на напрежението в мрежовите възли чрез централизирано регулиране.

Автоматика за измерване на електроенергия

Автоматизирането на измерването на електроенергия е стратегическо направление за намаляване на търговските загуби на електроенергия във всички държави без изключение, основа и предпоставка за функционирането на пазарите на електроенергия на едро и дребно.

Модерният ASKUE трябва да бъде създаден на базата на:

Стандартизиране на формати и протоколи за предаване на данни;

Осигуряване на дискретност на измерването, събиране и предаване на данни за търговско измерване, необходими за ефективното функциониране на конкурентния пазар на електрическа енергия на дребно;

Осигуряване на изчисляване на действителни и допустими дисбаланси на електроенергия в електрическите мрежи, локализиране на дисбаланси и предприемане на мерки за тяхното намаляване;

Взаимна връзка със средствата на автоматизирани системи за управление, автоматизирани системи за управление на процеси и аварийна автоматизация.

За събиране на информация има устойчива тенденция за замяна на индукционни измервателни уреди с електронни, не само поради по-високите граници на точност, но и поради по-ниската консумация в токовия трансформатор и веригите на трансформатора на напрежение.

От особено значение за пазара на електроенергия на дребно и за намаляване на загубите на електроенергия в електрическите мрежи е изключването на самообслужване (самоотчитане на показанията) на електромери от битови потребители. За тази цел ASKUE за битови потребители се разработва по целия свят с предаване на данни от електромери през 0,4 kV електрическа мрежа или по радиоканали до центрове за събиране на данни. По-специално, PLC технологиите, които вече споменахме по-горе, са широко използвани.

Приложение на съвременни средства за секциониране на разпределителни електрически мрежи и децентрализирана автоматизация

В много страни, за да повишат надеждността на разпределителните мрежи, да намалят времето за търсене на място за повреда и броя на прекъсванията в електрозахранването, в продължение на много години те използват „основния принцип“ на изграждане на такива мрежи, базирани на за оборудване на мрежи с автоматични точки на секциониране на колонна конструкция - реклоузери, съчетаващи функциите на:

Определяне на мястото на повредата;

Локализация на щетите;

Възстановяване на захранването.

констатации

1. Необходими приоритети:

Разработване на концепция и дългосрочна програма за развитие, модернизация, техническо преоборудване и реконструкция на разпределителни електрически мрежи 0,38–110 kV, средства и системи за управление на режимите им, ремонт и поддръжка;

Преходът от остатъчния към приоритетния принцип на разпределяне на финансови и материални ресурси за поетапното практическо изпълнение на тази концепция и програма, с разбиране на решаващото значение на напредналото развитие на разпределителните мрежи и техните системи за управление за ефективното функциониране на не само на дребно, но и пазари на електроенергия на едро;

Развитие на съвременна, пазарно ориентирана бизнес и управленска, нормативна и методическа база за развитие на разпределителни електрически мрежи и системи за тяхното управление;

Разработване на икономически обосновани изисквания за местната индустрия за производство на съвременно оборудване за електрически мрежи и техните системи за управление;

Организиране на система за сертифициране и допускане до експлоатация на местно и вносно оборудване за разпределителни мрежи и техните системи за управление;

Внедряване и анализ на резултатите от изпълнението на пилотни проекти за разработване на нови перспективни технологии и системи за автоматизирано управление на разпределителните електрически мрежи.

2. Разработването и внедряването на ефективни автоматизирани системи за управление на разпределителните електрически мрежи е сложна задача, която изисква значителни капиталови инвестиции.

Всяко разпределително дружество и AO-energo, преди да започне модернизацията и техническото преоборудване на съществуващата система за управление на електропреносната мрежа или създаването на нова, трябва ясно да разберат набора от задачи, които трябва да бъдат решени, очаквания ефект от въвеждането на автоматизирано управление системи.

Необходимо е да се разработят съвременни методи за изчисляване на икономическата ефективност на ACS PES и ВЕИ (разпределителна мрежова компания), етапите на тяхното създаване и развитие.

3. Основният въпрос, който винаги възниква при разработването и внедряването на нови технологии за управление на електрически мрежи е откъде да се вземат парите за всичко това?

Всъщност може да има няколко източника на средства:

1) централизирано финансиране на пилотни проекти и нормативни и методически документи;

2) тарифи за електроенергия;

3) консолидиране на определена част от финансовите ресурси на бъдещите разпределителни мрежови компании и днешните AO-energos в официално създадено партньорство - Руската асоциация на предприятията;

4) заинтересовани инвеститори.

В руските условия, както показа практиката на модерните енергийни системи, принципът „Който иска да реши проблем, търси и намира начини да го реши, който не иска, търси причини, поради които решението е невъзможно или чака други да го решат вместо него” трябва да работи.

Както следва от статията, има достатъчно възможности и начини за подобряване на ефективността на управлението на разпределителните мрежи в Русия. Необходимо е разбиране на важността и активно желание тези възможности да се реализират на практика.

Съгласно Федералния закон "За електроенергийната индустрия", АД FGC UES отговаря за технологичното управление на Единната национална електрическа мрежа (UNEG). В същото време възникнаха въпроси за ясно разграничаване на функционалността между АД СО ЕЕС, което осъществява единен диспечерски контрол на електроенергийните съоръжения, и мрежовите компании. Това доведе до необходимостта от създаване на ефективна структура за оперативно и технологично управление на съоръженията на АД FGC UES, чиито задачи включват, наред с други неща:
осигуряване на надеждното функциониране на съоръженията на ЕНЕС и изпълнението на определените от АД СО ЕЕС технологични режими на работа на електропреносните линии, съоръжения и устройства на съоръженията на ЕНЕС;
осигуряване на правилното качество и безопасност на работата при експлоатация на съоръженията на УНЕГ;
създаване на единна система за обучение на оперативен персонал за изпълнение на функциите на ОТУ;
осигуряване на технологичното оборудване и готовност на оперативния персонал за изпълнение на диспечерски команди (заповеди) на СО и команди (потвърждения) на оперативния персонал на ЦУ на ФСК ЕЕС;
осигуряване на намаляване на броя на технологичните нарушения, свързани с погрешни действия на оперативния персонал;
съвместно и съгласувано със СО ЕЕС АД, участие в разработването и прилагането на програми за развитие на ЕНЕС с цел повишаване надеждността на електропреноса, наблюдаемостта и контролируемостта на мрежата и осигуряване на качеството на електрическата енергия;
планиране на дейностите по ремонта, въвеждането в експлоатация, модернизацията/реконструкцията и поддръжката на електропроводи, електромрежово оборудване и устройства за предстоящия период;
разработване в съответствие с изискванията на АД "СО ЕЕС", съгласуване и утвърждаване по предписания начин на графици за аварийно ограничаване на режима на потребление на електрическа енергия и извършване на реални действия по въвеждане на аварийни ограничения върху диспечерския екип (заповед) на АД "СО УПС";
изпълнение на задачите на СО ЕЕС АД по свързване на съоръженията на електрическата мрежа на ФСК и електроприемните инсталации на потребителите на електрическа енергия под действието на аварийната автоматика.

За изпълнение на поставените задачи АД „ФСК ЕЕС” разработи и утвърди концепцията за оперативно и технологично управление на съоръженията на UNEG. В съответствие с тази концепция се създава четиристепенна организационна структура (с тристепенна система за контрол): изпълнителен офис, началник НКЦ на МОН, НКЦ PMES и оперативен персонал на подстанцията.

Следните функции са разпределени между съответните нива на организационната структура:
ИА ФСК - информационно-аналитична;
ръководител НКЦ МОН - информационно-аналитични и неоперативни;
НКЦ PMES - неработещи и експлоатационни;
персонал на подстанция - операционни зали.

В същото време неоперативните функции включват задачи като наблюдение и наблюдение на състоянието на мрежата. Приемането от центровете за управление на мрежата на оперативни функции, свързани с издаване на команди за производство на комутации, изисква висококвалифициран оперативен персонал, както и подходящо техническо оборудване на НКЦ.

С цел повишаване на ефективността и надеждността на преноса и разпределението на електроенергия и мощност чрез автоматизиране на процесите на оперативно и технологично управление на базата на съвременни информационни технологии, центровете за управление на мрежата на АД ФСК ЕЕС са оборудвани със софтуерни и хардуерни комплекси (СТК), които позволяват автоматизиране на процеси като оборудване за мониторинг на режими, производство на комутации в стриктно съответствие с одобрената програма и др. По този начин, благодарение на автоматизацията на OTU, надеждността на работата на електрическите мрежи се повишава значително, аварийността се намалява поради елиминирането на грешки на оперативния персонал и броят на необходимия оперативен персонал е сведен до минимум.

Трябва да се отбележи, че техническата политика на АД FGC UES за ново строителство и реконструкция предвижда:
осигуряване на енергийна сигурност и устойчиво развитие на Русия;
осигуряване на необходимите показатели за надеждност на предоставяните услуги за пренос на електрическа енергия;
осигуряване на свободното функциониране на пазара на електроенергия;
подобряване на ефективността на функционирането и развитието на ЕНЕС;
осигуряване на безопасността на производствения персонал;
намаляване на въздействието на UNEG върху околната среда;
наред с използването на нови видове оборудване и системи за управление, осигуряващи подготовката на ПС за работа без постоянен обслужващ персонал.

В момента схемите на първични електрически връзки на съществуващи подстанции са фокусирани върху оборудване, което изисква честа поддръжка, следователно те предвиждат прекомерни съотношения на броя на комутационните устройства и връзките според съвременните критерии. Това е причината за значителен брой сериозни технологични нарушения по вина на оперативния персонал.

Към момента е извършена автоматизация на технологичните процеси на 79 ПС на ЕНЕС, а в изпълнение са още 42 ПС. Следователно основната схема на организация на експлоатацията е фокусирана предимно върху денонощното присъствие на поддържащ (оперативен) персонал върху тях, контролиращ състоянието на съоръжението и извършване на оперативно превключване.

Оперативната поддръжка на подстанция UNEG включва:
наблюдение на състоянието на УНЕГ - контрол на състоянието на оборудването, анализ на експлоатационната обстановка в съоръженията на УНЕГ;
организиране на оперативни действия за локализиране на технологични нарушения и възстановяване на режимите на УНЕГ;
организиране на оперативна поддръжка на подстанции, производство на оперативни комутации, режимно и схемно осигуряване за безопасно производство на ремонтни и поддържащи работи в електрически мрежи, свързани с УНЕГ;
изпълнение от оперативен персонал на оперативни функции за производство на комутации в UNEG.

Планиране и организация:
да извършва планиране на ремонта в съответствие с графиците на плановите профилактични ремонти с определяне на обхвата на работата въз основа на оценка на техническото състояние, като се използват съвременни методи и средства за диагностика, вкл. без оборудване за извеждане от експлоатация;
извършване на цялостно обследване и техническо изследване на оборудване, достигнало стандартния си експлоатационен живот с цел удължаване на експлоатационния му живот;
разработване на предложения за модернизация, подмяна на оборудване, усъвършенстване на проектни решения;
оптимизиране на финансирането за експлоатация, поддръжка и ремонти чрез определяне на обхвата на ремонтите на база актуално състояние;
намаляване на разходите и загубите;
подобряване на организационните структури на управление и обслужване;
организиране на професионално обучение, преквалификация и повишаване на квалификацията по стандарт СОПП-1-2005;
анализ на параметрите и показателите на техническото състояние на оборудването, сградите и конструкциите преди и след ремонт въз основа на резултатите от диагностиката;
оптимизиране на аварийния резерв на оборудването и елементите на ВЛ;
Решението на технически проблеми по време на експлоатация и строителство се издава под формата на информационни писма, оперативни инструкции, циркуляри, технически решения със статут на задължително изпълнение, заповеди, инструкции, решения на заседания и други управленски решения.

Мониторинг и управление на надеждността на UNEG:
организиране на контрол и анализ на аварии на оборудване;
оценка и контрол на надеждността на електрозахранването;
създаване на подходяща информационна база.

СЪЗДАВАНЕ НА НАПЪЛНО АВТОМАТИЗИРАНИ ПОДСТАНЦИИ
БЕЗ ОБСЛУЖВАЩ ПЕРСОНАЛ.
ЦИФРОВИ ПОДСТАНЦИИ

За да се изключи зависимостта на безпроблемната работа на мрежовата компания от квалификацията, обучението и концентрацията на внимание на оперативния и релеен персонал, е препоръчително да се разпространи автоматизацията на технологичните процеси, която се извършва от дълго време - релейна защита, технологична автоматизация (AR, AVR, OLTC, AOT и др.), авариен контрол - при производство на оперативни ключове. За това, на първо място, е необходимо значително да се повиши наблюдаемостта на техническите параметри, да се осигури контрол, проверка на позицията, ефективно оперативно блокиране на комутационни устройства и автоматизация на контролните действия. Използваното енергийно оборудване трябва да бъде адаптирано към най-новите системи за управление, защита и наблюдение.

При въвеждането на микропроцесорни устройства трябва да се даде предпочитание на устройства, предназначени да работят като част от автоматизирани системи. Самостоятелни устройства трябва да се използват само ако няма аналози на системата. В тази връзка съоръженията на АД FGC UES трябва да изключват централизирано възможността за използване на микропроцесорни устройства със затворени протоколи за обмен, устройства, които не поддържат работа в общия стандарт за време.

Архитектурата и функционалността на автоматизираната система за управление на процесите на подстанцията (APCS на подстанцията) като интегратор на всички функционални системи на подстанцията се определя от нивото на развитие на технологията, предназначена да събира и обработва информация за подстанцията за издаване на контрол решения и действия. От началото на разработването на проекти в домашната енергетика за автоматични системи за управление на процесите за подстанции, се наблюдава значително развитие на хардуер и софтуер за системи за управление за използване в електрически подстанции. Появиха се високоволтови цифрови измервателни трансформатори за ток и напрежение; Разработва се първично и вторично мрежово оборудване с вградени комуникационни портове, произвеждат се микропроцесорни контролери, оборудвани с инструменти за разработка, въз основа на които е възможно да се създаде надежден софтуерен и хардуерен комплекс на PS, международния стандарт IEC Приет е 61850, който регламентира представянето на данни за ПС като обект на автоматизация, както и протоколи за обмен на цифрови данни между микропроцесорни интелигентни електронни устройства на подстанцията, включително устройства за наблюдение и управление, релейна защита и автоматизация (RPA), аварийни автоматизация (PA), телемеханика, електромери, енергийно оборудване, трансформатори за измерване на ток и напрежение, комутационна техника и др.

Всичко това създава предпоставките за изграждане на подстанция от ново поколение – цифрова подстанция (DSS).

Този термин се отнася до подстанция, използваща интегрирани цифрови измервателни системи, релейна защита, управление на оборудване с високо напрежение, оптични трансформатори на ток и напрежение и цифрови управляващи вериги, вградени в комутационно оборудване, работещи по единен стандартен протокол за обмен на информация - IEC 61850.

Въвеждането на DSP технологии дава предимства пред традиционните PS на всички етапи от внедряването и експлоатацията на съоръжението.

Етап "Дизайн":
опростяване на проектирането на кабелни връзки и системи;
предаване на данни без изкривяване на практически неограничени разстояния;
намаляване на броя на оборудването;
неограничен брой получатели на данни. Разпространението на информацията се извършва чрез Ethernet мрежи, което ви позволява да прехвърляте данни от един източник към всяко устройство в подстанцията или извън нея;
намаляване на времето за взаимно свързване на отделни подсистеми поради висока степен на стандартизация;
намаляване на трудоемкостта на метрологичните участъци от проекти;

единство на измерванията. Измерванията се извършват с един високопрецизен измервателен уред. Получателите на измерения получават едни и същи данни от един и същ източник. Всички измервателни устройства са включени в една система за синхронизация на часовника;
възможността за създаване на стандартни решения за обекти с различни топологични конфигурации и дължини;
възможността за предварително моделиране на системата като цяло за определяне на "тесните места" и несъответствията в различните режими на работа;
намаляване на сложността на препроектирането в случай на промени и допълнения в проекта.

Етап "СМР":
намаляване на най-трудоемките и нетехнологични видове монтажни и пускови работи, свързани с полагане и изпитване на вторични вериги;
по-задълбочено и цялостно тестване на системата поради широките възможности за създаване на различни поведенчески сценарии и моделирането им в цифров вид;
намаляване на разходите за непродуктивно движение на персонал поради възможността за централизирано конфигуриране и контрол на параметрите на работа;
намаляване на цената на кабелната система. Цифровите вторични схеми позволяват мултиплексиране на сигнали, което включва двупосочно предаване през един кабел на голям брой сигнали от различни устройства. Достатъчно е да поставите един оптичен гръбначен кабел към разпределителни устройства вместо десетки или дори стотици аналогови медни вериги.

Етап "Операция":
цялостна диагностична система, обхващаща не само интелигентни устройства, но и пасивни измервателни преобразуватели и техните вторични вериги, ви позволява бързо да определите местоположението и причината за повредите, както и да идентифицирате предварителни условия;
контрол на целостта на линията. Цифровата линия се следи постоянно, дори ако по нея не се предава значителна информация;
защита срещу електромагнитни смущения. Използването на оптични кабели осигурява пълна защита срещу електромагнитни смущения в каналите за предаване на данни;
лекота на поддръжка и експлоатация. Превключването на цифрови схеми е много по-лесно от превключването на аналогови схеми;
намаляване на времето за ремонт поради широкото предлагане на пазара на устройства от различни производители, които са съвместими помежду си (принципът на оперативна съвместимост);
преминаването към базиран на събития метод за поддръжка на оборудването поради абсолютната наблюдаемост на технологичните процеси позволява да се намалят оперативните разходи;
поддръжката на проектните (изчислени) параметри и характеристики по време на работа изисква по-ниски разходи;
разработването и усъвършенстването на системата за автоматизация изисква по-ниски разходи (неограничени в броя на приемниците на информация), отколкото при традиционните подходи.

JSC FGC UES прие НКЦ Кузбас и Приокски като пилотни съоръжения за създаване на централен контролен център с оперативни функции.

НКЦ в Кузбас стана първият център за управление на мрежата, реализиран като част от програмата на JSC FGC UES за създаване на NCC с оперативни функции. Като част от създаването на иновативен NCC за осигуряване на непрекъснат оперативен и технологичен контрол и диспечерство, центърът е оборудван с модерни софтуерни и хардуерни системи, инсталирана е видео стена за показване на мрежовата диаграма, инсталиран е софтуер, който позволява пълно показване състоянието на избраното от диспечера енергийно съоръжение онлайн, да получават информация за произведените прекъсвания за ремонт и превантивни мерки до имената на монтьорите, работещи в съоръжението. Освен това оборудването позволява на диспечерите на NCC да прихващат контрола на отдалечени обекти в случай на авария и да вземат решение в най-кратки срокове за намаляване на времето за възстановяване за нормална работа на оборудването.

Централният контролен център Prioksky също е създаден с помощта на най-новите технологии. Сред използваното тук оборудване е видеостена за показване на информация, състояща се от петдесетинчови прожекционни модули и резервен високопроизводителен видеоконтролер, оперативен информационен комплекс за наблюдение на режимите на електрическата мрежа и състоянието на комутационните устройства на подстанциите, което позволява на оперативния персонал на НКЦ да следи работата на оборудването и да го контролира в реално време, най-новата система за сателитни комуникации, непрекъсваемо захранване и автоматични пожарогасителни системи.

Владимир Пелимски, заместник-главен инженер - ръководител на Ситуационния аналитичен център на JSC FGC UES, Владимир Воронин, ръководител, Дмитрий Кравец, ръководител на отдел, Магомед Гаджиев, водещ експерт на Службата за електрически режим на JSC FGC UES

Енергийната система е единна мрежа, състояща се от източници на електрическа енергия - електроцентрали, електрически мрежи, както и подстанции, които преобразуват и разпределят произведената електрическа енергия. За управление на всички процеси на производство, пренос и разпределение на електрическа енергия има оперативна система за диспечерски контрол.

Може да включва няколко предприятия с различни форми на собственост. Всяко от електропредприятията има отделна оперативно-диспечерска контролна служба.

Всички услуги на отделни предприятия се управляват централна диспечерска система. В зависимост от размера на електроенергийната система, централната диспечерска система може да бъде разделена на отделни системи по региони на страната.

Енергийните системи на съседните страни могат да бъдат включени за паралелна синхронна работа. Централен диспечерска система (CDS)осъществява оперативен диспечерски контрол на междудържавни електрически мрежи, чрез които се осъществяват потоци на електроенергия между енергийните системи на съседни държави.

Задачи на оперативно диспечерско управление на електроенергийната система:

поддържане на баланс между количеството произведена и консумирана мощност в енергийната система;

надеждност на електрозахранването на захранващи предприятия от главни мрежи 220-750 kV;

синхронна работа на електроцентрали в рамките на електроенергийната система;

синхрон на работата на енергийната система на страната с енергийните системи на съседни държави, с които има връзка между междудържавни електропроводи.

Въз основа на гореизложеното следва, че системата за оперативно диспечерско управление на енергийната система осигурява ключови задачи в енергийната система, чието изпълнение зависи от енергийната сигурност на страната.

Особености на организацията на процеса на оперативно диспечерско управление на електроенергийната система

Организация на процеса оперативен диспечерски контрол (ODU)в енергетиката се осъществява по такъв начин, че да осигури разпределението на различни функции на няколко нива. Всяко ниво е подчинено на горното.

Например, най-началното ниво - оперативен и технически персонал, който директно извършва операции с оборудване в различни точки на електроенергийната система, е подчинен на по-висок оперативен персонал - дежурния диспечер на блока на електроснабдителното предприятие, към който е ел. е назначена инсталация. Дежурният диспечер на звеното от своя страна докладва на диспечерската служба на предприятието и др. до централната диспечерска система на страната.

Процесът на управление на електроенергийната система е организиран по такъв начин, че да осигури непрекъснат мониторинг и контрол на всички компоненти на интегрираната енергийна система.

За да се осигурят нормални условия на работа както за отделните участъци от електроенергийната система, така и за електроенергийната система като цяло, за всяко съоръжение се разработват специални режими (схеми), които трябва да бъдат осигурени в зависимост от режима на работа на определен участък от електрическата мрежа (нормален, ремонтен, авариен режим).

За да се осигури изпълнението на основните задачи на ODE в електроенергийната система, в допълнение към оперативното управление, има такова нещо като оперативно управление. Всички операции с оборудване в определен участък от енергийната система се извършват по командването на висш оперативен персонал - това е процес на оперативно управление.

Извършването на операции с оборудване до известна степен засяга работата на други обекти на енергийната система (промени в консумираната или генерирана мощност, намалена надеждност на електрозахранването, промени в стойностите на напрежението). Следователно такива операции трябва да бъдат предварително договорени, тоест те трябва да се извършват с разрешението на диспечера, който осигурява оперативна поддръжка на тези обекти.

Това означава, че диспечерът отговаря за цялото оборудване, участъци от електрическата мрежа, чийто режим на работа може да се промени в резултат на операции на оборудването на съседни съоръжения.

Например линията свързва две подстанции A и B, докато подстанция B получава захранване от A. Линията се изключва от подстанция A от обслужващия персонал по команда на диспечера на тази подстанция. Но изключването на тази линия трябва да се извършва само в съгласие с диспечера на подстанция Б, тъй като тази линия е под негов оперативен контрол.

По този начин, с помощта на две основни категории - оперативно управление и оперативна поддръжка, се осъществява организацията на оперативно диспечерско управление на електроенергийната система и нейните отделни участъци.

За организиране на процеса на ODU се разработват и координират помежду си инструкции, инструкции и различна документация за всяко отделно звено в съответствие с нивото, към което принадлежи тази или онази оперативна служба. Всяко ниво на ODU системата има свой индивидуален списък с необходимата документация.

Софтуерът на TSF извън ядрото се състои от доверени приложения, които се използват за внедряване на защитни функции. Имайте предвид, че споделените библиотеки, включително PAM модули в някои случаи, се използват от доверени приложения. Въпреки това, няма случай, в който самата споделена библиотека се третира като доверен обект. Доверените команди могат да бъдат групирани, както следва.

• Инициализация на системата
• Идентификация и удостоверяване
• Мрежови приложения
• партидна обработка
• Управление на системата
• Одит на ниво потребител
• Криптографска поддръжка
• Поддръжка на виртуална машина

Компонентите за изпълнение на ядрото могат да бъдат разделени на три части: основно ядро, нишки на ядрото и модули на ядрото, в зависимост от това как ще бъдат изпълнени.

• Ядрото на ядрото включва код, който се изпълнява за предоставяне на услуга, като например обслужване на потребителско системно повикване или обслужване на изключение или прекъсване. Повечето компилиран код на ядрото попада в тази категория.
• Нишки на ядрото. За да изпълнява определени рутинни задачи, като промиване на дискови кешове или освобождаване на памет чрез размяна на неизползвани рамки на страници, ядрото създава вътрешни процеси или нишки. Нишките се планират точно като обикновените процеси, но нямат контекст в непривилегирован режим. Нишките на ядрото изпълняват определени функции на езика C на ядрото. Нишките на ядрото се намират в пространството на ядрото и се изпълняват само в привилегирован режим.
• Модулът на ядрото и модулът на ядрото на драйвера на устройството са части от код, които могат да се зареждат и разтоварват в и извън ядрото, ако е необходимо. Те разширяват функционалността на ядрото, без да е необходимо да рестартирате системата. Веднъж зареден, обектният код на модула на ядрото може да има достъп до друг код и данни на ядрото по същия начин като статично свързания обектен код на ядрото.

Драйверът на устройството е специален тип модул на ядрото, който позволява на ядрото да има достъп до хардуера, свързан към системата. Тези устройства могат да бъдат твърди дискове, монитори или мрежови интерфейси. Драйверът взаимодейства с останалата част от ядрото чрез специфичен интерфейс, който позволява на ядрото да се справя с всички устройства по общ начин, независимо от техните основни реализации.

Ядрото се състои от логически подсистеми, които предоставят различни функции. Въпреки че ядрото е единствената изпълнима програма, различните услуги, които предоставя, могат да бъдат разделени и комбинирани в различни логически компоненти. Тези компоненти взаимодействат, за да осигурят специфична функционалност. Ядрото се състои от следните логически подсистеми:

• Файлова подсистема и I/O подсистема: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с обекти на файловата система. Реализираните функции включват тези, които позволяват на процес да създава, поддържа, взаимодейства с и изтрива обекти на файловата система. Тези обекти включват обикновени файлове, директории, символни връзки, твърди връзки, специфични за устройството файлове, именувани тръби и сокети.
• Процесна подсистема: Тази подсистема реализира функции, свързани с контрол на процеса и контрол на нишките. Реализираните функции позволяват създаване, планиране, изпълнение и изтриване на процеси и теми.
• Подсистема памет: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с управление на ресурсите на системната памет. Реализираните функции включват тези, които създават и управляват виртуална памет, включително управлението на алгоритми за пагинация и таблици на страници.
• Мрежова подсистема: Тази подсистема реализира UNIX и интернет домейни сокети, както и алгоритмите, използвани за планиране на мрежови пакети.
• IPC подсистема: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с IPC механизми. Реализираните функции включват тези, които улесняват контролирания обмен на информация между процесите, като им позволяват да споделят данни и да синхронизират изпълнението им при взаимодействие със споделен ресурс.
• Подсистема на модула на ядрото: Тази подсистема реализира инфраструктурата за поддръжка на зареждаеми модули. Реализираните функции включват зареждане, инициализиране и разтоварване на модули на ядрото.
• Разширения за сигурност на Linux: Разширенията за сигурност на Linux реализират различни аспекти на сигурността, които се предоставят в цялото ядро, включително рамката на модула за сигурност на Linux (LSM). LSM рамката служи като основа за модули, които ви позволяват да прилагате различни политики за сигурност, включително SELinux. SELinux е важна логическа подсистема. Тази подсистема реализира задължителните функции за контрол на достъпа за постигане на достъп между всички субекти и обекти.
• Подсистема за драйвери на устройства: Тази подсистема реализира поддръжка за различни хардуерни и софтуерни устройства чрез общ, независим от устройството интерфейс.
• Подсистема за одит: Тази подсистема изпълнява функции, свързани със записване на критични за сигурността събития в системата. Реализираните функции включват тези, които улавят всяко системно извикване за записване на критични за сигурността събития и тези, които реализират събирането и записването на контролни данни.
• KVM подсистема: Тази подсистема реализира поддръжка на жизнения цикъл на виртуална машина. Той извършва завършване на оператор, което се използва за изявления, изискващи само незначителни проверки. За всяко друго завършване на инструкциите, KVM извиква компонента на потребителското пространство на QEMU.
• Крипто API: Тази подсистема предоставя вътрешна криптографска библиотека на ядрото за всички компоненти на ядрото. Той предоставя криптографски примитиви за обаждащите се.

Ядрото е основната част от операционната система. Той взаимодейства директно с хардуера, реализира споделяне на ресурси, предоставя споделени услуги за приложения и не позволява на приложенията да имат директен достъп до хардуерно зависими функции. Услугите, предоставяни от ядрото, включват:

1. Управление на изпълнението на процеси, включително операциите по тяхното създаване, прекратяване или преустановяване, и обмен на данни между процесите. Те включват:

• Еквивалентно планиране на процесите за изпълнение на процесора.
• Разделяне на процесите в процесора чрез режим на споделяне на време.
• Изпълнение на процес в процесора.
• Суспендирайте ядрото след изтичане на неговия квант.
• Разпределение на времето на ядрото за изпълнение на друг процес.
• Пренасрочване на времето на ядрото за изпълнение на спрян процес.
• Управлявайте метаданни, свързани със сигурността на процеса, като UID, GID, етикети SELinux, идентификатори на функции.

2. Разпределяне на RAM за изпълнимия процес. Тази операция включва:

• Разрешение, предоставено от ядрото на процеси да споделят част от своето адресно пространство при определени условия; при това обаче ядрото защитава собственото адресно пространство на процеса от външна намеса.
• Ако в системата липсва свободна памет, ядрото освобождава паметта, като записва процеса временно в паметта на второ ниво или в разменния дял.
• Последователно взаимодействие с хардуера на машината за установяване на съпоставяне на виртуални адреси с физически адреси, което установява съпоставяне между генерирани от компилатора адреси и физически адреси.

3. Поддържане на жизнения цикъл на виртуалните машини, който включва:

• Задайте ограничения за ресурсите, конфигурирани от приложението за емулация за тази виртуална машина.
• Изпълнение на програмния код на виртуалната машина за изпълнение.
• Обработване на изключването на виртуални машини чрез прекратяване на инструкцията или забавяне на завършването на инструкцията, за да се емулира потребителското пространство.

4. Поддръжка на файловата система. Включва:

• Разпределяне на вторична памет за ефективно съхранение и извличане на потребителски данни.
• Разпределяне на външна памет за потребителски файлове.
• Използвайте неизползваното място за съхранение.
• Организация на структурата на файловата система (използвайки ясни принципи на структуриране).
• Защита на потребителски файлове от неоторизиран достъп.
• Организиране на контролиран достъп на процеси до периферни устройства, като терминали, лентови устройства, дискови устройства и мрежови устройства.
• Организиране на взаимен достъп до данни за субекти и обекти, осигуряващ контролиран достъп на базата на DAC политиката и всяка друга политика, реализирана от заредения LSM.

Ядрото на Linux е вид ядро ​​на операционната система, което реализира превантивно планиране. В ядра, които нямат тази възможност, изпълнението на кода на ядрото продължава до завършване, т.е. планировщикът не е в състояние да пренасрочи задача, докато е в ядрото. В допълнение, кодът на ядрото е планиран да се изпълнява съвместно, без изпреварващо планиране и изпълнението на този код продължава, докато приключи и се върне в потребителското пространство, или докато изрично блокира. В превантивните ядра е възможно да се разтовари задача по всяко време, стига ядрото да е в състояние, в което е безопасно да се разсрочи.

Диспечерският технологичен контрол трябва да бъде организиран по йерархична структура, осигуряваща разпределение на функциите за технологичен контрол между нивата, както и стриктно подчинение на по-ниските нива на контрол на по-високите.
Всички надзорни органи за технологичен контрол, независимо от формата на собственост на съответния пазарен субект, който е част от енергийната система (IPS, UES), трябва да се подчиняват на командите (инструкциите) на висшестоящия технологичен диспечер.
Има две категории оперативно подчинение:
оперативно управление и оперативно управление.
Оперативният контрол на съответния диспечер трябва да включва енергийно оборудване и органи за управление, операциите с които изискват координация на действията на подчинения диспечерски персонал и координирано изпълнение на операции на няколко обекта с различно оперативно подчинение.
Оперативният контрол на диспечера трябва да бъде властта
оборудване и органи за управление, чието състояние и режим
засягат режима на работа на съответната енергийна система (IPS, UES). Операции с такова оборудване и органи за управление
трябва да се извършва с разрешение на съответния диспечер.
Настоящите правила и разпоредби предвиждат това
че всички елементи на EPS (оборудване, апаратура, средства за автоматизация и контроли) са под оперативния контрол и управление на диспечерите и старши дежурния персонал на различни нива на управление.
Терминът оперативен контрол обозначава вида на оперативното подчинение, когато операциите с едно или друго оборудване на EPS се извършват само по нареждане на съответния диспечер (старши дежурен персонал), който управлява това оборудване. Оперативният контрол на диспечера е оборудване, операциите с което изискват координация на действията на подчинения оперативен персонал.
Терминът оперативно управление се отнася до вида на оперативното
подчинение, ако операциите с едно или друго оборудване на EPS
се извършват със знанието (с разрешение) на съответния диспечер, в чиято юрисдикция се намира това оборудване.
Предвижда се оперативно поддържане на две нива. Оперативен контрол от 1-во ниво е оборудване, операциите с което се извършват по споразумение или с уведомяване на диспечера от по-високо ниво или диспечера от същото ниво.
Ниво II оперативен контрол включва оборудване, чието състояние или операции с което влияят
режим на работа на определена част от електрическата мрежа. Операции с
това оборудване се извършва в съгласие с по-високите
от администратора и уведомяване на съответните администратори.
Всеки елемент от EPS може да бъде под оперативния контрол на диспечера не само на един етап, но и под ръководството на няколко
диспечери на едно или различни нива на контрол. Разделянето на оборудването, автоматизацията и контрола между нивата на териториалната йерархия по видове управление характеризира не само разпределението на управленските функции между нивата на териториалната йерархия на временно ниво на оперативно управление, но до голяма степен определя разпределението на на функции на други временни нива.
Наред с това в оперативното управление, а в някои случаи и при планирането на режими, се предвижда едно от подразделенията по определен кръг от въпроси да е подчинено на друго, намиращо се на същото ниво на управление. Да, диспечер
на една от енергийните системи може да се повери оперативното управление на електропровода, свързващ тази енергийна система със съседната. По този начин разтоварването на диспечера на ODU се организира чрез прехвърляне на диспечерите на енергийната система на някои от функциите, които могат да се изпълняват на това ниво.
Цялото EPS оборудване, което осигурява производството и разпределението на електроенергия, е под оперативния контрол на дежурния диспечер на електроенергийната система или на пряко подчинения му оперативен персонал (началници на смени на електроцентрали; диспечери на електрически и топлинни мрежи, дежурен персонал на подстанцията ( PS) и др.). Списъци на оборудването в експлоатация
управление и поддръжка, се одобряват от главните диспечери на CDU
UES на Русия, ODU на UES и CDS на енергийните системи, съответно.


Оперативният контрол на диспечера на електроенергийната система е основното оборудване, чиято работа изисква
координация на действията на дежурния персонал на енергийните предприятия (енергийни съоръжения) или координирани промени в релейната защита и автоматизацията
множество обекти.
Оперативното управление на енергийни съоръжения, които играят особено важна роля в сдружението или в ЕЕП, по изключение може да бъде поверено не на диспечера на електроенергийната система, а на диспечера на ODU или CDU на UES.
Под оперативната юрисдикция на дежурния диспечер на ОДУ са
обща работна мощност и резерв на мощност на енергийни системи, електроцентрали и блокове с висока мощност, междусистемни комуникации и обекти от главни мрежи, които влияят на режима на IPS. В оперативен
управлението на диспечера на ODU се прехвърля на оборудването, операции с
които изискват координация на действията на дежурните диспечери
енергийни системи.
Дежурният диспечер на CDU UES, висш оперативен ръководител на UES, отговаря за общия работен капацитет и резерва на мощност на UES, електрическите връзки между асоциациите, както и най-важните връзки в UES и съоръжения , чийто режим оказва решаващо влияние върху режима на UES.
В оперативното управление на диспечера на ЦДУ ЕЕС са основните връзки между ИПС и някои обекти от общосистемно значение.
Принципът на оперативно подчинение се прилага не само за основното оборудване и апарати, но и за релейната защита на съответните съоръжения, линейна и аварийна автоматика, средства и системи за автоматично управление на нормалния режим, както и средства за диспечерско и технологично управление. използвани от оперативния персонал.
Дежурните диспечери на АО-енерго, ODU и CDU на ЕЕП са висшите оперативни ръководители съответно на енергийната система, на сдружението и на ОЕП като цяло. Оборудването, което е под оперативния контрол или контрола на диспечера на съответната връзка, не може да бъде изведено от експлоатация или в резерв, а също и пуснато в експлоатация без разрешение или инструкции на диспечера. Заповеди на административното управление на енергийните съоръжения и енергийните системи по въпроси от компетентността на диспечерите могат да се изпълняват от оперативен персонал само с разрешение на оперативния
старши дежурен офицер.
Най-високото ниво (CDU UES) осигурява денонощно оперативно управление на паралелната работа на UES и непрекъснато регулиране на режима UES. Средната връзка (MDL) води комбинирания режим и управлява паралелната работа на енергийните системи. Диспечерската служба на електроенергийната система управлява режима на електроенергийната система, като осигурява координираната работа на всички нейни енергийни съоръжения.
По време на експлоатацията на ЕЕС като част от ИПС се запазва изцяло отговорността на енергийните системи за използване на мощността на електроцентралите, осигуряване на максимална налична мощност и разширяване на обхвата на регулиране. В същото време наличната мощност и възможности за настройка се определят от условията за покриване на натоварванията на IPS, като се отчита пропускателната способност на междусистемните комуникации.
Основната отговорност за поддържане на нормалната честота се носи от висшия оперативен ръководител на UES - диспечер на дистанционното управление на UES. Диспечерите на ODS и енергийните системи осигуряват поддържането на графици на енергийните потоци между UES и енергийните системи, определени съответно от CDU на UES и ODS, изпълнението на инструкции за промяна на потоците с цел поддържане
нормална честота при промяна на баланса на мощността. Отговорността за поддържане на честотата се споделя и от диспечерите на ОДУ и енергийните системи по отношение на осигуряване на даден въртящ се резерв на мощност, а при автоматично управление на честотата и активната мощност, по отношение на използването на автоматични системи и устройства, участващи в автоматично регулиране и поддържане на необходимия обхват на управление в електроцентралите.
Контролът на режима на главните електрически мрежи по напрежение се осъществява чрез координирани действия на персонала на съответните етапи на диспечерско управление. Диспечери
CDU UES и ODU поддържат нива на напрежение в съответните точки на главната електрическа мрежа, определени от инструкциите.
В случай на временен недостиг на мощност или електричество в UES, ограниченията за продължителността на натоварването или консумацията на енергия
създадена от CDU UES и съгласувана с ръководството на RAO "UES of Russia"; заповеди за налагане на ограничения CDU диспечер
Дава ODE на контролерите, а последните на контролерите на енергийната система.
Висшето ниво на оперативно управление (CDU UES) разработва и утвърждава основните инструкции за поддържане на режима и оперативното управление, които са задължителни за оперативния персонал на ODU и съоръженията, пряко подчинени на CDU. Териториалните ODU за своите сдружения разработват инструкции, които са в съответствие с общите разпоредби на инструкциите
CDU и служителите от своя страна служат като основа за разработването на местни инструкции на CDS, които отчитат особеностите на структурата и режима на енергийните системи.