Նկարագրություն:

Արդյունավետության բարելավում
բաշխիչ ցանցի կառավարում

V. E. Vorotnitsky, տեխ. գիտ., պրոֆեսոր, հետազոտական ​​գծով գործադիր տնօրենի տեղակալ, VNIIE ԲԲԸ

Շուկայական պայմաններում էլեկտրական ցանցերի կառավարման հիմնական խնդիրները

Էլեկտրական ցանցի տեխնոլոգիական ենթակառուցվածքի գործառույթի ապահովում՝ էլեկտրաէներգիայի շուկայի բոլոր մասնակիցների կողմից դրա օգտագործման հավասար հնարավորությունների պայմաններում.

Էլեկտրական ցանցի սարքավորումների կայուն և անվտանգ շահագործման ապահովում, սպառողների հուսալի էլեկտրամատակարարում և էլեկտրաէներգիայի որակ, որը համապատասխանում է նորմատիվ իրավական ակտերով սահմանված պահանջներին, ինչպես նաև միջոցներ ձեռնարկում էլեկտրաէներգիայի վերաբերյալ կնքված պայմանագրերով էլեկտրաէներգիայի ոլորտի սուբյեկտների պարտավորությունների կատարումն ապահովելու համար. շուկա;

Էլեկտրաէներգիայի շուկայի մասնակիցների (ներին) էլեկտրաէներգիայի մատակարարման պայմանագրային պայմանների ապահովում.

Ապահովել էլեկտրաէներգիայի շուկայի սուբյեկտների առանց խտրական մուտքը էլեկտրական ցանց՝ պայմանով, որ նրանք համապատասխանեն շուկայի կանոններին, տեխնոլոգիական կանոններին և ընթացակարգերին, եթե այդպիսի միացումը տեխնիկապես հնարավոր է.

Ցանցի տեխնիկական սահմանափակումների նվազագույնի հասցնել տնտեսապես հիմնավորված սահմաններում.

Էլեկտրաէներգիայի փոխանցման և բաշխման ծախսերի նվազեցում էլեկտրացանցային սարքավորումների, նոր սարքավորումների և էներգախնայողության միջոցների պահպանման և վերանորոգման առաջադեմ տեխնոլոգիաների ներդրման միջոցով:

Հոդվածի նպատակն է հաշվի առնել.

Շուկայական պայմաններում էլեկտրական ցանցերի կառավարման հիմնական խնդիրները.

Ռուսաստանում 0,38–110 կՎ բաշխիչ ցանցերի ընդհանուր բնութագրերը;

Բաշխիչ ցանցերի, սարքավորումների և դրանց կառավարման համակարգերի տեխնիկական վիճակը.

Միտումները և զարգացման հեռանկարները.

ա) թվային տեղեկատվական տեխնոլոգիաներ.

բ) հիմնական տեղեկատվական տեխնոլոգիաները.

գ) գեոտեղեկատվական տեխնոլոգիաներ.

դ) ընկերությունների բաշխիչ ցանցերի և դրանց հիմնական ենթահամակարգերի գործառնական և տեխնոլոգիական կառավարման ավտոմատացված համակարգեր.

ե) բաշխիչ ցանցերի բաժանման միջոցներ.

Բաշխիչ ցանցերի կառավարման ավտոմատացման կարգավորող դաշտի ստեղծման հիմնախնդիրները.

Ռուսաստանում բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի ընդհանուր բնութագրերը

Գյուղական էլեկտրական ցանցեր

Ռուսաստանի գյուղական բնակավայրերում 0,4–110 կՎ լարման էլեկտրական ցանցերի ընդհանուր երկարությունը կազմում է մոտ 2,3 միլիոն կմ, ներառյալ լարման գծերը.

0,4 կՎ՝ 880 հզ. կմ

6–10 կՎ՝ 1,150 հզ. կմ

35 կՎ - 160 հզ. կմ

110 կՎ - 110 հազար կմ

Ցանցերում տեղադրվել են 6–35/0,4 կՎ 513000 տրանսֆորմատորային ենթակայաններ՝ մոտ 90 մլն կՎԱ ընդհանուր հզորությամբ։

Քաղաքի էլեկտրական ցանցեր

0,4–10 կՎ լարման քաղաքային էլեկտրական ցանցերի ընդհանուր երկարությունը կազմում է 0,9 մլն կմ, ներառյալ.

մալուխային գծեր 0,4 կՎ՝ 55 հազ

օդային գծեր 0,4 կՎ՝ 385 հազ

մալուխային գծեր 10 կՎ - 160 հզ. կմ

օդային գծեր 10 կՎ - 90 հազ. կմ

արտաքին լուսավորության օդային գծեր՝ 190 հազար կմ

արտաքին լուսավորության օդային գծեր՝ 20 հազար կմ

Ցանցերում տեղադրված են 6–10 կՎ լարման շուրջ 290 հազար տրանսֆորմատորային ենթակայաններ՝ 100–630 կՎԱ հզորությամբ։

Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի, դրանց կառավարման միջոցների և համակարգերի տեխնիկական վիճակը

Էլեկտրական ցանցի սարքավորումներ

Օդային գծերի և տրանսֆորմատորային ենթակայանների մոտ 30-35%-ը մշակել է իրենց ստանդարտ ժամկետը: Մինչև 2010 թվականը այս ցուցանիշը կհասնի 40%-ի, եթե էլեկտրական ցանցերի վերակառուցման և տեխնիկական վերազինման տեմպերը մնան նույնը։

Արդյունքում սրվում են էլեկտրամատակարարման հուսալիության հետ կապված խնդիրները:

Սպառողների անջատումների միջին տեւողությունը տարեկան 70–100 ժամ է։ Արդյունաբերական երկրներում այն ​​վիճակագրորեն սահմանվում է որպես էլեկտրամատակարարման «լավ» վիճակ, երբ միջին լարման ցանցի ընդհատումների ընդհանուր տևողությունը տարվա ընթացքում կազմում է տարեկան 15-60 րոպե: Ցածր լարման ցանցերում այս ցուցանիշները որոշ չափով ավելի բարձր են:

Մինչև 35 կՎ լարմամբ բարձրավոլտ գծերի անջատում առաջացնող վնասների միջին թիվը տարեկան 170-350 է գծի 100 կմ-ին, որից 72%-ը անկայուն է՝ վերածվելով միաֆազի։

Ռելեային պաշտպանություն և ավտոմատացում

Ռուսաստանի բաշխիչ ցանցերում ներկայումս գործող մոտ 1200 հազար տարբեր տեսակի ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման սարքեր (RPA), հիմնական մասնաբաժինը էլեկտրամեխանիկական սարքերն են, միկրոէլեկտրոնային կամ միկրոէլեկտրոնիկայի մասնակի օգտագործմամբ սարքերը:

Ռելեային պաշտպանության սարքերի ստանդարտ ծառայության ժամկետը հավասար է 12 տարվա, ռելեային պաշտպանության բոլոր փաթեթների մոտ 50%-ը մշակել է իրենց ստանդարտ ծառայության ժամկետը:

Արտադրված հայրենական ՀՀԿ սարքավորումների մակարդակի մնացորդը արտասահմանյան առաջատար արտադրողների ՀՀԿ սարքավորումների համեմատ կազմում է 15–20 տարի։

Ինչպես նախկինում, ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման սարքերի ոչ պատշաճ շահագործման դեպքերի ավելի քան 40% -ը տեղի է ունենում սարքերի անբավարար վիճակի և դրանց սպասարկման ընթացքում ռելեային պաշտպանության ծառայությունների անձնակազմի սխալների պատճառով:

Հարկ է նշել, որ ռելեային պաշտպանության հուսալիությամբ ամեն ինչ չէ, որ ապահով է ոչ միայն Ռուսաստանում, այլև որոշ արդյունաբերական երկրներում։

Մասնավորապես, 2001 թվականին Բաշխիչ ցանցերի միջազգային կոնֆերանսի (CIRED) նիստում նշվել է, որ նորվեգական էլեկտրական ցանցերում պաշտպանության և կառավարման համակարգերի ոչ ճիշտ գործողություններից տարեկան վնասը կազմում է մոտ 4 մլն ԱՄՆ դոլար։ Միևնույն ժամանակ, պաշտպանության կեղծ ահազանգերի 50%-ը բաժին է ընկնում պաշտպանիչ և կառավարող սարքերին։ Դրանցից ավելի քան 50%-ը՝ սարքավորումների ստուգման և փորձարկման ժամանակ սխալներով և միայն 40%-ը՝ դրա վնասման պատճառով:

Սկանդինավյան այլ երկրներում ռելեային պաշտպանության սարքերի վնասման մակարդակը 2-6 անգամ ցածր է:

Էլեկտրական ցանցերի լայն ավտոմատացման հիմնական խոչընդոտը դրա համար առաջնային էլեկտրական սարքավորումների բացակայությունն է:

Տեղեկատվության, տեղեկատվության և համակարգչային համակարգերի հավաքագրման և փոխանցման համակարգ

Հեռամեխանիկական սարքերի և սենսորների հավաքածուների ավելի քան 95%-ը գործում է ավելի քան 10-20 տարի: Միջոցները և կապի համակարգերը հիմնականում անալոգային են, բարոյապես և ֆիզիկապես հնացած, չեն բավարարում ճշտության, հուսալիության, հուսալիության և արագության անհրաժեշտ պահանջները:

Շրջանային էլեկտրական ցանցերի (RES) և էլեկտրական ցանցերի ձեռնարկությունների (PES) կառավարման սենյակների ճնշող մեծամասնությունում ավտոմատացված կառավարման համակարգերի տեխնիկական հիմքը անհատական ​​համակարգիչներն են, որոնք չեն բավարարում շարունակական տեխնոլոգիական մոնիտորինգի և հսկողության պահանջները: Շարունակական ռեժիմով աշխատող անհատական ​​համակարգիչների ծառայության ժամկետը չի գերազանցում 5 տարին, իսկ դրանց հնացման ժամկետն էլ ավելի կարճ է։ Էլեկտրական ցանցերի վերահսկման ավտոմատացված համակարգի (ASCS) համար անհրաժեշտ է օգտագործել հատուկ համակարգիչներ, որոնք հուսալիորեն աշխատում են շարունակական ռեժիմով, որոնք լրացվում են գործընթացի կառավարման գործիքներով:

Պահանջում է էլեկտրական ցանցերում օգտագործվող Microsoft-ի, ORACLE-ի և այլնի համակարգային ծրագրաշարի լայնածավալ լիցենզավորում:

Շատ էլեկտրական ցանցերում կիրառական (տեխնոլոգիական) ծրագրաշարը (SCADA-DMS) նույնպես ակնհայտորեն հնացած է, չի համապատասխանում ժամանակակից պահանջներին թե՛ գործառույթների, թե՛ մշակված տեղեկատվության ծավալի առումով։

Մասնավորապես, PES և RES-ի գործող ավտոմատացված կառավարման համակարգերը հիմնականում տեղեկատվական ծառայություններ են մատուցում անձնակազմին և գործնականում չեն լուծում էներգահամակարգերի գործառնական կառավարման, էլեկտրական ցանցերի շահագործման և վերանորոգման պահպանման խնդիրները:

Լարման կարգավորման համակարգ

Բաշխիչ ցանցերի էլեկտրաէներգիայի կենտրոններում բեռնվածության վրա լարման կարգավորումը և 6-10 կՎ տրանսֆորմատորային ենթակայաններում անջատված անջատումը (տրանսֆորմատորի անջատումով) գրեթե չեն օգտագործվում կամ օգտագործվում են երբեմն, քանի որ սպառողները դժգոհում են պիկ ժամերին ցածր լարման մակարդակից:

Արդյունքն այն է, որ գյուղական բնակավայրերի 0,38 կՎ էլեկտրական ցանցերի առանձին էլեկտրական հեռավոր կետերում լարման մակարդակները 220 Վ-ի փոխարեն 150–160 Վ են։

Նման իրավիճակում էլեկտրաէներգիայի շուկան կարող է շատ լուրջ պատժամիջոցներ կիրառել բաշխիչ ցանցերի ընկերությունների նկատմամբ՝ սպառողների էլեկտրաէներգիայի մատակարարման հուսալիության և որակի համար։ Եթե ​​դրան նախապես չպատրաստվեք, շատ մոտ ապագայում ցանցային ընկերությունները լուրջ նյութական վնասներ կունենան, ինչը էլ ավելի կսրի իրավիճակը։

Էլեկտրաէներգիայի հաշվառման համակարգ

Բաշխիչ ցանցի էլեկտրաէներգիայի կենտրոնների ճնշող մեծամասնությունը (մոտ 80%) և բնակելի սպառողների մոտ 90%-ը բարոյապես և ֆիզիկապես հնացած են, հաճախ ժամկետանց չափաբերման և սպասարկման ժամկետներով, առաջին սերունդների ինդուկցիոն կամ էլեկտրոնային հաշվիչներով, ինչը հնարավորություն է տալիս միայն ձեռքով ընթերցումներ անել: .

Արդյունքը էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կոմերցիոն կորուստների աճն է։ Ռուսական էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի ընդհանուր կորուստներով տարեկան մոտ 107 միլիարդ կՎտ/ժամ, 110 կՎ և ավելի ցածր բաշխիչ ցանցերը կազմում են 85 միլիարդ կՎտժ, որից առևտրային կորուստները, նվազագույն հաշվարկներով, կազմում են տարեկան 30 միլիարդ կՎտժ:

Եթե ​​քսաներորդ դարի 80-ականների վերջին էլեկտրաէներգիայի հարաբերական կորուստները էներգահամակարգերի էլեկտրական ցանցերում չէին գերազանցում ցանցին էլեկտրաէներգիայի մատակարարման 13–15%-ը, ապա ներկայումս դրանք հասել են 20–ի մակարդակի։ 25% առանձին էներգահամակարգերի համար, և 30–40 առանձին ՋԷԿ-երի համար, իսկ որոշ ԲԷ–ների համար արդեն գերազանցում է 50%–ը։

Եվրոպական զարգացած երկրներում էլեկտրացանցերում էլեկտրաէներգիայի հարաբերական կորուստները 4-10%-ի սահմաններում են. ԱՄՆ-ում՝ մոտ 9%, Ճապոնիայում՝ 5%։

Համաձայն Ռուսաստանի Դաշնության Կառավարության որոշման ՝ էլեկտրաէներգիայի սակագների կարգավորման մասին, Մեծածախ շուկայի կանոնների և անցումային շրջանի մանրածախ շուկայի կանոնների նախագծի, էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի ստանդարտ կորուստները (և ս. ցանցին մատակարարման 10-12%-ից ոչ ավել) կարող է ներառվել էլեկտրաէներգիայի հաղորդման ծառայությունների արժեքում և կվճարվի շուկայական սուբյեկտների կողմից, իսկ էլեկտրաէներգիայի ավելցուկային կորուստները պետք է գնեն ցանցային ընկերությունները՝ դրանք փոխհատուցելու համար:

20-25% վնասներ ունեցող որոշ ընկերությունների համար դա նշանակում է, որ հաղորդված կորուստների կեսից ավելին կլինի տարեկան հարյուրավոր միլիոն ռուբլու ուղղակի ֆինանսական կորուստներ:

Այս ամենը պահանջում է էլեկտրաէներգիայի հաշվառման որակապես նոր մոտեցումներ ինչպես էլեկտրական ցանցերում, այնպես էլ սպառողների մոտ, առաջին հերթին՝ հաշվառման ավտոմատացման, էլեկտրաէներգիայի հաշվեկշռի հաշվարկների և վերլուծության ավտոմատացման, չվճարող սպառողների ընտրովի անջատման և այլն։

Էլեկտրական բաշխիչ ցանցերի և դրանց կառավարման համակարգերի զարգացման օպտիմալացման կարգավորող դաշտը

Կարգավորող դաշտը գրեթե չի թարմացվել 1980-ականների կեսերից և 1990-ականների սկզբից: Այսօր շուրջ 600 ոլորտային կարգավորող փաստաթղթեր վերանայման կարիք ունեն:

Շատ հիմնարար փաստաթղթեր, առաջին հերթին, էլեկտրական կայանքների տեղադրման կանոնները, տեխնիկական շահագործման կանոնները համաձայնեցված չեն Ռուսաստանի Դաշնության Արդարադատության նախարարության կողմից և, ըստ էության, դադարել են օգտագործման համար պարտադիր լինել:

Մինչ այժմ էլեկտրաէներգիայի օգտագործման նոր կանոնները համաձայնեցված չեն նույն Ռուսաստանի Դաշնության արդարադատության նախարարության հետ։ Ռուսաստանի Դաշնության Քրեական օրենսգիրքը չի պարունակում «էլեկտրաէներգիայի գողություն» հասկացությունը, որը մեծ նյութական վնաս է հասցնում էլեկտրաէներգիայի ոլորտին։ Էլեկտրաէներգիայի գողության ծավալն աճում է և օբյեկտիվորեն կաճի էլեկտրաէներգիայի սակագնի բարձրացմամբ։ Դա կասեցնելու համար մեզ անհրաժեշտ են ոչ միայն էներգետիկների ջանքերը, այլև պետության իրավական աջակցությունը։ Ցավոք, այս օգնությունը միշտ չէ, որ համարժեք է: Մասնավորապես, Ռուսաստանի Դաշնության «Տեխնիկական կարգավորման մասին» օրենքի ուժի մեջ մտնելով, ԳՕՍՏ-ների կարգավիճակը կտրուկ իջեցվում է, ինչը Ռուսաստանի նման երկրի համար կարող է ստեղծել և արդեն իսկ էական խնդիրներ է ստեղծում։ Հիմնականը բաշխիչ ցանցերի զարգացման և կառավարման ոլորտում միասնական տեխնիկական քաղաքականության բացակայությունն է։

Այս զարգացման ֆինանսավորումը և դրա գիտական ​​աջակցությունը ակնհայտորեն անբավարար են և իրականացվում են մնացորդային սկզբունքով։ Ավելի քան մեկ տասնամյակ Ռուսաստանի էլեկտրաէներգետիկական արդյունաբերության ճգնաժամը զգալիորեն սրել է իրավիճակը։ Էլեկտրաէներգիայի ոլորտի կառավարման բարեփոխումները, որոնք սկսվել են վերջին տարիներին, մինչ այժմ ազդել են 220 կՎ և ավելի ողնաշարային ցանցերի վրա, որոնցում նույնպես շատ խնդիրներ կան, բայց ոչ այնքան, որքան կուտակվել են բաշխիչ ցանցերում։

Ներքին և արևմտյան ներդրողների գործունեության և ներքին բաշխիչ ցանցերի կառավարման մեջ արևմտյան տեխնոլոգիաների ներդրման հույսերը, ամենայն հավանականությամբ, դատապարտված են այն պատճառով, որ Ռուսաստանի օրենսդրությունը, մտածելակերպը, կլիմայական պայմանները, շինարարական ցանցերի առանձնահատկությունները (մեծ ճյուղավորում և երկարություն, այլ ցանցային սարքավորումներ, ցածրորակ էլեկտրաէներգիա, միջամտության բարձր մակարդակ և այլն), կառավարման համակարգերը և ծրագրային ապահովումը զգալիորեն տարբերվում են արտասահմանյաններից: Ավելի ճիշտ է կենտրոնանալ սեփական ուժերի վրա՝ հաշվի առնելով ներքին ու արտաքին լավագույն փորձը։ Դրա համար կան բոլոր նախադրյալները, ինչի մասին են վկայում աշխարհում ի հայտ եկած միտումները և ներքին զարգացած էներգետիկ համակարգերն ու ցանցերը։

1980-ականների կեսերին և 1990-ականների սկզբին VNIIE ԲԲԸ-ն մշակեց փաստաթղթերի մի ամբողջ շարք PES-ի և RES-ի համար ավտոմատացված կառավարման համակարգերի ստեղծման և զարգացման վերաբերյալ: Իհարկե, այս փաստաթղթերն այժմ շատ հնացած են և պահանջում են վերանայում:

Միտումներ և զարգացման հեռանկարներ

Թվային և տեղեկատվական տեխնոլոգիաներ

Կառավարման համակարգերի զարգացման համաշխարհային միտումները անքակտելիորեն կապված են թվային տեխնոլոգիաների անցման հետ, որոնք ապահովում են ինտեգրված հիերարխիկ համակարգեր ստեղծելու հնարավորություն: Միևնույն ժամանակ, այս համակարգերում բաշխիչ էլեկտրական ցանցերը ստորին հիերարխիկ օղակն են՝ անքակտելիորեն կապված կառավարման վերին մակարդակների հետ:

Թվային տեխնոլոգիաներին անցնելու հիմքը կապի և հեռահաղորդակցության համակարգի տեխնիկական վերազինումն ու արդիականացումն է՝ տեղեկատվության փոխանցման ծավալի և արագության կտրուկ աճով։ Թվային ինտեգրված կառավարման համակարգերին փուլային անցումը կորոշվի էներգետիկ ոլորտում Թվային հաղորդակցության միասնական համակարգի ներդրման փուլերով և կտևի առնվազն 10-15 տարի։

20-րդ դարի վերջին տարիներին հեռահաղորդակցության ոլորտի աշխարհի առաջատար մասնագետները առաջ են քաշում թեզը՝ «20-րդ դարը էներգիայի դար է, իսկ 21-րդ դարը՝ ինֆորմատիկայի դար»։ Միևնույն ժամանակ հայտնվեց նոր տերմին՝ «ինֆոհաղորդակցություն», որը միավորում է «ինֆորմատիզացիա» և «հեռահաղորդակցություն»։ Կարծում եմ, ավելի ճիշտ կլինի ասել, որ 21-րդ դարը լինելու է ինչպես էներգետիկայի, այնպես էլ ժամանակակից տեղեկատվական ու թվային տեխնոլոգիաների վրա հիմնված տեղեկատվական հաղորդակցությունների դար։

Տեղեկատվական կապի ցանցերի զարգացման կարևորագույն միտումներն են.

Հեռահաղորդակցության ցանցերի հուսալիության և ծառայության ժամկետի բարձրացում;

Մարզերում հեռահաղորդակցության զարգացման կանխատեսման մեթոդների մշակում` կախված էլեկտրաէներգիայի սպառումից.

Տեղեկատվական և հաղորդակցական միջավայրի կառավարման համակարգերի ստեղծում;

Թվային ցանցերի զարգացմանը զուգահեռ՝ ժամանակակից հեռահաղորդակցական տեխնոլոգիաների, առաջին հերթին օպտիկամանրաթելային տեխնոլոգիաների ներդրում;

Մի շարք երկրներում այսպես կոչված PLC տեխնոլոգիաների ներդրում 0,4–35 կՎ էլեկտրական ցանցերի օգտագործման համար՝ ենթակայաններից, էլեկտրաէներգիայի ձեռնարկություններից, արդյունաբերական ձեռնարկություններից ցանկացած տեղեկատվություն փոխանցելու համար առօրյա կյանքում էներգիայի սպառման մոնիտորինգի և կառավարման համար, ներառյալ AMR խնդիրների, տեղեկատվության լուծումը: աջակցություն 0,4–35 կՎ էլեկտրական ցանցի բաժանորդների գործունեությանը.

Էլեկտրաէներգիայի օբյեկտների պաշտպանության համար կապի միջոցների օգտագործում, տեսահսկում.

Հիմնական տեղեկատվական տեխնոլոգիաներ

Ժամանակակից ավտոմատացված կառավարման համակարգերի հիմնական առանձնահատկություններից է բազմաթիվ ծրագրային արտադրանքների ինտեգրումը (ագրեգացումը) մեկ տեղեկատվական տարածքում:

Ներկայումս ինտերնետ տեխնոլոգիաների և բաց ստանդարտների վրա հիմնված ինտեգրացիոն տեխնոլոգիան շատ արագ զարգանում է, ինչը թույլ է տալիս.

Ստեղծել տեխնիկական ենթակառուցվածք հավելվածների նախագծման և համակարգի զարգացման հնարավորությունների համար երկար ժամանակ;

Տրամադրել այնպիսի ընկերությունների արտադրանքները ինտեգրելու հնարավորություն, ինչպիսիք են Microsoft-ը, ORACLE-ը, IBM-ը և այլն;

Ապահովել առկա արտադրանքի հետևողական ինտեգրման հնարավորությունը՝ առանց էական փոփոխությունների և վերածրագրավորման.

Ապահովել ծրագրաշարի մասշտաբայնությունը և շարժականությունը՝ այն ընկերության ձեռնարկություններում կրկնօրինակելու համար:

Գեոտեղեկատվական տեխնոլոգիաներ

Համակարգչային տեխնոլոգիաների և հեռահաղորդակցության, արբանյակային նավիգացիոն համակարգերի, թվային քարտեզագրության, միկրոէլեկտրոնիկայի և այլ տեխնոլոգիական առաջընթացների արագ զարգացումը, ստանդարտ և կիրառական ծրագրային ապահովման և տեղեկատվական աջակցության շարունակական կատարելագործումը օբյեկտիվ նախադրյալներ են ստեղծում ավելի լայն կիրառման և որակապես նորի զարգացման համար: գիտելիքի ոլորտ՝ գեոինֆորմատիկա. Այն առաջացել է աշխարհագրության, գեոդեզիայի, տոպոլոգիայի, տվյալների մշակման, համակարգչային գիտության, ճարտարագիտության, էկոլոգիայի, տնտեսագիտության, բիզնեսի, այլ առարկաների և մարդկային գործունեության ոլորտների խաչմերուկում: Գեոինֆորմատիկայի՝ որպես գիտության, առավել նշանակալից գործնական կիրառություններն են աշխարհագրական տեղեկատվական համակարգերը (GIS) և դրանց հիման վրա ստեղծված աշխարհատեղեկատվական տեխնոլոգիաները (GIS տեխնոլոգիաներ):

GIS հապավումը գոյություն ունի ավելի քան 20 տարի և ի սկզբանե վերաբերում էր թվային քարտեզների և հարակից թեմատիկ տեղեկատվության ստեղծման և վերլուծության համակարգչային մեթոդների մի շարք քաղաքային օբյեկտների կառավարման համար:

Աճող ուշադրություն է դարձվում GIS տեխնոլոգիաների կիրառմանը էլեկտրաէներգիայի ոլորտում և, առաջին հերթին, ԲԲԸ FGC EES, AO-energos և քաղաքների էլեկտրական ցանցերում:

Կենցաղային էլեկտրական ցանցերում GIS-ը որպես տեղեկատվական և տեղեկատու համակարգեր օգտագործելու արդեն առաջին փորձը ցույց է տվել նման օգտագործման անվերապահ օգտակարությունն ու արդյունավետությունը հետևյալի համար.

Ցանցային սարքավորումների հավաստագրում տարածքի թվային քարտեզի և տարբեր էլեկտրական սխեմաների հետ կապված՝ նորմալ, գործառնական, օժանդակ, հաշվարկված և այլն;

Էլեկտրասարքավորումների տեխնիկական վիճակի հաշվառում և վերլուծություն՝ գծեր, տրանսֆորմատորներ և այլն;

Սպառված էլեկտրաէներգիայի դիմաց վճարումների հաշվառում և վերլուծություն;

Գործառնական շարժական թիմերի գտնվելու վայրը և թվային քարտեզի վրա ցուցադրելը և այլն:

Էլ ավելի մեծ հեռանկարներ են բացվում GIS տեխնոլոգիաների կիրառման հարցում խնդիրների լուծման համար. զարգացման օպտիմալ պլանավորում և նախագծում; էլեկտրական ցանցերի վերանորոգում և սպասարկում՝ հաշվի առնելով տեղանքի առանձնահատկությունները. ցանցերի գործառնական կառավարում և վթարների վերացում՝ հաշվի առնելով տարածական, թեմատիկ և գործառնական տեղեկատվությունը ցանցային օբյեկտների վիճակի և դրանց շահագործման եղանակների մասին։ Դա անելու համար նույնիսկ այսօր անհրաժեշտ է GIS-ի, էլեկտրական ցանցերի ավտոմատ կառավարման համակարգերի տեխնոլոգիական ծրագրային համակարգերի, փորձագիտական ​​համակարգերի և վերը նշված խնդիրների լուծման գիտելիքների բազայի տեղեկատվական և ֆունկցիոնալ կապը: «VNIIE» ԲԲԸ-ն մշակել է ցանցային սարքավորումների վերանորոգման հարցումների վերլուծության համակարգ-խորհրդատու: Աշխատանքներ են տարվում կորուստների հաշվարկման ծրագրերը GIS-ին կապելու ուղղությամբ:

Վերջին տարիներին նկատվում է ինտեգրված ինժեներական կապի համակարգերի զարգացման հստակ միտում՝ քաղաքի, թաղամասի, շրջանի մեկ տեղագրական հիմունքներով, ներառյալ ջերմային, էլեկտրական, գազային, ջրային, հեռախոսային և այլ ինժեներական ցանցեր:

Բաշխիչ ցանցային ընկերությունների գործառնական դիսպետչերական հսկողության ավտոմատացված համակարգի կառուցվածքը (AS DGC)

RGC AS-ի ստեղծման նպատակն է բարձրացնել էլեկտրական էներգիայի և էներգիայի բաշխման արդյունավետությունն ու հուսալիությունը՝ ապահովելով RGC-ի գործառնական և տեխնոլոգիական գործունեության առավելագույն արդյունավետությունը տեղեկատվության հավաքման, մշակման, փոխանցման գործընթացների ինտեգրված ավտոմատացման միջոցով: և ժամանակակից տեղեկատվական տեխնոլոգիաների հիման վրա որոշումներ կայացնելը:

RSC AS-ը պետք է լինի բաշխված հիերարխիկ համակարգ, որի յուրաքանչյուր մակարդակում լուծվում է առաջադրանքների պարտադիր հիմնական փաթեթը՝ ապահովելով գործառնական և տեխնոլոգիական կառավարման հիմնական գործառույթների կատարումը:

AS RSK-ի հիմնական ենթահամակարգերը.

Էլեկտրական ցանցերի ավտոմատ գործառնական դիսպետչերական հսկողություն՝ կատարելով հետևյալ գործառույթները.

ա) ընթացիկ կառավարում.

բ) գործառնական կառավարում և պլանավորում.

գ) էլեկտրաէներգիայի սպառման վերահսկում և կառավարում.

դ) վերանորոգման պլանավորում և կառավարում.

Ավտոմատացված տեխնոլոգիական հսկողություն.

ա) ռելեային պաշտպանություն և ավտոմատացում.

բ) լարումը և ռեակտիվ հզորությունը.

Էլեկտրաէներգիայի առևտրային և տեխնիկական հաշվառման ավտոմատացված համակարգ (ASKUE);

Տեղեկատվության կապի, հավաքման, փոխանցման և ցուցադրման համակարգ:

Հոդվածների ծավալի սահմանափակումների պատճառով մենք կկենտրոնանանք միայն RSC AS-ի հիմնական ենթահամակարգերի հիմնական միտումների և զարգացման հեռանկարների վրա:

Ռելեային պաշտպանություն և ավտոմատացում

Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման զարգացման հիմնական ուղղությունները.

Ֆիզիկապես մաշված սարքավորումների փոխարինում, որը մշակել է իր ծառայության ժամկետը.

Ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման սարքերի արդիականացում՝ կենտրոնանալով նոր սերնդի միկրոպրոցեսորային սարքերի օգտագործման վրա.

Միկրոպրոցեսորի վրա հիմնված ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման սարքավորումների ինտեգրում մատակարարման ենթակայանների գործընթացի կառավարման միասնական ավտոմատացված համակարգում.

Չափման և վերահսկման առաջադրանքների համար ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման գործառույթների ընդլայնում, հաշվի առնելով դրա շահագործման հուսալիության պահանջները, ներառյալ կապի միջերեսների համար միջազգային ստանդարտների օգտագործումը:

Լարման և ռեակտիվ հզորության կարգավորում

Լարման կարգավորման արդյունավետությունը բարելավելու հիմնական խնդիրները.

Լարման կարգավորման գործառնական սպասարկման հուսալիության և որակի բարելավումը նշանակում է, առաջին հերթին, լարման կարգավորումը բեռի տակ և լարման ավտոմատ կարգավորում.

Էլեկտրական ցանցերի հանգույցներում սպառողների բեռնվածության գրաֆիկների և լարումների վերահսկում և վերլուծություն, բաշխիչ ցանցերում ռեակտիվ հզորության չափումների հուսալիության և ծավալի բարձրացում.

Բաշխիչ ցանցերում լարման կարգավորման օրենքների օպտիմալացման համար ծրագրային ապահովման ներդրում և համակարգված օգտագործում, այդ օրենքների գործնական իրականացում.

Տրանսֆորմատորային ծորակների հեռակառավարման և ավտոմատ կառավարման կազմակերպում դիսպետչերական կենտրոններից;

Լարման կարգավորման լրացուցիչ հեռակառավարվող միջոցների տեղադրում, օրինակ՝ ուժեղացուցիչ տրանսֆորմատորներ երկար միջին լարման բաշխիչ գծերի ցանցերում, որոնց վրա կենտրոնացված կարգավորման միջոցով անհնար է ապահովել ցանցի հանգույցներում թույլատրելի լարման շեղումները։

Էլեկտրաէներգիայի հաշվառման ավտոմատացում

Էլեկտրաէներգիայի հաշվառման ավտոմատացումը առանց բացառության բոլոր երկրներում առևտրային էլեկտրաէներգիայի կորուստների կրճատման ռազմավարական ուղղություն է, էլեկտրաէներգիայի մեծածախ և մանրածախ շուկաների գործունեության հիմքն ու նախադրյալը:

Ժամանակակից ASKUE-ն պետք է ստեղծվի հետևյալի հիման վրա.

Տվյալների փոխանցման ձևաչափերի և արձանագրությունների ստանդարտացում;

Էլեկտրաէներգիայի մրցունակ մանրածախ շուկայի արդյունավետ գործունեության համար անհրաժեշտ հաշվառման, առևտրային հաշվառման տվյալների հաշվառման, հավաքագրման և փոխանցման դիսկրետության ապահովում.

էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի փաստացի և թույլատրելի անհավասարակշռությունների հաշվարկի ապահովում, անհավասարակշռությունների տեղայնացում և դրանց նվազեցմանն ուղղված միջոցառումների ձեռնարկում.

Փոխադարձ կապ ավտոմատացված կառավարման համակարգերի, գործընթացների կառավարման ավտոմատացված համակարգերի և արտակարգ իրավիճակների ավտոմատացման միջոցների հետ:

Տեղեկատվություն հավաքելու համար կայուն միտում կա փոխարինել ինդուկցիոն հաշվիչներն էլեկտրոնայիններով, ոչ միայն ճշգրտության ավելի բարձր սահմանների, այլ նաև ընթացիկ տրանսֆորմատորի և լարման տրանսֆորմատորի սխեմաներում ավելի ցածր սպառման պատճառով:

Էլեկտրաէներգիայի մանրածախ շուկայի և էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների նվազեցման համար առանձնահատուկ նշանակություն ունի կենցաղային սպառողների կողմից էլեկտրաէներգիայի հաշվիչների ինքնասպասարկման (ընթերցումների ինքնաձայնագրման) բացառումը: Այդ նպատակով ASKUE-ն կենցաղային սպառողների համար մշակվում է ամբողջ աշխարհում՝ տվյալների փոխանցման միջոցով էլեկտրաէներգիայի հաշվիչներից 0,4 կՎ էլեկտրացանցով կամ ռադիոալիքների միջոցով տվյալների հավաքման կենտրոններ: Մասնավորապես, լայնորեն կիրառվում են արդեն վերը նշված PLC տեխնոլոգիաները։

Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի սեկցիոն և ապակենտրոնացված ավտոմատացման ժամանակակից միջոցների կիրառում

Շատ երկրներում, բաշխիչ ցանցերի հուսալիությունը բարձրացնելու, անսարքության վայրի որոնման ժամանակը և էլեկտրամատակարարման ընդհատումների քանակը նվազեցնելու նպատակով, երկար տարիներ նրանք օգտագործում են նման ցանցերի կառուցման «հիմնական սկզբունքը», որը հիմնված է. ցանցերը սարքավորելու սյունակի ձևավորման ավտոմատ հատվածային կետերով` վերափակիչներ, որոնք համատեղում են հետևյալ գործառույթները.

Վնասի վայրի որոշում;

Վնասի տեղայնացում;

Էլեկտրաէներգիայի վերականգնում.

գտածոներ

1. Անհրաժեշտ առաջնահերթություններ.

0,38–110 կՎ բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի, դրանց ռեժիմների կառավարման, վերանորոգման և սպասարկման միջոցների և համակարգերի մշակման, արդիականացման, տեխնիկական վերազինման և վերակառուցման հայեցակարգի և երկարաժամկետ ծրագրի մշակում.

Այս հայեցակարգի և ծրագրի փուլային գործնական իրականացման համար ֆինանսական և նյութական ռեսուրսների բաշխման մնացորդայինից առաջնահերթ սկզբունքին անցումը՝ հասկանալով բաշխիչ ցանցերի և դրանց կառավարման համակարգերի առաջադեմ զարգացման կարևորությունը՝ արդյունավետ գործունեության համար։ ոչ միայն մանրածախ, այլ նաև մեծածախ էլեկտրաէներգիայի շուկաներ.

Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի և դրանց կառավարման համակարգերի զարգացման ժամանակակից, շուկայական ուղղվածություն ունեցող բիզնեսի և կառավարման, կարգավորող և մեթոդական բազայի մշակում.

Էլեկտրական ցանցերի և դրանց կառավարման համակարգերի ժամանակակից սարքավորումների արտադրության համար հայրենական արդյունաբերության համար տնտեսապես հիմնավորված պահանջների մշակում.

Բաշխիչ ցանցերի և դրանց կառավարման համակարգերի համար կենցաղային և ներմուծվող սարքավորումների սերտիֆիկացման և շահագործման ընդունման համակարգի կազմակերպում.

Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի նոր հեռանկարային տեխնոլոգիաների և ավտոմատացված կառավարման համակարգերի մշակման փորձնական նախագծերի իրականացման և արդյունքների վերլուծություն:

2. Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի արդյունավետ ավտոմատացված կառավարման համակարգերի մշակումն ու ներդրումը բարդ խնդիր է, որը պահանջում է զգալի կապիտալ ներդրումներ:

Յուրաքանչյուր բաշխիչ ընկերություն և AO-energo, նախքան գործող էլեկտրացանցերի կառավարման համակարգի արդիականացումը և տեխնիկական վերազինումը սկսելը կամ նորը ստեղծելը, պետք է հստակ հասկանան լուծելու առաջադրանքների փաթեթը, ավտոմատացված կառավարման ներդրման ակնկալվող ազդեցությունը: համակարգեր.

Անհրաժեշտ է մշակել ACS PES-ի և RES-ի (բաշխիչ ցանցային ընկերություն) տնտեսական արդյունավետության հաշվարկման ժամանակակից մեթոդներ, դրանց ստեղծման և զարգացման փուլերը։

3. Հիմնական հարցը, որ միշտ առաջանում է էլեկտրական ցանցերի կառավարման նոր տեխնոլոգիաներ մշակելիս և ներդնելիս, այն է, թե որտեղի՞ց գումար գտնել այս ամենի համար։

Փաստորեն, ֆինանսական միջոցների մի քանի աղբյուրներ կարող են լինել.

1) փորձնական նախագծերի և կարգավորող և մեթոդական փաստաթղթերի կենտրոնացված ֆինանսավորում.

2) էլեկտրաէներգիայի սակագները.

3) ապագա բաշխիչ ցանցերի ընկերությունների և այսօրվա AO-energos-ի ֆինանսական ռեսուրսների որոշակի մասի համախմբում պաշտոնապես ստեղծված գործընկերության մեջ՝ Ձեռնարկությունների Ռուսաստանի ասոցիացիայի մեջ.

4) շահագրգիռ ներդրողներ.

Ռուսական պայմաններում, ինչպես ցույց է տվել առաջադեմ էներգահամակարգերի պրակտիկան, «Ով ուզում է խնդիր լուծել, փնտրում և գտնում է դրա լուծման ուղիները, ով չի ուզում, պատճառներ է փնտրում, թե ինչու լուծումն անհնար է կամ սպասում է» սկզբունքը. մյուսները նրա փոխարեն դա լուծեն» պետք է աշխատի։

Ինչպես հետևում է հոդվածից, Ռուսաստանում բաշխիչ ցանցերի կառավարման արդյունավետությունը բարելավելու բավական հնարավորություններ և ուղիներ կան: Անհրաժեշտ է գիտակցել այդ հնարավորությունները գործնականում կիրառելու կարևորությունը և ակտիվ ցանկությունը:

Համաձայն «Էլեկտրաէներգիայի արդյունաբերության մասին» դաշնային օրենքի, FGC EES ԲԲԸ-ն պատասխանատու է Միասնական ազգային էլեկտրական ցանցի (UNEG) տեխնոլոգիական կառավարման համար: Միևնույն ժամանակ, հարցեր ծագեցին ԲԲԸ-ի SO EES-ի, որն իրականացնում է էլեկտրաէներգիայի օբյեկտների միասնական դիսպետչերական հսկողություն, և ցանցային ընկերությունների միջև ֆունկցիոնալության հստակ սահմանազատման վերաբերյալ: Սա հանգեցրեց FGC EES ԲԲԸ-ի օբյեկտների գործառնական և տեխնոլոգիական կառավարման արդյունավետ կառույց ստեղծելու անհրաժեշտությանը, որի խնդիրները, ի թիվս այլ բաների, ներառում են.
UNEG-ի օբյեկտների հուսալի գործունեության և էլեկտրահաղորդման գծերի, սարքավորումների և սարքերի շահագործման տեխնոլոգիական ռեժիմների ապահովում, որոնք նշված են ԲԲԸ SO EES-ի կողմից.
UNEG-ի օբյեկտների շահագործման ընթացքում աշխատանքի պատշաճ որակի և անվտանգության ապահովում.
OTU-ի գործառույթներն իրականացնելու համար օպերատիվ անձնակազմի պատրաստման միասնական համակարգի ստեղծում.
տեխնոլոգիական սարքավորումների և օպերատիվ անձնակազմի պատրաստվածության ապահովումը CO-ների դիսպետչերական հրամանները (պատվերները) և FGC EES Կենտրոնական կառավարման կենտրոնի օպերատիվ անձնակազմի հրամանները (հաստատումները).
օպերատիվ անձնակազմի սխալ գործողությունների հետ կապված տեխնոլոգիական խախտումների քանակի կրճատման ապահովում.
SO UES ԲԲԸ-ի հետ համագործակցությամբ և համաձայնությամբ՝ մասնակցություն UNEG-ի զարգացման ծրագրերի մշակմանը և իրականացմանը՝ էլեկտրաէներգիայի փոխանցման հուսալիությունը, ցանցի դիտարկելիությունը և վերահսկելիությունը բարձրացնելու և էլեկտրաէներգիայի որակը ապահովելու նպատակով.
առաջիկա ժամանակահատվածի համար էլեկտրահաղորդման գծերի, էլեկտրացանցերի սարքավորումների և սարքերի վերանորոգման, շահագործման, արդիականացման/վերակառուցման և սպասարկման գործողություններ.
«SO EES» ԲԲԸ-ի պահանջներին համապատասխան մշակում, էլեկտրաէներգիայի սպառման ռեժիմի վթարային սահմանափակման ժամանակացույցերի սահմանված կարգով համաձայնեցում և հաստատում և փաստացի գործողությունների կատարում՝ դիսպետչերական թիմի վրա վթարային սահմանափակումներ մտցնելու համար (պատվեր) «SO UPS» ԲԸ-ի;
«SO EES» ԲԲԸ-ի առաջադրանքների կատարումը վթարային ավտոմատացման գործողությամբ FGC էլեկտրական ցանցերի և էլեկտրաէներգիայի սպառողների էլեկտրաէներգիա ընդունող կայանքների միացման վերաբերյալ:

Առաջադրված խնդիրները կատարելու համար ԲԲԸ FGC EES-ը մշակել և հաստատել է UNEG-ի օբյեկտների գործառնական և տեխնոլոգիական կառավարման հայեցակարգը: Համաձայն այս հայեցակարգի՝ ստեղծվում է չորս մակարդակի կազմակերպչական կառուցվածք (եռաստիճան հսկողության համակարգով)՝ գործադիր գրասենյակ, գլխավոր ԱԻՆ ՃԿԱԿ, ԱԻՆ ՃԿԱԿ և ենթակայանի գործառնական անձնակազմ։

Կազմակերպչական կառուցվածքի համապատասխան մակարդակների միջև բաշխված են հետևյալ գործառույթները.
IA FSK - տեղեկատվական և վերլուծական;
NCC ԱԻՆ ղեկավար - տեղեկատվական-վերլուծական և ոչ գործառնական;
NCC PMES - ոչ գործառնական և գործառնական;
ենթակայանի անձնակազմ՝ օպերացիոն սենյակներ.

Միևնույն ժամանակ, ոչ գործառնական գործառույթները ներառում են այնպիսի խնդիրներ, ինչպիսիք են ցանցի վիճակի մոնիտորինգը և մոնիտորինգը: Ցանցի կառավարման կենտրոնների կողմից կոմուտացիայի արտադրության հրամանների թողարկման հետ կապված գործառնական գործառույթների ընդունումը պահանջում է բարձր որակավորում ունեցող օպերատիվ անձնակազմ, ինչպես նաև NCC-ի համապատասխան տեխնիկական սարքավորումներ:

Էլեկտրաէներգիայի և էլեկտրաէներգիայի փոխանցման և բաշխման արդյունավետությունն ու հուսալիությունը բարձրացնելու համար ժամանակակից տեղեկատվական տեխնոլոգիաների վրա հիմնված գործառնական և տեխնոլոգիական կառավարման գործընթացների ավտոմատացման միջոցով, FGC EES ԲԲԸ-ի ցանցային կառավարման կենտրոնները հագեցված են ծրագրային և ապարատային համալիրներով (STC), որոնք. թույլ են տալիս ավտոմատացնել այնպիսի գործընթացներ, ինչպիսիք են մոնիտորինգի ռեժիմների սարքավորումները, հաստատված ծրագրին խստորեն համապատասխան փոխարկման արտադրությունը և այլն: Այսպիսով, OTU-ի ավտոմատացման շնորհիվ զգալիորեն մեծանում է էլեկտրական ցանցերի շահագործման հուսալիությունը, օպերատիվ անձնակազմի սխալների վերացման պատճառով վթարի մակարդակը նվազում է, իսկ անհրաժեշտ օպերատիվ անձնակազմի քանակը նվազագույնի է հասցվում:

Հարկ է նշել, որ FGC EES ԲԲԸ-ի նոր շինարարության և վերակառուցման տեխնիկական քաղաքականությունը նախատեսում է.
Ռուսաստանի էներգետիկ անվտանգության և կայուն զարգացման ապահովում.
էլեկտրաէներգիայի փոխանցման համար մատուցվող ծառայությունների հուսալիության պահանջվող ցուցանիշների ապահովում.
էլեկտրաէներգիայի շուկայի ազատ գործունեության ապահովում.
UNEG-ի գործունեության և զարգացման արդյունավետության բարձրացում.
արտադրական անձնակազմի անվտանգության ապահովում.
նվազեցնելով UNEG-ի ազդեցությունը շրջակա միջավայրի վրա.
նոր տեսակի սարքավորումների և կառավարման համակարգերի կիրառման հետ մեկտեղ՝ ապահովելով ՀԾ-ի պատրաստումը շահագործման առանց մշտական ​​սպասարկման անձնակազմի:

Ներկայումս գոյություն ունեցող ենթակայանների առաջնային էլեկտրական միացումների սխեմաները կենտրոնացած են սարքավորումների վրա, որոնք պահանջում են հաճախակի սպասարկում, հետևաբար, դրանք ապահովում են անջատիչ սարքերի և միացումների քանակի չափազանց մեծ հարաբերակցություններ՝ ըստ ժամանակակից չափանիշների: Սա է օպերատիվ անձնակազմի մեղքով զգալի թվով լուրջ տեխնոլոգիական խախտումների պատճառը։

Ներկայումս տեխնոլոգիական գործընթացների ավտոմատացումն ավարտվել է UNEG-ի 79 տեղամասերում, ևս 42 ՏԿ-ն գտնվում է իրականացման փուլում։ Հետևաբար, շահագործման կազմակերպման հիմնական սխեման հիմնականում կենտրոնացած է դրանց վրա սպասարկման (օպերատիվ) անձնակազմի շուրջօրյա ներկայության վրա, վերահսկելով օբյեկտի վիճակը և իրականացնելով գործառնական միացում:

UNEG ենթակայանի գործառնական սպասարկումը ներառում է.
UNEG-ի վիճակի մոնիտորինգ - սարքավորումների վիճակի վերահսկում, UNEG-ի օբյեկտներում գործառնական իրավիճակի վերլուծություն.
տեխնոլոգիական խախտումների տեղայնացման և UNEG ռեժիմների վերականգնման գործառնական գործողությունների կազմակերպում.
Ենթակայանների գործառնական սպասարկման կազմակերպում, գործառնական անջատման արտադրություն, ռեժիմի և սխեմայի աջակցություն UNEG-ի հետ կապված էլեկտրական ցանցերում վերանորոգման և սպասարկման աշխատանքների անվտանգ արտադրության համար.
Օպերատիվ անձնակազմի կողմից UNEG-ում անջատման արտադրության օպերատիվ գործառույթների կատարումը:

Պլանավորում և կազմակերպում.
իրականացնել վերանորոգման պլանավորում՝ պլանային կանխարգելիչ վերանորոգման ժամանակացույցին համապատասխան՝ տեխնիկական վիճակի գնահատման հիման վրա աշխատանքի ծավալի որոշմամբ՝ օգտագործելով ժամանակակից մեթոդներ և ախտորոշիչ գործիքներ, ներառյալ. առանց շահագործումից հանելու սարքավորումներ;
Սարքավորումների համապարփակ ուսումնասիրություն և տեխնիկական փորձաքննություն, որը հասել է իր ստանդարտ ծառայության ժամկետին, երկարացնելու համար դրա ծառայության ժամկետը.
Արդիականացման, սարքավորումների փոխարինման, նախագծային լուծումների կատարելագործման առաջարկների մշակում;
շահագործման, պահպանման և վերանորոգման ֆինանսավորման օպտիմիզացում՝ փաստացի վիճակի հիման վրա վերանորոգման ծավալների որոշմամբ.
ծախսերի և կորուստների կրճատում;
կառավարման և սպասարկման կազմակերպչական կառուցվածքների կատարելագործում.
SOPP-1-2005 ստանդարտին համապատասխան մասնագիտական ​​ուսուցման, վերապատրաստման և խորացված ուսուցման կազմակերպում.
սարքավորումների, շենքերի և շինությունների տեխնիկական վիճակի պարամետրերի և ցուցիչների վերլուծություն վերանորոգումից առաջ և հետո ախտորոշման արդյունքների հիման վրա.
սարքավորումների և օդային գծերի տարրերի վթարային պահուստի օպտիմալացում.
շահագործման և շինարարության ընթացքում տեխնիկական խնդիրների լուծումը տրվում է տեղեկատվական նամակների, գործառնական հրահանգների, շրջաբերականների, պարտադիր կատարման կարգավիճակով տեխնիկական լուծումների, հրամանների, հրահանգների, ժողովների որոշումների և կառավարման այլ որոշումների տեսքով:

UNEG-ի հուսալիության մոնիտորինգ և կառավարում.
սարքավորումների վթարների վերահսկման և վերլուծության կազմակերպում;
էլեկտրամատակարարման հուսալիության գնահատում և վերահսկում;
համապատասխան տեղեկատվական բազայի ստեղծում։

ԼԻՈՎ ԱՎՏՈՄԱՏԱՑՎԱԾ ԵՆԹԱԿԱՅԱՆՆԵՐԻ ՍՏԵՂԾՈՒՄ
ԱՌԱՆՑ ՍՊԱՍԱՐԿՈՂ ԿԱԶՄԻ.
ԹՎԱՅԻՆ ԵՆԹԱԿԱՅԱՆՆԵՐ

Ցանցային ընկերության անխափան աշխատանքի կախվածությունը օպերատիվ և ռելեային անձնակազմի որակավորումներից, վերապատրաստումից և ուշադրության կենտրոնացումից բացառելու համար նպատակահարմար է տարածել երկար ժամանակ տեղի ունեցող տեխնոլոգիական գործընթացների ավտոմատացումը: - ռելեային պաշտպանություն, տեխնոլոգիական ավտոմատացում (AR, AVR, OLTC, AOT և այլն), վթարային հսկողություն - գործառնական անջատիչների արտադրության վրա: Դրա համար, առաջին հերթին, անհրաժեշտ է էապես բարձրացնել տեխնիկական պարամետրերի դիտելիությունը, ապահովել հսկողություն, դիրքի ստուգում, անջատիչ սարքերի արդյունավետ գործառնական արգելափակում և կառավարման գործողությունների ավտոմատացում: Օգտագործված ուժային սարքավորումները պետք է հարմարեցվեն հսկողության, պաշտպանության և մոնիտորինգի վերջին համակարգերին:

Միկրոպրոցեսորային սարքերի ներդրման ժամանակ նախապատվությունը պետք է տրվի այն սարքերին, որոնք նախատեսված են որպես ավտոմատացված համակարգերի մաս աշխատելու համար: Միայնակ սարքերը պետք է օգտագործվեն միայն այն դեպքում, եթե չկան համակարգի անալոգներ: Այս առումով, ԲԲԸ FGC EES-ի հնարավորությունները պետք է կենտրոնացված կերպով բացառեն փակ փոխանակման արձանագրություններով միկրոպրոցեսորային սարքերի օգտագործման հնարավորությունը, սարքեր, որոնք չեն աջակցում շահագործման ընդհանուր ժամանակային ստանդարտին:

Ենթակայանի (ենթակայանի APCS) ավտոմատացված գործընթացների կառավարման համակարգի ճարտարապետությունն ու ֆունկցիոնալությունը՝ որպես ենթակայանի բոլոր ֆունկցիոնալ համակարգերի ինտեգրատոր, որոշվում է տեխնոլոգիայի զարգացման մակարդակով, որը նախատեսված է ենթակայանի վերաբերյալ տեղեկատվության հավաքագրման և մշակման համար՝ թողարկման հսկողության համար: որոշումներ և գործողություններ: Ենթակայանների ավտոմատ գործընթացի կառավարման համակարգերի համար ներքին էներգետիկ արդյունաբերության նախագծերի մշակման սկզբից ի վեր տեղի է ունեցել էլեկտրական ենթակայաններում օգտագործման կառավարման համակարգերի ապարատային և ծրագրային ապահովման զգալի զարգացում: Հայտնվել են բարձրավոլտ թվային հոսանքի և լարման չափիչ տրանսֆորմատորներ; Զարգացվում են ներկառուցված կապի պորտերով առաջնային և երկրորդային էլեկտրացանցային սարքավորումներ, արտադրվում են մշակման գործիքներով հագեցած միկրոպրոցեսորային կարգավորիչներ, որոնց հիման վրա հնարավոր է ստեղծել PS-ի հուսալի ծրագրային և ապարատային համալիր, միջազգային ստանդարտ IEC: Ընդունվել է 61850, որը կարգավորում է PS-ի տվյալների ներկայացումը որպես ավտոմատացման օբյեկտ, ինչպես նաև թվային տվյալների փոխանակման արձանագրությունները ենթակայանի միկրոպրոցեսորային խելացի էլեկտրոնային սարքերի միջև, ներառյալ մոնիտորինգի և կառավարման սարքերը, ռելեային պաշտպանությունը և ավտոմատացումը (RPA), վթարային իրավիճակները: ավտոմատացում (PA), հեռամեխանիկա, էլեկտրաէներգիայի հաշվիչներ, էներգիայի սարքավորումներ, հոսանքի և լարման չափման տրանսֆորմատորներ, անջատիչ սարքավորումներ և այլն:

Այս ամենը նախադրյալներ է ստեղծում նոր սերնդի ենթակայան՝ թվային ենթակայան (DSS) կառուցելու համար։

Այս տերմինը վերաբերում է ենթակայանին, որն օգտագործում է ինտեգրված թվային չափման համակարգեր, ռելեային պաշտպանություն, բարձրավոլտ սարքավորումների կառավարում, օպտիկական հոսանքի և լարման տրանսֆորմատորներ և անջատիչ սարքավորումների մեջ ներկառուցված թվային կառավարման սխեմաներ, որոնք գործում են տեղեկատվության փոխանակման մեկ ստանդարտ արձանագրության վրա՝ IEC 61850:

DSP տեխնոլոգիաների ներդրումը առավելություններ է տալիս ավանդական PS-ի նկատմամբ օբյեկտի ներդրման և շահագործման բոլոր փուլերում:

«Դիզայն» փուլ.
մալուխային միացումների և համակարգերի նախագծման պարզեցում;
տվյալների փոխանցում առանց խեղաթյուրման գործնականում անսահմանափակ հեռավորությունների վրա.
սարքավորումների քանակի կրճատում;
տվյալների ստացողների անսահմանափակ քանակություն: Տեղեկատվության բաշխումն իրականացվում է Ethernet ցանցերի միջոցով, որը թույլ է տալիս տվյալներ փոխանցել մեկ աղբյուրից ցանկացած սարք ենթակայանի կամ դրանից դուրս;
առանձին ենթահամակարգերի փոխկապակցման ժամանակի կրճատում ստանդարտացման բարձր աստիճանի պատճառով.
նախագծերի չափագիտական ​​հատվածների աշխատանքի ինտենսիվության կրճատում.

չափումների միասնություն. Չափումները կատարվում են մեկ բարձր ճշգրտության չափիչ գործիքով: Չափերի ստացողները ստանում են նույն տվյալները նույն աղբյուրից: Բոլոր չափիչ սարքերը ներառված են մեկ ժամացույցի համաժամացման համակարգում.
տարբեր տոպոլոգիական կոնֆիգուրացիաների և երկարությունների օբյեկտների համար ստանդարտ լուծումներ ստեղծելու ունակություն.
Համակարգի նախնական մոդելավորման հնարավորությունը, որպես ամբողջություն, որոշելու «խցանները» և անհամապատասխանությունները աշխատանքի տարբեր ռեժիմներում.
նվազեցնելով նախագծում փոփոխությունների և լրացումների դեպքում վերանախագծման բարդությունը:

Փուլ «Շինմոնտաժային աշխատանքներ».
երկրորդական սխեմաների տեղադրման և փորձարկման հետ կապված տեղադրման և շահագործման աշխատանքների առավել աշխատատար և ոչ տեխնոլոգիական տեսակների կրճատում.
Համակարգի ավելի մանրակրկիտ և համապարփակ փորձարկում՝ պայմանավորված վարքագծային տարբեր սցենարների ստեղծման և թվային ձևով դրանց մոդելավորման լայն հնարավորություններով.
Անձնակազմի անարդյունավետ տեղաշարժի ծախսերի կրճատում `աշխատանքային պարամետրերի կենտրոնացված կազմաձևման և վերահսկման հնարավորության պատճառով.
նվազեցնելով մալուխային համակարգի արժեքը. Թվային երկրորդային սխեմաները թույլ են տալիս ազդանշանների մուլտիպլեքսավորում, որը ներառում է տարբեր սարքերից մեծ թվով ազդանշանների մեկ մալուխի միջոցով երկկողմանի փոխանցում: Տասնյակ կամ նույնիսկ հարյուրավոր անալոգային պղնձե սխեմաների փոխարեն բավական է մեկ օպտիկական ողնաշարի մալուխ անցկացնել անջատիչներին:

«Գործողություն» փուլ.
համապարփակ ախտորոշիչ համակարգը, որը ներառում է ոչ միայն խելացի սարքերը, այլև պասիվ չափիչ փոխարկիչները և դրանց երկրորդական սխեմաները, թույլ է տալիս արագ որոշել խափանումների գտնվելու վայրը և պատճառը, ինչպես նաև բացահայտել նախնական խափանումների պայմանները.
գծի ամբողջականության վերահսկում: Թվային գիծը մշտապես վերահսկվում է, նույնիսկ եթե դրա վրա էական տեղեկատվություն չի փոխանցվում.
պաշտպանություն էլեկտրամագնիսական միջամտությունից. Օպտիկամանրաթելային մալուխների օգտագործումը ապահովում է ամբողջական պաշտպանություն տվյալների փոխանցման ալիքներում էլեկտրամագնիսական միջամտությունից;
պահպանման և շահագործման հեշտությունը. Թվային սխեմաների միացումը շատ ավելի հեշտ է, քան անալոգային սխեմաների միացումը.
վերանորոգման ժամանակի կրճատում տարբեր արտադրողների սարքերի շուկայում լայն առաջարկի պատճառով, որոնք համատեղելի են միմյանց հետ (փոխգործունակության սկզբունքը).
Տեխնոլոգիական գործընթացների բացարձակ դիտարկելիության պատճառով սարքավորումների պահպանման իրադարձության վրա հիմնված մեթոդին անցումը թույլ է տալիս նվազեցնել գործառնական ծախսերը.
շահագործման ընթացքում նախագծային (հաշվարկված) պարամետրերի և բնութագրերի աջակցությունը պահանջում է ավելի ցածր ծախսեր.
Ավտոմատացման համակարգի մշակումն ու կատարելագործումը պահանջում է ավելի ցածր ծախսեր (տեղեկատվության ստացողների քանակով անսահմանափակ), քան ավանդական մոտեցումները:

FGC EES ԲԲԸ-ն ընդունել է Կուզբասի և Պրիոկսկու NCC-ները որպես փորձնական սարքավորումներ՝ օպերատիվ գործառույթներով կենտրոնական կառավարման կենտրոն ստեղծելու համար:

Kuzbass NCC-ը դարձավ ցանցի կառավարման առաջին կենտրոնը, որն իրականացվել է JSC FGC EES ծրագրի շրջանակներում՝ ստեղծելու NCC գործառնական գործառույթներով: Շարունակական գործառնական և տեխնոլոգիական հսկողություն և առաքում ապահովելու համար նորարարական NCC-ի ստեղծման շրջանակներում կենտրոնը համալրված է ժամանակակից ծրագրային և ապարատային համակարգերով, տեղադրված է տեսապատ՝ ցանցի դիագրամը ցուցադրելու համար, տեղադրված է ծրագրակազմ, որը թույլ է տալիս ամբողջությամբ ցուցադրել։ դիսպետչերի կողմից օն-լայն ընտրված էներգաօբյեկտի վիճակը, ստացված վերանորոգման և կանխարգելիչ միջոցառումների մասին տեղեկատվություն ստանալ՝ ընդհուպ մինչև հաստատությունում աշխատող մոնտաժողների անունները: Բացի այդ, սարքավորումը թույլ է տալիս NCC դիսպետչերներին արտակարգ իրավիճակների դեպքում գաղտնալսել հեռավոր օբյեկտների հսկողությունը և հնարավորինս կարճ ժամանակում որոշում կայացնել՝ նվազեցնելու վերականգնման ժամանակը սարքավորումների նորմալ շահագործման համար:

Նորագույն տեխնոլոգիաների կիրառմամբ ստեղծվել է նաև Պրիոկսկու կենտրոնական կառավարման կենտրոնը։ Այստեղ օգտագործվող սարքավորումների թվում է տեղեկատվության ցուցադրման տեսապատը, որը բաղկացած է հիսուն դյույմանոց պրոյեկցիոն մոդուլներից և ավելորդ բարձր արդյունավետության վիդեո կարգավորիչից, էլեկտրական ցանցի ռեժիմների և ենթակայանների անջատիչ սարքերի վիճակի մոնիտորինգի գործառնական տեղեկատվական համալիր: որը թույլ է տալիս NCC-ի օպերատիվ անձնակազմին վերահսկել սարքավորումների շահագործումը և իրական ժամանակում վերահսկել այն, նորագույն համակարգային արբանյակային հաղորդակցությունները, անխափան սնուցման և ավտոմատ հրդեհաշիջման համակարգերը:

Վլադիմիր Պելիմսկի, գլխավոր ինժեների տեղակալ - FGC EES ԲԲԸ-ի իրավիճակային վերլուծական կենտրոնի ղեկավար, Վլադիմիր Վորոնին, ղեկավար, Դմիտրի Կրավեց, բաժնի պետ, Մագոմեդ Գաջիև, ԲԲԸ FGC UES Էլեկտրական ռեժիմի ծառայության առաջատար փորձագետ:

Էներգահամակարգը միասնական ցանց է, որը բաղկացած է էլեկտրական էներգիայի աղբյուրներից՝ էլեկտրակայաններից, էլեկտրական ցանցերից, ինչպես նաև ենթակայաններից, որոնք փոխակերպում և բաշխում են արտադրված էլեկտրաէներգիան։ Էլեկտրաէներգիայի արտադրության, փոխանցման և բաշխման բոլոր գործընթացները կառավարելու համար կա գործառնական դիսպետչերական կառավարման համակարգ.

Կարող է ներառել սեփականության տարբեր ձևերի մի քանի ձեռնարկություններ: Էլեկտրաէներգետիկ ձեռնարկություններից յուրաքանչյուրն ունի գործառնական դիսպետչերական հսկողության առանձին ծառայություն։

Առանձին ձեռնարկությունների բոլոր ծառայությունները կառավարվում են կենտրոնական դիսպետչերական համակարգ. Կախված էներգահամակարգի չափերից՝ կենտրոնական դիսպետչերական համակարգը կարելի է բաժանել առանձին համակարգերի՝ ըստ երկրի մարզերի։

Հարևան երկրների էներգահամակարգերը կարող են միացված լինել զուգահեռ սինխրոն աշխատանքի համար։ Կենտրոնական դիսպետչերական համակարգ (CDS)իրականացնում է միջպետական ​​էլեկտրական ցանցերի օպերատիվ դիսպետչերական հսկողություն, որոնց միջոցով իրականացվում են էլեկտրաէներգիայի հոսքեր հարևան երկրների էներգահամակարգերի միջև։

Էներգահամակարգի գործառնական դիսպետչերական հսկողության խնդիրները.

էներգիայի համակարգում արտադրված և սպառված էներգիայի քանակի միջև հավասարակշռության պահպանում.

220-750 կՎ հիմնական ցանցերից մատակարարող ձեռնարկություններին էլեկտրամատակարարման հուսալիություն.

Էներգահամակարգում էլեկտրակայանների համաժամանակյա շահագործում.

երկրի էներգահամակարգի աշխատանքի սինխրոնիզմը հարևան երկրների էներգահամակարգերի հետ, որոնց հետ կապ կա միջպետական ​​էլեկտրահաղորդման գծերի միջև։

Ելնելով վերոգրյալից՝ հետևում է, որ էներգահամակարգի օպերատիվ դիսպետչերական հսկողության համակարգը նախատեսում է էներգետիկ համակարգում առանցքային խնդիրներ, որոնց իրականացումը կախված է երկրի էներգետիկ անվտանգությունից։

Էներգահամակարգի գործառնական դիսպետչերական հսկողության գործընթացի կազմակերպման առանձնահատկությունները

Գործընթացի կազմակերպում գործառնական դիսպետչերական հսկողություն (ODU)էներգետիկայի ոլորտում իրականացվում է այնպես, որ ապահովվի տարբեր գործառույթների բաշխումը մի քանի մակարդակներում։ Յուրաքանչյուր մակարդակ ենթակա է վերը նշվածին:

Օրինակ, ամենասկզբնական մակարդակը` օպերատիվ և տեխնիկական անձնակազմը, որն ուղղակիորեն գործողություններ է իրականացնում էներգահամակարգի տարբեր կետերում սարքավորումներով, ենթակա է ավելի բարձր օպերատիվ անձնակազմին` էլեկտրամատակարարման ձեռնարկության ստորաբաժանման հերթապահ դիսպետչերին, որին էլ. տեղադրումը նշանակված է. Ստորաբաժանման հերթապահ դիսպետչերն իր հերթին զեկուցում է ձեռնարկության դիսպետչերական ծառայությանը և այլն: մինչև երկրի կենտրոնական դիսպետչերական համակարգը։

Էներգահամակարգի կառավարման գործընթացը կազմակերպված է այնպես, որ ապահովվի միասնական էներգահամակարգի բոլոր բաղադրիչների շարունակական մոնիտորինգ և վերահսկում:

Էներգահամակարգի ինչպես առանձին հատվածների, այնպես էլ ամբողջ էներգահամակարգի համար նորմալ աշխատանքային պայմաններ ապահովելու համար յուրաքանչյուր օբյեկտի համար մշակվում են հատուկ ռեժիմներ (սխեմաներ), որոնք պետք է տրամադրվեն՝ կախված էլեկտրական ցանցի որոշակի հատվածի շահագործման ռեժիմից։ (նորմալ, վերանորոգման, վթարային ռեժիմներ):

Էներգահամակարգում ODE-ի հիմնական խնդիրների կատարումն ապահովելու համար, բացի գործառնական կառավարումից, կա այնպիսի բան, ինչպիսին է. գործառնական կառավարում. Էներգահամակարգի որոշակի հատվածում սարքավորումների հետ կապված բոլոր գործողություններն իրականացվում են ավելի բարձր օպերատիվ անձնակազմի հրամանով. գործառնական կառավարման գործընթաց.

Սարքավորումների հետ գործողություններ կատարելը որոշ չափով ազդում է էներգահամակարգի այլ օբյեկտների շահագործման վրա (սպառված կամ արտադրված էներգիայի փոփոխություն, էլեկտրամատակարարման հուսալիության նվազում, լարման արժեքների փոփոխություն): Հետեւաբար, նման գործողությունները պետք է նախապես համաձայնեցվեն, այսինքն՝ դրանք պետք է իրականացվեն դիսպետչերի թույլտվությամբ, որն ապահովում է այդ օբյեկտների գործառնական սպասարկումը։

Այսինքն՝ դիսպետչերը ղեկավարում է էլեկտրական ցանցի բոլոր սարքավորումները, հատվածները, որոնց շահագործման ռեժիմը կարող է փոխվել հարակից օբյեկտների սարքավորումների վրա գործառնությունների արդյունքում։

Օրինակ, գիծը միացնում է երկու ենթակայաններ A և B, մինչդեռ B ենթակայանը էներգիա է ստանում A-ից: Գիծը անջատվում է A ենթակայանից այս ենթակայանի դիսպետչերի հրամանով գործող անձնակազմի կողմից: Բայց այս գծի անջատումը պետք է իրականացվի միայն Բ ենթակայանի դիսպետչերի հետ համաձայնությամբ, քանի որ այդ գիծը գտնվում է նրա գործառնական հսկողության տակ։

Այսպիսով, երկու հիմնական կատեգորիաների՝ գործառնական կառավարման և գործառնական սպասարկման օգնությամբ իրականացվում է էներգահամակարգի և դրա առանձին հատվածների գործառնական դիսպետչերական հսկողության կազմակերպումը։

ODU գործընթացը կազմակերպելու համար հրահանգներ, հրահանգներ և տարբեր փաստաթղթեր են մշակվում և համակարգվում միմյանց միջև յուրաքանչյուր առանձին ստորաբաժանման համար՝ համաձայն այն մակարդակի, որին պատկանում է այս կամ այն ​​գործառնական ծառայությունը: ODU համակարգի յուրաքանչյուր մակարդակ ունի պահանջվող փաստաթղթերի իր անհատական ​​ցանկը:

TSF ծրագրակազմը առանցքից դուրս բաղկացած է վստահելի հավելվածներից, որոնք օգտագործվում են անվտանգության առանձնահատկություններ իրականացնելու համար: Նկատի ունեցեք, որ ընդհանուր գրադարանները, ներառյալ PAM մոդուլները որոշ դեպքերում, օգտագործվում են վստահելի հավելվածների կողմից: Այնուամենայնիվ, չկա որևէ դեպք, երբ ընդհանուր գրադարանն ինքնին դիտարկվի որպես վստահելի օբյեկտ: Վստահելի հրամանները կարող են խմբավորվել հետևյալ կերպ.

• Համակարգի սկզբնավորում
• Նույնականացում և նույնականացում
• Ցանցային հավելվածներ
• խմբաքանակի վերամշակում
• Համակարգի կառավարում
• Օգտագործողի մակարդակի աուդիտ
• Ծպտյալ աջակցություն
• Վիրտուալ մեքենայի աջակցություն

Միջուկի կատարման բաղադրիչները կարելի է բաժանել երեք մասի՝ հիմնական միջուկ, միջուկի թելեր և միջուկի մոդուլներ՝ կախված նրանից, թե ինչպես են դրանք կատարվելու։

• Հիմնական միջուկը ներառում է ծածկագիր, որն իրականացվում է ծառայություն մատուցելու համար, օրինակ՝ սպասարկելու օգտատիրոջ համակարգի զանգը կամ սպասարկումը բացառության իրադարձություն կամ ընդհատում: Կազմված միջուկի կոդի մեծ մասը պատկանում է այս կատեգորիային:
• Միջուկի թելեր. Որոշ սովորական առաջադրանքներ կատարելու համար, ինչպիսիք են սկավառակի քեշերը մաքրելը կամ չօգտագործված էջի շրջանակները փոխանակելու միջոցով հիշողությունը ազատելը, միջուկը ստեղծում է ներքին գործընթացներ կամ թելեր: Թեմաները պլանավորված են ճիշտ այնպես, ինչպես սովորական գործընթացները, բայց դրանք չունեն համատեքստ ոչ արտոնյալ ռեժիմում: Միջուկի թելերը կատարում են միջուկի C լեզվի որոշակի գործառույթներ: Միջուկի թելերը գտնվում են միջուկի տարածքում և աշխատում են միայն արտոնյալ ռեժիմով:
• Միջուկի մոդուլը և սարքի վարորդի միջուկի մոդուլը կոդի կտորներ են, որոնք անհրաժեշտության դեպքում կարող են բեռնվել և բեռնաթափվել միջուկի մեջ և դուրս գալ: Նրանք ընդլայնում են միջուկի ֆունկցիոնալությունը՝ առանց համակարգը վերագործարկելու անհրաժեշտության: Բեռնվելուց հետո միջուկի մոդուլի օբյեկտի կոդը կարող է մուտք գործել միջուկի այլ կոդ և տվյալներ նույն կերպ, ինչպես ստատիկորեն կապված միջուկի օբյեկտի կոդը:

Սարքի դրայվերը միջուկի մոդուլի հատուկ տեսակ է, որը թույլ է տալիս միջուկին մուտք գործել համակարգին միացված սարքավորում: Այս սարքերը կարող են լինել կոշտ սկավառակներ, մոնիտորներ կամ ցանցային միջերեսներ: Վարորդը փոխազդում է միջուկի մնացած մասերի հետ հատուկ ինտերֆեյսի միջոցով, որը թույլ է տալիս միջուկին ընդհանուր ձևով վարվել բոլոր սարքերի հետ՝ անկախ դրանց հիմքում ընկած իրականացումներից:

Միջուկը բաղկացած է տրամաբանական ենթահամակարգերից, որոնք ապահովում են տարբեր գործառույթներ: Թեև միջուկը միակ գործարկվող ծրագիրն է, նրա տրամադրած տարբեր ծառայությունները կարող են առանձնացվել և միավորվել տարբեր տրամաբանական բաղադրիչների մեջ: Այս բաղադրիչները փոխազդում են՝ ապահովելու հատուկ ֆունկցիոնալություն: Միջուկը բաղկացած է հետևյալ տրամաբանական ենթահամակարգերից.

• Ֆայլի ենթահամակարգ և I/O ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է ֆայլային համակարգի օբյեկտների հետ կապված գործառույթներ: Իրականացված գործառույթները ներառում են այնպիսի գործառույթներ, որոնք թույլ են տալիս գործընթացին ստեղծել, պահպանել, փոխազդել և ջնջել ֆայլային համակարգի օբյեկտները: Այս օբյեկտները ներառում են սովորական ֆայլեր, գրացուցակներ, խորհրդանշական հղումներ, կոշտ հղումներ, սարքի հատուկ ֆայլեր, անվանված խողովակներ և վարդակներ:
• Գործընթացի ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է գործընթացների կառավարման և թելերի վերահսկման գործառույթներ: Իրականացված գործառույթները թույլ են տալիս ստեղծել, պլանավորել, կատարել և ջնջել գործընթացներ և շղթաների առարկաներ:
• Հիշողության ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է գործառույթներ՝ կապված համակարգի հիշողության ռեսուրսների կառավարման հետ: Իրականացված գործառույթները ներառում են այնպիսի գործառույթներ, որոնք ստեղծում և կառավարում են վիրտուալ հիշողությունը, ներառյալ էջադրման ալգորիթմների և էջի աղյուսակների կառավարումը:
• Ցանցային ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է UNIX և ինտերնետ տիրույթի վարդակներ, ինչպես նաև ցանցային փաթեթների ժամանակացույցի համար օգտագործվող ալգորիթմներ:
• IPC ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է IPC մեխանիզմների հետ կապված գործառույթներ: Իրականացված հատկանիշները ներառում են այնպիսիք, որոնք հեշտացնում են գործընթացների միջև տեղեկատվության վերահսկվող փոխանակումը` թույլ տալով նրանց կիսել տվյալները և համաժամացնել դրանց կատարումը ընդհանուր ռեսուրսի հետ շփվելիս:
• Kernel Module ԵնթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է ենթակառուցվածք՝ բեռնվող մոդուլներին աջակցելու համար: Իրականացված գործառույթները ներառում են միջուկի մոդուլների բեռնում, նախնականացում և բեռնաթափում:
• Linux անվտանգության ընդլայնումներ Linux-ի անվտանգության ընդլայնումներն իրականացնում են անվտանգության տարբեր ասպեկտներ, որոնք տրամադրվում են միջուկում, ներառյալ Linux անվտանգության մոդուլի (LSM) շրջանակը: LSM շրջանակը ծառայում է որպես մոդուլների հիմք, որոնք թույլ են տալիս իրականացնել անվտանգության տարբեր քաղաքականություններ, ներառյալ SELinux-ը: SELinux-ը կարևոր տրամաբանական ենթահամակարգ է: Այս ենթահամակարգն իրականացնում է մուտքի վերահսկման պարտադիր գործառույթները՝ բոլոր առարկաների և օբյեկտների միջև հասանելիության հասնելու համար:
• Սարքի վարորդ ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն ապահովում է տարբեր ապարատային և ծրագրային սարքերի աջակցություն ընդհանուր, սարքից անկախ ինտերֆեյսի միջոցով:
• Աուդիտի ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է գործառույթներ՝ կապված համակարգում անվտանգության համար կարևոր իրադարձությունների գրանցման հետ: Իրականացված գործառույթները ներառում են այնպիսի գործառույթներ, որոնք գրավում են յուրաքանչյուր համակարգային զանգ՝ անվտանգության համար կարևոր իրադարձություններ գրանցելու համար, և դրանք, որոնք իրականացնում են վերահսկողության տվյալների հավաքագրումն ու գրանցումը:
• KVM ենթահամակարգԱյս ենթահամակարգն իրականացնում է վիրտուալ մեքենայի կյանքի ցիկլի սպասարկում: Այն կատարում է քաղվածքի լրացում, որն օգտագործվում է միայն փոքր ստուգումներ պահանջող հայտարարությունների համար: Ցանկացած այլ հրահանգի ավարտի համար KVM-ն կանչում է QEMU-ի օգտագործողի տարածության բաղադրիչը:
• Crypto APIԱյս ենթահամակարգն ապահովում է միջուկի ներքին գաղտնագրային գրադարան միջուկի բոլոր բաղադրիչների համար: Այն ապահովում է գաղտնագրման պրիմիտիվներ զանգահարողների համար:

Միջուկը օպերացիոն համակարգի հիմնական մասն է։ Այն ուղղակիորեն փոխազդում է սարքաշարի հետ, իրականացնում է ռեսուրսների փոխանակում, տրամադրում է ընդհանուր ծառայություններ հավելվածների համար և թույլ չի տալիս հավելվածներին ուղղակիորեն մուտք գործել ապարատային կախված գործառույթներ: Միջուկի կողմից մատուցվող ծառայությունները ներառում են.

1. Գործընթացների կատարման կառավարում, ներառյալ դրանց ստեղծման, դադարեցման կամ կասեցման և միջգործընթացների տվյալների փոխանակման գործառնությունները: Դրանք ներառում են.

• Գործընթացների համարժեք պլանավորում՝ պրոցեսորի վրա գործարկվելու համար:
• Պրոցեսների տարանջատում պրոցեսորում՝ օգտագործելով ժամանակի փոխանակման ռեժիմը:
• Գործընթացի կատարումը պրոցեսորում:
• Կասեցրեք միջուկը դրա ժամանակի քվանտից հետո:
• Միջուկի ժամանակի բաշխում մեկ այլ գործընթաց իրականացնելու համար:
• Միջուկի ժամանակի վերապլանավորում՝ կասեցված գործընթացն իրականացնելու համար:
• Կառավարեք գործընթացի անվտանգության հետ կապված մետատվյալները, ինչպիսիք են UID-ները, GID-ները, SELinux պիտակները, առանձնահատկությունների ID-ները:

2. RAM-ի հատկացում գործարկվող գործընթացի համար: Այս գործողությունը ներառում է.

• Գործընթացներին միջուկի կողմից տրված թույլտվություն՝ որոշակի պայմաններում իրենց հասցեների տարածության մի մասը կիսելու համար. Այնուամենայնիվ, դրանով միջուկը պաշտպանում է գործընթացի սեփական հասցեների տարածությունը արտաքին միջամտությունից:
• Եթե ​​համակարգը քիչ է ազատ հիշողության մեջ, միջուկը ազատում է հիշողությունը՝ գործընթացը ժամանակավորապես գրելով երկրորդ մակարդակի հիշողության կամ փոխանակման միջնորմում:
• Հետևողական փոխազդեցություն մեքենայի սարքաշարի հետ՝ վիրտուալ հասցեների ֆիզիկական հասցեներին համապատասխանեցնելու համար, որը սահմանում է քարտեզագրում կոմպիլյատորների կողմից ստեղծված հասցեների և ֆիզիկական հասցեների միջև:

3. Վիրտուալ մեքենաների կյանքի ցիկլի պահպանում, որը ներառում է.

• Սահմանեք սահմանափակումներ այս վիրտուալ մեքենայի համար էմուլացիոն հավելվածի կողմից կազմաձևված ռեսուրսների համար:
• Վիրտուալ մեքենայի ծրագրային կոդը գործարկելու համար:
• Կառավարեք վիրտուալ մեքենաների անջատումը կամ դադարեցնելով հրահանգը կամ հետաձգելով հրահանգի ավարտը՝ օգտագործողի տարածքը ընդօրինակելու համար:

4. Ֆայլային համակարգի սպասարկում: Այն ներառում է.

• Օգտագործողի տվյալների արդյունավետ պահպանման և որոնման համար երկրորդային հիշողության բաշխում:
• Օգտվողի ֆայլերի համար արտաքին հիշողության բաշխում:
• Օգտագործեք չօգտագործված պահեստային տարածք:
• Ֆայլային համակարգի կառուցվածքի կազմակերպում (օգտագործելով հստակ կառուցվածքային սկզբունքներ):
• Օգտագործողի ֆայլերի պաշտպանություն չարտոնված մուտքից:
• Գործընթացների վերահսկվող մուտքի կազմակերպում ծայրամասային սարքերին, ինչպիսիք են տերմինալները, ժապավենային կրիչները, սկավառակակիրները և ցանցային սարքերը:
• Սուբյեկտների և օբյեկտների համար տվյալների փոխադարձ հասանելիության կազմակերպում, վերահսկվող մուտքի ապահովում՝ հիմնված DAC քաղաքականության և բեռնված LSM-ի կողմից իրականացվող ցանկացած այլ քաղաքականության վրա:

Linux միջուկը OS միջուկի տեսակ է, որն իրականացնում է կանխարգելիչ պլանավորում: Այն միջուկներում, որոնք չունեն այս հնարավորությունը, միջուկի կոդի կատարումը շարունակվում է մինչև ավարտը, այսինքն. ժամանակացույցն ի վիճակի չէ վերափոխել առաջադրանքը, քանի դեռ այն գտնվում է միջուկում: Բացի այդ, միջուկի կոդը նախատեսվում է գործարկել համատեղ, առանց կանխարգելիչ պլանավորման, և այս կոդի գործարկումը շարունակվում է այնքան ժամանակ, մինչև այն ավարտվի և վերադառնա օգտագործողի տարածք, կամ մինչև այն հստակորեն արգելափակվի: Կանխարգելիչ միջուկներում հնարավոր է բեռնաթափել առաջադրանքը ցանկացած կետում, քանի դեռ միջուկը գտնվում է այն վիճակում, որում անվտանգ է վերապլանավորել:

Դիսպետչերական տեխնոլոգիական հսկողությունը պետք է կազմակերպվի հիերարխիկ կառուցվածքի համաձայն, որը նախատեսում է տեխնոլոգիական հսկողության գործառույթների բաշխում մակարդակների միջև, ինչպես նաև վերահսկողության ցածր մակարդակների խիստ ենթակայություն ավելի բարձր մակարդակներին:
Վերահսկող տեխնոլոգիական վերահսկողության բոլոր մարմինները, անկախ շուկայական համապատասխան սուբյեկտի սեփականության ձևից, որը մտնում է էներգետիկ համակարգի (IPS, EES), պետք է ենթարկվեն վերադաս տեխնոլոգիական դիսպետչերի հրամաններին (ցուցումներին):
Գործառնական ենթակայության երկու կատեգորիա կա.
գործառնական կառավարում և գործառնական կառավարում:
Համապատասխան դիսպետչերի գործառնական հսկողությունը պետք է ներառի ուժային սարքավորումներ և հսկիչ սարքեր, որոնց հետ գործառնությունները պահանջում են ենթակա դիսպետչերական անձնակազմի գործողությունների համակարգում և գործողությունների համակարգված կատարում տարբեր գործառնական ենթակայության մի քանի օբյեկտներում:
Դիսպետչերի գործառնական հսկողությունը պետք է լինի հզորությունը
սարքավորումներ և հսկիչներ, որոնց վիճակը և ռեժիմը
ազդել համապատասխան էներգահամակարգի (IPS, UES) աշխատանքի ռեժիմի վրա: Նման սարքավորումներով և հսկիչներով գործողություններ
պետք է իրականացվի համապատասխան դիսպետչերի թույլտվությամբ:
Գործող կանոններն ու կանոնակարգերը դա ապահովում են
որ EPS-ի բոլոր տարրերը (սարքավորումներ, ապարատներ, ավտոմատացման սարքեր և հսկիչ սարքեր) գտնվում են դիսպետչերների և կառավարման տարբեր մակարդակներում ավագ հերթապահ անձնակազմի գործառնական հսկողության և կառավարման ներքո:
Գործառնական հսկողություն տերմինը նշանակում է գործառնական ենթակայության տեսակը, երբ այս կամ այն ​​EPS սարքավորումների հետ գործառնություններն իրականացվում են միայն համապատասխան դիսպետչերի (ավագ հերթապահ անձնակազմի) հրամանով, ով ղեկավարում է այս սարքավորումները: Դիսպետչերի գործառնական հսկողությունը սարքավորում է, որի հետ գործողությունները պահանջում են ենթակա օպերատիվ անձնակազմի գործողությունների համակարգում:
Գործառնական կառավարում տերմինը վերաբերում է գործառնական գործունեության տեսակին
ենթակայություն, եթե գործողություններ են կատարվում այս կամ այն ​​EPS սարքավորումների հետ
իրականացվում են համապատասխան դիսպետչերի իմացությամբ (թույլտվությամբ), որի իրավասության տակ է գտնվում այս սարքավորումը:
Նախատեսվում է երկու մակարդակների գործառնական սպասարկում։ 1-ին մակարդակի օպերատիվ հսկողությունն այն սարքավորումն է, որի հետ գործառնություններն իրականացվում են համաձայնությամբ կամ ավելի բարձր մակարդակի դիսպետչերի կամ նույն մակարդակի դիսպետչերի ծանուցմամբ։
II մակարդակի գործառնական հսկողությունը ներառում է սարքավորումներ, որոնց վիճակը կամ գործողությունները ազդում են
էլեկտրական ցանցի որոշակի մասի շահագործման ռեժիմը. Գործողություններ հետ
այս սարքավորումն իրականացվում է բարձրագույնի հետ համաձայնությամբ
վերահսկիչի կողմից և ծանուցելով համապատասխան կարգավարներին:
EPS-ի յուրաքանչյուր տարր կարող է գտնվել դիսպետչերի օպերատիվ հսկողության տակ ոչ միայն մեկ փուլի, այլև մի քանիսի ղեկավարության ներքո:
հսկողության մեկ կամ տարբեր մակարդակների դիսպետչերներ: Սարքավորումների, ավտոմատացման և հսկողության բաժանումը տարածքային հիերարխիայի մակարդակների միջև ըստ կառավարման տեսակների բնութագրում է ոչ միայն կառավարման գործառույթների բաշխումը տարածքային հիերարխիայի մակարդակների միջև գործառնական կառավարման ժամանակավոր մակարդակում, այլև մեծապես որոշում է բաշխումը: գործառույթների այլ ժամանակավոր մակարդակներում:
Սրան զուգահեռ՝ օպերատիվ կառավարման, իսկ որոշ դեպքերում՝ ռեժիմների պլանավորման ժամանակ նախատեսվում է, որ ստորաբաժանումներից մեկը, հարցերի որոշակի շրջանակում, ենթակա է կառավարման նույն մակարդակի վրա գտնվող մյուսին։ Այո, դիսպետչեր
էներգահամակարգերից մեկին կարող է վստահվել այս էներգահամակարգը հարևանին միացնող էլեկտրահաղորդման գծի գործառնական կառավարումը։ Այսպիսով, ODU դիսպետչերի բեռնաթափումը կազմակերպվում է էներգետիկ համակարգի դիսպետչերներին փոխանցելով որոշ գործառույթներ, որոնք կարող են իրականացվել այս մակարդակում:
Էլեկտրաէներգիայի արտադրությունն ու բաշխումն ապահովող բոլոր EPS սարքավորումները գտնվում են էներգահամակարգի հերթապահ դիսպետչերի կամ նրան անմիջականորեն ենթակա օպերատիվ անձնակազմի (էլեկտրակայանների հերթափոխի վերահսկիչներ, էլեկտրական և ջերմային ցանցերի դիսպետչերներ, ենթակայանների հերթապահ անձնակազմի) օպերատիվ հսկողության ներքո։ PS) և այլն): Գործող սարքավորումների ցուցակները
կառավարում և սպասարկում, հաստատվում են ՔԴՄ-ի գլխավոր դիսպետչերների կողմից
Ռուսաստանի UES, EES-ի ODU-ի և էներգետիկ համակարգերի CDS համապատասխանաբար:


Էներգահամակարգի դիսպետչերի գործառնական հսկողությունն այն հիմնական սարքավորումն է, որի շահագործումը պահանջում է
էլեկտրաէներգետիկ ձեռնարկությունների (էլեկտրակայանների) հերթապահ անձնակազմի գործողությունների համակարգում կամ ռելեային պաշտպանության և ավտոմատացման համակարգված փոփոխություններ.
բազմաթիվ օբյեկտներ.
Էներգետիկ օբյեկտների գործառնական կառավարումը, որոնք առանձնապես կարևոր դեր են խաղում ասոցիացիայում կամ ԵԷՍ-ում, որպես բացառություն, կարող է վստահվել ոչ թե էներգահամակարգի դիսպետչերին, այլ ԵԷՍ-ի ODU-ի կամ CDU-ի դիսպետչերին:
ODU-ի հերթապահ դիսպետչերի գործառնական իրավասության ներքո են
Էներգահամակարգերի, էլեկտրակայանների և բարձր էներգիայի բլոկների, միջհամակարգային հաղորդակցությունների և հիմնական ցանցերի օբյեկտների ընդհանուր գործառնական հզորությունը և էներգիայի պաշարը, որոնք ազդում են IPS ռեժիմի վրա: Գործող
ODU դիսպետչերի հսկողությունը փոխանցվում է սարքավորումներին, գործառնություններին
որոնք պահանջում են հերթապահ դիսպետչերների գործողությունների համակարգում
էներգահամակարգեր.
CDU EES-ի հերթապահ դիսպետչերը, UES-ի գլխավոր գործառնական ղեկավարը, պատասխանատու է UES-ի ընդհանուր գործառնական հզորության և էներգիայի պահուստի, ասոցիացիաների միջև էլեկտրական միացումների, ինչպես նաև UES-ի և օբյեկտների ներսում ամենակարևոր կապերի համար: , որի ռեժիմը վճռականորեն ազդում է UES-ի ռեժիմի վրա։
CDU UES-ի դիսպետչերի գործառնական կառավարման մեջ հիմնական կապերն են IPS-ի և համակարգային նշանակություն ունեցող որոշ օբյեկտների միջև:
Գործառնական ենթակայության սկզբունքը վերաբերում է ոչ միայն հիմնական սարքավորումներին և ապարատներին, այլև համապատասխան օբյեկտների ռելեային պաշտպանությանը, գծային և վթարային ավտոմատացմանը, նորմալ ռեժիմի ավտոմատ կառավարման միջոցներին և համակարգերին, ինչպես նաև դիսպետչերական և տեխնոլոգիական կառավարման գործիքներին: օգտագործվում է օպերատիվ անձնակազմի կողմից:
ԵԷՍ-ի AO-energos-ի, ODU-ի և CDU-ի հերթապահ դիսպետչերները համապատասխանաբար էներգետիկ համակարգի, ասոցիացիայի և ընդհանուր առմամբ ԵԷՍ-ի գլխավոր գործառնական ղեկավարներն են: Սարքավորումները, որոնք գտնվում են համապատասխան կապի դիսպետչերի օպերատիվ հսկողության կամ հսկողության տակ, չեն կարող հանվել շահագործումից կամ պահուստից, ինչպես նաև շահագործման հանձնվել առանց դիսպետչերի թույլտվության կամ հրահանգների: Էլեկտրաէներգիայի օբյեկտների և էներգահամակարգերի վարչական կառավարման հրամանները դիսպետչերների իրավասությանը վերաբերող հարցերի վերաբերյալ օպերատիվ անձնակազմը կարող է կատարել միայն օպերատիվ աշխատողի թույլտվությամբ:
ավագ սպա հերթապահ.
Վերին մակարդակը (CDU UES) ապահովում է UES-ի զուգահեռ աշխատանքի շուրջօրյա օպերատիվ կառավարում և UES ռեժիմի շարունակական կարգավորում: Միջին օղակը (MDL) ղեկավարում է համակցման ռեժիմը և ղեկավարում էներգահամակարգերի զուգահեռ աշխատանքը: Էներգահամակարգի դիսպետչերական ծառայությունը կառավարում է էներգահամակարգի ռեժիմը՝ ապահովելով նրա բոլոր էներգետիկ օբյեկտների համակարգված աշխատանքը։
EPS-ի շահագործման ընթացքում որպես IPS-ի մաս, ամբողջությամբ պահպանվում է էներգահամակարգերի պատասխանատվությունը էլեկտրակայանների էներգիայի օգտագործման, առավելագույն հասանելի հզորության ապահովման և կարգավորման շրջանակի ընդլայնման համար: Միևնույն ժամանակ, առկա հզորությունը և կարգավորելու հնարավորությունները որոշվում են IPS-ի բեռների ծածկման պայմաններով՝ հաշվի առնելով միջհամակարգային հաղորդակցությունների թողունակությունը։
Նորմալ հաճախականության պահպանման հիմնական պատասխանատվությունը կրում է UES-ի գլխավոր գործառնական մենեջերը՝ UES հեռակառավարման դիսպետչերը: ODS-ի և էներգահամակարգերի դիսպետչերները ապահովում են UES-ի և էներգահամակարգերի միջև էլեկտրաէներգիայի հոսքերի ժամանակացույցերի պահպանումը, որոնք սահմանված են համապատասխանաբար UES-ի CDU-ի և ODS-ի կողմից, հոսքերի փոփոխման հրահանգների կատարումը պահպանելու նպատակով:
նորմալ հաճախականություն, երբ փոխվում է էներգիայի հավասարակշռությունը: Հաճախականության պահպանման պատասխանատվությունը կիսում են նաև ODE-ի և էներգահամակարգերի դիսպետչերները՝ տվյալ պտտվող էներգիայի պահուստ ապահովելու առումով, իսկ հաճախականության և ակտիվ հզորության ավտոմատ կառավարման դեպքում՝ ավտոմատ համակարգերի և սարքերի օգտագործման առումով։ ավտոմատ կարգավորում և էլեկտրակայաններում անհրաժեշտ հսկողության միջակայքի պահպանում:
Հիմնական էլեկտրական ցանցերի ռեժիմի հսկողությունը լարման միջոցով իրականացվում է դիսպետչերական հսկողության համապատասխան փուլերի անձնակազմի համակարգված գործողություններով։ դիսպետչերներ
CDU UES-ը և ODU-ն պահպանում են լարման մակարդակները հիմնական էլեկտրական ցանցի համապատասխան կետերում, որոնք որոշվում են հրահանգներով:
UES-ում էլեկտրաէներգիայի կամ էլեկտրաէներգիայի ժամանակավոր սակավության դեպքում բեռի տեւողությունը կամ էներգիայի սպառման սահմանափակումները.
ստեղծված ՔԴՄ ԵԷՍ-ի կողմից և համաձայնեցված ՌԱՕ «Ռուսաստանի ԵԷՍ»-ի ղեկավարության հետ. CDU դիսպետչերին սահմանափակումներ մտցնելու հրամաններ
Տալիս է ODE-ներ կարգավարներին, իսկ վերջիններս՝ էներգահամակարգի կարգավորիչներին:
Գործառնական կառավարման ամենաբարձր մակարդակը (CDU UES) մշակում և հաստատում է ռեժիմի և գործառնական կառավարման պահպանման հիմնական հրահանգները, որոնք պարտադիր են ODU-ի գործառնական անձնակազմի և CDU-ին անմիջականորեն ենթակա օբյեկտների համար: Տարածքային ODU-ները իրենց ասոցիացիաների համար մշակում են հրահանգներ, որոնք համապատասխանում են հրահանգների ընդհանուր դրույթներին
CDU-ն և աշխատակիցները, իրենց հերթին, հիմք են հանդիսանում CDS տեղական հրահանգների մշակման համար, որոնք հաշվի են առնում էներգահամակարգերի կառուցվածքի և ռեժիմի առանձնահատկությունները: