Apraksts:

Efektivitātes uzlabošana
sadales tīklu vadība

V. E. Vorotņickis, inženierzinātņu doktors Sci., profesors, izpilddirektora vietnieks pētniecības jautājumos, AS VNIIE

Galvenie elektrisko tīklu pārvaldīšanas uzdevumi tirgus apstākļos

Nodrošināsim elektrotīkla tehnoloģiskās infrastruktūras funkciju ar vienlīdzīgām iespējām to izmantot visiem elektroenerģijas tirgus dalībniekiem;

Nodrošināsim stabilu un drošu elektrotīkla iekārtu darbību, drošu elektroapgādi patērētājiem un normatīvajos aktos noteiktajām prasībām atbilstošu elektroenerģijas kvalitāti un veicam pasākumus, lai nodrošinātu elektroenerģijas nozares subjektu saistību izpildi saskaņā ar noslēgtajiem līgumiem par elektroenerģiju. tirgus;

Līguma nosacījumu nodrošināšana elektroenerģijas piegādei elektroenerģijas tirgus dalībniekiem (-iem);

Nodrošināsim elektroenerģijas tirgus subjektu nediskriminējošu piekļuvi elektrotīklam, ievērojot to atbilstību tirgus noteikumiem, tehnoloģiskajiem noteikumiem un procedūrām, ja šāds pieslēgums ir tehniski iespējams;

Tīkla tehnisko ierobežojumu minimizēšana ekonomiski pamatotās robežās;

Elektroenerģijas pārvades un sadales izmaksu samazināšana, ieviešot progresīvas tehnoloģijas elektrotīkla iekārtu apkopei un remontam, jaunas iekārtas un enerģijas taupīšanas pasākumus.

Raksta mērķis ir apsvērt:

Elektrisko tīklu pārvaldīšanas galvenie uzdevumi tirgus apstākļos;

Sadales tīklu 0,38–110 kV vispārīgie raksturojumi Krievijā;

Sadales tīklu, iekārtu un to pārvaldības sistēmu tehniskais stāvoklis;

Tendences un attīstības perspektīvas:

a) digitālās informācijas tehnoloģijas;

b) pamata informācijas tehnoloģijas;

c) ģeoinformācijas tehnoloģijas;

d) uzņēmumu sadales tīklu un to galveno apakšsistēmu darbības un tehnoloģiskās vadības automatizētas sistēmas;

e) sadales tīklu sadalīšanas līdzekļi;

Sadales tīklu vadības automatizācijas normatīvā regulējuma izveides problēmas.

Sadales elektrisko tīklu vispārīgie raksturojumi Krievijā

Lauku elektrotīkli

Elektrotīklu ar spriegumu 0,4–110 kV kopējais garums Krievijas lauku rajonos ir aptuveni 2,3 miljoni km, ieskaitot līnijas ar spriegumu:

0,4 kV - 880 tūkstoši km

6–10 kV - 1,150 tūkst.km

35 kV - 160 tūkstoši km

110 kV - 110 tūkstoši km

Tīklos uzstādītas 513 000 transformatoru apakšstacijas 6–35/0,4 kV ar kopējo jaudu ap 90 milj.kVA.

Pilsētas elektrotīkli

Pilsētas elektrotīklu kopējais garums ar spriegumu 0,4–10 kV ir 0,9 miljoni km, tai skaitā:

kabeļu līnijas 0,4 kV - 55 tūkstoši km

gaisvadu līnijas 0,4 kV - 385 tūkst.km

kabeļu līnijas 10 kV - 160 tūkstoši km

gaisvadu līnijas 10 kV - 90 tūkstoši km

āra apgaismojuma gaisvadu līnijas - 190 tūkstoši km

āra apgaismojuma gaisvadu līnijas - 20 tūkstoši km

Tīklos uzstādīti aptuveni 290 tūkstoši transformatoru apakšstaciju 6–10 kV ar jaudu 100–630 kVA.

Sadales elektrotīklu tehniskais stāvoklis, to kontroles līdzekļi un sistēmas

Elektrisko tīklu iekārtas

Apmēram 30-35% gaisvadu līniju un transformatoru apakšstaciju ir nostrādājuši savu standarta periodu. Līdz 2010.gadam šis rādītājs sasniegs 40%, ja elektrotīklu rekonstrukcijas un tehniskās pārkārtošanas tempi saglabāsies nemainīgi.

Rezultātā tiek saasinātas problēmas ar elektroenerģijas padeves uzticamību.

Vidējais patērētāju atslēgumu ilgums ir 70–100 stundas gadā. Rūpnieciski attīstītajās valstīs tas statistiski tiek definēts kā "labs" elektroapgādes stāvoklis, ja vidējais sprieguma tīkla pārtraukumu kopējais ilgums gada laikā ir robežās no 15 līdz 60 minūtēm gadā. Zemsprieguma tīklos šie rādītāji ir nedaudz augstāki.

Vidējais bojājumu skaits, kas izraisa augstsprieguma līniju ar spriegumu līdz 35 kV atslēgšanu, gadā ir 170–350 uz 100 km līnijas, no kuriem 72% ir nestabili, pārvēršoties vienfāzes.

Releja aizsardzība un automatizācija

No pašlaik Krievijas sadales tīklos esošajām aptuveni 1200 tūkstošiem dažāda veida relejaizsardzības un automatizācijas ierīču (RPA), galvenā daļa ir elektromehāniskās ierīces, mikroelektronikas vai ierīces ar daļēju mikroelektronikas izmantošanu.

Ja releja aizsardzības ierīču standarta kalpošanas laiks ir 12 gadi, aptuveni 50% no visiem releja aizsardzības komplektiem ir nostrādājuši savu standarta kalpošanas laiku.

Ražoto pašmāju RPA iekārtu līmeņa atpalicība salīdzinājumā ar vadošo ārvalstu ražotāju RPA iekārtām ir 15–20 gadi.

Tāpat kā līdz šim, vairāk nekā 40% gadījumu relejaizsardzības un automatizācijas ierīču nepareiza darbība notiek iekārtu neapmierinoša stāvokļa un relejaizsardzības dienestu personāla kļūdu dēļ to apkopes laikā.

Jāatzīmē, ka ar releja aizsardzības uzticamību ne viss ir drošs ne tikai Krievijā, bet arī dažās rūpnieciski attīstītajās valstīs.

Konkrēti, Starptautiskās sadales tīklu konferences (CIRED) sesijā 2001.gadā tika atzīmēts, ka Norvēģijas elektriskajos tīklos ikgadējie zaudējumi no nepareizas aizsardzības un kontroles sistēmu darbības ir aptuveni 4 miljoni ASV dolāru. Tajā pašā laikā 50% viltus trauksmes gadījumu attiecas uz aizsardzības un vadības ierīču daļu. No tiem vairāk nekā 50% - ar kļūdām iekārtu verifikācijas un testēšanas laikā un tikai 40% tās bojājumu dēļ.

Citās Skandināvijas valstīs relejaizsardzības ierīču bojājumu līmenis ir 2–6 reizes mazāks.

Galvenais šķērslis elektrotīkla iekārtu plašajai automatizācijai ir primāro elektroiekārtu nepieejamība tam.

Sistēma informācijas, informācijas un datorsistēmu vākšanai un pārsūtīšanai

Vairāk nekā 95% telemehānikas ierīču un sensoru komplektu darbojas vairāk nekā 10–20 gadus. Līdzekļi un sakaru sistēmas galvenokārt ir analogas, morāli un fiziski novecojušas, neatbilst nepieciešamajām precizitātes, uzticamības, uzticamības un ātruma prasībām.

Lielākajā daļā rajonu elektrotīklu (AER) un elektrotīklu uzņēmumu (PES) vadības telpu automatizēto vadības sistēmu tehniskā bāze ir personālie datori, kas neatbilst nepārtrauktas tehnoloģiskās uzraudzības un kontroles prasībām. Nepārtrauktā režīmā strādājošo personālo datoru kalpošanas laiks nepārsniedz 5 gadus, un to novecošanās periods ir vēl īsāks. Elektrotīklu automatizētai uzraudzības vadības sistēmai (ASCS) ir nepieciešams izmantot īpašus datorus, kas droši darbojas nepārtrauktā režīmā, komplektā ar procesa vadības instrumentiem.

Nepieciešama plaša elektriskajos tīklos izmantoto sistēmu programmatūras Microsoft, ORACLE u.c. licencēšana.

Lietojumprogrammatūra (tehnoloģiskā) programmatūra (SCADA-DMS) arī daudzos elektrotīklos ir acīmredzami novecojusi, neatbilst mūsdienu prasībām gan pēc funkcijām, gan apstrādājamās informācijas apjoma.

Proti, esošās PES un AER automatizētās vadības sistēmas galvenokārt nodrošina personāla informācijas pakalpojumus un praktiski neatrisina energosistēmu operatīvās vadības, elektrotīklu ekspluatācijas un remonta apkopes optimizācijas problēmas.

Sprieguma regulēšanas sistēma

Slodzes sprieguma regulēšana sadales tīklu barošanas centros un izslēgšanas ieslēgšana (ar transformatora atvienošanu) 6-10 kV transformatoru apakšstacijās tiek izmantota gandrīz vai tiek izmantota neregulāri, jo patērētāji sūdzas par zemu sprieguma līmeni pīķa stundās.

Rezultātā lauku rajonos atsevišķos elektriski attālinātos punktos 0,38 kV elektrotīklos sprieguma līmeņi ir 150–160 V, nevis 220 V.

Šādā situācijā elektroenerģijas tirgus var noteikt ļoti nopietnas sankcijas sadales tīklu uzņēmumiem par elektroenerģijas piegādes drošumu un kvalitāti patērētājiem. Ja jūs tam iepriekš negatavosieties, jau tuvākajā nākotnē tīkla uzņēmumi cietīs nopietnus materiālus zaudējumus, kas situāciju vēl vairāk pasliktinās.

Elektrības uzskaites sistēma

Lielākajai daļai sadales tīklu elektrocentru (ap 80%) un ap 90% privāto patērētāju ir morāli un fiziski novecojuši, nereti ar beidzies kalibrēšanas un servisa datumiem, pirmās paaudzes indukcijas vai elektroniskie skaitītāji, kas nodrošina iespēju tikai manuāli nolasīt rādījumus. .

Rezultātā palielinās komerciālie elektroenerģijas zudumi elektrotīklos. Kopējie elektroenerģijas zudumi Krievijas elektrotīklos ir aptuveni 107 miljardi kWh gadā, sadales tīkli ar spriegumu 110 kV un mazāk veido 85 miljardus kWh, no kuriem komerciālie zaudējumi, pēc minimālām aplēsēm, ir 30 miljardi kWh gadā.

Ja divdesmitā gadsimta 80. gadu beigās elektroenerģijas relatīvie zudumi energosistēmu elektrotīklos nepārsniedza 13–15% no elektroenerģijas piegādes tīklam, tad šobrīd tie ir sasnieguši 20. 25% atsevišķām energosistēmām un 30–40 atsevišķām TPP %, un dažiem AER jau pārsniedz 50%.

Attīstītajās Eiropas valstīs relatīvie elektroenerģijas zudumi elektrotīklos ir 4-10% līmenī: ASV - ap 9%, Japānā - 5%.

Saskaņā ar Krievijas Federācijas valdības dekrētu par elektroenerģijas tarifu regulēšanu, vairumtirdzniecības tirgus noteikumiem un mazumtirdzniecības tirgus noteikumu projektu pārejas periodam, elektroenerģijas standarta zudumi elektrotīklos (un šo ir ne vairāk kā 10-12% no piegādes tīklā) var tikt iekļauti pārvades pakalpojumu elektroenerģijas izmaksās un tos apmaksās tirgus subjekti, un elektroenerģijas pārpalikumi būs jāpērk tīkla uzņēmumiem, lai tos kompensētu.

Dažiem uzņēmumiem ar zaudējumiem 20-25% apmērā tas nozīmē, ka vairāk nekā puse no paziņotajiem zaudējumiem būs tiešie finansiālie zaudējumi simtiem miljonu rubļu gadā.

Tas viss prasa kvalitatīvi jaunas pieejas elektroenerģijas uzskaitei gan elektrotīklos, gan pie patērētājiem, pirmkārt, uzskaites automatizācijai, elektroenerģijas bilanču aprēķinu un analīzes automatizācijai, nemaksājošo patērētāju selektīvai atslēgšanai u.c.

Normatīvā bāze elektrosadales tīklu un to vadības sistēmu attīstības optimizēšanai

Kopš 80. gadu vidus un 90. gadu sākuma tiesiskais regulējums gandrīz nav atjaunināts. Šobrīd ir jāpārskata aptuveni 600 nozaru normatīvie dokumenti.

Daudzi pamatdokumenti, galvenokārt elektroietaišu uzstādīšanas noteikumi, tehniskās ekspluatācijas noteikumi nav saskaņoti ar Krievijas Federācijas Tieslietu ministriju, un pēc būtības tie vairs nav obligāti lietošanai.

Līdz šim jaunie elektroenerģijas lietošanas noteikumi nav saskaņoti ar to pašu Krievijas Federācijas Tieslietu ministriju. Krievijas Federācijas Kriminālkodeksā nav jēdziena "elektrības zādzība", kas nodara lielus materiālos zaudējumus elektroenerģijas nozarei. Elektroenerģijas zādzību apjoms aug un objektīvi augs līdz ar elektroenerģijas tarifu pieaugumu. Lai to apturētu, mums ir vajadzīgas ne tikai enerģētiķu pūles, bet arī valsts juridiskā palīdzība. Diemžēl šī palīdzība ne vienmēr ir adekvāta. Jo īpaši, stājoties spēkā Krievijas Federācijas likumam "Par tehniskajiem noteikumiem", GOST statuss ir krasi pazemināts, kas tādai valstij kā Krievija var radīt un jau rada būtiskas problēmas. Galvenā no tām ir vienotas tehniskās politikas trūkums sadales tīklu attīstībā un pārvaldībā.

Šīs attīstības finansējums un zinātniskais atbalsts ir acīmredzami nepietiekams un tiek veikts pēc atlikuma principa. Vairāk nekā desmit gadus ilgā krīze Krievijas elektroenerģijas nozarē ir būtiski pasliktinājusi situāciju. Pēdējos gados aizsāktās enerģētikas pārvaldības reformas līdz šim ir skārušas 220 kV un augstākus maģistrālos tīklus, kuros arī ir daudz problēmu, taču ne tik daudz, cik tās sakrājušās sadales tīklos.

Cerības uz vietējo un Rietumu investoru aktivitāti un Rietumu tehnoloģiju ieviešanu vietējo sadales tīklu pārvaldībā, visticamāk, ir lemtas Krievijas likumdošanas, mentalitātes, klimatisko apstākļu, tīklu veidošanas īpatnību (liels atzarojums un garums, citi) dēļ. tīkla iekārtas, zemas kvalitātes elektroenerģija, augsts traucējumu līmenis utt.), vadības sistēmas un programmatūra būtiski atšķiras no ārvalstu. Pareizāk ir koncentrēties uz saviem spēkiem, ņemot vērā labāko pašmāju un ārvalstu pieredzi. Tam ir visi priekšnoteikumi, par ko liecina jaunās tendences pasaulē un progresīvās vietējās energosistēmas un tīkli.

80. gadu vidū un 90. gadu sākumā AS VNIIE izstrādāja veselu dokumentu kopumu par PES un AER automatizēto vadības sistēmu izveidi un attīstību. Protams, šie dokumenti tagad ir ļoti novecojuši un ir jāpārskata.

Tendences un attīstības perspektīvas

Digitālās un informācijas tehnoloģijas

Globālās tendences vadības sistēmu attīstībā ir nesaraujami saistītas ar pāreju uz digitālajām tehnoloģijām, kas nodrošina iespēju veidot integrētas hierarhiskas sistēmas. Tajā pašā laikā sadales elektriskie tīkli šajās sistēmās ir zemākā hierarhiskā saite, kas ir nesaraujami saistīta ar augstākajiem vadības līmeņiem.

Pamats pārejai uz digitālajām tehnoloģijām ir sakaru un telekomunikāciju sistēmas tehniskā pārkārtošana un modernizācija, strauji palielinoties informācijas pārraides apjomam un ātrumam. Pakāpenisku pāreju uz digitālajām integrētajām vadības sistēmām noteiks Vienotās digitālās sakaru sistēmas ieviešanas posmi enerģētikā, un tā prasīs vismaz 10-15 gadus.

20. gadsimta pēdējos gados pasaules vadošie telekomunikāciju jomas eksperti izvirzīja tēzi: "20. gadsimts ir enerģētikas gadsimts, bet 21. gadsimts ir informātikas gadsimts." Tajā pašā laikā parādījās jauns termins: "infokomunikācijas", kas apvieno "informatizāciju" un "telekomunikācijas". Manuprāt, pareizāk būtu teikt, ka 21. gadsimts būs gan enerģētikas, gan uz mūsdienu informācijas un digitālajām tehnoloģijām balstīto infokomunikāciju gadsimts.

Svarīgākās tendences infokomunikāciju tīklu attīstībā ir:

Telekomunikāciju tīklu uzticamības un kalpošanas laika palielināšana;

Metožu izstrāde telekomunikāciju attīstības prognozēšanai reģionos atkarībā no elektroenerģijas patēriņa;

Informācijas un komunikācijas vides pārvaldības sistēmu izveide;

Vienlaikus ar digitālo tīklu attīstību, tiek ieviestas modernas telekomunikāciju tehnoloģijas, galvenokārt optiskās šķiedras tehnoloģijas;

Vairākās valstīs tiek ieviestas tā sauktās PLC tehnoloģijas 0,4–35 kV elektrisko tīklu izmantošanai jebkuras informācijas pārsūtīšanai no apakšstacijām, elektroenerģijas uzņēmumiem, rūpniecības uzņēmumiem uz enerģijas patēriņa uzraudzību un pārvaldību ikdienas dzīvē, ieskaitot AMR problēmu risināšanu, informāciju atbalsts elektrotīkla abonentu darbībai 0,4–35 kV;

Sakaru līdzekļu izmantošana energoobjektu aizsardzībai, videonovērošana.

Pamatinformācijas tehnoloģija

Viena no galvenajām mūsdienu automatizēto vadības sistēmu iezīmēm ir daudzu programmatūras produktu integrācija (apkopošana) vienotā informācijas telpā.

Šobrīd ļoti strauji attīstās integrācijas tehnoloģija, kuras pamatā ir interneta tehnoloģijas un atvērtie standarti, kas ļauj:

Izveidot tehnisko infrastruktūru aplikāciju projektēšanai un sistēmas izstrādes iespējām uz ilgu laiku;

Nodrošināt iespēju integrēt produktus no tādiem uzņēmumiem kā Microsoft, ORACLE, IBM u.c.;

Nodrošināt iespēju konsekventi integrēt esošos produktus bez būtiskām izmaiņām un pārprogrammēšanas;

Nodrošiniet programmatūras mērogojamību un pārnesamību, lai to varētu replicēt uzņēmuma uzņēmumos.

Ģeoinformācijas tehnoloģijas

Datortehnoloģiju un telekomunikāciju, satelītnavigācijas sistēmu, digitālās kartogrāfijas straujā attīstība, mikroelektronikas un citu tehnoloģisko sasniegumu panākumi, standarta un lietišķās programmatūras un informācijas atbalsta nepārtraukta pilnveidošana rada objektīvus priekšnoteikumus arvien plašākai kvalitatīvi jauna pielietošanai un attīstībai. zināšanu joma - ģeoinformātika. Tas radās ģeogrāfijas, ģeodēzijas, topoloģijas, datu apstrādes, datorzinātņu, inženierzinātņu, ekoloģijas, ekonomikas, biznesa, citu disciplīnu un cilvēka darbības jomu krustpunktā. Nozīmīgākie ģeoinformātikas kā zinātnes praktiskie pielietojumi ir ģeogrāfiskās informācijas sistēmas (ĢIS) un uz to bāzes radītās ģeoinformācijas tehnoloģijas (ĢIS tehnoloģijas).

Saīsinājums ĢIS pastāv jau vairāk nekā 20 gadus un sākotnēji apzīmēja datormetožu kopumu digitālo karšu un ar to saistītās tematiskās informācijas izveidei un analīzei pašvaldības objektu apsaimniekošanai.

Arvien lielāka uzmanība tiek pievērsta ĢIS tehnoloģiju izmantošanai elektroenerģētikā un, pirmkārt, AS FGC UES, AO-energos un pilsētu elektriskajos tīklos.

Jau pirmā pieredze, izmantojot ĢIS kā informācijas un atsauces sistēmas sadzīves elektrotīklos, ir pierādījusi šādas izmantošanas beznosacījumu lietderību un efektivitāti:

Tīkla iekārtu sertifikācija ar to piesaisti apgabala digitālajai kartei un dažādām elektriskām shēmām: normālām, darba, atbalsta, aprēķina utt.;

Elektroiekārtu tehniskā stāvokļa uzskaite un analīze: līnijas, transformatori uc;

Norēķinu par patērēto elektroenerģiju uzskaite un analīze;

Operatīvo mobilo komandu atrašanās vietas pozicionēšana un attēlošana digitālajā kartē u.c.

Vēl lielākas perspektīvas paveras ĢIS tehnoloģiju pielietošanā problēmu risināšanā: optimāla attīstības plānošana un projektēšana; elektrotīklu remonts un apkope, ņemot vērā reljefa īpatnības; tīklu operatīvā vadība un avāriju likvidēšana, ņemot vērā telpisko, tematisko un operatīvo informāciju par tīkla objektu stāvokli un to darbības veidiem. Lai to izdarītu, arī mūsdienās ir nepieciešama ĢIS informatīvā un funkcionālā sasaiste, elektrisko tīklu automatizēto vadības sistēmu tehnoloģiskās programmatūras sistēmas, ekspertu sistēmas un zināšanu bāzes minēto uzdevumu risināšanai. Tīkla iekārtu remontdarbu pieprasījumu analīzei AS "VNIIE" ir izstrādājusi sistēma-konsultantu. Notiek darbs pie zaudējumu aprēķināšanas programmu sasaistes ar ĢIS.

Pēdējos gados ir skaidri iezīmējusies tendence integrētu inženierkomunikāciju sistēmu attīstībā uz vienota pilsētas, rajona, reģiona topogrāfiskā pamata, ieskaitot siltumtīklus, elektriskos, gāzes, ūdens, telefona un citus inženiertīklus.

Sadales tīklu uzņēmumu darbības dispečervadības automatizētās sistēmas struktūra (AS DGC)

RGC AS izveides mērķis ir palielināt elektroenerģijas un elektroenerģijas sadales efektivitāti un uzticamību, nodrošinot maksimālu RGC operatīvās un tehnoloģiskās darbības efektivitāti, izmantojot informācijas vākšanas, apstrādes un pārraidīšanas procesu integrētu automatizāciju. un lēmumu pieņemšana, pamatojoties uz mūsdienu informācijas tehnoloģijām.

RSC AS jābūt izkliedētai hierarhiskai sistēmai, kuras katrā līmenī tiek atrisināts obligātais pamatuzdevumu kopums, nodrošinot operatīvās un tehnoloģiskās vadības galveno funkciju izpildi.

Galvenās AS RSK apakšsistēmas:

Elektrotīklu automatizēta operatīvā dispečervadība, kas veic šādas funkcijas:

a) pašreizējā vadība;

b) operatīvā vadība un plānošana;

c) elektroenerģijas patēriņa kontrole un vadība;

d) remontdarbu plānošana un vadīšana;

Automatizēta tehnoloģiskā vadība:

a) releja aizsardzība un automatizācija;

b) spriegums un reaktīvā jauda;

Automatizēta elektroenerģijas komerciālās un tehniskās uzskaites sistēma (ASKUE);

Saziņas, informācijas vākšanas, pārraidīšanas un attēlošanas sistēma.

Sakarā ar rakstu apjoma ierobežojumiem, koncentrēsimies tikai uz RSC AS galveno apakšsistēmu galvenajām tendencēm un attīstības perspektīvām.

Releja aizsardzība un automatizācija

Galvenie sadales elektrotīklu releju aizsardzības un automatizācijas attīstības virzieni:

Fiziski nolietotu iekārtu nomaiņa, kas nostrādājusi savu kalpošanas laiku;

Relejaizsardzības un automatizācijas ierīču modernizācija ar uzsvaru uz jaunas paaudzes mikroprocesoru ierīču izmantošanu;

Uz mikroprocesoriem balstītu releju aizsardzības un automatizācijas iekārtu integrēšana vienotā automatizētā procesa vadības sistēmā piegādes apakšstacijām;

Relejaizsardzības un automatizācijas funkciju paplašināšana mērīšanas un kontroles uzdevumiem, ņemot vērā tās darbības uzticamības prasības, tai skaitā sakaru saskarņu starptautisko standartu izmantošanu.

Sprieguma un reaktīvās jaudas regulēšana

Galvenie uzdevumi sprieguma regulēšanas efektivitātes uzlabošanai:

Sprieguma regulēšanas līdzekļu ekspluatācijas uzturēšanas uzticamības un kvalitātes uzlabošana, pirmkārt, sprieguma regulēšana zem slodzes un automātiskā sprieguma regulēšana;

Patērētāju un spriegumu slodzes grafiku kontrole un analīze elektrisko tīklu mezglos, palielinot sadales tīklu reaktīvās jaudas mērījumu ticamību un apjomu;

Programmatūras ieviešana un sistemātiska izmantošana sadales tīklu sprieguma regulēšanas likumu optimizēšanai, šo likumu praktiskā ieviešana;

Transformatoru krānu tālvadības un automātiskās vadības organizēšana no dispečercentriem;

Papildu attālināti vadāmu sprieguma regulēšanas līdzekļu, piemēram, pastiprinātāju transformatoru uzstādīšana garo vidējā sprieguma sadales līniju elektrotīklos, uz kuriem ar centralizētu regulēšanu nav iespējams nodrošināt pieļaujamās sprieguma novirzes tīkla mezglos.

Elektrības uzskaites automatizācija

Elektroenerģijas uzskaites automatizācija ir stratēģisks virziens komerciālo elektroenerģijas zudumu samazināšanai visās bez izņēmuma valstīs, elektroenerģijas vairumtirdzniecības un mazumtirdzniecības tirgus funkcionēšanas pamats un priekšnoteikums.

Mūsdienu ASKUE jāveido, pamatojoties uz:

Datu pārraides formātu un protokolu standartizācija;

Konkurētspējīga elektroenerģijas mazumtirdzniecības tirgus efektīvai darbībai nepieciešamo komercuzskaites datu uzskaites, vākšanas un nosūtīšanas diskrētuma nodrošināšana;

Nodrošināsim faktisko un pieļaujamo elektroenerģijas nelīdzsvarotību elektrotīklos aprēķināšanu, disbalansu lokalizāciju un pasākumu veikšanu to samazināšanai;

Savstarpēja saikne ar automatizēto vadības sistēmu, automatizēto procesu vadības sistēmu un avārijas automatizācijas līdzekļiem.

Informācijas vākšanai ir vērojama stabila tendence aizstāt indukcijas skaitītājus ar elektroniskajiem ne tikai augstāku precizitātes robežu dēļ, bet arī zemāka patēriņa dēļ strāvas transformatora un sprieguma transformatora ķēdēs.

Īpaši svarīga elektroenerģijas mazumtirdzniecības tirgū un elektroenerģijas zudumu samazināšanai elektrotīklos ir mājsaimniecības patērētāju elektroenerģijas skaitītāju pašapkalpošanās (rādījumu pašreģistrācijas) izslēgšana. Šim nolūkam visā pasaulē tiek izstrādāta ASKUE mājsaimniecības patērētājiem ar datu pārraidi no elektroenerģijas skaitītājiem pa 0,4 kV elektrotīklu vai radio kanāliem uz datu vākšanas centriem. Jo īpaši plaši tiek izmantotas jau iepriekš minētās PLC tehnoloģijas.

Mūsdienīgu sadales elektrotīklu sadalīšanas līdzekļu un decentralizētās automatizācijas pielietojums

Daudzās valstīs, lai palielinātu sadales tīklu uzticamību, samazinātu bojājuma vietas meklēšanas laiku un strāvas padeves pārtraukumu skaitu, jau daudzus gadus tiek izmantots šādu tīklu veidošanas “galvenais princips”, kura pamatā ir par tīklu aprīkošanu ar kolonnu konstrukcijas automātiskajiem sadalīšanas punktiem - slēgieriem, apvienojot funkcijas:

Bojājuma vietas noteikšana;

Bojājuma lokalizācija;

Jaudas atjaunošana.

atklājumiem

1. Nepieciešamās prioritātes:

Koncepcijas un ilgtermiņa programmas izstrāde 0,38–110 kV sadales elektrotīklu, to režīmu pārvaldīšanas līdzekļu un sistēmu izstrādei, modernizācijai, tehniskajai pārbūvei un rekonstrukcijai, remontam un apkopei;

Pāreja no atlikušā uz finanšu un materiālo resursu piešķiršanas prioritāro principu šīs koncepcijas un programmas pakāpeniskai praktiskai īstenošanai, saprotot izplatīšanas tīklu un to pārvaldības sistēmu progresīvas attīstības izšķirošo nozīmi uzņēmuma efektīvai darbībai. ne tikai mazumtirdzniecības, bet arī vairumtirdzniecības elektroenerģijas tirgi;

Mūsdienīgas, uz tirgu orientētas uzņēmējdarbības un vadības, normatīvās un metodiskās bāzes attīstība sadales elektrotīklu un to vadības sistēmu attīstībai;

Ekonomiski pamatotu prasību izstrāde pašmāju rūpniecībai modernu elektrotīklu iekārtu un to vadības sistēmu ražošanai;

Sadales tīklu un to vadības sistēmu iekšzemes un importa iekārtu sertifikācijas un pielaides ekspluatācijā sistēmas organizēšana;

Pilotprojektu īstenošanas rezultātu analīze jaunu perspektīvu sadales elektrisko tīklu automatizētas vadības tehnoloģiju un sistēmu izstrādei.

2. Sadales elektrotīklu efektīvu automatizētu vadības sistēmu izstrāde un ieviešana ir sarežģīts uzdevums, kas prasa ievērojamus kapitālieguldījumus.

Katram sadales uzņēmumam un AO-energo, pirms uzsākt esošās elektrotīkla vadības sistēmas modernizāciju un tehnisko pārkārtošanu vai izveidot jaunu, skaidri jāsaprot risināmo uzdevumu kopums, automatizētās vadības ieviešanas sagaidāmais efekts. sistēmas.

Nepieciešams izstrādāt mūsdienīgas metodes ACS PES un AER (sadales tīkla uzņēmuma) ekonomiskās efektivitātes aprēķināšanai, to izveides un attīstības stadijas.

3. Galvenais jautājums, kas vienmēr rodas, izstrādājot un ieviešot jaunas tehnoloģijas elektrotīklu pārvaldīšanai, kur tam visam ņemt naudu?

Faktiski var būt vairāki līdzekļu avoti:

1) pilotprojektu un normatīvo un metodisko dokumentu centralizētā finansēšana;

2) elektroenerģijas tarifi;

3) nākotnes sadales tīklu uzņēmumu un šodienas AO-energos finanšu līdzekļu noteiktas daļas konsolidācija oficiāli nodibinātā partnerībā - Krievijas Uzņēmumu asociācijā;

4) ieinteresētie investori.

Krievijas apstākļos, kā rāda progresīvu energosistēmu prakse, pastāv princips “Kas grib atrisināt problēmu, tas meklē un atrod veidus, kā to atrisināt, kurš negrib, meklē iemeslus, kāpēc risinājums nav iespējams, vai gaida citiem, lai to atrisinātu viņa vietā” vajadzētu darboties.

Kā izriet no raksta, ir pietiekami daudz iespēju un veidu, kā uzlabot sadales tīklu pārvaldības efektivitāti Krievijā. Nepieciešama izpratne par šo iespēju nozīmīgumu un aktīva vēlme īstenot šīs iespējas praksē.

Saskaņā ar federālo likumu "Par elektroenerģijas nozari", AS FGC UES ir atbildīga par vienotā nacionālā elektrotīkla (UNEG) tehnoloģisko vadību. Vienlaikus radās jautājumi par skaidru funkcionalitātes nošķiršanu starp a/s SO UES, kas veic vienotu elektroiekārtu dispečervadības kontroli, un elektrotīkla uzņēmumiem. Tas radīja nepieciešamību izveidot efektīvu AS FGC UES iekārtu operatīvās un tehnoloģiskās pārvaldības struktūru, kuras uzdevumos cita starpā ietilpst:
UNEG objektu drošas funkcionēšanas un AS SO UES noteikto UNEG objektu elektropārvades līniju, iekārtu un ierīču darbības tehnoloģisko režīmu izpildes nodrošināšana;
pienācīgas darba kvalitātes un drošības nodrošināšana UNEG objektu darbības laikā;
vienotas sistēmas izveide operatīvā personāla apmācībai OTU funkciju veikšanai;
operatīvā personāla tehnoloģiskā aprīkojuma un gatavības nodrošināšana FGC UES Centrālā vadības centra CO dispečeru komandas (pavēles) un operatīvā personāla komandas (apstiprinājumi);
ar operatīvā personāla kļūdainu rīcību saistīto tehnoloģisko pārkāpumu skaita samazināšanas nodrošināšana;
sadarbībā un vienojoties ar AS SO UES dalība UNEG attīstības programmu izstrādē un īstenošanā, lai paaugstinātu elektroenerģijas pārvades drošumu, tīkla novērojamību un vadāmību un nodrošinātu elektroenerģijas kvalitāti;
plānot darbības elektropārvades līniju, elektrotīkla iekārtu un ierīču remontam, nodošanai ekspluatācijā, modernizācijai/rekonstrukcijai un apkopei nākamajam periodam;
izstrādāšana atbilstoši AS "SO UES" prasībām, elektroenerģijas patēriņa režīma avārijas ierobežošanas grafiku saskaņošana un apstiprināšana noteiktajā kārtībā un faktisko darbību veikšana, lai ieviestu avārijas ierobežojumus dispečeru brigādei (pasūtījums) a/s "SO UPS";
AS SO UES uzdevumu izpilde par FGC elektrotīkla iekārtu un elektroenerģijas patērētāju jaudas saņemšanas instalāciju pieslēgšanu avārijas automātikas iedarbībā.

Lai izpildītu izvirzītos uzdevumus, AS FGC UES izstrādāja un apstiprināja UNEG objektu operatīvās un tehnoloģiskās vadības koncepciju. Atbilstoši šai koncepcijai tiek veidota četru līmeņu organizatoriskā struktūra (ar trīs līmeņu kontroles sistēmu): izpildinstitūcija, vadītājs IZM NKC, PMES NKC un apakšstacijas operatīvais personāls.

Starp attiecīgajiem organizācijas struktūras līmeņiem ir sadalītas šādas funkcijas:
IA FSK - informatīvā un analītiskā;
vadītājs NKC IZM - informatīvi analītisks un neoperatīvs;
NCC PMES - nedarbojas un darbojas;
apakšstaciju personāls - operāciju zāles.

Tajā pašā laikā neoperatīvās funkcijas ietver tādus uzdevumus kā tīkla stāvokļa uzraudzība un uzraudzība. Lai tīkla vadības centri varētu pieņemt operatīvās funkcijas, kas saistītas ar komandu izdošanu komutācijas izgatavošanai, nepieciešams augsti kvalificēts operatīvais personāls, kā arī atbilstošs VNK tehniskais aprīkojums.

Lai paaugstinātu elektroenerģijas un elektroenerģijas pārvades un sadales efektivitāti un uzticamību, automatizējot uz modernām informācijas tehnoloģijām balstītus operatīvās un tehnoloģiskās vadības procesus, AS FGC UES tīkla vadības centri ir aprīkoti ar programmatūras un aparatūras kompleksiem (STC), kas ļauj automatizēt tādus procesus kā monitoringa režīmu iekārtas, pārslēgšanas izgatavošana stingrā saskaņā ar apstiprināto programmu un citus. Tādējādi, pateicoties OTU automatizācijai, ievērojami palielinās elektrisko tīklu darbības uzticamība, tiek samazināts negadījumu skaits, novēršot operatīvā personāla kļūdas, un līdz minimumam tiek samazināts nepieciešamā operatīvā personāla skaits.

Jāatzīmē, ka AS FGC UES jaunās būvniecības un rekonstrukcijas tehniskā politika paredz:
nodrošināt enerģētisko drošību un Krievijas ilgtspējīgu attīstību;
nodrošināt nepieciešamos elektroenerģijas pārvades pakalpojumu drošuma rādītājus;
elektroenerģijas tirgus brīvas darbības nodrošināšana;
UNEG darbības un attīstības efektivitātes uzlabošana;
ražošanas personāla drošības nodrošināšana;
samazināt UNEG ietekmi uz vidi;
līdz ar jauna veida iekārtu un vadības sistēmu izmantošanu, nodrošinot PS sagatavošanu darbībai bez pastāvīga apkopes personāla.

Šobrīd esošo apakšstaciju primāro elektrisko pieslēgumu shēmas ir orientētas uz iekārtām, kurām nepieciešama bieža apkope, tāpēc tās paredz pārmērīgas komutācijas ierīču un pieslēgumu skaita attiecības pēc mūsdienu kritērijiem. Tas ir iemesls ievērojamam skaitam nopietnu tehnoloģisku pārkāpumu operatīvā personāla vainas dēļ.

Šobrīd tehnoloģisko procesu automatizācija ir pabeigta 79 UNEG PS, bet vēl 42 PS ir ieviešanas stadijā. Tāpēc galvenā darbības organizācijas shēma galvenokārt ir vērsta uz apkopes (operatīvā) personāla diennakts klātbūtni uz tiem, kontrolējot objekta stāvokli un veicot darbības pārslēgšanu.

UNEG apakšstacijas ekspluatācijas apkope ietver:
UNEG stāvokļa monitorings - iekārtu stāvokļa kontrole, operatīvās situācijas analīze UNEG objektos;
operatīvo darbību organizēšana, lai lokalizētu tehnoloģiskos pārkāpumus un atjaunotu UNEG režīmus;
apakšstaciju operatīvās apkopes organizēšana, darbības pārslēgšanas, režīma un ķēdes atbalsta izgatavošana drošai remonta un apkopes darbu veikšanai ar UNEG saistītajos elektrotīklos;
operatīvā personāla operatīvo funkciju veikšana komutācijas veikšanai UNEG.

Plānošana un organizācija:
veikt remonta plānošanu saskaņā ar plānoto profilaktisko remontdarbu grafikiem ar darbu apjoma noteikšanu, pamatojoties uz tehniskā stāvokļa novērtējumu, izmantojot mūsdienīgas metodes un diagnostikas līdzekļus, t.sk. bez ekspluatācijas pārtraukšanas aprīkojuma;
standarta ekspluatācijas laiku sasniegušo iekārtu visaptverošas apsekošanas un tehniskās apskates veikšana, lai pagarinātu to kalpošanas laiku;
priekšlikumu izstrāde modernizācijai, iekārtu nomaiņai, dizaina risinājumu uzlabošanai;
ekspluatācijas, apkopes un remontdarbu finansējuma optimizācija, nosakot remontdarbu apjomu, pamatojoties uz faktisko stāvokli;
izmaksu un zaudējumu samazināšana;
vadības un dienesta organizatorisko struktūru pilnveidošana;
profesionālās apmācības, pārkvalifikācijas un kvalifikācijas paaugstināšanas organizēšana atbilstoši SOPP-1-2005 standartam;
iekārtu, ēku un būvju tehniskā stāvokļa parametru un rādītāju analīze pirms un pēc remonta, pamatojoties uz diagnostikas rezultātiem;
gaisvadu līniju iekārtu un elementu avārijas rezerves optimizācija;
tehnisko problēmu risinājums ekspluatācijas un būvniecības laikā tiek izsniegts informatīvu vēstuļu, ekspluatācijas instrukciju, apkārtrakstu, tehnisko risinājumu ar obligātas izpildes statusu, rīkojumu, instrukciju, sapulču lēmumu un citu vadības lēmumu veidā.

UNEG uzticamības uzraudzība un pārvaldība:
iekārtu avāriju kontroles un analīzes organizēšana;
elektroapgādes drošuma novērtēšana un kontrole;
atbilstošas ​​informācijas bāzes izveide.

PILNĪBĀ AUTOMATIZĒTU APAKŠSTACIJU IZVEIDE
BEZ APKALPOŠANAS PERSONĀLA.
DIGITĀLĀS APAKŠSTACIJAS

Lai izslēgtu tīkla uzņēmuma netraucētas darbības atkarību no operatīvā un releju personāla kvalifikācijas, apmācības un uzmanības koncentrācijas, ieteicams izplatīt jau ilgu laiku notiekošo tehnoloģisko procesu automatizāciju. - releju aizsardzība, tehnoloģiskā automatizācija (AR, AVR, OLTC, AOT uc), avārijas vadība - uz operatīvo slēdžu izgatavošanu. Tam, pirmkārt, nepieciešams būtiski palielināt tehnisko parametru novērojamību, nodrošināt kontroli, pozīcijas pārbaudi, efektīvu komutācijas ierīču darbības bloķēšanu un vadības darbību automatizāciju. Izmantotajām jaudas iekārtām jābūt pielāgotām jaunākajām vadības, aizsardzības un uzraudzības sistēmām.

Ieviešot mikroprocesoru ierīces, priekšroka jādod ierīcēm, kas paredzētas darbam kā daļa no automatizētām sistēmām. Atsevišķas ierīces vajadzētu izmantot tikai tad, ja nav sistēmas analogu. Šajā sakarā AS FGC UES telpām būtu centralizēti jāizslēdz iespēja izmantot mikroprocesoru ierīces ar slēgtiem apmaiņas protokoliem, ierīces, kas neatbalsta darbību vienotā laika standartā.

Apakšstacijas automatizētās procesu vadības sistēmas (apakšstacijas APCS) kā visu apakšstacijas funkcionālo sistēmu integratora arhitektūru un funkcionalitāti nosaka tehnoloģiju attīstības līmenis, kas paredzēts informācijas apkopošanai un apstrādei par apakšstaciju, lai izsniegtu kontroli. lēmumiem un darbībām. Kopš apakšstaciju automātisko procesu vadības sistēmu projektu izstrādes vietējā enerģētikā ir notikusi būtiska aparatūras un programmatūras attīstība vadības sistēmu izmantošanai elektriskajās apakšstacijās. Parādījās augstsprieguma digitālie strāvas un sprieguma mērīšanas transformatori; Tiek izstrādātas primārās un sekundārās elektrotīkla iekārtas ar iebūvētiem sakaru pieslēgvietām, tiek ražoti ar izstrādes instrumentiem aprīkoti mikroprocesoru kontrolleri, uz kuru pamata iespējams izveidot uzticamu PS programmatūras un aparatūras kompleksu, starptautisko standartu IEC. Ir pieņemts 61850, kas regulē datu uzrādīšanu PS kā automatizācijas objektā, kā arī protokolē digitālo datu apmaiņu starp apakšstacijas mikroprocesoru viedajām elektroniskajām ierīcēm, tai skaitā uzraudzības un vadības ierīcēm, releju aizsardzību un automatizāciju (RPA), avārijas situāciju. automatizācija (PA), telemehānika, elektroenerģijas skaitītāji, jaudas iekārtas, strāvas un sprieguma mērīšanas transformatori, komutācijas iekārtas utt.

Tas viss rada priekšnoteikumus jaunas paaudzes apakšstacijas - digitālās apakšstacijas (DSS) - būvniecībai.

Šis termins attiecas uz apakšstaciju, kurā tiek izmantotas integrētas digitālās mērīšanas sistēmas, releju aizsardzība, augstsprieguma iekārtu vadība, optiskie strāvas un sprieguma transformatori un komutācijas iekārtās iebūvētas digitālās vadības shēmas, kas darbojas pēc vienota standarta informācijas apmaiņas protokola - IEC 61850.

DSP tehnoloģiju ieviešana nodrošina priekšrocības salīdzinājumā ar tradicionālo PS visos objekta ieviešanas un darbības posmos.

Posms "Dizains":
kabeļu savienojumu un sistēmu projektēšanas vienkāršošana;
datu pārraide bez traucējumiem praktiski neierobežotos attālumos;
iekārtu skaita samazināšana;
neierobežots datu saņēmēju skaits. Informācijas izplatīšana tiek veikta ar Ethernet tīklu palīdzību, kas ļauj pārsūtīt datus no viena avota uz jebkuru iekārtu apakšstacijā vai ārpus tās;
atsevišķu apakšsistēmu savstarpēja savienojuma laika samazināšana augstās standartizācijas pakāpes dēļ;
projektu metroloģisko posmu darbietilpības samazināšana;

mērījumu vienotība. Mērījumus veic ar vienu augstas precizitātes mērierīci. Kategoriju saņēmēji saņem tos pašus datus no viena un tā paša avota. Visas mērierīces ir iekļautas vienotā pulksteņa sinhronizācijas sistēmā;
prasme veidot standarta risinājumus dažādu topoloģisko konfigurāciju un garumu objektiem;
iespēja iepriekš modelēt sistēmu kopumā, lai noteiktu "šaurās vietas" un neatbilstības dažādos darbības režīmos;
samazinot pārprojektēšanas sarežģītību projekta izmaiņu un papildinājumu gadījumā.

Posms "Būvniecības un uzstādīšanas darbi":
darbietilpīgāko un netehnoloģisko veidu uzstādīšanas un nodošanas ekspluatācijā darbu samazināšana, kas saistīti ar sekundāro ķēžu ieklāšanu un testēšanu;
rūpīgāka un visaptverošāka sistēmas testēšana, pateicoties plašajām iespējām dažādu uzvedības scenāriju veidošanai un to modelēšanai digitālā formā;
samazināt izmaksas par neproduktīvu personāla pārvietošanos, pateicoties iespējai centralizēti konfigurēt un kontrolēt darba parametrus;
samazinot kabeļu sistēmas izmaksas. Digitālās sekundārās shēmas ļauj multipleksēt signālus, kas ietver liela skaita signālu no dažādām ierīcēm divvirzienu pārraidi caur vienu kabeli. Pietiek ar vienu optisko mugurkaula kabeli pie sadales iekārtām, nevis desmitiem vai pat simtiem analogo vara ķēžu.

Posms "Operācija":
visaptveroša diagnostikas sistēma, kas aptver ne tikai viedās ierīces, bet arī pasīvos mērpārveidotājus un to sekundārās ķēdes, ļauj ātri noteikt atteices vietu un cēloni, kā arī identificēt pirmsatteices apstākļus;
līnijas integritātes kontrole. Digitālā līnija tiek pastāvīgi uzraudzīta, pat ja pa to netiek pārraidīta būtiska informācija;
aizsardzība pret elektromagnētiskiem traucējumiem. Optisko šķiedru kabeļu izmantošana nodrošina pilnīgu aizsardzību pret elektromagnētiskiem traucējumiem datu pārraides kanālos;
apkopes un darbības vienkāršība. Digitālo ķēžu pārslēgšana ir daudz vienkāršāka nekā analogo ķēžu pārslēgšana;
remonta laika samazinājums, jo tirgū ir plašs dažādu ražotāju ierīču piedāvājums, kas ir savietojamas savā starpā (sadarbspējas princips);
pāreja uz notikumiem balstītu iekārtu apkopes metodi tehnoloģisko procesu absolūtās novērojamības dēļ ļauj samazināt ekspluatācijas izmaksas;
projektēšanas (aprēķināto) parametru un raksturlielumu atbalsts ekspluatācijas laikā prasa zemākas izmaksas;
automatizācijas sistēmas izstrāde un pilnveidošana prasa mazākas izmaksas (neierobežots informācijas uztvērēju skaits) nekā ar tradicionālajām pieejām.

AS FGC UES pieņēma Kuzbass un Prioksky NCC kā izmēģinājuma objektus, lai izveidotu centrālo vadības centru ar operatīvām funkcijām.

Kuzbass NCC ir kļuvis par pirmo tīkla vadības centru, kas ieviests AS FGC UES programmas ietvaros, lai izveidotu NCC ar operatīvām funkcijām. Inovatīvā NCC izveides ietvaros nepārtrauktas darbības un tehnoloģiskās kontroles un dispečerēšanas nodrošināšanai centrs ir aprīkots ar modernām programmatūras un aparatūras sistēmām, uzstādīta video siena tīkla diagrammas attēlošanai, uzstādīta programmatūra, kas ļauj pilnībā attēlot. dispečera izvēlētā energoobjekta stāvokli tiešsaistē, saņemt informāciju par atslēgumiem veiktajiem remontdarbiem un profilaktiskajiem pasākumiem līdz objektā strādājošo montieri uzvārdiem. Turklāt iekārta ļauj NCC dispečeriem avārijas gadījumā pārtvert attālināto objektu vadību un pēc iespējas īsākā laikā pieņemt lēmumu, lai samazinātu atjaunošanas laiku iekārtas normālai darbībai.

Arī Prioksky centrālais vadības centrs tika izveidots, izmantojot jaunākās tehnoloģijas. Šeit izmantoto iekārtu vidū ir video siena informācijas attēlošanai, kas sastāv no piecdesmit collu projekcijas moduļiem un lieka augstas veiktspējas video kontrollera, operatīvās informācijas komplekss elektrotīkla režīmu un apakšstaciju komutācijas ierīču stāvokļa uzraudzībai, kas ļauj NKC operatīvajam personālam uzraudzīt iekārtu darbību un kontrolēt to reāllaikā, jaunākos sistēmas satelītsakarus, nepārtrauktās elektroapgādes un automātiskās ugunsdzēšanas sistēmas.

Vladimirs Peļimskis, galvenā inženiera vietnieks - AS FGC UES Situāciju analīzes centra vadītājs, Vladimirs Voroņins, vadītājs, Dmitrijs Kravets, nodaļas vadītājs, Magomeds Gadžijevs, AS FGC UES Elektrisko režīmu dienesta vadošais eksperts

Energosistēma ir vienots tīkls, kas sastāv no elektroenerģijas avotiem - elektrostacijām, elektrotīkliem, kā arī apakšstacijām, kas pārveido un sadala saražoto elektroenerģiju. Lai pārvaldītu visus elektroenerģijas ražošanas, pārvades un sadales procesus, ir operatīvā nosūtīšanas kontroles sistēma.

Var ietvert vairākus uzņēmumus ar dažādām īpašuma formām. Katram no elektroenerģijas uzņēmumiem ir atsevišķs operatīvās dispečervadības dienests.

Tiek pārvaldīti visi individuālo uzņēmumu pakalpojumi centrālā dispečeru sistēma. Atkarībā no energosistēmas lieluma centrālās dispečersistēmas var sadalīt atsevišķās sistēmās pa valsts reģioniem.

Paralēlai sinhronai darbībai var ieslēgt kaimiņvalstu energosistēmas. Centrālā nosūtīšanas sistēma (CDS) veic starpvalstu elektrotīklu operatīvo dispečervadību, caur kuru tiek veiktas jaudas plūsmas starp kaimiņvalstu energosistēmām.

Energosistēmas operatīvās dispečervadības uzdevumi:

līdzsvara saglabāšana starp saražotās un patērētās jaudas apjomu energosistēmā;

elektroapgādes drošums uzņēmumiem, kas apgādā no 220-750 kV maģistrālajiem tīkliem;

elektrostaciju sinhrona darbība energosistēmā;

valsts energosistēmas sinhrona darbība ar kaimiņvalstu energosistēmām, ar kurām ir savienojums starp starpvalstu elektrolīnijām.

Pamatojoties uz iepriekš minēto, izriet, ka energosistēmas operatīvās dispečervadības sistēma paredz energosistēmā galvenos uzdevumus, kuru īstenošana ir atkarīga no valsts enerģētiskās drošības.

Energosistēmas operatīvās nosūtīšanas kontroles procesa organizācijas iezīmes

Procesa organizācija operatīvā nosūtīšanas kontrole (ODU) enerģētikā tiek veikta tā, lai nodrošinātu dažādu funkciju sadalījumu vairākos līmeņos. Katrs līmenis ir pakārtots iepriekšējam līmenim.

Piemēram, sākotnējais līmenis - operatīvais un tehniskais personāls, kurš tieši veic operācijas ar iekārtām dažādos energosistēmas punktos, ir pakļauts augstākam operatīvajam personālam - elektroapgādes uzņēmuma struktūrvienības dežurējošajam dispečeram, kuram tiek piegādāta elektroapgāde. instalācija ir piešķirta. Struktūrvienības dežurējošais dispečers savukārt ziņo uzņēmuma dispečerdienestam u.c. līdz valsts centrālajai dispečersistēmai.

Energosistēmas vadības process tiek organizēts tā, lai nodrošinātu visu vienotās energosistēmas komponentu nepārtrauktu uzraudzību un kontroli.

Lai nodrošinātu normālus darbības apstākļus gan atsevišķiem energosistēmas posmiem, gan energosistēmai kopumā, katram objektam tiek izstrādāti īpaši režīmi (shēmas), kas jānodrošina atkarībā no konkrētā elektrotīkla posma darbības režīma. (parastais, remonta, avārijas režīmi).

Lai nodrošinātu ODE galveno uzdevumu izpildi energosistēmā, papildus operatīvajai vadībai ir tāda lieta kā operatīvā vadība. Visas darbības ar aprīkojumu noteiktā energosistēmas sadaļā tiek veiktas augstāka operatīvā personāla vadībā - tas ir operatīvās vadības process.

Darbību veikšana ar iekārtām zināmā mērā ietekmē arī citu energosistēmas objektu darbību (izmaiņas patērētajā vai saražotajā jaudā, samazināta elektroapgādes drošums, izmaiņas sprieguma vērtībās). Līdz ar to šādas darbības ir iepriekš jāsaskaņo, tas ir, tās jāveic ar dispečera atļauju, kas veic šo objektu operatīvo apkopi.

Tas ir, dispečera pārziņā ir visas iekārtas, elektrotīkla posmi, kuru darbības režīms var mainīties blakus esošo objektu iekārtu darbību rezultātā.

Piemēram, līnija savieno divas apakšstacijas A un B, savukārt apakšstacija B saņem strāvu no A. Līniju no apakšstacijas A atvieno operatīvais personāls pēc šīs apakšstacijas dispečera pavēles. Bet šīs līnijas atslēgšana jāveic tikai pēc vienošanās ar apakšstacijas B dispečeru, jo šī līnija ir viņa darbības kontrolē.

Tādējādi ar divu galveno kategoriju palīdzību - operatīvā vadība un ekspluatācijas uzturēšana, tiek veikta energosistēmas un tās atsevišķu posmu operatīvās dispečervadības organizēšana.

Lai organizētu ODU procesu, katrai atsevišķai vienībai tiek izstrādātas un savstarpēji saskaņotas instrukcijas, instrukcijas un dažāda dokumentācija atbilstoši līmenim, kuram pieder šis vai cits operatīvais dienests. Katram ODU sistēmas līmenim ir savs individuāls nepieciešamās dokumentācijas saraksts.

TSF programmatūra ārpus kodola sastāv no uzticamām lietojumprogrammām, kas tiek izmantotas drošības līdzekļu ieviešanai. Ņemiet vērā, ka koplietojamās bibliotēkas, tostarp dažos gadījumos PAM moduļus, izmanto uzticamas lietojumprogrammas. Tomēr nav gadījumu, kad pati koplietojamā bibliotēka tiek uzskatīta par uzticamu objektu. Uzticamās komandas var grupēt šādi.

• Sistēmas inicializācija
• Identifikācija un autentifikācija
• Tīkla lietojumprogrammas
• partijas apstrāde
• Sistēmas vadība
• Lietotāja līmeņa audits
• Kriptogrāfijas atbalsts
• Virtuālās mašīnas atbalsts

Kodola izpildes komponentus var iedalīt trīs daļās: galvenais kodols, kodola pavedieni un kodola moduļi atkarībā no tā, kā tie tiks izpildīti.

• Pamata kodols ietver kodu, kas tiek izpildīts, lai nodrošinātu pakalpojumu, piemēram, lietotāja sistēmas izsaukuma apkalpošanu vai izņēmuma notikuma vai pārtraukuma apkalpošanu. Lielākā daļa apkopotā kodola koda ietilpst šajā kategorijā.
• Kodola pavedieni. Lai veiktu noteiktus ikdienas uzdevumus, piemēram, iztukšot diska kešatmiņu vai atbrīvotu atmiņu, nomainot neizmantotos lappušu kadrus, kodols izveido iekšējos procesus vai pavedienus. Pavedieni tiek ieplānoti tāpat kā parastie procesi, taču tiem nav konteksta nepriviliģētajā režīmā. Kodola pavedieni veic noteiktas kodola C valodas funkcijas. Kodola pavedieni atrodas kodola telpā un darbojas tikai priviliģētā režīmā.
• Kodola modulis un ierīces draivera kodola modulis ir koda daļas, kuras pēc vajadzības var ielādēt kodolā un izlādēt no tā. Tie paplašina kodola funkcionalitāti bez nepieciešamības pārstartēt sistēmu. Pēc ielādes kodola moduļa objekta kods var piekļūt citam kodola kodam un datiem tāpat kā statiski saistītajam kodola objekta kodam.

Ierīces draiveris ir īpašs kodola moduļa veids, kas ļauj kodolam piekļūt sistēmai pievienotajai aparatūrai. Šīs ierīces var būt cietie diski, monitori vai tīkla saskarnes. Draiveris mijiedarbojas ar pārējo kodolu, izmantojot īpašu interfeisu, kas ļauj kodolam vispārīgā veidā rīkoties ar visām ierīcēm neatkarīgi no to pamatā esošās ieviešanas.

Kodols sastāv no loģiskām apakšsistēmām, kas nodrošina dažādas funkcionalitātes. Lai gan kodols ir vienīgā izpildāmā programma, dažādos tā sniegtos pakalpojumus var atdalīt un apvienot dažādos loģiskos komponentos. Šie komponenti mijiedarbojas, lai nodrošinātu noteiktu funkcionalitāti. Kodols sastāv no šādām loģiskajām apakšsistēmām:

• Failu apakšsistēma un I/O apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno funkcijas, kas saistītas ar failu sistēmas objektiem. Ieviestās funkcijas ietver tās, kas ļauj procesam izveidot, uzturēt, mijiedarboties ar un dzēst failu sistēmas objektus. Šie objekti ietver parastos failus, direktorijus, simboliskās saites, cietās saites, ierīcei raksturīgus failus, nosauktas caurules un ligzdas.
• Procesu apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno funkcijas, kas saistītas ar procesa vadību un pavedienu vadību. Ieviestās funkcijas ļauj izveidot, plānot, izpildīt un dzēst procesus un pavedienu priekšmetus.
• Atmiņas apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno funkcijas, kas saistītas ar sistēmas atmiņas resursu pārvaldību. Ieviestās funkcijas ietver tās, kas veido un pārvalda virtuālo atmiņu, tostarp lappušu algoritmu un lappušu tabulu pārvaldību.
• Tīkla apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno UNIX un interneta domēna ligzdas, kā arī algoritmus, ko izmanto tīkla pakešu plānošanai.
• IPC apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno funkcijas, kas saistītas ar IPC mehānismiem. Ieviestās funkcijas ietver tādas, kas atvieglo kontrolētu informācijas apmaiņu starp procesiem, ļaujot tiem koplietot datus un sinhronizēt to izpildi, mijiedarbojoties ar koplietotu resursu.
• Kodola moduļa apakšsistēma: šī apakšsistēma ievieš infrastruktūru, lai atbalstītu ielādējamus moduļus. Ieviestās funkcijas ietver kodola moduļu ielādi, inicializāciju un izkraušanu.
• Linux drošības paplašinājumi: Linux drošības paplašinājumi īsteno dažādus drošības aspektus, kas tiek nodrošināti visā kodolā, tostarp Linux drošības moduļa (LSM) ietvaros. LSM ietvars kalpo par pamatu moduļiem, kas ļauj ieviest dažādas drošības politikas, tostarp SELinux. SELinux ir svarīga loģiskā apakšsistēma. Šī apakšsistēma īsteno obligātās piekļuves kontroles funkcijas, lai nodrošinātu piekļuvi starp visiem subjektiem un objektiem.
• Ierīču draiveru apakšsistēma: šī apakšsistēma nodrošina atbalstu dažādām aparatūras un programmatūras ierīcēm, izmantojot kopīgu, no ierīces neatkarīgu saskarni.
• Audita apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno funkcijas, kas saistītas ar drošībai svarīgu notikumu ierakstīšanu sistēmā. Ieviestās funkcijas ietver tās, kas tver katru sistēmas zvanu, lai reģistrētu drošībai būtiskus notikumus, un tās, kas ievieš kontroles datu vākšanu un ierakstīšanu.
• KVM apakšsistēma: šī apakšsistēma īsteno virtuālās mašīnas dzīves cikla apkopi. Tas veic izrakstu aizpildīšanu, ko izmanto paziņojumiem, kuriem nepieciešamas tikai nelielas pārbaudes. Jebkuru citu instrukciju pabeigšanai KVM izsauc QEMU lietotāja telpas komponentu.
• Kripto API: šī apakšsistēma nodrošina kodola iekšējo kriptogrāfisko bibliotēku visiem kodola komponentiem. Tas nodrošina kriptogrāfijas primitīvus zvanītājiem.

Kodols ir galvenā operētājsistēmas daļa. Tas mijiedarbojas tieši ar aparatūru, ievieš resursu koplietošanu, nodrošina lietojumprogrammām kopīgus pakalpojumus un neļauj lietojumprogrammām tieši piekļūt no aparatūras atkarīgajām funkcijām. Kodola sniegtie pakalpojumi ietver:

1. Procesu izpildes, tostarp to izveides, izbeigšanas vai apturēšanas operāciju, un starpprocesu datu apmaiņas vadība. Tajos ietilpst:

• Līdzvērtīga procesu plānošana, lai tās darbotos CPU.
• Procesu atdalīšana CPU, izmantojot laika dalīšanas režīmu.
• Procesa izpilde CPU.
• Apturiet kodolu pēc tam, kad ir pagājis tā laika kvants.
• Kodola laika piešķiršana cita procesa izpildei.
• Kodola laika pārplānošana, lai izpildītu apturētu procesu.
• Pārvaldiet ar procesa drošību saistītos metadatus, piemēram, UID, GID, SELinux etiķetes, līdzekļu ID.

2. RAM piešķiršana izpildāmajam procesam. Šī operācija ietver:

• Kodola piešķirtā atļauja procesiem noteiktos apstākļos koplietot daļu savas adrešu telpas; tomēr, to darot, kodols aizsargā paša procesa adrešu telpu no ārējiem traucējumiem.
• Ja sistēmā ir maz brīvas atmiņas, kodols atbrīvo atmiņu, īslaicīgi ierakstot procesu otrā līmeņa atmiņā vai mijmaiņas nodalījumā.
• Konsekventa mijiedarbība ar iekārtas aparatūru, lai izveidotu virtuālo adrešu kartēšanu ar fiziskajām adresēm, kas izveido kompilatora ģenerētās adreses un fiziskās adreses kartēšanu.

3. Virtuālo mašīnu dzīves cikla uzturēšana, kas ietver:

• Iestatiet ierobežojumus resursiem, ko konfigurējusi emulācijas lietojumprogramma šai virtuālajai mašīnai.
• Virtuālās mašīnas programmas koda palaišana izpildei.
• Apstrādājiet virtuālo mašīnu izslēgšanu, pārtraucot instrukciju vai aizkavējot instrukcijas izpildi, lai emulētu lietotāja vietu.

4. Failu sistēmas uzturēšana. Tas iekļauj:

• Sekundārās atmiņas piešķiršana efektīvai lietotāja datu uzglabāšanai un izguvei.
• Ārējās atmiņas piešķiršana lietotāja failiem.
• Izmantojiet neizmantoto uzglabāšanas vietu.
• Failu sistēmas struktūras organizēšana (izmantojot skaidrus strukturēšanas principus).
• Lietotāju failu aizsardzība pret nesankcionētu piekļuvi.
• Procesu kontrolētas piekļuves organizēšana perifērijas ierīcēm, piemēram, termināļiem, lenšu diskdziņiem, diskdziņiem un tīkla ierīcēm.
• Subjektu un objektu savstarpējas piekļuves organizēšana datiem, nodrošinot kontrolētu piekļuvi, pamatojoties uz DAC politiku un jebkuru citu politiku, ko īsteno ielādēts LSM.

Linux kodols ir OS kodola veids, kas ievieš preventīvu plānošanu. Kodolos, kuriem nav šīs iespējas, kodola koda izpilde turpinās līdz pabeigšanai, t.i. plānotājs nevar pārplānot uzdevumu, kamēr tas atrodas kodolā. Turklāt kodola koda izpilde ir plānota sadarbojoties, bez iepriekšējas plānošanas, un šī koda izpilde turpinās, līdz tas beidzas un atgriežas lietotāja telpā vai līdz tas skaidri bloķē. Preventīvajos kodolos uzdevumu var izlādēt jebkurā brīdī, ja vien kodols atrodas stāvoklī, kurā to var droši pārplānot.

Nosūtīšanas tehnoloģiskā kontrole jāorganizē pēc hierarhiskas struktūras, paredzot tehnoloģiskās kontroles funkciju sadalījumu starp līmeņiem, kā arī stingru zemāko kontroles līmeņu pakļaušanu augstākajiem.
Visām uzraudzības tehnoloģiskās kontroles institūcijām neatkarīgi no attiecīgā tirgus subjekta, kas ietilpst energosistēmas (IPS, UES) īpašumtiesību formā, ir jāpakļaujas augstākā tehnoloģiskā dispečera komandām (norādījumiem).
Ir divas operatīvās pakļautības kategorijas:
operatīvā vadība un operatīvā vadība.
Attiecīgā dispečera operatīvajā kontrolē jāietver energoiekārtas un vadības ierīces, kuru darbībai ir nepieciešama padoto dispečeru darbības koordinācija un koordinēta darbību veikšana vairākos dažādas operatīvās padotības objektos.
Dispečera darbības kontrolei jābūt jaudai
iekārtas un vadības ierīces, kuru stāvoklis un režīms
ietekmēt attiecīgās energosistēmas (IPS, UES) darbības režīmu. Darbības ar šādu aprīkojumu un vadības ierīcēm
jāveic ar attiecīgā dispečera atļauju.
Pašreizējie noteikumi un noteikumi to paredz
ka visi EPS elementi (iekārtas, aparāti, automatizācijas ierīces un vadības ierīces) atrodas dispečeru un vadošā dežūrpersonāla darbības kontrolē un vadībā dažādos vadības līmeņos.
Ar terminu operatīvā vadība apzīmē operatīvās pakļautības veidu, kad darbības ar vienu vai otru EPS iekārtu tiek veiktas tikai pēc attiecīgā dispečera (vecākā dežūrpersonāla), kurš pārvalda šo iekārtu, rīkojuma. Dispečera operatīvā kontrole ir iekārtas, kuru darbībai ir nepieciešama pakļautā operatīvā personāla darbības koordinēšana.
Termins operatīvā vadība attiecas uz darbības veidu
pakļautība, ja operācijas ar vienu vai otru EPS iekārtu
tiek veiktas, zinot (ar atļauju) attiecīgajam dispečeram, kura jurisdikcijā šī iekārta atrodas.
Paredzēta divu līmeņu operatīvā uzturēšana. 1.līmeņa operatīvā kontrole ir iekārtas, ar kurām darbības tiek veiktas pēc vienošanās vai ar augstāka līmeņa dispečera vai tāda paša līmeņa dispečera paziņojumu.
II līmeņa darbības vadība ietver aprīkojumu, kura stāvokli vai darbības, ar kurām ietekmē
noteiktas elektrotīkla daļas darbības režīms. Operācijas ar
šīs iekārtas tiek veiktas, vienojoties ar augstāko
pārzinis un informējot attiecīgos pārzini.
Katrs EPS elements var būt ne tikai viena posma dispečera darbības kontrolē, bet arī vairāku
viena vai dažādu kontroles līmeņu dispečeri. Iekārtu, automatizācijas un kontroles sadalījums starp teritoriālās hierarhijas līmeņiem pa pārvaldības veidiem raksturo ne tikai vadības funkciju sadalījumu starp teritoriālās hierarhijas līmeņiem operatīvās vadības pagaidu līmenī, bet lielā mērā nosaka sadalījumu. funkcijas citos pagaidu līmeņos.
Līdz ar to operatīvajā vadībā un atsevišķos gadījumos arī režīmu plānošanā ir paredzēts, ka viena no apakšvienībām noteiktā jautājumu lokā ir pakļauta citai, kas atrodas tajā pašā vadības līmenī. Jā, dispečere
Vienai no energosistēmām var uzticēt tās elektropārvades līnijas darbības vadību, kas savieno šo energosistēmu ar blakus esošo. Tādējādi ODU dispečera izkraušana tiek organizēta, nododot energosistēmas dispečeriem daļu no funkcijām, kuras var veikt šajā līmenī.
Visas EPS iekārtas, kas nodrošina elektroenerģijas ražošanu un sadali, ir energosistēmas dežurējošā dispečera vai viņam tieši pakļautā operatīvā personāla (elektrostaciju maiņu uzraugi; elektrisko un siltumtīklu dispečeri, apakšstaciju dežuranti) darbības kontrolē. PS) utt.). Darbā esošo iekārtu saraksti
vadību un uzturēšanu apstiprina CDU galvenie dispečeri
Attiecīgi Krievijas UES, UES ODU un energosistēmu CDS.


Energosistēmas dispečera darbības vadība ir galvenā iekārta, kuras darbībai nepieciešama
enerģētikas uzņēmumu (elektrostaciju) dežurantu darbību koordinēšana vai koordinētas izmaiņas releju aizsardzībā un automatizācijā
vairāki objekti.
Energoobjektu, kuriem ir īpaši svarīga loma asociācijā vai UES, operatīvo vadību izņēmuma kārtā var uzticēt nevis energosistēmas dispečeram, bet gan UES ODU vai CDU dispečeram.
Ir ODU dežurējošā dispečera darbības jurisdikcijā
Energosistēmu, elektrostaciju un lieljaudas bloku, starpsistēmu sakaru un galveno tīklu objektu kopējā darba jauda un jaudas rezerve, kas ietekmē IPS režīmu. Ekspluatācijā
ODU dispečera kontrole tiek nodota aparatūrai, operācijas ar
kas prasa koordinēt dežurējošo dispečeru darbības
energosistēmas.
CDU UES dežurējošais dispečers, UES augstākais operatīvais vadītājs, ir atbildīgs par UES kopējo darbības jaudu un jaudas rezervi, elektriskajiem pieslēgumiem starp asociācijām, kā arī svarīgākajiem pieslēgumiem UES iekšienē un objektos. , kura režīms būtiski ietekmē UES režīmu.
CDU dispečera operatīvajā vadībā UES ir galvenās saites starp IPS un dažiem sistēmas mēroga objektiem.
Operatīvās pakļautības princips attiecas ne tikai uz galvenajām iekārtām un aparātiem, bet arī uz attiecīgo objektu releju aizsardzību, lineāro un avārijas automātiku, līdzekļiem un sistēmām normālā režīma automātiskai vadībai, kā arī nosūtīšanas un tehnoloģiskās vadības instrumentiem. izmanto operatīvais personāls.
UES AO-energos, ODU un CDU dežurējošie dispečeri ir attiecīgi energosistēmas, asociācijas un UES kopumā augstākie operatīvie vadītāji. Iekārtas, kas atrodas operatīvajā vai atbilstošās saites dispečera pārziņā, nevar tikt izņemtas no ekspluatācijas vai rezervē, kā arī nodotas ekspluatācijā bez dispečera atļaujas vai norādījumiem. Energoiekārtu un energosistēmu administratīvās vadības rīkojumus par dispečeru kompetencē esošajiem jautājumiem operatīvais personāls var veikt tikai ar operatīvā dienesta atļauju.
vecākais dienesta virsnieks.
Augstākais līmenis (CDU UES) nodrošina visu diennakti UES paralēlas darbības vadību un nepārtrauktu UES režīma regulēšanu. Vidējā saite (MDL) vada kombinācijas režīmu un pārvalda energosistēmu paralēlu darbību. Energosistēmas dispečerdienests pārvalda energosistēmas režīmu, nodrošinot visu tās energoobjektu saskaņotu darbību.
EPS darbības laikā IPS sastāvā pilnībā tiek saglabāta energosistēmu atbildība par elektrostaciju jaudas izmantošanu, nodrošinot maksimāli pieejamo jaudu un paplašinot regulēšanas diapazonu. Tajā pašā laikā pieejamo jaudu un regulēšanas iespējas nosaka IPS slodžu segšanas nosacījumi, ņemot vērā starpsistēmu sakaru caurlaidspēju.
Galvenā atbildība par normālās frekvences uzturēšanu gulstas uz UES augstāko darbības vadītāju - UES tālvadības pults dispečeru. ODS un energosistēmu dispečeri nodrošina jaudas plūsmu grafiku uzturēšanu starp UES un energosistēmām, ko attiecīgi nosaka UES CDU un ODS, instrukciju ieviešanu plūsmu maiņai, lai uzturētu
parastā frekvence, mainot jaudas līdzsvaru. Atbildību par frekvences uzturēšanu dala arī ODE un energosistēmu dispečeri attiecībā uz dotās rotējošās jaudas rezerves nodrošināšanu, bet automātiskās frekvences un aktīvās jaudas kontroles gadījumā – attiecībā uz automātisko sistēmu un ierīču izmantošanu, kas iesaistītas automātisko regulēšanu un uzturēt nepieciešamo vadības diapazonu spēkstacijās.
Maģistrālo elektrotīklu režīma vadību pēc sprieguma veic attiecīgo dispečervadības posmu personāla koordinētas darbības. Dispečeri
CDU UES un ODU uztur sprieguma līmeņus atbilstošajos galvenā elektrotīkla punktos, ko nosaka instrukcijas.
Ja UES īslaicīgi trūkst jaudas vai elektrības, slodzes ilgums vai elektroenerģijas patēriņa ierobežojumi
izveidota CDU UES un saskaņota ar RAO "UES of Russia" vadību; pavēles noteikt ierobežojumus CDU dispečers
Piešķir ODE kontrolieriem, bet pēdējos barošanas sistēmas kontrolleriem.
Augstākā līmeņa operatīvā vadība (CDU UES) izstrādā un apstiprina režīma uzturēšanas un operatīvās vadības pamatinstrukcijas, kas ir obligātas ODU un tieši CDU pakļautībā esošo objektu operatīvajam personālam. Teritoriālie ODU savām asociācijām izstrādā instrukcijas, kas atbilst vispārīgajiem instrukciju noteikumiem
CDU un darbinieki savukārt kalpo par pamatu CDS lokālo instrukciju izstrādei, kas ņem vērā energosistēmu struktūras un režīma īpatnības.