Описание:

Повышение эффективности
управления распределительными сетями

В. Э. Воротницкий , доктор техн. наук, профессор, заместитель исполнительного директора по научной работе ОАО «ВНИИЭ»

Основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях

Обеспечение технологической инфраструктурной функции электрической сети на условиях равных возможностей ее использования всеми участниками рынка электроэнергии;

Обеспечение стабильной и безопасной работы оборудования электрических сетей, надежного электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, соответствующих требованиям, установленным нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключенным на рынке электроэнергии;

Обеспечение договорных условий поставок электроэнергии участникам(и) рынка электроэнергии;

Обеспечение недискриминационного доступа субъектов рынка электроэнергии к электрической сети при соблюдении ими Правил рынка, технологических правил и процедур при наличии технической возможности такого присоединения;

Минимизация сетевых технических ограничений в экономически обоснованных пределах;

Снижение затрат на передачу и распределение электроэнергии за счет внедрения передовых технологий эксплуатационного обслуживания и ремонта электросетевого оборудования, новой техники и энергосберегающих мероприятий.

Цель статьи – рассмотреть:

Основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях;

Общую характеристику распределительных сетей 0,38–110 кВ России;

Техническое состояние распределительных сетей, средств и систем управления ими;

Тенденции и перспективы развития:

а) цифровых информационных технологий;

б) базовых информационных технологий;

в) геоинформационных технологий;

г) автоматизированных систем оперативно-технологического управления распределительных сетей компаний и их основных подсистем;

д) средств секционирования распределительных сетей;

Проблемы создания нормативной базы автоматизации управления распределительными сетями.

Общая характеристика распределительных электрических сетей России

Сельские электрические сети

Общая протяженность электрических сетей напряжением 0,4–110 кВ сельских территорий России составляет около 2,3 млн км, в том числе линии напряжением:

0,4 кВ – 880 тыс. км

6–10 кВ – 1 150 тыс. км

35 кВ – 160 тыс. км

110 кВ – 110 тыс. км

В сетях установлено 513 тыс. трансформаторных подстанций 6–35/0,4 кВ общей мощностью около 90 млн кВА.

Городские электрические сети

Общая протяженность городских электрических сетей напряжением 0,4–10 кВ составляет 0,9 млн км, в том числе:

кабельные линии 0,4 кВ – 55 тыс. км

воздушные линии 0,4 кВ – 385 тыс. км

кабельные линии 10 кВ – 160 тыс. км

воздушные линии 10 кВ – 90 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 190 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 20 тыс. км

В сетях установлено около 290 тыс. трансформаторных подстанций 6–10 кВ мощностью 100–630 кВА.

Техническое состояние распределительных электрических сетей, средств и систем управления ими

Оборудование электрических сетей

Около 30–35 % воздушных линий и трансформаторных подстанций отработали свой нормативный срок. К 2010 году эта величина достигнет 40 %, если темпы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей останутся прежними.

В результате обостряются проблемы с надежностью электроснабжения.

Средняя продолжительность отключений потребителей составляет 70–100 ч в год. В промышленно развитых странах статистически определено как «хорошее» состояние электроснабжения, когда для сети среднего напряжения в течение года общая продолжительность перерывов находится в пределах 15–60 мин в год. В сетях низкого напряжения эти цифры несколько выше.

Среднее число повреждений, вызывающих отключение высоковольтных линий напряжением до 35 кВ, составляет 170–350 на 100 км линии в год, из них неустойчивых, переходящих в однофазные, – 72 %.

Релейная защита и автоматика

Из находящихся в эксплуатации в настоящее время в распределительных сетях России около 1 200 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) различных типов основную долю составляют электромеханические устройства, микроэлектронные или устройства с частичным использованием микроэлектроники.

При нормативном сроке службы устройств РЗА, равном 12 лет, около 50 % всех комплектов релейной защиты отработали свой нормативный срок службы.

Отставание уровня выпускаемой отечественной техники РЗА по сравнению с техникой РЗА ведущих зарубежных фирм производителей составляет 15–20 лет.

Как и прежде, свыше 40 % случаев неправильной работы устройств РЗА происходит из-за неудовлетворительного состояния устройств и ошибок персонала служб РЗА при их техническом обслуживании.

Следует отметить, что не все благополучно с надежностью работы релейной защиты не только в России, но и в некоторых промышленно развитых странах.

В частности, на сессии Международной конференции по распределительным сетям (CIRED) в 2001 году отмечено, что в норвежских электрических сетях ежегодный ущерб от неправильных действий систем зашиты и управления составляет около 4 млн долл. США. При этом 50 % ложных срабатываний защиты приходится на долю аппаратов защиты и управления. Из них более 50 % – при ошибках во время проверки и испытаний аппаратуры и только 40 % за счет ее повреждений.

В других скандинавских странах повреждаемость средств РЗА в 2–6 раз ниже.

Основное препятствие широкой автоматизации электросетевых объектов – неготовность к этому первичного электротехнического оборудования.

Система сбора и передачи информации, информационно-вычислительные комплексы

Более 95 % устройств телемеханики и комплектов датчиков находятся в работе более 10–20 лет. Средства и системы связи в основном являются аналоговыми, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию.

В подавляющем большинстве диспетчерских пунктов районных электрических сетей (РЭС) и предприятий электрических сетей (ПЭС) технической основой автоматизированных систем управления являются персональные компьютеры, не соответствующие требованиям непрерывного технологического контроля и управления. Срок службы персональных компьютеров, работающих в непрерывном режиме, не превышает 5 лет, а срок их морального старения еще короче. Для автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) электрических сетей необходимо применение специальных компьютеров, надежно работающих в непрерывном режиме в комплекте со средствами управления технологическими процессами.

Требует повсеместного лицензирования применяемое в электрических сетях системное программное обеспечение Microsoft, ORACLE и др.

Прикладное (технологическое) программное обеспечение (SCADA-DMS) во многих электрических сетях также явно устарело, не удовлетворяет современным требованиям как по функциям, так и по объемам обрабатываемой информации.

В частности, существующие АСУ ПЭС и РЭС обеспечивают в основном информационное обслуживание персонала и практически не решают задачи оперативного управления энергосистемами, оптимизации эксплуатационного и ремонтного обслуживания электрических сетей.

Система регулирования напряжения

Средства регулирования напряжения под нагрузкой в центрах питания распределительных сетей и средства переключения без возбуждения (с отключением трансформатора) на трансформаторных подстанциях 6–10 кВ практически не используются или используются эпизодически по мере жалоб потребителей на низкие уровни напряжения в часы максимальных нагрузок.

Результат – в отдельных электрически удаленных точках электрических сетей 0,38 кВ в сельской местности уровни напряжения составляют 150–160 В вместо 220 В.

В такой ситуации рынок электроэнергии может предъявить очень серьезные санкции к распределительным сетевым компаниям по надежности и качеству электроснабжения потребителей. Если не готовиться к этому заранее, в самое ближайшее время сетевые компании будут нести серьезные материальные убытки, что еще более усугубит ситуацию.

Система учета электроэнергии

На подавляющем большинстве центров питания распредсетей (около 80 %) и около 90 % у бытовых потребителей установлены морально и физически устаревшие, часто с просроченными сроками поверки и службы индукционные или электронные счетчики первых поколений, обеспечивающие возможность только ручного съема показаний.

Результат – рост коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. При общих потерях электроэнергии в электрических сетях России около 107 млрд кВт ч в год, на распределительные сети 110 кВ и ниже приходится 85 млрд кВт ч, из них коммерческие потери по минимальным оценкам составляют 30 млрд кВт ч в год.

Если в конце 80-х годов ХХ века относительные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем не превышали 13–15 % от отпуска электроэнергии в сеть, то в настоящее время для отдельных энергосистем они достигли уровня 20–25 %, для отдельных ПЭС – 30–40 %, а для некоторых РЭС уже превышают 50 %.

В развитых европейских странах относительные потери электроэнергии в электрических сетях находятся на уровне 4–10 %: в США – около 9 %, Японии – 5 %.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ о регулировании тарифов на электрическую энергию, Правилами оптового рынка и проектом Правил розничного рынка переходного периода нормативные потери электроэнергии в электрических сетях (а это не более 10–12 % от отпуска в сеть) могут включаться в стоимость услуг по передаче электрической энергии и будут оплачиваться субъектами рынка, а сверхнормативные потери электроэнергии должны будут покупаться сетевыми компаниями для их компенсации.

Для некоторых компаний, у которых потери составляют 20–25 %, это означает, что более половины отчетных потерь будут составлять прямые финансовые убытки в сотни миллионов рублей в год.

Все это требует качественно новых подходов к учету электроэнергии как в электрических сетях, так и у потребителей, в первую очередь, к автоматизации учета, к автоматизации расчетов и анализа балансов электроэнергии, избирательному отключению потребителей-неплательщиков и т. п.

Нормативная база для оптимизации развития распределительных электрических сетей и систем управления ими

Нормативная база практически не обновлялась с середины 1980–начала 1990 годов. Сегодня требуют пересмотра около 600 отраслевых нормативных документа.

Многие основополагающие документы, в первую очередь правила устройства электроустановок, правила технической эксплуатации не согласованы Минюстом РФ и по существу перестали быть обязательными для использования.

До сих пор с тем же Минюстом РФ не согласованы новые Правила пользования электроэнергией. В Уголовном кодексе РФ отсутствует понятие «кража электроэнергии», что наносит большой материальный ущерб электроэнергетике. Объем хищений электроэнергии растет и объективно будет расти при повышении тарифов на электроэнергию. Чтобы это остановить, нужны не только усилия энергетиков, но и правовая помощь государства. К сожалению, эта помощь не всегда адекватна. В частности, с вводом в действие Закона РФ «О техническом регулировании» резко понижается статус ГОСТов, что для такой страны, как Россия, может создать и уже создает значительные проблемы. Главная из них – отсутствие единой технической политики в области развития распределительных сетей и управления ими.

Финансирование этого развития и его научного обеспечения явно недостаточно и осуществляется по остаточному принципу. Более чем десятилетний кризис в электроэнергетике России значительно усугубил ситуацию. Начавшиеся в последние годы реформы управления электроэнергетикой коснулись пока системообразующих сетей 220 кВ и выше, проблем в которых тоже много, но не столько, сколько их накопилось в рас-пределительных сетях.

Надежды на активность отечественных и западных инвесторов и внедрение западных технологий в управление отечественными рас-пределительными сетями скорее всего обречены в связи с тем, что российское законодательство, менталитет, климатические условия, особенности построения сетей (большая разветвленность и протяженность, другое сетевое оборудование, низкое качество электроэнергии, высокие уровни помех и т. д.), системы управления и программное обеспечение существенно отличаются от зарубежных. Правильнее ориентироваться на свои силы с учетом передового отечественного и зарубежного опыта. Для этого имеются все предпосылки, о чем свидетельствуют наметившиеся тенденции в мире и передовых отечественных энергосистемах и сетях.

В середине 1980–начале 1990-х годов в ОАО «ВНИИЭ» был разработан целый комплект документов по созданию и развитию АСУ ПЭС и РЭС. Конечно, эти документы на сегодня сильно устарели и требуют пересмотра.

Тенденции и перспективы развития

Цифровые и информационные технологии

Мировые тенденции развития систем управления неразрывно связаны с переходом к цифровым технологиям, обеспечивающим возможность создания интегрированных иерархических систем. При этом распределительные электрические сети в этих системах являются нижним иерархическим звеном, неразрывно связанным с верхними уровнями управления.

Основой перехода к цифровым технологиям является техническое перевооружение и модернизация системы связи и телекоммуникаций с резким увеличением объема и скорости передачи информации. Поэтапный переход к цифровым интегрированным системам управления будет определяться этапами внедрения Единой цифровой системы связи в энергетике и займет не менее 10–15 лет.

В последние годы ХХ века ведущими специалистами мира в области телекоммуникаций был выдвинут тезис: «ХХ век – век энергетики, а ХХI век – век информатики». Тогда же появился новый термин: «инфокоммуникации», объединяющий «информатизацию» и «телекоммуникацию». Думается, правильнее сказать, что XXI век будет веком и энергетики, и инфокоммуникаций, основанных на современных информационных и цифровых технологиях.

Важнейшими тенденциями развития инфокоммуникационных сетей являются:

Повышение надежности и срока службы телекоммуникационных сетей;

Разработка методов прогнозирования развития телекоммуникаций в регионах в зависимости от потребления электроэнергии;

Создание систем управления инфокоммуникационной средой;

Внедрение одновременно с развитием цифровых сетей современных телекоммуникационных технологий, в первую очередь, волоконно-оптической технологии;

Внедрение в ряде стран так называемых PLC-технологий использования электрических сетей 0,4–35 кВ для передачи любой информации с подстанций, энергопредприятий, промышленных предприятий до контроля и управления энергопотреблением в быту, в том числе решения задач АСКУЭ, информационного обеспечения деятельности абонентов электрической сети 0,4–35 кВ;

Использование средств связи для охраны энергообъектов, видеонаблюдений.

Базовые информационные технологии

Одним из главных признаков современных автоматизированных систем управления является интеграция (комплексирование) множества программных продуктов в единое информационное пространство.

В настоящее время очень быстрыми темпами развивается технология интеграции, основанная на Интернет-технологиях и на открытых стандартах, которые позволяют:

Создать техническую инфраструктуру для проектирования приложений и возможностей для развития системы в течение длительного времени;

Обеспечить возможность интеграции продуктов таких компаний, как Microsoft, ORACLE, IBM и др.;

Обеспечить возможность последовательной интеграции существующих продуктов без существенных их изменений и перепрограммирования;

Обеспечить масштабируемость и переносимость программного обеспечения с целью тиражирования ее на предприятиях компании.

Геоинформационные технологии

Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, систем спутниковой навигации, цифровой картографии, успехи микроэлектроники и другие технологические достижения, непрерывное совершенствование стандартного и прикладного программного и информационного обеспечения создают объективные предпосылки для все более широкого применения и развития качественно новой области знаний – геоинформатики. Она возникла на стыке географии, геодезии, топологии, обработки данных, информатики, инженерии, экологии, экономики, бизнеса, других дисциплин и областей человеческой деятельности. Наиболее значимыми практическими приложениями геоинформатики как науки являются геоинформационные системы (ГИС) и созданные на их основе геоинформационные технологии (ГИС-технологии).

Аббревиатура ГИС существует уже более 20 лет и первоначально относилась к совокупности компь-ютерных методов создания и анализа цифровых карт и привязанной к ним тематической информации для управления муниципальными объектами.

Все большее внимание применению ГИС-технологий уделяется в электроэнергетике и, в первую очередь, в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС», АО-энерго и городов.

Уже первые опыты использования ГИС в качестве информационно-справочных систем в отечественных электрических сетях показали безусловную полезность и эффективность такого использования для:

Паспортизации оборудования сетей с их привязкой к цифровой карте местности и различным электрическим схемам: нормальной, оперативной, поопорной, расчетной и т. п.;

Учета и анализа технического состояния электротехнического оборудования: линий, трансформаторов и т. п.;

Учета и анализа платежей за потребленную электроэнергию;

Позиционирования и отображения на цифровой карте места нахождения оперативно-выездных бригад и т. п.

Еще большие перспективы открываются в применении ГИС-технологий при решении задач: оптимального планирования развития и проектирования; ремонтного и экс-плуатационного обслуживания электрических сетей с учетом особенностей рельефа местности; оперативного управления сетями и ликвидацией аварий с учетом пространственной, тематической и оперативной информации о состоянии сетевых объектов и режимах их работы. Для этого уже сегодня необходима информационная и функциональная увязка ГИС, технологических программных комплексов АСУ электрических сетей, экспертных систем и баз знаний по решению перечисленных задач. В ОАО «ВНИИЭ» разработана система-советчик для анализа заявок на ремонты сетевого оборудования. Ведутся работы по привязке программ расчета потерь к ГИС.

В последние годы наметилась вполне определенная тенденция разработки интегрированных систем инженерных коммуникаций на единой топографической основе города, района, области, включающих в себя тепловые, электрические, газовые, водопроводные, телефонные и другие инженерные сети.

Структура автоматизированной системы оперативно-диспетчерского управления распределительных сетевых компаний (АС РСК)

Цель создания АС РСК – повышение экономичности и надежности распределения электрической энергии и мощности за счет обеспечения максимальной эффективности оперативно-технологической деятельности РСК путем комплексной автоматизации процессов сбора, обработки, передачи информации и принятия решений на основе современных информационных технологий.

АС РСК должна представлять собой распределенную иерархическую систему, на каждом уровне которой решается обязательный базовый состав задач, обеспечивающий выполнение основных функции оперативно-технологического управления.

Основные подсистемы АС РСК:

Автоматизированное оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями, выполняющее функции:

а) текущего управления;

б) оперативного управления и планирования;

в) контроля и управления электропотреблением;

г) планирования и управления ремонтами;

Автоматизированное технологическое управление:

а) релейной защитой и автоматикой;

б) напряжением и реактивной мощностью;

Автоматизированная система коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ);

Система связи, сбора, передачи и отображения информации.

В силу ограничений по объему статей остановимся лишь на основных тенденциях и перспективах развития основных подсистем АС РСК.

Релейная защита и автоматика

Основные направления развития РЗА в распределительных электрических сетях:

Замена физически изношенной, выработавшей свой срок службы аппаратуры;

Модернизация устройств РЗА с ориентацией на использование нового поколения микропроцессорных устройств;

Интеграция микропроцессорных средств РЗА в состав единой АСУ ТП питающих подстанций;

Расширение функций РЗА на задачи измерений и контроля с учетом требований к надежности ее работы, в том числе с применением международных стандартов по интерфейсам связи.

Регулирование напряжения и реактивной мощности

Основные задачи по повышению эффективности регулирования напряжения:

Повышение надежности и качества эксплуатационного обслуживания средств регулирования напряжения, в первую очередь, регулирования напряжения под нагрузкой и автоматическое регулирование напряжения;

Контроль и анализ графиков нагрузки потребителей и напряжений в узлах электрических сетей, повышение достоверности и объемов измерений реактивной мощности в распределительных сетях;

Внедрение и систематическое использование программного обеспечение по оптимизации законов регулирования напряжения в распределительных сетях, практическая реализация этих законов;

Организация дистанционного и автоматического управления отпайками трансформаторов из диспетчерских центров;

Установка дополнительных дистанционно управляемых средств регулирования напряжения, например, вольтодобавочных трансформаторов на магистралях длинных распределительных линий среднего напряжения, на которых средствами централизованного регулирования невозможно обеспечить допустимые отклонения напряжения в узлах сети.

Автоматизация учета электроэнергии

Автоматизация учета электроэнергии – стратегическое направление снижения коммерческих потерь электроэнергии во всех без исключения странах, основа и обязательное условие функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии.

Современные АСКУЭ должны создаваться на основе:

Стандартизации форматов и протоколов передачи данных;

Обеспечения дискретности учета, сбора и передачи данных коммерческого учета, необходимой для эффективного функционирования конкурентного розничного рынка электроэнергии;

Обеспечения расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии в электрических сетях, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;

Взаимной увязки со средствами АСДУ, АСУ ТП и противоаварийной автоматики.

Для сбора информации прослеживается устойчивая тенденция по замене индукционных счетчиков на электронные не только из-за более высоких пределов точности, но и за счет меньшего потребления по цепям трансформатора тока и трансформатора напряжения.

Особое значение для розничного рынка электроэнергии и для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях имеет исключение самообслуживания (самосписания показаний) счетчиков электроэнергии бытовыми потребителями. Для этого во всем мире ведутся разработки АСКУЭ бытовых потребителей с передачей данных от счетчиков электроэнергии по силовой сети 0,4 кВ или по радиоканалам в центры сбора данных. В частности, широкое применение находят уже упоминавшиеся выше PLC-технологии.

Применение современных средств секционирования рас-пределительных электрических сетей и децентрализованной автоматизации

Во многих странах для повышения надежности работы распределительных сетей, сокращения времени поиска места повреждения и числа перерывов электроснабжения многие годы используют «магистральный принцип» построения таких сетей, основанный на оснащении сетей автоматическими пунктами секционирования столбового исполнения – реклоузерами, совмещающих в себе функции:

Определения места повреждения;

Локализации повреждения;

Восстановления питания.

Выводы

1. Необходимые первоочередные задачи:

Разработка концепции и перспективной программы развития, модернизации, технического перевооружения и реконструкции распределительных электричес-ких сетей 0,38–110 кВ, средств и систем управления их режимами, ремонтным и эксплуатационным обслуживанием;

Переход от остаточного к приоритетному принципу выделения финансовых и материальных ресурсов по поэтапной практической реализации этой концепции и программы с пониманием решающей важности опережающего развития распределительных сетей и систем их управления для эффективного функционирования не только розничного, но и оптового рынков электроэнергии;

Разработка современной, ориентированной на рыночные условия хозяйствования и управления, нормативно-методической базы развития распределительных электрических сетей и систем управления ими;

Разработка экономически обоснованных требований к отечественной промышленности по производству современного оборудования электрических сетей и систем управления ими;

Организация системы сертификации и допуска в эксплуатацию отечественного и импортного оборудования для распределительных сетей и систем управления ими;

Реализация и анализ результатов внедрения пилотных проектов по отработке новых перспективных технологий и систем автоматизированного управления распределительными электрическими сетями.

2. Разработка и внедрение эффективных автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями – комплексная задача, требующая значительных капиталовложений.

Каждая распределительная компания и АО-энерго прежде чем начинать модернизацию и техническое перевооружение действующей системы управления электрическими сетями или создавать новую, должны ясно понимать набор решаемых задач, предполагаемый эффект от внедрения АСУ.

Необходимо разработать современные методики расчета экономической эффективности АСУ ПЭС и РЭС (распределительная сетевая компания), этапности их создания и развития.

3. Главный вопрос, который всегда возникает при разработке и внедрении новых технологий управления электрическими сетями – где взять деньги на все это?

Источников финансовых средств на самом деле может быть несколько:

1) централизованное финансирование пилотных проектов и нормативно-методических документов;

2) тарифы на электроэнергию;

3) консолидация определенной части финансовых средств будущих распределительных сетевых компаний и сегодняшних АО-энерго в официально созданном партнерстве – российской ассоциации предприятий;

4) заинтересованные инвесторы.

В российских условиях, как показала практика передовых энергосистем, должен работать принцип «Кто хочет решить задачу, ищет и находит способы ее решения, кто не хочет – ищет причины, почему решение невозможно, либо ждет, когда за него решат другие».

Как следует из статьи, возможностей и путей для повышения эффективности управления распределительными сетями России достаточно. Необходимо понимание важности и активное желание практической реализации этих возможностей.

Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» ОАО «ФСК ЕЭС» является ответственным за технологическое управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС). При этом возникли вопросы чёткого разграничения функционала между ОАО «СО ЕЭС», осуществляющим единое диспетчерское управление объектами электроэнергетики, и сетевыми компаниями. Это привело к необходимости создания эффективной структуры оперативно-технологического управления объектами ОАО «ФСК ЕЭС», к задачам которой относятся в том числе:
обеспечение надёжного функционирования объектов ЕНЭС и выполнения заданных ОАО «СО ЕЭС» технологических режимов работы ЛЭП, оборудования и устройств объектов ЕНЭС;
обеспечение надлежащего качества и безопасности работ при эксплуатации объектов ЕНЭС;
создание единой системы подготовки оперативного персонала для выполнения функций ОТУ;
обеспечение технологической оснащённости и готовности оперативного персонала к выполнению диспетчерских команд (распоряжений) СО и команд (подтверждений) оперативного персонала ЦУС ФСК ЕЭС;
обеспечение снижения числа технологических нарушений, связанных с ошибочными действиями оперативного персонала;
во взаимодействии и по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» участие в разработке и реализации программ развития ЕНЭС в целях повышения надёжности передачи электрической энергии, наблюдаемости и управляемости сети, обеспечения качества электрической энергии;
планирование мероприятий по ремонту, вводу в эксплуатацию, модернизации/реконструкции и техническому обслуживанию ЛЭП, электросетевого оборудования и устройств на предстоящий период;
разработка в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», согласование и утверждение в установленном порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и осуществление фактических действий по вводу аварийных ограничений по диспетчерской команде (распоряжению) ОАО «СО ЕЭС»;
выполнение заданий ОАО «СО ЕЭС» по подключению объектов электросетевого хозяйства ФСК и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии под действие противоаварийной автоматики.

Для выполнения поставленных задач ОАО «ФСК ЕЭС» разработало и утвердило концепцию оперативно-технологического управления объектами ЕНЭС. В соответствии с данной концепцией создаётся четырёхуровневая организационная структура (с трёхуровневой системой управления): исполнительный аппарат, головной ЦУС МЭС, ЦУС ПМЭС и оперативный персонал подстанции.

Между соответствующими уровнями организационной структуры распределены следующие функции:
ИА ФСК - информационно-аналитические;
головной ЦУС МЭС - информационно-аналитические и неоперационные;
ЦУС ПМЭС - неоперационные и операционные;
персонал подстанций - операционные.

При этом к неоперационным функциям относят такие задачи, как контроль и мониторинг состояния сети. Принятие центрами управления сетями операционных функций, связанных с отдачей команд на производство переключений, требует высокой квалификации оперативного персонала, а также соответствующего технического оснащения ЦУС.

В целях повышения экономичности и надёжности передачи и распределения электроэнергии и мощности за счёт автоматизации процессов оперативно-технологического управления на базе современных информационных технологий центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» оснащаются программно-техническими комплексами (ПТК), позволяющими автоматизировать такие процессы, как мониторинг режимов оборудования, производство переключений в строгом соответствии с утверждённой программой и другие. Таким образом, за счёт автоматизации ОТУ существенно повышается надёжность работы электрических сетей, снижается аварийность за счёт исключения ошибок оперативного персонала, минимизируется количество необходимого оперативного персонала.

Стоит отметить, что технической политикой ОАО «ФСК ЕЭС» при новом строительстве и реконструкции предусматривается:
обеспечение энергетической безопасности и устойчивого развития России;
обеспечение требуемых показателей надёжности предоставляемых услуг по передаче электроэнергии;
обеспечение свободного функционирования рынка электроэнергии;
повышение эффективности функционирования и развития ЕНЭС;
обеспечение безопасности производственного персонала;
сокращение влияния ЕНЭС на экологию;
наряду с использованием новых типов оборудования и систем управления обеспечение подготовки ПС для работы без постоянного обслуживающего персонала.

В настоящее время схемы первичных электрических соединений действующих ПС ориентированы на оборудование, требующее учащённого технического обслуживания, поэтому предусматривают избыточные по современным критериям соотношения числа коммутационных аппаратов и присоединений. Это является причиной значительного количества серьёзных технологических нарушений по вине оперативного персонала.

Сейчас автоматизация технологических процессов выполнена на 79 ПС ЕНЭС, в стадии выполнения находятся ещё 42 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована прежде всего на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.

Оперативное обслуживание ПС ЕНЭС включает:
мониторинг состояния ЕНЭС - контроль состояния оборудования, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС;
организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановлению режимов ЕНЭС;
организацию оперативного обслуживания ПС, производство оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях, относящихся к ЕНЭС;
выполнение оперативным персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС.

Планирование и организация:
планирование ремонтов осуществлять согласно графикам планово-предупредительных ремонтов с определением объёмов работ на основе оценки технического состояния, с использованием современных методов и средств диагностики, в т.ч. без вывода оборудования из работы;
проведение комплексного обследования и технического освидетельствования оборудования, выработавшего свой нормативный срок службы, для продления срока эксплуатации;
разработка предложений по модернизации, замене оборудования, совершенствованию проектных решений;
оптимизация финансирования работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтам путём определения объёмов ремонтных работ на основании фактического состояния;
снижение издержек и потерь;
совершенствование организационных структур управления и обслуживания;
организация профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации в соответствии со стандартом СОПП-1-2005;
анализ параметров и показателей технического состояния оборудования, зданий и сооружений до и после ремонта по результатам диагностики;
оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ;
решение технических проблем при эксплуатации и строительстве оформляется в виде информационных писем, оперативных указаний, циркуляров, технических решений со статусом обязательности исполнения, приказов, распоряжений, решений совещаний и других управленческих решений.

Мониторинг и управление надёжностью ЕНЭС:
организация контроля и анализа аварийности оборудования;
оценка и контроль надёжности электроснабжения;
создание соответствующей информационной базы.

СОЗДАНИЕ ПОЛНОСТЬЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА.
ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ

Для исключения зависимости безаварийной работы сетевой компании от квалификации, тренированности и концентрации внимания оперативного и релейного персонала целесообразно распространение имеющей место длительное время автоматизации технологических процессов - релейная зашита, технологическая автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ и др.), противоаварийная автоматика - на производство оперативных переключений. Для этого прежде всего требуется значительно повысить наблюдаемость технических параметров, обеспечить контроль, достоверизацию положения, эффективную оперативную блокировку коммутационных аппаратов, автоматизацию управляющих воздействий. Применяемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.

При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.

Архитектура и функциональность автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС) как интегратора всех функциональных систем ПС определяется уровнем развития техники, предназначенной для сбора и обработки информации на ПС для выдачи управляющих решений и воздействий. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами, производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС, принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счётчики электроэнергии, силовое оборудование, измерительные трансформаторы тока и напряжения, коммутационное оборудование и т.д.

Всё это создаёт предпосылки для построения подстанции нового поколения - цифровой подстанции (ЦПС).

Под этим термином понимается ПС с применением интегрированных цифровых систем измерения, релейной защиты, управления высоковольтным оборудованием, оптических трансформаторов тока и напряжения и цифровых схем управления, встроенных в коммутационную аппаратуру, работающих на едином стандартном протоколе обмена информацией - МЭК 61850.

Внедрение технологий ЦПС даёт преимущества по сравнению с традиционными ПС на всех этапах реализации и эксплуатации объекта.

Этап «Проектирование»:
упрощение проектирования кабельных связей и систем;
передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния;
сокращение количества единиц оборудования;
неограниченное количество получателей данных. Распределение информации осуществляется средствами сетей Ethernet, что позволяет передавать данные от одного источника любому устройству на подстанции либо за её пределами;
сокращение времени по взаимоувязке отдельных подсистем за счёт высокой степени стандартизации;
снижение трудоёмкости метрологических разделов проектов;

единство измерений. Измерения выполняются одним высокоточным измерительным прибором. Получатели измерений получают одинаковые данные из одного источника. Все измерительные приборы включены в единую систему синхронизации тактирования;
возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
возможность предварительного моделирования системы в целом для определения «узких» мест и нестыковок в различных режимах работы;
снижение трудоёмкости перепроектирования в случае внесения изменений и дополнений в проект.

Этап «Строительно-монтажные работы»:
сокращение наиболее трудоёмких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;
более тщательное и всестороннее тестирование системы благодаря широким возможностям по созданию различных поведенческих сценариев и их моделированию в цифровом виде;
сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счёт возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
снижение стоимости кабельной системы. Цифровые вторичные цепи позволяют осуществлять мультиплексирование сигналов, что предполагает двухстороннюю передачу через один кабель большого количества сигналов от разных устройств. К распределительным устройствам достаточно проложить один оптический магистральный кабель вместо десятков, а то и сотен аналоговых медных цепей.

Этап «Эксплуатация»:
всеобъемлющая система диагностики, охватывающая не только интеллектуальные устройства, но и пассивные измерительные преобразователи и их вторичные цепи, позволяет в более короткие сроки устанавливать место и причину отказов, а также выявлять предотказные состояния;
контроль целостности линий. Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передаётся значимая информация;
защита от электромагнитных помех. Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
простота обслуживания и эксплуатации. Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых цепей;
сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой (принцип интероперабельности);
переход на событийный метод обслуживания оборудования за счёт абсолютной наблюдаемости технологических процессов позволяет сократить затраты на эксплуатацию;
поддержка проектных (расчётных) параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат;
развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов (неограниченность в количестве приёмников информации), чем при традиционных подходах.

В качестве пилотных объектов по созданию ЦУС с операционными функциями в ОАО «ФСК ЕЭС» были приняты Кузбасский и Приокский ЦУС.

Кузбасский ЦУС стал первым центром управления сетями, реализованным в рамках программы ОАО «ФСК ЕЭС» по созданию ЦУС с операционными функциями. В рамках создания инновационного ЦУС для обеспечения непрерывного оперативно-технологического управления и диспетчеризации центр оснащён современными программно-техническими комплексами, установлена видеостена для отображения схемы сетей, установлено программное обеспечение, позволяющее в оперативном режиме полностью отображать состояние выбранного диспетчером энергообъекта, получать информацию об отключениях, производимых ремонтных и профилактических мероприятиях вплоть до имён работающих на объекте монтёров. Кроме того, оборудование позволяет диспетчерам ЦУС перехватить в случае нештатной ситуации управление удалёнными объектами и в кратчайшее время принять решение для снижения времени восстановления нормальной работы оборудования.

Приокский ЦУС также создан с применением новейших технологий. Среди используемого здесь оборудования - видеостена отображения информации, состоящая из пятидесятидюймовых проекционных модулей и резервируемого высокопроизводительного видеоконтроллера, оперативно-информационный комплекс контроля режимов электрической сети и состояния коммутационных аппаратов подстанций, позволяющий оперативному персоналу ЦУС отслеживать работу оборудования и управлять им в режиме реального времени, новейшая система спутниковой связи, системы гарантированного электропитания и автоматического пожаротушения.

Владимир Пелымский, заместитель главного инженера - руководитель ситуационного аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС», Владимир Воронин, начальник, Дмитрий Кравец, начальник отдела, Магомед Гаджиев, ведущий эксперт Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»

Энергосистема представляет собой единую сеть, состоящую из источников электрической энергии – электростанций, электрических сетей, а также подстанций, которые осуществляют преобразование и распределение произведенной электроэнергии. Для управления всеми процессами производства, передачи и распределения электрической энергии существует система оперативно-диспетчерского управления .

Может включать в себя несколько предприятий разной формы собственности. Каждое из электроэнергетических предприятий имеет отдельную службу оперативно-диспетчерского управления.

Все службы отдельных предприятий управляются центральной диспетчерской системой . В зависимости от величины энергосистемы центральная диспетчерская система может разделяться на отдельные системы по регионам страны.

Энергосистемы смежных стран могут включаться на параллельную синхронную работу. Центральная диспетчерская система (ЦДС) осуществляет оперативно-диспетчерское управление межгосударственными электрическими сетями, по которым осуществляются перетоки мощностей между энергосистемами смежных стран.

Задачи оперативно-диспетчерского управления энергосистемой:

поддержание баланса между количеством производимой и потребляемой мощности в энергосистеме;

надежность электроснабжения снабжающих предприятий от магистральных сетей 220-750 кВ;

синхронность работы электростанций в пределах энергосистемы;

синхронность работы энергосистемы страны с энергосистемами смежных стран, с которыми есть связь межгосударственными линии электропередач.

Исходя из вышеперечисленного, следует, что система оперативно-диспетчерского управления энергосистемой обеспечивает ключевые задачи в энергосистеме, от выполнения которых зависит энергетическая безопасность страны.

Особенности организации процесса оперативно-диспетчерского управления энергосистемой

Организация процесса оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) в энергетике осуществляется таким образом, чтобы обеспечить распределение различных функций по нескольким уровням. При этом каждый уровень подчиняется вышестоящему.

Например, самый начальный уровень - оперативно-технический персонал, который осуществляет непосредственно операции с оборудованием в различных точках энергосистемы, подчиняется вышестоящему оперативному персоналу - дежурному диспетчеру подразделения энергоснабжающего предприятия, за которым закреплена электроустановка. Дежурный диспетчер подразделения, в свою очередь подчиняется диспетчерской службе предприятия и т.д. вплоть до центральной диспетчерской системы страны.

Процесс управления энергосистемой организован таким образом, чтобы обеспечить непрерывный контроль и управление всеми составляющими объединенной энергосистемы.

Для обеспечения нормальных условий работы как отдельных участков энергосистемы, так и энергосистемы в целом, для каждого объекта разрабатываются специальные режимы (схемы), которые следует обеспечивать в зависимости от режима работы того или иного участка электрической сети (нормальный, ремонтный, аварийный режимы).

Для обеспечения выполнения главных задач ОДУ в энергосистеме помимо оперативного управления существует такое понятие как оперативное ведение . Все операции с оборудованием на том или ином участке энергосистемы осуществляются по команде вышестоящего оперативного персонала - это процесс оперативного управления .

Выполнение операций с оборудованием в той или иной мере оказывает влияние на работу других объектов энергосистемы (изменение потребляемой или вырабатываемой мощности, снижение надежности электроснабжения, изменение значений напряжения). Следовательно, такие операции должны предварительно согласовываться, то есть выполняться с разрешения того диспетчера, который осуществляет оперативное обслуживание данных объектов.

То есть, в оперативном ведении диспетчера находится все оборудование, участки электрической сети, режим работы которых может измениться в результате операций на оборудовании смежных объектов.

Например, линия соединяет две подстанции А и Б, при этом подстанция Б получает питание от А. Отключение линии со стороны подстанции А осуществляется оперативным персоналом по команде диспетчера данной ПС. Но отключение данной линии должно производиться только по согласованию с диспетчером подстанции Б, так как данная линия находится в его оперативном ведении.

Таким образом, при помощи двух основных категорий - оперативное управление и оперативное ведение, осуществляется организация оперативно-диспетчерского управления энергосистемой и ее отдельными участками.

Для организации процесса ОДУ разрабатываются и согласовываются между собой инструкции, указания и различная документация для каждого отдельного подразделения в соответствии с уровнем, к которому относится та или иная оперативная служба. Для каждого уровня системы ОДУ имеется свой индивидуальный перечень необходимой документации.

Программное обеспечение TSF вне ядра состоит из доверяемых приложений, которые используются, чтобы реализовать функции безопасности. Обратите внимание на то, что совместно используемые библиотеки, включая модули PAM в некоторых случаях, используются доверяемыми приложениями. Однако, не существует экземпляра, где сама совместно используемая библиотека рассматривается как доверяемый объект. Доверяемые команды могут быть сгруппированы следующим образом.

• Системная инициализация
• Идентификация и аутентификация
• Сетевые приложения
• Пакетная обработка
• Управление системой
• Аудит пользовательского уровня
• Криптографическая поддержка
• Поддержка виртуальной машины

Компоненты исполнения ядра могут быть разделены на три составляющие части: основное ядро, потоки ядра и модули ядра, в зависимости от того, как они будут выполняться.

• Основное ядро включает код, который выполняется, чтобы предоставить услугу, такую как обслуживание системного вызова пользователя или обслуживание события исключения, или прерывание. Большинство скомпилированного кода ядра подпадает под эту категорию.
• Потоки ядра. Чтобы выполнить определенные стандартные задачи, такие как очистка дисковых кэшей или освобождение памяти, путем выгрузки неиспользованных страничных блоков, ядро создает внутренние процессы или потоки. Потоки запланированы точно так же, как обычные процессы, но у них нет контекста в непривилегированном режиме. Потоки ядра выполняют определенные функции языка C ядра. Потоки ядра размещены в пространстве ядра, и работают только в привилегированном режиме.
• Модуль ядра и модуль ядра драйверов устройств — фрагменты кода, которые могут быть загружены и выгружены в и из ядра по мере необходимости. Они расширяют функциональные возможности ядра без необходимости перезагружать систему. После загрузки объектный код модуля ядра может получить доступ к другому коду ядра и данным таким же образом, как статически скомпонованный код объекта ядра.

Драйвер устройства — специальный тип модуля ядра, который позволяет ядру получать доступ к аппаратным средствам, соединенным с системой. Эти устройства могут быть жесткими дисками, мониторами или сетевыми интерфейсами. Драйвер взаимодействует с остающейся частью ядра через определенный интерфейс, который позволяет ядру иметь дело со всеми устройствами универсальным способом, независимо от их базовых реализаций.

Ядро состоит из логических подсистем, которые обеспечивают различные функциональные возможности. Даже при том, что ядро — единственная исполняемая программа, различные сервисы, которые оно предоставляет, могут быть разделены и объединены в разные логические компоненты. Эти компоненты взаимодействуют, чтобы обеспечить определенные функции. Ядро состоит из следующих логических подсистем:

• Файловая подсистема и подсистема ввода-вывода : Эта подсистема реализует функции, связанные с объектами файловой системы. Реализованные функции включают те, которые позволяют процессу создавать, поддерживать, взаимодействовать и удалять объекты файловой системы. К этим объектам относятся регулярные файлы, каталоги, символьные ссылки, жесткие ссылки, файлы, специфичные для определенных типов устройств, именованные каналы и сокеты.
• Подсистема процессов : Эта подсистема реализует функции, связанные с управлением процессами и управлением потоками. Реализованные функции позволяют создавать, планировать, исполнять и удалять процессы и субъекты потоков.
• Подсистема памяти : Эта подсистема реализует функции, связанные с управлением ресурсами памяти системы. Реализованные функции включают в себя те, которые создают и управляют виртуальной памятью, включая управление алгоритмами разбивки на страницы и таблицами страниц.
• Сетевая подсистема : Эта подсистема реализует сокеты UNIX и Интернет-домена, а также алгоритмы, используемые для планирования сетевых пакетов.
• Подсистема IPC : Эта подсистема реализует функции, связанные с механизмами IPC. Реализованные функции включают в себя те, которые упрощают управляемый обмен информацией между процессами, позволяя им совместно использовать данные и синхронизировать их выполнение при взаимодействии с общим ресурсом.
• Подсистема модулей ядра : Эта подсистема реализует инфраструктуру, позволяющую поддерживать загружаемые модули. Реализованные функции включают загрузку, инициализацию и выгрузку модулей ядра.
• Расширения безопасности Linux : Расширения безопасности Linux реализуют различные аспекты безопасности, которые обеспечиваются для всего ядра, включая каркас Модуля безопасности Linux (Linux Security Module, LSM). Каркас LSM служит основой для модулей, позволяющей реализовать различные политики безопасности, включая SELinux. SELinux — важная логическая подсистема. Эта подсистема реализует функции мандатного управления доступом, чтобы добиться доступа между всеми предметами и объектами.
• Подсистема драйвера устройства : Эта подсистема реализует поддержку различных аппаратных и программных устройств через общий, не зависящий от устройств интерфейс.
• Подсистема аудита : Эта подсистема реализует функции, связанные с записью критических по отношению к безопасности событий в системе. Реализованные функции включают в себя те, которые захватывают каждый системный вызов, чтобы записать критические по отношению к безопасности события и те, которые реализуют набор и запись контрольных данных.
• Подсистема KVM : Эта подсистема реализует сопровождение жизненного цикла виртуальной машины. Она выполняет завершение инструкции, используемое для инструкций, требующих только небольших проверок. Для любого другого завершения инструкции KVM вызывает компонент пространства пользователя QEMU.
• Крипто API : Эта подсистема предоставляет внутреннюю по отношению к ядру криптографическую библиотеку для всех компонентов ядра. Она обеспечивает криптографические примитивы для вызывающих сторон.

Ядро — это основная часть операционной системы. Оно взаимодействует непосредственно с аппаратными средствами, реализует совместное использование ресурсов, предоставляет общие сервисы для приложений, и предотвращает прямой доступ приложений к аппаратно-зависимым функциям. К числу сервисов, предоставляемых ядром, относятся:

1. У правление выполнением процессов, включая операции их создания, завершения или приостановки и межпроцессоного обмена данными. Они включают:

• Равнозначное планирование процессов для выполнения на ЦП.
• Разделение процессов в ЦП с использованием режима разделения по времени.
• Выполнение процесса в ЦП.
• Приостановка ядра по истечениии отведенного ему кванта времени.
• Выделение времени ядра для выполнения другого процесса.
• Перепланирование времени ядра для выполнения приостановленного процесса.
• Управление метаданными, связанными с безопасностью процесса, такими как идентификаторы UID, GID, метки SELinux, идентификаторы функциональных возможностей.

2. Выделение оперативной памяти для исполняемого процесса. Данная операция включает в себя:

• Разрешение, выдаваемое ядром для процессов, на совместное использование части их адресного пространства при определенных условиях; однако, при этом ядро защает собственное адресное пространство процесса от внешнего вмешательства.
• Если система испытывает нехватку свободной памяти, ядро освобождает память путем записи процесса временно в память второго уровня или раздел подкачки.
• Согласованное взаимодействие с аппаратными средствами машины, чтобы установить отображение виртуальных адресов на физические адреса, которое устанавливает соответствие между адресами, сгенерированными компилятором, и физическими адресами.

3. Обслуживание жизненного цикла виртуальных машин, которое включает:

• Установление ограничений для ресурсов, сконфигурированных приложением эмуляции для данной виртуальной машины.
• Запуск программного кода виртуальной машины на исполнение.
• Обработка завершения работы виртуальных машин или путем завершения инструкции или задержкой завершения инструкции для эмуляции пространства пользователя.

4. Обслуживание файловой системы. Это включает в себя:

• Выделение вторичной памяти для эффективного хранения и извлечения пользовательских данных.
• Выделение внешней памяти для пользовательских файлов.
• Утилизация неиспользованного пространства для хранения данных.
• Организация структуры файловой системы (использование понятных принципов структурирования).
• Защита пользовательских файлов от несанкционированного доступа.
• Организация контролируемого доступа процессов к периферийным устройствам, таким как терминалы, лентопротяжные устройства, дисководы и сетевые устройства.
• Организация взаимного доступа к данным для субъектов и объектов, предоставление управляемого доступа, основанного на политике DAC и любой другой политике, реализуемой загруженной LSM.

Ядро Linux относится к типу ядер ОС, реализующих планирование с вытеснением задач. В ядрах, не обладающих такой возможностью, выполнение кода ядра продолжается до завершения, т.е. планировщик не способен к перепланированию задачи в то время, когда она находится в ядре. Кроме того, планирование исполнения кода ядра осуществляется совместно, без вытесняющего планирования, и исполнение этого кода продолжается до момента завершения и возврата к пространству пользователя, либо до явной блокировки. В вытесняющих ядрах возможно выгрузить задачу в любой точке, пока ядро находится в состоянии, в котором безопасно выполнять перепланирование.

Диспетчерское технологическое управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций технологического управления между уровнями, а также строгую подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.
Все органы диспетчерского технологического управления, независимо от форм собственности соответствующего субъекта рынка, входящего в состав энергосистемы (ОЭС, ЕЭС), должны подчиняться командам (указаниям) вышестоящего технологического диспетчера.
Предусматриваются две категории оперативной подчиненности:
оперативное управление и оперативное ведение.
В оперативном управлении соответствующего диспетчера должны находиться силовое оборудование и средства управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного диспетчерского персонала и согласованного выполнения операций на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
В оперативном ведении диспетчера должны находиться силовое
оборудование и средства управления, состояние и режим которых
влияют на режим работы соответствующей энергосистемы (ОЭС, ЕЭС). Операции с таким оборудованием и средствами управления
должны проводиться с разрешения соответствующего диспетчера.
Действующими правилами и инструкциями предусматривается,
что все элементы ЭЭС (оборудование, аппаратура, устройства автоматики и средства управления) находятся в оперативном управлении и ведении диспетчеров и старшего дежурного персонала разных ступеней управления.
Термином оперативное управление обозначается вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС производятся только по распоряжению соответствующего диспетчера (старшего дежурного персонала), в управлении которого это оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала.
Термином оперативное ведение обозначается вид оперативной
подчиненности, если операции с тем или иным оборудованием ЭЭС
выполняются с ведома (по разрешению) соответствующего диспетчера, в чьем ведении это оборудование находится.
Предусматривается оперативное ведение двух уровней. В оперативном ведении 1 уровня находится оборудование, операции с которым проводятся по согласованию или с уведомлением вышестоящего диспетчера или диспетчера того же уровня.
В оперативном ведении II уровня находится оборудование, состояние которого или операции с которым оказывают влияние на
режим работы определенной части электрической сети. Операции с
этим оборудованием проводятся по согласованию с вышестоящим
диспетчером и уведомлением заинтересованных диспетчеров.
Каждый элемент ЭЭС может находиться в оперативном управлении диспетчера не только одной ступени, но и в ведении нескольких
диспетчеров одной или разных ступеней управления. Разделение оборудования, средств автоматизации и управления между ступенями территориальной иерархии по видам управления характеризует не только распределение функций управления между ступенями территориальной иерархии на временном уровне оперативного управления, но в значительной мере определяет распределение функций на других временных уровнях.
Наряду с этим при оперативном управлении, а в отдельных случаях и при планировании режимов предусматривается подчинение по определенному кругу вопросов одного из подразделений другому, находящемуся на том же уровне управления. Так, диспетчеру
одной из энергосистем может быть поручено оперативное управление ЛЭП, связывающей данную энергосистему с соседней. Таким образом организуется разгрузка диспетчера ОДУ путем передачи диспетчерам энергосистем части функций, выполнение которых возможно на этом уровне.
Все оборудование ЭЭС, обеспечивающее производство и распределение электроэнергии, находится в оперативном ведении дежурного диспетчера энергосистемы или непосредственно подчиненного ему оперативного персонала (начальники смен электростанций; диспетчеры электрических и тепловых сетей, дежурный персонал подстанций (ПС) и т.д.). Перечни оборудования, находящегося в оперативном
управлении и ведении, утверждаются главными диспетчерами ЦДУ
ЕЭС России, ОДУ ОЭС и ЦДС энергосистем соответственно.


В оперативном управлении диспетчера энергосистемы находится основное оборудование, проведение операций с которым требует
координации действий дежурного персонала энергопредприятий (энергообъектов) или согласованных изменений в РЗ и автоматике
нескольких объектов.
Оперативное управление энергетическими объектами, играющими особо важную роль в объединении или в ЕЭС, в виде исключения может быть поручено не диспетчеру энергосистемы, а диспетчеру ОДУ или ЦДУ ЕЭС.
В оперативном ведении дежурного диспетчера ОДУ находятся
суммарная рабочая мощность и резерв мощности энергосистем, электростанции и агрегаты большой мощности, межсистсмные связи и объекты основных сетей, влияющих на режим ОЭС. В оперативное
управление диспетчера ОДУ передается оборудование, операции с
которыми требуют координации действий дежурных диспетчеров
энергосистем.
В ведении дежурного диспетчера ЦДУ ЕЭС – высшего оперативного руководителя ЕЭС – находятся суммарная рабочая мощность и резерв мощности ОЭС, электрические связи между объединениями, а также важнейшие связи внутри ОЭС и объекты, режим которых решающим образом влияет на режим ЕЭС.
В оперативном управлении диспетчера ЦДУ ЕЭС находятся основные связи между ОЭС и некоторые объекты общесистемного значения.
Принцип оперативной подчиненности распространяется не только на основное оборудование и аппаратуру, но и на РЗ соответствующих объектов, линейную и противоаварийную автоматику, средства и системы автоматического регулирования нормального режима, а также средства диспетчерского и технологического управления, используемые оперативным персоналом.
Дежурные диспетчеры АО-энерго, ОДУ и ЦДУ ЕЭС – высшие оперативные руководители соответственно энергосистемы, объединения и ЕЭС в целом. Оборудование, находящееся в оперативном ведении или управлении диспетчера соответствующего звена, не может быть выведено из работы или резерва, а также включено в работу без разрешения или указания диспетчера. Распоряжения административного руководства энергообъектов и энергосистем по вопросам, относящимся к компетенции диспетчеров, могут выполняться оперативным персоналом только с разрешения оперативного
дежурного высшего звена.
Высшее звено (ЦДУ ЕЭС) осуществляет круглосуточное оперативное руководство параллельной работой ОЭС и непрерывное регулирование режима ЕЭС. Среднее звено (ОДУ) ведет режим объединения и управляет параллельной работой энергосистем. Диспетчерская служба энергосистемы управляет режимом энергосистемы, обеспечивая согласованную работу всех входящих в нее энергетических объектов.
При работе ЭЭС в составе ОЭС в полной мере сохраняется ответственность энергосистем за использование мощности электростанций, обеспечение максимальной располагаемой мощности и расширение диапазона регулирования. При этом располагаемая мощность и регулировочные возможности определяются условиями покрытия нагрузок ОЭС с учетом пропускной способности межсистемных связей.
Основная ответственность за поддержание нормальной частоты возлагается на высшего оперативного руководителя ЕЭС-диспетчера ПДУ ЕЭС. Диспетчеры ОДУ и энергосистем обеспечивают поддержание заданных соответственно ЦДУ ЕЭС и ОДУ графиков перетоков мощности между ОЭС и энергосистемами, выполнение указаний по изменению перетоков в целях поддержания
нормальной частоты при изменении баланса мощностей. Ответственность за поддержание частоты разделяют также диспетчеры ОДУ и энергосистем в части обеспечения заданного вращающегося резерва мощности, а при автоматическом регулировании частоты и активной мощности – в части использования автоматических систем и устройств, привлекаемых к автоматическому регулированию и для поддержания требуемого регулировочного диапазона на электростанциях.
Управление режимом основных электрических сетей по напряжению осуществляется согласованными действиями персонала соответствующих ступеней диспетчерского управления. Диспетчеры
ЦДУ ЕЭС и ОДУ поддерживают уровни напряжения в соответствующих точках основной электрической сети, определенных инструкциями.
При временном дефиците мощности или электроэнергии в ЕЭС продолжительность ограничений нагрузки или электропотребления
устанавливается ЦДУ ЕЭС и согласовывается с руководством РАО «ЕЭС России»; распоряжения о вводе ограничений диспетчер ЦДУ
Дает диспетчерам ОДУ, а последние – диспетчерам энергосистем.
Высшее звено оперативного управления (ЦДУ ЕЭС) разрабатывает и утверждает основные инструкции по ведению режима и оперативному управлению, обязательные для оперативного персонала ОДУ и объектов, непосредственно подчиненных ЦДУ. Территориальные ОДУ по своим объединениям разрабатывают инструкции, находящиеся в соответствии с общими положениями инструкций
ЦДУ и служащие, в свою очередь, основой для разработки ЦДС местных инструкций, учитывающих особенности структуры и режима энергосистем.