คำอธิบาย:

การปรับปรุงประสิทธิภาพ
การจัดการเครือข่ายการจัดจำหน่าย

V. E. Vorotnitsky, แพทย์เทคนิค. วิทย์, ศาสตราจารย์, รองผู้อำนวยการฝ่ายวิจัย, JSC VNIIE

งานหลักในการจัดการเครือข่ายไฟฟ้าในสภาวะตลาด

สร้างความมั่นใจว่าฟังก์ชันโครงสร้างพื้นฐานทางเทคโนโลยีของโครงข่ายไฟฟ้าในแง่ของโอกาสที่เท่าเทียมกันสำหรับการใช้งานโดยผู้เข้าร่วมทั้งหมดในตลาดไฟฟ้า

ดูแลการทำงานของอุปกรณ์โครงข่ายไฟฟ้าที่เสถียรและปลอดภัย การจ่ายไฟให้กับผู้บริโภคที่เชื่อถือได้ และคุณภาพของไฟฟ้าที่ตรงตามข้อกำหนดที่กำหนดโดยกฎข้อบังคับ และดำเนินมาตรการเพื่อให้แน่ใจว่าหน่วยงานอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าปฏิบัติตามสัญญาที่ตกลงกันไว้เกี่ยวกับไฟฟ้า ตลาด;

ดูแลเงื่อนไขสัญญาสำหรับการจัดหาไฟฟ้าให้กับผู้เข้าร่วมตลาดไฟฟ้า

ตรวจสอบให้แน่ใจว่าผู้เข้าร่วมตลาดไฟฟ้าสามารถเข้าถึงเครือข่ายไฟฟ้าโดยไม่เลือกปฏิบัติ โดยอยู่ภายใต้การปฏิบัติตามกฎของตลาด กฎทางเทคโนโลยีและขั้นตอน หากการเชื่อมต่อดังกล่าวเป็นไปได้ในทางเทคนิค

การลดข้อจำกัดทางเทคนิคของเครือข่ายให้เหลือน้อยที่สุดภายในขอบเขตที่สมเหตุสมผลทางเศรษฐกิจ

การลดต้นทุนการส่งและการจ่ายไฟฟ้าผ่านการแนะนำเทคโนโลยีขั้นสูงสำหรับการบำรุงรักษาและซ่อมแซมอุปกรณ์โครงข่ายไฟฟ้า อุปกรณ์ใหม่ และมาตรการประหยัดพลังงาน

วัตถุประสงค์ของบทความคือการพิจารณา:

งานหลักในการจัดการเครือข่ายไฟฟ้าในสภาวะตลาด

ลักษณะทั่วไปของเครือข่ายการกระจาย 0.38–110 kV ในรัสเซีย

เงื่อนไขทางเทคนิคของเครือข่ายการจัดจำหน่าย สิ่งอำนวยความสะดวก และระบบสำหรับการจัดการ

แนวโน้มและแนวโน้มการพัฒนา:

ก) เทคโนโลยีสารสนเทศดิจิทัล

ข) เทคโนโลยีสารสนเทศขั้นพื้นฐาน

c) เทคโนโลยีสารสนเทศทางภูมิศาสตร์

d) ระบบอัตโนมัติสำหรับการจัดการการดำเนินงานและเทคโนโลยีของเครือข่ายการจัดจำหน่ายของบริษัทและระบบย่อยหลัก

จ) วิธีการแบ่งเครือข่ายการกระจาย;

ปัญหาในการสร้างกรอบการกำกับดูแลสำหรับระบบอัตโนมัติของการจัดการเครือข่ายการกระจาย

ลักษณะทั่วไปของเครือข่ายไฟฟ้าจำหน่ายในรัสเซีย

เครือข่ายไฟฟ้าในชนบท

ความยาวรวมของเครือข่ายไฟฟ้าที่มีแรงดันไฟฟ้า 0.4–110 kV ในพื้นที่ชนบทของรัสเซียอยู่ที่ประมาณ 2.3 ล้านกม. รวมถึงสายที่มีแรงดันไฟฟ้า:

0.4 kV - 880 พัน km

6–10 kV - 1,150,000 km

35 kV - 160,000 km

110 kV - 110,000 km

513,000 สถานีไฟฟ้าย่อย 6–35/0.4 kV ที่มีความจุรวมประมาณ 90 ล้าน kVA ได้รับการติดตั้งในกริด

เครือข่ายไฟฟ้าของเมือง

ความยาวรวมของเครือข่ายไฟฟ้าในเมืองที่มีแรงดันไฟฟ้า 0.4–10 kV คือ 0.9 ล้านกม. รวมถึง:

สายเคเบิล 0.4 kV - 55,000 km

เส้นค่าใช้จ่าย 0.4 kV - 385,000 km

สายเคเบิล 10 kV - 160,000 km

เส้นเหนือศีรษะ 10 kV - 90,000 km

เส้นค่าใช้จ่ายแสงกลางแจ้ง - 190,000 km

เส้นค่าใช้จ่ายแสงกลางแจ้ง - 20,000 km

มีการติดตั้งสถานีหม้อแปลงไฟฟ้าประมาณ 290,000 สถานีขนาด 6-10 kV ที่มีความจุ 100–630 kVA ในเครือข่าย

เงื่อนไขทางเทคนิคของเครือข่ายไฟฟ้าวิธีการและระบบสำหรับการควบคุม

อุปกรณ์เครือข่ายไฟฟ้า

ประมาณ 30-35% ของสายโสหุ้ยและสถานีย่อยของหม้อแปลงไฟฟ้าใช้ระยะเวลามาตรฐานแล้ว ภายในปี 2010 ตัวเลขนี้จะถึง 40% หากความเร็วของการสร้างใหม่และอุปกรณ์ทางเทคนิคของเครือข่ายไฟฟ้ายังคงเหมือนเดิม

เป็นผลให้ปัญหาเกี่ยวกับความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟรุนแรงขึ้น

ระยะเวลาเฉลี่ยของการหยุดทำงานของผู้บริโภคคือ 70-100 ชั่วโมงต่อปี ในประเทศอุตสาหกรรม มีการกำหนดทางสถิติว่าเป็นแหล่งจ่ายไฟ "ดี" เมื่อระยะเวลารวมของการหยุดชะงักสำหรับเครือข่ายแรงดันไฟฟ้าปานกลางในระหว่างปีอยู่ในช่วง 15–60 นาทีต่อปี ในเครือข่ายไฟฟ้าแรงต่ำ ตัวเลขเหล่านี้จะสูงขึ้นเล็กน้อย

จำนวนความเสียหายโดยเฉลี่ยที่ทำให้เกิดการตัดการเชื่อมต่อของสายไฟฟ้าแรงสูงที่มีแรงดันไฟฟ้าสูงถึง 35 kV คือ 170–350 ต่อ 100 กม. ของสายต่อปี ซึ่ง 72% นั้นไม่เสถียรและเปลี่ยนเป็นเฟสเดียว

การป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ

จากการดำเนินงานในเครือข่ายการกระจายสินค้าของรัสเซียในปัจจุบันมีอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ (RPA) ประมาณ 1, 200 พันอุปกรณ์ประเภทต่าง ๆ ส่วนแบ่งหลักคืออุปกรณ์ไฟฟ้า, ไมโครอิเล็กทรอนิกส์หรืออุปกรณ์ที่ใช้ไมโครอิเล็กทรอนิกส์บางส่วน

ด้วยอายุการใช้งานมาตรฐานของอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์เท่ากับ 12 ปี ประมาณ 50% ของชุดป้องกันรีเลย์ทั้งหมดมีอายุการใช้งานมาตรฐาน

งานในมือของระดับอุปกรณ์ RPA ที่ผลิตในประเทศเมื่อเปรียบเทียบกับอุปกรณ์ RPA ของผู้ผลิตชั้นนำจากต่างประเทศคือ 15-20 ปี

เช่นเคยมากกว่า 40% ของกรณีการทำงานที่ไม่เหมาะสมของอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์และอุปกรณ์อัตโนมัติเกิดขึ้นเนื่องจากสภาพที่ไม่น่าพอใจของอุปกรณ์และข้อผิดพลาดของบุคลากรของบริการป้องกันรีเลย์ระหว่างการบำรุงรักษา

ควรสังเกตว่าไม่ใช่ทุกอย่างที่ปลอดภัยด้วยความน่าเชื่อถือของการป้องกันรีเลย์ ไม่เพียงแต่ในรัสเซีย แต่ยังรวมถึงในประเทศอุตสาหกรรมบางประเทศด้วย

โดยเฉพาะอย่างยิ่งในการประชุมระหว่างประเทศเกี่ยวกับเครือข่ายการจัดจำหน่าย (CIRED) ในปี 2544 พบว่าในเครือข่ายไฟฟ้าของนอร์เวย์ความเสียหายประจำปีจากการกระทำที่ไม่ถูกต้องของระบบป้องกันและควบคุมมีมูลค่าประมาณ 4 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ในเวลาเดียวกัน 50% ของการเตือนที่ผิดพลาดเกี่ยวกับการป้องกันตกอยู่ที่ส่วนแบ่งของอุปกรณ์ป้องกันและควบคุม ในจำนวนนี้ มากกว่า 50% - มีข้อผิดพลาดระหว่างการตรวจสอบและทดสอบอุปกรณ์ และมีเพียง 40% เนื่องจากความเสียหาย

ในประเทศแถบสแกนดิเนเวียอื่นๆ อัตราความเสียหายของอุปกรณ์ป้องกันการถ่ายทอดจะลดลง 2-6 เท่า

อุปสรรคสำคัญต่อระบบอัตโนมัติในวงกว้างของระบบไฟฟ้าคืออุปกรณ์ไฟฟ้าหลักไม่พร้อมสำหรับสิ่งนี้

ระบบรวบรวมและส่งข้อมูล สารสนเทศ และระบบคอมพิวเตอร์

อุปกรณ์ telemechanics และชุดเซ็นเซอร์มากกว่า 95% ใช้งานมานานกว่า 10-20 ปี วิธีการและระบบการสื่อสารส่วนใหญ่เป็นแบบแอนะล็อก ทางศีลธรรมและทางกายภาพ ไม่ตรงตามข้อกำหนดที่จำเป็นสำหรับความแม่นยำ ความน่าเชื่อถือ ความน่าเชื่อถือ และความเร็ว

ในห้องควบคุมส่วนใหญ่ของเครือข่ายไฟฟ้าเขต (RES) และองค์กรโครงข่ายไฟฟ้า (PES) พื้นฐานทางเทคนิคของระบบควบคุมอัตโนมัติคือคอมพิวเตอร์ส่วนบุคคลที่ไม่ตรงตามข้อกำหนดของการตรวจสอบและควบคุมเทคโนโลยีอย่างต่อเนื่อง อายุการใช้งานของคอมพิวเตอร์ส่วนบุคคลที่ทำงานในโหมดต่อเนื่องไม่เกิน 5 ปี และระยะเวลาที่ล้าสมัยจะสั้นลงอีก สำหรับระบบควบคุมการควบคุมดูแลอัตโนมัติ (ASCS) ของเครือข่ายไฟฟ้า จำเป็นต้องใช้คอมพิวเตอร์พิเศษที่ทำงานได้อย่างน่าเชื่อถือในโหมดต่อเนื่อง พร้อมด้วยเครื่องมือควบคุมกระบวนการ

ต้องมีใบอนุญาตอย่างกว้างขวางสำหรับซอฟต์แวร์ระบบ Microsoft, ORACLE ฯลฯ ที่ใช้ในเครือข่ายไฟฟ้า

ซอฟต์แวร์แอปพลิเคชัน (เทคโนโลยี) (SCADA-DMS) ในเครือข่ายไฟฟ้าจำนวนมากยังล้าสมัยอย่างเห็นได้ชัด ไม่ตรงตามข้อกำหนดสมัยใหม่ทั้งในแง่ของฟังก์ชันและปริมาณข้อมูลที่ประมวลผล

โดยเฉพาะอย่างยิ่ง ระบบควบคุมอัตโนมัติที่มีอยู่สำหรับ PES และ RES ให้บริการข้อมูลแก่บุคลากรเป็นหลัก และในทางปฏิบัติไม่ได้แก้ปัญหาของการจัดการการปฏิบัติงานของระบบไฟฟ้า การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงานและการซ่อมแซมการบำรุงรักษาเครือข่ายไฟฟ้า

ระบบควบคุมแรงดันไฟฟ้า

การควบคุมแรงดันไฟบนโหลดในศูนย์พลังงานเครือข่ายการกระจายและการสวิตช์ปิดการกระตุ้น (ด้วยการตัดการเชื่อมต่อของหม้อแปลง) ในสถานีไฟฟ้าย่อยขนาด 6-10 kV แทบจะไม่ได้ใช้งานหรือใช้เป็นระยะๆ เนื่องจากผู้บริโภคบ่นเกี่ยวกับระดับแรงดันไฟต่ำในช่วงชั่วโมงเร่งด่วน

ผลที่ได้คือที่จุดห่างไกลทางไฟฟ้าที่แยกจากกันของเครือข่ายไฟฟ้า 0.38 kV ในพื้นที่ชนบท ระดับแรงดันไฟฟ้าจะอยู่ที่ 150–160 V แทนที่จะเป็น 220 V

ในสถานการณ์เช่นนี้ ตลาดไฟฟ้าสามารถกำหนดมาตรการคว่ำบาตรอย่างร้ายแรงต่อบริษัทโครงข่ายจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับความน่าเชื่อถือและคุณภาพของการจ่ายไฟฟ้าแก่ผู้บริโภค หากคุณไม่เตรียมการล่วงหน้า ในอนาคตอันใกล้นี้ บริษัทเครือข่ายจะประสบความสูญเสียอย่างร้ายแรง ซึ่งจะทำให้สถานการณ์แย่ลงไปอีก

ระบบวัดแสงไฟฟ้า

ศูนย์พลังงานเครือข่ายการกระจายส่วนใหญ่ (ประมาณ 80%) และประมาณ 90% ของผู้บริโภคที่อยู่อาศัยมีความล้าสมัยทางศีลธรรมและร่างกาย ซึ่งมักจะหมดอายุการสอบเทียบและวันที่ให้บริการ เครื่องวัดการเหนี่ยวนำหรืออิเล็กทรอนิกส์ของรุ่นแรก ให้ความเป็นไปได้ของการอ่านด้วยตนเองเท่านั้น .

ผลที่ได้คือการเพิ่มขึ้นของการสูญเสียไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในเครือข่ายไฟฟ้า ด้วยการสูญเสียไฟฟ้าทั้งหมดในเครือข่ายไฟฟ้าของรัสเซียประมาณ 107 พันล้าน kWh ต่อปี เครือข่ายการกระจาย 110 kV และต่ำกว่าคิดเป็น 85 พันล้าน kWh ซึ่งการสูญเสียเชิงพาณิชย์ตามการประมาณการขั้นต่ำจำนวน 30 พันล้าน kWh ต่อปี

หากในช่วงปลายยุค 80 ของศตวรรษที่ 20 การสูญเสียไฟฟ้าสัมพัทธ์ในเครือข่ายไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไม่เกิน 13–15% ของการจ่ายไฟฟ้าไปยังเครือข่ายแล้วในปัจจุบันพวกเขาถึงระดับ 20–25 % สำหรับระบบไฟฟ้าส่วนบุคคล และ 30–40 สำหรับแต่ละ TPP % และสำหรับ RES บางส่วนแล้วเกิน 50% แล้ว

ในประเทศที่พัฒนาแล้วในยุโรป การสูญเสียไฟฟ้าสัมพัทธ์ในเครือข่ายไฟฟ้าอยู่ที่ระดับ 4-10%: ในสหรัฐอเมริกา - ประมาณ 9%, ญี่ปุ่น - 5%

ตามพระราชกฤษฎีกาของรัฐบาลสหพันธรัฐรัสเซียว่าด้วยการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับพลังงานไฟฟ้า, กฎของตลาดค้าส่งและร่างกฎของตลาดค้าปลีกสำหรับช่วงเปลี่ยนผ่าน, การสูญเสียไฟฟ้ามาตรฐานในเครือข่ายไฟฟ้า (และสิ่งนี้ ไม่เกิน 10-12% ของการจัดหาเครือข่าย) สามารถรวมอยู่ในต้นทุนของบริการส่งไฟฟ้า ไฟฟ้า และจะถูกจ่ายโดยหน่วยงานในตลาด และ บริษัท กริดจะต้องซื้อการสูญเสียไฟฟ้าส่วนเกินเพื่อชดเชย

สำหรับบางบริษัทที่ขาดทุน 20-25% หมายความว่ามากกว่าครึ่งหนึ่งของการสูญเสียที่รายงานจะเป็นการสูญเสียทางการเงินโดยตรงหลายร้อยล้านรูเบิลต่อปี

ทั้งหมดนี้ต้องใช้วิธีการใหม่เชิงคุณภาพในการวัดค่าไฟฟ้าทั้งในเครือข่ายไฟฟ้าและโดยผู้บริโภค อย่างแรกเลยคือ การทำบัญชีอัตโนมัติ การคำนวณอัตโนมัติและการวิเคราะห์ยอดคงเหลือไฟฟ้า การตัดการเชื่อมต่อแบบเลือกของผู้บริโภคที่ไม่จ่ายเงิน ฯลฯ

กรอบการกำกับดูแลเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการพัฒนาเครือข่ายจำหน่ายไฟฟ้าและระบบควบคุม

กรอบการกำกับดูแลแทบจะไม่ได้รับการปรับปรุงตั้งแต่กลางทศวรรษ 1980 และต้นทศวรรษ 1990 วันนี้ เอกสารกำกับดูแลสาขาประมาณ 600 ฉบับจำเป็นต้องมีการแก้ไข

เอกสารพื้นฐานจำนวนมากซึ่งโดยหลักแล้วคือกฎสำหรับการติดตั้งระบบไฟฟ้า กฎสำหรับการดำเนินการทางเทคนิคไม่ได้รับการยินยอมจากกระทรวงยุติธรรมของสหพันธรัฐรัสเซียและในสาระสำคัญได้หยุดบังคับใช้แล้ว

จนถึงขณะนี้ กฎใหม่สำหรับการใช้ไฟฟ้ายังไม่ได้รับการตกลงกับกระทรวงยุติธรรมแห่งสหพันธรัฐรัสเซียเดียวกัน ประมวลกฎหมายอาญาของสหพันธรัฐรัสเซียไม่มีแนวคิดเรื่อง "การขโมยไฟฟ้า" ซึ่งทำให้เกิดความเสียหายต่อวัสดุอย่างมากต่ออุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า ปริมาณการขโมยไฟฟ้าเพิ่มขึ้นและจะเติบโตอย่างเป็นรูปธรรมตามอัตราค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น เพื่อหยุดสิ่งนี้ เราไม่เพียงต้องการความพยายามของวิศวกรไฟฟ้าเท่านั้น แต่ยังต้องการความช่วยเหลือทางกฎหมายจากรัฐด้วย ขออภัย ความช่วยเหลือนี้ไม่เพียงพอเสมอไป โดยเฉพาะอย่างยิ่งด้วยการมีผลบังคับใช้ของกฎหมายของสหพันธรัฐรัสเซีย "ในระเบียบทางเทคนิค" สถานะของ GOST จะลดลงอย่างรวดเร็วซึ่งสำหรับประเทศเช่นรัสเซียสามารถสร้างและกำลังสร้างปัญหาที่สำคัญอยู่แล้ว ประเด็นหลักคือการขาดนโยบายทางเทคนิคแบบครบวงจรในการพัฒนาและจัดการเครือข่ายการจัดจำหน่าย

การจัดหาเงินทุนสำหรับการพัฒนานี้และการสนับสนุนทางวิทยาศาสตร์ไม่เพียงพออย่างชัดเจนและดำเนินการตามหลักการคงเหลือ กว่าทศวรรษของวิกฤตการณ์ในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าของรัสเซียได้ทำให้สถานการณ์เลวร้ายลงอย่างมาก การปฏิรูปการจัดการอุตสาหกรรมพลังงานที่เริ่มขึ้นในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมาได้ส่งผลกระทบต่อเครือข่ายแกนหลักขนาด 220 kV ขึ้นไป ซึ่งมีปัญหามากมายเช่นกัน แต่ไม่มากเท่ากับที่สะสมในเครือข่ายการจำหน่าย

ความหวังสำหรับกิจกรรมของนักลงทุนในประเทศและชาวตะวันตกและการนำเทคโนโลยีตะวันตกมาใช้ในการจัดการเครือข่ายการจำหน่ายในประเทศมีแนวโน้มมากที่สุดเนื่องจากข้อเท็จจริงที่ว่ากฎหมายของรัสเซีย, ความคิด, สภาพภูมิอากาศ, คุณสมบัติของการสร้างเครือข่าย (การแตกแขนงและความยาวขนาดใหญ่, อื่น ๆ อุปกรณ์เครือข่าย ไฟฟ้าคุณภาพต่ำ รบกวนระดับสูง ฯลฯ ) ระบบควบคุมและซอฟต์แวร์แตกต่างจากต่างประเทศอย่างมาก ถูกต้องกว่าที่จะมุ่งเน้นจุดแข็งของตนเองโดยคำนึงถึงประสบการณ์ในประเทศและต่างประเทศที่ดีที่สุด มีข้อกำหนดเบื้องต้นทั้งหมดสำหรับสิ่งนี้ ซึ่งเห็นได้จากแนวโน้มที่เกิดขึ้นใหม่ในโลก รวมถึงระบบและเครือข่ายพลังงานภายในประเทศขั้นสูง

ในช่วงกลางทศวรรษ 1980 และต้นทศวรรษ 1990 JSC VNIIE ได้พัฒนาเอกสารทั้งชุดเกี่ยวกับการสร้างและพัฒนาระบบควบคุมอัตโนมัติสำหรับ PES และ RES แน่นอนว่าเอกสารเหล่านี้ล้าสมัยและต้องมีการแก้ไข

แนวโน้มและแนวโน้มการพัฒนา

เทคโนโลยีดิจิทัลและสารสนเทศ

แนวโน้มระดับโลกในการพัฒนาระบบควบคุมนั้นเชื่อมโยงอย่างแยกไม่ออกกับการเปลี่ยนผ่านไปสู่เทคโนโลยีดิจิทัล ซึ่งให้ความสามารถในการสร้างระบบลำดับชั้นแบบบูรณาการ ในเวลาเดียวกัน เครือข่ายไฟฟ้าแบบกระจายในระบบเหล่านี้เป็นลิงค์แบบลำดับชั้นที่ต่ำกว่า ซึ่งเชื่อมโยงอย่างแยกไม่ออกกับระดับบนของการจัดการ

พื้นฐานสำหรับการเปลี่ยนผ่านสู่เทคโนโลยีดิจิทัลคืออุปกรณ์ทางเทคนิคใหม่และความทันสมัยของระบบสื่อสารและโทรคมนาคมด้วยปริมาณและความเร็วของการถ่ายโอนข้อมูลที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว การเปลี่ยนไปใช้ระบบควบคุมแบบบูรณาการแบบดิจิทัลจะกำหนดโดยขั้นตอนการใช้งาน Unified Digital Communication System ในภาคพลังงาน และจะใช้เวลาอย่างน้อย 10-15 ปี

ในปีสุดท้ายของศตวรรษที่ 20 ผู้เชี่ยวชาญชั้นนำของโลกในสาขาโทรคมนาคมเสนอวิทยานิพนธ์ว่า "ศตวรรษที่ 20 เป็นศตวรรษแห่งพลังงาน และศตวรรษที่ 21 เป็นศตวรรษแห่งสารสนเทศ" ในเวลาเดียวกัน คำใหม่ก็ปรากฏขึ้น: "การสื่อสารข้อมูล" ซึ่งรวม "สารสนเทศ" และ "โทรคมนาคม" ฉันคิดว่ามันถูกต้องกว่าที่จะบอกว่าศตวรรษที่ 21 จะเป็นศตวรรษของทั้งพลังงานและการสื่อสารข้อมูลโดยอิงจากข้อมูลที่ทันสมัยและเทคโนโลยีดิจิทัล

แนวโน้มที่สำคัญที่สุดในการพัฒนาเครือข่ายสารสนเทศคือ:

เพิ่มความน่าเชื่อถือและอายุการใช้งานของเครือข่ายโทรคมนาคม

การพัฒนาวิธีการพยากรณ์การพัฒนาโทรคมนาคมในภูมิภาคขึ้นอยู่กับปริมาณการใช้ไฟฟ้า

การสร้างระบบการจัดการข้อมูลและสภาพแวดล้อมการสื่อสาร

ควบคู่ไปกับการพัฒนาเครือข่ายดิจิทัล การนำเทคโนโลยีโทรคมนาคมสมัยใหม่มาใช้ เทคโนโลยีใยแก้วนำแสงเป็นหลัก

แนะนำในหลายประเทศที่เรียกว่าเทคโนโลยี PLC สำหรับการใช้เครือข่ายไฟฟ้า 0.4–35 kV สำหรับการส่งข้อมูลใด ๆ จากสถานีย่อย องค์กรพลังงาน สถานประกอบการอุตสาหกรรม เพื่อตรวจสอบและจัดการการใช้พลังงานในชีวิตประจำวัน รวมถึงการแก้ปัญหา AMR ข้อมูล รองรับกิจกรรมของสมาชิกเครือข่ายไฟฟ้า 0.4–35 kV;

การใช้สิ่งอำนวยความสะดวกด้านการสื่อสารเพื่อคุ้มครองสิ่งอำนวยความสะดวกด้านไฟฟ้า, กล้องวงจรปิด

เทคโนโลยีสารสนเทศขั้นพื้นฐาน

หนึ่งในคุณสมบัติหลักของระบบควบคุมอัตโนมัติที่ทันสมัยคือการรวม (การรวม) ของผลิตภัณฑ์ซอฟต์แวร์จำนวนมากไว้ในพื้นที่ข้อมูลเดียว

ในปัจจุบัน เทคโนโลยีการรวมที่ใช้เทคโนโลยีอินเทอร์เน็ตและมาตรฐานแบบเปิดกำลังพัฒนาอย่างรวดเร็ว ซึ่งช่วยให้:

สร้างโครงสร้างพื้นฐานทางเทคนิคสำหรับการออกแบบแอปพลิเคชันและความสามารถในการพัฒนาระบบเป็นเวลานาน

ให้ความสามารถในการผสานรวมผลิตภัณฑ์จากบริษัทต่างๆ เช่น Microsoft, ORACLE, IBM เป็นต้น

ตรวจสอบให้แน่ใจถึงความเป็นไปได้ในการรวมผลิตภัณฑ์ที่มีอยู่อย่างสม่ำเสมอโดยไม่มีการเปลี่ยนแปลงที่สำคัญและการตั้งโปรแกรมใหม่

ตรวจสอบความสามารถในการปรับขนาดและการพกพาของซอฟต์แวร์เพื่อทำซ้ำในองค์กรของบริษัท

เทคโนโลยีสารสนเทศภูมิศาสตร์

การพัฒนาอย่างรวดเร็วของเทคโนโลยีคอมพิวเตอร์และโทรคมนาคม ระบบนำทางด้วยดาวเทียม การทำแผนที่ดิจิทัล ความสำเร็จของไมโครอิเล็กทรอนิกส์และความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีอื่น ๆ การปรับปรุงอย่างต่อเนื่องของซอฟต์แวร์มาตรฐานและซอฟต์แวร์ประยุกต์และการสนับสนุนข้อมูลสร้างข้อกำหนดเบื้องต้นสำหรับแอปพลิเคชันที่กว้างขึ้นและการพัฒนาคุณภาพใหม่ สาขาความรู้ - ภูมิสารสนเทศ มันเกิดขึ้นที่จุดตัดของภูมิศาสตร์, มาตร, โทโพโลยี, การประมวลผลข้อมูล, วิทยาการคอมพิวเตอร์, วิศวกรรม, นิเวศวิทยา, เศรษฐศาสตร์, ธุรกิจ, สาขาวิชาอื่น ๆ และสาขาของกิจกรรมของมนุษย์ การใช้งานจริงที่สำคัญที่สุดของภูมิสารสนเทศในฐานะวิทยาศาสตร์คือระบบข้อมูลทางภูมิศาสตร์ (GIS) และเทคโนโลยีสารสนเทศทางภูมิศาสตร์ (GIS) ที่สร้างขึ้นบนพื้นฐานของพวกเขา

ตัวย่อ GIS มีมานานกว่า 20 ปีแล้ว และเดิมหมายถึงชุดของวิธีการทางคอมพิวเตอร์สำหรับการสร้างและวิเคราะห์แผนที่ดิจิทัลและข้อมูลเฉพาะที่เกี่ยวข้องสำหรับการจัดการสิ่งอำนวยความสะดวกในเขตเทศบาล

ความสนใจที่เพิ่มขึ้นคือการใช้เทคโนโลยี GIS ในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าและประการแรกคือในเครือข่ายไฟฟ้าของ JSC FGC UES, AO-energos และเมืองต่างๆ

ประสบการณ์ครั้งแรกของการใช้ GIS เป็นระบบข้อมูลและอ้างอิงในเครือข่ายไฟฟ้าภายในประเทศได้แสดงให้เห็นถึงประโยชน์และประสิทธิผลของการใช้งานดังกล่าวอย่างไม่มีเงื่อนไขสำหรับ:

การรับรองอุปกรณ์เครือข่ายที่เชื่อมโยงกับแผนที่ดิจิทัลของพื้นที่และวงจรไฟฟ้าต่างๆ: ปกติ, การทำงาน, การสนับสนุน, การคำนวณ ฯลฯ

การบัญชีและการวิเคราะห์สภาพทางเทคนิคของอุปกรณ์ไฟฟ้า: สายไฟฟ้า หม้อแปลง ฯลฯ

การบัญชีและการวิเคราะห์การชำระเงินค่าไฟฟ้าที่ใช้แล้ว

การวางตำแหน่งและการแสดงตำแหน่งของทีมเคลื่อนที่ในการปฏิบัติงานบนแผนที่ดิจิทัล ฯลฯ

โอกาสที่มากขึ้นจะเปิดขึ้นในการประยุกต์ใช้เทคโนโลยี GIS ในการแก้ปัญหา: การวางแผนและการออกแบบการพัฒนาที่เหมาะสม การซ่อมแซมและบำรุงรักษาเครือข่ายไฟฟ้าโดยคำนึงถึงคุณสมบัติของภูมิประเทศ การจัดการการดำเนินงานของเครือข่ายและการชำระบัญชีของอุบัติเหตุ โดยคำนึงถึงข้อมูลเชิงพื้นที่ ใจความ และการปฏิบัติงานเกี่ยวกับสถานะของสิ่งอำนวยความสะดวกของเครือข่ายและโหมดการทำงาน ในการทำเช่นนี้ แม้แต่ข้อมูลในปัจจุบันและการเชื่อมโยงการทำงานของ GIS ระบบซอฟต์แวร์เทคโนโลยีของระบบควบคุมอัตโนมัติสำหรับเครือข่ายไฟฟ้า ระบบผู้เชี่ยวชาญ และฐานความรู้สำหรับการแก้ปัญหาข้างต้นก็เป็นสิ่งจำเป็น JSC "VNIIE" ได้พัฒนาที่ปรึกษาระบบสำหรับการวิเคราะห์คำขอซ่อมแซมอุปกรณ์เครือข่าย กำลังดำเนินการเชื่อมโยงโปรแกรมคำนวณการสูญเสียกับ GIS

ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา มีแนวโน้มที่ชัดเจนในการพัฒนาระบบการสื่อสารทางวิศวกรรมแบบบูรณาการบนพื้นฐานภูมิประเทศเดียวของเมือง อำเภอ ภูมิภาค ซึ่งรวมถึงเครือข่ายความร้อน ไฟฟ้า แก๊ส น้ำ โทรศัพท์ และเครือข่ายวิศวกรรมอื่นๆ

โครงสร้างระบบอัตโนมัติสำหรับควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานของบริษัทโครงข่ายการจัดจำหน่าย (AS DGC)

วัตถุประสงค์ของการสร้าง RGC AS คือการเพิ่มประสิทธิภาพและความน่าเชื่อถือของการกระจายพลังงานไฟฟ้าและพลังงานโดยการรับรองประสิทธิภาพสูงสุดของกิจกรรมการดำเนินงานและเทคโนโลยีของ RGC ผ่านระบบอัตโนมัติแบบบูรณาการของกระบวนการรวบรวมการประมวลผลการส่งข้อมูล และการตัดสินใจบนพื้นฐานของเทคโนโลยีสารสนเทศที่ทันสมัย

RSC AS ควรเป็นระบบลำดับชั้นแบบกระจายในแต่ละระดับซึ่งมีการแก้ไขชุดงานพื้นฐานที่จำเป็น เพื่อให้มั่นใจถึงประสิทธิภาพของหน้าที่หลักของการจัดการการปฏิบัติงานและเทคโนโลยี

ระบบย่อยหลักของ AS RSK:

การควบคุมการจ่ายงานอัตโนมัติของเครือข่ายไฟฟ้า โดยทำหน้าที่ดังต่อไปนี้:

ก) การจัดการปัจจุบัน

ข) การจัดการและการวางแผนปฏิบัติการ

ค) การควบคุมและการจัดการการใช้พลังงาน

ง) การวางแผนและการจัดการการซ่อมแซม

การควบคุมเทคโนโลยีอัตโนมัติ:

ก) การป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ

b) แรงดันไฟและกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ

ระบบอัตโนมัติสำหรับการบัญชีเชิงพาณิชย์และทางเทคนิคของไฟฟ้า (ASKUE);

ระบบการสื่อสาร การรวบรวม การส่ง และการแสดงข้อมูล

เนื่องจากข้อจำกัดเกี่ยวกับปริมาณบทความ เราจะเน้นเฉพาะแนวโน้มหลักและแนวโน้มการพัฒนาของระบบย่อยหลักของ RSC AS

การป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ

ทิศทางหลักของการพัฒนาการป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติในเครือข่ายไฟฟ้าจำหน่าย:

การเปลี่ยนอุปกรณ์ที่สึกหรอตามอายุการใช้งาน

ความทันสมัยของอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติโดยเน้นที่การใช้อุปกรณ์ไมโครโปรเซสเซอร์รุ่นใหม่

การรวมอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์ที่ใช้ไมโครโปรเซสเซอร์และอุปกรณ์อัตโนมัติเข้ากับระบบควบคุมกระบวนการอัตโนมัติระบบเดียวสำหรับสถานีย่อยอุปทาน

การขยายการป้องกันรีเลย์และฟังก์ชันการทำงานอัตโนมัติสำหรับงานวัดและควบคุม โดยคำนึงถึงข้อกำหนดสำหรับความน่าเชื่อถือของการทำงาน รวมถึงการใช้มาตรฐานสากลสำหรับอินเทอร์เฟซการสื่อสาร

การควบคุมแรงดันและพลังงานปฏิกิริยา

งานหลักในการปรับปรุงประสิทธิภาพของการควบคุมแรงดันไฟฟ้า:

การปรับปรุงความน่าเชื่อถือและคุณภาพของการบำรุงรักษาการปฏิบัติงานของการควบคุมแรงดันไฟฟ้า ประการแรก การควบคุมแรงดันไฟฟ้าภายใต้โหลดและการควบคุมแรงดันไฟฟ้าอัตโนมัติ

ควบคุมและวิเคราะห์กราฟโหลดของผู้บริโภคและแรงดันไฟฟ้าในโหนดของเครือข่ายไฟฟ้า เพิ่มความน่าเชื่อถือและปริมาตรของการวัดกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟในเครือข่ายการกระจาย

การใช้งานและการใช้ซอฟต์แวร์อย่างเป็นระบบเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพกฎหมายของการควบคุมแรงดันไฟฟ้าในเครือข่ายการกระจาย การปฏิบัติตามกฎหมายเหล่านี้ในทางปฏิบัติ

องค์กรของการควบคุมระยะไกลและอัตโนมัติของก๊อกหม้อแปลงจากศูนย์จัดส่ง

การติดตั้งวิธีการควบคุมแรงดันไฟฟ้าที่ควบคุมจากระยะไกลเพิ่มเติม เช่น บูสเตอร์หม้อแปลงบนสายเมนของสายจ่ายแรงดันไฟขนาดกลางที่ยาว ซึ่งเป็นไปไม่ได้ที่จะรับประกันความเบี่ยงเบนของแรงดันไฟฟ้าที่อนุญาตที่โหนดเครือข่ายโดยใช้การควบคุมจากส่วนกลาง

ระบบวัดแสงอัตโนมัติ

ระบบอัตโนมัติของการวัดค่าไฟฟ้าเป็นทิศทางเชิงกลยุทธ์ในการลดการสูญเสียไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในทุกประเทศโดยไม่มีข้อยกเว้น พื้นฐานและข้อกำหนดเบื้องต้นสำหรับการทำงานของตลาดค้าส่งและค้าปลีกไฟฟ้า

ควรสร้าง ASKE สมัยใหม่บนพื้นฐานของ:

การกำหนดมาตรฐานของรูปแบบและโปรโตคอลสำหรับการส่งข้อมูล

การตรวจสอบความถูกต้องของการสูบจ่าย การรวบรวม และการส่งข้อมูลการวัดแสงเชิงพาณิชย์ซึ่งจำเป็นสำหรับการทำงานอย่างมีประสิทธิภาพของตลาดค้าปลีกไฟฟ้าที่มีการแข่งขันสูง

สร้างความมั่นใจในการคำนวณความไม่สมดุลของไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงและที่อนุญาตในเครือข่ายไฟฟ้า การปรับความไม่สมดุลให้เหมาะสม และดำเนินมาตรการเพื่อลด

การเชื่อมโยงซึ่งกันและกันด้วยระบบควบคุมอัตโนมัติ ระบบควบคุมกระบวนการอัตโนมัติ และระบบอัตโนมัติฉุกเฉิน

ในการรวบรวมข้อมูล มีแนวโน้มคงที่ที่จะแทนที่มิเตอร์เหนี่ยวนำด้วยมิเตอร์อิเล็กทรอนิกส์ ไม่เพียงเพราะขีดจำกัดความแม่นยำที่สูงขึ้น แต่ยังเนื่องมาจากการบริโภคที่ลดลงในหม้อแปลงกระแสและวงจรหม้อแปลงแรงดันไฟฟ้า

สิ่งที่สำคัญเป็นพิเศษสำหรับตลาดค้าปลีกไฟฟ้าและเพื่อลดการสูญเสียไฟฟ้าในเครือข่ายไฟฟ้าคือการยกเว้นมิเตอร์ไฟฟ้าแบบบริการตนเอง (บันทึกการอ่านด้วยตนเอง) ของผู้บริโภคในครัวเรือน ด้วยเหตุนี้ ASKUE สำหรับผู้บริโภคในครัวเรือนจึงได้รับการพัฒนาทั่วโลกด้วยการส่งข้อมูลจากมิเตอร์ไฟฟ้าผ่านเครือข่ายไฟฟ้า 0.4 kV หรือผ่านช่องสัญญาณวิทยุไปยังศูนย์รวบรวมข้อมูล โดยเฉพาะอย่างยิ่ง เทคโนโลยี PLC ที่กล่าวถึงข้างต้นมีการใช้กันอย่างแพร่หลาย

การประยุกต์ใช้วิธีการที่ทันสมัยในการแบ่งส่วนเครือข่ายไฟฟ้าและการกระจายอำนาจอัตโนมัติ

ในหลายประเทศ เพื่อเพิ่มความน่าเชื่อถือของเครือข่ายการกระจาย ลดเวลาในการค้นหาตำแหน่งข้อผิดพลาดและจำนวนการหยุดชะงักของแหล่งจ่ายไฟ เป็นเวลาหลายปีที่พวกเขาได้ใช้ "หลักการหลัก" ของการสร้างเครือข่ายดังกล่าว ในการจัดเตรียมเครือข่ายด้วยจุดแยกอัตโนมัติของการออกแบบคอลัมน์ - ตัวปิด, รวมฟังก์ชั่นของ:

การกำหนดสถานที่เสียหาย

การแปลความเสียหาย

ฟื้นฟูพลัง.

ข้อสรุป

1. ลำดับความสำคัญที่จำเป็น:

การพัฒนาแนวคิดและโปรแกรมระยะยาวสำหรับการพัฒนา การทำให้ทันสมัย ​​อุปกรณ์ทางเทคนิคใหม่ และการสร้างเครือข่ายไฟฟ้าการกระจาย 0.38–110 kV วิธีการและระบบสำหรับการจัดการโหมด การซ่อมแซม และการบำรุงรักษา

การเปลี่ยนจากส่วนที่เหลือไปเป็นหลักการลำดับความสำคัญของการจัดสรรทรัพยากรทางการเงินและวัสดุสำหรับการดำเนินการตามแนวคิดและโครงการนี้เป็นระยะ โดยเข้าใจถึงความสำคัญที่สำคัญของการพัฒนาขั้นสูงของเครือข่ายการกระจายและระบบการจัดการสำหรับการทำงานที่มีประสิทธิภาพของ ไม่เพียงแต่ขายปลีกเท่านั้น แต่ยังรวมถึงตลาดค้าส่งไฟฟ้าด้วย

การพัฒนาธุรกิจและการจัดการที่ทันสมัยและมุ่งเน้นตลาด ฐานการกำกับดูแลและระเบียบวิธีสำหรับการพัฒนาเครือข่ายไฟฟ้าระบบจำหน่ายและระบบการจัดการ

การพัฒนาข้อกำหนดที่สมเหตุสมผลทางเศรษฐกิจสำหรับอุตสาหกรรมภายในประเทศสำหรับการผลิตอุปกรณ์ที่ทันสมัยสำหรับเครือข่ายไฟฟ้าและระบบควบคุม

การจัดระบบการรับรองและการรับเข้าใช้งานอุปกรณ์ในประเทศและนำเข้าสำหรับเครือข่ายการจำหน่ายและระบบควบคุม

การดำเนินการและวิเคราะห์ผลการดำเนินโครงการนำร่องเพื่อการพัฒนาเทคโนโลยีที่มีแนวโน้มใหม่และระบบควบคุมอัตโนมัติสำหรับเครือข่ายไฟฟ้าจำหน่าย

2. การพัฒนาและการนำระบบควบคุมอัตโนมัติไปใช้อย่างมีประสิทธิภาพสำหรับเครือข่ายไฟฟ้าแบบจำหน่ายเป็นงานที่ซับซ้อนซึ่งต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมาก

บริษัทจัดจำหน่ายแต่ละแห่งและ AO-energo ก่อนเริ่มการปรับปรุงให้ทันสมัยและอุปกรณ์ทางเทคนิคใหม่ของระบบการจัดการกริดพลังงานที่มีอยู่หรือสร้างระบบใหม่ จะต้องเข้าใจชุดของงานที่จะแก้ไขอย่างชัดเจน ผลกระทบที่คาดหวังจากการแนะนำการควบคุมอัตโนมัติ ระบบต่างๆ

จำเป็นต้องพัฒนาวิธีการที่ทันสมัยในการคำนวณประสิทธิภาพทางเศรษฐกิจของ ACS PES และ RES (บริษัท กริดการกระจาย) ขั้นตอนของการสร้างและการพัฒนา

3. คำถามหลักที่มักเกิดขึ้นเมื่อพัฒนาและนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้ในการจัดการเครือข่ายไฟฟ้าคือแหล่งที่จะได้รับเงินจากทั้งหมดนี้?

ที่จริงแล้วสามารถมีแหล่งเงินทุนได้หลายแหล่ง:

1) เงินทุนส่วนกลางของโครงการนำร่องและเอกสารระเบียบและระเบียบวิธี;

2) อัตราค่าไฟฟ้า

3) การรวมทรัพยากรทางการเงินบางส่วนของ บริษัท กริดการจัดจำหน่ายในอนาคตและ AO-energos ในปัจจุบันในการเป็นหุ้นส่วนที่จัดตั้งขึ้นอย่างเป็นทางการ - สมาคมวิสาหกิจแห่งรัสเซีย

4) นักลงทุนที่สนใจ

ในสภาพของรัสเซียตามหลักปฏิบัติของระบบพลังงานขั้นสูงได้แสดงให้เห็นหลักการ“ ผู้ที่ต้องการแก้ปัญหาค้นหาและหาวิธีแก้ไขผู้ที่ไม่ต้องการค้นหาสาเหตุที่ทำให้การแก้ปัญหาเป็นไปไม่ได้หรือรอ คนอื่นจะแก้ปัญหาให้เขา” ควรทำงาน

จากบทความ มีโอกาสและแนวทางเพียงพอในการปรับปรุงประสิทธิภาพการจัดการเครือข่ายการกระจายสินค้าในรัสเซีย จำเป็นต้องมีความเข้าใจในความสำคัญและความปรารถนาที่จะนำโอกาสเหล่านี้ไปปฏิบัติจริง

ตามกฎหมายของรัฐบาลกลาง "ในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า" JSC FGC UES รับผิดชอบการจัดการเทคโนโลยีของ Unified National Electric Grid (UNEG) ในเวลาเดียวกัน เกิดคำถามขึ้นเกี่ยวกับการกำหนดฟังก์ชันการทำงานที่ชัดเจนระหว่าง JSC SO UES ซึ่งดำเนินการควบคุมการจัดส่งแบบรวมศูนย์ของสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานไฟฟ้าและบริษัทโครงข่ายไฟฟ้า สิ่งนี้นำไปสู่ความจำเป็นในการสร้างโครงสร้างที่มีประสิทธิภาพสำหรับการจัดการการปฏิบัติงานและเทคโนโลยีของสิ่งอำนวยความสะดวกของ JSC FGC UES ซึ่งงานดังกล่าวรวมถึง:
รับรองการทำงานที่เชื่อถือได้ของสิ่งอำนวยความสะดวก UNEG และการปฏิบัติตามโหมดเทคโนโลยีของการทำงานของสายส่งไฟฟ้า อุปกรณ์และอุปกรณ์ของสิ่งอำนวยความสะดวก UNEG ที่ระบุโดย JSC SO UES
รับรองคุณภาพและความปลอดภัยของงานที่เหมาะสมระหว่างการดำเนินงานสิ่งอำนวยความสะดวกของ UNEG
การสร้างระบบแบบครบวงจรสำหรับการฝึกอบรมบุคลากรในการปฏิบัติงานเพื่อปฏิบัติหน้าที่ของ OTU
รับรองอุปกรณ์เทคโนโลยีและความพร้อมของบุคลากรในการปฏิบัติงานเพื่อดำเนินการตามคำสั่งของผู้มอบหมายงาน (คำสั่ง) ของ SO และคำสั่ง (การยืนยัน) ของเจ้าหน้าที่ปฏิบัติงานของศูนย์ควบคุมกลางของ FGC UES
รับรองการลดจำนวนการละเมิดทางเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องกับการกระทำที่ผิดพลาดของบุคลากรในการปฏิบัติงาน
ในความร่วมมือและในข้อตกลงกับ SO UES JSC การมีส่วนร่วมในการพัฒนาและการดำเนินการตามโปรแกรมการพัฒนา UNEG เพื่อเพิ่มความน่าเชื่อถือของการส่งพลังงานไฟฟ้า ความสามารถในการสังเกตเครือข่ายและการควบคุม และรับรองคุณภาพของพลังงานไฟฟ้า
กิจกรรมการวางแผนสำหรับการซ่อมแซม การว่าจ้าง การปรับปรุง / การสร้างใหม่และการบำรุงรักษาสายส่งไฟฟ้า อุปกรณ์และอุปกรณ์สำหรับสายส่งไฟฟ้าสำหรับช่วงต่อไป
การพัฒนาตามข้อกำหนดของ JSC "SO UES" การประสานงานและการอนุมัติในลักษณะที่กำหนดของกำหนดการสำหรับการ จำกัด ฉุกเฉินของโหมดการใช้พลังงานไฟฟ้าและการดำเนินการตามจริงเพื่อแนะนำข้อ จำกัด ฉุกเฉินในทีมจัดส่ง (คำสั่ง) ของ JSC "SO UPS";
การปฏิบัติตามภารกิจของ SO UES JSC ในการเชื่อมต่อสิ่งอำนวยความสะดวกกริดไฟฟ้า FGC และการติดตั้งรับพลังงานของผู้ใช้พลังงานไฟฟ้าภายใต้การกระทำของระบบอัตโนมัติฉุกเฉิน

เพื่อให้บรรลุภารกิจที่กำหนดไว้ JSC FGC UES ได้พัฒนาและอนุมัติแนวคิดของการจัดการการปฏิบัติงานและเทคโนโลยีของสิ่งอำนวยความสะดวก UNEG ตามแนวคิดนี้ โครงสร้างองค์กรสี่ระดับกำลังถูกสร้างขึ้น (พร้อมระบบควบคุมสามระดับ): สำนักงานผู้บริหาร หัวหน้า MES NCC, PMES NCC และบุคลากรในการปฏิบัติงานของสถานีย่อย

หน้าที่ต่อไปนี้จะกระจายไปตามระดับต่างๆ ของโครงสร้างองค์กร:
IA FSK - ข้อมูลและการวิเคราะห์
หัวหน้า NCC MES - การวิเคราะห์ข้อมูลและไม่ใช่การปฏิบัติงาน
NCC PMES - ไม่ทำงานและปฏิบัติการ;
บุคลากรสถานีไฟฟ้าย่อย - ห้องผ่าตัด.

ในเวลาเดียวกัน ฟังก์ชันที่ไม่ได้ใช้งานรวมถึงงานต่างๆ เช่น การตรวจสอบและติดตามสถานะของเครือข่าย การนำไปใช้โดยศูนย์ควบคุมเครือข่ายของฟังก์ชันการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้องกับการออกคำสั่งสำหรับการผลิตสวิตช์นั้นต้องการบุคลากรด้านปฏิบัติการที่มีคุณสมบัติสูง รวมถึงอุปกรณ์ทางเทคนิคที่เหมาะสมของ ป.ป.ช.

เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความน่าเชื่อถือของการส่งและการจำหน่ายไฟฟ้าและพลังงานโดยทำให้กระบวนการของการจัดการการดำเนินงานและเทคโนโลยีเป็นไปโดยอัตโนมัติโดยใช้เทคโนโลยีสารสนเทศที่ทันสมัย ​​ศูนย์ควบคุมกริดของ JSC FGC UES ได้รับการติดตั้งซอฟต์แวร์และฮาร์ดแวร์เชิงซ้อน (STCs) ที่ อนุญาตให้ใช้กระบวนการอัตโนมัติ เช่น อุปกรณ์โหมดการตรวจสอบ การผลิตสวิตช์ตามโปรแกรมที่ได้รับอนุมัติและอื่น ๆ อย่างเคร่งครัด ดังนั้นเนื่องจากระบบอัตโนมัติของ OTU ความน่าเชื่อถือของการทำงานของเครือข่ายไฟฟ้าจึงเพิ่มขึ้นอย่างมากอัตราการเกิดอุบัติเหตุจะลดลงเนื่องจากการขจัดข้อผิดพลาดของบุคลากรในการปฏิบัติงานและจำนวนบุคลากรในการปฏิบัติงานที่จำเป็นจะลดลง

ควรสังเกตว่านโยบายทางเทคนิคของ JSC FGC UES สำหรับการก่อสร้างและการสร้างใหม่นั้นมีไว้สำหรับ:
รับรองความมั่นคงด้านพลังงานและการพัฒนาที่ยั่งยืนของรัสเซีย
ตรวจสอบตัวบ่งชี้ที่จำเป็นของความน่าเชื่อถือของบริการที่จัดหาให้สำหรับการส่งไฟฟ้า
รับรองการทำงานของตลาดไฟฟ้าโดยเสรี
ปรับปรุงประสิทธิภาพการทำงานและการพัฒนา UNEG
รับรองความปลอดภัยของบุคลากรฝ่ายผลิต
ลดผลกระทบของ UNEG ต่อสิ่งแวดล้อม
ควบคู่ไปกับการใช้อุปกรณ์และระบบควบคุมชนิดใหม่ ทำให้มั่นใจได้ว่ามีการเตรียม PS สำหรับการใช้งานโดยไม่ต้องมีเจ้าหน้าที่ซ่อมบำรุงถาวร

ปัจจุบันโครงร่างของการเชื่อมต่อไฟฟ้าหลักของสถานีย่อยที่มีอยู่นั้นมุ่งเน้นไปที่อุปกรณ์ที่ต้องการการบำรุงรักษาบ่อยครั้ง ดังนั้นจึงให้อัตราส่วนที่มากเกินไปของจำนวนอุปกรณ์สวิตชิ่งและการเชื่อมต่อตามเกณฑ์ที่ทันสมัย นี่คือเหตุผลสำหรับการละเมิดเทคโนโลยีที่ร้ายแรงจำนวนมากอันเนื่องมาจากความผิดพลาดของบุคลากรในการปฏิบัติงาน

ในปัจจุบัน ระบบอัตโนมัติของกระบวนการทางเทคโนโลยีได้เสร็จสิ้นแล้ว 79 UNEG PSs และอีก 42 PSs อยู่ระหว่างการดำเนินการ ดังนั้นรูปแบบหลักขององค์กรของการดำเนินงานจึงมุ่งเน้นไปที่การมีเจ้าหน้าที่บำรุงรักษา (ปฏิบัติการ) ตลอดเวลาตลอด 24 ชั่วโมงการควบคุมสถานะของโรงงานและการดำเนินการเปลี่ยนการปฏิบัติงาน

การบำรุงรักษาการปฏิบัติงานของสถานีย่อย UNEG รวมถึง:
การตรวจสอบสภาพ UNEG - การควบคุมสภาพอุปกรณ์ การวิเคราะห์สถานการณ์การดำเนินงานที่โรงงาน UNEG
องค์กรของการดำเนินการในการดำเนินงานเพื่อ จำกัด การละเมิดเทคโนโลยีและฟื้นฟูระบอบ UNEG;
องค์กรของการบำรุงรักษาการปฏิบัติงานของสถานีย่อย, การผลิตการสลับการทำงาน, ระบอบการปกครองและการสนับสนุนวงจรสำหรับการผลิตที่ปลอดภัยของงานซ่อมแซมและบำรุงรักษาในเครือข่ายไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องกับ UNEG;
ประสิทธิภาพโดยเจ้าหน้าที่ปฏิบัติงานของฟังก์ชั่นการปฏิบัติงานสำหรับการผลิตสวิตช์ใน UNEG

การวางแผนและการจัดองค์กร:
เพื่อดำเนินการวางแผนการซ่อมแซมตามกำหนดเวลาของการซ่อมแซมเชิงป้องกันตามกำหนดพร้อมการกำหนดขอบเขตของงานตามการประเมินสภาพทางเทคนิคโดยใช้วิธีการที่ทันสมัยและเครื่องมือวินิจฉัยรวมถึง โดยไม่ต้องรื้อถอนอุปกรณ์
ดำเนินการสำรวจอย่างครอบคลุมและการตรวจสอบทางเทคนิคของอุปกรณ์ที่มีอายุการใช้งานมาตรฐานเพื่อยืดอายุการใช้งาน
การพัฒนาข้อเสนอเพื่อความทันสมัย ​​การเปลี่ยนอุปกรณ์ การปรับปรุงโซลูชันการออกแบบ
การเพิ่มประสิทธิภาพการจัดหาเงินทุนสำหรับการดำเนินงาน การบำรุงรักษาและการซ่อมแซมโดยกำหนดขอบเขตของการซ่อมแซมตามสภาพจริง
การลดต้นทุนและความสูญเสีย
การปรับปรุงโครงสร้างองค์กรของการจัดการและบริการ
การจัดฝึกอบรมวิชาชีพ การอบรมขึ้นใหม่ และการฝึกอบรมขั้นสูงตามมาตรฐาน SOPP-1-2005
การวิเคราะห์พารามิเตอร์และตัวบ่งชี้สภาพทางเทคนิคของอุปกรณ์อาคารและโครงสร้างก่อนและหลังการซ่อมแซมตามผลการวินิจฉัย
การเพิ่มประสิทธิภาพของสำรองฉุกเฉินของอุปกรณ์และองค์ประกอบของเส้นค่าใช้จ่าย
การแก้ปัญหาทางเทคนิคระหว่างการดำเนินงานและการก่อสร้างจะออกในรูปแบบของจดหมายข้อมูล คำแนะนำในการปฏิบัติงาน หนังสือเวียน การแก้ปัญหาทางเทคนิคที่มีสถานะของการดำเนินการบังคับ คำสั่ง คำแนะนำ การตัดสินใจของการประชุมและการตัดสินใจของฝ่ายบริหารอื่น ๆ

การตรวจสอบและการจัดการความน่าเชื่อถือของ UNEG:
องค์กรควบคุมและวิเคราะห์อุบัติเหตุอุปกรณ์
การประเมินและควบคุมความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟ
การสร้างฐานข้อมูลที่เหมาะสม

การสร้างสถานีย่อยอัตโนมัติเต็มรูปแบบ
ไม่มีเจ้าหน้าที่บริการ
ดิจิตอล ซับสเตชั่น

เพื่อแยกการพึ่งพาการดำเนินงานที่ปราศจากปัญหาของ บริษัท กริดเกี่ยวกับคุณสมบัติการฝึกอบรมและความเข้มข้นของความสนใจของบุคลากรในการปฏิบัติงานและการถ่ายทอด ขอแนะนำให้กระจายระบบอัตโนมัติของกระบวนการทางเทคโนโลยีที่เกิดขึ้นมาเป็นเวลานาน - การป้องกันรีเลย์, เทคโนโลยีอัตโนมัติ (AR, AVR, OLTC, AOT, ฯลฯ ), การควบคุมฉุกเฉิน - ในการผลิตสวิตช์การทำงาน ในการทำเช่นนี้ ก่อนอื่น จำเป็นต้องเพิ่มความสามารถในการสังเกตของพารามิเตอร์ทางเทคนิค เพื่อให้แน่ใจว่ามีการควบคุม การตรวจสอบตำแหน่ง การบล็อกการทำงานของอุปกรณ์สวิตช์อย่างมีประสิทธิภาพ และระบบอัตโนมัติของการดำเนินการควบคุม อุปกรณ์ไฟฟ้าที่ใช้ต้องได้รับการปรับให้เข้ากับระบบควบคุม ป้องกัน และตรวจสอบล่าสุด

เมื่อแนะนำอุปกรณ์ไมโครโปรเซสเซอร์ ควรให้ความสำคัญกับอุปกรณ์ที่ออกแบบให้ทำงานเป็นส่วนหนึ่งของระบบอัตโนมัติ ควรใช้อุปกรณ์แบบสแตนด์อโลนก็ต่อเมื่อไม่มีระบบแอนะล็อก ในเรื่องนี้ สิ่งอำนวยความสะดวกของ JSC FGC UES ควรไม่รวมความเป็นไปได้ในการใช้อุปกรณ์ไมโครโปรเซสเซอร์ที่มีโปรโตคอลการแลกเปลี่ยนแบบปิด อุปกรณ์ที่ไม่รองรับการทำงานในมาตรฐานเวลาทั่วไป

สถาปัตยกรรมและการทำงานของระบบควบคุมกระบวนการอัตโนมัติของสถานีย่อย (APCS ของสถานีย่อย) ในฐานะผู้รวมระบบการทำงานทั้งหมดของสถานีย่อยนั้นกำหนดโดยระดับของการพัฒนาเทคโนโลยีที่ออกแบบมาเพื่อรวบรวมและประมวลผลข้อมูลเกี่ยวกับสถานีย่อยเพื่อออกการควบคุม การตัดสินใจและการกระทำ ตั้งแต่จุดเริ่มต้นของการพัฒนาโครงการในอุตสาหกรรมพลังงานในประเทศสำหรับระบบควบคุมกระบวนการอัตโนมัติสำหรับสถานีย่อย มีการพัฒนาฮาร์ดแวร์และซอฟต์แวร์สำหรับระบบควบคุมสำหรับใช้ในสถานีไฟฟ้าอย่างมีนัยสำคัญ หม้อแปลงวัดกระแสและแรงดันไฟฟ้าแบบดิจิตอลแรงดันสูงปรากฏขึ้น กำลังพัฒนาอุปกรณ์กริดพลังงานหลักและรองพร้อมพอร์ตการสื่อสารในตัว กำลังผลิตตัวควบคุมไมโครโปรเซสเซอร์พร้อมกับเครื่องมือการพัฒนา บนพื้นฐานของการที่เป็นไปได้ที่จะสร้างคอมเพล็กซ์ซอฟต์แวร์และฮาร์ดแวร์ที่เชื่อถือได้ของ PS มาตรฐานสากล IEC 61850 ถูกนำมาใช้ซึ่งควบคุมการนำเสนอข้อมูลบน PS เป็นวัตถุอัตโนมัติเช่นเดียวกับโปรโตคอลการแลกเปลี่ยนข้อมูลดิจิทัลระหว่างอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์อัจฉริยะไมโครโปรเซสเซอร์ของสถานีย่อยรวมถึงอุปกรณ์ตรวจสอบและควบคุมการป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ (RPA) ฉุกเฉิน ระบบอัตโนมัติ (PA), เทเลเมคานิกส์, มิเตอร์ไฟฟ้า, อุปกรณ์ไฟฟ้า, หม้อแปลงวัดกระแสและแรงดัน, อุปกรณ์สวิตชิ่ง ฯลฯ .

ทั้งหมดนี้สร้างข้อกำหนดเบื้องต้นสำหรับการสร้างสถานีย่อยรุ่นใหม่ - สถานีย่อยดิจิทัล (DSS)

คำนี้หมายถึงสถานีย่อยที่ใช้ระบบการวัดแบบดิจิทัลแบบบูรณาการ การป้องกันรีเลย์ การควบคุมอุปกรณ์ไฟฟ้าแรงสูง หม้อแปลงกระแสและแรงดันไฟฟ้าแบบออปติคัล และวงจรควบคุมแบบดิจิทัลที่สร้างขึ้นในอุปกรณ์สวิตชิ่ง ซึ่งทำงานบนโปรโตคอลการแลกเปลี่ยนข้อมูลมาตรฐานเดียว - IEC 61850

การนำเทคโนโลยี DSP มาใช้ทำให้เกิดข้อได้เปรียบเหนือ PS แบบเดิมในทุกขั้นตอนของการใช้งานและการทำงานของโรงงาน

เวที "การออกแบบ":
ลดความซับซ้อนของการออกแบบการเชื่อมต่อสายเคเบิลและระบบ
การส่งข้อมูลโดยไม่ผิดเพี้ยนในระยะทางที่ไม่จำกัด
ลดจำนวนชิ้นส่วนของอุปกรณ์
ไม่จำกัดจำนวนผู้รับข้อมูล การกระจายข้อมูลดำเนินการโดยใช้เครือข่ายอีเทอร์เน็ตซึ่งช่วยให้คุณสามารถถ่ายโอนข้อมูลจากแหล่งหนึ่งไปยังอุปกรณ์ใดก็ได้ที่สถานีย่อยหรือภายนอก
การลดเวลาในการเชื่อมต่อระหว่างระบบย่อยแต่ละระบบเนื่องจากมีมาตรฐานระดับสูง
การลดความเข้มแรงงานของส่วนมาตรวิทยาของโครงการ

ความสามัคคีของการวัด การวัดจะดำเนินการด้วยเครื่องมือวัดที่มีความแม่นยำสูงเพียงเครื่องเดียว ผู้รับมิติจะได้รับข้อมูลเดียวกันจากแหล่งเดียวกัน อุปกรณ์วัดทั้งหมดรวมอยู่ในระบบซิงโครไนซ์นาฬิกาเดียว
ความสามารถในการสร้างโซลูชันมาตรฐานสำหรับออบเจ็กต์ที่มีการกำหนดค่าทอพอโลยีและความยาวต่างกัน
ความเป็นไปได้ของการสร้างแบบจำลองเบื้องต้นของระบบโดยรวมเพื่อกำหนด "คอขวด" และความไม่สอดคล้องกันในโหมดการทำงานต่างๆ
ลดความซับซ้อนของการออกแบบใหม่ในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงและเพิ่มเติมในโครงการ

เวที "งานก่อสร้างและติดตั้ง":
การลดประเภทงานติดตั้งและการว่าจ้างที่เน้นแรงงานมากที่สุดและไม่ใช่เทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องกับการวางและการทดสอบวงจรทุติยภูมิ
การทดสอบระบบอย่างละเอียดและครอบคลุมมากขึ้น เนื่องจากมีความเป็นไปได้มากมายสำหรับการสร้างสถานการณ์พฤติกรรมต่างๆ และการสร้างแบบจำลองในรูปแบบดิจิทัล
ลดต้นทุนของการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่ไม่ก่อผลเนื่องจากความเป็นไปได้ของการกำหนดค่าจากส่วนกลางและการควบคุมพารามิเตอร์การทำงาน
ลดต้นทุนของระบบเคเบิล วงจรทุติยภูมิแบบดิจิตอลอนุญาตให้มีสัญญาณมัลติเพล็กซ์ซึ่งเกี่ยวข้องกับการส่งสัญญาณแบบสองทางผ่านสายสัญญาณจำนวนมากจากอุปกรณ์ต่างๆ การวางสายเคเบิลแกนหลักแบบออปติคัลหนึ่งเส้นเข้ากับสวิตช์เกียร์ แทนที่จะใช้วงจรทองแดงแอนะล็อกหลายสิบหรือหลายร้อยวงจรก็เพียงพอแล้ว

เวที "การทำงาน":
ระบบการวินิจฉัยที่ครอบคลุม ไม่เพียงแต่ครอบคลุมอุปกรณ์อัจฉริยะเท่านั้น แต่ยังรวมถึงทรานสดิวเซอร์การวัดแบบพาสซีฟและวงจรทุติยภูมิ ช่วยให้คุณระบุตำแหน่งและสาเหตุของความล้มเหลวได้อย่างรวดเร็ว ตลอดจนระบุสภาวะก่อนเกิดความล้มเหลว
การควบคุมความสมบูรณ์ของสาย สายดิจิตอลได้รับการตรวจสอบอย่างต่อเนื่องแม้ว่าจะไม่มีการส่งข้อมูลที่สำคัญผ่านสายนั้นก็ตาม
ป้องกันการรบกวนทางแม่เหล็กไฟฟ้า การใช้สายเคเบิลใยแก้วนำแสงช่วยป้องกันการรบกวนทางแม่เหล็กไฟฟ้าในช่องสัญญาณการรับส่งข้อมูลได้อย่างสมบูรณ์
ความสะดวกในการบำรุงรักษาและการใช้งาน การสลับวงจรดิจิทัลทำได้ง่ายกว่าการสลับวงจรแอนะล็อกมาก
การลดเวลาในการซ่อมแซมเนื่องจากข้อเสนอที่กว้างขวางในตลาดของอุปกรณ์จากผู้ผลิตหลายรายที่เข้ากันได้ (หลักการของการทำงานร่วมกัน)
การเปลี่ยนไปใช้วิธีการบำรุงรักษาอุปกรณ์ตามเหตุการณ์เนื่องจากการสังเกตได้อย่างสมบูรณ์ของกระบวนการทางเทคโนโลยีช่วยลดต้นทุนการดำเนินงาน
การสนับสนุนพารามิเตอร์การออกแบบ (คำนวณ) และคุณลักษณะระหว่างการดำเนินการต้องใช้ต้นทุนที่ต่ำกว่า
การพัฒนาและปรับแต่งระบบอัตโนมัติต้องใช้ต้นทุนที่ต่ำกว่า (ไม่จำกัดจำนวนเครื่องรับข้อมูล) เมื่อเทียบกับวิธีการแบบเดิม

JSC FGC UES นำ Kuzbass และ Prioksky NCC มาใช้เป็นสิ่งอำนวยความสะดวกนำร่องสำหรับการสร้างศูนย์ควบคุมส่วนกลางพร้อมฟังก์ชันการปฏิบัติงาน

Kuzbass NCC กลายเป็นศูนย์ควบคุมกริดแห่งแรกที่ดำเนินการเป็นส่วนหนึ่งของโปรแกรมของ JSC FGC UES เพื่อสร้าง NCC พร้อมฟังก์ชันการปฏิบัติงาน ในฐานะที่เป็นส่วนหนึ่งของการสร้าง NCC ที่เป็นนวัตกรรมใหม่เพื่อให้แน่ใจว่ามีการควบคุมและจัดส่งทางเทคโนโลยีและการปฏิบัติงานอย่างต่อเนื่อง ศูนย์นี้ติดตั้งระบบซอฟต์แวร์และฮาร์ดแวร์ที่ทันสมัย ​​มีการติดตั้งวิดีโอวอลล์เพื่อแสดงแผนภาพเครือข่าย ติดตั้งซอฟต์แวร์ที่ให้คุณแสดงผลได้อย่างเต็มที่ สถานะของโรงไฟฟ้​​าที่ผู้มอบหมายงานเลือกทางออนไลน์ รับข้อมูลเกี่ยวกับการหยุดทำงานที่เกิดขึ้นจากการซ่อมแซมและมาตรการป้องกัน จนถึงชื่อของช่างฟิตที่ทำงานในโรงงาน นอกจากนี้ อุปกรณ์ดังกล่าวยังช่วยให้ผู้มอบหมายงาน NCC สามารถสกัดกั้นการควบคุมวัตถุระยะไกลในกรณีฉุกเฉิน และตัดสินใจในเวลาที่สั้นที่สุดเพื่อลดเวลาการกู้คืนสำหรับการทำงานปกติของอุปกรณ์

Prioksky Central Control Center ถูกสร้างขึ้นโดยใช้เทคโนโลยีล่าสุด ในบรรดาอุปกรณ์ที่ใช้ในที่นี้คือวิดีโอวอลล์สำหรับแสดงข้อมูลซึ่งประกอบด้วยโมดูลการฉายภาพขนาด 50 นิ้วและตัวควบคุมวิดีโอประสิทธิภาพสูงที่ซ้ำซ้อน คอมเพล็กซ์ข้อมูลการปฏิบัติงานสำหรับตรวจสอบโหมดของเครือข่ายไฟฟ้าและสถานะของอุปกรณ์สวิตชิ่งของสถานีย่อย ซึ่งช่วยให้เจ้าหน้าที่ปฏิบัติการของ ป.ป.ช. สามารถตรวจสอบการทำงานของอุปกรณ์และควบคุมอุปกรณ์ได้แบบเรียลไทม์ ระบบสื่อสารผ่านดาวเทียมล่าสุด เครื่องสำรองไฟ และระบบดับเพลิงอัตโนมัติ

Vladimir Pelymsky รองหัวหน้าวิศวกร - หัวหน้าศูนย์วิเคราะห์สถานการณ์ของ JSC FGC UES, Vladimir Voronin หัวหน้า Dmitry Kravets หัวหน้าแผนก Magomed Gadzhiev ผู้เชี่ยวชาญชั้นนำของบริการระบบการปกครองไฟฟ้าของ JSC FGC UES

ระบบพลังงานเป็นเครือข่ายเดียวที่ประกอบด้วยแหล่งพลังงานไฟฟ้า - โรงไฟฟ้า เครือข่ายไฟฟ้า ตลอดจนสถานีย่อยที่แปลงและจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ เพื่อบริหารจัดการกระบวนการผลิต ส่ง และจำหน่ายพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด มี ระบบควบคุมการจ่ายงาน.

อาจรวมถึงสถานประกอบการหลายแห่งที่มีรูปแบบการเป็นเจ้าของต่างกัน สถานประกอบการด้านพลังงานไฟฟ้าแต่ละแห่งมีบริการควบคุมการจ่ายงานแยกจากกัน

บริการทั้งหมดของแต่ละองค์กรได้รับการจัดการ ระบบกระจายสินค้าส่วนกลาง. ขึ้นอยู่กับขนาดของระบบไฟฟ้า ระบบการจ่ายไฟฟ้าส่วนกลางสามารถแบ่งออกเป็นระบบแยกตามภูมิภาคของประเทศ

ระบบไฟฟ้าของประเทศเพื่อนบ้านสามารถเปิดการทำงานแบบซิงโครนัสแบบขนานได้ ศูนย์กลาง ระบบสั่งจ่าย (CDS)ดำเนินการควบคุมการจัดส่งการดำเนินงานของเครือข่ายไฟฟ้าระหว่างรัฐโดยที่กระแสไฟฟ้าไหลผ่านระหว่างระบบพลังงานของประเทศเพื่อนบ้าน

หน้าที่ของการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานของระบบไฟฟ้า:

การรักษาสมดุลระหว่างปริมาณการผลิตและการใช้พลังงานในระบบพลังงาน

ความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟเพื่อจัดหาองค์กรจากเครือข่ายลำต้น 220-750 kV

การทำงานแบบซิงโครนัสของโรงไฟฟ้าภายในระบบไฟฟ้า

การทำงานแบบซิงโครนัสของระบบพลังงานของประเทศกับระบบพลังงานของประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีการเชื่อมต่อระหว่างสายไฟฟ้าระหว่างรัฐ

จากที่กล่าวมาข้างต้น ระบบการควบคุมการจ่ายงานของระบบพลังงานมีหน้าที่หลักในระบบพลังงาน ซึ่งการดำเนินการนั้นขึ้นอยู่กับความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ

คุณสมบัติขององค์กรของกระบวนการควบคุมการสั่งงานของระบบไฟฟ้า

องค์กรของกระบวนการ การควบคุมการส่งปฏิบัติการ (ODU)ในภาคพลังงานจะดำเนินการในลักษณะเพื่อให้แน่ใจว่ามีการกระจายหน้าที่ต่าง ๆ ในหลายระดับ แต่ละระดับจะอยู่ภายใต้ระดับข้างต้น

ตัวอย่างเช่น ระดับเริ่มต้นที่สุด - บุคลากรฝ่ายปฏิบัติการและด้านเทคนิค ซึ่งดำเนินการโดยตรงกับอุปกรณ์ที่จุดต่างๆ ในระบบไฟฟ้า เป็นผู้ใต้บังคับบัญชาของเจ้าหน้าที่ปฏิบัติงานที่สูงกว่า - ผู้มอบหมายงานในหน่วยงานของหน่วยจ่ายไฟซึ่งหน่วยงานไฟฟ้า การติดตั้งได้รับมอบหมาย ในทางกลับกัน ผู้มอบหมายงานประจำหน่วยจะรายงานไปยังบริการจัดส่งขององค์กร ฯลฯ จนถึงระบบส่งกลางของประเทศ

กระบวนการจัดการระบบไฟฟ้ากำลังถูกจัดระเบียบในลักษณะเพื่อให้แน่ใจว่ามีการตรวจสอบและควบคุมส่วนประกอบทั้งหมดของระบบไฟฟ้าแบบรวมศูนย์อย่างต่อเนื่อง

เพื่อให้แน่ใจว่าสภาพการทำงานปกติสำหรับทั้งสองส่วนของระบบไฟฟ้าและระบบไฟฟ้าโดยรวม โหมดพิเศษ (แบบแผน) ได้รับการพัฒนาสำหรับแต่ละสิ่งอำนวยความสะดวก ซึ่งควรมีให้ขึ้นอยู่กับโหมดการทำงานของส่วนใดส่วนหนึ่งของเครือข่ายไฟฟ้า (ปกติ, ซ่อม, โหมดฉุกเฉิน)

เพื่อให้แน่ใจว่างานหลักของ ODE ในระบบไฟฟ้าสำเร็จนอกเหนือจากการจัดการการปฏิบัติงานแล้วยังมีสิ่งเช่น การจัดการการดำเนินงาน. การดำเนินการทั้งหมดด้วยอุปกรณ์ในส่วนใดส่วนหนึ่งของระบบไฟฟ้าจะดำเนินการตามคำสั่งของเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการระดับสูง - นี่คือ กระบวนการจัดการการดำเนินงาน.

การดำเนินการกับอุปกรณ์ในระดับหนึ่งจะส่งผลต่อการทำงานของวัตถุอื่นๆ ของระบบไฟฟ้า (การเปลี่ยนแปลงของพลังงานที่ใช้หรือที่สร้างขึ้น ความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟที่ลดลง การเปลี่ยนแปลงของค่าแรงดันไฟฟ้า) ดังนั้นการดำเนินการดังกล่าวจะต้องได้รับการตกลงล่วงหน้า กล่าวคือ จะต้องดำเนินการโดยได้รับอนุญาตจากผู้จัดส่งที่ดำเนินการบำรุงรักษาวัตถุเหล่านี้ในการปฏิบัติงาน

นั่นคือผู้มอบหมายงานรับผิดชอบอุปกรณ์ทั้งหมด, ส่วนของเครือข่ายไฟฟ้า, โหมดการทำงานที่อาจเปลี่ยนแปลงได้อันเป็นผลมาจากการใช้งานอุปกรณ์ของสิ่งอำนวยความสะดวกที่อยู่ติดกัน

ตัวอย่างเช่น สายเชื่อมต่อสองสถานีย่อย A และ B ในขณะที่สถานีย่อย B ได้รับพลังงานจาก A สายถูกตัดการเชื่อมต่อจากสถานีย่อย A โดยเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการตามคำสั่งของผู้มอบหมายงานของสถานีย่อยนี้ แต่การตัดการเชื่อมต่อของสายนี้ควรดำเนินการตามข้อตกลงกับผู้มอบหมายงานของสถานีย่อย B เท่านั้น เนื่องจากสายนี้อยู่ภายใต้การควบคุมการปฏิบัติงานของเขา

ทางนี้, ด้วยความช่วยเหลือของสองหมวดหมู่หลัก - การจัดการการปฏิบัติงานและการบำรุงรักษาการปฏิบัติงานองค์กรของการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานของระบบไฟฟ้าและแต่ละส่วนจะดำเนินการ

ในการจัดระเบียบกระบวนการ ODU คำแนะนำ คำแนะนำ และเอกสารต่างๆ ได้รับการพัฒนาและประสานงานกันเองสำหรับแต่ละหน่วยตามระดับที่บริการปฏิบัติการอยู่ ระบบ ODU แต่ละระดับมีรายการเอกสารที่จำเป็นเป็นของตนเอง

ซอฟต์แวร์ TSF นอกแกนกลางประกอบด้วยแอปพลิเคชันที่เชื่อถือได้ซึ่งใช้ในการปรับใช้คุณลักษณะด้านความปลอดภัย โปรดทราบว่าไลบรารีที่แบ่งใช้ ซึ่งรวมถึงโมดูล PAM ในบางกรณี จะถูกใช้งานโดยแอปพลิเคชันที่เชื่อถือได้ อย่างไรก็ตาม ไม่มีอินสแตนซ์ใดที่ถือว่าไลบรารีที่แบ่งใช้นั้นเป็นอ็อบเจ็กต์ที่เชื่อถือได้ คำสั่งที่เชื่อถือได้สามารถจัดกลุ่มได้ดังนี้

• การเริ่มต้นระบบ
• การระบุและรับรองความถูกต้อง
• แอปพลิเคชั่นเครือข่าย
• การประมวลผลแบทช์
• การจัดการระบบ
• การตรวจสอบระดับผู้ใช้
• รองรับการเข้ารหัส
• รองรับเครื่องเสมือน

องค์ประกอบการดำเนินการของเคอร์เนลสามารถแบ่งออกเป็นสามส่วน: เคอร์เนลหลัก เคอร์เนลเธรด และโมดูลเคอร์เนล ขึ้นอยู่กับวิธีการดำเนินการ

• แกนหลักประกอบด้วยโค้ดที่ดำเนินการเพื่อให้บริการ เช่น การให้บริการการเรียกระบบของผู้ใช้ หรือการให้บริการเหตุการณ์ข้อยกเว้นหรือการขัดจังหวะ รหัสเคอร์เนลที่คอมไพล์ส่วนใหญ่จัดอยู่ในหมวดหมู่นี้
• เธรดเคอร์เนล เพื่อดำเนินการงานประจำบางอย่าง เช่น ล้างแคชดิสก์หรือเพิ่มหน่วยความจำโดยสลับกรอบหน้าที่ไม่ได้ใช้ออกไป เคอร์เนลจะสร้างกระบวนการหรือเธรดภายใน เธรดมีการจัดกำหนดการเช่นเดียวกับกระบวนการปกติ แต่ไม่มีบริบทในโหมดที่ไม่มีสิทธิพิเศษ เธรดเคอร์เนลทำหน้าที่บางอย่างของภาษา C ของเคอร์เนล เธรดเคอร์เนลอยู่ในพื้นที่เคอร์เนล และทำงานในโหมดพิเศษเท่านั้น
• โมดูลเคอร์เนลและโมดูลเคอร์เนลไดรเวอร์อุปกรณ์เป็นชิ้นส่วนของโค้ดที่สามารถโหลดและยกเลิกการโหลดเข้าและออกจากเคอร์เนลได้ตามต้องการ พวกเขาขยายการทำงานของเคอร์เนลโดยไม่จำเป็นต้องรีบูตระบบ เมื่อโหลดแล้ว โค้ดอ็อบเจ็กต์โมดูลเคอร์เนลจะสามารถเข้าถึงโค้ดเคอร์เนลและข้อมูลอื่นๆ ได้ในลักษณะเดียวกับโค้ดอ็อบเจ็กต์เคอร์เนลที่ลิงก์แบบสแตติก

ไดรเวอร์อุปกรณ์เป็นโมดูลเคอร์เนลชนิดพิเศษที่ช่วยให้เคอร์เนลเข้าถึงฮาร์ดแวร์ที่เชื่อมต่อกับระบบได้ อุปกรณ์เหล่านี้อาจเป็นฮาร์ดไดรฟ์ จอภาพ หรืออินเทอร์เฟซเครือข่าย โปรแกรมควบคุมโต้ตอบกับส่วนที่เหลือของเคอร์เนลผ่านอินเทอร์เฟซเฉพาะที่ช่วยให้เคอร์เนลสามารถจัดการกับอุปกรณ์ทั้งหมดในลักษณะทั่วไป โดยไม่คำนึงถึงการใช้งานพื้นฐาน

เคอร์เนลประกอบด้วยระบบย่อยเชิงตรรกะที่มีฟังก์ชันการทำงานที่หลากหลาย แม้ว่าเคอร์เนลจะเป็นโปรแกรมปฏิบัติการเพียงโปรแกรมเดียว แต่บริการต่างๆ ที่มีให้สามารถแยกและรวมเป็นส่วนประกอบทางลอจิคัลต่างๆ ได้ ส่วนประกอบเหล่านี้โต้ตอบเพื่อให้ฟังก์ชันการทำงานเฉพาะ เคอร์เนลประกอบด้วยระบบย่อยเชิงตรรกะต่อไปนี้:

• ระบบย่อยไฟล์และระบบย่อย I/O: ระบบย่อยนี้ใช้ฟังก์ชันที่เกี่ยวข้องกับอ็อบเจ็กต์ระบบไฟล์ ฟังก์ชันที่ดำเนินการรวมถึงฟังก์ชันที่อนุญาตให้กระบวนการสร้าง รักษา โต้ตอบกับ และลบอ็อบเจ็กต์ระบบไฟล์ ออบเจ็กต์เหล่านี้รวมถึงไฟล์ปกติ ไดเร็กทอรี ลิงก์สัญลักษณ์ ฮาร์ดลิงก์ ไฟล์เฉพาะอุปกรณ์ ไปป์ที่มีชื่อ และซ็อกเก็ต
• ระบบย่อยของกระบวนการ: ระบบย่อยนี้ใช้ฟังก์ชันที่เกี่ยวข้องกับการควบคุมกระบวนการและการควบคุมเธรด ฟังก์ชันที่นำมาใช้ช่วยให้สามารถสร้าง กำหนดเวลา ดำเนินการ และลบกระบวนการและหัวเรื่องของเธรดได้
• ระบบย่อยหน่วยความจำ: ระบบย่อยนี้ใช้ฟังก์ชันที่เกี่ยวข้องกับการจัดการทรัพยากรหน่วยความจำของระบบ ฟังก์ชันที่นำมาใช้รวมถึงฟังก์ชันที่สร้างและจัดการหน่วยความจำเสมือน รวมถึงการจัดการอัลกอริธึมการแบ่งหน้าและตารางเพจ
• ระบบย่อยเครือข่าย: ระบบย่อยนี้ใช้ซ็อกเก็ตโดเมน UNIX และอินเทอร์เน็ต ตลอดจนอัลกอริธึมที่ใช้ในการกำหนดเวลาแพ็กเก็ตเครือข่าย
• ระบบย่อย IPC: ระบบย่อยนี้ใช้ฟังก์ชันที่เกี่ยวข้องกับกลไก IPC คุณลักษณะที่นำมาใช้ ได้แก่ คุณลักษณะที่อำนวยความสะดวกในการแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่างกระบวนการที่มีการควบคุมโดยอนุญาตให้แบ่งปันข้อมูลและซิงโครไนซ์การดำเนินการเมื่อโต้ตอบกับทรัพยากรที่ใช้ร่วมกัน
• ระบบย่อยโมดูลเคอร์เนล: ระบบย่อยนี้ใช้โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับโมดูลที่โหลดได้ ฟังก์ชันที่นำไปใช้ ได้แก่ การโหลด การเริ่มต้น และการยกเลิกการโหลดโมดูลเคอร์เนล
• ส่วนขยายความปลอดภัย Linux: ส่วนขยายความปลอดภัยของ Linux ใช้การรักษาความปลอดภัยในแง่มุมต่างๆ ที่มีให้ทั่วทั้งเคอร์เนล รวมถึงเฟรมเวิร์กของ Linux Security Module (LSM) กรอบงาน LSM ทำหน้าที่เป็นพื้นฐานสำหรับโมดูลที่อนุญาตให้คุณใช้นโยบายความปลอดภัยต่างๆ รวมถึง SELinux SELinux เป็นระบบย่อยเชิงตรรกะที่สำคัญ ระบบย่อยนี้ใช้ฟังก์ชันการควบคุมการเข้าใช้งานที่บังคับเพื่อให้เข้าถึงได้ระหว่างหัวเรื่องและอ็อบเจ็กต์ทั้งหมด
• ระบบย่อยไดรเวอร์อุปกรณ์: ระบบย่อยนี้ใช้การสนับสนุนสำหรับอุปกรณ์ฮาร์ดแวร์และซอฟต์แวร์ต่างๆ ผ่านอินเทอร์เฟซทั่วไปที่ไม่ขึ้นกับอุปกรณ์
• ระบบย่อยการตรวจสอบ: ระบบย่อยนี้ใช้ฟังก์ชันที่เกี่ยวข้องกับการบันทึกเหตุการณ์ที่มีความสำคัญต่อความปลอดภัยในระบบ ฟังก์ชันที่นำมาใช้รวมถึงฟังก์ชันที่ดักจับการเรียกระบบแต่ละครั้งเพื่อบันทึกเหตุการณ์ที่มีความสำคัญต่อความปลอดภัย และฟังก์ชันที่ใช้การรวบรวมและบันทึกข้อมูลการควบคุม
• ระบบย่อย KVM: ระบบย่อยนี้ดำเนินการบำรุงรักษาวงจรชีวิตเครื่องเสมือน มันดำเนินการเสร็จสิ้นคำสั่ง ซึ่งใช้สำหรับคำสั่งที่ต้องการการตรวจสอบเพียงเล็กน้อยเท่านั้น สำหรับการเสร็จสิ้นของคำสั่งอื่นๆ KVM จะเรียกใช้คอมโพเนนต์พื้นที่ผู้ใช้ของ QEMU
• Crypto API: ระบบย่อยนี้จัดเตรียมไลบรารีการเข้ารหัสภายในเคอร์เนลสำหรับคอมโพเนนต์เคอร์เนลทั้งหมด มีการเข้ารหัสเบื้องต้นสำหรับผู้โทร

เคอร์เนลเป็นส่วนหลักของระบบปฏิบัติการ มันโต้ตอบโดยตรงกับฮาร์ดแวร์ ใช้การแบ่งปันทรัพยากร ให้บริการที่ใช้ร่วมกันสำหรับแอปพลิเคชัน และป้องกันไม่ให้แอปพลิเคชันเข้าถึงฟังก์ชันที่ขึ้นกับฮาร์ดแวร์โดยตรง บริการที่จัดทำโดยเคอร์เนลรวมถึง:

1. การจัดการการดำเนินการตามกระบวนการ รวมถึงการดำเนินการในการสร้าง การยุติหรือการระงับ และการแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่างกระบวนการ ซึ่งรวมถึง:

• การจัดตารางเวลาที่เท่าเทียมกันของกระบวนการทำงานบน CPU
• การแยกกระบวนการใน CPU โดยใช้โหมดแบ่งเวลา
• การประมวลผลใน CPU
• ระงับเคอร์เนลหลังจากเวลาผ่านไปควอนตัม
• การจัดสรรเวลาเคอร์เนลเพื่อดำเนินการกับกระบวนการอื่น
• กำหนดเวลาเคอร์เนลใหม่เพื่อดำเนินการกระบวนการที่ถูกระงับ
• จัดการข้อมูลเมตาที่เกี่ยวข้องกับความปลอดภัยของกระบวนการ เช่น UID, GID, ป้ายกำกับ SELinux, ID ฟีเจอร์

2. การจัดสรร RAM สำหรับกระบวนการปฏิบัติการ การดำเนินการนี้รวมถึง:

• ได้รับอนุญาตจากเคอร์เนลในการประมวลผลเพื่อแบ่งปันส่วนหนึ่งของพื้นที่ที่อยู่ภายใต้เงื่อนไขบางประการ อย่างไรก็ตาม ในการทำเช่นนั้น เคอร์เนลจะปกป้องพื้นที่ที่อยู่ของกระบวนการเองจากการรบกวนจากภายนอก
• หากระบบมีหน่วยความจำเหลือน้อย เคอร์เนลจะเพิ่มหน่วยความจำโดยการเขียนกระบวนการชั่วคราวไปยังหน่วยความจำระดับที่สองหรือพาร์ติชั่นสว็อป
• การโต้ตอบที่สม่ำเสมอกับฮาร์ดแวร์ของเครื่องเพื่อสร้างการแมปของที่อยู่เสมือนกับที่อยู่จริง ซึ่งสร้างการแมประหว่างที่อยู่ที่สร้างโดยคอมไพเลอร์และที่อยู่จริง

3. การบำรุงรักษาวงจรชีวิตของเครื่องเสมือน ซึ่งรวมถึง:

• ตั้งค่าขีดจำกัดของทรัพยากรที่กำหนดค่าโดยแอปพลิเคชันการจำลองสำหรับเครื่องเสมือนนี้
• เรียกใช้รหัสโปรแกรมของเครื่องเสมือนเพื่อดำเนินการ
• การจัดการการปิดระบบของเครื่องเสมือนโดยการยกเลิกคำสั่งหรือทำให้คำสั่งล่าช้าเพื่อจำลองพื้นที่ผู้ใช้

4. การบำรุงรักษาระบบไฟล์ ประกอบด้วย:

• การจัดสรรหน่วยความจำสำรองเพื่อการจัดเก็บและดึงข้อมูลผู้ใช้อย่างมีประสิทธิภาพ
• การจัดสรรหน่วยความจำภายนอกสำหรับไฟล์ผู้ใช้
• ใช้พื้นที่จัดเก็บที่ไม่ได้ใช้
• การจัดโครงสร้างระบบไฟล์ (โดยใช้หลักการจัดโครงสร้างที่ชัดเจน)
• การป้องกันไฟล์ผู้ใช้จากการเข้าถึงโดยไม่ได้รับอนุญาต
• องค์กรของการควบคุมการเข้าถึงกระบวนการไปยังอุปกรณ์ต่อพ่วง เช่น เทอร์มินัล เทปไดรฟ์ ดิสก์ไดรฟ์ และอุปกรณ์เครือข่าย
• องค์กรของการเข้าถึงข้อมูลร่วมกันสำหรับหัวเรื่องและอ็อบเจ็กต์ ให้การเข้าถึงที่มีการควบคุมตามนโยบาย DAC และนโยบายอื่นๆ ที่นำไปใช้โดย LSM ที่โหลด

เคอร์เนล Linux เป็นประเภทของเคอร์เนล OS ที่ใช้การตั้งเวลาแบบยึดเอาเสียก่อน ในเมล็ดที่ไม่มีความสามารถนี้ การดำเนินการของรหัสเคอร์เนลจะดำเนินต่อไปจนกว่าจะเสร็จสิ้น กล่าวคือ ตัวจัดกำหนดการไม่สามารถจัดกำหนดการงานใหม่ได้ในขณะที่อยู่ในเคอร์เนล นอกจากนี้ รหัสเคอร์เนลถูกกำหนดให้ดำเนินการร่วมกันโดยไม่มีการตั้งเวลาไว้ล่วงหน้า และการดำเนินการของรหัสนี้จะดำเนินต่อไปจนกว่าจะสิ้นสุดและกลับสู่พื้นที่ผู้ใช้ หรือจนกว่าจะมีการบล็อกอย่างชัดเจน ในเมล็ดยึดเอาเสียก่อน เป็นไปได้ที่จะยกเลิกการโหลดงาน ณ จุดใด ๆ ตราบใดที่เคอร์เนลอยู่ในสถานะที่สามารถกำหนดเวลาใหม่ได้อย่างปลอดภัย

การควบคุมทางเทคโนโลยีที่จัดส่งควรจัดตามโครงสร้างแบบลำดับชั้น เพื่อให้มีการกระจายหน้าที่การควบคุมเทคโนโลยีระหว่างระดับต่างๆ รวมถึงการอยู่ใต้บังคับบัญชาอย่างเข้มงวดของการควบคุมระดับล่างไปยังระดับที่สูงกว่า
หน่วยงานควบคุมด้านเทคโนโลยีที่กำกับดูแลทั้งหมด โดยไม่คำนึงถึงรูปแบบการเป็นเจ้าของของหน่วยงานทางการตลาดที่เกี่ยวข้องซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของระบบพลังงาน (IPS, UES) จะต้องปฏิบัติตามคำสั่ง (คำแนะนำ) ของผู้มอบหมายงานด้านเทคโนโลยีที่เหนือกว่า
การอยู่ใต้บังคับบัญชาการปฏิบัติงานมีสองประเภท:
การจัดการการดำเนินงานและการจัดการการดำเนินงาน
การควบคุมการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงานที่เกี่ยวข้องควรรวมถึงอุปกรณ์ไฟฟ้าและการควบคุม การดำเนินการที่ต้องใช้การประสานงานของการดำเนินการของเจ้าหน้าที่จัดส่งผู้ใต้บังคับบัญชาและการปฏิบัติงานที่ประสานกันในวัตถุต่างๆ
การควบคุมการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงานควรเป็นอำนาจ
อุปกรณ์และตัวควบคุม สภาพและโหมดที่
ส่งผลกระทบต่อโหมดการทำงานของระบบไฟฟ้าที่เกี่ยวข้อง (IPS, UES) การดำเนินการกับอุปกรณ์และการควบคุมดังกล่าว
ต้องดำเนินการโดยได้รับอนุญาตจากผู้มอบหมายงานที่เกี่ยวข้อง
กฎและข้อบังคับปัจจุบันระบุว่า
ว่าองค์ประกอบทั้งหมดของ EPS (อุปกรณ์ เครื่องมือ อุปกรณ์อัตโนมัติและการควบคุม) อยู่ภายใต้การควบคุมการปฏิบัติงานและการจัดการของผู้มอบหมายงานและเจ้าหน้าที่อาวุโสในระดับการจัดการที่แตกต่างกัน
คำว่าการควบคุมการปฏิบัติงานหมายถึงประเภทของการอยู่ใต้บังคับบัญชาในการปฏิบัติงาน เมื่อการดำเนินการกับอุปกรณ์ EPS อย่างใดอย่างหนึ่งหรืออย่างอื่นจะดำเนินการตามคำสั่งของผู้มอบหมายงานที่เหมาะสม (เจ้าหน้าที่อาวุโส) ที่จัดการอุปกรณ์นี้เท่านั้น การควบคุมการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงานคืออุปกรณ์ การดำเนินการที่ต้องมีการประสานงานในการดำเนินการของเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการรอง
คำว่าการจัดการการดำเนินงานหมายถึงประเภทของการดำเนินงาน
การอยู่ใต้บังคับบัญชา หากดำเนินการกับอุปกรณ์ EPS อย่างใดอย่างหนึ่งหรืออย่างอื่น
ดำเนินการด้วยความรู้ (โดยได้รับอนุญาต) ของผู้มอบหมายงานที่เกี่ยวข้องซึ่งอุปกรณ์นี้ตั้งอยู่ในเขตอำนาจศาล
การบำรุงรักษาการปฏิบัติงานของสองระดับเป็นภาพ ระดับ 1 รับผิดชอบอุปกรณ์ การดำเนินการที่ดำเนินการโดยข้อตกลงหรือโดยการแจ้งเตือนของผู้มอบหมายงานระดับสูงหรือผู้มอบหมายงานในระดับเดียวกัน
การควบคุมการปฏิบัติงานระดับ II หมายความรวมถึงอุปกรณ์ เงื่อนไขหรือการปฏิบัติงานที่มีผลกระทบ
โหมดการทำงานของบางส่วนของเครือข่ายไฟฟ้า การดำเนินงานกับ
อุปกรณ์นี้ดำเนินการตามข้อตกลงที่สูงขึ้น
โดยผู้ควบคุมและแจ้งให้ผู้ควบคุมที่เกี่ยวข้องทราบ
แต่ละองค์ประกอบของ EPS สามารถอยู่ภายใต้การควบคุมการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงาน ไม่เพียงแต่ขั้นตอนเดียว แต่ยังอยู่ภายใต้อำนาจของหลายฝ่าย
ผู้มอบหมายงานในระดับการควบคุมเดียวหรือหลายระดับ การแบ่งอุปกรณ์ ระบบอัตโนมัติ และการควบคุมระหว่างระดับของลำดับชั้นของอาณาเขตตามประเภทของการจัดการ ไม่เพียงแต่กำหนดลักษณะการกระจายของฟังก์ชันการจัดการระหว่างระดับของลำดับชั้นของอาณาเขตที่ระดับชั่วคราวของการจัดการการปฏิบัติงาน แต่ยังกำหนดการกระจายในระดับมาก ของการทำงานในระดับชั่วคราวอื่น ๆ
นอกจากนี้ ในการจัดการการปฏิบัติงาน และในบางกรณีในการวางแผนระบอบการปกครอง ให้พิจารณาว่าหน่วยงานย่อยหนึ่งในประเด็นบางประเด็น เป็นส่วนย่อยของอีกหน่วยงานหนึ่ง ซึ่งตั้งอยู่ในระดับการจัดการเดียวกัน ใช่ผู้มอบหมายงาน
ระบบไฟฟ้าระบบใดระบบหนึ่งสามารถมอบหมายให้จัดการการปฏิบัติงานของสายส่งไฟฟ้าที่เชื่อมต่อระบบไฟฟ้านี้กับระบบที่อยู่ใกล้เคียง ดังนั้น การขนถ่ายของโปรแกรมเลือกจ่ายงาน ODU จึงถูกจัดระเบียบโดยการถ่ายโอนฟังก์ชันบางอย่างที่สามารถทำได้ในระดับนี้ไปยังผู้จัดส่งระบบพลังงาน
อุปกรณ์ EPS ทั้งหมดที่รับประกันการผลิตและการจำหน่ายไฟฟ้าอยู่ภายใต้การควบคุมการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงานของระบบไฟฟ้าหรือเจ้าหน้าที่ปฏิบัติงานที่อยู่ใต้บังคับบัญชาโดยตรง (เปลี่ยนหัวหน้างานของโรงไฟฟ้า ผู้ส่งเครือข่ายไฟฟ้าและความร้อน เจ้าหน้าที่ประจำสถานีย่อย ( PS) เป็นต้น) รายการอุปกรณ์ที่ใช้งาน
การจัดการและการบำรุงรักษา ได้รับการอนุมัติจากหัวหน้าผู้มอบหมายงานของ CDU
UES ของรัสเซีย ODU ของ UES และ CDS ของระบบพลังงานตามลำดับ


การควบคุมการทำงานของระบบจ่ายไฟเป็นอุปกรณ์หลักซึ่งการทำงานนั้นต้องการ
การประสานงานของเจ้าหน้าที่หน้าที่ขององค์กรพลังงาน (สิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงาน) หรือการเปลี่ยนแปลงการประสานงานในการป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ
หลายวัตถุ
การจัดการการปฏิบัติงานของสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานที่มีบทบาทสำคัญในสมาคมหรือใน UES เป็นข้อยกเว้น อาจได้รับมอบหมายให้ไม่มอบหมายให้ผู้จัดส่งระบบไฟฟ้า
ภายใต้เขตอำนาจการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงานของ ODU นั้น
พลังงานปฏิบัติการทั้งหมดและการสำรองพลังงานของระบบไฟฟ้า โรงไฟฟ้าและหน่วยความจุสูง การสื่อสารระหว่างระบบ และวัตถุของเครือข่ายหลักที่ส่งผลต่อโหมด IPS ในการดำเนินงาน
การควบคุมของโปรแกรมเลือกจ่ายงาน ODU จะถูกโอนไปยังอุปกรณ์ การทำงานด้วย
ซึ่งต้องประสานการดำเนินการของผู้มอบหมายงานในหน้าที่
ระบบไฟฟ้า
ผู้มอบหมายงานของ CDU UES ซึ่งเป็นหัวหน้าฝ่ายปฏิบัติการระดับสูงของ UES มีหน้าที่รับผิดชอบเกี่ยวกับความสามารถในการปฏิบัติงานทั้งหมดและการสำรองพลังงานของ UES การเชื่อมต่อทางไฟฟ้าระหว่างสมาคม ตลอดจนการเชื่อมต่อที่สำคัญที่สุดภายใน UES และสิ่งอำนวยความสะดวก ซึ่งเป็นโหมดที่มีผลต่อโหมดของ UES อย่างเด็ดขาด
ในการจัดการการปฏิบัติงานของผู้มอบหมายงานของ CDU UES เป็นการเชื่อมโยงหลักระหว่าง IPS และวัตถุบางอย่างที่มีความสำคัญทั้งระบบ
หลักการของการอยู่ใต้บังคับบัญชาในการปฏิบัติงานไม่เพียงขยายไปยังอุปกรณ์และอุปกรณ์หลักเท่านั้น แต่ยังรวมถึงการป้องกันการถ่ายทอดของสิ่งอำนวยความสะดวกที่เกี่ยวข้องระบบอัตโนมัติเชิงเส้นและฉุกเฉินวิธีการและระบบควบคุมอัตโนมัติของโหมดปกติตลอดจนการจัดส่งและเครื่องมือควบคุมเทคโนโลยี ใช้โดยเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการ
ผู้มอบหมายงานของ AO-energos, ODU และ CDU ของ UES เป็นผู้จัดการฝ่ายปฏิบัติการระดับสูงของระบบพลังงาน สมาคม และ UES โดยรวมตามลำดับ อุปกรณ์ที่อยู่ภายใต้การควบคุมการปฏิบัติงานหรือการควบคุมของผู้มอบหมายงานของลิงก์ที่เกี่ยวข้องไม่สามารถนำออกจากการทำงานหรือสำรองได้ และยังนำไปใช้งานโดยไม่ได้รับอนุญาตหรือคำแนะนำของผู้มอบหมายงาน คำสั่งของฝ่ายบริหารของโรงไฟฟ้าและระบบไฟฟ้าในประเด็นที่อยู่ในความสามารถของผู้มอบหมายงานสามารถดำเนินการโดยเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการเฉพาะเมื่อได้รับอนุญาตจากฝ่ายปฏิบัติการ
เจ้าหน้าที่อาวุโสในหน้าที่
ระดับบนสุด (CDU UES) ให้การจัดการการปฏิบัติงานตลอด 24 ชั่วโมงของการทำงานแบบขนานของ UES และการควบคุมแบบต่อเนื่องของโหมด UES ลิงค์กลาง (MDL) นำไปสู่โหมดการรวมกันและจัดการการทำงานแบบขนานของระบบไฟฟ้า บริการจัดส่งของระบบไฟฟ้าจะจัดการโหมดของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มั่นใจถึงการทำงานที่ประสานกันของสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานทั้งหมด
ระหว่างการทำงานของ EPS โดยเป็นส่วนหนึ่งของ IPS ความรับผิดชอบของระบบพลังงานสำหรับการใช้พลังงานของโรงไฟฟ้า เพื่อให้แน่ใจว่ามีกำลังไฟฟ้าสูงสุดและการขยายขอบเขตของการควบคุมจะถูกรักษาไว้อย่างสมบูรณ์ ในเวลาเดียวกัน พลังงานที่มีอยู่และความสามารถในการปรับแต่งจะถูกกำหนดโดยเงื่อนไขสำหรับการครอบคลุมโหลดของ IPS โดยคำนึงถึงปริมาณงานของการสื่อสารระหว่างระบบ
ความรับผิดชอบหลักในการรักษาความถี่ปกตินั้นขึ้นอยู่กับผู้จัดการฝ่ายปฏิบัติการระดับสูงของ UES - ผู้มอบหมายงานของรีโมตคอนโทรล UES ผู้จัดส่งของ ODS และระบบไฟฟ้าช่วยให้แน่ใจว่าการบำรุงรักษาตารางเวลาของกระแสไฟระหว่าง UES และระบบไฟฟ้าที่กำหนดตามลำดับโดย CDU ของ UES และ ODS การดำเนินการตามคำแนะนำสำหรับการเปลี่ยนกระแสเพื่อรักษา
ความถี่ปกติเมื่อเปลี่ยนสมดุลพลังงาน ผู้มอบหมายงานของ ODE และระบบไฟฟ้าร่วมกันรับผิดชอบในการรักษาความถี่ในแง่ของการจัดหาพลังงานสำรองแบบหมุนที่กำหนด และในกรณีของความถี่อัตโนมัติและการควบคุมพลังงานแบบแอคทีฟ ในแง่ของการใช้ระบบอัตโนมัติและอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้อง การควบคุมอัตโนมัติและเพื่อรักษาช่วงการควบคุมที่จำเป็นที่โรงไฟฟ้า
การควบคุมโหมดของเครือข่ายไฟฟ้าหลักด้วยแรงดันไฟฟ้าดำเนินการโดยการประสานงานของบุคลากรในขั้นตอนการควบคุมการสั่งจ่ายที่เกี่ยวข้อง ผู้จัดส่ง
CDU UES และ ODU รักษาระดับแรงดันไฟฟ้าไว้ที่จุดที่เกี่ยวข้องของเครือข่ายไฟฟ้าหลัก ซึ่งกำหนดโดยคำแนะนำ
ในกรณีที่ไฟฟ้าหรือไฟฟ้าขาดแคลนชั่วคราวใน UES ระยะเวลาของการโหลดหรือข้อจำกัดการใช้พลังงาน
ก่อตั้งโดย CDU UES และเห็นด้วยกับผู้บริหารของ RAO "UES of Russia" คำสั่งให้กำหนดข้อ จำกัด ผู้ส่ง CDU
มอบ ODE ให้กับตัวควบคุม และส่วนหลังให้กับตัวควบคุมระบบไฟฟ้า
ระดับสูงสุดของการจัดการการปฏิบัติงาน (CDU UES) พัฒนาและอนุมัติคำสั่งพื้นฐานสำหรับการรักษาระบอบการปกครองและการจัดการการปฏิบัติงาน ซึ่งจำเป็นสำหรับบุคลากรฝ่ายปฏิบัติการของ ODU และสิ่งอำนวยความสะดวกที่อยู่ใต้บังคับบัญชาของ CDU โดยตรง อาณาเขต ODU สำหรับสมาคมพัฒนาคำสั่งที่สอดคล้องกับบทบัญญัติทั่วไปของคำสั่ง
ในทางกลับกัน CDU และพนักงานทำหน้าที่เป็นพื้นฐานสำหรับการพัฒนาคำสั่งในท้องถิ่นของ CDS ซึ่งคำนึงถึงลักษณะเฉพาะของโครงสร้างและโหมดของระบบไฟฟ้า