Опис:

Підвищення ефективності
управління розподільними мережами

В. Е. Воротницький, доктор техн. наук, професор, заступник виконавчого директора з наукової роботи ВАТ «ВНДІЕ»

Основні завдання управління електричними мережами у ринкових умовах

Забезпечення технологічної інфраструктурної функції електричної мережі за умов рівних можливостей її використання всіма учасниками ринку електроенергії;

Забезпечення стабільної та безпечної роботи обладнання електричних мереж, надійного електропостачання споживачів та якості електроенергії, що відповідають вимогам, встановленим нормативними актами, та вжиття заходів для забезпечення виконання зобов'язань суб'єктів електроенергетики за договорами, укладеними на ринку електроенергії;

Забезпечення договірних умов постачання електроенергії учасникам ринку електроенергії;

Забезпечення недискримінаційного доступу суб'єктів ринку електроенергії до електричної мережі за дотримання ними Правил ринку, технологічних правил та процедур за наявності технічної можливості такого приєднання;

Мінімізація мережевих технічних обмежень в економічно обґрунтованих межах;

Зниження витрат на передачу та розподілення електроенергії за рахунок впровадження передових технологій експлуатаційного обслуговування та ремонту електромережевого обладнання, нової техніки та енергозберігаючих заходів.

Мета статті – розглянути:

Основні завдання управління електричними мережами у ринкових умовах;

Загальну характеристику розподільних мереж 0,38-110 кВ Росії;

Технічний стан розподільних мереж, засобів та систем управління ними;

Тенденції та перспективи розвитку:

а) цифрових інформаційних технологій;

б) базові інформаційні технології;

в) геоінформаційних технологій;

г) автоматизованих систем оперативно-технологічного управління розподільних мереж компаній та їх основних підсистем;

д) засобів секціонування розподільчих мереж;

Проблеми створення нормативної бази для автоматизації управління розподільними мережами.

Загальна характеристика розподільних електричних мереж України

Сільські електричні мережі

Загальна протяжність електричних мереж напругою 0,4-110 кВ сільських територій Росії становить близько 2,3 млн км, у тому числі лінії напругою:

0,4 кВ – 880 тис. км

6–10 кВ – 1 150 тис. км

35 кВ – 160 тис. км

110 кВ – 110 тис. км

У мережах встановлено 513 тис. трансформаторних підстанцій 6–35/0,4 кВ загальною потужністю близько 90 млн. кВА.

Міські електричні мережі

Загальна протяжність міських електричних мереж напругою 0,4–10 кВ становить 0,9 млн км, у тому числі:

кабельні лінії 0,4 кВ – 55 тис. км

повітряні лінії 0,4 кВ – 385 тис. км

кабельні лінії 10 кВ – 160 тис. км

повітряні лінії 10 кВ – 90 тис. км

повітряні лінії зовнішнього освітлення – 190 тис. км

повітряні лінії зовнішнього освітлення – 20 тис. км

У мережах встановлено близько 290 тис. трансформаторних підстанцій 6-10 кВ потужністю 100-630 кВА.

Технічний стан розподільних електричних мереж, засобів та систем управління ними

Устаткування електричних мереж

Близько 30-35% повітряних ліній та трансформаторних підстанцій відпрацювали свій нормативний термін. До 2010 року ця величина досягне 40%, якщо темпи реконструкції та технічного переозброєння електричних мереж залишаться незмінними.

В результаті загострюються проблеми із надійністю електропостачання.

Середня тривалість відключень споживачів становить 70-100 годин на рік. У промислово розвинених країнах статистично визначено як «хороший» стан електропостачання, коли для мережі середньої напруги протягом року загальна тривалість перерв перебуває в межах 15-60 хв на рік. У мережах низької напруги ці цифри дещо вищі.

Середня кількість пошкоджень, що викликають відключення високовольтних ліній напругою до 35 кВ, становить 170–350 на 100 км лінії на рік, їх нестійких, переходять у однофазні, – 72 %.

Релейний захист та автоматика

З що знаходяться в експлуатації в даний час в розподільних мережах Росії близько 1200 тис. пристроїв релейного захисту та автоматики (РЗА) різних типів основну частку становлять електромеханічні пристрої, мікроелектронні пристрої або з частковим використанням мікроелектроніки.

При нормативному термін служби пристроїв РЗА, що дорівнює 12 років, близько 50% всіх комплектів релейного захисту відпрацювали свій нормативний термін служби.

Відставання рівня вітчизняної техніки РЗА, що випускається, порівняно з технікою РЗА провідних зарубіжних фірм виробників становить 15–20 років.

Як і раніше, понад 40% випадків неправильної роботи пристроїв РЗА відбувається через незадовільний стан пристроїв та помилок персоналу служб РЗА при їх технічному обслуговуванні.

Слід зазначити, що все благополучно з надійністю роботи релейного захисту у Росії, а й у деяких промислово розвинених країн.

Зокрема, на сесії Міжнародної конференції з розподільних мереж (CIRED) у 2001 році зазначено, що в норвезьких електричних мережах щорічний збиток від неправильних дій систем захисту та управління становить близько 4 млн дол. США. При цьому 50% помилкових спрацьовувань захисту припадає на частку апаратів захисту та управління. З них понад 50 % – при помилках під час перевірки та випробувань апаратури та лише 40 % за рахунок її пошкоджень.

В інших скандинавських країнах ушкодження коштів РЗА в 2-6 разів нижче.

Основна перешкода широкої автоматизації електромережевих об'єктів – неготовність до цього первинного електротехнічного устаткування.

Система збору та передачі інформації, інформаційно-обчислювальні комплекси

Більше 95% пристроїв телемеханіки та комплектів датчиків перебувають у роботі понад 10–20 років. Кошти та системи зв'язку в основному є аналоговими, морально та фізично застаріли, не відповідають необхідним вимогам щодо точності, достовірності, надійності та швидкодії.

У переважній більшості диспетчерських пунктів районних електричних мереж (РЕМ) та підприємств електричних мереж (ПЕМ) технічною основою автоматизованих систем управління є персональні комп'ютери, що не відповідають вимогам безперервного технологічного контролю та управління. Термін служби персональних комп'ютерів, що працюють у безперервному режимі, не перевищує 5 років, а термін їхнього морального старіння ще коротший. Для автоматизованої системи диспетчерського управління (АСДУ) електричних мереж необхідно застосування спеціальних комп'ютерів, що надійно працюють у безперервному режимі в комплекті із засобами управління технологічними процесами.

Вимагає повсюдного ліцензування системне програмне забезпечення Microsoft, ORACLE та ін.

Прикладне (технологічне) програмне забезпечення (SCADA-DMS) у багатьох електричних мережах також явно застаріло, не задовольняє сучасним вимогам як щодо функцій, так і обсягів оброблюваної інформації.

Зокрема, існуючі АСУ ПЕМ та РЕМ забезпечують здебільшого інформаційне обслуговування персоналу та практично не вирішують завдання оперативного управління енергосистемами, оптимізації експлуатаційного та ремонтного обслуговування електричних мереж.

Система регулювання напруги

Засоби регулювання напруги під навантаженням у центрах живлення розподільних мереж та засоби перемикання без збудження (з відключенням трансформатора) на трансформаторних підстанціях 6–10 кВ практично не використовуються чи використовуються епізодично у міру скарг споживачів на низькі рівні напруги за години максимальних навантажень.

Результат – в окремих електрично віддалених точках електричних мереж 0,38 кВ у сільській місцевості рівні напруги становлять 150–160 В замість 220 В.

У такій ситуації ринок електроенергії може пред'явити дуже серйозні санкції до розподільних мережевих компаній з надійності та якості електропостачання споживачів. Якщо не готуватися до цього заздалегідь, найближчим часом мережеві компанії зазнають серйозних матеріальних збитків, що ще більше посилить ситуацію.

Система обліку електроенергії

На переважній більшості центрів живлення розподільних мереж (близько 80 %) та близько 90 % у побутових споживачів встановлені морально та фізично застарілі, часто з простроченими термінами перевірки та служби індукційні або електронні лічильники перших поколінь, що забезпечують можливість лише ручного знімання показань.

Результат – зростання комерційних втрат електроенергії у електричних мережах. При загальних втратах електроенергії в електричних мережах Росії близько 107 млрд кВт год на рік, на розподільні мережі 110 кВ і нижче припадає 85 млрд кВт год, їх комерційні втрати за мінімальними оцінками становлять 30 млрд кВт год на рік.

Якщо наприкінці 80-х років ХХ століття відносні втрати електроенергії в електричних мережах енергосистем не перевищували 13–15 % від відпустки електроенергії в мережу, то для окремих енергосистем вони досягли рівня 20–25 %, для окремих ПЕМ – 30–40 %, а деяких РЕМ вже перевищують 50 %.

У розвинених європейських країнах відносні втрати електроенергії в електричних мережах знаходяться на рівні 4-10%: у США – близько 9%, Японії – 5%.

Відповідно до Постанови Уряду РФ про регулювання тарифів на електричну енергію, Правил оптового ринку та проект Правил роздрібного ринку перехідного періоду нормативні втрати електроенергії в електричних мережах (а це не більше 10-12% від відпустки в мережу) можуть включатися у вартість послуг з передачі електричної енергії і будуть оплачуватись суб'єктами ринку, а наднормативні втрати електроенергії мають купуватись мережними компаніями для їх компенсації.

Для деяких компаній, у яких втрати становлять 20-25%, це означає, що більше половини звітних втрат становитимуть прямі фінансові збитки в сотні мільйонів рублів на рік.

Все це вимагає якісно нових підходів до обліку електроенергії як в електричних мережах, так і у споживачів, насамперед до автоматизації обліку, до автоматизації розрахунків та аналізу балансів електроенергії, виборчого відключення споживачів-неплатників тощо.

Нормативна база для оптимізації розвитку розподільних електричних мереж та систем управління ними

Нормативна база мало оновлювалася з середини 1980–початку 1990 років. Сьогодні вимагають перегляду близько 600 галузевих нормативних документів.

Багато основних документів, насамперед правила влаштування електроустановок, правила технічної експлуатації не узгоджені Мін'юстом РФ і по суті перестали бути обов'язковими для використання.

Досі з тим самим Мін'юстом РФ не погоджено нові Правила користування електроенергією. У Кримінальному кодексі РФ відсутня поняття «крадіжка електроенергії», що завдає великої матеріальної шкоди електроенергетиці. Обсяг розкрадань електроенергії зростає та об'єктивно зростатиме при підвищенні тарифів на електроенергію. Щоб це зупинити, потрібні не лише зусилля енергетиків, а й правова допомога держави. На жаль, ця допомога не завжди є адекватною. Зокрема, із введенням у дію Закону РФ «Про технічне регулювання» різко знижується статус ГОСТів, що для такої країни, як Росія, може створити і створює значні проблеми. Головна з них – відсутність єдиної технічної політики у сфері розвитку розподільних мереж та управління ними.

Фінансування цього розвитку та його наукового забезпечення явно недостатнє та здійснюється за залишковим принципом. Більш ніж десятирічна криза в електроенергетиці Росії значно посилила ситуацію. Реформи управління електроенергетикою, що почалися в останні роки, торкнулися поки що системотворчих мереж 220 кВ і вище, проблем у яких теж багато, але не стільки, скільки їх накопичилося в розподільних мережах.

Надії на активність вітчизняних та західних інвесторів та впровадження західних технологій в управління вітчизняними розподільними мережами швидше за все приречені у зв'язку з тим, що російське законодавство, менталітет, кліматичні умови, особливості побудови мереж (велика розгалуженість та протяжність, інше мережеве обладнання, низька якість) електроенергії, високі рівні перешкод тощо), системи управління та програмне забезпечення суттєво відрізняються від зарубіжних. Правильніше орієнтуватися на свої сили з урахуванням передового вітчизняного та зарубіжного досвіду. Для цього є всі передумови, про що свідчать тенденції, що намітилися у світі і передових вітчизняних енергосистемах і мережах.

У середині 1980-на початку 1990-х років у ВАТ «ВНДІЕ» було розроблено цілий комплект документів щодо створення та розвитку АСУ ПЕМ та РЕМ. Звичайно, ці документи на сьогодні сильно застаріли та потребують перегляду.

Тенденції та перспективи розвитку

Цифрові та інформаційні технології

Світові тенденції розвитку систем управління нерозривно пов'язані з переходом до цифрових технологій, які забезпечують можливість створення інтегрованих ієрархічних систем. При цьому розподільні електричні мережі в цих системах є нижньою ієрархічною ланкою, нерозривно пов'язаною з верхніми рівнями керування.

Основою переходу до цифрових технологій є технічне переозброєння та модернізація системи зв'язку та телекомунікацій з різким збільшенням обсягу та швидкості передачі інформації. Поетапний перехід до цифрових інтегрованих систем управління визначатиметься етапами впровадження Єдиної цифрової системи зв'язку в енергетиці та триватиме не менше 10–15 років.

В останні роки ХХ століття провідними спеціалістами світу в галузі телекомунікацій була висунута теза: «ХХ століття – століття енергетики, а ХХI століття – століття інформатики». Тоді ж з'явився новий термін: "інфокомунікації", що поєднує "інформатизацію" та "телекомунікацію". Здається, правильніше сказати, що ХХІ століття буде століттям і енергетики, і інфокомунікацій, що базуються на сучасних інформаційних та цифрових технологіях.

Найважливішими тенденціями розвитку інфокомунікаційних мереж є:

Підвищення надійності та терміну служби телекомунікаційних мереж;

Розробка методів прогнозування розвитку телекомунікацій у регіонах залежно від споживання електроенергії;

Створення систем керування інфокомунікаційним середовищем;

Впровадження одночасно з розвитком цифрових мереж сучасних телекомунікаційних технологій, насамперед волоконно-оптичної технології;

Впровадження у низці країн так званих PLC-технологій використання електричних мереж 0,4–35 кВ для передачі будь-якої інформації з підстанцій, енергопідприємств, промислових підприємств до контролю та управління енергоспоживанням у побуті, у тому числі вирішення завдань АСКУЕ, інформаційного забезпечення діяльності абонентів електричної мережі 0,4-35 кВ;

Використання засобів зв'язку для охорони енергооб'єктів, відеоспостережень.

Базові інформаційні технології

Однією з головних ознак сучасних автоматизованих систем управління є інтеграція (комплексування) безлічі програмних продуктів у єдиний інформаційний простір.

В даний час дуже швидкими темпами розвивається технологія інтеграції, заснована на Інтернет-технологіях та на відкритих стандартах, які дозволяють:

Створити технічну інфраструктуру для проектування програм та можливостей для розвитку системи протягом тривалого часу;

Забезпечити можливість інтеграції продуктів таких компаній, як Microsoft, ORACLE, IBM та ін;

Забезпечити можливість послідовної інтеграції існуючих продуктів без істотних їх змін та перепрограмування;

Забезпечити масштабованість та переносимість програмного забезпечення з метою тиражування її на підприємствах компанії.

Геоінформаційні технології

Стрімкий розвиток засобів обчислювальної техніки та телекомунікацій, систем супутникової навігації, цифрової картографії, успіхи мікроелектроніки та інші технологічні досягнення, безперервне вдосконалення стандартного та прикладного програмного та інформаційного забезпечення створюють об'єктивні передумови для дедалі ширшого застосування та розвитку якісно нової галузі знань – геоінформатики. Вона виникла на стику географії, геодезії, топології, обробки даних, інформатики, інженерії, екології, економіки, бізнесу, інших дисциплін та галузей людської діяльності. Найбільш значущими практичними програмами геоінформатики як науки є геоінформаційні системи (ГІС) та створені на їх основі геоінформаційні технології (ГІС-технології).

Абревіатура ГІС існує вже понад 20 років і спочатку належала до сукупності комп'ютерних методів створення та аналізу цифрових карт та прив'язаної до них тематичної інформації для управління муніципальними об'єктами.

Дедалі більшу увагу застосуванню ГІС-технологій приділяється в електроенергетиці та, в першу чергу, в електричних мережах ВАТ «ФСК ЄЕС», АТ-енерго та міст.

Вже перші досвіди використання ГІС як інформаційно-довідкові системи у вітчизняних електричних мережах показали безумовну корисність та ефективність такого використання для:

Паспортизації обладнання мереж з їхньою прив'язкою до цифрової карти місцевості та різних електричних схем: нормальної, оперативної, поопорної, розрахункової тощо;

Обліку та аналізу технічного стану електротехнічного обладнання: ліній, трансформаторів тощо;

Облік та аналіз платежів за спожиту електроенергію;

Позиціонування та відображення на цифровій карті місця знаходження оперативно-виїзних бригад тощо.

Ще більші перспективи відкриваються у застосуванні ГІС-технологій під час вирішення завдань: оптимального планування розвитку та проектування; ремонтного та екс-плуатаційного обслуговування електричних мереж з урахуванням особливостей рельєфу місцевості; оперативного управління мережами та ліквідацією аварій з урахуванням просторової, тематичної та оперативної інформації про стан мережевих об'єктів та режими їх роботи. Для цього вже сьогодні необхідна інформаційна та функціональна ув'язка ГІС, технологічних програмних комплексів АСУ електричних мереж, експертних систем та баз знань щодо вирішення перелічених завдань. У ВАТ «ВНДІЕ» розроблено систему-порадник для аналізу заявок на ремонт мережевого обладнання. Ведуться роботи з прив'язування програм розрахунку втрат до ДВС.

В останні роки намітилася цілком певна тенденція розробки інтегрованих систем інженерних комунікацій на єдиній топографічній основі міста, району, області, що включають теплові, електричні, газові, водопровідні, телефонні та інші інженерні мережі.

Структура автоматизованої системи оперативно-диспетчерського управління розподільчих мережевих компаній (АС РСК)

Мета створення АС РСК – підвищення економічності та надійності розподілу електричної енергії та потужності за рахунок забезпечення максимальної ефективності оперативно-технологічної діяльності РСК шляхом комплексної автоматизації процесів збирання, обробки, передачі інформації та прийняття рішень на основі сучасних інформаційних технологій.

АС РСК має бути розподілену ієрархічну систему, кожному рівні якої вирішується обов'язковий базовий склад завдань, який би виконання основних функції оперативно-технологічного управління.

Основні підсистеми АС РСК:

Автоматизоване оперативно-диспетчерське управління електричними мережами, що виконує функції:

а) поточного управління;

б) оперативного управління та планування;

в) контролю та управління електроспоживанням;

г) планування та управління ремонтами;

Автоматизоване технологічне управління:

а) релейним захистом та автоматикою;

б) напругою та реактивною потужністю;

Автоматизована система комерційного та технічного обліку електроенергії (АСКУЕ);

Система зв'язку, збору, передачі та відображення інформації.

З огляду на обмежень за обсягом статей зупинимося лише з основних тенденціях і перспективах розвитку основних підсистем АС РСК.

Релейний захист та автоматика

Основні напрямки розвитку РЗА у розподільчих електричних мережах:

Заміна фізично зношеної, що виробила свій термін служби апаратури;

Модернізація пристроїв РЗА з орієнтацією використання нового покоління мікропроцесорних пристроїв;

Інтеграція мікропроцесорних засобів РЗА до складу єдиної АСУ ТП підстанцій живлення;

Розширення функцій РЗА на завдання вимірювань та контролю з урахуванням вимог до надійності її роботи, у тому числі із застосуванням міжнародних стандартів з інтерфейсів зв'язку.

Регулювання напруги та реактивної потужності

Основні завдання щодо підвищення ефективності регулювання напруги:

Підвищення надійності та якості експлуатаційного обслуговування засобів регулювання напруги, насамперед регулювання напруги під навантаженням та автоматичне регулювання напруги;

Контроль та аналіз графіків навантаження споживачів та напруг у вузлах електричних мереж, підвищення достовірності та обсягів вимірювань реактивної потужності у розподільчих мережах;

Впровадження та систематичне використання програмного забезпечення з оптимізації законів регулювання напруги у розподільчих мережах, практична реалізація цих законів;

Організація дистанційного та автоматичного керування відпаюванням трансформаторів з диспетчерських центрів;

Установка додаткових дистанційно керованих засобів регулювання напруги, наприклад, вольтододаткових трансформаторів на магістралях довгих розподільних ліній середньої напруги, на яких засобами централізованого регулювання неможливо забезпечити відхилення напруги у вузлах мережі.

Автоматизація обліку електроенергії

Автоматизація обліку електроенергії – стратегічний напрямок зниження комерційних втрат електроенергії в усіх без винятку країнах, основа та обов'язкова умова функціонування оптового та роздрібного ринків електроенергії.

Сучасні АСКОЕ повинні створюватися на основі:

Стандартизації форматів та протоколів передачі даних;

забезпечення дискретності обліку, збору та передачі даних комерційного обліку, необхідної для ефективного функціонування конкурентного роздрібного ринку електроенергії;

Забезпечення розрахунку фактичних та допустимих небалансів електроенергії в електричних мережах, локалізації небалансів та вжиття заходів щодо їх зниження;

Взаємне ув'язування із засобами АСДУ, АСУ ТП та протиаварійної автоматики.

Для збору інформації простежується стійка тенденція щодо заміни індукційних лічильників на електронні не тільки через вищі межі точності, але й за рахунок меншого споживання по ланцюгах трансформатора струму та трансформатора напруги.

Особливе значення для роздрібного ринку електроенергії та зниження втрат електроенергії в електричних мережах має виключення самообслуговування (самосписання показань) лічильників електроенергії побутовими споживачами. Для цього в усьому світі ведуться розробки АСКУЕ побутових споживачів із передачею даних від лічильників електроенергії за силовою мережею 0,4 кВ або радіоканалами до центрів збору даних. Зокрема, широке застосування знаходять згадані вище PLC-технології.

Застосування сучасних засобів секціонування розподільних електричних мереж та децентралізованої автоматизації

У багатьох країнах для підвищення надійності роботи розподільних мереж, скорочення часу пошуку місця пошкодження та кількості перерв електропостачання багато років використовують «магістральний принцип» побудови таких мереж, заснований на оснащенні мереж автоматичними пунктами секціонування стовпового виконання – реклоузерами, що поєднують функції:

визначення місця пошкодження;

локалізації пошкодження;

Відновлення живлення.

Висновки

1. Необхідні першочергові завдання:

Розробка концепції та перспективної програми розвитку, модернізації, технічного переозброєння та реконструкції розподільних електричних мереж 0,38–110 кВ, засобів та систем управління їх режимами, ремонтним та експлуатаційним обслуговуванням;

Перехід від залишкового до пріоритетного принципу виділення фінансових та матеріальних ресурсів щодо поетапної практичної реалізації цієї концепції та програми з розумінням вирішальної важливості випереджувального розвитку розподільних мереж та систем їх управління для ефективного функціонування не лише роздрібного, а й оптового ринків електроенергії;

Розробка сучасної, орієнтованої на ринкові умови господарювання та управління, нормативно-методичної бази розвитку розподільних електричних мереж та систем управління ними;

Розробка економічно обґрунтованих вимог до вітчизняної промисловості з виробництва сучасного обладнання електричних мереж та систем управління ними;

Організація системи сертифікації та допуску в експлуатацію вітчизняного та імпортного обладнання для розподільних мереж та систем управління ними;

Реалізація та аналіз результатів впровадження пілотних проектів з відпрацювання нових перспективних технологій та систем автоматизованого управління розподільчими електричними мережами.

2. Розробка та запровадження ефективних автоматизованих систем управління розподільними електричними мережами – комплексне завдання, що потребує значних капіталовкладень.

Кожна розподільна компанія та АТ-енерго перш ніж розпочинати модернізацію та технічне переозброєння діючої системи управління електричними мережами або створювати нову, повинні ясно розуміти набір розв'язуваних завдань, передбачуваний ефект від впровадження АСУ.

Необхідно розробити сучасні методики розрахунку економічної ефективності АСУ ПЕМ та РЕМ (розподільна мережева компанія), етапності їх створення та розвитку.

3. Головне питання, яке завжди виникає при розробці та впровадженні нових технологій керування електричними мережами – де взяти гроші на все це?

Джерел фінансових коштів насправді може бути кілька:

1) централізоване фінансування пілотних проектів та нормативно-методичних документів;

2) тарифи на електроенергію;

3) консолідація певної частини фінансових засобів майбутніх розподільних мережевих компаній та сьогоднішніх АТ-енерго в офіційно створеному партнерстві – російській асоціації підприємств;

4) зацікавлені інвестори.

У російських умовах, як показала практика передових енергосистем, має працювати принцип «Хто хоче вирішити завдання, шукає та знаходить способи її вирішення, хто не хоче – шукає причини, чому рішення неможливе, або чекає, коли за нього вирішать інші».

Як випливає зі статті, можливостей і шляхів підвищення ефективності управління розподільними мережами Росії достатньо. Необхідне розуміння важливості та активне бажання практичної реалізації цих можливостей.

Відповідно до Федерального закону "Про електроенергетику" ВАТ "ФСК ЄЕС" є відповідальним за технологічне управління Єдиною національною електричною мережею (ЄНЕС). При цьому виникли питання чіткого розмежування функціоналу між ВАТ «СО ЄЕС», що здійснює єдине диспетчерське управління об'єктами електроенергетики, та мережевими компаніями. Це призвело до необхідності створення ефективної структури оперативно-технологічного управління об'єктами ВАТ «ФСК ЄЕС», до завдань якої належать:
забезпечення надійного функціонування об'єктів ЄНЕС та виконання заданих ВАТ «СО ЄЕС» технологічних режимів роботи ЛЕП, обладнання та пристроїв об'єктів ЄНЕС;
забезпечення належної якості та безпеки робіт під час експлуатації об'єктів ЄНЕС;
створення єдиної системи підготовки оперативного персоналу до виконання функцій ОТУ;
забезпечення технологічної оснащеності та готовності оперативного персоналу до виконання диспетчерських команд (розпоряджень) СО та команд (підтверджень) оперативного персоналу ЦУС ФСК ЄЕС;
забезпечення зниження кількості технологічних порушень, пов'язаних із помилковими діями оперативного персоналу;
у взаємодії та за погодженням з ВАТ «СО ЄЕС» участь у розробці та реалізації програм розвитку ЄНЕС з метою підвищення надійності передачі електричної енергії, спостережуваності та керованості мережі, забезпечення якості електричної енергії;
планування заходів щодо ремонту, введення в експлуатацію, модернізації/реконструкції та технічного обслуговування ЛЕП, електромережевого обладнання та пристроїв на майбутній період;
розробка відповідно до вимог ВАТ «СО ЄЕС», погодження та затвердження в установленому порядку графіків аварійного обмеження режиму споживання електричної енергії та здійснення фактичних дій щодо введення аварійних обмежень за диспетчерською командою (розпорядженням) ВАТ «СО ЄЕС»;
виконання завдань ВАТ «СО ЄЕС» щодо підключення об'єктів електромережевого господарства ФСК та енергоприймальних установок споживачів електричної енергії під дію протиаварійної автоматики.

Для виконання поставлених завдань ВАТ «ФСК ЄЕС» розробило та затвердило концепцію оперативно-технологічного управління об'єктами ЄНЕС. Відповідно до цієї концепції створюється чотирирівнева організаційна структура (з трирівневою системою управління): виконавчий апарат, головний ЦУС МЕС, ЦУС ПМЕС та оперативний персонал підстанції.

Між відповідними рівнями організаційної структури розподілено такі функції:
ІА ФСК – інформаційно-аналітичні;
головний ЦУС МЕС - інформаційно-аналітичні та неопераційні;
ЦУС ПМЕС - неопераційні та операційні;
персонал підстанцій – операційні.

При цьому до неопераційних функцій відносять такі завдання, як контроль та моніторинг стану мережі. Прийняття центрами управління мережами операційних функцій, що з віддачею команд виробництва перемикань, вимагає високої кваліфікації оперативного персоналу, і навіть відповідного технічного оснащення ЦУС.

З метою підвищення економічності та надійності передачі та розподілу електроенергії та потужності за рахунок автоматизації процесів оперативно-технологічного управління на базі сучасних інформаційних технологій центри управління мережами ВАТ «ФСК ЄЕС» оснащуються програмно-технічними комплексами (ПТК), що дозволяють автоматизувати такі процеси, як моніторинг режимів обладнання, виробництво перемикань у суворій відповідності до затвердженої програми та інші. Отже, рахунок автоматизації ОТУ значно підвищується надійність роботи електричних мереж, знижується аварійність рахунок виключення помилок оперативного персоналу, мінімізується кількість необхідного оперативного персоналу.

Варто зазначити, що технічною політикою ВАТ «ФСК ЄЕС» за нового будівництва та реконструкції передбачається:
забезпечення енергетичної безпеки та сталого розвитку Росії;
забезпечення необхідних показників надійності послуг з передачі електроенергії;
забезпечення вільного функціонування ринку електроенергії;
підвищення ефективності функціонування та розвитку ЄНЕС;
забезпечення безпеки виробничого персоналу;
скорочення впливу ЄНЕС на екологію;
поряд із використанням нових типів обладнання та систем управління забезпечення підготовки ПС для роботи без постійного обслуговуючого персоналу.

В даний час схеми первинних електричних з'єднань діючих ПС орієнтовані на обладнання, що потребує технічного обслуговування, тому передбачають надлишкові за сучасними критеріями співвідношення числа комутаційних апаратів і приєднань. Це є причиною значної кількості серйозних технологічних порушень з вини оперативного персоналу.

Зараз автоматизація технологічних процесів виконана на 79 ПС ЄНЕС, на стадії виконання знаходяться ще 42 ПС. Тому основна схема організації експлуатації орієнтована насамперед цілодобове перебування на них обслуговуючого (оперативного) персоналу, що контролює стан об'єкта та виконує оперативні перемикання.

Оперативне обслуговування ПС ЄНЕС включає:
моніторинг стану ЄНЕС – контроль стану обладнання, аналіз оперативної обстановки на об'єктах ЄНЕС;
організацію оперативних дій щодо локалізації технологічних порушень та відновлення режимів ЄНЕС;
організацію оперативного обслуговування ПС, проведення оперативних перемикань, режимне та схемне забезпечення безпечного виконання ремонтно-експлуатаційних робіт в електричних мережах, що належать до ЄНЕС;
виконання оперативним персоналом операційних функцій із виробництва перемикань до ЄНЕС.

Планування та організація:
планування ремонтів здійснювати згідно з графіками планово-попереджувальних ремонтів з визначенням обсягів робіт на основі оцінки технічного стану, з використанням сучасних методів та засобів діагностики, у т.ч. без виведення обладнання з роботи;
проведення комплексного обстеження та технічного огляду обладнання, яке виробило свій нормативний термін служби, для продовження терміну експлуатації;
розробка пропозицій щодо модернізації, заміни обладнання, удосконалення проектних рішень;
оптимізація фінансування робіт з експлуатації, технічного обслуговування та ремонтів шляхом визначення обсягів ремонтних робіт на підставі фактичного стану;
зниження витрат та втрат;
вдосконалення організаційних структур управління та обслуговування;
організація професійної підготовки, перепідготовки та підвищення кваліфікації відповідно до стандарту СОПП-1-2005;
аналіз параметрів та показників технічного стану обладнання, будівель та споруд до та після ремонту за результатами діагностики;
оптимізація аварійного резерву обладнання та елементів ПЛ;
вирішення технічних проблем під час експлуатації та будівництва оформляється у вигляді інформаційних листів, оперативних вказівок, циркулярів, технічних рішень зі статусом обов'язковості виконання, наказів, розпоряджень, рішень нарад та інших управлінських рішень.

Моніторинг та управління надійністю ЄНЕС:
організація контролю та аналізу аварійності обладнання;
оцінка та контроль надійності електропостачання;
створення відповідної інформаційної бази.

СТВОРЕННЯ ПОВНІСТТЮ АВТОМАТИЗОВАНИХ ПІДСТАНЦІЙ
БЕЗ ОБСЛУГОВУЮЧОГО ПЕРСОНАЛУ.
ЦИФРОВІ ПІДСТАНЦІЇ

Для виключення залежності безаварійної роботи мережевої компанії від кваліфікації, тренованості та концентрації уваги оперативного та релейного персоналу доцільно поширення тривалого часу автоматизації технологічних процесів - релейна зашита, технологічна автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ та ін.), протиаварійна автоматика - на виробництво оперативних перемикань. Для цього насамперед потрібно значно підвищити спостереження технічних параметрів, забезпечити контроль, достовірність положення, ефективне оперативне блокування комутаційних апаратів, автоматизацію впливів, що управляють. Силове обладнання, що застосовується, повинно бути адаптоване до новітніх систем управління, захисту та моніторингу.

При впровадженні мікропроцесорних пристроїв перевага має надаватися пристроям, призначеним до роботи у складі автоматизованих систем. Автономні пристрої необхідно використовувати лише у разі відсутності системних аналогів. У зв'язку з цим на об'єктах ВАТ «ФСК ЄЕС» у централізованому порядку мають бути виключені можливості застосування мікропроцесорних пристроїв із закритими протоколами обміну, пристроїв, які не підтримують роботу у стандарті єдиного часу.

Архітектура та функціональність автоматизованої системи управління технологічними процесами підстанції (АСУ ТП ПС) як інтегратора всіх функціональних систем ПС визначається рівнем розвитку техніки, призначеної для збирання та обробки інформації на ПС для видачі керуючих рішень та впливів. З часу початку розробок у вітчизняній електроенергетиці проектів АСУ ТП ПС стався суттєвий розвиток апаратних та програмних засобів систем керування для застосування на електричних підстанціях. З'явилися високовольтні цифрові вимірювальні трансформатори струму та напруги; розробляється первинне та вторинне електромережеве обладнання з вбудованими комунікаційними портами, виробляються мікропроцесорні контролери, оснащені інструментальними засобами розробки, на базі яких можливе створення надійного програмно-апаратного комплексу ПС, прийнятий міжнародний стандарт МЕК 61850, що регламентує уявлення даних про цифрового обміну даними між мікропроцесорними інтелектуальними електронними пристроями ПС, включаючи пристрої контролю та управління, релейного захисту та автоматики (РЗА), протиаварійної автоматики (ПА), телемеханіки, лічильники електроенергії, силове обладнання, вимірювальні трансформатори струму та напруги, комутаційне обладнання тощо .

Усе це створює передумови побудови підстанції нового покоління - цифрової підстанції (ЦПС).

Під цим терміном розуміється ПС із застосуванням інтегрованих цифрових систем вимірювання, релейного захисту, управління високовольтним обладнанням, оптичних трансформаторів струму та напруги та цифрових схем управління, вбудованих у комутаційну апаратуру, що працюють на єдиному стандартному протоколі обміну інформацією – МЕК 61850.

Впровадження технологій ЦПС дає переваги проти традиційними ПС усім етапах реалізації та експлуатації об'єкта.

Етап «Проектування»:
спрощення проектування кабельних зв'язків та систем;
передача даних без спотворень практично необмежені відстані;
скорочення кількості одиниць обладнання;
необмежену кількість одержувачів даних. Розподіл інформації здійснюється засобами мереж Ethernet, що дозволяє передавати дані від одного джерела будь-якого пристрою на підстанції або її межами;
скорочення часу з взаємопов'язання окремих підсистем за рахунок високого ступеня стандартизації;
зниження трудомісткості метрологічних розділів проектів;

єдність вимірів. Вимірювання виконуються одним високоточним вимірювальним приладом. Одержувачі вимірів отримують однакові дані з одного джерела. Всі вимірювальні пристрої включені в єдину систему синхронізації тактування;
можливість створення типових рішень для об'єктів різної топологічної конфігурації та протяжності;
можливість попереднього моделювання системи загалом визначення «вузьких» місць і нестиковок у різних режимах роботи;
зниження трудомісткості перепроектування у разі внесення змін та доповнень до проекту.

Етап «Будівельно-монтажні роботи»:
скорочення найбільш трудомістких та нетехнологічних видів монтажних та пусконалагоджувальних робіт, пов'язаних з прокладанням та тестуванням вторинних ланцюгів;
більш ретельне і всебічне тестування системи завдяки широким можливостям створення різних поведінкових сценаріїв та їх моделювання в цифровому вигляді;
скорочення витрат на непродуктивні переміщення персоналу за рахунок можливості централізованого налаштування та контролю параметрів робіт;
- зниження вартості кабельної системи. Цифрові вторинні ланцюги дозволяють здійснювати мультиплексування сигналів, що передбачає двосторонню передачу через один кабель великої кількості сигналів різних пристроїв. До розподільних пристроїв достатньо прокласти один оптичний магістральний кабель замість десятків, або навіть сотень аналогових мідних ланцюгів.

Етап «Експлуатація»:
всеосяжна система діагностики, що охоплює не тільки інтелектуальні пристрої, а й пасивні вимірювальні перетворювачі та їх вторинні ланцюги, дозволяє в більш короткі терміни встановлювати місце та причину відмов, а також виявляти передвідмовні стани;
Контроль цілісності ліній. Цифрова лінія постійно контролюється, навіть якщо по ній не передається значуща інформація;
захист від електромагнітних перешкод. Використання волоконно-оптичних кабелів забезпечує повний захист від електромагнітних перешкод каналах передачі;
простота обслуговування та експлуатації. Перекомутація цифрових кіл виконується значно простіше, ніж перекомутація аналогових ланцюгів;
скорочення термінів ремонту через широку пропозицію на ринку пристроїв різних виробників, сумісних між собою (принцип інтероперабельності);
перехід на подійний метод обслуговування обладнання за рахунок абсолютного спостереження технологічних процесів дозволяє скоротити витрати на експлуатацію;
підтримка проектних (розрахункових) параметрів та характеристик у процесі експлуатації потребує менших витрат;
розвиток та доопрацювання системи автоматизації вимагає менших витрат (необмеженість у кількості приймачів інформації), ніж при традиційних підходах.

Як пілотні об'єкти зі створення ЦУС з операційними функціями у ВАТ «ФСК ЄЕС» було прийнято Кузбаський і Пріокський ЦУС.

Кузбаський ЦУС став першим центром управління мережами, реалізованим у рамках програми ВАТ "ФСК ЄЕС" зі створення ЦУС з операційними функціями. В рамках створення інноваційного ЦУС для забезпечення безперервного оперативно-технологічного управління та диспетчеризації центр оснащений сучасними програмно-технічними комплексами, встановлено відеостіну для відображення схеми мереж, встановлено програмне забезпечення, що дозволяє в оперативному режимі повністю відображати стан обраного диспетчером енергооб'єкта, отримувати інформацію ремонтних та профілактичних заходах аж до імен працюючих на об'єкті монтерів. Крім того, обладнання дозволяє диспетчерам ЦУС перехопити у разі позаштатної ситуації керування віддаленими об'єктами та у найкоротший час прийняти рішення для зниження часу відновлення нормальної роботи обладнання.

Пріокскій ЦУС також створений із застосуванням новітніх технологій. Серед використовуваного тут обладнання - відеостіна відображення інформації, що складається з п'ятдесятидюймових проекційних модулів і високопродуктивного відеоконтролера, що резервується, оперативно-інформаційний комплекс контролю режимів електричної мережі та стану комутаційних апаратів підстанцій, що дозволяє оперативному персоналу ЦУС відстежувати роботу обладнання та керувати ним в режимі реального супутникового зв'язку, системи гарантованого електроживлення та автоматичного пожежогасіння.

Володимир Пелимський, заступник головного інженера – керівник ситуаційного аналітичного центру ВАТ «ФСК ЄЕС», Володимир Воронін, начальник, Дмитро Кравець, начальник відділу, Магомед Гаджієв, провідний експерт Служби електричних режимів ВАТ «ФСК ЄЕС»

Енергосистема є єдиною мережею, що складається з джерел електричної енергії – електростанцій, електричних мереж, а також підстанцій, які здійснюють перетворення та розподіл виробленої електроенергії. Для управління всіма процесами виробництва, передачі та розподілу електричної енергії існує система оперативно-диспетчерського управління.

Може включати кілька підприємств різної форми власності. Кожне з електроенергетичних підприємств має окрему службу оперативно-диспетчерського управління.

Усі служби окремих підприємств управляються центральною диспетчерською системою. Залежно від величини енергосистеми, центральна диспетчерська система може поділятися на окремі системи по регіонах країни.

Енергосистеми суміжних країн можуть включатися на паралельну синхронну роботу. Центральна диспетчерська система (ЦДС)здійснює оперативно-диспетчерське управління міждержавними електричними мережами, якими здійснюються перетікання потужностей між енергосистемами суміжних країн.

Завдання оперативно-диспетчерського управління енергосистемою:

підтримання балансу між кількістю виробленої та споживаної потужності в енергосистемі;

надійність електропостачання постачаючих підприємств від магістральних мереж 220-750 кВ;

синхронність роботи електростанцій у межах енергосистеми;

синхронність роботи енергосистеми країни з енергосистемами суміжних країн, із якими є зв'язок міждержавними лініями електропередач.

Виходячи з перерахованого вище, слід, що система оперативно-диспетчерського управління енергосистемою забезпечує ключові завдання в енергосистемі, від виконання яких залежить енергетична безпека країни.

Особливості організації процесу оперативно-диспетчерського управління енергосистемою

Організація процесу оперативно-диспетчерського управління (ОДУ)в енергетиці здійснюється таким чином, щоб забезпечити розподіл різних функцій за декількома рівнями. У цьому кожен рівень підпорядковується вищестоящому.

Наприклад, самий початковий рівень - оперативно-технічний персонал, який здійснює безпосередньо операції з обладнанням у різних точках енергосистеми, підпорядковується вищому оперативному персоналу - черговому диспетчеру підрозділу енергопостачального підприємства, за яким закріплено електроустановку. Черговий диспетчер підрозділу, у свою чергу, підпорядковується диспетчерській службі підприємства тощо. до центральної диспетчерської системи країни.

Процес управління енергосистемою організований таким чином, щоб забезпечити безперервний контроль та керування всіма складовими об'єднаної енергосистеми.

Для забезпечення нормальних умов роботи як окремих ділянок енергосистеми, так і енергосистеми загалом для кожного об'єкта розробляються спеціальні режими (схеми), які слід забезпечувати залежно від режиму роботи тієї чи іншої ділянки електричної мережі (нормальний, ремонтний, аварійний режими).

Для забезпечення виконання основних завдань ОДУ в енергосистемі, крім оперативного управління, існує таке поняття, як оперативне ведення. Усі операції з обладнанням на тій чи іншій ділянці енергосистеми здійснюються за командою вищого оперативного персоналу – це процес оперативного управління.

Виконання операцій з устаткуванням у тому мірою впливає працювати інших об'єктів енергосистеми (зміна споживаної чи вироблюваної потужності, зниження надійності електропостачання, зміна значень напруги). Отже, такі операції повинні попередньо узгоджуватися, тобто виконуватись з дозволу диспетчера, який здійснює оперативне обслуговування даних об'єктів.

Тобто в оперативному веденні диспетчера знаходиться все обладнання, ділянки електричної мережі, режим роботи яких може змінитися внаслідок операцій на обладнанні суміжних об'єктів.

Наприклад, лінія з'єднує дві підстанції А і Б, при цьому підстанція Б отримує живлення від А. Відключення лінії з боку підстанції А здійснюється оперативним персоналом за командою диспетчера ПС. Але відключення даної лінії повинне проводитися лише за погодженням з диспетчером підстанції Б, оскільки дана лінія перебуває у оперативному віданні.

Таким чином, за допомогою двох основних категорій – оперативне управління та оперативне ведення, здійснюється організація оперативно-диспетчерського управління енергосистемою та її окремими ділянками.

Для організації процесу ОДУ розробляються та узгоджуються між собою інструкції, вказівки та різна документація для кожного окремого підрозділу відповідно до рівня, до якого належить та чи інша оперативна служба. Для кожного рівня системи ОДУ є свій індивідуальний список необхідної документації.

Програмне забезпечення TSF поза ядром складається з довірених додатків, які використовуються, щоб реалізувати функції безпеки. Зверніть увагу на те, що спільно використовувані бібліотеки, включаючи модулі PAM у деяких випадках, використовуються програмами, що довіряються. Проте, немає екземпляра, де сама спільно використовувана бібліотека сприймається як об'єкт, що довіряється. Команда, що довіряється, може бути згрупована наступним чином.

• Системна ініціалізація
• Ідентифікація та аутентифікація
• Мережеві програми
• Пакетне оброблення
• Управління системою
• Аудит рівня користувача
• Криптографічна підтримка
• Підтримка віртуальної машини

Компоненти виконання ядра можуть бути розділені на три складові: основне ядро, потоки ядра і модулі ядра, залежно від того, як вони будуть виконуватися.

• Основне ядро ​​включає код, який виконується, щоб надати послугу, таку як обслуговування системного виклику користувача або обслуговування події виключення або переривання. Більшість скомпілованого коду ядра підпадає під цю категорію.
• Потоки ядра. Щоб виконати певні стандартні завдання, такі як очищення дискових кешів або звільнення пам'яті шляхом вивантаження невикористаних сторінкових блоків, ядро ​​створює внутрішні процеси або потоки. Потоки заплановані так само, як звичайні процеси, але вони не мають контексту в непривілейованому режимі. Потоки ядра виконують певні функції мови ядра. Потоки ядра розміщені у просторі ядра, і працюють лише у привілейованому режимі.
• Модуль ядра та модуль ядра драйверів пристроїв — фрагменти коду, які можуть бути завантажені та вивантажені в та з ядра при необхідності. Вони розширюють функціональні можливості ядра без потреби перезавантажувати систему. Після завантаження об'єктний код модуля ядра може отримати доступ до іншого коду ядра і таким чином, як статично скомпонований код об'єкта ядра.

Драйвер пристрою — спеціальний тип модуля ядра, який дозволяє ядру отримати доступ до апаратних засобів, з'єднаних із системою. Ці пристрої можуть бути жорсткими дисками, моніторами або мережевими інтерфейсами. Драйвер взаємодіє з частиною ядра, що залишається, через певний інтерфейс, який дозволяє ядру мати справу з усіма пристроями універсальним способом, незалежно від їх базових реалізацій.

Ядро складається з логічних підсистем, які забезпечують різноманітні функціональні можливості. Навіть при тому, що ядро ​​- єдина програма, що виконується, різні послуги, які воно надає, можуть бути розділені і об'єднані в різні логічні компоненти. Ці компоненти взаємодіють, щоб забезпечити певні функції. Ядро складається з наступних логічних підсистем:

• Файлова підсистема та підсистема введення-виводу: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з об'єктами файлової системи Реалізовані функції включають ті, що дозволяють процесу створювати, підтримувати, взаємодіяти та видаляти об'єкти файлової системи. До цих об'єктів відносяться регулярні файли, каталоги, символьні посилання, жорсткі посилання, файли, специфічні для певних типів пристроїв, іменовані канали та сокети.
• Підсистема процесів: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з управлінням процесами та управлінням потоками. Реалізовані функції дозволяють створювати, планувати, виконувати та видаляти процеси та суб'єкти потоків.
• Підсистема пам'яті: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з керуванням ресурсами пам'яті системи Реалізовані функції включають ті, які створюють і управляють віртуальною пам'яттю, включаючи управління алгоритмами розбивки на сторінки і таблицями сторінок.
• Мережева підсистема: Ця підсистема реалізує сокети UNIX та Інтернет-домену, а також алгоритми, що використовуються для планування мережних пакетів.
• Підсистема IPC: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з механізмами IPC Реалізовані функції включають ті, які спрощують керований обмін інформацією між процесами, дозволяючи їм спільно використовувати дані і синхронізувати їх виконання при взаємодії із загальним ресурсом.
• Підсистема модулів ядра: Ця підсистема реалізує інфраструктуру, що дозволяє підтримувати модулі, що завантажуються. Реалізовані функції включають завантаження, ініціалізацію та вивантаження модулів ядра.
• Розширення безпеки Linux: Розширення безпеки Linux реалізують різні аспекти безпеки, що забезпечуються для всього ядра, включаючи каркас Модуля безпеки Linux (Linux Security Module, LSM). Каркас LSM є основою модулів, що дозволяє реалізувати різні політики безпеки, включаючи SELinux. SELinux – важлива логічна підсистема. Ця підсистема реалізує функції мандатного керування доступом, щоб досягти доступу між усіма предметами та об'єктами.
• Підсистема драйвера пристрою: Ця підсистема реалізує підтримку різних апаратних та програмних пристроїв через загальний інтерфейс, що не залежить від пристроїв.
• Підсистема аудиту: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані із записом критичних по відношенню до безпеки подій у системі. Реалізовані функції включають ті, які захоплюють кожен системний виклик, щоб записати критичні по відношенню до безпеки події і ті, які реалізують набір і запис контрольних даних.
• Підсистема KVM: Ця підсистема реалізує супровід життєвого циклу віртуальної машини Вона виконує завершення інструкції, що використовується для інструкцій, які потребують лише невеликих перевірок. Для іншого завершення інструкції KVM викликає компонент простору користувача QEMU.
• Крипто API: Ця підсистема надає внутрішню криптографічну бібліотеку для всіх компонентів ядра. Вона забезпечує криптографічні примітиви для зухвалих сторін.

Ядро – це основна частина операційної системи. Воно взаємодіє безпосередньо з апаратними засобами, реалізує спільне використання ресурсів, надає спільні послуги для додатків, і запобігає прямому доступу додатків до апаратно-залежних функцій. До сервісів, що надаються ядром, відносяться:

1. Управління виконанням процесів, включаючи операції з їх створення, завершення або призупинення та міжпроцесоного обміну даними. Вони включають:

• Рівнозначне планування процесів до виконання на ЦП.
• Поділ процесів у ЦП з використанням режиму поділу за часом.
• Виконання процесу у ЦП.
• Припинення ядра після закінчення відведеного йому кванта часу.
• Виділення часу ядра для виконання іншого процесу.
• Перепланування часу ядра для виконання зупиненого процесу.
• Управління метаданими, пов'язаними з безпекою процесу, такими як ідентифікатори UID, GID, SELinux, ідентифікатори функціональних можливостей.

2. Виділення оперативної пам'яті для виконуваного процесу. Ця операція включає:

• Дозвіл, що видається ядром для процесів, на спільне використання частини їхнього адресного простору за певних умов; однак, при цьому ядро ​​захищає власний адресний простір процесу зовнішнього втручання.
• Якщо система зазнає нестачі вільної пам'яті, ядро ​​звільняє пам'ять шляхом запису процесу тимчасово в пам'ять другого рівня або розділ підкачування.
• Узгоджена взаємодія з апаратними засобами машини, щоб встановити відображення віртуальних адрес на фізичні адреси, яке встановлює відповідність між адресами, згенерованими компілятором, та фізичними адресами.

3. Обслуговування життєвого циклу віртуальних машин, що включає:

• Встановлення обмежень для ресурсів, налаштованих додатком емуляції для даної віртуальної машини.
• Запуск програмного коду віртуальної машини на виконання.
• Обробка завершення роботи віртуальних машин або шляхом завершення інструкції або затримки завершення інструкції для емуляції простору користувача.

4. Обслуговування файлової системи. Це включає:

• Виділення вторинної пам'яті для ефективного зберігання та вилучення даних.
• Виділення зовнішньої пам'яті для файлів користувача.
• Утилізація невикористаного простору для зберігання даних.
• Організація структури файлової системи (використання зрозумілих принципів структурування).
• Захист файлів користувача від несанкціонованого доступу.
• Організація контрольованого доступу процесів до периферійних пристроїв, таких як термінали, стрічкопротяжні пристрої, дисководи та мережеві пристрої.
• Організація взаємного доступу до даних для суб'єктів та об'єктів, надання керованого доступу, заснованого на політиці DAC та будь-якій іншій політиці, що реалізується завантаженою LSM.

Ядро Linux відноситься до типу ядер ОС, що реалізують планування з витісненням завдань. У ядрах, які мають таку можливість, виконання коду ядра триває до завершення, тобто. планувальник не здатний до перепланування завдання у той час, коли вона знаходиться в ядрі. Крім того, планування виконання коду ядра здійснюється спільно, без витісняючого планування, і виконання цього коду триває до моменту завершення та повернення до простору користувача або до явного блокування. У ядрах, що витісняють, можливо вивантажити завдання в будь-якій точці, поки ядро ​​знаходиться в стані, в якому безпечно виконувати перепланування.

Диспетчерське технологічне управління має бути організоване за ієрархічною структурою, що передбачає розподіл функцій технологічного управління між рівнями, а також сувору підпорядкованість нижчестоящих рівнів управління вищим.
Усі органи диспетчерського технологічного управління незалежно від форм власності відповідного суб'єкта ринку, що входить до складу енергосистеми (ОЕС, ЄЕС), повинні підпорядковуватися командам (вказівкам) вищого технологічного диспетчера.
Передбачаються дві категорії оперативної підпорядкованості:
оперативне управління та оперативне ведення.
В оперативному управлінні відповідного диспетчера повинні знаходитися силове обладнання та засоби управління, операції з якими вимагають координації дій підлеглого диспетчерського персоналу та узгодженого виконання операцій на кількох об'єктах різного оперативного підпорядкування.
В оперативному веденні диспетчера повинні бути силові.
обладнання та засоби управління, стан та режим яких
впливають на режим роботи відповідної енергосистеми (ОЕС, ЄЕС). Операції з таким обладнанням та засобами управління
повинні проводитися з дозволу відповідного диспетчера.
Чинними правилами та інструкціями передбачається,
що всі елементи ЕЕС (обладнання, апаратура, пристрої автоматики та засоби управління) знаходяться в оперативному управлінні та веденні диспетчерів та старшого чергового персоналу різних ступенів управління.
Терміном оперативне управління позначається вид оперативного підпорядкування, коли операції з тим чи іншим обладнанням ЕЕС проводяться лише за розпорядженням відповідного диспетчера (старшого чергового персоналу), під управлінням якого це устаткування перебуває. В оперативному управлінні диспетчера знаходиться обладнання, операції з яким вимагають координації дій підлеглого оперативного персоналу.
Терміном оперативне ведення позначається вид оперативної
підпорядкованості, якщо операції з тим чи іншим обладнанням ЕЕС
виконуються з відома (за дозволом) відповідного диспетчера, у чиєму віданні це обладнання перебуває.
Передбачається оперативне ведення двох рівнів. В оперативному веденні 1 рівня знаходиться обладнання, операції з яким проводяться за погодженням або з повідомленням вищого диспетчера або диспетчера того ж рівня.
В оперативному веденні II рівня знаходиться обладнання, стан якого або операції з яким впливають на
режим роботи певної частини електромережі. Операції з
цим обладнанням проводяться за погодженням з вищестоящим
диспетчером та повідомленням зацікавлених диспетчерів.
Кожен елемент ЕЕС може перебувати в оперативному управлінні диспетчера не лише одного ступеня, а й у віданні кількох
диспетчерів одного або різних ступенів керування. Поділ обладнання, засобів автоматизації та управління між щаблями територіальної ієрархії за видами управління характеризує не тільки розподіл функцій управління між щаблями територіальної ієрархії на тимчасовому рівні оперативного управління, але значною мірою визначає розподіл функцій на інших рівнях.
Поруч із при оперативному управлінні, а окремих випадках і під час планування режимів передбачається підпорядкування з певному колу питань однієї з підрозділів іншому, що перебуває у тому рівні управління. Так, диспетчеру
однією з енергосистем може бути доручено оперативне управління ЛЕП, що пов'язує цю енергосистему з сусідньою. Таким чином, організується розвантаження диспетчера ОДУ шляхом передачі диспетчерам енергосистем частини функцій, виконання яких можливе на цьому рівні.
Все обладнання ЕЕС, що забезпечує виробництво та розподілення електроенергії, знаходиться в оперативному веденні чергового диспетчера енергосистеми або безпосередньо підпорядкованого йому оперативного персоналу (начальники змін електростанцій; диспетчери електричних та теплових мереж, черговий персонал підстанцій (ПС) тощо). Переліки обладнання, що знаходиться в оперативному
управлінні та віданні, затверджуються головними диспетчерами ЦДУ
ЄЕС Росії, ОДУ ОЕС та ЦДС енергосистем відповідно.


В оперативному управлінні диспетчера енергосистеми знаходиться основне обладнання, проведення операцій з яким вимагає
координації дій чергового персоналу енергопідприємств (енергооб'єктів) або узгоджених змін до РЗ та автоматики
кількох об'єктів.
Оперативне управління енергетичними об'єктами, що грають особливо важливу роль в об'єднанні або в ЄЕС, як виняток може бути доручено не диспетчеру енергосистеми, а диспетчеру ОДУ або ЦДУ ЄЕС.
В оперативному віданні чергового диспетчера ОДУ перебувають
сумарна робоча потужність та резерв потужності енергосистем, електростанції та агрегати великої потужності, міжсистемні зв'язки та об'єкти основних мереж, що впливають на режим ОЕС. В оперативне
управління диспетчера ОДУ передається обладнання, операції з
якими вимагають координації дій чергових диспетчерів
енергосистем.
У веденні чергового диспетчера ЦДУ ЄЕС – найвищого оперативного керівника ЄЕС – знаходяться сумарна робоча потужність та резерв потужності ОЕС, електричні зв'язки між об'єднаннями, а також найважливіші зв'язки всередині ОЕС та об'єкти, режим яких вирішальним чином впливає на режим ЄЕС.
В оперативному управлінні диспетчера ЦДУ ЄЕС є основні зв'язки між ОЕС та деякі об'єкти загальносистемного значення.
Принцип оперативної підпорядкованості поширюється як на основне обладнання та апаратуру, а й на РЗ відповідних об'єктів, лінійну та протиаварійну автоматику, засоби та системи автоматичного регулювання нормального режиму, а також засоби диспетчерського та технологічного управління, що використовуються оперативним персоналом.
Чергові диспетчери АТ-енерго, ОДУ та ЦДУ ЄЕС – вищі оперативні керівники відповідно енергосистеми, об'єднання та ЄЕС загалом. Обладнання, що знаходиться в оперативному веденні або управлінні диспетчера відповідної ланки, не може бути виведене з роботи або резерву, а також включене в роботу без дозволу або вказівки диспетчера. Розпорядження адміністративного керівництва енергооб'єктів та енергосистем з питань, що належать до компетенції диспетчерів, можуть виконуватись оперативним персоналом лише з дозволу оперативного
чергової вищої ланки.
Вища ланка (ЦДУ ЄЕС) здійснює цілодобове оперативне керівництво паралельною роботою ОЕС та безперервне регулювання режиму ЄЕС. Середня ланка (ОДУ) веде режим об'єднання та керує паралельною роботою енергосистем. Диспетчерська служба енергосистеми управляє режимом енергосистеми, забезпечуючи узгоджену роботу всіх енергетичних об'єктів, що до неї входять.
При роботі ЕЕС у складі ОЕС повною мірою зберігається відповідальність енергосистем за використання потужності електростанцій, забезпечення максимальної потужності і розширення діапазону регулювання. При цьому потужність і регулювальні можливості визначаються умовами покриття навантажень ОЕС з урахуванням пропускної здатності міжсистемних зв'язків.
Основна відповідальність за підтримання нормальної частоти покладається на найвищого оперативного керівника ЄЕС-диспетчера ПДК ЄЕС. Диспетчери ОДУ та енергосистем забезпечують підтримку заданих відповідно ЦДУ ЄЕС та ОДУ графіків перетікань потужності між ОЕС та енергосистемами, виконання вказівок щодо зміни перетоків з метою підтримки
нормальної частоти за зміни балансу потужностей. Відповідальність за підтримання частоти поділяють також диспетчери ОДУ та енергосистем у частині забезпечення заданого обертового резерву потужності, а при автоматичному регулюванні частоти та активної потужності – у частині використання автоматичних систем та пристроїв, що залучаються до автоматичного регулювання та для підтримки необхідного регулювального діапазону на електростанціях.
Управління режимом основних електричних мереж за напругою здійснюється узгодженими діями персоналу відповідних ступенів диспетчерського управління. Диспетчери
ЦДУ ЄЕС та ОДУ підтримують рівні напруги у відповідних точках основної електричної мережі, визначених інструкціями.
При тимчасовому дефіциті потужності чи електроенергії в ЄЕС тривалість обмежень навантаження чи електроспоживання
встановлюється ЦДУ ЄЕС та погоджується з керівництвом РАТ «ЄЕС Росії»; розпорядження про запровадження обмежень диспетчер ЦДУ
Дає диспетчерам ОДУ, а останні – диспетчерам енергосистем.
Вища ланка оперативного управління (ЦДУ ЄЕС) розробляє та затверджує основні інструкції щодо ведення режиму та оперативного управління, обов'язкові для оперативного персоналу ОДУ та об'єктів, безпосередньо підпорядкованих ЦДУ. Територіальні ОДУ по своїх об'єднаннях розробляють інструкції, що перебувають у відповідності до загальних положень інструкцій
ЦДУ і службовці, своєю чергою, основою розробки ЦДС місцевих інструкцій, які враховують особливості структури та режиму енергосистем.