Съгласно Федералния закон „За електроенергетиката“ АД FGC UES отговаря за технологичното управление на Единната национална електрическа мрежа (UNEG). В същото време възникнаха въпроси относно ясното разграничаване на функционалността между SO UES OJSC, което осъществява единно диспечерско управление на електроенергийните съоръжения, и мрежовите компании. Това доведе до необходимостта от създаване на ефективна структура за оперативно и технологично управление на съоръженията на JSC FGC UES, чиито задачи включват, наред с други неща:
осигуряване на надеждна работа на съоръженията на UNEG и прилагане на технологичните режими на работа на електропроводите, оборудването и устройствата на съоръженията на UNEG, определени от SO UES OJSC;
осигуряване на добро качество и безопасност на работата по време на експлоатацията на съоръженията на UNEG;
създаване на единна система за подготовка на оперативен персонал за изпълнение на функциите на ОТУ;
осигуряване на технологично оборудване и готовност на оперативния персонал за изпълнение на диспечерски команди (инструкции) на CO и команди (потвърждения) на оперативния персонал на Централния контролен център на FGC UES;
осигуряване на намаляване на броя на технологичните нарушения, свързани с погрешни действия на оперативния персонал;
в сътрудничество и в съгласие с OJSC SO UES, участие в разработването и изпълнението на програми за развитие на UNEG с цел повишаване на надеждността на преноса на електрическа енергия, наблюдение и контрол на мрежата и осигуряване на качеството на преноса на електрическа енергия;
планиране на дейности по ремонт, въвеждане в експлоатация, модернизация/реконструкция и поддръжкаЕлектропроводи, мрежово оборудване и устройства за предстоящия период;
разработване в съответствие с изискванията на SO UES OJSC, координиране и одобрение по предписания начин на графици за аварийно ограничаване на режимите на потребление на електрическа енергия и изпълнение на реални действия за въвеждане на аварийни ограничения съгласно диспечерската команда (заповед) на SO UES OJSC ;
изпълнение на задачите на СО ЕЕС АД за свързване на съоръженията на електрическата мрежа на Федералната мрежова компания и захранващите инсталации на потребителите на електрическа енергия под въздействието на аварийна автоматизация.

За изпълнение на възложените задачи АО FGC UES разработи и одобри концепцията за оперативно и технологично управление на съоръженията на UNEG. В съответствие с тази концепция се създава четиристепенна организационна структура (с тристепенна система за управление): изпълнителен офис, главен контролен център на MES, контролен център на PMES и оперативния персонал на подстанцията.

Следните функции са разпределени между съответните нива на организационната структура:
ИА ФСК - информационно-аналитична;
ръководи ЦУ на МОН - информационно-аналитичен и неоперативен;
TsUS PMES - неработещ и оперативен;
персонал на подстанцията - операционни зали.

В същото време неоперативните функции включват задачи като контрол и наблюдение на състоянието на мрежата. Приемането от центровете за управление на мрежата на оперативни функции, свързани с издаване на команди за извършване на превключване, изисква висококвалифициран оперативен персонал, както и подходящо техническо оборудване на централния контролен център.

За да се повиши ефективността и надеждността на преноса и разпределението на електроенергия и мощност чрез автоматизиране на процесите на оперативно и технологично управление, базирани на съвременни информационни технологии, центровете за управление на мрежата на JSC FGC UES са оборудвани със софтуерни и хардуерни системи (PTK), които позволяват автоматизиране на процеси като оборудване за наблюдение на режима, превключване на производството в строго съответствие с одобрената програма и други. По този начин, благодарение на автоматизацията на OTD, надеждността на електрическите мрежи се повишава значително, степента на аварии се намалява чрез елиминиране на грешки на оперативния персонал и броят на необходимия оперативен персонал е сведен до минимум.

Заслужава да се отбележи, че техническата политика на JSC FGC UES за ново строителство и реконструкция предвижда:
осигуряване на енергийна сигурност и устойчиво развитие на Русия;
осигуряване на необходимите показатели за надеждност на предоставяните услуги по пренос на електрическа енергия;
осигуряване на свободното функциониране на пазара на електроенергия;
повишаване на ефективността на функционирането и развитието на UNEG;
сигурност производствен персонал;
намаляване на въздействието на UNEG върху околната среда;
заедно с използването на нови видове оборудване и системи за управление, осигуряващи подготовката на подстанцията за работа без постоянен обслужващ персонал.

Понастоящем схемите за първично електрическо свързване на работещите подстанции са фокусирани върху оборудване, което изисква честа поддръжка, и следователно предвиждат съотношения на броя на комутационните устройства и връзките, които са прекомерни според съвременните критерии. Това е причината за значителен брой сериозни технологични нарушения по вина на оперативния персонал.

Сега автоматизация технологични процесизавършени в 79 подстанции UNEG, други 42 подстанции са в етап на изпълнение. Следователно основната схема за организация на експлоатацията е насочена предимно към денонощното присъствие на поддържащ (оперативен) персонал, който следи състоянието на съоръжението и извършва оперативни превключвания.

Оперативната поддръжка на подстанция UNEG включва:
Мониторинг на състоянието на UNEG - наблюдение на състоянието на оборудването, анализ на оперативната обстановка в обектите на UNEG;
организиране на бързи действия за локализиране на технологични нарушения и възстановяване на режимите на UNEG;
организиране на оперативна поддръжка на подстанции, производство на оперативна комутация, оперативна и схемна поддръжка за безопасно извършване на ремонтни и поддържащи работи в електрическите мрежи, свързани с UNEG;
изпълнение от оперативния персонал на оперативни функции за производство на комутационни операции в UNEG.

Планиране и организация:
планирането на ремонта трябва да се извършва в съответствие с графиците за планирана превантивна поддръжка, като се определя обхватът на работата въз основа на оценка на техническото състояние, като се използват съвременни методи и диагностични средства, вкл. без извеждане на оборудване от експлоатация;
извършване на цялостен преглед и технически преглед на оборудване, достигнало нормалния си експлоатационен живот с цел удължаване на експлоатационния му живот;
разработване на предложения за модернизация, подмяна на оборудване, подобряване на проектните решения;
оптимизиране на финансирането за експлоатация, поддръжка и ремонт чрез определяне на обеми ремонтна дейноствъз основа на действителното състояние;
намаляване на разходите и загубите;
подобряване на организационните структури на управление и обслужване;
организация професионално обучение, преквалификация и повишаване на квалификацията в съответствие със стандарта SOPP-1-2005;
анализ на параметрите и показателите за техническото състояние на оборудване, сгради и конструкции преди и след ремонт въз основа на диагностични резултати;
оптимизиране на аварийния резерв на оборудването и елементите на въздушните линии;
решението на технически проблеми по време на експлоатация и строителство е формализирано под формата на информационни писма, експлоатационни инструкции, циркуляри, технически решения със задължителен статут, заповеди, инструкции, решения на събрания и други управленски решения.

Мониторинг и управление на надеждността на UNEG:
организиране на мониторинг и анализ на аварии на оборудването;
оценка и контрол на надеждността на захранването;
създаване на подходяща информационна база.


СЪЗДАВАНЕ НА НАПЪЛНО АВТОМАТИЗИРАНИ ПОДСТАНЦИИ
БЕЗ ОБСЛУЖВАЩ ПЕРСОНАЛ.
ЦИФРОВИ ПОДСТАНЦИИ

За да се премахне зависимостта на безпроблемната работа на мрежова компания от квалификацията, обучението и концентрацията на вниманието на оперативния и релеен персонал, препоръчително е да се разпредели автоматизацията на технологичните процеси, която се извършва от дълго време - реле защита, автоматизация на процеси (повторно затваряне, автоматично реле, превключвател под товар, автоматична трансмисия и др.), аварийна автоматизация - до производство на оперативно превключване. За да направите това, на първо място, е необходимо значително да увеличите наблюдаемостта технически параметри, осигуряват контрол, проверка на позицията, ефективна оперативна блокировка на превключващи устройства, автоматизация на управляващите действия. Използваното енергийно оборудване трябва да бъде адаптирано към най-новите системи за управление, защита и наблюдение.

При въвеждането на микропроцесорни устройства трябва да се даде предпочитание на устройства, предназначени да работят като част от автоматизирани системи. Самостоятелните устройства трябва да се използват само ако няма системни аналози. В тази връзка в съоръженията на JSC FGC UES трябва централизирано да се изключи възможността за използване на микропроцесорни устройства със затворени протоколи за обмен и устройства, които не поддържат работа в единен стандарт за време.

Архитектурата и функционалността на автоматизирана система за управление на технологичния процес на подстанцията (автоматизирана система за управление на процесите на подстанцията) като интегратор на всички функционални системи на подстанцията се определя от нивото на развитие на технологията, предназначена за събиране и обработка на информация в подстанцията за издаване на контролни решения и въздействия. От началото на разработването на автоматизирани системи за управление на процеси за проекти на подстанции в местната електроенергийна индустрия, има значително развитие на хардуерни и софтуерни системи за управление за използване в електрически подстанции. Появиха се високоволтови цифрови измервателни трансформатори за ток и напрежение; Разработва се оборудване за първична и вторична електрическа мрежа с вградени комуникационни портове, произвеждат се микропроцесорни контролери, оборудвани със средства за разработка, въз основа на които е възможно да се създаде надежден софтуерен и хардуерен комплекс за PS, приет международен стандарт IEC 61850, който регулира представянето на данни за подстанцията като обект на автоматизация, както и протоколи за обмен на цифрови данни между базирани на микропроцесор интелигентни електронни устройства на подстанцията, включително устройства за наблюдение и управление, релейна защита и автоматизация (RPA), аварийна автоматика (ПА), телемеханика, електромери, силово оборудване, трансформатори за измерване на ток и напрежение, комутационна апаратура и др.

Всичко това създава предпоставки за изграждане на подстанция от ново поколение – цифрова подстанция (ЦП).

Този термин се отнася до подстанция, използваща интегрирани цифрови измервателни системи, релейна защита, управление на високоволтово оборудване, оптични токови и напреженови трансформатори и цифрови управляващи вериги, вградени в комутационно оборудване, работещи по един стандартен протокол за обмен на информация - IEC 61850.

Въвеждането на технологии за цифрови подстанции дава предимства пред традиционните подстанции на всички етапи от внедряването и експлоатацията на съоръжението.

Етап "Дизайн":
опростяване на дизайна на кабелни връзки и системи;
предаване на данни без изкривяване на практически неограничени разстояния;
намаляване на броя на единиците оборудване;
неограничен брой получатели на данни. Разпределението на информация се извършва с помощта на Ethernet мрежи, което ви позволява да прехвърляте данни от един източник към всяко устройство в подстанцията или извън нея;
намаляване на времето за взаимно свързване на отделните подсистеми поради висока степен на стандартизация;
намаляване на трудоемкостта на метрологичните части на проектите;

единство на измерванията. Измерванията се извършват с един високопрецизен измервателен уред. Получателите на измерване получават едни и същи данни от един и същи източник. Всички измервателни уредивключени в единна система за синхронизация на часовника;
възможност за създаване на стандартни решения за обекти с различни топологични конфигурации и дължини;
възможността за предварително моделиране на системата като цяло за определяне на тесни места и несъответствия в различни режими на работа;
намаляване на сложността на препроектирането в случай на промени и допълнения към проекта.

Етап „СМР”:
намаляване на най-трудоемките и нискотехнологични видове монтажни и пусконаладъчни работи, свързани с инсталирането и тестването на вторични вериги;
по-задълбочено и изчерпателно тестване на системата благодарение на широките възможности за създаване на различни поведенчески сценарии и цифровото им симулиране;
намаляване на разходите за непродуктивни движения на персонала поради възможността за централизирано конфигуриране и контрол на работните параметри;
намаляване на цената на кабелната система. Цифровите вторични вериги позволяват мултиплексиране на сигнала, което позволява двупосочно предаване по един кабел голямо количествосигнали от различни устройства. Достатъчно е да поставите един оптичен опорен кабел към разпределителните устройства вместо десетки или дори стотици аналогови медни вериги.

Етап "Операция":
цялостна диагностична система, обхващаща не само интелигентни устройства, но и пасивни измервателни преобразуватели и техните вторични вериги, позволява повече кратки сроковеустановяване на местоположението и причината за повреди, както и идентифициране на предшестващи повреда условия;
мониторинг на целостта на линията. Цифровата линия се наблюдава постоянно, дори ако през нея не се предава значима информация;
защита срещу електромагнитни смущения. Използването на оптични кабели осигурява пълна защитаот електромагнитни смущения в каналите за предаване на данни;
лекота на поддръжка и работа. Повторното свързване на цифрови вериги е много по-лесно от повторното свързване на аналогови вериги;
намаляване на времето за ремонт поради широкото предлагане на пазара на устройства от различни производители, които са съвместими помежду си (принципът на оперативна съвместимост);
преходът към събитиен метод за поддръжка на оборудването поради абсолютната наблюдаемост на технологичните процеси позволява намаляване на оперативните разходи;
поддържането на проектни (изчислени) параметри и характеристики по време на работа изисква по-ниски разходи;
разработването и модификацията на система за автоматизация изисква по-ниски разходи (неограничен брой приемници на информация), отколкото при традиционните подходи.

Централните центрове за управление на Кузбас и Приокски бяха приети като пилотни съоръжения за създаване на централни центрове за управление с оперативни функции в АО FGC UES.

Kuzbass NCC стана първият център за управление на мрежата, реализиран в рамките на програмата на JSC FGC UES за създаване на централен контролен център с оперативни функции. Като част от създаването на иновативна централна система за управление за осигуряване на непрекъснат оперативен и технологичен контрол и диспечер, центърът е оборудван със съвременни софтуерни и хардуерни системи, инсталирана е видеостена за показване на мрежови схеми, инсталиран е софтуер, който позволява онлайн пълно показване на състоянието на избрания от диспечера електрообект и получаване на информация за извършени ремонтни и превантивни мерки за прекъсвания до имената на монтажниците, работещи на обекта. В допълнение, оборудването позволява на диспечерите на NCC да прихващат контрола на отдалечени обекти в случай на авария и да вземат решения в най-кратки срокове, за да намалят времето за възстановяване на нормалната работа на оборудването.

Централният контролен център на Prioksky също е създаден с помощта на най-новите технологии. Сред използваното тук оборудване е видеостена за показване на информация, състояща се от петдесетинчови прожекционни модули и резервен високопроизводителен видеоконтролер, оперативен информационен комплекс за наблюдение на режимите на електрическата мрежа и състоянието на превключвателните устройства на подстанциите, позволява на оперативния персонал на контролния център да наблюдава работата на оборудването и да го управлява в реално време, най-нова системасателитни комуникации, гарантирано електрозахранване и автоматични пожарогасителни системи.

Владимир Пелимски, заместник-главен инженер - ръководител на ситуационния отдел мозъчен тръст JSC FGC UES, Владимир Воронин, началник, Дмитрий Кравец, началник отдел, Магомед Гаджиев, водещ експерт на Службата за електрически режими на JSC FGC UES

Юрий МОРЖИН, заместник генерален директор - директор на клона на OJSC "STC of Electric Energy Industry" - VNIIE;

Юрий ШАКАРЯН, заместник генерален директор - научен директор на АД Научно-технически център по електроенергетика, научен директор на VNIIE;

Валери ВОРОТНИЦКИ, заместник-директор на клона на OJSC "STC of Electric Energy Industry" - VNIIE за научната работа;

Николай НОВИКОВ, заместник научен директор на АД Научно-технически център по електроенергетика

Говорейки за надеждността, качеството и екологичността на електроснабдяването, трябва преди всичко да имаме предвид развитието и развитието на принципно нови - иновативни технологии за изчисляване, анализ, прогнозиране, регулиране и намаляване на загубите на електроенергия в електрическите мрежи, експлоатационни диспечерски контрол на техните режими. Предлагаме материал, предоставен от Научноизследователския институт по електроенергетика (VNIIE), клон на АО Научно-технически център за електроенергетика, който описва най-важните разработки на института в тази област към днешна дата.

Подобряване на инструментите и системите за изчисляване на намаляванетозагуби на електроенергия

Новите подходи към системата за управление на електроенергията, към формирането на тарифите за услуги за пренос на електроенергия, към системата за регулиране и управление на нивото на загубите на електроенергия изискват съответното разработване на методи за тяхното изчисляване. Това развитие днес се осъществява в няколко посоки.

точност изчисления на технически загуби (RTP)електроенергия се очаква да се увеличи чрез по-пълно използване на оперативната информация за комутационното състояние на електрическата мрежа (фиг. 1), физическите параметри на нейните елементи, експлоатационните данни за товари, нива на напрежение и др.

Необходимо е да се премине от детерминистични изчисления на нивото на загубите на електроенергия към вероятностни оценки със зададена точност и доверителни интервали, последвани от оценка на риска при вземане на инвестиционни решения пари в бройпри намаляване на загубите.

Друг вектор на развитие е използването на принципно нови интелигентни модели за отчитане на много несигурни фактори, които влияят върху размера на действителните и технически загуби на електроенергия, както и за прогнозиране на загубите. Един от тези модели се основава на използването на изкуствени невронни мрежи, които по същество са една от активно развиващите се области на технологията за изкуствен интелект.

Развитието на автоматизирани информационно-измервателни системи за търговско измерване на електроенергия (AIMS KUE), автоматизирани системи за технологично управление (ATMS) на електрически мрежи, графични и географски информационни системи (GIS) създава реални възможности за усъвършенстване на софтуера за изчисления, анализ и регулиране на загуби на електроенергия (RP софтуер) . По-специално, в момента има спешна нужда от софтуерна интеграция технически комплекси(PTK) и базите данни, които съдържат: софтуер AIIS KUE, ASTU, GIS и RP за повишаване на точността, прозрачността и валидността на изчисленията на режимите на електрическата мрежа, балансите и загубите на електроенергия.

Частично такава интеграция вече е извършена. По-нататъшното му развитие трябва да се основава на нови подходи към стандартизацията на обмена на информация между различни хардуерни и софтуерни системи на единна информационна платформа, включително използването на така наречените SIM модели.

електрическа мрежа по всяко време. Благодарение на такъв контрол се осигурява оптимално ниво на загуби на електроенергия в мрежите при приемливи стойности на показателите за качество на електроенергията.

Според оценки на Американския съвет за енергийно ефективна икономика (ACEEE) до 2023 г. използването на Smart Grid технологиите в комбинация с други мерки за ефективно използване на енергийните ресурси ще спести до 30% от планираните разходи за енергия. Тоест всеки трети киловатчас може да бъде получен не чрез разширяване на производствените мощности, а чрез разпределяне на съществуващите енергийни ресурси с помощта на нови информационни технологии.

Практиката на внедряване на съвременни AIMS KUE показва, че тези доста скъпи и пространствено разпределени информационно-измервателни системи могат да се повредят по време на работа, да загубят точността на измерване, да въведат случайни значителни грешки в резултатите от измерването и т.н. Всичко това изисква разработването и прилагането на методи за оценка на надеждността на измервания, идентифициране и локализиране на дисбаланси в мощността и електроенергията, въвеждане на принципно нови измервателни уреди, в т.ч. оптични измервателни токови и напреженови трансформатори.

На снимката: екранни снимки на програмата RTP 3.

Интерактивна симулация на изчисления на работата на електроенергийната система

Динамичен модел на EPS в реално време.Той предоставя възможност за симулиране на широкомащабни EPS в ускорено, бавно и реално време. Моделът се използва за: изграждане на симулатори-съветници за диспечера по управление на режима, анализ на установени и преходни режими, анализ на аварии, моделиране на първични и вторична регулацияи аварийна автоматика (EA). Моделът EPS отчита електромеханични и дълготрайни преходни процеси, системи за управление на честотата и активната мощност (APC). Извършва се изчисляване на техническите загуби на електроенергия и мощност (включително по класове на напрежение и региони) и други параметри на режима. За първи път в Русия модел от този клас се използва за изграждане на сложни симулатори-съветници заедно с топологичен анализ на пълната комутационна верига на взаимното захранване.

Моделът използва доста точни алгоритми за моделиране на преходни процеси в режим "честота - активна мощност" (регулатори на скоростта, повторно нагряване на пара, автоматизация на котела и др.). Регулаторите на напрежението се изработват по две възможни схеми: опростени (като регулируем източник на реактивна мощност, който поддържа стойността на напрежението на дадено ниво) и усъвършенствани (като система за регулиране на ЕМП на синхронна машина с възможност за регулиране според отклонения в напрежението, честотата и техните производни).

Моделът осигурява мониторинг на текущия режим на енергийните съоръжения на базата на информация от задачата за оценка на състоянието (ОС) и данни от ОИС. Изчислителната схема, получена от проблема с ОС, е разширена (приблизително 2 пъти) чрез използване на нормативна, справочна и априорна информация, както и надеждни TI и TS в OIC.

Моделът извършва топологичен анализ на пълната комутационна верига и осъществява нейното информационно взаимодействие с режимната (изчислителната) схема на енергийните съоръжения. Това осигурява управление на режима на модела чрез включване/изключване на комутационни устройства, т.е. по начин, познат на оперативния персонал.

Моделът се управлява интерактивно от потребителя, системите за управление и PA системите и сценариите за развитие на аварии. Важна функция на модела е да проверява нарушенията и наличието на режим на тока по критерий N-1. Съгласно критерия N-1 могат да се задават набори от опции за управление, предназначени за различни режими на контролирано енергийно свързване. Програмата ви позволява да сравните изчисления режим в EPS модела с OIC данни и да идентифицирате грешни и липсващи данни за режима.

Първоначално моделът е използван за изграждане на оперативни симулатори в реално време, а по-късно функциите му са разширени за анализ на аварии, тестови алгоритми за идентифициране на енергийни системи като обекти за управление и други задачи. Моделът се използва за рутинна обработка на заявки за извеждане на оборудване за ремонт, моделиране на системи за автоматично регулиране на честотата, информационна поддръжка на оперативния персонал на ЕЕС и енергийни предприятия и като диспечерски съветник по поддържане на режима. С помощта на модела бяха проведени изследвания върху разпространението на вълни на честота и напрежение в реални високоразмерни вериги при големи смущения, както и във верижни и пръстеновидни структури. Разработена е методология за използване на WAMS данни за проверка на текущия режим с помощта на OS и OIC данни.

Разликата между тази разработка и другите е възможността за симулиране на динамиката на мащабни енергийни обекти в реално време, цикличен мониторинг на режима според данните на OIC и задачата на OS, разширяване на изчислителната схема с 70-80% чрез вземане предвид автобуси на подстанции, енергийни блокове, реактори и др.

Към днешна дата динамичният модел на EPS в реално време е внедрен в SO UES, FGC UES, ODU на Центъра и OJSC Bashkirenergo.

KASCAD-NT комплекс за показване на оперативни

информация за индивидуални и колективни средства

(контролни табла и видео стени)

Комплексът е средство за генериране и показване на различни екранни форми (диаграми, карти, таблици, графики, инструменти и др.) На индивидуални (дисплеи) и колективни средства. Предназначен за показване на информация от OIC и други софтуерни системи в реално време, както на индивидуални (дисплеи), така и на колективни (мозаечни контролни табла и видео стени) средства.

Системата за показване на оперативна информация на видеостени е внедрена в SO UES, ODU на Центъра и OJSC Bashkirenergo. В SO UES, на видеостена с куб 4 x 3, е реализирано показване на обобщена информация в графична и таблична форма, както и показване на UES диаграма върху финландска мозаечна дъска. В ODU на Центъра, на видео стената с помощта на комплекса CASCADE-NT, информацията от системата за поддръжка на диспечерския персонал се показва под формата на оперативна диаграма, диаграми на фона на карта на района и подробни диаграми на подстанции .

За OJSC Bashkirenergo комплексът в момента се използва в фитнес залапри показване на 3 х 2 куба структурни и превключващи диаграми и обобщена информация в табличен вид на видеостена. На малката блокова схема е възможно да се отворят 5 основни подстанции на Bashkirenergo OJSC. На видео стена от 8 x 4 куба на контролната зала с голяма блокова схема е възможно да се покажат 62 подстанции и да се обработят данни за задачите. Голяма видео стена може да извърши топологичен анализ и да покаже пълната диаграма на взаимното захранване.

Системата KASCAD-NT е отворена за интеграция с други комплекси и е изградена като набор от конструктори, използвани за изграждане на дисплейни системи от разработчици и потребители. Тази функция предоставя възможност за поддръжка и развитие на функционалността на системата за показване директно от потребители и персонал по поддръжката без участието на разработчици.

активи на електрическата мрежа

През 2008 г. специалистите на VNIIE завършиха голям проект - Програмата за възстановяване и развитие Автоматизирана систематехнологично управление (ASTU) на АО "МОЕСК". Необходимостта от реализиране на този проект беше свързана с морала и физическо износванематериална база на системата за управление (по известни причини от национален характер), като се вземат предвид съществените промени в изискванията за диспечерски контрол при работа в пазарни условия, както и като се вземе предвид структурната реорганизация на дружеството. Разработката е насочена към решаване на задачата, поставена в МОЕСК за изграждане на висококачествена вертикала на оперативно диспечерско управление, използвайки в работата си най-съвременните методи на организация и техническа поддръжкапроцес на управление.

Програмата е разработена съвместно с OJSC Enera и с активното участие на специалисти от MOESK. Работата включва раздели за анализ на съществуващото състояние на автоматизирани системи за управление, за разработване на основни технически изисквания за перспективна автоматизирана система за управление, нейните елементи и подсистеми, както и предложения за технически решения. Включително опции за реконструкция и развитие на системата, базирана на техническо оборудване от водещи местни и чуждестранни производители на контролно оборудване.

По време на разработката бяха взети предвид и уточнени основните разпоредби на съществуващата нормативна и техническа документация в областта на автоматизацията на мрежовия комплекс за условията на компанията, които предвиждат развитието на централизирано технологично управление на електрическите мрежи, създаването на автоматизирани подстанции, базирани на единен набор от съвременни технически средства, с интегриране на системи за измерване, защита, автоматизация и управление на електрическите мрежи на съоръженията.

Поради голям бройПС и моралното и физическото износване на по-голямата част от телемеханичните средства осигуряват поетапна автоматизация на ПС, чийто първи етап е реконструкцията на ТМ, съгласувана с реконструкцията и развитието на комуникационната система, която е, формирането на основата на модерен SSPI, а вторият етап - за част от PS - създаването на пълномащабни автоматизирани системи за управление на процесите.

Програмата предвижда актуализиране на хардуера и софтуера на пунктовете за управление на базата на възприетия МОЕСК модерна системауправление на електрическата мрежа (ENMAC GE), което автоматизира контролните и диспечерските операции, както и управлението на работата на мрежата при обслужване на оборудването и взаимодействие с потребителите на електроенергия.

Развитието на комуникационната система е насочено към цялостен преход към цифрови технологиипредаването на данни се използва широко, заедно със съществуващите високочестотни комуникации, оптична технология и безжични комуникации.

Важно място е отделено на създаването на интеграционна платформа (IP), която поддържа единния IEC информационен модел (SIM модел) и позволява свързването на различни приложения към обща информационна шина с помощта на технологията WEB-Service. Съвместно с ESP OJSC и MODUS LLC беше разработена и пусната в пробна експлоатация първата версия на графичната инструментална система за създаване на IP в RSK Kubanenergo, към която е свързан OIC KOTMI.

Нека добавим, че VNIIE е разработил следното експертни системи за оперативно използване диспечерски контрол:консултативни системи за годишно планиране на ремонт на мрежово оборудване; консултативни системи за рутинна обработка на заявки за оперативни ремонти; системи за анализ на топологията в електрическа мрежа с анализ на аварийни ситуации; Симулаторни системи за оперативно превключване; инструментална експертна система MIMIR за енергийни приложения; Експертна система ESORZ за обработка на оперативни заявки (използване със SO-TsDU, ODU Center, ODU Средна Волга); Система за анализ на топологията на електропреносната мрежа ANTOP (приложение в контролния център на Урал); Система за обучение CORVIN за оперативни превключвания (приложение в регионални енергийни системи).

В момента се разработва система за годишно планиране на ремонти на електроразпределително оборудване (за SO-CDC).

Цялата гама от дейности на АО "Научно-технически център по електроенергетика" по нови информационни технологии се допълва от текущи технологични задачи, някои от които ще бъдат изпълнени в близко бъдеще и за които се надяваме да говорим на страниците на списанието.

TSF софтуерът извън ядрото се състои от доверени приложения, които се използват за реализиране на функции за сигурност. Имайте предвид, че споделените библиотеки, включително PAM модулите в някои случаи, се използват от надеждни приложения. Няма обаче случай, в който самата споделена библиотека се третира като доверен обект. Доверените команди могат да бъдат групирани, както следва.

  • Инициализация на системата
  • Идентификация и автентификация
  • Мрежови приложения
  • Пакетна обработка
  • Управление на системата
  • Одит на ниво потребител
  • Криптографска поддръжка
  • Поддръжка на виртуална машина

Компонентите за изпълнение на ядрото могат да бъдат разделени на три съставни части: основно ядро, нишки на ядрото и модули на ядрото, в зависимост от това как ще бъдат изпълнени.

  • Ядрото включва код, който се изпълнява, за да предостави услуга, като например обслужване на потребителско системно повикване или обслужване на събитие на изключение или прекъсване. Повечето компилиран код на ядрото попада в тази категория.
  • Нишки на ядрото. За да изпълни определени рутинни задачи, като изчистване на дискови кеши или освобождаване на памет чрез размяна на неизползвани блокове на страници, ядрото създава вътрешни процеси или нишки. Нишките се планират точно като нормалните процеси, но нямат контекст в непривилегирован режим. Нишките на ядрото изпълняват специфични функции на езика C на ядрото. Нишките на ядрото се намират в пространството на ядрото и работят само в привилегирован режим.
  • Модулът на ядрото и модулът на ядрото на драйвера на устройството са части от код, които могат да се зареждат и разтоварват в и извън ядрото, ако е необходимо. Те разширяват функционалността на ядрото без необходимост от рестартиране на системата. Веднъж зареден, обектният код на модула на ядрото има достъп до друг код на ядрото и данни по същия начин, както статично свързания обектен код на ядрото.
Драйвер на устройство е специален тип модул на ядрото, който позволява на ядрото достъп до хардуер, свързан към системата. Тези устройства могат да бъдат твърди дискове, монитори или мрежови интерфейси. Драйверът комуникира с останалата част от ядрото чрез дефиниран интерфейс, който позволява на ядрото да работи с всички устройства по универсален начин, независимо от техните основни реализации.

Ядрото се състои от логически подсистеми, които предоставят различни функции. Въпреки че ядрото е единствената изпълнима програма, различните услуги, които предоставя, могат да бъдат разделени и комбинирани в различни логически компоненти. Тези компоненти взаимодействат, за да осигурят специфични функции. Ядрото се състои от следните логически подсистеми:

  • Файлова подсистема и I/O подсистема: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с обекти файлова система. Реализираните функции включват тези, които позволяват на процес да създава, поддържа, взаимодейства с и изтрива обекти на файловата система. Тези обекти включват обикновени файлове, директории, символни връзки, твърди връзки, файлове, специфични за определени типове устройства, именувани канали и сокети.
  • Процесна подсистема: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с управление на процеси и управление на нишки. Внедрените функции ви позволяват да създавате, планирате, изпълнявате и изтривате процеси и теми на нишки.
  • Подсистема памет: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с управлението на ресурсите на системната памет. Внедрените функции включват тези, които създават и управляват виртуална памет, включително управление на алгоритми за страниране и таблици на страници.
  • Мрежова подсистема: Тази подсистема внедрява UNIX и интернет домейн сокети и алгоритмите, използвани за планиране на мрежови пакети.
  • IPC подсистема: Тази подсистема изпълнява функции, свързани с IPC механизми. Внедрените функции включват тези, които улесняват контролираната комуникация между процесите, позволявайки им да споделят данни и да синхронизират тяхното изпълнение, когато взаимодействат със споделен ресурс.
  • Подсистема модул на ядрото: Тази подсистема реализира инфраструктурата за поддръжка на зареждаеми модули. Реализираните функции включват зареждане, инициализиране и разтоварване на модули на ядрото.
  • Linux разширения за сигурност: Разширенията за сигурност на Linux прилагат различни аспекти на сигурността, които се предоставят в цялото ядро, включително рамката на модула за сигурност на Linux (LSM). LSM рамката служи като основа за модули, които позволяват прилагането на различни политики за сигурност, включително SELinux. SELinux е важна логическа подсистема. Тази подсистема изпълнява задължителни функции за контрол на достъпа за постигане на достъп между всички субекти и обекти.
  • Подсистема за драйвери на устройства: Тази подсистема осигурява поддръжка за различни хардуерни и софтуерни устройства чрез общ, независим от устройството интерфейс.
  • Подсистема за одит: Тази подсистема изпълнява функции, свързани със записване на критични за безопасността събития в системата. Внедрените функции включват тези, които улавят всяко системно извикване, за да записват критични за сигурността събития, и тези, които прилагат събирането и записването на одитни данни.
  • KVM подсистема: Тази подсистема осъществява поддръжка жизнен цикълвиртуална машина. Той изпълнява завършване на инструкции, което се използва за инструкции, които изискват само малки проверки. За всяко друго завършване на инструкции KVM извиква компонента на потребителското пространство QEMU.
  • Крипто API: Тази подсистема предоставя вътрешна за ядрото криптографска библиотека за всички компоненти на ядрото. Той предоставя криптографски примитиви за повикващите.

Ядрото е основната част операционна система. Той взаимодейства директно с хардуера, осъществява споделяне на ресурси, предоставя общи услугиза приложения и не позволява на приложенията да имат директен достъп до функции, зависими от хардуера. Услугите, предоставяни от ядрото, включват:

1. Управление на изпълнението на процеси, включително операциите по тяхното създаване, прекратяване или спиране, както и обмен на данни между процесите. Те включват:

  • Еквивалентно планиране на процеси за изпълнение на процесора.
  • Разделяне на процеси на процесора с помощта на режим на споделяне на времето.
  • Изпълнение на процеса на процесора.
  • Спиране на ядрото след изтичане на определеното време.
  • Разпределение на времето на ядрото към друг процес.
  • Пренасрочване на времето на ядрото за изпълнение на спрян процес.
  • Управлявайте метаданни, свързани със сигурността на процеса, като UID, GID, SELinux тагове, идентификатори на функции.
2. Разпределение на RAM за изпълняващия процес. Тази операциявключва:
  • Разрешение, предоставено от ядрото на процесите да споделят част от адресното си пространство при определени условия; въпреки това ядрото защитава собственото адресно пространство на процеса от външна намеса.
  • Ако системата няма свободна памет, ядрото освобождава памет, като записва процеса временно в памет от второ ниво или суап.
  • Координирано взаимодействие с хардуера на машината за установяване на картографиране на виртуален адрес към физически адрес, което установява картографиране между адреси, генерирани от компилатора, и физически адреси.
3. Поддръжка на жизнения цикъл на виртуалната машина, която включва:
  • Задава ограничения за ресурсите, конфигурирани от приложението за емулация за дадена виртуална машина.
  • Стартиране на програмния код на виртуалната машина за изпълнение.
  • Справете се с изключването на виртуални машини, като изпълните инструкцията или забавите изпълнението на инструкцията, за да емулирате потребителско пространство.
4. Поддръжка на файловата система. Това включва:
  • Разпределяне на вторична памет за ефективно съхранение и извличане на потребителски данни.
  • Разпределяне на външна памет за потребителски файлове.
  • Рециклирайте неизползваното пространство за съхранение на данни.
  • Организиране на структурата на файловата система (с помощта на ясни принципиструктуриране).
  • Защита на потребителските файлове от неоторизиран достъп.
  • Организиране на контролиран процес на достъп до периферни устройства като терминали, лентови устройства, дискови устройства и мрежови устройства.
  • Организиране на взаимен достъп до данни за субекти и обекти, осигуряване на контролиран достъп въз основа на DAC политиката и всяка друга политика, изпълнявана от заредения LSM.
Ядрото на Linux е тип ядро ​​на ОС, което прилага планиране с изпреварване на задачи. В ядра, които нямат тази функция, изпълнението на кода на ядрото продължава до завършване, т.е. планировчикът не може да пренасрочи задача, докато е в ядрото. В допълнение, кодът на ядрото е планиран да се изпълнява съвместно, без предварително планиране, и изпълнението на този код продължава, докато се прекрати и се върне в потребителското пространство, или докато изрично не блокира. При изпреварващите ядра е възможно да се изпревари задача във всяка точка, стига ядрото да е в състояние, в което е безопасно да се пренасрочи.

Тяхната възраст се оценява на пет до десет години и тези комплекси вече са остарели. Говорихме с какво ги заменя Директор на московския клон на Monitor Electric JSC Сергей Силков.

– Сергей Валериевич, сега Monitor Electric е значимо предприятие за разработване и създаване на софтуерни технически системи за центрове за диспечерско управление в електроенергетиката. Как започна всичко?

– Може би си струва да започнем от 2003 г., когато пуснахме оперативно-информационния комплекс SK-2003: той беше истински програмен продукти все още се използва в някои центрове. Той беше последван от по-усъвършенстван модел - SK-2007. Беше доста успешен и има клиенти, които го купуват и днес.

Създаването в същото време на електронния оперативен дневник „EZh-2“ беше наистина революционно събитие, което направи възможно замяната на привидно вечните „хартиени“ документи за изпращане. Използването му ви позволява бързо да въвеждате и систематизирате оперативна информация за различни събития, като осигурявате тяхното разделяне на категории и поддържане на зависимости. Много популярно и, смея да кажа, практически най-доброто по рода си, то всъщност се превърна в стандартното оперативно списание за индустрията.

Създадохме и динамичен диспечерски симулатор (RTD) “Finist”, който дава възможност за симулиране на почти всякакви събития в енергийните системи, позволявайки обучение на оперативен диспечерски персонал.

Тези три продукта станаха основа за индустриалното производство на софтуерни системи в компанията.
И накрая, сега активно рекламираме нашата система от следващо поколение – SK-11, чиято разработка отне осем години.

– Системата SK-11 е вашият основен продукт. Накратко, какво е предимството му?

– SK-11 е базиран на високопроизводителна платформа за информационни технологии. Това е система за поддържане на информационен модел на обект на управление, записване/четене на данни, съхраняване на информационния модел и организиране на достъп за потребителски приложения. Благодарение на иновативната архитектура на платформата SK-11, тя постига супер бързи характеристики на обработка на телеметрична информация (до 5 милиона промени на параметри в секунда), работейки с огромни модели на електропреносна мрежа, голям брой потребители и др. .

Към платформата се свързват различни приложения според желанията и възможностите на клиентите. Днес има повече от петдесет от тях. Това са SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS приложения за различни услуги на енергийни компании, които участват в оперативното управление, планирането на ремонта и развитието на мрежата и обучението на диспечерския персонал. Благодарение на модулността на архитектурата, докато системата се овладява, финансовите възможности се променят и вече по време на работа потребителските компоненти могат лесно да се добавят или променят.

Второто важно предимство на нашата система е, че за разлика от информационните системи от предишни поколения, които разчитат на телемеханични сигнали, информационният модел SK-11 включва абсолютно цялото оборудване на енергийната система. Този подход ни позволява да увеличим броя на неразрешимите преди това проблеми. Като пример: нашата система моделира потребителите и тъй като потребителите също са част от информационния модел, можем да изпълним задачата ефективно управлениезатъмнения. Моделирането на нетелемеханизирано оборудване и потребители ви позволява да намалите времето за търсене на повреден елемент, автоматично да генерирате програма за действия за оперативния персонал и да ускорите процеса на възстановяване на захранването.

Ще отбележа също, че моделираме мрежа с всякакво напрежение, до мрежа от 0,4 киловолта.

– Колко местните мрежови компании вярват на руските разработчици на такива системи?

– Има, според мен, много грамотна, балансирана политика за развитие на тази област. Първо, Rosseti има документ, който определя политиката му за заместване на вноса. Той отговаря на изискванията на руското правителство: не трябва да се използва чужд софтуер за управление на електрическите мрежи.

Освен това Rosseti има свои собствени стандартизирани процедури за сертифициране и всичко, което се прави от разработчиците, се проверява за съответствие със стандартите на Rosseti.

Едва след това се издава заключение атестационна комисияотносно възможността за използване на този продукт за управление на мрежата и само ако има положително заключение от сертификационната комисия на PJSC Rosseti, може да се използва един или друг софтуерен продукт.

Към днешна дата такова заключение има само фирма Монитор Електрик.

– Наистина ли руските мрежови компании имат нужда от такива системи или това е въпрос на постановления и наредби на регулаторни органи?

– Ръководството на мрежовите компании непрекъснато развива система от оперативни, технологични и ситуационно управление(OTiSU). Те имат инвестиционни програми, в рамките на които работят.

Естествено през цялото време сме в постоянен контакт с тях. Поканени сме да обсъдим задачите и да разгледаме необходимия набор от функции автоматични системии най-важното - за изпълнение. Провеждат се периодични конференции и научно-технически съвети. Например през юли участвахме в научно-техническия съвет на IDGC of Siberia. През септември ще участваме в конференцията на IDGC of the South. И така, за да обобщим, ръководството на Rosseti PJSC и неговите дъщерни дружества много активно планират инвестиционни дейности за модернизиране на системите OT&SU.

Министерството на енергетиката на Руската федерация и Rosseti извършват интензивна изследователска работа, изследвания и разработки в тази посока. Нашата компания Monitor Electric например участва в няколко пилотни проекта като част от Националната технологична инициатива EnergyNET. Първо, това е проектът „Цифрова разпределителна зона“, където работим с „Янтаренерго“. Заедно с нашите колеги от Калининград разработваме технологии за цифрови електронни разпределителни системи, включително въпроси за интегриране на софтуерния пакет за оперативно и технологично управление с редица свързани системи. Например, сега решихме проблема с интегрирането на ГИС и автоматизираните системи за управление, следващото е интегрирането на автоматизирани системи за управление и счетоводни системи. Това са изключително сложни проблеми, които все още не са решени в руската енергетика.

Вторият проект е разработването на набор от инструменти за дългосрочно планиране на развитието на мрежата. Той е създаден, тестван в практиката и до края на годината ще трябва да отчетем пред ръководството на НТИ изпълнението на проекта.

– Запознах се с географията на внедряване на вашите системи. Оказва се, че вашите системи могат да бъдат намерени в цяла Русия!

- И не само. Ако говорим за най-новите проекти, ние внедрихме SK-11, и то почти в напълно функционален режим, в IDGC на Урал, в техните дъщерни дружества и филиали - Екатеринбургската електрическа мрежа. Това е може би един от нашите най-уважавани клиенти. Има много високо нивообучение на персонал и управление, те преминаха през всички етапи доста бързо и сега комплексът се използва активно там. Ние внедрихме SK-11 в "Янтаренерго", тя включва интересна подсистема, която изчислява техническите показатели на градската електрическа мрежа по модел на развитие с хоризонт четири години напред. Общо през последните три години има около десет внедрявания на нашите системи. Да, те са представени в цяла Русия в различни компании и в напълно различни конфигурации.

– Но ти каза, че не става дума само за нея…

- Точно така. Например три компании, които обучават диспечери в САЩ, купиха нашия софтуер тренировъчен комплекс“Финист”, като с негова помощ са обучени над 1000 диспечери.

Обединената диспечерска дирекция на Република Беларус също работи върху нашия комплекс SK-2007. Между другото, сега също преговаряме с тях за преминаване към SK-11.

Нашият комплекс работи в градските мрежи на Тбилиси. Бяхме поканени в проекта след трудности с един известен доставчик и успешно внедрихме нашите продукти в техния контролен център. Има успешен опит в Казахстан, в системата за управление на енергийните доставки на Алмати (компания AZhK). Получихме положителни отзиви от нашите казахстански колеги и в момента преговаряме с редица енергийни компании в Република Казахстан, където сме избрани за доставчици на ИТ решения.

– Специално откроихте проекта с „Янтаренерго“, където съвместно изграждате умни мрежи. Разкажете ни повече за това.

– В началото на годината завършихме всички технически процедури за завършване на първия етап от внедряването в обхвата на системата SCADA (система за автоматично управление и събиране на информация) и комплекса електронни списания. Сега работим съвместно много интензивно, за да доработим направеното и подготвяме документи за разгръщането на втория етап. На този етап ще бъдат внедрени изчислителни и аналитични функции, които ще ви позволят да изпълнявате цял набор от технологични операции за наистина интелигентно управление на мрежата.

– Във връзка с приказките, че в Русия трябва навсякъде да преминем към интелигентни мрежи, колко трудно ще бъде да се повтори този опит в други мрежи?

– Разбира се, навсякъде има своите специфики. При почти всяка реализация се сблъскваме с необходимостта да адаптираме нашия комплекс към съществуващата информационна среда, представена от инструментите на голямо разнообразие от разработчици, включително чуждестранни. Всеки е различен и това, разбира се, не е много добре за нас като производител и носител на доста модерна техническа идеология. Но ние все още имаме голяма вяра в регулаторната роля на Rosseti, която сега обръща много внимание на стандартизацията на системите.

От друга страна, това разнообразие се превръща в наше конкурентно предимство. Включително чуждестранни компании, които са изключително неохотни да преработят своите системи, например потребителския интерфейс. Що се отнася до нас, това е първото нещо, с което започваме работа.

В крайна сметка всеки има собствена преценка и стандарти за това как и къде трябва да се показва информацията на потребителите: диспечери, специалисти по оперативни услуги, мениджъри. Извеждането на огромно количество информация на видеостена е много трудна задача, тъй като основната задача на диспечера е да види цялата картина като цяло. И накрая, има и един много труден аспект на ергономията и всеки диспечер също има собствена представа за него. Така че процесът на така нареченото балансиране на схемата е много сложен и може да отнеме 4-6 месеца.

Що се отнася до нас, ние успешно решаваме тези проблеми, използвайки нашата собствена графична подсистема. Това се прави в нашия клон в Воронеж; там има много силен екип, който има богат опит и притежава най-модерните средства и методи за показване на информация, благодарение на които всички задачи се решават доста бързо и ефективно. Това може да звучи малко провокативно, но много от нашите потребители казват, че нашите дизайни са най-красивите в света.

И така, това е само една точка, но има и други чисто технически разлики. Но това е предимството на нашата система. Благодарение на дългогодишния опит и модулността на комплексите, които създаваме, техническото развитие на информационните системи за контролен център никога не спира. Започваме с проста конфигурация за всяка мрежа и докато я овладяваме, я подобряваме и развиваме без спиране на работата до ниво от световна класа.

– Имаш ли мечта?

– Е, разбира се, след няколко години ще имаме робот-диспечер и тогава, като шофьор на безпилотен автомобил... Опитни специалисти ще се преместят от смени и ще се заемат със задълбочено планиране и аналитична работа, подобряване на мрежовата архитектура и разработване на нови „умни“ компоненти.

Енергийната система е единна мрежа, състояща се от източници на електрическа енергия - електроцентрали, електрически мрежи, както и подстанции, които преобразуват и разпределят генерираната електроенергия. За управление на всички процеси по производство, пренос и разпределение на електрическа енергия има система за оперативно диспечерско управление.

Може да включва няколко бизнеса различни формисобственост. Всяко от електроенергийните предприятия има отделна служба за оперативен диспечерски контрол.

Всички услуги на отделните предприятия се управляват централна диспечерска система. В зависимост от размера на електроенергийната система централната диспечерска система може да бъде разделена на отделни системипо райони на страната.

Енергийните системи на съседни страни могат да бъдат включени за паралелна синхронна работа. Централна система за изпращане (CDS)осъществява оперативен диспечерски контрол на междудържавните електрически мрежи, през които се осъществяват потоците на енергия между енергийните системи на съседни държави.

Задачи на оперативното диспечерско управление на електроенергийната система:

    поддържане на баланс между количеството произведена и консумирана мощност в електроенергийната система;

    надеждност на захранването на захранващите предприятия от главните мрежи 220-750 kV;

    синхронност на работата на електроцентралите в електроенергийната система;

    синхронизиране на работата на енергийната система на страната с енергийните системи на съседните страни, с които са свързани междудържавни електропроводи.

Въз основа на изложеното следва, че системата за оперативно диспечерско управление на енергийната система осигурява ключови задачи в енергийната система, от изпълнението на които зависи енергийната сигурност на страната.

Характеристики на организиране на процеса на оперативно диспечерско управление на електроенергийната система

Организация на процеса оперативен диспечерски контрол (ОДК)в енергийния сектор се осъществява по такъв начин, че да се осигури разпределение на различни функции на няколко нива. Освен това всяко ниво е подчинено на по-високото.

Например, най-основното ниво - оперативен и технически персонал, който пряко извършва операции с оборудване в различни точки на енергийната система, докладва на висшия оперативен персонал - дежурния диспечер на звеното на предприятието за доставка на енергия, към което е електрическата инсталация е възложено. Дежурният диспечер на звеното от своя страна докладва на диспечерската служба на предприятието и др. чак до централната диспечерска система на страната.


Процесът на управление на електроенергийната система е организиран така, че да осигурява непрекъснат мониторинг и контрол на всички компоненти на обединената електроенергийна система.

За да се осигурят нормални условия на работа както за отделните секции на електроенергийната система, така и за електроенергийната система като цяло, за всяко съоръжение се разработват специални режими (схеми), които трябва да се осигурят в зависимост от режима на работа на конкретен участък от електрическата мрежа ( нормален, ремонт, авариен режим).

За да се осигури изпълнението на основните задачи на ODU в електроенергийната система, в допълнение към оперативния контрол, има такава концепция като оперативно управление. Всички операции с оборудването в определен участък от електроенергийната система се извършват по команда на висш оперативен персонал - това оперативен процес на управление.

Извършването на операции с оборудване в една или друга степен влияе върху работата на други съоръжения на енергийната система (промени в консумираната или генерирана мощност, намалена надеждност на захранването, промени в стойностите на напрежението). Следователно такива операции трябва да бъдат предварително съгласувани, тоест да се извършват с разрешението на диспечера, който извършва оперативна поддръжка на тези обекти.

Това означава, че диспечерът е под оперативното управление на цялото оборудване, участъци от електрическата мрежа, чийто режим на работа може да се промени в резултат на операции на оборудването на съседни съоръжения.

Например, една линия свързва две подстанции A и B, докато подстанция B получава захранване от A. Линията се изключва от подстанция A от оперативния персонал по команда на диспечера на тази подстанция. Но изключването на тази линия трябва да се извършва само в съгласие с диспечера на подстанция Б, тъй като тази линия е под негово оперативно управление.

по този начин С помощта на две основни категории - оперативно управление и оперативно управление се осъществява организацията на оперативното диспечерско управление на енергийната система и нейните отделни участъци.

За организиране на процеса на ODU се разработват и съгласуват инструкции, указания и различна документация за всяко отделно звено в съответствие с нивото, към което принадлежи конкретна оперативна услуга. Всяко ниво на системата ODU има свой индивидуален списък с необходимата документация.