В филиалах ОАО «Сетевая компания» будут внедрены элементы Smart Grid

Автоматизация сети осуществляется с помощью контроллеров со свободно-программируемой логикой, в них закладываются алгоритмы конфигурирования схем электроснабжения потребителей при различных аварийных ситуациях. «Контроллеры определяют поврежденный участок сети при возникновении коротких замыканий, после чего происходит отключение головного выключателя, установленного в центре питания», – рассказывает начальник отдела новой техники и технологий Тимур Курбангалиев. Затем производится секционирование поврежденного участка сети при помощи отключения двух ближайших к месту повреждения выключателей нагрузки, и подается команда на повторное включение автоматического выключателя центра питания. Параллельно подается команда на включение выключателя второго центра питания для подачи напряжения по тому же самому лучу, но с другой стороны. Это делается для запитывания обесточенного участка сети, находящегося за границей токораздела. Таким образом, происходит локализация поврежденного участка сети. В случае если включение напряжения от второго центра питания по каким-то причинам не произошло, то для восстановления электроснабжения запускается логика автоматического ввода резерва, которая производит включение секционного выключателя трансформаторной подстанции (ТП).

Все эти операции происходят не более чем за пять секунд, в то время как работа по восстановлению электроснабжения при подобных авариях в среднем составляет от 1,5 до 2,5 часов. Такая оперативность обеспечивается непрерывным обменом данных о состоянии сети между контроллерами ТП согласно стандарту МЭК 61850. Нужно отметить, что все события, происходящие в сети, передаются по цифровым протоколам в диспетчерский центр, позволяя отслеживать состояние сети в реальном времени. Нынешний уровень развития технологий позволяет осуществлять управление сетью полностью в автоматическом режиме – без участия человека. Этот факт представляется весьма привлекательным, в виду того, что сети класса 6-10 кВ сильно разветвлены, а количество РП и ТП, к примеру города Казани, превышает 2000 шт., данные сети сложно поддаются ручному диспетчерскому управлению.

Важной чертой такой структуры сети является то, что контроллеры, устанавливаемые в ТП, объединяют в себе функции счетчиков электрической энергии, сертифицированных приборов показателей качества электроэнергии, приборов определения мест и вида повреждения сети. Установка одного такого контроллера позволяет отказаться от всех вторичных приборов на ячейках ТП и при этом реализовать расширенный набор востребованных функций.

Представленную реализацию автоматики поддержания питания потребителей в сетях 6-10 кВ при которой происходит непрерывный информационный обмен между узлами сети с целью автоматического контроля и управления топологией сети можно смело отнести к «умным» сетевым решениям – Smart Grid.