«Россети Волга» реализуют очередной этап проекта «Цифровой РЭС»

В филиале «Россети Волга» (бренд ПАО «МРСК Волги») – «Ульяновские сети» продолжается реализация проекта по созданию пилотной зоны «Цифрового района электрических сетей». Планомерный переход компании на технологии «умных сетей» осуществляется в соответствии с концепцией «Цифровая трансформация 2030», разработанной ПАО «Россети».

Первая модель современной автоматизированной энергосистемы на территории Ульяновской области будет создана в пригородной зоне областного центра на базе сетевых участков и центров питания подстанции 110/10 кВ «Луговая» и комплектной трансформаторной подстанции 6/10 кВ «Белый Ключ».

Ульяновский район для реализации проекта выбран на основании подробного рейтинга всех районов электрических сетей «Россети Волга». Одним из основных критериев являлось наличие большого количества участков воздушных линий и трансформаторных подстанций, находящихся на балансе сторонних организаций, где в основном и происходят технологические нарушения, приводящие к отключению.

Помимо применения непосредственно базовых цифровых технологий SmartGrid, цифровая трансформация предусматривает реконструкцию уже имеющейся электросетевой инфраструктуры. В рамках реализации проекта в пилотной зоне энергетики установят 20 реклоузеров, 34 трансформаторные подстанции будут дооборудованы системой технического учета.

Важной составляющей станет модификация 9 ячеек 10 кВ подстанции 110/10 Луговая, подразумевающая замену масляных выключателей на вакуумные и существующих защит на микропроцессорные, а также установку ограничителей перенапряжения. Непосредственно цифровизация сети будет заключаться в интеграции всех компонентов в систему ADMS, с функциями подсистем диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), управления аварийными отключениями (OMS), геоинформационную систему (GIS).

В результате выстроенная система будет способна автоматически выделить поврежденный участок, сохраняя электроснабжение основной части потребителей, и, насколько это возможно, самостоятельно восстановить питание по резервной схеме. При этом все необходимые переключения должны производиться автоматически или, в крайнем случае, при помощи удаленного диспетчерского управления.

Первый этап проекта уже завершен: проведено обследование сети, проектно-изыскательские и строительно-монтажные работы, выполнена организации каналов связи и передачи данных, установлено 8 реклоузеров.

До 2022 года в ходе второго этапа энергетикам предстоит завершить все строительно-монтажные и пусконаладочные работы, провести внедрение систем диспетчерского и технологического управления (SCADA, DMS, GIS, и др.), выполнить работы по внедрению интеллектуальных коммутационных аппаратов и созданию комплексной системы обеспечения и управления информационной безопасностью.

Реализация проекта обеспечит максимальную наблюдаемость и управляемость сети в режиме реального времени, контроль параметров и режимов работы, самодиагностику и самовосстановление сети. В конечном итоге энергетики планируют добиться снижения показателей аварийности на 50%, снизить среднее время восстановления электроснабжения в случае технологического нарушения в сети и сократить время технологического присоединения к сети новых потребителей в 1,5 раза.