Системный оператор и Россети совершенствуют Централизованную систему противоаварийной автоматики ОЭС Северо-Запада

Филиалы Системного оператора ОДУ Северо-Запада и Карельское РДУ совместно с филиалом ПАО «Россети» – Карельское ПМЭС реализовали проект по созданию и подключению к Централизованной системе противоаварийной автоматики Объединенной энергосистемы Северо-Запада (ЦСПА ОЭС Северо-Запада) нового цифрового комплекса для автоматического предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы.

Подстанция 330 кВ Петрозаводск стала первым энергообъектом в энергосистеме Республики Карелия, на котором такой комплекс функционирует в качестве низового устройства ЦСПА.

ЦСПА имеют двухуровневую структуру, предусматривающую установку программно-аппаратных комплексов верхнего уровня в диспетчерских центрах объединенных диспетчерских управлений, и низовых устройств – на объектах электроэнергетики. Помимо подстанции Петрозаводск низовые устройства ЦСПА в ОЭС Северо-Запада уже установлены на подстанциях 750 кВ Ленинградская и Копорская.

«Включение в структуру ЦСПА ОЭС Северо-Запада комплекса противоаварийной автоматики на подстанции 330 кВ Петрозаводск обеспечивает формирование наиболее оптимальных управляющих воздействий противоаварийной автоматики в случае аварийных отключений в энергосистемах Республики Карелия и прилегающей сети энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области», – говорит директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Северо-Запада Игорь Никифоров.

Реализация проекта по созданию и подключению к ЦСПА низового устройства на подстанции Петрозаводск позволяет минимизировать требуемый объём управляющих воздействий противоаварийной автоматики (до 100 МВт на отключение генераторов и до 80 МВт на отключение нагрузки) благодаря учёту фактической схемно-режимной ситуации в транзитной сети 330–220 кВ на участке распределительный пункт 330 кВ Каменный Бор – подстанция 330 кВ Петрозаводск – Киришская ГРЭС.

Установленный в диспетчерском центре ОДУ Северо-Запада программно-аппаратный комплекс верхнего уровня ЦСПА выполнен на базе современной мультисерверной системы, он имеет повышенное быстродействие и надежность. На верхнем уровне ЦСПА в режиме реального времени происходит циклический сбор информации, расчет управляющих воздействий и формирование таблицы управляющих воздействий «низовых» устройств. Обмен информацией между верхним и нижним уровнями ЦСПА осуществляется по взаимно резервируемым цифровым каналам передачи данных. При возникновении аварийной ситуации в энергосистеме микропроцессорные комплексы на энергообъектах обеспечивают реализацию управляющих воздействий в соответствии с принятыми от верхнего уровня таблицами управляющих воздействий.

Информация о ЦСПА

Надежность и эффективность ЦСПА доказана многолетней успешной эксплуатацией. Первые опыты по созданию ЦСПА проводились в Объединенной энергосистеме Урала в 1970-х годах. В 1980–1990-е годы в энергообъединениях ЕЭС России были внедрены ЦСПА первого поколения. Успешный опыт внедрения унифицированной цифровой ЦСПА второго поколения в ОЭС Урала в 2005 году и в энергосистеме Тюменской области в 2007 году был распространен на другие энергосистемы страны. В 2010 году ЦСПА второго поколения была внедрена в ОЭС Средней Волги и ОЭС Юга, а в 2012 году – в ОЭС Сибири. В настоящее время в ЕЭС России работают ЦСПА третьего поколения с расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы, а также алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения динамической устойчивости и новый алгоритм оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы.