Непременным условием широкого внедрения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве является обеспечение надежного электроснабжения потребителей. Перерывы в подаче электроэнергии приводят к дезорганизации производственных процессов и наносят значительный материальный ущерб.
Проводимая интенсификация сельскохозяйственного производства на современном этапе, высокий уровень индустриализации сельского хозяйства требуют все более широкого использования электроэнергии в технологии производства сельскохозяйственной продукции, что резко повышает требования к надежности электроснабжения сельских потребителей.
Для повышения надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей необходимы переход к рациональным схемам распределительных сетей и широкое оснащение сельских электросетей современными средствами автоматизации.
В настоящее время во многих энергосистемах накоплен значительный опыт автоматизации сельских электрических сетей, создано и испытано в эксплуатационных условиях немало приборов, аппаратов и других технических средств автоматизации для их широкого внедрения. Сейчас имеются объективные предпосылки для успешного решения задачи автоматизации сельских электрических сетей. Это — переход техники релейной защиты и автоматики на полупроводниковую и микроинтегральную элементную базу, что позволяет создать устройства, оптимально соответствующие техническим требованиям, возникающим в автоматизированных сетях. При автоматизации распределительных сетей ставится цель внедрения наибольшего числа локальных систем автоматики сетевых объектов с передачей на диспетчерский пункт необходимой информации с целью достижения максимального эффекта при минимальных затратах, причем проведение сплошной автоматизации (комплексной) электросетевого оборудования всего района электрических сетей, так как она дает наибольший технико-экономический эффект.
Например, предприятия электрических сетей Минэнерго Украинской ССР за годы XI пятилетки выполнили значительный объем работ по внедрению средств автоматизации в распределительных сетях; в текущей пятилетке эти работы продолжаются, создаются 25 опорно-показательных РЭС, в которых до конца пятилетки будет завершена автоматизация распределительных сетей.
Автоматизацию сельских электрических сетей в производственном эксплуатационном объединении (ПЭО) «Винницаэнерго» осуществляют по проектам для каждого РЭС, разработанным Украинским отделением института «Сельэнергопроект» (его Львовским отделом комплексного проектирования) и Львовским специализированным предприятием «Спецэнергоавтоматика» ПО «Союзэнергоавтоматика». При этом реализация проектов осуществляется за несколько технологических периодов на протяжении 4—5 лет.
В первую очередь производится совершенствование схемы сетей 110—35—10 кВ. За счет секционированияВЛ 10 кВ ячейками типа К-102, КЗ-03-У1 (поставки НРБ) и пунктами типа КСП-10, строительства новых ВЛ 10 кВ, распределительных пунктов РП 10 кВ уменьшается длина ВЛ 10 кВ, осуществляется строительство закрытых трансформаторных подстанций (ЗТП) и дополнительных подстанций 110/35/10 и 35/10 кВ.
Во второй период выполняется автоматизация распре делительных сетей 10 кВ и подстанций 110—35/10 кВ следующими средствами контроля и автоматики:
Третий период охватывает организацию каналов связи и телемеханики на аппаратуре АСК-1, АСК-3, СПИ-122, ТАТ-65, АПТ-100, а также телемеханизацию энергообъектов, которая предусматривает установку и монтаж диспетчерских щитов типа ШДСМ-1 и ШДЭ-80, пультов типа ДС-1, ДС-9 и ДС-10, внедрение устройств телемеханики типа ВРФ-3, ТМ-320, ТМ-800В, ТМ-120-3 и ТМ-120-1М, а в ЗТП применяются устройства ТСК.
Объем телеинформации предусматривает: телесигнализацию (ТС) положения и телеуправления (ТУ) всеми выключателями 110, 35 и 10 кВ, а также ТС о наличии сигналов «Авария», «Неисправность» и «Земля» на контролируемом объекте; телеизмерение (ТИ) напряжения на шинах подстанций, токов нагрузки силовых транс-фоиматоров и отходящих линий, а также сбор и выдачу телеинформации в ЭВМ.
Внедрение средств комплексной автоматизации в Кременецком РЭС Тернопольского ПЭС позволило высвободить 4 чел. персонала оперативно-выездной бригады (ОВБ), сократить количество выездов ОВБ на подстанции, достичь экономии электроэнергии. Годовой экономический эффект составил 140 тыс. руб.
Центральным предприятием электрических сетей (ЦПЭС) ПЭО «Винницаэнерго» были разработаны инженерно-экономические мероприятия по комплексной автоматизации электрических сетей, где предусмотрено автоматизировать электрические сети двух РЭС — Могилев-Подольского и Жмеринского, выполнить мероприятия по комплексной автоматизации электрических сетей в объеме второй очереди трех РЭС — Винницкого, Колиновского и Замостянского. Работы начаты с 1981 г. после образования на предприятии лаборатории телемеханики и автоматизации электрических сетей.
Основные работы в предусмотренных мероприятиях: повышение прочности изоляции линий 10 кВ, оснащение В Л 10 кВ устройствами АПВ-1, АПВ-2. За короткое время в распределительных сетях все 324 линии сельскохозяйственного назначения оснащены устройствами АПВ, в работе находится 269 АПВ, выполняются работы по замене устаревших ВЛ 10 кВ с приводами ППМ-10, ПП-61, ПП-67 на выключатели ВМПП-10, ВММ-10, ВВВ-10. Внедряются АВР 10 кВ на базе ячеек К-Ю2 с вакуумными выключателями, внедрено 17 комплектов АВР 10 кВ, секционирование линий 10 кВ выполняется на базе ячеек К-102, КРН 10 кВ типа КЗ-02У1 (НРБ), внедрено 17 ячеек типа ПАС 10 кВ, 120 указателей поврежденного участка В Л 10 кВ типа УПУ-1. Однако эффект этих приборов низкий; внедряются приборы «Зонд», «Поиск», «Волна», «Гармоника».
Как и на других предприятиях «Винницаэнерго», здесь внедряются устройства релейной защиты и автоматики, телемеханизации электрических сетей, телеинформация с подстанций на диспетчерский пульт и щит РЭС. На девяти подстанциях Винницаэнерго ЦПЭС выполнена телемеханизация в объеме ТС, ТУ, ТИ; в объеме ТС — на пяти подстанциях.
Большая работа по комплексной автоматизации электрических сетей проведена в Тернопольском ОПЭС «Винницаэнерго». Этой работой здесь начали заниматься с 1977 г. В качестве опорно-показательного был выбран Кременецкий. РЭС. Работа проводилась на основании схемы развития и комплексной автоматизации сетей РЭС. В схемах были определены объемы по совершенствованию структуры электрических сетей в плане определения центров нагрузок и строительства дополнительных подстанций 35—110 кВ; сокращению длины линий 10 кВ; строительству для категорийных потребителей закрытых трансформаторных подстанций 10 кВ с подведением двухстороннего питания и установкой АВР; устройству отпаек через коммутационные аппараты ЗТП 10 кВ; оснащению линий новыми защитами ТЗВР-1 и двукратными АПВ; секционированию длинных линий; установке указателей поврежденных участков и приборов для определения мест междуфазных коротких замыканий; автоматизации плавки гололеда; телемеханизации подстанций 110—35/10 кВ, РП 10 кВ в объеме ТУ, ТС, ТИ и ЗТП в объеме ТС с выдачей информации на диспетчерский пункт РЭС; установке активного диспетчерского щита.
В ходе выполнения схемы развития и комплексной автоматизации сетей РЭС построено 122 км линий 10 кВ и демонтировано 80 км как ненужных, средняя длина линий 10 кВ доведена до 10,2 км, проведена реконструкция шести подстанций 35/10 кВ с заменой 43 масляных выключателей ВМГ-133 и ВМГ-10 на ВММ-10 и ВМПП-10, 31 линия 10 кВ оснащена АПВ-2, внедрено 18 комплектов новых устройств релейной защиты, установлено четыре секционирующих пункта КСП-10 кВ и 15 комплектов ОСА-10 и ЗТП 10 кВ, сооружено 22 закрытых ТП 10/0,4 кВ, внедрено 17 комплектов АВР с восстановлением схем питания, смонтированы комплекты приборов для определения мест междуфазных коротких замыканий, выполнены работы по телесигнализации и телеуправлению всех масляных выключателей 110О—35—10 кВ на девяти подстанциях ПО—35 кВ, а также телесигнализации положения ВМ 10 кВ с трех ЗТП 10 кВ. Осуществлено телеизмерение 12 параметров с подстанций 110—35/10 кВ и внедрена первая очередь АСДУ РЭС.
В результате проведенных работ на порядок снижены аварийные отключения, сокращены 6 чел. обслуживающего персонала и одна автомашина ОВБ, значительно сокращен пробег автотранспорта и расход горючесмазочных материалов, снижена длительность отключений как аварийных, так и плановых. Диспетчер РЭС имеет постоянную информацию о положении коммутационного оборудования на подстанциях, все отключения документируются ЭВМ с указанием числа и времени отключения, значительно повысилась культура производства, улучшились условия и производительность труда. ! Широкую известность получили проводимые работы j по автоматизации, распределительных электрических ' сетей в Белглавэнерго. Гродненское предприятие электрических сетей Гродноэнерго определено базовым предприятием по внедрению и освоению средств автоматизации в распределительных сетях. Не случайно это предприятие было выбрано местом для проведения в сентябре 1984 г. Всесоюзного научно-практического совещания «Совершенствование управления и автоматизация сельских электрических сетей».
Проект автоматизации электрических сетей выполнен Белорусским отделением института «Энергосетьпроект» в объеме каждого административного района. Строительные и монтажные работы по первичной схеме выполнены строительно-монтажным управлением треста «Белсельэлектростроймонтаж», монтаж вторичных цепей и устройств автоматики осуществлен персоналом ПЭС, оборудование телемеханики смонтировано и налаживалось мехколонной № 96 треста «Энергостроймонтаж-связь» и ПО «Союзэнергоавтоматика». Наладочные работы по автоматизации электрических сетей (релейная защита, противоаварийная автоматика) осуществлены совместно персоналом предприятий «Белэнергоремналадка», энергосистемы и ПЭС. Наладку устройств автоматики, находящихся в эксплуатации, производит персонал ПЭС. Разработку алгоритмов, программ и оказание помощи по внедрению телеинформационных систем (ТИС) на базе микро-ЭВМ «Электроника-60» осуществили специалисты головного института «Энергосетьпроект», монтаж и наладку ТИС — специалисты ЦДУ ЕЭС СССР совместно с работниками энергосистемы.
Работы по применению микро-ЭВМ в качестве анализатора аварийных ситуаций, телеобработка выполняются сектором микро-ЭВМ Белглавэнерго, предприятием «Белэнергоремналадка» и службой АСУ Гродноэнерго. Финансирование всех работ сложилось следующим образом: разработка схем электрических сетей под автоматизацию и наладочные работы производится за счет основной деятельности; рабочее проектирование, монтажно-строительные работы, приобретение оборудования — по капиталовложениям, реконструкция существующих питающих подстанций, электрических сетей, ЗТП финансируется в зависимости от обстоятельств в каждом отдельном случае.
Обобщив опыт организации строительства и эксплуатации автоматизированных сетей 10 кВ Гродненского и Щучинского РЭС, сформировали следующие выводы:
На Гродненском предприятии электрических сетей на основе составленных схем сетей 10 кВ сельских районов с учетом автоматизации ведутся работы по их техническому перевооружению. Проведены реконструкция и разукрупнение отдельных линий, строительство закрытых трансформаторных пунктов, пунктов секционирования, оснащение их устройствами автоматики и телемеханики.
Все линии построены на железобетонных опорах. Введено в эксплуатацию 207 закрытых трансформаторных пунктов, что позволило выполнить автоматическое секционирование и резервирование электрических сетей. В 70-е годы основным направлением автоматизации распределительных сетей было увеличение количества и улучшение качества простых средств автоматики — устройств АПВ, АВР и массовое внедрение в эксплуатацию технических средств определения мест повреждения в сетях (приборов «Поиск», ОМЗ, ФИП-1, ФИП-2). При этом решались задачи по автоматизации:
В 1981 г. введена в эксплуатацию автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), с помощью которой автоматизировано решение задач оперативного управления электросетями.
В абонентском пункте АСУ предприятия и в службе вычислительной техники Гродноэнерго ведутся расчеты .режимов электроснабжения, решение оптимальных вариантов схемы распределительных сетей, обработка информации по использованию автотранспорта, анализ повреждений в распределительных сетях, анализ организации рабочего дня в бригадах и другие операции. Для сбора, обработки, отображения и регистрации оперативно-диспетчерской информации, поступающей с подстанций 35—ПО кВ, ТП 10/0,4 кВ и устройств секционирования автоматизированной сети 10 кВ, используются телеинформационные системы (ТИС) на базе микро-ЭВМ «Электроника-60». На предприятии созданы оптимальные производственные и санитарно-бытовые условия, там функционирует комплексная система подготовки и воспитания кадров с отрывом и без отрыва от производства. Организовано поэтапное производственно-техническое обучение рабочих массовых профессий непосредственно на предприятии и в учебно-курсовом комбинате Гродноэнерго.
Наиболее полно автоматизация распределительных сетей осуществлена в Гродненском (сельском) и Щу-чинском районах электрических сетей. В Гродненском РЭС объем обслуживания электрических сетей составляет 8750 усл. ед., т.е. эксплуатируется 95% отходящих линий от 17 источников питания, 2644 км линий 0,4— 10 кВ, 650 потребительских трансформаторных подстанций. Гродненский РЭС обеспечивает электроэнергией 158 ферм, 6 птицефабрик, овощную фабрику, свиноводческие комплексы, 45 потребителей I категории. В РЭС работает четыре ОВБ общей численностью 28 чел., которые оснащены радиостанциями, каналами высокочастотной связи, приборами поиска мест однофазных замыканий на линии и другими устройствами. В РЭС выполнена реконструкция сетей 10 кВ с осуществлением петлевой автоматизированной схемы. Построено 72 закрытых ТП, проведены мероприятия по разукрупнению п сокращению длины одиночной линии, которая равна 16,2 км. Релейная защита, противоаварийная автоматика, технологические средства выполнены на микроэлектронной основе по разработкам предприятия «Белэнерго-ремналадка», внедрены микро-ЭВМ.
На балансе Щучинского РЭС находится 2307 км линий 0,4—10 кВ, 751 ТП 10/0,4 кВ, в штате РЭС 93 чел. Техническое обслуживание электрических сетей осуществляется работниками трех оперативно-эксплуатационных пунктов. В РЭС функционируют три оперативно-выездные бригады, оснащенные современными техническими средствами. С 19SO г. проводится большая работа по техническому перевооружению и автоматизации сетей 10 кВ, строительство новых участков, реконструкция и разукрупнение линий 10 кВ, строительство ТП с установкой ячеек секционирования и оснащения их техническими средствами АСДУ, релейной защитой и противоаварийной автоматикой на микроэлектронной основе. Сети 10 кВ выполнены по принципу петлевой автоматизированной схемы, где функционируют 25 автоматизированных линий связи с 83 пунктами секционирования, средняя протяженность линий 10 кВ составляет 18,3 км.
Для получения наибольшего эффекта от внедрения средств управления и автоматизации первоначально необходимо выполнить некоторые организационные и технические мероприятия:
Одновременно ведутся работы по оснащению распределительных сетей оборудованием для секционирования, сетевого АВР, новыми устройствами РЗА, телемеханики, связи и вычислительной техники.
Наряду с созданием базовых опорных районов электросетей необходимо осуществлять:
В Молдавской энергосистеме внедрены и длительно эксплуатируются большинство устройств и приборов для автоматизации, в том числе новые типы телемеханики. Проводимая в Молдавской энергосистеме работа по совершенствованию управления автоматизации и другие мероприятия позволили снизить продолжительность отключенного состояния одной ТП 10/0,4 кВ почти в 3 раза, снизить недоотпуск электроэнергии в 2 раза, уменьшить ущерб сельскохозяйственным потребителям.
В Московской энергосистеме для электроснабжения сельского хозяйства создана разветвленная сеть линий и подстанций, всего действует 50 тыс. км линий 0,38— 10 кВ, 10,5 тыс. трансформаторных подстанций 6—10/ 0.4 кВ с установленной мощностью около 4 млн. кВА, 428 трансформаторных подстанций 35—110 кВ, из них 395 (90 %), имеющих двойное питание и по два трансформатора, 321 (75 %) подстанция имеет телесигнализацию, 115 имеют телемеханику (ТС, ТУ, ТИ). От этих подстанций питаются более 3 тыс. линий 6—10 кВ, средняя протяженность которых составляет 9,5 км, из них 90 % взаиморезервированы.
В распределительных сетях действует более 3 тыс. комплектов АПВ и АВР, 9 комплектов устройств телемеханики типа К.ТН-50, на 14 РП установлены радиостанции УКВ с приставкой телесигнализации. Практикой установлено, что средствами автоматики в сочетании с элементами телемеханики создается более эффективная надежность электроснабжения.
Мосэнерго обеспечивает электроэнергией 56 колхозов, 25 птицефабрик, 197 животноводческих комплексов, 25 тепличных комбинатов, 17 свинокомплексов. Все крупные потребители электроэнергии в области — птицефабрики, животноводческие комплексы, тепличные комбинаты — потребители I категории надежности, их насчитывается 664. Они обеспечены резервным питанием, в том числе 30 потребителей кроме сетевого резервирования имеют дизельные электростанции в качестве третьего источника, 470 имеют автоматический ввод резерва.
В хозяйствах области насчитывается более 1400 молочно-товарных ферм, из них 1100 (78%) обеспечены сетевым резервным питанием, 744 (52%) —автоматическим вводом резерва. В первую очередь обеспечиваются надежным электроснабжением фермы с количеством поголовья 400 и более, которых насчитывается 587, из них 574 (97 %) имеют сетевой резерв, на 493 (83 %) фермах смонтированы устройства автоматического включения резерва.
Внедрение средств автоматики позволило сократить количество отключений молочно-товарных ферм (МТФ) на 10 %, уменьшить количество срывов доек на МТФ в 2 раза, повысить надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.
В Лотошинском РЭС Волоколамского ПЭС осуществлена комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей. Ответственными потребителями РЭС являются 36 молочно-товарных ферм, несколько десятков зерносушильных комплексов и комплексов по приготовлению кормов. В распределительных сетях РЭС на секционирующих пунктах, пунктах АВР типа КРП-10 и в ЗТП установлено 48 комплектов АВР, 78 комплектов МТЗ и отсечек и 21 комплект АВР.
Внедрение комплексной автоматизации и телемеханизации позволило снизить аварийность по электросетям за последние 5 лет в 4,5 раза, улучшить организацию труда и повысить его производительность, исключить срывы доек на МТФ, повысить надежность электроснабжения потребителей.
Важную роль в обеспечении надежного электроснабжения потребителей играет организация диспетчерского управления распределительными сетями. В каж- дом из 39 РЭС Мосэнерго созданы дежурные службы, которые ведут круглосуточное дежурство. В распоряжении дежурного инженера службы находится ОВБ. Диспетчерский пункт РЭС обрудован щитом с мнемонической схемой. В некоторых РЭС щиты с мнемонической схемой оснащены элементами телесигнализации, телеуправления и телеизмерения (Можайском, Загор-•ском, Раменском, Шатурском, Клинском, Лотошинском РЭС). Для оперативной связи на диспетчерском пункте и на дежурной автомашине ОВБ установлены радиостанции. Для оперативного отыскания мест повреждения в линиях и его устранения бригады ОВБ оснащены современными приборами.
В Литовской энергосистеме достигнут высокий уровень централизации функций управления сельскими распределительными сетями. Все подстанции 35-110кВ и ВЛ 0,38—10 кВ обслуживаются выездными бригадами. Из всех подстанций 35—10 кВ 90% обеспечены устройствами телесигнализации, 48%—телеуправляемые; на 347 линиях 10 кВ оборудованы двукратные АПВ, на 207 двухтрансформаторных подстанциях 35—110 кВ внедрены АВР секций шин 10 кВ. Для повышения надежности строго соблюдается технология проведения текущих и капитальных ремонтов выключателей, разработаны и внедрены блокировочные устройства для выключателей типа ВМПП с встроенными пружинными приводами.
В республике приступили к внедрению сетевой автоматики распределительных сетей 10 кВ. Принято направление создать пункты секционирования и резервирования в закрытых трансформаторных подстанциях на базе ячеек для закрытых устройств с масляными выключателями типа ВММ. На Шяуляйском экспериментальном заводе Латвглавэнерго организован выпуск ячеек трех модификаций и соответствующих релейных щитов. Для автоматизации распределительных сетей также применяются схемы резервирования питания подстанции и схема секционирования отпаек или части линии. Для резервирования питания подстанции в лаборатории Клайпедских электрических сетей Литовглавэнерго создан блок переключения на базе полупроводниковых элементов.
Широкое внедрение автоматизации распределительных сетей возможно только при разработке проектов реконструкции сетей, привлечения средств капитальных вложений и сил строительно-монтажных и наладочных организаций.
В Латвийской ССР, где низкая плотность питающих центров, в сельскохозяйственных районах одна подстанция обслуживает до 1300 км2 территории. Средняя длина линии 20 кВ составляет почти 60 км. Поэтому задача обеспечения надежным электроснабжением решается путем совершенствования схем сети, ее автоматизацией и телемеханизацией.
Каждый потребитель I категории, как правило, имеет закрытый трансформаторный пункт с двумя трансформаторами и секционированными шинами 20 и 0,4 кВ, что позволяет обеспечить в аварийных ситуациях электропитание одним трансформатором. На двухтрансформаторных подстанциях 110/20 кВ каждая секция шин 20 кВ является независимым источником питания. Чтобы иметь два независимых источника питания у потребителя, отходящие от подстанции в одном направлении магистральные линии подключаются поочередно к разным секциям шин.
Электропитание потребителей I категории обеспечивается в основном по трем схемам: по ответвлениям от двух магистралей с нормально разомкнутым секционирующим разъединителем шин ЗТП 10 кВ; по ответвлениям от двух участков многократно секционированной магистрали с сетевым АВР; последовательным включением ТП в магистральную линию с сетевым АВР (секционирование шин производится выключателем мощности).
В энергосистеме уже 71 % линий секционирован, разработаны и выпускаются распределительные устройства с выключателями мощности и нагрузки, а также шкафы, релейной защиты и автоматики. Для повышения надежности электроснабжения отдаленных от подстанций ПО/ 20 кВ районов сооружаются центральные распределительные пункты (ЦРП) с секционированными шинами. Питание ЦРП осуществляется по двум-трем питающим линиям. Центральные распределительные пункты сооружаются на местах, перспективных для подстанций, с учетом возможности использования их в качестве распределительного устройства будущей подстанции.
В автоматизации распределительных сетей особое место уделяется внедрению двукратного АПВ, уже 60 % выключателей линий подстанций 110/20 кВ и 80 % секционирующих выключателей оснащены устройствами двукратного АПВ, остальные — однократного АПВ.
Для уменьшения времени поиска мест повреждения в распределительных сетях используются приборы, фиксирующие обратную последовательность токов короткого замыкания, указатели поврежденного участка типа УПУ и переносные приборы «Зонд». Более 60 % подстанций оснащены фиксирующими приборами. Средняя ошибка по расстоянию не превышает 2 км (10 % расстояния до места повреждения). В энергосистеме эксплуатируется 600 указателей типа УПУ, надежность их невысокая.
Башкирэнерго в содружестве с МИИСП, институтом «Сельэнергопроект» и другими организациями в течение ряда лет ведутся разработки и внедрение автоматизации сельских распределительных электросетей.
Для внедрения серийных и опытных устройств при автоматизации электросетей 10 кВ базовым предприятием определено Кумертауское предприятие электрических сетей, которым разработан стандарт предприятия на автоматизацию. На этой основе разрабатывается стандарт энергосистемы, которым в качестве основных задач устанавливаются поиск зоны повреждения, его локализация и восстановление электроснабжения потребителей, а также рассматриваются вопросы автоматизации плавки гололеда с учетом специфики ряда ПЭС энергосистемы. Стандартом определяется перечень устройств для решения указанных задач и минимальные (обязательные) объемы их внедрения. В качестве организационной формы внедрения, эксплутации и анализа эффективности автоматизации создана специальная группа в составе ПЭС, работающая в контакте со службой распределительных сетей.
Современная схема сети 6—10 кВ энегросистемы характеризуется протяженностью линий с ответвлениями от 5 до 50 км (в среднем 20 км), 3/4 линий закольцовано с применением разъединителей. Для такой сети локализация повреждения осуществляется отключением выключателя линии или секционирующего выключателя, а восстановление электроснабжения потребителей — автоматическим повторным включением. Устройством АПВ оснащено 90% линий. Устройства АВР в сети 6—10 кВ применяются у наиболее ответственных потребителей.
Для ускорения поиска повреждений наряду с приборами типа «Поиск» и указателями поврежденного участка (УПУ) получили распространение фиксирующие приборы (ФИП), подключенные через фильтры токов обратной последовательности (изготовленные в энергосистеме). Этими устройствами оснащено 2/3 сельских подстанций. Находит применение сигнализация аварийного отключения секционирующего выключателя путем фиксации на питающей подстанции бросков тока при коротком замыкании за ним. Для плавки гололеда применяется дистанционное управление закорачивающими выключателями. Этими устройствами оснащено 2/3 закорачивающих выключателей, расположенных в основном в труднодоступных местах. Для линий, секционированных выключателями и кольцующихся через пункты АВР, задача локализации поврежденного участка и восстановления электроснабжения потребителей остальных участков решается использованием устройств КРЗА-C.
По мере насыщения сети выключателями более острой становится и необходимость ее телемеханизации: ТС и ТУ положения выключателей, ТУ шин, а также ТС гололедообразования и других ненормальных режимов сети и отображения ТС, ТУ, ТИ на диспетчерских пунктах управления.