Преимущества цифровизации объектов энергетики

Опубликовано в номере:
PDF версия
В эпоху четвертой промышленной революции мы наблюдаем новую технологическую гонку за цифровизацией различных отраслей экономики. Однако сам по себе уровень цифровизации той или иной отрасли нельзя рассматривать как конечную цель, цифровые технологии — это новый инструмент для повышения эффективности, снижения капитальных и операционных затрат. В конечном счете цифровизация поможет промышленным компаниям снизить себестоимость продукции и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду. Именно нацеленность на результат при внедрении цифровых технологий дает максимальные преимущества от цифровой трансформации. И энергетика не является исключением.

Многие энергосетевые компании в России и мире стремятся модернизировать свое оборудование и бизнес-процессы для повышения конкуренто­способности на глобальном рынке. Преимущества от цифровизации энерго­хозяйства можно разбить на группы с точки зрения двух аспектов: контроля параметров электроэнергии и контроля состояния энергетического оборудования (рис. 1). Рассмотрим каждый из них подробнее.

Получение преимуществ от цифровых решений в энергетике: два направления

Рис. 1. Получение преимуществ от цифровых решений в энергетике: два направления

 

Управление жизненным циклом оборудования

Управление жизненным циклом оборудования позволяет перейти от обслуживания по регламенту к обслуживанию по текущему состоянию (предиктивному). Если использовать данные, передаваемые с датчиков, математические модели и искусственный интеллект, то можно оценить вероятность отказа того или иного устройства и своевременно его предотвратить. При этом можно значительно снизить количество обслуживающего персонала, оперативных бригад и постоянно поддерживаемого набора запасных частей. За счет возможности предвидеть аварии значительно снижается риск отключения потребителей и перехода на аварийные схемы электроснабжения, в конечном счете исключается потеря прибыли от недоотпуска энергии. Благодаря оперативному дистанционному контролю технического персонала с помощью геолокации, видео­наблюдения и средств дополненной реальности повышается безопасность персонала, сокращаются ошибки при ремонте и обслуживании. При этом затраты на дополнительные цифровые датчики, математические модели, облачные приложения имеют срок окупаемости в диапазоне 1–3 лет.

 

Мониторинг параметров электроэнергии

Непрерывный мониторинг параметров электрической энергии позволяет накапливать исторические данные и выстраивать тренды потребления электроэнергии, а также определять факторы, влияющие на изменения нагрузок и их воздействие друг на друга. Это позволяет более качественно распределять нагрузки между фидерами, исключать перегрузки линий, трансформаторов и генераторов, более эффективно загружать источники питания и силовое оборудование. В конечном счете это приводит к оптимизации потерь и снижению затрат. Грамотное распределение нагрузок и разнесение пиков потребления во времени, в том числе периодическое отключение части нагрузок в периоды включения мощных технологических установок, позволяет избежать штрафов со стороны поставщика электроэнергии и снизить аварийность на стороне потребителя. С помощью анализа показателей качества электроэнергии (ПКЭ) и уровня реактивной мощности можно определять источники отклонений ПКЭ от нормативов и разрабатывать программы модернизации сетей для повышения энергоэффективности и улучшения качества электроснабжения потребителей.

Задача управления сетями многократно усложняется при использовании возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) и накопителей большой емкости. Эффективное использование распределенных сетей возможно только при интеллектуальном распределении потоков электроэнергии между сетью, ВИЭ, накопителями и потребителями. При этом главным приоритетом остается устойчивость электроснабжения ответственных потребителей. Такое управление невозможно без анализа ситуации в системе в режиме реального времени и гибкого управления потоками электроэнергии в распределенной энергосистеме.

Таким образом, внедрение системы цифрового мониторинга параметров электроэнергии позволяет перейти от регулярных энергоаудитов и разработки на основе их результатов мер повышения энергоэффективности и качества электроснабжения, а также большего использования ВИЭ к энергоаудиту в режиме 24/7. С этой целью необходимо оснастить энергосистему средствами контроля параметров электроэнергии на различных уровнях электроснабжения и средствами сбора и анализа полученной информации. Важно отметить, что сегодня для этого необязательно применять дополнительные датчики и средства измерения, потому что многие стандартные устройства, такие как терминалы релейной защиты, автоматические выключатели, счетчики энергии, преобразователи, уже способны передавать всю необходимую информацию в цифровом виде.

Помимо систем первичного сбора информации, широкое распространение получают системы сбора, хранения и обработки информации. Такие системы смогут как использовать локальную компьютерную сеть, так и размещаться на облачных ресурсах. По сути, энерго­система будет преобразована в экосистему промышленного «Интернета вещей», включающую локальные и глобальные системы передачи данных и искусственный интеллект для их обработки и получения бизнес-результата.

 

Цифровая подстанция

Безусловным ядром цифровизации электроэнергетики является цифровая подстанция (ЦПС). Официальное определение ЦПС (согласно стандарту организации ПАО «Россети» СТО 34.01-21-005-2019) — это «автоматизированная подстанция, оснащенная взаимодействующими в режиме единого времени цифровыми информационными и управляющими системами и функционирующая без присутствия постоянного дежурного персонала». По мнению эксперта компании «Россети» Валерия Кириленко (доклад на конференции СИГРЭ), «цифровая подстанция — это подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (ССПИ, АИИС КУЭ, РЗ, ПА, РАС, ОМП и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами подстанции, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой подстанции осуществляются в цифровом виде на основе протоколов стандартов IEC 61850, 61968/61970. Первичное силовое оборудование подстанции и компоненты информационно-технологических и управляющих систем ориентированы на поддержку цифрового обмена данными».

Большинство экспертов считают признаками ЦПС способность силового оборудования, измерительных устройств, систем релейной защиты обмениваться информацией в цифровом виде. Для ЦПС характерно наличие системы сбора информации о событиях, параметрах работы, состоянии оборудования. Это нужно для накопления архива с последующим анализом и разработкой планов по улучшению работы, для оптимизации сроков обслуживания оборудования и предотвращения аварий на основе предсказания поломок. Для управления районом электрической сети часть информации передается на соседние подстанции и районные диспетчерские пульты, где, наряду с информацией от генерирующих электростанций, помогает определять прогнозы режимов, устанавливать баланс генерируемой и потребляемой энергии, влияет на качественное ценообразование, расчеты между поставщиками и потребителями и многое другое.

На подстанциях может использоваться оборудование различных производителей, поэтому для создания ЦПС нужен единый язык общения между ее элементами. Для решения этой задачи была разработана серия международных стандартов МЭК 61850. Данный протокол обеспечивается оптоволоконными линиями связи, что в значительной мере снижает количество слаботочных провод­ников (за счет замены тысячи медных проводов на одно оптоволокно) и повышает помехоустойчивость всей системы в целом.

Рассмотрим структуру ЦПС на примере оборудования компании ABB. В ее основе лежит оборудование для распределения электроэнергии — это могут быть распределительные устройства с воздушной или элегазовой изоляцией. Ключевые особенности такой ЦПС:

Вместо классических трансформаторов тока и напряжения используются бестрансформаторные цифровые датчики тока и напряжения. Датчики тока на основе пояса Роговского и датчики напряжения на основе емкостных делителей имеют линейные характеристики, небольшие массогабаритные показатели и передают информацию по одной проводной связи в цифровом формате.

Помимо средств измерения тока и напряжения, распределительное устройство оснащается беспроводными датчиками температуры и системой контроля частичных разрядов. Это позволяет получать дополнительную информацию о техническом состоянии оборудования.

Силовой выключатель и другие коммутационные устройства (разъединители, заземлители) моторизованы, что позволяет осуществлять процедуры включения, отключения, вкатывания и выкатывания силового аппарата дистанционно.

Все первичное оборудование замыкается на цифровые терминалы релейной защиты. Эти терминалы основаны на промышленных контроллерах, использующих протокол МЭК 61850. Благодаря этому организуются горизонтальные связи между ячейками распределительного устройства с использованием GOOSE-сообщений (Generic Object-Oriented Substation Event — общее объектно-ориентированное событие на подстанции). Таким образом, сигнал об изменении состояния, аварии, внешнем или ручном оперировании одного устройства становится доступен всем терминалам на подстанции в режиме реального времени. Это позволяет программировать терминалы на выполнение операций в нормальном и аварийном режиме с учетом ситуации на других устройствах и подстанции в целом. Такой подход исключает большинство ошибок при оперировании и «человеческий фактор».

На следующем уровне иерархии находится специализированный промышленный компьютер СОМ600 (рис. 2), задача которого — собирать данные с терминалов релейной защиты и автоматики и передавать их в обработанном виде на диспетчерский пульт, в АСУ ТП (например, если подстанция входит в состав промышленного предприятия и необходимо включить подстанцию в систему управления основной технологией) и облачные сервисы. Программное обеспечение позволяет создавать и выводить на пульт диспетчера или компьютер инженерного персонала исторические архивы, анализ событий, показатели качества электроэнергии и многое другое. Текущие события, отображаемые на мониторе диспетчера, синхронизируются по времени через систему GPS. Сетевое взаимодействие этого уровня и резервирование каналов передачи данных поддерживается системой шлюзов.

COM600 представляет собой универсальное устройство для систем автоматизации подстанций и управления данными

Рис. 2. COM600 представляет собой универсальное устройство для систем автоматизации подстанций и управления данными

Для более глубокой аналитики с применением математических моделей оборудования и методов искусственного интеллекта целесообразнее использовать облачные ресурсы. Ради обеспечения безопасности связь между цифровой подстанцией и внешними телекоммуникационными сетями проходит через заградители (Firewall) или граничные компьютеры (Edge Computing). Вторая технология появилась относительно недавно и активно совершенствуется в настоящее время: она позволяет шифровать данные, сортировать их на предмет необходимости передачи во внешний мир и исключает несанкционированное проникновение извне.

В облачном пространстве находятся сервисы для предиктивной аналитики, которые планируют необходимый ремонт и обслуживание оборудования, анализируют параметры электроэнергии и разрабатывают рекомендации по оптимизации потребления и повышению энергоэффективности и качества электроэнергии. Результаты этого анализа доступны на компьютерах и мобильных устройствах службам главного энергетика и отделам по эксплуатации, ремонту и обслуживанию.

Важно подчеркнуть, что все перечисленные элементы входят в единую цифровую экосистему или платформу ABB Ability (рис. 3). Соответственно, они разработаны с учетом взаимодействия друг с другом и могут расширяться за счет новых приложений и сервисов.

Система ABB Ability позволяет осуществлять мониторинг электроэнергии

Рис. 3. Система ABB Ability позволяет осуществлять мониторинг электроэнергии

Конечно, внедрение цифровых систем связано с дополнительными расходами на модернизацию, обучение персонала, аренду облачных сервисов, и многие предприятия и сетевые организации не видят преимуществ от перехода «на цифру», которые оправдывали бы затраты и связанные с ними риски.

Существующие методы оценки позволяют определить сроки окупаемости инвестиций в цифровизацию объектов энергетики.

Например, базовое обслуживание выключателя среднего напряжения по регламенту необходимо производить каждые два года, а расширенное (с заменой определенных частей выключателя) — каждые пять лет. Распределительное устройство требуется осматривать каждые полгода, проводить его базовое обслуживание каждые пять лет, расширенное — каждые 10 лет. Таким образом, обслуживание по регламенту одной ячейки с силовым выключателем на напряжение 10 кВ обойдется предприятию примерно в $336 в год. А количество ячеек в распределительных устройствах на предприятии, как правило, измеряется десятками, а иногда и сотнями. При этом необходимо добавить, что для обслуживания (даже простого визуального осмотра) предварительно нужно произвести переключения, перевести питание на резерв, оформить документы на допуск персонала, провести инструктаж по технике безопасности и т. д. С переходом на предиктивное обслуживание интервал обслуживания увеличивается до пяти лет для выключателей и 10 — для распределительных устройств, значительно сокращается время работ и необходимость замены. Сокращение затрат до $168 в год обусловлено постоянным контролем состояния оборудования. В результате при 100%-ном прогнозировании исключаются все незапланированные действия по обслуживанию, на 30% сокращается время и на 40% — затраты на обслуживание распределительных устройств среднего напряжения.

Не менее важным показателем для внедрения является срок окупаемости. Приведем цифры, полученные на реальной подстанции в Западной Европе, модернизацию которой произвела компания ABB, заменив классическую структуру на цифровую и подключив облачное приложение для предиктивного обслуживания. На подстанции, состоящей из 20 распределительных ячеек среднего напряжения, до модернизации отключения потребителей длились 2 ч за 5 лет эксплуатации, после модернизации — 0,2 ч за 10 лет, что привело к экономии $7000 в год. При этом обслуживание по регламентам обходилось компании в $8000 в год, а предиктивное обходится в $4000, т. е. экономия составила 50%. Затраты на модернизацию (датчики, контроллеры, монтаж, пусконаладка) составили $16 000, ежегодная плата за систему аналитики — $1600. Затраты окупились за 1,6 года.

Аналогично можно оценить преимущества и срок окупаемости системы мониторинга, приводящий к снижению потерь электроэнергии. Например, для промышленного предприятия с установленной мощностью 400 кВт и средним потреблением 133 кВт средний счет за электроэнергию составляет $32 000 в месяц. После внедрения цифровых датчиков в системе распределения низкого напряжения этот показатель снизился до $12 000 за счет равномерного управления потреблением, исключения пиков и компенсации реактивной мощности. Цифровизация обошлась предприятию в $17 500 (датчики, контроллеры и компенсаторы реактивной мощности), а плата за цифровой сервис составляет $1350 в год. Срок окупаемости — 2,2 года.

Конечно, данные расчеты зависят от политики энергоснабжающих организаций, тарифов на электроэнергию, размеров предприятия, технологического цикла, и для определения предполагаемой экономии от цифровизации объектов электроэнергетики необходимо проводить аудит конкретных установок. Однако с развитием цифровых технологий подстанции различного назначения смогут становиться все более эффективными и надежными.

Подводя итоги данной статьи, можно сказать, что:

  • Цифровизация систем электроснабжения имеет ряд преимуществ, дающих экономию ресурсов на обслуживании и потерях электроэнергии.
  • Оборудование для цифровых подстанций уже доступно на российском рынке.
  • Срок окупаемости затрат на цифровизацию объектов энергетики составляет 1–2 года.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.