Удаленная диспетчеризация теплосетей в «умном городе»

Диагностика целостности труб является важной задачей для обеспечения надежной и экономичной эксплуатации теплотрасс. Внедрение систем дистанционного контроля состояния трубопроводов значительно облегчает решение данной задачи. Такие системы представляют собой совокупность аппаратных и программных средств, которые позволяют собирать и анализировать различные параметры. С их помощью можно быстро обнаруживать неполадки в работе трубопровода, получать точную информацию о характере и координатах возникшего дефекта. Для осуществления контроля разработаны и применяются современные методы дистанционной диагностики [3, 4].

Санкт-Петербургский политехнический университет им. Петра Великого активно взаимодействует с администрацией Северной столицы и предприятиями коммунальных служб города. По задачам предприятий проводятся НИР и ОКР, организуется практика студентов, выполнение ими выпускных работ по актуальным для этих предприятий темам. В частности, по заданию Минобрнауки выполнен проект «Создание цифрового аналога трубопроводных систем теплосети».

Основные этапы выполнения работы:

• выбрано оборудование и технология для беспроводной передачи данных от датчиков на компьютеры диспетчерской службы;
• проведено тестирование технологии на объектах теплотрасс, подтверждена работоспособность, надежность и точность выбранной технологии;
• определены требования к источникам питания датчиков на основе термоэлектрических преобразователей, проведена опытная эксплуатация;
• выполняется пилотный проект удаленного мониторинга выделенного участка теплосети на основании соглашения с теплоснабжающим предприятием Санкт-Петербурга.
  
  

  Рис. 1. Схема мониторинга теплотрасс

Остановимся более подробно на некоторых достигнутых результатах. В ходе выполнения проекта разработана схема мониторинга теплопровода (рис. 1). Основная информация о состоянии теплопровода получается в тепловой камере — заглубленном железобетонном сооружении с фланцевыми соединениями труб, арматурой для размещения и обслуживания стыков, задвижек и другого оборудования теплотрасс (рис. 2).

Рис. 2. Тепловая камера

В камере размещаются модем, обеспечивающий передачу информации, датчики температуры, влажности, расхода воды и давления воды в трубе. Собранные сведения передаются на базовую станцию, а от нее через Интернет в диспетчерскую.

Для построения сети передачи информации выбрана технология энергоэффективной сети дальнего радиуса действия LoRaWAN (Long Range wide-area networks), обеспечивающая передачу небольших по объему и скорости данных на относительно большие расстояния. Модем с LoRaWAN-модулем преобразует и передает имеющиеся данные по радиоканалу на базовую станцию. Полученные базовой станцией сигналы от всех устройств в радиусе действия преобразуются и отправляются на удаленный сервер по доступным каналам связи Ethernet, сотовой сети, VSAT. Передача данных по радиоканалу осуществляется в нелицензируемом спектре частот, разрешенных к свободному использованию. В качестве рабочего выбран диапазон 868 МГц, его «пробивная» способность позволяет сигналу без помех проходить сквозь бетонные перекрытия тепловой камеры и в условиях городской застройки давать каждой базовой станции эффективный радиус покрытия 2,5–4 км. Расстояние зависит от конкретных условий, но по сравнению с другими технологиями в соотношении расстояние/энергоэффективность преимущество LoRaWAN налицо [5].

Решение задачи диспетчеризации в рамках представленной структурной схемы имеет ряд неоспоримых преимуществ:

• большая (практически неограниченная) дальность, определяемая сетью базовых станций;
• низкое энергопотребление. Современная схемотехника позволяет построить измерительный и передающий комплексы со средней суммарной потребляемой мощностью порядка 1 Вт;
• высокая проникающая способность. Диапазон рабочих частот модуля обмена информацией позволяет размещать аппаратуру в тепловых узлах практически под землей;
• использование для связи нелицензируемых частот.

Поступившие на сервер данные используют для отображения, анализа ситуации, построения отчетов и принятия решений.

При эксплуатации теплотрасс наиболее опасным и часто встречающимся дефектом является коррозия металла, приводящая к утончению стенок, нарушению прочности трубо­провода, образованию трещин, свищей, разломов, через которые начинается утечка воды. Максимально быстрое обнаружение дефекта является важной задачей.

В настоящее время широкое распространение получил простой, но малонадежный способ диагностирования утечек. Вдоль трубопровода, под слоем теплоизоляционного материала, при производстве труб прокладываются два медных провод­ника. Концы проводников выходят на поверхность земли и закрепляются на клеммах ковера, которые устанавливаются вдоль трубопровода с шагом в несколько сотен метров. По изменению величины сопротивления можно судить о возникновении утечки и приблизительном расстоянии до нее. Невысокая надежность существующего метода связана с тем, что, с одной стороны, замыкание проводников может произойти не сразу после возникновения утечки, так как утечка может начаться со стороны трубы, противоположной прокладке проводников. С другой стороны, замыкание проводников может произойти и без утечки. Например, замкнуть проводники могут грунтовые воды, просочившиеся под слой теплоизоляции. Кроме того, замеры сопротивления проводятся периодически при обходе работниками эксплуатационной службы теплосети.

Другой дефект трубопроводов горячего водоснабжения — нарушение теплоизоляции труб. Это не приводит к аварии, но снижает энергоэффективность. В настоящее время диагностирование подобных дефектов не выполняется, и об их наличии можно судить только по нагреву поверхности земли над трубопроводом.

Особенностью разработанной модели мониторинга является то, что обработка информации и принятие решения о местах возникновения аварийных ситуаций и потерь тепловой энергии осуществляется в режиме реального времени. Информация сохраняется в базах данных и используется для анализа протекающих в трубопроводах процессов.

Для решения поставленной задачи в рамках проекта «Создание цифрового аналога трубопроводных систем теплосети» коллективом были решены следующие вопросы:

• определен перечень параметров, подлежащих мониторингу;
• осуществлен выбор датчиков;
• определены места установки датчиков;
• проведена модернизация конструкции трубопроводов для установки датчиков;
• обеспечено автономное электропитание на основе термоэлектричества;
• выбраны средства беспроводной передачи информации от датчиков до диспетчерской;
• создана математическая модель трубопровода для решения задачи прогнозирования возникновения аварий;
• разработано программное обеспечение для работы системы удаленного мониторинга;
• спроектирована сеть удаленного мониторинга для реального объекта;
• в настоящее время решаются организационные вопросы (утверждение документации на модернизацию трубопроводов, согласование установки базовых станций, разработка и утверждение регламента работы диспетчерской службы теплосети с учетом внедрения удаленного мониторинга).

В ходе выполнения проекта был решен ряд подзадач.

Определение перечня параметров, подлежащих мониторингу

На основании опыта эксплуатации теплотрасс ЖКХ был определен перечень параметров, значения которых будут использованы для прогнозирования аварийных ситуаций и оценки энергоэффективности:

• давление воды в трубопроводе: по разности давлений в соседних тепловых камерах можно судить об утечках воды на участке;
• расход воды в трубопроводе: по разности расхода также можно судить об утечке воды на участке;
• температура воды: зная разность температур воды между соседними камерами, можно судить о состоянии теплоизоляции на участке;
• влажность воздуха внутри тепловой камеры позволяет обнаружить утечки через фланцевые соединения;
• несанкционированный доступ в тепловую камеру.

Выбор датчиков

При выборе датчиков для измерения вышеуказанных параметров были учтены следующие требования:

• соответствие диапазона и точности измерений измеряемым параметрам;
• возможность электрической стыковки выходов датчиков со входами устройств беспроводной передачи информации (радиомодемов);
• возможность работы датчиков как при высокой влажности, так и в горячей воде (в случае затопления тепловых камер);
• возможность работы датчиков в заданном диапазоне температур, характерных для данной местности;
• антивандальное исполнение датчиков (защита датчиков от повреждений при выполнении работ внутри тепловых камер);
• низкое энергопотребление, учитывая отсутствие сетевого электропитания в тепловых камерах.

Выбор источника питания

Одним из наиболее важных элементов разработанной системы является источник питания. Как было отмечено выше, средняя потребляемая мощность устройствами, обеспечивающими реализацию данной технологии, находится в пределах 1 Вт. Обеспечение электропитанием подземных объектов с использованием штатных электрических сетей связано с большой проектной работой и высокой стоимостью подключения и эксплуатационными затратами. Применение аккумуляторных батарей также представляет определенные трудности из-за сложности доступа на объект, в первую очередь из-за высокой влажности и температуры на объекте. При рекомендованной температуре эксплуатации аккумуляторных батарей до +35 °C температура в тепловой камере может достигать +50 °C и выше.

В данной ситуации единственным вариантом обеспечения электропитанием становится применение термо­электрической генерации, широко известной в промышленности с середины прошлого века [6, 7].

Рис. 3. Термоэлектрическая пара

Основой термоэлектрических генераторов служит термоэлектрическая пара (рис. 3). При наличии градиента температуры (T_h – T_c) возникает термо-ЭДС, обеспечивающая протекание постоянного электрического тока I при подключении внешней нагрузки R_L. Генерируемая электрическая мощность будет равна разности мощности теплового потока на горячей и холодной стороне термопары. Ряд последовательно соединенных в несущей конструкции термопар образуют термоэлектрический генераторный модуль (ТГМ), представленный на рис. 4.

Рис. 4. Конструкция термоэлектрического генераторного модуля

Диапазон рабочих температур трубы ГВС (+100…+130 °С) идеально соответствует диапазону рабочих температур низкотемпературного термоэлектрического генераторного модуля (ТГМ). Теория термоэлектрической генерации, практика применения и результаты натурных испытаний подробно рассмотрены в [8, 9]. Из приведенных в [9] результатов испытаний видно, что ТГМ обеспечивает выходное напряжение порядка 400 мВ и выходную мощность около 45 мВт при наличии минимальной разности температур 10 °С. Необходимое для устойчивой работы современных микросхем для систем накопления энергии (Energy Harvesting) напряжение 30 мВ, достаточное для запуска DC/DC повышающего конвертера, будет обеспечено при разности температур на сторонах модуля 2–3 °C.

Проведенные измерения показали, что в реальных условиях при наименьшей температуре трубы порядка +90 °C температура в тепловой камере составляет порядка +40 °C (летний период), а при температуре трубы около +120…+140 °C температура в камере повышается до +50 °C. Таким образом, разность температур на ТГМ с учетом потерь составит ~50 °C в наихудшем варианте.

На рис. 5 представлена зависимость генерируемой мощности от температуры нагреваемой (так называемой горячей) стороны ТГМ. Как видно из графика, значения снимаемых с модуля тока и напряжения с увеличением разности температур возрастают в линейной, а мощность — в квадратичной пропорции.

Рис. 5. График зависимости тока I (A), напряжения U (В) и мощности Р (Вт) от разности температур между горячей и холодной сторонами генераторного модуля ТГМ-199-1,4-3,5

Конструкция термоэлектрического генератора приведена на рис. 6. Она, как правило, содержит четыре основных узла:

• источник тепла (1);
• теплоприемник (2), передающий тепло от источника к термоэлектрическому генераторному модулю;
• собственно ТГМ (3);
• радиатор охлаждения (4), обеспечивающий распределение тепла в окружающей среде.
  
  

  Рис. 6. Конструкция термоэлектрического генератора

Все элементы конструкции на пути прохождения тепла характеризуются величиной теплового сопротивления. Получить наибольшую эффективность термоэлектрического генератора позволяет оптимизация элементов конструкции и правильный выбор ТГМ. Для обеспечения максимальной надежности конструкции генератора применен конвекционный способ теплообмена с окружающей атмосферой. Альтернативой является применение увеличивающих интенсивность теплообмена вентиляторов, однако надежность конструкции из-за установки вращающихся и относительно быстро изнашивающихся деталей получается на порядок хуже.

Из широкого перечня предлагаемых отечественной промышленностью ТГМ при малых перепадах температуры и воздушно-конвекционном способе отвода тепла в окружающую среду наиболее целесообразно применять модули с высоким тепловым сопротивлением (значение указывается в каталоге производителя). Также предпочтительно применять модули, имеющие большее значение вырабатываемого напряжения при одинаковом перепаде температур. Одним из оптимальных ТГМ можно считать ТГМ-199-1,4-3,5 [10], вольт-амперная характеристика которого приведена на рис. 5. В наихудших условиях опытной эксплуатации генератора с таким ТГМ отдаваемая в нагрузку мощность составила 0,5 Вт. Применение двух генераторов позволило решить задачу энергообеспечения.

Заключение

В рамках выполнения проекта «Создание цифрового аналога трубопроводных систем теплосети» проведен выбор оборудования и технологии беспроводной передачи данных, тестирование технологии на объектах теплотрасс. Полученные положительные результаты подтвердили работоспособность, надежность и точность технологии. Это позволило перейти к выполнению пилотного проекта удаленного мониторинга выделенного участка теплосети на основании соглашения с теплоснабжающим предприятием Санкт-Петербурга.