«Цифра» повысит надежность энергосетей

«Цифра» повысит надежность энергосетей

В последние десятилетия наметился глобальный тренд цифровизации энергосистем. Инновационные технологии позволяют предприятиям этой отрасли сократить расходы на 3-4%. Эксперты отмечают, что энергетика становится одной из передовых по уровню внедрения инновационных разработок. Так, в Красноярске готовят к вводу в эксплуатацию уже вторую по счету в регионе цифровую подстанцию, в Новосибирске состояние трубопроводов систем отопления проверяет робот-сканер, в Кемерово состояние электросетей контролируют при помощи дронов. Рост уровня автоматизации повышает надежность и эффективность энергосистем, в том числе на объектах, расположенных на территориях с экстремальными климатическими условиями, заявляют представители отрасли.

Теплоэнергетики модернизируют коммуникации

Провозгласив курс на построение цифровой экономики, правительство России в 2018 году определило для отраслей ТЭК вектор научно-технологического развития до 2035 года. Однако многие компании теплоэнергетического комплекса России в целом и Сибири в частности задолго до этого проекта приступили к внедрению или использованию «умных» технологий на практике. К примеру, сегодня «цифра» используется для мониторинга энергосистем, для оперативно-дистанционного управления теплоснабжением, а также при строительстве коммуникаций.

В Новосибирской области две трети тепловых сетей старше нормативного срока, который составляет 30 лет. При этом некоторые участки на территории региона требуют ремонта задолго до истечения сроков годности. Как отмечают теплоэнергетики, на снижение ресурса влияют высокий уровень грунтовых вод и обильные паводки.

диаграмма.jpg

«При формировании программы капремонта очень важно понимать реальное состояние тепловых сетей. Поэтому наша задача — с помощью диагностики заранее найти слабые места теплосетей»,— говорит Петр Бажин, советник генерального директора «Новосибирской теплосетевой компании», входящей в состав ООО «Сибирская генерирующая компания» (СГК).

Методы диагностики становятся все более совершенными. Так, этим летом состояние магистральных теплосетей в Новосибирске впервые проверил робот-сканер. Со скоростью 40 м/ч аппарат исследовал внутреннее состояние труб двумя способами — визуальным и магнитным. «Результаты оказались очень точными. Вскрываем трубу — все так, как показывал робот! Он увидел даже те дефекты, которые не удавалось диаг­ностировать другими методами»,— доволен Петр Бажин.

Робот-сканер работает, используя метод переменного намагничивания (на трубу подается магнитное поле и оценивается его величина на различных участках). По заказу СГК специалисты в 2019 году обследовали 2,6 км трубопроводов в Новосибирске, в основном в районе Горского жилмассива вдоль дамбы Коммунального моста. Этот участок тепловых сетей от ТЭЦ-2 осуществляет теплоснабжение «старого» Новосибирска — от станции метро «Речной вокзал» до территории Оперного театра. Исследование показало изношенные участки и дефекты коммуникации, которые впоследствии были устранены.

фото_8.jpg
Летом 2019 года состояние магистральных теплосетей в Новосибирске впервые проверил робот-сканер

Ранее испытания сканера проходили в Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, Самаре, Ярославле и Тюмени, после чего применение этих аппаратов масштабировали на остальные регионы России. Главное пре­имущество робота перед другими методами диагностики — он обеспечивает сплошное сканирование поверхности, отмечают теплоэнергетики.

С 2016 года в Новосибирске проводится диагностика теплосетей методом акустической томографии. Эта технология, в отличие от роботов, позволяет диагностировать дефектные участки трубопровода без изменения эксплуатационного режима. Обследование осуществляется с использованием акустического томографа, который при помощи вибродатчиков и регистраторов фиксирует шум тока транспортируемой жидкости в трубе. Результат исследования выводится на компьютер в виде графиков с наглядной информацией о том, в каких местах сети изношены или дали течь. Однако этот метод менее точен в сравнении с роботом-сканером.

С 2015 года теплоэнергетики также пользуются при диагностике коммуникаций тепловизором. Он показывает скрытые утечки тепла, помогает обнаружить подтопление тепловых сетей, оценить тепловые потери, отмечают эксперты.

фото_1.jpg
Теплоэнергетики все чаще пользуются при диагностике коммуникаций тепловизором.

Новые технологии используются не только в диагностике, но и при строительстве тепловых сетей. Так, в ходе подготовки к отопительному сезону в Новосибирске в этом году СГК уложила больше километра так называемых «умных» труб на улицах Мира, Обской и Фабричной. ППУ-трубы представляют собой изделие «труба в трубе»: внутри сталь, снаружи слой полиэтилена, а между ними пенополиуретан. В тепловую изоляцию такой трубы встроены медные провода, и если где-то появится протечка, то по изменившемуся сопротивлению на проводах энергетики мгновенно о ней узнают. ППУ-трубы почти в два раза дороже обычных, однако их ресурс выше, так как конструкция герметична и ей не страшна основная причина возникновения повреждений — наружная коррозия металла из-за грунтовых вод.

Помимо систем диагностики и новых технологий строительства, в отрасли теплоэнергетики сегодня пользуются популярностью инновационные датчики, оборудование, каналы передачи, информационные системы и программное обеспечение. В некоторых регионах теплоэнергетические компании уже приступили к установке в многоквартирных домах устройств сбора и передачи данных (УСПД). Оборудование подключается к узлам учета тепловой энергии, и с его помощью собирается информация о потреблении внутри дома.

Одновременно в ТЭК находит все большее применение индустриальный интернет вещей (IIoT). Он позволяет организовать удаленный сбор технологических данных о работе оборудования с большим сроком эксплуатации. Так как внедрение платформ IIoT производится быстро и стоит сравнительно недорого, а экономический эффект от него превышает затраты, эта технология постепенно становится трендом энергетической отрасли.

«Интернет вещей позволяет производить более детальный анализ работы энергосистемы в целом, вывести на новый уровень качество принимаемых решений, так как теперь для создания прогноза используется несравнимо большее число достоверных данных. Появились новые и более надежные исполнительные устройства (выключатели, реклоузеры) и возможность надежно регулировать подачу энергии. Все это должно привести к росту надежности и эффективности сети даже в условиях естественного старения оборудования»,— объясняет руководитель группы IoT компании Softline Валерий Милых.

Кроме этого, сегодня на предприятиях тепловых сетей реализуются проекты по автоматизации центральных тепловых пунктов с применением энергосберегающих технологий и переводом их в автоматический режим работы без постоянного присутствия эксплуатационного персонала на местах.

Технологии проникли в электросети

Электрические сети также «умнеют» с распространением «цифры». Сегодня с целью технического перевооружения в отрасли идет строительство новых, технологически оснащенных подстанций, модернизируются существующие, применяются дроны для исследования сетей на протяженных участках. «Чем больше задач будет переложено „на плечи“ машин, тем больше квалифицированного персонала будет избавлено от рутинной и опасной работы»,— уверен руководитель группы IoT компании Softline Валерий Милых.

64211472092333.jpg
Цифровые технологии позволяют «умнеть» и электрическим сетям

В Сибири пилотные проекты по созданию цифровых сетей реализует компания «Россети». В первую очередь новое оборудование устанавливается в регионах, где отмечены наиболее высокие потери электроэнергии, например в Кузбассе. Потери здесь обусловлены высокой загрузкой линии промышленными объектами. Цифровой метод диагностики позволил в этом регионе вовремя выявлять проблемы в работе, продлил срок службы и снизил на 3-4% затраты на замену трансформаторов.

Сергей Тараданов
Главный инженер кузбасского филиала «Россети Сибирь»

«Ново-Чертинская электроподстанция (Кемеровская область) в качестве площадки для внедрения автоматизированной системы мониторинга и диагностики выбрана не случайно. Срок службы трансформатора здесь превышает 25 лет, а подстанция снабжает электроэнергией четыре десятка социально значимых объектов, девять угольных предприятий, тяговые железнодорожные подстанции и почти 30 тысяч жителей»

По его Сергея Тараданова, сегодня 80% данных мониторинга эксплуатации электросетей Ново-Чертинской подстанции собираются дистанционно, хотя еще в прошлом году эти цифры специалисты выписывали вручную.

Аналогичный проект компания реализовала в 2017 году в Красноярске. В ближайшее время здесь же будет запущена вторая в регионе цифровая подстанция — Молодежная, которая уже поставлена под рабочую нагрузку. «Использование современных технологий позволяет полностью управлять подстанцией дистанционно и обеспечивать постоянный мониторинг ее работы на расстоянии»,— рассказывает генеральный директор «Россети Сибирь» Павел Акилин.

Высокотехнологичные подстанции позволяют сделать энергоснабжение более стабильным. На таких объектах нет постоянно присутствующего дежурного персонала, они работают автономно. В то же время цифровые подстанции не только эффективнее предыдущей версии с аналоговым оборудованием, но и дешевле. Дело в том, что на новых объектах используется в десять раз меньше кабеля.

Кроме этого, сегодня отрасль освоила и активно внедряет устройства автоматического управления и защиты ЛЭП — реклоузеры, которые автоматически определяют поврежденный участок, отключают его и подают потребителям электроэнергию по резервной линии. Технология также позволяет значительно сократить время ремонта. Если раньше бригаде электриков на поиск неисправностей требовалось два-три часа, то теперь причину устанавливать не надо, автоматика сама подсказывает, какое именно место в сети требует замены.

«Цифровизация жизненно необходима компаниям энергетического комплекса. Распределительные сети в России имеют колоссальную протяженность. Их сложно контролировать. Оборудование стареет и требует больше внимания. Необходимо внедрять современные меры контроля за состоянием линий, разрушением опор, их наклоном, разрушением изоляторов, методы точного определения мест коротких замыканий и выявления причин этих проблем»,— рассказывает Валерий Милых.

Использование современных автоматизированных систем позволяет измерять параметры электрической сети и управлять нагрузкой, фиксировать нарушения режима работы и автоматически уведомлять об этом, а также оперативно осуществлять локализацию неисправностей.

фото_5.jpg

Незрелость рынка препятствует внедрению инноваций

«В сознании руководителей многих компаний прочно закрепился миф о дороговизне цифровых решений»,— делится своими наблюдениями руководитель по продажам региона Сибирь и Дальний Восток компании Schneider Electric Александр Самохин. Однако, по его словам, стоимость внедрения проекта на базе технологии интернета вещей выше «обычного» варианта на 10–15%.

Александр Самохин
Руководитель по продажам региона Сибирь и Дальний Восток компании Schneider Electric

«Увы, не все готовы планировать и мыслить на перспективу. Зачастую для лиц, принимающих решения, главная цель — сэкономить, прежде всего на этапе капитальных вложений, и в погоне за этой целью они упускают возможности повышения эффективности и конкурентоспособности предприятия благодаря внедрению инновационных технологий»

Сдерживают цифровизацию и другие факторы. Энергокомпаниям бывает сложно оценить экономическую эффективность внедрения инноваций, поскольку большая часть эффекта внедрения не влияет напрямую на экономию электроэнергии. Но зато эти инновации уменьшают количество нештатных ситуаций, а значит, делают работу предприятия более надежной и предсказуемой, что в конечном итоге повышает прибыльность и капитализацию компании.

По мнению Александра Самохина, к числу основных проблем внедрения инноваций в энергетике в первую очередь можно отнести незрелость рынка. «Сегодня мало компетентных компаний, занимающихся внедрением передовых решений. Такая тенденция формируется из-за низкого спроса, отсутствия квалифицированных кадров либо недостаточной теоретической подготовки специалистов»,— считает он.

По словам Валерия Милых, альтернативы использованию «умных» технологий нет: для эффективной работы энергетического комплекса необходимо выявлять наиболее «слабые» элементы в сети и производить их замену или ремонт до выхода из строя, чтобы минимизировать время простоя. Без глобальных систем анализа состояния и построения прогноза не обойтись, отмечает собеседник.

Источник: Коммерсант-Сибирь 


Тип контента