Отопительный сезон не за горами, поэтому сегодня пишем про самую что ни на есть «горячую» тему – теплогенерацию. Основная траектория, по которой движется энергетическая отрасль в России, – снижение затрат на выработку электричества и тепла. И эта задача в первую очередь стоит перед генерирующими компаниями. Что для этого можно сделать? Повысить эффективность за счет автоматизации расчета показателей использования топлива в зависимости от текущей нагрузки и режимов работы оборудования электростанции. Важную роль здесь играет создание онлайн-системы расчета показателей. Именно об этом и пойдет речь в данном материале.

Предпосылки

Начнем с заказчика. АО «Интер РАО – Электрогенерация» – генерирующая компания, которая объединяет 22 крупнейшие электростанции России. Расчет ТЭП – технико-экономических показателей работы электрической станции (удельного расхода топлива, себестоимости производства электроэнергии и т. д.) – один из ключевых производственных процессов компании. И, как часто бывает, системообразующий процесс таит в себе множество подводных камней. В данном случае это большой объем ежемесячных операций, выполняемых вручную, – на что нужно много времени и трудовых ресурсов. Более того, такая неавтоматизированная работа может приводить к большому количеству ошибок.

Чтобы процесс стал эффективнее, мы, опираясь на 17 лет опыта цифровизации энергетики, определили следующие задачи:

  • Автоматизировать расчет фактических, нормативных и прогнозных технико-экономических показателей.

  • Минимизировать влияние «человеческого фактора» на результаты расчетов, повысить достоверность расчетной информации и сократить число ошибок.

  • Унифицировать автоматический сбор и обработку данных с датчиков, установленных на оборудовании электростанции.

  • Минимизировать ручной ввод значений, повысить точность и объем расчетов ТЭП.

Что мы сделали

Внедрили современные автоматизированные системы технологического управления (АСТУ), обеспечивающие автоматический расчет технико-экономических показателей. Базой для реализации проекта стали решения СИГМА: АСР ТЭП и СИГМА: ССПТИ: они обеспечивают сбор данных от датчиков и систем управления, а также расчёт технико-экономических показателей работы станции на 10-минутном интервале.

Проще говоря, мы изменили подход к расчету ТЭП: раньше данные в ручном режиме вводились в excel-файлы, которые затем передавались в сторонние системы. Теперь все ведется в единой системе и автоматизировано. Решение СИГМА: ССПТИ осуществляет непрерывный сбор, хранение и визуализацию как «сырых», так и предварительно обработанных данных, получаемых из автоматизированных систем управления технологическим процессом, систем учета электроэнергии, газа, отдельных датчиков. Данные консолидируются в защищенном хранилище, а затем передаются в систему СИГМА: АСР ТЭП. В ней с помощью математической модели станции обеспечивается автоматический расчет показателей на 10-минутном интервале. Помимо этого, предусмотрена возможность передачи данных из нашей в другие системы для решения задач технического обслуживания и ремонтов оборудования, трейдинга электроэнергии, мониторинга состояния оборудования. Есть и функционал ретроспективного анализа данных, позволяющий развивать систему как единую шину доступа к технологическим данным, повышая тем самым уровень информационной безопасности.

Изящество проекта кроется в комплексном подходе. Решения СИГМЫ позволили оперативно получать достоверные данные о рентабельности электростанции. На их основе принимаются оперативные решения об изменении режима работы оборудования для повышения эффективности использования топлива.

Результаты

Топливо стало использоваться эффективнее, расчетная информация на электростанциях предоставляется оперативнее. А еще мы:

  • Улучшили технологическую дисциплину.

  • Повысили оперативность предоставления отчетности руководству станций по всем видам расчетов.

  • Обеспечили оперативный контроль удельных расходов и потерь вплоть до анализа эффективности работы смен.

  • Автоматизировали 100 рабочих мест.

  • Снизили риски сбоев.

  • Обеспечили до 90% экономии времени и трудозатрат на обработку данных.

  • Сократили до 60% затраты на документооборот.  

Сейчас системы успешно внедрены на 20 электростанциях АО «Интер РАО – Электрогенерация». Проект не имеет аналогов в России по специфике и масштабу интеграции, чем мы, не скроем, очень гордимся!

Автор: Константин Сипачев

Комментарии (9)


  1. avshkol
    19.09.2022 14:05

    Какие данные и от каких датчиков вы получаете в 10-минутном интервале?


    1. SIGMA_team Автор
      20.09.2022 13:08

      Александр, здравствуйте. Датчики и системы мы опрашиваем от 1 секунды до 1 минуты в зависимости от протокола взаимодействия, либо датчики сами передают данные при изменении на заданную величину. Раз в 10 минут выполняется расчет значений для АСР ТЭП по заданному алгоритму (обычно усреднение за 10 минут).

      Если говорить о датчиках, на каждой станции они свои (кислородомеры, тепловычислители, счетчики электроэнергии, угольные весы и пр.), но основной объем данных собираем из существующих систем: АСУТП, АИИС КУЭ, АСТУЭ, АСТУГ и пр.


      1. avshkol
        20.09.2022 14:25
        +1

        Обычно все датчики допускают автоматическое считывание, не визуально? Что делаете с теми, которые не включены в систему? Рассматривали ли вариант поставить мини-видеокамеру и распознавать изображение с неё какой-то нейронкой?


        1. SIGMA_team Автор
          20.09.2022 15:36

          Для датчиков без цифровых интерфейсов (токовые, термопары и пр.) ставили промышленные ПЛК и с них уже забирали в цифровом виде.

          Основными критериями при создании системы были простота и стоимость обслуживания, поэтому ставить камеры в цехах с агрессивными условиями работы, на наш взгляд, плохая идея, ввиду стоимости такого оборудования и сложности его обслуживания. Иногда проще поставить новый датчик с цифровым интерфейсом и улучшенными метрологическими характеристиками. Штатных ML специалистов на станциях нет, а инженеры КИПиА всегда имеются.


  1. MechanicusJr
    19.09.2022 20:49

    .Agents.Core.Protocols.Modbus.ModbusTCP свой или готовый ? Списка датчкиво нет (


    1. SIGMA_team Автор
      20.09.2022 13:12

      Здравствуйте, мы используем свои разработки


  1. zatim
    19.09.2022 21:26
    +4

    Хочу рассказать как повышают энергоэффективность у нас в городе. С некоторых пор меня озаботила низкая температура горячей воды в моем многоквартирном доме. Она составляла от 40 до 50 градусов при нормативе от 60 до 75. Сначала я долго и безуспешно пинал дук, обслуживающий дом. Ничего их не брало, ни жалобы в роспотребнадзор, ни в жилинспекцию, ни в прокуратуру. Перед приходом проверки они просто повышали температуру до 60 градусов, а после ухода возвращали все назад. После того как я их основательно задолбал, они снизошли и даже позволили попасть в теплопункт моего собственного дома. Как оказалось, летом с ТЭЦ идет вода на подогрев всего температурой 64 градуса, а жлобский и безмозглый застройщик применил одноконтурный теплообменник. В результате нагреть воду даже до минимальных 60 градусов нет никакой физической возможности. Или же выкрутить расход на максимум и получать штрафы за перегрев обратки. Как вы понимаете, повлиять на ТЭЦ нет никакой возможности, за соблюдение нормативов их не дрючат. Зато экономия у них цветет и пахнет, как и вода в моем кране.


  1. alexhott
    20.09.2022 14:22

    Статья выглядит как слайды для директора ИНЕТРАО, а не как статья на техническом форуме.
    Тут бы хотелось читать про набор технологий, стек по, проблемы и особенности технической реализации.


    1. SIGMA_team Автор
      20.09.2022 15:42

      Алексей, здравствуйте. Стек технологий формировался из актуальных требований: кроссплатформенность и открытость, WEB-ориентированность, а именно C#, Angular.

      Специфика расчета ТЭП такова, что месячные отчеты зависят от суточных, а те от часовых и т.д. В связи с тем, что при интеграции большого количества разнородных датчиков и систем неизбежно возникают проблемы со сбором данных: обесточивание оборудования, плохое качество проприетарного ПО, вывод в ремонт — основная проблема заключалась в надёжности сбора данных и их достоверности. Поэтому приходилось в отдельных случаях отказываться от широко используемых протоколов (modbus, iec 60870-5-104) в пользу узкоспециализированных проприетарных (EDP, CRQ, Каскад и пр.), т.к. они поддерживают возможность запроса исторических данных. Наши агенты автоматически отслеживают период недоступности источника и при успешном подключении автоматически загружают данные за недоступный период. Это позволяет увеличивать вероятность формирования всех отчетов. Кроме того, недостающие данные могут вводиться вручную персоналом, а также подменяться на нормативные значения или последние доступные значения.