Нештатные ситуации в электросетях. Анализ и решения

Напряжение и другие параметры электрической сети в России стандартизированы. ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах напряжения общего назначения» определяет, что действующее значение напряжения в сети должно быть в пределах 220 В ±5% (максимальное отклонение ±10%).

Номинальное значение частоты напряжения электричества в сети составляет 50 Гц. Допустимое отклонение этого показателя в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ±0,2 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ±0,4 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю.

В электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают предельно допустимых значений, установленных действующим стандартом. Поэтому любые бытовые приборы с сетевым питанием, офисная техника и промышленное электрооборудование разрабатываются с учетом этих требований.

Однако в реальности параметры электросетей не всегда соответствуют требованиям нормативного документа. Отклонения могут возникать под действием как природных явлений (например, ионизация воздуха во время грозы), так и техногенных влияний (электротранспорт, мощные нагрузки в строительстве и промышленности, переключение питающих центров, коммутация мощных устройств и др.).

Нередко свою «посильную лепту» вносит также и человеческий фактор: сети могут быть спроектированы с ошибками, перегружены, некачественно отремонтированы и т.п. Всё это может спровоцировать серию импульсных помех, а также стать причиной отклонений значения и формы напряжения электросети.

Наличие импульсных токов негативно отражается на работе электроприборов и оборудования, насыщенных электроникой. Помехи создают нестандартные условия питания, в результате чего электронные устройства могут выйти из строя, не говоря уже о качестве их функционирования.

Диспетчерский анализ нештатных ситуаций

Отклонение параметров электросети от нормативных показателей приводит к возникновению нештатных ситуаций, при которых технологический процесс или состояние оборудования выходит за рамки нормального функционирования, что может привести к аварийной ситуации.

Одной из самых крупных в истории России стала авария в энергосистеме Москвы, которая произошла 25 мая 2005 года и затронула около 7 млн человек в разных регионах страны.

Нештатная ситуация на питающем центре «Чагино» нарушила устойчивость региональной энергосистемы и спровоцировала отключение ЛЭП в столице, на юго-западе Московской агломерации, а также в Тульской, Калужской, Смоленской и Рязанской областях.

Перегрузка, возникшая из-за утреннего роста потребления электроэнергии, повлекла за собой автоматическое каскадное отключение высоковольтных ЛЭП на юге столицы и Московской области.

В Москве без электроэнергии остались пять административных округов, на территории которых находились 11 706 строений, в том числе 28 медучреждений, две станции аэрации, три регулирующих узла водоснабжения и 30 насосных станций «Мосводоканала».

На железных дорогах пяти направлений в общей сложности остановилось 862 пассажирских, пригородных и товарных поезда. Из-за аварии в системе электроснабжения в туннелях метро было обесточено 43 состава. На момент ЧП в них находились около 20 тыс. человек. Операция по эвакуации попавших в беду пассажиров подземки длилась несколько часов.       Кроме того, начались перебои в работе банкоматов и операторов сотовой связи. Возникли проблемы с доступом в интернет. Днем две фондовые биржи даже приостановили торги.

С серьезными проблемами столкнулось множество предприятий в нескольких регионах России. Например, из-за обесточивания птичников на птицефабриках Петелино (Тульская обл.) погибли более 1 млн кур. Сбой в энергосистеме привел к тому, что в доменных печах Ступинского металлургического комбината (Московская обл.) застыл расплавленный никель. Позже стоимость ремонтных работ эксперты оценили в 1 млн долл.

По оценкам правительства Москвы сумма ущерба превысила 1,708 млрд руб., простой с 25 по 30 мая причинил убытки еще на 3 млрд руб. Московская область понесла ущерб в 504 млн руб., администрация Тульской области оценила причиненные сбоем убытки в более чем 436 млн руб. Потери ОАО «РЖД» составили порядка 650 млн руб.

Одной из ключевых причин возникновения серьезных аварийных ситуаций может быть перегрузка энергооборудования и необеспечение баланса мощности и электрической энергии в процессе оперативного управления энергосистемой, которые могут возникать в различных ситуациях.

С целью предотвращения и недопущения возникновения масштабных системных аварий необходимо обеспечить комплексное развитие всех элементов энергосистемы, повышать ее энергоэффективность и использовать заранее продуманную систему мероприятий, блокирующих воздействие причин технологических нарушений.

Анализ нештатных ситуаций – одна из наиболее сложных и важных задач диспетчерского управления электрическими сетями. Особым классом таких задач является диспетчерский оперативный анализ, в ходе которого персонал должен сформулировать возможные варианты (а в идеале сделать заключение) о сути нештатной ситуации.

В настоящее время на большинстве питающих центров и диспетчерских пунктов используются устаревшие программные комплексы АСДУ или средства телемеханики, которые не соответствуют современным требованиям. Как правило, функционал такого оборудования не позволяет передавать информацию в стандартный протокол сбора данных для оперативного и технологического контроля за работой электросетевой инфраструктуры.

Данные собираются с помощью конвертера протокола, преобразующего потоки информации, поступающей с подстанций класса напряжения 35-110 кВ, в стандартные протоколы. Использование этой схемы значительно усложняет процесс настройки технических средств программного продукта и не гарантирует качество передачи данных.

Диспетчерская служба центра управления сетями осуществляет мониторинг текущего состояния электросетевой инфраструктуры и решает задачи управления в зоне операционной деятельности. На фоне резкого увеличения скорости и объема передаваемой информации становится очевидно, что системы связи нуждаются в модернизации. Для повышения качества сбора и обработки данных необходимо активное внедрение цифровых технологий.

Одним из основных признаков современных автоматизированных систем управления эксперты называют интеграцию набора программных продуктов в общее информационное пространство.

К примеру, на диспетчерском щите электросетевой компании управление электроснабжением происходит с помощью программно-аппаратного комплекса «КОТМИ-2010», предназначенного для создания диспетчерских информационно-управляющих систем реального времени с функциями сбора информации из разных источников, телеуправления, обработки принятых данных, их архивации и предоставления запрашиваемой пользователем информации.

Клиент системы состоит непосредственно из программного продукта и набора функциональных модулей. Рабочее место дежурного диспетчера — это обычный офисный компьютер. Для оперативной обработки массива поступающих данных мощности ПК недостаточно, что неизбежно приводит к «торможению» системы.

В процессе работы с программно-аппаратным комплексом специалисты выявили ряд серьезных минусов:

• Уровень надежности устройств телемеханики не соответствует современным требованиям. В частности, в список выполняемых оборудованием функций не входит операция включения/отключения масляного выключателя;
• Надежность работы модемов также оставляет желать лучшего. Эксперты неоднократно фиксировали «зависание» этих устройств как со стороны программных средств, так и со стороны оборудования, установленного в диспетчерском пункте;
• Модемы и канальный адаптер разработаны сторонними компаниями, что существенно усложняет техническое обслуживание и ремонт оборудования;
• Технологическое оборудование верхнего уровня расположено на рабочем месте диспетчера. Эта особенность комплекса создает серьезные неудобства как для оперативного, так и для обслуживающего персонала.

В 2015 году в России создан Единый территориально-распределенный корпоративный центр обработки данных (ЕТРК ЦОД) ОАО «СО ЕЭС». В ходе реализации масштабного проекта на базе ОДУ и РДУ были введены в эксплуатацию объединенные модули и локальные вычислительные комплексы.

Ввод в эксплуатацию нового оборудования позволил максимально полно использовать вычислительные ресурсы для повышения надежности работы оперативного диспетчерского управления. Кроме того, благодаря новому оборудованию обеспечена возможность контроля работы сетей в режиме реального времени и реализована процедура «бесшовной» миграции информационных систем в виртуальную среду.

АСДУ выполняет функции контроля и комплексного управления электросетевой инфраструктурой во всех режимах ее эксплуатации. С учетом этого эксперты настаивают на целесообразности дальнейшего исследования, разработки и внедрения интегрированных систем управления программными комплексами для сетей и энергообъектов, которые объединяют ранее созданные отдельно функционирующие автоматизированные системы.

Интегрированные АСДУ объединяют функции надзорного, технологического и организационно-экономического мониторинга. Кроме того, они обеспечивают совместное функционирование автоматизированных систем управления предприятиями (АСУП) электросетей, регионов электросетей и автоматизированных систем управления технологическими процессами центров питания, которые находятся в оперативном управлении диспетчера.

Рост энергопотребления способствует увеличению нагрузки на электростанции и сети. Одновременно с этим увеличивается объем оперативных данных, которые необходимо своевременно доставить диспетчеру. В свою очередь диспетчер, используя свои знания и технические возможности, которыми он располагает, обязан гарантировать полный контроль над выработкой, передачей и распределением электричества.

Многие из современных АСДУ построены с использованием цифровых компонентов. Прежде всего, это микропроцессорные устройства защиты, оборудование для измерений, межчиповые линии связи, графическая система управления подстанциями и сетевой инфраструктурой.

Оборудование и программные продукты, предлагаемые как часть АСДУ, – это целая система, предназначенная для мониторинга, связи, контроля, анализа и защиты. Все эти функции выполняются в соответствии с единой концепцией развития автоматизированных систем управления.

Дальнейшее развитие автоматизированных систем управления электрическими сетями позволит:

• добиться автоматизации и вывести на качественно новый уровень эффективность диспетчерского контроля и управления;
• оперативно анализировать показатели работы сетей, предотвращать нештатные ситуации;
• сокращать время, которое затрачивается на ликвидацию нарушений и аварий;
• поддерживать параметры качества электроэнергии и оптимальные режимы основных сетей на уровне критерия минимизации потерь;
• повысить энергоэффективность и надежность работы энергообъектов и сетей;
• снизить недоотпуск электроэнергии за счет получения оперативных данных о состоянии электросетевой инфраструктуры и возможности быстро реагировать на любые отклонения от нормативных показателей;
• повысить надежность работы энергосистемы благодаря использованию полной и оперативной информации о работе оборудования и др.

По оценкам экспертов, залогом успеха внедрения автоматизированных систем управления является создание специальных программных комплексов, которые предназначены для контроля и анализа нештатных ситуаций в электросетях.

В случае аварии программа может оперативно проанализировать собранные данные о параметрах электросети и выработать план восстановления питания или сгенерировать рекомендации для устранения аварийной ситуации.

Именно поэтому необходимо разрабатывать и внедрять программные комплексы для управления сетями. Это не только позволит сократить количество аварий, но и даст возможность существенно повысить качество электроснабжения потребителей на определенных режимах работы.

Автоматика против нештатных ситуаций

Для обеспечения надежности электроснабжения и ограничения развития аварийных режимов используется противоаварийная автоматика (ПА). Это устройства или комплекс автоматических устройств, специально разработанных для предупреждения, локализации и устранения нарушений нормального режима.

К противоаварийной аппаратуре предъявляется ряд требований:

• Быстродействие. ПА должны с необходимой скоростью выполнять работу, для которой они предназначены. Это главное условие для устройств, которые используются для предотвращения нарушений динамической устойчивости;
• Селективность. Требование означает способность ПА отбирать объекты, способ и минимальный объем воздействий, обеспечивающих максимально эффективную локализацию нарушений нормального режима. В случае если на нештатную ситуацию реагирует несколько защитных аппаратов, установленных последовательно, то их суммарное воздействие также должно соответствовать требованию селективности;
• Чувствительность – способность ПА реагировать на отклонения от нормального режима, на действие которых они рассчитаны;
• Надежность. Противоаварийные устройства должны действовать по четко прописанной программе, заложенной в схему, и безотказно срабатывать в ситуациях, для которых они предназначены, а также исключать ложное реагирование на условия, когда их действие не предусмотрено.

В каждом конкретном случае структура ПА зависит от назначения устройства и условий его работы. Неизменным остается одно – вся противоаварийная автоматика состоит из трех элементов:

• Выявительная часть (ВЧ);
• Логическая часть (ЛЧ);
• Исполнительная часть (ИЧ).

Органы выявительной части определяют отклонения от нормативных показателей, вырабатывают соответствующие сигналы и передают их в ЛЧ. Логистические элементы сопоставляют последовательность, продолжительность и интенсивность принятых сигналов, выбирают оптимальные виды воздействия и цепочку устройств, которые необходимо задействовать. Функция исполнительной части состоит в непосредственном осуществлении воздействий.

Все устройства противоаварийной автоматики можно условно разделить на несколько основных видов:

5. ПА для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Аппаратура предназначена для оперативного выявления возникающих опасных перегрузок, непредвиденных отключений участков ЛЭП и их полных разрывов, а также других отклонений от нормального режима.

При возрастании передаваемой мощности до критического значения, а также в случае фиксации других технологических нарушений, которые представляют угрозу для устойчивости, аппараты АПНУ выполняют оперативную дозированную разгрузку электропередачи и межсистемных связей.

С этой целью могут быть использованы три вида воздействия: отключение генерирующего оборудования, быстрая разгрузка паровых турбин с последующим ограничением мощности по условиям послеаварийного режима и деление энергетических систем по сечениям, которое обеспечивает отключение части нагрузки и подачу ограниченной мощности в нужный район.

5. ПА для ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Оборудование этого типа предназначено для выявления моментов приближения рабочих показателей к пределу устойчивости или фиксации момента непосредственного возникновения асинхронного режима с последующим воздействием на выявленные отклонения.

При выявлении нарушений АЛАР ресинхронизирует энергетическую систему или делит ее в предварительно намеченных сечениях. В этих случаях ПА выполняют отключение гидро- и турбогенераторов или производят быструю разгрузку паровых турбин в избыточной части энергосистемы, что способствует выравниванию частот и ускоряет ресинхронизацию;

5. ПА для ограничения повышения частоты (АОПЧ). В случае выявления превышения максимально допустимых значений частоты устройство отключает энергогенерирующее оборудование гидроэлектростанций или отделяет тепловые станции от энергетической системы со сбалансированной нагрузкой;
5. ПА для ограничения повышения напряжения (АОПН). Противоаварийная автоматика этого типа ориентирована на своевременное определение повышения напряжения до граничных значений, а также отключение шунтирующих реакторов и линий, которые выступают в роли источника повышенного напряжения.

Релейная защита от ненормальных режимов

Релейная защита (РЗ) – один из видов электрической автоматики. Эти устройства необходимы для обеспечения бесперебойной работы энергосистемы. Они непрерывно контролируют состояние защищаемых элементов, чутко реагируют на возникновение повреждений и других нештатных ситуаций:

• перегрузка электрооборудования;
• защита от затянувшегося пуска;
• двух- и трехфазные короткие замыкания (КЗ);
• замыкания на землю;
• внутренние повреждения в обмотках трансформаторов, генераторов и двигателей;
• асинхронный режим работы синхронных двигателей.

         Существует несколько видов реле, каждый из них соответствует определенным характеристикам электрической энергии. Это позволяет системе устройств контролировать несколько показателей, постоянно сравнивая контролируемые величины с нормативом.

         В случае если отслеживаемая характеристика выходит за рамки установленного диапазона или защитные устройства выявляют несправный участок, соответствующее реле реагирует на ситуацию: воздействуя на силовые коммутационные аппараты оперативно отключает проблемную зону.

         В первую очередь такие действия касаются подключённой логистической части цепи. Логика настраивается на определенный алгоритм действий с учетом выполняемых задач. Возникшая нештатная ситуация полностью устраняется силовым выключателем, который прерывает питание аварийной схемы.

         Измерительный орган любой релейной защиты настраивается в соответствии с определенной уставкой срабатывания, разграничивающей зону охвата и срабатывания защитных устройств. Сюда может входить как один, так и одновременно несколько участков.

         Защитное устройство может реагировать на все повреждения, возникающие в защищаемой зоне, или на определенные отклонения от нормального режима. Поэтому, как правило, защищаемый участок оснащается сразу несколькими видами защит (основными и резервными), которые дополняют друг друга.

         Основные защиты обеспечивают отключение повреждений в пределах защищаемого элемента с четко установленной скоростью и чувствительностью. Они должны реагировать на все неисправности, возникающие в рабочей зоне, или воздействовать на большинство из них.

         Все остальные защиты, которые не подходят под основные условия, относятся к категории резервных. Они выполняют функцию ближнего резервирования основной РЗ в случае ее отказа или вывода из работы в закрепленной зоне.

Кроме того, резервные защиты могут выполнять так называемое дальнее резервирование – в дополнение к обслуживанию своего участка их действие также распространяется на смежные рабочие зоны на случай отказа их собственных защит или выключателя.

В последнее время сфера релейной защиты активно развивается и расширяется. Уже сегодня в энергетике используется микропроцессорная аппаратура и программное обеспечение как для защиты, так и для комплексного управления оборудованием.

По сравнению с электромеханическими устройствами защиты микропроцессорная техника отличается несколькими весомыми преимуществами:

• повышение аппаратной надежности защитных устройств;
• удобство в обслуживании из-за уменьшения числа используемых блоков и соединений;
• сокращение численности оперативного персонала;
• расширение и улучшение качества защитных функций;
• возможность регистрации событий с последующим анализом нештатных ситуаций;
• принципиально новые возможности управления средствами защиты и передача данных на удаленные уровни управления.

Принципы построения и алгоритмы, которые используются в цифровой релейной защите (ЦРЗ), существенно отличаются от тех, что применяются в электромеханических и электронных устройствах. Эксперты объясняют это различиями в технической базе и способах обработки данных.

Информация, которую получает ЦРЗ может состоять из ряда составляющих. В их число входят:

• аналоговые сигналы, информирующие о показателях контролируемых величин;
• дискретная информация (в том числе сигналы от коммутационного оборудования, других устройств защиты и обслуживающего персонала);
• цифровые данные от других защитных устройств;
• управление настройками и параметрами цифровой релейной защиты, которое осуществляется диспетчером или системами управления с помощью коммуникационного интерфейса.

В свою очередь, исходящая от ЦРЗ информация может содержать:

• логические сигналы к другим средствам защиты;
• сигналы на отключение выключателей;
• цифровые данные, характеризующие как текущие значения переменного тока, так и логические сигналы;
• цифровую информацию, получаемую с использованием коммуникационных интерфейсов;
• сообщения разных видов (например, запись измеряемых параметров в нормальном и аварийном режимах и др.).

Структура цифровой релейной защиты состоит из девяти функциональных блоков:

1. Аналоговые входы переменного тока.
2. Микропроцессорный блок, преобразователи и усилители для цифровой обработки сигналов.
3. Дискретные входы для ввода логической информации.
4. Дискретные выходы для управления и сигнализации.
5. Клавиатура управления для ввода управляющей информации.
6. Дисплей.
7. Интерфейс, обеспечивающий устойчивую связь между защитой и компьютером.
8. Системный интерфейс для связи защиты с системой контроля и управления.
9. Функциональный интерфейс, способствующий быстрому обмену информацией.

Цифровая трансформация. Реальность и перспективы

Анализ достижений в области разработки информационной автоматизированной системы управления в энергетике показывает, что на сегодняшний день до решения проблемы еще далеко. Электроэнергетика пока находится на начальном пути цифровизации.

Существует несколько факторов, которые препятствуют активному внедрению инноваций. Во-первых, не все компании до конца понимают масштаб возможностей, которые открывает перед ними цифровая трансформация.

Организационная структура таких ретроградов ориентирована исключительно на устаревшие подходы. Большинство сотрудников не доверяет информационным технологиям в силу возраста, привычки, а порой даже из-за нежелания изучать что-то новое. Поэтому они не готовы к внедрению инноваций и весьма настороженно относятся к любым новым технологиям.

Еще одна причина, по которой тормозится процесс активного внедрения инноваций, – старое оборудование, не отвечающее основным требованиям перехода на «цифру», а также сравнительно небольшое количество питающих центров, управляемых с помощью цифровых технологий.

Из-за этого, в большинстве случаев, практически невозможно собирать и анализировать данные о работе электрических сетей, особенно на уровнях низкого напряжения.

На данный момент еще не проработаны и не проверены на практике методики, показывающие, как можно эффективно работать по новым технологиям с устаревшим оборудованием.

Есть еще третий фактор. Экономический. Еще совсем недавно компании компенсировали низкую эффективность повышением тарифов. Отсутствие возможности покрывать издержки «старым проверенным способом» приводит к тому, что они вынуждены снижать затраты (в том числе и на реконструкцию оборудования) и искать нетарифные источники выручки.

Если говорить о преимуществах цифровой трансформации, то их несколько. Мгновенная доступность данных, их оперативный анализ с использованием расширенной аналитики и машинного обучения помогают:

• принимать решения и таким образом способствуют увеличению производительности;
• сократить издержки. Например, на строительство новых энергообъектов, проведение ремонтных работ, снизить эксплуатационные расходы;
• улучшить качество менеджмента, повысить уровень взаимодействия с клиентами и увеличить их лояльность;
• сузить слабые места в энергосистеме. Автоматические устройства в режиме реального времени собирают и обрабатывают данные о работе подстанции или электросети, дают возможность следить за состоянием оборудования. В нештатной ситуации автоматика сама выполняет реконфигурацию. При этом проблемный участок отключается без погашения остальной части потребителей;
• в автоматическом режиме собирать данные о выработке электроэнергии и ее потреблении. Так компании могут полностью контролировать процессы производства и распределения энергии на всех этапах: от электростанции до бытовой розетки дома у потребителя. Это повышает показатели эффективности и способствует получению экономической выгоды;
• повысить конкурентоспособность компании. Увеличение доли современного высокотехнологичного оборудования с возможностью удаленного управления и мониторинга в режиме онлайн позволяет энергокомпании стать более гибкой на рынке энергоуслуг.

Наиболее активно цифровизация проникает в те сегменты энергетической отрасли, где используется современное оборудование и задействовано больше высококлассных специалистов. В первую очередь, это атомная энергетика.

В то же время в других сегментах ситуация несколько иная. Если говорить о тепловых электростанциях, то здесь цифровые технологии используются при строительстве новых энергообъектов или внедряются в ходе модернизации уже действующих электростанций. На старых энергоблоках ввод «цифры» может быть просто невыгодным.

Некоторые из элементов цифровизации уже успешно работают на подстанциях 110 кВ и распределительных сетях класса напряжения 6-10 кВ сетевой компании «ЛОЭСК – Электрические сети Санкт-Петербурга и Ленинградской области».

В ходе реконструкции питающих центров энергетики не только выполняют замену устаревшего и изношенного оборудования на принципиально новые устройства с использованием инновационных smart-решений, но и устанавливают современные аппаратно-программные комплексы.

В таких комплексах используются датчики, приборы учета, сенсоры и аналитические инструменты. Набор технических и программных средств позволяет непрерывно измерять параметры сети и оперативно передавать собранную информацию в оперативно-информационные комплексы, установленные в диспетчерских пунктах РЭС. Это помогает существенно сократить время обнаружения нештатных ситуаций и устранения аварий.

Цифровые двойники: новый уровень электроэнергетики

Сбои в электросетях происходят во всем мире. Аварии и нештатные ситуации оставляют без электроэнергии тысячи человек и становятся причиной миллионных убытков. В этой сфере важно оптимизировать работу за счет внедрения инновационных технологий.

Уже разработаны и внедряются «умные» электросети с цифровыми двойниками. Новый инструмент цифровой трансформации помогает свести риск возникновения нештатных ситуаций к минимуму. 

Цифровые двойники – один из элементов интеллектуальной сети. По сути, это виртуальный аналог реального объекта (электростанции, подстанции, магистральной сети и т.д.), компьютерная модель, которая в своих ключевых характеристиках дублирует «оригинал» и способна воспроизводить его состояния при разных условиях и режимах.

Цифровые двойники возводят некий мост между физической реальностью и миром «цифры». Они меняют принципы работы энергетической системы. Виртуальная копия реального объекта, которая имитирует работу «подлинника», помогает управлять его работой намного эффективнее.

Сама идея создания цифрового двойника промышленного объекта не нова: расчеты и модели того, как поведет себя какое-нибудь оборудование или даже реактор, создавались и раньше.

Но только совсем недавно в распоряжении разработчиков появились достаточные вычислительные мощности, которые позволяют проводить расчеты в режиме реального времени, а также возможности для постоянного обновления моделей на основе данных, поступающих от реальных объектов.

Импульсом к развитию киберфизической системы послужило появление интернета вещей и искусственного интеллекта. Двойники строятся на базе специализированных платформ с использованием многочисленных датчиков. Кроме того, применяются технологии высокоскоростных вычислений с использованием массивов собранных данных.

Цифровой близнец энергообъекта позволяет выбирать оптимальный режим работы, ставить виртуальные эксперименты, которые в реальности могут причинить вред здоровью людей или вывести из строя оборудование, причинив серьезные убытки.

Информация, которая поступает с установленных на объекте датчиков, а также данные о ранее выполненных ремонтах дают возможность установить степень износа оборудования и вероятность его отказа. Следовательно, киберфизическая система позволяет сократить расходы на профилактику и обслуживание.

В случае если какой-либо из параметров отклоняется от нормативных показателей, двойник может наглядно представить внутреннее устройство сложного объекта, смоделировать ситуацию и просчитать, как поведет себя оборудование в пограничных и нештатных ситуациях, когда нормальное функционирование нарушено.

Те же подходы и технологии позволяют создавать информационные копии не только отдельных энергообъектов или установок, но и целых систем со всеми технологическими процессами.

Такие модели дают возможность найти проблемные места, которые могут проявить себя в будущем, чтобы энергетики могли принять соответствующие меры уже сейчас и предотвратить аварию.

Например, система предиктивной аналитики Schneider Electric за месяц предсказала сбой в работе компрессора, что позволило предупредить аварийную ситуацию на объекте и сэкономило одной из европейских энергокомпаний 3,2 млн долл.

Отечественные компании, которые уже начали внедрять инновационную технологию, также убедились в ее эффективности. АО «Интер РАО – Электрогенерация» использует систему мониторинга на базе IoT-платформы, что способствует сокращению перерасхода топлива. По оценкам аналитиков, экономический эффект от внедрения системы составляет около 130 млрд руб. в год.

Благодаря использованию технологии цифровых двойников одна из российских генерирующих компаний снизила убытки от простоя энергоблоков в 5,5 раза. Постоянный мониторинг состояния и рабочих параметров парогазовых установок позволил уменьшить количество инцидентов в 3 раза.

Разработка и внедрение эффективных средств защиты и автоматизированных систем управления для распределительных электрических сетей повышает эффективность управления и контроля сетевой инфраструктуры в нормальном и аварийном режимах.

Кроме того, это предотвращает развитие аварийных ситуаций, способствует снижению уровня разрушения электрооборудования и помогает в кратчайшие сроки восстановить электроснабжение потребителей.