Автоматизация в электроэнергетике

Нарастающие диспропорции в электроэнергетике

Основная проблема российской энергетики — несоответствие объема, структуры и технического состояния мощностей быстро растущему спросу на электроэнергию и объективным ограничениям топливно-энергетического баланса. Поэтому уже сегодня электроэнергетика может стать реальным тормозом для развития всей экономики страны. Опережающий рост потребления электроэнергии требует активизации энергосбережения и масштабного ввода новых генерирующих мощностей. Для этого необходимы значительные инвестиции, однако сложившаяся практика формирования тарифов на электроэнергию делает инвестиции в электроэнергетику непривлекательными. Поскольку атомная и гидроэнергетика до 2020 г. в лучшем случае покроют не более трети дефицита, основную часть потребности в новой мощности должна будет обеспечить тепловая генерация.

К сентябрю 2006 г. прирост электропотребления по России составил беспрецедентные 4,8%, при том что прежде спрос увеличивался в среднем на 1,7% в год. В начале 2006 г. показатель нагрузки в совмещенном графике ЕЭС достиг исторического максимума для России и вплотную приблизился к уровню СССР в 1991 г.

Причины такого роста электропотребления не ясны. Первая версия — начала сказываться неудачная политика удержания цен на электроэнергию на уровне ниже инфляции. Вторая версия — столь стремительный рост спроса обусловлен более быстрым развитием российской экономики при одновременном качественном изменении ее структуры. А.А. Вагнер: «Причину скачка мы пытаемся понять. В стране не было вводов крупных энергоемких предприятий. Мы пришли к выводу, что это «среднемоторная группа» — мелкий и средний бизнес, магазины, производства, мастерские. Мы теперь начинаем все прогнозы роста спроса строить в районе 4,5-5% в год».

Несмотря на ускоренный рост спроса на электроэнергию и потребности в генерирующих мощностях, сохраняется высокая неопределенность относительно дальнейших темпов этого роста, основанная на предположении о чрезвычайно электроемком характере роста экономики. Сейчас установленная мощность работоспособных энергоблоков составляет 210,4 млн кВт. По прогнозам ИНЭИ РАН, к 2010 г. потребность в генерирующих мощностях достигнет примерно 230 млн кВт, а к 2020 г. — 300-317 млн кВт.3 Износ основного оборудования сейчас составляет по разным оценкам 50-80% для генерирующих установок и 70% для магистральных сетей (основная их масса вводилась в 60-70-е годы прошлого столетия). После исчерпания этим оборудованием индивидуального ресурса необходимо проведение работ по техническому перевооружению либо остановка. В целом по стране прекращение эксплуатации этого оборудования привело бы к снижению в 2010 г. мощности на 34 млн кВт (в основном за счет тепловых электростанций).

Ситуацию, сложившуюся в масштабах страны, хорошо иллюстрирует так называемый «Крест Чубайса» (График 1). Еще сильнее действие этих факторов проявляется в Москве, Петербурге и Тюмени, где рост электропотребления в 2006 г. достиг 8%. В течение ближайших лет ожидается рост числа энергодефицитных регионов. В объединенных энергосистемах (ОЭС) Урала, Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа уже в 2008-2010 гг. может возникнуть серьезный дефицит (График 2), с которым сложно будет справиться даже за счет увеличения поставок из других энергосистем, поскольку возможности перетоков между ОЭС весьма ограничены. На совещании по подготовке к зиме 6 октября 2006 г. Анатолий Чубайс предупредил о возможном введении ограничений для 16 регионов (в т.ч. в Москве, Санкт-Петербурге, Тюмени, Краснодаре и Екатеринбурге).

Проблема дефицита генерирующих мощностей усугубляется тем, что электроэнергетика уже столкнулось с ограничением поставок дешевого газа, сжигание которого обеспечивает сейчас 49% общего объема производства электроэнергии в России и 68% выработки тепловых электростанций. Искаженная система цен и доставшаяся от СССР идеология «газовой паузы» привели к заметному перекосу в топливно-энергетическом балансе страны: на газ приходится менее четверти общих разведанных запасов энергоресурсов России, но он обеспечивает почти половину производства электроэнергии.

Еще в правительственной Энергетической стратегии 1995 г. выдвигалась задача повышения роли угля в топливно-энергетическом балансе, однако и в настоящее время примерно половина вводов новых генерирующих мощностей планируется на газовом топливе при значительном повышении КПД газовых электростанций с существующих 38% до 55-57%. Но сейчас из-за нарастающей напряженности баланса газа в стране обеспечение топливом этих планируемых мощностей становится проблематичным.

Таким образом, постоянное игнорирование нужд ТЭК и необходимости принимать решения (в частности, относительно повышения внутренних регулируемых цен на газ и электроэнергию) привело к реальной угрозе ограничений и того и другого, причем в ближайшее время. Теперь электроэнергетика может стать реальным тормозом для развития всей экономики страны. В результате возникает вопрос: как покрывать дефицит мощностей?

Роботизация: грозит ли нам восстание машин?

Если говорить об автоматизации в электроэнергетике, то безусловным трендом последних лет стала роботизация. Речь идёт о передаче роботам рутинных операций и функций мониторинга оборудования, установленного в труднодоступных местах, а также на опасных объектах, где существует угроза для здоровья и жизни человека.

В современной энергетике чаще всего используются мехатронные сервисные устройства, подъёмно-транспортные роботы и дроны. Также вводятся в эксплуатацию автоматические устройства, предназначенные для очистки внешнего слоя солнечных панелей от снега, песка и других загрязнений.

Помимо этого, российские энергетики активно используют робототехнику для контроля поверхности нагрева энергетических котлов. Роботы перемещаются по поверхностям генераторов тепловой энергии, снимают видеоряд и передают собранную информацию в систему аналитики, которая оперативно анализирует данные и выявляет дефекты оборудования.

Неоспоримым преимуществом использования автоматизированных устройств для контроля за состоянием элементов поверхностей нагрева является сокращение сроков проведения диагностики. Ведь робот может работать в режиме 24/7: без перерывов, выходных и независимо от времени суток.

В качестве ещё одного примера использования роботизированных решений в энергетике можно привести компактное устройство с дистанционным управлением, которое применяется для мониторинга активной части больших масляных трансформаторов в случае выхода их из строя, когда необходимо в кратчайшие сроки установить причину отказа оборудования.

Речь идёт о роботе с герметичным корпусом, который обеспечивает надёжную защиту электронной «начинки» от механических повреждений и проникновения влаги. Устройство может плавать в трансформаторном масле. Его функционал позволяет проводить съёмку трансформатора изнутри, по беспроводным каналам связи передавать видео оператору, который может оперативно обсудить проблему с узкопрофильными специалистами.

Такое технологическое решение помогает решить две важные задачи:

1. Экономит время, необходимое для инспектирования оборудования.
2. Даёт возможность провести диагностику без отключения трансформатора и при этом избежать сложной процедуры визуального осмотра.

Одним из перспективных направлений использования роботов эксперты называют работу на опасных или недоступных для человека объектах. Например, под водой, в шахтах или в реакторах вышедших из строя атомных электростанций. В таких случаях робототехника обеспечивает доступ к различным зонам и помогает проводить исследования, по результатам которых разрабатывается комплекс мероприятий по очистке.

Потенциал применения роботов для диагностики и мониторинга энергообъектов весьма высок. Неужели уже в ближайшем будущем автоматизированные устройства смогут полностью заменить человека? Аналитики утверждают, что сегодня до повсеместного распространения роботизированных решений ещё далеко.

Причин несколько. Во-первых, технология молодая и пока нередко сопряжена с колоссальными затратами на разработку и внедрение. Во-вторых, отмечается низкий уровень информированности об эффективности робототехники и о том, какую экономическую выгоду получат энергокомпании от её применения.

Третья причина низких показателей проникновения робототехники в электроэнергетику России заключается в невысоком уровне господдержки роботизированных технологий. Кроме того, рынок электротехники пока не может похвастаться широким ассортиментом продукции российского производства. Хотя отечественные разработки по многим показателям не уступают западным аналогам и являются весьма эффективными.

Управление

Указанные выше задачи решаются созданием автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП). В её рамках собирается первичная информация по всем параметрам технологических процессов, решаются задачи метрологического обеспечения, выполняются процедуры прямого регулирования и дистанционного управления оборудованием. Данная система является источником информации для верхних уровней управленческой структуры (диспетчерский пункт, центр управления) и во многом определяет эффективность управления всей энергетической системой.

В целом АСУ ТП подстанции интегрирует в себе подсистему релейнозащитной автоматики (РЗА), противо-аварийной автоматики (ПА), автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учёта электроэнергии (АСКУЭ), регистраторы аварийных событий (РАС), систему мониторинга и диагностики силового оборудования, систему определения места повреждения (ОМП) кабеля, системы сбора и передачи оперативной и неоперативной технологической информации, системы контроля качества электроэнергии, инженерных и вспомогательных систем и др.

Интересно, что технологии, до сих пор массово применявшиеся для мониторинга и управления в электроэнергетике, находились на уровне развития телефонной связи 30-х годов прошлого века: аналоговые каналы с медными проводами от каждого из множества датчиков до целой армии реле и индикаторов. Кроме того, всё это материало- и энергоёмко, что снижает надёжность, затратно и негибко при проектировании, неэффективно при масштабировании и модернизации и, кроме того, требует много персонала при эксплуатации. Остаётся добавить, что электроэнергетика, основанная на устаревших принципах мониторинга и управления, сама по себе может представлять угрозу для государства.

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Электроэнергия, вырабатываемая генератором, отводится к повышающему трансформатору по массивным жестким медным или алюминиевым проводникам, называемым шинами. Шина каждой из трех фаз (см. выше) изолируется в отдельной металлической оболочке, которая иногда заполняется изолирующим элегазом (гексафторидом серы).

Трансформаторы повышают напряжение до значений, необходимых для эффективной передачи электроэнергии на большие расстояния.
См. также ТРАНСФОРМАТОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ.

Генераторы, трансформаторы и шины соединены между собой через отключающие аппараты высокого напряжения – ручные и автоматические выключатели, позволяющие изолировать оборудование для ремонта или замены и защищающие его от токов короткого замыкания. Защита от токов короткого замыкания обеспечивается автоматическими выключателями. В масляных выключателях дуга, возникающая при размыкании контактов, гасится в масле. В воздушных выключателях дуга выдувается сжатым воздухом или применяется «магнитное дутье». В новейших выключателях для гашения дуги используются изолирующие свойства элегаза.

Для ограничения силы токов короткого замыкания, которые могут возникать при авариях на ЛЭП, применяются электрические реакторы. Реактор представляет собой катушку индуктивности с несколькими витками массивного проводника, включаемую последовательно между источником тока и нагрузкой. Он понижает силу тока до уровня, допустимого для автоматического выключателя.

С экономической точки зрения, наиболее целесообразным, на первый взгляд, представляется открытое расположение большей части высоковольтных шин и высоковольтного оборудования электростанции. Тем не менее все чаще применяется оборудование в металлических кожухах с элегазовой изоляцией. Такое оборудование необычайно компактно и занимает в 20 раз меньше места, нежели эквивалентное открытое. Это преимущество весьма существенно в тех случаях, когда велика стоимость земельного участка или когда требуется нарастить мощность существующего закрытого распредустройства. Кроме того, более надежная защита желательна там, где оборудование может быть повреждено из-за сильной загрязненности воздуха.

Для передачи электроэнергии на расстояние используются воздушные и кабельные линии электропередачи, которые вместе с электрическими подстанциями образуют электросети. Неизолированные провода воздушных ЛЭП подвешиваются с помощью изоляторов на опорах. Подземные кабельные ЛЭП широко применяются при сооружении электросетей на территории городов и промышленных предприятий. Номинальное напряжение воздушных ЛЭП – от 1 до 750 кВ, кабельных – от 0,4 до 500 кВ.

Возобновляемые источники энергии

Такие источники пополняются в природе естественным путем и являются, по меркам человеческих потребностей, неисчерпаемыми. К ним относятся:

• солнечный свет;
• приливы и отливы (кинетика вращения Земли);
• геотермальная теплота (энергия недр земли);
• энергия ветра;
• биоматериалы;
• водные потоки, в том числе волны.

Свет Солнца преобразуется в электрическую энергию посредством специальных батарей, энергию приливов реализуют приливные электростанции, геотермальную энергию — ГеоТЭС. Потенциал ветра используют ветряные электростанции, место установки которых определяют интенсивные ветровые зоны. Анализ говорит о том, что к 2040 году ветряные станции по объему вырабатываемого электричества будут конкурировать с гидроэлектростанциями.

Использование возобновляемых ресурсов находится на подъеме: США вырабатывают с их помощью 15% энергии в стране, а в ближайшие годы возможен рост еще на 3%. Помимо США, лидерами в этой области называют Германию, Италию, Великобританию, Китай и Индию.

Профилактика vs Лечение

Есть два основных подхода к модернизации — упреждающий и запаздывающий.

На первый взгляд, может показаться, что преимущество профилактики проблем очевидно. Тем более что аварийные ремонты значительно сложнее, часто требуют поставки нового оборудования. В удаленных регионах на это могут потребоваться месяцы. Не везде есть и квалифицированные специалисты для пуско-наладочных работ. Значит, бюджет ремонта еще больше вырастет.

Все это верно. Но с другой стороны, у предприятий обычно нет свободных средств для замены исправно работающего оборудования. Поэтому начинать лучше не с модернизации, а с обследований. Правда, проведение энергетического аудита тоже требует определенных компетенций и инструментов. А главное — управленческих решений на местах.

Комплексная защита может продлить срок службы электрических сетей и оборудования на срок до 16 лет. Для того чтобы получить такие результаты, а также снизить аварийность, нужно действовать упреждающе.

Как правило, интерес к модернизации энергетической базы пробуждается после аварии. Сложно закрыть глаза на обесточенный объект. Это ЧП. Но тем и плох аварийный менеджмент, что срочный ремонт технологически отличается от планового.

Нормальный ход внедрения, с учетом всех согласований и тестового периода, занимает 1-2 года. Только в горизонте 10 лет можно говорить о плановой модернизации. Чтобы вовремя стартовать такие проекты, руководство предприятия должно мыслить стратегически.

Телемеханика в электроэнергетике: что это такое?

В современном смысле под этим понятием может рассматриваться наука или отрасль техники. В университетах и институтах энергетической направленности изучается предмет, где даются базовые понятия о передаче кодированных радио- и электрических сигналов, которые являются основой управления, контроля и измерения параметров энергетического оборудования.

Что касается отрасли техники, то здесь рассматривается практическая сфера. Последняя предполагает выполнение поставленных задач путем передачи кодированных сигналов. Важно отметить, что телемеханика в электроэнергетике выстраивается на различных стандартах кодирования, предполагающих применение того или иного оборудования.

Опыт использования и внедрения

PowerFactory уже более 30 лет используется электроэнергетиками (свыше 12 000 лицензий) в 160 странах мира для решения всего спектра задач планирования и управления режимами электрических сетей и систем напряжением 0,4–1150 кВ. Концепция вертикально-интегрированного ПО позволяет эффективно применять PowerFactory для различных приложений в разных сегментах рынка: генерация, передача, распределение электроэнергии, системы электроснабжения предприятий, распределенная генерация, возобновляемые источники энергии, проектные организации.

ПК PowerFactory как единый инструмент моделирования, анализа и планирования электроэнергетических режимов успешно эксплуатируется в компаниях – лидерах энергетической отрасли.

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.

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.

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.

Понравилась статья? Тогда поддержите нас, поделитесь с друзьями и заглядывайте по рекламным ссылкам!