„Do czasu opracowania systemu zdalnego odczytu ciepłomierzy oraz sterowania węzłami cieplnymi nie mieliśmy możliwości rozeznać się, jak tak naprawdę pracuje nasza sieć cieplna” – wspomina Krzysztof Łyziński, wiceprezes PEC w Ciechanowie. „Jedynymi tropami były informacje zwrotne od klientów”.

Nieprawidłowe działanie sieci cieplnej stwierdzano, kiedy dzwonił mieszkaniec i mówił, że ogrzewanie nie działa. Zanim udało się zareagować, wysłać brygadę serwisantów oraz ustalić przyczynę awarii, mijało przynajmniej kilka godzin. Zarządzanie siecią ciepłowniczą było bardzo trudne – dotkliwym problemem był brak informacji dotyczący zarówno jej stanu, jak i działania liczników.

Trudności sprawiał także fizyczny dostęp do urządzeń pomiarowych, który pracownicy PEC określali „syndromem trzech kluczy” (by dostać się do licznika, trzeba było zdobyć klucze do budynku, piwnicy oraz pomieszczenia, w którym znajduje się rozdział ciepła i układ pomiarowy). Wykonywanie odczytów każdorazowo wymagało obecności administratora obiektu i spisywania protokołów, które następnie trafiały do mistrza jednego z czterech obwodów grzewczych, a później do działu dystrybucji i rozliczeń. Tam pracownik ręcznie nanosił zgromadzone dane do arkusza kalkulacyjnego i inicjował proces wystawiania faktur. Wszystko to trwało prawie tydzień.

„Problemem była omylność ludzka. Wynikające z całodziennego spisywania danych znużenie i przemęczenie mogło doprowadzić do pomyłek. Wychodziło na przykład, że klient miał ujemne zużycie bądź przeciwnie – bardzo wysokie. Rozpoczynał się cały proces wyjaśniania i powtórnego sczytywania liczników” – wspomina prezes Łyziński.

Po pierwsze, opomiarowanie i monitorowanie sieci ciepłowniczej

Pierwsze kroki w kierunku cyfrowego zarządzania siecią ciepłowniczą PEC w Ciechanowie rozpoczęło pod koniec 2013 r., otwierając proces instalacji ponad pół tysiąca inteligentnych urządzeń pomiarowych. Oprócz urządzeń końcowych typu Smart Meter w ramach projektu powstała niezbędna infrastruktura telekomunikacyjna (liczniki komunikują się z serwerem poprzez modemy GPRS), serwer telemetrii z bazą danych oraz system zarządzający.

„Dzięki wdrożeniu komunikacji GPRS z 532 obiektami w połowie 2015 r. uzyskaliśmy możliwość opomiarowania liczników i ich monitorowania, a także automatyzacji procesów rozliczania” – mówi Krzysztof Łyziński. „Dzięki temu na koniec miesiąca wystarczy jedno kliknięcie, by pobrać odczyty ze wszystkich liczników”.

PEC w Ciechanowie uzyskało praktycznie stały wgląd w działanie wszystkich węzłów i liczników. W regularnym trybie urządzenia pomiarowe przesyłają dane cztery razy na dobę; w zależności od dostępnego zasilania modemów w wybranych obiektach odczyt może być na żądanie prowadzony także w czasie zbliżonym do rzeczywistego. Stały wgląd w pracę liczników umożliwia m.in. szybką reakcję w przypadku ich awarii czy wymianę baterii, zanim ta do końca się rozładuje. Zastosowane technologie stanowią sensowny kompromis między funkcjonalnością a ceną rozwiązania. „Koszty eksploatacji GPRS są dużo mniejsze niż innych mediów” – mówi Wiesław Dubiel, kierownik Działu Automatyki i Informatyki w PEC w Ciechanowie.

Jak wygląda proces rozliczania po zakończeniu projektu? „Generujemy plik raportu, który następnie zaciągany jest do systemu billingowego. System ten odczytuje przesłany format danych i w następstwie przygotowuje fakturę” – tłumaczy Wiesław Dubiel. Przed wdrożeniem monitoringu i zdalnej diagnostyki ciepłomierzy oraz węzłów cieplnych odczyty i rozliczenia trwały prawie tydzień; obecnie „cały proces – łącznie z wydrukowaniem faktur – został skrócony do mniej więcej dwóch godzin” – podkreśla Łukasz Kiełkiewicz, administrator systemów komputerowych w PEC w Ciechanowie.

„Dzięki przyspieszeniu procesu wysyłki faktur skróciliśmy terminy płatności. Odbiorca szybciej otrzymuje fakturę, co przekłada się na korzystny dla firmy szybszy wpływ środków” – mówi Zbigniew Grochowski, specjalista ds. rozliczeń. Co więcej, proces rozliczeń pochłania obecnie znacznie mniej papieru.

Po drugie, wykorzystanie danych i optymalizacja działania sieci

Stworzenie systemu zdalnego odczytu ciepłomierzy oraz monitoringu i sterowania węzłami cieplnymi umożliwiło PEC w Ciechanowie wejście na kolejny poziom dojrzałości procesowej: wdrożenie zdalnego systemu zarządzania siecią ciepłowniczą. Analiza danych pochodzących z liczników i systemu telemetrii pozwoliła spółce przeprowadzać dokładne i przekrojowe analizy parametrów sieci z uwzględnieniem czynników sezonowych. System zarządzania siecią OCS wymienia informacje z przemysłowym systemem produkcji ciepła PRO-2000. W efekcie dzięki zdalnemu systemowi zarządzania siecią na stałe obniżyły się koszty, m.in. związane z oszczędnością energii elektrycznej, zmniejszenie strat na przesyle i poprawa bezpieczeństwa systemowego w układzie przesyłania ciepła.

Zanim PEC w Ciechanowie uruchomiło system zarządzania siecią ciepłowniczą, operatorzy wprowadzali nastawy parametrów na bazie danych zawartych w tabeli regulacyjnej. „Wartości przyjęte niegdyś w tabeli regulacyjnej były sztywne; operator systemu korzystał z nich niezależnie od pogody czy tego, co działo się w mieście. W tej chwili wartości zmieniają się w zależności od parametrów notowanych w danym rejonie sieci. Dzięki temu jesteśmy w stanie ograniczać ciśnienie dyspozycyjne, temperaturę zasilania, temperaturę powrotu, a więc w odmienny sposób kształtować krzywą grzewczą dla całego systemu ciepłowniczego . Rozpływy, czyli ilość wody krążącej po sieci, nie zmieniły się, natomiast ciśnienie dyspozycyjne jest obecnie znacznie niższe. Oznacza to, że przetłaczamy tę samą ilość wody mniejszym ciśnieniem, co przekłada się na oszczędności na energii elektrycznej niezbędnej do pompowania. Średnio co miesiąc w sezonie grzewczym oszczędzamy od 8 do 12 kW energii, czyli blisko 2,5–3,5 tys. zł miesięcznie” – cieszy się Wiesław Dubiel. „Innymi słowy, nasze rozwiązanie samo się spłaca”.

Skuteczność systemu zarządzania siecią jest efektem wdrożenia opracowanego przez pracowników PEC modelu umożliwiającego optymalizację parametrów nastawy pomp. Model ten bazuje na rozbudowanym algorytmie: wielostopniowej aproksymacji liniowej, uwzględniającej liczne zmienne i wartości brzegowe. Funkcja ta, biorąc pod uwagę m.in. dane z urządzeń pomiarowych i prognozę pogody, wylicza odpowiednią wartość ciśnienia, która powinna zostać wprowadzona w sieci ciepłowniczej, by minimalnym nakładem energii zapewnić wymagane parametry czynnika grzewczego.

Co więcej, stosowanie modelu uświadomiło zarządowi PEC, gdzie warto będzie poczynić inwestycje, by jeszcze bardziej obniżyć koszty obsługi sieci ciepłowniczej. „Na bazie zgromadzonych danych wywnioskowaliśmy, że w pewnym segmencie sieci opłaci nam się wybudowanie dodatkowej przepompowni. Dzięki temu będziemy w stanie jeszcze bardziej obniżyć ciśnienie dyspozycyjne, a co za tym idzie, koszty” – tłumaczy Wiesław Dubiel.

Systemowe przeciwdziałanie awariom

Czytelna wizualizacja danych pozyskiwanych z obiektów w sieci oraz system zdalnego zarządzania umożliwiają spółce optymalizację prac remontowych i modernizacyjnych i przeciwdziałanie stratom powodowanym przez awarie. „Awaria w sieci niskich parametrów, już za węzłami cieplnymi, powoduje, że klienci nie odbierają ciepła. Z kolei awarie na sieciach wysokich parametrów skutkują tym, że pozbawione dostaw ciepła mogą zostać całe obszary. Zastosowane przez nas urządzenia, takie jak zdalnie sterowane zasuwy i przepustnice, umożliwiają nam szybsze odcięcie obszarów zagrożonych awarią. Dzięki temu przyczyn możemy szukać zdalnie, odcinając kolejne części sieci” – wyjaśnia Wiesław Dubiel.

Selekcja odcinków sieci pozwala zminimalizować obszar, który w razie awarii zostanie odcięty, co przekłada się na mniejsze straty oraz zadowolenie klientów. Jednocześnie ekipa serwisowa może zareagować szybciej, nie szuka wycieku po omacku i od razu kierowana jest we właściwy rejon.