Алексей Чалый — российский предприниматель, инженер и ученый. Идеолог и строитель умных сетей в России рассказал «Эксперту» о пилотных проектах, о первом опыте внедрения Smart Grid и о перспективах технологий.
— Вы согласны, что мы неминуемо придем в итоге к цифровой сети и цифровой инфраструктуре?
— Надо честно признаться, что в отличие от времен Советского Союза, когда у нас практически по любому технологическому направлению была конкурентоспособная технология, сегодня это совсем не так. Поэтому нам надо выбрать приоритеты и в это вложиться. В современной экономике претендовать на то, чтобы быть конкурентоспособными во всем, невозможно. Но что-то должны предъявить миру, кроме нефти и газа.
Поиском таких технологий занимается Национальная технологическая инициатива, главная цель которой на горизонте десяти-пятнадцати лет — создание конкурентоспособных в мировом плане национальных компаний по перспективным направлениям. Для этого необходимо сконцентрироваться на технологиях, которые заиграют через десять-двенадцать лет. При этом такая технология должна быть достаточно масштабной с потенциальным рынком больше ста миллиардов долларов. Этой технологии не должно существовать сегодня, на нее не должно быть сформировавшихся стандартов, и так далее.
Одна из таких технологий — EnergyNet, что перекликается с тем, что называется Smart Grid.
— Кажется, у нас пока больше говорят об этих технологиях, тогда как за границей уже делают…
— Если откровенно говорить, за рубежом тоже не много делают, но тратят много денег. Тот же Smart Grid — это инициатива больших электротехнических компаний, которые сумели ее затащить на очень высокий уровень и «стричь» очень большие деньги из бюджетов своих стран, чтобы вкладываться в эту самую новую энергетику. Но пока у них экономически не срастается.
Возможности в сетях
— Что вообще такое этот Smart Grid?
— У термина нет формального определения. Обычно под Smart Grid понимают несколько разных компонентов, таких как автоматизированные сети и информационный обмен между различными субъектами рынка распределенной генерации. Сюда вплетается понятие «возобновляемые источники электроэнергии» — солнце и ветер. Причем управление всей этой системой должно производиться на основании экономических подходов.
— Где-нибудь это комплексно реализовано?
— Сегодня в ряде стран, например в тех же США или Австралии, при изменении стоимости электроэнергии потребители — они же производители — сами решают, что им сейчас выгоднее: потреблять или, наоборот, производить электричество. Но такое возможно лишь в странах, где очень высока стоимость электроэнергии: в Австралии, Германии или Дании. Но если посчитать без стимулов, просто экономически вся эта система с учетом ВИЭ не окупаема, особенно в нашей не слишком солнечной стране.
Поэтому я не захотел заниматься возобновляемыми источниками электроэнергии. Это не моя профессия. Я вижу возможности в сетях, где есть проблемы и отсюда возможности.
— Почему сети?
— Сегодняшняя система как-то сложена технологически, организационно и нормативно. И она обеспечивает некоторый уровень затрат на один киловатт электроэнергии, доставленный до потребителя на какое-то расстояние. Мы предлагаем: давайте параметры этого киловатт-часа сделаем выше, перспективнее с точки зрения его надежности, качества — в частности, уровня напряжения и возможности любого потребителя в сети этот самый киловатт-час подключить, а еще и себестоимость снизим на двадцать пять процентов.
Для себя мы зафиксировали некоторый уровень качества товара, взяв США в качестве целевого ориентира по качеству электроэнергии. Можно, конечно, спорить, не избыточен ли этот уровень. Но мы говорим о перспективе 2035 года, о развитии технологий, о том, что качество потребления определяет техника, — поэтому едва ли имеет смысл ориентироваться на что-то худшее. А дальше мы ставим задачу минимизировать себестоимость электричества при базовом качестве.
— Вы предлагаете поставлять электроэнергию того же качества, того же стандарта, но на двадцать пять процентов дешевле?
— Нет, более высокого, перспективного стандарта, но на двадцать пять процентов дешевле. Это очень амбициозная задача.
Улучшение в ячейке
— О каком масштабе проблемы мы говорим? Это весь холдинг «Россети» или это другой уровень?
— Управление электрической сетью организовано через идентичные субъекты, которых в России примерно пять тысяч. Эти субъекты — район электрических сетей, РЭС. Это такая элементарная ячейка, которая имеет размер от единиц километров в городе до десятков километров в сельской местности. В такой организации работает несколько десятков человек. И вот эта ячейка обладает определенными экономическими свойствами, параметрами, предоставляя качество электроэнергии и неся какие-то затраты.
Качество электроэнергии у потребителя во многом определяет именно эта сеть. Тут нужно сказать, что есть три основных потребительских свойства электроэнергии, и есть три основные составляющие себестоимости. Баланс свойств и себестоимости — соотношение цена–качество, как и для любого товара. Он и определяет ценность этого товара.
Давайте сделаем эту ячейку лучше, чтобы она обеспечивала лучшее качество за меньшие деньги.
— Именно с такими ячейками вы и работали в Калининграде и в Севастополе?
— В Калининграде взяли аж два РЭСа, то есть два района, в Севастополе взяли один. Однако перед тем, как приступить к реализации пилотных проектов в России, мы работали за рубежом.
— С западными проектами?
— Да, последние крупные проекты были реализованы в Сан-Паулу, Мехико и Чаттануге — это американский проект. В двух из этих проектов участвовали российские компании как поставщики компонентов. Однако, потратив кучу сил, сделав прекрасные компоненты, мы получили крайне низкий КПД их применения.
— Почему?
— Потому что задачу решали неправильно. Эффект есть, но недотягивает до теории. А теория построена на предположении о равномерном потреблении электроэнергии по длине сети. В жизни оно не такое, оно всегда неравномерное. Поэтому, предполагая равномерное потребление по сети, мы даем оценку снизу. А у них до этой оценки снизу недотягивают кто в пять, кто в десять раз. В итоге, выполнив проект весом десятки миллионов долларов, Сан-Паулу поставил 2200 коммутационных аппаратов. Еще много денег было потрачено на пуско-наладку. Потратив такие деньги, они получили лишь 16 процентов улучшения. А по теории должны были улучшить показатель SAIDI (System Average Interruption Duration Index — средняя продолжительность повреждения системы) в три с половиной раза.
— А как получилось в Калининграде?
— А в Калининграде мы сами делали проект. Масштаб там не на две тысячи, а лишь на сорок аппаратов. То есть в пятьдесят раз меньше. Но эффективность в десять раз выше, чем во всех трех упомянутых случаях.
— За счет чего?
— За счет нескольких вещей. Первое: правильное понимание того, как должна выглядеть сеть и где должны стоять аппараты. У нас разработан софт, который позволяет это формально посчитать. Мы, соответственно, эту сеть спроектировали. Расчет был именно с позиции эффективности, как за минимальные деньги достичь целевых показателей надежности.
Второе: в Калининграде мы использовали хотя и стандартные средства, но там все аппараты с индивидуальными настройками. Эти настройки проектировала машина, а не человек. Соответственно, они были рассчитаны на основании объективных критериев.
И результат, как мы и ожидали, получился в два раза выше теории. Получается, что мы понимаем, как строить умную сеть. У нас есть инструмент.
Но важна эффективность, то есть отдача по надежности на единицу вложений. Мы же не говорим о достижении любой ценой определенной надежности, которая никому не нужна. Мы как раз оценивали наши технологии с точки зрения их экономической эффективности.
Тупая сеть
— То есть калининградский опыт можно считать успешным?
— Да, с моей точки зрения, он успешен. Единственное, мы там совершили пару косяков в силу того, что это первый раз делалось. Мы поняли, что нельзя проектировать отдельно взятые участки сети, это неправильный подход. Надо проектировать сеть целиком. И этот подход мы уже реализуем в пилотном проекте в Севастополе. Мы создали соответствующий редактор, который теперь уже проектирует всю сеть целиком на основании экономических критериев. Мы можем четко сравнить несколько вариантов реконструкции сети и сказать, какой лучше, какой хуже.
Аппараты, которые мы ставили в Калининграде, были построены на классических технологиях релейной защиты. При этом программировал каждый аппарат отдельно мастер конкретной станции. Это существенное новшество по сравнению с обычными системами. Когда такую сеть программирует человек, он ее упрощает, а упрощение приводит к избыточной длине линий, к избыточным материальным затратам, в том числе в обслуживании. Кроме того, человек не может сделать ее достаточно сложной, потому что у нас нет инструментов для управления сложной сетью. Дело в том, что сто с лишним лет назад у инженеров, которые создавали электроэнергетические системы, в качестве инструментов был только кусок медной проволоки и кусок шихтованного железа. Поэтому, конечно, у них максимальная токовая защита. А у нас стоит на каждом присоединении уже компьютер бортовой, который может перемножить, разделить, вычислить любой функционал почти любой сложности. А мы, вместо того чтобы этим пользоваться, тупо в эту программу зашиваем то, что придумали те инженеры сто лет назад.
— Что при этом происходит?
— Каждый субъект сети индивидуально настраиваем в зависимости от его местоположения в сети. И как только в сети что-то качнулось, нужно перестраивать всю сеть. Например, появилась стройка — потребление выросло. Значит, надо пересчитать уставки (пороговое значение величины или параметра, по достижении которых должно произойти срабатывание оборудования. — «Эксперт»). Подсоединились новые потребители, упало потребление, выросло потребление — все требует перенастройки. Существующая сеть тупая. У нее задача — защищать свой участок. В новой же построены такие чувствительные алгоритмы, что там сеть можно развить до любого предела, и она продолжает работать.
В Севастополе мы сказали: хватит, сделаем по-другому, будем исходить из общих соображений, как нужно построить защиту, чтобы она была максимально чувствительной и решала задачи. Оказалось, что можно построить такую систему, когда вот эти аппараты становятся одинаковыми, как пчелы, как муравьи. Раздавил одного муравья, а он такой же точно, как сосед. С точки зрения деятельности муравейника ничего не происходит. Убрал одного муравья — они все равно построились цепочкой, снова тащат бревно.
И мы над всем этим сверху посадили мастера. В Калининграде — диспетчерская, которая получает информацию. А в Севастополе мы сделали продвинутый софт — мастер, который в голове крутит модель сети. Он все может посчитать и подсказать. Такой подсказчик, как навигатор, «поверните направо, поверните налево». Это то, чем Севастополь отличается от Калининграда. Но Калининград уже запущен, а Севастополь — это наши ожидания, это наши проекты. Мы со всех сторон заходим. У нас и аппараты новые делаются, и мастер-станции, и пульт для проектирования. Там вовлечено большое количество участников. Все должно сойтись в одном месте в одно время.
Надежнее и дешевле
— И дорого стоит такая модернизация сетей?
— Она ничего не стоит, потому что это дешевле, чем замена старого оборудования в той же самой сети. Она вообще ничего не стоит с точки зрения сколько-нибудь существенной перспективы. Например, в Калининграде, установив сорок реклоузеров, интеллектуальных информационных аппаратов, в сеть мы снесли двенадцать РП, распределительных пунктов, которые в новой идеологии оказались ненужными. РП — это целые двухэтажные здания. Это коммутационная аппаратура старого типа, когда у вас есть линия ввода и несколько отходящих линий.
Вы не можете это сделать на столбах, вы строите для этого дом, вы организуете схему вторичного питания, и еще много чего нужно сделать для того, чтобы это работало. Работает это все равно так себе с точки зрения надежности. Кроме того, это огромное количество активов. Ввели более дешевые реклоузеры вместо дорогих РП — активов стало меньше, соответственно, амортизация их стала меньше, обслуживать их стало дешевле. А надежность выросла.
— За счет чего выросла надежность?
— От подстанции отходит обычно от четырех до двадцати линий. Если линия становится слишком длинной, то вероятность ее повреждения возрастает. Представим, что происходит повреждение. У вас единственный способ с ним бороться — отключить линию от РП. Потом вы должны пройтись по всей этой линии, найти, где же случилась авария. Потом вы должны отремонтировать. Только после этого подключите линию к питанию.
Если длина линии становится больше десяти-пятнадцати километров, то это превращается в кошмар, проблемы нарастают лавинообразно. Вероятность отказа возрастает, а вместе с ним время поиска и локализации аварий. Поэтому потребителям становится совсем тошно. Чтобы было тошно, но не совсем, начинают линию делить на кусочки и ставят дополнительные РП.
— А что же предлагаете вы?
— Мы смотрим только на сеть — как проложена, как стоят потребители — и не видим этих РП. Мы отвечаем на вопрос, как сеть должна быть проложена. И дальше у нас есть инструмент в виде этого самого интеллектуального информационного аппарата, которым можно разбить всю сеть на участки оптимальным образом, чтобы при повреждении любого участка все остальные участки можно было запитать с других сторон.
Мы разделяем сеть РЭС на такие относительно маленькие кусочки. Если где-то происходит авария, то выделяется только вот этот кусок. А все остальное перезапитывается с разных сторон. И более того, если в Калининграде все эти аппараты требовали индивидуальной настройки, но, повторяю, проектировала их машина, то в Севастополе мы делаем аппараты, которые одинаковы, вообще думать не надо, они сами обладают таким интеллектом, как система защиты.
Это совершенно другой подход. Именно поэтому повыводили все эти РП — они не нужны, они не выполняют свои функции. Мы смотрим на сеть как на сеть, на кровеносную систему, как средство донести электроэнергию потребителям.
— Насколько увеличилась надежность калининградской сети?
— Восемьдесят процентов аварий самоустраняются. Для остальных двадцати процентов поиск места повреждения существенно упрощается. Компьютеры со встроенным алгоритмом поиска аварии с этим справляются намного лучше, чем человек. Плюс поврежденный участок оказывается меньше по количеству отключенных потребителей. Если в Калининграде раньше отключалось в среднем три-четыре тысячи потребителей за аварию, то сейчас — пятьсот-девятьсот. Если раньше среднее время на ликвидацию аварии составляло более четырех часов, то сейчас — сорок пять минут. Теперь умножьте одно на второе, во сколько раз все улучшилось. При том что эта система дешевле — потому что линий нужно меньше, а стоимость аппаратуры ниже.
Но как только ты внедрил такую систему, у тебя взаимоотношения между участниками меняются. Например, поиск и ликвидация повреждений теперь происходит по-другому, ответственность делится по-другому. Это надо все отразить в системе управления.
Опять тарифы
— Происходит перестройка взаимоотношений?
— Мы не можем модернизировать сети, масштабируя бизнес-модель сетевой компании, только на одних технологиях. Мы должны сделать три существенных изменения: технологическое, организационное и нормативное. Если мы не вдохнем в тарифы экономический смысл, эта система не поедет.
У нас две тысячи территориальных сетевых организаций, то есть частников. Сегодня они прибыль заработали и на Кипр ее перевели, а сеть постарела на год. Ничего в нее не инвестировали. И так один год, второй, третий. Через десять лет мы все огребем.
Уже прошло двадцать пять лет из нормативных для работы сети тридцати. У нас сегодня средний уровень износа сетевого комплекса — семьдесят три процента. А комплекс стоит около десяти триллионов рублей. Можно задать вопрос: кто вытащит из кармана десять триллионов? Это бюджет Российской Федерации практически.
То, что мы делаем, — это распределенная автоматизация, в результате которой снижается стоимость основных фондов, а значит, амортизационные затраты. Снижаются операционные затраты, особенно в части, касающейся устранения аварий.
Дальше компании сетевого комплекса должны снизить административные затраты через переход на новые IT-системы. Сейчас за каждым компонентом сети надо следить, чтобы вовремя его поменять, вовремя провести ремонт. Единой системы сегодня в МРСК не существует. Каждый поставщик электроэнергии сам себе режиссер. Это недалеко от катастрофы, на самом деле.
— Сколько потребуется времени, чтобы построить такую Smart Grid во всех РЭС?
— Сейчас мы отрабатываем комплексную технологию, которая касается только одной части — автоматизации сети распределительной, создания такого мастера, который должен радикально повлиять на надежность, на себестоимость. Дальше развитие пойдет в сторону энергомониторинга, повышения энергоэффективности и уменьшения количества очагов коммерческих потерь, потому что их можно просто по сети вычислить.
— Насколько снизятся потери?
— Иногда можно сделать очень серьезное снижение. Смотрите, у нас основные технические потери — это все-таки нагрузочные потери в сетях 0,4 киловольт из-за хаотичного развития в последние годы. Там, где у нас лежат воздушные сети 0,4 киловольт, — это всякие дачные участки, села, и так далее — как правило, технические потери очень большие. Дело в том, что строить линии 0,4 киловольт больше 400 метров не надо. Когда вы тащите такую сеть на километр, у вас в конце сети минус двадцать процентов по напряжению. И это означает, что у вас те же двадцать — двадцать пять процентов потерь сидит в этом проводе. И вот здесь можно снизить потери очень существенно. Это сразу влияет и на качество электроэнергии.
— Неподконтрольный рост размеров сетей низкого напряжения говорит о том, что проблема в управлении отраслью.
— Огромное количество ТСО живут своей жизнью со своими собственниками. Но так нельзя обходиться с кровеносной системой. Нельзя сдать в аренду кусочек вены. А у нас занимаются именно этим сейчас. Надо говорить про это, экономику под это подвязывать. Сеть надо выстраивать системно. Она не является независимым субъектом. Если кому-то хочется разделить это экономически, это все равно технически будет очень условное деление. Если кто-то отвечает за финансирование системы, он должен отвечать и за технику. У него инструменты должны быть в руках, подходы, проектирование, работа с этой сетью должна на этом строиться. С применением, конечно, современных технологий, потому что они дают колоссальные возможности, они гораздо гибче, дешевле. Это гигантская перестройка. Я уже сказал, если все это удастся в такой постановке реализовать, речь будет идти об экономии в сотни миллиардов в год для страны.
— Как распространять новые технологии?
— Чтобы был переход на Smart Grid, надо создать стимулы, иначе говоря, создать другую тарифную политику. Надо дать долгосрочной тариф, привязать к инфляции и дальше в тарифе вкрутить показатели качества электроэнергии. Тогда частник, чтобы на следующий год не попасть под штрафы, в этом году вынужден будет модернизировать сети. Такая система вполне работает в других странах. С чего Сан-Паулу 2200 этих аппаратов покупал? Иначе им бы просто сильно снизили тариф.
— А мы сможем такой рынок обслужить технологически?
— У нас сейчас портфель из двадцати проектов комплексной реконструкции, но продукта пока нет. У нас нет бизнес-модели масштабируемой, но уже куча заказов. Потому что людей достало точечное затыкание дыр.
