В российской энергетике обсуждается трансформация отрасли, на федеральном уровне объявлен курс на цифровизацию всего комплекса. Ключевым инициатором выступает госкомпания «Россети» c глобальной стратегией цифровизации своих подразделений. Минэнерго РФ готово совместно с «Россетями» работать над оценкой стоимости проекта и регуляторной базой для воплощения планов в жизнь. На Российском инвестиционном форуме в феврале 2018 года в Сочи генеральный директор ПАО «Россети» Павел Ливинский представил стратегию построения цифровой сети до 2030 года. Глава «Россетей» подчеркнул, что проект стоимостью 1,3 трлн рублей в текущих ценах окупится в течение 14 лет и не потребует дополнительного увеличения сетевой составляющей в тарифе, так как цифровизация сети позволяет госкомпании значительно улучшить производственные и финансово-экономические показатели, а следовательно, стать более привлекательной для инвесторов и повысить капитализацию.

Между тем в энергетическом сообществе есть и обратные утверждения, которые тоже обсуждаются на форумах: расходы будут покрываться за счет тарифа — заплатит за цифровизацию все равно потребитель. Задача — не допустить значительного повышения тарифов на период расходов.

Сегодня, по сути, начинается формирование нового облика энергоотрасли, переход на иной технологический уровень. Для достижения поставленных целей электросетевым компаниям надо решить несколько задач. В первую очередь — получить право на долгосрочные тарифные соглашения и установку «интеллектуальных» приборов учета на границе балансовой принадлежности. Одновременно с этим — дать старт производству в России современного оборудования, программного обеспечения, а также начать подготовку новых кадров, готовых к работе в цифровом электросетевом комплексе. Одна из целей — формирование к 2025 году отраслевых заказов для стимулирования российского машиностроения и микроэлектронной промышленности, снижения затрат на логистику.

Цифровизации электросети обусловлена распространением в мире распределенной генерации, созданием микросетей, развитием накопителей электроэнергии и во­зобновляемых источников, которые потребитель может устанавливать у себя и даже становиться производителем электроэнергии. В перспективе большие электросети в сегодняшнем варианте будут нужны только в мегаполисах и для крупного промышленного производства. Электросетевой комплекс страны должен отвечать будущим требованиям потребителя.

Где фантастика и где реальность

В ОАО «МРСК Урала», входящей в ПАО «Россети», практически завершена разработка региональной финансово-экономической модели цифровизации электросетевого комплекса согласно единой концепции развития ПАО «Россети».

— Под цифровизацией прежде всего подразумеваем создание высокоавтоматизированной сети, наблюдаемость и управляемость которой обеспечены цифровыми системами связи и оборудования. То, что сегодня звучит как фантастическая выдумка, уже к 2030 году должно стать реальностью. Говорить о том, что в этом вопросе МРСК Урала начинает с нуля, нельзя. В рамках компании ранее реализован ряд инновационных проектов, а также начались новые, тоже отвечающие требованиям стратегии цифровизации, — подчеркивает генеральный директор ОАО «МРСК Урала» Сергей Дрегваль.

По проекту цифровизации МРСК Урала направит на внедрение современных технологий серьезные инвестиции (сумма уточняется, источники осторожно называют более 100 млрд рублей). Сама модель подразумевает три этапа. Первый продлится до 2022 года, второй — до 2025-го, третий — до 2030 года. В эти периоды компания пошагово будет внедрять интеллектуальные системы учета, совершенствовать оперативно-технологическое управление, работать над созданием единых ИT-продуктов, которые усовершенствуют функционирование электросетей и повысят эффективность работы. Речь идет и о геоинформационной системе, а также о системе управления производственными активами.

Начнется реализация программы с ряда пилотных проектов. Так, уже стартовало внедрение новых технологий в Сосновском районе электрических сетей «Челяб­энерго» — филиала МРСК Урала. Этот район примыкает к городу-милионнику и динамично развивается. Соответственно, растет и количество потребителей, и нагрузка на распредсети. Задача обеспечения бесперебойного электроснабжения более чем актуальна.

— Предполагается, что в итоге сосновская сеть станет «умной», активно-адаптивной. Ей потребуется минимальное время реагирования на аварийные ситуации, оперативный ввод резерва. Цель проекта — добиться, чтобы конечные потребители не чувствовали наличие аварийных ситуаций в сети. Поводы для подобных ситуаций в районе случаются сплошь и рядом: трактор на опору наехал, после ледяного дождя произошел обрыв проводов и тому подобное.

В будущем сеть сможет практически сама реагировать на отклонения и сохранять надежное энергоснабжение потребителей. Это достаточно длительный проект, с большими объемами работ, — отмечает заместитель главного инженера по развитию и инновациям МРСК Урала Георгий Бураков.

— Цифровизация районов электрических сетей нацелена на то, чтобы вся автоматизация бизнес-процессов в перспективе позволяла при отключении любого участка сети мгновенно получить сигнал об этом на диспетчерский пункт и устранить аварию в максимально короткий срок. Предполагается, что сети будет требоваться минимальное время реагирования на аварийные ситуации, оперативный ввод резерва: длительность и частота отключений снизятся в 5 — 8 раз.

Кроме того, Челябэнерго внедрит интеллектуальный учет электрической энергии: счетчики потребителей интегрируют с системой технологического управления, и они будут давать информацию о состоянии сети для автоматизированных систем, для диспетчеров.

Подобная работа уже началась в Орджоникидзевском и Ильинском районах другого филиала МРСК Урала — Перм­энерго. Компания приступила к модернизации систем учета электроэнергии. В ходе проекта в течение 2018 — начала 2019 года на территории Прикамья планируется установить более 33 тысяч интеллектуальных приборов учета электроэнергии отечественного производства как для бытовых потребителей, так и для юридических лиц. Объекты, на которых планируется выполнение работ, расположены в Перми, а также в Пермском, Краснокамском, Ильинском, Добрянском, Кунгурском, Очерском районах. От обычных бытовых электросчетчиков умные приборы учета отличаются большей точностью измерения, способностью работать в многотарифном режиме, наличием коммуникационных средств передачи накопленной информации посредством сетевых технологий, возможностью управления потреб­лением и осуществлением двусторонней связи. Такие устройства могут считывать информацию в режиме реального времени, оповещать о потерях электричества и вести мониторинг параметров качества электроэнергии.

— Система интеллектуального учета электроэнергии является одним из основных элементов цифровизации электросетевого комплекса, — подчеркивает директор филиала ОАО «МРСК Урала» Перм­энерго Вадим Локтин. — Мы начали ее внедрять в Пермском крае еще в 2011 — 2012 годах, когда в краевом центре был реализован федеральный пилотный проект «Умный учет». Полученный тогда опыт поможет нам в решении сегодняшних актуальных задач, связанных с построением цифровой сетевой инфраструктуры.

В рамках проекта цифровизации МРСК Урала планирует во всех регионах базирования построить и цифровые центры питания — подстанцию 110/10 кВ «Кемпинг» в Свердловской области, подстанцию 110 кВ «Есаулка» на Южном Урале и подстанцию 110 кВ «Технологическая» — в Пермском крае.

Позови меня в даль светлую

Цифровизация даст эффект и будет успешна только в случае единовременной комплексной реализации. Очевидно, что она потребует развития и широкого применения сквозных технологий, в числе которых — промышленный интернет, компоненты робототехники, беспроводная связь и прочее. Энергетики сейчас активно обсуждают аспекты нового развития отрасли и с производителями оборудования, и с ИT-компаниями. Так, недавно по инициативе МРСК Урала состоялась рабочая встреча с ведущими игроками айти- и телекомрынка: АО «Эр Телеком Холдинг», АО «ГК “Таврида Электрик”», PSI Systems, АО «Монитор Электрик», ООО «Прософт-Системы».

Главной темой заинтересованного диалога стало создание высокоавтоматизированной сети, наблюдаемость и управляемость которой обеспечены цифровыми системами связи и оборудования. Участники встречи обсудили актуальные вопросы взаимодействия в сфере цифровизации электросетевого комплекса, определили наиболее перспективные направления сотрудничества. ИT-специалисты представили энергетикам продукты компаний и актуальные IoT-решения (Internet of Things — интернет вещей). «ЭР-Телеком» выразила готовность содействовать разработке программных продуктов для цифровизации электросетевого комплекса. В частности, для такого ее направления, как «Цифровой электромонтер» — единой информационной платформы для сотрудников районов электрических сетей. Также представители «Эр-Телеком» представили цифровые продуктовые решения для интеллектуального учета электроэнергии c применением IIoT(Industrial Internet of Things — промышленный интернет вещей), продемонстрировали работу приборов, осуществляющих мониторинг технологических параметров и контроль доступа на объекты распределительной сети.

В качестве одного из инструментов реализации стратегии цифровизации энергетики планируют использовать энергосервисные контракты. Например, модернизация систем учета электроэнергии в Прикамье будет осуществлена на основе энергосервисных контрактов, заключенных с ПАО «Ростелеком». Их механизм позволяет проводить модернизацию систем учета электроэнергии за счет инвестора, без первоначального привлечения собственных средств энергокомпании.

— За счет собственных инвестиций мы займемся модернизацией электрической сети, а наши затраты будут окупаться за счет экономии, получаемой после внедрения энергосберегающих решений, — поясняет директор Пермского филиала ПАО «Ростелеком» Роман Сандалов. — «Ростелеком» предоставит Пермэнерго современные решения, направленные на экономию электроэнергии.

А в Свердловской области в этом году МРСК Урала путем заключения энергосервисных контрактов установит в 106 населенных пунктах 28,5 тысячи интеллектуальных приборов учета отечественного производства, монтировать которые будут непосредственно на опоре. Потребителю выдадут дистанционный дисплей, который считывает информацию со счетчиков электрической энергии по радиоинтерфейсу, благодаря чему можно видеть показания прибора учета и контролировать свои расходы.

Проекты позволят энергетикам повысить качество и надежность электроснабжения потребителей в связи с тем, что исключается возможность несанкционированного подключения за счет конструктивной особенности используемых типов прибора учета. Дистанционная передача показаний с приборов учета электроэнергии исключает необходимость потребителям самостоятельно снимать показания, а также повысит точность определения объема оказанных услуг по передаче электрической энергии потребителям.

Общая сумма затрат на интеллектуальные приборы учета в Свердловской области превысит 907 млн рублей, срок окупаемости проекта — 4,2 года. Стоит отметить, что механизм реализации энергосервисных контрактов позволяет без начального вложения средств филиала организовать создание системы учета электро­энергии. Возмещение затрат будет проходить ежемесячно в течение всего срока действия договора и в зависимости от реально достигнутой экономии от снижения потерь электрической энергии и увеличения полезного отпуска из сети филиала ОАО «МРСК Урала» — Свердловэнерго.

Планируемая в рамках реализации энергосервисных контрактов установка приборов учета потребителям электрической энергии и создание единой системы дистанционного сбора данных с приборов учета полностью отвечают намеченной ПАО «Россети» программе цифровизации сетей и развития электросетевого комплекса.

Сбор и обработка

А в соседнем регионе еще одно дочернее общество ПАО «Россети» АО «Тюменьэнерго» к 2021 году разрабатывает пилотный проект цифровой диспетчерской. Такая модель управления электросетями объединит территориально удаленные диспетчерские пункты филиалов в единую автоматизированную систему оперативно-технологического управления (АСДТУ), которая сможет контролировать сети всех классов напряжения, объединенные в Тюменьэнерго. Это принципиально новый подход к диспетчеризации: он подразумевает интеллектуальный сбор и обработку информации, прогнозирование технологических нарушений, формирование карты эффективного перспективного развития сетей.

Проект реализуется на базе программного обеспечения «ПСИэнергоКонтрол». Он объединяет в себе совокупность математических моделей, необходимых для интеллектуального управления сетями. Полный спектр информации об энергообъекте позволит контролировать нагрузку оборудования, прогнозировать вероятность отключений, находить оптимальные варианты вывода оборудования в ремонт. Тюменьэнерго сможет использовать выверенные математические модели сети при формировании программы реконструкции электросетевого хозяйства. Незаменимой окажется система диспетчеризации и при технологическом присоединении новых потребителей: используя привязку к местности, программа сможет найти оптимальный вариант подключения клиентских активов к ближайшему центру питания.