Решение о цифровой трансформации электроэнергетики государств – участников СНГ с учетом вопросов энергетической безопасности

Управление оборудованием Ереванского блока ПГУ с использованием цифровых технологий[205].

Внедрение на Армянской АЭС «Цифрового двойника ААЭС-2». Реализация проекта обеспечит непрерывный мониторинг технического состояния основных технологических систем, прогноз изменения этого состояния во времени, оценку влияние этих изменений на безопасность и эффективность работы энергоблока, тем самым предоставив объективные данные для оперативного вмешательства персонала (при необходимости) и для корректировки планируемых действий по ТОиР.

На подавляющем большинстве электростанций ГПО «Белэнерго» интегрированы АСУ ТП. Целями внедрения АСУ ТП являются:

обеспечение эффективного управления процессами выработки и отпуска электрической и тепловой энергии заданного качества и количества;

повышение безопасности работы автоматизируемого оборудования;

обеспечение эффективного управления параметрами и экономичностью работы автоматизируемого оборудования во всех эксплуатационных режимах работы;

повышение надежности работы автоматизируемого оборудования, снижение риска тяжелых аварий, защита персонала при угрозе аварий;

защита автоматизируемого оборудования путем его останова или снижения мощности при угрозе аварии;

улучшение условий труда оперативного и обслуживающего персонала;

снижение вероятности ошибочных действий оперативного персонала;

обеспечение эксплуатационного персонала достоверной, достаточной и своевременной информацией о протекании технологических процессов, состоянии автоматизируемого оборудования и технических средств управления, представленной в наиболее удобной для восприятия форме во всех эксплуатационных режимах;

Развитие цифровых технологий управления генерирующим оборудованием электростанций рассматривается в следующих направлениях;

интегрирование АСУ ТП на большем числе генерирующего оборудования;

повышение безопасности, надежности и отказоустойчивости АСУ ТП;

унификация систем автоматизированного управления, для обеспечения совместимости и взаимозаменяемости. Уменьшения номенклатуры необходимого ЗИП и необходимых требований к подготовке обслуживающего персонала;

поддержание и модернизация введенных АСУ ТП.

В настоящее время на энергоисточниках ГПО «Белэнерго» эксплуатируются системы управления, созданные на современных программно-технических средствах. Степень автоматизации объектов энергетики различна от полномасштабных АСУ ТП до систем управления отдельными задачами оборудования.

В АСУ ТП энергоблока ПТУ 427 МВт ст. № 9 Лукомльской ГРЭС применяется распределенная микропроцессорная система управления (DCS). Для обеспечения безопасной и эффективной работы оборудования при различных режимах DCS выполняет функции сбора и обработки данных (DAS), автоматического управления (MCS), программно-логического управления (SCS) и управления электрической системой (ECS). В объем управления DCS входят системы котла-утилизатора, паровой турбины, электрические системы (генераторы со вспомогательными системами, трансформаторы), система отбора проб пара и воды, система реагентов, в также другие общие вспомогательные системы (в том числе компрессорная, циркуляционная насосная станция). В состав DCS входят микропроцессорная техника, сетевые устройства, компьютерная техника, программное обеспечение и вспомогательные устройства. Система DCS использует следующие интерфейсы: RS485, Ethernet; протоколы: TCP/IP, MODBUS/MODBUS PLUS, PROFIBUS. Для управления газовой турбиной используется система SPPA-Т3000, обеспечивающая полный контроль, управление, защиту газовой турбины и её вспомогательного оборудования. Для парового турбоагрегата применяются системы DEH и ETS для контроля, управления и защит подключенные к DCS.

АСУ ТП энергоблока ПТУ 67 МВт Оршанской ТЭЦ состоит из распределённой системы управления Microrec, включающей системы управления газовых турбин – Mark-V, функциональные стойки с источниками бесперебойного питания, центральные компьютеры-серверы и их консоли, рабочие станции оператора, принтеры, сетевое оборудование.

Все вновь строящиеся и практически все реконструируемые энергетические установки ГПО «Белэнерго» оснащаются современными АСУ ТП. Значительное количество технологического оборудования импортного производства (паровые и газовые турбины, дожимные компрессорные станции, водоподготовительные установки и др.) поставляются комплектно с системами управления, работающими полностью в автоматическом режиме.

Оборудование для магистральных и распределительных сетей

В Республике Беларусь были осуществлены разработка и производство аппаратных и программных средств систем управления для энергетики, а именно:

высоковольтные цифровые оптические трансформаторы тока и напряжения;

первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами;

микропроцессорные контроллеры, на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса ПС.

Проект ПАО «Россети» по созданию платформы интеллектуального мониторинга силового оборудования энергообъектов (АСМД)

Проект по созданию платформы автоматизированного контроля технического состояния (мониторинга) высоковольтного оборудования реализован ПАО «Россети» на объектах 4-х подстанций «Московского кольца» мощностью 500 кВ: «Очаково», «Бескудниково», «Чагино», «Западная» в период 2019–2020 годов. Для организации платформы применялся отечественный программный продукт ПТК «Звезда» разработки ООО «БО-Энерго», предназначенный для сбора, обработки, отражения и хранения информации, характеризующей рабочее состояние высоковольтного электротехнического оборудования в процессе эксплуатации.

Цель проекта – создание комплексного решения на базе технологий контроля технического состояния электросетевого оборудования под рабочим напряжением и комплекса организационных мероприятий для перехода на обслуживание силового оборудования подстанций ПАО «Россети» по текущему состоянию.

В ходе проекта путем модернизации или замены (преимущественно на отечественные решения) оптимизирована компонентная база АСМД, а именно: ремонт/замена приборов измерения концентрации газов и влаги, растворенных в масле; интеграция приборов контроля изоляции вводов с интеграцией в единую АСМД; замена ПЛК, обновление ПО, исключение дублирования параметров в блоках мониторинга; интеграция исходных данных для диагностирования по цифровому интерфейсу с АСУ ТП ПС.

Ниже на рисунке 1 представлена Структурная схема комплексной АСМД энергообъектов «Московского кольца».

Рисунок 1. Структурная схема комплексной АСМД энергообъектов
«Московского кольца».

Настоящая АСМД позволяет формировать набор данных для:

Для оперативной и среднесрочной оценки технического состояния основного оборудования;

Мониторинга технического состояния (узлов) оборудования с трансляцией данных на уровни управления Общества;

выполнения статистического и математического анализа (big data).

Проект реализован во исполнение стратегических задач Правительства Российской Федерации, Минэнерго России, ПАО «Россети», направленных на развитие и применение АСМД – повышения эффективности технического обслуживания и эксплуатации энергетического оборудования, развитие автоматизированных систем управления, применение технологий больших данных, искусственного интеллекта, машинного обучения, цифровых двойников.

В ходе реализации проекта были решены следующие задачи:

Сформирована единая сеть АСМД.

Стандартизирован контроль разных видов оборудования.

АСМД разных производителей приведены в единый ПТК: контроль AT и T «SAFE-T»; контроль изоляции вводов «КИВ 500-110»; Контроль ЧР КРУЭ-500 кВ, КЛ 500 кВ «Велес»; контроль температуры КВЛ «Седатэк». ПТК проходит регистрацию включения в реестр отечественного ПО.

Оптимизация и повышение эффективности применения элементной и аппаратной базы;

Замещение компонентов АСМД на серийно выпускаемые отечественные аналоги (контроллеры, первичные датчики приборы).

Выполнена интеграция данных АСМД в АСУТП ПС.

Данные выведены в профильные подразделения на уровни управления энергообъектами.

Рисунок 2. Оптимизация (замена/модернизация) компонентов АСМД,
на объектах Московского кольца

Проект имеет возможности межотраслевого масштабирования, влияет на изменение бизнес-процессов компании в части повышения эффективности контроля и технического обслуживания контролируемых энергообъектов. Возможности удаленного диагностирования состояния энергообъектов открывает новые рынки и способствует возникновению новых услуг, в том числе в качестве сервиса, который может быть использован энергетическими компаниями для перехода на ремонты по состоянию.

В целом важно отметить неоспоримый вклад данного проекта в достижение национальных задач в сфере импортозамещения путем создания отечественной элементной базы АСМД. В перспективе масштабирования ставится задача создания типовой структуры сети АСМД, позволяющей сквозную передачу данных по принципам CIM-модели.

Проекты по тематике «Воздушные линии»

Проект ПАО «Россети»: Дистанционный мониторинг состояния линейных объектов электросетевого комплекса с использованием БПЛА

Необходимость автоматизации и цифровизации процесса мониторинга состояния линейных объектов электросетевого комплекса обусловлено самой высокой долей эксплуатационных затрат на проведение данного вида мероприятий. Средняя зона обслуживания (протяженность) одной бригады по обслуживанию воздушных линий электропередачи (ВЛ) 35кВ и выше составляет порядка 600 км в день. Качественный осмотр одной ВЛ – порядка 20 км в день. При этом минимальное количество осмотров в год – 2 (плановый и внеплановый).

Таким образом, только для периодического осмотра ВЛ 35 кВ и выше одной бригаде требуется 60 из 250 рабочих дней. С учетом остальных видов осмотров практически для каждой бригады по обслуживанию ВЛ осмотры составляют как минимум ¼ рабочего времени.

Цели проекта – повышения операционной эффективности обслуживания ВЛ путем выявления зарождающихся дефектов элементов ВЛ и, как следствие, повышение надежности работы ВЛ;

В процессе реализации проекта решались следующие задачи:

Получение работоспособной автономной авиационной беспилотной системы с размещением на энергообъектах Россети Центр базовых зарядных станций, в том числе с практической отработкой всех возможных сценариев взлета-посадки БПЛА на территорию энергообъекта.

Создание системы автоматического распознавания дефектов опор ВЛ и отклонений от нормального эксплуатационного состояния трасс ВЛ с формированием и передачей отчётов в систему СУПА Россети Центр.

Выбор оптимального маршрута БПЛА и точек установки базовых зарядных станций для применения системы в эксплуатационной зоне.

Согласование с зональным центром Росавиации упрощенного порядка подачи заявок для выполнения плановых и внеплановых (после аварийных отключений) полетов БПЛА в рамках выполнения пилотного проекта. Выполнение проектных работ по размещению зарядных систем на подстанциях, в том числе с описанием потоков данных. Определение оптимальных путей потоков.

Дообучение системы в течение пилотного проекта по направлениям авионики с возможным расширением функций БПЛА по применению на различных энергообъектах с точки зрения территориальной конфигурации, оптимизации количества и качества распознаваемых дефектов, расширения функционала путем получения данных on-line при проведении полета.

Принятие решения по итогам пилотного проекта об оптимальном распределении функционала, связанного с планированием полетов, контроля полетов и соответствующей логистики.

Организация подсчета человеко-часов всех задействованных лиц и анализ этих данных на предмет повышения эффективности работы системы и снижении издержек.

Анализ рынка беспилотной диагностики на предмет появления новых беспилотных аппаратов с целью удешевления системы в промышленной серии.

Проверка возможностей системы распознавать типы ДКР и, соответственно, корректировка базовых сметных цен для подрядчиков с учетом разных типов ДКР.

Заключение лицензионного(-ых) договора(-ов) на распространение системы с получением финансовых средств в качестве возврата инвестиций за использование результатов интеллектуальной собственности.

Этапы реализации проекта

К реализации проекта ПАО «Россети» приступили в 2018 году. На текущий момент проект находится на стадии опытно-промышленной эксплуатации. В 2021 году проект переходит к этапу промышленной эксплуатации.

Технология процесса. Диагностика ВЛ осуществляется по следующему алгоритму:

Однократное формирование полетного задания (для плановых полетов) и передача его многофункциональной площадке базирования.

Зарядка и базирование БПЛА на ПС 35–110 кВ, прием задания по цифровым каналам связи и передача его в БПЛА.

Облет трасс ВЛ 35–110 кВ с диагностикой элементов ВЛ различными сенсорами.

Возврат на базу. Передача диагностической информации в Центр обработки данных. Начало режима зарядки.

Обработка данных нейронной сетью. Выборка дефектов и несоответствий НТД.

Приоритизация дефектов: аварийные, неотложные, устраняемые в процессе ТО.

Автоматическое формирование заявки на устранение дефекта и задания бригаде.

Весь процесс управления БПЛА происходит абсолютно дистанционно, не требуя участия человека. Существующие возможности технологии нейронной сети позволяют обнаруживать все виды дефектов в части: изоляторов, траверс-опор, обрывов провода, а также выявлять препятствий по заданному маршруту (деревья, например).

Рисунок 3. Распознавание параметров работы объектов
при помощи нейронной сети.

Реализация данного проекта позволит получить следующие эффекты:

снизить недоотпуск электроэнергии;

снизить долю участия персонала служб ВЛ в их обслуживании;

повысить безопасность работы ВЛ путем контроля нахождения посторонних предметов, строений и т.п. в охранной зоне ВЛ;

осуществлять контроль выполнения работ подрядными организациями на объектах электросетевого хозяйства;

проводить предпроектные и изыскательские работы с целью строительства/реконструкции ВЛ и объектов электрических сетей;

проводить предварительную оценку затрат на вырубку просек посредством анализа высот деревьев, их количества, типов пород деревьев.

Дополнительно появится возможность создания новых услуг по постоянному мониторингу объектов с помощью БПЛА без участия человека.

В целом прогнозируется высвобождение персонала, осуществляющего диагностику ВЛ 35 кВ и выше, и его перераспределение в сторону процессов ремонта и ТПиР в связи с увеличивающимся сроком службы оборудования.

Эффекты от внедрения проекта

Для бизнеса: повышение безопасности сотрудников, сокращение времени реагирования на аварию, повышение операционной эффективности.

Для потребителей: повышение уровня надежности электроснабжения и снижение темпа роста тарифа на электроэнергию.

Проекты по тематике «Подстанции и электроустановки»

Азербайджанская Республика

В ближайшие годы все подстанции 110–220–330–500 кВ будут оснащены АСУ ТП (системами micro-SCADA). В настоящее время около 40 % системные подстанции оснащены данной системой. Почти на всех электрических станциях внедрена АСУ ТП станции.

В электроэнергетической системе Республики Армения на сегодняшний день на более чем 90 % подстанций напряжением 110–220 кВ установлены микропроцессорные (МП) терминалы, а также на ВЛ 220 кВ установлены волновые устройства для определения места повреждения. Используя оптико-волоконную систему связи с ряда подстанций, удаленно передается информация (регистраторы аварийных повреждений, просмотр установок) с МП терминалов в службу РЗ Оператора ЭЭС Армении.

ЗАО «Высоковольтные электросети» с 2002 года осуществляет цифровизацию подстанций, с максимальной долей автоматизации. Подстанции оснащаются развитыми информационно-технологическими и управляющими системами, а за счет применения гибких алгоритмических конфигураций и иерархических систем управления становится возможным своевременно адаптировать системы автоматики и защиты к новым режимам работы энергосистемы. На подстанциях ЗАО «Высоковольтные электросети» задействованы микропроцессорные устройства компаний Siemens, Alstom, ABB, GE, NR и Экра, устанавливаются новые устройства для определения мест повреждения на основе бегущих волн, регистраторы переходных процессов.

Кыргызская Республика

С применением технологии «цифровая подстанция» в энергосистеме Республики Беларусь эксплуатируется, строится и реконструируется пять энергообъектов, таких как:

подстанция 110 кВ «Приречная», РУП «Гомельэнерго»;

подстанция 330 кВ «Металлургическая», РУП «Гомельэнерго»;

подстанция 110 кВ «Юбилейная», РУП «Гродноэнерго»;

подстанция 330 кВ «Могилев», РУП «Могилевэнерго»;

подстанция 110 кВ «КШТ», РУП «Могилевэнерго».

Дополнительно рассматривается возможность реконструкции с применением технологии ЦПС еще двух объектов энергосистемы – подстанции 110кВ в г. Волковыск (РУП «Гродноэнерго»), и ПС 110кВ «Центролит» (РУП «Гомельэнерго»).

Внедрение технологии «Цифровая подстанция» позволяет:

минимизировать влияние человеческого фактора на процессы проектирования, строительства и эксплуатации цифровых подстанций

обеспечить непрерывный мониторинг состояния оборудования;

снизить затраты на информационные системы на 30 %;

уменьшить площадь подстанции на 40–50 %;

снизить объем контрольных кабелей на 70 %.

По мере накопления опыта в этой области и внедрения систем автоматизированного проектирования будут также снижаться стоимость и сроки проектирования и строительства объектов с использованием технологий ЦПС. В дальнейшем при реконструкции или строительстве новых объектов энергосистемы будет широко внедряться эта технология, что позволит перейти на новый уровень обеспечения надежности и значительно повысить эффективность Белорусской энергосистемы, снизить себестоимость электроэнергии, уменьшить затраты на проектирование, строительство и реконструкцию электросетевых объектов.

Одним из объектов, на котором применяются новые цифровые технологии, является ПС 330 кВ Могилев. В настоящее время активно ведутся работы по ее реконструкции.

Уникальные цифровые решения, применяемые на данной подстанции, позволяют значительно сократить использование традиционных медных кабельных связей, сэкономить площадь подстанции и снизить эксплуатационные и трудовые затраты.

Одним из уникальных решений при реконструкции подстанции является применение оптоволоконных измерительных трансформаторов, работа которых основана на эффекте Фарадея, открытом в одно время с законом электромагнитной индукции, но ожидавшим, когда появятся технологии, способные его эффективно использовать. На подстанции «Могилев-330» впервые в Беларуси введены в работу оптоволоконные трансформаторы FOCS-FS, работающие с использованием указанного эффекта.

Данное оборудование установлено на открытых распределительных устройствах 330 и 110кВ. Оно служит для передачи информации об измеренном токе по протоколу IEC 61850-9-2 (Sampled Values) с частотой дискретизации 80 точек/период для микропроцессорных устройств релейной защиты, учета и измерений. Использование протокола IEC 61850-9-2 (Sampled Values) неразрывно связано с термином «шина процесса» (от англ. «Process bus»). Шиной процесса по IEC 61850-1 называется коммуникационная шина данных, к которой подключены устройства полевого уровня подстанции (коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы). В данном случае слово «шина» не следует понимать буквально, речь идет о целой системе передачи данных между устройствами. Таким образом, в общем случае к шине процесса могут быть подключены не только измерительные преобразователи, но также выключатели, разъединители и другое оборудование. Однако именно передача мгновенных значений от измерительных трансформаторов производит наибольшую нагрузку на информационную сеть «шины процесса».

Автоматизированная система управления технологическим процессом на подстанции построена по технологии «шина станции» (от англ. «Station bus»), которая объединяет микропроцессорные устройства всей подстанции и обеспечивает взаимодействие устройств защиты и управления внутри присоединения, различных присоединений между собой, а также микропроцессорных устройств с помощью шлюзов с вышестоящими уровнями управления электрической сети, позволяя специалистам РУП «Могилевэнерго» осуществлять мониторинг, управление и обслуживание оборудования.

На подстанции «Могилев-330» впервые на объекте Белорусской энергосистемы будут применены выключатели-разъединители DСB 110–330 кВ, сочетающие функции и выключателя, и разъединителя, благодаря чему существенно упрощается процесс вывода в ремонт оборудования. При этом значительно (в 2,5–3 раза) сократилась площадь открытого распределительного устройства 330 кВ, а площадь распределительного устройства 110 кВ – в 2 раза.

В целом необходимо отметить, что переход к передаче сигналов в цифровом виде позволит получить целый ряд преимуществ:

Уменьшение капитальных затрат:

уменьшение затрат на кабельную продукцию и кабельные сооружения;

уменьшение стоимости терминалов РЗА (унификация аппаратной части, замена модулей ввода на цифровые интерфейсы);

уменьшение площади земельных участков, необходимых для ПС;

увеличение срока службы силового электрооборудования (расширенная диагностика);

уменьшение затрат на проектирование, монтаж и пусконаладочные работы (уменьшение количества кабелей, уменьшение количества оборудования, расширение возможностей по типизации проектных решений в части шкафного оборудования и цифровых связей).

Уменьшение эксплуатационных затрат на техобслуживание:

упрощение эксплуатации и обслуживания (постоянная расширенная диагностика в режиме реального времени, в том числе метрологических характеристик; сбор и отображение исчерпывающей информации о состоянии и функционировании подстанции);

увеличение точности измерений до класса точности 0.2s (особенно при токах менее 10–15 % Iн) и увеличение благодаря этому точности учета электроэнергии и точности работы функции определения места повреждения (ОМП);

сокращение возможности появления дефектов типа «земля в сети постоянного тока»;

сокращение количества внезапных отказов основного электрооборудования (расширенная диагностика всего комплекса технических средств ЦПС);

уменьшение количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА (применение оптических кабелей вместо медных повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных устройств РЗ и автоматики);

повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА (отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить алгоритмы РЗА);

уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения;

увеличение быстродействия устройств РЗА (не требуется защита «от дребезга», уменьшение времени срабатывания исполнительной части, уменьшения времени выявления аварийного режима);

улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ);

расширение количества функций, реализуемых в каждом терминале;

отсутствие необходимости техобслуживания (система РЗА ПС будет действовать в качестве «интеллектуального агента» и докладывать оперативному персоналу о неисправностях в коммуникационной сети и/или подключённых устройствах).

Необходимо отметить преимущества используемых цифровых трансформаторов тока, а именно:

улучшенные точностные характеристики трансформаторов тока (0,2S во всем диапазоне токов);

лучшие характеристики для осуществления коммерческого учета;

точное воспроизводство тока короткого замыкания;

сохранение точности при значительном изменении климатических условий;

расширенные полосы пропускания;

настраиваемый коэффициент трансформации;

повышенная безопасность вследствие отсутствия масла и элегаза;

отсутствие явления феррорезонанса;

отсутствие опасности размыкания вторичных цепей;

высокая стойкость при загрязнении полимерного изолятора;

уменьшение суммарной погрешности измерительных комплексов;

простота установки в условиях ограниченного пространства;

измерение гармонических составляющих;

расширенный динамический и частотный диапазон;

синхронность измерений;

снижение метрологических потерь;

устранено влияние электромагнитных эффектов (влияние помех, остаточной намагниченности и т. д.);

безопасность эксплуатации, простота обслуживания;

повышение точности измерений ОМП (особенно при малых токах);

самодиагностика.

Опыт строительства, наладки и эксплуатации подстанции с применением технологии ЦПС, несомненно станет толчком для успешной реализации подобных технических решений не только в Республике Беларусь, но и в других странах мира.

Республика Казахстан

В Республике Казахстан в АО «KEGOC» 96% всех подстанций оборудованы цифровыми микропроцессорными терминалами релейной защиты (МП РЗА), в основном типа Siprotec 4, и системами автоматизации подстанций производства Siemens.

Данное оборудование массово, на 66 подстанциях, вводилось в период с 2007 по 2010 годы в рамках реализации проекта: «Модернизация национальной электрической сети Казахстана», при этом, в качестве систем автоматизации подстанций устанавливались системы типа Sicam SAS с организацией передачи данных от МП РЗА по протоколу PROFIBUS FMS. Начиная с 2010 года все вновь строящиеся и модернизируемые подстанции оборудовались системами автоматизации подстанций типа Sicam PAS с использованием современного протокола передачи данных МЭК 61850-8-1.

В OAO «НЭС введена в работу система SCADA с модернизированной системой технологической связи, объединенной в автоматизированную систему сбора и передачи данных и отображения информации с 6 подстанций по Чуйской области на центральный диспетчерский пункт OAO «НЭС Кыргызстана».

В 2015 году введена в эксплуатацию полностью телемеханизированная ПC 500 кВ «Кемин».

Проект Госкорпорации «Росатом» по разработке, опытному внедрению и организации серийного производства платформенного решения кластерной цифровой подстанции с гибкой функциональной структурой

Проект по разработке, опытному внедрению и организация серийного производства платформенного решения кластерной цифровой подстанции с гибкой функциональной структурой стартовал в 2018 году. Данное решение является важной вехой в развитии направления бизнеса «Цифровая энергетика» Госкорпорации «Росатом», поскольку способно сформировать новые классы активов, необходимые в качестве базиса для эффективного применения новых технологий в процессе цифровой трансформации электроэнергетики.

Цель проекта – создание высококонкурентного отечественного решения для «цифровых подстанций», имеющего высокий экспортный потенциал и востребованный как при модернизации существующих объектов, так и при новом строительстве на рынке электроэнергетики Российской Федерации и за рубежом

Проект направлен на решение следующих задач:

Повышение эффективности операционной деятельности.

Развитие новых направлений услуг.

Создание новых продуктов для российского и международных рынков.

Снижение себестоимости продукции и сроков протекания процессов и повышение эффективности инвестиций.

Этапы реализации проекта

В 2018–2020 годах завершены стадии разработки технико-экономического обоснования, научного исследования и проектирования и вышел на стадию разработки и выпуска опытного образца. На начало 2021 года запланирован ввод проекта в опытно-промышленную эксплуатацию с последующим прохождением патентных процедур, сертификации и аттестации. Опытно-промышленное производство запланировано на 2022 год. В качестве пилотной площадки для отработки технологии и получения данных по надежности и экономической эффективности технологии определено одно из предприятий Госкорпорации «Росатом».

Ключевым компонентом разрабатываемого технологического решения является универсальная программно-аппаратная платформа («кластер»), которая способна заменить собой 12 единиц специализированного оборудования. Принцип ее устройства представлен на рисунке 4.

Рисунок 4. Принцип устройства универсальной
программно-аппаратной платформы («кластер»)

Передача цифровых сигналов по единой шине обеспечивает высокое качество данных за счет единства измерений, снижение расходов на организацию и обслуживание кабельных связей между устройствами и сроков ввода в эксплуатацию. Отчуждаемое программное обеспечение позволяет применять новые принципы резервирования и обеспечивает развитие алгоритмов вследствие роста конкуренции на рынке. Платформа позволяет реализовать любые промышленные алгоритмы, протоколы обмена данными, построить автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) с архитектурой любой сложности.

Основные эффекты от внедрения проекта для бизнеса проявляются в сдерживании роста цен на электроэнергию и повышении уровня доступности информации о состоянии подключения к сетям. Общим эффектом для бизнеса и потребителя является повышение безопасности сотрудников, сокращение времени реагирования на аварию.

Перспективы развития

Решение является альтернативным текущему порядку формирования архитектуры подстанции и после успешных испытаний может быть использовано наряду с традиционными инструментами построения подстанции не только сетевыми организациями, но и субъектами генерации.

Наибольший интерес для цифровой трансформации имеет дальнейшее развитие проекта в части удаленного управления подстанциями и группами подстанций, и соответствующей электросетевой инфраструктурой, включая управление их жизненным циклом (в том числе ремонты и модернизацию), а также построение системы управления работой персонала на этих объектах.

Проект ПАО «Россети» по созданию типовых решений
при реализации высокоавтоматизированных (цифровых) подстанций

В соответствии с паспортом ведомственного проекта «Единая техническая политика – надежность электроснабжения», утвержденного Минэнерго России, ПАО «ФСК ЕЭС» (входит в группу компаний ПАО «Россети») поручено до 31.12.2020 разработать матрицу типовых решений для цифровых подстанций. В этой связи начиная с 2015 года реализуется проект «Цифровая подстанция (типовые решения)» (ЦПС), который в том числе включает создание корпоративного профиля МЭК-61850.

Цели и задачи проекта:

Повышения надежности электроснабжения.

Снижение капитальных и операционных затрат на эксплуатацию систем релейной защиты и автоматики, автоматизированной системы управления технологическим процессом, системы оперативного постоянного тока и противоаварийной автоматики (далее соответственно – РЗА, АСУ ТП, СОПТ, ПА).

Обеспечение независимости от одного производителя.

Этапы реализации проекта

На текущий момент ПАО «Россети» создано 84 ЦПС. Остальные объекты – либо в процессе реализации решения, либо на этапе опытной экслуатации. В частности, около 150 подстанций (ПС) работают с применением стандарта МЭК-61850 в части MMS и GOOSE для целей оперативной блокировки. Из них на 46 ПС GOOSE применен в том числе и для целей РЗА.

Технологические особенности

В основе создания типовых решений цифровой подстанции лежит стандарт Международной электротехнической комиссии 61850 (далее – МЭК 61850).

ПАО «ФСК ЕЭС» разработаны архитектуры типовых шкафов ЦПС, функциональная характеристика которых представлена на рисунке 5.

Рисунок 5. Типы архитектуры шкафов ЦПС

Архитектура 2-го типа. Взаимодействие между интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ) выполняется при помощи объектно-ориентированных сообщений (протокол GOOSE) согласно стандарту МЭК 61850-8-1, информационный обмен с верхним уровнем (SCADA) осуществляется по цифровому протоколу MMS. Измерения тока и напряжения передаются в виде электрических аналоговых сигналов с использованием контрольных кабелей.

Архитектура 3-го типа. Взаимодействие между ИЭУ РЗА выполняется при помощи объектно-ориентированных сообщений (протокол GOOSE) согласно стандарту МЭК 61850-8-1. Информация от измерительных устройств тока и напряжения передается в цифровом виде с использованием протокола передачи мгновенных значений (SV) согласно стандарту МЭК 61850-9-2. Информационный обмен с верхним уровнем (SCADA) осуществляется по цифровому протоколу MMS.

Основные эффекты от внедрения проекта

Для бизнеса внедрение технологий ЦПС на объектах электроэнергетики позволит:

повысить надежность функционирования энергосистемы за счет возможности комплексов РЗА и АСУ ТП оставаться работоспособными при нескольких последовательных отказах.

Снизить затраты на капитальное строительство за счет:

применения типовых решений;

улучшения конкурентной среды среди производителей оборудования, обеспечения внедрения отечественных инновационных разработок;

снижения затрат на здание ОПУ и кабельную инфраструктуру РУ;

снижения времени строительства и наладки ЦПС за счёт уменьшения количества подключаемых кабельных связей в 10 раз.

Снизить эксплуатационные расходы за счет:

своевременного диагностирования параметров оборудования, выходящих за нормативные пределы;

дистанционного контроля состояния комплексов РЗА и АСУ ТП;

перехода на техническое обслуживание оборудования и устройств по состоянию;

оптимизации количества оперативного персонала на ЦПС;

обеспечения взаимозаменяемости оборудования разных производителей и уменьшения складских резервов.

Для населения: сокращение количества ошибок и сбоев при обслуживании клиентов, Сокращение времени восстановления после аварийных событий.

Перспективы проекта

В целевой модели цифровой энергетики типовая ЦПС является информационным базисом для дальнейшей цифровизации технологических процессов электросетевого комплекса, в том числе для обмена информацией между различными программно-техническими комплексами, накоплении информации с использованием нейронных сетей и технологии больших данных и прогнозирования отказов и нарушений, что в дальнейшем позволит осуществить переход на предиктивное обслуживание.

Рисунок 6. Целевая модель комплексов РЗА и АСУ ТП в цифровой энергетике

Проекты по тематике «Релейная защита и автоматика»

Азербайджанская Республика

Продолжается работа по модернизации релейной защиты и противоаварийной автоматики с применением цифровой технологии. Завершены работы по проекту «Модернизация противоаварийной автоматики Азербайджанской энергосистемы с применением микропроцессорной техники».

Кыргызская Республика

В энергосистеме Кыргызской Республики ведется определенная работа по замене микроэлектронных и электромеханических защит на микропроцессорные (цифровые) устройства релейной защиты, электроавтоматики и противоаварийной автоматики.

На объектах OAO «НЭС Кыргызстана», построенных по инвестиционным проектам, применены устройства P3A, относящиеся к классу микропроцессорных устройств. Они включают цифровые реле, информационные системы и устройства осциллографирования. В настоящее время в электрических сетях 110–500 кВ эксплуатируются микропроцессорные устройств P3A производства компаний ABB, ALSTOM, Nari Relays Electric, Экра, Уралэнергосервис, Механотроника, Микропроцессорные технологии, Релематика и др.

Проект ПАО «Россети» по созданию системы автоматической диагностики и повышения эффективности обслуживания устройств РЗА, АСУ ТП и средств измерений ПС, автоматизированной цифровой системы мониторинга и анализа функционирования устройств РЗА.

Для современных электрических сетей характерен рост общего количества устройств регулирования, управления и резервирования, что делает особенно актуальной задачу типизации и максимального повышения эффективности работ по их техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР)^{^[206]}.

Актуальной становится разработка автоматизированной системы, производящей накопление, обработку и анализ информации в кратчайшие сроки с использованием сквозных цифровых технологий – «цифровых двойников» оборудования и методов предиктивной аналитики.

К основным целям и задачам проекта относятся:

автоматизация труда персонала, эксплуатирующего РЗА, АСУ ТП и средства измерений (СИ);

обеспечение условий для перехода к риск-ориентированному управлению и техническому обслуживанию микропроцессорных РЗА по фактическому состоянию.

обеспечение эффективного информационного обмена между субъектами электроэнергетики для предупреждения аварий, связанных с работой РЗА.

Эффекты от внедрения проекта

Для бизнеса: минимизация экономического ущерба за счёт сокращения количества аварий и аварийных отключений, происходящих из-за неправильной работы устройств РЗА, экономия за счет снижения доли ручного труда и сокращения трудозатрат на сбор и анализ информации при расследовании аварий и аварийных отключений, экономия за счет на 30–40 % расходов на техническое обслуживание РЗА.

Для потребителей: повышение надежности электроснабжения, снижения числа аварий и аварийных отключений.

Перспективы проекта. Существуют возможности отраслевого и межотраслевого масштабирования. Проект обладает экспортным потенциалом.

Проекты по тематике
«Управление и функционирование энергосистем»

Азербайджанская Республика

ОАО «Азерэнержи» внедряет новую систему SCADA с применением новейшей технологии, что позволит дистанционно управлять оборудованием на магистральных линиях электропередачи и станций с центрального диспетчерского пункта управления ОАО «Азерэнержи». Доступ к сети, назначение требуемой мощности или предоставление права на использование сетей и 16 услуг – реализованы в электронном и цифровом виде с сервисного портала ASAN.

Соединение 35 и 10 кВ линий от п/с контроля автоматики и управления центром автоматического контроля и надзора (AINM) к системе автоматического управления создает условия для раннего обнаружения аварий на линиях электропередачи и принятия превентивных мер. Благодаря автоматической панели управления вся электрическая сеть от подстанции до счетчиков контролируется в режиме онлайн через центр автоматического управления и контроля, контролируется баланс, сбор, обработка, мониторинг и анализ информационных систем, принимаются превентивные меры по устранению потенциальных проблем. В то же время в случае выхода из строя линии электропередачи, аварийная служба извещается о необходимости незамедлительно вмешаться.

Компания «Электрические сети Армении» реализовала пилотные проекты внедрения автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и в настоящее время внедряет АСКУЭ в сетях 110–35 кВт. В Армении установлено более 60 тыс. приборов учета – 25 тыс. из них подключены к системе. Счетчики установлены поэтапно. Предположительно, программа будет завершена в течение 10 лет.^{^[207]}

ЗАО «Оператор электроэнергетической системы»[208] осуществляет внедрение системы SCADA для осуществления сбора данных в режиме онлайн, на основе которых производится управление режимами, а также режимные расчеты.

В Республике Беларусь в организациях ГПО «Белэнерго» реализуются мероприятия и проекты по разработке и внедрению новых информационных систем, обеспечивается надежная эксплуатация действующих информационных систем как технологического управления (АСДУ, АСУ ТП, АСКУЭ), так и корпоративного управления (АСУ), развиваются информационные сети и сети связи.

В части АСУ ТП основной целью является реализация мероприятий, обусловленных необходимостью решения новых задач управления производством тепловой и электрической энергии, вызванной усложнением технологического энергетического оборудования, постоянным повышением требований к надежности и безопасности персонала и оборудования, требований к экологии. Реализация всех этих задач уже невозможна без внедрения современных АСУ ТП. При этом повышаются требования к самим системам АСУ ТП: к быстродействию, надежности, снижению эксплуатационных затрат.

В целом основные бизнес-процессы в организациях ГПО «Белэнерго» автоматизированы, существующий уровень информатизации позволяет решать широкий спектр задач управления отраслью.

Система автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (САРЧМ) является уникальным для Объединенной энергосистемы Беларуси проектом и предназначена для автоматического поддержания в заданных пределах перетоков активной мощности по межгосударственным линиям электропередачи и по наиболее ответственным внутренним сечениям, а также для автоматического регулирования частоты при работе белорусской энергосистемы в изолированном режиме. Регулирование перетоков мощности и поддержание необходимого уровня частоты являются неотъемлемой частью задачи эффективного ведения планового режима работы ОЭС Беларуси, позволяя повысить надежность и устойчивость энергосистемы.

Основными целями создания САРЧМ Белорусской энергосистемы являются:

поддержание баланса мощности электростанций и нагрузки с учетом потерь при номинальной и близкой к ней частоте;

выполнение условий межгосударственных соглашений с параллельно работающими энергосистемами по поддержанию заданного суммарного внешнего перетока мощности Белорусской энергосистемы с коррекцией по частоте;

выявление и устранение перегрузок контролируемых сечений или отдельных линий электропередачи, оборудования.

В 2021 году завершена работа по созданию верхнего уровня – центральной координирующей системы САРЧМ. Начата ее опытная эксплуатации с энергоблоками, определенными для участия во вторичном автоматическом регулировании частоты и мощности.

В рамках совершенствования системы оперативно-диспетчерского управления ОЭС Беларуси в энергоснабжающих организациях предусматривается замена мозаичных диспетчерских щитов на системы коллективного отображения типа «видеостена», модернизация оперативно-информационных диспетчерских комплексов (SCADA) энергоснабжающих организаций с переходом на единую типизированную программную платформу серии СК.

В части автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями отмечается, что по результатам успешной эксплуатации внедренных в 2016–2019 годах пилотных проектов на основе технологий Smart Grid, в РУП-облэнерго ведется работа по реализации этих технологий в большом числе РЭС.

В части автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (электрической и тепловой энергии) отмечается, что в настоящее время в республике продолжается создание полномасштабной автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ), которая предназначена для сбора, обработки, хранения и визуализации информации о производстве, импорте, экспорте, передаче (распределении) и продаже (сбыту) электрической энергии (мощности). Данная АСКУЭ реализована в виде 3-уровневой системы:

АСКУЭ межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации (АСКУЭ ММПГ, полностью внедрена и эксплуатируется);

региональные АСКУЭ (АСКУЭ РУП-облэнерго, включая их структурные подразделения в виде филиалов и районов электрических сетей, созданы в Брестской, Витебской, Гродненской и Могилевской областях, в Гомельской и Минской областях и в г. Минске работы по внедрению продолжаются);

АСКУЭ потребителей электрической энергии:

АСКУЭ промышленных потребителей электрической энергии (внедрена в более 82 процентах потребителей с присоединенной электрической мощностью 750 кВА и выше);

АСКУЭ коммунально-бытового сектора (АСКУЭ-быт) (внедрено 12631 АСКУЭ-быт в многоквартирных жилых домах при новом строительстве и капитальном ремонте, а также в индивидуальной жилой застройке при реконструкции электрических сетей).

По мере разработки единых стандартов унифицированных систем управления контроля и учета инженерных систем интеллектуальных зданий (УСКИЗ) стартует внедрение автоматизированных систем контроля и учета тепловой энергии (АСКУТЭ), интегрированных с системами УСКИЗ.

В 2021–2023 годах в Белорусской энергосистеме запланирован ряд работ по созданию цифровой платформы технологического управления объектами энергосистемы (АСТУ).

При создании АСТУ за основу будут приняты действующие открытые стандарты Международной электротехнической комиссии (МЭК), а также методически и технически связанные с ними стандарты других международных организаций.

При построении АСТУ важнейшим инструментом является единство информационных, в том числе расчётных, моделей электрических сетей. В качестве основы для создания указанных моделей будет использована стандартизованная МЭК (IEC 61968, IEC 61970) общая информационная модель (CIM) электроэнергетики.

В составе модели сети должны планируется предусмотреть средства интеграции (в том числе реализованные на платформенных принципах) моделей электрических сетей – описаний смежных энергосистем с целью обеспечения прозрачного обмена информацией о моделях энергосистемы в соответствии с положениями стандартов МЭК серии 61970-30х.

Пилотный проект АО «СО ЕЭС» по разработке и внедрению целевой модели управления спросом на электроэнергию (Demand Response)

Управление спросом на электроэнергию (англ. Demand Response) – это изменение потребления электроэнергии потребителями относительно их нормального профиля нагрузки в ответ на изменение цен на электроэнергию во времени или в ответ на стимулирующие выплаты, предусмотренные для того, чтобы снизить потребление в периоды высоких цен на электроэнергию на оптовом рынке или, когда системная надежность под угрозой. Управление спросом может снижать цены на электроэнергию на оптовом рынке, что, в свою очередь, приводит к снижению цен на розничном рынке.

Предпосылкой к развитию управления спросом является рост технологических возможностей для изменения потребителями режимов собственного электропотребления в силу развития технологий телекоммуникаций, средств автоматизации производства, распространения распределенной генерации и накопителей энергии. Использование такого ресурса позволит повысить эффективность работы энергосистемы и создаст новые механизмы оптимизации затрат на энергоснабжение для потребителей, а также увеличит использование эффективной генерации. При внедрении проекта управления спросом на электрическую энергию применяется принцип технологической нейтральности в отношении используемых конечными потребителями технологий управления собственным электропотреблением, что приводит к конкуренции технологий и внедрению наиболее эффективных решений. Пилотный проект «Управление спросом на электроэнергию» реализуется АО «СО ЕЭС» с 2019 года и продлен на 2021 год. В настоящий момент проект находится в состоянии пилотирования с последующим внедрением на оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Проект направлен на создание нового сегмента рынка электроэнергии. Бюджет проекта по состоянию на 2020 год составил 1,4 млрд рублей. Финансирование проекта осуществляется через тариф Системного оператора за счет средств покупателей ОРЭМ. При этом эффект в виде снижения цены также получают покупатели ОРЭМ.

Цели проекта – повышение эффективности работы ЕЭС России за счет привлечения нового ресурса регулирования баланса спроса и предложения на стороне потребителей электроэнергии. Трансформация роли потребителей в энергосистеме, позволяющая им самостоятельно выступать поставщиками ресурсов регулирования баланса в энергосистеме.

Реализация проекта позволит решить следующие задачи:

Привлечение нового ресурса регулирования баланса спроса и предложения.

Повышение эффективности использования объектов генерации, объектов потребления.

Повышение степени утилизации объектов генерации и накопителей у потребителей.

Стимулирование развития новых видов услуг.

Этапы реализации проекта

На этапах подготовки и начала реализации пилотного проекта проведен анализ существующего опыта, необходимых ресурсов, а также информирование участников рынка электроэнергии о планируемом запуске нового механизма. Далее разработаны нормативно-правовые основания для запуска пилотного проекта, а также необходимая договорная документация. На текущем этапе проект находится на стадии опытно-промышленной эксплуатации и постепенного перехода к промышленному внедрению: отобраны исполнители и заключены договоры, отработаны методики контроля исполнения договорных обязательств, обучен персонал для работы с новым механизмом. Для внедрения нового механизма в работу ОРЭМ необходима доработка целевой модели управления спросом, а также один из важнейших шагов – изменение Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Как видно из рисунка 7, за полтора года работы проекта объем участия в программе управления спросом вырос более чем в 10 раз и составил порядка 500 МВт на конец 2020 года. Планируется, что к 2025 году объем мощности, участвующей в программе, составит 4 ГВт и вырастет до 6 МВт к 2035 году. Обширная география участия насчитывает порядка 50 регионов присутствия программы.

Рисунок 7. Динамика объемов управления спросом

По факту на III квартал 2020 года в структуре участия в программе управления спросом абсолютное большинство приходится на независимые энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики, однако в программе также отмечено активное участие потребителей (рисунок 8). Существуют примеры, когда потребители самостоятельно создают компании-агрегаторы для агрегирования производственных мощностей собственных потребителей на начальном этапе и далее расширяют свое присутствие и внедряют других потребителей, в других регионах и даже ценовых зонах. В отношении структуры потребителей по отраслям по отобранному объему оказания услуг также отмечается высокий уровень диверсификации (рисунок 9).

Рисунок 8. Структура агрегаторов спроса по отобранному объему

Рисунок 9. Структура потребителей по отраслям
по отобранному объему оказания услуг в III квартале 2020 года, МВт

Программа востребована как среди крупных игроков энергетического рынка: ГК Росатом, ПАО «Интер РАО», ПАО «Энел», ПАО «Газпром», ПАО «Фортум», ООО «Русэнергосбыт», так и среди крупнейших промышленных потребителей. Всего в программе приняли участие 70 компаний агрегаторов и более 300 объектов управления, каждый из которых состоит из одного или нескольких потребителей.

Основные эффекты от внедрения проекта

Для энергосистемы: создание дополнительных механизмов регулирования, создание нового класса участников рынка – агрегаторов.

Для бизнеса:

Снижение уровня затрат на потребление электроэнергии.

Получение дополнительного дохода с рынка электроэнергии: для потребителей как промышленных, так и не промышленных с наличием технологической возможности изменения потребления внутри суток, создан новый сегмент рынка и возможность получения дополнительного дохода.

Получение конкурентных преимуществ за счет участия в снижении вредных выбросов и снижении углеродного следа: маркировка продукции, при производстве которой использовались технологии, направленные на снижение углеродного следа.

Для населения: снижение уровня косвенных затрат на потребление электроэнергии, формирование поведенческой экономики.

Дополнительно в рамках данного проекта реализуется проект по организации передачи данных коммерческого учета электроэнергии с интеллектуальных приборов учета конечных потребителей. Цель проекта – автоматизированный сбор, верификация и предоставление данных с интеллектуальных приборов учета третьей стороной, не состоящей в договорных отношениях в рамках программы управления спросом. Данный пилотный проект проходит на площадке ОАО «МРСК Урала».

Проект АО «СО ЕЭС» по цифровому дистанционному управлению графиками нагрузки электрических станций из диспетчерских центров

В соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации до 2035 года, одной из задач российского энергетического сектора является переход оперативно-диспетчерского управления на 10%-ное автоматическое дистанционное управление режимами работы объектов электрической сети 220 кВ и выше и объектами генерации мощностью 25 МВт и выше в Единой энергетической системе Российской Федерации (ЕЭС) к окончанию планового периода. Такая потребность сформировалась в ответ на ряд вызовов, преодоление которых стало возможным с развитием цифровых технологий промышленного интернета вещей и искусственного интеллекта. Прежде всего, значительное влияние на эффективность управления работой генерирующих объектов оказывает человеческий фактор. В настоящее время диспетчерские команды, которые являются одним из инструментов управления активной мощностью электростанций из диспетчерских центров, передаются на электростанции голосовыми сообщениями (по телефону), что увеличивает вероятность ошибки при обработке таких сообщений. Очевидна необходимость сведения к минимуму антропогенной ошибки для повышения эффективности и надежности работы энергетической системы.

Не менее важным вызовом является необходимость унификации каналов передачи данных, которые позволили бы передавать диспетчерские команды, плановые графики и задание внеплановой мощности в автоматическом режиме в единой системе обмена данными, которая исключала бы возможность ошибки в результате разрозненного существования различных систем, призванных выполнять единую комплексную задачу.

АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»), являясь специализированной организацией, единолично осуществляющей централизованное оперативно-диспетчерское управление ЕЭС, выступает в данной связи драйвером инфраструктурных преобразований и инициатором ряда совместных проектов с генерирующими компаниями.

Проект «Цифровое дистанционное управление графиками нагрузки электрических станций из диспетчерских центров» запущен АО «СО ЕЭС»

Проект запущен в 2017 году и рассчитан на период до 2035 года.

Цели проекта:

развитие технологии регулирования электроэнергетического режима путем автоматического дистанционного управления графиками нагрузки из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС»;

исключение участия оперативного персонала электростанций в рутинных операциях приема из диспетчерских центров и передачи в автоматизированную систему управления технологическим процессом электростанции заданий плановой мощности;

создание технологических условий для развития рыночных механизмов балансирования внутри часа (сокращение цикла расчета ПБР), что позволяет точнее реагировать на внутричасовые изменения технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики, а также параметров электроэнергетического режима энергосистемы, в том числе:

нелинейное изменение потребления от часа к часу;

резко-переменную генерацию электростанций ВИЭ, доля которой в ЕЭС растет значительными темпами;

изменяющуюся с учетом температуры окружающего воздуха пропускную способность сети.

Реализация проекта направлена на решение задач, связанных с повышением эффективности оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России, а также развитием технологий оптового рынка электроэнергии и мощности.

Технологическое решение

Система автоматического доведения плановой мощности позволяет обеспечивать высокую скорость и надежность доставки информации.

В целях установления единых требований к осуществлению изменения технологического режима работы и эксплуатационного состояния электросетевого оборудования, устройств релейной защиты и автоматики, изменения нагрузки генерирующего оборудования электростанций с использованием средств дистанционного управления из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике была разработана серия национальных стандартов ГОСТ Р 57114-2016 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление», включая:

ГОСТ Р «Требования к управлению электросетевым оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики»;

ГОСТ Р «Требования к управлению активной мощностью генерирующего оборудования гидроэлектростанций»;

ГОСТ Р «Требования к управлению активной и реактивной мощностью генерирующего оборудования, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии»;

ГОСТ Р «Требования к информационному обмену при организации и осуществлении дистанционного управления»;

ГОСТ Р «Реализация защищенного профиля протокола МЭК 60870-5-104 для организации информационного обмена в электроэнергетике Российской Федерации», а также сформированы требования к дистанционному управлению активной мощностью генерирующего оборудования тепловых электростанций (для реализации пилотных проектов).

Этапы реализации проекта

Первый этап проекта начался в 2017 году и завершился в 2020 году. Пилотными площадками для реализации проекта стали гидроэлектростанции ПАО «РусГидро», отработка технологии осуществлялась в 2019–2020 гг. на четырёх площадках ПАО «РусГидро»: Чиркейской ГЭС, Волжской ГЭС, Саратовской ГЭС, Камской ГЭС. В ходе этого этапа осуществлялась разработка программного обеспечения, экспериментального образца, тестирование, выявление дефектов и их устранение, разработка типовых требований и тиражирование технологии.

Второй этап проекта рассчитан на период 2021–2035 годы. В ходе второго этапа продолжится тиражирование типовых решений на ГЭС и дальнейшее внедрение технологии на ТЭС. Отработанная на ГЭС технология автоматического доведения плановых графиков позволяет использовать ее, также, для любых ТЭС. На рисунке 10 представлены все объекты ПАО «РусГидро», на которые тиражировано данное решение.

Рисунок 10. Совместный проект АО «СО ЕЭС» и ПАО «РусГидро»
по дистанционному управлению графиками нагрузки электрических
станций из диспетчерских центров

Основные эффекты от внедрения проекта

Для энергосистемы:

возможность перехода к расчетам и доставке ПБР каждые 5–15 минут;

возможность учета в режиме, близком к реальному времени, изменения потребления, фактического состояния ЛЭП, оборудования, устройств и реальной пропускной способности электрической сети, с формированием и автоматической реализацией наиболее экономичного планового диспетчерского графика;

оперативное изменение нагрузки готовых к участию в регулировании наиболее маневренных электростанций;

минимизация изменения нагрузки неманевренных электростанций и сокращение количества спорадических диспетчерских команд в целях компенсации отклонений в энергосистеме;

снижение стоимости электроэнергии на оптовом рынке.

Для генерации:

работа по заданному графику нагрузки без внеплановых изменений генерации по диспетчерским командам;

повышение технико-экономических показателей работы генерирующего оборудования;

минимизация ошибочных действий оперативного персонала электростанции;

возможность учета в режиме, близком к реальному времени, изменения фактического технологического режима работы и эксплуатационного состояния генерирующего оборудования;

в перспективе – финансовое стимулирование участия в автоматическом третичном регулировании.

Проект АО «СО ЕЭС» по цифровому дистанционному управлению оборудованием и устройствами объектов электросетевого комплекса, распределительных устройств электростанций

Проект «запущен АО «СО ЕЭС» в 2015 году и проходил в несколько этапов. В 2015–2016 годах разрабатывались технические требования и документация, программное обеспечение, отобраны подстанции (ПС) и диспетчерские центры для пилотирования. На втором этапе проекта для отработки технологии дистанционного управления объектами релейной защиты автоматики в качестве пилотной площадки выбрана ПС 220 кВ Зеленодольская. В ходе пилотного проекта осуществлялась доработка программного обеспечения АСУ ТП объектов электроэнергетики и оперативного информационного комплекса диспетчерских центров, внедрение системы, ее тестирование и устранение дефектов, дальнейшая доработка по результатам тестирования и последующее внесение изменений в нормативные правовые акты.

На третьем этапе (2020 год) осуществлялась подготовка и реализация пилотного проекта дистанционного управления оборудованием ГЭС. В качестве пилотных площадок для отработки технологии были определены Воткинская ГЭС ПАО «РусГидро», филиалы АО «СО ЕЭС» Пермское РДУ, ОДУ Урала. На данном этапе также выполнялась разработка требований к системе, доработка АСУ ТП ГЭС, внедрение, тестирование и устранение дефектов.

Масштабирование технологии на подстанциях и электростанции продлится.

Цели проекта:

сокращение времени переключений в электроустановках при выполнении плановых оперативных переключений и ликвидации аварий в энергосистеме;

повышение безопасности работ оперативного персонала подстанций и электростанций при выполнении оперативных переключений;

возможность оптимизации схем оперативного обслуживания подстанций;

полная автоматизация производства переключений в электроустановках.

Технологическое решение

Дистанционное управление из ОДУ, РДУ, ЦУС или АРМ оперативного персонала объекта электроэнергетики осуществляется по принципу обеспечения возможности отдачи команд дистанционного управления из единственного источника в каждый момент времени и в соответствии с фиксированным распределением функций дистанционного управления между источниками управления.

При захвате дистанционного управления одним из центров управления (ОДУ, РДУ, ЦУС, АРМ), прием и выполнение команд дистанционного управления из других источников в АСУТП блокируется.

На рисунке 11 представлен схематично принцип дистанционного управления из различных источников.

Рисунок 11. Принцип дистанционного управления
оборудованием подстанций из различных источников.

Основные эффекты от внедрения проекта:

увеличение скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии сети и сокращение времени ликвидации аварий и длительности обесточивания потребителей электрической энергии;

сокращение времени производства плановых оперативных переключений;

сокращение длительности режимных ограничений и времени вынужденного отклонения электростанций от планового графика нагрузки для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений, как следствие, повышение технико-экономических показателей работы генерирующего оборудования и снижение стоимости электроэнергии на оптовом рынке;

уменьшение общего времени отключения ЛЭП и электросетевого оборудования для производства ремонтных работ;

минимизация рисков ошибочных действий оперативного персонала подстанций и электростанций;

повышение безопасности оперативного персонала подстанций и электростанций за счет исключения его присутствия на РУ при выполнении оперативных переключений;

возможность оптимизации схем оперативного обслуживания подстанций;

внедрение автоматизированных программ переключений, позволяющих значительно сократить время выполнения операций. На рисунке 12 представлено сравнение длительности выполнения переключений до и после внедрения автоматизированной программы переключений по различным видам оборудования и ЛЭП.

Рисунок 12. Время выполнения операций переключения
по различным видам оборудования

Проект ПАО «Интер РАО» по внедрению автоматизированной информационной системы «Стандартное ТОРО в Группе компаний «Интер РАО»

Проект по разработке и внедрению автоматизированной информационной системы процессов управления техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР), техническим перевооружением и реконструкцией (ТПиР) оборудования и интеграция со смежными бизнес-процессами в Группе компаний «Интер РАО» (далее – Группа) стартовал в 2018 году. Проект направлен на автоматизацию и последующую цифровизацию бизнес-процессов генерирующих активов, а также теплосбытовых активов и ставит целью повышение качества планирования и последующего анализа ТОиР и ТПиР оборудования по всей Группе. Для разработки системы использовано российское программное обеспечение 1С, что в дальнейшем позволит тиражировать данную систему и на другие компании отрасли.

На текущем этапе развития проекта создано базовое решение «Стандартное ТОРО», автоматизирующее существующие бизнес-процессы и закрывающее собой набор базовых задач, к которым относятся:

среднесрочное, годовое и оперативное планирование, приемка и учет выполненных работ и использованных ресурсов при проведении ТОиР и ТПиР оборудования;

создание, актуализация и встраивание в систему управления ТОиР технологических карт;

планирование и оптимизация потребности в материальных ресурсах, складской учет и контроль использования МТР;

создание алгоритмов расчета и обеспечение мониторинга индекса технического состояния с возможностью автоматизированной передачи информации надзорным органам;

реализация электронного журнала дефектов, учета и контроля исполнения предписаний надзорных органов;

обеспечение обмена и верификации информации в рамках интеграции с внутренними и внешними информационными системами.

«Стандартное ТОРО» позволяет накапливать массивы данных и управлять ими для дальнейшего формирования цифровых двойников и предиктивной аналитики. Для управления работой системы, содержащей базу данных в количестве около 62 млн атрибутов оборудования, создан Центр администрирования данных ТОРО.

К концу 2022 года «Стандартное ТОРО» планируется внедрить на все электростанции ПАО «Интер РАО», а с 2023 года система начнет работать как общекорпоративный стандарт на всех объектах Группы.

Рисунок 13. Архитектура решения «Стандартное ТОРО» на 1С

В результате внедрения «Стандартного ТОРО» качественно и количественно изменился весь процесс планирования ремонтов:

возможность формирования затрат в разрезе каждой единицы оборудования – ранее затраты формировались на группу единиц или систему/ установку в целом;

высокая скорость расчета плановых дат воздействий по ППР (порядка 1000 объектов в минуту) – ранее процесс занимал несколько недель;

автоматизированное ранжирование технических воздействий, помогающее определить баланс затрат и рисков, как в разрезе отдельного подразделения, так и на уровне компании в целом – ранее преобладала экспертная оценка;

контроль обоснования включения в программу воздействия сверхтиповых работ выполняется автоматически на уровне операций – ранее осуществлялся на уровне стоимости, с выборочной проверкой на уровне операций;

формирование отчетов и печатных форм, в том числе регламентированных, на основе введенных в систему данных в течение нескольких минут – ранее от 30 минут до нескольких дней.

Эффекты, полученные от реализации проекта:

среднесрочное, годовое и оперативное планирование, учет фактического выполнения ремонтов и ТПиР в разрезе единиц технологических активов позволяет управлять стоимостью владения каждой единицы оборудования;

внутрисистемная интеграция и интеграция с внешними системами Группы позволяет выстраивать сквозные процессы и цепочки документов;

возможность корректировки моделей и алгоритмов расчета индекса технического состояния в случае их изменения – позволит в автоматизированном режиме предоставлять отчетность в соответствии с вступившим в силу приказом Минэнерго России от 29 мая 2020 года № 192, а также автоматизировать принятие решений о необходимости ремонтов или замены оборудования;

функциональность внутрисистемного согласования ремонтных программ филиалов позволяет отслеживать изменения, вносящиеся на каждом из этапов согласования, и обеспечить оперативность расчета и корректировки различных сценариев программы ремонтов;

единая централизованная конфигурация обеспечивает унификацию бизнес-процессов во всех филиалах компании;

реализация электронного журнала дефектов, а также возможность формирования порядка 150 отчетных и печатных форм позволяет снизить объем бумажного документооборота;

повышение качества планирования благодаря интеграции с системой «Мобильный обходчик»: минимизирован человеческий фактор и субъективные оценки при оценке физических параметров состояния оборудования, повышено качество планирования воздействий на технический актив.

Данное решение войдет в состав продаваемого тиражного решения платформы 1С и будет внесено в Единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных Минцифры России (далее – реестр отечественного ПО).

Республика Узбекистан

В республике согласно поставленным руководством задач планируется:

Создание Современной инфраструктуры информационно-коммуникационных технологий электроэнергетики в АО «Национальные электрические сети Узбекистана», АО «Тепловые электрические станции», АО «Региональные электрические сети».

Внедрение системы управления ресурсами, автоматизации производственных процессов (ERP) и системы бизнес-аналитики в АО «НЭС Узбекистана», АО «ТЭС», АО «РЭС» и Министерстве энергетики Республики Узбекистан.

Внедрение и модернизация системы диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA) системы управления энергией (EMS) и соответствующих информационных технологий в АО «НЭС Узбекистана» и АО «ТЭС».

Проекты по тематике «Рынки электроэнергии и регулирование»

ЗАО «Расчетный центр»^{^[209]} с целью повышения уровня учета (класса точности измерительных приборов) электроэнергии, определения уязвимых узлов потерь электроэнергии и сведения к минимуму неизбежных споров между хозяйствующими субъектами в Республике Армения в 2003 году внедрил автоматизированную систему учета электроэнергии, которая благодаря периодически проводимым программным обновлениям успешно действует по сей день.

Отличительные особенности вышеуказанной системы:

Оптовый рынок электроэнергии Республики Армения включает около 1 500 измерительных комплексов, число которых по мере развития Рынка в последующие годы будет увеличено.

Все счетчики интегрированы в единую систему – автоматизированного учета электроэнергии.

Система позволяет в автоматическом режиме с помощью устройств телекоммуникации, а также оптоволоконными каналами получать данные, зарегистрированные счетчиками, обрабатывать их и отображать их в различных форматах.

Данные всех точек учёта оптового рынка электроэнергии хранятся в базе данных, периодически архивируются и хранятся на внешних носителях.

В рамках реализации положений Договора о Евразийском экономическом союзе (далее – Союз) от 29 мая 2014 года в части формирования общего электроэнергетического рынка Союза разрабатываются акты Союза, направленные на создание и функционирование электронных систем торговли, обеспечивающих проведение централизованных торгов электрической энергией по срочным контрактам и на сутки вперед, а также систем информационного обмена, обеспечивающих взаимодействие Евразийской экономической комиссии, государственных органов государств – членов Союза и субъектов общего электроэнергетического рынка Союза.

В настоящее время в республике продолжается создание полномасштабной автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ), которая предназначена для сбора, обработки, хранения и визуализации информации о производстве, импорте, экспорте, передаче (распределении) и продаже (сбыту) электрической энергии (мощности).

Проекты по тематике «Активные системы распределения
электроэнергии и распределённые энергоресурсы»

Проект АО «СО ЕЭС» по созданию Активных энергетических комплексов (АЭК)

Пилотный проект реализуется АО «СО ЕЭС» с 2020 года и рассчитан на период до 2030 года. Проект представляет собой новый формат отношений между розничным производителем и промышленными потребителями электрической энергии. В 2018 году идея создания АЭК стала частью Дорожной карты Энерджинет, а в 2020 году проект вошел в состав ведомственного проекта Минэнерго России «Единая техническая политика – надежность электроснабжения». В целях правового регулирования деятельности, осуществляемой в рамках пилотного проекта, выпущено постановление Правительства Российской Федерации от 21 марта 2020 года № 320 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования активных энергетических комплексов». Проект направлен на реализацию на розничных рынках электроэнергии.

Цель проекта – создание условий для эффективного развития распределенной генерации за счет построения на рынках электроэнергии прозрачной и экономически выгодной системы отношений, позволяющей интегрировать локальную генерацию промышленных кластеров в Единую энергетическую систему Российской Федерации с условием сохранения необходимого уровня надежности и безопасности функционирования всей энергосистемы и экономической базы сетевого комплекса.

В ходе реализация пилотного проекта ставились следующие задачи:

создание и развитие активных энергетических комплексов с применением инновационных технологий (а именно, создание нескольких площадок функционирования АЭК в условиях постоянного наблюдения);

апробация полноты и достаточности правовых и технологических механизмов регулирования.

Технологические аспекты

Основным элементом АЭК является управляемое интеллектуальное соединение (УИС). Используемое программное обеспечение позволяет выполнять анализ и оптимизацию потребления потребителей, которые входят в состав АЭК. Главная функция УИС – гарантировать внешней электросетевой организации непревышение потребленной АЭК мощности над мощностью, предусмотренной условиями договора технологического присоединения.

В случае если происходит превышение потребления заявленной мощности из внешней сети, то УИС может отдавать команды о снижении потребления на исполнительные устройства потребителей. Если этого недостаточно для обеспечения нормального режима потребления, то УИС производит отключение потребителя, который нарушил условия по потребляемой мощности.

Оптимальными условиями для создания АЭК является близость к территориям промышленных кластеров.

Обязательные условия для участия в пилотном проекте:

участвуют исключительно промышленные потребители.

АЭК не имеет право выдавать произведенную электрическую мощность в сеть.

В АЭК не входят территориальные сетевые организации.

Рисунок 14. Принцип работы управляемого интеллектуального устройства

Приказом Минэнерго России от 30 июня 2020 года № 507 утверждены требования к управляемому интеллектуальному соединению активных энергетических комплексов, в рамках которых определены функции вновь создаваемой системы, основными из которых являются:

Автоматическое регулирование внешних перетоков активной мощности в пределах разрешенной мощности активного энергетического комплекса (АЭК) с коррекцией по частоте посредством автоматического регулирования активной мощности генерирующих установок (ГУ) объекта по производству электрической энергии АЭК.

Автоматическое ограничение внешних перетоков активной мощности АЭК при превышении разрешенной мощности АЭК и (или) возникновении перетока(-ов) активной мощности во внешнюю электроэнергетическую систему (ЭЭС) посредством:

отключения нагрузки, в соответствии с разрешенными мощностями объектов АЭК и заданными приоритетами отключения отдельных управляемых энергопринимающих устройств, и отключения генераторов объектов АЭК через выдержки времени,

отключение линий связи АЭК с ЭЭС через выдержку времени.

Автоматическое включение нагрузки объектов АЭК с проверкой условия непревышения разрешенной мощности АЭК.

Автоматическое включение линий связи АЭК с ЭЭС (в том числе точная автоматическая синхронизация на выключателях линий связи АЭК с ЭЭС).

Автоматическое отключение нагрузки в изолированном режиме работы АЭК.

Автоматическое выделение АЭК на изолированную работу при снижении частоты ниже уставки (параметра настройки) по частоте через выдержку времени.

Астатическое регулирование частоты АЭК в изолированном режиме работы или автоматическое изменение режима регулирования выделенной ГУ на режим астатического регулирования частоты АЭК.

Обеспечение действия устройств противоаварийной автоматики на изменение значений активной мощности внешних перетоков АЭК, выделение на изолированную работу АЭК и блокировку автоматического включения линий связи АЭК.

Расчет объема оказанных услуг по передаче электрической энергии для каждого субъекта АЭК за расчетный период по ставке, отражающей удельную величину расходов на содержание электрических сетей.

Автоматическая отправка результатов расчета объемов оказанных услуг по передаче электрической энергии в электронной форме сетевой организации и гарантирующему поставщику.

Регистрация и хранение сигналов управляющих воздействий на изменение эксплуатационных состояний объектов управления совместно со значениями потребляемой и генерируемой активной мощности каждого объекта АЭК для каждого случая формирования данных управляющих воздействий.

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.03.2020 №320 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования активных энергетических комплексов» Субъектами АЭК может быть выбран один из двух вариантов оплаты услуг по передаче электрической энергии, оплачиваемых по ставке, отражающей величину расходов на содержание электрических сетей.

Основные эффекты от внедрения проекта

Эффект модели АЭК основан на изменении принципа оплаты электрической энергии и мощности. Для перехода на новый принцип оплаты субъект АЭК обязан заявить величину разрешенной мощности до начала проекта. Заявленные параметры строго контролируются УИС в течение всего проекта. При систематических нарушениях заявленных параметров АЭК исключается из состава участников пилотного проекта

Для региона:

создание стабильно развивающихся производственно-энергетических кластеров;

высвобождение сетевой мощности;

повышение инвестиционной привлекательности.

Для инвестора в локальный энергоисточник:

оптимизация операционных расходов за счет синхронизации работы объектов потребителя и производителя;

возможность увеличения отпускной цены на электроэнергию для конечного потребителя;

возможность увеличения загрузки оборудования за счет присоединения новых потребителей.

Для промышленных потребителей в составе АЭК:

снижение затрат на электроснабжение за счет изменения подхода к оплате услуг по передаче электрической энергии;

рост конкурентоспособности как следствие снижения себестоимости производства;

появление энергетической ответственности.

В 2023 году по итогам окончания 1 этапа проекта будет подготовлен доклад в Правительство Российской Федерации, на основании которого будет принято решение о дальнейшем развитии АЭК в Российской Федерации.

Проект ПАО «Россети» по созданию интеллектуальной зарядной инфраструктуры для электротранспорта

В соответствии со Стратегией цифровой трансформации электроэнергетики, в реализации данного проекта применялось цифровое решение «интеграция электромобилей в электросеть (V2G)». Данное решение предлагает широкие возможности использования потенциала разного рода электромобилей для нужд энергетики и транспорта. Интеграция электромобилей и гибридов, таких как аккумуляторные электромобили (BEV), подключаемые гибриды (PHEV) или электромобили на водородных топливных элементах (FCEV) в энергетическую систему предполагает, что такие автомобили могут выступать в качестве мобильных накопителей, заряжаться в периоды избыточного предложения электроэнергии (например, ночью) и разряжаться в периоды пикового спроса, когда есть дефицит электроэнергии (например, утром и в вечерние часы), основываясь на текущем балансе спроса и предложения электроэнергии.

Поскольку в любой момент 95 % автомобилей припаркованы, аккумуляторы в электромобилях можно использовать для пропуска электричества из автомобиля в распределительную сеть и обратно.

Выработка электроэнергии автомобилями превосходит потребности одного частного дома, тем самым один автомобиль, используя только энергию в батареях, может снабжать дома электроэнергией в течение нескольких дней в случае аварийного отключения энергии.

По оценкам Международного энергетического агентства к 2030 году в мире будет насчитываться более 260 млн электромобилей^{^[210]}. В России до конца 2021 года обнулены таможенные пошлины на электромобили, в ряде регионов, для таких автомобилей отменен транспортный налог, в крупных городах для электромобилей разрешена бесплатная парковка, появляются электротакси и каршеринг. Таким образом, стоимость покупки и владения электромобилем снижается и растет постоянный спрос на услугу зарядки.

Это означает, что в ближайшее десятилетие ожидается взрывной рост объемов технологического присоединения. Загрузка зарядной инфраструктуры имеет сложно прогнозируемый характер, что может стать вызовом для сетевых компаний в области оперативно-технологического управления электроэнергетических систем. В то же время переход всего лишь 1 % легкового парка автомобилей в России на электротягу способен обеспечить дополнительный спрос на электроэнергию более 1ТВт∙ч. Спрос на услугу зарядки формирует новые рынки и бизнес-модели: услуг по подзарядке электротранспорта (B2C), системных услуг (B2G) и услуг для операторов зарядной инфраструктуры (B2B). В России совокупный потенциал на указанных рынках может составит от 100 до 400 млн рублей ежегодно.

Для ответа на указанные вызовы ПАО «Россети» разработана и реализуется Концепция развития зарядной инфраструктуры на период 2020–2025 годов. Проект «Интеллектуальная зарядная инфраструктура для электротранспорта» выполняется в рамках данной концепции.

Рисунок 15. Локализация интеллектуальной зарядной
инфраструктуры для электротранспорта

Целью проекта является создание интеллектуальной зарядной инфраструктуры для электротранспорта.

При выполнении проекта решаются следующие задачи:

создание зарядной инфраструктуры для индивидуального и общественного электротранспорта, позволяющей увеличить мобильность пассажиропотока в рамках городского и междугороднего сообщения Программа 30/30: создание сети зарядных станций в 30 городах и на 30 автомагистралях из почти тысячи зарядных станций к концу 2023 года (в 2019 году – 251), формирование партнерства с каршеринговыми компаниями, заключение контрактов жизненного цикла для электротранспорта в Москве и других городах, пилотный проект по развитию речного электрического транспорта в Санкт-Петербурге;

внедрение платформенного решения технологического управления зарядной инфраструктурой – оператор инфраструктуры «Россети Электротранспорт»;

создание экосистемы, объединяющей финансовые институты, нефтегазовые компании, операторов пассажироперевозок;

апробирование новых технических решений (Smart Charging, V2G^{^[211]}, накопители, интеграция в Smart Grid)

Этапы реализации проекта

В 2020 году внедрено платформенное решение (базовая версия), в 2021 году велись НИОКР по созданию и испытаниям модуля самобалансируемой зарядной станции и инструментов динамического ценообразования, осуществление проектов по интеграции с системами накопления энергии и возобновляемыми источниками энергии. В 2022 году планируются пилотные проекты по внедрению V2G. На протяжении 2020–2025 годов – развитие инфраструктуры зарядных станций для электромобилей.

В результате реализации проекта будут создана цепочка создания стоимости со следующими основными участниками:

ПАО «Россети». Определение политики развития инфраструктуры, технических стандартов, аттестация производителей, развитие рынка электротранспорта.

Разработчик платформы по управлению зарядной инфраструктурой. Разработка программного комплекса, серверная и клиентская части, мобильное приложение, интеграция в Smart Grid, интеграция со сторонними программными решениями.

Поставщик решений. Комплексные решения для корпоративного и частного сектора: Infrastructure as a Service (услуга «под ключ» по созданию инфраструктуры для заказчика, планирующего строить сеть ЭЗС) и Software as a Service (услуга по развертыванию ПО и администрированию для заказчиков, имеющих сеть ЭЗС).

Поставщик услуг для пользователей. Поставка, монтаж, пуско-наладка и обслуживание оборудования для потребителей.

Администратор ЭЗС. Аутентификация пользователей, взимание платы, расчеты с поставщиками электроэнергии, клиентская служба.

Рисунок 16. Архитектура платформенного решения.

Эффекты от внедрения проекта.

Для бизнеса: увеличение объемов полезного отпуска электроэнергии, организация технологического управления зарядной инфраструктурой и ее интеграция в Smart Grid, снижение удельных затрат при расширении инфраструктуры, снижение объемов резервируемой мощности, снижение пиковых нагрузок, оптимизация топологии сети, рост объемов нетарифной выручки.

Для потребителей: создание и развитие доступной инфраструктуры электрического транспорта, как общественного, так и индивидуального, снижение стоимости услуги зарядки, создание единого окна входа для потребителей, сокращение выбросов CO₂.

Перспективы проекта заключаются в возможности отраслевого масштабирования за счет стандартизации и типизации требований к зарядной инфраструктуре, коммерциализации услуги на новых принципах формирования стоимости, изменении бизнес-процессов компаний.

Проект отвечает направлениям Стратегии цифровой трансформации электроэнергетики, в части создания новых услуг, перевода взаимодействия с потребителем в цифровой формат и развития цифровых компетенций.

Проекты по тематике «Материалы и разработка новых методов испытаний и средств диагностики»

Проект ПАО «Россети Московский регион» – «Цифровой электромонтер»

Проект «Цифровой электромонтер» впервые внедрен в промышленную эксплуатацию в мае 2020 года, общий объем бюджета проекта составляет более 400 миллионов рублей. Финальная стадия реализации проекта запланирована на 2023 год.

В качестве платформы для данного проекта было использовано следующее ПО:

для мобильного приложения автоматизированного рабочего места (АРМ) бригады ‒ Android Java/kotlin;

для АРМ менеджера – Golang, веб Angular;

управление версиями приложений – Docker Swarm.

Цели проекта «Цифровой электромонтер» направлены на:

повышение производительности труда рабочего персонала;

исключение потерь и сокращение непроизводительных затрат рабочего времени;

повышение безопасности производства работ и снижение уровня травматизма;

повышение надежности электроснабжения.

Задачи проекта «Цифровой электромонтер»:

внедрение безбумажных технологий в работу мобильных бригад;

оформление необходимых разрешений на проведение работ в электронном виде с использованием электронной подписи;

онлайн оформление исполнительной документации (листков обходов, осмотров);

автоматизация оперативного планирования работ мобильных бригад;

онлайн фиксация и контроль устранения дефектов оборудования;

создание системы анализа эффективности использования рабочего времени и системы контроля перемещения персонала.

Перспективы проекта «Цифровой электромонтер»:

возможность масштабирования на все предприятия электросетевого комплекса России;

изменение бизнес-процессов технического обслуживания и ремонтов оборудования (ТОиР);

снижение трудозатрат на ТОиР.

Проект «Цифровой электромонтер» направлен на автоматизацию работы мобильных бригад и является неотъемлемой частью создания цифровых районов электрических сетей (РЭС).

В рамках этого проекта бригады компании будут оснащены мобильными устройствами с установленным специальным программным обеспечением. Это позволяет персоналу дистанционно получать задания на выполнение работ, в электронном виде оформлять необходимые разрешающие документы, фиксировать факт начала и окончания работ. С помощью мобильного устройства можно будет производить фотофиксацию дефектов оборудования и оперативно размещать информацию о них в электронном журнале с целью ускорения организации работ по ликвидации дефектов.

В числе преимуществ проекта – возможность диспетчеров и менеджеров видеть на электронной карте расположение бригад, что позволит назначать аварийные заявки ближайшим к месту технологического нарушения бригадам. Специальные датчики контроля и движения позволят точно определить местонахождение сотрудника и по результатам выполнения работ сформировать отчет о производительности труда персонала.

Эффекты от реализации проекта.

Для бизнеса:

повышение производительности труда;

сокращение потерь рабочего времени, исключение непроизводственых активностей;

повышение культуры производства и престижа профессии электромонтера;

повышение уровня безопасности труда и снижение травматизма.

Для населения: сокращение времени восстановления электроснабжения и повышение надежности электроснабжения.

На рисунке 17 изображены текущие результаты промышленной эксплуатации проекта «Цифровой электромонтер».

Рисунок 17. Результаты промышленной реализации проекта
«Цифровой электромонтер» в период с мая по сентябрь 2020 года

Проект ПАО «Интер РАО» по созданию автоматизированной информационной системы учета результатов обхода и осмотра оборудования «Мобильный обходчик»

Проект «Мобильный обходчик» является составной частью масштабного проекта Группы компаний «Интер РАО» (далее – Группа) по внедрению программы технического обслуживания и ремонта оборудования «Стандартное ТОРО» и представляет собой информационную систему учета результатов обхода и осмотра оборудования. Цель внедрения такой системы в работу программы «Стандартное ТОРО» – создание единого информационного пространства для качественного и оперативного принятия управленческих решений в части технических воздействий на оборудование за счет оптимизации процессов осмотров и контроля состояния производственных активов. Важнейшая функция системы – сделать процесс мониторинга состояния оборудования более гибким и одновременно качественным, а также более безопасным для сотрудников.

Информационная система представляет собой комплексное решение на базе российского программного обеспечения (1С ТОРО, СИГМА:АЛЬКОР, ОС АВРОРА, планшеты и измерительные комплексы отечественного производства), комплексную систему (мобильное приложение, NFC-метки, индикативное измерение температуры и вибрации мобильным измерительным комплексом, интегрированным с мобильным устройством), а также реализацию полного набора функций, обеспечивающих автоматизацию всех бизнес-процессов, связанных с учетом результатов обхода и осмотра оборудования.

На рисунке 18 представлены компоненты автоматизированной информационной системы (АИС) «Мобильный обходчик».

Рисунок 18. Компоненты АИС Мобильный обходчик

АИС «Мобильный обходчик» позволяет охватывать все этапы процесса обхода и осмотра технологического оборудования, которые представлены на рисунке 19.

Рисунок 19. Описание этапов работы АИС «Мобильный обходчик»

Информационные потоки АИС «Мобильный обходчик» обеспечивают бесперебойную работу и резервирование данных, которые представлены на рисунке 20.

Рисунок 20. Схема информационных потоков АИС «Мобильный обходчик»

В центре обработки данных (ЦОД), который находится в городе Москве, происходит обмен информацией между АИС «Мобильный обходчик» и «Стандартное ТОРО», которая является источником данных в части нормативно-справочной информации и базы данных оборудования. Мобильный обходчик сотрудник, выполняющий бизнес-функции, связанные с эксплуатацией мобильного приложения. Диспетчер формирует задания для мобильных обходчиков и обрабатывает результаты их выполнения. Между рабочим местом диспетчера и рабочим местом мобильного обходчика, которым является мобильное приложение, связь может осуществляться с использованием технологий USB/Wi-Fi/GSM.

В АИС «Мобильный обходчик» для каждого маршрута разработаны графические маршрутные карты с указанием точного порядка движения персонала и осматриваемых при обходе единиц оборудования, в том числе с указанием контролируемых параметров, их нормативных значений и периодичности контроля для дальнейшего внесения в информационную систему. Также разработаны и внесены в систему требования, содержащие информацию о возможных рисках и применяемых средствах индивидуальной защиты.

Система является гибкой в части изменения количества пользователей и контролируемого оборудования, присутствует возможность масштабирования, как по количеству пользователей, так и по количеству собираемых и обрабатываемых параметров. При увеличении объемов хранимых или обрабатываемых данных, либо срока хранения данных должно быть обеспечено соответствующее инфраструктурное окружение (хранилище данных, каналы связи). При увеличении количества объектов, работающих с системой, обеспечивается типовая инфраструктура (серверное оборудование, сетевая инфраструктура, мобильные устройства, рабочие места пользователей).

На основании получаемых из АИС «Мобильный обходчик» данных можно проанализировать полноту выполнения обходов и осмотров оборудования, объем выполненного контроля показателей технического состояния, продолжительность проведения обхода. При внесении информации о выявленном дефекте непосредственно на месте его обнаружения с возможностью как типового, так и детального описания, а также фотофиксации неисправности.

Реализация проекта по созданию автоматизированной информационной системы учета результатов обхода и осмотра оборудования открывает новые возможности для организации работы персонала, в том числе в области ТОиР, которые представлены на рисунке 21.

Рисунок 21. Новые возможности АИС «Мобильный обходчик»

Проекты по тематике «Информационные системы и телекоммуникации»

Кыргызская Республика

В основе реализации целевой модели трансформации положено пять принципов:

создание единого информационного пространства отрасли, единой цифровой среды (ЕЦС);

создание информационных систем на базе унифицированных платформенных решений;

развитие сетей связи и информационной инфраструктуры как базисных элементов единой цифровой среды;

трансформация бизнес-процессов с формированием единой цифровой среды и организацией взаимодействия между собой унифицированных платформенных решений энергоснабжающих организаций в рамках единой технической политики объединения;

использование современных инновационных цифровых технологий;

использование возможностей «офисов цифровизации»;

обеспечение защиты информации в информационных системах в рамках единой отраслевой системы мониторинга и управления информационной безопасностью.

Условием достижения целевой модели цифровой трансформации электроэнергетической отрасли на основе целевых ориентиров является проведение единой технической политики при выборе и построении отраслевой информационной инфраструктуры. Требуется создать общую для отрасли систему бизнес-аналитики на уровне ГПО «Белэнерго» с интегрированной в нее системой искусственного интеллекта (AI) и единым источником унифицированных данных, поступающими из технологических и корпоративных систем в реальном режиме времени.

Единая техническая политика позволит обеспечить совместимость информационных систем энергоснабжающих организаций в рамках автоматизации исполнения общеотраслевых бизнес-процессов, обеспечить сохранность произведенных капиталовложений в созданные элементы систем автоматизации путем вписывания их в ландшафт единого информационного пространства, единой цифровой среды на основе стандартизованных схем взаимодействия.

Единая цифровая среда обеспечит доступность информации о состоянии объектов энергетики для различных служб по мониторингу режима работы, по определению эксплуатационного ресурса объекта, по планированию ремонтов и замены устройств при обращении к базам данных, структурированным в ЕЦС. Внедрение ЕЦС позволит аккумулировать и обрабатывать большой объем статистических данных, обеспечит двусторонний обмен информацией с помощью систем онлайн-мониторинга, телеуправления и телемеханизации.

В 2021–2025 годах предусматривается продолжение работы по созданию единого отраслевого информационного пространства или единой цифровой среды ГПО «Белэнерго». Для совершенствования ЕЦС необходимо:

провести анализ процессов и функций, используемых между энергосистемой и потребителями, а также нормативного правового поля;

разработать дорожную карту внесения изменений в НПА, обеспечив нормативно-правовые основания для трансформации существующих процессов или внедрения новых;

обеспечить координацию и информационный обмен между участниками электроэнергетической отрасли, в том числе путем заключения соглашений об информационном взаимодействии;

разработать и утвердить единые технологические стандарты и протоколы обмена информацией, обеспечивающие бесшовную интеграцию систем.

Создание ЕЦС ГПО «Белэнерго» предполагается в двух контурах управления объединением ‒ технологическом и корпоративном.

ЕЦС технологического контура управления планируется продолжать создавать за счет более широкого использования передовых цифровых технологий при новом строительстве и реконструкции энергетических объектов и модернизации существующих систем автоматизации технологических процессов (АСУ ТП).

До 2025 года планируется довести долю АСКУЭ промышленных и приравненным к ним потребителей, с присоединенной мощностью 250 кВА и выше, интегрированных в автоматизированную систему контроля и учета электрической энергии АСКУЭ объединения, до 100 процентов, а также увеличить долю бытовых потребителей, системы учета энергоресурсов которых интегрированы в АСКУЭ энергосистемы. Предусматривается продолжение работы по дальнейшему внедрению «умных сетей» электроснабжения (Smart Grid) в автоматизации распределительных электрических сетях 0,4-10 кВ. Планируется начало работ по внедрению информационных систем с использованием модели сети в соответствии с единым стандартом данных (CIM).

Выполнен первый этап по созданию единой для объединения геоинформационной системы (GIS) ЛЭП и подстанций. Планируется его дальнейшее развитие

Направления развития коммуникационных информационных технологий в ОАО «ЭС»:

Развитие и модернизация инфраструктуры КИТ;

Промышленная автоматизация;

Информационные системы;

Безопасность КИТ;

Техническая политика и политика безопасности в области КИТ.

Развитие и модернизация инфраструктуры коммуникационных информационных технологий в ОАО «ЭС»:

Создание единой мультисервисной цифровой сети в ОАО «ЭС» для передачи в одном цифровом потоке голос, видео, данные;

Переход на цифровые технологии передачи данных. Ethernet, FDDI и др. и стек протоколов TCP/IP и др.;

Широкое применение ВОЛС на горизонтальных и вертикальных магистральных участках при построении локальной сетевой инфраструктуры;

Создание и развитие центров обработки данных ЦОД различного размера;

Создание больших корпоративных ЦОД ОА «ЭС» на севере и на юге для обработки и консолидации больших объемов данных;

Создание локальных ЦОД меньшего размера на филиалах ОАО «ЭС»