Цифровизация в электроэнергетике: на пути к новой реальности

Цифровая энергетика является неотъемлемой частью цифровой экономики будущего. Ожидается, что уже в краткосрочной перспективе цифровизация позволит предприятиям электроэнергетического комплекса России увеличить доходы на 3-4% и создаст надежный задел для дальнейшего устойчивого роста.

            «Мировая экономика беременна цифровизацией». Именно так, с юмором, охарактеризовал сложившуюся тенденцию Президент РФ Владимир Путин в ходе ПМЭФ-2018. Но, как известно, в каждой шутке присутствует лишь доля шутки, остальное правда. «Цифра» уже стала принципиальным компонентом архитектуры четвертой промышленной революции – «Индустрии 4.0».

            Мировой тренд, который сегодня активно наращивает обороты, не обошел и Россию. Еще два года назад цифровизация экономики дополнила список ключевых направлений стратегического развития страны до 2025 года. 28 июля 2017 года распоряжением Правительства РФ была утверждена программа «Цифровая экономика Российской Федерации», подразумевающая переход к принципиально новым методам эффективного взаимодействия субъектов и развитие отечественных высокотехнологичных компаний.

            Цифровая энергетика изначально призвана стать важной частью цифровой экономики. Например, в п. 11 указа Президента РФ Владимира Путина от 07.05.2018 года № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации до 2024 года» цифровая реорганизация энергетической инфраструктуры названа одним из приоритетных направлений развития.

Цифровая трансформация энергетики – это цифровизация всех отраслей ТЭК страны: электроэнергетики, нефтегазового комплекса и угольной промышленности. Разработку ведомственного проекта под названием «Цифровая энергетика» курировали эксперты из Минэнерго РФ. Ожидается, что его реализация завершится к 30 декабря 2021 года.

В процессе работы будет систематизирован накопленный опыт по внедрению в жизнь решений на базе «цифры». Предприятия топливно-энергетического комплекса России совместно с профильными экспертами сконцентрируются на формировании целевого видения цифровизации, базовых требований и критериев, которые предъявляются к реализуемым решениям. В результате это позволит состыковать различные элементы в единое цифровое пространство.

С целью решения одной из основных задач по цифровой трансформации энергетики авторы проекта предусмотрели ряд мероприятий, охватывающих четыре направления. Самым главным из них является одно направление, общее для всех отраслей ТЭК. Речь идет о создании благоприятных условий для разработки, внедрения и развития цифровых сервисов в единой информационной среде.

Прежде всего необходимо обеспечить цифровизацию госуправления и контрольно-надзорной деятельности в отраслях топливно-энергетического комплекса страны. Это сделает взаимодействие государственных органов, компаний ТЭК и потребителей максимально прозрачным, удобным и защищенным.

Помимо этого в документе предусмотрена реализация трех направлений внедрения «цифры» в отдельные отрасли топливно-энергетического комплекса России. В ходе этих мероприятий будут разработаны и приняты правки к действующему законодательству, откорректирована правовая и нормативная техническая база, отобраны и реализованы пилотные проекты по внедрению «цифры» и отраслевых платформенных решений.

Примечателен тот факт, что по каждому из трех направлений мероприятия будут реализовываться с учетом отраслевой специфики. В электроэнергетике цифровая трансформация будет способствовать повышению эффективности работы предприятий электроэнергетического комплекса и улучшению качества оказания услуг. Например, к 2024 году запланировано:

• снижение продолжительности перерывов в электроснабжении и средней частоты технологических нарушений на 5%;
• повышение уровня технического состояния производственных фондов для объектов на 5% без повышения затрат на эти цели;
• снижение количества аварий на объектах электроэнергетики, связанных с техническим состоянием, – на 20%;
• сокращение сроков технологического присоединения к сетям;
• обеспечение доступности услуг для потребителей с возможностью выбора тарифа, управления нагрузкой, передача данных о потреблении и подключение к электросетям без необходимости посещения офиса сетевой компании.

Серьезными препятствиями на пути цифровизации энергетического сектора могут стать отсутствие навыков работы с цифровыми технологиями и наличие внутренних барьеров. Но без квалифицированных кадров прогресс невозможен.

Около 71% энергокомпаний нуждаются в работниках с опытом работы с доменами и цифровыми технологиями. 18% не имеют в штате предприятия ни одного сотрудника с таким набором навыков. Это только часть выводов, опубликованных в докладе Группы DNV GL «Цифровизация и будущее энергетики».

В опросе приняли участие около 2 тыс. инженеров и топ-менеджеров от стратапов до крупных корпораций – участников энергетического рынка. Результаты исследования демонстрируют единодушное признание необходимости обучения навыкам работы с «цифрой», при этом более 90% респондентов считают, что в образование необходимо инвестировать значительные средства.

Наука о данных и анализ Big Data названы наиболее важными цифровыми навыками для будущих сотрудников энергетических компаний. Такую точку зрения озвучили 41% и 35% участников опроса соответственно. Несмотря на то, что наука о данных была отмечена как наиболее востребованный навык, в настоящее время только 23% респондентов подтвердили, что это понятие существует в их организации.

Цифровизация электроэнергетики – дело тонкое

            Цифровая энергетика – понятие сложное. Даже в самом Министерстве энергетики до недавнего времени существовали разные мнения о том, как его правильно трактовать, что под этим термином понимать и какой смысл в него вкладывать.

Очевидно одно, это не синоним автоматизации. Цифровизация не означает только возможность оперировать огромным количеством данных. Более того, для организации цифровой электроэнергетики недостаточно просто установить оборудование с внедренными в него цифровыми элементами.

Цифровизация – это новый формат управления работой энергосистем, который обеспечивает оптимизацию технологических и бизнес-процессов для достижения целевого состояния ТЭК.

Энергетику нельзя считать цифровой даже в том случае, если цифровой станет каждая вторая подстанция, а сеть обретет признаки интеллекта. Сегодня процессы диджитализации и цифровизации внедряются там, где необходима повышенная гибкость решений и эффективное использование ресурсов.

В электроэнергетике, как, впрочем, и в других отраслях российской экономики, они ориентированы на повышение производительности компаний. Технологический прорыв невозможен без надежных и хорошо себя зарекомендовавших цифровых технологий, поскольку именно они обеспечивают ценные конкурентные преимущества.

Ожидается, что основными результатами цифровизации в электроэнергетике станут:

• повышение эффективности;
• снижение себестоимости;
• повышение качества энергоснабжения потребителей, удовлетворение новых потребностей без заметного роста цен;
• создание новых интеллектуальных экосистем, максимально приближенных к абонентам;
• построение прочного фундамента для дальнейшего развития отечественного ТЭК и смежных отраслей экономики.

Понятие «цифровая энергетика» неразрывно связано с модернизацией не только энергогенерирующих объектов. Эксперты убеждены в том, что реконструкция и обновление также коснутся систем передачи и распределения электрической энергии.

Речь идет о цифровых электростанциях (цифровых двойниках реальных станций, объединяющих несколько объектов в систему), о дистанционном техническом обслуживании с применением big data, об «умных» газовых турбинах и даже о «цифровых месторождениях».

Одно из таких месторождений уже функционирует на территории России. Новая информационная система была введена в действие специалистами ПАО «НК «Роснефть» в мае 2019 года. Опытно-промышленная эксплуатация «Цифрового месторождения» ведется на базе Илишевского месторождения в Башкирии.

Технологическое решение с использованием «цифры» в нефтяной отрасли используется впервые. Примечателен тот факт, что ИС охватывает все ключевые процессы: от добычи нефти до логистики. Специалисты оцифровали основные производственные объекты, включая объекты энергетики.

По оценкам экспертов, внедрение инновационных цифровых технологий на Илишевском месторождении позволит улучшить производственные показатели и поможет достичь значимого экономического эффекта. В частности,

• на 60% увеличится количество объектов, которые управляются дистанционно;
• на 5% повысится энергоэффективность процесса добычи нефти;

нНа 5% снизится уровень затрат на логистику.

ПАО АНК «Башнефть», на базе которого внедрена новая информационная система, выстраивает интегральную цепочку, состоящую из трёх цифровых объектов:

• месторождение;
• завод;
• автозаправочная станция.

Без координации эффективность месторождений существенно снижается. Такую координацию способен обеспечить Центр интегрированных операций. По сути, именно он является мозгом цифрового предприятия.  

В компании уверены, что уже в ближайшем будущем отсутствие цифровых решений будет расцениваться как серьезный недостаток. В жесткой конкурентной борьбе смогут выстоять лишь те, кто идет в ногу со временем и активно переходит на «цифру».

Суть и приоритеты цифровой трансформации

Цифровая трансформация предусматривает установку на объектах электросетевой инфраструктуры передового оборудования и создание единой полностью автоматизированной системы управления, предусматривающей один уровень оперирования сетями вместо существующих трех. При этом скорость принятия решений существенно увеличится, а персонал будет задействован только в случае выявления аномалий и при необходимости проведения более глубокого аналитического анализа.

Понятия «цифровая трансформация электроэнергетической отрасли» или «энергетический переход» нередко ассоциируются с тремя D. Речь идет о ключевых процессах изменения отрасли: Decarbonization, Decentralization, Digitalization, то есть снижение выбросов углекислого газа, децентрализация и цифровизация.

В России пока не сформирован устойчивый спрос на экологичные решения. Борьба за снижение выбросов углекислого газа, а также с изменениями климата ведется менее активно, чем в других странах. Следовательно, можно без преувеличения сказать, что из трех представленных D первая является наименее востребованной.

Вторая D – это децентрализация. Этот тренд сформирован. Потребители электрической энергии уже сегодня просчитывают экономическую выгоду и рассматривают возможность выхода из единой энергосистемы.

По оценкам экспертов энергорынка, в России на долю распределенной энергетики приходится около 8–11% генерации. Как правило, это небольшие автономные электростанции, которые обеспечивают потребности конкретных потребителей в электричестве.

Сегодня потребители всё чаще отказываются от централизованного электроснабжения, поскольку заинтересованы в снижении затрат на оплату энергоресурсов. Они считают несовершенным механизм нерыночного ценообразования, который действует на электроэнергетическом рынке в виде дополнительной тарифной нагрузки на промышленных потребителей в рамках перекрестного субсидирования. Они не хотят своими деньгами поддерживать другие категории потребителей, не хотят много платить за передачу электроэнергии, если практически напрямую подключены к какой-нибудь электростанции.

Для крупных энергогенерирующих объектов отток потребителей является плохим сигналом. Он означает остановку роста или даже снижение энергопотребления. Вопреки прогнозам, озвученным аналитиками в 2010 году, по итогам 2018-го потребление электроэнергии в России оказалось на 11% ниже прогнозируемого. К такому результату могли привести несколько факторов. Во-первых, снижение спроса со стороны промышленных предприятий. Во-вторых, внедрение энергосберегающих технологий и реализация программ энергосбережения.

Отдельно хотелось бы отметить технологию накопления энергии. Рано или поздно теория о невозможности хранения электричества станет мифом. Откроется рынок накопителей, и это неизбежно наложит свой отпечаток на функционирование энергосистемы России.

Третья D – это цифровизация, ставшая двигателем множества трансформаций. В ее основу положены продвинутая аналитика и автоматизация производственных процессов. На многих производствах устанавливаются многочисленные сенсоры: от «умных» распределительных сетей до услуг для конечных потребителей.

Лидеры отрасли становятся обладателями аналитических данных о конкретных пользователях и системах в целом. Сегодня энергокомпании являются не просто внешними поставщиками, они выполняют функцию советников в области электроэнергетики. Это позволяет обеспечивать целевые показатели надзорных органов и оказывать более качественные услуги.

В краткосрочной перспективе цифровая трансформация способна увеличить доходы генерирующих и распределительных компаний на 4% ежегодно. Основной прирост доходов обеспечивается использованием не анализируемых в настоящее время данных, автоматизацией рабочих процессов и фрагментарным внедрением решений на базе «цифры».

Ожидается, что в течение ближайших четырех лет цепочка создания стоимости в электроэнергетике будет децентрализована, а список продуктов и услуг существенно увеличится. В долгосрочной перспективе эксперты прогнозируют появление персонализированных решений и возможность объединения существующих продуктов с продуктами из других отраслей.

Если же говорить о приоритетах цифровой трансформации в сфере электроэнергетики, то здесь из-за сложности и точечности существующих цифровых решений наиболее продвинутые участники рынка концентрируются на достижении «быстрых побед». Они стремятся получить ощутимый результат как можно быстрее. В итоге мобилизация ресурсов организации и человеческого потенциала для осуществления выбранной стратегии дает необходимый импульс для старта более долгосрочных инициатив.

Цифровая трансформация в электроэнергетике ведется в трех приоритетных направлениях.

1. Цифровизация текущей модели. Этот процесс предполагает фокусирование на «быстрых победах». Это может быть выявление рабочих моментов и важных задач, обладающих наибольшим потенциалом для минимизации затрат и улучшения потребительского опыта. Автоматизация приоритетных областей может содержать такие решения:

• роботизация производственных процессов;
• цифровая трансформация внутреннего интерфейса;
• построение многоканальных систем коммуникации и цифровизация взаимодействия с потребителями энергоресурсов;
• повышение доступности данных и использование собранной информации для принятия взвешенных решений;
• цифровизация инструментов и методик управления сотрудников;
• модернизация IT-инфраструктуры.

Наряду с автоматизацией текущих моделей и трансформацией взаимодействия с потребителями, цифровизация энергокомпаний подразумевает глубокую перестройку внутренних систем. От самых простых, таких как сокращение количества страниц в нормативных документах и инструкциях, до более сложных. Например, это может быть автоматизация принятия решений.

На этапе распределения электрической энергии первыми претендентами на цифровизацию являются процессы с часто повторяющимся алгоритмом: технологическое присоединение новых потребителей, обслуживание сетевой инфраструктуры, управление потерями, инвестициями и т. п.

2. Использование аналитических данных. Каждая компания должна выработать собственный план очистки и стандартизации информации, полученной из разных источников. Эти источники могут быть как разрозненными, так и связанными между собой. Однако в итоге модели данных должны стать взаимоувязанными друг с другом, а ответственность за функционирование систем сбора и хранения информации закреплена внутренними распоряжениями с указанием ответственных лиц в каждом структурном подразделении.

Помимо этого необходимо наращивать компетенции персонала, работающего с продвинутой аналитикой. Внедрение цифровых технологий обеспечивает поступление огромного количества данных. Их объем не идет ни в какое сравнение с информацией, собранной ручным способом. Глубокий анализ невозможно выполнить, применяя стандартные инструменты и дедовские методы исследования. С этой задачей могут справиться только грамотные менеджеры, обладающие специальными навыками проведения анализа.

Инновационный менеджмент и использование передовых аналитических инструментов предполагают появление специалистов в области цифровых проектов. Такие сотрудники будут выступать в роли проводников инноваций, демонстрирующих преимущества цифровизации и призывающих остальных внедрять цифровые решения.

3. Изучение новых технологий. Чтобы держать руку на пульсе событий и быть в курсе технологических инноваций, энергетическим компаниям необходимо управлять обширным портфелем проектов, отслеживать развитие технологий, анализировать возможные риски и выгоду. Также следует научиться оценивать готовность решений к вводу в промышленную эксплуатацию.

Чтобы свести к минимуму вероятность ошибки, необходимо сотрудничать с экспертами в сфере финансов, ИТ и e-commerce. Это позволит расширить собственный продуктовый портфель и увеличит количество источников дохода.

Внедрение и дальнейшее развитие цифровых технологий зависит от региона, поддержки со стороны государства и готовности энергокомпаний инвестировать средства в технологические инновации. По оценкам аналитиков, в краткосрочной перспективе внедряемые технологии призваны повысить эффективность, а средне- и долгосрочной перспективе – нацелены на повышение потребительской ценности и сконцентрированы на предложениях новых услуг.

            О цифровизации электроэнергетики можно говорить еще долго. Однако решающим фактором успеха в цифровой трансформации отрасли является готовность компаний к освоению новых инструментов и получению цифровой ценности – преимуществ, которые открываются с внедрением инновационных технологий.

Первые ласточки цифровизации электросетей

Страна нуждается в современных цифровых решениях, которые полностью соответствуют экономическим и экологическим стандартам. Поэтому сегодня цифровизация затронула все отрасли топливно-энергетического комплекса России.

Например, в электроэнергетике внедряются технологии «умных» сетей, виртуального мониторинга и прогнозирования технического состояния энергогенерирующего оборудования, цифровой диспетчеризации объектов электроэнергетики, призванные повысить качество энергоснабжения потребителей.

Одним из инновационных решений стала программа по созданию единого цифрового пространства в отечественной промышленности, которая реализуется компанией Siemens совместно с Министерством промышленности и торговли Российской Федерации.

Суть проекта заключается в комплексном внедрении цифровых технологий на всех этапах и уровнях производства. Помимо этого, ведутся работы в рамках Немецко-российской инициативы по цифровизации экономики (GRID). Участники этого проекта договорились о внедрении в России передового опыта из области «Индустрии 4.0» и концепции «Цифровое предприятие», а также о создании энергетических систем на базе «цифры», в том числе с применением технологии Smart Grid.

Диджитализация и цифровизация позволяют создавать распределенные энергосистемы разного масштаба. Они могут объединять несколько электростанций или создавать разветвленную сеть с сотнями и даже тысячами энергогенерирующих объектов, созданных по ВИЭ-технологии.  

Однако когда речь заходит о цифровизации в сфере электроэнергетики, эксперты говорят не только о цифровых подстанциях и «умных» сетях. Они также не упускают из вида возможность получать информацию из сетей и управлять рабочими процессами в режиме реального времени.

В РФ уже реализуется ряд проектов с внедрением «цифры» в электросетевой комплекс. Например, в 2013 году специалисты ОАО «Башкирская электросетевая компания» приступили к комплексной модернизации сетевой инфраструктуры столицы Башкортостана с элементами Smart Grid.

Smart Grid («интеллектуальная сеть») – это больше, чем технология. Это принципиально новый подход к построению электросетевого комплекса в частности и электроэнергетики в целом. Сам термин имеет несколько определений. Однако все они сходятся на том, что такая сеть должна обеспечивать:

• получение данных от поставщиков электроэнергии о ее генерации;
• получение информации от потребителей о реальных объемах потребления;
• оперативную обработку полученных данных;
• возможность управления производством электричества и энергопотреблением.

Причем все эти опции должны поддерживаться в режиме онлайн и обеспечивать максимально эффективную работу каждого отдельно взятого элемента энергосистемы.

При возникновении аварийной ситуации или сбоя в работе электрооборудования осуществляется обмен информационными сигналами между устройствами. Благодаря этому, дежурный оператор или диспетчер видит место повреждения на электронной схеме в центре управления. При этом программа предлагает оптимальный вариант обхода участка, на котором произошел сбой или авария. Это позволяет восстановить питание в кратчайшие сроки и сократить до минимума время устранения неполадок.

Помимо наблюдения за техническим состоянием сети, диспетчеры также могут отслеживать действия ремонтных бригад, выезжающих на энергообъекты. Ведь каждое транспортное средство оборудовано компактным навигационным приемником. Такое техническое решение позволяет автоматически просчитывать расходы и помогает формировать бюджет на оперативно-техническое управление.

Очевидно, что перед Smart Grid поставлены достаточно сложные задачи. Следовательно, создание «умной» системы (включая установку сотен тысяч измерительных приборов и модернизацию существующего электросетевого комплекса) нуждается в инвестициях и требует затрат времени.

На момент разработки проекта модернизации электросетевого комплекса Уфы его основные производственные фонды отличались высокой степенью износа. В то время как энергопотребление в городе существенно увеличилось. А поскольку Башкортостан был и остается инвестиционно привлекательным регионом, сетевая инфраструктура столицы республики нуждалась в тотальном обновлении. Ведь именно передача электроэнергии является одним из ключевых аспектов развития промышленных предприятий и городской среды.

Комплексная модернизация электросетевого хозяйства с использованием концепции интеллектуальных сетей подразумевает замену электрооборудования и автоматизацию рабочих процессов. Прежде всего это касается управления передачей электроэнергии и внедрение «умных» систем учета энергопотребления. В рамках интеллектуализации электросетевой инфраструктуры Уфы в общей сложности обновлено 512 наблюдаемых и 157 управляемых трансформаторных пунктов, а также проложено около 350 км кабельных линий.

Ожидается, что реализация проекта позволит существенно «омолодить» производственную базу, повысит надежность сетевого комплекса, а также будет способствовать значительному снижению коммерческих и технических потерь. По оценкам аналитиков, в 2015 году потери в электросетях Уфы достигали 16-17%. В дальнейшем этот показатель сократится в два раза. Экономический эффект от внедрения инновации может составить около 500 млн руб. в год.

В ходе реализации уфимского проекта энергетики сетевой компании придерживались комплексного подхода. Они оптимизировали топологию электросетевой инфраструктуры, что обеспечило более эффективную передачу электрической энергии в соответствии с существующими потребностями и создало надежный задел на будущее.

Для переоснастки энергообъектов использовалось высокотехнологичное оборудование немецкого концерна Siemens, сборка которого локализована на территории региона. Прежде всего речь идет о комплектных распределительных устройствах среднего напряжения с элегазовой изоляцией (КРУЭ), которые устанавливаются в распределительных и трансформаторных подстанциях.

Оборудование позволяет осуществлять дистанционное управление, помогает минимизировать количество аварий в сетях, снижает затраты и потери электроэнергии, а также обеспечивает бесперебойность электроснабжения потребителей.

С целью повышения качества энергоснабжения специалисты Siemens использовали в уфимском проекте ряд других технологических решений. В частности, в городских электросетях были установлены:

• Устройства контроля состояния сети, позволяющие обнаружить короткое замыкание и указать его направление. Помимо этого, аппаратура отслеживает основные электрические параметры;
• Оборудование релейной защиты и автоматики серии SIPROTEC Compact, обеспечивающее защиту, автоматику и управление РУ);
• Контроллеры SICAM TM. Функция оборудования этого типа заключается в сборе сигналов о положении ключей и коммутационных аппаратов, данных о срабатывании системы защиты, а также в передаче команд на управление.

Ожидается, что уже к 2020 году электросетевой комплекс столицы Башкортостана будет оцифрован в соответствии с концепцией «умных» сетей. Наряду с модернизацией сетей в регионе активно устанавливаются автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ). К примеру, только с начала текущего года специалисты ООО «Башкирэнерго» установили более 10 тыс. «умных» электросчётчиков. 9 тыс. из них находится на территории Уфы и близлежащих районов.

По оценкам аналитиков, активное внедрение интеллектуальных приборов учета во многом связано с реализацией уфимского проекта комплексной модернизации электросетевого комплекса столицы Республики Башкортостан. На текущий год в ООО «Башкирэнерго» запланирована установка 35 тыс. электросчетчиков с АСКУЭ, 17 тыс. из них – в Уфе.

По состоянию на июнь 2019 года в ежесуточном дистанционном опросе данных АСКУЭ региональной энергетической компании участвовало более 230 тыс. счетчиков электроэнергии. Общее количество каналов учета электрической энергии превысило отметку в 300 тыс. единиц.

Одной из ключевых задач внедрения автоматизированной системы учета специалисты называют снижение потерь электроэнергии. Установка АСКУЭ выгодна не только энергетикам, которые могут оперативно выявлять несанкционированное энергопотребление, но и самим потребителям. Поскольку они не несут ответственности и каких-либо финансовых затрат, связанных с техническим обслуживанием «умных» электросчетчиков.

При возникновении неисправности или же в случае вмешательства в работу прибора учета центр сбора информации фиксирует небаланс электроэнергии, а сам электрический счетчик сигнализирует о невозможности правильного учета энергопотребления. Получив такое уведомление, энергетики оперативно устраняют неполадку или выясняют причины несанкционированного вмешательства в работу устройства.

В ожидании цифровой трансформации электросетей живет и северная столица России. О предстоящей модернизации заявил на тот момент временно исполняющий обязанности губернатора Санкт-Петербурга Александр Беглов во время церемонии торжественного запуска обновленной ПС «Ленсоветовская», состоявшегося в июле 2019 года.

Подстанция построена и введена в эксплуатацию в 1975 году. 44 года спустя она была полностью реконструирована, а все рабочие процессы автоматизированы. В частности, построено новое здание, выработавшее ресурс и морально устаревшее электрооборудование заменено современными аналогами. Модернизация подстанции позволила увеличить мощность энергообъекта в четыре раза – до 50 МВА.

Сегодня ПС «Ленсоветовская» функционирует без участия дежурного персонала. Удаленный контроль и управление работой подстанционного оборудования обеспечивается за счет использования инновационных цифровых решений. Данные о рабочих параметрах передаются непосредственно в единую систему управления.

Подстанция имеет важное значение для Санкт-Петербурга в целом и Пушкинского района в частности. Она обеспечивает надежное электроснабжение новых жилых кварталов, построенных на территории поселков Петро-Славянка и Ленсоветовский, а также 10 логистических центров, промзоны «Южные ворота» и др.

В администрации города уверены, что запаса мощности достаточно для строительства жилья, создания новых производственных предприятий и возведения объектов социальной инфраструктуры. Ожидается, что в результате внедрения современных технологий в энергетику региона к 2030 году все подстанции, входящие в зону операционной ответственности ПАО «Ленэнерго», будут оборудованы элементами цифрового управления.

В пресс-службе распределительной сетевой компании подтвердили, что развитие подстанций на базе «цифры» класса напряжения 35-110 кВ – это уже не планы, а текущая задача. ПАО «Россети» заинтересовано в создании максимально эффективной и опережающей мировые стандарты цифровой инфраструктуры. Компании группы уже разрабатывают и реализуют соответствующие масштабные проекты на практике.

Например, на период 2018–2022 гг. запланирована комплексная модернизация электросетей Курортного района Санкт-Петербурга. Проект предусматривает:

• возведение трех подстанций класса мощности 35 кВ;
• прокладку кабельной линии длиной 34 км;
• строительство 32 трансформаторных подстанций.

Распределительная электрическая сеть будет сформирована с учетом резервирования мощности, что позволит обеспечить доступное техприсоединение потребителей к источникам питания. В перспективе пилотный проект будет масштабирован в электросетях других районов города на Неве и ДЗО ПАО «Россети».  

В ходе работы энергетики планируют реализовать функции автоматического самовосстановления сети, обеспечить 100%-ную наблюдаемость сетевого комплекса, а также оснастку районных распределительных и трансформаторных подстанций 6 кВ современными цифровыми РЗА и средствами дистанционного мониторинга технического состояния электрооборудования. Ожидается, что модернизация позволит сократить время восстановления электроснабжения потребителей при выходе электрооборудования из строя.

Помимо этого, запланировано внедрение системы интеллектуального учёта электрической энергии. По оценкам аналитиков, это:

• обеспечит возможность анализа перетоков мощности;
• позволит перестраивать сеть в автоматическом режиме с целью предотвращения перегрузки основного оборудования, что будет способствовать снижению аварийности и уменьшению количества отключений потребителей;
• будет способствовать определению очагов небаланса для выявления несанкционированного подключения и бездоговорного энергопотребления.

Грамотно разработанная схема электроснабжения обеспечит минимальное время восстановления электроснабжения при возникновении аварийных ситуаций. Поставленной цели можно достичь за счет сетевого резервирования, секционирования сети и благодаря внедрению быстродействующих устройств защиты.

Согласно Единой технической политике в электросетевом комплексе ПАО «Россети»:

• проектирование развития электросети Курортного района Санкт-Петербурга осуществляется с учётом последних достижений науки и техники;
• развитие сети призвано способствовать достижению высоких экономических показателей энергосистемы в целом при максимальной оптимизации использования имеющихся производственных активов независимо от форм собственности объектов электроэнергетики;
• развитие сети должно обеспечивать минимальное участие персонала в процессах эксплуатации, технического обслуживания и управления;
• при построении основной сети крупных городов необходимо рассматривать создание глубоких вводов на номинальном напряжении до 500 кВ включительно.

В числе ключевых характеристик проекта по комплексной модернизации электросетей Курортного района СПб можно назвать:

• увеличение установленной мощности трансформаторных установок (усиление сети) для обеспечения возможности технологического присоединения новых потребителей;
• замена изношенного оборудования на современное;
• демонтаж ВЛ 35 кВ, расположенных на территории Санкт-Петербурга;
• сокращение протяженности распределительных сетей 6-10 кВ;
• увеличение пропускной способности распределительных сетей и минимизация потерь;
• оптимизация режима заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ;
• реализация пилотного проекта по созданию самовосстанавливающейся сети 6-35 кВ;
• создание «умной» сети;
• достижение высокой степени автоматизации новых энергообъектов и повышение уровня автоматизации действующих.

Эволюция цифровых решений

            В 2019 году началась полномасштабная реализация Стратегии цифровой трансформации электросетевого комплекса МРСК Центра и МРСК Центра и Приволжья. Работы ведутся в соответствии с программой ПАО «Россети» по цифровизации сетей. Согласно положениям документа, все компании отрасли должны перейти на цифровые технологии до 2030 года.

            Начало цифровизации сетей двух МРСК было положено в минувшем году. В общей сложности в цифровую трансформацию электрооборудования будет инвестировано 64 млрд руб.

По оценкам экспертов, внедрение цифровых технологий обеспечит региональные энергосистемы современными технологичными решениями, применяя которые ПАО «Россети» сможет достичь преимущества в темпах снижения операционных и инвестиционных затрат. Также это позволит оптимизировать развитие сетевой инфраструктуры, структуру управления рабочими процессами и снизить расходы, связанные с содержанием электросетевого комплекса.

После тестирования и адаптации на своих энергообъектах основных цифровых компонентов энергетики МОСК Центра и МРСК Центра и Приволжья приступили к построению на территории 20 региональных энергосистем полноценных цифровых районов электрических сетей. 

В ходе реализации проекта «Цифровой РЭС» энергетиками «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» к середине будущего года будет создано 30 таких РЭС. На их базе планируют установить следующее оборудование:

• 940 реклоузеров – устройств автоматического управления и защиты воздушных линий электропередачи на основе вакуумных выключателей под управлением специализированного микропроцессора;
• 1 300 разъединителей;
• 1 500 индикаторов короткого замыкания;
• свыше 5 000 шкафов телеметрии;
• 77 000 приборов коммерческого учета электроэнергии.

Помимо этого, запланирован монтаж 212 пунктов коммерческого учета и реконструкция более 2 300 ячеек 6-10 кВ на РП и ПС 35-110 кВ.

Функционал цифровых компаний настолько объемен, что выходит за рамки основных отраслевых задач. Такой подход к вопросам цифровизации позволяет существенно расширить спектр предоставляемых услуг и наглядно демонстрирует другим участникам энергорынка эффективность цифровой трансформации.

В основу проектов цифровизации оборудования двух МРСК положен успешный опыт еще одной «дочки» ПАО «Россети» – АО «Янтарьэнерго», на базе которого был создан «пилотный» кластер для отработки базовых технологий Smart Grid для распределительных сетевых компаний.

Проект создания полностью автоматизированных и управляемых сетей в АО «Янтарьэнерго» разработан с учетом целого комплекса цифровых технологий и интеллектуальных элементов:

• распределенная автоматизация. Методика предполагает дробление электрической сети на небольшие участки. В случае если на одном из таких участков возникает аварийная ситуация, он выводится в ремонт, а сеть запитывается по резервным схемам. Потребители могут даже не заметить аварийного события в сети;
• комплексный энергомониторинг;
• цифровая трансформаторная подстанция;
• облегченные цифровые ПС;
• распределенная генерация на базе ВИЭ.

Еще одним важным компонентом проекта стал Главный центр управления сетями и малой генерацией. По сути, это ключевой элемент цифровой сети с единой для Калининградской области автоматизированной информационной системой оперативно-технологического управления «Олимп», разработанной с использованием технологии больших данных с интегрированными элементами искусственного интеллекта. Она обеспечивает дистанционное управление, автоматический анализ и мониторинг текущего состояния всех подключенных к сети элементов энергетической системы.

«Пилотный» кластер создан на территории Мамоновского и Багратионовского районов, где на момент разработки проектной документации были наихудшие технологические показатели. Успешная реализация проекта позволила существенно повысить наблюдаемость и улучшить управляемость электрических сетей АО «Янтарьэнерго». А соответственно, и их эффективность. Была реализована единая информационная модель сети и комплекс программных приложений, обеспечивающих замкнутый контур поддержки принятия управленческих решений.

Целевой эффект по всем этапам составил:

5. среднее количество отключений потребителей и средняя продолжительность технологических нарушений сократились на 60%;
5. аварийность (количество отключений потребителей в течение года) снизилась на 73,4%;
5. потери сократились на 53,8%;
5. наблюдаемость возросла до 100%;
6. стоимость владения сократилась на 25%. Оптимизация бизнес-модели достигнута за счет создания одного РЭС на базе двух, что и привело к сокращению издержек.

Сегодня этот опыт масштабируется на два МРСК. При этом полученные знания используются не только для решения текущих задач в рамках основной деятельности. Энергетики подходят к процессу цифровизации более глобально. Их усилия направлены на построение полноценной универсальной инфраструктурной платформы, созданной на основе «цифры».

Помимо цифровизации сетевого комплекса, такая платформа содержит ряд других компонентов. Прежде всего, речь идет о развитии информационно-коммуникационной инфраструктуры, цифровизации основных бизнес-процессов и создании прочной базы для инновационной деятельности.

Здесь важную роль играет формирование человеческого капитала, воспитание «цифрового поколения», которое комфортно ощущает себя в условиях цифровой экосистемы и виртуозно владеет ее инструментами. Именно поэтому развитие кадрового потенциала прописано отдельным направлением в Концепции цифровой трансформации.

Для работы в новой среде потребуются квалифицированные специалисты и топ-менеджеры, обладающие кросс-функциональными компетенциями. Ускоряющийся темп изменений и необходимость оперативно на них реагировать делают невозможными пробелы в работе. А для того чтобы все гарантированно были в курсе, команде необходима взаимозаменяемость, поэтому специалисты должны обладать набором знаний и компетенций на стыке нескольких смежных областей.

Неотъемлемой частью любой деятельности становятся ИТ-технологии, успешное выполнение некоторых задач требует экспертных знаний в сфере действующего законодательства, активное внедрение инновационных технологий управления нуждается в формировании проектных команд и, как следствие, потребует знания методологии проектного управления.

В перспективе глобализация рабочих процессов позволит энергетикам расширить спектр оказываемых услуг за счёт принципиально новых видов деятельности, основанных на сборе и анализе Big Data. При этом имеющийся набор инструментов позволяет реализовывать большие данные на разных уровнях и в различных масштабах: от управления энергоэффективностью отдельно взятого потребителя (при помощи систем «умного» учета электроэнергии) до макропрогнозирования экономического развития региона, которое осуществляется с использованием информации об энергопотреблении.

Наряду с таким очевидным преимуществом, как рост объема нетарифных доходов, это позволит энергокомпаниям наглядно демонстрировать другим участникам рынка перспективность внедрения цифровых решений.

Еще одной ступенью на пути к цифровизации стал запуск уникального проекта под названием «Цифровой электромонтер». Его реализацией занимаются энергетики Мамоновской РЭС. В рамках этого проекта данные о месте аварии, характере повреждений и о том, какое оборудование необходимо для устранения неполадок, электромонтеры получают непосредственно на свои смартфоны.

По оценкам экспертов, такое ноу-хау позволит существенно повысить безопасность проведения ремонтных работ на объектах сетевой инфраструктуры и сократить время, необходимое для устранения последствий аварии. Помимо этого, такое технологическое решение увеличивает степень автоматизации процессов, их планирования, исполнения и контроля.

Программа «ДПМ-2»: даешь цифровизацию тепловой энергетики!

Цифровая трансформация электроэнергетики позволит повысить энергетическую безопасность регионов страны за счет создания новых инфраструктурных возможностей и обеспечить новый уровень качества жизни россиян благодаря новым стандартам обслуживания.

Однако для достижения поставленной цели технологии на базе «цифры» должны быть интегрированы не только в процессы распределения электрической энергии. Они также необходимы на этапе генерации электричества.

Важную роль в вопросах цифровизации может сыграть программа модернизации ТЭС под названием «ДПМ-2», одобренная правительством Российской Федерации 24 января 2019 года. Ее основная цель заключается в реконструкции действующих мощностей теплоэнергетики. Помимо этого, программа призвана укрепить отечественный рынок энергетического машиностроения.

Реализация программы предполагает модернизацию 41 ГВт мощности в течение 10 лет. Объем инвестиций оценивается в 1,9 трлн руб. Однако оппоненты «ДПМ-2» – потребители оптового рынка электроэнергии и мощности России – с этой цифрой не согласны. Они считают, что реконструкция ТЭС потребует 8,2 трлн руб. инвестиций до 2046 года.

Механизм инвестирования предполагает прием ценовых заявок для участия в конкурсе с учетом стоимости выработки. По словам главы Минэнерго Александра Новака, основным критерием отбора является «минимизация стоимости энергии, генерируемой после реализации проекта, для потребителей».

Первый конкурсный отбор модернизированных мощностей (КОММод) на 11 ГВт проводился СО ЕЭС России 1–2 апреля. Объекты отбирались сразу на три года. Ввод модернизированных теплоэлектростанций в эксплуатацию запланирован на 2022-2024 гг.

В общей сложности для участия в конкурсе было подано 127 заявок от 28 участников в отношении 64 ТЭС. Из них:

• на 2022 г. – 45 шт.;
• на 2023 г. – 37 шт.;
• на 2024 г. – 45 шт.

В конкурсе принимали участие проекты первой (Европейская часть России и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зон. Объем мощностей между зонами был поделен в пропорциях 80% для первой ценовой зоны и 20% – для второй. Проекты, которые не прошли КОММод, получили возможность попасть в программу «ДПМ-2» в соответствии с решением правительственной комиссии по развитию энергетики. Ее квота составила 15%.

Реализация проектов предполагает установку оборудования российского производства. Это уже вызвало к жизни идею разработки отечественной газовой турбины большой мощности с частичным государственным финансированием и льготами для инвесторов, которые используют это оборудование в своих пилотных проектах.

Инвестиции энергокомпаний в модернизацию тепловых электростанций будут возвращаться в течение 15 лет за счет повышенных платежей участников оптового рынка электроэнергии – установки спецтарифа на мощность для обновленных блоков и повышение стоимости мощности для энергообъектов старой генерации.

Сегодня в российской энергетике накоплен большой отложенный спрос на реконструкцию устаревшего электрооборудования. В рамках «ДПМ-2» надежным партнером для отечественных энергетиков может стать концерн Siemens. Производитель энергетического оборудования уже доказал на практике свою компетентность в вопросах модернизации российских паровых энергообъектов.

В качестве примера можно привести Киришскую ГРЭС – крупнейшую тепловую электростанцию, действующую в Объединенной энергосистеме Северо-Запада.  Системный оператор задает достаточно высокую нагрузку объекту, используя его в качестве регулятора и для обеспечения надежности системы. 

ГРЭС электрической мощностью 2 595 МВт расположена в 150 км от Санкт-Петербурга. С помощью двух новых газовых турбин SGT5-4000F с сохранением существующего, модернизированного под ПГУ парового агрегата, ее блок был преобразован в эффективную парогазовую установку. Реализация этого проекта позволила повысить выходную мощность блока на 500 МВт.

Немецкая компания Siemens заинтересована в развитии на территории России различных направлений деятельности, связанных с газовыми турбинами. В 2018 году на базе совместного предприятия «Сименс АГ» и ПАО «Силовые машины» – «Сименс технологии газовых турбин» (СТГТ) был введён в эксплуатацию новый цех по восстановлению рабочих и направляющих лопастей лопаточных машин.

Технологическая оснастка новой площадки позволяет осуществлять реконструкцию лопаток газовых турбин всех видов по уникальной технологии Si3D с возможностью нанесения различных инновационных покрытий. По оценкам экспертов, это существенно сократит сроки проведения ремонтных работ. Помимо этого, энергетики смогут повысить безопасность, надежность и эффективность энергогенерирующих объектов.

С целью более эффективного обслуживания оборудования на заводе СТГТ введен в действие Удаленный мониторинговый центр (УМГ). Сервисная площадка обеспечивает выполнение нескольких функций:

1. Онлайн-диагностика работы газотурбинного оборудования в удаленном режиме.
2. Обработка и анализ полученной информации.
3. Хранение обработанных данных.

Компанией наработан колоссальный опыт в сфере диджитализации, и она готова делиться экспертными знаниями со своими деловыми партнерами из России. Именно с этой целью, а также для проведения совместных исследований, Siemens и Московский энергетический институт открыли лабораторию цифровой энергетики «Сименс – МЭИ», которая действует на базе кафедры тепловых электростанций.

По сути, это информационный класс, оснащенный современной компьютерной техникой и симуляторами парогазовой установки с оборудованием немецкого концерна. Симулятор имитирует деятельность электростанции комбинированного цикла ПГУ и демонстрирует различные рабочие характеристики парогазового блока.

В дальнейшем результаты исследований будут использованы при разработке локальных цифровых проектов как на территории России, та и за ее пределами. Они найдут применение в нескольких высокотехнологичных сферах, включая нефтегазовый комплекс, генерацию электрической энергии и развитие городской инфраструктуры. Открытие новой лаборатории стало важным шагом на пути цифровизации экономики.

Однако, несмотря на ряд инициатив, многое еще предстоит сделать. Siemens предлагает объединить реальный мир и цифровые решения в единое целое с помощью программных продуктов собственной разработки.

Например, компания SIEMENS PLM Software – бизнес-подразделение департамента Digital Factory концерна Siemens, которое является одним из ведущих поставщиков программных средств и услуг по управлению жизненным циклом изделия и управлению технологическими процессами – совместно с заказчиками (в том числе из РФ) занимается реализацией проектов по разработке виртуальной интеллектуальной модели.

После этого на базе модели с минимизированными затратами изготавливается реальный продукт. Существенное сокращение затрат обеспечивается за счет исключения из процесса производства этапа создания прототипа.

Мировая экономика живет в ожидании серьезной трансформации. Уже не за горами четвертая революция в промышленности, которую уже окрестили «Индустрией 4.0». Она будет основана на диджитализации производственных процессов, использовании интеллектуальных технологий, создании «цифровых двойников» и других достижениях технического прогресса.

Россия – это важная часть глобальной экономики. Поэтому обновление технологических процессов и активное внедрение ноу-хау на базе «цифры» сможет дать импульс развитию отечественного энергетического сектора, промышленности и станет двигателем, способным укрепить конкурентоспособность локальных предприятий.

В круге света – цифровое будущее

Цифровизация – это новая реальность, которая рано или поздно коснется каждого. В российской электроэнергетике этот процесс только начинается, поэтому у энергетиков еще есть время на подготовку к переменам. Однако его запас ограничен, и здесь важно понимать, что цифровая революция – это настоящий вызов для энергетических компаний.

Потребители электрической энергии всё чаще обращают внимание на новые технологии, которые помогут им экономить на электричестве. Промышленные предприятия не стремятся подключаться к единой энергосистеме, поскольку это долго и затратно. Проще обеспечивать себя электроэнергией самостоятельно. Для этого достаточно установить автономные генераторы малой мощности.

Бытовые потребители устанавливают в частных домах солнечные батареи и оптимизируют энергопотребление с помощью «умных» технологий. Сегодня уже любой желающий может купить накопитель и заряжать его в ночное время суток, когда тариф ниже, а расходовать электроэнергию днем.

Чтобы потребители снова захотели потреблять энергию из единой сети, энергокомпаниям следует повышать энергоэффективность. Это означает, что они должны не просто оптимизировать рабочие процессы, а создать их буквально с нуля, внедряя «цифру» в процесс генерации, передачи и распределения электроэнергии.

Энергокомпаниям надо меняться. Это очевидно. Первые шаги в этом направлении уже сделаны, сегодня разрабатываются и поэтапно реализуются новые проекты:

• В октябре 2019 года концерн «Росэнергоатом» приступил к реализации проекта под названием «Цифровая подстанция. Цифровое распределительное устройство как часть схемы выдачи мощности АЭС». Работы будут проводиться на базе Ленинградской АЭС, роль пилотной площадки выполняет ОРУ-330 кВ. В процессе работы будут разработаны технические требования к модернизации открытого распределительного устройства, отработаны новые технологии, собраны данные о надежности и экономической эффективности инноваций, а также получен ценный опыт использования оборудования цифровой подстанции.

«Ключевая задача проекта заключается в изучении возможностей повышения надежности функционирования электрической части атомной электростанции. Помимо этого, необходимо наработать опыт использования цифровых измерительных трансформаторных установок и цифровой релейной защиты. Специалистам предстоит оценить экономический эффект от цифровой трансформации оборудования АЭС и, в случае успешного завершения пилотного проекта, тиражировать эту технологию на другие энергообъекты. Результатом работы станет создание нового продукта – цифровой подстанции, обладающей ценным коммерческим потенциалом», – сказала глава департамента цифровой энергетики и коммерческого диспетчирования АО «Концерн Росэнергоатом» Любовь Андреева.

После того как завершится процесс подготовки технических требований к реконструкции ОРУ-330 кВ, комплекс мероприятий по реализации проекта будет включен в дорожную карту и начнется этап разработки проектной документации. В дорожную карту также будет включена замена выключателей, трансформаторов напряжения и устройств РЗА на открытом распределительном устройстве Ленинградской АЭС. Окончание реализации проекта запланировано на 2021-2022 гг.

• Примером высокотехнологичного решения в сфере электроэнергетики назван пилотный проект «Цифровая воздушная линия электропередачи 110 кВ», который реализуют компания «Россети Северо-Запад» (ПАО «МРСК Северо-Запада»), ООО «Северный кабель» и фонд «Сколково».

На сегодняшний день выполнены работы в рамках первого этапа. Они проводились на территории Сортавальского и Лахденпохского районов Республики Карелия. На воздушной линии 110 кВ энергетики установили интеллектуальные датчики, функционал которых позволяет в режиме онлайн отслеживать и передавать параметры сети, а также реагировать на изменения окружающей среды.

Вторым этапом станет использование технологий 3D-моделирования и систем метеомониторинга. После этого будет проведен анализ и дана оценка полученному технологическому эффекту. На заключительном этапе цифровые ЛЭП будут установлены в других регионах и интегрированы в общую информационную среду.

Этот проект очень важен для электросетевого комплекса Российской Федерации. Он помогает решить одну из наиболее сложных задач – оперативное получение объективной информации о текущем состоянии электрооборудования. На основании этих данных энергетики смогут составлять план проведения ремонтных работ и разрабатывать эффективную инвестиционную программу. Это значительно повысит качество и надежность энергоснабжения потребителей.

По оценкам аналитиков, использование оборудования с удаленным доступом позволит на 10% снизить количество отключений и на 20% сократить их продолжительность.

Изначально фонд «Сколково» был создан для работы с отдельными стартапами. Однако опыт их реализации показал, что такой подход не гарантирует прорывного эффекта. Поэтому сегодня «Сколково» инициирует реализацию комплексных проектов, направленных на мониторинг состояния ЛЭП.

•  ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «ОДУ Урала» (АО «СО ЕЭС») завершили реализацию проекта по установке нового цифрового комплекса на подстанции 500 кВ «Южная» в Екатеринбурге. По мнению экспертов, монтаж цифровых устройств передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) и модернизация микропроцессорного оборудования удаленного контроллера противоаварийной автоматики Централизованной системы противоаварийного управления ОЭС Урала (УКПА ЦСПА) сможет обеспечить устойчивость региональной энергосистемы.

«Для корректной работы системы необходимо соблюдение баланса генерации и потребления. Если происходит возмущение в сети – отключается энергогенерирующий объект или часть потребителей, требуется срочное восстановление баланса. В противном случае это может привести к масштабной аварии. Программно-аппаратный комплекс позволяет быстро восстанавливать необходимый баланс с минимальными потерями», – комментирует ситуацию директор филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Свердловское ПМЭС Валерий Мацкевич.

Оборудование состоит из установленного на ПС «Южная» удаленного контроллера и информационного комплекса, который расположен в диспетчерском центре ОДУ Урала. Система рассчитывает оптимальные показатели электроэнергетического режима для текущей схемно-режимной ситуации и с интервалом в 30 сек. выдает матрицу оптимальных управляющих воздействий. При фиксации возмущения на сетях необходимые меры принимаются системой в автоматическом режиме.

Новые устройства изготовлены отечественными производителями. Их установка позволила минимизировать количество используемых проводных каналов связи на подстанции. По результатам работы нового оборудования цифровая технология будет использована на других объектах национальной электросети.

При разработке проекта за основу принят скоростной цифровой обмен данными между устройствами РЗА с использованием международного протокола МЭК 61850-8.1.

• Федеральная сетевая компания более 10 лет применяет в своей работе технологии на базе стандарта МЭК 61850. За это время цифровые решения внедрены в оборудование 200 объектов, в НТЦ ПАО «ФСК ЕЭС» действует опытный полигон, получивший название «Цифровая подстанция». В минувшем году энергетики приступили к использованию сервиса цифрового проектирования. До 2025 года комплексные решения на базе «цифры» будут применены более чем на 30 энергообъектах оператора.

Первым объектом сверхвысокого напряжения, на котором реализован комплекс цифровых решений, включая оптические трансформаторы тока и напряжения российского производства, стала подстанция 500 кВ «Тобол» (расположена в Тюменской области). При строительстве на ней была установлена АСУ ТП, поддерживающая функцию дистанционного контроля режимов работы и проведения переключений.

В июне 2019 года подстанция была переведена на телеуправление. Эта технология позволяет существенно повысить качество управления электроэнергетическим режимом, сократить время переключений в электроустановках и минимизировать риск ошибочных действий персонала.

• ПАО «Россети», китайская корпорация – производитель энергетического оборудования NARI Group Corporation и власти Пермского края заключили соглашение о внедрении цифровых технологий в электрические сети Перми. В качестве пилотной площадки выбран Орджоникидзевский район столицы Пермского края. На его территории расположены: 13 подстанций 35-110 кВ, 372 ТП и РП, свыше 900 км ВКЛ 0,4-10 кВ.

В состав рабочей группы войдут узкопрофильные специалисты как с российской, так и с китайской стороны. В ходе работы будет установлено новое электрооборудование: защитные и противоаварийные устройства, системы коммуникации и управления распределительными сетями.

В дальнейшем российские энергетики совместно с китайскими специалистами приступят к локализации производства оборудования, которое будет использовано для создания цифровых сетей на территории Российской Федерации.

Солнечная энергия под контролем

Компания «Хевел» в сотрудничестве с энергетиками Новосибирского РДУ приступила к реализации пилотного проекта, в рамках которого будет организовано дистанционное управление режимом работы Майминской СЭС из диспетчерского центра Системного оператора. В начале сентября завершились итоговые испытания, подтвердившие готовность оборудования к запуску в опытную эксплуатацию.

Возможность дистанционного управления существенно повышает скорость выполнения управляющих команд, направленных на приведение параметров работы региональной энергосистемы в пределы допустимого диапазона. Такое технологическое решение способствует предотвращению аварийных ситуаций, помогает в сжатые сроки ликвидировать возникшие неполадки и регулировать напряжение в контрольных пунктах зоны операционной ответственности Новосибирского филиала АО «СО ЕЭС».

В свою очередь, комплекс этих мер повышает надежность управления режимом работы Алтайской энергосистемы. Помимо этого, дистанционное управление оборудованием солнечной электростанции позволяет сократить численность оперативного персонала, поскольку больше нет необходимости в постоянном дежурстве операторов непосредственно на территории электростанции. Достаточно осуществлять техническое обслуживание усилиями специалистов оперативно-выездных бригад, что позволяет более рационально использовать фонд оплаты труда и обеспечивает ощутимый экономический эффект для энергокомпании.

Текущий и другие аналогичные проекты по внедрению и развитию технологий дистанционного управления станционным электрооборудованием, систем мониторинга запасов устойчивости и ввода в действие централизованных противоаварийных автоматизированных систем нового поколения осуществляются в рамках взятого курса на повышение эффективности оперативно-диспетчерского управления за счет использования цифровых технологий.

На фоне наметившейся тенденции к росту количества электростанций и величины мощности энергогенерирующих объектов на базе ВИЭ в Единой энергосистеме России несложно спрогнозировать дальнейшее увеличение значимости дистанционного управления режимами их работы. Помимо этого, эксперты всё чаще говорят о возможности расширения сферы использования «цифры» в процессах управления «зелеными» электростанциями.

На этапе подготовки к испытаниям энергетики ОДУ Сибири, Новосибирского РДУ и специалисты компании «Хевел» провели колоссальную работу. Она состояла из целого комплекса мероприятий и включала в себя:

• разработку списка дополнительных параметров, необходимых для обмена информацией (сюда также входят команды управления в удаленном режиме активной и реактивной мощностью Майминской СЭС);
• подготовку нормативной документации и инструкций для диспетчеров АО «СО ЕЭС» и операторов энергогенерирующего объекта;
• настройку каналов коммуникации, которые соответствуют всем требованиям информационной безопасности;
• корректировку конфигурации автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) непосредственно на солнечной электростанции и на ОИК Новосибирского филиала Системного оператора;
• организацию сбора и обработки всех необходимых телеметрических данных.

Специалисты из Новосибирского РДУ и компании «Хевел» предварительно обсудили методы и утвердили программы проведения испытаний, предусмотрели операции, с помощью которых следует изменить активную и реактивную мощность Майминской солнечной электростанции, в т. ч. за счет изменения режима работы инверторных установок и с учетом возможности полного прекращения выдачи мощности.

Перед началом испытаний система дистанционного управления была проверена на возможность и способность, а вместе с этим и качество работы в случае возникновения разных нештатных ситуаций, включая поступление некорректных команд и выход из строя каналов связи.

В перспективе полученный опыт будет использован при внедрении аналогичных систем в оборудование новых СЭС, строительство которых ведется в Алтайской энергосистеме. Эксперты не исключают, что в будущем, благодаря развитию альтернативной энергетики, Республика Алтай сможет перейти на полное энергообеспечение за счет «зеленых» технологий.

Электроэнергетический комплекс неразрывно связан с деятельностью других отраслей экономики. Поэтому внедрение цифровых решений и, как следствие, повышение эффективности работы энергокомпаний окажет положительное влияние как на развитие ТЭК, так и на экономику России в целом.