«Цифровизация» обернулась «ручным вводом».

Приоритетный проект НТИ «Энерджинет» «Цифровой район электрических сетей (РЭС)», пилотно реализованный «Россетями» в Калининградской области, в текущем состоянии не пригоден для масштабирования. Таков основной вывод по итогам совещания в Минэнерго, на котором оценивались результаты проекта «Цифровой РЭС – Янтарьэнерго». Как следует из подробного разбора, одним из «достижений» стала установка «умных» счётчиков на изношенных сетях и создание системы оповещения, позволяющей лишь видеть диспетчеру точки аварий в сети в режиме реального времени. При этом значительная часть информации на территории «Цифрового РЭС», который должен был стать эталоном, передаётся по телефону и методом «ручного ввода»; анализ данных «умных» приборов (в том числе с использованием технологий BigData) невозможен, потому что данные попросту не собираются. А сокращение трудозатрат произошло за счёт формального исключения сотрудников из штатного расписания и передачи их функций на аутсорсинг. Год назад этот проект был рекомендован «Энерджинет» для внедрения не только в России, но и за рубежом. К концу 2020 года «Россети» обещали довести общее число цифровых РЭС до 38. Каждый проект обходится в сотни миллионов рублей, общий бюджет программы цифровизации госхолдинга до 2030 года составляет 1,3 трлн рублей.

Основной целью проекта «Цифрового РЭС» в Калининградской области была обкатка технологий, обеспечивающих переход к новой бизнес-модели распредсетей компании, превосходящей по эффективности конкурентов из США. Пилот должен был обеспечивать свойства сети (надёжность, качество, доступность) на уровне лучших мировых аналогов при сокращении совокупной стоимости владения на четверть от текущих показателей МРСК. Эксперимент был развёрнут на территории Мамоновского и Багратионовского РЭС «Янтарьэнерго», где проживает около 50 тыс. человек.

Проект, реализованный в основном в 2016–2018 годах, состоял из трёх этапов: распределённая автоматизация воздушной сети 15 кВ, развёртывание комплексной системы энергомониторинга (установка «умных» счётчиков) и создание на её основе столь же комплексной системы управления (SCADA/DMS/OMS).

Участники совещания, состоявшегося 15 февраля в Минэнерго, решили, что представленная бизнес-модель «не в полной мере» соответствует заявленным критериям, «что не позволяет однозначно определить её как принципиально новую», следует из протокола совещания, подписанного заместителем министра Евгением Грабчаком. Прототип модели отсутствует: расчётов нет, не описаны и не выделены функции, задачи и показатели деятельности. «В связи с их отсутствием после завершения этапов проекта не проводится сбор и анализ данных, необходимых для оценки целевых показателей, жизнеспособности прототипа и возможности масштабирования модели», указано в официальном протоколе. Более того, по итогам реализации проекта «самостоятельный продукт» не продемонстрирован – одна из ключевых функций РЭС (оперативно-технологическое управление) выведена на уровне другой структурной единицы и осуществляется в интересах РЭС на принципах аутсорсинга».

Внедрённые автоматизированные системы являются зрелыми системами монолитного исполнения, давно используемыми в электроэнергетики и созданными на традиционных архитектурных решениях, которые не обладают свойствами для перехода на цифровой уклад, отмечается в документе. «По сути, речь идёт о цифровизации 80-го года, а не уровня», – иронизирует один из собеседников, знакомых с итогами совещания.

Как это выглядит на практике, видно из дальнейшего поэтапного разбора проекта. Автоматизация воздушной сети в основном сводилась к установке реклоузеров (устройство автоматического управления и защиты воздушных ЛЭП на основе вакуумных выключателей под управлением микропроцессора), что не является инновацией – опыт их использования уже есть в других регионах. При этом автоматизация морально устаревших и изношенных сетей без проведения комплексной реконструкции не позволяет снизить аварийность, а лишь позволяет сократить количество потребителей, отключаемых при аварии. Управление самими реклоузерами не автоматизировано: дежурный персонал может лишь отдавать одиночные команды дистанционного управления. Об эталонных системах, позволяющих автоматически переконфигурировать сеть, например при авариях, речи не идёт: такие системы, как и системы автоматической настройки РЗА под текущую конфигурацию сети, даже не разрабатывались. В пилотном проекте реклоузеры функционируют как отдельные элементы сети и не являются интеллектуальными устройствами, не выработано никаких рекомендаций по их оптимальной расстановке внутри сети и т. д., указано в протоколе совещания.

Не всё в порядке и с развёртыванием комплексной системы энергомониторинга. Она требует существенной доработки, так как среди прочего не интегрирована с автоматический системой технологического управления (АСТУ). При построении сети не учтено, что приборы должны соответствовать единому стандарту и замена одного элемента на продукт другого производителя не должна требовать изменений в смежных модулях. В системе отсутствует приложение для анализа данных («персонал РЭС обрабатывает данные вручную»), они не могут быть экспортированы в АСТУ; созданная конструкция не позволяет просчитывать системные показатели надёжности (SAIDI и SAIFI). Зато в ЦУС «Янтарьэнерго» помимо действующей системы интеллектуального учёта «Пирамида сети» вынуждены использовать и дублирующую «ТЕЛЕСКОП+», перспективы развития которой не понятны.

Третий этап – построение комплексной системы управления РЭС – оказался ещё менее эффективным. Задачи цифровой трансформации были утверждены указом президента (№ 204) в августе 2018 года, то есть к моменту, когда основные работы в рамках проекта уже завершались. Одна из задач – внедрение и использование интеллектуальных систем управления электросетевым хозяйством (ИСУЭХ). Такие киберфизические системы должны без взаимодействия с человеком находить оптимальное решение и самостоятельно управлять элементами сети на основе технологий искусственного интеллекта и BigData. Но в рамках пилота ИСУЭХ не внедрялась, использованные системы не позволяют модернизировать их до интеллектуальных, при этом даже они не интегрированы и работают автономно. Большинство передовых технологий не внедрены или неработоспособны, в деловых процессах не используются, указано в решениях совещания.

По результатам реализации пилота нет онтологической модели деятельности, предусмотренной проектом, указано в протоколе. Она «подменена процессно-ролевой схемой и поверхностными описаниями к ней в виде, предназначенном для восприятия человеком, но не пригодном для автоматического анализа и преобразования в различные представления (в т. ч. машиночитаемые)». Технологии цифровой трансформации использованы «разово» без дальнейшего развития с учётом полученного опыта, системный подход не применялся, констатировали участники совещания в Минэнерго.

Основных выводов сделано два, следует из протокола. Реализованный проект не является целостным, требует пересмотра положений, заложенных в концепцию проекта в 2016–2018 годах, и в текущем состоянии не пригоден для масштабирования в электросетевом комплексе как эталон, указано в первом пункте. Второй выглядит как ложка мёда в бочке дёгтя: «отдельные опробованные решения в области автоматизации, а также их опыт применения в «Янтарьэнерго» в дальнейшем могут быть учтены для развития интеллектуальных систем управления электросетевым хозяйством».

В ответ на запрос в Минэнерго указали, что не комментируют протоколы рабочих совещаний. Редакция ожидает ответа от «Россетей».

Ключевым сейчас, вероятно, будет вопрос о необходимости корректировки всей программы цифровизации сетей, стоимость которой до 2030 года составляет 1,3 трлн рублей. Большую часть (810 млрд) госхолдинг планировал занимать на рынке, рассказывали «Россети» в феврале 2018 года, презентуя программу. В декабре того же года она была одобрена советом директоров компании как концепция «Цифровая трансформация 2030». Реализация мероприятий не приведёт к увеличению тарифов для потребителей, заявлял холдинг. ФАС подтверждал, что намерен следить, чтобы рост тарифа на передачу энергии в ближайшие годы не превышал утверждённые 3%.

Стоимость цифрового пилота «Янтарьэнерго» составила около 290 млн рублей (по этапам – 73 млн, 140 млн и 77 млн рублей), следует из презентации калининградской компании от 2016 года. В сотни миллионов обходится каждый аналогичный проект, которые вслед за Калининградом стали разворачиваться в других регионах присутствия «Россетей». «Цифровой РЭС» в Прибайкальском районе Бурятии в 2019 году оценивался специалистами местных подразделений холдинга в 150 млн рублей, в Нижегородской области – в 400 млн рублей (оценка 2018 года). К концу 2020 года «Россети» обещали довести общее число цифровых РЭС в России до 38, интеллектуальными должны были стать все РЭС Калининградской области и 20 районов в центре России.

В конце 2019 года Rambler сообщал, что «Энерджинет» рекомендовал масштабировать проект «Цифровой РЭС – Янтарьэнерго» не только в России, но и за рубежом.

«Все технологии и принципы проекта уже получили своё масштабирование не только на территории Калининградской области, но и на территории других ДЗО группы «Россети». Так, например, сейчас активно ведётся создание «Цифровых РЭС» в Ленэнерго, Московском регионе, Сибири и в первую очередь на территории 20 регионов зоны ответственности «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье», – говорил тогда гендиректор двух последних структур «Россетей» с объединённым управлением Игорь Маковский.

Он был повышен с должности главы «Янтарьэнерго» в сентябре 2018 года, после завершения ключевых этапов пилотного проекта, и считался куратором цифровой трансформации – самой дорогой программы «Россетей». Спустя месяц он провёл красочную презентацию выездного пункта управления сетями тогдашнему главе Минэнерго Александру Новаку – мероприятие проходило в условиях штормового ветра в палатке у подножия одного из ветряков открывавшейся Ушаковской ВЭС под Калининградом.

Источник: vk.com

Комментарии: