Мы смотрим на сеть, как на кровеносную систему

Мы смотрим на сеть, как на кровеносную систему
12 Июля 2017

Алексей Чалый — российский предприниматель, инженер и учёный. Идеолог и строитель умных сетей в России рассказал «Эксперту» о пилотных проектах, о первом опыте внедрения Smart Grid и о перспективах технологий.

— Вы согласны, что мы неминуемо придём в итоге к цифровой сети и цифровой инфраструктуре?

— Надо честно признаться, что в отличие от времён Советского Союза, когда у нас практически по любому технологическому направлению была конкурентоспособная технология, сегодня это совсем не так. Поэтому нам надо выбрать приоритеты и в это вложиться. В современной экономике претендовать на то, чтобы быть конкурентоспособными во всем, невозможно. Но что-то должны предъявить миру, кроме нефти и газа.

Поиском таких технологий занимается Национальная технологическая инициатива, главная цель которой на горизонте десяти-пятнадцати лет — создание конкурентоспособных в мировом плане национальных компаний по перспективным направлениям. Для этого необходимо сконцентрироваться на технологиях, которые заиграют через десять-двенадцать лет. При этом такая технология должна быть достаточно масштабной с потенциальным рынком больше ста миллиардов долларов. Этой технологии не должно существовать сегодня, на неё не должны существовать сформировавшиеся стандарты, и так далее.

Одна из таких технологий — EnergyNet, что перекликается с тем, что называется Smart Grid.

— Кажется, у нас пока больше говорят об этих технологиях, тогда как за границей уже делают…

— Если откровенно говорить, за рубежом тоже не много делают, но тратят много денег. Тот же Smart Grid — это инициатива больших электротехнических компаний, которые сумели её затащить на очень высокий уровень и «стричь» очень большие деньги из бюджетов своих стран, чтобы вкладываться в эту самую новую энергетику. Но пока у них экономически не срастается.

Возможности в сетях

— Что вообще такое этот Smart Grid?

— У термина нет формального определения. Обычно под Smart Grid понимают несколько разных компонентов, такие как автоматизированные сети и информационный обмен между различными субъектами рынка распределённой генерации. Сюда вплетается понятие «возобновляемые источники электроэнергии» — Солнце и ветер. Причём управление всей этой системой должно производиться на основании экономических подходов.

— Где-нибудь это комплексно реализовано?

— Сегодня в ряде стран, например в тех же США или Австралии, при изменении стоимости электроэнергии потребители — они же производители — сами решают, что им сейчас выгоднее: потреблять или, наоборот, производить электричество. Но такое возможно лишь в странах, где очень высока стоимость электроэнергии, — в Австралии, Германии или Дании. Но если посчитать без стимулов, просто экономически вся эта система с учётом ВИЭ не окупаема, особенно в нашей не слишком солнечной стране.

Поэтому я не захотел заниматься возобновляемыми источниками электроэнергии. Это не моя профессия. Я вижу возможности в сетях, где есть проблемы и отсюда возможности.

— Почему сети?

— Сегодняшняя система как-то сложена технологически, организационно и нормативно. И она обеспечивает некоторый уровень затрат на один киловатт электроэнергии, доставленный до потребителя на какое-то расстояние. Мы предлагаем: давайте параметры этого киловатт-часа сделаем выше, перспективнее с точки зрения его надёжности, качества — в частности, уровня напряжения и возможности любого потребителя в сети этот самый киловатт-час подключить, а ещё и себестоимость снизим на 25 процентов.

Для себя мы зафиксировали некоторый уровень качества товара, взяв США в качестве целевого ориентира по качеству электроэнергии. Можно, конечно, спорить, не избыточен ли этот уровень. Но мы говорим о перспективе 2035 года, о развитии технологий, о том, что качество потребления определяет техника, — поэтому едва ли имеет смысл ориентироваться на что-то худшее. А дальше мы ставим задачу минимизировать себестоимость электричества при базовом качестве.

— Вы предлагаете поставлять электроэнергию того же качества, того же стандарта, но на 25 процентов дешевле?

— Нет, более высокого, перспективного стандарта, но на 25 процентов дешевле. Это очень амбициозная задача.

Улучшение в ячейке

— О каком масштабе проблемы мы говорим? Это весь холдинг «Россети» или это другой уровень?

— Управление электрической сетью организовано через идентичные субъекты, которых в России примерно пять тысяч. Эти субъекты — район электрической сети, РЭС. Это такая элементарная ячейка, которая имеет размер от единиц километров в городе до десятков километров в сельской местности. В такой организации работает несколько десятков человек. И вот эта ячейка обладает определёнными экономическими свойствами, параметрами, предоставляя качество электроэнергии и неся какие-то затраты.

Качество электроэнергии у потребителя во многом определяет именно эта сеть. Тут нужно сказать, что есть три основных потребительских свойства электроэнергии, и есть три основные составляющие себестоимости. Баланс свойств и себестоимости — соотношение цена–качество, как и для любого товара. Он и определяет ценность этого товара.

Давайте сделаем эту ячейку лучше, чтобы она обеспечивала лучшее качество за меньшие деньги.

— Именно с такими ячейками вы и работали в Калининграде и в Севастополе?

— В Калининграде взяли аж два РЭСа, то есть два района, в Севастополе взяли один. Однако перед тем, как приступить к реализации пилотных проектов в России, мы работали за рубежом.

— С западными проектами?

— Да, последние крупные проекты были реализованы в Сан-Паулу, Мехико и Чаттануге — это американский проект. В двух из этих проектов участвовали российские компании как поставщики компонентов. Однако, потратив кучу сил, сделав прекрасные компоненты, мы получили крайне низкий КПД их применения.

— Почему?

— Потому что задачу решали неправильно. Эффект есть, но недотягивает до теории. А теория построена на предположении равномерного потребления электроэнергии по длине сети. В жизни оно не такое, оно всегда неравномерное. Поэтому, предполагая равномерное потребление по сети, мы даём оценку снизу. А у них до этой оценки снизу недотягивают кто в пять, кто в десять раз. В итоге, выполнив проект весом в десятки миллионов долларов, Сан-Паулу поставил 2200 коммутационных аппаратов. Ещё много денег было потрачено на пуско-наладку. Потратив такие деньги, они получили лишь 16 процентов улучшения. А по теории должны были улучшить показатель SAIDI (System Average Interruption Duration Index — средняя продолжительность повреждения системы) в три с половиной раза.

— А как получилось в Калининграде?

— А в Калининграде мы сами делали проект. Масштаб там не на две тысячи, а лишь на сорок аппаратов. То есть в пятьдесят раз меньше. Но эффективность в десять раз выше, чем во всех трёх упомянутых случаях.

— За счёт чего?

— За счёт нескольких вещей. Первое: правильное понимание того, как должна выглядеть сеть и где должны стоять аппараты. У нас разработан софт, который позволяет это формально посчитать. Мы, соответственно, эту сеть спроектировали. Расчёт был именно с позиции эффективности, как за минимальные деньги достичь целевых показателей надёжности.

Второе: в Калининграде мы использовали хотя и стандартные средства, но там все аппараты с индивидуальными настройками. Эти настройки проектировала машина, а не человек. Соответственно, они были рассчитаны на основании объективных критериев.

И результат, как мы и ожидали, получился в два раза выше теории. Получается, что мы понимаем, как строить умную сеть. У нас есть инструмент.

Но важна эффективность, то есть отдача по надёжности на единицу вложений. Мы же не говорим о достижении любой ценой определённой надёжности, которая никому не нужна. Мы как раз оценивали наши технологии с точки зрения их экономической эффективности.

Тупая сеть

— То есть калининградский опыт можно считать успешным?

— Да, с моей точки зрения, он успешен. Единственное, мы там совершили пару косяков в силу того, что это первый раз делалось. Мы поняли, что нельзя проектировать отдельно взятые участки сети, это неправильный подход. Надо проектировать всю сеть целиком. И этот подход мы уже реализуем в пилотном проекте в Севастополе. Мы создали соответствующий редактор, который теперь уже проектирует всю сеть целиком на основании экономических критериев. Мы можем чётко сравнить несколько вариантов реконструкции сети и сказать, какой лучше, какой хуже.

Аппараты, которые мы ставили в Калининграде, были построены на классических технологиях релейной защиты. При этом программировал каждый аппарат отдельно мастер конкретной станции. Это существенное новшество по сравнению с обычными системами. Когда такую сеть программирует человек, он её упрощает, а эти упрощение приводит к избыточной длине линий, к избыточным материальным затратам, в том числе в обслуживании. Кроме того, человек не может сделать её достаточно сложной, потому что у нас нет инструментов управлять сложной сетью. Дело в том, что сто с лишним лет назад у инженеров, которые создавали электроэнергетические системы, в качестве инструментов был только кусок медной проволоки и кусок шихтованного железа. Поэтому, конечно, у них максимальная токовая защита. А у нас стоит на каждом присоединении уже компьютер бортовой, который может перемножить, разделить, вычислить любой функционал почти любой сложности. А мы, вместо того чтобы этим пользоваться, тупо в эту программу зашиваем то, что придумали те инженеры сто лет назад.

— Что при этом происходит?

— Каждый субъект сети индивидуально настраиваем в зависимости от его местоположения в сети. И как только в сети что-то качнулось, нужно перестраивать всю сеть. Например, появилась стройка — потребление выросло. Значит, надо пересчитать уставки (пороговое значение величины или параметра, по достижении которых должно произойти срабатывание оборудования. — «Эксперт»). Подсоединились новые потребители, упало потребление, выросло потребление — все требует перенастройки. Существующая сеть тупая. У неё задача — защищать свой участок. В новой же построены такие чувствительные алгоритмы, что там сеть можно развить до любого предела, и она продолжает работать.

В Севастополе мы сказали: хватит, сделаем по-другому, будем исходить из общих соображений, как нужно построить защиту, чтобы она была максимально чувствительной и решала задачи. Оказалось, что можно построить такую систему, когда вот эти аппараты становятся одинаковыми, как пчелы, как муравьи. Раздавил одного муравья, а он такой же точно, как сосед. С точки зрения деятельности муравейника ничего не происходит. Убрал одного муравья — они все равно построились цепочкой, снова тащат бревно.

И мы над всем этим сверху посадили мастера. В Калининграде — диспетчерская, которая получает информацию. А в Севастополе мы сделали продвинутый софт — мастер, который в голове крутит модель сети. Он все может посчитать и подсказать. Такой подсказчик, как навигатор, «поверните направо, поверните налево». Это то, чем Севастополь отличается от Калининграда. Но Калининград уже запущен, а Севастополь — это наши ожидания, это наши проекты. Мы со всех сторон заходим. У нас и аппараты новые делаются, и мастер-станции, и пульт для проектирования. Там вовлечено большое количество участников. Все должно сойтись в одном месте в одно время.

Надёжнее и дешевле

— И дорого стоит такая модернизация сетей?

— Она ничего не стоит, потому что это дешевле, чем замена старого оборудования в той же самой сети. Она вообще ничего не стоит с точки зрения сколько-нибудь существенной перспективы. Например, в Калининграде, установив сорок реклоузеров, интеллектуальных информационных аппаратов, в сеть мы снесли двенадцать РП, распределительных пунктов, которые в новой идеологии оказались ненужными. РП — это целые двухэтажные здания. Это коммутационная аппаратура старого типа, когда у вас есть линия ввода и несколько отходящих линий.

Вы не можете это сделать на столбах, вы строите для этого дом, вы организуете схему вторичного питания, и ещё много чего нужно сделать для того, чтобы это работало. Работает это все равно так себе с точки зрения надёжности. Кроме того, это огромное количество активов. Ввели более дешёвые реклоузеры вместо дорогих РП — активов стало меньше, соответственно, амортизация их стала меньше, обслуживать их стало дешевле. А надёжность выросла.

— За счёт чего выросла надёжность?

— От подстанции отходит обычно от четырёх до двадцати линий. Если линия становится слишком длинной, то вероятность её повреждения возрастает. Представим, что происходит повреждение. У вас единственный способ с ним бороться — отключить линию от РП. Потом вы должны пройтись по всей этой линии, найти, где же случилась авария. Потом вы должны отремонтировать. Только после этого подключите линию к питанию.

Если длина линии становится больше десяти-пятнадцати километров, то это превращается в кошмар, проблемы нарастают лавинообразно. Вероятность отказа возрастает, а вместе с ним время поиска и локализации аварий. Поэтому потребителям становится совсем тошно. Чтобы было тошно, но не совсем, начинают линию делить на кусочки и ставят дополнительные РП.

— А что же предлагаете вы?

— Мы смотрим только на сеть — как проложена, как стоят потребители — и не видим этих РП. Мы отвечаем на вопрос, как сеть должна быть проложена. И дальше у нас есть инструмент в виде этого самого интеллектуального информационного аппарата, которым можно разбить всю сеть на участки оптимальным образом, чтобы при повреждении любого участка все остальные участки можно было запитать с других сторон.

Мы разделяем сеть РЭС на такие относительно маленькие кусочки. Если где-то происходит авария, то выделяется только вот этот кусок. А все остальное перезапитывается с разных сторон. И более того, если в Калининграде все эти аппараты требовали индивидуальной настройки, но, повторяю, проектировала их машина, то в Севастополе мы делаем аппараты, которые одинаковы, вообще думать не надо, они сами обладают таким интеллектом, как система защиты.

Это совершенно другой подход. Именно поэтому повыводили все эти РП — они не нужны, они не выполняют свои функции. Мы смотрим на сеть как на сеть, на кровеносную систему, как средство донести электроэнергию потребителям.

— Насколько увеличилась надёжность калининградской сети?

— Восемьдесят процентов аварий самоустраняются. Для остальных двадцати процентов поиск места повреждения существенно упрощается. Компьютеры со встроенным алгоритмом поиска аварии с этим справляются намного лучше, чем человек. Плюс повреждённый участок оказывается меньше по количеству отключённых потребителей. Если в Калининграде раньше отключалось в среднем три-четыре тысячи потребителей за аварию, то сейчас — пятьсот-девятьсот. Если раньше среднее время на ликвидацию аварии составляло более четырёх часов, то сейчас — сорок пять минут. Теперь умножьте одно на второе, во сколько раз все улучшилось. При том что эта система дешевле — потому что линий нужно меньше, а стоимость аппаратуры ниже.

Но как только ты внедрил такую систему, у тебя взаимоотношения между участниками меняются. Например, поиск и ликвидация повреждений теперь происходит по-другому, ответственность делится по-другому. Это надо все отразить в системе управления.

Опять тарифы

— Происходит перестройка взаимоотношений?

— Мы не можем модернизировать сети, масштабируя бизнес-модель сетевой компании, только на одних технологиях. Мы должны сделать три существенных изменения: технологическое, организационное и нормативное. Если мы не вдохнём в тарифы экономический смысл, эта система не поедет.

У нас две тысячи территориальных сетевых организаций, то есть частников. Сегодня они прибыль заработали и на Кипр её перевели, а сеть постарела на год. Ничего в неё не инвестировали. И так один год, второй, третий. Через десять лет мы все огребём.

Уже прошло двадцать пять лет из нормативных для работы сети тридцати. У нас сегодня средний уровень износа сетевого комплекса — 73 процента. А комплекс стоит около десяти триллионов рублей. Можно задать вопрос: кто вытащит из кармана десять триллионов? Это бюджет Российской Федерации практически.

То, что мы делаем, — это распределённая автоматизация, в результате которой снижается стоимость основных фондов, а значит, амортизационные затраты. Снижаются операционные затраты, особенно в части, касающейся устранения аварий.

Дальше компании сетевого комплекса должны снизить административные затраты через переход на новые IT-системы. Сейчас за каждым компонентом сети надо следить, чтобы вовремя его поменять, вовремя провести ремонт. Единой системы сегодня в МРСК не существует. Каждый поставщик электроэнергии сам себе режиссёр. Это недалеко от катастрофы, на самом деле.

— Сколько потребуется времени, чтобы построить такую Smart Grid во всех РЭС?

— Сейчас мы отрабатываем комплексную технологию, которая касается только одной части — автоматизации сети распределительной, создания такого мастера, который должен радикально повлиять на надёжность, на себестоимость. Дальше развитие пойдёт в сторону энергомониторинга, повышения энергоэффективности и уменьшения количества очагов коммерческих потерь, потому что их можно просто по сети вычислить.

— Насколько снизятся потери?

— Иногда можно сделать очень серьёзное снижение. Смотрите, у нас основные технические потери — это все-таки нагрузочные потери в сетях 0,4 киловольт из-за хаотичного развития в последние годы. Там, где у нас лежат воздушные сети 0,4 киловольт, — это всякие дачные участки, села, и так далее — как правило, технические потери очень большие. Дело в том, что строить линии 0,4 киловольт больше 400 метров не надо. Когда вы тащите такую сеть на километр, у вас в конце сети минус двадцать процентов по напряжению. И это означает, что у вас те же двадцать — двадцать пять процентов потерь сидит в этом проводе. И вот здесь можно снизить потери очень существенно. Это сразу влияет и на качество электроэнергии.

— Неподконтрольный рост размеров сетей низкого напряжения говорит о том, что проблема в управлении отраслью.

— Огромное количество ТСО живут своей жизнью со своими собственниками. Но так нельзя обходиться с кровеносной системой. Нельзя сдать в аренду кусочек вены. А у нас занимаются именно этим сейчас. Надо говорить про это, экономику под это подвязывать. Сеть надо выстраивать системно. Она не является независимым субъектом. Если кому-то хочется разделить это экономически, это все равно технически будет очень условное деление. Если кто-то отвечает за финансирование системы, он должен отвечать и за технику. У него инструменты должны быть в руках, подходы, проектирование, работа с этой сетью должна на этом строиться. С применением, конечно, современных технологий, потому что они дают колоссальные возможности, они гораздо гибче, дешевле. Это гигантская перестройка. Я уже сказал, если все это удастся в такой постановке реализовать, речь будет идти об экономии в сотни миллиардов в год для страны.

— Как распространять новые технологии?

— Чтобы был переход на Smart Grid, надо создать стимулы, иначе говоря, создать другую тарифную политику. Надо дать долгосрочной тариф, привязать к инфляции и дальше в тарифе вкрутить показатели качества электроэнергии. Тогда частник, чтобы на следующий год не попасть под штрафы, в этом году вынужден будет модернизировать сети. Такая система вполне работает в других странах. С чего Сан-Паулу 2200 этих аппаратов покупал? Иначе им бы просто сильно снизили тариф.

— А мы сможем такой рынок обслужить технологически?

— У нас сейчас портфель из двадцати проектов комплексной реконструкции, но продукта пока нет. У нас нет бизнес-модели масштабируемой, но уже куча заказов. Потому что людей достало точечное затыкание дыр.

Евгений Огородников


Нашли ошибку?
Выделите ее
и нажмите Ctrl + Enter

Публикуем в Viber актуальные анонсы статей, выбранные редакцией Делового Донбасса
Источник:  http://expert.ru
Короткая ссылка на новость: http://www.delovoydonbass.ru/~XJ8fD
Добавить новый комментарий


Присоединяйтесь к нам в социальных сетях:












Viber DelovoyDonbas/

Просканируй, чтобы подписаться

Viber



000

000






Последние новости




Раз в неделю мы отправляем дайджест с самыми популярными статьями.
Email *