Станислав Терентьев - о приоритетах цифровизации и особенностях импортозамещения
Для цифровой трансформации энергосистемы необходима готовность к этому всех участников отрасли. О том, как «СО ЕЭС», осуществляющий оперативно-диспетчерское управление единой энергетической системой России, выступает одним из драйверов процессов глубокой автоматизации объектов электроэнергетики и крупных потребителей электроэнергии, в интервью TAdviser поделился Станислав Терентьев, директор по цифровой трансформации «СО ЕЭС». Также он рассказал о том, что на текущий момент препятствует полноценному использованию преимущества цифровых технологий в отрасли, и с какими сложностями сталкивается «СО ЕЭС» на пути к импортозамещению.
Что для СО ЕЭС означает понятие «цифровая трансформация»?
Станислав Терентьев: Цифровая трансформация для Общества в целом - это переход на качественно новый уровень интеграции цифровых технологий в процессы оперативно-диспетчерского управления, обеспечения работы рынков и планирования развития энергосистемы России. В информационно-технологической части она заключается в кардинальном замещении объектов физической составляющей инфраструктуры ДЦ (диспетчерских центров) цифровыми со стандартизацией на уровне архитектурных подходов и реализации, с учетом региональных особенностей, виртуальной программно-определяемой инфраструктуры. Особая роль Системного оператора - законодательно определенной организации, монопольно осуществляющей оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России, - быть «мозговым центром» и главным идеологом внедрения эффективных технологий - не только сохраняется, но и усиливается в процессе цифровой трансформации.
Поскольку функции, выполняемые компанией в энергосистеме, являются инфраструктурными, переход к инновационным цифровым моделям взаимодействия с другими игроками отрасли возможен только лишь при условии готовности, можно сказать «цифровой зрелости» субъектов и объектов электроэнергетики. Значительные усилия, предпринимаемые нами для внедрения таких проектов, как, например, стандартизация информационного обмена с применением CIM (Common Information Model, общая информационная модель), направлены в первую очередь на совместное достижение всеми участниками отрасли уровня цифровизации, которые смогут дать значительный экономический и социальный эффект, а также обеспечить геостратегическую безопасность функционирования единой энергосистемы.
Иными словами, цифровая трансформация отрасли и Системного оператора взаимозависимы, и по этой причине должны быть взаимоувязаны.
Насколько консервативной относительно внедрения цифровых инноваций является электроэнергетическая отрасль по сравнению с другими отраслями, по вашему мнению?
Станислав Терентьев: Мы имеем полное право перефразировать ваш вопрос в диаметрально противоположный: «Насколько далеко электроэнергетическая отрасль может позволяет себе опередить другие отрасли в вопросах внедрения цифровых инноваций?» Почитайте историю промышленного использования информационных технологий и, думаю, удивитесь, когда узнаете, что изначально всё то, что сегодня называется «ИТ в промышленности» было придумано в электроэнергетике. Первые отечественные ЭВМ, на которых начиная с конца 50-х годов 20 века выполнялись наиболее сложные расчеты - от атомных исследований до госплана, были сконструированы под руководством специалистов-электроэнергетов и предназначались первоначально для расчетов электрических режимов энергосистем.
В этом нет ничего удивительного на самом деле. Во всем мире электроэнергетическая отрасль является одной из важнейших составляющих экономики страны, от ее функционирования зависит развитие и устойчивая деятельность предприятий, качество жизни населения и безопасность государства в целом. Поэтому с одной стороны электроэнергетика должна быть на шаг впереди чтобы, предвосхитить потребности остальных отраслей во всем, включая технологические сдвиги, но с другой - при внедрении новых технологий, особенно влияющих на работу основного оборудования, у энергетиков нет «права на ошибку», внедряемые решения требуют определенного, иногда продолжительного времени апробации и тестирования.
Конечно, электроэнергетическая отрасль достаточно консервативна, особенно когда речь идет, например, о жизни людей или сохранности оборудования. Но этот консерватизм базируется на безукоризненном знании предмета и глубоко укорененной способности нести полную ответственность за принятые решения.
Каковы основные направления стратегии цифровой трансформации СО ЕЭС? И как она увязывается с планами по цифровизации электроэнергетической отрасли в целом?
Станислав Терентьев: Цифровизация процесса оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике на основе передовых технологий управления энергосистемами и ИТ осуществляется непрерывно с момента возникновения самого понятия «ИТ», как я уже сказал. Развитие цифровых технологий в СО происходит естественным образом с соответствующим изменением наших внутренних бизнес-процессов и взаимоотношений с другими субъектами отрасли в следующих основных направлениях:
-внедрение в диспетчерских центрах, которых у нас почти 60, территориально распределенных ИУС, в том числе систем оперативно-диспетчерского управления, адаптивных систем мониторинга запасов устойчивости, централизованных систем и локальных комплексов ПА, систем мониторинга и анализа переходных режимов в энергосистемах на основе векторных измерений;
-цифровое моделирование энергосистемы и ее элементов на основе открытых стандартов CIM с использованием в бизнес-процессах Общества и во взаимодействии с субъектами электроэнергетики ЕИМ ЕЭС национальных стандартов серии ГОСТ Р 58651 и стандартов Международной электротехнической комиссии МЭК 61970 и МЭК 61968;
-развитие ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности), рынка системных услуг, включая агрегированное управление спросом. Отдельно хотел отметить, что инициатива по цифровому управлению спросом потребителей розничного рынка является ярким примером реальной цифровизации компании и отрасли, где одним из эффектов будет являться снижение затрат потребителей на покупку электроэнергии и мощности;
-развитие технологий дистанционного управления оборудованием электростанций и сетевых объектов из диспетчерского центра, что позволит сократить время производства оперативных переключений, то есть нахождения энергосистемы в неустойчивом или неоптимальном состоянии в 10 раз (с 30-50 до 5 минут). Почти на порядок сокращается длительность режимных ограничений и время вынужденного отклонения электрических станций от планового графика нагрузки для выполнения режимных мероприятий.
Особое внимание уделяется созданию и постоянному развитию информационной безопасности. В связи с тем, что управление ЕЭС России базируется на непрерывном обмене технологическими данными между объектами электроэнергетики и нашими диспетчерскими центрами, активная позиция компании по цифровизации своей деятельности является одним из основных драйверов, инициирующих процессы глубокой автоматизации объектов электроэнергетики и крупных потребителей электроэнергии.
Глобальные тренды и условия развития электроэнергетики в России задают стратегические рамки для принятия решений всеми компаниями, включая СО. При этом каждая компания имеет собственные условия и интересы, конкретизирующие ее действия, направленные на реализацию стратегии. С одной стороны, разнообразие конкретных решений поддерживает вариативность и адаптивность системы в целом. С другой стороны, согласованность этих действий между основными «действующими лицами» под руководством Минэнерго является ключом к стратегически выверенному развитию всей отрасли.
Как пример, при разработке программ цифровой трансформации СО, ПАО «Россети», ПАО «Русгидро» разрабатывались совместные инициативы по использованию технологии дистанционного управления, унификация информационного обмена на основе единой информационной модели CIM.
Каков был бюджет на цифровую трансформацию СО ЕЭС в 2020 году, и насколько он изменился в 2021 году?
Станислав Терентьев: В соответствии с правилами тарифного регулирования компании, подготовка, согласование и утверждение инвестиционной программы охватывает 4 летний период. Все инициативы, вошедшие в программу цифровой трансформации, находятся в перечне ИТ проектов в составе инвестпрограммы компании. Учитывая широчайший опыт Системного оператора в апробировании для последующего использования новых цифровых технологий и существующую высокую цифровую зрелость технологических процессов, бюджеты 2020 и 2021 соизмеримы, в дальнейшем планируется плавный рост затрат, для сохранения тарифных решений.
Как эпидемиологическая обстановка сказалась на планах по цифровой трансформации СО ЕЭС?
Станислав Терентьев: Полагаю, что вызов, брошенный эпидемическими ограничениями, только ускорил процессы трансформации компаний с использованием цифровых технологий. В компаниях с высоким уровнем готовности инфраструктуры и программных решений переход на дистанционную работу прошел оперативно с возможностью использования практически всего набора корпоративных систем.
Системный оператор - наглядный пример такой компании. Поскольку для нас цифровая трансформация, даже когда она так не называлась, всегда была органичной составляющей постоянной работы по совершенствованию технологических и нетехнологических процессов, нам даже не пришлось серьезно пересматривать наши планы в этом направлении - мы были готовы.
СО ЕЭС занимается оперативно-диспетчерским управлением. Ранее вы говорили, что переход к инновационным цифровым моделям в этой сфере возможен только лишь при условии готовности субъектов и объектов электроэнергетики - их цифровой зрелости. Как вы оцениваете текущий уровень их цифровой зрелости?
Станислав Терентьев: Готовность обеспечивается комплексом технических и организационных мероприятий, включая финансирование в сетевых и генерирующих компаниях.
На сегодняшний день на уровне объектов технологические параметры функционирования в полном объеме не фиксируются, не передаются и не отображаются в цифровом формате. Текущее оснащение оборудования электростанций, сетей, коммутационного, измерительного и распределительного оборудования, терминалов защит и автоматики с традиционной архитектурой вторичных цепей препятствует реализации на действующем оборудовании идеи глубокой цифровизации энергообъектов и полноценного использования преимущества цифровых технологий.
Наличие большого количества разрозненных локальных систем мониторинга технологических параметров не позволяет выполнить комплексную оценку технического состояния оборудования, что не позволяет прогнозировать изменение его состояния во времени.
Однако уже реализуются или запланированы проекты в рамках разработанных стратегий цифровой трансформации отраслевых компаний по цифровизации основных направлений деятельности.
Как обстоит ситуация с импортозамещением ИТ в топливно-энергетическом комплексе? Насколько велика зависимость от импортных ИТ-продуктов, и какие из них наиболее сложно заменить?
Станислав Терентьев: То, что необходимо импортозамещаться, понимают все. Но существует ряд вопросов, не позволяющих этот процесс выполнить быстро. Есть отдельные пакеты программного обеспечения, которые являются аналогами зарубежных продуктов, но нет комплексных решений, позволяющих осуществить внедрение без всяких дополнений, которые как правило ведут к удорожанию процесса внедрения и владения. Отдельно следует отметить, что в функциональных, технических и эксплуатационных характеристиках производимых отечественных решений не содержится информации о совместимости продукции с ранее установленными элементами.
Сложно замещать, когда представленные на рынке отечественные аналоги не удовлетворяют функциональным требованиям и не встраиваются в работающую инфраструктуру. Однако мы видим, что перечень продуктов, которые сложно или пока невозможно заменить, постоянно сокращается, потому что процессы импортозамещения идут с 2014 года и линейки российских решений не стоят на месте, рынок динамически меняется, появляются новинки, что-то улучшается, что-то появляется или исчезает из Единого реестра отечественного ПО.
Кстати, если говорить о реестре, то мы столкнулись с одной проблемой методологического плана. Все что разработано в РФ, но не внесено в реестр, считается иностранным. Но мы в Системном операторе не покупаем готовое ПО для технологических процессов, его просто нет, оно уникально и разрабатывается по нашему заказу. И получается, что мы несем затраты в процессе разработки в течении года и более, но не можем называть «отечественным» программный продукт, сделанный российским разработчиком, и отчитаться о преимущественном использовании отечественного ПО, включенного в реестр. И обсуждение этого вопроса мы ведем в процессе согласования программы цифровой трансформации с курирующими ФОИВ - Минцифрой и Минэнерго.
Учитывая уникальность функций СО, любая информационно-управляющая система до внедрения в промышленную эксплуатацию в АО «СО ЕЭС» в обязательном порядке проходит тестирование, апробацию, проверку соответствия заявленным функциональным, техническим и эксплуатационным характеристикам и совместимости с существующей инфраструктурой. Этот процесс занимает от одного года и более.
При этом при выборе и внедрении новых ИУС приоритет отдается российским техническим решениям. Для повышения эффективности деятельности Общества в области обеспечения планового и поэтапного рассмотрения возможности замещения иностранной продукции эквивалентной российской, повышения качества и оперативности принимаемых решений по реализации мероприятий по импортозамещению в сфере информационных технологий АО «СО ЕЭС» создана Комиссия по импортозамещению в сфере информационных технологий, которая координирует работы по тестированию российских решений и их внедрению в деловые процессы.
В рамках ее деятельности ежегодно утверждаются и реализуются планы мероприятий по тестированию и апробации отечественных решений доступных на рынке, по итогам исполнения которых в случае принятия положительного заключения организуется работа по их внедрению.
Одна из актуальных тем в отрасли сейчас - создание сквозной автоматизированной системы управления технологическими процессами в электроэнергетике. Для чего она нужна, и в какой стадии сейчас ее создание?
Станислав Терентьев: Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России строится как иерархическая система, обеспечивающая решение задач оперативно-диспетчерского управления на всех уровнях диспетчерского управления. Важнейшей задачей обеспечения устойчивого функционирования АСДУ является создание распределенной программно-аппаратной инфраструктуры, а также инфраструктуры каналов связи, обеспечивающих информационный обмен между диспетчерскими центрами и объектами электроэнергетики оперативной технологической информацией (телеизмерения, телесигналы, команды телеуправления) и неоперативной технологической информацией (осциллограммы аварийных событий, параметры настройки устройств РЗА, результаты определения мест повреждения на ВЛ и др.).
Основными источниками технологической информации для АСДУ, а также программно-техническим комплексами, реализующими исполнение на объектах электроэнергетики команд телеуправления, формируемых АСДУ, являются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Традиционные решения по интеграции АСУТП в АСДУ предусматривают применение протоколов информационного обмена МЭК 60870-5-101/104.
Недостатком этого решения является необходимость ручного конфигурирования состава передаваемых и получаемых данных на объектах и в диспетчерских центрах, что при больших наборах данных может быть связано с ошибками персонала, приводить к недостоверным данным телеметрии, снижению надежности функционирования систем управления в ЕЭС.
Цифровая трансформация систем управления должна быть направлена в первую очередь на повышение надежности функционирования АСДУ ЕЭС России, в том числе - исключение возможности ошибок, возникающих при настройке информационного обмена. Этого можно достигнуть путем автоматического формирования настроек информационного обмена на основе гармонизации информационных моделей, использующихся на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах.
Первые шаги уже сделаны - в экспертной среде сформированы предложения по применению стандартов серии ГОСТ Р 58651 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики». Основополагающие стандарты этой серии были введены в действие в 2020 году, они определили единый формат обмена нормативно-справочной информацией в электроэнергетике. На стадии подготовки и обсуждения находится целый ряд стандартов по частным информационным моделям. Внедрение решений, предусмотренных проектами ГОСТ, позволит:
-обеспечить гармонизацию информационных моделей АСУТП объекта электроэнергетики и АСДУ в отношении доступной в АСУТП технологической информации;
-реализовать в АСДУ автоматическую конфигурацию информационного обмена оперативной и неоперативной технологической информацией на основе данных, содержащихся в информационной модели;
-полностью исключить ошибки в настройке информационного обмена в рамках АСДУ путем автоматизации настройки протоколов информационного обмена.
Предложенные решения позволят обеспечить сквозную интеграцию АСУТП объектов электроэнергетики в АСДУ на всех уровнях оперативно-диспетчерского управления. Реализация стандартов серии ГОСТ Р 58651 даст мощный импульс цифровизации электроэнергетической отрасли, обеспечит надежную программно-аппаратную инфраструктуру АСДУ ЕЭС России, отвечающую современным вызовам.
Объекты электроэнергетики относятся к критической инфраструктуре. Насколько успешно в отрасли идет выполнение закона о безопасности КИИ? С какими сложностями здесь вы сталкиваетесь? И насколько требует увеличения расходов необходимость соответствовать требованиям этого закона?
Станислав Терентьев: В СО еще в 2019-м году было проведено категорирование, определены информационные системы, входящие в перечень объектов критической информационной инфраструктуры (КИИ), присвоены категории значимости. На текущий момент мы находимся в процессе создания комплексной системы обеспечения безопасности значимых объектов КИИ. С учетом достаточно сильной взаимосвязанности этих процессов в отрасли, наших постоянных деловых встреч и обсуждений с другими компаниями отрасли, могу сказать, что динамика у коллег схожая.
Интенсивность выхода новых регуляторных норм в области защиты КИИ впечатляющая, при этом формируются указанные нормы в общем ключе для объектов из разных отраслей. Такая ситуация приводит к необходимости итерационной проработки и детализации порядка действий для приведения в соответствие таким нормам. Сложности же возникают при разной трактовке компаниями, с которыми может осуществляться взаимодействие в рамках функционирования самих ОКИИ, к примеру при совместном категорировании.
Рост расходов есть и обусловлен он спецификой требований. Однако выделить меры, исходящие из отнесения объектов к КИИ, из общего потока затрат в рамках процессов обеспечения информационной безопасности, зачастую сложная задача, поскольку мы как сторонники комплексного подхода стараемся складывать их в стройную связанную систему.
Что для СО ЕЭС означает понятие «цифровая трансформация»?
Станислав Терентьев: Цифровая трансформация для Общества в целом - это переход на качественно новый уровень интеграции цифровых технологий в процессы оперативно-диспетчерского управления, обеспечения работы рынков и планирования развития энергосистемы России. В информационно-технологической части она заключается в кардинальном замещении объектов физической составляющей инфраструктуры ДЦ (диспетчерских центров) цифровыми со стандартизацией на уровне архитектурных подходов и реализации, с учетом региональных особенностей, виртуальной программно-определяемой инфраструктуры. Особая роль Системного оператора - законодательно определенной организации, монопольно осуществляющей оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России, - быть «мозговым центром» и главным идеологом внедрения эффективных технологий - не только сохраняется, но и усиливается в процессе цифровой трансформации.
Поскольку функции, выполняемые компанией в энергосистеме, являются инфраструктурными, переход к инновационным цифровым моделям взаимодействия с другими игроками отрасли возможен только лишь при условии готовности, можно сказать «цифровой зрелости» субъектов и объектов электроэнергетики. Значительные усилия, предпринимаемые нами для внедрения таких проектов, как, например, стандартизация информационного обмена с применением CIM (Common Information Model, общая информационная модель), направлены в первую очередь на совместное достижение всеми участниками отрасли уровня цифровизации, которые смогут дать значительный экономический и социальный эффект, а также обеспечить геостратегическую безопасность функционирования единой энергосистемы.
Иными словами, цифровая трансформация отрасли и Системного оператора взаимозависимы, и по этой причине должны быть взаимоувязаны.
Насколько консервативной относительно внедрения цифровых инноваций является электроэнергетическая отрасль по сравнению с другими отраслями, по вашему мнению?
Станислав Терентьев: Мы имеем полное право перефразировать ваш вопрос в диаметрально противоположный: «Насколько далеко электроэнергетическая отрасль может позволяет себе опередить другие отрасли в вопросах внедрения цифровых инноваций?» Почитайте историю промышленного использования информационных технологий и, думаю, удивитесь, когда узнаете, что изначально всё то, что сегодня называется «ИТ в промышленности» было придумано в электроэнергетике. Первые отечественные ЭВМ, на которых начиная с конца 50-х годов 20 века выполнялись наиболее сложные расчеты - от атомных исследований до госплана, были сконструированы под руководством специалистов-электроэнергетов и предназначались первоначально для расчетов электрических режимов энергосистем.
В этом нет ничего удивительного на самом деле. Во всем мире электроэнергетическая отрасль является одной из важнейших составляющих экономики страны, от ее функционирования зависит развитие и устойчивая деятельность предприятий, качество жизни населения и безопасность государства в целом. Поэтому с одной стороны электроэнергетика должна быть на шаг впереди чтобы, предвосхитить потребности остальных отраслей во всем, включая технологические сдвиги, но с другой - при внедрении новых технологий, особенно влияющих на работу основного оборудования, у энергетиков нет «права на ошибку», внедряемые решения требуют определенного, иногда продолжительного времени апробации и тестирования.
Конечно, электроэнергетическая отрасль достаточно консервативна, особенно когда речь идет, например, о жизни людей или сохранности оборудования. Но этот консерватизм базируется на безукоризненном знании предмета и глубоко укорененной способности нести полную ответственность за принятые решения.
Каковы основные направления стратегии цифровой трансформации СО ЕЭС? И как она увязывается с планами по цифровизации электроэнергетической отрасли в целом?
Станислав Терентьев: Цифровизация процесса оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике на основе передовых технологий управления энергосистемами и ИТ осуществляется непрерывно с момента возникновения самого понятия «ИТ», как я уже сказал. Развитие цифровых технологий в СО происходит естественным образом с соответствующим изменением наших внутренних бизнес-процессов и взаимоотношений с другими субъектами отрасли в следующих основных направлениях:
-внедрение в диспетчерских центрах, которых у нас почти 60, территориально распределенных ИУС, в том числе систем оперативно-диспетчерского управления, адаптивных систем мониторинга запасов устойчивости, централизованных систем и локальных комплексов ПА, систем мониторинга и анализа переходных режимов в энергосистемах на основе векторных измерений;
-цифровое моделирование энергосистемы и ее элементов на основе открытых стандартов CIM с использованием в бизнес-процессах Общества и во взаимодействии с субъектами электроэнергетики ЕИМ ЕЭС национальных стандартов серии ГОСТ Р 58651 и стандартов Международной электротехнической комиссии МЭК 61970 и МЭК 61968;
-развитие ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности), рынка системных услуг, включая агрегированное управление спросом. Отдельно хотел отметить, что инициатива по цифровому управлению спросом потребителей розничного рынка является ярким примером реальной цифровизации компании и отрасли, где одним из эффектов будет являться снижение затрат потребителей на покупку электроэнергии и мощности;
-развитие технологий дистанционного управления оборудованием электростанций и сетевых объектов из диспетчерского центра, что позволит сократить время производства оперативных переключений, то есть нахождения энергосистемы в неустойчивом или неоптимальном состоянии в 10 раз (с 30-50 до 5 минут). Почти на порядок сокращается длительность режимных ограничений и время вынужденного отклонения электрических станций от планового графика нагрузки для выполнения режимных мероприятий.
Особое внимание уделяется созданию и постоянному развитию информационной безопасности. В связи с тем, что управление ЕЭС России базируется на непрерывном обмене технологическими данными между объектами электроэнергетики и нашими диспетчерскими центрами, активная позиция компании по цифровизации своей деятельности является одним из основных драйверов, инициирующих процессы глубокой автоматизации объектов электроэнергетики и крупных потребителей электроэнергии.
Глобальные тренды и условия развития электроэнергетики в России задают стратегические рамки для принятия решений всеми компаниями, включая СО. При этом каждая компания имеет собственные условия и интересы, конкретизирующие ее действия, направленные на реализацию стратегии. С одной стороны, разнообразие конкретных решений поддерживает вариативность и адаптивность системы в целом. С другой стороны, согласованность этих действий между основными «действующими лицами» под руководством Минэнерго является ключом к стратегически выверенному развитию всей отрасли.
Как пример, при разработке программ цифровой трансформации СО, ПАО «Россети», ПАО «Русгидро» разрабатывались совместные инициативы по использованию технологии дистанционного управления, унификация информационного обмена на основе единой информационной модели CIM.
Каков был бюджет на цифровую трансформацию СО ЕЭС в 2020 году, и насколько он изменился в 2021 году?
Станислав Терентьев: В соответствии с правилами тарифного регулирования компании, подготовка, согласование и утверждение инвестиционной программы охватывает 4 летний период. Все инициативы, вошедшие в программу цифровой трансформации, находятся в перечне ИТ проектов в составе инвестпрограммы компании. Учитывая широчайший опыт Системного оператора в апробировании для последующего использования новых цифровых технологий и существующую высокую цифровую зрелость технологических процессов, бюджеты 2020 и 2021 соизмеримы, в дальнейшем планируется плавный рост затрат, для сохранения тарифных решений.
Как эпидемиологическая обстановка сказалась на планах по цифровой трансформации СО ЕЭС?
Станислав Терентьев: Полагаю, что вызов, брошенный эпидемическими ограничениями, только ускорил процессы трансформации компаний с использованием цифровых технологий. В компаниях с высоким уровнем готовности инфраструктуры и программных решений переход на дистанционную работу прошел оперативно с возможностью использования практически всего набора корпоративных систем.
Системный оператор - наглядный пример такой компании. Поскольку для нас цифровая трансформация, даже когда она так не называлась, всегда была органичной составляющей постоянной работы по совершенствованию технологических и нетехнологических процессов, нам даже не пришлось серьезно пересматривать наши планы в этом направлении - мы были готовы.
СО ЕЭС занимается оперативно-диспетчерским управлением. Ранее вы говорили, что переход к инновационным цифровым моделям в этой сфере возможен только лишь при условии готовности субъектов и объектов электроэнергетики - их цифровой зрелости. Как вы оцениваете текущий уровень их цифровой зрелости?
Станислав Терентьев: Готовность обеспечивается комплексом технических и организационных мероприятий, включая финансирование в сетевых и генерирующих компаниях.
На сегодняшний день на уровне объектов технологические параметры функционирования в полном объеме не фиксируются, не передаются и не отображаются в цифровом формате. Текущее оснащение оборудования электростанций, сетей, коммутационного, измерительного и распределительного оборудования, терминалов защит и автоматики с традиционной архитектурой вторичных цепей препятствует реализации на действующем оборудовании идеи глубокой цифровизации энергообъектов и полноценного использования преимущества цифровых технологий.
Наличие большого количества разрозненных локальных систем мониторинга технологических параметров не позволяет выполнить комплексную оценку технического состояния оборудования, что не позволяет прогнозировать изменение его состояния во времени.
Однако уже реализуются или запланированы проекты в рамках разработанных стратегий цифровой трансформации отраслевых компаний по цифровизации основных направлений деятельности.
Как обстоит ситуация с импортозамещением ИТ в топливно-энергетическом комплексе? Насколько велика зависимость от импортных ИТ-продуктов, и какие из них наиболее сложно заменить?
Станислав Терентьев: То, что необходимо импортозамещаться, понимают все. Но существует ряд вопросов, не позволяющих этот процесс выполнить быстро. Есть отдельные пакеты программного обеспечения, которые являются аналогами зарубежных продуктов, но нет комплексных решений, позволяющих осуществить внедрение без всяких дополнений, которые как правило ведут к удорожанию процесса внедрения и владения. Отдельно следует отметить, что в функциональных, технических и эксплуатационных характеристиках производимых отечественных решений не содержится информации о совместимости продукции с ранее установленными элементами.
Сложно замещать, когда представленные на рынке отечественные аналоги не удовлетворяют функциональным требованиям и не встраиваются в работающую инфраструктуру. Однако мы видим, что перечень продуктов, которые сложно или пока невозможно заменить, постоянно сокращается, потому что процессы импортозамещения идут с 2014 года и линейки российских решений не стоят на месте, рынок динамически меняется, появляются новинки, что-то улучшается, что-то появляется или исчезает из Единого реестра отечественного ПО.
Кстати, если говорить о реестре, то мы столкнулись с одной проблемой методологического плана. Все что разработано в РФ, но не внесено в реестр, считается иностранным. Но мы в Системном операторе не покупаем готовое ПО для технологических процессов, его просто нет, оно уникально и разрабатывается по нашему заказу. И получается, что мы несем затраты в процессе разработки в течении года и более, но не можем называть «отечественным» программный продукт, сделанный российским разработчиком, и отчитаться о преимущественном использовании отечественного ПО, включенного в реестр. И обсуждение этого вопроса мы ведем в процессе согласования программы цифровой трансформации с курирующими ФОИВ - Минцифрой и Минэнерго.
Учитывая уникальность функций СО, любая информационно-управляющая система до внедрения в промышленную эксплуатацию в АО «СО ЕЭС» в обязательном порядке проходит тестирование, апробацию, проверку соответствия заявленным функциональным, техническим и эксплуатационным характеристикам и совместимости с существующей инфраструктурой. Этот процесс занимает от одного года и более.
При этом при выборе и внедрении новых ИУС приоритет отдается российским техническим решениям. Для повышения эффективности деятельности Общества в области обеспечения планового и поэтапного рассмотрения возможности замещения иностранной продукции эквивалентной российской, повышения качества и оперативности принимаемых решений по реализации мероприятий по импортозамещению в сфере информационных технологий АО «СО ЕЭС» создана Комиссия по импортозамещению в сфере информационных технологий, которая координирует работы по тестированию российских решений и их внедрению в деловые процессы.
В рамках ее деятельности ежегодно утверждаются и реализуются планы мероприятий по тестированию и апробации отечественных решений доступных на рынке, по итогам исполнения которых в случае принятия положительного заключения организуется работа по их внедрению.
Одна из актуальных тем в отрасли сейчас - создание сквозной автоматизированной системы управления технологическими процессами в электроэнергетике. Для чего она нужна, и в какой стадии сейчас ее создание?
Станислав Терентьев: Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России строится как иерархическая система, обеспечивающая решение задач оперативно-диспетчерского управления на всех уровнях диспетчерского управления. Важнейшей задачей обеспечения устойчивого функционирования АСДУ является создание распределенной программно-аппаратной инфраструктуры, а также инфраструктуры каналов связи, обеспечивающих информационный обмен между диспетчерскими центрами и объектами электроэнергетики оперативной технологической информацией (телеизмерения, телесигналы, команды телеуправления) и неоперативной технологической информацией (осциллограммы аварийных событий, параметры настройки устройств РЗА, результаты определения мест повреждения на ВЛ и др.).
Основными источниками технологической информации для АСДУ, а также программно-техническим комплексами, реализующими исполнение на объектах электроэнергетики команд телеуправления, формируемых АСДУ, являются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Традиционные решения по интеграции АСУТП в АСДУ предусматривают применение протоколов информационного обмена МЭК 60870-5-101/104.
Недостатком этого решения является необходимость ручного конфигурирования состава передаваемых и получаемых данных на объектах и в диспетчерских центрах, что при больших наборах данных может быть связано с ошибками персонала, приводить к недостоверным данным телеметрии, снижению надежности функционирования систем управления в ЕЭС.
Цифровая трансформация систем управления должна быть направлена в первую очередь на повышение надежности функционирования АСДУ ЕЭС России, в том числе - исключение возможности ошибок, возникающих при настройке информационного обмена. Этого можно достигнуть путем автоматического формирования настроек информационного обмена на основе гармонизации информационных моделей, использующихся на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах.
Первые шаги уже сделаны - в экспертной среде сформированы предложения по применению стандартов серии ГОСТ Р 58651 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики». Основополагающие стандарты этой серии были введены в действие в 2020 году, они определили единый формат обмена нормативно-справочной информацией в электроэнергетике. На стадии подготовки и обсуждения находится целый ряд стандартов по частным информационным моделям. Внедрение решений, предусмотренных проектами ГОСТ, позволит:
-обеспечить гармонизацию информационных моделей АСУТП объекта электроэнергетики и АСДУ в отношении доступной в АСУТП технологической информации;
-реализовать в АСДУ автоматическую конфигурацию информационного обмена оперативной и неоперативной технологической информацией на основе данных, содержащихся в информационной модели;
-полностью исключить ошибки в настройке информационного обмена в рамках АСДУ путем автоматизации настройки протоколов информационного обмена.
Предложенные решения позволят обеспечить сквозную интеграцию АСУТП объектов электроэнергетики в АСДУ на всех уровнях оперативно-диспетчерского управления. Реализация стандартов серии ГОСТ Р 58651 даст мощный импульс цифровизации электроэнергетической отрасли, обеспечит надежную программно-аппаратную инфраструктуру АСДУ ЕЭС России, отвечающую современным вызовам.
Объекты электроэнергетики относятся к критической инфраструктуре. Насколько успешно в отрасли идет выполнение закона о безопасности КИИ? С какими сложностями здесь вы сталкиваетесь? И насколько требует увеличения расходов необходимость соответствовать требованиям этого закона?
Станислав Терентьев: В СО еще в 2019-м году было проведено категорирование, определены информационные системы, входящие в перечень объектов критической информационной инфраструктуры (КИИ), присвоены категории значимости. На текущий момент мы находимся в процессе создания комплексной системы обеспечения безопасности значимых объектов КИИ. С учетом достаточно сильной взаимосвязанности этих процессов в отрасли, наших постоянных деловых встреч и обсуждений с другими компаниями отрасли, могу сказать, что динамика у коллег схожая.
Интенсивность выхода новых регуляторных норм в области защиты КИИ впечатляющая, при этом формируются указанные нормы в общем ключе для объектов из разных отраслей. Такая ситуация приводит к необходимости итерационной проработки и детализации порядка действий для приведения в соответствие таким нормам. Сложности же возникают при разной трактовке компаниями, с которыми может осуществляться взаимодействие в рамках функционирования самих ОКИИ, к примеру при совместном категорировании.
Рост расходов есть и обусловлен он спецификой требований. Однако выделить меры, исходящие из отнесения объектов к КИИ, из общего потока затрат в рамках процессов обеспечения информационной безопасности, зачастую сложная задача, поскольку мы как сторонники комплексного подхода стараемся складывать их в стройную связанную систему.