Информационные технологии в СО ЕЭС
2021: Интервью TAdviser с директором по цифровой трансформации Станиславом Терентьевым
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 в октябре 2021 года 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. Подробнее здесь.
2019
ИКТ-финансирование «СО ЕЭС» выросло почти в 3 раза за два года
В 2019 году фактическое финансирование работ по направлению информационно-вычислительных, программно-технических систем, автоматизированных систем диспетчерского управления, сбора и передачи информации, а также систем обеспечения ИБ диспетчерских центров в «СО ЕЭС» составило 3,473 млрд рублей с НДС. Такие данные приведены в годовом отчете компании, опубликованном 8 октября 2020 года.
Аналогичный показатель за 2017 год составлял 1,212 млрд рублей. Таким образом, финансирование этой статьи расходов за последние два года выросло почти в 3 раза.
Фактическое финансирование составило 97,24% от плана, указано в годовом отчете. А фактическое освоение капитальных вложений - чуть более 3 млрд рублей без НДС, что составило 98,59% от плана.Как с помощью EvaProject и EvaWiki построить прозрачную бесшовную среду для успешной работы крупного холдинга 
В годовом отчете компании говорится, что реализация проектов по этому направлению направлена на поэтапное создание подсистем оперативных информационных комплексов нового поколения. Сюда входит внедрение автоматизированной интеграционной платформы для всех диспетчерских центров, корпоративного хранилища информации, компонентов для выполнения функций оперативного диспетчерского управления и др.
Часть затрат направлена на реновацию и развитие ИТ-инфраструктуры и ИБ. Например, для реновации устаревающего оборудования и программ для ЭВМ в целях поддержания требуемого уровня сервиса ИТ, инфраструктурной поддержки в рамках реализации проектов развития автоматизированных систем диспетчерского управления, укрупнения диспетчерских центров, подключения новых объектов.
В это же направление входят реновация и развитие телекоммуникаций и связи. В числе этих проектов, по данным годового отчета, модернизация оборудования цифровых каналов связи и оборудования последней мили в филиалах «СО ЕЭС», создание новой системы регистрации диспетчерских переговоров, модернизация корпоративной системы IP-телефонии, корпоративной телефонной сети связи, селекторной связи, видеоконференцсвязи.
Кроме того, затраты пошли и на развитие нетехнологических систем: решение задач по развитию систем управления ресурсами предприятия, включающих системы автоматизации финансовохозяйственной деятельности, управления закупками, обучением и т.д. в целях повышения эффективности деятельности компании, развитию систем управления документооборотом и др.
Из годового отчета следует, что в 2020 году расходы по этому же направлению должны тоже вырасти. Так, на год запланировано финансирование в размере 5,678 млрд рублей с НДС.
В четырех филиалах СО ЕЭС введена в работу система дистанционного управления оборудованием подстанций и ЛЭП
12 ноября 2019 года СО ЕЭС сообщил, что в филиалах филиалах «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала» (ОДУ Урала), «Региональное диспетчерское управление энергосистемы г. Москвы и Московской области» (Московское РДУ), «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Оренбургской области» (Оренбургское РДУ) и «Региональное диспетчерское управление энергосистем Смоленской, Брянской и Калужской областей» (Смоленское РДУ) по итогам успешной опытной эксплуатации введена в работу автоматизированная система дистанционного управления оборудованием подстанций и ЛЭП.
Московское РДУ приступило к промышленной эксплуатации автоматизированной системы с 16 октября, Оренбургское РДУ – с 1 ноября, а ОДУ Урала и Смоленское РДУ – с 11 ноября.
Введенная в эксплуатацию автоматизированная система представляет собой программно-аппаратный комплекс, позволяющий осуществлять дистанционное управление оборудованием подстанций и ЛЭП из диспетчерского центра Системного оператора путем запуска диспетчером программы переключений, которая затем реализуется автоматически.
Оснащение четырех филиалов системой выполнено в соответствии с поэтапным планом внедрения автоматизированной системы производства переключений (АСПП) по выводу из работы и вводу в работу оборудования подстанций и линий электропередачи с использованием автоматизированных программ переключений. Помимо этих четырех филиалов в 2018 – 2019 гг. АСПП внедрена уже в девяти филиалах АО «СО ЕЭС». Таким образом, дистанционное управление оборудованием осуществляется на 24 подстанциях класса напряжения 220, 330 и 500 кВ.
В рамках цифровизации оперативно-диспетчерского управления Системный оператор планирует поэтапно внедрить АСПП во всех своих филиалах, что позволяет организовать автоматизированное дистанционное управление оборудованием более чем двухсот подстанций в соответствии с согласованными с сетевыми компаниями планами-графиками.
Технология, основанная на автоматическом выполнении последовательности действий и обмене телеметрической информацией по цифровым каналам связи, позволяет в несколько раз сократить длительность ввода в работу и вывода из работы оборудования подстанций и ЛЭП по сравнению с традиционной технологией, предусматривающей выполнение этих действий по отдельным командам диспетчерского персонала.
АСПП обеспечивает выполнение переключений по заранее составленным для каждой ЛЭП и единицы оборудования программам, посылая команды непосредственно в АСУ ТП управляемой подстанции. В АСПП при производстве переключений в автоматическом или автоматизированном режиме (в зависимости от средств автоматизации подстанции) выполняется проверка допустимости переключений на основе анализа топологии сети, формируются команды дистанционного управления оборудованием, а также осуществляется контроль правильности их исполнения.
Автоматизированное дистанционное управление электросетевым оборудованием уменьшает время на производство переключений, что сокращает период отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений, а также уменьшает общее время отключения ЛЭП и электросетевого оборудования для производства ремонтных работ. Таким образом, вместе с повышением эффективности управления электроэнергетическим режимом энергосистемы автоматизированное дистанционное управление снижает суммарные затраты потребителей электрической энергии.
Внедрение АСПП – реальный шаг к цифровизации российской электроэнергетики, наряду с развитием централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения, систем мониторинга запаса устойчивости и других современных цифровых технологий в оперативно-диспетчерском управлении Единой энергосистемой России. Использование в электроэнергетике передовых цифровых технологий позволяет получить значительный положительный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.
Системный оператор подвел итоги реализации Программы инновационного развития в 2018 году
6 мая Совет директоров АО «СО ЕЭС» утвердил Отчет об исполнении Программы инновационного развития АО «СО ЕЭС» на 2017-2021 годы и на перспективу до 2025 года (ПИР)[1] за 2018 год.
Документ подготовлен в соответствии с Методическими материалами по ежегодной отчетности о реализации программ инновационного развития госкомпаний, одобренными Межведомственной рабочей группой по реализации приоритетов инновационного развития президиума Совета при Президенте Российской Федерации по модернизации экономики и инновационному развитию России 27.02.2018 г.
Инновационная деятельность АО «СО ЕЭС» в 2018 году способствовала технологическому обновлению компании, актуализации нормативно-технической базы по вопросам повышения надежности ЕЭС России, реализации проектов цифровых преобразований электроэнергетической отрасли России.
В 2018 году Системный оператор обеспечил выполнение всех мероприятий ПИР с надлежащим уровнем их финансирования. Фактическое финансирование ПИР составило 1 471,8 млн. рублей без НДС, что соответствует 105 % от планового значения.
По итогам реализации мероприятий ПИР в 2018 году компания фактически достигла целевых значений всех ключевых показателей эффективности и показателей эффективности ПИР, что свидетельствует о качественном выполнении её мероприятий.
На основе достигнутых в ходе реализации ПИР результатов Системным оператором актуализированы мероприятия и проекты ПИР, в том числе по направлениям: развитие противоаварийной автоматики, совершенствование средств и деятельности по расчету, анализу и планированию электроэнергетических режимов, обеспечение информационной безопасности диспетчерских центров. Также скорректированы объемы и сроки финансирования инновационных мероприятий и проектов на среднесрочную перспективу.
2018
Цели и задачи ИТ в СО ЕЭС. Главное из доклада Глеба Лигачева на TAdviser SummIT
29 ноября 2018 года директор по информационным технологиям «Системного оператора Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Глеб Лигачев на конференции TAdviser SummIT рассказал об основных достижениях и задачах ИТ в своей организации на 2019 год. Начал он с особенностей ИТ в СО ЕЭС. Каждый из ее диспетчерских центров должен работать при любых обстоятельствах, включая войну и геокатаклизмы, отметил Лигачев. Поэтому несмотря на то, что энергетическая система управляется как единое целое, в ней все зарезервировано. Часть систем – «затроирована» и «зачетверирована» для надежности.
В каждом диспетчерском центре есть свои ИТ-специалисты, мини-ЦОДы и диспетчерские АТС, работа ведется в круглосуточном режиме. Из порядка 7,5 тыс. сотрудников СО ЕЭС более 1,5 тыс. – это сотрудники ИТ-блока. В компании более 50 тыс. единиц ИТ-оборудования, более 100 серверных помещений.
Пять лет назад компания сделала первый шаг по разработке ИТ-стратегии, позволяющая видеть, куда движется СО ЕЭС и почему. В ней был выделен ряд основных блоков (на слайде ниже). Из запланированного изначально удалось сделать довольно многое, отметил Глеб Лигачев. С того момента произошли драматические для мира ИТ события. Одно из них - рост курса доллара, в связи с чем снизилась потребительская способность заказчиков, формирующих бюджеты в рублях, как и СО ЕЭС. Второе – выход распоряжения правительства о том, что все компании должны платить дивиденды государству, что отразилось на бюджетах СО ЕЭС.
На этом фоне часть ИТ-проектов была заморожена, однако компания начала развивать технологические решения и обновляла парк оборудования, были проекты по виртуализации.
В числе основных достижений 2018 года Лигачев выделил начало разработки новой основной технологической системы, собирающей миллионы телеизмерений в секунду со всей страны и строит энергомодели, позволяя диспетчерам управлять энергетической системой. Она будет иметь новую архитектуру. Разрабатывается она самостоятельно и практически с нуля, т.к. мировые системы компании не подходят, ни у кого больше таких задач как у СО ЕЭС нет, пояснил докладчик.
Также компания внедрила единую систему мониторинга инфраструктуры по всей стране, включая возможность отслеживания состояния и информационных, и технологических систем.
По состоянию на ноябрь 2019 года в СО ЕЭС на уровне правления идет утверждение стратегии на следующие 5 лет. Она учитывает цифровую трансформацию окружающего мира, включает разумный подход к импортозамещению, отметил Глеб Лигачев. Предварительно запланировано 84 проекта до 2023 года. Из основных проектов – создание и поэтапное внедрение основной технологической системы нового поколения, разработка которой началась в 2018 году. Первые ее модули уже запущены в работу.
В числе планов - подстанции и электростанции планируется переводить на современные протоколы обмена информацией. Продолжится обновление парка оборудования: не должно быть такого, чтобы использовалось настолько старое оборудование, для которого на рынке уже нет запасных частей. При этом СО ЕЭС нужны надежные, уже проверенные на практике решения, отметил Глеб Лигачев.
О TAdviser SummIT
TAdviser SummIT состоялся в Москве 29 ноября 2018 года и привлек более 700 участников - руководителей и экспертов ИТ-подразделений крупнейших компаний и государственных ведомств России, представителей ИТ-разработчиков и подрядчиков. В ходе мероприятия обсуждались перспективы цифровой трансформации бизнеса и госорганов, развитие технологий, продуктов и сервисов. В пленарной части и пяти тематических секциях прозвучало более 70 докладов. Мероприятие прошло в 5 залах Digital October.
Перевод информационного обмена с KEGOC на технологию IP VPN
По сообщению от 5 декабря 2018 года АО «Системный оператор Единой энергетической системы» и АО «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company, АО «KEGOC») успешно реализовали комплекс мероприятий по переводу межсистемного информационного обмена с технологии передачи пакетов поверх арендованных каналов временного цифрового мультиплексирования (IPoTDM) на современную технологию виртуальных частных сетей (IP VPN).
Переход на современную технологию позволил увеличить надежность информационного обмена за счет возможности доступа в нормальных и аварийных режимах к информационным ресурсам расположенных в Астане и Алма-Ате диспетчерских центров АО «KEGOC», повысить пропускную способность информационного обмена с 384 кбит/с до 2 Мбит/с по каждому из двух каналов IP VPN, значительно снизить эксплуатационные издержки на их аренду. Кроме того, благодаря использованию современных технологий и организации обмена информацией по двум каналам одновременно в соответствии с требованиями национального стандарта ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, увеличилась надежность и отказоустойчивость межмашинного обмена телеинформацией между национальными диспетчерскими центрами.
Проект был реализован в рамках действующего Соглашения об информационном обмене между ОАО «СО ЕЭС» и АО «KEGOC» от 29 октября 2009 года № 05-01-С-1046 и дополнения к нему от 25 июня 2018 года № 01-32-ДС-507.
Совместная работа специалистов блока информационных технологий АО «СО ЕЭС» и диспетчерских центров АО «KEGOC» по переходу на другие каналы связи началась в 2017 году. За этот период были согласованы схемы модернизации информационного обмена, подготовлен согласованный переход на обновленные правила адресации и маршрутизации данных, связанные с необходимостью организации передачи телеинформации в дублированном режиме (одновременно по двум каналам), заключены договоры с операторами связи на предоставление услуг IP VPN. В это же время сторонами был разработан и согласован «Регламент взаимодействия АО «СО ЕЭС» и Филиала АО «KEGOC» «НДЦ СО» при техническом и оперативном обслуживании автоматизированных систем (средств) диспетчерского и технологического управления».
В ноябре 2018 года завершены работы по организации каналов, настройке оборудования связи в исполнительном аппарате АО «СО ЕЭС» и диспетчерских центрах АО «KEGOC», успешно проведены испытания, опытная эксплуатация и сдача комплекса межсистемного информационного обмена в промышленную эксплуатацию.
Интервью ИТ-директора СО ЕЭС Глеба Лигачева TAdviser
Директор по информационным технологиям СО ЕЭС Глеб Лигачев в интервью TAdviser в феврале 2018 года поделился итогами реализации ИТ-стратегии организации на 2014-2018 гг. Также он рассказал, как в его отрасли уже десятилетиями используется Big Data и почему искусственному интеллекту пока рано доверять принятие ответственных решений. Читайте интервью здесь.
2014: Утверждена политика развития информационных технологий ОАО «СО ЕЭС» на период до 2018 года
2010: Создание мультисервисной сети связи и системы защиты периметра ИТ-системы
Одним из важнейших достижений Системного оператора в сфере ИТ в минувшем году стало создание мультисервисной сети связи (МСС) и системы защиты периметра (СЗП) информационной системы.
МСС обеспечивает работу специализированных диспетчерско-технологических информационных систем, использующихся в процессе круглосуточного оперативно-диспетчерского управления Единой энергосистемой России. В их числе системы диспетчерской телефонной связи и передачи телеметрический информации. В МСС включены общекорпоративные коммуникационные системы: электронная почта, документооборот, селекторная и видеоконференцсвязь. Реализация проекта обеспечила бесперебойную передачу телеметрической информации, необходимой для управления энергетическими объектами, обмен различными типами данных между подразделениями и филиалами Системного оператора, а также эффективную загрузку каналов связи и гарантированное качество обслуживания. В целях минимизации угроз информационной безопасности компании в МСС интегрирована система защиты периметра. СЗП обеспечивает контроль доступа к информационным ресурсам ОАО «СО ЕЭС», защищенный удаленный доступ в корпоративную сеть, обнаружение и предотвращение сетевых атак и несанкционированной сетевой активности, а также ряд других важных функций.
Еще одним важным достижением 2010 года стало завершение последнего этапа проекта по созданию корпоративной интеграционно-транспортной системы на базе продуктов IBM WebSphere. Реализация проекта позволила создать единую транспортную инфраструктуру для всех информационных систем ОАО «СО ЕЭС», сформировать на ее основе унифицированную среду интеграции приложений, внедренных в филиалах и подразделениях компании за последние годы, а также упростить информационное взаимодействие Системного оператора с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности за счет использования открыто публикуемых методов и интерфейсов.
Также в прошлом году Системный оператор завершил внедрение системы обмена информацией о составе и параметрах генерирующего оборудования с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности. Целью проекта стала унификация форматов и регламентов предоставления субъектами рынка в филиалы ОАО «СО ЕЭС» информации о составе и параметрах энергетического оборудования, предлагаемого к включению на параллельную работу в рамках недельного и суточного планирования. Реализация проекта позволила автоматизировать процесс сбора и предоставления информации о составе и параметрах энергетического оборудования с повышением качества и безошибочности предоставляемых данных и обеспечением надежности их доставки.
В 2010 году введены в эксплуатацию новые диспетчерские центры в филиалах ОАО «СО ЕЭС» Ленинградском, Смоленском, Костромском и Коми РДУ. В новых зданиях РДУ создана современная ИТ-инфраструктура диспетчерского управления. Для информационного обмена с объектами диспетчерского управления выполнено подключение информационно-вычислительной системы РДУ к цифровой транспортной сети связи вышестоящего ОДУ с использованием волоконно-оптических линий связи.
ИТ-паспорт проектов в СО ЕЭС
