Время реальных данных

Основа всех цифровых подходов в экономике в целом и в энергетике в частности – ​данные. От их качества и актуальности зависит все остальное. ПАО "МРСК Сибири" переходит к концепции "умной" энергетики на уровне работы с данными. Если их не хватает – ​в компании разрабатывают ИТ‑продукты для решения серьезных задач. Об опыте автоматизации производственных процессов и планах ИТ-развития обозревателю журнала "Стандарт" Ольге Мельник рассказал начальник управления ИТ, заместитель директора по ИТ "МРСК Сибири" Дмитрий Дружинин.

- Каков ИТ-ландшафт "МРСК Сибири"? Каковы основные элементы инфраструктуры и приложения?

- Наш основной подход, общий для компании, – ​централизация как инфраструктуры, так и приложений.

У "МРСК Сибири" есть два дата-центра – ​в Красноярске и в Барнауле. Они связаны надежным, зарезервированным арендованным каналом связи и MPLS-кольцами. Обмен данными синхронизирован, ЦОДы полностью взаимозаменяемы. Задержка передачи данных при смене дата-центра минимальна. За последние два года сбоев из-за недоступности каналов не было. ЦОДы мы поддерживаем самостоятельно, диспетчерская служба работает из головного офиса в режиме 24/7. В вопросах поддержки инфраструктуры компания старается действовать проактивно, при этом часть работ выполняется удаленно, а часть – ​на местах. Также используются инструменты удаленной работы с серверами. В филиалах установлено только некритичное оборудование.

Основное бизнес-приложение в "МРСК Сибири" – ​SAP ERP. Внедрение системы началось более десяти лет назад, и по состоянию на 2018 год из возможной функциональности ERP осталось развернуть всего несколько элементов. Поддерживает систему наш центр компетенции и аутсорсеры, с которыми мы работаем на протяжении многих лет.

Автоматизированную систему, охватывающую наши процессы, мы создали. Теперь наша первоочередная задача – ​наполнить ее актуальными и качественными данными. Пока основная часть информации вводится вручную, в том числе через мобильные приложения. Наша цель – ​переход на автоматическую передачу данных в транзакционную систему.

Инструменты предотвращения ошибочного ввода уже применяются во многих бизнес-приложениях "МРСК Сибири". Методологию специалисты ИТ-службы разрабатывают совместно с представителями бизнес-подразделений. "Защиты от дурака" создаются непросто и небыстро, но по мере сил и возможностей мы уходим от ручного ввода.

- Каковы перспективы перехода предприятия на автоматический сбор данных?

- Мы определили для себя два направления развития и сейчас балансируем, пытаясь оценить эффект, который дадут инвестиции в каждое из них. Первое направление – ​учет электроэнергии. Автоматизация сбора данных со счетчиков и анализ потребления позволяют получать экономический эффект в краткосрочной перспективе. А клиентов мы приучаем к новой культуре потребления.

Второе направление – ​оперативное управление сетями путем развертывания на них цифровых сегментов: за счет установки оборудования и электронных блоков управления, работа которых автоматизирована. Это позволяет повысить оперативность реагирования персонала на нештатные ситуации, а в некоторых случаях – ​справляться с проблемами без участия человека.

Основное наше производственное оборудование – ​это подстанции разного уровня, в том числе распределительные. Оборудование старое, в лучшем случае 1980‑х годов, и обслуживается оно вручную, никакие датчики на него установить невозможно. Первая и пока единственная цифровая подстанция "МРСК Сибири" в Красноярске была запущена летом 2017 года удаленно из Москвы, она введена в промышленную эксплуатацию.

У нас есть решение по приему телеметрии – ​SCADA-система. До конца года планируем развернуть ее для сбора данных с объектов Всемирной зимней универсиады 2019 года в Красноярске, и это будет пилотный проект. Решение включает в себя оперативный информационный комплекс (ОИК) диспетчера, который позволяет собирать и анализировать данные, помогая человеку оперативно принимать решения. Данные поступают в режиме реального времени. Когда заработает кластер объектов Универсиады – ​благодаря цифровому управлению будет видно, как работает система в целом.

Замена аналогового оборудования на цифровое – ​сложная задача: мы оцениваем ее перспективы, но финансирование таких проектов не может осуществляться только за счет нашей компании. Планируется реализовать масштабный проект по цифровизации сетей, инициированный группой компаний "Россети", в которую входит "МРСК Сибири", и в рамках этого проекта будет происходить замена в том числе наших производственных мощностей.

Основная задача для "МРСК Сибири" – ​автоматизировать сбор данных со счетчиков. Причем в условиях, когда исторически на рынке представлено множество учетных устройств от разных производителей: только основных устройств – ​8, еще 20 получили широкое распространение, плюс около сотни существуют и используются. Каждое решение работает на своем протоколе, и для обмена данными используется свой программный комплекс. Чтобы получить единый инструмент для работы со всем этим "зоопарком", мы создали систему на платформе "Пирамида 2.0", которая используется и в "Россетях". Она объединяет наработки наших коллег, которые продолжительное время имели дело с решениями от множества производителей, и в результате нам удалось все протоколы "положить" в общую шину. Это облачное приложение.

Через "Пирамиду 2.0" уже автоматически поступает 70 % данных со счетчиков. С помощью этого инструмента мы не только отслеживаем потребление энергии, но можем при необходимости ограничить его, если счетчик пользователя позволяет это сделать.

Имея в распоряжении актуальные данные, можно – ​и мы это делаем – ​на любом уровне проверить баланс отпуска и потребления, который часто не сходится. Сопоставление биллинга и полезного отпуска происходит автоматически по каждому сегменту сети. Так мы выявляем коммерческие потери – ​"неучтенку", и уже год как ведем такие расчеты. Обычно все потери происходят на сети низкого напряжения, бытового потребления.

Мы создали геоинформационную систему, позволяющую выводить на карту данные по центрам питания. Если где-то небаланс больше 30 % – ​точка выделяется красным цветом, и мы посылаем на объект инспекторов: практически наверняка в этом месте есть потери электроэнергии. Борьба с потерями – ​долгий процесс, одним махом проблема не решается, но среди дочерних предприятий "Россетей" мы находимся на лидирующих позициях по управлению потерями.

В данном направлении у нас хорошие перспективы – ​в том числе потому, что мы широко используем энергосервисные контракты, предполагающие замену старых счетчиков на современные за счет компании-потребителя. Установка таких приборов учета позволяет клиенту экономить на потерях и окупается примерно за три года.

- Какие мобильные приложения применяются в компании?

У нас два основных производственных приложения – ​"Мобильный контролер" (запущено в 2016 году, и сейчас приложением пользуются 440 сотрудников) и "Мобильный инженер" (запущено в 2014 году, 671 пользователь).

"Мобильный контролер" предназначен для автоматизации сбора данных с приборов учета. И хотя сотрудник вводит показатели со счетчика вручную, это приложение позволило уйти от бумажных таблиц, что существенно снизило количество ошибок. Инспектора получают на месте полную информацию о точке и приборе учета, в приложении есть функция фотофиксации нарушений и показаний, координатная привязка абонентов и точек учета к геоинформационным системам, возможность регистрировать акты технической проверки и контролировать рабочее время инспектора. Показатели с устройств инспекторов передаются в общую базу данных.

"Мобильный инженер" – ​это инструмент ремонтников, позволяющий проводить диагностику оборудования, осмотры и фотофиксацию, регистрировать дефекты, передавать информацию с устройства в общую базу данных.

Использование мобильных приложений повысило качество и оперативность ввода данных. Другой положительный эффект – ​повышение ответственности персонала как следствие контроля за работой сотрудников. Есть выгода и для ИТ-службы – ​возможность централизованной поддержки решений, от SAP до мобильного клиента. Сейчас двое ИТ-специалистов обслуживают 1 тыс. рабочих мест.

- Насколько далеко вам удалось продвинуться в автоматизации ремонтов?

- "МРСК Сибири" приступила к автоматизации ремонтной деятельности в 2010 году, и в течение двух лет мы провели паспортизацию оборудования, завели в систему топологию сети по всем уровням напряжения, настроили базовый функционал системы. В течение следующих двух лет систему доработали, добавили функционал по расчету последствий отказа и индекса состояния оборудования.

В настоящий момент модуль технического обслуживания и ремонта оборудования (ТОРО) – ​это полнофункциональная система, в которой мы проводим учет состояния оборудования, формируем ремонтную программу и контролируем ее исполнение, регистрируем технологические нарушения. Для каждой группы оборудования рассчитывается индекс состояния, методики расчетов формируют специалисты "Россетей". Однако действующие регламенты по планово-предупредительным ремонтам нас сильно ограничивают: если бы не было регуляторных ограничений, мы бы уже реализовали пилотный проект по предиктивному анализу состояния оборудования. За долгие годы у "МРСК Сибири" накоплена статистика и ее аналитика, и мы могли бы это применять. Но при обосновании календаря ремонтов эти данные мы не учитываем, а пользуемся регламентами, которые для нас – ​закон.

- Повлияла ли автоматизация ремонтной деятельности на другие аспекты работы компании?

- Без автоматизации ремонтных процессов остальная наша работа невозможна. Без понимания того, какие есть центры питания, какова топология сети, как ее сегменты связаны между собой, мы не сможем даже понять, куда присоединить потребителя. Без ТОРО не ясно, что один из находящихся рядом центров питания одинаковой мощности перегружен. Именно этот модуль позволяет оценить, что лучше – ​проложить дополнительную линию из 10 опор или реконструировать подстанцию из-за возросшей нагрузки. Без ТОРО равномерно нагружать сеть невозможно.

В области автоматизации ремонтов положение лучше, чем во многих других направлениях. Даже если данные поступают в результате ручного ввода, это происходит регулярно, информация актуализируется, накапливается статистика.

Конечно, хотелось бы, чтобы информация поступала более оперативно, а круг параметров был расширен. Например, раз в полгода техническая служба отправляет сотрудника на каждую подстанцию, чтобы снять в том числе параметры загрузки оборудования. Предположим, техник снял показания в июле, в полдень рабочего дня, но ведь вечером выходного зимнего дня они будут совершенно иными. О реальных нагрузках такие замеры ничего не говорят – ​нет профиля мощности.

- Как вы намерены решать эту проблему?

- Именно для этого мы создаем единую информационную платформу. Это НИОКР. Цель – ​объединить на платформе данные из автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), данные из автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и данные ОИК диспетчера.

Получение данных автоматизировано. В том или ином виде АСКУЭ покрывает около 30 % всех счетчиков; возможно, в этом году этот показатель составит 40 %. АСУ ТП установлены на 15‑20 % подстанций: данные с них поступают автоматически, и мы видим профиль мощности. Телемеханизация подстанции обходится раз в двадцать дороже, чем постановка современного счетчика на объект. Задача заключается в том, чтобы из данных АСКУЭ получать профили нагрузки. Такая комплексная система удовлетворит более половины наших потребностей в данных о нагрузке и в наблюдаемости сети. Мы сможем видеть фактическую мощность, которая у нас есть, а сотрудники блока подсоединений смогут более точно оценивать нагрузку на подстанции и оптимально распределять клиентов. Это позволит избежать перегрузки оборудования и его выхода из строя. Как следствие, у нас будет реальная картина происходящего.

ОИК добавит динамическую топологию сети. Когда мы анализируем потери, могут получаться отрицательные балансы. Например, часть месяца подстанция может питаться из одного центра, а часть – ​из другого, резервного. В балансе это будет видно. Для того чтобы отследить все такие случаи и знать, когда к какому центру питания оборудование было подключено, необходимы данные из диспетчерских центров. Мы будем видеть реальные перетоки и сможем выявить действительные потери.

Таким образом, мы исходим из того, что у нас есть, и в существующих условиях пытаемся извлечь все, что возможно, из данных, которыми располагаем. Предпроектное исследование прошло, и стало ясно, какие системы можно интегрировать. Важно, что создаваемая платформа – ​сервисная.

- О каких сервисах идет речь?

- Разрабатываются коннекторы, взаимодействие между системами организовано на протоколах нижнего уровня. Кроме того, есть программные сервисы, которые поставляют данные выше, в том числе в CRM-систему. Например, это могут быть данные об отключении потребителя. В CRM у нас интегрирован контакт-центр, где действует система предварительно записанных голосовых сообщений IVR (Interactive Voice Response), отвечающая на звонки. В CRM есть сведения о том, к какой подстанции подключен каждый потребитель, в том числе тот, который звонит в контакт-центр. Если сегмент сети, обслуживающий данного потребителя, отключен, то ему сразу об этом сообщат. И наоборот: если в контакт-центр звонят потребители из одного района с вопросом о причинах отключения – ​в диспетчерский центр сразу идет информация о том, что в определенном сегменте сети возникла проблема. Важно, что это не просто система агрегации данных, а комплекс сервисов, с которыми смогут взаимодействовать различные бизнес-приложения. Сервис поставляет не данные, а информацию. Проект по созданию платформы рассчитан на полтора года.