До внедрения проекта компания сталкивалась с типичными для распределительных сетей проблемами:

• отсутствием достоверной информации о потерях электроэнергии;
  
• сложностью контроля распределённых объектов;
• ручным съёмом и обработкой данных;
  
• длительным поиском информации по конкретным узлам учёта;
  
• ограниченными возможностями анализа состояния сети и качества электроэнергии;
  
• сложностью выявления безучётного потребления и ошибок подключения.

Перед командой проекта стояли задачи:

• организовать централизованный сбор данных с узлов учёта;
  
• обеспечить визуальный контроль объектов энергосети;
  
• повысить точность коммерческого и технического учёта;
  
• выявлять потери и небалансы в сети;
• сократить время получения информации по потребителям;
  
• создать основу для дальнейшего интеллектуального управления сетью.

Для реализации проекта была развернута система ЭНЕРГО BI – специализированный вариант поставки платформы Luxms BI, - интегрированная с АИИС КУЭ и системой передачи технологической информации.

Проект охватил:

• ПС 110 кВ;
• 2 распределительных пункта 10 кВ;
• 8–13 трансформаторных подстанций;
• около 500 узлов учёта бытовых потребителей в частном секторе.

В рамках проекта были:

• установлены интеллектуальные приборы учёта электроэнергии;
• внедрена система сбора и передачи технологической информации;
• организован сбор данных через GSM/3G-каналы;
• реализована телемеханизация распределительных и трансформаторных пунктов;
• внедрена АИИС «Пирамида 2000».

Luxms BI объединила данные коммерческого учёта, параметры качества электроэнергии и информацию о состоянии объектов сети в едином аналитическом контуре.

Ключевой частью решения стала интерактивная визуализация объектов сети и узлов учёта.

Система позволила:

• отображать объекты на карте с географической привязкой;
• визуализировать состояние узлов с помощью цветовой индикации;
• контролировать балансы и перетоки электроэнергии;
• анализировать потребление по каждому объекту;
• быстро переходить от общей картины сети к конкретному счётчику.

Для каждого узла учёта стали доступны:

• показатели потребления;
• графики нагрузки;
• данные о потребителе;
• информация о поверке оборудования;
• параметры качества электроэнергии;
• сведения о техническом состоянии объекта.

Получение полной информации по конкретному счётчику стало занимать около 30 секунд.

Система обеспечила объединение телеметрии и учётных данных с информацией о тарифах, договорах и техническом состоянии оборудования.

Это позволило:

• выявлять потери и небалансы;
• обнаруживать ошибки подключения;
• контролировать безучётное потребление;
• анализировать загрузку сети;
• оперативно реагировать на отклонения;
• формировать основу для планирования ремонтных работ и работы мобильных бригад.

Проект также стал базой для дальнейшего развития интеллектуального управления распределительной сетью.

Проект стал одним из первых внедрений Smart Grid-подхода на уровне бытовых потребителей в России.

Ключевые особенности проекта:

• внедрение интеллектуальных систем учёта в частном жилом секторе;
• более 500 узлов учёта в пилотной зоне;
• объединение BI-аналитики, телемеханики и АИИС КУЭ;
• визуализация распределённой сети в режиме реального времени;
• возможность детализации от уровня сети до отдельного потребителя;
• мобильный доступ к данным для обслуживающего персонала;
• метрологическая аттестация системы как единого экземпляра АИИС КУЭ.

Отдельной особенностью проекта стала возможность использования данных собственной системы учёта для более точного и оперативного расчёта балансов электроэнергии.

По итогам внедрения заказчик получил заметный экономический и организационный эффект.

Основные результаты проекта:

• дополнительно предъявлено к оплате до 7% распределяемой электроэнергии;
  
• снижение потерь электроэнергии до 15% на пилотном участке;
  
• экономический эффект проекта — около 2 млн рублей в год;
  
• сокращение времени получения информации по узлу учёта до 30 секунд;
  
• повышение точности учёта за счёт отказа от ручного съёма данных;
  
• более быстрое выявление ошибок подключения и небалансов;
  
• повышение прозрачности расчётов с энергоснабжающими организациями;
  
• получение объективной картины состояния сети в режиме реального времени.

Проект также позволил выявить ряд инфраструктурных и технологических ограничений, влияющих на развитие интеллектуальных систем учёта. В ходе внедрения были обнаружены проблемы с надёжностью части приборов учёта, а также ограничения отдельных технологий передачи данных, включая PLC, чувствительных к помехам в распределительной сети. Полученный опыт был использован при планировании дальнейшего развития системы и выборе подходов к масштабированию.

В дальнейшем компания планирует не только масштабировать мониторинг энергопотребления с помощью Luxms BI на многоквартирные дома и другие сегменты распределительной сети, но и использовать ее для планирования ремонтных работ, управления мобильными бригадами и оценки технологического состояния оборудования в горизонте одного года и пятилетнего периода.