Импортозамещение АСУ ТП на энергообъектах: пошаговый план замены ПТК

С 26 февраля 2026 года автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанций и электростанций внесены в перечень типовых отраслевых объектов критической информационной инфраструктуры, КИИ (распоряжение Правительства РФ № 360-р). Ранее не все системы АСУ ТП промышленных и хозяйственных предприятий относились к данному классу инфраструктуры. Сегодня внесена ясность: если объект в перечне, то он точно относится к КИИ, а не просто выступает частью технологического контура предприятия.

Для таких систем действуют два срока:
1. Иностранное ПО на значимых объектах КИИ уже запрещено использовать с 1 января 2025 года.
2. Переход на доверенные программно-аппаратные комплексы (ПАК) предприятиям нужно завершить до 1 января 2030 года.

В текущих условиях замена программно-технического комплекса (ПТК) — насущный практический вопрос, которым нужно заниматься уже сейчас, чтобы к 2030 году по факту осуществить внедрение.
Далее в статье описываем рабочую последовательность действий: от инвентаризации до ввода нового ПТК без остановки объекта. Шаги соотносятся с нормативными документами (актуализированы 13.10.2026 года) и к опыту ООО «АртЭнергоСтрой» в качестве ЕРС-подрядчика при строительстве и реконструкции подстанций 6–110 кВ.

Нормативная рамка одним экраном

За период 2025–2026 гг. логика регулирования изменилась. Раньше субъект КИИ сам выявлял критические процессы и по ним определял объекты. Теперь, после изменений в Правила категорирования (Постановление Правительства РФ № 127 в редакции Постановления Правительства № 1762 от 07.11.2025), ориентиром служат перечни типовых отраслевых объектов. Для энергетической отрасли это пп. 96–107 распоряжения № 360-р. Среди них:
• АСУ технологическими процессами ГЭС (п. 97);
• АСУ ТП и электротехническими процессами ТЭС и электроцентралей (п. 98);
• системы управления технологическими процессами объектов электросетевого хозяйства, то есть АСУ ТП подстанций (п. 100);
• системы технологического и диспетчерского управления электрическими сетями, включая дистанционное управление оборудованием и устройствами РЗА (п. 101–102);
• системы интеллектуального учёта электроэнергии (п. 104).

Таблица 1. Ключевые документы для проекта замены ПТК

Документ	Что устанавливает
Указ Президента РФ № 166 от 30.03.2022 (ред. от 07.04.2025)	С 31.03.2022 — закупка иностранного ПО для значимых объектов КИИ только по согласованию; с 01.01.2025 — запрет его использования.
187-ФЗ «О безопасности КИИ» с изменениями 58-ФЗ (действуют с 01.09.2025)	Отраслевая модель: озвучены перечни типовых объектов КИИ
Изменения 187-ФЗ по закону № 325-ФЗ (действуют с 01.03.2026)	На значимых объектах должно быть установлено ПО из реестра российского ПО и ПАК российских правообладателей.
Распоряжение Правительства РФ № 360-р от 26.02.2026	Перечень типовых отраслевых объектов КИИ; для энергетики — пп. 96–107.
Постановление Правительства РФ № 1912 от 14.11.2023	Переход значимых объектов КИИ на доверенные ПАК до 01.01.2030; ПАК, приобретаемые после 01.09.2024, должны быть доверенными.
Приказ ФСТЭК России № 239 от 25.12.2017	Требования к обеспечению безопасности значимых объектов КИИ.
Приказ ФСТЭК России № 31 от 14.03.2014	Защита информации в АСУ ТП.
Постановление Правительства РФ № 1236 (реестр ПО), Постановление Правительства РФ № 878 (реестр РЭП), Постановление Правительства РФ № 719 (подтверждение производства продукции в РФ)	Чем подтверждается российское происхождение ПО и оборудования.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (приказ Минэнерго России № 1070 от 04.10.2022)	Требования к эксплуатации, вводу и выводу оборудования и систем управления.
ГОСТ Р МЭК 61850, ГОСТ 34-й серии, стандарты сетевых компаний	Технические требования к архитектуре, протоколам и стадиям создания АСУ ТП.

Важная деталь на октябрь 2026 года: отраслевые особенности категорирования для ТЭК и энергетики пока существуют в виде проекта Минэнерго. Для атомной энергетики они уже утверждены (Постановление Правительства РФ № 4 от 16.01.2026). Энергетика — следующая в очереди, и готовиться к этому лучше заранее.

Почему «просто купить российскую SCADA» не получится

Типичная ошибка — приравнивать импортозамещение АСУ ТП к покупке нового ПО верхнего уровня. На практике такой проект встретится с барьерами, которые станут видны только после обследования объекта.
В отраслевом опросе более 100 промышленных предприятий (февраль 2025 года), проведенном группой компаний «УльтимаТек» в соавторстве с Positive Technologies, «Аквариус» и при поддержке Министерства промышленности и торговли РФ и Ассоциации предприятий компьютерных и информационных технологий (АПКИТ), 62 % респондентов назвали главной проблемой отечественных АСУ ТП не соответствие российских решений необходимым техническим характеристикам. Далее среди значимых факторов шли сроки поставки, надёжность и отказоустойчивость, качество техподдержки и сложность интеграции.

На подстанциях к перечисленному добавляется отраслевая специфика:
• Закрытые протоколы нижнего уровня. Терминалы и контроллеры присоединений зарубежных производителей часто обмениваются данными по собственным протоколам. Новая система управления АСУ ТП должна их «понимать» или получать данные через шлюз.
• Нет исходных конфигураций. Базы сигналов, мнемосхемы, алгоритмы блокировок хранятся в проектах импортной среды разработки, лицензия на которую истекла, а документация не обновлялась годами.
• Нельзя остановить объект. Подстанция питает потребителей, а окна отключений ограничены режимом сети и производственным циклом.
• Связка с РЗА, телемеханикой и учётом. АСУ ТП подстанции не существует отдельно: она получает данные от терминалов РЗА, передаёт телеинформацию в диспетчерский центр и часто связана с АИИС КУЭ.
• Кадры. Наладчиков, которые знают одновременно старую систему, новую платформу и требования к ИБ, на рынке мало.

Поэтому замену ПТК стоит вести как проект с последовательными шагами, а не как разовую закупку нужного уровня АСУ ПТ.

Шаг 1. Инвентаризация и категорирование
Сначала составьте полный перечень систем объекта и сопоставьте его с пп. 96–107 распоряжения № 360-р. Для каждой системы зафиксируйте:
• состав и уровни АСУ ТП: верхний (серверы, АРМ, SCADA), средний (контроллеры, шлюзы, сетевое оборудование), нижний (терминалы и устройства присоединений);
• страну происхождения ПО и оборудования, версии, наличие поддержки;
• внешние связи: диспетчерский центр, РЗА, АИИС КУЭ, корпоративная сеть.
По итогам актуализируйте сведения о категорировании и направьте их во ФСТЭК России. От присвоенной категории зависит, какие требования применяются (приказ № 239 или № 31), а значит, и объём будущего проекта.

Шаг 2. Аудит ПТК и выбор глубины замены
Аудит покажет, что можно сохранить, а что нужно менять. Практика сетевых компаний такова: на действующих подстанциях 220–500 кВ в первую очередь меняют верхний уровень — АРМ, серверы SCADA и телемеханики, межсетевые экраны, серверное и сетевое оборудование, операционные системы. Устройства уровня присоединения со сроком службы 15–25 лет сохраняют, если они обеспечивают обмен данными по открытым протоколам.
Как правило, рассматривают три сценария:
1. Только верхний уровень. Замена серверов, АРМ, ОС и SCADA, перенос базы сигналов.
2. Верхний уровень плюс средний. Дополнительно меняются шлюзы, коммуникационные контроллеры, сетевое оборудование и шкаф АСУ ТП.
3. Полная замена, включая устройства уровня присоединения. Оправдана при исчерпании ресурса, отсутствии поддержки ПО или несовместимости протоколов.
Критерии выбора — остаточный ресурс нижнего уровня, поддержка открытых протоколов, требования к ИБ и окна отключений.

Шаг 3. Целевая архитектура
Целевую архитектуру стоит строить на открытых стандартах: МЭК 61850-8-1 (MMS, GOOSE), МЭК 60870-5-101/104, Modbus. Для устройств с проприетарными протоколами предусматриваются шлюзы-преобразователи, а их замена планируется на следующих этапах.
Обязательные элементы архитектуры:
• резервирование серверов и сети (горячий резерв, кольцевые или дублированные топологии);
• разделение технологического и корпоративного сегментов, выделенный контур средств защиты информации;
• единое время на всех уровнях;
• сохранение существующих каналов телемеханики в диспетчерский центр на всё время переходного периода.
Подробнее о цифровых подстанциях по МЭК 61850 и о стыковке РЗА с АСУ ТП — в наших материалах об оптимизации алгоритмов РЗиА в АСУ ТП и о реконструкции подстанции 110 кВ.

Шаг 4. Выбор ПО и оборудования: четыре разных подтверждения
Российское происхождение компонентов подтверждается совокупностью документов, которые не являются взаимозаменяющими (должно быть соответствие каждому):

Что проверяем	Подтверждение
Программное обеспечение	Запись в едином реестре российского ПО (Постановление Правительства РФ № 1236)
Оборудование	Запись в реестре российской радиоэлектронной продукции (Постановление Правительства РФ № 878)
Комплекс в целом	Соответствие требованиям к доверенным ПАК (Постановление Правительства РФ № 1912)
Средства защиты информации	Сертификат соответствия ФСТЭК России

Что запросить у поставщика до закупки:
• номера записей в реестрах и статус доверенного ПАК;
• перечень поддерживаемых протоколов и подтверждённую совместимость с конкретными типами устройств на вашем объекте;
• результаты испытаний на отказоустойчивость и время переключения резерва;
• условия техподдержки, обновлений и поставки ЗИП на весь жизненный цикл;
• порядок передачи исходных проектов и конфигураций.

Шаг 5. Техническое задание: что чаще всего забывают
Техническое задание на создание АСУ ТП разрабатывается по ГОСТ 34-й серии. В техническом задании на замену ПТК обязательно включите:
• перечень всех протоколов и конкретных моделей существующих устройств, с которыми должна работать новая система;
• передачу Заказчику исходных конфигураций, проектов и прав на их изменение;
• объём миграции: база сигналов, мнемосхемы, отчётные формы, алгоритмы и блокировки;
• заводские испытания (FAT) на стенде до выезда на объект;
• требования по информационной безопасности с учётом категории объекта;
• порядок параллельной работы старого и нового ПТК и план отката;
• обучение персонала, ЗИП и сервис на весь жизненный цикл.

Шаг 6. Миграция данных и стенд
Миграция — самая трудоёмкая часть проекта. Если исходных конфигураций нет, базу сигналов и логику восстанавливают по исполнительной документации и по данным, считанным с действующих устройств, а затем проверяют на объекте.

Пример из практики — реконструкция главного щита управления ТЭЦ ООО «Ромодановосахар». Специалисты «АртЭнергоСтрой» восстановили вторичные схемы релейной защиты и автоматики, схемы возбуждения и защит генераторов, центральной сигнализации и АЧР. Конструкторский отдел разработал нетиповые панели ГЩУ, а оборудование ОРУ-35 кВ, ЗРУ-6 кВ и турбогенераторов перевели на микропроцессорные терминалы одной серии — для унификации и удобства обслуживания. Весь комплекс работ выполнен за четыре месяца, до сезонного запуска завода.

Перед выездом на объект новую систему собирают и проверяют на стенде следующие параметры: обмен с устройствами, отображение, команды управления, блокировки, отчёты. Каждая ошибка, найденная на стенде, — это сэкономленное окно отключения.

Шаг 7. Ввод без остановки объекта
На действующей подстанции новый ПТК вводят поэтапно:
1. Производят монтаж новых серверов, АРМ и сетевого оборудования параллельно существующим.
2. Проводят подключение новой системы в режиме наблюдения, сверку сигналов со старой системой.
3. Поочерёдно переводят присоединения на управление от нового ПТК в согласованные окна.
4. Переводят каналы телемеханики в диспетчерский центр.
5. Выводят старую систему после завершения опытной эксплуатации.

На каждом этапе должен быть план отката, а работы — выполняться по программам переключений в соответствии с ПТЭ.

По этому алгоритму специалисты «АртЭнергоСтрой» работали в рамках реализации проекта на ПС 110/10/6 кВ «ТПА» ГК «ПТПА»: при замене масляного выключателя 110 кВ на элегазовый выполнена наладка по интеграции нового оборудования в существующие системы РЗиА, АСУ ТП и телемеханики. На этой же подстанции при ретрофите ретрофите камер К-26 новое коммутационное оборудование было привязано к действующей системе РЗиА и телемеханики.

Другой пример — техническое перевооружение ПС 35/10 кВ ООО «МПК «Атяшевский». Работы шли на действующей подстанции при непрерывном цикле производства и были завершены с опережением сроков. На втором этапе была выполнена наладка РЗА с обеспечением корректной работы нового оборудования с существующими ячейками.

Шаг 8. Контур информационной безопасности
Защита информации проектируется вместе с АСУ ТП, а не после неё. Для значимых объектов КИИ применяется приказ ФСТЭК России № 239, для остальных АСУ ТП — приказ № 31. В проекте учитываются:
• сегментация сети и межсетевое экранирование на границах технологического сегмента;
• управление доступом, в том числе многофакторная аутентификация для привилегированных пользователей;
• регистрация событий и контроль целостности;
• взаимодействие с ГосСОПКА и порядок информирования о компьютерных инцидентах;
• регулярная оценка защищённости объекта в течение жизненного цикла.

Отдельная статья цикла будет посвящена кибербезопасности АСУ ТП энергообъектов: 187-ФЗ и требованиям ФСТЭК на практике.

Шаг 9. Документация, персонал, сервис
Проект замены ПТК завершается не подписанием акта, а передачей объекта в эксплуатацию. Заказчик должен получить:
• исполнительную документацию и исходные конфигурации всех уровней;
• инструкции по эксплуатации и действиям персонала;
• обученный оперативный и обслуживающий персонал;
• регламент техобслуживания, обновлений и замены ЗИП.

Сроки и стоимость: факторы зависимости

Стоимость и сроки проекта импортозамещения АСУ ТП определяются по итогам обследования объекта. На них влияют:
• глубина замены — только верхний уровень или вместе с уровнем присоединения;
• число присоединений и объём базы сигналов — сколько точек нужно перенести и проверить;
• наличие исходной документации и конфигураций — восстановление «с нуля» увеличивает объём работ;
• протоколы нижнего уровня — потребность в шлюзах и доработке драйверов;
• требования к резервированию серверов, сети и питания;
• категория значимости объекта КИИ — объём мер и средств защиты информации;
• окна отключений — чем они короче, тем больше этапов и параллельной работы систем;
• сроки поставки доверенных ПАК и сертифицированных средств защиты;
• логистика и условия работы на действующем объекте;
• объём обучения персонала и сервиса на жизненный цикл.

Семь типовых ошибок

1. Заменить SCADA, не проверив поддержку протоколов существующих устройств.
2. Не включить в договор передачу исходных конфигураций и прав на них.
3. Выбрать ПО из реестра, не проверив статус доверенного ПАК для комплекса.
4. Рассматривать АСУ ТП отдельно от РЗА, телемеханики и учёта.
5. Отложить информационную безопасность «на потом».
6. Обойтись без стендовых испытаний.
7. Выйти на объект без плана отката.

Часто задаваемые вопросы

Обязательно ли менять всю АСУ ТП? Нет. В большинстве случаев начинают с верхнего уровня. Устройства уровня присоединения сохраняют, если у них есть ресурс и поддержка открытых протоколов.
Что такое доверенный ПАК и до какого срока нужно перейти? Это программно-аппаратный комплекс, соответствующий требованиям ПП РФ № 1912. Переход значимых объектов КИИ на доверенные ПАК должен завершиться до 1 января 2030 года.
Относится ли АСУ ТП подстанции к КИИ? Да. Системы управления технологическими процессами объектов электросетевого хозяйства включены в перечень типовых отраслевых объектов КИИ (п. 100 распоряжения № 360-р). Значимость и категория определяются при категорировании.
Можно ли оставить импортные контроллеры? Требования к доверенным ПАК распространяются на значимые объекты КИИ. Переход должен завершиться до 2030 года, поэтому сохранение импортных устройств допустимо только как этап утверждённого плана перехода.
Что грозит за неисполнение требований? Административная ответственность по ст. 13.12.1 КоАП РФ (штраф для юридических лиц — до 500 тыс. руб.). Если неправомерное воздействие на КИИ повлекло вред, наступает уголовная ответственность по ст. 274.1 УК РФ.

Как «АртЭнергоСтрой» помогает с заменой ПТК
Мы ведём проекты по модели ЕРС: обследование и аудит действующей системы, разработка проектной и рабочей документации, поставка оборудования, СМР, пусконаладка и ввод в эксплуатацию. Собственное производство КСО, КТП, НКУ, реклоузеров 6–10 кВ и блоков ОРУ-35 кВ позволяет совместить замену ПТК с модернизацией первичного оборудования. В штате — специалисты РЗиА, наладчики SCADA и АСКУЭ.
Среди наших проектов в области систем управления — автоматизация и цифровизация ВЛ 6–10 кВ на базе реклоузеров со SCADA-системой, система управления и мониторинга состояния высоковольтного оборудования с собственным ПО и АРМ операторов, а также монтаж и наладка АИИС КУЭ на предприятиях Пензенской области и Мордовии.

Список источников:

Указ Президента РФ № 166 от 30.03.2022 (ред. от 07.04.2025)
187-ФЗ «О безопасности КИИ» с изменениями 58-ФЗ (действуют с 01.09.2025)
Изменения 187-ФЗ по закону № 325-ФЗ (действуют с 01.03.2026)
Распоряжение Правительства РФ № 360-р от 26.02.2026
Постановление Правительства РФ № 1912 от 14.11.2023
Постановление Правительства РФ № 4 от 16.01.2026
Приказ ФСТЭК России № 239 от 25.12.2017
Приказ ФСТЭК России № 31 от 14.03.2014
Постановление Правительства РФ № 1236 (реестр ПО), Постановление Правительства РФ № 878 (реестр РЭП), Постановление Правительства РФ № 719 (подтверждение производства продукции в РФ)
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (приказ Минэнерго России № 1070 от 04.10.2022)
ГОСТ Р МЭК 61850, ГОСТ 34-й серии