Электрические и тепловые сети образуют инфраструктурную основу всей экономики и социальной сферы России, обеспечивая транспортировку энергии от ее относительно немногочисленных производителей (генерирующих компаний) к огромной массе потребителей.

Общая протяженность электрических сетей России составляет величину порядка 3,3 млн. км, в том числе магистральных сетей (напряжение выше 220 кВ) - 122 тыс. км, распределительных сетей - 3,2 млн. км. Причем в распределительных сетях к сельским сетям (напряжение 0,4-110 кВ) относятся 2,3 млн. км, к городским сетям (напряжение 0,4-10 кВ) - 0,9 млн. км. Кроме, собственно, линий электропередач, электрические сети это еще и более 800 тыс. трансформаторных подстанций, около 1200 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и другое многочисленное оборудование. Общая протяженность тепловых сетей России в двухтрубном исчислении - более 180 тыс. км. К ним, кроме ТЭЦ, подключены порядка 70 тысяч котельных, насосно-перекачивающие станции, тепловые пункты и другие объекты.

Гигантский масштаб сетевого хозяйства сам по себе говорит о его значимости для экономики. Легко также понять важность, например, тепловых сетей, если вспомнить о характере преобладающего климата в России. Магистральные сети, при относительно небольшой доле в общем километраже, согласно действующим нормативно-правовым актам образуют Единую национальную электрическую сеть (ЕНЭС), объединяющую большинство регионов страны, и представляющую собой один из элементов гарантии целостности государства.

В результате реформирования энергетики России сетевые активы были выделены в отдельные энергокомпании. Однако, в отличие от генерации, в сетевом хозяйстве очень трудно, почти невозможно, создать условия для конкуренции. В предельном случае это выражалось бы в прокладке конкурирующих сетей параллельно имеющимся. На практике каждая сетевая компания оказывается монополистом в регионе своей деятельности. Поэтому государство сохраняет существенное присутствие в акционерном капитале сетевых компаний, вплоть до 100%, а также оказывает определяющее воздействие на тарифы по транспортировке энергии.

При установлении тарифов государство практикует метод "затраты плюс". Сетевая компания каждый год предоставляет регулятору обоснованный план своих операционных издержек (заработная плата персонала, компенсирующая оплата потерянной в сетях энергии, затраты на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт - ТОиР), государство добавляет к этим издержкам некоторый процент прибыли, определяемый достаточно субъективно, и в итоге получается тариф. При таком подходе:

• сетевые компании не заинтересованы в снижении издержек, в том числе на ТОиР - достаточно их обосновать, и они будут включены в тариф и оплачены потребителем; даже если издержки уменьшены, то на эту же величину будут занижены допустимые операционные издержки энергокомпании в очередную тарифную компанию;
• инвесторы весьма неохотно кредитуют сетевые организации, так как тарифы меняются каждый год, прибыльность заемщика предсказать невозможно; кредитование осуществляется на один год, соответственно стоимость такого кредита очень высокая.

Между тем, в сетях назрела острая необходимость привлечения огромных инвестиций для обновления основных фондов, которые государство выделить не в состоянии. По экспертным данным износ сетей составляет:

• в магистральных электросетях - 41%,
• в распределительных электросетях - 70%,
• в тепловых сетях, в зависимости от региона - от 50 до 85%.

Для снижения износа только распределительных электросетей с 70% до 40-50% планируется до 2015 года привлечь $55 млрд. инвестиций. В этой связи в сетевом хозяйстве намечаются значительные перемены, которые приведут к изменению приоритетов в перевооружении сетей, в управлении эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР), обеспечении надежного и качественного энергоснабжения.

Новации состоят в переходе к новому механизму формирования тарифов RAB (Regulatory Asset Base), который должен обеспечить заинтересованность энергокомпаний в снижении издержек и повышение их инвестиционной привлекательности. В электрических сетях внедрение RAB начнется уже в 2008 году:

• в тарифе в явном виде отражается стоимость обслуживания кредита (норма доходности) и плата за возврат самого кредита; появляется определенность в платежеспособности компании по кредиту; 
• база задействованного в тарифе капитала, предназначенная для возврата кредита, определяется рыночной стоимостью активов сетевой компании с учетом их износа; благодаря этому акционерный и заемный капитал будет направляться на обновление и восстановительные ремонты основных фондов;
• переход к 5-летнему периоду регулирования, т.е. тариф становится стабильным, предсказуемым, снижается риск кредитора, появляется возможность долгосрочного кредитования, соответственно уменьшаются проценты за пользование заемным капиталом;
• регулятор (государство) задает тренд снижения затрат на ТОиР и другие статьи; если энергокомпания добилась большего снижения издержек, то экономия сохраняется за ней в течение всего периода регулирования (5 лет); возникает заинтересованность энергокомпании в снижении издержек; по истечении 5 лет тариф уменьшается на величину сэкономленных средств, и далее вся выгода от снижения затрат достается потребителю.

Новый механизм тарифного регулирования в электрических сетях будет учитывать также уровень надежности энергоснабжения и удовлетворенность потребителей. Регулятор будет оценивать электросетевые компании по таким показателям, как, например:

• частота и средняя продолжительность перерывов в энергоснабжении,
• частота и средняя продолжительность повторных перерывов,
• объем претензий потребителей и другие.

В зависимости от этих показателей будут применяться повышающие коэффициенты или вычеты к тарифам. Базовые значения показателей будут определяться путем их сравнения и усреднения в 11 сопоставимых по размерам операционных Межрегиональных распределительных сетевых компаниях (МРСК). Это приведет к появлению квазиконкурентной среды - компании монопольного сектора будут вынуждены конкурировать между собой за надежность и качество сервиса.

Перечисленные новации в сетевом хозяйстве ставят перед энергокомпаниями ряд сложных задач, прежде всего в области эксплуатации, технического обслуживания и ремонта:

1. Акционеры (владельцы) энергокомпаний будут жестко требовать от менеджмента существенного снижения издержек на ТОиР - сэкономленные средства можно направить на перевооружение и восстановительные ремонты, т.е. на повышение стоимости активов и, соответственно, увеличение доли RAB в тарифе. Снижения издержек требует от энергокомпании и регулятор, устанавливая тренд их снижения. Для удовлетворения этих требований необходимо управлять процессами ТОиР в реальном масштабе времени, а не только наблюдать их конечные результаты.
2. Акционеры (владельцы) энергокомпаний будут жестко требовать от менеджмента существенного повышения надежности энергоснабжения, сокращения количества отключений, аварий, претензий потребителей за некачественную или несвоевременную поставку энергии. Это позволит обеспечивать для энергокомпании наиболее выгодные тарифы. Менеджменту потребуется полная и оперативная информация о дефектах, отключениях, отказах, причинах и местах их возникновения.
3. Необходимо снижать количество ошибок персонала при техническом обслуживании устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), приводящих к ложным срабатываниям систем защиты и снижающих надежность. Для этого требуется корректное и исчерпывающее доведение способов правильного и безопасного выполнения ТО до всех исполнителей.
4. В ближайшие годы предстоит планировать, обеспечивать и выполнять большое количество ремонтно-восстановительных работ. Необходимо иметь и использовать большие объемы объективных данных о состоянии оборудования, выполненных работах, проведенных заменах и др. Необходимо формировать обоснованные ремонтные и инвестиционные программы в области технического перевооружения, для чего накапливать данные и выявлять по ним наиболее "узкие" места с точки зрения затратности владения объектами сетей, их технического состояния и влияния на надежность энергоснабжения.
5. Сетевые энергокомпании по своей сути являются территориально протяженными и разветвленными. Необходимо обеспечить поток информации между управляющим офисом, районами (РЭС) и предприятиями электрических (ПЭС) и тепловых сетей, прежде всего в части идентификации имеющихся на балансе объектов, выполнения регулярных обследований, наличия запасных частей и материалов на складах и т.д.

Объективные обстоятельства свидетельствуют о том, что для решения указанных выше задач менеджменту сетевого энергопредприятия необходима адекватная информационная поддержка в виде единой информационной системы управления эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтами (ИСУ ТОиР). То есть нужен инструмент, который делал бы реально выполнимым сбор и анализ информации, обеспечивал оперативность и достоверность данных, предоставлял поддержку менеджмента при принятии решений, позволял оценивать эффективность этих решений и на основе их оценки вырабатывать корректирующие (предупреждающие) воздействия на бизнес-процессы.

НПП "СпецТек" предлагает сетевым энергокомпаниям свое решение "TRIM-Технический менеджмент" в качестве основы ИСУ ТОиР. В настоящее время НПП "СпецТек" располагает не только этим базовым решением, но и отраслевым решением, доведенным  до уровня типового для сетей. Решение  отработано на практике, отвечает потребностям технического менеджмента, и имеет все востребованные предприятиями отрасли функции.

Возможности отраслевого решения

Отраслевое решение для энергосетей имеет все базовые возможности TRIM для управления ТОиР, а также учитывает отраслевую специфику сетевой энергокомпании и стоящие перед ней задачи. Использование отраслевого решения НПП "СпецТек" дает предприятию важные возможности и эффекты в следующих областях управления:

паспортизация оборудования сетей

• в TRIM каждая учитываемая единица оборудования привязывается к схемам сетей (нормальным, оперативным, поопорным, расчетным и т.п.); изображения учтенных объектов на схемах сетей используются как точки оперативного доступа к полным данным по каждому объекту - к формуляру, паспорту, узлам и запчастям, типовым работам ТОиР, истории выполненных работ, результатам испытаний и осмотров, параметрам состояния, условиям эксплуатации, присоединенным к объекту потребителям, документации по объекту, техническим картам, чертежам;
  
• данные в местах их возникновения (районы сетей и др.) своевременно вводятся в систему; за счет организации единой базы данных для всех подразделений обеспечивается консолидация поступающих от них данных, актуальность и доступность данных в местах обращения к данным (руководство предприятия, руководство и технические службы филиалов и т.д.);
  
• пользуясь взаимосвязью объекта и схемы, а также накапливая историю перемещений, можно в каждый момент времени определять место нахождения, техническое и эксплуатационное состояние каждой единицы оборудования;
• из удаленных подразделений в единую базу данных стекается оперативная информация  - об изменении состава оборудования в районах электрических и тепловых сетей, на тепловых пунктах, насосных станциях; об изменении схем электрических и тепловых сетей (передаются актуальные схемы, измененные параметры сетей - протяженность, материал изоляции, год перекладки и т.д.); обеспечивается согласованное ведение схем и описаний по одним и тем же объектам в разных службах;
• в управляющем офисе централизованно формируется база нормативно-справочной информации по объектам учета и передается в удаленные подразделения.

управление надежностью энергоснабжения

• сбор и анализ данных о выявленных дефектах; анализ дефектов и повреждений может быть проведен  в масштабе всей сети, предприятия, района сети, филиала, отдельной подстанции, фидера; это позволяет своевременно реагировать на дефект и предотвратить возможное отключение потребителей; формирование дефектных ведомостей, автоматизированное формирование соответствующего объема работ и необходимых ресурсов;
  
• электронный журнал регистрации отказов (дефектов, повреждений, отключений) позволяет оперативно получать сведения о них и проводимых по ним работах, контролировать отправку ремонтных бригад, хранить историю работ - объект, причины отказа, длительность и исполнители работ, произведенные замены и т.д.; анализ данных позволяет выявлять "больные" объекты, лидирующие по числу дефектов и отказов,  своевременно включать их в планы ремонтов, реконструкции или замены для повышения надежности энергоснабжения;

• сбор и анализ данных о параметрах технического состояния оборудования, оперативный доступ к этим данным; оперативный контроль планирования и выполнения испытаний, осмотров, диагностик; непрерывность и оперативность контроля повышает ответственность исполнителей работ на местах;
  
• собственные средства TRIM для проектирования моделей оценки технического состояния энергооборудования; модели позволяют, используя данные диагностик, осмотров и испытаний, производить расчет индексов состояния; планирование работ с учетом оценок состояния позволит предотвратить возникновение аварий,  в том числе снизить риск развития каскадных аварий, длительных и масштабных отключений потребителей;
  
• формирование и расчет индексов критичности оборудования с учетом возможных последствий отказов, формирование перечня критичного оборудования и ранжированных по критичности списков оборудования; эта возможность TRIM позволяет объективно определить границы применимости  ремонта по отказу и предупредительного обслуживания, сконцентрировать ресурсы предприятия на оборудовании, критичном для надежности энергоснабжения; автоматизированная поддержка реализации комплексной стратегии ремонта, оптимально сочетающей в себе ремонт по отказу, по наработке, по состоянию, выявление коренных причин отказов и разработку мероприятий по их устранению;
• расчет показателя важности для критичного оборудования - интегрального показателя индекса критичности и индекса состояния, определяющего совокупный риск отказа данной единицы оборудования; ранжирование  оборудования по важности; данная возможность TRIM позволяет оптимально с точки зрения надежности распределять оборудование по зонам ТОиР: наиболее критичное и с самым плохим состоянием - отнести в зону "замена", другое оборудования, соответственно, в зону "капитальный ремонт", "текущий ремонт и обслуживание", "осмотр и мониторинг"; данная возможность дает основу для сокращения риска аварий и отключений;
• объемно-календарное планирование работ с учетом показателя важности, учет имеющихся ограничений по ресурсам, финансам, сезонности, и на этой основе - коррекция плана по критерию приоритетности работ, исключение второстепенных работ, распределение ограниченных ресурсов на выполнение тех работ, которые дадут наибольший вклад в повышение надежности; это позволяет в первую очередь планировать, обеспечивать и выполнять ТОиР того оборудования, выход из строя которого достаточно вероятен по его состоянию и нанесет наибольший ущерб надежности работы всей сети;
  
• соотнесение возможных потерь, рисков отключения с объемом ресурсов, требуемых для их предотвращения; 
• в TRIM формируется и поддерживается в актуальном состоянии база данных о правильном и безопасном выполнении работ по ТОиР, с привязкой к конкретным типовым работам; при выдаче наряда (распоряжения) на работу все условия ее выполнения автоматически попадают в наряд и распечатываются для выдачи исполнителям; тем самым снижается количество ошибок персонала при ТОиР, уменьшается число отключений потребителей по этим причинам;
• в TRIM доступна текущая актуальная информация о наличии запчастей, материалов, оснастки, что позволяет заблаговременно дозаказывать недостающие позиции, сокращать длительность подготовки к аварийно-восстановительным работам и продолжительность отключения потребителей;
• формирование отчетов и аналитической информации по показателям, в том числе - среднее количество и средняя продолжительность отключений в системе в целом и на каждого потребителя, распределение отключений по причинам, структура и вес причин отключений в разрезе районов сетей, анализ влияния той или иной причины отключения в зависимости от различных критериев - время года, интервал анализа, район сетей и т.д., распределение отказов и причин отключений по видам оборудования, анализ повреждаемости и остаточного ресурса и т.д.

управление издержками ТОиР

• объемно-календарное планирование работ на период; заблаговременное формирование типового объема работ, добавление нетиповых работ; автоматизированное формирование детальной сметы на ремонт, точное понимание структуры бюджета ремонта в части стоимости работ подрядчиков, стоимости необходимых товарно-материальных ценностей (ТМЦ), стоимости собственных трудозатрат; детальное планирование всего объема работ позволяет не допускать отсутствия персонала, ТМЦ, инструментов и приспособлений на момент начала работ, планировать и своевременно производить необходимые для работ отключения; детализация затрат позволяет обосновывать их перед финансовым менеджментом предприятия; автоматизация сокращает сроки подготовки к работам, позволяет контролировать стадии их выполнения; 
• отправка, получение и согласование сметы с подрядчиками непосредственно в информационной системе, точное понимание объема и структуры работ подрядчиков, сроков и результатов работ, прозрачность ответственности за выполнение и приемку каждой работы; выявление и исключение избыточных работ; появляется стоимость  услуг подрядчика, детализированная по каждой конкретной работе; сокращаются необоснованные затраты на внешний подряд, появляется возможность контроля затрат на работы по мере их выполнения, контроля сроков сдачи каждой работы;
• оптимизация графика ремонтов по минимуму длительности, настройка поглощения работ, планирование с учетом возможности совмещения работ и отключений с целью минимизации нахождения оборудования в ремонте; повышается производительность ремонтного персонала, снижаются экономические потери из-за плановых простоев в ремонте;
• благодаря информационной связи "работа-запчасть", объем закупок ТМЦ для планового ТОиР автоматически формируется непосредственно из графика ТОиР, c учетом остатков ТМЦ на складах; каждая ТМЦ в плане закупок имеет привязку к конкретной работе в плане-графике, с соответствующими атрибутами (ответственный, исполнитель и т.д.); при секвестировании плана ТОиР автоматически корректируется план закупок ТМЦ; на основании статистических данных определяется неснижаемый запас ТМЦ для аварийно-восстановительных работ; в итоге обеспечивается точное определение потребностей под ремонты, устраняются необоснованные объемы закупок и складских запасов, снижается объем неликвидов на складах;
• отслеживание и анализ истории взаимодействия с поставщиками ТМЦ  позволяет учитывать при выборе поставщика факты срывов и задержек поставок, изменений условий оплаты, уровень цен, поставки некачественных ТМЦ; заблаговременное и точное планирование потребностей позволяет избежать внеплановых закупок ТМЦ по неоптимальным ценам;
  
• хранение истории ТОиР позволяет сравнивать ремонтную деятельность районов сетей, филиалов, предприятий, а также внешних подрядчиков - по производительности, трудоемкости работ, качеству ремонта; проводить сравнения плана и факта, анализировать несоответствия плановым значениям, обоснованно влиять на эффективность выполнения ТОиР  с целью минимизации издержек;
• информационная связь работ со складскими данными позволяет усилить контроль расхождений в складском и ремонтном учете, получать фактические данные по материально-ответственным лицам, контролировать обоснованность списания ТМЦ;
• интеграция TRIM с диагностическими системами дает основу для организации ремонта с учетом технического состояния, и, в результате, либо увеличение межремонтных циклов за счет соотнесения текущих значений параметров со значениями, при которых требуется вывод в ремонт, либо сокращение затрат на ремонты, например, если с учетом состояния ремонт может быть переведен из категории капитального в средний, или если плановый ремонт может быть отменен за ненадобностью.

материалы по теме

Листовка с описанием решения

Статья в журнале "Промышленность и безопасность", 2011, №7(35)

Статья в журнале "Информатизация и системы управления в промышленности", 2008, №3(19) 

Статья в журнале "Информатизация и системы управления в промышленности", 2007, №1(13)

Статья в журнале "Энергетика", 2006, №4(19)

Проект в сетевой компании ООО "Нижневартовскэнергонефть" (ТНК-BP)

Проект в сетевой компании ООО "ЮНГ-Энергонефть" (НК Роснефть)

Проект в сетевой компании ООО "Энергонефть Самара" (НК Роснефть)

Закажите файл презентации отраслевого решения