Управление ТОиР в сетевой энергокомпании - задачи и решение TRIM

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. Благодаря этому, предприятие получает важные 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 - формулярам, узлам и запчастям, работам по ТОиР, присоединенным к нему потребителям, паспортам, документации по объекту;
• 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

• в TRIM реализована возможность автоматического планирования ТОиР по интегральному показателю важности и состояния оборудования, чтобы превентивно и 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; распределение ресурсов в условиях их ограниченности по наиболее важным объектам, определение баланса между возможными потерями и объемом ресурсов, требуемых для их предотвращения;
• в TRIM повышается оперативность контроля планирования и выполнения осмотров и обследований, автоматизируется сбор и анализ данных о дефектах, выявленных в ходе их проведения; анализ дефектов (повреждаемости) может быть проведен в масштабе всей сети, предприятия, района сети, филиала, отдельной подстанции, фидера; это позволяет своевременно отреагировать на дефект, устранить его и предотвратить возможное отключение потребителей;
• электронный журнал регистрации отказов (повреждений), аварийных отключений позволяет оперативно получать сведения о них и проводимых по ним работах, контролировать отправку ремонтных бригад, хранить историю работ - объект, причины отказа (повреждения), длительность и исполнители работ, произведенные замены и т.д.; анализ данных позволяет выявлять объекты, нуждающиеся в первоочередном перевооружении (капитальном ремонте), включать их в планы ремонтов и реконструкции для повышения надежности энергоснабжения;
• TRIM обеспечивает информационную поддержку и повышение качества подготовки тепловых сетей к отопительному сезону; весь необходимый объем работ может быть подготовлен заблаговременно (объект, наименование и содержание работы, привлекаемые ресурсы, сроки, статус, связи между работами); далее сформированный массив данных каждый сезон используется в качестве типового, к нему добавляются нетиповые работы; в итоге все необходимые к определенной дате работы будут запланированы, все требуемые для них ресурсы - предусмотрены; TRIM позволяет отслеживать ход подготовки к зиме в районах сетей, предприятиях, филиалах на основе анализа поступающих в систему отчетов, формировать сводные отчеты; в системе хранится и может быть оперативно извлечена справочная информация к тепловым комиссиям;
• 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;
• TRIM позволяет оперативно собирать и анализировать данные о техническом состоянии оборудования до и после ремонта по результатам диагностики; повышается прозрачность ответственности руководителей и исполнителей работ за повторные отключения потребителей;
• 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.

управление издержками на ТОиР

• подготовка ремонтных ведомостей к большим ремонтам, заблаговременное формирование типового объема работ, добавление нетиповых работ; оценка бюджета, сравнение вариантов по затратам;
• необходимый объем запаса товарно-материальных ценностей (ТМЦ) для аварийно-восстановительных работ может быть объективно определен на основании хранимой в TRIM истории использования ТМЦ; объем закупок ТМЦ для планового ТОиР автоматически формируется непосредственно из графика ТОиР, благодаря информационной связи типа "работа-запчасть", с учетом остатков ТМЦ на складах; при секвестировании плана ТОиР автоматически корректируется план закупок ТМЦ; в итоге устраняются необоснованные объемы закупок и складских запасов;
• хранение истории ТОиР позволяет сравнивать ремонтную деятельность районов сетей, филиалов, предприятий по производительности, трудоемкости работ, анализировать несоответствия трудоемкости 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;
• выбор оптимальной по затратам стратегии ТОиР, определение применимости и поддержка стратегий ремонта по отказу, по календарным периодам, по наработке, по состоянию, по важности; комплексирование стратегий и способов планирования в одном плане-графике; переход от ремонтных циклов в календарном исчислении к циклам, учитывающим наработку, состояние, важность;
• 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 длительности и объема привлекаемых ресурсов по конкретному ремонту, например, если с учетом состояния ремонт может быть переведен из категории капитального в средний;
• 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.

материалы по теме

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)

Проекты в сетевых компаниях ОАО "ТНК-BP Менеджмент"

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

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