Управление производственными активами электросетевых компаний

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 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 трудно 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, в особых случаях до 100%, а также оказывает определяющее воздействие на тарифы по транспортировке энергии.

За последние годы произошли значительные перемены в управлении сетевыми активами. Во-первых, состоялся переход к новому механизму формирования тарифов RAB (Regulatory Asset Base), или иными словами — к установлению тарифов с использованием метода экономически обоснованной доходности инвестированного капитала (RAB-регулирование). Это обеспечивает заинтересованность энергокомпаний в снижении издержек и повышении их инвестиционной привлекательности. Новый механизм тарифного регулирования в электрических сетях учитывает уровень надежности энергоснабжения и удовлетворенность потребителей. Регулятор применяет повышающие коэффициенты или вычеты к тарифам в зависимости от таких показателей, как:

  • частота и средняя продолжительность перерывов в энергоснабжении (SAIDI, SAIFI),
  • частота и средняя продолжительность повторных перерывов,
  • объем претензий потребителей и другие.

Во-вторых, приказом Минэнерго от 25 октября 2017 года №1013 дан зеленый свет широкому применению метода обслужвания по состоянию для большинства сетевых активов, а приказом от 26 июля 2017 года №676 введен риск-ориентированный подход к управлению активами энергетики.

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

  1. Требуется существенное повышение надежности энергоснабжения, сокращения количества отключений, аварий, претензий потребителей за некачественную или несвоевременную поставку энергии. Это позволяет обеспечивать наиболее выгодные тарифы. Менеджменту потребуется полная и оперативная информация о дефектах, отключениях, отказах, причинах и местах их возникновения.
  2. Требуется оптимизировать затраты на ТОиР и ТПиР, направив ресурсы на выполнение в первую очередь тех работ и проектов, которые дадут наибольший вклад в надежность энергоснабжения. Этому служит внедрение риск-ориентированного подхода к управлению активами, которое позволяет формировать обоснованные ремонтные и инвестиционные программы в области технического перевооружения на основе оценки рисков, то есть с учетом вероятности отказов и их последствий
  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. Необходимо 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. 
  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 управления активами необходима информационная система управления эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтами (ИСУ ТОиР), а с учетом смежных с ТОиР процессов — единая система управления физическими активами. То есть нужен инструмент, который на всех этапах жизненного цикла активов делал бы реально выполнимыми 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 программной платформы единой системы управления активами. 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.

Отраслевое решение: возможности и выгоды

Отраслевое решение для энергосетей имеет все базовые возможности TRIM для управления активами, 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

  1. 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.

  1. 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.

  1. Пльзуясь взаимосвязью объекта и схемы, а также накапливая историю перемещений, можно в каждый момент времени определять место нахождения, техническое и эксплуатационное состояние каждой единицы оборудования;
  2. 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.); выездные бригады имеют оперативный доступ к системе непостредственно с места проведения работ, вводят в систему отчеты о выполненных работах и произведенных изменениях на месте производства работ;

Обеспечивается согласованное ведение схем и описаний по одним и тем же объектам в разных службах.

  1. В управляющем офисе централизованно формируется база нормативно-справочной информации по объектам учета и передается в удаленные подразделения.

Управление надежностью энергоснабжения

  1. Планирование обходов оборудования; фиксация данных о выявленных отказах и повреждениях; определение места повреждения и проведение его анализа;

Анализ отказов 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.

  1. Формирование дефектных ведомостей, автоматизированное формирование соответствующего объема работ и необходимых ресурсов;
  2. Электронный журнал регистрации отказов (дефектов, повреждений, отключений) позволяет оперативно получать сведения о них и проводимых по ним работах, контролировать отправку ремонтных бригад, фиксировать проведение аварийного ремонта и ввод объекта в работу, хранить историю работ;

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)

  1. Оперативный доступ выездных бригад к системе непостредственно с места проведения работ, ввод в систему отчетов о выполненных работах и изменениях на месте производства работ; 
  2. Электронный журнал параметров позволяет фиксировать проведенные испытания и измерения, осуществлять 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.

  1. Расчет и мониторинг индексов технического состояния (ИТС), индексов готовности к отопительному сезону (ИГОС) по методикам Минэнерго РФ;

Планирование работ с учетом оценок состояния позволит предотвратить возникновение аварий,  в том числе снизить риск развития каскадных аварий, длительных и масштабных отключений потребителей.

  1. Расчет и мониторинг вероятности отказов и технических рисков отказов по методикам Минэнерго РФ, приоритизация оборудования, выбор соответствующего ремонтного воздействия и определение приоритетности работ с точки зрения их вклада в надежность энергоснабжения;

Эта возможность TRIM позволяет реализовать переход к риск-ориентированному управлению активами, которое позволяет сконцентрировать ресурсы предприятия на выполнении работ, критичных для надежности энергоснабжения.

  1. 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;
  2. 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.

  1. 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.

  1. Соотнесение возможных потерь, рисков отключения с объемом ресурсов, требуемых для их предотвращения; 
  2. 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.

  1. В TRIM доступна текущая актуальная информация о наличии запчастей, материалов, оснастки;

Это позволяет заблаговременно дозаказывать недостающие позиции, сокращать длительность подготовки к аварийно-восстановительным работам и продолжительность отключения потребителей.

  1. 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

  1. 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, дает возможность планировать и своевременно производить необходимые для работ отключения.

  1. Детализация затрат позволяет обосновывать их перед финансовым менеджментом предприятия;
  2. Подготовка технической документации для производства работ (печать однолинейных схем, паспортов оборудования, топографических карт с нанесенными на них объектами сети и объектом работ):

Автоматизация сокращает сроки подготовки к работам, позволяет контролировать стадии их выполнения.

  1. 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.

  1. 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.

  1. 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.);

В этом случае при секвестировании плана работа автоматически корректируется план закупок ТМЦ.

  1. 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.

  1. Отслеживание и анализ истории взаимодействия с поставщиками ТМЦ;

Это позволяет учитывать при выборе поставщика факты срывов и задержек поставок, изменений условий оплаты, уровень цен, поставки некачественных ТМЦ.

  1. Заблаговременное и точное планирование потребностей позволяет избежать внеплановых закупок ТМЦ по неоптимальным ценам;
  2. Хранение истории ТОиР.

Это 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.

  1. 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;
  2. Интеграция TRIM с диагностическими системами дает основу для организации ремонта с учетом технического состояния;

Результат — 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.

������ ��� ������

��������� ������� ���������� ����������������� �������� � �������������� ��������

24 ������ 2018

����� �������, ������������ �������� ����������.

����� �������, ������������ �������� ����������, ��������� ������ ��������� ������� ���������� ����������������� �������� �� ����������� �������������� �������.


��� ������������� �����������, ������������ ����� �������� ������� ������� � ������������ ������� ������� ��������, ��������� ������������ � ���������������� ������������ ��������� ������������, �������, ������, ����������, ������������ � ������� ����������� ������ �� ������������, ��� ����������� ������������ ������ ����������. ��� ������� ���� ������ ������������ ������� ���������� ����������������� �������� (����).

���������� ����������������� �������� � ��������������� � ����������������� ������������, �� ���������� ��������, ������� � ��������� �� ������, ������������ �� ���������� ����� ����������� �� ����������, ������������ � ������������� ������������� (������������ PAS-55). ������� ������ ���������� ����������������� �������� � ����������� ������� ����� ��������� �� ������������ � ������� ��� ������.

  • �������� ��������� �������� ��������.
  • ��������� ������ �� ���������� � ������������.
  • ���������� ������ � ������ �� ��������� ��������������.
  • ���������� �������������� ������ �� �������� �������.

������� ���������� �������� ���������� �� ������ ������ ������ ������������. ��������� ��������� ������ ���������� �������� � ������������ ���������������� ������ ��������, �����, ������������ � ������������ ������������ ������������. ���������� ����������������� �������� � �� �������� � IT-�������, � ���������� ������������, ���������� � �������� �����������.

� ������ ������ �� ��������� � ������������ ������� ��������� ���� �� ����������� �������������� �������.

� ��������� �������, ��� �������� ���� (��� ���������) ������� ���������� �������� � ����������� ������������� ������������ �������� �������� ��� ���������� ������������ ������������� � ������������ �� ����� �� ���������� ������� ���������� ����� �������, � ������� �������������.

����������, � ������� ������������� �������� ���������� � �������� ������� ���������� ����������������� �������� ��������� ����������������� ��� ������� ���������, ��� ���� ��������� ����������-�������� ������, �������� ��������������� ����������� �������. ��� ���� ����� �������� ��� ������������� ������� � ����� ���������� ����������������� ��������, ������� ������� ����� �� ������ �������:

  • ����������� ������ ���������� ����������� ������� ������� ������������ ��������� ��������� ����� ������������ � �������� ����������������� � ����� ������ �� �������� ������ � ������������� ������� � ������������� �� ������������;
  • ���������� ����������������� �������� ������������ ����� ������������ ������������ ���������, �� ������� ������ ������� ������������� �� ������ ������� � �� ������������ � ������ ������-�������;
  • ������������ ������������ � ����� ���������� ����������������� �������� ���������� ��� ����� ����������� ������������� �������� � ��������� ����� ������� ������������ (������), ��� �������� � ������������ �������������� (�� 30-40% � ���) ������ � ������������� ����������� ������ �� ����������;
  • ����������� ���������� ������������ ��������� ��������� ������������ � ����������� ������������ ���������;
  • ����������� ��������� ������ � ������� ������������ ��������� ����������������� ������������ �� ������ ������ �����������, ���������� �������� � ������� � ����� ��������������� ������ ������ ������������ � ����������� ����������� �������;
  • �� ����������� ��������� �������� ����������� ����������� �� ������������: ����������� ������������, ������, ������, ����������� �������������� ��� �������������;
  • ����������� ����� ����������� ����������� ������� �� ������ ������� ��������� �������� ���������������� �������������;
  • �� �������������� ���������������� � ������������� ���������� ���������������� �������� ���������� ��������� �� ������ ������������ ������������, � ����� ��������� ���������� ��� ����������� ������������� ��������.

�������� ��������� ��������, ��������� ������ ��� ����������� ��� ��������� � ������������ ����������-�������� ���� (� ���������, ��������� � ��������� �������� ��������������� ���������) � ������� ������������� �����. ���, ����������� ������ ������� ��������� ������ ��� ����������� ������������ �������� �� ������� ������ ������������ ��������� ��������� ���������������� ������������ � ����� ��������������� ������������� ������� � ������������� ����� � ����������� ������������ ����, ������� � ��������� ���������������� ����������� �� ������������ / ������ ������������� �� ���������� ������ 2 ������������� ������������� ���������� ��������� �� 19.12.2016 � 1401 �� ����������� ����������� ����������� �������-�������������� ��������� �������� �����������������, � ��� ����� ����������� ����������� ������ � �������������� ������������� �������� ��������������� ���������, � ������� ������������� ����������� ����� �����������. ������ �������������� ������������� ���������� ��������� ��������� ������� ������������ ����������� ����������� �������-�������������� ��������� �������� �����������������, � ��� ����� ����������� ����������� ������, ������� ������� � ����������� ���������� ���������������� ������������ ���� ��������.

��������� ������ ����������� ����� ������ ����������� �������������� ������������ � ���������� � �����������������, ������� ������������ ��� ����������� ������� ������� � ������������� ������������ � ���������� ��� ���������� ��������������� ������ ����� ������������, ���������������� �� �������� �����������������, �� ��������������� ���������� � �������������, ����������� ��� �������� ����������� �������������� ������� � ����������� ������������ �� ������������ � ����� ����������� ���������� ��������������������� ������, ���������� � ������������ �������� ����������������� � ����������������� ���������.

�� ����������������� � ������� ������������� ��������������� �������. ��������� ������ ERP-������� �� ��������� 1� ����� ������������� ������������� �� �� 16.11.2015 �1236 (�� ����������������) �, �������, ������������� ������������. ������� �� ������������� ������� � �������� ��������� ��������� �������� ����������� � ��� ������� ��������� ������.

���������� ���������� ������������� ����������. ����������� ���������� ��� �������� ������������� �������������� ������� ��������:

  • ����������� ��������� ������������ ��� �������;
  • ����������� ������ ������������ ��� �������;
  • ������ � ��������� ����������� ������ ������ � ��������� ������ � �����������;
  • ������ � �������������� ���������� ������������.

������ ������������ ��������� ������������ ����������� � ������� 93 ���������� �������� ������������ ��������� �� 8 ������� ������������: �������������� �������, �������������� ��������, �������������� �����, ������������� ��������������, ������� ��� � ���������� ������ �� ��������������, ��������� �������, ��������� �����, ��������� �����.

��������� ������� ��� ������� ������� ������������ ��������� ��������:

  • ������ ������� � �������������;
  • ���������� ����������������� ����������������;
  • �������, ���������� ��� ���������� ����������������� �����������.

������ �������:

  • ����������� ������������ ������� ������� �� ���� (��������), ������ ��������� ����������� ������� ��� ����, ����� ��� ������� ������������;
  • ����������� ������ ������������ ������������ �������� ����������� ���;
  • � ������� �������������� � ���������� ������ ����������� ������ ������������ ���������.

��������� ������� ���������� ����������������� �������� � �������������� ��������

��������� ���������� ��������������� �������:

  • ������������� ������������;
  • ��������� ����;
  • ������ �������� ���������;
  • ������ ����������� �������;
  • ������ ������ � ������������������ �������;
  • ���� ��������;
  • ���� ��������� � ���������.

����� ������� � ���� ����������� ��������� ���� ��������������� ��������:

����� ������� � ���� ����������� ��������� ���� ��������������� ��������

���������� ������ ��������� ����������� ��������� ������������ ������������ � ������� (����) � ������������� � ������������ ������������.

����� ������������ �������� ����

������� ��������, ��� ���������� ���������� ���������� ���� ��������� � ������ ���������� � ���������� ��� ��������, ������������ ����������� ���� � ������� ��� ����������� �����������, � ����� �������� �������������. ����� ����, ������ ���� ��� ������������� ������������:

  1. ������ ����� ����������. ��, ��� ���������� ������.
  2. ��������� � ������������ �����.
  3. ������������ ������ �������� �������������.
  4. ���������� ������ ������� ��������� �� ������� ���������.

������ �� �������� ����������� ���������, ��� ������ ��� ������������� �������.

��������� ���������������� ���������� � ��������� ������� ��������� ���������� ��-�� ������ ����������, �� ������� ���������� ����� ���� ������ ���� ������������ ���������� ������ �������������� ������.

������������ ������ ������ ���������� ������� � ���� ���������. �������� ���� ������� � ������������ ��������� ���������� ������ ��� �����������, ��� � ���������.

��� ���������� �������� � ������������� ������������ �������������� ����������� � ������ ������-������������ ������������ � ������� ���� �������� 22 ����������� (��������) ������� �� ��������� �������� ��������� ����������, ������� ����������� �� ���� �����������.

� ������ �������� � ������-������������ � ������������ ������������ ��� ������� ������������ ������� ����� ������������ �������� ������ � ���������, ����� �� ��������� ������ ������ ���� �� ������� � �������� �����, � ��������� ��������������� ���������. ��� ����������� ������ ��������� � �������� �� �������� ������ ������������� ������� ������������� �������, ������������� ���������� �� ������ ���� ������������ ��������� �������� (����� � �������������), ����������� ���������, �� � ������������ ������ ��������� �������������. � �������� ������� ����� �������������� �������������� ������� � ����������� �����.

������ ��������� ������� ���� ������������� �������� ����������� ������ ������ �� �������������� ������� SAP � ����� �� ���� 1� ��� ������ ������������� ����������������� ��������. ������������ ������ ���� �����������. ����� ������� ������ ����������� �������������� ������������� ������������� ���� ������ �� ���������� ���������� �������. ����� ������� �������� ������ ��������� � ��� ����� � ������� �������� ��������� �������, ����� ����������� ����� �������� ������.

����������

��������� �������������� ������� �� ERP-������� �� ���� SAP � ������������� ������������� ERP-������� �� ��������� 1�, ����������� � ������ ���������� � ���������� ��� �������� � ���������, ������������ ����������� ���� � ������� ��� ����������� �����������, � ����� �������� �������������.

  • ������� �������� ������� � ����������� ��������� ���������.
  • ����������� ������������ � ����������� ���������� � ��� ��������.
  • �������� ����� 1000 ������������� �� 432 �������������.
  • ��������� ����� 6 ��������� ��������.

�������

  • �� ����������� ��������� ������� �� �������� �������� � �������� �� ������ �������� ������ ������������ ��������� ������������, ��� ���� � ����������� ��������� �������� �������� ������.
  • ����������� � ������� ����� � ��������� ������������ ����� ������� ���������� ������������ �������� �� ��������� ���.
  • ������ �������� ����� � ����������� �������� � �������� ������ ������ ������������.
  • ����� ��������� ���� ����� �������� ��������� ������������ ��������� � ������ ������� ������������� ���������� ������������.

�����: ����� �������, ������������ �������� ����������.

Управление производственными активами

Программные продукты предназначены для планирования ремонтных работ сетевого оборудования, сокращения простоев оборудования и оптимизации времени ремонтных бригад.

Зачем автоматизировать бизнес-процессы управления производственными активами?

Главная задача управления производственными активами – обеспечение баланса между затратами на ремонт оборудования и рисками его отказа. Источниками информации для принятия своевременных управленческих решений являются:

Получение данных подразумевает запись результатов осмотра, фиксацию показаний и результатов расчетов на бумажный носитель, последующее согласование и переписывание данных в ведомости и журналы. Решения принимаются централизованно на верхних уровнях, при этом знания о состоянии оборудования и необходимости его ремонта и обслуживания сосредоточены у сотрудников на уровне мастеров и начальников участков. Такой подход имеет ряд недостатков:

Помимо этого, отсутствие единого информационного пространства для сотрудников, выполняющих работы по обслуживанию и ремонту оборудования, и руководителей высшего звена снижает оперативность получения управленческой отчетности. Для планирования ремонтных работ сетевого оборудования и сокращения простоев оборудования, компаниям необходимо автоматизировать бизнес-процесс управления производственными активами.

Управление производственными активами

Для решения задач автоматизации планирования и выполнения ремонтных работ сетевого оборудования, наша компания разработала следующие решения.


1C:Предприятие 8. ERP
Энергетика 2


ND. Мобильная
ремонтная бригада


Бест: Техническое
обслуживание и ремонты


Бест: Учет сетевого
оборудования

Эффект от внедрения системы управления производственными активами

  • Оперативное получение информации о состоянии объектов электросетевого хозяйства.

  • Оперативный расчет последствий отказа в стоимостном выражении.

  • Оперативный мониторинг возникновения неисправностей.

  • Прогнозирование рисков выхода из строя объектов электросетевого хозяйства.

  • Достоверный расчет показателей технического состояния объектов электросетевого хозяйства.

  • Оперативное получение информации о количестве и значимости потребителей.

  • Снижение вероятности получения штрафов в соответствии с приказом федеральной службы по технологическому надзору № 48 от 12.02.106, за счет своевременной подготовки протоколов диагностики оборудования и актов технического освидетельствования.

  • Снижение вероятности получения штрафов в соответствии с приказом Министерства энергетики РФ № 676 от 26.07.2017, за счет своевременного расчета индекса технического состояния оборудования.

  • Оперативное получение информации по приоритезации включения активов в ремонтную программу.

  • Оперативное формирование и согласование производственных программ.

  • Мониторинг загруженности персонала на разных этапах выполнения производственной программы.

  • Снижение потерь от плановых отключений и снижение затрат на плановые ремонты за счет своевременного ремонта оборудования на основании технического состояния оборудования.

  • Анализ будущих затрат, связанных с естественным старением оборудования.

  • Повышение прозрачности планирования ресурсов на проведение ремонтов.

  • Детализация учета использованных ресурсов в разрезе единицы оборудования.

  • Снижение количества аварийных ремонтов за счет перехода от планово-предупредительного ремонта, к смешанному и ремонту по техническому состоянию.

  • Потенциальное повышение показателей надежности SAIDI и SAIFI.

Как внедрить Управление производственными активами?

Технология Быстрый Старт

Обучение сотрудников и запуск
системы на реальных данных
заказчика. Наиболее эффективный
способ быстро и с минимальными
инвестициями настроить и
запустить в работу типовую
конфигурацию 1С.

Проектное внедрение

Внедрение автоматизированных
систем «Под ключ» с применением
гибких технологий управления
проектом, что позволяет оперативно
контролировать бюджет и сроки.

Концепция автоматизации

Разработка дорожной карты внедрения
системы, графическое описание
бизнес-процессов Заказчика в логике
«Как будет»

Обследование и ТЗ

Проведение полноценного
обследования бизнес-процессов
заказчика. Формирование
технического задания.

Система управления производственными активами в экосистеме электросетевой компании

Кейсы



АО «Калининградская генерирующая компания»

Обследование, моделирование бизнес-процессов и формирование технического задания на внедрение автоматизированной системы управления производственными активами АО «Калининградская генери…


Учет сетевого оборудования



ПАО «Россети Северный Кавказ»

Развитие действующей системы управления производственными активами ПАО «Россети Северный Кавказ».


ERP


Учет сетевого оборудования


ТОиР



АО НЭСК — Электросети

Проведение обследования, моделирование бизнес-процессов и формирование технического задания на внедрение программного продукта на платформе «1С:Предприятие»


ERP


Технологическое присоединение


Транспорт энергоресурсов


Учет сетевого оборудования

Как начать с нами работать?

Оставить заявку на демонстрацию программного продукта

Заполнить опросный лист. Так мы быстрее поймем ваши задачи

Посмотреть функционал системы на удаленной демонстрации

Получить коммерческое предложение на автоматизацию

Подписать договор и приступить к работе

Почему выбирают нас?

Разработчики программных продуктов линейки «1С:Энергетика»


В штате компании более 50 сотрудников, профессионализм которых, подтвержден сертификатами «1С. Руководитель проекта», «1С. Руководитель корпоративных проектов», «1С Специалист» и «1С
Профессионал», в том числе доктор технических наук и кандидаты наук.

Качество услуг подтверждено международным стандартом ISO 9001:2015

15 лет опыта выполнения проектов по внедрению систем ERP-класса с количеством пользователей более 100 рабочих мест

Применяем гибкие технологии управления проектами, что позволяет оперативно контролировать бюджет и сроки проекта


© 2023, ООО «Бест»

  • Авторы
  • Резюме
  • Файлы
  • Ключевые слова
  • Литература


Громова Г.А.

1

Исмагилова Л.А.

1


1 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный авиационный технический университет»

В статье предложена стратегически ориентированная система управления затратами на производственные активы в условиях модернизации электросетевой инфраструктуры, представленная в виде функциональной модели, отличающаяся применением при принятии решения накопленной информации о затратах всего жизненного цикла приобретаемого энергетического оборудования. Разработан инструментарий оценки стоимости жизненного цикла энергетического оборудования, представленный в виде методики, отличающейся применением показателя надежности, что обеспечивает достоверную корректную оценку стоимости жизненного цикла изделия. Предложенная методика имеет такие преимущества, как минимизация суммарных затрат электросетевой компании на приобретение и владение оборудования, прогноз инвестиционных и операционных расходов на протяжении всего жизненного цикла сложного электросетевого оборудования, экономически эффективное расходование инвестиционных средств на обновление парка производственных активов, повышения надежности и безопасности приобретаемого производственного актива, повышение экономической эффективности эксплуатации электросетевого оборудования. Применение методического инструментария по управлению производственными активами на основе оценки стоимости жизненного цикла энергетического оборудования может быть масштабировано в целом по энергетической отрасли. Внедрение методики позволит извлечь экономическую выгоду, повысить экономическую устойчивость и обеспечить устойчивое электроснабжение за счет повышения показателей надежности приобретаемых технических систем, совершенствования инвестиционной, ремонтной и амортизационной политик, что особенно актуально при нарастающих темпах износа производственных активов электросетевых компаний.

управление производственными активами

стоимость жизненного цикла

1. Доклад «О подготовке субъектов электроэнергетики Республики Башкортостан к прохождению осенне-зимнего периода 2018-2019 годов». Сайт Минэнерго РФ. – URL: https://minenergo.gov.ru/node/11896

2. Исмагилова Л.А., Ситникова Л.В. Планирование технического обслуживания и ремонта оборудования электросетевой компании // В сборнике: World Science Proceedings of articles the international scientific conference. – 2017. – С. 195-201.

3. Исмагилова Л.А., Ситникова Л.В. Система управления техническим обслуживанием и ремонтом объектов электросетевой компании в сборнике: наука сегодня: факты, тенденции, прогнозы: материалы международной научно-практической конференции. Научный центр «Диспут». – 2017. – С. 98-100.

4. Громова Г.А. Разработка методики закупки энергетического оборудования по критерию минимальной стоимости жизненного цикла // Диспетчеризация и управление в электроэнергетике: сборник докладов IX открытой молодежной научно-практической конференции / под общ. ред. канд. техн. наук, проф. Э.Ю. Абдуллазянова. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2015. – С. 251-256.

5. Бром А.Е., Белова О.В., Сиссиньо А. Базовая модель стоимости жизненного цикла энергетического оборудования // Гуманитарный вестник. МГТУ им. Н.Э. Баумана. – 2013. – Вып. 10.

6. СТО РЖД 1.02.034-2010 Управление ресурсами на этапах жизненного цикла, рисками и анализом надежности (УРРАН). Общие правила оценки и управления рисками.

7. СТО РЖД 02.044-2011 Управление ресурсами, рисками и надежностью на этапах жизненного цикла (УРРАН). Термины и определения.

8. Регламент определения стоимости жизненного цикла и лимитной цены подвижного состава и сложных технических систем железнодорожного транспорта. Распоряжение № 509р. – М.: ОАО «РЖД», 2008. – 24 с.

9. Иванова Н.Г. Основные положения модели расчёта стоимости жизненного цикла подвижного состава и сложных технических систем железнодорожного транспорта Сборник тезисов на научно-техническом семинаре «Применение методов расчёта стоимости жизненного цикла для оценки конкурентоспособности нового подвижного состава и сложных технических систем. – М.: 2008. – С. 30–57.

10. ГОСТ Р ИСО 14040-2010. Экологический менеджмент. Оценка жизненного цикла. Принципы и структура // Национальный стандарт Российской Федерации. – М.: Стандартинформ, 2010.

11. Николаенко С., Шевченко Л., Барсола И. Оценка жизненного цикла продукции – современный инструмент снижения негативного воздействия деятельности компаний // Вестник КПМГ – управление рисками и комплаенс. – 2014. – № 5. – С. 20–27.

Введение

Электроэнергетика является системообразующей отраслью народного хозяйства. Надежная работа предприятий отрасли является гарантией стабильного социально-экономического развития региона. Успешное решение задачи бесперебойного и качественного энергоснабжения определяется многими факторами: от обоснованного стратегического планирования до эффективного управления производственными активами.

В настоящее время производственные активы переходят из зоны нормальной эксплуатации в зону износа. Износ основных фондов, составляющих основу производственных активов, нарастает ежегодно быстрыми темпами, большинство объектов электросетевого хозяйства вводились в эксплуатацию 45-50 лет назад. В таблице 1 представлена показатели уровня физического износа по ключевым субъектам электроэнергетической отрасли Республики Башкортостан согласно докладу «О подготовке субъектов электроэнергетики Республики Башкортостан к прохождению осенне-зимнего периода 2018-2019 годов».

В то же время объемы потребления электроэнергии в Республике Башкортостан ежегодно растут (рис. 1).

Таким образом, в энергетическая отрасль при высоком износе производственных активов должна обеспечить надежное электроснабжение при растущих объемах энергопотребления.

Вышеописанные показатели текущего состояния производственных активов энергокомпаний РБ характеризуют серьезность проблемы.

Таблица 1

Уровень физического износа ключевых энергопредприятий РБ

Субъект

электроэнергетики

Производственный актив

Уровень физического износа, в %

ООО «БСК»

Трансформаторы 110кВ и выше

89,83

ЛЭП 110кВ и выше

70,75

ООО «Башкирэнерго»

Трансформаторы 110кВ и выше

69

Трансформаторы ниже 110кВ – 2358,65 МВА

80

ЛЭП 110кВ и выше

43

ЛЭП ниже 110кВ

35

ООО «БГК»

Основное генерирующее оборудование (кроме ПГУ)

44

Основное генерирующее оборудование (ПГУ, ГТУ)

14

Основное теплофикационное (котельное) оборудование

48

ООО «БашРТС»

Тепловые сети

47,8

Котельное оборудование

81,4

МУП УИС

Тепловые сети ЦО

70

Кумертауская

ТЭЦ АО «СЭГК»

Основное генерирующее оборудование (кроме ПГУ)

16,16

ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

Основное генерирующее оборудование (кроме ПГУ)

95

Основное теплофикационное (котельное) оборудование

83

Doc11.pdf

Рис. 1. Динамика электропотребления энергосистемы РБ, млн. кВт•ч.

В настоящее время в энергетических компаниях нашей страны отсутствует единое и нормативно-методическое обеспечение управления производственными активами. Принятие решений основывается на опыт лица, принимающего решение (ЛПР), и определяется ситуационными задачами электросетевых предприятий. В российской электросетевой отрасли концепция управления активами базируется на планово-предупредительных ремонтах (ППР), когда в развитых странах уже давно применяют передовые подходы к управлению активами, основанные на прогнозировании и управлении рисками, принципы оптимизации портфеля инвестиций, технические обслуживания и ремонты по состоянию оборудования (рис. 2).

Выполнение требований надежного электроснабжения при росте энергопотребления на базе физически изношенного электросетевого хозяйства требует эффективного распределения затрат на поддержание и модернизацию производственных активов.

Doc12.pdf

Рис. 2. Основные подходы к управлению активами

Все вышесказанное подтверждает необходимость разработки эффективной системы управления производственными активами предприятий электросетевой отрасли, обеспечивающей надежное энергоснабжение потребителей и оптимальное распределение ограниченных ресурсов предприятий на протяжении всего жизненного цикла активов.

Также важно отметить, что поставленные задачи соответствуют вектору ключевых задач «Энергетической стратегии России на период до 2030 года»:

  • «удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электрической энергии (мощности) по доступным конкурентоспособным ценам, обеспечивающим окупаемость инвестиций в электроэнергетику;
  • обеспечение надежности и безопасности работы системы электроснабжения России в нормальных и чрезвычайных ситуациях;
  • инвестиционно-инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии;
  • обеспечение энергетической безопасности страны и регионов».

Таким образом, задача эффективного управления производственными активами в электросетевой отрасли соответствует целям Энергостратегии РФ.

Структура стоимости жизненного цикла производственного актива

Ключевая идея управления активами – это оптимальное распределение ограниченных ресурсов предприятия на протяжении полного жизненного цикла активов, в составе энергосистемы.

Для эффективного управления затратами на производственные активы необходимо найти баланс между:

1. Обеспечением в полном объеме надежного, качественного и доступного электроснабжения потребителей;

2. Выполнения требований регулирующих органов по обеспечению уровня надёжности;

3. Затратами на развитие сети, обязательства перед регионами (затраты на инвестиции);

4. Затратами на поддержание нормативного состояния производственных активов (операционные затраты).

Жизненный цикл – это интервал времени от начала создания сложной технической системы до конца ее эксплуатации и утилизации.

Фундаментальное значение при оценке стоимости жизненного цикла производственного актива имеет знание содержания и действий, которые должны выполняться на каждой его стадии. Также важно понимать, как эти действия влияют на надежность, безотказность, технические характеристики оборудования, ремонтопригодность и другие характеристики, от которых зависит стоимость его жизненного цикла.

На рисунке 3 представлены основные этапы жизненного цикла производственного актива и источники финансирования затрат на том или ином этапе актива.

Жизненный цикл производственного актива в общем случае включает в себя такие стадии, как: формирование технических требований, проектирование, производство, монтаж и наладку, эксплуатацию (в т.ч. техническое обслуживание и ремонты), списание и утилизацию.

Суммарные затраты на перечисленных стадиях жизненного цикла представляют собой затраты, связанные с приобретением, владением и утилизацией актива.

Основным фактором при эксплуатации сложных технических систем в том числе электротехнического оборудования является затраты владения, связанные с поддержанием надежности на этапе эксплуатации. Энергетическое оборудование стоит дорого и эксплуатируется десятилетиями. Для сложного изделия, имеющего длительный срок использования (не менее 10–20 лет), затраты, возникающие на постпроизводственных стадиях жизненного цикла и связанные с поддержанием изделия в работоспособном состоянии, могут быть равны или превышать в несколько раз затраты на приобретение.

Цель оценки стоимости жизненного цикла электросетевого оборудования заключается в оценке совокупной стоимости эксплуатации производственного актива и применение в энергосистеме такого типа оборудования, который обеспечит оптимальный баланс между уровнем надежности и стоимостью жизненного цикла за весь период эксплуатации объекта.

При прочих равных условиях, т.е. идентичности технических характеристик, конечным критерием выбора того или иного оборудования должна являться минимальная стоимость жизненного цикла.

Стоимость жизненного цикла изделия в общем случае определяется по формуле:

СЖЦ = Сприобр + Свладения ,

где Сприобр — (единовременные затраты), цена приобретения технического средства, заявленная производителем изделия;

Свладения — совокупные издержки на эксплуатацию изделия за срок его службы (расчетный период) [2].

Doc13.pdf

Рис. 3. Этапы жизненного цикла производственного актива и источники финансирования затрат

Для отражения влияния процессов технического и ремонтного обслуживания на СЖЦ для энергетического оборудования предлагаем детализировать базовую модель для расчета:

Doc14.pdf

где Сэкспл — среднегодовые затраты на эксплуатацию;

СТОиР — среднегодовые затраты на техническое обслуживание и ремонты;

Сплан — затраты на плановые ремонты;

Свнепл  затраты на внеплановые ремонты;

t — текущий год эксплуатации;

Т — последний год эксплуатации, согласно паспорту оборудования или иной документации.

Затраты Сэкспл на эксплуатацию производственного актива включают материальные затраты (расходные материалы, транспортные затраты), затраты на оплату услуг сторонних компаний (диагностика) и затраты на оплату труда.

Также в стоимость жизненного цикла энергетического оборудования целесообразно включать затраты на проведение внеплановых ремонтов Свнепл, вызванных внезапными отказами.

При расчете данной группы затрат должны быть учтены затраты, не только связанные с восстановлением исправности оборудования, но и учитывающие потери прибыли от недоотпуска электроэнергии, а также штрафные санкции и мероприятия по устранению последствий аварии (например, экологического характера):

Свнепл = P(t) • Савар,

где Савар — стоимость устранения последствий аварии, в общем случае получаемая как сумма стоимости ремонта и убытков от простоя оборудования:

Савар = Срем + Спростой.

Убытки от простоя определяются через суточную выработку электроэнергии:

Спростой = стоимость (МВт × Ч, руб) × номинальная мощность объекта × часы (24).

Расчет вероятности наступления аварии Р(t) на интервале назначенного срока службы может быть построен исходя из следующих допущений: аварийные события представляют простейший стационарный поток без последействия (потоки отказов многих объектов техники в период стабильной эксплуатации близки к стационарному потоку), т.е. аварии являются событиями случайными и независимыми, что позволяет суммировать интенсивность событий и использовать распределение Пуассона с постоянным параметром распределения λ:

Doc14.pdf

где t — назначенный срок службы объекта.

Вышепредставленные структуры стоимостей приобретения и владения энергетическим оборудованием носят общий характер, в зависимости от специфики того или иного типа оборудования статьи затрат должны быть пересмотрены и детализированы.

Для оценки полной стоимости жизненного цикла производственного актива следует разбивать его на отдельные составляющие элементы так, чтобы каждый из них мог быть четко определен, а его значение — точно оценено.

Для выявления требуемых стоимостных элементов часто применяют подход, включающий в себя декомпозицию изделия до нижнего уровня разукрупнения, а также декомпозицию затрат по видам и стадиям жизненного цикла

Doc14.pdf

Аналогично производится расчет стоимости владения, суммируются ежегодные суммы на содержание в эксплуатационном состоянии оборудования:

Doc14.pdf

В развернутом виде:

Сприобр = Свыкл. + Суп. + Смарк+ Спогр+

+ Странсп+ Сстрах + Сшеф+

+Собуч + Сдоп. з.ч. + Сэксп.док.+ СЗИП ,

где С1 = Свыкл. — стоимость выключателя;

С2 = Суп. — стоимость упаковки;

С3 = Смарк. — стоимость маркировки;

С4 = Спогр. — стоимость погрузки;

С5 = Странсп. — стоимость транспортировки;

С6 = Сстрах. — стоимость страхования груза;

С7= Сшеф. — стоимость шефмонтажа/шефналадки;

С8 = Собуч. — стоимость первичного обучения персонала;

С9 = Сдоп. з.ч. — стоимость дополнительных зап. частей/устройств/ конструкций;

С10 = Сэксп.док. — стоимость разработки эксплуатационной документации;

С11 = СЗИП — стоимость индивидуального одиночного комплекта ЗИП.

Затраты на владение Свладения электротехническим оборудованием определяются как сумма ежегодных дисконтированных затрат на содержание и ремонт оборудования:

Или в развернутом виде:

Doc14.pdf

где С1 = Собогр. — затраты на обогрев оборудования;

С2 = Смат. ТО — материальные затраты на техническое обслуживание;

С3 = СФОТ ТО — фонд оплаты труда (далее ФОТ) на ТО;

С4 = Смат. СР — материальные затраты на средний ремонт;

С5 = СФОТ СР — ФОТ на средний ремонт;

С6 = Смат. внепл.р. — материальные затраты на внеплановые ремонты;

С7 = СФОТ внепл.р. — ФОТ на внеплановые ремонты;

С8 = Сутил. — стоимость утилизации.

t — год эксплуатации;

Т — срок службы по паспорту.

Декомпозиция составляющих стоимости жизненного цикла электротехнического оборудования представлена на рисунке 4.

Таким образом, разработан инструментарий оценки стоимости жизненного цикла энергетического оборудования, представленный в виде методики, отличающейся применением показателя надежности, что обеспечивает достоверную корректную оценку стоимости жизненного цикла изделия.

Функциональная модель управления затратами на производственные активы на основе оценки стоимости жизненного цикла оборудования

Управление затратами на производственные активы предприятий электросетевого комплекса на основе анализа стоимости жизненного может быть представлен в виде функциональной модели, изображенной на рисунке 5, согласно которой для повышения экономической эффективности приобретения и владения производственными активами необходимо выполнение ряда функций.

Таким образом, предложена стратегически ориентированная система электросетевой инфраструктуры, представленная в виде функциональной модели, отличающаяся применением при принятии решения накопленной информации о затратах всего жизненного цикла производственного актива.

Заключение

При управлении эксплуатационными затратами на электросетевых предприятиях для извлечения большего экономического эффекта при выборе энергетического оборудования необходимо руководствоваться критерием минимальной стоимости жизненного цикла.

Реализация результатов исследования по управлению эксплуатационными затратами на основе оценки стоимости жизненного цикла энергетического оборудования позволит извлечь экономическую выгоду, повысить экономическую устойчивость и конкурентоспособность электросетевой компании за счет повышения показателей надежности приобретаемых технических систем, совершенствовать инвестиционную, ремонтную и амортизационную политику.

Doc15.pdf

Рис. 4. Декомпозиция составляющих СЖЦ электротехнического оборудования

Doc16.pdf

Рис. 5. Функциональная модель управления эксплуатационными затратами на основе анализа стоимости жизненного цикла оборудования


Библиографическая ссылка

Громова Г.А., Исмагилова Л.А. УПРАВЛЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫМИ АКТИВАМИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПАНИИ В КОНЦЕПЦИИ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА // Вестник Алтайской академии экономики и права. – 2019. – № 1-1.
– С. 37-44;

URL: https://vaael.ru/ru/article/view?id=234 (дата обращения: 23.03.2023).

Размер расходов на эксплуатацию и величина затрат на ремонт оборудования, напрямую влияющих на производственные показатели и экономический эффект, вызывают обеспокоенность руководителей многих отечественных промышленных предприятий. Поиск путей повышения производительности труда и улучшения качества продукции за счёт снижения ремонтных расходов и затрат приводит руководителей предприятий к пониманию необходимости использования системы управления производственными активами (см. также про управление активами предприятия).

Ремонт1 и обслуживание2 производственных фондов на многих предприятиях представляют собой повседневную рутинную работу по бесконечному затыканию одних и тех же дыр. При этом доля затрат на поддержку функционирования оборудования в структуре себестоимости производимой продукции составляет от 10 до 40% в зависимости от отраслевой принадлежности и масштабов пред¬приятия.

Улучшить производственные показатели и увеличить экономический эффект позволяют оптимизация расходов на эксплуатацию оборудования, снижение до минимума затрат на его ремонт и потерь от простоев каждого объекта. И хотя практически все предприятия ставят своим ремонтным хозяйствам одну и ту же цель — обеспечение постоянной работоспособности и предупреждение прогрессирующего изнашивания оборудования путем его своевременного ремонта и обслуживания, — варианты её достижения, так называемые, ремонтные стратегии, могут быть разными.

Наработка на отказ

К сожалению, наиболее часто и повсеместно оборудование ремонтируется (именно ремонтируется) по системе «пока жареный петух не клюнул, ….». Только когда что-то сломается, ремонтники придут и станут чинить. Такое отношение к производственным фондам можно также считать ремонтной стратегией.

Потеря качества продукции вследствие ухудшения точности работы оборудования, снижение производительности труда из-за работы на «не совсем исправной» технике и т. д. ведут к росту затрат. Но «если техника и так работает, зачем тратить деньги на своевременное техническое обслуживание, предупредительные ремонты и организационные мероприятия» — «дежурный» аргумент, оправдывающий использование этой стратегии.

Однако наработка на отказ может быть в некоторых случаях и полезной. Не нужно постоянно контролировать стабильно и длительно функционирующее оборудование, поломка которого не приводит к отягощающим последствиям.

Планово-предупредительные ремонты

На протяжении более полувека хорошо себя зарекомендовала и используется по сей день система планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования. Она представляет собой совокупность различного вида организационных и технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, проводимых по заранее составленному плану (регламенту) с целью обеспечить наиболее эффективную эксплуатацию оборудования.

Среди достоинств ППР можно отметить:

  • снижение вероятности внезапного отказа оборудования;
  • минимизацию времени простоя оборудования в ремонте, поскольку заранее планируется, когда оборудование будет выведено из эксплуатации, что с ним будут делать, и можно подготовиться к ремонтным работам;
  • возможность обосновать и подготовить долгосрочную финансовую программу.

Однако ППР присущи и недостатки. Кроме высокой трудоёмкости профилактических работ и отсутствия гарантий надёжной работы оборудования в межремонтный период, плановые  капитальные ремонты3 могут привести к росту числа отказов.

Так, когда начинают менять всё подряд, и то, что требует ремонта, и то, что исправно функционирует, одно неизбежно тянет другое, приводит к нестабильности работы оборудования и мелким дополнительным его отказам. Поэтому план планом, но важно понять, насколько критичен капитальный ремонт в данный момент, и не целесообразно ли скорректировать сроки и объёмы ППР.

Но самая большая проблема ППР — устаревшие  нормативы4 (или их отсутствие) на ремонт и обслуживание реально эксплуатируемого оборудования.

Существовавшие в советское время нормативы позволяли построить модель ремонтов, согласно которой было известно, какие заводы производят подшипники, для какого предприятии, каковы качество, надёжность, трудоёмкость замены и т.д. Цена тоже была заведомо известна. Поэтому можно было спрогнозировать стоимость нужных подшипников на ремонт такого-то станка и срок их службы, межремонтные периоды. Коэффициенты ремонтной сложности позволяли корректировать эти расчёты для каждого конкретного объекта.

А сегодня появились подшипники разных производителей и разных стран, которые отличаются разным уровнем качеством и ценой. Если теперь по тем же нормативам строить прогнозы и бюджеты, то сложно понять, для продукции какого производителя они будут справедливы.

Кроме того, предприятия предпочитают закупать новое импортное оборудование. Но в его паспорте обычно отсутствует регламент обслуживания и другая важная информация, например, какое использовать масло и как часто его менять. При этом сообщается, что представители компании-производителя купленного оборудования находятся в таких-то городах и стоимость их услуг такая-то. Они и будут проводить обслуживание и ремонт.

Наши предприятия к этому не привыкли, у нас другой менталитет, мы должны всё ремонтировать сами. Так, на одном предприятии самостоятельно поменяли масло в итальянском оборудовании, но масло оказалось не той плотности, и предприятие встало. Пришлось всё вымывать, очищать. Или в документации были указаны одни детали, а фактически они оказались другими. И в этом случае возникли проблемы с ремонтом оборудования и лишними затратами.

Нормативов нет ещё и потому, что нарабатывать их — дело слишком затратное. Не будешь же ждать пока что-то сломается, собирать статистику, а потом считать, каков средний срок службы подшипника того или иного производителя. Поэтому предприятия уходят от ППР к ремонтам по состоянию.

Ремонт по техническому состоянию

Эта стратегия, согласно ГОСТ 18322-78, предполагает ремонт оборудования, при котором контроль его технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяется  техническим состоянием5 оборудования.

Об изменении технического состояния объекта судят по значениям диагностических (контролируемых) параметров, позволяющих определить техническое состояние объекта без его разборки.
Современные технические и информационно-технологические средства позволяют проводить диагностику разными способами.

Так, наиболее эффективным представляется непрерывный автоматический (on-line) контроль параметров технического состояния объекта. Однако для его проведения необходима автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), которую позволить себе может далеко не каждое предприятие.

Неплохие результаты даёт проводимое периодически комплексное диагностическое обследование, но и оно требует дорогостоящего диагностического оборудования.

Чаще всего используются периодические обходы и осмотры оборудования по заранее определённому маршруту, во время которых в специальном акте записывают значения контролируемых параметров (уровень вибрации, давление, температура и т.д.) или фиксируется экспертная оценка работает, не работает. Вся собранная информация заносится в информационную систему, где она статистически обрабатывается и анализируется.
Обычно такие обходы осуществляются в начале и в конце смены. Но в период между обходами могут возникнуть колебания, в том числе и недопустимые, контролируемых параметров. Поэтому принимать решения только по результатам обходов не всегда правильно.

Обеспечение надежности оборудования

Всё чаще в последнее время руководители предприятий обращают внимание на стратегию, получившую название техническое обслуживание, направленное на обеспечение  надежности6 оборудования (Reliability Centered Maintenance, RCM). Согласно ГОСТ 27.310 она включает в себя анализ видов, последствий и критичности отказов (АВПКО).

Использование этой стратегии требует от сотрудников ремонтных служб не только инженерных компетенций, но и аналитических способностей и умений.

Необходимо досконально изучить каждую единицу оборудования и все его функции. То есть, необходимо знать, как ведут себя параметры, характеризующие его техническое состояние. Какие-то параметры меняются линейно, какие-то экспоненциально. Если известен характер изменений параметров того или иного оборудования, можно примерно спрогнозировать дальнейшие события и принимать соответствующие меры, чтобы предотвратить поломку.

Кроме знания функций оборудования и характера изменения параметров его технического состояния, необходимо по каждой возникшей аварии регистрировать и вносить в информационную систему сведения:

  • о видах дефектов (отказов) оборудования;
  • последствиях каждого вида дефекта — прекратилось ли выполнение требуемых функций, возросла ли нагрузка на соседнее оборудование или оно встало, стоимость в денежном эквиваленте;
  • критичности дефекта (отказа);
  • причинах дефекта (отказа).

Анализ собранной информации и, к тому же, средствами информационной систем обработанной, с одной стороны, часто показывает, что основная причина возникновения поломок оборудования не техническая, а эксплуатационная, негативное проявление человеческого фактора, рутинная мелочёвка. А с другой стороны, позволяет своевременно принять меры по выявлению и устранению причин отказов, снижению и вероятности и последствий.

Техническое обслуживание, направленное на обеспечение надежности оборудования, начинается со сбора статистики и последующего её анализа. Даже если в информационную систему будут вноситься данные только одного документа — дефектной ведомости, это вскоре приведёт к заметным положительным результатам.
Но основное достоинство этой ремонтной стратегии заключается в том, что она для каждого производственного оборудования позволяет определить наиболее эффективную стратегию (см. рис.) технического обслуживания и ремонтов.

 выбор стратегии ремонта

Составляется список всего имеющегося оборудования. Далее собирается информация, и анализируются причинно-следственные связи каждого возникшего дефекта. И в зависимости от частоты возникновения дефектов применяется та ремонтная технология, которая наиболее эффективна в сложившихся условиях.
Если ремень на шкиве по регламенту необходимо менять в указанный срок, то применяется стратегия планово-предупредительных ремонтов.

Если количество поломок объекта увеличивается только с течением времени, тут целесообразнее применить ремонтную стратегию по техническому состоянию. При этом характер работы обходчиков не меняется, просто какие-то объекты они обходят чаще, какие-то реже. А к каким-то единицам оборудования можно не подходить вовсе до тех пор, пока не будет зафиксирована поломка.

Информационно-технологическое обеспечение

Всё в большей степени предприятия сегодня от технического обслуживания и ремонта обородувания переходят к систематической и скоординированной деятельности, направленной на управление физическими (производственными) активами и режимами их работы, рисками и расходами на протяжении всего жизненного цикла для достижения и выполнения стратегических планов организации (Enterprise Assets Management, ЕАМ ).

Применение для этих целей специализированного программного решения предполагает использование процессного подхода. То есть, детальный анализ и описание производственного процесса предприятия в виде единой и согласованной совокупности взаимосвязанных и взаимовлияющих процессов с учетом всех компонентов, необхо¬димых для качественного функци¬онирования каждой их составляющей.

ЕАМ-системы позволяют согласованно управлять:

  • процессами технического обслуживания и ремонта;
  • материально-техническим снабжением;
  • складскими запасами (запчасти для технического обслуживания);
  • финансами;
  • качеством;
  • трудовыми ресурсами в части технического обслуживания, ремонтов и материально-технического обеспечения.

Именно информационная система обеспечивает прозрачность выполнения всех операций, процедур и процессов в целом. Именно с её помощью можно обеспечить коэффициент технической готовности оборудования к его использованию на 90% и выше, и не важно, работает в данный момент оно или стоит. Именно информация из ЕАМ-системы позволит руководителю и владельцам предприятия понять и оценить истинную стоимость производственных активов и, как следствие, всего бизнеса в целом.

***

Несомненно, во всех тонкостях ремонтных стратегий должны разбираться непосредственно производственники. Но деньги на их реализацию находятся в руках владельцев и генерального директора предприятия. И не грешно понимать, тратятся они на бесконечное латание дыр или на развитие. 

image description

disserCat — электронная библиотека диссертаций работаем для вас с 2009 года

  • Корзина пуста

Вход
|
Регистрация

Вы робот?

Мы заметили, что с вашего адреса поступает очень много запросов.

Подтвердите, что вы не робот

Page 1

background image

Page 2

background image

Построение

цифровых

электрических

сетей

в

Группе

компаний

 «

Россети

»

Развитие

энергетики

сегодня

во

многом

определено

техно

логическими

прорывами

которые

совершаются

в

различ

ных

отраслях

экономики

и

в

этих

условиях

задача

электро

энергетической

отрасли

 — 

не

только

успеть

за

постоянными

изменениями

технологий

требованиями

потребителей

элек

трической

энергии

но

и

быть

на

шаг

впереди

так

как

гло

бальные

изменения

энергетики

со

сменой

технологической

парадигмы

мгновенно

невозможны

 [1].

С

точки

зрения

технологий

основное

развитие

в

ближайшие

 20–30 

лет

будет

на

правлено

в

сторону

автоматизации

и

развития

систем

управления

что

невоз

можно

без

повышения

наблюдаемости

и

управляемости

электрических

сетей

.

Электроэнергетика

должна

совершенствоваться

и

находиться

на

одном

уровне

с

информационными

технологиями

в

цифровой

экономике

Электрические

сети

будущего

 — 

это

цифровые

сети

 [1].

В

соответствии

с

определением

выработанным

в

Группе

компаний

 «

Россети

» (

да

лее

 — 

ГК

 «

Россети

»), «

Цифровая

сеть

 — 

совокупность

объектов

электросетевого

ком

плекса

ключевыми

факторами

эффективного

управления

которым

являются

данные

в

цифровом

виде

обработка

больших

объемов

и

использование

результатов

анализа

которых

позволяет

существенно

повысить

эффективность

деятельности

электросете

вых

компаний

доступность

и

качество

их

услуг

для

потребителей

».

Процесс

возникновения

передачи

и

обработки

данных

о

состоянии

объектов

элек

тросетевого

комплекса

и

режимах

электрической

сети

в

цифровом

виде

можно

изобра

зить

в

виде

пирамиды

 (

рисунок

 1).

Базисным

уровнем

цифровизации

являются

первичные

датчики

которые

непосред

ственно

считывают

и

передают

информацию

о

параметрах

цифровой

сети

Для

сети

напряжением

 0,4 

кВ

такими

первичными

датчиками

являются

цифровые

приборы

уче

та

электроэнергии

 — 

современные

интеллектуальные

счетчики

В

настоящее

время

цифровые

счетчики

могут

выполнять

не

только

прямые

функции

по

измерению

объ

ема

переданной

электроэнергии

но

и

фиксировать

различные

электрические

харак

теристики

необходимые

для

интеллектуального

цифрового

управления

сетью

Кроме

того

совместное

применение

цифровых

счетчиков

и

современных

защитных

аппаратов

дает

наибольший

экономический

эффект

связанный

с

учетом

и

минимизацией

потерь

управлением

нагрузки

потребителей

.

В

электрических

сетях

напряжением

 6 

кВ

и

выше

цифровизация

достигается

за

счет

обеспечения

наблюдаемости

и

управляемости

объектов

внедрения

устройств

Владимир

УКОЛОВ

,

заместитель

директора

Ситуационно

анали

тического

центра

ПАО

 «

Россети

»

Дмитрий

ХИЖКИН

,

заместитель

началь

ника

управления

информационной

безопасности

ПАО

 «

Россети

»

Дмитрий

ГВОЗДЕВ

Главный

инженер

ПАО

 «

Россети

»

2

Ежеквартальный

спецвыпуск

 1(8), 

май

 2018

Цифровые

сети

Page 3

background image

Управление

цифровыми

данными

Формирова

ние

данных

в

цифровом

виде

релейной

защиты

и

автоматики

с

инновационными

алгоритмами

Не

секрет

что

в

на

стоящее

время

эксплуатируется

ряд

подстанций

распределительной

сети

не

обеспе

ченных

средствами

телесигнализации

и

телеуправления

следовательно

об

опера

тивной

реакции

на

изменения

режимов

работы

таких

объектов

не

может

идти

и

речи

Телемеханизация

подстанций

распределительной

сети

позволит

обеспечить

управля

емость

в

минимальные

сроки

и

с

минимальной

реконструкцией

основного

оборудова

ния

В

представлении

ГК

 «

Россети

», 

глобальная

замена

коммутационных

аппаратов

предыдущих

поколений

не

требуется

основное

оборудование

будет

заменяться

пла

ново

по

мере

старения

Реновация

будет

координироваться

с

планами

по

цифрови

зации

объекта

Посредством

устройств

телемеханики

необходимо

включить

в

цифро

вую

сеть

передачу

и

обработку

данных

об

оперативном

состоянии

коммутационных

аппаратов

с

выдачей

оптимального

решения

по

обеспечению

нормального

режима

электрической

сети

и

предусмотреть

возможность

автоматического

телеуправления

то

есть

заменить

цепочку

механических

действий

 «

диспетчер

сетей

 — 

дежурный

элек

тромонтер

подстанции

» 

на

автоматическую

функцию

.

Третьим

немаловажным

уровнем

цифровизации

является

обеспечение

всех

объ

ектов

электросетевого

комплекса

а

также

производственного

персонала

надежной

и

безопасной

цифровой

связью

а

также

обеспечение

непрерывной

и

комплексной

защищенности

информационных

систем

информационно

телекоммуникационных

се

тей

комплексов

программных

и

программно

аппаратных

средств

предназначенных

для

контроля

за

технологическим

и

 (

или

производственным

оборудованием

 (

исполни

тельными

устройствами

и

производимыми

ими

процессами

а

также

для

управления

такими

процессами

и

оборудованием

.

С

приходом

четвертой

индустриальной

революции

изоляция

технологической

сети

от

любых

внешних

систем

считавшаяся

незыблемым

требованием

несколько

лет

на

зад

больше

не

может

рассматриваться

как

адекватная

защитная

мера

Для

цифровой

сети

требуется

сопряженность

корпоративных

и

технологических

автоматизирован

ных

систем

управления

и

большая

свобода

коммуникаций

В

результате

технологи

ческая

сеть

все

больше

становится

похожей

на

корпоративную

 — 

и

по

сценариям

ис

пользования

и

по

применяемым

технологиям

Закономерно

что

и

ландшафт

угроз

для

промышленных

автоматизированных

систем

управления

становится

похожим

на

ландшафт

угроз

характерный

для

корпоративных

систем

.

Одновременно

мы

наблюдаем

другой

мировой

тренд

 — 

рост

обнаруживаемых

уязвимостей

в

программном

обеспечении

систем

промышленной

автоматизации

ком

пьютерных

атак

в

отношении

промышленных

объектов

становится

больше

они

ста

новятся

изощреннее

и

продуманнее

применяемое

вредоносное

программное

обес

печение

умнее

.

Рис

. 1. 

Структура

цифровой

сети

Валерий

КИРИЛЕНКОВ

,

главный

эксперт

отдела

развития

РЗА

и

ИТС

Департамента

ОТУ

ПАО

 «

Россети

»

Александр

КАРТУШИН

,

главный

эксперт

отдела

технических

решений

Департамента

ОТУ

ПАО

 «

Россети

»

Евгений

СЕЛЕЗЕНЕВ

,

заместитель

началь

ни

ка

Технического

управления

ПАО

 «

Россети

»

3

Page 4

background image

Для

достижения

состояния

непрерывной

и

комплекс

ной

защищенности

информационной

инфраструктуры

в

ГК

    «

Россети

» 

планируется

применять

стратегию

без

опасности

основанную

на

автоматизации

процессов

обна

ружения

и

предупреждения

компьютерных

атак

на

инфор

мационную

инфраструктуру

энергетического

комплекса

Группы

компаний

с

помощью

алгоритмов

машинного

об

учения

и

эвристического

анализа

а

также

максимально

быстрого

восстановления

 (

самовосстановления

объектов

информационной

инфраструктуры

.

Субъектам

электроэнергетики

в

Группе

компаний

«

Россети

» 

поставлена

задача

по

созданию

системы

без

опасности

объектов

информационной

инфраструктуры

как

типового

территориально

распределенного

комплекса

включающего

силы

и

средства

предназначенные

для

об

наружения

предупреждения

компьютерных

атак

и

ликви

дации

последствий

компьютерных

инцидентов

.

Для

обеспечения

требуемого

уровня

надежности

элек

троснабжения

потребителей

локализации

поврежденных

участков

и

восстановления

послеаварийной

схемы

сети

ГК

  «

Россети

» 

применяет

современные

коммутационные

аппараты

 — 

управляемые

элементы

сети

вакуумные

сек

ционирующие

элементы

 (

реклоузеры

), 

выключатели

разъ

единители

с

моторным

приводом

и

др

Следует

отметить

что

для

сети

 0,4 

кВ

в

качестве

управляемых

элементов

сети

возможно

применять

цифровые

счетчики

прямого

включе

ния

со

встроенными

коммутационными

аппаратами

.

Вершиной

цифровой

сети

является

система

автомати

зированного

управления

включающая

как

средства

ото

бражения

элементов

сети

и

управления

сетью

так

и

авто

матизированную

систему

управления

производственными

активами

функционирование

которой

позволит

перейти

к

ремонтам

объектов

электросетевого

комплекса

на

осно

вании

информации

об

их

техническом

состоянии

.

В

настоящее

время

в

ГК

 «

Россети

» 

внедрен

программный

комплекс

обеспечивающий

возможность

перехода

к

риск

ориентированной

модели

управления

производственными

активами

 (

СУПА

). 

Задача

данной

системы

 — 

оптимизировать

затраты

на

производственную

программу

при

одновременном

повышении

надежности

работы

оборудования

 (

рисунок

 2).

Поставленные

задачи

уже

выполняются

с

применени

ем

методологии

риск

ориентированного

управления

акти

вами

включающей

в

себя

методику

оценки

технического

состояния

основного

оборудования

методику

оценки

веро

ятности

отказа

и

методику

оценки

последствий

отказа

еди

ницы

оборудования

в

финансовом

выражении

Важными

компонентами

системы

управления

производственными

активами

являются

подсистемы

удаленного

мониторинга

и

диагностики

построенные

с

применением

технологий

BigData 

и

имеющие

функции

предиктивной

аналитики

.

Реализуются

варианты

применения

СУПА

для

риск

ориентированного

управления

объектами

информационной

инфраструктуры

с

учетом

жизненного

цикла

объекта

орга

низации

в

рамках

процесса

эксплуатации

информационной

инфраструктуры

технического

обслуживания

 «

по

состоянию

», 

установки

критических

обновлений

программного

обеспечения

.

В

зависимости

от

оснащенности

объектов

электриче

ской

сети

 (

таблица

 1) 

требуется

различный

объем

внедре

ния

цифровых

технологий

Для

эффективного

принятия

решений

о

замене

оборудования

в

Компании

  «

Россети

» 

разработана

матрица

технических

решений

содержащая

правила

замены

различных

видов

оборудования

на

совре

менные

цифровые

аналоги

 (

таблица

 2).

Высокая

надежность

при

низких

затратах

Высокая

надежность

при

высоких

затратах

Рис

. 2. 

Существующая

и

целевая

взаимосвязь

между

затратами

и

надежностью

Табл

. 1. 

Объем

цифровизации

на

подстанциях

разного

поколения

Год

постройки

ПС

 (

поколение

)

до

 1970 

г

.

1970–1989 

гг

.

1990–2009 

гг

.

после

 2010 

г

.

Количество

ПС

35 

кВ

и

выше

3 523

10 183

2 057

622

Объем

работ

Переход

на

циф

ровые

технологии

при

комплексной

реконструкции

ПС

Переход

на

цифровые

технологии

при

модерни

зации

ПС

До

реконструкции

 — 

по

вышение

наблюдаемос

ти

ПС

 (

ТИ

ТС

)

Повышение

наблюдаемости

(

ТИ

ТС

) — 

организация

передачи

цифровых

данных

в

ЦУС

Реализация

телеуправления

с

организацией

автоматической

системы

управления

 (

стандарт

МЭК

)

ПС

уже

имеют

элементы

цифровых

технологий

Необходимо

организовать

автоматическую

систему

управления

 (

по

стандарту

МЭК

)

4

Ежеквартальный

спецвыпуск

 1(8), 

май

 2018

Цифровые

сети

Page 5

background image

Табл

. 2. 

Матрица

технических

решений

Экс

плуатиру

емое

оборудо

вание

с

ручным

управлением

и

аналоговой

пере

дачей

данных

ОИУК

 (

Оперативный

информационно

управляющий

комплекс

), S

СА

D

А

 (

С

I

М

)

Цифровые

приборы

учета

Цифровые

УСПД

РЗА

на

микропроцессорной

элементной

базе

с

поддержкой

протокола

МЭК

Телемеханика

на

микропроцессорной

эле

ментной

базе

с

поддержкой

протокола

МЭК

Оборудование

связи

цифровое

по

ВЧ

каналу

Оборудование

связи

цифровое

по

радио

каналу

сотовая

связь

Оборудование

связи

цифровое

по

каналам

ВОЛС

Секционирующие

пункты

 / 

реклоузеры

Измерительные

трансформаторы

с

злегазо

вой

или

литой

изоляцией

Измерительные

трансформаторы

с

злегазо

вой

или

литой

изоляцией

совместно

с

пре

образователями

аналоговых

сигналов

или

цифровые

измерительные

трансформаторы

Высоковольтные

выключатели

вакуумные

или

злегазовые

выключатели

Высоковольтные

выключатели

вакуумные

или

злегазовые

выключатели

с

преобразо

вателями

дискретных

сигналов

Привод

с

дистанционным

управлением

Разъединители

и

заземляющие

ножи

с

мо

торным

приводом

Выключатели

нагрузки

 6–35 

кВ

с

моторным

приводом

ПС

не

обеспеченные

ПТК

ото

бражения

и

управления

обору

дованием
Индукционные

приборы

учета

Электронные

приборы

учета

без

удаленного

сбора

данных

УСПД

без

протокола

МЭК

Отсутствие

УСПД

РЗА

на

электромеханической

и

микроэлектронной

элементной

базе
Оборудование

телемеханики

на

электромеханической

и

микро

электронной

элементной

базе

Оборудование

связи

аналоговое

по

каналам

КЛС

Оборудование

связи

аналоговое

по

ВЧ

каналу

Необходимость

секционирова

ния

сети

 6–35 

кВ

 (

ЛЭП

)

Измерительные

трансформа

торы

не

удовлятворяющие

метрологическим

требованиям

(

класс

точности

коэффициент

трансформации

номинальная

мощность

количество

вторичных

обмоток

и

др

.)

Высоковольтные

выключатели

с

приводами

не

обеспечива

ющими

функции

управления

и

наблюдения

Разъединители

заземляющие

ножи

с

приводами

не

обеспечи

вающими

функции

управления

и

наблюдения

Выключатели

нагрузки

 6–35 

кВ

с

ручным

приводом

не

обеспе

чивающим

функцию

наблюдения

Устанавливаемое

оборудование

с

дистанционным

управлением

и

цифровой

передачей

данных

5

Page 6

background image

Реализация

масштабной

задачи

по

обновлению

обору

дования

электросетевого

комплекса

рассчитана

на

несколь

ко

лет

и

поэтому

должна

быть

разбита

на

этапы

что

позво

лит

постепенно

развивать

архитектуру

технических

средств

программное

и

информационное

обеспечение

Помимо

этого

масштабные

планы

требуют

и

немалых

финансовых

затрат

В

Компании

понимают

что

сплошная

замена

всех

устройств

и

аппаратов

на

цифровые

не

даст

необходимого

экономического

эффекта

поэтому

в

ГК

 «

Россети

» 

вырабо

тан

дифференцированный

подход

к

цифровизации

электро

сетевых

объектов

:

на

подстанциях

напряжением

 35 

кВ

и

выше

старше

50 

лет

требуется

проводить

комплексную

рекон

струкцию

;

на

объектах

возрастом

 20–50 

лет

также

требуется

модернизация

оборудования

но

до

модернизации

возможно

повысить

их

наблюдаемость

то

есть

обеспечить

телесигнализацию

коммутационных

аппаратов

и

телеизмерение

на

отходящих

присо

единениях

;

на

относительно

 «

молодых

» 

подстанциях

возрастом

10–20 

лет

возможно

достичь

более

высокого

уровня

цифровизации

путем

организации

передачи

сигна

лов

телеизмерений

и

телесигнализации

в

цифровом

виде

в

Центр

управления

сетями

а

также

передачи

из

Центра

управления

сетями

цифровых

команд

телеуправления

как

дистанционно

 — 

диспетчером

так

и

в

автоматическом

режиме

 — 

специальным

про

граммным

комплексом

;

подстанции

моложе

 10 

лет

уже

имеют

элементы

цифровых

технологий

 — 

на

таких

подстанциях

остается

только

организовать

автоматизированную

систему

управления

;

вновь

строящиеся

подстанции

должны

проектиро

ваться

с

учетом

применения

современных

видов

силового

и

вторичного

оборудования

и

цифровым

обменом

данными

по

протоколам

серии

стандартов

МЭК

 61850.

В

рамках

реализации

проекта

создания

цифровой

сети

в

ГК

 «

Россети

» 

прорабатываются

четыре

основных

направления

цифровых

технологий

:

1. 

Центр

управления

сетями

  (

ЦУС

).

В

рамках

данного

направления

ведется

отработка

технологий

построения

единой

информационной

системы

оперативно

техноло

гического

и

ситуационного

управления

обеспечивающей

создание

модели

сети

автоматизированный

сбор

всей

оперативной

информации

на

всех

уровнях

управления

повышение

обоснованности

и

своевременности

приня

тия

управленческих

решений

.

2. 

Цифровой

монтер

.

По

этому

направлению

вводит

ся

функционал

автоматизированного

контроля

за

действиями

оперативного

и

ремонтного

персонала

и

перевод

документооборота

  «

полевого

» 

уровня

в

цифровой

вид

  (

с

применением

мобильных

циф

ровых

устройств

), 

а

к

 2030 

году

планируется

обе

спечить

каждого

электромонтера

средствами

до

полненной

реальности

  (

на

защитном

щите

каски

электромонтера

планируется

реализовать

отобра

жение

необходимой

информации

для

принятия

ре

шений

).

3. 

Цифровой

РЭС

.

В

рамках

данного

направления

ведется

отработка

прототипов

базовых

коммерче

ских

технологий

целевой

бизнес

модели

сети

на

комплексных

пилотных

проектах

и

верификация

экономической

модели

для

последующего

тиражи

рования

Состоятельность

указанных

разработок

подтверждается

на

практике

Разумеется

какие

то

решения

приходится

корректировать

но

первые

результаты

цифровизации

электрических

сетей

по

казали

что

ГК

 «

Россети

» 

движется

в

правильном

на

правлении

.

Так

переход

на

цифровые

технологии

в

Калинин

градской

области

  (

Мамоновский

и

Багратионовский

РЭС

АО

 «

Янтарьэнерго

») 

в

 2016 

году

показал

следу

ющие

положительные

эффекты

:

снизились

частота

отключения

и

среднее

время

восстановления

электроснабжения

потребите

лей

;

сократился

недоотпуск

электроэнергии

;

снизились

потери

электроэнергии

а

значит

и

уменьшились

суммы

в

платежках

за

электро

энергию

рядовых

потребителей

.

4. 

Цифровая

подстанция

.

По

данному

направлению

ведутся

следующие

работы

:

определение

оптимальной

структуры

цифровой

подстанции

в

целом

и

ее

отдельных

систем

накопление

статистики

по

надежности

оборудо

вания

а

также

опыта

внедрения

и

эксплуатации

обучение

персонала

создание

центров

компе

тенций

гармонизация

международных

стандартов

и

раз

работка

отечественной

нормативной

документа

ции

.

В

целях

определения

оптимальной

структуры

циф

ровой

подстанции

в

целом

и

отдельных

ее

систем

в

ГК

 «

Россети

» 

разработаны

три

типа

архитектуры

:

1) 

для

первого

типа

архитектуры

  (

рисунок

 3) 

харак

терны

следующий

состав

оборудования

и

форматы

передачи

данных

электромагнитные

измерительные

трансформа

торы

тока

;

аналоговые

данные

передаются

без

перевода

в

цифровой

формат

;

получение

дискретных

сигналов

и

передача

сигналов

управления

в

коммутационные

аппараты

обеспечи

ваются

без

перевода

в

цифровой

формат

;

6

Ежеквартальный

спецвыпуск

 1(8), 

май

 2018

Цифровые

сети

Page 7

background image

для

связи

с

АСУ

ТП

применяется

  «

шина

станции

» 

МЭК

 61860 -8.1 «GOOSE»;

2) 

для

второго

типа

архитектуры

 (

рисунок

 4) 

предусмо

трены

следующий

состав

оборудования

и

формат

передачи

данных

:

электромагнитные

измерительные

трансформато

ры

;

преобразование

аналоговых

данных

в

цифровой

формат

в

соответствии

с

протоколом

МЭК

 61850–

9.2 «SV»; 

передача

аналоговых

сигналов

к

устройствам

автоматизации

подстанции

через

 «

шину

процесса

» 

в

формате

протокола

МЭК

 61850–9.2 «SV»; 

преобразование

дискретных

сигналов

в

циф

ровой

формат

по

протоколу

МЭК

 61860–8.1 

«GOOSE»;

передача

дискретных

сигналов

к

устройствам

автоматизации

подстанции

через

  «

шину

станции

» 

в

формате

протокола

МЭК

 61850–8.1 «GOOSE», 

«MMS»;

Рис

. 3. 

Архитектура

цифровой

подстанции

1-

го

типа

Рис

. 4. 

Архитектура

цифро

вой

подстанции

 2-

го

типа

7

Page 8

background image

Табл

. 3. 

Реализуемые

проекты

цифровых

подстанций

в

ГК

 «

Россети

»

Количество

подстанций

Цифровая

технология

Характеристика

решения

ДЗО

Полностью

цифровые

подстанции

подстанции

(

в

стадии

реализации

)

Цифровые

подстанции

Поддержка

протоколов

МЭК

 61850-8.1/9.2, 

МЭК

 60870-5-104

МОЭСК

(

ПС

 110 

кВ

 «

Медведевская

»),

МРСК

Северо

Запада

(

ПС

 110 

кВ

 «

Южная

»),

Кубаньэнерго

(

ПС

 110 

кВ

 «

Туапсе

город

»),

МРСК

Центра

(

ПС

 110 

кВ

 «

Строитель

»)

Пилотное

внедрение

отдельных

техно

логий

цифровой

подстанции

подстанции

Цифровая

релейная

защита

,

цифровая

АСУ

ТП

Поддержка

протоколов

МЭК

 61850-8.1/9.2, 

МЭК

 60870-5-104

Тюменьэнерго

(

ПС

 110 

кВ

 «

Олимпийская

»),

МРСК

Сибири

(

ПС

 110 

кВ

им

.

Сморгунова

),

МОЭСК

(

ПС

 35 

кВ

 «

Бабайки

»),

ФСК

ЕЭС

(

ПС

 110 

кВ

 301)

подстанция

подстанция

(

в

стадии

реа

лизации

)

Цифровые

измерительные

трансформаторы

Поддержка

протокола

МЭК

 61850-9.2

ФСК

ЕЭС

(

ПС

 110 

кВ

 301)

ФСК

ЕЭС

(

ПП

 500 

кВ

 «

Тобол

»)

Промышленное

применение

отдель

ных

технологий

цифровой

подстанции

35 

подстанций Цифровая

АСУ

ТП

Поддержка

протокола

МЭК

 61850-8.1

ФСК

ЕЭС

Янтарьэнерго

МОЭСК

,

Тюменьэнерго

МРСК

Центра

МРСК

Юга

МРСК

Волги

Более

 1000 

подстанций

Система

сбора

и

пе

редачи

технологи

ческой

информации

Поддержка

протокола

МЭК

 60870-5-104

Все

ДЗО

Рис

. 5. 

Архитектура

цифровой

подстанции

 3-

го

типа

8

Ежеквартальный

спецвыпуск

 1(8), 

май

 2018

Цифровые

сети

Page 9

background image

Рис

. 6. 

ПС

 110 

кВ

им

М

.

П

Сморгунова

с

цифровой

системой

управления

3) 

третий

тип

архитектуры

 (

рисунок

 5) 

предусматрива

ет

следующий

состав

оборудования

и

формат

пере

дачи

данных

:

цифровые

измерительные

трансформаторы

формирующие

данные

в

цифровом

формате

в

соответствии

с

протоколом

МЭК

 61850–9.2 

«SV»; 

передача

аналоговых

сигналов

к

устройствам

автоматизации

подстанции

через

 «

шину

процес

са

» 

в

формате

протокола

МЭК

 61850–9.2 «SV»; 

преобразование

дискретных

сигналов

в

циф

ровой

формат

по

протоколу

МЭК

 61860–8.1 

«GOOSE»;

передача

дискретных

сигналов

к

устройствам

автоматизации

подстанции

через

  «

шину

стан

ции

» 

в

формате

протокола

МЭК

 61850–8.1 

«GOOSE», «MMS».

Выбор

типа

архитектуры

цифровой

подстанции

об

условлен

сложностью

схемы

подстанции

количеством

и

видом

оборудования

Очевидно

что

небольшие

од

нотрансформаторные

подстанции

нецелесообразно

оцифровывать

по

типу

архитектуры

 3, 

в

данном

слу

чае

достаточно

решения

по

типу

архитектуры

 1 

или

 2. 

Максимальный

эффект

от

построения

цифровой

подстанции

по

типу

архитектуры

 3 

может

быть

до

стигнут

на

подстанциях

с

несколькими

трансформато

рами

сложной

схемой

первичных

соединений

и

боль

шим

количеством

присоединений

.

Для

определения

критериев

выбора

архитектуры

цифровых

подстанций

в

ГК

 «

Россети

» 

реализуются

пи

лотные

проекты

цифровизации

с

различными

типами

архитектур

на

подстанциях

различной

степени

сложно

сти

 (

таблица

 3).

Следует

отметить

что

в

ГК

  «

Россети

» 

уже

внедре

ны

в

работу

и

успешно

эксплуатируются

подстанции

с

применением

локальных

цифровых

решений

такие

как

подстанции

электроснабжения

Олимпийских

объ

ектов

города

Сочи

и

Московского

энергетического

кольца

Кроме

того

для

проверки

проектных

решений

и

наработки

опыта

эксплуатации

реализован

ряд

пилот

ных

проектов

по

строительству

цифровых

подстанций

с

различными

типами

архитектур

 (

 2 

и

 3). 

В

декабре

2017 

года

в

городе

Красноярске

введена

в

работу

ПС

110 

кВ

им

М

.

П

Сморгунова

с

цифровой

системой

управ

ления

по

типу

архитектуры

 2 (

рисунок

 6). 

В

 2018 

году

в

Тюменской

области

в

рамках

проекта

по

обеспечению

электроснабжения

Западно

Сибирско

го

комплекса

по

переработке

углеводородного

сырья

введен

в

работу

цифровой

переключательный

пункт

500 

кВ

 «

Тобол

» 

с

передачей

данных

по

типу

архитекту

ры

 3. 

Аналогичные

объекты

построены

также

в

Мос

ковской

области

.

В

конечном

итоге

к

 2030 

году

ГК

  «

Россети

» 

наме

рена

осуществить

цифровую

трансформацию

своего

электросетевого

комплекса

что

позволит

получить

управляемую

интеллектуальную

электрическую

сеть

с

высоким

уровнем

надежности

электроснабжения

по

требителей

и

целым

рядом

положительных

внутренних

эффектов

Создание

цифровых

сетей

даже

по

самым

осто

рожным

оценкам

приведет

к

снижению

потерь

электро

энергии

на

 30%, 

капитальных

затрат

 — 

на

 30% 

и

опера

ционных

расходов

 — 

на

 30%. 

Показатели

надежности

SAIDI 

и

 SAIFI 

должны

улучшиться

на

 50%.  

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Ливинский

П

.

А

., 

Гвоздев

Д

.

Б

Инновационная

энер

госистема

России

в

 2050 

году

 // 

Энергетическая

по

литика

, 2017, 

 6. 

С

. 16–19.

9

Одной из основных задач в Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации является внедрение в крупнейших электросетевых организациях отрасли программы управления производственными активами. Это обусловлено тем, что финансовые ресурсы на поддержание состояния оборудования ограничены рядом объективных факторов. В этих условиях формирование
производственных программ в системе планово-предупредительных ремонтов, не учитывающей техническое состояние оборудования, вероятность его отказа и последствия отказа, становится невозможным. Комплексный учет указанных выше факторов при формировании производственных программ является основной задачей системы управления производственными активами, которая внедряется в Группе компаний «Россети».


Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП

Понравилась статья? Поделить с друзьями:

Другие крутые статьи на нашем сайте:

0 0 голоса
Рейтинг статьи
Подписаться
Уведомить о
guest

0 комментариев
Старые
Новые Популярные
Межтекстовые Отзывы
Посмотреть все комментарии