Евгений Грабчак: «Планово-предупредительные ремонты — это уже атавизм»

Весь предыдущий год нередко можно было слышать о переходе к ремонтам по состоянию и о формировании системы сбора и анализа данных. Я не стала строить предположений о том, как же все это будут реализовывать, а задала вопросы человеку, который активно продвигает в массы и саму идею ремонта по техническому состоянию, и соответствующие нормативные документы, — Евгению Грабчаку, директору департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Министерства энергетики РФ.

— Что послужило толчком к принятию официального решения о переходе на ремонт оборудования по техническому состоянию (ТС)?

— Наблюдаемость и цифровизация электроэнергетики достигли сегодня такого уровня, на котором мы можем перейти от планово‑предупредительных ремонтов к ремонтам по ТС. В чем основная идеология ремонтов по ТС? Для некоторых единиц и даже целых систем оборудования планово‑предупредительные ремонты, основанные на инструкциях заводов‑изготовителей, технической политике компаний и существующей нормативно‑правовой базе, по сути своей, уже являются атавизмом. Требуется пересмотр таких подходов.

Существующие технологии позволяют вычислять индекс ТС каждой единицы оборудования и в зависимости от ее состояния направлять соответствующие экономические и технические ресурсы туда, где в них существует максимальная потребность. Более того, с нашей точки зрения, пора от предупредительного управления электроэнергетикой переходить к управлению, основанному на риск‑ориентированных моделях, то есть моделях, использующих оценку последствий отказов оборудования для энергосистемы и потребителя. В результате компании, придерживаясь курса на снижение стоимости электроэнергии для конечного потребителя и уменьшение операционных и капитальных затрат, смогут оптимизировать свои финансовые потоки и более разумно и грамотно распределить ограниченные ресурсы.

— Система, которую планируется внедрить, преимущественно касается нового оборудования? Сейчас 80% устройств РЗА электромеханические, как быть с ними?

— Новое оборудование или старое — в данном случае не имеет значения. Главная идея состоит в том, что если мы можем по каким-то признакам с помощью онлайн- или офлайн‑мониторинга оперативно оценить ТС любого элемента энергосистемы, любого узла, механизма, то степень новизны оборудования неважна. Мы уже долгое время собираем информацию, правда, неполную, о ТС, произведенных ремонтах и технических параметрах оборудования после ремонта. Все зависит от простоты методики, ее доступности и возможности не только оперативно, но и легко снять какой-то параметр любой единицы оборудования. Конечно, здорово, если везде будут стоять датчики и мы сможем в режиме реального времени следить за состоянием энергосистемы — это то, к чему мы стремимся. Однако нужно понимать, что это уже энергетическая сеть следующего поколения. Хотя, по моему мнению, из всех отраслей промышленности именно электроэнергетика в наибольшей степени подготовлена к переходу на дистанционные мониторинг и управление.

У нас уже достаточная наблюдаемость в сетях 35 кВ и выше, есть необходимые системы связи и передачи данных. Подстанции и станции, по крайней мере, те, что под наблюдением «Системного оператора», связаны в единую систему. Ни одна другая промышленная система такими свойствами не обладает. Плюс, наверное, сети высокого класса напряжения на 60–70% оснащены современными устройствами, достаточно оперативно производится реконструкция, что позволяет нам наблюдать за некоторыми параметрами системы.

— Кроме требований нормативно‑правовых документов существуют еще и требования заводов‑изготовителей. А с ними что? Вы планируете уходить и от этих работ?

— В моем понимании, производитель должен встроиться в новую систему. Сегодня, устанавливая требования, он, конечно, перестраховывается. Например, производитель пишет: «Необходимо проводить такие-то ремонты с такой-то периодичностью». Но он не всегда учитывает наработку, интенсивность, загруженность оборудования на конкретном объекте. У производителя все описано для стандартных условий — испытания, гарантии и т. д. К сожалению, мы не работаем в стандартных условиях. Может быть, агрегат еще проработает какое-то время, а производитель говорит: «Меняйте». Вот эта перестраховка — дельта между реальным ТС и чрезмерной осторожностью — и позволит при отказе от нее сэкономить финансовые средства и использовать их для решения других проблем.

Россети переходят на ремонт «по состоянию»

— Есть мнение, что планово-предупредительные ремонты позволяют поддерживать квалификацию персонала. Не приведет ли сокращение работ к ее снижению?

Персонал будущего — это грамотные аналитики.

— У грамотного собственника квалификация персонала не страдает, а только повышается. Планово‑предупредительные ремонты нужны, чтобы поддерживать квалификацию работников? Разве мы загружаем работника только для того, чтобы загружать? Есть учебные центры, производственные площадки. Пусть лучше персонал больше тренируется, чем ездит по объектам и лишний раз их проверяет.

Я считаю, что персонал будущего — это грамотные аналитики, которые на основе технических данных и опыта будут давать задания на проведение каких-то элементарных работ. На мой взгляд, значимость персонала повышается благодаря росту его знаний. Как раз в процессе сбора и анализа большого объема данных по ТС обучение и происходит. Работник, который понимает, как одно и то же типовое оборудование ведет себя в разных условиях и на разных объектах, способен адекватно сориентироваться в самой сложной ситуации. Тем более что РЗА достигла таких высот, что это уже, наверное, не мастерство, а искусство.

— Как быстро, на ваш взгляд, энергокомпании смогут перестроиться и отойти от планово‑предупредительных ремонтов?

— На данном этапе мы предлагаем компаниям выбрать для себя механизм осуществления ремонтной деятельности: планово‑предупредительный или по ТС. Мы считаем, что за ремонтом по ТС будущее, и грамотные собственники электросетевого, генерирующего оборудования придут к этому. Для нас было не то чтобы открытием, но показательным примером, когда оказалось, что по такой системе во всем мире, включая Россию, работают заводы Ford. Компания «Лукойл» идет по тому же пути. Они разделяют свое оборудование на категории по степени важности для производства, для финансовых показателей. Оборудование, при выходе из строя которого компания несет существенные потери, недополучает прибыль и т. п., подлежит планово-предупредительному ремонту, остальное ремонтируется по ТС. Возможна также смешанная система, использующая оба подхода. Мы думаем, что на первом этапе в энергокомпаниях будет существовать и тот, и другой подход, но с повышением наблюдаемости, с развитием систем удаленного мониторинга ремонт по ТС будет находить у энергокомпаний все больший отклик.

— Каким образом будет регулироваться переход компаний на ТОиР по ТС?

— Минэнерго подготовило «Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей». Этот документ был сделан давно, много обсуждался, критиковался, много было и «за», и «против», но мы смогли найти компромиссный вариант. В нем предусмотрены и планово‑предупредительные ремонты, и ремонты по ТС. Собственник может выбрать, по какому пути он пойдет. Такие компании, как «Россети» или «РусГидро», уже частично перешли на ремонты по ТС, многие компании пока оценивают возможности и последствия такого шага. Вероятно, регулятор должен был заняться этим вопросом раньше.

— В связи с изменением подхода к ТОиР предполагается ли оптимизировать модель страхования оборудования, риска нарушения электроснабжения?

— Действительно, и сетевые, и генерирующие компании сегодня тратят огромные деньги на страхование. У них есть страхование ответственности, все оборудование застраховано. Мы планировали совместно с Минфином и ЦБ подумать над изменением идеологии страхования для тех компаний, которые пользуются системами удаленного мониторинга. Такая компания может в онлайн‑режиме наблюдать за своим оборудованием, у нее есть квалифицированные кадры, тем самым она снижает риск выхода оборудования из строя. Здесь можно было бы подумать о существенном снижении страховых премий для этих авторизированных или сертифицированных комплексов удаленного мониторинга. Это было бы разумно, ведь таким образом, по сути, снижаются риски страховщиков. Система удаленного мониторинга — это часть системы управления функционированием оборудования по ТС. Ремонт — это результат, а наблюдаемость и возможность предсказать выход того или иного оборудования и минимизировать риск поломки каких-то узлов обеспечиваются как раз системами удаленного мониторинга. Пока остается открытым вопрос о готовности страховых компаний к оптимизации моделей страхования для новых условий.

— Как планируется организовать сбор и анализ данных о ТС оборудования? Это ключевой момент, особенно если учесть, что индексы ТС, которые планируется вводить, должны быть основаны на статистике.

— Методика уже разработана. Минэнерго она нужна только для того, чтобы обеспечить унификацию, задать единые правила игры для отрасли, а в основном в оценке ТС по единым принципам заинтересованы энергокомпании. Как регулятор, мы со своей стороны должны за этим наблюдать, собирать и обрабатывать статистику и, если необходимо, вносить коррективы в методику и в принципы управления энергосистемой. Основные эффекты, включая экономические, базирующиеся на использовании этой информации, будут получать энергокомпании.

— У компаний, которые уже оценивают ТС своего оборудования, например, у «Россетей», сейчас есть эти данные?

— Есть. Те же «Россети» во многих своих филиалах такие методики применяли. Есть компания, имеющая достаточно высокие компетенции в сфере оценки ТС, текущей проверки и технической инспекции, — это дочерняя компания «Системного оператора». Для Минэнерго она ведет мониторинг состояния оборудования в российской электроэнергетике. С ее помощью мы проводим предварительные расчеты по методике, которую предлагаем принять, и по методикам, существующим в сетях и генерации. Сходимость достаточно хорошая. Мы очень детально изучаем и сравниваем используемые в отрасли методики для того, чтобы единая отраслевая методика вобрала весь накопленный опыт оценки ТС.

На данный момент существуют две устоявшиеся методики оценки ТС.

Согласно первой, оценка зависит от физического износа. В соответствии с ней состояние оборудования у нас довольно плачевное: мало вводим, мало ремонтируем. Около 70% оборудования находится уже за пределами срока службы. Эта методика достаточно проста, она используется для бухучета и формирования тарифов, но, к сожалению, не позволяет оценить ресурс оборудования и запас прочности, который закладывают производители. Вторая методика основана на анализе первичных данных, которые собираются с оборудования и позволяют делать выводы о его ТС. Мы считаем, что надо применять именно эту методику, многие компании так и делают. Соответствующий опыт мы изучили. В генерации в качестве базы использовался подход отчасти «РусГидро», отчасти «Лукойла», в сетевом комплексе за основу взяли подход «Россетей». Учитывался и опыт отдельных региональных энергокомпаний. Например, доработка методики основывалась в том числе на расчетах, для которых мы использовали данные паспортизации оборудования, проведенной «МРСК Центра». Думаю, к концу ОЗП, к апрелю, в открытый доступ выложим данные по ТС единиц оборудования «Россетей» и генерирующих компаний.

— Для сбора информации нужно много счетчиков, датчиков…

— Все зависит от методики: сколько информации требуется для окончательного вывода, столько ее и нужно собрать. Когда мы давали поручение на разработку методики, то исходили из того, что объем информации должен быть конечен и компании ни в коем случае нельзя перегружать сбором дополнительной информации. Если ремонтный, обслуживающий персонал будет все время занят снятием показаний, это не приведет ни к чему хорошему. Датчики, к сожалению, есть не везде, следовательно, и в онлайн-, и в офлайн‑режиме собрать эту информацию достаточно трудно. Поэтому мы исходили из того, что по каждой единице оборудования будет не более 10–15 показателей для анализа, которые преимущественно должны собираться компаниями в рамках текущей деятельности. Конечно, от числа параметров зависит точность результата, и перед нами стояла задача определить оптимальное количество параметров, которое давало бы 80‑процентную точность оценки. Здесь нужно соблюсти баланс: можно создать полностью наблюдаемую сеть, но будет ли стоить полученный эффект понесенных затрат?

— Все затраты по внедрению этой технологии ложатся на собственника?

— Да. Они делают это за свой счет в рамках программ модернизации, техперевооружения, реконструкции. Мы не предлагаем ничего революционного, собственники в любом случае это делали бы. Внедряя цифровые технологии, технологии удаленного сбора или управления, мы идем эволюционным путем. Полагаю, что в перспективе 50 лет мы получим полностью управляемую энергосистему, причем управляемую не вручную, адаптирующуюся и даже саморегулирующуюся.

Newton-Evans: Переход к ремонтам по состоянию

— Какое ПО способно анализировать такой объем данных и выдавать решения?

— Таких программных продуктов много; для генерирующего оборудования их больше, для электросетевого меньше. В любом случае главная роль идеологов и строителей системы здесь принадлежит заказчикам. Специалисты той же «МРСК Центра» определили, что на основании таких-то данных им нужно сделать такие-то выводы. В результате в ПТК САПР систематизируется вся информация, необходимая аналитикам, чтобы принять решение.

К системе удаленного мониторинга газовых турбин подход иной. Здесь всегда есть идеальная модель работы турбины. Программа эту модель просчитывает, фиксирует отклонения от идеального состояния и, если значения отклонений будут критическими, подает соответствующий сигнал. То есть можно делать расчетную модель функционирования и дальше параметры подстраивать более точно либо реализовать актуальную обработку данных и выдачу соответствующих решений. Два разных пути, причем они не противоречат друг другу, а могут пересекаться и взаимодействовать. «Системный оператор» — это же тоже система управления: он управляет перетоками, загрузкой. Если туда «подкрутить» ТС, была бы более‑менее идеальная система для сетей 110 кВ и выше: «Системный оператор» понимал бы, какой объем можно загрузить не по номиналу, а по ТС, какую генерацию можно использовать, на какую рассчитывать. Конечно, были бы более правильные расчеты и распределение ресурсов. Все это в итоге должно снизить операционные расходы, себестоимость обслуживания.

— Каждый собственник сам будет решать, какое именно ПО использовать?

Основным ядром системы должна стать отраслевая цифровая доверенная платформа.

— Как мы считаем, должна быть единая система сбора, хранения и выдачи данных. Для ее создания и внедрения можно было бы использовать идеологию государственно‑частных партнерств. Основным ядром системы должна стать отраслевая цифровая доверенная платформа, задача которой — правильно собрать данные, оптимизировать их хранение, обеспечить их сохранность и правильные политику и протоколы доступа к ним третьих лиц. Остальное — сфера деятельности сервисных компаний, которые предлагают свои решения на основе собственных программных продуктов. Причем решения могут и должны быть конкурирующими. По сути, будет формироваться новый рынок аналитических продуктов, привлекательный в первую очередь для российских компаний.

Насущная задача — разработка законодательной базы по безопасности в этой сфере. 26 июля 2017 года Государственно Думой был принят Федеральный закон № 187 «О безопасности критической инфраструктуры Российской Федерации», который регулирует отношения в области безопасности КИИ, в том числе находящейся в компетенции Минэнерго. Основная цель закона — обеспечить устойчивое функционирование при проведении направленных компьютерных атак. Сейчас перед нами стоит задача в рамках подзаконных актов проработать вопросы, касающиеся электроэнергетической инфраструктуры.

— Сейчас много обсуждают такую тему, как интернет вещей. На ваш взгляд, цифровая подстанция находится в рамках этой концепции?

Цифровая подстанция — фундамент, начиная с которого должна строиться система удаленного мониторинга.

— Интернет вещей — это как раз то, о чем мы говорили. Мы считаем, что системы удаленного мониторинга и управления можно, наверное, рассматривать как промышленный интернет вещей, о котором много говорят в последнее время. В основе промышленного интернета вещей лежит взаимодействие автоматизированных киберфизических систем. В электроэнергетике есть множество примеров реализации этих идей. Возьмите любую автоматическую систему, которой пользуется «Системный оператор» для поддержания частоты и напряжения в энергосистеме — когда не по приказу человека, а на основе заданных алгоритмов начинают загружаться определенные блоки, чтобы сохранить частоту. На объектах «РусГидро», например на Саяно‑Шушенской ГЭС, используется система группового регулирования активной мощности (ГРАМ). В зависимости от частоты электроэнергии в энергосистеме ГРАМ‑система принимает решение, какие закрылки открыть, где больше подать воды на лопатки гидроагрегата, где меньше и т. д. Похожим образом участвуют в групповом регулировании мощности и тепловые станции. А цифровая подстанция, наверное, базовый кирпич или даже фундамент, начиная с которого должна строиться система удаленного мониторинга.

Многие считают, что интернет вещей — это что-то новое, некоторые почему-то связывают эту концепцию с «ветром», «солнцем», «умными» розетками. Но это все мелкие прикладные области, а основной экономический эффект следует ожидать в промышленности. Глобальный импульс для развития интернета вещей дадут именно промышленность и «большая» энергетика. Они медленно, но неуклонно идут к внедрению новых технологий для решений своих насущных проблем с прицелом на поиск новых возможностей в целях повышения своей эффективности и производительности. Другое дело, что в нас самих много консерватизма, который надо как-то преодолевать. Думаю, экономическая ситуация расставит все по своим местам, и экономика заставит нас двигаться вперед.

Цифровая подстанция

(close)

 

Цифровая подстанция

(close)

Имя пользователя должно состоять по меньшей мере из 4 символов

Внимательно проверьте адрес электронной почты

Пароль должен состоять по меньшей мере из 6 символов

 

 

Сообщить об опечатке

Текст, который будет отправлен нашим редакторам: