Залог надежного энергоснабжения и развития отрасли — в надежной работе техники. А между тем старение энергетического оборудования — одна из серьезнейших проблем отрасли. К настоящему времени более 50% турбогенераторов гидроэлектростанций выработали свой проектный ресурс, к 2015 году эта величина, по оценкам экспертов, достигнет 79%, а в 2020 году приблизится к пугающей и утопичной цифре — 97%. Со времени строительства многих ГЭС и ТЭС в нашей стране прошло уже более шестидесяти лет. За это время ни один объект не был достаточно усовершенствован — что и явилось причиной страшной аварии в Хакассии.
С каждым годом инвестиции в отрасль увеличиваются, и основная их часть направляется именно на решение вопроса автоматизации технологического процесса. До недавнего времени похвастаться по-настоящему инновационной системой автоматизации, которая возлагает на себя обязанности управления, регулирования и мониторинга параметров на энергетических предприятиях, могли разве что бухгалтерские отделы — они первыми предпочли программные средства автоматизации бесчисленным кипам бумаг.
Но генерация и передача энергии — это не бухгалтерия. Здесь все серьезнее, и ошибка в системе может привести к куда более серьезным последствиям, чем неверно поставленная цифра.

На фоне других регионов СФО выглядит отлично
Сейчас практически большая часть работ на ГЭС и ТЭС отдается под ответственность запрограммированного робота. Это позволяет избежать аварийных ситуаций или минимизировать их последствия. Регулируют и выводят процесс автоматизации структур на новый уровень регламентирующие документы, которые уже более пяти лет работают в этой сфере. К ним относится Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)»; Правила устройства электроустановок; Закон об обеспечении единства измерений (ФЗ от 27.04.93 №4871-1), к этому списку так же добавляется список требований системного оператора, которые разрабатывает каждое отдельно взятое предприятие. А программы модернизации объектов электросетевого хозяйства, АСТУ, АИИС КУЭ, рассчитанные на период до 2017 года помогают энергетикам закупать новое оборудование.
Как отмечает Юрий Круглов, директор филиала ОАО «ФСК ЕЭС» — Красноярское предприятие МЭС Сибири, модернизация и автоматизация на базе инновационных технологий — одна из приоритетных задач Красноярского предприятия МЭС Сибири. Системы автоматизации внедряются на всех подстанциях предприятия. Это современные системы сбора и передачи информации (ССПИ), создаваемые по целевой программе ОАО «ФСК ЕЭС» «Программа повышения надежности и наблюдаемости объектов ЕНЭС». С помощью ССПИ ведется сбор информации о параметрах работы основного оборудования подстанций и смежных инженерных систем; анализ и обработка данной информации и предоставление в удобном формате для наблюдения и дальнейшей работы персоналу предприятия и на верхние уровни оперативного управления энергообъектами.
Кроме того, новые подстанции и те, на которых выполнена или ведется комплексная реконструкция с полным обновлением практически всего оборудования, оснащаются современными автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУТП). Эти системы, помимо тех же функций, что и ССПИ, позволяют дистанционно управлять всем оборудованием подстанций с автоматизированного рабочего места персонала. Также АСУТП предоставляют необходимый инструментарий для анализа аварийных процессов (режимов) для выявления причин и принятия мер для их устранения.
Также за безаварийную работу отвечает оборудование релейной защиты и противоаварийной автоматики, которым оснащены все энергообъекты Красноярского предприятия МЭС Сибири. В частности, на крупнейшей в Красноярском крае подстанции 1150 кВ Итатская (город Шарыпово) установлен комплекс централизованной противоаварийной автоматики (ЦПА). Он включает в себя устройства сбора данных и выдачи команд противоаварийной автоматики, к которым подключены автоматизированные рабочие места персонала. Комплекс ЦПА позволяет значительно повысить максимально допустимые перетоки, а также в аварийных ситуациях обеспечивает разгрузку сети 500 кВ для предотвращения нарушения устойчивости западной и центральной части Объединенной энергетической системы (ОЭС) Сибири, куда входят Красноярский и Алтайский края, Томская, Кемеровская и Новосибирская области, Республика Хакасия.

…И на первый взгляд обычно не видна
Лучшим доказательством эффективной работы системы автоматизации является ее полная «невидимость». «Срабатывание защит происходит часто, — комментирует ситуацию Анатолий Лосев, начальник отдела систем связи управления АСТУ «МРСК Сибири», — почти всегда это помогает предотвратить или локализовать аварии. Поэтому наша работа проходит незаметно для потребителя».
А между тем, плоды, которые дает своевременная автоматизация энергообъектов, довольно весомы. Как отмечает Юрий Круглов, в ситуации аварии на Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009 года во многом благодаря комплексу ЦПА удалось предупредить повреждение электросетевого оборудования и обеспечить оперативное восстановление электроснабжения отключенных потребителей, в частности, питание Красноярского алюминиевого завода было восстановлено за 15 минут. «Также в первые дни после аварии с помощью современных средств автоматики работники МЭС Сибири смогли провести анализ загрузки линий и оборудования подстанций, оценить максимальные риски по возникновению ограничения потребителей, — говорит он, — Диспетчеры Центра управления сетями отслеживали ситуацию в реальном времени круглосуточно, не допуская токового перегруза оборудования».
Не так давно одна из крупнейших ГЭС России — Красноярская — внедрила систему мониторинга ИТ-систем и резервирования данных с помощью программных средств IBM Tivoli. Реализация проекта позволила обеспечить более эффективный контроль систем, отвечающих за автоматизацию финансово-хозяйственной деятельности предприятия, включая системы бухгалтерского и налогового учета, управления техобслуживанием и ремонтом оборудования, электронного документооборота и торговлю электроэнергией и мощностью. Тем самым повысив критерий бесперебойности снабжения энергией большего количества предприятий края.
Также вслед за Красноярским краем всерьез обеспокоились безопасностью энергетики и другие регионы Сибири. Например «Новосибирскэнерго» на всех своих предприятиях уже завершил установку системы сбора и передачи информации (ССПИ). На Зейской ГЭС модернизировали оборудование для противоаварийной автоматики.

Лоскутное одеяло для сибирских энергетиков
Однако эксперты энергетической отрасли не успокаиваются, и продолжают утверждать, что ситуация в энергетическом комплексе страны по-прежнему плачевна. И этому есть свое оправдание: даже самые передовые компании России уступают по степени автоматизации европейскому уровню конца 90-х годов, а значит и риск аварийности несомненно высок.
С одной стороны виной этому то, что существующие на рынке предложения не покрывают весь спектр потребностей энергетики на технологическом уровне.
Отечественные ИТ-компании, как говорят энергетики, отказываются разрабатывать инновационные проекты, ссылаясь на большой риск и недостаточное финансирование этих проектов со стороны государства. И под нестандартные задачи нет готовых решений — заказчик не может выбрать ничего из существующих на рынке предложений, и ему остается или довольствоваться разработками иностранных компаний, или ждать, пока российские предприятия решатся на решение их задач. Увы, первый вариант нашим компаниям удобнее. Сегодня на российских энергообъектах работает оборудование самых известных зарубежных брендов: Sprecher Automation GmbH, Cisco, Siemens, AREVA, HP, SATEC и т.д. Российская компания в списке лидеров только одна — это РТСофт.
Следующей червоточиной отечественной энергетики можно назвать лоскутную автоматизацию. Это наследство досталось крупным компаниям еще со времен апробирования идей автоматизации. Беда в том, что от этого «прохудившегося одеяла» не так то просто избавиться. Для этого нужны все те же пресловутые новые решения, которых эксперты сами придумать не могут, а вот как их применять уже решили. По их мнению, интеграцию следует начинать не на верхнем уровне структуры предприятия, который, по сути, представляет собой управленческую надстройку и мало способствует решению реальных задач энергоснабжения. А вот технологический пласт почему то до сих пор оставался в тени, несмотря на его возможности автоматизации, которые не используются в полной мере по причине слабой взаимосвязи отдельных решений.

Решение — в единстве
Эксперты говорят, что недостаточно просто отслеживать текущее состояние в режиме реального времени. Важно еще и правильно анализировать данные, формируя полноценную картину состояния всего предприятия, выявляя тенденции и предвосхищая сбои. Плюс к этому энергетикам и автоматизаторам мешает большая территория страны и разрозненность объектов, за которыми нужно постоянно следить.
В этом плане ученым удалось довольно таки неплохо приобщить практику зарубежных компаний на просторы наших сетей. Суть ее заключается в создании общей информационной модели (Common Information Model — CIM) — стандарт, разработанный Научно-исследовательским институтом электроэнергетики США. Применение таких систем облегчит обмен данными между энергетиками региона и между приложениями внутри отдельно взятой компании. На практике же эта «калькированная» методика популярности пока не получила — энергетики не видят в ней необходимости, но разработчики утверждают, что максимум через два года она будет установлена на каждом объекте каждой компании российского энергопрома».

Новое — хорошо забытое старое
Наравне с импортными разработками у нас хорошо прижились, а точнее возродились технологии еще советских времен, но только несколько усовершенствованные. Так Новосибирский Институт диспетчерского управления энергетических систем смог вновь оживить давно забытую программу анализа надежности режимов электрических систем (АНАРЭС). В 1989 году она пользовалась исключительной популярностью не только у отечественных энергетиков, но и у заграничных. Пережив несколько модернизаций, АНАРЭС сегодня стал мощным и современным продуктом. Причем его универсальность поражает: под его чутким контролем работают системы оперативных расчетов, анализа и планирования режимов электроэнергетических систем любой сложности и любых классов напряжений.
Основной упор в АНАРЭС-2000 делается на решение задач надежности и экономичности. Это касается федеральных и региональных энергосистем, энергосистем городов, промышленных предприятий, сетевых компаний и т.п. А регулярные расчеты надежности на АНАРЭС-2000 значительно снижают риск возникновения режимных каскадных аварий, что в условиях сибирских компаний особо важно.
Ни для кого не секрет, что российская энергетика, только сейчас пробудившаяся от разрушительной перестройки 90-х и кризиса 2008 года, находится в состоянии «раскачки». Главное лишь в том, чтобы этот процесс не затянулся, а на смену лоскутному полотну пришло что-то новое, но только без старых дырок.

"Промышленные страницы Сибири" №11 (59) декабрь 2011 г.

P align=justify>Залог надежного энергоснабжения и развития отрасли — в надежной работе техники. А между тем старение энергетического оборудования — одна из серьезнейших проблем отрасли. К настоящему времени более 50% турбогенераторов гидроэлектростанций выработали свой проектный ресурс, к 2015 году эта величина, по оценкам экспертов, достигнет 79%, а в 2020 году приблизится к пугающей и утопичной цифре — 97%. Со времени строительства многих ГЭС и ТЭС в нашей стране прошло уже более шестидесяти лет. За это время ни один объект не был достаточно усовершенствован — что и явилось причиной страшной аварии в Хакассии.
С каждым годом инвестиции в отрасль увеличиваются, и основная их часть направляется именно на решение вопроса автоматизации технологического процесса. До недавнего времени похвастаться по-настоящему инновационной системой автоматизации, которая возлагает на себя обязанности управления, регулирования и мониторинга параметров на энергетических предприятиях, могли разве что бухгалтерские отделы — они первыми предпочли программные средства автоматизации бесчисленным кипам бумаг.
Но генерация и передача энергии — это не бухгалтерия. Здесь все серьезнее, и ошибка в системе может привести к куда более серьезным последствиям, чем неверно поставленная цифра.

На фоне других регионов СФО выглядит отлично
Сейчас практически большая часть работ на ГЭС и ТЭС отдается под ответственность запрограммированного робота. Это позволяет избежать аварийных ситуаций или минимизировать их последствия. Регулируют и выводят процесс автоматизации структур на новый уровень регламентирующие документы, которые уже более пяти лет работают в этой сфере. К ним относится Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)»; Правила устройства электроустановок; Закон об обеспечении единства измерений (ФЗ от 27.04.93 №4871-1), к этому списку так же добавляется список требований системного оператора, которые разрабатывает каждое отдельно взятое предприятие. А программы модернизации объектов электросетевого хозяйства, АСТУ, АИИС КУЭ, рассчитанные на период до 2017 года помогают энергетикам закупать новое оборудование.
Как отмечает Юрий Круглов, директор филиала ОАО «ФСК ЕЭС» — Красноярское предприятие МЭС Сибири, модернизация и автоматизация на базе инновационных технологий — одна из приоритетных задач Красноярского предприятия МЭС Сибири. Системы автоматизации внедряются на всех подстанциях предприятия. Это современные системы сбора и передачи информации (ССПИ), создаваемые по целевой программе ОАО «ФСК ЕЭС» «Программа повышения надежности и наблюдаемости объектов ЕНЭС». С помощью ССПИ ведется сбор информации о параметрах работы основного оборудования подстанций и смежных инженерных систем; анализ и обработка данной информации и предоставление в удобном формате для наблюдения и дальнейшей работы персоналу предприятия и на верхние уровни оперативного управления энергообъектами.
Кроме того, новые подстанции и те, на которых выполнена или ведется комплексная реконструкция с полным обновлением практически всего оборудования, оснащаются современными автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУТП). Эти системы, помимо тех же функций, что и ССПИ, позволяют дистанционно управлять всем оборудованием подстанций с автоматизированного рабочего места персонала. Также АСУТП предоставляют необходимый инструментарий для анализа аварийных процессов (режимов) для выявления причин и принятия мер для их устранения.
Также за безаварийную работу отвечает оборудование релейной защиты и противоаварийной автоматики, которым оснащены все энергообъекты Красноярского предприятия МЭС Сибири. В частности, на крупнейшей в Красноярском крае подстанции 1150 кВ Итатская (город Шарыпово) установлен комплекс централизованной противоаварийной автоматики (ЦПА). Он включает в себя устройства сбора данных и выдачи команд противоаварийной автоматики, к которым подключены автоматизированные рабочие места персонала. Комплекс ЦПА позволяет значительно повысить максимально допустимые перетоки, а также в аварийных ситуациях обеспечивает разгрузку сети 500 кВ для предотвращения нарушения устойчивости западной и центральной части Объединенной энергетической системы (ОЭС) Сибири, куда входят Красноярский и Алтайский края, Томская, Кемеровская и Новосибирская области, Республика Хакасия.

…И на первый взгляд обычно не видна
Лучшим доказательством эффективной работы системы автоматизации является ее полная «невидимость». «Срабатывание защит происходит часто, — комментирует ситуацию Анатолий Лосев, начальник отдела систем связи управления АСТУ «МРСК Сибири», — почти всегда это помогает предотвратить или локализовать аварии. Поэтому наша работа проходит незаметно для потребителя».
А между тем, плоды, которые дает своевременная автоматизация энергообъектов, довольно весомы. Как отмечает Юрий Круглов, в ситуации аварии на Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009 года во многом благодаря комплексу ЦПА удалось предупредить повреждение электросетевого оборудования и обеспечить оперативное восстановление электроснабжения отключенных потребителей, в частности, питание Красноярского алюминиевого завода было восстановлено за 15 минут. «Также в первые дни после аварии с помощью современных средств автоматики работники МЭС Сибири смогли провести анализ загрузки линий и оборудования подстанций, оценить максимальные риски по возникновению ограничения потребителей, — говорит он, — Диспетчеры Центра управления сетями отслеживали ситуацию в реальном времени круглосуточно, не допуская токового перегруза оборудования».
Не так давно одна из крупнейших ГЭС России — Красноярская — внедрила систему мониторинга ИТ-систем и резервирования данных с помощью программных средств IBM Tivoli. Реализация проекта позволила обеспечить более эффективный контроль систем, отвечающих за автоматизацию финансово-хозяйственной деятельности предприятия, включая системы бухгалтерского и налогового учета, управления техобслуживанием и ремонтом оборудования, электронного документооборота и торговлю электроэнергией и мощностью. Тем самым повысив критерий бесперебойности снабжения энергией большего количества предприятий края.
Также вслед за Красноярским краем всерьез обеспокоились безопасностью энергетики и другие регионы Сибири. Например «Новосибирскэнерго» на всех своих предприятиях уже завершил установку системы сбора и передачи информации (ССПИ). На Зейской ГЭС модернизировали оборудование для противоаварийной автоматики.

Лоскутное одеяло для сибирских энергетиков
Однако эксперты энергетической отрасли не успокаиваются, и продолжают утверждать, что ситуация в энергетическом комплексе страны по-прежнему плачевна. И этому есть свое оправдание: даже самые передовые компании России уступают по степени автоматизации европейскому уровню конца 90-х годов, а значит и риск аварийности несомненно высок.
С одной стороны виной этому то, что существующие на рынке предложения не покрывают весь спектр потребностей энергетики на технологическом уровне.
Отечественные ИТ-компании, как говорят энергетики, отказываются разрабатывать инновационные проекты, ссылаясь на большой риск и недостаточное финансирование этих проектов со стороны государства. И под нестандартные задачи нет готовых решений — заказчик не может выбрать ничего из существующих на рынке предложений, и ему остается или довольствоваться разработками иностранных компаний, или ждать, пока российские предприятия решатся на решение их задач. Увы, первый вариант нашим компаниям удобнее. Сегодня на российских энергообъектах работает оборудование самых известных зарубежных брендов: Sprecher Automation GmbH, Cisco, Siemens, AREVA, HP, SATEC и т.д. Российская компания в списке лидеров только одна — это РТСофт.
Следующей червоточиной отечественной энергетики можно назвать лоскутную автоматизацию. Это наследство досталось крупным компаниям еще со времен апробирования идей автоматизации. Беда в том, что от этого «прохудившегося одеяла» не так то просто избавиться. Для этого нужны все те же пресловутые новые решения, которых эксперты сами придумать не могут, а вот как их применять уже решили. По их мнению, интеграцию следует начинать не на верхнем уровне структуры предприятия, который, по сути, представляет собой управленческую надстройку и мало способствует решению реальных задач энергоснабжения. А вот технологический пласт почему то до сих пор оставался в тени, несмотря на его возможности автоматизации, которые не используются в полной мере по причине слабой взаимосвязи отдельных решений.

Решение — в единстве
Эксперты говорят, что недостаточно просто отслеживать текущее состояние в режиме реального времени. Важно еще и правильно анализировать данные, формируя полноценную картину состояния всего предприятия, выявляя тенденции и предвосхищая сбои. Плюс к этому энергетикам и автоматизаторам мешает большая территория страны и разрозненность объектов, за которыми нужно постоянно следить.
В этом плане ученым удалось довольно таки неплохо приобщить практику зарубежных компаний на просторы наших сетей. Суть ее заключается в создании общей информационной модели (Common Information Model — CIM) — стандарт, разработанный Научно-исследовательским институтом электроэнергетики США. Применение таких систем облегчит обмен данными между энергетиками региона и между приложениями внутри отдельно взятой компании. На практике же эта «калькированная» методика популярности пока не получила — энергетики не видят в ней необходимости, но разработчики утверждают, что максимум через два года она будет установлена на каждом объекте каждой компании российского энергопрома».

Новое — хорошо забытое старое
Наравне с импортными разработками у нас хорошо прижились, а точнее возродились технологии еще советских времен, но только несколько усовершенствованные. Так Новосибирский Институт диспетчерского управления энергетических систем смог вновь оживить давно забытую программу анализа надежности режимов электрических систем (АНАРЭС). В 1989 году она пользовалась исключительной популярностью не только у отечественных энергетиков, но и у заграничных. Пережив несколько модернизаций, АНАРЭС сегодня стал мощным и современным продуктом. Причем его универсальность поражает: под его чутким контролем работают системы оперативных расчетов, анализа и планирования режимов электроэнергетических систем любой сложности и любых классов напряжений.
Основной упор в АНАРЭС-2000 делается на решение задач надежности и экономичности. Это касается федеральных и региональных энергосистем, энергосистем городов, промышленных предприятий, сетевых компаний и т.п. А регулярные расчеты надежности на АНАРЭС-2000 значительно снижают риск возникновения режимных каскадных аварий, что в условиях сибирских компаний особо важно.
Ни для кого не секрет, что российская энергетика, только сейчас пробудившаяся от разрушительной перестройки 90-х и кризиса 2008 года, находится в состоянии «раскачки». Главное лишь в том, чтобы этот процесс не затянулся, а на смену лоскутному полотну пришло что-то новое, но только без старых дырок.

"Промышленные страницы Сибири" №11 (59) декабрь 2011 г.

скачать pdf

Анастасия Ульянова.