В мире существует всего две финансовые целевые функции на автоматизацию расчётов ТЭП. Первая – поменьше заплатить за эту самую автоматизацию. Вторая – побольше получить прибыли от этой автоматизации. И эти две функции не совместимы. В настоящее же время во всех Генерирующих компаниях процветает именно первая целевая функция, которая регламентируется проводимыми конкурсами. Таким образом, Генерирующие компании, решаясь на модернизацию расчётов ТЭП, о прибыли даже и не думают. Происходит это или из-за незнания возможностей софта, или из-за элементарного неверия в то, что автоматизация расчётов ТЭП способна приносить ещё и огромную прибыль.

Рассмотрим примеры этих двух вариантов с учётом их стоимости и прибыли. Первый вариант, который используется в настоящее время: стоимость С1 = 3 млн.руб., прибыль П1 = 0 млн.руб. Второй вариант на Smart-MES: стоимость С2 = 10 млн.руб., прибыль П2 = 300 млн.руб. В первом варианте взгляд сразу падает на стоимость, и при нулевой прибыли возникает естественное желание, чтобы эта стоимость была ещё меньше. Во втором же варианте взгляд падает уже на прибыль, и в данном случае размер стоимости не так уж и важен.

Приведём индексы рентабельности этих вариантов. Первый вариант: J1 = П1/C1 – 1 = 0/3 – 1 = -1. Второй вариант: J2 = П2/C2 – 1 = 300/10 – 1 = 29. Но из теоретической экономики известно, что при J > 1 инновационный проект считается экономически эффективным. В противном случае (J < 1) проект неэффективен. В условиях жесткого дефицита средств должно отдаваться предпочтение тем инновационным решениям, для которых наиболее высок индекс рентабельности.

Вот так приехали… Оказывается согласно науки Генерирующие компании внедряют самые неэффективные проекты по автоматизации расчётов ТЭП, а высоко рентабельный проект на системе Smart-MES они пока игнорируют. Но интересно почему? В этом случае возможны только два варианта ответа: первый – им очень хочется накормить свою карманную фирму, второй – они не верят в возможную прибыль.

Что касается прибыли, так это легко проверить. Достаточно выполнить четыре получасовых расчёта перерасхода топлива: зимой и летом, днём и ночью. Среднее значение получится в районе 10%. Но раз этот перерасход топлива полностью зависит от отсутствия текущего контроля за ним, следовательно, влияние данного неконтролируемого человеческого фактора с помощью системы Smart-MES и принудительной мотивации можно минимизировать. Вот вам и прибыль. Но есть же ещё проблемы с предупреждением аварийных ситуаций, которые легко реализуются на данной системе, а это уже дополнительная огромнейшая прибыль.

Допустим, можно возразить, что с размером прибыли в 300 млн.руб. мы несколько погорячились. А что прибыль в 30 млн.руб. это мало, чтобы проект был вполне рентабельным, ведь это всего то экономия топлива в 1%? А если принять за окупаемость проекта в один год, то стоимость рентабельного внедрения Smart-MES вполне может доходить до этих же 30 млн.руб.

Важно понять Генерирующим компаниям, что внедрение автоматизации расчётов ТЭП старого образца под новой личиной это уже просто сверх невежества, особенно в рыночных условиях, когда никто шагу не сделает без выгоды для себя. А между тем Генерирующие компании продолжают напрасно упорно налегать на реализацию этой бесприбыльной технологии.

Данную систему мы разрабатывали длительное время, т.к. искали наилучшее инновационное решение. И вот оно найдено – это Smart-MES «MES-T2 2020». Все предыдущие версии, которые мы опробовали на электростанциях, были всего лишь этапными. Согласен, что они попортили наш имидж, т.к. они фактически не везде работают и не по нашей вине. Но без издержек видимо нельзя. Ведь в нашем понимании любой этап был лучшей реализацией в своё время. Так, до реорганизации электроэнергетики мы очередные версии под названиями «Технологический Офис» и «MES-T2 2007» опытно внедрили по сокращённой адаптационной схеме на следующих электростанциях: ТЭЦ Чепецкого механического завода, Кольская АЭС, Сосногорская ТЭЦ, Пермская ТЭЦ-9, Ангарская ТЭЦ-9, Бийская ТЭЦ, Воркутинская ТЭЦ-2, Каширская ГРЭС, Приморская ГРЭС, Свердловская ТЭЦ, Норильская ТЭЦ-1, Норильская ТЭЦ-2, Норильская ТЭЦ-3, Елабужская ТЭЦ, Тюменская ТЭЦ-1.

Очень коротко о технологии экономии топлива. Огромный перерасход топлива мы заметили при внедрении MES-Системы на Тюменской ТЭЦ-1. Причём, в дневные часы он близок к нулю, а в ночные зашкаливает за 30%. Но об этом никто не знает, т.к. ни на одной электростанции нет получасовых (тем более нет поминутных) расчётов перерасхода топлива (фактический расход – нормативный расход). Но если эксплуатационный персонал на БЩУ будет постоянно в реальном времени видеть текущую аналитику по перерасходу топлива, то у него появляется принудительная мотивация искать пути по сокращению этого перерасхода.

Умные люди сверху с апломбом заявили, что наше ТЭО (Технико-Экономическое Обоснование) это реклама. Но может быть это отчасти и так. Ведь ТЭО составляется до разработки для обоснования инвестирования, а наше ТЭО на энергосберегающую технологию составлено уже после разработки MES-Системы за счёт собственных ресурсов. Поэтому этот-то факт видимо людям сверху и непонятен. А мы вложили в разработку лучшей в мире системы Smart-MES для непрерывных производств более 100 миллионов рублей. Но мы предлагаем не систему, а технологию, которую без нашей системы реализовать не просто. Здесь мы видим полностью свою вину, раз не можем убедить менеджмент Генерирующих компаний в перспективности нашей Smart-MES.

За эти годы нами были предприняты следующие шаги в части внедрения и популяризации нашей разработки:

1. Честное участие в конкурсах. Мы несколько лет назад участвовали в 4-х конкурсах и на уровне электростанций их выигрывали. Но результаты конкурса почему-то без объяснения причин не утверждались руководством Генерирующих компаний. Объяснение здесь очень простое: Исходя из корпоративных интересов, победитель заранее видимо был намечен, но ему в честном соревновании выиграть не удалось. Нами сделан закономерный вывод: Инновации никому не нужны. Поэтому мы просто прекратили в дальнейшем участвовать в этом фарсе.

2. Снижение цены внедрения до 0. Нами была предпринята провальная попытка бесплатного внедрения MES-Системы. Мы быстро договорились с дирекцией Свердловской ТЭЦ и реализовали расчёты нормативных ТЭП. Но необходимость какое-то время двойных расчётов в их MS Excel и на новой программе для проверки её работоспособности не устроила руководительницу группы учёта ПТО, т.к. она потребовала увеличения зарплаты. Но, как заявил начальник ПТО, денег нет, и таким образом всё успешно заглохло. Поэтому мы сделали закономерный вывод, что размер цены не влияет на выбор именно нашей MES-Системы.

3. Предоставление данных о заоблачной рентабельности. Все тезисы менеджмента Генерирующих компаний о необходимости для внедрения инноваций их хорошая рентабельность являются ложью. Нами при внедрении MES-Системы заявлена рентабельность 18750%, которая в 1000 раз превышает принятые каноны индекса хорошей рентабельности. Но очереди заявок на внедрение мы не наблюдаем. Поэтому вывод: в существующих рыночных условиях в электроэнергетике действуют иные экономические законы.

4. Гарантирование многомиллиардной прибыли. Мы на цифрах доказали, что при внедрении нашей технологии экономии топлива с помощью MES-Системы дополнительная прибыль для каждой Генерирующей компании составит 5 – 20 миллиардов рублей. Но когда инвесторы крайне не довольны размерами своей прибыли, менеджмент Генерирующих компаний действует абсолютно формально и цинично, не замечая энергосберегающих технологий, т.к. русский менталитет менеджмента чётко различает чужой и свой карманы. Поэтому при увеличении общей прибыли Генерирующей компании конкретный IT-менеджер ничего фактически не получит. Но раз он является единственным специалистом в этой сфере, то он вершит IT-политику, выгодную только для себя. Вывод: прибыль IT-менеджменту не нужна.

5. Мы провозгласили следующий вариант, основанный на сверхвысокой цене внедрения системы Smart-MES, при которой «откат» составляет 95%. Предположим, что цена разработки и внедрения системы Smart-MES для реализации оперативных расчётов ТЭП с целью экономии топлива свыше 10% обговаривается в размере 100 миллионов рублей. Здесь наше участие – 5 млн. руб. и услуги представителя Генерирующей компании – 95 млн.руб. А если обговорить цену в размере 200 миллионов рублей, то услуги этого представителя потянут на 190 млн.руб. А при наличии в Генерирующей компании 10 электростанций данный представитель Генерирующей компании лично сам поимеет уже около 2-х миллиардов рублей, которые легко освоить за один год.

Таким образом, все возможные варианты в нашем отечестве оказались безрезультатными.

В чём же в данном случае отличие от иных подобных существующих схем внедрения новых расчётов ТЭП? Основное и самое главное отличие заключается в том, что в настоящее время ни один расчёт ТЭП ни на одной электростанции ни в одной Генерирующей компании не приносит явную прибыль. А внедрение технологии экономии топлива на Smart-MES способно обеспечить прибыль в размере 300 миллионов рублей. Поэтому, даже если повысить стоимость внедрения до 300 млн.руб., то получится колоссальный индекс рентабельности, равный 100%, чего нет при внедрении ни одной серьёзной инновации.

Наша MES-Система опробована на десятке электростанций. На нашем сайте ( www.Inform-System.ru ) есть демонстрационная версия, на которой легко можно посмотреть работу MES-Системы и алгоритмы расчёта фактических и нормативных ТЭП по следующим электростанциям: Воркутинская ТЭЦ-2 «КЭС», Елабужская ТЭЦ «Татэнерго», Каширская ГРЭС «ИнтерРАО», Кольская АЭС «Росэнергоатом», Пермская ТЭЦ-9 «КЭС», Приморская ГРЭС «ДГК», Свердловская ТЭЦ «КЭС», Сосногорская ТЭЦ «КЭС», Норильская ТЭЦ-1 «НТЭК», Ангарская ТЭЦ-9 «Икрутскэнерго», ТЭЦ «Бийскэнерго», Тюменская ТЭЦ-1 «Фортум».

После скачки с нашего сайта ДЕМО Constructor2012.exe и после установки посредством запуска AutoRun.exe и выбора «Комплекс ПТО» Система будет установлена в локальном варианте с BDE. Запустите «Конструктор АРМов», и программа с алгоритмами по Тюменской ТЭЦ-1 готова к расчётам. Вызовите в Меню «Аналитика» пункт «Получасовая аналитика» и увидите информацию о перерасходе топлива. В Меню «Настройка» пункт «Менеджер Систем» выберете электростанцию и установите Систему по данной электростанции.

Таким образом, при внедрении нами системы Smart-MES отрицательных результатов в принципе быть не может, т.к. я имею огромный опыт внедрения Систем на атомных электростанциях. Я в своё время внедрил Системы на 7-и энергоблоках: на Белоярской АЭС, 2-е на Игналинской АЭС и 4-е на АЭС Дукованы в Чехии. Без данных Систем эти энергоблоки в принципе не возможно запустить, и тем более не возможна их эксплуатация.

После внедрения Smart-MES при таком инновационном размахе экономии топлива и сокращении на 30% вредных выбросов в атмосферу наверняка не будет отбоя от инвесторов у этой Генерирующей компании.

В Интернете многими специалистами высказывается «крамольная» мысль, что российские корпорации сильно разочаровались в крупных программных системах, особенно зарубежных, т.к. они не оправдали надежд на улучшение производственных показателей при полном отсутствии рентабельности. Но при социализме все знали, что любая компьютерная программа верхнего уровня, если и приносит какую-то прибыль, то только очень опосредованно. Почему же при капитализме она вдруг должна приносить прибыль? Ведь менталитет менеджмента к софту совсем не изменился. Он был и остаётся невежественным, а из-за этого и пренебрежительным.

Однако когда крупные западные IT-бренды предлагают свои системы и обещают заоблачную прибыль от внедрения, то им уже безоговорочно верят, т.к. у них эти системы функционирует по всему миру. Но после года эксплуатации убеждаются, что в наших условиях это просто выброшенные деньги.

На самом деле всё очень просто. Любая программа должна иметь способность оперативно реагировать на изменение производственного контекста, особенно в нашей развивающейся экономике. Но этого нет ни в одной западной программе, т.к. у них эта самая экономика уже развита, а, следовательно, и стабильна. Вот именно эта адаптивность и заложена в нашей системе Smart-MES, самоорганизация которой мгновенно учтёт в алгоритмах расчёта все новые реалии. А значит, она долго не устареет, и долго будет приносить прибыль.

Вопрос стоит именно о риске и о менталитете. Сразу скажу, что кого-либо переубедить бесперспективно, т.к. только менталитет является тормозом внедрения инноваций, а все разговоры о рисках внедрения IT являются не более чем отражением этой своей ментальности.

Далее вынужден несколько повториться в контексте ментальности.

Несколько лет назад мы предложили абсолютно бесплатно внедрить нашу систему на Свердловской ТЭЦ ОАО «ТГК-9» КЭС-холдинга у нас в Екатеринбурге, т.е. полностью без финансового, а, следовательно, без основного риска. Мы все расчёты ТЭП реализовали и указали на их ошибки в расчётах. Но вместо благодарности получили «оплеуху» от руководителя группы учёта, которая отказалась дальше с нами контактировать без увеличения ей зарплаты. Начальник ПТО на это только беспомощно развёл руками. Мы естественно ретировались, а незаменимая учётчица вернулась к любимому MS Excel.

Немного раньше по просьбе ПТО Тюменской ТЭЦ-1 ОАО «Фортум» мы взялись за реализацию расчётов ТЭП по цене в 10 раз меньшей сегодняшней, т.е. при минимальном финансовом риске. Нами всё было реализовано с автоматическим вводом данных из их систем АСКУЭ и АСУТП и с получасовыми расчётами фактических и нормативных ТЭП. Но когда пришло время сдавать систему, выяснилось, что предоставленные нам энергетические характеристики оборудования неверные, а входные сигналы далеки от истины. С помощью программных «костылей» мы доказали, что с нашей стороны всё верно. Но в итоге система была заброшена, т.к. ТЭЦ отказалась продолжить работу через дополнительное соглашение для устранения станционных же ляп.

А ещё раньше мы выполняли работу для Каширской ГРЭС ОАО «Интер РАО – электрогенерация» (раньше была в ОГК-1) по программированию нормативно-технической документации по топливоиспользованию на нашей системе. Когда всё успешно сдали, то выяснилось, что девочку, которую мы обучили, на пол года из ПТО перевели в КТЦ для стажировки. Итог: система – в мусорной корзине.

Но самый анекдотичный случай был в ОАО «НТЭК» (Норильск). Они на заре развития системы закупили комплексы для 3-х ТЭЦ с целью самостоятельной адаптации. Через несколько лет снова пригласили нас для реализации десятка задач, согласно ТЗ. Мы были уверены, что у них все расчёты ТЭП уже реализованы, а нам предстоит только пройтись рукой мастера и помочь им наладить дополнительные задачи. Но по приезду к нашему ужасу оказалось, что у них вообще всё на нуле. А время у нас двоих не больше одного месяца для 3-х ТЭЦ, которые разбросаны территориально. Нам пришлось задействовать генератор проектов фактических и нормативных ТЭП в системе и на их основе задействовать дополнительные задачи. Для качественной отладки всего комплекса мы обратились с предложением о дополнительном соглашении. На что получили бюрократический отказ и требование о необходимости всё выполнить в точности согласно ТЗ. Ну, разве ж можно так со специалистами? Нам оставалось только ответить: есть. Мы поняли это буквально и выбросили из системы 90% расчётов, составили протоколы для каждой ТЭЦ с перечнем всех задач из ТЗ, где при сдаче собрали подписи под каждой задачей протокола. На приёмной комиссии мы всё великолепно продемонстрировали и предъявили все протоколы со всех ТЭЦ, но добавили, что полной системы с расчётами 3-тех (энерго) у них нет.

С подобным менталитетом мы сталкивались ещё на двух десятках ТЭЦ, ГРЭС и АЭС.

Особенно меня поразил контакт с моей родной Белоярской АЭС, где я был в штате 4-е года при строительстве и запуске БН-600, и где я совместно с ЦНИИКА внедрял комплекс УРАН. Начальник ПТО пригласил нас продемонстрировать им нашу систему, что мы и сделали с их SQL-сервером на Oracle. Вроде всё понравилось, и претендентов иных нет. Но во время конкурсного отбора нас не пропустили из-за отсутствия допуска, зато Томский политехнический университет прошёл, похоже, вообще без опыта работы с электростанциями в части расчётов ТЭП. Но на Кольской АЭС мы также вели работу без допуска, да нам и на самой АЭС вообще присутствие не нужно, т.к. я 10 лет на них отработал и все секреты знаю. После Белоярской АЭС я внедрял системы на Игналинской АЭС (2 энергоблока) и на АЭС Дукованы (Чехия, 4 энергоблока) по просьбе Минприбора.

И где вы здесь из всего выше сказанного увидели риски? Их просто нет, а есть обычный менталитет равнодушия. А чтобы не допустить при внедрении Smart-MES подобного отношения, нами приняты следующие правила.

Все внедрения мы выполняем только сами без посредников. Перед подписанием договора мы требуем предоставить нам все постановочные материалы по расчётам ТЭП с контрольными примерами, включая входные сигналы, причём с указанием в договоре гарантий их верности. Мы выполняем только получасовые (поминутные) расчёты фактических и нормативных ТЭП с мониторингом аналитики по перерасходу топлива на БЩУ для принудительной мотивации эксплуатационного персонала на экономию этого топлива. Все сменные, суточные и месячные ТЭП для отчётов формируются только накоплением из получасовых ТЭП. После подписания нами договора и до завершения работ больше никакие материалы нами не принимаются. А все дополнения и изменения оформляются только через дополнительные соглашения.

Вот передо мной свежее Техническое Задание на закупку услуг по ранее внедренному программному комплексу (ПК) для ПТО Верхнетагильской ГРЭС ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» в 2014 году. В ТЗ в общих требованиях сказано: п.2.1. Обеспечение устойчивого функционирования внедрённого программного обеспечения, поддержание актуальности данных и приведение алгоритмов её работы к изменяемым условиям эксплуатации, вызванных потребностью пользователей, или изменением и расширением интерфейсов взаимодействия с системой. Срок 10 месяцев.

Другими словами ранее внедрённый софт не обладает данными возможностями, а, следовательно, он и дальше не будет ими обладать. Эти закупки могут быть бесконечными, т.к. жизнь постоянно меняется.

И здесь мы видим, что повсеместно внедряются системы без возможности оперативной адаптации к новым условиям без разработчика. Если для ПК нужно 10 месяцев, то для Smart-MES потребуется несколько минут без дополнительного финансирования, т.к. всё это легко сделают сами технологи в реальном времени.

Воркута Республики Коми является моногородом в соответствии с официальным перечнем моногородов, утвержденным Правительством Российской Федерации. Моногород - населенный пункт, экономическая деятельность которого тесно связана с единственным (градообразующем) предприятием или группой жестко интегрированных между собой предприятий. Развитие моногородов России предусматривает меры по диверсификации экономики, развитию социально-экономического положения и улучшению городской среды.