220 na styk

Wszystkie przedsiębiorstwa zaangażowane w dystrybucję i produkcję energii elektrycznej prowadzą przygotowania do nadejścia roku 2000. Dostawy prądu nie będą zakłócone, jeśli nie nastąpią poślizgi w realizacji harmonogramów planów przystosowawczych.

Wszystkie przedsiębiorstwa zaangażowane w dystrybucję i produkcję energii elektrycznej prowadzą przygotowania do nadejścia roku 2000. Dostawy prądu nie będą zakłócone, jeśli nie nastąpią poślizgi w realizacji harmonogramów planów przystosowawczych.

Groźba takiego rozwoju sytuacji nie jest nierealna, wiele takich planów jest bowiem realizowanych przy założeniu minimalnego okresu rezerwowego. Wymiana niektórych newralgicznych systemów jest nawet planowana na listopad 1999 r. W wielu przedsiębiorstwach sektora energetycznego działania przystosowawcze zaczęto realizować dopiero od jesieni ub.r. Według ocen specjalistów, całość przygotowań tego sektora do nadejścia roku 2000 może pochłonąć ponad 70 mln USD.

Strona rządowa, co podkreślił wicepremier Janusz Tomaszewski, nie postrzega sytuacji w energetyce jako zbyt wielkiego zagrożenia, polegając na uspokajających zapewnieniach Ministerstwa Gospodarki. Krzysztof Szamałek, sekretarz stanu w Biurze Bezpieczeństwa Narodowego, podczas jednego ze spotkań w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów, poświęconego problemowi roku 2000, poddał pod rozwagę potrzebę przeprowadzenia ćwiczeń działania obrony cywilnej w sytuacji, gdy zabraknie energii elektrycznej. "Powinniśmy wyciągać wnioski z doświadczeń amerykańskich, gdy pod koniec lat 80. awaria komputerowego systemu dystrybucji energii elektrycznej pozbawiła prądu kilka stanów USA" - stwierdził Krzysztof Szamałek.

System dystrybucji energii jest skomplikowanym organizmem, który musi działać bez przerwy w czasie rzeczywistym. Narzędzia sterowania i kontroli przesyłu energii to układy automatyki sprzężone z systemami informatycznymi. Energii elektrycznej nie można zmagazynować, wszelkie zakłócenia, niedobory i odchylenia od standardowych parametrów natychmiast stają się widoczne dla odbiorców. W energetyce stosowanych jest kilka tysięcy różnych typów urządzeń i systemów. Znaczący ich odsetek obsługuje datę.

Wąskie gardło

"Sylwestra tego roku wszyscy spędzimy w pracy" - mówi Emil Rutkowski, kierownik Projektu Rok 2000 z ramienia PSE Info (spółki informatycznej powołanej przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne). Prace nad przygotowaniem do nadejścia roku 2000 w PSE są prowadzone od początku ub.r., formalny zespół został powołany w kwietniu 1998 r. Pracuje w nim obecnie ok. 60 osób. Pomoc merytoryczną w zakresie metodologii i kierowania projektem zapewnia firma Impaq, dla której jest to jeden z najważniejszych projektów realizowanych w Polsce (jest on prowadzony wspólnie przez PSE Info oraz od września ub.r.).

W procesie inwentaryzacji opisano aż 4200 komponentów (oprogramowanie i urządzenia). Około 30% z nich było zagrożonych problemem roku 2000. O trybie postępowania z konkretnym komponentem decydowały wartości elementów macierzy krytycznej, w której zestawiono poziom ryzyka milenijnego i biznesowego, wychwytując elementy o największym znaczeniu dla systemu energetycznego i funkcjonowania firmy.

Całość przygotowań do nadejścia roku 2000 może kosztować PSE ok. 35-45 mln zł, z czego część to inwestycje, które i tak zostałyby później zrealizowane.

Wrażliwe serce

Na przygotowania do roku 2000 w PSE składa się 11 projektów cząstkowych, z których najbardziej istotny, mający na celu zapewnienie płynnego przesyłu energii, dotyczy funkcjonowania systemów on-line zainstalowanych w Krajowej Dyspozycji Mocy (KDM). Funkcjonuje tam system SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), stanowiący standardowe rozwiązanie w energetyce wielu krajów.

System ten, działający na serwerach IBM RS/6000, wymaga uaktualnienia do nowej wersji, zgodnej z kryterium roku 2000. SCADA to złożona kombinacja sprzętu, oprogramowania komputerowego i elementów telekomunikacyjnych. System po instalacji przez dostawcę jest zazwyczaj modyfikowany przez użytkownika. SCADA umożliwia centralną kontrolę całego systemu energetycznego (a więc połączonych wielu podsystemów) i stanowi podstawowe źródło informacji przy podejmowaniu decyzji dotyczących bieżącego funkcjonowania sieci. Mało prawdopodobna, ale dotkliwa w skutkach, awaria krajowego systemu energetycznego budzi największe obawy fachowców. Dlatego pierwszoplanowe znacznie ma przygotowanie do roku 2000 zabezpieczeń sieci (urządzeń, które automatycznie odcinają pojedyncze linie przesyłowe w przypadku awarii czy zagrożenia przegrzaniem lub wręcz spaleniem).

Braki wewnętrzne

Prowadzone prace dowiodły, jak kruche może być zaplecze informatyczne firmy. Okazało się np. że nawet używane przez PSE oprogramowanie finansowo-księgowe nie jest zgodne z kryterium roku 2000 (zarówno od strony użytych narzędzi informatycznych, jak i dwucyfrowego zapisu daty w oprogramowaniu).

Osoby zaangażowane w projekt roku 2000 w PSE podkreślają, iż zainteresowanie firm zewnętrznych prowadzonymi pracami jest bardzo duże. Często utrudnia to pracę, gdyż z pytaniami zwracają się odbiorcy energii, z którymi PSE nie ma do czynienia. "Wygląda na to, że liczne firmy w ogóle nie zdają sobie sprawy, kto im dostarcza energię elektryczną" - mówi Emil Rutkowski.

Scenariusz na role

"Na pewno nie uda się nam zidentyfikować wszystkich potencjalnych zagrożeń. Nie stać nas na to" - przyznaje prof. Krzysztof Żmijewski, prezes zarządu PSE SA. Dlatego sprawne działanie systemu energetycznego na przełomie roku ma zagwarantować spójny plan awaryjny, zakładający "ręczne" sterowanie poszczególnymi jego elementami na wypadek pojawienia się kłopotów. "Potrzebne jest tutaj ścisłe rozpisanie zadań tak, aby konkretny człowiek w konkretnym miejscu w terenie wiedział, co ma zrobić" - mówi Emil Rutkowski. Do realizacji planów awaryjnych niezbędny jest sprawny system łączności. "Mamy obecnie kilka alternatywnych rozwiązań: wewnętrzne systemy analogowe, cyfrowe, łącza bezpośrednie nie komutowane, telefony komórkowe, radiotelefony i własną łączność energetyczną ETN. Mamy nadzieję, że to wystarczy" - stwierdza Emil Rutkowski.

Prowadzone przygotowania są koordynowane z sieciami elektroenergetycznymi w Niemczech, Czechach i na Słowacji. Poważne zaburzenia w sieciach sąsiadujących stwarzałyby bowiem groźne w skutkach zagrożenie. Polska nie jest włączona do systemów energetycznych krajów sąsiadujących z nami na wschodzie. "Nasze szczęście" - dodaje jeden z dyrektorów PSE.

Pięta achillesowa

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej prowadzi rozmowy z kluczowymi dostawcami, dotyczące jednorazowego zakupu niezbędnych uaktualnień oprogramowania dla całej energetyki dystrybucyjnej. Większość zakładów korzysta z usług tych samych dostawców (w zakresie automatyki głównie ABB, Siemens i Westinghouse), pomocna byłaby więc wspólna baza informacyjna. Jednak to właśnie brak wzajemnej współpracy jest częstym powodem narzekań szefów projektów roku 2000 w przedsiębiorstwach przemysłu energetycznego.

Organizacje branżowe nie mają takiej siły przebicia, jak Ministerstwo Gospodarki. "Pilnie potrzebny jest silny lobbing w rozmowach z zachodnimi dostawcami urządzeń energetycznych" - twierdzi Jacek Bzdurski, zastępca dyrektora Biura Rozwoju ds. Informatyki w Elektrociepłowni Kawęczyn. "Rzeczywiste bądź potencjalne zagrożenie funkcjonowania systemów - nie tylko informatycznych - istotnych do prowadzenia działalności gospodarczej staje się okazją do wyciągnięcia od nas dodatkowych, często ogromnych pieniędzy" - uważa Kazimierz Szynol, dyrektor ekonomiczny w Elektrowni Łaziska SA.

Ustawowym obowiązkiem Ministra Gospodarki (w świetle prawa energetycznego) jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju. W Ministerstwie Gospodarki powołano zespół koordynujący ds. roku 2000. Ministerstwo prowadzi akcje ankietowe i ponagla zakłady energetyczne do podejmowania działań (np. czyniąc jako organy odpowiedzialne bezpośrednio zarządy spółek), jednak - jak przyznają sami zainteresowani - nie ma to wiele wspólnego z pomocą merytoryczną. Wystawiają oni działaniom ministerstwa nie najlepsze świadectwo. "Urzędnicy zbyt późno dostrzegli problem" - uważa kierownik projektu roku 2000 jednego z zakładów energetycznych północnej Polski. "Brak koordynacji działań i sprawnego obiegu informacji jest tutaj grzechem pierworodnym" - dodaje Jacek Bzdurski.

Ministerstwo chciałoby, aby wszystkie systemy podstawowe (dyspozytorskie, działające w trybie on-line) były gotowe już do 31 czerwca br. Lecz może to być zadanie trudne do realizacji.

Stosunkowo dobra sytuacja jest w przypadku zakładów energetycznych, sprzedających prąd odbiorcom końcowym. "Stan przygotowania poszczególnych spółek tego sektora oceniany jest na 70-90%" - uważa Eugeniusz Sawicki z Beskidzkiej Energetyki. "Na szczęście, polska energetyka dystrybucyjna jest w znacznym stopniu nie doinwestowana" - twierdzi Adam Borek, kierownik Biura Informatyki Zakładu Energetycznego Kraków SA. Stan obwodów pierwotnych zasadniczo uniemożliwia ich automatyzację, toteż sterowniki obiektowe SCADA pracują raczej jako urządzenia do zbierania danych. "Dlatego problemy mogą się przejawiać w nieprawidłowym datowaniu zdarzeń lub utracie obserwowalności obiektu - stacji elektroenergetycznej, co i tak się zdarza, zważywszy na stan infrastruktury telekomunikacyjnej" - dodaje.

Na drugim biegunie lokują się elektrownie, zwłaszcza te najnowocześniejsze. A bez ich normalnego funkcjonowania na nic się zdadzą przygotowania pozostałych przedsiębiorstw energetycznych.

Siedmiocyfrowe budżety

Według danych przedstawionych przez Wojciecha Tabisia, dyrektora Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki, największe opóźnienia przygotowań występują w zakresie automatyki elektrowni (w tym tzw. urządzeń czasu rzeczywistego), z których ponad 70% nie może być uznane za zgodne w 100%.

Szacowane koszty przystosowania w poszczególnych elektrociepłowniach i elektrowniach wahają się od kilkuset tys. do kilku mln zł. Finansowane są przeważnie ze środków przeznaczonych na inwestycje, remonty lub z rezerwy budżetowej przedsiębiorstwa. "Szczególnie kosztowne i złożone są prace związane z dostosowaniem do zgodności z rokiem 2000 dużych sieciowych systemów wspomagających zarządzanie, zainstalowanych kilka lat temu" - mówi Józef Pupka z Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych. Głównym składnikiem tych kosztów są zakupy nowych wersji oprogramowania. Dostawcy często nie potrafią udzielić jednoznacznej odpowiedzi, czy dany system sprawi problemy w związku ze zmianą daty. W Elektrowni Łaziska za nie przystosowane uznano aż 30 systemów, z czego 12 uzyskało taki status wskutek braku zapewnień dostawcy. Złożoność systemów informatycznych w większości elektrowni jest tak duża, że zawsze można znaleźć elementy, które wymagają przystosowania. "Wśród zidentyfikowanych 236 programów 20 wymaga ingerencji zespołu autorskiego lub wymiany" - twierdzi Adam Kłysik, kierownik zakładowego ośrodka informatyki w Elektrowni Bełchatów.

Projekty realizowane są przez zespoły składające się od kilku do kilkudziesięciu osób, często przy współudziale firm zewnętrznych. "Nie ma już czasu, by wszystko zrobić samodzielnie" - uważa Jacek Bzdurski.

Transport węgla może stanowić dodatkowy problem, ponieważ zapas tego surowca, konieczny do utrzymania ciągłej pracy, nie przekracza kilku dni. Elektrownie węgla brunatnego, np. Bełchatów, są w tej dobrej sytuacji, gdyż nie są uzależnione od zewnętrznego transportu surowca - mają go bowiem na miejscu (podobnie jak elektrownie wodne).

Elektrociepłownie powinny zdążyć z pracami przed rozpoczęciem sezonu grzewczego. Podobnie jak w elektrowniach, testy zainstalowanych układów sterujących mogą być prowadzone jedynie w okresie remontowym, który zazwyczaj odbywa się w lecie. "Wiele zmian trzeba przeprowadzać na żywym organizmie przedsiębiorstwa działającego w ruchu ciągłym" - dodaje Stefan Kamiński, szef wydziału informatyki w Elektrowni Jaworzno III.

Wytwarzanie ręczne

Jak wszędzie, także w elektrowniach, elementem prowadzonych projektów roku 2000 jest przygotowanie planów awaryjnych, zakładających ręczne sterowanie pracą urządzeń. Nie ma jednak pewności, czy wszędzie uda się przygotować takie plany. "Być może nasze uzależnienie od współczesnych środków wspomagających prowadzenie ruchu urządzeń energetycznych jest tak duże, że praca bez wsparcia z ich strony nie jest już możliwa" - twierdzi Kazimierz Szynol.

Na szczęście, zainstalowana moc polskich elektrowni to ok. 34 tys. MW, co daje ponad 30% zapas wobec normalnego zapotrzebowania. Także początek roku - 1 i 2 stycznia 2000 r. - to dni wolne od pracy. A to oznacza mniejsze zapotrzebowanie na energię elektryczną. W rezultacie uzyskana nadmiarowość pozwoli "prześlizgnąć się" bezpiecznie przez przełom roku, nawet mimo awarii i przestojów pojedynczych elektrowni.

Potencjalne problemy zakładów energetycznych dotkną ograniczonego obszaru, choć mogą być rozciągnięte w czasie (mogą dotyczyć nie tylko dostawy energii, ale i np. billingu). Największa odpowiedzialność spoczywa zatem na Polskich Sieciach Elektroenergetycznych, a najważniejsze jest prawidłowe funkcjonowanie Krajowej Dyspozycji Mocy.


TOP 200