CC BY
136
УДК 658.5.012.2 JEL M11
DO110.25513/1812-3988.2019.17(2).112-123
СТРАТЕГИИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫМИ АКТИВАМИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПАНИИ
М.В. Карпов
Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы (Москва, Россия)
Информация о статье
Дата поступления 19 февраля 2019 г.
Дата принятия в печать 19 апреля 2019 г.
Тип статьи
Исследовательская статья
Ключевые слова
Стратегия, производственные активы, риски, электросетевые компании, аварийность, затраты, система управления производственными активами
Аннотация. Исследуются действующие нормативные требования и сложившаяся практика управления производственными активами электросетевых компаний в России и за рубежом. На основании бенчмаркинга применяемых в настоящее время стратегий управления производственными активами подтверждается авторская гипотеза, что переход электросетевых компаний на риск-ориентированные стратегии управления производственными активами соответствует мировым трендам. Исследование практики принятия менеджментом субъектов электроэнергетики управленческих решений по выбору оптимальных технических воздействий на оборудование выявило недостаточность применяемого методического инструментария и типовых стратегий, разработанных регулятором преимущественно для целей технико-экономических расчетов параметров производственных программ и не учитывающих всех требований со стороны акционеров, органов власти и иных стейкхолдеров, согласование и верификация которых представляет собой сложную задачу. На основании анализа данных недостатков был разработан дополнительный методический инструментарий, обеспечивающий повышение качества принимаемых менеджментом управленческих решений, в частности, рекомендовано проведение анализа причинно-следственных связей технологических нарушений, что позволит компаниям точечно и с наименьшими затратами снизить количество аварий и, как следствие, повысить тарифную выручку, устанавливаемую регулятором. Предложена методология сравнительного анализа эффективности соотношения приведенных в сопоставимый вид показателей аварийности и операционных затрат. Приведены примеры типовых стратегий управления производственными активами электросетевых компаний для нескольких типовых ситуаций в целях достижения оптимального баланса между операционными затратами, производительностью труда, обеспечением перспектив развития сети, с одной стороны, и рисками надежного электроснабжения потребителей, а также исполнением требований регулирующих органов - с другой.
THE MANAGEMENT STRATEGY OF THE POWER GRID COMPANY'S PLANT ASSETS
M.V. Karpov
Federal Grid Company of Unified Energy System (Moscow, Russia)
Article info
Received February 19, 2019
Accepted April 19, 2019
Type paper
Research paper
Keywords
Strategy, plant assets, risk, power grid companies, the emergency rate, costs, management system of plant assets
Abstract. The article explores the regulations in effect and the Russian and foreign experience of managing power grid company's plant assets. With the help of benchmarking analysis of the plant assets management strategies currently applied, the author's hypothesis is proven that the transition of power grid companies to risk-oriented management strategies complies with the world trends. The study of power grid managerial decisions as to choosing high technological impact on the equipment shows the lack of methodological tools and standard strategies designed by the regulator primarily for the feasibility analysis of production plan characteristics and neglecting the requirements of shareholders, authorities and other stakeholders. The validation and verification of all these is a complicated task in itself. The analysis of the drawbacks resulted in additional methodology tools aimed at increasing the quality of the managerial decisions. In particular, it is recommended to define the causes and consequences of process upsets, which will enable the companies to decrease the number of emergencies and lower the cost, thus increasing the tariff income set by the regulator. The article proposes the benchmarking tools to analyze the efficiency ratio of the corrected rate of emergencies and operational costs. The article describes the standard technologies of managing power greed company's plant assets in a number of standard situations to achieve the optimum balance between operational costs and labour productivity, providing for the power greed development, on one hand, the risks of failing sustainable power supply to the consumer and meeting the regulator's requirements, on the other hand.
© М.В. Карпов, 2019
1. Введение. Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации (утв. Распоряжением Правительства РФ от 3 апреля 2013 г. № 511 -р) ставит перед электросетевыми компаниями комплекс взаимосвязанных задач в различных областях деятельности, а именно:
1) обеспечение надежности и качества энергоснабжения потребителей, в том числе предотвращение аварий и экономических потерь для отраслей народного хозяйства;
2) повышение эффективности управления, включая снижение операционных и инвестиционных издержек при одновременном повышении доходности акционерного капитала;
3) развитие сетевой инфраструктуры с целью недопущения сдерживания экономического роста;
4) обеспечение удовлетворенности потребителей качеством услуг, в том числе уровнем тарифов, сроками и стоимостью технологического присоединения новых потребителей;
5) сохранение финансовой устойчивости бизнеса, в том числе недопущение убытков, обеспечение приемлемого уровня долговой нагрузки.
В качестве ключевого подхода по достижению перечисленных выше задач Минэнерго России предлагает субъектам электроэнергетики осуществить переход с планово-предупредительного на риск-ориентированное управление основными производственными активами (далее - УПА)1. При этом выбор стратегии оптимальных видов технических воздействий (ремонт или реновация) на оборудова-ние2 должен осуществляться электросетевыми компаниями в условиях необходимости одновременного соблюдения тарифных ограничений стоимости воздействий и безусловного обеспечения надежности электроснабжения.
В условиях смены подходов к обслуживанию оборудования, внедрения новой методологической базы оценки эффективности деятельности и ограниченности располагаемых ресурсов перед менеджментом электросетевых компаний встает вопрос разработки новых стратегий управления производственными активами, в том числе поиска оптимального пула показателей и алгоритмов принятия решений, применимых на практике. Последнее подтверждает актуальность настоящей статьи.
2. Обзор литературы. В настоящее время по требованию регулятора (Минэнерго России)
большинство российских электросетевых компаний применяют стратегию управления по техническому состоянию (далее - ТС) основного оборудования и планируют или уже осуществляют переход к стратегии управления рисками и эффективностью, так как последняя при планировании производственных программ обеспечивает достижение целей и решение задач, установленных Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации.
Экономическая эффективность системы ремонтов по техническому состоянию по сравнению с планово-предупредительными ремонтами на примере силовых трансформаторов ранее была обоснована М.Е. Захаровым и Г.Н. Дюбановым [1].
С 27 сентября 2018 г. вступили в действие новые Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнер-гетики3, в которых регулятором официально разрешено применение риск-ориентированного подхода к УПА с учетом ТС оборудования, но не была утверждена методология расчета технического риска и последствий отказа основного технологического оборудования.
В 2019 г. директором Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Минэнерго России Е.П. Грабчаком были определены концептуальные положения методологии расчета величины технического риска на основе вероятности отказа функционального узла и единицы технологического оборудования, а также оценки его последствий [2].
Кроме того, в процессе УПА российские электросетевые компании также руководствуются действующим Порядком оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи. При этом исходные данные для расчета индекса ТС оборудования компании получают из следующих первичных документов: листков осмотра, протоколов испытаний (диагностики) и дефектных ведомостей. В зависимости от величины индекса ТС менеджментом принимаются решения о виде технического воздействия на оборудование: техническое обслуживание и ремонт (далее - ТОиР) или техническое перевооружение и реконструкция (далее - ТПиР).
Регулятор предлагает также пул типовых сценариев реализации стратегии «Управление рисками и эффективностью», в частности в целях:
- обеспечения максимальной надежности оборудования за счет увеличения целевого финансирования мероприятий (воздействий на оборудование) по снижению риска отказа оборудования, в том числе в ущерб финансово-экономическим показателям деятельности субъекта электроэнергетики;
- обеспечения максимальной прибыли за счет оптимизации затрат на поддержание технического состояния оборудования, что неизбежно приведет к увеличению риска отказа оборудования;
- минимизации стоимости жизненного цикла оборудования, что в идеальном случае должно привести к балансировке затрат на поддержание ТС оборудования и рисков его отказа [2].
По мнению главного инженера ПАО «МОЭСК» Д.Б. Гвоздева, реализация стратегии управления рисками и эффективностью требует более высокого уровня организации системы управления производственными активами и процесса технического диагностирования [3].
Принимая во внимание описанное выше, ключевым условием применения данной стратегии УПА является возможность онлайн-сбо-ра и анализа большого массива данных о состоянии и показателях эксплуатации основного оборудования, что в российских условиях, характеризуемых низким уровнем наблюдаемости и управляемости, отсутствием собственного производства ряда компонентов, высокой стоимостью заемного финансирования и низкой инвестиционной активностью, представляется достижимым только в случае проведения цифровой трансформации отрасли и развития системы управления производственными активами субъектами электроэнергетики.
Большинством авторов также отмечается, что дальнейшее развитие интеллектуальных систем поддержки принятия стратегических решений менеджментом электросетевых компаний невозможно без внедрения методологии расчета вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа4 , а также инструментария прогнозирования изменения надежности электроснабжения потребителей в зависимости от величины ресурсов, направляемых на проведение ТОиР и ТПиР в рамках системы управления производственными активами [3-10].
При этом оценка и прогнозирование производственных рисков отказа осуществляется с целью определения возможных убытков, которые могут возникнуть при отказе оборудования [8; 11; 12]. Результаты оценки и прогнозирования рисков используются при оценке совокупной стоимости владения производственными активами в качестве одного из критериев для принятия решения о виде воздействия на оборудование [8; 13; 14]. Оценка рисков учитывает фактическую и прогнозную интенсивность отказов единиц оборудования и сетевых объектов.
Эффективность осуществляемых воздействий на производственные активы оценивается Минэнерго России в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 19 декабря 2016 г. № 1401, что позволяет избежать или существенно снизить субъективность оценки и трактовки результатов.
Однако, на практике для принятия эффективных решений по УПА менеджменту субъектов электроэнергетики недостаточно описанного выше методического инструментария и типовых сценариев, так как они разработаны регулятором преимущественно для целей технико-экономических расчетов параметров производственных программ в рамках системы управления производственными активами и не учитывают всех требований со стороны акционеров, органов власти и иных стейкхолдеров электросетевых компаний, согласование и верификация которых представляет собой сложную задачу.
3. Гипотезы и методы исследования. Рекомендованные регулятором к применению российскими электросетевыми компаниями типовые стратегии управления рисками и эффективностью при выборе оптимального вида, состава и стоимости технических воздействий на оборудование требуют исследования на предмет массовости их использования за рубежом, а также на предмет достаточности описанного выше разработанного в отрасли методического инструментария.
Автором выдвинута гипотеза, что переход электросетевых компаний на риск-ориентированные стратегии УПА соответствует мировым трендам, но при этом эффективность их применения существенным образом определяется составом используемого менеджментом методологического инструментария.
Для проверки данной гипотезы автором при проведении исследования и изложении
4. Результаты исследования. Бенчмар-кинг практики УПА в зарубежных электросетевых компаниях позволил выявить следующие ключевые стратегии и особенности их применения (табл. 1).
материала были применены философский и общенаучный подходы (системный, материалистический и т. д.), а также следующие методы научного познания: обобщения, индукции и дедукции, анализа и синтеза, графического и логического моделирования, сравнения (бен-чмаркинга), идеализации, формализации, научной абстракции и т. д.
Таблица 1. Стратегии управления производственными активами в зарубежных электросетевых компаниях
Table 1. The strategies of plant assets management in foreign power grid companies
Стратегия Краткое описание Применяющие стратегию компании
Аварийная (по отказам) Восстановительный ремонт после аварийного случая Применяется в наименее развитых странах
Управление по плановой периодичности ремонтов - Устанавливается средняя периодичность ремонтов, соответствующая определенному уровню надежности; - учитываются требования заводов-изготовителей, регулятора, внутренние требования KEPCO (Южная Корея; http ://home.kepco. co .kr/)
Управление по техническому состоянию - Состояние оборудования отслеживается вручную (путем осмотров) или при помощи сенсоров; - составляется индекс ТС и принимается решение о необходимости ремонта Transpower (Новая Зеландия; https://www.transpower.co.nz/); Terna Group (Италия; http://www.terna.it/); RTE (Франция; https://www.rte- france.com/)
Управление рисками и эффективностью Прогнозирование величины риска для системы на основе последствий отключения TransGrid (Австралия; http://www.transgrid.com.au/); Fingrid (Финляндия; https://www.fingrid.fi/); TRANSCO (ОАЭ; http://www.transco.ae/)
Смешанная Включает в себя несколько видов превентивных ремонтов, применение того или иного вида ремонтных работ может различаться для разных категорий оборудования Ausgrid (Австралия; https://www.ausgrid.com.au/); National Grid Electridty Transmission (Великобритания; https://www.nationalgridet.com/)
Дальнейшим развитием стратегии УПА по ТС является стратегия управления рисками и эффективностью.
Интересно, что «советская» стратегия УПА по плановой периодичности ремонтов применяется, в частности, в Южной Корее, также в смешанных стратегиях управления, в частности к оборудованию, для которого отсутствует методология оценки его технического состояния.
Аварийная стратегия, актуальная для наименее развитых стран, требует широкого применения инструментов страхования для компенсации рисков технологических нарушений
и преимущественной организации обслуживания оборудования силами поставщика в рамках гарантийных обязательств с последующей заменой, в отличие от российской практики продления ресурса за счет проведения капитальных ремонтов.
Таким образом, результаты анализа отраслевой нормативно-правовой базы в электроэнергетике России и бенчмаркинга стратегий УПА зарубежных электросетевых компаний подтверждают гипотезу автора, что переход электросетевых компаний на риск-ориентированные стратегии УПА соответствует мировым трендам. Однако, состав методического инст-
рументария и автоматизация процессов его применения в рамках УПА в России и за рубежом существенно отличается, так как вариативность способов планирования технологических воздействий определяется составом данных, по которым ведется статистика, целесообразностью применения сложных методов планирования и степенью их автоматизации. Например, для не критичного с точки зрения надежности электроснабжения оборудования, характеризуемого низкими рисками отказа и относительно невысокой стоимостью, нецелесообразно применять сложные методы планирования. Кроме того, для данного оборудования в электросетевых компаниях, как правило, не ведется статистика в разрезе, необходимом для определения совокупной стоимости владения активом.
В соответствии с вступившими в силу с 15 апреля 2019 г. методическими указаниями по расчету вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа для планирования ТОиР, критичного с точки зрения надежности электроснабжения оборудования, используются показатели БАЮТ и БАТП, отражающие прогноз сред-
ней продолжительности прекращения передачи электрической энергии и средней частоты прекращений передачи электрической энергии соответственно.
Однако, по мнению автора, применение описанного выше методического инструментария устанавливает минимальные, но не исчерпывающие для выбора оптимальной стратегии УПА требования. Например, применение показателей БАЮ1/руб. и £А№Т/руб. при условии проведения расчета для каждой единицы оборудования позволило бы дополнительно характеризовать эффективность ремонта данных единиц оборудования с точки зрения их влияния на надежность электроснабжения потребителей.
Кроме того, автор предлагает применять дополнительный методический инструментарий для повышения качества принимаемых менеджментом электросетевых компаний управленческих решений при разработке стратегии УПА, а именно:
- анализ причинно-следственных связей аварийности (технологических нарушений), по результатам которого ведется разработка плана корректирующих мероприятий (далее -ПКМ) по их устранению, предупреждению и недопущению (см. пример в табл. 2);
Таблица 2. Пример анализа причинно-следственных связей аварийности (технологических нарушений)
Table 2. The analysis of causes and consequences of emergencies (process upsets)
Причина технологического нарушения (ТН) Доля ТН, % Источник финансирования технических воздействий Организационные мероприятия, не требующие технических воздействий Преимуществен-ный вид технических воздействий
Инвестиционная деятельность Основная деятельность
Гроза 23 Х Х - ТПиР / ТОиР
Износ 14 Х - - ТПиР
Птицы 14 - - Х -
Воздействие посторонних лиц и организаций 11 - - Х -
Дефект изготовления 8 - Х Х ТОиР
Природно-климатические воздействия 6 Х - - ТПиР
Дефект монтажа и строительства 5 - - Х -
Возгорание 4 - Х - ТОиР
Недостатки конструкции 4 - - Х -
Недостатки проекта 3 - - Х -
Невыполнение ТОиР 3 - Х - ТОиР
Падение (наклон) деревьев 2 - Х - ТОиР
Звери 2 - - Х -
Загрязнение изоляции 1 - Х - ТОиР
- анализ готовности реагирования на аварию (технологическое нарушение), в том числе оптимальности территориального расположения бригад, спецтехники, аварийного резерва и т. д.;
- анализ причин снижения индекса ТС (в том числе проверка достоверности исходных данных, ранжирование оборудования);
- анализ эффективности соотношения приведенных в сопоставимый вид показателей надежности и операционных затрат, осуществляемый в рамках бенчмаркинга производственных подразделений электросетевой компании;
- анализ производительности труда персонала (усл. ед. / чел.-ч);
- анализ объемов ввода основных фондов;
- мониторинг среднегодового уровня загрузки трансформаторов;
- мониторинг уровня снижения потерь электроэнергии;
- динамика объема заявок на технологическое присоединение;
- анализ показателей технико-экономического состояния объектов согласно Постановлению Правительства РФ от 19 декабря 2016 г. № 1401.
В целях профилактики технологических нарушений, а также на основании располагаемой в электросетевых компаниях статистики причин их возникновения автор предлагает субъектам электроэнергетики разрабатывать ПКМ по предупреждению и недопущению их возникновения в регионах с максимальными рисками на этапе формирования производственных программ на плановый период. В табл. 2 приведен предлагаемый автором перечень преимущественных видов технических воздействий (ТОиР или ТПиР, а также организационные мероприятия, не требующие финансирования) и источников их финансирования (инвестиционная или основная деятельность соответственно) в зависимости от типа наблюдаемых / прогнозируемых технологических нарушений.
При этом устранение некоторых причин технологических нарушений, в том числе воздействия птиц, зверей, посторонних (третьих) лиц и организаций, требует прежде всего организационных мер, которые необязательно приведут к существенным дополнительным затра-
там со стороны оператора - электросетевой компании. Примером таких организационных мер могут служить претензионная работа с подрядными организациями и производителями оборудования, направление уведомлений собственникам о соблюдении особых условий использования земельных участков, расположенных в границах охранных зон воздушных линий электропередачи (ЛЭП), инструктажи и работа с персоналом, информирование населения о том, что ЛЭП является опасным производственным объектом, а также о расположении охранных зон ЛЭП, и т. д.
Примером мероприятий для воздействия на причину аварий птицы, требующих финансирования по основной деятельности в рамках плана ТОиР, является корректировка плана ТОиР с целью выделения дополнительных плановых расходов на установку противоптичьих устройств на ЛЭП.
Воздействовать на причину аварий износ можно расширением или инициацией дополнительных программ ТПиР оборудования с учетом проведения всего комплекса мероприятий по корректировке, согласованию и утверждению изменений в инвестиционную программу электросетевой компании.
Таким образом, разработка ПКМ на предлагаемых автором принципах позволит точечно и с наименьшими затратами снизить количество технологических нарушений (аварий).
Кроме анализа причин технологических нарушений и разработки ПКМ, эффективным мероприятием по снижению аварийности является проверка готовности и сроков реагирования подразделений электросетевой компании на аварийные ситуации, в том числе анализ оптимальности территориального расположения бригад, спецтехники, аварийного резерва и т. д.
Из примера, представленного на рис. 1, следует, что район электрических сетей (далее - РЭС) номер 3 имеет неоптимальное расположение относительно времени реагирования на аварию в максимально удаленной точке своей зоны обслуживания ЛЭП, что может служить основанием как для изменения (перераспределения) границ ответственности РЭС, так и для переноса мест базирования бригад, спецтехники, аварийного резерва и т. д.
РЭС4
РЭСЗ
Рис. 1. Пример диаграммы времени доставки бригады от места базирования до максимально удаленной точки участка ЛЭП, ч
Fig. 1. The diagram showing the delivery time for a group of workers from their location
to the farthest ETL site, hours
Анализ причин снижения индекса ТС, рассчитываемого по методике оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей, является еще одним эффективным инструментом выявления факторов, которые приводят к ухудшению состояния оборудования и снижению надежности электроснабжения, и, соответственно, их учета при разработке стратегии УПА, в том числе путем разработки дополнительных программ по улучшению технического состояния оборудования, например замены опорно-стержневой изоляции, замены высоковольтных вводов, замены изоляторов и т. п. При этом рекомендуется оперативно и постоянно проводить актуализацию исходных данных для расчета, оценивать их достоверность по листам осмотра и протоколам испытаний и измерений, а также анализировать динамику изменения индекса ТС и ранжировать оборудование для своевременного внесения корректировок в стратегию УПА. Так как алгоритм расчета индекса ТС детально проработан регулятором, более подробное изложение данного мероприятия, по мнению автора, не требуется.
Расчет эффективности соотношения приведенных в сопоставимый вид показателей аварийности и операционных затрат в рамках сравнительного анализа - бенчмаркинга производственных подразделений электросетевой
компании (например, РЭС) - предлагается осуществлять по следующей формуле:
E = (^ х R1 + ^ х R3) х R'3, где Rn - место совокупного показателя в рейтинге РЭС по направлению; k,l - весовой коэффициент каждого интегрального показателя направления в общем интегральном показателе (по умолчанию равный 0,5).
Далее приведем перечень показателей, входящих в интегральный показатель, по направлениям:
• Rl - место РЭС в рейтинге по объему операционных расходов, рассчитанных как сумма приведенных на объем эксплуатируемого оборудования (в условных единицах) удельных операционных расходов (тыс. руб. / усл. ед.).
• R3 - место РЭС в рейтинге по обеспечению надежности, а именно интегральная аварийность оборудования ЛЭП, подстанций, устройств защиты релейной автоматики (отн. ед.).
• R'3 - отсутствие критических событий -крупных аварий и несчастных случаев (при отсутствии критических событий равен 1; в случае критического события равен 0, что полностью исключает РЭС из рейтинга).
По итогам расчета строго один РЭС должен иметь наилучшее значение интегрального рейтинга. В случае совпадения значений лучшее место присваивается РЭС, имеющему луч-
шее значение (место) по сводному показателю по направлению обеспечения надежности.
Графически результаты бенчмаркинга могут быть представлены в виде диаграммы, пример которой дается на рис. 2.
Из рис. 2 видно, что показатели РЭС 1 и РЭС 2 лучше остальных структурных подразделений не только по величине удельных операционных расходов, но и по аварийности, что свидетельствует об эффективном использова-
Приведенные затраты, тыс. руб. / усл. ед.
нии средств (располагаемых ресурсов). Худшим является РЭС 3, в котором несмотря на существенно большие по сравнению с остальными подразделениями затраты наблюдается наибольшая аварийность, что может свидетельствовать о неэффективном расходовании выделенных средств, в том числе по причине некорректно выбранной (разработанной) стратегии УПА.
Интегральная аварийность, отн. ед.
Рис. 2. Пример представления результатов бенчмаркинга операционных затрат и аварийности Fig. 2. The benchmarking analysis of operational costs and emergency rate
Остальные предлагаемые автором к рассмотрению в рамках разработки стратегии УПА мероприятия, в том числе: анализ производительности труда персонала (усл. ед. / чел.-ч); анализ объемов ввода основных фондов; мониторинг среднегодового уровня загрузки трансформаторов; мониторинг уровня снижения потерь электроэнергии; динамика объема заявок на технологическое присоединение; анализ показателей технико-экономического состоя-
ния объектов, - в известной степени регламентированы локальными нормативно-правовыми актами и не требуют дополнительных разъяснений.
Так как УПА представляет собой постоянную и скоординированную деятельность организации, направленную на оптимальное управление производственными активами и их производительностью, соответствующими им рисками и расходами на всех этапах жизненного
цикла оборудования для достижения и выполнения стратегических планов организации, при разработке или корректировке стратегии УПА автор предлагает применять графический метод анализа по шкале от 1 до 3 (3 -«высокая эффективность»; 2 - «средняя эффективность»; 1 - «низкая эффективность»), пример которой приведен на рис. 3.
Для примера на рис. 3, а исходя из предлагаемой автором методологии разработки стратегии УПА можно предложить следующие корректирующие мероприятия:
1. Разработка плана мероприятий по управлению издержками на основе оптималь-
ного сочетания затрат, риска, производительности и состояния активов на всех этапах жизненного цикла (с учетом «детских болезней» приработки введенного оборудования).
2. Увеличение доли работ, выполняемых хозяйственным способом. При необходимости - корректировка планов обучения и повышения квалификации промышленно-производ-ственного персонала.
3. Аудит менеджмента качества и разработка по его итогам плана корректирующих и предупреждающих мероприятий и/или способов постоянного улучшения.
Среднегодовой уровень загрузки трансформаторов
Экономическая эффективность ТОи
Снижение удельных приведенных затрат ТОиР
Прозводительность (у.е./чел.-ч)
Ввод основных фондов
Индекс технического Ф^состояния оборудования
ш
88 ^vv
8йя
ш
Снижение уровня потерь электроэнергии
Объем заявок на технологическое присоединение
Снижение удельной аварийности
Экономическая эффективность ТОиР
Снижение удельных приведенных затрат ТОиР
Прозводител ьность (у.е./чел.-ч)
Ввод основных фондов
Готовность к аварийным ситуациям
а)
Среднегодовой уровень загрузки трансформаторов
5
Индекс технического остояния оборудования
Снижение уровня потерь электроэнергии
Объем заявок на технологическое присоединение
нижение удельной аварийности
Готовность к аварийным ситуациям
б)
Рис. 3. Примеры представления результатов графического анализа эффективности электросетевой компании или ее структурного подразделения
Fig. 3. The graphical analysis ofpower grid plant and its division's efficiency
Для примера на рис. 3, б состав типовых корректирующих мероприятий будет следующим:
1. Приоритезация (увеличение финансирования) программ ТОиР и ТПиР по итогам анализа причин аварийности.
2. Разработка программ снижения аварийности в рамках основной деятельности, исключаемых из бенчмаркинга.
3. Увеличение доли работ, выполняемых хозяйственным способом. При необходимости - корректировка планов обучения и повышения квалификации промышленно-производ-ственного персонала.
5. Заключение. Таким образом, в результате проведенного исследования удалось подтвердить гипотезу, что переход электросетевых компаний на риск-ориентированные стратегии УПА соответствует мировым трендам, а также обосновать применение наряду с разработанной регулятором методологией управления производственными активами дополнительного инструментария. Последнее позволит электросетевым компаниям повысить эффективность принимаемых управленческих решений и разрабатываемых стратегий в це-
лях достижения оптимального баланса между величиной операционных затрат, уровнем производительности труда, обеспечением развития сети, с одной стороны, и рисками надежного электроснабжения потребителей, а также исполнения требований регулирующих органов - с другой.
Примечания
1 Приказ Минэнерго России от 26 июля 2017 г. № 676 «Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей».
2 Постановление Правительства РФ от 19 декабря 2016 г. № 1401 «О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов».
3 Приказ Минэнерго России от 25 октября 2017 г. № 1013 «Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики"».
4 Приказ Минэнерго России от 19 февраля 2019 г. № 123 «Об утверждении методических указаний по расчету вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа».
Литература
1. Захаров М. Е., Дюбанов Г. Н. Экономическая оценка эффективности системы ремонтов по техническому состоянию силовых трансформаторов // Производственный менеджмент: теория, методология, практика. - 2016. - № 8. - С. 135-140.
2. О методологии расчета технического риска на основе вероятности и последствий отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования / Е. П. Грабчак и др. // Электроэнергия. Передача и распределение. - 2019. - № 1 (52). - С. 7-10.
3. Гвоздев Д. Б. Применение риск-ориентированного подхода при планировании производственных программ // Контроль технического состояния оборудования объектов электроэнергетики : V науч.-практ. конф., Москва, 6 дек. 2018. - URL : http://www.ti-ees.ru/fileadmin/f/Conference/ 2018/present/02_Gvozdev_D.B._Prezentacija_Konferencija_EHS-2018.pdf (дата обращения: 01.02.2019).
4. Moubray J. Reliability Centered Maintenance. - 2nd ed. - Industrial Press, 1997. - 448 p.
5. Gehris J. Reliability Centered Maintenance: Unraveling the Mysteries. - Lulu Publishing Services, 2015. - 226 p.
6. Galar D., Sandborn P., Kumar U. Maintenance Costs and Life Cycle Cost Analysis. - CRC Press, 2017. - 516 p.
7. Грабчак Е. П. Оценка технического состояния энергетического оборудования в условиях цифровой экономики // Надежность и безопасность энергетики. - 2017. - Т. 10, № 4. - С. 268-274.
8. V Научно-практическая конференция «Контроль технического состояния оборудования объектов электроэнергетики» // Электроэнергия. Передача и распределение. - 2019. - № 1 (52). -С.18-21.
9. Гуринович В. Д., Янченко Ю. А., Савельев В. А. Задачи, проблемы и условия перехода на техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования по техническому состоянию // Исследование и обеспечение надежности систем энергетики / отв. ред Н. И. Воропай. - Ир-
кутск, 2017. - С. 634-642. - (Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 68).
10. Пилюгин А. В. Оптимальный баланс между технологическим развитием и оптимизацией затрат. Базовый фундамент энергетической системы России // Энергетическая безопасность : сб. науч. ст. II Междунар. молодеж. конгр. - Курск : Университетская книга, 2017. - С. 15-40.
11. Карпов В. В., Вдовин И. В. Оценка ущерба предприятия от перерывов электроснабжения // Двадцать вторые апрельские экономические чтения : материалы междунар. науч.-практ. конф. / под ред. В. А. Ковалева, А. И. Ковалева. - Омск, 2016. - С. 28-32.
12. Карпов М. В. Методика оценки ущерба от отказа электросетевого оборудования в системе управления производственными активами // Вестн. Ом. ун-та. Сер. «Экономика». - 2018. -№ 3 (63). - С. 29-37. - DOI: 10.25513/1812-3988.2018.3.29-37.
13. Андреев Д. А., Назарычев А. Н. Управление жизненным циклом электроустановок при эксплуатации по техническому состоянию // Надежность и безопасность энергетики. - 2013. -№ 3 (22). - С. 32-36.
14. Назарычев А. Н., Новомлинский Э. В., Андреев Д. А. Оценка технического состояния электрооборудования на основе расчетов интегральных показателей // Проблемы надежности систем энергетики : памяти Игоря Алексеевича Ушакова / отв. ред. Н. И. Воропай, Ю. Я. Чукреев. - Сыктывкар, 2016. - С. 171-179. - (Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 67).
References
1. Zakharov М.Е., Dyubanov G.N. Ekonomicheskaya otsenka effektivnosti sistemy remontov po tekhnicheskomu sostoyaniyu silovykh transformatorov [The economic assessment of repair works efficiency with regard to supply transformers technical conditions]. Proizvodstvennyi menedzhment: teoriya, metodologiya, praktika, 2016, no. 8, pp. 135-140. (in Russian).
2. Grabchak E.P., Medvedeva E.A., Petrenko A.O., Shchinova T.V. About methodology of calculation of probability and evaluation of consequences of failure of functional knot and unit of basic technological equipment. Elektroenergiya. Peredacha i raspredelenie, 2019, no. 1 (52), pp. 7-10. (in Russian).
3. Gvozdev D.B. Primenenie risk-orientirovannogo podkhoda pri planirovanii proizvodstvennykh programm [Applying a risk-oriented approach for production plans], in: Kontrol' tekhnicheskogo sosto-yaniya oborudovaniya obyektov elektroenergetiki [The monitoring of equipment technical condition at power plants], V research and practice conference, Moscow, December 6, 2018, available at: http:// www.ti-ees.ru/fileadmin/f/Conference/2018/present/02_Gvozdev_D.B._Prezentacija_Konferencija_EHS-2018.pdf (accessed date: February 1, 2019). (in Russian).
4. Moubray J. Reliability Centered Maintenance, 2nd ed., Industrial Press, 1997, 448 p.
5. Gehris J. Reliability Centered Maintenance: Unraveling the Mysteries, Lulu Publishing Services, 2015, 226 p.
6. Galar D., Sandborn P., Kumar U. Maintenance Costs and Life Cycle Cost Analysis, CRC Press, 2017, 516 p.
7. Grabchak E.P. Assessment of technical condition of power equipment in conditions of digital economy. Safety & Reliability of Power Industry, 2017, Vol. 10, no. 4, pp. 268-274. (in Russian).
8. V Nauchno-prakticheskaya konferentsiya "Kontrol' tekhnicheskogo sostoyaniya oborudovaniya obyektov elektroenergetiki" [V research and practice conference on Monitoring equipment technical condition at power plants]. Elektroenergiya. Peredacha i raspredelenie, 2019, no. 1 (52), pp. 18-21. (in Russian).
9. Gurinovich V.D., Yanchenko Yu.A., Savel'ev V.A. Zadachi, problemy i usloviya perekhoda na tekhnicheskoe obsluzhivanie i remont energeticheskogo oborudovaniya po tekhnicheskomu sostoyaniyu [Goals, challenges and the conditions of implementing the maintenance and repair of power supply equipment in accordance with its technical condition], in: Voropai N.I. (Ed.) Issledovanie i obespechenie nadezhnosti sistem energetiki [Monitoring and providing the sustainability of power supplies], Irkutsk, 2017, pp. 634-642. (in Russian).
10. Pilyugin A.V. Optimal'nyi balans mezhdu tekhnologicheskim razvitiem i optimizatsiei zatrat. Bazovyi fundament energeticheskoi sistemy Rossii [The optimum balance between the technological
development and cost reduction. The foundation of Russia's power system], in: Energeticheskaya be-zopasnost' [Energy security], edited volume of II International Youth Progress scholarly papers, Kursk, Universitetskaya kniga publ., 2017, pp. 15-40. (in Russian).
11. Karpov V.V., Vdovin I.V. Assessment of damage of the enterprise from power supply breaks, in: Kovalev V.A., Kovalev A.I. (Eds.) Dvadtsat' vtorye aprel'skie ekonomicheskie chteniya [Twenty-second April economic readings], proceedings of the international scientific and practical conference, Omsk, 2016, pp. 28-32. (in Russian).
12. Karpov M.V. Methodology of evaluation of damage from refusal of electric network equipment in the management system of production assets. Herald of Omsk University. Series "Economics", 2018, no. 3 (63), pp. 29-37. DOI: 10.25513/1812-3988.2018.3.29-37. (in Russian).
13. Andreev D.A., Nazarychev A.N. Life cycle management of electrical installations in operation as per technical state. Safety & Reliability of Power Industry, 2013, no. 3 (22), pp. 32-36. (in Russian).
14. Nazarychev A.N., Novomlinskii E.V., Andreev D.A. Otsenka tekhnicheskogo sostoyaniya elek-trooborudovaniya na osnove raschetov integral'nykh pokazatelei [The assessment of electric appliances technical condition with the help of integrated index calculations], in: Voropai N.I., Chukreev Yu.Ya. (Eds.) Problemy nadezhnosti sistem energetiki [Power industry security issues], to commemorate I.A. Ushakov, Syktyvkar, 2016, pp. 171-179. (in Russian).
Сведения об авторе
Карпов Максим Валерьевич - канд. экон. наук, начальник отдела производственного анализа и сметного регулирования
Адрес для корреспонденции: 117630, Россия, Москва, ул. Академика Челомея, 5А E-mail: [email protected] РИНЦ ID: 339030
About the author
Maxim V. Karpov - PhD in Economic Sciences, Head of the Production Analysis and Estimate Regulation Department
Postal address: 5A, Akademika Chelomeya ul., Moscow,
117630, Russia
E-mail: [email protected]
RSCI ID: 339030
Для цитирования
Карпов М. В. Стратегии управления производственными активами электросетевой компании // Вестн. Ом. ун-та. Сер. «Экономика». - 2019. - Т. 17, № 2. - С. 112123. - 001: 10.25513/1812-3988.2019.17(2).112-123.
For citations
Karpov M.V. The management strategy of the power grid company's plant assets. Herald of Omsk University. Series "Economics", 2019, Vol. 17, no. 2, pp. 112-123. DOI: 10.25513/1812-3988.2019.17(2).112-123. (in Russian).
