Организационно-экономический механизм управления технико-экономической эффективностью единой энергетической системой России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Грабчак Евгений Петрович

• Грабчак Евгений Петрович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Грабчак Евгений Петрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ИССЛЕДОВАНИЕ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

1.1 Единая энергетическая система России как объект управления

технико-экономической эффективностью энергетического производства

1.2 Современная система мониторинга технико-экономической эффективности субъектов энергетики Российской

Федерации

1.3 Приоритетные направления развития системы управления

технико-экономической эффективностью Единой энергетической системы России

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ АКТИВОВ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

2.1 Группировка и формирование классификации активов Единой энергетической системы России для оценки их технико-экономического состояния

2.2 Анализ информационного обеспечения оценки технико-экономического состояния активов и системы раскрытия информации

2.3 Механизм многоуровневой оценки технико-экономического состояния активов Единой энергетической системы России

ГЛАВА 3 РЕАЛИЗАЦИЯ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ АКТИВОВ

3.1 Разработка информационно-аналитической модели сбора и обработки данных для оценки технико-экономической эффективности активов

3.2 Механизм принятия решений по результатам оценки технико-экономической эффективности активов

3.3 Анализ результатов использования системы оценки технико-экономической эффективности активов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

2

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Организационно-экономический механизм управления технико-экономической эффективностью единой энергетической системой России»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования определяется тем, что в Российской Федерации в результате реформы электроэнергетики появилось несколько важных условий функционирования отрасли. С одной стороны, обеспечен приток частных инвестиций. С другой стороны, с появлением множества новых собственников, возникли центробежные тенденции в организации хозяйственной деятельности субъектов энергетики. В связи с этим на системном уровне необходимо корректно поставить и решить задачи выработки эффективных регулирующих воздействий на субъекты энергетики экономическими, технологическими, а в условиях чрезвычайных и кризисных ситуаций и административными методами.

Разрешению указанных проблем должно способствовать направление инвестиций в развитие, модернизацию и техническое перевооружение системы управления при соблюдении требований защиты потребителей от резкого роста тарифов на электроэнергию, услуги по ее передаче, повышение эффективности выбора режимов работы. Иными словами, решение проблем субъектов энергетики лежит в области управления их производственными активами. Решению этих проблем должна способствовать система управления производственными активами (СУПА).

Противоречие, объективно возникшее в ходе реформ в энергетике, между частными интересами собственников по прибыльности бизнеса и государства по обеспечению энергетической безопасности и надежности энергоснабжения населения порождает в условиях ограниченных ресурсов проблемы формирования критериев принятия инвестиционных решений и механизмов целевого инвестирования в мероприятия повышения надежности и эффективности Единой энергетической системы, а не отдельного энергетического объекта.

В отечественной теории управления недостаточно подробно рассмотрены проблемы управления производственными активами на протяжении их жизненного цикла. Изучение современных проблем управления факторами обеспе-

чения надежности энергосистем в российских условиях носит пока фрагментарный характер. Эти обстоятельства обусловили актуальность темы исследования. Также существует ряд специфических проблем в сфере управления производственными активами в энергетике:

• отсутствует единая система целеполагания организации управления и оценки результатов на уровне отрасли разрозненных бизнес-процессов управления производственными активами и корректирующих воздействий регулятора;

• недостаточно четко выстроена система оценки технико-экономической, эффективности использования производственных активов, применяются методы план-фактного анализа только по локальным стоимостным и техническим показателям;

• нет единой отраслевой методологии расчета индекса технического состояния отдельных групп оборудования, объектов электроэнергетики и энергосистемы, в целом исходя из реальных данных о располагаемых активах и интенсивности их эксплуатации;

• в большинстве генерирующих компаний и территориальных сетевых организациях (ТСО) отсутствует постоянный и системный мониторинг технического состояния основного оборудования;

• не обеспечивается сбалансированная и согласованная реализация производственных программ нескольких субъектов, разных собственников на уровне объединенных энергосистем, то есть максимальная системная надежность при фактических экономических условиях.

Недостаточная разработанность теоретических и практических аспектов управления производственными активами в составе энергетических систем в период всего их жизненного цикла свидетельствует об актуальности и практической значимости темы диссертационного исследования.

Степень научной разработанности научной задачи.

Вопрос оперативного управления производственной эффективностью активов разрабатывался зарубежными и российскими учеными и практиками. В частности, теория производственных инвестиций, количественные методы анализа рассматриваются зарубежными учеными Р. Вернером, Д. Даунсом, Г. Де-боком, О. Кеттани, Т. Кохоненом, Д. Макфадденом, И. Ногучи, Б. Рено, А. Филдом, Дж. Хекманом, Р. Шиллером и другими. Среди отечественных специалистов можно выделить Н.Ф. Вечера, С.В. Грибовского, А.Г. Грязнову, А.А. Ольховского, И.А. Ревинского, В.М. Рутгайзера, Е.И. Тарасевича и пр.

Конкретные вопросы развития системы управления в электроэнергетике рассматривались А.Н. Асаулом, Е.Ф. Авдокушиным, И.Э. Белоусовым, В. Бе-ренсом, Н. Берзоном, В.Л. Бешеновским, С.И. Борталевич, В.В. Бурцевым, И.И. Веретенниковым, Н.Н. Вознесенской, В.А Горемыкиным, М.Ф. Гуренковым, Г.А. Креймером, Е.Л. Логиновым, И.И. Лютовой, Г. Марченко, О. Мачульской, Я.С. Мелкумовым, В.И. Окуневым и др.

Особенности ресурсного обеспечения производственных активов и управления ими нашли отражение в работах отечественных ученых и специалистов: А.В. Антропенко, Ю.Л. Боброва, И.В. Волковой, В.М. Дидковской, О.В. Дидковского, В.Р. Дорожкина, В.И. Корецкого, Т.Е. Кочергиной, А.Г. Кузьминского, И.М. Лазарева, И.А. Либермана, Л.К. Нефедовой, П.И. Оклей, Г.М. Хай-кина, Н.К. Фроловой и др.

Направления развития электроэнергетики и формирования системы рыночных отношений в отрасли, возможности усиления роли государственных органов в оперативном управлении активами, возможности повышения инвестиционной привлекательности отрасли, совершенствования тарификации и повышения надежности электроснабжения подробно описаны А.Ф. Дьяковым, А.Г. Зубковой, А.П. Ливинским, В.К. Лозенко, Ю.М. Львовым, А.И. Кузовки-ным, Б.К. Максимовым, С.В. Мищеряковым, В.К. Паули, А.Н. Раппопортом, Ю.Н. Руденко, В.А. Цветковым, Е.Ю. Чичеровой, А.Б. Чубайсом и др. Замет-

ный вклад в научное представление вопросов обеспечения энергетической безопасности в рыночных условиях внесен трудами Петракова Н.Я., Цветкова В.А., Моргунова Е.В., Елисеева Д.О. Однако, несмотря на большое количество работ, вопросы управления производственными активами в составе энергосистем на протяжении всего их жизненного цикла разработаны недостаточно.

Цель работы состоит в решении научной задачи по обоснованию новой системы управления технико-экономической эффективностью единой энергетической системы России и научно-практических рекомендаций по ее внедрению. В соответствии с поставленной целью сформулированы следующие задачи диссертации:

• сформировать базовые принципы новой системы управления Единой энергосистемой России в условиях обновления инновационной, информационной и технико-технологической среды в электроэнергетике;

• обосновать онтологическую модель Единой системы России как объекта управления;

• разработать механизм перехода на риск-ориентированную модель управления электроэнергетикой;

• синтезировать методику оценки технико-экономической эффективности Единой энергосистемы России на основе риск-ориентированной модели управления;

• разработать алгоритм оценки технико-экономического состояния оборудования для управления технико-экономической эффективностью Единой энергосистемы России;

• доказать экономическую эффективность изменения видов технического воздействия на примере основного технологического оборудования.

Объектом исследования является Единая энергетическая система России, функционирующая в условиях глобализации мировой экономики и децентрализации управления экономической деятельностью субъектов рынков электроэнергии и мощности.

Предметом исследования являются экономические подходы, модели, методы и алгоритмы управления технико-экономической эффективностью Единой энергетической системы России и среда их практического внедрения для повышения устойчивости развития отечественной электроэнергетики.

Теоретическую и методологическую основу диссертационной работы составили фундаментальные исследования российских и зарубежных специалистов по теории управления в промышленности, устойчивому развитию инфраструктурных отраслей, методологии анализа хозяйственной деятельности, управления качеством стратегических решений, управления инвестициями в производственные активы, реформирования базовых отраслей экономики и внедрения системы рыночных отношений между участниками отрасли, теории государственного и муниципального управления, по инвестиционной привлекательности отдельных отраслей, вопросам повышения технико-экономической эффективности электроснабжения населения.

Методологическая основа диссертации включает теоретические обоснования, универсальные научные приемы, входящие в инструментарий отраслевой экономики. В процессе исследования использованы методы общенаучного уровня (индукция, дедукция, обобщения, сравнения, анализ, синтез), статистические (группировки, средние величины, регрессии, кластеры) и логические (причинно-следственные связи, переходы) методы, теоретические положения и практические рекомендации отечественных и зарубежных научных школ в сфере управления технико-экономической эффективностью на уровне отрасли, анализа жизненного цикла производственных систем в электроэнергетике и управления надежностью наукоемких систем.

Для обоснования полученных выводов и решения прикладных аналитических и расчетных задач в диссертации применялись методы экспертных оценок и экономического прогнозирования, статистический инструментарий, расчет показателей технико-экономической эффективности управления производственными активами. Достижение цели и необходимость решения задач потре-

бовали проведения экспертного анализа надежности в отечественной энергетике.

Информационную базу исследования составили официальные публикации Федеральной службы государственной статистики, материалы научных разработок ведущих ученых по вопросам управления производственными активами, опубликованные в специальной литературе и рецензируемых журналах, аналитических отчетах, а также собственные научные и практические результаты автора. Нормативную правовую базу составили действующие законодательные и нормативные акты, регламентирующие управление производственными активами в энергетике.

Научная новизна исследования заключается в решении научной задачи по разработке научно-методического аппарата управления созданием и эксплуатацией инфраструктуры энергетических компаний в составе Единой энергетической системы России призванной обеспечить повышение технико-экономической эффективности функционирования энергетики, за счет внедрения инноваций в управление производственными активами, затратами на их ремонт и инвестициями в развитие. К наиболее существенным научным результатам, полученным лично автором, составляющим научную новизну, относятся следующие положения, выносимые на защиту:

1. Сформированы базовые принципы новой системы управления Единой энергосистемой России в условиях обновления инновационной, информационной и технологической среды в электроэнергетике: а) создание и внедрение к 2022 г. единой отраслевой доверенной цифровой платформы, используемой в деятельности 83 субъектами электроэнергетики с передачей технологических данных в реальном режиме времени от 100 объектов генерации и 1000 объектов сетевого комплекса; б) обеспечение сбора отраслевой отчетности на основе цифровых технологических данных от 83 субъектов электроэнергетики к 2025 г.; в) повышение уровня надежности энергоснабжения потребителей к 2025 г. на 5% от уровня 2017 г. без увеличения затрат на поддержание технического

состояния энергетической инфраструктуры за счет создания федерального центра мониторинга надежности; г) создание системы и формирование к 2025 г. отраслевых заказов в целях стимулирования российского машиностроения и микроэлектронной промышленности и снижения затрат на логистику; д) снижение уровня административной нагрузки на субъекты электроэнергетики при осуществлении контрольно-надзорной деятельности для 80% субъектов электроэнергетики к 2025 г.

2. Обоснована онтологическая модель Единой системы России как объекта управления, как целостная динамически эволюционирующая модель развивающегося предприятия и ЕЭС позволяющая системно структурировать и описывать его деятельность по задачам, организационным структурам теориям и объектам, организовывать и транслировать его опыт, накопленный в конкретных ситуациях в течение всего жизненного цикла, которая включает следующие элементы: а) матрицу ОМДП - сущность ОМДП, концептуальный каркас ОМДП, включающую шесть базовых взаимосвязанных элементов: 1) субъекты деятельности; 2) объекты деятельности; 3) задачи деятельности; 4) отношения деятельности; 5) пространство и 6) время; б) корпус ОМДП - сущность ОМДП, описательный контент ОМДП, включающий четыре взаимосвязанные базовые нотации описания: 1) терминологию (определения); 2) топологию (графическое описание, топологические модели - фреймы); 3) профайлы (устойчивые паттерны атрибутов), интерпретации (развернутые описания, детализации, объяснения и дополнения), а также 4) репозитарии субъектов, объектов, задач, отношений деятельности, моделей пространства и времени.

3. Разработан механизм перехода на риск-ориентированную модель управления электроэнергетикой: а) создание активов энергообъектов, от проектирования до вводов в эксплуатацию; б) оценка и устранение физического и морального износа техники; в) определение стоимости активов; г) формирование и корректировка механизмов амортизации основных фондов; д) группировка активов; е) разработка и практическое применение методик оценки эффек-

тивности управления активами. Результатом проводимых преобразований должна стать используемая в отрасли риск-ориентированная модель управления, охватывающая все субъекты электроэнергетики, а также другие группы заинтересованных сторон через опосредованные связи.

4. Синтезирована методика оценки технико-экономической эффективности Единой энергосистемы России как единого комплекса включающего принадлежащие разным собственникам и разноплановые по видам производственной деятельности субъекты на основе риск-ориентированной модели управления, в которой обоснование требований к надежности является оптимизационной задачей. Решение этой задачи состоит в определении функционального узла с минимальным значением ИТС. Сформирован порядок определения оборудования для технического воздействия по результатам расчета ИТС субъектов энергетики и для принятия регулирующих воздействий на субъекты со стороны государственного регулятора в целях обеспечения надежности энергоснабжения конечных потребителей и безопасности энергетического производства в условиях их фактических экономических возможностей с учетом затрат на ликвидацию возможных последствий (социального, экологического и политического характера) функционального отказа оборудования.

5. Разработан алгоритм оценки технико-экономического состояния оборудования для управления технико-экономической эффективностью Единой энергосистемы России: 1) расчет индекса технического состояния каждой единицы оборудования; 2) формирование списка оборудования из общего списка оборудования, необходимость и вид воздействия на которое вытекает из требований нормативной документации, либо предписаний надзорных органов (например, предписание проведения диагностики узла, требующего полной разборки оборудования, что входит в объем капитального ремонта); 3) ранжирование остального оборудования, по которому проведен расчет, по возрастанию результата - индексу технического состояния; 4) группы оборудования, имеющие величины индекса технического состояния в соответствии с граница-

ми поддиапазонов формируют перечни оборудования, для которых рекомендовано проведение соответствующего вида технического воздействия; 5) в пределах каждой группы оборудования (по одному виду воздействия) необходимо провести анализ составляющих элементов расчета - индексов технического состояния функциональных узлов, оценок групп параметров - для выявления наиболее критичного оборудования.

6. Доказана эффективность изменения видов технического воздействия на примере основного технологического оборудования энергоблока 800 МВт, при условии сохранения заданного уровня технического состояния. При разработке типовых ремонтных циклов было принято, что в межремонтный цикл обеспечивается необходимая достаточная надежность оборудования. При отсутствии реально функционирующих систем контроля и оценки технического состояния оборудования действующей нормативной документацией предусмотрена возможность при удовлетворительном техническом состоянии оборудования увеличить его ресурс сверх нормативного на величину менее половины годовой наработки. Подтверждена на примере МРСК «Сибири» экономическая эффективность ремонтов по состоянию с учетом фактических ресурсных возможностей субъектов энергетики.

По своему содержанию диссертация соответствует п. 1.1.2 «Формирование механизмов устойчивого развития экономики промышленных отраслей, комплексов, предприятий», п. 1.1.6 «Государственное управление структурными преобразованиями в народном хозяйстве» и п. 1.1.19 «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса» Паспорта специальности 08.00.05 - экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность).

Теоретическая значимость диссертации заключается в том, что разработанные изменения в управлении производственными активами научно обос-

нованы и имеют высокий потенциал использования в отечественной энергетике. Выводы, сформулированные по итогам проведения исследования, экономические положения и направления повышения технико-экономической эффективности за счет управления надежностью оборудования уже широко используются российскими энергетическими компаниями.

Теоретические и методологические положения работы, а также результаты их практического внедрения являются полезными для компаний электроэнергетики в части повышения технико-экономической эффективности управления производственными активами. Основные результаты работы могут быть включены в учебные программы энергетических образовательных организаций по следующим предметам: менеджмент, производственный менеджмент, управление надежностью, экономика предприятия.

Практическая значимость исследования заключается в том, что предлагаемые изменения в управлении производственными активами в энергетике позволяют:

• обеспечить заданный нормативный уровень надежности при генерации и транспорте электроэнергии;

• определить необходимый объем и состав производственных активов, обеспечивающих технико-экономическую эффективность, надежность производственной деятельности и устойчивое развитие субъектов энергетики и ЕЭС в целом;

• обеспечить заданный уровень надежности использования производственных активов при условии достижения целевых показателей технико-экономической эффективности;

• повысить прозрачность хозяйственных отношений с органами власти и широким кругом заинтересованных лиц в процессе обеспечения технико -экономической эффективности в масштабах ЕЭС России.

Достоверность и обоснованность полученных результатов и выводов

исследования подтверждена широким спектром использованных в диссертации

информационных материалов, научным обоснованием применяемых подходов и методов, практической апробацией разработанных положений.

Апробация результатов исследования. Работа обсуждалась в Министерстве энергетики Российской Федерации.

Основные научные положения исследования докладывались и получили одобрение на научно-практических конференциях: «Управление надежностью в энергетике: проблемы и инновационные инструменты их решения» (14-15 апреля 2016 года, Корпоративный энергетический университет); международной конференции «Организация и проведение ремонтов энергооборудования: проблемы, опыт, перспективные технологии»(26 августа 2016 года, Корпоративный энергетический университет), «Индустриальный интернет для энергетики» (21 октября 2016 г., Министерство энергетики Российской Федерации).

Разработанные подходы и методы были использованы при подготовке Методики комплексного определения показателей технико-экономического состояния электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства и порядку осуществления мониторинга таких показателей. Результаты исследований использованы при подготовке учебно-методических материалов и пособия по дисциплине «Производственный менеджмент».

Публикации. Основные положения и выводы диссертации отражены в 8 публикациях авторским объемом 4 п.л., в том числе в 4 публикациях в журналах из перечня рецензируемых научных журналов и изданий, объемом 1,8 п.л.

Структура и содержание работы. Диссертационная работа изложена на 150 страницах печатного текста, включает 10 таблиц, 14 рисунков и состоит из оглавления, введения, трех глав, заключения, списка использованных источников, в котором указано 75 наименований.

ГЛАВА 1 ИССЛЕДОВАНИЕ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ

СИСТЕМЫ РОССИИ

1.1 Единая энергетическая система России как объект

УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА

Для решения задач исследования необходимо зафиксировать понятие технико-экономической эффективности. Общепринятым является подход определения эффективности процессов и функционирования субъектов по основным показателям. На практике для оценки широко используются технико-экономические показатели, то есть система показателей предприятий (объединений) и отрасли, применяемая для анализа их хозяйственной деятельности, планирования, организации и технического уровня производства, использования производственных фондов и трудовых ресурсов. Имеются общие технико-экономические показатели (для всей отрасли, например, энерговооруженность труда, средний удельный расход топлива) однако они требуют конкретизации применительно к решению задач нашего исследования.

При этом сам используемый нами в работе термин «технико-экономическая эффективность» требует уточнения. Очевидно, что он носит агрегированный характер и состоит из двух составляющих эффективности, технической и экономической. Рассмотрим эти составляющие понятия.

Техническая эффективность - один из показателей, характеризующих технический способ производства. Установлено что, «способ производства признается технологически (технически) эффективным, если не существует другого способа, который бы использовал для выпуска данного объема продукции меньшее количество, хотя бы одного из факторов производства и не больше любого из остальных» [65].

При этом необходимо отметить, что технический (технологический) способ производства, являясь основным понятием в отношении оценки его эффективности, «определяется как совокупность способов, приемов, частных технологий, создания жизненных благ и услуг, характеризующихся исторически определенным уровнем развития естественных наук и прикладного использования их достижений в производстве» [65].

Технологический способ производства охватывает собой всю совокупность производительных сил и организационно-экономические отношения, но в отличие от общественного или социального способа производства он не включает в себя социально-экономические отношения.

По мнению Алексейчевой Е.Ю. [16] с коллегами, техническая эффективность является необходимым, но не достаточным условием общей эффективности производства в рыночных условиях. Для полной характеристики производства необходимо рассматривать не только его технические показатели, но и показатели его экономической эффективности.

Для характеристики экономической эффективности чаще всего используется предельная эффективность факторов производства. «Эффективность факторов производства - способность факторов производства приносить экономический эффект и реализация этой способности» [66]. Различают абсолютную и предельную эффективность факторов производства.

Для нашего исследования целесообразно рассмотреть предельную эффективность факторов производства, которая представляет собой понятие предельного анализа производственной деятельности и определяется как объем дополнительной прибыли при изменении фактора производства на одну единицу. Установлено, что предельная эффективность - «это есть предел в соотношении приростов результата и затрат, которые его вызвали, т.е. частная производная результирующей функции по данному аргументу:

и = йи(х) / дхи

где и - предельный эффект использования /-го фактора производства (ресурса);

и(х) - функция полезности;

XI - значение (объем) /-го фактора производства.

Предельный экономический эффект фактора производства применяется в оптимизационных задачах для нахождения оптимальных объемов производства при заданных значениях ресурса - фактора производства» [66]. Рациональное перераспределение ресурсов без дополнительных затрат приводит общему к повышению эффективности производства. В нашем исследовании предельный экономический эффект можно интерпретировать как результат рационального распределения финансовых ресурсов в пользу технического воздействия на критически важное (основное) оборудование до момента, пока дальнейшее увеличение финансирования станет обеспечивать одинаковый для инвестиций в сравнимое оборудование эффект. Это и будет «предельный экономический эффект», в данном случае капитальных затрат. В нашем случае предлагаемые подходы к управлению активами субъектов энергетики позволяют оптимизировать затраты на ремонты и обеспечить обоснованное управление инвестициями в их активы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Грабчак Евгений Петрович, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федеральный закон № 35-ФЗ Об электроэнергетике в последней (действующей) редакции, действующей с 31.07.2016 года.

2. Федеральный закон от 23 июня 2016 г. №196-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части совершенствования требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики»

3. Федеральный закон №382 ФЗ от 3.12.2011 года « О государственной информационной системе топливно-энергетического комплекса»,

4. Постановление Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 № 1401 «О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, и порядка осуществления мониторинга таких показателей».

5. Федеральный закон от 3 декабря 2011 года № 382-ФЗ «О государственной информационной системе топливно-энергетического комплекса»,

6. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 03 апреля 2013 г. № 511-р «Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации на период до 2030 года»

7. Приказ Минстроя России от 21.08.2015 № 606/пр. «Об утверждении Методики комплексного определения показателей технико-экономического состояния систем теплоснабжения (за исключением теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии, теплоносителя, а также источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов теплоснабжения, и Порядка осуществления мониторинга таких показателей».

8. Приказ Минэкономики России от 1 октября 1997 г. № 118 "Методические рекомендации по реформе предприятий".

9. Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе, Москва, 2013 г

10. Приказ ФГБУ «САЦ Минэнерго России» от «27» июня 2012 г. № 16 «Положение о федеральном государственном бюджетном учреждении «Ситуационно-аналитический центр Минэнерго России».

11. ГОСТ Р 51901.3-2007 (МЭК 60300-2:2004) «Менеджмент риска. Руководство по менеджменту надежности »,

12. ГОСТ Р. 51901.16-2005. «Менеджмент риска. Повышение надежности. Статистические критерии и методы оценки», М.2005

13. ГОСТ 21027-75 «Системы энергетические. Термины и определения»

14. ГОСТ Р. 55.0.01-2014/Ига 55000:2014 «Управление активами. Национальная система стандартов. Общее представление, принципы и терминология».

15. СО 34.04.181-2003 «Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей», М.2003г.

16. Алексейчева Е.Ю., Магомедов М.Д., Костин И.Б. Экономика организации (предприятия). - М.: Дашков и К. - 2013. - 292 с.

17. Антропенко А.В. «Повышение эффективности работы электросетевой компании за счет внедрения инноваций в систему управления процессами ремонта оборудования», М, изд. МЭИ, 2012

18. Андреев А.А., Моргунов Е.В. О мероприятиях по повышению эффективности процесса реформирования электроэнергетики России. В сб. «Проблемы развития рыночной экономики» / Под ред. д.э.н. В.А. Цветкова. Вып. 1. - М.: ИПР РАН, - 2008. - с. 15-26.

19. Баитов А.В., Логинов Е.Л. Сетецентрическое управление энергоинфраструктурными узлами с ключевым положением атомных электростанций в глобальной энергетике // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. - 2013. - №30. - с. 2-10.

20. Борталевич С.И. Пути обеспечения устойчивого энергетического развития региональных экономических систем в рамках управления энергетической безопасностью региона // Проблемы рыночной экономики. - 2015. - №1. - с. 41-46.

21. Борталевич С.И., Осеев А.Н., Борталевич В.Ю. Проблемы функционирования и способы исполнения обязательств на оптовом рынке электроэнергетики // Проблемы рыночной экономики. - 2016. - №1. - с. 15-19.

22. Быкадоров М.А., Моргунов Е.В. Направления интеграции топливно-энергетического комплекса России в мировую энергетическую систему на основе концепции устойчивого развития. В сб. «Проблемы развития рыночной экономики» / Под ред. д.э.н. В.А. Цветкова. Вып. 4. - М.: ИПР РАН, - 2008.

23. Бондаренко А.Ф., Герих В.П. «О трактовке критерия надежности» Электрические станции. 2005. № 6.

24. Волкова И.О. Эффективное управление производственными активами электросетевых компаний: теория и методология Санкт-Петербург: Изд-во По-литехн. ун-та. 2000.

25. Грабчак Е.П. Научно-практический ежемесячный журнал «Аудитор» // Проблемы управления производственными активами и подходы к их разрешению - № 4 (254) апрель 2016.- М.: ООО «Научно-издательский центр ИНФРА-М», 2016 г.- 27 с. 0,7 п.л.

26. Грабчак Е.П. Научно-технический журнал «Надежность и безопасность энергетики» // Зарубежный опыт нормативно-правового регулирования обеспечения надежности в электроэнергетике - № 2(33) июнь 2016 г. - М.: ООО «НПО Энергобезопасность».

27. Грабчак Е.П., Мищеряков С.В. Научно-технический журнал «Энергосбережение и Водоподготовка» // Функционально-стоимостной анализ производственных активов энергетических компаний.

28. Грабчак Е.П. Газета PC WEEK // Индустриальный Интернет в энергетике России - № 8-9 (907-908) 31 мая 2016 г. 0,3 п.л.

29. Грабчак Е.П. Общественно-деловой, научный журнал Энергетическая политика // Импортозамещение - драйвер развития или вынужденная мера? - № 3 2016 г.- М.: ЗАО «Глобализация и Устойчивое развитие. Институт энергетической стратегии», 2016 г. 0.5 п.л.

30. Грабчак Е.П., Байков И.А., Дунаев П.А., Голубев П.В., Глотов А.В., Медведева Е.А. Книга «Энергомост - связывая прошлое и будущее», 2016 г. 0,2 п.л.

31. Грабчак Е.П., Байков И.А., Дунаев П.А., Голубев П.В., Глотов А.В., Медведева Е.А. «Основные результаты функционирования объектов электроэнергетики в 2015 году», М., 2016 г. 2 п.л.

32. Грабчак Е.П. Оценка технического состояния энергетического оборудования в условиях цифровой экономики. // Надежность и безопасность энергетики. 2017. - №4(10).

33. Грабчак Е.П. Научно-технический журнал. «Надежность и безопасность энергетики»// Проблемы нормативно-технического регулирования в электроэнергетике - № 4(31) декабрь 2015 г. - М.: ООО «НПО Энергобезопасность».

34. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. «Экономика и бизнес в электроэнегетике», Экономика, М.,2013 г. С.321

35. Ершов Г.А., Мищеряков С.В. «Критериальная оценка качества управленческих решений на базе нечеткой логики в техногенных системах», Москва 1998г.

36. Зиядуллаев Н.С. Государства Центральной Азии в меняющемся мире: Энергетическая составляющая региональной экономики // Экономические стратегии. - 2007. - №3.

37. Зоидов К.Х, Медков А.А. Эволюционно-институциональный подход при исследовании реализации крупных энергетических проектов и решении водных проблем в странах Центральной Азии // Проблемы рыночной экономики. - 2015. - №1. - с. 54-68.

38. Иванов Т.В., Иванов С.Н., Логинов Е.Л., Наумов Э.Б. Интеллектуальная электроэнергетика: стратегический тренд международной конкурентоспособности России в XXI веке. М.: ФГУ «РЭА» / НП «ИНВЭЛ», - 2011. - 300 с.

39. Кац Б.А. «Из истории советской системы планово-предупредительных ремонтов « ТПА №1,2,3, 2014 г.

40. Ковалев Г. Ф. Ключевые аспекты нормирования системной надежности ЭЭС.

41. Ковалев Г.Ф. Крупенев Д.С., Лебедева Л.М. Актуальные проблемы надежности электроэнергетики. // Автоматика и телемеханика. - 2010. - № 7.

42. Корсунов П.Ю. «Интеллектуальные сети - платформа инновационной экономики России», ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», Москва 2012.

43. Логинов Е.Л. Проблемы мониторинга функционирования распределенных информационных систем. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2005. 294 с.

44. Логинов Е.Л. Атомный энергопромышленный комплекс в мировой энергетике: стратегические тренды в посткризисный период //Национальные интересы: приоритеты и безопасность. - 2012. - №28. - с. 2-10.

45. Логинов Е.Л., Борталевич С.И., Михайлов А.В. Повышение эффективности управления ТЭК России на основе формирования системы комплексного мониторинга и координирования оборота топливно-энергетических ресурсов и финансовых средств. - М.: ИПР РАН, 2017. - 102 с.

46. Логинов Е.Л., Деркач К.Ю., Логинов А.Е., Логинова В.Е. Операционный мониторинг и регулирование рыночного оборота при торговле топливно-энергетическими ресурсами, услугами по их хранению и транспортировке // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. - 2014. - №12. - с. 19-26.

47. Манов Н.А., Чукреев Ю.Я и др. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем. Сыктывкар, 2010.

48. Мудрецов А.Ф., Тулупов А.С. Вопросы развития альтернативной энергетики в России // Вестник Томского государственного университета. - 2016. -№4. - с. 38-45.

49. Невский А.Г. Управление активами в электроэнергетике // Энергорынок. -2006, №10.

50. Непомнящий В.А. «Надежность оборудования энергосистем», М.2013, «Электроэнергия. Передача и распределение».

51. Неуймин Я. Г. «Модели в науке и технике. История, теория, и практика». Л., 1984

52. Петраков Н.Я., Цветков В.А., Моргунов Е.В., Елисеев Д.О. Нефтяная биржа как инструмент обеспечения энергетической безопасности России. В кн. «Модернизация и экономическая безопасность России: Т. 3» / Под ред. акад. Н.Я. Петракова. - М., СПб: Нестор-История, 2012.

53. Попов Г.В., Игнатьев Е.Б. «Определение индекса технического состояния силовых трансформаторов в процессе их эксплуатации», г. Иваново «Вестник ИГЭУ» Вып. 4 2014 г.

54. Ряпин И.В. «Перекрестное субсидирование в электроэнергетике: итог пятнадцатилетней войны», Московская школа управления Сколково, Москва 2013.

55. Цветков В.А., Борталевич С.И., Логинов Е.Л. Стратегические подходы к развитию энергетической инфраструктуры России в условиях интеграции национальных энергосистем и энергорынков. - М.: ИПР РАН, 2014. - 511 с.

56. Цветков В.Я. Методы поддержки принятия решений в управлении. - М.: Минпромнауки, ВНТИЦ, 2001 - 101с.

57. Шеремет А.Д. «Теория экономического анализа». Учебник Москва, «Ин-фра-М» 2002г.

58. Шкута А.А., Минасян М.В. Современные стратегии топливно-энергетических компаний в мировой экономике. - М.: ИПР РАН, 2017. - 254 с.

59. Основные результаты функционирования объектов электроэнергетики в 2015 году. Под ред. Заместителя Министра энергетики Российской Федерации А.В. Черезова, г. Москва, 2015 г.(313).

60. Экономика и управление в современной электроэнергетике России», под ред. Чубайса А.Б.,М.НП «КОНЦ ЕЭС, 2009 г.

61. Обзор развития российской и мировой энергетики за 2015г. Российское энергетическое агентство.

62. ОАО «СО ЕЭС России». Отчет о функционировании ЕЭС России в 2014г

63. ОАО «АТС» Годовой отчет ОАО «АТС»

64. Программа модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года, ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского», Москва 2011, стр. 138.

65. Политехнический словарь под. ред. А.Ю. Ишлинского, М., «Советская энциклопедия», 1989.

66. Справочник по функционально-стоимостному анализу. / Под редакцией М.Г. Карпунина, Б.И. Майданчика. М.: Финансы и статистика, 1998

67. Сайт ОАО «ЦФР». http://cfrenergo.ru/upload/iblock/b2c/monitoring-tsen-na-rre-dekabr-2015-g..pdf Мониторинг конечных цен на РРЭ за ноябрь 2014-2015гг. Форма 47А по данным ГП и ЭСК

68. Сайт АО «СО ЕЭС»: http://so-ups.ru/index.php?id=regime_calc.

69. Сайт Минэнерго России. http://minenergo.gov.ru/node/4436. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года

70. Сайт Минэнерго России. http://minenergo.gov.ru/node/4436 Итоги работы Минэнерго и основные результаты функционирования ТЭК в 2015г.

71. Сайт ПАО «Россети»..http://www.rosseti.m/about/company/

72. Сайт ГИС ТЭК. https://www.gis-tek.ru/(ограниченный доступ)

73. Сайт Deutsche bank https://www.db.com/company/index.htm .

74. Сайт ФГУ РЭА http://rosenergo.gov.ru/ (ограниченный доступ)

75. Электронный экономический словарь. URL:http://glossword.info/index.php/term/34-ekonomicheskiij-slovar-,56761-ekonomicheskaya-effektivnost-.xhtml

Приложение А Структура текущего баланса мощности ЕЭС России

(по оперативным данным АО"СО ЕЭС")) Максимум 2017 г. Минимум 2017 г.

(09.01.2017 при t=-17,9)0 (18.06.2017 при 1=+19,9)

Данные по системным авариям в ЕЭС России

_(по оперативным данным АО"СО ЕЭС")_

Причины Аварии

Применение на новых генераторах автоматических регуляторов возбуждения, не рассчитанных по своим параметрам на работу в ЕЭС России, На Сургутской ГРЭС-2 вышел из нормального режима работы генератор №7, что привело к синхронным качаниям всех генераторов (нарушению их нормальной работы и «раскачиванию» в целом станции на величину более 900 МВт, а затем и всей Тюменской энергосистемы по отношении к ЕЭС России). При данной аварии было отключено более 1500 МВт генерации, а ее последствия в виде опасных синхронных колебаний энергосистемы наблюдались в противоположной части ЕЭС России - в ОЭС Северо-Запада.

Алгоритмы системы регулирования, разработанные Siemens и приемлемые для энергосистем ENTSO-E, неработоспособны при параметрах режима в Калининградской энергосистеме Аварии в Калининградской энергосистеме в августе 2011, 2012 и 2013 годов, произошедшие по причине некорректной работы системы регулирования газовых турбин, входящих в состав парогазовых установок Калининградской ТЭЦ-2. Следствием указанных аварий явилось отключение всего генерирующего оборудования в энергосистеме и всех потребителей Калининградской области. При этом в ЕЭС России в настоящее время работает более 30 газовых турбин производства Siemens AG с системой регулирования, аналогичной установленной на Калининградской ТЭЦ-2.

Установка основного оборудования, характеристики которого несовместимы с параметрами режимов работы отечественной энергосистемы 04.11.2014 в результате аварийного отключения оборудования произошло отделение от ЕЭС России части ОЭС Юга с дефицитом мощности. Объем нагрузки потребителей, отключенной при указанной аварии по причине снижения частоты электрического тока, был больше необходимого на 450 МВт из-за дополнительного отключения ПГУ Невинномысской ГРЭС действием технологической защиты, настройка и логика действия которой, установлены производителем (Siemens). В соответствии с решением производителя генерирующего оборудования его отключение производится незамедлительно при достижении частоты электрического тока значения 48 Гц, являющегося допустимым в ЕЭС России (нижнее значение допустимого диапазона частоты, при котором возможно незамедлительное отключение генерирующего оборудования в ЕЭС России, равен 46 Гц).

Неправильная/ не скоординированная работа локальной и системной противоаварийной автоматики ОЭС Юга, 28.07.2017 из-за перекрытия на негабаритную технику и некорректной работы устройств РЗА произошло автоматическое отключение ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная и ВЛ 500 кВ Кубанская -Тихорецк. Работой противоаварийной автоматики произошло отключение 4 КВЛ 220 кВ Энергомоста и полное выделение на изолированную работу от ЕЭС России всей энергосистемы Республики Крым и Севастополя ОЭС Востока, 01.08.2017 в результате отключения ВЛ 220 кВ Хабаровская - Волочаевка/т и неправильной работы РЗ на ПС 220 РЦ, произошло разделение ОЭС Востока на две изолированно работающие

Ошибки персонала ОЭС Сибири, 29.05.2017 в результате ошибочных действий оперативного персонала на ПС 500 кВ Означенное произошло отключение 4 ВЛ 220 кВ, прекращено электроснабжение части Саяногор-ского и Хакасского алюминиевых заводов

Индикаторы выполнения Стратегии развития энергетики

(Основные результаты функционирования объектов электроэнергетики в 2015 году [59].)

№ Индикаторы Этапы реализации* 1-й этап 2-й этап

Индикаторы реализации (базовый год - 2015 г.)**

12. Минимальное снижение удельных расходов топлива на отпуск электрической энергии (в процентах к базовому уровню, исходно 323 г у. т./кВтч) 2 13

13. Минимальное снижение удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии с коллекторов на источниках комбинированного производства электрической и тепловой энергии с установленной мощностью 25 МВт и более (в процентах к базовому уровню, исходно 165,7 кг у.т./Гкал) 5

14. Минимальное снижение удельных расходов газа на собственные нужды отрасли (в процентах к базовому уровню, исходно 6,3%) 4 21

15. Потери электроэнергии в электрических сетях от общего объема отпуска электроэнергии (в процентах на конец этапа, исходно - 11,1%) 8,8

16. Минимальное снижение среднего износа основных производственных фондов (в процентах к базовому уровню) 7 25

17. Минимальная доля отечественной продукции в закупках предприятий ТЭК (в процентах на конец этапа, исходно - 20%) 60 85

18. Минимальная доля затрат на технологические инновации в общем объеме затрат на производство (в процентах на конец этапа, исходно 1%) 1,5 3

19. Минимальная доля затрат на подготовку и обучение персонала в общем объеме затрат на технологические инновации (в процентах на конец этапа, исходно 0,2%) 0,4 1,0

20. Минимальное снижение удельных показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, сброса загрязненных сточных вод в водоемы, образования отходов предприятиями энергетического сектора (в процентах к базовому уровню, исходно 1,7 т/т у. т) 25 50

Итоговые индикаторы***

1. Удельная энергоемкость валового внутреннего продукта от базового уровня (в процентах, исходно 0,48 кг у.т./долл.) 94 63

2. Удельная электроемкость валового внутреннего продукта от базового уровня (в процентах, исходно 0,50 кВтч/долл.) 94 72

3. Уровень эмиссии парниковых газов (в процентах к 1990 году, исходно 67% от уровня 1990 года) <71 <75

*Этапы реализации: 1-й этап - ориентировочно до 2020 года (с возможной пролонгацией до 2022 года), 2-й этап - ориентировочно с 2021 по 2035 год.

**Целевые (output) индикаторы - определяют состояние, которое должно быть получено непосредственно в результате реализации предусмотренных в Стратегии мер и решения поставленных задач решения. Значения в скобках даны для базового, 2014 года.

***Итоговые (outcome) индикаторы - определяют вероятное изменение состояния не только в результате реализации предусмотренных мер и решения задач, но и вследствие действия более широкого ряда факторов (макроэкономических, конъюнктурных, внешнеполитических и т.д.). Показатели удельной энергоемкости и электроемкости являются входными параметрами при расчете прогнозного ТЭБ.

Приложение Г Группы основного генерирующего оборудования

_(классификация единиц оборудования по виду и типу оборудования)_

Класс оборудования: Турбины паровые_

Подкласс оборудования: Турбины конденсационные_

Подкласс оборудования: Турбины теплофикационные с производственным отбором пара_

Подкласс оборудования: Турбины теплофикационные с отопительным отбором пара_

Подкласс оборудования: Турбины теплофикационные с производственным и отопительными

отборами пара_

Подкласс оборудования: Турбины теплофикационные с противодавлением, без регулируемого

отбора пара_

Подкласс оборудования: Турбины теплофикационные с противодавлением и производственным

отбором пара_

Подкласс оборудования: Турбины теплофикационные с противодавлением и с отопительным

отбором пара_

Подкласс оборудования: Турбины конденсационные с отпуском тепла на теплофикацию_

Класс оборудования: Турбины газовые_

Подкласс оборудования: Блочно-модульные установки ПГУ_

Подкласс оборудования: Блочно-модульные установки ГТУ_

Подкласс оборудования: Турбины парогазовые одновальные_

Подкласс оборудования: Турбины парогазовые двухвальные_

Подкласс оборудования: Газотурбинные установки_

Класс оборудования: Турбины гидравлические_

Подкласс оборудования: Гидравлическая турбина поворотно-лопастная_

Подкласс оборудования: Гидротурбина радиально-осевая_

Подкласс оборудования: Гидравлическая турбина ковшовая_

Подкласс оборудования: Гидравлическая турбина поворотно-лопастная диагональная_

Подкласс оборудования: Гидравлическая турбина пропеллерная_

Класс оборудования: Котлы паровые энергетические_

Подкласс оборудования: Котлы прямоточные_

Подкласс оборудования: Котлы прямоточные с промежуточным перегревом пара_

Подкласс оборудования: Котлы с комбинированной циркуляцией и промежуточным перегревом

пара_

Подкласс оборудования: Котлы с принудительной циркуляцией_

Подкласс оборудования: Котлы с естественной циркуляцией_

Подкласс оборудования: Котлы с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом пара

Подкласс оборудования: Котлы с принудительной циркуляцией и промежуточным перегревом

пара_

Подкласс оборудования: Котлы с комбинированной циркуляцией_

Класс оборудования: Котлы утилизаторы энергетические_

Подкласс оборудования: Котлы утилизаторы с принудительной циркуляцией_

Подкласс оборудования: Котлы утилизаторы с принудительной циркуляцией и промежуточным

перегревом пара_

Подкласс оборудования: Котлы утилизаторы с естественной циркуляцией_

Подкласс оборудования: Котлы утилизаторы с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом пара_

Подкласс оборудования: Котлы утилизаторы прямоточные_

Подкласс оборудования: Котлы утилизаторы прямоточные с промежуточным перегревом пара

Расчет индекса технического состояния единицы основного технологического оборудования*

1. Расчет индекса технического состояния единицы основного технологического оборудования (ИТС) осуществляется по формуле (1):

ИТСУ = X (КВУ1 х ИТСУi) 1

где:

KByi - значение весового коэффициента для i-го функционального узла или обобщенного узла в соответствии с приложением № 8 к настоящей методике;

KTCyi - индекс технического состояния i-го функционального узла или обобщенного узла, рассчитанный по формуле (2)

ИТСУ]i = 100 X X (KBi X ОГП1) / 4, 2.

где Orni- балльная оценка i-ой группы параметров технического состояния, определенная экспертным путем. Для расчетов определено 668 функциональных узлов, для которых определены индивидуальные оценки параметров.

B случае наличия у единицы основного технологического оборудования нескольких функциональных узлов одного вида для расчета индекса технического состояния такой единицы основного технологического оборудования используется минимальный индекс технического состояния среди таких функциональных узлов. При этом особенности расчета индекса технического состояния ЛЭП определены в пункте 2 настоящего приложения.

Расчет индекса технического состояния ЛЭП осуществляется в соответствии с пунктом 1 настоящей методики, если количество функциональных узлов («Опора» и «Пролет»)

* Грабчак Е.П. Оценка технического состояния энергетического оборудования в условиях цифровой экономики. // Надежность и безопасность энергетики. 2017. - №4(10).

ЛЭП рассчитанным в соответствии с п.1 настоящего приложения, не превышающим значение «50», менее 15 процентов от общего числа таких функциональных узлов.

В случае если количество функциональных узлов («Опора» и «Пролет») ЛЭП с рассчитанным в соответствии с пунктам 1 настоящего приложения индексом технического состояния, не превышающим значение «50», равно или более 15 процентов от общего числа таких функциональных узлов, то расчет индекса технического состояния такой ЛЭП осуществляется по формуле (3): ИТСУ = X (ИТСУi) х КУ (3) где:

КУ - количество функциональных узлов ЛЭП с рассчитанным в соответствии с пунктом 1 настоящего приложения индексом технического состояния, не превышающим значение «50»;

ИТСУi - индекс технического состояния ьго функционального узла ЛЭП с рассчитанным в соответствии с пунктом 1 настоящего приложения индексом технического состояния, не превышающим значение «50».

3. Расчет индекса технического состояния газовой турбины осуществляется по формуле (4):

ИТСгт= (Туст- Тнэ)/ Туст (4)

где:

Туст - назначенный ресурс единицы оборудования; Тнэ - наработка единицы оборудования со дня ввода в эксплуатацию. Ресурс (в часах или эквивалентных часах) определяется согласно документации организации-изготовителя либо нормативной и технической документации.

3. Индекс технического состояния группы основного технологического оборудования, объединенного в одну технологическую цепочку, определяется минимальным индексом технического состояния единицы технологического оборудования, входящего в такую цепочку.

Приложения Е

Расчет весовых коэффициентов для функциональных узлов трансформатора методом Т. Саати

Для трансформатора выделены следующие функциональные узлы (сокращения приведены для таблиц В1, В2):

-общее состояние (ОС);

- изоляционная система (ИС);

- магнитная система (МС);

- обмотки трансформатора (ОТ);

- высоковольтные вводы (ВВ);

- система регулирования напряжения (СРН).

В таблице В1 представлен пример формирования матрицы сравнения значений степени важности при парном сравнении функциональных узлов силового маслонаполненного трансформатора.

Таблица В1 - Матрица сравнения

Функциональные узлы ОС ИС МС ОТ ВВ СРН

ОС 1 1/7 1/3 1/3 1/5 1

ИС 7 1 5 5 3 7

МС 3 1/5 1 1 1/3 3

ОТ 3 1/5 1 1 1/3 3

ВВ 5 1/3 3 3 1 5

СРН) 1 1/7 1/3 1/3 1/5 1

Результаты нормирования функциональных узлов приведены в таблице В2.

и расчета весовых силового маслонаполненного

коэффициентов для трансформатора

Таблица В2 - Результаты нормирования

Функционал ьные узлы ОС ИС МС ОТ ВВ СРН

ОС 0,050 0,071 0,031 0,031 0,039 0,050

ИС 0,350 0,495 0,469 0,469 0,592 0,350

МС 0,150 0,099 0,094 0,094 0,066 0,150

ОТ 0,150 0,099 0,094 0,094 0,066 0,150

ВВ 0,250 0,165 0,281 0,281 0,198 0,250

СРН 0,050 0,071 0,031 0,031 0,039 0,050

=>

Весовой коэффициент

0,045

0,453

0,109 0,109 0,238 0,046

Результаты расчета показателей объектов электроэнергетики (по

технико-экономической эффективности

оперативным данным Минэнерго России)

Показатель 1.

Динамика количества закрытых центров питания

Показатель 2. Эффективность реализуемых мероприятий и связанных с ними затрат на поддержание технического состояния

Показатель 3. Эффективность реализуемых мероприятий и связанных с ними затрат на строительство, реконструкцию и вывод из эксплуатации объектов капитального строительства в электроэнергетике

Показатель 4.

Эффективность мероприятий по снижению потерь

Показатель 5.

Эффективность мероприятий по снижению затрат на техническое обслуживание и ремонт

№ п/п

э

ке ъ

б у

о

в о

онтр

ц

О

До

о

С

ц

О

ч гр е ре

пн

сэ е эо б ор

о тр я тк

ляо кеэл

До э

а к о

одп

ц

о

До

о

с

ц

о

о н

о

о

с

й а о

8 § ^

^ ж к

^ ^ ^

а о^ ч

с. в т

а 8 'а

2 ^ ^

1 & §

§ *

® «о и °

§ ч

§ ¡^

а " ^ «

-0,43

к | §

» ®

Л О

а ®

л ^

к ~

§ I § I

0,00 %

0,025

§ Е

»а

§ Й я Р

а

а §

а а

«о о

о

в 5

» а.

& 2

а и

О §

к ''О к о

<и н §

2 ¡ц

^

а /т-1

а

о о

а

§

&

о о о

88,95 %

109,76 %

о

с «

а

т

№ а а с

о &

5,41 %

ь &

е т о

с

2 а я

7,81

н/д

е

■е ■е

о №

а к о

и

со

н/д

I ъ

л

с

2,00

а

я я ч а е т к

а &

а

и «

я

ь

л е т

я

о

л

лоП

2 р §

т

е ^

о »о

3,07 %

0,000

О й & «

в Й 2 «

5 £

§ о Р И Я в

з а а

и я

к

^

е

я я

и

е т

■в 'В

Н Я

и 03

0 н я а

в ;Я Я

кз

1 В

■е

о №

а к о

и

со

й ,0

в Ю

§ II

со 3

й а §

50,00 %

105,96 %

I §

а I

-а ¡5

а 53

5 а

§ ®

О &

С. о

| а

? а

® I 3

£ 1 §

I I ^

* I I

1

§ I ц

а й ^

¡5 I 3

N ГУ 50

а Л. о

а ^ ?

к ^ л §

§ з

й а

а к