На тему «Повышение эффективности управления
advertisement
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «ВЫСШАЯ ШКОЛА ЭКОНОМИКИ» ИНСТИТУТ МЕНЕДЖМЕНТА ИННОВАЦИЙ Кафедра менеджмента инноваций ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА На тему «Повышение эффективности управления производственными активами в генерирующих компаниях» Студент группы № 2-2012 Николай Анатольевич Горячев Руководитель ВКР Кандидат экономических наук Евгений Алексеевич Савелёнок Москва 2015 СОДЕРЖАНИЕ СОДЕРЖАНИЕ .................................................................................................. 2 ВВЕДЕНИЕ ......................................................................................................... 4 1 МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ФОРМИРОВАНИЮ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ .......................................................................... 8 1.1 Основные понятия и подходы к управлению активам ............. 8 1.2 Современные условия для внедрения систем управления активами в России............................................................................................ 12 1.3 Эволюция развития технического обслуживания активов энергокомпаний ............................................................................. 15 1.4 Модели и методы оценки надежности активов энергокомпаний 23 1.5 RCM - система технического обслуживания , ориентированная на надежность ...................................................................................... 32 2 КОНЦЕПЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ – НОВАЯ МОДЕЛЬ ВЕДЕНИЯ БИЗНЕСА...................................................................................... 42 2.1 Основные задачи и этапы развития и внедрения систем управления активами.................................................................... 42 2.2 Концепция оптимизации портфеля инвестиций ...................... 48 2.3 Методология CBM - Техническое обслуживание и ремонты (ТОиР) оборудования по состоянию (Condition-Based Maintenance) ... 52 2.4 Методология RBI - Инспектирование оборудования с учетом факторов риска, (Risk Based Inspection) ..................................... 52 2.5 Методология OEE - Общая эффективность использования оборудования (Overall Equipment Effectiveness) ....................... 54 2.6 Методы оценки экономической эффективности в рамках управления активами.................................................................... 55 2.7 Методология LCC (life cycle cost) ................................................ 57 Современные практики управления активами .................................. 61 НОРМАТИВНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ ........................................................................ 64 Краткий обзор нормативной базы России ........................................... 64 Нормативно-правовая база электроэнергетики России .................... 67 Международные и национальные стандарты по управлению активами ........................................................................................................... 68 2 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................ 70 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .............................................................................. 73 3 ВВЕДЕНИЕ В отчете представлен научно-методический аппарат управления активами, основные модели построения и информационно-аналитического обеспечения систем управления активами. Реструктуризация и реформирование энергетических отраслей различных стран, начавшиеся в 80-е годы прошлого столетия и продолжающиеся в настоящее время, ставят множество принципиально новых вопросов и задач, требующих глубокого изучения, анализа и разработок. Один из них – это поиск оптимального механизма управления основным капиталом энергетических компаний, обеспечивающего надежность энергоснабжения экономики страны и реализацию экономических интересов всех участников процесса – собственников, потребителей, регулирующих органов и др. Необходимость поиска новой системы управления основным капиталом была обусловлена следующим [9]: 1. Серьезные изменения в организации деятельности энергетических отраслей в последние 15-20 лет в различных странах (такие как процессы децентрализации, приватизации и акционирования, дерегулирования и другие) стали формировать новые требования к показателям эффективности использования и отдачи активов. Следует отметить, что рыночный характер преобразований отрасли и ее специфика нашли свое отражение в наличии противоречий между различными бизнес-целями деятельности компаний: минимизация затрат при высоком уровне удовлетворения потребителей и обеспечении надежности в условиях ограниченных ресурсов. 2. Массовый физический износ основного капитала. Большая часть основного капитала энергетических компаний в большинстве стран создавалась в 50-70 годы прошлого века в период бурного промышленного роста и до настоящего времени требовала средств только на техническую эксплуатацию и ремонт. Последнее десятилетие характеризуется резким ростом доли основного капитала, подлежащего 4 замене в связи с физическим износом, что в условиях ограниченных ресурсов и регулирования тарифообразования достаточно проблематично. 3. Практически во всех странах в энергетике с целью поддержания высокого уровня надежности существовал высокий уровень резерва мощностей, содержание которого в условиях централизации управления отраслью относилось на итоговый тариф и не подвергалось сомнению. В настоящее время проблема обеспечения надежности и минимизации рисков также актуальна, однако, по-другому встает вопрос о финансировании содержания резерва – в условиях рынка это требует четкой оценки соотношения затрат/риска при определении размера резерва и условий его предоставления и содержания. В прежних условиях работы отрасли, как в России, так и за рубежом, основной механизм управления основным капиталом энергетических предприятий сводился к обеспечению надежности энергоснабжения потребителей при соблюдении установленных показателей эффективности использования основного капитала на основе системы планово-предупредительного обслуживания. С технической точки зрения существовавшие системы обслуживания основного капитала удовлетворяли всем требованиям того периода, однако новые условия привели к задаче оптимизации (снижения) издержек и наложили необходимость учета интересов инвесторов, собственников, потребителей и регуляторов. Все это обусловило потребность в разработке новой системы организации технического обслуживания основного капитала, которая позволила бы сбалансировать все задачи и требования, появившиеся в этой сфере. Результатом поисков стала система управления активами – Asset Management System. Данное направление получило широкое развитие за рубежом в последние 5-7 лет, в первую очередь в США и Великобритании, где крупные компании внедряют системы управления активами в свою деятельность. Следует отметить, что под активами в этом случае понимается оборудование, механизмы, имущество, здания, транспортные средства и другие объекты и связанные с ними системы, 5 выполняющие различимую и количественно определяемую производственную функцию или услугу. Институт стандартов Великобритании British Standards Institute (BSI) дает следующее определение: управление активами (Asset Management) - это систематическая и скоординированная деятельность организации, нацеленная на оптимальное управление активами и режимами их работы, рисками и расходами на протяжении всего жизненного цикла для достижения и выполнения стратегических планов организации. Другими словами, решение в рамках управления активами можно выразить, как оптимизацию соотношения "затраты/риск/производительность". Из этого следует, что оптимизированное, интегрированное управление активами наилучшим образом реализуется при оптимальном сочетании функций технического обслуживания и ремонта (далее – ТОиР) и использования активов - определение оптимального уровня обслуживания гарантирует наименьшую стоимость владения активами. Однако управление активами не сводится исключительно к управлению ТОиР. Процессы управления активами гораздо шире и, как показано ниже, охватывают практически все сферы деятельности капиталоемкой компании. Система управления активами нацелена на построение единого набора решений для управления всеми группами активов: производством, службами, транспортным парком, информационными технологиями и т. д. Управление активами начинается с принятия стратегических решений и планирования приобретения активов, продолжается с их приобретением и внедрением на протяжении всего срока службы и заканчивается изъятием активов из обращения. Методологии управления активами является следующей ступенью эволюции систем технического обслуживания – «техническое обслуживание по состоянию – техническое обслуживание по времени – техническое обслуживание по уровню надежности». Основной принцип модели управления активами: 6 - нахождение оптимального баланса между затратами, риском, надежностью и конечными результатами деятельности компании; Модели управления активами, предлагаемые ведущими консалтинговыми компаниями США и Европы, основаны на функциональном или процессном представлении организации деятельности компании [8]. 7 1 МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ФОРМИРОВАНИЮ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ 1.1 Основные понятия и подходы к управлению активам В условиях рынка содержание активов, не участвующих в генерировании доходов, отрицательно сказывается на показателях рыночной деятельности компании, поэтому принятие решений по управлению активами предполагает получение максимальной отдачи (в соответствии с принятыми в компании стратегическими ключевыми показателями эффективности) от всех альтернативных вариантов вложений инвестиционных ресурсов в различные виды активов. Теория управления активами предлагает следующий подход. В соответствии со своей стратегии компания выбирает альтернативные варианты развития, которые могут не относится к проблеме конкретного вида актива. Компания примет решение, которое будет распределять ресурсы, исходя из оптимальной стратегии для обслуживания всех активов в целях доведения до максимума доходности активов. При этом приоритеты в инвестировании могут быть проранжированы на основе вклада данного актива в генерирование дохода и его важности, как актива, обеспечивающего определенный уровень надежности. Таким образом, в данный момент средства на восстановление основного оборудования актива могут быть ограничены по минимуму разовых вложений или не направлены вообще, если степень его важности или его вклад в обеспечение надежности энергоснабжения в долгосрочном периоде будет ниже, чем у альтернативного варианта. В российской практике рассматриваемые вопросы всегда относились к области управления основным капиталом или основными фондами компании. В ходе развития рыночных отношений в отрасли меняются инструментарий и терминология, используемые в процессе принятия управленческих решений. В отечественную практику все больше внедряются западные определения, концепции и методологии, в которых выделяется такое направление как Asset Management – 8 управление активами. При этом объект управления – активы – не тождественен понятию активы, используемому в российской практике финансового менеджмента. Однако, термин «Asset Management – управление активами» в настоящее время широко используется зарубежными и отечественными компаниями для обозначения сфер деятельности компаний, связанных с использованием основного капитала. Поскольку в дальнейшем мы предполагаем пользоваться понятием управление активами, необходимо четко определить, что в данном контексте понимается под управлением активами, и что конкретно составляет сущность рассматриваемых активов. В международных стандартах финансовой отчетности активы (assets) трактуются как ресурсы, контролируемые хозяйствующими субъектами в результате событий, от которых он ожидает экономические выгоды в будущем. Заключенная в активах экономическая выгода представляет потенциал, который войдет прямо или косвенно в поток денежных средств компании. Потенциал может быть продуктивным, т.е. составлять часть операционной деятельности организации. В состав активов включают имущество и права. К имуществу относят различные предметы, имеющие хозяйственную ценность в силу своих физических свойств (деньги, товары, материалы, строения, машины и оборудование). В активах различают движимое и недвижимое имущество, паи и акции в других организациях (долгосрочные финансовые вложения), оборотные средства (текущие активы) или оборотный капитал. В экономической теории и хозяйственной практике, связанными с использованием активов, применяется более 100 терминов, характеризующих отдельные их виды. Среди них наиболее часто используются: 1. По форме функционирования активов: материальные, нематериальные и финансовые. Материальные активы (tangible assets) – имущественные ценности организации, имеющие материальную вещественную форму: основные средства, незавершенные капитальные вложения, оборудование, предназначенное к монтажу, 9 производственные запасы сырья и полуфабрикатов, запасы готовой продукции, предназначенные к реализации и прочие виды материальных активов. Нематериальные активы (intangible assets) – имущественные ценности организации, не имеющие вещественной формы, но принимающие участие в хозяйственной деятельности и генерирующие прибыль. К нематериальным активам могут быть отнесены права патентообладателей на изобретения, промышленный образец или полезную модель, исключительное авторское право на программы для ЭВМ и базы данных и т.д. Кроме того, в составе нематериальных активов учитывается также деловая репутация организации и организационные расходы. Финансовые активы (financial assets) – вложения средств банка, предприятия или частного лица в денежные средства, ссуды, ценные бумаги, валютные ценности и т.д. 2. По характеру участия активов в хозяйственном процессе с позиций особенностей их оборота: оборотные и внеоборотные. Оборотные активы (circulating (current) assets) – характеризуют совокупность имущественных ценностей организации, обслуживающих текущую производственно-коммерческую деятельность и полностью потребляемых в течение одного операционного цикла. В составе оборотных активов организации различают производственные запасы сырья и полуфабрикатов, запасы готовой продукции, предназначенной к реализации, дебиторскую задолженность, денежные активы, краткосрочные финансовые вложения и расходы будущих периодов. Внеоборотные активы (outcirculating assets) – характеризуют совокупность имущественных ценностей организации, многократно участвующих в процессе отдельных циклов хозяйственной деятельности и переносящих на продукцию использованную стоимость частями. В состав внеоборотных активов организации входят основные средства, нематериальные активы, незавершенные капитальные вложения, оборудование, предназначенное к монтажу, долгосрочные финансовые вложения и другие внеоборотные активы. 10 3. По характеру участия активов в различных видах деятельности организации: операционные и инвестиционные. Операционные активы (operating assets) – совокупность имущественных ценностей, непосредственно используемых в производственно-коммерческой (операционной) деятельности организации с целью получения операционной прибыли: производственные основные средства, нематериальные активы, обслуживающие операционный процесс, оборотные активы (вся их совокупность за минусом краткосрочных финансовых вложений). Инвестиционные активы (investment assets) – характеризуют совокупность имущественных ценностей организации, связанных с осуществлением ее инвестиционной деятельности. Включают: незавершенные капиталовложения, оборудование, предназначенное к монтажу, долгосрочные и краткосрочные финансовые вложения. Ни одна из данных классификаций не отражает сущность и состав активов, рассматриваемых зарубежными учеными в системах управления активами. В международной практике под активами понимается оборудование, механизмы, имущество, здания, транспортные средства и другие объекты и связанные с ними системы, выполняющие различимую и количественно определяемую производственную функцию или услугу. Для выделения этой части активов из общей совокупности активов компании в последние годы появился термин физические активы [7]. В настоящее время существуют разные точки зрения об их сущности. С одной стороны, физические активы отождествляются с основными фондами (здания, сооружения, машины и прочие). С другой стороны – как синоним материальных активов (к ним относят все осязаемые составляющие, находящиеся на балансе компании - как основные, так и оборотные средства). Такая разница в трактовке зачастую приводит к взаимному непониманию и излишним сложностям, тем более в российской литературе прямое определение физических активов отсутствует. 11 В настоящее время предлагается, по аналогии с использовавшейся в свое время категорией «активная часть производственных фондов», включать в состав физических активов только те объекты, которые: имеют вещественную форму; характеризуются длительным сроком службы, масштабной стоимостью создания; непосредственно участвуют в процессе производства (осуществления предприятием основной профильной деятельности). Проведенный анализ говорит о целесообразности рассмотрения в качестве объекта систем управления активами, физических активов. При этом, под физическими активами следует понимать сочетание активов, составляющих основной капитал и оборотные средства (за исключением финансовых вложений и денежных средств), выполняющие различимую и количественно определяемую производственную генерирующих функцию или энергокомпаний к услугу. При физическим рассмотрении активам деятельности относятся активы, обеспечивающие выполнение основной производственной функции компании – генерацию электро- и теплоэнергии потребителям. 1.2 Современные условия для внедрения систем управления активами в России. Система технико-экономического нормирования, существовавшая ранее, существенно устарела и требует переработки. Работы в этом направлении сейчас ведутся рядом научно-исследовательских и проектных организаций энергетики. Однако, даже обновленной и сбалансированной системы в новых условиях будет недостаточно. Она сможет заполнить лишь нормативный технико-экономический вакуум, но при этом вопросы экономической и финансовой эффективности управления энергетическими компаниями останутся нерешенными [5]. Новые условия работы энергетических компаний сопряжены с целой системой рыночных, экономических, финансовых, политических и других рисков, которые 12 обусловлены специфическими особенностями отрасли. Для электроэнергетики - это совпадение во времени процесса производства и потребления продукции, наличие государственного регулирования и естественно-монопольного статуса секторов передачи и распределения энергии. Следует отметить, что раньше основные риски деятельности энергетических предприятий были связаны с возможными технологическими сбоями, в то время, как экономические и финансовые условия деятельности энергетических предприятий были достаточно стабильные. Сегодня, в условиях возрастающей конкуренции, встает вопрос о создании новых подходов к принятию управленческих решений, которые способны обеспечивать гибкую работу энергетических предприятий. Новые условия деятельности требуют построения системы управления энергетическими компаниями, которая позволит не только оценивать и учитывать различные виды рисков в своей деятельности, но и позволит управлять ими с целью повышения эффективности Управление указанными своей экономической и финансовой деятельности. рисками представляет проблему для владельцев генерирующих активов и инвесторов, владельцев и операторов электропередач и участников рынка. Те компании, которые найдут наилучший способ управления сбалансированной системой рисков, смогут получить максимальную отдачу от существующих активов. Необходимо отметить, что одной из главных особенностей энергетики является высокий уровень фондоемкости отрасли, связанный со специфическим характером процесса производства, передачи и распределения электрической энергии. Всегда энергетика была отраслью с очень низкими показателями использования основного капитала. При этом низкая эффективность была платой за высокий уровень надежности энергоснабжения. Исходными пунктами построения системы техникоэкономического нормирования на предприятии являлись надежность энергоснабжения потребителей и система планово-предупредительных ремонтов всего оборудования, которая обеспечивала высокий уровень надежности [10]. 13 В условиях конкурентного рынка вопросы эффективного использования основного капитала или, как принято в западной практике, активов энергетических компаний, выходят вперед. При этом задача обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей остается. Дополнительной проблемой, усложняющей решение этого вопроса, является ограниченный размер инвестиционных ресурсов в отрасли. Большая часть инвестиционных программ осуществляется сейчас в основном за счет собственных средств энергетических компаний – амортизационного фонда и заложенной в тариф инвестиционной составляющей. Таким образом, перед энергетическими компаниями стоит задача создания такой системы управления, которая позволила бы менеджменту энергетических компаний довести до максимума использование их активов (повышение ценности активов компании) при достижении сбалансированного риска. Следует отметить, что проблема не является специфической для российской электроэнергетики. Западные энергетические компании столкнулись с ней раньше, так как процессы дерегулирования реструктуризации имеют там более длительную историю. Западные компании, длительное время находившиеся альтернативного технико-экономическому нормированию и в поиске планированию варианта, остановились на адаптации теории управления активами (является одной из ключевых теорий финансового менеджмента) к реалиям энергетических компаний. Действительно, теория управления активами рассматривает управление различными видами активов предприятия с позиций реализации основной цели деятельности предприятий в рыночной среде – повышения ценности компании, которая может иметь различные модификации (максимизация прибыли, обеспечение финансового равновесия компании в процессе ее развития и максимизация рыночной стоимости предприятия). Основной капитал является одним из основных видов активов, который для энергетических предприятий, в силу их высокой фондоемкости, определяет уровень доходности компании в целом. 14 Достижение высокого уровня доходности невозможно без грамотной системы управления издержками, направленной на их оптимальное снижение. При этом снижение издержек не должно вызывать снижения надежности энергоснабжения потребителей. Это требует достижения сбалансированности рисков и доходности. Более того, в условиях рынка компания не может просто выполнять те или иные нормативы, вся ее деятельность должна быть направлена на реализацию стратегии. Связать воедино все эти задачи - задача вновь формируемой системы управления активами энергетических предприятий. Эффективное управление активами решает целый стратегического развития предприятия результаты всей его текущей и обеспечивает комплекс проблем высокие конечные хозяйственной деятельности. Изначально теория управления активами рассматривалась, как одно из важнейших стратегических направлений финансового менеджмента на предприятии. Однако, в настоящее время, точка зрения на управление активами и его место и роль в развитии и управлении предприятием существенно меняется. В последние годы управление активами, как одна из финансовых подсистем управления предприятием, превратилось в ведущую, в некоторых случаях, - в определяющую, модель ведения бизнеса. 1.3 Эволюция развития технического обслуживания активов энергокомпаний Вопросы совершенствования управления активами энергетических компаний своими корнями уходят в эволюцию организации технического обслуживания и ремонта оборудования. С точки зрения развития технического обслуживания в целом, в начале цепочки стоит система технического обслуживания по состоянию (рис.1). Здесь выделялось две категории технического обслуживания – аварийное и текущее техническое обслуживание. Аварийное техническое обслуживание осуществлялось после возникновения аварии, а текущее техническое обслуживание 15 – в том случае, если в ходе осмотров или работы оборудования выявлялись те или иные проблемы в его состоянии. Это самая дешевая система технического обслуживания, однако, уровень надежности работы оборудования наиболее низкий. В советское инфраструктурная время энергетика отрасль всегда народного рассматривалась хозяйства, как базовая обеспечивающая жизнедеятельность всей страны. Это требовало высокого уровня надежности работы отрасли, что, в первую очередь, обеспечивалось поддержанием постоянной готовности оборудования к несению нагрузки и наличием достаточного резерва. Для выполнения этих задач была внедрена система планово-предупредительного ремонта оборудования (ППР). Эта система подкреплялась широкой нормативной базой, полное финансирование ее функционирования относилось на себестоимость электрической энергии. В свое время ЕЭС СССР была признана одной из самых надежных в мире. При этом, следует отметить, что отрасль была полностью государственной. Использование системы ППР для энергетики очень привлекательно с точки зрения обеспечения надежности. Что касается уровня затрат на систему ППР – он самый высокий из всех существующих. 16 Техническое Техническое обслуживание по состоянию обслуживание по времени Техническое обслуживание, основанное на показателях надежности Условные обозначения Направление эволюции развития систем технического обслуживания Взаимосвязь и взаимозависимость систем технического обслуживания Рис.1. Эволюция развития систем технического обслуживания и их взаимосвязь Система ППР представляет собой комплекс работ, направленных на обеспечение надежной эксплуатации оборудования и доведение технико- экономических показателей до утвержденного уровня в плановые сроки. В последние годы многие энергетические компании в целях экономии средств отходят от системы ППР. Одной из наиболее распространенных систем ремонтного обслуживания в энергетике является проведение ремонтов, исходя из технического состояния оборудования. Эта система предусматривает периодические осмотры оборудования, диагностику его состояния, проведение тех или иных видов ремонтов по мере необходимости. В начале и середине 90-х годов проблема минимизации затрат превалировала, что объясняет переход (чаще частичный) на систему аварийного технического 17 обслуживания (самый дешевый, но ненадежный вариант) и систему управления основным капиталом по состоянию. Однако, это не означало полного отказа от системы ППР. В сложных экономических условиях 90-х годов предприятия решали проблемы, как могли. С началом серьезных организационных и экономических реформ в отрасли, результатом которых является формирование конкурентного рынка электроэнергии и мощности с соответствующей инфраструктурой, изменились подходы и требования к техническому обслуживанию: требования обеспечения высокого уровня надежности остались, но они были дополнены другим существенным требованием – обеспечением минимальных затрат на поддержание надежности. То есть встала задача поиска такой системы технического обслуживания, которая позволит обеспечить заданный уровень надежности при минимуме издержек. Поиском такой системы также занимались и ученые в других странах, имеющих схожие рыночные и технические условия. В зарубежных странах существует классификация систем технического обслуживания: они подразделяются на преактивную (запланированную) и реактивную (незапланированную) системы (рис.2). Реактивное техническое обслуживание: Преактивное техническое обслуживание: - техническое обслуживание по аварии - техническое обслуживание по времени - корректирующее техническое обслуживание - техническое обслуживание по текущему состоянию Техническое обслуживание, основанное на показателях Надежности (RCM) Рис.2. Классификация и взаимосвязь систем технического обслуживания за рубежом 18 Системы реактивного технического обслуживания (незапланированное техническое обслуживание) включают в себя следующие основные компоненты: 1. Техническое обслуживание по аварии включает мероприятия по техобслуживанию оборудования, проводимые после аварии, целью которых является повторный запуск оборудования. Например, согласно терминологии Reliability Balanced Scorecard (система сбалансированных показателей надежности) к этому виду технического обслуживания относятся мероприятия, общая продолжительность которых не превышает 72 часов [19]. 2. Корректирующее техническое обслуживание предусматривает мероприятия по техническому обслуживанию оборудования, проводящиеся в том случае, если в результате технического обслуживания по аварии не удалось восстановить функции оборудования (то есть это ремонт, требующий продолжительного времени). Системы преактивного технического обслуживания (запланированное техническое обслуживание) включают следующие компоненты: 3. Техническое обслуживание по времени представляет собой аналог российской системы ППР: мероприятия по техобслуживанию являются заранее запланированными на определенные календарные сроки. Их цель – снижение вероятности потенциальных функциональности. сбоев Мероприятия оборудования осуществляются и строго поддержание по срокам, его вне зависимости от состояния оборудования. 4. Техническое обслуживание по текущему состоянию предусматривает планирование мероприятий по техническому обслуживанию на определенные календарные сроки. Целью мероприятий является выявление симптомов, свидетельствующих о потенциальной опасности аварии (это могут быть инспекции, тестирования). Если симптомы выявлены, принимаются необходимые меры (чистка или замена узлов, ремонт). 19 5. Техническое обслуживание, целью которого является выявление ошибок и скрытых дефектов (Failure Finding) – разновидность технического обслуживания, состоящая в целенаправленном поиске скрытых сбоев и дефектов (то есть таких, наличие которых может быть, в силу особенностей конструкции, не замечено обслуживающим оборудование персоналом). Обычно для этого требуется останов (отключение) оборудования. 6. Особый случай – отказ от технического обслуживания (Run-To-Failure), его можно включить в преактивное техническое обслуживание, конкретно в техническое обслуживание по состоянию. Суть его состоит в следующем: если инспекция выявила отклонения от нормы, но авария единицы оборудования не приведет к серьезным последствиям в плане финансов и/или надежности (оборудование, важность которого не первостепенна), принимается решение «дать оборудованию доработать» до аварии, а потом – заменить или осуществить необходимый ремонт. То есть сам факт сбоя уже подразумевается, и никаких мер для его предотвращения не применяют. В течение последних 20 лет техническое обслуживание менялось в большей степени, чем другие аспекты деятельности компании. Изменения были вызваны значительным увеличением числа и разнообразия физических активов (заводы, оборудования и здания), которые должны были обслуживаться, и требовали при этом более комплексных проектов, новых технологий технического обслуживания и изменения взгляда на организацию технического обслуживания и возможности [21]. На рис.3 показано, как возрастали ожидания от технического обслуживания. 20 Третье поколение Более высокие возможности производства и надежности - Более серьезная безопасность Второе поколение - Лучшее качество продукции - Более высокие возможности - Нет опасности для окружающей производства среды Первое поколение - Более продолжительный - Более продолжительный жизненный - Ремонт при выходе из жизненный цикл цикл строя - Более низкие затраты - Более высокая эффективность затрат 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 Рис.3. Рост ожиданий от технического обслуживания Разработки последних лет вызвали рост новых концепций технического обслуживания и ремонта. На рис.4 показаны результаты изменения основных подходов и принципов построения систем технического обслуживания. Новые разработки включают: методы поддержки принятия решения, такие как изучение рисков, модель отказов, анализ воздействий и экспертные системы; новые технологии технического обслуживания, такие как мониторинг состояния; разработку оборудования с большим акцентом на надежность и ремонтопригодность; основной сдвиг в организационном мышлении на участие, рабочие команды и гибкость. 21 Первое поколение - Ремонт при выходе из строя 1940 Третье поколение - Мониторинг состояния - Разработки для надежности и Второе поколение технического обслуживания - График капитальных ремонтов - Изучение опасностей - Система для планирования и - Маленькие и быстрые компьютеры контроля работ - Анализ воздействий и потока отказов Большие и медленные - Экспертные системы компьютеры - Множественные возможности и командная работа 1950 1960 1970 1980 1990 2000 Рис. 4. Изменений технологий технического обслуживания Сегодня основная проблема, с которой сталкивается ремонтный персонал, состоит в том, чтобы не только изучить имеющиеся технологии, но и выбрать стоящую и подходящую для собственной организации. Если компания делает правильный выбор, то это дает возможность для улучшения производственных характеристик и одновременного снижения издержек технического обслуживания. При неправильном выборе вновь появившиеся проблемы только усугубят уже существующие. Ключевые проблемы современного менеджера по техническому обслуживанию можно систематизировать следующим образом: выбор наиболее подходящих технологий технического обслуживания, рассматривающих каждый вид процесса отказов для выполнения всех ожиданий владельцев активов, пользователей активов и общества в целом; форма наиболее эффективная с точки зрения затрат и продолжительности; наличие активной поддержки всех вовлеченных людей. Энергокомпании оказались перед вопросом – как достичь приемлемых для акционеров экономических показателей и в, то же время, добиться высокой надежности. Ответом стало применение принципа «золотой середины» и создание за рубежом концепции RCM (Reliability Centered Maintenance) – системы технического обслуживания, ориентированной на надежность. В ее рамках 22 уживаются все вышеупомянутые виды технического обслуживания – как реактивное, так и преактивное, по времени и по состоянию. Целью RCM является снижение эксплуатационных издержек оборудования при выполнении определенных нормативов надежности, которое достигается путем снижения доли технического обслуживания по аварии и повышения доли сравнительно дешевого технического обслуживания по состоянию в форме инспекций, осмотров и т.д [20]. 1.4 Модели и методы оценки надежности активов энергокомпаний Исследование надежности активов энергопредприятий возможно с помощью методов и моделей исследования надежности систем сложной структуры. При исследовании надежности таких систем наиболее важным моментом является установление необходимого соответствия между реальным объектом и его моделью (адекватность модели). Дадим теперь краткую классификацию моделей и методов теории надежности. Можно выделить два класса моделей: 1. статические модели, в которых состояние системы зависит от набора работоспособных и неработоспособных элементов в момент времени t; 2. динамические, когда происходящие события, отказы рассматриваются как процессы, изменяющиеся во времени. Статические модели не позволяют учитывать изменения в характеристиках, процессах в зависимости от уже происшедших событий, отказов (напр., изменение степени нагруженности резерва при отказе основного элемента), а также различные временные условия возникновения событий (напр., последовательность появления отказов). В этих моделях имеются ограничения и по определению некоторых показателей надежности. Принципиально подлежат вычислению лишь так называемые дифференциальные показатели, т. е. показатели, определяемые в момент времени t, а не на интервале (0, t). Например, такой основной показатель надежности, как вероятность безотказной работы системы (вероятность безаварийной работы) на интервале (0, t), для резервированной системы с 23 восстановлением отказавшего оборудования в работоспособных состояниях системы, не может быть найден в рамках статических моделей. К данному классу моделей относятся следующие методы теории надежности. Метод, использующий основные формулы теории вероятностей (вероятность суммы, произведения событий, формула полной вероятности) и комбинаторики; применяется главным образом для последовательно-параллельных, параллельнопоследовательных структурных надежностных схем и схем m из n. [12]. Имеются серьезные ограничения для применения к системам с восстановлением (вычисляется в основном только коэффициент готовности при отсутствии каких-либо зависимостей). Методы, основанные на записи логических условий, интересующих исследователя функций через состояния элементов системы с последующим применением теории алгебры логики, развиваются в нескольких направлениях – в зависимости от способа формализации постановки задачи, первичного описания модели и используемого в дальнейших преобразованиях аппарата. Наиболее развиты и известны так называемые логико-вероятностные методы, базирующиеся на бинарной алгебре логики, с непосредственной записью по изображаемой блоксхеме (структурному графу системы, сети связи, схеме функциональной целостности) логической функции работоспособности (отказа) системы. Другие методы данной группы – это метод деревьев отказов. Наибольшее распространение этот метод нашел в задачах исследования безопасности, но за рубежом для этих целей используют весьма серьезно развитые версии деревьев отказов с множеством логико-динамических операторов. Так, основной подход к вероятностному анализу безопасности атомных станций по документам, требованиям МАГАТЭ (Международного Агентства по Атомной Энергетике, IAЕA) основывается на методологии деревьев отказов. Указанные программные комплексы разрешены (МАГАТЭ) к применению и такие фирмы как SIMENS, BEILY, IBB используют эти разработки. Классические деревья полностью повторяют блок-схемы (в основном последовательно-параллельные, параллельно-последовательные) надежности только 24 с нагруженным состоянием всех элементов и классические логико-вероятностные методы полностью покрывают такие деревья отказов. Таким образом, статические модели позволяют отразить лишь способы нагруженного резервирования. Другой класс моделей надежности – динамические. Они позволяют отразить в модели и учесть все изменения процессов отказов элементов во времени, любые временные условия на осуществление каких-либо событий. При этом, существенно усложняется привлекаемый математический аппарат и растет размерность модели. Вычислять с помощью данных моделей можно любые интересующие исследователя показатели надежности, безопасности, эффективности. Главный привлекаемый аппарат – вероятностные случайные процессы. Наиболее развиты и известны здесь следующие методы: моделирование систем марковскими процессами; методы теории восстановления, полумарковских и регенерирующих процессов (в основном применяются асимптотические результаты либо для системы в целом, либо для отдельных резервированных звеньев); статистическое имитационное моделирование (Монте-Карло). В настоящее время для анализа надежности, безопасности, технической эффективности можно рекомендовать совместное использование нескольких методов. Это позволяет учитывать самые разнообразные особенности, условия отказов, функционирования, восстановления, эффективно преодолевать «проклятие размерности». логико-вероятностные методы, марковское моделирование, статистическое моделирование Монте-Карло. В методологии применения методов надежностного анализа можно выделить три этапа: 7. Этап структурно-функционального анализа, в результате применения которого исследователем формируется первичное описание модели взаимосвязей и надежностного «поведения» системы. Таким описанием могут быть блок-схемы 25 надежности, граф связей, схемы функциональной целостности, деревья отказов, граф состояний и переходов, логическое аналитическое описание. 8. Этап формирования, получения аналитического описания. Для логико- вероятностных методов, деревьев отказа, блок-схем и др. таким описанием являются логические функции в виде минимальных путей функционирования, минимальных сечений отказа, скобочных форм логического описания. Для марковских моделей – запись систем дифференциальных, алгебраических уравнений. Статистическое моделирование может не содержать данный этап, если на этапе 1 сразу формируется система логических и логико-динамических описаний. 9. Этап получения выражений для численных расчетов, решения уравнений, обработки результатов статистического моделирования. Для проведения расчетов и оценок надежности применяются следующие стандарты: MIL-HDBK-217, Telcordia (Bellcore) TR-332, Prism, NSWC-98/LE1, CNET93, HRD5, 299B, MIL-STD-1629, SAE ARP 5580, MIL-HDBK-472. Таблица 1 Краткое наименование стандарта Описание MIL-HDBK-217 Стандарт по Прогнозированию Надежности Электронного Оборудования. Применятся как для военных, так и коммерческих проектов. Содержит модели экспресс оценки (Parts Count) и подробные модели, учитывающие нагрузки на элементы (Part Stress). Telcordia (Bellcore) Стандарт по Прогнозированию Надежности Электронного Оборудования, разработанный AT&T Bell Labs. Наиболее часто применяется для коммерческих проектов. Содержит модифицированные модели MIL-HDBK-217, учитывающие данные эксплуатации, лабораторного тестирования, испытаний на принудительный отказ. 26 Краткое наименование стандарта Описание HRD5 Британский стандарт по расчету надежности электронного оборудования телекоммуникационных систем. В частности, приведены модели по расчету надежности оптоэлектронных устройств CNET 93 Французский стандарт по расчету надежности электронного оборудования телекоммуникационных систем RDF 2000 RDF 2000 – новая версия CNET 93. В стандарт добавлены списки режимов работы конкретных объектов (cycling profiles). Каждый из режимов определяется своими параметрами, влияющими на величину интенсивности отказов 299B Китайский стандарт надежности GJB/z, переведенный на английский Beijing Yuntong, Forever Digital Controlling Technology Co., Ltd. Во многом аналогичен MIL-HDBK217. PRISM Новая методология расчета надежности элементной базы, разработанная Центром Анализа Надежности (Reliability Analysis Center –RAC). Методология учитывает не только физические процессы, приводящие к отказам элементов, но и ошибки проектирования и эксплуатации. Использует данные по надежности электронных (EPRD) и неэлектронных (NPRD) элементов, собранные RAC. Содержит сведения о надежности программного обеспечения Mechanical Новый и уникальный стандарт для расчета надежности механического оборудования (NSWC-98/LE1) Необходимо учитывать тенденцию в западном обществе, направленную на ужесточение требований к обеспечению системной надежности через 27 совершенствование правовых механизмов. Сюда относятся, например, такие новые законопроекты США, как «Акт по электрической надежности 2004 года»–S.2014, устанавливающий обязательный характер стандартов надежности в объединенной энергосистеме, процедуру их соблюдения и Организацию по обеспечению стандартов надежности, действующую на основании лицензии Федеральной Энергетической Регулирующей Комиссии, так и «Акт о необходимых правилах и текущем надзоре в электроэнергетике»–S.2015, запрещающий манипуляции и другие недобросовестные действия на энергетическом рынке, а также проект Директивы ЕС в отношении мер по обеспечению надежности электроснабжения и инвестиций в инфраструктуру – COM (2003)740, предлагающий регулятивную процедуру обеспечения надежности в западноевропейском энергообъединении. В США для саморегулируемая обеспечения системной Североамериканская надежности корпорация по ЭЭС создана надежности в электроэнергетике (North American Electric Reliability Corporation – NERC). NERC уполномочено разрабатывать стандарты Американским национальным институтом по стандартизации (ANSI). NERC также работает с Североамериканским советом по стандартам в энергетике (NAESB), который вырабатывает стандарты бизнеспрактики, некоторые из которых дополняют стандарты надежности NERC [15]. Первая серия стандартов надежности (NERC Reliability Standards), включавшая в себя 90 документов, введена в действие в 2005 г. В марте 2007 г. 83 из указанных стандартов одобрены Федеральной энергетической комиссией США и приобрели статус обязательных документов, причем не только в США, но и в ряде провинций Канады. В 2009-2012гг. введено в действие более 130 стандартов. В разделе, посвященном нормативно-правовой и технической документации по управлению активами приведены основные международные и национальные стандарты [16]. В СССР-России основные требования к надежности производства э/э и т/э были определены «Правилами устройств электроустановок» (ПУЭ). Основные требования к системной надежности при планировании развития энергосистем и энергообъектов определялись руководящими указаниями и нормативами по 28 проектированию развития энергосистем, а также нормами технологического проектирования ГЭС, ТЭС, АЭС, электрических сетей 35–750 кВ [14]. Также требования к надежности устанавливаются в следующих документах: 1. Федеральный Закон "Об электроэнергетике" 2. ГОСТ Р 27.002-2009 Надежность в технике. Термины и определения 3. ГОСТ Р.51898 – 2002 Аспекты безопасности. Правила включения в стандарты 4. ГОСТ Р.51901.1-2002 Управление надежностью. Анализ риска технологических систем 5. ГОСТ Р.51901.2-2002 Менеджмент риска. Система менеджмента надёжности 6. ГОСТ Р.52727-2007 Техническая диагностика. Акустико-эмиссионная диагностика Общие требования. 7. РД 03-418-01 Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов 8. РД 03-496-02 Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах Продление срока безопасной эксплуатации основного оборудования ТЭС регламентируют перечисленные ниже нормативные документы По всей номенклатуре оборудования 1. РД 03-485-02 Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах". 2. РД 03-10-2004. Об организации выдачи Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах 3. РД 3-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. 29 4. РД 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов 5. ПР 34-38-030-92 6. СО 34.20.501-03 7. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правила безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. 3-е издание переработанное и дополненное. 1992 г. 8. Правила устройства электроустановок ПУЭ. по котлам, трубопроводам: 9. ПБ 10-573-03 10. ПБ 03-585-03 11. ПБ 10-574-03 12. РД 10-577-03 13. РД 34.17.417-85 14. СО 153-34.17.469-2003 15. СО 153-34.17.442-2003 (РД 34.17.442-2003) 16. РД 34.17.452-98 17. СО 153-34.17.464-2003 г 18. СО 153-34.1-17.455-2003 19. СО 153-34.17.470-2003 20. РД 34.37.306-2001 21. РД 153-34.1-39.401-00 22. РД 153-34.39.503-89 23. РД 153-34.39.301-87 по турбинам: 24. РД 10-577-03 25. РД 34.17.440-96 26. РД 34.17.448-97 30 27. РД 34.37.306-2001 по турбогенераторам: 28. РД 34.45.608-91 29. РД 153-34.1-20.202-2003 30. РД Оценка технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы (проект) 31. по блочным трансформаторам и генераторным выключателям: 32. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. 33. РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. 34. РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в масле. 35. Циркуляр Ц-02-88(Э) от 28.12.87 "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов". 36. РД 34.43.206-94 Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом жидкостной хроматографии. 37. РД 153-34.43-202 (РД 34.43.202) Масла трансформаторные. Методика определения содержания механических примесей. 38. РТМ 34-70-653-83 Методика определения содержания механических примесей 39. СО 34.43.208-95 (РД 34.43.208-95) Методика количественного химического анализа. Определение содержания присадки в энергетических маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии. 40. РД 34.46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00) Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. 31 41. РД 34.46-303-98 Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. 42. РД 153-34.46.502 (РД 34.46.502) Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газов из газового реле. 43. РД 34.0-20.363-99 (РД 153-34.0-20.363-99) Методика инфракрасного контроля электрооборудования и ВЛ. 44. Противоаварийный циркуляр Ц-11-87(Э) "О снижении числа опасных воздействий токов короткого замыкания на обмотки автотрансформаторов 330-500". Практика обеспечения надежности энергопредприятий во всем мире объективно обнаруживает, что требуемая надежность в рыночных условиях достижима только в сочетании с эффективными регулирующими функциями общества и государства в рамках нормативно-правового пространства. 1.5 RCM - система технического обслуживания , ориентированная на надежность Рассмотрим систему RCM более подробно. В рамках RCM выделяют четыре этапа: принятие решения, анализ, исполнение программы и получение эффекта (выгод) [18]. Исходным пунктом в системе является выполнение требований заданных показателей надежности при снижении затрат на техническое обслуживание. Система RCM занимается поиском оптимальной комбинации систем, описанных выше. Целью RCM является снижение доли реактивного (особенно корректирующего) технического обслуживания с соответствующим повышением доли преактивного. Причины – реактивное техническое обслуживание стоит дороже (за счет дополнительных расходов, например – доплаты персоналу за работу в сверхурочные часы), реактивное техническое обслуживание приводит к снижению показателей надежности, также применение этого принципа в качестве основного может повлечь серьезные аварии, частота которых будет со временем увеличиваться 32 (будут накапливаться скрытые и второстепенные дефекты оборудования). Таким образом, реактивное техническое обслуживание должно быть сведено к минимуму (форс-мажор). Система RCM требует наличия информации о текущем состоянии активов. Необходима интегрированная информационная база по состоянию активов, которая будет включать в себя не только данные, включаемые в реестр активов, но и сведения о планируемом и осуществленном техническом обслуживании (время, затраты рабочего времени в человеко-часах и стоимость). Так как целью RCM является повышение надежности и одновременное снижение общих затрат на техническое обслуживание, то необходима разработка системы измерителей, исходя из которых можно будет принимать решения, делать прогнозы и судить об успехе или неуспехе программ технического обслуживания. С целью минимизации издержек на техническое обслуживание система RCM подразумевает ранжирование активов по степени важности в обеспечении заданного уровня надежности. В зависимости от этого, а также с учетом состояния активов выбирается форма технического обслуживания для каждого конкретного вида активов. Разработка и анализ решений, связанных с понятиями важности, ранжирования и оценки состояния активов привели к появлению в системе технического обслуживания понятия системы рисков и управления ими. Соотношение риск/затраты или риск/выгоды и является критерием выбора системы технического обслуживания в концепции RCM. RCM – это процесс для определения того, что должно быть сделано для гарантии способности всех физических активов выполнять все функции, которые требует оператор в эксплуатационной деятельности. Во все времена и во всех регионах и странах, одним из важнейших показателей работы энергетики является надежность снабжения потребителей электроэнергией. Поэтому не случайно, что все энергетические компании строили и строят организацию работы активов, исходя из необходимости поддержания заданного уровня надежности [11]. Каждая из рассмотренных выше систем технического 33 обслуживания активов определяла уровень надежности, но соответствующий тип используемой системы технического обслуживания не определялся. В условиях рынка уровень надежности является товаром. При организации обеспечения требуемого уровня надежности требования к составу оборудования меняются: для базового уровня надежности требуются одни характеристики работы оборудования, для изменяющего уровня – другие. В этом случае мы приходим к ситуации, когда заданный уровень надежности работы оборудования определяет требования к работе оборудования. Следовательно, и состав оборудования, и система его технического обслуживания могут и должны в таком случае определяться уровнем надежности [13]. Система RCM является инструментом решения данной проблемы. Как уже говорилось, критерий выбора стратегии технического обслуживания – заданный уровень надежности при минимизации затрат. Выбранная стратегия технического обслуживания в рамках RCM не является чем-то постоянным – она может меняться одновременно с изменением задач и целевых характеристик. Исходя из опыта реализации системы RCM, требуется: информация о важности активов с позиции обеспечения надежности работы информация о состоянии активов классификация рисков использования активов и методы их оценки и управления и т.д. Все это требует постоянного мониторинга и может быть выполнено только при условии наличия целостного подхода к организации технического обслуживания. Целостная система исходит изначально из определения целей и показателей технического обслуживания, затем определяет методы достижения показателей, информацию и инструментарий, обеспечивающие эффективное принятие решений в этой области. Программа технического обслуживания не может быть постоянной – разработка оптимальной программы предполагает непрерывный процесс. Кроме того, следует отметить тот факт, что определение и идентификация надежности в компаниях осуществляется различными способами – часть компаний 34 опирается на нормативные или среднестатистические показатели, другая часть – на систему оценки рисков. Оценка надежности через систему рисков – довольно новый подход. Причин его появления несколько: обоснованное существование угроз и неопределенности, что, в свою очередь, порождает риск; отсутствие или недостаточность сведений по нормативам надежности; невозможность по различным причинам измерения показателей надежности. Поэтому такой подход достаточно часто используется с оценкой риска в качестве показателя надежности. Таким образом, в процессе поиска оптимальной системы управления основными фондами в электросетевых компаниях, большинство компаний пришло к пониманию необходимости использования именно системы RCM. Процесс RCM определяют семь вопросов об активах: 1. Каковы функции и соответствующие стандарты показателей активов в настоящем операционном контексте? 2. Что может помешать выполнению этих функций? 3. Что может вызывать каждый функциональный отказ? 4. Что случается, когда происходит каждый отказ? 5. Каким образом происходит каждый отказ? 6. Что может быть сделано для предотвращения или профилактики каждого отказа? 7. Что должно быть сделано, если подходящая профилактическая задача не может быть найдена? Стандарты показателей и функций Для выявления условий выполнения активами всех функций, определяемых собственниками и стейкхолдерами в текущем эксплуатационном периоде, необходимо: Определить, что хотят пользователи и стейкхолдеры. 35 Гарантировать, что желания пользователей и стейкхолдеров начнут выполняться. Исходя из этого, первый шаг в процессе RCM состоит в определении функций каждого актива в этом операционном контексте, вместе с соответствующими желаемыми стандартами или характеристиками. Выполненный должным образом, этот шаг занимает обычно треть времени, отведенного на входной RCM анализ. Это также обычно заставляет команду, выполняющую анализ для изучения значительного количества элементов активов, проводить реальную оценку работы оборудования. Функциональные отказы Цели технического обслуживания, как правило, определяются функциями соответствующих ожидаемых характеристик. Как обеспечивается достижение этих целей в процессе технического обслуживания? Один из наиболее распространенных путей: техническое обслуживание должно достигать своих целей путем адаптации возможных подходов к управлению отказами. Однако, перед тем, как применить подходящий набор инструментов управления отказами, необходимо идентифицировать причины возникновения отказов. Процесс RCM делает это на двух уровнях: Первый уровень - идентификация количества случаев неисправных состояний Второй уровень – выявление в ходе исследования или опроса перечня событий, которые могут привести активы в неисправное состояние. В теории и практике RCM неисправные состояния рассматриваются как функциональные отказы, так как они происходят, когда актив не может выполнять полностью функции стандартных характеристик, определяемых и требуемых пользователем. Модели отказов После идентификации функционального отказа следующим шагом является попытка моделировать все события, которые могут вызвать каждое неисправное состояние. 36 Эти случаи или события известны как модели отказов. "Достаточно вероятные " модели отказов включают те отказы, которые могут происходить на том же или похожем оборудовании, работающем в тех же условиях, отказы, которые были предотвращены существующими режимами технического обслуживания, а также отказы, которые не случились, но имели реальные возможности произойти в контексте этих вопросов. Наиболее традиционный перечень моделей отказов включает отказы, вызываемые ухудшением или нормальным износом. Однако, перечень должен включать отказы, вызываемые ошибками людей - в части эксплуатации и технического обслуживания. Воздействие отказов Четвертый шаг в процессе RCM определяет перечень воздействий отказов, который описывает случаи, когда происходит каждая модель отказов. Это описание должно включать всю информацию, необходимую для поддержки оценки последствий отказов, таких как: Какой признак (если это имеет место) того, что отказ произошел? Каким образом (если это имеет место) эта позиция может воздействовать на безопасность и окружающую среду? Каким образом (если это имеет место) это воздействует на производство или деятельность? Какие физические нарушения (если это имеет место) вызываются отказом? Что должно быть сделано для ремонта после отказа? Процесс идентификации функций моделей функциональных потерь и воздействие отказов поражает неожиданностями и часто очень реальными возможностями для улучшения характеристик и безопасности, и также для отражения потерь. Последствия потерь 37 Детальный анализ отказа возможен в том случае, когда накоплен достаточный статистический материал. Каждый из этих отказов оказывает различное воздействие на деятельность организаций. Серьезные преимущества RCM в том, что в рамках такой системы признается превосходство влияния последствий над техническими характеристиками. Действительно, только знание причин отказов для выполнения любых видов профилактического технического обслуживания не может предотвратить отказы сами по себе, но может предотвратить или, как минимум, уменьшить влияние отказа. Процесс RCM классифицирует эти последствия в четыре группы следующим образом: последствия скрытого отказа: скрытые отказы не имеют прямого влияния, но они подвергают воздействию организацию множественными отказами с серьезными, часто катастрофическими последствиями (большинство этих отказов ассоциируется с приборами защиты, которые не надежны); последствия для безопасности людей и окружающей среды. Отказы имеют последствия для безопасности, если могут вызвать болезнь или смерть когото. Они имеют последствия на окружающую среду, если могут привести к нарушениям любых корпоративных, региональных, национальных или международных стандартов, связанных с окружающей средой; операционные последствия: отказы имеет операционные последствия, если воздействует на выпуск продукции (выработку, качество продукции, обслуживание потребителей или операционные издержки в дополнение к прямым затратам на восстановление); неоперационные последствия: явные последствия отказов, которые попадают в эту категорию, не действуют ни на безопасность ни на производительность, таким образом, они включают только прямые затраты на восстановление. В дальнейшем будет рассматриваться, как процесс RCM использует эти категории в качестве основы для стратегии принятия решений в области управления активами. Фокусируясь на структурированном обзоре последствий каждой модели 38 отказов в терминологии вышеупомянутых категорий, происходит интеграция целей операционных, окружающей среды и безопасности функции технического обслуживания. Процесс оценки последствий также сдвигает акценты от идеи, что все отказы это плохо, и они должны быть предотвращены. В процессе этого внимание фокусируется на действиях по техническому обслуживанию, которые должны воздействовать на характеристики организации. Это также подтверждает идею о необходимости использования различных методик управления отказами. Профилактические задачи Многие специалисты до сих пор считают, что лучший путь для оптимизации возможностей оборудования – это проведение некоторых видов профилактического технического обслуживания на постоянной основе. Однако, исследования показывают, что большинство элементов работают надежно определенный период времени и затем выходят из строя. На основании этого строится следующая модель в RCM: совокупность данных об отказах будет давать основу для создания планов превентивных действий непосредственно перед отказом элемента в будущем. Эта модель является реальной для определенных типов простого оборудования и для некоторых комплексных элементов с доминирующими моделями отказов. Отказы, связанные с возрастом оборудования, часто ассоциируются с коррозией, испарением, трением. Серьезное преимущество RCM состоит в обеспечении простыми и ясными критериями для принятия решений в области профилактических задач. Так или иначе, профилактические техническими задачи характеристиками технически задач и выполнимы отказами, и которые регулируются необходимо предотвратить. Процесс выбора задач можно определить следующим образом: для скрытых отказов профилактические задачи являются достойными внимания, если снижение риска множественных отказов ассоциируется с тем, что функция недопустимо низкого уровня. Если такая задача не может быть найдена, то затем должна быть реализована задача запланированного 39 поиска отказов. Если допустимая задача по поиску отказов не может быть найдена, то вторичным решением будет проведение переконструирования отдельных элементов (зависит от последствий множественных отказов); для отказов с последствиями в области безопасности и окружающей среды профилактические задачи заслуживают внимания только в том случае, если это снижает риск этого отказа самого по себе. Если не может быть найдена задача, которая снизит риск отказов до приемлемо низкого уровня, то элемент должен быть переконструирован или процесс может быть изменен; если отказ приводит к операционным последствиям, то профилактическая задача будет заслуживать внимания только в том случае, если общие затраты на выполнение этого будут меньше, чем затраты на операционные последствия и восстановление в тот же период. Другими словами, задача должна быть определена по экономическим критериям. Если это не обосновано, то начальное решение будет не включено в график технического обслуживания; если отказы имеют неоперационные последствия, то профилактическая задача будет заслуживать внимания, если затраты на нее в этот период времени будут меньше, чем затраты на восстановление в тот же период. Таким образом, эти задачи также должны быть обоснованы экономически; Этот подход означает, что профилактические задачи специфицируются только от отказов, которые приводят к реальным снижениям в рутинном объеме работы. В процессе использования системы RCM многие компании добились и добиваются значительных результатов в повышении эффективности использования активов. Однако, следует отметить, что большей частью система RCM сориентирована на решение задач надежности в краткосрочном аспекте. Показатели надежности определяются из текущих задач. Достигнув определенных успехов в обеспечении надежности в текущем периоде, многие компании столкнулись с необходимостью формирования программ 40 управления надежностью в долгосрочной перспективе. Во многих случаях задачи долгосрочного и краткосрочного обеспечения надежности не совпадают, т.е. требуют различных действий персонала и подходов к управлению основными активами. Использование комбинированного подхода к определению оптимальной стратегии технического обслуживания по соотношению надежность/затраты (суть RCM), поставило перед компаниями следующие вопросы: Должны ли цели стратегии технического обслуживания сочетаться с целями работы компании? Если «да» - то как? Необходимость постоянного мониторинга состояния активов. Определение оптимального «правильного» объема и структуры информации, требуемых для обеспечения процесса RCM. Как заданный уровень надежности будет коррелировать с безопасностью энергоснабжения? Как определить оптимальный размер бюджета технического обслуживания? Как оптимально совместить обеспечение заданного уровня надежности в краткосрочном и долгосрочном аспектах? Критерии выбора. Как регулятор отнесется к соотношению надежность/затраты? Какие требования регулятора повлияют на уровень затрат, прибыли? Какие требования к услугам по снабжению выставит потребитель? и т.д. Таким образом, на определенном этапе система RCM встает перед необходимостью поиска ответов на эти вопросы. Появляется потребность в системе, которая смогла бы соединить воедино решение этих вопросов в целом, исходя из целей бизнеса, стратегии развития компании. Управление активами появилось именно, как концепция реализации целостного подхода организации технического обслуживания, и постепенно переросло в систему организации деятельности компаний в целом. 41 2 КОНЦЕПЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ – НОВАЯ МОДЕЛЬ ВЕДЕНИЯ БИЗНЕСА 2.1 Основные задачи и этапы развития и внедрения систем управления активами Процесс перехода от системы RCM к необходимости формирования системы управления активами можно представить в виде схемы (рис. 5). Там показано, как поиск ответов на вопросы, встающие перед системой RCM, приводит к необходимости расширения границ технического обслуживания и формированию потребности в целостной картине функционирования компании. Основная идея или идеология системы управления активами – оптимальное распределение ограниченных ресурсов компаний при одновременно краткосрочных и долгосрочных обеспечении достижения целей компании на протяжении полного жизненного цикла активов. Управление активами - это не инструмент управления сам по себе. Управление активами представляет собой процесс соединения многих современных инструментов и методов [2]. Как уже говорилось, управление активами берет свое начало в финансовом менеджменте. С точки зрения финансового менеджмента, управление активами представляет из себя интегрированный комплекс процессов, характеризующих различные аспекты деятельности компании, направленных на обеспечение достижения системы задаваемых (формируемых) целевых приоритетов (системы сбалансированных показателей, системы ключевых показателей эффективности и т.п.). В теории управления активами в финансовом менеджменте существует три основных подхода к определению его иерархии целей: Максимизация прибыли. Обеспечение финансового равновесия предприятия в процессе его развития. Максимизация рыночной стоимости предприятия. 42 Для реализации этой цели управление активами решает следующие основные задачи: Формирование достаточного объема и необходимого состава активов, обеспечивающих заданные темпы экономического развития. Обеспечение максимальной доходности (рентабельности) используемых активов при предусматриваемом уровне финансового риска. Обеспечение минимизации финансового риска использования активов при предусматриваемом уровне их доходности (рентабельности). Обеспечение постоянной платежеспособности предприятия за счет поддержания достаточного уровня ликвидности активов. Оптимизация оборота активов. Специфика деятельности энергопредприятий не позволяет использовать классическую теорию для реализации, что вызывает необходимость разработки на ее базе особых подходов и инструментария управления активами. В мировой науке и практике уже много лет ведется изучение данных вопросов, достигнуты серьезные успехи, выявлены определенные проблемы. Ведущими странами в использовании глобального подхода к управлению активами в промышленности, и, в частности, в электроэнергетике, являются Великобритания, Австралия, Новая Зеландия и США. Политические факторы и закономерности развития промышленности заставили эти страны разрабатывать радикально новые пути эффективного использования и управления активами. Начался процесс разработки, тестирования и применения все более сложных инструментов оптимизации показателей надежности и работы оборудования. Следует отметить, что разработка концепции управления активами базировалась на уже имевшихся теориях и направлениях, таких как управление качеством, управление рисками, техническое обслуживание, ориентированное на повышение надежности, техническое обслуживание по состоянию оборудования, принципы оптимизации портфельных инвестиций и другие. 43 Развитие концепции управления активами потребовало консолидировать усилия компаний и стран. В результате в Великобритании был создан Институт Управления Активами, насчитывающий более 300 участников. В настоящее время Институт переехал в Лондон ввиду растущего спроса на свои услуги – разработку стандартов и программ образования, обмен опытом и пр. Также уже существует курс, по окончании которого можно получить научную степень по управлению активами. Компании, входящие в состав института, являются пионерами управления активами, а их опыт широко изучается и применяется в разных странах. Управление активами – это динамично развивающаяся идеология менеджмента, которая прошла в своем развитии уже несколько этапов. Оценка содержания и значимости каждого из этапов имеет важное значение и представлена в табл.1. Оценка проведена на основе опыта зарубежных стран, в первую очередь Великобритании и США. В последние 10 лет наблюдалось непропорциональное внимание к административной сфере. Десятки миллионов долларов были потрачены на разработку реестров активов, переделку и реализацию систем управления работой и снабжение цепочек инициатив. Стратегия технического обслуживания должна двигаться от рутинного, основанного на временных показателях, подхода к подходам по состоянию и степени использования. Давление издержек, риска и характеристик должно обсуждаться, оцениваться количественно и оптимизироваться. 44 Оценка требований регулятора к надежности (технические характеристики) Формирование целевых показателей надежности Необходимость в постановке целевых ориентиров по оптимальному уровню затрат/ надежности в системе технического обслуживания RCM Цели и требования потребителей Прогнозирование и планирование нагрузки Цели и требования акционеров Оценка возможностей существующих активов Формирование целевых показателей затрат Формирование финансовых ориентиров в деятельности компании Требования регулятора Управление активами RCM Рис.5. Процесс перехода от системы технического обслуживания RCM к концепции управления активами Таблица 2 Этапы развития управления активами за рубежом № этапа Стратегические цели развития энергокомпаний 1 – до начала дерегулирован ия Развитие энергоактивов на основе философии «отличного технического качества» Характеристика системы управления активами энергокомпаний Система генерации избыточная, надежная, с приемлемым уровнем рентабельности 45 № этапа 2 – начало процесса дерегулирован ия 3– формирование конкурентной среды в энергетике 4 – текущий период Характеристика Стратегические цели системы управления развития энергокомпаний активами энергокомпаний Изменение бизнес-факторов: Система управления акцент переносится на основным капиталом эффективную эксплуатацию ориентирована на активов и дивиденды финансовые показатели деятельности Регулирующие структуры Энергокомпании усиливают контроль и переносят фокус своих ограничивают доходы, требуя, в интересов на потребителя то же время, повышения и осуществляют качества услуг, инвестиции в программы и предоставляемых потребителям услуги для «удовлетворения потребителя» Регулирующие органы изучают Фокус переносится на производственные показатели компетенцию по энергопредприятий, важнейшим вопросам и на периодически регулируют качество работы ТЭС. расценки в соответствии с Такая ориентация на достигнутыми стандартами активы является качества производства и результатом эксплуатации. Энергокомпании необходимости по-прежнему сталкиваются с удовлетворения на задачей удержания цены для приемлемом уровне акционера на прежнем уровне требований всех без ущерба качеству услуг, совладельцев предоставляемых потребителю Все это характеризует необходимость перехода к новому уровню управления активами (совпадает с 4 этапом в табл. 2), который уже начат ведущими консалтинговыми и научными организациями мира. Большинство идеологов концепции управления активами сходятся в том, что ее разработка, внедрение и функционирование может сопровождаться значительными 46 сложностями. Понимание конфликтующих факторов и их надлежащая оценка – вопросы первостепенной важности. Проблемы могут возникнуть в сферах: сбора данных – необходимо сфокусироваться на информации, которая действительно нужна; рассмотрения проектов на протяжении всего жизненного цикла (в противоположность выбору самых дешевых и быстроосуществимых); разработки оптимальной (с точки зрения минимизации издержек) программы технического обслуживания активов и замены оборудования, основанной на определяемых эффектах от обслуживания, замены и реинвестирования; количественной оценки рисков. Функционирование системы управления активами требует первоначальной систематизации характеристик информации, подлежащей сбору и мониторингу. Объем и структура информации должны соответствовать целям и задачам, которые ставятся перед компанией в целом и перед управлением активами в частности. Именно поэтому, приходит осознание того факта, что внедрение системы управления активами должно начинаться с макро-уровня – с определения целей и задач управления, исходящих из стратегии развитии компании на длительную перспективу. Эволюция управления активами, начавшаяся с процесса совершенствования системы технического обслуживания активов и построения методических основ выбора наиболее оптимальной из них, на следующем этапе встала перед проблемой формирования портфеля инвестиций. Это стало закономерным итогом реализации системы RCM на предприятиях. Объясняется это следующими причинами: 1. привел Отход от нормированных затрат на техническое обслуживание и ремонт к необходимости выбора эффективного способа распределения ограниченных ресурсов энергетических компаний. 2. Обычные методы для выбора инвестиционных проектов – ранжирование и расстановка приоритетов - не позволяют учесть многообразие критериев при оптимизации данного процесса. 47 3. Формирование инвестиционного портфеля в новых условиях функционирования энергетики требует учета множества критериев, которые позволяют достичь определенных целей компании. Остановимся на этом более подробно. На новом этапе функционирования энергетических компаний стоит проблема выбора только тех проектов, сочетание которых позволяет наилучшим способом достичь целей компании. Звучит просто, но до сих пор применение традиционных методов для выбора инвестиционных проектов не могло решить задачи, стоящие перед энергетическими компаниями. Обычные методы для выбора инвестиционных проектов обычно включают в себя их ранжирование или расстановку приоритетов. Эти проблемы касаются всех энергетических предприятий. Обычно они имеют разноплановые стратегические цели, такие как: безопасность; удовлетворение спроса потребителей; доходность; надежность и др. Эту проблему невозможно решить путем простого моделирования. Обычные модели исходят из одного критерия ранжирования или оптимизации портфеля (например, Net Present Value, издержки и другие) или комбинации принципов (например, применение финансовых и нефинансовых показателей). В тех случаях, когда оптимизация исходит из множества критериев, необходимы другие методы моделирования. Результатом исследований стала разработка концепции оптимизации портфеля инвестиций [20]. 2.2 Концепция оптимизации портфеля инвестиций Оптимизация портфеля инвестиций представляет собой сочетание процессов и технологий, которые обеспечивают связь между стратегическими целями компании и выбором инвестиционного портфеля. 48 Расстановка приоритетов включает в себя ранжирование инвестиционных решений от наиболее важных к менее важным, что базируется на вероятности высших и низших финансовых результатов или других измеряемых или субъективных критериях. Оптимизация, однако, берет целостное рассмотрение всех инвестиций в портфеле и дает возможность определения перечня инвестиций, которые пригодны для данных ограничений (бюджет, целевые характеристики и т.д.) и производит наивысший обобщенный взвешенный доход по всем номинированным стратегическим целям и подкритериям для бизнеса. С другой стороны, оптимизация инвестиций сфокусирована на отборе оптимальной связки инвестиций, которая максимизирует стратегическую оценку с приемлемой величиной риска и минимальными издержками. Вклад каждой из инвестиций измеряется в целом, в связке. Расстановка приоритетов, в некоторых случаях, может приблизить к оптимальному ответу, и оптимизированный результат будет всегда представлять наиболее ценный инвестиционный портфель, соответствующий установленным стратегическим целям. На определенном этапе развития системы управления активами такие подходы являются новаторскими и обеспечивают реальное повышение эффективности организации технического обслуживания при оптимизации затрат. Оптимизация инвестиционного портфеля позволяет менеджерам совместно рассматривать финансовые и нефинансовые цели, будучи уверенными в том, что будет обеспечен выбор варианта и основное направление соответствует реальным целям компании. Многие компании останавливаются на этом этапе на значительное время, так как такой подход обеспечивает решение основных задач компании. Однако, при более глубоком погружении в формирование системы управления активами, компании приходили к необходимости разработки методологии определения основных критериев оптимизации инвестиционного портфеля на основе стратегического плана развития компании, сведению воедино всей ее деятельности. При этом имеется в виду, что стратегический план содержит целевые показатели 49 развития не только самой компании, но также и целевые индикаторы, и требования основных заинтересованных лиц (инвесторов, потребителей, регуляторов, общественности и т.д.). Это привело к постановке вопроса о разработке стратегии управления активами – сверху вниз – которая обеспечит реализацию стратегических целей компаний через систему управления активами с учетом требований всех сторон. Логическим завершением работ по формированию оптимального портфеля инвестиций стал переход к системе управления активами, что показано выше. Такой подход изначально базировался на системе сбалансированных показателей: ее цель заключалась в создании системы измерения показателей продвижения и реализации стратегии компании. Сбалансированные сбалансированный установки фокус (карта управления – результатов) на удовлетворение гарантируют потребителей, операционные преимущества, социальное обеспечение и финансовые успехи предприятия. Мониторинг процесса реализации стратегии в каждой организации по этим сферам позволяет идентифицировать пробелы и планировать развитие, прогнозируя и проводя изменения в организации. Во многих случаях каждой бизнес-единице для инвестиций позволяют разрабатывать свои собственные системы приоритетов, которые могут быть трансформированы в корпоративное видение через некоторые генеральные ориентиры. Это позволяет оставить открытой интерпретацию того, как важность для потребителя, регулирование, финансы, безопасность и надежность будут привязаны к каждой бизнес-единице. Более того, даже финансовая основа, например, вопрос о том, какие издержки включены или исключены в оценке, часто меняется из-за недостатка общей финансовой модели и унифицированной системы результатов. Аналогичные подходы, связывающие целевые показатели развития компании и выбор оптимального инвестиционного портфеля проектов по техническому обслуживанию активов, требуют разработки соответствующего методологического 50 аппарата. Его основная задача – обеспечить взаимосвязь и взаимодействие целей стратегического развития, интересов заинтересованных сторон и технического обслуживания. В настоящее время в российской научной и методической литературе стали появляться публикации, в которых рассматриваются вопросы управления активами энергетических и других компаний. В этих публикациях управлением активами называется Enterprise Asset Management (ЕАМ) – управление основными фондами предприятия, основная задача которого сводится, в основном, к оптимизации процесса паспортизации, мониторинга и технического обслуживания физических активов. Рассматриваемые подходы, как правило, не затрагивают проблемы управления компанией в целом. Система управления основным капиталом строится снизу вверх – от проблем обслуживания конкретного актива – к решению проблем развития компании. Концепция системы управления активами должна определить набор методик для обеспечения управления. За последние десятилетия были внедрены несколько основных методик управления активами. Более подробную информацию о них представим в последующих разделах. Примерами разработки и внедрения моделей управления активами для генерирующих энергокомпаний являются: Модель трехфокусной стратегии создания стоимости – ОАО «ТГК-6»; Модель управления активами на базе SAP – ОАО «ТГК-10»; Модель управления активами на базе Axapta – ОАО «ОГК-4»; Модель управления активами на базе SAP – ОАО «ОГК-2»; Модель управления активами по техническому состоянию – ОАО «Мосэнерго» 51 2.3 Методология CBM - Техническое обслуживание и ремонты (ТОиР) оборудования по состоянию (Condition-Based Maintenance) CBM — это методология, позволяющая комбинировать прогнозное и предупредительное обслуживание с мониторингом состояния в реальном времени. СВМ направлена на снижение количества необоснованных ремонтных воздействий с целью максимального использования ресурса оборудования. Это также и целенаправленный процесс улучшения обслуживания эксплуатируемых систем и проектирования новых систем или компонентов, что в итоге способствует переходу от реактивного к проактивному обслуживанию. Обслуживание по состоянию — это обслуживание тогда, когда в этом возникает необходимость, а именно после того, как один или несколько индикаторов состояния показывают, что оборудование приближается к отказу или что производительность оборудования ухудшается. Научные и технологические достижения последних лет позволили значительно расширить области применения и точность измерительных приборов (датчиков). Вместе с современными программными инструментами для анализа данных о состоянии это позволяет обслуживающему персоналу иметь возможность принимать решение о точном времени обслуживания кокретной единицы оборудования. В идеале «обслуживание по состоянию» позволяет делать только «правильные» работы, сводя к минимуму расход запасных частей, время простоев и время обслуживания. 2.4 Методология RBI - Инспектирование оборудования с учетом факторов риска, (Risk Based Inspection) RBI представляет собой процесс систематического определения Вероятности Отказа (LoF) и Последствий Отказа (CoF) для единицы или группы компонентов оборудования с целью определения оптимальных, приоритетных сроков следующего технического освидетельствования — инспекции. 52 Методология RBI дает возможность разработать программу инспекций технического состояния статического оборудования (сосудов, аппаратов, трубопроводов и т.д.) на основе количественной оценки риска нарушения герметичности для потенциальных каждой механизмов позиции оборудования. разрушения позволяет Анализ риска определить всех позиции, подверженные наиболее высокому риску и определить оптимальные сроки и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. Преимущества: Усовершенствованное управление охраной труда Исключение ненужных инспекций – интервалы между инспекциями основаны на рисках, связанных с оборудованием, и, таким образом, инспектирующий персонал имеет возможность уделять больше времени областям повышенной опасности и меньше времени областям низкой опасности. Экономия затрат. Оборудование, по которому не было обнаружено проблем, инспектируется через более длительные интервалы по сравнению с обыкновенной программой инспектирования с временным критерием, при которой инспекции проводятся раз в несколько лет. Информация об инспектировании по каждой единице оборудования может быть использована для определения интервалов между инспекциями и масштабов инспекций для схожего оборудования. Программа RBI абсолютно динамична: информация о рисках обновляется после инспектирования или инспектирования схожего определения интервалов между инспекциями и масштабов инспекций, документируются, и могут использоваться повторно. Надежность и соответствие текущим нормам и стандартам Увеличение технической готовности оборудования и оптимальные графики ремонта и замены Увеличение срока службы оборудования. 53 Цель RBI – обеспечить концентрацию инспектирования на областях высокого риска, в то время как инспектирование областей низкого риска сокращается или исключается из программы инспектирования, что приводит к значительному снижению расходов на инспектирование и обслуживание. RBI-методология может применяться для статического оборудования, такого как: Трубопроводные сети Резервуары высокого и атмосферного давлений Теплообменные/охлаждающие аппараты Фильтры Прочее статическое оборудование 2.5 Методология OEE - Общая эффективность использования оборудования (Overall Equipment Effectiveness) OEE — методология анализа общей эффективности работы оборудования, предназначенная для контроля и повышения эффективности производства и основанная на измерении и обработке конкретных производственных показателей. Общая эффективность оборудования (OEE — Overall Equipment Effectiveness) является «передовой измерительной практикой», с помощью которой измеряется доля планируемого производственного времени, которая действительно является продуктивной. Совокупный балл всех критериев OEE, составляющий 100%, представляет категорию «отличное производство», т.е. производится только качественная продукция, максимально быстро и без остановок. Система OEE полезна как в качестве критерия соответствия, так и в качестве базиса: Как критерий соответствия, система может использоваться для сопоставления эффективности данного производственного комплекса с отраслевыми стандартами, 54 с аналогичным комплексом в компании или с результатами разных смен, работающих на одном и том же оборудовании В качестве базиса система может использоваться для отслеживания состояния работ в динамике по времени для устранения потерь определенного производственного оборудования 2.6 Методы оценки экономической эффективности в рамках управления активами В настоящее время имеется недостаток практических методик по оценке эффективности и выбора варианта повышения надежности для современных условий и особенностями прогнозирования исходных данных на предстоящий расчетный период. Одним из практических способов оценки эффективности и выбора варианта повышения надежности на базе известных методических разработок является определение интегрального экономического эффекта за расчетный период и срока окупаемости модернизации, применительно к отдельным группам оборудования энергетических генерирующих компаний [3]. Повышение надежности связано с определенными капитальными вложениями и текущими издержками – ежегодными затратами в процессе эксплуатации, а ожидаемое в результате модернизации повышение надежности характеризуется количественно снижением продолжительности внеплановых простоев из-за отказов энергооборудования и сокращением ущербов. В период плановой экономики эффективность внедрения любого мероприятия/новой техники, позволяющих повысить выработку электроэнергии, в том числе путем снижения внепланового простоя энергооборудовния, оценивалась по величине приведенных затрат на ввод дополнительной мощности в резерв энергосистемы, приводящий к такому же повышению выдачи электроэнергии потребителям, т.е. расчет проводился по эквивалентному резерву мощности без учета ущерба у потребителей, вызванного недоотпуском электроэнергии. В данном 55 подходе не учитывалось, что различные пути повышения надежности и увеличение резерва установленной мощности требуют не только различных затрат средств и времени, но и характеризуются различным сроком окупаемости. Экономическая эффективность работ по повышению надежности прямо пропорциональна снижению ущерба от недоотпуска электроэнергии, т.е. той дополнительной выработке электроэнергии, которая определяется снижением суммарного времени внеплановых (вынужденных) простоев, происшедшего в результате выполнения оцениваемой работы. Трудности оценки эффективности на стадии планирования (проектирования) таких работ заключаются в вероятностном характере покрытия нагрузки в энергосистеме, возникновения дефектов, приводящих к отказам энергооборудования, продолжительности внепланового простоя для восстановления работоспособности. Для упрощения анализа определяется критическая удельная стоимость работ СКРД (СД в данном случае средства, которые необходимо вложить в 1 кВт генерирующей мощности, чтобы уменьшить среднегодовое время внепланового простоя на 1 ч), гарантирующая большую эффективность вложений в диагностику, чем в резерв мощности Эта величина выражается формулой: СКР Д k удf (p Eн ) 8760 (1 k рем ) Eн где kуд – удельные затраты на установку одного кВт дополнительного резерва мощности; р – удельные затраты на относительные ежегодные издержки эксплуатации дополнительной мощности; f –fmax=2,2 ÷ 3,7 [1]); Eн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; Eн= 1/Т, где Т – срок окупаемости, который принят одинаковым как для вложений средств в установку резервной мощности, так и для затрат на внедрение оцениваемого мероприятия, в данном случае – диагностики. Здесь не учтены относительные ежегодные издержки на эксплуатацию диагностических устройств. 56 Величина СКРД определяет граничное значение эффективности внедрения технической диагностики: если фактическая удельная стоимость мероприятия меньше СКРД, то затраты оправданы. 2.7 Методология LCC (life cycle cost) Впервые полноценный анализ LCC начали проводить в середине 1960-х годов в военном ведомстве США, и постепенно эта методика распространилась и на гражданские отрасли. В общем виде анализ LCC предполагает расчет стоимости технической системы с учетом срока службы и трудозатрат на обслуживание и ремонт [17]. Расчет LCC, проведенный на стадии приобретения изделия (оборудования), позволит выстроить эффективную программу управления стоимостью жизненного цикла. Такая программа направлена на достижение минимального значения LCC при одновременном соблюдении прочих требований к закупаемой продукции. Анализ LCC может осуществляться при сопоставлении проектных решений, выборе стратегий испытания изделий, их эксплуатации, технического контроля, содержания и ремонта. Эта методика доказала свою эффективность при принятии решений о замене или восстановлении изделия, продлении срока его службы или утилизации, модернизации и т.д. Расчет LCC помогает оптимально распределить доступные средства, осуществлять долгосрочное финансовое планирование. Оценку LCC можно проводить как отдельно по любой стадии жизненного цикла продукта (например, сравнивая лишь эксплуатационные расходы), так и комплексно - с учетом нескольких или всех его составляющих. Целесообразность учета тех или иных расходов определяется, исходя из возможности собрать достоверные данные и оценки затрачиваемых для этого усилий, в сравнении с масштабами возможной экономии. Для сравнения изделий с различными сроками службы используют удельную LCC, то есть стоимость жизненного цикла на 1 год эксплуатации, на 1000 км пробега и т.п. 57 На готовность оборудования к работе влияют его безотказность и ремонтопригодность. Затраты, вызванные неготовностью к работе, могут включать затраты на текущий и предупредительный ремонт и затраты, связанные с невыполнением оборудованием его функций в период неготовности. Оборудование может быть не готово к работе из-за отказов аппаратного или программного обеспечения, ошибок персонала, профилактического обслуживания, требующего вывода оборудования из рабочего режима. С этими действиями, в свою очередь, связаны затраты на оплату труда, материалов и другие вспомогательные затраты. Частью LCC следует считать и затраты, связанные с выполнением обязательств, которые возникают из-за отказов в работе оборудования и травматических последствий, обусловленных этими отказами. Принимать их в расчет непременно нужно тогда, когда вероятность возникновения травм или нанесения вреда окружающей среде в случаях отказа соответствующего оборудования достаточно высока. Учет таких затрат важен и для новых продуктов, риски от сбоев в работе которых не вполне ясны. Оценить подобные затраты в общем случае трудно, поэтому при необходимости можно проанализировать риски с учетом прошлого опыта или использовать экспертные оценки. Теоретически LCC является наиболее объективным показателем затрат, однако на практике ее расчет может вызвать определенные трудности. Наиболее сложно объективно оценить эксплуатационные затраты по причине большого числа влияющих на них факторов. Условно эти факторы можно разделить на две группы: те, на которые производитель способен влиять (надежность, ремонтопригодность, энергопотребление и т.п.), и те, на которые он повлиять не в состоянии (квалификация персонала потребителей, стоимость энергоресурсов и расходных материалов, динамика изменения процентных ставок, заработная плата и др.). Сегодня стандартизированные модели расчета LCC разработаны в различных отраслях зарубежной промышленности. В отечественной практике есть пример использования методики в железнодорожной отрасли. Существует также и 58 специализированное программное обеспечение, обеспечивающее поиск эффективного решения задач управления LCC. Например, в 2007-2008 гг для генерирующей энергокомпании Scottish Power в рамках внедрения системы управления фондами и активами компании была разработана и внедрена методика анализа и управления затратами по активам (Cost Control And Analysis) При проведении работ по проекту управления основными производственными фондами в ОАО «ОГК-6» реализована методика нормирования и планирования затрат по активам. Стоимость жизненного цикла сложных технических систем рекомендуется рассчитывать следующим методом: Точное определение показателей экономической эффективности (стоимость ЖЦ, полезный экономический эффект, лимитная цена) отдельных элементов системы дает возможность заранее определить рентабельность с коммерческой точки зрения от использования новых образцов техники (насосы, трансформаторы и др.) по сравнению с их аналогами, которые морально и технически устарели. Расчет СЖЦ выполняется по следующему алгоритму (рис.6) 59 Рисунок 6 – Алготритм вычисления стоимости жизненного цикла Стоимость жизненного цикла (СЖЦ) сложных технических систем определяется по методике: T СЖЦ Ц лим. (И t Kt Лt ) t t 1 Т где Цлим.– цена приобретения одного элемента системы (первоначальная стоимость), в качестве цены может выступать его лимитная цена, тыс. рублей; Иt – 60 годовые эксплуатационные расходы, тыс.рублей; Kt – сопутствующие единовременные затраты, связанные с внедрением в эксплуатацию, тыс.рублей; Лt – ликвидационная стоимость элемента системы, тыс.рублей; t – коэффициент дисконтирования; t –текущий год эксплуатации; Т – конечный год эксплуатации, который устанавливается в соответствии с техническими требованиями или иной документацией. Дисконтирование осуществляется посредством введения в расчеты коэффициента дисконтирования. Коэффициент дисконтирования для постоянной нормы дисконта определяется из выражения: 1 t 1 Еt где t – шаг расчетного периода (t = 0,1,2,… Т); Т– горизонт расчета (продолжительность жизненного цикла); Е – норма дисконта (ставка дисконтирования). Детальные методики расчета ставки дисконтирования представлены в Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденных Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ 21.06.1999. На сегодняшний день вопрос о выборе наиболее оптимального срока жизненного цикла очень актуален. Под оптимизацией следует понимать самый подходящий для заказчика и подрядчика срок эксплуатации объекта, минимальный объем инвестиций, время на реализацию проекта и качество изделия. Это достигается за счет точных расчетов экономических показателей отдельных элементов, составляющих в комплексе сложную ТС. Современные практики управления активами Современные практики управления активами совершенствуются. Так, появилась современная практика RCMII — вторая версия RCM. 61 На повестку дня вышла задача оценки и сопоставления рисков (Risk-Based Maintenance — RBM). Оборудование может иметь высокий показатель критичности, иметь при этом неудовлетворительное значение индекса состояния — то есть находиться в числе приоритетов на выполнение ТОиР, — однако затраты на его обслуживание и ремонт при этом могут превышать стоимостную оценку тех последствий, которые возникнут в результате отказа этого оборудования. В этой связи необходимо определиться — снизить риск последствий посредством проведения ТОиР, либо принять этот риск и ТОиР не проводить. Комплексным методом управления активами, применяемым в последнее время в мире, является метод RAMS - Reliability, Availability, Maintainability, Safety (в пер. с англ. - надежность, эксплуатационная готовность, ремонтопригодность, безопасность) [6]. Применение методики RAMS/LCC является обязательным условием соответствия международного стандарта IRIS (International Railway Industry Standard). Практическая реализация концепции управления активами в Европе поставила вопрос об унификации понятий, аппарата и методологии, используемой для компаний. Был разработан стандарт по управлению активами PAS 55, состоящий из трех частей. В первой части обосновывается необходимость разработки общедоступной спецификации PAS 55, как ответа на требование промышленности о стандартизации в реализации управления активами. Она применима к любой организации, где активы являются ключевым или важным фактором в обеспечении эффективного обслуживания. В настоящее время на базе PAS 55 разрабатывается международный стандарт ISO 55000 по управлению активами. Для управления рисками в рамках системы управления активами разработаны: ISO 31000 – международный стандарт по системе риск менеджмента (Риск менеджмента. Принятая практика и руководство для выполнения BS ISO 31000), 62 спецификация CWA 15740 Отраслевое соглашение ICS 03.100.01 Процедуры инспекции и техобслуживания с учетом факторов риска для европейской промышленности (RIMAP) Для успешного внедрения система управления активами интегрируется с системами менеджмента качества (ISO 9001), безопасности труда и профессионального здоровья (OHSAS 18001:2007), экологического менеджмента (ISO 14001), энергоменеджмента (ISO 50001) . 63 НОРМАТИВНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ Краткий обзор нормативной базы России Правовое и нормативно-техническое регулирование управления активами осуществляется согласно основным регулятивным документам, в которые должны вноситься дополнения или изменения: Законы РФ и субъектов РФ. Указы и распоряжения Президента. Приказы министра энергетики. Постановления и распоряжения Правительства. Нормативно-технические документы (Регламенты, правила, инструкции). ГОСТы, международные стандарты. Правила (ПТБ, ПУЭ, СНИПы). Программные документы (Стратегии развития, Концепции развития, Технические политики отрасли по ее технологическим звеньям). 4. Исходное состояние отраслевой нормативной базы приводится по данным НП ИНВЭЛ: Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 № 422 «О пересмотре нормативно-технических документов (НТД) и порядке их действия в соответствии с ФЗ «О техническом регулировании»; Приказ Ростехнадзора от 31.07.2009 № 667 «Об утверждении и введении в действие Перечня нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору» Перечень национальных стандартов и сводов правил в результате применения, которого на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований 64 Технического регламента (далее – Добровольный перечень), утв. приказом Росстандарта от 1 июня 2010 года №2079; Перечень национальных стандартов и сводов правил в результате применения которого на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Технического регламента (далее – Обязательный перечень), утв.распоряжением Правительства РФ от 21 июня 2010 года №1047-р Более тысячи документов было введено в действие до 1990 г. В соответствии с распоряжением Президента РФ от 18.03.2011 № 158-рп Минэнерго России необходимо провести работу по инкорпорированию данных документов в действующее законодательство или признанию их недействующими. Имеется Программа разработки национальных стандартов в области энергетического оборудования на 2010-2013 годы. Программа предусматривает разработку 161 проекта национальных стандартов, в т.ч. 91 - гармонизированных с аналогичными международными стандартами. 129 стандартов будут разработаны впервые [4]. Перечень стандартов организации НП «ИНВЭЛ» в электроэнергетике, разработанных и выпущенных в 2006-2010 гг. включает 264 документа, в т.ч. примерно половина по ремонтам энергооборудования. Но в настоящее время стандарты и нормативные документы НП ИНВЭЛ, не являются обязательными. Они могут быть использованы объектами электроэнергетики, на которые они рассчитаны, лишь путём «присоединения», т.е. они должны быть приобретены и добровольно введены в действии приказом руководства в данном энергопредприятии. Такая организационная форма применения документов очень сомнительна, поскольку должна быть одновременно применена как собственниками оборудования, так и исполнителями ремонта, имеющих иную форму собственности. В этом не помогают многочисленные саморегулируемые организации (СРО). 5. ФЗ от 21.07.2011 N 255-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О техническом регулировании». В соответствии с п.4 этого закона из сферы технического регулирования выведены отношения, связанные с разработкой, принятием, применением и 65 исполнением требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики, а также требований к осуществлению деятельности в области промышленной безопасности и безопасности технологических процессов на опасных производственных объектах. Таким образом, с момента вступления в силу данного федерального закона может (24.10.2011) быть изменен статус и вид документов в области энергетического строительства и строительства объектов электросетевого хозяйства. Возникла необходимость разграничивать предметы ведения между Минэнерго России, Минрегионразвития и Ростехнадзором по вопросу принятия нормативных документов в сфере энергетического строительства и строительства объектов электросетевого хозяйства. 6. Госдумой в июле 2011 г. принят целый ряд законов о безопасности, в том числе и энергетических объектов: ФЗ от 21.07.2011 № 256-ФЗ «О безопасности объектов ТЭК» с приложением «Паспорта безопасности объекта ТЭК» – весьма серьезного документа, включающего в себя характеристики не только антитеррористической, но и технологической безопасности объекта. ФЗ от 21.07.2011 № 257-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в части обеспечения безопасности объектов ТЭК", ФЗ от 18.07.2011 № 242-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты по вопросам осуществления государственного контроля (надзора) и муниципального контроля». 7. О надзоре и контроле а) Приказ Минприроды от 28.04.2010 об утверждении Административного регламента о техническом контроле и надзоре в электроэнергетике. Под «техническим контролем и надзором в электроэнергетике» подразумевается «государственная функция соблюдением пределах в по осуществлению своей контроля компетенции и требований надзора за безопасности 66 в электроэнергетике». В перечень документов, в соответствии с которыми проводится «технический контроль и надзор» включены кодексы, Федеральные законы, правила и постановления, утвержденные Правительством, зарегистрированные в Минюсте, в том числе ПТЭ 2003 г., Правила по котлам и трубопроводам под давлением, Правила допуска в эксплуатацию энергоустановок. Нормативно-правовая база электроэнергетики России Нормативно-правовая база электроэнергетики России нуждается в существенном совершенствовании и развитии. Федеральные законы, затрагивающие сферу ее технического управления, включая закон «Об электроэнергетике», носят преимущественно рамочный характер. Отсутствуют необходимые правовые акты, регулирующие надежность и безопасность эксплуатации электростанций, порядок взаимодействия между всеми звеньями электроэнергетического производства, а также недостаточно правовых норм, предусматривающих персональную ответственность за нарушение правил технологической дисциплины. Действовавшая в советское время система ГОСТов, СНиПов и Правил в области проектирования, строительства и эксплуатации оборудования с принятием в декабре 2002 года базового Федерального закона «О техническом регулировании» должна была уступить место системе общих и специальных регламентов. Но полноценная система технических регламентов в электроэнергетике не сформирована, и в настоящее время федеральные законы и нормативно-правовые акты Правительства государственного РФ, регламентирующие энергетического надзора за порядок осуществления основным оборудованием энергосистем, недостаточны [1]. Имеет место существенное отставание в разработке нормативно-технических документов (НТД) от темпов реформирования отрасли: более 1700 НТД, утвержденных приказами ОАО РАО «ЕЭС России» и ведомственными актами, остались вне правового пространства; 67 действующие НТД не электроэнергетической учитывают и прогрессивных электротехнической технологий сферах, не в отвечают современным задачам развития отрасли и требуют актуализации; в отрасли отсутствует дееспособная система стандартизации, нет механизмов присоединения к НТД стандартов организаций; остро необходима разработка технологических правил работы электроэнергетических систем. Управление техническим состоянием активов регулируется документами, указанными в Приложении 1. Отраслевые нормативные документы, содержащие не только требования по управлению техническим состоянием, приведены в Таблицах 3,4 Приложения 1. Международные и национальные стандарты по управлению активами Основные международные/европейские нормы, применяемые для управления активами: 98/37/ЕС-Machinery оборудования, имеющих Directive (Требования движущие части); к безопасности 97/23/EC-PED машин и (Требования к безопасности систем и установок, работающих под давлением) – содержат требования к техническим характеристикам и безопасности тепломеханического оборудования ISO 14661:2000, ISO 14661:2000/Amd. I (Турбины тепловые промышленного применения –паровые турбины, газовые турбины со ступенями давления – Общие требования. С изменением №1: Перечень технических характеристик паровых турбин промышленного применения), ISO 2314:1989, ISO 2314:1989/Amd. I (Турбины газовые. Приемочные испытания. С изменением №1) - содержат требования к техническим характеристикам турбин энергетических установок. ISO 3057:1998 (Контроль неразрушающий. Металлографический метод реплик для исследования поверхности), ISO 17635:2003 (Неразрушающий контроль сварных швов. Общие правила для швов, полученных при сварке плавлением 68 металлических материалов) - содержат требования к измерениям состояния металла основного оборудования ТЭС MEC 60076-2, MEC 6-76-3, MEC 60076-5 – содержат требования к техническим характеристикам по нагреву, электрической прочности и стойкости силовых трансформаторов при коротких замыканиях MEC 60034-1 (Машины электрические вращающиеся. Номинальные данные и рабочие характеристики), MEC 60034-3 (Вращающиеся электрические машины. Часть 3: Специальные требования для синхронных турбогенераторов по основным понятиям, определениям, техническим требованиям и испытательным нормам) содержат основные понятия, технические требования, требования к испытаниям турбогенераторов. ASME Boiler and pressure vessel code an American National Standard ANSI // ASME BPV-XI Rules for Inservice Inspection of Nuclear Power Plant Components ASME Boiler and pressure vessel code, Section' XI, Appendix A, Rules for inservice inspection of nuclear power plant components. ASME Boiler and Pressure vessel Code, Sec. III. American National Standard 69 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Система управления активами – Asset Management System - стала результатом поиска новой системы организации технического обслуживания основных производственных активов, которая позволила бы сбалансировать все задачи и требования, появившиеся в этой сфере с развитием методик и программного обеспечения по управлению надежностью и развитием методик планирования, способных обеспечить конкурентные преимущества в рыночной экономике. Концепция управления активами базируется на имеющихся теориях систем менеджмента, таких как управление качеством, управление рисками, техническое обслуживание, ориентированное на повышение надежности, техническое обслуживание по состоянию оборудования, принципы оптимизации портфельных инвестиций, общая эффективность использования оборудования, стоимость жизненного цикла актива и другие. Практическая реализация концепции управления активами в Европе поставила вопрос об унификации понятий, аппарата и методологии, используемой для компаний. Был разработан национальный английский стандарт по управлению активами PAS 55. В настоящее время на базе PAS 55 разрабатывается международный стандарт ISO 55000 по управлению активами. Для управления рисками в рамках системы управления активами разработан международный стандарт по системе риск менеджмента ISO 31000: Риск менеджмент. Принятая практика и руководство для выполнения. Ведущими странами в использовании глобального подхода к управлению активами в промышленности являются Великобритания, Австралия, Новая Зеландия и США. В этих странах на протяжении последних 10 лет разрабатывались национальные стандарты для внедрения систем и передовых методов по управлению активами. Для таких отраслей, как нефтехимия, нефтегаз, железнодорожная отрасль разработаны отраслевые национальные стандарты. 70 Комплексным методом управления активами, применяемым в последнее время в мире, является метод RAMS - Reliability, Availability, Maintainability, Safety (в пер. с англ. - надежность, эксплуатационная готовность, ремонтопригодность, безопасность). Применение методики RAMS/LCC является обязательным условием соответствия международного стандарта IRIS (International Railway Industry Standard). В отечественной практике есть пример использования методики управления активами на базе стоимости жизненного цила (LCC) в железнодорожной отрасли. В России, в условиях конкурентного рынка, перед энергетическими компаниями также встает задача создания такой системы управления, которая позволила бы менеджменту энергетических компаний довести до максимума использование их активов (повышение ценности активов компании) при достижении сбалансированного риска. Специфика деятельности энергопредприятий не позволяет использовать классическую теорию и методологию для управления активами, что вызывает необходимость разработки на ее базе особых подходов и инструментария управления активами. Более того, при разработке подходов и инструментария управления активами необходимо учитывать ужесточение в мире требований к обеспечению системной надежности через совершенствование правовых механизмов. Так, в США с 2005 года ведено более 200 стандартов по надежности (NERC Reliability Standards). Все эти стандарты одобрены Федеральной энергетической комиссией США и приобрели статус обязательных документов, причем не только в США, но и в ряде провинций Канады. На сегодняшний день нормативно-правовая база электроэнергетики России в целом и в частности, регламентирующая вопросы управления активами, нуждается в существенном совершенствовании и развитии. Федеральные законы, затрагивающие сферу ее технического управления, включая закон «Об электроэнергетике», носят преимущественно рамочный характер. Отсутствуют необходимые правовые акты, 71 регулирующие надежность и безопасность эксплуатации электростанций, порядок взаимодействия между всеми звеньями электроэнергетического производства. В этих условиях энергопредприятия вынуждены разрабатывать корпоративные стандарты предприятия по обеспечению надежности, безопасности, другим областиям управления активами и направлять их для одобрения в регулируюшие отрасль органы. Успешные работы по созданию модели и методологии управления активами энергопредприятия способны решить целый комплекс проблем стратегического развития энергопредприятия и обеспечить высокие конечные результаты всей его текущей хозяйственной деятельности. 72 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Белов И.Г. Управление производственными фондами в энергетике: качество ремонтных работ и поддержание надежности // Электрические станции. - 2005, №3 2. Бланк И.А. Управление активами. – К.:Ника-Центр, Эльга, 2002. 3. Денисов В.И. Методические особенности обоснования вариантов обновления объектов энергетики // Электрические станции. – 2003, №5. 4. Невский А. Управление активами в электроэнергетике // Энергорынок. - 2006, №10. 5. Румянцева Е.Е. Новая экономическая энциклопедия. 2-е изд. – М.: ИНФРА-М, 2006. 6. Управление активами с точки зрения надежности. Siemens AG. 2006. 7. Филатов А.А. Подходы к определению сущности физических активов предприятия // Cб. научных трудов «Вопросы развития народного хозяйства Российской Федерации, выпуск 2». – Иваново, ИГЭУ. - 2007 г. 8. Шехватов Д. EAM, MRO, APM и другие концепции управления основными фондами // Мир компьютерной информатики. – 2004, №4. 9. Электроэнергетика России 2030. Целевое видение. 10. Ковалев Г. Ф. Ключевые аспекты нормирования системной надежности ЭЭС. 11. Ковалев Г.Ф. Крупенев Д.С., Лебедева Л.М. Актуальные проблемы надежности электроэнергетики. // Автоматика и телемеханика. – 2010. – № 7. 12. Манов Н.А., Чукреев Ю.Я и др. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем. Сыктывкар, 2010. 13. Бондаренко А.Ф., Герих В.П. О трактовке критерия надежности 73 n–1 // Электрические станции. 2005. № 6. 14. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: НЦ ЭНАС, 2004 (утверждены Минэнерго России 30.06.2003). 15. Кучеров Ю.Н. «Справка о Североамериканском объединении по надежности NERC» (материалы для Комиссии 2010). 16. Манов Н. А. «Опыт обеспечения системной надежности ЕЭС Северной Америки» (материалы для Комиссии 2010). 17. Эдельман В. И. «Экономические аспекты обеспечения надежности в электроэнергетике» (материалы для Комиссии 2010). 18. Mike Walker. Reliability Centered Maintenance // CEATI Asset Management Seminar May 11th, 2005. 19. John Moubray. Reliability-Centred Maintenance // Industrial Press, 2006. 20. Gary Jonston. Staying in the Power Game: Managing the Enterprise Asset Portfolio // SAP. World Power. - 2004. 21. www.twpl.co.uk 74
