Организация оценки несоблюдения планов ремонтной компании Федеральной сетевой компании (ФСК)

труда, рабочая сила, рыночное ценообразование, ценные бумаги, налоговая система, формы собственности, фазы воспроизводства товара.

План экономического развития является основной формой обеспечения баланса между рыночным спросом на товар, необходимыми ресурсами и производством продукции и услуг.

Государственный заказ трансформируется в портфель заказов предприятия с учетом спроса и предложения, в котором госзаказ уже не имеет доминирующего значения.

Для достижения поставленных целей необходимо четко определить критерии эффективности и конечные результаты производства в виде совокупности показателей.

Библиографический список

1. Аналоуи. Ф. Стратегический менеджмент малых и средних предприятий. М.: ЮНИТИ, 2012, с. 398.

2. Идрисов А.Б., Картышев С.В., Плотников А.В. Стратегическое планирование и анализ эффективности инвестиций. М.: Информационно-издательский дом «Филинъ», 2011, с.260.

3. Лисьев Г.А. Технологии поддержки принятия решений: учебное пособие, М.: ФЛИНТА, 2011, с.133.

4. Малышева Е.В., Стратегическое планирование. Министерство образования и науки Российской Федерации, Новосибирский гос. технический ун-т, Фак. бизнеса. Ч. 1, 2010.

5. Маленков Ю.А. Стратегический менеджмент. Учебник. - М.: Проспект, 2011, с.224.

6. Ахтямов М.К. Инновационное развитие предпринимательства в экономике знаний: монография, М.: Креативная экономика, 2011, с.320.

7. Томпсон, Артур А., Стратегический менеджмент. пер. с англ. под. ред. Л. Г. Зайцева. М.: Банки и биржи: ЮНИТИ, 2012, с.175.

8. Тихомирова О. Г., Варламов Б.А. Менеджмент организации: теория, история, практика. М.: Инфра-М, -2012, с. 256.

9. Фомичев А.Н. Стратегический менеджмент. Учебник. - М.: ИТК и К, 2010, с.468.

10. Центр стратегических разработок [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.csr.ru. 14.05.2014.

УДК 338

А.С.Морозов ОРГАНИЗАЦИЯ ОЦЕНКИ НЕСОБЛЮДЕНИЯ ПЛАНОВ РЕ-

Н.Г. Любимова МОНТНОЙ КОМПАНИИ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ

Аннотация. Одной из наиболее важных задач, стоящих перед Системным оператором (СО), является поддержание системной надежности ЕЭС. СО всегда серьезно относится к планированию режимов, в том числе - планированию ремонтов сетевого оборудования, ведь ни одно отключение, даже плановое, не проходит без последствий, как для энергосистемы, так и для оптового рынка электроэнергии. В связи с высоким уровнем износа сетей и сетевого оборудования, а следовательно, и высоким уровнем аварийных отключений и отказов в сетях, возникла необходимость внедрения системы контроля готовности сетевого оборудования и мотивации сетевых организаций. Этой системой стал «Мониторинг сетей», основной целью которого является отслеживание неплановых и несогласованных отключений, а так же отключений, заявки на которые поданы с нарушением регламентных сроков. Данный механизм должен мотивировать ФСК поддерживать комплекс магистральных сетей в исправном состоянии путем увеличения стоимости покупки электро-

© Морозов А.С., Любимова Н.Г., 2014

Вестник Университета № 14, 2014_

энергии с целью компенсации потерь электрической энергии.

Ключевые слова: мониторинг соблюдения объема и сроков проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства, электрические сети, контроль, плановые ремонты, неплановые ремонты, аварийные ремонты, возрастная структура сетевого оборудования, потери электрической энергии. Artem Morozov ORGANIZATION of ASSESSMENT OFNONCOMPLIANCE

Natalia Lyubimova PLANS AND REPAIR COMPANY FEDERAL GRID COMPANY

Annotation. One of the most important challenges facing the System Operator (SO) is to maintain reliability of United Power System. SO always seriously planning regimes, including - planning of repair network equipment, because no one trip, even planned, does not pass without consequences, both for the energy system and for the wholesale electricity market. Due to the high level of depreciation of networks and network equipment, and therefore a high level of emergency outages and failures in the network, it became necessary to introduce control system of readiness of network equipment and motivation of network organizations. This system was named "Monitoring of grid", whose main purpose is to keep track of unplanned outages and inconsistent, as well as outages, submitted applications on which was with violation of scheduling. The mechanism should motivate Federal Grid Company support complex highway networks in good condition by increasing the cost of electricity purchases to compensate losses of the electric energy.

Keywords: monitoring the compliance of the amount and timing of repairing the power grid facilities, electrical networks, supervision, planned repairs, unplanned repairs, emergency repairs, network equipment's age structure, losses of electric energy.

Единая энергетическая система (ЕЭС) России - технологическая основа электроэнергетики страны, состоящая из двух синхронных ценовых зон. В составе первой ценовой зоны ЕЭС России работают параллельно 66 энергосистем, которые входят в 6 объединенных энергосистем (ОЭС): ОЭС Северо-Запада (8), ОЭС Центра (18), ОЭС Средней Волги (9), ОЭС Юга (12), ОЭС Урала (9); ОЭС Сибири, объединяющая 10 энергосистем -вторая ценовая зона.

ЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяженной территории обусловлено широкое применение дальних линий электропередач высокого и сверхвысокого напряжения (ВЛ). Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ.

По состоянию на 01.01.2013, в соответствии с отчетными данными ФСК и СО суммарная протяженность электрических сетей напряжением 220 кВ и выше по ЕЭС России в целом (включая ОЭС Востока) составила 165,5 тыс. км, в том числе напряжением 330 кВ и выше - 60,0 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) напряжением 220 кВ и выше на сетевых подстанциях составила 421,2 тыс. МВА, в том числе напряжением 330 кВ и выше - 171,3 тыс.МВА. [2]

Наиболее важным показателем технического состояния сетей является их возрастная структура. Нормативный срок службы ВЛ 220кВ и выше составляет около 50 лет, допустимый - 60 лет и более. Замена трансформаторного оборудования подстанций (ПС) 220кВ и выше по ресурсным условиям производится в среднем после 25-30 лет эксплуатации. [3]

На начало 2013 г. в ЕЭС России 57 % (по протяженности) ВЛ напряжением 220кВ и выше эксплуатировались со сроком службы более 30 лет (более 40 лет - почти 30 %).[3]

Практически такие же возрастными показателями характеризуются ВЛ 330кВ и выше - более 30 лет - 51 % (более 40 лет - 28,5 %). 12 % ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ находятся в рабо-

те уже более 50 лет. По укрупненной оценке, средний по ЕЭС России «возраст» ВЛ 220 кВ и выше составляет около 30 лет.

Аналогичные показатели на начало 2013 г. по срокам эксплуатации трансформаторов на ПС напряжением 220кВ и выше: в среднем по ЕЭС со сроком службы более 30 лет эксплуатировалось (по мощности) трансформаторов 750кВ - 13 %, 500кВ - 23 %, 330кВ - 35 %, 220кВ - порядка 40 %.[3]

Возрастная структура электросетевого комплекса напрямую влияет на уровень потерь в сетях. Технологические потери зависят от технического состояния сетей - изношенности электросилового оборудования, старения изоляции, эксплуатации электросилового оборудования с характеристиками, не соответствующими современным требованиям. Все это характеризует техническое состояние и эффективность электросетевого комплекса.

Технологические потери электроэнергии включают в себя: технические потери в линиях электропередачи и электротехническом оборудовании, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования; расход электроэнергии на собственные нужды подстанций и плавку гололеда, а также потери, связанные с допустимой погрешностью измерений системы учета электроэнергии. За 2012 год уровень технологических потерь в сетях составил 10,57 %. [3]

Старение электросетевого комплекса приводит не только к росту технологических потерь, но и существенно снижает надежность всей энергосистемы. С учетом существующих в ЕЭС узких мест, аварийные отключения могут привести к запиранию мощности в энергоузлах, сложности планирования режимов, росту вероятности перегруза сетевого оборудования, что может привести к каскадному развитию аварии и переводу энергорайнов или даже целых ОЭС на изолированную работу. Помимо этого, любое отключение, как плановое, так и неплановое, приводит к перераспределению потоков электроэнергии и, зачастую, к изменению состава генерирующего оборудования, что, в свою очередь, приводит к росту узловых цен.

В связи с этим, СО и администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии (АТС) ввели механизм мониторинга соблюдения объема и сроков проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства - мониторинг сетей. Этот механизм должен обеспечить развитие системы мотивации, стимулирующей собственников оборудования к соблюдению планов объемов и сроков проведения ремонтов. В случае несоблюдения планов объемов и сроков проведения ремонтов, к сетевой компании применяются штрафные санкции.

Согласно разработанной нормативной документации, непосредственно сбором, обработкой и формированием информации о соблюдении объемом и сроков проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства занимается СО. Расчет финансовых обязательств участников оптового рынка на основе представленной СО информации осуществляет АТС.

Алгоритм мониторинга прописан в Регламенте мониторинга соблюдения организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью объема и сроков проведения ремонтов (приложение 13.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) [4]. Согласно регламенту, исходной информацией для осуществления мониторинга сетей являются:

• сводный месячный график ремонтов ЛЭП и сетевого оборудования, утвержденный СО;

• диспетчерские заявки на вывод в ремонт объектов электросетевого хозяйства, включенных в перечень объектов;

• данные о фактическом состоянии (включено/отключено) объектов электросетевого хозяйства, включенных в перечень объектов.

Мониторинг проводится на всех уровнях диспетчерского управления: на региональном ( РДУ)-мониторинг энергетических объектов напряжением 220кВ, на уровне объединения (ОДУ)- сбор и проверка данных РДУ, мониторинг энергетических объектов напряжением 330кВ и выше и на уровне ЕЭС России ( ЦДУ)- сбор и проверка данных ОДУ, формирование общего отчета. Для этого используется программно-аппаратный комплекс (ПАК) «Мониторинг сетей», который загружает все исходные данные с серверов, обрабатывает, со-

вершает первичный анализ и выводит их на экран ПК сотрудника, отвечающего за мониторинг. Этот сотрудник должен проверить правильность машинного анализа, внести необходимые корректировки и сформировать окончательный отчет по мониторингу. Проверка осуществляется в соответствии с Порядком определения выполнения требований к объемам и срокам проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства. [5]

Согласно Порядку, мониторинг осуществляется в отношении каждого часа каждых суток отчетного месяца.

Итогом обработки данных мониторинга сетей СО являются почасовые значения коэффициентов ЛС^ и ЛС2,^2.

Коэффициент ЛСщг характеризует не соблюдение утвержденного месячного графика ремонтов объектов электросетевого хозяйства по ценовым/неценовым зонам z в часе h суток X.

Для целей определения коэффициента ЛС1;^2, СО осуществляет регистрацию количества отключенных объектов электросетевого хозяйства по каждому классу напряжения (

500 330 220 у

П\,к,2 , П1,к,2 , П1,к,2 Л

• выведенных в неплановый ремонт / в резерв по диспетчерской заявке, поданной сетевой компанией в регламентные сроки;

• выведенных в неплановый ремонт по диспетчерской заявке, поданной сетевой компанией в нерегламентные сроки - в период от момента завершения регистрации ЛС2^,г до окончания ремонта;

Коэффициент ЛС^г характеризует несоблюдение сроков подачи диспетчерских заявок на проведение ремонтов объектов электросетевого хозяйства по ценовым/неценовым зонам z в часе h суток X.

Для целей определения коэффициента ЛС2,^2 СО осуществляет регистрацию количества отключенных объектов электросетевого хозяйства по каждому классу напряжения (

500 330 220 у

• выведенных в ремонт, в том числе в плановый ремонт (в резерв) по диспетчерской заявке, поданной в нерегламентные сроки - на период нарушения срока подачи диспетчерской заявки;

• не включенных по команде СО из резерва или ремонта в соответствии со сроком аварийной готовности;

• отключенных по факту при отсутствии разрешенных диспетчерских заявок,

Несоблюдение объемов и сроков проведения ремонтов не регистрируется, и, соответственно, не учитывается в расчете штрафов, в отношении объектов электросетевого хозяйства, находящихся:

• в плановом ремонте в соответствии с месячным графиком ремонтов, при этом диспетчерские заявки на вывод в ремонт поданы в регламентные сроки;

• в ремонте, не соответствующем месячному графику ремонтов, в случае если срок ремонта изменен относительно месячного планового графика ремонтов по инициативе СО, при этом диспетчерские заявки на вывод в ремонт поданы в регламентные сроки;

• в отключенном состоянии по команде СО для проведения работ на энергообъектах, не принадлежащих сетевой компании, а также в случае запрета СО на включение из-за

проведения таких работ;

•

тики;

в резерве по команде СО;

в отключенном состоянии вследствие срабатывания противоаварийной автома-

в кратковременном (до 3 часов) отключенном состоянии.

в отключенном состоянии из-за повреждения или ремонта оборудования, не принадлежащего сетевой компании;

• в отключенном состоянии вследствие форс-мажорных обстоятельств (ураганов, наводнений и т.д.) подтвержденных в установленном законодательством порядке;

• в ремонте, не соответствующем месячному графику ремонтов, в случае если в отношении данного объекта оформлены (разрешены) заявки на проведение работ, поданные как сетевой компанией, так и сторонней организацией, и при этом заявка от сторонней организации на проведение работ на данном объекте была подана в СО ранее заявки сетевой компании.

Рассчитанные коэффициенты передаются в АТС, который производит расчет итогового коэффициента GQсрмес. Данный коэффициент будет применятся для увеличения в месяце, следующим за расчетным, стоимости покупки электроэнергии в целях компенсации потерь в сетях ФСК. Таким образом, сетевая компания будет наказываться за несоблюдение требований к объемам и срокам проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства. Стоит отметить, что, согласно методике, GQсрмес не может превышать 3 %. [6].

В 2013 году, среднее количество объектов в отключенном состоянии за год составило 143 объекта в час. Из них 85 объектов в час (59,4 %) - в плановом ремонте, 38 (26,6 %) в неплановом, и 20 (14 %) - с нарушением сроков или объемов ремонта (к этой категории относятся аварийные и неотложные ремонты, ремонты, заявки на которые были поданы в нерегламентные сроки, а так же отключения без согласования с СО) На теплые месяцы, с апреля по октябрь, приходилось почти 80 % от общего объема отключений. [9].

Соотношение плановых, неплановых отключений, и отключений с нарушением сроков и объемов приводится на рисунок 1.

Эти данные были учтены СО и переданы в АТС для ежемесячного расчета итогового коэффициента GQсрмес Штрафной коэффициент увеличивал стоимость покупки электроэнергии на следующий месяц с целью покрытия потерь в сетях ФСК. Результаты расчетов коэффициента GQсрмес и начисленный штраф по ОЭС Центра приведены в таблице.

Таким образом, по результатам мониторинга за 2013 год, только в ОЭС Центра ФСК понесла убытки в размере 158,3 млн рублей, что составило 2,2 % от стоимости покрытия потерь.

Как видно из таблицы, наименьшие штрафы ФСК получает в зимние месяцы, когда отключений не так много. Несмотря на высокую долю неплановых и аварийных отключений в общем балансе отключений в зимние месяцы, их все же меньше, чем в летние.

Рис. 1. Среднее количество плановых, неплановых отключений, и отключений с нарушением

сроков и объемов.

Таблица

Результаты мониторинга сетей за 2013г. _

Месяц СУ)сред _рем (за предыдущий месяц) Убыток ФСК % от стоимости покупки э/э с целью покрытия потерь

Январь 1,0080 10 673 055,56 0,8

Февраль 1,0126 4 320 044,36 1,26

Март 1,0140 6 769 987,65 1,4

Апрель 1,0188 7 012 149,87 1,88

Май 1,0202 9 695 977,29 2,02

Июнь 1,0275 10 644 050,24 2,75

Июль 1,0269 17 175 985,26 2,69

Август 1,0287 16 844 593,68 2,87

Сентябрь 1,0296 19 468 168,36 2,96

Октябрь 1,0298 20 980 886,12 2,98

Ноябрь 1,0228 18 228 737,17 2,28

Декабрь 1,0184 16 519 219,55 1,84

Итого за 2013 158 332 855,11 2,2

год

Так же играет роль тот факт, что СО отклоняет многие несрочные неплановые заявки, чтобы обеспечить системную надежность в зимнее время, когда есть большой риск массового обрыва сетей из-за снега и льда. Помимо этого, ФСК сама не заинтересована в проведении зимних ремонтных работ, так как это достаточно трудоемко и опасно для ремонтного персонала. Основную долю неплановых заявок в зимнее время составляют заявку на очистку линий электропередач от наледи и работы с трансформаторами. Высокие убытки в декабре связаны с тем, что расчет коэффициента GQср.мес на декабрь производится по данным отключений в ноябре.

Самые же большие штрафы ФСК получает за летние и осенние месяцы - с июля по ноябрь. Это связано с тем, что в теплое время вероятность массового отключения меньше, локальные же отключения из-за ветра, или упавших деревьев не несут настолько серьезной угрозы системной надежности как снег и ледяные дожди, которые способны повредить сети на большой территории.

В связи с этим в летние месяцы неплановых отключений становится больше, что, в свою очередь, увеличивает равновесные цены в узлах расчетной модели, так как, как уже было сказано, вследствие отключений меняются перетоки, потери и состав генерирующего оборудования. Поэтому при несоблюдении объемов и сроков ремонта электросетевого оборудования ФСК не только получает штрафные санкции в виде коэффициента, увеличивающего стоимость покупки электроэнергии в целях компенсации потерь, но и увеличивает себе базу, на которую этот штраф начисляется.

Библиографический список

1. ФЗ № 35 «Об электроэнергетике»

2. Отчет ФСК ЕЭС за 2012г.

3. Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы, Анализ функционирования и развития Единой энергетической системы России, включая анализ Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) по ОЭС ЕЭС России за период 2008-2012 гг.

4. Регламент мониторинга соблюдения организацией по управлению единой национальной

5. Порядок определения выполнения требований к объемам и срокам проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства

6. Постановление Правительства РФ от 26 июля 2007 г. № 484 «О выводе объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации»

7. Регламент взаимодействия структурных подразделений исполнительного аппарата ОАО «СО ЕЭС» и филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ при осуществлении мониторинга соблюдения объема и сроков проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства

В. Приказ ФСТ России № 32-э/1 от 03 марта 2009г. «Об утверждении коэффициентов, применяемых к ценам (тарифам) на электрическую энергию и мощность в случае несоблюдения организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью суммарного объема и сроков проведения ремонтов, согласованных в установленном порядке с системным оператором, и коэффициентов, применяемых при расчете величины снижения стоимости мощности в случае невыполнения участниками оптового рынка обязательств по поддержанию генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии»

9. http://so-ups.ru/index.php?id=tech_disc - Сайт Системного оператора

УДК 658.562

МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ВНЕДРЕНИЯ ПРОЦЕССНО-ОРИЕНТИРОВАННОГО ПОДХОДА К УПРАВЛЕНИЮ ЗАТРАТАМИ В РАМКАХ СМК

Аннотация: в статье обосновывается необходимость внедрения процессно-ориентированного подхода к управлению затратами для повышения практической значимости экономической диагностики современных систем менеджмента качества, рассматриваются методические и организационные вопросы создания модели затрат на процесс с учетом отечественного опыта в области учета и управления.

Ключевые слова: эффективность систем менеджмент качества, процессный подход, результативность и эффективность процесса, модель затрат на процесс и ее проектирование.

METHODICAL ASPECTS OF A PROCESS-ORIENTED APPROACH TO COST MANAGEMENT WITHIN THE QMS

Abstract: The necessity of introducing activity-based-management to increase the practical relevance of economic diagnostics of modern quality management systems, discusses methodological and organizational issues of creating a cost model for the process to the domestic experience in the field of accounting and management.

Keywords: effective quality management system, process approach, efficiency of the process, the cost model for the process and its design.

Сегодня два стандарта, ГОСТ Р ИСО 9004-2010 «Менеджмент для достижения устойчивого успеха организации» и ГОСТ Р ИСО 10014-2008 «Руководящие указания по достижению экономического эффекта в системе менеджмента качества», прямым образом ориентируют предприятия на повышение эффективности функционирования их систем менеджмента качества (СМК) по результатам самооценки [2,3] .

К сожалению, в отечественной практике часто самооценка СМК носит формальный характер, так как стандарты ИСО 9004 и ИСО 10014 пока содержат только общие требования и рекомендации, требующие более глубокой научно-методической проработки [6]. По наше-

Н.А. Мурзак М.А. Дьяченко

Natalia Murzak, Maya Dyachenko

О Мурзак H.A., Дьяченко MA., 2014