О методологии расчета технического риска на основе вероятности и последствий отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования

22

управление активами

О методологии расчета 
технического риска на основе 
вероятности и последствий отказа 
функционального узла и единицы 
основного технологического 
оборудования

УДК 621.316

Изложены

концептуальные

положения

методологии

расчета

величины

техни

-

ческого

риска

на

основе

вероятности

отказа

функционального

узла

и

единицы

основного

технологического

оборудования

 (

далее

 — 

оборудования

) 

и

оценки

его

последствий

. 

Разработка

и

внедрение

предложенных

подходов

позволяет

, 

по

мнению

авторов

, 

дополнить

приоритизацию

воздействий

на

основное

тех

-

нологическое

оборудование

, 

основанную

на

индексной

оценке

технического

состояния

активов

, 

приоритизацией

с

учетом

риска

последствий

отказа

обо

-

рудования

 (

далее

 — 

риска

). 

Внедрение

в

регулярный

процесс

подготовки

реше

-

ний

величины

риска

как

одного

из

критериев

приоритизации

является

важным

инструментом

повышения

эффективности

управления

техническим

состоянием

основного

технологического

оборудования

как

основного

инструмента

обеспе

-

чения

надежности

энергоснабжения

.

Грабчак

Е

.

П

.,

к.э.н., директор Департамента оперативного 

контроля и управления в электроэнергетике 

Минэнерго России

Медведева

Е

.

А

.,

заместитель директора Департамента 

оперативного контроля и управления 

в электроэнергетике Минэнерго России

Петренко

А

.

О

.,

первый заместитель генерального 

директора — технический директор 

АО «Техническая инспекция ЕЭС»

Щинова

Т

.

В

.,

магистр кафедры «Электроэнергетические 

системы и сети» Казанского государственного 

энергетического института

Ключевые

слова

:

электроэнергетика; энергосистема, 

функциональный узел; основное 

технологическое оборудование; вероятность 

отказа, последствия отказа; риск; техническое 

состояние

Н

а  сегодняшний  день  процедура  расчета 

вероятности отказа функционального узла 

и  оборудования  в  целом  является  неотъ-

емлемой частью методологической основы 

функционирования  системы  поддержки  принятия 

решений (далее — СППР) в части технико-экономи-

ческой оценки выбора вариантов воздействия в ходе 

планирования  производственной  программы  и  дру-

гих  процессах  оперативно-технологического,  си-

туационного,  производственного  стратегического 

управления техническим состоянием объектов элек-

троэнергетики на уровне субъекта энергетики, ответ-

ственного  за  управление  техническим  состоянием 

оборудования и государственного регулятора.

На данный момент у каждого субъекта существу-

ют  собственные  наработки  по  расчету  вероятности 

отказа функционального узла и оборудования в це-

лом.  Применяемые  методы  расчета  вероятности 

отказа  носят  аналитический  характер,  требующий 

наличия  массивного  архива  информации.  Данные 

методы можно разделить на следующие группы:

•  детерминированные методы [1, 2];

•  вероятностные методы [3, 4, 5];

•  аналитические методы [3, 4, 5].

В свою очередь, детерминированный метод рас-

чета,  основанный  на  использовании  строгого  набо-

ра зависимостей прочностных характеристик, имеет 

следующие недостатки [1, 2]:

– необходимость проведения детальных расчетов, 

не  всегда  необходимых  для  решения  агрегиро-

ванных задач управления;

23

– вероятность отказа эффективно рассчитывается 

только  при  проектировании  или  в  процессе  раз-

работки детали;

– возможность применения для уже эксплуатируе-

мого оборудования только в случае полной раз-

борки и диагностики оборудования;

– отсутствие при энергетических объектах центров 

диагностики  металла  по  уже  эксплуатируемому 

оборудованию;

– некорректность применения для расчета вероят-

ности отказа особо важных деталей ввиду предо-

ставления  неточного  результата  в  отсутствие 

комбинации с вероятностным методом.

Вероятностные  методы  применимы  для  всех 

уровней энергосистемы и имеют высокую точность 

определения вероятности отказа. Недостатки дан-

ных методов характеризуются следующими аспек-

тами:

•  необходимость применения большого количества 

статистической информации;

•  необходимость больших затрат для обеспечения 

сбора значительных объемов данных;

•  неприменимость ввиду технической невозможно-

сти  обеспечения  необходимым  объемом  инфор-

мации;

•  массивность и сложность математического аппа-

рата.

Аналитические методы компенсируют недостаток 

вероятностных  методов,  однако  также  имеют  отри-

цательные качества:

– применимость  ограниченного  набора  законов 

распределения,  что  не  позволяет  учитывать 

особенности  функционирования  оборудования, 

выработанные опытом эксплуатации;

– возможность  признания  достоверной  расчетной 

величины изменения во времени относительных, 

а не абсолютных значений вероятности события.

Главным  недостатком  существующих  методов 

расчета  вероятности  отказа  функционального  узла 

и оборудования является невозможность получения 

результата  с  необходимой  достоверностью  резуль-

тата  в  условиях  недостаточно  плотного  информа-

ционного потока, несмотря на применение сложного 

математического  аппарата.  В  этих  условиях  пред-

ставляется целесообразным применение имеющих-

ся  либо  разработка  упрощенных  методов  оценки, 

основанных на иных принципах, которые, не требуя 

сложных  вычислений,  позволяют  получить  оценку 

с сопоставимым уровнем достоверности. 

Методология расчета вероятности отказа функци-

онального узла и оборудования в целом, предложен-

ная авторами, не будет требовать большего количе-

ства  статистической  информации,  чем  необходимо 

для  оценки  технического  состояния,  применения 

сложного математического аппарата.

Кроме  того,  ее  применение  возможно  как  для 

функциональных  узлов,  имеющих  срок  эксплуата-

ции, так и вновь введенных, еще не имеющих стати-

стического ряда наблюдений.

В  результате  ретроспективного  анализа  ошибка, 

которая при первом расчете практически неизбежно 

превысит допустимый уровень, может быть выявле-

на и исключена уже при следующем расчете. 

Проблему  достоверности  прогнозных  значений 

должна решать процедура, результатом которой бу-

дет  являться  аппроксимация  прогнозных  значений 

к реальным показателям.

Это  позволяет  сформировать  прогнозную  ди-

намику вероятности отказа функционального узла 

в  процессе  управления  техническим  состоянием 

функционального узла и оборудования с достовер-

ностью, достаточной для целей первичной приори-

тизации  воздействий  при  планировании,  а  также 

оценки соответствия программ субъектов электро-

энергетики  целям  энергосистемы  на  отраслевом 

уровне.

Для  детальной  оценки  состояния  ресурсоопре-

деляющих деталей и функциональных узлов в про-

цессе диагностики с целью определения характера 

повреждений и технологии воздействия должны ис-

пользоваться классические методы.

В  процессе  разработки  методологии  для  макси-

мального  приближения  к  реальным  условиям  экс-

плуатации  оборудования  (объем  исходных  данных, 

изменение  технического  состояния  оборудования 

и т.д.) приняты следующие допущения:

•  отказ оборудования является следствием отказа 

функциональных узлов, поэтому для расчета ве-

роятности достаточно выполнение расчета веро-

ятности отказа функциональных узлов;

•  вероятность  отказа  является  численной  величи-

ной, уровень которой и динамика изменения зави-

сят от уровня и динамики изменения технического 

состояния  объекта  исследования.  Динамика  из-

менения  вероятности  отказа  описывается  функ-

цией,  симметричной  относительно  оси  абсцисс 

функции  динамики  изменения  технического  со-

стояния.  Таким  образом,  исходной  основной  ин-

формацией для оценки показателей вероятности 

отказа являются результаты оценки технического 

состояния;

•  рассматривается  наиболее  пессимистический 

сценарий,  при  котором  ухудшение  технического 

состояния  и  соответственно  вероятность  отказа 

развиваются стремительно и линейно (рисунок 1);

Рис

. 1. 

Динамика

изменения

технического

состояния

и

вероятности

отказа

функциональных

узлов

ИТС/ВО, %

T

, годы

Нормативная прямая изменения технического состояния 

ресурсоопределяющего функционального узла
Нормативная прямая изменения технического состояния про-

чих функциональных узлов
Нормативная прямая изменения вероятности отказа ресурсо-

определяющего функционального узла
Нормативная прямая изменения вероятности отказа прочих 

функциональных узлов

№

 1 (52) 2019

24

•  величина  вероятной  ошибки  в  оценке  вероятно-

сти отказа наивысшая при прогнозировании тех-

нического  состояния  нового  оборудования.  По 

мере  накопления  достоверной  статистической 

информации  ошибка  оценки  вероятности  отказа 

ЕО снижается;

•  планирование  воздействий  по  управлению  тех-

ническим  состоянием  нового  оборудования  осу-

ществляется  в  соответствии  с  действующими 

нормативными документами по управлению тех-

ническим  состоянием,  проектной  и  конструктор-

ской документацией. 

Предлагаемый подход может стать одной из мето-

дологических основ создания СППР по управлению 

техническим  состоянием  как  совокупности  эксперт-

ного  сообщества  и  киберфизических  систем,  в  том 

числе Единой отраслевой доверенной среды.

Авторами  предложена  следующая  последова-

тельность расчета вероятности отказа функциональ-

ного узла:

1.  По  данным  оценки  технического  состояния 

в  соответствии  с  методикой,  утвержденной  прика-

зом Минэнерго России от 26.07.2012 № 676 [6], фор-

мируется  прогноз  изменения  технического  состоя-

ния функционального узла оборудования на период 

до 5 лет.

Прогноз изменения индекса технического состоя-

ния функционального узла оборудования описывает-

ся функцией ИТС(

t

) по формуле:

ИТС(

t

) = (1 – |

tg



ФУ

i

| · 

t 

) · 



(ОГП

i 

· 

k

в

i

) / 4, 

(1)

где ОГП

i

 — балльная оценка 

i

-ой группы параметров 

технического состояния функционального узла обо-

рудования на момент проведения расчета вероятно-

сти  отказа; 

k

в

i

  —  значение  весового  коэффициента 

для 

i

-ой группы параметров технического состояния 

функционального узла оборудования в соответствии 

с приложением [6]; 

t

 — время прогнозирования (с мо-

мента расчета и на прогнозный период 5 лет), лет; 

tg



ФУ

i

 — тангенс наклона функции прогноза измене-

ния  индекса  технического  состояния  функциональ-

ного узла оборудования. Значение модуля тангенса 

принимается 0,03 для ресурсоопределяющих функ-

циональных узлов и 0,1 для прочих функциональных 

узлов. 

2. Оценка и прогноз динамки вероятности отказа 

функционального  узла  оборудования  выполняется 

в соответствии с [4, 5].

В целях осуществления ранжирования и проведе-

ния приоритизации на основе значений технического 

риска  в  соответствии  с  возникающими  технически-

ми, финансовыми и прочими ограничениями и тре-

бованиями  при  планировании  проекта  программ 

технических  воздействий  на  оборудование,  оценка 

и прогноз вероятности отказа функционального узла 

оборудования и оборудования в целом целесообраз-

но проводить по формулам (2, 3), которые являются 

функцией изменения технического состояния функ-

ционального узла оборудования.

Прогноз  вероятности  отказа  функционально-

го  узла  оборудования  на  прогнозный  период  5  лет,

p

ф 

(

t

), может быть в общем виде представлен в виде  

зависимости от функции изменения во времени тех-

нического  состояния  функционального  узла  обору-

дования:

p

ф 

(

t

) = 

f

(ИТС(

t

)), 

(2)

где  ИТС(

t

)  —  функция  изменения  технического  со-

стояния  функционального  узла  оборудования  на 

момент  проведения  оценки  прогноза  вероятности 

отказа функционального узла оборудования, рассчи-

танное по формуле (1).

Таким образом, вероятность отказа функциональ-

ного узла оборудования является численной величи-

ной, уровень которой и динамика изменения зависят 

от уровня и динамики изменения технического состо-

яния функционального узла оборудования. Таким об-

разом, исходной основной информацией для оценки 

показателей  вероятности  отказа  функционального 

узла оборудования являются результаты оценки ин-

декса технического состояния. 

3. Прогноз динамики вероятности отказа оборудо-

вания описывается функцией 

p

(

t

) по формуле:

p

(

t

) = 

max

p

ф

i

(

t

) , 

(3)

где 

p

ф

i

(

t

) — функция изменения вероятности отказа 

i

-го  функционального  узла  оборудования,  опреде-

ленная по формуле (2). 

Изменение  вероятности  отказа  оборудования 

в целом изображено на рисунке 2.

Расчет  вероятности  отказа  функционального 

узла как причины отказа оборудования является ос-

новой  для  проведения  оценки  последствий  его  от-

каза.  Приоритизация  планируемых  воздействий  на 

оборудование по критерию минимальной величины 

последствий  отказа  является  следующим  (после 

приоритизации  по  техническому  состоянию)  шагом 

повышения эффективности управления состоянием 

оборудования.

Для  определения  последствий  отказа  оборудо-

вания  применяется  аналитический  метод  расчета. 

Данный  метод  основан  на  установлении  математи-

ческой зависимости между составляющими ущерба 

и характеризуется тем, что при расчете последствий 

применяются  нормативно-правовые  документы,  за-

крепленные  в  законодательстве  Российской  Феде-

рации,  фиксирующие  границы  возникновения  нега-

Рис

. 2. 

Уточнение

вероятности

отказа

функциональ

-

ного

узла

в

результате

ретроспективного

анализа

по

фактическим

данным

УПРАВЛЕНИЕ 

АКТИВАМИ

ВО, %

Нормативная прямая изменения вероятности отказа

оборудования

Реальное изменение вероятности отказа оборудования

Момент расчета вероятности

отказа оборудования

Прогноз вероятности

отказа оборудования

T

, годы

25

тивных  последствий  и  устанавливающие  величину 

выплат, направленных на компенсацию последствий 

отказа.  Кроме  этого,  применяются  действующие 

справочники цен, система бухгалтерского учета, тех-

нологические  карты,  а  также  рассматривается  экс-

пертный опыт эксплуатации и накопленная статисти-

ческая информация.

Прогнозная  оценка  последствий  отказа  обору-

дования  или  его  функционального  узла  позволяет 

провести  оценку  влияния  инвестиционного  проекта 

(техническое  перевооружение  и  реконструкция)  на 

достижение плановых значений количественных по-

казателей  реализации  инвестиционной  программы 

(проекта инвестиционной программы) и обоснования 

необходимости  реализации  инвестиционных  проек-

тов субъектов электроэнергетики.

Фактическая оценка последствий отказа оборудо-

вания  или  его  функционального  узла  может  прово-

диться  с  использованием  разработанной  методики 

субъектом электроэнергетики при оформлении акта 

о  расследовании  причин  аварий  в  электроэнерге-

тике  в  соответствии  с  приказом  Минэнерго  России 

от  02.03.2010  №  90  «Об  утверждении  формы  акта 

о расследовании причин аварий в электроэнергетике 

и порядка ее заполнения» [7]. 

В  ходе  разработки  методики  была  проанализи-

рована  статистическая  информация  об  авариях 

в электроэнергетике и разработаны варианты оцен-

ки последствий отказа в зависимости от критериев, 

установленных  «Правилами  расследования  причин 

аварий в электроэнергетике», утвержденными поста-

новлением Правительства Российской Федерации от 

28.10.2009  №  846  [8],  а  также  определено  среднее 

время восстановления каждого вида оборудования, 

что позволяет выполнить укрупненную оценку ущер-

ба от отказа.

На  основании  проведенного  анализа  авторами 

предложены  следующие  варианты  оценки  послед-

ствий отказа:

1.  Оценка  последствий  отказа  оборудования,  не 

повлекшего ущерба для потребителей:
 

У

ЕО

 = С

з

 + З

пуск

 + У

ЭК

 + У

ЖЛ

 + У

ТР

, 

(4)

где С

з

 — стоимость замены оборудования без учета 

НДС, руб., определяемая по формулам (5, 6); З

пуск

i

— 

пусковые затраты, руб., определяемые по формуле 

(7); У

ЭК

i

 — фактические или прогнозные затраты на 

возмещение  экологического  ущерба  —  совокуп-

ность  платежей  (штрафов)  за  экологические  по-

следствия, подлежащие удовлетворению в соответ-

ствии с законодательством Российской Федерации 

в  сфере  охраны  окружающей  среды,  и  стоимости 

работ  по  устранению  экологических  последствий, 

возникших  вследствие  отказа 

i

-го  оборудования, 

без НДС, руб.; У

ЖЛ

i

 — фактические или прогнозные 

затраты  на  компенсацию  нанесенного  вследствие 

отказа 

i

-го  оборудования  вреда  жизни  персонала, 

определенные  в  соответствии  с  законодатель-

ством  Российской  Федерации  в  сфере  обязатель-

ного социального страхования от несчастных слу-

чаев на производстве, руб.; У

ТР

i

 — фактические или 

прогнозные  затраты  на  компенсацию  нанесенного 

вследствие отказа 

i

-го оборудования вреда здоро-

вью персонала, определенные в соответствии с за-

конодательством  Российской  Федерации  в  сфере 

обязательного  социального  страхования  от  не-

счастных случаев на производстве, руб.

В случае отказа ресурсоопределяющего функци-

онального узла С

з

 рассчитывается по формуле:

С

з

 = С

нов

, 

 (5)

где C

нов

 — стоимость нового оборудования — анало-

га, не подлежащего восстановлению оборудования, 

без учета НДС, руб.

В  случае  отказа  иного  функционального  узла  C

з

рассчитывается по формуле:
 

С

З

 = С

ЗЧ

 + С

СР

 + С

МДР

,  

 (6)

где C

ЗЧ

 — стоимость запасных частей оборудования, 

востребованных  при  отказе  или  возможном  отказе 

(при прогнозировании) такого функционального узла, 

без  учета  НДС,  руб.;  C

CP

  —  стоимость  ремонтных 

работ по устранению отказа или возможного отказа 

оборудования без учета сборки-разборки оборудова-

ния без учета НДС, руб.; C

МДР

 — стоимость монтаж-

ных  и  демонтажных  работ  такого  функционального 

узла оборудования без учета НДС, руб.

З

пуск

i

  —  пусковые  затраты  (только  для  объектов 

по производству электрической энергии) — фактиче-

ские или возможные (при прогнозировании) затраты 

на  пуск 

i

-го  оборудования  после  проведения  работ 

по  восстановлению  работоспособного  состояния, 

рассчитанные по формуле [9]:
 

З

пуск

i 

= В

топ

 · Ц

топ 

+ В

вод

 · Ц

вод 

+ 

V

СН

 · Ц

СН 

+ З

'

проч

,  (7)

где  В

топ

  —  фактический  или  возможный  (при  про-

гнозировании)  дополнительный  расход  условного 

топлива на пусковые операции генерирующего обо-

рудования до включения в сеть и набора нагрузки; 

Ц

топ

  —  фактическая  цена  условного  топлива  или 

прогнозная цена условного топлива, которая опре-

деляется путем умножения действующей стоимости 

на индекс изменения цен (тарифов), определенный 

прогнозом  социально-экономического  развития 

Российской Федерации, разрабатываемым в соот-

ветствии с законодательством Российской Федера-

ции в сфере стратегического планирования в Рос-

сийской  Федерации  (далее  —  индекс  изменения 

цен/тарифов),  руб./т.у.т.;  В

вод

  —  фактический  или 

возможный (при прогнозировании) дополнительный 

расход  питательной  воды  на  пусковые  операции, 

т;  Ц

вод

  —  фактическая  цена  воды  или  прогнозная 

цена  воды,  которая  определяется  путем  умноже-

ния действующей стоимости на индекс изменения 

цен (тарифов), руб./т; 

V

сн

 — фактический или про-

гнозный  объем  электроэнергии  на  собственные 

нужды  тепломеханического  оборудования  при  пу-

сковых операциях, МВт·ч; Ц

сн

 — фактическая цена 

электро энергии на собственные нужды тепломеха-

нического оборудования или прогнозная цена элек-

троэнергии на собственные нужды тепломеханиче-

ского  оборудования,  которая  определяется  путем 

умножения  действующей  стоимости  на  индекс  из-

менения цен (тарифов), руб./МВт·ч; З

'

проч 

— прочие 

№

 1 (52) 2019

26

УПРАВЛЕНИЕ 

АКТИВАМИ

фактические или прогнозные затраты на пусковые 

операции (при наличии) без учета НДС, руб.

2.  Оценка  последствий  отказа  оборудования, 

нарушение  или  прекращение  функционирования 

которой  приводит  к  потере  управляемости  энерго-

установки, прекращению ее функционирования, раз-

рушению или снижению безопасности ее эксплуата-

ции:
 

У

ЕО

 = 



У

ЕО

i

 + У

неопл.мощн.

 + У

упущ.выгоды

 + C

ПР

, 

(8)

где У

ЕО

 — последствия отказа оборудования, рассчи-

танные  по  формуле  (4),  руб.;  У

неопл.мощн.

  —  фактиче-

ский или прогнозный ущерб от неоплаты располагае-

мой мощности электростанции, руб., определяемый 

по  формуле  (9);  У

упущ.выгоды

  —  фактический  или  про-

гнозный  ущерб  в  результате  упущенной  выгоды  от 

недовыработки  электрической  и  тепловой  энергии, 

руб.,  определяемый  по  формуле  (10);  C

ПР

  —  стои-

мость прочих расходов, включая затраты на ликви-

дацию  (локализацию)  технологического  нарушения 

или аварии, тушение пожара, проведение спасатель-

ных работ, транспортные расходы, а также расходы 

на расследование аварии без учета НДС, руб. Стои-

мость прочих расходов при прогнозировании опреде-

ляется субъектом электроэнергетики в соответствии 

данными  о  последствиях  нарушений,  указанными 

в актах о расследовании причин аварий в электро-

энергетике, оформленных в соответствии с [7].

Фактический или прогнозный ущерб от неоплаты 

располагаемой мощности электростанции — ущерб, 

возникающий  в  результате  невыполнения  требова-

ний  по  способности  генерирующего  оборудования 

к  выработке  электроэнергии  вследствие  технологи-

ческих нарушений (в том числе аварийных отключе-

ний) и приводящий к снижению величины оплаты за 

предоставляемую  покупателям  по  договорам  мощ-

ность, рассчитанный по формуле:
 

Ц

мощн

У

неопл.мощн.

 = — · 

P

уст

 · 

k

штр

, 

(9)

T

мес

где  Ц

мощн

  —  фактическая  цена  мощности  или  про-

гнозная цена мощности, которая определяется путем 

умножения действующей цены на индекс изменения 

цен  (тарифов),  руб./МВт  в  месяц; 

T

мес

  —  среднее 

количество часов в месяце (720), ч; 

P

уст

 — установ-

ленная  мощность  отказавшего  оборудования,  МВт; 

k

штр

  —  штрафной  коэффициент,  определяемый  на 

основании Правил оптового рынка.

Фактический или прогнозный ущерб в результате 

упущенной выгоды от недовыработки электрической 

и  тепловой  энергии  —  стоимость  недовыработки 

электрической и тепловой энергии при наступлении 

отказа оборудования, рассчитанная по формуле:
У

упущ.выгоды

 = КИРМ · 



P

год 

Ц

э

(

t

) · 

t

часов 

+ 



V

СТМ

 ·

T

т/э

,  (10)

где КИРМ — среднегодовой коэффициент исполь-

зования  располагаемой  мощности,  который  опре-

деляется  как  отношение  объема  выработки  элек-

троэнергии за определенный период эксплуатации 

к  максимально  возможному  объему  выработки 

электроэнергии  (для  прогноза  используется  вели-

чина КИРМ за последний календарный год); 



P

год

 — 

фактическое  или  прогнозное  снижение  мощности 

электростанции  вследствие  отказа  оборудования, 

МВт; Ц

э

(

t

) — фактическая цена на электроэнергию 

на розничном рынке или прогнозная цена на элек-

троэнергию  на  розничном  рынке,  которая  опреде-

ляется  путем  умножения  текущей  цены  на  индекс 

изменения цен (тарифов), руб./(МВт·ч); 

t

часов

 — коли-

чество  часов  неработоспособности  оборудования 

при  аварийно-восстановительном  ремонте  (при 

прогнозе  количество  часов  неработоспособности 

оборудования  определяется  на  основании  стати-

стической информации), ч; 



V

СТМ

 — среднегодовое 

значение снижения объемов отпущенной тепловой 

энергии из-за ограничений мощности (для прогноза 

используется величина 



V

СТМ

 за последний кален-

дарный год), Гкал; 

T

т/э

 — фактическая цена (тариф) 

на тепловую энергию или прогнозная цена (тариф) 

на тепловую энергию, которая определяется путем 

умножения текущей цены (тарифа) на индекс изме-

нения цен (тарифов), руб./Гкал.

3. Оценка последствий отказа оборудования, на-

рушение  или  прекращение  функционирования  ко-

торой  приводит  к  потере  управляемости  объекта 

электросетевого хозяйства или объекта по передаче 

электрической  энергии,  прекращению  его  функцио-

нирования,  разрушению  или  снижению  безопасно-

сти его эксплуатации, происходит по формуле:
 

У

ЕО

 = 



У

ЕО

i

 + У

недопост

 + У

комп.над

 + У

тар.над

 + 

+ У

комп.кач

 + У

тар.кач 

+ 



НВВ, 

(11)

где У

ЕО

 — последствия отказа оборудования, рассчи-

танные по формуле (4), руб.; У

недопост

 — прогнозный 

ущерб от недопоставки электроэнергии потребите-

лям услуг организации по управлению единой наци-

ональной  (общероссийской)  электрической  сетью 

или  территориальной  сетевой  организации,  руб.;

У

комп.над

  —  ущерб  от  выплаты  компенсации  потре-

бителям 3-й категории надежности при нарушении 

утвержденных регулирующими органами показате-

лей надежности услуг организации по управлению 

единой  национальной  (общероссийской)  электри-

ческой сетью или территориальной сетевой органи-

зации, рассчитанный по формуле (12); У

тар.над

 — про-

гнозный ущерб от снижения тарифа при нарушении 

утвержденных регулирующими органами показате-

лей надежности оказываемых услуг организации по 

управлению  единой  национальной  (общероссий-

ской) электрической сетью или территориальной се-

тевой организации, рассчитанный по формуле (14);

У

комп.кач

 — прогнозный ущерб от выплаты компенса-

ций  при  нарушении  качества  электрической  энер-

гии,  рассчитанный  по  формуле  (15);  У

тар.кач

  —  про-

гнозный ущерб от снижения тарифа при нарушении 

качества электрической энергии, рассчитанный по 

формуле (16); 



НВВ — снижение необходимой ва-

ловой  выручки  в  связи  с  невыполнением  утверж-

денных регулирующими органами показателей на-

дежности  оказываемых  услуг  для  организации  по 

управлению  единой  национальной  (общероссий-

ской)  электрической  сетью  или  территориальной 

27

сетевой организации, рассчитанное в соответствии 

с [12].

Ущерб  от  выплаты  компенсации  потребителям 

3-й  категории  надежности  при  нарушении  утверж-

денных  регулирующими  органами  показателей  на-

дежности услуг организации по управлению единой 

национальной  (общероссийской)  электрической  се-

тью или территориальной сетевой организации, рас-

считанный по формуле [10]:
 

У

комп.над

 = 



П

мес

i

·

 T

i

·

k

·

 (

t

 – 

t

ипн

), 

(12)

где П

мес

i

 — среднее потребление электрической энер-

гии (мощности) 

i

-ым потребителем услуг в месяц за 

последний  календарный  год,  кВт

·

ч;  T

i

  —  тариф  на 

передачу электрической энергии (мощности) для 

i

-го 

потребителя услуг, руб./кВт

·

ч; 

k

 — штрафной коэф-

фициент 0,03, 1/ч; 

t

ипн

 — допустимая продолжитель-

ность прекращения передачи электрической энергии 

точек  поставки  потребителя  услуг  в  соответствии 

с утвержденными регулирующими органами показа-

телями надежности оказываемых услуг организации 

по управлению единой национальной (общероссий-

ской)  электрической  сетью  или  территориальной 

сетевой организации, ч; 

t

 — возможная совокупная 

продолжительность прекращения передачи электри-

ческой энергии точек поставки 

i

-го потребителя услуг 

организации  по  управлению  единой  национальной 

(общероссийской) электрической сетью или террито-

риальной сетевой организации из-за отказа оборудо-

вания за год, рассчитанная по формуле:

t

 = 

k

o

·

t

в

, 

 (13)

где 

k

o

 — определенное на основании актов о рассле-

довании причин аварий в электроэнергетике, оформ-

ленных в соответствии с приказом Минэнерго России 

[7], среднегодовое количество отказов оборудования 

со сравнительными техническими характеристиками 

у  субъекта  электроэнергетики  за  последние  5  лет, 

штук; 

t

в

  —  время  восстановления  работы  оборудо-

вания, ч.

Фактический ущерб от выплаты компенсации по-

требителям  3-й  категории  надежности  при  наруше-

нии утвержденных регулирующими органами показа-

телей надежности услуг организации по управлению 

единой национальной (общероссийской) электриче-

ской сетью или территориальной сетевой организа-

ции устанавливается в соответствии с утвержденной 

регулирующими  органами  величиной  выплат  ком-

пенсаций;

Прогнозный ущерб от снижения тарифа при на-

рушении  утвержденных  регулирующими  органами 

показателей  надежности  оказываемых  услуг  ор-

ганизации  по  управлению  единой  национальной 

(общероссийской) электрической сетью или терри-

ториальной сетевой организации, рассчитанный по 

формуле [10]:
 

У

тар.над

 = 



П

год

i

·

 T

i

·

k

·

 (

t

 – 

t

ипн

), 

(14)

где П

год

i

 — совокупное годовое потребление элек-

трической энергии (мощности) за последний кален-

дарный год 

i

-ым потребителем услуг, кВт

·

ч; T

i

 — та-

риф на передачу электрической энергии (мощности) 

для 

i

-го потребителя услуг, руб./кВт

·

ч; 

k

 — штраф-

ной  коэффициент  0,0015,  1/ч; 

t

  —  возможная  про-

должительность  прекращения  передачи  электри-

ческой  энергии  точек  поставки 

i

-го  потребителя 

организации по управлению единой национальной 

(общероссийской) электрической сетью или терри-

ториальной сетевой организации из-за отказа обо-

рудования за год, определяемая по формуле (13); 

t

ипн

  —  продолжительность  прекращения  передачи 

электрической энергии точек поставки потребителя 

услуг в соответствии с утвержденными регулирую-

щими  органами  показателями  надежности  оказы-

ваемых  услуг  организации  по  управлению  единой 

национальной (общероссийской) электрической се-

тью или территориальной сетевой организации, ч.

Фактический ущерб от снижения тарифа при на-

рушении  утвержденных  регулирующими  органа-

ми  показателей  надежности  услуг  организации  по 

управлению  единой  национальной  (общероссий-

ской) электрической сетью или территориальной се-

тевой  организации  устанавливается  в  соответствии 

с  утвержденной  регулирующими  органами  величи-

ной снижения тарифа.

Прогнозный ущерб от выплаты компенсаций при 

нарушении качества электрической энергии, рассчи-

танный по формуле [10]:
 

У

комп.кач

 = 12 

·

 0,03 

·



П

мес

i

·

 T

i

, 

(15)

где  П

мес

i

  —  среднее  потребление  электрической 

энергии  (мощности) 

i

-ым  потребителем  услуг  в  ме-

сяц за последний календарный год; T

i

 — тариф на 

передачу электрической энергии (мощности) для 

i

-го 

потребителя услуг, руб./кВт

·

ч.

Фактический ущерб от выплаты компенсаций при 

нарушении качества электрической энергии устанав-

ливается по решению суда или соглашению сторон 

в соответствии с законодательством Российской Фе-

дерации в сфере электроэнергетики.

Прогнозный ущерб от снижения тарифа при нару-

шении  качества  электрической  энергии,  рассчитан-

ный по формуле [10]:
 

У

тар.кач

 = 



П

год

i

·

 T

i

·

k

·

 (

t

 – 

t

ипн

), 

(16)

где П

год

i

 — совокупное годовое потребление элек-

трической энергии (мощности) за последний кален-

дарный год 

i

-ым потребителем услуг, кВт

·

ч; T

i

 — та-

риф на передачу электрической энергии (мощности) 

для 

i

-го потребителя услуг, руб./кВт·ч; 

k

 — штраф-

ной  коэффициент  0,0015,  1/ч; 

t

  —  возможная  про-

должительность  прекращения  передачи  электри-

ческой  энергии  точек  поставки 

i

-го  потребителя 

организации по управлению единой национальной 

(общероссийской) электрической сетью или терри-

ториальной сетевой организации из-за отказа обо-

рудования за год, определяемая по формуле (13); 

t

ипн

  —  продолжительность  прекращения  передачи 

электрической энергии точек поставки потребителя 

услуг в соответствии с утвержденными регулирую-

щими  органами  показателями  надежности  оказы-

ваемых  услуг  организации  по  управлению  единой 

№

 1 (52) 2019

28

национальной  (общероссийской)  электрической 

сетью  или  территориальной  сетевой  организа-

ции, ч.

Фактический  ущерб  от  снижения  тарифа  при 

нарушении  качества  электрической  энергии  уста-

навливается  в  соответствии  с  Правилами  предо-

ставления  коммунальных  услуг  собственникам 

и  пользователям  помещений  в  многоквартирных 

домах  и  жилых  домов,  утвержденными  постанов-

лением  Правительства  Российской  Федерации  от 

06.05.2011 № 354 [11].

Ущерб от недопоставки электроэнергии потреби-

телям услуг — неполученные доходы от оказания ус-

луг по передаче электрической энергии (мощности) 

потребителям услуг, которая осуществлялась бы при 

нормальных  условиях  функционирования  объектов 

электросетевого  хозяйства,  Унедопост  рассчитыва-

ется по формуле [10]:
 

У

недопост

 = 



(П

i

·

 T 

·

t

·

k

), 

(17)

где П

i

 — среднегодовое часовое потребление элек-

трической энергии (мощности) за последний кален-

дарный год 

i

-ым потребителем услуг, кВт·ч; T — та-

риф  на  передачу  электроэнергии  (мощности)  для 

i

-го потребителя услуг, руб./кВт·ч; 

k

 — штрафной ко-

эффициент 1, 1/ч; 

t

 — время восстановления 

i

-ого 

оборудования, ч. При прогнозировании время вос-

становления 

i

-ого  оборудования  определяется  на 

основании  статистической  информации.  Прогноз-

ное  время  восстановления  работы  оборудования 

может  уточняться  субъектом  электроэнергетики 

в сторону снижения на основании методики расче-

та, определенной локальным нормативным актом.

4. Оценка последствий отказа оборудования, на-

рушение или прекращение функционирования кото-

рой  приводит  к  потере  управляемости  энергоузла, 

к  недопустимому  изменению  параметров  электро-

энергетического  режима  энергоузла,  происходит  по 

формуле:
 

У

ЭУ

 = У

Эуст

 + У

ЭХ

, 

(18)

где У

Эуст

 — последствия отказа оборудования, рассчи-

танные по формуле (8), руб.; У

ЭХ

 — последствия отка-

за оборудования, рассчитанные по формуле (11), руб.

На основании указанных выше расчетов произво-

дится оценка технического риска отказа оборудова-

ния путем умножения вероятности отказа на послед-

ствия отказа, выраженные в рублях.

Оценка технического риска отказа оборудования 

проводится  для  формирования  типовых  предложе-

ний об оптимизации процессов эксплуатации объек-

тов электроэнергетики и определения оптимального 

вида, состава и стоимости технического воздействия 

на  оборудование  путем  сопоставления  затрат  на 

данное воздействие со значением технического ри-

ска в стоимостном выражении.

ВЫВОДЫ

1.  Представленная  методология  расчета  вероятно-

сти оценки последствий отказа единицы основного 

технологического оборудования и оценки техниче-

ского  риска  такого  отказа  приемлема  к  примене-

нию при переходе на риск-ориентированный под-

ход к планированию технических воздействий.

2.  В  основу  методологии  заложен  подход,  обе-

спечивающий  возможность  включить  в  процесс 

определения  оптимальных  сроков  и  объемов 

воздействий  по  управлению  техническим  состо-

янием основного технологического оборудования 

финансовых  рисков  от  возможного  отказа  функ-

циональных узлов с достаточной достоверностью 

и без применения сложного математического ап-

парата.

3.  Еще одним преимуществом предложенного мето-

да расчета вероятности отказа функционального 

узла и единицы основного технологического обо-

рудования  является  установленная  зависимость 

вероятности  отказа  от  технического  состояния 

функционального узла и единицы основного тех-

нологического  оборудования,  определенного 

в  соответствии  с  действующими  отраслевыми 

нормативными документами.  

УПРАВЛЕНИЕ 

АКТИВАМИ

ЛИТЕРАТУРА 
1.  Лукашенко  В.И.  Вероятностные 

методы  строительной  механики 

и  теория  надежности  строитель-

ных  конструкций.  Учебное  посо-

бие.  Казань:  Изд-во  Казанск.  гос. 

архитект.-строит. ун-та, 2016. 244 с. 

2.  Анкудинова  М.С.  Вероятностная 

модель  расчета  безотказности 

элементов  энергооборудования 

комбинированных  ТЭУ  //  Совре-

менные проблемы науки и образо-

вания, 2013, № 6. С. 136.

3.  Голодная  Н.Ю.,  Шуман  Г.И.  Ста-

тистическая проверка статистиче-

ских гипотез. Учебное пособие. М.: 

Издательство «Проспект», 2013.

4.  Гук  Ю.Б.,  Карпов  В.В.,  Лапин-

дус  А.А.  Теория  надежности.  Вве-

дение. Учеб. пособие. СПб.: Изд-во 

Политехн. ун-та, 2009. 171 с.

5.  Беляев  С.А.,  Литвак  В.В.,  Солод 

С.С.  Надежность  теплоэнергети-

ческого оборудования ТЭС. Томск: 

изд-во НТЛ, 2008. С. 218.

6.  Приказ  Министерства  энерге-

тики  Российской  Федерации  от 

26.07.2012  №  676  «Об  утвержде-

нии  методики  оценки  техническо-

го  состояния  основного  техноло-

гического  оборудования  и  линий 

электропередачи  электрических 

станций  и  электрических  сетей 

и  определения  оптимального 

вида,  состава  и  стоимости  тех-

нического  воздействия  на  обору-

дование  (группы  оборудования)» 

(зарегистрирован  Минюстом  Рос-

сии  05.10.2017,  регистрационный 

№ 48429).

7.  Приказ  Минэнерго  России  от 

02.03.2010  №  90  «Об  утвержде-

нии  формы  акта  о  расследовании 

причин  аварий  в  электроэнерге-

тике  и  порядка  ее  заполнения» 

(зарегистрирован  Минюстом  Рос-

сии  22.04.2010,  регистрационный 

№ 16973) с изменениями, внесен-

ными приказами Минэнерго России 

от 06.02.2017 № 74 (зарегистриро-

ван  Минюстом  России  17.03.2017, 

регистрационный  №  46004)  и  от 

27.07.2017  №  678  (зарегистриро-

ван  Минюстом  России  08.11.2017, 

регистрационный № 48814).

29

8.  Правила  расследования  при-

чин  аварий  в  электроэнергетике, 

утвержденные 

постановлением 

Правительства  Российской  Феде-

рации  от  28.10.2009  №  846  (Со-

брание  законодательства  Рос-

сийской  Федерации,  2012,  №  4, 

ст. 504; 2017, № 23, ст. 3320).

9.  Методика оценки последствий от-

каза  производственных  активов 

в  стоимостном  выражении.  ПАО 

«МРСК  Северо-Запада»,  2017. 

49 с.

10. Методика  оценки  последствий  от 

отказов  по  видам  оборудования 

и  видам  отказов.  ООО  «Центр 

энергоэффективности 

ИНТЕР 

РАО ЕЭС», 2014. 19 с.

11. Правила  предоставления  ком-

мунальных  услуг  собственникам 

и  пользователям  помещений 

в  многоквартирных  домах  и  жи-

лых домов, утвержденные поста-

новлением  Правительства  Рос-

сийской Федерации от 06.05.2011 

№  354  (Собрание  законодатель-

ства  Российской  Федерации, 

2011, № 22, ст. 3168; 2018, № 53, 

ст. 8795).

12. Методические  указания  по  рас-

чету и применению понижающих 

(повышающих)  коэффициентов, 

позволяющих  обеспечить  соот-

ветствие  уровня  тарифов,  уста-

новленных  для  организаций, 

осуществляющих  регулируемую 

деятельность,  уровню  надеж-

ности  и  качества  поставляемых 

товаров  и  оказываемых  услуг, 

утвержденными  приказом  Фе-

деральной  службы  по  тарифам 

от  26.10.2010  №  254-э/1  (заре-

гистрирован  Минюстом  России 

13.11.2010, 

регистрационный 

№ 18951).

13. Грабчак Е.П. Проблемы норматив-

но-технического 

регулирования 

в электроэнергетике // Надежность 

и  безопасность  энергетики,  2015, 

№ 4. С. 7–13.

14. Черезов  А.В.,  Грабчак  Е.П.  Зару-

бежный  опыт  нормативно-право-

вого  регулирования  обеспечения 

надежности в электроэнергетике // 

Надежность и безопасность энер-

гетики, 2016, № 2. С. 2–8.

15. Черезов  А.В.,  Грабчак  Е.П.  Про-

блемы  и  перспективы  развития 

производства газотурбинных уста-

новок  высокой  мощности  в  Рос-

сийской Федерации // Надежность 

и  безопасность  энергетики,  2017, 

№ 10(2). С. 92–97. 

16. Грабчак Е.П. Оценка технического 

состояния энергетического обору-

дования в условиях цифровой эко-

номики  //  Надежность  и  безопас-

ность  энергетики,  2017,  №  10(4). 

С. 268–274.

17. Грабчак Е.П. Цифровая трансфор-

мация  электроэнергетики.  Моно-

графия. М.: ООО «Руслайн», 2018. 

339 с. 

REFERENCRS
1.  Lukashenko  V.I.  Probabilistic  meth-

ods of structural mechanics and the 

theory of reliability of building struc-

tures. Textbook Kazan, 2016. 244 p.

2.  Ankudinova  M.S.  A  probabilistic 

model for calculating the reliability of 

the elements of power equipment of 

combined TPP // Modern problems 

of  science  and  education,  2013, 

No. 6. P. 136.

3.  Golodnaya  N.Yu.,  Schumann  G.I. 

Statistical  verifi cation  of  statistical 

hypotheses. Tutorial. Moscow, Pros-

pect Publishing, 2013.

4.  Guk, Yu.B. Theory of Reliability. In-

troduction:  studies.  manual  /  Yu.B. 

Guk,  V.V.  Karpov,  A.A.  Lapindus.  

SPb.: Polytechnic Publishing House. 

University, 2009. 171 p.

5.  Belyaev S.A., Litvak V.V., Solod S.S. 

Reliability of Thermal Power Equip-

ment of TPPs // Tomsk: Izd-vo NTL,  

2008. P. 218.

6.  Order of the Ministry of Energy of the 

Russian  Federation  of  26.07.2012 

No. 676. «On approval of the meth-

odology  for  assessing  the  techni-

cal  condition  of  the  main  process 

equipment and power lines of pow-

er  plants  and  electrical  networks 

and  determining  the  optimal  type, 

composition  and  cost  of  technical 

impact  on  equipment  (equipment 

groups)» (Registered by the Ministry 

of Justice of the Russian Federation 

05.10.2017, Registration No. 48429).

7.  Order  of  the  Ministry  of  Energy  of 

Russia of March 2, 2010 No. 90 “On 

Approval of the Form of an Investiga-

tion Act on the Causes of Accidents 

in  the  Electric  Power  Industry  and 

the Procedure for Filling It” (Regis-

tered  by  the  Ministry  of  Justice  of 

Russia  on  03/17/2017,  Registration 

No.  46004)  and  dated  07/27/2017 

No. 678 (Registered by the Ministry 

of  Justice  of  Russia  on  08.11.2017, 

Registration No. 48814).

8.  Rules  for  investigating  the  causes 

of  accidents  in  the  electric  power 

industry, approved by Resolution of 

the Government of the Russian Fed-

eration of October 28, 2009 No. 846 

(Collected  Legislation  of  the  Rus-

sian  Federation,  2012,  No.  4,  Art. 

504; 2017, No. 23, Art. 3320).

9.  Methodology for assessing the con-

sequences of the failure of produc-

tion assets in terms of value (Inter-

regional Distribution Grid Company 

of the North-West Public Joint-Stock 

Company). 2017. 49 p.

10. Methods  of  assessing  the  conse-

quences of failures by type of equip-

ment and types of failures (Center for 

Energy Effi  ciency INTER RAO UES, 

limited liability company. 2014. 19 p.

11. The  rules  for  the  provision  of  util-

ity  services  to  owners  and  users 

of  premises  in  apartment  buildings 

and  residential  buildings,  approved 

by  the  Government  of  the  Russian 

Federation  of  06.05.2011  No.  354 

(Collection  of  Laws  of  the  Russian 

Federation, 2011, No. 22, Art. 3168; 

2018, No. 53, Art. 8795).

12. Guidelines  for  the  calculation  and 

application  of  lowering  (raising) 

coeffi  cients  to  ensure  compliance 

with  the  level  of  tariff s  established 

for organizations engaged in regu-

lated activities, the level of reliabil-

ity  and  quality  of  goods  supplied 

and  services  provided,  approved 

by  order  of  the  Federal  Tariff   Ser-

vice  dated  October  26,  2010  No. 

254-e / 1, (registered by the Minis-

try of Justice of Russia on Novem-

ber  13,  2010,  registration  number

18951).

13. Grabchak  E.P.  Problems  of  techni-

cal regulation in the power industry 

//  Reliability  and  safety  of  energy, 

2015. No. 4, pp. 7-13.

14. Cherezov  A.V.,  Grabchak  E.P. 

Foreign  experience  of  the  regula-

tory framework for ensuring reliabil-

ity in the power industry. Reliability 

and  safety  of  energy,  2016.  No.  2, 

pp. 2-8.

15. Cherezov A.V., Grabchak E.P Prob-

lems  and  prospects  for  the  devel-

opment  of  the  production  of  high-

power  gas  turbines  in  the  Russian 

Federation. Reliability and safety of 

energy, 2017, No. 10(2), pp. 92-97.

16. Grabchak  E.P  Evaluation  of  the 

technical  condition  of  power  equip-

ment  in  the  digital  economy.  Reli-

ability  and  safety  of  energy,  2017. 

No. 10(4), pp. 268-274.

17. Grabchak E.P Digital transformation 

of electric power. Monograph. Mos-

cow: LLC Rusline, 2018. 339 p.

№

 1 (52) 2019