Главная / Безопасность турбогенераторов / О факторах риска аварий

Вести в электроэнергетике 2010; № 1 (январь-февраль); стр.3-10

О факторах, способствующих повышению риска крупных техногенных аварий

О.С. Голоднова, канд. техн. наук, ст. научный сотрудник (ИПК госслужбы, сектор технического перевооружения, модернизации и ремонта энергооборудования)

Известно, что тепловые и атомные электри­ческие станции (ТЭС и АЭС) являются опасными производственными объектами по ряду признаков, перечисленных в Федеральном законе «О промыш­ленной безопасности опасных производственных объектов»[1].

Отказы генерирующих паротурбинных энерго­установок, которые приводили к катастрофическим последствиям — пожарам, взрывам, разрушению дорогостоящего оборудования, обрушению строи­тельных конструкций, гибели людей, происходили в течение нескольких десятков лет до 2000 г. с часто­той порядка 0,001. Данные об ущербе находились в широком диапазоне: например, ущерб от пожаров в машинных залах АЭС составлял от 7 до 130 млн дол. (в ценах 1994 г.), простой для восстановительного ремонта — от 4 мес. до 2 лет [2]. Экономический ущерб имел место не только для энергопредприятий, но и для потребителей, поскольку в таких случаях, как правило, нарушается электроснабжение и теплоснаб­жение, что особенно опасно в холодное время года.

Ряд экспертов предупреждает о возможном дальнейшем нарастании числа отказов оборудова­ния и в том числе крупных аварий [3, 4]. В послед­ние 10 лет отмечается «сплошная череда аварий, подобных которым в советской электроэнергетике не было» [4]. Стали происходить чаще катастрофи­ческие аварии: например, в 2002 г. — на Каширской ГРЭС, в 2006 г. — на Рефтинской ГРЭС (рис. 1), в 2008 г. — на ТЭЦ-1 в Улан-Удэ. Возросла вероят­ность локальных отказов, которые сами по себе обычно не сопровождаются катастрофическими последствиями, но в силу ряда обстоятельств (чело­веческий фактор!) становятся первым звеном в цепочке отказов, которая приводит к большим раз­рушениям (примером является авария на ТЭЦ-1 в Улан-Удэ). Динамика числа аварий показана на диа­грамме (рис. 2). Повторение крупных техногенных аварий на паротурбинных агрегатах электростан­ций в ближайшие годы признается неизбежным [4]. Другими словами, идет речь о возрастании риска таких аварий.



Рис. 1. Вид машинного зала после аварии турбоагрегата 500 МВт

Рис. 2. Динамика катастрофических аварий в машинных залах ТЭС и АЭС:

1 — накопленное число аварий  К; 2 — варианты прогноза


Предпосылками пессимистических прогно­зов являются некие общие факторы, действующие в настоящее время в электроэнергетике, которые стали следствием [3]:

- реформирования органов федеральной  власти;

- реформирования электроэнергетики с заме­ной жесткой иерархической системы техно­логического и экономического управления совокупностью собственников, связанных технологически, но не подчиняющихся еди­ному центру, для отделения производства электроэнергии от ее передачи и сбыта;

- изменения действующего законодательства  в части взаимодействия предприятий элект­роэнергетики, технического регулирования и надзора;

- запаздывания технического перевооружения электроэнергетики и возрастания доли энер­гооборудования с высокой степенью износа.

Проанализируем эти факторы, не вдаваясь в особые технологические тонкости.

1. Главный фактор – это недостаточность законодательных мер по обеспечению надежности (безотказности) эксплуатации генерирующего энергооборудования в новых условиях

Тотальное реформирование электроэнергети­ческой системы должно было сопровождаться изме­нением действующего законодательства в целях обеспечения бесперебойного и надежного функ­ционирования электроэнергетики, что нашло отра­жение в Федеральном законе «Об электроэнерге­тике» [5]. Однако принятые законодательные меры нельзя признать достаточными с точки зрения пре­дупреждения катастрофических аварий генериру­ющих субъектов электроэнергетики. Для примера рассмотрим некоторые статьи этого закона.

1.1. Статья 5 устанавливает обязанность субъ­ектов электроэнергетики «соблюдать требова­ния технических регламентов». Статья 20 в числе методов государственного регулирования и конт­роля указывает надзор за соблюдением также «технических регламентов, устанавливающих тре­бования к безопасной эксплуатации объектов по производству электрической и тепловой энергии». В статье 28 определено: «целями технического регулирования и контроля (надзора) за соблюде­нием требований технических регламентов в элек­троэнергетике являются обеспечение ее надежного и безопасного функционирования и предотвраще­ние возникновения аварийных ситуаций…».

Таким образом, установлена необходимость соблюдения требований только технических регламентов. В то же время весь накопленный опыт эксплуатации энергоустановок показывает, что для «предотвра­щения возникновения аварийных ситуаций» этого недостаточно — необходимо неукоснительное соблюдение требований ряда технологических стандартов, норм и правил, не всегда напрямую связанных с безопасностью. Однако законом не предусматривается ответственность за невыполне­ние этих требований, хотя в статье 38 «выполнение всех требований правил технической эксплуатации электростанций и сетей» декларируется как одно из трех составляющих «основы системы надежного обеспечения потребителей электрической энергией», что, по-видимому, вносит некоторое проти­воречие в закон.

1.2. В статьях 16, 17 и 18 предусмотрена ответс­твенность субъектов оперативно-диспетчерского управления за убытки, причиненные их действи­ями субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии. Но нет статей, определяю­щих ответственность технических руководителей и собственников генерирующих энергоустановок, за убытки от отказов, нанесенные потребителям, другим субъектам электроэнергетики и, наконец, государственному бюджету1). Недостаточность тех­нического контроля и надзора применительно к собственникам генерирующего энергооборудова­ния видна и в перечне полномочий органов испол­нительной власти (статье 21).

1.3. В статье 20 предусмотрено «сохранение элементов государственного регулирования в сфе­рах электроэнергетики, в которых отсутствуют или ограничены условия для конкуренции», т.е. на гене­рирующие энергоустановки и их собственников, которые в принципе имеют условия для конкурен­ции, необходимость государственного регулирова­ния и контроля не распространяется. Это чревато серьезными технологическими нарушениями как в сфере технического перевооружения, так и техни­ческого обслуживания и ремонта, поскольку сама по себе конкуренция практически не обязывает к затратам на предупреждение аварий.

1.4. В статье 44 предусмотрено право системного оператора — «приостановить» временный вывод в ремонт энергоустановки, «за исключением случаев аварийной остановки оборудования», но не ука­зано, что понимать под аварийной остановкой. Если это — отключение защитой, то технический руко­водитель энергоустановки не имеет права вывести установку в ремонт для предупреждения аварии, когда признаки ее развития не входят в алгоритм действия защит. В то же время в Правилах техни­ческой эксплуатации приведен целый ряд призна­ков развития аварии, требующих как немедленного останова турбоагрегата, так и останова в период, определяемый техническим руководителем стан­ции с уведомлением диспетчера (системного опе­ратора). Указанное противоречие может приводить к авариям вследствие несвоевременного вывода из работы дефектной энергоустановки (что, например, случилось с турбоагрегатом №2 на Саяно-Шушенс­кой ГЭС).

1.5. В статье 46 предусматривается создание «достаточного резерва установленных генериру­ющих мощностей», а в статье 21 предусматривает «определение условий и порядка поддержания резервов мощностей, а также механизмов компен­сации владельцам резервируемых мощностей соот­ветствующих затрат». Однако установить норму такого резерва без обоснования необходимого уровня надежности (безотказности) генерирующего энергооборудования — это означает отказаться от требований к поддержанию должного уровня надежности действующего энергооборудования путем надлежащего технического обслуживания, пойти на заведомо завышенные затраты на созда­ние и обслуживание резерва ненадежного обору­дования. Возможно, поэтому так принято сваливать вину за аварии на «старое» оборудование.

2. Отсутствие квалифицированной техничес­кой политики и четкой системы ответственности за обеспечение надежности и безопасности ТЭС

Сравнивая ситуацию в управлении ТЭС с той, которая существовала до создания РАО «ЕЭС Рос­сии» и далее до ликвидации РАО «ЕЭС», отметим, что ранее осуществлялся не только надзор за деятельностью эксплуатационного персонала электростанций и ремонтных предприятий через централизованное технологическое управление, но и велась квалифицированная техническая политика, направленная на совершенствование эксплуатации и повышение надежности. Велись учет и анализ всех случаев повреждения оборудования, необхо­димые исследования, разработка на базе этих иссле­дований нормативных и директивных документов, надзор за выполнением требований этих докумен­тов, информирование электростанций о поврежде­ниях и о положительном опыте, наконец, внедрение систем менеджмента качества. Все это позволяло поддерживать надежность генерирующего энерго­оборудования на удовлетворительном уровне [3].

Теперь же Минэнерго, хотя и осуществляет монито­ринг производственно-хозяйственной деятельности ТЭС, наряду с другими субъектами электроэнерге­тики, по множеству показателей (Приказ Министра от 07.08.08 № 20), но какое-либо воздействие на тех­нологическое управление отсутствует. Надзорные функции за деятельностью ТЭС и только в объеме, требуемом техническими регламентами, по рас­смотренному выше закону [5] сохраняются лишь за Федеральными органами исполнительной власти в соответствующих субъектах РФ (см. выше). Поэ­тому Минэнерго планирует «более широкое вов­лечение2) субъектов РФ посредством организации системы региональных ____________________________________

1)  Штрафные санкции за недопоставку электроэнергии и мощности не могут быть отнесены к личной ответственнос­ти руководителя.

2)  Имеется в виду декларируемая на сайте Минэнерго «Новая система государственного управления электроэнерге­тикой России».

штабов и координации их деятельности через Федеральный штаб».

Такое реги­ональное распыление надзора при отсутствии ква­лифицированной технической политики не может не привести к снижению надежности эксплуатации генерирующего энергооборудования.

Не решена проблема личной ответственности собственников и руководителей энергопредприятий за низкую надежность эксплуатации энергообору­дования, невыполнение стандартов и планов техни­ческого перевооружения, модернизации и ремонтов энергооборудования (вернее, эта проблема, судя по законам [1, 5] решена в их пользу).

3. Контроль выполнения программы ввода новых мощностей (Инвестпрограммы) не дополнен контролем поддержания работоспособности и без­отказности действующего генерирующего энерго­оборудования

Инвестиционная программа на период 2006–2010 гг. предполагает ввод новых генерирующих мощностей всего лишь около 23 % установленной мощности в 2005 г., т.е. для полной замены устарев­шего генерирующего энергооборудования потре­буется не менее 25 лет. Более 80 % энергоборудова­ния ТЭС к настоящему времени отработало от 20 до 45 лет [3]. В [4] показано, что в ОГК «треть установ­ленной мощности турбин имеют ресурс менее 10 %», а в ТГК — «в десятипроцентной зоне находится более половины турбин (55,7 %)». По ряду причин своевре­менное техническое перевооружение электроэнер­гетики в последние годы не проводилось в требуемом объеме. Таким образом, оборудование, отработав­шее назначенные сроки службы, еще долгое время будет эксплуатироваться, и ставка только на ввод новых мощностей не решит проблему. Сам по себе фактор старения оборудования ТЭС не является основным фактором, определяющим безотказность его работы, при надлежащем техническом и ремон­тном обслуживании, включающем в себя мероприя­тия по продлению ресурса, повышению надежности, как путем модернизации, так и путем малозатратных реконструкций. Но программы продления ресурса и модернизаций действующего генерирующего энергооборудования ТЭС с необходимыми инвести­циями в настоящее время не предусматриваются.

Понятно, что без таких программ и соответству­ющего надзора за их выполнением надежность дейс­твующего энергооборудования будет снижаться, и ущерб от отказов может существенно снизить эконо­мический эффект от ввода новых мощностей. Кстати, такие программы имелись в атомной энергетике. Хотя необходим комплекс мероприятий для продления ресурса и модернизаций действую­щего генерирующего энергооборудования ТЭС, и затраты на эти работы значительно ниже затрат на замену оборудования, требование финансирования этих работ компаниями-собственниками не предус­матривается на достаточно высоком уровне каким-либо документом.

Без этого, как показывает прак­тика, такие работы обязательными не считаются и не проводятся, хотя содержание и необходимый объем их известны. Это приводит к тому, что обо­рудование продолжает работать без необходимых работ по продлению ресурса, что повышает веро­ятность его отказов. Это подтверждается данными, приведенными на сайте Минэнерго:

«При анализе хода выполнения годовой ремонт­ной программы выявлены тенденции:

- рост количества неплановых ремонтов, что объясняется длительной, близкой к нормативным срокам эксплуатацией теплофикационного обо­рудования на фоне напряженно складывающихся энергобалансов;

- снижение уровня ремонтов: замена капиталь­ных ремонтов текущими, перенос части ремонтов.

Предлагается внести изменения в нормативно-правовую базу энергетики, усиливающие ответственность компаний за несоблюдение сроков и объемов проведения ремонтов, влияющих на сохра­нение надежности электроснабжения».

Однако Минэнерго не располагает рычагами управления, позволяющими влиять на сами объемы и сроки ремонтов, контролировать полноту плани­рования технически необходимых работ. Поэтому имеется тенденция к такому сокращению затрат на ремонты, которое исключает возможность выполне­ния каких-либо серьезных работ по оценке техни­ческого состояния оборудования и модернизации. Эта тенденция проявляется в следующем (см. сайт Минэнерго):

-  отказ от проведения ремонтов по результатам  обследования оборудования;

-  замена капитальных ремонтов средними и  текущими;

-  смещение ремонтов на более поздний срок (с  условием окончания ремонта энергоблоков к началу ОЗП).

Невнимание к техническому состоянию дейс­твующего энергооборудования можно объяснить не только тем, что в руководстве развитием и эксплу­атацией субъектов электроэнергетики в настоящее время стали преобладать специалисты по экономике (и гуманитарным наукам), которые из-за отсутствия технических знаний и опыта не понимают последс­твий подобного невнимания, но и тем, что перед этими менеджерами не поставлена задача долго­срочного обеспечения надежности энергооборудо­вания, т.е. заботы о будущем, и их ответственность перед акционерами распространяется только на снижение издержек в данном году.

Хорошо известные во всем мире принципы под­держания работоспособности и безотказности дейс­твующего генерирующего энергооборудования, в том числе приведенные в известной «Концепции технической политики» ОАО «РАО «ЕЭС России», по-видимому, не принимаются во внимание как в верхнем эшелоне управления генерирующими ком­паниями, так и на нижнем уровне, где в ряде случаев работы по оценке технического состояния, ремонт и замена отдельных узлов даже не вносятся в про­граммы ремонта и соответствующие договоры с под­рядчиком, а качество выполненных работ не оцени­вается с должной квалификацией. Поэтому, исходя только из необходимости снижения издержек, сни­жаются объем и продолжительность профилактичес­ких ремонтов, вместо капитальных проводятся сред­ние и даже текущие ремонты, не проводятся работы по оценке технического состояния оборудования и мероприятия по продлению ресурса. Такую стратегию нельзя назвать не только технической, но даже эконо­мической, поскольку эта стратегия не учитывает риск значительных убытков и потерь, связанных с эко­номией на указанных затратах, и противоречит тре­бованиям промышленной безопасности, поскольку потери мощности вследствие отказов энергооборудо­вания могут стать сопоставимы с новым вводом.

4. Недостатки организации технического обслуживания и ремонта, в том числе отсутствие обоснованных критериев выбора на тендерах

Сейчас выбор исполнителей ремонтов ведется обычно только по принципу минимальной цены, что, как правило, не гарантирует качества работ, поощ­ряет существование халтурных фирм-однодневок. Ежегодное проведение тендеров, в ряде случаев непосредственно перед началом работ, делает невоз­можным планирование работ по техническому обслу­живанию и ремонту на несколько лет, и долгосроч­ное сотрудничество, а это, в свою очередь, исключает оснащение ремонтных предприятий современными средствами технологического оснащения, прибо­рами и устройствами для контроля технического состояния оборудования и качества ремонта. Отсутс­твует также особый подход к ремонту оборудования, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы, который требует разработки специальных ТУ и проведения комплекса мероприятий по продле­нию ресурса, в том числе модернизаций. Это привело к снижению качества предоставляемых ремонтных услуг и ослаблению контроля за качеством работ.

Многие ремонтные предприятия прекратили свое существование, хотя имели хороший кадровый и технический потенциал (например, Мосэнергоре­монт). Этому способствовало недостаточное финан­сирование вследствие:

а) неудачного решения вопросов ценообразо­вания при оплате ремонтных услуг в прейскуранте «Базовые цены»;

б) диктата заказчика без учета фактических затрат;

в) задержек оплаты выполненных работ;

г) игнорирования квалификации и качества работ при организации тендеров.

Вновь создаваемые ремонтные организации зачастую не обладают возможностями для качест­венного проведения работ по обследованию обору­дования и по его ремонту, а их добровольная сер­тификация формальна и слишком доступна. Что касается завода-изготовителя с его службой сер­виса, то он, являясь монополистом, диктует слиш­ком высокие цены, не обеспечивая ни необходимого объема, ни качества работ (известен ряд аварий тур­богенераторов после заводского ремонта).

Прекращение обмена производственным опы­том, неизбежное при формальной конкуренции, не способствует росту квалификации кадров ремон­тных организаций. Без гарантированного финан­сирования при обязательности тендеров на услуги пострадал также инжиниринг — инженерное научно-техническое обслуживание электростан­ций, без которого невозможно грамотное решение ряда технических задач, особенно по испытаниям и продлению ресурса оборудования. Кстати, принцип главенства минимальной цены на тендерах «вынуж­дает» некоторых заказчиков энергооборудования ориентироваться на импорт, вместо финансирова­ния развития отечественного энергомашиностро­ения, что увеличивает расходы на запчасти и на обязательное привлечение представителей фирм-изготовителей к последующим ремонтам, увеличи­вает зависимость от импорта и этим снижает уро­вень промышленной безопасности.

5. Нехватка действующих стандартов, норм и правил, соблюдение которых должно быть обяза­тельным для обеспечения качества технического обслуживания и ремонта энергооборудования

Закон «О техническом регулировании» [6] коренным образом изменил существующую систему технического регулирования, поскольку согласно этому закону действующие стандарты приобрели рекомендательный статус. Технические регламенты (обязательные минимальные требования) могут при­ниматься только в целях защиты жизни и здоровья граждан, защиты имущества физических и юридических лиц, охраны окружающей среды, предуп­реждения действий, вводящих в заблуждение при­обретателей. Что же касается повышения уровня безопасности, обеспечения научно-технического прогресса, повышения конкурентоспособности про­дукции и др., то эти показатели не должны регла­ментироваться и могут обеспечиваться добровольно принимаемыми стандартами организаций. Прави­тельством в 2005 г. был утвержден перечень рекомен­дуемых к разработке 17 технических регламентов в электроэнергетике — только о безопасности. Были разработаны проекты нескольких регламентов и сис­тема мониторинга технических регламентов в ОАО РАО «ЕЭС России», однако не было создано условий для сохранения этой системы. Несколько наиболее важных для электроэнергетики нормативно-техни­ческих документов РАО «ЕЭС России» были переоформлены в нормативные документы Минэнерго России и Госгортехнадзора России, но ими не огра­ничиваются потребности энергетики в нормативном регулировании [3].

Хотя многие основные стандарты, нормы и пра­вила уже есть, разработаны и утверждены ОАО РАО «ЕЭС России», но подтверждена ли обязательность их для собственников энергооборудования после ликви­дации ОАО РАО «ЕЭС России»? Этот список может уточняться для каждого энергопредприятия, но есть документы, которые следует считать обязательными для всех. Например, стандарт 2007 г. — «СТО 10. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения», позволит не только повысить качество ремонта, но и даст основу для организации мониторинга выполнения и качества ремонта. Другой стандарт 2007 г. «Методики оценки состояния основного оборудования» позволит поста­вить под контроль выработку ресурса энергооборудо­вания и объективно оценивать его сроки службы.

Что касается взаимоотношений заказчика и подрядчика при планировании и проведении ремонтов энергооборудования, то они предусмот­рены достаточно четко в «Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудова­ния, зданий и сооружений электрических станций и сетей» (СО 34.04.181–2003, Москва. 2004). Повы­шение качества ремонта и обеспечение надежности эксплуатации оборудования требуют знания ука­занных документов и высокой квалификации пре­жде всего представителей заказчика, выбирающих подрядчика, заключающих договоры, сдающих обо­рудование в ремонт и принимающих из ремонта.

Есть ряд нормативных документов, нуждаю­щихся лишь в небольшой корректировке, выполне­ние которой позволит значительно снизить вероят­ность перехода в аварии некоторых инцидентов [2].

6. Снижение квалификации инженерно-тех­нического персонала энергопредприятий от руко­водства до непосредственных исполнителей

Причины этого лежат не только в смене поколений, уменьшении числа и отсутствии обязательного распре­деления выпускников-инженеров, но и прежде всего в практически целенаправленном замещении штатов топ-менеджеров в электроэнергетике специалистами-экономистами, не имеющими ни инженерного обра­зования, ни опыта инженерно-технической работы на энергопредприятиях, хотя известно, что «беда, коль пироги начнет печи сапожник, а сапоги тачать пирож­ник».

За снижением роли технических специалистов и затрат на оплату их труда неизбежно последовал уход квалифицированных кадров, снизился приоритет зна­ний и умений. Такое руководство привело к тому, что стали снижаться затраты на повышение квалификации персонала. Число слушателей по электроэнергетике в образовательных учреждениях по повышению квали­фикации снизилось на порядок. По тем же причинам ухудшилось комплектование библиотек энергопред­приятий технической литературой, что не способствует самообразованию и подготовке персонала.

7. Практика страхования риска техногенных катастроф в России неэффективна как в смысле пок­рытия ущерба, так и в смысле снижения этого риска

В зависимости от величины ущерба в электро­энергетике выделяют следующие группы рисков [7]: небольшие риски — ущерб от 50 до 100 тыс. руб..; сред­ние риски — ущерб от 100 тыс. до 5 млн руб.; крупные риски — ущерб от 5 до 500 млн руб. (выход из строя силового оборудования — турбин, генераторов, транс­форматоров и т. п.). Ущерб свыше 500 млн руб. соответс­твует катастрофическим рискам,   т.е. авариям с вероят­ностью порядка 10–3. Такие ущербы наблюдались от указанных выше аварий в 2002 и 2006 гг. с поломкой и разрушением турбоагрегатов 300 и 500 МВт с частич­ным обрушением кровли машинного зала.

Страхование риска порядка 10–3, 10–4 и менее для отдельно взятой энергоустановки и даже для отдельного энергопредприятия не имеет смысла, поскольку должен быть принят весьма долгосрочный горизонт планирования, в течение которого должны выплачиваться страховые премии практически без наступления страхового случая, что равноценно неоправданным значительным финансовым поте­рям у страхователя. А при наступлении страхового случая ущерб требует такого страхового покрытия, которое оказывается не под силу страховым органи­зациям или же покрывается страховщиком незначи­тельно. На примере аварии Саяно-Шушенской ГЭС видно, что лимит страхового покрытия — 200 млн руб. компенсирует лишь 0,5 % оценки ущерба от аварии (40 млрд руб.) [8].

Поэтому страхование катастрофических рисков представляется целесо­образным лишь при разложении стоимости страхо­вания на группу объектов, так чтобы при горизонте планирования не более 10 лет можно было ожи­дать один страховой случай. Это может быть кол­лективное страхование, осуществляемое несколь­кими компаниями-страхователями у страховщика, располагающего поддержкой необходимого числа перестраховщиков. Но при наступлении страхового случая всю страховую выплату на покрытие ущерба получит только та компания, в которой произошел этот случай. Это может представляться невыгодным компаниям — участникам пула. Поэтому могло бы быть более приемлемо создание общего для всех электроэнергетических компаний фонда страхова­ния энергетических катастроф, поскольку отчисле­ния каждой энергетической компании в такой фонд были бы ниже тех тарифов, которые применяются теперь для отдельных компаний. Управление таким фондом могло бы осуществляться Минэнерго РФ.

Специфика энергопредприятий состоит в том, что значительную часть стоимости объекта составляет оборудование, риск повреждения которого и должен учитываться. С поломкой оборудования связаны 43 % страховых случаев [9]. Недоотпуск электрической или тепловой энергии потребителям в случае реали­зации риска также относится к страховым случаям. Система управления рисками (риск-менеджмент) определяет, какие риски следует оставить на само­страховании (за счет резервного фонда компании), какие заблаговременно предотвратить путем внедре­ния ряда мероприятий, а какие — передать страхов­щику [9]. Для катастрофических аварий должны быть обязательно разработаны меры по предупреждению их, т.е. по снижению риска, что позволит увеличить горизонт планирования, и (или) снижению ущерба, что снизит страховую сумму. Примером такой разра­ботки является комплекс мероприятий по снижению риска пожаров в машзалах АЭС [2].

Российские энергопредприятия неохотно идут на предварительные затраты по разработке системы управления рисками, тем более что квалификация риск-консультантов не всегда может считаться доста­точной. Поэтому в России страхование, как правило, функционирует вне системы управления рисками, т.е. не влияет на техническую политику энергетических компаний-страхователей. В то же время страхование является в какой-то степени выходом из создавшейся критической ситуации, когда замена изношенного энергооборудования растянется на длительный период. Но страховщики отмечают как серьезный недостаток то, что в России не предусматривается законом учет износа опасного объекта [8]. Также не предусмотрен учет уровня технического обслужива­ния и ремонта энергооборудования и таких превен­тивных мероприятий, как модернизация и продление ресурса оборудования. Более того, надежда на страхо­вое возмещение значительно снижает эффективность программ продления ресурса и модернизаций энерго­оборудования и привлекательность их для топ-менед­жеров. Но отказ от этих программ повышает риски, что в рамках системы управления рисками может быть учтено страховщиком и должно приводить к уве­личению стоимости страхования.

В международной практике уделяется большое внимание риск-менеджменту, поскольку его квали­фицированное осуществление позволяет реально снизить убытки как застрахованных предприятий, так и страховых компаний. Например, авторами ряда публикаций в США и Великобритании с весьма полным анализом причин пожаров на электростан­циях, являются консультанты агентств, связанных со страховыми компаниями. Страховые общества имеют своих специалистов по оценке технического состояния оборудования и контролируют техничес­кую политику энергопредприятий. «Там страхов­щик может влиять на риски. Он осматривает объ­ект раз в месяц, обязывает страхователя проводить технический ремонт, разрабатывает инструкции и требования по замене или ремонту тех или иных частей объекта. И если страхователь не выполняет требования, договор страхования может быть рас­торгнут»[8]. А без страхового полиса государство не допустит объект до работы, поэтому страхователь не пойдет на расторжение договора.

Таким образом, и в России риск-менеджмент, подкрепленный соот­ветствующими уточнениями условий лицензирова­ния энергопредприятий, мог бы стать инструментом для повышения качества технического обслужива­ния и ремонта энергооборудования — основы обес­печения надежности в современных условиях.

Заключение

1. Необходима корректировка закона [5] в направлениях:

-        осуществления государственного регулирования и контроля над надежностью функциони­рования генерирующего энергооборудования независимо от формы собственности;

-        установления ответственности собственников генерирующего энергооборудования и тех­нических руководителей за обеспечение тре­буемой надежности действующих установок путем надлежащего технического обслужива­ния и ремонта, своевременной модернизации;

-        расширения сферы государственного регули­рования и контроля и обязанностей субъектов электроэнергетики за счет ввода в эту сферу, кроме технических регламентов, других тех­нологических стандартов, норм и правил, обя­зательных для обеспечения надежности гене­рирующего энергооборудования;

-        расширения прав технического руководителя генерирующей энергоустановки по выводу в ремонт для предупреждения аварии;

-        установления взаимно обоснованных уров­ней надежности и резервов мощности.

2. Наряду с мониторингом производственно-хозяйственной деятельности ТЭС необходима раз­работка квалифицированной технической политики для генерирующих энергопредприятий, включаю­щей в себя и необходимый комплекс услуг по тех­ническому обслуживанию, оценке технического состояния, модернизации и ремонту оборудования, возможно, путем корректировки прежней «Кон­цепции технической политики» (ОАО «РАО «ЕЭС России» 2005 г.), с соответствующим контролем со стороны Минэнерго. Техническая политика должна быть основана на комплексе технических регламен­тов, стандартов, правил и норм. Осуществление тех­нической политики должно гарантироваться четкой системой личной ответственности собственников и технических руководителей энергопредприятий.

3. В каждой генерирующей компании должна быть разработана программа продления ресурса и модернизаций действующего генерирующего энергооборудования ТЭС с необходимыми инвес­тициями и с контролем выполнения со стороны Минэнерго аналогично известной Инвестпрог­рамме. Перед менеджментом субъектов электро­энергетики должна быть поставлена задача долго­срочного обеспечения надежности действующего генерирующего энергооборудования с ответствен­ностью перед акционерами и Минэнерго.

4. Необходимо изменить условия проведения тендеров на выполнение услуг по техническому обслуживанию и ремонту генерирующего энер­гооборудования: обосновать комплекс обязатель­ных критериев, исходя из принципа оптимального соотношения «цена – качество», узаконить долго­срочное сотрудничество и планирование ремонтов, особенно с продлением ресурса, обеспечить особый подход к ремонту оборудования, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы.

5. Необходимо срочно подтвердить обязатель­ность для собственников генерирующего энерго­оборудования соблюдения, наряду с техрегламен­тами, основных стандартов, норм и правил, уже разработанных и утвержденных ОАО РАО «ЕЭС России» в части обеспечения качества техобслужи­вания и ремонта, оценки технического состояния, продления ресурса. Этот список может уточняться для каждого энергопредприятия в зависимости от состава оборудования и должен регулярно пере­сматриваться с учетом накапливаемого опыта.

6. Повышение квалификации эксплуатационного и ремонтного персонала должно проводиться регу­лярно, на что собственники генерирующих энерго­предприятий должны предусматривать необходимые средства. Должен быть повышен приоритет знаний и умений путем более заметной зависимости оплаты труда от квалификации персонала и безаварийной работы оборудования. Должны стимулироваться и самообразование, и рационализаторское творчество.

7. Практика страхования энергооборудования должна влиять на техническую политику энергети­ческих компаний через системы управления рис­ками, т.е. способствовать проведению превентивных мероприятий, которые позволят снизить риск техно­генных катастроф на генерирующем энергообору­довании. Обязательное страхование катастрофичес­ких аварий должно быть коллективным, возможно, в региональном или даже в федеральном масштабе.

Литература

1.      Федеральный закон «О промышленной безо­пасности опасных производственных объектов», от 21.07.1997. № 116-ФЗ.

2.      Солдатов Г.Е., Голоднова О.С. О путях снижения риска пожаров в машинных залах АЭС//Атомкон. 2009. Июнь. № 2 (3).

3.      Резинских В.Ф. Современные проблемы, связан­ные с обеспечением надежной и безопасной эксплуата­ции оборудования тепловых электростанций//Надеж­ность и безопасность энергетики. 2008. Май. № 1.

4.      Кудрявый В.В. Энергетика работает с перенапря­жением. Повторение крупных техногенных аварий ста­новится безальтернативным сценарием//Новая газета. 02.09.2009.

5.      Федеральный закон «Об электроэнергетике», от 26 марта 2003 г. №35-ФЗ.

6.      Федеральный закон «О техническом регулирова­нии», 2002 г. № 184-ФЗ.

7.      Зернов А., Легчилин А. Страховые механизмы управления рисками в электроэнергетике//Энергоры­нок. 2008. № 4.

8.      Коммерсантъ «Business Guide» от 11 ноября 2009 г. № 219: Приложение «Страхование»/М. Кадыкова. Неподъемные риски. Там же интервью с В. Орловым («Капитал-Страхование»), Х.Чопра («РОСНО»), С. Тере­булиным (ОАО «РусГидро»).

9.      Соколова Н. Высокое напряжение. Страхование как элемент риск-менеджмента// Строительство и город­ское хозяйство в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. 2009. № 7.  ­