автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Эффективность использования установленной мощности на АЭС России и пути ее повышения

МИНИСТЕРСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ЛТОМПОП :И1НГП1М

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ДОЧЕРНИЕ ПРНДШ'ПЯШЕ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЛУЧНО-ИССЛВДОВЛ!r-JIbCKlIii ШК'I II rvг АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ» (ФГУДП«ВНИИАЭС»)

На npattnx рукописи

СИГАЛ Евгений Маркович л) Q

Эффективность использования установленной мощности пив АЭС России и пути сс повышении

05.14. 03 Ядерные энергетические установки, включая прост ирошшис, эксплуатацию и вывод из гжеплугпацпп

Лвторсферат диссертации на соискание ученой сгснепи кандидата технических наук

Москва, 2003 г.

Работ выполнена в Федеральном государственном унитарном дочернем предприятии «Всероссийский научно-исследовательский институт атомных элстросшнцин» (ФГ УД11 «ВНИИАЭС»).

11лучпын руководитель

член-корреспондент РАН, док гор технических наук, профессор АбагянА.А. (>(|)| 1 ц| шли 1ые ошюиенты:

дотор технических наук, профессор Нигматулин Б.И., клпдпцнттехннческнх наук Сааков Э.С.

Псдущео предприятие - ОАО ЭНИН им. Г.М.Кржижановского.

3<иц1па сосшшся «22 » октября 2003 г. в 11 час. — мин. на заседании дпееерпщиопного совета К 201.001.01 в Федеральном государственном уншаржш дочернем предприятии «Всероссийский научно-исследовательский пнсшгуг аюмных электростанций» но адресу : 109507, Москва, Ферганский прост, дом 25, ауд. 614.

С дпгсор-щцпеп можно познакомиться в библиотеке ФГУДП «ВНИИАЭС».

Анмрсфераг разослан «'^/-ю сентября2003 г.

Учении сопри гарь диссертационного совета

!«шцпд:\ г I ехппческих наук, сшршпп научный соIрудник

^ / Актуальность. Задача оптимального развития энергетических мощностей, их эффективного использования с целью обеспечения народного хозяйства электрической энергией в необходимых объемах и по обоснованной цене всегда была одной из важнейших задач экономики страны и на разных этапах ее развития решалась по-разному.

В силу ряда причин энергетика страны в настоящий момент оказалась в ситуации, характеризующейся моральным и физическим износом производственной базы ее традиционного сектора, обостряющимся дефицитом дешевых топливных ресурсов, существенной нехваткой финансовых средств для необходимых инвестиций.

Между тем, уже имеющийся потенциал сравнительно молодой (с точки зрения возраста ее основных фондов) атомной электроэнергетики, имеющей к тому же большой запас необходимых для ее функционирования топливных ресурсов, по ряду причин, подробно проанализированных в работе, используется далеко не в полной мере.

Повышение эффективности использования АЭС в этих условиях является одной из приоритетных задач электроэнергетики, решение которой позволит с наименьшими затратами избежать дефицита электроэнергии как при выбьпии основных фондов традиционной энергетики, так и в дальнейшем при формировании оптимальной с точки зрения всего народного хозяйства структуры генерирующих мощностей и создании конкурентного рынка электрической энергии (мощности).

Целью диссертационной работы является комплексный анализ факторов, влияющих на работу АЭС России, их взаимосвязи и причинно-следственной связи как с техническими и технологическими особенностями эксплуатации энергоблоков АЭС, так и с изменениями, происходящими в работе ЕЭС России, и разработка на основе результатов этого анализа рекомендаций по повышению эффективности использования установленных мощностей АЭС России.

В соответствии с поставленной целью в диссертации решаются следующие задачи:

Анализируются:

- общепринятые в настоящее время показатели эффективности работы АЭС, адекватность отражения ими изменяющейся ситуации в экономике страны;

- состояние использования мощностей АЭС России в период реформирования экономики страны.

2. На основе сформированной автором по предложенной им системе учета технических и технологических факторов базы дапных о работе однотипных энерюблоков АЭС России и Украины исследуются «внутренние» причины недоиспользования установленной электрической мощности АЭС:

- неплановые снижения мощности из-за нарушений в работе оборудования - по группам технологического оборудования, сроку эксплуатации энергоблока, влиянию этих нарушений на величину недовыработай электроэнергии, повторяемости на «среднестатистическом» энергоблоке определенного типа;

- влияние регламента технического обслуживания на длительность простоев энергоблоков в планово-предупредительных ремонтах (ППР), в том числе,- в сравнении с зарубежным опьпом;

- зависимость простоев отечественных энергоблоков с ВВЭР-1000 в ППР от года эксплуатации энергоблоков (их возраста).

3. Исследуются внешние факторы, влияющие на использование установленной мощности АЭС:

- условия работы АЭС в ЕЭС России, изменяющиеся в процессе реформирования энергегики страны;

- востребованность электроэнергии, производимой на АЭС, и обоснованность ограничений со стороны системного (технологического) оператора рынка па ее «принятие» единой энергетической системой страны ;

-• потенциальные возможности, создаваемые при объединении АЭС в генерирующую компанию, и их реализация для увеличения эффективности использования установленных мощностей АЭС.

4. Даются рекомендации, направленные на повышение эффективности использования установленных мощностей на АЭС России.

Научная новизна.

На основе комплексного анализа внутренних и внешних причин, влияющих на использование установленной мощности АЭС, выявлены и обоснованы причинно-следственные связи между ними и условиями работы АЭС в единой энергетической системе России.

На основе анализа и систематизации показателей работы АЭС России (за период с 1989 по 2000 гг) и Украины (за период с 1989 по 1996 п ) сформирована база данных о недовыработке электроэнергии на однотипных энергоблоках АЭС в зависимости от различных технических и технологических причин, а также от года эксплуатации (возраста) энергоблока. Проведено ранжирование этих причин по степени их влияния на недовыработку электроэнергии.

Получена аналитическая зависимость недовыработки электроэнергии па энергоблоках с ВВЭР-1000 по причине их нахождения в планово-предупредительном ремонте от года эксплуатации (возраста) энергоблока.

Проанализировано влияние системы учета по двухставочиым тарифам па электрическую энергию (мощность) на результаты работы АЭС в переходный период реформирования электроэнергетики, доказано их положительное влияние на обеспечение корпоративных интересов отрасли. Предложен порядок учета поставки в ЕЭС России созданной единой генерирующей компанией атомных станций (далее- генерирующая компания) электрической энергии (мощности), обеспечивающий соблюдения как интересов собственно генерирующей компании, так и интересов потребителей электрической энергии.

Практическая ценность работы.

Выводы и рекомендации, основанные на результатах проведенного исследования, способствуют повышению эффективности использования установленных мощностей АЭС путем реализации экономически оправданной технической политики при эксплуатации атомных станций.

Апробация. По теме диссертационной опубликованы 5 статей в цешральной научной печати.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, и выводов, содержит 146 страниц текста, 27 рисунков, 33 таблицы, список использованной литературы из 72 наименований, а также приложение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрено состояние исследуемой проблемы, обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе проанализировано современное состояние и перспективы развития атомной энергетики в России и мире.

11а фоне общих тенденций в развитии атомной энергетики мира, анализа причин застойных явлений недавнего времени в развитии атомной энергетики промышлепно развитых стран и наметившегося возрождения интереса к атомной энергетике в последние годы показаны специфические особенности ее развития в России. Отмечены специфические условия в развитии энергетики России в постчернобыльский период: конец так называемой «газовой паузы», моральное и физическое старение энергетического оборудования в «традиционном» секторе электроэнергетики,необходимость развития атомной энергетики.

Показано, что повышение эффективности использования имеющихся мощностей атомных электростанций - это важная компонента в решении стоящих перед электроэнергетикой страны задач. Подчеркивается важность этой проблемы и для проектируемых и строящихся новых блоков.

Во второй главе анализируются принятые в настоящее время показатели эффективности использования установленной мощности АЭС (коэффициент готовности, коэффициент использования установленной мощности -КИУМ, «проектный» КИУМ). Дается сравнительная оценка этих показателей для АЭС России с показателями АЭС других стран. Акцентируется внимание па КИУМ как наиболее подходящем показателе, учитывающем влияние на эф-

фективностъ использования потенциала атомной энергетики не только внутренних (технических и технологических) причин, по и внешних условий.

Вместе с тем, отмечается недостаточная полнота КИУМ как показателя эффективности, поскольку он не в полной мере отражает соблюдение основного принципа работы хозяйствующего субьекта в условиях рыночной экономики - стремления к получению максимального финансового эффекта. В этой связи указывается, что в новых экономических условиях оценить действительную эффективность использования установленных мощностей ЛЭС и определить пути ее повышения можно только на основе иофакторпого анализа, охватывающего как причины технического и технологического характера, так и причины экономического свойства (в том числе, связанные с особенностями работы ЕЭС России в условиях создаваемого рынка электрической энергии (мощности), взаимоотношениями субъектов этого рынка и др.).

Предложена следующая классификация факторов, обусловливающих недовыработку электроэнергии атомными станциями (рис. 1).

В третьей и четвертой главах работы проанализированы внутренние (технические и технологические) причины снижения эффективности использования установленных мощностей АЭС в последние годы. При этом дня получения представительных результатов автор использовал обобщенные и систематизированные по предложенной им схеме фактические данные о работе энергоблоков России и Украины более, чем за десятилетний период. Совместное рассмотрение однотипных АЭС России и АЭС Украины за такой продолжительный период позволило сформировать достаточно представительную базу данных о причинах недовыработки электроэнергии на «среднестатистическом» энергоблоке определенного типа. При этом правомочность использования данных по АЭС Украины в контексте проводимого анализа обусловлена тем, что и до распада СССР, и определенное время после него, и типоразмеры оборудования и документы, регламентирующие его эксплуатацию, а также проводимая техническая политика на АЭС двух, ныне независимых стран, были одинаковыми.

Рис.1.

Классификация факторов, обусловливающих недовыработку электрической

энергии на АЭС

В |реи.ей главе анализируется влияние регламента обслуживания АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК на величину их КИУМ.

Рассмофены н обобщены фактические показатели изменения недовыработки электроэнергии вследствие проведения планово-предупредительных ремонт ов (ГЦ II») на АЭС с ВВЭР и РБМК за период с 1989 но 2000 гг.

На основе анализа действующих нормативных документов, регламентирующих условия технического обслуживания и продолжительность ремонтных кампаний для АЭС с энергоблоками каждого типа, показано несовпадение величин проектного и фактического КИУМ. Дается обоснование причин этого несовпадения, делается вывод о некорректности использования понятия проектный КИУМ для мониторинга работы энергоблоков не только по отдельным годам четырехлетнего ремонтного цикла, но и в среднем за весь этот цикл.

Особое внимание в проводимом исследовании уделено анализу зависимости продолжительности нахождения энергоблоков АЭС в ППР от года эксплуатации энергоблока.

Для энергоблоков с ВВЭР-1000 получены следующие значения среднего

коэффициента недовыработки электроэнергии вследствие просюя энергоблоков

в ППР (й) в зависимости от года их эксплуатации (табл.1).

Таблица 1. Средний коффицнент недовыработки электроэнергии энергоблоками с ВЮР-1000 вследствие простоя в ППР в зависимости от года их эксксплуатяии

t и к, 10* в; 102

1 3 5,2 4,8

2 6 19,7 8,5

3 8 16,5 3,8

4 11 23,5 8,4

5 13 30,1 21,4

б 14 24,0 5,5

7 14 22,0 7,8

8 14 23,2 6,3

9 14 21,5 12,2

10 12 19,6 8,9

11 11 25,1 11,4

12 8 32,9 14,8

13 5 25,3 6,3

14 4 30,3 4,5

16,5 7 27,7 9,5

Здесь: I - год эксплуатации энергоблока; п- количество энер! облоков, по которым имеется информация; Л, - средняя величина коэффициента к в рассматриваемый год эксплуатации; оу - дисперсия, исходя из допущения о юн, что закон распределения случайных ошибок является нормальным.

Для определения закономерности изменения коэффициента Л во времени предложена рабочая гипотеза и соответствующие уравнения. Решение этих

уравнений с использованием пакета прикладных программ «Маткат» позволило получить следующую зависимость величины к от года эксплуатации энергоблока с ВВЭР-1000:

к = 0,321 - 0,1 ехр(- Ш) - 0,1 ехр(- НИ). (3)

Обсуждая полученный результат, следует отметить, что он характеризует существующее состояние эксплуатации энергоблоков с ВВЭР-1000 АЭС России. Зависимость (3) может быть использована для прогнозных расчетов возможного КИУМ с учетом существующего парка оборудования и принятой технологии ремонтов.

В то же время, приводимые в работе данные о последовательном снижении ча последние 10 лет продолжительности 11ПР на АЭС Германии и США, свидетельствуют о том, что тенденция увеличения коэффициента л для энергоблоков российских АЭС с возрастом энергоблока, описанная зависимостью (3), в принципе, может быть изменена. Проведенный краткий анализ технических решений, благодаря которым достигнуто снижение продолжительности 11Г1Р на АЭС в ряде зарубежных компаний, приводит к заключению о том, что изменения подхода к ремонтному обслуживанию отечественных энергоблоков возможны и необходимы для аналогичного изменения ситуации и па АЭС России.

В четвертой главе анализируется влияние на недовыработку • электроэнергии АЭС неплановых остановов (снижений их мощности) по различным «внутренним» - техническим и технологическим причинам.

Показано, что неплановые остановы (снижения мощности) АЭС -естественное явление в мировой практике. Приводятся соответствующие статист ические данные о вкладе их в снижение КИУМ на АЭС с реакторами различною типа в ми1>е и в России.

Для проводимого анализа причин отказов в работе различного технологического оборудования АЭС и их влияния на показатели работы энергоблоков принята дифференциация этих причин по принадлежности отказавшего оборудования к определенным видам (элементам), соответствующая разделению:

на оборудование реакторного отделения, оборудование турбинного цеха, электротехническое оборудование, оборудование, обеспечивающее водно-химический режим (в скобках для упрощения дальнейшего изложения группам оборудования присвоены соответствующие индексы «i»): Для АЭС с ректорами ВВЭР: собственно реактор, включая TBC (1.1), парогенератор (1.2), главный циркуляциошшй насос (1.3), системы управления и защиты (СУЗ) (1.4), системы регулирования, автоматика оборудования первого контура (1.5), трубопроводы 1-го контура(1.6), арматура 1-го контура (1.7);

собственно турбина (2.1), система регулирования турбины (2.2), подогреватель высокого давления (2.3), сепаратор-пароперегреватель (2.4), подогреватель низкого давления (2.5), турбопривод питательного насоса (2.6), конден-саторы турбины (2.7), насосы (2.8), трубопроводы 2- го контура (2.9), арматура 2-го контура (2.10);

электрогенератор (3.1), прочее электротехническое оборудование (3.2); оборудование, обеспечивающее воднохимический режим (ВХР) (4).

Для АЭС с реакторами РВМК: собственно реактор, включая TBC (1.1), барабан-сенаратор (1.2), главный циркуляционный насос (1.3), системы управления и защиты (СУЗ) (1.4), система технологического контроля (1.5), трубопроводы реакторного отделения (1.6), арматура реакторного отделения (1.7);

собственно турбина (2.1), система регулирования турбины (2.2), подогреватель высокого давления (2.3), сепаратор-паронерегревагель (2.4), подогреватель низкого давления (2.5), питательный электронасос (2.6), конденсаторы турбины (2.7), насосы (2.8), трубопроводы машинного отделения (2.9), арматура машинного отделения (2.10);

электрогенератор (3.1), прочее электротехническое оборудование (3.2); оборудование, обеспечивающее воднохимический режим (ВХР) (4). Кроме того, для всех типов энергоблоков рассматриваются ложные срабатывания защит и блокировок (5).

Паза данных об отказах оборудования однотипных АЭС России и Украины за последние двенадцать лет, систематизированных с учетом приведенной выше дифференциации, приводится в Приложении .

С использованием указанной базы данных проведено ранжирование причин внеплановых остановов АЭС по их влиянию на величину недовыработки электроэнергии для энергоблоков АЭС с ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК-1000.

Ранжирование выполнено для «среднестатистического» энергоблока каждого типа. Для возможности сопоставления аналогичных показателей однотипных энергоблоков величина недовыработки электроэнергии описывалась коэффициентом Knap, который определялся как отношение абсолютной недовыработки электроэнергии к максимально возможной выработке электроэнергии энергоблоком. При этом в расчетах были учтены действующие в рассматриваемый период для отдельных блоков ограничения ГАН России (прежде ГПАН СССР) па величину мощности энергоблока. В этом случае недовыработка электроэнергии относилась к величине разрешенной ГАН России мощности. Результаты анализа приведены в табл. 2.

Оценивая полученные результаты, следует иметь в виду, что по классификации МАГАТЭ к разряду значительной относится недовыработка электроэнергии, соответствующая, по меньшей мере, 10 часам работы на максимальной мощности, что соответствует значениям Кнар >0, 11%. Исходя из указанно!« критерия, из 21 рассмотренной в табл. 2 позиции для энергоблоков с ВВЭР-1000 значимыми следует признать 16, для энергоблоков ВВЭР-440 - 14, а для энергоблоков РБМК-1000 - 8. При этом максимальное значение Кнар по одной позиции достигает на энергоблоках ВВЭР-1000 2,6% , в то время как на энергоблоках РБМК-1000 только 0,57% .

Полученные в работе данные позволяют также определить динамику влияния анализируемых причин недовыработки электроэнергии на энергоблоках различного типа но годам их эксплуатации, а также их частоту («повторяемость» па п блоках из ш эксплуатировавшихся).

Пример полученных результатов для энергоблоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000 (для 4-х наиболее значимых по величине причин) приводится в табл. 3.

Таблица 2. Средняя величина К нар I по различным причинам для энергоблоков рассматриваемого типа, %

Причина ВВЭР-1000 ВВЭР-440 РБМК-1000

1.1 0.49 0.57 0.57

1.2 2.58 0.49 0.05

1.3 0.77 0.12 0.10

1.4 1.49 0.37 0.02

1.5 0.08 0.14 0.11

1.6 0.13 0.08 0.18

1.7 0.06 0.11 0.01

2.1 0.24 0.32 0.19

2.2 0.07 0.03 0.05

2.3 0.19 0.21 0.00

2.4 0.07 0.04 0.10

2.5 0.01 0.00 0.01

2.6 0.15 0.00 0.01

2.7 0.89 0.13 0.20

2.8 0.11 0.03 0 01

2.9 0,26 0.14 0.11

2.10 0.25 0.13 0.02

3.1 1.02 0.43 0.20

3.2 0.62 0.13 0.22

4 0.13 0.15 0.01

5 0.17 0.02 0.05

Таблица 3. Средняя величина К нар ! в зависимости от года эксплуатации для энергоблоков рассматриваемого типа, %

Энергоблок с ВВЭР 1000

Год экс- По причине 1.2 По причине 1.4 По причине 3.1. По иричине 2 7

плуатац ш Кнар 1 п Кнар 1 п Кнар 1 п Кнар 1 п

2 6 0,07 1 0,46 2 1,65 4 0,16 2

3 9 0,03 3 1,23 2 0,47 4 0,12 4

4 12 4,86 4 0,02 1 1,48 7 0,18 5

5 14 2,92 6 0,35 3 0,98 5 0,43 8

6 15 4,48 3 1,83 5 0,91 10 0,48 8

7 15 1,50 5 1,86 8 0,67 5 0,92 10

8 15 0,01 2 3,31 10 0,54 4 1,41 11

9 15 6,40 6 2,06 9 1,67 7 1,28 11

10 13 5,18 5 2,84 8 0,67 4 1,91 6

11 10 0,62 1 0,80 8 0,78 5 1,25 4

12 7 0,06 2 2,26 4 0,78 2 0,01 3

13 4 0,00 0 0,16 3 0,95 2 1,80 1

Энергоблок с РБМК 1000

Год экс-плуатац. m По причине 1.1 По причине 3.2 По причине 2.7. По причине 3.1

Кнар i п Кнар! п Кнар i п Кнар i п

6 4 1,25 2 0,89 3 0.01 1 0.00 -

7 5 0,40 4 0,91 4 0,01 1 0,35 4

8 ' 6 0,86 4 0,25 3 0,06 2 0,22 2

9 % 7 1,30 3 0,19 3 0,05 2 0,27 5

10 7 0,94 4 0,04 2 0,21 4 0,04 3

11 7 0,28 3 0,16 4 0,13 3 0,03 1

12 8 1,62 2 0,05 7 0,09 4 0,14 3

13 9 0,42 5 0,40 1 0,06 4 0,05 3

14 9 0,13 2 0.00 1 0,12 5 0,18 2

15 9 0,30 4 0,03 5 0,23 4 0,15 2

16 6 0,17 2 0,15 4 0,19 3 0,59 3

17 4 0,02 1 0,02 1 1..67 4 0,01 2

18 4 0,78 2 - - 0,11 3 0,87 1

В качестве второй итерации при ранжировании причин отказов оборудования АЭС по их влиянию на недовыработку электроэнергии в работе предлагается учитывать не собственно величину Knap 1, (как это сделано при формировании данных табл. 3 и 4 ), а величину;

% i= (К нар! / (1 - К imp)) * 100% , (4)

поскольку в ряде случаев устранить причину, вызвавшую впоследствии отказ определенного вида оборудования, в принципе, можно было уже в процессе проведения ТТПР. (В записанном выражении К ппр - уменьшение КИУМ рассматриваемого энергоблока из-за нахоясдения его в ППР).

Понятно, что при таком подходе «вес» события с отказом оборудования по рассматриваемой i-ой причине должен оцениваться как больший в случае большей величины К ппр (даже, если оно вызывает одинаковую по величине недовыработку электроэнергии).

Результаты расчетов величины % i , выполненных для энергоблоков различных т ипов, приводятся в работе. Полученные данные могут быть положены в основу определения приоритетов технической политики для АЭС каждого типа (конкретизация для каждой из АЭС может быть сделана на основе

базы данных для этой АЭС, приведенной в приложении) в условиях ограниченности финансовых ресурсов. Они могут быть использованы также при разработке новых проектов АЭС и их оборудования.

В пятой главе анализируется воздействие внешних факторов (условий работы в ЕЭС России) на использование установленной мощности энергоблоков АЭС России.

Показано, что реализация внутренних резервов повышения коэффициента использования установленной мощности АЭС необходима, но недостаточна для их эффективной работы в ЕЭС России - потенциальные возможности АЭС пд поставке электрической энергии (мощности) должны бьпь востребованы и «приняты» ЕЭС. Для этого должна быть обеспечена жесткая обратная связь между экономически объективно оправданными условиями работа ЕЭС России и использованием потенциала АЭС как одних из наиболее экономичных производителей электрической энергии.

Влияние внешних причин на недовыработку электроэнергии на АЭС России в последние годы устойчиво высоко (рис. 2), Поэтому их анализ и разработка рекомендаций, позволяющих снизить это влияние, - неотъемлемая часть задачи повышения эффективности использования установленной мощности АЭС.

Существенное влияние на величину использования установленной мощности АЭС России в последние 10 лет оказывали диспетчерские ограничения на поставку в ЕЭС России производимой на АЭС электроэнерг ии. Как показано в работе, в отдельные периоды этого временного интервала ограничения по абсолютной величине в 100 и более раз превышали аналогичные показатели «дореформенного» периода. Единственной причиной таких ограничений общепринято считать резкий спад электропотребления в связи с кризисными явлениями в экономике страны .

В результате проведенного в работе комплексного анализа фактической выработки электроэнергии в этот период различными (гго типу и ведоме г вештой принадлежности) производителями и с учетом того места, которое занимают

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Годы

Рис. 2.Дииамика изменения коэффициента недовыработки электроэнергии на АЭС России с учетом причин, ее обусловивших.

АЭС в иерархии этих производителей, показано, что действительная причина указанных сираничений на использование потенциальных возможностей атомных станций в значительной мере обусловлена неправильной загрузкой мощностей в ЮС России - вследствие искусственного разделении рынка электрической энергии (мощности) на федеральный и региональный уровни, а также в несовершенстве организации работы ЕЭС. Результаты анализа свидетельствуют о безусловной необходимости изменений в работе ЮС России, а именно-выведеиия из подчинения одному из субъектов рынка (а именно - РАО «ЕЭС России») системного и коммерческого операторов и получение ими полной независимости в регулировании режимов работы производителей.

На основании анализа организации работы производителей электрической энергии (мощности) в ЕЭС России показана некорректность системы ценообразования, которая искажает реальную конкурентоспособность этих производителей и дает, во-первых, неверный «ценовой сигнал» потребителям, определяя невостребованность производимой АЭС электроэнергии, и, во-вторых, влияет на принятие коммерческим и системным операторами решения

о загрузке мощностей того или производителя. Как показывает проведенный анализ, в определенный период времени существующий «запас конкурентоспособности» тарифов на шинах АЭС позволял даже в неодинаковых условиях ценообразования обеспечивать экономическую «привлекательность» атомной электроэнергии на федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощнсоти). В последние несколько лет для реализации принятых Правительством Российской Федерации решений по развитию атомной энергетики страны потребовалось существенно увеличить инвестиционную составляющую тарифа на «атомную» электроэнергию, что в условиях неодинакового подхода к ценообразованию для различных субъектов ФОРЭМ изменило в худшую сторону показатели конкурентоспособности АЭС в ЕЭС России. Проведенный анализ приводит к однозначному выводу о необходимости изменения правил ценообразования на рынке электрической энергии (мощности).

На основе анализа и обобщения опыта пятилетней (1997-2001 гт) работы АЭС до их объединения в генерирующую компанию показано, что существовавшая в этот период система учета поставки электрической энергии (мощности) в ЕЭС России не являлись фактором, сдерясивающим использование установленных мощностей АЭС, и отвечала корпоративным интересам отрасли , защищая экономические интересы АЭС при различных режимах их работы, в том числе, вынужденных.

Создание генерирующей компании, призванное оптимизировать техническую политику в отрасли, в том числе, повысить эффективность использования установленных мощностей АЭС, требует соответствующего изменения условий работы АЭС в ЕЭС России. С учетом происшедших изменений, в том числе, переходом к единому тарифу на отпускаемую генерирующей компанией электрическую энергию (мощность), ростом инвестиционной составляющей в этом тарифе, а также с проявившейся в последнее время па ФОРЭМ тарифной несбалансированностью, предлагается наилучшим образом отвечающий новым условиям алгоритм учета поставки электрической энергии (мощности) генкомпанией по суммарной величине этой поставки всеми

входящими в генкомпанию АЭС, за исключением тех из них, для которых существуют технические ограничения по передаче электроэнергии в другие энергозоны (в настоящее время к таким станциям могут быть отнесены только Кольская и Билибинская АЭС). Выручка за поставленную генерирующей компанией электрическую мощность определится в этом случае как:

МрфЕ - £ ^ф] Мрф| В = Т * Ме*1Ш + Т*( 1-НИ)[( Не- £ ЭД) *-----------------+ £ ВД *------] ; (5)

где : Т - ставка тарифа на мощность, установленная для генкомпании; № -суммарная установленная мощность АЭС генкомпании; НИ - норматив отчисления в инвестиционный резерв (резерв па развитие атомных станций), утвержденный ФЭК России; 14] - установленная мощность АЭС, для которой существуют технические ограничения по передаче электроэнергии в другие энергозоны; ^фЕ и ^дЕ - соответственно, суммарная фактическая и суммарная договорная рабочая мощность АЭС генкомпании в расчетном месяце; ^ф) и Мрд) соответственно, фактическая и договорная рабочая мощность АЭС, для которой существуют технические ограничения по передаче электроэнергии в другие энергозоны.

Применение предложенного алгоритма позволит обеспечить корпоративные экономические интересы генкомпании, создаст определенные возможности для технологического маневрирования и проведения оптимальной технической политики, будет способствовать увеличению использования установленной мощности АЭС, а также сделает независимым от сезонных колебаний электропотребления и от других факторов, влияющих на работу АЭС, процесс инвестирования в развитие агомной энергетики.

В качестве фактора, уменьшающего величину КИУМ, но в ряде случаев экономически оправданного для АЭС, может рассматриваться одновременное участие АЭС в поставках электрической и тепловой энергии. Проведены

расчеты, иллюстрирующие влияние отпуска тепловой энергии ог АЭС на величину КИУМ, и обобщены данные по оплате потребителями каждого из указанных видов энергии. Показано, что при существующей системе ценообразования на тепловую и электрическую энергию на АЭС суммарная расчетная выручка станции не зависит от доли отпущенного тепла, но вследствие разной структуры оплаты производителю в ряде случаев выгоднее отпускать тепловую энергию с потерей в КИУМе. При переходе к более логичному ценообразованию исходя из конъюнктуры спроса цены могут назначаться несвязанными и тогда критерием эффективности станет уже не КИУМ, а максимальный экономический эффект (максимальный суммарный доход) от результата двух видов деятельности.

Отмечено, что при определенных условиях (длительности) работы на мощностном эффекте снижение выработки электроэнергии не скажется на экономичности работы АЭС ни сейчас - при двухставочном тарифе, ни в последующем - при одноставочном.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На основе анализа работы АЭС России на нынешнем этапе реформирования экономики страны показано, что по разным причинам они не используют более 10 % (в отдельные годы рассматриваемого периода- значительно больше) своего потенциала по выработке электрической энергии.

2. В результате предложенного в работе комплексного подхода к учету факторов, влияющих на использование установленной мощности, показана неадекватность новым экономическим условиям общепринятого в настоящее время показателя эффективности работы АЭС - КИУМ, а также некорректность использования понятия «проектный КИУМ» в качестве эталона при мониторинге работы АЭС.

3. Создана на основе анализа работы однотипных энергоблоков АЭС России и Украины представительная (охватывающий 160 реакторо-лет работы энергоблоков с ВВЭР-1000, 88 реакторо-лет работы энергоблоков с ВВЭР-140 и 129 реакторо-лет работы энергоблоков с РБМК-1000) база данных, диф-

ференцированных по группам технологического оборудования АЭС и по длительности эксплуатации (возрасту) энергоблока. Использование указанной базы данных позволяет формировать приоритеты в технической политике как применительно к каждому действующему в настоящее время энергоблоку, так и в отношении «среднестатистического» энергоблока определенного типа с целью обеспечения максимальной эффективности использования установленной мощности АЭС.

3. Для ранжирования причин, влияющих на величину вынужденной недо-выработки электроэнергии, предложен подход, учитывающий тот факт, что причины внеплановых остановов, в принципе, могут быть устранены уже на стадии ППР. С учетом этого подхода определены наиболее значимые для «среднестатистических» энергоблоков различного типа причины отказов оборудования.

5. Получена аналитическая зависимость величины недоиспользования установленной мощности энергоблоков с ВВЭР-1000 вследствие проведения ППР от года их эксплуатации. Полученная зависимость может быть использована для прогнозных расчетов выработай электроэнергии на АЭС России с учетом существующего парка оборудования и действующего регламента технологического обслуживания и ремонтов.

6. На основе сравнения полученной для отечественных АЭС зависимости недовыработай электроэнергии от простоя в ППР с данными об аналогичных показателях для АЭС Германии и США, а также анализа некоторых технических решений, обеспечивающих сокращение длительности ремонтов на АЭС указанных стран, делается вывод о том, что изменением подхода к обслуживанию и ремонту возможно изменить ситуацию и на АЭС России.

7. Результаты проведенного анализа загрузки различных (по типу и ведомственной принадлежности) производителей электроэнергии в период с 1994 по 2001 годы доказывают, -что диспетчерские ограничения на поставку

электрической энергии (мощности) АЭС в ЕЭС России в ряде случаев необъективны. Указаны причины такого явления и пути их устранения.

8. На основе анализа пятилетней (1997-2001 гг) работы ДЭС доказано соответствие корпоративным интересам атомных станций действовавшей системы учета поставки в ЮС России электрической энергии (мощности). Для созданной единой генерирующей компании атомных станций предложен переход к учету по суммарной поставке и алгоритм расчетов за нее, позволяющий увеличить эффективность использования установленных мощностей АЭС, вошедших в генкомпанию.

9. Проанализировано влияние на экономические показатели работы АЭС одновременной поставки электрической и тепловой энергии потребителям. Показано, что при определенных условиях экономически целесообразна работа АЭС со снижением КИУМ.

Результаты работы освещены в следующих публикациях:

1. А.А.Лбагян, Сигал Е.М. и др. Двухставочпые тарифы на электроэнергию и их влияние на финансовые результаты работы АЭС,- Атомная энергия, 2000, т.88, вып. 3, с. 217-224.

2. Е.М.Сигал. ФОРЭМ как фактор, влияющий на коэффициент использования установленной мощности АЭС. - Атомная энергия, 2001, т.90, вып.2, с.101-106.

3. Е.М.Сигал. Ранжирование отклонений о г нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния па коэффициент использования установленной мощности . - Атомная энергия, 2002, т.92, вып.З, с. 181-188.

4. Е.М.Сигал. Проектный КИУМ как показатель эффективности использования установленной мощности АЭС. - Атомная энергия, 2003, т.94, вып.2, с. 109-114.

5. Е.М.Сигал. Особенности учета поставки в ЕЭС России электрической энергии (мощности) от АЭС в условиях их объединения в единую генерирующую компанию. Ден. ВИНИТИ № 486-В, 2003, 16 с.

i ti

Тираж 70 экз.

1 48 92

Введение.

Глава 1. Современное состояние и перспективы развития атомной энергетики в мире и в России

Глава 2. Показатели эффективности использования установленной мощности АЭС и классификация факторов, влияющих на

Глава 3. Анализ влияния регламента технического обслуживания АЭС с ВВЭР и РБМК на использование их установленной мощности.

3.1. Анализ фактической недовыработки электроэнергии вследствие проведения ППР на АЭС с ВВЭР и РБМК.

3.2. Проектный и «регламентный» КИУМ АЭС.

3.3. Аналитическая зависимость времени простоя энергоблоков АЭС в ППР от года их эксплуатации.

Глава 4. Нарушения в работе оборудования, классификация причин, их обусловивших, и ранжирование этих причин по влиянию на эффективность использования установленной мощности АЭС

4.1. Классификация причин отклонений от нормальной работы оборудования АЭС с ВВЭР и РБМК

4.2. Ранжирование причин отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на недовыработку электроэнергии.

4.3. Нарушения в работе АЭС по причине ошибочных действий персонала.

Глава 5. Анализ влияния внешних факторов на эффективность использования мощностей "АЭС России

5.1. Условия работы АЭС в ЮС России

5.2. Система ценообразования на электрическую энергию, производимую на АЭС, и учета поставок ими электрической мощности в ЕЭС России как факторы, влияющие на эффективность использования мощностей АЭС.

5.2.1. Условия ценообразования и их влияние на конкурентоспособность (и востребованность) электроэнергии, производимой атомными станциями.

5.2.2. Система учета поставки электрической энергии в ЕЭС России и ее влияние на использование установленной мощности АЭС

5.2.3. Дисциплина платежей за отпущенную электроэнергию как фактор, влияющий на использование установлен ной мощности АЭС.

5.3. Диспетчерские ограничения на производство электроэнергии на АЭС как проявление несовершенства организации работы ЕЭС России, негативно влияющее на величину

КИУМ.

5.4. Одновременное участие АЭС в нескольких видах производственно-хозяйственной деятельности.

5.5. Работа АЭС с ВВЭР с использованием мощностного эффекта.

Электроэнергетика является одной из ключевых отраслей народного хозяйства, не только создающей технологический базис всей экономики, но и играющей при этом существенную роль в формировании ключевых макроэконом ических показателей развития страны. Именно поэтому наращивание энергетических мощностей и их эффективное использование с целью обеспечения всех отраслей народного хозяйства электрической энергией в необходимых объемах и по разумной цене всегда являлось важнейшей задачей.

В силу ряда причин, подробно описанных в настоящей работе, отечественная энергетика вошла в период реформирования экономики страны с морально и физически изношенной производственной базой своего «традиционного» (работающего на органическом топливе) сектора, все обостряющимся дефицитом ресурсов дешевого органического топлива, при резкой нехватке финансовых средств для так необходимых ей инвестиций.

В этой ситуации атомная электроэнергетика с ее сравнительно молодыми основными фондами и имеющимся большим запасом необходимых для ее функционирования топливных ресурсов, является наиболее перспективной подотраслью отечественной электроэнергетики, способной с наименьшими затратами , а следовательно, и с наименьшим негативным воздействием на тарифы для потребителей, обеспечить потребность в электроэнергии как в ближайшие годы - на стадии естественного выбытия основных фондов традиционной энергетики, так и в дальнейшем - в средне- и долгосрочной перспективе.

С переходом в результате реформирования экономики страны к рыночным отношениям в народном хозяйстве максимальная эффективность использования уже существующих, а также планируемых к вводу мощностей АЭС станет фактором, определяющим ценовую привлекательность «атомной» электрической энергии для ее потребителей, а следовательно, и конкурентоспособность атомной электроэнергетики на рынке электрической энергии (мощности), ее способность придать стабильность развитию всей экономки страны.

Именно поэтому комплексный анализ факторов, влияющих на использование установленной мощности АЭС, и поиск на основе этого анализа путей увеличения экономической эффективности атомной энергетики в период реформирования экономики страны приобретает особую значимость.

Говоря о начавшемся реформировании электроэнергетики страны, следует отметить, что оно находится лишь в своей начальной стадии, и вопросы создания конкурентного рынка электрической энергии (мощности) к настоящему времени до конца не решены - обсуждаются различные модели его функционирования, различные варианты необходимых структурных преобразований, изменения форм собственности, способов формирования инвестиционных процессов и т.д. Быть готовым принять и адекватно отреагировать на эти изменения, а также участвовать в формировании новых правил работы на конкурентном рынке нельзя без понимания причин, сдерживающих максимальное использование генерирующих мощностей отечественной атомной энергетики, внешних факторов на нее влияющих, а также, что не менее важно, знания слабых мест в технических и технологических особенностях эксплуатации действующих энергоблоков АЭС России.

Все вышеизложенное и определило необходимость и актуальность проведенного исследования, результаты которого приведены в настоящей диссертационной работе.

Целью диссертационной работы является комплексный анализ факторов, влияющих на работу АЭС России, их взаимосвязи и причинно-следственной связи как с техническими и технологическими особенностями эксплуатации энергоблоков АЭС, так и с изменениями, происходящими в работе ЕЭС России, и разработка на основе результатов этого анализа рекомендаций по повышению эффективности использования установленных мощностей АЭС России.

В диссертации решаются следующие задачи: 1. Анализируются:

- общепринятые в настоящее время показатели эффективности работы АЭС, адекватность отражения ими изменяющейся ситуации в экономике страны;

-состояние использования мощностей АЭС России в период реформирования экономики страны.

2. На основе сформированной автором по предложенной им системе учета технических и технологических факторов базы данных о работе однотипных энергоблоков АЭС России и Украины исследуются «внутренние» причины недоиспользования установленной электрической мощности АЭС:

- неплановые снижения мощности из-за нарушений в работе оборудования -по группам технологического оборудования, сроку эксплуатации энергоблока, влиянию этих нарушений на величину недовыработки электроэнергии, повторяемости на «среднестатистическом» энергоблоке определенного типа;

- влияние регламента технического обслуживания на длительность простоев энергоблоков в планово-предупредительных ремонтах (ППР), в том числе,- в сравнении с зарубежным опытом;

- зависимость простоев отечественных энергоблоков с ВВЭР-1000 в ППР от года эксплуатации энергоблоков (их возраста).

3. Исследуются внешние факторы, влияющие на использование установленной мощности АЭС:

- условия работы АЭС в ЕЭС России, изменяющиеся в процессе реформирования энергетики страны;

- востребованность электроэнергии, производимой на АЭС, и обоснованность ограничений со стороны системного (технологического) оператора рынка на ее «принятие» единой энергетической системой страны ;

- потенциальные возможности, создаваемые при объединении АЭС в генерирующую компанию, и их реализация для увеличения эффективности использования установленных мощностей АЭС.

4. Даются рекомендации, направленные на повышение эффективности использования установленных мощностей на АЭС России.

Научная новизна.

На основе комплексного анализа внутренних и внешних причин, влияющих на использование установленной мощности АЭС, выявлены и обоснованы причинно-следственные связи между ними и условиями работы АЭС в единой энергетической системе России.

На основе анализа и систематизации показателей работы АЭС России (за период с 1989 по 2000 гг) и Украины (за период с 1989 по 1996 гг) сформирована база данных о недовыработке электроэнергии на однотипных энергоблоках АЭС в зависимости от различных технических и технологических причин, а также от года эксплуатации (возраста) энергоблока. Проведено ранжирование этих причин по степени их влияния на недовыработку электроэнергии.

Получена аналитическая зависимость недовыработки электроэнергии на энергоблоках с ВВЭР-1000 по причине их нахождения в планово-предупредительном ремонте от года эксплуатации (возраста) энергоблока.

Проанализировано влияние системы учета по двухставочным тарифам на электрическую энергию (мощность) на результаты работы АЭС в переходный период реформирования электроэнергетики, доказано их положительное влияние на обеспечение корпоративных интересов отрасли. Предложен порядок учета поставки в ЕЭС России созданной единой генерирующей компанией атомных станций (далее- генерирующая компания) электрической энергии (мощности), обеспечивающий соблюдения как интересов собственно генерирующей компании, так и интересов потребителей электрической энергии.

Практическая ценность работы.

Выводы и рекомендации, основанные на результатах проведенного исследования, способствуют повышению эффективности использования установленных мощностей АЭС путем реализации экономически оправданной технической политики при эксплуатации атомных станций.

10. Выводы и рекомендации, полученные в результате проведенного исследования, должны способствовать разработке конкретных предложений по реформированию энергетики и формированию конкурентного рынка электрической энергии (мощности) в России, а также определению и реализации технической политики при эксплуатации и развитии атомных станций как на стадии проектных разработок новых АЭС и их оборудования, так и при техническом обслуживании действующих энергоблоков.

1. А.А.Абагян, А.В.Зродников, В.В.Орлов и др. Стратегия ядерной энергетики: цели, принципы, технология,- ТЭК. №4,1999, с. 33-37.

2. A.A. Абагян, Сигал Е.М. и др. Двухставочные тарифы на электроэнергию и их влияние на финансовые результаты работы АЭС.- Атомная энергия, 2000, т.88, вып. 3, с.217-224.

3. Е.О.Адамов. К атомной энергетике XXI века. -ТЭК. №4,1999, с. 3-4.

4. Е.О.Адамов. Ключевая отрасль для поддержания обороны, науки и развитияэкономики страны. Вестник концерна Росэнергоатом. №4. 2000 . с. 1 -5.

5. М.А.Альтшуллер. Технико-экономические показатели российских АЭС и анализ факторов, влияющих на показатели. Сб. Экономика атомной отрасли.М. ЦНИИАТОМИНФОРМ, 2001. с.37-47

6. В.В. Батов, Ю.И.Корякин Экономика атомной энергетики. М.Атомиздат, 1969. 400с.

7. Безопасность атомных станций. Справочник. М-Париж: EDF- Росэнергоатом., 1995,255 с.

8. Белая книга ядерной энергетики /под общ. ред. проф. Е.О.Адамова/ 1-е изд. М.: ГУПНИКИЭТ, 1998.

9. Боргер У. Планирование и проведение технического обслуживания на немецких АЭС. Семинар P3A/SNP «Обмен опытом в области техобслуживания и ремонта АЭС. Сокращение сроков проведения ППР» Москва, 4-5 декабря 2000 г.

10. Браилов В.П. О критерии сравнения вариантов развития различных по произвол ственному эффекту систем. Математика и математические методы , вып.5,1975.

11. В.А.Вознесенский, Г.Л.Лунин, В.М.Беркович и др. Концепция блоков нового поколения с реакторами типа ВВЭР. ТЭК.№4,1999, с.37-11.

12. Временные методические указания по расчету рабочей мощности энергобло ков атомных электростанций. РДЭО 0077-97. Москва , 1997

13. Л.М.Воронин. Особенности проектирования и сооружения АЭС . М. Энергоиздат, 1980, 167 с.

14. Л.М.Воронин. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС . М. Энергоиздат, 1981, 167 с.

15. Воронин Л.М. Опыт пуска и освоения проектной мощности энергоблоков с реакторами РБМК-1000.- электрические станции . 1979. №1, с. 10

16. Гительман Л.Д., Ратников Б.И. Реформы в электроэнергетике . Выбор реалистической политики .Екатеринбург.УРО РАН. 1997.

17. Городков С.Г., Клименко A.B.,Марина Ю.С. Роль ядерной энергетики в структуре мирового энергопроизводства. Международная конференция «Атомная энергетика на пороге XXI века» С-П, 8-10 июня 2000 г.

18. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС: Учебник для вузов. Спб. Энергоатомиздат 1994

19. Кастл Г. Сокращение времени ПИР за счет использования современной техники контроля и ремонта. Семинар P3A/SNP «Обмен опытом в области техобслуживания и ремонта АЭС. Сокращение сроков проведения ППР» . Москва, 4-5 декабря 2000 г.

20. Г.Кестлер Ядерная энергетика. М.:Энергоатомиздат, 1986, 264 с.

21. Клочков В.И., Мирошниченко М.И., Цыбенко В.М. К вопросу о работе реакторов ВВЭР на мощностном эффекте .- В кн. Десятилетний опыт эксплуата -ции Нововоронежской АЭС.Нововоронеж.1974,с.92

22. Кузнецов A.M. Метод расчета выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Электрические станции. 1970.№8, с 31-33.

23. Овчинников Ф.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы ВВЭР., М. Энергоатом издат. 1988.

24. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. Учебник для ВУЗов . М.: изд. AT. 1994-296 с.

25. Меламед Л.Б., Архангельская А.И., Сигал М.В. .Экономика АЭС России: пути повышения конкурентоспособности на рынке производителей электроэлектроэнергии.- Атомная энергия, 1999, т.87, вып.2, с.92-101.

26. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД. 34.08.552-95. Москва. ОРГРЭС.1995.

27. Методические указания по нормированию показателей тепловой экономичности работы атомной электростанции. Минэнерго СССР. М.1984.

28. Методика расчета проектной себестоимости тепла и электроэнергии на ТЭС. ОСТ 34-255-75.М.Минэнерго СССР,1975.

29. Б.И. Нигматулин. Атомная энергетика России и пути обеспечения надежное -ти, безопасности и экономичности атомных электростанций. ТЭК. № 4,1999, с.4-7.

30. В.А. Острейковский. эксплуатация атомных станций. М. Энергоатомиздат.1999, 923 с.

31. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций. РД 53.025.002-88.М.1988.

32. К.Б.Проскуряков. Основные аспекты проблемы продления срока службы действующих энергоблоков РБМК-1000.- ТЭК. №4, 1999, с. 79-83.

33. С.Л.Прузнер, А.Н.Златопольский, А.М.Некрасов. Экономика энергетики СССР. М.Высшая школа, 1978. 471 с.

34. Рынок электрической энергии и мощности: каким ему быть./под ред. В.И. Эдельмана. М.: Энергоиздат. 2000

35. Л.Д. Рябев К безопасной энергетике совместными усилиями . Из выступления на международной научно-практической конференции «Атомная энергетика на пороге XXI века» ( 8-10 июня 2000 г., г.Электросталь). Вестник концерна Росэнергоатом. №5, 2000. с. 1-3.

36. Я.М. Рубинштейн, М.И. Щепетильников. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС. М: Энергоиздат,1982. 272 с.

37. А.З. Румшинский. Математическая обработка результатов эксперимента. М. Изд-во «Наука» 1971, с.

38. Сигал М.В., Семенов В.В. Оценка экономически целесообразного времени продления кампании водо-водяных реакторов АЭС. В сб. Атомные электрические станции., 1980, вып.З, Из-во Энергия, с. 157-162.

39. Е.М. Сигал. ФОРЭМ как фактор, влияющий на коэффициент использования установленной мощности АЭС. Атомная энергия, 2000, т.90, вып.2, с. 101106.

40. Е.М.Сигал. Ранжирование отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на коэффициент использования установленной мощности . Атомная энергия, 2002, т.92, вып.З, с.181-188.

41. Е.М.Сигал. Проектный КИУМ как показатель эффективности использования установленной мощности АЭС. Атомная энергия, 2003, т.94, вып.2, с. 109114.

42. Е.М.Сигал. Особенности учета поставки в ЕЭС России электрической энергии (мощности) от АЭС в условиях их объединения в единую генерирую -щую компанию. Деп. ВИНИТИ № 486-В 2003 .

43. Сидоренко В.А. Водо-водяные реакторы в атомной энергетике страны.-Атомная энергия, 1977, т.43,вып.5, с. 325.

44. Н.М. Синев. Экономика ядерной энергетики. М. Энергоатомиздат, 1987, 479 с.

45. Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века. Основные положения. Минатом РФ. 2000 г., 34 с.

46. Справочник по ядерной энерготехнологии. Пер. с англ. /Ф.Ран и др. Под ред. В.А.Легасова.- М.: Энергоатом издат, 1989,- 752 с.

47. Структурно-технологическая политика в электроэнергетике/А.Ф.Дьяков, В.И.Горин, П.В.Горюнов и др. М.: НЦПИ, 1993.

48. Техническое обслуживание и ремонт систем и оборудования атомных станций. Нормативная продолжительность ремонтов энергоблоков АС. РД ЭО 0085-97.М.1998.

49. Фомина В.Н. Экономика электроэнергетических компаний. Учеб. Пособие. ч.2, вып. 2, М.: ГТУ, 1998.

50. Л.С. Хрилев, И.А.Смирнов. Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения. М.: Энергия , 1978. 264 с.

51. Шевелев Я.В., Клименко A.B. Эффективная экономика ядерного топливно-энергетического комплекса. М.: РГГУ. 1996. 736 с.

52. Ю.М. Шестаков. Сравнение основных технико-экономических показателей российских и зарубежных АЭС. Сб. Экономика атомной отрасли. М. ЦНИИ-АТОМИНФОРМ, 2001. с. 48-78.

53. Энергетика: цифры и факты: По материалам МАГАТЭ. Energy, electricity and nuclear power,Vienna, 1998 .

54. Энергетическая стратегия России до 2020 г.: проект . Минэнергетики России. 2000.

55. Ядерные реакторы повышенной безопасности (анализ концептуальныхразработок) /B.C. Новиков, И.С. Смирнов , П.Н. Алексеев и др. М. Энерго-атомиздат, 1993.

56. Ядерная энергетика. Проблемы и перспективы. Экспертные оценки. М.: Институт атомной энергии им. И.В. Курчатова. 1989, 492 с.

57. Якобе Н., Грауф Э. Оптимизированный процесс проведения планово-предупредительных ремонтов. Семинар РЭА/SNP «Обмен опытом в области техобслуживания и ремонта АЭС. Сокращение сроков проведения ППР» Москва, 4-5 декабря 2000 г.

58. Emnergy for TomorrowAs World- the Realities«) The Real Options. And the Agenda for Achievement/ WEC Comission. St. MartinAs Press. 1994.

59. Nucl .Techn. Rev. 2000ЧЮV/INF/2000/XXX/: Vienna, IAEA /2000.

60. Nucl. Europe Worldscan.l998.# 1 l-12.p. 57-58

61. POWER-GEN EUROPA98 / The Forum for the changing Power Generating Indastry in Europe. June 9-11, 1998, Milan, Italy. Summary book.

62. Schmidt-Kuster W.T. The Future of Nuclear Energy in Europe. Atomwirstchaft-Atomtecnik, 2000,45. Jg. Heft 11, s. 688-690.

63. B.Semenov, P.Dasstidor, J.Kupitz. Growth projections and development for nuclear power. IAEA Bulletin. Vol .31, NO. 33. Vienna. 1989.

64. S. Hunt and G. Shuttleworth. Competition and Choice in Electricity. Wiley. Chichester, England. 1998.

65. Performance Indicator Report 2000. WANO/PI16.

66. Вестник концерна «Росэнергоатом», № 5, 2000 , с. 2-3.

67. Вестник концерна «Росэнергоатом», № 12, 2000 , с. 2-3.

68. Вестник концерна «Росэнергоатом», № 4, 2001 , с. 6-7.

69. Вестник концерна «Росэнергоатом», № 9, 2001 , с. 4-5, 6-7.

70. Вестник концерна «Росэнергоатом», № 5, 2002 , с. 6-7, 8-9.