Найбільш доцільний шлях використання теплових вторинних енергоресурсів, що утворюються у різних теплових установках, які працюють на природному газі, пов'язаний із методом термохімічної регенерації, що грунтується на реакціях конверсії палива з продуктами згоряння (ПЗ). Мета роботи - розробити схему використання термохімічної регенерації для двигуна внутрішнього згоряння, що працює з певним надлишком повітря, та метод її термодинамічного розрахунку. Оскільки присутність кисню в реагенті для конверсії палива істотно знижує її показники, ми пропонуємо спосіб видалення кисню з тієї частини ПЗ, що служить як реагент для конверсії. Схема складається із теплообмінника для використання ентальпії конвертованого палива (КП), камери згоряння, де певна частка КП спалюється у кисні відповідної частини ПЗ, та двох термохімічних реакторів, встановлених паралельно. Наведено також приклади розрахунку згаданої схеми, які демонструють, що її використання дозволяє зекономити 12,2 % первинного палива. Для порівняння було розраховано найпростішу схему, де реагент для конверсії палива містить кисень. У цьому випадку економія палива на 4,3 - 6,8 % менша.

Існуюча ситуація, що склалась в енергетичному секторі України, при обмеженому доступі до енергоносіїв власного видобутку, потребує залучення твердого органічного палива, яким виступає вугілля. Забезпечення вітчизняних ТЕС вугільною продукцією необхідної якості є важливим фактором як з точки зору енергетичної незалежності держави, так і екологічної ситуації, яка значною мірою потерпає внаслідок спалювання високозольного вугілля. Мета роботи - розроблення математичної моделі оптимізації забезпечення вітчизняних ТЕС вугільною продукцією із заданими (паспортними) теплофізичними властивостями за мінімальну ціну. Розробка алгоритму, що реалізує цю модель, передбачає наявність показників якості вугільної продукції, які є визначальними при розрахунку ціни цієї продукції. Для досягнення цієї мети сформульована змістовна та математична постановка задачі, а також алгоритм і програмні засоби для її розвіязання. Розв'язок задачі забезпечує оптимальну структуру запасів палива енергогенеруючої галузі країни з допустимими параметрами якості при мінімальній вартості. Дана модель апробована при оптимізації структури вугільної продукції для 6-ти ТЕС, що споживають антрацитове і пісне вугілля і доводить її адекватність об'єкту дослідження.

Интенсивное введение ВЭС в структуру современных энергосистем наряду с сопутствующими проблемами, вызванными нестабильным характером выдачи ветроагрегатами мощности в сеть, приводит к необходимости математического моделирования соответствующих процессов генерации и автоматического регулирования частоты. Для этого необходимо разработать математическую модель скорости ветра. В качестве исходных данных для построения такой модели использованы результаты натурных замеров скорости ветра в виде массива, содержащего 8955 точек с шагом 2 с (временной интервал длительностью около 5 часов). Натурные данные скорости ветра содержат участки, на которых модуль ускорения ветра приближается к 9 %/с. Для аппроксимации использовано дискретное преобразование Фурье, точность которого при шаге 2 с и умеренных значениях производных (до 2 - 2,5 %/с) является достаточной для использования в составе обобщенных моделей АРЧМ. Спектр скорости ветра содержит 4477 гармоник и ограничен общим количеством точек в массиве. Наивысшая гармоника имеет период 4 с. Приведенная модель скорости ветра может быть использована при исследовании последствий введения ВЭС в структуру ОЭС Украины.

Індекс рубрикатора НБУВ: З15 + З6 + Н113.6

Рубрики:

Джерела енергії. Енергетичні ресурси.Поновлювані джерела енергії

Інші галузі енергетики

Будівельна теплотехніка (будівельна теплофізика)

Шифр НБУВ: Ж70419 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Незважаючи на впровадження економічного стимулювання споживачів і виробників електричної енергії до вирівнювання і регулювання графіків електричних навантажень (ГЕН), в об'єднаній енергетичній системі (ОЕС) України спостерігається стійка тенденція його загострення. У зв'язку з цим зростають витрати, пов'язані з ущільненням та регулюванням ГЕН, які становлять до 35 % від обсягу товарної продукції ТЕС, або 14,85 млрд грн. Крім того, існують помітні приховані втрати, пов'язані із зниженням ресурсу, надійності і економічності регулюючих енергоблоків внаслідок постійної експлуатації у циклічних режимах. Для виходу із ситуації, що склалася, необхідне прийняття більш дієвих, ніж економічне стимулювання, додаткових заходів щодо ущільнення ГЕН та їх регулювання. У ролі одного з них запропоновано створення спеціалізованої системи теплових насосів-регуляторів (ТНР) змінної потужності, керованих з боку енергетичної системи, інтегрованих у технологічні схеми ТЕЦ. На відміну від електротеплових споживачів-регуляторів накопичувального типу окремого розташування, що використовують пряме перетворення електричної енергії у теплоту або теплові насоси на природних джерелах низького потенціалу, розміщення ТНР на ТЕЦ не потребує створення теплових акумуляторів великої ємності, додаткової інфраструктури електроживлення, мереж і резервних джерел теплопостачання, технологічного зв'язку і управління. Крім того, ТНР такого типу можуть використовувати у ролі джерел низькопотенційної теплоти теплові втрати ТЕЦ, що забезпечує сприятливе збільшення коефіцієнта перетворення ТНР по мірі зростання попиту на теплову енергію. Показано, що інтеграція ТНР і ТЕЦ забезпечує відчутний ефект підсилення регулюючих впливів ТНР за рахунок супутніх змін електричної і теплової потужності теплофікаційних турбоустановок ТЕЦ. Згідно з оцінками, виконаними за спеціально розробленою методикою на основі енергетичних характеристик ТЕЦ різних типів, сумарні зміни регулюючої потужності ТЕЦ та ТНР можуть бути у 2,5 - 5 разів більшими за регулюючу потужність саме ТНР. Ефект підсилення зростає по мірі збільшення початкових параметрів пари ТЕЦ. На підставі одержаних значень коефіцієнтів підсилення регулюючих потужностей ТЕЦ з ТНР різних ступенів початкового тиску, що припускають залучення до вирівнювання та регулювання ГЕН в ОЕС України, який оцінений у 3000 МВт взимку і у 1000 МВт влітку. При цьому необхідна потужність ТНР оцінюється тільки у 860 МВт. Це вказує на можливість суттєвого підвищення маневренних можливостей енергетичної системи із витратами, що кратно нижчі за відповідні витрати у разі відокремленого використання.

Доведено необхідність у розробленні універсальної математичної моделі та відповідного програмно-інформаційного комплексу (ПІК), в яких була б забезпечена можливість дослідження систем АРЧП, побудованих на базі генераторів-регуляторів, споживачів-регуляторів та їх комбінацій. Розроблено та досліджено універсальну модель регулювання частоти і потужності в об'єднаних енергосистемах, в якій забезпечена така можливість. Модель побудована на основі найбільш точних рівнянь системного характеру та рівнянь, що описують вплив системних змін частоти і потужності на об'єкти енергосистеми (генератори, навантаження, регулятори). Вона враховує нелінійні обмеження, властиві регуляторам (швидкодія, максимальна потужність, зона нечутливості). Модель синтезована в канонічній формі, що дозволяє описувати енергосистему як в агрегованому вигляді, так і доводити її деталізацію аж до конкретного генератора та споживача. Проведене цифрове моделювання на розробленому ПІК із такими можливостями показало, що при дослідженні процесів АРЧП необхідно враховувати зазначені технологічні обмеження, оскільки їх ігнорування, як це робиться в більшості публікацій, призводить до грубих помилок і навіть до неправильних результатів. Цифрове моделювання процесів АРЧП в системах з різними регуляторами показало, що за умов ОЕС України вимоги щодо їх швидкодії впевнено задовольняють лише генератори ГЕС та споживачі-регулятори на теплонасосних системах. Газомазутні блоки з граничною швидкодією до 6 % хв та всі пиловугільні блоки для забезпечення вимог щодо граничної протяжності процесу регулювання потребують кратного збільшення резервної потужності вторинного регулювання. Комбіноване використання у складі системи АРЧП генераторів-регуляторів первинного регулювання та швидкодіючих споживачів-регуляторів на теплонасосному устаткуванні цілком задовольняють як національні, так і міжнародні вимоги до таких систем.

Запропоновано методику розрахунку рівнів кінцевого споживання паливно-енергетичних ресурсів з урахуванням структурних та технологічних зрушень в економіці України в цілому та за її секціями (ВЕД). Розрахунок прогнозного енергетичного балансу країни виконується за допомогою методу "знизу-вгору". Прогнозні рівні кінцевого споживання ПЕР доцільно обчислювати за окремими видами енергоресурсів: паливо, теплова і електрична енергія. Визначаються вони з використанням прогнозної енергоємності ВДВ за певним ВЕД у конкретному році та обсягу ВДВ за цим ВЕД у відповідному досліджуваному році. На величину енергоємності ВДВ має вплив коефіцієнт завантаження технологічного обладнання, змінаструктури сектору економіки (внутрішньо секторні структурні зрушення) та міжсекторні структурні зрушення. Рівні витрат енергоресурсів на здійснення послуг населенню на прогнозні роки необхідно розраховувати за соціальними показниками, такими, як витрати окремих видів енергії на душу населення з урахуванням їх змін на прогнозовані роки. Прогнозні показники питомих витрат на душу населення на подальшу перспективу доцільно корегувати із європейськими нормами. Визначено потенціал енергозбереження в економіці країни та в її складових по найбільш енергоємних ВЕД.

Аналіз існуючих методів прогнозування розвитку газової галузі в різних країнах світу показав необхідність застосування методології, що відтворює процеси прийняття рішень у промисловості з використанням параметра чистої доданої вартості майбутніх грошових потоків протягом життєвого циклу підприємства та враховує невизначеності зовнішніх умов функціонування технологічних об'єктів галузі. Наведено математичні моделі визначення вартісних показників ефективності роботи основних технологічних об'єктів газової галузі. У цих моделях врахування особливостей роботи технологій, нормативно-правових умов, ресурсних та екологічних обмежень поєднано із застосуванням детерміновано-стохастичного методу, який дозволяє визначити діапазони, в яких з певною ймовірністю знаходяться значення вартісних показників технологічного об'єкта, визначені для його життєвого циклу. Докладно описано математичну модель визначення вартісних показників технологічної пари "компресорний цех - прилегла лінійна ділянка". Наведено також результати тестових розрахунків, виконані за допомогою удосконаленої підсистеми "Матриця" програмно-інформаційного комплексу "Піраміда - V", які підтвердили адекватність роботи моделей.

Проведено оцінку потреби в потужностях ТЕС для двох альтернативних сценаріїв розвитку електроенергетики України за швидкого та повільного темпів розвитку відновлюваних джерел виробництва електроенергії показала, що забезпечити виконання вимог Директиви 2001/80/EC до 1 січня 2018 року практично неможливо. Тому термін виконання цих вимог рекомендовано подовжити до 2030 року. Під час проведення за цих умов оцінки ефективних варіантів розвитку ТЕС ОЕС України до 2030 року визначено, що національним інтересам більше відповідають сценарії розвитку теплової генерації, які передбачають проведення до 2020 року маловитратної реконструкції існуючих вугільних ТЕС, приведення викидів забруднювачів у повітря до норм ЄС на газомазутних ТЕС, реалізацію пілотних проектів з комплексної реконструкції вугільних ТЕС і будівництво нових потужностей на існуючих майданчиках. Проведені дослідження показали, що прискорений розвиток відновлюваних джерел енергії призведе до зростання викидів парникових газів за їх паралельній роботі в ОЕС України. Визначено головні задачі та заходи виконання в ОЕС України гармонізованих з європейськими нормативів викидів забруднюючих речовин і забезпечення економічно виправданої мінімізації викидів парникових газів. Рекомендовано терміново розпочати переговорний процес з партнерами по Енергетичному Співтовариству щодо відкладання виконання вимог Директиви 2001/80/EC до 1 січня 2030 року з розробкою й затвердженням плану розвитку генеруючих потужностей і реалізації заходів з екологізації теплової енергетики України, створенням постійно діючої системи моніторингу виконання цього плану.

Проблему утилізації теплових вторинних енергоресурсів, що утворюються у різних теплових установках, які працюють на природному газі, необхідно вважати дуже актуальною з точки зору енергозаощадження. Найбільш доцільний шлях її розв'язання пов'язаний із технологією термохімічної регенерації, що грунтується на конверсії палива з продуктами згоряння. Розроблено схему газотурбінної установки з комбінованою системою термохімічної та повітряної регенерації, що грунтується на двох технічних рішеннях: термохімічний реактор розташований не за турбіною (де температура продуктів згоряння досить низька), а між її циліндрами високого і низького тиску; коефіцієнт надлишку повітря дорівнює одиниці, і для зниження температури продуктів згоряння перед турбіною певна частина їх подається у камеру згоряння. Крім того, запропоновано метод розрахунку газотурбінної установки з комбінованою системою регенерації, і розроблено відповідну програму. Числові розрахунки показали, що ця схема забезпечує дуже високий ккд (до 57,6 %) та знижує викиди шкідливих речовин.

Зазаначено, що виконання міжнародних екологічних вимог у галузях паливно-енергетичного комплексу є однією з умов подальшої інтеграції України в ЄС. Розглянуто основні Директиви ЄС з питань екології, які є визначальними для електроенергетики. На базі концепції технічних енергетичних систем розроблено класифікацію завдань стандартизації щодо викидів та експлуатаційних впливів об'єктів електроенергетики, яка надає змогу комплексного вирішення екологічних проблем енергетики з урахуванням забруднення повітря, води й грунту, а також опромінення й теплових впливів. На її основі проведено аналіз міжнародних та національних екологічних стандартів та визначено основні завдання стандартизації з питань екології в галузі електроенергетики України. Показано, що оновлення нормативної бази електроенергетики шляхом гармонізації національних стандартів з європейськими та міжнародними створює умови для максимально можливого зниження негативного впливу об'єктів електроенергетики на довкілля на всіх етапах виробництва, передавання та розподілення електричної та теплової енергії.

Розглянуто основні техніко-економічні показники розвитку сільськогосподарського виробництва та емісію парникових газів в Україні. Проаналізовано посівні площі зернових культур та динаміку фактичного виробництва продукції рослинництва, динаміку чисельності поголів'я продуктивної худоби в тваринництві, споживання паливно-енергетичних ресурсів у сільському господарстві та зменшення техногенного навантаження аграрного сектору на навколишнє середовище в 2000 - 2010 рр. Посівні площі основних зернових культур значно збільшились: озимої пшениці - на 15,4 %, ячменю - в 4,4 разу, кукурудзи на зерно - в 2 рази. У разі загального збільшення обсягів зернових культур в 1,6 разу озимі культури були більш вагомими і розвивалися інтенсивними темпами. Так, виробництво озимого ячменю та кукурудзи на зерно зросло більш ніж в 3 рази, соняшника - майже в 2 рази, а ріпака та сої - відповідно в 11,1 та 26,3 разу. Чисельність поголів'я великої рогатої худоби по всіх категоріях господарств в 2010 р. зменшилася в порівнянні з 2000 р. на 52,3 %, в тому числі молочних корів - на 46,9 %. У зв'язку із зменшенням виробництва сільськогосподарської продукції зменшилося і споживання палива та енергії. Так, використання палива зменшилось за вказаний період на 32,9 %, в тому числі рідкого - на 35,3 %. Споживання газоподібного палива збільшилось на 71 %, а його питома вага в загальному споживанні зросла відповідно з 2,49 до 6,3 %. Це і зумовило значне зменшення використання твердого палива (в 4,2 разу) та частки його в загальному споживанні з 0,51 до 0,2 %. Споживання електричної енергії в сільському господарстві скоротилось на 48,5 %. Значно зменшились в цей період і викиди парникових газів. Так, викиди вуглекислого газу знизились на 31 %, сумарні викиди метану - на 47,7 %, в тому числі внаслідок кишкової ферментації - на 51,5 % та використання гною - на 39,2 %.

Розглянуто питання загальних методичних положень складання продуктових і енергетичних балансів за форматами балансів, рекомендованих Євростатом і МЕА. Надано визначення розділів балансу та їх статей, встановлено перелік видів палива, які найбільш поширено використовуються у країні, для їх включення до балансу. Як приклад, на базі показників діючих форм державної статистичної звітності сформовано загальний енергетичний баланс за 2010 рік та проведено його аналіз за показниками окремих видів палива і енергії по всьому ланцюгу їх проходження - від видобування (виробництва), перетворення до кінцевого споживання. Згідно зі звітним енергетичним балансом в 2010 році при обсязі валового споживання 173155,8 тис. т у.п. з нього на перетворення надходить 88353,7 тис. т у.п. енергоресурсів (51,0 % від обсягу валового споживання), надходить після перетворення: інших видів палива в обсязі 35809,1 тис. т у.п., електроенергії - 29737,5 тис. т у.п. (86426,7 млн кВт-год) і теплової енергії - 22807,1 тис. т у.п. ( 153479,8 тис. Гкал). За розділом "Споживання енергетичним сектором" витрати енергоресурсів становили 13627,1 тис. т у.п., за статтями "Витрати під час транспортування і розподілу" і "Споживання на неенергетичні цілі" відповідно - 14119,8 і 8723,4 тис. т у.п., за розділом "Кінцеве споживання" - 136121,8 тис. т у.п. Для проведення підсумкових операцій за розділами та статтями балансу розроблено математичні алгоритми їх супроводження.

Розглянуто питання прогнозування попиту на електричну енергію як складний багатоступеневий та ітеративний процес, у ході реалізації якого повинно вирішуватися широке коло різних соціально-економічних та науково-технічних проблем. З метою вирішення задачі прогнозування попиту на електроенергію в Україні розглянуто метод UP-DOWN. Наведено загальний опис методу, що передбачає прогнозування попиту на електричну енергію на макрорівні UP та секторальному рівні DOWN, та особливості його застосування. Пояснено чинники впливу на попит в електроенергії, які необхідно враховувати в межах проведення розрахунків. Описано результати розрахунків попиту на електричну енергію до 2030 року за методом UP-DOWN, які порівняні з базовим сценарієм оновленої Енергетичної Стратегії України на період до 2030 року і песимістичним сценарієм попередньої редакції Енергетичної Стратегії України на період до 2030 року.

Розглянуто можливість адаптації енергетичної галузі до змін кліматичних факторів. Останніми роками стає дедалі зрозумілим, що аномальні кліматичні зміни набувають закономірного характеру, формуючи багаторічний тренд як щодо підвищення середньої температури земної поверхні, так і щодо зростання частоти і амплітуди аномальних кліматичних проявів, що здійснюють дедалі більші фізичні впливи на енергетичну інфраструктуру. Вони можуть істотно змінюватися за час існування енергетичних об'єктів, що триває десятки років. Це зумовлює високу актуальність досліджень з визначення вразливості об'єктів паливно-енергетичного комплексу до змін клімату, спрямованих на розробки заходів з адаптації енергетичної галузі в цілому, а також її окремих підприємств до імовірних кліматичних змін. Основна частина роботи спрямована на оцінку кліматичної вразливості ккд теплових електричних станцій замкненого циклу, а саме, потужних паротурбінних установок ТЕС, ТЕЦ і АЕС, що входять до складу генеруючих потужностей Об'єднаної енергетичної системи (ОЕС) України, які мають водяні системи охолодження: прямотокові, що використовують природну воду рік і великих водоймищ і обернені, що здійснюють штучне охолодження циркуляційної води у ставках-охолоджувачах, бризкальних басейнах і мокрих градирнях. Розроблено методологічні аспекти впливу змін температури оточення на ефективність та потужність енергетичних установок. Виконано розрахунки з визначення змін потужності і ккд паротурбінних установок ТЕС, ТЕЦ та АЕС залежно від температури охолоджувальної води за енергетичними характеристиками. Проведено числові оцінки температурної залежності потужності та ккд типових турбоустановок ТЕС та АЕС. Зроблено висновки про те, що внаслідок суттєвої нелінійності процесів температурних змін, для їх коректного відображення необхідно надавати відповідні значення температурних коефіцієнтів ккд у окремих характерних температурних зонах і вибрано таки характерні зони.

Зазначено, що оскільки основним чинником перспективності видобутку вугілля є гірничо-геологічні умови, які визначають рівень рентабельності видобування, то актуальною проблемою розвитку вугільної галузі є задача оптимального вибору видобувної техніки нового технічного рівня для заданих гірничо-геологічних умов окремого вуглевидобувного підприємства. Розроблено моделі оптимізації комплексів видобувної техніки нового технічного рівня та оптимального розподілу навантаження між шахтами за заданих потребах на вугілля за марками. Моделі реалізовано в єдиному програмно-інформаційному комплексі "Вугілля України" і забезпечують оптимізацію реконструкції та планове функціонування галузі. Розроблено програмно-інформаційний комплекс порівняння варіантів реконструкції шахт містить інформаційну базу технічних параметрів вуглевидобувних комплексів, капітальні та експлуатаційні витрати під час їх впровадження. Завдяки поєднанню інформаційної бази з алгоритмом ранжування вуглевидобувних підприємств на основі запропонованого багатокритеріального підходу розв'язано задачу технічного переобладнання шахтного фонду шляхом оптимального вибору варіантів комплектації вуглевидобувних комплексів із використанням критерію максимальної продуктивності за мінімальних капітальних витрат на переобладнання та енергетичних витрат при їх експлуатації. Виконано розрахунки оптимізації прибутку за коефіцієнтом використання машинного часу нової техніки. Визначено варіанти розвитку вуглевидобувного фонду України з виділенням найбільш імовірного варіанта. У всіх варіантах видобуток вугілля в 2030 році буде знаходитись в діапазоні 95 - 110 млн т з врахуванням потужностей, що вибувають. Із врахуванням введення в експлуатацію на рівні 0,9 млн т у 2015 році, 15,0 млн т - у 2020 році та 21,6 млн т - у 2030 році обсяги видобування можуть становити 115 - 135 млн т вугілля.

Проведено зіставлення фактичних показників розвитку енергетики України у 2005 - 2012 рр. з основними прогнозними показниками її діючої Енергетичної стратегії (ЕС) (валовий внутрішній продукт (ВВП), первинні паливно-енергетичні ресурси (ПЕР), електроенергія, природний газ, енергоємність та електроємність ВВП). Зазначені фактичні показники у 2006 - 2008 рр. були близькими до показників оптимістичного сценарію ЕС. Криза 2008 р. порушила цю тенденцію в бік їх значного погіршення у 2009 р., однак станом на 2011 р. обсяги виробництва ВВП, споживання електроенергії і первинних ПЕР вийшли на траєкторію песимістичного розвитку, передбачену діючою ЕС (їх розбіжність з фактичними даними становить 1,5 - 2,5 %). Ця тенденція спостерігалась і в 2012 р.

Поліпшення ефективності очистки димових газів пиловугільних котлів від леткої золи є важливою екологічною задачею. В енергетиці України значне поширення знайшли апарати для мокрої очистки димових газів (скрубери), але їх ефективність часто не відповідає сучасним вимогам, хоча можливості покращання їх роботи ще далеко не вичерпані. Найбільш доцільний варіант розв'язання цієї задачі пов'язаний із математичним моделюванням. Таку модель було свого часу побудовано за участю автора, і на цій основі розроблено програму GLS5. З її допомогою проведено числові дослідження еволюції стану трифазового середовища стосовно до очистки газів у порожнистому скрубері. На прикладі базового варіанта розрахунків проаналізовано закономірності зміни швидкості, температури та питомої витрати крапель і твердих частинок по довжині потоку. Досліджено залежність ефективності уловлювання частинок золи від витрати води та початкових швидкостей крапель і газу. Показано, що уловлювання покращується зі збільшенням густини зрошування скрубера та швидкості крапель, а також зі зменшенням швидкості газу. Наведено пояснення одержаних залежностей.

Наведено аналіз вітчизняного законодавства та нормативної бази стосовно забезпечення радіаційної безпеки вітчизняних АЕС та накопичення коштів на зняття з експлуатації енергоблоків АЕС, викладено методичні рекомендації МАГАТЕ щодо формування тарифу на електроенергію АЕС, який передбачає необхідність фінансування робіт із зняття з експлуатації АЕС. Обгрунтовано доцільність використання рекомендацій МАГАТЕ під час формування тарифу для існуючих АЕС України, зокрема в контексті подальшої інтеграції енергосистеми України з енергосистемами країн Європейського Союзу. З використанням методичних рекомендацій МАГАТЕ запропоновано методику розрахунку цільової надбавки до тарифу існуючих АЕС України, яка дозволяє забезпечити фінансування робіт із зняття з експлуатації АЕС. З урахуванням невизначеності умов функціонування вітчизняних АЕС, обсягів необхідних коштів на зняття з експлуатації енергоблоків АЕС розраховано доцільний обсяг такої цільової надбавки. Визначено, що реалізація запропонованого підходу до забезпечення фінансовими ресурсами робіт із зняття з експлуатації АЕС України дозволить зменшити потенційне значне навантаження на Державний бюджет України і сприятиме сталому безпечному розвитку вітчизняної ядерної енергетики.

Індекс рубрикатора НБУВ: З47-43

Рубрики:

Атомні електричні станції

Шифр НБУВ: Ж70419 Пошук видання у каталогах НБУВ