CC BY
103
УДК 331.461.2
А.Н. Поздняков, С.А. Лежава
Сибирский государственный индустриальный университет
ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛИНГ КАК ФУНКЦИЯ ПОДДЕРЖКИ УПРАВЛЕНИЯ АВАРИЙНОСТЬЮ
Анализ произошедших в ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС» инцидентов произведен за 11 лет: с 2000 по 2010 гг. Для сравнения приведена статистика инцидентов, произошедших в этом предприятии за 5 лет: с 2006 по 2010 гг. (по данным годовых отчетов соответственно ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» и ОАО «Куз-бассэнерго»).
Из табл. 1, 2 следует, что за 3 года (с 2008 по 2010 гг.) в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» выросло количество инцидентов. Указанный факт связан со значительным износом основных фондов этого предприятия, которые эксплуатируются с 28.04.1951 г. В ОАО «Куз-бассэнерго» после некоторого роста в 2010 г. наметилась тенденция к снижению количества инцидентов (как в целом, так и по отдельным видам оборудования). Здесь и далее классификация данных по инцидентам приведена в соответствии с документом [1].
По видам поврежденного оборудования в процентном соотношении в ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС» и ОАО «Кузбассэнерго» имеют место одинаковые тенденции. На первом месте превалируют инциденты на котельном оборудовании (69,48 и 65,55 % соответственно), на втором - на электротехническом (14,86 и 18,12 % соответственно), на третьем - на турбинном (13,25 и 10,29 % соответственно).
Из табл. 1, 3 следует, что за 4 года (с 2007 по 2010 гг.) в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» имеет место рост количества инцидентов, связанных с повреждением поверхностей нагрева котлов. В ОАО «Кузбассэнерго» после значительного роста в 2010 г. наметилась тенденция к снижению количества указанных инцидентов.
В ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» среди инцидентов, связанных с повреждением поверхностей нагрева котлов, на первом месте экранные трубы (49,62 %), на втором - трубы водяных экономайзеров (34,59 %), на третьем
- трубы пароперегревателей (15,79 %).
В табл. 4 приведены классификационные признаки организационных причин инцидентов в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» за 11 лет (с 2000 по 2010 гг.) [1].
Среди классификационных признаков организационных причин инцидентов в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» на первом месте несоблюдение сроков, невыполнение в требуемых объемах технического обслуживания оборудования (47,12 %), на втором - ошибочные или неправильные действия привлеченного персонала (21,36 %), на третьем - ошибочные или неправильные действия оперативного персонала (12,54 %); на четвертом - ошибочные или неправильные действия ремонтного и наладочного персонала (6,78 %).
Т а б л и ц а 1
Статистика инцидентов, произошедших в ОАО «Кузбассэнерго» за 5 лет
(с 2006 по 2010 гг. ) [1]
Показатель
2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.
70
3
81
2
132
5
132
3
32
0
Всего инцидентов Количество инцидентов по вине оперативного персонала Количество инцидентов на котельном оборудовании Количество инцидентов на поверхностях нагрева котлов Количество инцидентов на турбинном оборудовании Количество инцидентов на электротехническом оборудовании Недоотпуск электроэнергии, тыс.кВт-ч Недоотпуск теплоэнергии, Гкал________
35 51 84 95 28
24 40 72 86 28
11 17 7 11 0
23 13 24 19 2
103,3 185,9 0 0 0
2173,5 21,83 0 0 0
Т а б л и ц а 2
Статистика по видам поврежденного оборудования в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» за 11 лет
(с 2000 по 2010 гг.) [1]
Вид поврежденного оборудования
Год котель- ное турбин- ное электро- техниче- ское подъемно-транспортное элементы гидротехнических сооружений Итого
2000 11 3 2 0 1 17
2001 9 7 0 1 0 17
2002 6 2 5 0 0 13
2003 8 2 0 0 0 10
2004 11 4 2 0 0 17
2005 8 2 4 0 0 14
2006 5 0 3 0 1 9
2007 10 2 2 0 0 14
2008 32 6 7 0 0 45
2009 30 2 8 0 0 40
2010 43 3 4 3 0 53
Итого: 173 33 37 4 2 249
% от общего количества
69,48 13,25 14,86 1,61 0,80 100
Значительная доля (немного менее 50 %) инцидентов по причине несоблюдения сроков, невыполнения в требуемых объемах технического обслуживания оборудования происходит в результате хронического недофинансирования отрасли, так как тарифы на электрическую и тепловую энергию регулируются государством. Ошибочные или неправильные действия привлеченного персонала (более 20 %), занимающие второе место, обусловлены низким качеством оборудования, материалов и услуг, предоставляемых сторонними организациями по договорам. Ошибочные или неправильные
действия оперативного, ремонтного и наладочного персонала (немного менее 20 %), занимающие третье и четвертое места, соответственно, обусловлены высокой текучестью кадров, в результате отставания уровня оплаты труда по сравнению с другими отраслями промышленности в регионе.
Из табл. 1, 4 следует, что в ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС» и ОАО «Кузбассэнерго» после некоторого роста наметилась тенденция к снижению количества инцидентов, связанных с ошибочными или неправильными действиями оперативного персонала.
Т а б л и ц а 3
Количество инцидентов, связанных с повреждением поверхностей нагрева котлов в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» за 11 лет (с 2000 по 2010 гг.) [1]
Год Количество инцидентов, связанных с повреждением поверхностей нагрева котлов
экранных труб труб пароперегревателей труб водяных экономайзеров Всего
2000 3 2 1 6
2001 4 0 4 8
2002 3 0 2 5
2003 3 1 1 5
2004 3 1 4 8
2005 3 1 4 8
2006 4 0 1 5
2007 4 2 4 10
2008 7 4 14 25
2009 13 7 5 25
2010 19 3 6 28
Итого: 66 21 46 133
% от общего количества
49,62 15,79 34,59 100
Т а б л и ц а 4
Классификационные признаки организационных причин инцидентов в ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС» за 11 лет (с 2000 по 2010 гг.) [1]
Классификационные признаки организационных п ричин инцидентов
I II III IV V VI VII VIII IX Итого
2000 5 0 2 2 0 1 8 1 0 19
2001 1 0 4 2 1 0 9 0 0 17
2002 3 0 2 2 1 0 4 1 1 14
2003 1 0 2 0 0 0 7 0 0 10
2004 2 0 7 0 0 0 6 1 1 17
2005 1 0 3 1 0 0 9 0 1 15
2006 1 0 1 0 0 0 7 1 0 10
2007 0 0 1 2 0 0 10 1 0 14
2008 10 0 15 5 3 0 19 1 0 53
2009 6 0 12 2 5 2 27 0 0 54
2010 7 1 14 4 3 2 33 4 4 72
Итого: 37 1 63 20 13 5 139 10 7 295
% от общего количества
12,54 0,34 21,36 6,78 4,41 1,69 47,12 3,39 2,37 100
П р и м е ч а н и е. I - V - ошибочные или неправильные действия оперативного персонала (I),
персонала служб (подразделений) энергопредприятия, энергосистемы (II), привлеченного персонала (III), ремонтного и наладочного персонала (IV), руководящего персонала (V); VI - неудовлетворительное качество производственных или должностных инструкций; VII - несоблюдение сроков, невыполнение в требуемых объемах технического обслуживания оборудования; VIII - воздействие посторонних лиц и организаций; IX - воздействие стихийных явлений._____________________________
Из табл. 5 следует, что в ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС», начиная с 2006 г., наметилась тенденция к росту годовых затрат на предотвращение аварий и инцидентов. Значительные инвестиции (540691 тыс. руб) в 2003 г. связаны с завершением замены и вводом в эксплуатацию объекта капитального строительства
- турбогенератора № 5. Кроме того, в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС», начиная с 2007 г., наметилась тенденция к значительному росту
размера годового экономического ущерба от инцидентов. Указанный факт связан как с существенным износом основных фондов, так и увеличением штрафных санкций со стороны системного администратора за каждый факт повреждения и, соответственно, неготовности генерирующего оборудования к несению электрических нагрузок в соответствии с заданным диспетчерским графиком.
Т а б л и ц а 5
Статистика годовых затрат на предотвращение аварий и инцидентов и годового экономического ущерба от инцидентов в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» за 11 лет (с 2000 по 2010 гг.) [1]
Год Количество инцидентов Экономический ущерб, тыс. руб Недоотпуск электроэнергии, тыс. кВт-ч Недоотпуск теп-лоэнергии, Гкал Годовые затраты на предотвращение аварий и инцидентов, тыс. руб
Ремонтный фонд Инвестиции Итого
2000 17 2139,177 0 0 72296 58430 130726
2001 17 2862,221 0 0 110429 74743 185172
2002 13 1395,413 0 0 155263 124658 279921
2003 10 972,7 0 0 161991 540691 702682
2004 17 2530,893 0 0 107391 191955 299346
2005 14 600,6 0 0 133440 122218 255658
2006 9 11303,7 0 0 137948 107452 245400
2007 14 5715,994 0 0 129660 158239 287899
2008 45 17864,719 0 0 189700 130438 320138
2009 40 27574,273 819,74 10,97 194842 145506 340348
2010 53 77704,493 67876,97 1660,07 213833 204877 418710
Итого: 249 150664,18 68696,71 1671,04 1606793 1859207 3466000
Т а б л и ц а 6
Распределение по структурным подразделениям инцидентов/несчастных случаев в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» за 11 лет (с 2000 по 2010 гг.)
Год Распределение инцидентов/несчастных случаев по структурным подразделениям
ЦТП КЦ ТЦ ЭЦ ЦЦР ЦТАИ ХЦ ТСЦ Управление Итого
2000 - 12/- 3/- 2/- -/2 - - - -/2 17/4
2001 1/1 9/- 7/- - -/2 - - - -/1 17/4
2002 - 6/- 2/- 5/- - - -/1 - -/1 13/2
2003 - 8/- 2/- -/1 - - - - - 10/1
2004 - 11/- 4/- 2/- - -/1 -/1 - - 17/2
2005 - 8/- 2/- 4/- - - - - - 14/0
2006 - 6/1 - 3/- - - - - - 9/1
2007 -/1 10/- 2/- 2/- - - - - - 14/1
2008 - 32/- 6/- 7/- -/1 - - - - 45/1
2009 - 30/- 2/- 8/- -/1 - - -/2 - 40/3
2010 3/- 43/1 3/1 4/- - - -/1 - - 53/3
Итого: 4/2 175/2 33/1 37/1 -/6 -/1 -/3 -/2 -/4 249/22
П р и м е ч а н и е. ЦТП - цех топливоподачи; КЦ - котельный цех; ТЦ - турбинный цех; ЭЦ -
электрический цех; ЦЦР - цех централизованного ремонта; ЦТАИ рений; ХЦ - химический цех; ТСЦ - теплосетевой цех. - цех тепловой автоматики и изме-
Среди признаков инцидентов в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» на первом месте с большим отрывом находится повреждение оборудования электростанции (79,52 %), что опять же обусловлено износом основных фондов; на втором - отключение оборудования электростанции, электрической подстанции, электрической или тепловой сети, котельной действием автоматических защитных устройств или персоналом из-за недопустимых отклонений технологических параметров (13,26 %); на третьем - неправильное действие защит и автоматики (3,21 %); на четвертом - нарушение договорных обязательств по отношению к потребителям из-за полного или частичного прекращения производства и передачи электрической и тепловой энергии (2,81 %); на пятом -повреждение гидросооружений (0,80 %); на шестом - нарушение работы систем диспетчерского и технологического управления, вызвавшее полную потерю связи диспетчера с управляемым объектом на срок более 1 ч (0,40 %) [1].
Среди структурных подразделений указанного предприятия по количеству инцидентов (табл. 6.) на первом месте с значительным отрывом находится КЦ (175), на втором - ЭЦ (37), на третьем - ТЦ (33); по количеству несчастных случаев (табл. 6.) на первом месте ЦЦР (6), на втором - управление (4), на третьем - ХЦ (3), четвертое место делят ЦТП (2), КЦ (2) и ТСЦ (2).
Если разбить по кварталам произошедшие в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» за 11 лет (с
2000 по 2010 гг.) инциденты, то на первом месте с некоторым отрывом находится IV квартал (34,14 %), на втором - I квартал (23,69 %), что связано с несением максимальных тепловых и электрических нагрузок (и соответственно повреждаемостью оборудования) в осеннезимний период, на третьем - II квартал (21,29 %) и на четвертом - III квартал (20,88 %).
Среди классификационных признаков технических причин инцидентов [2] в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» на первом месте коррозионный и эрозионный износ (14,23 %), на втором - дефект сварного соединения (шва) (13,87 %), на третьем - золовой износ (12,41 %), на четвертом - термическое повреждение, перегрев, пережог (9,85 %), на пятом -исчерпание ресурса (9,12 %), на шестом - неклассифицированные причины (7,66 %).
Таким образом, в ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» наметилась негативная тенденция роста количества инцидентов как в целом, так и по котельному оборудованию в частности. Кроме того, за 4 года с 2007 по 2010 гг. имеет место значительный рост размера годового экономического ущерба от инцидентов несмотря на рост годовых затрат на предотвращение аварий и инцидентов с 287899 до 418710 тыс. руб (или на 45,44 %) за указанный период времени. Поэтому повышение эффективности управления выходит на уровень первостепенных задач для руководства этого предприятия.
Документ [3] ввел в практику управления в энергетике основы методологии осуществле-
ния контроллинга, который является важным звеном в процессе дальнейшего совершенствования системы управления энергетическим производством и повышения качества управления энергокомпаниями в целом. С учетом того, что контроллинг - это также система управления по целям, он позволяет определить, кто отвечает за тот или иной результат, кто планирует и проводит мероприятия по достижению целей.
Контроллинг как технология внутреннего контроля в организации осуществляет и обеспечивает:
- регулярный контроль (измерение и оценка) фактических значений показателей;
- анализ и выявление причин отклонений фактических значений показателей от плановых (целевых);
- выявление и прогнозирование проблемных тенденций;
- подготовку проектов управленческих решений по минимизации отклонений;
- контроль за исполнением управленческих решений.
В задаче обеспечения эффективности, надежности и безопасности производственной деятельности энергокомпаний существенную роль играет технический контроллинг как технология поддержки производственного менеджмента. Технический контроллинг как функция управления осуществляется производственным менеджментом, как функция поддержки управления - подразделениями технического контроллинга (техническими контроллерами). В производственном менеджменте большую роль играют методы принятия решений и качество принимаемых решений, поэтому существенное место в техническом контроллинге отводится рефлексии. Указанная функция реализуется преимущественно производственным менеджментом, но при информационно-аналитической и экспертной поддержке управления, осуществляемой подразделениями технического контроллинга энергокомпании, качество ее выполнения существенно повышается [4].
Целью системы технического контроллинга на энергетическом предприятии является своевременное выявление рисков нарушения бесперебойного энергоснабжения потребителей и обеспечение разработки проектов управленческих решений, направленных на повышение надежности, безопасности и эффективности объектов технического контроллинга: энергокомпаний и их филиалов.
Достижение целей технического контроллинга и решение входящих в его область задач
основывается на выполнении следующих функций:
- мониторинга технического состояния энергетических объектов и технологических процессов через регулярный контроль (измерение и оценка) фактических значений показателей;
- экспертно-аналитической функции - анализ и выявление причин отклонений фактических значений показателей от целевых или заданных их значений, включая задачи расследования причин технологических нарушений и травматизма;
- сервисной функции - обеспечение аналитической информацией для подготовки и принятия управленческих решений;
- управляющей функции через оценку, выбор и подготовку проектов управленческих решений;
- консалтинговой функции через внутренние консультации и участие в подготовке внутренних документов (стандартов, регламентов, положений, инструкций, программ, мероприятий и т.п.) по вопросам улучшения состояния и повышения эффективности и качества человекомашинных систем и процессов;
- контрольной функции через контроль и анализ технико-экономических показателей работы энергопредприятий; исполнения требований технических регламентов, стандартов, технических проектов, заводских и местных стандартов и инструкций; показателей готовности производственного персонала к качественному и надежному выполнению производственных обязанностей; хода и результатов исполнения управленческих решений; хода, своевременности и результатов устранения замечаний и предписаний надзорных органов, а также рекомендаций внешних и вышестоящих аудиторов; эффективности систем внутреннего контроля и самоконтроля.
Экспертные системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации энергетического оборудования позволяют обеспечить методологический подход к исследованию и анализу причин повреждений и перейти к расширению концепции управления рисками и, соответственно, надежностью и безопасностью.
Характерной особенностью оценок направлений является то, что они с учетом объективно-субъективных подходов определяют не количественное значение, например число отказов из-за упущений персонала, а качественную оценку «уровня соответствия оцениваемого направления задачам производства». Таким образом, оценка состоит из объективной части, в которой оценивается полнота выполнения
нормативно-технических и организационно распорядительных документов, и субъективной части, в которой производится сравнительная оценка объекта или оборудования экспертами, в роли которых выступают специалисты и технические руководители предприятия
или объекта. Для оценки состояния и условий эксплуатации котлов как наиболее нагруженного и повреждаемого оборудования тепловых электростанций была разработана матрица-вопросник, включающая в себя 28 направлений, приведенных в табл. 7 [5].
Т а б л и ц а 7
Матрица-вопросник оценки состояния и условий эксплуатации котлоагрегатов тепловых электростанций
Уровень оценки № Направление экспертной оценки
1. Система учета и анализа причин повреждаемости поверхностей нагрева, объективность и достаточность разрабатываемых мероприятий по повышению надежности работы котлов 1. Удельный вес остановов из-за повреждений поверхностей нагрева в общем числе остановов котлов
2. Число учтенных аварийных остановов котлов из-за повреждений поверхностей нагрева
3. Удельный вес остановов по вине персонала в общем числе аварийных остановов
4. Наличие и исполнение мероприятий, разрабатываемых по результатам анализа аварийности
2. Состояние воднохимического режима и уровень отложений на внутренних стенках труб поверхностей нагрева. Эффективность и достаточность принимаемых мер 5. Используемый водно-химический режим, организация контроля за его качеством
6. Соблюдение технологии подготовки добавочной воды, очистки конденсата и коррекции водно-химического режима
7. Качественный и количественный анализы отложений на внутренних стенках поверхностей нагрева
8. Своевременность и качество химических очисток и пассиваций
3. Оснащенность тракта во-доподготовки, котла или энергоблока и линий возврата конденсата средствами автоматизированного химического контроля и аварийной сигнализации 9. Оснащенность средствами контроля водно-химического режима в соответствии с требованиями НТД
10. Состояние устройств подготовки пробы, поддержание требуемой температуры конденсата пробоотборников
11. Наличие химико-технологического мониторинга (или его внедрение)
12. Наличие средств аварийной сигнализации и соответствующих указаний персоналу
4. Организация режима горения топлива и температурного режима котла. Контроль за ведением технологического режима обслуживающим персоналом. Наличие режимных карт, их качество 13. Оснащенность средствами автоматики процессов горения топлива и температурного режима
14. Оснащенность средствами автоматизированного контроля за температурой металла поверхностей нагрева
15. Наличие и качество режимных карт. Своевременность испытаний режимов
16. Контроль за ведением технологического режима обслуживающим персоналом
5. Организация контроля за состоянием металла труб поверхностей нагрева, зонами и причинами повреждений с использованием инструментальных средств контроля 17. Соблюдение требований НТД по вырезке образцов для контроля металла
18. Использование инструментальных методов контроля без вырезки образцов
19. Контроль за состоянием защитной оксидной пленки металла, принятие мер
20. Учет ресурса металла, наличие формуляров наработки и повреждений поверхностей нагрева
6. Организация и проведение ремонтных работ. Методика принятия решений по замене поверхностей нагрева, мер по снижению наружной коррозии и износа 21. Соблюдение технологии ремонта, входной, текущий и приемочный контроль
22. Объективность и достаточность принимаемых решений по замене поверхностей нагрева
23. Объем и качество технического обслуживания поверхностей нагрева
24. Методы предотвращения наружной коррозии и абразивного износа металла поверхностей нагрева
7. Принятие мер по исключению негативного воздействия персонала на состояние и ресурс металла поверхностей нагрева. Качество инструкций и уровень подготовки персонала 25. Анализ пусков оборудования с разбором и принятием мер по недостаткам
26. Организация контроля и учета за выбегами температур и принимаемые меры
27. Наличие в инструкциях указаний персоналу по действиям при недопустимых отклонениях водно-химического режима от нормы
28. Наличие в программе спецподготовки вопросов надежности поверхностей нагрева
Экспертная система контроля и оценки состояния и условий эксплуатации котлоагрега-тов тепловых электростанций основывается на выставлении по каждому из 28-ми указанных в матрице обследуемых направлений оценки уровня эксплуатации котлов по шкале: В -высший уровень, ВС - выше среднего, С -средний, НС - ниже среднего, Н - низший уровень. Оценка каждого рассматриваемого направления позволяет получить среднюю общую оценку «состояния и уровня эксплуатации котлов» на соответствующей электростанции. При расчете средней оценки условно приняты цифровые эквиваленты: В - 1,0; ВС -
0,8; С - 0,6; НС - 0,4; Н - 0,2 [5].
В задаче определения соответствующего нормальной эксплуатации уровня оценки допущена некоторая относительность, которая исходит из необходимости иметь ориентир -границу оценивания уровня эксплуатации состояния котлов.
Учитывая значительный разбег фактического состояния эксплуатации котлов на электростанциях и, соответственно их надежности, условно допускаем, что достаточным положительным ориентиром является оценка в зоне ВС - В, т.е. от 0,8 до 1,0.
Выводы. Проведен ретроспективный анализ аварийности в ОАО «Южно-Кузбасская
ГРЭС». Выявлены наиболее повреждаемые виды оборудования, а также поверхности нагрева котлов. Установлены наиболее часто встречающиеся признаки произошедших инцидентов, а также организационные и технические причины их возникновения. Выявлены структурные подразделения и кварталы года, в которых произошло наибольшее количество инцидентов. На этом предприятии наметилась негативная тенденция роста количества инцидентов как в целом, так и по котельному оборудованию в частности. Кроме того, за 4 года с
2007 по 2010 гг. имеет место значительный рост размера годового экономического ущерба от инцидентов несмотря на рост годовых затрат на предотвращение аварий и инцидентов за указанный период времени. Поэтому повышение эффективности управления выходит на уровень первостепенных задач. Обоснована необходимость внедрения в ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС» концепции контроллинга для поддержания основных функций менеджмента: планирования, контроля, учета и анализа, а также оценки ситуации для принятия опе-
ративно-тактических и стратегических управленческих решений. Предложена экспертная система контроля и оценки состояния и условий эксплуатации котлоагрегатов тепловых электростанций, основанная на выставлении по каждому из 28 указанных в матрице обследуемых направлений оценки уровня эксплуатации котлов.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (РД 15334.0-20.801 - 2000). - Казань: Электронная библиотека Татарстанского ЦНТИ: Version 2.01, 2002.
2. Приказ Министерства энергетики РФ от 2 марта 2010 г. № 90 «Об утверждении формы акта о расследовании причин аварий в электроэнергетике и порядка ее заполнения» [Электронный ресурс]. Доступ из справочно-правовой системы «Гарант».
3. «Основные положения контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методические указания по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем» (РД 153-34.0-08.102 - 98). -Казань: Электронная библиотека Татарстанского ЦНТИ: Version 2.01, 2002.
4. Паули В.К. Состояние, проблемы и задачи энергокомпаний в области обеспечения надежности и безопасности в условиях реформирования электроэнергетики. Ч. 3. Обеспечение эффективности, надежности и безопасности производственной деятельности энергокомпаний - в аспектах задач технического контроллинга // Новое в российской электроэнергетике. 2006. № 3. С. 20 - 33.
5. Паули В.К. Состояние, проблемы и задачи энергокомпаний в области обеспечения надежности и безопасности в условиях реформирования электроэнергетики. Ч. 4. Контроллинг - в аспектах показателей и оценки результатов производственной деятельности энергокомпаний и их филиалов // Новое в российской электроэнергетике. 2006. № 4. С. 25 - 34.
© 2013 г. А.Н. Поздняков, С.А. Лежава Поступила 8 мая 2013 г.
