Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Развитие методики технико-экономического анализа при выборе основных параметров электрических сетей с учетом неопределенности исходной информации

Диссертация: Развитие методики технико-экономического анализа при выборе основных параметров электрических сетей с учетом неопределенности исходной информации
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

При рассмотренных линейном, экспоненциальном и Б-образном законах изменения нагрузки в течение 10-летнего периода эксплуатации расчетная токовая нагрузка линии оказывается меньше тока пятого года эксплуатации, что оказывает соответствующее влияние на выбор экономически целесообразных сечений проводов и жил кабелей. Показано, что использование при перспективном проектировании электрических сетей… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ОБЗОР МЕТОДОВ ВЫБОРА ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
    • 1. 1. Современное состояние электроэнергетики России
    • 1. 2. Современные методы технико-экономического обоснования проектных решений
    • 1. 3. Исходная экономическая информация, необходимая для выбора оптимальных параметров линий электропередачи
    • 1. 4. Традиционные методы выбора основных параметров ЛЭП
      • 1. 4. 1. Факторы, влияющие на выбор параметров ЛЭП
      • 1. 4. 2. Методы выбора номинального напряжения
      • 1. 4. 3. Методы выбора сечений проводов и жил кабелей
    • 1. 5. Основные задачи диссертационной работы
  • 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
    • 2. 1. Математическая формулировка задачи
    • 2. 2. Общая ТЭМ воздушной линии (дискретная модель)
    • 2. 3. Частная ТЭМ воздушной линии (непрерывная модель)
    • 2. 4. Учет изменения нагрузки линии по годам расчетного периода
      • 2. 4. 1. Понятие расчетного тока
      • 2. 4. 2. Законы роста нагрузки в период эксплуатации
      • 2. 4. 3. Коэффициент динамики роста нагрузки
      • 2. 4. 4. Анализ результатов
    • 2. 5. Выводы по главе 2
  • 3. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ В Л 110 — 220 кВ НА ОСНОВЕ КРИТЕРИЯ МИНИМУМА ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ
    • 3. 1. Экономическая плотность тока
    • 3. 2. Экономические токовые интервалы
    • 3. 3. Оценка чувствительности экономической плотности тока и границ экономических токовых интервалов к вариации влияющих факторов
    • 3. 4. Универсальные номограммы
    • 3. 5. Соотношение экономической плотности тока и плотности тока на границах экономических токовых интервалов
    • 3. 6. Выводы по главе 3
  • 4. ВЫБОР ЧИСЛА ЦЕПЕЙ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ В Л 110 — 220 кВ
    • 4. 1. Постановка задачи и основные допущения
    • 4. 2. Условия выбора числа цепей
    • 4. 3. Модификация непрерывной ТЭМ BJI для определения границы зон
    • 4. 4. Анализ свойств ТЭМ BJI
    • 4. 5. Технико-экономические модели концевых подстанций
      • 4. 5. 1. Общие положения
      • 4. 5. 2. ТЭМ передающей подстанции (ПСН)
      • 4. 5. 3. ТЭМ приемной подстанции (ПСК)
    • 4. 6. Ограничение по длине линии
    • 4. 7. Выявление границы областей применения напряжений 110 и 220 кВ для базового варианта
    • 4. 8. Оценка чувствительности границы областей к вариации неопределенных факторов
    • 4. 9. Выводы по главе 4

Развитие методики технико-экономического анализа при выборе основных параметров электрических сетей с учетом неопределенности исходной информации (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Методические принципы технико-экономического обоснования проектных решений в электроэнергетике были разработаны отечественными учеными во второй половине XX века, т. е. в эпоху плановой экономики. В современных условиях традиционные инструменты выбора сечений проводов и жил кабелей, числа цепей и номинального напряжения линий электропередачи (ЛЭП) нуждаются в критическом анализе и определенной корректировке. Границы экономических токовых интервалов сечений проводов воздушных линий и закрепленные в ПУЭ нормы на экономическую плотность тока были получены несколько десятилетий назад на основании критерия минимума приведенных затрат. К тому же значительные изменения претерпели укрупненные показатели стоимости сооружения электросетевых объектов. Существенно изменились и удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии. Кроме того, использование современной методики технико-экономического обоснования проектных решений требует обоснованного учета неопределенности как ряда экономических параметров, которые в эпоху плановой экономики централизованно регламентировались государством, так и технических.

Продолжающиеся преобразования в электроэнергетике России и связанное с ними в некоторых случаях изменение характера собственности придают особую актуальность использованию современного подхода при обосновании выбора основных параметров ЛЭП. Кроме того, намеченные «Энергетической стратегией России на период до 2020 года» и «Стратегией развития Единой национальной электрической сети на десятилетний период» масштабы нового строительства, технического перевооружения и реконструкции электросетевых объектов обуславливают необходимость разработки технических решений, отражающих современные технические и экономические реалии и соответствующих мировым стандартам.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и семи приложений.

4.9. Выводы по главе 4.

1. Подтверждена рекомендация ПУЭ о целесообразности отказа от сооружения дополнительной цепи ВЛ при условии двухкратного превышения плотности тока в исходном варианте по сравнению с экономической. Однозначного ответа на вопрос, какое из двух условий — экономическая целесообразность либо допустимый в послеаварийном режиме нагрев проводов — определяет необходимость перехода к большему числу цепей, не существует. Вариация таких параметров, как ц3, Е, кдеф и Т^ вносит существенную неопределенность в решение задачи об условиях перехода к сооружению дополнительной цепи В Л 110 — 220 кВ.

2. В современных условиях выявление границ экономически целесообразного применения напряжений ПО и 220 кВ следует выполнять на основе разработанных частных технико-экономических моделей (ТЭМ) элементов электропередачи (концевых подстанций и ЛЭП), каждая из которых представляет собой функцию дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию объекта, аргументами которой являются номинальное напряжение (UHOM/), передаваемая по одной цепи линии мощность (P4) и протяженность (L) линии.

3. Удельные дисконтированные затраты на сооружение и эксплуатацию 1 км линии (Зло,) являются кусочно-нелинейной функцией передаваемой по одной цепи мощности (Рч). Диапазон возможных значений Р1ц от нуля до Рц. Макс имеет три поддиапазона, средний из которых соответствует экономически целесообразным мощностям (Рэк) при соответствующем значении экономической плотности тока, а крайние — минимальному (Рми&bdquo-) и максимальному (РмаКс) сечению провода фазы из применяемого при данном номинальном напряжении диапазона. При этом в каждом из трех поддиапазонов функция Зд (а имеет отличающееся описание.

4. Сопоставление удельных дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию ВЛ 110 и 220 кВ для базового варианта исходных данных {Ебаз =0,1, Тр. баз =10 лет и цэ. баз =1,2 руб/кВтч) показывает, что диапазон мощностей, в котором З0 < 3™, весьма ограничен. Точка пересечения соответствующих зависимостей, т. е. равенство удельных затрат для сравниваемых вариантов имеет место при Рц- 21,4 МВт.

5. Оценка соразмерности составляющих удельных затрат для В Л (Зкло и Зпотмо) для базового варианта исходных данных показывает, что, начиная с мощности Р1ц= = 56,5 МВт, в удельных затратах на В Л 110 кВ преобладает составляющая Зпот. м, тогда как для В Л 220 кВ во всем рассматриваемом диапазоне мощностей эта составляющая не превышает 20%, т. е. доминируют затраты, пропорциональные стоимости сооружения ВЛ.

6. Для рассматриваемых вариантов схем на стороне среднего напряжения КЭС (ПСН) затраты, пропорциональные стоимости сооружения, практически одинаковы (3^°псн «3&trade-псн). Кроме того, оказываются практически равными и затраты на компенсацию потерь электроэнергии в блочных трансформаторах (3&bdquo-оТТ «3&trade-тт). По этой причине данные составляющие исключены из ТЭМ ПСН и при этом затраты на сооружение и эксплуатацию ПСН определяются только затратами на компенсацию потерь ЭЭ в автотрансформаторах связи РУ ВН и СН КЭСncHi = ^nOT.ATCi)•.

7. С ростом передаваемой по одной цепи линии мощности затраты на компенсацию потерь электроэнергии в АТС при L = const уменьшаются практически по линейному закону. Соответственно уменьшается и доля этой составляющей в общих затратах на электропередачу. Изменение длины линии от 25 до 200 км оказывает (особенно в варианте 220 кВ) незначительное влияние на величину 3Псн, = Зпотлта ¦

8. Величина затрат на сооружение и эксплуатацию ПСК (Зпсю) не зависит от длины линии, в отличие от затрат на сооружение и эксплуатацию ПСН. С ростом передаваемой по линии активной мощности затраты на ПСК увеличиваются по линейному закону. При этом в точках перехода на большее количество устанавливаемых на ПСК трансформаторов значения Зпсю изменяются скачком, который связан также и с увеличением количества выключателей в РУ ВН.

9. Анализ результатов расчетов суммарных дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию электропередачи (Зх) показывает, что пересечение зависимостей 3^ для вариантов 110 и 220 кВ во всем диапазоне длин имеет место при и110 = л220 = 2, т. е. сооружение ВЛ 110 кВ с числом цепей более двух экономически нецелесообразно по сравнению с сооружением двух-цепной линии 220 кВ.

10. По сравнению с известной границей зон применения напряжений 110 и 220 кВ, изображенной на рис. 4.1 в [32], полученная по современной методике граница для базового варианта исходных данных на плоскости (.Р, Ь) смещена влево и вниз, т. е. область применения варианта 110 кВ оказывается существенно более ограниченной. Кроме того, при Ь > 50 км граница оказывается практически горизонтальной, т. е. изменение длины почти не влияет на величину граничной мощности, при которой сравниваемые варианты равноэкономичны.

11. Увеличение норматива дисконтирования (Е) приводит к расширению области варианта 110 кВ прежде всего за счет значительного увеличения граничных значений мощностей в области малых длин линии. В области больших длин (Ь >50 км) относительное изменение граничной мощности (по отношению к базовому варианту) гораздо меньше и имеет тенденцию к стабилизации. Снижение норматива дисконтирования с 0,1 до 0,05 приводит к сужению области применения В Л 110 кВ в меньшей степени по сравнению с ее расширением при его увеличении с 0,1 до 0,15.

12. Влияние изменения цены электроэнергии (цэ) на значения граничной мощности и, следовательно, на положение границы, отвечающей условию равнеэкономичности вариантов 110 и 220 кВ, менее значительно по сравнению с изменением норматива дисконтирования. Уменьшение цэ приводит к смещению границы вверх, т. е. к расширению области применения варианта 110 кВ, тогда как увеличение стоимости ЭЭ ведет к сужению области 110 кВ.

13. При сочетании экономических параметров, обеспечивающем максимальное расширение области применения варианта 110 кВ (?=0,15 и цэ = 0,8 руб/кВтч) граница указанной области закономерно приближается к упомянутой выше известной границе, полученной в условиях, когда стоимость электроэнергии была относительно невелика, а нормативный коэффициент капиталовложений (8,33 года) и соответствующий ему нормативный коэффициент (Е&bdquo- = 0,12.

1/год) обуславливали занижение составляющей приведенных затрат, пропорциональной стоимости сооружения.

14. Максимальная длина линии 110 кВ (Ьмакс), определенная из условий поддержания на шинах 10 кВ ПСК напряжения в соответствии с требованиями встречного регулирования, является кусочно-нелинейной функцией передаваемой по одной цепи ВЛ мощности. Это ограничение становится активным при Ь > 110 км для границы, соответствующей «максимальному» варианту исходных данных при Т"б = 5000 ч/год. При Т"б = 3000 ч/год ограничение области применения варианта 110 кВ по максимальной длине линии вступает в силу начиная с 75 км для «максимального» сочетания параметров, а для «минимального» сочетания параметров начиная с 179 км. При наибольшем значении числа часов использования максимальной нагрузки (7000 ч/год) ограничение по длине линии активно в области от 160 до 260 км. При этом следует отметить, что такая протяженность для реальных В Л 110 кВ нехарактерна.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Выполненные в работе исследования характеризуются следующими научными и практическими результатами:

1. На основе дисконтированных затрат разработаны «дискретная» и «непрерывная» технико-экономические модели линии (ТЭМ) электропередачи, которые должны быть положены в основу методов выбора сечений проводов и жил кабелей в современных условиях.

2. Выявлена совокупность технических и экономических параметров, определяющих границы экономических токовых интервалов и значения экономической плотности тока, а также вариацию этих показателей в условиях неопределенности исходной технико-экономической информации.

3. На основе указанных в п. 1 ТЭМ получены аналитические выражения для экономической плотности тока и граничного тока нагрузки для смежных сечений токоведущих элементов линий электропередачи в функции единого обобщенного параметра ^¡-сгл, аккумулирующего большинство варьируемых факторов, что позволяет использовать для выбора сечений так называемые «универсальные номограммы».

4. При сохранении существующей практики учета динамики роста нагрузки линии при проектировании посредством поправочного коэффициента к току пятого года эксплуатации (сх1) значение этого коэффициента в современный период должно определяться на основе дисконтированных затрат на возмещение потерь ЭЭ по полученной в работе формуле в соответствии с ожидаемым законом изменения нагрузки.

5. При рассмотренных линейном, экспоненциальном и Б-образном законах изменения нагрузки в течение 10-летнего периода эксплуатации расчетная токовая нагрузка линии оказывается меньше тока пятого года эксплуатации, что оказывает соответствующее влияние на выбор экономически целесообразных сечений проводов и жил кабелей. Показано, что использование при перспективном проектировании электрических сетей инструментов учета динамики роста нагрузки линий, разработанных в эпоху плановой экономики, в современный период неправомерно и может приводить к решениям, ухудшающим экономическую эффективность инвестиционных проектов.

6. Современные значения экономической плотности тока и предельных экономических токовых нагрузок для В Л 110 — 220 кВ, полученные на основе критерия минимума дисконтированных затрат, в значительной степени отличаются от соответствующих значений, полученных по старой методике и до сих пор использующихся в проектной практике при выборе сечений проводов ВЛ. Поэтому последние настоятельно нуждаются в корректировке и отражению в современной нормативной и справочной литературе.

7. Оценка чувствительности экономической плотности тока и границ экономических токовых интервалов к вариации влияющих факторов показывает, что наиболее влияющим параметром является число часов использования максимальной нагрузки линии. Существенное влияние оказывают также изменение нормы дисконта и цены электроэнергии. Вместе с тем, изменением продолжительности расчетного периода при выборе сечений В Л 110 — 220 кВ можно пренебречь.

8. Получено аналитическое выражение для коэффициента, учитывающего отличие числа часов использования максимальной нагрузки от того базового значения, при котором составлены таблицы предельных экономических токовых нагрузок.

9. Зависимость экономической плотности тока от числа часов использования максимальной нагрузки линии имеет значительно большую крутизну по сравнению с аналогичной, но полученной при использовании формулы приведенных затрат. Это означает, что сохранение принципа нормирования значений экономической плотности тока по трем интервалам изменения числа часов использования максимальной нагрузки в современных условиях будет связано с еще большей погрешностью при выборе сечений проводов ВЛ.

10. Построены «универсальные номограммы» для выбора сечений проводов ВЛ 110 — 220 кВ по методу экономической плотности тока и по методу экономических токовых интервалов.

11. Определены соотношения экономической плотности тока и плотностей тока на границах экономических токовых интервалов, анализ которых показывает, что средние значения плотности тока на любом из интервалов практически совпадают с экономической, а граничные значения плотности тока отличаются от средних на (-10) — (+16)%.

12. Значительность объема исходной информации и возможных пределов изменения влияющих параметров предопределяют значительный разброс в значениях как экономической плотности тока, так и предельных значений экономических токовых нагрузок, что в современных условиях требует внедрения в практику проектирования программного обеспечения, позволяющего осуществить выбор сечений проводов на основе метода экономических токовых интервалов для конкретного состава экономических и технических параметров.

13. Подтверждена рекомендация ПУЭ о целесообразности отказа от сооружения дополнительной цепи ВЛ при условии двухкратного превышения плотности тока в исходном варианте по сравнению с экономической. Однозначного ответа на вопрос, какое из двух условий — экономическая целесообразность либо допустимый в послеаварийном режиме нагрев проводов — определяет необходимость перехода к большему числу цепей, не существует. Вариация таких параметперехода к сооружению дополнительной цепи В Л 110 — 220 кВ.

14. В современных условиях выявление границы областей экономически целесообразного применения напряжений 110 и 220 кВ следует выполнять на основе разработанных частных технико-экономических моделей (ТЭМ) элементов электропередачи (концевых подстанций и ЛЭП), каждая из которых представляет собой функцию дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию объекта, аргументами которой являются номинальное напряжение (ином1), передаваемая по одной цепи линии мощность (Рч) и протяженность (Ь) линии.

15. Анализ результатов расчетов суммарных дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию электропередачи (3?) показывает, что пересечение зависимостей Зх для вариантов 110 и 220 кВ во всем диапазоне длин имеет место при числе цепей равном 2, т. е. сооружение ВЛ 110 кВ с числом цепей более двух экономически нецелесообразно по сравнению с сооружением двухцепной линии 220 кВ.

16. По сравнению с известной границей зон применения напряжений 110 и 220 кВ в [30], полученная по современной методике граница для базового варианта исходных данных на плоскости (Р, I) смещена влево и вниз, т. е. область применения варианта 110 кВ оказывается существенно более ограниченной. Кроме того, при Ь > 50 км граница оказывается практически горизонтальной, т. е. изменение длины почти не влияет на величину граничной мощности, при которой сравниваемые варианты равноэкономичны.

17. Увеличение норматива дисконтирования (Е) также как и снижение цены электроэнергии приводит к расширению области варианта 110 кВ прежде всего за счет значительного увеличения граничных значений мощностей в области малых длин линии. В области больших длин (Ь >50 км) относительное изменение граничной мощности (по отношению к базовому варианту) гораздо меньше и имеет тенденцию к стабилизации. Снижение норматива дисконтирования приводит к сужению области применения В Л 110 кВ в меньшей степени по сравнению с ее расширением при его увеличении. Аналогичная картина наблюдается и при увеличении щ (сужение области 110 кВ), но ее влияние менее значительно по сравнению с изменением норматива дисконтирования.

18. При сочетании экономических параметров, обеспечивающем максимальное расширение области применения варианта 110 кВ (?=0,15 и цэ = 0,8 руб/кВтч) граница указанной области закономерно приближается к упомянутой выше известной границе, полученной в условиях, когда стоимость электроэнергии была относительно невелика, а нормативный срок окупаемости (8,33 года) и соответствующий ему нормативный коэффициент (Е&bdquo- = 0,12 1/год) обуславливали занижение составляющей приведенных затрат, пропорциональной стоимости сооружения.

19. Максимальная длина линии 110 кВ (Ьмакс), определенная из условий поддержания на шинах 10 кВ ПСК напряжения в соответствии с требованиями встречного регулирования, является кусочно-нелинейной функцией передаваемой по одной цепи ВЛ мощности. Это ограничение становится активным при Ь > 110 км для границы, соответствующей «максимальному» варианту исходных данных при Т"б = 5000 ч/год. При Т"б — 3000 ч/год ограничение области применения варианта 110 кВ по максимальной длине линии вступает в силу начиная с 75 км для «максимального» сочетания параметров, а для «минимального» сочетания параметров начиная с 179 км. При наибольшем значении числа часов использования максимальной нагрузки (7000 ч/год) ограничение по длине линии активно в области от 160 до 260 км. При этом следует отметить, что такая протяженность для реальных В Л 110 кВ нехарактерна.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Технический уровень электроэнергетики. 2000 год. М.: АО «Информэнерго», 2001.
  2. Э.П., Баринов В. А., Маневич A.C. Основные проблемы и перспективы развития электроэнергетики России и совершенствования рыночных отношений. М.: Энергоатомиздат, 2001.
  3. Д.Л. Некоторые вопросы развития электрических сетей России//Энергетик, 2002, № 3, с. 18−21.
  4. Э.П., Баринов В. А. Основные направления развития электроэнергетики России с учетом долгосрочной перспективы и совершенствования рыночных отношений// Электрические станции, 2000, № 5, с. 3 40.
  5. М.Ю. Создание и функционирование Федеральной Сетевой Компании Единой Энергетической Системы//Вести в электроэнергетике, 2003, № 1. с. 19−23.
  6. В. В. Рекомендации по формированию генерирующих компаний// Энергетик, 2002, № 4, с. 2 5.
  7. A.A. Перспективы развития энергетики России в первой половине XXI века// Известия РАН Энергетика, 2000, № 5, с. 3 — 17.
  8. Н.В. Оценка инвестиционных проектов в электроэнергетике, как отрасли естественных монополий// Энергосбережение и водоподготовка, 1999, № 3, с. 3 17.
  9. РАО «ЕЭС России»: итоги 1999 года, задачи на будущее// Электрические станции, 2000, № 6, с. 2 6.
  10. В.И., Эдельман В. И., Ферапонтова Ю. Б. Формирование дифференцированных по диапазонам напряжения тарифов на услуги по передаче и распределению электрической энергии// Электрические станции, 1999, № 11, с. 2 6.
  11. Энергетическая стратегия России до 2020 года. М: Изд-во РИА ТЭК, 2003.
  12. А.Н. Основные направления стратегии развития Единой национальной электрической сетиЮнергетик, 2004, № 3, с. 2 4.
  13. В.И. Методические особенности обоснования вариантов обновления объектов электроэнергетики//Электрические станции, 2003, № 5, с. 2 7.
  14. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция). Официальное издание. -М.: Экономика, 2000.
  15. В.А. Оценка эффективности капитальных вложений в электросетевые объекты.// Энергетик, 2001, № 7, с. 9.
  16. П.А. Критерий экономической эффективности для выбора объектов основной электрической сети// Энергетик, 2003, № 1, с. 10 11.
  17. В.И. По поводу статьи Малкина П.А.// Энергетик, 2003, № 1, с. 12 13.
  18. И.Г., Лордкипанидзе В. Д. Оптимизация параметров электрических сетей/ Под ред. Г. В. Сербиновского. М.: Энергия, 1978.
  19. М.С., Лещи некая Т.Б. Методы теории решений в задачах оптимизации систем электроснабжения: Учебное пособие/Под ред. И. А. Будзко. -М.: ВИПКэнерго, 1989.
  20. Комплексный анализ эффективности технических решений в энергетике/Тук Ю.Б., Долгов П. П., Окороков В. Р. и др.- Под ред. В. Р. Окорокова и ДС. Щавелева. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1985
  21. Электрические системы. Электрические сети/Под ред. В. А. Веникова, В. А. Строева. — М.: Высшая школа, 1998.
  22. Г. Е. Элементы технико-экономических расчетов систем электропередачи. -Минск, 1967.
  23. Т.В. Экономические проблемы создания воздушных линий переменного тока СВН. Л.: Изд. ЛГУ, 1987.
  24. Р.В., Воропаев П. В., Картавцев В. В. Выбор основных параметров высоковольтных электропередач. Воронеж Изд. ВГУ, 1984.
  25. Р. Энергетические системы/Пер. с франц. -М.: Высш. школа, 1982.
  26. . Электропередачи сверхвысокого напряжения/ Пер. с англ. Под ред. В. И. Левитова. М.: Изд-во «МИР», 1975.
  27. . Кабельные линии высокого напряжения: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1983.
  28. Правила устройства электроустановок. 6-е изд. -М.: ЗАО «Энергосервис», 2000.
  29. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. -3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.
  30. Э.Н. Определение экономической плотности тока на базе критерия минимума дисконтированных затрат.// Вестник МЭИ, 2000, № 3, с. 59−61.
  31. Э.Н. Определение границ экономических токовых интервалов на основе минимума дисконтированных затрат.// Вестник МЭИ, 2000, № 4, с. 75 77.
  32. С.Н., Зуев Э. Н. О соотношении затрат на сооружение и эксплуатацию воздушных линий электропередачи 110 — 220 кВ в современных условиях.// Вестник МЭР!, 2002, № 2 (часть 1, с. 39 43), № 4 (часть 2, с. 31 — 37).
  33. М.Ш., Мозгалев К. В., Неклепаев Б. Н., Шунтов А. В. О технико-экономическом сравнении вариантов электроустановок при проектировании//Электрические станции, 2004, № 2, с. 2 8.
  34. В.Д. Оптимизация развития электрических сетей в САПР. Кишинев: Изд-во КПИ, 1987.
  35. В.Д., Каратун В. С., Пасинковский ПА. Оптимизация систем электроснабжения в условиях неопределенности. Кишинев: Изд- во «Штиинца», 1991.
  36. А.А., Таратин В. А. Технико-экономические расчеты в энергетике в условиях неопределенности. Л.: Изд-во ЛГУ, 1981, с. 19 — 28.
  37. Ю.Б. Зарубежная практика оценки экономической эффективности капитальных вложений// В сб.: Труды ин-та «Энергосетьпроект». Вып. 5. М.: Энергия, 1975, с. 19−28.
  38. Коммутационные узлы энергосистем/ Ю. Н. Балаков, А. И. Васильчиков, В. М. Лаврентьев, А. Т. Шевченко, А. В. Шунтов. Под ред А. В. Шунтова. — М.: Энергоатомиздат, 1997.
  39. Н.Л., Исадская Т. Б., Рынская Г. З., Савина В. М. Проблемы сбережения энергоресурсов и оценка его масштабов в сфере конечного потребления// В сб.:
  40. Энергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы. Под. ред. И. В. Якимца, М. Ш. Мисриханова, В. И. Шуина. -М.: Энергоатомиздат, 2002, с. 91 115.
  41. А.Н. Влияние реструктуризации электроэнергетики на уровень тарифов на электроэнергию за рубежом//ЭЛЕКТРО, 2001, № 1, с. 47 50.
  42. Тарифы в мире//Энергетика и промышленность, 2001, № 10, с. 11.
  43. Н.И., Васютинский В. В. Инвестиционная деятельность АО «Мосэнерго» как фактор повышения эффективности производства/ЛВестник электроэнергетики, 2000, № 1, с. 11−17.
  44. Ю.Б. Вопросы совершенствования инвестиционного процесса в электроэнергетике в современных условиях//Электрические станции, 1997, № 9, с. 96 99.
  45. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей. М.: Ин-т «Энергосетьпроект», 2001.
  46. ГоникЯ.Е., Скопинцев В. А. К оценке аварийности в энергосистемах// В сб.: Энергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы. Под. ред. И. В. Якимца, М. Ш. Мисриханова, В. И. Шуина. М.: Энергоатомиздат, 2002, с. 221 — 232.
  47. И.Г., Файбисович Д. Л. Об укрупненных стоимостных показателях развития электрических сетей//Энергетик, 2002, № 5, с. 17 19.
  48. В.И., Петров И. М., Файн И.И, Ферапонтова Ю. Б. Концептуальные положения организации конкурентного рынка и экономического обоснования инвестиций в электроэнергетике//Электрические станции, 1997, № 9, с. 91 95.
  49. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения/Г.Н. Александров, В. В. Ершевич, C.B. Крылов и др. Пол ред. Г. Н. Александрова и Л. Л. Петерсона. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1983.
  50. Экономика формирования электроэнергетических систем/ И. М. Волькенау, А. Н. Зейлигер, Л.Д. Хабачев- Под ред. A.A. Троицкого. М.: Энергия, 1981.
  51. Э.Н. Основы техники подземной передачи электроэнергии М.: Энергоатомиздат, 1999.
  52. А. Линии передачи электрической энергии. Теория и расчет. М.: Государственное техническое издание, 1925.
  53. Г. Е., Федин В. Т. Передача энергии и электропередачи. Минск: Адукацыя i выхавание, 2003.
  54. A.B., Поспелов Г. Е. О технико-экономической методике предварительного выбора номинального напряжения электропередачи с учетом ее надежностиЮлектричество, 1970, № 8, с. 6 8.
  55. В.М. Выбор оптимальных сечений кабелей с учетом экономических показателей//Электрические станции, 1945, № 9, № 10, с.
  56. П.Г., Приклонский E.H. Нормы на экономическую плотность токаЮлектричество, 1957, № 3, с. 43 47.
  57. Л.А., Захаров С. Н. Методы экономической оценки в энергетике. Госэнергоиздат, М.-Л., 1962.
  58. Л.А. Нормы на экономическую плотность тока: Дискуссия//Электричество, 1959, № 8, с. 22−23.
  59. H.A., Кудрин Б. И. Двухкритериальный выбор сечений проводов//Изв. ВУЗов. Электромеханика, 1982, № 9, с. 1068 1072.
  60. Будзко И. А, Левин М. С. Энергетически целесообразная плотность тока в проводах электрических линий//Электричество, 1985, № 2, с. 19−22.
  61. H.A., Кудрин Б. И. Дискуссия по статье Будзко И.А, Левина М. С. «Энергетически целесообразная плотность тока в проводах электрических линий"//Электричество, 1985, № 9, с. 72 73.
  62. H.A., Кудрин Б. И. Выбор сечений проводов по экономическим соображениям// Электричество, 1986, № 7.
  63. Э.Н. Выбор основных параметров линий электропередачи районных электрических сетей в современных условиях. М.: Информэлектро, 2003.
  64. Г. А., Миронов П. Е. Выбор экономических сечений проводов воздушных линий электропередачи 35 — 500 кВ//В сб.: Труды института Энергосетьпроект, 1972, вып. 3, с. 159- 165.
  65. И.М. К вопросу об унификации проводов воздушных линий электропередачи 35 500 кВ//В сб.: Труды института Энергосетьпроект, 1972, вып. 3, с. 165 — 170.
  66. В.А., Астахов Ю. Н. Экономические интервалы для выбора оптимальных вариантов энергетических объектов и их применение при технико-экономических расчетах электропередач//Изв. АН СССР. Энергетика и автоматика, 1962, № 3, с. 12−19.
  67. А.Н., Горошкина В. А. Пределы экономических токовых нагрузок для линий электропередачи 110 500 кВ на унифицированных опорах// Электричество, 1963, № 3, с. 39−45.
  68. Дискуссия по статье Зельцбурга Л. М. «Парадоксы проблемы экономической плотности тока и ее решение"// Промышленная энергетика, 1995, № 5, с. 34−45.
  69. И.Н., Осипов М. А. Об экономически целесообразных плотностях тока в линиях электропередачи энергосистем, Электричество, 1999, № 9, с. 6 10.
  70. Э.Н. К вопросу об экономической плотности тока в современных условиях/УЭЛЕКТРО, 2000, № 1, с. 44 47.
  71. Л.П., Хасан Еид. О выборе оптимального сечения проводов линий электропередачи//Изв. ВУЗов и ЭО стран СНГ. Энергетика, 2000, № 6, с. 21 27.
  72. И.Н., Осипов М. А. Относительное снижение затрат в энергосистеме при оптимизации плотности тока и компенсации реактивной мощности/УЭлектричество, 2001, № 10, с. 2−6.
  73. В.М., Зеберг Р. Э., Гусева С. А. Выбор оптимальных сечений проводов и кабелей с учетом экономических интервалов//Электричесгво, 1964, № 5, с. 13 — 16.
  74. В.М. Выбор оптимальных сечений проводов и кабелей по кривым экономических интервалов//Электричество, 1975, № 1, с. 78 — 80.
  75. В.М., Гусева С. А. Универсальные номограммы экономических интервалов для выбора сечений проводов и кабелей. Рига: Изд-во РПИ, 1977.
  76. Э.Н. К вопросу об актуализации нормативов на экономическую плотность тока// ЭЛЕКТРО, 2002, № 6, с. 39 45.
  77. Т.Б. Оптимизация систем электроснабжения (в примерах и иллюстрациях) — М.: Издательство МЭИ, 2002.
  78. Модели оптимизации развития энергосистем: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов/ Арзамасцев Д. А., Липес А. В., Мызин А. Л./Под ред. Д. А. Арзамасцева. М.: Высш. шк., 1987.
  79. А. Н. Технико-экономический анализ городских распределительных электрических сетей с учетом их развития. Автореферат канд. дисс. М.: МЭИ, 2003.
  80. А. Н., Файбисович Д. Л, Фришберг Р. М., Шапиро И. М. Унификация номенклатуры сечений проводов воздушных линий электропередачи напряжением 110 — 500 кВ, сооружаемых на унифицированных опорахЮнергетическое строительство, 1982, № 1, с. 43−46.
  81. Д. Л. Предложения по унификации сечений проводов воздушных линий напряжением 110 750 кВ//Энергетик, 2003, № 3, с. 21 — 22.
  82. Электрические системы. Кибернетика электрических систем. Под. ред. Веникова В. А. Учеб. пособие для электроэнерг. вузов. М., «Высш. школа», 1974.
  83. Ю. Л., Шеренцис А. Н. Электропередачи 330 кВ, их характеристики и перспективы применения в СССРЮлектричество, 1959, № 9.
  84. Проектирование системы электроснабжения промышленного района/Зуев Э.Н., Шульженко С. В. М.: Изд-во МЭИ, 1993. 84 с.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!