Планирование работы теплофикационной электростанции за счет консервации недозагруженного оборудования Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»



РОССИЙСКОЕ ПРЕДПРИНИМАТЕЛЬСТВО

Том 18 • Номер 4 • февраль 2017

ISSN 1994-6937 Russian Journal of Entrepreneurship

издательство

Креативная экономика

планирование работы теплофикационной электростанции за счет консервации недозагруженного оборудования

Сухарева Е.В.1, Шувалова Д.Г.1, Курдюкова Г.Н. 1

1 Национальный исследовательский университет «Московский энергетический институт», Москва, Россия

АННОТАЦИЯ:_

При такой ситуации рынка, когда явно наблюдается избыток генерирующих мощностей, эффективным становится вывод лишнего оборудования. Консервация лишнего энергетического оборудования с компенсацией тепловых пиков пиковыми котлами приводит к сокращению издержек на амортизацию и ремонт. Так же сокращаются затраты на топливо, в связи с более оптимальной загрузкой. В статье разработана методика планирования работы ТЭЦ в условиях конкурентного энергорынка, позволяющая максимизировать прибыль за счет консервации недозагруженного оборудования.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: консервация, планирование, конкурентный рынок, максимизация прибыли.

Work scheduling for HEs at the expense of underloaded equipment conservation

Sukhareva E.V.1, Shuvalova D.G}, Kurdyukova G.N.1

1 National Research University "Moscow Power Engineering Institute", Russia

введение

Проблема создания объективных показателей эффективности работы ТЭЦ при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии в нашей стране до сих пор остается нерешенной [1] (БыНапоу, 2010).

Так как основной ввод мощностей энергетического оборудования был в 1960-70 гг., в последние годы в электроэнергетике России обостряется проблема физического и морального износа оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.

Использование изношенного оборудования ведет к:

• снижению эффективности генерации, перерасходу топлива и дополнительным убыткам;

• повышению аварийности производства, увеличению продолжительности ремонта, росту затрат на ремонт.

ТЭЦ не имеют гарантий по загрузке мощностей, которые имеют АЭС. Это означает, что правила рынка не учитывают технологические

особенности работы ТЭЦ, объем выработки электроэнергии которых напрямую зависит от тепловой нагрузки. Таким образом, ТЭЦ, работающие по тепловому графику, имеют ограничения по регулированию электрической нагрузки и не могут полностью выполнять функции по изменению мощности в энергосистеме.

В силу наличия огромного парка объектов либо с неполной загрузкой, либо с высокой степенью износа оборудования необходимо разработать рациональную схему развития отрасли, где будет уделено должное приоритетное внимание направлению модернизации существующих генерирующих мощностей по причине экономичности по сравнению с новым строительством, но при этом проработан вопрос организации нового строительства в тех местах, где не представляются возможными модернизация и реконструкция [2] (Kolbina, 2014).

В последние годы кардинально изменилась ситуация с обеспечением запасными частями всего основного оборудования ТЭЦ. Современные многокоординатные станки позволяют по образцу изготовить любые лопатки. Предлагаются узлы гидравлической автоматики и других сложных устройств.

Учитывая, что продление ресурса обходится существенно дешевле, чем строительство замещающей мощности, такой вариант окажется предпочтительным для многих старых ТЭЦ, увеличение мощности которых нецелесообразно по общесистемным потребностям.

При модернизации необходимо решать задачу максимальной автоматизации техпроцессов, так как большое количество персонала обычно определяет высокие условно постоянные затраты.

В отличие от ГРЭС, работающих на низких параметрах пара, аналогичные ТЭЦ могут быть вполне конкурентоспособными при работе по тепловому графику.

ABSTRACT:_

Withdrawal of excess equipment becomes efficient in terms of generating capacity excess on market. Underloaded equipment conservation with the compensation of thermal peaks by peak boilers leads to reduction in depreciation and repair costs. In connection with more optimal capacity, fuel costs are also reduced. In the article we elaborate the method of work scheduling for HES in terms of a competitive energy market, allowing maximizing profits at the expense of underloaded equipment conservation.

KEYWORDS: conservation, planning, competitive market, profit maximization.

Received: 17.01.2017 / Published: 28.02.2017

© Author(s) / Publication: CREATIVE ECONOMY Publishers For correspondence: Sukhareva E.V. (evgeniyavs0mai1.ru)

CITATION:_

Sukhareva E.V., Shuvalova D.G., Kurdyukova G.N. (2017) Planirovanie raboty teplofikatsionnoy elektrostantsii za schet konservatsii nedozagruzhennogo oborudovaniya [Work scheduling for HES at the expense of underloaded equipment conservation]. Rossiyskoe predprinimatelstvo. 18. (4). -451-460. doi: 10.18334/rp.18.4.37540

Тепловая нагрузка ТЭЦ снижается из-за уменьшения промышленного производства, которое привело к закрытию предприятий и уменьшению потребления пара. Кроме того, увеличивается доля вторичных энергоресурсов.

консервация как метод повышения эффективности тЭЦ

Для российских ТЭЦ характерна несбалансированность мощности и структуры оборудования с потребностью на тепловом и электрическом рынках. Около 3 млн кВт мощности турбин с противодавлением простаивают [3] (Tsypulev, 2008). Турбины переведены в ограничения из-за отсутствия тепловых нагрузок. Неоптимальные режимы работы, частые пуски и остановки оборудования ведут к ускорению технического износа, дополнительным потерям энергии. А это дополнительные материальные затраты.

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по России в 2014 году составило 4478 часов [4], в 2015 году - 4402 часа, или 50,25 % календарного времени [5].

При этом число часов использования установленной мощности без учета электростанций промпредприятий составляет:

• тепловых электростанций - 4136 часов (47,21% календарного времени);

• атомных электростанций - 7415 часов (84,65% календарного времени);

• гидроэлектростанций - 3354 часа (38,29% календарного времени);

• ветровых электростанций - 592 часа (6,75% календарного времени);

• солнечных электростанций - 738 часов (8,43% календарного времени). Кроме того, в нашей стране в данный момент сложилась ситуация, когда есть

регионы с мощностью электростанций, превышающей потребности региона. Электроэнергия, производимая ими, должна где-то потребляться. Но при территориальном планировании каждый регион, получающий электроэнергию из другого, объявляет себя энергодефицитным и разрабатывает программу преодоления дефицита (которого по факту нет).

Многие ТЭЦ, несмотря на низкие удельные расходы топлива в теплофикационном цикле, оказываются убыточными. Наиболее частые причины убыточности ТЭЦ следующие [6] (Semenov, 2015):

ОБ АВТОРАХ:_

Сухарева Евгения Викторовна, старший преподаватель кафедры экономики в энергетике и промышленности (evgeniyavs0mai1.ru)

Шувалова Дарья Георгиевна, доцент кафедры экономики в энергетике и промышленности, кандидат экономических наук (Shuva1ovaDG0mpei.ru)

Курдюкова Галина Николаевна, заведующая кафедрой экономики в энергетике и промышленности, кандидат технических наук, доцент (KurdiukovaGN0mpei.ru)

ЦИТИРОВАТЬ СТАТЬЮ:_

Сухарева Е.В., Шувалова Д.Г, Курдюкова ГН. Планирование работы теплофикационной электростанции за счет консервации недозагруженного оборудования // Российское предпринимательство. - 2017. - Том 18. - № 4. - С. 451-460. doi: 10.18334/ф.18.4.37540

• Высокие удельные расходы на эксплуатацию и ремонт оборудования ТЭЦ из-за изношенности оборудования и большой численности персонала.

• Низкий коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) и несоответствие структуры оборудования подключенной нагрузке.

• Длительное использование оборудования ТЭЦ в «горячем резерве» для обеспечения пиковых электрических нагрузок.

• Работа ТЭЦ в конденсационном режиме.

• Использование при формировании тарифов на тепло заниженных удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии от водогрейных котлов с соответствующим повышением «удельников» на выработку электроэнергии (распространение эффекта теплофикации на часть ТЭЦ, по сути являющейся котельной).

• Конкуренция ГЭС и АЭС, компенсирующих большую часть затрат из платы за мощность при низких переменных затратах.

• Ночное маржинальное снижение цены на электроэнергию ниже топливных затрат.

• Формирование тарифов на тепло по предельным индексам роста (единожды заниженные тарифы нельзя поднять до уровня среднеотраслевых).

• Несоответствие стоимости топлива, принятой в тарифах на тепло, и фактическое отсутствие корректировки в следующий регулируемый период из-за ограничений роста по предельным индексам.

• Утверждение органами местного самоуправления заниженных нормативов потребления тепла и ГВС для населения.

• Влияние трех последних причин только на ТЭЦ, производящих два товара, что снижает их конкурентоспособность.

• Неплатежи.

• Возврат завышенных или ненужных инвестиций.

Реальные причины убыточности конкретной ТЭЦ можно определить, только разделив экономические результаты ее деятельности на три составляющие:

- работу в теплофикационном режиме;

- выработку электроэнергии в конденсационном режиме;

- выработку тепла в режиме котельной.

Все чаще более эффективным становится вывод ТЭЦ с рынка. Парадоксально, но при выводе убыточных станций с рынка они оказываются экономически эффективными.

Электроэнергия, вырабатываемая ТЭЦ в конденсационном цикле, будучи у большинства из них дорогой, принимается рынком только в периоды максимального потребления. Примерно у 30 ТЭЦ стоимость электроэнергии иногда оказывается замыкающей для остальных участников рынка (по их ценовой заявке при пиковом потреблении определяется стоимость поставки электроэнергии во всей огромной ценовой зоне). Небольшая ТЭЦ в период пика может поднять цену всего рынка на 10-15%.

Согласно энергетической стратегии России до 2030 г. [7], произойдут некоторые изменения структуры установленной мощности: повысится доля атомных электро-

станций за счет ввода новых мощностей и снизится доля тепловых электростанций на газе из-за вывода оборудования из эксплуатации. В 2015 году выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, увеличилась по сравнению с 2014 годом всего на 0,2%, в том числе:

ТЭС - снижение производства на 0,9%;

ГЭС - снижение производства на 4,1%;

АЭС - увеличение производства на 8,2%.

Для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей, безаварийной и экономичной работы оборудования электростанции необходимо установить рациональные режимы работы оборудования, учитывающие спрос на энергию, технические и экономические характеристики. Основным, нормальным является установившийся режим работы оборудования, при котором обеспечивается мощность в соответствии с графиком нагрузки и выработка основного количества энергии в заданный период времени.

Одной из важнейших задач эксплуатации является экономичное распределение энергетической нагрузки между электростанциями энергосистемы и отдельными их блоками и агрегатами. Одновременно должен решаться вопрос о числе рабочих агрегатов, пуске или остановке отдельных агрегатов.

Экономичное распределение нагрузки между работающими агрегатами, обеспечивающее минимальный расход тепла и топлива на электростанции и в энергосистеме, производится на основе метода удельных (относительных) приростов расхода тепла [8] (Rogalev, Zubkova, Masterova, 2008).

В условиях финансовых ограничений наиболее предпочтительными оказываются ремонт или модернизация и консервирование избыточных мощностей.

При такой ситуации рынка, когда явно наблюдается избыток генерирующих мощностей, вопрос вывода неиспользуемого оборудования является особенно актуальным. Вывод из эксплуатации или консервация излишнего энергетического оборудования, в том числе и задействованного в теплофикационных режимах, но используемого менее 1000-2000 часов в год, с компенсацией тепловых пиков пиковыми котлами или котельными, переведенными в пиковый режим, приводит к сокращению издержек на амортизацию, а значит, и общих затрат. Консервация недозагруженного оборудования сокращает не только эксплуатационные, но и издержки на пуск/остановку агрегатов. Теплофикация сохраняется на прежнем уровне: графики нагрузки станции по теплу не изменяются. ТЭЦ полностью снабжает своих потребителей теплом, при этом создавая искусственный дефицит электроэнергии.

Алгоритм принятия решения о консервации

Выявлен алгоритм и критерии принятия решения о консервации:

1. Необходимо сравнить соответствует ли установленная мощность ТЭЦ графику тепловой нагрузки рынка, на котором она работает. Если мощности в избытке, соот-

ветственно, можно сделать вывод, что либо оборудование простаивает, либо оно загружено неэффективно.

2. Определяем, в каком режиме работает каждый турбоагрегат ТЭЦ: в теплофикационном или конденсационном. Работа ТЭЦ в конденсационном режим, как указано выше, неэффективна и завышает себестоимость энергии. Таким образом, для ТЭЦ, работающей в конденсационном режиме, наиболее целесообразным является консервирование мощностей и перевод ее в работу по теплофикационному циклу. Если ТЭЦ работает по теплофикационному режиму, то необходимо определить, сколько часов в году работает каждый агрегат. При загрузке оборудования по теплу на 1000-2000 часов в год (КИУМ менее 20%), теплофикация оказывается неэффективной по сравнению с раздельной выработкой.

3. Окончательное решение о консервации оборудования может быть принято только по окончании предварительных расчетов при условии, что затраты на консервацию дают положительный экономический эффект и ведут к увеличению прибыли генерирующего предприятия.

В России до 2006 года в рамках плановой электроэнергетики задача планирования режима работы ТЭЦ решалась с целью минимизации расхода топлива и затрат на топливо. На сегодняшний день должны учитываться условия и правила функционирования Оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), начавшего свою работу в сентябре 2006 года. Несмотря на изменившиеся условия эксплуатации ТЭЦ, современная постановка задачи планирования работы ТЭЦ имеет высокую вычислительную сложность, причинами которой являются: а) сложный вид целевой функции; б) большое число управляемых (варьируемых) параметров, которое зависит от применяемых математических моделей агрегатов ТЭЦ; в) большое число ограничений, накладываемых на значения управляемых параметров. Новым критерием для планирования работы ТЭЦ на ОРЭМ полагаем прибыль, которую требуется максимизировать на некотором интервале времени, называемом периодом планирования.

В условиях плановой электроэнергетики эффективность работы ТЭЦ оценивали показателями удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии и тепла. Задачу планирования работы ТЭЦ решали с целью минимизации расхода условного топлива или минимизации затрат на топливо при условии обеспечения заданной электрической, паровой и тепловой нагрузки станции.

Таким образом, задача состояла в распределении заданной нагрузки ТЭЦ по агрегатам таким образом, чтобы расход топлива или затраты на топливо были минимальными.

Для решения задачи в данной постановке предложен метод относительных приростов расхода условного топлива. Характеристики относительных приростов рассчитываются для каждого агрегата ТЭЦ. Оптимальным является режим, когда вначале загружаются агрегаты с минимальными величинами относительных приростов условного топлива. Преимуществом метода является простота. Вследствие этого он широко применяется до настоящего времени. Недостатки задачи планирования работы ТЭЦ в данной постановке:

1. Недостаточно высокое качество диспетчеризации.

2. Несоответствие энергетических характеристик оборудования ТЭЦ фактическим режимам работы.

3. Недостаточно высокое качество контроля параметров режима работы оборудования.

С началом функционирования ОРЭМ в сентябре 2006 года эффективность работы

ТЭЦ оценивается прибылью. Современная задача планирования работы ТЭЦ ставится следующим образом:

Прибыль=(Выручка-Затраты)^шах.

Постоянный контроль прибыли ТЭЦ является неотъемлемой частью ее эксплуатации. В зависимости от периода времени, для которого требуется максимизировать прибыль, выделим задачи четырех типов [9] (Chuchueva, ЫШш, 2015).

1. Долгосрочная оптимизация работы ТЭЦ от одного года до нескольких лет необходима при планировании сроков ввода в эксплуатацию новых и консервации изношенных мощностей.

2. Среднесрочная оптимизация работы ТЭЦ от месяца до года необходима для планирования периодов ремонтных работ оборудования, а также подготовки заявок на конкурентный отбор мощности.

3. Краткосрочная оптимизация работы ТЭЦ от суток до месяца необходима для формирования заявок на выбор состава включенного генерирующего оборудования, заявок на рынок на сутки вперед, а также оперативных ценопринимающих заявок на балансирующий рынок.

4. Оперативная оптимизация работы ТЭЦ для одного или нескольких часов необходима для сокращения затрат на топливо при выполнении известного графика тепловой и электрической нагрузок. В этом случае задача максимизации прибыли сводится к задаче минимизации затрат на топливо: при работе с известным графиком тепловой и электрической нагрузок выручка ТЭЦ является известной величиной.

Основные отличия задач выбора критерия оптимальности состоят в следующем:

• в первой задаче необходимо найти минимум целевой функции, во второй задаче - максимум;

• в первой задаче необходимо учитывать только затраты ТЭЦ, во второй -выручку и затраты;

• первая задача является частным случаем второй при известной величине выручки ТЭЦ.

модель повышения эффективности работы тЭЦ с учетом консервации

Критерием эффективности работы ТЭЦ в условиях ОРЭМ является функция суммарной прибыли, которую требуется максимизировать на периоде планирования.

Управляемыми параметрами работы ТЭЦ являются параметры режима работы оборудования: нагрузка основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ; общая

тепловая и электрическая нагрузки станции; расход каждого вида топлива; объемы собственных нужд ТЭЦ.

Ограничения, накладываемые на значения управляемых параметров, состоят из ограничений, обусловленных применяемыми математическими моделями агрегатов станции, ограничений, обусловленных диапазоном регулирования агрегатов, и прочих ограничений. Кроме того, необходимо соблюдение топливных, тепловых и электрических балансов.

Задача планирования работы ТЭЦ в условиях ОРЭМ состоит в определении значений управляемых параметров, соответствующих максимуму суммарной прибыли на периоде планирования. Информация о прибыли и соответствующих ей нагрузках агрегатов станции является исходной для планирования работы ТЭЦ на ОРЭМ

Поскольку финансовые расчеты на ОРЭМ осуществляются в часовом разрешении, то задачу краткосрочной оптимизации работы ТЭЦ в условиях рынка решаем с шагом в час (At=1 час). Отметки времени t соответствуют началу часа.

В качестве критерия оптимальной работы ТЭЦ за период выбираем максимизацию прибыли, поэтому целевой функцией задачи оптимизации будет являться прибыль, получаемая ТЭЦ от реализации обоих видов энергии.

На переменные, входящие в целевую функцию, накладываются ограничения, обусловленные как техническими возможностями турбоагрегатов, так и внешней средой. Кроме того, данная задача не линейна, так как прибыль рассчитывается путем вычитания общих затрат из выручки, получаемой по обоим видам производимой энергии, а при вычислении выручки цены умножаются на объемы отпуска тепловой и электрической энергии, то есть умножаются переменные, входящие в целевую функцию [10] (Frey, 2007).

Выделяем три типа ограничений значений управляемых параметров:

1. Ограничения, обусловленные характеристиками агрегатов ТЭЦ:

а) ограничения, обусловленные характеристиками турбоагрегатов;

б) ограничения, обусловленные характеристиками паровых котлов;

в) ограничения, обусловленные характеристиками пиковых водогрейных котлов.

Характеристики агрегатов можно задавать через расходные энергетические характеристики. Данные характеристики показывают зависимость подведенной от котла тепловой энергии и произведенной турбиной электрической энергии.

2. Ограничения, обусловленные диапазоном регулирования агрегатов ТЭЦ:

а) ограничения, обусловленные диапазоном регулирования турбоагрегатов;

б) ограничения, обусловленные диапазоном регулирования паровых котлов;

в) ограничения, обусловленные диапазоном регулирования пиковых водогрейных котлов.

3. Прочие ограничения:

а) ограничения на общую выработку электроэнергии;

б) ограничения на общую выработку тепловой энергии;

в) собственные нужды ТЭЦ по электроэнергии;

г) собственные нужды ТЭЦ по тепловой энергии.

заключение

Необходимость развития национального топливно-энергетического комплекса в качестве энергетической составляющей инфраструктурного обеспечения развития национальной промышленности в рамках современной социально-экономической системы должна рассматриваться с учетом потребностей основных потенциальных потребителей услуг энергетической инфраструктуры, в качестве которых выступают предприятия отраслей промышленности и население [11] (Makarov, 2013). Для обеспечения энергетической безопасности и надежной поставки энергии потребителям необходимо поддержание оптимальных режимов работы основного и вспомогательного оборудования электростанций.

Ввод энергетического оборудования в период СССР осуществлялся на базе высокомощных агрегатов. Отказ потребителей от услуг ТЭЦ привел к несоответствию установленной мощности станций нагрузке энергосистемы.

Выходом из сложившейся ситуации является консервация лишнего оборудования с покрытием графиков нагрузки потребителей.

Полученная модель позволяет планировать деятельность ТЭЦ в условиях конкурентных рынков энергии как в долгосрочном, так и в краткосрочном периодах.

ИСТОЧНИКИ:

1. Султанов М.М. Оптимизация режимов работы оборудования ТЭЦ по энергетиче-

ской эффективности. / Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Москва: МЭИ, 2010. - 26-27 с.

2. Колбина Л. Неокупаемая модернизация. [Электронный ресурс]. URL: http://www.

expert-ural.com/1-584-11964 ( дата обращения: 19.03.2014 ).

3. Цыпулев Д. Ю. Выбор оптимальных режимов работы ТЭЦ со сложным составом

оборудования. / Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Москва: МЭИ, 2008. - 13 с.

4. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2014 году. [Электронный ресурс].

5. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2015 году. [Электронный ресурс]. URL:

http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2016/ups_rep2015.pdf ( дата обращения: 07.03.2016 ).

6. Семенов В.Г. Теплофикация в современных рыночных условиях. [Электронный ре-

сурс]. URL: http://www.rosteplo.ru/ Tech_stat/stat_shablon.php?id=2644 ( дата обращения: 16.11.2015 ).

7. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. [Электронный ресурс]. URL: http://www.minenergo.gov.ru/activity/energostrategy ( дата обращения: 12.02.2015 ).

8. Рогалев Н.Д., Зубкова А.Г., Мастерова И.В. Экономика энергетики. / учеб. пособие

для вузов / под ред. Н.Д. Рогалева. - 2-е изд., испр. и дополн. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 300 с.

9. Чучуева И. А., Инкина Н. Е. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рын-

ка электроэнергии и мощности России // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. - 2015. - № 8. - с. 195-238. - doi: 10.7463/0815.0792934 .

10. Фрей Д.А. Разработка методического обеспечения системы планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в условиях развития конкурентных отношений на энергорынках. / Дисс. на ст. к.э.н., Московский Энергетический Институт (Технический университет)., 2007. - 200 с.

11. Макаров И.Н. Теоретико-методологические основы оценки эффективности ГЧП в развитии национальной энергетики и промышленности // Российское предпринимательство. - 2013. - № 12. - с. 68-77.

REFERENCES:

Chuchueva I. A., Inkina N. E. (2015). Optimizatsiya raboty TETs v usloviyakh optovogo rynka elektroenergii i moschnosti Rossii [Optimisation of HES in terms of the Russian wholesale electricity and capacity market]. Nauka i obrazovanie: nauchnoe izdanie MGTU im. N.E. Baumana. (8). 195-238. (in Russian). doi: 10.7463/0815.0792934 . Frey D.A. (2007). Razrabotka metodicheskogo obespecheniya sistemy planirovaniya proizvodstvenno-khozyaystvennoy deyatelnosti TETs v usloviyakh razvitiya konkurentnyh otnosheniy na energorynkakh [Development of methodical support of the planning system of production and economic activities of HES in the development of competitive relations on energy markets] Moscow. (in Russian). Makarov I.N. (2013). Teoretiko-metodologicheskie osnovy otsenki effektivnosti GChP v razvitii natsionalnoy energetiki i promyshlennosti [Theoretical and Methodological base of the efficiency assessment of PPP in development of national power economy and industry]. Rossiyskoe predprinimatelstvo. (12). 68-77. (in Russian). Rogalev N.D., Zubkova A.G., Masterova I.V. (2008). Ekonomika energetiki [Energy

economy] M.: Izdatelskiy dom MEI. (in Russian). Sultanov M.M. (2010). Optimizatsiya rezhimov raboty oborudovaniya TETs po energeticheskoy effektivnosti [Optimization of HES operating modes for energy efficiency] Moscow: MEI. (in Russian). Tsypulev D. Yu. (2008). Vybor optimalnyh rezhimov raboty TETs so slozhnym sostavom oborudovaniya [Choice of optimal operating modes of HES with complex equipment] Moscow: MEI. (in Russian). Kolbina L. (2014) Neokypaemaya modernizatsia [The unpurchased modernization]. Retrieved March 19, 2014,from http://www.expert-ural.com/1-584-11964. (in Russian).