CC BY
34
М, кг
О 50 100 150 200 250 300 ПКВ, град
Рис. 4. Распределение масс при расчете по предложенной методике
к p
:(т2 + 2тrcosa + r2), cos(ф-©) +
+ т + к + 2Б + 2X1 + 27. (24)
В результате постоянная В примет вид
В = х + г + 2Б + 2Хт + 27 . (25)
В качестве иллюстрации на рис. 3 и 4 представлены графики, показывающие количество РТ в полостях при расчете по циклу Шмидта и по предложенной методике.
Учет полостей постоянного объема с различной температурой позволяет расширить возможности применения цикла Шмидта и приблизить расчет к конструкциям существующих ДС. В результате получается более подробная информация о распределении масс РТ в объемах ДС, результаты более эффективно используются в качестве исходных данных для термодинамического расчета ДС.
Учет надпоршневых объемов также позволяет использовать результаты для дальнейших расчетов без ошибок, связанных с «нулевыми» массой РТ и объемами цилиндров.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Уокер, Г. Двигатели Стирлинга [Текст ] /
Г. Уокер.— М.: Машиностроение, 1985.— 407 с.
2. Ридер, Г. Двигатели Стирлинга [Текст ] / Г. Ридер, Ч. Хупер.— М.: Мир, 1986.— 464 с.
УДК 621.312
А.В. Сысоев, С.В. Смоловик
РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА РАССТАНОВКИ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЛОЖНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Снижение потерь электроэнергии в электроэнергетических системах путем рационального распределения потоков реактивной мощности и оптимизации режимов напряжения, даже на
единицы процентов, экономит огромные финансовые средства. За счет изменения распределения потоков реактивной мощности по линиям происходит значительное улучшение параметров
режима работы сети (повышаются значения напряжения, уменьшается ток в линиях).
Значительный вклад в разработку названного направления внесли такие российские ученые-исследователи, как И.В. Жежеленко [7], Ю.С. Железко [8], Ф.Ф. Карпов [9], Б.И. Кудрин [10], Н.А. Мельников [11], B.C. Образцов [12], Б.В. Папков [13], А.В. Праховник [14], Л .А. Солдаткина [15]. Общие вопросы оптимизации режимов электрических сетей рассмотрены в работах Д.А. Арзамасцева [16], В.А. Ве -никова [17], В. И. Идельчика [18], Ф.Ф. Карпова [9] и Л. А. Солдаткиной [15].
В статье представлены результаты применения системного подхода к компенсации реактивной мощности в сети. В основе подхода лежит анализ изменения потерь активной мощности в сети в зависимости от мощности установленных в ней источников реактивной мощности (ИРМ).
В первой части описываются основные принципы расстановки ИРМ. Во второй — приведено подробное описание самого алгоритма с иллюстрацией его работы. В третьей части исследуется работа предложенного алгоритма на тестовой расчетной схеме энергосистемы.
Основные принципы расстановки ИРМ
Источники реактивной мощности необходимо устанавливать как можно ближе к потребителю, чтобы избежать передачи реактивной мощности по сетям. В идеале у каждого потребителя должен стоять свой регулируемый источник реактивной мощности, обеспечивающий заданные значения коэффициента мощности и напряжения. Очевидно, что технико-экономические критерии определяют другие алгоритмы расстановки ИРМ, которые приводят к установке источников большей единичной мощности в наиболее влияющих узлах сети. В итоге возможен некоторый проигрыш в потерях, так как отдельные линии остаются загруженными реактивным током, но вместе с тем появляется возможность осуществлять скоординированное регулирование, обеспечивающее приемлемые характеристики для совокупности режимов сети.
Основными критериями расстановки ИРМ являются уменьшение перетоков реактивной мощности, обеспечение нормативных значений
напряжения у потребителей и снижение потерь в сети. Снижение потерь — косвенный признак достижения максимального использования пропускной способности сети. Поэтому одним из используемых критериев служит максимальное снижение потерь при минимальной мощности устанавливаемых ИРМ.
При установке ИРМ в сети, кроме перераспределения потоков реактивной мощности по линиям, может происходить повышение общего уровня напряжения в узлах энергосистемы. При неизменной мощности нагрузки повышение напряжения приведет к уменьшению тока в линиях, что в свою очередь обеспечит снижение потерь в сети. Но повышение напряжения в сети возможно также за счет регулирования на электрических станциях или использования РПН на трансформаторах, что в конечном счете тоже приведет к уменьшению потерь. Таким образом, для правильной оценки эффективности установки источников реактивной мощности в сети необходимо следить за напряжениями в узлах сети: значения не должны отличаться от допустимых величин.
Наряду с выдачей реактивной мощности в некоторых узлах может потребоваться ее потребление, т. е. установка регулируемых потребителей. Но чаще всего, поскольку реактивная мощность большинства потребителей носит индуктивный характер, в сети требуется установка именно источников реактивной (индуктивной) мощности. Поэтому в данной статье будет рассмотрена только расстановка ИРМ.
Современная вычислительная техника позволяет производить большое количество расчетов, к тому же, в частности в программе расчета установившегося режима (RastrWin) есть возможность написания пользовательских процедур для реализации тех или иных алгоритмов изменения режимов. По этим причинам перебор всех возможных вариантов установки ИРМ и дальнейший выбор из них варианта, удовлетворяющего заданным критериям, — вполне разрешимая задача. При написании этой статьи использовался именно такой метод.
Алгоритм расстановки ИРМ
Алгоритм основан на том, что на каждом шаге расчета установившегося режима работы сети находится узел, в котором установка ис-
точника реактивной мощности обеспечивает наибольшее снижение потерь.
На первом этапе расчета определяется минимальная единичная величина источника реактивной мощности 0ирм, которая будет устанавливаться в сеть на каждом шаге; она непосредственно влияет на точность расчетов. Если ее задать большой, установленные источники реактивной мощности будут сосредоточены в нескольких узлах, и в этом случае будет наблюдаться значительная загрузка линий реактивным током. При малом значении 0ирм все установленные ИРМ будут равномерно распределены по узлам сети, что также нежелательно: стоимость установки и дальнейшая эксплуатация оборудования малой единичной мощности будут значительно дороже. Единичную мощность ИРМ рекомендуется выбирать отдельно в каждом конкретном случае в зависимости от поставленной задачи и расчетной схемы сети. При выборе £ирм также рекомендуется основываться на линейке мощностей устанавливаемого оборудования и классов напряжения исследуемой сети.
Для разных классов напряжения сети £ирм рекомендуется выбирать из следующих диапазонов:
1-6 МВАр для сети 6-10 кВ;
5-15 МВАр для сети 35 кВ;
25-50 МВАр для сети 110 кВ.
После выбора £ирм начинается процедура расстановки: посредством прямого перебора находятся все возможные варианты установки источников реактивной мощности £ирм в сети.
^ирм пред ^ирм
Рис. 1. Зависимость потерь активной мощности в сети от установленной мощности ИРМ
В зависимости от схемы количество рассматриваемых вариантов установки может достигать десятков, сотен и тысяч. В каждом случае рассчитывается режим и определяется величина потерь активной мощности.
Далее выбирается тот вариант, при котором потери в сети минимальны, что свидетельствует о том, что в выбранный узел необходимо установить ИРМ в первую очередь. Значение реактивной мощности ИРМ в узле фиксируется на уровне £ирм, а затем повторяется процедура установки £ирм в каждый узел и так же находится место установки очередного источника.
Данную процедуру повторяют до тех пор, пока потери не начнут расти. В этом случае сеть будет полностью обеспечена реактивной мощностью, дальнейшая установка ИРМ не требуется.
Установка источников реактивной мощности приводит к повышению уровня напряжения в сети. В результате расстановки ИРМ значения напряжения в некоторых узлах могут быть значительно выше первоначальных или даже превысить наибольшее рабочее. Последнее недопустимо. Для учета необходимого ограничения предлагается для каждого узла задать предельное значение напряжения ипред, при достижении которого будет наложен запрет на установку ИРМ в этот узел на последующих шагах расчета. Как показывают численные эксперименты, величину ипред целесообразно выбрать на 1-3 % выше значения напряжения на подстанциях в первоначальном режиме (в пределах допустимых значений). Данное ограничение, с одной стороны, не приведет к значительному повышению уровня напряжения во всей сети, с другой, — указанного допуска вполне достаточно для стабильной работы программы.
В результате расчетов будет получен ряд значений Рпот потерь мощности в зависимости от суммарной установленной реактивной мощности источников во всех узлах сети (рис.1). Так как на каждом шаге расчета был выбран случай с минимальными потерями, то при каждом бисточ получен режим с наименьшими потерями в сети среди всех возможных вариантов расстановок ИРМ. Таким образом, источники заданной единичной мощности использованы наиболее эффективно.
Значение Р0 на графике соответствует первоначальным потерям — без установленных ИРМ.
0
пред
I
Энергетика и электротехника
Значение 0ирм пред показывает то максимальное значение мощности ИРМ, при котором достигаются наименьшие потери в сети Рпред.
Эффект от установки источников реактивной мощности будет проявляться в следующем: стабилизации уровней напряжения; уменьшении активных потерь в сети; уменьшении токов в линиях.
За основные расчетные случи при разработке установившихся режимов принимают режимы зимнего и летнего максимума, зимнего и летнего минимума. Для всех этих режимов аналогичным способом могут быть получены зависимости потерь активной мощности от установленной мощности ИРМ. На их основе можно для дальнейших расчетов получить зависимость средних потерь от установленной мощности ИРМ:
A
Рср(0иРМ) = "4,
где
A = (Рзим max ( бИРМ ) + Рзим min ( бИРМ ) + + Рлет max ( 0ИРМ ) + Рлет min ( 0ИРМ )).
Вид графика ^ср(0ИРМ) такой же, как показано на рис. 1.
При расстановке источников реактивной мощности допустимо производить расчеты для двух характерных режимов: максимальных нагрузок и минимальных нагрузок. В этом случае величина средних потерь вычисляется следующим образом:
(Pmax (бИРМ ) + Pmin (бИРМ ))
Рср(0иРМ)
2
Дальнейший шаг расчетов — определение требуемого к установке количества ИРМ. Расчеты проводятся на основе полученной зависимости ^ср(0ИРМ) и технико-экономического анализа.
Оценка требуемого к установке количества ИРМ. Обычно в электроэнергетике для расчета потребления электроэнергии используются максимальная мощность Ртах и время максимальной нагрузки Тт. В данном случае неизвестен график нагрузки, но зато известно, каковы максимальное и минимальное потребление; отсюда можно найти среднюю мощность. И если умножить на полное количество часов в году (8760 часов), то получается потребление электроэнергии в год.
Из рис. 2 видно, что с помощью величины средней мощности находится приблизительно та же площадь прямоугольной фигуры, что и при расчетах с использованием Ртах и Тт. Тогда потребление электроэнергии в год получается равным
W = Рср • 8760 , кВт-ч.
ср
Эффект от применения источников реактивной мощности в установившихся режимах проявляется в виде снижения потерь активной мощности в сети. Снижение потерь обусловливает экономию денежных средств, затрачиваемых на транспортировку электроэнергии по сетям, что в конечном счете должно покрыть затраты на установку оборудования ИРМ.
По официальным данным рыночная стоимость электроэнергии на оптовом рынке в 2011
Рис. 2. Расчет потребления электроэнергии в год на основании графика нагрузки
m
году составляет 0,9 руб/кВт-ч; тогда экономия Э от установки ИРМ равна
Э = АРср • 8760 ч -0,9 руб/кВт • ч,
где АРср — потери в режиме при установленных ИРМ за вычетом потерь в первоначальном режиме.
В качестве источника реактивной мощности рассматривается нерегулируемая конденсаторная батарея.
Заметим, что устройство, позволяющее регулировать выработку реактивной мощности (например, конденсаторная батарея с подключенным параллельно ей управляемым шунтирующим реактором), могло бы улучшить свойства сети не только в установившихся режимах, но и в переходных. Однако в данной статье рассматриваются только установившиеся режимы и эффект регулирования не учитывается.
Стоимости источников реактивной мощности в соответствии с [4] следующие:
1) конденсаторная батарея 110 кВ, 27,2 Мвар (в ценах 2000 года) — 7 500 тыс. р;
2) конденсаторная батарея 110 кВ, 27,2 Мвар (в ценах 2011 года, К = 4,87 в соответствии с информационно-аналитическим бюллетенем «Индексы цен в строительстве», издаваемым КО -инвест) — 36525 тыс. р.
Исходя из этого удельную стоимость ИРМ можно принять равной 1342,8 тыс . р/МВАр, а затраты З на установку оборудования в зависимости от 0ИРМ составят
Э, З, Т, млн руб.
0ИРМ,
450
Рис. 3. Зависимости экономических показателей от установленной мощности ИРМ:
1 — экономия на потерях (за 14 лет);
2 — затраты на установку оборудования;
3 — эффективность установки (за 14 лет)
З = 0ИРМ • 1,343 млн руб.
В отрасли электроэнергетики используется оборудование со средним сроком эксплуатации не менее 25—30 лет. Срок окупаемости Токуп для электроэнергетики обычно принимается 14 лет. Тогда эффективность I может быть рассчитана следующем образом:
I = ЭТ — З
окуп
По представленным графикам (рис. 3) видно, что характер кривой затрат на установку оборудования прямолинейно-возрастающий: при увеличении установленной мощности ИРМ пропорционально меняются и затраты на их установку. График экономии также растет с увеличением установленной мощности ИРМ, но вид его уже не прямолинейный.
Имея график экономии, можно определить коэффициент эффективности установки источников реактивной мощности — он равен производной от экономии на потерях по 0ИРМ. Для некоторых значений 0ИРМ (указаны в скобках в приведенных ниже выражениях) получаются следующие коэффициенты эффектив-й Э
ности ^эф =
й^ИРМ
Кэф(5) = 3,83;
Кэф(50) = 1,06; Кэф(100) = 0,28.
Видно, что при малых значениях 0ИРМ коэффициент эффективности наибольший, т. е. установка первых источников реактивной мощности дает большую экономию на потерях, чем последующая. Это еще раз доказывает, что расстановка ИРМ произведена наиболее оптимальным образом, ИРМ в первую очередь устанавливают в те узлы, где существует наибольшая потребность в реактивной мощности.
Исходя из представленных графиков определяется количество ИРМ, требуемое к установке в сети. Точка пересечения кривой эффективности и оси абсцисс соответствует 0ИРМ эфф, т. е. мощности ИРМ, необходимой к установке.
Таким образом, определяется количество ИРМ, которое необходимо поставить в сети.
МВАр
Этот расчет носит оценочный характер, и при дальнейших расчетах экономическая эффективность может измениться как в худшую, так и в лучшую сторону: с одной стороны, в узлах будет установлено оборудование той мощности, которая выпускается в промышленности, и расстановка не обязательно будет соответствовать оптимальной; с другой стороны, часть ИРМ может быть установлена в виде конденсаторных батарей на шинах подстанций 6—10 кВ, стоимость которых ниже, чем заложенная в расчетах.
Окончательная расстановка ИРМ в сети. Расстановка источников реактивной мощности в сети рассчитывается для различных режимов, в которых нагрузка, а так же коэффициент мощности могут значительно отличаться. Поэтому целесообразные места установки ИРМ будут различаться.
Последний этап после вычисления необходимого количества ИРМ Ширм эфф) — окончательное определение места установки ИРМ на основании экспертной оценки и расчетов в различных режимах. В итоге места установки ИРМ в каждом расчетном режиме несколько изменятся по сравнению с результатами расчета, выполненного по предложенному алгоритму. Это в свою очередь приведет к некоторому повышению потерь электроэнергии в сети и незначительному увеличению срока окупаемости.
Пример использования алгоритма расстановки ИРМ для района сети
Краткая характеристика сети. Применение описанного выше алгоритма расстановки источников реактивной мощности проиллюстрируем на примере энергосистемы. Системообразующие линии исследуемой сети выполнены на напряжении 110—220 кВ. От трансформаторных подстанций 110 кВ происходит питание распределительной сети 35 кВ и далее сети 6 кВ. Сеть 6 кВ в принятой расчетной схеме представлена только шинами за трансформаторами. Сети более низких классов напряжения не представлены.
Питание потребителей осуществляется от расположенных в рассматриваемом энергорайоне двух электрических станций с установленной мощностью 430 и 400 МВт. Связь с энергосистемой осуществляется по двум линиям 220 кВ и шести линиям 110 кВ.
Наиболее очевидная проблема данной сети — это неоптимальная загрузка линий реактивной мощностью, что приводит к повышенным потерям и сниженным напряжениям у потребителей. Оптимизация режима с точки зрения уровней напряжения может быть выполнена с помощью расстановки в сети источников реактивной мощности. Наиболее сложным является вопрос о размещении ИРМ на подстанциях различных классов напряжения.
Напряжение на электростанциях в соответствии с исходными данными задано на уровне:
120,93 кВ и 232,18 кВ у первой электростанции;
119,72 кВ и 226,24 кВ у второй электростанции.
Регулирование осуществляется за счет возбуждения генераторов, подключенных к шинам станций. Поэтому пределы регулирования напряжения в данных узлах ограничены.
Если рассматривать напряжения в узлах, в которых имеется нагрузка, то ситуация оказывается неоднозначной: на некоторых подстанциях, расположенных достаточно далеко от электрических станций, напряжение на 10 % ниже номинального. Расстановку ИРМ целесообразно начинать именно с таких подстанций, чтобы обеспечивался необходимый уровень напряжения. На подстанциях, которые расположены близко к электростанциям, противоположная ситуация — напряжение выше номинального; поэтому здесь количество устанавливаемых ИРМ должно быть меньше.
Исходный баланс мощности в этой системе отражен в табл. 1.
Расстановка ИРМ в сети. В рассматриваемой сети была произведена расстановка источников реактивной мощности в соответствии с изложенном выше алгоритмом в двух режимах: зимнего максимума и летнего минимума. Результаты сведены в табл. 2.
Как видно из таблицы, потери активной мощности в режиме зимнего максимума снижаются на 1,47 МВт, летнего минимума — на 0,97 МВт.
Места установки ИРМ во многих случаях при разных расчетных режимах совпадают. Для окончательной расстановки необходимо проанализировать возможность переноса некоторых источников в соседние узлы.
Таблица 1
Баланс мощности в рассматриваемом районе
Режим Генерация Нагрузка Потери
Р, МВт е, мвар Р, МВт е, мвар Р, МВт е, мвар
Зимний максимум 677 444 657 292 19,68 152
Летний минимум 361 317 353 286 8,25 30,8
Таблица 2
Результаты расстановки ИРМ в сети
Суммарная установленная мощность ИРМ, МВАр Потери активной мощности в сети, МВт
Режим зимнего максимума Режим летнего минимума Среднее значение потерь
0 19,6825 8,25308 13,9678
5 19,4582 8,13057 13,7944
10 19,2827 8,01965 13,6512
15 19,142 7,92655 13,5343
20 19,0323 7,84195 13,4371
25 18,9226 7,76884 13,3457
30 18,8275 7,7059 13,2667
35 18,7448 7,64775 13,1963
40 18,6781 7,59416 13,1361
45 18,6245 7,545 13,0847
50 18,5719 7,50141 13,0366
55 18,521 7,46105 12,991
60 18,4731 7,42807 12,9506
65 18,4303 7,39577 12,913
70 18,4006 7,37665 12,8886
75 18,3745 7,36106 12,8678
80 18,3506 7,34915 12,8499
85 18,3343 7,33782 12,8361
90 18,3076 7,32709 12,8173
95 18,28 7,31693 12,7985
100 18,2535 7,30736 12,7804
Окончание табл. 2
Суммарная установленная мощность ИРМ, МВАр Потери активной мощности в сети, МВт
Режим зимнего максимума Режим летнего минимума Среднее значение потерь
105 18,2281 7,29837 12,7633
110 18,2108 7,28996 12,7504
115 18,2108 7,28525 12,748
120 - 7,28525 -
На рис. 4 представлены зависимости потерь активной мощности от установленной мощности ИРМ. На основании этих зависимостей получены графики экономии на потерях, затрат на установку оборудования, эффективности установки ИРМ от суммарной установленной мощности ИРМ (рис. 5).
По полученным графикам можно видеть, что в сеть необходимо установить ИРМ суммарной мощностью около 100 МВАр. При этом потери
активной мощности в режиме летнего минимума составляют 7,34 МВт, в режиме зимнего максимума — 18,34 МВт. Основные параметры режима представлены в табл. 3.
Подведем итоги.
Во многих сетях, в том числе и в рассматриваемой, имеется дефицит реактивной мощности, который требуется покрыть за счет установки дополнительных источников реактивной мощности.
20 --
5 -
20
40
60
80
100 0ирм е, МВАр
100 \ Оирм е, МВАр
Рис. 4. Зависимость потерь активной мощности в сети от суммарной установленной мощности ИРМ в различных режимах:
1 — режим зимнего максимума; 2 — режим летнего минимума; 3 — среднее значение
Рис. 5. Зависимость экономических показателей от установленной мощности ИРМ:
1 — экономия на потерях (за 14 лет); 2 — затраты на установку оборудования; 3 — эффективность установки ИРМ (за 14 лет)
Таблица 3
Баланс мощности в рассматриваемом районе при установленных ИРМ
Рпот, МВт
1
3
2
Генерация Нагрузка Потери
Режим Р, МВт е, мвар Р, МВт е, мвар Р, МВт е, мвар
Зимний максимум 675 431 657 292 18,34 138
Летний минимум 360 308 353 287 7,34 21
Был предложен алгоритм расстановки источников реактивной мощности, основанный на переборе вариантов установки: из всех возможных выбирается наиболее эффективный с точки зрения критерия минимизации потерь.
Описанный алгоритм был опробован на схеме электрической сети и показал свою эффек-
тивность. В зависимости от режимов (зимний максимум и летний максимум) и условий снижение потерь для рассматриваемой схемы составило 1,47 и 0,97 МВт.
Установка ИРМ суммарной мощностью 100 Мвар экономически оправдана и в течение 14 лет должна себя окупить.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Евдокунин, Г.А. Электрические системы и сети [Текст ]: Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов / Евдокунин Г. А.— СПБ: Изд-во М.П. Сизова, 2004.— 304 с.
2. Беляев, А.Н. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах [Текст]: Метод. указ. по курсовому проектированию / Сост.: А.Н. Беляев, С.Е. Герасимов, Р.В. Окороков, Г.А. Першиков, С.В. Смоловик, В.С. Чудный.— СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2007.- 36 с.
3. СО 153—34.20.118. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем [Текст].— М., 2003.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических сетей [Текст ] / Под ред. Д. Л. Файбисови-ча.— М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.
5. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы [Текст] / Сб. статей под ред. доктора техн. наук А.М. Брянцева.— М.: Знак, 2004.
6. Информационно-аналитический бюллетень «Индексы цен в строительстве» [Текст ] / КО-инвест.
7. Жежеленко, И .В. Показатели качества электроэнергии и их контроль на промышленных предприятиях [ Текст] / И.В. Жежеленко.— М.: Энергоатомиз-дат, 1986.
8. Железко, Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях [Текст ] / Ю.С. Железко.— М.: Энергоатомиздат, 1989.
9. Карпов, Ф.Ф. Компенсация реактивной мощ-
ности в распределительных сетях [Текст] / Ф.Ф. Карпов.— М.: Энергия, 1975.
10. Куцрин, Б .И. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст ] / Б.И. Кудрин, В.В. Про-копчик.— Минск: Вышэйшая школа, 1988.
10. Мельников, Н .А. Электрические сети и системы [Текст] / Н.А. Мельников.— М.: Энергия, 1975.
11. Образцов, B.C. Системы АСКУЭ разработки АББ [Текст] / B.C. Образцов // Промышленная энергетика.— 1995. № 12.
12. Папков, Б.В. Оценки удельного ущерба от нарушений электроснабжения промпредприятий [Текст] / Б.В. Папков // Промышленная энергетика. 1993. № 3.
13. Праховник, А .В. Энергосберегающие режимы энергоснабжения горнодобывающих предприятий [Текст] /А.В. Праховник, В.П. Рогозин, В.В. Дегтярев.— М.: Недра, 1985.
14. Солцаткина, Л.А. Электрические сети и системы [Текст] / Л.А. Солдаткина.— М.: Энергия, 1978.
15. Арзамасцев, Д.А. АСУ и оптимизация режимов энергосистем [Текст]: Учебное пособие / Д.А. Арзамасцев— М.: Высшая школа, 1983.
16. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах [Текст] / В.А. Веников.— М.: Высшая школа, 1978.— 415 с.
17. Ицельчик, В .И. Электрические системы и сети [Текст]: Учебник для вузов / В.И. Идельчик.— М.: Энергоатомиздат, 1989.
УДК 620.9
П.Ю. Михеев, А.В. Тананаев
МЕТОДИКА ЭКСЕРГЕТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ЖИЗНЕННЫХ ЦИКЛОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ
Главная задача электроэнергетической отрасли на ближайшую и долгосрочную перспективу — не допустить ограничения экономического роста и обеспечить бесперебойное
энергоснабжение всех потребителей, имея для этого достаточную мощность генерирующих установок и сетевых устройств и надежное управление ими.
